一起500kV变压器套管介损值异常事件的分析

张 云

（ 广东电网公司惠州供电局，广东 惠州 516003）

目前发现变压器套管、GIS中套管、电容互感器绝缘缺陷的主要手段是进行10kV下的介损试验，通过测量介损值（tanδ）的大小，可以发现绝缘整体受潮、油或浸渍物脏污、劣化变质等缺陷[1]。而10kV的试验电压远低于目前实际高压设备的运行电压，不能真实反应设备运行时的状况，特别是当设备存在局部受潮、局部放电或导电性杂质等缺陷时，其tanδ值受试验电压大小的影响较大[2-5]，其中一个重要原因就是油纸绝缘存在GARTON效应。为测得500kV主变套管真实的介损值，引入高压介损测试技术是必要的。本文先介绍高压介损测试技术，并通过500kV某变电站1号主变高压套管介损值在高电压试验条件下介损值的差异性，通过该套管返厂检查、试验和解体结果，验证了高压介损测试的有效性和必要性。

1 高压介损技术

南方电网公司《电力设备预防性试验规程》对油纸绝缘电容型高压套管的介损值有如下规定：“当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明显增长或接近规定值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系。当 tanδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到时，tanδ增量超过±03.%时，不应继续运行[6]。”而实际测试中500kV变压器高压套管均存在不同程度的GARTON效应，即在含有纸的绝缘介质（或塑料以及油的混合介质）中，较低电压下的tanδ值可能是其在较高电压下测量值的1～10倍，这种现象称为Garton效应[7-8]。受此影响，10kV电压下套管介损测试结果不能代表设备真实状况，造成无法判断设备绝缘状况，有时甚至造成误判断。因此，现场必须排除GARTON效应的影响。

排除GARTON效应的影响，最好的办法就是提高试验电压，开展高压介损试验。实际高压介损测量装置，普遍采用串谐调频方式升压，整套装置主要由干式谐振电抗器、励磁变压器、高压标准电容器、补偿电容器、变频电源等组成，通过电抗器组、补偿电容的不同组合方式，可以测量不同电容量设备的介损值。惠州供电局试验研究所购置的高压介损测试仪，最高输出电压 160kV，电压输出频率在45～55Hz，根据生产厂家测试经验，只要超过运行设备50%的额定电压，测试结果便可代表设备额定电压下的实际值。

2 500kV某变电站1号主变高压套管介损值异常经过分析

2.1 测试经过

500kV某变电站1号主变变高套管为德国HSP公司的产品（型号：OTF 1550-525-BF3，额定电压525 kV，额定电流：2240A，生产日期：1994年），根据南方电网公司反措要求（生[2009]17号），2010年底加装了套管绝缘在线监测系统，并于2011年1月投运。试验人员通过监测系统发现，自2013年7月16日起至8月初，B相变高套管介损值异常增长，由之前0.34%稳定值增加至接近0.5%，增长趋势较快、幅度较大，电容值变化无异常。

针对#1主变套管在线监测发现的介损异常情况，惠州局申请停电进行复测，分别对#1主变A、B、C三相高压套管及 B相中压套管进行高压介损检测。试验电压从10kV开始逐步升高，每隔10kV测量一个值，直至120kV，试验频率在44.2~44.5Hz范围内。现场测试环境：主变停运后4小时开始进行介损测试，环境温度37℃，湿度53%，变压器顶层油温60℃。A、B、C三相变高套管介损试验结果如图1所示。

图1 #1主变A、B、C三相高压套管介损与试验电压关系

从其趋势图可见，A、C两相套管介损均符合规程要求，也与历史试验结果相吻合。随着电压升高，介损均波动不大，介损上升趋势平缓。B相套管介损虽符合规程要求，但介损相对A、C相平均高50%，随着电压升高，介损上升趋势明显，上升斜率较A、C相明显偏大。

2.2 返厂检查及试验

为分析#1主变变高B相套管介损异常原因，对该相套管进行了返厂检查及试验。包括密封性能试验、绝缘油试验、电气试验及热稳定试验。在完成所有针对性检查及试验后，对该套管进行了解体。除此之外，还对套管解体后的绝缘纸进行了含水量分析及绝缘油糠醛含量检测。

1）外观检查及密封性试验

检查套管外观，确认瓷套的伞裙有无缺损、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。检查结果表明该套管外观无异常、无渗漏等异常现象。

2）绝缘油试验

电气试验开始前，抽取套管的油样进行分析，测试油样的一般特性及油中溶解气体的浓度。结果显示油中 C2H2含量为 0，CH4、C2H4及总烃含量正常，微水为8μl/L，H2为840.09μl/L，超注意值。

3）电气试验

主要包括10～200kV电压升降过程中套管电容量及介损值、局部放电试验。介损及电压曲线见表1。

表1 套管介损随试验电压变化情况

4）热稳定试验

为了分析套管介损随温度变化特性，按照规程要求，进行套管随温度变化特性的试验。将套管下部浸入变压器油中，并将变压器油加热至90℃后，对套管施加

由表1可见其介损及电容量与电压无明显关系。由于该套管运行时间较长，为避免其在出厂试验电压下发生损坏，经讨论将试验电压升至的试验电压，同时每隔30min测量套管的介损及电容量。其结果如图2所示。

从图2可见，热稳定试验过程中套管介损有明显的上升，通过对介损随时间变化的数据进行拟合发现，其符合指数变化规律。

图2 套管热稳定试验介损与时间的关系

为防止套管发生击穿损坏影响后续研究，在介损超过0.6%后停止该项试验。在撤出热稳定试验加热装置后，由于热惯性套管介损持续增长，最大至0.730%，撤去热稳定试验加热装置及试验电压，使套管处于自然冷却状态，在此条件下仍每隔2h检测一次套管介损变化情况，并测量介损在试验电压上升及下降过程中介损变化特性。由检测结果可见，套管在自然冷却的12h内，介损一直处于较高水平（＞0.5%），且介损在试验电压上升及下降过程曲线不重合，符合套管受潮的介损与电压典型特性曲线规律。

图3 套管自然冷却过程介损随试验电压变化特性

图3所示为自然冷却4h后介损与试验电压的关系曲线，此时油温为83.5℃，环境温度为24.3℃，油枕37℃，法兰39℃。

为检测套管冷却至环境温度后介损变化情况，对套管实施加速降温措施，直至法兰、油枕接近环境温度，再重新进行高压介损及局放检测，此时套管介损又重新恢复到较低水平（0.314%），局放量小于 4pC。套管介损在测量电压上升及下降阶段基本重合，且在最高及最低测量电压下变化较小（0.011%）。上述结果表明热稳定试验未对套管产生损伤。

5）解体后的绝缘油糠醛含量试验

为了解套管经长期运行后绝缘老化情况，排除因为绝缘老化导致介损异常，对其进行绝缘油糠醛含量检测，结果为0.011mg/L，油中糠醛含量合格（运行15～20年变压器油中糠醛含量标准≤0.75mg/L）。

3 解体检查分析

金属导杆上端金具无生锈、腐蚀痕迹，上、下端各密封处密封胶圈完好，密封性能良好。套管末屏处无放电痕迹，密封良好无受潮迹象。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。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。

为测试该套管绝缘纸的含水量，在套管的上、中、下部及套管的内、中、外层共9个取样点，检测结果见表2。

表2 套管绝缘纸含水量检测结果

结果表明套管下部外层含水量最高，7号样含水2.12%，其次是套管中部外层，4号样含水1.55%，再次是套管下部的中层，8号样含水 1.37%。上述取样点含水量超过《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）要求的变压器绝缘纸含水量不大于1%的规定。[注：国外500kV产品油纸绝缘纸中含水率标准，CIGRE（1976年）为<0.5%，加拿大CBC省水电局为<0.3%，前苏联为<0.5%，日本日立公司为<0.5%]。

4 结论

该高压套管介损异常增大的根本原因是套管电容芯的绝缘纸含水量超标，在套管运行温度较高时，油纸绝缘的电导损耗快速增大并占据总介质损耗的主要部分，导致套管整体介损升高，对变压器高压套管现场测试结论如下：

1）套管介损检测应在条件允许情况下，在变压器停运后立即进行。此时套管内部温度最接近实际运行温度，介损也相应接近实际运行值，在此条件下发现缺陷的概率最高。当套管内部温度降低时，介损测量结果可能随之下降，掩盖了存在缺陷的事实。

2）对 500kV套管应增加高压介损检测试验，同时应测量试验电压上升及下降阶段介损随电压变化关系。

3）套管返厂试验前后绝缘油微水含量检测结果差异性表明，油纸绝缘设备中绝缘油含水量测试应在设备温度较高时进行，此时设备温度接近运行水平，油中含水量也与运行时相当。随着设备冷却时间增大，其油中水分将逐渐被绝缘纸吸收，影响检测结果的正确性。

4）本次缺陷处理表明，套管热稳定试验能模拟运行工况，可有效发现套管电容芯干燥不彻底的缺陷，建议对新招标的变压器套管开展热稳定抽检检验，杜绝设备带病入网。

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