大型變壓器現(xiàn)場介質(zhì)損耗因數(shù)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(zhì)損耗因數(shù)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(tài)是否存在缺陷，作為大型變壓器出廠試驗和現(xiàn)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(nèi)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(guī)定了介質(zhì)損耗因數(shù)測量的方法、出廠值與現(xiàn)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(huán)境條件穩(wěn)定、屏蔽效果好。而在變壓器現(xiàn)場則往往存在環(huán)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(xiàn)場值與出廠值相比出現(xiàn)較大偏差，給對變壓器內(nèi)部絕緣狀況的判斷帶來困難，使現(xiàn)場交接工作無法順利進行。因此，對現(xiàn)場介質(zhì)損耗因數(shù)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(nèi)部絕緣狀況［4］。

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

1 介質(zhì)損耗因數(shù)（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(tǒng)的西林電橋。隨著電子技術和自動控制技術的發(fā)展，現(xiàn)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(shù)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(tǒng)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(tǒng)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(nèi)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(wěn)定的數(shù)據(jù)以進行質(zhì)量控制。因此，在測量時需結合電氣圖和現(xiàn)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(jù)介損測量的電氣回路，及現(xiàn)場測量中的實際經(jīng)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(nèi)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(xiàn)場時，變壓器處于不同的工況，周圍環(huán)境復雜，線端附近可能還有其他裝置，如屏蔽環(huán)、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(lián)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(nèi)，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(wǎng)，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(nèi)測量時，此雜散電容也存在，而當?shù)蛪罕蹖Φ仉s散電容發(fā)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(nèi)，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(xiàn)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(xiàn)場的環(huán)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(jù)DL/T1798-2018《換流變壓器交接及預防性試驗規(guī)程》要求，在現(xiàn)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(xiàn)場進行介損及電容量測量，結果如表1所示。由表中數(shù)據(jù)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?，F(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(nèi)部缺陷的可能性小。因此針對閥側繞組外部環(huán)境進行排查?，F(xiàn)場環(huán)境如圖5所示。

圖5 換流變現(xiàn)場介損測量

圖6 換流變現(xiàn)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(lián)對地的回路。當對多個電容并聯(lián)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(lián)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(shù)據(jù)，可發(fā)現(xiàn)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(chǎn)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(fā)現(xiàn)距離最近的是閥側端部避雷器引線端部的均壓環(huán)，距離閥側端部均壓環(huán)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(huán)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(shù)據(jù)計算，可知其有功電流也在100 μA的數(shù)量級。因此，避雷器側產(chǎn)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(huán)和引線拆除后，復測閥側介損，結果正常，如表3所示。

表3 現(xiàn)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(chǎn)生放電、泄漏等現(xiàn)象，此時不能僅考慮試驗時的絕緣距離來處置周圍環(huán)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(qū)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(jù)偏差的程度，可推斷出異?，F(xiàn)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(jù)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(xiàn)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?？赡軣o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(huán)境引起的介損偏大

對一臺常規(guī)電力變壓器在現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)場外部環(huán)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(jù)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(xiàn)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(wǎng)。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(wǎng)。而低壓繞組布置在內(nèi)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(nèi)試驗時，接線方式與現(xiàn)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(xiàn)場測量時，因環(huán)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(jù)并聯(lián)等效回路中介損的計算公式：

當?shù)刃щ娮鑂減小時，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(xiàn)場潮濕環(huán)境下，介損測量回路中雜散電容C1′和C1″的狀態(tài)和廠內(nèi)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(shù)據(jù)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?，F(xiàn)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(xiàn)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(chǎn)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(tài)差別，測量時，應盡量優(yōu)化布置回路以減小影響，或選擇合適的環(huán)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(shù)據(jù)的特點，對比其測量回路的區(qū)別，可作為分析排查的考慮方向。

2.3 地網(wǎng)干擾引起的介損異常

對一臺大型變壓器現(xiàn)場進行介損測量，結果如表6所示。由表中數(shù)據(jù)可看出，現(xiàn)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(shù)值本身換算對比也存在不合理性。

表6 電力變壓器現(xiàn)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(xiàn)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(tài)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(tài)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(fā)現(xiàn)電流波形存在畸變，且并不穩(wěn)定，同時測量介損對應出現(xiàn)波動，而電壓波形變化不明顯。據(jù)了解，現(xiàn)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?，F(xiàn)場經(jīng)過電源、接地網(wǎng)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(shù)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(wǎng)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(shù)值后，隨即自動降壓，則可能發(fā)現(xiàn)不了數(shù)值波動的現(xiàn)象。此時可以手動維持測量電壓，觀察數(shù)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(xiàn)場周圍環(huán)境、地網(wǎng)狀況等，試驗前需進行了解，再選擇適當?shù)臈l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(xiàn)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?，F(xiàn)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?？稍诮閾p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?，F(xiàn)場使用的供電電源如果同時帶其他負荷進行作業(yè)，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(nèi)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(nèi)部元件受損或移位，特別是標準電容，測量結果可能呈現(xiàn)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(zhì)損耗因數(shù)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(shù)個實際案例說明大型變壓器現(xiàn)場介質(zhì)損耗因數(shù)測量異常的試驗現(xiàn)象、分析對比步驟、查找偏差來源、驗證方法。通過對現(xiàn)場試驗特點的描述，從原理出發(fā)研究導致測量結果偏差的影響、可采取的措施、試驗流程優(yōu)化和關注要點等。本文所提供的分析思路、現(xiàn)場影響因素、判斷和排查方法、處理措施等，有助于現(xiàn)場介質(zhì)損耗因數(shù)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(xiàn)場介質(zhì)損耗因數(shù)測量的參考。