变压器的试验与状态分析

1、1,电力变压器的试验与状态分析,2,第一节 电力变压器的绝缘性试验,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，一般为13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。,3,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

2、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。出厂试验中，常采用二倍以上额定电压进行耐压试验，这样可以同时考核主绝缘和纵绝缘。 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。 例如，各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的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的变化倍数比介质

3、损失角正切值变化倍数大得多。,4,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。将空闲绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘状态，测量的顺序和具体部件见表5-1。,一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量,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,t2）下的电阻值（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，极化指数定义为加压10min时绝缘电阻与加压1min的绝缘电阻之比，即PI=P10

4、/P1。目前现场试验时，常规定PI不小于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的灵敏度。运行检测经验表明，测量泄漏电流能有效地发现用其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。 双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如表5-2所示。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5-3列出了试验电压的标准。,6,表5-2 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，为了是读数准确，应将微安表接在高电位处。,7,三、介质损耗角正切测量 测量变压器的介质损耗角正切值tan主要用来检查变压器整体受潮、釉质劣化、

5、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷等，是判断31.5MVA以下变压器绝缘状态的一种较有效的手段。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。 表5-4给出了规定tan测量值，测量结果要求与历年数值进行比较，变化应不大于30%。,表5-4 介质损耗角正切值规定,8,平衡电桥测量方法 由于变压器外壳均直接接地，采用QS-1型西林电桥的反接法进行测量。对双绕组和三绕组变压器的测量部位见表5-5,9,对于三绕组变压器测量C及tan的接线方式如图5-2所示。,（a）高压-中、低压及地 （b）中压-高、低压及地 （

6、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,10,四、交流耐压试验 交流耐压试验是鉴定绝缘强度最有效的方法，特别对考核主绝缘的局部缺陷。如绕组主绝缘受潮、开裂、绕组松动、绝缘表面污染等，具有决定性作用。 交流耐压试验对于10kV以下的电力变压器每15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。 电力变压器更换绕组后的交流耐压试验标准见下表。,11,在变压器注油后进行试验时，需

7、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.。,交流耐压试验标准,12,错误接线一：双绕组均不短接,13,错误接线二：双绕组均仅短接,14,。,由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近X端的电位比所加的高压高。又因为非被试绕组处于开路状态，被试绕组的电抗很大，故由此将导致X端电位升高，显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免,图5-3 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,15,五、变压器油中水分测量 测量绝缘电阻、泄漏电流和tan可以定性判定变压器绝缘是否受潮，但不能直接定量地

8、测定变压器油纸中含水量。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。 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。,16,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

9、，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。 见表所示，对运行时的变压器应尽量在顶层油温高于50C时采样。,17,六、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播的，起始放电脉冲是按分布电容分布的。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。 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

10、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。,18,2.变压器局部放电测量 变压器局部放电测量主要包括三种情况：单相励磁变压器、三相励磁 变压器和变压器套管抽头的测量，它们测量的基本接线如图5-6所示。,19,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,20,2.变压器局部放电测量中的干扰抑制 消除变压器局部放电测试现场的干扰，对准确测量至关重要。变压器现 场试验的干

11、扰有两种情况： 一种是试验回路未通电前就存在干扰，其主要来源于试验回路以外的其 他回路中的开关操作、附近高压电场、电机整流和无线电传输等； 另一种是在试验回路通电后产生的干扰，这种干扰包括试验变压器本身 的局部放电、高压导体上的电晕由于或接触不良放电，以及低压电源测局部 放电、通过试验变压器或其他连线耦合到测试回路中的干扰等。 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。起始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。其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。,21,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

12、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。而局部过热、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。 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

13、下表。,22,表5-9 不同绝缘故障气体成分的变化,23,根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括： (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。,24,一、特征气体产生的原因 在一般情况下，变压器油

14、是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为CO：100L/L，CO2：35L/L，H2：15L/L，CH4：2.5L/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见下表。,25,油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析 仪分析得出。根据这些气体的含量、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。 二、特征气体变化与变压器内部故障的关系 变压器油故障判断标准 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

15、发展 趋势进行评估。下表给出了变压器中溶解气体含量的标准。,26,变压器油故障定性分析,27,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。 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。,28,3、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

16、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。 下表给出了三比值法的编码规则。,29,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/C2H43，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/C2H6作横坐标，形成T（过热）D（放电）分析判断图。,30,用TD图法（见图57）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，除悬浮电位的放电性故障外，大多以

17、过热状态开始，向过热区或放电区发展。而以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。 放电区属于要严格监控并及早处理的重大隐患。当然，这并不是说在过热区运行就无问题，例如当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。,31,第三节 电力变压器的电压比、极性和组别试验 一、变压器极性组别和电压比试验的目的和意义 变压器线圈的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，才可以正确运用。对于两线圈的变压器来说，若在任意瞬间在其内感应的电势都具有同方向，则称它为同极性或减极性，否则为加极性。 变压器联结组是变压器的重要参数之一，是变压器并联

18、运行的重要条件，在很多情况下都需要进行测量。 在变压器空载运行的条件下，高压绕组的电压和低压绕组的电压之比称为变压器的变压比： （53）,32,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）判定绕组各分接的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、直流法确定变压器的极性 测量变压器绕组极性的方法有直流法和交流法，这里介绍简单适用的直流法：用一节干电池接在变压器的高压端子上，在变压器的二次侧接上一毫安表或微安表，实验时观察当电池开关合上时表针

19、的摆动方向，即可确定极性。,33,如图58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。,34,2、直流法确定变压器的组别 直流法是最为简单适用的测量变压器绕组接线组别的方法，如图59所示是对一接法的三绕组变压器用直流法确定组别的接线，对于其他形式的变压器接线相同。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。 这9个测量结果的表示方法为

20、：用正号“+”表示当高压侧电源合上的瞬间，低压侧表针摆动的某一个方向，而用负号“-”表示与其相反的方向。如果用断开电源的瞬间来作为结果，则正好相反。另外还有一种情况，就是当测量或接法的变压器时，会出现表针为零，我们用“0”来作为结果。,35,3、用QJ35型变比电桥测量变压比 QJ35型变比电桥测量变比的步骤： 在使用之前首先要知道变压器绕组的极性或接线组别. 把试品的额定K值根据名牌表示计算出来并取4位有效值。 将电桥上的A、B、C、a、b、c分别和变压器的A、B、C、a、b、c连接起来，对于三绕组的变压器，还有Am、Bm、Cm，对于单相变压器，B、b代X、x，C空接。 将电桥上的K值按计算

21、出来的结果设置； 三相变压器应先放置在 位上。如果是 或 接法的变压器，短接开关放在“0”上。,36,极性开关放在变压器的已知接法单相一或十。三相变压器16组为“+”极性，712组为“-”极性 ，其他开关都放在关或“0”上。 插上电源，注意核对相线与中性线的正确性，闭合放大器电源开关K1,然后把灵敏度旋至最大，调节零位使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表指针不超过满度。 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，此时误差盘上的指示就是变比的误差，将其记录。 降低电压关闭试验电压进行三相变换，注意不能

22、带电进行，然后继续按第7步进行； 测试完毕，将所有开关放在关或零位，待下次使用。,37,三、注意事项和结果分析 （1）直流法确定极性时，试验过程应反复操作数次，以免发生因表针摆动快而作出错误的结论。 （2）在测量组别时，对于变压比大的变压器应选择较高的电压和小量程的直流毫伏表，微安表或万用表；对变压比小的选用较低的电压和较大量程的毫伏表，微安表或万用。 （3）变压器的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，可以轮流在各个线圈所有分接位置下测定，而其相对的带分接线圈则应接在额定分接上。 （4）带有载调压装置的，必须采用电动操动装置变换分接。 （5）整个测量过程要特别注意变压器

23、A和a不能对调，否则高压将会进入桥体。 （6）当逐渐增加试验电压时，电压表迅速上升至满度时应关掉电源进行检查。 （7）对所测得的结果，各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同；额定分接电压比允许偏差为，其他分接的偏差应在变压器阻抗值的以内，但不能超过。,38,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，DL/T596-1996预试规程的试验次序排在变压器试验项目的第二位。 规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和13年1次等必试项目。 在变压器的所有试验项目中是一项较为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

24、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的有效手段,39,一、DL/T596-1996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13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。 2、试验要求 1)变压器容量在16MVA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

25、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。,40,4)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: （57） 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的电阻值； 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 助磁法 助磁法是迫使铁心磁通迅速趋于饱和，从而降低自感效应归纳起来可缩短时间常数，大体有以下几种方

26、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。 （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。,41,2、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。,42,（2）磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外

27、，还在非被测绕组中通电流，使两者产生的磁通势大小相等、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。 其测量接线如图511所示,43,三、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7.23L/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变化前绕组曾补焊过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

28、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。,44,2、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1011.7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4.96.4u欧和14.116.4u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

29、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。 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，经重新调整组装后恢复正常。,45,4、绕组引线连接不良故障的诊断,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，其不平衡率仍

30、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。,46,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，但现场测试中应遵循如下相关要求，才能得到准确的诊断效果。 1)通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

31、度，待仪表指针基本稳定后读取电阻值，提高一次回路直流电阻测量的正确性和准确性。 2)测量的数据要进行横向和纵向的比较，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程和测量设备进行分析。 3)分析数据时，要综合考虑相关的因素和判据，不能单搬规程的标准数值，而要根据规程的思路、现场的具体情况，具体分析设备测量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，以得到正确判断结论。 5)重视综合方法的分析判断与验证。如有些案例中通过绕组分接头电压比试验，能够有效验证分接相关的档位，而且还能检验出变压器绕组的连接组别是否正确。,47,第五节 电力变压器

32、的短路和空载试验 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。 变压器的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。空载电流用它与额定电流的百分数表示，即：,48,进行空载试验的目的是：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。 变压器的短路

33、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： （59） 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： （510） 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。 进行负载试验的目的是：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。,49,二、变压器空载和负载试验的接线和试验方法 对于单相变

34、压器，可采用图512所示的接线进行空载试验。对于三相变压器，可采用图513和图514所示的两瓦特表法进行空载试验。 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。,50,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,51,三、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

35、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。 四、试验结果的计算 1、空载试验结果的计算 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：,52,第六节 电力变压器的综合分析与诊断 电力变压器是供配电系统中广泛使用的重要且昂贵的高压电器设备，在运行中变压器一旦发生损坏性故障，则将直接影响电网的供电，除修复费用大外，还会造成更大的直接经济损失。因此选用高质

36、量的变压器，提高运行维护水平，使用有效的故障诊断技术，具有十分重要的实际价值。 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。,53,2、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

37、水分存在时，还会产生氢气。 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：导体故障；磁路故障；接点或连接不良。,54,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，详见表519。,55,4、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。 5、变压器绕组变形 在运输

38、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。,56,二、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

39、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。 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

40、、电晕等。,57,（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。 （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

41、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。,58,2、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。 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

42、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。但是，对于铁芯、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障、说明问题。 这主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单、绝缘介质单一，正常情况下基本上不承受电压，绝缘更多的是起“隔爆”作用，而不象绕组绝缘要承受高电压。,59,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tan和电容量Cx（实际上是根据Cx的变化量Cx进行判断）仍然是故障诊断的有效手段。不仅如此，tan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

43、中糠醛含量测量都属于油试验或油化验的范畴。而作为一种故障诊断方法，油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。 实例： 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

44、气中本来就含有约0.3%的CO2。,60,总的说来，油化验在变压器故障诊断中还是有较大价值的。比如：糠醛含量的大小能够反映绝缘的老化程度；绝缘油的耐压试验能说明油质的好坏等等。 （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： 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； 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。,61,在现有的条件下，对变压器绕组

45、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。 3、油中溶解气体分析法 通过油中溶解气体分析试验发现：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。

46、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。,62,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C

47、O2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。 油中溶解气体分析方法是充油电气设备内部故障早期诊断的有效方法，这不仅为IEEE 所认可，而且被实践所证实。对于电气设备中充油量最大的电力变压器，油中溶解气体分析自然是非常有效的故障诊断方法。,63,（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，C2H2510-6严重过热性故障总烃较高，C2H2510-6，但未构成总烃主要成分，H2含量较高局部放电总烃不高，H210010-6，CH4

48、占烃中的主要成分火花放电总烃不高，C2H21010-6，H2含量较高电弧放电总烃高。,64,（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： 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； 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； 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。 此外，随着判断方法的改进，人们发现，变压器油中的溶解气体CO和CO2能够反映一定的故障，一些气体的产气速率