一起主變壓器高壓套管介質損耗異常及處理

穆 強，喻勇麗，李奇艷

（湖南五凌電力工程有限公司，湖南省長沙市 410000）

0 引言

變壓器套管是變壓器箱外的主要絕緣裝置，主要起固定導線并使高壓導線安全穿過接地墻壁，與其他電氣設備連接的作用。某水力發電廠1號主變壓器為衡陽特變電工2011年生產的產品，型號是SSP-160000/500，變壓器高壓側出線套管為沈陽傳奇電氣有限公司生產的ETG-550/1250環氧樹脂浸紙電容式變壓器/SF6套管。

1 試驗及處理過程

1.1 試驗基本情況

1號主變壓器于2017年2月12日停電進行年度檢修，試驗人員2月20日對1號主變壓器進行常規檢修預防性試驗，依次進行了高低壓繞組的絕緣電阻、直流耐壓和泄漏電流試驗，繞組及套管介質損耗試驗，其中絕緣電阻、直流耐壓與泄漏電流試驗均未發現異常。在進行A相高壓側套管介質損耗試驗時發現其測得數據為2.06%，超過DL/T 596—1996《電力設備預防性試驗規程》中對高壓電容性套管介質損耗0.8%以內的要求，且與歷史數據比較有明顯的偏差，而相鄰B、C兩相的測量結果與歷年數據比較未發現較大變化，均在正常范圍之內，試驗數據見表1。

據表1來看，A相高壓套管電容量為313.9pF，與出廠時325pF相比，變化率為-3.5%，與上次檢修時315.6pF相比，變化率為-0.5%，均未發生較大突變。符合DL/T 596—1996《電力設備預防性試驗規程》中，電容型套管的電容值與出廠值或上一次試驗值不宜超過±5%的要求。

表1 A相高壓套管試驗數據Table 1 Test data of phase A bushing

1.2 試驗結論初步分析

高壓套管電容量測試主要用來檢測電容屏間的絕緣性能，若電容量發生漂移，往往會引起運行中的高壓套管介電強度、電暈電壓和絕緣電阻降低，從而導致電容器發熱，損耗增大。根據試驗結果A相電容值較往年變化不大，因此可以推斷沒有電容屏間絕緣不良，包括電容紙芯絕緣未受到損傷和擊穿。

套管介質損耗因數值tanδ是變壓器絕緣預防性試驗的重要項目之一，是判斷變壓器套管絕緣狀態的有效手段。相比絕緣電阻，介質損耗因數測量能更加靈敏的發現變壓器整體受潮、油質劣化、繞組上附著油泥及嚴重的局部缺陷。例如對某臺變壓器的套管進行試驗，正常的tanδ值為0.6%，而當絕緣受潮后的tanδ值為3.6%，兩個數據相差6倍，而測量其絕緣電阻，受潮前后則相差不大。套管介質損耗增大的原因一般有：密封不良，潮氣反透，導致套管末屏或端屏絕緣不良；在出廠或安裝時，金屬導桿留有缺陷導致介損增大；絕緣油老化導致介質損耗增大等情況，同時介質損耗因數測試結果常受表面泄漏和外界條件的影響，因此對數據進行判斷分析就要排查這些因素。

1.2.1 套管臟污受潮引起介損值增大

在試驗時，先對三相高壓套管末屏及末屏引出端分別進行了外觀檢查，并沒有發現有臟污、異物附著和銹跡。由于末屏引出端封蓋打開后，末屏暴露在空氣中，懷疑引出端受潮，導致介質損耗出現偏差。采取對末屏引出端進行清潔、干燥后復測介質損耗數據為2.071%，未見顯著變化，后又測量末屏對地的絕緣電阻超過200GΩ，因此排除了末屏臟污受潮引起介損偏差的原因。

1.2.2 套管內部金屬導桿缺陷引起介損增大

由于一部分套管出廠帶有一定的先天缺陷，導致后期運行過程中長期受電場、溫度、機械振動的作用，會逐漸劣化。懷疑變壓器套管內將軍帽密封不嚴，導致金屬導電桿有銹跡，相當于串入了一個附加小電阻，在進行介質損耗試驗時，隨著電壓升高，損耗增大，介質損耗值tanδ偏高。故測試其繞組連同套管的直流電阻，數據如表2所示。

表2 繞組連同套管的直流電阻試驗數據Table 2 DC resistance test data of winding and bushing

由表2可知，繞組連同套管的直流電阻相間差0.1%，相差不大，符合規程2%以內的要求。因此，也排除了套管內金屬導管存在銹跡導致介質損耗值增大的現象。

1.2.3 油質劣化引起介損增大

該套管采用環氧樹脂浸紙結構，電容芯子制造時在真空環境下進行干燥處理，并與整體結構在環氧樹脂中浸漬、固化，車削成型、涂釉后裝配法蘭保證其絕緣、氣密性等符合要求。在目前，不同于傳統油浸紙電容型套管故障時，進行套管油樣化驗。所以，也排除了油質劣化引起介質損耗偏大的因素。

1.3 處理方案

經查閱相關資料并借鑒了近年來主變壓器高壓套管異常處理的一些經驗，分析為絕緣電阻和套管的介質損耗試驗，雖然可以有效地反映高壓套管環氧樹脂浸紙絕緣系統的電導特性，而變壓器在帶電投切時，介質受極化現象影響更為復雜，難以通過單一電氣特性參數表征。采取由發電機帶主變壓器零起升壓至額定電壓后，持續運行30min，再降壓后分閘，重新測量異常套管的介損，試驗數據如表3所示。

表3 復測A相高壓套管試驗數據Table 3 Retest data of phase A bushing

由表3可以看到，數據異常的A相高壓套管經發電機帶主變壓器零起升壓后，介質損耗有明顯減小，恢復正常，達到規程要求之內。同時，采用紅外成像無損檢測法，對投運后的三相套管進行了橫向溫度比較，額定電壓下三相高壓套管的末屏處溫度如表4所示。

表4 套管末屏紅外成像試驗數據Table 4 In feared imaging test data of casing end shield

由表4可知，三相套管溫度偏差不大，沒有出現故障相過熱的狀況，故障已經消除。

2 介質損耗超標原因分析

2.1 環氧樹脂浸紙套管結構

主變壓器500kV環氧樹脂浸紙套管是以干態皺紋紙繞制，套管內電容芯絕緣結構，是在導電桿上包上許多絕緣層，

它由0.08～0.12mm的干態皺紋紙和0.01mm或0.007mm厚的鋁箔加壓交錯繞制在導管上，組成一串同心圓柱體電容器，通常稱為電容屏，由于導管處在最高電位，電容屏最外屏即末屏是接地的，因此可以使電壓沿著套管中心銅導體與接地法蘭間的徑向和軸向分布均勻。

環氧樹脂和紙同屬于極性介質，套管的絕緣由多層介質組成，屬于不均勻結構介質。

2.2 環氧樹脂浸漬紙套管存在極化現象

按照電介質的極化理論，在外電場中，非極性介質由于正負電荷中心不再重合，產生等效電偶極矩，主要是位移極化。而極性介質，諸如蓖麻油、橡膠、酚醛樹脂在外電場作用下，原來排列雜亂無序的分子會順著電場方向定向排列，因此除了上述位移極化，還包括偶極子式極化和轉向極化。

由于環氧樹脂浸紙主變壓器高壓套管的絕緣由皺紋紙和樹脂灌膠等材料組成，因此對外呈現出不均勻組合電介質的極化形態。而不均勻多層介質的絕緣材料在外電場作用下的極化就包含了電子位移極化、偶極子弛豫極化以及夾層介質界面極化等形式。

其中，電子位移式極化是由原子外圍的原子云及外圍的電子云產生相對位移形成的極化，表現為瞬間完成，且無能量損耗，各層介質中的電位按介電系數分布。隨著時間延長，在介質界面上積聚的一些空間自由電荷，會在這一過程中重新分布。各層絕緣介質的界面上的電壓會逐漸變為按照電導系數分布，因此極化形式有偶極子式極化、空間電荷極化，以及夾層介質界面極化。運行中的高壓套管長期受電場、溫度和機械振動的影響，隨著運行時間延長，老化程度加深，就會產生新的物質、雜質等局部缺陷，影響各種絕緣介質的介電強度，改變其電導和極化過程，特別是在介質界面，自由移動電荷長期積聚，形成高壓式極化，過程比較漫長，無彈性，且伴有能量損耗。

在交流電場中穩定運行的主變壓器，在進行斷路器分合閘過程中，或者帶電投切空載運行變壓器時，多次沖擊會使系統產生含非周期分量的暫態過程，而環氧樹脂浸漬紙套管中的多層絕緣介質材料便會在這一暫態過程作用下，發生多種極化形式，并產生能量損耗，包括電導損耗和極化引起的損耗兩種形式。

2.3 極化導致套管介損異常的原因

當套管絕緣介質材料在分合閘等有非周期分量存在的暫態過程中發生極化時，在多種極化形式共同作用下，介質表面積累了一些束縛電荷，同時，在金屬導桿和電容鋁箔層上吸住了另外一部分電荷，所以使導桿和鋁箔上的自由移動電荷增多。在進行套管介質損耗試驗時，試驗儀器外加10kV測試電壓，依據疊加原理，這部分新增電荷產生有功電流直接累加到電介質的電導電流中，使得電介質極化損耗而產生的有功電流在總的電介質有功電流中占有的比例增大，電介質的總有功電流與無功電流之比也較大，因此介質損耗偏大。

隨著測試電壓的提高，電介質電導電流成比例增大，而由于高壓作用下極化引起損耗形成時間緩慢，其產生的有功電流卻沒有明顯地成比例增大，因此介質極化損耗而產生的有功電流在總的電介質有功電流中占有的比例顯著減小，電介質總有功電流與無功電流之比也相應減小，所以介質損耗也降低了。再進行降壓后，絕緣介質內部偶極子在失去電場后由原來的有序狀態進入無序狀態，分散開來，介質進入去極化過程，導桿上附著電荷減少，再進行測試介質損耗，便會恢復正常。

因此通過發電機零起升壓至額定電壓持續運行一段時間再降壓的方法，可以使套管介損恢復正常，極化理論分析認為交流運行電壓有極化和去極化的功效，能消除套管介質的極化。

3 結論和建議

（1）根據理論分析和現場實測，不均勻介質的極化是造成套管介質損耗測試結果異常的主要原因。

（2）若在預防性試驗中發現環氧樹脂浸紙主變壓器高壓套管的介質損耗異常增大，而電容量未有明顯變化，可通過進行提高測試電壓的方法，觀察隨著測試電壓的上升、套管介質損耗的變化規律，如果套管介質損耗隨著測試電壓的上升而下降，則建議采用發電機帶主變壓器零起升壓至額定電壓運行一段時間再降壓的方法，使介質損耗恢復正常；若此種方法無法使介質損耗降低到規程規定值，或套管介質損耗隨著測試電壓的上升而增大，則應查明原因，消除缺陷確保變壓器的安全運行。

（3）對介質損耗異常的套管還應該注意其電容量的變化，若經過幾年的運行，電容量與出廠值相比有一定的增加，則應引起重視。

（4）按照DL/T 664—2008《帶電設備紅外診斷應用規范》，從宏觀無損角度出發，在運行狀態下，特別是負荷較大的運行狀態，對套管開展帶電紅外測溫工作，可以簡潔有效地發現套管介質損耗異常的狀況。

（5）可在主變壓器高壓側套管加裝一套介質損耗在線監測裝置，對主變壓器高壓套管介質損耗數據進行實時在線監測，分析高壓套管絕緣狀況，同時防止主變壓器高壓套管在運行時突生異常的情況。