变压器预防性试验

4.2试验周期
1）交接时
2）大修后 3）1-3年
4）无载调压变压器变换分接位置
5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所
有分接） 6）必要时
4.3变压器直流电阻测试原理及方法
当时间t为零时，I=0，当t为∞，I=EN/R,达到稳定。
由于变压器绕组的电感较大，电阻较小，电感可达
三相电阻不平衡原因 分接开关接触不良。分接开关接触不良反映在一
个或两个分接处电阻偏大，而且三相之间不平衡。 主要是分接开关不清洁、电镀层脱落、弹簧压力 不够等。固定在箱盖上的分接开关也可能在箱盖 紧固以后，使开关受力不均造成接触不良。 焊接不良。由于引线和绕组焊接处接触不良造成 电阻偏大；当多股并联绕组，可能其中有一、两 股没有焊上，这时一般电阻偏大较多。 三角形连接绕组中其中一相断线。测出的三个线 端的电阻都比设计值大，没有断线的亮相线端电 阻为正常时的1.5倍，而断线相线端的电阻为正常 值的3倍。 变压器套管导电杆和绕组连接处，由于接触不良 也会引起直流电阻增加。
数百亨，时间常数较大。对于高压大容量变压器， 测量一个电阻的稳定时间需要几分钟、几十分钟、 甚至数小时，对于所选用适当的测量手段和测量设 备是保证测量准确度的关键。 缩短测量时间（即减小τ值），对提高实验很有功效。 要使τ减小，可用减少L或增加R（即增加附加电阻） 的方法来达到。减小L可用增加测量电流，提高铁 芯的饱和程度，即减小铁芯的导磁系数，增大R,可 用在回路中串入适当的附加电阻来达到，一般附加 电阻为被测电阻的4-6倍，此时测量电压也应提高， 以免电流过小而影响测量的灵敏度。
3.3特征气体产生的原因 在变压器诊断中,单靠电气试验方法往往很 难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过 变压器油中气体的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而变化，在特 定温度下，往往有某一种气体的产气率会 出现最大值;随着温度升高,产气率最大的气 体依此为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,这些气体的含量会迅速增加。这 些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝 缘油的表面,并进入气体继电器。经验证明,油中 气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度 有关,不同故障或不同能量密度其产生气体的特 征是不同的，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故障有非常重要的 意义和现实的成效，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 谱分析放到了首要的位置，并通过近些年的普遍 推广应用和经验积累取得了显著的成效。
1.变压器的基本原理
变压器在电力系统中主要用于电源的升压和 降压、配电等。变压器主要部件是线圈和铁 芯。线圈中的感应电势E(伏)与铁心中磁通的 最大值Φm(麦克斯威)、线圈的匝数W(匝)、电 源频率f (赫芝)、铁心的截面积S(平方厘米)和 磁通密度的最大值Bm（高斯）有如下关系： E = 4.44fΦmW ×10-8= 4.44 f BmSW ×10-8 （1） 在不考虑变压器阻抗时可认为电势E等于电压 U。
0
2
0,1.2 1 0,1
1
2 Βιβλιοθήκη Baidu 0,1.2 0,1.2
中温过热（300℃700℃）
局部放电 低能放电 低能放电兼过热
高温过热（＞700℃） 高湿度、高含气量引起油中低能量密 度的局部放电 引线对电位未固定的部件之间连续火 花放电，分接抽头引线和油隙闪 络，不同电位之间的油中火花放 电或悬浮电位之间的火花放电 绕组匝间、层间短路、相间闪络、分 接头引线间油隙闪络、引线对箱 壳放电、绕组熔断、分接开关飞 弧、因环路电流引起电弧、引线 对其他接地体放电等
3.2标准及说明
1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下 列数值： 总烃：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有 2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过 下列数值： 总烃：50µl/1；H2：50µL/1；C2H2痕量 3）对110KV及以上变压器的油中一旦出线C2H2，即应 缩短检测周期，跟踪变化趋势 4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值 时应引起注意： 总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.0µL/1 5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有 异常
表3-2三比值法的编码规则
按比值范围编码
特征气 C2H2/C2H 体的比 4 值 0 ＜0.1
说明
CH4/H2 C2H2/C2H 6
1 0 C2H2/C2H4=1 -3，编码为1 CH4/H2=1-3， 编码为2 C2H2/C2H6=1 -3，编码为1
0.1-1
1-3 ＞3
1
1 2
0
2 2
0
1 2
在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有 的气体最大值约为CO-100μL/L，C02-35μL/L，CH42.5μL/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变 压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变 压器内部故障时产生的气体及其产生的原因如表3-1所示。 表3-1 特征气体产生的原因
说明
1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽



然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 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t1、t2下的电 阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取 225； 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位 置锁定后测量直流电阻 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的 分接上下几个分接处测量直流电阻 5）220KV及以上绕组测试电流不大于10A
2 变压器高压试验项目
2.1 预防性试验项目 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻吸收比或极化指数 绕组连同套管的交流耐压试验（干式变压器） 绕组连同套管的tanδ测量 电容型套管的tanδ测量 铁芯及夹件的绝缘电阻 有载分接开关试验部分项目 变压器套管试验 绝缘油试验 红外测温
典型铁芯磁化曲线
1.2 变压器的绝缘结构 变压器内部绝缘由主绝缘和纵绝缘构成： 1）主绝缘：包括绕组间绝缘、相间绝缘、 引线绝缘、分接开关绝缘； 2）纵绝缘：包括同一绕组中的不同线饼间、 层间、线间及绕组对静电环间的绝缘、同 一绕组各引出线间的绝缘、分接开关各部 分间的绝缘。
按绕组首端和尾端绝缘水平可划分为： 1）全绝缘结构：绕组的首端和尾端的绝缘 水平相同。按照我国的标准，66kV以下的 变压器均为全绝缘结构。 2）分级绝缘结构：又称为半绝缘结构，它 是指变压器的绕组在靠近中性点部分的主 绝缘水平比绕组端部的绝缘水平较低的一 种结构。分级绝缘的变压器中性点的绝缘 水平又分为直接接地和不直接接地两种， 220kV及以上的变压器中性点直接接地的， 其额定外施耐受电压均为85kV；不直接接 地的，额定外施耐受电压较高，并与变压 器的额定电压有关。
原理图
从公式（1）可知，当电压升高时，如果频 率不变，磁通就会增加。铁心磁路中的磁 通到达一定数值后就会饱和，励磁电流会 急剧增加，如下图所示。 变压器设计时为了充分利用材料，减小体 积，通常都把额定电压下的磁通密度选择 在磁化典线的拐弯点。在做变压器的感应 耐压试验时，施加的电压要比额定电压大 得多，为了防止铁芯饱和(限制励磁电流)， 可以提高试验电源频率。
2.2交接及大修试验项目
绕组连同套管的交流耐压试验 穿芯螺杆、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏 蔽等的绝缘电阻 绕组泄漏电流 绕组所有分接头的电压比 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 空载电流和空载损耗 阻抗电压和负载损耗 绕组变形（频率响应）测量 局部放电试验 有载分接开关试验 套管中的电流互感器试验 全电压下空载合闸试验 变压器相位检查 零序阻抗测量
气体
H2 CO CO2 产生的原因 电晕放电、油和固体 绝缘分解、水分 固体绝缘受热及热分 解 固体绝缘受热及热分 解 气体 CH4 C2H6 C2H4 产生的原因 油和固体绝缘热分 解、放电 固体绝缘热分解
高温热点下油和固 体绝缘热分解、放 电
强弧光放电、油和 固体绝缘热分解
C2H2
3.4三比值法判断变压器故障 通过气相色谱分析判断变压器故障方法很多，如 改良电协研法、HAY判断法、浓度谱图法、三比 值判断法等。在修理单位常用三比值判断法。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。
1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体 2）溶解气体组份含量的单位为µL/1 3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判 断，必要时缩短周期进行追踪分析 4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判 断 5）新投运的变压器应有投运前的测试数据 6）从实际带电之日起，即纳入监测范围 7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直 流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周 期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应 超过6个月
3.油中溶解气体色谱试验
3.1试验周期 1）交接时 2）投运前 3）大修后 4）运行中 (1)220KV变压器和120MVA以上的变压器3-6个月 1次；对新装、大修、更换绕组后增加第4、10、 30天。 (2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和 180天内各做1次，以后1年一次 (3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年 1次。 (4)必要时
1
2
0,1 2 2
0,1.2 0,1.2
电弧放电 电弧放电兼过热
4.变压器绕组直流电阻测量
4.1 测量目的 检查绕组焊接头质量和绕组有无匝层间短 路； 检查绕组导体或引出线是否存在断股或开 路问题； 检查分接开关各个位置接触是否良好，以 及分接开关实际位置与指示位置是否相符 多股并绕的绕组是否有断股等情况。
4.4试验结果分析判断
1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差
别，不应大于三相平均值的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%（不平衡率 =（三相中实测最大值-最小值）/三相算数平均值 2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于 三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均 值的2% 3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的 历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于 2%，当超过1%时应引起注意 4）电抗器参照执行
表3-3故障类型判断方法
编码组合 C2H2/C2 H4 CH4/H2 0 2 C2H2/C2H6 1 0
故障类型判断
故障实例（供参考）
低温过热＜150℃ 低温过热（150℃300℃）
绝缘导线过热，注意CO2和CO含量和 CO2/CO值 分接开关接触不良，引线夹件螺丝松 动或接头焊接不亮，涡流引起的 铜过热，铁芯漏磁，局部短路， 层间绝缘不良，铁芯多点接地等