主變套管絕緣故障分析及維護方法
江門市電力工程輸變電有限公司
肖 瓊
摘要：套管的故障或異常，雖然不一定會構成事故，但如果在日常檢修中不能夠及時消除，往往會造成非常嚴重的後果，加強對套管的日常維護和管理，採用必要的檢測手段，及早發現問題、消除隱患，這是運行、檢修人員的責任。介紹江門市某電化廠110 kV #1 主變套管日常維護工程，通過變壓器套管故障的發現、故障原因分析、整修等一系列工作，發現導致A、C 相套管介損不合格、套管絕緣性能降低的原因是由於套管密封不嚴，套管內部絕緣油受潮。該故障處理的經驗為今後主變套管的維修和高試工作有著深遠的借鑑作用。
關鍵詞：套管；受潮；介損；檢修
1、江門市某電化廠110 kV #1主變檢修工程概述
電化廠#1 主變為三相雙繞組變壓器， 主變型號為SFT–40000/110， 額定電壓為110 kV， 額定容量為40000 kVA ；套管型號為BRDLW2–126。某日，應客戶要求對主變進行預防性試驗，發現高壓側A、C 相套管介損和末屏絕緣電阻不合格。經商討，決定對套管進行維修。在對主變壓器的日常例行或預防性試驗時，為及時發現電容型套管絕緣的受潮情況，根據《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（國家電網公司）的規定，應該對套管末屏對地絕緣電阻進行測試。當其絕緣電阻＜ 1000 MΩ 時，應該對末屏對地的介質損耗因數進行測量，其值應＞ 0 且≤ 1.5%。
套管介損測量能夠靈敏地發現絕緣是否受潮、以及設備整體受潮和過熱老化等缺陷。介損是絕緣材料在外電場作用下，由於介質電導和介質極化的滯後效應，在其內部出現的能量損耗。油紙絕緣套管的介質損耗因數tanδ 既取決於油與紙的綜合性能，也取決於兩種絕緣材料的含水量和清潔度。因為水分或其他極性介質的相對介電係數較大，含量過多將導致整個產品介損值偏大。因此，想要改善套管的介損水平，必須從降低含水量和提高清潔度著手，對各方面進行嚴格把關。
經初步討論，斷定電化廠#1 主變套管介損和絕緣不合格的原因，是由於套管密封不嚴，套管內部的絕緣油受潮。
2、江門市某電化廠#1主變套管檢修過程
2.1 第一次維修
某日，江門市電力工程輸變電有限公司變電安裝班把#1 主變套管拆卸，運回公司倉庫。初步的維修方案是更換套管內部的絕緣油。對套管進行排油，抽真空，再注油。經以上處理完畢後，進行了高壓試驗。第一次維修後的試驗數據並不明顯，套管B、C 相的末屏—地絕緣電阻還是未達到試驗規範的要求。
究竟是試驗方法有漏洞還是套管內部結構也受潮導致介損測量不理想呢？測量套管介質損耗因數試驗時，要特別注意其放置的位置，因為主變套管的電容很小，當放置位置不同時，因測量電極和高壓電極對未完全接地的周圍設備、構架、牆壁和地面的零散阻抗對其的影響，會導致套管的實測結果有很大的區別。位置不同，影響也會不相同，往往會出現差異很大的測量結果。因此，要求在測量套管介損或套管的其他試驗時，把套管垂直放置在已經做好接地措施的的套管架上進行，不能把套管水平放置或者用絕緣索吊起來進行測量，否則，將導致測量數據的不準確。於是，試驗人員對試驗的環節進行了檢查和回顧，各環節都沒有問題。
通過單純更換套管內部的絕緣油效果不理想，還要進一步對套管內部結構進行乾燥處理，經過各方面綜合考慮，最後決定，對套管進行解體，把套管電容芯子連同導體一起放入烘爐，一邊對其加熱的同時，一邊對其抽真空，實行雙管齊下的策略。於是，進行了二次維修工作。
2.2 第二次維修
套管解體首先從套管頂端安裝將軍帽的地方開始拆卸，拆除頂部螺母，拆除防爆膜的時候一定要注意均勻用力；拆除套管油室螺母、雙螺母，拆除油室，測量彈簧螺母的位置（以便於恢復安裝），露出套管頂端內部結構，拆除套管上部彈簧；彈簧拆除以後，準備開始吊裝拆除套管，拆除套管瓷瓶；吊瓷絕緣子一定要保證瓷瓶垂直，以免傷害裡面的電容芯子，電容芯子末端引出要在瓷套拆除前先拆除，拆除的時候一定要特別小心，因為末端很纖細和脆弱；露出的電容芯體，拆除底部均壓環，拆除末端螺母，拆除套管下部瓷絕緣子，最後拆除安裝法蘭，如圖1所示。
進行了A 相、B 相、C 相套管的拆卸，每拆完一相套管，就將其電容芯子吊裝進容器罐裡面，底部注入變壓器油（使加熱的時候效果更好），蓋上蓋子，吊入烘爐，溫度控制在100 ～ 130℃，進行加熱和抽真空，每一支套管的零件，分別用專門的收納盤歸類存放保管如圖2所示。
每一相套管經過乾燥處理後完成安裝、抽真空、注油，最後進行介損和絕緣電阻試驗，得出的試驗數據非常準確，介損值已經可以媲美一些新套管出廠時候的介損，絕緣電阻值相比維修之前得到大大的提高，並通過交流耐壓試驗。
套管經過的2 次維護的試驗數據如表1、表2 所示，第二次維修完全達到規範要求。
3、套管的故障分析
3.1 變壓器套管常見故障的主要原因分析
通過對變壓器套管常見故障分析，不難發現一般形成套管缺陷的主要原因有四種可能：一是由於套管在出廠或大修中抽真空不徹底，使套管屏間殘存空氣，產生局部放電，造成絕緣擊穿；二是由於膠墊質量不過關或超週期運行使膠墊老化，導致密封失效，電容式套管若頂部密封不良，進而可能導致進水後絕緣擊穿，下部膠墊若密封不良會使套管滲油，導致套管絕緣油油麵下降；三是由於年久失修，套管的絕緣性能下降，並造成瓷質損壞，甚至擊穿，套管表面的髒汙吸收水分後，導電性會提高，會導致絕緣電阻降低，不僅容易發生表面閃絡，造成跳閘，還會因洩漏電流增加，導致絕緣套管發熱，造成瓷質損壞，甚至擊穿。同時，閃絡還會損壞套管表面；四是因安裝方法或角度不當，給變壓器造成缺陷。
3.2 對電化廠#1主變套管故障的分析
由於該主變套管故障的主要原因是由於套管密封不嚴、絕緣失效，而導致套管密封絕緣失效的主要原因有兩個方面：一方面可能是由於前期的安裝人員經驗不足、操作不規範，或者螺栓緊固力不夠，致使絕緣密封無效；另一方面可能是由於年久失修、超週期運行或因膠墊有質量問題或者老化。
通過分析原因，從檢修維護方面制定了相應的對策。保持瓷套外表清潔，無裂紋、破損及放電痕跡；更換放油孔等可調換的膠墊，保持密封良好，無滲漏，改善套管的密封性能，防止套管滲水漏油，使套管無滲漏。加強絕緣油微水測試，縮短試驗週期，檢修時進行套管頂部接線座鬆動、密封檢查，並做好檢修記錄。電容式套管及充油套管油位正常，要及時補充加油或更換新油，在套管銅管螺紋上塗抹厭氧膠，增加接線座與銅管的堅固程度。tgδ 超標或有嚴重缺陷時須解體乾燥處理，套管及油試驗合格。
4、今後維護人員在主變大修操作過程中應關注的重點
關注套管的安裝環境，防止其在施工過程中受潮。安裝過程中要有清潔、乾燥的條件和合適的溫度，最好控制在高出環境溫度的10 ～ 15 ℃進行組裝為宜。
因為套管內的電容芯子溫度在符合安裝條件下能減少受潮影響，所以最好在安裝前將套管內部的電容芯子和零部件加熱到100 ～ 130 ℃，以便排除其表面的潮氣，儘快在溫度尚未降低時完成裝配。
關注套管的安裝細節，防止頂部密封失效。套管頂部的密封一般分為套管本身的密封和套管引線的密封。如今大多數變電站的主變儲油櫃頂端裝有彈性波紋板，彈性波紋板與壓緊彈簧共同調節溫度變化。檢修人員組裝彈性波紋板時，儲油櫃上的密封墊要與導管上的螺母之間的密封環配合好，防止波紋板拉裂。套管引線一般是穿纜式結構，頂部接線板與導電頭之間密封要嚴，否則，雨水將沿著套管導電頭、頂部接線板及電纜順著導管滲入變壓器的內部。
環境中的水分若進入變壓器的引線根部，將會導致變壓器受潮擊穿，進而造成停電。所以，必須用螺栓壓緊，以保證密封良好。
關注接地小套管的密封，防止套管受潮。維護人員在檢修時，套管應水平臥倒，使末屏小套管朝上，卸下小套管再檢查末屏引出軟線的絕緣情況，進行相應的修理。套管運行或在做耐壓試驗時，要注意套管的外部接地罩應該接地良好。
關注均壓球的緊固度，防止放電事件。均壓球是安裝在中心導管的尾部，它沿著導管軸向可上、下擰動。均壓球必須要擰緊，否則，將發生套管和均壓球間放電事件。均壓球必須滿足電氣強度的要求，均壓球的位置可以調節套管尾部與繞組的爬電距離和油箱壁的絕緣距離，並且改善輻向電位分佈。若調整不當，球面將會發生放電，造成介質擊穿，這種情況對套管電氣性能的危害非常大；油閥和油塞的狀態和質量要好，不能有鏽跡；膠墊的質量也應良好。
關注交接試驗的操作細節，防止人為缺陷。負責交接試驗的人員在拆、接末屏小套管的引線時，應注意防止導杆轉動或者擰斷接地引線，在試驗結束後應恢復原狀，並使用萬用表測量末屏是否已經可靠接地；取油樣工作結束時，要記得擰緊油樣閥；拆、接引線時，實驗人員上下套管要注意套管的防護，防止對套管造成損傷；留意套管的油位，取油樣前考慮多加一點油，並及時補油。
5、結束語
可以說這是一次非常成功的套管整修，通過這一次的整修工作，使套管維修水平有了很大的提高，對於今後主變維修或大修工作的開展，有著非常重要的借鑑作用。
變壓器檢修由於檢修人員經驗不足、檢修方法不當，可能會給變壓器造成缺陷，這些缺陷往往是隱性的，不易察覺，只有加強檢修人員的專業技術水平、提高發現設備缺陷的能力，按廠家要求進行維護和檢修，按預防性試驗規程規定進行試驗，制定出科學有效的處理方法，才能確保設備良好運行。
參考文獻
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[3] 董其國. 電力變壓器故障與診斷[M]，北京：中國電力出版社，2000.
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