張 云

（ 廣東電網公司惠州供電局，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行10kV下的介損試驗，通過測量介損值（tanδ）的大小，可以發(fā)現(xiàn)絕緣整體受潮、油或浸漬物臟污、劣化變質等缺陷[1]。而10kV的試驗電壓遠低于目前實際高壓設備的運行電壓，不能真實反應設備運行時的狀況，特別是當設備存在局部受潮、局部放電或導電性雜質等缺陷時，其tanδ值受試驗電壓大小的影響較大[2-5]，其中一個重要原因就是油紙絕緣存在GARTON效應。為測得500kV主變套管真實的介損值，引入高壓介損測試技術是必要的。本文先介紹高壓介損測試技術，并通過500kV某變電站1號主變高壓套管介損值在高電壓試驗條件下介損值的差異性，通過該套管返廠檢查、試驗和解體結果，驗證了高壓介損測試的有效性和必要性。

1 高壓介損技術

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

排除GARTON效應的影響，最好的辦法就是提高試驗電壓，開展高壓介損試驗。實際高壓介損測量裝置，普遍采用串諧調頻方式升壓，整套裝置主要由干式諧振電抗器、勵磁變壓器、高壓標準電容器、補償電容器、變頻電源等組成，通過電抗器組、補償電容的不同組合方式，可以測量不同電容量設備的介損值?；葜莨╇娋衷囼炑芯克徶玫母邏航閾p測試儀，最高輸出電壓 160kV，電壓輸出頻率在45～55Hz，根據(jù)生產廠家測試經驗，只要超過運行設備50%的額定電壓，測試結果便可代表設備額定電壓下的實際值。

2 500kV某變電站1號主變高壓套管介損值異常經過分析

2.1 測試經過

500kV某變電站1號主變變高套管為德國HSP公司的產品（型號：OTF 1550-525-BF3，額定電壓525 kV，額定電流：2240A，生產日期：1994年），根據(jù)南方電網公司反措要求（生[2009]17號），2010年底加裝了套管絕緣在線監(jiān)測系統(tǒng)，并于2011年1月投運。試驗人員通過監(jiān)測系統(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，由之前0.34%穩(wěn)定值增加至接近0.5%，增長趨勢較快、幅度較大，電容值變化無異常。

針對#1主變套管在線監(jiān)測發(fā)現(xiàn)的介損異常情況，惠州局申請停電進行復測，分別對#1主變A、B、C三相高壓套管及 B相中壓套管進行高壓介損檢測。試驗電壓從10kV開始逐步升高，每隔10kV測量一個值，直至120kV，試驗頻率在44.2~44.5Hz范圍內?，F(xiàn)場測試環(huán)境：主變停運后4小時開始進行介損測試，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結果如圖1所示。

圖1 #1主變A、B、C三相高壓套管介損與試驗電壓關系

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

2.2 返廠檢查及試驗

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

1）外觀檢查及密封性試驗

檢查套管外觀，確認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

電氣試驗開始前，抽取套管的油樣進行分析，測試油樣的一般特性及油中溶解氣體的濃度。結果顯示油中 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

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。介損及電壓曲線見表1。

表1 套管介損隨試驗電壓變化情況

4）熱穩(wěn)定試驗

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

由表1可見其介損及電容量與電壓無明顯關系。由于該套管運行時間較長，為避免其在出廠試驗電壓下發(fā)生損壞，經討論將試驗電壓升至的試驗電壓，同時每隔30min測量套管的介損及電容量。其結果如圖2所示。

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

圖2 套管熱穩(wěn)定試驗介損與時間的關系

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%后停止該項試驗。在撤出熱穩(wěn)定試驗加熱裝置后，由于熱慣性套管介損持續(xù)增長，最大至0.730%，撤去熱穩(wěn)定試驗加熱裝置及試驗電壓，使套管處于自然冷卻狀態(tài)，在此條件下仍每隔2h檢測一次套管介損變化情況，并測量介損在試驗電壓上升及下降過程中介損變化特性。由檢測結果可見，套管在自然冷卻的12h內，介損一直處于較高水平（＞0.5%），且介損在試驗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電壓變化特性

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

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

5）解體后的絕緣油糠醛含量試驗

為了解套管經長期運行后絕緣老化情況，排除因為絕緣老化導致介損異常，對其進行絕緣油糠醛含量檢測，結果為0.011mg/L，油中糠醛含量合格（運行15～20年變壓器油中糠醛含量標準≤0.75mg/L）。

3 解體檢查分析

金屬導桿上端金具無生銹、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。

為測試該套管絕緣紙的含水量，在套管的上、中、下部及套管的內、中、外層共9個取樣點，檢測結果見表2。

表2 套管絕緣紙含水量檢測結果

結果表明套管下部外層含水量最高，7號樣含水2.12%，其次是套管中部外層，4號樣含水1.55%，再次是套管下部的中層，8號樣含水 1.37%。上述取樣點含水量超過《電力設備預防性試驗規(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：國外500kV產品油紙絕緣紙中含水率標準，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，在套管運行溫度較高時，油紙絕緣的電導損耗快速增大并占據(jù)總介質損耗的主要部分，導致套管整體介損升高，對變壓器高壓套管現(xiàn)場測試結論如下：

1）套管介損檢測應在條件允許情況下，在變壓器停運后立即進行。此時套管內部溫度最接近實際運行溫度，介損也相應接近實際運行值，在此條件下發(fā)現(xiàn)缺陷的概率最高。當套管內部溫度降低時，介損測量結果可能隨之下降，掩蓋了存在缺陷的事實。

2）對 500kV套管應增加高壓介損檢測試驗，同時應測量試驗電壓上升及下降階段介損隨電壓變化關系。

3）套管返廠試驗前后絕緣油微水含量檢測結果差異性表明，油紙絕緣設備中絕緣油含水量測試應在設備溫度較高時進行，此時設備溫度接近運行水平，油中含水量也與運行時相當。隨著設備冷卻時間增大，其油中水分將逐漸被絕緣紙吸收，影響檢測結果的正確性。

4）本次缺陷處理表明，套管熱穩(wěn)定試驗能模擬運行工況，可有效發(fā)現(xiàn)套管電容芯干燥不徹底的缺陷，建議對新招標的變壓器套管開展熱穩(wěn)定抽檢檢驗，杜絕設備帶病入網。

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