变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施王维令--中国期刊网

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变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施王维令

发表时间：2020/8/4 来源：《电力设备》2020年第8期作者：王维令

[导读] 摘要：现阶段，我国的各行各业的发展迅速，变压器是电力系统中的关键设备。

        (国网山东省电力公司菏泽供电公司山东菏泽 274000)
        摘要：现阶段，我国的各行各业的发展迅速，变压器是电力系统中的关键设备。近年来，在运行中，因变压器套管端部密封问题引起了多起变压器故障，致使主变受损而返厂修理。按运行经验，在发生密封不良的套管中，尤以穿缆型套管、拉杆型套管为多。为防范类似问题重复发生，有必要对套管发生密封不良的情况进行总结。本文中笔者从套管结构入手，结合故障案例，深入分析了故障原因，针对故障原因提出了防范措施。
        关键词：变压器套管密封不良；安全隐患；防范措施
        引言
        作为变压器的重要部件，套管的可靠性会直接对变压器的安全运行产生影响。套管必须有足够的机械强度和绝缘性，因为套管除将变压器内部的高低压侧引线导出外，还担负着连接外部架空线路及固定引线的作用。电力变压器在电力系统安全稳定运行中起着十分关键的作用，而套管又是其重要部件，因此套管对于电力系统的重要性不言而喻。套管出现问题，不但影响其所在变压器更会影响到附近电网。文章通过分析几种常见的套管故障，提出针对性的解决措施，希望对电力企业有所帮助。
        1套管的结构
        在电力系统中，电力变压器必不可少，它是一种改变电压和电流的设备。变压器内部绕组的引线靠套管引出变压器器身。因工作属性，套管需要适应各种条件，既要具有足够的机械强度，又要满足良好的绝缘性能。套管形式多样，有纯瓷套管、充气套管、充油套管、电容式套管（胶纸电容式、油纸电容式）等不同形式。套管的故障也是多种多样的。为维护电力系统安全，加强套管维护，防止套管出现问题是工作重点。变压器套管主要起支撑引出线对地绝绝缘、通流、防污秽、防雨防潮等作用。变压器套管按通流回路结构的不同区分，主要分为穿缆型、导杆型、拉杆型等结构。一般载流量在1250A及以下时，选用穿缆型套管。穿缆型套管内部由铝管隔离套管本体绝缘与载流导体，绕组出线电缆由套管尾部穿过套管内部的铝管后，经定位销固定在套管端部，经电缆端部丝扣与将军帽联接。一般穿缆型套管端部结构。导杆型套管、拉杆型套管一般适用于1250A以上载流量时。导杆型套管内部由封装好的金属导体作为载流体，现场安装时将绕组出线与套管尾部接线座连接即可。一般导杆型套管端部结构拉杆型套管的内部载流导杆可拉出，以便于套管尾部的连接，优点在于现场安装时人不需进入变压器内部。一般拉杆型套管端部结构。因现场安装时，穿缆型、拉杆型套管需要打开端部密封，因安装工艺、密封件老化等因素，易引起密封不良，给后续运行带来安全隐患。
        2电力变压器套管故障处理措施
        针对几种常见的变压器套管故障，其处理措施主要如下：
        2.1针对套管发热故障的处理措施
        通过检修消缺，检查套管导电杆与外部接线板之间是否接触良好；工艺是否达标；需要夹紧螺栓连接的位置是否处于紧固状态；查看导电头内螺纹与变压器绕组引线接头的螺纹是否接触良好；引线接头等位置是否工艺达标；导电杆的外绝缘是否良好。发现异常现象立即处理并消缺。
        2.2针对套管渗油故障的处理措施
        1）对套管渗油变压器处理过程中，将套管的头部密封圈等部件拆卸，检查其弹性、有无老化、破损、龟裂等现象；如有，需对该密封圈进行更换，并保证合适的压缩量；没有则重新紧固安装，进行下一步检查。2）检查套管的底部法兰连接处是否接触良好，四周螺栓受力是否均匀，密封垫在安装槽内无变位情况，且压缩量满足运行要求。如发现问题，立即进行消缺，保障变压器的良好运行。

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        2.3加强套管大修工作管理
        除以上客观原因外，检修人员的操作也会影响到套管的工作状态。电力企业应加强此方面的管理。1）检修人员应对套管的技术性能非常熟悉。在套管出厂时，其主要试验项目如下：①局部放电测量；②介损测量；③密封性试验；④工频耐压试验；⑤外观和尺寸检测。2）工作人员还应熟悉套管的安装条件。例：套管在变压器上的安装角度跟其垂直轴线之间在30°为最佳。在晴朗、干燥、无尘土飞扬的环境下对套装进行安装最为适宜。安装时环境湿度不大于80%。3）为防患于未然，工作人员应在材料选购时，就把好质量关，坚决杜绝劣质材料流入电力设备；为提升供电服务质量，检修人员应定期对套管进行检查维护并及时消缺；工作人员还应利用业余时间等多学习、多交流，努力提升自己的工作能力，专业技术水平，确保在检修工作中有高质量的成果。
        2.4顶部密封不良
        主变本体可以通过穿缆式套管中心导杆与套管顶部相通，如果顶部密封处理不到位，在受到变压器引线摆动等外力作用时极易发生松动，进而造成变压器本体密封不严，当套管顶部失去密封后，套管内导电铜管的上部会形成一个空气室，其上部通过胶垫和螺纹等的缝隙与大气相通，底部通过变压器油与变压器本体相通。该空气室的体积大小会随主变本体油位的升降而变化，其体积变化以及内外温差会产生内外压差。一般情况下，当变压器负荷、油位及环境温度变化时，空气中水分会由于该空气室的呼吸作用进入变压器内部。高温天气期间如发生降雨，积存在套管顶部的雨水极易受套管内部负压作用吸入变压器内部，而大风摆动引线还会加剧套管顶部的密封破坏情况，导致更多的水进入变压器内部，最终诱发变压器故障。某110kV变电站主变在雷雨天气后发生绕组匝间短路故障。经检查，A相套管将军帽与法兰盘连接处明显较B、C两相锈蚀严重，其中A相松动较严重。变压器故障起因于变压器箱体进水，导致变压器A相绕组或调压绕组匝间和饼间绝缘强度下降，最终绝缘击穿形成短路。进水位置在A相套管顶部，由于顶部结构不合理，密封不严，套管导电管内部空腔的呼吸效应引发进水。在套管顶部密封部分，采取有效措施防止套管顶部螺栓松动，避免密封不严情况发生。运行单位应特别注意套管顶部的密封，可采取双螺栓结构防止套管密封不严。为方便套管运行后进行密封检查，也可采取做标记的方式记录套管螺栓密封的位置。
        结语
        建议规范安装工艺，在安装或检修后恢复将军帽密封时，应使用新更换的、尺寸吻合的绝缘垫并安装入槽，严格按照厂家规定的力矩对将军帽固定螺栓进行均匀紧固。因变压器高压套管为变压器最高点，在安装或检修后恢复将军帽密封后，应采用在储油柜施加35kPa静压力的油密封试验，观察高压套管顶部不得有渗漏油；若套管顶部密封处有渗漏油出现，则说明套管密封不良，应重新进行密封处理。变压器高压套管是变压器整体密封的薄弱环节，其头部密封结构存在薄弱环节，易产生负压，加之密封件老化，安装工艺不良等，易造成密封不良，引起外部水分的进入。水分进入后，会造成后果严重的变压器故障。因高压套管密封失效的特殊性，运行人员、检修人员很难从外观发现异常。为避免套管密封不良问题，建议加强套管端部安装工艺的管控，并在套管端部恢复后和预试定检后，开展在储油柜施加35kPa静压力的密封试验；有条件时可开展L型套管升高座处的油色谱、微水和局放的在线监测，以便及早发现问题。最后建议变压器厂家不断完善L型升高座的防爆能力，减小其内部故障时的破坏力。
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