油浸纸套管尾部受潮故障模拟及早期特征

为研究油浸纸套管尾部绝缘受潮的故障检测及诊断方法,设计并制作了透明护套的油浸纸套管模型,模拟水分从套管头部进入并在尾部沉积的典型受潮故障,研究额定电压和阶梯升压下套管尾部受潮的局部放电、介质损耗角正切值tanδ、电容及频域介电谱特征的变化规律。研究结果表明:额定电压下套管尾部受潮早期,电容随受潮时间呈现增长趋势,而局部放电、tanδ基本不变;1.5 Um工频电压下的局部放电试验使得套管尾部早期受潮的沉积水分运动引发放电;频域介电谱1 m Hz,tanδ随受潮时间呈现增长趋势。现有10 k V电压下测试tanδ、额定电压测局部放电的方法可能会因水分沉积状态而产生误判。建议对疑似尾部受潮套管离线试验中增加1.5 Um工频电压测局部放电试验、1 m Hz频域介电谱测试,在线监测中增加电容的检测,以便早诊断和识别尾部受潮的套管。     

基于扩展德拜模型的油纸绝缘受潮频域特征量研究

为充分挖掘频域介电谱(FDS)携带油纸绝缘状态信息,提取油纸绝缘受潮状态特征量,首先分析基于FDS的油纸绝缘扩展德拜模型参数随温度及微水含量的变化规律,并提取两个油纸绝缘受潮状态特征量——特征频率处(10~(-3) Hz、10~(-2) Hz、10~(-1) Hz和10~0 Hz)的介质损耗和10~(-2)~10~2 Hz范围内的介质损耗斜率K_P。研究表明,扩展德拜模型参数对油纸绝缘微水含量十分敏感,随微水含量的增加,绝缘电阻R_0单调减小,大时间常数和中时间常数支路极化电容C_i单调增大,而几何电容C_0几乎不变。此外,温度也显著影响等效模型参数,因此频域介电测试需保持温度的一致性。提取的状态量特征频率处介质损耗和介质损耗斜率K_p分别与微水含量存在指数关系和线性关系,有助于实现油纸绝缘微水含量的定量评估。     

基于频域介电响应的油浸纸套管受潮缺陷诊断分析北大核心CSCD

水分是影响油纸绝缘套管绝缘性能的主要因素之一,对油纸绝缘套管的受潮状态开展诊断分析有重要工程价值。为研究油纸绝缘套管在不同受潮状态下的频域介电特征,文中针对正常套管和芯体受潮套管开展了频域介电响应测试,获取芯体受潮程度与介电响应的分布关系,提取了0.1 Hz至1 kHz频率范围介损偏差平均值(average dielectric loss deviation)E(Δlg(tanδ))和实部电容比值KC′两类缺陷判断特征值。研究结果表明,水分作为强极性物质,会引起套管的绝缘电阻下降以及介质损耗的提升,由于绝缘纸与绝缘油的亲水性差异,芯体受潮对套管绝缘性能的影响较绝缘油受潮情况更为显著。在0.1 Hz至1 kHz频率范围内,芯体受潮套管存在E(Δlg(tanδ))>0.23和KC′>1.05%的特征。据此制定了0.1 Hz至1 kHz频率范围内介电损耗增量不大于70%,电容变化量不大于5%的缺陷判断依据,实际应用效果较好。研究成果为现场分析及诊断油纸绝缘套管受潮缺陷提供了参考。     

水分对电容式油纸绝缘套管频域介电谱的影响

为研究水分对油浸式套管频域介电谱的影响,首先根据行业规范在实验室内设计并制作了72.5 kV电容型油纸绝缘套管模型,然后对套管模型进行受潮处理,制作了水分含量分别为0.53%、1.78%、2.97%、3.89%、5.03%的试样,测试了不同水分含量的油浸式套管模型的频域介电谱,最后分析并讨论了水分对电容式油纸绝缘套管频域介电谱的影响。结果表明:随着测试电场频率的上升,复介电常数虚部ε″和介质损耗因数tanδ呈现出先下降后升高的变化趋势,不同水分含量的套管模型的测试曲线在频率为10~(-3)~10~1Hz时呈现出的差异更为明显;随着外加电场频率的变化,套管模型的介质损耗因数曲线会在特征频率(f)处产生极值点,当套管模型受潮严重时,极值点现象在测试频率范围内消失;不同水分含量的套管模型介质损耗因数曲线极值点的f与水分含量存在指数函数关系,可用来对套管的水分含量进行有效评估。     

不同受潮类型油纸绝缘套管的高压时/频域介电响应特性分析

水分是影响油纸绝缘套管绝缘性能的主要因素之一,对油纸绝缘套管的受潮状态开展诊断分析有重要工程价值。为研究油纸绝缘套管的不同类型受潮状态,本文针对正常套管、芯子受潮套管和绝缘油受潮套管开展了高压时/频域介电响应测试,分析了激励电压对套管的时/频域介电响应测试结果影响,针对不同激励电压对套管的不同受潮状态进行对比研究。研究结果表明,水分作为强极性物质,会引起套管的绝缘电阻下降以及介质损耗的提升,由于绝缘纸与绝缘油的亲水性差异,芯子受潮对套管绝缘性能的影响较绝缘油受潮情况更为显著。随着激励电压提高,套管的极化/去极化电流更大且不易受到噪声干扰,而介质损耗与电容因油纸界面处极化损耗的增大而表现出一定的电压依赖性。研究成果为分析不同受潮类型油纸绝缘套管在高电压下的绝缘特性提供了参考。     

受潮状态下环氧胶浸纸套管频域介电谱研究

为研究环氧胶浸纸干式套管在受潮状态下的绝缘特性,建立了环氧胶浸纸套管电容芯体绝缘性能测试装置。基于频域介电谱(FDS)方法,测试分析了环氧胶浸纸套管电容芯体在空气中自然受潮、烘干及在绝缘气体微量水分条件下的FDS曲线变化规律,结合工频介质损耗因数和电容量测量结果,提出了环氧胶浸纸套管受潮特征参量及受潮诊断方法。研究结果表明:随着受潮程度的增加,FDS曲线向高频方向移动,且套管在低频段出现tanδ负值及负峰值,严重受潮时套管工频介质损耗因数会明显增大;环氧胶浸纸套管在绝缘气体中的受潮程度远低于空气中受潮,工频下的tanδ和C变化量很小,可通过分析0.1 Hz下的tanδ值及FDS曲线整体变化规律判别套管是否受潮,为环氧胶浸纸套管出厂检测及现场检修提供参考。     

温度对汽轮发电机主绝缘频域介电谱特性的影响分析

为更好的将频域介电谱技术用于评估发电机主绝缘状态,在不同温度下采用频域介电谱法测量定子线棒的介电参量。研究了主绝缘的介质损耗因数、复介电常数和电导率与测试温度和电场频率的关系,在分析温度对测量结果影响规律的同时,提出将不同温度下的测试数据实现归一化处理的方法。结果表明:测试温度对频域介电谱参量的影响在低频10~(-3)~10~0Hz更明显;主绝缘的几何电容和特征频率处的tanδ、ε与测试温度满足指数函数关系;研究结果可消除环境温度对FDS测量结果的影响,为更好的应用FDS技术准确评估发电机主绝缘状态提供参考。     

110 kV变压器油纸绝缘套管不均匀绝缘受潮劣化分析

利用频域介电谱方法对油纸绝缘变压器套管的受潮特性进行了系统研究。从频域介电谱基础理论,对均匀与不均匀受潮的油纸绝缘模型的介电响应特性进行了分析。同时对现场油纸绝缘套管的频域介电谱测试诊断与应用进行了相关研究。提出了一种油纸绝缘设备内受潮均匀度评估方法。综合考虑均匀受潮与不均匀受潮时的介电响应特征,即油纸绝缘不均匀受潮时,曲线有明显损耗峰、波动等特征。并针对现场变压器套管展开频域介电谱测试与解体理化分析,进一步验证了理论模型,为现场变压器套管受潮评估提供了一种可靠的方法。     

频域介电谱用于高压电流互感器绝缘诊断

电流互感器(TA)是电网控制回路的重要组成部分,失效时可能引起相对地故障或高能量爆炸,妨碍变电站的安全运行。为了提高电流互感器的运行可靠性,基于频域谱理论和测试技术,提出了联合频域介电谱和高压介损试验进行高压电流互感器绝缘状态及老化诊断的方法。首先利用频域介电谱(FDS)对3台220kV TA进行测试,得到了主绝缘的tanδ-f和C*-f特性曲线。然后对设备进行了高压介损试验,得到了主绝缘的tanδ-U曲线,并将10kV工频介损与FDS测试结果进行了对比,验证了两者的一致性。从试验结果可知:绝缘严重老化或受潮均使得固体绝缘中水分含量增加、低频段的介质损耗升高;老化严重时,低频段的复电容实部随频率降低而增大,绝缘受潮时复电容实部基本不随频率变化;绝缘老化设备在tanδ-U曲线上呈现开口形状,绝缘受潮设备的tanδ基本不随电压U变化,为两者的区分提供了新途径。FDS作为一种估计纸中水分和油电导率的可靠工具,结合高压介质损耗试验有利于对高压TA绝缘进行更有效、准确的诊断。     

基于频域介电谱分析的油纸套管状态评估仿真

采用频域介电谱法对高压油纸套管进行了受潮状态诊断。通过在COMSOL中建立110k V油纸套管模型,求解不同频率下的介质损耗得到其频域介电谱,并分析了套管频域介电谱的差异。     

变压器油纸绝缘套管受潮缺陷频域介电谱特征

已有研究表明,频域介电谱(FDS)对油纸绝缘受潮缺陷的检测比较灵敏。为了研究变压器油纸绝缘套管受潮缺陷的FDS特征,测试了受潮后套管模型不同静置时间下的介损电压特性和0.001 Hz～1 k Hz的介损频率特性。结果表明:在受潮初期,相同试验电压下介损随时间的变化呈现微弱增长趋势,但并不明显,相同时间下,介损随试验电压升高有所增长;在受潮中期,介损随时间的变化呈现明显增长趋势,并在120 h时介损达到峰值;在受潮末期,介损随着时间的增加呈现下降趋势,整个过程介损增量未超过规程规定值,可考虑降低规程规定值。在FDS的低频段0.001～0.01 Hz区间范围内可明显区分受潮套管和不受潮套管,1 m Hz介损特征尤其明显。因此建议套管出厂及运行增加FDS低频段测试,利用FDS低频段特征进行套管绝缘诊断。     

500kV油浸纸绝缘套管频域介电谱现场测试及分析研究

本文中作者介绍了频域介电谱测试原理,对500k V套管的频域介电谱特性进行了研究,结合电气试验和解体检查结果,阐述了频域介电谱对检测套管受潮、低能量局放等缺陷的有效性。     

基于频域介电谱法的油浸式套管受潮状态评估

为了定量评估油浸式套管主绝缘受潮状态,建立了考虑直流电导的Cole-Cole双弛豫模型。对实验室制备的不同含水量(0.53%、1.78%、2.97%、3.89%、5.03%)的72.5 kV油浸式套管模型进行测试得到对应的频域介电谱,采用建立的Cole-Cole双弛豫模型对测试结果进行拟合解析,提取表征油浸式套管内绝缘含水量的特征参数,并拟合评估公式。考虑温度对现场测试结果的影响,提出了适用于现场的油浸式套管受潮状态评估方法。案例分析结果证明了所提方法的有效性。     

变压器油纸绝缘频域介电特征量与绝缘老化状态的关系

为了更好地将频域介电谱技术用于无损诊断变压器油纸绝缘老化状态,通过频域介电谱测试了不同老化程度油纸绝缘试品的频域介电特征量。研究了油纸绝缘试品的相对介电常数、介质损耗因数、电容、体积电导率与频率和绝缘纸老化状态的关系,在分析温度对油纸绝缘试品频域介电特征量影响规律的同时,提出了求解油浸绝缘纸活化能的新方法。结果表明:油纸绝缘试品在10 3～100Hz的频域介电特征量能反映其老化状态;不同老化程度油纸绝缘的电容C(DPt)或相对介电常数r(DPt)在10 3Hz、10 2Hz、10 1Hz的值分别与绝缘纸聚合度差值(DP0 DPt)存在二次多项式函数关系;利用油纸绝缘试品tan曲线求解出的油浸绝缘纸(DP=880)活化能为96.65kJ/mol,利用"频温平移因子"可将已知测试温度下的频域介电特征量推广到未知温度,解决了测试温度不同对FDS结果带来的影响。     

变压器电容式套管电容量及介损的正确测量

通过对电容式套管的结构分析及电容量和介损测量结果的理论计算,指出了现在普遍采用将套管法兰垂直放置于接地的套管金属支架上的西林电桥正接线方式(简称方式1)测量结果是不正确的;对测量结果必须进行修正:给出了电容量及介质损耗角正切值修正公式.对未安装到变压器上的套管单独测量时应该直接采用将套管法兰对地绝缘进行测量(简称方式2);而对安装到变压器上的套管试验只能采用方式l,同时应该分别测出末屏对法兰的绝缘电阻和电容,然后根据公式进行修正.特别指出对电容量及介质损耗角正切值不进行修正可能导致故障的误判或漏判.     

温度对环氧胶浸纸套管FDS特性的影响

为研究温度对环氧胶浸纸套管频域谱特性的影响,以便更准确地将介电响应技术应用于套管受潮或老化状态评估,设计了不同温度下胶浸纸套管绝缘频域谱(FDS)测量试验,运用电介质极化理论对频域介电现象进行分析,并建立扩展Debye模型,利用遗传算法和内点法辨识各支路参数,通过模型参量变化分析温度对频域谱特性的影响规律。结果表明,随着温度的升高,低频区(10^–3~1 Hz)复电容实部随着温度的升高显著增大,介损和复电容虚部频谱曲线整体向高频方向移动;建立的6支路Debye模型与实测值基本相符,绝缘电阻R₀随温度升高而减小,几何电容C₀基本不变;采用基于“频温平移因子”的主曲线技术可有效消除温度的影响,实现将已知温度下的频谱曲线折算到未知温度,扩展了频谱曲线的测量范围;频谱曲线的“平移因子”满足Arrhenius方程,利用“平移因子”计算得到的活化能约为31.92 kJ/mol。因此,利用频域介电谱法评估受潮或老化状态时必须考虑温度的影响,否则将导致评估结果失实。     

基于频域介电谱的油纸绝缘套管局部受潮诊断研究

套管受潮初期多为局部受潮,因此局部受潮的有效诊断可避免套管受潮过程的进一步发展。文中采用频域介电谱(FDS)对套管局部受潮诊断方法进行研究。首先制备梯度含水量油纸绝缘样品,组合形成局部受潮等效试样,并获得其FDS特性。结果表明,局部受潮会形成不同含水量油纸绝缘界面,在FDS曲线中产生界面松弛极化损耗峰,径向局部受潮程度越大,损耗峰幅值越大,并向高频方向移动,因此基于界面松弛极化损耗峰特性可对套管局部受潮进行诊断。利用变压器套管仿真模型验证了文中所提方法的有效性,为变压器套管早期故障预警与诊断提供了新方法。     

温度和水分对变压器油纸绝缘系统频域介电谱特性的影响

基于频域的介电谱(FDS)诊断技术,研究了不同温度和水分含量下油纸绝缘系统频域介电谱和复电容实部与虚部交叉频率的变化规律。结果表明:油纸绝缘系统的介质损耗因数、复电容的实部和虚部、交叉频率都随着温度和水分的增加而增大。     

变压器高压油浸纸套管与环氧浸纸套管运行情况比较

对某电厂使用的变压器高压油浸纸电容式套管和环氧浸纸电容式套管的运行情况进行了比较,并对曾出现的故障类型进行了分析.历次电气试验表明:油浸纸电容式套管介质损耗和电容量均保持稳定,变化量一直在规程允许范围内;而环氧浸纸电容式套管在投运一定时期后,出现套管介质损耗因数及电容值增大的现象.最后指出,环氧浸纸绝缘套管的介质损耗因数普遍高于同等电压等级的油浸纸绝缘套管,当发现绝缘介质损耗因数和电容值发生较明显变化时,应加大测试密度,当变化量大于10%时,必须更换套管.