变压器试验精选PPT.ppt

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1、变压器试验1第1页，此课件共44页哦第一节第一节 电力变压器的绝缘性试验电力变压器的绝缘性试验 由于电力变压器内部结构复杂，电场、热场分布不均匀，因而事故率相对较高。因此要认真地对变压器进行定期的绝缘预防性试验，一般为13年进行一次停电试验。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。变压器绝缘电阻、泄漏电流和介质损耗等性能主要与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或受潮情况，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，不作硬性指标要求变压器绝缘主要是油和纸绝缘，最主要的是耐电强度。2第2页，此课件共44页哦 对于电压等级为220kV及以下的变压

2、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；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220kV以下的变压器只在型式试验中进行；但220kV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。出厂试验中，常采用二倍以上额定电压进行耐压试验，这样可以同时考核主绝缘和纵绝缘。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。例如，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。经验表明，变

3、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。3第3页，此课件共44页哦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。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，测量的顺序和具体部件见表5-1。一、绝缘电阻、吸收比和极化指数测量顺序双绕组变压器三绕组变压器被测绕组接地部位被测绕组接地部位1低压外壳及高压低压外壳、高压及中压2高压外壳及低压中压外壳、高压及低压3-高压外壳、中压及低压4（高压及低压）（外壳）（高压及中压）（外壳及低压）5-（高压、中压及低压）（外壳）4第4

4、页，此课件共44页哦变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50时测量，不同温度（t1,t2）下的电阻值（R1、R2）可按工程简化公式在实际测量过程中，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，这时可采用极化指数PI来进行判断，极化指数定义为加压10min时绝缘电阻与加压1min的绝缘电阻之比，即PI=P10/P1。目前现场试验时，常规定PI不小于1.5。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。运行检测经验表明，测量泄漏电流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5-2所示。测量泄漏电流时，绕组上所加的电压

5、与绕组的额定电压有关，表5-3列出了试验电压的标准。5第5页，此课件共44页哦表5-2 变压器泄漏电流测量顺序和部位顺序双绕组变压器三绕组变压器加压绕组接地部分加压绕组接地部分1高压低压、外壳高压中、低压、外壳2低压高压、外壳中压高、低压、外壳3低压高、中压、外壳 测量时，加压至试验电压，待测量时，加压至试验电压，待1min1min后读取的电流值即为所测得的泄漏电流值，后读取的电流值即为所测得的泄漏电流值，为了是读数准确，应将微安表接在高电位处。为了是读数准确，应将微安表接在高电位处。6第6页，此课件共44页哦三、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、

6、釉质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷等，是判断31.5MVA以下变压器绝缘状态的一种较有效的手段。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，必要时可进行分解试验，以判明缺陷所在位置。表5-4给出了规定tan测量值，测量结果要求与历年数值进行比较，变化应不大于30%。变压器电压等级330500kV66220kV35kV及以下tan0.6%0.8%1.5%表5-4 介质损耗角正切值规定7第7页，此课件共44页哦四、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

7、等，具有决定性作用。交流耐压试验对于10kV以下的电力变压器每15年进行一次；对于66kV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；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。电力变压器更换绕组后的交流耐压试验标准见下表。8第8页，此课件共44页哦 在变压器注油后进行试验时，需要静置一定时间。通常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.。额定电压1361015203566110220330500最高工作电压13.56.911.517.523.040.072.512625

8、2363550全部更换绕组3182535455585140200360395460510630680部分更换绕组2.5152130384772120170（195）306336391434536578交流耐压试验标准9第9页，此课件共44页哦错误接线一：双绕组均不短接10第10页，此课件共44页哦错误接线二：双绕组均仅短接11第11页，此课件共44页哦。由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近X X端的电位比所加的高压高。又因为非端的电位比所加的高压高。又因为非被试绕组处于开路状态，被试绕组的电抗很大，故由此将导致被试绕组处于开路状态，被试绕组的电抗很大，故由此

9、将导致X X端电位升高，显端电位升高，显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免图5-3 变压器交流耐压试验的正确接线方式T1-试验变压器；T2-被试变压器12第12页，此课件共44页哦五、局部放电测量变压器局部放电特点变压器放电脉冲是沿绕组传播的，起始放电脉冲是按分布电容分布的。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，放电脉冲波沿绕组传播的衰减随测量频率的增加而增大。电力变压器中局部放电可分为：(1)绕组中部油-屏障绝

10、缘中油道击穿；(2)绕组端部油道击穿；(3)接触绝缘导线和纸板（引线绝缘、搭接绝缘、相间绝缘）的油隙击穿(4)引线、搭接纸等油纸绝缘中局部放电；(5)线圈间（纵绝缘）的油道击穿；(6)匝间绝缘局部击穿；(7)纸板沿面滑闪放电。13第13页，此课件共44页哦2.变压器局部放电测量变压器局部放电测量主要包括三种情况：单相励磁变压器、三相励磁变压器和变压器套管抽头的测量，它们测量的基本接线如图5-6所示。14第14页，此课件共44页哦 图图5-6 5-6 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 a）单相励磁变压器；（）单相励磁变压器；（b b）三相励磁变压器；（）三相励磁变压器

11、；（c c）变压器套管抽头）变压器套管抽头15第15页，此课件共44页哦2.变压器局部放电测量中的干扰抑制消除变压器局部放电测试现场的干扰，对准确测量至关重要。变压器现场试验的干扰有两种情况：一种是试验回路未通电前就存在干扰，其主要来源于试验回路以外的其他回路中的开关操作、附近高压电场、电机整流和无线电传输等；另一种是在试验回路通电后产生的干扰，这种干扰包括试验变压器本身的局部放电、高压导体上的电晕由于或接触不良放电，以及低压电源测局部放电、通过试验变压器或其他连线耦合到测试回路中的干扰等。在实验过程中遇到的主要干扰有：高压端部和引线的电晕放电。起始波形特点是在试验电压的负半波出现刷状放电脉冲

12、。试验变压器的局部放电。其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。16第16页，此课件共44页哦第二节电力变压器的电压比、极性和组别试验一、变压器极性组别和电压比试验的目的和意义变压器线圈的一次侧和二次侧之间存在着极性关系，若有几个线圈或几个变压器进行组合，都需要知道其极性，才可以正确运用。对于两线圈的变压器来说，若在任意瞬间在其内感应的电势都具有同方向，则称它为同极性或减极性，否则为加极性。变压器联结组是变压器的重要参数之一，是变压器并联运行的重要条件，在很多情况下都需要进行测量。在变压器空载运行的条件下，高压绕组的电压和低压绕组的电压之比称为变压器的变压比：（53

13、）17第17页，此课件共44页哦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，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；（2）检查绕组匝数的正确性；（3）判定绕组各分接的引线和分接开关连接是否正确。二、变压器极性组别和电压比试验方法1、直流法确定变压器的极性测量变压器绕组极性的方法有直流法和交流法，这里介绍简单适用的直流法：用一节干电池接在变压器的高压端子上，在变压器的二次侧接上一毫安表或微安表，实验时观察当电池开关合上时表针的摆动方向，即可确定极性。18第18页，此课件共44页哦如图58所示，将干电池的正极接在变压器一次侧A端子上，负极接到X上，

14、电流表的正端接在二次侧a端子上，负极接到x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，而拉开的瞬间指针向左方摆动，说明变压器是减极性的。19第19页，此课件共44页哦2、直流法确定变压器的组别直流法是最为简单适用的测量变压器绕组接线组别的方法，如图59所示是对一接法的三绕组变压器用直流法确定组别的接线，对于其他形式的变压器接线相同。用一低压直流电源如干电池加入变压器高压侧AB、BC、AC，轮流确定接在低压侧ab、bc、ac上的电压表指针的偏转方向，从而可得到9个测量结果。这9个测量结果的表示方法为：用正号“+”表示当高压侧电源合上的瞬间，低压侧表针摆动的某一个方向，而用负号“-”表

15、示与其相反的方向。如果用断开电源的瞬间来作为结果，则正好相反。另外还有一种情况，就是当测量或接法的变压器时，会出现表针为零，我们用“0”来作为结果。20第20页，此课件共44页哦3、用QJ35型变比电桥测量变压比QJ35型变比电桥测量变比的步骤：在使用之前首先要知道变压器绕组的极性或接线组别.把试品的额定K值根据名牌表示计算出来并取4位有效值。将电桥上的A、B、C、a、b、c分别和变压器的A、B、C、a、b、c连接起来，对于三绕组的变压器，还有Am、Bm、Cm，对于单相变压器，B、b代X、x，C空接。将电桥上的K值按计算出来的结果设置；三相变压器应先放置在位上。如果是或接法的变压器，短接开关放

16、在“0”上。21第21页，此课件共44页哦极性开关放在变压器的已知接法单相一或十。三相变压器16组为“+”极性，712组为“-”极性，其他开关都放在关或“0”上。插上电源，注意核对相线与中性线的正确性，闭合放大器电源开关K1,然后把灵敏度旋至最大，调节零位使uA指中心，闭合电压表开关K3和试验电压K2,调整调压器使电压表指示5伏位置，同时必须注意uA表指针不超过满度。调整误差盘时，放大器灵敏度旋至最大，使uA指零后再关闭电压表开关K3作精调，此时误差盘上的指示就是变比的误差，将其记录。降低电压关闭试验电压进行三相变换，注意不能带电进行，然后继续按第7步进行；测试完毕，将所有开关放在关或零位，待

17、下次使用。22第22页，此课件共44页哦三、注意事项和结果分析（1）直流法确定极性时，试验过程应反复操作数次，以免发生因表针摆动快而作出错误的结论。（2）在测量组别时，对于变压比大的变压器应选择较高的电压和小量程的直流毫伏表，微安表或万用表；对变压比小的选用较低的电压和较大量程的毫伏表，微安表或万用。（3）变压器的变压比应该在每一个分接下进行测量，当不只一个线圈带有分接时，可以轮流在各个线圈所有分接位置下测定，而其相对的带分接线圈则应接在额定分接上。（4）带有载调压装置的，必须采用电动操动装置变换分接。（5）整个测量过程要特别注意变压器A和a不能对调，否则高压将会进入桥体。（6）当逐渐增加试验

18、电压时，电压表迅速上升至满度时应关掉电源进行检查。（7）对所测得的结果，各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同；额定分接电压比允许偏差为，其他分接的偏差应在变压器阻抗值的以内，但不能超过。23第23页，此课件共44页哦第三节电力变压器的直流电阻试验变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，DL/T596-1996预试规程的试验次序排在变压器试验项目的第二位。规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和13年1次等必试项目。在变压器的所有试验项目中是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验。它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和

19、接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段24第24页，此课件共44页哦一、预试规程的试验周期和要求1、试验周期变压器绕组直流电阻正常情况下13年检测一次。但有如下情况必须检测：1)对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进行检测(对使用的分接锁定后检测)2)有载调压变压器在分接开关检修后必须对所有分接进行检测。3)变压器大修后必须进行检测。4)必要时进行检测。如变压器经出口短路后必须进行检测。2、试验要求1)变压器容量在16MVA及以上，绕组直流电阻相互间差别不应大于2；无中性点引出的绕组线间差别不应大于三相平均值的1。2)容量在1.6MVA以下，相

20、间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别一般不大于三相平均值的2%。3)与以前相同部位测得值比较其变化不应大于2%；如直流电阻相间差在变压器出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，也以变化不大于2%考核。25第25页，此课件共44页哦4)不同温度下的电阻值应换算到同一温度下进行比较，并按下式换算:（57）式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的电阻值；T常数，其中铜导线为235，铝导线为225。26第26页，此课件共44页哦27第27页，此课件共44页哦三、直流电阻检测与故障诊断实例1、绕组断股故障的诊断（1）色谱分析。色谱分析结果该主变压器C2H2超标，从0.2上升至7.23L/L，

21、说明存在放电性故障。但从该主变压器的检修记录中得知，在发现该变压器C2H2变化前绕组曾补焊过2次，而且未进行脱气处理。其它气体的含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他项目均正常。（2）直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，怀疑是否由于断股引起，经与制造厂了解该绕组股数为24股，据此计算若断一股造成的误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检查，打开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。28第28页，此课件共44页哦2、有载调压切换开关故障的诊断某变压器110kV侧直流电阻不平衡，其中C相直流

22、电阻和各个分接之间电阻值相差较大。A、B相的每个分接之间直流电阻相差约为1011.7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4.96.4u欧和14.116.4u欧，初步判断C相回路不正常。通过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)的直流回路进行分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关和选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。3、无载调压开关故障的诊断在对某电力修造厂改造的变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、Bm、Cm三相无

23、载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不对应。经吊罩检查，发现三相开关位置与指示位置不符，经重新调整组装后恢复正常。29第29页，此课件共44页哦4、绕组引线连接不良故障的诊断 一台一台35kV35kV变压器侧直流电阻不平衡率远大于变压器侧直流电阻不平衡率远大于2 2，怀疑分，怀疑分 接开关接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在1111以上，以上，而且规律都是而且规律都是A A相直流电阻偏大，好

24、似在相直流电阻偏大，好似在A A相绕组中已串入一个电阻，相绕组中已串入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在这一电阻的产生可能出现在A A相绕组的首端或套管的引线连接处，是否相绕组的首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电打开为连接不良造成。经分析确认后，停电打开A A相套管下部的手孔门检相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动查，发现引线与套管连接松动(螺丝连接螺丝连接)，主要由于安装时未装紧，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。30第30页，此课件共44页哦第六节电力变压器的综合分析与诊断电力变压器是供配电系统中

25、广泛使用的重要且昂贵的高压电器设备，在运行中变压器一旦发生损坏性故障，则将直接影响电网的供电，除修复费用大外，还会造成更大的直接经济损失。因此选用高质量的变压器，提高运行维护水平，使用有效的故障诊断技术，具有十分重要的实际价值。一、变压器故障种类及分析1、导电回路过热故障主要有引线接触不良（包括将军帽接线装置过热）、线圈导线接头焊接质量差以及虚焊、过负荷运行等都会引起导电回路局部过热。31第31页，此课件共44页哦2、绝缘水平下降主要有变压器进水受潮(包括将军帽密封不良进水)、变压器油油质不良(如介损偏大、有微生物、含水量高等)，变压器内部局部过热也会造成绝缘损坏以及绝缘材料的热解。变压器所用

26、的电气材料包括绝缘材料、导体(金属)材料两大类。绝缘纸的成分是纤维素，主要是由糖或多糖类构成的高分子碳水化合物。金属材料在绝缘物的热分解过程中会起到催化作用，当有水分存在时，还会产生氢气。3、产气故障常见的产气故障有过热和放电两种类型。放电故障可分为局部放电和其他形式的放电故障两种类型。过热故障的主要原因有：导体故障；磁路故障；接点或连接不良。32第32页，此课件共44页哦热点温度的高低、产气组分的相对浓度特征有所不同，热点与局部放电、电弧放电时的产气组分浓度特征也不相同，详见表519。故障性质温度范围（）4种组分比值CH4/H2C2H6/CH4C2H4/C2H6C2H2/C2H6局部放大冷态

27、0.1局部过热150115020011200300130070011370013电弧100030.133第33页，此课件共44页哦4、调压开关故障调压开关主触头没有到位，调压开关抽头引线松动，调压开关触头烧毛，调压开关触头接触压力不够；还有有载调压开关中的切换开关接触不良，切换开关触头烧毛，过渡电阻断线、调压时滑档等；另外还有渗油，即切换开关中油渗到本体中引起本体油色谱异常等。5、变压器绕组变形在运输过程中不注意或没有采取安全措施使绕组发生移位。由于抗短路能力差，当发生出口短路时，变压器绕组发生变形或散架，严重时造成变压器烧毁。6、变压器渗油缺陷（包括冷却器渗油）7、电容套管故障主要是进水受潮

28、、油介损不好或整体介损不好，制造质量比较差内部存在着严重的局部放电（运行中油色谱异常），运行中末屏接地不良等造成套管绝缘不良或绝缘损坏事故发生等。以上变压器的常见故障有多种测试和监测手段，这些手段有的能够测试出部分故障，有的可以综合判断运行状态及故障点、故障原因。34第34页，此课件共44页哦二、变压器故障分析与诊断方法变压器故障的种类多种多样，按故障发生的部位可分为外部故障和内部故障；按故障发生的过程可分为突发性故障和长年累月逐步扩展而形成的故障，这些故障可能相互影响、转化，使故障更趋严重。变压器故障分析和诊断的方法很多，主要有直观检查方法、电气预防性试验方法、油中溶解气体分析法（DGOA）

29、、专家系统（TFDES）及人工神经网络法（TFDANN）、智能型系统法（TFDAI）几种。1、直观检查方法（1）温度过高或声音异常其原因可能是过负荷运行、环境温度超过40、冷却系统故障、漏油引起油量不足等。（2）振动、响声异常及有放电声其原因可能是电压过高或频率波动，紧固件松动，铁芯紧固不良，分接开关动作机构异常，偏磁现象等，外部接地不良或未接地的金属部分出现静放电，瓷件、套管表面粘附污秽引起局部火花、电晕等。35第35页，此课件共44页哦（3）气味异常或干燥剂变色其原因可能是套管接线端子不良或接触面氧化使触头过热产生异味和变色，漏磁通、涡流使油箱局部过热，风扇、潜油泵过热烧毁产生的异味，过负

30、荷造成温升过高，外部电晕、闪络产生的臭氧味，干燥剂受潮变色等等。（4）油位计指示大大低于正常位置其原因可能是阀门、密封圈部位焊接不好或密封不良漏油，油位计损坏漏油，以及内部故障引起喷油（5）瓦斯继电器的气室内有气体或瓦斯动作其原因可能是内部局部放电，铁芯不正常，导电部分过热。（6）防爆装置的防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹其原因可能如瓦斯、差动等继电器动作，一般为内部故障。（7）瓷件、瓷套管表面出现龟裂、外伤和放电痕迹其原因可能是过电压或机械力引起。几乎所有的故障一开始都是经直观检查发现的，它是发现故障的最开始和必经的步骤。但要进一步分析原因，必须利用有效的检测手段来诊断。36第36页，此课件共4

31、4页哦2、电气预防性试验方法试验项目次序基本上是按照项目的重要性排列的。在总共32个试验项目中，有些是在变压器解体后才能进行的，有些是与其它项目同时进行或附带进行的，有些是变压器投运前或投运后的例行检查、试验项目，有些项目在特殊情况下进行，而交流耐压试验是一种破坏性试验，对试验设备的要求很高，现场条件一般很难满足，所以是变压器绝缘水平的一种考核项目。有资料表明，同一电压等级、同样容量、同一规格的变压器，其绝缘电阻值有时会相差比较大，这并不能说明这些变压器绝缘水平有差距，而往往是因为变压器绝缘结构的设计、绝缘材料选用的不同所致。但是，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、说

32、明问题。这主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单、绝缘介质单一，正常情况下基本上不承受电压，绝缘更多的是起“隔爆”作用，而不象绕组绝缘要承受高电压。37第37页，此课件共44页哦实践表明，对于电容性设备，如电容型套管、电容式电压互感器、耦合器电容器等，测量tan和电容量Cx（实际上是根据Cx的变化量Cx进行判断）仍然是故障诊断的有效手段。不仅如此，tan和电容量Cx已经从离线测量发展到了在线监测阶段。绝缘油试验、油中含水量、油中含气量以及油中糠醛含量测量都属于油试验或油化验的范畴。而作为一种故障诊断方法，油试验似乎没有得到应有的重视。造成这种状况的原因之一在现场，在实际工作中，有时会发生这样的事

33、情：对同一台设备取油样，高压试验班的结果与油化验班的结果有较大出入。实例：对110kV少油断路器做泄漏电流，试验时发现：泄漏电流值超标，初步判断绝缘拉杆受潮。而这时，油化验的结果也显示，油中含水量超标。最后的检查结果是，断路器顶部将军帽有砂眼，下雨时进水。油化验的结果有一定分散性，这种分散性来源于取样、送检、化验全过程。其实，油中溶解气体分析也有类似的问题，例如分析CO2的含量时，要防止油中特征气体的逸出、回溶、外界气体的侵入。因为空气中本来就含有约0.3%的CO2。38第38页，此课件共44页哦总的说来，油化验在变压器故障诊断中还是有较大价值的。比如：糠醛含量的大小能够反映绝缘的老化程度；绝

34、缘油的耐压试验能说明油质的好坏等等。（2）局部放电测量和绕组变形检测导致绕组变形的原因主要有：绕组绝缘和机械结构强度先天不足，绕制工艺粗糙，承受正常容许的短路电流冲击能力差；变压器出口短路，出口短路形成的巨大的短路冲击电流产生的电动力使绕组扭曲、变形。变压器绕组变形检测正成为一个研究热点，同时也是一项必须突破的故障诊断技术。根据资料介绍，可以采用频谱法等来检测变压器绕组变形，但目前还没有形成相应的判断标准和规范。39第39页，此课件共44页哦在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部的磁路结构发生变化，空载电流及损

35、耗、短路损耗及阻抗会发生一定的变化，通过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。3、油中溶解气体分析法通过油中溶解气体分析试验发现：任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度变化，在特定的温度下，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次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中故障特征气体产生的主要原因，这些故障特征气体主要有：H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H6、C2H4、O2和N2。总烃是指CH4、C2H2、C2H6、C2H4这4种气体的总量。由于分接开关接触不良，铁芯多点接地和局部短路，导线过电流发热和接头不良等变压器

36、内部裸金属过热引起油裂解的特征气体，主要是CH4、C2H4，其次是C2H6。40第40页，此课件共44页哦变压器内部发生各种性质的故障都要产生H2，当H2含量偏高时，可能是变压器中进水.变压器主要的绝缘材料是绝缘油、绝缘纸和板等，在运行中将逐渐老化。绝缘油分解产生的主要气体是氢、烃类气体，而绝缘纸等固体材料分解产生的主要气体是CO和CO2。变压器发生低温过热性故障，因温度不高，往往油的分解不剧烈，因此烃类气体的含量并不高。而CO、CO2含量变化较大，故而用CO和CO2的含量判断变压器固体绝缘老化状况。基于油中溶解气体类型与内部故障性质的对应关系，提出了多种以油中特征气体为依据的判断设备故障的方

37、法。油中溶解气体分析方法是充油电气设备内部故障早期诊断的有效方法，这不仅为IEEE所认可，而且被实践所证实。对于电气设备中充油量最大的电力变压器，油中溶解气体分析自然是非常有效的故障诊断方法。41第41页，此课件共44页哦（1）特征气体判别法故障点产生烃类气体与故障源的能量密度之间有密切的关系故障性质特征气体的特点一般过热性故障总烃较高，C2H2510-6严重过热性故障总烃较高，C2H2510-6，但未构成总烃主要成分，H2含量较高局部放电总烃不高，H210010-6，CH4占烃中的主要成分火花放电总烃不高，C2H21010-6，H2含量较高电弧放电总烃高。故障性质特征气体的特点一般过热性故障

38、总烃较高，C2H2510-6严重过热性故障总烃较高，C2H2510-6，但未构成总烃主要成分，H2含量较高局部放电总烃不高，H210010-6，CH4占烃中的主要成分火花放电总烃不高，C2H21010-6，H2含量较高电弧放电总烃高，C2H2高，H2含量高42第42页，此课件共44页哦（2）IEC三比值法三比值法在变压器故障诊断中发挥了重要作用，但是该方法在应用中存在以下几个问题：只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时，才能进一步用三比值法判断故障性质。换言之，当油中特征气体含量或产气速率未达到注意值时，不宜应用三比值法进行判断；在实际诊断过程中，有时会出现编码缺损的情况，即根据编码规则和分类方法得到的编码超出了已知的编码列表，因而无法确定故障性质；当多种故障同时发生时，三比值法难以区分。针对特征气体法中的语义表达、三比值法中的编码缺损等问题，已经有人在这方面做了不少工作。此外，随着判断方法的改进，人们发现，变压器油中的溶解气体CO和CO2能够反映一定的故障，一些气体的产气速率也能反映故障的发展情况，并且部分比较成熟的内容已经被列入相关的规程和导则中。43第43页，此课件共44页哦尽管油中溶解气体分析方法在变压器故障诊断中暴露出来一些缺陷和不足，但是这些不足和缺陷正在逐步解决和克服，其中的内容不断得到修补和扩充。44第44页，此课件共44页哦