110kV变压器高压油纸电容性套管气泡的存在对介质损耗tgδ试验的影响

郑雁超

摘要：长江水电公司向家坝分公司110kV 1#B主变C相高压油纸电容性套管油中气泡没有排尽对介质损耗tgδ试验带来的影响。

关键词：介质损耗tgδ试验;气泡;高压油纸电容性套管;介电常数

一、問题的由来

长江水电公司向家坝分公司HOW 1#B主变c相高压油纸电容性套管出厂、交接试验时介质损耗tgδ试验都合格，并且三相之间数据基本相同。在2007年4月对此台变压器预防性试验中，在其它试验项目合格的情况，而C相高压油纸电容性套管介质损耗tgδ值虽然小于试验标准1%，而与出厂，交接值增大了一倍（具体见下表格数据），并且A相B相。相并没有发生多大变化。我们断定此台变压器C相高压油纸电容性套管肯定存在问题，最后决定采用缩短试验周期加强对C相高压油纸电容性套管加强监视。在2007年10月的一次监视试验中C相高压油纸电容性套管介质损耗tgδ达到了1.856%，超过了试验标准，必须对此套管存在的问题进行解决。

以下是我们解决此问题的具体过程，希望各位专家指正。（右表附几次试验数据）

二、解决过程

（一）试验接线方法说明

将变压器高中低压绕组引线全部拆除，再将变压器高压绕组连同中性点全部短接后接高压，其它非被试绕组短路后接地，铁心、夹件引出线接地。先测量主屏对末屏及地绝缘电阻为100G，末屏对地的绝缘电阻为100G，说明主屏及末屏没有受潮并且绝缘良好。c相电容套管中油，油耐压、油介质损耗tgδ试验结果都合格。AI-6000D全自动介损测试仪采用正接线法，高压接套管接线柱，Cx线接末屏，所以测量方法不存在问题。多次测量试验数据很接近，而A相B相。相套管介质损耗tgδ测量值和以前比较没有变化，所以可以排除试验仪器本身带来的影响。

（二）解决过程

专业书籍上这样写到介质损耗tgδ与介质的温度、湿度、内部有无气泡、缺陷部分与体积大小等有关。我们比较了一下两次预防性试验的温度、湿度很接近以及其它A相B相O相套管介质损耗tgδ基本没有变化，所以我们推测c相高套管可能在充油时气泡没有排尽。根据高压气泡击穿理论，变压器油中气泡在交流电压下，串联介质中电场强度E的分布与各介质的介电常数成反比。气泡的介电常数为1.00059，而变压器油的介电常数为2.2～2.5，所以气体的击穿场强比油低的很多，气泡先开始电离，这又使气泡温度升高、体积膨胀，电离将进一步发展，而带电粒子又碰撞油分子，使油又分解出气体，扩大气体通道。在交流电压下发生重复放电，这样就产生了能量损耗。

我们与厂家专业人员取得联系后将情况如实告知对方，厂家人员和我们的想法不谋而和。我们将C相套管法兰处放气螺栓拧松待看见油溢出就将螺栓拧紧，重新测量介质损耗tgδ基本没有变化。我们又将c相套管将军帽拧松感觉明显有气体冲出，重新测量介质损耗tgδ降为0.786%，介质损耗tgδ值降了很多。我们决定待C相套管中油在静置一天后再重新测量，第二天重复前一天的放气方法后测量C相套管介质损耗tgδ又降为0.523%。又静置一天后重复前两天放气方法后测量c相套管介质损耗tgδ降到0.223%达到了出厂、交接试验介质损耗tgδ值。虽然达到了出厂、交接试验介质损耗tgδ值，但是我们不能马上断定该套管已经没有问题，我们同样决定还是缩短试验周期加强监视，看看C相套管介质损耗tg 8值有没有发生变化，2008年4月我们重新做了该相套管介质损耗tgδ试验，试验数据如下，通过下面的数据我们可以断定当时的分析和解决问题的方法是正确的。（见下表）

三、总结

（一）虽然通过上述方法解决了介质损耗tgδ值超标的问题，但是我还是有一个问题存在疑惑。如果是c相套管中油气体没有排尽，为什么在出厂、交接试验时介质损耗tgδ合格，而第一次预防性试验时介质损耗tgδ值超出出厂、交接时一倍。

（二）由于长江水电向家坝分公司没有购买油色谱分析仪，所以当时没有做高压油纸电容性套管中油中气体色谱分析，如果做了油中气体色谱分析可以对分析故障提供更好的佐证。并且可以对油中气体色谱提供原始数据，为以后如果有其它故障提供分析依据。

参考文献：

[1]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].中国水利水电出版社，2009.

[2]严璋，朱德恒.高电压绝缘技术[M].中国电力出版社，2002.