变压器预防性试验技术措施.docVIP

变压器预防性试验技术措施的分析 摘要：本文结合笔者多年的工作经验，主要对变压器预防性试验技术措施进行了探讨分析，可供大家参考。 关键词：变压器;色谱分析; 测量试验 变压器在电力系统中的地位是非常重要的,在其投入运行后应定期进行预防性试验以便检查; 对运行中变压器进行定期试验，主要目的是判断变压器运行状况是否良好，并能及时发现变压器的某些缺陷，及时进行预防及维护，确保变压器安全、可靠、稳定运行.电力设备预防性试验是指对已经投入运行的设备按照规定的试验条件（如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等）、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验，以发现运行中电力设备的隐患、预防事故的发生或电力设备损坏。它是判断电力设备能否继续投入运行的重要措施。 1、油中溶解气体色谱分析 由于现有的预防性试验方法在一般情况下，尚不能在带电时有效的发现变压器内部的潜伏性故障。实际表明，变压器发生故障前，其内部会析出多种气体，而色谱可以根据变压器内部析出的气体，分析变压器的潜伏性故障。利用色谱法预测变压器的潜伏性故障是通过定性、定量分析溶解于变压器油中的气体来实现的。导致变压器内部析出气体的主要原因有局部过热（铁心、绕组、触点等）、局部放电和电弧（匝间、层间短路、沿面放电等）。这些现象都会引起变压器油和固体绝缘的的分解，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、乙炔等）、一氧化碳、二氧化碳等。根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电（大电流）使油主要分解出乙炔、氢气及较少的甲烷；局部放电（小电流）主要分解出氢气和甲烷；而纸和某些绝缘过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等。根据对多台变压器的油中溶解气体色谱分析，国家标准〈〈变压器油中溶解气体分析和判断导则〉〉规定了变压器油中氢气和烃类气体的注意值，如下表（1）： 表（1） 2、测量绕组的直流电阻 2.1绕组的直流电阻测量是预防性试验中一个既简单又重要的项目，测量变压器的直流电阻，其目的在于： 检查绕组的焊接质量 检查分接开关各个位置是否接触良好 检查绕组或者引出线有否断线处 检查并联支路的正确性，是否存在几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况 检查层间、匝间有无短路现象 2.2根据《电力设备预防性试验规程》规定，变压器直流电阻测量的结果判据如下： （1）测量应在各分接头的所有位置上进行； （2）1600kva 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%； （3）1600kva 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%； （4）变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照下式换算： r2=r1(t+t2)／( t+t1) 式中 r1、r2——分别为温度在t1、t2时的电阻值； t——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。 3、 测量绕组的介质损耗角 3.1测量绕组的介质损耗角，主要用来检查变压器的整体受潮、油质劣化、绕组上附着油泥等严重的局部缺陷，多年来一直是变压器绝缘预防性试验项目之一。介质损耗角的测量结果常受表面泄露和外界条件（如干扰电场和大气条件）的影响。 3.2根据《电力设备预防性试验规程》规定，变压器绕组的介质损耗角测量结果进行判断如下： (1) 20℃时的介质损耗角不应大于下表（2）数值 表（2） (2)被测绕组的 tanδ 值不应大于上次试验值的130%； (3) 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表（3）换算到同一温度时的数值进行比较。 介质损耗角正切值tgδ (%)温度换算系数 表（3） 注：1 表中k为实测温度减去 20℃ 的绝对值； 2 测量温度以上层油温为准； 3 进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数a可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： a=1.3k/10 校正到20℃ 时的介质损耗角正切值可用下述公式计算： 当测量温度在20℃以上时， tanδ20= tanδt/a 当测量温度在20℃ 以下时: tanδ20=a tanδ t 式中 tanδ20——校正到 20 ℃ 时的介质损耗角正切值； tanδt ——在测量温度下的介质损耗角正切值 4、交流耐压试验 在变压器预防性试验中，交流耐压试验是鉴定变压器绝缘强度最有效的方法，特别是对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开裂或者绕组的松动、引线距离不够及绕组上附有其他物体等。是判断变压器绝缘水平，避免发生绝缘事故的重要手段。由于收现场条件的限制，《电力设备预防性试验规程》规定，对110kv以下的变压器应进行交流耐压试验，110kv及以