频域介电谱在变压器老化评估中的应用-于志诚

频域介电谱在变压器老化评估中的应用于志诚1摘要：电力变压器运行的可靠性很大程度上取决于其绝缘系统，而绝缘受到水分含量的影响很大。

通过频域介电谱法这种无损电气检测方法，测得绝缘介质的介质损耗因子，就可得到其频域介电谱，进而分析得出介质的水分含量。

再由此诊断变压器的绝缘老化状态。

关键词：变压器；频域介电谱；油纸绝缘系统；水分含量；老化状态；现场应用Frequency Domain Spectroscopyapplications in the evaluation oftransformer agingYu Zhicheng1Abstract: the reliability of the power transformer operation depends on the insulation system, and the insulation is affected by the moisture content. Through the not destructive electrical detection method(FDS), measuring the insulation dielectric loss factor of the medium, then can obtain the frequency domain spectroscopy , and then draw the medium moisture content. Finally get the insulation diagnosis of the transformer .Keywords: transformer; frequency domain spectroscopy; oil paper insulation system; water content; aging state; field application引言大型油浸式变压器是电力系统重要的枢纽设备之一，对保证系统的安全运行有着至关重要的作用[1]。

但是在长期运行过程中，油纸复合绝缘系统的绝缘性能会显著降低，严重影响变压器的电气和机械寿命。

因此变压器状态诊断一直是国内外学者研究的重要课题。

变压器油纸绝缘系统在运行过程中长期受到电场、水分、温度等多因素联合作用而逐渐老化。

其中温度和水分又起着关键性的作用[2]。

水分含量增加、温度升高都会加速油和绝缘纸的老化。

因此检测变压器绝缘中的水分含量，并根据变压器实地工作温度来评估期老化状态，是现阶段研究的新兴课题。

传统评估油纸绝缘系统水分质量分数的方法是：采用卡尔——费休滴定法测量绝缘油中的水分，然后根据油纸水分平衡曲线，推断绝缘纸和绝缘油的受潮程度[3]。

但这种方法有着诸多不足[4]：首先，在取样过程中大气中的水分会进入样品，造成误差。

其次，该方法推断受潮情况有个前提，就是油和纸中的水分达到平衡，这个平衡过程没有准确的界定标准且耗时巨大。

近年来，电介质响应法作为新的绝缘检测方法，尤其是可以实现变压器的无损诊断而被广泛研究。

其中又以回复电压法（RVM）、极化去极化电流法（PDC）[5]和频域介电谱法（FDS）[6]最为受到关注。

相比于恢复电压法和极化去极化电流法，频域介电谱法具有抗干扰能力强、试验所需电压低、携带信息丰富等优势更适合于现场测量[9-11]。

1 FDS理论基础当在电介质两端施加交变电场时，如果电场的交变速度可以与电介质极化建立的速度相比拟，极化就跟不上电场的变化，电通量密度D就滞后于电场强度E一个相位角α。

此时的介电常数ε※=D/E就将是一个复数，即ε※=εexp⁡（−jα)，引进两个实数ε‘和ε’‘，则有：ε=ε‘−jε“ (式1-1)复介电常数的实部同介质的相对介电常数具有相同的意义，反映了介质束缚电荷的能力；而虚部则反映了电场能量变为焦耳热被物质吸收的介电损失程度。

于是有，介质损耗因数：（式1-2）tanα=ε”ε‘由上可见，通过计算不同频率下的复介电常数，就可得到其频域介电谱。

2 水分和温度对电介质频域介电谱的影响温度和水分是影响介质FDS特性的关键因素，为了研究其影响规律，可在不同温度下，对不同含水量的电介质（绝缘油、纸）进行FDS试验，得到频域介电谱并加以对比分析，即可初步判断水分和温度对于电介质频域介电谱特性的影响。

大量试验表明，变压器油的频域介电谱为线性的，绝缘纸的频域介电谱类似为“U”型的，而油纸绝缘的频域介电谱类似“S”型，如图1所示：图1 变压器油、绝缘纸以及油纸绝缘的介电谱Figure 1 Frequency Domain Spectroscopy of transformer oil and oil paper insulation 研究发现，对于油纸绝缘系统，在低频和高频范围内，主要反映的是绝缘纸的频域介电谱；而在中频范围内，则主要反映绝缘油的频域介电谱。

据此，在油纸绝缘系统的FDS检测中，可通过观察不同频率范围内的频域介电谱初步分别判断绝缘油、绝缘纸的含水率。

关于变压器油纸绝缘的FDS研究，目前国内外尚处于水分、温度以及老化程度对FDS 特性影响的研究阶段，对于如何有效提取FDS测试结果有效信息，进而有效评估绝缘的老化状态，将是未来需要解决的关键问题。

3 频域介电谱在变压器水分含量评估中的应用目前油纸绝缘中水分含量的评估过程为：通过测得的频域介电谱曲线与数据库中不同水分含量的介电谱曲线进行比较，吻合度较好的曲线含水率即为被测试绝缘的含水率。

电力设备预防性试验规程规定[7]：运行中变压器纸板中水分质量分数为1.5%-2.5%说明变压器受潮。

水分质量分数为2.5%-4%说明变压器严重受潮。

据此结合实测绝缘的含水率可初步推断绝缘的老化状态。

现场应用实例[8]：兰州东750KV变电站1号主变于2005年9月投运，2008年6月利用IDAX-206测试仪对A相、B相以及备用相变压器进行了FDS特性测试。

根据FDS测试原理，待测变压器应与电网断开连接。

采用相应的接线方式对A、B和备用相进行了FDS测量，得到其相应温度下的tanα—f特性曲线，见图2。

图2 各相频域介电谱Fig. 2 The phase frequency domain spectroscopy根据所测结果，利用仪器提供的MODS软件估计绝缘中水分含量，结果见表1。

表1 1号750KV变压器各相绝缘中水分含量估计Table 1 The moisture content of each phase in insulation estimation in no. 1 750KV transformer从数据处理结果中可以看出，变压器各绝缘部分水分含量均不大于 1.0%，可以初步判断绝缘状况良好。

4 频域介电谱在老化评估中的前景展望相比于传统的检测技术，频域介电谱法属于无损检测，不存在取样困难等问题。

且耗时短，特别适用于只能短时停电的变压器现场检测中（与极化去极化电流法（PDC）结合使用，可将单次检测时间降低至2.5小时左右），是未来绝缘检测技术发展的方向之一。

虽然电介质频域介电谱携带大量信息，但是如何有效利用这些信息和介质含水率之间建立数学联系，进而与绝缘老化状态之间建立联系仍是一个难点，有待科研工作者进一步研究。

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