高壓GOE套管替換方案研究

尹 啟，李 東

（南方電網超高壓輸電公司曲靖局，云南 曲靖 655000）

0 引言

GOE套管作為電力系統重要的連接部件，通常含有四種載流方式：穿纜、導桿式、底部接線式和拉桿式[1-2]。通常500 kV GOE型套管較其他套管特殊之處是繞組出線處載流結構采用拉桿系統，幾種載流方式對比見圖1所示[3-4]。在繞組出線和套管下端連接的地方，500 kV GOE套管出線結構采用了屏蔽管雙環絕緣結構，上環固定在套管拉桿底座上，下環固定在變壓器繞組出線屏蔽管上，雙環之間保持20±15 mm距離。高壓繞組出線由2根150 mm2引線電纜與GOE套管拉桿底座相連，如圖2所示。

圖1 幾種載流方式的套管示意圖

圖2 GOE套管底座接線示意圖

拉桿系統拉緊力由套管頂部的螺栓合適力矩保證，套管頂部拉桿系統結構如圖3。在套管安裝時拉桿通過頂部螺栓以合適的力矩拉緊，拉緊力使拉桿底座和套管載流導桿緊密相連，提供繞組至套管頂部的載流通道，如圖4所示[5-6]。

圖3 套管頂部拉桿系統裝配圖

圖4 GOE套管拉桿系統

500 kV GOE套管主要存在以下三類問題[7-8]：1）紫銅拉桿底座硬度不夠（相對于鋼質拉桿），安裝工藝要求較高，緊固力矩需嚴格控制，重復多次拉緊易對紫銅材質螺紋造成損傷、變形，紫銅拉桿底座與套管黃銅導電管間壓痕明顯、接觸面凹凸不平，變壓器負荷及溫升變化導致紫銅拉桿底座與套管黃銅導電管壓接接觸面存在過熱、放電痕跡；2）等電位連接問題導致，套管將軍帽內部拉桿螺栓及拉桿頭部有燒蝕痕跡；3）絕緣設計問題、絕緣油析氣性導致主絕緣局部放電產生X蠟問題。變壓器高壓繞組連接至拉桿載流底座，拉桿底座由拉桿拉緊使其和載流導桿貼合，以提供電流通路，如圖5所示。

圖5 GOE套管拉桿系統示意圖

1 套管選型方案依據

要對變壓器高壓套管進行替換或改造，尤其是替換GOE系列非標尺寸結構套管需全面考慮替換套管電氣性能參數要求、套管油中尺寸變化、變壓器油枕油位及升高座匹配改造方案、套管尾端接線結構匹配改造方案、套管油中絕緣距離變化等因素并進行可行性分析[9-10]。與此同時，還須依據套管替換后結構尺寸或油中絕緣距離變化對套管及套管油中電場進行仿真計算，校核套管油中安全距離及電氣絕緣裕度是否滿足要求[11-12]。某站500 kV 3號主變為單相自耦風冷強迫油循環三繞組無勵磁調壓變壓器，型號為ODFPS-250000/525，其500 kV側套管為GOE1800-1360-2500-0.6-B的拉桿式套管。

1.1 套管基本結構尺寸

為提高互換性，南方電網規定了標準500 kV套管的油中相關尺寸和安裝法蘭尺寸，如圖6所示。

圖6 南網標準套管結構尺寸

目前國內外主流套管法蘭安裝尺寸和南網技術標準要求一致，見表1，而油中部分存在差異，南網標準套管油中長度為2 060 mm，主流套管油中長度2 060 mm（標準）和1 650 mm（非標準）兩種套管，GOE1800-1360-2500-0.6-B型套管油中長度為1 650 mm。由于變壓器高壓繞組引線的長度和位置已經固定，現場不具備改變的可能性，使用南網標準套管所規定油中長度2 060 mm的套管需要進行CT改造、升高座改造，而升高座高度增加導致需要進行CT、油位表電纜更換、升高座集氣管路改造等施工內容，這會帶來現場施工工程量大、工藝復雜、風險高等問題，因此用于500 kV GOE套管替換檢修的套管選型亦可考慮選用非標準尺寸套管[13-14]。

此外如表1，各主流套管頂部帶電位置到法蘭的距離均比原GOE套管大，各主流套管對地的外絕緣距離更大、更安全，均滿足替換要求。替換套管總長度的變化可根據長度變化大小，通過調整引流線長度滿足現場安裝需求[15-16]。

表1 各主流套管結構尺寸對比

mm

從結構尺寸來看，主流套管提供的油中長度2 060 mm和1 650 mm套管均可用于GOE套管替換檢修，區別在于更換為油中長度2 060 mm的套管時，為了適配原變壓器繞組接線還可能因為升高座高度增加導致需要進行CT、油位表電纜更換、升高座集氣管路改造等；更換為油中長度1 650 mm的套管時，若因為提升油中絕緣長度而壓縮CT長度時，需要進行CT改造。

1.2 電氣性能參數

GOE1800-1360-2500-0.6-B型套管關鍵電氣參數為：LI 1800/SI 1360/AC 800，額定電流2 500 A。該套管各項關鍵電氣參數均滿足GB/T 4109《交流電壓高于1 000 V的絕緣套管》要求，根據替換套管各參數須不低于原套管參數原則，分析國內各主流套管的500 kV套管關鍵電氣參數，其雷電沖擊耐受電壓（LI）、操作沖擊耐受電壓（SI）、工頻耐受電壓（AC）、額定電流等關鍵參數均能滿足或優于原GOE套管技術參數，如表2，因此國內各主流套管500 kV套管的關鍵電氣參數能滿足替換需求。

表2 各主流套管關鍵電氣參數對比

1.3 替換套管適配改造

由上述分析可知，各主流套管提供的油中長度2 060 mm標準套管及油中長度1 650 mm非標準套管在電氣性能參數和基本結構尺寸上均滿足套管替換選型要求，而套管尺寸與原GOE型套管的差異需要進行高壓引線改造、尾端接線結構匹配改造、升高座改造及CT改造等。該站3號主變高壓套管CT高度大于260 mm，升高座低于油枕底部高差H1約723 mm，高壓套管升高座頂部與本體瓦斯繼電器大連管高差H2為219 mm，套管升高座頂部設計有與本體瓦斯繼電器大連管連接的向上傾斜的小集氣連管。

1）高壓引線改造

替換套管為油中長度2 060 mm標準套管時，因為需要改造升高座以適配高壓引線連接，升高座高度增高410 mm。替換套管為油中長度1 650 mm非標準套管時，升高座高度不變，但需要進行升高座CT改造。最終替換套管安裝后高壓引線接線位置高度需要進行計算分析。如選用傳奇油式長尾套管時，由于升高座提高410 mm，而套管外部高度為5 885 mm，高壓引線安裝位置實際比GOE套管高544（=5 885-5 751+410）mm，因此需要減短原變壓器的高壓架空線。而選用南京電氣油式準長尾套管時，升高座提高高度0mm，套管外部高度為5 890 mm，比GOE套管高139（=5 890-5 751+0）mm。各主流套管安裝后高壓引線安裝位置高度變化計算如表3。根據高壓引線安裝位置高度的變化，需要進行高壓引流線長度改造以適配套管安裝。

表3 各主流套管高壓引線位置高度變化mm

2）尾端接線結構匹配改造

500 kV GOE型套管的繞組出線結構采用了屏蔽管雙環絕緣結構：上環固定在套管拉桿底座上，下環固定在變壓器出線屏蔽管上，雙環之間距離20±15 mm。高壓出線由2根150 mm2引線電纜與G0E套管拉桿座（draw rod）相連。因此替換套管尾端必須改造為能夠連接高壓引線的拉桿接線底座和安裝原上部屏蔽環及絕緣帽的法蘭盤結構，各主流套管在套管尾端接線結構的改造方式和工作量上基本相同。

3）升高座及CT改造

若更換為油中長度2 060 mm的標準尺寸套管，套管升高座需抬高約410 mm，此時油枕底部雖仍高于新套管升高座頂部，但套管升高座頂部將超過本體瓦斯繼電器大連管高度，此時本體瓦斯繼電器將失去對套管升高座內附近故障或異常所產生的瓦斯氣體監測報警功能，甚至還會影響本體瓦斯繼電器對變壓器本體輕瓦斯的監測報警功能，此時需進行外部改造以保證對升高座內氣體集氣。有兩種改造方案：

方案1：抬高高壓氣管路、油枕高度及其管路等，現場還需要更換CT電纜、油位表電纜，如圖7（a）所示。

方案2：取消原來由升高座至本體瓦斯繼電器的氣管，增加由單獨的氣體繼電器來收集氣體，從而保持原主瓦斯管路和油枕高度不變。同時現場需要更換CT電纜、鋪設增加氣體繼電器電纜、增加二次控制信號，如圖7（b）所示。

選用油中長度1 650 mm非標準套管時，為提高套管油中絕緣長度至南網標準套管要求1 250 mm，相應地需要縮短套管油中接地長度，這就需要改造CT高度（圖7（c））以適配套管油中接地長度的變化。

圖7 升高座及CT改造示意

1.4 油中絕緣距離變化及電場仿真分析

對于各主流替換套管的選型，應計算分析其油中絕緣距離不小于GOE型套管技術規范所要求的最小距離。此外需要校核替換套管的電容芯和相應的結構，同己有的變壓器屏蔽管和屏蔽環相配合，以保證套管的尾部區域被有效屏蔽，不致產生破壞場強；同時又不會在套管電容芯和變壓器屏蔽管、屏蔽環上產生破壞場強，損壞套管和屏蔽環系統，從而造成整個變壓器的損壞。

根據GOE套管要求，對升高座壁的設計值為440 mm，油中絕緣部分長度為985 mm，其包絡區域在箱蓋法蘭以下，非常安全。由于南京電氣套管的油中絕緣部分為1 250 mm，其包絡區域在升高座內和箱蓋法蘭以上，電場分布有所不同（見圖8），經過計算也是安全的。互感器線圈總高度可以改為190 mm，滿足套管CT=265的要求。

圖8 兩種套管油中絕緣比較，南瓷套管位于黃色標注區域，原GOE套管為紅色部件

2 套管替換實施操作方案

2.1 替換套管選型要求

基于上述分析，各主流套管結構尺寸和電氣性能參數均能滿足替換要求，但油中長度2 060 mm套管現場實施改造工作量大、GSB型套管油中絕緣長度890 mm不滿足南網標準套管油中長度1 250 mm要求，因此采用了油中長度1 650 mm套管。而油中長度1 650 mm套管為各主流廠家生產的非標準套管，在滿足系統安全運行的條件下，綜合比較各方面性能，選擇采用南京電氣BRDLW-550/2500型油式準長尾套管用于該站3號主變GOE高壓套管替換，該套管為非標準套管，其油中長度為1 650 mm，油中絕緣長度為1 250 mm，CT部分長度為265 mm。

2.2 套管替換實施流程及關鍵工藝控制

1）全排油、拆卸舊套管

關閉儲油柜與本體之間的閥門。在變壓器油箱上部的集氣管道末端的閥門或瓦斯繼電器排氣閥處連接充氣裝置（帶壓力表）。將濾油機管道連接至油箱底部的放油閥（DN50球閥）進行放油，放油1～2 min后，開啟閥門進行充氣，放油過程中壓力不能大于30 kPa，以免容易使壓力釋放閥動作，如圖9所示。儲油柜內的油從其下部管道末端的閥門連接到油罐單獨放出。拆除套管頂部高壓引線，安裝套管吊具。清理待更換套管下部法蘭、升高座及周圍異物，防止拆除過程中異物落入油箱；安裝固定吊繩，如圖10所示。在套管頂部中間拉桿頂端放置空心扳手（Box spanner），在拉桿頂部中間螺孔（M8）上固定一個固定桿，以防止在松動拉桿頂部螺母時拉桿下節部位的聯接處松動，然后拆卸拉桿頂部M16螺母，并用牽引工具及長軟繩從頂部拴住拉桿。檢查高壓套管吊具和吊帶的安裝狀況，緩慢啟動汽車吊使吊繩稍微受力，拆卸套管法蘭與升高座法蘭固定螺栓的螺母。緩慢起升吊出套管，待套管底部離開升高座大約1 m左右時暫停起升操作，拆卸拉桿下節位置的聯接。將套管吊出并放置于平地處包裝箱內。拆下CT升高座。拆下原GOE套管拉桿尾座及連接引線和上部屏蔽環帶絕緣帽。

圖9 變壓器全排油

圖10 拆除GOE套管

2）高壓互感器升高座裝配

安裝套管升高座法蘭上下表面的密封墊，如圖11，安裝新的CT升高座。

圖11 安裝升高座下部密封墊

3）更換新套管BRDLW-550/2500-4

將新套管從包裝箱內吊出，固定吊繩，將套管吊起。檢查、清潔套管底部與引線連接部分接觸面。將套管吊至待安裝位置升高座上方。緩慢放下套管到下部屏蔽環位置100 mm時，進入油箱內部將原上部屏蔽環裝在套管尾座法蘭上，再進行高壓引線連接，然后多余引線需要壓入屏蔽管內。安裝時確保套管與升高座同心對齊，便于套管下落到位前，屏蔽環的上下絕緣帽能夠正常對接、重合搭接。緩慢放下套管到升高座固定法蘭，注意避免螺栓和套管法蘭螺孔碰撞產生金屬屑掉入油箱內。安裝人孔蓋板、氣管，更換密封圈。安裝外部接線端子板、線夾、電暈環。檢查架空線的連接長度。清潔、密封滲漏檢查。

4）新套管安裝后的恢復工作

拆除呼吸器，以封板密封其安裝法蘭。打開儲油柜頂部的旁通閥（平衡膠囊內外壓力）。連接真空管道至油箱蓋上的油循環閥門（DN80蝶閥），開始抽真空，真空低于100 Pa時開始計時，達到48 h后開始注油（所注變壓器油經處理后試驗合格）。連接濾油機管道至油箱底部的注放油閥（DN50球閥）。當油位接近油箱蓋下約100～200 mm時關閉油循環閥門，停止抽真空。繼續注油直至油位到儲油柜需要的高度（參照油位、油溫曲線或對照表，可略高一點，因真空解除后油位通常會有一定程度下降）。關閉儲油柜頂部的旁通閥，從呼吸器安裝管道法蘭口充干燥氣體解除真空。連接濾油機至油箱底部DN50球閥和油箱蓋DN80蝶閥進行油循環，循環時間至少2倍變壓器內總油量，循環后再次開展絕緣油試驗。

3 結語

結合某站500 kV 3號主變GOE系列拉桿式高壓套管替換方案及隱患整治工作，由上述分析可知各主流套管主要電氣性能參數均滿足GOE套管替換要求，基本結構尺寸在進行相應改造適配后也能滿足替換要求，因此各主流套管替換方案區別在于改造工作量大小及施工周期。

1）ABB GSB干式套管：高壓引線與套管內部連接的改造工作量基本相同，不需要更換CT和升高座，工作量最小。但此套管油中絕緣長度為890 mm，與原GOE套管相同，但小于南網標準套管油中絕緣長度1 250 mm要求。

2）油中長度2 060 mm、CT長度600 mm套管：高壓引線與套管內部連接的改造工作量基本相同，因為油中CT長度為600 mm與原GOE套管相同，所以不需要進行CT改造。但因為油中長度2 060 mm大于原GOE套管油中1 650 mm，所以需要增高升高座，這導致需要進行外部改造滿足升高座集氣要求，外部改造有兩種方案：

方案A：加高互感器升高座，改造升高座集氣管路、油枕高度及相應管路等；此外還需要更換CT電纜、油位表電纜；工作比較繁瑣，工期較長，工作量最大。

方案B：加高互感器升高座，取消原來的升高座集氣管改為增加由單獨的BF25氣體繼電器來收集氣體，從而保持原主瓦斯管路和油枕高度不變。但現場需要更換CT電纜、鋪設增加氣體繼電器電纜、增加二次控制信號，工作比較繁瑣，工期較長，工作量較大。

3）油中1 650 mm、CT長度265/250 mm套管：高壓引線與套管內部連接的改造工作量基本相同，但因為套管CT長度因為套管油中絕緣長度增加至1 250 mm而被壓縮，不能滿足原CT高度安裝要求，必須更改CT高度尺寸，因此需要改造升高座及CT。由于升高座和CT改造可在廠內完成改造，因此此方案改造工作量較小，工期較短。