浅析变压器套管介损及电容量测量策略

浅析变压器套管介损及电容量测量策略

彭德胜

（广西桂能科技发展有限公司广西南宁530007）

摘要：变压器套管是变压器重要的绝缘装置，保证其绝缘性试安全的关键，但是由于各种原因，变压器套管存在介损等现象，因此及时有效地测量套管介损的电容量是保证用电安全的重要举措。本文结合多年的工作实践，首先就变压器套管基本原理等进行详细的阐述，以此提出变压器套管介损及电容测量超标的因素，并且提出相应的具体实验方法，以此客观总结出变压器套管介损测量的因素，以此采取科学的举措正确处理电力故障。

关键词：变压器；套管介损；电容

引言

变压器套管是变压器箱外的主要绝缘装置，其作用非常大，其不仅是保证变压器绕组引出线之间绝缘的重要装置，而且也是固定引出线的设备。但是在实践中由于变压器套管存在介损等问题，进而影响到安全，因此及时有效地测量变压器套管介损电容问题成为电力安全的重要举措。本文结合多年的工作实践，立足于变压器套管安全的视角，阐述防范套管介损及电容测量的具体实践方法。

一、变压器套管介质损耗测量的基本原理

110kV及以上套管的绝缘结构一般采用电容型，即在导电杆上包上许多绝缘层，绝缘层之间包有铝箔，以组成一串同心圆柱形电容器，通过电容分压的原理均匀电场。最外层铝箔通过小套管引出，也就是套管的末屏。套管末屏的主要作用是用以测量套管介损和电容量接线，正常运行情况下末屏应可靠接地。套管在运行中除要长期承受工作电压、负荷电流外，也要求具备承受短时故障过电压、大电流的能力，因此要求套管绝缘性能要好，需有一定的绝缘裕度。

测量套管的介损和电容量是判断套管绝缘状况的一个重要手段。变压器套管相当于一个小电容，套管顶部引线为电容的首端，末屏为电容的尾端，测试时，为保证测试数据精确，结合变压器结构特点，介损测试应采用正接法接线。依据套管结构和安装特点，套管介损常用的测量方法为西林电桥正接法，正接法能排除外界干扰，抗干扰能力较强，测量时应将变压器A、B、C、O相套管短接加压，避免相间杂散电容影响测试结果，非测量侧应短接接地。

二、变压器套管介损测试值超标的因素

结合多年的工作实践，变压器套管介损测试超标的因素主要包括以下两个方面：

（一）外部因素引起的测量结果不合格

在对试验结果是否合格的判断中，首先要排除人为原因造成的试验结果不准确，然后才可进一步对变压器进行测试，并根据测量结果进行判断。常见的外部因素造成的测试结果不准确有以下几个方面：

1.测量仪器选择不正确，仪器本身精度不够，抗干扰能力不足。运行中套管介损测试一般要在变电站内进行，站内设备在运行状态，经常会有来自其他运行设备的工频干扰，因此，介损测试时应采用类工频电源，排除工频干扰信号。目前市场上的相关测试设备大多能做到这一点。

2.接地不良引起。首先是仪器接地不良问题，在进行介损测试时，仪器接地不良常会产生较大误差。因此，在测试过程中应将介损仪可靠接地;如附近接地引下线表面有油漆等，应用锉刀将表面油漆清除后再接地，保证接地良好;另测试结果有异常时，也可在仪器上多接一个接地点，排除地网引下线接地不良干扰。其次，在套管介损测量时，要保证被测绕组两端短接，而非测量绕组则必须进行短路接地。这种接地方式可防止因绕组电感与电容串联后引起的电压与电流相角差改变，减小试验造成的误差。

3.套管表面脏污、潮湿引起。现场经验表明，套管表面脏污、潮湿会导致介损明显偏大，甚至超出管理值，影响试验人员的判断。一般情况下进行清洁后介损值会明显下降。

（二）套管本身存在问题造成的测量结果不合格

1.套管绝缘渗水、受潮。电容型套管电容芯子是由多层电容串联而成，最外层即套管末屏，通常情况下，末屏运行中应可靠接地，并防止受潮。若套管密封性不好就很容易引起渗水、受潮、水分侵蚀电容芯子将破坏原有的绝缘性能，造成变压器介损超标，久而久之恶性循环，就会导致套管绝缘性能越来越低，甚至逐层击穿电容屏。

2.套管末屏接地不良。由套管的结构可知，末屏是套管绝缘最薄弱的地方，也是最容易损坏的地方，依据南方电网公司最新版的《110~500kV交流电力变压器技术规范》要求，套管末屏与电压抽头(若有)需接地可靠牢固，并方便试验。统计表明，末屏接地不良是造成事故的主要原因，一般是接地不良产生悬浮电位造成末屏端部靠近接地法兰处出现较高电压，形成放电，随着时间推移，放电逐步发展导致绝缘越来越差，甚至使整个绝缘结构损坏。

3.套管一次导电杆接触不良。针对这种缺陷，测试中应重点关注，通常导电杆与套管将军帽之间接触不良，造成接触电阻过大，会导致介损测试时阻性分量过大，从而介损超标。测量中应排除因接触不良引起的介损过大影响。

三、套管介损及电容量测量实验

（一）试验数据

为了更好的对变压器套管介损及电容测量数据进行分析，本文以笔者参与的某变压器套管介损检测项目为例，现将实验数据总结如下：

1.初次测量试验数据见表1。（温度：24.1℃；湿度：69%）

表1套管介损及电容量

判断依据：20℃时220~500kV油纸电容型套管的tanδ（%）值不应大于0.8。电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别±5%范围。

2.高压侧B相用热风机（两台），热吹枪（两把）从套管外部吹约1小时后测量得数据见表2。（温度：25.3℃；湿度：72%）

3.4月17日下午15时复测数据见表3。（温度：28℃；湿度：81%）

表2B相处理后数据

表3复测数据

四、试验结论

1.初次测量高压侧三相套管介损均大于规定值0.8%，分别为：A:2.236%，B:2.281%，C:2.478%（测量时湿度为69%）。由于受停电时间限制，只处理B相作为三相的参考，高压侧B相用热风机（两台），热吹枪（两把）从套管外部吹约1小时，经过处理后，B相介损为1.196%（测量时湿度为72%），有明显下降；第二天复测后三相套管介损分别为：A:2.847%，B:2.260%，C:3.138%（测量时湿度为81%）；介损值相较于初次测量值有所增大，根据数据分析高压侧三相套管介损不合格可能是#03启备变所处环境（沿海地区，盐度，风化程度）以及湿度密切相关。建议电厂对#03启备变高压侧套管在湿度较好时进行复测，并加强红外监测以及缩短试验周期，如数据有继续偏大，应及时联系厂家处理。

2.其他试验数据未发现异常，符合规程Q/CSG1206007-2017《电力设备检修试验规程》中的规定值，试验结果合格。

参考文献

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