套管的故障与维护

1对以往本单位及其他文献上记载的套管的缺陷和事故进行分析, 归纳出套管的缺陷主要有以下原因

(1) 套管表面瓷绝缘脏污后, 会使绝缘电阻降低, 泄漏电流增大, 当泄漏电流达到一定值时, 发生闪络放电, 造成跳闸。轻者使绝缘套管表面留下电晕放电痕迹严重甚至发热并造成瓷质损坏甚至击穿; (2) 套管上部胶垫密封失效, 可能导致进水使绝缘击穿放电, 下部密封不良使套管渗油, 导致油面下降。 (3) 老旧设备超期运行会造成绝缘、密封等部分的劣化等缺陷; (4) 套管局部渗漏油, 绝缘油不合格, 套管进水造成轻度受潮; (5) 套管中部法兰筒上接地小套管松动断线;接地小套管故障, 使套管束屏产生悬浮电位, 发生局部放电; (6) 套管油标管脏污, 看不清油位, 在每年预试取油样后形成亏油; (7) 在套管大修中, 抽真空不彻底, 使屏间残存空气, 运行后在高电场作用下, 发生局部放电, 甚至导致绝缘层击穿, 造成事故; (8) 由于套管各部密封胶垫也不断老化以及套管受温差影响, 失去或减低密封作用, 造成套管密封失效或不良, 外部水分进入造成套管内部绝缘油绝缘水平也不断下降; (9) 因变压器绕组、套管和互感器中使用了大量的绝缘材料, 如绝缘纸, 当绝缘材料的含水量超过其固有值时, 设备会出现受潮现象。 (10) 另外由于个别生产厂家绝缘材料本身虽然含水量符合规程规定, 但是由于材质其他方面不符合要求, 在设备运行中由于强电场的作用也会产生氢气、乙炔超标的现象; (11) 导线连接部位接触电阻大, 引起局部过热; (12) 防爆膜、压力释放器失效, 造成在套管发生内部故障时, 压力不能及时排出, 造成套管爆炸。

2通过以上的故障分析, 及在检修、运行方面积累的经验, 我们可以从针对这些缺陷制定以下一些处理措施

针对套管密封不良造成进水或渗漏油现象。我们采取的措施是:更换密封不良的胶垫, 拧紧紧固螺栓, 来达到保证套管密封完好的作用。针对套管本身结构不合理而引起头部过热等缺陷。具体措施可采用变铜铝过渡为银铜接触, 从而减小氧化作用。在拆、接引过程中, 要注意检查各部位是否连接良好, 接触面应打磨后涂上导电膏, 减小其接触电阻。从而杜绝其过热现象, 如有怀疑测试接头接触电阻或做温升试验。

3通过以上对套管故障分析及一些处理措施, 大致可以发现形成缺陷有两个途径

一是套管本身设计存在薄弱环节, 由于产品质量问题或检修方法不当;二是由于套管在出厂或大修中抽真空不彻底, 使套管屏间残存空气;三是由于胶垫质量不过关或超周期运行造成胶垫老化;四是由于设计原因造成套管结构不合理;五是导线连接部位接触电阻大, 引起局部过热。在分析套管常见故障主要原因后, 我们认为套管维护、检修等方面应注意以下问题。

(1) 严格按照规程规定定期进行预防性试验, 发现问题及时处理或跟踪监测。

(2) 试验后不能试验结束, 结果符合规程规定便掉以轻心, 应在实验结束后将试验数值与初始值、出厂值、历年值进行对比和分析, 如果与上次试验结果差别很大, 应及时分析处理。

(3) 在装配中必须要有清洁干燥的条件以外, 最好能在40℃~50℃温度下进行组装。温度高出环境温度温度10℃~15℃时就能大大减少套管受潮的影响, 所以最好在组装前将套管的零部件和电容芯子加热到70℃~80℃, 保持3h~4h, 以便排除表面潮气, 尽可能在温度尚未降低时装配完;套管顶部的密封。套管顶部的密封可分为套管本身的密封和穿缆引线的密封。现在大多数变电站的主变压器的储油柜顶装有弹性波纹板或胶囊, 对由温度变化起调节作用。在组装弹性波纹板时, 导管上的正、反压紧螺母之间的密封环与储油柜上的密封垫一定要配合妥当, 防止波纹板拉裂, 以达到密封的效果。

(4) 检修时, 必须检查末屏引线等情况如有缺陷及时消除。在套管运行和作耐压试验时, 其外壳应接地良好;均压球调整应适当。均压球在中心导管尾部, 沿导管轴向可以上下拧动, 以便能与引线装配配合。且均压球必须拧紧, 以免造成由于电场分布不均匀发生均压球与套管间放电。均压球除了遮挡住底部、螺母、放油塞等金属件外, 还要满足电气强度的要求, 调整均压球的位置, 可以缩小套管尾部到油箱壁的绝缘距离及绕组的爬电距离, 改善辐向和轴向的电位分布。若调整不当, 球面会产生滑闪放电, 造成介质击穿, 甚至导致套管爆炸事故。

(5) 油样阀、放油塞在安装、检修以及取油样时应用干净的绝缘油清洗, 密封胶垫应完好;真空注油时, 应首先抽真空, 然后检查套管各部分密封情况, 真空度和密封都达到规程规定的要求后, 方可进行真空注油。

(6) 真空注油时应注意, 注油后破坏真空时, 套管油位会略有下降, 若有缺油现象需及时加油。考虑到取油样, 应略多注一些油。

(7) 套管做试验特别是测量介损时要注意其其放置的位置, 因为套管的电容小, 当位置不同时, 因高压电极和测量电极对未完全接地的构架、物体、墙壁和地面的杂散阻抗的影响, 会对套管的实测结果有很大影响。不同的位置, 这些影响又不相同, 所以往往出现分散性很大的测量结果。因此, 测量介损和其它试验时, 应把套管垂直垂直放置在妥善接地的套管架地进行, 不要把套管水平放置或用绝缘索吊起来在任意角度进行测量, 以保证测量数据的准确。

(8) 试验人员拆接末屏小套管引线时, 应防止导杆转动或拧断接地引线, 试验后应恢复原状。试验结束后应用万用表来测量末屏接地是否良好。

(9) 拆接引线人员, 禁止利用瓷套上下, 应使用升降车、脚手架或架梯。

(10) 检修中应用高纯度氮气 (氮气纯度为99.99%) 对套管内部不合格的绝缘体表层、绝缘油进行干燥。在检修中抽真空、高纯氮气干燥法的工作过程应用高纯氮气——渗透性很强的干燥气体, 具有很强的吸附能力。在实际缺陷处理过程中, 让具有较强干燥功能的高纯氮气反复与套管内部元件接触、混合, 干燥物体表层和吸附套管内不合格的油气混合物。减少套管内部的水分和杂质。

(1 1) 对于充S F 6气体的套管, 在运行巡视时应注意观察压力表的压力是否在规定值内, 检修时要做SF6气体的有关试验。

另外, 检修维护人员应熟悉套管的技术要求。首先要熟悉套管的技术性能, 其次要熟悉套管的使用条件, 如套管安装的周围环境温度为-40℃~+40℃, 在变压器上的安装角度与其垂直轴线之间不超过30°等。检修维护人员还应当做到:利用一切停电的机会认真检查套管, 及时消缺, 排除隐患;严把质量关, 所购检修维护材料均经有关方面验收认可;不断提高自己的专业技术水平, 确保检修质量。

摘要：在电力系统中, 变压器、互感器的地位起着举足轻重的作用, 如电压变换、电能传输, 作用大、应用广泛, 而且要求性能好, 运行安全可靠。变压器主要由铁心、绕组、器身绝缘、油箱和套管等组部件构成。套管将变压器、互感器内部高、低压引线弓到油箱外部, 不但作为引线对地绝缘, 而且担负着固定引线的作用, 变压器套管是变压器载流元件之一, 在变压器运行中, 长期通过负载电流, 当变压器外部发生短路时通过短路电流。我们一般使用的是瓷质套管, 并且还分为套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。本文我将在实际工作中学到的一些知识和套管的故障分析和检修维护一些经验和看法与大家交流一下。

关键词：绝缘,故障,检修