大型變壓器現場介質損耗因數測量異常的分析

呂曉東，阮 煒，葉 衡，鄧育灝，鄭 雄

（廣州西門子變壓器有限公司，廣州 510530）

0 引言

介質損耗因數測量是35 kV及以上電壓等級變壓器的一個重要測試項目，以判斷變壓器整體的絕緣狀態是否存在缺陷，作為大型變壓器出廠試驗和現場交接試驗必須進行的項目，也是檢修、故障診斷等工作中通常會進行的檢查項目［1］。國內相關標準如JB/T501-2021《電力變壓器試驗導則》［1］、GB/T 50150-2016《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》［2］等規定了介質損耗因數測量的方法、出廠值與現場值對比、溫度折算等要求。出廠測量一般在變壓器制造廠的試驗室進行，接線布置容易、環境條件穩定、屏蔽效果好。而在變壓器現場則往往存在環境條件復雜、測量接線困難、干擾較多等不利因素［3］，可能導致現場值與出廠值相比出現較大偏差，給對變壓器內部絕緣狀況的判斷帶來困難，使現場交接工作無法順利進行。因此，對現場介質損耗因數測量的過程需細致觀察，分析排除外部干擾或測量方法問題，使結果真實反映變壓器內部絕緣狀況［4］。

本文通過變壓器現場介質損耗因數測量的幾個實際案例，結合介質損耗因數測量的試驗原理、測量回路，對現場介質損耗因數測量的不同影響進行對比，總結現場排查分析的方法，為大型變壓器現場介質損耗因數測量提供參考。

1 介質損耗因數（以下簡稱介損）測量原理

1.1 介損測量回路

介損測量儀器曾普遍使用傳統的西林電橋。隨著電子技術和自動控制技術的發展，現今已有多種類型的智能化介損儀得到應用［5］。如瑞士哈弗萊2 880系列介損儀采用全屏蔽的高精度數字比較電橋，使得測量更方便快捷，且具有較強的抗干擾能力［6］。其電氣回路如圖1所示，圖中：UTest為介損儀高壓輸出；CN為介損儀標準電容；IN為流過標準電容的電流；Cx為以電容表示的被試品；Ix為流過被試品的電流；IRx、ICx為被試品側等效的電阻電流、電容電流；Rx、RN為被試品側比較電阻、標準電容側比較電阻。

圖1 哈弗萊2880系列 介損儀電氣回路

進行變壓器的介損測量時，接線回路圖如圖2所示，圖中：CHG為高壓繞組對地電容；CLG為低壓繞組對地電容；CHL為高低繞組之間的電容；Cstray為加壓端對地的雜散電容。

圖2 測量變壓器介損時的接線回路

該回路與傳統的西林電橋略有不同。介損儀與被試品連接后構成的回路有以下特點［7］：（1）電橋的平衡點并非直接接地，當選擇“反接法”測量時，接地點一般在被測電容的接地端，而傳統西林電橋的接地點一般為電壓輸出的末端；（2）介損儀的加壓線、測量線、接地線均有良好屏蔽，介損儀外殼完全屏蔽內部橋體并接地；（3）被試品加壓端連線對地、低電位端對地之間的雜散電容并不能完全處于介損儀的屏蔽覆蓋中。

對于大型變壓器的介損測量，要求更精確、更穩定的數據以進行質量控制。因此，在測量時需結合電氣圖和現場接線狀況，分析可能干擾測量結果的因素，并在接線和測量過程中盡量消除影響，以獲得真實的結果，避免誤判。

1.2 影響介損測量的因素

根據介損測量的電氣回路，及現場測量中的實際經驗，影響測量的主要因素有以下方面。

（1）電橋高壓臂對近地電位的雜散電容影響

在廠內試驗時，變壓器一般獨立放置，周圍物體距離較遠，雜散電容影響較小，可以忽略。而在現場時，變壓器處于不同的工況，周圍環境復雜，線端附近可能還有其他裝置，如屏蔽環、架空母線、避雷器接線排、防火墻體等。其與線端構成的雜散電容可認為并聯接入測量回路中，對測量結果造成影響。如圖3所示。圖中：C1′為被試品側高壓臂對低壓臂或地的雜散電容；C2′為標準電容側高壓臂對低壓臂或接地物體的雜散電容，處于介損儀屏蔽內，可忽略。

圖3 介損測量回路 高壓臂雜散電容

（2）電橋低壓臂對地雜散電容的影響

在電路中，低壓臂連有標準比較電阻RN和被試側比較電阻Rx，通過其上的電流I可算得電容量和介損值。在變壓器繞組的介損測量中，需接地的繞組一般就近接在變壓器箱體上，箱體通過接地排接入地網，介損儀也需接地，因此被試品側的低壓臂包含了較大范圍，與地之間存在雜散電容。廠內測量時，此雜散電容也存在，而當低壓臂對地雜散電容發生變化時，則會引起測量結果的改變，雖然雜散電容的等效阻抗很小，但對于極小介損值的測量，其影響也不可忽視［8］。如圖4所示。圖中：C1″為被試品側低壓臂對地的雜散電容；C2″為標準電容側低壓臂對地的雜散電容，處于介損儀屏蔽內，可忽略。

圖4 介損測量回路 低壓臂雜散電容

（3）接地端干擾的影響

電橋的平衡點與接地點并不重合，且接地點一般沒有良好的屏蔽，從接地點串入的干擾將直接進入比較電阻Rx，使測量結果出現偏差。如果介損儀自身的屏蔽接地和測量地之間距離遠或接線處理不當，所受影響將更明顯［9］。

（4）其他因素的影響

變壓器現場的環境條件復雜，有多種因素可能影響測量結果。例如電源含有諧波、周圍有帶電線路、儀器受潮等。

2 案例分析

2.1 周圍金屬物體引起的介損異常

根據DL/T1798-2018《換流變壓器交接及預防性試驗規程》要求，在現場要進行換流變介損及電容量測量［10］。對一臺1 100 kV換流變壓器現場進行介損及電容量測量，結果如表1所示。由表中數據可知，該變壓器的閥側繞組對地介損值異常偏大，而電容量相比出廠值正常。現場其他試驗項目如閥側對地絕緣電阻值、油樣DGA結果、套管測試結果均正常。

表1 換流變現場介損測量值

對閥側繞組進行不同電壓下的介損測量，結果如表2所示。

表2 現場不同電壓下介損測量值

考慮到此變壓器容量大，閥側繞組絕緣等級很高，對地絕緣距離大，變壓器內部缺陷的可能性小。因此針對閥側繞組外部環境進行排查。現場環境如圖5所示。

圖5 換流變現場介損測量

圖6 換流變現場閥側端部周圍

測量在換流變閥廳進行，周圍物體較多，可能與閥側端部形成雜散電容，此雜散電容與被測電容形成并聯對地的回路。當對多個電容并聯構成的回路進行介損測量時，總介損和電容與支路介損和電容可按下式計算（以兩個電容并聯為例）：

由此可知，支路介損對總介損的影響與其電容量有關。分析表1數據，可發現閥側繞組電容量無明顯變化，而介損值增加幅度非常大。說明某個較小的雜散電容在介損測量電壓下產生了明顯的損耗，如局部放電、對地泄漏等，以致回路總介損大幅增加。仔細檢查靠近閥側端部的物體，發現距離最近的是閥側端部避雷器引線端部的均壓環，距離閥側端部均壓環約0.5 m，該距離仍然大于介損測量10 kV所需的絕緣距離要求。

因避雷器均壓環與閥側套管均壓距離僅0.5 m。雖然滿足10 kV試驗電壓的絕緣距離，但兩者間將形成雜散電容CK，而引線另一端連接了較多避雷器、換流閥，等效電容Cb極小，在這個電容分壓回路中，避雷器側將承擔8 kV以上的感應電壓。對于單個避雷器或換流閥而言，在約10 kV的交流電壓下，其泄漏電流極小，僅5～10 μA。但此線路中連接了較多的避雷器、換流閥和絕緣子，總的泄漏電流可達100 μA以上。而通過閥側對地介損及電容量數據計算，可知其有功電流也在100 μA的數量級。因此，避雷器側產生的對地泄漏電流將導致整體的介損值明顯增大。

將均壓環和引線拆除后，復測閥側介損，結果正常，如表3所示。

表3 現場介損復測值

通過上述過程，可得出以下分析方法：

（1）介損測量一般施加交流電壓10 kV，周圍金屬物體按對地雜散電容回路感應出電壓，可能使相連接的元件產生放電、泄漏等現象，此時不能僅考慮試驗時的絕緣距離來處置周圍環境物體，還需了解元件在交流電場下的電氣特性，進行電路分析；

（2）介損異常時，可采用不同的接線方式對各支路電容分開測量介損和電容量，或計算得出，以區分介損異常與哪些部位的電容相關，再進行有針對性的檢查；

（3）結合電容量結果，可進一步分析介損異常的原因，根據偏差的程度，可推斷出異常現象的大致特點，有助于進一步確定其來源。

值得一提的是，如根據式（1）和式（2）進行各支路介損和電容的定量計算，必須考慮測量不確定度的影響。對于電容占比很小的支路，計算可能出現較大偏差，如可能應與直接測量得到的結果對比印證。另外，當套管電容與繞組電容相比很小時，套管介損異常可能無法在繞組介損測量時反映出來，必須單獨進行套管介損測量來確認［11］。

2.2 潮濕環境引起的介損偏大

對一臺常規電力變壓器在現場進行介損和電容量測量，電容量與出廠值可比，介損值結果如表4所示。現場進行的其他試驗項目結果均正常，包括絕緣電阻、套管測試、油樣分析結果等［12］。由表可知，高壓對地介損與出廠值可比，低壓對地介損相比出廠值偏大超過50%。因現場外部環境較潮濕，擦拭接線端子、接地端子，并換用不同儀器進行測量，結果變化不大。根據高壓繞組介損正常，從測量高壓和低壓時回路的不同來分析低壓繞組介損偏大的原因。

表4 電力變壓器現場介損測量值

測量高壓繞組時，低壓及鐵心、夾件接油箱，油箱接地點接地網。高壓繞組布置在最外側，有較大的對油箱電容，因此可認為低壓繞組和油箱直接連到電橋的低壓臂Rx。測量低壓繞組時，高壓及鐵心、夾件接油箱，油箱接地點接地網。而低壓繞組布置在內側，靠近鐵心，低壓繞組與油箱間沒有正對電容，僅通過繞組上下端與油箱形成很小的雜散電容。此時，高壓繞組和鐵心先連到油箱，通過油箱連到低壓臂Rx。而油箱則類似于包裹電橋高壓臂和低壓臂的導體，在電橋回路中屬于高壓臂對低壓臂的雜散電容。油箱放置在地面上，且體積很大，與地之間也會存在雜散電容C1″，同樣會影響通過低壓臂Rx上的電流［13］。

廠內試驗時，接線方式與現場相同，此雜散電容均已包括在測量中。結合圖3～4電氣回路分析，測得的介損包含了C1′的影響。而現場測量時，因環境潮濕，雖對套管、測試線等使用酒精擦拭，但無法對箱體進行類似處理，此時C1′回路中的等效電阻大幅減小，根據并聯等效回路中介損的計算公式：

當等效電阻R減小時，該支路的介損值增大，因此合成后的被試品側高壓臂介損偏大。對C1″進行分析，也可得出相似的結論。這說明現場潮濕環境下，介損測量回路中雜散電容C1′和C1″的狀態和廠內測量時有明顯不同，導致最終得到的介損值偏大。

為減小箱體和地受潮對低壓繞組介損的影響，待天氣晴朗，濕度低的時候，進行介損復測。接線時，將介損儀接地與變壓器接地盡量靠近，并妥善布置接地線。結果如表5所示。由表中數據可見，當天氣良好、濕度降低時，低壓繞組介損有較明顯的降低。現場的潮濕狀況雖有所改善，但晴天時間仍較短。待一段時間后較干燥的條件下，復測結果將進一步好轉。

表5 電力變壓器現場介損復測值

通過上述過程，可得出以下分析方法：

（1）介損電橋的高壓臂、低壓臂和地之間，都可能產生雜散電容，對于屏蔽無法覆蓋的部位需重點關注，了解不同的狀態差別，測量時，應盡量優化布置回路以減小影響，或選擇合適的環境條件下測量；

（2）對于測量回路，應結合電橋的電氣原理圖進行細致分析，特別是大型變壓器尺寸較大，導體連接均有一定的長度或涉及空間位置的差別，在電路上需考慮由此引入的影響；

（3）通過不同測量方式下數據的特點，對比其測量回路的區別，可作為分析排查的考慮方向。

2.3 地網干擾引起的介損異常

對一臺大型變壓器現場進行介損測量，結果如表6所示。由表中數據可看出，現場電容量測量值與出廠值可比，而介損測量值與出廠值相比差異較大，且數值本身換算對比也存在不合理性。

表6 電力變壓器現場介損測量值

檢查儀器、測量回路后，再次測量，結果如表7所示。

表7 電力變壓器現場介損測量值

復測時，在回路不變的情況下，加至同一電壓，觀察到介損值存在波動變化，電容量變化不明顯。而“高壓/低壓”狀態下波動較小，可以判斷問題與接地有關。在“高壓/低壓及地”的測量狀態下，輸出電壓加至10 kV時，維持不變，觀察輸出電壓、電流波形，發現電流波形存在畸變，且并不穩定，同時測量介損對應出現波動，而電壓波形變化不明顯。據了解，現場附近存在運行中的直流供電線路，波形畸變可能與此有關。現場經過電源、接地網處理，獲知直流線路負荷降低的時間段后，及時進行介損復測，數值波動情況基本消失，介損值與出廠值可比。

通過上述過程，可得出以下分析方法。

（1）介損測量時的“正接法”和“反接法”，對于來自地網的干擾，影響程度有差別［14］。

（2）介損儀測量設置中，如果到達測量電壓得出數值后，隨即自動降壓，則可能發現不了數值波動的現象。此時可以手動維持測量電壓，觀察數值變化，或進行多次測量，比較介損變化是否明顯超出合理范圍。如果介損儀具備輸出電壓、輸出電流的示波圖顯示，則可以方便的觀察畸變情況。如Megger介損儀DELTA4000系列，控制界面如圖7所示。

圖7 DELTA4000控制界面（右上角顯示輸出電壓、電流波形）

（3）現場周圍環境、地網狀況等，試驗前需進行了解，再選擇適當的條件下進行介損測量，避免外界干擾影響結果［15］。

2.4 其他原因引起的現場介損值異常

除以上案例描述的介損異常外，還有其他原因導致的介損異常現象，以下僅作簡要說明。

（1）附近帶電線路引起的端部感應電壓導致介損異常。即使變壓器位置離帶電線路較遠，套管尤其是高壓套管仍可以感應出電壓，并使測量結果異常。可在介損試驗前，使用足夠靈敏的電壓表測量端子對地的電壓，以判斷是否有感應電壓影響測量。

（2）供電電源的干擾。現場使用的供電電源如果同時帶其他負荷進行作業，特別是焊機、電機啟停等，可能導致測量結果異常波動。

（3）介損儀受潮或內部受損。當介損儀的加壓線或測量線受潮（一般是接頭部位松動或變形導致），可能導致測量結果異常。如果是由于介損儀運輸過程中的碰撞或擠壓導致內部元件受損或移位，特別是標準電容，測量結果可能呈現異常的偏大或偏小，且對不同繞組或套管測量偏差基本可比。

3 結束語

本文從電氣原理上對介質損耗因數的測量回路進行了分析，對應實際接線操作提出了影響結果的幾種因素。結合數個實際案例說明大型變壓器現場介質損耗因數測量異常的試驗現象、分析對比步驟、查找偏差來源、驗證方法。通過對現場試驗特點的描述，從原理出發研究導致測量結果偏差的影響、可采取的措施、試驗流程優化和關注要點等。本文所提供的分析思路、現場影響因素、判斷和排查方法、處理措施等，有助于現場介質損耗因數測量異常分析的準確性、高效性，利于制訂合理措施，避免影響工程進度，可作為大型變壓器現場介質損耗因數測量的參考。