大型变压器高压套管爆炸的原因分析及防范措施.docx
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大型变压器高压套管爆炸的原因分析及防范措施
毕业论文
题目大型变压器高压套管爆炸的原因分析及防范措施
姓名XXX
学号XXXXXXXX
系（院）XXXXXXXXXXX
班级XXXXXXXX
指导教师XXX职称XXXX
20XX年05月23日
目录
摘要1
ABSTRACT2
第一章绪论3
1.1课题的背景3
1.2课题的意义3
1.3本文的主要工作3
第二章高压套管技术条件4
2.1高压套管的定义及分类4
2.1.1高压套管的定义4
2.1.2高压套管的分类5
2.2技术要求7
2.2.1套管的运行条件7
2.2.2套管的制造7
第三章大型变压器高压套管事故统计及故障发现9
3.1高压套管事故统计9
3.2防范性试验发现的故障9
3.3色谱分析发现的故障11
第四章大型变压器高压套管爆炸事故原因分析及处理13
4.1事故发生过程13
4.2绝缘击穿分析13
4.3绝缘油中气泡产生的局部放电14
4.4油浸纸的气隙产生局部放电14
4.5局部放电造成了事故15
4.6防止电容式套管绝缘事故发生的有效措施15
第五章大型变压器高压套管爆炸分析及防范措施总结17
5.1对套管的故障进行分析17
5.2根据故障分析制定处理措施17
5.3通过套管故障分析发现形成缺陷的途径18
结束语20
参考文献22
致谢23
摘要
套管是变压器的重要组件之一，其作用是把变压器的高、低压绕组的引线分别引到油箱的外部。
套管不但起着引线对地的绝缘作用，而且还起着固定引线的作用。
运行中的变压器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，因此对套管的制造、运行、检修和测试都有严格的规定和要求。
近年来，在我国的一些地区发生了多起变压器运行事故，而高压套管故障引发的事故率所占的比例较大。
关键词：
变压器、套管、故障、检修
ABSTRACT
Thecasingisoneoftheimportantcomponentsofthetransformer,anditsroleistothetransformerhigh,low-voltagewindingwiresarerespectivelyledtotheexternalfueltank.Sleevenotonlyplaysaleadontheinsulationeffect,butalsoplaysaleadrolefixed.Theoperationofthetransformershouldbelong-termworkundervoltage,loadcurrentandappearedinthefaultofshort-timevoltage,highcurrentrole,sothemanufacture,operation,maintenanceandtestingofthecasinghasstrictregulationsandrequirements.Inrecentyears,therehavebeenmanytransformeraccidentinsomeareasofourcountry,andthefaultofhighvoltagebushingcausedtheaccidentrateofthelargerproportionof.
Keywords:
maintenance,fault,transformer,casing
第一章绪论
1.1课题的背景
国产电力变压器110kV及以上进出线套管多数采用油浸纸绝缘电容式套管。
这类套管往往由于结构或制造工艺不良，漏油渗水，或者运行中维护不当，使电气绝缘性能下降，造成电力变压器烧毁或停运，危及电力系统的安全。
例如：
1994年8月邯郸电业局1台SFL-31500/110型电力变压器由于110kV侧A相套管绝缘事故爆炸，导致变压器烧毁；1995年潮州电力局1台SFPS-120000/220型电力变压器刚投运不久由于套管制造工艺不良发生爆炸，使变压器停运18d，严重影响粤东电网运行；1995年茂名热电厂1台SFPS-120000/220型电力变压器由于套管漏油，维护不良，检修后投入运行1周后发生套管爆炸，导致变压器烧毁，损失400多万元。
种种事故表明，出线套管是变压器绝缘的薄弱环节，一旦套管发生事故，就会严重影响整个变压器运行。
1.2课题的意义
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、通过权威部门严格型式试验的套管专业生产厂家的产品。
1.3本文的主要工作
本文的主要工作是研究高压套管末屏接地不良引起的套管故障。
从技术条件上对高压套管进行了定义和分类，并对高压套管的制造和安装提出了技术要求。
并且对高压套管事故做了统计其中事故发现分成防范性试验发现的故障和色谱分析发现的故障。
为了更加详细的分析高压末屏接地不良引起的套管事故本文借用茂名热电厂4号主变压器A相高压套管绝缘层击穿末屏引线烧断引起套管过压爆炸事故讲解，并做分析及防范措施总结。
第二章高压套管技术条件
2.1高压套管的定义及分类
2.1.1高压套管的定义
（1）电容式套管
主绝缘内部布置有导电或半导电的导电层以调整套管电场分布的套管。
（2）油浸纸套管
主绝缘由绝缘纸卷绕成芯子所构成，经处理再浸以绝缘液体（通常为变压器油）。
芯子装在绝缘套内，芯子与绝缘套之间充以与浸渍时所用的相同的绝缘液体。
（3）胶粘纸套管
主绝缘由上胶纸卷绕成的芯子所构成，在卷绕过程中，由于树脂的涂覆，使每一纸层相粘，并由于树脂的热固化而粘结。
胶粘纸套管可以带有绝缘套，此时其中的空间应充以绝缘液体或其他绝缘介质。
（4）胶浸纸套管
主绝缘由绝缘纸卷绕的芯子构成，随后经树脂浸渍并固化胶浸纸套管可以带有绝缘套，此时其中的空间应充以绝缘液体或其他绝缘介质。
（5）浇铸树脂套管
主绝缘由含或不含无机充填物的一种由树脂浇铸而成的套管。
（6）复合绝缘套管
主绝缘至少由两种不同的绝缘材料组合所构成的套管。
（7）充液体或充混合物套管
绝缘套内表面和固体主绝缘之间的空间充有油或某种绝缘混合物的套管。
（8）液体绝缘套管
主绝缘由油或其他绝缘液体构成的套管。
（9）充气套管
固体主绝缘与绝缘套内表面之间充以处在大气压力或更高压力的（与周围空气不同的）气体的套管。
（10）气体绝缘套管
主绝缘由等于或高于大气压力的（与周围空气不同的）气体构成的套管。
（11）气体浸渍套管
主绝缘为用纸或塑料膜卷绕的芯子经处理后同等于或高于大气压力下的（不同于周围空气的）全体浸溃构成，且芯子与绝缘套之间的空间充以与浸渍的所使用的相同气体的套管。
（12）户内套管
两端均设计用于周围空气中但不暴露在户外大气条件下的套管。
（13）户外套管
两端均设计用于周围空气中，并暴露在户外大气条件下的套管。
（14）户外一户内套管
两端均设计用于大气压力下周围空气中的套管，其一端暴露在户外大气条件下，而另一端不暴露在户外大气条件下。
（15）户外一浸入式套管
一端设计用于周围空气中并暴露在户外大气条件下，另一端浸人不同于周围空气的绝缘介质（如油或气体）中的套管。
（16）户内浸入式套管
一端设计用于周围空气中但不暴露在户外大气条件下，而另一端浸人不同于周围空气的绝缘介质（如油或气体）中的套管。
（17）完全浸入式套管
两端均浸人不同于周围空气的绝缘介质中（如油或气体）的套管。
（18）穿缆式套管
不具有整体载流导体的套管，电缆或其他导体经套管引人并连接到另一端。
将它拆卸后可以取下的套管。
2.1.2高压套管的分类
套管的分类列于表1。
表1套管的分类
序号
分类特征
类别
1
主绝缘结构
电容式
胶粘纸
胶浸纸
油浸纸
浇铸树脂
其他绝缘气体或液体
非电容式
气体绝缘
液体绝缘
浇铸树脂
复合绝缘
2
使用场所
变压器
电抗器
气体绝缘金属封闭开关设备
断路器
变压器——气体绝缘金属封闭开关设备
变压器——电缆终端
穿过墙或楼板
3
运行状态
户外
户外户内
户外——浸入式
一般地区
污秽地区
户内
户内——浸入式
完全浸入式
4
安装方式
垂直
倾斜
水平
2.2技术要求
2.2.1套管的运行条件
（1）暂时过电压
额定电压U等于或低于170kV的套管，应能在U电压下运行，额定电压高于170kV的套管，应能在0.8U下运行（过电压时间每24h内累计不得超过8h;全年累计不得超过125h）。
对过电压可能超过上述值的系统，可选取较高U的套管。
（2）海拔
一端或两端处于环境空气中的套管，适用于在海拔1000m及以下运行，当套管使用于海拔超过1000m，时，其外绝缘试验电压应按GB311.1规定进行校正。
套管浸人介质中的部分，不需作海拔校正。
注：
由于套管浸入介质部分的介质击穿强度和闪络电压的限制.使在高海拔使用的套管，无法在比运行地点低的海拔下用试验的方法来检验套管的外绝缘距离是否足够时，供方可用其他方法来说明其绝缘距离是否合适。
当海拔高度超过1000m而不超过4000m时，则每增高100m，其闪络距离应增加1%,例:
套管安装的海拔2800m，闪络距离增加为:
1%*（2800m一1000m）/100m=18%。
（3）环境空气和浸入介质中运行的极限温度如下:
a）环境空气温度最高40℃，最高日平均30℃，最低等级I-25℃;等级1-45℃。
b）封闭母线中的空气温度最高800℃。
c）变压器中油温度最高100℃，最高日平均90℃。
d）其他介质温度按使用该套管的电器标准规定。
（4）安装角度
对设计为垂直安装的套管，一般允许其轴线与垂直线的安装夹角不超过30°。
对设计为水平安装的套管，一般允许其轴线与水平线的安装夹角不超过15°。
当需要超过以上规定的角度情况下安装时，可按表7允许弯曲负荷下运行，也可由供需双方协议商定。
2.2.2套管的制造
（1）套管的瓷套应符合GB772的规定，浸渍或充以其他绝缘介质的其瓷套应符合相应标准的规定。
（2）套管的爬电比距，套管户外端瓷套最小公称爬电距离与套管额定电压U，的比值（爬电比距）应符合GB/T5582的规定。
即:
污秽等级爬电比距（mm/kV）
Ⅰ16
II20
Ⅲ25
Ⅳ31
套管户外端瓷套实际爬电距离对最小公称爬电距离的负偏差应符合GB772规定，不得超过下式
（1）的规定。
0.025L+6mm…………………………................................................…………......………...
（1）
式中:
L一最小公称爬电距离。
注：
对于污秽地区使用的套管其瓷套外形结构应特合JB/T5895的有关规定。
当产品户外端瓷套平均直径等于或大于300mm,选用时还应考虑有效爬电距离的校正。
（3）套管的接线端子应符合GB/T5273规定。
（4）套管所有外露的金属附件应无毛刺、尖角、开裂，并应有防护层（或镀层）;套管与变压油接触的金属零件表面应涂耐油性绝缘漆，胶纸电容芯子表面涂防潮耐油绝缘漆，漆层应光滑，无开裂。
第三章大型变压器高压套管事故统计及故障发现
3.1高压套管事故统计
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电可靠性。
近年来，运行中的套管事故率和故障率都呈上升趋势。
据不完全统计，2000年以来，500kV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2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。
表2高压套管事故统计
年代
2000年
2001年
2002年
2003年
2004年
2005年
2006年
2007年
套管事故次数
1
5
2
1
5
0
4
4
套管故障次数
63
63
109
89
77
313
359
628
末屏接地不良故障发生次数
2
2
6
7
8
17
16
30
3.2防范性试验发现的故障
（1）某500kV变电所，在1996年春季预试时发现：
1号电抗器（型号：
BKDFP－40000/500，1981年12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，听到中间法兰处有放电声。
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，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－M－25000/63，套管型号为BRW3－66（1999年11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间放电。
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间的油漆清除，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清除、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－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10MΩ（标准为1000MΩ）。
采用介损电桥经末屏测量套管tanδ，当施加电压2kV时，电桥显示放电，无法测量。
经检查分析，66kVB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（2005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2000pC～3000pC，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。
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）高压套管型号为BRLW－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5000V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tanδ测量，当电压施加到5kV时，电容量与出厂值比较变化不大，但tanδ值增长很大；当电压施加到10kV后，电桥屏幕上显示放电故障，测量无法进行。
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，接地帽与中间法兰间隙就大，能够满足测量要求。
接地销钉大小对测试结果的影响。
测量前，要根据销孔大小选择销钉，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。
3.3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1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1025μL/L、总烃9613μL/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5605μL/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，发现乙炔含量为12．9μL/L，乙烯含量为174．8μL/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。
第四章大型变压器高压套管爆炸事故原因分析及处理
4.1事故发生过程
1995年10月底，茂名热电厂4号主变压器计划检修，对220kV出线套管进行预试过程中，发现A相套管介质损耗因数tanδ达到1.3%，与历年试验数据相比增长速度过快。
对A相套管进行了全面检查，发现该套管漏油，于是对A相套管进行换油及密封处理。
在换油过程中，没有对套管进行真空注油处理，而且油没有经过脱气处理。
换油后对套管进行介质损耗因数测量，试验数据如表3。
表3 A相套管换油前后介质损耗因数
顺 序
绝缘电阻/mΩ
介质损耗因数/%
R3/Ω
电容量/pF
换油前
4700
1.3
382.8
415.9
换油后
5500
1.2
383.4
415.3
同时对原套管油及新油进行色谱分析和微水测试，数据如表4。
根据测试数据分析，套管的介质损耗率偏大，接近于规程规定的上限1.5%（旧规程），而且含氢量超标，并含有C2H2，说明该套管可能有绝缘缺陷。
换油后虽经油色谱分析和微水测试合格，但套管介质损耗率仍很大，已达到1.2%，投运前没有进行局放试验。
该套管投运5天后，发生爆炸并导致整台变压器烧毁。
事故原因就是套管绝缘存在缺陷，发现时处理方法不当，造成油中气泡或油浸纸层中有气隙，产生严重的局部放电引发整个绝缘结构贯穿性击穿。
事故后查明，套管近中间法兰处，绝缘层烧成一个小洞，末屏引线烧断，产生的大量的气体使套管过压爆炸。
表4 A相套管色谱分析和微水测试数据
类别
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
总烃
CO
CO2
微水
旧油
1136
8.7
18.4
13
1
41.1
974
1653
18.1
新油
4
0
0
0
0
0
13
47
12.7
4.2绝缘击穿分析
套管中的电容芯子是油浸纸绝缘结构，油纸中有气隙和油中气泡，电场不均匀，都可能产生局部放电。
但电场不均匀程度在制造中改善电场分布是可以避免局部放电的产生的，实际运行中主要是由于气隙、气泡的场强达到起始放电场强时产生局部放电，长期的局部放电发展引起介质劣化，绝缘击穿。
4.3绝缘油中气泡产生的局部放电
由于套管检修后注油没有采用真空注油和油没有采取脱气措施，油中带有气泡，而且油浸到油纸中，填充油纸中的气隙挤压出气泡。
套管运行后，在交流电压场强的作用下，气泡与油形成串联介质。
电场强度的分布与各介质的相对介电常数有关。
油的相对介电常数εro=2.2，而气隙的相对介电常数εrg=1，电压分配按电容分配，气隙上的电压为Ug=U［C′o/（Cg+C′o）］。
由于Cg较小，故气隙上的电压较大，而场强是油的2.2倍，用式子表达为：
Eg=2.2Eo...............................................................................................................
（2）
气体的击穿场强比油纸大得多，所以气泡将首先产生局部放电，这又使气泡温度升高，气泡体积膨胀，局部放电将进一步加剧。
而局部放电将油分解产生更多的气体，一方面局部放电的电子电流加热使油分解气体，另一方面局部放电过程中电子的碰撞使油的分子解离出气体。
另外，油中的一些微小杂质或水分的相对介电常数都很大，在电场的作用下，很容易沿电场方向极化定向，有利于与气泡形成“小桥”型的放电通道，使油介质击穿，就是液体介质的“小桥放电理论”。
4.4油浸纸的气隙产生局部放电
油浸纸属于组合绝缘的一种，当电容或套管放油进行密封处理后，没有采取抽真空注油，油纸层与层之间及纸中必然存在气隙，在交流电压作用下，气隙所承受的电压大，分到气隙的场强比纸层高，但气隙的击穿场强比纸层低得多，于是在气隙那里产生局部放电。
其结构可近似于串联介质。
……………………………………………………………（3）
δ为气隙的厚度，d为油浸纸纸层的厚度，若气隙的电容量为C1，当外放交流电压U时，C1分到的电压。
式中εrg、εrs——气隙和油纸绝缘的相对介电常数。
由于气隙的相对介电常数εrg=1，而油浸纸的相对介电常数εrs比εrg大几倍，一般来说气隙上分得的电压U1比油浸纸高。
当局部放电的气隙越大，即δ越大，电压U1就越高。
当气隙上的电压U1达到其放电电压时，气隙先发生放电。
由于没有抽真空处理，油纸浸渍不良，当气隙很大，δ接近于
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