主变套管绝缘故障分析及维护方法
江门市电力工程输变电有限公司
肖 琼
摘要：套管的故障或异常，虽然不一定会构成事故，但如果在日常检修中不能够及时消除，往往会造成非常严重的后果，加强对套管的日常维护和管理，采用必要的检测手段，及早发现问题、消除隐患，这是运行、检修人员的责任。介绍江门市某电化厂110 kV #1 主变套管日常维护工程，通过变压器套管故障的发现、故障原因分析、整修等一系列工作，发现导致A、C 相套管介损不合格、套管绝缘性能降低的原因是由于套管密封不严，套管内部绝缘油受潮。该故障处理的经验为今后主变套管的维修和高试工作有着深远的借鉴作用。
关键词：套管；受潮；介损；检修
1、江门市某电化厂110 kV #1主变检修工程概述
电化厂#1 主变为三相双绕组变压器， 主变型号为SFT–40000/110， 额定电压为110 kV， 额定容量为40000 kVA ；套管型号为BRDLW2–126。某日，应客户要求对主变进行预防性试验，发现高压侧A、C 相套管介损和末屏绝缘电阻不合格。经商讨，决定对套管进行维修。在对主变压器的日常例行或预防性试验时，为及时发现电容型套管绝缘的受潮情况，根据《输变电设备状态检修试验规程》（国家电网公司）的规定，应该对套管末屏对地绝缘电阻进行测试。当其绝缘电阻＜ 1000 MΩ 时，应该对末屏对地的介质损耗因数进行测量，其值应＞ 0 且≤ 1.5%。
套管介损测量能够灵敏地发现绝缘是否受潮、以及设备整体受潮和过热老化等缺陷。介损是绝缘材料在外电场作用下，由于介质电导和介质极化的滞后效应，在其内部出现的能量损耗。油纸绝缘套管的介质损耗因数tanδ 既取决于油与纸的综合性能，也取决于两种绝缘材料的含水量和清洁度。因为水分或其他极性介质的相对介电系数较大，含量过多将导致整个产品介损值偏大。因此，想要改善套管的介损水平，必须从降低含水量和提高清洁度着手，对各方面进行严格把关。
经初步讨论，断定电化厂#1 主变套管介损和绝缘不合格的原因，是由于套管密封不严，套管内部的绝缘油受潮。
2、江门市某电化厂#1主变套管检修过程
2.1 第一次维修
某日，江门市电力工程输变电有限公司变电安装班把#1 主变套管拆卸，运回公司仓库。初步的维修方案是更换套管内部的绝缘油。对套管进行排油，抽真空，再注油。经以上处理完毕后，进行了高压试验。第一次维修后的试验数据并不明显，套管B、C 相的末屏—地绝缘电阻还是未达到试验规范的要求。
究竟是试验方法有漏洞还是套管内部结构也受潮导致介损测量不理想呢？测量套管介质损耗因数试验时，要特别注意其放置的位置，因为主变套管的电容很小，当放置位置不同时，因测量电极和高压电极对未完全接地的周围设备、构架、墙壁和地面的零散阻抗对其的影响，会导致套管的实测结果有很大的区别。位置不同，影响也会不相同，往往会出现差异很大的测量结果。因此，要求在测量套管介损或套管的其他试验时，把套管垂直放置在已经做好接地措施的的套管架上进行，不能把套管水平放置或者用绝缘索吊起来进行测量，否则，将导致测量数据的不准确。于是，试验人员对试验的环节进行了检查和回顾，各环节都没有问题。
通过单纯更换套管内部的绝缘油效果不理想，还要进一步对套管内部结构进行干燥处理，经过各方面综合考虑，最后决定，对套管进行解体，把套管电容芯子连同导体一起放入烘炉，一边对其加热的同时，一边对其抽真空，实行双管齐下的策略。于是，进行了二次维修工作。
2.2 第二次维修
套管解体首先从套管顶端安装将军帽的地方开始拆卸，拆除顶部螺母，拆除防爆膜的时候一定要注意均匀用力；拆除套管油室螺母、双螺母，拆除油室，测量弹簧螺母的位置（以便于恢复安装），露出套管顶端内部结构，拆除套管上部弹簧；弹簧拆除以后，准备开始吊装拆除套管，拆除套管瓷瓶；吊瓷绝缘子一定要保证瓷瓶垂直，以免伤害里面的电容芯子，电容芯子末端引出要在瓷套拆除前先拆除，拆除的时候一定要特别小心，因为末端很纤细和脆弱；露出的电容芯体，拆除底部均压环，拆除末端螺母，拆除套管下部瓷绝缘子，最后拆除安装法兰，如图1所示。
进行了A 相、B 相、C 相套管的拆卸，每拆完一相套管，就将其电容芯子吊装进容器罐里面，底部注入变压器油（使加热的时候效果更好），盖上盖子，吊入烘炉，温度控制在100 ～ 130℃，进行加热和抽真空，每一支套管的零件，分别用专门的收纳盘归类存放保管如图2所示。
每一相套管经过干燥处理后完成安装、抽真空、注油，最后进行介损和绝缘电阻试验，得出的试验数据非常准确，介损值已经可以媲美一些新套管出厂时候的介损，绝缘电阻值相比维修之前得到大大的提高，并通过交流耐压试验。
套管经过的2 次维护的试验数据如表1、表2 所示，第二次维修完全达到规范要求。
3、套管的故障分析
3.1 变压器套管常见故障的主要原因分析
通过对变压器套管常见故障分析，不难发现一般形成套管缺陷的主要原因有四种可能：一是由于套管在出厂或大修中抽真空不彻底，使套管屏间残存空气，产生局部放电，造成绝缘击穿；二是由于胶垫质量不过关或超周期运行使胶垫老化，导致密封失效，电容式套管若顶部密封不良，进而可能导致进水后绝缘击穿，下部胶垫若密封不良会使套管渗油，导致套管绝缘油油面下降；三是由于年久失修，套管的绝缘性能下降，并造成瓷质损坏，甚至击穿，套管表面的脏污吸收水分后，导电性会提高，会导致绝缘电阻降低，不仅容易发生表面闪络，造成跳闸，还会因泄漏电流增加，导致绝缘套管发热，造成瓷质损坏，甚至击穿。同时，闪络还会损坏套管表面；四是因安装方法或角度不当，给变压器造成缺陷。
3.2 对电化厂#1主变套管故障的分析
由于该主变套管故障的主要原因是由于套管密封不严、绝缘失效，而导致套管密封绝缘失效的主要原因有两个方面：一方面可能是由于前期的安装人员经验不足、操作不规范，或者螺栓紧固力不够，致使绝缘密封无效；另一方面可能是由于年久失修、超周期运行或因胶垫有质量问题或者老化。
通过分析原因，从检修维护方面制定了相应的对策。保持瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹；更换放油孔等可调换的胶垫，保持密封良好，无渗漏，改善套管的密封性能，防止套管渗水漏油，使套管无渗漏。加强绝缘油微水测试，缩短试验周期，检修时进行套管顶部接线座松动、密封检查，并做好检修记录。电容式套管及充油套管油位正常，要及时补充加油或更换新油，在套管铜管螺纹上涂抹厌氧胶，增加接线座与铜管的坚固程度。tgδ 超标或有严重缺陷时须解体干燥处理，套管及油试验合格。
4、今后维护人员在主变大修操作过程中应关注的重点
关注套管的安装环境，防止其在施工过程中受潮。安装过程中要有清洁、干燥的条件和合适的温度，最好控制在高出环境温度的10 ～ 15 ℃进行组装为宜。
因为套管内的电容芯子温度在符合安装条件下能减少受潮影响，所以最好在安装前将套管内部的电容芯子和零部件加热到100 ～ 130 ℃，以便排除其表面的潮气，尽快在温度尚未降低时完成装配。
关注套管的安装细节，防止顶部密封失效。套管顶部的密封一般分为套管本身的密封和套管引线的密封。如今大多数变电站的主变储油柜顶端装有弹性波纹板，弹性波纹板与压紧弹簧共同调节温度变化。检修人员组装弹性波纹板时，储油柜上的密封垫要与导管上的螺母之间的密封环配合好，防止波纹板拉裂。套管引线一般是穿缆式结构，顶部接线板与导电头之间密封要严，否则，雨水将沿着套管导电头、顶部接线板及电缆顺着导管渗入变压器的内部。
环境中的水分若进入变压器的引线根部，将会导致变压器受潮击穿，进而造成停电。所以，必须用螺栓压紧，以保证密封良好。
关注接地小套管的密封，防止套管受潮。维护人员在检修时，套管应水平卧倒，使末屏小套管朝上，卸下小套管再检查末屏引出软线的绝缘情况，进行相应的修理。套管运行或在做耐压试验时，要注意套管的外部接地罩应该接地良好。
关注均压球的紧固度，防止放电事件。均压球是安装在中心导管的尾部，它沿着导管轴向可上、下拧动。均压球必须要拧紧，否则，将发生套管和均压球间放电事件。均压球必须满足电气强度的要求，均压球的位置可以调节套管尾部与绕组的爬电距离和油箱壁的绝缘距离，并且改善辐向电位分布。若调整不当，球面将会发生放电，造成介质击穿，这种情况对套管电气性能的危害非常大；油阀和油塞的状态和质量要好，不能有锈迹；胶垫的质量也应良好。
关注交接试验的操作细节，防止人为缺陷。负责交接试验的人员在拆、接末屏小套管的引线时，应注意防止导杆转动或者拧断接地引线，在试验结束后应恢复原状，并使用万用表测量末屏是否已经可靠接地；取油样工作结束时，要记得拧紧油样阀；拆、接引线时，实验人员上下套管要注意套管的防护，防止对套管造成损伤；留意套管的油位，取油样前考虑多加一点油，并及时补油。
5、结束语
可以说这是一次非常成功的套管整修，通过这一次的整修工作，使套管维修水平有了很大的提高，对于今后主变维修或大修工作的开展，有着非常重要的借鉴作用。
变压器检修由于检修人员经验不足、检修方法不当，可能会给变压器造成缺陷，这些缺陷往往是隐性的，不易察觉，只有加强检修人员的专业技术水平、提高发现设备缺陷的能力，按厂家要求进行维护和检修，按预防性试验规程规定进行试验，制定出科学有效的处理方法，才能确保设备良好运行。
参考文献
[1] 中国南方电网有限责任公司. 10 kV～500 kV输变电及配电工程质量验收与评定标准[S]. 2012.
[2] GB 50150-2016. 电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S]. 2016.
[3] 董其国. 电力变压器故障与诊断[M]，北京：中国电力出版社，2000.
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