一起500 kV变压器油纸电容式套管介损异常分析

刘 琦，杨 贤，江丹宇

（1.广东电网有限责任公司，广东 广州 510080；2.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州 510080）

0 引言

变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的出线装置[1-2]。作为变压器的重要组件，套管绝缘性能的优劣对于电网的安全稳定运行具有重要意义。如果套管存在缺陷或发生故障，将直接危及变压器的安全运行和电力生产可靠性[3-5]。

1 套管缺陷情况

某供电局500 kV主变B相中性点套管及2只35 kV低压侧套管（b、y） 在2012年6月份的停电预防性试验时，出现介损值增长速度过快的异常情况（该相主变变低及中性点套管于2008年投运及2009年预试时介损为0.2%左右，本次预试结果为0.7%），详细情况如表1所示。

变低套管 （b、y） 设备型号为 R-C643WLCJ，电压等级35 kV，出厂日期为2007年，投运日期为2008年6月27日；中性点套管型号为R-C680R-KB，电压等级66 kV，出厂日期为2007年，投运日期为2008年6月27日。

表1 500 kV主变套管预防性试验结果

2 返厂试验检查

为了查找套管介损值偏大且增长速度较快的具体原因[6-10]，返厂分别对1支变低套管（b） 及1只中性点套管进行了外观检查、油样分析、绝缘电阻测试、介损及电容量测量、局部放电测试、工频耐压试验、末屏耐压及介损测量等试验。

2.1 外观检查

检查2支套管外观，确认瓷套的伞叶有无缺损、破裂以及套管有无漏油等异常，检查末屏部位有无放电痕迹等。经检查，2支套管均未发现异常现象。

2.2 油样分析

在电气试验开始前，抽取2支套管的油样，对油样进行分析，测试油样的一般特性及油中溶解气体的浓度，结果显示油样无异常。

2.3 绝缘电阻测试

对2支套管中心导体与安装法兰间绝缘电阻、外瓷套各伞叶之间的绝缘电阻进行测试，结果显示各绝缘电阻值均大于2 TΩ，绝缘性能满足要求。

2.4 介损及电容量测量

为了进一步确认介损试验结果，并与出厂数值及现场测量数值进行比较，在环境温度为13.5℃时，对2支套管的介损及电容量进行了重新测量，测量电压范围为10 kV至最高允许相电压（低压套管为40.5 kV，中性点套管为72.5 kV）。

低压套管的介损及电容量测试结果如表2所示，介损随电压变化曲线如图1所示。

表2 低压套管介损及电容量试验结果（13.5℃测量）

图1 低压套管介损随电压变化曲线

中性点套管的介损及电容量测试结果如表3所示，介损随电压变化曲线如图2所示。

表3 中性点套管介损及电容量试验结果（13.5℃测量）

图2 中性点套管介损随电压变化曲线

根据返厂套管的介损及电容量试验结果，与出厂值及预试值比较发现，返厂测试值比2012年6月现场预试值小，而这种差异主要是由于现场测试温度（25℃至30℃之间） 与返厂测试温度不同所造成的。此外，2支套管介损返厂测试值较出厂值均有较大增长，属于异常现象。

从介损随电压变化曲线可以看出，随着电压增加，介损减小，并且电压上升过程中介损变化曲线与电压下降过程中介损变化曲线不重合。

2.5 局部放电试验

2.6 工频耐压试验

分别对2支套管进行工频耐压试验，在套管中心导体和安装法兰之间施加绝缘水平85%的电压 （低压套管85×85%=73 kV，中性点套管140×85%=119 kV），试验时间1 min。试验过程中未发生闪络及击穿破坏等异常，耐压试验通过。

2.7末屏耐压试验及介损测量

分别对2支套管末屏进行工频耐压试验，在末屏和安装法兰之间施加2 kV电压，试验过程中未发生闪络及击穿破坏等异常，耐压试验通过。此外，将套管末屏接地，从法兰处获取测量信号，采用反接法测量介损值。最终测量结果较正接法相比，略有增大。末屏耐压试验及介损测量结果显示，末屏无异常。

2.8 返厂中性点套管换油后介损测量

将中性点套管中的油放出，并将内部抽至真空状态，重新注入新油并加压循环。随后对换油的套管介损及电容量进行重新测量，测量结果如表4所示。

结果显示，换油后套管介损值较换油前介损值略有增加，这说明介损值异常增大的原因与套管油关系不大。

表4 中性点套管换油后介损及电容量测量结果

2.9 返厂低压套管介损随温度变化特性试验

为了分析套管介损随温度变化特性[11-15]，将低压套管放入加热炉，整体加热至60℃后从炉中取出，放入空气中自然冷却。测量套管油温，在不同油温下，对套管介损及电容量进行测试。每个温度点下，在不同电压等级下进行测量（10 kV、24.6 kV、40.5 kV），测量结果如表5所示。不同电压下介损随温度变化曲线及指数拟合曲线如图3—图5所示。

表5 不同温度下低压套管介损测量结果

图3 测量电压10 kV下套管介损随温度变化曲线及拟合曲线

从不同电压下套管介损随温度变化曲线及拟合曲线可以看出，低压套管的介损随温度的升高呈指数增长关系，温度越高，介损值越大。

图4 测量电压24.6 kV下套管介损随温度变化曲线及拟合曲线

图5 测量电压42.5 kV下套管介损随温度变化曲线及拟合曲线

3 返厂低压套管解体情况

在完成温度特性试验后，对低压套管进行了解体，解体情况如下。

金属导杆上端金具无生锈、腐蚀痕迹，上端法兰处各密封胶圈完好，密封性能良好；金属导杆杆体无损伤，各连接套无生锈、腐蚀等痕迹，最外层绝缘纸无受损现象，详情见图6。

图6 金属导杆及密封良好

金具、法兰、装配弹簧、外金属护套以及油枕均无损伤，无生锈、腐蚀等痕迹；上瓷套内、外表面光滑，无破裂受损现象。末屏引出线完好，无松动迹象，详情见图7。

图7 金具及末屏良好

逐层剥开电容芯绝缘纸、铝箔，检查绝缘纸及铝箔表面有无异常。检查发现，绝缘纸及铝箔无受损及放电痕迹，金属导杆表面光滑，无放电及损伤痕迹，详情见图8。

图8 绝缘纸及铝箔良好

4 缺陷原因分析

a）结合套管油色谱试验、绝缘电阻测量、局部放电及工频耐压试验等常规性项目结果，可以排除套管油质不良、内部绝缘击穿导致介损超标的可能。

b） 从套管解体情况来看，各密封处性能良好，无进水受潮痕迹，而且本批次缺陷套管数量较多，可以排除外部水分侵入的可能。

c）高电压介损试验显示：电压越高，套管介损值越低。这可能是由于套管油纸绝缘介质中混入了某些极性杂质，引起Garton效应；而从升降压前后介损变化曲线相差较大，分析判断套管绝缘受潮（介质的夹层极化导致介损值增大，较大的电流造成介质温度的变化，致使在电压下降时，其介损回路曲线不能与电压上升时的曲线重合）。

d）套管热稳定试验显示：套管介损随温度的增加呈指数增大，可以从另一方面判断套管绝缘受潮（因为正常套管介损值对温度变化并不敏感，而套管受潮后介质损耗将主要由电导损耗决定，并随温度上升而呈指数增大）。

综上所述，该500 kV套管介损异常增长的原因是由于套管内部受潮导致，排除外部进水的可能性，可以判断受潮的原因是电容芯在出厂时干燥不彻底，有水分残留在电容芯内部，随着运行时间的推移，水分逐步扩散，导致套管介损异常增长。

5 结论及建议

套管介损能够有效反映套管绝缘状况。通过介损测量与分析，能够对套管绝缘缺陷进行诊断。当套管电容芯受潮引起套管介损异常变化时，常规试验检测方法很难有效检验，需进行高电压介损及套管热稳定试验，依据电压变化过程中介损的变化特征，能够对受潮缺陷进行判断，且受潮套管介损随温度变化明显，通常与温度呈指数增长关系。