大型变压器现场介质损耗因数测量异常的分析

吕晓东，阮 炜，叶 衡，邓育灏，郑 雄

（广州西门子变压器有限公司，广州 510530）

0 引言

介质损耗因数测量是35 kV及以上电压等级变压器的一个重要测试项目，以判断变压器整体的绝缘状态是否存在缺陷，作为大型变压器出厂试验和现场交接试验必须进行的项目，也是检修、故障诊断等工作中通常会进行的检查项目［1］。国内相关标准如JB/T501-2021《电力变压器试验导则》［1］、GB/T 50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》［2］等规定了介质损耗因数测量的方法、出厂值与现场值对比、温度折算等要求。出厂测量一般在变压器制造厂的试验室进行，接线布置容易、环境条件稳定、屏蔽效果好。而在变压器现场则往往存在环境条件复杂、测量接线困难、干扰较多等不利因素［3］，可能导致现场值与出厂值相比出现较大偏差，给对变压器内部绝缘状况的判断带来困难，使现场交接工作无法顺利进行。因此，对现场介质损耗因数测量的过程需细致观察，分析排除外部干扰或测量方法问题，使结果真实反映变压器内部绝缘状况［4］。

本文通过变压器现场介质损耗因数测量的几个实际案例，结合介质损耗因数测量的试验原理、测量回路，对现场介质损耗因数测量的不同影响进行对比，总结现场排查分析的方法，为大型变压器现场介质损耗因数测量提供参考。

1 介质损耗因数（以下简称介损）测量原理

1.1 介损测量回路

介损测量仪器曾普遍使用传统的西林电桥。随着电子技术和自动控制技术的发展，现今已有多种类型的智能化介损仪得到应用［5］。如瑞士哈弗莱2 880系列介损仪采用全屏蔽的高精度数字比较电桥，使得测量更方便快捷，且具有较强的抗干扰能力［6］。其电气回路如图1所示，图中：UTest为介损仪高压输出；CN为介损仪标准电容；IN为流过标准电容的电流；Cx为以电容表示的被试品；Ix为流过被试品的电流；IRx、ICx为被试品侧等效的电阻电流、电容电流；Rx、RN为被试品侧比较电阻、标准电容侧比较电阻。

图1 哈弗莱2880系列 介损仪电气回路

进行变压器的介损测量时，接线回路图如图2所示，图中：CHG为高压绕组对地电容；CLG为低压绕组对地电容；CHL为高低绕组之间的电容；Cstray为加压端对地的杂散电容。

图2 测量变压器介损时的接线回路

该回路与传统的西林电桥略有不同。介损仪与被试品连接后构成的回路有以下特点［7］：（1）电桥的平衡点并非直接接地，当选择“反接法”测量时，接地点一般在被测电容的接地端，而传统西林电桥的接地点一般为电压输出的末端；（2）介损仪的加压线、测量线、接地线均有良好屏蔽，介损仪外壳完全屏蔽内部桥体并接地；（3）被试品加压端连线对地、低电位端对地之间的杂散电容并不能完全处于介损仪的屏蔽覆盖中。

对于大型变压器的介损测量，要求更精确、更稳定的数据以进行质量控制。因此，在测量时需结合电气图和现场接线状况，分析可能干扰测量结果的因素，并在接线和测量过程中尽量消除影响，以获得真实的结果，避免误判。

1.2 影响介损测量的因素

根据介损测量的电气回路，及现场测量中的实际经验，影响测量的主要因素有以下方面。

（1）电桥高压臂对近地电位的杂散电容影响

在厂内试验时，变压器一般独立放置，周围物体距离较远，杂散电容影响较小，可以忽略。而在现场时，变压器处于不同的工况，周围环境复杂，线端附近可能还有其他装置，如屏蔽环、架空母线、避雷器接线排、防火墙体等。其与线端构成的杂散电容可认为并联接入测量回路中，对测量结果造成影响。如图3所示。图中：C1′为被试品侧高压臂对低压臂或地的杂散电容；C2′为标准电容侧高压臂对低压臂或接地物体的杂散电容，处于介损仪屏蔽内，可忽略。

图3 介损测量回路 高压臂杂散电容

（2）电桥低压臂对地杂散电容的影响

在电路中，低压臂连有标准比较电阻RN和被试侧比较电阻Rx，通过其上的电流I可算得电容量和介损值。在变压器绕组的介损测量中，需接地的绕组一般就近接在变压器箱体上，箱体通过接地排接入地网，介损仪也需接地，因此被试品侧的低压臂包含了较大范围，与地之间存在杂散电容。厂内测量时，此杂散电容也存在，而当低压臂对地杂散电容发生变化时，则会引起测量结果的改变，虽然杂散电容的等效阻抗很小，但对于极小介损值的测量，其影响也不可忽视［8］。如图4所示。图中：C1″为被试品侧低压臂对地的杂散电容；C2″为标准电容侧低压臂对地的杂散电容，处于介损仪屏蔽内，可忽略。

图4 介损测量回路 低压臂杂散电容

（3）接地端干扰的影响

电桥的平衡点与接地点并不重合，且接地点一般没有良好的屏蔽，从接地点串入的干扰将直接进入比较电阻Rx，使测量结果出现偏差。如果介损仪自身的屏蔽接地和测量地之间距离远或接线处理不当，所受影响将更明显［9］。

（4）其他因素的影响

变压器现场的环境条件复杂，有多种因素可能影响测量结果。例如电源含有谐波、周围有带电线路、仪器受潮等。

2 案例分析

2.1 周围金属物体引起的介损异常

根据DL/T1798-2018《换流变压器交接及预防性试验规程》要求，在现场要进行换流变介损及电容量测量［10］。对一台1 100 kV换流变压器现场进行介损及电容量测量，结果如表1所示。由表中数据可知，该变压器的阀侧绕组对地介损值异常偏大，而电容量相比出厂值正常。现场其他试验项目如阀侧对地绝缘电阻值、油样DGA结果、套管测试结果均正常。

表1 换流变现场介损测量值

对阀侧绕组进行不同电压下的介损测量，结果如表2所示。

表2 现场不同电压下介损测量值

考虑到此变压器容量大，阀侧绕组绝缘等级很高，对地绝缘距离大，变压器内部缺陷的可能性小。因此针对阀侧绕组外部环境进行排查。现场环境如图5所示。

图5 换流变现场介损测量

图6 换流变现场阀侧端部周围

测量在换流变阀厅进行，周围物体较多，可能与阀侧端部形成杂散电容，此杂散电容与被测电容形成并联对地的回路。当对多个电容并联构成的回路进行介损测量时，总介损和电容与支路介损和电容可按下式计算（以两个电容并联为例）：

由此可知，支路介损对总介损的影响与其电容量有关。分析表1数据，可发现阀侧绕组电容量无明显变化，而介损值增加幅度非常大。说明某个较小的杂散电容在介损测量电压下产生了明显的损耗，如局部放电、对地泄漏等，以致回路总介损大幅增加。仔细检查靠近阀侧端部的物体，发现距离最近的是阀侧端部避雷器引线端部的均压环，距离阀侧端部均压环约0.5 m，该距离仍然大于介损测量10 kV所需的绝缘距离要求。

因避雷器均压环与阀侧套管均压距离仅0.5 m。虽然满足10 kV试验电压的绝缘距离，但两者间将形成杂散电容CK，而引线另一端连接了较多避雷器、换流阀，等效电容Cb极小，在这个电容分压回路中，避雷器侧将承担8 kV以上的感应电压。对于单个避雷器或换流阀而言，在约10 kV的交流电压下，其泄漏电流极小，仅5～10 μA。但此线路中连接了较多的避雷器、换流阀和绝缘子，总的泄漏电流可达100 μA以上。而通过阀侧对地介损及电容量数据计算，可知其有功电流也在100 μA的数量级。因此，避雷器侧产生的对地泄漏电流将导致整体的介损值明显增大。

将均压环和引线拆除后，复测阀侧介损，结果正常，如表3所示。

表3 现场介损复测值

通过上述过程，可得出以下分析方法：

（1）介损测量一般施加交流电压10 kV，周围金属物体按对地杂散电容回路感应出电压，可能使相连接的元件产生放电、泄漏等现象，此时不能仅考虑试验时的绝缘距离来处置周围环境物体，还需了解元件在交流电场下的电气特性，进行电路分析；

（2）介损异常时，可采用不同的接线方式对各支路电容分开测量介损和电容量，或计算得出，以区分介损异常与哪些部位的电容相关，再进行有针对性的检查；

（3）结合电容量结果，可进一步分析介损异常的原因，根据偏差的程度，可推断出异常现象的大致特点，有助于进一步确定其来源。

值得一提的是，如根据式（1）和式（2）进行各支路介损和电容的定量计算，必须考虑测量不确定度的影响。对于电容占比很小的支路，计算可能出现较大偏差，如可能应与直接测量得到的结果对比印证。另外，当套管电容与绕组电容相比很小时，套管介损异常可能无法在绕组介损测量时反映出来，必须单独进行套管介损测量来确认［11］。

2.2 潮湿环境引起的介损偏大

对一台常规电力变压器在现场进行介损和电容量测量，电容量与出厂值可比，介损值结果如表4所示。现场进行的其他试验项目结果均正常，包括绝缘电阻、套管测试、油样分析结果等［12］。由表可知，高压对地介损与出厂值可比，低压对地介损相比出厂值偏大超过50%。因现场外部环境较潮湿，擦拭接线端子、接地端子，并换用不同仪器进行测量，结果变化不大。根据高压绕组介损正常，从测量高压和低压时回路的不同来分析低压绕组介损偏大的原因。

表4 电力变压器现场介损测量值

测量高压绕组时，低压及铁心、夹件接油箱，油箱接地点接地网。高压绕组布置在最外侧，有较大的对油箱电容，因此可认为低压绕组和油箱直接连到电桥的低压臂Rx。测量低压绕组时，高压及铁心、夹件接油箱，油箱接地点接地网。而低压绕组布置在内侧，靠近铁心，低压绕组与油箱间没有正对电容，仅通过绕组上下端与油箱形成很小的杂散电容。此时，高压绕组和铁心先连到油箱，通过油箱连到低压臂Rx。而油箱则类似于包裹电桥高压臂和低压臂的导体，在电桥回路中属于高压臂对低压臂的杂散电容。油箱放置在地面上，且体积很大，与地之间也会存在杂散电容C1″，同样会影响通过低压臂Rx上的电流［13］。

厂内试验时，接线方式与现场相同，此杂散电容均已包括在测量中。结合图3～4电气回路分析，测得的介损包含了C1′的影响。而现场测量时，因环境潮湿，虽对套管、测试线等使用酒精擦拭，但无法对箱体进行类似处理，此时C1′回路中的等效电阻大幅减小，根据并联等效回路中介损的计算公式：

当等效电阻R减小时，该支路的介损值增大，因此合成后的被试品侧高压臂介损偏大。对C1″进行分析，也可得出相似的结论。这说明现场潮湿环境下，介损测量回路中杂散电容C1′和C1″的状态和厂内测量时有明显不同，导致最终得到的介损值偏大。

为减小箱体和地受潮对低压绕组介损的影响，待天气晴朗，湿度低的时候，进行介损复测。接线时，将介损仪接地与变压器接地尽量靠近，并妥善布置接地线。结果如表5所示。由表中数据可见，当天气良好、湿度降低时，低压绕组介损有较明显的降低。现场的潮湿状况虽有所改善，但晴天时间仍较短。待一段时间后较干燥的条件下，复测结果将进一步好转。

表5 电力变压器现场介损复测值

通过上述过程，可得出以下分析方法：

（1）介损电桥的高压臂、低压臂和地之间，都可能产生杂散电容，对于屏蔽无法覆盖的部位需重点关注，了解不同的状态差别，测量时，应尽量优化布置回路以减小影响，或选择合适的环境条件下测量；

（2）对于测量回路，应结合电桥的电气原理图进行细致分析，特别是大型变压器尺寸较大，导体连接均有一定的长度或涉及空间位置的差别，在电路上需考虑由此引入的影响；

（3）通过不同测量方式下数据的特点，对比其测量回路的区别，可作为分析排查的考虑方向。

2.3 地网干扰引起的介损异常

对一台大型变压器现场进行介损测量，结果如表6所示。由表中数据可看出，现场电容量测量值与出厂值可比，而介损测量值与出厂值相比差异较大，且数值本身换算对比也存在不合理性。

表6 电力变压器现场介损测量值

检查仪器、测量回路后，再次测量，结果如表7所示。

表7 电力变压器现场介损测量值

复测时，在回路不变的情况下，加至同一电压，观察到介损值存在波动变化，电容量变化不明显。而“高压/低压”状态下波动较小，可以判断问题与接地有关。在“高压/低压及地”的测量状态下，输出电压加至10 kV时，维持不变，观察输出电压、电流波形，发现电流波形存在畸变，且并不稳定，同时测量介损对应出现波动，而电压波形变化不明显。据了解，现场附近存在运行中的直流供电线路，波形畸变可能与此有关。现场经过电源、接地网处理，获知直流线路负荷降低的时间段后，及时进行介损复测，数值波动情况基本消失，介损值与出厂值可比。

通过上述过程，可得出以下分析方法。

（1）介损测量时的“正接法”和“反接法”，对于来自地网的干扰，影响程度有差别［14］。

（2）介损仪测量设置中，如果到达测量电压得出数值后，随即自动降压，则可能发现不了数值波动的现象。此时可以手动维持测量电压，观察数值变化，或进行多次测量，比较介损变化是否明显超出合理范围。如果介损仪具备输出电压、输出电流的示波图显示，则可以方便的观察畸变情况。如Megger介损仪DELTA4000系列，控制界面如图7所示。

图7 DELTA4000控制界面（右上角显示输出电压、电流波形）

（3）现场周围环境、地网状况等，试验前需进行了解，再选择适当的条件下进行介损测量，避免外界干扰影响结果［15］。

2.4 其他原因引起的现场介损值异常

除以上案例描述的介损异常外，还有其他原因导致的介损异常现象，以下仅作简要说明。

（1）附近带电线路引起的端部感应电压导致介损异常。即使变压器位置离带电线路较远，套管尤其是高压套管仍可以感应出电压，并使测量结果异常。可在介损试验前，使用足够灵敏的电压表测量端子对地的电压，以判断是否有感应电压影响测量。

（2）供电电源的干扰。现场使用的供电电源如果同时带其他负荷进行作业，特别是焊机、电机启停等，可能导致测量结果异常波动。

（3）介损仪受潮或内部受损。当介损仪的加压线或测量线受潮（一般是接头部位松动或变形导致），可能导致测量结果异常。如果是由于介损仪运输过程中的碰撞或挤压导致内部元件受损或移位，特别是标准电容，测量结果可能呈现异常的偏大或偏小，且对不同绕组或套管测量偏差基本可比。

3 结束语

本文从电气原理上对介质损耗因数的测量回路进行了分析，对应实际接线操作提出了影响结果的几种因素。结合数个实际案例说明大型变压器现场介质损耗因数测量异常的试验现象、分析对比步骤、查找偏差来源、验证方法。通过对现场试验特点的描述，从原理出发研究导致测量结果偏差的影响、可采取的措施、试验流程优化和关注要点等。本文所提供的分析思路、现场影响因素、判断和排查方法、处理措施等，有助于现场介质损耗因数测量异常分析的准确性、高效性，利于制订合理措施，避免影响工程进度，可作为大型变压器现场介质损耗因数测量的参考。