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时间:2018-12-05
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1、一起变压器高压套管介损异常增大的原分析摘要对500kV惠州变电站#1B主变高压套管介损异常增大情况做了详细说明,并对套管进行了详细的试验分析,结合试验结果对产生这类情况的原因作了分析和研究,可供类似情况作参考。关键词高压套管;介损;异常增大;分析分类号TM4文献标识码A文章编号1674-6708(2014)123-0197-020引百变压器套管是变压器的重要组成部分,它将变压器内部高、低压引线引到油箱外部,既作为引线的对地绝缘,也起到了固定引线的作用。因此,它必须具有规定的电气强度和足够的机械强度。同时变压器套管是变压器载流元件之一,必须具有良好的热稳定性,能
2、承受变压器正常运行时工作电流产生的长期发热和通过短路电流时的瞬间过热。如果变压器套管存在缺陷或发生故障,将直接危及变压器的安全稳定延仃。介质损耗角(tan5)是一项反映套管绝缘性能的重要指标。介损角的变化可反映受潮、劣化变质或绝缘中气体放电等绝缘缺陷,因此测量介损角是研究绝缘老化特征及在线监测绝缘状况的一项重要内容。1套管介损异常增大的背景惠州站ttl主变套管为德国HSP产品,采用油纸电容型绝缘结构。1995年12月28日投产,2010年底加装了套管电容和介损在线监测系统。2013年运行人员通过监测数据发现,自2013年7月16日起B相变高套管介损值异常增长,
3、由之前0.34%稳定值增加至接近0.5%。针对主变套管在线监测发现的介损异常情况,分别对#1主变A、B、C三相高压套管及B相中压套管进行高压介损检测。试验结果如表1所示:A、C两相套管介损均随着电压升高,介损均波动不大,介损上升趋势平缓。B相套管介损相对A、C相平均高50%,随着电压升高,介损上升趋势明显,上升斜率较A、C相明显偏大。序号试验电压(kV)介损(%)A相B相C相12345671.050.2560.3440.27421.040.2590.3590.28010.970.2580.3500.27731.130.2630.3710.28351.380.2
4、680.3940.29141.320.2660.3820.28661.060.2710.4060.296871.100.2740.4570.302981.020.2780.4600.3101091.090.2820.4650.32011101.100.2850.4700.331表1#1主变A、B、C三相高压套管介损与试验电压关系2返厂试验与原因分析根据理论及试验研究表明,套管介损增大的原因一般有:密封不良导致潮气或水分侵入、内部绝缘不良放电、绝缘油不合格导致介损增大、电容芯干燥不彻底残留水分及绝缘老化等。为查明#1主变B相套管介损异常原因,该相套管进行了返厂检
5、查试验,包括密封性能试验、绝缘油实验、电气试验及热稳定试验。在完成所有针对性检查及试验后,对该套管进行了解体,对套管解体后的绝缘纸进行了含水量分析。2.1密封性能检查与绝缘油实验返厂检查发现,该套管外观无缺损,末屏部位无放电痕迹、无渗漏油等异常现象。套管取油样时,其内部尚处于微正压状态。套管油化验结果表明油中含水量为8ppm,符合运行要求。因此,排除由于套管密封不良而导致外部水气或潮气进入套管内部的可能。套管油化验分析显示油中C2H2含量为0,CH4、C2H4及总烃含量正常,H2为840.09ul/L,除氢气含量超标外其他各气体组分均满足标准的要求,并且对套管
6、进行多次局部放电试验均无放电迹象,可排除套管因内部放电导致介损增大的可能。且油品质良好,排除因为绝缘油质量问题导致的介损增加。2.2介损及电容量测量为了进一步确认现场高压介损结果的异常情况,对该套管进行介损及电容量测量,测量电压范围为10kV至200kV。试验结果如表2所示,可见其介损及电容量与电压并无明显关系试验电压U(kV)升压(10〜200kV)降压(200〜10kV)tg5(%)Cp(pF)tg5(%)Cp(pF)500.281486.40.281486.51000.288486.50.287487.31500.290487.30.290487.316
7、00.293487.30.290487.32000.291487.20.291487.2表2套管介损随试验电压变化情况2.3热稳定试验与相关分析为了分析套管介损随温度变化特性,进行套管随温度变化特性的热稳定试验。其结果如图1所示。从图1可见,热稳定试验过程中套管介损有明显的上升,通过对介损随时间变化的数据进行拟合发现,其符合指数变化规律。防止套管发生击穿损坏影响后续研究,在介损超过0.6%后停止该项试验。在撤出热稳定试验加热装置后,由于热惯性套管介损持续增长,最大至0.730%。套管绝缘介质为油纸绝缘。根据传统绝缘理论[1],其介损随温度变化关系如下图2所示。
8、在低温时,极化损耗和电导损耗都比较小,
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