高压介损试验方法在套管异常处理中的应用

石秉恒，杨 哲，王德敏

（国网北京电力公司检修分公司，北京 丰台 100071）

1 套管试验超标情况

1.1 试验情况

2017年9月，某站进行3#主变间隔综合检修试验工作，在试验中，3#主变220 kV A相套管介损超过了规程要求，测量值如表1所列。

表1 3#变高压介损值的初次测量数据

220 kV A相套管的介损值增加明显、A、B、C三相介损值差异过大且超出了规程规定的0.7%的注意值，不满足运行要求。

1.2 设备情况

该站3#变压器型号为SFSZ-250000/220，容量250 MVA，冷却方式为油浸风冷，生产日期为2007年6月。

变压器220 kV 侧套管型号为RTKK245-1050/800，出厂代号200652616，电压等级245 kV，额定电流为800 A。套管的结构图及相应尺寸如图1所示。

图1 RTKK245-1050/800型套管结构图及相应尺寸

变压器高压侧三支套管的出厂试验报告和电容量、介损值数据如表2所示。

表2 3#变高压介损值的出厂数据

2 现场检查处理情况

2.1 常规处理手段

根据电缆仓干式套管安装结构分析，套管末屏是经过引出线连接至电缆仓接地装置（如图2 所示），其任一连接环节受潮或脏污均可导致其介损超标，为确认是否为套管本身介损异常，现场拆除电缆仓末屏接地装置测量套管介损，介损值仍然超标，排除了电缆仓末屏接地装置受潮等因素，同时，使用内窥镜对套管末屏根部及连接线进行检查，其根部接线是通过套管末屏焊接引线浇筑后直接引出，表面清洁，未发现脏污或放电现象（如图3～6 所示）。将A 相电缆仓油全部撤出后，分别使用无纺布、丙酮擦拭套管表面及末屏根部，介损值测量结果为1.226%，介损值仍超标。

图2 高压侧电缆仓结构图

图3 电缆仓内部接线无放电痕迹

对A 相电缆仓内变压器油进行热油循环处理，将电缆仓油逐渐加热至70 ℃进行热油循环，测量结果如表3～6所列。

表3 热油循环过程中的电容量及介损测量数据

图4 电缆仓内部观察套管接线清洁、无脏污

图5 内窥镜对套管末屏根部及连接线检查

图6 电缆仓撤油后对末屏根部进行擦拭

表4 热油循环结束后2 h的电容量及介损测量数据

表5 电缆仓冷却过程的电容量及介损测量数据

采取热油循环的方法后，又对变压器施加了工频电压，第一次施加电压32 kV 后对介损进行测量，结果为0.554%，第二次施加电压40 kV，介损值下降为0.385%，0.5 h 后复测，介损值0.382%。

虽然外施工频电压的方法暂时使变压器套管介损值降至规程要求值以内，但在12 h 后的复测中，套管介损值又上升为0.662%，是B、C 两相介损值的2倍多，相间差异较大。

在上述每次测量介损值的过程中，A 相套管的电容值都没有出现明显的变化。

2.2 高压介损试验处理

对220 kV 的A 相套管先后进行的清擦、滤油、外施工频电压等措施使试验数据发生变化，特别是通过外施工频高压（40 kV）后介损值为0.385%，但在次日增长为0.66%，其电容值没有明显变化这一现象给套管的判定带来困难。经过讨论，对变压器进行了高压介损试验，所施加电压从10 kV 逐步增加到50 kV 以上，期间多次测量套管介损值，加压测试4 次的试验测量数据分别如表6～9 所示，试验中A 相套管介损值随着施加电压的升高出现了下降。

表6 A相套管第一次高压介损电容量接介损值测量数据

表7 A相套管第2次高压介损电容量接介损值测量数据

表8 A相套管第3次高压介损电容量接介损值测量数据

表9 A相套管第4次高压介损电容量接介损值测量数据

高压介损试验完成后，变压器空载运行了24 h，对3#变高压A相套管进行介损试验并复测，油温分别显示为4和40 ℃，结果如表10、11所示。

表10 3#变介损值空载运行后的测量数据

表11 3#变介损值空载运行后的复测

3 处理结果与总结

经过对问题查找和处理，3#变压器220 kV的A相套管介损值恢复了正常，符合了规程0.7%的要求，并且三相介损互相差别不大，变压器投运。

该站高压A 相套管先后进行的清擦、滤油、外施工频电压等措施使试验数据发生变化，特别是通过外施工频高压（40 kV）后介损值为0.385%，但在次日增长为0.66%，该变压器套管属于环氧树脂浸纸套管，其介损异常的原因是由于2 种不同介质的界面极化所致，套管绝缘介质极化又造成阻性电流增大进而导致介损值增大。

这次的故障处理为今后出现此类问题提供了解决问题的思路和方法，试验的结果显示，高压介损能够揭示和发现变压器套管介损乃至整体介损的一些规律性问题，在今后的生产、工程等工作中，可以适当的将高压介损试验这一手段应用起来，作为常规试验的有益补充。