ch4变压器
电力变压器预防性试验标准
4）用M型试验器时试验电压自行规定
5
电容型 套管的tgS和电容 值
1）1〜3年或自行规定
2）大修后
3）必要时
1）用正接法测量
2）测量时记录环境温度及变压器（电抗器）顶层油温
6
绝缘油
1）1〜3年或自行规定
试验
2）大修后
3）必要时
7
交流耐压 试验
1）1〜5年（10kV及以下）
2）大修后（66kV及以下）
2）烃类气体总和的产气速率大于
率判断，必要时缩短周期进行追踪分析
1
解气体色
电抗器为3个月；b）220kV变压器为6
0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式），或
3）总烃含量低的设备不宜米用相对产气速率进行
谱分析
个月；c）120MVA及以上的发电厂主变
相对产气速率大于10%/月则认为设备有
判断
20〜35
66〜330
500
直流试验电压kV
5
10
20
40
60
2）与前一次测试结果相比应无明显变化
11
绕组所有 分接的电 压比
1）分接开关引 线拆装后
2）更换绕组 后
3）必要时
1）各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合 规律
2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为 ±1%;其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为土0.5%，其
5）吸收比和极化指数不进行温度换算
4
绕组的
tgs
1）1〜3年或自行规定
2）大修后
3）必要时
1）20C时tgS不大于下列数值：
330〜500kV0.6%
66〜220kV0.8%
变压器油中溶解气体检测
变压器油中溶解气体检测一、油中溶解气体检测的意义及原理1.油中溶解气体检测的意义电力变压器是电网的核心设备，其运行可靠性影响着电网的安全稳定。
大多数变压器故障都是由内部局部微小缺陷逐步演变形成的。
变压器构造为结构复杂的全密封箱体，其内部缺陷难以通过外部测量手段监测，但其导致的放电或过热现象，不同程度上均会导致变压器绝缘油及绝缘纸等固体绝缘材料发生一系列化学反应，生成不同类型的故障特征气体，并溶解于变压器油中。
如同诊断人体疾病最常用的“验血”手段，通过对油中溶解特征气体浓度及比例的检测或监测，可及时发现变压器大部分内部隐患和缺陷。
常用的变压器油中溶解故障特征气体主要为氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）七种。
2.油中溶解气体检测方法常用的多组分气体检测方法主要包括气相色谱法、光声光谱法、电化学传感器法、半导体传感器法等。
气相色谱法通过气相色谱检测器测量油中溶解气体的浓度，其具有技术成熟度高、测量灵敏的优势，但存在需要更换载气、色谱柱的问题；光声光谱法属于一种光学气体检测方法，其具有测量周期短、无需载气、维护量少的优势，但存在国产化程度低的问题，且部分气体（如乙炔）检测灵敏度仍有待提升。
电化学传感器法与半导体传感器法检测原理类似，均是通过待测气体改变传感器/半导体本身的特性后产生的电流信号来测量气体浓度，均具有灵敏度高、成本低的优点，但都同样存在气体间交叉干扰的影响，且长期可靠性较差。
目前常用于在线监测的油中溶解气体检测装置主要采用了气相色谱与光声光谱技术。
气相色谱技术成熟度高，主要零部件实现了全国产化，具有价格优势；光声光谱技术具有检测周期短、维护量少的优势，入网率逐年上升，但由于其主要核心部件（光源、麦克风）仍依赖进口，导致其成本较高，价格较贵。
二、油中溶解气体在线监测装置入网检测目前，油中溶解气体在线监测装置在变压器状态监测中具有广泛的应用，但变压器运行环境复杂，如何保持油中溶解气体在线监测装置在运行中的测量准确性（精度）是面临的一大难题。
变压器油色谱分析及故障判断
变压器油色谱分析及故障判断摘要：目前变压器已大量运用于各企业，我公司目前投运的变压器已达上千台，对变压器的检修与维护直接关系到下游产业的产能，文章就变压器色谱分析问题进行了专门的阐述。
关键词：气体成分故障判断、产气速率、三比值及注意事项。
前期我厂进行变压器油色谱分析时发现电除尘高频柜出现大量积的H2超标现象，但是其它数据皆在合格范围之内，对此车间分厂管理员进行了详细的技术攻关。
经过查阅大量资料及咨询相关专家判断本次H2超标是由于受潮导致。
目前变压器油色谱分析已被广泛应用于变压器的内部故障检测，但是针对数据分析还存在一定的盲区，文章对目前主要的数据分析手段进行详细讲解，不足之处希望及时指正。
1、气体成分故障判定法变压器油在不同故障产生温度不同，也就会产生不同的气体，根据各种气体的含量不同用以推算故障点的能量释放大小，根据主要气体含量来判断故障。
故障类型主要产生气体次要产生气体油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘中局部放电H2、CH4、C2H2、CO CO2、C2H6油中火花放电H2、C2H2油中电弧H2、C2H2CH6、C2H4、C2H6油和纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH6、C2H4、C2H6进水受潮或油中气泡H2注意事项：根据表格中不同故障类型所产生的主要气体成分不同来判断故障比较简单、明了。
该方法具有直观、方便、快速的特点。
当油中特征气体含量很高、超过注意值很多时，一般用特征气体含量法就很容易判断出故障的存在。
但是，油中溶解气体含量的注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，有些设备在无故障情况下气体含量也会超过注意值，反之，有的设备气体含量尚未达到注意值却已出现故障。
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中指出H2超标的原因有很多，若果只是H2超标应注意其它其它含量综合考虑气体的产生原因。
我厂出现的H2超标现象经三比值与其它气体含量综合考量，判断为变压器在制造过程中工艺不严导致受潮，在运行过程中水分被分解成H2。
变压器氢气超标原因分析及处理措施
变压器氢气超标原因分析及处理措施摘要：目前在电力行业中，变压器得到大范围普及，但是在实际运行中，由于各种主客观因素的影响比如变压器的制造质量、调试安装以及运行环境劣化等因素，容易导致变压器出现高低温过热以及放电的故障引起变压器氢气超标。
本文结合自己的实际工作经验在相关数据通过探究变压器氢气超标原因，并给出相应的处理措施，以期为变压器氢气超标问题提供一定的参考，促进变压器在电力运行中发挥最大的作用。
关键词：变压器；氢气超标；原因分析；处理措施引言在实际工作中，为了促进电力系统运行的安全性和稳定性，降低变压器发生故障的频率，积极对变压器可能存在的安全隐患进行预知和及时发现是十分必要的，直接影响变压器的稳定工作。
大多数的变压器在长期运行后一些元件及部位的温度就会偏高，以及放电这样一来其中的变压器油、绝缘材料就有可能被分解成含有CH4、C2H2等烃类气体，而这些气体的出现会导致变压器油中氢气含量超标，而一旦发生氢气含量超标，必然会使变压器绝缘油加速老化，大大地降低绝缘材料性能乃至变压器的使用寿命，严重影响变压器的散热以及冷却效果，这样会引起绝缘破坏，造成变压器损坏及安全事故。
因此要对变压器进行定期的检查，要能够及早地发现变压器是否出现局部放电、绝缘损坏等故障的情况。
1.氢气超标对变压器的危害氢气由于具有较高的湿度，导致氢气的密度很大，增加了发电机通风损耗,降低了发电机的运行效率。
在实际工作中氢气含量超标会严重影响变压器的正常运行，易造成变压器出现短路的事故。
如果变压器氢气的含量过高，一旦工作的环境或者条件出现改变，比如运行的环境气温过热、运载过大、内部压力过高等问题发生时，变压器中的油就会变成极其小的气泡，然后从油中分离出来，聚集到绝缘材料的上面，慢慢形成气泡，为气体电晕放电提供了环境。
如果空气中含有大量的氢气，空气中的湿度就会越高，使气体的介电强度大幅度减弱，绕组就会处于潮湿的环境中，使绝缘电阻的阻值减小，在此背景下，变压器绝缘表面放电的电压就会降低，在高电压作用下，气体或液体介质沿绝缘表面发生的破坏性放电引和绝缘被击穿的问题[1]。
电力变压器的油色谱分析
电力变压器的油色谱分析目前，在变压器的故障诊断中，单靠电气试验的方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器中气体的油中色谱分析这种化学检测的方法，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。
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。
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表5-9。
表5-9 不同绝缘故障气体成分的变化（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。
这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油表面，并进入气体继电器。
经验表明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。
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，在1997年颁布执行的电力设备预防性试验规程中，已将变压器油的气体色谱分析放到了首要位置，并通过近些年来的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。
三比值法变压器故障诊断
三比值法变压器故障诊断随着国民经济的快速发展，全社会对能源需求稳步提升，全国发、输、配电容量持续增加，整个电力系统随之也变得越来越庞大和复杂，众多大型油浸式变压器逐渐应用于电网中，电力变压器作为承担电压转换、电能输送以及分配的关键电气设备，其运行状态直接关系到整个供电系统的可靠性，一旦大型变压器出现故障,轻则导致设备受损损坏,重则将引发整个电力系统事故停电造成危害,甚至会发生火灾,引起人员伤亡,对国民经济造成重大损失。
所以，必须最大水准地防止和减少变压器故障和事故的发生，如何更早更准确地判断出变压器的故障成为人们亟待解决的关键问题。
近年来，电力工作者们总结出了一套行之有效的变压器故障诊断方法，即油中溶解气体分析法，简称DGA （DissolvedGasAnalysis），油中溶解气体分析法主要通过检测氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等变压器绝缘油中溶解气体的组分以及含量来判断故障类型，这种检测方法的最大优点在于不需要变压器等被监测设备停电1，便可对变压器内部的初期故障进行识别，从而有利于提前采取有效措施，减少损失。
现阶段进行基于油中溶解气体的变压器故障诊断主要采用三比值法，孙大根、牛高远等人都直接尝试将其应用于变压器故障诊断中。
不过实践中发现，现有的三比值法存有一些明显不足，诊断准确性有待提升且存有局限性。
1改进型三比值法为解决传统三比值法的不足，引入模糊聚类算法将其与三比值法相结合，形成了改进型三比值法，用以进行基于油中溶解气体的变压器故障诊断。
1.1传统三比值法进行变压器故障诊断依据油中溶解气体类型与变压器内部故障性质之间的对应关系，国内外提出了多种变压器故障诊断方法，诊断步骤通常可分为两步，第一步先判断有无故障，第二步判断故障的性质和类型。
1.1.1有无故障的判别判断有无故障通常依据国际国内标准，判断相对应气体含量是否超过了注意值，《变压器油中溶解气体分析与判断导则》中规定的溶解气体的注意值如表1所示。
变压器色谱在线监测系统及其关键技术
变压器色谱在线监测系统及其关键技术1 引言变压器是电力系统的主要设备之一，保证变压器的安全可靠运行，对提高电力系统的供电可靠性具有十分重要的意义。
变压器油中溶解气体色谱分析的在线监测方法是基于油中溶解气体分析理论，它直接在现场实现油色谱的定时在线智能化监测与故障诊断，不仅可以及时掌握变压器的运行状况，发现和跟踪存在的潜伏性故障，并且可以及时根据专家系统对运行工况自动进行诊断。
从变压器安全可靠运行的重要性与变压器油色谱在线监测装置的性价比来看，采用在线监测装置在技术和经济上有显著的优势，既提高了变电站运行的管理水平，又可为状态检修体系奠定基础。
因此，变压器油中溶解气体在线监测及故障诊断装置的应用具有重要的现实意义和实用价值。
本文中介绍了现有的几种在线监测方法，并以宁波某公司生产的MGA2000-6 型变压器油色谱在线监测系统为例，说明变压器色谱在线监测系统的原理及结构方式。
2 变压器在线监测方法从检测机理上讲，现有油中气体检测产品大都采用以下三种方法。
（1）气相色谱法。
色谱气体检测原理是通过色谱柱中的固定相对不同气体组分的亲和力不同，在载气推动下，经过充分的交换，不同组分得到了分离，经分离后的气体通过检测转换成电信号，经A/D 采集后获得气体组分的色谱出峰图。
根据组分峰高或面积进行浓度定量分析。
大部分变压器产品的在线监测都采用气相色谱法，但这种方法具有需要消耗载气、对环境温度很敏感以及色谱柱进样周期较长的缺点。
（2）阵列式气敏传感器法。
采用由多个气敏传感器组成的阵列，由于不同传感器对不同气体的敏感度不同，而气体传感器的交叉敏感是极其复杂的非线性关系，采用神经网络结构进行反复的离线训练可以建立各气体组分浓度与传感器阵列响应的对应关系，消除交叉敏感的影响，从而不需要对混合气体进行分离，就能实现对各种气体浓度的在线监测。
其主要缺点是传感器漂移的累积误差对测量结果有很大的影响；训练过程（即标定过程）复杂，一般需要几十到一百多个样本。
变压器油气相色谱分析
变压器油气相色谱分析一、基本原理正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等。
这些气体大部分溶解在油中。
当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。
随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断溶解在油中。
例如在变压器里，当产气量大于溶解量时，变有一部分气体进入气体继电器。
故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。
因此，在设备运行过程中定期分析溶解与由衷的气体就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并随时掌握故障的发展情况。
当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况做出判断。
二、用气相色谱仪进行气体分析的对象氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧（O2）、氮（N2）九种气体作为分析对象。
三、试验结果的判断1、变压器等充油电气中绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸。
设备在故障下产生的气体主要也是来源于油和纸的热裂解。
2、变压器内产生的气体：变压器内的油纸绝缘材料会在电和热的作用下分解，产生各种气体。
其中对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。
在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。
在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。
在故障温度高于正常运行温度不多时，油裂解的产物主要是甲烷。
随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。
在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃）的作用下，油分解产物中含有较多的乙炔。
如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。
有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。
利用色谱分析诊断变压器内部存在故障
利用色谱分析诊断变压器内部存在故障摘要：运用色谱分析技术判断变压器故障，本文根据变压器油产生的气体组分及比值来判断变压器故障类型及故障点。
由油气体的总烃值对该变压器的故障类型及故障点进行判断，诊断了变压器内部潜伏性的故障，证实了色谱分析预测、判断变压器故障的有效性。
关键词：变压器油气体色谱分析诊断引言目前，国内电力系统使用的大型变压器多为油浸式变压器，其内部变压器油和固体绝缘材料由于受电场、热、湿度、氧等因素的影响，会逐渐老化、分解，产生少量的氢、低分子烃类气体、一氧化碳和二氧化碳等气体，且大部分溶解在油中。
当变压器内部存在潜伏性故障或故障加剧时，油中溶解气体数量会相应增加，最终造成瓦斯保护动作。
显然，故障气体的组成、含量和产气速率是诊断变压器故障存在、发展以及故障性质的重要依据，通过分析溶解于绝缘油中各种气体的组分和含量，能发现变压器内部存在的局部过热或局部放电等潜伏性故障，为作出变压器的故障判断提供可靠的依据。
1.变压器油色谱分析的方法将变压器油中逸出的气体尽快转移到储气瓶中，并尽快分析。
分析对象为CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2及H2等7种气体。
通常总烃包括CH4（称C1）和C2H6、C2H4、C2H2（此3气体称C2）4种气体的总和；在各电压等级下，Φ1（C1+ C2）和Φ2（H2）在正常情况下的均值为150×10-6；Φ3（C2H2）在正常情况下，当电压大于等于330KV或小于220KV时，其值分别为1×10-65×10-6。
当运行变压器油中总烃气体的体积分数超过150×10-6；或乙炔气体的体积分数超过5×10-6或氢气的体积分数超过150×10-6时，应引起注意，但并不说明此时变压器肯定有故障。
2.变压器故障状态的判断2.1.1.特征气体法判断：当判断变压器内部可能存在潜伏性故障时，故障下产气的特征是诊断故障性质的又一个依据，可据此初步判断故障的性质。
变压器的故障与事故处理
变压器的故障与事故处理变压器故障主要发生在绕组、铁芯、套管、分接开关和油箱等部位，最常发生的故障是绕组故障。
其中，以绝缘老化和层间绝缘损坏最为多见，其次是套管，分接开关失灵，绝缘油劣化，铁芯和其他零部件的故障较少。
一、绝缘老化变压器绕组一般是A级绝缘。
在正常负荷下，其绝缘材料可以使用20年以上。
如果超负荷运行，其绝缘将加速老化。
绝缘老化后绝缘材料会变黑，并失去原有弹性而变得焦脆。
在这种情况下，只要绕组稍微受到振动或略受摩擦绝缘即可能完全损坏，导致匝间短路或层间短路。
绝缘老化后绝缘性能也明显下降，遇过电压时容易击穿。
为了防止和减缓绝缘老化，必须严格控制和掌握变压器的负荷，严格控制上层油温和温升。
二、绝缘油劣化变压器内的绝缘油在正常情况时，它有很好的电气绝缘性能和合适的黏度。
它能增加绕组层间、相间、绕组与铁芯之间以及绕组与油箱外壳之间的绝缘强度；同时，还能够充满变压器内的所有空隙，排除空气，避免各部件与空气接触受潮而降低绝缘性能。
变压器内的绝缘油还可以通过其循环，把变压器损耗转换的热量散发到油箱外的空气中，从而使变压器的绕组和铁芯得到冷却。
绝缘油有良好的消弧性能，能防止油箱内事故电弧的扩大。
由于绝缘油排除了油箱内的空气，除了有利于绝缘保持原有化学性能和物理性能外，还利于金属的防腐。
运行中的变压器变压器油，有可能与空气接触，并逐渐吸收空气中的水分，降低其绝缘性能。
绝缘油内只要含有/10000的水分，其绝缘性能就会降低为干燥时的1/8。
就是说，绝缘油受潮后容易造成击穿和闪烙，甚至造成事故。
变压器油可吸收和溶解大量气体。
由于油经常在较高的温度下运行，与空气中的氧接触，易生成各种氧化物。
这些氧化物带有酸性，容易使铜、铝、铁和绝缘材料腐蚀，并增加油的介质损耗。
经验表明，油在60～70℃时即开始氧化，但很少发生变质，但温度达到120℃时，氧化就激烈进行，变质加剧。
由于绝缘油劣化是变压器故障的主要原因之一，在运行中应加强对油的管理，注意以下几点：1、按期取样做简化试验，不合格者及时进行处理。
电力变压器的油色谱分析 (1)
电力变压器的油色谱分析目前，在变压器的故障诊断中，单靠电气试验的方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器中气体的油中色谱分析这种化学检测的方法，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。
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。
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表5-9。
表5-9 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、CO C2H6、CO2受潮或油有气泡H2油质中火花放电C2H2、H2（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）（4）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。
（5）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。
变压器试验
油中溶解气体色谱分析； 绕组直流电阻； 绕组绝缘电阻、 吸收比和极化指数； 绕组连同套管的电容量和tanδ ； 电容型套管的tanδ 和电容量； 绝缘油试验；
主变预试试验项目
铁芯绝缘电阻；
油中含气量； 绕组泄漏电流； 测温装置及其二次回路试验； 气体继电器及其二次回路试验； 冷却装置及其二次回路试验； 变压器绕组变形试验（6年）； 红外测温试验
目的: 检查铁心、夹件绝缘是否良好,防止两点接地. 周期: 1年 必要时 标准: 与初值相比无显著差别，运行中铁芯接地电流一般不 大于300mA
方法: 采用2500V的绝缘电阻表测量。 标准试验接线:
CC ─ 夹件 CL ─ 铁心 C ─ core C ─ clamps L ─ Laminations
本体变交接试验项目： 整体密封试验； 测量绕组连同套管的直流电阻； 测量绕组电压比； 检查引出线的极性； 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数； 测量绕组连同套管的介损tanδ 和电容量； 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
主变交接流电阻测量 绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量 绕组连同套管介损电容量测量 绕组直流泄漏电流 套管及末屏绝缘电阻测量 套管介损电容量测量
铁芯夹件绝缘电阻 油中溶解气体分析
油中溶解气体分析
油中溶解气体分析 新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运 的变压器，在投运后的第1、2、3、4、7、10、30天各进行 一次本项试验，运行中周期1个月。 运行中氢和烃气体含量超过下列任何一项值时应引起注 意。 总烃：150ppm 氢：150ppm 乙炔：0.5ppm 若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。 烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。
变压器试验项目、周期及要求
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表2
项 目
序 号 1 外观 水溶性酸pH值 酸值mgKOH/g 闪点(闭口) ≥5.4 ≤0.03 ≥140(10号、25号油） ≥135(45号油) 66～110kV ≤20
要
投入运行前的
求
运 行 油
说
明
透明、无杂质或悬浮物 ≥4.2 ≤0.1 1)不应比左栏要求低5℃ 2)不应比上次测定值低5℃ 66～110kV ≤35
1)如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，按要求中3) 项执行 。 2)不同温度下的电阻值按 下式换算
R2=R1[(T+t2)/(T+t1)]
式中R1、R2分别为在温度t1 、t2时的电阻值；T为计算用 常数，铜导线取235，铝导 线取225 。 3)无励磁调压变压器应在 使用的分接锁定后测量。
1)运行设备的油中H2与 烃类气体含量(体积分数) 超过下列任何一项值时应 引起注意： 总烃含量大于150×10-6 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10-6 (500kV变压器为1×10-6) 2)烃类气体总和的产气 速率大于0.25ml/h(开放 式)和0.5ml/h(密封式)， 或相对产气速率大于10%/ 月则认为设备有异常
18 25
35 45 55 85 140
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电力变压器的试验项目、周期和要求
变压器运行中产氢的故障识别与判断
变压器运行中产氢的故障识别与判断通过对运行中的油浸式变压器内部产氢机理的分析，提出了变压器内部故障产氢的识别和判断方法，并介绍了相关试验手段。
标签：变压器；故障；判断1 引言变压器产氢是变压器运行中常见的现象，这种情况的特征通常是以氢气含量为主的增长过程，其他气体为伴生增长。
氢含量不断增加，而总烃却不超注意值。
准确的识别和判断故障原因，既能使变压器及时得到处理，保证安全运行的可靠度；又能节省成本和时间。
实际运行中的变压器产氢的原因是多种类的，以产氢的危害性角度分析，有非故障性的和故障性的；以产氢的故障原因角度分析，有单一故障原因产氢和多故障同时并发产氢。
实践证明虽然产氢的故障原因各自情况不同，但它们各自都有各自的反应机理。
只要掌握了它们的机理，就可以对故障原因加以识别，并在故障早期做出准确的判断。
GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》和IEC中的三比值法适用于单一故障产氢，而对多故障同时并发产氢是不适用的。
2 非故障性和故障性产氢及危害2.1 非故障性产氢是指变压器在运行中产生氢气的故障原因本身对变压器运行是没有危害的。
如环乙烷的脱氢反应、水的锈蚀反应、变压器中不锈钢部件（不锈钢拉板、波纹储油柜等）加工过程中所吸附氢的释放、外部空气浸入等。
环乙烷的脱氢反应、水的锈蚀反应、变压器中不锈钢部件等非故障性产氢，由于产氢量较小，没有持续性，比较容易溶解到油中而稳定，对变压器的运行构不成危害。
但是外部空气的浸入要引起相当注意，浸入变压器中的水分在高电场和温度场下分解产生氢气。
由于浸入到变压器中的空气是持续的，变压器中的产氢量会逐步持续增长，达到一定量时氢气会使变压器内部的正压增高，而少量溶解在油中的气泡做不规则运动，如果气泡游离到在变压器绝缘要害部位，会诱发绝缘击穿。
因此非故障性产氢也不是一概都可以忽视的。
2.2 故障性产氢是指变压器在运行中产生氢气的故障原因对变压器运行是有危害的。
浅谈变压器油中溶解气体的形成及分析方法
浅谈变压器油中溶解气体的形成及分析方法摘要：随着社会经济的跨越式发展，电能的应用已然与人民生产和生活息息相关。
伴随着人们对用电安全性及可靠性的要求日益提高，保证可靠供电的责任也越来越大。
变压器作为电网安全运行的核心设备，其运行状态的正常与否就显得尤为重要。
关键词：变压器油溶解气体形成分析变压器是电力系统中最重要的设备，用途非常广泛。
变压器内的绝缘油和有机绝缘材料随着运行时间的增加，在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生极少量的气体，这些油中溶解气体包括氢气、甲烷、乙烯、乙烷、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等。
但是，当变压器内部出现故障时，油中气体的含量就会发生很大的变化。
随着故障的发展，当产气量大于溶解量时，便有一部分气体以游离气体的形态释放出来。
实践证明，绝大多数的变压器初期缺陷都会出现早期迹象，因此，测量分析溶解于油中的气体含量就能尽早的发现变压器内部故障。
1变压器油的作用变压器油作为绝缘介质，使各绕组之间以及绕组与铁芯和箱壳之间有良好的绝缘；另一方面它又是散热的媒介，将铁芯和绕组的热量进行传递冷却。
变压器油在运行过程中与空气接触的机会比较多，在保护不良的情况下，很有可能渗入雨、雪和露水等。
变压器在较高的温度下运行或是长时间过负荷时，上层油温在高温状态下，都会使变压器的油质变劣，电气绝缘强度降低。
因此，除处理好变压器的散热、防潮及防劣化三个问题外，还应定期地取油样试验或安装在线监测装置，以实时了解变压器油质在运行中的状态，及时发现问题应并解决，避免事故扩大化。
2变压器油中气体的产生变压器油与变压器内部的绝缘树脂材料在变压器运行过程中，受电场和磁场的作用以及铜和铁等材料催化作用的影响随着时间推移发生老化和分解。
变压器大多采用油纸复合绝缘，当内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热分解产生烃类气体。
变压器油中不同化学键结构的碳氢化合物具有不同的热稳定性，绝缘油随着故障点的温度升高依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃。
变压器试验项目、周期及要求
说明
绕组额定 1)1～3年或自 电压（kV)
3
6-10 20-35 66-330
绕组泄漏 电流
行规定。 2)必要时。
直流试验 电压(kV)
5
10
20
读取1min时的泄 漏电流值
40
绝缘油 试验
1)1～3年或 自行规定
2)大修后 3)必要时
2)与前一次测试结果相比应无明显变化 详见表2
第七页，共26页。
66～110kV ≤35
击穿电压kV
15kV以下 ≥30 15～35kV ≥35 66～220kV ≥40
15kV以下 ≥25 15～35kV ≥30 66～220kV ≥35
6
tgδ(90℃)%
330kV及以下≤1却至5℃在光线充足 的地方观察
按GB7598进行试验 按GB264或GB7599进行试验
3)大修后 4)必要时
则认为设备有异常
5)测试周期中1)项 的规定适用于大修后 的变压器
第一页，共26页。
电力变压器的试验项目、周期和要求
项目
周期
要
求
说明
1)如电阻相间差在出厂时超
1)1.6MVA以上变压器，各相绕组 过规定，制造厂已说明了这
1)1～3年或自行规 电阻相互间的差别不应大于三相 种偏差的原因，按要求中3)
3
2.5
3
3.5
18
15
18
15
6
6.9
25
21
25
21
10
11.5
35
30
35
30
15
17.5
45
38
45
38
20
变压器内气体成分
变压器内气体成分变压器是一种用来改变交流电压的重要电气设备。
在变压器内部，气体成分起着重要的作用。
本文将从不同角度探讨变压器内气体成分的特点和影响。
一、氮气（N2）氮气是变压器内最常见的气体成分之一。
它主要存在于变压器的绝缘油中。
氮气的存在对绝缘油的稳定性和电绝缘性能起着重要作用。
绝缘油中的氮气可以有效抑制氧气的存在，减少氧气引起的油化学反应，从而延长绝缘油的使用寿命。
此外，氮气还可以提高绝缘油的击穿电压强度，增强变压器的绝缘性能。
二、氧气（O2）氧气是变压器内的另一种重要气体成分。
由于变压器运行时不可避免地会有一定程度的油泄漏，进入变压器内的氧气会与油中的其他化合物发生反应，形成氧化产物。
这些氧化产物会降低绝缘油的绝缘性能，导致变压器故障。
因此，控制变压器内氧气的含量对维持变压器正常运行至关重要。
三、水分（H2O）水分是变压器内的另一个关键气体成分。
水分的存在会导致绝缘油的介电强度下降，增加变压器的绝缘击穿风险。
此外，水分还会与油中的其他化合物发生反应，产生酸性物质，进一步加速绝缘油的老化和降解。
因此，减少变压器内水分的含量是保持变压器正常运行的关键。
四、氢气（H2）氢气是变压器内潜在的危险气体成分之一。
在变压器运行过程中，由于电弧、放电等因素的作用，绝缘油中的一部分液体会分解产生氢气。
氢气具有极高的爆炸性，一旦积累到一定浓度，可能引发爆炸事故。
因此，控制和监测变压器内的氢气含量是保证变压器安全运行的重要措施之一。
五、其他气体成分除了上述主要气体成分外，变压器内还可能存在其他气体成分，如二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）等。
这些气体成分的存在可能源于变压器内部的油化学反应、绝缘材料的老化等因素。
尽管这些气体成分的含量较低，但它们的存在仍然可能对变压器的性能和安全性产生一定的影响，因此需要进行监测和控制。
变压器内气体成分的特点和影响是多方面的。
通过合理控制和监测变压器内的气体成分，可以提高变压器的性能和安全性，延长使用寿命，从而保障电力系统的稳定运行。
变压器色谱分析
变压器色谱分析1、过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。
又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。
裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，者含量较低，后者含量较高。
2、发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。
这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此般色谱法较难预测3、火花放电，是一种间歇性的放电故障。
常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。
产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高4、局部放电主要发生在互感器和套管上。
由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。
产生气体主要是氢气，其次是甲烷。
当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体5、变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显6、若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常7、变压器油总烃量达到150μL/L时，需引起注意，变压器油中氢和烃类注意值应不大于150ppm。
相关研究资料表明，电弧放电使油主要分解出乙炔、氢及少量甲烷。
局部放电主要分解出氢和甲烷。
变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙炔、丙烯等，而纸和某些绝缘材料过热还分解出一氧化碳和二氧化碳。
8、（1）当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气（H2）和总烃气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少。
（2）变压器内部出现放电故障也会出现氢气（H2）。
局部放电（能量密度一般很低），产生的特征气体主要是氢气氢气（H2），其次是甲烷（CH4）,并有少量乙炔（C2H2），但总烃值并不高；火花放电（是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电）时，乙炔（C2H2）明显增加，气体主要成分时氢气（H2）、乙炔（C2H2）；电弧放电（高能放电）时，氢气（H2）大量产生，乙炔（C2H2）亦显著增多，其次是大量的乙烯、甲烷和乙烷。
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第4 章变压器4.1 磁路的基本知识4.2 交流铁心线圈4.3 变压器*4.4 三相电力变压器4.5 自耦变压器*4.6 互感器*4.7 电焊变压器4.1磁路的基本知识用铁磁材料人为造成的磁通闭合路径称为磁路。
4.1.1 铁磁材料是一种自身有自然磁性小区域的材料，小区域称为磁畴。
没有外磁场，铁磁材料不显磁性。
带通电线圈的铁心，铁心中产生附加磁场，使总磁场显著增强。
其原磁化过程直线1曲线2FI因是磁畴被磁化沿外磁场作定向排列。
磁化过程：曲线2(磁化曲线)OA 段大部分磁畴的磁场沿外磁场方向排列，F 与I 成正比且增加率较大；AB 段所有磁畴的磁场最终都沿外磁场方向排列，铁心磁场从未饱和状态过渡到饱和状态；B 点以后饱和状态，铁心的增磁作用已达到极限，同直线1。
直线1F 与I 成正比且增加率较小直线1曲线2FOAB••电机、变压器等铁心中工作磁通选在磁化曲线AB 段4.1.2 磁路由铁心构成磁通的通路叫磁路。
铁心中的磁通F 称主磁通。
少量磁通通过空气也会构成回路称漏磁通。
主磁通F 与磁通势IN 和磁阻R M 的关系可与电路欧姆定律对应F 是由励磁电流I 产生的，I 与线圈匝数N 的乘积叫磁通势。
磁通通过铁心时，铁心物质会阻碍磁通通过，不同物质的铁心阻碍作用不同。
其阻碍作用用磁阻表示，记作R M 。
铁心磁路与电路对应关系磁路电路磁通F 电流I 磁通势IN 电动势E 磁阻R M电阻R磁路欧姆定律电路欧姆定律I = E/RMR IN=F E +-RIN-+UIF4.1.3 磁滞现象铁心线圈通入交流电，铁心将被反复磁化。
由于磁畴本身存在“惯性”，磁通的变化滞后于线圈电流的变化，磁滞现象。
4.1.3 磁滞现象磁滞现象要消耗一定的能量。
磁滞损耗根据磁滞回线铁心材料分为软磁材料和硬磁材料。
软磁材料硬磁材料磁“惯性”小磁“惯性”大磁滞损耗小磁滞损耗大制作交流电器设备铁心等制作永久磁铁等硅钢、铸钢、铁镍合金钨、钴钢、铝镍合金等OIФOIФ4.1.4 涡流交变磁通在铁心中产生感生电动势从而产生电流的现象。
如图(a)所示。
为了减小涡流将铁心做成许多彼此绝缘的薄片，如图(b)。
铁心中的涡流会使铁心发热从而消耗能量成为涡流损耗。
涡流损耗和磁滞损耗之和称为铁损，其值与磁通量和频率有关，二者值越大铁损越大。
4.2交流铁心线圈铁心线圈上加交流电压u →i →铁心中产生F 。
m44.4F fN U =F m 为交变磁通的幅值，单位为韦[伯](Wb )。
实验和理论推导可得出电压和磁通之间的关系为式中U 为加在铁心线圈上电压的有效值，单位是伏[特](V )；N 为线圈匝数；f 为电源频率，单位是赫[兹](Hz )；Фu +-i[例]一个有铁心的线圈，接在交流220 V 、50 Hz 的电源上，若要使铁心中产生磁通的最大值为0.002 Wb ，问铁心上的线圈至少应绕多少匝？匝496002.05044.422044.4m =⨯⨯==F f U N [解]根据公式m44.4F fN U =上题中如果铁心上的线圈只绕100匝，其它不变，通电后会产生什么后果？线圈只绕了100匝，磁通将远远超过了规定的最大值。
根据磁化曲线可知线圈中的电流将远远超过正常值，线圈通电后可能会被烧坏。
你想好了吗？4.3变压器4.3.1变压器的基本结构变压器是由铁心和线圈组成的。
铁心线圈铁心线圈1. 变压器铁心: 硅钢片叠压而成。
小型变压器也有用铁氧体或坡莫合金替代硅钢片；变压器铁心一般分为心式和壳式两大类；心式壳式铁心铁心绕组(I)(I)高压绕组高压绕组低压绕组低压绕组(a) 心式(b) 壳式2. 变压器绕组: 高强度漆包线绕制而成。
接电源的绕组称为原绕组，接负载的绕组称为副绕组；3. 变压器冷却装置: 油箱、散热器等。
4. 变压器的图形符号1 23 41、2 为原绕组3、4 为副绕组u2+-u1+-u1、u2分别为输入与输出电压4.3.2 变压器的工作原理1. 空载运行原、副绕组电压与匝数的关系为k N N U U ==21212. 变压器有载运行kN N I I 11221==原、副边电流有效值与匝数成反比。
k ：变压比[例] 有一台降压变压器，原绕组电压为220 V ，副绕组电压为110 V ，原绕组为2 200 匝，若副绕组接入阻抗为10 W 的阻抗，问变压器的变比、副绕组匝数，原、副绕组中电流各为多少?[解] 变压器变比为副绕组匝数为匝10012201102002 1212=⨯==U U N N 211022021===U U k 副绕组电流为A11A 1011022===L Z U I 原绕组电流为A5.5A 11200210012121=⨯==I N N I4.3.3 变压器的外特性在电源电压不变的条件下，变压器副绕组电压U 2 与电流I 2 的关系，即外特性OU 2I 2U 20I 2NU 2= f (I 2)2. 外特性还与负载的性质有关。
1.U 2随负载电流的增大而降低；电压变化率也可以反映副绕组电压的变化的情况。
电压变化率%100%Δ20N220⨯-=U U U U U 20 为空载电压电压变化率希望越小越好，一般为3% ~ 5%。
4.3.4变压器的损耗及效率1. 变压器的功率损耗外加电压固定时磁通固定，铁损不变，称固定损耗。
主要有两部分铁损耗铜损耗磁滞损耗涡流损耗铜损的大小随电流变化而变化，称可变损耗。
2. 变压器的效率效率=输出功率输入功率输出功率输出功率+铁损耗+铜损耗=×100%变压器效率一般在95% ~ 98% 以上，负载在40% ~ 60% 额定负载时效率最高。
*4.4 三相电力变压器电力系统一般采用三相制供电，变压器均系三相变压器。
三相变压器的结构三套高压绕组U1U2、V1V2、W1W2(原绕组)。
三套低压绕组u1u2、v1v2、w1w2(副绕组)。
高压绕组低压绕组工作时，原绕组根据额定电压和电力网线电压可以接成星形或三角形；副绕组根据供电需要可以接成星形或三角形。
油浸式电力变压器4.5自耦变压器原、副绕组共用一个绕组的变压器称自耦变压器。
k N N I I U U ===211221优点设原绕组匝数为N 1，副绕组匝数为N 2，则原、副绕组电压之比和电流之比与普通变压器相同，即结构简单节省材料体积小成本低缺点原、副绕组之间有电联系使用时一定要注意安全，要正确接线。
*自耦变压器可以用于升压*可调自耦变压器自耦变压器可以把抽头制成能够沿线圈自由滑动的触头，可平滑调节副绕组电压。
原绕组U1U2 接220 V 交流电压，u1u2 输出电压可在0 ~ 250 V 范围内调节。
原理图外形图自耦变压器使用时不安全状况这种接法因U2 端接地，此时连接灯泡的每根导线对地的电压都是200 V 以上，这对持灯人极不安全。
输入与输出电压接反＊4.6互感器在电工测量中，被测量的电量经常是高电压或大电流，为了保证测量者的安全及按标准规格生产测量仪表，必须将待测电压或电流按一定比例降低，以便于测量。
用于测量的变压器称为仪用互感器。
电压互感器互感器电流互感器4.6.1 电压互感器是降压变压器。
原绕组接待测高压，副绕组接电压表。
1122U N N U *需要N 2< N 1;*通常额定电压设计成标准值U 2 = 100 V ；*电压互感器可以接成三相使用；*副绕组不允许短路。
1212I N N I 电压互感器的接线电流互感器的原绕组串联在待测电路中，待测电流即为原绕组电流。
副绕组接电流表，流过电流4.6.2电流互感器N 2 > N 1；通常副绕组额定电流设计成标准值5 A 。
使用电流互感器时副绕组不能开路。
4.6.2电流互感器钳形电流表将闭合铁心张开，被测载流导线钳入铁心窗口中，原绕组N1 1。
铁心上绕有副绕组，与测量表头连接，可直接读出被测电流的数值。
用钳形电流表测量电流时不用断开电路，使用非常方便。
*4.7 电焊变压器电焊变压器是为满足电弧焊接的需要而设计制造的特殊的变压器。
为了起弧容易，电焊变压器的空载电压一般为60 ~ 80 V，当电弧起燃后，焊接电流通过电抗器产生电压降。
调节电抗器上的旋柄可改变电抗的大小以控制焊接电流及焊接电压。
维持电弧工作电压一般为25 ~ 30 V。