500 kV厂变感应耐压带局放试验闪络放电分析

黄胜茂，吴新柱

(台山核电合营有限公司，广东 台山 529200)

1 厂用变压器试验闪络情况

某核电厂厂用变压器为SFPFZ-130000/500型三相共体式变压器。2014年2月，在该厂其2号厂用变压器进行绕组连同套管长时感应耐压带局部放电试验时，出现如下情况：

2 故障查找及原因分析

初步分析认为，A，B相套管外SF6气室存在杂质，随后回收SF6并对SF6气室进行拆卸观察。

2.1 故障查找

全封闭组合电器(GIS)气室是全部采用SF6气体作为绝缘介质，并将所有的高压电器元件密封在接地金属筒中的一种金属封闭开关设备。它是由断路器、母线、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器及套管组合而成的高压配电装置。此次试验的变压器采用油－气(SF6)高压套管，套管顶部与外部GIS设备采用直连方式对接，试验前将套管与GIS连接直连段拆除，在高压套管顶部气室内安装试验用的临时柱状均压罩，并对气室充入合格SF6气体，气体压力及微水均合格。

吊开GIS气室，对被试变压器的高压套管表面和GIS气室内壁进行外观检查，套管表面未见明显放电灼黑痕迹，但在GIS气室内壁发现放电灼黑点状痕迹。

经测量发现，GIS气室内壁放电点与均压罩表面的距离相等，因此初步判断是试验均压罩对GIS内壁发生了放电。

2.2 放电原因分析

以下分析柱状均压罩对气室内壁绝缘距离情况。要分析油气套管顶部GIS气室内壁放电原因，只需要复核均压罩对气室内壁的绝缘距离是否大于SF6击穿强度即可。

查询厂家资料，可以得知柱状均压罩的半径r1=9.5 cm，高度为h1=7 cm，GIS气室的半径为R2=15 cm，SF6的绝缘强度为75 kV/cm，试验电压取U1=539.84 kV；该气室的绝缘距离记为L(单位：cm)，则有：L=U1/75(kV/cm)=7.19 cm，即均压罩到气室内壁的距离大于7.19 cm，即可满足绝缘要求，不会发生闪络放电现象。

对 于 柱 状 均 压 罩：R2-r1=15-9.5=5.5 cm＜7.19 cm，即试验电压下均压罩对气室内壁的绝缘距离不满足试验要求。而且该均压罩由于制造工艺的偏差，均压罩表面不可能完全光滑，导致其表面的电场强度分布不均匀，从而更易造成对GIS内壁的放电。

综上所述，现场的试验均压罩选型不当。

3 均压罩优化

根据以上述判断，要求变压器厂家提供一个绝缘距离符合试验要求的均压罩。厂家提供的优化均压罩为球冠状均压罩。球冠底面半径r2=6.5 cm，球 冠 高 度h2=9 cm，球 半 径R1=17.5 cm。R2-r2=15-6.5=8.5 cm＞7.19 cm，均压罩的绝缘距离满足试验要求。

4 优化均压罩试验结果

通过更换为球冠状均压罩，再次试验。试验前，对GIS气室和试验装置进行充分清洁，同时对变压器本体进行绝缘电阻试验，测量介质损耗和电容量，并将试验数据与局部放电前的数据作对比，结果表明第一次局部放电试验后变压器的绝缘特性并未受到影响。

同时对高压套管顶部气室内SF6气体进行测试，试验数据如表1所示。

表1 第二次局部放电试验前SF6气体试验数据

由上述试验可以确认，采用球冠状均压罩后，变压器的绝缘和SF6气体的微水、压力均满足感应耐压带局放试验要求。2014-04-11，对2号厂用变压器进行第二次绕组连同套管长时感应耐压带局部放电试验，在的电压下，未发现明显放电声音；在的电压下持续60 min时，高压绕组局部放电量如表2所示，A，B，C三相的局部放电试验数据合格，满足交接试验协议要求。

表2 变压器局部放电试验数据

采用相同的试验装置和试验接线，在1号厂用变压器上进行绕组连同套管长时感应耐压带局部放电试验，试验顺利通过，表明现场改用球冠状均压罩的试验装置是正确可行的。

5 结论

工作的顺利完成；同时，为某核电厂500 kV倒送电创造了条件。

(1) 原试验装置在发生闪络后，分析方向不明确，无有效手段处理，处理周期长，且反复试验存在损坏设备的风险，另外多次请专业机构试验需要较高费用；采用优化后的新试验均压装置一次试验成功，节约大量工期(约20多天)，因此也节约了成本。

(2) 优化后的试验装置已经在某核电厂项目1，2号机组输变电系统(GEV)共计12台500 kV变压器上成功应用，试验中未发生一起闪络现象，局部放电试验均一次顺利完成，加快了安装进度；变压器的局部放电量均控制在100 pC以内。

(3) 该试验装置简单实用，质量工艺易于控制，安全系数高，保证了500 kV变压器局部放电试验