高壓介損試驗方法在套管異常處理中的應用

石秉恒，楊 哲，王德敏

（國網北京電力公司檢修分公司，北京 豐臺 100071）

1 套管試驗超標情況

1.1 試驗情況

2017年9月，某站進行3#主變間隔綜合檢修試驗工作，在試驗中，3#主變220 kV A相套管介損超過了規程要求，測量值如表1所列。

表1 3#變高壓介損值的初次測量數據

220 kV A相套管的介損值增加明顯、A、B、C三相介損值差異過大且超出了規程規定的0.7%的注意值，不滿足運行要求。

1.2 設備情況

該站3#變壓器型號為SFSZ-250000/220，容量250 MVA，冷卻方式為油浸風冷，生產日期為2007年6月。

變壓器220 kV 側套管型號為RTKK245-1050/800，出廠代號200652616，電壓等級245 kV，額定電流為800 A。套管的結構圖及相應尺寸如圖1所示。

圖1 RTKK245-1050/800型套管結構圖及相應尺寸

變壓器高壓側三支套管的出廠試驗報告和電容量、介損值數據如表2所示。

表2 3#變高壓介損值的出廠數據

2 現場檢查處理情況

2.1 常規處理手段

根據電纜倉干式套管安裝結構分析，套管末屏是經過引出線連接至電纜倉接地裝置（如圖2 所示），其任一連接環節受潮或臟污均可導致其介損超標，為確認是否為套管本身介損異常，現場拆除電纜倉末屏接地裝置測量套管介損，介損值仍然超標，排除了電纜倉末屏接地裝置受潮等因素，同時，使用內窺鏡對套管末屏根部及連接線進行檢查，其根部接線是通過套管末屏焊接引線澆筑后直接引出，表面清潔，未發現臟污或放電現象（如圖3～6 所示）。將A 相電纜倉油全部撤出后，分別使用無紡布、丙酮擦拭套管表面及末屏根部，介損值測量結果為1.226%，介損值仍超標。

圖2 高壓側電纜倉結構圖

圖3 電纜倉內部接線無放電痕跡

對A 相電纜倉內變壓器油進行熱油循環處理，將電纜倉油逐漸加熱至70 ℃進行熱油循環，測量結果如表3～6所列。

表3 熱油循環過程中的電容量及介損測量數據

圖4 電纜倉內部觀察套管接線清潔、無臟污

圖5 內窺鏡對套管末屏根部及連接線檢查

圖6 電纜倉撤油后對末屏根部進行擦拭

表4 熱油循環結束后2 h的電容量及介損測量數據

表5 電纜倉冷卻過程的電容量及介損測量數據

采取熱油循環的方法后，又對變壓器施加了工頻電壓，第一次施加電壓32 kV 后對介損進行測量，結果為0.554%，第二次施加電壓40 kV，介損值下降為0.385%，0.5 h 后復測，介損值0.382%。

雖然外施工頻電壓的方法暫時使變壓器套管介損值降至規程要求值以內，但在12 h 后的復測中，套管介損值又上升為0.662%，是B、C 兩相介損值的2倍多，相間差異較大。

在上述每次測量介損值的過程中，A 相套管的電容值都沒有出現明顯的變化。

2.2 高壓介損試驗處理

對220 kV 的A 相套管先后進行的清擦、濾油、外施工頻電壓等措施使試驗數據發生變化，特別是通過外施工頻高壓（40 kV）后介損值為0.385%，但在次日增長為0.66%，其電容值沒有明顯變化這一現象給套管的判定帶來困難。經過討論，對變壓器進行了高壓介損試驗，所施加電壓從10 kV 逐步增加到50 kV 以上，期間多次測量套管介損值，加壓測試4 次的試驗測量數據分別如表6～9 所示，試驗中A 相套管介損值隨著施加電壓的升高出現了下降。

表6 A相套管第一次高壓介損電容量接介損值測量數據

表7 A相套管第2次高壓介損電容量接介損值測量數據

表8 A相套管第3次高壓介損電容量接介損值測量數據

表9 A相套管第4次高壓介損電容量接介損值測量數據

高壓介損試驗完成后，變壓器空載運行了24 h，對3#變高壓A相套管進行介損試驗并復測，油溫分別顯示為4和40 ℃，結果如表10、11所示。

表10 3#變介損值空載運行后的測量數據

表11 3#變介損值空載運行后的復測

3 處理結果與總結

經過對問題查找和處理，3#變壓器220 kV的A相套管介損值恢復了正常，符合了規程0.7%的要求，并且三相介損互相差別不大，變壓器投運。

該站高壓A 相套管先后進行的清擦、濾油、外施工頻電壓等措施使試驗數據發生變化，特別是通過外施工頻高壓（40 kV）后介損值為0.385%，但在次日增長為0.66%，該變壓器套管屬于環氧樹脂浸紙套管，其介損異常的原因是由于2 種不同介質的界面極化所致，套管絕緣介質極化又造成阻性電流增大進而導致介損值增大。

這次的故障處理為今后出現此類問題提供了解決問題的思路和方法，試驗的結果顯示，高壓介損能夠揭示和發現變壓器套管介損乃至整體介損的一些規律性問題，在今后的生產、工程等工作中，可以適當的將高壓介損試驗這一手段應用起來，作為常規試驗的有益補充。