一起高压套管更换末屏引出装置后介质损耗因数异常分析

黄晓峰，吴胥阳，张健聪，王颖剑

（国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江 金华 321017）

0 引言

套管作为变压器的重要组件，起着引线固定及绝缘的作用。套管的缺陷或故障将威胁变压器的正常运行，严重时甚至造成变压器突发跳闸等事故，影响电网的安全性及稳定性[1-4]。套管介质损耗因数tanδ 和电容量Cx 可以有效反映设备绝缘的整体老化、受潮、内部集中性缺陷等一系列问题，同时通过与历史数据的对比可以对套管绝缘状况的发展趋势做出有效判断[5-9]。试验中发现套管介质损耗因数和电容量异常变化情况时，应引起足够重视，及时找出问题原因，避免套管带病投运。

除套管本体绝缘故障外，造成介质损耗因数及电容量异常的原因有多种[10-15]。本文介绍一起220 kV 变压器因更换末屏引出装置导致高压侧套管介质损耗因数异常增大的罕见案例，并对造成此现象的原因进行详细分析，提出相关建议。

1 案例介绍

1.1 案例概述

2018 年11 月20 日，根据公司反措要求，某220 kV 变电站1 号主变压器（以下简称“主变”）套管末屏引出装置结合大修工作，由原来的雷诺尔结构更换为哈弗莱结构，如图1 所示。更换完成后随即开展了套管绝缘试验工作，发现各中性点及中压侧套管介质损耗因数和电容量均正常，但高压侧A，B，C 三相套管的介质损耗因数tanδ均出现了异常增大的情况。该主变高压侧套管生产年份为2003 年，型号为BRLW-252/630-3，试验环境参数、试验结果及历史数据如表1 所示，其中Cx，Cn 分布代表电容量测试值和出厂值。

图1 更换前后的末屏引出装置结构

表1 高压套管试验数据

试验结果显示，高压侧套管的tanδ 值较历史数据增大趋势明显，特别是B 相套管，tanδ 增幅达到了97.2%，且接近于状态检修规程规定的注意值的80%。

1.2 缺陷排查

1.2.1 套管介质损耗因数异常常见原因

引起套管tanδ 值超标的因素主要包括：

（1）外在因素，即试验仪器及外界环境的影响。

（2）套管将军帽部位接触不良引起的放电。

（3）套管末屏绝缘缺陷。

（4）套管内部受潮或绝缘受损。

（5）套管绝缘油中存在气泡，测试时发生局部放电。

1.2.2 套管介质损耗因数异常原因排查

现场试验人员对以上因素进行一一排查，得出以下结果：

（1）11 月20 日首次试验时采用AI-6000E 型电桥，11 月21 日更换为AI-6000F 型电桥开展复测工作，在采取缩短试验引线、拉开引线角度、屏蔽及清洁套管外表面等措施后发现测试结果并无明显变化，同时结合中压侧套管测试结果均为正常的现象，排除试验环境对测试结果的影响。

（2）将军帽位置放电是引起套管tanδ 值异常增大的一个重要因素[11-12，16]。检修人员拆开套管将军帽，检查并清洁导电杆与套管的接触部位，发现并无明显过热或放电痕迹，处理后恢复将军帽，重新开展测试工作，套管tanδ 值仍无明显变化，排除将军帽与绕组引线接触不良的因素。

（3）试验人员进一步对三相套管的末屏绝缘电阻及tanδ 值进行了测试。A，B，C 三相末屏绝缘电阻均达到100 000 MΩ 以上，tanδ 值分别为0.567，0.510，0.452，排除末屏的绝缘缺陷。

（4）采集套管本体绝缘油进行油化试验，试验结果如表2 所示。套管本体油样的微水及色谱分析结果均合格，结合末屏绝缘状况，判定套管内部运行过程中并未发生过受潮或放电情况。

表2 套管油化试验结果

（5）为排出套管内部绝缘油中的气泡，检修人员拆开套管顶部注油孔，对套管本体进行直接排气处理，处理后对tanδ 值进行复测，发现三相套管tanδ 值均所有减小，分别下降到0.477，0.513，0.395，可见对套管顶部放气处理效果较明显。考虑为顶部排气孔打开后，内部压力发生变化，油中气泡逐渐溶解或析出，改善套管介质损耗。

1.3 处理结果

11 月22 日，环境气温转高，经过一天的静置并放气处理后再次测量套管的介质损耗因数tanδ 及电容量Cx，各项试验数据均合格，如见表3 所示。

表3 套管静置后试验数据

2 原因分析

2.1 油中气泡对套管的影响

气体在套管内部会以2 种形式存在：

（1）溶解在绝缘油中，这种状态的气体对绝缘的介电特性影响不大。

（2）以气泡形式悬浮在绝缘油中或附着于电容屏上：组合绝缘中，电场的分布与介质的相对介电常数成反比关系，空气的相对介电常数（ε0≈1）约为油纸绝缘的相对介电常数（εr≈2.3）的一半，气泡内的电场强度就可达到绝缘介质的2 倍以上，在电场方向上将承受较大的电应力；另外在表面张力、浮力、油压等作用下，气泡会被逐渐拉伸，形成椭球形态，使得气泡内部及周围的电场进一步畸变，局部场强更加集中。由于气体的击穿场强远低于绝缘油，就会首先在气体内部发生局部放电[17]。当外界电压达到一定值时，放电过程中的电子碰撞及产生的热能将使绝缘油分解出更多气体气泡，严重情况下会形成“小桥”通道，使套管主绝缘发生贯穿性击穿导致接地短路，因此套管油中气泡问题不容小觑。

式中：Px为套管绝缘介质本身的有功损耗。

无功功率Q总则由绝缘介质提供，由于介质电容量变化不大，因此：

式中：Qx为套管绝缘介质本身的无功损耗。

总的介质损耗因数tanδ总：

式中：tanδx代表套管介质损耗因数。

可见，套管内部存在悬浮气泡时，在电压作用下，介质损耗因数将会出现相对偏大的现象。

2.2 套管内部绝缘油中气泡形成原因

在11 月21 日的缺陷排查过程中，试验人员曾模拟末屏引出装置更换过程，从套管底部拆开末屏底座，对A 相套管进行了少量放油，恢复后立即开展介质损耗因数测试，结果发现A 相套管本体tanδ 值从0.477 突升到0.687。 进一步结合11 月20 日更换末屏引出装置时2 个现象分析可知：

（1）220 kV 主变的中性点及中压侧套管高度远低于高压侧套管，它们的内部油压也更低，更换末屏引出装置时流出的绝缘油及侵入的气体相对较少；同时高压套管为倾斜安装状态且内部油压相对较高，油中气泡不容易快速上升到顶部油枕内，而附着于电容屏外层或绝缘油中形成放电，因此该220 kV 变压器更换末屏引出装置后只表现出高压侧套管介质损耗因数测试异常的现象。

（2）高压侧B 相末屏底座拆除时未及时封堵，流出的绝缘油远多于A 相、C 相，侵入B 相套管的气体也相对更多，造成B 相套管的tanδ 值高于另外两相。因此，可以判断本次案例中套管内部绝缘油中的气泡正是由于更换末屏引出装置引起的。

处理过程中，11 月21 日的环境气温接近于11 月20 日，油中气泡的溶解或析出速度相对缓慢，套管的tanδ 值并未完全恢复到历史状态。到11 月22 日，环境气温大幅提高，加快了气泡溶解或析出速率，再配合顶部排气处理，套管的tanδ 值最终恢复到正常状态。

3 结语

套管内部存在气泡将对其安全运行产生巨大威胁，气泡在电场作用下易发生放电进而提高套管整体介质损耗因数。本文介绍了一起由末屏引出装置更换引起的气泡侵入套管进而引起介质损耗因数异常增大的案例，并提出了以下建议：

（1）介质损耗因数和电容量能有效反映套管内部的绝缘问题，发现介质损耗因数和电容量异常时应引起足够重视，排查出问题的根源。

（2）现有检修模式下，主变停电时间有限，建议更换套管末屏引出装置的时间安排特别是在冬季低温环境期间应尽量提早，使套管有足够的静置时间，以利于油中气泡充分析出。

（3）针对主变停电时间短，没有有效静置时间的末屏引出装置更换工作，建议在更换工作完成后，从套管顶部开展抽真空脱气处理，以加快油中气泡的析出速度。