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Power Technology︱244︱2017年6期浅析变压器预防性试验和维护诊断陈晓英 赵世兄 敬素梅青海黄河水电大坝管理中心，青海 西宁 810016摘要：对变压器检修维护过程中，对所出现的故障现象应用包括检查和试验的具体方法，进行综合分析判断以确保变压器的安全运行。
关键词：变压器；试验项目；原因分析；检查中图分类号：TM41 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）06-0244-01电力变压器是电力系统中最关键的设备之一，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务。
因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。
1 变压器铁芯故障电力变压器铁芯必须有一点可靠接地，但若铁芯出现两点以上接地时，铁芯间的不均匀地电位就会在接地点之间形成环流，并造成铁芯局部过热。
严重时，会造成重瓦斯动作而跳闸的事故。
根据有关资料统计表明，大型变压器铁芯接地缺陷占运行台数的2%～4%，因此，及时发现和正确判断铁芯接地缺陷尤为重要。
（1）案例。
龙羊峡水电站3号主变于2006年10月22日进行色谱分析时发现存在内部过热故障，22日停机进行电气试验时发现存在铁芯多点接地故障，从铁芯接地抽头用1000V兆欧表测得绝缘电阻为0MΩ，用万用表测接地电阻为1.7Ω，建议吊罩检查。
（2）吊罩前检查试验项目及结果：1）高、低压绕组绝缘电阻；高、低压绕组介损及电容量；高、低压绕组直流电阻（Ⅲ分接）；低压绕组泄漏电流测试；以上实验项目测试的数据均符合规程要求且与往年数据比较无明显变化；2）穿心螺栓与铁芯及夹件之间绝缘电阻均符合规程要求；3）铁芯对地绝缘电阻用万用表测试：热油循环时398Ω～1333Ω之间变化，排油并露出铁芯后为376Ω，油基本排完后为13Ω；4）用直流法测得铁芯低压侧第4、5级台阶对地电压为零。
5）主变色谱监督在2006年1月、2月、7月、9月期间，3号机负荷偏高运行时间少，油中溶解气体组分含量相对稳定。
配电变压器预防性试验中常见问题及故障处理方法摘要：当前，国家推行了“双碳”战略，强制国标GB20052-2020《配电变压器能效限定值及能效等级》的颁布实施，在全国一系列绿色安全、节能提效举措的新形势下，清洁能源发电的投资和建设将快速提升，终端用能电气化水平将快速提高。
考虑到新能源发电系统具有随机性、间歇性和波动性的特征，系统需要占用调节资源多，且新能源大规模并网引入大量的电力电子设备。
相较于传统电力系统，新型电力系统在电网安全稳定、可靠持续供电、绿色环保和运营维护等方面对电网设备特别是变压器产品质量和可靠运行提出了重大挑战。
作为电网的枢纽和输配电的核心通用设备，配电变压器担负着电能转换的任务，在各类工商业、城乡居民生活供电以及公共基础设施建设等领域得到广泛应用，其安全可靠运行钳制了电力的传输和消纳，重要性不言而喻。
关键词：预防性试验；变压器试验问题；故障处理方法引言维护配电变压器运行的安稳性，既可以提升电力传输的稳定性，也可以为用户使用不同电力资源提供安全优质保障。
受各方面因素制约，变压器故障类型也会有所不同，相关人员需要及时给予有效解决，以保证其运行的正常性。
配电变压器日常运行和企业电能质量及用户电能质量均有直接关系，需要选取合理维护方式确保其安稳运行，使其作用得到充分发挥。
1预防性试验中变压器试验问题及故障1.1接触不良接触不良在变压器故障中比较常见，变压器中的元件、设备较多，若存在接触不良的现象，可能导致各种故障状态。
例如，如果线路接触不良，变压器将无法正常工作，电力运输的效果也会受到影响；在安装变压器的过程中，开关的安装不当会导致其接触不良，极易引起短路、断开等问题；在变压器的运行过程中，如果外部环境中的灰尘、杂物进入变压器内部，则很容易由于物理、化学反应的影响而发生接触不良。
变压器如果出现接触不良，虽然不会在短期内对变压器的工作带来较多的影响，但小的问题会随着时间的推移逐步发展成更加严重的故障，最终导致变压器失效或者损坏。
电气设备预防性试验报告被试设备：1 号主变压器日本共立 3125A 绝缘电阻测试仪、福禄克 F 17B 数字万用表、试验仪器武汉特试 JYR50B 直流电阻测试仪、扬州宝测 AI-6000 自动抗干扰周密介损仪一、试验工程及要求引用规程标准：DL/T596-2023 电力设备预防性试验规程序号试验工程技术要求1 试验电压≥DC2500V;绕组绝缘电阻 2 绝缘电阻换算至同一温度下,与前一次测试结果相比1和吸取比应无明显变化;3 吸取比 10-30℃不低于;1 只测试运行档位;2 绕组直流电阻2 各相绕组直流电阻值相互间差异不应大于三相平均值的4%;3线间差异不大于三相平均值的2%;4与前一次一样部位测得值比较,其变化不应大于2%;1 高压侧试验电压 40kV,低压侧试验电压 10kV;3绕组泄漏电流2 1min 时泄漏电流值与前一次测试结果相比应无明显变化;120℃时高压侧tgδ不大于%,低压侧不大于%;2tgδ值与历年的数值比较不应有显着变化一般4绕组的 tg δ不大于 30%3试验电压 10kV;4非被试绕组应接地或屏蔽名型电力变压器称号额定容额定电量压额定电额定频流率相联结组数别海冷却方拔式空载电空载损流耗负载损短路阻耗抗出厂编出厂日号期生产厂家测试绕组试验2500V三、绕组直流电阻试验工程2023 年交接试验绕组相别单位AO高压侧BO Ω工作档CO位:5误差%ab低压侧mΩbcca误差%结论四、绕组泄漏电流μA试验工程试验电压时间min 2023 年交接试验高压-低压及40kV 1地低压-高压及10kV 1地结论五、绕组的试验工程试验电压2023 年交接试验高压-低压及地10kV 低压-高压及地结论电容量tg δ电容量tg δpF % pF %。
变压器预防性试验方案变压器是电网输电和配电系统中不可或缺的电力设备，负责将高压电能变换为低压电能，供应给用户使用。
为了保证变压器的安全运行和延长使用寿命，需要进行定期的预防性试验。
下面是一份变压器预防性试验的全面方案。
1.试验前准备1.1查看变压器运行记录和维护记录，了解变压器的工作状况和维护情况。
1.2对试验设备进行检查和校验，确保设备正常工作。
1.3查看变压器的绝缘油质量，如有需要，可以对绝缘油进行筛选和筛油处理。
2.外观检查2.1对变压器的外观进行检查，确保变压器外壳无变形、裂纹和渗漏现象。
2.2检查冷却系统，包括冷却器、风扇和水路，确保冷却系统正常运行。
3.绝缘电阻测量3.1对变压器的低压绕组和高压绕组进行绝缘电阻测量。
测量时，应断开变压器与电源之间的连接，且低压侧和高压侧之间要互相断开。
3.2绝缘电阻测量结果应与变压器的技术规范要求相符，否则需要进行绝缘处理。
4.变压器参数测量4.1对变压器的电压比、空载电流、短路阻抗进行测量，结果应与变压器的技术资料相符。
4.2测试时，应断开变压器与电源之间的连接，保证安全。
5.转矩和机械特性试验5.1测试变压器的转矩特性，包括空载转矩和额定负载转矩。
结果应符合变压器的设计要求。
5.2测试变压器的机械特性，包括耐压和绝缘等级等。
检测结果应符合相关标准要求。
6.绝缘油质量检测6.1采集变压器的绝缘油样品，送往实验室进行绝缘油质量检测。
6.2检测项目包括油的电气强度、介质损耗因数、水分含量、气体分析和颗粒污染度等。
6.3根据检测结果，对绝缘油进行处理和更换。
7.定期维护7.1清洗变压器外壳和冷却装置，确保变压器散热良好。
7.2对变压器的绝缘部分进行清洁，除去积尘和杂质。
7.3检查变压器的接地装置和绝缘支撑构件，确保其正常工作和稳固可靠。
8.试验报告8.1将试验结果记录在试验报告中，包括各项试验数据和检测结果。
8.2对试验中发现的问题和异常情况，进行分析和处理，并在报告中进行说明和建议。
变压器预防性试验分析调整试验所王保庆摘要变压器是电力系统中输变电能的重要设备,它担负着电压、电流的转换任务,它的性能好坏直接影响到系统的安全和经济运行.由于电力变压器多在室外露天下工作,承受着多种恶劣和复杂条件的考验,因此必须对它的导磁、导电和绝缘部件等进行定期试验,以检验其各项性能是否符合有关规程的要求,发现威胁安全运行的缺陷,从而进行及时的处理,以防患于未然。
电力变压器试验一般分为工厂试验和交接预防性试验两类.工厂试验主要包括工序间半成品试验、成品出厂试验、型式试验和特殊试验等; 交接预防性试验主要包括交接验收、大修、小修和故障检修试验等;本次论文主要针对的是交接预防性试验,它的试验目的主要有绝缘试验和特性试验两部分。
本次主要是结合工作实际，对预变压器防性试验进行分析。
关键词：变压器测量绝缘特性前言根据《电力设备交接和预防性试验规程》规定的试验项目及试验顺序, 主要包括：1.绝缘油试验；2绕组连同套管的直流电阻；3.检查所有分接头的的电压比；4检查变压器的三相接线组别和引出线的极性；5测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻；6 非纯瓷套管的试验；7 有载调压切换装置的检查和试验；8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；11 变压器绕组变形试验；12 绕组连同套管的交流耐压试验；13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；其中绝缘试验包括:1.油箱和套管中绝缘油试验；2.测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻;3.测量线圈的绝缘电阻和吸收比;4.测量线圈连同套管的介质；5.损失角正切值;6.测量非纯瓷套管的试验；7.绕组连同套管的泄露电流;8.线圈连同套管的交流耐压试验。
特性试验包括:1.测量线圈的直流电阻;检查线圈所有分接头的变压比;2.检查三相变压器的接线组别和单相变压器引出线的极性;3.测量容量为3150KVA及以上变压器在额定电压下的空载电流和空载损耗;短路特性和温升试验等。
1.绝缘油试验包括1.交流耐压试验。
2.介质损耗因数的测量。
3.油中溶解气体分析1.1试验目的：1.1.1在绝缘油试验项经常目中，经常进行的电气强度气性能试验主要有两项。
即电气强度试验和介质损耗因数试验,此外还有油的析气性能试验，但她只在超高压油的新油验收才进行检测。
影响绝缘油电气强度的主要因素是油中水分和杂质，尤其是后者，当它与高含量的溶解水结合时，对耐压水平的降低十分显著。
因此，对于电气强度不合格的绝缘油不准注入电气设备。
但经过某种过滤处理除去其中所含的水分和杂质，油的耐压水平就会提高而变成合格的油。
1.1.2油的介因数质损耗值是反映油质收到污染或老化的重要电气指标，他对油中科溶性的极性物质，老化产物或中性胶质以及油中微量的金属化合物极为灵敏，甚至用一般化学方法不能检出的轻微污染也可以用它来监督其变化，因为电介质在交变电场作用下，因电导、松弛极化和电离都要产生能量损耗，当绝缘油中含有较多杂质时，这些油的离子都是油的电导和松弛极化的主要载流子，必然会使该油的介质损耗因数值增大，绝缘油老化后，生成的极化基和极化物质，同样也使油的电导和松弛化加剧。
因此，测定绝缘油的介质损耗因数值，不论是用于检查新油的轻微污染还是用于检测运行油的老化和污染都是十分有意的。
1.1.3变压器诊断中, 单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷, 而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法, 对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。
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此为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, 这些气体的含量会迅速增加。
这些气体大部分溶解在绝缘油中, 少部分上升至绝缘油的表面, 并进入气体继电器。
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,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故障有非常重要的意义和现实的成效。
而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主, 其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞狐等故障。
火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电; 引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电; 分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。
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, 并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等) 进行比较。
1.2试验方法：1.2.1交流耐压试验：首先将试验油杯用试验油冲洗两次，然后检查电极表面不能有烧伤痕迹，检查电极间距离正好在 2.5mm,确认油杯完整无损后将试验油沿油杯壁轻轻倒入油杯中，油杯上要加盖玻璃罩或者玻璃片。
试验环境温度在15-25 ℃,环境湿度在75%以下进行试验。
调节调压器TR使电压从零升起，升压速度为2KV/s,直至油隙击穿，并记录击穿电压值，这样重复试验5次取平均值为测定值。
1.2.2介质损耗因数试验：将试验加热器油杯用试验油清洗2次，待试验油杯干净后将试验油沿杯壁注入到试验油杯中，油的上限接近油杯内刻度线，将试验油静置10min后，开启加热器，直至油温达到90℃，将介质损耗测试仪高压输出端加在油杯的专用接口上，将试验电压调到10kV进行试验，记录介质损耗因数值。
1.3试验要求：1.3.1交流耐压试验电压击穿值：500kV：≥60kV330kV：≥50kV60～220kV：≥40kV35kV 及以下电压等级：≥35kV1.3.2 介质损耗因数tanδ(%)：90 ℃时，注入电气设备前≤0.5注入电气设备后≤0.71.4注意事项：1.4.1试验油必须取自被试设备，为了减少产生碳粒应将击穿电流限制在5mA左右.1.4.2每次击穿后都应油充分搅拌然后静5min在进行试验。
2.测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻2.1试验目的：2.1.1电力变压器正常运行时，铁芯必须有一点可靠接地。
若没有接地，则铁芯对地的悬浮电压，会造成铁芯对地断续性击穿放电，铁芯一点接地后消除了形成铁芯悬浮电位的可能。
但当铁芯出现两点以上接地时，铁芯间的不均匀电位就会在接地点之间形成环流，并造成铁芯多点接地发热故障。
变压器的铁芯接地故障会造成铁芯局部过热，严重时，铁芯局部温升增加，轻瓦斯动作，甚至将会造成重瓦斯动作而跳闸的事故。
烧熔的局部铁芯形成铁芯片间的短路故障，使铁损变大，严重影响变压器的性能和正常工作，以至必须更换铁芯硅钢片加以修复。
所以变压器不允许多点接地只能有且只有一点接地。
2.2试验方法：2.2.2 使用2500V兆欧表将E端接在接地端子上，将L端接在铁芯上，记时60s,记录绝缘电阻值。
2.3试验要求：2.3.1进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；2.3.2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；2.3.3 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；2.3.4采用2500V 兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
2.4 注意事项：2.4.1擦干净绝缘柱上的尘土，并且保证绝缘子干燥。
2.4.2将高压侧和低压侧及变压器外壳同时接地，以减少对绝缘检测的干扰。
2.5试验数据：现闪络，绝缘良好，试验合格。
3．测量线圈的绝缘电阻和吸收比3.1试验目的：3.1.1测定绝缘电阻和吸收比可以灵敏地发现变压器绝缘的整体或局部受潮;3.1.2检查绝缘表面的脏污及局部缺陷;检查有无短路、接地和瓷件破损等缺陷。
3.2试验方法：3.2.1使用2500V兆欧表将低压侧及外壳接地，测量高压侧绝缘电阻,记下15s和60s绝缘电阻值，用R60/R15计算吸收比。
3.2.2测量低压侧时，需要将高压侧及外壳接地。
3.3.3测外壳量整体绝缘电阻时，将外壳接地，高压侧和低压侧短路测量。
3,3试验要求：3.3.1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
3.3.2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表换算到同一温度时的数值进行比较；2 测量温度以上层油温为准。
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算：当实测温度为20℃以上时：R20=ARt当实测温度为20℃以下时：R20=Rt/A式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)；Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。
3 变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在4000kVA 及以上时，应测量吸收比。
吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于 1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。
4 变压器电压等级为220kV 及以上且容量为120MVA 及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。
测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。
3.4注意事项：3.4.1试验前应将变压器同一侧绕组的各相短路，并与中性点引出线连在一起接地。
3.4.2刚退出运行的变压器应等绕组的温度与油温接近时再进行测吸收比和极化指数不进行温换算。
为消除残余电荷对测量的影响，应将绕组对地进行充分放电3min，拆开变压器的高、低压连接3.4.3在测量过程中，如需要重复测量时，应将绕组进行充分放电；该试验只能初步判定变压器的绝缘情况不存在特别明显的缺陷.3.5 试验数据：家试验温度后，与厂家试验报告没有明显差别。
吸收比大于1.3，极化指数不作要求，试验结果为合格，表明变压器整体绝缘良好。
4．测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ4.1试验目的：4.1.1它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥严重的局部缺陷。
介质测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件) 的影响, 因而要采取措施减少和消除影响。
