（1.武汉供电局，武汉；2.广东中试所）摘要通过对大型电力变压器预防性试验，如绝缘、直流电阻测量、介质损耗因数、局部放电试验、线圈变形、油中溶解气体分析、油中含水量等等，探讨预防性试验有效性，并对检测方法、故障诊断以及电力变压器状态检修的现状与发展提出建议。要害词预防性试验电力变压器有效性分析Abstract：Accordingtopreventivetestsforbigpowertransformer,suchasinsulationresistanceanddirectcurrectresistancemeasure，dielectriclossfactor,partialdischargetest,windingdeformation,oil-paperinsulationdissolvedgasanalysis,oilwatercontentandsoon,discussedtheeffectivenessanalysisofpreventivetest．somemethodsandadvisementsaresuggestedtodetectfaultdiagnosis,currectstatusanddevelopmentofcondition-basedmaintenanceofpowertransformer．KeyWordspreventivetestpowertransformereffectivenessanalysis　0概述电力变压器是电力系统电网安全性评价的重要设备，它的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。预防性试验的有效性对变压器故障诊断具有确定性影响，通过各种试验项目，获取准确可靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。根据《电力设备预防性试验规程》（L／T596—1996）电力变压器试验项目共有32项，如表1所示。表1电力变压器试验项目序号试验项目序号试验项目1油中溶解其他色谱分析17局部放电2绕组直流电阻18有载调压装置的试验和检查3绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数19测温装置及其二次回路试验4绕组介质损耗因数20气体继电器及其二次回路试验5电容性套管的介质损耗因数和电容值21压力释放器校验6绝缘油试验22整体密封检查7交流耐压试验23冷却装置及其二次回路检查试验8铁心（有外引线地线的）绝缘电阻24套管中电流互感器绝缘试验9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻25全电压下空载合闸10油中含水量26油中糠醛含量11油中含气量27绝缘纸（板）聚合度12绕组泄漏电流28绝缘纸（板）含水量13绕组有分接头的电压比29阻抗测量14校核三相变压器的组别或单相变压器极性30振动15空载电流和空载损耗31噪声16短路阻抗和负载损耗32油箱表面温度测量表1中的试验项目基本上按其重要性和有效性的次序排列，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，如第9、24、27、28项及第18项中部分项如过渡电阻、接触电阻测量等；有些是与其它项目同时进行或附带进行的，第14项、18项的部分项等；有些是变压器投运前或投运后的例行检查、试验项目，如第19、20、21、22、23、25、30、31项；有些是在非凡情况下才进行，如第15、16、32项，对于第7项的交流耐压试验是一种破坏性试验，对试验设备要求很高，现场条件很难满足，仅作为变压器绝缘水平的一种“考核”项目。根据变压器现场运行的实际情况，在下列三种情形下需对变压器进行故障诊断：（1）正常停电状态下进行的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准值；（2）运行中出现异常被迫停电进行检修和试验；（3）运行中出现其它异常造成事故停电，但变压器尚未解体（吊心或吊罩）；当出现以上情况之一，需迅速进行有关试验，对变压器状况进行诊断，电力设备预防性试验规程中推荐了对于判定故障时可供选用的试验项目。若存在故障，则需进一步明确故障原因或类型、大致部位、故障的严重程度以及能否带故障短期运行的判定依据。假如没有故障，则要分析出现试验结果异常或其它异常现象的原因。当变压器已经解体，吊心或吊罩，此时试验目的一般不是为了故障诊断，而属于故障排除的问题。从实用工作角度看，常用的变压器故障诊断项目主要是表1中的第1、2、3、4、5、8、10、11、12、13、17、18、20、26、29项。　1油中溶解气体分析变压器潜伏性故障是通过气相色谱法定性、定量分析溶于变压器油中气体来实现的。变压器油是矿物绝缘油，它由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含CH3、CH2和CH化学基因，并经C—C键键合在一起。在变压器运行过程中，假如存在热点（电流效应）和放电（电压效应）比如局部过热（铁芯、绕组、触点等）、局部电晕放电和电弧（匝层间短路、沿面放电、触点断开等）等故障条件，均会引起绝缘油和固体绝缘物的裂解，使某些C—H键和C—C键断裂，使低分子烃类和一氧化碳、二氧化碳等气体产生速率加快，随着故障发展分解出的气体产生的气泡在油中经对流、扩散不断溶解在油中，当产气量人于溶解量时，一部分气体进入气体继电器，可能引起瓦斯动作。故障类型及其能量密度(温度、放电程度)主要决定于故障性质，不同故障或不同能量密度其产气特征也是不同的，一般故障性质与其特征气体特点见表2。所以故障气体的组成和含量与故障类型和严重性有密切关系，定期分析油中气体含量对于监测把握变压器运行状况是十分有效的。表2故障性质与特征气体的特点序号故障性质特征气体的特点1一般过热性故障总烃较高，C2H2<5μl/l2严重过热性故障总烃高，C2H2>5μl/l，CH4占总烃的主要成分，H2含量较高3局部放电总烃不高，H2>100μl/l,CH4占总烃中的主要成分4火花放电总烃不高，C2H2>10μl/l，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《变压器油中溶解气体分析和判定导则》(DL／T722—2000)中规定了变压器油中氢和烃类气体的注重值，当运行中变压器内部气体组分如氢或乙炔、总烃等超过规定中任一项数值时，均应引起注重，查明气体产生原因，及时跟踪分析，同时考察产气速率，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定，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。经验证实：对变压器故障部位的准确判定，有赖于对其内部结构和运行状态的全面把握，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。值得注重的是，由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离，在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成，如油中含水可与铁作用生成氢气，过热时铁心层间油膜裂解也可生成氢，新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放，另外，某些操作也可生成故障气体，如有载调压变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响，设备油箱带油补焊，原注入油含有某些气体成大修后滤油不彻底留有残气等，如我局陈家墩变电站10变压器在正常年限大修后投运前取样发现C2H2忽然增至10ul/l，而修前此变压器均正常，后经查实是修时带油补焊取样阀门处法兰所致，经滤油合格后投运。又如宗关变电站10变压器从98年4月例行色谱分析中发现有问题，我们每隔3个月取样，至2000年10日其C2H2量维持在10～15ul/l，H2无或很少(<5ul/l)，CH4量20ul/l左右，C2H4量15ul/l左右，C2H6量5ul／l左右，原来数据一直正常，由于气体与低能量放电相符，但C2H2／H2>3，怀疑是有载调压污染主油箱，比较此变主油箱、有载调压油箱和储油罐的油中溶解气体，确认为开关油向变压器主油箱渗漏所致，经处漏后该变现一直运行正常。对一氧化碳和二氧化碳的判定，经验证实，当怀疑设备固体材料老化时，一般CO2／CO>7，当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时(>200℃)CO2／CO可能<3，故可从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及固体绝缘。当怀疑纸或纸板过度老化时，可适当测试油中糠醛含量或测试纸样聚合度。　2绝缘试验2.1绕组直流电阻的测量：它是一项方便而有效的考察绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，能反映绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接头接触不良等故障，实际上它也是判定各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档忙是否上确的有效手段。长期以来，绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判定电流回路连接状况的唯一办法。比如我局蔡甸某变压器2001年11月7日因雷击导致过电流35kVB相出口短路，产气剧烈重瓦斯动作，检查直流电阻时在其运行档V档时合格，但测量I档时B相开路，色谱分析为高能量放电，疑是因雷击引起过流致使绕组V档以下有断股烧毁，吊心发现B相线圈下端部1到5柄烧毁熔断，经更换B相绕组后运行现运行良好。2.2绕组绝缘电阻的测量：绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度，它能有效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，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等。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判定，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，这是因为这些部件绝缘结构较简单，绝缘介质单一，正常情况下基本不承受电压，绝缘更多的是起隔离作用，而不像绕组绝缘要承受高电压，比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯多点接地的情况，也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。2.3测量介质损耗因数tgδ：它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介损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。现场我们一般测量的是连同套管一起的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99年对李家墩2#变压器预试时，一相套管介损超标，摇绝缘只有20MΩ，极可能是受潮引起，后拔出检查发现套管末屏底部有水份沉积，套管己整体受潮，经烘干处理后投运。测量泄漏电流作用和测量绝缘电阻相似，只是其灵敏度较高，能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，在《电力设备预防性试验规程》中不作规定，只在判定时强调比较，与历年数据相比，与同类型变压器数据相比，与经验数据相比等。介质损耗因数tgδ和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，因此单纯靠tgδ和泄漏电流来正确判定绕组绝缘状况的可能性也较小，这主要也是因为两项试验的试验电压太低，绝缘缺陷难以充分暴露，试想对于110kV、220kV、500kV的变压器，10kV或40kV的试验电压能使多少缺陷或故障得以“曝光”呢？但对于电容性设备，实践证实如电容性套管、电容式电压互感器、耦合电容器等，测量tgδ和电容量Cx仍是故障诊断的有效手段。2.4绝缘油试验：绝缘油广泛应用于变压器、油断路器、充油电缆、电力电容器和套管等到高压电气设备中，起绝缘、冷却、灭弧作用，在运行中绝缘油由于受到氧气、高湿度、高温、阳光、强电场和杂质作用，性能会逐渐变坏，致使它不能充分发挥绝缘作用，因此必须定期对绝缘油进行试验，如测量绝缘油的击穿电压、绝缘油介质损耗等，由于其分析结果有一定程度分散性，所以其有效性受到来源于取样、送检、化验全过程分散性的影响。2.5交流耐压试验：它是鉴定绝缘强度等有效的方法；非凡是对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效，但受试验条件限制，要进行35kV及8000kVA以上变压器耐压试验，由于电容电流较大，要求高电压试验变压器的额定电流须在l00mA以上，目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍，我局尚未大力开展。诚然，假如能创造条件对高电压、大容量电力变压器进行交流耐压试验，对保证变压器安全运行有很大意义。2.6《规程》规定，电力变压器在交接时、更换绕组时、内部接线变动时要测量绕组所有分接头的变压比，检查三相变压器的接线组别，交接或更换绕组时还要测量变压器在额定电压下的空载电流和空载损耗等。通过绕组分接头电压比试验，能检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间短路等故障能灵敏反映，但对于线圈变形故障却无能为力。测量额定电压下空载电流和空载损耗，其目的是检查绕组是否存在匝间短路故障，检查铁芯叠片间的绝缘情况，以及穿心螺杆和压板的绝缘情况。当发生上述故障时，空载电流和空载损耗都会增大。　3线圈变形检测近年来，通过对发生故障或事故的变压器进行检查和事故分析，发现绕组变形是许多故障或事故的直接原因，一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故，严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有：(1)短路故障电流冲击，电动力使绕组轻易破坏或变形；(2)在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和振动等；(3)保护系统有死区，动作失灵，导致变压器承受稳定短路电流作用时间长，造成绕组变形。据有关资料统计，在遭受外部短路时，因不能及时跳闸而发生损坏的变压器约占短路损坏事故的30％；(4)绕组承受短路能力不够，有资料表明，近5年来对全国110kV及以上电压等级电力变压器事故统计表明这已经成为电力变压器事故的首要原因，前文中提到的蔡甸某变压器出口短路，主要是厂家在制造工艺用材上存在缺陷与不足，承受短路能力有限，致使绕组B相下端部1到5柄绝缘薄弱处烧毁熔断。绕组变形后带来危害主要有绝缘距离发处变化：或固体绝缘多到损伤导致局部放电发生；绕组机械性能下降；产生累积效应等。我局现有一台武汉高压研究所BRTC—II型电力变压器绕组特性测定仪，它采用频率响应分析法(FRA法)对绕组变形进行测定，这种无损检测设备频率范围广(0.5～1000Hz)，抗干扰能力较强，测定重复性较好，每台变压器的频率响应特性测试需2小时左右，但由于缺乏原始试验记录，只能利用三相绕组频率响应特性相互比较作判定，因而需一定经验，存在一定的不确定性，目前我们正着手建立110kV及以上主变压器绕组特性的原始数据库，以期今后发生变压器短路对绕组变形有怀疑时，可与原始数据相比较得出更确切的判定　4局部放电测量变压器故障的原因之一是介质击穿，其原因主要是局部放电，它导致绝缘恶化乃至击穿。随着变压器故障诊断技术的发展，人们逐步熟悉到局部放电是变压器诸多故障和事故的根源因而局部放电的测试越来越受到重视，近年来我国110kV以上电力变压器事故中有50％属正常运行电压下发生匝间短路等原因，也是局部放电所致，因此我局已把局部放电测量作为220kV变压器安装和大修的必试项目之一，这对于变压器状态监测和故障诊断将十分有效。　5在线监测的现状和发展随着电力系统的发展，对发、输、供和用电的可靠性要求越来越高，同时随着在线监测、模式识别、计算机信息处理等技术的发展，高压电器设备从现行的计划检修(TBU)向状态检修(CBM)转变已成为必然趋势。通过故障模式分析，变压器及其有载开关应该是在线监测的重点其项目主要有油中溶解气体测量、局部放电测量、有载开关的触头磨损及机械和电器回路的完整性测量。目前在我局应用的有加拿大SYPROTEC公司HYDRAN201Ti智能型变压器早期故障在线监测系统，在6个变电站12个220kV变压器上安装，其检测组分及其响应为100％H2 18％CO 8％C2H2 1.5％C2H4，故它是一种以H2为主的可燃气检测仪，对乙炔并不敏感，另外检测的是H2 CO C2H2 C2H4混合气体值，无法用《变压器油中溶解气体分析和判定导则》中推荐的特征气体三比值法、TD法等判据进行分析，仅作为一种预警装置，在气体浓度过高或产气率过高时，经取样以实验室分析数据为依据判定，因而有一定的局限性。　6结束语(1)在变压器计划检修或故障诊断中，预防性试验结果依旧是不可缺少的诊断参量；(2)每个预防性试验项目不能孤立的去看待，应将几个项目试验结果有机结合起来综合分析，这将有效提高判定的准确性；(3)油中溶解气体分析(DGA法)和局部放电测量(PD法)是重要的诊断方法，随着这些方法的不断完善和发展以及在线监测技术的在我局的广泛运用，对于提高供电可靠性，更及时准确了解设备状态和对变压器故障分析和判定将十分有效。参考文献：1．《电力设备预防性试验规程》(DL／T596—1996)；2．《变压器油中溶解气体分析和判定导则》(DL／T722—2000)；3．《电力设备预防性试验方法》陈化钢编著；4．《电力用油》何志编著