1引言

变压器套管是将变压器内部的 高、低压引线引到油箱外部的出线装 置。套管作为引线对地的绝缘，还担负 着固定引线的作用。因此，它必须具有 规定的电气和机械强度。由于它在运 行中除应承受长期负载电流外，还应 能承受短路时的瞬时过热，即应有良 表 1 2000年一2007年套管故障数据 Table 1  Data of fault bushings in 2000 to 2007 年代 2000托 2001年 20o2年 2003经 2004钜 2005年 2006钲 2007年 套管事故次数  1 5 2 l 5 O 4 4 套 管故 障次数  63 63 l09 89 77 3l3 359 628 末屏接地 不良  2 4 6 7 8 l7 l6 30 故障发生次数 注：2007年套管故障次数中含套管渗漏油 310次。 好的热稳定性。如果变压器套管存在缺陷或发生故 障，将直接危及变压器的安全运行及其供龟可靠 性。 近年来，运行中的套管事故率和故障率都呈上 升趋势。据不xx统计，2000年以来，50okV变压器 套管在运行中发生爆炸、着火事故的有 9次之多。 国家电网公司资料统计如表 l所示。 油浸电容式套管故障的形成主要是结构或制 造工艺不良、安装工艺不良等造成套管接头过热； 瓷套外绝缘在恶劣环境下发生雨中闪络；末屏接地 不良造成油色谱超标等。长期运行中密封垫圈老化 裂纹，发生漏油、渗水，加上维护不到位，使套管的电 气绝缘性能下降，甚至发生套管爆炸。因此，对运行 中的油纸电容式套管应加强监视，及时进行检修、维 护及试验，提前采取防范措施 ，确保设备安全运行。 笔者就油浸电容式套管末屏接地不良引起的故障加 以分析，并提出改进建议和防范措施。

2油浸电容式套管的基本结构

油浸电容式套管是由接线端子、储油柜、上瓷 套、下瓷套 、电容芯子、导杆 、绝缘油、法兰、接地套 管、电压抽头和均压球等组成的(如图 1所示)。套管绝缘由内绝缘和外绝缘构成。外绝缘通常为瓷套， 内绝缘为一圆柱形电容芯子，该圆柱中心的铜(铝) 导管既是电容芯子的骨架，又是套管用于穿过引线 电缆的引线孔(穿缆式)，必要时可作为零屏。 油纸电容式套管的中间法兰上，一般分别装有 测量端子和电压抽头。测量端子是从电容芯子最外 一层电容屏卷入一层约0．3ram厚、50ram宽的铜带， 电容芯子机械加工后，挖一小窗口，使铜带露出，然 后用焊锡焊上软铜绞线与接地小套管内部导杆相 连接 ，通过绝缘套管引出的，该层电容屏主要用来 测量电容套管的介质损耗因数和电容量。在局部放 电测量时，用该电容屏对中间法兰的电容值(该端 子对地电容较小)和电容芯子的电容值形成分压 器，用来测量变压器的局部放电量。电压抽头是由 套管电容芯子最外第二层屏通过绝缘套管引出的， 其对地电容比较大，可以输出一定功率。无论是测 量端子还是电压抽头，由于它们的对地电容与套管 的主电容相比都是比较小的，所以，在套管运行时， 必须可靠接地。

3油浸电容式套管末屏接地结构

目前，运行中的油浸电容式套管的主绝缘电容 屏结构无大差异，但套管外部接线端子，特别是末 屏结构有较大差异。随着技术进步和制造工艺的提 高，其结构也发生了很大变化。不管如何变化，套管 末屏出现的问题还是占套管缺陷的绝大部分。据统 计 ，套管的缺陷与异常中，套管接头过热、渗漏油 、 介质或油介损超标和套管末屏接触不良故障占据前列，有些故障通过远红外测试和观察等可以及时 发现，但套管末屏接地不良等则难以在运行中发现。 因此，了解末屏接地不良给设备安全运行带来的危 害，积极开展对其监测的研究，十分必要。

4油浸电容式套管末屏故障现象、原因分析 及处理

 4．1  变压器故障及分析

    (1)1991年 7月 24日，某变电所变压器(1986 年 1月生产，1987年 l 1月投入运行)在系统无操 作、无负载情况下，A相差动保护动作跳闸，高压A 相套管电容芯子飞出，套管末屏熔断，套管电容芯子 内电极(穿缆导杆)断成4段，套管下部绝缘成型件 严重损坏，均压球变形。分析为由于套管末屏接地不 良，产生局部放电，逐渐波及到主电容屏，使主电容 屏电场发生严重畸变，导致套管主绝缘击穿、爆炸。 (2)2008年 9月 14日，西北某 330kV变电站 3 号主变发生故障，各种保护正确动作，压力释放阀动 作，三侧开关均跳闸。事故后现场检查，高压侧套管 三相及中性点套管的瓷套全部碎裂。根据现场运行 人员记录的情况，高压侧套管 B相碎裂，根部起火 后其他两相高压侧套管及中性点套管爆裂，火势在 20min后被扑灭。 该高压套管型号为 BRDL3W一363／630一A，1999 年 4月生产。经分析，事故的起因是由于330kV B 相套管末屏接地装置在结构、装配及制工艺方面存 在缺陷，导致导电杆与末屏接触不良，造成低能量局 部放电，经较长时间向内发展，烧蚀短接了部分电容 屏，致使剩余电容屏电位分布改变，造成高压对地短 路。电弧引发套管油迅速分解、套管内部压力增大， 致使 B相上、下瓷套爆炸并着火。碎瓷片及火焰波 及 A相、C相瓷套及中性点瓷套，致使其破碎并着 火。故障情况如图2所示。 (3)2008年 9月 24日凌晨 ，华南某发电厂，受 台风的影响(瞬时风速达 51m／s)，造成多台发电机 跳闸。9月 24日2时 O3分，5号发电机跳闸，主变差 动保护动作，厂用电切换正常。9月 24日2时09 分，4号机组跳闸，查 4号主变差动保护动作。9月 24日2时 l2分 3号机组跳闸，查 3号主变差动保 护。4号主变出线套管停机前(2：09分左右)发现着 火。5号主变 B相 500kV套管直接发生雨闪；3号、4 号主变 A相 500kV套管发生机械损伤后造成对地 闪络。经仔细检查发现，5号主变A相、C相 500kV 套管的末屏出现接触不良，其中A相套管的非瓷性 绝缘件已过热老化，出现渗漏油现象(见图 3)；C相套管的引线接头已有明显过热痕迹(见图4)。

 4．2 由交接和预防性试验发现的故障

    (1)某 500kV变电所，在 1996年春季预试时发 现：1号电抗器 (型号：BKDFP一40000／500，1981年 l2月制造)C相套管，在绝缘试验时发现末屏绝缘 不良，在测绝缘电阻时，听到中问法兰处有放电声。 套管分解后，发现套管末屏有两个引出接地线，其 中闲置的引出线未做绝缘处理，残留约 40mm长的 引线头压在外层白布带内，白布带松脱后 ，引线头下落至距离法兰很近的内壁处，以致出现测绝缘时 的放电声。经绝缘处理后运行良好。 (2)2006年3月 21日，大连某变电所 2号变定 检时，发现一次 A相套管末屏与接地外罩上有很明 显的放电、烧蚀痕迹。经检查，原因是末屏引出铜线 与小套管连接松动，造成放电。 (3)某变电所主变型号为SFZ8一M一25000／63，套 管型号为BRW3—66(1999年 l1月生产)，小套管经 接地罩(俗称“草帽”式接地罩)接地。变压器预防性 试验后投入运行时，66kV侧 A相、B相套管末屏小 套管接地罩与法兰之问放电。 经检查分析，在进行套管测量后，由于在上接地 罩固定螺栓前，没有将接地罩和法兰问的油漆xx， 致使接地罩和法兰之间接触不良，导致变压器运行 后接地罩与法兰间放电。将接地罩和法兰之间油漆 xx、接触良好后，运行正常。 (4)某变电所型号为 s7—4000／63主变，套管型 号为 BRY一60(1973年 2月产品)。预防性试验时，发 现高压 B相套管末屏绝缘电阻明显下降，仅为 10MQ(标准为 1 000MQ)。采用介损电桥经末屏测 量套管 tan8，当施加电压 2kV时，电桥显示放电，无 法测量。经检查分析，66kV B相套管末屏结构为老 式经接地片接地。外观检查发现小套管密封圈老化 严重，并有渗油痕迹。可能在拆接地片时内部接地线 跟着同时转动，导致小套管内部引线松动后与中间 法兰间距离不够、发生放电。经拆开检查发现，末屏 间引出线焊接点已经断开并搭接在法兰上，引线上 绝缘护套短，其裸露部分与法兰间发生放电。 (5)2006年某变电所主变型号为 SZ11-31500／ 66，66kV套管型号为 BRLW72．5／630—4(20o5年 9 月生产)，接地套管导电杆与接地帽螺纹相连接地 (俗称“顶杆式”接地)。在交接验收进行局部放电试 验时，发现变压器 B相套管放电量达几万皮库，A 相、C相放电量也在 2 000pC-3 000pC，超过标准值。  根据放电图谱判断套管本身内部有接触不良现象。 经过反复查找，发现高压 B相末屏小套管绝缘电阻 为0，A相、C相小套管顶螺杆式接地罩接地不良。B 相套管处理后，A相、C相又采用人为接地后，变压 器整体局部放电量均小于 150pC。 在拆开末屏小套管处理套管缺陷时，发现该末 屏小套管内、外都存在缺陷(如图5所示)。一是电 容芯子地屏引出至接地小套管内部导电杆软铜线 焊点严重偏离引出孔位置；二是引出软铜线外面套 的绝缘管长度不够，致使引线裸露部分接地；三是 接地小套管接地所采用的“顶杆式”接地罩尺寸不 对，螺杆与接地罩内螺纹接触不到位，造成接地悬 浮。将接地屏至小套管之间连线套上足够长的绝缘 管，同时，将外部接地帽改为接地片直接接地后运 行良好 (6)某 220kV变电所 ，主变压器 (型号 为 SFP9— 120000／220，1999年 9月生产)高压套管型号为 BRLW一220／630—3，末屏小套管接地为顶杆式弹簧 结构接地 。 在交接试验时，使用 5 O00V兆欧表进行末屏小 套管绝缘电阻测量中，发现兆欧表指针不稳定。进 行 tan~~测量，当电压施加到 5kV时，电容 与出厂 值比较变化不大，但 tan~~值增长很大；当电压施加 到 lOkV后，电桥屏幕上显示放电故障，测量无法进 行。 雷诺尔油纸套管末屏接地装置接地原理如图 6 所示，雷诺尔末屏接地通过末屏引出杆上的推拔铜 套与套管内部法兰连接接地，接地是否良好主要是 由推拔铜套上的弹簧弹力和推拔铜套与法兰接触 面的紧密程度决定。当运行需要接地时，在弹簧的 作用下 ，接地帽与法兰接触达到接地目的；当测量 需要打开接地时，把销钉插入固定销孔内，则接地 帽就会离开一定距离。当采用细销钉时，接地帽与 中部法兰间隙小，容易放电；当采用粗销钉时，接地 帽与中问法兰间隙就大，能够满足测量要求。接地 销钉大小对测试结果的影响如表2所示。 处理方法：测量前，要根据销孑L大小选择销钉，当发现测量数据不正常时，要先检查此位置是否按 照要求插入销钉。测量完毕拔出销钉后，要用表计测 量接地是否良好，以防止接地帽与中部法兰间存在 氧化膜或弹簧压力不够导致末屏接地不良，造成运 行中放电。

  4．3 通过色谱分析发现的故障

     (1)大连 220kV变电所 1号主变高压 C相套管 和另一 220kV变电所 1号主变高压 B相套管，对套 管油进行定期色谱分析时发现可燃气体含量超标。 经检查为套管电容屏末屏接地不良。处理后运行良 好。 (2)1999年 3月 20日，某电厂 l号主变高压 C 相套管定期色谱分析中，发现套管内部存在高能 放电故障。经解体检查，故障为末屏接地线引线 ， 在小套管内侧处断开，造成放电。1999年 4月 7 日，该主变二次A相套管定期色谱分析中，发现乙 炔 1 0251xL／L、总烃 9 613 L／L，套管内部存在高能 放电故障。经解体检查为末屏接地线引线，在小套 管内侧处脱落，造成放电，修复后运行良好。 (3)某 220kV变压器的66kV侧套管，油色谱分 析，乙炔值达到 5 605p,L／L，试验时介质损失测不出 来 ，说明套管内部存在严重的放电故障。经解体检 查为末屏至接地套管的引线断裂，导致严重放电现 象。某主变高压 C相套管和另一 1号主变高压 B相 套管，通过对套管油进行色谱分析发现乙炔和总烃 含量严重超标，检查发现套管末屏接地不良所致。 (4)2006年，某 66kV变电所 2号主变一次侧 B 相套管定期试验时，发现乙炔含锩为 12．91~L／L，乙 烯含量为 174．8 L／L。检查套管末屏发现，其末屏接 地外罩上两接地簧片弹力不足，导致末屏接地不 良，发生放电，引起套管油质劣化。

  4．4 冲击合闸时发生的故障

     某变电所 SFZ7—31500／63主变，66kV套管型号 为 BRW3—66，小套管经多股软铜导线接地。在变压 器冲击合闸试验中，66kV C相套管末屏与接地法羔 问放电。经检查 ，套管末屏接地线由于长年运行加 上引线表面有油漆，致使接地套管  的接线片 与多 股软导线断裂。根据断裂截面分析，有90％是旧断 面，剩余导线截面非常小，当变压器进行冲击合闸 时，发生引线烧断后的放电现象。将接地引线改为 金属片连接。

  4．5 综合分析

     在上述多起因套管末屏接地不良的故障中，按 电压等级分析如表 3所示。500kV故障次数虽然少 于 220kV及以下套管，但其造成的影响还是很大 的，按故障率分析，500kV套管故障率也是{zg}的。 提高500kV套管的制造质量，并对其加强运行维护 是十分必要的。  通过预防性试验或交接试验发现的故障有 7 起，占故障总数的 38．9％；通过油色谱试验分析发现 的故障6起，占故障总数的 33．3％；有 4起是引发了 事故或事故后经检查分析发现 ，占故障总数 的 22．2％，只有 l起是在变压器投入运行冲击合闸时 造成末屏接地线放电、断线。对变压器套管进行试验和加强监测，可以有效地防止故障发生。套管油量 虽然比较少，必要时取油样进行色谱分析，是检测套 管故障xxx的手段之一 对制造厂有明确规定不 得取油样试验的，既使确认必须取油试验，也需征得 厂家同意。 套管末屏故障的主要表现型式多为接触不良， 早期产品以发生内部断线或松动的较多，主要是引 线引出的导电杆为一体，当外部试验需要拆 、装接地 线时，导电杆转动，使内部引线脱落或松动，此类故 障共 占4起。 当出现弹簧压紧式接触的末屏结构后，由于弹 簧作为导体，一且有较大电流通过后，弹簧过热 、弹 力下降，造成恶性循环，接触更为不良。此类故障发 生达 7次之多，其中有2次为外部接地处接触不良， 造成过热。原“雷诺尔”套管的末屏结构属于“弹簧压 紧式”，当套管与触杆滑动不灵活时，弹簧压力不足 以克服摩擦力时，可能造成接地不良。此类故障统计 数龌不大，但试验中多次发生，经处理，缺陷得以消 除。 设汁结构或制造工艺有明显缺陷的有 2起，一 是内部多{丑一根引线 ，且绝缘长度不够，造成放电； 另一是引出螺杆与接地罩内螺纹接触不到位 ，造成 悬浮。这类工艺、结构性问题值得工厂注意和改进

5结束语

 在大型变压器故障中，套管故障带来的危害是 严重的，它的炸裂往往可以引起火灾。要充分重视变 压器套管的选用、验收、安装、试验及维护等工作。无 论国内还是国外工厂生产的套管，对其内、外绝缘都 应留有一定裕度，并考虑系统和环境变化对套管运 行带来的影响，要适应我国环境和电网运行条件的 要求。一定要选用有丰富制造经验、有良好运行业 绩、通过xx部门严格型式试验的套管专业生产厂 家的产品。 套管的末屏接地不良是引起套管不正常运行的 多发故障，其后果也比较严重。建议制造厂对其结构 加以改进，采用相对固定连接方式的末屏结构。即使 在现场试验进行拆、接操作，也能保证套管末屏经常 处于良好、可靠的接地状态。 加强对新套管的出厂检测和对运行套管的预防 性试验工作。对新投入运行的套管除进行主绝缘 tan6测量外 ，{zh0}还进行小套管的 tan6测量 ，这样 可为判断小套管绝缘状况提供依据。在对套管进行 移装再利用时，应根据存放时间和搬运情况，确定必 要的试验项目，确保其的完好性。 鉴于套管末屏对安全运行的重要性，建议套管 生产厂家在《安装使用说明书》中将与运行关系密 切的套管末屏结构图及套管头部结构图等列出，并 详细说明运行和维护的要求，以便使用部门掌握。 运行部门在安装变压器在线监测装置需要改变套 管末屏结构时，必须对其结构了解清楚，在征得制 造厂同意后 ，方可实施，防止因末屏接地结构的改 变影响变压器正常运行 。 除制造厂有明确规定外，对 220kV以及上套管 按《电力设备预防性试验规程》要求进行油色谱分 析，取样时应将取样 日期、次数、部位及油量记录存 档，并注意油标指示，发现油量不足时，及时补充合 格的变压器油。对补油工艺不熟练或不掌握时，可 请厂家技术服务人员到现场指导。 利用变压器停电小修或预防性试验，对套管进 行介质和电容擐的测试，以便及时发现运行中的套 管末屏接地不良问题。对测试结果，要与历史数据 进行对比，从微小变化中发现问题。当测试数据出 现异常后 ，要仔细分析和查找原因，并采取定期跟 踪试验等措施，问题严重的要及时处理。 变压器喷油漆前要对套管的末屏接地装置和 电压抽取装置进行防护，防止油漆喷在小瓷套外表 上。变压器进行冲击合闸试验或重新启运前，应对 末屏接地套管接地状况进行仔细检查。因试验需要拆除接地装置的接地部分，测量后必须及时恢复，并 建立严格的恢复、检查制度，以确保接地良好。 220kV及以上变压器套管严禁在现场进行自行 大修。如果须进行大修，套管大修后必须进行交流耐 压和局部放电试验，经严格试验考核合格后，方可投 入运行。 套管末屏接地是否良好，对变压器安全运行关 系极大，建议定期对套管末屏部分进行远红外测温 检查，对因接触不良产xx热的套管末屏，力争及时 发现。目前，对套管的末屏接地装置接地可靠性缺乏 有效的检测手段，建议开展末屏良好接地监测的试 验和研究，将末屏接地不良故障减少到最小。     

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