石秉恒，楊 哲，王德敏

（國網(wǎng)北京電力公司檢修分公司，北京 豐臺(tái) 100071）

1 套管試驗(yàn)超標(biāo)情況

1.1 試驗(yàn)情況

2017年9月，某站進(jìn)行3#主變間隔綜合檢修試驗(yàn)工作，在試驗(yàn)中，3#主變220 kV A相套管介損超過了規(guī)程要求，測(cè)量值如表1所列。

表1 3#變高壓介損值的初次測(cè)量數(shù)據(jù)

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(guī)程規(guī)定的0.7%的注意值，不滿足運(yùn)行要求。

1.2 設(shè)備情況

該站3#變壓器型號(hào)為SFSZ-250000/220，容量250 MVA，冷卻方式為油浸風(fēng)冷，生產(chǎn)日期為2007年6月。

變壓器220 kV 側(cè)套管型號(hào)為RTKK245-1050/800，出廠代號(hào)200652616，電壓等級(jí)245 kV，額定電流為800 A。套管的結(jié)構(gòu)圖及相應(yīng)尺寸如圖1所示。

圖1 RTKK245-1050/800型套管結(jié)構(gòu)圖及相應(yīng)尺寸

變壓器高壓側(cè)三支套管的出廠試驗(yàn)報(bào)告和電容量、介損值數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 3#變高壓介損值的出廠數(shù)據(jù)

2 現(xiàn)場(chǎng)檢查處理情況

2.1 常規(guī)處理手段

根據(jù)電纜倉干式套管安裝結(jié)構(gòu)分析，套管末屏是經(jīng)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(huán)節(jié)受潮或臟污均可導(dǎo)致其介損超標(biāo)，為確認(rèn)是否為套管本身介損異常，現(xiàn)場(chǎng)拆除電纜倉末屏接地裝置測(cè)量套管介損，介損值仍然超標(biāo)，排除了電纜倉末屏接地裝置受潮等因素，同時(shí)，使用內(nèi)窺鏡對(duì)套管末屏根部及連接線進(jìn)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(fā)現(xiàn)臟污或放電現(xiàn)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(cè)量結(jié)果為1.226%，介損值仍超標(biāo)。

圖2 高壓側(cè)電纜倉結(jié)構(gòu)圖

圖3 電纜倉內(nèi)部接線無放電痕跡

對(duì)A 相電纜倉內(nèi)變壓器油進(jìn)行熱油循環(huán)處理，將電纜倉油逐漸加熱至70 ℃進(jìn)行熱油循環(huán)，測(cè)量結(jié)果如表3～6所列。

表3 熱油循環(huán)過程中的電容量及介損測(cè)量數(shù)據(jù)

圖4 電纜倉內(nèi)部觀察套管接線清潔、無臟污

圖5 內(nèi)窺鏡對(duì)套管末屏根部及連接線檢查

圖6 電纜倉撤油后對(duì)末屏根部進(jìn)行擦拭

表4 熱油循環(huán)結(jié)束后2 h的電容量及介損測(cè)量數(shù)據(jù)

表5 電纜倉冷卻過程的電容量及介損測(cè)量數(shù)據(jù)

采取熱油循環(huán)的方法后，又對(duì)變壓器施加了工頻電壓，第一次施加電壓32 kV 后對(duì)介損進(jìn)行測(cè)量，結(jié)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(fù)測(cè)，介損值0.382%。

雖然外施工頻電壓的方法暫時(shí)使變壓器套管介損值降至規(guī)程要求值以內(nèi)，但在12 h 后的復(fù)測(cè)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(cè)量介損值的過程中，A 相套管的電容值都沒有出現(xiàn)明顯的變化。

2.2 高壓介損試驗(yàn)處理

對(duì)220 kV 的A 相套管先后進(jìn)行的清擦、濾油、外施工頻電壓等措施使試驗(yàn)數(shù)據(jù)發(fā)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(zhǎng)為0.66%，其電容值沒有明顯變化這一現(xiàn)象給套管的判定帶來困難。經(jīng)過討論，對(duì)變壓器進(jìn)行了高壓介損試驗(yàn)，所施加電壓從10 kV 逐步增加到50 kV 以上，期間多次測(cè)量套管介損值，加壓測(cè)試4 次的試驗(yàn)測(cè)量數(shù)據(jù)分別如表6～9 所示，試驗(yàn)中A 相套管介損值隨著施加電壓的升高出現(xiàn)了下降。

表6 A相套管第一次高壓介損電容量接介損值測(cè)量數(shù)據(jù)

表7 A相套管第2次高壓介損電容量接介損值測(cè)量數(shù)據(jù)

表8 A相套管第3次高壓介損電容量接介損值測(cè)量數(shù)據(jù)

表9 A相套管第4次高壓介損電容量接介損值測(cè)量數(shù)據(jù)

高壓介損試驗(yàn)完成后，變壓器空載運(yùn)行了24 h，對(duì)3#變高壓A相套管進(jìn)行介損試驗(yàn)并復(fù)測(cè)，油溫分別顯示為4和40 ℃，結(jié)果如表10、11所示。

表10 3#變介損值空載運(yùn)行后的測(cè)量數(shù)據(jù)

表11 3#變介損值空載運(yùn)行后的復(fù)測(cè)

3 處理結(jié)果與總結(jié)

經(jīng)過對(duì)問題查找和處理，3#變壓器220 kV的A相套管介損值恢復(fù)了正常，符合了規(guī)程0.7%的要求，并且三相介損互相差別不大，變壓器投運(yùn)。

該站高壓A 相套管先后進(jìn)行的清擦、濾油、外施工頻電壓等措施使試驗(yàn)數(shù)據(jù)發(fā)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(zhǎng)為0.66%，該變壓器套管屬于環(huán)氧樹脂浸紙?zhí)坠?，其介損異常的原因是由于2 種不同介質(zhì)的界面極化所致，套管絕緣介質(zhì)極化又造成阻性電流增大進(jìn)而導(dǎo)致介損值增大。

這次的故障處理為今后出現(xiàn)此類問題提供了解決問題的思路和方法，試驗(yàn)的結(jié)果顯示，高壓介損能夠揭示和發(fā)現(xiàn)變壓器套管介損乃至整體介損的一些規(guī)律性問題，在今后的生產(chǎn)、工程等工作中，可以適當(dāng)?shù)膶⒏邏航閾p試驗(yàn)這一手段應(yīng)用起來，作為常規(guī)試驗(yàn)的有益補(bǔ)充。