變壓器油紙絕緣套管受潮研究

謝晗

（福建水利電力職業技術學院，福建 永安，366000）

1 引言

變電設備連接線須通過絕緣套管與外接高壓輸電網絡連接，套管是連接線間及連接線與油箱之間的絕緣系統。套管在運行的過程中，會經常承受到熱、電、化學和機械等多個因素的作用，從而導致其絕緣劣化、絕緣性能下降。嚴重時還會失去絕緣性能，致使故障的發生。所以，有效地保證套管具有良好的絕緣性能，這是至關重要的。[1]

新型檢測技術采用了頻域介電響應測試技術進行辨識，[2-4]單一介損頻率特性譜圖僅能表明相應趨勢，無法判別套管絕緣受潮狀態及是否失效，而介損溫度特性由不同溫度的極化損耗和電導損耗組成。影響電導電流所引起的損耗與溫度和頻率等因素有關。當溫度比較低的時候，分子的熱運動比較弱，這樣影響就不大。隨著頻率的逐漸增加，分子的轉向次數會增加，介質損耗就會呈增加趨勢；當溫度比較高的時候，分子的熱運動會加快，阻礙偶極子在電場的作用下做有規則的排列，其極化強度將會減弱。當頻率比較低的時候，因為周期比較長，分子的熱運動的相對頻率增加，介質損耗隨著頻率增加呈上升趨勢。當頻率達到一定程度的時候，由于周期較短，分子的熱運動的影響將會逐漸變得越來越明顯。[5]套管新型檢測技術的應用表明，單獨采用套管介損頻率特性或介損溫度特性檢測技術均無法準確評判套管絕緣受潮后性能。

2 模擬工況套管試驗平臺

為模擬工況及離線瞬態套管實際溫度分布，可利用如圖1所示的高電壓、大電流熱效應綜合作用的套管試驗平臺。油箱充滿25#變壓器油，套管安裝罐充入氣壓為0.5 MPa的純凈SF6氣體。檢測平臺通過試驗變壓器施加550 kV高電壓，經大電流變壓器（即升流裝置）在550 kV油紙套管、干式套管和油氣套管回路中施加2500 A的電流；經油箱中內置10組5 kW加熱器，對變壓器油進行均勻加熱，加熱溫度保持在90℃，將溫度傳感器pt100布置在套管浸油尾端導桿邊緣油中，通過溫控系統控制該處油溫偏差在±2℃以內，油紙套管為研究的試品，配置轉換接口油箱法蘭，實現72.5kV～550 kV套管更換。

圖1 模擬工況套管試驗平臺示意圖

套管試驗平臺能模擬套管停運的離線瞬態溫度分布及套管浸油尾端自然冷卻過程，油紙套管絕緣介質水分再平衡過程。油紙套管絕大部分水分都留于絕緣紙中，只有少量水分溶解在油中，這是由于纖維素與水分子更容易形成氫鍵，而隨著溫度的增加，氫鍵容易斷裂，纖維素對水分子的束縛力減弱導致油中水分逐漸增加，其平衡關系可見Fabre-Pichon曲線、Oommen曲線、MIT曲線等礦物變壓器油與絕緣紙中溶解水分平衡曲線[6]，如圖2所示，可估計絕緣紙的水分含量。

圖2 典型的類Oommen曲線

隨著溫度的升高，套管絕緣紙中含水量下降，在不同瞬態溫度時的介損頻率特性曲線呈規律性移動，由套管介損溫度特性可知，套管含水量一定時，在某頻率激勵電壓下，其介質損耗因數不隨溫度的變化而變化，不同含水量套管工頻激勵電壓下介損溫度特性如圖3所示為套管制造廠控制油紙套管含水量的經驗譜圖。一般需要將套管含水量控制在0.4%～0.6%，這是本文套管介損頻率特性和溫度特性研究的關鍵量化指標控制點，是研究重點內容，采用72.5 kV油紙套管進行介損頻率-溫度特性研究。

圖3 不同含水量油紙絕緣套管介損溫度特性

3 套管降溫過程介損頻率-溫度特性

套管在運行時對其溫度最大的影響因素是氣候，冬季即使滿負荷運行，套管導桿發熱經絕緣介質散熱達到平衡后，溫度不會超過35℃；夏季套管環境溫度一般都在35℃以上，滿負荷運行時溫度將達到80℃，個別情況可能達到90℃以上。

3.1 常溫區套管介損頻率-溫度特性試驗研究

利用套管試驗平臺，將套管升溫至45℃，自然冷卻過程中，測試套管介損頻率特性，良好的套管油紙絕緣系統頻域介電譜低頻特征區域（＜10 Hz）呈明顯趨勢變化，如圖4所示。

圖4中最上端的V形曲線為溫度45℃時介損頻率特性曲線，將溫度降低至25℃ 和 5℃，分別測得各自特征曲線，低頻區域曲線整體下移，在該溫度區間內，高頻區域溫度梯度對介損頻域介電譜影響較小。由圖4可以看出，在大于20 Hz的激勵電壓下，介質損耗因數將不隨溫度的變化。

圖4 5～45℃范圍套管介損頻率特性

3.2 高溫區套管介損頻率-溫度特性探究

現場檢修過程時，因變壓器套管退出運行，其套管溫度在自然冷卻過程中介損頻率特性隨著套管內部水分再平衡過程而變化，下面重點對交流變壓器油紙套管降溫過程的介損頻率-溫度特性進行研究。

模擬套管運行狀況時，浸入油箱的套管尾部導桿附近油溫調節至90℃，偏差為±2℃，套管達到熱平衡狀態后，在自然降溫過程中測試套管介損頻率特性變化趨勢。圖5為含水量0.3%的油紙套管溫度從89.2℃自然冷卻至71.7℃過程的介損頻率特性圖譜。

圖5 套管降溫過程介損頻率特性圖譜（1）

由圖5可見，低頻區域基本無變化，在高頻區域隨溫度的下降，介損頻率特性曲線上移，該變化趨勢與常溫區套管介損頻率-溫度的趨勢相反。

當溫度自然冷卻到35.3℃，套管介損頻率-溫度特性圖譜如圖6所示，其介損頻率特性測試溫度和頻率范圍見表1，套管溫度降至35.3℃時，折算工頻介損值為0.28%。

表1 介損頻率特性測試溫度和頻率范圍

由圖6可見，隨溫度的降低，在高頻區域介損值向上增加速度越來越小，但在低頻區域，具有明顯的下移趨勢，溫度越低在高頻區介損線上升幅度越小，在低頻區介損線下移幅度越大。從整個介損線觀測，介損頻率-溫度特性有明顯的交叉拐點，位于20 Hz處，即表明以20 Hz交流激勵電壓測試不同溫度時套管的介質損耗因數，其值將保持恒定。

圖6 套管降溫過程介損頻率特性圖譜（2）

將純凈水注入套管油紙絕緣系統以模擬油紙絕緣套管受潮，并對套管進行升降溫操作，每天升溫至80℃，保持80℃時長為5 h，然后自然冷卻，反復進行10天，使注入水分充分浸入油紙絕緣系統，取樣油紙套管中的油，測試其微水含量，根據油紙平衡曲線估算套管絕緣紙中的含水量。

通過套管試驗平臺對套管施加額定電流，試驗油箱內的加熱器對變壓器油進行加熱，套管浸油尾部導桿附近油溫達到90℃左右，達到熱平衡后停止加熱。采用套管自然冷卻法，降溫過程對套管進行介損頻率特性測試，圖7為經人工注水后套管絕緣紙含水量為0.6%的套管介損頻率-溫度特性圖譜，其介損頻率特性測試溫度和頻率范圍見表2。

表2 介損頻率特性測試溫度范圍（頻率范圍0.01～1000Hz）

圖7 含水量0.6%的套管降溫過程介損頻率特性圖譜

由圖7可明顯看出，套管由88.9 ℃降至42.6℃的過程中，套管介損頻率特性曲線產生移動。整體特征曲線交叉拐點由20 Hz向右移至40 Hz，即以40 Hz交流激勵電壓測試不同溫度的介質損耗因數時，數值將保持恒定。拐點右側高頻區域，隨著溫度的升高，介質損耗因數減小；拐點左側低頻區域，隨著溫度的升高，介質損耗因數增大。

繼續采用注水法進行套管介損頻率-溫度特性測試，可發現套管介損頻率-溫度特性曲線隨著套管絕緣紙含水量增加，其交叉拐點不斷向右移動，圖8為溫度由80.3℃降至46.7℃，含水量為3.4%的套管絕緣失去作用的介損頻率-溫度特性圖譜，其交叉拐點大于100 Hz。

圖8 含水量3.4%的套管降溫過程介損頻率特性圖譜

表3為《電力設備預防性試驗規程》對絕緣紙板含水量的規定。從表中可見，對于不同電壓等級，油紙絕緣系統含水量要求不一樣，但是由于套管是少油型設備，對含水量控制要求更高，水分主要浸入套管絕緣紙中，一般含水量控制在1%以內。以絕緣紙含水量0.8%～1%為常規意義上套管受潮引發失效的臨界點。現場試驗研究表明，采用0.1～1000 Hz掃頻方式對剛退出運行的套管進行介損頻率特性測試（套管降溫過程中），介質損耗因數測量時間約為3min，監測套管溫度在約40～80℃之間的頻域介電響應圖譜，其交叉拐點向右移至＞80 Hz，即表示套管絕緣已發生受潮，向右移至＞100 Hz，則表示套管絕緣因受潮而失效。

表3 《電力設備預防性試驗規程》對絕緣紙板含水量的規定

4 水分、溫度的不同對油紙系統內部電荷的分布

電力變壓器的性能指標關系著電力供應的平穩和高效。[7]絕緣系統的絕緣性能對變壓器的影響是非常重要的。所以開展油紙絕緣的研究具有非常重要的作用。

溫度和水分會影響絕緣系統中的電荷分布，油箱內部的絕緣系統是絕緣紙和絕緣油復合的結構，其電場的變化可能會導致油紙絕緣系統擊穿、發熱等現象。所以開展溫度和水分對復合絕緣電場的研究了解其絕緣狀況具有很深遠的意義[8]。文獻8是通過改進粒子群的算法對油紙系統等效電路參數展開辨析，來探討水分和等效電路參數之間的關系。文獻9是對油紙中初始水分不同和對油紙熱老化速率的作用展開研究，根據紙和油里面的水分、糠醛和酸等特征量的變化對變壓器的油紙絕緣進行狀態評估[9]。

下面就以外界施加交流電的情況下，在水分和溫度不同時，對油紙復合系統內部的電荷分布情況進行詳細的分析。

4.1 油、紙樣的處理

所選用的油是克拉瑪依生產的25#礦物油。實驗前必須使用真空濾油機對油樣進行脫氣、除水和除雜等處理。

所選用的紙樣為魏德曼絕緣紙。實驗前必須對紙樣進行真空干燥和浸油等預處理，然后進行檢測。

4.2 油、紙水分含量的測量

用WS-2庫侖法水分測量儀對油中水分含量進行測試，利用大電解電流與電流自動控制來實現全自動水分測定，具有操作簡便、分析時間短、精度高等優點。測量時內部的試劑與樣品中的水分發生的反應如下：

樣品中的水分和測試儀中的試劑接觸后發生反應，得出反應期間測試儀試劑中碘的消耗量，碘的使用量通過電解出同量的碘所消耗的電量來計算[10]，計算出樣品里消耗水的質量。為與實際情況相接近，實驗時選取不同含水量和質量的樣品添加到測試儀進行驗證。[11]

紙樣品含水量的測定采用萃取法，先將儀器、工具烘干，紙樣放入甲醇燒瓶，攪拌萃取，通過測量、干燥等步驟，計算出結果。

萃取后紙樣含水量的計算公式為：

其中：W為水分含量，%；A為250mL含樣品的萃取含水量，μg；B為250mL甲醇的含水量，μg；V為所加萃取溶劑的體積，mL；m為干紙質量，g。

4.3 油紙系統模型及復合電場

為便于研究油紙絕緣系統內部的電場分布，將絕緣油、絕緣紙和油隙分別進行合并，得到X-Y簡化等效模型[12]，如圖9所示。

圖9 油紙復合絕緣等效模型

因電介質分布的不平衡性，對其測試分析時，將等效模型用一系列電阻（R1，R2，…，Rn）和電容（C1，C2，…，Cn）的串聯，再與代表復合系統的絕緣電阻R0和C0并聯，等效模型電路如圖10所示。

圖10 電路模型

檢驗時對樣品施加一個交直流重疊的電壓波形，其具體形狀如圖11所示。

圖11 交直流電壓波形

圖11中，Udc是直流電壓分量平均值，Um是交流電壓分量的最大值。分析時對交直流電壓里面的交流成分定義如式（2）所示。

式（2）表明直流電壓和交流電壓可以η的大小決定各自的作用，η=100%表示只有交流電壓分量起作用，η=0表示只有直流電壓分量起作用，η值在0～100%之間，η值越大，交流電壓分量起的作用越大。

4.4 結果分析

在進行頻域參數測量時，為消除測量誤差，對紙樣和油樣進行測量時各自選6組，以每6組樣品測試對應的平均值作為最終的結果。通過觀察控制恒溫箱內的溫度，就能夠得到在不同溫度下油紙隨水分變化的關系曲線。溫度分別是10℃、20℃、30℃、45℃、60℃和 80℃的樣品的相對介電常數隨水分變化的關系曲線如圖12和圖13所示。

圖12 油樣相對介電常數變化

圖13 紙樣相對介電常數變化

圖中?為10℃，*為20℃，?為30℃，□為45℃，— —為60℃，◇為80℃。

由圖12可知，油樣的相對介電常數隨著水分的增加而逐漸上升，在不同溫度下，油樣的相對介電常數的變化是有波動的，含水量在10 ppm和40 ppm之間，波動較為明顯。由圖13知，紙樣的相對介電常數隨著含水量的升高而逐漸上升，紙樣的含水量越高，介電常數也越大。當溫度為80℃時，紙樣的相對介電常數接近8，比同溫度油樣的介電常數大。

5 油紙場強的分析

油紙系統中自由電荷隨著溫度的變化將不斷移動，溫度越高，其活性越大，聚集的速度也就越快，這反映出場強的變化。場強越大，自由電荷的數量就會越多。當溫度不同時，在復合電場的作用下，油樣和紙樣中的電荷隨含水量的不斷升高的變化曲線如圖14和圖15所示。

圖14 含水量不同時油樣中的場強變化

圖15 含水量不同時紙樣中的場強變化

如圖14所示，隨著含水量的增大，油的場強就會增大，即自由電荷的數量會增多；根據溫度為10℃和 80℃時的場強曲線可得，含水量在3 ppm～60 ppm的范圍內，10℃曲線對應的場強從8kV/mm增加到22 kV/mm。在相同條件下，80℃時的場強變化量只有2.5 kV/mm。

在圖15中，比較溫度為10℃ 與80℃紙樣場強的變化可知：溫度越高時紙樣場強越大，在場強曲線的末端，場強趨于穩定。在復合電壓的作用下，紙樣的電場強度伴隨著含水量的增加而不斷減小，與油樣電場強度的變化情況正好相反[13]。

6 結語

利用套管試驗檢測平臺，得到套管在運行中導桿發熱和浸油傳熱的溫度分布特征；采用頻域介電響應測試技術，獲取套管退出運行自然冷卻時不同溫度狀態的介損頻率特性曲線圖譜，由降溫過程中特征圖譜交叉拐點判別套管絕緣受潮狀態；套管溫度從80℃下降至40℃過程中，交叉拐點向右移至不同頻率，可表明套管絕緣受潮或套管受潮嚴重。

根據油紙絕緣等效模型，對油紙在不同溫度、不同含水量下的介電常數和場強變化進行研究，得出溫度和水分與兩者之間的影響關系。油樣和紙樣的相對介電常數隨含水量的增加而上升。溫度對紙樣和油樣中的介質具有不同程度的影響，在溫度為80℃時，對紙樣的影響比較大。

隨著含水量的升高，油中的場強會上升。在溫度越高時，隨著含水量的升高，場強的增速越來越緩，紙樣場強則不斷增大，并在最后趨于穩定。