沈映，王允光，朱啟龍

(云南電網(wǎng)有限責任公司紅河供電局，云南 蒙自 661100)

0 前言

在電壓的作用下，電介質(zhì)產(chǎn)生一定的能量損耗，這部分損耗稱為介質(zhì)損耗或介質(zhì)損失。產(chǎn)生介質(zhì)損耗的原因主要是電介質(zhì)電導、極化和局部放電。介質(zhì)損耗的大小，實際上是絕緣性能優(yōu)劣的一種表示，同一臺設備，絕緣良好時，介損就小;絕緣受潮劣化，介損就大。在實際工作中，常用介質(zhì)損耗因素來表示介質(zhì)損耗的大小。

介損及電容量試驗作為油浸式電力設備的主要試驗項目之一，它在發(fā)現(xiàn)絕緣受潮、老化，絕緣氣隙放電等方面較為靈敏有效。但在反映設備具體缺陷方面，介損和電容量兩個參數(shù)又各有側(cè)重，本文提出了常見介損試驗干擾排除及問題處理的方法。

1 故障實例及分析

1.1 介損增大，電容量不變

1.1.1 試驗數(shù)據(jù)

某110 kV #1 主變高壓側(cè)套管介損測試數(shù)據(jù)可看出，B 相套管在首檢測試時的電容量和交接試驗時數(shù)值相比變化不大，且符合規(guī)程要求變化在±5%的范圍內(nèi);(%)值雖然在規(guī)程要求1%的范圍內(nèi)，但與交接時數(shù)值相比增加了3.4 倍，測量末屏絕緣電阻，末屏介損及電容量，試驗結(jié)果均正常。為排除試驗儀器及接線問題，進行了多次重復試驗且更換試驗儀器，其試驗數(shù)值均無明顯差別。進行了套管油樣試驗，結(jié)果無異常。

1.1.2 原因分析及處理

首先對套管進行一個等效電路轉(zhuǎn)換，結(jié)合套管實際進行串聯(lián)等效如圖1 (a)所示，圖1 (b)為串聯(lián)等值電路的向量圖。

圖1 套管等值電路與向量圖

從向量圖中可得:

從介質(zhì)損耗因素推導公式(1)可看出，介損增大，可能有兩個方面的問題，一個是電容量變大，另一個是電阻增大。結(jié)合表一中試驗數(shù)據(jù)可知，B 相套管電容量沒有變化，那么介損增大的原因就只可能是電阻增大。電阻增大，可能的原因有試驗線夾沒夾好導致在測試回路中串入接觸電阻，可能是接線板和套管導電桿的接觸不好(螺絲松動導致)，也可能是固定套管導電桿和將軍帽的螺母松動導致接觸不良等。結(jié)合電阻增大的原因一一排查，最終在處理固定套管導電桿和將軍帽的螺母時發(fā)現(xiàn)，螺母打開后，里面的固定銷有放電灼燒的痕跡，有銹蝕痕跡，此處介損增大原因定性為因固定銷銹蝕導致接觸電阻增大，在測試回路中串入電阻，最終引起介損增大。對固定銷進行除銹處理后恢復，經(jīng)處理后試驗合格，設備投入運行，至今運行狀況良好。

1.2 介損增大，電容量減小

1.2.1 試驗數(shù)據(jù)

某110 kV #2 主變高壓側(cè)C 相套管介損測試數(shù)據(jù)可看出，C 相套管在首檢測試時的電容量和交接試驗時數(shù)值相比變化較大，達到－18.3%，超出規(guī)程規(guī)定±5%的要求;數(shù)值的異常引起了試驗人員極大的注意。

1.2.2 原因分析

電容量減小，可能的原因有多方面，如在測試回路中串聯(lián)了另外的電容導致電容量變小;也可能是內(nèi)部滲油嚴重或?qū)娱g有斷線等。再看套管油位正常，排除漏油的問題;對于層間斷線的可能性也不大，暫不考慮;對于在測試回路中串聯(lián)電容的問題，打開固定套管導電桿和將軍帽的螺母，打開時發(fā)現(xiàn)此處有滲油，清除此處所有油跡。

此處故障原因定性為因滲油導致固定螺母(固定銷)底部與其接觸面存在空氣間隙或油間隙，相當于在測量回路中串入一個附加的電容，導致電容減小;對于介損，因綜合介損總是介于各支路介損的最大值和最小值之間，通常來說，雜質(zhì)的介損總是大于良好設備的介損，從而導致了實測介損增大。經(jīng)處理后試驗合格，設備投入運行，至今運行狀況良好。

1.3 介損基本不變，電容量增大很多

1.3.1 試驗數(shù)據(jù)

某220 kV 線路A 相TV 分壓電容介損測試數(shù)據(jù)增量也遠超出了2%的范圍，達到了6.91%。

從投運后監(jiān)測到的數(shù)據(jù)可看出，該只電容式電壓互感器的分壓電容確實存在了缺陷，可能是分壓電容中部分相互串聯(lián)的電容元件擊穿導致互感器整體分壓比變化，致使實際檢測到的電壓發(fā)生變化。若設備繼續(xù)運行，可能導致部分良好的串聯(lián)電容元件因承受過高的電壓而引起設備事故，之后設備退出運行。

1.4 介損和電容量均變化

1.4.1 試驗數(shù)據(jù)

某220 kV 主變220 kV 側(cè)A 相套管本體及末屏交接和預試介損和電容量測試數(shù)據(jù)首檢預試時A 相套管主絕緣介損tanδ 為1.185%，電容量為400.3 pF，與交接試驗數(shù)據(jù)介損:0.328%、電容量:399.1 pF 相比，介損值增加了3.61 倍，電容量無變化。遂對該相套管末屏絕緣電阻及末屏介損及電容量進行測試，同時取該相套管絕緣油進行色譜分析和微水含量分析，油中微水含量也沒有增加，套管主絕緣電容絕緣層沒有受潮，也沒有擊穿;套管末屏絕緣良好，與交接值比較末屏對地介損值無明顯變化，電容量增加了1.66 倍，說明套管主絕緣電容末屏—末屏引出線—末屏小套管之間可能存在引線斷股現(xiàn)象;套管油中C2H2含量達108.1 μL/L、總烴139.1 μL/L 外，以及氣體三比值判斷，該套管內(nèi)部存在著低能放電和過熱現(xiàn)象。該相套管進行解體檢查。

1.4.2 套管解體

套管解體前，進行了電氣性能復試，套管外觀檢查未發(fā)現(xiàn)異常，末屏引線頭處表面光滑，解體后發(fā)現(xiàn)套管末屏引線為多股細線組成，引線端部明顯有碳黑，引線上的油跡已變黑，電容屏最外層靠引線處有一過熱灼傷點。

1.4.3 套管故障分析

從解體檢查的結(jié)果來看，引起該故障的原因是末屏引線與引線管之間焊接存在虛焊或接觸不良的缺陷，在運行中產(chǎn)生多次放電累計所致。末屏引出線受擠壓彎曲一端頂在電容屏上，長時間多次放電使引線過熱而灼傷電容屏，同時也使得絕緣油中乙炔和總烴含量超標。

2 結(jié)束語

本文在理論分析的基礎上結(jié)合工作實際從介損增大，電容量不變;介損增大，電容量減小;介損不變，電容量增大很多以及介損和電容量均變化4 個方面加于分析論證，提出了常見介損試驗干擾排除及問題處理的方法。

［1］陳天翔，王寅仲，海世杰.電氣試驗(第二版)［M］.中國電力出版社，2008.

［2］Q/CSG114002－2011.電力設備預防性試驗規(guī)程［Z］.

［3］DL/T 722—2000.變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則［Z］.