一起末屏表面潮气对220 kV主变套管介质损耗测量的影响案例分析

2020-09-28周妺末杨小涛唐林凯欧昌宇

绝缘材料 2020年9期

周妺末，杨小涛，唐林凯，赵纲，欧昌宇

（国家电网绵阳供电公司，四川绵阳 621000）

0 引言

高压套管作为电力变压器固定高低压绕组引线及引线对地绝缘的关键组件，其绝缘性能的优劣直接影响变压器及电网的安全运行状态[1-2]。据我国电力监管委员会关于全国变压器运行事故的分析报告统计[3-7]，2008—2011年因套管故障导致的变压器非计划停运时长占总非计划时长的58.6%；在2008—2009年，套管故障更是成为造成220/500 kV变压器非计划停运的首要原因。可见，套管故障已成为导致变压器事故的主要因素。但高压套管结构复杂，检修难度大，其故障突发率高、偶发性强、影响时间长。因此，对高压套管进行周期性试验以保障其处于良好运行状态，是提高电力变压器及电力系统稳定性及可靠性的有效措施。

高压套管常见故障包括套管接头发热、渗油漏油、末屏接地不良、绝缘受潮等[8]。据德国汉诺威大学统计，因潮气侵入导致的套管故障约占套管故障总数的90%[3,9]。可见，对潮气侵入的研究势在必行。众多绝缘试验中，电容量(C)与介质损耗因数(tanδ)测量是监测高压套管绝缘受潮、劣化、油或浸渍物脏污和其他局部性绝缘缺陷的重要手段[10-12]。但介质损耗测量受环境影响较大，试验温度、试验电压、设备仪器、电磁场等都将影响试验结果，致使tanδ测量值出现不同程度的偏差。但在工程试验中，tanδ测量值出现负值的情况较少，且目前缺少对套管介质损耗测量出现负值的情况与潮气对介质损耗测量结果的影响的系统性分析。

本研究利用一起220 kV主变110 kV侧高压套管的异常试验结果，介绍其tanδ测量结果为负值的具体情况，针对试验时发现的套管末屏表面潮气对C与tanδ测量结果的影响进行深入讨论及分析。

1 油纸电容式高压套管与介质损耗测量情况

1.1 油纸电容式高压套管结构

目前，我国电力企业采用的110 kV套管以油浸纸电容式为主，普及度达93%[13]。油浸纸电容式套管根据电容分压原理卷制，可以改善套管轴向与径向电场分布，其结构简图如图1所示。套管中心导电管和连接套筒之间以高压电缆纸和导电铝箔作为极板的电容芯子（以油浸电缆纸作为屏间介质组成的串联同轴圆柱电容器），作为套管的主绝缘结构[12,14-15]。与中心导电杆直接连接的极板为电容器的零屏，处于最外层的电容屏为末屏。110 kV以上的电容式套管在法兰处装有接地小套管作为末屏引出；小套管材质不一，常见材料主要有陶瓷与环氧树脂[16]。运行时，末屏处于接地状态，检修时则作为试验端子。

图1 油纸电容式套管结构简图Fig.1 Oil-paper capacitive bushing structure diagram

1.2 介质损耗测量及导致介质损耗因数出现负值的主要因素

西林电桥最早应用在介质损耗测量中，是我国电力系统中广泛应用于介质损耗测量的高压交流平衡电桥[17]。使用西林电桥测量套管介质损耗时，有正接与反接两种接线方式，如图2所示。反接法因测量时加入了对地杂散电容，无法对套管本体绝缘进行完整考察，因此在工程中一般不作为试验接线方案。但在正接测试后再进行反接测试，并以此作为同类设备的横向比较仍具有一定的参考性与比较性。

图2 套管介损试验正接与反接法原理图Fig.2 Positive connection and reverse connection schematic of dielectric loss test for bushing

目前，介质损耗测试已向全自动、高精度、良好抗干扰性能等方向发展。数字式全自动抗干扰介质损耗测试仪因采用自动干扰跟踪补偿电路，结合矢量运算法与移相法，运用全数字波形处理技术，能有效降低客观因素对介质损耗测量的干扰，已成为我国电力系统中介质损耗测量的主要手段之一[15]。

2 套管介质损耗试验异常结果情况介绍

2019年6月20日，国网绵阳供电公司检修公司在停电检修过程中发现某变电站3号220 kV主变110 kV侧A、B相套管介质损耗测试结果存在异常，试验结果如表1所示。试验温度为28℃，湿度为72%，皆在规程规定范围内。

表1 3号主变110 kV侧套管介损预防性试验结果Tab.1 Dielectric loss preventive test results of No.3 transformer 110 kV side bushing

由表1可知，本次试验中A、B相套管的tanδ测量结果皆为负值；A、B相套管的电容量与额定电容量分别相差3.351%、2.440%；与上一次试验测试得到的电容量分别相差2.362%、1.462%。根据DL/T 569—2016《电力设备预防性试验》[18]与Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》[19]规定：①套管电容量与出厂值或上一次测量值的初值偏差范围为±5%，若超过此值应查明原因。②介质损耗因数测量值与出厂值对比无明显增大。110 kV套管的介质损耗因数不应超过1%。③若进行末屏介质损耗测量，则其测量值不应超过1.5%。

实际试验结果显示，本次tanδ测量结果为负值，不符合规程要求。电容量变化虽然在规程范围内，但与平时试验结果相比仍有所偏大。为进一步衡量套管绝缘性能优劣，验证正接线方式得到的试验结果，利用反接线方式对3号主变110 kV侧3只套管进行套管末屏介质损耗测试，试验结果如表2所示。

表2 3号主变110 kV侧套管末屏介质损耗预防性试验结果Tab.2 Dielectric loss preventive test results of No.3 transformer 110 kV side bushing end shield

由表2可见，与试验正常相C相相比，A、B相套管的tanδ虽然在规程范围内，但是严重偏大；电容量也存在一定偏差，最大偏差达到0.8%。因此，初步判定A、B相套管可能存在异常。

3 结果及分析

3.1 原因分析及排除

为找出本次套管介质损耗测量出现异常的原因，对相关因素依次进行排查。

（1）基本干扰因素。首先，使用的试验仪器是经校验合格的AI-6000F型自动介损测试仪，其使用变频法进行介质损耗测量，抗电磁干扰能力强；其次，停电变压器周围没有在运设备，且进行主变220 kV套管测量时，测量结果并无异常。因此，电磁场干扰、电桥标准电容器受潮、仪器接地不良等因素可以排除。在套管测试现场，没有杂物、墙壁、梯子等构成空间网络，可以排除T型网络干扰。中压110 kV套管被安装在变压器上，法兰接地良好，因此，法兰与地面接触不良的原因也可排除。试验人员在套管表面清洁前后都进行了介质损耗试验，测量结果没有明显变化，可排除被试品表面脏污原因。可见，致使tanδ测量结果出现负值误差的基本因素均可排除。

（2）变压器剩磁干扰。对变压器三侧分别进行短路接地，并对三侧绕组进行充分注流消磁后，再次进行介质损耗测量，测量结果并无明显变化。因此可以排除变压器剩磁干扰。

（3）套管末屏受潮影响。测量人员将套管末屏盖板取下后，用酒精对套管末屏进行擦拭，随后利用风机吹干其表面。再次进行介质损耗测量，发现套管的tanδ、C与之前并无差别。

（4）套管内部受潮或放电故障影响。对套管本体绝缘油进行采集及油化试验，A、B、C三相套管中油样的气相色谱数据如表3所示。从表3可以看出，试验油样的色谱分析数据并无异常，因此判定套管内部绝缘良好，并无放电或受潮现象。

（5）排除以上常见影响介质损耗测量的客观因素后，测量人员怀疑可能是套管末屏引出小套管表面受空气潮气影响，导致tanδ测量结果异常。因此，对A、B相套管末屏表面进行潮气隔绝的对比试验。首先，关闭B相套管末屏盖板，敞开A相套管末屏盖板。3 h内对两相套管进行多次介质损耗测量，测量期间C和tanδ的变化曲线如图3～4所示。

表3 3号主变110 kV侧套管气相色谱试验结果Tab.3 Gas chromatography test results of No.3 transformer 110 kV side bushing

图3 A相套管C及tanδ随时间变化情况Fig.3 Variation of C and tanδ of A-phase bushing with time

图4 B相套管C及tanδ随时间变化情况Fig.4 Variation of C and tanδ of B-phase bushing with time

由图3可知，随着A相套管末屏暴露在空气中时间的增加，其C和tanδ均明显减小，且减小速度均呈现先快后慢的趋势，在试验1.5 h后减小速率明显减缓。从图4可以看出，随着潮气隔绝时间的增加，B相套管的C和tanδ则呈现出明显增大的趋势。随后，对A相套管进行3 h的潮气隔绝，测量结果如图5所示。从图5可以看出，随着潮气隔绝时间的增加，A相套管的C和tanδ也呈现出增大的趋势。

图5 A相套管隔绝潮气后C及tanδ随时间变化情况Fig.5 Variation of C and tanδ with time after moisture isolation for A-phase bushing

经6 h的潮气隔绝试验，A、B相套管C和tanδ的最终结果如表4所示。

表4 3号主变110 kV侧套管介质损耗预防性试验结果Tab.4 Dielectric loss preventive test results of No.3 transformer 110 kV side bushing

对比表1和表4可知，与潮气隔绝前相比，潮气隔绝后A、B相套管的C和tanδ有所回升。为进一步加强试验结果的对比性，对A、B相套管进行末屏介质损耗测量，结果如表5所示。对比表2和表5可知，潮气隔绝后A、B相套管末屏的C和tanδ也有一定程度的恢复。

无论是套管本体介质损耗测量还是套管末屏介质损耗测量，在潮气隔绝一段时间后，其C和tanδ都会有一定的恢复。说明套管电容量与介质损耗测量对末屏小套管材料表面潮气具有较强的敏感性，而且介质损耗受潮气的影响远大于电容量。

表5 3号主变110 kV侧套管末屏介质损耗预防性试验结果Tab.5 Dielectric loss preventive test results of No.3 transformer 110 kV side bushing end shield

基于以上分析，可知末屏引出小套管材料受空气中潮气影响是引起本次tanδ测试结果异常的主要原因，由此造成套管异常的假象。

3.2 末屏表面潮气对介损试验结果影响的原因讨论

本研究主要从西林电桥受潮气影响产生误差与末屏小套管材料受潮气影响的机理特性两方面，对末屏表面潮气对介损试验结果的影响原因进行分析。

利用西林电桥进行正接线测试时，采用被试品串联模型推导出tanδ测量值及Cx，如式（1）～（2）所示。其中，CX与RX为被试品等效电阻与电容，CN为标准电容，R4为固定电阻，R3为可调电阻，C4为可调电容。

当tanδ随标准电容CN变化时，R3桥臂参数发生变化，而与R3桥臂有关的参数主要是末屏对地阻抗[20]。考虑末屏对地阻抗时西林电桥的等效电路如图6所示。

图6 考虑末屏对地阻抗时的西林电桥等效图Fig.6 Xilin bridge equivalent diagram considering the impedance of end shield to ground

当各电桥平衡时，有ZXZ4=ZNZ3，经推导可得到式（3）。

综上可知，西林电桥的实测介质损耗因数tanδ=ωC4R4；串联模型中套管本体的介质损耗因数tanδ1=ωCxRx；而第三桥臂的介质损耗因数tanδ2=1/ωC0R3。因此，考虑末屏对地阻抗后，西林电桥实测的介质损耗因数如式（4）所示。

由式（4）可见，套管本体介质损耗与末屏对地电容C0有关。正常情况下，因C0≪C4，C0对介质损耗测量的影响可以忽略。但当末屏小套管受潮气影响时，C0增加，表面泄漏电流增大，会对tanδ测量值产生影响，使测量到的介质损耗除套管本体损耗外还存在末屏小套管损耗。此时，表面电导产生分流作用，使流过桥臂的电流由I1变为I2，如图7所示。随着潮气侵入时间的延长，I1′分流作用愈大，使得流过第三桥臂的电流超前于第四桥臂的电流，导致tanδ测量值为负值。而对末屏进行介质损耗测量时，则因表面泄漏电导与被试品并联，从而增大了测量误差。

图7 电流相量图Fig.7 Current phasor diagram

本研究中套管末屏引出小套管的包裹材料为环氧树脂。有研究指出[21-23]，随着湿热老化时间的增加，环氧树脂前期吸湿规律满足Fick吸湿第二定律，即初期吸湿量迅速增加，随后达到第一阶段吸湿平衡。其次，水分子与环氧树脂间的相互作用力随着吸湿量的增加而明显增强，致使其电导损耗与极化损耗剧烈增加。可见水分子对于环氧树脂的介电特性确实具有较大的影响。因此可以推测，本研究案例中随着A相套管暴露在空气中的时间增加，其C和tanδ呈现先快后慢的变化趋势是受其吸湿特性的影响。

为探究环氧树脂材料在水分子影响下的老化特性，刘玉[24]对环氧树脂的吸湿特性进行研究，结果表明，环氧树脂材料存在由浓度差导致的水分子扩散吸湿与环氧亲水基团结合氢键吸湿两种方式。在受潮初期，水分子的影响主要由扩散吸湿造成，而此种吸湿方式对材料造成的影响是可逆的。即环氧树脂基体只发生溶胀和塑化，此时经干燥处理后材料性能可以恢复，但若吸湿过程中产生了裂纹且裂纹进行了生长扩散，材料性能便不可恢复。需要特别说明的是，环氧树脂材料老化特性的研究多基于高湿热条件，但本研究中试验处于正常大气环境，温度与空气湿度均不高，可以认为潮气影响对材料不构成破坏性影响。因此将末屏盖板盖回后，其C和tanδ电容量均出现恢复现象。

此外，为验证环氧树脂材料结构的末屏介质损耗测量确实受客观因素影响明显，在相同温度、湿度环境下，将相同电压等级的瓷制末屏引出结构的主变套管暴露在空气中，进行介质损耗测量，结果如图8所示。