变压器高压套管介损异常数据分析_程国飞.pdf

自 动化应用 自动化应用0 引言变压器高压套管是变压器的重要组成部分 ，它的作用是将高压引线从箱体中引出 ， 并起到绝缘作用 由于高压套管在运行中的工作条件是严厉的 ，所以常常因逐渐劣化或损坏 ，导致电网事故 ，而测量变压器高压套管电容量和介质损耗因数是提取设备状态量的重要例行试验项目 ， 根据套管的介质损耗正切值tanδ 和电容量的变化可以比较灵敏地反映出套管绝缘劣化 、受潮 、电容层短路 、漏油和其他局部缺陷 生产运行中 ，由于变压器高压套管的异常缺陷 、高压套管的结构原因 ，以及现场测试中受到的外界电磁场干扰 、空间干扰和引线分布电容 、绕组杂散电容等因素 ，导致介质损耗正切值 tanδ 和电容量有多种变化关系 ，会造成测量上的偏差及分析上的误判断 为此 ，结合几例变压器高压套管现场介质损耗值与电容量实测值的变化关系 ，分析引起数据异常的原因 ，并提出有效的解决及防止措施 ，确保变压器在电力系统中安全可靠的运行 1 变压器套管主屏介质损耗正切值 tanδ 增大1.1 tanδ 增大 ，电容量 CX增大某供电局 110kV 主变 A 相油纸电容型套管 ，型号BRL2W-110/600，额定电容量为 280pF，例行试验数据如表 1 所示 。

表 1 主变压器 110kV A 相套管介损测试结果依据 Q/GDW《输变电设备状态检修试验规程 》：110/66kV 及以上高压套管主绝缘电阻不应低于 10000 MΩ，末屏对地绝缘电阻不应低于 1000 MΩ，油纸电容型套管介损 tanδ 不大于 0.7%，电容量初值差不超过 ±5%从表 1可以看出 ，本次例行试验各项测试值虽然均未超出规程规定 ，但与交接数据相比 ，变化已经非常明显 综合分析 ：结合高压套管油样分析 ，得出引起数据增大的主要原因是套管密封不良 ，受潮 处理方式 ：经过现场解体 ，对套管电容芯进行烘干 ，处理套管引线接头处密封问题 ，并恢复套管各拆解部分 ，重新安装至主变 ，并进行测量 ，数据如表 2 所示 表 2 主变压器 110kVA 相套管处理后测试结果变压器高压套管介损异常数据分析程国飞（宁夏固原供电局 ，宁夏 固原 756000 ）摘 要 ：根据对变压器高压电容型套管介质损耗值与电容量测试值的多种变化关系 ，分析引起测试数据异常的原因 ，建立相关模型 ，并对预防及处理这类异常情况提出建议 关键词 ：变压器套管 ；介质损耗 ；数据异常 ；原因分析Abnormal Data Analysis of Dielectric Loss of Transformer High Voltage CasingCHENG Guo-fei(Ningxia Guyuan Power Supply Bureau, Guyuan 756000, China)Abstract：According to the different kinds of relations between dielectric loss of high voltage capacitor casing and capaci-tor test value, the causes of test data abnormal is are analyzed. The related mode is built and the advices are given.Keywords：transformer casting ；dielectric loss ；data abnormal ；cause analysis作者简介 ： 程国飞 （1975- ），从事变电设备试验 、安装 、维护管理等工作 。

收稿日期 ：2012-04-08交接测试值 本次测试值一次对末屏绝缘电阻 /MΩ 40000 14000末屏对地绝缘电阻 /MΩ 10000 3000介损 tanδ/% 0.15 0.63实测电容量 CX/pF 286 292额定电容量 CX/pF 280电容量误差 /% 2.14 4.29电容初值差 /% 2.1交接测试值 处理后测试值一次对末屏绝缘电阻 /MΩ 40000 30000末屏对地绝缘电阻 /MΩ 10000 10000介损 tanδ/% 0.15 0.14实测电容量 CX/pF 286 281额定电容量 CX/pF 280电容量误差 /% 2.14 0.36电容初值差 /% -1.8智能电网802012自动化应用 8 期1.2 tanδ 增大 ，电容量 CX无明显变化某局 110kV 变电站 1 号主变于 2007 年 2 月 9 日投运 ，型号为 SSZ10-25000/110GYW2，设备厂家 ：特变电工新疆变压器厂 110kV 套管为上海 WMB 互感器有限公司生产 ， 型号为 COT55O-800， 出厂日期为2006 年 10 月 2011 年 3 月 ， 该局对 1 号主变进行例行试验 ，发现 110kV 套管电容量 CX与交接试验数值相比没有明显变化 ，套管主屏介质损耗正切值 tanδ 却明显异于交接试验值 ，其数据如表 3 所示 。

表 3 110kV 高压套管例行试验测试数值 （2011 年 3 月 ）在 2008 年 4 月 ，1 号主变交接投运时试验数据如表 4 所示 表 4 110kV 高压套管交接试验测试数值 （2008 年 4 月 ）从表 3、表 4 的数据可以看出 ，B、C、O 三相套管的电容量与交接值比较变化很小 ，A 相不变 ， 而且与额定值的差值在规程要求的范围内 ，但介损值与交接值比较增大很多 ，如 A 相增大近 3 倍 ，B 相增大近 4 倍 ，C 相增大近 2 倍 ， 并且全部超过标准 包括末屏绝缘电阻在内的其它测试值均正常 ，重复试验并更换仪器得到的测试值没有明显变化 ，而且套管内部的油不能取出 （厂家承诺 ），所以无法通过油样分析对套管绝缘的状况给出肯定的结论 综合分析 ：产生异常数据的主要原因 ，是将军帽密封不严 ，导电杆螺母 （销钉 ）生锈 ，在螺母底部导致销钉与高压套管小油枕接触面及内电容屏间生成一个附加电阻 ，随着锈蚀的严重化 ，附加电阻也会逐渐增大 ，在套管的等效电路中将会使等值电阻降低 ，从而使电容性套管的介质损耗增大 等效电路图如图 1 所示 图 1 等效电路图当电介质一定 ，外加电压及频率一定时 ，介质损耗 P 与介质损失角正切值 tanδ 成正比 ，所以在一定试验条件下 ，完全可以用介质损失角正切值 tanδ 来表征介质损耗 P，其表达式如下 ：P=U2R1=U2ωC1tanδtanδ=1ωC1R1附加电阻产生并增大 ，等效电路中的等值电阻将会减小 。

附加电阻产生的功率损耗较大 ， 会导致该 1号主变 110kV 套管例行试验数据较上个周期数据介质损失角正切值 tanδ 成倍增长 ，而电容量变化不大 处理方式 ：松开高压套管将军帽固定螺套 ，清洁固定导电杆的螺母及与螺母相关的接触面 ，更换高压套管引流线与套管油枕之间销钉 （改进型 ，带弹簧放松装置 ）1.3 tanδ 增大 ，电容量 CX降低1.3.1 漏油所致某局 110kV 变电站 1 号主变 ， 110kV 侧高压套管型号 BRLW-110/630-3， 南京电瓷总厂 2000 年 12 月生产 ，2001 年 12 月投运 2004 年预试试验中发现 C 相套管介质损耗正切值 tanδ 和电容量 CX实测值均比上个周期及交接值偏大 ，测试数据如表 5 所示 表 5 C 相高压套管预试及交接试验实测值相序 编号 绝缘电阻 /GΩ tanδ/% 实测电容量 /pF 铭牌电容量 /pF 电容量误差 /%A 060052一次对屏 8600.560 307.6 306 0.52屏对地 950B 060051一次对屏 8400.572 306.6 306 0.19屏对地 910C 060053一次对屏 9601.012 306.3 306 0.10屏对地 850O 06492一次对屏 9800.229 370.2 374 0屏对地 880相序 编号 绝缘电阻 /GΩ tanδ/% 实测电容量 /pF 铭牌电容量 /pF 电容量误差 /%A 060052一次对屏 5850.192 307.6 306 0.52屏对地 835B 060051一次对屏 5400.140 306.5 306 0.16屏对地 715C 060053一次对屏 7100.529 308.6 306 0.85屏对地 1270O 06492一次对屏 4380.198 371.1 374 -0.75屏对地 815试验时间 绝缘电阻 /MΩ tanδ/% 实测电容量 /pF 铭牌电容量 /pF 电容量误差 /%2001 交接一次对屏 500000.343 293.6 299 -1.81屏对地 500002002 预试一次对屏 1000000.286 295.8 299 -1.07屏对地 500002004 预试一次对屏 500000.582 271.2 299 -9.3屏对地 50000智能电网注 ：R1-套管的等值电阻 ;C1-套管的等值电容 ；R2-由于锈蚀产生的附加电阻 。

81自 动化应用 自动化应用从表 5 可以看出 ，2004 年 C 相高压套管介质损耗正切值 tanδ 增长近一倍 ，电容量 CX降低 ，电容量误差值严重超标 由于包括末屏绝缘电阻在内的其它测试值均正常 ，且 A、B 相高压套管测试值均正常 ，所以只能通过油样分析对套管绝缘的状况做进一步判断 在C 相高压套管取油样时发现无法取出 ，随即松开套管顶部小油枕补油孔螺母 ， 发现小油枕油位迅速下降 ，直至看不到 综合分析 ：通过油样试验分析判断套管不存在受潮 、电容层短路等放电现象 ，套管电容油合格 ，由此判断 C 相高压套管漏油出现虚假油位 ，套管顶部进入空气 ， 导致介质损耗正切值 tanδ 和电容量 CX实测值均增大 处理方式 ：通过补油孔给 C 相套管补充合格的绝缘油 ，测试数据恢复正常 1.3.2 套管结构改变导致某局 110kV 变电站 2 号主变 110kV 侧套管为上海 WMB 互感器有限公司生产 ， 型号为 COT55O-800， 2008 年 3 月 ， 该局对 2 号主变进行例行试验 ，发现 110kV 套管 A、O 相主屏介质损耗正切值 tanδ 与电容量 CX测量值明显异于历年试验值 ， 其数据如表 6所示 。

表 6 套管 A、O 相处理前后介质损耗及电容量测试值比较表 6 与表 3、表 4 的数据发现 ，同样型号及生产厂家 ，虽然数据都存在异常 ，但前文中高压套管处理前后电容量没有明显变化 ，而表 6 中 A、O 相套管主屏介质损耗正切值 tanδ 增大 ， 电容量 CX测量值却降低 由于 COT55O-800 这类套管厂家承诺 ，无法取油样 ，套管油位显示正常 ，为此初步分析产生异常数据的主要原因 ，可能是将军帽密封不严 螺母松动时 ，在螺母底部与接触面间可能存在空气间隙或油间隙 ，在测试过程中增加了附加电容 ， 导致介损 tanδ 增大 ，电容值 CX降低 建立正常高压套管等值电路图以及套管存在空气间隙及油间隙时的等值电路图 ，由于附加电容的增加 ，此时测量得到的 C总和 tanδ总值分别为 ：C 总 =C1C2C1+C2tanδ=C1tanδ1+C2tanδ2C1+C2由功率损耗表达式 ：P=U2R1=U2ωC1tanδtanδ=1ωC1R1可以看出由于 C2的引入使 CX>C 总 ， 测得的电容值明显减小 ，介质损耗正切值 tanδ 增大 处理方式 ：松开高压套管将军帽固定螺套 ，清洁固定导电杆的螺母及与螺母相关的接触面 ，更换高压套管引流线与套管油枕之间销钉 （改进型 ，带弹簧放松装置 ）。