張 云

（ 廣東電網(wǎng)公司惠州供電局，廣東 惠州 516003）

目前發(fā)現(xiàn)變壓器套管、GIS中套管、電容互感器絕緣缺陷的主要手段是進(jìn)行10kV下的介損試驗(yàn)，通過測(cè)量介損值（tanδ）的大小，可以發(fā)現(xiàn)絕緣整體受潮、油或浸漬物臟污、劣化變質(zhì)等缺陷[1]。而10kV的試驗(yàn)電壓遠(yuǎn)低于目前實(shí)際高壓設(shè)備的運(yùn)行電壓，不能真實(shí)反應(yīng)設(shè)備運(yùn)行時(shí)的狀況，特別是當(dāng)設(shè)備存在局部受潮、局部放電或?qū)щ娦噪s質(zhì)等缺陷時(shí)，其tanδ值受試驗(yàn)電壓大小的影響較大[2-5]，其中一個(gè)重要原因就是油紙絕緣存在GARTON效應(yīng)。為測(cè)得500kV主變套管真實(shí)的介損值，引入高壓介損測(cè)試技術(shù)是必要的。本文先介紹高壓介損測(cè)試技術(shù)，并通過500kV某變電站1號(hào)主變高壓套管介損值在高電壓試驗(yàn)條件下介損值的差異性，通過該套管返廠檢查、試驗(yàn)和解體結(jié)果，驗(yàn)證了高壓介損測(cè)試的有效性和必要性。

1 高壓介損技術(shù)

南方電網(wǎng)公司《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》對(duì)油紙絕緣電容型高壓套管的介損值有如下規(guī)定：“當(dāng)tanδ與出廠值或上一次試驗(yàn)值比較有明顯增長(zhǎng)或接近規(guī)定值時(shí)，應(yīng)綜合分析tanδ與溫度、電壓的關(guān)系。當(dāng) tanδ隨溫度增加明顯增大或試驗(yàn)電壓由10kV升到時(shí)，tanδ增量超過±03.%時(shí)，不應(yīng)繼續(xù)運(yùn)行[6]?！倍鴮?shí)際測(cè)試中500kV變壓器高壓套管均存在不同程度的GARTON效應(yīng)，即在含有紙的絕緣介質(zhì)（或塑料以及油的混合介質(zhì)）中，較低電壓下的tanδ值可能是其在較高電壓下測(cè)量值的1～10倍，這種現(xiàn)象稱為Garton效應(yīng)[7-8]。受此影響，10kV電壓下套管介損測(cè)試結(jié)果不能代表設(shè)備真實(shí)狀況，造成無法判斷設(shè)備絕緣狀況，有時(shí)甚至造成誤判斷。因此，現(xiàn)場(chǎng)必須排除GARTON效應(yīng)的影響。

排除GARTON效應(yīng)的影響，最好的辦法就是提高試驗(yàn)電壓，開展高壓介損試驗(yàn)。實(shí)際高壓介損測(cè)量裝置，普遍采用串諧調(diào)頻方式升壓，整套裝置主要由干式諧振電抗器、勵(lì)磁變壓器、高壓標(biāo)準(zhǔn)電容器、補(bǔ)償電容器、變頻電源等組成，通過電抗器組、補(bǔ)償電容的不同組合方式，可以測(cè)量不同電容量設(shè)備的介損值?；葜莨╇娋衷囼?yàn)研究所購(gòu)置的高壓介損測(cè)試儀，最高輸出電壓 160kV，電壓輸出頻率在45～55Hz，根據(jù)生產(chǎn)廠家測(cè)試經(jīng)驗(yàn)，只要超過運(yùn)行設(shè)備50%的額定電壓，測(cè)試結(jié)果便可代表設(shè)備額定電壓下的實(shí)際值。

2 500kV某變電站1號(hào)主變高壓套管介損值異常經(jīng)過分析

2.1 測(cè)試經(jīng)過

500kV某變電站1號(hào)主變變高套管為德國(guó)HSP公司的產(chǎn)品（型號(hào)：OTF 1550-525-BF3，額定電壓525 kV，額定電流：2240A，生產(chǎn)日期：1994年），根據(jù)南方電網(wǎng)公司反措要求（生[2009]17號(hào)），2010年底加裝了套管絕緣在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，并于2011年1月投運(yùn)。試驗(yàn)人員通過監(jiān)測(cè)系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)，自2013年7月16日起至8月初，B相變高套管介損值異常增長(zhǎng)，由之前0.34%穩(wěn)定值增加至接近0.5%，增長(zhǎng)趨勢(shì)較快、幅度較大，電容值變化無異常。

針對(duì)#1主變套管在線監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)的介損異常情況，惠州局申請(qǐng)停電進(jìn)行復(fù)測(cè)，分別對(duì)#1主變A、B、C三相高壓套管及 B相中壓套管進(jìn)行高壓介損檢測(cè)。試驗(yàn)電壓從10kV開始逐步升高，每隔10kV測(cè)量一個(gè)值，直至120kV，試驗(yàn)頻率在44.2~44.5Hz范圍內(nèi)?，F(xiàn)場(chǎng)測(cè)試環(huán)境：主變停運(yùn)后4小時(shí)開始進(jìn)行介損測(cè)試，環(huán)境溫度37℃，濕度53%，變壓器頂層油溫60℃。A、B、C三相變高套管介損試驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1 #1主變A、B、C三相高壓套管介損與試驗(yàn)電壓關(guān)系

從其趨勢(shì)圖可見，A、C兩相套管介損均符合規(guī)程要求，也與歷史試驗(yàn)結(jié)果相吻合。隨著電壓升高，介損均波動(dòng)不大，介損上升趨勢(shì)平緩。B相套管介損雖符合規(guī)程要求，但介損相對(duì)A、C相平均高50%，隨著電壓升高，介損上升趨勢(shì)明顯，上升斜率較A、C相明顯偏大。

2.2 返廠檢查及試驗(yàn)

為分析#1主變變高B相套管介損異常原因，對(duì)該相套管進(jìn)行了返廠檢查及試驗(yàn)。包括密封性能試驗(yàn)、絕緣油試驗(yàn)、電氣試驗(yàn)及熱穩(wěn)定試驗(yàn)。在完成所有針對(duì)性檢查及試驗(yàn)后，對(duì)該套管進(jìn)行了解體。除此之外，還對(duì)套管解體后的絕緣紙進(jìn)行了含水量分析及絕緣油糠醛含量檢測(cè)。

1）外觀檢查及密封性試驗(yàn)

檢查套管外觀，確認(rèn)瓷套的傘裙有無缺損、破裂以及套管有無漏油等異常，檢查末屏部位有無放電痕跡等。檢查結(jié)果表明該套管外觀無異常、無滲漏等異?，F(xiàn)象。

2）絕緣油試驗(yàn)

電氣試驗(yàn)開始前，抽取套管的油樣進(jìn)行分析，測(cè)試油樣的一般特性及油中溶解氣體的濃度。結(jié)果顯示油中 C2H2含量為 0，CH4、C2H4及總烴含量正常，微水為8μl/L，H2為840.09μl/L，超注意值。

3）電氣試驗(yàn)

主要包括10～200kV電壓升降過程中套管電容量及介損值、局部放電試驗(yàn)。介損及電壓曲線見表1。

表1 套管介損隨試驗(yàn)電壓變化情況

4）熱穩(wěn)定試驗(yàn)

為了分析套管介損隨溫度變化特性，按照規(guī)程要求，進(jìn)行套管隨溫度變化特性的試驗(yàn)。將套管下部浸入變壓器油中，并將變壓器油加熱至90℃后，對(duì)套管施加

由表1可見其介損及電容量與電壓無明顯關(guān)系。由于該套管運(yùn)行時(shí)間較長(zhǎng)，為避免其在出廠試驗(yàn)電壓下發(fā)生損壞，經(jīng)討論將試驗(yàn)電壓升至的試驗(yàn)電壓，同時(shí)每隔30min測(cè)量套管的介損及電容量。其結(jié)果如圖2所示。

從圖2可見，熱穩(wěn)定試驗(yàn)過程中套管介損有明顯的上升，通過對(duì)介損隨時(shí)間變化的數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合發(fā)現(xiàn)，其符合指數(shù)變化規(guī)律。

圖2 套管熱穩(wěn)定試驗(yàn)介損與時(shí)間的關(guān)系

為防止套管發(fā)生擊穿損壞影響后續(xù)研究，在介損超過0.6%后停止該項(xiàng)試驗(yàn)。在撤出熱穩(wěn)定試驗(yàn)加熱裝置后，由于熱慣性套管介損持續(xù)增長(zhǎng)，最大至0.730%，撤去熱穩(wěn)定試驗(yàn)加熱裝置及試驗(yàn)電壓，使套管處于自然冷卻狀態(tài)，在此條件下仍每隔2h檢測(cè)一次套管介損變化情況，并測(cè)量介損在試驗(yàn)電壓上升及下降過程中介損變化特性。由檢測(cè)結(jié)果可見，套管在自然冷卻的12h內(nèi)，介損一直處于較高水平（＞0.5%），且介損在試驗(yàn)電壓上升及下降過程曲線不重合，符合套管受潮的介損與電壓典型特性曲線規(guī)律。

圖3 套管自然冷卻過程介損隨試驗(yàn)電壓變化特性

圖3所示為自然冷卻4h后介損與試驗(yàn)電壓的關(guān)系曲線，此時(shí)油溫為83.5℃，環(huán)境溫度為24.3℃，油枕37℃，法蘭39℃。

為檢測(cè)套管冷卻至環(huán)境溫度后介損變化情況，對(duì)套管實(shí)施加速降溫措施，直至法蘭、油枕接近環(huán)境溫度，再重新進(jìn)行高壓介損及局放檢測(cè)，此時(shí)套管介損又重新恢復(fù)到較低水平（0.314%），局放量小于 4pC。套管介損在測(cè)量電壓上升及下降階段基本重合，且在最高及最低測(cè)量電壓下變化較?。?.011%）。上述結(jié)果表明熱穩(wěn)定試驗(yàn)未對(duì)套管產(chǎn)生損傷。

5）解體后的絕緣油糠醛含量試驗(yàn)

為了解套管經(jīng)長(zhǎng)期運(yùn)行后絕緣老化情況，排除因?yàn)榻^緣老化導(dǎo)致介損異常，對(duì)其進(jìn)行絕緣油糠醛含量檢測(cè)，結(jié)果為0.011mg/L，油中糠醛含量合格（運(yùn)行15～20年變壓器油中糠醛含量標(biāo)準(zhǔn)≤0.75mg/L）。

3 解體檢查分析

金屬導(dǎo)桿上端金具無生銹、腐蝕痕跡，上、下端各密封處密封膠圈完好，密封性能良好。套管末屏處無放電痕跡，密封良好無受潮跡象。金具、法蘭、裝配彈簧、外金屬護(hù)套以及油枕均無損傷，無生銹、腐蝕等痕跡。逐層剝開電容芯絕緣紙、鋁箔，檢查絕緣紙及鋁箔表面有無異常。檢查發(fā)現(xiàn)，絕緣紙及鋁箔無受損及放電痕跡。

為測(cè)試該套管絕緣紙的含水量，在套管的上、中、下部及套管的內(nèi)、中、外層共9個(gè)取樣點(diǎn)，檢測(cè)結(jié)果見表2。

表2 套管絕緣紙含水量檢測(cè)結(jié)果

結(jié)果表明套管下部外層含水量最高，7號(hào)樣含水2.12%，其次是套管中部外層，4號(hào)樣含水1.55%，再次是套管下部的中層，8號(hào)樣含水 1.37%。上述取樣點(diǎn)含水量超過《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》（DL/T 596-1996）要求的變壓器絕緣紙含水量不大于1%的規(guī)定。[注：國(guó)外500kV產(chǎn)品油紙絕緣紙中含水率標(biāo)準(zhǔn)，CIGRE（1976年）為<0.5%，加拿大CBC省水電局為<0.3%，前蘇聯(lián)為<0.5%，日本日立公司為<0.5%]。

4 結(jié)論

該高壓套管介損異常增大的根本原因是套管電容芯的絕緣紙含水量超標(biāo)，在套管運(yùn)行溫度較高時(shí)，油紙絕緣的電導(dǎo)損耗快速增大并占據(jù)總介質(zhì)損耗的主要部分，導(dǎo)致套管整體介損升高，對(duì)變壓器高壓套管現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)論如下：

1）套管介損檢測(cè)應(yīng)在條件允許情況下，在變壓器停運(yùn)后立即進(jìn)行。此時(shí)套管內(nèi)部溫度最接近實(shí)際運(yùn)行溫度，介損也相應(yīng)接近實(shí)際運(yùn)行值，在此條件下發(fā)現(xiàn)缺陷的概率最高。當(dāng)套管內(nèi)部溫度降低時(shí)，介損測(cè)量結(jié)果可能隨之下降，掩蓋了存在缺陷的事實(shí)。

2）對(duì) 500kV套管應(yīng)增加高壓介損檢測(cè)試驗(yàn)，同時(shí)應(yīng)測(cè)量試驗(yàn)電壓上升及下降階段介損隨電壓變化關(guān)系。

3）套管返廠試驗(yàn)前后絕緣油微水含量檢測(cè)結(jié)果差異性表明，油紙絕緣設(shè)備中絕緣油含水量測(cè)試應(yīng)在設(shè)備溫度較高時(shí)進(jìn)行，此時(shí)設(shè)備溫度接近運(yùn)行水平，油中含水量也與運(yùn)行時(shí)相當(dāng)。隨著設(shè)備冷卻時(shí)間增大，其油中水分將逐漸被絕緣紙吸收，影響檢測(cè)結(jié)果的正確性。

4）本次缺陷處理表明，套管熱穩(wěn)定試驗(yàn)?zāi)苣M運(yùn)行工況，可有效發(fā)現(xiàn)套管電容芯干燥不徹底的缺陷，建議對(duì)新招標(biāo)的變壓器套管開展熱穩(wěn)定抽檢檢驗(yàn)，杜絕設(shè)備帶病入網(wǎng)。

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