220kV变压器高压套管末屏放电原因分析与处理.docx

220kV 变压器高压套管末屏放电原因分析与处理摘要：发电厂内主变压器最基本、最重要的功能是将发电机产生的电能升压后 送至电网，若是其发生故障，不但会严重影响发电厂经济效益，而且还会对电网 的安全产生严重影响在某电厂，其中一台220kV变压器高压侧的B相套管末屏 具有严重放电的痕迹，通过检查发现，在套管内部的绝缘油当中存在超标的乙炔， 对其进行分析判断，认为导致故障的主要原因是由于套管检测装置设计、安 装存在缺陷，导致运行中末屏接地线断裂，末屏悬浮电位升高而放电提出了一 种现场不排油更换套管的方法，此种处理措施能够大大节省人力与物力，并且使 检修工期得以缩短关键词：220kV变压器；高压套管；末屏放电；原因与对策0 引言作为变压器重要部件的高压套管一向是故障多发点， 2017 年度，我国某省份 发生了两起变压器事故，其中一起就是220kV变压器高压套管爆炸，导致变压器 着火烧毁鉴于此，近年来国内高压套管监测技术开始兴起，不少发电厂装 备了这样的装置，但由于该项技术处于发展初期，没有运行经验，设计、安 装不当极易引发更严重的事故鉴于此，本文围绕220kV变压器高压套管末屏放 电原因分析与处理对策展开分析讨论，希望为同业同仁提供一些帮助。

1 套管故障基本情况2017年8月，某电厂#2机组主变压器（SFP-480000/220型三相变压器，额定 容量为480MV・A）停电检修，在打开主变压器高压侧B相套管（型号为BRLW -252） 接地末屏的监测装置进行检查时，发现末屏小套管有放电痕迹，小套管瓷瓶 尾部断裂末屏清理后进行了相关电气试验，由试验结果可以得知，该套管电气 性能与出厂时相比变化不大进一步对该套管进行检查并对套管绝缘油进行了色 谱分析试验，试验结果表明：B相高压套管内绝缘油的乙炔含量超标，达0.039% 远超过了 0.002%的注意值和0.005%的国家标准值2220kV 变压器高压套管末屏放电原因分析220kV 变压器正常运行时的高压套管末屏直接接地，一般用 1 个末屏旋盖将 末屏接地柱与套管法兰相连，再通过变压器本体接地，运行期间末屏电位应该为 0而最近国内为监测高压套管的绝缘性能，开始尝试使用监测套管介质损 耗因数的技术，以期能尽早发现套管内部存在的缺陷，为实现高压设备的状态检 修提供技术基础该厂安装的高压套管监测装置使用的是监测套管介质损耗因数的技 术，属刚引进的技术，国内没有任何运行经验该装置的基本结构为 1 台后台机 通过 1 根同轴电缆和信号耦合装置与套管末屏连接，从运行中的套管末屏采集电 流信号传送至后台机中，计算出实时的介质损耗因数从而进行监测。

也就是说， 套管末屏是通过 1 根电缆与信号耦合装置相连，再经信号耦合装置接地根据试 验数据和现场检查结果推断，套管末屏放电以及套管绝缘油含有大量乙炔的原因 如下：（1）因为设计原因，套管末屏与信号耦合装置的连接线两端要先固定在套管末 屏接线柱和信号耦合装置内部，然后才能将信号耦合装置旋进固定法兰盘上在 信号耦合装置旋转时，由于连接线两端已经固定，连接线只能随着信号耦合装置 一同旋转，不断地旋转使连接线严重扭曲致连接线线芯和外绝缘皮受损，但由于 连接线还没有断，此时套管末屏还是接地良好的2) 运行期间套管末屏与信号耦合装置之间的连接线有电流通过，使连接线发 热，温度升高将进一步使连接线线芯和外皮变形，受损的线芯使接地电阻升高， 长期运行将熔断已经受损的线芯3) 套管末屏没有接地，而悬浮电位很高，甚至有上千伏，悬浮电位使末屏对 连接线断处以及信号耦合装置内壁放电，不断损坏连接线和内壁对套管而言， 末屏不断放电使末屏接地柱温度升高，传导至套管内部使内部最末几层绝缘纸炭 化，绝缘油气化，产生大量乙炔由于发现及时，虽然乙炔含量已经很高，但套 管电气性能没有太明显的变化3 220kV 变压器高压套管末屏放电故障处理 为保证设备的安全运行，必须拆除故障套管更换合格的新套管。

现在国内常 规的大型变压器高压套管的更换方法是: 将变压器排油，排油后更换套管，然后 对变压器注油，最后进行电气试验，工作结束以该厂220kV变压器为例，常规 套管更换流程为：(1 )该变压器本体内有将近38t的变压器油，要将油位降至高压侧 套管升高座以下，至少需要放出10t变压器油;(2)打开套管升高座人孔门，更换套 管;(3)套管更换完毕后，进行局部抽真空、滤油、注油;(4)进行电气预防性试验， 特别要进行局部放电试验;(5)试验合格后工作结束这种方法有如下弊端：(1)在绝缘油的排出、滤油、注油过程中，会造成大量的 绝缘油损耗，仅滤油机的清洗一项就需 1t 左右的新绝缘油 (2)排出如此多的绝 缘油且要打开人孔门，将使变压器部分绕组暴露在空气中，必须要考虑如何防止 绕组吸潮、吸尘进而影响绕组绝缘性能，因此，需要在天气晴好的情况下进行处 理，对环境的要求很苛刻;同时，还需要大量的油处理装置，包括真空滤油机、大 型油罐、油管等 (3)由于是局部抽真空注油，所以不能保证注油是在空气完全抽 出的前提下进行的，也就无法保证变压器本体的内注油合格，可能需要进行长时 间的热油循环，整个油处理工作的工期至少要 2-3d。

(4)天气良好的情况下，整个 工期(包括油静置和电气试验时间)至少要6-7 d,天气不好的情况下，工期就难以 确定了根据该厂220kV变压器的高压套管升高座位置很高的特点，笔者提出了一种 不排油更换高压套管的方法，完全没有上述方法的缺点且简单而行，流程如下：(1)在套管更换前一天 14：00 左右关闭变压器本体上所有的蝶阀(特别是变压器 储油柜与变压器本体的连接蝶阀)，使本体内形成一定的负压 (2)用放油阀排出 100kg左右的绝缘油，打开B相套管连接法兰螺栓，继续放油至套管法兰处没有 油流出为止 (3)拔除旧套管后，立即用干净薄膜将套管升高座密封，避免杂物掉 入变压器本体内由于目前国使用的内套管都是穿缆式结构，因此，只要将连接 电缆控制好，不掉入变压器本体，就不需要进行连接部分的工作 (4)安装好新套 管后，恢复安装，打开所有的连接蝶阀进行变压器本体放气工作 (5)静置，电气 试验2017年该电厂进行#2主变压器B相套管更换工作在排出来200kg的绝 缘油后，就能进行套管更换工作，整个更换工作只用了 1h 便完成后续的电气 试验表明，#2主变压器一切正常，变压器绝缘油全部合格整个工期为3d(还包 括变压器油静置 48h 在内)，极大缩短了工期，节约了大量的人力、物力，仅绝缘 油就节省了 2t 左右。

4 其他建议近年来，系统内发生了多起变压器套管末屏异常情况，严重影响到套管的安 全可靠运行，为加强对变压器套管末屏日常运行维护工作，提出以下几点建议： (1)迎峰度夏、迎峰度冬等特殊时期，要充分运用红外测温手段观察套管末屏 部位是否存在异常发热迹象2）变电运行人员在巡视设备时，要注意观察末 屏部位是否渗漏、有无异常放电声响等情况，发现异常应及时上报3）结合 设备停电，认真检查套管末屏接地罩密封情况是否良好、接地金属片（线）有无断 裂、接地弹簧弹性是否正常4）电气试验需要打开末屏接地时，对于推拔式 接地的末屏，应使用专用工具;对于外置式末屏，宜只松接地端螺帽，而不动末屏 端螺帽5 结论总而言之，变压器高压套管安全运行对于电力喜用尤为重要，监测装置 实时监视变压器高压套管运行情况，便于运行人员及时发现问题和采取措施，保 证设备的安全可靠具有一定的作用但是，加装了这个装置，改变了套管的运行 方式和条件，会造成设备的损坏，所以研究一种既安全又使用的新型设备是摆在 科研人员面前的新课题新技术应用在高压电气设备上时一定要谨慎，要考虑到 各种可能的后果，避免因使用新设备而产生新的缺陷点更改了套管末屏接地方 式的装置，一定要在设计期间就考虑到末屏悬浮可能出现的极端情况，在不能确 保套管末屏接地的情况下不应采用新装置。

参考文献:[1] 唐嘉宏.220kV变压器高压套管末屏故障原因分析与处理J].华电技术,2011.[2] 申琦，姚军，王来善等.220kV变压器套管末屏缺陷分析及其预防措施J].安徽 电力,2012.⑶刘宏良，黄新武.220kV变压器高压套管色谱异常分析J].中小企业管理与科技 （上旬刊）,2013.⑷刘梦娜.两起110kV穿墙套管介损超标的原因分析J].广东电力,2016.。