高压GOE套管替换方案研究

尹 启，李 东

（南方电网超高压输电公司曲靖局，云南 曲靖 655000）

0 引言

GOE套管作为电力系统重要的连接部件，通常含有四种载流方式：穿缆、导杆式、底部接线式和拉杆式[1-2]。通常500 kV GOE型套管较其他套管特殊之处是绕组出线处载流结构采用拉杆系统，几种载流方式对比见图1所示[3-4]。在绕组出线和套管下端连接的地方，500 kV GOE套管出线结构采用了屏蔽管双环绝缘结构，上环固定在套管拉杆底座上，下环固定在变压器绕组出线屏蔽管上，双环之间保持20±15 mm距离。高压绕组出线由2根150 mm²引线电缆与GOE套管拉杆底座相连，如图2所示。

图1 几种载流方式的套管示意图

图2 GOE套管底座接线示意图

拉杆系统拉紧力由套管顶部的螺栓合适力矩保证，套管顶部拉杆系统结构如图3。在套管安装时拉杆通过顶部螺栓以合适的力矩拉紧，拉紧力使拉杆底座和套管载流导杆紧密相连，提供绕组至套管顶部的载流通道，如图4所示[5-6]。

图3 套管顶部拉杆系统装配图

图4 GOE套管拉杆系统

500 kV GOE套管主要存在以下三类问题[7-8]：1）紫铜拉杆底座硬度不够（相对于钢质拉杆），安装工艺要求较高，紧固力矩需严格控制，重复多次拉紧易对紫铜材质螺纹造成损伤、变形，紫铜拉杆底座与套管黄铜导电管间压痕明显、接触面凹凸不平，变压器负荷及温升变化导致紫铜拉杆底座与套管黄铜导电管压接接触面存在过热、放电痕迹；2）等电位连接问题导致，套管将军帽内部拉杆螺栓及拉杆头部有烧蚀痕迹；3）绝缘设计问题、绝缘油析气性导致主绝缘局部放电产生X蜡问题。变压器高压绕组连接至拉杆载流底座，拉杆底座由拉杆拉紧使其和载流导杆贴合，以提供电流通路，如图5所示。

图5 GOE套管拉杆系统示意图

1 套管选型方案依据

要对变压器高压套管进行替换或改造，尤其是替换GOE系列非标尺寸结构套管需全面考虑替换套管电气性能参数要求、套管油中尺寸变化、变压器油枕油位及升高座匹配改造方案、套管尾端接线结构匹配改造方案、套管油中绝缘距离变化等因素并进行可行性分析[9-10]。与此同时，还须依据套管替换后结构尺寸或油中绝缘距离变化对套管及套管油中电场进行仿真计算，校核套管油中安全距离及电气绝缘裕度是否满足要求[11-12]。某站500 kV 3号主变为单相自耦风冷强迫油循环三绕组无励磁调压变压器，型号为ODFPS-250000/525，其500 kV侧套管为GOE1800-1360-2500-0.6-B的拉杆式套管。

1.1 套管基本结构尺寸

为提高互换性，南方电网规定了标准500 kV套管的油中相关尺寸和安装法兰尺寸，如图6所示。

图6 南网标准套管结构尺寸

目前国内外主流套管法兰安装尺寸和南网技术标准要求一致，见表1，而油中部分存在差异，南网标准套管油中长度为2 060 mm，主流套管油中长度2 060 mm（标准）和1 650 mm（非标准）两种套管，GOE1800-1360-2500-0.6-B型套管油中长度为1 650 mm。由于变压器高压绕组引线的长度和位置已经固定，现场不具备改变的可能性，使用南网标准套管所规定油中长度2 060 mm的套管需要进行CT改造、升高座改造，而升高座高度增加导致需要进行CT、油位表电缆更换、升高座集气管路改造等施工内容，这会带来现场施工工程量大、工艺复杂、风险高等问题，因此用于500 kV GOE套管替换检修的套管选型亦可考虑选用非标准尺寸套管[13-14]。

此外如表1，各主流套管顶部带电位置到法兰的距离均比原GOE套管大，各主流套管对地的外绝缘距离更大、更安全，均满足替换要求。替换套管总长度的变化可根据长度变化大小，通过调整引流线长度满足现场安装需求[15-16]。

表1 各主流套管结构尺寸对比

mm

从结构尺寸来看，主流套管提供的油中长度2 060 mm和1 650 mm套管均可用于GOE套管替换检修，区别在于更换为油中长度2 060 mm的套管时，为了适配原变压器绕组接线还可能因为升高座高度增加导致需要进行CT、油位表电缆更换、升高座集气管路改造等；更换为油中长度1 650 mm的套管时，若因为提升油中绝缘长度而压缩CT长度时，需要进行CT改造。

1.2 电气性能参数

GOE1800-1360-2500-0.6-B型套管关键电气参数为：LI 1800/SI 1360/AC 800，额定电流2 500 A。该套管各项关键电气参数均满足GB/T 4109《交流电压高于1 000 V的绝缘套管》要求，根据替换套管各参数须不低于原套管参数原则，分析国内各主流套管的500 kV套管关键电气参数，其雷电冲击耐受电压（LI）、操作冲击耐受电压（SI）、工频耐受电压（AC）、额定电流等关键参数均能满足或优于原GOE套管技术参数，如表2，因此国内各主流套管500 kV套管的关键电气参数能满足替换需求。

表2 各主流套管关键电气参数对比

1.3 替换套管适配改造

由上述分析可知，各主流套管提供的油中长度2 060 mm标准套管及油中长度1 650 mm非标准套管在电气性能参数和基本结构尺寸上均满足套管替换选型要求，而套管尺寸与原GOE型套管的差异需要进行高压引线改造、尾端接线结构匹配改造、升高座改造及CT改造等。该站3号主变高压套管CT高度大于260 mm，升高座低于油枕底部高差H1约723 mm，高压套管升高座顶部与本体瓦斯继电器大连管高差H2为219 mm，套管升高座顶部设计有与本体瓦斯继电器大连管连接的向上倾斜的小集气连管。

1）高压引线改造

替换套管为油中长度2 060 mm标准套管时，因为需要改造升高座以适配高压引线连接，升高座高度增高410 mm。替换套管为油中长度1 650 mm非标准套管时，升高座高度不变，但需要进行升高座CT改造。最终替换套管安装后高压引线接线位置高度需要进行计算分析。如选用传奇油式长尾套管时，由于升高座提高410 mm，而套管外部高度为5 885 mm，高压引线安装位置实际比GOE套管高544（=5 885-5 751+410）mm，因此需要减短原变压器的高压架空线。而选用南京电气油式准长尾套管时，升高座提高高度0mm，套管外部高度为5 890 mm，比GOE套管高139（=5 890-5 751+0）mm。各主流套管安装后高压引线安装位置高度变化计算如表3。根据高压引线安装位置高度的变化，需要进行高压引流线长度改造以适配套管安装。

表3 各主流套管高压引线位置高度变化mm

2）尾端接线结构匹配改造

500 kV GOE型套管的绕组出线结构采用了屏蔽管双环绝缘结构：上环固定在套管拉杆底座上，下环固定在变压器出线屏蔽管上，双环之间距离20±15 mm。高压出线由2根150 mm2引线电缆与G0E套管拉杆座（draw rod）相连。因此替换套管尾端必须改造为能够连接高压引线的拉杆接线底座和安装原上部屏蔽环及绝缘帽的法兰盘结构，各主流套管在套管尾端接线结构的改造方式和工作量上基本相同。

3）升高座及CT改造

若更换为油中长度2 060 mm的标准尺寸套管，套管升高座需抬高约410 mm，此时油枕底部虽仍高于新套管升高座顶部，但套管升高座顶部将超过本体瓦斯继电器大连管高度，此时本体瓦斯继电器将失去对套管升高座内附近故障或异常所产生的瓦斯气体监测报警功能，甚至还会影响本体瓦斯继电器对变压器本体轻瓦斯的监测报警功能，此时需进行外部改造以保证对升高座内气体集气。有两种改造方案：

方案1：抬高高压气管路、油枕高度及其管路等，现场还需要更换CT电缆、油位表电缆，如图7（a）所示。

方案2：取消原来由升高座至本体瓦斯继电器的气管，增加由单独的气体继电器来收集气体，从而保持原主瓦斯管路和油枕高度不变。同时现场需要更换CT电缆、铺设增加气体继电器电缆、增加二次控制信号，如图7（b）所示。

选用油中长度1 650 mm非标准套管时，为提高套管油中绝缘长度至南网标准套管要求1 250 mm，相应地需要缩短套管油中接地长度，这就需要改造CT高度（图7（c））以适配套管油中接地长度的变化。

图7 升高座及CT改造示意

1.4 油中绝缘距离变化及电场仿真分析

对于各主流替换套管的选型，应计算分析其油中绝缘距离不小于GOE型套管技术规范所要求的最小距离。此外需要校核替换套管的电容芯和相应的结构，同己有的变压器屏蔽管和屏蔽环相配合，以保证套管的尾部区域被有效屏蔽，不致产生破坏场强；同时又不会在套管电容芯和变压器屏蔽管、屏蔽环上产生破坏场强，损坏套管和屏蔽环系统，从而造成整个变压器的损坏。

根据GOE套管要求，对升高座壁的设计值为440 mm，油中绝缘部分长度为985 mm，其包络区域在箱盖法兰以下，非常安全。由于南京电气套管的油中绝缘部分为1 250 mm，其包络区域在升高座内和箱盖法兰以上，电场分布有所不同（见图8），经过计算也是安全的。互感器线圈总高度可以改为190 mm，满足套管CT=265的要求。

图8 两种套管油中绝缘比较，南瓷套管位于黄色标注区域，原GOE套管为红色部件

2 套管替换实施操作方案

2.1 替换套管选型要求

基于上述分析，各主流套管结构尺寸和电气性能参数均能满足替换要求，但油中长度2 060 mm套管现场实施改造工作量大、GSB型套管油中绝缘长度890 mm不满足南网标准套管油中长度1 250 mm要求，因此采用了油中长度1 650 mm套管。而油中长度1 650 mm套管为各主流厂家生产的非标准套管，在满足系统安全运行的条件下，综合比较各方面性能，选择采用南京电气BRDLW-550/2500型油式准长尾套管用于该站3号主变GOE高压套管替换，该套管为非标准套管，其油中长度为1 650 mm，油中绝缘长度为1 250 mm，CT部分长度为265 mm。

2.2 套管替换实施流程及关键工艺控制

1）全排油、拆卸旧套管

关闭储油柜与本体之间的阀门。在变压器油箱上部的集气管道末端的阀门或瓦斯继电器排气阀处连接充气装置（带压力表）。将滤油机管道连接至油箱底部的放油阀（DN50球阀）进行放油，放油1～2 min后，开启阀门进行充气，放油过程中压力不能大于30 kPa，以免容易使压力释放阀动作，如图9所示。储油柜内的油从其下部管道末端的阀门连接到油罐单独放出。拆除套管顶部高压引线，安装套管吊具。清理待更换套管下部法兰、升高座及周围异物，防止拆除过程中异物落入油箱；安装固定吊绳，如图10所示。在套管顶部中间拉杆顶端放置空心扳手（Box spanner），在拉杆顶部中间螺孔（M8）上固定一个固定杆，以防止在松动拉杆顶部螺母时拉杆下节部位的联接处松动，然后拆卸拉杆顶部M16螺母，并用牵引工具及长软绳从顶部拴住拉杆。检查高压套管吊具和吊带的安装状况，缓慢启动汽车吊使吊绳稍微受力，拆卸套管法兰与升高座法兰固定螺栓的螺母。缓慢起升吊出套管，待套管底部离开升高座大约1 m左右时暂停起升操作，拆卸拉杆下节位置的联接。将套管吊出并放置于平地处包装箱内。拆下CT升高座。拆下原GOE套管拉杆尾座及连接引线和上部屏蔽环带绝缘帽。

图9 变压器全排油

图10 拆除GOE套管

2）高压互感器升高座装配

安装套管升高座法兰上下表面的密封垫，如图11，安装新的CT升高座。

图11 安装升高座下部密封垫

3）更换新套管BRDLW-550/2500-4

将新套管从包装箱内吊出，固定吊绳，将套管吊起。检查、清洁套管底部与引线连接部分接触面。将套管吊至待安装位置升高座上方。缓慢放下套管到下部屏蔽环位置100 mm时，进入油箱内部将原上部屏蔽环装在套管尾座法兰上，再进行高压引线连接，然后多余引线需要压入屏蔽管内。安装时确保套管与升高座同心对齐，便于套管下落到位前，屏蔽环的上下绝缘帽能够正常对接、重合搭接。缓慢放下套管到升高座固定法兰，注意避免螺栓和套管法兰螺孔碰撞产生金属屑掉入油箱内。安装人孔盖板、气管，更换密封圈。安装外部接线端子板、线夹、电晕环。检查架空线的连接长度。清洁、密封渗漏检查。

4）新套管安装后的恢复工作

拆除呼吸器，以封板密封其安装法兰。打开储油柜顶部的旁通阀（平衡胶囊内外压力）。连接真空管道至油箱盖上的油循环阀门（DN80蝶阀），开始抽真空，真空低于100 Pa时开始计时，达到48 h后开始注油（所注变压器油经处理后试验合格）。连接滤油机管道至油箱底部的注放油阀（DN50球阀）。当油位接近油箱盖下约100～200 mm时关闭油循环阀门，停止抽真空。继续注油直至油位到储油柜需要的高度（参照油位、油温曲线或对照表，可略高一点，因真空解除后油位通常会有一定程度下降）。关闭储油柜顶部的旁通阀，从呼吸器安装管道法兰口充干燥气体解除真空。连接滤油机至油箱底部DN50球阀和油箱盖DN80蝶阀进行油循环，循环时间至少2倍变压器内总油量，循环后再次开展绝缘油试验。

3 结语

结合某站500 kV 3号主变GOE系列拉杆式高压套管替换方案及隐患整治工作，由上述分析可知各主流套管主要电气性能参数均满足GOE套管替换要求，基本结构尺寸在进行相应改造适配后也能满足替换要求，因此各主流套管替换方案区别在于改造工作量大小及施工周期。

1）ABB GSB干式套管：高压引线与套管内部连接的改造工作量基本相同，不需要更换CT和升高座，工作量最小。但此套管油中绝缘长度为890 mm，与原GOE套管相同，但小于南网标准套管油中绝缘长度1 250 mm要求。

2）油中长度2 060 mm、CT长度600 mm套管：高压引线与套管内部连接的改造工作量基本相同，因为油中CT长度为600 mm与原GOE套管相同，所以不需要进行CT改造。但因为油中长度2 060 mm大于原GOE套管油中1 650 mm，所以需要增高升高座，这导致需要进行外部改造满足升高座集气要求，外部改造有两种方案：

方案A：加高互感器升高座，改造升高座集气管路、油枕高度及相应管路等；此外还需要更换CT电缆、油位表电缆；工作比较繁琐，工期较长，工作量最大。

方案B：加高互感器升高座，取消原来的升高座集气管改为增加由单独的BF25气体继电器来收集气体，从而保持原主瓦斯管路和油枕高度不变。但现场需要更换CT电缆、铺设增加气体继电器电缆、增加二次控制信号，工作比较繁琐，工期较长，工作量较大。

3）油中1 650 mm、CT长度265/250 mm套管：高压引线与套管内部连接的改造工作量基本相同，但因为套管CT长度因为套管油中绝缘长度增加至1 250 mm而被压缩，不能满足原CT高度安装要求，必须更改CT高度尺寸，因此需要改造升高座及CT。由于升高座和CT改造可在厂内完成改造，因此此方案改造工作量较小，工期较短。