新安装110 kV变压器绕组介损值偏大的原因分析

夏强峰，屠晔炜，蒋政，袁均祥，周咏槟

（国网浙江省电力公司嘉兴供电公司，浙江嘉兴314033）

新安装110 kV变压器绕组介损值偏大的原因分析

夏强峰，屠晔炜，蒋政，袁均祥，周咏槟

（国网浙江省电力公司嘉兴供电公司，浙江嘉兴314033）

简单介绍了变压器绕组介损测试原理，针对3台新安装的110 kV变压器绕组介损的现场实测数据比出厂数据偏大130%的情况进行了对比分析，并结合现场试验的经验，分析了可能引起介损值略偏大的原因，提出了具体判定建议，变压器投运后的运行情况表明判断合理有效。

变压器；介损；绝缘；缺陷；试验

随着电网电气设备技术监督关口前移工作的开展，对入网设备的质量、绝缘等监督显得尤为重要。在基建工程中对3台110 kV变压器本体绕组进行了介损交接试验，介损实测值折算至同一温度时，均大于出厂值的130%。针对这一问题进行了分析，力求找出变压器绕组介损值偏大的原因，以便指导改进变压器安装施工工艺方法，及时地消除设备质量缺欠，确保电网安全稳定运行。

1 变压器本体介损现场试验原理

介损是反映绝缘介质损耗程度的特征量[1]，仅取决于材料的特性而与材料尺寸、形状无关，能反映绝缘介质的绝缘状态，对反映小体积设备的绝缘老化或整体受潮等分布性缺陷特别灵敏，而反映大型设备的局部缺陷的灵敏度有所下降，但对其整体分布性缺陷依然有较好的效果，某些缺陷还可给出间接指示。因此，介损测试对判断变压器绝缘有积极意义，是变压器交接试验的重要项目之一[2]。

110 kV两绕组变压器的绝缘结构，如图1所示[3]。由图1可以看出，变压器绕组绝缘介损可以看成是油和支撑绕组的纸板两部分绝缘介质串联组成的介损，即：

式中：tanδ为变压器绕组绝缘介损；tanδp为绝缘纸的介损；tanδ0为绝缘油的介损；Kp，K0分别为纸和油的介损折算系数，取决于绝缘的几何尺寸和介电系数，对于110～500 kV变压器，通常KP≈K0≈0.5。

又由于相同温度下的油介损tanδ0可通过测量得到，因此有：

图1 110 kV两绕组变压器绝缘结构

该式表明了绕组绝缘介损与绝缘纸板介损的关系，测量绕组绝缘介损可间接反映绕组绝缘纸板的含水量，以便及时、准确地对绕组纸板绝缘受潮情况作出判断[4]。

设C1为低压绕组对地电容值，C2为低压绕组对高压绕组的电容值，C3为高压绕组对地电容值，110 kV两绕组变压器的等值电容如图2所示。现场试验接线如图3所示。测量采用AI-6000L型全自动介损测试仪器，变压器绕组介损测试采用反接线方式，即将仪器高压线接到被试绕组端（三相短路加压），非被测绕组短接接地，铁芯、夹件接地，屏蔽接到被测绕组套管屏蔽端（无屏蔽试品屏蔽悬空）[5]。

图2 110 kV两绕组变压器等值电容

2 现场试验结果及其分析

2.1 3台110 kV变压器介损测试值

分别对110 kV金龙、隆兴和杨庙变电站的3台主变压器（简称主变）进行了介损交接试验，试验情况如表1—3所示，表中∑表示为非被测绕组及地，Cx为被测试品电容值。

（1）金龙变2号主变，出厂日期为2012年9月，型号为SZ11-50000/110，厂家为正泰电气股份有限公司。安装时间为2012年10月9日，试验时间为2012年10月18日，交接测试油温为17.5℃，出厂测试油温为36.5℃。

（2）隆兴变2号主变，出厂日期为2012年9月，型号为SZ11-50000/110，厂家为正泰电气股份有限公司。安装时间为2012年10年16日，试验时间为2012年10月26日，交接测试油温为26.0℃，出厂测试油温为31.0℃。

（3）杨庙变2号主变，出厂日期为2012年9月，型号为SZ11-50000/110，厂家为钱江电气集团。安装时间为2012年10月15日，试验时间为2012年10月20日，交接测试油温为22.0℃，出厂测试油温为31.0℃，

图3 测量110 kV双绕组变压器的tanδ的接线

表1 金龙变2号主变绕组tanδ现场测试值

表2 隆兴变2号主变绕组tanδ现场测试值

表3 杨庙变2号主变绕组tanδ现场测试值

由表1—3中数据看以看出，3台变压器电容量的出厂值和实测值均符合相关标准要求，出厂时的绕组介损测试温度均大于现场测试温度，出厂介损值均小于现场实测值。依据公式（3）与（4）将各台变压器绕组介损实测值转换至同一温度，如表4所示。其中A，B，C分别表示金龙变2号主变、隆兴变2号主变和杨庙变2号主变。

表4 各主变绕组换算至20℃的tanδ值

由表4可以看出，出厂绕组介损值和现场实测值换算值同一温度（20℃）时，现场实测值全部大于出厂值130%，依据GB 50150-2006[6]等标准的相关要求可初步认为变压器绕组介损不合格。查阅3个工程相关交接试验原始记录可知，3台主变套管介损实测值均符合GB 50150-2006等标准的相关要求，因此可以排除套管问题引起变压器绕组介损偏大的可能。

同时，在对变压器绕组介损进行判断分析过程中发现，变压器绕组介损值上限的判断各标准存在一定的争议。标准GB 50150-2006中关于变压器的补充说明中，规定35～220 kV变压器绕组介损值不大于1.5%（20℃）为合格；DL/T 596-1996预防性试验规程要求，66～220 kV主变绕组介损值规定不应大于0.8%（20℃）为合格；Q/GDW-11-120-2007状态检修试验规程规定，220 kV及以下变压器绕组的介损（20℃）不大于0.8%，检修周期为4.5年。由此可以看出（以20℃的值为例），各标准有明显差异。若新安装变压器执行的标准为交接标准，绕组介损值以1.5%的上限值进行判断，有可能造成投产前的变压器绕组介损值已经大于运行时介损控制值0.8%，建议对各标准中有关变压器绕组介损值的上限进行必要的说明。

2.2介损实测值偏大的分析

（1）变压器现场吊罩检查过程中，绕组容易受潮。建议主变吊罩应选择干燥、晴朗天气，避免绕组长时间暴露在空气中而受潮。应优化变压器现场吊罩过程工序，缩短绕组暴露时间，减少受潮可能性，保证变压器处于干燥状态。由于上述3台变压器为现场免吊罩型变压器，都未进行现场吊罩检查，故可排除此原因引起介损值偏大。

（2）在进行变压器注油前抽真空时，应特别注意保持变压器绕组干燥；在进行真空注油时，应选择天气良好的情况进行，同时注意对油温和流速进行控制，并保证足够温度和时间，以保证注入过程中变压器油充分干燥，排除注油过程中渗入微量水份而引起绕组介损偏大的因素，确保变压器的自身干燥水平[7]。仔细检查这3台变压器安装施工工艺过程：变压器用绝缘油各项试验均合格；安装过程中依据标准工艺进行真空注油安装，故此原因也基本可以排除，但不排除安装时存在执行不到位的情况导致变压器绕组介损值偏大。

（3）为排除介损测试中各种干扰因素的影响，在介损测试前应尽可能去除变压器套管表面脏污，或加屏蔽环减少套管表面泄漏电流的影响，但在空气湿度较大时，不宜采用加屏蔽环的措施，不然会改变测量端的电场分布，导致测量结果不准确。由于变压器本身的电容量较大，杂散电容对介损测试的影响相对小电容量设备的影响小很多，但现场测试时仍需采取了合适的抗干扰措施减小杂散电容和气候因素的影响，把介损测试干扰因素降低到最小。

由以上分析可知，3台新安装变压器绕组介损现场实测值偏大可能是测试时周围环境因素及杂散电容干扰引起的，或可能是由于真空注油过程中工艺程序执行不到位，特别注油时油温和流速控制不合理引起的，故应加强变压器安装过程的监督，确保每项安装工艺均达到相关施工标准，保障变压器安装质量。

对这3台接近同时期安装的变压器绕组介损测试值进行相互比较分析，结果如表5所示。由表5可以看出，同时期安装的3台变压器，虽安装周围环境有所不同，但其同一绕组介损值相互比较，出厂值和交接实测值均未相差不超过30%。由于出厂测试环境相对较优越，变压器已经经过烘干处理程序，自身干燥水平比较高，因此测试干扰因素少。而现场测试环境复杂，且变压器一般已经过长途运输，在运输过程中绕组纸板受潮因素较多。安装现场周围电气设备较多，杂散电容的影响极可能超过出厂环境，现场空气湿度一般较出厂环境大，因此绕组现场介损测试值均大于出厂介损测试值的概率高。

虽然这3台变压器均出现了介损测试值已经超过出厂值130%的情况，但每台变压器绕组介损现场实测值与同时期、同类型设备试验结果相互比较，相差不大，全部未超30%。其介损量值也较小，不到标准规定介损值极限值1/6，而其同类型测量值相互比较，最大值与最小值相比未均超过30%，可基本判断此新安装的变压器绕组介损测试值合格。这3台变压器投运后的运行已表明，当时的判断合理。

表5 3台变压器高、低压绕组介损值相互比较

3 结论与建议

（1）变压器绕组介损现场测试与出厂测试条件无法比拟，测试结果有偏差的概率较大，甚至大于出厂值的130%，主要原因有：主变吊罩引起绕组受潮；真空注油温度和流速控制不当导致变压器不能充分干燥；测试时环境气候因素的干扰等。

（2）在详细分析各类引起变压器绕组介损偏大的可能性后仍未发现原因，且介损实测值远小于标准规定变压器绕组介损推荐极限值，虽绕组介损值超过出厂值的30%，但与同时期、同类型设备相比未超过30%的，仍可初步判断变压器绕组介损合格。

（3）对于220 kV及以下变压器绕组介损值的极限值各标准规定不同，易引起判断矛盾，建议以最严格的要求修改相应标准值。

（4）在变压器绕组介损测试前，应先进行套管介损测试，再进行变压器本体介损测试，及时排除套管介损不合格及其他质量缺陷对变压器本体介损测试的影响。

[1]杨殿成.大型变压器绕组介损因数测量探讨[J].电工技术，2012（4）∶17-18.

[2]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001.

[3]刘长明.某220 kV主变压器介损超标原因分析及处理[J].高电压技术，2007，3（33）∶178-185.

[4]姜学彦，顾克拉，董雪松.220 kV主变本体介损异常的处理[J].变压器，2004，2（41）∶35-37.

[5]黄宝新，黄英晓.一例变压器介损问题的分析和处理[J].电气制造，2009（11）∶48-51.

[6]GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].北京：中国电力出版社，2006.

[7]陈济，刘鸿斌，刘连睿，等.对变压器抽真空及注油方法的改进[J].华北电力技术，2009（12）∶31-33.

[8]DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程[S].北京：中国电力出版社，1996.

[9]Q/GDW-11-120-2007输变电设备状态检修试验规程[S].北京：中国电力出版社，2007.

（本文编辑：杨勇）

下期要目

●含混合能源的并网型微网优化配置

●基于空间负荷预测的电动汽车有序充电方法研究

●谐波谐振的模态分析法及其应用

●考虑分布式光伏电源影响的负荷预测方法研究

●隔离开关多次重燃的VFTO计算模型

●移动电极电除尘器清灰刷失效试验方法及装置设计

●汽轮机主汽阀裂纹原因分析及修复

●超临界机组无除氧器回热系统探讨

●发电厂锅炉减温器缺陷分析及预测措施

●实时/历史数据新平台数据的接入方法

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

夏强峰（1984-），男，浙江海宁人，工程师，从事电气设备高压试验和电网金属监督工作。