110 kV變壓器高壓套管絕緣受潮缺陷分析

劉 釗，周若琪，蒲 倩，田小龍，劉小琰

（國網河北省電力有限公司保定供電分公司，河北 保定 071000）

變壓器是電力系統的重要組成部分，對電力系統的安全穩定運行具有十分重要的意義。套管作為變壓器的主要絕緣部件之一，承擔著載流并將高低壓引線引出并固定的重要作用。常規的變壓器套管為電容型充油套管，當其發現缺陷時，可結合缺陷的具體表現形式，通過油中氣體溶解、絕緣電阻試驗、介損及電容量測試、局部放電試驗等手段，對其進行綜合分析與診斷。

1 缺陷概況

2019年4月17日試驗人員對某110 kV變電站進行停電例行試驗，發現110 kV 1號主變高壓側W相套管油中溶解氣體組份氫氣含量超標。試驗時天氣晴，溫度18 ℃，濕度38%。設備型號BRLZW3-126/630-4，出廠日期2009-05-01。該設備此前無不良運行工況。

2 試驗數據及分析

2.1 油化試驗

試驗人員將停電例行試驗當天油中溶解氣體組份及微水含量與2013年數據對比，具體如表1所示。

表1 W相高壓套管油化試驗數據

由表1中數據可以看出：關鍵氣體組分乙炔含量C2H2由0增至0.21 μL/L，雖然增量和增速均不大，但此為“由無到有”的過程；氫氣H2含量871.29 μL/L約為標準值（150 μL/L）的6倍，屬于嚴重超標[1]；總烴含量90.18 μL/L，接近標準規定150 μL/L[2]。對比2013年4月2日停電例行試驗數據，各組分都有不同程度增長，尤其是H2增長10倍以上，油樣中微水含量有9 μg/g增長至33 μg/g，接近規程規定35 μg/g[2]，通過特征氣體判斷綜合微水試驗結果，初步判斷為絕緣受潮。進一步分析，通過“三比值法”判斷缺陷類型，計算三比值編碼為“010”，對應“局部放電”型缺陷，可能為潮氣、氣隙、雜質等引起的油紙絕緣中的低密度局部放電[2]。

2.2 絕緣電阻試驗

對故障設備進行的外觀檢查未見異常。涉及該套管的停電檢查性試驗共有3項，其中直流電阻試驗數據未見異常；絕緣電阻試驗、介質損耗及電容量測試數據如表2、表3所示。

表2 變壓器高壓套管絕緣電阻測試 MΩ

表3 變壓器高壓套管絕緣電阻測試

4支套管的主絕緣電阻是連同主變高壓繞組的主絕緣一同測量的，即將高壓側4支套管短接加5 000 V直流測試電壓，主變中、低壓側短接接地。這種方法的測試結果是高壓繞組連同4支套管的等效絕緣電阻，4支套管的主絕緣電阻都為12 100 MΩ，均滿足規程10 000 MΩ的要求，但是不能反映每支套管的真實絕緣電阻。4支套管末屏絕緣電阻都在規程規定的1 000 MΩ注意值以上[3]，可以基本排除W相套管末屏受潮的可能性。

2.3 介質損耗及電容量測試

為進一步驗證該變壓器高壓套管的絕緣特性，試驗人員對4支110 kV高壓套管逐一進行了介損及電容量測試，采用正接線方式，試驗數據如表3所示。

由表3可知各相套管介損值均未超過規程0.008的注意值[1]，但W相介損數值0.006 41遠超U相0.003 42、V相0.003 6。雖然規程中并未對介損值橫比誤差做出明確規定[1-3],但W相介損值超出U、V兩相約80%的現象值得關注。各相電容量測量未見異常。W相套管末屏介損值0.001 66未超過標準規定0.015的注意值[3]，印證了絕緣電阻測試中得出的排除W相套管末屏受潮可能性的結論[1]。

2.4 高壓介損試驗

2019年5月5日待備件到達后將故障套管更換，退運套管運回高壓試驗大廳于05月10日進行高壓診斷試驗及解體檢查，高壓試驗包括高壓介損試驗及局部放電試驗，當天環境溫度20 ℃，濕度44%。

由表4可以看出試驗電壓從 10 kV 到72.5 kV的過程中，介質損耗因數在61.682 kV時達到0.010 02超過規程0.01的規定[1-3]，且升壓過程中，69.991 kV與9.128 kV試驗電壓下介質損耗因數增量為0.005 38，增量超過±0.003的警示值[1-3]，表明該套管存在絕緣缺陷。

表4 W相高壓套管高壓介損試驗數據

為了判斷缺陷類型，根據表4數據繪制介損隨測試電壓變化的tgδ-V曲線，如圖1所示，圖中橫坐標為以“ kV”為單位的試驗電壓，縱坐標為介質損耗量，斜向上的箭頭表示升壓過程，斜向下的箭頭表示降壓過程。圖中曲線未閉口，類似于開口環狀，基本符合“絕緣受潮”類典型曲線[4]。通過高壓介損試驗結果可以基本判斷該套管主絕緣受潮。

圖1 W相高壓套管高壓介損tgδ-V

2.5 局部放電試驗

試驗人員隨后對該套管進行了脈沖電流法局部放電檢測，檢測圖譜如圖2所示。

圖2 W相套管局部放電圖譜

2.6 解體檢查情況

局放試驗結束后，試驗人員對該套管進行了解體檢查。

解體檢查發現套管頂部注油孔螺栓內無膠墊，如圖3所示，存在密封不嚴的問題，尤其是油紙絕緣的電容套管在負壓的情況下，可能導致潮氣入侵[5]。撥開電容屏發現首屏與第二、第三屏頂部有少許蠟狀物質析出，如圖4所示，懷疑是輕微局部放電產物[6]。

圖3 W相套管頂部注油口

圖4 W相套管解體內部情況

3 綜合分析

綜合以上油中溶解氣體分析數據、高壓試驗數據及解體檢查結果，分析可以得出這是一起110 kV變壓器套管絕緣受潮缺陷：套管頂部注油孔螺栓未安裝膠墊，密封不嚴，導致潮氣入侵，并在油紙絕緣中積累，在電場作用下發生輕微局部放電，產生特征氣體氫氣H2，微水含量逼近注意值，同時導致局放量超標嚴重，高壓介損曲線符合“絕緣受潮”類型[7]。

4 檢修建議

建議在公司轄區內統計同廠家同批次套管保有量，結合停電安排對注油孔膠墊檢查，對沒有膠墊或者膠墊老化的情況，更換新的丁腈橡膠材質膠墊[6-7]。

建議按照 “逢停必取油”的原則，對具備停電條件的變壓器套管，在變壓器原檢修周期之間增加一次套管停電取油，取油周期原則上不大于3年。套管取油后對油樣開展色譜分析和微水項目檢測，同時應開展套管掃頻介電譜（FDS）檢測。取油操作及取油后取油閥及膠墊的緊固恢復情況，原則上應由套管廠家進行現場指導，廠家無法到場的可通過遠程視頻方式進行確認，應留存檢修過程影像資料。

停電檢修時應做好套管油枕各密封面密封狀況檢查，并覆涂防水密封膠，防止套管內部進水受潮，同時對防水膠覆涂等關鍵工序做好照片、視頻等數字化存檔[5]。

應進一步細化日常巡視、紅外精確測溫等帶電檢測要求，加強套管溫升、套管油位監測，防止套管漏油、過熱導致故障。

結合變壓器停電機會，對套管末屏進行改造，加裝套管末屏引下裝置，積極開展電容型套管的相對介質損耗及電容量比值帶電測試[8-10]。