变压器高压试验技术_4_变压器介质损耗因数的测量与分析_朱华

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变压器高压试验技术（4）

变压器介质损耗因数的测量与分析

●长沙电力职业技术学院

朱

华

表1

双绕组变压器

顺序

加压绕组低压高压高压和低压

接地部位高压和外壳低压和外壳

外壳

试验的意义

电力变压器是电力系统中电能传输与分配的重要设

12345

电力变压器试验接线

三绕组变压器

加压绕组低压中压高压高压和中压高压、中压和低压

接地部位高压、中压和外壳高压、低压和外壳中压、低压和外壳低压和外壳

外壳

备之一，其安全稳定运行十分重要。通过电气试验、油化试验，可以及时发现变压器绝缘缺陷，对于确保电网和设备安全意义重大。介质损耗因数的测量是变压器绝缘预防性试验中的重要项目之一，它是一项灵敏度很高的试验项目，能有效地检查变压器绝缘受潮、油脂劣化、绕组上附着油垢和严重的局部缺陷等。例如：某台变压器的套管，正常tgδ值为0.5％，而当受潮后tgδ值为3.5％，2个数据相差7倍；而测量绝缘电阻，受潮前后的数值相差不大。正是由于测量介质损耗因数对反映上述缺陷具有较高的灵敏度，所以在变压器的交接和预防性试验中都得到了广泛的应用。

注：表中4和5两项只对16000kVA及以上的变压器进行测定。试验时，高、中、低3组绕组两端都应短接。

3试验数据的处理与判断

试验数据的处理与判断见表2、表3、表4。

表2

周

电力变压器绕组的介质损耗因数tgδ要求

期

要

求

（1）20℃时tgδ不大于下列数值：

（1）1～3年或自行规定

330～500kV0.6%66～220kV0.8%35kV及以下1.5%

（2）tgδ值与历年的数值比较不应有

试验的方法

测量介质损耗因数有着不同的测量方法。根据DL/T

（2）大修后

显著变化(一般不大于30%)（3）试验电压如下：

绕组电压10kV及以上：10kV

474.3-2006《现场绝缘试验实施导则介质损耗因数tanδ试验》，现场进行介质损耗因数测量试验时选用的测量仪器主要有：西林电桥、电流比较型电桥、M型介质试验器、数字化测量仪。

对于变压器来说，通常要进行绕组以及高压套管的介质损耗因数测量，同时，为了更进一步的考察变压器的绝缘性能，还需要对变压器油进行介质损耗因数的测量。因为变压器的外壳直接接地，所以现场测量时采用交流电桥反接法（或用M型介质试验器等其他仪器）进行。为避免绕组电感和励磁损耗给测量带来的误差，试验时需将测量绕组各相短路，非测量绕组各相短路接地（用M型介质试验器时接屏蔽）。其试验接线如表1所示。

测量装在三相变压器上的任一只电容型套管的tgδ和电容时，相同电压等级的三相绕组及中性点（若中性点有套管引出者）必须短接加压，将非测量的其他绕组三相短路接地，否则会造成较大的误差。现场常采用高压电桥正接线或M型介质试验器测量，将相应套管的测量用小套管引线接至电桥的测量端，一个一个地进行测量。

（3）必要时（2）大修后

运行中

（1）1～3年或自行规定

大修后

（3）必要时绕组电压10kV以下：Un

（4）用M型试验器时试验电压自行规定

表3

周

期

电力变压器套管介质损耗因数tgδ与电容量要求

要

电压等级kV充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型

求

（1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下列数值：

20～353.01.03.02.02.53.51.03.53.03.5

66～1101.51.02.01.52.01.51.02.01.52.0

220～500-0.8-1.0--0.8-1.0-

充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型

（2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%

（3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因

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表4

电力变压器油介质损耗因数的要求

表6正接法分解试验数据

项

目

要

求

说

明

试验部位介质损耗（%）

电容量（pF）

投入运行前的油

运行油

高-中0.81611310tgδ(90℃)%

330kV及以下≤1.0300kV及以下≤4.0按GB5654进行试验高-低0.378170.8500kV≤0.7500kV≤2.0

中-低

0.172

8145

4试验的注意事项

除了油质问题和绝缘受潮的影响。联系厂家后，决定对该主变进行交流耐压试验以做进一步诊断。

测量变压器绕组的介质损耗因数应在良好的天气情

经返厂吊罩检查后，发现故障点为中压调压绕组处况下及试品和环境温度不低于+5℃、空气相对温度不大的绕组硬端圈处的绝缘层压纸板存在缺陷，可能是纸板于80%的条件下进行。

层压的质量问题，也可能是干燥处理得不够彻底。测量高压套管时，如果抽压小套管绝缘不良，因其分案例2

流作用，会使得测量的tgδ值产生偏小的测量误差。

某110kV变电站1号主变，型号：SFZ10-50000/110；测量高压套管时，如果气候潮湿，不宜采用加接屏蔽额定电压：110kV/10.5kV；2002年出厂，2003年投运。2008环来防止表面泄漏电流的影响，否则电场分布被改变，会年4月1日，在对该主变进行预试时发现该变压器高压得出难以置信的测量结果。有条件时可采用电吹风吹干绕组对低压绕组及地的介损超标（如表7），其余试验结果瓷表面或待阳光曝晒后进行测量。

正常。为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之测量高压套管时，套管附近的木梯、构架、引线等所间的介损测试，结果tgδ为0.05%、电容量为6450pF；低压形成的杂散损耗，也会对测量结果产生较大影响，应予搬对高压整体及地之间的介损tgδ数值为0.194%，电容量除。套管电容越小，其影响也越大，试验结果往往有很大为14700pF；高压及低压整体对地的介损tgδ数值为

差别。

1.221%、电容量为11970pF（交接值为0.36%、11760pF）。测量高压套管时，自高压电源接到试品导电杆顶端对测试结果进行分析，低压对地介损、高压对低压之间的的高压引线，应尽量远离试品中部法兰，有条件时高压介损测试结果正常，测试时只要加上高压绕组对地的电引线最好自上部向下引到试品，以免杂散电容影响测量容，介损测试即超标，从而可初步判定高压绕组对地绝缘结果。

异常。为进一步确定缺陷类型，对变压器的绝缘油进行5试验现象及案例分析

色谱分析，并查找以往变压器绝缘油的色谱及微水测试结果。通过对历年变压器油色谱分析，发现该主变2007案例1

年时内部曾出现乙炔但未超标，且数据稳定，微水测试结某110kV变电站2号主变，型号为SSZ10－40000/

果未见异常，结合低压对地介损对比以往试验结果没有110，出厂试验全部合格后在现场安装（所有出厂试验结明显变化，认为变压器绝缘油没有异常。因此，初步怀疑束后油色谱试验数据未发现异常）进行交接试验时发现是变压器固体绝缘老化或受潮，为此对主变进行滤油，结介质损耗数据异常，具体数据如表5所示。

果无明显变化。

表5

交接试验介质损耗数据

后经综合试验分析找出了故障的原因。高压绕组对

地的电容主要由以下2部分组成：高压绕组对低压的电试验部位（反接法）介质损耗（%）

电容量（pF）

高-中、低及地0.6814350容与低压对地电容串联组成的电容，主要介质为绝缘纸中-高、低及地0.5320560及绝缘油。高压绕组剩余对地电容，中间的介质包括静电低-高、中及地

0.20

17970

屏、角环、压板及压钉等。从绕组介损试验数据分析可知，高压绕组对低压绕组部分介损正常，则剩余电容部分存出厂介质损耗试验数据均在0.2左右，与出厂数据相在缺陷，也就是静电屏、角环、压板及压钉等部件中部分比，表中高、中压侧介质损耗明显增大，而低压侧与出厂存在缺陷。结合局部放电试验，B相高电位处存在缺陷，数据一致，进一步用正接法进行分解试验，数据如表6所两者互相印证，说明B相高压出线处角环或者静电屏等示。由表6数据初步分析认为，高压绕组与中压绕组之存在缺陷。间的绝缘存在薄弱环节，其他试验项目如绝缘电阻、直案例3

流泄漏、单套管介质损耗和油色谱等试验数据均正常，排

某变电站1台220kV变压器（型号：SF-PSZ8-150000-大众用电2011／3

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表7

日期

高压对低压及地介损（%）

电容（pF）

绕组介质损耗测试结果

高压及低压对地介损（%）

电容（pF）

高压与低压之间介损（%）

电容（pF）

低压对高压及地介损（%）

电容（pF）

2002-[1**********]008-042009-05

0.440.3370.3590.880.857

[***********]0080

0.510.2390.2210.252-

[***********]00-

0.36--0.939-

11760--11970-

---0.05-

---6450-

表8

测试时间

110kV电容式套管（2003年-2006年）tgδ测试结果

B相

CX（pF）383.58379.2382.30

C相

CX（pF）367.98360.33361.79

A相

tgδ（%）

0.6110.6170.918

tgδ（%）

0.2040.3100.260

tgδ（%）

0.6620.9691.610

CX（pF）375.23378.70382.27

2003-04-092006-03-022006-06-09

200，1993年11月出厂）的中压侧100kV电容式套管（型号：BRLW，1993年9月出厂）在预防性试验中发现tgδ随着时间有明显增大的趋势。经全面分析做出决定：B相套管退出运行，更换为型号：BRLW-126/1250/3套管，A相、

案例4

某电站，总装机容量为4×150MW。该电站共有4台主变压器，型号均为SFP7-180000/220型，是沈阳变压器厂1990年1月和1992年9月的产品，于1992年9月至

C相监视运行。更换后的数据如表8所示，其中B相为更换后的新套管。

从表8数据看出，A相、C相套管tgδ也出现异常现象，由于该变电站是枢纽变电站，负荷较重，检修时间较紧，决定将A相、C相套管全部退出运行，更换为型号

1994年12月间投运。变压器投运后按规定作了例行试验，发现这4台主变有一个共同的问题：油介损偏大或超标。经跟踪分析，其微水、色谱均正常。油介损测试的情况是：油注入变压器前90℃时介损为0.5%以下，注入变压器后略有增长(厂家和安装单位的试验数据)，投入运行后增长很快，而且很不稳定。如：主变投运2个月后油介损已达3.88%，以后测试几十次，最大达10.92%，最小时

BRLW-126/1250/3的套管。所有的试验数据显示套管的电容量并没有明显变化，并且在此过程中，套管绝缘油的所有试验是合格的，末屏的绝缘也合格。同时经过热油循环处理后，tgδ值不呈明显下降状态或仅略有下降，可以排除套管受潮或者内部局部放电或过热引起的。以上3只套管均是同一厂家、同一批产品，经了解其他地方也有类似的情况。所以认为是套管绝缘的老化引起的介损增大，在出厂时绝缘材料已经有老化的趋势，或者在制造过程中，处理工艺不当引起的绝缘材料的疲劳现象，再经试验时和投运后的高压及长期工作电压作用，其阻性电流会逐渐变大。tgδ值会大幅度增加，这是因为老化的电容芯子经高压或长期工作电压作用遭到破坏，不可恢复所致。任何绝缘材料都有自己的本质属性，在对其进行处理时，如果达到了临界或超出该材料所能承受极限的程度，开始时的确能够得到非常小的电阻性电流，使电力设备的起始tgδ值表现得非常小，可是，因为绝缘材料已经疲劳，再经试验时和投运后的高压及长期工作电压作用，其电阻性电流会逐渐变大。因此，即使是有着非常小的tgδ值的电力设备也不是绝对可靠的。

3.12%（1992年12月至1994年12月之间）。而其他电站4台主变的油已经运行20余年，其油介损仍小于0.5%。很显然该电站主变的油是有问题的。后针对变压器油介损超标问题，对变压器油化验数据进行了分析，最终找到其原因是主变压器油中含有大量的金属微粒。

6结论

介质损耗试验虽然是用来检测绝缘受潮与老化的重

要项目，但不是唯一项目，进行介质损耗试验不能仅仅与规程比较，一定要综合历次数据进行分析判断，必要时进行分解试验，缩小范围，以便进一步分析判断。诊断变压器内部缺陷通常需要综合多种手段进行分析，必须结合电气试验、油化分析，以及设备运行、检修等情况进行综合判断。最终确定缺陷的类型及部位。尤其是对于电力变压器来说，绕组与高压套管的介质损耗因数应与绝缘电阻及泄漏电流综合判断；而变压器油的介质损耗应与变压器油的色谱分析联合判断才能得出比较准确的结论。■

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