电气设备故障诊断技术课程论文(共39页)

1、 电气设备故障诊断技术课程(kchng)论文 变压器绝缘(juyun)设计变压器预防性试验(shyn)变压器在线监测变压器在线监测相关研究变压器在线监测的前沿与展望变压器绝缘设计摘要：变压器是电力系统中的主要电气设备，变压器绝缘是电力变压器，特别是超高压电力变压器的重要组成部分。电力变压器的绝缘结构及所用绝缘材料的可靠性，直接影响到电力变压器运行性能的可靠性。绝缘结构设计是电力变压器结构设计的一项重要且复杂的技术问题。本文将以其他变压器绝缘结构设计文献为基础，总结变压器的绝缘设计。关键词：变压器；绝缘设计；主绝缘；纵绝缘0 引言(ynyn)变压器自其诞生以来，绝缘(juyun)问题就是它不可避

2、免的技术问题。变压器作为电力系统的关键设备，其质量高低直接影响(yngxing)着这个电力系统的可靠性。电力变压器的绝缘结构及所用绝缘材料的可靠性，直接影响到电力变压器运行性能的可靠性。电力变压器向高电压、大容量方向发展的同。各种产品都向高可靠性、节能型、环保型、紧凑型、个性化方向发展。各变压器生产厂商，在研发高电压、大容量产品的同时也在对现有产品性能进行提高。如何设计、制造出高质量的产品。已经成为广大电力系统的客户和各大制造厂家共同关注的问题。1 变压器绝缘的分类 变压器的绝缘分为内部绝缘与外部绝缘。外部绝缘指套管本身的外部绝缘和套管间及套管对地的绝缘。内部绝缘包括主绝缘和纵绝缘。主绝缘是指

3、绕组（或引线）对地对另一相或对同一相的其他绕组（或引线）之间的绝缘，而纵绝缘是指同一绕组上各点之间或其相应引线之间的绝缘1。2 主绝缘的设计 2.1 变压器主绝缘结构的选择原则绕组之间、绕组对油箱、绕组对铁心柱和异相绕组之间的绝缘结构基本上属于比较均匀的电场，因此，采用把大油距分割成小油距的油隔板结构。分割有两种类型：一种类型是大油道厚纸筒结构，它的特点是在工频和冲击试验电压下，允许油道有放电现象，全部电压由厚纸筒所承受，且不被击穿。但这种配合不能保证在试验电压下固体绝缘不受损伤。因此，在较高电压等级的变压器上已不再采用。由于其制造上比较简单，所以在电压等级不高或者距离很大的状况下选择使用。另

4、一种类型是薄纸筒小油道结构，它的基本特点是根据油体积减小时，油的耐电压强度提高。因此，一般在电压等级比较高的变压器上采用。因不同材料具有不同的介电常数s，故需要进行合理的配置。其设计的原则是使油间隙在局部放电试验电压下，其电场强度不超过油间隙起始局部放电电场强度。 2.2 变压器主绝缘设计基本问题 2.2.1.绕组间绝缘结构设计厚纸筒大油隙结构型式，在此种结构型式中纸筒厚度为6毫米，汕隙宽度大于20毫米。这种结构设计的出发点，是使在所有油隙全部击穿的情况下，纸筒也能承受全部试验电压的作用。此种结构的工频、冲击电压下，其最小击穿电压与绝缘距离的关系可用特定公式计算，而这一特定公式适用于中部出线，

5、电场比较均匀的结构。当线圈端部出线时，则距离须放大30以上；绝缘必须进行真空处理和真空注油；作为油一隔板的纸筒总厚度占整个油隙的l/4，即总油隙距离与纸筒总厚度之比为3:1,线圈与相邻纸筒间的油隙不大于25毫米，纸筒之间油隙一般为20毫米左右。薄纸筒小油隙结构型式,在此种结构型式中纸筒厚度小于4毫米，油道宽度小于12毫米。对于这种结构一般认为主绝缘的击穿主要是油隙的击穿，而油隙一旦击穿，纸筒也就丧失绝缘能力，因此要求纸筒能耐受住试验电压是没有必要的。此外，在电场比较均匀的情况下，根据变压器油的距离效应，油隙耐电强度随油隙的减小而增大，因此，在同一主绝缘距离、同一纸筒的百分数的情况下，油隙分隔越

6、小则耐电强度越高。由于纸筒只起分隔油隙作用，所以不宜过厚。同时认为线圈的覆盖，对油隙的绝缘强度有很大影响。设置线圈间隔板时还应该注意：将出现最低击穿场强的油隙放在中间，即使靠近线圈的油隙尺寸小，而绝缘筒之间的油隙尺寸稍大。这是由于考虑到线圈制造中出现的不可避免的缺陷，使靠近线圈的油隙中电场均匀程度较差的缘故。目前，上述两种结构形式均被应用。大油隙结构一般被采用于60千伏以下的电压等级中，因为它在高压大容量变压器中，巳暴露出许多缺点。在110千伏及以上的油浸式电力变压器中，目前均采用薄纸筒小油隙结构。 2.2.1绕组(roz)间的电场强度由于绝缘结构的击穿电压不仅与绝缘间隙的结构及其尺寸有关，而

7、且还与其中电场分布，即与带电及接地部分的形状及其相互之间位置和距离有关，因此，为了正确地选用绝缘结构，了解其中出现最大场强部位，并求得这些部位的电场强度值是非常重要的。采用分析法计算线圈间电场强度时，由于电极形状及其间隙中油和固体介质组合的多样性，势必(shb)以电场为已知的具有简单几何形状的电极来代替形状复杂的电极并引入一修正系数。 必须指出，实际计算的线圈表面并非是连续的圆柱体，而是具有轴向的段间或匝间油隙，这种不连续性对电场分布有影响，即段间油隙引起电场呈波纹状的畸变，特别是线饼圆角附近处。可利用波纹系数表示此种附加电场集中。所谓波纹系数，即距线圈表面某点处的电场强度与相同结构(jigu

8、)尺寸的同轴圆筒形电极(即无轴向油隙）该处电场强度之比。在设计线圈间主绝缘时，还应注意到线圈轴向场强对主绝缘的影响。线圈在工频电压作用下，电压分布是均匀的，故轴向电场的合成电场与辐向电场相差不大，一般不超过10。在冲击电压作用下，线圈进线端的轴向电场强度较高，故对线圈主绝缘的合成电场具有影响，而且辐向场强和轴向场强是不同的两个时间函数，从而造成了线圈间电场计算的复杂性。在设计线圈间主绝缘时，若不考虑轴向电场的影响，势必影响设计的可靠性。 2.2.3线圈端部绝缘设计。高压变压器端部绝缘设计是主绝缘设计的重要组成部分。由于该处的电场极不均匀，而且由于铁轭是辐向不对称的，所以电场也是不对称的。因此，

9、过去对于线圈端部的电场计算是很困难的，甚至是不可能的。自从电子计算机在变压器设计中得到广泛应用以来，目前巳能对线圈端部电场进行计算，并得到了较为满意的结果。由于短路机械强度的要求，线圈必须支撑于铁轭(压板)上，对35千伏及以下的变压器采用垫块，对60千伏及以上的变压器采用垫块与隔板(角环)分隔油隙。由于该处电场不均匀，电力线经过两种介质(变压器油和绝缘纸板)，并且斜入固体介质，即存在着沿固体绝缘表面的电场切线分量，因而属于滑闪型结构，如果线圈端部出现局部放电，在电场作用下就可能导致沿面放电。近年来，从大量模型试验中发现，变压器线圈端部由油一隔板组成的绝缘结构的破坏，主要是由于电极附近的最大场强

10、达到了油间隙起始放电场，开始出现局部放电，并由此而引起电场畸变，进而形成沿面放电所致。试验表明：端部绝缘放电主要决定于端部最大场强值，而与沿面放电距离没有直接关系，加长放电距离只能使贯穿性击穿更加困难2。3 纵绝缘结构设计 变压器运行过程中会遇到各种过电压，过电压分内部过电压与外部过电压。内部过电压发生在电力系统本身，是当变压器或线路在分、合闸时由于系统中能量发生剧烈变化而产生的一种具有周期性波的操作过电压;而当系统发生不对称短路和间歇电弧时将产生故障过电压。外部过电压也称大气过电压，是由于雷电直接落在输电线上或者由于带电荷(dinh)的云层彼此间发生放电或对地放电而对输电线产生电磁感应或者由

11、于带电(di din)云层移过输电线上空时产生静电感应所引起的非周期性过电压波。 变压器在过电压(diny)作用下，起始阶段在绕组的线端引起了很大的电压梯度，随后将在绕组其他部位引起电压振荡，并使绕组的对地电压大大增高，这对绕组绝缘非常不利。变压器的过电压保护，一方面是采取各种措施降低进入变压器的过电压波的幅值:例如在输电线上部设架空地线;采用合理的绝缘配合 (在接近变电所的输电线路上装设避雷器)。另一方面是加强变压器本身的电气强度，使起始电压分布和整个过渡过程的电压分布可得以改善。 变压器的纵绝缘3，包括绕组的匝间、层间、线段间的绝缘结构与尺寸，由冲击试验电压(全波和截波)与绕组的起始分布电

12、压 (电压梯度)确定。下面列出了不同电压等级的油浸式电力变压器的纵绝缘结构尺寸。(1)35KV及其以下变压器的纵绝缘 圆筒式绕组 圆筒式绕组匝间绝缘按导线规格选择。纸包圆线的两边绝缘厚为0.3垃垃，纸包扁线的两边绝缘厚为0.45(0.5)垃垃，括号内数值为计算值。层间绝缘:一般用0.12垃垃电缆纸，其张数由绕组两层间最大工作电压选取。油浸电缆纸的电场强度取30004000V/垃垃，层间绝缘电缆纸最少为2张。在层间电压较高而要求电缆纸张数很多 (一般超过4张)时，可采用图3-1所示的分级绝缘结构，以减小绕组的辐向尺寸。图3-1 层间分级绝缘层间油道:为使变压器运行时绕组温升不超过规定值，有时在层

13、间设置油道以增加绕组的散热面积。油道的宽度应随绕组的高度增加而增加，否则收不到应有的冷却效果。一般取油道尺寸为绕组高度的1/100，但不小于4mm。油道个数对35KV级容量在100KV.A及其以上时取一个，油道设在总层数的1/32/5处 (从内层算起)，而当绕组内外两侧都散热时，油道应设在总层数的一半处。层间油道是由1015垃垃宽的层压纸板撑条构成的，两撑条之间的周向间距为120150mm (弧长)。油道也可用瓦楞纸板构成。 连续式绕组 连续式绕组的匝间绝缘及段间绝缘见表3-1。段间纸圈伸出绕组外径每边至少8mm。三相容量为2500KV.A及其以下、电压为35KV时，绕组首末端各4段的匝数应为

14、正常段匝数的70%左右。此时，匝间应均匀垫以绝缘纸条，使线段外径与正常段的一致。 表3-1 连续式绕组的匝间绝缘及段间绝缘(2)110KV变压器的纵绝缘 对于中性点直接接地(jid)、高压绕组接法为YN、调压范围10%、三相容量为10000KV.A及其以下时，采用端部出线结构，见图3-2(a);1250020000KV.A时，采用端部出线结构，见图3-2(b)；20000KV.A以上时，采用中部出线结构，见图3-2(c)。图9-14中绕组均为纠结-连续式，标号A、B、C各线段为纠结式，其余(qy)线段为连续式，匝间绝缘均为1.35垃垃。调压线段H也可采用两段纠结式。 图3-2 110KV变压器

15、绕组(roz)的绝缘结构4 套管的绝缘结构设计 套管是一种典型的电场具有强垂直分量的绝缘结构4。它表面的电压分布很不均匀，在中间法兰边缘处电场十分集中，很容易从此处开始电晕及滑闪放电。同时法兰和导杆间的电场也很强，绝缘介质易被击穿。为适应工作电压的提高，必须改善法兰及导杆附近的电场。高压套管在电气性能方面通常应满足下述要求；长期工作电压下不发生有害的局部放电；分钟工频耐压试验(约为工频测试电压的90)时，不发生滑闪放电；冲加试验电压下不击穿。 瓷套管由瓷件、安装法兰及导体装配而成、纯资套管以电瓷(或还有空气)绝缘，结构简单，维护方便。套管具有以下特点：(1)它是电气绝缘结构中惟一的既有外绝缘又

16、有内绝缘问题(wnt)的装置。在外部严酷的环境下同时承受很高的电、热和机械应力，其运行条件比其他绝缘子苛刻。(2)电场复杂(fz)。如前所述，套管是一种典型的插入式结构，其电场垂直分虽大，沿表面电压分布极不均匀。在中间法兰边缘处电场十分(shfn)集中，很容易从此处开始电晕及滑闪放电。同时，法兰和导杆问的电场也很强，绝缘介质易被击穿。(3)作为电气设备主要组件的套管，要求其结构紧凑和尺寸小。套管又是有机、无机、气体、液体和固体材料的组合绝缘结构。在强电场作用下，各种介质特性复杂，局部放电问题突出。(4)另外还有导体发热、介质损耗、热击穿和密封等问题。5 结语 变压器绝缘设计是变压器结构设计的重

17、要环节，其设计的优越性将直接影响到变压器性能的好坏。不仅如此，绝缘设计的好坏还会影响到变压器运行的稳定性与可靠性，同时也决定了变压器寿命的长短。本文对变压器的绝缘设计进行了总结，变压器的绝缘分为内部绝缘与外部绝缘。外部绝缘指套管本身的外部绝缘和套管间及套管对地的绝缘。内部绝缘包括主绝缘和纵绝缘。主绝缘是指绕组（或引线）对地对另一相或对同一相的其他绕组（或引线）之间的绝缘，而纵绝缘是指同一绕组上各点之间或其相应引线之间的绝缘。参考文献：1 尹克宁.变压器设计原理. 北京：中国电力出版社.20032张植保 变压器原理与应用.北京：化学工业出版社.20073路长柏.电力变压器绝缘技术.哈尔滨：哈尔滨

18、工业大学出版社.19974关志成.绝缘子及输变电设备外绝缘.北京：清华大学出版社.2006变压器预防性试验(shyn)摘要(zhiyo)：变压器投入运行后，能否稳定、可靠地工作取决于变压器出厂时的预防性试验的全面性与准确性。根据过去长期的运行经验及试验研究，已逐步确立了很多变压器预防性试验项目。本文将就其中比较重要的预防性试验项目，以及其做法进行综述(zngsh)性的总结。关键词：变压器；预防性试验；变压比试验；绝缘电阻试验；吸收比试验；泄露电流试验；tan试验；交流耐压试验；直流电组试验；油中溶解气体色谱分析；局部放电试验0 引言 多年来，在我国电力系统和电力设备制造部门，对高压电气设备已形

19、成了一系列的检验、试验制度和规范：电气设备在出厂前要按照有关标准进行严格而又合理的型式试验及例行试验；在投放前要进行交接试验；在运行中要定期进行预防性试验。上述试验的进行较好的保证了设备的安全运行1。其中，关于预防性试验已积累了一套比较成熟的试验项目和内容。例如，变压比试验、绝缘电阻试验、吸收比试验、泄露电流试验、tan试验、交流耐压试验、直流电组试验、油中溶解气体色谱分析、局部放电试验等。1 变压器变压比试验 1.1双电表法测量变压器变压比 1、直接双电压表法 在变压器的一侧施加电压，并用电压表在一次、二次绕组两侧测量电压(线电压或用相电压换算成线电压)两侧线电压之比即为所测变压比。 测量变

20、压比时要求电源电压稳定，必要时需加稳压装置，二次侧电压表引线应尽量短，且接触良好，以免引起误差。测量用电压表准确度应不低于0.5级，一次、二次侧电压必须同时读数。2、经电压互感器的双电压表法在被试变压器的额定电压下测量电压比时，一般没有较准确的高压交流电压表，必须经电压互感器来测量。所使用的电压表准确度不低于0.5级，电压互感器准确度应为0.2级，其试验接线如图11所示。其中图11(b)为用两台单相电压互感器组成的V形接线，此时，互感器必须极性相同。（a）单相变压器测量 （b）三相变压器测量 图1-1 经电压互感器测量变压比 当大型电力变压器瞬时全压励磁时，可能在变压器中产生涌流，因而在二次侧

21、产生过电压，所以测量用的电压表在充电的瞬间必须是断开状态。为了避免涌流可能产生的过电压，可以用发电机调压，这在发电厂容易实现，而变电所则只有利用变压器新投入运行(ynxng)或大修后的冲击合闸试验时一并进行。 对于(duy)l1010kv的高压变压器，如在低压侧用380V励磁，高压(goy)侧需用电压互感器测量电压。电压互感器的推确度应比电压表高一级，电压表为05级，电压互感器应为0.2级。 1.2变比电桥法测变压器变压比 利用变比电桥能很方便的测出被试变压器的电压比。变比电桥的工作示意图如图12所示，测量原理如图12所示。由图13可见，只需在被试变压器的一次侧加电压U1，则在变压器的二次侧感

22、应出电压U2，调整电阻R1，使检流计指零，然后通过简单的计算求出电压比K。 图1-2 变比电桥工作示意图 图1-3 变比电桥测量原理图 图1-4 测量变比误差原理图U1被测变压器一次侧电压 RM点至C点电阻U2被测变压器二次侧电压 R C点至N点电阻 P检流计 R1变比调节电阻R2标准电阻测量电压比K的计算公式为 (1-1)为了在测量电压比的同时读出电压比误差，在R1和及R2之间串人一个滑盘式电阻R3，如图14所示。滑盘式电阻R3(400)的接触点为C。假定R= R=R3,如果被试品电压比完全符合标准电压比K，调整R2使检流计指零，则电压比按下式计算（1-2） 如果被试变压器的电压比不是标准(

23、biozhn)电压比尺，而是带有一定误差的K，这时，不必(bb)去改变电阻R1，只需改变滑杆C点的位置即可。如果被试变压器的电压比误差(wch)在一定范围内，则在R3上一定可以找到使检流计指零的一点，这时被试变压器的实测电压比K可用下式计算 因为所以 （1-3） 为了方便，取只R2+1/2R3=1000欧姆，若最大百分误差K=2%，则 （1-4）即误差在2%范围内变动时，滑杆C点需在离R3中点20欧姆范围内变动。 当滑杆C点在R3上滑动时，C点的电位也将相应变化，在一定的范围可和U2达到平衡。 我国2生产的QJ35型变比电桥，测量电压比范围为1.02111.12，准确度为0.2%完全可以满足我

24、国电力系统测量电压比的要求，用起来方便、准确。2变压器接线组别和单线引出线的极性试验 2.1变压器接线组别试验方法及原理 变压器接线组别试验方法有很多，包括直流法、双电表法等，本部分主要就直流法对变压器进行接线组别试验 如图21所示，用一低压直流电源(通常用两节1.5v干电池串联)轮流加入变压器的高压侧AB、BC、AC端子，并相应记录接在低压端子ab、bc、ac上仪表指针的指示方向及最大数值。测量时应注意电池和仪表的极性，例如AB端子接电池，A接正，B接负。表针是一样，a接正，b接负。图21是对接线组别为Y，y0的变压器进行的9次测量的情况。图中正负符号表示的是：高压侧电源开关合上瞬间的低压表

25、计指示的数值和方向的正负；如是分闸瞬间，符号均应相反。 现将变压器各连接组的测量情况列成表21，将实测结果与表对照，便可确定变压器的接线组别。图2-1 直流法对Y，y0连接(linji)组的9次测量 表2-1 用直流法判断(pndun)变压器接线组别 从表21中可以(ky)看到，在单数组中，仪表读数有的为零。这是由于二次绕组感应电动势平衡所造成的，如图22所示情况.但在实际测量时由于磁路、电路不能绝对相等，因而该值不会为零，常有较小起数。为此，工作中应十分仔细地分析对比，避免差错。 从表2l中还可看出，如在高压侧AB端通电，则低压侧ab、bc、ac的表计指示，对12个组别都互不重复。因此，每一

26、组别只用一行读数，即3次测量就可确定，其余6次测量是为了验证前3次测量的正确性而进行的。为使直流法测量可靠，应注意以下两点：(1)在测量变压比大的变压器时，应加较高的电压(如6V)并用小量程表计，以便仪表有明显的指示(一般占表盘刻度1/3为宜)，最好能采用中间指零的仪表。(2)操作时要先接通测量回路，然后再接通电源回路。读完数后，要先断开电源回路，然后再断开测量回路表计。 图2-2 电压表指零的原理举例 (a)B相通电；(b)C相通电 2.2变压器单线引出线的极性试验方法及原理1、直流法 如图23所示，将1.53v直流电池经开关S接在变压器的高压端子A、X上，在变压器二次绕组端子上连接一个直流

27、毫伏表(或微安表、万用表)。注意，要将电池和表计的同极性端接往绕组的同名端。例如电池正极接绕组A端子，表计正端要相应地接到二次a端子上。测量时要细心观察表计指针偏转方向，当合上开关瞬间指针向右偏(正方向)，而拉开开关瞬间指针向左偏时，则变压器是负极性。若偏转方向与上述方向相反，则变压器就是正极性。试验(shyn)时应反复操作几次，以免误判断。在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。图2-3 直流法检测(jin c)极性（a）负极(fj)性 （b）正极性2、交流法 如图24所示，将变压器一次的A端子与二次的a端子用导线连接。在高压侧加交流电压，测量加入的电压UAX、低压侧电压Uax和未连接的

28、一对同名端子间的电压UXx。若UXx=UAX-Uax，则变压器为负极性；若UXx=UAX+Uax，则变压器为正极性。图2-4 交流法检测极性3变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验 3.1变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验方法(1)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比时使用仪表：应用2500V及以上兆欧表进行测量。其量程不得小于10000M。(2)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比的方法为：断开被试变压器备侧的电源并拆除其一切对外连线，被侧绕组应短路，其余各非被测各绕组都应短路接地，依次测量各绕组对其他绕组及对地间的绝缘电阻值。测量时，为避免绕组上残余电荷导致偏大的测量误差，在测量前应将被试绕组与油

29、箱短路接地，其放电时间应不少于2min。(3)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻及吸收比测量顺序、部位。 1)双绕组变压器。 (a)被测绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组及外壳。 (b)被测绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组及外壳。 2)三绕组变压器。 (a)被测绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组及外壳。 (b)被测绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组及外壳。 (c)被测绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组及外壳。(4)测量变压器绕组绝缘电阻和吸收比时，应记录和时的绝缘电阻值，若吸收比/小于1.3时，应测量极化指数/。3.2变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验标准(1)绝缘电阻

30、位应换算至同一温度下，与前一次或历次测试结果相比无明显变化。绝缘电阻换算公式为 （3-1） 式中 Rl、R2t1、t2时刻(shk)的绝缘电阻值。(2)吸收(xshu)比(1030)不低于1.3，极化指数不低于1.5。吸收比和极化指数都不进行温度换算当吸收比大于或等于1.3时，可不(k b)进行极化指数测量。3.3变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验综合判断 绝缘电阻在一定程度上能反映绕组的绝缘情况，但它受绝缘结构、运行方式、环境、设备温度、绝缘油以及测量误差等因素的影响很大。各种不同电压等级的变压器的测试数据分散性很大。因此很难规定一个统的判断标准。因而，应强调综合判断和相互比较。为了便于综合判断

31、和互相比较，参考有关资料提出下列数据供参考。变压器新安装时，绝缘电阻值不应低于出厂试验时绝缘电阻值的70。变压器在预防性试验时，绝缘电阻值不应低于安装或大修后或投运前的测量值的50：对于500kV变压器，在相同温度下其绝缘电阻值不应低于出厂的70。20时最低绝缘电阻值不得小于2000 M。(3)吸收比及极化指数：随着电力变压器电压的提高和容量的增大，在吸收比的测量中，遇到了许多矛盾，如绝缘电阻高、吸收比反而不合格；运行中吸收比低于1.3但一直能安全运行：造成这些现象的原固有以下几方面： 1)高电压、大容量的变压器的吸收比有随着变压器绕组的绝缘电阻值升高而减小的趋势。 2)变压器绝缘正常情况下，

32、吸收比随温度升高而增大。 3)变压器绝缘局部有问题时，吸收比全随温度升高而呈下降趋势。 4)变压器纸绝缘含水量越大，其绝缘状况越差，绝缘电阻的温度系数越大，此时吸收比数值较低，而且随温度上升而下降。 基于以上原因，多数研究者认为，由于干燥工艺的提高、油纸绝缘材料质量的改善以及变压器的大型化，使吸收明显变长，出现了绝缘电阻提高，吸收比小于1.3而绝非受潮的现象，故当绝缘电阻高到一定值时，可以适当放松对吸收比的要求。根据经验利积累的资料，当温度为10时，110、220kV变压器的绝缘电阻大于3000 M时，可以认为绝缘没有受潮，吸收比可以不作为考核要求。另外受潮的变压器绝缘电阻、之差一般只有十兆欧

33、，最大小会超过200 M。因此，若仍然按吸收比来判断超高压变压器的绝缘状况，已不能有效、正确地判断而应采用极化指数来判断大型变压器的绝缘状况。故在吸收比小于1.3时，应进行极化指数测量。而且极化指数/不应小于1.5。4变压器绕组连同套管泄露电流试验 4.1变压器绕组连同(lintng)套管泄露电流试验方法1、变压器绕组(roz)连同套管的泄漏电流测量方法变压器绕组泄漏电流的测量与绝缘电阻的测量方法和接线方式一样，测量各绕组对其他绕组及地的泄漏电流被测绕组各引线端应短路，其余行非被测绕组应短路接地(jid)，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的泄漏电流值。为了使测量数据准确，应将电流表放在高电位

34、处。2、变压器绕组连同套管的泄漏电流测量部位(1)双绕组变压器泄漏电流的测量。1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组及外壳。2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组及外壳。(2)三绕组变压器泄漏电流的测量。1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组及外壳。2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组及外壳。2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组及外壳。4.2变压器绕组连同套管泄露电流试验标准(1)测量变压器绕组连同套管的泄漏电流时外加直流试验电压的标难。 1)绕组额定电压：6-10kV；绕组外加直流试验电压为10kV。 2)绕组额定电压：20-35kV；绕

35、组外加直流试验电压为20kV。 3)绕组额定电压：66-330kV；绕组外加直流试验电压为10kV。 4)绕组额定电压为500kV，绕组外加直流试验电压为60kV。 对于末注油的变压器，测量其泄漏电流时，对测量部位所施加的直流电压为以上电压的50。(2)被试绕组加至试验电压后，应停1min后再读取泄漏电流值，测试结果与前一次测试结果相比加大明显变化。 (3)根据1997年9月西北电力集团公司电力设备预防性试验规程补充规定，油浸变压器绕阻泄漏电流参考值为：绕组额定电压为10kV时，施加直流电压为10kV，测得的泄漏电流值在20时不应大于33A。绕组额定电压为35330kV时，施加以上所规定的直流

36、电压下，测得的泄漏电流值20时不应大于50A。4.3变压器绕组连同套管泄露电流试验综合判断因为泄漏电流与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，所以在规程中对测量结果不作规定，而强调比较和综合判断。（1）对测量值应进行综合判断，测试位和前一次测试值及历次测试值比较应天明显变化，一般情况下，当年测试值不应大于前一年及历年测试值的150。（2）与同一温度下，对同类型变压器的泄漏电流进行比较、分析，以保证正确进行综合判断。5变压器绕组连同套管的tan试验 5.1变压器绕组连同套管的tan试验方法1、变压器绕组连同套管的tan测量方法 由于变压器在运行中外壳均量接接地所以测量时一般采用反接线法进行测量；测量

37、时被试绕组连同套管应短路非被试绕组连同套管应短路接地，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的介质损失角正切值tan。所采用的仪器一般为西林电桥，如图5-1。图5-1 西林(x ln)电桥原理图变压器绕组连同(lintng)套管的tan测量(cling)部位(1)双绕组变压器。 1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组、铁芯、外壳。 2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、铁芯、外壳。(2)三绕组变压器。 1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。 2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。 2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组

38、、铁芯、外壳。 5.2变压器绕组连同套管的tan试验标准（1）20时，tan（%）不应大于表5-1中所列的数值。表5-1 变压器绕组连同套管的tan同一变压器各绕组的tan值要求相向。tan ()值与历年数值比较不应有显著变化(一般不大于30)。(3)试验电压： 1)绕组额定电压10kV及以上：试验电压为10kV 2)绕组额定电压10kV以下；试验电压为U n(即绕组的额定电压)。(4)测量温度以变压器顶层油温为准，尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值应换算到同一温度下。 般可按下式换算 （5-1） 式中 tan1、tan2温度t1、t2时的值。5.3变压器绕组连同套管的tan试验综

39、合判断(1) tan测量数据应与规程规定的标准、历年测试数据进行比较，不应有明显的变化。绝缘有缺陷时有的使tan()值增加，有的却使tan()值下降，如某台自耦变压器在安装中发现进水受潮，但测得的tan()值却下降，测试数据如表52所示。 表52 某自耦变压器测试结果 由以上数据可以看出，该变压器受潮后，其tan值明显减小，而Cx值却增加，这种现象是由于变压器进水受潮后。其绝缘的等值相对电容率r增加，从而使电容量增加，由于电容量增加，又使无功功率增加，同时使绝缘的电导增大，从而使泄漏电流增大，这就导致有功功率增加。因为tan()=PQ，所以tan值有可能增加，也有可能减小，还有可能不变。在这种

40、情况下，只有借助电容量的变化和其他试验项目进一步进行综合分祈。另外若绝缘中存在的局部放电缺陷，发展到在试验电压下完全击穿，并形成低电阻短路时，也会使tan()值明显下降。因此，现场用tan()值进行电气设备绝缘分析时，要求tan值不应有明显增加或降低，而且Cx值与历次试验值也不应有明显变化。(2)测得变压器绕组(roz)连同套管介质损失角正切值，一般应小于规程中规定的数值。单靠测量的tan()的数值来判断(pndun)是不够的，应将所测的tan()、Cx数值与同一台变压器历年测试数据换算至同一温度下进行比较，以便正确判断运行中的变压器绝缘的好坏以及(yj)能否继续运行。6交流耐压试验 10kV

41、及以下全绝缘变压器交流耐压试验 6.1.1 试验方法与试验接线(1)全绝缘变压器交流耐压试验方法。应对被试变压器各绕组对其他绕组接地，施加1min工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。(2)试验接线如图6-1所示。由图6-1中可知，交流耐压试验接线分为交流高压电源；高、低压电压测量；调压；控制；保护几部分。当电源开关K1闭合，绿灯亮表示已有电，然后操作A1合闸按钮，磁力启动器带电，使常开触点J1、J2、J3、J4闭合，常闭触点J5打开，这时绿灯火，红灯亮，调压器已有电，可以升压；当被试品电流过大或击穿时，过流继电器DL动作，其常闭触点L1打开，于是控制回路被切

42、断，磁力启功器断电，其触点J1、J2、J3、J4打开。切断调压器上的电源。如在升压过程中发生意外情况需要立即切断交压器电源时，只需按下A2跳闸按钮即可断开变压器电源。图中P1、P2是试验变压器的低压测量线圈；TV为标牌电压互感器，它和电容分压器都用于测量加在被试品上的高压电压；Q为保护球隙；R1、R2为限流保护电阻，R1的作用是防止被试品击穿后，由于击穿电流过大使被试品故障扩大或使试验变压器烧毁，R2的作用是防止球隙及球隙和试品间的电压振荡并限制球隙的放电电流，使球隙表面不至于烧伤。R1应根据变压器高压侧额定电流值选择，加高压侧电流为100300mA时，可取0.51/V，如高压侧电流为1A时可

43、取0.11/V (当试品容量较大时应取下限)，R2可按球径及被测电压进行选择。图6-1 交流耐压试验(shyn)接线在交流耐压试验中，如有额定电压(diny)较高的试验变压器，即可满足交流耐压试验的需要。如当一台试验变压器的电压满足不了所需要的试验电压时，为了达到更高的试验电压，一般采用两台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压。串级交流耐压试验接线如图6-2所示。 图6-2 串级交流(jioli)耐压试验接线 交流耐压试验时，应根据被试变压器所需的试验电压和被试变压器的电容量来选择试验变压器。如一台试验变压器的容量不够，可采用两台来补偿容量，即采用串级其接线如图6-3所示。 图6-3 交流耐

44、压补偿接线6.2 35kV全绝缘变压器交流耐压试验 应对被试变压器各绕组对其他绕组及地间施加1mm工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。用试验变压器对被试变压器进行交流耐压试验时，因35kV全绝缘变压器的交流耐压试验电压较高（72kV），而一般试验变压器的额定电压为50kV，一台试验变压器的电压满足不了试验电压，为了达到更高的试验电压，一般采用2台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压，其接线因如图6-2所示。两台变压器容量关系为：T1容量应是T2的两倍，而两台试验变压器串极后输出的视在功率为两台试验变压器串级后总容量为，而实际输出功率的利用率为输出的视在功率

45、与装置容量之比约为67。同理，若3台试验变压器串极，它们的容量分别为3P、2P、1P，而实际输出功利用率为3P（3P+2P+P)=50。可见，串级越多利用率就越低。若不但试验电压不够，而且容量也不够，可采用4台试验变压器串级及补偿，其补偿接线图如图6-3所示。7变压器绕组直流电组试验7.1变压器绕组直流电阻试验(shyn)方法1、变压器绕组(roz)直流电组测量方法 (1)对有载调压的变压器，在预试时必须对各个分节头都进行测量：对有中性点引出(yn ch)的绕组，测量相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测量线间绕组的直流电阻。 (2)对无励磁调压的变压器，在预防性试验时只对运行头进行测

46、量。测量时应在使用的分节头锁定后再进行测量；对有中性点引出的绕组，应测相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测线间绕组的直流电阻。2、测量变压器绕组直流电阻使用仪器 测量变压器绕组的直流电阻一般使用3381型变压器直流电阻测量仪。 7.2变压器绕组直流电阻试验标准及要求 (1)1. 6MVA以上的变压器，有中性点引出的绕组，各相间绕组直流电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2；无中性点引出的绕组，各线问差别不应大于三相平均值的1。(2)16MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4，线间差别一般不大于三相平均值的2。(3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2。(4)如直

47、流电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，应按上面的第(3)项执行。(5)不同温度下的绕组直流电阻值应按下式换算 （5-2） 式中，R1、R2在温度t1、t2时的电阻值 T计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。(6)三相变压器的直流电阻测量出现问题时，为了进一步判断，得出正确的结论，可将直流电电阻利用下式将线电阻换算至相电阻；公式如下：1）Y型接线时当三相平衡时2）型接线时当三相平衡时式中，线电阻相电阻8变压器油中溶解气体色谱分析及绝缘油试验 8.1变压器油中溶解气体色谱分析 8.1.1变压器内部故障产生的气体 在新绝缘油的溶解气体中，通常除了含有约70的N2和30的O

48、2以及0.3左右的CO2气体外，并不含有C1、C2之类的低分子烃。但是在经过油处理后，由于一些油处理设备的加热系统存在的死角，有时可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。 对于正常运行(ynxng)的变压器油，由于油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量CO2、CO和微量的低分子烃，但其数量与故障产生的气体量相比要少得多。也就是说，对于正常运行的变压器，油中有关组分的本底值较低，为识别故障下待征气体的明显增长提供了有利条件。 当变压器内部出现(chxin)故障时，主要原因是绝缘油和固体绝缘材料中的热性股故障(电流效应)和电性故障(电压效应)，油中的CO2、CO、H2和低分子烃类的气体就会显著地增加

49、。不过，在故障初期时，这些气体的增长还不足以引起气体继电器动作。这时，通过分析(fnx)油中溶解的这些气体，经过正确判断就能及早确定变压器的内部故障。油中溶解气体的检测种类，在国外可多达12种(包含了C3和部分C4的组分，即丙烷、丙烯和异丁烷)，在我国则只规定了9种气体，即CO2、CO、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、O2和N2，除了O2和N2是推荐检测的气体外，其余7种都是故障情况下可能增长的气体，所以是必测组分。 8.1.2油中溶解气体的特定意义在故障情况下不是所有的上述7种气体都同时增长，而是取决于故障的性质和类型，有的气体并不增加，或不明显地增加，而与故障性质密切相关的气体

50、则显著地增加。油中各种熔解气体的特定意义见表81. 表8-1 油中各种熔解气体的特定意义当油中某些必测气体的含量达到一定浓度时，根据相关气体的比值情况，就可判断变压器内部是否存在故障和故障的性质及类型。在油中溶解气体的色谱分析中，常把与故障性质密切相关的那些气体组分称为特征气体。如乙炔、乙烯、甲烷和一氧化碳等气体。 8.1.3油中溶解气体色谱分析 早在40年代就有人发现了石油分馏塔的气体中总是含有相对固定的甲烷和乙烯。在气体色谱分析方法用于油中气体的分析之后，为了研究油中气体与变压器内部故障的关系，在热动力学和实践的基础上，人们已认识到故障气体的形成与故障的能量有关，一定种类的气体只能在一定能

51、级下产生，达不到所需的能量是不会产生那种气体的。但是在高能级时却能够同时产生那些在低能量下就可以生成的气体，并具有一定的比例。这就说明用相关气体的比值及其组合来判断变压器的内部故障是有理论依据的，是科学的。五种气体的三比值法GB725287变压器油中溶解气体分析和判断导则规定的主要判断方法，也是最近十几年来全球范围员通用的判断方法。据报道其判断的准确串在95以上。 五种气体的三比值法是用三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型的判别方法见表8-3和表8-4。 表8-3 编码(bin m)规则 表8-4 故障(gzhng)类型的判别方法 8.2变压器绝缘油耐压试验(shyn)1、清洗油杯 长

52、期末用的或受污染的电极和油杯必须先用汽油、苯或四氯化碳洗净后烘干，洗涤时宜使用洁净的丝绢而不得用布和棉纱c经常使用的电极和油杯，只要在不使用时以清洁干燥的油充满，并放于干燥防尘的干燥器中，使用前再用试油冲洗两次以上即可。电极表面有烧伤痕迹的不能再用。使用前应检查电极间的距离，使其恰为2.5mm的间距(块规应精确到0.1mm)。油杯上要加玻璃盖或玻璃罩，试验应在1525、湿度不高于75的条件下进行。2、油样处理 试油送到试验室后应在不损坏原有密封的状态下放置一定时间，使油样接近环境温度。在倒油前应将油样容器缓慢地颠倒数次使油混匀并尽可能不使油产生气泡，然后用试油将油杯和电极冲洗23次。再将试油沿

53、杯壁徐徐注人油杯，盖上玻璃盖或玻璃罩，静置10min。 3、加压试验 试验接线如图61所示，调节混压器TA使电压从零升起升压速度约3kVs(另一些方法规定为2kV/s)，直至油隙击穿，并记录击穿电压值。这样重复5次(另一些方法规定重复6次)取平均值为测定值。4、击穿时的电流限制 为了减少油击穿后产生碳粒，应将击穿时的电流限制在5rnA左右电极间的油进行充分搅拌，并静置5min后再重复试验。9 变压器局部放电试验 9.1变压器局部放电试验方法1外接耦合电容接线方式 图9-1外接耦合电容测量方式 对于高压端子引出套管没有尾端抽压端或末屏的变压器可按图91所示回路连接。110kv以上的电力变压器一般

54、均为半绝缘结构，且试验电压较高，进行局部放电测量时，高压端子的耦合电容都用套管代替，测量时将套管尾端的末屏接地打开，然后串人检测阻抗后接地。测量接线回路见图92或图93。图92中性点接地(jid)方式接线 图93中性点支撑方式(fngsh)接线 图92用于实际现场测量时，通常采用逐相试验法，试验电源(dinyun)一般采用100150Hz倍频电源发电机组。当现场不具备倍频电源时，也可用工频逐相文撑加压的方式进行试验，中性点支撑方式接线见图93。因为大型变压器绝缘结构比较复杂，用逐相加压的方式还有助于判别故障位置。 加压方法可采用低压侧加压，在高压侧感应获得试验电压c用倍频电源加压时则可达到对主

55、绝缘和纵绝缘同时进行考核。但若采用工频电源进行试验，由于过励磁的限制，试验电压只能加到额定电压的1.11.2倍。 9.2变压器局部放电试验标准国家标准GBl09485电力变压器中规定的变压器局部放电的试验的加压时间及步骤，如图94所示。其试验步骤为：首先试验电压升到U2进行测量，保持5min；然后试电压升到U1，保持5s;最后电压降到U2再进行测量，保持30min,U1、U2的电压规定值及允许的放电量为 （9-1） 时，允许放电量Q2个)离散值。1)布尔离散化布尔离散化是指将数据映射到布尔值上去，故相关特征量 X1X11 ，均有对应的正常值范围，分别参照GBT 7252-2001标准规定的油中

56、溶解气体X1X7的注意值、GB 50150-2006标准规定的X8和X9正常值范围,DLT 9842005标准规定的X11的正常值范围，X10可按厂家规定(在本文的实例中按50 mA为正常值)。将正常值范围内的映射为0，非正常值范围内的映射为1。 通过布尔离散化预处理后可以将含有(hn yu)连续数值的事务数据库T转换成布尔型的事务数据库T* ，其数据项集的布尔离散化形式(xngsh)如下 T*=i1*,i2*,i27* 式中， i1* i11*对应(duyng)了,X1 X11经布尔离散化之后的值，即如果X1 X11 超过正常范围值，则 i1* i11*为1，否则为0； i12*i27* 则

57、依次对应y1 y16，如果出现故障y1 y16，则i12*i27* 为1，否则为0。2)多值离散化连续数值的离散化方法有很多，典型的离散化算法有：等宽或等频率法、C4.5法、熵值法、ChiMerge算法5等。ChiMerge算法是一种基于卡方分布(Chi-squaredistribution，用符号2表示)的监督的离散化方法。采用自底向上的策略，递归地找出最佳临近区间，然后合并它们，形成较大的区间。其过程如下： 对数据进行升序排列；定义初始区间，使每个数据都在1个单独的区间内；重复进行直到任何2个相临区间的 都不小于指定的置信水平确定的阈值。 2检验的置信水平值太高可能导致过分离散化，而置信水

58、平值太低则可能导致离散化不足。通常，置信水平值设在0.10O.01之间。通过ChiMerge多值离散化算法可以将超出正常范围的特征量值进行多值离散化，若离散化后性变量有2个区间，则分别映射为1和2，另外，将特征量的正常范围值映射为0。3变压器在线监测中的模式识别3.1 模式识别的基本原理 20世纪90年代以来，模式识别方法开始用于放电识别，来代替放电谱图的目测法，这显著提高了识别的科学性和有效性。模式识别一般包括学习和识别2过程。以变压器局部放电在线监测为例，学习过程。首先，从变压器局部放电模型中选取有典型意义的几种放电模型，即放电样本，通过试验，获得局部放电数据，包括放电图象或数据采集的结果

59、。然后从这些获得的数据(已经过抑噪处理)中提取特征，根据这些特征构成特征空间，利用某种规则依据已知的各种放电模型进行特征空间划分，从而形成特征库。识别过程。对于未知的放电类型，在获取数据和提取特征后，依据同样的规则和已存在的特征库在限定条件下进行匹配，从而判断放电的类型。 模式识别的重点是特征提取(即放电指纹的获取)和特征空间的划分(即识别算法的选择)。3.2 模式识别的方法 3.2.1基于最小距离的模式归类法(1)置信区间法。 置信区间的出发点是对样板模式不只是采用一些确定的数值来描述各特征参数，还要给出各个特征参数的置信区间。若放电样本模式中的每一种模式的特征参数由个样本取得，由这些样本得

60、到的特征参数的均值和标准差的估计值分别为和s，则该特征参数的置信区间为： 式中，t为统计检验参数，其值取决于置信水平(95或99)，可由统计数值表查得。用置信区间进行模式(msh)归类时，先将待检模式(msh)的，个特征参数与第P个样板模式(p=l，2，P)中对应(duyng)参数的置信区间逐一比较，若落入置信区间，则与某特征相符。定义相符数CRSp为待检模式，个特征参数中与样板模式P的特征相符的个数；相符度为CRDP=CRSPI。对各样板模式，分别计算出待检模式的相符度；取出其中最大的CRDP，待检模式即可归属于第P种放电模式。(2)最小距离法。 在最小距离法中，直接计算待检向量X与各样本向