1 000 MW核电机组主变高压套管介损与环境温度关系试验研究

贾辉，曹浩，刘希志，李伟超，陈伟，高建强

(1.辽宁红沿河核电有限公司，辽宁 大连 116000；2.华北电力大学 动力工程系，河北 保定 071003)

0 引言

高压套管是变压器的重要组成部分，其主要功能是通过高压引线从变压器箱中抽出高、中、低压绕组，固定引线并与外壳保持良好的绝缘。根据套管的绝缘结构，可分为纯瓷套管、充油套管和电容式套管，其中电容式高压套管广泛应用[1]。

套管介质损耗(以下简称介损)大小会受环境温度、湿度和绝缘表面污秽程度的影响，探究环境温度对套管介损的影响有利于加强对套管的保护。在近些年的研究中，律方成分析了环境温度和湿度对电容型设备绝缘状况的影响，并计算了主要环境因素对tanδ影响的关联度[2]；李峰建立了环境温度、湿度、降雨等对变压器套管介损的影响模型，通过建模分析提出了相应的预警策略[3]。刘欢分析了湖北凤凰山变电站油纸电容型套管的历年试验数据，探究了套管介损与环境温度的关系[4]。王永强完成了人工气候室内变压器套管介损的在线测量试验，以此为基础分析了环境因素对电容型设备介损的影响情况[5]。

与常规发电机组相比，核电机组对设备的安全性要求更高，而我国北方地区全年气温变化幅度较大，该区域的核电机组主变压器面对极端环境温度，其高压套管的介损值可能偏差较大，给套管运行状况的分析、判断带来诸多难题。本文以沈阳某核电厂型号为EKTG 1800-550/2000 E10的高压套管为例，探究环境温度对套管介损的影响。

1 试验系统设计

1.1 介损测量

介损是绝缘材料在电场下，由于自身的介质电导和介质极化而导致的能量损耗。其表达式如下：

(1)

(2)

式中：CP，RP为并联等效电容和电阻；CS，RS为串联等效电容电阻[6]。

当外界条件一定时，介损P正比于介损角正切值tanδ，所以在一定试验条件下，可以用tanδ值来代替介损P。

tanδ可由介损仪进行测量。介损仪的内部分为标准侧和被试侧，分别通过标准电容器和被试品的电容信号，通过测量两侧的信号，确定两侧信号的幅值和相位关系，进而得出试品的电容量和介质损失角正切值tanδ[7]。

套管温度是影响套管介损大小的一个重要因素，温度变化会导致介质电阻率ρ发生变化，从而导致等效电阻的变化[8]。当套管正常运行时，套管温度大小主要受两方面影响，一是套管自身内部介损而产生的热量，二是套管与外界环境的换热。当套管处于理想的试验环境下，不考虑套管自身产生的热量及其他因素的影响，可以认定介损P仅随环境温度t变化：

P=f(ρ)=f(t)。

(3)

1.2 试验系统

本试验在温度可调控的试验环境中进行，试验系统如图1所示。

图1 试验示意

制冷设备和制热设备负责调节实验室内的温度，2个数字温度计放于实验室的两侧对温度进行检测，温度偏差不能超过0.5 ℃。为了尽量保证实验室温度分布均匀，冷热风进口各设有2个，分别位于实验室上方和下方。为防止套管与地面直接接触而造成热量的传递，套管要置于实验室支架上，以减少导热对套管温度的影响。

本次试验中试验仪器与被试品在同一环境下进行测试，为防止温度过低对介损仪的影响，低温环境下，介损仪每次启动测试前先预热30 min。

除湿机负责调节实验室湿度，确保湿度在68%～70%范围内。

介损仪和套管在实验室内按正接法进行连接，套管tanδ为套管主电容上的介损测量值。在测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连的所有绕组端连在一起加压，其余绕组端均接地，末屏接电桥，正接线测量[9]。

1.3 环境温度变化分析

图1中的套管与试验环境主要的换热方式为对流换热和辐射换热。为使套管内部温度一致，在改变试验环境温度后，应当保持足够的时间τ，使系统换热达到稳定，再进行数据测量和记录。

根据能量守恒定律，套管自身温度变化模型如下：

(4)

式中：m1，m2分别为套管和套管油的质量；c1，c2为套管和套管油比热容；Q1，Q2为套管表面与环境的对流换热量和辐射换热量。

根据式(4)，可以估算环境温度变化1 ℃，套管达到热平衡所需的时间。当环境温度由-20 ℃升高到-19 ℃时，根据表1数据可得τ≥1.46 h。

表1 估算τ所需的数据参数

但该计算方法存在很大误差，式(4)为简化的集总参数模型，没有考虑套管各种内部导热过程，也没有考虑制冷制热设备与实验室环境达到热平衡所需时间。因此，当环境温度变化1 ℃时，整个试验系统达到热平衡所需要的时间比按式(4)估算的时间还要长。

综合分析上述因素，本试验过程中，在环境温度变化后，需要连续维持16 h后再进行相关参数测量，确保系统有足够的时间达到换热稳定[10-13]。

2 试验结果及分析

2.1 试验过程

在常温条件下测出高压套管的介损值和电容量，并记录数据。

将试验环境温度设定到-20 ℃并维持16 h，确保套管内部与外部界环境充分换热达到稳态，再进行测量。

将试验环境温度每升高1 ℃都维持16 h后，再测量、记录数据。

2.2 试验结果及分析

本试验环境温度的变化范围是-20～50 ℃。试验结果如图2、图3所示。

图2 介损随温度变化曲线

图3 电容量随温度变化曲线

从上述结果中可以看出，随环境温度升高介损值不断下降。温度区间在-20～0 ℃时，温度升高介损值下降速度较快，温度每升高1 ℃，介损约下降0.020百分点；0～30 ℃时，介损下降速度有所减小，温度每升高1 ℃，介损下降约0.007百分点；温度高于30 ℃时，介损大小趋于稳定。

根据试验结果，需要特别注意的是：当环境温度低于-18 ℃时，根据《中国南方电网公司预防性试验规程》的要求，介损值已超过允许标准0.7%，此时要加强对套管的监测，防止因介损偏大而出现安全问题[14]。

高压套管电容量一直随温度升高呈线性趋势增大，温度每升高1 ℃，电容量约增长0.141 pF。

3 结论

某核电站电容式高压套管介损随环境温度变化的试验，可以得出以下结论：

(1)随温度升高该套管电容不断上升，介损不断下降，在-20～0 ℃范围内，介损下降速度较快，0～30 ℃范围内下降速度有所减缓，环境温度高于30 ℃后介损大小趋于稳定。

(2)要加强极端环境温度下对高压套管的保护，尤其是冬季，此时套管介损偏高，电容偏差较大。