摘要通过分析故障高压电容式套管绝缘诊断的实例，针对电气绝缘测试与理化分析结果不一致或自相矛盾的情况，提出高压套管绝缘状态的判定方法与建议。要害词电容式套管绝缘未屏诊断0前言在现场绝缘测试中，绝缘电阻、介损、微水及色谱试验等，是评价高压电容式套管绝缘状态的必作项目。在对试验结果进行数值分析时，如电气试验数据与理论试验结论一致，则不难作出判定，但现场测试难以判定的恰是两种试验分析结论不一致，甚至自相矛盾，轻易导致对套管绝缘状况的误判定，造成不必要的损失。1诊断与分析实例1996年7月3日某220kV变电站在年度预防性试验中，发现该站#1主变(SFPS29－120000／220，沈变制造，1994年3月投运)高压侧中相油纸电容式套管电气试验结果有些异常，如表1所示。　表1电气试验测试结果一次对末屏末屏对地备注R3（Ω）35897.4QS1型交流西林电桥tgδ（）0.319末对地加压3kV绝缘电阻（MΩ）4007R≮1000MΩ2500V摇表规程tgδ≯1.5tgδ不做要求　从表1数值可以看出，末屏对地绝缘已大大低于预防性试验规程规定值，当时推测可能是套管底部有积水。为进一步断定，又取了油样试验，结果如表2所示。由表2数值，根据“IEC”推荐使用的三比值法分析。C2H2／C2H4＝0，CH4／H2＝0.143，C2H4／C2H6＝0.145比值编码为(0：0：0)，属于套管绝缘正常老化。因该变压器(含套管)在持续满负荷运行两年半之内未作任何例行检测与补充加油，油纸绝缘势必缓慢老化，使油中杂质、游离碳含量明显增加，纵然微水含量未明显超标(≯30×10－6)，但究竟较两年前预试结果有成倍增长，表明该套管绝缘确有一定程度受潮。而且第一次取样未成功，证实该套管处于负压运行状态，可能在某一密封不良处进水受潮。　表2理化试验数据H2O2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2C1H2色谱45.92206.510912.06.60.85.5012.9微水31×10－6（9431/1，7×10－6）酸碱反应3.6（9431/1，5.4），有杂质，游离碳耐压45kV（9431/1，49kV）闪点137℃（9431/1，152℃）瓶底有沉淀　从理化试验及电气试验一次对末屏绝缘测试结果分析，该套管绝缘水平确确有所下降，但其程度并不十分严重，至少尚能维持一个运行周期。再结合油化试验情况，综合分析，微水含量并不太高，可以排除底部有积水的推测。由此，导致末屏绝缘水平严重下降的重要根源有可能是末屏引线绝缘距离不够或碰触法兰形成低阻短路所致。在取样时还发现前后两次取油样约3kg，套管油位下降并消失，于是补加油（同型号油）达40余kg后至油位线，已接近套管总油重的1／3。对套管外观检查并无任何漏油痕迹。对取油3kg致使油位很快消失这一现象分析后认为，该套管自安装投运以来一直处于“假油位”运行的危险状态。因为这种倾斜安装的套管，油位计下油孔不在最低处，观察油位时，会被残存在油位计下油孔上的残油所迷惑。致使未及时补加。由于该变压器当天急于送电，决定在补加合格油后暂投入运行。1996年7月9日，该变压器再次停电处理。在对故障相套管真空热油循环处理后测试，微水、色谱以及一次对末屏电气绝缘测试数据均合格(测试值从略)，只有末屏对地绝缘仍在12MΩ范围内摆动。于是，在对该套管端头进行高压抽油时，公开测量小套管并一边轻轻转动，一边摇测末屏对地绝缘，最终测得绝缘在2500MΩ以上的最佳位置，固定小套管，再次真空热油循环处理后，经测试合格投入运行。2结论与建议2.1当末电屏绝缘试验不合格时，不能立即判定为套管进水受潮。假如盲目更换、检修，势必造成不必要的损失。2.2微水合格或其值未明显偏高、末电屏对地绝缘电阻、tgδ不合格时可能是末屏引线绝缘不良或引线碰触法兰所致。同理，末电屏对地绝缘电阻合格，tgδ不合格，可能是末屏引线断裂。2.3末电屏对地绝缘试验不合格，既可能是进水受潮，也可能是末电屏引线绝缘不良或引线碰触法兰所致，应结合理化试验(微水)结果分析判定。