变压器故障检测技术--绝缘结构及故障诊断技术

毕业设计（论文）

题 目 变压器故障检测技术--绝缘结构及故障诊断技术

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摘 要

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。但由于变压器长期运行，故障和事故总不可能完全避免，且引发故障和事故又出于众多方面的原因。如外力的破坏和影响，不可抗拒的自然灾害，安装、检修、维护中存在的问题和制造过程中遗留的设备缺陷等事故隐患，特别是电力变压器长期运行后造成的绝缘老化、材质劣化及预期寿命的影响，已成为发生故障的主要因素。其中，绝缘结构及其故障严重时会造成事故和导致事故的扩大，从而危及电力系统的安全运行„„.

关键词：电力变压器故障 检测 绝缘结构 绝缘故障 诊断

Abstract

Power transformer is one of the key equipment in power system, it bear the voltage transform, power distribution and transmission, and provide power service. As a result, the normal operation of the transformer is the electric power system safe, reliable, high quality and the important guarantee of economic operation, must maximize prevent and reduce the number of transformer faults and accidents. But as a result of transformer running for a long time, always can't completely avoid failure and accident, and the cause of failure and accident due to many reasons. Such as the destruction of the external force and influence of irresistible natural disasters, the problems existing in the installation and maintenance, maintenance and manufacturing process of the legacy of the defective equipment such as accidents, especially in power transformer insulation aging after long-term operation, the influence of material degradation and life expectancy, has become the main factor of failure. Among them, the insulation structure and its failure will lead to accidents and serious accidents, so as to endanger the safe operation of power system... .

Keywords: insulation structure of insulation fault diagnosis electric power transformer fault detection

目 录

摘 要 . ............................................................. 1

第一章 变压器运行中的异常现象与故障处理 . ........................... 4

1.1变压器运行中的各种异常现象及故障的形成原因 . ................ 4

1.2变压器在运行中不正常现象的处理方法 . ...................... 8

第二章 变压器故障 . ................................................. 10

2.1绝缘结构及故障诊断 . ......................................... 10

2.2固体纸绝缘故障 . ............................................. 11

2.3液体油绝缘故障 . ............................................. 13

2.4干式树脂变压器的绝缘特性 . ................................... 16

第三章 变压器故障检测 . ............................................. 20

3.1 绝缘电阻的试验原理 ......................................... 21

3.2绝缘电阻的试验类型 . ......................................... 23

3.3绝缘电阻的试验方法 . ......................................... 24

3.4绝缘电阻的测试分析 . ......................................... 25

3.5绝缘电阻检测与诊断实例 . ..................................... 26

第四章 变压器故障诊断 . ............................................. 27

4.1 变压器故障综合处理 ...................................... 27

4.2故障类型的判断 . ........................................... 29

致 谢 . ............................................................. 30

参考文献 . .......................................................... 30

第一章 变压器运行中的异常现象与故障处理

变压器在输配电系统中占有极其重要的地位，与其它电气设备相比其故障率较低，但是一旦发生故障将会给电力系统及工农业生产带来极大的危害。因此，能针对变压器在运行中的各种异常及故障现象，作出迅速而正确的判断、处理，尽快消除设备隐患及缺陷，从而保证变压器的安全运行，进而保证电力系统的安全运行，是我们每一个电力运行人员应具备的基本技能。

电力变压器是发电厂和变电站的主要设备之一。变压器的用途是多方面的，不但需要升高电压把电能送到用电地区，还要把电压降低为各级使用电压，以满足用电的需要。总之升压与降压都必需由变压器来完成。在电力系统传送电能的过程中，必然会产生电压和功率两部分损耗，在输送同一功率时电压损耗与电压成反比，功率损耗与电压的平方成反比。利用变压器提高电压，减少了送电损失。

变压器是由铁芯、线圈、油箱、油枕、呼吸器、防暴管、散热器、绝缘套管、分接开关、瓦斯继电器、还有温度计、热虹吸、等附件组成。

通过对变压器运行中的各种异常及故障现象的浅析，能对变压器的不正常运行和处理方法得以了解、掌握。在处理变压器异常及故障时能正确判断、果断处理。在正常巡视变压器时及时发现隐患、缺陷，使设备在健康水平下运行。

1.1变压器运行中的各种异常现象及故障的形成原因

（一）声音异常

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性的交变磁通，引起硅钢片的磁质伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，发出的“嗡嗡”响声是连续的、均匀的，这都属于正常现象。如果变压器出现故障或运行不正常，声音就会异常，其主要原因有：

1. 变压器过载运行时，音调高、音量大，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2. 大动力负荷启动时，如带有电弧、可控硅整流器等负荷时，负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声，监视测量仪表时指针发生摆动。

3. 电网发生过电压时，例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。

4. 个别零件松动时，声音比正常增大且有明显杂音，但电流、电压无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成。

5. 变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在时，可听到“嘶嘶”声，若在夜间或阴雨天气时看到变压器高压套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。

6. 变压器内部放电或接触不良，会发出“吱吱”或“劈啪”声，且此声音随故障部位远近而变化。

7. 变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的有规律的撞击或磨擦声。

8. 变压器有水沸腾声的同时，温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查。

9. 变压器铁芯接地断线时，会产生劈裂声，变压器绕组短路或它们对外壳放电时有劈啪的爆裂声，严重时会有巨大的轰鸣声，随后可能起火。

（二）外表、颜色、气味异常

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色变化。

1. 防爆管防爆膜破裂，会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低，其可能为内部故障或呼吸器不畅。

2. 呼吸器硅胶变色，可能是吸潮过度，垫圈损坏，进入油室的水分太多等原因引起。

3. 瓷套管接线紧固部分松动，表面接触过热氧化，会引起变色和异常气味。（颜色变暗、失去光泽、表面镀层遭破坏。）

4. 瓷套管污损产生电晕、闪络，会发出奇臭味，冷却风扇、油泵烧毁会发生烧焦气味。

5. 变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，会引起涡流，使油箱局部过热，并引起油漆变化或掉漆。

（三）油温油色异常

变压器的很多故障都伴有急剧的温升及油色剧变，若发现在同样正常的条件下（负荷、环温、冷却），温度比平常高出10℃以上或负载不变温度不断上升（表计无异常），则认为变压器内部出现异常现象，其原因有：

1. 由于涡流或夹紧铁芯的螺栓绝缘损坏会使变压器油温升高。

2. 绕组局部层间或匝间短路，内部接点有故障，二次线路上有大电阻短路等，均会使变压器温度不正常。

3. 过负荷，环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，风扇电机损坏，散热器管道积垢或冷却效果不良，散热器阀门未打开，渗漏油引起油量不足等原因都会造成变压器温度不正常。

4. 油色显著变化时，应对其进行跟踪化验，发现油内含有碳粒和水分，油的酸价增高，闪电降低，随之油绝缘强度降低，易引起绕组与外壳的击穿，此时应及时停用处理。

（四）油位异常

1. 假油位：（1）油标管堵塞；（2）油枕呼吸器堵塞；（3）防暴管气孔堵塞。

2. 油面过低：（1）变压器严重渗漏油；（2）检修人员因工作需要，多次放油后未补充；（3）气温过低，且油量不足；（4）油枕容量不足，不能满足运行要求。

（五）渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象比较普遍，主要原因有以下：

1. 油箱与零部件连接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。

2. 内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。

（六）油枕或防暴管喷油

1．当二次系统突然短路，而保护拒动，或内部有短路故障而出气孔和防暴管堵塞等。

2．内部的高温和高热会使变压器突然喷油，喷油后使油面降低，有可能引起瓦斯保护动作。

（七）分接开关故障

变压器油箱上有“吱吱”的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的绝缘降低，这些都可能是分接开关故障而出现的现象，分接开关故障的原因有以下几条：

1. 分接开关触头弹簧压力不足，触头滚轮压力不均，使有效接触面面积减少，以及因镀层的机械强度不够而严重磨损等会引起分接开关烧毁。

2. 分接开关接头接触不良，经受不起短路电流冲击发生故障。

3. 切换分接开关时，由于分头位置切换错误，引起开关烧坏。

4. 相间绝缘距离不够，或绝缘材料性能降低，在过电压作用下短路。

（八）绝缘套管的闪络和爆炸故障

套管密封不严，因进水使绝缘受潮而损坏；套管的电容芯子制造不良，内部游离放电；或套管积垢严重以及套管上有裂纹，均会造成套管闪络和爆炸事故。

（九）三相电压不平衡

1. 三相负载不平衡，引起中性点位移，使三相电压不平衡。

2. 系统发生铁磁谐振，使三相电压不平衡。

3. 绕组发生匝间或层间短路，造成三相电压不平衡。

（十）继电保护动作

继电保护动作，说明变压器有故障。瓦斯保护是变压器的主保护之一，它能保护变压器内部发生的绝大部分故障，常常是先轻瓦斯动作发出信号，然后瓦斯动作跳闸。

轻瓦斯动作的原因：（1）因滤油、加油，冷却系统不严密致使空气进入变压器。（2）温度下降和漏油致使油位缓慢降低。（3）变压器内部故障，产生少量气体。（4）变压器内部故障短路。（5）保护装置二次回路故障。

当外部检查未发现变压器有异常时，应查明瓦斯继电器中气体的性质：如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃，而且是无色无嗅的，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于6％，油的燃点不降低，则说明变压器内部有故障，应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质来鉴定变压器内部故障的性质；如气体的颜色为黄色不易燃的，且一氧化碳含量大于1％－2％，为木质绝缘损坏；灰色的黑色易燃的且氢气含量在3％以下，有焦油味，燃点降低，则说明油因过滤而分解或油内曾发生过闪络故障；浅灰色带强烈臭味且可燃的，是纸或纸板绝缘损坏。通过

对变压器运行中的各种异常及故障现象的分析，能对变压器的不正常运行的处理方法得以了解、掌握。

1.2变压器在运行中不正常现象的处理方法

（一）运行中的不正常现象的处理

1. 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。

2. 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：

（1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；

（2）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

（3）套管有严重的破损和放电现象；

（4）变压器冒烟着火。

3. 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动，值班人员应立即将变压器停运。

4. 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

5. 变压器油温升高超过规定值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

（1） 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

（2） 核对温度装置；

（3） 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。

若温度升高的原因由于冷却系统的故障，且在运行中无法检修者，应将变压器停运检修；若不能立即停运检修，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。

6. 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

7. 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守规程规定，禁止从变压器下部补油。

8. 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免

9. 溢油。

10. 铁芯多点接地而接地电流较大时，应按排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA 左右，并加强监视。

11. 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

（二）瓦斯保护装置动作的处理

瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

瓦斯保护动作跳闸时，在原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应考虑以下因素，作出综合判断：

（1） 是否呼吸不畅或排气未尽；

（2） 保护及直流等二次回路是否正常；

（3） 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

（4） 气体继电器中积聚气体量，是否可燃；

（5） 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

（6） 必要的电气试验结果；

（7） 变压器其它继电保护装置动作情况。

（三）变压器跳闸和灭火

1. 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。

2. 变压器跳闸后，应立即停油泵。

3. 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，

防止火势蔓延。

第二章 变压器故障

油浸电力变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相问短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地

由于变压器故障涉及面较广，具体类型的划分方式较多，如从回路划分主要有电路故障、磁路故障和油路故障。若从变压器的主体结构划分，可分为绕组故障、铁心故障、油质故障和附件故障。同时习惯上对变压器故障的类型一般是根据常见的故障易发区位划分，如绝缘故障、铁心故障、分接开关故障等。而对变压器本身影响最严重、目前发生机率最高的又是变压器出口短路故障，同时还存在变压器渗漏故障、油流带电故障、保护误动故障等等。所有这些不同类型的故障，有的可能反映的是热故障，有的可能反映的是电故障，有的可能既反映过热故障同时又存在放电故障，而变压器渗漏故障在一般情况下可能不存在热或电故障的特征。

这里, 我们重点对比较常见的变压器绝缘结构故障的成因、影响、判断方法及应采取的相应技术措施等，进行描述。

2.1绝缘结构及故障诊断

目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器和干式树脂变压器两种，电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统，它是变压器正常工作和运行的基本条件，变压器的使用寿命是由绝缘材料(即油纸或树脂等) 的寿命所决定的。实践证明，大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计，因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85％以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器，其绝缘材料具有很长的使用寿命。国外根据理论计算及实验研究表明，当小型油浸配电变压器的实际温度持续在95℃时，理论

寿命将可达400年。设计和现场运行的经验说明，维护得好的变压器，实际寿命能达到50～70年：而按制造厂的设计要求和技术指标，一般把变压器的预期寿命定为20——40年。因此，保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护，很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命，而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。

油浸变压器中，主要的绝缘材料是绝缘油及固体绝缘材料绝缘纸、纸板和木块等所谓变压器绝缘的老化，就是这些材料受环境因素的影响发生分解，降低或丧失了绝缘强度。

2.2固体纸绝缘故障

固体纸绝缘是油浸变压器绝缘的主要部分之一，包括：绝缘纸、绝缘板、绝缘垫、绝缘卷、绝缘绑扎带等，其主要成分是纤维素，化学表达式为(C6H10O6)n，式中n 为聚合度。一般新纸的聚合度为1300左右，当下降至250左右，其机械强度已下降了一半以上，极度老化致使寿命终止的聚合度为150～200。绝缘纸老化后，其聚合度和抗张强度将逐渐降低，并生成水、CO 、CO2，其次还有糠醛(呋喃甲醛) 。这些老化产物大都对电气设备有害，会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、介损增大、抗拉强度下降，甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性，其机械和电气强度的老化降低都是不能恢复的。变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命，因此油浸变压器固体绝缘材料，应既具有良好的电绝缘性能和机械特性，而且长年累月的运行后，其性能下降较慢，即老化特性好。

(一) 纸纤维材料的性能

绝缘纸纤维材料是油浸变压器中最主要的绝缘组件材料，纸纤维是植物的基本固体组织成分，组成物质分子的原子中有带正电的原子核和围绕原子核运行的带负电的电子，与金属导体不同的是绝缘材料中几乎没有自由电子，绝缘体中极小的电导电流主要来自离子电导。纤维素由碳、氢和氧组成，这样由于纤维素分子结构中存在氢氧根，便存在形成水的潜在可能，使纸纤维有含水的特性。此外，这些氢氧根可认为是被各种极性分子(如酸和水) 包围着的中心，它们以氢键相结

合，使得纤维易受破坏：同时纤维中往往含有一定比例(约7％左右) 的杂质，这些杂质中包括一定量的水分，因纤维呈胶体性质，使这些水分尚不能完全除去。这样也就影响了纸纤维的性能。

极性的纤维不但易于吸潮（水分使强极性介质），而且当纸纤维吸水时，使氢氧根之间的相互作用力变弱，在纤维结构不稳定的条件下机械强度急剧变坏，因此，纸绝缘部件一般要经过干燥或真空子燥处理和浸油或绝缘漆后才能使用，浸漆的目的是使纤维保持润湿．保证其有较高的绝缘和化学稳定性及具有较高的机械强度。同时，纸被漆密封后，可减少纸对水分的吸收，阻止材料氧化，还会填充空隙，以减小可能影响绝缘性能、造成局部放电和电击穿的气泡。但也有的认为浸漆后再浸油，可能有些漆会慢慢溶人油内，影响油的性能，对这类油漆的应用应充分子以注意。

当然，不同成分纤维材料的性质及相同成分纤维材料的不同品质，其影响大小及性能也不同，如棉花中纤维成分最高，大麻中纤维最结实，某些进口绝缘纸板由于其处理加工好，使性能明显优于国产某些材质的纸板等。变压器大多绝缘材料都是用各种型式的纸(如纸带、纸板、纸的压力成型件等) 作绝缘的。因此在变压器制造和检修中选择好纤原料的绝缘纸材料是非常重要的。纤维纸的特殊优点是实用性强、价格低、使用加工方便，在温度不高时成型和处理简单灵活，且重量轻，强度适中，易吸收浸渍材料(如绝缘漆、变压器油等) 。

(二) 纸绝缘材料的机械强度

油浸变压器选择纸绝缘材料最重要的因素除纸的纤维成分、密度、渗透性和均匀性以外，还包括机械强度的要求，包括耐张强度、冲压强度、撕裂强度和坚韧性：

1) 耐张强度：要求纸纤维受到拉伸负荷时，具有能耐受而不被拉断的最大应力。

2) 冲压强度：要求纸纤维具有耐受压力而不被折断的能力的量度。

3) 撕裂强度：要求纸纤维发生撕裂所需的力符合相应标准。

4) 坚韧性：是纸折叠或纸板弯曲时的强度能满足相应要求。

判断固体绝缘性能可以设法取样测量纸或纸板的聚合度，或利用高效液相色谱分析技测量油中糠醛含量，以便于分析变压器内部存在故障时，是否涉及固体绝缘或是否存在引起线圈绝缘局部老化的低温过热，或判断固体绝缘的老化程

度。对纸纤维绝缘材料在运行及维护中，应注意控制变压器额定负荷，要求运行环境空气流通、散热条件好，防止变压器温升超标和箱体缺油。还要防止油质污染、劣化等造成纤维的加速老化，而损害变压器的绝缘性能、使用寿命和安全运行。

(三) 纸纤维材料的劣化

主要包括三个方面：

1)纤维脆裂。当过度受热使水分从纤维材料中脱离，更会加速纤维材料脆化。由于纸材脆化剥落，在机械振动、电动应力、操作波等冲击力的影响下可能产生绝缘故障而形成电气事故。

2)纤维材料机械强度下降。纤维材料的机械强度随受热时间的延长而下降，当变压器发热造成绝缘材料水分再次排出时，绝缘电阻的数值可能会变高，但其机械强度将会大大下降，绝缘纸材将不能抵御短路电流或冲击负荷等机械力的影响。

3)纤维材料本身的收缩。纤维材料在脆化后收缩，使夹紧力降低，可能造成收缩移动，使变压器绕组在电磁振动或冲击电压下移位摩擦而损伤绝缘。

2.3液体油绝缘故障

液体绝缘的油浸变压器是1887年由美国科学家汤姆逊发明的，1892年被美国通用电气公司等推广应用于电力变压器，这里所指的液体绝缘即是变压器油绝缘。油浸变压器的特点：①大大提高了电气绝缘强度，缩短了绝缘距离，减小了设备的体积；②大大提高了变压器的有效热传递和散热效果，提高了导线中允许的电流密度，减轻了设备重量，它是将运行变压器器身的热量通过变压器油的热循环，传递到变压器外壳和散热器进行散热，从而提高了有效的冷却降温水平；③由于油浸密封而降低了变压器内部某些零部件和组件的氧化程度，延长了使用寿命。

(一) 变压器油的性能

运行中的变压器油除必须具有稳定优良的绝缘性能和导热性能以外，还需具有的性质标准如表2-1所示。

2-1运行变压器油的性质标准

其中绝缘强度tg8、粘度、凝点和酸价等是绝缘油的主要性质指标。

从石油中提炼制取的绝缘油是各种烃、树脂、酸和其他杂质的混合物，其性质不都是稳定的，在温度、电场及光合作用等影响下会不断地氧化。正常情况下绝缘油的氧化过程进行得很缓慢，如果维护得当甚至使用20年还可保持应有的质量而不老化，但混入油中的金属、杂质、气体等会加速氧化的发展，使油质变坏，颜色变深，透明度浑浊，所含水分、酸价、灰分增加等，使油的性质劣化 (二) 变压器油劣化的原因

变压器油质变坏，按轻重程度可分为污染和劣化两个阶段。

污染是油中混入水分和杂质，这些不是油氧化的产物，污染油的绝缘性能会变坏，击穿电场强度降低，介质损失角增大。

劣化是油氧化后的结果，当然这种氧化并不仅指纯净油中烃类的氧化，而是存在于油中杂质将加速氧化过程，特别是铜、铁、铝金属粉屑等。

氧来源于变压器内的空气，即使在全密封的变压器内部仍有容积为0．25％左右的氧存在，氧的溶解度较高，因此在油中溶解的气体中占有较高的比率。 变压器油氧化时，作为催化剂的水分及加速剂的热量，使变压器油生成油泥，其影响主要表现在：在电场的作用下沉淀物粒子大；杂质沉淀集中在电场最强的区域，对变压器的绝缘形成导电的“桥”；沉淀物并不均匀而是形成分离的细长条，同时可能按电力线方向排列，这样无疑妨碍了散热，加速了绝缘材料老化，并导致绝缘电阻降低和绝缘水平下降。

(三) 变压器油劣化的过程

油在劣化过程中主要阶段的生成物有过氧化物、酸类、醇类、酮类和油泥。 早期劣化阶段。油中生成的过氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素，使绝缘纤维机械强度变差，造成脆化和绝缘收缩。生成的酸类是一种粘液状的脂肪酸，尽管腐蚀性没有矿物酸那么强，但其增长速率及对有机绝缘材料的影响是很大的。

后期劣化阶段。是生成油泥，当酸侵蚀铜、铁、绝缘漆等材料时，反应生成油泥，是一种粘稠而类似沥青的聚合型导电物质，它能适度溶解于油中，在电场的作用下生成速度很快，粘附在绝缘材料或变压器箱壳边缘，沉积在油管及冷却器散热片等处，使变压器工作温度升高，耐电强度下降。

油的氧化过程是由两个主要反应条件构成的，其一是变压器中酸价过高，油呈酸性。其二是溶于油中的氧化物转变成不溶于油的化合物，从而逐步使变压器油质劣化。

(四) 变压器油质分析、判断和维护处理

1)绝缘油变质。包括它的物理和化学性能都发生变化，从而使其电性能变坏。通过测试绝缘油的酸值、界面张力、油泥析出、水溶性酸值等项目，可判断是否属于该类缺陷，，对绝缘油进行再生处理，可能消除油变质的产物，但处理过程中也可能去掉了天然抗氧剂。

2)绝缘油进水受潮，由于水是强极性物质。在电场的作用下易电离分解，而增加了绝缘油的电导电流，因此，微量的水分可使绝缘油介质损耗显著增加。通过测试绝缘油的微水，判断是否属于该类缺陷。对绝缘油进行压力式真空滤油，一般能消除水分。

3)绝缘油感染微生物细菌。例如在主变压器安装或吊芯时，附在绝缘件表面的昆虫和安装人员残留的闩：渍等都有可能携带细菌，从而感染了绝缘油：或者绝缘油本身已感染微生物。主变压器—·般运行在40—80℃的环境下，非常有利于这些微生物的生长、繁殖。由于微生物及其排泄物中的矿物质、蛋白质的绝缘性能远远低于绝缘油，从而使得绝缘油介损升高。这种缺陷采用现场循环处理的方法很难处理好，因为无论如何处理，始终有一部分微生物残留在绝缘固体上。处理后，短期内主变压器绝缘会有所恢复，但由于主变压器运行环境非常有

利于微生物的生长、繁殖，这些残留微生物还会逐年生长繁殖，从而使某些主变压器绝缘逐年下降；

4)含有极性物质的醇酸树脂绝缘漆溶解在油中。在电场的作用下，极性物质会发生偶极松弛极化，在交流极化过程中要消耗能量，所以使油的介质损耗上升。虽然绝缘漆在出厂前经过固化处理，但仍可能存在处理不彻底的情况。主变压器运行一段时间后，处理不彻底的绝缘漆逐渐溶解在油中，使之绝缘性能逐渐下降。该类缺陷发生的时间与绝缘漆处理的彻底程度有关，通过一两次吸附处理可取得一定的效果。

5)油中只混有水分和杂质。这种污染情况并不改变油的基本性质。对于水分可用干燥的办法加以排除；对于杂质可用过滤的办法加以清除；油中的空气可通过抽真空的办法加以排除。

6)两种及两种以上不同来源的绝缘油混合使用。油的性质应符合相关规定；油的比重相同、凝固温度相同、粘度相同、闪点相近；且混合后油的安定度也符合要求。对于混油后劣化的油，由于油质已变，产生了酸性物质和油泥，因此需要用再生的化学方法将劣化产物分离出来，才能恢复其性质。

2.4干式树脂变压器的绝缘特性

干式变压器(这里指环氧树脂绝缘的变压器) 主要使用在具有较高防火要求的场所。如高层建筑、机场、油库等。

(一) 树脂绝缘的类型

环氧树指绝缘的变压器根据制造工艺特点可分为环氧石英砂混合料真空浇注型、环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注型和无碱玻璃纤维绕包浸渍型三种。

1) 环氧石英砂混合料真空浇注绝缘。这类变压器是以石英砂为环氧树脂的填充料，将经绝缘漆浸渍处理绕包好的线圈，放人线圈浇注模内，在真空条件下再用环氧树脂与石英砂的混合料滴灌浇注。由于浇注工艺难以满足质量要求，如残存的气泡、混合料的局部不均匀及可能导致局部热应力开裂等，这样绝缘的变压器不宜用于湿热环境和负荷变化较大的区域。

2)环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注绝缘。环氧无碱玻璃纤维补强是用无碱玻璃短纤维玻璃毡为绕组层间绝缘的外层绕包绝缘。其最外层的绝缘绕包厚

度一般为1～3m 的薄绝缘，经环氧树脂浇注料配比进行混合，并在高真空下除去气泡浇注，由于绕包绝缘的厚度较薄，当浸渍不良时易形成局部放电点，因此要求浇注料的混合要完全，真空除气泡要彻底，并掌握好浇注料的低粘度和浇注速度，以保证浇注过程中对线包浸渍的高质量。

3)无碱玻璃纤维绕包浸渍绝缘。无碱玻璃纤维绕包浸渍的变压器是在绕制变压器线圈的同时，完成线圈层间绝缘处理和线圈浸渍的，它不需要上述两种方式浸渍过程中的绕组成型模具，但要求树脂粘度小，在线圈绕制和浸渍的过程中树脂不应残留微小气泡。

(二) 树脂变压器的绝缘特点及维护

树脂变压器的绝缘水平与油浸变压器相差并不显著，关键在于树脂变压器温升和局部放电这两项指标上。

1)树脂变压器的平均温升水平比油浸变压器高，因此，相应要求绝缘材料耐热的等级更高，但由于变压器的平均温升并不反映绕组中最热点部位的温度，当绝缘材料的耐热等级仅按平均温升选择，或选配不当，或树脂变压器长期过负荷运行，就会影响变压器的使用寿命。由于变压器测量的温升往往不能反映变压器最热点部位的温度，因此，有条件时最好能在变压器最大负荷运行下，用红外测温仪检查树脂变压器的最热点部位，并有针对性地调整风扇冷却设备的方向和角度，控制变压器局部温升，保证变压器的安全运行。

2)树脂变压器局部放电量的大小与变压器的电场分布、树脂混合均匀度及是否残存气泡或树脂开裂等因素有关，局部放电量的大小影响树脂变压器的性能、质量及使用寿命。因此，对树脂变压器进行局部放电量的测量、验收，是对其工艺、质量的综合考核，在对树脂变压器交接验收及大修后应进行局部放电的测量试验，并根据局部放电是否变化，来评价其质量和性能的稳定性。

随着干式变压器越来越广泛的应用，在选择变压器的同时，应对其工艺结构、绝缘设计、绝缘配置了解清楚，选择生产工艺及质量保证体系完善、生产管理严格，技术性能可靠的产品，确保变压器的产品质量和耐热寿命，才能提高变压器

的安全运行和供电可靠性。

2.5影响变压器绝缘故障的主要因素

影响变压器绝缘性能的主要因素有：温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。

(一) 温度的影响

电力变压器为油、纸绝缘，在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。一般情况下，温度升高，纸内水分要向油中析出；反之，则纸要吸收油中水分。因此，当温度较高时，变压器内绝缘油的微水含量较大；反之，微水含量就小。

温度不同时，使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。在一定温度下，CO 和CO2的产生速度恒定，即油中CO 和C02气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时，CO 和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此，油中CO 和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系，并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的判据之一。

变压器的寿命取决于绝缘的老化程度，而绝缘的老化又取决于运行的温度。如油浸变压器在额定负载下，绕组平均温升为65℃，最热点温升为78℃，若平均环境温度为20C ，则最热点温度为98℃；在这个温度下，变压器可运行20—30年，若变压器超载运行，温度升高，促使寿命缩短。

国际电工委员会(1EC)认为A 级绝缘的变压器在80～140C 温度范围内，温度每增加6℃，变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍，这就是6℃法则，说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。

(二) 湿度的影响

水分的存在将加速纸纤维素降解。因此，CO 和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时，含水量越高，分解出的CO2越多。反之，含水量越低，分解出的CO 就越多。

绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在，对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害，水分可导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数tg8增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。

而设备受潮，不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。如图2-1和2-2 。

图2—1 水分对油火花放电电压的影响 图2—2 水分对油介质损耗因数tg8的影响

(三) 油保护方式的影响

变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应，而含氧量与油保护方式有关。另外，油保护方式不同，使CO 和CO2在油中解和扩散状况不同。如CO 的溶解小，使开放式变压器CO 易扩散至油面空间，因此，开放式变压器一般情况CO 的体积分数不大于300x10-6。密封式变压器，由于油面与空气绝缘，使CO 和CO2不易挥发，所以其含量较高。如图2-3 。

含水量（％）

图2-3 水分对油浸纸击穿电压的影响

（四）过电压的影响

1) 暂态过电压的影响。三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58％，但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30％，对中性点不接地系统将增加73％，因而可能损伤绝缘。

2) 雷电过电压的影响。雷电过电压由于波头陡，引起纵绝缘(匝问、并间、绝缘) 上电压分布很不均匀，可能在绝缘上留下放电痕迹，从而使固体绝缘受到破坏。

3) 操作过电压的影响。由于操作过电压的波头相当平缓，所以电压分布近似线性，操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时，约与这两个绕组间的匝数成正比，从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。

(五）短路电动力的影响

出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位，从而改变了原有的绝缘距离，使绝缘发热，加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。 综上所述，掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护，直接影响到变压器的安全运行、使用寿命和供电可靠性，电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备，作为变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术，并进行优化合理的运行管理，才能保证电力变压器的使用效率、寿命和供电可靠性。

第三章 变压器故障检测

变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据DL ／T596—1996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序，主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等。

这里我们重点对绝缘电阻吸收比、极化指数的检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等进行分析。

绝缘电阻试验是对变压器主绝缘性能的试验，主要诊断变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度，能灵敏反映变压器绝缘整体受潮、

整体劣化和绝缘贯穿性缺陷，是变压器能否投运的主要参考判据之一。

3.1 绝缘电阻的试验原理

变压器的绝缘电阻对双绕组结构而言是表征变压器高压对低压及地、低压对高压及地、高压和低压对地等绝缘在直流电压作用下的特性。它与上述绝缘结构在直流电压作用下所产生的充电电流、吸收电流和泄漏电流有关。变压器的绝缘结构及产这三种电流的等效电路

如图3—1所示。

图3—1 绝缘介质的等效电路

U-一外施直流电压；C1一等值几何电容；C 、R ——表征不均匀程度和脏污等的等值电容、电阻；Rl ——绝缘电阻；iC1－电电流；iCR 一吸收电流；iRi ——泄漏电流；i 一总电流

(1)充电电流是当直流电压加到被试晶上时，对绝缘结构的几何电容进行充电形成的电流，其值决定于两极之间的几何尺寸和结构形式，并随施加电压的时间衰减很快。当去掉直流电压时相反的放电电流。电路中便会产生与充电电流极性

(2)吸收电流是当直流电压加到被试品上时，绝缘介质的原子核与电子负荷的中心产生偏移，或偶极于缓慢转动并调整其排列方向等而产生的电流，此电流随施加电压的时间衰减较慢。

(3)泄漏电流是当直流电压加到被试品上时，绝缘内部或表面移动的带电粒子、离子和自由电子形成的电流，此电流与施加电压的时间无关，而只决定于施

加的直流电压的大小。总电流为上述三种电流的合成电流。几种电流的时间特性曲线如图3—2所示。

图3—2直流电压作用下绝缘介质中的等值电流

i －总电流； i1－吸收电流；i2充电电流；i3泄漏电流

变压器的绝缘电阻是表征同一直流电压下，不同加压时间所呈现的绝缘特性变化。绝缘电阻的变化决定于电流i 的变化，它直接与施加直流电压的时间有关，一般均统一规定绝缘电阻的测定时间为一分钟。因为，对于中小型变压器，绝缘电阻值一分钟即可基本稳定；对于大型变压器则需要较长时间才能稳定。产品不同，绝缘电阻随时间的变化曲线也不同，但曲线形状大致相同，如图3—3所示。

图3—3绝缘电阻与时间曲线

3.2绝缘电阻的试验类型

电力变压器绝缘电阻试验，过去采用测量绝缘电阻的R60。(一分钟的绝缘电阻值) ，同时对大中型变压器测量吸收比值(R60／R15) 。这对判断绕组绝缘是否受潮起到过一定作用。但近几年来，随着大容量电力变压器的广泛使用，且其干燥工艺有所改进，出现绝缘电阻绝对值较大时，往往吸收比偏小的结果，造成判断困难。吸取国外经验，采用极化指数户、／，即10rain(600s)与1rain(60s)的比值(R600／R60) 。有助于解决正确判断所遇到的问题。

为了比较不同温度厂的绝缘电阻值。GB ／6451—86国家标准规定了不同温度，下测量的绝缘电阻值R60换算到标准温度2叭：时的换算公式。

当t>20℃时

当t

表3－1 测绝缘电阻值时换算系数表

温度差

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60 换算系数 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2

注 中间温度差值的换算系数可用插值法求取。

DL ／T 596—1996规程规定吸收比(10—30℃范围) 不低于1．3或极化指数不低于1．5，且对吸收比和极化指数不进行温度换算。在判断时，新的预试规程规定吸收比或极化指数中任——项，达到上述相应的要求都作为符合标准。国外按极化指数判断变压器绝缘状况的参考标准如表3—2所示：

表3-2 变压器绝缘状况的参考标准

3.3绝缘电阻的试验方法

(1)测量部位。

1) 对于双绕组变压器，应分别测量高压绕组对低压绕组及地；低压绕组对高压绕组及地；高、低绕组对地，共三次测量。

2) 对于三绕组变压器，应分别测量高压绕组对中、低压绕组及地；中／k 绕组对高、低压绕组及地；低压绕组对高、中压绕组及地；高、中压绕组对低压绕组及地；高、低压绕组对中压绕组及地；十、低压绕组对高压绕组及地；高、中、低压绕组对地，共七次测量。确定测量部位是因为测量变压器绝缘电阻时，无论绕组对外壳还是绕组间的分布电容均被充电，当按不同顺序测量高压绕组和低压绕组绝缘电阻时，绕组间的电容重新充电过程不同而影响测量结果，因此为消除测量方法上造成的误差，在不同测量接线时测量绝缘电阻必须有一定的／顷序，且一经确定，每次试验均应按确定的顺序进行，便于对测量结果进行合理的比较。

(2)操作方法。

1) 检查兆欧表或绝缘测定器本身及测量线的绝缘是否良好。检查方法是将兆欧表或绝缘测定器的接地端子与地线相连，测量端子与测量线一端相连，测量线另一端悬空，接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速) ，绝缘电阻的读数接近无穷大，瞬时短接的绝缘电阻的读数为零。

2) 将被试变压器高、中、低各绕组的所有端子分别用导线短接，测量前对被测量绕组对地和其余绕组进行放电。

3) 接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速) ，将测量绕组绝缘电阻的回路迅速接通，同时记录接通的时间。

4) 当时间达到15s 时，立即读取绝缘R15电阻值，60s 时再读取R60值。如需要测量极化指数时，则应继续延长试验时间至10min ，并应每隔一分钟读取一个值，同时准确作好记录。

5) 到达结束时间，从变压器绕组上取下测量线，并将测量线与地线相连进行放电。

6) 改变接线，分别完成上述程序对各绕组绝缘电阻的测量。

(3)注意事项。

1) 绕组绝缘电阻的测量应采用2500V 或5000V 兆欧表。

2)测量前被测绕组应充分放电。

3)测量温度以顶层油温为准，并注意尽量使每次测量的温度相近，并最好在油温低于50C 时测量。

4)

绝缘电阻试验时要同时记录仪表读数、试验时间、上层油温，决不能随意(3-1)

估计这三个数据。

5)按要求进行统一温度换算。电力设备预防性试验规程DL ／T596--1996规定，电力变压器的绝缘电阻值R60换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。换算公式为

式中 R1、R2--分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。

3.4绝缘电阻的测试分析

(1)与测试时间的关系。对不同容量、不同电压等级的变压器的绝缘电阻随加压时间变化的趋势也有些不同，一般是60s 之内随加压时间上升很快，60s 到120s 上升也较快，120s 之后上升速度逐渐减慢。从绝对值来看，产品容量越大的电压等级愈高，尤其是220kV 及以上电压等级的产品，60s 之前的绝缘电阻值越小、60s 之后达到稳定的时间越长，一般约要8rain 以后才能基本稳定。这是由于在测量绝缘电阻时，兆欧表施加直流电压，在试品复合介质的交界面上会逐

渐聚集电荷，这个过程的现象称为吸收现象，或称界面极化现象。通常吸收电荷的整个过程需经很长时间才能达到稳定。吸收比(R60／R15) 反映测量刚开始时的数据，不能或来不及反映介质的全部吸收过程。而极化指数／~600／R60) 时间较长，在更大程度上反映了介质吸收过程，因此极化指数在判断大型设备绝缘受潮问题上比吸收比更为准确。由此可见，220kV 及以上电压等级的变压器应该测量极化指数。

(2)与测试温度的关系。当变压器的温度不超过30℃时，吸收比随温度的上升而增大，约30℃时吸收比达到最大极限值，超过30C 时吸收比则从最大极限值开始下降。但220kV 、500kV 产品的吸收比和极化指数达到最大极限值的温度则为40℃以上。

(3)与变压器油中含水量的关系。变压器油中含水量对绝缘电阻的影响比较显著，反映在含水量增大，绝缘电阻减小、绝缘电阻吸收比降低，因此变压器油的品质是影响变压器绝缘系统绝缘电阻高低的重要因素之一。

(4)与变压器容量和电压等级的关系。在变压器容量相同的情况下，绝缘电阻常随电压等级的升高而升高，这是因为电压等级越高，绝缘距离越大的缘故。在变压器电压等级相同的情况下，绝缘电阻值常随容量的增大而降低，这是因为容量越大，等效电容的极板面积也增大，在电阻系数不变的情况下，绝缘电阻必然降低。

吸收比或极化指数能够有效反映绝缘受潮，是对变压器诊断受潮故障的重要手段。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小，对绕组绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比较低。这一方面是因为测量时试验电压太低难以暴露缺陷；另一方面也是因为绝缘电阻值与绕组绝缘的结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。但是，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。主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单，绝缘介质单一。

3.5绝缘电阻检测与诊断实例

(1)变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。某2500kVA 、l10kV 变压器充油循环后测绝缘电阻比循环前大幅降低，以低——高中地为例，充油循环前只R15=5000M欧、R60＝10000M 欧, 、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循环后7．5h

测量，R15＝250M 欧、R60=300M欧、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循环后34h 测量，R15＝7000M 欧、R60＝10000M 欧、R60／R15＝1．43。

造成上述原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响，因此要待油中气泡充分逸出，再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况，通常，对8000kVA 及以上变压器需静置20h 以上，小型配电变压器也要静置5h 以上才能进行绝缘试验。

(2)油中含水量对变压器绝缘电阻的影响。某变压器绝缘电阻R60为750M 欧，吸收比为1．12，油中含水量的微水分析超标，与二年前相近温度条件下R60>2500而R60／R15>1，5相比变化很大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500M 欧，吸收比为1．47。但运行一年后，预试又发现反复，绝缘电阻R60为800M 欧、吸收比为1．16。再次进行微水检测发现超标。再次进行油过滤绝缘电阻又恢复正常。

分析认为油中含水量是对变压器绝缘电阻影响的主要因素，油中微水经油处理合格后，绝缘电阻亦正常，所以运行一阶段，油中微水又超标，应解释为纸绝缘材料中的水分并未全部烘干排除，并缓慢向油中析出而影响油的含水量，同时影响变压器的绝缘电阻值。

（3）吸收比和极化比指数随温度变化无规率可循。

第四章 变压器故障诊断

4.1 变压器故障综合处理

（一）根据变压器运行现场的实际状态，在发生一下情况变化时，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。

2. 运行中出现异常而被迫停电进行检修和试验。

3. 运行中出现其他异常(如出口短路) 或发生事故造成停电，但尚未解体(吊心或吊罩) 。

当出现上述任何一种情况时，往往要迅速进行有关试验，以确定有无故障、

故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、发展趋势及影响波及范围等。对变压器故障的综合判断，还必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征，通过采取针对性的色谱分析及电气检测手段等各种有效的方法和途径，科学而有序地对故障进行综合分析判断

（二）一般的对中小型变压器检测判断常采用以下方法：

1. 检测直流电阻。用电桥测量每相高、低压绕组的直流电阻，观察其相间阻值是否平衡，是否与制造厂出厂数据相符；若不能测相电阻，可测线电阻，从绕组的直流电阻值即可判断绕组是否完整，有无短路和断路情况，以及分接开关的接触电阻是否正常。若切换分接开关后直流电阻变化较大，说明问题出在分接开关触点上，而不在绕组本身。上述测试还能检查套管导杆与引线、引线与绕组之间连接是否良好。

2. 检测绝缘电阻。用兆欧表测量各绕组间、绕组对地之间的绝缘电阻值和吸收比，根据测得的数值，可以判断各侧绕组的绝缘有无受潮，彼此之间以及对地有无击穿与闪络的可能。

3. 检测介质损耗因数tzJ 。测量绕组间和绕组对地的介质损耗因数tzJ ，根据测试结果，判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否有整体劣化等。

4. 取绝缘油样作简化试验。用闪点仪测量绝缘油的闪点是否降低，绝缘油有无炭粒、纸屑，并注意油样有无焦臭味，同时可测油中的气体含量，用上述方法判断故障的种类、性质。

5. 空载试验。对变压器进行空载试验，测量三相空载电流和空载损耗值，以此判断变压器的铁心硅钢片间有无故障，磁路有无短路，以及绕组短路故障等现象。

（三）故障判断的步骤

1. 判断变压器是否存在故障，是隐性故障还是显性故障。

2. 判断属于什么性质的故障，是电性故障还是热性故障，是固体绝缘故障还是油性

3. 判断变压器故障的状况，如热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势以及油中气体的饱和程度和达到饱和而导致继电器动作所需的时间等。

4. 提出相应的反事故措施，如能否继续运行，继续运行期间的安全技术措

施和监视手段或是否需要内部检查修理等。

4.2故障类型的判断

存在异常情况时，应对其故障类型作出判断，主要有特征气体法和IEC 三比值法；但在用IEC 三比值法应注意的有关问题有

（一）采用三比值法来判断故障的性质时必须符合的条件

1. 色谱分析的气体成分浓度应不少于分析方法的灵敏度极根值的10倍。

2. 应排除非故障原因引入的数值干扰。

3. 在一定的时间间隔内(1～3个月) 产气速率超过10％／月。

（二）注意三比值表以外的比值的应用，如122、121、222等组合形式在表中找不到相应的比值组合，对这类情况要进行对应分析和分解处理。另外，在追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型的变化、发展过程。当然，分析比值的组合方式时，还要结合设备的历史状况、运行检修和电气试验等资料，最后作出正确的结论。

（三）注意对低温过热涉及固体绝缘老化的正确判断。因为绝缘纸在150'C 以下热裂解时，除了主要产生CO2外，还会产生一定量的CO 、乙烯和甲烷，此时，成分的三比值会出现001、002甚至021、022等的组合，这样就可能造成误判断。在这种情况下，必须首先考虑各气体成分的产气速率，如果CO2始终占主要成分，并且产气速率一直比其他气体高，则对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。

（四）注意设备的结构与运行情况。三比值法引用的色谱数据是针对典型的故障设备，而不涉及故障设备的各种具体情况，如设备的保护方式、运行情况等。如开放式的变压器，应考虑到气体的逸散损失，特别是甲烷和氢气的损失率，因此引用三比值时，应对甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是根据各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存在故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，所以用三比值监视设备的故障性质应在故障不断产气过程中进行，如果设备停运，故障产气停止，油中各成分能会逐渐散失，成分的比值也会发生变化，因此，不宜应用三比值法。

致 谢

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