介质损耗的分析和判断
中国电力教育2008年研究综述与技术论坛专刊
介质损耗的分析和判断
韦 俊
Ξ
(贵州省地方电力中心试验研究所, 贵州贵阳 550002)
δ测量是判断电气设备绝缘状况的重要方法, 对T an δ的产生、δ的特性、摘 要:Tan T an 试验方法等有一定认识, 将会帮助人们取得真实、可靠的数据。
关键词:介质损耗; 基本特性; 试验方法; 数据判断 一、绝缘介质损耗的产生
绝缘介质在交流电压作用下, 除有电导电流、局部放电电流(一定高压下) 外, 还有极化引起的有功电流。介质极化后, 在交流电场作用下, 发生运动, 磨擦发热, 形成有功电流。它不是超前电压90。, 而是一个比90。小的角度, 产生了损耗。电导电流、局部放电和极化引起的有功损耗为介质损失。电导电流是电介质在电场作用下产生的泄漏电流, , 流与直流作用下都存在可避免有些气隙或油隙, 。, , 这是因为交。介质极化是介质中电子、离子等由于施加电场而形成的偶极子现象, 它有电子极化、原子极化、偶极子极化和界面极化。在交流电压作用下, 电介质由于周期性的极化过程, 电介质中的带电质点要沿交变电场的方向作往复的有限位移并重新排列, 这时质点需要克服极化分子间的摩擦力而造成能量损耗, 极化损耗的大小与电介质的性能、结构、温度、交流电压频率有关。
二、介质损耗的基本特性
δ=1Πδ=介质损耗因数tan WC P R , 介质损耗P =UI tan δ。介质损耗的大小是绝缘性能优劣的一种表现, U WC P tan
绝缘好, 介损就小, 绝缘受潮或受脏污时强极性介质加入, 介δ的大小, 是判断损就变大。因此测量绝缘介质损耗因数tan
绝缘状况好坏的有效方法之一。在实际工作中, 会出现多个δ值, 不管是串联、电介质绝缘的综合tan 并联还是串并联, 该δ的最小值, 小于最大值。所以在测量多值总是大于个别tan 实验情况分闸落下油箱去掉灭弧室
1
号
2
δ大时, 综合种及多层电介质绝缘时, 当其中一层或一种tan δ不能有效反映出来, 即对局部缺陷反映不灵敏。tan
δ—T an ——电压特性, 无其他缺陷时, δ, 而当电压tan
I =I R +
R I C , 其电压、介质曲线基
, 。所以当绘出的曲。
δ—T an ——温度特性。主要是根据使用绝缘材料的种类性能及某一特定绝缘结构形式而决定的特性, 绝大多数情况下, δ随温度升高而增高。规范规定当实验温度与对同一试品,tan
原来实验温度不一致时可进行温度换算, 但在实际中, 这种换算是有误差的, 特别是针对运行的变压器, 它的温度取至上层油温的温度, 而线圈温度与上层油温是有差距的且不易测量。应尽量让变压器静止一段时间, 温度与测量值相近时再计算。另在零下或湿度大于85%下计算的数据进行温度换算所得结果误差较大, 条件容许应在10～30℃范围内进行。
δ—δ随着频率的增加而增加, 当频T an ——频率特性。tan δ会有最大值, 而当频率再增加时tan δ会率增加到某值时tan 下降。
δ的影响三、试验方法对tan
δ。它的基本部件有套管、1. 测量多油断路器的tan 灭弧室、提升杆和导向筒、绝缘油和油箱、绝缘围屏等, 任一部分δ发生显著变化。例如:曾对两个的绝缘劣化都会使整体tan
δ数据进行逐步分析, 找出缺陷, 如表1有缺陷断路器的tan 所示。序号
2
号
δ数据进行的分析表1 对两个有缺陷断路器T an
δ(%) 序号T
an
8. 17. 05. 4
) 温度(℃
282828
结论判断不合格, 解体试验不合格, 解体试验油箱绝缘良好再解
体试验
δ(%) T an
7. 34. 20. 9
) 温度(℃
252526
结论判断
油箱绝缘良好再解体实验灭弧室良好, 套管不合格灭弧室受潮, 套管良好
作者简介:韦俊(1964-) , 男, 贵州贵阳人, 贵州省地方电力中心试验研究所, 工程师。
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介质损耗的分析和判断
δ值的测量表3 tan
δ(%) tan 绕组端部绝缘
支架
抹水状况
无水上部中部下部
1. 81. 8
1. 81. 8
2. 02. 8
4. 016
δ时, 还应注意Cx 值的变化, 对同 在测量多油短路器tan 一电压等级同一类型的套管的横比, 同一套管历史数据的纵比。如Cx 差别大, 则套管有缺陷,Cx 增大对于充胶套管可能缺胶, 对于充油的套管, 可能严重缺油, 对于电容型套管可能是电容短路, 反之则可能是内部干枯、老化或填充物流失。在测量时, 如果现场干扰较大应选用正接法测量。
δ的检查。因为移相电容器由多个元2. 电力电容器tan
δ升高并不能使整体的tan δ有件串联和并联, 个别元件的tan
明显变化, 不易检查到局部缺陷, 会出现漏检, 故测量数据与出厂实验有差别就要引起注意。
δ的测量。常规是用反接法测量tan δ, 通过3. 变压器tan 对高压绕组对低压绕组及地, 低压绕组对高压绕组及地, 高δ和Cx , 从而判断高低压压绕组对低压绕组, 测量对应的tan
δ和绕组和铁型的绝缘状况, 如:现场对双绕组变压器的tan
Cx 的测量, 如表2所示。
相对湿度
70%1. 52. 3
95%3. 614. 3
电流互感器由于顶部密封不良, 易进水受潮, 用正接线法比反接法要灵敏一些。如对四台LCW D2—110电流互感器进行的试验数据分析, 见表4。
表4 对四台T CWP2-110电流互感器
进行的试验数据分析正接法
序号
一次对二次
(外壳接地)
52351. 2443. 1460. 81
反接法一次对二次及外壳地
δ(%) tan
2. 30. 33. 1
800. 372
一次对二次
(外壳绝缘)
540. 850
3. 4δ(%) cx (pF ) tan δ(%) cx (pF ) cx (pF ) tan
1234
δ和Cx 的测量表2 现场对双绕组变压器的T an 测量部位
高压绕组对低压绕组及铁芯、地低压绕组对高压绕组及铁芯、地高、低压绕组对铁芯及地
Cx (pF ) Ch Cb
34005030
δ(%) tan
δT an h 1. 1δT an b
1. 2
δCh +b 3800T an h +b 1. 3:, , 采用正接线法抗干扰能力要强, 结果也要准确一些。
电容式电流互感器, 从其结构可知, 其一次绕组与一般油浸纸电容式套管相似, 相当于由10个电容量基本相等的电容元件串联而成, 由于密封不良, 易进水受潮, 一般要求测一次对末屏(一次绕组L1L2短路加压, 末电瓶接Cx 线, 二次短路与铁芯接地) , 但该接法对受潮缺陷反映不灵敏, 应增加
δ测试, 试验测量末电屏对二次绕组、铁芯和外壳地介损tan 电压为2kV , 试验时一次绕组L1L2短接接E , 这样可避免一次绕组对末屏间绝缘较大而介损值较小, 被并联而应起的测量值偏小, 还可起到屏蔽外电场干扰的作用。
表5是两台电流互感器测量数据, 通过末屏对二次及地的测试, 很明显就发现了缺陷。
表5 两台电流互感测量数据
序号
12
由表2数据可计算出; C1=(-Ch +
δ+h ) Π2=2175pF ,tan 1=1. 5%=δ-C1=2315pF ,tan 20. Ch -C2=δ1085pF ,tan 3=:, 高对地, 低对地受潮。
δ时, 应将被测绕组短接, 非被测绕组另测量变压器tan
也应短接接地, 以免由于绕组的电感造成各侧绕组端部和尾部电位相差较大, 影响测量准确度, 因当绕组两端短接后加压, 由于电容电流从绕组两端进入, 产生互相抵消的磁通, 使电感影响最小也即误差减小。在串联、并联、串并联电路中, δ必大于它们中的最小值, 小于最大值, 单独整体介质的tan
δ的大小取决于本身电容量占整体的介质影响整体介质tan
比例。在变压器中绕组对地电容一般远大于套管对地电容, δ对套管本身的绝缘状况不是很灵敏。因此测量出的tan
δ串级式电压互感器tan δ的测量。4. 测量互感器的tan
常用方法有常规正、反接法、自激法和末端屏蔽法。每种方法各有特点, 有的是反映绝缘缺陷的有效性差, 有的干扰大, 有的接线麻烦。用“末端屏蔽法”检测缺陷效果较好, 有条件时应用此法。但底座需垫绝缘。例如:某台电压互感器用潮
Ω, 测得tan δ为17%, 当换为湿的木宽作底座, 绝缘仅为0. 5M
Ω的底座时, 测得tan δ为2. 7%。另瓷瓶外表面绝缘为1000M
湿脏对介损的影响也很大, 如表3所示, 人为在瓷套外上中
δ和在不同湿度下测量tan δ值。下分别抹水测量tan
δ的由此可见天气潮湿和外表污脏(主要在下部) 对tan 影响大。测量时高压引线对电容量小的试品也有影响, 如:在实验中将高压引线与试品轴线成10。,45。,90。, 测得介损值比例约为4:2:1, 特别是在气候较差时尤其明显。所以高压引线与轴线的夹度应不小于90。。
末屏对二次及地一次对末屏
分析和判断
δ(%) tan Ω) tan δ(%) 绝缘电阻(M
0. 30. 2
200440
5. 34. 7
底部受潮底部受潮
四、结束语
δ时应根据所测对象, 应用不同的试验方法, 在测量tan
试验电源频率应和被测品的额定频率相同, 波形正常。测量用高压引线走向要合理, 被试品外表要清扫, 当被试品的额定电压为6kV 及以下时, 试验施加电压为额定电压,10kV 及以上时为10kV 的试验电压。测试时环境温度为10-40℃较δ测量是判断电气设备绝缘状况的重要方法, 对T an δ好。T an
δ的特性、的产生、T an 试验方法等有一定认识, 将会帮助人们取得真实、可靠的数据。