基于显著性差异的套管缺陷检测与分析

2019-01-07周路遥

浙江电力 2018年12期

杨智，李晨，蒋鹏，赵琳，周路遥，于兵

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

变压器套管是变压器最重要的附件之一，它是将变压器内部的高、低压引线引到油箱外部的出线装置。套管作为引线对地的绝缘，还担负着固定引线的作用。因此，它必须达到规定的电气和机械强度。套管在运行中除应承受长期负载电流外，还应能承受短路时的瞬时过流，即应有良好的热稳定性。如果套管存在缺陷或发生故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性[1-5]。

2011—2014年，电网系统发生多起上海MWB互感器有限公司COT型套管缺陷引起的220 kV及110 kV主变压器故障。其中，浙江电网发生2起220 kV套管爆炸事故，运行过程中也发现几支220 kV套管C2H2（乙炔）超标；型号为COT-800的110 kV套管同期发生4次故障，其生产日期集中在2005—2007年，发生放电或爆炸的部位集中在套管电容屏部分。因此，检测和分析套管的缺陷类型及故障原因，提出异常处理对策，具有重要意义。

为了查明套管故障发展过程和主要诱因，本文选取若干基于显著性差异原理统计分析而认定为存在缺陷的110 kV套管，对其试验、解体及仿真计算结果进行了分析。

1 套管排查数据分析

上海MWB公司COT型套管发生故障前后介质损耗因数（以下简称“介损”）、电容量或油色谱数据存在异常，其他数据未见异常。为了分析事件原因，对浙江电网在运的387支220 kV和207支110 kV COT型套管进行试验数据排查，220 kV套管型号主要有COT 1050-800和COT 1050-1250，110 kV套管型号主要有COT 550-800，COT 550-1250，COT 550-1600和 COT 550-2000，采用统计学方法分析出厂数据及本次排查过程中所获取的数据。

1.1 显著性差异分析

文献[6]详细介绍了显著性差异分析方法。显著性差异分析是统计学上对数据差异性的评价手段，是指当数据之间存在显著性差异时说明参与比对的数据可能来自具有差异的2个不同总体，或者同一总体由于实验处理导致实验对象发生了根本性状改变，可作为油纸电容式套管介损数据统计分析的工具。进行显著性差异分析的数据需满足以下前提：参与统计的样本数据来源于同一总体；样本数据分布服从正态分布。

套管试验参数的显著性差异分析流程如图1所示。

图1 显著性差异分析流程

依据图1分析流程，以220 kV套管的介损值为例，显著性差异分析包括以下内容：

（1）确定数据样本

220 kV套管出厂试验及本次排查试验中测得的介损值分布如图2所示。由图可知，220 kV套管的出厂试验介损值分散性较小，主要集中在0.2%～0.4%的区间，与出厂时间未见明显相关性；排查过程中测得的介损值分散性较大，最高值达到0.706%，且介损值较大的样本套管出厂年份主要集中在2008—2010年，运行年限4～6年。整体来看，排查过程中测得的介损值在不同运行年限上的分布基本相同，年变化率小于0.005%，并没有随着运行年限的增长而出现明显的增长趋势。因此可以对不同运行年限套管测得的介损值进行统一分析处理。

图2 介损值的出厂时间/运行年限分布

（2）箱式图分析

箱式图用于数据平均水平和变异程度的直观分析比较，每组数据均可呈现最小值、最大值、平均水平，最小值、最大值形成的间距可以反映数据的变异程度。箱式图分析可以初步筛选样本中某些与其他数据有明显偏离的取值。这些取值可能缘于读数录入的错误或真实存在的极端现象，分析时如果不剔除可能导致参数估计的偏离、统计分布的错判，进而影响统计方法的选择和结果解释。明显偏离的极端值一般采取直接剔除的处理方法，并采用“*”来表示。

出厂试验及排查试验中样本套管介损值的箱式图分布如图3所示，图中数字表示样本编号，横线表示最大值或最小值，小圆圈表示偏离最大值或最小值的点。出厂试验介损值基本处于0.2%～0.5%，波动较小，没有明显偏离的极端值；而排查试验中有一部分介损值处于0.6%～0.7%，属于明显偏离的极端值。在排除测试误差等因素后，这些明显偏离的极端值表明该部分样本套管存在异常。

图3 介损值箱式图

（3）直方图分析

直方图是表示特性值频度分布的柱状图，利用一系列高度不等的纵向条纹或线段表示数据的分布。直方图可以解析样本的规则性，比较直观地反映出样本的分布状态。

如果有异常值，需将其剔除后再绘制直方图。以出厂试验介损值为例，因其无异常值，便可直接绘制直方图，如图4所示。从图中可以看出，出厂试验介损值的分布接近正态分布。

（4）非参数校验及显著性差异分析

图4 出厂试验介损值直方图

显著性差异分析的数据必须服从正态分布，所以需要对出厂介损数据进行非参数检验。

样本的非参数检验采用K-S（Kolmogorov-Smirnov）检验方法进行。K-S检验是基于累积分布函数检验样本是否来自某一特定分布的方法。K-S检验比较样本数据的累计频数分布和特定理论分布，若两者间的差距小于要求值，则推论该样本取自该分布。利用K-S校验方法对样本进行正态分布校验时一般用Dn（统计量）和n（样本数）反推接受原假设的显著性水平β值，若β值大于0.05%则表明样本接受原假设，服从正态分布；若β值小于0.05%则表明样本拒绝原假设，不服从正态分布。

利用K-S检验方法对剔除异常值后的出厂介损数据和排查介损数据进行非参数检验。检验结果显示，出厂试验介损值为0.60%，大于0.05%，服从正态分布。其均值μ与方差δ分别为0.308和0.037，根据样本显著性差异条件：

式中：μ为标准正态变量；α表示样本的显著性水平，统计离群值的显著性水平一般取0.01，查正态分布表获取显著性水平0.01时单侧u1-α值为2.326。

代入式（1）可得样本显著性差异条件为x＞0.393。表明出厂试验介损值大于0.393%的值与正常值具有显著性差异。

1.2 套管试验参数边界值

根据1.1介绍的显著性差异分析方法，以及Q/GDW 1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[7]要求，得出了出厂试验介损值、排查试验介损值、介损初值差、电容初值差等状态量正常阈值，即各试验参数存在显著性差异的边界值，见表1。

表1 套管排查状态量阈值

2 试验分析

2.1 试验样品信息

由于套管尺寸、试验设备容量、试验场地的限制，选取110 kV电压等级的套管进行试验。按照表1中的套管排查状态量阈值，选取的异常套管信息如表2所示。

表2中，编号8016568和060728的套管排查试验介损值超过表1的边界值；编号060727的套管介损初值差超过表1的边界值；编号060726的套管油中溶解气体超过注意值，C2H2浓度超过 1 μL/L， H2浓度超过 50 μL/L，总烃浓度超过50 μL/L，疑似运行期间发生放电；编号8000435的套管电容初值差超过表1的边界值；上述5支套管的试验参数均存在显著性差异，具有一定的代表性。编号8016570的套管各项试验数据无明显异常，作为对照被试品。

2.2 试验方案

试验采用雷电冲击试验及整体加热试验模拟运行中套管遭受的过电压及大负荷工况。在冲击或加热试验后，参照DL/T 865-2004《126 kV-550 kV电容式瓷套管技术规范》[8]和GB 1094.3-2003《电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》[9]分别进行交流耐压、局部放电测量（以下简称“局放”）及介损等诊断性试验，进而判断绝缘状况[10-11]。具体试验流程见图5。

图5 套管试验流程

图5套管试验流程中，每一轮雷电冲击辐值均为550 kV，正负极性各15次；整体加热试验根据GB 1094.2《电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升》[12]的规定，将被试套管本体整体置于大型加热装置内模拟大负荷工况下套管温升，保证顶层油温温升不超过60K，环境高温45℃时则顶层油温不超过105℃。诊断性试验包括油色谱分析、油介损及耐压试验、套管本体介损试验、套管交流耐压和局放试验。现场局放过程需采取抗干扰措施，准确判读真实放电信号及局部放电量值[13]。当诊断性试验结果不满足标准要求时，即认为套管绝缘出现劣化。

2.3 试验结果

分别选取3支套管进行整体加热和雷电冲击耐压试验，其中进行整体加热的套管编号分别为060727，060728和8000435，进行雷电冲击耐压试验的套管编号分别为8016570，8016568和060726。

（1）整体加热

整体加热前以及3轮加热后分别进行诊断性试验，以编号060728的套管为例，诊断性试验中的油色谱及介损因数测试数据见表3，表中步骤分别对应图5中的步骤。

表2 被试套管信息

表3 060728套管的诊断性试验数据

由于套管在更换后至试验前的时间间隔已经超过1年，试验期间的色谱数据与最后一次排查结果相差较大，但总体上套管油色谱及含水量数据并未超过标准要求或存在显著性差异，并且在超过120℃时，套管油中水分含量也并未受外部潮气影响，出现了明显下降。因此，套管长时间保持在其最高运行温度下并未对其油纸绝缘造成本质影响。

尽管编号060728的套管在排查试验中介损值存在显著性差异，但3支被试品的介损数据在试验期间均未发生明显变化，基本保持恒定，电容量的变化也未超过5%。说明在该温度下，套管内部整体绝缘并未出现劣化的情况。

其后对被试套管按出厂试验要求进行耐压试验，在230 kV以及在Ur（126 kV）下测量套管的局放，即使在运行一段时间后退出并长时间水平放置，套管整体加热后置于大湿度环境下，在工频电压下仍然保持良好的绝缘性能，并未发现明显的局部缺陷。

（2）雷电冲击耐压试验

在雷电冲击耐压试验前后进行了诊断性试验，其中编号8016568的套管在第1轮雷电冲击试验时未出现击穿，然而在试验后未通过局放试验，具体试验数据见表4。

雷电冲击后进行局放测量，在试验电压加至Ur（126 kV）时，放电量小于背景值7 pC，符合标准要求；继续升压进行耐压试验，同时监视局放，当电压升至170 kV时出现明显的放电现象，幅值在65～80 pC；继续升压，当电压升至194 kV时被试套管放电量陡增至3 000 pC以上；为避免发生击穿后造成局放测量回路损坏，断开电源继续升压，并在通过耐压试验后，将电压降至140 kV左右重新接回局放仪记录熄灭电压，熄灭电压为105 kV。为确认套管的内部放电情况，进行第2次局放及耐压试验，在试验电压升至114 kV（约0.9Ur）时即出现明显放电，放电量约30 pC；在试验电压126 kV时放电量增加至50 pC；在试验电压177 kV时放电量达到3 000 pC以上，局放熄灭电压为97 kV。结合2次试验发现，放电的起始电压和熄灭电压均出现下降。

表4 套管局放及耐压试验数据

试验后静置18 h，对被试套管取油进行油色谱分析，试验前后油色谱情况见表5。

表5 套管油色谱及含水量数据

可以发现，长时间放置后，套管油中各类特征气体出现了大幅度下降，结合雷电冲击前的绝缘诊断性试验，判断在雷电冲击前被试套管绝缘完好。套管在耐压试验中出现放电后，套管油中各类特征气体均出现明显上升，其中C2H2浓度达到0.18 μL/L。因此，根据油色谱数据可判断套管存在内部放电。

综合试验情况认为该套管内部存在绝缘薄弱点，在雷电冲击的激发下该薄弱点的绝缘进一步劣化，在低于绝缘水平的电压激发下绝缘薄弱区域出现局放，该放电随着电压的升高持续发展，虽然被试套管最终通过了耐压试验，但放电在Ur下无法熄灭，最终导致套管发生故障。

编号060727和8016570的套管在局放及耐压试验中未出现明显放电现象，试验前后油色谱数据未出现大幅增长，表明该套管在更高电压的激发下，局放并无实质性发展，绝缘情况未出现下降的迹象。运行中出现的油色谱数据超标由于运行中末屏接触不良，造成悬浮放电所致，但因套管存放时间过长，末屏未发现明显放电痕迹。

（3）试验结论

结合6支套管的试验数据，可得出以下结论：

在套管整体加热试验过程中，套管绝缘未出现明显劣化倾向，可认为套管满足在现场极端条件下运行的条件。

在经受雷电冲击后，介损存在显著性差异的套管出现了局放超标及色谱异常的情况，说明雷电冲击激发了该套管的潜在绝缘缺陷，对其绝缘造成了一定影响。

3 仿真分析

为进一步分析试验过程中套管发现异常的原因，对所有试验套管进行解体。在解体过程中对该型号套管顶部油枕、内部绝缘、电容屏法兰面及导杆等部件（部位）的尺寸进行测量，为套管内部电场分布情况的仿真提供数据。

图6 解体过程发现的放电痕迹

3.1 解体情况

解体编号8016568的套管时，在其由外向内的第2层绝缘纸表面发现放电痕迹，如图6所示。

图6显示的放电痕迹分为2段，分别长约51 mm和47 mm，放电痕迹距顶部油枕下端最近处约45 mm。该放电痕迹并未波及上下层绝缘纸及电容屏。为进一步分析该处发生放电的可能性，对该套管进行建模，仿真其内部电场分布情况。

3.2 仿真分析

对套管采用有限元模型，选择静电场的计算原理，利用大型有限元分析软件ANSYS对套管的电场进行分析，计算出套管整体和各部件的表面电场情况。

套管结构较为对称，为减小运算量，采用建立二维模型的方法来计算其电场分布情况，利用ANSYS软件对套管的电场进行分析，其中采用渐进边界条件处理开域问题不仅较好地解决了有限元计算中遇到的开域问题，而且保持了有限元方法的优点和程序的通用性[14-15]。

目前，高压电气设备主要在工频50 Hz交流电压下工作，电极间电压随时间的变化较为缓慢，极间的绝缘距离远比相应电磁波的波长要小。即使在电压变化较快的1.2/50 μs雷电冲击电压作用下，在电压由零升至幅值的时间内，冲击波虽只行进了几百米距离，但仍比电气设备的尺寸大得多（除高压输电线和有长导线的线圈类设备外）。因此，一般电气设备在任一瞬间的电场都可以近似地认为是稳定的，可以按静电场来分析[16]。

ANSYS计算所涉及的边界条件主要指带电体的对地电位以及零电位。套管内部金属导杆为高电位，电压为89.8 kV（峰值）；外部金属法兰及其下方金属筒、末屏为地电位，电压为0 V。由于在计算时施加的是电压峰值，因此后续计算得到的电场强度也均为峰值。

为快速有效地分析此类电场分布，选择ANSYS14.5作为分析软件。计算交流电压作用下的电场使用Plane121单元，为8节点三角型单元（映射剖分时为四边形），采用静电场计算电场分布情况，因此仅需定义材料的介电常数。整体模型如图7所示。

图7 110 kV变压器套管模型

套管整体的电场仿真结果如图8所示，其中最大电场强度位于第2张电容屏顶端边缘及绝缘纸附近区域，如图中圆形标记处，最大值为55.46 kV/cm。

图8 110 kV变压器套管整体电场仿真结果

放电痕迹附近绝缘纸电场仿真结果如图9所示，最大电场强度位于顶部油枕下方45 mm，如图中圆形标记MX，最大值为43.47 kV/cm。

图9 放电痕迹附近绝缘纸电场仿真结果

3.3 解体和仿真结果分析

（1）建立了套管模型（包括高压导杆、电容屏及绝缘纸、瓷瓶和法兰等），通过ANSYS二维静电场计算模型，计算交流电压下按照相对介电常数分布的空间电场强度发现，套管最大电场强度位于第2张电容屏上端边缘处附近，最大值为55.46 kV/cm（峰值），其余如高压导杆、将军帽、绝缘纸中的场强均较低。

（2）放电痕迹附近绝缘纸最大电场强度位于顶部油枕下方45 mm，最大值为43.47 kV/cm，接近套管内部最高场强，属于电场集中区域。此处与套管发生放电部位几乎一致，若此处绝缘纸存在受潮等情况，则较易发生局放并进一步发展，最终导致套管击穿。同时，从多次COT型套管爆裂故障情况看，其故障点多集中在套管的中上部，也印证了解体的情况。