110 kV环氧浸渍干式套管绝缘劣化分析

邓 威，毛 娟

（广东电网公司中山供电局，广东 中山 528400）

110 kV环氧浸渍干式套管绝缘劣化分析

邓 威，毛 娟

（广东电网公司中山供电局，广东 中山 528400）

针对在预防性试验中变压器干式套管末屏绝缘电阻、tanδ不合格的现象，基于干式套管的结构原理，通过测量套管的绝缘电阻、tanδ及电容量等试验方法，找出套管存在绝缘劣化、受潮的位置，并对套管末屏进行了解体研究和分析，提出了加强套管绝缘管理的措施和建议。

变压器；环氧树脂；套管；末屏

0 引言

据统计，高压套管故障约占变压器故障总数的30 %，套管的运行状况对保证变压器安全运行具有重要意义。变压器套管故障主要有外绝缘开裂、闪络、引线接头发热、末屏悬浮电位放电和渗漏油等，严重者可能导致套管爆炸及负荷损失。目前变电站使用的110 kV及以上套管基本为电容式，主绝缘主要有油浸纸（Oil impregnated paper， OIP）绝缘、树脂浸渍纸（Resin impregnated paper， RIP）绝缘2种。

OIP套管在运行中易出现油色谱超标、密封不良及渗漏油等问题，且易发生瓷件爆炸伤人事故，并有维护费用高等缺点，因此使用受到限制。

RIP干式套管具有无油、无气、无瓷、耐高温、重量轻、机械强度好、利于环保、可任意角度安装等优点。上世纪60年代国外已开始研制RIP套管，国内自2000年开始大规模使用。国内外均对使用中出现的问题进行了研究，但对于干式套管末屏受潮的相关分析却鲜有报道。

1 RIP套管结构

RIP套管由电容芯子、瓷套（或复合外套）、安装法兰、导电杆等组成。电容芯子用皱纹纸和铝箔交替卷绕在导电管上，形成同心圆柱形电容屏，再经真空干燥浸渍环氧树脂固化成型。

套管末屏接地装置为内置式，如图1所示。末屏通过引线柱引出，再经过弹簧片与安装法兰接触，实现末屏接地。试验时，使用绝缘胶套将末屏引线柱与接地弹簧片隔离，可满足套管tanδ、绝缘电阻测试要求。

图1 末屏接地装置结构

2 高压套管预防性试验数据分析

2013年10月，根据南网公司预防性试验规程，对某变电站主变套管进行定期试验，以检查设备运行中的绝缘状况。试验项目主要为绝缘电阻、tanδ及电容量试验。

在预防性试验过程中发现，110 kV主变高压侧RIP套管试验数据异常。该主变投运于2000 年3月，分别于2004年11月、2008年1月进行了2次停电试验，试验结果均合格。本次试验发现110 kV C相套管末屏绝缘电阻为45 MΩ（规定不小于1 000 MΩ），进一步测量末屏对地tanδ为26.02 %（规定不大于2 %），数据严重超标。而套管主绝缘电容芯子常规tanδ、高电压下tanδ试验数据均合格，初步认为套管末屏绝缘劣化、受潮的可能性非常大。

2.1 绝缘电阻试验

2.1.1 110 kV绕组连同套管绝缘电阻

测量主变110 kV绕组、套管各支路并联的绝缘电阻均合格，表明各套管主绝缘电容芯子内部无贯穿性脏污、受潮及老化的整体缺陷。

2.1.2 末屏对地绝缘电阻

测量110 kV各相套管末屏对地的绝缘电阻，测量结果折算至20 ℃，如表1所示。

表1 末屏绝缘电阻

从表1可以看出，A，B，O相套管末屏对地绝缘电阻合格，而C相套管数据与上次测量值相比大幅降低，数据不合格，需进一步测量C相套管末屏对地tanδ值以综合判断其绝缘是否受潮。

2.2 tanδ及电容量试验

2.2.1 套管tanδ及电容量

测量主变110 kV各相套管的tanδ及电容量，结果如表2所示。

表2 套管tanδ及电容量

通过纵向比较发现，110 kV各相套管电容量相对比较稳定，无明显变化。A，B，C相套管tanδ值与上次测量值相比未发生明显变化，O相套管的tanδ值与上一次试验值相比有明显增长，需高度关注。

2.2.2 末屏对地tanδ及电容量

由于110 kVC相套管末屏绝缘电阻不合格，需测量末屏对地tanδ。试验电压为2 kV，测量结果如表3所示。

表3 末屏对地tanδ及电容量

从试验数据可以看出，C相套管末屏对地tanδ值严重超标，电容值与A，B相相比明显增大，末屏绝缘极可能老化或明显受潮。O相套管末屏对地tanδ值虽在合格范围，但与A，B相相比已明显增大，末屏绝缘有加速劣化的趋势。

2.3 高电压tanδ试验

通过绝缘电阻、tanδ及电容量试验，发现套管末屏绝缘异常，未发现套管主绝缘异常，而主绝缘运行中承受电压较高，如有缺陷将影响安全运行，必须进行准确诊断才能确定设备是否可以继续运行。

2.3.1 U-tanδ关系

因常规方法试验电压较低，对设备缺陷检测能力有限。良好绝缘在允许电压范围内，无论电压上升或下降，其tanδ值应无明显变化。升高电压进行tanδ试验已积累一定经验数据，设备电压U与tanδ典型关系曲线如图2所示，各段的曲线设备对应的绝缘状态如下：

图2 U-tanδ典型关系

（1） 曲线1：绝缘良好，为水平直线，施加电压超过某一极限时向上弯曲；

（2） 曲线2：绝缘处理不好或含有气泡，tanδ比良好绝缘大，较早向上弯曲，且随电压上升、下降曲线不重合；

（3） 曲线3：绝缘老化，低电压下tanδ可能比良好绝缘小，但在较低电压就向上弯曲；

（4） 曲线4：绝缘受潮，tanδ随电压升高迅速增大，且随电压上升、下降的曲线不重合；

（5） 曲线5：绝缘存在离子性缺陷，tanδ随电压升高后呈下降趋势。

2.3.2 高电压下tanδ试验

试验电压从10 kV上升至60 kV（运行电压63.5 kV）再下降至10 kV，进行110 kV C，O相套管tanδ试验，分析试验数据随电压的变化，结果如图3所示。

图3 套管U—tanδ的试验曲线

从试验数据看出，110 kV C，O相套管的tanδ值均在合格范围内，随电压变化没有发生明显变化，且电容量数值稳定，符合GB 50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》相关要求。tanδ曲线未提前向上弯曲，电压上升、下降段数据基本重合，可判断套管电容芯子主绝缘未受潮，无明显劣化现象，暂时不影响安全运行。

3 高压套管解体研究

在对该主变监视运行一段时间后，对110 kV C，O相套管进行了解体研究。2只套管为同厂家、同型号、同批次产品，内部结构及故障现象类似，现对C相套管研究分析如下。

3.1 检查分析

检查套管末屏接地装置外观，如图4所示。尼龙绝缘材料已由白色严重变黄，在电场、水分的作用下加速老化，硬度降低，表面出现局部破损，绝缘性能下降。

由于末屏接地装置与套管本体装配好后，才浇注环氧树脂绝缘材料，现场检修试验只能打开端盖，无法检查套管腔内的清洁、受潮程度。使用专用工具拆除后如图5所示。

图4 末屏接地装置外观

图5 末屏接地装置拆除后

其密封圈老化严重，密封圈外部也残留有杂质，螺纹有明显间隙且锈蚀破损，内部电容芯子外表面潮湿和脏污，有大量粉末杂质，疑为放电产生。

3.2 试验分析

将套管末屏接地装置拆除后进行了末屏绝缘电阻、tanδ及电容量试验，试验结果如下。

（1） 末屏对地绝缘电阻为55.3 MΩ。套管内部末屏对地绝缘性能严重降低，存在整体受潮或贯通性受潮、脏污缺陷。

（2） 末屏对地tanδ值为42.81 %，电容量为433.4 pF。排除接地装置的影响，套管内部末屏对地绝缘性能严重下降，介质损耗急剧增大。

3.3 研究结论

综合分析后得出结论，上述干式套管故障原因为末屏绝缘受潮。其受潮路径为潮气从装置密封不良处及螺纹空隙渗入，聚集在套管内部空腔，在环境温度骤降时在套管内壁形成凝露，导致沿面绝缘电场畸变产生局部放电，使环氧浸渍绝缘材料在电场作用下分解破坏。

该主变套管投运于2000年，已进行2次停电预试却未发现受潮迹象。分析其原因主要为：

（1） 密封圈质量不良，运行一定年数后逐渐出现密封不良，潮气渗透等问题；

（2） 套管投运时末屏绝缘电阻一般较高（数十GΩ以上），出现轻度受潮时，电阻数据不会降至规程要求的1 000 MΩ以下，不易引起关注；

（3） 末屏绝缘电阻值不低于1 000 MΩ时，规程不要求测量末屏tanδ值，未能及时发现缺陷；

（4） 由于末屏绝缘致热效应低，对主变套管进行红外测温等不停电试验难以及时发现末屏轻度受潮缺陷。

4 结束语

套管运行中末屏接地，其本身受潮、绝缘不良不会直接导致事故，但如果受潮时间较长，潮气可能从绝缘漆、环氧树脂浸渍薄弱处侵入电容芯子，造成电容层间局部电场畸变产生局放，最终导致套管主绝缘击穿损坏。

套管末屏运行中受潮一般难以发现，只能通过停电试验才能有效检测，特提出以下几点建议。

（1） 对末屏绝缘不良的RIP套管，应采用多种方法严格检查、试验主绝缘性能，决定是否继续运行或缩短试验周期等。一旦主绝缘受影响，应立即停电检查更换。

（2） 怀疑套管有绝缘缺陷时，应升高电压至额定电压测量套管介质损耗因数，一旦测量结果不合格，应立即停电检修。

（3） 加装套管介损在线监测装置，可在运行电压下测量介质损耗因数及电容量，若测量结果发生突变或有明显增长趋势，应立即停电检查。

（4） 开展套管红外测温，用同类比较法、图像特征法等综合判定，当出现温差较大时，应立即停电检查。

（5） 测量RIP套管末屏对地绝缘电阻、介质损耗因数对发现判定末屏受潮，预防套管损坏事故非常有效，必须严格定期试验到位。

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2016-01-03；

2016-04-01。

邓 威（1984-），男，工程师，主要从事变电一次设备试验研究，email：dwcqu@163.com。

毛 娟（1988-），女，工程师，主要从事电力系统与自动化的研究。