电力变压器的试验与状态分析

电力变压器的试验与状态分析第一节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1～3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。对于电压等级为220kV及以下的变压器，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）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，绕组上所加的电压与绕组的额定电压有关，表5-3列出了试验电压的标准。10/)12215.1ttRR（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1min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。三、介质损耗角正切测量测量变压器的介质损耗角正切值tanδ主要用来检查变压器整体受潮、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tanδ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330~500kV66~220kV35kV及以下tanδ0.6%0.8%1.5%表5-4介质损耗角正切值规定平衡电桥测量方法由于变压器外壳均直接接地，采用QS-1型西林电桥的反接法进行测量。对双绕组和三绕组变压器的测量部位见表5-5双绕组变压器三绕组变压器序号测量端接地端序号测量端接地端1高压低压+铁心1高压中压、铁心、低压2低压高压+铁心2中压高压、铁心、低压3高压+低压铁心3低压高压、铁心、中压4高压+低压中压、铁心5高压+中压低压、铁心6低压+中压高压、铁心7高压+中压+低压铁心对于三绕组变压器测量C及tanδ的接线方式如图5-2所示。（a）高压-中、低压及地（b）中压-高、低压及地（c）低压-高、中压及地（d）（高+中）压-低压及地；（e）（中+低）压-高压及地；（f）（高+低）压-中压及地（g）（高+中+低）压-地在双绕组变压器中，试验2直接测出高压-地的tanδ，试验4直接测出低压-地的tanδ。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P1、P2、P3、P4，则高压-低压之间的43432121tanPPSSPPSS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tanδ。若试验1、2、3、4、5、6所测得的视在功率分别为S1、S2、S3、S4、S5、S6，有功功率分别为P1、P2、P3、P4、P5、P6，则高压-低压之间的2121tanPPSS，低压-中压之间的4343tanPPSS中压-高压之间的6565tanPPSS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1~5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表5-7。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≤13.56.911.517.523.040.072.5126252363550全部更换绕组3182535455585140200360395460510630680部分更换绕组2.5152130384772120170（195）306336391434536578表5-7交流耐压试验标准。由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近X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X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xaT2XAR1T1T1C2C12~XxaT2C1AIcR图5-4错误接线一：双绕组均不短接Ic~T1RAXT2ax图5-5错误接线二：双绕组均仅短接五、变压器油中水分测量测量绝缘电阻、泄漏电流和tanδ可以定性判定变压器绝缘是否受潮，但不能直接定量地测定变压器油纸中含水量。目前常见的定量测量变压器微量水分含量的方法有：气相色谱法、库仑法。气相色谱分析法测定油中微量水分（简称微水）与测定其他成分一样。首先利用色谱仪中的汽化加热器将注入的油样瞬间汽化，被汽化的全部水分和部分油气被载气带至适当的色谱柱进行分离，然后用热导池检测器来检测，将检测值（水峰高或水峰面积）与已有的含水的标准工作曲线进行比较，就可以得到油样中的水含量。库仑法是一种电化学方法，它是将库仑仪与卡尔·费休滴定法结合起来的方法。当被测试油中的水分进入电解液（即卡尔·费休试剂）后，水参与碘、二氧化硫的氧化还原化学反应，在吡啶和甲醇的混合液中相混合，生成氢碘酸吡啶和甲基硫酸吡啶，在电解过程中，碘分子在电极上产生氧化还原反应，直至水分完全耗尽为止。根据法拉第定律，电解时消耗的碘与电解时消耗的电量成正比。见表5-8所示，对运行时的变压器应尽量在顶层油温高于50ºC时采样。油样66~110KV220KV330~500KV投运前的变压器油≤20≤15≤10运行中的变压器油≤35≤25≤15六、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段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。2.变压器局部放电测量变压器局部放电测量主要包括三中情况：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。图5-6变压器局部放电测量基本原理图（a）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头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。起波形特点是在试验电压的负半波出现刷状放电脉冲。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。第二节电力变压器的油色谱分析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的变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度的升高，产气率最大的气体依次为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，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、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，这些气体的含量会逐渐增加。对应这些故障所增加含量的气体成分见表5-9。故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6油纸过热C2H4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6油纸中局放H2、CH4、C2H2、COC2H6、CO2受潮或油有气泡H2油质中火花放电C2H2、H2表5-9不同绝缘故障气体成分的变化根据色谱分析进行变压器内部故障诊断时，应包括：(1)分析气体产生的原因及变化。(2)判断有无故障及故障类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。(3)判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度及发展趋势等。(4)提出相应的处理措施。如能否继续进行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要吊心检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。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有非常重要的意义和现实成效。一、特征气体产生的原因在一般情况下，变压器油是含有特征气体的，新油含有的气体的最大值约为CO-100μL/L，CO2-35μL/L，H2-15μL/L，CH4-2.