变压器的试验与状态分析市公开课一等奖省赛课获奖课件

电力变压器试验与状态分析

1变压器的试验与状态分析第1页第一节电力变压器绝缘性试验因为电力变压器内部结构复杂，电场、热场分布不均匀，因而事故率相对较高。所以要认真地对变压器进行定时绝缘预防性试验，普通为1～3年进行一次停电试验。不一样电压等级、不一样容量、不一样结构变压器试验项目略有不一样。变压器绝缘电阻、泄漏电流和介质损耗等性能主要与绝缘材料和工艺质量相关，它们改变反应了绝缘工艺质量或受潮情况，不过普通而言，其检测意义比电容器、电力电缆或电容套管要小得多，不作硬性指标要求变压器绝缘主要是油和纸绝缘，最主要是耐电强度。2变压器的试验与状态分析第2页对于电压等级为220kV及以下变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考评其绝缘强度；对于更高电压等级变压器，还要进行冲击试验。因为冲击试验比较复杂，所以220kV以下变压器只在型式试验中进行；但220kV及以上电压等级变压器出厂试验也要求要进行全波冲击耐压试验。出厂试验中，常采取二倍以上额定电压进行耐压试验，这么能够同时考评主绝缘和纵绝缘。测量绕组连同套管一起绝缘电阻、吸收比和极化指数，对检验变压器整体绝缘情况含有较高灵敏度，能有效地检验出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯通性集中缺点。比如，各种贯通性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引发半贯通性或金属性短路。经验表明，变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻改变倍数比介质损失角正切值改变倍数大得多。3变压器的试验与状态分析第3页测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其它绕组间绝缘电阻值。被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲绕组接地方式能够测出被测部分对接地部分和不一样电压部分间绝缘状态，测量次序和详细部件见表5-1。一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量次序双绕组变压器三绕组变压器被测绕组接地部位被测绕组接地部位1低压外壳及高压低压外壳、高压及中压2高压外壳及低压中压外壳、高压及低压3----高压外壳、中压及低压4（高压及低压）（外壳）（高压及中压）（外壳及低压）5----（高压、中压及低压）（外壳）4变压器的试验与状态分析第4页变压器绕组绝缘电阻测量应尽可能在50℃时测量，不一样温度（t1,t2）下电阻值（R1、R2）可按工程简化公式在实际测量过程中，会出现绝缘电阻高、吸收比反而不合格情况，其中原因比较复杂，这时可采取极化指数PI来进行判断，极化指数定义为加压10min时绝缘电阻与加压1min绝缘电阻之比，即PI=P10/P1。当前现场试验时，常要求PI大于1.5。二、泄漏电流测量测量泄漏电流比测量绝缘电阻有更高灵敏度。运行检测经验表明，测量泄漏电流能有效地发觉用其它试验项目所不能发觉变压器局部缺点。双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流次序与部位如表5-2所表示。测量泄漏电流时，绕组上所加电压与绕组额定电压相关，表5-3列出了试验电压标准。5变压器的试验与状态分析第5页表5-2变压器泄漏电流测量次序和部位次序双绕组变压器三绕组变压器加压绕组接地部分加压绕组接地部分1高压低压、外壳高压中、低压、外壳2低压高压、外壳中压高、低压、外壳3低压高、中压、外壳测量时，加压至试验电压，待1min后读取电流值即为所测得泄漏电流值，为了是读数准确，应将微安表接在高电位处。6变压器的试验与状态分析第6页三、介质损耗角正切测量测量变压器介质损耗角正切值tanδ主要用来检验变压器整体受潮、釉质劣化、绕组上附着油泥及严重局部缺点等，是判断31.5MVA以下变压器绝缘状态一个较有效伎俩。测量变压器介质损耗角正切值是将套管连同在一起测量，不过为了提升测量准确性和检出缺点灵敏度，必要时可进行分解试验，以判明缺点所在位置。表5-4给出了要求tanδ测量值，测量结果要求与历年数值进行比较，改变应小于30%。

变压器电压等级330~500kV66~220kV35kV及以下tanδ0.6%0.8%1.5%表5-4介质损耗角正切值要求7变压器的试验与状态分析第7页平衡电桥测量方法因为变压器外壳均直接接地，采取QS-1型西林电桥反接法进行测量。对双绕组和三绕组变压器测量部位见表5-5双绕组变压器三绕组变压器序号测量端接地端序号测量端接地端1高压低压+铁心1高压中压、铁心、低压2低压高压+铁心2中压高压、铁心、低压3高压+低压铁心3低压高压、铁心、中压4高压+低压中压、铁心5高压+中压低压、铁心6低压+中压高压、铁心7高压+中压+低压铁心8变压器的试验与状态分析第8页对于三绕组变压器测量C及tanδ接线方式如图5-2所表示。（a）高压-中、低压及地（b）中压-高、低压及地（c）低压-高、中压及地（d）（高+中）压-低压及地；（e）（中+低）压-高压及地；（f）（高+低）压-中压及地（g）（高+中+低）压-地9变压器的试验与状态分析第9页四、交流耐压试验交流耐压试验是判定绝缘强度最有效方法，尤其对考评主绝缘局部缺点。如绕组主绝缘受潮、开裂、绕组松动、绝缘表面污染等，含有决定性作用。交流耐压试验对于10kV以下电力变压器每1~5年进行一次；对于66kV及以下电力变压器仅在大修后进行试验，如现场条件不具备，可只进行外施工频耐压试验；对于其它电力变压器只在更换绕组后或必要时才进行交流耐压试验。电力变压器更换绕组后交流耐压试验标准见下表。10变压器的试验与状态分析第10页在变压器注油后进行试验时，需要静置一定时间。通常500kV变压器静置时间大于72h，220kV变压器静置时间大于48h，110kV变压器静置时间大于24h.。

额定电压<1361015203566110220330500最高工作电压≤13.56.911.517.523.040.072.5126252363550全部更换绕组3182535455585140200360395460510630680部分更换绕组2.5152130384772120170（195）306336391434536578交流耐压试验标准11变压器的试验与状态分析第11页错误接线一：双绕组均不短接12变压器的试验与状态分析第12页错误接线二：双绕组均仅短接13变压器的试验与状态分析第13页。因为绕组中所流过是电容电流，故靠近X端电位比所加高压高。又因为非被试绕组处于开路状态，被试绕组电抗很大，故由此将造成X端电位升高，显然这种接线方式是不允许，在试验中必须防止图5-3变压器交流耐压试验正确接线方式T1---试验变压器；T2---被试变压器14变压器的试验与状态分析第14页五、变压器油中水分测量测量绝缘电阻、泄漏电流和tanδ能够定性判定变压器绝缘是否受潮，但不能直接定量地测定变压器油纸中含水量。当前常见定量测量变压器微量水分含量方法有：气相色谱法、库仑法。气相色谱分析法测定油中微量水分（简称微水）与测定其它成份一样。首先利用色谱仪中汽化加热器将注入油样瞬间汽化，被汽化全部水分和部分油气被载气带至适当色谱柱进行分离，然后用热导池检测器来检测，将检测值（水峰高或水峰面积）与已经有含水标准工作曲线进行比较，就能够得到油样中水含量。15变压器的试验与状态分析第15页

库仑法是一个电化学方法，它是将库仑仪与卡尔·费休滴定法结合起来方法。当被测试油中水分进入电解液（即卡尔·费休试剂）后，水参加碘、二氧化硫氧化还原化学反应，在吡啶和甲醇混合液中相混合，生成氢碘酸吡啶和甲基硫酸吡啶，在电解过程中，碘分子在电极上产生氧化还原反应，直至水分完全耗尽为止。依据法拉第定律，电解时消耗碘与电解时消耗电量成正比。见表所表示，对运行时变压器应尽可能在顶层油温高于50ºC时采样。油样66~110KV220KV330~500KV投运前变压器油≤20≤15≤10运行中变压器油≤35≤25≤1516变压器的试验与状态分析第16页六、局部放电测量变压器局部放电特点

变压器放电脉冲是沿绕组传输，起始放电脉冲是按分布电容分布。经过一段时间后，放电脉冲经过分布电感和分布电容向绕组两端传输，行波分量到达测量端检测阻抗后，有可能产生反射或震荡，所以纵绝缘放电信号在端子上响应比对地绝缘放电要小得多，放电脉冲波沿绕组传输衰减随测量频率增加而增大。电力变压器中局部放电可分为：(1)绕组中部油-屏障绝缘中油道击穿；(2)绕组端部油道击穿；(3)接触绝缘导线和纸板（引线绝缘、搭接绝缘、相间绝缘）油隙击穿(4)引线、搭接纸等油纸绝缘中局部放电；(5)线圈间（纵绝缘）油道击穿；(6)匝间绝缘局部击穿；(7)纸板沿面滑闪放电。17变压器的试验与状态分析第17页2.变压器局部放电测量变压器局部放电测量主要包含三种情况：单相励磁变压器、三相励磁变压器和变压器套管抽头测量，它们测量基本接线如图5-6所表示。18变压器的试验与状态分析第18页图5-6变压器局部放电测量基本原理图（a）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头19变压器的试验与状态分析第19页2.变压器局部放电测量中干扰抑制消除变压器局部放电测试现场干扰，对准确测量至关主要。变压器现场试验干扰有两种情况：一个是试验回路未通电前就存在干扰，其主要起源于试验回路以外其他回路中开关操作、附近高压电场、电机整流和无线电传输等；另一个是在试验回路通电后产生干扰，这种干扰包含试验变压器本身局部放电、高压导体上电晕因为或接触不良放电，以及低压电源测局部放电、经过试验变压器或其它连线耦合到测试回路中干扰等。在试验过程中碰到主要干扰有：高压端部和引线电晕放电。起始波形特点是在试验电压负半波出现刷状放电脉冲。试验变压器局部放电。其波形与被试变压器放电波形一致，需要采取更高额定电压试验变压器。20变压器的试验与状态分析第20页第二节电力变压器油色谱分析

油色谱分析原理是基于任何一个特定烃类气体产生速率随温度改变，在特定温度下，往往有某一个气体产气率会出现最大值；伴随温度升高，产气率最大气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证实在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应关系。而局部过热、电晕和电弧是造成油浸纸绝缘中产生故障特征气体主要原因。变压器在正常运行状态下，因为油和固体绝缘会逐步老化、变质，并分解出极少许气体（主要包含氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等各种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体含量会逐步增加。对应这些故障所增加含量气体成份见下表。21变压器的试验与状态分析第21页故障类型主要增大气体成份次要增大气体成份故障类型主要增大气体成份次要增大气体成份油过热CH4、C2H4H2、C2H6油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6油纸过热C2H4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6油纸中局放H2、CH4、C2H2、COC2H6、CO2受潮或油有气泡H2油质中火花放电C2H2、H2表5-9不一样绝缘故障气体成份改变22变压器的试验与状态分析第22页依据色谱分析进行变压器内部故障诊疗时，应包含：(1)分析气体产生原因及改变。(2)判断有没有故障及故障类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。(3)判断故障情况。如热点温度、故障回路严重程度及发展趋势等。(4)提出对应处理办法。如能否继续进行，以及运行期间技术安全办法和监视伎俩，或是否需要吊心检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验周期。

所以在设备运行过程中，定时测量溶解于油中气体成份和含量，对于及早发觉充油电力设备内部存在潜伏性有非常主要意义和现实成效。23变压器的试验与状态分析第23页一、特征气体产生原因在普通情况下，变压器油是含有特征气体，新油含有气体最大值约为CO：100μL/L，CO2：35μL/L，H2：15μL/L，CH4：2.5μL/L。运行中油中有少许CO和烃类气体。不过，当变压器内部故障时油中溶解气体含量就大不相同了。变压器内部故障时气体及产生原因见下表。气体产生原因气体产生原因H2电晕放电、油和固体绝缘热分解、水分CH4油和固体绝缘热分解、放电CO固体绝缘受热及分解C2H6固体绝缘热分解、放电CO2固体绝缘受热及分解C2H4高温热点下油和固体绝缘热分解、放电烃类气体C2H2强弧光放电、油和固体绝缘热分解24变压器的试验与状态分析第24页油中各种气体成份能够从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。依据这些气体含量、特征、成份比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器内部故障。二、特征气体改变与变压器内部故障关系变压器油故障判断标准只要其中任何一项超出标准要求，则应引发注意，查明气体产生原因，或进行连续检测，对其内部是否存在故障或故障严重性及其发展趋势进行评定。下表给出了变压器中溶解气体含量标准。气体组分总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔）乙炔氢气含量（ppm）150515025变压器的试验与状态分析第25页变压器油故障定性分析故障类型主要成份气体特征描述故障可能部位局部放电H2、CH4总烃不高、H2＞100ppm、CH4占总烃中主要成份绕组局部放电、分接开关触点间局部放电火花放电H2总烃不高、C2H2＞10ppm、H2含量高绕组短路、分解开关接触不良、绝缘不良电弧放电H2、C2H2总烃高、C2H2高并组成总烃主要成份、H2含量高绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路普经过热CH4、C2H4总烃不高、C2H2＜5ppm导体过热、分解开关故障严重过热CH4、C2H4总烃高、C2H2＞5ppm但未组成总烃主要成份、H2含量较高金属导体过热（温度达1000℃以上）26变压器的试验与状态分析第26页当H2含量增大，而其它气体组分不增加时，有可能是因为设备进水或有气泡引发水和铁化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子分解或电晕作用所致。乙炔含量是区分过热和放电两种故障性质主要指标。但大部分过热故障，尤其是出现高温热点时，也会产生少许乙炔。表5-13给出了电弧作用下变压器油和固体绝缘分解出气体情况。H2C2H2CH4C2H4COCO2O2N2变压器油57~7414~240~30~10~10~31~32~12油浸纸板40~5814~211~101~1113~241~22~34~7油-酚栓树脂41~584~112~90~324~350~21~32~627变压器的试验与状态分析第27页3、变压器故障诊疗三比值法所谓三比值法是用五种气体三对比值，用不一样编码表示不一样三对比值和不一样比值范围，来判断变压器故障性质。即依据电气设备内油、纸绝缘故障下裂解产生气体组分相对浓度与温度有着相互依赖关系，选取两种溶解度和扩散系统相近气体组分比值作为判断故障依据，可得出对故障状态较可靠判断。下表给出了三比值法编码规则。特征气体比值按比值范围编码说明C2H2/C2H4CH4/H2C2H2/C2H6＜0.1010C2H2/C2H4=1~3，编码为1CH4/H2=1~3，编码为2C2H2/C2H6=1~3，编码为10.1~11001~3121＞322228变压器的试验与状态分析第28页当变压器内部存在高温过热和放电性故障时，绝大部分情况下C2H2/C2H4＞3，于是可选取三比值法中其余两项组成直角坐标，CH4/H2作纵坐标，C2H2/C2H6作横坐标，形成T（过热）D（放电）分析判断图。29变压器的试验与状态分析第29页

用TD图法（见图5－7）能够区分变压器是过热故障还是放电故障，按其比值划分局部过热、电晕放电和电弧放电区域。用这个方法能快速、正确地判断故障性质，起监控作用。通常变压器内部故障，除悬浮电位放电性故障外，大多以过热状态开始，向过热Ⅱ区或放电Ⅱ区发展。而以产生过热故障或放电故障引发直接损坏而告终。放电Ⅱ区属于要严格监控并及早处理重大隐患。当然，这并不是说在过热Ⅱ区运行就无问题，比如当CH4/H2比值趋近于3时，就可能出现变压器轻瓦斯动作，发出信号。30变压器的试验与状态分析第30页第三节电力变压器电压比、极性和组别试验一、变压器极性组别和电压比试验目标和意义变压器线圈一次侧和二次侧之间存在着极性关系，若有几个线圈或几个变压器进行组合，都需要知道其极性，才能够正确利用。对于两线圈变压器来说，若在任意瞬间在其内感应电势都含有同方向，则称它为同极性或减极性，不然为加极性。变压器联结组是变压器主要参数之一，是变压器并联运行主要条件，在很多情况下都需要进行测量。在变压器空载运行条件下，高压绕组电压和低压绕组电压之比称为变压器变压比：

（5－3）31变压器的试验与状态分析第31页

电压比普通按线电压计算，它是变压器一个主要性能指标，测量变压器变压比目标是：（1）确保绕组各个分接电压比在技术允许范围之内；（2）检验绕组匝数正确性；（3）判定绕组各分接引线和分接开关连接是否正确。二、变压器极性组别和电压比试验方法1、直流法确定变压器极性测量变压器绕组极性方法有直流法和交流法，这里介绍简单适用直流法：用一节干电池接在变压器高压端子上，在变压器二次侧接上一毫安表或微安表，试验时观察当电池开关合上时表针摆动方向，即可确定极性。32变压器的试验与状态分析第32页如图5－8所表示，将干电池正极接在变压器一次侧A端子上，负极接到X上，电流表正端接在二次侧a端子上，负极接到x上，当合上电源瞬间，若电流表指针向零刻度右方摆动，而拉开瞬间指针向左方摆动，说明变压器是减极性。

33变压器的试验与状态分析第33页2、直流法确定变压器组别

直流法是最为简单适用测量变压器绕组接线组别方法，如图5－9所表示是对一接法三绕组变压器用直流法确定组别接线，对于其它形式变压器接线相同。用一低压直流电源如干电池加入变压器高压侧AB、BC、AC，轮番确定接在低压侧ab、bc、ac上电压表指针偏转方向，从而可得到9个测量结果。这9个测量结果表示方法为：用正号“+”表示当高压侧电源合上瞬间，低压侧表针摆动某一个方向，而用负号“-”表示与其相反方向。假如用断开电源瞬间来作为结果，则恰好相反。另外还有一个情况，就是当测量或接法变压器时，会出现表针为零，我们用“0”来作为结果。34变压器的试验与状态分析第34页3、用QJ35型变比电桥测量变压比QJ35型变比电桥测量变比步骤：①在使用之前首先要知道变压器绕组极性或接线组别.②把试品额定K值依据名牌表示计算出来并取4位有效值。③将电桥上A、B、C、a、b、c分别和变压器A、B、C、a、b、c连接起来，对于三绕组变压器，还有Am、Bm、Cm，对于单相变压器，B、b代X、x，C空接。④将电桥上K值按计算出来结果设置；⑤三相变压器应先放置在位上。假如是或接法变压器，短接开关放在“0”上。35变压器的试验与状态分析第35页

⑥极性开关放在变压器已知接法单相一或十。三相变压器1~6组为“+”极性，7~12组为“-”极性，其它开关都放在关或“0”上。⑦插上电源，注意查对相线与中性线正确性，，闭合放大器电源开关K1,然后把灵敏度旋至最大，调整零位使uA指中心，闭合电压表开关K3和试验电压K2,调整调压器使电压表指示5伏位置，同时必须注意uA表指针不超出满度。⑧调整误差盘时，放大器灵敏度旋至最大，使uA指零后再关闭电压表开关K3作精调，此时误差盘上指示就是变比误差，将其统计。⑨降低电压关闭试验电压进行三相变换，注意不能带电进行，然后继续按第7步进行；⑩测试完成，将全部开关放在关或零位，待下次使用。36变压器的试验与状态分析第36页三、注意事项和结果分析（1）直流法确定极性时，试验过程应重复操作数次，以免发生因表针摆动快而作犯错误结论。（2）在测量组别时，对于变压比大变压器应选择较高电压和小量程直流毫伏表，微安表或万用表；对变压比小选取较低电压和较大量程毫伏表，微安表或万用。（3）变压器变压比应该在每一个分接下进行测量，当不只一个线圈带有分接时，能够轮番在各个线圈全部分接位置下测定，而其相正确带分接线圈则应接在额定分接上。（4）带有载调压装置，必须采取电动操动装置变换分接。（5）整个测量过程要尤其注意变压器A和a不能对调，不然高压将会进入桥体。（6）当逐步增加试验电压时，电压表快速上升至满度时应关掉电源进行检验。（7）对所测得结果，各对应分接电压比次序应与铭牌相同；额定分接电压比允许偏差为，其它分接偏差应在变压器阻抗值以内，但不能超出。37变压器的试验与状态分析第37页第四节电力变压器直流电阻试验变压器绕组直流电阻检测是一项很主要试验项目，DL/T596--1996预试规程试验次序排在变压器试验项目标第二位。规程要求它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和1～3年1次等必试项目。在变压器全部试验项目中是一项较为方便而有效考评绕组纵绝缘和电流回路连接情况试验。它能够反应绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻差异和接头接触不良等缺点故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确有效伎俩

38变压器的试验与状态分析第38页一、DL/T

596--1996预试规程试验周期和要求1、试验周期变压器绕组直流电阻正常情况下1～3年检测一次。但有以下情况必须检测：1)对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进行检测(对使用分接锁定后检测)

2)有载调压变压器在分接开关检修后必须对全部分接进行检测。3)变压器大修后必须进行检测。4)必要时进行检测。如变压器经出口短路后必须进行检测。2、试验要求1)变压器容量在1．6MVA及以上，绕组直流电阻相互间差异不应大于2％；无中性点引出绕组线间差异不应大于三相平均值1％。2)容量在1.6MVA以下，相间差异普通小于三相平均值4%；线间差异普通小于三相平均值2%。3)与以前相同部位测得值比较其改变不应大于2%；如直流电阻相间差在变压器出厂时超出要求，制造厂已说明了这种偏差原因，也以改变小于2%考评。39变压器的试验与状态分析第39页4)不一样温度下电阻值应换算到同一温度下进行比较，并按下式换算:

（5－7）式中：R1、R2——分别为温度t1、t2时电阻值；T——常数，其中铜导线为235，铝导线为225。二、降低测量时间提升检测准确度办法助磁法助磁法是迫使铁心磁通快速趋于饱和，从而降低自感效应归纳起来可缩短时间常数，大致有以下几个方法：（1）用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。（2）把高、低压绕组串联起来通电流测量，采取同相位和同极性高压绕组助磁。

（3）采取恒压恒流源法直阻测量仪。使用时可把高、低压绕组串联起来，应用双通道对高、低压绕组同时测量，很好地处理了三相五柱式大容量变压器直流电阻测试困难。

40变压器的试验与状态分析第40页2、消磁法消磁法与助磁法相反，力争使经过铁心磁通为零。使用方法有两种：（1）零序阻抗法。该方法仅适合用于三柱铁心YN连接变压器。它是将三相绕组并联起来同时通电，因为磁通需经气隙闭合，磁路磁阻大大增加，绕组电感随之减小，为此使测量电阻时间缩短。41变压器的试验与状态分析第41页

（2）磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外，还在非被测绕组中通电流，使二者产生磁通势大小相等、方向相反而相互抵消，保持铁心中磁通趋近于零，将绕组电感降到最低程度，到达缩短测量时间目标。其测量接线如图5－11所表示42变压器的试验与状态分析第42页三、直流电阻检测与故障诊疗实例1、绕组断股故障诊疗（1）色谱分析。色谱分析结果该主变压器C2H2超标，从0.2上升至7.23μL/L，说明存在放电性故障。但从该主变压器检修统计中得知，在发觉该变压器C2H2改变前绕组曾补焊过2次，而且未进行脱气处理。其它气体含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反应除直流电阻不平衡率超标外，其它项目均正常。（2）直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，怀疑是否因为断股引发，经与制造厂了解该绕组股数为24股，据此计算若断一股造成误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检验，打开绕组三角接线端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。43变压器的试验与状态分析第43页2、有载调压切换开关故障诊疗某变压器110kV侧直流电阻不平衡，其中C相直流电阻和各个分接之间电阻值相差较大。A、B相每个分接之间直流电阻相差约为10～11.7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4.9—6.4

u欧和14.1～16.4

u欧，初步判断C相回路不正常。经过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)直流回路进行分析，确定绕组本身缺点可能性小，有载调压装置极性开关和选择开关缺点可能性也极小，所以，缺点可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检验发觉，有一个固定切换开关一个极性到选择开关固定螺丝拧断，致使零点接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常现象。3、无载调压开关故障诊疗在对某电力修造厂改造变压器交接验收试验时，发觉其中压绕组Am、Bm、Cm三相无载磁分接开关直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻数值不对应。经吊罩检验，发觉三相开关位置与指示位置不符，经重新调整组装后恢复正常。44变压器的试验与状态分析第44页4、绕组引线连接不良故障诊疗

一台35kV变压器侧直流电阻不平衡率远大于2％，怀疑分接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率依然很大，又分别测其它几个分接位置直流电阻，其不平衡率都在11％以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，好似在A相绕组中已串入一个电阻，这一电阻产生可能出现在A相绕组首端或套管引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电打开A相套管下部手孔门检验，发觉引线与套管连接松动(螺丝连接)，主要因为安装时未装紧，且无垫圈而引发，经紧固后恢复正常。45变压器的试验与状态分析第45页经过上述案例可见，变压器绕组直流电阻测量能发觉回路中一些重大缺点，判断灵敏度和准确性亦较高，但现场测试中应遵照以下相关要求，才能得到准确诊疗效果。1)经过对变压器直流电阻进行测量分析时，其电感较大，一定要充电到位，将自感效应降低到最小程度，待仪表指针基本稳定后读取电阻值，提升一次回路直流电阻测量正确性和准确性。2)测量数据要进行横向和纵向比较，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程和测量设备进行分析。3)分析数据时，要综合考虑相关原因和判据，不能单搬规程标准数值，而要依据规程思绪、现场详细情况，详细分析设备测量数据发展和改变过程。4)要结合设备详细结构，分析设备内部详细情况，依据不一样情况进行直流电阻测量，以得到正确判断结论。5)重视综合方法分析判断与验证。如有些案例中经过绕组分接头电压比试验，能够有效验证分接相关档位，而且还能检验出变压器绕组连接组别是否正确。46变压器的试验与状态分析第46页第五节电力变压器短路和空载试验一、变压器空载试验和负载试验目和意义变压器损耗是变压器重要性能参数，一方面表示变压器在运行过程中效率，其次表明变压器在设计制造性能是否满足要求。变压器空载损耗和空载电流测量、负载损耗和短路阻抗测量都是变压器例行试验。变压器空载试验就是从变压器任一组线圈施加额定电压，其它线圈开路情况下，测量变压器空载损耗和空载电流。空载电流用它与额定电流百分数表示，即：47变压器的试验与状态分析第47页进行空载试验目标是：测量变压器空载损耗和空载电流；验证变压器铁心设计计算、工艺制造是否满足技术条件和标准要求；检查变压器铁心是否存在缺点，如局部过热，局部绝缘不良等。变压器短路试验就是将变压器一组线圈短路，在另一线圈加上额定频率交流电压使变压器线圈内电流为额定值，此时所测得损耗为短路损耗，所加电压为短路电压，短路电压是以被加电压线圈额定电压百分数表示：（5－9）此时求得阻抗为短路阻抗，一样以被加压线圈额定阻抗百分数表示：（5－10）变压器短路电压百分数和短路阻抗百分数是相等，而且其有功分量和无功分量也对应相等。进行负载试验目标是：计算和确定变压器有没有可能与其它变压器并联运行；计算和试验变压器短路时热稳定和动稳定；计算变压器效率；计算变压器二次侧电压因为负载改变而产生改变。48变压器的试验与状态分析第48页二、变压器空载和负载试验接线和试验方法对于单相变压器，可采取图5－12所表示接线进行空载试验。对于三相变压器，可采取图5－13和图5－14所表示两瓦特表法进行空载试验。

空载试验时，在变压器一侧（可依据试验条件而定）施加额定电压，其余各绕组开路。

49变压器的试验与状态分析第49页短路试验时，在变压器一侧施加工频交流电压，调整施加电压，使线圈中电流等于额定值；有时因为现场条件限制，也能够在较低电流下进行试验，但不应低于50变压器的试验与状态分析第50页三、试验要求和注意事项（1）试验电压普通应为额定频率、正弦波形，并使用一定准确等级仪表和互感器。假如施加电压线圈有分接，则应在额定分接位置。（2）试验中全部接入系统一次设备都要按要求试验合格，设备外壳和二次回路应可靠接地，与试验相关保护应投入，保护动作电流与时间要进行校核。（3）三相变压器，当试验用电源有足够容量，在试验过程中保持电压稳定。并为实际上三相对称正弦波形时，其电流和电压数值，应以三相仪表平均值为准。（4）联结短路用导线必须有足够截面，并尽可能短，连接处接触良好。四、试验结果计算1、空载试验结果计算三相变压器用上述三瓦特表法测量时，其空载电流和空载损耗可按下式进行计算：51变压器的试验与状态分析第51页第六节电力变压器综合分析与诊疗

电力变压器是供配电系统中广泛使用主要且昂贵高压电器设备，在运行中变压器一旦发生损坏性故障，则将直接影响电网供电，除修复费用大外，还会造成更大直接经济损失。所以选取高质量变压器，提升运行维护水平，使用有效故障诊疗技术，含有十分主要实际价值。一、变压器故障种类及分析1、导电回途经热故障主要有引线接触不良（包含将军帽接线装置过热）、线圈导线接头焊接质量差以及虚焊、过负荷运行等都会引发导电回路局部过热。52变压器的试验与状态分析第52页2、绝缘水平下降

主要有变压器进水受潮(包含将军帽密封不良进水)、变压器油油质不良(如介损偏大、有微生物、含水量高等)，变压器内部局部过热也会造成绝缘损坏以及绝缘材料热解。变压器所用电气材料包含绝缘材料、导体(金属)材料两大类。绝缘纸成份是纤维素，主要是由糖或多糖类组成高分子碳水化合物。金属材料在绝缘物热分解过程中会起到催化作用，当有水分存在时，还会产生氢气。3、产气故障常见产气故障有过热和放电两种类型。放电故障可分为局部放电和其它形式放电故障两种类型。过热故障主要原因有：①导体故障；②磁路故障；③接点或连接不良。53变压器的试验与状态分析第53页热点温度高低、产气组分相对浓度特征有所不一样，热点与局部放电、电弧放电时产气组分浓度特征也不相同，详见表5－19。故障性质温度范围（℃）4种组分比值CH4/H2C2H6/CH4C2H4/C2H6C2H2/C2H6局部放大冷态＜0.1－－－局部过热＜150＞1－－－150～200＞1＞1－－200～300－＞1－－300～700＞1－1～3－＞700＞1－＞3－电弧＞1000－－＞3＞0.154变压器的试验与状态分析第54页4、调压开关故障调压开关主触头没有到位，调压开关抽头引线松动，调压开关触头烧毛，调压开关触头接触压力不够；还有有载调压开关中切换开关接触不良，切换开关触头烧毛，过渡电阻断线、调压时滑档等；另外还有渗油，即切换开关中油渗到本体中引发本体油色谱异常等。5、变压器绕组变形在运输过程中不注意或没有采取安全办法使绕组发生移位。因为抗短路能力差，当发生出口短路时，变压器绕组发生变形或散架，严重时造成变压器烧毁。6、变压器渗油缺点（包含冷却器渗油）7、电容套管故障主要是进水受潮、油介损不好或整体介损不好，制造质量比较差内部存在着严重局部放电（运行中油色谱异常），运行中末屏接地不良等造成套管绝缘不良或绝缘损坏事故发生等。以上变压器常见故障有各种测试和监测伎俩，这些伎俩有能够测试出部分故障，有能够综合判断运行状态及故障点、故障原因。55变压器的试验与状态分析第55页二、变压器故障分析与诊疗方法变压器故障种类各种多样，按故障发生部位可分为外部故障和内部故障；按故障发生过程可分为突发性故障和终年累月逐步扩展而形成故障，这些故障可能相互影响、转化，使故障更趋严重。变压器故障分析和诊疗方法很多，主要有直观检验方法、电气预防性试验方法、油中溶解气体分析法（DGOA）、教授系统（TFDES）及人工神经网络法（TFDANN）、智能型系统法（TFDAI）几个。1、直观检验方法（1）温度过高或声音异常其原因可能是过负荷运行、环境温度超出40℃、冷却系统故障、漏油引发油量不足等。（2）振动、响声异常及有放电声其原因可能是电压过高或频率波动，紧固件松动，铁芯紧固不良，分接开关动作机构异常，偏磁现象等，外部接地不良或未接地金属部分出现静放电，瓷件、套管表面粘附污秽引发局部火花、电晕等。56变压器的试验与状态分析第56页（3）气味异常或干燥剂变色其原因可能是套管接线端子不良或接触面氧化使触头过热产生异味和变色，漏磁通、涡流使油箱局部过热，风扇、潜油泵过热烧毁产生异味，过负荷造成温升过高，外部电晕、闪络产生臭氧味，干燥剂受潮变色等等。（4）油位计指示大大低于正常位置其原因可能是阀门、密封圈部位焊接不好或密封不良漏油，油位计损坏漏油，以及内部故障引发喷油（5）瓦斯继电器气室内有气体或瓦斯动作其原因可能是内部局部放电，铁芯不正常，导电部分过热。（6）防爆装置防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹其原因可能如瓦斯、差动等继电器动作，普通为内部故障。（7）瓷件、瓷套管表面出现龟裂、外伤和放电痕迹其原因可能是过电压或机械力引发。几乎全部故障一开始都是经直观检验发觉，它是发觉故障最开始和必经步骤。但要深入分析原因，必须利用有效检测伎俩来诊疗。57变压器的试验与状态分析第57页

2、电气预防性试验方法试验项目次序基本上是按照项目标主要性排列。在总共32个试验项目中，有些是在变压器解体后才能进行，有些是与其它项目同时进行或附带进行，有些是变压器投运前或投运后例行检验、试验项目，有些项目在特殊情况下进行，而交流耐压试验是一个破坏性试验，对试验设备要求很高，现场条件普通极难满足，所以是变压器绝缘水平一个考评项目。

有资料表明，同一电压等级、一样容量、同一规格变压器，其绝缘电阻值有时会相差比较大，这并不能说明这些变压器绝缘水平有差距，而往往是因为变压器绝缘结构设计、绝缘材料选取不一样所致。不过，对于铁芯、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反应故障、说明问题。这主要是因为这些部件绝缘结构比较简单、绝缘介质单一，正常情况下基本上不承受电压，绝缘更多是起“隔爆”作用，而不象绕组绝缘要承受高电压。

58变压器的试验与状态分析第58页

实践表明，对于电容性设备，如电容型套管、电容式电压互感器、耦合器电容器等，测量tanδ和电容量Cx（实际上是依据Cx改变量ΔCx进行判断）依然是故障诊疗有效伎俩。不但如此，tanδ和电容量Cx已经从离线测量发展到了在线监测阶段。绝缘油试验、油中含水量、油中含气量以及油中糠醛含量测量都属于油试验或油化验范围。而作为一个故障诊疗方法，油试验似乎没有得到应有重视。造成这种情况原因之一在现场，在实际工作中，有时会发生这么事情：对同一台设备取油样，高压试验班结果与油化验班结果有较大出入。实例：对110kV少油断路器做泄漏电流，试验时发觉：泄漏电流值超标，初步判断绝缘拉杆受潮。而这时，油化验结果也显示，油中含水量超标。最终检验结果是，断路器顶部将军帽有砂眼，下雨时进水。油化验结果有一定分散性，这种分散性起源于取样、送检、化验全过程。其实，油中溶解气体分析也有类似问题，比如分析CO2含量时，要预防油中特征气体逸出、回溶、外界气体侵入。因为空气中原来就含有约0.3%CO2。59变压器的试验与状态分析第59页

总说来，油化验在变压器故障诊疗中还是有较大价值。比如：糠醛含量大小能够反应绝缘老化程度；绝缘油耐压试验能说明油质好坏等等。（2）局部放电测量和绕组变形检测造成绕组变形原因主要有：①绕组绝缘和机械结构强度先天不足，绕制工艺粗糙，承受正常允许短路电流冲击能力差；②变压器出口短路，出口短路形成巨大短路冲击电流产生电动力使绕组扭曲、变形。变压器绕组变形检测正成为一个研究热点，同时也是一项必须突破故障诊疗技术。依据资料介绍，能够采取频谱法等来检测变压器绕组变形，但当前还没有形成对应判断标准和规范。60变压器的试验与状态分析第60页在现有条件下，对变压器绕组严重变形故障诊疗能够经过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部磁路结构发生改变，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会发生一定改变，经过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。3、油中溶解气体分析法经过油中溶解气体分析试验发觉：任何一个特定烃类气体产生速率随温度改变，在特定温度下，有某一个气体产气率会出现最大值；伴随温度升高，产气率最大气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。过热、电晕和电弧是造成油浸纸绝缘中故障特征气体产生主要原因，这些故障特征气体主要有：H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H6、C2H4、O2和N2。总烃是指CH4、C2H2、C2H6、C2H4这4种气体总量。因为分接开关接触不良，铁芯多点接地和局部短路，导线过电流发烧和接头不良等变压器内部裸金属过热引发油裂解特征气体，主要是CH4、C2H4，其次是C2H6。61变压器的试验与状态分析第61页变压器内部发生各种性质故障都要产生H2，当H2含量偏高时，可能是变压器中进水.变压器主要绝缘材料是绝缘油、绝缘纸和板等，在运行中将逐步老化。绝缘油分解产生主要气体是氢、烃类气体，而绝缘纸等固体材料分解产生主要气体是CO和CO2。变压器发生低温过热性故障，因温度不高，往往油分解不猛烈，所以烃类气体含量并不高。而CO、CO2含量改变较大，故而用CO和CO2含量判断变压器固体绝缘老化情况。

基于油中溶解气体类型与内部故障性质对应关系，提出了各种以油中特征气体为依据判断设备故障方法。油中溶解气体分析方法是充油电气设备内部故障早期诊疗有效方法，这不但为IEEE所认可，而且被实践所证实。对于电气设备中充油量最大电力变压器，油中溶解气体分析自然是非常有效故障诊疗方法。62变压器的试验与状态分析第62页（1）特征气体判别法故障点产生烃类气体与故障源能量密度之间有亲密关系

故障性质特征气体特点普通过热性故障总烃较高，C2H2＜5×10-6严重过热性故障总烃较高，C2H2＞5×10-6，但未组成总烃主要成份，H2含量较高局部放电总烃不高，H2＞100×10-6，CH4占烃中主要成份火花放电总烃不高，C2H2＞10×10-6，H2含量较高电弧放电总烃高。

故障性质特征气体特点普经过热性故障总烃较高，C2H2＜5×10-6严重过热性故障总烃较高，C2H2＞5×10-6，但未组成总烃主要成份，H2含量较高局部放电总烃不高，H2＞100×10-6，CH4占烃中主要成份火花放电总烃不高，C2H2＞10×10-6，H2含量较高电弧放电总烃高，C2H2高，H2含量高63变压器的试验与状态分析第63页（2）IEC三比值法三比值法在变压器故障诊疗中发挥了主要作用，不过该方法在应用中存在以下几个问题：