许妍妍 宋谦

摘 要：以实例介绍了一起110 kV主变压器高压套管渗油缺陷分析及处理过程，针对主变套管油位异常缺陷，分析了油位异常的可能原因，通过逐一排查发现此次缺陷的原因是套管底部放油阀处胶垫老化、螺栓松动从而导致密封不良。总结了变压器套管渗漏油的常见原因及应对措施，为实际生产运行中的主变检修工作提供了一定的参考。

关键词：变压器;套管;油位异常

中图分类号：TM40    文献标志码：A    文章编号：1671-0797（2022）10-0012-03

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2022.10.004

0    引言

主变压器是电网最重要的变电设备之一，其安全稳定运行对电网而言意义重大。套管作为变压器的主要附件，是变压器箱外的主要绝缘装置[1]。变压器高压侧套管是将变压器内部的高压引线引到油箱外部的出线装置，同时还起着固定引线的作用，也是变压器组件中较容易发生故障的部件[2-3]。套管中的绝缘油能有效隔绝空气与套管内绝缘材料的接触，不仅可以避免空气中水分或杂质进入套管内部，还能对套管内绝缘材料起到保养作用，有效避免絕缘材料氧化、老化的情况[1]。套管一旦发生故障将会对变压器的安全运行造成影响。

1    变压器套管故障分类

变压器套管常见的故障主要表现有套管桩头发热和套管损坏。

1.1    变压器套管桩头发热

此类故障主要通过红外测温发现套管桩头处温度明显升高，如不及时处理将影响变压器的安全运行。

造成故障的主要原因有：

（1）引线连接头松动。变压器长期运行振动、风吹引线晃动，造成引线及接线板固定螺栓松动，引起套管桩头发热。

（2）导电杆接触不良。变压器安装工艺不符合要求或安装不到位，造成导电杆内部并帽松动，引起套管桩头发热。

1.2    变压器套管损坏

套管损坏的主要表现形式为由于外力破坏或内部故障等原因发生套管内部击穿、外部瓷套开裂以及严重渗漏油等情况，此时变压器无法继续运行，需立即处理。

造成故障的主要原因有：

（1）套管存在设计制造缺陷或者电容芯子受潮，主绝缘击穿。

（2）均压球放电、脱落及末屏接地不良。

（3）外绝缘污闪或者雨闪。

（4）套管破裂、漏油。

2    案例分析

2.1    主变压器套管渗漏油缺陷

2020年12月22日，110 kV××变运行值班人员在巡视时发现110 kV 1号主变高压侧A相套管渗油，油位低于正常油位的下限，已经不可见，如图1所示，判断设备已处于严重缺陷状态。运行人员立即上报工区，并联系检修人员处理。检修人员到达现场查看发现高压侧A相套管渗漏油迹象明显，如图2所示，由于套管渗油严重影响变压器的安全运行，同时为了减少对用户及电网的影响，调度安排24日对110 kV 1号主变进行停电消缺。

2.2    原因分析

110 kV××变电站于2016年投运，1号主变压器型号为SZ11-50000/110，额定容量50 MVA，电压比110/

10.5 kV，连接组别YNd11。

2.2.1    油色谱分析

根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722—2014），当设备出现异常时，应取油样进行检测，因此检修人员于12月24日对A相高压套管取油样进行油色谱分析。判断设备内部是否存在过热或放电性故障及故障的严重程度时，需基于溶解于油中气体含量的绝对值与产气速率。结合特征气体的含量和设备运行情况，能及时发现设备中存在的潜伏性故障，并可判断故障的发展情况[4]。A相高压套管油色谱分析结果如表1所示。

220 kV及以下设备运行中，套管的油中溶解气体乙炔含量应不大于2 μL/L，氢气含量应不大于500 μL/L。经数据分析，油色谱显示无异常，表明A相套管内部不存在过热或放电性故障。

2.2.2    绝缘特性测试

电网设备最容易发生绝缘缺陷。设备的绝缘缺陷可分为两类：（1）集中性缺陷，如内部的气隙、局部开裂、磨损、受潮等情况，是设备在生产过程中由于材料、工艺等原因潜伏存在的;（2）分布性缺陷，如绝缘材料的整体受潮、劣化等情况，是设备在运行过程中由外部环境因素造成的[5]。开展诊断性试验，有助于及早发现这些缺陷。

查阅检修资料得知，此台主变压器最近一次停电检修为2017年，变压器本体及套管的例行试验数据均正常。为了查验1号主变A相套管绝缘性能是否良好、是否存在受潮现象，清洁套管后，对A相套管进行绝缘电阻试验、介质损耗和电容量试验，测试结果均在合格范围内，且与上次试验数值相比无明显变化。试验数据对比如表2所示，结果表明，此台变压器A相套管的绝缘性能未受到损坏。

2.2.3    现场检查

对套管部件进行逐一检查。

（1）检查故障相套管顶部端子和外部连线的连接，连接端子完整无损，无放电、过热、烧损痕迹。

（2）检查套管外表，将军帽上盖密封处没有渗油现象。

（3）检查套管头部热缩套，未发现有变压器油渗出。

（4）检查A相套管软连接部分，软连接情况良好。

通过逐一排查，发现套管底部放油阀处胶垫老化、螺栓松动。

2.3    缺陷处理

此次缺陷排除了套管内部存在过热或放電性故障，套管绝缘性能良好，最终确认仅因为底部放油阀处胶垫老化、螺栓松动导致密封不良。如图3所示，对放油阀处胶垫进行了更换并紧固螺栓。

3    套管渗漏油常见原因及处理措施

3.1    密封胶垫老化或质量差

设备长期运行过程中密封垫老化，导致密封性能降低是常见的缺陷。对于没有造成套管本体损坏的情况，处理措施是更换质量好的胶垫。文献[6]中将军帽上盖内嵌O型密封圈明显破损导致变压器套管渗油，造成套管本体不能再继续使用的情况，只能做更换套管处理。

3.2    螺栓老化或松动

对于外部环境导致的螺栓老化或松动，通过更换或紧固螺栓即能解决问题。同时，在拆、接套管引线及螺栓过程中，要注意检查各部位是否连接良好。

3.3    材质不合格

文献[7]中讲述了由于套管部件材质不合格造成的漏油情况。由于材质不合格，导电管在运行中受力断裂，使套管整体密封失效。归根到底，故障原因是厂家为了降低成本而偷工减料，导致设备存在运行隐患。

3.4    其他原因

套管末屏未接地导致内部产生悬浮电位对塑料绝缘套局部放电，绝缘密封圈烧穿，也会导致渗漏油。

4    防范措施及建议

4.1    切实加强设备出厂验收

设备制造与出厂验收阶段，对设备质量进行监督，重点关注设备各部件的材质检测，可通过入场抽检等方式，确保设备的材质符合相关要求[8]。通过对各部件逐一把关，避免设备因本身质量或结构不合理而引起缺陷。

4.2    切实加强设备安装管控

设备安装阶段，应严格把关安装过程，确保安装人员技能水平，避免由于人为原因或者安装工艺不合格造成不良后果[8]。

4.3    切实加强设备特巡测温管理

变电运维专业要高度重视红外测温工作，按照周期做好例行检测，根据变电站差异化运维措施、电网预警、负荷情况、天气情况、重大活动、节假日等开展特巡及红外测温，发现缺陷及时联系检修人员，危急缺陷要及时汇报工区及调度并做好记录。

5    结语

本文分析了一起110 kV主变压器高压套管渗漏油缺陷，故障原因是油阀处胶垫老化、螺栓松动导致密封不良;总结了套管渗漏油的常见原因，并对此提出了防范措施。

[参考文献]

[1] 骆睿智.基于主变套管发热缺陷处理[D].广州：广东工业大学，2018.

[2] SEPTYANI H I，ARIFIANTO I，PURNOMOADI A P.High voltage transformer bushing problems[C]// Proceedings of the 2011 International Conference on Electrical Engineering and Informatics，2011：1-4.

[3] 于文涛，黄文峰，马欣.500 kV主变压器套管末屏漏油原因分析与处理[J].华电技术，2018，40（2）：25-28.

[4] 方隽，周俊.PI在变压器状态检修中的应用[J].浙江电力，2006，25（6）：33-35.

[5] 刘廷敏.电力变压器的绝缘电阻测量与分析研究[J].电子测试，2017（14）：7-9.

[6] 李丰，姒天军，何建明，等.一起220 kV变压器套管渗油故障原因分析及处理[J].电瓷避雷器，2021（2）：90-94.

[7] 毛文奇，彭平，刘赟，等.一起典型的套管运行中漏油事故分析[J].湖南电力，2017，37（4）：59-61.

[8] 张巍，周秀，丁培，等.两起主变压器套管漏油故障原因分析及防范措施[J].宁夏电力，2021（2）：63-65.

收稿日期：2022-02-18

作者简介：许妍妍（1991—），女，河南人，助理工程师，从事电气试验、变电一次检修工作。

通信作者：宋谦（1993—），女，江苏人，助理工程师，从事电气试验、变电一次检修工作。