0 引言

变压器是电力系统中最重要的电气设备，变压器例行试验是考核变压器绝缘性能的重要手段之一。变压器例行试验中绝缘测试试验主要包括：绕组绝缘电阻试验、绕组介质损耗因数试验以及绝缘油试验。测量变压器绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数，能够发现变压器是否存在贯穿的集中性缺陷及整体受潮、贯通性受潮现象；测量介质损耗因数对发现变压器内部受潮和绝缘整体劣化非常有效；绝缘油试验能够反映绝缘油是否受潮、变压器内部是否存在放电、过热等故障。在测量过程中应该根据测量数据对异常现象进行综合分析和判断，对变压器运行状况做出正确评价，进而采取合适的处理措施。本文以某500 kV变电站主变压器为例，对其绝缘下降原因进行分析，并提出处理措施，为同类型变压器故障处理提供参考。

1 变压器概况

某500 kV变电站2号主变压器V相变压器型号为ODFPSZ-250000/500，出厂序号为112，出厂时间为2007年9月，变压器内部绕组结构如图 1。有载分接开关型号为UCLRE 1050/2400/Ⅲ，出厂序号为1ZSC8677753，出厂时间为2007年1月，该有载分接开关用于中压绕组线端调压。

2 故障情况

2016-10-09，在测量2号主变压器V相变压器高压绕组绝缘电阻及吸收比时，发现高—低压绕组及地绝缘电阻（一般指R_{60 s}）仅为1.13 GΩ（见表 1所示），且无吸收现象。该结果与上一试验周期测量结果（45.8 GΩ）相比变化显著，超出《DL/T 596— 1996电力设备预防性试验规程》要求^[1]。高—低压绕组及地的介质损耗因数tanδ与上个周期相比（换算至同一温度下）有增大趋势，但小于DL/T 596— 1996要求。

3 故障原因分析

在以往的例行试验中，变压器高—低压绕组及地绝缘电阻测量值为多条支路的并联值，不能准确反映故障位置。为了缩小故障点的判断范围，采用内屏蔽法对V相变压器高压绕组—地绝缘电阻，高、低压绕组—地电容量及介质损耗因数等参数进行测量，结果如表 2所示。

从表 1数据可以看出，V相变压器高—低压绕组及地绝缘电阻显著降低、吸收比小于1.3（DL/T 596—1991要求不低于1.3）^[1]，均不合格；高—低压绕组及地的介质损耗因数有小幅度增长趋势。历次测量中，高—低压绕组及地、低—高压绕组及地电容量及介质损耗因数，低—高压绕组及地绝缘电阻，铁心与夹件绝缘电阻，绕组直流电阻，套管介质损耗因数及电容量等数据均在DL/T 596—1996规定范围内。结合诊断性试验、历次测量数据及变压器绝缘等值电路（如图 2所示），对故障原因进行分析。

3.1 低压绕组与其他部位的绝缘测试

由表 1可知，低—高压绕组及地绝缘电阻、电容量及介质损耗因数均合格，说明低压绕组与其他部位之间的绝缘正常，且无明显位移、变形。

3.2 高压绕组与铁心、夹件的绝缘测试

表 1数据表明高—低压绕组及地电容量正常，表 2数据表明高压绕组对铁心与夹件的绝缘电阻合格（正常值≥1 GΩ），说明高压绕组未发生明显位移、变形，高压绕组与铁心、夹件等部件之间的绝缘电阻均合格^[1]。

3.3 高压绕组—地绝缘测试

由表 2可以看出，高压绕组—地绝缘电阻仅为1.15 GΩ，其他部位绝缘电阻均正常，说明高压绕组—地存在绝缘缺陷。

3.4 高—低压绕组及地绝缘测试

利用表 1和表 2数据，按照下列公式计算变压器高—低压绕组，高压绕组—地，低压绕组—地各个部分的介质损耗因数及电容量^[2]：

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

式中  tanδ_g—高—低压绕组及地的介质损耗因数；

tanδ_d—低—高压绕组及地的介质损耗因数；

tanδ_g+d—高、低压绕组—地的介质损耗因数；

C₄—高压绕组—地的电容量；

C_g—高—低压绕组及地的电容量；

C_d—低—高压绕组及地的电容量；

C_g+d—高、低压绕组—地的电容量。

由式（1）—式（7）可计算高压绕组—地电容量C₄及介质损耗因数tanδ₄，C₄正常，tanδ₄为0.43%，换算至同一温度下较初始值增长近35%；高—低压绕组电容量C₁₂及介质损耗因数tanδ₁₂、低压绕组及地电容量C₂及介质损耗因数tanδ₂均正常，说明高压绕组—地存在绝缘缺陷。

由表 1可知，高—低压绕组及地介质损耗因数与往年相比有小幅度增长趋势，换算至同一温度下增长约为20%。由于介质损耗因数介于各并联支路介质损耗因数的最大值与最小值之间，其值决定于缺陷部分电容量与总电容量之比。当缺陷部分的介质损耗因数较大时，其电容量与总电容量相比很小，总体的介质损耗因数变化率就小且接近电容量较大的支路的介质损耗因数。由图 2可知，高—低压绕组及地的电容量及介质损耗因数可通过下列公式计算：

(8)

(9)

由于C₁+C₁₂约为C₃的数十倍^[2]，由此可排除变压器本体受潮及老化缺陷^[3]。分析认为可能是有载分接开关部分存在绝缘缺陷，导致高—低压绕组及地介质损耗因数发生小幅度增长。低压绕组介质损耗因数正常，也间接证明变压器本体绝缘无缺陷。

3.5 套管对高压绕组的绝缘测试

历次测量中高压、中压、中性点套管的各项试验数据均合格（数据如表 3所示），说明套管对高压绕组绝缘缺陷没有影响。

3.6 变压器本体检查

对变压器本体绝缘油进行油色谱分析^[4]与简化试验^[5]，所得数据与之前的试验数据比较变化不大（如表 4和表 5），各项数据均达到DL/T 596—1996规定，说明变压器本体没有运行缺陷。

3.7 有载分接开关检查

对变压器有载分接开关绝缘油进行击穿电压试验和微水试验。击穿电压试验结果表明，有载分接开关绝缘油耐压值为18 kV，小于DL/T 574—2010的规定值40 kV（带滤油机），耐压性能不合格；微水试验结果表明，有载分接开关绝缘油微水值为120 mg/L，大于DL/T 574—2010的规定值30 mg/L，表明开关已经受潮^[6]。

有载分接开关的切换开关部分在正常切换时会伴有电弧，在电弧作用下，绝缘油中分解出大量炭粒，使油的绝缘性能降低。如果绝缘油微水值不高，炭粒可吸附油中的游离水分，从而使低绝缘油的绝缘水平不会降低甚至略有升高^[7]。如果由于某种原因使油或有载开关中的固体绝缘物严重受潮，油中的炭粒与水分结合尤其是炭粒吸潮后附着在固体绝缘介质表面形成油泥，会使有载分接开关的绝缘性能大幅下降^[8]。

由上述分析可初步判断，有载分接开关受潮是因为其油室存在气体轻微渗漏现象。

4 处理措施

通过查阅缺陷记录得知，该有载分接开关的在线滤油机从2009年1月至2015年2月曾多次出现渗油现象。鉴于上述情况，对有载分接开关更换新油。换油时，先关闭油室与储油柜连接管路上的阀门，然后排尽油室及排油管道内的油污；打开阀门利用储油柜里的油对开关进行冲洗并排尽，再用合格油冲洗。对开关注油后静置12 h，直至气泡全部逸出后^[6]，重新对变压器高—低压绕组及地绝缘电阻和介质损耗因数进行测量，数据全部正常。

5 结论

（1）当变压器绝缘试验的数据超过规程规定或出现异常时，应对变压器进行分解试验，并结合绝缘油试验进行综合判断，根据现场实际情况选择合适的处理方案。

（2）应加强对有载分接开关及其附属设备的巡视检查，发现异常情况时，应及时记录异常信息并反馈到有关部门；相关部门应进一步加强对有载分接开关的维护和检修工作，使有载分接开关始终保持良好的运行状态，确保电网的安全稳定运行。