基于頻域介電譜技術的變壓器套管介質損耗因數超標檢測研究

摘要：鑒于高壓套管現場檢測手段有限、診斷準確性不佳，事故頻發，對電力系統穩定運行構成威脅，采用新型無損檢測方法精準評估高壓套管絕緣老化和受潮狀態至關重要?，F基于介電響應理論，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。相比傳統方法，頻域介電譜測量技術能更靈敏、全面地反映套管內部絕緣狀態，具有較高的工程應用價值。

關鍵詞：高壓套管；頻域介電譜；FDS；介質損耗；油紙絕緣

中圖分類號：TM41" " 文獻標志碼：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的穩定運行影響巨大，因此，對套管進行精確的絕緣性能評估，是保障電力系統安全穩定運行的關鍵環節之一。傳統檢測手段存在一定局限性，難以全面揭示套管內部的絕緣狀況。因此，探究新型無損檢測技術，如頻域介電譜（FDS）技術，對于提升套管絕緣性能評估的準確性和可靠性至關重要[1-2]。頻域介電譜技術是通過測量材料在各異頻下的介電響應特性，以評估其絕緣狀態的一種方法[3]。該技術能夠敏銳地檢測到套管內部絕緣材料的微觀結構和化學變化，從而更全面地揭示套管的絕緣性能。通過對頻域介電譜數據的解析和處理，能夠實現對套管絕緣老化和受潮狀況的精準評估[4]。為此，本文將探討頻域介電譜技術在變壓器套管介質損耗因數超標檢測中的應用，闡述頻域介電譜技術的測試原理與方法，并結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" " 頻域介電譜技術測試原理

頻域介電譜技術是通過測量材料在不同頻率下的介電響應特性來評估其絕緣狀態的。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，測量其對應的電流響應。通過測量得到的電流和電壓數據，可以計算出套管的介電常數、介質損耗因數等參數，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。

頻域介電譜技術的測試原理基于介電響應理論，即材料在電場作用下的響應特性與其內部微觀結構和化學性質密切相關。通過測量不同頻率下的介電響應特性，可以獲取材料內部的結構信息和化學變化，從而實現對絕緣性能的評估。

1.2" " 缺陷概述

某110 kV變電站裝設有一臺型號為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，瓷絕緣子外套保護空氣側絕緣，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。結果顯示，變壓器高壓側B相套管介質損耗因數偏高，為0.006 95，較出廠時0.003 12有所上升。為持續跟蹤設備狀態，2023年4月再次對該主變高壓套管進行了測試。結果顯示，變壓器高壓側B相套管介質損耗因數為0.005 72。歷次測試數據如表1所示。

經過對比表1，例行試驗時變壓器高壓側B相套管介質損耗因數較出廠時增長122.76%，但仍在規程規定的合格范圍內。為全面評估，文中對110 kV側三相套管的主絕緣和末屏絕緣再次進行了測試，結果如表2所示。

通過表2可知，高壓側套管絕緣電阻均大于10 GΩ，符合規程要求。但2022年7月與2023年4月數據顯示，B相的主絕緣和末屏對地絕緣均低于A、C兩相，且末屏對地的介質損耗因數約為A、C兩相的2倍，表明可能存在缺陷。

1.3" " 外觀檢查

在進行套管介質損耗因數測量時發現，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；于是進行現場打磨，并用電吹風對其表面進行處理，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，在套管受潮狀態診斷的現場應用中，主要采用工頻介質損耗tan δ測試法。然而，經過長期的實踐應用，發現工頻介損對水分的敏感度相對較低。這導致了一種情況：即便套管主絕緣的含水量發生了顯著變化，其工頻介損仍然可能保持在較低水平，如圖3所示。因此，傳統的工頻介損試驗在評估套管絕緣受潮狀態方面的效果并不理想。

研究發現，不同水含量電力設備在介損頻率特性上差異顯著?；诖?，頻域介電譜（FDS）技術得以發展，為套管受潮診斷提供了新途徑。目前，FDS測試廣泛應用于油紙絕緣領域的研究，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律。FDS測試結果受試品絕緣結構、溫度、水分分布等影響較大，由于套管絕緣結構簡單一致，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勢[5]。

2" " 技術測試

2.1" " 頻域介電譜FDS分析的原理

油紙絕緣作為一種復合電介質，其在潮濕環境及老化過程中微觀結構的改變，將對導電性能與極化產生影響，從而導致介電特性發生變動。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工頻復電容和介質損耗測量技術的拓展，將其應用于低頻和高頻段（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阻抗，進而獲取介質的復電容、復介電常數和介質損耗因數等參數，有助于全面評估試品的絕緣狀態[6]。

在頻域內，電介質材料的介電特性可以用復電容和復相對介電常數來表征，由此引入復電容C（ω）如下：

C（ω）=C′（ω）-C″（ω）（1）

式中：C′（ω）和C″（ω）分別為復電容C（ω）的實部和虛部。

則其介質損耗因數如式（2）所示：

tan δ=C′（ω）/C″（ω）（2）

2.2" " 頻域介電譜FDS測試

發現B相套管介質損耗因數增量偏高，現場試驗人員使用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，建議套管FDS測試低頻段介損注意值為10%。從三相FDS數據看，B相低頻段介損超注意值，可能受潮。

3" " 油色譜試驗數據分析

《電力設備檢修試驗規程》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；微水含量雖低于標準，但較出廠值也有很大增量。高壓側B相套管油中溶解氣體試驗數據如表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

依據高壓介損、油色譜及頻域介電譜試驗結果，推斷套管內部油紙絕緣受潮導致介損超標。實際運行經驗表明，進水可能源于高壓套管頭部密封部位，密封性能下降引發故障，需現場拆解予以驗證。同時，同批次同型號其他地區變電站的110 kV主變壓器套管亦存在介損增大現象。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，電導損耗增長，絕緣油中水分增加，長期運行產生局部放電。在高電壓下，故障氣體加劇了局部放電，初步判斷套管受潮。返廠解體結果證實了此判斷。由于橋式接線變電站服務于重要用戶，停電難度大，因介質損耗值略超標，2022年7月決定繼續監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測量后，決定更換高壓側A、B、C三相高壓套管。

6" " 建議

頻域介電譜技術作為新興的無損檢測手段，在研究變壓器套管介損因數超標方面展現出極大的應用潛力。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，排除套管內部的水分和潮氣，以恢復其絕緣性能；2）對于存在局部放電現象的套管，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，并針對性進行修復或更換；3）對于使用年限較長或運行環境惡劣的套管，建議加強監測與維護，定期進行介電譜測試，以便及時發現并處理潛在的絕緣問題，確保電力系統的穩定運行。

[參考文獻]

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[2] 姚歡民，穆海寶，張大寧，等.時變溫度下油紙絕緣頻域介電譜曲線校正方法研究[J].電工技術學報，2023，38（1）：246-257.

[3] 楊紅輝，劉佳佳，嚴再麗，等.油紙電容式變壓器套管故障原因分析與處理[J].電工技術，2023（22）：135-136.

[4] 肖遙，許佐明，張晉寅，等.受潮狀態下環氧膠浸紙套管頻域介電譜研究[J].高壓電器，2021，57（9）：116-124.

[5] 張大寧，白帆，牛朝濱，等.不同受潮類型下油紙絕緣套管的頻域介電譜特性[J].中國電機工程學報，2018，38（16）：4942-4950.

[6] 張晨晨，丁國成，陳慶濤，等.基于頻域介電譜的一起110 kV變壓器套管故障分析[J].變壓器，2019，56（5）：77-80.

[7] 黃濤，任重，李昂，等.基于頻域介電譜的一起220 kV主變壓器套管故障診斷分析[J].電氣應用，2022，41（2）：8-12.

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、電力設備絕緣狀態分析、電力設備機械特性等。