华光潭电站主变高压套管改造分析

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1、华光潭电站主变高压套管改造分析（浙江浙能水电管理有限公司）木文以华光潭电站#1和#2主变的高压套管改造分析，阐述了变压器套管预试中异常问题及分析方法、处理过程，提出了电力变压器高压套管的异常分析处理和改造措施，以确保设备能够继续使用和运行。关键词：变电站；高压套管；改造一、引言套管是变压器中一个主要部件，套管分纯瓷套管、充油套管、充气套管、油浸纸绝缘电容式套管等不同形式。llOkV及以上电力变压器岀线高压套管多数釆用油浸纸绝缘电容式套管，它是将变压器内部的高压引线引到油箱外部的出线装置，既作为引线对地的绝缘，乂起到固定引线的作用。

2、因此，要求套管必须其有足够的电气强度和机械强度。准确测量变压器套管的介质损耗角tanδ,是实现变压器套管绝缘监督的必要条件。主变高压套管无任何保护信号，而且维修周期时间较长，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电可靠性。二、主变高压套管存在的问题分析在进行主变高压套管的预试时，必须需要拆除高压套管外部导线，在拆除的过程中，可能存在用力过大或者不均现象，这都会使将军帽和内部导电头有部分转动，从而影响套管的密封问题。华光潭电站#1，#2主变自投产运行后，主变高压套管密封圈经过这么多年的运行从来

3、没更换过。2010-2013年汛前小修预试过程中，我们均发现导电头部位有氧化物，这就证明内部或多或少有潮气进入，而这必然就会影响设备的安全运行。根据华光潭#1、#2主变高压套管介损测试数据（详见附表1,2），我们发现三相套管存在一相套管介损数据偏高现象。附表1#1主变历年高压套管预试数据华光潭电站高压套管型号为COT550,额定电流：800A,额定频率：50Hz,设备最高电压126kV,生产厂家为上海MWB互感器有限公司，2004年投产使用。从历年的小修预试数据来看，每年都存在主变高压套管介损偏高现象。根据分析,主变高压套管介损偏

4、高原因在于将军帽与套管内部引线接触不好，测试吋存在电位差，由此产生的阻性电流Ir变大导致介损偏高。由于设备的长时间运行及多次拆装将军帽，高压套管端头部位的密封圈已达不到较好的密封效果，定位销部位氧化严重，这也影响了将军帽与引线的电气连接。通过跟主变厂家及电试院等专家沟通了解，以及广东南网公司关于上海MWB互感器有限公司COT型套管缺陷原因和处理措施的分析报告，上海MWB互感器有限公司生产的COT型套管确实存在结构缺陷.•1、插销变形，错位；2、末屏引线焊接不良；3、电容屏制造工艺不良；4、套管密封系统缺陷。因此，建议对一、二号主变

5、高压套管进行改造。三、套管改造过程简述(1)检查及改造前试验1.等电位连接性能测试使用万用表检査套管端部与套管导电杆等电位连接是否可靠导通。2.绝缘电阻试验参照GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及Q/CSG10007-2011《电力设备预防性试验规程》执行。3.介损与电容量试验参照GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及Q/CSG10007-2011《电力设备预防性试验规程》执行。4.直流电阻试验测量变压器运行档直流电阻，参照GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备

6、交接试验标准》及Q/CSG10007-2011《电力设备预防性试验规程》执行，直流电阻测试值与前次试验结果相比偏差不超过2%。1.绝缘油试验参照GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及Q/CSG10007-2011《电力设备预防性试验规程》执行。当前三项试验结果异常及检查发现套管密封圈有开裂、破损或密封明显松动时，需进行套管油微水、介损及耐压试验。(2)COT型套管检查1.检查套管油位是否正常。2.检査套管表面是否冇渗漏痕迹。3.套管头部拆解3.1逐相松开套管铜掌螺丝，取出铜掌，拆除套管接线端子。3.2拆

7、除迫紧螺母，取出定位销，取下帽盖。3.3检查电缆接线柱上的橡胶垫圈奋无破损或老化变形、碟形弹介是否紧固或偏移。3.4检查注油塞及取油塞是否松动或冇明显异常情况。若无松动及异常，则进行下一步检查。若出现松动或明显异常，用6mm内六角匙打开油盅顶部的注油塞及取汕塞，检查取油塞密封胶垫有无破损或变形，更换密封胶垫并确保紧固，应注意紧固的力度要大小适中；用针简取油样(根据需要)，然后补充新油至油镜显示一半位置，并检查汕镜有无滲漏。3.5检查Φ60螺母处大小防水绝缘垫是否安装正确，若有异常需重新安装并确保紧固。3.6按顺序复装原帽盖

8、、定位销、原迫紧螺母，使用专用工具、力矩扳手调至70Nm拧紧原迫紧螺母。(3)COT型套管改造1.改造方案结构如下图所示：方案基本保持原结构，仅改进接线端子，并在新加工的接线端子上，安装0形胶圈和新增加的防雨罩、压紧垫圈、圆螺母。1.安装新设计的专