变压器套管是电力系统中广泛使用的一种重 要电器，与其他电气设备连接，起到绝缘和机械固 定的作用。目前，110 kV及以上电压等级的变压器 套管多为油纸电容型，这种套管的特点是既有内绝 缘又有外绝缘，绝缘电气强度高；结构紧凑、尺寸 小；同时又是有机、无机、液体和固体材料的组合绝 缘结构。缺点是易发热、受潮。变压器高压套管的 主绝缘结构采用绝缘纸和铝箔电极交替缠绕在导 电管上，组成1个同心圆柱形串联电容器，使电场均 匀分布，电容屏数越多，电容分布越均匀。其中，最 靠近导电柱的电容屏称为首屏，最外层称为末屏。 末屏由小瓷套管引出，位于整个高压套管的底部， 运行时必须可靠接地，停电检修时，为试验提供测 量端子。因此，套管末屏作为内部绝缘和外部绝缘 交界的媒质，其运行质量成为衡量内部绝缘状况的 重要指标，一旦高压套管末屏产生安全隐患，将导 致整个套管甚至变压器出现重大缺陷故障。

由于套管在运行中的工作条件相当恶劣，因此 常常因材质逐渐劣化或套管损坏，导致电网事故。 因此，为了保证套管的安全运行，必须对其进行预 防性试验。

变压器套管的预防性试验按照《输变电设备状 态检修试验规程》^[1]（以下简称《规程》）的要求，主要 测试项目有主绝缘及电容型套管末屏对地的绝缘 电阻、介质损耗（tanδ）及电容量。试验时间要求是 在投运前、大修后（包括主设备大修），220 kV、110 kV及以下电压等级试验周期为2—3 a。测量主绝 缘及套管末屏对地的绝缘电阻使用2500 V兆欧表， 主绝缘的电阻值一般不低于下列数值：110 kV以下 为5000 MΩ，110 kV及以上为10 000 MΩ。末屏对 地的绝缘电阻不应低于1000 MΩ，若试验值低于 1000 MΩ时，则需进一步测量末屏对地的tanδ（加压 2 kV，其值不大于2%）^[1]。测试变压器套管tanδ时， 应连同主变压器绕组一起加压，其余绕组端子短接 后接地，末屏连接电桥，采用正接线测量。电容型 套管的电容值与出厂值或上一次试验值的偏差不 应超过5%，否则，应查明原因。20 ℃时主绝缘的 tanδ上限值如表 1所示。

表 1(Table 1)

表 1 20 ℃时主绝缘的tanδ上限值 %

表 1 20 ℃时主绝缘的tanδ上限值

2009年5月，对内蒙古乌兰察布电业局220 kV 兴广变电站1号主变压器套管红外测温时，发现高 压套管末屏存在高温点，V相套管底部油温值明显 超出变压器本体油温值。多次进行套管末屏介损 试验以及绝缘电阻测试，得出的数据明显超出《规 程》的合格范围，1号主变压器套管U相介质损耗值 为0.526%，V 相为0.014%；绝缘电阻U 相为13.32 MΩ，V相为110 000 MΩ。通过绝缘电阻值可以看 出，该套管存在安全隐患。

进一步检查发现U相套管内受潮严重，绝缘电 阻极小；V相套管末屏处基本断线，从而导致介质损 耗几乎为0，而绝缘电阻接近无穷大。查清故障点 后，及时联系变压器生产厂家进行更换，由于为同 批次产品，对三相高压套管全部进行了更换，运行 至今未出现异常情况。

2012年10月下旬，对110 kV桥西变电站1号主 变压器高压套管W相进行红外测温时发现其温度 达到63.6 ℃，已明显超出U相、V相的温度，当时环 境温度仅为13 ℃，进一步检测发现套管底部末屏处 发热严重。立即停电进行检查，发现W相套管末屏 金属螺栓处有明显的烧痕，而且顶端已经发生高温 熔炼，与防尘帽粘连在一起，如图 1所示。对该相套 管取油样进行色谱化验，各项值均合格，更换该末 屏后运行正常。

经过分析认为，故障原因主要是在前次试验后 恢复时，试验人员未将接地螺纹帽拧至顶端，造成 末屏虚接地，运行中不断放电，导致螺杆熔炼后与 防尘帽连接接地，且由于长期运行接地不可靠，导 致发热异常。

图 1(Figure 1)

图 1 110 kV桥西变电站W相高压套管末屏故障情况

运行中的电容式套管由电容和抑制谐波的小 电阻并联组成，由于并联电阻阻值很小，进行估算 时忽略其影响，得到简化等效电路如图 2所示。

图 2(Figure 2)

图 2 简化等效电路

根据图 2得出：

U₂—套管末屏承受的电压，该电压小于U₁；

C₂—套管末屏电容；

C₁—套管的主电容，该电容较大，远远大于套 管末屏的电容C₂。 由此可以看出，一旦套管末屏断线，C₂将接近∞，因此有：

常见的末屏固定方式主要有内置式、外置式接 地2种。内置式接地结构分为弹簧装置常接地结构 和非弹簧装置常接地结构。弹簧装置常接地结构 （如图 3a）是通过弹簧片和引线柱相连接，接地盖内 弹簧卡正好可以固定引线柱，接地盖旋紧后通过本 体连接接地。这种接线方式的优点是结构简单、接 地可靠，缺点是当弹簧片弹性减小或变形时，容易 造成卡涩或者弹性失效等现象，进而引起与末屏引 线柱接触不良，影响套管的安全运行。非弹簧装置 常接地结构如图 3b所示，这种结构的特点是简单、 可靠，外部不仅有双层护罩，而且加装备母，使内部 能够更好地与外部隔绝，避免受潮、受冲击等。外 置式（无护罩）接地分为硬连接接地和软连接接地 方式，如图 4所示。这种接地方式的特点是可以直 观地看到套管末屏接地情况，缺点是外连硬接触若 引线柱伸出长度和接地外螺纹尺寸配合不当，会造 成套管末屏接地不良。

图 3(Figure 3)

图 3 内置式高压套管末屏

图 4(Figure 4)

图 4 外置式高压套管末屏

套管末屏的密封性能直接关系到整个变压器 的安全生产，影响密封性能的因素主要有以下几个方面。

（1） 设备结构：采用外置式的套管末屏极易引 起雨雪入侵，设备长期处于外露状态，风雨雪霜的 侵蚀异常严重，导致末屏受损。

（2） 试验人员：试验后由于螺纹或者螺丝锈蚀 拧不紧导致套管不能可靠接地。

（3） 自然环境：由于乌兰察布地区特殊的地理 位置和气候原因，恶劣天气致使套管末屏受风雪侵 蚀（外置式）。

对于建在工业园区的变电站，变压器长时间在 满负荷状态下运行，油温经常居高不下，一旦末屏内部接点有断股或者虚焊现象，高温会引起末屏引 线的进一步劣化，致使末屏引线在内部断裂，造成 悬浮电位，甚至对壁体放电；严重时，产生的高温导 致套管出现裂纹。

运行中的变压器难免会受到线路或者近区的 短路冲击，目前乌兰察布市所辖各变电站，其供电 目标多为高耗能企业，这些企业经常会因人为或环 境原因使供电变压器受到短路电流冲击，这种冲击 产生的电动力对主变压器冲击很大，严重时可使主 变压器喷油。诸如此类的机械振动严重影响了套 管末屏的使用寿命，容易使末屏内部接线断裂。

由于末屏内部结构复杂，外部接线多样，为了 能够更好地保护套管末屏，试验人员应做到以下几 点：

（1） 勤学习。通过理论学习，了解末屏的内部 结构特点，能明确判断接线引出点等；同时，多请教 老师傅，提高实践经验，做到打开防雨帽后可以从 外观上判断出内置式弹簧装置的结构属性。

（2） 勤练习。在培训基地多加观察和练习，做 到有的放矢，尤其对于内置式弹簧装置常接地结 构，切勿使用利器顶压外层弹簧杆，试验时应选用 合适的销钉，严禁使用小螺丝刀或铁丝等代替。销 子插入引出线杆后禁止转动，避免影响试验结果或 造成销孔损伤，导致弹簧不能复位，进而导致密封 不严，出现渗油现象。

由于设计方面的原因，很多外置式套管的引线 截面比较小，易受环境影响导致锈蚀；同时，经过多 次拆、接试验，发现设备会不停地振动，极易发生断 股现象，进而引起发热断裂^[2]。为避免这类事故的 发生，建议在设备选型时选择内置式末屏结构，接 地方式可靠，易于拆卸试验。对于外置式老旧设 备，应进行优化末屏引线改造，外加1条有绝缘保护 层的引线并接至专用接地柱上，导线两端用螺栓焊 接^[3]，方便拆卸。

利用春查和停电机会对套管末屏进行重点检 查，必要时测量其绝缘电阻值和tanδ值，发现问题及 时解决。检查末屏接地盖、推拔铜套、接地引出线 杆接触面有无氧化膜和过热痕迹，以确保末屏接地 所有环节接触良好。《规程》中规定：运行中油纸电 容型220 kV、套管主绝缘（20 ℃时）的tanδ不应小于 0.8%；110 kV不应小于1.0%。当电容型套管末屏对 地绝缘电阻低于1000 MΩ时，应测量末屏对地的 tanδ，加压2 kV时其值应不大于2%^[1]。

定期对变压器套管进行红外测温，尤其加强对 高压套管末屏处测温检查。在度夏期间、主变压器 受到外力或者电动力冲击后，需增加测温次数，以 便及时发现和消除末屏接触不良或者振动断线造 成的过热问题。

新兴的在线监测技术可以实时了解设备的运 行状况。高压套管的在线监测多数采用耦合方式， 在末屏接地部位耦合后接地，将耦合的数据实时显 示，供运行单位参考。这种方法对变压器高压套管 的安全运行起到了很好的监视效果，可以及时发现 问题、及时处理，降低事故发生的概率。

近年来，随着电力行业的飞速发展，变压器数 量逐年增加，设备安全问题日益突出，针对变压器 套管的故障问题，应做好日常的检查巡视工作，及 时消除套管的安全隐患，使运行中的高压套管末屏 可靠接地，保证电网的安全运行。