变压器试验方法Word文件下载.docx

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四、三角形接线绕组的测量

一些大型变压器，特别是三相五柱变压器的低压绕组已在油箱内部接成三角形接线，给直流电阻的快速测量带来一定困难，导致电阻测试需要很长的时间。

这是以测量ac间电阻为例接线。

将星形接线的高压绕组串入测试回路，采用恒流源E，使回路总源i在短时间内迅速达到预期值i，并维持不变i0。

由于高压绕组的串入，带来如下好处：

①高压绕组中，A相电流与B、C相对的电流之和相等，有利于φA≈φB＋φC，属于强迫分流。

②高压绕组匝数多，铁芯易饱和，电感下降，充电时间常减小。

尽管低压分支仍有不同的时间常，但各支路电流与预期值的差额大大减小，因为匝数多得多的高压绕组电流的强迫分配，使φA≈φB＋φC。

再加上高压绕组的助磁，充电时间常数减小，这些都大大缩短了测试时间。

接线时需注意，高压绕组的强迫分流接线和极性必须正确。

即测试ab端时，高压绕组是A、C并联；

测试bc端时，高压绕组是A、B并联。

它们的极性都是助磁。

由于B相磁路与A、C相的明显不对称，所以测试ab端电阻时，两支路时间差别最大，因此耗费的时间也会稍长些。

一般讲来恒流源的最高输出电压和输出电流越大，测试直流电阻的时间越短。

第三节绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数

一、测试原理

变压器主绝缘系油隔板结构，由纸板和油隙组成。

当油和纸两种介质均良好或均很差时，均使吸收比K下降，给判断绝缘优劣带来复杂性。

绝缘电阻10min值与1min值的比值为极化指数P，对于判断绝缘状况有确定性，特别适用于大型变压器的绝缘判断。

　　变压器所有绕组均应分别短路；

每次测量前充分接地放电（不少于10分钟）排除套管外表面脏污的影响（屏蔽）；

将套管周围的临时接地体，如脚手架等拆除，以免形成空间的泄漏电流。

三、绕组绝缘的泄漏电流

泄漏电流试验的原理与绝缘电阻基本相同。

泄漏电流试验中所用的直流电源是由高压整流设备供给，用微安表来读取泄漏电流。

它比兆欧表优越之处如下。

试验电压较高并可随意调节，必要时可测试电流—电压关系曲线，利于发现缺陷。

普遍认为，对于发现受潮缺陷，使用较高的直流泄漏电压和使用兆欧表的效果差不多，关键还在于对吸收过程的正确判断。

对于发现套管瓷绝缘的缺陷或引线支架的纵向缺陷等，施加较高的电压，效果当然会好些。

第四节绕组绝缘的介质损耗因数（tgδ）

根据变压器的主绝缘结构，绕组绝缘的介损可以看成是纸和油两部分介质串联的介损。

油浸纸的介损与其含水量有固定的关系。

在不同温度下，反映的介损值可定量知道纸绝缘的含水量水量，对于判断绝缘是否受潮，是十分有效的。

对于运行中的110~220kV变压器，纸的含水量应控制在3%~%以下，与此对应的绕组绝缘介损应在%~%左右（20—40℃）。

现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tgδ值规定得如此小，是考虑到现场测试的各种误差。

作为现场的测试人员，遇到变压器绕组介损值较大（例如超过%）时，应考虑测试仪器是否失准或怀疑变压器有进水受潮的可能。

⑴被测绕组及非被测试绕组（或接地绕组）均应首尾短路。

交流电压施加在绕组上，由于磁耦合及电容的作用，绕组各点的电位及其相角可能不同，会对介损测量造成误差。

绕组首尾端短接，可将其内部各点电位的不同，减少到最低限度。

⑵排除套管外表面脏污及周围的临时接地体（脚手架等）。

⑶当绕组绝缘的介损较大时，应测试相应温度下的油介损，以区分纸和油的状况。

第五节电容型套管的介质损耗因数（tgδ）和电容值

一、测试方法

　　用西林电桥“正接法”测量，即套管高压端加电压，末屏进入电桥测量。

对于安装在变压器上的套管测量时，所有绕组应分别短路。

因为未短路绕组的各部位电位和相角可能不同，通过杂散电容对被测套管电容芯的介损测量形成不利的影响。

对于未安在变压器上的套管，应在法兰处支撑套管，套管法兰接地，在套管竖直状态下测量。

对于高电压或高温下测量套管介损时，套管法兰以下（包括瓷套）应全部浸入合格的变压器油中，且油箱尺寸应与所加电压相适应。

要确保套管法兰应可靠接地。

㈠来自高压端的影响

套管电容芯等值为两个电容Cx1和Cx2的串联。

如具有很大损耗的C0并联在试品上，很明显，将使介损测试值增大，形成正误差。

很大损耗的C0是瓷套表面的脏污和潮温空气。

高压引线离瓷套过近，引线对电容芯的较大分布电容，将会增大瓷套表面潮污对介损测量的正误差。

因此，在潮污情况下测量，高压引线与套管的夹角应尽量的大（力争大于90℃）。

至于潮污本身，只能尽量避免。

㈡来自接地端的影响

　　很大损耗的C0与接地端有密切的电容耦合。

该C0可能是脏污，也可能是套管法兰没接地等因素，表现为套管电容芯的一部分电容与地之间有较大损耗的杂散电容。

该类影响使套管介损测试值偏小，形成负误差。

三、介损测试值不进行温度换算

　　油纸电容型套管的绝缘以电容屏间的油浸纸为主，介损以油浸纸的极化损耗为主。

含水较少的良好油浸纸，在20～60℃范围内，随着温度升高，油粘度下降，极性分子的磨擦损耗反而下降，所以介损值随温度升高而下降。

当油浸纸含水较多时，电导损耗为主，介损值随温度升高而上升。

含水越多的套管，介损值随温度升高而增大越明显。

由此，我们提倡在规定温度下40～50℃测试套管介损，这时介损不合格的，自然含水过多；

介损合格的，含水少。

第六节外施工频耐压试验

一、试验回路

　　外施工频耐压试验是将被试绕组首尾端短接，施加试验电压，考核变压器主绝缘和端绝缘的强度。

二、试验设备

　　试验变压器的电压和电流均应满足耐压的要求，电源侧有过电流跳闸保护装置。

测量电压互感器也可用小容量试验变压器代替，电压应满足耐压要求；

也可用电容型套管作电容分压器测量电压。

试品总限流电阻R1的容量应与试品电流相符，电阻值以限制试品短路电流不大于试验变压器高压侧额定电流为宜。

保护球隙直径与耐压电压值相符，即在试品试验电压的~倍电压下，有稳定的放电值。

球隙限流电阻R2，按Ω/V选取，R1和R2限流电阻的外绝缘，按每米150~200kV选择。

三、试验注意事项

耐压试验是破坏性试验，绕组绝缘电阻、介损和油试验合格，并静放一段时间后，才可进行耐压试验。

被试绕组短路加电，非被试绕组短路接地。

无电压互感器或其他设备在高电压下直接测量试验电压时，一定要计算并考虑电容升的数值，并经低电压下，用低电压等级的电压互感器校验过，才可采用试验京戏压器低压侧读表的方法。

防止串联谐振，损坏试验变压器或试品。

如经计算，试验变压器短路阻抗与试品容抗接近，即50周容抗不大于50周短路阻抗三倍以上，一定要加保护球隙，球隙的接地电流回路接入试验变压器电源跳闸回路

四、多台试验变压器串接的方法—弥补电压不足

　　试验中，串级的两台试验变压器各绕组的电压和电流均不能超过各自能够承受的能力。

特别是电压分布，受试验变压器容量和短路阻抗的影响大。

应在较低的试验电压时，用电压互感器测量，以免某一台试验变压器过电压。

五、并联补偿电抗器的方法—弥补电流不足

变压器绕组外施工频耐压时，总是呈容性负载，可并联补偿电抗器。

如无专用的补偿电抗器，可用更高电压等级的变压器短路后，作补偿电抗器用。

近年来，成大的串联揩振耐压装置已有产品，或改变串联电抗器的电感值，或改变施加电压的频率达到串联的谐振的目的。

这种可控的串联谐振耐压装置，已成功地对GIS实施现场耐压。

只要参数合适，对变压器的外施工频耐压也是可行的。

第七节感应耐压试验

　　从低压绕组施加较高频率的是压，通过电磁感应，实现对高压绕组主绝缘和纵绝缘的耐压，同时也是变压器局部放电试验所必须的加电压手段。

　　第八节空载试验

　　测量铁芯的空载电流I0和空载损耗P0，发现磁路中的局部或整体缺陷，及绕组中的匝层间短路。

二、方法

在变压器的一侧绕组上施加三相或单相电源，测试电压、电流和有功损耗。

对于大型电力变压器，现场一般无足够大的试验电源。

因此，全电压下的空载试验只能借助相应的电网电源，采取直接合闸的办法。

这时，应具备有足够精度，足够电压等级的电压和电流互感器。

低压侧ac加电，ab短接，测量U，I0，P0反映A、C相磁路和绕组状况。

低压侧ab加电，bc短接，测量U，I0，P0反映A、B相磁路和绕组状况。

低压侧bc加电，ac短接，测量U，I0，P0反映B、C相磁路和绕组状况。

一般A、B相励磁的磁路与B、C相励磁的磁路对称，A、C相励磁时磁路则长些，因此POAC=~（POBC）

⑴高电压或全电压空载，被试变压器状况要达到投入运行的条件。

各种安全措施齐全，包括所有110，220kV绕组的中性点都应直接接地。

⑵用试验电源进行空载试验，因容量有限，电压波形难以保证正弦，建议采用低电压的单相空载试验。

为了查找故障，甚至几十伏电压的单相空载试验都是有效的。

⑶为了与制造厂的空载试验数据相比较，除满足电压波形及其修正计算外，还应将使用的电压和电流互感器进行校准并将误差值进行修正。

第九节短路阻抗及负载损耗试验

　　现场进行短路阻抗和负载损耗试验，主要是检查绕组有无变形或存在股间短路等。

变压器短路阻抗主要是漏抗，所映绕组间的漏磁通道几何尺寸。

当短路阻抗变化2％以上时，绕组存在明显的变形。

多股绕制的绕圈，出现股间短路后，股间环流造成损耗增加，从负载损耗数据中可反映出来。

变压器一侧绕组短路，另一侧绕组施加单相或三相电压，测试电压、电流和有功损耗。

短路试验中的损耗—短路损耗（又叫负载损耗）Pk由电阻损耗Pkr和附加损耗Prf两部分组成，与温度均有关系。

电阻损耗I2R中的电阻随温度升高而升高。

附加损耗Pkf与温度系数成反比，t温度下测量的负载损耗换算至75℃。

短路试验中的电流与电压呈线性关系，但属感性负载，在现场进行额定电流下的短路试验非常困难，不容易取得足够容量的试验电源，正弦的电压波形难以保证。

由于短路阻抗与施加电压无关，且三相是对称的，现场常用的是低电压单相或三相试验法。

三、注意事项

　　短路试验电流较大，短路引线应有足够的截面和良好的连接。

单相试验时，为便于比较，各相短路应用相同截面和长度的引线。

选择合适电压等级的互感器，测准电压、电流和有功损耗。

如果要与出厂比较，互感器应校验出相应的误差，对所测损耗予以修正。

第十节变压器油的其他试验

一、击穿电压

　　变压器的击穿电压是反映油中水分的有效方法之一，是现场常用的方法。

目前有三种形式的电极：

平板，球盖形和球形，其击穿电压值依次升高（因电极间的电场均匀性改善）。

每种电极导致击穿电压的差别，在3%～6%左右，当击穿电压值在30kV以下时，这种差别有减小的趋势。

由于现场多用平板电极，目前电力部行业标准的油击穿电压值，仍以平板的试验结果为准。

二、含水量

　　油中含水量，对于新注入变压器的油水分，有定量的测试，意义比较大，但应注意气候和取油样各环节的影响。

对于运行变压器中油的含水量测量，其意义与油击穿电压相当，并不能准确反映变压器内纸绝缘的含水量。

因为纸绝缘含水量与油中含水量的平衡需要很长的时间，这在实际的变压器中一般是无法实现的。

三、介质损耗因数

　　tgδ值的大小对判断变压器油的劣化与污染程度是很敏感的，应测试90℃温度下的tgδ值。

目前市场上，变压器油源较多，每批新油都应进行tgδ值测试，以免劣化油注入变压器中。

四、体积电阻率

变压器油的体积电阻率同tgδ值类似，也可以判断变压器油的劣化和污染程度。

在较高温度下，电阻率与tgδ值有较好的相关性，tgδ增加，电阻率下降。

同样，应测试90℃温度下的体积电阻率。

五、油中含气量

　　含气量是指以分子状态溶解在油中的气体所占油体积的百分含量。

限制油中含气量，主要为避免油中气体在一定条件下超过饱和溶解量而析出气泡，从而降低绝缘的局部放电性能。

同时，控制油中含气量也减少了氧气对绝缘的氧化作用，对防止绝缘老化有利。

经验证明，运行中含气量的增加与油的品质关系不大，主要是因为变压器的密封结构不良，渗入空气所致。

因此，控制含气量也是对变压器密封性的监测，有利于防止水分和空气进入变压器。

六、油中糠醛

　　绝缘纸的纤维素受高温、水分和氧气等作用将裂解，糠醛是该过程的生成物之一，采用高效液相色谱分析技术可以测定。

将对纸绝缘的老化，低温过热或故障是否涉及固体绝缘，提供判断依据。

变压器油经过处理，将会导致油中糠醛含量不同程度的降低，测试中应注意这一影响。

第十一节局部放电试验

一、概述

测量局部放电，对变压器，尤其是超高压变压器的绝缘非常重要。

因为随着变压器电压等级的提高，绝缘的工作电场强度必然随着工作电压的提高而显著增加。

此外，大型变压器的绝缘结构比较复杂，使用的材料不良，设计不当或工艺上的某缺点，都会导致局部放电的发生。

变压器内部产生的局部放电，大体上可分为由于电场集中、油间隙击穿产生的油中局部放电和变压器内部存在的气体产生的气泡放电。

二、测试的注意事项

⑴局部放电测量是在高压下进行，设备及仪器安全可靠接地。

同时要一点接地。

⑵干扰的抑制

1）在被试变压器低压侧并联电容，以抑制电源回路的干扰；

2）高压套管戴均压帽、引线要用扩径导线，防止发生电晕；

3）高压套管附近防火墙、引线和构架等要妥善接地；

4）从局部放电波形上识别干扰及开窗等使干扰不被测量。

第十二节变压器绕组变形试验

一、试验的目的

　　电力变压器在运行中难以避免的要承受各种短路冲击，其中出口短路对变压器的危害尤其严重。

尽管现代化的断路器能够快速的将短路故障从电路切除，但往往因某种原因自动装置不动作，使得变压器线圈在短路电流热效应和电动力作用下，在很短时间内造成线圈变形，严重的甚至会导致两间短路，绕组烧毁。

二、变压器产生绕组变形的原因

⒈制造方面

制造方面有两个因素，设计因素和工艺因素。

设计因素又包括两个方面问题。

⑴电磁力的计算。

阻抗电压根据分接头位置而定。

为了准确地计算短路力，必须使用所考虑分接的阻抗电压。

对于正常分接布置，由于分接位置的不同而引起阻抗非分比的变化在10%左右，如果忽视这一点则所计算的机械力的偏差可能达到20%。

⑵影响变压器绕组机械强度的因素。

在短路电流作用下变压器绕组的机械强度与选取的绕圈导线及绝缘材料的性能强度、撑条与垫块的配置、绝缘套筒的坚固性、绕组对轴向力和横向力的承受能力和导线截面系数的选取等因素有关，在变压器设计中应给予充分重视。

工艺因素：

工艺方面，如线圈缠绕不紧，垫块未经充分干燥均匀加压，撑条松动，绝缘套筒壁厚、稳定性差、同心度有偏差等都会导致变压器的绝缘机械强度减弱。

⒉运行方面

⑴由于我国变压器运行水平不高，难以避免遭受出口短路，再加上有时保护失灵，越级跳闸，延长短路时间，更有的变压器运行中遭受多次出口短路，都不可避免地会引起绕组变形。

⑵由于变压器绕组的机械强度随运行年限的增加而逐渐降低，所以单一故障的变夺器的机械强度可能要比多种故障条件下变压器的机械强度高得多。

此外，一台变压器的机械强度将只相当于变压器复杂结构中最弱构件的强度。

三、变压器绕组变形测试方法

当前国际上普遍采用的变压器绕组变形试验方法共有两种。

⒈阻抗法

即用常规测量变压器变化，阻抗及感抗的方法来检测线圈的变形。

这一方法的缺点是测量灵敏度低，只有在线圈严重“变形”，涉及到变压器变化或阻抗发生明显变化的，才能检测出来，故有很大局限性。

⒉低压脉冲法

⒊频率响应分析法

变压器绕组变形后使线圈内部的电感和电容产生一定的变化，这些变化可在变压器外部用频率响应分析法来检测。

频率向应分析法就是用扫描发生器将一组不同频率的正弦波电压加到变压器线圈的一端，把所选择的变压器其它端点上得到的振幅或相位信号作为频率的函数关系（频向曲线）直接测绘出来。

当变压器结构固定后，它的频响曲线就是固定的，当变压器绕组变形后，会影响频响曲线发生变化，利用这种变化可以判断变压器是否变形。

⑴试验设备及接线。

用频响法测量变压器绕组变形，需有一台频率响应分析仪，该仪器由三个部分组成：

其中有扫描发生器、双通道检测器及绘图仪。

扫描发生器提供正弦输出信号，这一输出信号可在50Hz~20MHz之间变化，双通道检测器则可同时测量两个接受信号之间用“分贝”表示的振幅比和用“kHz”表示的相位差。

绘图仪则用于记录变压器的频响曲线，便于故障前后进行比较。

用频响法测变压器绕组变形，需单相分别测量，用绘图仪分别绘制各相的频响曲线。

⑵试验方法。

拆除变压器套管上的全部外接线，将试验电压Ui加在变压器高压线圈的中性点o和箱壳接地线之间。

测量某一高压端子对地电位的输出电压与输入电压之比Uo/Ui来得到响应，此后依次测量另外两相，取得三相的频响曲线存档或与以前的曲线进行比较分析。

⑶判断原则。

1）与事故前变压器频响线进行比较。

2）与同型号产品进行比较。

3）对三相或单相变压器均可进行相间比较。

第三章变压器故障诊断

第一节变压器故障诊断的一般方法

发现电力变压器的故障，可能是因运行中的油色谱分析异常或轻瓦斯动作，也可能是因其他预防性试验结果超标。

为了准确地诊断故障，除熟练掌握有关试验方法和判断标准外，还需要对变压器结构有一定的了解，有利于故障部位的确定。

第二节变压器故障诊断

一、击穿故障

变压器主纵绝缘的薄弱处都可能发生击穿。

常见的击穿部位有内线圈的引出线、线圈静电屏出线、绝缘角环、绕组匝层间和相间绝缘等。

根据电阻变化情况，可大致判断故障的区间。

当然也有极少数情况，匝间短路后，导线未全部熔断，线圈直流直阻变化不明显。

进行高低压绕组直流电阻、绝缘电阻和介损等试验均未发现异常。

为此，可进行低压空载、短路和变比试验。

二、过热故障

㈠电流回路的过热故障

常见的是无载分接开关动静触头接触不良，也有静触柱引线焊接不良，线圈出线与套管连接不良，穿缆式套管线鼻子焊接不良，穿缆式裸引线与大管导杆内壁接触过热，多股并绕线圈出线处少数股焊接不良等。

电流回路的过热故障可由油色谱分析和绕组直流电阻准确地诊断。

此外，对于线圈统包绝缘膨胀，堵塞油道（例如换位导线）引线的过热，目前尚无特别有效的诊断方法。

过热较严重时，可用油的糠醛分析诊断。

怀疑绕组股间短路引起过热时，还可以增加低电压短路试验，比较各相短路损耗的变化。

㈡铁芯的过热故障

最常见的是铁芯“两点接地”，可用油色谱分析和铁芯外引接地处电流较准确地判定，也有铁芯局部过热的情况。

铁芯的电压，来自主磁通的感应电势。

对于铁芯外引接地处电流达数安的变压器。

可采用在铁芯外引接地处串接不同电阻的方法，测得其铁芯外引接地处的开路电势。

再根据该开路电势占绕组匝电压的百分比，可进一步判断铁芯故障的性质和大致部位。

测量铁芯外引接地处开路电热的方法：

首先，铁芯外引接地处有数安培以上的电流，表明铁芯存在故障接地（即第二点接地）；

其次，注意测量时的人身和设备安全。

测量运行中变压器外引接地回路的电流，除注意安全外，还应识别和排除干扰。

通常，钳形电流表在运行变压器周围就有电流指示。

因此，在钳入外引接地线前，钳形表在闭合状态下，沿接线上下左右寻找无电流批示的位置。

一旦找到该位置，立即钳入，测出真实的接地电流数值。

此外，有的变压器铁芯绝缘电阻很低，几乎为零，但铁芯外引接地电流和开路电压也很小，油色谱分析正常。

这种情况可以认为，铁芯存在“两点接地”问题，只是第二点接地与铁芯外引接地几乎处于铁芯断面，电压差很小，所以电流很小，油色谱分析也正常。

㈢其它的过热故障

　　当油色谱分析是过热性故障特征时，如果绕组直流电阻和铁芯外引接地电流均无异常时，除考虑铁芯硅钢片局部短路外，还要考虑其他部位的过热。

如油箱磁屏蔽，夹件过热或潜油泵磨损等情况。

三、放电故障

㈠悬浮放电故障

悬浮电放故障可能发生于变压器内任何金属部件。

处于高电位的部件，如调压绕组当有载分接开关转换极性时短暂电位悬浮；

套管均压球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。

处于地电位的部件，如硅钢片磁屏蔽、铁芯电屏蔽和各种紧固金属螺栓等与地的联结松动，也会导致悬浮放电。

一般来说，悬浮放电不致很快引起绝缘击穿，主要引起油色谱分析异常和局部放电量的增加，且较容易发现和处理。

㈡局部放电故障

　　局部放电故障，可能发生在任何电场集中或绝缘材质不良的部位，如高压绕组静电屏出线、高压引线、相间围屏以及绕组匝间等。

超高压变压器，因强迫油循环的油流速度过高，在纸绝缘上逐步积累电荷，加剧了电场的集中，形成“油流放电”。

这种“油流放电”多发生在油流速度高的变压器下部，如铁轭绝缘表面。

固体绝缘上的较严重局部放电，会留下痕迹（爬电痕迹），使电场进一步集中，促使痕迹扩展，并最终可能导致击穿。

四、受潮故障

导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器（如油箱顶部和套管将军帽密封不严，水冷却器破裂，旧式防爆筒潮和储油柜凝结水回流等原因），也有因制造时未干燥好或安装暴露空气时间过长等原因。

对于油箱可承受全真空的变压器，采用热油循环，将铁芯和绝缘的温度提高到50~60℃，再将油排出，对变压器抽真空，维持绝缘物周围气体的高真空度和一定的温度，是现场一种可取的烘燥方法。

五、绕组变形故障

　　随着电力系统容量的增加，外部短路引起变压器绕组变形的故障日益增加。

变压器内线圈更容易发生变形，因为导线抗弯能力差，线圈与铁芯柱之晨不易塞紧，致使在水平电动力作用下，压迫内线圈变形，严重时，会导致塌在铁芯柱上。

六、油浸并联电抗器的故障

㈠放电故障同变压器

㈡过热故障

油浸并联电抗器的过热故障很多，主要是漏磁产生的过热。

㈢铁芯多点接地故障同变压器

七、干式电抗器的故障

　　干式电抗器绝缘的老化性能和寿命值得重视。

绝缘在温度和太阳光线下老化过快，质量不过关等问题。

八、电容型套管故障

　　主要有受潮、局部放电、过热和末屏间断线等。

九、冷却系统渗漏故障

　　水冷