基于頻域介電譜技術(shù)的變壓器套管介質(zhì)損耗因數(shù)超標(biāo)檢測(cè)研究

0引言

變壓器套管的絕緣性能對(duì)于電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行影響巨大,因此,對(duì)套管進(jìn)行精確的絕緣性能評(píng)估,是保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一。傳統(tǒng)檢測(cè)手段存在一定局限性,難以全面揭示套管內(nèi)部的絕緣狀況。因此,探究新型無(wú)損檢測(cè)技術(shù),如頻域介電譜(FDS)技術(shù),對(duì)于提升套管絕緣性能評(píng)估的準(zhǔn)確性和可靠性至關(guān)重要^[1-2]。頻域介電譜技術(shù)是通過測(cè)量材料在各異頻下的介電響應(yīng)特性,以評(píng)估其絕緣狀態(tài)的一種方法^[3]。該技術(shù)能夠敏銳地檢測(cè)到套管內(nèi)部絕緣材料的微觀結(jié)構(gòu)和化學(xué)變化,從而更全面地揭示套管的絕緣性能。通過對(duì)頻域介電譜數(shù)據(jù)的解析和處理,能夠?qū)崿F(xiàn)對(duì)套管絕緣老化和受潮狀況的精準(zhǔn)評(píng)估^[4]。為此,本文將探討頻域介電譜技術(shù)在變壓器套管介質(zhì)損耗因數(shù)超標(biāo)檢測(cè)中的應(yīng)用,闡述頻域介電譜技術(shù)的測(cè)試原理與方法,并結(jié)合實(shí)際案例進(jìn)一步深入分析套管介損值異常的原因,提出故障診斷建議。

1電氣試驗(yàn)概述

1.1頻域介電譜技術(shù)測(cè)試原理

頻域介電譜技術(shù)是通過測(cè)量材料在不同頻率下的介電響應(yīng)特性來評(píng)估其絕緣狀態(tài)的。在測(cè)試過程中,將套管作為測(cè)試對(duì)象,施加不同頻率的交流電壓,測(cè)量其對(duì)應(yīng)的電流響應(yīng)。通過測(cè)量得到的電流和電壓數(shù)據(jù),可以計(jì)算出套管的介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)等參數(shù),進(jìn)而評(píng)估其絕緣性能。測(cè)試過程涉及兩種不同的接線方式,即正接與反接,如圖1所示。

頻域介電譜技術(shù)的測(cè)試原理基于介電響應(yīng)理論,即材料在電場(chǎng)作用下的響應(yīng)特性與其內(nèi)部微觀結(jié)構(gòu)和化學(xué)性質(zhì)密切相關(guān)。通過測(cè)量不同頻率下的介電響應(yīng)特性,可以獲取材料內(nèi)部的結(jié)構(gòu)信息和化學(xué)變化,從而實(shí)現(xiàn)對(duì)絕緣性能的評(píng)估。

1.2 缺陷概述

某110kV變電站裝設(shè)有一臺(tái)型號(hào)為SSZ10—40000/110的變壓器,于2009年7月正式投運(yùn)。該變壓器高壓側(cè)使用油浸紙電容型套管進(jìn)行絕緣。套管以油浸紙電容芯體為主絕緣介質(zhì),瓷絕緣子外套保護(hù)空氣側(cè)絕緣,絕緣外套與電容芯體間填充絕緣油,增強(qiáng)絕緣效果。

為確保設(shè)備安全可靠運(yùn)行,該變電站于2022年7月對(duì)變壓器進(jìn)行了全面試驗(yàn)。結(jié)果顯示,變壓器高壓側(cè)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)偏高,為0.006 95,較出廠時(shí)0.00312有所上升。為持續(xù)跟蹤設(shè)備狀態(tài),2023年4月再次對(duì)該主變高壓套管進(jìn)行了測(cè)試。結(jié)果顯示,變壓器高壓側(cè)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)為0.005 72。歷次測(cè)試數(shù)據(jù)如表1所示。

經(jīng)過對(duì)比表1,例行試驗(yàn)時(shí)變壓器高壓側(cè)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)較出廠時(shí)增長(zhǎng)122.76%,但仍在規(guī)程規(guī)定的合格范圍內(nèi)。為全面評(píng)估,文中對(duì)110 kV側(cè)三相套管的主絕緣和末屏絕緣再次進(jìn)行了測(cè)試,結(jié)果如表2所示。

通過表2可知,高壓側(cè)套管絕緣電阻均大于10 GΩ,符合規(guī)程要求。但2022年7月與2023年4月數(shù)據(jù)顯示,B相的主絕緣和末屏對(duì)地絕緣均低于A、C兩相,且末屏對(duì)地的介質(zhì)損耗因數(shù)約為A、C兩相的2倍,表明可能存在缺陷。

1.3 外觀檢查

在進(jìn)行套管介質(zhì)損耗因數(shù)測(cè)量時(shí)發(fā)現(xiàn),A、C兩相測(cè)量端子外表面沒有銹蝕痕跡,但B相測(cè)量端子的銹蝕痕跡十分明顯,初步懷疑是受潮腐蝕了B相測(cè)量端子;于是進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)打磨,并用電吹風(fēng)對(duì)其表面進(jìn)行處理,外加在38℃的陽(yáng)光下暴曬2 h再進(jìn)行測(cè)量,最終結(jié)果還是變化不大。B相測(cè)量端子打磨前后如圖2所示。

目前,在套管受潮狀態(tài)診斷的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中,主要采用工頻介質(zhì)損耗tan δ測(cè)試法。然而,經(jīng)過長(zhǎng)期的實(shí)踐應(yīng)用,發(fā)現(xiàn)工頻介損對(duì)水分的敏感度相對(duì)較低。這導(dǎo)致了一種情況:即便套管主絕緣的含水量發(fā)生了顯著變化,其工頻介損仍然可能保持在較低水平,如圖3所示。因此,傳統(tǒng)的工頻介損試驗(yàn)在評(píng)估套管絕緣受潮狀態(tài)方面的效果并不理想。

研究發(fā)現(xiàn),不同水含量電力設(shè)備在介損頻率特性上差異顯著。基于此,頻域介電譜(FDS)技術(shù)得以發(fā)展,為套管受潮診斷提供了新途徑。目前,FDS測(cè)試廣泛應(yīng)用于油紙絕緣領(lǐng)域的研究,一般是研究水分和溫度對(duì)絕緣油和絕緣紙頻域介電譜的影響規(guī)律。 FDS測(cè)試結(jié)果受試品絕緣結(jié)構(gòu)、溫度、水分分布等影響較大,由于套管絕緣結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單一致,便于估算其絕緣幾何尺寸,因此FDS測(cè)試在高壓套管絕緣診斷中具有優(yōu)勢(shì)^[5]。

2 技術(shù)測(cè)試

2.1頻域介電譜FDS分析的原理

油紙絕緣作為一種復(fù)合電介質(zhì),其在潮濕環(huán)境及老化過程中微觀結(jié)構(gòu)的改變,將對(duì)導(dǎo)電性能與極化產(chǎn)生影響,從而導(dǎo)致介電特性發(fā)生變動(dòng)。鑒于絕緣紙的水含量相較于油而言較高,因此受潮狀況更為嚴(yán)重。

頻域介電譜測(cè)試是對(duì)傳統(tǒng)工頻復(fù)電容和介質(zhì)損耗測(cè)量技術(shù)的拓展,將其應(yīng)用于低頻和高頻段(如0.1 mHz~1 KHz),通過精確測(cè)定試品兩端的電壓和電流幅值及相位,運(yùn)用傅里葉變換計(jì)算樣品的復(fù)阻抗,進(jìn)而獲取介質(zhì)的復(fù)電容、復(fù)介電常數(shù)和介質(zhì)損耗因數(shù)等參數(shù),有助于全面評(píng)估試品的絕緣狀態(tài)^[6]。

在頻域內(nèi),電介質(zhì)材料的介電特性可以用復(fù)電容和復(fù)相對(duì)介電常數(shù)來表征,由此引入復(fù)電容c(w)如下:

C(w)= C'(w)—C"(w)   (1)

式中:C'(w)和C"(w)分別為復(fù)電容C(w)的實(shí)部和虛部。

則其介質(zhì)損耗因數(shù)如式(2)所示:

tan δ=C'(w)/C"(w)   (2)

2.2頻域介電譜FDS測(cè)試

發(fā)現(xiàn)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)增量偏高,現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)人員使用FDS測(cè)試儀檢查三根套管。頻域介電譜法可表征油紙電容型套管受潮狀態(tài),建議套管FDS測(cè)試低頻段介損注意值為10%。從三相FDS數(shù)據(jù)看,B相低頻段介損超注意值,可能受潮。

3油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

《電力設(shè)備檢修試驗(yàn)規(guī)程》對(duì)110 kV及以下套管油色譜總烴、H₂、C₂H₂及油中水分含量有明確要求^[7]。 該異常套管油中,H₂含量接近注意值,其他氣體合格但較出廠值增量大;微水含量雖低于標(biāo)準(zhǔn),但較出廠值也有很大增量。高壓側(cè)B相套管油中溶解氣體試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表3所示。

采用三比值法對(duì)缺陷類型進(jìn)行分析,得出特征氣體三比值編碼為1010,從而確定缺陷類型為局部放電。

4解體檢查情況

依據(jù)高壓介損、油色譜及頻域介電譜試驗(yàn)結(jié)果,推斷套管內(nèi)部油紙絕緣受潮導(dǎo)致介損超標(biāo)。實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明,進(jìn)水可能源于高壓套管頭部密封部位,密封性能下降引發(fā)故障,需現(xiàn)場(chǎng)拆解予以驗(yàn)證。同時(shí),同批次同型號(hào)其他地區(qū)變電站的110 kV主變壓器套管亦存在介損增大現(xiàn)象。綜合此案例,初步判斷為廠家制造工藝存在批次性缺陷,運(yùn)維人員應(yīng)重點(diǎn)排查該廠家套管,以確保電力安全。

5 原因分析

該套管因2018年缺油運(yùn)行,導(dǎo)致電容芯子失去絕緣油保護(hù)而受潮。補(bǔ)油后,套管溫度高,電導(dǎo)損耗增長(zhǎng),絕緣油中水分增加,長(zhǎng)期運(yùn)行產(chǎn)生局部放電。在高電壓下,故障氣體加劇了局部放電,初步判斷套管受潮。返廠解體結(jié)果證實(shí)了此判斷。由于橋式接線變電站服務(wù)于重要用戶,停電難度大,因介質(zhì)損耗值略超標(biāo),2022年7月決定繼續(xù)監(jiān)視主變壓器并縮短巡視周期。2023年6月,采用頻域介電譜技術(shù)測(cè)量后,決 定更換高壓側(cè)A、B、C三相高壓套管。

6 建議

頻域介電譜技術(shù)作為新興的無(wú)損檢測(cè)手段,在研究變壓器套管介損因數(shù)超標(biāo)方面展現(xiàn)出極大的應(yīng)用潛力。針對(duì)套管介損值異常問題,本文通過頻域介電譜技術(shù)進(jìn)行故障診斷,并提出以下建議:1)對(duì)于含有水分或潮氣的套管,建議實(shí)施干燥處理,通過加熱或真空干燥等方式,排除套管內(nèi)部的水分和潮氣,以恢復(fù)其絕緣性能;2)對(duì)于存在局部放電現(xiàn)象的套管,建議進(jìn)行深入檢查和維修,可以采用局部放電檢測(cè)方法,確定放電位置和原因,并針對(duì)性進(jìn)行修復(fù)或更換;3)對(duì)于使用年限較長(zhǎng)或運(yùn)行環(huán)境惡劣的套管,建議加強(qiáng)監(jiān)測(cè)與維護(hù),定期進(jìn)行介電譜測(cè)試,以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)并處理潛在的絕緣問題,確保電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

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2024年第21期第4篇