受潮对变压器套管的影响分析

王仁文

（湖北省电力装备有限公司，湖北 武汉 430000）

0 引 言

变压器具有电压变换及安全隔离的作用，是电力系统的重要设备之一，其运行状况也与电力系统的可靠运行息息相关。套管作为变压器内部与外部的连接部件，在制造、安装、运行过程中均可能会产生缺陷，同时套管所处的高电压、高场强环境会使这些缺陷加剧，进而造成套管过热及局部放电等故障[1]。在造成变压器故障中，受潮较为常见。套管受潮后，水分会降低套管的绝缘强度，引起局部放电现象，严重时甚至会出现绝缘击穿等问题[2]。基于此，本文分析了变压器套管的受潮缺陷形成机理，并对套管受潮影响进行了仿真计算。

1 套管缺陷划分

变压器套管所处环境较为恶劣，高电压、高场强的特殊环境会加剧套管运行的危险性[3]。

按照发生缺陷的部位不同进行划分，可将套管缺陷分为如图1所示的7个部分[4]。从图1中可以看出，套管的电容芯子、末屏接地小套管的缺陷占比最高，是变压器套管运行中需要重点关注的部分。

图1 套管各故障部位统计图

2 套管受潮缺陷的劣化机理

套管在长期运行过程中，油纸绝缘材料会逐渐发生老化，分解出水分，造成套管的受潮。除此之外，套管在雨水等湿度较大的环境下，一部分水分会通过套管顶部侵入内部，造成套管的受潮。当套管受潮后，其油纸绝缘性能会随之下降，如果不采取措施加以防护，变压器的高电压、高场强环境会使受潮情况加剧，产生局部放电等现象。如果受潮情况过于严重，甚至会使套管绝缘击穿[5]。

油纸绝缘遇水后，会使其机械性能老化，这是发生绝缘降低的主要原因。同时，受潮还会使套管产生泄漏电流，泄漏电流产生的损耗会使套管绝缘出现局部发热等隐患。水分会加剧极化形成，因此当套管受潮后，其相对介电常数会随之增大。同时，水分的增加会加大电导损耗，因此介质损耗因数也会增加。由此可知，介损是套管受潮的重要表征[6]。

3 算例分析

3.1 500 kV套管仿真分析

3.1.1 均匀受潮的500 kV套管模型

当套管受潮时，会使油纸绝缘的芯子的径向场强发生变化，首先计算20 ℃时，套管均匀受潮与没有受潮两种情况下的电场强度分布，计算结果如图2所示。

图2 20 ℃没有受潮与均匀受潮对比

观察图2可知，20℃下，当套管受潮后，1—35层芯子的径向场强分布比起没有受潮时出现了增长趋势，如芯子层数为1时，受潮后的径向场强比没有受潮时增加了0.5 kV/mm。而在36层之后，受潮后的径向场强又有了下降趋势，如当芯子层数为60时，受潮后的径向场强比没有受潮时减小了0.25 kV/mm。

对80 ℃时套管均匀受潮时的电场分布进行仿真计算，然后将均匀受潮结果与没有受潮的结果进行对比分析，对比结果如图3所示。

图3 80 ℃没有受潮与均匀受潮对比

观察图3可知，当温度上升后，均匀受潮后的径向场强有所增加，如20 ℃时，芯子层数为1的径向场强为4.9 kV/mm，当温度升高至80 ℃时，芯子层数为1的径向场强增加至5.2 kV/mm。同时，与20 ℃时的变化趋势一致，当套管受潮后，1—35层芯子的径向场强分布比起没有受潮时出现了增长趋势，如芯子层数为1时，受潮后的径向场强比没有受潮时增加了0.53 kV/mm。而在36层之后，受潮后的径向场强又有了下降趋势，如当芯子层数为60时，受潮后的径向场强比没有受潮时减小了0.35 kV/mm。

3.1.2 非均匀受潮的500 kV套管模型

接下来计算套管受到非均匀受潮时的电场分布变化，首先计算20 ℃时，套管非均匀受潮与没有受潮两种情况下的电场强度分布，计算结果如图4所示。

图4 20 ℃没有受潮与非均匀受潮对比

观察图4可知，20 ℃下，当套管受潮后，1—40层芯子的径向场强分布比起没有受潮时有所增加，如芯子层数为1时，受潮后的径向场强比没有受潮时增加了0.28 kV/mm。而在41层之后，受潮后的径向场强有所减少，如当芯子层数为60时，受潮后的径向场强比没有受潮时减小了0.35 kV/mm。

对80 ℃时套管非均匀受潮时的电场分布进行仿真计算，然后将非均匀受潮结果与干燥良好结果进行对比分析，对比结果如图5所示。

图5 80 ℃没有受潮与非均匀受潮对比

观察图5可知，与20 ℃时的变化趋势一致，当套管受潮后，1—40层芯子的径向场强分布比起没有受潮时出现了增长趋势，如芯子层数为1时，受潮后的径向场强比没有受潮时增加了0.53 kV/mm。而在41层之后，受潮后的径向场强又有了下降趋势，如当芯子层数为60时，受潮后的径向场强比没有受潮时减小了0.45 kV/mm。

3.2 72.5 kV套管仿真分析

3.2.1 均匀受潮的72.5 kV套管模型

下面以72.5 kV套管为例，计算均匀受潮48 h下套管的介质损耗特性，计算结果如图6所示。

图6 套管均匀受潮介质损耗变化

观察图6可知，套管的介质损耗正切值与体积介质损耗密度的变化规律一致，呈现增大—减小—再增大的趋势，在13 h附近存在一个峰值，随后快速趋于平稳。

再对不同频率下，套管均匀受潮后的介质损耗角正切值进行仿真计算，计算结果如图7所示。

图7 套管均匀受潮介质损耗正切值变化

观察图7可知，随着频率的增大，套管受潮后的介质损耗角正切值随之减小，在低频区，套管受潮后的介质损耗角正切值较大，因此在低频区进行介质损耗角正切值的测量更易追踪到套管的受潮情况。

3.2.2 非均匀受潮的72.5 kV套管模型

同样，计算非均匀受潮48 h下套管的介质损耗密度，计算结果如图8所示。

图8 套管非均匀受潮介质损耗密度变化

观察图8可知，与均匀受潮时的变化趋势一致，非均匀受潮情况下，套管的介质损耗密度同样呈现增大—减小—再增大的趋势。

接下来继续计算不同频率下，套管非均匀受潮后的介质损耗角正切值，计算结果如图9所示。

图9 套管非均匀受潮介质损耗正切值变化

对比图7、9可知，与均匀受潮的变化趋势一致，非均匀受潮下套管的介质损耗角正切值随着频率的增大而减小。

将均匀受潮与非均匀受潮时套管的介质损耗角正切值对比分析可知（见图10），比起均匀受潮，非均匀受潮时套管的介质损耗角正切值有所减小。但同样，低频区的介质损耗角正切值仍然远大于高频区，因此，对于套管的非均匀受潮，依然能采用低频区测量介质损耗角正切值的方法发现套管的受潮情况。

图10 套管均匀受潮与非均匀受潮介质损耗正切值曲线对比

4 结 论

受潮是变压器套管的主要缺陷之一，为保证变压器套管的安全稳定运行，本文分析了变压器套管的受潮机理，并对不同电压等级、不同受潮情况下的电场分布及介质损耗进行了计算，结果表明，低频区测量介质损耗角正切值的方法可发现套管的受潮情况。