原创：国网公司 一起玻璃钢电容式变压器套管烧毁故障检测与分析
世界上只有一种投资是只赚不赔的，那就是学习！人生无捷径，坚守成大器！我用心，爱如电！
摘要：高压套管系变压器的核心部件，其内部绝缘材料的材质与工艺的好坏决定了电场分布和绝缘强度。高压套管内部发生放电到一定程度后其主绝缘击穿，使变压器发生短路并在其内部产生大量的H2、C2H2、等气体。通过压器油色谱、绝缘电阻、电容量和短路阻抗等试验数据可较为准确地分析和判断内部绝缘损坏的程度，为变压器的吊罩检修提供参考。本文介绍了变压器短路后电气试验过程，高压套管吊起检查情况，以及高压套管烧毁原因分析，并提出了高压套管防烧毁的预防措施。
0 引言
变压器套管是变压器的重要组件之一。目前，变压器套管主绝缘的好坏主要通过测量绝缘电阻和介质损耗来判断，套管串联的电容屏有无击穿通过电容量来判断。正常运行时要求高压套管内部电场强度分布均匀，其主绝缘必须具有足够的绝缘强度。变压器套管主绝缘一旦质量出现问题，就会被击穿，从而危及变压器的安全运行。
近年来，随着技术发展和装备工艺提升，电力系统中的变压器越来越多采用玻璃钢电容式套管，因此确保这种新型套管安全稳定运行具有极高的工业应用意义。针对这种新型变压器套管的故障分析，未见相关报道。
本文以玻璃钢电容式变压器套管为研究对象，分析了一起玻璃钢电容式变压器套管烧毁原因，并提出了这种新型变压器套管防烧毁的预防措施。
1 故障描述
某220kV变电站容量180MVA主变的主保护发生动作。集控室“主变差动保护动作”、“主变重瓦斯保护动作”和“主变轻瓦斯保护报警”光字牌亮，主变三侧断路器动作跳闸，压力释放阀动作。主变本体轻、重瓦斯动作故障录波波形图如图1所示。通过保护波形，初步判断变压器高压侧C相内部绝缘发生了短路。
图1 主变动作故障录波图
该220 kV变电站只有一台主变运行，由两条220 kV线路供电。故障时，该主变有载分接开关在4分接位置运行。主变压器铭牌值如表1所示。该主变220kV高压套管C相铭牌值如表2所示。
2故障检测分析及预防措施
2.1现场检查
对该主变本体外观进行检查，其外表面有大量油污，变压器高压套管与中压套管外观无异常。检查该主变高压套管C相末屏时，发现末屏已经烧黑，存在放电痕迹。如图2所示。
图2 高压侧C相末屏放电痕迹
2.2油化成分检测与分析
试验人员取主变本体油样及重瓦斯气体继电器气样，并对其进行色谱分析，结果如表3所示。
表 3 油中溶解气体色谱分析特征气体含量
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722-2014），运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任一值时应引起注意：总烃﹥150μL/L；H2﹥150μL/L；C2H2﹥5μL/L。假如变压器特征气体超标，三比值法为102时，变压器内部存在电弧放电。
由表3可以看出：一是C2H2约占总烃的34.7%，说明内部发生了放电故障；二是CH4和C2H4含量较高，说明内部存在过热性故障；三是CO和CO2含量有一定程度的增长，说明内部固体纸质绝缘受到一定损坏。因此，结合此次故障编码102，判断为电弧放电，即变压器内部有放电或短路故障。[7]
2.3电气试验检测与分析
对该主变进行高压电气试验，试验条件为：环境温度21℃，变压器上层油温25℃，环境相对湿度70%。试验项目包括绝缘试验、绕组连同套管介质损耗及电容量测试、绕组直流电阻测试、低电压短路阻抗测试。做介质损耗和电容量测试试验时，高压绕组加不上电压，说明高压绕组可能出现贯穿性接地。
测试结果显示，高、中、低压绕组直流电阻正常，中压对低压短路阻抗数据正常，而绝缘试验、绕组连同套管介质损耗、高压对中压短路阻抗异常（加不上电压）。试验数据如表5-表7所示。
表5和表7显示，高压侧对中、低压及地的绝缘电阻为0，说明高压绕组或高压套管的绝缘被击穿。由表6看出，高压绕组C相末屏绝缘电阻为零，而其他部位正常，基本上可以判断高压套管C相下部靠末屏处绝缘击穿。
2.4 套管吊出检查
吊出1#变压器C相高压套管发现：一是该套管下瓷套被巨大的油压力冲开，其内部玻璃钢纤维被严重冲击而导致变形破损；二是C 相高压套管有严重烧损痕迹，位置在升高座CT的对应短路点处，如图3所示；三是高压套管浸在油箱内部的环氧树脂浇注部分已经被撕裂开，且缠绕的铝箔金属网已经破损，下部绝缘完全击穿，如图4所示；四是与C 相高压套管内表面接触的高压绕组线圈严重烧融，且套管电容芯大面积破损，如图5所示；五是套管升高座CT绝缘大面积烧毁，如图6所示；六是变压器油存在明显炭黑现象且含有绝缘烧损杂质，该杂质应为电弧产生的金属碎屑以及大量玻璃钢纤维进入主变压器油箱中，说明变压器油污染情况较为严重，极有可能污染本体绕组的主绝缘以及铁心、夹件等部件的绝缘。
图3 C相高压套管放电痕迹
图4 C相高压套管下部绝缘击穿点
图5 C相高压套管引出线烧融图
图6 套管升高座CT外绝缘烧损图
2.5 故障原因分析
该变压器套管为玻璃钢电容式结构，2013年10月投运，运行时间三年就发生击穿性故障。玻璃钢变压器套管是利用环氧树脂、固化剂、促进剂、添加剂等按一定比例配成树脂胶液，用无碱无捻玻璃纤维粗纱浸透树脂胶液，按一定规律缠绕在一次芯体上，经固化成型，加工成符合要求尺寸的一种高压电器产品。套管的设计结构采用电容型一体化结构，内绝缘以环氧树脂和玻璃纤维为主，选用特殊导电介质作为电容极板，产品主绝缘的缠绕采用微机控制，外绝缘采用目前流行的硅橡胶伞裙，法兰采用高强度铝合金材料，法兰和套管间采用特殊胶装结构。
在本例中，经解体发现，该高压套管底部使用玻璃纤维层层缠绕，由于自身质量缺陷问题，防渗漏性能较差。因此，在高负荷和高温天气运行条件下，本体绝缘油慢慢渗透进入内部绝缘层，逐渐发展为内部绝缘缺陷，并在套管内部产生局部放电。而放电产生气体造成套管内部压力剧增，最终造成套管下部浇筑的环氧树脂和玻璃纤维层在内部气体压力下被撕裂开，造成套管下部绝缘击穿，引起主变高压侧C相单相接地短路故障，短路电流产生的巨大能量使油压和温度升高，导致套管下部绝缘材料破损。
目前国内从事玻璃钢型变压器套管生产的单位不多，而且多为传统高压电器生产厂，产品设计上有一定优势，缺点是对环氧树脂胶液的配方掌握不够，需要专业从事玻璃钢行业企业中寻找人员。结合自身产品特点，来摸索出适合本厂需要的配方，这是一个反复验证的过程，需要大量的实例探索，目前国内各厂均独立开发，各有特点。研究配方的目的一方面是提高电气设备绝缘强度，使产品体积小重量轻，另一方面保证产品有一定韧性，防止开裂，提高套管机械强度。玻璃钢套管质量影响因素主要有以下几点。
（1）环氧树脂胶液的配置。产品成型的关键是环氧树脂胶液的配置，首先要选取符合要求的环氧树脂，目前一般采用双酚A型树脂，固化剂的选取更加关键，目前一般采用酸酐类固化剂，促进剂一般采用潜伏型，合理的调整配方控制温度，使树脂胶液黏度控制在一定范围内，减少气泡，并且在规定时间内不固化是产品合格的关键所在。
（2）缠绕方法。电气设计沿用以前传统电容型结构，梯差，场强选取和油气套管基本一致。产品缠绕目前国内厂家为湿法环向和纵向两种方式，缠绕时绝缘的一次芯体保持一定角度，这一点和传统产品包绕有区别。缠绕前计算好用纱量，每层绝缘纱带需往返次数。缠绕机床有传统机械式和计算机控制两种。传统式缠绕机床缠绕规律须通过实际摸索，径向和轴向尺寸不易保证，产品质量和操作者有很大关系。计算机控制的缠绕机只需事先输入缠绕过程，轴向和径向尺寸易控制，产品质量稳定。缠绕时注意小车前进速度，太慢纱中胶液量少，机械强度不好，太快胶液中气泡不易被纱带挤出，局放不易合格。
（3）缠绕过程中纤维所受的张紧力。各束纤维在缠绕过程中张力均匀性对制品质量影响很大。张力小制品不致密，两层粘接不牢，制品强度不高。张力过大，纤维在缠绕过程中磨损增大，纱带易打毛，同样使制品强度降低。
（4）固化工艺中的加热温度。产品固化成型一般分为环氧胶凝胶和初固化，然后再进行后固化，温度和时间以配方所用材料类别而定，各厂均有自己的控制曲线。
3 结论
本文基于一起玻璃钢套管故障，介绍了故障后诊断方法，并提出了玻璃钢套管制作过程中的质量影响因素，得出以下结论：
（1）玻璃钢应用于变压器套管领域的安全性和稳定性仍然有待进一步挂网运行验证。
（2）由于自身设备制造工艺不良或外界环境造成大型变压器损坏外，重要组件损坏同样是造成大型变压器损坏的一个重要因素。为防止大型变压器发生损坏事故，应在优化变压器套管的产品设计和制造工艺两方面采取措施。
（3）玻璃钢套管的工艺仍然有待进一步加强，环氧树脂胶液的配置、玻璃钢纤维缠绕方法及缠绕过程中的张紧力和固化过程中的温度需严格控制。
免责声明：本文来自于国网湖北公司,由电力技术生产整理分享，本公众号仅供学习交流，不用做商用，我们注重专业知识的学习，交流，分享，探讨。版权归原作者所有，如有异议请告知，我们及时删除！如果朋友们发现文章里面有技术性，专业性的错误，请及时联系我们，或者留言，我们及时改正！非常感谢！其他公众号转发本公司文章敬请注明本公众号全名称，并请勿用于商业目的！