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1、变压器试验项目可分为绝缘试验和特性试验两类。 (1)绝缘试验有：绝缘电阻和吸收比试验、测量介质损耗因数、泄漏电流试验、变压器油试验及工频耐压和感应耐压试验，对220kV及以上变压器应做局部放电试验。330kV及以上变压器应做全波及操作波冲击试验。 (2)特性试验有：变比、接线组别、直流电阻、空载、短路、温升及突然短路试验。变压器的预防性试验610千伏配电变压器的预防性试验项目和试验标准如下： （1）测量绝缘电阻测量结果应与出厂试验数据或前一次测量的结果相比较，通常不应低于以前测量结果的70%。 （2）交流耐压试验6千伏、10千伏和400伏的变压器分别用21千伏、30千伏和4千伏电压进行交流耐压
2、试验，试验结果与历年测试数值比较不应有显著变化。 （3）绕组直流电阻630千伏安以上的变压器，经折算到同一温度下的各相绕组电阻值，不应大于三相平均值的2%，与以前测量结果比较，相对变化也不应大于2%。630千伏安以下的变压器，相间阻值差别不应大于三相平均值的4%，线间阻值差别不应大于三相平均值的2%。 （4）绝缘油的电气强度运行中的变压器，其绝缘油的电气强度试验标准为20千伏。 对运行中变压器进行定期试验，主要目的是监督其绝缘状况，一般每年对变压器作一次预防性试验。1.试验项目：变压器的绝缘电阻和吸收比、介质损失角、泄漏电流、分接开关的直流电阻试验，变压器油的电气性能（包括绝缘电阻、损失角、击
3、穿电压3个项目）和油色谱分析。2.分析方法除按规程规定标准衡量是否合格外，主要是将各项目的试验结果与历次试验结果进行纵横分析比较，对有怀疑的试验结果进行鉴定性试验，找出缺陷，列入检修计划进行处理，并加强运行中的监视。3.分析变压器绝缘时，要注意试验时的油温及试验使用的仪表、天气情况等对试验结果有影响的因素。4.遥测变压器绝缘电阻时应注意以下事项：（1）遥测前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线和引线。（2）使用合格的2.5千伏绝缘电阻表，遥测时将绝缘电阻表放平，当转速达到120转/分时，读R15、R60两个数值，测出吸收比。（3）遥测时应记录当时变压器的油温及外温。（4）严禁在遥测时用手触摸带电
4、导体或拆除绝缘电阻表线，遥测后应将变压器的线圈放电，防止触电。（5）遥测项目：对三绕组变压器应测量一次对二次、一次对三次、一次对地、二次对一次、二次对三次、二次对地、三次对一次、三次对二次及三次对地的绝缘电阻。（6）在潮湿或污染严重的地区应加屏蔽线。（7）变压器从电网上断开后，应待其上、下层油温基本一致后，再进行测量，因此时线圈、绝缘和油的温度基本相同，方可用上层油温作为线圈温度。 根据电力设备交接和预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序,主要包括油中溶解气体分析、绕组绝缘电阻的测量、绕组直流电阻的测量、介质损耗因数tgD检测、交流耐压试验、线圈变形试验、局部放电测量等。 1.油中溶解气体分析
5、 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
6、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
7、过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明:过热性故障占63%;高能量放电故障占18.1%;过热兼高能量放电故障占10%;火花放电故障占7%;受潮或局部放电故障占1.9%。而在过热性故障中,分接开关接触不良占50%;铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%;导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14.4%;其余2.1%为其他故障,如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞,致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞
8、狐等故障。火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电;分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。 对变压器故障部位的准确判断,有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握,并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等)进行比较。 同时还要注意由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离,在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成,如油中含水可与铁作用生成氢气,过热时铁芯层间油膜裂解也可生成氢,新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放,另外,某些操作也可生成故障气体,如有载调压
9、变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响,设备油箱带油补焊,原注入油含有某些气体成分大修后滤油不彻底留有残气等。 2.绕组直流电阻的测量 它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验,能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障,实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。长期以来,绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器绝缘的主要手段之一,有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。如在对某变压器低压侧10KV线间直流电阻作试验时,发现不平衡率为2.17%,超过部颁标准值1%的
10、一倍还多,色谱分析不存在过热故障,且每年预试数据反映直流电阻不平衡系数超标外,其它项目均正常,经分析换算后确定C相电阻值较大,判断C相绕组内有断股问题,经吊罩检查后,验证C相确实有一股开断,避免了故障的进一步扩大。通过上述例子可见,变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大作用。 3.绕组绝缘电阻的测量 绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数,对变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度,它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷,如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲,单纯依靠绝缘电阻绝对值大
11、小对绕组绝缘作判断,其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低,难以暴露缺陷,另一方面也因为绝缘电阻与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关,但对于铁芯夹件、穿心螺栓等部件,测量绝缘电阻往往能反映故障,这是因为这些部件绝缘结构较简单,绝缘介质单一,正常情况下基本不承受电压,绝缘更多的是起隔离作用,而不像绕组绝缘要承受高电压,比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况,也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。4.测量介质损耗因数tgD 它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介质测量常受表面泄露和外界条件(
12、如干扰电场和大气条件)的影响,因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgD,但为了提高测量的准确和检出缺陷的灵敏度,有时也进行分解试验,以判断缺陷所在位置。如在对变压器做预试时,发现一相套管介质超标,且绝缘不合格,读数较低,经分析后可能是由受潮引起,后拔出检查发现套管末端底部有水份,套管已整体受潮,经烘干处理后再做试验,各项指标均符合要求。测量泄漏电流和测量绝缘电阻相似,只是其灵敏度较高,能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关,在电力设备交接和预防性试验规程中不作规定,只在判断时强调比较,与历年数据相比,与同
13、类型变压器数据相比,与经验数据相比较等。介质损耗因数tgD和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降,因此单纯靠tgD和泄漏电流来判断绕组绝缘状况的可能性也比较小,这主要也是因为两项试验的试验电压太低,绝缘缺陷难以充分暴露。对于电容性设备,实践证明如电容型套管、电容式电压互感器、耦合电容器等,测量tgD和电容量CX仍是故障诊断的有效手段。 5.交流耐压试验 它是鉴定绝缘强度等有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷,如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效,但受试验条件限制,要进行3
14、5KV及8000KVA以上变压器耐压试验,由于电容电流较大,要求高电压试验变压器的额定电流在100mA以上,目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍,如果能对高电压、大电流电力变压器进行交流耐压试验,对保证变压器安全运行有很大意义。 6.线圈变形检测 变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下,绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化,包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患,一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故,严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有: 6.1短路故障电流冲击,电动力使绕组容易破坏或变形。电动力的产
15、生是绕组中的短路冲击电流与漏磁相互作用的结果,在运行中,由于辐向和轴向电动力同时作用,可能使整个绕组发生扭转。 6.2在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和震动等。如某供电部门在对35KV、20000KVA主变压器运输途中,遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时,发现油箱下部固定器身的4个螺栓全部开焊裂断,上部对器身定位的4个定位钉全部松动,并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11mm,横向位移23mm,绕组对端圈错位,最大达30mm,可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态,并经过长途运输及多次编组,器身在油箱中摇晃,必然造成变压器损坏。 6.3保护系统有死区,动作失灵,导致变压器承受稳定短路电流作用时间长,造成绕组变形。 结语 在变压器计划检修或故障
