一起500 kV變壓器油紙電容式套管介損異常分析

劉 琦，楊 賢，江丹宇

（1.廣東電網有限責任公司，廣東 廣州 510080；2.廣東電網有限責任公司電力科學研究院，廣東 廣州 510080）

0 引言

變壓器套管是將變壓器內部高、低壓引線引到油箱外部的出線裝置[1-2]。作為變壓器的重要組件，套管絕緣性能的優(yōu)劣對于電網的安全穩(wěn)定運行具有重要意義。如果套管存在缺陷或發(fā)生故障，將直接危及變壓器的安全運行和電力生產可靠性[3-5]。

1 套管缺陷情況

某供電局500 kV主變B相中性點套管及2只35 kV低壓側套管（b、y） 在2012年6月份的停電預防性試驗時，出現(xiàn)介損值增長速度過快的異常情況（該相主變變低及中性點套管于2008年投運及2009年預試時介損為0.2%左右，本次預試結果為0.7%），詳細情況如表1所示。

變低套管 （b、y） 設備型號為 R-C643WLCJ，電壓等級35 kV，出廠日期為2007年，投運日期為2008年6月27日；中性點套管型號為R-C680R-KB，電壓等級66 kV，出廠日期為2007年，投運日期為2008年6月27日。

表1 500 kV主變套管預防性試驗結果

2 返廠試驗檢查

為了查找套管介損值偏大且增長速度較快的具體原因[6-10]，返廠分別對1支變低套管（b） 及1只中性點套管進行了外觀檢查、油樣分析、絕緣電阻測試、介損及電容量測量、局部放電測試、工頻耐壓試驗、末屏耐壓及介損測量等試驗。

2.1 外觀檢查

檢查2支套管外觀，確認瓷套的傘葉有無缺損、破裂以及套管有無漏油等異常，檢查末屏部位有無放電痕跡等。經檢查，2支套管均未發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象。

2.2 油樣分析

在電氣試驗開始前，抽取2支套管的油樣，對油樣進行分析，測試油樣的一般特性及油中溶解氣體的濃度，結果顯示油樣無異常。

2.3 絕緣電阻測試

對2支套管中心導體與安裝法蘭間絕緣電阻、外瓷套各傘葉之間的絕緣電阻進行測試，結果顯示各絕緣電阻值均大于2 TΩ，絕緣性能滿足要求。

2.4 介損及電容量測量

為了進一步確認介損試驗結果，并與出廠數(shù)值及現(xiàn)場測量數(shù)值進行比較，在環(huán)境溫度為13.5℃時，對2支套管的介損及電容量進行了重新測量，測量電壓范圍為10 kV至最高允許相電壓（低壓套管為40.5 kV，中性點套管為72.5 kV）。

低壓套管的介損及電容量測試結果如表2所示，介損隨電壓變化曲線如圖1所示。

表2 低壓套管介損及電容量試驗結果（13.5℃測量）

圖1 低壓套管介損隨電壓變化曲線

中性點套管的介損及電容量測試結果如表3所示，介損隨電壓變化曲線如圖2所示。

表3 中性點套管介損及電容量試驗結果（13.5℃測量）

圖2 中性點套管介損隨電壓變化曲線

根據(jù)返廠套管的介損及電容量試驗結果，與出廠值及預試值比較發(fā)現(xiàn)，返廠測試值比2012年6月現(xiàn)場預試值小，而這種差異主要是由于現(xiàn)場測試溫度（25℃至30℃之間） 與返廠測試溫度不同所造成的。此外，2支套管介損返廠測試值較出廠值均有較大增長，屬于異常現(xiàn)象。

從介損隨電壓變化曲線可以看出，隨著電壓增加，介損減小，并且電壓上升過程中介損變化曲線與電壓下降過程中介損變化曲線不重合。

2.5 局部放電試驗

2.6 工頻耐壓試驗

分別對2支套管進行工頻耐壓試驗，在套管中心導體和安裝法蘭之間施加絕緣水平85%的電壓 （低壓套管85×85%=73 kV，中性點套管140×85%=119 kV），試驗時間1 min。試驗過程中未發(fā)生閃絡及擊穿破壞等異常，耐壓試驗通過。

2.7末屏耐壓試驗及介損測量

分別對2支套管末屏進行工頻耐壓試驗，在末屏和安裝法蘭之間施加2 kV電壓，試驗過程中未發(fā)生閃絡及擊穿破壞等異常，耐壓試驗通過。此外，將套管末屏接地，從法蘭處獲取測量信號，采用反接法測量介損值。最終測量結果較正接法相比，略有增大。末屏耐壓試驗及介損測量結果顯示，末屏無異常。

2.8 返廠中性點套管換油后介損測量

將中性點套管中的油放出，并將內部抽至真空狀態(tài)，重新注入新油并加壓循環(huán)。隨后對換油的套管介損及電容量進行重新測量，測量結果如表4所示。

結果顯示，換油后套管介損值較換油前介損值略有增加，這說明介損值異常增大的原因與套管油關系不大。

表4 中性點套管換油后介損及電容量測量結果

2.9 返廠低壓套管介損隨溫度變化特性試驗

為了分析套管介損隨溫度變化特性[11-15]，將低壓套管放入加熱爐，整體加熱至60℃后從爐中取出，放入空氣中自然冷卻。測量套管油溫，在不同油溫下，對套管介損及電容量進行測試。每個溫度點下，在不同電壓等級下進行測量（10 kV、24.6 kV、40.5 kV），測量結果如表5所示。不同電壓下介損隨溫度變化曲線及指數(shù)擬合曲線如圖3—圖5所示。

表5 不同溫度下低壓套管介損測量結果

圖3 測量電壓10 kV下套管介損隨溫度變化曲線及擬合曲線

從不同電壓下套管介損隨溫度變化曲線及擬合曲線可以看出，低壓套管的介損隨溫度的升高呈指數(shù)增長關系，溫度越高，介損值越大。

圖4 測量電壓24.6 kV下套管介損隨溫度變化曲線及擬合曲線

圖5 測量電壓42.5 kV下套管介損隨溫度變化曲線及擬合曲線

3 返廠低壓套管解體情況

在完成溫度特性試驗后，對低壓套管進行了解體，解體情況如下。

金屬導桿上端金具無生銹、腐蝕痕跡，上端法蘭處各密封膠圈完好，密封性能良好；金屬導桿桿體無損傷，各連接套無生銹、腐蝕等痕跡，最外層絕緣紙無受損現(xiàn)象，詳情見圖6。

圖6 金屬導桿及密封良好

金具、法蘭、裝配彈簧、外金屬護套以及油枕均無損傷，無生銹、腐蝕等痕跡；上瓷套內、外表面光滑，無破裂受損現(xiàn)象。末屏引出線完好，無松動跡象，詳情見圖7。

圖7 金具及末屏良好

逐層剝開電容芯絕緣紙、鋁箔，檢查絕緣紙及鋁箔表面有無異常。檢查發(fā)現(xiàn)，絕緣紙及鋁箔無受損及放電痕跡，金屬導桿表面光滑，無放電及損傷痕跡，詳情見圖8。

圖8 絕緣紙及鋁箔良好

4 缺陷原因分析

a）結合套管油色譜試驗、絕緣電阻測量、局部放電及工頻耐壓試驗等常規(guī)性項目結果，可以排除套管油質不良、內部絕緣擊穿導致介損超標的可能。

b） 從套管解體情況來看，各密封處性能良好，無進水受潮痕跡，而且本批次缺陷套管數(shù)量較多，可以排除外部水分侵入的可能。

c）高電壓介損試驗顯示：電壓越高，套管介損值越低。這可能是由于套管油紙絕緣介質中混入了某些極性雜質，引起Garton效應；而從升降壓前后介損變化曲線相差較大，分析判斷套管絕緣受潮（介質的夾層極化導致介損值增大，較大的電流造成介質溫度的變化，致使在電壓下降時，其介損回路曲線不能與電壓上升時的曲線重合）。

d）套管熱穩(wěn)定試驗顯示：套管介損隨溫度的增加呈指數(shù)增大，可以從另一方面判斷套管絕緣受潮（因為正常套管介損值對溫度變化并不敏感，而套管受潮后介質損耗將主要由電導損耗決定，并隨溫度上升而呈指數(shù)增大）。

綜上所述，該500 kV套管介損異常增長的原因是由于套管內部受潮導致，排除外部進水的可能性，可以判斷受潮的原因是電容芯在出廠時干燥不徹底，有水分殘留在電容芯內部，隨著運行時間的推移，水分逐步擴散，導致套管介損異常增長。

5 結論及建議

套管介損能夠有效反映套管絕緣狀況。通過介損測量與分析，能夠對套管絕緣缺陷進行診斷。當套管電容芯受潮引起套管介損異常變化時，常規(guī)試驗檢測方法很難有效檢驗，需進行高電壓介損及套管熱穩(wěn)定試驗，依據(jù)電壓變化過程中介損的變化特征，能夠對受潮缺陷進行判斷，且受潮套管介損隨溫度變化明顯，通常與溫度呈指數(shù)增長關系。