电力设备耐压绝缘油试验课件

1、第四节 交流耐压试验一、概述 交流耐压试验是对电气设备绝缘外加交流试验电压，该试验电压比设备的额定工作电压要高，并持续一定的时间（一般为1min）,以考虑被试品绝缘承受各种电压的能力，从而保证设备的安全运行。交流耐压试验是一种符合电气设备的实际运行条件的试验，是避免发生绝缘事故的一相重要的手段。因此，交流耐压试验是各项绝缘试验中具有决定性意义的试验。绝缘电阻和吸收比试验、泄漏电流和直流耐压试验以及介质损失角测量试验等虽然能发现很多绝缘缺陷，但因其试验电压低于被试品的工作电压，往往对一些绝缘缺陷还不能及时发现，为了进一步暴露设备缺陷，检查电气设备绝缘水平和确保是否能投入运行，有必要进行交流耐压试

2、验。 但是，交流耐压试验也有缺点，它是一种破坏性的试验；同时，在试验电压下会引起绝缘内部的累积效应。交流耐压试验可以分为下列几种： （1）交流工频耐压试验； （2）0.1Hz试验； （3）冲击波耐压试验； （4）倍频感应电位试验和操作波试验； （5）局部放电试验。其中用得最为普遍的是交流工频耐压试验。二、交流工频耐压试验 交流工频耐压试验是鉴定电气设备绝缘强度最有效最直接的方法，它对于判断电器设备能否投入运行具有决定性的意义。交流耐压试验的电压、波形、频率和在被试品绝缘内部电压的分布均符合实际运行情况，因此，交流耐压能有效地发现电气设备存在的较危险的集中性缺陷。1、原理及接线YD系列油浸式高

3、压试验变压器（）系列操作箱（台）本系列操作箱（台）适用于0.5100KVA试验变压器的调压控制。其工作原理是：通过调整自耦调压器输出电压，实现对试验变压器额定电压范围内的工作电压调节。同时，操作箱（台）内装有高压输出电压表，低压输入电流表及过流保护电路。YDQ系列充气式超轻型高压试验变压器变频串联谐振交流耐压技术的原理 系统由变频电源，励磁变压器，谐振电抗器，分压器及试品组成。我们已知，在回路频率f1/2LC时，回路产生谐振，此时试品上的电压是励磁变高压端输出电压的Q倍。Q为系统品质因素，即电压谐振倍数，一般为几十 到一百以上。先通过调节变频电源的输出频率使回路发生串联谐振，再在回路谐振的条件

4、下调节变频电源输出电压使试品电压达到试验值。由于回路的谐振，变频电源较小的输出电压就可在试品CX上产生较高的试验电压. 三、影响因素和分析判断1、影响因素（1）必须在被试设备的非破坏性试验都合格后才能进行此项试验，如果有缺陷（例如受潮），应排除缺陷后进行。（2）被试设备的绝缘表面应擦干净，对多油设备应使油静止一定的时间。如310kV变压器应静止56h。（3）应控制升压速度，在1/3试验电压以前可以快一些，其后应以每秒钟3%的试验电压连续升到试验电压值。（4）试验前后应比较绝缘电阻、吸收比，不应有明显的变化。 （5）应排除湿度、温度、表面污染等影响。 2、分析判断（1）在规定的持续时间内作交流工

5、频耐压试验，以不发生击穿为合格。 击穿的现象有：电流表指示突然大幅度上升或者电压表指示突然下降；过流继电器整定值正确的条件下发生跳闸；升压、耐压过程中出现跳火、冒烟、放电等现象，这说明绝缘有问题或击穿。（2）交流工频耐压试验即使通过，不能说明线圈的匝间，层间绝缘没有问题，必要时应补充其他的试验。 （1）0.1Hz试验。这是一种超低频耐 压试验。 （2）倍频感应和操作波试验。 （3）冲击电压试验。 （4）局部放电试验。 四、其他交流耐压试验第五节 绝缘油试验一、概述 绝缘油在电气设备中应用很多，如变压器，互感器，开关和电缆中都有应用。作为介质和冷却剂其功能受其劣化的影响而降低，劣化是受污染、过热

6、、电场强度和氧化所致，受潮是最普遍的污染。为了使绝缘油能起作用，要求绝缘油具备一定的性能。设备电压等级越高，容量越大，对绝缘油性能要求越高。由于运行中的油受正常运行电压和过电压的作用，同时还受到温度、湿度、氧化和杂质的作用，其性能将逐渐变坏，影响设备的电气性能，因此必须定期地对绝缘油进行试验，监督油质的变化。根据目的和内容，可分为理化和电气特性试验。 （1）理化特性试验，包括全分析试验和简化分析试验。对每批新到的绝缘油，或当带油设备发生故障时，或在认为有必要的特殊情况下，为了检查油的质量，应进行全分析试验。当按照主要的特征参数来监督油的质量时，应进行简化试验。其试验项目有物理性能试验和化学性能

7、试验。 （2）电气特性试验，包括电气强度试验和介质损失正切值的试验。电气强度试验即测量绝缘油的瞬时击穿电压，试验设备与交流耐压试验设备相同。试验时，在绝缘油中放入标准电极，在电极间加工频电压，当电压升到一定值时，电极间发生明显的火花放电击穿，这个开始的击穿电压便是绝缘油的击穿强度。介质损失正切值试验（简称油介损）是使用高压电桥配以专用电桥在工频电压下进行。当受潮，纤维、尘埃和游离炭存在时，将使击穿强度大为降低，介损增大.GY-JY绝缘油介电强度测试仪二、运行中变压器油的质量控制运行油可分为以下几类：第一类：可满足连续运行，各项性能指标符合国标要求。第二类：可继续使用，但需过滤处理，一般是含水量

8、和击穿电压不合格，外观有杂质存在，可用机械过滤加以去除。第三类：油质量较差，必须进行再生处理或更换。往往是酸值、界面张力、介质损耗因数超标。第四类：油质量很差，多项指标超标，应以报废。 其中油的水分含量和气相色谱分析是最重要的.三、补充油和混油混油时应注意下列事项：（1）补充的油最好用和原设备同一牌号的油。（2）要注意油中添加的抗氧化剂牌号应相同（国产为T501号），否则可能产生沉淀物。（3）两种油的性能指标应符合质量要求，新油应符合新油的标准。（4）当运行油有一项或多项指标接近极限值，尤其是pH值、酸值、界面张力接近极限值时，应慎重对待；应进行试验室混油试验。（5）当运行质量不符合标准，应进

9、行净化或再生后，才能考虑混油。（6）进口油或来源不明的油和运行油混合使用时，应先进行各参加混合的单个油样及其准备混合后的油样的老化试验。四、绝缘油的再生 所谓“再生”就是用化学和物理的方法清除油中的溶解和不溶解的杂质，重新恢复或接近油的原有的性能指标。再生的方法可以分为物理、物理化学、化学和联合法4种。1、物理法（1）沉降法 （2）离心法 （3）过滤法2、物理化学法 这是一种利用吸附剂和废油的接触来去除物理法去除不掉的杂质。将吸附剂（如硅胶、白土等）装入渗滤器内，废油连续通过渗滤器与吸附剂接触，反复循环达到再生目的。 3、化学法 这是利用酸洗的原理。用硫酸对油中的各种成分的反应达到再生目的。

10、4、联合法 （1）真空净油机。这是真空脱气脱水和过滤的联合。 （2）多功能再生净油机。这是具有脱气、脱水、再生、净化等多种功能的设备。 这些设备的优点是可以对运行中的油进行连续处理而不需停电。能高效净化变压器油、互感器油、开关油、冷冻油等油液中水份、气体和杂质微粒，对高压电力设备的真空干燥、真空注油、抽真空。并能在不停电的情况下对劣化的变压器油、互感器油、开关油等进行净化再生处理，使其达到新油指标，恢复使用性能。第六节 油中溶解气体的色谱分析 一、概述 变压器油是从石油中分离出来的一种矿物抽，其绝缘主要是由矿物绝缘油和在油中的有机绝缘材料所组成。其矿物绝缘油主要成分是烷烃(CnH2n+2)、环

11、烃族饱和烃(CnH2n)、芳香族不饱和烃(CnH 2n-2)等化合物。有机绝缘材料主要是由纤维素(C6H10O5)n构成。在正常运行状态下，由于油和固体绝缘逐渐老化、变质，会分解出少量的气体(主要有H2、甲烷CH4、乙烷C2 H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO，二氧化碳C02等7种)。当变压器内部发生故障时，这些气体的产气量会迅速增加，故障点温度较低时，甲烷比例较大，温度升高时，乙烯、氢气组分急剧增加，比例增大。当严重过热时，还会产生乙炔气体。固体绝缘的过热性故障时，除产生上面的低分子烃类气体外，还会产生较多的CO, C02。随着温度的升高，CO/CO2的比值逐步增大，从而通过油中

12、气体的各种成分含量多少来判断故障的性质及程度。所以，在变压器运行中，定期测量油中的气体组分和含量，能及时发现变压器内部的潜伏性故障。 二、故障判断方法 故障类型判断的方法很多，本节介绍两种方法，即特征气体判断法和三比值判断法。1、特征气体判断法 当一种或几种溶解气体含量超过表1-3的注意值时,可以用表1-4来判断故障的性质 2、三比值法 在SD187-86变压器油中溶解气体分析和判断导则中推荐采用五种特征气体的三对比值作为判断故障的主要方法，称为IEC三比值法。表1-5是此法的编码规则，它是根据电气设备内油，纸绝缘故障时裂解而产生气体组分的相对浓度和温度有着相互依赖关系，将两种溶解度和扩散系数

13、相近的气体组分的比值作为判断故障性质的依据。它比特征气体更为进了一步。 应用三比值法应注意：（1）根据含量和产气速率注意值判断可能有故障时才应用此法，对含量正常的设备是没有意义的。（2）对多种故障联合作用的情况可能从表中找不到相应的组合，此时应作具体分析。（3）对自由呼吸的开放式变压器，氢和甲烷从油面上逸散，计算CH4/H2时应作修正。（4）应将气体分析结果和其它试验结果综合起来进行判断，以提高判断的准确率。变压器油的色谱分析与故障判断 变压器绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸，变压器在故障下产生的气体主要是来源于油和纸的热裂分解，气相色谱分析就是根据故障时产生的气体在绝缘油中含量的多少，判断其故障

14、类型。1 过热性故障 裸金属过热如果设备内的热量只引起绝缘油的分解时，一般称为裸金属过热。它包括分接开关接触不良、引线和分接开关的连接处焊接不牢，铁心多点接地或局部短路等。油中气体的特征是，烃类相应增多，其中甲烷和乙烯是特征气体，二者之和一般为总烃的80%以上，当故障点的温度较低时，甲烷所占比例大；随着温度升高，乙烯比例有所增加。此外，氢气也急剧增高，但没有烃类气体增长速度快。当严重过热时也会产生少量乙炔气体，但不超过总烃的 6%。 固体绝缘过热当较高温度的过热涉及固体绝缘材料时，除产生较多的低分子烃类气体外，还产生一氧化碳和二氧化碳。 低温度过热变压器长期过负荷或其他原因使绕组的固体绝缘长期

15、承受低温度的大面积过热，在该温度下，油不甚分解，而只出现由于长时间低温度过热加速绝缘纸的碳化而产生一氧化碳和二氧化碳，其中一氧化碳反映故障涉及固体绝缘的特性强些。2 放电性故障高能量放电(电弧放电)是指线圈匝间、层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪络，分接开关飞弧和电容屏击穿等引起电弧放电故障。这类故障产气急剧，产气量大。其故障特征气体主要是乙炔和氢气，其次是乙烯和甲烷。由于故障能量较大，所以总烃很高。如果涉及固体绝缘一氧化碳也相对较高。低能量放电(火花放电)这是一种间歇性的放电故障。如铁心片之间、铁心接地不良、铁心与穿心螺丝接触不良等造成的电位悬浮放电。其主要气体成份也是乙炔和

16、氢气，其次是乙烯和甲烷气体。但由于故障能量较小，一般总烃不太高。局部放电故障常发生在油浸纸绝缘中的气体空穴内或悬浮带电体的空间内，该类放电产生的特征气体是氢气，其次是甲烷，当放电能量密度高时，也会产生少量的乙炔气体)一般不超过 2%。无论是哪一种放电，只要有固体绝缘介入时，都会产生一氧化碳和二氧化碳气体。3 受潮变压器内部进水受潮时，除油中水分和固体绝缘中存在气隙而发生局部放电，从而产生氢气外，还因水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也均可产生大量的氢气。因此，变压器内部进水时氢气的含量较高。4 内部故障在判定变压器内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标 (氢气、乙炔、烃)

17、 与变压器油中溶解气体分析与判断导则推荐的注意值进行比较。当油中气体含量任一项超过注意值时，都应引起注意。但是导则所推荐的注意值不是划分设备有无故障的惟一指标，而应与历次数据比较。而最终判断有无故障时，主要应在气体含量绝对值的基础上追踪分析考察特征气体的增长速率。 事例分析 公司基地1台110 kV/6 kV电压等级容量为100.00 kVA变压器，1997年6月17日突然发生喷油且内部温度快速升高，紧急停车处理。对变压器作绝缘电阻、直流电阻等试验，发现C相电阻比A,B相电阻偏大，并且对照变压器原始记录，原始数据中三相直流电阻平衡。为了查找故障原因，吊开钟罩对变压器铁芯、绕组以及引出线等查并作

18、相关试验，未发现任何异常。最后判断是变压器有载调压开关故障，经检查确定是开关桶变形引起的，经处理后作相关电气试验合格。 经过这次故障后再对变压器油做色谱分析时，发现其中含有CO, CO2和烃类化合物。为了监视变压器安全运行，决定从此对变压器油定期作色谱分析。对试样进行分析 通过定期对该变压器油做色谱分析发现，其中的总烃并没有明显增大，其值小于(电气设备预防性试验规程)中规定的150。同时我们计算出各次相对速率的大小也合格，这说明此后变压器运行完全正常。结果分析 通过变压器油的色谱定期监测，可以看出该变压器运行正常，这对变压器安全、长周期运行起到了很好的保障作用，特别是一类供电负荷至关重要的。另

19、外对这次变压器油的气体色谱值较大，除上述原因外，我们分析还与补充油时用了回收的变压油色谱不合格(因为在补充油时只注意绝缘耐压而未做色谱)以及因变压器有一焊点渗油时采用带油补焊有关。故障处理 为了降低变压器油中的气体含量，我们对变压器油进行在线脱气处理，其方法是:用真空滤油机与变压器油再生处理器相串联后，对该变压器油打循环，经过十多小时处理，其中的烃类和CO, CO2等明显降低如表3序号4所示。通过该次脱气处理后请，尽管没有将其中的气体全部处理掉，但色谱值明显变小。造成这种情况主要是脱气处理时间不够且由于变压器油量太多而再生器中的吸附剂量少而造成的。 第七节 六氟化硫（SF6）的现场测试 SF6

20、气体由于具有稳定的化学性能、优良的电气绝缘能力和灭弧能力、强力的冷却性能等特点在电气设备上已得到了较多的采用、特别是断路器的全封闭组合电器（GIS）上已取得了较成熟的经验。 全封闭组合电器包括断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、电缆终端和套管等，可以按照高压开关站各种主接线的要求进行组合和布置。全封闭组合电器具有占地少、环境适应性强、安全可靠、不维修周期长等优点，特别适用于城市供电、发电厂、大型工矿企业、石油化工和铁路运输等部门的高压变电所.根据SF6管理规定及预规要求： （1）SF6电气设备安装完毕，在投运前（充气24h后）应复检SF6气室内的湿度和空气含量以及

21、设备的检漏。（2）设备通电后一般每三个月，亦可一年内复校一次SF6气体中的湿度和检漏，直至稳定后，每13年检测湿度和检漏一次。发现气体质量指标明显变化时，应报请“SF6检测中心”进行处理。（3）对充气压力低于0.35MPa,且用气量少的SF6电气设备(如35kV以下的断路器),只要检漏后证明不漏气,交接时气体湿度合格,运行中可不检测气体湿度,但异常事时要检测气体湿度。 1、气体泄漏率的测试（即检漏） 检漏可分为定性和定量两种，定性是对设备各接头直接检测，查出泄漏点。定量是用包扎法或压力折算法求出泄漏点的泄漏量，从而得出气室的年泄漏率。（1）包扎法 用塑料薄膜对设备的法兰接头，管道接口处密封包扎

22、，测量或估算包扎体积，经一段时间后用检漏仪测包扎体内SF6的浓度。由下式进行计算（2）压力折算法 在运行中对设备各气室压力和温度进行记录，根据压力和温度在气体状态图上查出对应的密度，以时间为横坐标、密度为纵坐标，标出不同时刻的密度变化，由曲线变化得到泄漏情况和趋势2、气体湿度的测试 现场一般从SF6断路器检查口取气，为防止水分的干扰，应用专用取气接口，不锈钢管连接，测量用仪器为露点仪，使用方便，操作简单。 注 意：（1）对同一台设备用同一仪器测量。（2）测试宜在夏天进行，以获得最大含水值。 表1-8列出了湿度控制标准。六氟化硫（SF6）产品特点 1自能式热膨胀为主，辅以小压气灭弧，大、小电流顺利开断，所需操作功小，配用全弹簧操动机构。操作噪音低，无液压机构渗油漏氮之忧，是传统的压气式高压六氟化硫断路器的更新换代产品； 2独特的多触点导电结构，载流能力是当今国内同类产品中独家领先水平； 3采用高耐弧石墨作电极，弧后表面光滑如新，电寿命长；