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1、第八章 电力变压器检测与诊断,第一节 电力变压器绝缘结构特性 第二节 电力变压器预防性试验技术 第三节 电力变压器在线检测与诊断技术,第八章 电力变压器检测与诊断,变压器是电力系统中最重要的设备，用途非常广，一般分电力变压器和特种变压器两大类。现代电力变压器的电压、电流和功率已分别超过750kV、20kA和1Gw。电力变压器分为升压变压器、降压变压器、配电变压器、联络变压器(联络几个不同电压等级的电网用)和厂用电变压器(供发电厂自用)等几种。 我国现在采用的额定容量等级基本上是按 的倍数增加的常将容量630kVA及以下的变压器统称为小 型变压器，8006300kVA的变压器统称为中型变压器，
2、8000一63000kVA的变压器统称为大型变压器，90000kVA及以上的变压器统称为特大型变压器。,第一节 电力变压器绝缘结构特性,一、变压器的绝缘结构,油浸式电力变压器中主绝缘：油屏障绝缘结构； 35kV及以下变压器：胶纸筒和油间隙所构成的 油屏障绝缘结构； 35kV以上变压器：不含胶的绝缘纸和纸板所构成的绝缘层和油间隙结构； 110kV及以上的油浸式变压器：小油隙(油隙小于12)结构； 60kV以下电压等级的变压器：大油隙(20左右)结构。,二、变压器绝缘材料和绝缘性能 变压器常用绝缘材料的类型有： (1)纤维性固体绝缘材料。这类材料介电系数较高，体积电阻率较大，具有吸湿性，耐热系数不
3、高，机械强度也不高。 (2)非纤维性固体绝缘材料。性能及技术指标均优于纤维性固体绝缘材料。 (3)绝缘液体。 (4)气体绝缘材料。,三、绝缘破坏原因 变压器油的老化、受潮以及含有杂质、气泡等都将影响到电气性能，特别在高温下，会加速绝缘油的老化；高温时绝缘纸老化变脆，当遇到短路等故障时，就可能因承受不了机械应力而使纸层断裂，导致绝缘击穿。 变压器在运行中绕组绝缘损坏故障主要有：纵绝缘故障、主绝缘故障、进水受潮、过电压事故等。 (1)纵绝缘事故主要是指匝间绝缘和段间绝缘事故，其大部分故障是由于匝绝缘裕度不够和制造工艺不良造成的。,(2)主绝缘事故主要是指绕组对地和相间绝缘事故，通常在绝缘围屏纸板产
4、生树枝状放电烧伤。主绝缘事故对变压器的破坏作用，要比纵绝缘事故大得多，往往造成相对地或相间短路，使绕组遭到严重破坏。 (3)当套管顶部连接帽密封不良，水分沿导线进入绕组绝缘内，引起击穿事故。 (4)雷电过电压、系统单相接地故障、异物进入变压器等情况，造成损坏。,第二节 电力变压器预防性试验,由于变压器内部绝缘结构复杂，电场、热场分布不均匀，因而事故率相对较高。因此要认真对电力变压器定期进行绝缘预防性试验，一般每1-3年进行一次停电试验。 一、油中溶解气体色谱分析 1变压器内气体产生原因 导致变压器内部析出气休的主要原因为局部过热、局部放电和电弧等。这些变压器运行中的异常现象都会引起变压器油和固
5、体绝缘的裂解，从而产生气体。,产生的气体主要有氢、烃类气体（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、丙烷、丙烯等）、一氧化碳、二氧化碳等。 导致产生变压器故障的原因： (1) 热故障原因。 (2) 电气故障原因。产生的气体主要是H2和C2H2，其次是C2H4和CH4。 (3) 高能量电弧放电原因。产生的气体主要是H2和C2H2 。 (4) 火花放电原因。产生的气体主要是H2和C2H2 。 (5) 局部放电的原因。产生的气体主要是H2和CH4 。,2、变压器油故障判断标准 规程对变压器油中溶解的气体含量进行了规定，只要其中任何一项超过标准规定，则应引起注意，查明气体产生的原因，或进行连续检测对其内部是否存在故障
6、或故障的严重性及其发展趋势作出评估。,评价变压器油中气体含量变化情况的简单方法是用绝对产气速率和相对产气速率，若C1和C2分别表示第一次取样和第二次取样测得的油中某气体的含量(ppm)，t表示取样间隔中的实际运行时间，G为变压器总油量(t)，d表示油的密度(tm3 )，则 绝对产气速率 相对产气速率 规程规定，烃类气体总的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式）时，或相对产气速率大于10min，可判断为变压器内部存在异常。,3、变压器油故障定性分析 利用特征气体分析法可以进行变压器故障原因的判断。油中溶解的气体可反映故障点引起的周围油、纸绝缘的电、热分解本质。气体特征随
7、故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料的不同而不同，即故障点产生烃类气体的不饱和度与故障源的能量密度之间有密切关系。利用特征气体分析法可以比较直观、方便地分析判断故障大致类型，缺点是没有明确量的概念。,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，也会产生少量乙炔。分接开关过热时，会出现乙炔。低能量的局部放电，并不产生乙炔或仅仅产生很少量的乙炔。表8-6给出了在电弧作用下变压器油及固体绝缘分解出气体的情况。,4、变压器故障诊断三比值法 目前国际通用的通过变压器油的气体含量来鉴别变压器故障的方法是三比值法。所谓的三比值法是用五种特征气体的三对比值，用不同的
8、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数相近的气体组分的比值作为判断故障性质的依据，可得出对故障状态较可靠的判断。,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 C2 H4 C2 H63，于是可选择三比值中的其余两项构成直角坐标，CH4H2作纵坐标， C2 H2 C2 H4作横坐标，形成T(过热)D(放电)分析判断图。,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、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，起到
9、监控作用。通常变压器的内部故障，除悬浮电位的放电性故障外，大多以过热状态开始，向过热区或向放电区发展。而以产生过热故障或放电故障引起直接损坏而告终。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运行就无问题，例如当CH4H2比值趋近于3时，就可能出现变压器轻瓦斯动作，发出信号。,二、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量 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贯穿性的集中缺陷。经验表明，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。 测量绕组绝缘
10、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。,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不合理情况，其中原因比较复杂，这时可采用极化指数PI来进行判断，极化指数定义为加压10min时的绝缘电阻与加压1min的绝缘电阻之比，即PIR10R1。目前现场试验时，常规定PI 不小于1.5。,为避免绕组上残余电荷导致测量值偏大，测量前应将被测绕组与油箱短路接地，其放电时间应不少于2min。测量刚停止运行的变压器，需将变压器自电网断开后静置30min，使油温与
11、绕组温度趋于相同，再进行绝缘电阻等的测定，并以变压器上层油温作为绝缘温度。对于新投入或大修后的变压器，应在充满合格油并静止一定时间，待气泡消除后，方可进行试验。通常，对8000kVA及以上的较大型电力变压器需静置20h以上，对3l0kVA的小容量电力变压器需静置5h以上。,三、泄漏电流的测量 测量泄漏电流比测量绝缘电阻具有更高的灵敏度。运行检测经验表明能有效地发现用其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。 双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如表8-10所示。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8-11列出了试验电压的标准。 测量时，加压至试验电压，待1min后读取的
12、电流值即为所测得的泄漏电流值，为了使读数准确，应将微安表接在高电位处。,四、介质损耗角正切测量 测量变压器的介质损耗角正切值tan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等，是判断315MVA以下变压器绝缘状态的一种较有效的手段。必要时可进行分解试验，以判明缺陷所在位置。 表8-12给出了规程规定tan测量值，测量结果要求与历年的数值进行比较，变化应不大于30.,测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近。测量应尽量在油温低于50下进行，不同温度下(t1、t2)的tan值(tan1、 tan2）可按如下工程简化公式进行换算 变压器介质损耗角正切测量结果常受表面
13、泄漏和外界条件(如干扰电场和大气条件)的影响，应采取措施减少和消除这种影响。,1平衡电桥测量方法 由于变压器外壳均直接接地，所以多采用QS-1型西林电桥的反接法进行测量。绕组和二绕组变压器测量部位见表8-13。,对双绕组变压器测量tan及C时，接线如图8-3所示。从上述接线方式中可以清晰地看出，测量所得的数据并不是各绕组的tan和C，需要在测量后进行计算。 若假设按图8-3(a)、 (b)、 (c)接线进行试验，测得的数据分别为tana、Ca， tanb、Cb ，tanc、Cc，可以导出各绕组的C和tan为,对于三绕组变压器测量C及tan的接线方式如图84所示。,若按上述接线图进行测量，测得的
14、C和tan分别为：Ca、 Cb 、 Cc 、 Cab 、 Cbc、 Cca、 Cabc以及tana、 tanb 、 tanc 、 tanab 、 tanbc 、 tanca 、 tanabc ，可以推导出变压器绕组对地和变压器绕组间的c和tan为,2、非平衡电桥测量法 用非平衡电桥(M型介质试验器)测量双绕组和三绕组变压器的 ，其测量顺序和方法拉表8-14所示方法进行。测量时，M型介质试验器的试验电压均为2500v。,在双绕组变压器中，试验2直接测出高压地的tan，试验4直接测出低压地的tan 。若试验1、2、3、4所测量的视在功率分别为S1、S2、S3、S4，有功功率分别为PI、P2、P3
15、、P4。则高压低压之间的tan 在三绕组变压器中，试验2、4、6可直接测出高压、低压、中压对地的tan 。若试验l、2、3、4、5、6所测量的视在功率分别为S1、S2 、 S3 、 S4、 S5 、 S6 ，有功功率分别为PI、 P2、P3 、P4、 P5、 P6，则 高-低压之间的tan= 低压-中压之间的tan= 中-高压之间的tan=,五、交流耐压试验 交流耐压试验是鉴定绝缘强度最有效的方法，特别对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开裂、绕组松动、绝缘表面污染等，具有决定性作用。 电力变压器更换绕组后的交流耐压试验标准见表8-15。,在变压器注油后进行试验时，需要静置一定的时间，通
16、常500kv变压器静置时间大于72h，220kv变压器静置时间大于48h，110kv变压器静置时间大于24h。 进行交流耐压试验时，被试变压器的正确连接方式是被试绕组所有套管应短路连接(短接)并接高压，非被试绕组也要短接并可靠按地，如图8-5所示，图中只画出了一相“绕组”。 当进行交流耐压试验时，变压器的连接方式不正确，可能损坏被试变压器绝缘。,在变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，还可以根据试验过程中的一些异常现象来判断是否存在隐含的绝缘缺陷：,(1)在升压阶段或持续时间阶段，发生清脆响亮的“当”、“当”放电声音，这种声音很象金属物撞击油箱的声音，这往往是由于油隙距离不够或者是电场畸变等所造成的油隙一类绝缘结构击穿所致。,(2)试验中，若发生较小的“当”、 “当”放电声，往往是由于变压器油中有气泡，在电场力的作用下，可能形成一条一定长度的很狭窄的气隙通道，由于气泡的耐电强度比油低当气隙通道发展到一定长度时，将可能导致气隙通道击穿，最后导致变压器油击穿。 （3）在加压过程中，变压器内部有炒豆般的放电声，而电流表的指示还很稳定，可能是由于悬浮的金属件对地放电所致。,
