500kV变压器环氧树脂套管介损异常分析及处理.doc

1、1500kV 变压器环氧树脂套管介损异常分析及处理摘要 ：对岩滩发电公司 500kV 3 号主变压器环氧树脂干式高压套管预防性试验中出现的介损异常增大虚高的情况进行介绍，对该类型套管介损增大的原因进行了分析与判断，介绍了相关的现场加压试验处理办法与预防措施，可供类似情况参考。 Abstract: abnormal increase of the dielectric loss 500kV 3 , Yantan Power Company main transformer epoxy dry high-pressure casing preventive tests unrealisticall

2、y high introduction reasons the the type casing dielectric loss increases 关键词 ：环氧树脂套管、介损异常、假象、分析、方法 Keywords : epoxy resin casing , the abnormal dielectric loss , illusion , analysis , methods 中图分类号：TM411 文献标识码： A 文章编号： 引言 大唐岩滩水力发电有限责任公司#3 主变为西电西变厂 1992 年生产的产品，型号为 SFP-360000/500，变压器高压侧出线套管原设计为法国传奇公司

3、的油纸式电容型套管，由于存在内部缺陷，于 2007 年全部更换为抚顺公司生产的环氧树脂浸纸电容型油/SF6 套管，型号为 ETG-550/1250。 背景 2#3 主变于 2012 年 03 月 15 日停电进行年度检修，试验人员对#3 主变压器进行常规检修预防性试验，依照次序先后进行变压器直流电阻泄漏电流测试、绝缘电阻测试-高低压套管介质损耗测试，发现 A 相高压侧套管介损值测量结果为 1.388%，超过标准 0.8%的要求，与上次及历史的数据对比均有很大的差距，相邻的 B、C 相同类型高压套管的测量结果与出厂及历史值未发生大变换，在正常范围内。 高压套管介损增大异常分析 试验数据分析 历史

4、数据对比见表 1 表 1#3 主变 A 相高压套管历史数据对比 介损变化趋势图 套管电容量数据对比：从表 1 与图 1 数据上看出，高压套管的电容量为 435.3pF 与出厂值 424pF 未发生大变化，出厂值与最后一次的误差为+2.7%，与历年的最大误差量（414PF）为+5.1%，均未发生突变。DL/T 5961996电力设备预防性试验规程规定套管的电容值标准正偏不大于+10%，负偏不大于 5%，说明套管内部的绝缘结构应未发生实质性击穿突变。 套管介损量异常增高超过国家要求的范围：套管在 2008 年安装后测3试介损值在为 0.434%，与出厂值误差为-3.16%，在 2012 年 03

5、月 15 日测试的结果为 1.388%，大大的超过了 DL/T 5961996电力设备预防性试验规程规定的 0.8%的标准值，且与出厂值误差为 145%，初步判断该变压器套管可能存在内部受潮或其它绝缘性缺陷。 原因分析 套管末屏受潮分析。 现场打开套管的末屏装置发现内部有油溢出（出厂试验时的残存油） ，经过清洁、烘干处理后进行套管介损仍然为 1.289%，电容值未发生变化。测量套管末屏测试绝缘电阻大于 1000,测量末屏介质损耗 A 相为 0.953%，均小于正常的 B、C 相，初步排除末屏受潮故障引起套管介损发生变化的原因。 变压器剩磁干扰分析。 现场使用变压器直流电阻仪对变压器低压侧进行注

6、流消磁后，对套管重新进行测量，测量结果为 1.169%，电容值基本没有变化，说明变压器剩磁不是引起套管介损变化的原因。 套管受到内部操作过电压影响分析。 #3 主变 A 相高压套官为环氧树脂干式套管即电容式套管，其结构特点：靠电容芯子来改善电场分布。电容芯子是在导杆上包以多层绝缘纸而构成，而在层间按设计要求的位置上夹有铝箔，组成了一串同轴圆柱形电容器。在电场分布上，电容式套管比充油套管均匀得多，而且相邻的两铝箔（电容极板）间的绝缘层很薄，介电强度也可提高，发电机停机检修时，变压器还处于空载运行状态，变压器是由线路开关进行空载4切除退出，可能套管内部电介质发生趋向极化，套管内部电场分布发生改变。

7、在进行 10KV 下的介损值测量时，由于施加电压未能恢复其电场的均匀分布（去极化） ，其电介质介电常数变小，导致介质损耗增大。 现场处理方法及验证。 根据介损异常原因分析，我们需要在#3 主变一次侧上施加一个工频高电压保持稳定时间后在缓慢的降低至 0，以恢复高压套管内部电厂的均匀分布。原则上在高压套管接线端子上进行加压是最理想的，但由于变压器高压侧与 GIS 部分相连，打开高压套管一次侧气室的工作量比较繁琐且时间较久，所以考虑在变压器的中线点端施加电压。 变压器的中性点施加工频电压，电压值不能超过变压器中性点的绝缘水平，考虑变压器的中性点绝缘水平 AC=110Kv,变压器运行年限已有18 年的

8、情况，最终在中性点施加最高电压为 110*0.8=88kV ，加压降压后测试的结果见表 2。 表 2#3 主变加压降压后 A 相高压套管试验数据 从试验结果表明，变压器高压套管的介损值随着施加工频高电压的升高而减小直至稳定，已经接近出厂值，电容值未发生变化，与出厂值接近。 环氧树脂干式套管介损异常分析处理结论。 通过上述的现场试验分析，造成此次#3 主变 A 相高压套管介损超标异常的主要原因为变压器空载退出时非周期分量存在的暂态过程中发生5极化时，在介质表面出现束缚电荷，相应在导电杆及锡箔上吸附一部分电荷，使导电杆和锡箔上的电荷增多，当进行 10KV 下的介损测试时，由于这些杂散电荷的引起的有

9、功损耗变大，从而影响导致介损值变化超标。预防措施 对于介损值波动较大的环氧树脂干式套管，在分析上要多种方法进行，结合历史值与同类处理经验进行检查检测，重点注意在介损变化的同时是否伴随着电容量的变化。 发生环氧树脂干式套管介损异常时，尽量消除其它杂散损耗的影响，注意试验接线方式，消除变压器剩磁影响。 在环氧树脂干式套管介损量异常，电容量不变的情况下可利用提高一次侧电压缓慢降 0 的方法来改善恢复套管内部电场的均匀分布和消除内部的剩余杂散漏电流，再进行环氧树脂干式套管的介损量复测，判断套管是否受潮。 变压器投运后复核套管在高电压下的介损是否与出厂值与历史值有较大变化，即在发电机带主变零起升压至额定电压后，进行套管介损与电容量测试复核，如与历史差值较大时应进行更换。 有条件的单位，可加装套管介损在线监测装置，测量与记录高电压下的介损值，结合检修实测数据对比，预测套管的运行状况。 参考文献 DL/T 5961996电力设备预防性试验规程. 6高电压技术 周泽存出版社:中国电力出版社 作者简介：班卫东，性别男，1976 年 09 月，职务电气一次专管。主要从事电气一次设备的检修试验。