变压器预防性试验课件.ppt
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1、1.变压器的基本原理Y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m(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:YE = 4.44fmW 10-8= 4.44 f BmSW 10-8 (1) Y在不考虑变压器阻抗时可认为电势E等于电压U。原理图Y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。Y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
2、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。典型铁芯磁化曲线Y1.2 变压器的绝缘结构变压器的绝缘结构Y变压器内部绝缘由主绝缘和纵绝缘构成:Y1)主绝缘:包括绕组间绝缘、相间绝缘、引线绝缘、分接开关绝缘;Y2)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。Y按绕组首端和尾端绝缘水平可划分为:Y1)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。Y2)分级绝缘结构:又称为半绝
3、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。2 2 变压器高压试验项目2.1 预防性试验项目预防性试验项目Y绕组直流电阻Y绕组绝缘电阻吸收比或极化指数Y绕组连同套管的交流耐压试验(干式变压器)Y绕组连同套管的tan测量Y电容型套管的tan测量Y铁芯及夹件的绝缘电阻Y有载分接开关试验部分项目Y变压器套管试验Y绝缘油试验Y红外测温3.油中溶解气体色谱试验3
4、.1试验周期Y1)交接时Y2)投运前Y3)大修后Y4)运行中Y(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。Y(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Y(3)35KV变压器8MVA以上1年1次,8MVA以下2年1次。Y(4)必要时 3.2标准及说明Y1)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:Y总烃:20l/1;H2:30L/1;C2H2:不应含有Y2)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:Y总烃:50l/1;H2:50L/1;C2H2痕量Y3)对110KV
5、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Y4)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:Y总烃:150L/1;H2:150L/1;C2H2:5.0L/1Y5)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Y1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体Y2)溶解气体组份含量的单位为L/1Y3)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Y4)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断Y5)新投运的变压器应有投运前的测试数据Y6)从
6、实际带电之日起,即纳入监测范围Y7)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 3.3特征气体产生的原因特征气体产生的原因Y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。 Y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
7、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。 Y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
8、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。表3-1 特征气体产生的原因在一般情况下,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-100L/L,C02-35L/L,CH4-2.5L/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
9、表3-1所示。Y3.4三比值法判断变压器故障三比值法判断变压器故障Y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。表3-2三比值法的编码规则表3-3故障类型判断方法 4.变压器绕组直流电阻测量4.1 测量目的
10、测量目的Y检查绕组焊接头质量和绕组有无匝层间短路; Y检查绕组导体或引出线是否存在断股或开路问题;Y 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 Y多股并绕的绕组是否有断股等情况。4.2试验周期Y1)交接时Y2)大修后Y3)1-3年Y4)无载调压变压器变换分接位置Y5)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接)Y6)必要时 4.3变压器直流电阻测试原理及方法Y当时间t为零时,I=0,当t为,I=EN/R,达到稳定。Y由于变压器绕组的电感较大,电阻较小,电感可达数百亨,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
11、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。Y缩短测量时间(即减小值),对提高实验很有功效。 要使减小,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。4.4试验结果分析判断Y1)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Y2)1.6MVA及以下
12、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%Y3)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Y4)电抗器参照执行 说明Y1)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%Y2)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;Y3)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Y4)有载调压变压器定期试验中,可在经常运行的分接上下
13、几个分接处测量直流电阻Y5)220KV及以上绕组测试电流不大于10A Y三相电阻不平衡原因Y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。Y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。Y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。Y变压器套管导电杆和绕组连接处,由于接
14、触不良也会引起直流电阻增加。中性点调压中部调压4.5 注意事项注意事项Y4.5.1 测量前 Y1) 记录变压器绕组温度和绝缘油温度; Y2) 测量端子应接触良好,必要时应打磨测点表面;Y3) 调节无载分接开关时,应来回转动几次触头,使触头接触良好;Y4)测量时非被测绕组不宜短路,各绕组间也不能通过接地开关与大地形成短路;Y5)当测量线的电流引线和电压引线分开时,应将电流引线夹于被测绕组的外侧,电压引线夹于被测绕组的内侧,这样才能避开接触电阻的影响。如下图所 示目前基本上是采用直流电阻测试仪进行测量,测量接线见下图。 绕组直流电阻测量接线Y4.5.2 测量中Y1)对于中小型的变压器,要注意测量电
15、流不宜超过变压器额定电流的20%,以免线圈发热造成直流电阻增加;Y2)测量大型变压器低压绕组的直流电阻时,宜选择50A100A的测量电流,以免测量时间太长;Y 3)由于变压器电感大,数据的稳定需要一段时间,必须等待数据稳定后才能读数;Y4.5.3 测量后Y测量结束后,应待测量回路电流衰减到零后方可拆开测量接线,严禁未放电或放电不完全就断开测量回路,以免感应过电压损坏变压器或测量仪器,因为变压器中的感应电压是由下式决定的:Y Y即感应电压与电感L和电流的变化率成正比,如果电流不为零,突然切断电流相当于d t等于零,电流的变化率为无穷大,理论上感应电压也是无穷大。tdidLu 5. 绕组绝缘电阻及
16、极化指数测量Y5.1 概述概述Y本项目主要是检查变压器的绝缘是否有受潮、脏污以及贯穿性的集中缺陷。如瓷件破裂、引出线接地等均能有效查出。在测量变压器的绝缘电阻时宜待其上、下层油温基本一致后,再进行测量。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下表。5.2试验周期Y交接、Y大修、Y投运前Y1-3年、Y必要时5.3变压器绕组的绝缘电阻试验方法和过程Y断开被试品的电源,拆除或断开对外的一切连线,并将其接地放电。此项操作应利用绝缘
17、工具(如绝缘棒、绝缘钳等)进行,不得用手直接接触放电导线。Y在湿度较大的条件下进行测量时,可在被试品表面加等电位屏蔽。此时在接线上要注意,被试品上的屏蔽环应接近加压的火线而远离接地部分,减少屏蔽对地的表面泄漏,以免造成兆欧表过载。屏蔽环可用保险丝或软铜线紧缠几圈而成。如果怀疑套管脏污造成绝缘电阻偏低时,可用软铜线在套管适当位置(与测量端相隔23个瓷裙即可)绕一个屏蔽电极,与兆欧表的屏蔽端子连接,消除套管泄漏电流的影响。 Y测得的绝缘电阻值过低时,应进行解体试验,查明绝缘不良部位Y测量前、后应充分放电;5.4试验结果的分析判断Y(1)绝缘电阻换算至同一温度下,与前一次测试结果相比应无明显变化;Y
18、(2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5;Y(3)绝缘电阻在耐压后不得低于耐压前的70%;Y(4)于历年数值比较一般不低于70%。Y(5)测量绝缘电阻的标准:不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2=R11.5(t1- t2)/10 R1、 R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻。5.5注意事项Y1)用2500V及以上兆欧表Y2)测量前被试绕组应充分放电Y3)测量温度以顶层油温为准,尽量在相近的温度下试验Y4)尽量在油温低于50时试验, Y5)吸收比和极化指数不进行温度换算Y6)变压器绝缘电阻大于10000M时,吸收比和极化指数可仅作为参考Y7)电缆出线变压器的电缆出线侧
19、绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 Y8)测量另一相或同一相进行重复测量时,应将三相对地短路放电5分钟以上再测量,以消除吸收电流的影响。如果不充分放电,三相测量结果可能会出现严重的不平衡现象。由于相对地和相间都存在分布电容,如果放电不充分,当对同一相连续测量时,相当于对同一个电容器连续充电,电容上的残余极化电势与兆欧表电压是串联相减的关系,充电电流必定是越充越小,所以绝缘电阻的测量结果是偏大;而换相时,由于接地端变换,相间电容的残余极化电势与兆欧表的电压是串联相加的关系,使电容的起始充电电流增加,导至绝缘的测量结果偏小。Y9)测量吸收比或极化指数时,如果因为异常原因造成测量中断,必须将被测量绕组重
20、新短路对地充分放电后再重新开始测量。6.6.泄漏电流试验6.1试验目的试验目的Y直流泄漏试验的电压一般那比兆欧表电压高,并可任意调节,因而它比兆欧表发现缺陷的有效性高,能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂绝缘油劣化、绝缘的沿面炭化等。6.2试验周期及使用仪器Y1)交接时Y2)大修后Y3)1-3年Y4)必要时 使用仪器Y直流发生器Y微安表Y6.3 测量方法及接线测量方法及接线Y 1) 按试验要求接好试验线路,仪器外壳应良好接地;Y 3) 试验电压符合下表的规定;Y 4) 施加试验电压达到1min后,读取泄漏电流值。测量绕组对外壳的泄漏电流时,可直接读取高压侧微安表的示值;
21、下表为油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准绕组额定电压(kV)6103566-220500直流试验电压(kV)10204060 注:分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。6.4标准图6-1微安表接在高压侧试验原理接线PV1低压电压表;PV2高压静电电压表R保护电阻;TR自耦调压器;PA微安表;TT试验变压器;U2高压试验变压器二次输出电压6.5微安表接法比较Y 这种接线的特点是微安表处于高压端,不受高压对地杂散电流的影响,测量的泄漏电流较准确。但微安表及从微安表至被试品的引线应加屏蔽。由于微安表处于高压,故给读数及切换量程带来不便。图6-2微安表接在低压侧,泄漏电流试验原理接线(a)被试品
22、对地绝缘 (b)被试品直接接地Y微安表接在低压侧Y微安表接在低压侧的接线图如图6-2所示。这种接线微安表处在低电位,具有读数安全、切换量程方便的优点。Y当被试品的接地端能与地分开时,宜采用图6-2(a)的接线。若不能分开,则采用6-2(b)的接线,由于这种接线的高压引线对地的杂散电流I将流经微安表,从而使测量结果偏大,其误差随周围环境、气候和试验变压器的绝缘状况而异。所以,一般情况下,应尽可能采用图6-2(a)的接线。Y6.6 注意事项Y 试验前应将套管外表面擦拭干净,防止外部脏污影响测量的准确性;Y 升压速度应平缓均匀,在升压过程注意微安表的示值,发现异常情况应停止试验,查明原因;Y 读取数
23、据后,降下试验电压,切断电源开关,用专用放电棒对试品进行充分的放电。Y能分相试的被试品应分相试验,非试验相应短路接地Y泄漏电流过大,应先检查试验回路各设备状况和屏蔽是否良好,在排除外因之后,才能对被试品作出正确的结论。Y泄漏电流过小,应检查接线是否正确,微安表保护部分有无分流与断线。Y高压连接导线对地泄漏电流的影响Y高压连接导线对地泄漏电流的影响Y 由于与被试品连接的导线通常暴露在空气中(不加屏蔽时),被试品的加压端也暴露在外,所以周围空气有可能发生游离,产生对地的泄漏电流,尤其在海拔高、空气稀薄的地方更容易发生游离,这种对地泄漏电流将影响测量的准确度。用增加导线直径、减少尖端或加防晕罩、缩短
24、导线、增加对地距离等措施,可减少对测量结果的影响。Y空气湿度对表面泄漏电流的影响Y 当空气湿度大时,表面泄漏电流远大于体积泄漏电流,被试品表面脏污易于吸潮使表面泄漏电流增加,所以必须擦净表面,并应用屏蔽电极。7.绕组的tan (介质损耗因数)测量 7.1测量目的测量目的Y 检查变压器是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等。Y变压器的外壳因直接接地,所以只能采用交流电桥反接线进行测量,测量部位见下表 测量线圈和接地部位7.2试验周期及使用仪器Y1)交接时Y2)大修后Y3)必要时Y4)500KV变压器、电抗器和水冷变压器1-3年使用仪器YAI6000数字式介质损耗测试仪。测量
25、低压绕组介损接线图(反接线)7.3接线7.4试验标准Y)20时的tg不大于下列数值:Y110-220kV 0.8%Y35kV 1.5%Y2)tg值与历年的数值比较不应有明显变化(一般不大于30%)Y3)试验电压如下:Y绕组电压10 kV及以上: 10 kVY绕组电压10 kV以下: Un 7.5注意事项Y1)非被试绕组应接地,被试绕组应短路Y2)同一变压器各绕组的tg标准值相同Y3)测量温度以顶层油温为准,尽量在相近的温度下试验Y4)尽量在油温低于50时试验Y5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tg Y油纸电容型套管主要由电容芯子、瓷套、油枕、联接套筒,接线端子等构成。电容式变压
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