電氣設備故障診斷技術課程論文

1、 電氣設備故障診斷技術課程論文 l 變壓器絕緣設計l 變壓器預防性試驗l 變壓器在線監(jiān)測l 變壓器在線監(jiān)測相關研究l 變壓器在線監(jiān)測的前沿與展望變壓器絕緣設計摘要：變壓器是電力系統(tǒng)中的主要電氣設備，變壓器絕緣是電力變壓器，特別是超高壓電力變壓器的重要組成部分。電力變壓器的絕緣結構及所用絕緣材料的可靠性，直接影響到電力變壓器運行性能的可靠性。絕緣結構設計是電力變壓器結構設計的一項重要且復雜的技術問題。本文將以其他變壓器絕緣結構設計文獻為基礎，總結變壓器的絕緣設計。關鍵詞：變壓器；絕緣設計；主絕緣；縱絕緣0 引言變壓器自其誕生以來，絕緣問題就是它不可避免的技術問題。變壓器作為電力系統(tǒng)的關鍵設備，其

2、質量高低直接影響著這個電力系統(tǒng)的可靠性。電力變壓器的絕緣結構及所用絕緣材料的可靠性，直接影響到電力變壓器運行性能的可靠性。電力變壓器向高電壓、大容量方向發(fā)展的同。各種產品都向高可靠性、節(jié)能型、環(huán)保型、緊湊型、個性化方向發(fā)展。各變壓器生產廠商，在研發(fā)高電壓、大容量產品的同時也在對現(xiàn)有產品性能進行提高。如何設計、制造出高質量的產品。已經成為廣大電力系統(tǒng)的客戶和各大制造廠家共同關注的問題。1 變壓器絕緣的分類 變壓器的絕緣分為內部絕緣與外部絕緣。外部絕緣指套管本身的外部絕緣和套管間及套管對地的絕緣。內部絕緣包括主絕緣和縱絕緣。主絕緣是指繞組（或引線）對地對另一相或對同一相的其他繞組（或引線）之間的絕

3、緣，而縱絕緣是指同一繞組上各點之間或其相應引線之間的絕緣1。2 主絕緣的設計 2.1 變壓器主絕緣結構的選擇原則繞組之間、繞組對油箱、繞組對鐵心柱和異相繞組之間的絕緣結構基本上屬于比較均勻的電場，因此，采用把大油距分割成小油距的油隔板結構。分割有兩種類型：一種類型是大油道厚紙筒結構，它的特點是在工頻和沖擊試驗電壓下，允許油道有放電現(xiàn)象，全部電壓由厚紙筒所承受，且不被擊穿。但這種配合不能保證在試驗電壓下固體絕緣不受損傷。因此，在較高電壓等級的變壓器上已不再采用。由于其制造上比較簡單，所以在電壓等級不高或者距離很大的狀況下選擇使用。另一種類型是薄紙筒小油道結構，它的基本特點是根據油體積減小時，油的

4、耐電壓強度提高。因此，一般在電壓等級比較高的變壓器上采用。因不同材料具有不同的介電常數(shù)s，故需要進行合理的配置。其設計的原則是使油間隙在局部放電試驗電壓下，其電場強度不超過油間隙起始局部放電電場強度。 2.2 變壓器主絕緣設計基本問題 2.2.1.繞組間絕緣結構設計厚紙筒大油隙結構型式，在此種結構型式中紙筒厚度為6毫米，汕隙寬度大于20毫米。這種結構設計的出發(fā)點，是使在所有油隙全部擊穿的情況下，紙筒也能承受全部試驗電壓的作用。此種結構的工頻、沖擊電壓下，其最小擊穿電壓與絕緣距離的關系可用特定公式計算，而這一特定公式適用于中部出線，電場比較均勻的結構。當線圈端部出線時，則距離須放大30以上；絕緣

5、必須進行真空處理和真空注油；作為油一隔板的紙筒總厚度占整個油隙的l/4，即總油隙距離與紙筒總厚度之比為3:1,線圈與相鄰紙筒間的油隙不大于25毫米，紙筒之間油隙一般為20毫米左右。薄紙筒小油隙結構型式,在此種結構型式中紙筒厚度小于4毫米，油道寬度小于12毫米。對于這種結構一般認為主絕緣的擊穿主要是油隙的擊穿，而油隙一旦擊穿，紙筒也就喪失絕緣能力，因此要求紙筒能耐受住試驗電壓是沒有必要的。此外，在電場比較均勻的情況下，根據變壓器油的距離效應，油隙耐電強度隨油隙的減小而增大，因此，在同一主絕緣距離、同一紙筒的百分數(shù)的情況下，油隙分隔越小則耐電強度越高。由于紙筒只起分隔油隙作用，所以不宜過厚。同時認

6、為線圈的覆蓋，對油隙的絕緣強度有很大影響。設置線圈間隔板時還應該注意：將出現(xiàn)最低擊穿場強的油隙放在中間，即使靠近線圈的油隙尺寸小，而絕緣筒之間的油隙尺寸稍大。這是由于考慮到線圈制造中出現(xiàn)的不可避免的缺陷，使靠近線圈的油隙中電場均勻程度較差的緣故。目前，上述兩種結構形式均被應用。大油隙結構一般被采用于60千伏以下的電壓等級中，因為它在高壓大容量變壓器中，巳暴露出許多缺點。在110千伏及以上的油浸式電力變壓器中，目前均采用薄紙筒小油隙結構。 2.2.1繞組間的電場強度由于絕緣結構的擊穿電壓不僅與絕緣間隙的結構及其尺寸有關，而且還與其中電場分布，即與帶電及接地部分的形狀及其相互之間位置和距離有關，因

7、此，為了正確地選用絕緣結構，了解其中出現(xiàn)最大場強部位，并求得這些部位的電場強度值是非常重要的。采用分析法計算線圈間電場強度時，由于電極形狀及其間隙中油和固體介質組合的多樣性，勢必以電場為已知的具有簡單幾何形狀的電極來代替形狀復雜的電極并引入一修正系數(shù)。 必須指出，實際計算的線圈表面并非是連續(xù)的圓柱體，而是具有軸向的段間或匝間油隙，這種不連續(xù)性對電場分布有影響，即段間油隙引起電場呈波紋狀的畸變，特別是線餅圓角附近處。可利用波紋系數(shù)表示此種附加電場集中。所謂波紋系數(shù)，即距線圈表面某點處的電場強度與相同結構尺寸的同軸圓筒形電極(即無軸向油隙）該處電場強度之比。在設計線圈間主絕緣時，還應注意到線圈軸向

8、場強對主絕緣的影響。線圈在工頻電壓作用下，電壓分布是均勻的，故軸向電場的合成電場與輻向電場相差不大，一般不超過10。在沖擊電壓作用下，線圈進線端的軸向電場強度較高，故對線圈主絕緣的合成電場具有影響，而且輻向場強和軸向場強是不同的兩個時間函數(shù)，從而造成了線圈間電場計算的復雜性。在設計線圈間主絕緣時，若不考慮軸向電場的影響，勢必影響設計的可靠性。 2.2.3線圈端部絕緣設計。高壓變壓器端部絕緣設計是主絕緣設計的重要組成部分。由于該處的電場極不均勻，而且由于鐵軛是輻向不對稱的，所以電場也是不對稱的。因此，過去對于線圈端部的電場計算是很困難的，甚至是不可能的。自從電子計算機在變壓器設計中得到廣泛應用以

9、來，目前巳能對線圈端部電場進行計算，并得到了較為滿意的結果。由于短路機械強度的要求，線圈必須支撐于鐵軛(壓板)上，對35千伏及以下的變壓器采用墊塊，對60千伏及以上的變壓器采用墊塊與隔板(角環(huán))分隔油隙。由于該處電場不均勻，電力線經過兩種介質(變壓器油和絕緣紙板)，并且斜入固體介質，即存在著沿固體絕緣表面的電場切線分量，因而屬于滑閃型結構，如果線圈端部出現(xiàn)局部放電，在電場作用下就可能導致沿面放電。近年來，從大量模型試驗中發(fā)現(xiàn)，變壓器線圈端部由油一隔板組成的絕緣結構的破壞，主要是由于電極附近的最大場強達到了油間隙起始放電場，開始出現(xiàn)局部放電，并由此而引起電場畸變，進而形成沿面放電所致。試驗表明：

10、端部絕緣放電主要決定于端部最大場強值，而與沿面放電距離沒有直接關系，加長放電距離只能使貫穿性擊穿更加困難2。3 縱絕緣結構設計 變壓器運行過程中會遇到各種過電壓，過電壓分內部過電壓與外部過電壓。內部過電壓發(fā)生在電力系統(tǒng)本身，是當變壓器或線路在分、合閘時由于系統(tǒng)中能量發(fā)生劇烈變化而產生的一種具有周期性波的操作過電壓;而當系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路和間歇電弧時將產生故障過電壓。外部過電壓也稱大氣過電壓，是由于雷電直接落在輸電線上或者由于帶電荷的云層彼此間發(fā)生放電或對地放電而對輸電線產生電磁感應或者由于帶電云層移過輸電線上空時產生靜電感應所引起的非周期性過電壓波。 變壓器在過電壓作用下，起始階段在繞組的線端

11、引起了很大的電壓梯度，隨后將在繞組其他部位引起電壓振蕩，并使繞組的對地電壓大大增高，這對繞組絕緣非常不利。變壓器的過電壓保護，一方面是采取各種措施降低進入變壓器的過電壓波的幅值:例如在輸電線上部設架空地線;采用合理的絕緣配合 (在接近變電所的輸電線路上裝設避雷器)。另一方面是加強變壓器本身的電氣強度，使起始電壓分布和整個過渡過程的電壓分布可得以改善。 變壓器的縱絕緣3，包括繞組的匝間、層間、線段間的絕緣結構與尺寸，由沖擊試驗電壓(全波和截波)與繞組的起始分布電壓 (電壓梯度)確定。下面列出了不同電壓等級的油浸式電力變壓器的縱絕緣結構尺寸。(1)35KV及其以下變壓器的縱絕緣 圓筒式繞組 圓筒式

12、繞組匝間絕緣按導線規(guī)格選擇。紙包圓線的兩邊絕緣厚為0.3垃垃，紙包扁線的兩邊絕緣厚為0.45(0.5)垃垃，括號內數(shù)值為計算值。層間絕緣:一般用0.12垃垃電纜紙，其張數(shù)由繞組兩層間最大工作電壓選取。油浸電纜紙的電場強度取30004000V/垃垃，層間絕緣電纜紙最少為2張。在層間電壓較高而要求電纜紙張數(shù)很多 (一般超過4張)時，可采用圖3-1所示的分級絕緣結構，以減小繞組的輻向尺寸。圖3-1 層間分級絕緣層間油道:為使變壓器運行時繞組溫升不超過規(guī)定值，有時在層間設置油道以增加繞組的散熱面積。油道的寬度應隨繞組的高度增加而增加，否則收不到應有的冷卻效果。一般取油道尺寸為繞組高度的1/100，但不

13、小于4mm。油道個數(shù)對35KV級容量在100KV.A及其以上時取一個，油道設在總層數(shù)的1/32/5處 (從內層算起)，而當繞組內外兩側都散熱時，油道應設在總層數(shù)的一半處。層間油道是由1015垃垃寬的層壓紙板撐條構成的，兩撐條之間的周向間距為120150mm (弧長)。油道也可用瓦楞紙板構成。 連續(xù)式繞組 連續(xù)式繞組的匝間絕緣及段間絕緣見表3-1。段間紙圈伸出繞組外徑每邊至少8mm。三相容量為2500KV.A及其以下、電壓為35KV時，繞組首末端各4段的匝數(shù)應為正常段匝數(shù)的70%左右。此時，匝間應均勻墊以絕緣紙條，使線段外徑與正常段的一致。 表3-1 連續(xù)式繞組的匝間絕緣及段間絕緣(2)110K

14、V變壓器的縱絕緣 對于中性點直接接地、高壓繞組接法為YN、調壓范圍10%、三相容量為10000KV.A及其以下時，采用端部出線結構，見圖3-2(a);1250020000KV.A時，采用端部出線結構，見圖3-2(b)；20000KV.A以上時，采用中部出線結構，見圖3-2(c)。圖9-14中繞組均為糾結-連續(xù)式，標號A、B、C各線段為糾結式，其余線段為連續(xù)式，匝間絕緣均為1.35垃垃。調壓線段H也可采用兩段糾結式。 圖3-2 110KV變壓器繞組的絕緣結構4 套管的絕緣結構設計 套管是一種典型的電場具有強垂直分量的絕緣結構4。它表面的電壓分布很不均勻，在中間法蘭邊緣處電場十分集中，很容易從此處

15、開始電暈及滑閃放電。同時法蘭和導桿間的電場也很強，絕緣介質易被擊穿。為適應工作電壓的提高，必須改善法蘭及導桿附近的電場。高壓套管在電氣性能方面通常應滿足下述要求；長期工作電壓下不發(fā)生有害的局部放電；分鐘工頻耐壓試驗(約為工頻測試電壓的90)時，不發(fā)生滑閃放電；沖加試驗電壓下不擊穿。 瓷套管由瓷件、安裝法蘭及導體裝配而成、純資套管以電瓷(或還有空氣)絕緣，結構簡單，維護方便。套管具有以下特點：(1)它是電氣絕緣結構中惟一的既有外絕緣又有內絕緣問題的裝置。在外部嚴酷的環(huán)境下同時承受很高的電、熱和機械應力，其運行條件比其他絕緣子苛刻。(2)電場復雜。如前所述，套管是一種典型的插入式結構，其電場垂直分

16、雖大，沿表面電壓分布極不均勻。在中間法蘭邊緣處電場十分集中，很容易從此處開始電暈及滑閃放電。同時，法蘭和導桿問的電場也很強，絕緣介質易被擊穿。(3)作為電氣設備主要組件的套管，要求其結構緊湊和尺寸小。套管又是有機、無機、氣體、液體和固體材料的組合絕緣結構。在強電場作用下，各種介質特性復雜，局部放電問題突出。(4)另外還有導體發(fā)熱、介質損耗、熱擊穿和密封等問題。5 結語 變壓器絕緣設計是變壓器結構設計的重要環(huán)節(jié)，其設計的優(yōu)越性將直接影響到變壓器性能的好壞。不僅如此，絕緣設計的好壞還會影響到變壓器運行的穩(wěn)定性與可靠性，同時也決定了變壓器壽命的長短。本文對變壓器的絕緣設計進行了總結，變壓器的絕緣分為

17、內部絕緣與外部絕緣。外部絕緣指套管本身的外部絕緣和套管間及套管對地的絕緣。內部絕緣包括主絕緣和縱絕緣。主絕緣是指繞組（或引線）對地對另一相或對同一相的其他繞組（或引線）之間的絕緣，而縱絕緣是指同一繞組上各點之間或其相應引線之間的絕緣。參考文獻：1 尹克寧.變壓器設計原理. 北京：中國電力出版社.20032張植保 變壓器原理與應用.北京：化學工業(yè)出版社.20073路長柏.電力變壓器絕緣技術.哈爾濱：哈爾濱工業(yè)大學出版社.19974關志成.絕緣子及輸變電設備外絕緣.北京：清華大學出版社.2006變壓器預防性試驗摘要：變壓器投入運行后，能否穩(wěn)定、可靠地工作取決于變壓器出廠時的預防性試驗的全面性與準確

18、性。根據過去長期的運行經驗及試驗研究，已逐步確立了很多變壓器預防性試驗項目。本文將就其中比較重要的預防性試驗項目，以及其做法進行綜述性的總結。關鍵詞：變壓器；預防性試驗；變壓比試驗；絕緣電阻試驗；吸收比試驗；泄露電流試驗；tan試驗；交流耐壓試驗；直流電組試驗；油中溶解氣體色譜分析；局部放電試驗0 引言 多年來，在我國電力系統(tǒng)和電力設備制造部門，對高壓電氣設備已形成了一系列的檢驗、試驗制度和規(guī)范：電氣設備在出廠前要按照有關標準進行嚴格而又合理的型式試驗及例行試驗；在投放前要進行交接試驗；在運行中要定期進行預防性試驗。上述試驗的進行較好的保證了設備的安全運行1。其中，關于預防性試驗已積累了一套比

19、較成熟的試驗項目和內容。例如，變壓比試驗、絕緣電阻試驗、吸收比試驗、泄露電流試驗、tan試驗、交流耐壓試驗、直流電組試驗、油中溶解氣體色譜分析、局部放電試驗等。1 變壓器變壓比試驗 1.1雙電表法測量變壓器變壓比 1、直接雙電壓表法 在變壓器的一側施加電壓，并用電壓表在一次、二次繞組兩側測量電壓(線電壓或用相電壓換算成線電壓)兩側線電壓之比即為所測變壓比。 測量變壓比時要求電源電壓穩(wěn)定，必要時需加穩(wěn)壓裝置，二次側電壓表引線應盡量短，且接觸良好，以免引起誤差。測量用電壓表準確度應不低于0.5級，一次、二次側電壓必須同時讀數(shù)。2、經電壓互感器的雙電壓表法在被試變壓器的額定電壓下測量電壓比時，一般沒

20、有較準確的高壓交流電壓表，必須經電壓互感器來測量。所使用的電壓表準確度不低于0.5級，電壓互感器準確度應為0.2級，其試驗接線如圖11所示。其中圖11(b)為用兩臺單相電壓互感器組成的V形接線，此時，互感器必須極性相同。（a）單相變壓器測量 （b）三相變壓器測量 圖1-1 經電壓互感器測量變壓比 當大型電力變壓器瞬時全壓勵磁時，可能在變壓器中產生涌流，因而在二次側產生過電壓，所以測量用的電壓表在充電的瞬間必須是斷開狀態(tài)。為了避免涌流可能產生的過電壓，可以用發(fā)電機調壓，這在發(fā)電廠容易實現(xiàn)，而變電所則只有利用變壓器新投入運行或大修后的沖擊合閘試驗時一并進行。 對于l1010kv的高壓變壓器，如在低

21、壓側用380V勵磁，高壓側需用電壓互感器測量電壓。電壓互感器的推確度應比電壓表高一級，電壓表為05級，電壓互感器應為0.2級。 1.2變比電橋法測變壓器變壓比 利用變比電橋能很方便的測出被試變壓器的電壓比。變比電橋的工作示意圖如圖12所示，測量原理如圖12所示。由圖13可見，只需在被試變壓器的一次側加電壓U1，則在變壓器的二次側感應出電壓U2，調整電阻R1，使檢流計指零，然后通過簡單的計算求出電壓比K。 圖1-2 變比電橋工作示意圖 圖1-3 變比電橋測量原理圖 圖1-4 測量變比誤差原理圖U1被測變壓器一次側電壓 RM點至C點電阻U2被測變壓器二次側電壓 R C點至N點電阻 P檢流計 R1變

22、比調節(jié)電阻R2標準電阻測量電壓比K的計算公式為 (1-1)為了在測量電壓比的同時讀出電壓比誤差，在R1和及R2之間串人一個滑盤式電阻R3，如圖14所示?；P式電阻R3(400)的接觸點為C。假定R= R=R3,如果被試品電壓比完全符合標準電壓比K，調整R2使檢流計指零，則電壓比按下式計算（1-2） 如果被試變壓器的電壓比不是標準電壓比尺，而是帶有一定誤差的K，這時，不必去改變電阻R1，只需改變滑桿C點的位置即可。如果被試變壓器的電壓比誤差在一定范圍內，則在R3上一定可以找到使檢流計指零的一點，這時被試變壓器的實測電壓比K可用下式計算 因為所以 （1-3） 為了方便，取只R2+1/2R3=100

23、0歐姆，若最大百分誤差K=2%，則 （1-4）即誤差在2%范圍內變動時，滑桿C點需在離R3中點20歐姆范圍內變動。 當滑桿C點在R3上滑動時，C點的電位也將相應變化，在一定的范圍可和U2達到平衡。 我國2生產的QJ35型變比電橋，測量電壓比范圍為1.02111.12，準確度為0.2%完全可以滿足我國電力系統(tǒng)測量電壓比的要求，用起來方便、準確。2變壓器接線組別和單線引出線的極性試驗 2.1變壓器接線組別試驗方法及原理 變壓器接線組別試驗方法有很多，包括直流法、雙電表法等，本部分主要就直流法對變壓器進行接線組別試驗 如圖21所示，用一低壓直流電源(通常用兩節(jié)1.5v干電池串聯(lián))輪流加入變壓器的高壓

24、側AB、BC、AC端子，并相應記錄接在低壓端子ab、bc、ac上儀表指針的指示方向及最大數(shù)值。測量時應注意電池和儀表的極性，例如AB端子接電池，A接正，B接負。表針是一樣，a接正，b接負。圖21是對接線組別為Y，y0的變壓器進行的9次測量的情況。圖中正負符號表示的是：高壓側電源開關合上瞬間的低壓表計指示的數(shù)值和方向的正負；如是分閘瞬間，符號均應相反。 現(xiàn)將變壓器各連接組的測量情況列成表21，將實測結果與表對照，便可確定變壓器的接線組別。圖2-1 直流法對Y，y0連接組的9次測量 表2-1 用直流法判斷變壓器接線組別 從表21中可以看到，在單數(shù)組中，儀表讀數(shù)有的為零。這是由于二次繞組感應電動勢平

25、衡所造成的，如圖22所示情況.但在實際測量時由于磁路、電路不能絕對相等，因而該值不會為零，常有較小起數(shù)。為此，工作中應十分仔細地分析對比，避免差錯。 從表2l中還可看出，如在高壓側AB端通電，則低壓側ab、bc、ac的表計指示，對12個組別都互不重復。因此，每一組別只用一行讀數(shù)，即3次測量就可確定，其余6次測量是為了驗證前3次測量的正確性而進行的。為使直流法測量可靠，應注意以下兩點：(1)在測量變壓比大的變壓器時，應加較高的電壓(如6V)并用小量程表計，以便儀表有明顯的指示(一般占表盤刻度1/3為宜)，最好能采用中間指零的儀表。(2)操作時要先接通測量回路，然后再接通電源回路。讀完數(shù)后，要先斷

26、開電源回路，然后再斷開測量回路表計。 圖2-2 電壓表指零的原理舉例 (a)B相通電；(b)C相通電 2.2變壓器單線引出線的極性試驗方法及原理1、直流法 如圖23所示，將1.53v直流電池經開關S接在變壓器的高壓端子A、X上，在變壓器二次繞組端子上連接一個直流毫伏表(或微安表、萬用表)。注意，要將電池和表計的同極性端接往繞組的同名端。例如電池正極接繞組A端子，表計正端要相應地接到二次a端子上。測量時要細心觀察表計指針偏轉方向，當合上開關瞬間指針向右偏(正方向)，而拉開開關瞬間指針向左偏時，則變壓器是負極性。若偏轉方向與上述方向相反，則變壓器就是正極性。試驗時應反復操作幾次，以免誤判斷。在開、

27、關的瞬間，不可觸及繞組端頭，以防觸電。圖2-3 直流法檢測極性（a）負極性 （b）正極性2、交流法 如圖24所示，將變壓器一次的A端子與二次的a端子用導線連接。在高壓側加交流電壓，測量加入的電壓UAX、低壓側電壓Uax和未連接的一對同名端子間的電壓UXx。若UXx=UAX-Uax，則變壓器為負極性；若UXx=UAX+Uax，則變壓器為正極性。圖2-4 交流法檢測極性3變壓器繞組絕緣電阻和吸收比試驗 3.1變壓器繞組絕緣電阻和吸收比試驗方法(1)測量繞組連同套管一起的絕緣電阻和吸收比時使用儀表：應用2500V及以上兆歐表進行測量。其量程不得小于10000M。(2)測量繞組連同套管一起的絕緣電阻和

28、吸收比的方法為：斷開被試變壓器備側的電源并拆除其一切對外連線，被側繞組應短路，其余各非被測各繞組都應短路接地，依次測量各繞組對其他繞組及對地間的絕緣電阻值。測量時，為避免繞組上殘余電荷導致偏大的測量誤差，在測量前應將被試繞組與油箱短路接地，其放電時間應不少于2min。(3)測量繞組連同套管一起的絕緣電阻及吸收比測量順序、部位。 1)雙繞組變壓器。 (a)被測繞組：高壓繞組；接地部分：低壓繞組及外殼。 (b)被測繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組及外殼。 2)三繞組變壓器。 (a)被測繞組：高壓繞組；接地部分：中壓繞組、低壓繞組及外殼。 (b)被測繞組：中壓繞組；接地部分：高壓繞組、低壓繞組及外

29、殼。 (c)被測繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組、中壓繞組及外殼。(4)測量變壓器繞組絕緣電阻和吸收比時，應記錄和時的絕緣電阻值，若吸收比/小于1.3時，應測量極化指數(shù)/。3.2變壓器繞組絕緣電阻和吸收比試驗標準(1)絕緣電阻位應換算至同一溫度下，與前一次或歷次測試結果相比無明顯變化。絕緣電阻換算公式為 （3-1） 式中 Rl、R2t1、t2時刻的絕緣電阻值。(2)吸收比(1030)不低于1.3，極化指數(shù)不低于1.5。吸收比和極化指數(shù)都不進行溫度換算當吸收比大于或等于1.3時，可不進行極化指數(shù)測量。3.3變壓器繞組絕緣電阻和吸收比試驗綜合判斷 絕緣電阻在一定程度上能反映繞組的絕緣情況，但它受

30、絕緣結構、運行方式、環(huán)境、設備溫度、絕緣油以及測量誤差等因素的影響很大。各種不同電壓等級的變壓器的測試數(shù)據分散性很大。因此很難規(guī)定一個統(tǒng)的判斷標準。因而，應強調綜合判斷和相互比較。為了便于綜合判斷和互相比較，參考有關資料提出下列數(shù)據供參考。(1) 變壓器新安裝時，絕緣電阻值不應低于出廠試驗時絕緣電阻值的70。(2) 變壓器在預防性試驗時，絕緣電阻值不應低于安裝或大修后或投運前的測量值的50：對于500kV變壓器，在相同溫度下其絕緣電阻值不應低于出廠的70。20時最低絕緣電阻值不得小于2000 M。(3)吸收比及極化指數(shù)：隨著電力變壓器電壓的提高和容量的增大，在吸收比的測量中，遇到了許多矛盾，如

31、絕緣電阻高、吸收比反而不合格；運行中吸收比低于1.3但一直能安全運行：造成這些現(xiàn)象的原固有以下幾方面： 1)高電壓、大容量的變壓器的吸收比有隨著變壓器繞組的絕緣電阻值升高而減小的趨勢。 2)變壓器絕緣正常情況下，吸收比隨溫度升高而增大。 3)變壓器絕緣局部有問題時，吸收比全隨溫度升高而呈下降趨勢。 4)變壓器紙絕緣含水量越大，其絕緣狀況越差，絕緣電阻的溫度系數(shù)越大，此時吸收比數(shù)值較低，而且隨溫度上升而下降。 基于以上原因，多數(shù)研究者認為，由于干燥工藝的提高、油紙絕緣材料質量的改善以及變壓器的大型化，使吸收明顯變長，出現(xiàn)了絕緣電阻提高，吸收比小于1.3而絕非受潮的現(xiàn)象，故當絕緣電阻高到一定值時，

32、可以適當放松對吸收比的要求。根據經驗利積累的資料，當溫度為10時，110、220kV變壓器的絕緣電阻大于3000 M時，可以認為絕緣沒有受潮，吸收比可以不作為考核要求。另外受潮的變壓器絕緣電阻、之差一般只有十兆歐，最大小會超過200 M。因此，若仍然按吸收比來判斷超高壓變壓器的絕緣狀況，已不能有效、正確地判斷而應采用極化指數(shù)來判斷大型變壓器的絕緣狀況。故在吸收比小于1.3時，應進行極化指數(shù)測量。而且極化指數(shù)/不應小于1.5。4變壓器繞組連同套管泄露電流試驗 4.1變壓器繞組連同套管泄露電流試驗方法1、變壓器繞組連同套管的泄漏電流測量方法變壓器繞組泄漏電流的測量與絕緣電阻的測量方法和接線方式一樣

33、，測量各繞組對其他繞組及地的泄漏電流被測繞組各引線端應短路，其余行非被測繞組應短路接地，并依次測量各繞組對其他繞組及對地間的泄漏電流值。為了使測量數(shù)據準確，應將電流表放在高電位處。2、變壓器繞組連同套管的泄漏電流測量部位(1)雙繞組變壓器泄漏電流的測量。1)加壓繞組：高壓繞組；接地部分：低壓繞組及外殼。2)加壓繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組及外殼。(2)三繞組變壓器泄漏電流的測量。1)加壓繞組：高壓繞組；接地部分：中壓繞組、低壓繞組及外殼。2)加壓繞組：中壓繞組；接地部分：高壓繞組、低壓繞組及外殼。2)加壓繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組、中壓繞組及外殼。4.2變壓器繞組連同套管泄露電流

34、試驗標準(1)測量變壓器繞組連同套管的泄漏電流時外加直流試驗電壓的標難。 1)繞組額定電壓：6-10kV；繞組外加直流試驗電壓為10kV。 2)繞組額定電壓：20-35kV；繞組外加直流試驗電壓為20kV。 3)繞組額定電壓：66-330kV；繞組外加直流試驗電壓為10kV。 4)繞組額定電壓為500kV，繞組外加直流試驗電壓為60kV。 對于末注油的變壓器，測量其泄漏電流時，對測量部位所施加的直流電壓為以上電壓的50。(2)被試繞組加至試驗電壓后，應停1min后再讀取泄漏電流值，測試結果與前一次測試結果相比加大明顯變化。 (3)根據1997年9月西北電力集團公司電力設備預防性試驗規(guī)程補充規(guī)定

35、，油浸變壓器繞阻泄漏電流參考值為：繞組額定電壓為10kV時，施加直流電壓為10kV，測得的泄漏電流值在20時不應大于33A。繞組額定電壓為35330kV時，施加以上所規(guī)定的直流電壓下，測得的泄漏電流值20時不應大于50A。4.3變壓器繞組連同套管泄露電流試驗綜合判斷因為泄漏電流與變壓器的絕緣結構、溫度等因素有關，所以在規(guī)程中對測量結果不作規(guī)定，而強調比較和綜合判斷。（1）對測量值應進行綜合判斷，測試位和前一次測試值及歷次測試值比較應天明顯變化，一般情況下，當年測試值不應大于前一年及歷年測試值的150。（2）與同一溫度下，對同類型變壓器的泄漏電流進行比較、分析，以保證正確進行綜合判斷。5變壓器繞

36、組連同套管的tan試驗 5.1變壓器繞組連同套管的tan試驗方法1、變壓器繞組連同套管的tan測量方法 由于變壓器在運行中外殼均量接接地所以測量時一般采用反接線法進行測量；測量時被試繞組連同套管應短路非被試繞組連同套管應短路接地，并依次測量各繞組對其他繞組及對地間的介質損失角正切值tan。所采用的儀器一般為西林電橋，如圖5-1。圖5-1 西林電橋原理圖2、 變壓器繞組連同套管的tan測量部位(1)雙繞組變壓器。 1)加壓繞組：高壓繞組；接地部分：低壓繞組、鐵芯、外殼。 2)加壓繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組、鐵芯、外殼。(2)三繞組變壓器。 1)加壓繞組：高壓繞組；接地部分：中壓繞組、低壓

37、繞組、鐵芯、外殼。 2)加壓繞組：中壓繞組；接地部分：高壓繞組、低壓繞組、鐵芯、外殼。 2)加壓繞組：低壓繞組；接地部分：高壓繞組、中壓繞組、鐵芯、外殼。 5.2變壓器繞組連同套管的tan試驗標準（1）20時，tan（%）不應大于表5-1中所列的數(shù)值。表5-1 變壓器繞組連同套管的tan同一變壓器各繞組的tan值要求相向。(2) tan ()值與歷年數(shù)值比較不應有顯著變化(一般不大于30)。(3)試驗電壓： 1)繞組額定電壓10kV及以上：試驗電壓為10kV 2)繞組額定電壓10kV以下；試驗電壓為U n(即繞組的額定電壓)。(4)測量溫度以變壓器頂層油溫為準，盡量在油溫低于50時測量，不同溫

38、度下的tan值應換算到同一溫度下。 般可按下式換算 （5-1） 式中 tan1、tan2溫度t1、t2時的值。5.3變壓器繞組連同套管的tan試驗綜合判斷(1) tan測量數(shù)據應與規(guī)程規(guī)定的標準、歷年測試數(shù)據進行比較，不應有明顯的變化。絕緣有缺陷時有的使tan()值增加，有的卻使tan()值下降，如某臺自耦變壓器在安裝中發(fā)現(xiàn)進水受潮，但測得的tan()值卻下降，測試數(shù)據如表52所示。 表52 某自耦變壓器測試結果 由以上數(shù)據可以看出，該變壓器受潮后，其tan值明顯減小，而Cx值卻增加，這種現(xiàn)象是由于變壓器進水受潮后。其絕緣的等值相對電容率r增加，從而使電容量增加，由于電容量增加，又使無功功率增

39、加，同時使絕緣的電導增大，從而使泄漏電流增大，這就導致有功功率增加。因為tan()=PQ，所以tan值有可能增加，也有可能減小，還有可能不變。在這種情況下，只有借助電容量的變化和其他試驗項目進一步進行綜合分祈。另外若絕緣中存在的局部放電缺陷，發(fā)展到在試驗電壓下完全擊穿，并形成低電阻短路時，也會使tan()值明顯下降。因此，現(xiàn)場用tan()值進行電氣設備絕緣分析時，要求tan值不應有明顯增加或降低，而且Cx值與歷次試驗值也不應有明顯變化。(2)測得變壓器繞組連同套管介質損失角正切值，一般應小于規(guī)程中規(guī)定的數(shù)值。單靠測量的tan()的數(shù)值來判斷是不夠的，應將所測的tan()、Cx數(shù)值與同一臺變壓器

40、歷年測試數(shù)據換算至同一溫度下進行比較，以便正確判斷運行中的變壓器絕緣的好壞以及能否繼續(xù)運行。6交流耐壓試驗 6.1 10kV及以下全絕緣變壓器交流耐壓試驗 6.1.1 試驗方法與試驗接線(1)全絕緣變壓器交流耐壓試驗方法。應對被試變壓器各繞組對其他繞組接地，施加1min工頻交流耐壓，以考核變壓器主絕緣。被試繞組應短路，非被試繞組應短路接地。(2)試驗接線如圖6-1所示。由圖6-1中可知，交流耐壓試驗接線分為交流高壓電源；高、低壓電壓測量；調壓；控制；保護幾部分。當電源開關K1閉合，綠燈亮表示已有電，然后操作A1合閘按鈕，磁力啟動器帶電，使常開觸點J1、J2、J3、J4閉合，常閉觸點J5打開，這

41、時綠燈火，紅燈亮，調壓器已有電，可以升壓；當被試品電流過大或擊穿時，過流繼電器DL動作，其常閉觸點L1打開，于是控制回路被切斷，磁力啟功器斷電，其觸點J1、J2、J3、J4打開。切斷調壓器上的電源。如在升壓過程中發(fā)生意外情況需要立即切斷交壓器電源時，只需按下A2跳閘按鈕即可斷開變壓器電源。圖中P1、P2是試驗變壓器的低壓測量線圈；TV為標牌電壓互感器，它和電容分壓器都用于測量加在被試品上的高壓電壓；Q為保護球隙；R1、R2為限流保護電阻，R1的作用是防止被試品擊穿后，由于擊穿電流過大使被試品故障擴大或使試驗變壓器燒毀，R2的作用是防止球隙及球隙和試品間的電壓振蕩并限制球隙的放電電流，使球隙表面

42、不至于燒傷。R1應根據變壓器高壓側額定電流值選擇，加高壓側電流為100300mA時，可取0.51/V，如高壓側電流為1A時可取0.11/V (當試品容量較大時應取下限)，R2可按球徑及被測電壓進行選擇。圖6-1 交流耐壓試驗接線在交流耐壓試驗中，如有額定電壓較高的試驗變壓器，即可滿足交流耐壓試驗的需要。如當一臺試驗變壓器的電壓滿足不了所需要的試驗電壓時，為了達到更高的試驗電壓，一般采用兩臺試驗變壓器進行串級來獲得更高的試驗電壓。串級交流耐壓試驗接線如圖6-2所示。 圖6-2 串級交流耐壓試驗接線 交流耐壓試驗時，應根據被試變壓器所需的試驗電壓和被試變壓器的電容量來選擇試驗變壓器。如一臺試驗變壓

43、器的容量不夠，可采用兩臺來補償容量，即采用串級其接線如圖6-3所示。 圖6-3 交流耐壓補償接線6.2 35kV全絕緣變壓器交流耐壓試驗 應對被試變壓器各繞組對其他繞組及地間施加1mm工頻交流耐壓，以考核變壓器主絕緣。被試繞組應短路，非被試繞組應短路接地。用試驗變壓器對被試變壓器進行交流耐壓試驗時，因35kV全絕緣變壓器的交流耐壓試驗電壓較高（72kV），而一般試驗變壓器的額定電壓為50kV，一臺試驗變壓器的電壓滿足不了試驗電壓，為了達到更高的試驗電壓，一般采用2臺試驗變壓器進行串級來獲得更高的試驗電壓，其接線因如圖6-2所示。兩臺變壓器容量關系為：T1容量應是T2的兩倍，而兩臺試驗變壓器串極

44、后輸出的視在功率為兩臺試驗變壓器串級后總容量為，而實際輸出功率的利用率為輸出的視在功率與裝置容量之比約為67。同理，若3臺試驗變壓器串極，它們的容量分別為3P、2P、1P，而實際輸出功利用率為3P（3P+2P+P)=50?？梢?，串級越多利用率就越低。若不但試驗電壓不夠，而且容量也不夠，可采用4臺試驗變壓器串級及補償，其補償接線圖如圖6-3所示。7變壓器繞組直流電組試驗7.1變壓器繞組直流電阻試驗方法1、變壓器繞組直流電組測量方法 (1)對有載調壓的變壓器，在預試時必須對各個分節(jié)頭都進行測量：對有中性點引出的繞組，測量相間繞組的直流電阻；對無中性點引出的繞組，應測量線間繞組的直流電阻。 (2)對

45、無勵磁調壓的變壓器，在預防性試驗時只對運行頭進行測量。測量時應在使用的分節(jié)頭鎖定后再進行測量；對有中性點引出的繞組，應測相間繞組的直流電阻；對無中性點引出的繞組，應測線間繞組的直流電阻。2、測量變壓器繞組直流電阻使用儀器 測量變壓器繞組的直流電阻一般使用3381型變壓器直流電阻測量儀。 7.2變壓器繞組直流電阻試驗標準及要求 (1)1. 6MVA以上的變壓器，有中性點引出的繞組，各相間繞組直流電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2；無中性點引出的繞組，各線問差別不應大于三相平均值的1。(2)16MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4，線間差別一般不大于三相平均值的2。(3)與以

46、前相同部位測得值比較，其變化不應大于2。(4)如直流電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，應按上面的第(3)項執(zhí)行。(5)不同溫度下的繞組直流電阻值應按下式換算 （5-2） 式中，R1、R2在溫度t1、t2時的電阻值 T計算用常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取225。(6)三相變壓器的直流電阻測量出現(xiàn)問題時，為了進一步判斷，得出正確的結論，可將直流電電阻利用下式將線電阻換算至相電阻；公式如下：1）Y型接線時當三相平衡時2）型接線時當三相平衡時式中，線電阻相電阻8變壓器油中溶解氣體色譜分析及絕緣油試驗 8.1變壓器油中溶解氣體色譜分析 8.1.1變壓器內部故障產生的氣體 在新絕緣

47、油的溶解氣體中，通常除了含有約70的N2和30的O2以及0.3左右的CO2氣體外，并不含有C1、C2之類的低分子烴。但是在經過油處理后，由于一些油處理設備的加熱系統(tǒng)存在的死角，有時可能出現(xiàn)微量的乙烯甚至極微量的乙炔。 對于正常運行的變壓器油，由于油和絕緣材料的緩慢分解和氧化，會產生少量CO2、CO和微量的低分子烴，但其數(shù)量與故障產生的氣體量相比要少得多。也就是說，對于正常運行的變壓器，油中有關組分的本底值較低，為識別故障下待征氣體的明顯增長提供了有利條件。 當變壓器內部出現(xiàn)故障時，主要原因是絕緣油和固體絕緣材料中的熱性股故障(電流效應)和電性故障(電壓效應)，油中的CO2、CO、H2和低分子烴

48、類的氣體就會顯著地增加。不過，在故障初期時，這些氣體的增長還不足以引起氣體繼電器動作。這時，通過分析油中溶解的這些氣體，經過正確判斷就能及早確定變壓器的內部故障。油中溶解氣體的檢測種類，在國外可多達12種(包含了C3和部分C4的組分，即丙烷、丙烯和異丁烷)，在我國則只規(guī)定了9種氣體，即CO2、CO、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、O2和N2，除了O2和N2是推薦檢測的氣體外，其余7種都是故障情況下可能增長的氣體，所以是必測組分。 8.1.2油中溶解氣體的特定意義在故障情況下不是所有的上述7種氣體都同時增長，而是取決于故障的性質和類型，有的氣體并不增加，或不明顯地增加，而與故障性質密

49、切相關的氣體則顯著地增加。油中各種熔解氣體的特定意義見表81. 表8-1 油中各種熔解氣體的特定意義當油中某些必測氣體的含量達到一定濃度時，根據相關氣體的比值情況，就可判斷變壓器內部是否存在故障和故障的性質及類型。在油中溶解氣體的色譜分析中，常把與故障性質密切相關的那些氣體組分稱為特征氣體。如乙炔、乙烯、甲烷和一氧化碳等氣體。 8.1.3油中溶解氣體色譜分析 早在40年代就有人發(fā)現(xiàn)了石油分餾塔的氣體中總是含有相對固定的甲烷和乙烯。在氣體色譜分析方法用于油中氣體的分析之后，為了研究油中氣體與變壓器內部故障的關系，在熱動力學和實踐的基礎上，人們已認識到故障氣體的形成與故障的能量有關，一定種類的氣體

50、只能在一定能級下產生，達不到所需的能量是不會產生那種氣體的。但是在高能級時卻能夠同時產生那些在低能量下就可以生成的氣體，并具有一定的比例。這就說明用相關氣體的比值及其組合來判斷變壓器的內部故障是有理論依據的，是科學的。五種氣體的三比值法GB725287變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則規(guī)定的主要判斷方法，也是最近十幾年來全球范圍員通用的判斷方法。據報道其判斷的準確串在95以上。 五種氣體的三比值法是用三對比值以不同的編碼表示，編碼規(guī)則和故障類型的判別方法見表8-3和表8-4。 表8-3 編碼規(guī)則 表8-4 故障類型的判別方法 8.2變壓器絕緣油耐壓試驗1、清洗油杯 長期末用的或受污染的電極和油杯

51、必須先用汽油、苯或四氯化碳洗凈后烘干，洗滌時宜使用潔凈的絲絹而不得用布和棉紗c經常使用的電極和油杯，只要在不使用時以清潔干燥的油充滿，并放于干燥防塵的干燥器中，使用前再用試油沖洗兩次以上即可。電極表面有燒傷痕跡的不能再用。使用前應檢查電極間的距離，使其恰為2.5mm的間距(塊規(guī)應精確到0.1mm)。油杯上要加玻璃蓋或玻璃罩，試驗應在1525、濕度不高于75的條件下進行。2、油樣處理 試油送到試驗室后應在不損壞原有密封的狀態(tài)下放置一定時間，使油樣接近環(huán)境溫度。在倒油前應將油樣容器緩慢地顛倒數(shù)次使油混勻并盡可能不使油產生氣泡，然后用試油將油杯和電極沖洗23次。再將試油沿杯壁徐徐注人油杯，蓋上玻璃蓋

52、或玻璃罩，靜置10min。 3、加壓試驗 試驗接線如圖61所示，調節(jié)混壓器TA使電壓從零升起升壓速度約3kVs(另一些方法規(guī)定為2kV/s)，直至油隙擊穿，并記錄擊穿電壓值。這樣重復5次(另一些方法規(guī)定重復6次)取平均值為測定值。4、擊穿時的電流限制 為了減少油擊穿后產生碳粒，應將擊穿時的電流限制在5rnA左右電極間的油進行充分攪拌，并靜置5min后再重復試驗。9 變壓器局部放電試驗 9.1變壓器局部放電試驗方法1外接耦合電容接線方式 圖9-1外接耦合電容測量方式 對于高壓端子引出套管沒有尾端抽壓端或末屏的變壓器可按圖91所示回路連接。110kv以上的電力變壓器一般均為半絕緣結構，且試驗電壓較

53、高，進行局部放電測量時，高壓端子的耦合電容都用套管代替，測量時將套管尾端的末屏接地打開，然后串人檢測阻抗后接地。測量接線回路見圖92或圖93。圖92中性點接地方式接線 圖93中性點支撐方式接線 圖92用于實際現(xiàn)場測量時，通常采用逐相試驗法，試驗電源一般采用100150Hz倍頻電源發(fā)電機組。當現(xiàn)場不具備倍頻電源時，也可用工頻逐相文撐加壓的方式進行試驗，中性點支撐方式接線見圖93。因為大型變壓器絕緣結構比較復雜，用逐相加壓的方式還有助于判別故障位置。 加壓方法可采用低壓側加壓，在高壓側感應獲得試驗電壓c用倍頻電源加壓時則可達到對主絕緣和縱絕緣同時進行考核。但若采用工頻電源進行試驗，由于過勵磁的限制

54、，試驗電壓只能加到額定電壓的1.11.2倍。 9.2變壓器局部放電試驗標準國家標準GBl09485電力變壓器中規(guī)定的變壓器局部放電的試驗的加壓時間及步驟，如圖94所示。其試驗步驟為：首先試驗電壓升到U2進行測量，保持5min；然后試電壓升到U1，保持5s;最后電壓降到U2再進行測量，保持30min,U1、U2的電壓規(guī)定值及允許的放電量為 （9-1） 時，允許放電量Q<500pC試驗前，記錄所有測量電路上的背景噪聲水平，其值應低于規(guī)定的視在放電量的50。測量應在所有分級絕緣繞組的線端進行。對于自鍋連接的一對較高電壓、較低電壓繞組的線端，也應同時測量，并分別用校準方波進行校準。在電壓升至U1

55、及由U2再下降的過程中，應記下起始、熄滅放電電壓。在整個試驗時間內應連續(xù)觀察放電波形，并按一定時間間隔記錄放電量Q。放電量的讀取，以相對穩(wěn)定的最高重復脈沖為準，偶爾發(fā)生的較高的脈沖可忽略，但幅值特別大的應查明是外部干擾還是內部不穩(wěn)定放電，并作好記錄備查3。10 結語 電氣設備預防性試驗時保證設備安全運行的重要措施。通過預防性試驗，掌握電氣設備的絕緣情況，及早發(fā)現(xiàn)其缺陷，以進行相應的維護和檢修。電氣設備預防性試驗隊防止電氣設備在工作電壓或過電壓作用下?lián)舸┰斐傻耐ｋ娂皣乐負p壞設備的事故，起著預防作用。參考文獻：1張建文.電氣設備故障診斷技術.北京：中國水利水電出版社.2006.2李建明,朱康. 高壓電氣設備試驗方法. 北京：中國電力出版社.2001.3陜西省電力公司組.電氣設備試驗. 北京：中國電力出版社.2003.變壓器在線監(jiān)測 摘要：由于預防性試驗不能反映變壓器在運行過程中的故障，變壓器在線監(jiān)測就成為了檢測變壓器故障情況的重要手段。變壓器在線檢測的方法有很多，本文將選取一些較為實用與常見的在線監(jiān)測方法，從其方法、原理及難點等方面進行綜述性的總結。 關鍵字：變壓器；在線監(jiān)測；局部放電；膜分離；絕