SF6环氧树脂浸纸电容型套管电容介损异常研究

成岩

(中广核核电运营有限责任公司，广东 深圳 518124)

0 引言

德国HSP公司生产的500 kV环氧树脂浸纸电容型套管已在电站运行超过十年时间，其型号为EKFGt，电压等级1 675/525 kV，额定电流3 150 A，均为与GIS联结的空气/SF6套管。根据厂家提供的技术资料，该套管是采用干态皱纹纸绕制的电容芯，在层间夹有铝箔纸组成若干个电容屏，在真空干燥下整体进行环氧树脂浸渍、固化，车削成型，表面涂釉，底部装上安装法兰。套管电容芯最外层末屏用顶针引出，在运行时接地，最内层与套管的导电铜杆相连［1］。在投运后十年内，无需进行预防性试验，十年后，需每三年进行一次电容介损试验，确保套管运行状况良好。

按照DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》的要求，电站自2011年起，开始进行四条500 kV线路出线套管电容介损试验，发现多支套管电容、介损测量值超标或接近超标，相关的数据见表 1、表 2、表 3。

表1 2012年1月A线路电容异常数据

表2 2012年1月A线路介损异常数据

表3 2012年6月B线路介损异常数据

预试规程中要求胶纸电容型套管介损值不大于1.0%，而IEC 60137中规定该类型套管介损值不大于0.7%，电容变化量不大于5%。测试数据显然超出了标准的要求。为查明现场试验数据与出厂试验结果偏差的原因，确保套管及500 kV线路的安全运行，电站多次利用线路停电机会，对出现介损超标及电容量偏差较大的套管进行试验，并展开研究及分析。

1 环氧树脂浸纸电容型套管介损超标及电容量偏差较大的原因分析

初次进行该类型套管电容介损试验是在2011年12月，C线路三相套管介损及电容量测试结果见表4和表5。由表中数据可知，三支套管介损测试值均小于0.5%，电容测试值与铭牌值偏差很小，变化率也小于0.5%。而A线路(表1和表2)中的介损测试值高达1.36%，超出国标及IEC标准，说明套管内部绝缘存在异常。且电容变化量均大于2.5%，虽然离标准要求的电容变化量不大于5%还有一段距离，但整体电容量的变化直接反映出内部电容层的绝缘变化情况，且同种类型套管的电容变化量相差如此之大，必须引起足够的重视［2］。

表4 2011年12月C线路介损测试数据

表5 2011年12月C线路电容测试数据

为分析A线路三相套管电容、介损试验结果超标的原因，首先，对套管主绝缘及末屏绝缘进行检查，结果如表6所示:

表6 2012年1月A线路主绝缘数据

预试规程中要求导电杆对末屏绝缘大于10 000 MΩ，末屏对地绝缘大于1 000 MΩ。从数据上来看，套管绝缘状况良好。

现场进行电容介损测量所采用的仪器为济南泛华公司生产的AI-6000E型自动抗干扰精密介质损耗测量仪，该仪器在电站内多次用于变压器套管电容介损测量，测量结果准确、稳定，真实反映了套管的电容量及介损值，同时，我们也采用两套仪器对比测试的方式，结果相同，因此排除了仪器对试验结果的影响。

与此同时，我们将2011年12月进行C线路套管试验时的测试环境与本次试验时的测试环境进行比较，发现主要有两个不同点:第一，天气原因。本次测试的天气状况较差，间断小雨，空气持续潮湿，环境湿度达到80%以上;而上次测试时天气晴好，环境湿度仅为50%。第二，测试方法。本次测量是在套管顶部连接高压线用正接法测量，上次是在阻波器软连接处连接高压线，同样是正接法测量。

1.1 RIP型套管介损测量值超标的原因分析

图1 电容介损测量接线方式

比较了上述不同点之后，我们首先分析介损测量结果偏大的原因。正接法测量是采取高压线接导电杆，信号线接末屏的方式，测量时在导电杆处加10 kV高压，检测信号线流过的电流向量，获取其中阻性电流分量与容性电流分量的比值，即介损测量值，具体接线方法见图 1［3］。

正常情况下，流过测试线的电流主要来自于套管内部，来自套管表面的泄露电流很小。若套管绝缘良好，则阻性电流分量很小，主要为流经内部电容层的容性电流，因此两者的比值很小，一般小于0.7%。而介损增大的原因主要有两点，一是内部绝缘损坏，绝缘降低导致阻性电流增大;二是外部环境影响［4］。从试验结果来看，三支套管的介损同时超标且变化量基本一致，因此可以排除内部绝缘异常的情况。

外部环境的主要影响在于空气潮湿，水分会在套管表面凝结，套管表面的污秽物溶入水中，使套管表面绝缘降低，表面泄露电流增大，这部分电流全部为阻性电流，因此信号线中的阻性电流增加，而容性电流不变，因此介损值增大［5］。一般情况下，对套管表面进行干燥处理，如酒精擦拭，氮气吹扫，热风机烘干等会减小表面泄露电流［6］。但从现场试验数据来看，效果并不明显，我们采取多种方式处理套管表面，每次处理完后立刻进行试验，但介损测试值均在1.2%以上。这主要是因为空气过于潮湿，且偶有雨滴，套管表面刚擦干净，又会形成新的水分，无法避免套管表面泄露电流对试验结果的影响。

为此，我们在不同天气条件下对同样的三支套管进行介损试验，接线方式完全相同，也不进行套管表面处理。第一天，阴天，无阳光，空气湿度72%，我们选择上午、中午和下午三个时间段进行测量，试验结果基本相同，三支套管的介损值均在1.2%左右。第二天，多云，偶见阳光，空气湿度60%，上午测量时，介损值降低到0.9%;而到了中午，介损值降低到0.7%;下午再次进行测量，介损值降低到0.5%，满足标准要求。

由此可见，外部环境对该类型套管的介损测量结果影响很大，且该类型套管表面为纯瓷材质，空气中的水分极易在表面凝结，对于户外环境而言，无阳光且空气湿度较大时，套管表面泄漏电流对试验结果影响很大，测量结果不能真实反映套管内部绝缘情况。因此，今后进行该类型套管介损试验时，需选择天气条件较好的时段进行，否则，测量结果会偏大甚至超标。

1.2 RIP型套管电容测量值偏差较大的原因分析

在2012年1月进行A线路套管电容介损测量时，三支套管的电容变化量偏大，最高达到2.9%，且变化趋势相同，因此也可基本排除内部电容层损坏的因素。电容测量值是仪器通过产生的高压电压值与电流表中容性电流的比值得出。空气潮湿将导致表面泄露的阻性电流增大，而容性电流则没有变化，因此天气因素对电容测量值没有影响。从测试方法来看，主要的区别在于高压线的接入点，首次测量时是在阻波器软连接处连接高压线，测量结果正常，而此次测量是在套管顶部连接高压线，测量结果明显偏小;信号线均由末屏引出。而高压线的接入主要是为了在导电杆处产生高压，测量信号线中回流的容性电流，在阻波器处连接高压线只经过了一段短母线即连接到套管顶部，两者的加压方式没有本质区别，因此高压线接线方式的不同并不是造成电容测量结果异常的原因。

由上述分析可知，套管表面泄露电流偏大和高压线接入点的不同均不是导致电容测量值异常的原因，因此只能从其他环境因素上考虑，经过我们现场细致的观察，在采取阻波器软连接处接高压线进行测量时，套管四周并未搭设脚手架，而在套管顶部加高压时，由于检修需要，在套管两侧均搭制了脚手架，且距离很近。考虑到脚手架与套管之间有可能存在寄生电容，而套管本身电容量很小，因此该寄生电容很可能对电容测量结果产生影响。

为此，我们在A线路现场试验时对我们的分析进行了验证。仍然选择在阻波器处引入高压线，第一次测量时套管两侧未搭制脚手架，而第二次测量时套管两侧保留了检修用脚手架，测量结果如表7，表8。

表7 第一次测量，未搭制脚手架

表8 第二次测量，保留套管两侧脚手架

将以上两表的数据进行对比，我们很容易发现:未搭制脚手架时，电容测量值与铭牌值很接近，电容变化量很小，说明套管内部电容层运行正常;而第二次测量时，由于两侧脚手架的存在，套管与其之间存在寄生分布电容，而套管自身电容量很小，因此该分布电容使得电容量的测量结果偏小，从而误以为套管内部电容层发生了故障。

2 经验反馈与处理措施

通过近年来对HSP公司RIP型套管的电容介损测量的现场试验和数据分析，笔者认为在今后进行同类型套管试验时主要有两点值得注意。一是气候因素;阴天或环境湿度高于70%时不宜进行该试验，该类型套管外表面为纯瓷材质，空气中的水分极易在其表面凝结，且表面污秽无法完全清洁，因此会产生较大的表面泄露电流，使得介损值偏大，容易产生错误判断。二是脚手架因素;在进行该试验时，套管四周应保持空旷，与运行状况相同，应去除一切障碍物，尤其是脚手架，障碍物与套管之间所产生的寄生电容将对电容测量结果产生较大影响，同样会导致我们对套管内部绝缘状况的错误判断。

［1］何永泉.环氧胶浸纸电容套管在运行中的问题及处理［J］.变压器，2006，43(12):44-47.

［2］何涛，曹哲一.环氧树脂油/SF6套管现场测试介损升高分析［J］.高压电器，2004，47(1):75-76.

［3］李建明，朱康.高压电气设备试验方法［M］.北京:中国电力出版社，2001.

［4］何志武.对影响电容型套管介损测量的一些因素的分析［J］.广西电力技术，2000，23(1):40-41.

［5］张嘉旻，齐振生，顾承昱.主变500 kV环氧树脂浸纸套管介损异常原因研究［J］.华东电力，2006，35(1):34-36.

［6］裴爱华.800 kV穗东换流站换流变套管的电容介损试验［J］.变压器，2010，47(11):27-29.