任章鰲，李曉江，郝劍波，閆迎，晏桂林

(1.國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學(xué)研究院，湖南長沙410007；2.國網(wǎng)湖北省電力公司荊門供電公司，湖北荊門448000)

某水電廠變壓器絕緣介電頻率響應(yīng)試驗(yàn)及絕緣老化評(píng)估

任章鰲1，李曉江2，郝劍波1，閆迎1，晏桂林1

(1.國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學(xué)研究院，湖南長沙410007；2.國網(wǎng)湖北省電力公司荊門供電公司，湖北荊門448000)

通過將介電頻率響應(yīng)技術(shù) (DFR)應(yīng)用于某水電廠的變壓器的含水量診斷試驗(yàn)，對(duì)比該變壓器的電氣絕緣試驗(yàn)和油化試驗(yàn)結(jié)果，有效地驗(yàn)證了該變壓器的絕緣性能。同時(shí)對(duì)該變壓器的絕緣老化進(jìn)行評(píng)估，其評(píng)估結(jié)果成功指導(dǎo)了電廠對(duì)該變壓器的檢修維護(hù)。

介電頻率響應(yīng)技術(shù) (DFR)；含水量診斷；油化試驗(yàn)；絕緣老化評(píng)估

隨著社會(huì)的發(fā)展，電網(wǎng)容量的擴(kuò)大以及變壓器智能化項(xiàng)目的大力推廣，電力系統(tǒng)安全運(yùn)行的要求也越來越高，一些運(yùn)行的變壓器存在著潛在的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。而對(duì)于那些運(yùn)行年代較久的變壓器，由于當(dāng)時(shí)生產(chǎn)工藝及設(shè)計(jì)上存在的缺陷以及材料品質(zhì)的局限性，在網(wǎng)運(yùn)行存在風(fēng)險(xiǎn)。變壓器故障概率與變壓器役齡、運(yùn)行工況、維護(hù)狀況相關(guān)。變壓器出現(xiàn)故障所造成的經(jīng)濟(jì)損失和社會(huì)影響是巨大的。

變壓器的狀態(tài)及風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估是制定變壓器最佳維護(hù)方案的關(guān)鍵，確保其穩(wěn)定性和可靠性，從而在減少變壓器運(yùn)行成本的基礎(chǔ)上延長其使用壽命。目前對(duì)變壓器狀態(tài)和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估基本的診斷方式有外觀檢查、常規(guī)油樣測試 (SOT)和油中溶解氣體檢查(DGA)，而較為高級(jí)的診斷方法有頻譜響應(yīng)分析(FRA)、有載調(diào)壓開關(guān)震動(dòng)診斷、絕緣頻率響應(yīng)(DFR)和局放分析等。

絕緣介質(zhì)頻率響應(yīng)技術(shù)是檢測油紙絕緣含水量的一種無損診斷技術(shù)，該技術(shù)是通過油紙絕緣的介電響應(yīng)規(guī)律判斷其含水量。油浸變壓器，傳統(tǒng)的檢測絕緣件中的水份的方式有萃取法:是產(chǎn)品排油后，手工取出絕緣件樣品，送化驗(yàn)室用微水儀分析，難度大。平衡曲線法:需長時(shí)間連續(xù)監(jiān)測溫度和油中微水，推斷絕緣件的含水量，誤差大。露點(diǎn)法:產(chǎn)品排油后注入氮?dú)?，測量氣體的露點(diǎn)推算絕緣件含水量，間接法，誤差較大。知道變壓器油紙絕緣中的含水量就能正確指導(dǎo)其大修維護(hù)方案。

通過在500 kV變壓器上應(yīng)用絕緣介質(zhì)頻率響應(yīng)技術(shù)，成功指導(dǎo)了該臺(tái)變壓器的檢修處理過程。

1 變壓器的絕緣介質(zhì)頻率響應(yīng)試驗(yàn)診斷

1.1 絕緣介質(zhì)頻率響應(yīng)試驗(yàn)

絕緣材料的老化 (裂解，水)將改變其絕緣特性 (PF，tanδ)。傳統(tǒng)的檢測方法是在直流或工頻電壓下進(jìn)行。

絕緣介質(zhì)頻率響試驗(yàn)是從絕緣體的一端施加一個(gè)從1 mHz～1 kHz的掃頻信號(hào)，在另一端接收其電容及介損在不同頻率下的響應(yīng)曲線，可獲得被試品在絕緣特性方面的更多信息，包括絕緣老化后的水份對(duì)響應(yīng)曲線的影響。它可以診斷出絕緣件的含水量、因老化和過熱而升高的油的電導(dǎo)率、線圈內(nèi)的污染情況以及鐵芯對(duì)地的問題等。

基于經(jīng)驗(yàn)，可以開發(fā)專門針對(duì)變壓器介質(zhì)頻響應(yīng)的頻域圖譜數(shù)據(jù)庫，用于診斷老化絕緣的缺陷。

1.2 變壓器信息

變壓器基本參數(shù)見表1，最近一次檢修試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。

表1 變壓器參數(shù)

表2 變壓器試驗(yàn)數(shù)據(jù)

1.3 DFR試驗(yàn)診斷

1.3.1 高壓繞組對(duì)鐵芯及地

測試接線圖如圖1所示，50 Hz折算后的試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3，DFR診斷分析如圖2。

圖1 DFR試驗(yàn)高壓繞組對(duì)鐵芯及地接線

表3 高壓繞組對(duì)鐵芯及地試驗(yàn)數(shù)據(jù)

圖2 高壓繞組對(duì)鐵芯及地DFR分析

變壓器高壓為GIS套管，測量時(shí)GIS開關(guān)側(cè)短接高壓繞組，并用絕緣導(dǎo)線與高壓零線短接。由于開關(guān)和高壓零線較遠(yuǎn)，短接的絕緣導(dǎo)線無法與地懸浮，在測試高壓繞組對(duì)鐵芯及地時(shí)，頻率響應(yīng)特性改變較大，無法正確反映高壓繞組對(duì)鐵芯及地絕緣的真實(shí)情況。

1)高壓繞組與鐵芯及地之間絕緣件含水率為2.02%；

2)14℃變壓器油的電導(dǎo)率為1.26×10－14S/m；體積電阻率7.94×1013Ω·m；

3)盡管該曲線給出了絕緣件含水率較高及受到污染的可能，但結(jié)合現(xiàn)場測試條件及其他測試結(jié)果的綜合分析，可能是受到外部短接的絕緣導(dǎo)線與地之間的影響，并非繞組真實(shí)的狀態(tài)。

1.3.2 低壓繞組對(duì)鐵芯及地

測試接線圖如圖3所示，50 Hz折算后的試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4，DFR診斷分析如圖4。

圖3 DFR試驗(yàn)低壓繞組對(duì)鐵芯及地接線圖

表4 低壓繞組對(duì)鐵芯及地試驗(yàn)數(shù)據(jù)

圖4 低壓繞組對(duì)鐵芯及地DFR分析

1)低壓繞組與鐵芯及地之間絕緣件含水率為小于0.5%；

2)14℃變壓器油的電導(dǎo)率為1.26×10－14S/m；

3)通過分析該曲線，未發(fā)現(xiàn)有線圈內(nèi)部污染或鐵芯異常等情況，絕緣狀態(tài)良好。

DFR測試結(jié)果判斷依據(jù):IEEE Std 62－1995，見表5。

表5 絕緣低于重含水率指導(dǎo)原則說明

2 變壓器初步絕緣老化評(píng)估與處理

2.1 變壓器運(yùn)行歷史

1)主變運(yùn)行負(fù)荷:5個(gè)月左右的高峰(100%)期，平時(shí)負(fù)荷40%左右；

2)本體油位正常，附件無明顯缺陷；

3)主變最高運(yùn)行溫度:繞組 93℃、油頂層67℃；

4)主變定期維護(hù)，運(yùn)行無缺陷。

2.2 變壓器電氣試驗(yàn)報(bào)告和油化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

根據(jù)客戶提供的該臺(tái)變壓器電氣試驗(yàn)數(shù)據(jù)與出廠值、交接試驗(yàn)值對(duì)比分析，無明顯變化，未發(fā)現(xiàn)異常狀況。根據(jù)客戶提供的油色譜數(shù)據(jù)和油樣檢測報(bào)告，使用油色譜分析軟件 (ADGA)分析，油樣檢測結(jié)果合格、色譜數(shù)據(jù)正常。

2.3 變壓器絕緣老化評(píng)估

1)基于運(yùn)行歷史、平均負(fù)荷及運(yùn)行溫度等信息，變壓器絕緣老化評(píng)估軟件給出的結(jié)果為:該變壓器當(dāng)前繞組熱點(diǎn)處絕緣材料聚合度值DP＝691。2)依據(jù)絕緣老化評(píng)估軟件中給出的判據(jù)及電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)DL/T984—2005《油浸式變壓器絕緣老化判斷導(dǎo)則》綜合評(píng)判，該變壓器當(dāng)前絕緣老化程度為 “良好”狀態(tài)。

2.4 變壓器干燥處理

為了避免外界因素對(duì)該臺(tái)變壓器高壓繞組對(duì)鐵芯及地的DFR診斷影響，決定對(duì)該臺(tái)變壓器進(jìn)行低頻干燥處理 (LFH)。用低頻加熱和噴油操作來干燥器身，用低頻電流去除線圈濕氣 (特別是變壓器內(nèi)部線圈及絕緣件)，相對(duì)傳統(tǒng)的干燥方法(熱油循環(huán)及抽真空，熱油噴淋)，減少一半的干燥時(shí)間，相對(duì)于熱油循環(huán)和真空干燥提高了干燥效果，減少殘留的濕氣。

3 結(jié)論

通過對(duì)本次DFR測試數(shù)據(jù)的分析，該變壓器的高－低壓間固體絕緣介質(zhì)含水量小于0.5%，為干燥的絕緣，未受污染；折算到20℃時(shí)變壓器油的電導(dǎo)率為1.87×10－14S/m、 電阻率5.34×1013Ω·m、油介損3.06×10－6，油品正常；通過對(duì)DFR曲線分析，未發(fā)現(xiàn)線圈內(nèi)部有污染或鐵芯異常等情況；主變當(dāng)前繞組熱點(diǎn)處絕緣材料聚合度值DP＝691，絕緣老化程度為良好狀態(tài)。DFR試驗(yàn)結(jié)果跟該變壓器的電氣絕緣試驗(yàn)和油化試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行比較，驗(yàn)證了該變壓器的絕緣性能，成功地指導(dǎo)其檢修維護(hù)。

〔1〕廖瑞金，郝建，楊麗君，等.變壓器油紙絕緣頻域介電譜特性的仿真與實(shí)驗(yàn)研究 〔J〕.中國電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2010，30(22):113-119.

〔2〕郝建，廖瑞金，楊麗君，等.應(yīng)用頻域介電譜法的變壓器油紙絕緣老化狀態(tài)評(píng)估 〔J〕.電網(wǎng)技術(shù)，2011，7(35):187-193.

〔3〕許淵，劉有為，王文煥，等.大型電力變壓器油紙絕緣含水量的介質(zhì)響應(yīng)診斷技術(shù) 〔J〕.中國電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2012，32(33):133-140.

Insulation Dielectric Frequency Response Test and Insulation Aging Evaluation of Transformer in a Hydropower Plant

REN Zhang′ao1， LI Xiaojiang2， HAO Jianbo1， YAN Ying1， YAN Guilin1
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Research Institute， Changsha 410007， China；2.State Grid Hubei Electric Power Corporation Jingmen Power Supply Company， Jingmen 448000， China)

In this paper，the dielectric frequency response technique(DFR)is applied to the water quality diagnosis test of a transformer in a hydropower plant，and the test results are compared with the electrical insulation test and the oil test results of the transformer.It effectively verify the insulation performance of the transformer.Meanwhile，the operation status of the transformer is evaluated，and the evaluation results have successfully guided the maintenance and maintenance of the transformer.

dielectric frequency response technology(DFR)； water content diagnosis； oil test； insulation aging evaluation

TM855

B

1008-0198(2017)05-0033-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.05.008

2017-03-01 改回日期:2017-04-25

任章鰲(1985)，男，工學(xué)博士，工程師，從事高壓設(shè)備檢修、試驗(yàn)和相關(guān)科研項(xiàng)目研究工作。