一例变压器本体介损测量值异常的原因分析

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1、一例变压器本体介损测量值异常的原因分析朱霖(华能南京金陵发电有限公司，江苏南京210034)摘要：介绍了变压器木体介损测量原理与方法，针对1台27kV变压器木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木体绝缘情况良好，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

2、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1C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，

3、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。介损测量一般采用丙林电桥的原理。一般情况下釆用正接法或反接法，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】定周期对其取汕

4、样进行汕质气相色谱试验。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C2013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

5、效电容，高压绕组对汕箱的等效电容，套管对地的等效电容以及试验冋路的外部耦合电容等。对于变压器本体而言，对其进行介损试验吋，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

6、厂变AB2015年4月100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吋，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位，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、油面温度以及汕位均在合格，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，

7、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汕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tl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,—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汕吸收水分，微生物细菌污染会导致绝缘汕的性能老化。为此，专门委托江苏方天对该变压器的汕样进行了汕介损试验

8、。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，该变压器绝缘汕性能良好，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檫，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