变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施 王维令

变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施王维令
摘要：现阶段，我国的各行各业的发展迅速，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。

关键词：变压器套管密封不良；安全隐患；防范措施
引言
作为变压器的重要部件，套管的可靠性会直接对变压器的安全运行产生影响。

套管必须有足够的机械强度和绝缘性，因为套管除将变压器内部的高低压侧引线
导出外，还担负着连接外部架空线路及固定引线的作用。

电力变压器在电力系统
安全稳定运行中起着十分关键的作用，而套管又是其重要部件，因此套管对于电
力系统的重要性不言而喻。

套管出现问题，不但影响其所在变压器更会影响到附
近电网。

文章通过分析几种常见的套管故障，提出针对性的解决措施，希望对电
力企业有所帮助。

1套管的结构
在电力系统中，电力变压器必不可少，它是一种改变电压和电流的设备。

变
压器内部绕组的引线靠套管引出变压器器身。

因工作属性，套管需要适应各种条件，既要具有足够的机械强度，又要满足良好的绝缘性能。

套管形式多样，有纯
瓷套管、充气套管、充油套管、电容式套管（胶纸电容式、油纸电容式）等不同
形式。

套管的故障也是多种多样的。

为维护电力系统安全，加强套管维护，防止
套管出现问题是工作重点。

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。

一般穿缆型套管端部结构。

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。

一般导杆型套管端部结构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。

一般拉杆型套管端部结构。

因现场安装时，穿缆型、拉杆型套管需要打开
端部密封，因安装工艺、密封件老化等因素，易引起密封不良，给后续运行带来
安全隐患。

2电力变压器套管故障处理措施
针对几种常见的变压器套管故障，其处理措施主要如下：
2.1针对套管发热故障的处理措施
通过检修消缺，检查套管导电杆与外部接线板之间是否接触良好；工艺是否
达标；需要夹紧螺栓连接的位置是否处于紧固状态；查看导电头内螺纹与变压器
绕组引线接头的螺纹是否接触良好；引线接头等位置是否工艺达标；导电杆的外
绝缘是否良好。

发现异常现象立即处理并消缺。

2.2针对套管渗油故障的处理措施
1）对套管渗油变压器处理过程中，将套管的头部密封圈等部件拆卸，检查其
弹性、有无老化、破损、龟裂等现象；如有，需对该密封圈进行更换，并保证合
适的压缩量；没有则重新紧固安装，进行下一步检查。

2）检查套管的底部法兰
连接处是否接触良好，四周螺栓受力是否均匀，密封垫在安装槽内无变位情况，
且压缩量满足运行要求。

如发现问题，立即进行消缺，保障变压器的良好运行。

2.3加强套管大修工作管理
除以上客观原因外，检修人员的操作也会影响到套管的工作状态。

电力企业
应加强此方面的管理。

1）检修人员应对套管的技术性能非常熟悉。

在套管出厂时，其主要试验项目如下：①局部放电测量；②介损测量；③密封性试验；④工频耐压试验；⑤外观和尺寸检测。

2）工作人员还应熟悉套管的安装条件。

例：套管在变压器上的安装角度跟其垂直轴线之间在30°为最佳。

在晴朗、干燥、无
尘土飞扬的环境下对套装进行安装最为适宜。

安装时环境湿度不大于80%。

3）
为防患于未然，工作人员应在材料选购时，就把好质量关，坚决杜绝劣质材料流
入电力设备；为提升供电服务质量，检修人员应定期对套管进行检查维护并及时
消缺；工作人员还应利用业余时间等多学习、多交流，努力提升自己的工作能力，专业技术水平，确保在检修工作中有高质量的成果。

2.4顶部密封不良
主变本体可以通过穿缆式套管中心导杆与套管顶部相通，如果顶部密封处理
不到位，在受到变压器引线摆动等外力作用时极易发生松动，进而造成变压器本
体密封不严，当套管顶部失去密封后，套管内导电铜管的上部会形成一个空气室，其上部通过胶垫和螺纹等的缝隙与大气相通，底部通过变压器油与变压器本体相通。

该空气室的体积大小会随主变本体油位的升降而变化，其体积变化以及内外
温差会产生内外压差。

一般情况下，当变压器负荷、油位及环境温度变化时，空
气中水分会由于该空气室的呼吸作用进入变压器内部。

高温天气期间如发生降雨，积存在套管顶部的雨水极易受套管内部负压作用吸入变压器内部，而大风摆动引
线还会加剧套管顶部的密封破坏情况，导致更多的水进入变压器内部，最终诱发
变压器故障。

某110kV变电站主变在雷雨天气后发生绕组匝间短路故障。

经检查，A相套管将军帽与法兰盘连接处明显较B、C两相锈蚀严重，其中A相松动较严重。

变压器故障起因于变压器箱体进水，导致变压器A相绕组或调压绕组匝间和
饼间绝缘强度下降，最终绝缘击穿形成短路。

进水位置在A相套管顶部，由于顶
部结构不合理，密封不严，套管导电管内部空腔的呼吸效应引发进水。

在套管顶
部密封部分，采取有效措施防止套管顶部螺栓松动，避免密封不严情况发生。

运
行单位应特别注意套管顶部的密封，可采取双螺栓结构防止套管密封不严。

为方
便套管运行后进行密封检查，也可采取做标记的方式记录套管螺栓密封的位置。

结语
建议规范安装工艺，在安装或检修后恢复将军帽密封时，应使用新更换的、
尺寸吻合的绝缘垫并安装入槽，严格按照厂家规定的力矩对将军帽固定螺栓进行
均匀紧固。

因变压器高压套管为变压器最高点，在安装或检修后恢复将军帽密封后，应采用在储油柜施加35kPa静压力的油密封试验，观察高压套管顶部不得有
渗漏油；若套管顶部密封处有渗漏油出现，则说明套管密封不良，应重新进行密
封处理。

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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