110 kV变压器高压套管绝缘受潮缺陷分析

刘 钊，周若琪，蒲 倩，田小龙，刘小琰

（国网河北省电力有限公司保定供电分公司，河北 保定 071000）

变压器是电力系统的重要组成部分，对电力系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。套管作为变压器的主要绝缘部件之一，承担着载流并将高低压引线引出并固定的重要作用。常规的变压器套管为电容型充油套管，当其发现缺陷时，可结合缺陷的具体表现形式，通过油中气体溶解、绝缘电阻试验、介损及电容量测试、局部放电试验等手段，对其进行综合分析与诊断。

1 缺陷概况

2019年4月17日试验人员对某110 kV变电站进行停电例行试验，发现110 kV 1号主变高压侧W相套管油中溶解气体组份氢气含量超标。试验时天气晴，温度18 ℃，湿度38%。设备型号BRLZW3-126/630-4，出厂日期2009-05-01。该设备此前无不良运行工况。

2 试验数据及分析

2.1 油化试验

试验人员将停电例行试验当天油中溶解气体组份及微水含量与2013年数据对比，具体如表1所示。

表1 W相高压套管油化试验数据

由表1中数据可以看出：关键气体组分乙炔含量C2H2由0增至0.21 μL/L，虽然增量和增速均不大，但此为“由无到有”的过程；氢气H2含量871.29 μL/L约为标准值（150 μL/L）的6倍，属于严重超标[1]；总烃含量90.18 μL/L，接近标准规定150 μL/L[2]。对比2013年4月2日停电例行试验数据，各组分都有不同程度增长，尤其是H2增长10倍以上，油样中微水含量有9 μg/g增长至33 μg/g，接近规程规定35 μg/g[2]，通过特征气体判断综合微水试验结果，初步判断为绝缘受潮。进一步分析，通过“三比值法”判断缺陷类型，计算三比值编码为“010”，对应“局部放电”型缺陷，可能为潮气、气隙、杂质等引起的油纸绝缘中的低密度局部放电[2]。

2.2 绝缘电阻试验

对故障设备进行的外观检查未见异常。涉及该套管的停电检查性试验共有3项，其中直流电阻试验数据未见异常；绝缘电阻试验、介质损耗及电容量测试数据如表2、表3所示。

表2 变压器高压套管绝缘电阻测试 MΩ

表3 变压器高压套管绝缘电阻测试

4支套管的主绝缘电阻是连同主变高压绕组的主绝缘一同测量的，即将高压侧4支套管短接加5 000 V直流测试电压，主变中、低压侧短接接地。这种方法的测试结果是高压绕组连同4支套管的等效绝缘电阻，4支套管的主绝缘电阻都为12 100 MΩ，均满足规程10 000 MΩ的要求，但是不能反映每支套管的真实绝缘电阻。4支套管末屏绝缘电阻都在规程规定的1 000 MΩ注意值以上[3]，可以基本排除W相套管末屏受潮的可能性。

2.3 介质损耗及电容量测试

为进一步验证该变压器高压套管的绝缘特性，试验人员对4支110 kV高压套管逐一进行了介损及电容量测试，采用正接线方式，试验数据如表3所示。

由表3可知各相套管介损值均未超过规程0.008的注意值[1]，但W相介损数值0.006 41远超U相0.003 42、V相0.003 6。虽然规程中并未对介损值横比误差做出明确规定[1-3],但W相介损值超出U、V两相约80%的现象值得关注。各相电容量测量未见异常。W相套管末屏介损值0.001 66未超过标准规定0.015的注意值[3]，印证了绝缘电阻测试中得出的排除W相套管末屏受潮可能性的结论[1]。

2.4 高压介损试验

2019年5月5日待备件到达后将故障套管更换，退运套管运回高压试验大厅于05月10日进行高压诊断试验及解体检查，高压试验包括高压介损试验及局部放电试验，当天环境温度20 ℃，湿度44%。

由表4可以看出试验电压从 10 kV 到72.5 kV的过程中，介质损耗因数在61.682 kV时达到0.010 02超过规程0.01的规定[1-3]，且升压过程中，69.991 kV与9.128 kV试验电压下介质损耗因数增量为0.005 38，增量超过±0.003的警示值[1-3]，表明该套管存在绝缘缺陷。

表4 W相高压套管高压介损试验数据

为了判断缺陷类型，根据表4数据绘制介损随测试电压变化的tgδ-V曲线，如图1所示，图中横坐标为以“ kV”为单位的试验电压，纵坐标为介质损耗量，斜向上的箭头表示升压过程，斜向下的箭头表示降压过程。图中曲线未闭口，类似于开口环状，基本符合“绝缘受潮”类典型曲线[4]。通过高压介损试验结果可以基本判断该套管主绝缘受潮。

图1 W相高压套管高压介损tgδ-V

2.5 局部放电试验

试验人员随后对该套管进行了脉冲电流法局部放电检测，检测图谱如图2所示。

图2 W相套管局部放电图谱

2.6 解体检查情况

局放试验结束后，试验人员对该套管进行了解体检查。

解体检查发现套管顶部注油孔螺栓内无胶垫，如图3所示，存在密封不严的问题，尤其是油纸绝缘的电容套管在负压的情况下，可能导致潮气入侵[5]。拨开电容屏发现首屏与第二、第三屏顶部有少许蜡状物质析出，如图4所示，怀疑是轻微局部放电产物[6]。

图3 W相套管顶部注油口

图4 W相套管解体内部情况

3 综合分析

综合以上油中溶解气体分析数据、高压试验数据及解体检查结果，分析可以得出这是一起110 kV变压器套管绝缘受潮缺陷：套管顶部注油孔螺栓未安装胶垫，密封不严，导致潮气入侵，并在油纸绝缘中积累，在电场作用下发生轻微局部放电，产生特征气体氢气H2，微水含量逼近注意值，同时导致局放量超标严重，高压介损曲线符合“绝缘受潮”类型[7]。

4 检修建议

建议在公司辖区内统计同厂家同批次套管保有量，结合停电安排对注油孔胶垫检查，对没有胶垫或者胶垫老化的情况，更换新的丁腈橡胶材质胶垫[6-7]。

建议按照 “逢停必取油”的原则，对具备停电条件的变压器套管，在变压器原检修周期之间增加一次套管停电取油，取油周期原则上不大于3年。套管取油后对油样开展色谱分析和微水项目检测，同时应开展套管扫频介电谱（FDS）检测。取油操作及取油后取油阀及胶垫的紧固恢复情况，原则上应由套管厂家进行现场指导，厂家无法到场的可通过远程视频方式进行确认，应留存检修过程影像资料。

停电检修时应做好套管油枕各密封面密封状况检查，并覆涂防水密封胶，防止套管内部进水受潮，同时对防水胶覆涂等关键工序做好照片、视频等数字化存档[5]。

应进一步细化日常巡视、红外精确测温等带电检测要求，加强套管温升、套管油位监测，防止套管漏油、过热导致故障。

结合变压器停电机会，对套管末屏进行改造，加装套管末屏引下装置，积极开展电容型套管的相对介质损耗及电容量比值带电测试[8-10]。