电力变压器的试验与状态分析课件

电力变压器的试验与状态分析电力变压器的试验与状态分析油浸式变压器干式变压器SF6试验变压器油浸式变压器干式变压器SF6试验变压器国家标准规定的联结组别（5种）

Yyn0、Yd11、YNd11、YNy0、Yy0变压器连接组别（16种）Yy：Yy0、Yy4、Yy8、Yy6、Yy10、Yy2六种联结组别，标号为偶数Yd：Yd1、Yd5、Yd9、Yd7、Yd11、Yd3六种联结组别，标号为奇数变压器联结方式

变压器接线方式有4种基本连接形式：“Y，y”、“D，y”、“Y，d”和“D，d”。我国只采用“Y，y”和“Y，d”。国家标准规定的联结组别（5种）变压器连接组别（16种）变压器外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。内绝缘：绕组绝缘、内部引线绝缘等。主绝缘：各侧绕组之间绝缘和绕组对地绝缘。纵绝缘：线圈的匝间、层间绝缘。全绝缘：绕组的所有出线端都具有相同的对地工频耐受电压水平。分级绝缘：绕组的接地端或中性点绝缘水平比绕组线端绝缘水平低。变压器绝缘外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。变压器绝缘第一节电力变压器的绝缘试验

由于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。因此要认真地对变压器进行定期的绝缘预防性试验，试验周期一般为1～3年进行一次停电试验。不同电压等级、不同容量、不同结构的变压器试验项目略有不同。

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有关，它们的变化反映了绝缘工艺质量或受潮情况，但是一般而言，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，最主要的是耐电强度。（参考《规程》要求）第一节电力变压器的绝缘试验由于电力变压器

对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度；对于更高电压等级的变压器，还要进行冲击试验。

由于冲击试验比较复杂，所以220kV以下的变压器只在型式试验中进行；但220kV及以上电压等级的变压器的出厂试验也规定要进行全波冲击耐压试验。对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1mi

变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变化倍数大得多。

测量绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比和极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷。

变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻值。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，可以测出被测部分对地和不同电压部分间的绝缘状态。测量的顺序和具体部件见下表。一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电测量的顺序和具体部件测量的顺序和具体部件变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50℃时测量，不同温度（t1,t2）下的电阻值（R1、R2）可按工程简化公式规算：在实际测量过程中，会出现绝缘电阻高、吸收比反而不合格的情况，其中原因比较复杂，这时可采用极化指数PI来进行判断，现场试验时，PI应不小于1.5。变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50℃时测量，不同温度（t1,变压器绝缘电阻及吸收比测量中可能出现的几种情况（1）绝缘电阻高、吸收比较低这种情况一般反映变压器的绝缘状态良好。产生吸收比较低的原因：由于变压器夹层绝缘介质的绝缘性能改善使得吸收过程延长所致。如要进一步对其绝缘状态进行判断，可对变压器进行加温测试，在变压器温度升高的过程中对绝缘电阻及吸收比进行监测。由于绝缘电阻具有负的温度系数，将出现绝缘电阻随温度的升高而减小；而由于温度升高后，变压器吸收现象变得更加明显，使得吸收比随温度的升高而增大。变压器绝缘电阻及吸收比测量中可能出现的几种情况（1）绝缘电例：某变压器在油温16oC时测得的绝缘电阻为7080M，吸收比为

1.16，吸收比偏低。为进一步分析变压器状态，对变压器进行加温测试，在34oC时测得绝缘电阻为3650M，吸收比为1.33，符合吸收比数值的基本要求。经其他绝缘特性试验后，综合分析确认该变压器的绝缘合格。（2）绝缘电阻低、吸收比较高。这种情况一般是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。例：某变压器在油温16oC时测得的绝缘电阻为7080M，吸实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常交接试验标准要求：变压器绝缘电阻交接试验测试值不低于产品出厂试验值70%实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常交接试验标准吸收比基本正常变压器绝缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。交接试验中最可能产生这种情况的原因：绝缘油受潮或被污染。因此，应当重点检测绝缘油吸收比基本正常变压器绝缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由绝缘油tan110kV变压器交接试验标准规定：绝缘油注入设备前的介质损耗因数不应大于0.5%，注入设备后不应大于0.7%。试验结果显示：测试数据没有超过规程要求。但两次测量数据的变化明显，因此判断绝缘油存在绝缘缺陷。进行换油处理。绝缘油tan110kV变压器交接试验标准规定：绝缘油注入设换油后的测试数据此检修实例说明：试验数据之间的相互比较对判断绝缘缺陷很重要。虽然tan试验数据满足规程要求，但和前期的历史数据比对变化明显，表明绝缘油存在绝缘缺陷。换油后的测试数据此检修实例说明：试验数据之间的相互比（3）单独每个绕组的绝缘电阻测试接线方法：先将需测试的绕组首尾端短接，然后再将其他非被测绕组的首尾端短接，并利用屏蔽端子将其屏蔽。例：某双绕组变压器，高压绕组对低压及地的绝缘电阻偏低。为了确定故障位置，需测量高压绕组与外壳间的绝缘电阻。将高压绕组短接后接“L”端，低压及中压绕组短接后接屏蔽端子“G”，“E”端接变压器外壳。（3）单独每个绕组的绝缘电阻测试变压器泄漏电流测量顺序和部位测量时，加压至试验电压，待1min后读取的电流值即为所测得的泄漏电流值，为了读数准确，应将微安表接在高电位处。二、泄漏电流测量测量泄漏电流比测量绝缘电阻有更高的灵敏度。双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如下表。变压器泄漏电流测量顺序和部位测量时，加压至试验电压，待1miT1―调压器；T2―高压试验变压器；D―高压硅堆R―保护电阻；C―滤波电容；T―被试变压器测量电力变压器主绝缘泄漏电流的接线（高电位和低电位两种接法）T1―调压器；T2―高压试验变压器；D―高压硅堆测量测量泄漏电流时，绕组上所加的电压与绕组的额定电压有关，表中列出了试验电压的标准。测量泄漏电流时，绕组上所加的电压与绕组的额定电压有关，表中列规程中对变压器泄漏电流不作规定（考虑到变压器绝缘结构，温度等因素）。一般情况下，当年测量值应不大于上年测量值的150%。500kV变压器的泄漏电流应不大于30A规程中对变压器泄漏电流不作规定（考虑到变压器绝缘结构，温度等三、介质损耗角正切测量测量变压器的介质损耗角正切值tanδ主要用来检查变压器整体受潮、釉质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷等。测量变压器的介质损耗角正切值是将套管连同在一起测量的，但是为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度，必要时可进行分解试验，以判明缺陷所在位置。三、介质损耗角正切测量tanδ测量值应满足规程要求；测量结果要求与历年数值进行比较，变化应不大于30%。不同温度下数值换算：测量温度以顶层油温为准，应尽量在油温低于50oC下进行，不同温度下的tan值可按下式进行换算：tanδ测量值应满足规程要求；测量结果要求与历年数值进行比较平衡电桥测量方法由于变压器外壳均直接接地，一般采用电桥反接法进行测量。平衡电桥测量方法双绕组和三绕组变压器的测量部位

双绕组和三绕组变压器的测量部位双绕组接线图按照图示测量所得的试验数据是绕组及地间的综合结果，如要获取绕组对地或绕组对绕组的tan和C，需要在测量后进行换算。双绕组接线图电力变压器的试验与状态分析课件实例分析：整体测量结果不能反映局部绝缘缺陷实例分析：整体测量结果不能反映局部绝缘缺陷电力变压器的试验与状态分析课件三绕组接线图三绕组接线图三绕组接线图三绕组接线图变压器套管末屏对地介质损耗测量规程规定，在测试末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地的介质损耗因数，其值应不大于2%。但规程未明确规定此项试验的接线方法，由各试验部门自行决定接线方法。常规试验方法如下图所示。存在问题：测试结果为末屏对地和末屏对电容芯子两者并联后的综合介质损耗因数。变压器套管末屏对地介质损耗测量存在问题：测试结果为末屏对地和改进接线试验方法：改进接线试验方法：油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析变压器介损超标综合分析实例1变压器型号：SFZ10-50000/110；额定电压：110kV/10.5kV；综合分析过程：（1）首先进行绝缘油试验，排除绝缘油受潮的可能。（2）通过tan确定故障位置变压器介损超标综合分析实例1变压器型号：SFZ10-500（2）通过tan确定故障位置根据试验结果，计算各绕组tan：变压器高压绕组对地的介质损耗为

2.23%低压绕组对地的介质损耗为

0.06%高压绕组对低压绕组的介质损耗为

0.40%。结果表明：异常出现在高压绕组对地之间的主绝缘上。（2）通过tan确定故障位置（3）查找故障原因（局部放电测量）（3）查找故障原因（局部放电测量）（4）放电位置查找（超声检测）（5）解体检查检查结果：变压器V相绕组端部角环上有多处放电痕迹；压板与压钉接触部位被烧黑，部分压钉端头上的绝缘垫圈已被击穿。（4）放电位置查找（超声检测）（5）解体检查变压器介损超标综合分析实例2变压器型号：SFZ10-50000/110；额定电压：110kV/10.5kV；为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测试，结果tgδ为0.05%、电容量为6450pF；计算结果：tgδ为0.1%、电容量为6425pF；（1）故障现象：介损超标变压器介损超标综合分析实例2变压器型号：SFZ10-50（2）综合分析：高压绕组对地的电容主要由两部分组成：1）高压绕组对低压的电容与低压对地电容串联组成的电容，主要介质为绝缘纸及绝缘油；2）高压绕组剩余对地电容，中间的介质包括静电屏、角环、压板及压钉等。从绕组介损试验数据分析可知，高压绕组对低压绕组部分介损正常，则剩余电容部分存在缺陷，即静电屏、角环、压板及压钉等部件中部分存在缺陷。（2）综合分析：从绕组介损试验数据分析可知，高压绕组对低压绕（3）故障查找：局部放电试验，B相高电位处存在缺陷，说明B相高压出线处角环或者静电屏等存在缺陷。为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测试，结果tgδ为0.05%、电容量为6450pF；计算结果：tgδ为0.1%、电容量为6425pF；（3）故障查找：为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之四、交流耐压试验交流耐压试验对于10kV以下的电力变压器每1~5年进行一次；对于66kV及以下的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；对于其他的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。四、交流耐压试验交流耐压试验标准交流耐压试验标准对变压器注油后进行试验时静置时间的要求：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对变压器注油后进行试验时静置时间的要求：变压器交流耐压试验的正确接线方式T1---试验变压器；T2---被试变压器交流耐压试验接线方式被试绕组所有套管应短路连接并接高压，非被试绕组也要短接并可靠接地，如下图所示（仅一组绕组示意图）变压器交流耐压试验的正确接线方式交流耐压试验接线方式错误接线一：双绕组均不短接交流耐压试验，绕组接线不正确，可能损坏被试变压器如下图所示，所有绕组均不短接：错误接线一：双绕组均不短接交流耐压试验，绕组接线不正确，可能错误接线一：双绕组均不短接1、由于分布电容的影响，沿整个被试绕组的电流不相等，越靠近A段电流越大，因而所有线匝间均存在不同的电位差；2、由于绕组中为容性电流，故靠近X端的电位比始端高压高。显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免。错误接线一：双绕组均不短接1、由于分布电容的影响，沿整个被试图5-5错误接线二：双绕组均仅短接双绕组均仅短接对于非被试低压绕组，由于没有接地而处于悬浮状态，低压绕组对地将具有一定的电压。低压绕组的对地电压将取决于高、低压间和低压对地电容的大小，这时可能会出现低压绕组上的电压高于其耐受电压水平，发生对地放电现象。图5-5错误接线二：双绕组均仅短接双绕组均仅短接

在变压器交流耐压试验时，除了发生击穿可以判断变压器存在绝缘故障外，还可以根据试验过程中的一些异常现象来判断是否存在隐含的绝缘缺陷。 在变压器交流耐压试验时，除了发生击穿可以判断变压器存在绝缘五、变压器油中水分测量变压器油中微量水分：1、由于密封不严，变压器受潮，微量水分进入油箱内；2、变压器油和绝缘材料老化，分解出微量水分。变压器油中含有水分、杂质，对油的绝缘性能影响很大。目前常见的定量测量变压器微量水分含量的方法有：气相色谱法、库仑法。五、变压器油中水分测量气相色谱分析法测定油中微量水分（简称微水）与测定其他成分一样。首先利用色谱仪中的汽化加热器将注入的油样瞬间汽化，被汽化的全部水分和部分油气被载气带至适当的色谱柱进行分离，然后用热导池检测器来检测，将检测值（水峰高或水峰面积）与已有的含水的标准工作曲线进行比较，就可以得到油样中的水含量。气相色谱分析法测定油中微量水分（简称微水）与测定其他成分一样库仑法是一种电化学方法，它是将库仑仪与卡尔·费休滴定法结合起来的方法。当被测试油中的水分进入电解液（即卡尔·费休试剂）后，水参与碘、二氧化硫的氧化还原化学反应，在吡啶和甲醇的混合液中相混合，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。根据法拉第定律，电解时消耗的碘与电解时消耗的电量成正比。见表5-8所示，对运行时的变压器应尽量在顶层油温高于50ºC时采样。油样66~110KV220KV330~500KV投运前的变压器油≤20≤15≤10运行中的变压器油≤35≤25≤15库仑法是一种电化学方法，它是将库仑仪与卡尔·费休滴定法结合起六、局部放电测量1、变压器局部放电特点（1）油隙放电时延较长；（2）放电脉冲沿绕组传播。起始阶段放电脉冲按分布电容分布；经过一段时间后，放电脉冲通过分布电感和分布电容向绕组两端传播，行波分量达到测量端的检测阻抗后，有可能产生反射或震荡，所以纵绝缘放电信号在端子上的响应比对地绝缘放电要小得多；放电脉冲波沿绕组传播的衰减随测量频率的增加而增大。六、局部放电测量变压器局部放电可分为7种类型：(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）的油隙击穿；(4)引线、搭接纸等油纸绝缘中局部放电；(5)线圈间（纵绝缘）的油道击穿；(6)匝间绝缘局部击穿；(7)纸板沿面滑闪放电。变压器局部放电可分为7种类型：2、变压器局部放电测量变压器局部放电测量主要包括三中情况：单相励磁变压器三相励磁变压器变压器套管抽头的测量。变压器局部放电测量基本接线如下所示2、变压器局部放电测量变压器局部放电测量基本接线如下所示单相励磁变压器测量基本接线图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）变压器套管抽头单相励磁变压器测量基本接线图变压器局部放电测量基本原理图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）变压器套管抽头三相励磁变压器测量基本接线图变压器局部放电测量基本原理图三相励磁变压器测量基本接线图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）变压器套管抽头变压器套管抽头测量基本接线图变压器局部放电测量基本原理图变压器套管抽头测量基本接线图《规程》规定局部放电测试周期：1）大修后（220kV及以上）；2）更换绕组后(220kV及以上、120MVA及以上)；3）必要时变压器局放试验采用分段升压的方式进行：《规程》规定局部放电测试周期：1）大修后（220kV变压器局放试验分段升压变压器局放试验分段升压3、变压器局部放电测量中的干扰抑制在实验过程中遇到的主要干扰有：高压端部和引线的电晕放电。波形特点是在试验电压的负半波出现刷状放电脉冲。试验变压器的局部放电。波形与被试变压器的放电波形一致，需要采用更高额定电压的试验变压器。3、变压器局部放电测量中的干扰抑制在实验过程中遇到的主要干扰第二节电力变压器的油色谱分析油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度的变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度的升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。第二节电力变压器的油色谱分析变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。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，这些气体的含量会逐渐增加。对应这些故障所增加含量的气体成分见下表。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并不同绝缘故障气体成分的变化故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分油过热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不同绝缘故障气体成分的变化故障类型主要增大的气体成分次要增大根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括以下方面内容：(1)分析气体产生的原因及变化。(2)判断有无故障及故障类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。(3)判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度及发展趋势等。(4)提出相应的处理措施。如能否继续进行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要吊心检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性有非常重要的意义和现实成效。根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括以下方面内容：一、特征气体产生的原因在一般情况下，变压器油是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为CO-100μL/L，CO2-35μL/L，H2-15μL/L，CH4-2.5μL/L。运行中油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变压器内部故障时气体及产生原因如下：气体产生的原因气体产生的原因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C2H2强弧光放电、油和固体绝缘热分解一、特征气体产生的原因气体产生的原因气体产生的原因H2电晕放根据气体含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器内部故障。根据气体含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断二、特征气体变化与变压器内部故障的关系只要其中的任何一项超过标准规定，则应引起注意，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的严重性及其发展趋势进行评估。表中给出了变压器中溶解气体含量的标准。气体组分总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔）乙炔氢气含量（ppm）1505150二、特征气体变化与变压器内部故障的关系气体组分总烃（甲烷、乙变压器油故障定性分析故障类型主要成分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占总烃中的主要成分绕组局部放电、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高并构成总烃的主要成分、H2含量高绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路一般过热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但未构成总烃的主要成分、H2含量较高金属导体过热（温度达1000℃以上）变压器油故障定性分析故障类型主要成分气体特征描述故障可能部位当H2含量增大，而其他气体组分不增加时，有可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的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的主要指标。但大部分过热故障，特别是出现高温热点时，也会产生少量乙炔。当H2含量增大，而其他气体组分不增加时，有可能是由于设备进水表5-13给出了电弧作用下变压器油和固体绝缘分解出气体的情况。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41~584~112~90~324~350~21~32~6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的情况3、变压器故障诊断三比值法

所谓的三比值法是用五种气体的三对比值，用不同的编码表示不同的三对比值和不同的比值范围，来判断变压器的故障性质。即根据电气设备内油、纸绝缘故障下裂解产生气体组分的相对浓度与温度有着相互的依赖关系，选用两种溶解度和扩散系统相近的气体组分的比值作为判断故障的依据，可得出对故障状态较可靠的判断。3、变压器故障诊断三比值法三比值法的编码规则特征气体的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＞3222三比值法的编码规则特征气体的比值按比值范围编码说明C2H2/

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/C2H6＞3，于是可选用三比值法中其余两项构成直角坐标，CH4/H2作纵坐标，C2H2/C2H4作横坐标，形成T（过热）D（放电）分析判断图。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C用TD图法可以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。用这个方法能迅速、正确地判断故障性质，起监控作用。通常变压器的内部故障，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。以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。放电Ⅱ区属于要严格监控并及早处理的重大隐患。当然，这并不是说在过热Ⅱ区运行就无问题，例如当H4/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。用TD图法可以区分变压器是过热故障还是放电故障，按其比值划分变压比：在变压器空载运行的条件下，高压绕组电压和低压绕组电压之比称为变压器的变压比：电压比一般按线电压计算，它是变压器的一个重要的性能指标，测量变压器变压比的目的是：（1）保证绕组各个分接的电压比在技术允许的范围之内；（2）检查绕组匝数的正确性；（3）判定绕组各分接引线和分接开关连接是否正确。第二节

变压器的特性试验变压比：在变压器空载运行的条件下，高压绕组电压和低压绕组电压1、直流法确定变压器的极性干电池接变压器高压端子，二次侧接毫安表或微安表，观察电池开关合上时表针的摆动方向。一、变压器极性组别和电压比试验方法如图所示，将干电池的正极接在变压器一次侧A端子上，负极接到X上，电流表的正端接在二次侧a端子上，负极接到x上，当合上电源的瞬间，若电流表的指针向零刻度的右方摆动，而拉开的瞬间指针向左方摆动，说明变压器是减极性的。1、直流法确定变压器的极性一、变压器极性组别和电压比试验方法2、直流法确定变压器的组别如图所示，用一低压直流电源如干电池加入变压器高压侧AB、BC、AC，轮流确定接在低压侧ab、bc、ac上的电压表指针的偏转方向，从而可得到9个测量结果。Yy：Yy0、Yy4、Yy8、Yy6、Yy10、Yy2Yd：Yd1、Yd5、Yd9、Yd7、Yd11、Yd3Yyn0、Yd11、YNd11、YNy0、Yy02、直流法确定变压器的组别Yy：Yy0、Yy4、Yy8、Yy电力变压器的试验与状态分析课件变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，《预防性试验规程》中排序第二位。直流电阻试验是一项方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验。它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷，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的有效手段。第四节电力变压器的直流电阻试验变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，《预防性试验一、DL/T

596--1996预试规程的试验周期和要求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。但有如下情况必须检测：1)对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进行检测(对使用的分接锁定后检测)

2)有载调压变压器在分接开关检修后必须对所有分接进行检测。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。一、DL/T

596--1996预试规程的试验周期和要求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别不应大于2％；无中性点引出的绕组线间差别不应大于三相平均值的1％。2)容量在1.6MVA以下，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%；如直流电阻相间差在变压器出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，也以变化不大于2%考核。4)不同温度下的电阻值应换算到同一温度下进行比较，并按下式换算：T：常数，其中铜导线为235，铝导线为2252、试验要求T：常数，其中铜导线为235，铝导线为225二、减少测量时间提高检测准确度的措施两种措施：助磁法、消磁法1、助磁法：助磁法：迫使铁心磁通迅速趋于饱和，从而降低自感效应，可缩短时间常数。有以下几种方法：（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，采用同相位和同极性的高压绕组助磁。由于高压绕组的匝数远比低压多，借助于高压绕组的匝数，用较小的电流就可使铁芯饱和。（3）采用恒压恒流源法的直阻测量仪。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，较好地解决了三相五柱式大容量变压器直流电阻测试的困难。二、减少测量时间提高检测准确度的措施（3）采用恒压恒流源法的直阻测量仪。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，较好地解决了三相五柱式大容量变压器直流电阻测试的困难。（3）采用恒压恒流源法的直阻测量仪。使用时可把高、低压绕组串三相三柱式、三相五柱式磁路分析三相三柱式、三相五柱式磁路分析2、消磁法消磁法与助磁法相反，力求使通过铁心的磁通为零。使用的方法有两种：（1）零序阻抗法。该方法仅适用于三柱铁心Yn连接的变压器。它是将三相绕组并联起来同时通电，由于磁通需经气隙闭合，磁路的磁阻大大增加，绕组的电感随之减小，为此使测量电阻的时间缩短。2、消磁法（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，使两者产生在磁通势大小相等、方向相反而互相抵消，保持铁心中磁通趋近于零，将绕组的电感降到最低限度，达到缩短测量时间的目的。（2）磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外，还在非被测绕电力系统中零序继电保护电力系统中零序继电保护电力系统中的序电流、序电压电力系统中的序电流、序电压对称分量法设为不对称三相系统的三相电流相量，可以按下列关系分解出三组对称三相系统的电流相量。对称分量法设为不对称三

对称分量法：一组不对称三相系统的三个相量可以分解出三相对称的正序、负序、零序；反之由三相对称的正序、负序、零序也可以合成一组不对称三相系统的相量。对称分量法：一组不对称三相系统的三个相量可以分解出三、直流电阻检测与故障诊断实例1、绕组断股故障的诊断（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。但从该主变压器的检修记录中得知，在发现该变压器C2H2变化前曾补焊过2次，而且未进行脱气处理。其它气体的含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他项目均正常。（2）直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，怀疑是否由于断股引起，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的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。经吊罩检查，打开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。三、直流电阻检测与故障诊断实例2、有载调压切换开关故障的诊断某变压器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相的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。通过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)的直流回路进行分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关和选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。2、有载调压切换开关故障的诊断3、无载调压开关故障的诊断在对某电力修造厂改造的变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、Bm、Cm三相无载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不对应。经吊罩检查，发现三相开关位置与指示位置不符，且没有空档位置，经重新调整组装后恢复正常。3、无载调压开关故障的诊断4、绕组引线连接不良故障的诊断该变压器35kV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，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，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，这一电阻的产生可能出现在A相绕组的首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电打开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动(螺丝连接)，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。4、绕组引线连接不良故障的诊断通过上述案例可见，变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷，判断的灵敏度和准确性亦较高。现场测试中应遵循的相关要求如下：1、变压器电感较大，进行直流电阻测量时一定要充电到位，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，提高直流电阻测量的准确性。2、分析数据要进行横向、纵向的比较，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程和测量设备进行综合分析。通过上述案例可见，变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重3、不能仅仅依赖《规程》的标准数值进行数据分析，要根据《规程》的思路、现场的具体情况，进行综合分析，特别关注数据的发展和变化过程。4、要结合设备的具体结构，分析设备内部的具体情况，根据不同情况进行直流电阻的测量，以得到正确的判断结论。5、重视综合方法的分析判断与验证。3、不能仅仅依赖《规程》的标准数值进行数据分析，要根据《规程实例分析：充电不到位引起的直流电阻测试误差变压器型号为SFSZ9－150000/220，结线方式为YnoYno△。预防性试验发现低压绕组直流电阻变化超标，高压绕组和中压绕组直流电阻试验数据无明显变化，历次色谱分析未出现超标现象。试验使用的直阻测试仪最大充电电流20A，试验时间3分钟左右，存在充电不到位问题。使用试验电流最高为50A的直阻测试仪，并延长试验充电时间，测试数据正常。实例分析：充电不到位引起的直流电阻测试误差变压器型号为SFS实例分析：充电不到位引起的直流电阻测试误差历次色谱分析均未出现数据超标实例分析：充电不到位引起的直流电阻测试误差历次色谱分析均未出实例分析：分接开关不到位引起的故障分析变压器型号：OSFPS8-150000/220，预防性色谱试验超标。故障类型为高温过热故障，三比值编码002。实例分析：分接开关不到位引起的故障分析变压器型号：OSFPS实例分析：分接开关不到位引起的故障分析通过历史数据查找故障原因。验收时低压绕组直流电阻测试数据预防性试验低压绕组直流电阻测试数据正常情况下：a0>b0>c0故障情况下：c0>a0>b0实例分析：分接开关不到位引起的故障分析通过历史数据查找故障原直流电阻测试产生的剩磁问题变压器在进行绕组直流电阻测试后，会在铁芯中残留剩磁，直流磁化的安匝愈大，剩磁愈严重。例如，一台750MVA、500kV三相变压器，额定电压下的高压侧励磁电流为0.87A。如果采用5A电流测试高压绕组的直流电阻，其直流磁势（安匝）是额定电压下交流磁势（峰值）的4倍，剩磁将比较严重。规程规定：在对油浸变压器、电抗器220kV及以上绕组进行直流电阻测试时，测试电流不宜大于5A。如果测试电流大于5A，应对变压器采取去磁措施。因此在现场测试时，要严格控制测试电流值小于等于5A，不能采用为了节省测试时间而增大测试电流的做法。这样会导致变压器剩磁较严重，产生一些不良后果。直流电阻测试产生的剩磁问题变压器在进行绕组直流电阻测试后，会直流电阻测试产生的剩磁问题实例1：天津某电厂，两台210MVA主变压器发生充电不成功的事件。原因分析结果表明：主变检修时选择了20A档位测试直流电阻，持续时间为5min。由于变压器剩磁的存在造成变压器在充电时合闸角大的相与直流剩磁叠加，造成磁路严重饱和，产生较大的冲击电流，致使保护动作。实例2：在采用150-250Hz的中频电源进行局部放电试验时，如果变压器铁心具有剩磁，则在中频励磁下，两者叠加会导致铁芯励磁在磁场方向一致的半波饱和，另一半波不饱和，其结果是动态地改变试验等效电路的电感参数，可能引起变压器绕组施加电压的跃变，在被试变压器高压侧出现异常过电压，对变压器绝缘造成不必要的损伤。直流电阻测试产生的剩磁问题实例1：天津某电厂，两台210M第五节

变压器短路试验和空载试验一、变压器空载试验和负载试验的目的和意义变压器的损耗是变压器的重要性能参数，一方面表示变压器在运行过程中的效率，另一方面表明变压器在设计制造的性能是否满足要求。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的例行试验。第五节变压器短路试验和空载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，其它线圈开路的情况下，测量变压器的空载损耗和空载电流。一般情况下，空载电流用它与额定电流的百分数表示（空载电流百分数），即：

空载试验的目的：测量变压器的空载损耗和空载电流；验证变压器铁心的设计计算、工艺制造是否满足技术条件和标准的要求；检查变压器铁心是否存在缺陷，如局部过热，局部绝缘不良等。变压器空载试验：就是从变压器任一组线圈施加额定电压，其它线圈变压器等值电路双绕组变压器的等值电路和空载相量图（a）等值电路；（b）空载相量图变压器等值电路双绕组变压器的等值电路和空载相量图（1）电导。当变压器励磁支路以导纳表示时，其电导对应的是变压器中的铁损PFe，它与变压器空载损耗P0近似相等，即PFe≈P0,则电导有功损耗近似等于空载损耗。由图2-11（a）可得变压器的一相电导为式中，P0为变压器的空载损耗（kW），UN为变压器绕组的额定电压（kV）。

导纳：电导、电纳（1）电导。当变压器励磁支路以导纳表示时，其电导对应（2）电纳。当变压器励磁支路以导纳表示时，由图可见式中，I0（%）为变压器空载电流的百分数；I0为变压器的空载电流值（A）；UN为变压器绕组的额定电压（kV）；SN为变压器的额定容量（MVA）。（2）电纳。当变压器励磁支路以导纳表示时，由图可见变压器的短路试验：就是将变压器的一组线圈短路，在另一线圈加上额定频率的交流电压，使变压器线圈内的电流为额定值。此时所测得的损耗为短路损耗，所加的电压为短路电压。短路电压是以被加电压线圈的额定电压百分数表示的：此时求得的阻抗为短路阻抗，同样以被加压线圈的额定阻抗百分数表示：变压器的短路电压百分数和短路阻抗百分数是相等的，并且其有功分量和无功分量也对应相等。变压器的短路试验：就是将变压器的一组线圈短路，在另一线圈加上进行负载试验的目的：计算和确定变压器有无可能与其它变压器并联运行；计算和试验变压器短路时的热稳定和动稳定；计算变压器的效率；计算变压器二次侧电压由于负载改变而产生的变化。进行负载试验的目的：计算和确定变压器有无可能与其它变压器并联

阻抗：电阻、电抗（1）电阻。变压器的短路损耗Pk可近似地等于额定电流通过变压器时，高低压绕组总电阻中的三相有功功率损耗Pr，即：三相电阻中的有功功率损耗为：式中，Pk为变压器三相总的短路损耗（kW）；SN为变压器的额定容量（MVA）；UN为变压器绕组的额定电压（kV）。 阻抗：电阻、电抗（1）电阻。变压器的短路损耗Pk可近似地等（2）电抗。在电力系统计算中，对于大容量的变压器其电抗数值近似等于其阻抗的模的数值，它的电阻可以忽略不计。于是变压器短路电压的百分数为式中，XT为变压器一相高低压绕阻总电抗（Ω）；SN为变压器的额定容量（MVA）；UN为变压器绕组的额定电压（kV）（2）电抗。在电力系统计算中，对于大容量的变压器其电抗二、变压器空载和负载试验的接线和试验方法单相和三相变压器，可分别采用下图所示的接线法进行空载和负载试验。空载试验时，在变压器的一侧（可根据试验条件而定）施加额定电压，其余各绕组开路。

二、变压器空载和负载试验的接线和试验方法空载试验时，在变压器当变压器额定电压和电流较大时，必须借助电压互感器和电流互感器进行间接测量，如下图所示：当变压器额定电压和电流较大时，必须借助电压互感器和电流互感器短路试验时，在变压器的一侧施加工频交流电压，调整施加电压，使线圈中的电流等于额定值；有时由于现场条件的限制，也可以在较低电流下进行试验，但不应低于短路试验时，在变压器的一侧施加工频交流电压，调整施加电压，使三、试验要求和注意事项（1）试验电压一般应为额定频率、正弦波形，并使用一定准确等级的仪表和互感器。如果施加电压的线圈有分接，则应在额定分接位置。（2）试验中所有接入系统的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，与试验有关的保护应投入，保护的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。并为实际上的三相对称正弦波形时，其电流和电压的数值，应以三相仪表的平均值为准。（4）联结短路用的导线必须有足够的截面，并尽可能的短，连接处接触良好。三、试验要求和注意事项第六节电力变压器的综合分析与诊断一、变压器故障种类及分析1、导电回路过热故障主要有引线接触不良（包括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起导电回路局部过热。2、绝缘水平下降主要有变压器进水受潮(包括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的热解。变压器所用的电气材料包括绝缘材料、导体(金属)材料两大类。绝缘纸的成分是纤维素，主要是由糖或多糖类构成的高分子碳水化合物。金属材料在绝缘物的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。第六节电力变压器的综合分析与诊断3、产气故障常见的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他形式的放电故障两种类型。过热故障的主要原因有：①导体故障；②磁路故障；③接点或连接不良。热点温度的高低、产气组分的相对浓度特征有所不同，热点与局部放电、电弧放电时的产气组分浓度特征也不相同。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的切换开关接触不良，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起本体油色谱异常等。3、产气故障5、变压器绕组变形在运输过程中不注意或没有采取安全措施使绕组发生移位。由于抗短路能力差，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、变压器渗油缺陷（包括冷却器渗油）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的局部放电（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。以上变压器的常见故障有多种测试和监测手段，这些手段有的能够测试出部分故障，有的可以综合判断运行状态及故障点、故障原因。5、变压器绕组变形二、变压器故障分析与诊断方法变压器故障的种类多种多样，按故障发生的部位可分为外部故障和内部故障；按故障发生的过程可分为突发性故障和长年累月逐步扩展而形成的故障，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断的方法很多，主要有直观检查方法、电气预防性试验方法、油中溶解气体分析法（DGOA）、专家系统（TFDES）及人工神经网络法（TFDANN）、智能型系统法（TFDAI）几种。二、变压器故障分析与诊断方法1、直观检查方法（1）温度过高或声音异常其原因可能是过负荷运行、环境温度超过40℃、冷却系统故障、漏油引起油量不足等。（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的金属部分出现静放电，瓷件、套管表面粘附污秽引起局部火花、电晕等。（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的异味，过负荷造成温升过高，外部电晕、闪络产生的臭氧味，干燥剂受潮变色等等。1、直观检查方法（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，以及内部故障引起喷油（5）瓦斯继电器的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）防爆装置的防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹其原因可能如瓦斯、差动等继电器动作，一般为内部故障。（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起。几乎所有的故障一开始都是经直观检查发现的，它是发现故障的最开始和必经的步骤。但要进一步分析原因，必须利用有效的检测手段来诊断。（4）油位计指示大大低于正常位置2、电气预防性试验方法试验项目次序基本上是按照项目的重要性排列的。在总共32个试验项目中，有些是在变压器解体后才能进行的，有些是与其它项目同时进行或附带进行的，有些是变压器投运前或投运后的例行检查、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种破坏性试验，对试验设备的要求很高，现场条件一般很难满足，所以是变压器绝缘水平的一种考核项目。（1）绝缘试验和油试验绕组直流电阻的测量是一个很重要的试验项目，次序排在变压器试验项目的第二位。在变压器的所有试验项目中，这是一项方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关以及导线接头接触不良等故障；

2、电气预防性试验方法吸收比或极化指数能够反映绝缘受潮，至今仍然是诊断受潮故障的有效手段。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小对绕组绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比较低。有资料表明，同一电压等级、同样容量、同一规格的变压器，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的设计、绝缘材料选用的不同所致。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（实际上是根据Cx的变化量ΔCx进行判断）仍然是故障诊断的有效手段。不仅如此，tanδ和电容量Cx已经从离线测量发展到了在线监测阶段。吸收比或极化指数能够反映绝缘受潮，至今仍然是诊断受潮故障的有绝缘油试验、油中含水量、油中含气量以及油中糠醛含量测量都属于油务试验或油化验的范畴。而作为一种故障诊断方法，油务试验似乎没有得到应有的重视。造成这种状况的原因之一在现场，在实际工作中，有时会发生这样的事情：对同一台设备取油样，高压试验班的结果与油化验班的结果有较大出入；也发生过这样的事情:对110kV少油断路器做泄漏电流试验时发现，泄漏电流值超标，初步判断绝缘拉杆受潮。而这时，油化验的结果也显示，油中含水量超标。最后的检查结果是，断路器顶部将军帽有砂眼，下雨时进水。油化验的结果有一定分散性，这种分散性来源于取样、送检、化验全过程。其实，油中溶解气体分析也有类似的问题，例如分析CO2的含量时，要防止油中特征气体的逸出、回溶、外界气体的侵入。因为空气中本来就含有约0.3%的CO2。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（2）局部放电测量和绕组变形检测导致绕组变形的原因主要有：①绕组绝缘和机械结构强度先天不足，绕制工艺粗糙，承受正常容许的短路电流冲击能力差；②变压器出口短路，出口短路形成的巨大的短路冲击电流产生的电动力使绕组扭曲、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的故障诊断技术。根据资料介绍，可以采用频谱法等来检测变压器绕组变形，但目前还没有形成相应的判断标准和规范。在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部的磁路结构发生变化，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会发生一定的变化，通过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。（2）局部放电测量和绕组变形检测3、油中溶解气体分析法通过试验发现：任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度变化，在特定的温度下，有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中故障特征气体产生的主要原因，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种气体的总量。由于分接开关接触不良，铁芯多点接地和局部短路，导线过电流发热和接头不良等变压器内部裸金属过热引起油裂解的特征气体，主要是CH4、C2H4，其次是C2H6。3、油中溶解气体分析法变压器内部发生各种性质的故障都要产生H2，当H2含量偏高时，可能是变压器中进水.变压器主要的绝缘材料是绝缘油、绝缘纸和板等，在运行中将逐渐老化。绝缘油分解产生的主要气体是氢、烃类气体，而绝缘纸等固体材料分解产生的主要气体是CO和CO2。变压器发生低温过热性故障，因温度不高，往往油的分解不剧烈，因此烃类气体的含量并不高。而CO、CO2含量变化较大，故而用CO和CO2的含量判断变压器固体绝缘老化状况。基于油中溶解气体类型与内部故障性质的对应关系，提出了多种以油中特征气体为依据的判断设备故障的方法。变压器内部发生各种性质的故障都要产生H2，当H2含量偏高时，（1）特征气体判别法故障点产生烃类气体与故障源的能量密度之间有密切的关系故障性质特征气体的特点一般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，但未构成总烃主要成分，H2含量较高局部放电总烃不高，H2＞100×10-6，CH4占烃中的主要成分火花放电总烃不高，C2H2＞10×10-6，H2含量较高电弧放电总烃高，C2H2高，H2含量高（1）特征气体判别法故障性质特征气体的特点一般过热性故障总烃（2）IEC三比值法三比值法在变压器故障诊断中发挥了重要作用，但是该方法在应用中存在以下几个问题：①只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时，才能进一步用三比值法判断故障性质。换言之，当油中特征气体含量或产气速率未达到注意值时，不宜应用三比值法进行判断；②在实际诊断过程中，有时会出现编码缺损的情况，即根据编码规则和分类方法得到的编码超出了已知的编码列表，因而无法确定故障性质；③当多种故障同时发生时，三比值法难以区分。针对特征气体法中的语义表达、三比值法中的编码缺损等问题，已经有人在这方面做了不少工作。（2）IEC三比值法

②充分利用了TURBO—PROLOG语言的特点，实现目标驱动的反向推理，并引入了模糊逻辑，成功地处理了某些模糊问题。③本系统的数据库由气体分析与绝缘预防数据库和动态数据库两部分组成。前者可将各种气体数据和绝缘预防数据作为历史资料存档，以便用户随时查询、管理。最后得出的结论，不但根据当前的输入数据，而且还综合历史变化的趋势进行纵向分析，以及对有关试验数据进行横向分析。

（2）变压器故障诊断的人工神经网络（TFDANN）1）TFDANN的结构TFDANN的实质就是用来模拟人脑的信息处理功能，它具有自组织、自学习的能力，能映射高度非线性的输入、输出关系。TFDANN工作过程由学习期和工作期两个阶段组成。

TFDANN采用神经网络的模块化结构，其各模块样本训练是独立进行的。结构如图5－16所示。

其中BP1是特征气体法模块，输入特征元素X1～X6分别为H2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、CO等6种气体在TCG中的含量，其输出Y1～Y4分别对应变压器故障诊断正常、过热、电晕、电弧4种情况，其结构如图5－17所示。

图5－16中BP2为三比值法模块，其中X7～X9分别为C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的比值数据特征元素，输出Y5～Y12分别对应变压器的故障性质。BP4为变压器外部检查模块，输入特征元素X16～X20分别为变压器运行的油温、油位、各种噪声等数据，其输出Y16、Y17对应变压器外部及内部是否异常。

TFDANN主模块根据各分模块输出的结果进行归纳，最后输出TFDANN诊断结论。2）TFDANN的特点①采用反向传播BP网络，具有良好的模式分类能力，引入模糊逻辑理论，较好地处理了一些数据不确定性问题。②将网络的输入/输出分别与故障征状和故障性质相对应，建立了神经网络的模块化结构。它不但极大地简化了样本训练的过程，使用户输入信息量大为减少，同时，网络的节点、隐层节点和激活函数趋向简单，加快了诊断速度，有利于软件的更新和维护。5、智能型系统法（TFDAI）

人工智能（AI）是一门新兴的边缘科学，它已引起了许多学者的重视，并具有越来越重要的实用意义。（1）TFDAI的结构

智能型系统TFDAI采用的是TFDES和TFDANN“局部结合”的途径，两者既保持了原有的各自结构，相互之间又处于密切的联系，并将各自的困难问题转化成另一种方法去解决。TFDANN主模块根据各分模块输出的结果进行（2）TFDAI的工作原理

智能型系统中TFDANN是完成变压器故障诊断工作的核心环节，逻辑推理部分Ι和ΙΙ具有独立的专家系统推理机制和逻辑判断功能。（3）TFDAI的特点①诊断速度快。由于系统采用了模块化结构，既体现了并行处理的特点，又具有逻辑推理功能。②训练时间减少，由于采用了分层网络结构，使TFDANN样本总的训练时间相应减少。③适应性强、正确率高、维护方便是本系统的最大优点。④TFDES和TFDANN的结合是完成模拟人类智能思维的必然道路。（2）TFDAI的工作原理本章结束本章结束电力变压器的试验与状态分析电力变压器的试验与状态分析油浸式变压器干式变压器SF6试验变压器油浸式变压器干式变压器SF6试验变压器国家标准规定的联结组别（5种）

Yyn0、Yd11、YNd11、YNy0、Yy0变压器连接组别（16种）Yy：Yy0、Yy4、Yy8、Yy6、Yy10、Yy2六种联结组别，标号为偶数Yd：Yd1、Yd5、Yd9、Yd7、Yd11、Yd3六种联结组别，标号为奇数变压器联结方式

变压器接线方式有4种基本连接形式：“Y，y”、“D，y”、“Y，d”和“D，d”。我国只采用“Y，y”和“Y，d”。国家标准规定的联结组别（5种）变压器连接组别（16种）变压器外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。内绝缘：绕组绝缘、内部引线绝缘等。主绝缘：各侧绕组之间绝缘和绕组对地绝缘。纵绝缘：线圈的匝间、层间绝缘。全绝缘：绕组的所有出线端都具有相同的对地工频耐受电压水平。分级绝缘：绕组的接地端或中性点绝缘水平比绕组线端绝缘水平低。变压器绝缘外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。变压器绝缘第一节电力变压器的绝缘试验

由于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。因此要认真地对变压器进行定期的绝缘预防性试验，试验周期一般为1～3年进行一次停电试验。不同电压等级、不同容量、不同结构的变压器试验项目略有不同。

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有关，它们的变化反映了绝缘工艺质量或受潮情况，但是一般而言，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，最主要的是耐电强度。（参考《规程》要求）第一节电力变压器的绝缘试验由于电力变压器

对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度；对于更高电压等级的变压器，还要进行冲击试验。

由于冲击试验比较复杂，所以220kV以下的变压器只在型式试验中进行；但220kV及以上电压等级的变压器的出厂试验也规定要进行全波冲击耐压试验。对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1mi

变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变化倍数大得多。

测量绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比和极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷。

变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻值。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，可以测出被测部分对地和不同电压部分间的绝缘状态。测量的顺序和具体部件见下表。一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电测量的顺序和具体部件测量的顺序和具体部件变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50℃时测量，不同温度（t1,t2）下的电阻值（R1、R2）可按工程简化公式规算：在实际测量过程中，会出现绝缘电阻高、吸收比反而不合格的情况，其中原因比较复杂，这时可采用极化指数PI来进行判断，现场试验时，PI应不小于1.5。变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50℃时测量，不同温度（t1,变压器绝缘电阻及吸收比测量中可能出现的几种情况（1）绝缘电阻高、吸收比较低这种情况一般反映变压器的绝缘状态良好。产生吸收比较低的原因：由于变压器夹层绝缘介质的绝缘性能改善使得吸收过程延长所致。如要进一步对其绝缘状态进行判断，可对变压器进行加温测试，在变压器温度升高的过程中对绝缘电阻及吸收比进行监测。由于绝缘电阻具有负的温度系数，将出现绝缘电阻随温度的升高而减小；而由于温度升高后，变压器吸收现象变得更加明显，使得吸收比随温度的升高而增大。变压器绝缘电阻及吸收比测量中可能出现的几种情况（1）绝缘电例：某变压器在油温16oC时测得的绝缘电阻为7080M，吸收比为

1.16，吸收比偏低。为进一步分析变压器状态，对变压器进行加温测试，在34oC时测得绝缘电阻为3650M，吸收比为1.33，符合吸收比数值的基本要求。经其他绝缘特性试验后，综合分析确认该变压器的绝缘合格。（2）绝缘电阻低、吸收比较高。这种情况一般是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。例：某变压器在油温16oC时测得的绝缘电阻为7080M，吸实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常交接试验标准要求：变压器绝缘电阻交接试验测试值不低于产品出厂试验值70%实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常交接试验标准吸收比基本正常变压器绝缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。交接试验中最可能产生这种情况的原因：绝缘油受潮或被污染。因此，应当重点检测绝缘油吸收比基本正常变压器绝缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由绝缘油tan110kV变压器交接试验标准规定：绝缘油注入设备前的介质损耗因数不应大于0.5%，注入设备后不应大于0.7%。试验结果显示：测试数据没有超过规程要求。但两次测量数据的变化明显，因此判断绝缘油存