朱霖
（华能南京金陵发电有限公司，江苏 南京 210034）
摘要：介绍了变压器本体介损测量原理与方法，针对1台27kV变压器本体介损现场实测数据异常的情况，分析了可能引起介损测量值偏大的原因。并结合试验经验与多种分析手段确认变压器本体绝缘情况良好，变压器投运后的运行情况表明判断合理有效。
关键词：变压器；介损；试验；绝缘
为严格贯彻执行国家能源局下发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》[1]，华能金陵电厂利用机组检修对1台27kV高压厂用变压器进行了预防性试验。介损测量值折算至同一温度时，大于前次测量值的500%。为指导进一步的检修工作，必须明确介损测量值异常的原因是试验方法欠佳导致的测量误差抑或是变压器绝缘存在缺陷。
1 介损测量的原理与意义
图1-1 交流电压下绝缘介质的电流相量图
图1-1为在交流电压作用下绝缘介质的电流相量图。由图可见，绝缘介质内部流过的电流为电容电流分量IC与有功电流分量IR。通常情况，IC>> IR。绝缘介质中的功率损耗
P=UIR=UICtgδ （1-1）
tgδ为介损。通过测量tgδ，可以反映出绝缘介质的一系列缺陷，如绝缘受潮，油质劣化或者气隙放电等。介损测量能够发现绝缘内存在的分布性缺陷，针对大型设备一般结合介损测量、绝缘电阻测量、吸收比测量、极化指数测量等多种手段综合分析判断其绝缘特性。介损测量一般采用西林电桥的原理。一般情况下采用正接法或反接法，如图1-2。
该变压器自2010年7月投运以来，曾于2013年10月停运进行预防性试验。试验结果与出厂试验相比未见明显异常，并符合《DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程》的相关要求[2]，其直流泄漏与介损结果如表2-2。
在该变压器运行中，按照运行规程[4]定周期对其取油样进行油质气相色谱试验。长期以来跟踪该项试验报告，各特征气体亦未见明显异常。此外，变压器日常运行情况平稳。
表2-2 #2高厂变C 2013年预防性试验记录
从表中可以看出，该型号的介损测试仪能够满足本设备的测试需求。利用同台设备，对同类设备#2高厂变AB进行了介损测量。介损测试结果如表3-2。
从表中可以看出，#2高厂变AB介损测量结果合格。证明试验仪器无故障，可以进行正常测量。综上所述排除了试验仪器导致的介损测量误差的可能性。
3.2 变压器绝缘纸
将被试品视作一个黑匣子，此黑匣子内部存在的等效电容体如下：高低压绕组之间的等效电容，高压绕组对油箱的等效电容，套管对地的等效电容以及试验回路的外部耦合电容等。对于变压器本体而言，对其进行介损试验时，实际上也可以将其理解为包含了套管介损、绝缘纸介损、以及绝缘油介损。即：
tgδ=tgδb+tgδp+ tgδo (3-1)
式中：tgδ为变压器绕组介损，tgδb为折算到本体的套管介损，tgδp为折算到本体的绝缘纸介损，tgδo为折算到本体的绝缘油介损。变压器绝缘纸的性能老化原因主要分为四类：
表3-2 #2高厂变AB 2015年4月10日介损测量结果
电老化。绝缘纸内部存在小气隙。一旦外电场强度达到起始放电电压时，则会发生局部放电，从而破坏绝缘纸结构；
热老化。变压器长期高温情况下运行，导致绝缘纸受热发生化学反应，导致性能下降；
水分促进老化。变压器油中带水，被绝缘纸吸收，导致纤维素降解反应；
机械应力老化。绝缘纸受到机械应力发生了不可逆的降低乃至裂痕，从而引发局部放电；
通过维护记录，证明变压器风冷系统运行正常，变压器绕组、油面温度以及油位均在合格，因此可基本排除热老化。由于变压器出厂试验合格，且历年来油色谱试验证明微水合格，因此可排除水分促进老化可能性。暂无法排除的是机械应力老化与电老化。
但由大量文献资料[5]证明，以上两种老化均会导致变压器油中标志性气体一氧化碳和二氧化碳的含量明显升高。因此，于当日再次取该变压器油样进行油质气相色谱试验。试验结果中二氧化碳 含量为1079.48μl/l，一氧化碳 CO含量为375.79μl/l。与之前数据比较，含量并未升高。因此排除了绝缘纸性能老化的全部可能性。
3.3 变压器绝缘油
当绝缘油吸收水分，微生物细菌污染会导致绝缘油的性能老化。为此，专门委托江苏方天对该变压器的油样进行了油介损试验。检测结果如表3-4。
表3-4 变压器油介损检测结果
根据相关国家标准[3]，从检测结果可以看出，该变压器绝缘油性能良好，油介损合格。
3.4 变压器套管
该变压器高压侧电源进线采用离箱封闭母线，低压侧电源出线采用共箱封闭母线。进行试验接线前，需首先拆除共箱封闭母线盖板。然后对套管表面进行清擦，并拆除封闭母线排与套管导电杆之间的软连接。检查发现存在以下问题：
封闭母线盖板边缘橡胶密封条大部老化龟裂，局部断裂缺失；
箱体内部分区域有积水；
套管瓷套表面积灰清理不彻底；
考虑湿度大以及套管瓷套积灰可能导致套管表面泄漏电流增大，从而影响介损。为佐证此种假设，对该变压器进行了直流泄漏试验。试验结果如表3-5。
表3-5 #2高厂变C 2015年4月10日直流泄漏检测结果
对试验接线进行复核后发现，因试验仪器架设于变压器底盘处，而试验导线接至变压器顶部，长度明显偏长。同时封闭母线排与套管导电杆之间的软连接偏重偏长，试验时不易绑扎固定；从而导致软连接与套管导电杆距离明显偏小。因软连接以上均已挂临时接地线，相当于在套管导电杆与地之间形成了杂散电容，附加上偏长的试验导线形成的寄生电容，极有可能造成电容量的测量偏差。
4 验证与处理
根据以上分析，可以将介损测量值异常的原因推断为：套管脏污及潮气造成的表面泄漏电流增加，以及试验接线造成的干扰。为此，采取了以下措施：
（1） 检查高厂变沉降观测点，确认套管与封闭母线的相对距离未发生变化；
表4-2 #2高厂变C 2015年4月11日介损测量结果
数据合格。
重新制作安装共箱封闭母线盖板的橡胶密封条，检查确认封闭母线不存在漏雨情况；
使用瓷瓶专用清洗剂对套管表面反复清洗擦拭直至表面洁净为止，同时检查确认套管表面无裂纹；
使用电吹风对已清理的套管持续烘吹30分钟；
将软连接重新绑扎，并将其悬挂固定在封闭母线盖板内壁上，与套管接线柱保持50cm以上距离；
将介损测试仪移动至变压器顶部，尽可能减短试验导线长度，试验导线夹线处于被试品保持90°夹角；
重新测量变压器直流泄漏，数据如表4-1。
发现经过以上处理，直流泄漏试验数据合格。
重新对变压器进行介损测量，数据如下：
2015年5月30日，该变压器送电。多次巡视，各项运行参数均正常。再次取油样进行油质气相色谱试验。试验结果正常。2015年5月31日，#2高厂变倒送电，检查无异常。运行至今，变压器正常。
5 结论
变压器绕组的介损测量是预防性试验的重要项目，应当予以重点关注。在日常维护中应当加强对变压器油质色谱试验的数据跟踪，及时发现可能存在的绝缘劣化现象。试验环境（尤其是温度与湿度）、试验方法以及接线工艺对于介损试验均存在相当的影响。因此为了保证试验数据的准确可靠，应当尽可能改善试验环境，采用适宜的试验方法并提高接线工艺。应当将变压器单次试验数据与国家或行业标准、出厂数据、历史数据以及同类型设备数据进行比对，避免出现误判。
参考文献
[1]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则 中国电力出版社，2014
[2]DLT 596-1996 电力设备预防性试验规程 中国电力出版社，1996
[3 DLT 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 中国电力出版社，2004
[4]DLT 572-1995 电力变压器运行规程 中国电力出版社，2004
[5]高压电气设备试验方法 中国电力出版社，2004
[6]变压器试验技术 机械工业出版社，1998
论文作者:朱霖
论文发表刊物:《电力设备》2016年第9期
论文发表时间:2016/7/1
标签：变压器论文; 测量论文; 套管论文; 母线论文; 本体论文; 预防性论文; 电容论文; 《电力设备》2016年第9期论文;