变压器套管试验与故障分析
220kV变压器高压侧套管接地故障原因分析及对策
220kV变压器高压侧套管接地故障原因分析及对策摘要:针对一起220kV主变高压套管接地短路故障引发主变重瓦斯及差动保护动作情况，对主变进行了解体检查，对套管进行了更换及试验，介绍并分析了主变套管对地放电的原因，针对实际情况提出如何通过常规性试验及油色谱分析，以及日常巡视测温等工作，及时发现主设备缺陷。
关键词:220kV高压套管;接地短路;运维注意事项0引言高压套管是变压器的重要组件，也是电力系统中重要的电气设备，其作用是把变压器高压绕组的引线引到油箱的外部。
高压套管起着固定引线以及保证对地绝缘的作用。
运行中的高压套管要具有良好的热稳定性，以承受长期负荷电流及短时的瞬间过热。
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可靠供电。
变压器套管，通常采用电容式套管，在套管中间接地法兰处布置有电容末屏，由电容芯子最外层电容屏通过绝缘套管引出，主要用来测量电容套管的介质损耗因数和电容量。
末屏在运行中必须良好接地，如果运行中由于各种原因造成末屏不健全或接地不良，那么末屏对地会形成一个电容，而这个电容远小于套管本身的电容，按照电容串联原理，将在末屏与地之间形成很高的悬浮电压，造成末屏对地放电，甚至造成套管爆炸事故。
1 变压器及套管试验2017年对变压器进行了交接性试验，2018、2019年，对变压器进行了预防性试验，通过对故障相套管、绝缘测试、主变油色谱数据以及主变故障前后油色谱数据的信息，可以看出，故障相套管的介质损耗和电容值在多年内有所变化。
通过对套管绝缘性能的改善趋势、主变油的气体成分随时间的变化以及主变在发生故障后气体含量显著增加的情况，对于了解设备状态和性能的演变具有重要意义。
查阅出厂试验报告、交接试验报告、2018、2019年预防性试验报告，虽未见B相套管数据异常，但介损有逐年增大趋势，结合近一年离线油色谱数据，H2含量虽小于《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722-2014）运行中220kV变压器油中溶解气体含量的注意值H2：150μL/L，C2H2: 5μL/L，但逐月呈增大趋势，且后续几次送检来看均出现乙炔气体，说明内部存在放电现象，已有初步事故征兆。
220kV变压器套管故障原因及对策分析
220kV变压器套管故障原因及对策分析
220kV变压器套管是220kV变压器外壳结构的一部分，它可做到保护变压器的内部和外部免受电气和环境的不利影响。
由于它是一个非常关键的部分，当它出现故障时会对变压器的可靠性和安全性产生很大的影响。
因此，必须了解220kV变压器套管故障的原因及其相应的对策分析。
220kV变压器套管故障一般可分为腐蚀故障和损坏故障两类。
腐蚀故障是指变压器套管表面被氧化物及有机物等气体侵蚀而导致的。
这类故障的发生一般受到环境湿度及污染条件的影响，大部分情况下可以通过改善环境措施来避免。
损坏故障则是由于变压器套管的几何结构产生的。
这类故障的发生一般是由于安装不当、操作不当及一些环境因素造成的，需要采取适当的措施来避免。
（1）完善安装工艺。
应加强安装工艺监控，控制安装质量，避免变压器套管出现安装不良现象，从而避免损坏故障发生。
（2）防止污染。
应采取有效措施，通过过滤器、罩离子增强设备等技术来防止有害物质和有机物的污染，从而避免腐蚀故障的发生。
（3）优化保护措施。
应采用改良型和高效能绝缘油，添加抗氧剂来优化光绝缘、感应耗散气隙等技术，提高变压器套管的耐候性和抗紫外线性能，以免被气象影响。
通过以上分析，220kV变压器套管故障的原因及其对策分析已有所掌握。
任何技术人员在安装、操作及维护过程中应加以重视，正确地使用和维护220kV变压器套管，及时发现和消除不良状况，以确保220kV变压器的可靠性和安全性，提高220kV变压器的运行效率。
110kV及以上变压器套管常见缺陷和故障分析
110kV及以上变压器套管常见缺陷和故障分析摘要：变压器套管作为电力系统中重要的组成部分，承担着保护和支撑变压器的重要任务。
然而，由于长期运行和外部环境的影响，变压器套管存在着各种缺陷和故障。
本文旨在分析110kV及以上变压器套管的常见缺陷和故障，并探讨相应的分析方法和预防维护措施，以提高变压器套管的可靠性和运行安全性。
关键词：变压器套管；故障；预防；维护一、变压器套管的常见缺陷（一）机械缺陷（1）腐蚀和氧化：变压器套管长期暴露在恶劣的环境中，易受到潮湿、化学腐蚀等因素的影响，导致腐蚀和氧化现象的发生，进而降低套管的机械强度和绝缘性能；（2）金属疲劳：由于变压器套管在长期运行中承受重复的负荷作用和热循环，会导致金属材料产生疲劳损伤，如裂纹、变形等，从而影响套管的结构强度和稳定性[1]；（3）焊接问题：变压器套管通常采用焊接方式连接，焊接缺陷会对套管的整体强度和密封性产生负面影响。
常见的焊接问题包括焊接接头裂纹、焊缝气孔等。
（二）绝缘缺陷（1）绝缘老化：变压器套管中的绝缘材料经过长期使用后，会受到高温、湿度等因素的影响，导致绝缘老化现象的发生，降低绝缘材料的绝缘性能和耐久性；（2）绝缘材料损坏：在运行过程中，变压器套管可能会遭受外部冲击、挤压等因素，导致绝缘材料的损伤，如破裂、断裂等，从而引发绝缘性能下降和故障风险的增加；（3）绝缘击穿：当绝缘材料受到过高电压或电场强度的作用时，可能发生绝缘击穿现象，导致变压器套管失去绝缘功能，从而引发更严重的故障。
二、变压器套管的常见故障（一）温度过高（1）过载：变压器套管在运行过程中承受着来自负荷电流的热负荷，如果超过套管所能承受的额定负荷，将导致套管温度升高，进而引发过热和故障；（2）冷却系统故障：变压器套管的冷却系统如风扇、冷却器等，如果存在故障或运行不良，会导致套管的散热能力降低，使温度升高，增加故障的风险。
（二）油漏（1）密封问题：变压器套管通常使用油作为绝缘介质和冷却介质，如果套管的密封性能出现问题，可能导致油液泄漏，进而降低绝缘性能和冷却效果；（2）压力异常：变压器套管的油箱在运行过程中会受到内部和外部压力的影响，如果油箱的压力异常，如过高或过低，可能引起油漏现象。
一起500kV主变压器套管末屏故障分析及处理
一起 500kV 主变压器套管末屏故障分析及处理摘要：本文以某电厂500kV主变压器套管末屏故障分析及处理过程为例，通过介绍500kV主变压器套管及末屏接地结构，结合案例分析变压器套管末屏故障产生的原因及如何防止末屏故障引起的事故，为今后类似的故障分析处理提供参考和借鉴。
关键词：变压器、套管末屏、故障分析处理、套管末屏故障防范措施；引言某电厂500kV主变为特变电工衡阳变压器有限公司2009 年生产，型号为SSP-250000/500无励磁调压变压器，其高压侧出线套管是传奇电气（沈阳）有限公司（原抚顺传奇套管有限公司）生产的ETG-550/1250型环氧树脂浸纸电容型油/SF6套管，套管直接与GIS 相连接。
2020年5月4日对4号主变压例行试验时，A相、B相套管末屏可轻松地拧开接地装置管帽，而打开C相时，即使采用管子钳也无法转动接地帽，试验人员初步判断接地帽不能正常开启的原因可能是拆装时螺纹已滑牙，于是用加长型管子钳最终将套管末屏护套盖打开。
打开后发现护套盖和接地套内部有大量的氧化物粉末，有火花放电痕迹，接地套里面和表面有大量的绿铜氧化物，已经有严重的氧化腐蚀现象。
下文以此次末屏故障为例，着重从套管末屏结构、末屏接地特点、故障分析处理过程（主变在检修状态处理）以及采取的防范措施进行阐述。
1.环氧树脂浸纸电容型油/SF6套管末屏的基本结构套管是由铝法兰、铜导电杆和环氧树脂浸纸电容芯组成。
套管通过铝箔形成局部电容平均电压，控制沿芯子厚度内和表面的电场强度，以形成紧奏有效的设计，可避免芯子表面电场分布过分集中。
电容芯子是由多层绝缘纸包裹在导杆上构成，套管电容芯最内层与套管的导电铜杆相连，最外层末屏用顶针引出，在运行时通过末屏接地装置接地。
套管电容芯子的最外屏即为所说的末屏，由于它对地电容比套管主电容小得多，于是在末屏与地之间形成较高的悬浮电位，若末屏接地不良会造成末屏对地放电，严重时还会发生套管爆炸事故，一旦套管发生事故，就会危及变压器的安全运行，甚至的可能发生爆炸或引起火灾，因此运行时末屏必须经过接地装置可靠接地。
一起变压器套管测试异常分析
合 下 对 主 变 套 管 进 行 检 查 。 观 检 查 发 现 外
间 ， 着 受潮 程 度 加 重 ， 性 损 耗 产 生 热 量 随 容
韶 关 变 压 器 厂 生 产 ， 产 日期 为 １ ９ 年 １ 套 管 油 位 观 测 镜 较 脏 ， 法 看 出 套 管 油 位 生 ９６ ０ 无 月 ； 管型 号 Ｂ Ｄ 一１ ０ ６ ０ 湖南 醴 陵 电 的 具 体 位 置 。 时 套 管 末 屏 处 有 油漆 覆盖 ， 套 Ｒ ｗ １／ ３ ， 同 瓷 厂 生 产 ， 产 臼期 为 １ ９ 年 ３ 。 据 如 密 封 圈 已老 化 龟 裂 失 去 弹 性 ， 是 将 异 常 生 ９６ 月 数 于 表１ 示。 所 相 套管 从 主 变 本 体拆 下后 起 吊放 置 到 支 架
筒及其他 固定附件组 成。 电容 芯 子 内 部 导
电 管 上 卷 有 电 缆 纸 和 铝 箔 ， 外 面 的 一 层 最
中 因 套 管 故障 引 发 的 变 压 器 事 故 所 占比 例 障 ， 并威 胁 到 了主 变 的 运 行 。 合 电气 试 验 铝 箔 即 为 末 屏 。 管 在 运 行 中相 当 于 多个 综 套 较 大 。 何 提 高 套 管 的 运 行 维 护 与 绝 缘 监 与 油 化 分析 ， 如 判定 套管 存在 重大 缺 陷 ， 必须 电 容 器 相 串联 的 电 路 ， 常 情 况 下 系 统 电 正 督 水 平 ， 为 了 电 气 技 术 人 员 需 要 解 决 的 尽 快 进 行 处 理 。 成
工 业 技 术
一
起变压器套 管测 试异常分析 ①
杨 军 （ 广东 电网公 司韶 关供 电局 广东韶 关 ５ ０ ６ １ ２ ） ２
220kV变压器套管故障原因及对策分析
220kV变压器套管故障原因及对策分析一、引言220kV变压器是电网输配电系统中重要的电力设备，起着电力输入与输出、电压变换、电能负载平衡等作用。
套管是变压器的重要组成部分之一，起到保护变压器油箱和绝缘材料的作用。
在运行过程中，套管也可能会出现故障，严重影响变压器的正常运行。
本文将对220kV变压器套管故障的原因和对策进行分析。
二、套管故障的原因1.质量问题：套管的制造材料质量不合格或工艺不合理，容易导致套管的质量问题。
材料强度不够，容易变形或破裂；制造工艺不够精细，导致套管表面不光滑、有气泡或裂纹等缺陷。
2.安装问题：套管的安装过程中，如果操作不当或存在施工质量问题，也容易导致套管故障。
安装时未按要求进行对接或固定，导致套管与油箱接触不紧密；安装过程中力度不均匀或有冲击，导致套管变形或损坏。
3.外部因素：套管在运行过程中，也会受到一些外界因素的影响而出现故障。
气候环境变化引起的温度变化，导致套管材料膨胀、收缩，引起应力变化；外部冲击、振动或挤压等因素，导致套管变形或破裂。
三、对策分析1. 套管质量控制：要加强套管的质量控制，选用合格的材料，加强工艺管理，确保套管的质量稳定。
对套管进行严格的质量检测，确保套管的结构完整、表面光滑，杜绝缺陷。
2. 安装质量控制：要加强对套管安装施工的质量控制，提高操作人员的技术水平，严格按照安装要求进行操作。
特别是在对接与固定过程中，要认真检查、精确操作，保证套管与油箱之间的接触紧密，避免安装过程中的冲击和变形。
3. 加强运行监测：定期对套管进行运行检测，了解套管的运行状况，及时发现问题并加以处理。
通过监测温度、振动、应力等参数，判断套管是否存在异常，并采取相应的解决措施，防止故障进一步扩大。
4. 增强套管设计的抗冲击、抗振动能力：在套管的设计过程中，应充分考虑套管的承载能力和抗外界因素的能力，采取合理的结构设计和优化。
增加套管的厚度，采用吸能材料等，提高套管的抗冲击、抗振动能力。
220kV变压器套管故障原因及对策分析
220kV变压器套管故障原因及对策分析
1. 温度过高：变压器套管在正常运行时会产生一定的热量，但如果运行温度超过了设计温度，就会导致套管损坏。
这可能是由于环境温度过高、冷却系统故障、负荷过重等原因引起的。
2. 绝缘老化：套管绝缘材料可能会因为工作时间长、环境影响等原因导致老化，失去绝缘性能。
这会增加套管与介质之间的电压应力，从而导致套管绝缘能力下降。
3. 异物侵入：变压器套管外部可能会受到各种异物的侵入，如灰尘、湿气等。
这些异物会导致套管绝缘性能下降，从而增加了套管的故障风险。
1. 温度控制：加强变压器冷却系统的维护和监控，确保冷却系统正常工作。
定期检查和清洁冷却设备，保证冷却效果的良好，避免温度过高。
2. 绝缘检测：定期对变压器套管进行绝缘测试，确保其绝缘性能符合要求。
如有发现绝缘老化或损坏的情况，及时更换绝缘材料。
3. 异物防护：加强变压器套管的防护措施，确保外部异物不能进入套管内部。
定期清理变压器周围的环境，及时清除灰尘和湿气等异物。
4. 定期检修：按照变压器运行规程，定期进行变压器的检修和维护工作，及时发现和排除隐患。
5. 负荷控制：合理控制变压器负荷，避免过载运行。
合理规划负荷分配，确保变压器的正常运行。
通过以上对策的分析和措施的实施，可以有效降低220kV变压器套管故障的风险，保证变压器的正常运行。
一起变压器套管测试异常分析
一起变压器套管测试异常分析摘要:本文通过一起预试中发现变压器高压套管绝缘试验异常,辅助油化分析并根据套管解体检查验证,确定产生原因是由于密封装置失效引起绝缘受潮,导致套管长期在缺油状况下运行,最终发展为设备缺陷。
针对该类缺陷,从生产制造与运行维护两个方面提出了相应的防范措施并总结。
关键词:变压器套管受潮介损值异常高压套管用于隔离、固定电力系统中带电导体,并保护其穿过箱体或墙壁与其它设备相连接。
套管的使用场所决定了其体积较小、绝缘厚度较薄,加之套管法兰处电场强度极不均匀[1],运行中的要长期承受工作电压、负荷电流以及在故障中出现的短时过电压、大电流的作用,因此系统对套管的绝缘性能提出了较高要求。
近年来,电力系统中发生了多起变压器运行事故,其中因套管故障引发的变压器事故所占比例较大。
如何提高套管的运行维护与绝缘监督水平,成为了电气技术人员需要解决的突出问题。
1 现场情况介绍在某110kV变电站#1主变年度预试中,试验人员发现高压侧A相套管绝缘试验异常,排除各种干扰后,绝缘试验仍然不合格。
该主变型号为SFSZ8-31500/121,韶关变压器厂生产,生产日期为1996年10月;套管型号BRDW-110/630,湖南醴陵电瓷厂生产,生产日期为1996年3月。
A相套管绝缘比交接时大幅下降,同时电容值与交接时增长近5%,各项测试数据均超过南网预试规程[2]规定要求,初步判定为套管绝缘下降,但还需对套管绝缘油进行油化分析作进一步判定。
由于套管绝缘油数量较少且出厂前已经密封,加之现场取样人员不熟悉密封装置结构,如果贸然拆开密封装置取油样,有可能采样后不能恢复密封装置,造成潮气侵入的后果。
主变油样分析显示氢气、总烃、微水含量较交接值均有较大增长,同时油中检测到乙炔,说明绝缘油中已发生局部放电故障,并威胁到了主变的运行。
综合电气试验与油化分析,判定套管存在重大缺陷,必须尽快进行处理。
2 套管检查与分析2.1 套管检查与解体上报运行管理部门后,决定立即联系厂家处理该缺陷,并申请调度将该主变停运。
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变压器套管试验与故障分析
摘要：变压器是电力系统运行的关键设备，要想保证电力供应稳定可靠，必须保障变压
器性能的良好稳定，而套管又是变压器的重要部件，对其性能好坏，需要特别关注。
关键词：电容型套管绝缘电阻介损电容值
变压器套管是变压器箱外的绝缘装置，可使变压器外部与绕组引出线之间绝缘，并能固
定引出线。
套管类型有纯磁、充油型以及电容型等几种，第1种常见于10kV及以下等级，
第2种一般用于35kV等级，而第3种主要用于110kV及以上等级。
套管性能对于变压器的
稳定运行十分重要，为保证变压器稳定运行，对套管进行检查试验必不可少。
一、变压器套管构造
变压器套管起到绝缘固定作用，将变压器外部与绕组引出线之间进行绝缘，并固定引出线。
现今在我国110kV及以上变压器基本都使用电容型套管，此类套管内部充满变压器油，
由电容芯子、瓷件、油枕、底座、测量与接线端等构成。
其具有重量轻、体积小的特点，目
前使用范围十分广泛。
二、变压器套管试验方式与判断标准
变压器套管试验包括绝缘电阻试验与介损及电容量试验两类。
为更加准确地判断变压器
电容型套管内部的受潮情况，应对主绝缘介损、末屏对地绝缘电阻以及介损等分别测量，同
时从几个方面数值来判断套管性能好坏。
（1）绝缘电阻试验：分为套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻，测量套管主绝缘、套管末屏对地的绝缘电阻时，被试套管相连的所有绕组端子短接，其余绕组端子均接地，绝缘电阻表与套管接线方法如表1：
表1 绝缘电阻测试接线方式
绝缘电阻规程要求：1.主绝缘的绝缘电阻一般不低于下列数值：110kV及以上：
10000MΩ；35kV：5000MΩ；2.末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ。
（2）介损与电容量试验：一般情况只测量套管主绝缘的tanδ及电容量，当末屏对地绝缘电阻数据存在问题（小于1000MΩ）怀疑末屏存在问题时测量末屏对地的tanδ，其值不大于2%。
测量套管主绝缘的tanδ及电容量时，采用正接线测量，与被试套管相连的所有绕组端子短接后接介损测试仪高压端，其余绕组端子均接地，套管末屏接介损测试仪电桥，采用10kV电压测量。
规程要求：20℃时的tanδ（%）值不应大于下表2中的数值：
表2 不同类型套管介损规程要求
且电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5％时，应查明原因。
三、变压器套管试验数据
为了有助于变压器套管介损的试验分析，本次研究选用 110 kV 电容型油纸套管为对象
进行试验。
绝缘电阻试验运用到的设备为深圳胜利高电子VICTOR3125型数字式绝缘电阻表，介损试验运用到的设备为济南泛华AE6000型介损测试仪，试验温度为20℃。
分别对A、B、C、O相套管进行试验。
绝缘电阻试验：本次绝缘电阻试验测得数据为：A相主绝缘:为500GΩ，末屏对地为
130GΩ；B相主绝缘为720GΩ，末屏对地为80GΩ；C相主绝缘为670GΩ，末屏对地为
90GΩ；O相主绝缘为880GΩ，末屏对地为150GΩ。
主绝缘介损与电容量试验：本次试验数据如下表3：
表3介损与电容量测试数据
（pF)
四.数据分析
根据试验结果，此变压器套管A、B、C、O相的主绝缘的绝缘电阻与末屏对地的绝缘电
阻都满足规程要求，绝缘电阻合格。
A、B、C、O相的介损值分别为0.228%、0.527%、
0.382%、0.1215，均小于规程1%的要求，且测得电容值与铭牌值之间误差分别为-1.86%、-
1.41%、-1.27%、-
2.57%，满足不超出±5％的误差。
故此次试验数据合格。
五、故障分析
若测得试验数据不符个规程要求，排除人为操作仪器失误等外部因素外，可能存在以下
几种原因：
1.测量仪器未进行定期送检，以致本身存在质量问题，导致测量结果不准确。
2.测量仪器抗干扰能力不强，而现场又存在较大干扰，比如附近有其他大功率运行设备
的工频干扰，导致测量误差过大。
3.测量仪器未良好接地，介损试验时，若接地不良，会产生较大误差。
接地点最好选择
接地扁铁等部位，并使用锉刀等工具将连接处进行打磨。
4.套管表面的脏污水渍未清理干净，导致介损值测量结果偏大，绝缘电阻值测量值偏小。
5.套管由于运行时间较长，风吹日晒导致绝缘老化，从而引起套管密封性能下降，进一
步导致水分进入，引起套管整体的绝缘受潮，劣化变质，造成性能下降。
参考文献：
[1]王辉.关于用电客户变压器常见故障的探讨[J].中国科技信息，2005,(17).
[2] 刘海峰，刘惠英，刘廷众，等.110 kV 变压器介质损耗因数超标的缺陷分析及处
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[3]陈化钢.电力设备预防性试验方法[M].北京：中国科学技术出版社,2001.
[4]杜联兴.变压器故障诊断研究进展与展望[J].广东电力，2013，（3）.
作者简介：丁恒，1993.3，汉，男，湖北孝感，硕士研究生，助理工程师，电
气工程。