摘要：通过对变压器的预防性试验项目，如直流电阻、介质损耗因数、绕组的泄漏电流、交流耐压试验、油中溶解气体色谱分析、油中含水量等的分析，探讨电力变压器预防性试验的检测方法。
关键词：电力变压器；预防性试验；分析；探讨
电力变压器是电力系统重要设备，其安全运行具有极其重要意义，预防性试验是保证其安全运行的重要措施，对变压器的故障诊断具有决定性影响。通过预防性试验获取正确的试验结果，可以发现运行中变压器存在的隐患，正确诊断变压器的故障。保证电网的安全运行。根据《山东电力集团电力设备交接和预防性试验规程》规定的主要试验项目结合变压器预防性试验遇到的一些问题，对变压器预防性试验进行探讨。
1、绕组直流电阻
这是一种方便而有效的检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路；电压分接开关的各个位置接触是否良好及分接开关实际位置与指示位置是否相符；引出线有无断裂；多股导线并绕的绕组是否有断股等情况的试验项目。长期以来，变压器直流电阻是在变压器交接、大修和改变分接开关后，必不可少的试验项目，也是故障后的重要检查项目。如在某变电站10kV绕组线间直流电阻测量时，发现不平衡率为2.17％，超过部颁标准值1％的一倍还多， 且每年预防性试验数据反映直流电阻不平衡率超标外，其它项目均正常，经分析换算后确定C相电阻值较大，判断C相绕组有断股问题，经吊罩检查后，验证C相确实有一股开断，避免了故障的进一步扩大。通过这个事例，说明变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大作用。
2、绕组绝缘电阻测量
绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比，检查变压器绝缘状态简便而通用的方法，一般对绝缘受潮及局部缺陷，如瓷件破裂、引出线接地等，均能有效地查出。相对来说，单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断，其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低，难以暴露缺陷，另一方面也因为绝缘电阻值与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关，但对于铁心夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障。比如我们预防性试验中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁心一点或多点接地的情况，也曾通过绝缘电阻测试发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。
3、测量介质损耗因数tgδ
测量变压器绕组的介质损耗因数tgδ，主要是用于检查变压器是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等。因测量结果常受试品表面状态和外界条件（如电场干扰、空气湿度等）的影响，故要采取相应的措施，使测量的结果准确、真实。一般是测量绕组连同套管在一起的tgδ，但为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度，有时也进行分解试验，以判别缺陷所在位置。如在对某变压器进行预防性试验时，发现一相套管介损超标，且绝缘不合格，读数较低，经分析后可能是由受潮引起，后拨出检查发现套管末端底部有水份，套管已整体受潮，经烘干处理后再做试验，各项指标均符合要求。
4、测量直流泄漏电流
测量直流泄漏电流与测量绝缘电阻的原理基本相同，不同的是：直流泄漏电流的电压一般比兆欧表电压高，并可任意调节，比兆欧表发现缺陷的有效性高（能灵敏的反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂、绝缘油劣化、绝缘的沿面碳化等）。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，在预防性试验中不作规定，只在判断时强调比较，与历年数据比较，应无明显变化。
测量介质损耗因数tgδ和直流泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降。主要原因是这两项试验的试验电压太低，绝缘缺陷难以充分暴露。
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5、交流耐压试验
交流耐压试验是考验被试品绝缘承受各种过电压能力的有效方法，对保证设备安全运行具有重要意义。对考核主绝缘的局部缺陷，如主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绝缘绕组上附有污物等。如在对某10kV变压器进行交流耐压试验过程中，绝缘电阻合格，但当电压升至26kV时，变压器内部放电短路。我们对变压器外部进行检查，未发现异常，判断为变压器内部问题。将变压器10kV侧A相出线套管拆下，对变压器内部进行检查，发现B相绕组至出线套管的软连接线与原来的位置存在偏移，导致连接线与铁芯的夹件距离太短，当电压升高时时，绝缘油被击穿，造成变压器通过铁芯夹件接地。通过试验消除了缺陷，保证了设备的安全运行。
交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效，但受试验条件限制，在工频条件下，由于被试品电容量较大，或者试验电压要求较高，对试验设备的电源容量相应的也有较高的要求，传统的工频耐压装置往往单件体积大，重量重，不便于现场搬运，而且不便于任意组合，灵活性较差。目前比较好的办法是采用串联谐振的方法进行耐压试验。
6、油中溶解气体的色谱分析
对绝缘油中所溶解的气体的组分和浓度含量， 可以判断变压器内部可能存在的潜伏性故障，这已为大量故障诊断的实践所证明。油中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而变化，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CO2、CO以及微量的烃、碳烃类化合物）。当变压器内部发生故障时，主要是局部过热和局部放电，由于绝缘油及固体绝缘材料的分解，也要产生CO、CO2、H2烃类气体。在故障初期，这些气体上不足以引起气体继电器动作，而是全部或绝大部分溶解于油中。因此可以从分析油中溶解的气体含量，及早查出变压器的内部故障。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关，不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的，例如（1）一般性过热故障:总烃较高，C2H2<5×10－6;（2）严重过热性故障：总烃高，C2H2>5×10－6，CH4占总烃的主要成分，H2含量较高；（3）局部放电：总烃不高，H2>100×10－6，CH4占总烃中的主要成分；（4）火花放电：总烃不高，C2H2>10×10－6, H2较高；（5）电弧放电：总烃高，C2H2高，并构成总烃中主要成分，H2含量高。现在变压器油中气体色谱分析已作为变压器的一个常规试验项目。
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722-2016）中规定了变压器油中氢和烃类气体的注意值，当运行中变压器内部气体组成成分如氢或乙炔、总烃等超过规定中任一项数值时，均应引起注意，查明气体产生原因，及时跟踪分析。同时考察气体产生速率，根据设备运行历史状况和设备特点及外部环境等因素进行综合判断，如负荷、温度、油中含水量、油的保护系统和循环系统、油中绝缘纸类别等。经验证明：对变压器故障部位的准确判断，有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握，并结合历年色谱分析和其他预防性试验进行比较。
在变压器检修或故障诊断中，预防性试验结果仍旧是不可缺少的诊断参考量，但是每个预防性试验结果不能孤立的去看，应将各试验项目结果有机的结合起来、综合分析，这将有效地提高判断的准确性。
参考文献:
[1]王增平，徐岩，王雪等．基于变压器模型的新型变压器保护原理的研究[J].中国电机工程学报,2003, 23 (12): 54-58.
[2] 焦邵华，刘万顺，刘建飞等．用小波理论区分变压器的励磁涌流和短路电流的新原理[J]．中国电机工程学报，1999，19(7)：71-76.
论文作者:毕志军
论文发表刊物:《电力设备》2018年第19期
论文发表时间:2018/10/14
标签：变压器论文; 绕组论文; 预防性论文; 气体论文; 电阻论文; 测量论文; 故障论文; 《电力设备》2018年第19期论文;