本发明公开了一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法，步骤为：1)评估准备及测试接线；2)相对复介电常数虚部测试；3)拟合相对复介电常数虚部的测试结果；4)估算套管绝缘水分含量；5)估算温度T下套管绝缘中水汽分压；6)评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险。本发明能够考虑油浸式套管的老化对绝缘中水汽分压的影响，能够更为准确的评估油浸式套管绝缘气泡效应风险。
1.一种油浸式套管绝缘气泡效应的测试方法，其特征在于，包含以下步骤：第一步：评估准备及测试接线
查看待评估油浸式套管铭牌或出厂报告，记录待评估油浸式套管的已投运时间，记为N年，将相对复介电常数虚部测试仪的高压端与套管油枕出线端相连，将相对复介电常数虚部测试仪的低压端与套管末屏引出线相连，将相对复介电常数虚部测试仪的接地端与套管法兰接地装置相连，测试并记录测试前套管绝缘的温度为T，单位为摄氏度；
设置将相对复介电常数虚部测试仪的输出电压为1400伏特，设置测试频率范围为
0.001Hz至0.01Hz，各测试频率点f分别为0.001Hz，0.002Hz，0.004Hz，0.01Hz，开启将相对复介电常数虚部测试仪对套管进行相对复介电常数虚部频域谱测试，得到套管的相对复介电常数虚部测试结果，0.001Hz频率点测试结果记为ε1″，0.002Hz频率点测试结果记为ε2″，
0.004Hz频率点测试结果记为ε3″，0.01Hz频率点测试结果记为ε4″；
将套管的相对复介电常数虚部测试结果转换至对数坐标系中，然后基于式(1)所示的直线表达式拟合测试结果，进而得到式(1)所示的直线表达式的斜率s与截距b；
y＝sx+b (1)式(1)中y为logε”，ε”为相对复介电常数的虚部值，x为logω，ω为测各试频率点的角频率值且等于2πf；
m.c.＝1.79×(A-s-0.74)0.41 (2)式(2)中A为卷铁芯牵引变压器介电特征参数，A的估算式如式(3)所示第五步：估算温度T下套管绝缘中水汽分压
当温度T大于100摄氏度时，根据式(4)估算温度T下套管绝缘中水汽分压p，单位为atm，式(4)中M为老化系数，M估算式如式(5)所示：第六步：油浸式套管绝缘气泡效应的测试
设定临界压力值PL，然后基于第五步估算得到的水汽分压值p，通过式(6)计算风险系数H，进而对油浸式套管绝缘气泡效应进行测试，式(6)中k为风险预警参数，为一常数根据实际需要进行设定。
一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法
技术领域
[0001] 本发明属于油浸式套管绝缘故障风险评估领域，具体涉及一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法。
背景技术
[0002] 油浸式套管是变压器的重要附属设备之一，属于电力系统的重要设备，起到将高低压引线从变压器内部引出的作用，实现变压器与外部电气网络的连接以及引线对变压器外壳的绝缘。油浸式套管主绝缘为绝缘纸与铝箔电容屏交替包绕卷制的电容芯子。实际运行中即使密封性良好的套管，水分也会通过将军帽、取油塞、油枕等典型位置入侵套管内部，当套管运行过程中当运行温度和绝缘水分含量达到临界值时，套管绝缘内的水汽分压会超过临界值，套管绝缘中的微水会以气泡的形式析出，这不仅仅会造成套管绝缘电场的畸变，还会增加套管内部的压力，特别当析出过程特别剧烈时会直接造成套管的爆炸，目前实际生产中尚无有效的监测手段与方法。除此之外随着套管的运行，套管绝缘逐渐老化，老化会给绝缘对水分的吸收产生明显的影响，进而增加了准确评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险的难度。因此，为了能够更加准确地评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险，需进一步考虑老化对绝缘吸湿能力的影响，急需一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法。
发明内容
[0003] 为了能够更加准确地评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险，且进一步考虑老化对绝缘吸湿能力的影响，本发明提供了一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法。
[0004] 一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法包含以下步骤：
[0005] 第一步：评估准备及测试接线
[0006] 查看待评估油浸式套管铭牌或出厂报告，记录待评估油浸式套管的已投运时间(记为N年)，将相对复介电常数虚部测试仪的高压端与套管油枕出线端相连，将相对复介电常数虚部测试仪的低压端与套管末屏引出线相连，将相对复介电常数虚部测试仪的接地端与套管法兰接地装置相连，测试并记录测试前套管绝缘的温度为T(摄氏度)；
[0007] 第二步：相对复介电常数虚部测试
[0008] 设置将相对复介电常数虚部测试仪的输出电压为1400伏特，设置测试频率范围为0.01Hz至1mHz(各测试频率点f包括1mHz，2mHz，4mHz，0.01Hz)，开启将相对复介电常数虚部测试仪对套管进行相对复介电常数虚部频域谱测试，得到套管的相对复介电常数虚部测试结果(0.01Hz频率点测试结果记为ε1″，4mHz频率点测试结果记为ε2″，2mHz频率点测试结果记为ε3″，1mHz频率点测试结果记为ε4″)；
[0009] 第三步：拟合对复介电常数虚部的测试结果
[0010] 将套管的相对复介电常数虚部测试结果转换至对数坐标系中，然后基于式(1)所示的直线表达式拟合测试结果，进而得到式(1)所示的直线表达式的斜率s与截距b；
[0011] y＝sx+b (1)
[0012] 式(1)中y为logε″，x为logω，ω为测各试频率点的角频率值且等于2πf；
[0013] 第四步：估算套管绝缘水分含量
[0014] 基于式(2)估算套管绝缘纸中水分的含量m.c.
[0015] m.c.＝1.79×(A-s-0.74)0.41 (2)
[0016] 式(2)中A为卷铁芯牵引变压器介电特征参数，A的估算式如式(3)所示[0017]
[0018] 第五步：估算温度T下套管绝缘中水汽分压
[0019] 当温度T大于100摄氏度时，根据式(4)估算温度T下套管绝缘中水汽分压p(单位atm)
[0020]
[0021] 式(4)中M为老化系数，M估算式如式(5)所示：
[0022]
[0023] 第六步：评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险
[0024] 设定临界压力值PL，然后基于第五步估算得到的水汽分压值p，通过式(6)计算风险系数H，进而对油浸式套管绝缘气泡效应的风险做出评估，当H大于0.632时即发出风险预警
[0025]
[0026] 式(6)中k为风险预警参数，为一常数根据实际需要进行设定。
附图说明
[0027] 图1一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法流程图
具体实施方式
[0028] 下面结合附图对本发明作进一步说明：
[0029] 图1所示为一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法流程图。从图1中可以看出一种油浸式套管绝缘气泡效应风险的评估方法主要包括以下步骤：
[0030] 第一步：评估准备及测试接线
[0031] 查看待评估油浸式套管铭牌或出厂报告，记录待评估油浸式套管的已投运时间(记为N年)，将相对复介电常数虚部测试仪的高压端与套管油枕出线端相连，将相对复介电常数虚部测试仪的低压端与套管末屏引出线相连，将相对复介电常数虚部测试仪的接地端与套管法兰接地装置相连，测试并记录测试前套管绝缘的温度为T(摄氏度)；
[0032] 第二步：相对复介电常数虚部测试
[0033] 设置将相对复介电常数虚部测试仪的输出电压为1400伏特，设置测试频率范围为0.01Hz至1mHz(各测试频率点f包括1mHz，2mHz，4mHz，0.01Hz)，开启将相对复介电常数虚部测试仪对套管进行相对复介电常数虚部频域谱测试，得到套管的相对复介电常数虚部测试结果(0.01Hz频率点测试结果记为ε1″，4mHz频率点测试结果记为ε2″，2mHz频率点测试结果记为ε3″，1mHz频率点测试结果记为ε4″)；
[0034] 第三步：拟合对复介电常数虚部的测试结果
[0035] 将套管的相对复介电常数虚部测试结果转换至对数坐标系中，然后基于式(1)所示的直线表达式拟合测试结果，进而得到式(1)所示的直线表达式的斜率s与截距b；
[0036] y＝sx+b (1)
[0037] 式(1)中y为logε″，x为logω，ω为测各试频率点的角频率值且等于2πf；
[0038] 第四步：估算套管绝缘水分含量
[0039] 基于式(2)估算套管绝缘纸中水分的含量m.c.
[0040] m.c.＝1.79×(A-s-0.74)0.41 (2)
[0041] 式(2)中A为卷铁芯牵引变压器介电特征参数，A的估算式如式(3)所示[0042]
[0043] 第五步：估算温度T下套管绝缘中水汽分压
[0044] 当温度T大于100摄氏度时，根据式(4)估算温度T下套管绝缘中水汽分压p(单位atm)
[0045]式(4)中M为老化系数，M估算式如式(5)所示：
[0046]
[0047] 第六步：评估油浸式套管绝缘气泡效应的风险
[0048] 设定临界压力值PL为1.6atm，设定风险预警参数k为0.8，然后基于第五步估算得到的水汽分压值p，通过式(6)计算风险系数H，进而对油浸式套管绝缘气泡效应的风险做出评估，当H大于0.632时即发出风险预警。
[0049]
