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電力變壓器的絕緣性能試驗方法

變壓器故障的檢測技術是準確診斷故障的主要手段，根據(jù)DL/T596—1996電力設備預防性試驗規(guī)程規(guī)定的試驗項目及試驗順序，主要包括油中氣體的色譜分析、直流電阻檢測、絕緣電阻及吸收比、極化指數(shù)檢測、絕緣介質損失角正切檢測、油質檢測、局部放電檢測及絕緣耐壓試驗等。在變壓器故障診斷中應綜合各種有效的檢測手段和方法，對得到的各種檢測結果要進行綜合分析和評判。
       對于電壓等級為220kV及以下的變壓器，要進行1min工頻耐壓試驗和沖擊電壓試驗以考核其絕緣強度；對于更高電壓等級的變壓器，還要進行沖擊試驗。由于沖擊試驗比較復雜，所以220kV以下的變壓器只在型式試驗中進行；但220kV及以上電壓等級的變壓器的出廠試驗也規(guī)定要進行全波沖擊耐壓試驗。出廠試驗中，常采用二倍以上額定電壓進行耐壓試驗，這樣可以同時考核主絕緣和縱絕緣。
       測量繞組連同套管一起的絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)，對檢查變壓器整體的絕緣狀況具有較高的靈敏度，能有效地檢查出變壓器絕緣整體受潮、部件表面受潮或臟污以及貫穿性的集中缺陷。例如，各種貫穿性短路、瓷件破裂、引線接殼、器身內(nèi)有銅線搭橋等現(xiàn)象引起的半貫通性或金屬性短路。經(jīng)驗表明，變壓器絕緣在干燥前后絕緣電阻的變化倍數(shù)比介質損失角正切值變化倍數(shù)大得多。
       一、絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)測量
       測量繞組絕緣電阻時，應依次測量各繞組對地和其他繞組間的絕緣電阻值。被測繞組各引線端應短路，其余各非被測繞組都短路接地。將空閑繞組接地的方式可以測出被測部分對接地部分和不同電壓部分間的絕緣狀態(tài)。
       1.絕緣電阻測量順序和部位

       注：(1)如果表頭指標超過量程，應記錄為(量程)+，例如10000+，而不應記為∞。
              (2)序號4和5的項目，只對15000kVA及其以上的變壓器進行測定。
              (3)括號內(nèi)的部位必要時才進行。
       2.兆歐表
       測量絕緣電阻時，對額定電壓為1000V以上的繞組，用2500V兆歐表測量，其量程一般不低于10000MΩ；對額定電壓為1000V以下的繞組，用1000V或2500V兆歐表測量。
       3.結果分析
       《規(guī)程》中對變壓器繞組的絕緣電阻沒有規(guī)定具體值，而是采用相對比較的方法，規(guī)定按換算至同一溫度時，與前一次測量結果相比無明顯變化。若采用絕緣值判別時，通常采用預防性試驗絕緣電阻值應不低于安裝或大修后投入運行前的測量值50%。對500kV變壓器，在相同溫度下，其絕緣電阻不小于出廠值的70%，20℃時zui低電阻值不得低于2000MΩ。
       《規(guī)程》規(guī)定對于電壓35kV及其以下容量小于10000kVA的變壓器，在溫度10～30℃時，吸收比(K=R60/R15)不小于1.3；對于35kV以上容量大于10000kVA的變壓器，在溫度10～30℃時吸收比不小于1.5。實際測量時，受潮或絕緣內(nèi)部有局部缺陷的變壓器的吸收比接近與1.0。變壓器繞組絕緣電阻測量應盡量在50℃時測量，不同溫度(t1,t2)下的電阻值(R1、R2)可按工程簡化公式R2=R1×1.5(t1-t2)/10進行計算。
       4.注意事項
       為避免繞組上殘缺電荷導致測量值偏大，測量前應將被測繞組與油箱短路接地，其放電時間應不少于2min。測量剛停止運行時變壓器，需將變壓器自電網(wǎng)斷開后靜置30分鐘，使油溫與繞組溫度趨于相同，在進行絕緣電阻等的測定，并把變壓器上層油溫作為絕緣溫度。對于新投入或大修后的變壓器，應在充滿合格油并靜止一段時間，待氣泡消除后，方可進行試驗。通常，對8000kVA及其以上的較大型電力變壓器需靜置20h以上，對3～10kVA的小容量電力變壓器，需靜置5h以上。
       在實際測量過程中，會出現(xiàn)絕緣電阻高、吸收比反而不合格的情況，其中原因比較復雜，這時可采用極化指數(shù)PI來進行判斷，極化指數(shù)定義為加壓10min時絕緣電阻與加壓1min的絕緣電阻之比，即PI=P10/P1。目前現(xiàn)場試驗時，常規(guī)定PI不小于1.5。
       二、泄漏電流測量
       測量泄漏電流比測量絕緣電阻有更高的靈敏度。
       1.雙繞組和三繞組變壓器測量泄漏電流的順序與部位

       2.泄漏電流試驗電壓標準
       測量泄漏電流時，繞組上所加的電壓與繞組的額定電壓有關。

       3.注意事項
       測量時，加壓至試驗電壓，待1min后讀取的電流值即為所測得的泄漏電流值，為了是讀數(shù)準確，應將微安表接在高電位處。
       4.結果分析
       因為泄漏電流值與變壓器的絕緣結構、溫度等因素有關，所以在《規(guī)程》中也不作規(guī)定。在判斷時要與歷年測量結果的比較，一般情況下，當年測量值不應大于上一年測量值的150%，同時還應與同類型的變壓器的泄漏電流比較。對500kV變壓器的泄漏電流不作規(guī)定，但一般不大于30μA。
       三、介質損耗角正切測量
       1.試驗目的
       測量變壓器的介質損耗角正切值tanδ主要用來檢查變壓器整體受潮、釉質劣化、繞組上附著油泥及嚴重的局部缺陷等，是判斷31.5MVA以下變壓器絕緣狀態(tài)的一種較有效的手段。測量變壓器的介質損耗角正切值是將套管連同在一起測量的，但是為了提高測量的準確性和檢出缺陷的靈敏度，必要時可進行分解試驗，以判明缺陷所在位置。
       2.結果處理
       表4-4給出了《規(guī)程》規(guī)定tanδ測量值，測量結果要求與歷年數(shù)值進行比較，變化應不大于30%。當采用電橋法測量時，對于工作電壓10kV及以上的繞組，試驗電壓為10kV；對于工作電壓為10kV及其以下的繞組，試驗電壓為額定電壓。當采用M型試驗器時，試驗電壓通常采用2500V。

表4-4 介質損耗角正切值規(guī)定

       3.注意事項
       測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近。測量應盡量在油溫低于50℃下進行，不同溫度下(t1、t2)的tanδ值(tanδ1、tanδ2)可按如下工程簡化公式進行換算：
              tanδ2＝tanδ1×1.3(t2－t1)/10
       變壓器介質損耗角正切測量結果常受表面泄露和外界條件(如干擾電場和大地條件)的影響，應采取措施減少和消除這種影響。
       4.測量方法
       (1)平衡電橋測量方法
       由于變壓器外殼均直接接地，所以多采用QS-1型西林電橋的反接法進行測量。對雙繞組和三繞組變壓器的測量部位見表5-5。

表5-5 電橋法測量變壓器繞組的部位

       對雙繞組變壓器測量tanδ及C時，接線如圖4-1所示。從上述接線方式中可以清晰地看出，測量所得的數(shù)據(jù)并不是各繞組的tanδ和C，需要在測量后進行計算。

圖4-1   雙繞組變壓器測量tanδ及C接線方式
(a)高壓-低壓及地       (b)低壓-高壓及地        (c)(高壓+低壓)-地

       對于三繞組變壓器測量C及tanδ的接線方式如圖4-2所示。

圖4-2 三繞組變壓器C及tanδ測量接線圖
(a)高壓-中、低壓及地  (b)中壓-高、低壓及地   (c)低壓-高、中壓及地
(d)(高+中)壓-低壓及地；(e)(中+低)壓-高壓及地；
(f)(高+低)壓-中壓及地，(g)(高+中+低)壓-地

       可以推導出變壓器各繞組對地和變壓器繞組間的C和tanδ
       (2)、非平衡電橋測量法
       用非平衡電橋測量(M型介質試驗器)雙繞組和三繞組變壓器的tanδ，其測量順序和方法按表4-6所示方法進行。測量時M型介質試驗器的試驗電壓均為2500V。

表4-6 M型介質試驗器測量變壓器tanδ的方法

       在雙繞組變壓器中，試驗2直接測出高壓-地的tanδ，試驗4直接測出低壓-地的tanδ。若試驗1、2、3、4所測量的視在功率分別為S1、S2、S3、S4，有功功率分別為P1、P2、P3、P4，則高壓-低壓之間的tanδ＝(S1－S2)/(P1－P2)＝(S3－S4)/(P3－P4)。
       在三繞組變壓器中，試驗2、4、6可直接測出高壓、低壓、中壓對地的tanδ。若試驗1、2、3、4、5、6所測得的視在功率分別為S1、S2、S3、S4、S5、S6，有功功率分別為P1、P2、P3、P4、P5、P6，則高壓-低壓之間的tanδ＝(S1－S2)/(P1－P2)，低壓-中壓之間的tanδ＝(S3－S4)/(P3－P4)，中壓-高壓之間的tanδ＝(S5－S6)/(P5－P6)。
       在電氣試驗中容易出現(xiàn)的錯誤接線分析
       根據(jù)《電力設備預防性試驗規(guī)程》(DL/T596-1996)的規(guī)定， QSI型高壓西林電橋測量電力變壓器繞組介質損耗因數(shù)的正確接線。其被試繞組短接加高壓，非被試繞組短接接地，以避免因繞組電感的影響而造成各側繞組端部和尾部電位差較大，影響測量的準確度。
       常見的錯誤接線為繞組不短接。應用等值電路分析可知，所測得的介質損耗因數(shù)tanδ’大于實際值tanδ。當繞組兩端短接后再加壓時，則由于電容電流在電感性繞組內(nèi)方向相反，產(chǎn)生相互抵消的磁通，即電感L值極小，將不致產(chǎn)生太大的誤差?，F(xiàn)場曾對某6.3MVA、220kV電力變壓器在不同接線的測量結果下表，繞組不短接測得的介質損耗因數(shù)，明顯大于繞組短接后的測量值。

       四、交流耐壓試驗
       交流耐壓試驗是鑒定絕緣強度zui有效的方法，特別對考核主絕緣的局部缺陷。如繞組主絕緣受潮、開裂、繞組松動、絕緣表面污染等，具有決定性作用。
       交流耐壓試驗對于10kV以下的電力變壓器每1～5年進行一次；對于66kV及以下的電力變壓器僅在大修后進行試驗，如現(xiàn)場條件不具備，可只進行外施工頻耐壓試驗；對于其他的電力變壓器只在更換繞組后或必要時才進行交流耐壓試驗。
       1.電力變壓器更換繞組后的交流耐壓試驗標準
       電力變壓器交流試驗電壓值(油浸式)

       注：(1)定期試驗按部分換繞組電壓值；
           (2)括號內(nèi)數(shù)值用于不固定接地或小電流接地系統(tǒng)；
           (3)干式變壓器定期試驗按出廠值85%進行。
       在變壓器注油后進行試驗時，需要靜置一定時間。通常500kV變壓器靜置時間大于72h，220kV變壓器靜置時間大于48h，110kV變壓器靜置時間大于24h。
       出廠試驗電壓標準同全部更換繞組的電壓標準，而大修后的試驗電壓標準同部分更換繞組后試驗電壓標準。
       2.接線方法
       進行交流耐壓試驗時，被試變壓器的正確接線方式是被試繞組所有套管應短路連接(短接)并接高壓，非被試繞組也要短接并可靠接地，如圖4-3所示，圖中只畫出了一組繞組。

圖4-3 變壓器交流耐壓試驗的正確接線方式
t1---試驗變壓器；t2---被試變壓器

       當進行交流耐壓試驗時，變壓器的連接方式不正確，可能損壞被試變壓器絕緣。
       3.絕緣故障判斷
       在變壓器交流耐壓試驗時，除了發(fā)生擊穿可以判斷變壓器存在絕緣故障外，還可以根據(jù)試驗過程中的一些異?，F(xiàn)象來判斷是否存在隱含的絕緣缺陷：
       (1)在升壓階段或持續(xù)時間階段，發(fā)生清脆、響亮的“當”、“當”放電聲音，這種聲音很像金屬物撞擊油箱的聲音，這往往是由于油隙距離不夠或者是電場畸變等所造成的油隙一類絕緣結構擊穿所致。而且此時還伴有放電聲，電流表指示值產(chǎn)生突變。當重復進行試驗時，放電電壓下降并不明顯。
       (2)試驗中，若發(fā)生較小的“當”、“當”放電聲，且儀表擺動不大，在重復試驗時放電現(xiàn)象卻消失了。這往往是變壓器油中有氣泡，在電場力的作用下，可能形成一條一定長度的很狹窄的氣隙通道，由于氣泡的耐電強度比油低，當氣隙通道發(fā)展到一定長度時，將可能導致氣隙通道擊穿，zui后導致變壓器油擊穿。如果變壓器油中氣泡不多，氣隙通道放電后縮短了，這時氣泡被擊穿后，變壓器油可能不再擊穿。這種局部擊穿所出現(xiàn)的放電聲音，可能是輕微、斷續(xù)的，電流表的指示值也不會變動。由氣泡所引起的無論是貫穿性的或者是局部性的放電，在重復試驗中可能會消失，因為在放電后，氣泡容易從上部逸走。
       (3)在加壓過程中，變壓器內(nèi)部有炒豆般的放電聲，而電流表的指示值還很穩(wěn)定，這可能是由于懸浮的金屬件對地放電所致。在制造過程中，鐵心可能沒有和夾件通過金屬片連接，使鐵心在電場中懸浮，由于靜電感應的作用，在一定電壓下，鐵心對接地的夾件就開始放電。
       五、變壓器油中水分測量
       1.原因
       油浸變壓器在運行中會受到電、熱、機械力、化學腐蝕和光輻射等外界因素的影響，致使變壓器油和纖維材料逐漸老化變質，分解出微量水分。
       由于密封不嚴，潮氣和水分也會進入油箱內(nèi)，使油中的水分逐漸增多。
       當水分含量超過一定限度時，就會使絕緣性能明顯下降，甚至危及變壓器安全。若油中不含固體雜質，當油的含水量在40ppm(1ppm=10-6)以下時，一般具有非常高的擊穿強度，而當油中含水量超過100ppm時，或當油中存在固體雜質，含水量為5ppm時，其擊穿強度都將下降到很低，有的還可能成為引起絕緣破壞的直接原因。
       2.檢測方法
       測量絕緣電阻、泄漏電流和tanδ可以定性判定變壓器絕緣是否受潮，但不能直接定量地測定變壓器油紙中含水量。目前常見的定量測量變壓器微量水分含量的方法有：氣相色譜法、庫侖法。
       《規(guī)程》規(guī)定了變壓器油中微水含量值，見表4-8所示，對運行時的變壓器應盡量在頂層油溫高于50ºC時采樣。

表4-8 變壓器油中微水含量標準(mg/L)

       六、局部放電測量
       1.變壓器局部放電特點
       變壓器內(nèi)部絕緣結構主要采用油紙絕緣，其絕緣結構較復雜，在設計過程中可能造成局部區(qū)域場強過高；變壓器在測量過程中可能導致絕緣中含有氣泡和較多的水分，在運行過程中油紙劣化可分解出氣泡，機械振動和熱脹冷縮可造成局部開裂也會出現(xiàn)氣泡等等，這些情況都會導致在較低外施電壓下發(fā)生局部放電。
       變壓器放電脈沖是沿繞組傳播的，放電脈沖波沿繞組傳播的衰減隨測量頻率的增加而增大。對于變壓器來說，油中放電對絕緣損壞是主要的，而油中放電時延較長、低頻分量較大。
       2.局放分類
       電力變壓器中局部放電可分為：
       (1)繞組中部油－屏障絕緣中油道擊穿；
       (2)繞組端部油道擊穿；
       (3)接觸絕緣導線和紙板(引線絕緣、搭接絕緣、相間絕緣)的油間隙擊穿；
       (4)引線、搭接紙等油紙絕緣中局部放電；
       (5)線圈間(縱絕緣)的油道擊穿；
       (6)匝間絕緣局部擊穿；
       (7)紙板沿面滑閃放電。
       3.變壓器局部放電測量
       變壓器局部放電測量主要包括三種情況：單相勵磁變壓器、三相勵磁變壓器和變壓器套管抽頭的測量，它們測量的基本接線如圖4-6所示。

圖4-6 變壓器局部放電測量基本原理圖
(a)單相勵磁變壓器；(b)三相勵磁變壓器；(c)變壓器套管抽頭

       《規(guī)程》規(guī)定，對220kV及以上的變壓器在大修后、220kV及以上或120MVA及其以上的變壓器更換繞組后和必要時進行局部放電試驗。變壓器局部放電試驗采用分段升壓的方式，試驗時首先將試驗電壓升到U1=1.3Um/√3或U1=1.5Um/√3保持5min，并在此電壓下進行局部放電測量，然后將試驗電壓加到U2=Um保持5s，然后將電壓加到U1，保持30min，并進行測量。其中Um為變壓器zui高工作電壓，在U1=1.5Um/√3下的放電量應不大于500pc，在U1=1.3Um/√3下的放電量應不大于300pc。
       在電壓升至U1及由U1再下降的過程中，應記錄起始、熄滅放電電壓。在整個試驗過程中，應連續(xù)觀察放電波形，并按一定的時間間隔記錄放電量。在整個試驗期間試品不發(fā)生擊穿，在U1的第二階段的30min內(nèi)，所有測量端子測得的放電電量連續(xù)地持續(xù)在允許的限值內(nèi)，并無明顯的增長趨勢，則試品合格。如果放電量曾超出允許限值，但之后有下降并低于允許的限值，則試驗繼續(xù)進行，直到30分鐘的期間內(nèi)局部放電量不超過允許的限值，試品才合格。
       4.變壓器局部放電測量中的干擾抑制
       在加壓前，觀察未接通高壓電源及接通高壓電源后是否存在較大的干擾，試驗前記錄所有測量電路上的背景噪聲水平，其值應低于規(guī)定的視在放電量的50%。
       消除變壓器局部放電測試現(xiàn)場的干擾，對準確測量至關重要。變壓器現(xiàn)場試驗的干擾有兩種情況：一種是試驗回路未通電前就存在干擾，其主要來源于試驗回路以外的其他回路中的開關操作、附近高壓電場、電機整流和無線電傳輸?shù)龋涣硪环N是在試驗回路通電后產(chǎn)生的干擾，這種干擾包括試驗變壓器本身的局部放電、高壓導體上的電暈或接觸不良放電，以及低壓電源測局部放電、通過試驗變壓器或其他連線耦合到測試回路中的干擾等。對來自電源的干擾，可采用在高壓試驗變壓器的初級設置低通濾波器、電源側加裝屏蔽式隔離變壓器、試驗變壓器的高壓端設置高壓低通濾波器的方法。對于高壓段部電暈放電，可采用合適的無暈環(huán)(球)及無暈導桿作為高壓連線。對于接地干擾，必須采用整個試驗回路一點接地方式。
       在實驗過程中遇到的主要干擾有：
       (1)高壓端部和引線的電暈放電。波形特點是在試驗電壓的負半波出現(xiàn)刷狀放電脈沖。
       (2)試驗變壓器的局部放電。其波形與被試變壓器的放電波形一致，需要采用更高額定電壓的試驗變壓器。
       (3)懸浮放電干擾。需要采用清理現(xiàn)場的方法抑制懸浮放電。
       (4)充油套管表面放電。需要從法蘭到傘群之間的瓷表面刷半導體漆。