张晋寅，孙 勇，夏谷林，伍 衡，韦晓星，楚金伟

换流变压器网侧油纸电容式套管顶部过热缺陷分析与整改措施的研究

张晋寅1，孙 勇1，夏谷林2，伍 衡1，韦晓星1，楚金伟1

（1.中国南方电网超高压输电公司检修试验中心，广州510663；2.中国南方电网超高压输电公司，广州510663）

换流变压器套管作为换流变压器的关键组件，其运行和维护一直都是关注的焦点。2015年6月—10月，南方电网”两渡”直流工程发生了多起换流变网侧套管顶部过热的缺陷。检查发现套管顶部将军帽内部与导电杆螺纹连接处有烧蚀痕迹。首先介绍了该类型套管的顶部结构特点；其次，通过计算和试验说明了将军帽与导电杆螺纹连接在运行过程中预紧力不足导致发热的原因；最后，从套管顶部载流连接预紧力和密封性能两方面进行了改进，改进后的套管通过了温升、气密和疲劳试验，运行状况良好。上述研究成果对于变压器套管顶部结构设计和运行维护均具有重要指导意义。

换流变套管；将军帽；螺纹载流连接；缺陷诊断方法

0 引言

换流变压器作为高电压直流输电系统中的关键设备之一，是系统可靠运行的重要保证。在换流变压器运行过程中，网侧套管长期受到电、热、机械应力和环境因素的影响，故障率较高。在每年迎峰渡夏期间，换流变压器满负荷运行，网侧套管长时间运行在高电压、大电流、高温度的状况下，同时套管头部受到连接引线拉力和风力等外力的作用，是换流变压器中运行条件较为恶劣的组件之一。在电网系统运行过程中，由于网侧套管引发的换流变压器事故和缺陷频繁发生，换流变压器网侧高压套管质量已成为影响其安全稳定运行的重要因素之一[1-4]。

目前，国内直流工程主要设备组部件已经实现国产化，国内厂家吸取了早期进口产品换流变网侧套管设计和运行中的经验和教训，研发出了较为成熟的产品，并在国内新建直流工程中大量应用。在南方电网公司已建成的“两渡”直流工程换流变网侧套管全部实现国产化，在运行过程中较为稳定，未发生内部绝缘击穿或闪络的问题。但在负荷较大的情况下，部分套管多次发生油枕顶部引线端子（又称“将军帽”）发热缺陷，在2015年6月到10月期间，造成了4次直流系统非计划停运[5-7]。

笔者对发生过热缺陷换流变压器套管顶部结构和缺陷原因进行了深入分析，发现该类型套管在顶部载流和密封设计方面存在问题，并结合缺陷原因提出了该类型套管的顶部改进措施，有利于及时消除安全隐患，保障换流变压器安全运行。

1 几起换流变压器网侧套管顶部过热缺陷

南方电网“两渡”直流工程换流变网侧套管在2015年发生了多起由于引线接头过热引起的顶部螺纹烧蚀和顶部漏油缺陷，严重影响了换流变压器的运行安全。

2015年6月18日，云南普洱某换流站极Ⅰ低端换流变B相停电发现整根网侧套管瓷瓶上均有明显的油流痕迹，确定渗油部位应为网侧套管将军帽顶部，检查发现套管将军帽一侧有明显翘起的情况，见图1。

图1 套管顶部漏油Fig.1 Oil leakage at terminal of bushing

现场对该套管进行了检查，发现套管将军帽有松动迹象，与导电管未贴合紧密，拆下将军帽后，发现将军帽内部腔壁及导电管外部螺纹有明显的烧损现象。将该漏油套管更换下来以后，检修人员现场对该套管本体充入氮气，通过高压氮气检测套管渗油点，结果发现，从套管导电管顶部密封盖板焊缝处有油渗出，套管其他部位未发现渗油。9月24日，运行人员利用红外测温观察到该换流站极1低端换流变（Y/Y）A相网侧套管头部也出现了过热的情况，将军帽附近温度为82.6℃，现场人员拆开套管将军帽后，发现将军帽内部和导电铜棒螺纹上均有烧蚀痕迹。

2015年8月18日，运行人员通过红外测温发现云南昭通某换流站一回极2低端换流变C相1.1套管头部温度达到44℃，至8月28日将军帽抱箍处温度升至127℃（正常相温度35℃），检查发现套管头部将军帽内侧和导电头上有烧蚀痕迹，见图2。

图2 套管顶部螺纹烧蚀情况Fig.2 Thread ablation at terminal of bushing

检修人员拆除套管将军帽后，发现将军帽与导电管的部分螺纹有大面积烧灼痕迹。同时对一回极2其他5台换流变进行了排查，发现YD A相、YY C相换流变套管将军帽与导电管螺纹也存在烧蚀的痕迹。

2015年9月9日，运行人员利用红外测温观察到广东某换流站极2低端Y/△A相换流变1.1套管端部温度达到100.5℃。停电后，检修人员现场拆开极2低端Y/△A相换流变1.1套管将军帽后发现将军帽内部和导电铜棒螺纹上均有烧蚀痕迹。

从上述案例可以看出，几起套管顶部发热或漏油缺陷现象相似，检查结果均为将军帽内部与导电杆螺纹处烧蚀所致，故判断该类型套管顶部将军帽设计或安装方面存在问题。

2 原因分析

2.1 缺陷套管油枕顶部结构

发生发热缺陷的换流变网侧套管顶部结构见图3，套管载流结构为导杆式载流，其头部将军帽与导电管螺纹旋紧载流，将军帽上部配有分裂式接线板。套管导电管材质为H62黄铜，将军帽和分裂式接线板材质为ZHPb59-1铸铅黄铜，将军帽下部有“O”形密封圈。套管顶部设计将军帽的主要作用是防止雨水和潮气从套管顶部进入。此设计结构考虑到导电管热膨胀问题，将军帽下檐未固定在油枕盖板上（未水平方向定位）。油枕盖板压装弹性板，弹性板与导电管接触位置上（油枕盖板下部）、下（弹性板下部）有2个螺母压紧并有双道轴密封。弹性板的主要作用是对套管顶部导电管进行轴密封，并给导电管留出一定的热胀冷缩裕度。

图3 缺陷套管顶部结构图Fig.3 Top structure of defective bushing

从现场检查情况来看，将军帽松动导致载流接触不良是引起套管顶部发热甚至烧蚀漏油的直接原因。将军帽松动的原因有两种：1）安装时未旋转到底，螺纹仅靠将军帽和引线重力接触会导致松动；2）安装时已旋紧，将军帽底部“O”形密封圈压紧，螺纹靠旋紧后密封垫向上的弹力接触，此时接触良好。若这种情况下，导电管受热膨胀，密封圈弹力减小甚至与将军帽下檐脱离接触，螺纹受力就与将军帽未旋紧的情况相同。漏油缺陷发生后，运行单位对套管顶部将军帽进行了紧固，但紧固后仍然发生了过热缺陷，说明将军帽松动的原因为第2种。

由于该类型套管导电管下部螺母与下瓷套压紧，导杆的膨胀和收缩与套管外套发生的相对位移只能发生在油枕顶部，故将军帽在导电管温度升高膨胀（导电管的热膨胀系数大于瓷件）后，下檐与油枕盖板上的过渡板之间会产生间隙，导致螺纹接触力减小，将军帽松动。套管现场安装后，引线与套管有一定夹角，导致将军帽处受到侧向力的作用，同时风力和换流变振动也作用在松动的将军帽上，使在静态下靠重力接触的螺纹接触电阻变大，在负荷电流的作用下发热。

2.2 导电杆伸长量的计算和试验

以下从不同温度下套管导电杆伸长量计算和试验分析套管顶部发热的原因。

根据套管尺寸和导电管材料特性，估算套管在极线运行条件时导电管的伸缩量，从而估算出将军帽与油枕盖板上部过渡板间的间隙距离。对于导电管使用的铸硅黄铜材料，其线膨胀系数为17.5（1/K）。对于套管上下瓷套使用的电瓷材料，其线膨胀系数为9.0（1/K）。对于套管法兰和CT安装铝筒，其铝材料的线膨胀系数为23.2（1/K）。

取套管在厂内组装时的环境温度为25℃，此时将将军帽旋紧，测量将军帽与过渡板的间隙距离为2.2 mm。考虑最高运行环境温度和最大运行过负荷电流作用下，导电管的温度取各测点的平均温度60℃，温升为35K，法兰温度稳定为45.5℃，温升为20.5 K，油中CT铝筒温度为油温80℃，温升为55 K，瓷套平均温度约为35℃，温升为10 K。此处近似认为各种材料在此温升范围内线膨胀系数不变，按图4中的尺寸计算各结构的伸长量为导电管4.7 mm，法兰0.3 mm，CT铝筒1 mm，瓷件0.5 mm。计算得到将军帽与过渡板间的间隙距离在此极限温升条件下增大了2.9 mm变为5.1 mm。可以看出，此时将军帽底部直径6 mm的密封件已起不到密封作用。

图4 套管外形尺寸Fig.4 Bushing size

若停电时，套管在最低环境温度下，整体温度均匀为-10℃，此时计算得到的导电管伸缩量为-4.7 mm，其他结构伸缩量为-2.9 mm，计算得到将军帽与过渡板间的间隙距离会减小1.8 mm，此间隙距离会被套管各处密封件的压缩量补偿。

对上述计算结果进行验证，针对该类型套管设计了温升试验和顶部接触电阻试验。

为了使套管在通流条件下热场分布接近运行状态，按照GB/T4109的要求，将试品置入直径4 m，深度4 m的试验油箱中，提前加热油箱，使油箱内温度达到83℃，对套管施加1 600 A的电流持续7 h，待温度平衡，期间测量套管不同位置的温度分布与将军帽与过渡板之间的间隙，结果见表1。

表1 套管通流试验数据Table 1 Current test data of bushing

从表1可以看出，将军帽附近的最高温度为57.5℃，温升为34.5 K，实测将军帽与过渡板之间的间隙（图5箭头指示位置）增加量为1.5 mm，变为3.7 mm，此时密封件已不能起到密封作用。

图5 温升试验验证套管导电管伸长量Fig.5 Bushing conductor extension was confirmed by temperature rise test

为了验证将军帽松动和受力对螺纹接触电阻的影响。将原将军帽安装在套管上，用手晃动分裂式接线板模拟换流变套管运行中的受力情况，测量将军帽顶部对导电管末端直流电阻变化情况。测量结果见表2。

表2 套管导电杆回路电阻测试数据Table 2 The data of the bushing conductor resistance

从试验结果得出，将军帽在没旋紧和没有机械（如并紧螺母或紧固件）并紧情况下，受运行中变压器振动等因素影响，直流电阻值变化范围较大，将军帽螺纹载流有接触不良现象[8-11]。

2.3 小结

通过上述分析，认为该类型套管发生在运行过程中发生顶部过热缺陷的原因：套管将军帽与导电管之间无定位，螺纹载流连接在导电管受热膨胀、将军帽底部预紧力不足松动，套管顶部引流线摆动等因素，导致将军帽与导电管螺纹接触不良造成局部过热。

从发热套管顶部检查的情况看，将军帽内螺纹与导电管螺纹的烧蚀部位通常不是全部接触面，这也说明了螺纹接触在力的作用下接触电阻分布不均，良好接触的螺纹面积已不足以通过负荷电流。某些发热缺陷较为严重的套管顶部已发生漏油，漏油处导电管头螺纹烧蚀严重，使将军帽和导电管接触空隙加大，将军帽在导线的重力作用下向一侧倾斜，造成导电管和油枕盖板上部过渡板位置有明显的放电烧蚀痕迹，导电管头部在长时间电弧烧蚀下，密封盖板一侧焊缝融化开裂，内部的套管油被油枕空腔内的空气压出。

3 套管改进方案

3.1 改进方案的提出

针对套管顶部载流接触不良和密封存在隐患的问题，考虑从螺纹载流的预紧力、套管头部密封性两个方面对套管进行改进[12-13]。提出以下改进方案。

改进后的套管头部结构见图6。将军帽边缘使用带密封结构弹性板，解决套管顶部密封的问题。将军帽为紫铜加工，内部旋接螺纹比原将军帽长10 mm，将军帽边缘弹性板为紫铜板冲压成型，将军帽与弹性板连接处焊缝为双面焊接，焊接后镀锡。使用并紧螺母增大螺纹连接的紧固力，使导电杆在伸缩过程中均与将军帽接触良好，并有一定的预紧力。

图6 改进方案安装说明Fig.6 Installation instructions of Improved program

3.2 改进方案的验证

1）改造后套管温升试验情况：按以上操作方法改造后，连接温升试验设备，对套管施加额定电流1 600 A。环境温度23℃，油箱中油温83℃，待温度平衡后，持续时间7 h，测将军帽部位最高温度46.3℃，温升23.3 K，满足标准要求（套管标准GB/T4109规定：限值75 K，如果预期会有严重氧化限值50 K）。

2）改造后弹性板正反压力变形疲劳试验情况：在以上温升试验后，拆卸将军帽和过渡板，对其进行弹性板正反压力变形疲劳试验[14]（见图7），验证弹性板圆弧部位和焊缝处变形情况。利用装配套管用的油压机，连续快速正反压力5个循环（共10次，幅度皆为8 mm左右），结果发现每次操作时，弹性板都在其圆弧部位变形，焊缝处无变化，外观和镀锡层也无变化。

3）改造后头部局部密封试验情况：在以上弹性板连续快速较大幅度正反压力变形疲劳试验后，对改造后头部进行了局部密封试验，验证将军帽与弹性板焊接处、弹性板与过渡板之间（软木橡胶垫密封）的密封情况[15-16]。充气表压大于0.2 MPa持续15 mim后，将军帽与弹性板焊接处、弹性板与过渡板之间（软木橡胶垫密封）的密封皆不渗漏，见图8。

图7 弹性板疲劳试验Fig.7 Elastic plate fatigue test

图8 套管头部密封性试验Fig.8 Sealing test at terminal of bushing

4）改进效果评估：此方案将军帽与弹性板焊接成一体，螺栓紧固定位，并紧螺母有并紧力，可以解决将军帽紧固定位和套管头部密封问题。弹性板有可靠变形性，运行时导电管膨胀伸长不会顶坏套管头部，在安装并紧螺母时应保证并紧力，并根据现场条件在并紧螺母与过渡板间预留一定的间隙，保证套管在较低温度下导电管收缩时有一定裕度。此方案在现场操作时，需拆卸均压环才能操作。

4 结论

通过上述分析，认为该类型套管发生在运行过程中发生顶部过热缺陷的原因是套管将军帽与导电管之间无定位，螺纹载流连接在导电管受热膨胀、将军帽底部预紧力不足松动，套管顶部引流线摆动等因素，导致将军帽与导电管螺纹接触不良造成局部过热。

针对上述问题提出一种改进方案：使用双面焊接弹性板的将军帽配合软木橡胶垫、压圈和定位螺栓对将军帽进行定位和套管头部密封，同时利用并紧螺母反向并紧将军帽。经过试验验证，认为该方案可以解决将军帽紧固定位和套管头部密封问题，可用于套管现场头部改造。

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Analysis and Rectification Measures on the Overheat Defectsat the Top of the Capacitance Bushing at the Grid Side of Converter Transformer

ZHANG Jinyin1，SUN Yong1，XIA Gulin2，WU Heng1，WEI Xiaoxing1，CHU Jinwei1
（1.EHV Power Transmission Company Maintenance&Test Center，CSG，Guangzhou 510663，China;2.EHV Power Transmission Company，CSG，Guangzhou 510663，China）

As a key component of converter transformer，the operation and maintenance of the bush⁃ings are the focus of attention all along.From June to October 2015，more than two overheat defects at the terminal of converter transformer line side bushings are found during inspection at converter stations of“liangdu”HVDC project.After disassembling，trace of ablation in threaded connection between inner conductor and top end nut is found.In this paper，the structure and feature of the bushing is introduced first.Then the reason caused by less tightening force between inner conductor and top end nut was con⁃firmed by the result of calculation and test.Finally，the two aspects of the tightening force and sealing performance of the bushing are improved.The bushing after improvement passed the temperature rise，air tightness and fatigue test and run well.The research results can be useful to the top structure design operation and maintenance of transformer bushings.

converter transformer bushing；top end nut；thread current connection；failure detec⁃tion method

10.16188/j.isa.1003-8337.2017.06.033

2016-08-05

张晋寅（1986—）男，工程师，主要从事换流站/变电站设备高电压试验技术、变压器套管故障诊断等研究工作。