用带电测试介质损(tgδ)判断变压器套管的绝缘状况

用带电测试介质损(tgδ)判断变压器套管的绝缘状况

摘要：本文对一只110kV电容式套管，在更换胶垫后，发现其介质损tgδ明显增大。对这一试验结果进行分析，并提出用带电测试进行跟踪监测，准确地判断套管的绝缘状况。

关键词： 套管；介质损耗；测量；判断

Abstract:The article analyses the result of the experiment :when the rubberized pad of a 110kV capacitance bushing is changed , the medium loss will increase obviously. And the artide also puts forward the way to measure it followingly using the test with electric current to decide the condition of the insulation exactly.

Key words:bushing;the medium loss;measure; decide

1前言

我局2005年一台110kV主变，因发现其110kV侧高压套管C相顶部渗漏油，必须进行现场更换胶垫。更换套管胶垫前后，对套管进行了介质损tgδ测量，发现其数值有明显增大。且超过DL/T596－1996《电力设备预防性试验规程》值。在现场进行了分析判断，提出用带电测试[1]进行跟踪监测，以判断其绝缘状况。

2试验结果

现场试验结果如表1所示。

表1：现场试验结果

由表1可知，2005年8月24日套管的介质损tgδ测量值较2004年预试tgδ测量值有明显增加。不仅是更换处理胶垫的C相套管，还是其它二相（A、B相）套管，检修前后其tgδ测试值均明显增大。此次试验与2004年试验时的条件除了温度、相对湿度不同外，还有在套管上搭有起吊构架（以便进行现场检修工作）。

表1试验结果表明，2005年8月24日的测量值不仅与2004年预试结果不同有明显增大外，且已超过了DL/T596－1996《电力设备预防性试验规程》的规定值tgδ≤1.0%。

3试验结果的分析

（1）理论分析表明，电容式套管的tgδ测量与温度的关系，对良好绝缘的套管而言，可以不计及。一旦出现介质损tgδ与温度t℃关系，tgδ= ƒ（t℃）当温度上升时tgδ有明显增大时，则表明套管有受潮缺陷。

套管温度应按下式计算

t套=0.66t油+0.34t外

式中t套 ——套管温度℃

t油——变压器上层油温℃

t外——外温℃

2004年预试时，套管温度按上式计算应为

t套=42.48℃；而检修前t套=44.82℃，检修后t套=41.6℃。

从上述计算可知，三次tgδ测量时其温度基本相同。

（2）测量时相对湿度在（63－80）%之间，按DL/T596－1996《电力设备预防性试验规程》不大于80%规定，基本是满足的。但从现场大量试验表明，当相对湿度大于70%时，相对湿度还是有影响的，其影响既可能使实测tgδ值增大，也可能使实测tgδ值减小。应视现场的干扰网和套管表面状况，周围物体等因素有关，一般不应简单地用一种模式判定。而检修时相对湿度80%的影响在当时是明显存在的。

考虑到套管表面泄漏电导的影响，其等值回路如图1(a)，图中R1、R2、R3表示瓷套表面的等值分布电阻；C1′、C2′、C3′为相应的分布电容。因表面相对湿度较大，此时表面电位分布主要取决于电阻R1、R2、R3。由于表面泄漏电导的影响使表面电位按电阻R1、R2和R3强行分配，改使C1与C1′点电位不相等而有一电位差，于是存在于电容式套管电容层与瓷套表面的等效电容C11，就起作用，且有一个电流流过。此时可简化为图1（b）,其向量图如图1（c）。

图1：正接线测量时等值电路及向量图

流过C11的电流为i11=i11′-i11″；由图一（c）可知，当︱i11′︱>︱i11″︱时，则有偏小的测量误差；而当︱i11′︱<︱i11″︱时则有偏大的测量误差[2]。

（3）2005年检修前、后的tgδ测量，套管上有检修和吊装构架。这些构架对小电容

试品的套管形成一个“空间干扰”。由于被试品电容量小，空间干扰的影响相对也较大。所以检修前就发现三只套管的tgδ值普遍增大。理论分析，三只套管同时劣化的可能性是很小的。检修后构架和吊装装置依然存在。所以，仍有tgδ测量误差存在。构架拆除后，再次测量三只套管tgδ值分别为

A相：CA=3.8PFtgδA=0.935%;

B相：CB=392.8PFtgδB=1.210%;

C相：CC=386.3PFtgδC=1.630%;

上述试验表明，检修构架是有一定的影响。但拆除后的试验结果仍远大于2004年预试值，且三相普遍增大，因此必须要排除套管本身有绝缘缺陷的可能。

4处理意见

理论分析表明，测量套管tgδ值，对监测其绝缘缺陷是十分有效的。因此，在这件情况下，对三只套管必须加强监测，在目前情况下选择对三只套管在运行条件下测量其tgδ，比较方便有效，因为此时是套管的真实运行状况，而且可以比较频繁的进行监测，一旦发现异常，应进行更换。而且可以选择在天气干燥，表面泄漏影响可以忽略的条件下进行监测。当带电测试值正常且稳定后，则认为套管绝缘良好。带电测试结果如表2。

由表2带电测试结果可知，三只高压套管的tgδ值基本稳定且符合规程规定且略低于2004年预试值。这一差别主要是由于带电测试的试验电压为运行相电压，而预防性试验的试验电压仅为10kV。由于试验电压不同，其tgδ值也略有不同。

5结论

（1）变压器套管这类小电容试品，现场介质损tgδ测量易受到套管表面泄漏（当空气相对湿度较大时）和周围空间干扰的影响，使测量结果有很大的测量误差。

（2）运行条件下带电测试，测试时其试验电压为运行电压，而停电试验电压仅为10kV，因此试验电流较大，可以选择在气候干燥表面泄漏影响可以忽略的条件下进行测试。其测量结果能准确地判断其绝缘状况。

注：文章内的图表及公式请到PDF格式下查看