基于频域介电谱技术的变压器套管介质损耗因数超标检测研究

0引言

变压器套管的绝缘性能对于电力系统的稳定运行影响巨大,因此,对套管进行精确的绝缘性能评估,是保障电力系统安全稳定运行的关键环节之一。传统检测手段存在一定局限性,难以全面揭示套管内部的绝缘状况。因此,探究新型无损检测技术,如频域介电谱(FDS)技术,对于提升套管绝缘性能评估的准确性和可靠性至关重要^[1-2]。频域介电谱技术是通过测量材料在各异频下的介电响应特性,以评估其绝缘状态的一种方法^[3]。该技术能够敏锐地检测到套管内部绝缘材料的微观结构和化学变化,从而更全面地揭示套管的绝缘性能。通过对频域介电谱数据的解析和处理,能够实现对套管绝缘老化和受潮状况的精准评估^[4]。为此,本文将探讨频域介电谱技术在变压器套管介质损耗因数超标检测中的应用,阐述频域介电谱技术的测试原理与方法,并结合实际案例进一步深入分析套管介损值异常的原因,提出故障诊断建议。

1电气试验概述

1.1频域介电谱技术测试原理

频域介电谱技术是通过测量材料在不同频率下的介电响应特性来评估其绝缘状态的。在测试过程中,将套管作为测试对象,施加不同频率的交流电压,测量其对应的电流响应。通过测量得到的电流和电压数据,可以计算出套管的介电常数、介质损耗因数等参数,进而评估其绝缘性能。测试过程涉及两种不同的接线方式,即正接与反接,如图1所示。

频域介电谱技术的测试原理基于介电响应理论,即材料在电场作用下的响应特性与其内部微观结构和化学性质密切相关。通过测量不同频率下的介电响应特性,可以获取材料内部的结构信息和化学变化,从而实现对绝缘性能的评估。

1.2 缺陷概述

某110kV变电站装设有一台型号为SSZ10—40000/110的变压器,于2009年7月正式投运。该变压器高压侧使用油浸纸电容型套管进行绝缘。套管以油浸纸电容芯体为主绝缘介质,瓷绝缘子外套保护空气侧绝缘,绝缘外套与电容芯体间填充绝缘油,增强绝缘效果。

为确保设备安全可靠运行,该变电站于2022年7月对变压器进行了全面试验。结果显示,变压器高压侧B相套管介质损耗因数偏高,为0.006 95,较出厂时0.00312有所上升。为持续跟踪设备状态,2023年4月再次对该主变高压套管进行了测试。结果显示,变压器高压侧B相套管介质损耗因数为0.005 72。历次测试数据如表1所示。

经过对比表1,例行试验时变压器高压侧B相套管介质损耗因数较出厂时增长122.76%,但仍在规程规定的合格范围内。为全面评估,文中对110 kV侧三相套管的主绝缘和末屏绝缘再次进行了测试,结果如表2所示。

通过表2可知,高压侧套管绝缘电阻均大于10 GΩ,符合规程要求。但2022年7月与2023年4月数据显示,B相的主绝缘和末屏对地绝缘均低于A、C两相,且末屏对地的介质损耗因数约为A、C两相的2倍,表明可能存在缺陷。

1.3 外观检查

在进行套管介质损耗因数测量时发现,A、C两相测量端子外表面没有锈蚀痕迹,但B相测量端子的锈蚀痕迹十分明显,初步怀疑是受潮腐蚀了B相测量端子;于是进行现场打磨,并用电吹风对其表面进行处理,外加在38℃的阳光下暴晒2 h再进行测量,最终结果还是变化不大。B相测量端子打磨前后如图2所示。

目前,在套管受潮状态诊断的现场应用中,主要采用工频介质损耗tan δ测试法。然而,经过长期的实践应用,发现工频介损对水分的敏感度相对较低。这导致了一种情况:即便套管主绝缘的含水量发生了显著变化,其工频介损仍然可能保持在较低水平,如图3所示。因此,传统的工频介损试验在评估套管绝缘受潮状态方面的效果并不理想。

研究发现,不同水含量电力设备在介损频率特性上差异显著。基于此,频域介电谱(FDS)技术得以发展,为套管受潮诊断提供了新途径。目前,FDS测试广泛应用于油纸绝缘领域的研究,一般是研究水分和温度对绝缘油和绝缘纸频域介电谱的影响规律。 FDS测试结果受试品绝缘结构、温度、水分分布等影响较大,由于套管绝缘结构简单一致,便于估算其绝缘几何尺寸,因此FDS测试在高压套管绝缘诊断中具有优势^[5]。

2 技术测试

2.1频域介电谱FDS分析的原理

油纸绝缘作为一种复合电介质,其在潮湿环境及老化过程中微观结构的改变,将对导电性能与极化产生影响,从而导致介电特性发生变动。鉴于绝缘纸的水含量相较于油而言较高,因此受潮状况更为严重。

频域介电谱测试是对传统工频复电容和介质损耗测量技术的拓展,将其应用于低频和高频段(如0.1 mHz~1 KHz),通过精确测定试品两端的电压和电流幅值及相位,运用傅里叶变换计算样品的复阻抗,进而获取介质的复电容、复介电常数和介质损耗因数等参数,有助于全面评估试品的绝缘状态^[6]。

在频域内,电介质材料的介电特性可以用复电容和复相对介电常数来表征,由此引入复电容c(w)如下:

C(w)= C'(w)—C"(w)   (1)

式中:C'(w)和C"(w)分别为复电容C(w)的实部和虚部。

则其介质损耗因数如式(2)所示:

tan δ=C'(w)/C"(w)   (2)

2.2频域介电谱FDS测试

发现B相套管介质损耗因数增量偏高,现场试验人员使用FDS测试仪检查三根套管。频域介电谱法可表征油纸电容型套管受潮状态,建议套管FDS测试低频段介损注意值为10%。从三相FDS数据看,B相低频段介损超注意值,可能受潮。

3油色谱试验数据分析

《电力设备检修试验规程》对110 kV及以下套管油色谱总烃、H₂、C₂H₂及油中水分含量有明确要求^[7]。 该异常套管油中,H₂含量接近注意值,其他气体合格但较出厂值增量大;微水含量虽低于标准,但较出厂值也有很大增量。高压侧B相套管油中溶解气体试验数据如表3所示。

采用三比值法对缺陷类型进行分析,得出特征气体三比值编码为1010,从而确定缺陷类型为局部放电。

4解体检查情况

依据高压介损、油色谱及频域介电谱试验结果,推断套管内部油纸绝缘受潮导致介损超标。实际运行经验表明,进水可能源于高压套管头部密封部位,密封性能下降引发故障,需现场拆解予以验证。同时,同批次同型号其他地区变电站的110 kV主变压器套管亦存在介损增大现象。综合此案例,初步判断为厂家制造工艺存在批次性缺陷,运维人员应重点排查该厂家套管,以确保电力安全。

5 原因分析

该套管因2018年缺油运行,导致电容芯子失去绝缘油保护而受潮。补油后,套管温度高,电导损耗增长,绝缘油中水分增加,长期运行产生局部放电。在高电压下,故障气体加剧了局部放电,初步判断套管受潮。返厂解体结果证实了此判断。由于桥式接线变电站服务于重要用户,停电难度大,因介质损耗值略超标,2022年7月决定继续监视主变压器并缩短巡视周期。2023年6月,采用频域介电谱技术测量后,决 定更换高压侧A、B、C三相高压套管。

6 建议

频域介电谱技术作为新兴的无损检测手段,在研究变压器套管介损因数超标方面展现出极大的应用潜力。针对套管介损值异常问题,本文通过频域介电谱技术进行故障诊断,并提出以下建议:1)对于含有水分或潮气的套管,建议实施干燥处理,通过加热或真空干燥等方式,排除套管内部的水分和潮气,以恢复其绝缘性能;2)对于存在局部放电现象的套管,建议进行深入检查和维修,可以采用局部放电检测方法,确定放电位置和原因,并针对性进行修复或更换;3)对于使用年限较长或运行环境恶劣的套管,建议加强监测与维护,定期进行介电谱测试,以便及时发现并处理潜在的绝缘问题,确保电力系统的稳定运行。

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2024年第21期第4篇