新安裝110 kV變壓器繞組介損值偏大的原因分析

夏強峰，屠曄煒，蔣政，袁均祥，周詠檳

（國網浙江省電力公司嘉興供電公司，浙江嘉興314033）

新安裝110 kV變壓器繞組介損值偏大的原因分析

夏強峰，屠曄煒，蔣政，袁均祥，周詠檳

（國網浙江省電力公司嘉興供電公司，浙江嘉興314033）

簡單介紹了變壓器繞組介損測試原理，針對3臺新安裝的110 kV變壓器繞組介損的現場實測數據比出廠數據偏大130%的情況進行了對比分析，并結合現場試驗的經驗，分析了可能引起介損值略偏大的原因，提出了具體判定建議，變壓器投運后的運行情況表明判斷合理有效。

變壓器；介損；絕緣；缺陷；試驗

隨著電網電氣設備技術監督關口前移工作的開展，對入網設備的質量、絕緣等監督顯得尤為重要。在基建工程中對3臺110 kV變壓器本體繞組進行了介損交接試驗，介損實測值折算至同一溫度時，均大于出廠值的130%。針對這一問題進行了分析，力求找出變壓器繞組介損值偏大的原因，以便指導改進變壓器安裝施工工藝方法，及時地消除設備質量缺欠，確保電網安全穩定運行。

1 變壓器本體介損現場試驗原理

介損是反映絕緣介質損耗程度的特征量[1]，僅取決于材料的特性而與材料尺寸、形狀無關，能反映絕緣介質的絕緣狀態，對反映小體積設備的絕緣老化或整體受潮等分布性缺陷特別靈敏，而反映大型設備的局部缺陷的靈敏度有所下降，但對其整體分布性缺陷依然有較好的效果，某些缺陷還可給出間接指示。因此，介損測試對判斷變壓器絕緣有積極意義，是變壓器交接試驗的重要項目之一[2]。

110 kV兩繞組變壓器的絕緣結構，如圖1所示[3]。由圖1可以看出，變壓器繞組絕緣介損可以看成是油和支撐繞組的紙板兩部分絕緣介質串聯組成的介損，即：

式中：tanδ為變壓器繞組絕緣介損；tanδp為絕緣紙的介損；tanδ0為絕緣油的介損；Kp，K0分別為紙和油的介損折算系數，取決于絕緣的幾何尺寸和介電系數，對于110～500 kV變壓器，通常KP≈K0≈0.5。

又由于相同溫度下的油介損tanδ0可通過測量得到，因此有：

圖1 110 kV兩繞組變壓器絕緣結構

該式表明了繞組絕緣介損與絕緣紙板介損的關系，測量繞組絕緣介損可間接反映繞組絕緣紙板的含水量，以便及時、準確地對繞組紙板絕緣受潮情況作出判斷[4]。

設C1為低壓繞組對地電容值，C2為低壓繞組對高壓繞組的電容值，C3為高壓繞組對地電容值，110 kV兩繞組變壓器的等值電容如圖2所示。現場試驗接線如圖3所示。測量采用AI-6000L型全自動介損測試儀器，變壓器繞組介損測試采用反接線方式，即將儀器高壓線接到被試繞組端（三相短路加壓），非被測繞組短接接地，鐵芯、夾件接地，屏蔽接到被測繞組套管屏蔽端（無屏蔽試品屏蔽懸空）[5]。

圖2 110 kV兩繞組變壓器等值電容

2 現場試驗結果及其分析

2.1 3臺110 kV變壓器介損測試值

分別對110 kV金龍、隆興和楊廟變電站的3臺主變壓器（簡稱主變）進行了介損交接試驗，試驗情況如表1—3所示，表中∑表示為非被測繞組及地，Cx為被測試品電容值。

（1）金龍變2號主變，出廠日期為2012年9月，型號為SZ11-50000/110，廠家為正泰電氣股份有限公司。安裝時間為2012年10月9日，試驗時間為2012年10月18日，交接測試油溫為17.5℃，出廠測試油溫為36.5℃。

（2）隆興變2號主變，出廠日期為2012年9月，型號為SZ11-50000/110，廠家為正泰電氣股份有限公司。安裝時間為2012年10年16日，試驗時間為2012年10月26日，交接測試油溫為26.0℃，出廠測試油溫為31.0℃。

（3）楊廟變2號主變，出廠日期為2012年9月，型號為SZ11-50000/110，廠家為錢江電氣集團。安裝時間為2012年10月15日，試驗時間為2012年10月20日，交接測試油溫為22.0℃，出廠測試油溫為31.0℃，

圖3 測量110 kV雙繞組變壓器的tanδ的接線

表1 金龍變2號主變繞組tanδ現場測試值

表2 隆興變2號主變繞組tanδ現場測試值

表3 楊廟變2號主變繞組tanδ現場測試值

由表1—3中數據看以看出，3臺變壓器電容量的出廠值和實測值均符合相關標準要求，出廠時的繞組介損測試溫度均大于現場測試溫度，出廠介損值均小于現場實測值。依據公式（3）與（4）將各臺變壓器繞組介損實測值轉換至同一溫度，如表4所示。其中A，B，C分別表示金龍變2號主變、隆興變2號主變和楊廟變2號主變。

表4 各主變繞組換算至20℃的tanδ值

由表4可以看出，出廠繞組介損值和現場實測值換算值同一溫度（20℃）時，現場實測值全部大于出廠值130%，依據GB 50150-2006[6]等標準的相關要求可初步認為變壓器繞組介損不合格。查閱3個工程相關交接試驗原始記錄可知，3臺主變套管介損實測值均符合GB 50150-2006等標準的相關要求，因此可以排除套管問題引起變壓器繞組介損偏大的可能。

同時，在對變壓器繞組介損進行判斷分析過程中發現，變壓器繞組介損值上限的判斷各標準存在一定的爭議。標準GB 50150-2006中關于變壓器的補充說明中，規定35～220 kV變壓器繞組介損值不大于1.5%（20℃）為合格；DL/T 596-1996預防性試驗規程要求，66～220 kV主變繞組介損值規定不應大于0.8%（20℃）為合格；Q/GDW-11-120-2007狀態檢修試驗規程規定，220 kV及以下變壓器繞組的介損（20℃）不大于0.8%，檢修周期為4.5年。由此可以看出（以20℃的值為例），各標準有明顯差異。若新安裝變壓器執行的標準為交接標準，繞組介損值以1.5%的上限值進行判斷，有可能造成投產前的變壓器繞組介損值已經大于運行時介損控制值0.8%，建議對各標準中有關變壓器繞組介損值的上限進行必要的說明。

2.2介損實測值偏大的分析

（1）變壓器現場吊罩檢查過程中，繞組容易受潮。建議主變吊罩應選擇干燥、晴朗天氣，避免繞組長時間暴露在空氣中而受潮。應優化變壓器現場吊罩過程工序，縮短繞組暴露時間，減少受潮可能性，保證變壓器處于干燥狀態。由于上述3臺變壓器為現場免吊罩型變壓器，都未進行現場吊罩檢查，故可排除此原因引起介損值偏大。

（2）在進行變壓器注油前抽真空時，應特別注意保持變壓器繞組干燥；在進行真空注油時，應選擇天氣良好的情況進行，同時注意對油溫和流速進行控制，并保證足夠溫度和時間，以保證注入過程中變壓器油充分干燥，排除注油過程中滲入微量水份而引起繞組介損偏大的因素，確保變壓器的自身干燥水平[7]。仔細檢查這3臺變壓器安裝施工工藝過程：變壓器用絕緣油各項試驗均合格；安裝過程中依據標準工藝進行真空注油安裝，故此原因也基本可以排除，但不排除安裝時存在執行不到位的情況導致變壓器繞組介損值偏大。

（3）為排除介損測試中各種干擾因素的影響，在介損測試前應盡可能去除變壓器套管表面臟污，或加屏蔽環減少套管表面泄漏電流的影響，但在空氣濕度較大時，不宜采用加屏蔽環的措施，不然會改變測量端的電場分布，導致測量結果不準確。由于變壓器本身的電容量較大，雜散電容對介損測試的影響相對小電容量設備的影響小很多，但現場測試時仍需采取了合適的抗干擾措施減小雜散電容和氣候因素的影響，把介損測試干擾因素降低到最小。

由以上分析可知，3臺新安裝變壓器繞組介損現場實測值偏大可能是測試時周圍環境因素及雜散電容干擾引起的，或可能是由于真空注油過程中工藝程序執行不到位，特別注油時油溫和流速控制不合理引起的，故應加強變壓器安裝過程的監督，確保每項安裝工藝均達到相關施工標準，保障變壓器安裝質量。

對這3臺接近同時期安裝的變壓器繞組介損測試值進行相互比較分析，結果如表5所示。由表5可以看出，同時期安裝的3臺變壓器，雖安裝周圍環境有所不同，但其同一繞組介損值相互比較，出廠值和交接實測值均未相差不超過30%。由于出廠測試環境相對較優越，變壓器已經經過烘干處理程序，自身干燥水平比較高，因此測試干擾因素少。而現場測試環境復雜，且變壓器一般已經過長途運輸，在運輸過程中繞組紙板受潮因素較多。安裝現場周圍電氣設備較多，雜散電容的影響極可能超過出廠環境，現場空氣濕度一般較出廠環境大，因此繞組現場介損測試值均大于出廠介損測試值的概率高。

雖然這3臺變壓器均出現了介損測試值已經超過出廠值130%的情況，但每臺變壓器繞組介損現場實測值與同時期、同類型設備試驗結果相互比較，相差不大，全部未超30%。其介損量值也較小，不到標準規定介損值極限值1/6，而其同類型測量值相互比較，最大值與最小值相比未均超過30%，可基本判斷此新安裝的變壓器繞組介損測試值合格。這3臺變壓器投運后的運行已表明，當時的判斷合理。

表5 3臺變壓器高、低壓繞組介損值相互比較

3 結論與建議

（1）變壓器繞組介損現場測試與出廠測試條件無法比擬，測試結果有偏差的概率較大，甚至大于出廠值的130%，主要原因有：主變吊罩引起繞組受潮；真空注油溫度和流速控制不當導致變壓器不能充分干燥；測試時環境氣候因素的干擾等。

（2）在詳細分析各類引起變壓器繞組介損偏大的可能性后仍未發現原因，且介損實測值遠小于標準規定變壓器繞組介損推薦極限值，雖繞組介損值超過出廠值的30%，但與同時期、同類型設備相比未超過30%的，仍可初步判斷變壓器繞組介損合格。

（3）對于220 kV及以下變壓器繞組介損值的極限值各標準規定不同，易引起判斷矛盾，建議以最嚴格的要求修改相應標準值。

（4）在變壓器繞組介損測試前，應先進行套管介損測試，再進行變壓器本體介損測試，及時排除套管介損不合格及其他質量缺陷對變壓器本體介損測試的影響。

[1]楊殿成.大型變壓器繞組介損因數測量探討[J].電工技術，2012（4）∶17-18.

[2]陳化鋼.電力設備預防性試驗方法及診斷技術[M].北京：中國科學技術出版社，2001.

[3]劉長明.某220 kV主變壓器介損超標原因分析及處理[J].高電壓技術，2007，3（33）∶178-185.

[4]姜學彥，顧克拉，董雪松.220 kV主變本體介損異常的處理[J].變壓器，2004，2（41）∶35-37.

[5]黃寶新，黃英曉.一例變壓器介損問題的分析和處理[J].電氣制造，2009（11）∶48-51.

[6]GB 50150-2006電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準[S].北京：中國電力出版社，2006.

[7]陳濟，劉鴻斌，劉連睿，等.對變壓器抽真空及注油方法的改進[J].華北電力技術，2009（12）∶31-33.

[8]DL/T 596-1996電力設備預防性試驗規程[S].北京：中國電力出版社，1996.

[9]Q/GDW-11-120-2007輸變電設備狀態檢修試驗規程[S].北京：中國電力出版社，2007.

（本文編輯：楊勇）

下期要目

●含混合能源的并網型微網優化配置

●基于空間負荷預測的電動汽車有序充電方法研究

●諧波諧振的模態分析法及其應用

●考慮分布式光伏電源影響的負荷預測方法研究

●隔離開關多次重燃的VFTO計算模型

●移動電極電除塵器清灰刷失效試驗方法及裝置設計

●汽輪機主汽閥裂紋原因分析及修復

●超臨界機組無除氧器回熱系統探討

●發電廠鍋爐減溫器缺陷分析及預測措施

●實時/歷史數據新平臺數據的接入方法

Cause Analysis on Overlarge Dielectric Loss of the winding of Newly-installed 110 kV Transformer

XIA Qiangfeng，TU Yewei，JIANG Zheng，YUAN Junxiang，ZHOU Yongbin
（State Grid Jiaxing Power Supply Company，Jiaxing Zhejiang 314033，China）

The paper briefly introduces dielectric test philosophy of transformer winding.Aiming at the field measured dielectric loss of windings of three newly-installed 110 kV transformers is 130 percent larger than the default data，the paper analyzes the causes for overlarge dielectric loss by comparative analysis and combing the experience in field test.In addition，the paper puts forward specific suggestions for judgment. The operating condition of the transformer shows that the judgment is reasonable and effective.

transformer；dielectric loss；insulation；defect；test

TM406

：B

：1007-1881（2014）01-0005-04

2013-05-06

夏強峰（1984-），男，浙江海寧人，工程師，從事電氣設備高壓試驗和電網金屬監督工作。