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)檢測研究

摘要：鑒于高壓套管現(xiàn)場檢測手段有限、診斷準(zhǔn)確性不佳，事故頻發(fā)，對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行構(gòu)成威脅，采用新型無損檢測方法精準(zhǔn)評估高壓套管絕緣老化和受潮狀態(tài)至關(guān)重要。現(xiàn)基于介電響應(yīng)理論，運用頻域介電譜法（FDS）檢測高壓套管。首先通過闡述測試原理，并結(jié)合實際案例，分析套管介損值異常原因，其次提出故障診斷建議。相比傳統(tǒng)方法，頻域介電譜測量技術(shù)能更靈敏、全面地反映套管內(nèi)部絕緣狀態(tài)，具有較高的工程應(yīng)用價值。

關(guān)鍵詞：高壓套管；頻域介電譜；FDS；介質(zhì)損耗；油紙絕緣

中圖分類號：TM41" " 文獻標(biāo)志碼：A" " 文章編號：1671-0797（2024）21-0015-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.21.004

0" " 引言

變壓器套管的絕緣性能對于電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行影響巨大，因此，對套管進行精確的絕緣性能評估，是保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一。傳統(tǒng)檢測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，探究新型無損檢測技術(shù)，如頻域介電譜（FDS）技術(shù)，對于提升套管絕緣性能評估的準(zhǔn)確性和可靠性至關(guān)重要[1-2]。頻域介電譜技術(shù)是通過測量材料在各異頻下的介電響應(yīng)特性，以評估其絕緣狀態(tài)的一種方法[3]。該技術(shù)能夠敏銳地檢測到套管內(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。通過對頻域介電譜數(shù)據(jù)的解析和處理，能夠?qū)崿F(xiàn)對套管絕緣老化和受潮狀況的精準(zhǔn)評估[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)檢測中的應(yīng)用，闡述頻域介電譜技術(shù)的測試原理與方法，并結(jié)合實際案例進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" " 電氣試驗概述

1.1" " 頻域介電譜技術(shù)測試原理

頻域介電譜技術(shù)是通過測量材料在不同頻率下的介電響應(yīng)特性來評估其絕緣狀態(tài)的。在測試過程中，將套管作為測試對象，施加不同頻率的交流電壓，測量其對應(yīng)的電流響應(yīng)。通過測量得到的電流和電壓數(shù)據(jù)，可以計算出套管的介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)等參數(shù)，進而評估其絕緣性能。測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)的測試原理基于介電響應(yīng)理論，即材料在電場作用下的響應(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，從而實現(xiàn)對絕緣性能的評估。

1.2" " 缺陷概述

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

為確保設(shè)備安全可靠運行，該變電站于2022年7月對變壓器進行了全面試驗。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0.003 12有所上升。為持續(xù)跟蹤設(shè)備狀態(tài)，2023年4月再次對該主變高壓套管進行了測試。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。歷次測試數(shù)據(jù)如表1所示。

經(jīng)過對比表1，例行試驗時變壓器高壓側(cè)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)較出廠時增長122.76%，但仍在規(guī)程規(guī)定的合格范圍內(nèi)。為全面評估，文中對110 kV側(cè)三相套管的主絕緣和末屏絕緣再次進行了測試，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地絕緣均低于A、C兩相，且末屏對地的介質(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

在進行套管介質(zhì)損耗因數(shù)測量時發(fā)現(xiàn)，A、C兩相測量端子外表面沒有銹蝕痕跡，但B相測量端子的銹蝕痕跡十分明顯，初步懷疑是受潮腐蝕了B相測量端子；于是進行現(xiàn)場打磨，并用電吹風(fēng)對其表面進行處理，外加在38 ℃的陽光下暴曬2 h再進行測量，最終結(jié)果還是變化不大。B相測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)場應(yīng)用中，主要采用工頻介質(zhì)損耗tan δ測試法。然而，經(jīng)過長期的實踐應(yīng)用，發(fā)現(xiàn)工頻介損對水分的敏感度相對較低。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)的工頻介損試驗在評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?；诖?，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，F(xiàn)DS測試廣泛應(yīng)用于油紙絕緣領(lǐng)域的研究，一般是研究水分和溫度對絕緣油和絕緣紙頻域介電譜的影響規(guī)律。FDS測試結(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)簡單一致，便于估算其絕緣幾何尺寸，因此FDS測試在高壓套管絕緣診斷中具有優(yōu)勢[5]。

2" " 技術(shù)測試

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。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重。

頻域介電譜測試是對傳統(tǒng)工頻復(fù)電容和介質(zhì)損耗測量技術(shù)的拓展，將其應(yīng)用于低頻和高頻段（如0.1 mHz～1 kHz），通過精確測定試品兩端的電壓和電流幅值及相位，運用傅里葉變換計算樣品的復(fù)阻抗，進而獲取介質(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)相對介電常數(shù)來表征，由此引入復(fù)電容C（ω）如下：

C（ω）=C′（ω）-C″（ω）（1）

式中：C′（ω）和C″（ω）分別為復(fù)電容C（ω）的實部和虛部。

則其介質(zhì)損耗因數(shù)如式（2）所示：

tan δ=C′（ω）/C″（ω）（2）

2.2" " 頻域介電譜FDS測試

發(fā)現(xiàn)B相套管介質(zhì)損耗因數(shù)增量偏高，現(xiàn)場試驗人員使用FDS測試儀檢查三根套管。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" " 油色譜試驗數(shù)據(jù)分析

《電力設(shè)備檢修試驗規(guī)程》對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數(shù)據(jù)如表3所示。

采用三比值法對缺陷類型進行分析，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)。實際運行經(jīng)驗表明，進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)場拆解予以驗證。同時，同批次同型號其他地區(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，運維人員應(yīng)重點排查該廠家套管，以確保電力安全。

5" " 原因分析

該套管因2018年缺油運行，導(dǎo)致電容芯子失去絕緣油保護而受潮。補油后，套管溫度高，電導(dǎo)損耗增長，絕緣油中水分增加，長期運行產(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)作為新興的無損檢測手段，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。針對套管介損值異常問題，本文通過頻域介電譜技術(shù)進行故障診斷，并提出以下建議：1）對于含有水分或潮氣的套管，建議實施干燥處理，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）對于存在局部放電現(xiàn)象的套管，建議進行深入檢查和維修，可以采用局部放電檢測方法，確定放電位置和原因，并針對性進行修復(fù)或更換；3）對于使用年限較長或運行環(huán)境惡劣的套管，建議加強監(jiān)測與維護，定期進行介電譜測試，以便及時發(fā)現(xiàn)并處理潛在的絕緣問題，確保電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

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收稿日期：2024-06-21

作者簡介：杜航（1998—），男，貴州遵義人，助理工程師，研究方向：高電壓技術(shù)、電力設(shè)備絕緣狀態(tài)分析、電力設(shè)備機械特性等。