摘要：随着电力行业和科技水平的快速发展，本文中作者详细介绍了几种套管的基本结构和特点，结合案例分析了套管密封不良的原因，并提出了防范措施和相关建议。
关键词：变压器；套管；密封；措施
引言
变压器是电力系统中的关键设备。近年来，在运行中，因变压器套管端部密封问题引起了多起变压器故障，致使主变受损而返厂修理。按运行经验，在发生密封不良的套管中，尤以穿缆型套管、拉杆型套管为多。为防范类似问题重复发生，有必要对套管发生密封不良的情况进行总结。本文中笔者从套管结构入手，结合故障案例，深入分析了故障原因，针对故障原因提出了防范措施。
1套管的结构
变压器套管主要起支撑引出线对地绝绝缘、通流、防污秽、防雨防潮等作用。变压器套管按通流回路结构的不同区分，主要分为穿缆型、导杆型、拉杆型等结构。一般载流量在1250A及以下时，选用穿缆型套管。穿缆型套管内部由铝管隔离套管本体绝缘与载流导体，绕组出线电缆由套管尾部穿过套管内部的铝管后，经定位销固定在套管端部，经电缆端部丝扣与将军帽联接。导杆型套管、拉杆型套管一般适用于1250A以上载流量时。导杆型套管内部由封装好的金属导体作为载流体，现场安装时将绕组出线与套管尾部接线座连接即可。拉杆型套管的内部载流导杆可拉出，以便于套管尾部的连接，优点在于现场安装时人不需进入变压器内部。
2故障案例
近年来因套管端部密封问题引起的变压器故障多有发生，主要集中在穿缆型和拉杆型套管。现列举两个案例进行说明。
2.1案例1穿缆型套管
某110kV变电站1台新投运110kV变压器，型号为SZ11-50000/110，2010年生产，在运行约13个月后，在一晴天的16点半左右发生主变差动保护动作跳闸，轻瓦斯动作，重瓦斯未动，故障持续时间约70ms。故障后，对该主变开展了试验检查。除油色谱分析异常外，直流电阻、绝缘电阻、绕组变形等试验均未发现异常。按三比值法分析，故障编码为102，判断为电弧放电，按增量计算CO2/CO为0.5，怀疑涉及固体绝缘分解。经返厂解体，发现该主变C相高压绕组中部出线下部2段、3段有匝间、段间击穿情况，绕组中部出线根部的绕包皱纹纸有明显吸水后泛白、撕扯时强度明显降低、点燃时有噼啪声的情况，确定为引线绝缘纸中含水分。经检查该主变高压穿缆型套管首端，发现C相套管端部内有明显水分浸渍痕迹，确认为C相套管端部进水引起。经分析，因110kV套管顶部约高于储油柜1m，在套管端部密封不良情况下，外部潮气、水分会因呼吸作用被吸入套管导管内，沿绕组出线电缆（穿缆）进一步下渗。下渗的水分，在绕组出线电缆根部拐弯处发生聚集与滴落，引起绕组匝间绝缘纸受潮、绝缘强度降低，最终造成匝间、段间击穿而发生差动保护动作跳闸，因故障时能量较小，重瓦斯未动作。
2.2案例2拉杆型套管
某500kV变电站1台500kV单相主变，型号为ODFPS-250000/500，2003年生产，在深夜发生爆炸，主变差动、重瓦斯保护动作，故障持续时间为56ms；故障前无外部短路等异常运行情况。故障时爆炸能量巨大，致使该主变500kV套管升高座与变压器本体油箱彻底脱离并被撕裂，套管被发射出升高座，升高座内部引流线被拉断，升高座的手孔盖板固定螺栓全部断裂，手孔盖板飞出几十米远，主变油箱发生变形并往升高座侧相反向有位移。
故障时，主变本体油箱压力释放阀动作，但未能避免升高座、高压套管发生粉碎性损坏。该主变套管为进口拉杆型套管。经现场检查，该套管L型升高座的内部、靠套管尾端处的内壁上有放电点。经对该故障相主变返厂解体分析，绕组、铁心均未发现放电等异常。为进一步查找故障原因，经解体该相变压器高压套管将军帽，发现将军帽内有明显铜锈痕迹，紧固螺栓处有水浸入痕迹，密封圈老化变形。经分析，确定为密封不良水分进入引起故障。500kV套管顶部高于变压器储油柜约2m。在套管将军帽密封不良处，因套管内油的呼吸作用，水分被吸入套管将军帽内，并沿导电杆与铝筒间的缝隙下渗，在套管尾部沿绕组出线电缆继续下渗。在绕组出线电缆第一个支撑点夹紧处，水分发生汇聚，水分沿支撑绝缘件有横向流动，最终引起引流线与升高座壳体间放电、击穿。因剧烈放电产生大量气体，引起体积巨烈膨胀，其应力波迅速向四周扩散；因L型升高座油体积V远小于本体油箱中的油体积，且L型升高座与本体油箱相通截面积有限，对应力波的吸收和弱化能力不足，最终导致了如上所述的L型升高座等处撕裂损坏。为防范类似问题重复发生，对在运的另外两相变压器进行了密封检查，确认套管密封完好。经检查，该型套管顶部共有8颗螺栓，其中4颗还兼用作固定均压罩，存在均压罩晃动引起螺栓松动或拆下均压罩时仅4颗螺栓紧固，易导致密封失效的风险。为确保8颗螺栓均用于密封，对该型套管顶部均压罩固定方式进行了改进。将密封螺栓固定均压罩方式改为采用在接线端子处固定均压环方式，从而降低了套管顶部密封不良进水受潮的风险。
3预防措施及相关建议
（1）充油套管在运输过程中水平放置，取油口、油位观察窗、试验抽头位置需在同一条直线上并要求向下，开箱后仔细检查箱底，如发现渗漏油痕迹应立即联系套管厂家进行处理。（2）套管运行过程中，变电运行人员需仔细观察并记录充油套管的油位情况，必要时，也可以利用望远镜对套管各处的密封进行仔细检查，采用红外测温确定套管油位。如果出现渗漏油情况，立即上报并制定相应措施。（3）对于充油套管按照状态检修规程开展相关试验，试验无异常时，禁止打开取油阀取油样。（4）对于试验数据存在异常需要结合取油样进行相关试验时，需使用专用的取油样工具进行取油，取油后，仔细检查取油口密封垫情况，如无异常，使用专用扳手拧紧取油口，如密封垫异常，需更换相同型号的密封性能良好的新的密封垫后在拧紧。（5）对于同类套管，当发现某一支套管异常时，需对剩余的套管适当缩短试验周期，并密切监视，防止同类异常再次发生。（6）因L型升高座内的油相对独立，500kV主变套管L型升高座内变压器油难于与变压器本体油进行热循环。在L型升高座内部有隐患时，检测变压器本体油样不易发现问题。因此，建议加强500kV套管L型升高座处的油色谱、油中微水的监测，以及运行中局放在线监测，以便及早发现水分进入后引起的局放、发热等故障前期问题。
结语
变压器高压套管是变压器整体密封的薄弱环节，其头部密封结构存在薄弱环节，易产生负压，加之密封件老化，安装工艺不良等，易造成密封不良，引起外部水分的进入。水分进入后，会造成后果严重的变压器故障。因高压套管密封失效的特殊性，运行人员、检修人员很难从外观发现异常。为避免套管密封不良问题，建议加强套管端部安装工艺的管控，并在套管端部恢复后和预试定检后，开展在储油柜施加35kPa静压力的密封试验；有条件时可开展L型套管升高座处的油色谱、微水和局放的在线监测，以便及早发现问题。最后建议变压器厂家不断完善L型升高座的防爆能力，减小其内部故障时的破坏力。
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