（惠州供电局 广东惠州 516000）
摘要：本文分析了穿缆式顶套结构套管的进水路径，深入剖析了其密封结构缺陷机理，针对其进水原因，提出了基于将军帽结构的整改方案，并对同类型套管制定了了相应的整改措施，对运维检修过程中排查治理变压器隐患具有实际的指导意义。
关键词：穿缆式顶套结构套管；密封结构；缺陷机理；将军帽
引言
主变压器作为变电站的核心设备，其安全稳定运行决定着全站乃至整个电网系统的安全稳定运行[1]。高压套管作为变压器的重要组件，将绕组引出线引出油箱，与电网连接，同时起到固定引线的作用[2]。根据变压器套管头部构造不同，常用的套管可分为导杆式、穿缆式和拉杆式[1]。随着设备制造及运行检修经验的积累，变压器套管头部故障已经成为威胁变压器安全运行的重要原因[3]。本文从实际案例出发，对穿缆式套管密封结构缺陷机理进行深入的研究，层层剖析其密封失效的机理，并针对缺陷原因制定相应的整改方案。
1 案例概况
2018年9月22日14时55分15秒，220kV XX站#2主变差动保护动作，跳开三侧开关，轻瓦斯发信，重瓦斯动作；10kV备自投动作，#2主变负荷转由#1主变供电，无负荷损失。
1.1 历史运维情况
该主变于2007年12月25日投运，运行至今状态良好。预试、定检、检修及日常巡视等均按期进行，在线监测装置运行正常，未发现试验不合格情况，未发生过设备故障，故障前主变无未消缺记录。
1.2 现场试验情况
对该主变本体进行绕组变形试验、绝缘电阻测量、直流电阻测量、电压比测量、绕组连同套管的介损及电容量测量、油色谱分析和电容型套管的介损及电容量测量，其结果如表1、表2所示。试验结果表明：1）本体绝缘电阻低于最近一次预试值的70%；2）主变本体油中溶解乙炔（C2H2）含量超注意值；3）主变直流电阻、电压比、电容量及介损试验结果均正常。
注：单位μL/L。
1.3 现场检查情况
现场对主变本体及套管检查情况如下：
1）主变本体检查。主变本体油箱完好，未见明显变形。油箱壁及油箱底部未见漏油。主变散热器、油枕、有载调压开关、套管、压力释放阀等部件未见异常。本体瓦斯继电器存在气体。
2）开盖检查。打开油箱上部检修孔发现：高压B相调压线圈上端部出头包裹的瓦楞纸崩开，在靠近铁轭一侧的出线绝缘纸发黑。调压线圈出线及器身上压板上部存在已碳化的绝缘纸碎片。在靠近B箱线圈的油箱底部同时可见散落的绝缘碎片，部分绝缘纸已碳化。A、C相调压线圈出线位置绝缘完好，未发现明显异常。
3）套管检查。A相套管电缆头导杆上有大量水珠，顶套内壁发黑，存在明显锈蚀情况。B相套管拆除过程中可见大量油水混合物流出，顶套内部存在明显锈蚀及水痕。
4）解体检查。拆除调压线圈引出线两侧绝缘隔板，可见调压线圈引出线第4和第6分接间发生绝缘击穿，并裸出铜导线。与击穿点对应的绝缘隔板位置可见明显灼烧碳化痕迹。调压线圈与外部中压线圈之间的连续两层围屏上均存在疑似水痕，其位置靠近调压线圈引出线。与其对应的主变下部压板上存在被碳粉污染痕迹。检查A、C相线圈，线圈完整、表面光洁、无损伤。
2 穿缆式套管密封结构缺陷机理
2.1 套管进水路径分析
高压、中压侧套管采用穿缆式结构，其顶部密封结构通过顶套盖、顶套与引线接头之间的两道O型丁腈材质密封胶圈①实现轴向密封。通过顶套与O型泥巴垫②实现径向密封，如图1所示。
套管可能进水路径包括：1）沿电缆头及轴向密封直接进入；2）沿电缆头—顶套内壁—固定销孔，如图1所示。
图1 顶套式穿缆套管进水路径
2.2 原因分析
该主变故障发生和发展过程为：高压套管为穿缆式结构，套管头部存在密封不良，进水受潮，水份沿着引线进入主变内部，由于高压引线与调压线圈出头引线间距离较近，且高压引线向调压线圈出头引线位置呈一定倾斜角度，水分落至调压线圈出头引线，致使调压线圈出头引线绝缘受潮，引发第4、第6分接间绝缘击穿，并最终导致该主变差动保护动作跳闸。
高压套管头部进水的原因为：套管在长期运行中，轴向密封胶圈受高温、电磁作用发生老化变形，引起轴向密封不良，潮气入侵套管头部，套管引线受台风作用发生摆动，导致水分沿着套管电缆头进入套管顶套乃至主变内部。
2.3 同类型套管检查
为确认该类型穿缆式顶套结构套管是否存在结构性缺陷，根据省公司通知要求，结合停电开展该类型套管密封结构检查，均发现不同程度的进水现象。
3 整改方案
针对其密封结构缺陷机理，本文提出基于将军帽结构的整改方案替代原有的顶套式结构，如图2所示，具体差异如下：
1）原有顶套、盖板结构改为将军帽，电缆头保持不变；
2）将军帽内置两条触指表带，实现载流作用；
3）将军帽下方增加O型氟橡胶密封圈；
4）套管头部高度不变，但需更换套管接线掌，接线掌抱箍部分内径增大至60mm。
图2 将军帽结构
3.1 方案验证性试验
为验证整改方案的可行性，进行如下试验：
1）弹簧触指通流能力试验。套管将军帽内置两条弹簧触指，额定通流达4200~5400A，远大于套管额定电流。
2）温升试验。经200次插拔试验后温升试验，不同额定电流套管头部温差不大于4K。
3）直流电阻试验。施加水平载荷2kN对套管直流电阻影响不大，直流电阻最大值为18.68μΩ，施加应力前后最大变化量为0.31μΩ。
4）受力仿真分析。套管头部最大受力点为将军帽法兰螺栓孔部分，最大应力为10.94MPa。
验证性试验及仿真报告均满足要求。
3.2 同类型套管整改措施
为避免出现同样的事故，提出以下整改措施；
1）开展同类型套管台账核查。
2）结合停电开展同类型套管头部密封情况检查，根据套管头部进水情况制定相应整改方案：A、如套管头部未发现明显进水，套管原有密封结构更换为触指载流将军帽结构；B、如套管头部存在明显进水，应开展主变进水情况检查，必要时开展现场或返厂干燥处理，套管原有密封结构更换为触指载流将军帽结构。
3）套管头部密封结构优先改造对象为：220kV主变220kV侧套管和110kV主变110kV侧套管。
4）考虑到在运同类型套管数量较多，优先开展易遭受台风侵袭的沿海地区（一二级风区）或关键重要变电站的套管改造。
5）首次套管头部结构现场改造的，应在套管厂家指导下进行。待培训熟练后，可结合套管厂家提供的作业步骤自行开展。
4 结语
穿缆式顶套结构套管存在结构性缺陷，套管在长期运行中，轴向密封胶圈受高温、电磁等作用导致密封结构缺陷，引发主变压器故障。为此本文首先分析了穿缆式顶套结构套管的进水路径，接着深入剖析了其密封结构缺陷机理，针对其进水原因，提出了基于将军帽结构的整改方案，并对同类型套管制定了相应的整改措施，对运维检修过程中排查治理变压器隐患具有实际的指导意义。
参考文献：
[1] 过羿，王志鹍等．500kV 主变高压套管头部密封失效机理分析及防范措施．安徽电气工程职业技术学院学报．2017（3）．
[2] 古海峰，朱思旭等．一起变压器套管进水受潮缺陷分析．河北电力技术．2016（4）．
[3] 李伟，赵建勇等．套管端部密封不良诱发变压器故障实例剖析．变压器．2012（6）．
论文作者:施理成
论文发表刊物:《河南电力》2019年5期
论文发表时间:2019/11/20
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