（华电邹县发电厂）
电力变压器是电力系统中电能传输与分配的重要设备之一，其安全稳定运行十分重要。通过电气试验、油化试验可以及时发现变压器绝缘缺陷，对于确保电网和设备安全意义重大。下面结合邹县电厂#3主变介质损耗因数超标的案例，介绍缺陷诊断分析过程，并提出一些处理建议。
1、情况介绍
#3主变压器为双绕组变压器，容量为360MVA，生产厂家为日本三菱公司，于1988年出厂。变压器额定电压525kV/18kV，额定电流396A/11550A，联结组别YNdll。
2018年4月15日，在对该主变压器进行停电例行试验时，发现低压绕组—高压绕组及地的介质损耗因数超过注意值，但其他试验结果均正常。随后对变压器进行抽真空热油循环处理，再次进行试验发现该其介质损耗因数与上一次基本相同，仍是低压绕组—高压绕组及地的介质损耗因数超标，其他项目正常。随后几个月时间内，一直对该变压器进行油色谱跟踪监测，其各项数据较为稳定正常。
2．绝缘油试验
对该变压器进行绝缘油常规试验，并未发现绝缘油有受潮或劣化的迹象，试验结果正常。该变压器2017年至今油中溶解气体分析结果见表1。
表1 油中溶解气体分析结果
从表1可以看出，该变压器油中乙炔、总烃及氢的含量并未超过注意值，而从2017年7月份开始，变压器油中一直有微量乙炔，中途进行变压器热油循环后乙炔消失，但随后变压器投运一段时间后又再次出现，但数值比较稳定，没有继续增加的趋势。
3、电容值及介质损耗值试验情况
介质损耗因数的测量是变压器绝缘预防性试验中的重要项目之一，它是一项灵敏度很高的试验项目，能有效地检查变压器绝缘受潮、油脂劣化、绕组上附着油垢和严重的局部缺陷等。查阅#3主变历年的介质损耗因数tgd和电容量C实测结果，发现低压绕组的介损值呈现逐年上升的趋势。
为进一步分析介损增大的原因，我们在对变压器进行真空滤油工作前后分别各进行了一次介损的测量，数据如下表1：
表1 测量双绕组变压器tgd和C的试验结果
通过查看运行记录，发现#3主变压器投运以来一直运行稳定，未发生过负荷、过励磁及出口或近区短路等不良工况。为进一步分析是何部位有异常，我们又进行了正接线方式的多种测量，并利用介质损耗试验实测值推算出绕组对地和绕组之间的电容量及相应的介质损耗因数。经计算可得真空滤油前后的数据为下表2、3：
表2 真空滤油前的数据
表3 真空滤油后的数据
经过计算可知，变压器高压绕组对地的介质损耗和低压绕组对地的介质损耗较大，而且滤油前后没有较大变化。计算结果表明介损异常出现在高压绕组和低压绕组对地之间的主绝缘上。
4、案例学习分析
为更好的进行原因分析，有一则案例可供我们参考：某110kV变电站1号主变，在对该主变进行预试时发现该变压器高压绕组对低压绕组及地的介损超标，为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测试，对测试结果进行分析，低压对地介损、高压对低压之间的介损测试结果正常，测试时只要加上高压绕组对地的电容，介损测试即超标，从而可初步判定高压绕组对地绝缘异常。通过对历年变压器油色谱分析，发现该主变2007年时内部曾出现乙炔但未超标，且数据稳定，微水测试结果未见异常，结合低压对地介损对比以往试验结果没有明显变化，认为变压器绝缘油没有异常。因此，初步怀疑是变压器固体绝缘老化或受潮，为此对主变进行滤油，结果无明显变化。后经综合试验分析找出了故障的原因。结合局部放电试验，B相高电位处存在缺陷，两者互相印证，说明B相高压出线处角环或者静电屏等存在缺陷。
5、原因分析推测及建议
变压器绕组与地之间的绝缘介质由两部分构成，一是变压器绝缘油，另外就是变压器的固体绝缘纸板。通过变压器绝缘油样分析和真空滤油结果判断，绝缘油水分的质量分数等油化试验结果正常，排除绝缘油受潮的可能。而最大的可能能行就是固体绝缘纸板受潮，然而变压器平时运行良好，从外部受潮的可能性不大，最大的可能性就是来自于纸板老化而产生的水分。而我们推断乙炔的产生恰恰是因为固体绝缘纸板的老化，造成了一定绝缘强度的降低，产生了内部轻微的间断性放电现象。
目前#3主变由于负荷等原因，一直未进行内部检查，现场经过滤油处理后即投入了运行，在随后至今的时间里该变压器一直处于监视运行状态。建议下一步进行局部放电试验，并结合油化分析，以及设备运行、检修等情况进行综合判断，最终确定缺陷的类型及部位。
参考文献：
[1]刘海峰 110kV变压器介质损耗因数超标的缺陷分析及处理措施析
[2]李军浩 油纸绝缘变压器老化状态评估的极化——去极化电流技术研究
[3]朱 华 变压器高压试验技术4-变压器介质损耗因数的测量与分析
[4]杨启平 变压器绝缘老化的诊断与寿命评估
作者简介：
徐家擎（1987.3-），工程硕士，工程师，从事发电厂电气试验及检修工作。
论文作者:徐家擎
论文发表刊物:《电力设备》2018年第35期
论文发表时间:2019/5/28
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