一起高壓套管更換末屏引出裝置后介質損耗因數異常分析

黃曉峰，吳胥陽，張健聰，王穎劍

（國網浙江省電力有限公司金華供電公司，浙江 金華 321017）

0 引言

套管作為變壓器的重要組件，起著引線固定及絕緣的作用。套管的缺陷或故障將威脅變壓器的正常運行，嚴重時甚至造成變壓器突發跳閘等事故，影響電網的安全性及穩定性[1-4]。套管介質損耗因數tanδ 和電容量Cx 可以有效反映設備絕緣的整體老化、受潮、內部集中性缺陷等一系列問題，同時通過與歷史數據的對比可以對套管絕緣狀況的發展趨勢做出有效判斷[5-9]。試驗中發現套管介質損耗因數和電容量異常變化情況時，應引起足夠重視，及時找出問題原因，避免套管帶病投運。

除套管本體絕緣故障外，造成介質損耗因數及電容量異常的原因有多種[10-15]。本文介紹一起220 kV 變壓器因更換末屏引出裝置導致高壓側套管介質損耗因數異常增大的罕見案例，并對造成此現象的原因進行詳細分析，提出相關建議。

1 案例介紹

1.1 案例概述

2018 年11 月20 日，根據公司反措要求，某220 kV 變電站1 號主變壓器（以下簡稱“主變”）套管末屏引出裝置結合大修工作，由原來的雷諾爾結構更換為哈弗萊結構，如圖1 所示。更換完成后隨即開展了套管絕緣試驗工作，發現各中性點及中壓側套管介質損耗因數和電容量均正常，但高壓側A，B，C 三相套管的介質損耗因數tanδ均出現了異常增大的情況。該主變高壓側套管生產年份為2003 年，型號為BRLW-252/630-3，試驗環境參數、試驗結果及歷史數據如表1 所示，其中Cx，Cn 分布代表電容量測試值和出廠值。

圖1 更換前后的末屏引出裝置結構

表1 高壓套管試驗數據

試驗結果顯示，高壓側套管的tanδ 值較歷史數據增大趨勢明顯，特別是B 相套管，tanδ 增幅達到了97.2%，且接近于狀態檢修規程規定的注意值的80%。

1.2 缺陷排查

1.2.1 套管介質損耗因數異常常見原因

引起套管tanδ 值超標的因素主要包括：

（1）外在因素，即試驗儀器及外界環境的影響。

（2）套管將軍帽部位接觸不良引起的放電。

（3）套管末屏絕緣缺陷。

（4）套管內部受潮或絕緣受損。

（5）套管絕緣油中存在氣泡，測試時發生局部放電。

1.2.2 套管介質損耗因數異常原因排查

現場試驗人員對以上因素進行一一排查，得出以下結果：

（1）11 月20 日首次試驗時采用AI-6000E 型電橋，11 月21 日更換為AI-6000F 型電橋開展復測工作，在采取縮短試驗引線、拉開引線角度、屏蔽及清潔套管外表面等措施后發現測試結果并無明顯變化，同時結合中壓側套管測試結果均為正常的現象，排除試驗環境對測試結果的影響。

（2）將軍帽位置放電是引起套管tanδ 值異常增大的一個重要因素[11-12，16]。檢修人員拆開套管將軍帽，檢查并清潔導電桿與套管的接觸部位，發現并無明顯過熱或放電痕跡，處理后恢復將軍帽，重新開展測試工作，套管tanδ 值仍無明顯變化，排除將軍帽與繞組引線接觸不良的因素。

（3）試驗人員進一步對三相套管的末屏絕緣電阻及tanδ 值進行了測試。A，B，C 三相末屏絕緣電阻均達到100 000 MΩ 以上，tanδ 值分別為0.567，0.510，0.452，排除末屏的絕緣缺陷。

（4）采集套管本體絕緣油進行油化試驗，試驗結果如表2 所示。套管本體油樣的微水及色譜分析結果均合格，結合末屏絕緣狀況，判定套管內部運行過程中并未發生過受潮或放電情況。

表2 套管油化試驗結果

（5）為排出套管內部絕緣油中的氣泡，檢修人員拆開套管頂部注油孔，對套管本體進行直接排氣處理，處理后對tanδ 值進行復測，發現三相套管tanδ 值均所有減小，分別下降到0.477，0.513，0.395，可見對套管頂部放氣處理效果較明顯。考慮為頂部排氣孔打開后，內部壓力發生變化，油中氣泡逐漸溶解或析出，改善套管介質損耗。

1.3 處理結果

11 月22 日，環境氣溫轉高，經過一天的靜置并放氣處理后再次測量套管的介質損耗因數tanδ 及電容量Cx，各項試驗數據均合格，如見表3 所示。

表3 套管靜置后試驗數據

2 原因分析

2.1 油中氣泡對套管的影響

氣體在套管內部會以2 種形式存在：

（1）溶解在絕緣油中，這種狀態的氣體對絕緣的介電特性影響不大。

（2）以氣泡形式懸浮在絕緣油中或附著于電容屏上：組合絕緣中，電場的分布與介質的相對介電常數成反比關系，空氣的相對介電常數（ε0≈1）約為油紙絕緣的相對介電常數（εr≈2.3）的一半，氣泡內的電場強度就可達到絕緣介質的2 倍以上，在電場方向上將承受較大的電應力；另外在表面張力、浮力、油壓等作用下，氣泡會被逐漸拉伸，形成橢球形態，使得氣泡內部及周圍的電場進一步畸變，局部場強更加集中。由于氣體的擊穿場強遠低于絕緣油，就會首先在氣體內部發生局部放電[17]。當外界電壓達到一定值時，放電過程中的電子碰撞及產生的熱能將使絕緣油分解出更多氣體氣泡，嚴重情況下會形成“小橋”通道，使套管主絕緣發生貫穿性擊穿導致接地短路，因此套管油中氣泡問題不容小覷。

式中：Px為套管絕緣介質本身的有功損耗。

無功功率Q總則由絕緣介質提供，由于介質電容量變化不大，因此：

式中：Qx為套管絕緣介質本身的無功損耗。

總的介質損耗因數tanδ總：

式中：tanδx代表套管介質損耗因數。

可見，套管內部存在懸浮氣泡時，在電壓作用下，介質損耗因數將會出現相對偏大的現象。

2.2 套管內部絕緣油中氣泡形成原因

在11 月21 日的缺陷排查過程中，試驗人員曾模擬末屏引出裝置更換過程，從套管底部拆開末屏底座，對A 相套管進行了少量放油，恢復后立即開展介質損耗因數測試，結果發現A 相套管本體tanδ 值從0.477 突升到0.687。 進一步結合11 月20 日更換末屏引出裝置時2 個現象分析可知：

（1）220 kV 主變的中性點及中壓側套管高度遠低于高壓側套管，它們的內部油壓也更低，更換末屏引出裝置時流出的絕緣油及侵入的氣體相對較少；同時高壓套管為傾斜安裝狀態且內部油壓相對較高，油中氣泡不容易快速上升到頂部油枕內，而附著于電容屏外層或絕緣油中形成放電，因此該220 kV 變壓器更換末屏引出裝置后只表現出高壓側套管介質損耗因數測試異常的現象。

（2）高壓側B 相末屏底座拆除時未及時封堵，流出的絕緣油遠多于A 相、C 相，侵入B 相套管的氣體也相對更多，造成B 相套管的tanδ 值高于另外兩相。因此，可以判斷本次案例中套管內部絕緣油中的氣泡正是由于更換末屏引出裝置引起的。

處理過程中，11 月21 日的環境氣溫接近于11 月20 日，油中氣泡的溶解或析出速度相對緩慢，套管的tanδ 值并未完全恢復到歷史狀態。到11 月22 日，環境氣溫大幅提高，加快了氣泡溶解或析出速率，再配合頂部排氣處理，套管的tanδ 值最終恢復到正常狀態。

3 結語

套管內部存在氣泡將對其安全運行產生巨大威脅，氣泡在電場作用下易發生放電進而提高套管整體介質損耗因數。本文介紹了一起由末屏引出裝置更換引起的氣泡侵入套管進而引起介質損耗因數異常增大的案例，并提出了以下建議：

（1）介質損耗因數和電容量能有效反映套管內部的絕緣問題，發現介質損耗因數和電容量異常時應引起足夠重視，排查出問題的根源。

（2）現有檢修模式下，主變停電時間有限，建議更換套管末屏引出裝置的時間安排特別是在冬季低溫環境期間應盡量提早，使套管有足夠的靜置時間，以利于油中氣泡充分析出。

（3）針對主變停電時間短，沒有有效靜置時間的末屏引出裝置更換工作，建議在更換工作完成后，從套管頂部開展抽真空脫氣處理，以加快油中氣泡的析出速度。