一起主变压器高压套管介质损耗异常及处理

穆 强，喻勇丽，李奇艳

（湖南五凌电力工程有限公司，湖南省长沙市 410000）

0 引言

变压器套管是变压器箱外的主要绝缘装置，主要起固定导线并使高压导线安全穿过接地墙壁，与其他电气设备连接的作用。某水力发电厂1号主变压器为衡阳特变电工2011年生产的产品，型号是SSP-160000/500，变压器高压侧出线套管为沈阳传奇电气有限公司生产的ETG-550/1250环氧树脂浸纸电容式变压器/SF6套管。

1 试验及处理过程

1.1 试验基本情况

1号主变压器于2017年2月12日停电进行年度检修，试验人员2月20日对1号主变压器进行常规检修预防性试验，依次进行了高低压绕组的绝缘电阻、直流耐压和泄漏电流试验，绕组及套管介质损耗试验，其中绝缘电阻、直流耐压与泄漏电流试验均未发现异常。在进行A相高压侧套管介质损耗试验时发现其测得数据为2.06%，超过DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》中对高压电容性套管介质损耗0.8%以内的要求，且与历史数据比较有明显的偏差，而相邻B、C两相的测量结果与历年数据比较未发现较大变化，均在正常范围之内，试验数据见表1。

据表1来看，A相高压套管电容量为313.9pF，与出厂时325pF相比，变化率为-3.5%，与上次检修时315.6pF相比，变化率为-0.5%，均未发生较大突变。符合DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》中，电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值不宜超过±5%的要求。

表1 A相高压套管试验数据Table 1 Test data of phase A bushing

1.2 试验结论初步分析

高压套管电容量测试主要用来检测电容屏间的绝缘性能，若电容量发生漂移，往往会引起运行中的高压套管介电强度、电晕电压和绝缘电阻降低，从而导致电容器发热，损耗增大。根据试验结果A相电容值较往年变化不大，因此可以推断没有电容屏间绝缘不良，包括电容纸芯绝缘未受到损伤和击穿。

套管介质损耗因数值tanδ是变压器绝缘预防性试验的重要项目之一，是判断变压器套管绝缘状态的有效手段。相比绝缘电阻，介质损耗因数测量能更加灵敏的发现变压器整体受潮、油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。例如对某台变压器的套管进行试验，正常的tanδ值为0.6%，而当绝缘受潮后的tanδ值为3.6%，两个数据相差6倍，而测量其绝缘电阻，受潮前后则相差不大。套管介质损耗增大的原因一般有：密封不良，潮气反透，导致套管末屏或端屏绝缘不良；在出厂或安装时，金属导杆留有缺陷导致介损增大；绝缘油老化导致介质损耗增大等情况，同时介质损耗因数测试结果常受表面泄漏和外界条件的影响，因此对数据进行判断分析就要排查这些因素。

1.2.1 套管脏污受潮引起介损值增大

在试验时，先对三相高压套管末屏及末屏引出端分别进行了外观检查，并没有发现有脏污、异物附着和锈迹。由于末屏引出端封盖打开后，末屏暴露在空气中，怀疑引出端受潮，导致介质损耗出现偏差。采取对末屏引出端进行清洁、干燥后复测介质损耗数据为2.071%，未见显著变化，后又测量末屏对地的绝缘电阻超过200GΩ，因此排除了末屏脏污受潮引起介损偏差的原因。

1.2.2 套管内部金属导杆缺陷引起介损增大

由于一部分套管出厂带有一定的先天缺陷，导致后期运行过程中长期受电场、温度、机械振动的作用，会逐渐劣化。怀疑变压器套管内将军帽密封不严，导致金属导电杆有锈迹，相当于串入了一个附加小电阻，在进行介质损耗试验时，随着电压升高，损耗增大，介质损耗值tanδ偏高。故测试其绕组连同套管的直流电阻，数据如表2所示。

表2 绕组连同套管的直流电阻试验数据Table 2 DC resistance test data of winding and bushing

由表2可知，绕组连同套管的直流电阻相间差0.1%，相差不大，符合规程2%以内的要求。因此，也排除了套管内金属导管存在锈迹导致介质损耗值增大的现象。

1.2.3 油质劣化引起介损增大

该套管采用环氧树脂浸纸结构，电容芯子制造时在真空环境下进行干燥处理，并与整体结构在环氧树脂中浸渍、固化，车削成型、涂釉后装配法兰保证其绝缘、气密性等符合要求。在目前，不同于传统油浸纸电容型套管故障时，进行套管油样化验。所以，也排除了油质劣化引起介质损耗偏大的因素。

1.3 处理方案

经查阅相关资料并借鉴了近年来主变压器高压套管异常处理的一些经验，分析为绝缘电阻和套管的介质损耗试验，虽然可以有效地反映高压套管环氧树脂浸纸绝缘系统的电导特性，而变压器在带电投切时，介质受极化现象影响更为复杂，难以通过单一电气特性参数表征。采取由发电机带主变压器零起升压至额定电压后，持续运行30min，再降压后分闸，重新测量异常套管的介损，试验数据如表3所示。

表3 复测A相高压套管试验数据Table 3 Retest data of phase A bushing

由表3可以看到，数据异常的A相高压套管经发电机带主变压器零起升压后，介质损耗有明显减小，恢复正常，达到规程要求之内。同时，采用红外成像无损检测法，对投运后的三相套管进行了横向温度比较，额定电压下三相高压套管的末屏处温度如表4所示。

表4 套管末屏红外成像试验数据Table 4 In feared imaging test data of casing end shield

由表4可知，三相套管温度偏差不大，没有出现故障相过热的状况，故障已经消除。

2 介质损耗超标原因分析

2.1 环氧树脂浸纸套管结构

主变压器500kV环氧树脂浸纸套管是以干态皱纹纸绕制，套管内电容芯绝缘结构，是在导电杆上包上许多绝缘层，

它由0.08～0.12mm的干态皱纹纸和0.01mm或0.007mm厚的铝箔加压交错绕制在导管上，组成一串同心圆柱体电容器，通常称为电容屏，由于导管处在最高电位，电容屏最外屏即末屏是接地的，因此可以使电压沿着套管中心铜导体与接地法兰间的径向和轴向分布均匀。

环氧树脂和纸同属于极性介质，套管的绝缘由多层介质组成，属于不均匀结构介质。

2.2 环氧树脂浸渍纸套管存在极化现象

按照电介质的极化理论，在外电场中，非极性介质由于正负电荷中心不再重合，产生等效电偶极矩，主要是位移极化。而极性介质，诸如蓖麻油、橡胶、酚醛树脂在外电场作用下，原来排列杂乱无序的分子会顺着电场方向定向排列，因此除了上述位移极化，还包括偶极子式极化和转向极化。

由于环氧树脂浸纸主变压器高压套管的绝缘由皱纹纸和树脂灌胶等材料组成，因此对外呈现出不均匀组合电介质的极化形态。而不均匀多层介质的绝缘材料在外电场作用下的极化就包含了电子位移极化、偶极子弛豫极化以及夹层介质界面极化等形式。

其中，电子位移式极化是由原子外围的原子云及外围的电子云产生相对位移形成的极化，表现为瞬间完成，且无能量损耗，各层介质中的电位按介电系数分布。随着时间延长，在介质界面上积聚的一些空间自由电荷，会在这一过程中重新分布。各层绝缘介质的界面上的电压会逐渐变为按照电导系数分布，因此极化形式有偶极子式极化、空间电荷极化，以及夹层介质界面极化。运行中的高压套管长期受电场、温度和机械振动的影响，随着运行时间延长，老化程度加深，就会产生新的物质、杂质等局部缺陷，影响各种绝缘介质的介电强度，改变其电导和极化过程，特别是在介质界面，自由移动电荷长期积聚，形成高压式极化，过程比较漫长，无弹性，且伴有能量损耗。

在交流电场中稳定运行的主变压器，在进行断路器分合闸过程中，或者带电投切空载运行变压器时，多次冲击会使系统产生含非周期分量的暂态过程，而环氧树脂浸渍纸套管中的多层绝缘介质材料便会在这一暂态过程作用下，发生多种极化形式，并产生能量损耗，包括电导损耗和极化引起的损耗两种形式。

2.3 极化导致套管介损异常的原因

当套管绝缘介质材料在分合闸等有非周期分量存在的暂态过程中发生极化时，在多种极化形式共同作用下，介质表面积累了一些束缚电荷，同时，在金属导杆和电容铝箔层上吸住了另外一部分电荷，所以使导杆和铝箔上的自由移动电荷增多。在进行套管介质损耗试验时，试验仪器外加10kV测试电压，依据叠加原理，这部分新增电荷产生有功电流直接累加到电介质的电导电流中，使得电介质极化损耗而产生的有功电流在总的电介质有功电流中占有的比例增大，电介质的总有功电流与无功电流之比也较大，因此介质损耗偏大。

随着测试电压的提高，电介质电导电流成比例增大，而由于高压作用下极化引起损耗形成时间缓慢，其产生的有功电流却没有明显地成比例增大，因此介质极化损耗而产生的有功电流在总的电介质有功电流中占有的比例显著减小，电介质总有功电流与无功电流之比也相应减小，所以介质损耗也降低了。再进行降压后，绝缘介质内部偶极子在失去电场后由原来的有序状态进入无序状态，分散开来，介质进入去极化过程，导杆上附着电荷减少，再进行测试介质损耗，便会恢复正常。

因此通过发电机零起升压至额定电压持续运行一段时间再降压的方法，可以使套管介损恢复正常，极化理论分析认为交流运行电压有极化和去极化的功效，能消除套管介质的极化。

3 结论和建议

（1）根据理论分析和现场实测，不均匀介质的极化是造成套管介质损耗测试结果异常的主要原因。

（2）若在预防性试验中发现环氧树脂浸纸主变压器高压套管的介质损耗异常增大，而电容量未有明显变化，可通过进行提高测试电压的方法，观察随着测试电压的上升、套管介质损耗的变化规律，如果套管介质损耗随着测试电压的上升而下降，则建议采用发电机带主变压器零起升压至额定电压运行一段时间再降压的方法，使介质损耗恢复正常；若此种方法无法使介质损耗降低到规程规定值，或套管介质损耗随着测试电压的上升而增大，则应查明原因，消除缺陷确保变压器的安全运行。

（3）对介质损耗异常的套管还应该注意其电容量的变化，若经过几年的运行，电容量与出厂值相比有一定的增加，则应引起重视。

（4）按照DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》，从宏观无损角度出发，在运行状态下，特别是负荷较大的运行状态，对套管开展带电红外测温工作，可以简洁有效地发现套管介质损耗异常的状况。

（5）可在主变压器高压侧套管加装一套介质损耗在线监测装置，对主变压器高压套管介质损耗数据进行实时在线监测，分析高压套管绝缘状况，同时防止主变压器高压套管在运行时突生异常的情况。