电力变压器的试验与状态分析课件.ppt

1、电力变压器的试验与状态分析电力变压器的试验与状态分析油浸式变压器干式变压器干式变压器SF6试验变压器国家标准规定的联结组别（国家标准规定的联结组别（5种）种）Yyn0、Yd11、YNd11、YNy0、Yy0变压器连接组别（变压器连接组别（16种）种）Yy：Yy0、Yy4、Yy8、Yy6、Yy10、Yy2 六种联结组别，标号为偶数六种联结组别，标号为偶数Yd：Yd1、Yd5、Yd9、Yd7、Yd11、Yd3六种联结组别，标号为奇数六种联结组别，标号为奇数变压器联结方式变压器联结方式变压器接线方式有变压器接线方式有4种基本连接形式：种基本连接形式：“Y，y”、“D，y”、“Y，d”和和“D，d”。

2、我国只采用。我国只采用“Y，y”和和“Y，d”。外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。外绝缘：高低压绕组绝缘套管和空气间隙绝缘。内绝缘：绕组绝缘、内部引线绝缘等。内绝缘：绕组绝缘、内部引线绝缘等。主绝缘：各侧绕组之间绝缘和绕组对地绝缘。主绝缘：各侧绕组之间绝缘和绕组对地绝缘。纵绝缘：线圈的匝间、层间绝缘。纵绝缘：线圈的匝间、层间绝缘。全绝缘：绕组的所有出线端都具有相同的对地工频耐全绝缘：绕组的所有出线端都具有相同的对地工频耐受电压水平。受电压水平。分级绝缘：绕组的接地端或中性点绝缘水平比绕组线分级绝缘：绕组的接地端或中性点绝缘水平比绕组线端绝缘水平低。端绝缘水平低。变压器绝缘变压器绝缘第一

3、节第一节 电力变压器电力变压器的绝缘试验的绝缘试验 由于电力变压器内部结构复杂，电场、热场分布不均匀，由于电力变压器内部结构复杂，电场、热场分布不均匀，因而因而事故率事故率相对较高。因此要认真地对变压器进行相对较高。因此要认真地对变压器进行定期的绝缘定期的绝缘预防性试验预防性试验，试验周期一般为，试验周期一般为13年进行一次停电试验年进行一次停电试验。不同。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。电压等级、不同容量、不同结构的变压器试验项目略有不同。变压器变压器绝缘电阻、泄漏电流绝缘电阻、泄漏电流和和介质损耗介质损耗等性能主要与绝缘等性能主要与绝缘材料和工艺质量有关，它们的变

4、化反映了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工艺质量或或受潮受潮情况情况，但是一般而言，其检测意义比电容器、电力电缆或电容，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，套管要小得多，不作硬性指标要求不作硬性指标要求。变压器绝缘主要是油和纸。变压器绝缘主要是油和纸绝缘，最主要的是绝缘，最主要的是耐电强度耐电强度。（参考（参考规程规程要求）要求）对于电压等级为对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行及以下的变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度；对于更高电压等级的变压器，还要进行冲击试验。；

5、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，所以由于冲击试验比较复杂，所以220kV以下的变压器只以下的变压器只在型式试验中进行；但在型式试验中进行；但220kV及以上电压等级的变压器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。的出厂试验也规定要进行全波冲击耐压试验。变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变化倍数大得多。质损失角正切值变化倍数大得多。测量绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比和极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化指数，对检查变压

6、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面受潮或脏污以及贯穿性贯穿性的集中缺陷。的集中缺陷。测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他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。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被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地接地。将空闲绕组接地，可以测出被测部分对地和不。将空闲绕组接地，可以测出被测部分对地和不同电压部分间的绝缘状态。同电压部分间的绝缘状态。测量的顺序和具体部件见下表。测量的顺序和具体部件

7、见下表。一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量测量的顺序和具体部件测量的顺序和具体部件变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50时测量，不同时测量，不同温度（温度（t1,t2）下的电阻值（）下的电阻值（R1、R2）可按工程简化公）可按工程简化公式规算：式规算：在实际测量过程中，会出现绝缘电阻高、吸收比反而在实际测量过程中，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，这时可采用不合格的情况，其中原因比较复杂，这时可采用极化极化指数指数PI来进行判断，现场试验时，来进行判断，现场试验时，PI应不小于应不小于1.5。变压器绝缘电阻及

8、吸收比测量中可能出现的几种情况变压器绝缘电阻及吸收比测量中可能出现的几种情况（1）绝缘电阻高、吸收比较低）绝缘电阻高、吸收比较低这种情况一般反映变压器的绝缘状态良好这种情况一般反映变压器的绝缘状态良好。产生吸收比较低的原因产生吸收比较低的原因：由于变压器夹层绝缘介质的绝缘性能：由于变压器夹层绝缘介质的绝缘性能改善使得吸收过程延长所致。改善使得吸收过程延长所致。如要进一步对其绝缘状态进行判断，可对变压器进行加温测试如要进一步对其绝缘状态进行判断，可对变压器进行加温测试，在变压器温度升高的过程中对绝缘电阻及吸收比进行监测。由于，在变压器温度升高的过程中对绝缘电阻及吸收比进行监测。由于绝缘电阻具有负

9、的温度系数，将出现绝缘电阻随温度的升高而减小绝缘电阻具有负的温度系数，将出现绝缘电阻随温度的升高而减小；而由于温度升高后，变压器吸收现象变得更加明显，使得吸收比；而由于温度升高后，变压器吸收现象变得更加明显，使得吸收比随温度的升高而增大。随温度的升高而增大。例：某变压器在油温例：某变压器在油温16oC时测得的绝缘电阻为时测得的绝缘电阻为7080M，吸收比，吸收比为为 1.16，吸收比偏低。为进一步分析变压器状态，对变压器进行加，吸收比偏低。为进一步分析变压器状态，对变压器进行加温测试，在温测试，在34oC时测得绝缘电阻为时测得绝缘电阻为3650 M，吸收比为，吸收比为1.33，符合，符合吸收比

10、数值的基本要求。经其他绝缘特性试验后，综合分析确认该吸收比数值的基本要求。经其他绝缘特性试验后，综合分析确认该变压器的绝缘合格。变压器的绝缘合格。（2）绝缘电阻低、吸收比较高。）绝缘电阻低、吸收比较高。这种情况一般是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数这种情况一般是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。偏高所致。实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常实例分析：变压器交接试验绝缘电阻低、但吸收比正常交接试验标准要求：变压器绝缘电阻交接试验测试值不低于产交接试验标准要求：变压器绝缘电阻交接试验测试值不低于产品出厂试验值品出厂试验值70%吸收比基本正常吸收比基本正常变压器绝

11、缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由于变压器变压器绝缘电阻低，吸收比基本正常，一般情况是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。交接试验中最可能产生这种情况的原因：交接试验中最可能产生这种情况的原因：绝缘油受潮或被污绝缘油受潮或被污染。染。因此，应当重点检测绝缘油因此，应当重点检测绝缘油绝缘油绝缘油tan 110kV变压器交接试验标准规定：绝缘油注入设备前的介质损耗变压器交接试验标准规定：绝缘油注入设备前的介质损耗因数不应大于因数不应大于0.5%，注入设备后不应大于，注入设备后不应大于0.7%。试验结果显示：测试数据没有超过规程要求。但两次测

12、量数据试验结果显示：测试数据没有超过规程要求。但两次测量数据的变化明显，因此判断绝缘油存在绝缘缺陷。的变化明显，因此判断绝缘油存在绝缘缺陷。进行换油处理。进行换油处理。换油后的测试数据换油后的测试数据 此检修实例说明：试验数据之间的相互比较对判断绝缘缺陷很重此检修实例说明：试验数据之间的相互比较对判断绝缘缺陷很重要。虽然要。虽然tan 试验数据满足规程要求，但和前期的历史数据比对变试验数据满足规程要求，但和前期的历史数据比对变化明显，表明绝缘油存在绝缘缺陷。化明显，表明绝缘油存在绝缘缺陷。（3）单独每个绕组的绝缘电阻测试）单独每个绕组的绝缘电阻测试接线方法：先将需测试的绕组首尾端短接，然后再将

13、其他非被接线方法：先将需测试的绕组首尾端短接，然后再将其他非被测绕组的首尾端短接，并利用屏蔽端子将其屏蔽。测绕组的首尾端短接，并利用屏蔽端子将其屏蔽。例：某双绕组变压器，高压绕组对低压及地的绝缘电阻偏低。例：某双绕组变压器，高压绕组对低压及地的绝缘电阻偏低。为了确定故障位置，需测量高压绕组与外壳间的绝缘电阻。为了确定故障位置，需测量高压绕组与外壳间的绝缘电阻。将高压绕组短接后接将高压绕组短接后接“L”端，低压及中压绕组短接后接屏蔽端端，低压及中压绕组短接后接屏蔽端子子“G”，“E”端接变压器外壳。端接变压器外壳。变压器泄漏电流测量顺序和部位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

14、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后读取的电流值即为所测得的泄漏电流值，泄漏电流值，为了读数准确，应将微安表接在高电位处为了读数准确，应将微安表接在高电位处。二、泄漏电流测量二、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。测量泄漏电流比测量绝缘电阻有更高的灵敏度。双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如下表。双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如下表。T1 调压器；T2 高压试验变压器；D 高压硅堆 R 保护电阻；C 滤波电容；T 被试变压器 测量电力变压器主绝缘泄漏电流的接线测量电力变压器主绝缘泄漏电流的接线（高电位和低（高电位和低电位两种接

15、法）电位两种接法）测量泄漏电流时，绕组上所加的电压与绕组的额定电测量泄漏电流时，绕组上所加的电压与绕组的额定电压有关，表压有关，表中中列出了试验电压的标准。列出了试验电压的标准。规程中对变压器泄漏电流不作规定（考虑到变压器绝规程中对变压器泄漏电流不作规定（考虑到变压器绝缘结构，温度等因素）缘结构，温度等因素）。一般情况下，当年测量值应不大于上年测量值的一般情况下，当年测量值应不大于上年测量值的150%。500kV变压器的泄漏电流应不大于变压器的泄漏电流应不大于30 A三、介质损耗角正切测量三、介质损耗角正切测量测量变压器的介质损耗角正切值测量变压器的介质损耗角正切值tan主要用来检查变压主要用

16、来检查变压器器整体受潮整体受潮、釉质劣化釉质劣化、绕组上附着油泥绕组上附着油泥及严重的及严重的局部缺局部缺陷陷等。等。测量变压器的介质损耗角正切值是将套管连同在一起测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，量的，但是为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度，必要时可进行必要时可进行分解试验分解试验，以判明缺陷所在位置。，以判明缺陷所在位置。tan测量值应满足规程要求；测量结果要求与历年数值测量值应满足规程要求；测量结果要求与历年数值进行比较，变化应不大于进行比较，变化应不大于30%。不同温度下数值换算：测量温度以顶层油温为准，应不同温度下

17、数值换算：测量温度以顶层油温为准，应尽量在油温低于尽量在油温低于50oC下进行，不同温度下的下进行，不同温度下的tan 值可按下值可按下式进行换算：式进行换算：平衡电桥测量方法平衡电桥测量方法由于变压器外壳均直接接地，一般采用电桥反接法进行测量。由于变压器外壳均直接接地，一般采用电桥反接法进行测量。双绕组和三绕组变压器的测量部位双绕组和三绕组变压器的测量部位 双绕组接线图双绕组接线图按照图示测量所得的试验数据是绕组及地间的综合结果，如要获按照图示测量所得的试验数据是绕组及地间的综合结果，如要获取绕组对地或绕组对绕组的取绕组对地或绕组对绕组的tan和和C，需要在测量后进行换算。，需要在测量后进行

18、换算。实例分析：整体测量结果不能反映局部绝缘缺陷实例分析：整体测量结果不能反映局部绝缘缺陷三绕组接线图三绕组接线图三绕组接线图三绕组接线图变压器套管末屏对地介质损耗测量变压器套管末屏对地介质损耗测量 规程规定规程规定，在测试末屏对地绝缘电阻小于，在测试末屏对地绝缘电阻小于1000M 时，应测量末时，应测量末屏对地的介质损耗因数，其值应不大于屏对地的介质损耗因数，其值应不大于2%。但规程未明确规定此。但规程未明确规定此项试验的接线方法，由各试验部门自行决定接线方法。项试验的接线方法，由各试验部门自行决定接线方法。常规试验方常规试验方法如下图所示。法如下图所示。存在问题存在问题：测试结果为末屏对地

19、和末屏对电容芯子两者并联后：测试结果为末屏对地和末屏对电容芯子两者并联后的综合介质损耗因数。的综合介质损耗因数。改进接线试验方法：改进接线试验方法：油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析油浸式套管介质损耗因数产生负值的误差分析变压器介损超标综合分析实例变压器介损超标综合分析实例 1变压器变压器型号：型号：SFZ10-50000/110；额定电压：；额定电压

20、：110kV/10.5kV；综合分析过程：综合分析过程：（1）首先进行首先进行绝缘油试验，排除绝缘油受潮的可能。绝缘油试验，排除绝缘油受潮的可能。（2）通过）通过tan 确定故障位置确定故障位置（2）通过）通过tan 确定故障位置确定故障位置根据试验结果，计算各绕组根据试验结果，计算各绕组tan：变压器高压绕组对地的介质损耗为变压器高压绕组对地的介质损耗为 2.23%低压绕组对地的介质损耗为低压绕组对地的介质损耗为 0.06%高压绕组对低压绕组的介质损耗为高压绕组对低压绕组的介质损耗为 0.40%。结果表明：异常出现在高压绕组对地之间的主绝缘上。结果表明：异常出现在高压绕组对地之间的主绝缘上。

21、（3）查找故障原因（局部放电测量）查找故障原因（局部放电测量）（4）放电位置查找（超声检测）放电位置查找（超声检测）（5）解体检查）解体检查检查结果：检查结果：变压器变压器V相绕组端部角环上有多处放电痕迹；压板与相绕组端部角环上有多处放电痕迹；压板与压钉接触部位被烧黑，部分压钉端头上的绝缘垫圈已被击穿。压钉接触部位被烧黑，部分压钉端头上的绝缘垫圈已被击穿。变压器介损超标综合分析实例变压器介损超标综合分析实例 2变压器变压器型号：型号：SFZ10-50000/110；额定电压：；额定电压：110kV/10.5kV；为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测为进一步分析变压器缺陷状况，

22、增加了高、低压之间的介损测试，结果试，结果 tg 为为 0.05%、电容量为、电容量为 6450pF；计算结果：计算结果：tg 为为 0.1%、电容量为、电容量为 6425pF；（1）故障现象）故障现象：介损超标：介损超标（2）综合分析：）综合分析：高压绕组对地的电容主要由高压绕组对地的电容主要由两两部分组成：部分组成：1）高压绕组对低压的电容与低压对地电容串联组成的电容，主高压绕组对低压的电容与低压对地电容串联组成的电容，主要介质为绝缘纸及绝缘油要介质为绝缘纸及绝缘油；2）高压绕组剩余对地电容，中间的介质包括静电屏、角环、压高压绕组剩余对地电容，中间的介质包括静电屏、角环、压板及压钉等。板及

23、压钉等。从绕组介损试验数据分析可知，高压绕组对低压绕组部分介损从绕组介损试验数据分析可知，高压绕组对低压绕组部分介损正常，正常，则剩余电容部分存在缺陷，即静电屏、角环、压板及压钉等则剩余电容部分存在缺陷，即静电屏、角环、压板及压钉等部件中部分存在缺陷。部件中部分存在缺陷。（3）故障查找：）故障查找：局部放电试验，局部放电试验，B 相高电位处存在缺陷，说明相高电位处存在缺陷，说明 B 相高压出线处相高压出线处角环或者静电屏等存在缺陷。角环或者静电屏等存在缺陷。为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测为进一步分析变压器缺陷状况，增加了高、低压之间的介损测试，结果试，结果 tg 为为

24、0.05%、电容量为、电容量为 6450pF；计算结果计算结果：tg 为为 0.1%、电容量为、电容量为 6425pF；四、交流耐压试验四、交流耐压试验交流耐压试验对于交流耐压试验对于10kV以下的电力变压器每以下的电力变压器每15年进行年进行一次；一次；对于对于66kV及以下的电力变压器仅在大修后进行试验，如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；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。交流耐压试验。交流耐压试验标准交流耐压试验标准对变压器

25、注油后进行试验时对变压器注油后进行试验时静置时间静置时间的要求：的要求：500kV变压器静置时间大于变压器静置时间大于72h；220kV变压器静置时间大于变压器静置时间大于48h；110kV变压器静置时间大于变压器静置时间大于24h 变压器交流耐压试验的正确接线方式变压器交流耐压试验的正确接线方式T1-试验变压器；试验变压器；T2-被试变压器被试变压器交流耐压试验接线方式交流耐压试验接线方式 被试绕组所有套管应短路连接并接高压，非被试绕组也被试绕组所有套管应短路连接并接高压，非被试绕组也要短接并可靠接地，如下图所示（仅一组绕组示意图）要短接并可靠接地，如下图所示（仅一组绕组示意图）错误接线一：

26、双绕组均不短接错误接线一：双绕组均不短接交流耐压试验，绕组接线不正确，可能损坏被试变压器交流耐压试验，绕组接线不正确，可能损坏被试变压器如下图所示，所有绕组均不如下图所示，所有绕组均不短接：短接：错误接线一：双绕组均不短接错误接线一：双绕组均不短接1、由于分布电容的影响，沿整个被试绕组的电流不相等，越靠、由于分布电容的影响，沿整个被试绕组的电流不相等，越靠近近A段电流越大，因而所有线匝间均存在不同的电位差；段电流越大，因而所有线匝间均存在不同的电位差；2、由于绕组中为容性电流，故靠近、由于绕组中为容性电流，故靠近X端的电位比始端高压高。端的电位比始端高压高。显然这种接线方式是不允许的，在试验中

27、必须避免。显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免。图图5-5 错误接线二：双绕组均仅短接错误接线二：双绕组均仅短接双绕组均仅短接双绕组均仅短接 对于非被试低压绕组，由于没有接地而处于悬浮状态，低压绕组对于非被试低压绕组，由于没有接地而处于悬浮状态，低压绕组对地将具有一定的电压。对地将具有一定的电压。低压绕组的对地电压将取决于高、低压间和低压对地电容的大小低压绕组的对地电压将取决于高、低压间和低压对地电容的大小，这时可能会出现低压绕组上的电压高于其耐受电压水平，发生对，这时可能会出现低压绕组上的电压高于其耐受电压水平，发生对地放电现象。地放电现象。在变压器交流耐压试验时，除了发生击穿可在变

28、压器交流耐压试验时，除了发生击穿可以判断变压器存在绝缘故障外，还可以根据试验以判断变压器存在绝缘故障外，还可以根据试验过程中的一些异常现象来判断是否存在隐含的绝过程中的一些异常现象来判断是否存在隐含的绝缘缺陷。缘缺陷。五、变压器油中水分测量五、变压器油中水分测量变压器油中微量水分：变压器油中微量水分：1、由于密封不严，变压器受潮，微量水分进入油箱内；、由于密封不严，变压器受潮，微量水分进入油箱内；2、变压器油和绝缘材料老化，分解出微量水分。、变压器油和绝缘材料老化，分解出微量水分。变压器油中含有水分、杂质，对油的绝缘性能影响很大。变压器油中含有水分、杂质，对油的绝缘性能影响很大。目前常见的定量

29、测量变压器微量水分含量的方法有：目前常见的定量测量变压器微量水分含量的方法有：气相色谱法气相色谱法、库仑法库仑法。气相色谱分析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，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

30、以得到油样中的）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。水含量。库仑法库仑法是一种电化学方法，它是将库仑仪与卡尔是一种电化学方法，它是将库仑仪与卡尔费休滴定法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（即卡尔费费休试剂）后，水参与碘、二氧化硫的氧化还原化学反应，在吡休试剂）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，在电解过程中，碘分子在电极上产生氧化还原反应，直至水，在电解过程中，碘分子在电极上产

31、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。见表消耗的电量成正比。见表5-8所示，对运行时的变压器应尽量在所示，对运行时的变压器应尽量在顶层油温高于顶层油温高于50C时采样。时采样。油样66110KV220KV330500KV投运前的变压器油201510运行中的变压器油352515六、局部放电测量六、局部放电测量1、变压器局部放电特点、变压器局部放电特点（1）油隙放电时延较长；）油隙放电时延较长；（2）放电脉冲沿绕组传播。）放电脉冲沿绕组传播。起始阶段放电脉冲按分布电容分布；经过一段时间后，

32、放电脉起始阶段放电脉冲按分布电容分布；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，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；放电脉冲波沿绕组传播的衰减随测量频率的增加而增大。绕组传播的衰减随测量频率的增加而增大。变压器局部放电可分为变压器局部放电可分为7种类型：种类型：(1)绕组中部油绕组中部油-屏障绝缘中屏障绝缘中油道油道击穿；击穿；(2)绕组端部

33、绕组端部油道油道击穿；击穿；(3)接触绝缘导线和纸板（引线绝缘、搭接绝缘、相接触绝缘导线和纸板（引线绝缘、搭接绝缘、相间绝缘）的间绝缘）的油隙油隙击穿；击穿；(4)引线、搭接纸等引线、搭接纸等油纸绝缘油纸绝缘中局部放电；中局部放电；(5)线圈间（纵绝缘）的线圈间（纵绝缘）的油道油道击穿；击穿；(6)匝间绝缘匝间绝缘局部击穿；局部击穿；(7)纸板纸板沿面滑闪沿面滑闪放电。放电。2、变压器局部放电测量、变压器局部放电测量变压器局部放电测量主要包括三中情况：变压器局部放电测量主要包括三中情况：单相励磁变压器单相励磁变压器三相励磁变压器三相励磁变压器变压器套管抽头的测量。变压器套管抽头的测量。变压器局

34、部放电测量变压器局部放电测量基本接线如下所示基本接线如下所示单相励磁变压器测量基本接线图单相励磁变压器测量基本接线图变压器局部放电测量基本原理图变压器局部放电测量基本原理图（a）单相励磁变压器；（）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头）变压器套管抽头变压器局部放电测量基本原理图变压器局部放电测量基本原理图（a）单相励磁变压器；（）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头）变压器套管抽头三相励磁变压器测量基本接线图三相励磁变压器测量基本接线图变压器局部放电测量基本原理图变压器局部放电测量基本原理图（a）单相励磁变压器

35、；（）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头）变压器套管抽头变压器套管抽头测量基本接线图变压器套管抽头测量基本接线图 规程规程规定局部放电测试周期：规定局部放电测试周期：1）大修后（）大修后（220kV及以上）；及以上）；2）更换绕组后更换绕组后(220kV及以上、及以上、120MVA及以及以上上)；3）必要时必要时变压器局放试验采用分段升压的方式进行：变压器局放试验采用分段升压的方式进行：变压器局放试验分段升压变压器局放试验分段升压3、变压器局部放电测量中的干扰抑制、变压器局部放电测量中的干扰抑制在实验过程中遇到的主要干扰有：在实验过程中遇到的主要干扰

36、有：高压端部和引线的电晕放电高压端部和引线的电晕放电。波形特点是在试验电。波形特点是在试验电压的负半波出现刷状放电脉冲。压的负半波出现刷状放电脉冲。试验变压器的局部放电试验变压器的局部放电。波形与被试变压器的放电。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。波形一致，需要采用更高额定电压的试验变压器。第二节第二节 电力变压器的油色谱分析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种特定的烃类气体的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

37、度的升高，产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。的关系。局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障局部过热、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。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（主要包括氢老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷、甲烷CH4、乙烷、乙烷C2H6、

38、乙烯、乙烯C2H4、乙炔、乙炔C2H2、一、一氧化碳氧化碳CO、二氧化碳、二氧化碳CO2等多种气体）。当变压器等多种气体）。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，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下表。含量的气体成分见下表。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、CO2H

39、2、C2H6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6油纸中局放H2、CH4、C2H2、COC2H6、CO2受潮或油有气泡H2油质中火花放电C2H2、H2根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括以下根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括以下方面内容：方面内容：(1)分析气体产生的原因及变化。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。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

40、。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。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，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。和现实成效。一、特征气体产生的原因一、特征气体产生的原因在一般情况下，变压器油是

41、含有特征气体的，新油含有的气体的在一般情况下，变压器油是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为最大值约为CO-100L/L，CO2-35L/L，H2-15L/L，CH4-2.5L/L。运行中油中有少量的。运行中油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器内和烃类气体。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如下：体及产生原因如下：气体产生的原因气体产生的原因H2电晕放电、油和固体绝缘热分解、水分CH4油和固体绝缘热分解、放电CO固体绝缘受热及分解C2H6固体绝缘热分解、放电CO2固体绝缘受

42、热及分解C2H4高温热点下油和固体绝缘热分解、放电C2H2强弧光放电、油和固体绝缘热分解根据气体含量、特征、成分比值（如三比值）和产根据气体含量、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。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二、特征气体变化与变压器内部故障的关系只要其中的任何一项超过标准规定，则应引起注意，查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发展趋势进行评估。障或故障的严重性及其发展趋势进行评估。表中给出了变

43、压器中溶解气体含量的标准。表中给出了变压器中溶解气体含量的标准。气体组分总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔）乙炔氢气含量（ppm）15051501.变压器油故障定性分析故障类型主要成分气体特征描述故障可能部位局部放电H2、CH4总烃不高、H2100ppm、CH4占总烃中的主要成分绕组局部放电、分接开关触点间局部放电火花放电H2总烃不高、C2H210ppm、H2含量高绕组短路、分解开关接触不良、绝缘不良电弧放电H2、C2H2总烃高、C2H2高并构成总烃的主要成分、H2含量高绕组短路、分解开关闪烙、弧光短路一般过热CH4、C2H4总烃不高、C2H25ppm导体过热、分解开关故障严重过热CH4、C2H4总

44、烃高、C2H25ppm但未构成总烃的主要成分、H2含量较高金属导体过热（温度达1000以上）当当H2含量增大，而其他气体组分不增加时，有可能是由含量增大，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。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。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。量乙炔。表表5-

45、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。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。H2C2H2CH4C2H4COCO2O2N2变压器油577414240301010313212油浸纸板405814211101111324122347油-酚栓树脂4158411290324350213263、变压器故障诊断三比值法、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。即根据电气设备围，来判断变压器的故障性质。即

46、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。的依据，可得出对故障状态较可靠的判断。三比值法的编码规则三比值法的编码规则特征气体的比值按比值范围编码说明C2H2/C2H4CH4/H2C2H2/C2H60.1010C2H2/C2H4=13，编码为1CH4/H2=13，编码为2C2H2/C2H6=13，编码为10.11100131213222 当

47、变压器内部存在高温过热和放电性故障时，绝大部分当变压器内部存在高温过热和放电性故障时，绝大部分情况下情况下C2H2/C2H63，于是可选用三比值法中其余两项，于是可选用三比值法中其余两项构成直角坐标，构成直角坐标，CH4/H2作纵坐标，作纵坐标，C2H2/C2H4作横坐标作横坐标，形成，形成T（过热）（过热）D（放电）分析判断图。（放电）分析判断图。用用TD图法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、图法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，起监控作电晕放电和电弧放电区域。用这个方法能迅速、

48、正确地判断故障性质，起监控作用。用。通常变压器的内部故障，除悬浮电位放电性故障外，大多以过热状态开始，向过通常变压器的内部故障，除悬浮电位放电性故障外，大多以过热状态开始，向过热热区或放电区或放电区发展。以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。区发展。以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。放电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区运行就无问题，例如当运行就无问题，例如当H4/H2比值趋近于比值趋近于3时，就可能出现变压器轻瓦斯动作，时，就可能出现变压器轻瓦斯动作，发出信号。发出信号。变压比变压比

49、：在变压器空载运行的条件下，高压绕组电压和：在变压器空载运行的条件下，高压绕组电压和低压绕组电压之比称为变压器的变压比：低压绕组电压之比称为变压器的变压比：电压比一般按线电压计算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，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：，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；）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；）检查绕组匝数的正确性；（3）判定绕组各分接引线和分接开关连接是否正确。）判定绕组各分接引线和分接开关连接是否正确。第二节第二节 变压器的特性试验变压器

50、的特性试验1、直流法确定变压器的极性、直流法确定变压器的极性干电池接变压器高压端子，二次侧接毫安表或微安表，干电池接变压器高压端子，二次侧接毫安表或微安表，观察电池开关合上时表针的摆动方向。观察电池开关合上时表针的摆动方向。一、变压器极性组别和电压比试验方法一、变压器极性组别和电压比试验方法如图所示，将干电池的正极接在变压器一次侧如图所示，将干电池的正极接在变压器一次侧A端子上，负端子上，负极接到极接到X上，电流表的正端接在二次侧上，电流表的正端接在二次侧a端子上，负极接到端子上，负极接到x上上，当合上电源的瞬间，若电流表的指针向零刻度的右方摆动，当合上电源的瞬间，若电流表的指针向零刻度的右方