电力变压器高压绕组引出方式的探讨

马江峰 倪钱杭

（国网浙江省电力有限公司绍兴供电公司，浙江 绍兴 312000）

0 引言

电力变压器是电网的心脏，是电力系统核心设备，承担着电能的变换、联接和分配任务。套管是变压器的重要附件之一，它将油箱内部的绕组引线引出到油箱外部，不仅承担着引线对地的绝缘，同时还起到固定支撑作用[1-2]。电力变压器110kV及以上电压等级的高压绕组通常经油纸电容式变压器套管引出，有些110kV电压等级高压绕组使用玻璃钢电容式变压器套管引出，35kV和10kV电压等级高压绕组采用纯瓷套管引出，极少数特殊用途变压器的高压绕组采用电缆引出方式。

1 油纸电容式变压器套管引出

油纸电容式变压器套管根据电容芯子逐层分压的原理制成，电容芯子由绝缘纸和铝箔交替卷制而成，浸在绝缘油中，主要由油盅、上瓷套、安装法兰、下瓷套、电容芯子和尾部均压球等部分组成[3-4]。油纸电容式套管种类比较多，不同制造厂家的产品头部结构不一，但大多采用以下两种方式。

1.1 套管头部螺纹连接方式

套管头部螺纹连接结构如图1所示，中空管壁上有两个定位销孔，绕组引线从套管底部均压球穿上来，用定位销穿过两个小孔固定住，然后把将军帽套上引线后旋紧，将军帽的内螺纹和引线的外螺纹紧密接触[5-6]。这种联接方式的优点是，将军帽为整体铸造结构，头部密封性比较好，不易进水受潮，也不易发生漏油；同时也存在缺点，由于是螺纹连接旋紧，在安装时若螺纹拧得不够紧，容易造成接触不良，数百毫欧的直流电阻试验无法检测出微欧级的接触电阻，在主变投运初期发热不明显，运行时间久或随着负荷增加，就会造成套管头部发热，这是典型的由主导电回路接触不良引起的电流致热型缺陷。

图1 套管头部螺纹联接结构

绍兴电网曾出现过此种缺陷。运维人员对绍兴某110kV变电站夜巡时发现1号主变110kV B相套管搭头发热，最高温度在110kV B相套管将军帽处，热点温度为83℃，如图2所示。

图2 110kV B相套管头发热

根据最高温度位置和套管结构初步分析，套管 将军帽内部载流导体之间存在接触不良，长期运行导致接触电阻变大，从而引发电流致热型缺陷。检修人员现场检查发现，发热是由于将军帽和绕组引线穿芯螺杆之间衔接不良造成的，由图3可以看出明显的受热氧化变黑痕迹。

图3 引线螺纹受热发黑

1.2 套管头部导杆穿出方式

套管头部导杆穿出结构如图4所示。此种结构的绕组引线端部不带螺纹，为铜导电杆，引线从套管底部均压球穿上来后，同样用定位销穿过两个小孔固定，但将军帽和头部密封结构有所不同，如图5所示。导杆穿出并固定住后，套管油盅上面放置胶纸垫片，把带有内嵌O形密封圈的将军帽从导杆上套下，压紧胶纸垫片并用螺栓固定，然后在导杆上套一个O形密封圈，在将军帽上再放一个胶纸垫片，最后把铜压板套上并固定。这种联接方式的优点是，绕组引线通过套管中空管壁直接引出，与螺纹联接结构相比，不存在接触不良现象，不会发生电流致热型缺陷；但同时也存在缺点，其头部密封结构比较复杂，图5中可以看到共计有四道密封，如果在户外长期使用，密封圈会性能下降、老化甚至开裂，存在进水受潮和发生渗漏油的可能，如果主变安装在室内，运行环境相对较好，就不存在这一问题[7-8]。

图4 套管头部导杆穿出结构

图5 将军帽和头部密封结构

绍兴电网某220kV变电站3号主变110kV B相套管头部曾出现渗漏油现象，每分钟约五滴。检修人员现场查看后，初步分析是由于厂家制造工艺不佳，导致套管头部与主变本体之间密封不良，同时本体储油柜高耸（储油柜高于110kV套管头），主变本体油逐渐从套管头部渗出。

现场停电检查情况印证了检修人员的初步论断，即由于套管头部O形密封圈安装工艺不佳导致密封不良，造成渗漏油，O形密封圈破损情况如图6所示，现场进行更换新套管处理。

图6 O 形密封圈破损情况

2 玻璃钢电容式变压器套管引出

玻璃钢电容式变压器套管又称干式变压器套管，主绝缘仍为电容芯子，但其绝缘层采用高绝缘性能玻璃纤维浸以超低粘度耐高温环氧树脂制作，采用半导体制作电容屏，绝缘层与电容屏交替缠绕，经高温固化制成纯固体电容芯子，伞裙采用硅橡胶一次成型覆盖在芯子表面，形成有机整体，与油纸电容式变压器套管相比具有以下优点：①内部无填充物，无油，环保；②结构紧凑，外形小，质量轻，便于运输；③采用阻燃绝缘材料制作，耐高温，无瓷，无燃烧爆炸风险；④采用硅橡胶复合外套，电气性能好，防污性能优异，可用于重污秽地区[1]。

北京天威瑞恒高压套管有限公司制造的干式变压器套管，其头部结构如图7所示，绕组引线穿出后与限位垫块由定位销相连，然后将军帽与引线外螺纹旋紧联接。安装时如果旋紧不到位，同样也会引起发热。

图7 干式套管头部结构

3 电缆引出

对于具有特殊用途和特殊要求的变电站，如地下变电站，或正常运行时无需停电进行例行检修的变电站，其主变高压绕组优先选用电缆引出方式。地下变电站主变高压绕组使用电缆引出，然后直接与气体绝缘金属封闭开关设备（gas insulated switchgear, GIS）气室相连，节省套管高耸的空间，使整个变电站设计紧凑，节约空间。正常运行时无需停电例行检修的主变，其高压绕组通过电缆引出，电缆头与绕组引线接头浸在绝缘油中，运行可靠性高，避免了套管维护的工作量。而对于常规变电站，由于按照省公司规定每六年停电例行检修一次，如果主变高压绕组采用电缆引出方式，检修时需主变放油拆开电缆接头做试验，复装时还要真空注油，增加很多工作量，所以常规变电站主变不采用此种引出方式。

4 纯瓷套管引出

与前述几种引出方式不同，纯瓷套管无电容芯子分压，仅靠瓷瓶作为绝缘介质，电流从中心位置导电部位引出，所以纯瓷套管适用的电压等级稍低。

4.1 穿缆式纯瓷套管引出

穿缆式纯瓷套管如图8所示，绕组引线从瓷瓶正中心的圆孔直接穿上来，然后与握手线夹连接，套管头部用算盘珠密封。此种结构由于握手线夹受到外面铜排的应力作用，易使引线偏离中心，算盘珠压缩不均匀，可能会造成套管头漏油。

图8 穿缆式纯瓷套管

绍兴某110kV变电站2号主变10kV B相套管头部曾发生渗油现象。检修人员现场检查发现，套管穿芯导杆有稍许移位，密封橡皮有压缩变形，顶部大螺母未见明显松动，如图9所示。

图9 10kV B相套管渗油

检修人员发现，该主变10kV套管与铜排间的软连接补偿结构设计不合理，如图10所示，套管与软连接间装有支柱瓷瓶，起不到补偿作用，应力使 B相套管穿芯导杆移位，现场对软连接进行更改，在主变10kV套管与支柱瓷瓶间增加软连接，使穿芯导杆回至中心位置；同时对顶部大螺母进行紧固，经观察未出现渗油情况。

图10 套管铜排软连接

4.2 法兰式纯瓷套管引出

图11所示为双分裂法兰式纯瓷套管，由于套管头采用双分裂对称结构引出，与外面铜排连接后，套管头部受力均匀，不会造成握手线夹偏离的情况，所以此种结构不易出现渗漏油。但是由于法兰式纯瓷套管是一个整体，绕组引线与套管尾部是在升高座里联接，在安装时需要小心处理该接触面，不能使之发热，若后续运行中套管底部出现发热现象，需要主变放油至升高座以下位置，打开手孔板进行处理，十分繁琐。

图11 法兰式纯瓷套管

绍兴某110kV变电站2号主变10kV C相套管头部曾异常发热，热点温度为47.4℃，正常相温度约为30℃，如图12所示。

图12 2 号主变10kV C相套管发热

结合套管结构，初步分析发热原因可能为：①握手线夹与套管导杆接触面衔接不良造成发热；②10kV套管升高座内C相套管与绕组引线软连接接触不良导致发热，温度传导造成套管整体发热。

检修人员首先测量10kV侧母排至套管中心导杆之间的回路电阻和10kV侧线间直流电阻，测试数据分别见表1和表2。可以看出，套管头部握手线夹和中心导杆之间接触良好，而10kV侧线间直流电阻三相不平衡率为2.9%，大于1%，判断故障部位在变压器内部。现场将主变油位放至10kV套管升高座以下，打开10kV套管升高座手孔板，从升高座内软连接处开始测量线间直流电阻，数据见表3。

表1 主变10kV套管搭头接触电阻 单位：μΩ

表2 主变10kV侧线间直流电阻

表3 主变10kV侧从软连接处测量线间直流电阻

主变内部测量数据合格，结合表1和表2基本可以确定故障为10kV C相套管底端与升高座内软连接之间接触不良。现场检查发现，10kV C相套管底端与引线软连接接触面有明显发热变黑痕迹。更 换套管后，从套管外部测得10kV侧线间直流电阻数据合格。

5 结论

本文介绍了变压器高压绕组的几种引出方式，分别有其各自的优缺点和适用电压等级。高压绕组不同引出方式的比较见表4。

表4 高压绕组不同引出方式的比较

通过比较可以看出，不同结构的引出方式在实际应用中有各自的利弊，应根据每个变电站的实际情况合理选用；在主变安装或者检修过程中，无论何种引出方式都有需要特别注意之处，要严格按照规范施工，严控工艺流程，否则就会影响主变安全稳定运行。