变压器预防性试验PPT讲稿
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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。
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
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)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1
次。
• (4)必要时
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
• 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
源自文库
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
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
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。
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
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
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（甲烷）、C2H6(乙烷)、 C2H4（乙烯）、C2H2（乙炔）。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原
变压器预防性试验课件
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。
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。
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。
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
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)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1
次。
• (4)必要时
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
• 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
源自文库
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
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
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。
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
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
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（甲烷）、C2H6(乙烷)、 C2H4（乙烯）、C2H2（乙炔）。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原
变压器预防性试验课件
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。
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。