1、牵引变压器电容型套管受潮离线与在线检测摘要随着装机容量的迅速增长，对供电可靠性的要求不断提高，同时为了减少停电和维修费用，传统的定期离线检修正在不断被淘汰，在线监测手段得到广泛的应用，为预知性维修提供必要的信息，但是在线监测手段能否完全取代离线检测手段检测出设备潜在故障隐患，哪些离线检测手段需要保留，类似手段谁又能够更加有效地揭示电气设备的绝缘状态，在线监测所得数据指标与离线检测数据指标之间有没有必然的联系，两者之间是否存在相关性联系等，文章中将给出详细地介绍。 关键词变压器套管 在线检测 离线检测 有效性 中图分类号：TM63 文献标识码： A 引言 对电气设备进行绝缘监督的主要手段，以往一
2、直采用定期进行绝缘预防性实验，即根据电力部所颁发的电气设备预防性试验规程 ，对不同设备所规定的项目和相应的试验周期，定期在停电状态下进行绝缘性能的检查性试验。长期的工作经验表明，这种检查方法存在其局限性。 从经济角度看，定期离线试验需要事先安排好停电事宜，在无备用供电措施的情况下，将会造成巨大的直接和间接经济损失；从技术角度看，离线试验条件不同于设备的运行条件，如低压、低热等，无法等效地还原设备运行状态，导致不能有效地揭示设备潜在隐患，另外，由于故障的发展存在一定的潜伏期，可能导致周期性检测时数据指标良好，而于检测周期之间发生故障，最后，对电气设备不必要的拆解和组装，反而会降低其绝缘寿命，造成
3、故障等。 本文以变压器套管为例，比较电气设备离线检测手段与在线检测手段，谁可以更加有效地揭示电气设备潜在隐患，探讨在线检测手段能否完全取代离线检测手段，哪些离线检测手段需要保留，分析两者之间存在的相关性联系等。 1 电容型套管常见缺陷及检测手段 套管主要作为一种连接带电导体与电气设备外壳、大地等不同电位，起绝缘和支撑作用的一种绝缘装置。随着电网运行电压等级的不断提高，电容型套管得到了广泛的应用，其电容屏主要由油纸型和胶纸型两种。当密封胶垫失效、人为紧固力不够时，易发生绝缘受潮、缺油等隐患。 绝缘受潮后不仅降低了绝缘水平，而且对绝缘介质的老化速度也有很大影响。在绝缘受潮的情况下，泄漏电流增大，夹
4、层介质界面极化加剧，极化损耗增加。tan 增大会引起绝缘内部发热，温度进一步升高。如果这种循环延续，会造成内部绝缘热崩溃，甚至引发爆炸事故。 套管缺油时，套管高位的内瓷壁和电容芯子将裸露在空气中，由于空气的电气性能远较变压器油差，内瓷壁和电容芯子的表面有可能发生沿面放电。如果沿面放电电流过大，可能引起热游离，从而发展成滑闪放电，当贯通两极时，就产生沿面闪络，这时将产生大量气体，可能导致套管爆炸。缺油还容易使套管中的变压器油和电容芯子受潮，而绝缘介质受潮的结果是发生局部放电，破坏绝缘性能。 套管常见离线检测手段主要有用摇表测量绝缘电阻，连同绕组一起测量泄漏电流，采用西林电桥测量套管介质损耗因数
5、tan 和电容量等。摇表测量绝缘电阻是一种非常简便的检测方法，但是由于其电压等级较低，只能够揭示情况较为恶劣的隐患；泄漏电流的测量，能够有效地检测出纯瓷套管的裂纹和沿面碳化等缺陷，但是其结容易受到绝缘表面泄漏电流的影响，需要进行屏蔽；西林电桥离线测介损能够有效地检测出绝缘受潮、穿透性导电通道，绝缘老化、劣化等大面积分布性绝缘缺陷，但是对于非穿透性局部损坏，很小部分的绝缘老化、劣化，个别绝缘弱点无能为力。 套管常见的在线检测手段主要有利用红外热像检测和介质损耗、电容量在线检测等。利用红外热像仪对套管进行扫描，能够有效地发现连接松散，零件被腐蚀或负载不衡及短路，局部性、整体性过热等，但是其易受到外
6、界环境的干扰，主要在夜间进行测量；在线测量套管介质损耗、电容量相对于离线测量，套管绝缘承受电压高、温度高，能够更加有效地揭示故障，但是其测量结果稳定性、重复性较差，抗电磁干扰能力差，抗湿度、温度变化力差。 2 电容型套管检测方法离线与在线的比较 套管的离线检测手段与在线检测手段都各有其特点和优点，对于两种方法灵敏度的比较，应基于相同的测量量、相同的故障检测进行，以及在线检测手段能否代替离线手段。针对套管介质损耗因数，应当比较离线与在线检测方法哪一个能够更加精确、灵敏地反映出套管的绝缘受潮及程度；对套管连同绕组进行泄漏电流检测，其通过观察加压过程中了，泄漏电流非线性性来揭示隐患，应当证明能否通过
7、测量介质损耗因数实现这种目的，从而取代前者；套管的介质损耗增大，将会导致套管发热量增大，导致温度上升，从而套管的观测温度与介质损耗因数之间的相互性需要进行定性的测量，以便通过温度扫描估计介质损耗因数。 2.1 离线介损测量与在线介损测量的比较 2.1.1 在线介损测量相较于离线介损测量的不同之处 在进行常规介损测量时，一般只在绝缘两端施加 10kV 电压，如果此时所测得得介损值严重偏大，排除其他原因后，进行 10kV阶段的比较测量，观察其变化量是否超过阈值；而在线测量介损时，绝缘两端承受的电压为额定工作电压，所以相对于一般常规介质损耗测量，在线测量时，绝缘两端承受的电压要大的多。 另外，在线测
8、量时，由于负载情况下绕组、铁芯发热的原因，变压器整体的温度要较离线时高出许多，导致套管的在线温度要较离线高很多。 2.1.2 电压不同带来的不同之处 套管介质损耗与绝缘部分两端承受电压的关系： 图 1 介质损耗因数与电压的关系 线 1套管绝缘受潮线 2套管绝缘良好 如上图所示，套管绝缘良好时的介损值，其值基本不随外加电压的增加而增加，仅当外加电压接近于工作电压时，才略微升高；而套管绝缘受潮的介损值，只是起始段基本不变，当所加电压超过一定值后，介损值迅速增加。原因：绝缘受潮后，水分汽化形成的气泡、气隙等的局部放电程度，随着外加场强的增加而不断增强，导致介质损耗急剧增大；绝缘电阻率随电场强度增加而
9、降低，杂质分子离解形成离子导电。这样可以得出一个结论：绝缘两端承受的电压越高，越能够有效地揭示套管介损变化，进而发现绝缘受潮等缺陷。 2.1.3 温度不同带来的不同之处 套管介质损耗与套管整体温度的关系： 图 2 介质损耗因数与温度的关系 从图中可以看出，绝缘良好的套管介损随温度增加基本不变；而绝缘受潮后，介质损耗值不仅数值本身相对巨大，而且随着套管温度的升高，发生几急剧增加。原因：绝缘温度升高后，参与导电的离子浓度增加，导致电导率增加；另外，绝缘受潮后，温度升高，加速水分汽化，气泡内发生局部放电，导致有功消耗增加。 所以，不同温度下测量油浸纸电容式套管介损变化能够有效地检测和判断绝缘受潮程度
10、；绝缘良好时，基本不变，受潮后，变化明显。 2.1.4 总结 在线测量套管介质损耗，其绝缘两端所承受的电压和温度较离线时要高，当套管绝缘发生受潮等缺陷时，所测得的介质损耗数值相对离线时要大，易于测量；而且，根据介质损耗随温度的变化规律，可以将变压器在中午负荷高峰时刻（套管温度最高点）的介质损耗值与晚上负荷低谷时刻（套管温度最低点）的介质损耗值相比较，可以有效地揭示套管的绝缘受潮等缺陷。所以，在线介损测量相对于离线常规介损测量优势明显。 2.2 套管直流泄漏电流与介质损耗在线测量比较 通过比较套管绝缘两端承受直流电压时的泄漏电流值与承受交流电流时的泄漏电流中的阻性成分大小关系，判断是否可以用介质
11、损耗测量代替直流泄漏电流测量。 2.2.1 直流泄漏电流 图 3 套管绝缘直流泄漏的电流与所加电压的关系 直流稳态下，直流泄漏电流由电导电流构成，其大小直接取决于套管绝缘电导值。 对于绝缘良好的绝缘物，其泄漏电流与外加直流电压应是线性关系，但大量实验证明，泄漏电流与外施直流电压仅能在一定有电压范围内保持近似的线性关系；当直流电压达到一定程度时，泄漏电流开始不线性地上升，绝缘电阻值随之下降；当直流电压超过一定值后，泄漏电流将急剧上升，绝缘电阻值急剧下降，最后导致绝缘破坏，发生击穿。 在实际试验中，所加的直流电压应选择在使其伏安特性近似于直线。当绝缘全部或局部有缺陷或者受潮时，泄漏电流将急剧增加，
12、其伏安特性也就不再呈直线了。因此，通过试验可以检出被试物有无绝缘受潮，特别是在发现绝缘局部缺陷方面，此项试验更有其特殊意义。 2.2.2 交流泄漏电流阻性成分 在套管绝缘部分承受交流电压时，稳态下气泄漏电流中的阻性成分主要包括电导电流、电介质损耗电流和游离损耗电流。其中电导电流直接取决于套管绝缘电导率，电介质损耗电流主要是指电介质的转向极化、空间电荷极化时的有功能量消耗所对应的电流，游离损耗电流只要是指绝缘中存在气隙、气泡时，随着外加电压的升高，在其中产生的电晕、局部放电等现象的有功能量损耗对应的电流。 2.2.3 仿真模型设计 取 110.01 的长方体变压器油模型与 110.01 的长方体
13、纸板模型串联，其中油的绝缘电阻率设为 11012/m，介电常数设为 2.2，纸板绝缘电阻率设为 11014/m，介电常数设为 4，这样， ， ， 。 当绝缘模型两端施加 10kV 直流电压时，泄漏电流大小为，其大小完全取决于纸板等效电阻； 当绝缘模型两端施加 10kV 交流电压时，泄漏电流中阻性成分大小为，其大小完全取决于变压器油等效电阻。 图 4 仿真模型等效电路 所以由上面的数据可以看出，在模型两端施加 10kV 直流和有效值为10kV 交流时，直流泄漏电流和交流泄露电流中的阻性成分大小关系明显，2.2.4 比较 至于在相同电压下，直流泄漏电流法检测故障与交流泄露电流阻性成分法检测故障何者
14、更精确、更灵敏，关键取决于两种方法在受潮程度增加时，直流泄漏电流的变化率与交流泄漏电流阻性成分变化率何者更大。 由于油纸绝缘系统受潮时，随着温度的变化，水分状态的变化以及其在油、纸之间的转化、分配是一个非常复杂的过程。变压器一旦投入运行，计算绝缘中的水分含量是比较困难的，要合理地估计，就得应用油纸水分平衡曲线。 在比较过程中，暂时忽略水分的增加，引起的油、绝缘纸相对介电常数的变化，以及其所产生的交流电压下，绝缘纸、油两端所承受的电压的变化。 图 5 油纸含水量平衡曲线 假设变压器正常运行时，油温为 50，油中水分含量为 65mg/L，则对应的纸板中的水分含量约为 4.5%；当油中水分含量为 8
15、0mg/L 时，则对应的纸板中水分含量约为 5%。 图 6 与含水量之间的关系 （a进口新纸板；b国产新纸板；c某变旧纸板） 这里采用贴近实际的旧纸板进行对比。查表得，当含水量为 4.5%时，=15.1，则=1015.1/m；含水量为 5%时，=13.6，则=1013.6/m。 含水量为 65mg/L 时，对应的油体积电阻率=3.64/m；含水量为80mg/L 时，对应的油体积电阻率=1.92/m。 所以，比较可知，在相同温度、油纸之间水分分布达到平衡的条件下，油中水分含量由 65ppm 增加到 80ppm 时，油的体积电阻率由3.64/m 降低到了=1.92/m；相应的纸板中水分含量由 4.
16、5%增加到了 5%，而纸板的体积电阻率由 1015.1/m 降低到了 1013.6/m。这样可以得出结论，在同一温度下，随着油纸绝缘系统受潮程度的增加，在水分分布达到平衡后，水分对纸板体积电阻率的影响要远远大于对油的体积电阻率的影响；从而，随着水分的增加，在绝缘两端承受 10kV 直流电压时泄漏电流的变化率要远远大于承受 10kV 交流电压时泄漏电流阻性成分的变化率。 2.2.5 总结 得出结论，在油纸绝缘受潮时，绝缘两端施加直流电压，泄漏电流的变化要远大于绝缘两端施加交流电压时，泄漏电流阻性成分的增加，即：直流泄漏电流法相比于交流泄漏电流阻性成分法更容易识别绝缘受潮。所以，只宜对介质损耗因数
17、的观测，进行受潮程度评判。同时，虽然直流泄漏电流法能够检测出套管的缺陷全部同样能够被介质损耗法检测，但由于套管是与绕组相连的，泄漏电流法能同时对绕组的状态进行评判，这是介质损耗法所不能做到的。于是，在实际离线预防性试验时，仍然需要进行直流泄漏电流的试验。 2.3 介质损耗因数法与红外热像法等效比较 此部分需要进行试验，通过建立介质损耗的变化与套管整体温度变化的对应曲线，实现介质损耗因数法与红外热像法的等效比较，从而实现利用套管外在温度测量来近似估计介质损耗因数的目的。 3 结论 本文简要分析了电容型套管发生的一般性故障及其原因，总结了常规的离线与在线检测手段以及两者之间的不同点。在线检测套管的介质损耗因数较离线时，套管的运行电压和温度较高，这两点加剧了介质损耗因数的变化，从而易于发现套管的绝缘受潮，在实际应用时，根据变压器的负荷高峰期与低谷期间电压与温度的不同，观察介质耗因数变化以判断绝缘情况；由于套管绝缘受潮后，水分主要集中于绝缘纸中，导致绝缘纸体积电阻的变化率远大于绝缘油体积电阻率的而变化，从而套管连同绕组的直流泄漏电流测量相对于在线介质损耗测量能够更加有效地揭示绝缘受潮现象，以及测量时是与绕组同时进行的，故离线直流泄露电流测量需要保留；套管介质损耗与外在温度之间存在着直接联系，
