孔祥坤

摘 要：變壓器高壓套管是將變壓器內(nèi)部的引線(xiàn)引到油箱外部的出線(xiàn)裝置，其主要起是固定引線(xiàn)和保證引線(xiàn)對(duì)地絕緣的作用，測(cè)量變壓器高壓套管電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)是檢查變壓器高壓套管運(yùn)行情況的重要行試驗(yàn)項(xiàng)目之一，該文通過(guò)對(duì)一起500 kV變壓器高壓電容型套管介質(zhì)損耗值與電容量測(cè)試值的變化關(guān)系，分析了可能引起油浸式變壓器套管介損超標(biāo)的原因。

關(guān)鍵詞：變壓器高壓套管 介質(zhì)損耗 Garton效應(yīng)

中圖分類(lèi)號(hào)：T5M85 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1672-3791（2015）11（b）-0041-02

變壓器高壓套管是將變壓器內(nèi)部的引線(xiàn)引到油箱外部的出線(xiàn)裝置，其主要起是固定引線(xiàn)和保證引線(xiàn)對(duì)地絕緣的作用。 按套管的絕緣結(jié)構(gòu)可分為純瓷套管、充油套管和電容型套管，其中電容型套管是目前使用最廣泛的變壓器高壓套管，其內(nèi)部絕緣可分為油紙電容式和膠紙電容式。該文所述的套管為環(huán)氧樹(shù)脂浸紙式電容型套管。

1 環(huán)氧樹(shù)脂浸紙式電容套管的結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)介。

該套管為鋁法蘭盤(pán)、銅導(dǎo)電桿、和環(huán)氧樹(shù)脂浸紙芯子組成，套管通過(guò)鋁箔形成局部電容平均電壓，控制沿芯子厚度內(nèi)和表面的電廠強(qiáng)度，以形成緊湊有效的設(shè)計(jì)，可以避免芯子表面電廠過(guò)度集中。芯子和同心鋁法蘭盤(pán)配裝，法蘭盤(pán)提供了和SF6連接的安裝面。

2 數(shù)據(jù)異常情況介紹

2015年4月光照電廠高壓試驗(yàn)人員對(duì)#3主變壓器進(jìn)行常規(guī)檢修預(yù)防性試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)A相高壓側(cè)套管介損值超過(guò)標(biāo)準(zhǔn)， 使用儀器：PH2801介損儀、1550B型兆歐表2 500 V。試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1、表2。

從表 1和表2中的數(shù)據(jù)可以看到，該變壓器A相套管的電容量由出廠值331.3 pF增大至336.6 pF，在不經(jīng)溫度換算情況下變化為趨勢(shì)+1.6%，與銘牌值比較增大了3.5.%滿(mǎn)足規(guī)程規(guī)范要求；但其套管介損值由0.47%直接增大到0.808%，與交接試驗(yàn)時(shí)比較增大了 1.7倍多，并且已經(jīng)超過(guò)說(shuō)明書(shū)所規(guī)定的0.007的要求，所以初步判定該套管可能存在異常。

3 原因分析及排除

（1）依據(jù) DL/T1154-2012《高壓電氣設(shè)備額定電壓下介質(zhì)損耗因數(shù)試驗(yàn)導(dǎo)則》對(duì)此次測(cè)試的套管電容量數(shù)據(jù)分析分析：A相套管的電容量（336.6 pF）與出廠值（331.3 pF）比較，變化趨勢(shì)為+1.6%，未發(fā)生大變化，從而可以判定套管內(nèi)部的絕緣結(jié)構(gòu)應(yīng)未發(fā)生實(shí)質(zhì)性擊穿突變。

（2）環(huán)境及設(shè)備的影響，從數(shù)據(jù)看，上次測(cè)試時(shí)環(huán)境溫度、油面溫度差別不大，同時(shí)使用設(shè)備為同一設(shè)備，所以設(shè)備和環(huán)境不是造成此次數(shù)據(jù)異常的主要原因。

（3）試驗(yàn)方法的影響，由于該500 kV變壓器高壓側(cè)套管與GIS相連，所以在測(cè)試套管介損值時(shí)使用正接法從中性點(diǎn)直接加壓測(cè)量，若變壓器繞組存在異常，則高壓介損值將直接受繞組的影響而變化。工作人員重新測(cè)試了主變壓器的繞組絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、繞組直流電阻，各項(xiàng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)合格，同時(shí)變壓器油樣檢測(cè)數(shù)據(jù)正常。同時(shí)此次試驗(yàn)方法與上次試驗(yàn)方法一直，所以導(dǎo)致此次高壓套管數(shù)據(jù)異常的原因可排除變壓器故障和試驗(yàn)方法的影響。

（4）套管末屏受潮的影響：現(xiàn)場(chǎng)打開(kāi)套管的末屏裝置發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有少量油溢出，經(jīng)過(guò)清潔、烘干處理后進(jìn)行套管介損仍然為0.802%，電容值未發(fā)生變化。測(cè)量套管末屏測(cè)試絕緣電阻大于1 000 MΩ，測(cè)量末屏介質(zhì)損耗A相為0.808%，均小于正常的B、C相，初步排除末屏故障引起套管介損發(fā)生變化的判斷。

（5）變壓器剩磁干擾分析：現(xiàn)場(chǎng)重新將高低壓側(cè)接地刀閘合閘放電后，再使用變壓器直流電阻儀對(duì)變壓器低壓側(cè)進(jìn)行注流消磁后，對(duì)套管重新進(jìn)行測(cè)量，測(cè)量結(jié)果為0.823%，電容值基本沒(méi)有變化。說(shuō)明變壓器剩磁不是引起套管介損變化的原因。

為此工作人員對(duì)該主變進(jìn)行高壓介損測(cè)試，由于中性點(diǎn)套管出廠試驗(yàn)電壓值為140 kV，按照試驗(yàn)規(guī)程規(guī)定中性點(diǎn)現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行過(guò)程總最大能承受的交流耐壓電壓值為140*0.8=112 kV，考慮到該介損值測(cè)試時(shí)間較長(zhǎng)，為確保試驗(yàn)安全可靠該高壓介損測(cè)試時(shí)試驗(yàn)電壓按出廠值的50%為準(zhǔn)，每5 kV測(cè)試一次介損值，試驗(yàn)諧振頻率為45.2 Hz，結(jié)果如下表1所示。

通過(guò)對(duì)#3主變中性點(diǎn)施加50 kV、70 kV電壓后，進(jìn)行測(cè)量A相套管介損值結(jié)果表明，介損值已經(jīng)隨著電壓的升高而減小，已經(jīng)接近出廠值，電容值未發(fā)生變化，與出廠值接近。

高壓介損測(cè)試儀測(cè)試的電容量均與常規(guī)的較為吻合，其A、B、C三相介損值均小于0.6%，試驗(yàn)數(shù)據(jù)符合規(guī)程要求。再次使用光照電廠介損測(cè)試儀對(duì)#3主變A相進(jìn)行復(fù)查，測(cè)試結(jié)果為0.489%。測(cè)試結(jié)果合格。

4 結(jié)論

通過(guò)上述的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析，造成此次#3主變A相高壓套管介損超標(biāo)異常的主要原因?yàn)樽儔浩骺蛰d退出時(shí)非周期分量存在的暫態(tài)過(guò)程中發(fā)生極化時(shí)，在介質(zhì)表面出現(xiàn)束縛電荷，相應(yīng)在導(dǎo)電桿及錫箔上吸附一部分電荷，使導(dǎo)電桿和錫箔上的電荷增多。

5 預(yù)防措施

（1）提高一次電壓，復(fù)核套管在高電壓下的介損是否與出廠值與歷史值有較大變化。即在發(fā)電機(jī)帶主變零起升壓至額定電壓后，進(jìn)行套管介損與電容量測(cè)試復(fù)核，如與歷史差值較大時(shí)應(yīng)進(jìn)行更換。（2）定期進(jìn)行監(jiān)視和檢查復(fù)測(cè)，特別是在大負(fù)荷期加強(qiáng)對(duì)該相套管的紅外成像測(cè)溫工作。

6 結(jié)語(yǔ)

介損測(cè)量是一項(xiàng)精確要求較高的試驗(yàn)項(xiàng)目，其對(duì)被試設(shè)備絕緣介質(zhì)老化、受潮和存在局部缺陷的反應(yīng)較為靈敏，但在現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量過(guò)程中常常會(huì)受到環(huán)境溫度、濕度、試驗(yàn)方法等外界因素的影響。

參考文獻(xiàn)

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