胡偉平

(中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽314300)

在這里著重討論電力變壓器（某廠1#主變）絕緣的預防性試驗項目、測試手段以及試驗結果的分析和判斷。

1#主變的名牌：

型式：SFP7-400000/220 周率：50Hz 阻抗壓降：14%

一次電壓：236KV±2*2.5% 一次電流：978.6A 相數(shù)：三相

二次電壓：18KV 二次電流：12830A 冷卻方式：ODAF

接線組別：YN.D11鐵芯重：17200kg油重：34000kg

總重：250000kg 出廠編號：875S01-1

制造日期：87.2 制造廠：保定變壓器廠

1 測量1#主變的絕緣電阻和吸收比

絕緣電阻和吸收比主要檢查變壓器狀況是否良好，靈敏度高，操作簡便，能在效地檢查出變壓器絕緣整體受潮、表面受潮或臟污以及貫穿性的集中缺陷，如各種貫穿性短路，瓷件破裂，引線接殼，器身內有銅線搭橋等現(xiàn)象引起的半通性或金屬性短路。

1.1 1#主變220KV側高壓套管絕緣電阻測量

規(guī)程中要求63KV及以上電容型套管，使用2500V兆歐表，其量程不低于 10000M Ω，在這里使用 2500V，50000 M Ω，ZC48-1 型兆歐表。

表1 主變220KV側高壓套管絕緣電阻測量數(shù)據(jù)

根據(jù)交接、預試歷年所測量的套管絕緣電阻來看，主變220KV側高壓套管絕緣電阻很高，從而可以判斷出套管絕緣性能良好，沒有受潮、臟污等現(xiàn)象。

1.2 1#主變絕緣電阻和吸收比的測量（H/LE、 L/HE）（表 2）

規(guī)程中要求對于額定電壓為1000V以上的線圈用2500V兆歐表，其量程一般不低于10000MΩ，現(xiàn)使用ZC48-1型兆歐表。

絕緣電阻在一定各方上反映線圈的絕緣情況，但是它受絕緣結構、運行方式、環(huán)境和設備溫度、絕緣油的油質狀況及測量誤差等因素影響很大，因此，很難規(guī)定一個統(tǒng)一的判斷標準，往往強調綜合判斷，相互比較，絕緣電阻不應有顯著下降，由于1#主變絕緣電阻是在不同溫度下測的，只有換算到同一溫度下相互比較，絕緣電阻的溫度換算數(shù)學表達式為：

Rit2=Rit1*10a(t1-t2)

Rit1——溫度為t1時測得的絕緣電阻值MΩ

Rit2——換算到溫度t2時的絕緣電阻值MΩ

a——絕緣的溫度系數(shù)，對于油浸式變壓器為1/58=0.01724

測得絕緣電阻值主要依靠各線圈歷次測量結果相互比較進行判斷，為便于綜合判斷和相互比較，參考有關資料：

①在安裝時，絕緣電阻（R60″）不應于低于出廠試驗值的70%（同溫下）。

②在預試時，絕緣電阻（R60″）不應低于安裝或大修后投入運行前的測量值的50%（相同溫度下）。

③無原始資料可查時，參照《電氣設備預防性試驗規(guī)程》附錄C中的表C2。

吸收比系指用兆歐表對變壓器絕緣加壓時60秒和15秒時，測得絕緣電阻的比值，R60″/R15″吸收比時絕緣受潮反應比較靈敏，當絕緣溫度為10～30℃時，110～330KV級的變壓器其吸收比不低于1.3，由于吸收比和變壓器的電容量有關，所以《電氣設備預防性試驗規(guī)程》標準中不便統(tǒng)一規(guī)定一個最值，應根據(jù)現(xiàn)場的實際經驗來定。

根據(jù)93.2、95.1、96.1預試報告，預試過程中，不管H/LE，還是 L/HE絕緣都比交接所測得的絕緣電阻值要高，符合前面所述的②、③條的標準，盡管吸收比有的偏低，然而根據(jù)三次預試所測得絕緣電阻值來分析，判定1#主變H/LE（高壓/低壓地）、L/HE（低壓/高壓地）絕緣良好。

1.3 1#主變鐵芯對地絕緣電阻測量（表3）

使用ZC48-1型兆歐表

表3 1#主變鐵芯對地絕緣電阻測量數(shù)據(jù)

在1993年2月22日預試中發(fā)現(xiàn)鐵芯/地的絕緣電阻值為零，用萬用表實測為25Ω，從數(shù)據(jù)判斷1#主變鐵芯接地。

大型變壓器鐵芯通常只有一點與接地體連接，以保證鐵芯在高電場中電位等于零。如果運行過程中，鐵芯出現(xiàn)兩點接地，相當于鐵芯兩側短路，就會產生一定的電流，這個電流導致局部過熱，損耗增加，甚至使接地片熔斷，使鐵芯產生懸浮電位，這是決不允許的。另一點，在運行過程中，鐵芯以及另外一個接地點由于所處的電場位置不同，產生的電位也不同，當兩點電位差達到能夠擊穿兩者之間的絕緣時，相互之間便產生火花放電，這種放電是斷續(xù)的，放電后兩點電位相同，停止放電，再產生電位差，再放電，如此循環(huán)，其后果是使變壓器油裂化分解，并且容易將固體絕緣損壞，導致變壓器事故的發(fā)生。

分析原因及預案：（1）從變壓器設計、圖紙、文件以及制造過程，表明變壓器鐵芯都是一點接地；（2）從變壓器出廠、運輸、抵達現(xiàn)場，安裝、調試后的數(shù)據(jù)分析，變壓器鐵芯還是一點接地；（3）從1993年2月22日預試鐵芯/地的絕緣電阻值為零，鐵芯是接地的；（4）確定檢修方案：變壓器吊鐘罩檢查。

變壓器吊起鐘罩后，發(fā)現(xiàn)了鐵芯另外一個接地點，是變壓器蓋板上部的水銀溫度計座彎曲造成鐵芯接地，原因是安裝時碰彎了水銀溫度計座，當時水銀溫度計座沒有直接碰到鐵芯，但兩者之間的間隙很小，交接時測的鐵芯對地的絕緣電阻值為7MΩ，1#主變經過幾年的運行，在電場力的作用下，鐵芯產生震動，造成本已彎曲的水銀溫度計座接觸到鐵芯，產生鐵芯兩點接地，拆除水銀溫度計座后，使用ZC48-1型兆歐表實測鐵芯對地絕緣電阻值為3000 MΩ，故障排除了，避免了事故的擴大，確保了變壓器的安全運行。變壓器正常運行時，鐵芯只能點接地，以后通過1995年、1996年預試，測得的鐵芯對地絕緣電阻值分別為5000 MΩ、8000MΩ，由此可見，鐵芯對地絕緣性能良好。

1.4 影響絕緣電阻的因素

1.4.1 溫度的影響

溫度對絕緣電阻的影響很大，一般絕緣電阻是隨溫度上升而減小，原因在于當溫度升高時，絕緣介質中的極化加劇，電導增加。致使絕緣電阻值降低。

1.4.2 濕度的影響

濕度對表面泄漏電流的影響較大，絕緣表面吸附潮氣，瓷套表面形成水膜，常使絕緣電阻顯著降低，此外，由于某些絕緣材料有毛細管作用，當空氣中的相對濕度較大時，會吸收較多的水分，增加了電導，也使絕緣電阻值降低。

1.4.3 放電時間的影響

每測完一次絕緣電阻后，應將被試品充分放電，放電時間應大于充電時間，以便將剩余電荷放盡，否則，在重復測量時，由于剩余電荷的影響，其充電電流和吸收電流將比第一次測量時小，因而造成吸收比減小，絕緣電阻值增大的虛假現(xiàn)象。

2 測量1#主變線圈連同套管一起的泄漏電流

測量變壓器的直流泄漏電流與測量絕緣電阻的原理基本相同，不同之處是：直流泄漏試驗的電壓一般比兆歐表電壓高，并可任意調節(jié)，兆歐表則不然；比兆歐表發(fā)現(xiàn)缺陷的有效性高，能夠靈敏地反應瓷質絕緣的裂紋。夾層絕緣的內部受潮以及局部松散斷裂、絕緣油劣化，絕緣的沿面炭化等。

泄漏電流的大小與變壓器的絕緣結構、試驗溫度、測量方法等因素有關。測量泄漏電流的儀器為武漢高壓器廠生產的YDJZ高壓試驗變壓器，測試中將試驗變壓器電壓升至試驗電壓后，在高壓側讀取微安表一分鐘時的直流電流，即為泄漏電流。

泄漏電流分為表面泄漏電流和體積泄漏電流。表面泄漏電流大小主要決定于被試品設備的表面情況，如受潮、臟污，而體積泄漏電流才能真實地反映變壓器內部絕緣狀況，但在實際測量中，表面泄漏電流往往大于體積泄漏電流，給分析判斷帶來困難，要消除表面泄漏電流對真實測量結果的影響，被試品表面要清潔。高壓端導線與接地端要保持足夠的距離，測試原理圖如圖1：

圖1 直流泄漏電流測量原理圖

上述接線的特點：微安表處于高壓端，帶屏蔽層，因此不受高壓對地雜散電流的影響，測量的泄漏電流較準確。

表4 測量變壓器泄漏電流對試驗電壓的標準

表5 1#主變歷年泄漏電流μA表

2.1 測量結果的分析判斷

主要與歷年試驗所測得泄漏電流值相互比較，不應有顯著的變化，“規(guī)程”中也不作規(guī)定，一般情況下，每次測量值不應大于初次測量值的150%，互相比較應換算到同一溫度下，數(shù)學表達式為：

It2=It1*ea(t2-t1)

It1——在溫度t1時測得的泄漏電流值μA

It2——換算到溫度t2時的泄漏電流值μA

a——溫度系數(shù)0.05～0.06/℃

2.2 無原始資料可查時，參考《電氣設備預防性試驗規(guī)程》附錄C中的表C3

交接、預試所測泄漏電流值換算到10℃時，見前面表中所列高壓時低壓地（H/LE）：93.2、95.1 測得泄漏電流值分別為 11.6、2.84μA，比交接12.1μA要小，且符合上述1、2條的規(guī)定，判定泄漏電流值合格。96.1 所測 H/LE 泄漏電流為 31.7μA（已換算到 10℃），雖然比交接12.1μA 要大，并沒有超過 12.1μA 的 150%，且符合《電氣設備預防性試驗規(guī)程》附錄C中的表C3規(guī)定33μA，判定泄漏電流值合格。低壓對高壓地（L/HE）：95.1 測得泄漏電流值為 28.8μA（已換算到 10℃），比交接 14.9μA（已換算到 10℃）要大一些，并未超過交接 14.9μA 的150%，且符合《電氣設備預防性試驗規(guī)程》附錄C中的表C3規(guī)定33μA，也判定泄漏電流值合格。

2.3 影響泄漏電流值大小的因素和分析

①高壓連接導線對地泄漏電流的影響：由于與變壓器連接的導線通常暴露在空氣中（不加屏蔽時），對地產生泄漏電流，影響測量的準確度，所以用增加導線直徑、增加對地距離、縮短導線，可減小對測量泄漏電流的影響。

②空氣濕度對表面泄漏電流的影響：空氣濕度大時，表面泄漏電流遠遠大于體積泄漏電流，變壓器表面臟污易于吸潮，使表面泄漏電流增加，所以必須擦凈變壓器套管、器身等。

③溫度的影響：溫度對泄漏電流影響極為顯著，因此，對所測的電流值均換算到相同溫度下，才能進行分析比較，最好在變壓器溫度為30～80℃時作試驗，因為在這樣的溫度范圍內泄漏電流變化較明顯，而低溫時變化較小。

④殘余電荷的影響：測試絕緣中的殘余電荷是否放盡，直接影響泄漏電流的數(shù)值，所以試驗前必須使變壓器充分放電。

3 變壓器介質損失角的測量

所謂的介質損失，是指電介質在一定電壓作用下所產生的多種形式的損失，用電介質中統(tǒng)過的電流的有功分量IR和無功分量IC的比值來表示，即Tgδ它與電介質的體積尺寸大小無關。

測量變壓器線圈絕緣的介質損失角正比值Tgδ，主要用于檢查變壓器是否受潮，絕緣老化、油質劣化，絕緣上附著油泥及嚴重的局部缺陷，Tgδ測量結果常受表面的泄漏和外界條件（如電場干擾、空氣濕度等）的影響，故要采取相應的措施，使測量的結果準確、真實。一般是測量線圈連同套管在一起的Tgδ，有時為了檢查套管的絕緣狀態(tài)，可單獨測量套管的介質失角Tgδ，測量Tgδ值。使用QS1型高壓交流平衡電橋（也稱西林電橋）其原理圖如圖2：

圖2 介質損失角的測量原理圖

3.1 1#主變高壓側套管介質損失尖角測量

高壓套管用于變壓器、斷路器、母線穿墻等，按套管的絕緣結構可公為純瓷套管、充油套管、電參型套管。純瓷套管主要用于6～35KV電壓等級的穿墻套管，過去充油套管曾大量用于110KV級以電壓等級的變壓器和斷路哭上，現(xiàn)已遂漸為電參型套管新時代。電參式套管又分為油紙電參式和膠紙電參式，比充油套管的體積小、重量輕。油紙電參式套管多用于110KV級以上的電氣設備，膠紙電參式套管用于35KV多油斷路器上。

使用QS1電橋（西林電橋），采用正接線，當電橋平衡時，檢流計G內無電流通ùAB=0、

Tgδ=ωC4R4

CN — 50μμf

Tgδ為實測值。

表6 1#主變歷年測的A、B、C、、O相套管介質損失角Tgδ

表6 1#主變歷年測的A、B、C、、O相套管介質損失角Tgδ

交接 予試 予試 予試相別 A B C O A B C O A B C O A B C O試驗電壓 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10分流器 1 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 R3Ω 276 280 278 570 278 283 283 578 283 289 290 587 ρΩ 0 0.1 0.2 0.1 0 0 0 0 0.58 0.62 0.15 0.09 Tgδ% 0.1 0.2 0.2 0.4 0.5 0.5 0.7 0.4 0.1 0.2 0.1 0.1 0.5 0.4 0.4 0.3 Tgδ 20% 0.0880.1760.1730.3520.5650.5650.7910.4520.1020.2040.1020.102 0.57 0.4560.4560.342電容PF 597 568.1 570 279.9576.8268.3572.2279.2572.7562.5562.5275.4561.4549.2548.7271.2度°C 30 8 18 7溫試驗日期 89.6 93.2 94.11 95.12

3.2 套管的介損角，Tgδ是在不同溫度下測的，為了互相比較必須將Tgδ值換算到20°C的值，介質損尖角Tgδ溫度換算分類，可參考水利電力出版社出版的《高壓電氣設備試驗方法》一書附錄二。

3.3 試驗標準參照《電氣設備預防性試驗規(guī)程》中套管試驗標準。從交接、予試中新測的Tgδ值，換算到20°C時互相比較，符合《電氣設備預防性試驗規(guī)程》中標準，1#主變220KV測A、B、C、O套管的介損尖角Tgδ合格。

3.4 影響Tgδ 值的因素

①溫度的影響：一般情況，Tgδ值是隨溫度的上升而增加，盡可能在10～30°C的下進行測量，低于5°C不易進行Tgδ值測量，因為有些絕緣在溫度低于某一臨界值時，其Tgδ可能隨溫度的降低反而上升。

②在現(xiàn)場試驗時，往往受到電場、磁場及被試品表面電導等干擾作用，不能測得真實的Tgδ，消除這些外界的干擾。

③溫度的影響：介質吸濕后電導損耗增大，Tgδ將大為增加。

3.5 1# 主變本體 Tgδ 的測量

使用QS1電橋（西林電橋）由于變壓器的外殼直接接地所以只能采用QS1電橋反接線，反接線和正接線區(qū)別是：高壓、低壓端恰與正接線相反，D點接往高壓而C點接地，此時，被拭品高壓電極連同引線的對地？生電參將與被試品電參Cx美工聯(lián)而造成測量誤差，尤其是Cx較小時更為顯著，能以反接線比正接線測的Tgδ值的誤差要大，當檢流計G為零時，QS1電橋平衡，推導為：

Rn—分流器電阻Ω

Tgδ=ωC4R4

表7 1#主變歷年所測的主變本體介質損尖角Tgδ值

從交接、予試殼中，可以看出變壓器的介質損尖角Tgδ值彎化不大（換算到 20°C時 Tgδ值互相比交），符合《電氣設備預防性試驗規(guī)程》的變壓器介損試驗標準，說明1#主變整體介損合格。

3.6 影響 1#主變介質損尖角Tgδ的因素

①外部的影響：現(xiàn)場試驗時往往由于電場、磁場及變壓器套管表面電導等干擾作用，測得的Tgδ不能真實的反映出，給判斷絕緣狀況帶來一定的困難，所以可消除這一切。

②溫度的：溫度時Tgδ有直接影響，影響的程度隨材料、結構的不同而異，Tgδ是隨滿意度的升高而增大，盡可能在10～30°C的下進行測量。

③濕度的影響：變壓器吸濕后電導損耗增大，測得的介質損尖角Tgδ值要增加。

4 1#主變直流電阻的測試

測量變壓哭繞組直流電阻的目的是：檢查繞組接頭的焊接質量和繞組有無匝間生路，電壓分接開關的各個位置接觸是否良好及妥接開關實際位置與指示是否相符咒引出線有無斷裂，多股導線并繞的繞組是否有斷股等情況。

使用保定市精藝電力儀器廠生產的3381型變壓器直流電阻測試儀（表 8）。

為了與出廠及交接、予試歷年測量的數(shù)據(jù)相互比交，應將不同溫度下一的直流電阻，換算到同一溫度，其數(shù)學表達式為：

Ra—溫度為ta時測得的電阻Ω；

表8 1#主變歷年所測的主變直流電阻值

Rx—換算至溫度為tx的電阻Ω；

T—系數(shù)、銅墻鐵壁線為235，鋁線為225。

《電氣設備預防性試驗規(guī)程》中規(guī)定：①1600KVA以上的變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%；②測得的相間差與以？（交接時）相應部位測得的相間差比較，其彎化也不應大于2%。在95年1月2日，1#主彎直流電阻測試中，發(fā)現(xiàn)低壓測直流電阻嚴重超標：（Rob-Rca）/[(Rob+Rbc+Rca)/3] 為 17.738%懷疑變壓器是否脫焊、斷股、經放油打開低太套，檢查中發(fā)現(xiàn)主變低太測引出到套管連接線螺絲松動，造成直流電阻不合格，如果三相電阻不平衡，造成A、B、C相電壓、電流不平衡，給變壓哭的安全運行帶來危害，影響到核電廠發(fā)電的安全運行。

5 1#主變變壓器油絕緣電氣強度試檢

《電氣設備預防性試檢規(guī)程》中規(guī)定：用于63～220KV等級的油，運行中絕緣油電氣強度不小于35KV。使用DIJJ—60電腦控制油試檢機，在95年1月的予試中，1#主變油耐壓6次，每35分鐘一次，測得 49.8KV、54.2KC、49.6KV、52.8KV、51.9KV、51.0KV，6次平均值為51.4 KV＞＞35KV，說明1#主變油耐壓合格。

6 結束語

眾所周知，電氣設備在制造和運輸過程式中可能有潛伏性缺陷，在運行過程中，全受到電、熱、化學和機械力的作用以及大氣條件的影響，在這些外界因素的影響下，可能逐漸產生缺陷，使絕緣性能損壞，通過電氣設備的預防性試檢，可以判斷出電氣設備能否繼續(xù)投入運行，通過歷年的預試可以做到對設備絕緣狀況心中有數(shù)，發(fā)現(xiàn)問題，找到原因所在最終解決問題，以預防為主，防患于未然，這就是我所要說明的，電氣設備預防性試檢的重要性。

［1］西南電業(yè)管理局試驗研究所.高壓電氣設備試驗方法[M].水利電力出版社.

［2］DL/T596-1996電力設備預防性試驗規(guī)程[S].中華人民共和國電力工業(yè)部.