关键词：变压器；检修；油介损异常；原因分析
引言
介质损耗因数tanδ 是判断套管绝缘水平的一种有效手段，通过测量介损可以反映套管是否存在油质劣化、整体受潮及严重的局部缺陷，但对于局部受潮等集中性缺陷不一定能准确判别，应结合绝缘油色谱试验、微水试验、绝缘电阻试验等综合分析，必要时进行解体检查查明故障原因。本文分析了一起 500 kV 变压器油介损异常事件，对介损超标以及返厂后介损进一步增大的原因进行了分析，并对产品后续的生产运行维护提出了几点建议，对今后碰到类似的问题如何处理有一定的参考意义。
1.变压器油介损概述
在交变电场作用下，变压器油会产生一定的极化损失和电导损失，统称为油的介质损耗，简称为油介损。油介损可以通过测量介质损耗因数，即介质损失角的正切值来表示，可准确灵活地反映出变压器绝缘性的好坏，以及在电场、氧化和高温等的作用下变压器油的老化程度，反映出油中极性杂质以及带电胶体的污染程度。
2.缺陷概况
2019 年 5 月，在对某 500 kV 变电站进行例行停电试验时，发现 4 号主变中性点套管电容量初值差和变压器套管油介损tanδ均明显超标(电容量为 467pF，与交接电容量偏差 35.2%，介损值为 3.944%)，其中试验电压 10 kV，试验接线采用正接法，现场多次检测发现数据稳定。高压套管和中压套管实测tanδ、电容量均未见异常。该套管型号 BRDLW-72.5/2500-4，出厂日期2016 年 11 月。
3.分析及处理情况
3.1现场试验过程
4 号主变绕组绝缘电阻见表1，数据未见明显异常。现场检测时发现，当测量高、中对低及地和高、中、低对地绕组绝缘电阻时，绝缘电阻数值存在跳变，很不稳定，而当测量低对高中低及地的绝缘电阻时比较稳定。原因是当加压位置为中性点套管时，由于中性点套管绝缘受损，电容量增大，电容在直流电的作用下反复充放电，造成测量出来的绝缘电阻不稳定。当测量低对高中低及地的绝缘电阻时，由于加压位置为低压套管，中性点套管接地，所以绝缘电阻数据相对比较稳定。
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表1 绕组绝缘电阻、吸收比 K 试验数据
为验证低电压下测得的介损值和电容量的变化，选取了 2、3、5、9、10 kV 共 5 个电压等级对4号主变中性点套管进行了介损试验，数据如图1、图 2 所示。
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图2 不同试验电压下中性点套管电容量试验数据
从数据可以看出，不同电压下测得的介损基本没有变化。将一次接地情况下测得的末屏电容量和一次屏蔽情况下测得的末屏电容量相减，与所测得的中性点套管电容量基本一致，再一次确认了本次试验所测介损及电容量的准确性。
3.2返厂试验及解体
为进一步确定导致套管介损超标的原因，对中性点套管进行了返厂解体及试验。套管吊出包装箱后，发现包装箱内防雨布有一定量的液体，经现场判断为变压器油，说明套管在运输过程中发生漏油现象，在油枕盖的一侧、套管上瓷套一侧、油枕侧面放气孔外均发现油渍。
3.2.1试验复测
1)将套管直立放置于货架上，擦拭干净后，使用电桥对套管主体介损及电容量进行测试，无法正常升压至 10 kV。后将试验电压调整为 2 kV，测试电容量为 503.1 pF，介损数据无法测出。由于套管电容量较出厂值提高约 1.45 倍，且介损数据无法测出，判断套管内部可能受潮。随后使用2 500 V 摇表对套管主体进行电阻测试，测试结果约 1 ～ 2 MΩ，末屏绝缘电阻为0。2) 由于出箱时在套管上部发现渗油情况，决定对套管上部进行密封性能测试。将套管头部略向下倾斜吊装，在套管法兰注油孔位置使用 99.99%纯净氮气进行打压，当压力达到约 0.1 MPa 时，油枕放气孔螺栓位置出现明显的漏油现象。使用扳手将漏油位置的螺栓旋紧约 1 圈后，重新打压 0.2 MPa，持续 15 min，套管整体未发现渗漏情况。3) 抽取套管油样，进行色谱分析。试验时温度 28 ℃，湿度 45%。色谱分析中结果表明，油的击穿电压严重下降，含水量超标，氢气含量较现场测试值有明显增长，其他组分未见异常。综合试验复测结果，发现与现场检测结果基本一致，符合绝缘受潮的问题表现。在对套管进行打压时，油枕放气孔螺栓处出现明显漏油，进一步旋紧放气孔螺栓后整体无渗漏，推断套管进水点位于套管油枕放气孔螺栓处，螺栓未旋紧是造成此套管受潮的主要原因。套管返厂后测试介损及电容量均较现场测试结果有进一步的增大，其原因是现场测试时套管处于
长期直立的状态，内部的水分沉积于套管底部，可测得介损和绝缘电阻。
3.2.2解体检查
套管排油后，将其放置于装配架上。检查套管末屏，内外均完好，无放电痕迹，密封垫圈完好。打开套管上部油枕，发现油枕内有大量的锈蚀痕迹，7 支压紧弹簧均存在不同程度的明显锈蚀情况，在套管的底部螺母内表面发现明显的绿色铜锈，随后对套管电容芯子进行逐层的解体，套管末屏铜带完好，末屏焊接牢固，周围无放电痕迹。各层电容屏完好，未发现破损及放电痕迹。中心铜导管表面无缺陷，整体完好。套管电容芯子整体受潮，底部位置绝缘纸最为严重，软化明显。针对解体过程中发现的油枕内弹簧生锈、底部螺母生锈、电容芯子底部绝缘纸软化等迹象，结合现场试验介损数据，以及厂内试验过程套管介损无法测量、绝缘电阻严重下降、电容量明显增大以及油样分析中含水量数据等可以判定套管内部受潮，绝缘中含水量提高。
4.解决措施
当变压器油位高出最高油位线时，应根据引起的原因，采用不同的方法进行处理。1）过负荷或三相电流严重不平衡而使得某一相电流超过额定值引起的，应调整负荷。2）冷却器异常引起变压器油温度升高，油受热膨胀，造成油位上升，则应检查冷却器是否积灰堵塞，油管上、下阀门是否打开，风扇、潜油泵运转是否正常，油温是否合适等，及时处理使冷却器恢复正常运行。3）如果油位过高是变压器加油过多引起的，应放油至适当高度。油位过低的处理。1）若油位低且未发现漏油现象，运维人员应汇报，尽快补入同型号的合格的变压器油。2）若是漏油使油位明显降低，应采取措施消除漏油，并立即加油，使油位恢复正常。3）若大量漏油，油位下降过多危及变压器安全运行时，应汇报调度申请停用该变压器。
4.结束语
综上所述，变压器油介损出现异常情况时，要具体分析油品劣化的程度以及导致介损损耗出现异常的原因，然后采取针对性的防范措施和解决措施，使变压器油恢复到正常的理化状态，保证变压器的稳定运行。
参考文献
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[4] 严璋，朱德恒.高电压绝缘技术[M].北京：中国电力出版社，2001.
论文作者: 王瑜
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年 18期
论文发表时间:2020/1/16
标签：套管论文; 变压器论文; 电阻论文; 漏油论文; 发现论文; 电容量论文; 异常论文; 《当代电力文化》2019年 18期论文;