变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，传统检测手段主要包括油中可燃性气体的色谱分析、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（包括感应耐压）等；随着技术的进步，又许多新的技术得到了发展应用，如红外测温、绕组变形或低电压下短路阻抗测量、糠醛分析或绝缘纸聚合度的测量、内窥镜直接检测变压器内部状况等。 各种基本检测项目的相应特点和功能如表1所示。
表1变压器故障基本检测项目及特点
可能发现的故障类型 序号 检测项目 整体故障 由电极间桥路构成的贯穿性故障 局部故障 较严重局部放电 接头焊接不良 磨损与污闪故障 沿面放电 分接开关触头不良 电气强度降低 放电故障 不能发现 1 2 油色谱分析 直流电阻 受潮、过热、高温、火花老化故障 放电 线径、材质不一 受潮等贯穿性缺陷 发现受潮程度灵敏 发现受潮程度灵敏 能发现受潮及离子性缺陷 能发现游离变化 能发现 能发现 分接开关不良 随试验电压升高而电流的变化能发现 绝缘电阻及泄漏电流 3 吸收比 极化指数 不能发现 能发现 配合其他试验判断 灵敏度不高 灵敏度不高 能发现 大体积试品不灵敏 不能发现 不能发现 有一定有效性 灵敏度不高 大体积试品不灵敏 能发现电晕或火花放电 不能发现 有效性不高 灵敏度不高 灵敏度不高 不能发现 不能发现 配合其他试验判断 能发现 能发现 能发现 6 介质损耗 能发现 能发现沿面放电 能发现 有效性不高 7 8 9 10 11 12 13 局部放电 油耐压 耐压试验 红外测温 绕组变形或低电压下短路阻抗测量 糠醛分析或绝缘纸聚合度的测量 内窥镜直接检测变压器内部状况 套管接线、漏磁形成的涡流造成箱体局部过热、套管及油枕的油位 绕组受电动力的冲击或外力冲击发生局部变形或整体位移 内部过热涉及到纸绝缘、纸绝缘寿命终点的判断 对变压器内部状况的直观检测、异物的查找 在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进
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行综合分析和评判。不可能具有一种包罗万象的检测方法，也不可能存在一种面面俱到的检测仪器直接就能对故障做出有效诊断，只有通过各种有效的途径和利用各种有效的技术手段，同时结合变压器的运行状况、检修状况、外部环境等因素，进行相互补充、验证和综合分析判断，才能取得较好的诊断效果。 1．电力变压器故障油中气体色谱检测技术
目前，在变压器故障诊断中，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次为甲烷、乙烷、乙烯、乙炔。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，分解出极少量的气体（主要包括氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等多种气体）。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。 故障类型：
油过热：主要增大的――CH4、C2H4 次要增大的――H2、C2H6
油纸过热:主要增大的――CH4、C2H4、CO、CO2 次要增大的――H2、C2H6 油纸中局放:主要增大的――H2、CH4、C2H2、CO 次要增大的――C2H6、CO2 油中火花放电：主要增大的――C2H2、H2
油中电弧：主要增大的――H2、C2H2 次要增大的――CH4、C2H4、C2H6
油纸中电弧:主要增大的――H2、C2H2、CO、CO2 次要增大的――CH4、C2H4、C2H6、 受潮或油有气泡：主要增大的――H2
油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。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。
电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。过热性故障：分接开关接触不良占、铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流、导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热、其余、为其他故障，如局部油道堵塞，致使局部散热不良而造成的过热性故障。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
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分接开关飞弧等故障。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；分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。
根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括： （1）分析气体产生的原因及变化。
（2）判定有无故障及故障的类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。 （3）判断故障的状况。如热点温度（322lgC2H4/C2H6+525）、故障回路严重程度以及发展趋势等。
（4）提出相应的处理措施。如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手 段，或是否需要停电检修等。若需加强监视，则应缩短周期。 1．1特征气体变化与变压器内部故障的关系 （一）根据气体含量变化分析判断
（1）氢气变化。变压器在高、中温过热时，氢气一般占氢烃总量的27％以下，而且 随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。
变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可做油中微水含量分析。导致水分分解出H2有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分，所以在现场处理设备受潮时，仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。
另外，还有一种误判断的情况，是气相色谱仪发生异常，，因分离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附达到一定程度，便在一定条件下释放出来，使分析发生误差。 （2）乙炔变化
乙炔的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20-70%，H2占氢烃总量的30－90％，并且在绝大多数情况下，C2H4含量高于CH4。当C2H2含量占主
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要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。 （3）甲烷和乙烯变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体甲烷和乙烯两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。
另外，丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4，丁腈在变压器油中产生甲 烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中，而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。
（4）一氧化碳和二氧化碳变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也只对CO含量正常值提出了参考意见：开放式变压器CO含量的正常值一般应在300ppm以下，若总烃含量超过150ppm，CO含量超过300ppm,则设备有可能存在固体绝缘过热性故障；若CO含量虽超过300ppm，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器，其正常值约800ppm，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材 料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。
1）绝缘老化时产生的CO、CO2。正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些非 气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧化 物CO、CO2含量最高。油中CO、CO2含量与设备运行年限有关，例如CO的产气速率，国外有人提出与运行年限关系的经验公式。CO2含量变化的规律性不强，除与运行年限有关外，还与变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保护方式等有密切关系。
变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升，这种变化趋势较缓慢，说明变压器内固体绝缘材料逐渐老化，随着老化程度的加剧，一方面绝缘材 料强度不断降低，有被击穿的可能；另一方面绝缘材料老化产生沉积物，降低绝缘油的性 能，易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化发展到一定程度有可能 产生剧烈变化，容易形成设备故障或损坏事故。因此在进行色谱分析判断设备状况时，CO、
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CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体，当其含量上升到一定程度或其含量变化幅度较大时，都应引起警惕，尽早将绝缘老化严重的设备退出运行，以防发生击穿短路事故。 2）故障过热时产生的CO、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭受这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。
当设备内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发 生热分解而析出气体，变压器内油浸绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生的CO含量也增多，使CO与CO2比值升高，至800度时，比值可高达2.5。局部过热危害不如放电故障那样严重，但从发展的后果分析，热点可加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体，低温热点发展成为高温热点，附近的绝缘物被破坏，导致故障扩大。充油设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2浓度就会偏高。CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系，反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中，应关注CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体和H2含量变化进行全面分析。 （5）气体成分变化。由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同 时变化，且各种特征气体所占的比例难以确定。如当变压器内部发生火花放电，有时总烃 含量并不高；但C2H4在总烃中所占的比例可达25-90%，C2H2含量约占总烃的20%以下，H2 占氢烃总量的30%以上。当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2,其次是CH4 ，与总烃之比大于90%。当放电能量密度增高时也出现C2H2，，但它在总烃中所占的比例一般不超过2%。
当C2H2含量较大时，往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，同时常伴 有电弧烧伤与过热，因此会出现C2H2含量明显增大，且占总烃较大比例的情况。 应注意，不能忽视H2和CH4增长的同时，接着又出现C2H2，即使未达到注意值也应给予高度重视。因为这可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。
过热涉及固体绝缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的CO和CO2当电气设备内部存在接触不良时，如分接开关接触不良、连接部分松动、绝缘不良，特征气体会明显 增加。超过正常值时，一般占总烃含气量的80%以上，随着运行时间的增加，C2H4所占 比例也增加。
受潮与局部放电的特征气体有时比较相似，也可能两种异常现象同时存在，目前仅从
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油中气体分析结果还很难加以区分，而应辅助以局部放电测量和油中微水分析等来判断。 （二）根据气体含量比值分析判断
气体含量比值分析方法的原理是基于油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电 形式下产生的气体也不同。当总烃含量超过正常值，计算!C2H2/C2H4的比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。计算C2H4/C2H6的比值可确定其故障性质，当比值小于1时一般为低温过热，比值大于1而小于3时，为中温过热，大于3时为高温过热故障。而计算CH4/H2的比值可确定是纯放电还是放电兼过热故障，比值小于1为放电故障，大于1为放电兼过热故障。
电路故障和磁路故障的产气特征有差异。如果故障在导电回路，往往产有C2H2，且 含量较高，C2H4/C2H6比值也较高，C2H4的产气速率往往高于CH4的产气速率。磁路故 障一般无C2H2，或者很少（只占氢烃总量的2%以下），而且C2H4/C2H6的比值较小，一般 在6以下。
计算CO和CO2的比值，可判断固体绝缘中的含水量，含水量大时，CO/CO2比值小。故障温度高且时间长时，CO/CO2比值大。而严重故障时，生成的CO来不及溶解而导致故障，这在CO/CO2的比值上得不到反映。IEC导则推荐以CO/CO2比值作为判据，认为该比值大于0.33或小于0.99时，很可能有纤维绝缘分解故障。 （三）根据三比值法分析判断
基于油中溶解气体类型与内部故障性质的对应关系，人们先后提出了多种以油中特 征气体为依据来判断设备故障的方法。我国目前普遍推广应用的是IEC推荐的三比值法。 通过计算C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6，将选用的5种特征气体构成三对比值，在相同的情况下将这些比值以不同的编码表示，根据测试结果计算得出编码，并把三对比 值换算成对应的编码组，然后查表对应得出故障类型和故障的性质，但该法所给编码组并不全，给实际分析工作带来诸多不便。如通过对变压器故障案例分析得出所有编码组与设备故障的对应关系，按三比值法，0、0、0编码属设备正常老化，没有故障。而实际案例的编码“0、0、0”属低温故障范畴，同时，当多种故障一起发生时，三比值法也难以区分。当气体含量或产气速率尚未达注意值时应注意不宜应用三比值法进行判断。 应用三比值法应当注意的问题：
1）对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。
2）只有油中气体各成分含量足够高（通常超过注意值），且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法分析其故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一
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律使用三比值法，就有可能将正常的变压器误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失。 3）由于每一种故障对应于一组比值，所以对多种故障的变压器，可能找不到相对应的比值组合。
4）在实际应用中可能出现没有列入的三比值组合，对于某些组合的判断正在研究中，如，121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况；202或201对应于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器的本体油箱渗漏的情况。
5）三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析判断故障类型。
由于三比值法还未能包括和反映变压器内部故障的所有形态，所以它还在发展及积累经验之中，有时可结合其他的一些比值判断方法综合分析，如一种四比值法在实际应用 中也取得一定的效果。
（四）根据TD图对故障发展趋势判断 （五）根据总烃含量及产气速率判断
绝对产气速率能较好地反映出故障性质和发展程度，不论纵比（与历史数据比）、横（与同类产品比），均有较好的可比性。但在实际应用中往往难以求得，因而多采用相对产气速率分析判断。当设备经过真空滤油脱气后，宜及时作好绝对产气速率的测量，并根据有关建议利用如下判断标准：
1）总烃的绝对值小于注意值、总烃产气速率小于注意值，则变压器正常。
2）总烃大于注意值、但不超过注意值的3倍，总烃产气速率小于注意值，则变压器有故障，但发展缓慢，可继续运行并注意观察。
3）总烃大于注意值、但不超过注意值的3倍，总烃产气速率为注意值的1-2倍，则变压器有故障，应缩短试验周期，密切注意故障发展。
4）总烃大于注意值的3倍，总烃产气速率大于注意值的3倍，则设备有严重故障，发展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊罩检修。 （六）根据总烃变化趋势（总烃随时间的变化曲线）判断
对大量过热性故障变压器的色谱试验分析结果表明，变压器内部存在潜伏性故障时， 总烃在随时间的变化曲线上主要有两种表现形式：一种是总烃与时间大致成正比增长关 系；另一种是总烃随时间变化没有明显的递增关系，而是出现时增时减的现象。对于第一 种曲线，过热常常会从低温逐步发展成为高温，甚至有的迅速发展为电弧放电而造成变压 器损坏事故。因此，对这种故障应及时采取措施。对于第二种曲线，可继续运行，但应注 意监督。
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变压器内部存在高能量放电性故障时，宜根据故障的发展情况来决定检修时间。如果条件允许，在近期内进行检查、消除。如果近期内没有条件，应缩短色谱分析周期，追踪 分析，密切注视故障的发展趋势。
故障类型属于过热性的变压器，宜根据电压等级、故障程度、故障发展速度和油中气 体的饱和程度来决定维修时间。对于500kV变压器，只要总烃量达到注意值的2倍，常认为应停运进行检修，这是因为500kV变压器内部场强高；如果气体含量大、产气量多，油中可能产生气泡，有被击穿的可能性，所以不能仅以气体饱和水平来决定维修时间。对于220kV及以下的变压器，首先应考虑产气速率，并且计算油中气体的饱和水平。有时即使油中气体没有饱和，也应创造条件对变压器进行检修。
油中气体分析检测出变压器存在问题时，应结合其他试验，如电气试验、油简化分析试验，以及局部放电测量等进行综合性分析判断。 （七）特征气体变化与变压器内部故障的关系 特征气体变化与变压器内部故障的关系， 主要特征气体故障类型主要特征气体故障类型:
H2高，总烃不高，CH4为总烃的主要成分，有微量C2H2--油中电晕（火花放电时总烃 高）
C2H2高，总烃和H2较高，C2H2位总烃的主要成分――高温电弧放电 总烃及H2较高，但C2H2位构成总烃的主要成分――高温热点或局部高温过热 C2H4、H2、CO、CO2及总烃均较高――绝缘局部过热或固体绝缘散热不良 总烃高，H2和C2H2均较高――油中裸金属过热并有电弧放电，固体绝缘损伤 总烃不高，H2>100,CH4占总烃主要成分――局部放电
产生的特征气体常见故障为：引线焊接不良，开关接触不良，导线有毛刺，引线有短路，绕组匝间、层间有短路，铁芯穿心螺杆短路或有多点接地，局部过热等。 此外，与油中溶解气体相类似，判断变压器内部故障的方法，是用气体继电器积聚的 气体来判断。不过，它只有在变压器内部已有故障时才能判断，而不能发现早期潜伏性故 障。这种方法通常是以气体继电器中的气体颜色和故障性质的关系来判断变压器内部故 障。
2．电力变压器绕组直流电阻检测技术
变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和预试时等必试项目。在变压器的所有试验项目中是一
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项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考查变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。从 （一）预试规程的试验周期和要求
（1）试验周期。变压器绕组直流电阻正常情况下,1－3年检测一次。但有如下情况必 须检测：
1）对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进行检测（对使用的分接锁定后检测）。 2）有载调压变压器在分接开关检修后必须对所有分接进行检测。 3）变压器大修后必须进行检测。
4）必要时进行检测。如变压器经出口短路后必须进行检测。 （二）直流电阻检测与故障诊断实例
（1）绕组断股故障的诊断。某变压器低压侧10kV线间直流电阻不平衡率为2.17%，超过1%。色谱分析。色谱分析结果该主变压器C2H2超标，从0.2上升至7.23，说明存在放电性故障。但从该主变压器的检修记录中得知，在发现该变压器C2H2变化前曾补焊过2次，而且未进行脱气处理。其它气体的含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他项目均正常。
经换算确定C 相电阻值较大，怀疑是否由于断股引起，经与制造厂了解该绕组股数为24 股，据此计算若断一股造成的误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检查，打开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证了C相有一股开断。 （2）有载调压切换开关故障的诊断。某变压器110KV 侧直流电阻不平衡，其中C相直流电阻和各个分接之间电阻值相差较大。A、B 相的每个分接之间直流电阻相差约为10-11.7%，而C 相每个分接之间直流电阻相差为4.9-6.4%和14.1-16.4%，初步判断C相回路不正常。通过其直流电阻数据CO（C 端到中性点O 端）的直流回路进行分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关和选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。 （3）无载调压开关故障的诊断。在对变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、Bm、Cm三相无载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不
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对应。经吊罩检查，发现三相开关位置与指示位置不符，且没有空档位置，经重新调整组装后恢复正常。
（4）绕组引线连接不良故障的诊断。某110kV变压器，预防性试验时发现35kV侧运行III分接头直流电阻不平衡率超标。最大不平衡率12.1%,转动分接开关后复试为11.9% ,该变压器35kV 侧直流电阻不平衡率远大于2%，怀疑分接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在11%以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，可能是A 相绕组的首端或套管的引线连接处，连接不良造成。经分析确认后，停电打开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动（螺丝连接），主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。 通过上述案例可见，变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷，判断的灵敏度和准确性亦较高，但现场测试中应注意测量的数据要进行横向和纵向的比较；分析数据时，要综合考虑相关的因素和判据，不能单搬规程的标准数值，而要根据规程的思路、现场的具体情况，具体分析设备测量数据的发展和变化过程。要结合设备的具体结构，分析设备内部的具体情况，根据不同情况进行直流电阻的测量，以得到正确判断结论。重视综合方法的分析判断与验证。如有些案例中通过绕组分接头电压比试验，就能够有效验证分接相关的档位，而且还能检验出变压器绕组的连接组别是否正确。同时对于匝间短路等故障也能灵敏地反映出来，实际上电压比试验，也是一种常规的带有检验和验证性质的试验手段。进行综合分析可进一步提高故障诊断的可靠性。 3．电力变压器绝缘电阻及吸收比、极化指数检测技术
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。
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，即10min与1min的比值。有助于解决正确判断所遇到的问题。
为了比较不同温度下的绝缘电阻值， 国家标准规定了不同温度下测量的绝缘电阻值 换算到标准温度20度时的换算公式。
预试规程规定吸收比（10－30度范围）不低于1.3 或极化指数不低于1.5，且对吸收比和
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极化指数不进行温度换算。在判断时，预试规程规定吸收比或极化指数中任一项，达到上述相应的要求都作为符合标准。 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8min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。吸收比仅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。因此，220 kV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度时，吸收比随温度的上升而增大，约30度时吸收比达到最大极限值，超过30度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度以上。
（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，对于铁芯、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。
绝缘电阻检测与诊断实例
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（1）变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。
造成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，
（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，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R>2500 相比变化很大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500 M，吸收比为1.47。
（3）吸收比和极化指数随温度变化无规律可循。它们的变化都不显著，也无规律可循，因规程规定，吸收比和极化指数不进行温度换算。 4．电力变压器绝缘介质损耗检测技术
绝缘介质在交流电压作用下会在绝缘介质内部产生损耗，这些损耗包括绝缘介质极 化产生的损耗、绝缘介质沿面放电产生的损耗和绝缘介质内部局部放电产生的损耗等。 变压器tg绝缘测试的特性
（1）变压器绝缘良好时，外施电压与tg之间的关系近似一水平直线，且施加电压上升和下降时测得的tg值是基本重合的。当施加电压达到某一极限值时，tg曲线开始向上弯曲。 （2）如果绝缘介质工艺处理得不好或绝缘介质中残留气泡等，则绝缘介质的tg比良好绝缘时要大。同时，由于工艺处理不好的绝缘介质在很低电压下就可能发生局部放电，所以，tg曲线便会较早地向上弯曲，且电压上升和下降时测得的tg值是不相重合的。 （3）当绝缘老化时，绝缘介质在低电压下的tg也有可能反而比良好绝缘时要小，但tg开始增长的电压较低，即tg曲线在较低电压下即向上弯曲，。
（4）绝缘比较容易吸潮，一旦吸潮，tg就会随着电压的上升迅速增大，且电压上升和下降时测得的tg值不相重合。
（5）当绝缘存在离子性缺陷时，tg曲线随电压升高曲线向下弯曲，即tg随电压升高反而变小。
变压器油tg增大的原因及绝缘受潮的判断 大型变压器油tg增大的可能原因主要有
（1）油中浸入溶胶杂质。研究表明，变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶 胶杂质；在安装过程中也有可能再次浸入溶胶杂质；在运行中还可能产生溶胶杂质。变压 器油的介质损耗因数主要决定于油的电导，油的介质损耗因数正比于电导系数，油中存在溶胶粒子后，由电泳现象（带电的溶胶粒子在外电场作用下有作定向移动的现象，叫做电泳现象）引起的电导系数，可能超过介质正常电导的几倍或几十倍，因此，tg值增大。
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胶粒的沉降平衡，使分散体系在各水平面上浓度不等，越接近容器底层浓度越大，可 用来解释变压器油上层介质损耗因数小、下层介质损耗因数大的现象。
（2）油的粘度偏低使电泳电导增加引起介质损耗因数增大。有的厂生产的油虽然粘度、比重、闪点等都在合格范围之内，但比较来说是偏低的，因此在同一污染情况下，就更容易受到污染，这是因为粘度低很容易将接触到的固体材料中的尘埃迁移出来，使油单位体积中的溶胶粒子数增加，粘度小，均使电泳电导增加，从而引起总的电导系数增加，即总介质损耗因数增大。
（3）热油循环使油的带电趋势增加而引起介质损耗因数增大。大型变压器安装结束之后，要进行热油循环干燥。一般情况下，制造厂供应的是新油，其带电趋势很小，但当油注入变压器以后，有些仍具有新油的低带电趋势，也有些带电趋势增大。而经过热油循环之后，加热将使所有油的带电趋势均有不同程度的增加，油的带电趋势与其介质损耗因数有着密切关系，油的介质损耗因数随其带电趋势增加而增大。因此，热油循环后油带电趋势的增加，也是引起油的介质损耗因数增大的原因之一。
（4）微生物细菌感染。这主要是在安装和大修中苍蝇、蚊虫和细菌类生物的侵入所造成的。在现场对变压器进行吊罩检查中，发现有一些蚊虫附着在绕组的表面上。微小虫类、细菌类、霉菌类生物等，它们大多数生活在油的下部沉积层中。由于污染而在油中含有水、空气、碳化物、有机物、各种矿物质及微细量元素，这些促成了菌类物生物的生长。变压器运行时的温度又适合这些微生物的生长，温度对油中微生物的生长及油的性能影响很大，试验发现冬季的介质损耗因数值较稳定。环境条件对油中微生物的增长有直接的关系，而油中微生物的数量又决定了油的电气性能。由于微生物都含有丰富的蛋白质，其本身就有胶体性质。因此，微生物对油的污染实际是一种微生物胶体的污染，而微生物胶体都带有电荷，影响油的电导增大，所以电导损耗也增大。
（5）油的含水量增加引起介质损耗因数增大。对于纯净的油来说，当油内含水量体积分数较低（如30-40ppm）时，对油的tg值的影响不大，只有当油中含水量较
高时，才有十分显著的影响，如图! \" # \" # 所示。当油内含水量的体积分数大于60ppm时，其介质损耗因数tg急剧增加。
在实际生产和运行中，常遇到下列情况：油经真空、过滤、净化处理后，油的含水量很小，而油的介质损耗因数值较高。这是因为油的介质损耗因数不仅与含水量有关，而且与许多因素有关。对于溶胶粒子，其直径在10-9-10-7m 之间，能通过滤纸，所以虽经二级 真空滤油机处理其介质损耗因数仍降不下来。遇到这种情况，通常采用硅胶或801 吸附
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剂等进行处理可收到良好效果。 五、tg检测与故障判断实例
（1）某厂用变压器，绕组绝缘介损由三年前的0.3 % ,上升为1.2 %,绝缘电阻吸收比1.67 ,油耐压49kV，油中含水的体积分数为15.5ppm。为了弄清是否因油质劣化引起介损增大，又测试了70度下油介损为0.05%，从而排除了油质不良的因素。吊芯检查，没发现明显水迹。进一步分析，弄清了介损增大的原因。该变压器高压绕组额定电压10kV,主绝缘几乎全由油浸纸组成，没有大的油隙，所以绕组绝缘的介损近似等于纸的介损。纸介损1.2%, 纸含水量已达2 % ,属轻度受潮。至于绝缘电阻等数值，也因绝缘受潮轻微和变压器尺寸较小等因素，而反映并不明显。变压器油枕属普通敞开式，呼吸进水，逐步受潮。该变压器经过干燥，介损恢复正常。
用tg来判断变压器的绝缘状况尚不够完善，如试验电压远比运行电压低，其有效性随着变压器电压等级的提高，容量和体积的增大而下降，且变压器承受绝缘强度试验的能力与tg的大小没有直接的内在联系等。但实际试验证明，如果变压器绝缘干燥处理不良、油、纸绝缘中含水量较高、则变压器的tg将较大。而较大的tg是变压器运行中引起绝缘击穿和绝缘热老化的潜在因素，对变压器的制造、检修和运行都提出了更高的要求。 5.电力变压器油质检测技术
变压器油的品质是变压器正常运行的重要条件，因此根据不同的要求，需对变压器油 进行油品质的不同项目的检测和分析判断，当油值出现问题时，应尽早采取相应的处理措 施以确保变压器安全运行。 一、油质的检测内容
油质检测时，首先是取油样的器具必须保证清洁、干燥。清洗方法要严格按取样方法 标准和各项试验方法标准中有关采样的规定执行。取样前要将储油容器的取样口认真擦洗干净，开始采样时应利用初取油样冲洗取样器具。从变压器内取样时，要放掉采样区死角的油，取样操作要防止油样受外界污染，防止空气、水分侵入，油样要避光。取样时要排 净取样器具内的残余空气，油样进入取样器时要防止产生气泡。
油样采集后应及时试验。若不能及时试验或要异地试验时，油样要密封避光保存；即 使这样，油中溶解气体分析油样也不得超过4 天，水分测定油样不得超过10天。容器内油面以上要留有足够容纳油样因温度升高体积膨胀的空间。盛油样的注射器，其塞与管套应密封良好，又能随油样体积胀缩而自由滑动，以保证内外压力平衡，达到避免正压破碎和负压吸气吸潮的可能。同时运输中要防止震荡。
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（1）外观检测。对油的外观检验规定采取目测，纯净的变压器油应是淡黄而略带微蓝色，清澈、透明、无可见的悬浮物和机械杂质等任何异物。油中如存在弥散状态水分时，将失去应有的透明度，颜色也会由黄变白。油中产生老化物时，随老化程度不同，油色逐渐变深、变暗，逐渐失去透明，以致出现絮状物和油泥。
（2）酸值与水溶性酸。一般新油几乎不含酸性物质，其酸值常为0,PH 值在6-7 范围内。 长期贮存特别是长期运行的变压器油，由于吸收了空气中的氧，并与之化合而产生各种有机酸和酚类以及胶状油泥，这些酸性物质会提高油的导电性，降低油的绝缘性能，在高温运行条件下还会促使纤维绝缘材料老化，缩短变压器的使用寿命。
（3）闪点。闪点降低表示油中有挥发性可燃物质产生，这些低分子碳氢化合物，一般是由局部放电等故障造成过热，使油在高温下裂解生成的。测定油的闪点，还可发现是否混入轻质馏份的油品。但运行中的油闪点已不作为常规检验项目。
（4）水份。变压器油有一定亲水性，会从空气中吸收水分，而油中水分含量是影响绝缘性能的重要因素。
由于油和纸中所含水分是可以互相扩散的：当温度较高时，油中含水率较高，而纸中 含水率较低，纸内水分向油中扩散；当温度降低时，油中含水率降低，纸将从油中吸收水 分，纸中含水量增加。运行变压器的油中含水量随油温、气温而变化，导致油中水分夏季 高，冬天低，油和纸之间的水分平衡往往要几个月才能达到。因此，仅按油中含水量的多 少来肯定或否定变压器是否受潮是很不全面的。特别是在环境温度很低、而变压器又在停运状态下，测出油的含水量很低，不能作为绝缘干燥的唯一判据。相反，在变压器的运行温度较高时（不是短暂的升高），所测油的含水量很低，倒是可以作为绝缘状态良好的依 据之一。因此规程规定变压器应在较高的运行温度下（如60度时）取样测含水量。对绝缘油含水量的限制值也是根据上述规律提出的。
纸中含水量在与油的平衡过程中，按理在高温时，将随油中水分的增加而减小，当温 度降低时，油中水分将被纸吸收，使纸的含水量升高。但计算结果表明，在密封条件较好 的变压器中，如果没有外部水分的渗入，在不同温度下引起油中水分的变化量，即使全部 与绝缘纸的变化量相平衡，纸中含水量的变化幅值也是很小的，因油中含水量是以体积分 数表示的，纸中含水量以1%计，变压器中纸含水量的绝对量要比油中多得多。可以看 出，设变压器用油量为用纸量的10 倍（实际要低），随温度变化油中含水量体积分数如果达到100×10-6（实际要小得多）的变化值，由此计算纸中相应水分的变化量也只有0.1%，对纸而言是一个无关大局的值。因此不能根据某一温度下测得的油中含水量直接从文献中
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的油纸含水量与温度平衡曲线中去推测纸的含水量。
（5）油击穿电压。检测油击穿电压值是判断油的净化程度的尺度。对于运行中的变 压器，不同的电压等级对油击穿电压有不同要求,进行油击穿电压试验时，油耐压仪器的电极形式，不论油样的击穿电压高低都以球型电极的击穿电压值为最高，球盖形次之，而平板形相对较低。
我国电力系统一直采用平板电极，极少数采用球盖形电极，因此行业标准仍采用平板电极的击穿电压试验方法。
（6）界面张力。油、水之间界面张力是检查油中含有因老化而产生可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。当油在运行中因氧化而产生有机酸及醇等极性杂质时，由于这些杂质分子含有极性基，它们是亲水的，在油、水界面上这些分子的极性基向极性相（水）转移。而憎水的碳氢链则转向非极性相（油）。由于这些活性物在两相交界面上定向排列，改变了原界面上分子排列的状况，促使界面张力明显下降。
（7）油介损值tg。tg值的大小可灵敏反映出油质劣化和受污染的程度。
新油中的极性杂质少，所以tg值很小，一般为0.01-0.1%之间；但当油氧化，过热劣化或混入其他杂质被污染时，生成的极性杂质和带电的胶体物质逐渐增多，tg就会随之增大。因tg值随温度升高而增大，因此预试规程规定测定温度为90度。
（8）体积电阻率。其功能与油介损值检测相似，并在较高温度下与油介损值有较好的 相关性：tg增加，体积电阻率降低。由于该方法比较简便易行，而在一些单位得到推广。 预试规程规定90度时，500kV的大于或等于1×1010m，330kV 及以下的大于或等于3×109 m。
（9）油中含气量。油与空气接触时，空气逐渐溶解于油中，最终达到饱和状态。在25度和一个大气压条件下，油中可溶气体10.8%（体积分数）。所以油中气体在一定条件下会超出饱和量而析出气泡。一般电压较低的设备油中含气量较高时，对绝缘强度影响还不大，但电压等级较高的变压器，含气量的程度则有较大的影响，因气体可能聚集起来形成气泡，当温度和压力骤降时，形成的气泡将聚集在绝缘纸层内或表面，容易被拉成链而导致击穿。 （10）油泥与沉淀物。变压器油老化时颜色变深，但老化物还是呈溶解状态。因此测定油泥含量可避免油进一步老化，防止油泥析出，沉积在变压器本体铁芯和绕组的表面，影响散热和加速固体绝缘材料老化。对变压器进行补充加油时，同样应考虑到油的相容性，要做油泥析出试验或老化试验，老化试验后增加油介损值tg的测定。 油质变差或劣化的影响因素
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（1）运行条件的影响。电力变压器如在正常条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行或出现局部过热而油温增高时，油的老化则相应加速。当夏季环境温度比较高时，若不能及时调整通风和降温条件，变压器将加速其氧化进程，使油质变差。
（2）设备条件的影响。变压器的严密性不好，漏水、漏气，加速了油的氧化和老化。选用固体绝缘材料不当，与油的相容性不好，也会促进油的老化。变压器设计制造采用小间 隔，运行中易出现热点，不仅促使固体绝缘材料老化，也加速油的老化。一般温度从60-70度起，每增加10度油的氧化速度约增加一倍。所以设备设计和选用绝缘材料都对油的使用寿命有影响。
（3）油污染的影响。油污染主要指混油不当的污染；金属微粒的污染，有机酸、醇等极 性杂质的污染及水分子污染，且污染后常导致油泥析出与沉淀物出现。 6．电力变压器绝缘老化检测技术
变压器固体绝缘由于纤维素老化后生成CO和CO2以及糠醛，因此可借助测量, CO和CO2以及糠醛的含量和绝缘纸（板）聚合度等来诊断变压器绝缘老化的缺陷，通过产气速率等模式，判断绝缘老化的程度。
一、利用液相色谱法测量油中糠醛的含量判断绝缘的老化程度
测量油中糠醛浓度（即呋喃甲醛），这是基于绝缘纸中的主要化学成分是纤维素。而纤维素大分子是由D—葡萄糖基单体聚合而成。当绝缘纸出现老化，纤维素历经如下化学变化：D—葡萄糖的聚合物由于受热、水解和氧化而解聚，生成D—葡萄糖单糖，而这种单糖又很不稳定，容易水解，最后产生一系列氧环化合物。糠醛是绝缘纸中纤维素大分子解聚后形成的一种主要的氧环化合物，它溶解在变压器的绝缘油中。当绝缘纸的纤维素受高温、水分、氧气等作用后将裂解，糠醛便成了绝缘纸因降解形成的一种主要特征液体。 （1）判断依据。利用高效液相色谱分析技术测定油中糠醛含量，可发现下列故障情况 1）已知内部存在故障时判断是否涉及固体绝缘； 2）是否存在引起绕组绝缘局部老化的低温过热； 3）判断运行年久设备的绝缘老化程度。
（2）检测糠醛含量的特点。有的研究指出，油中糠醛分析时，还可以结合油中, CO和CO2 含量分析以综合诊断其内部是否存在固体绝缘局部过热故障。所以可以作为变压器监督的一种常规试验手段，《规程》建议在以下情况检测油中糠醛含量： 1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高；
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2）500kV 变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运2-3年后； 3）需了解绝缘老化情况。
（3）判断绝缘纸的老化程度的优点。用高效液相色谱分析仪测出其含量，根据浓度的 大小判断绝缘纸的老化程度，并根据糠醛的产生速率可进一步推断其老化速率以及剩余 寿命。糠醛分析的优点是：
1）取样方便，用油样量少，一般只需油样十至十几-.。 2）不需变压器停电。
3）取油样不需特别的容器，保存方便。 4）糠醛为高沸点液态产物，不易逸散损失。 5）油老化不产生糠醛。
其缺点是，当对油在进行脱气或再生处理时，如油通过硅胶吸附，则会损失部分糠醛，但损失程度比CO和CO2气体的损失小得多。
（4）检测糠醛含量的要求。根据电力设备预防性试验规程对油中糠醛含量的要求，在必要时应予检测。
1）糠醛含量超过所列数据时，一般为非正常老化，需连续检测，并注意增长率。 变压器油中糖醛含量参考值
运行年限 1-5年 5－10年 10－15年 15－20年 糠醛量mg/l 0.1 0.2 0.4 0.75
2）测试值大于4mg/l时，认为老化已比较严重，变压器整体绝缘水平处于寿命晚期。 此时宜测定绝缘纸（板）的聚合度后进行综合判断。也有人认为油中糠醛含量达到1-2mg/l，变压器绝缘已劣化严重；油中糠醛含量达3.5mg/l，变压器绝缘寿命终止。
（5）相关的几个问题。尽管有的变压器虽然运行年久，但其油中糠醛含量并不高，甚至很低。其原因如下：
1）糠醛损失。测试经验证明，变压器油如果经过处理，则会不同程度地降低油中糠醛 含量。例如，变压器油经白土处理后，能使油中糠醛含量下降到极低值，甚至测不出来，经过一段较长的运行时间后才能升高到原始值，在作判断时一定要注意这些情况，否则易造成误判断。
2）运行条件。有的变压器绝缘中含水量少、密封情况好、运行温度低；不少变压器投 运后经常处于停运或轻载状态，这也是导致变压器油中糠醛含量低的原因。
对变压器油中的糠醛含量高的变压器要引起重视，对糠醛含量低的变压器也不能轻易判定
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其是否没有老化，要具体情况具体分析。分析时还要认真调查研究变压器的绝缘 结构、运行条件、故障及检修情况等。
根据国外的研究报告和电科院对国内近千台设备的测试结果，油中糠醛含量与代表绝缘纸老化的聚合度之间有较好的线性关系。当然，判断绝缘的最终老化，目前还主要是以纸的聚合度测试结果作为主要判据。测定糠醛含量因存在对测试结果的多种影响因素，所以只是一种间接的老化判断方法。但测纸聚合度要在变压器吊心时才能进行。 二、测量绝缘纸的聚合度判断绝缘的老化程度
测量变压器绝缘纸的聚合度是确定变压器老化程度的一种比较可靠的手段，应用历史较久。纸聚合度的大小直接反映了劣化程度，新的油浸纸（板）的聚合度值约为1000，当受到温度、水分、氧化作用后，纤维素降解，大分子发生断裂，使纤维素长度缩短，也即D—葡萄糖单体的个数减少至数百，而纸的聚合度正是代表了纤维分子中D—葡萄糖的单体个数。
根据资料介绍和国内老旧变压器的测试情况，认为聚合度达到250 左右，绝缘纸的机 械强度已比出厂下降50%以上。运行中变压器测绝缘纸的机械强度，由于对试样尺寸要求较高，不如测聚合度取样容易。测聚合度的试样可取引线上的绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。对运行时间较长的变压器可尽量利用吊芯检查的机会进行取样。实际上，变压器纸绝缘老化的后果，除致使其电气强度有所下降外，更主要的是机械强度的丧失，在机械力的冲击下，造成损坏而导致电气击穿等严重后果。因此当聚合度值下降到250后，并不意味着会立即发生绝缘事故，但从提高设备运行可靠性的角度考虑，更应避免短路冲击，严重的振动等因素。也应着手安排备品，便于将绝缘已严重老化的变压器能较早的退出运行。 7.电力变压器局部放电故障检测技术
进行变压器局部放电的检测时常采用感应加压方式，试验电压一般要高于变压器的额定电压，为防止铁芯过饱和，电源频率常采用150-250Hz。
局部放电信号多从高压套管末屏引出，若高压套管没有末屏，可用一耦合电容器引出信号。在测试阻抗上接一测试仪器，就可在测试仪器上与校正的放电量相比，即可得知局部放电的放电量。新标准GB1093.3-2003中对局部放电试验电压的持续时间将延长，还将增加短时工频感应试验电压在预励磁下，也测局部放电量。 一、局部放电试验电源的频率、电压及持续时间和判断
（1）电压频率、电压及持续时间。为保证在被试变压器加试验电压时，铁芯不饱和的前提下，尽量减小试验电源频率，以利于减小补偿电感的容量。
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由于局部放电试验是对电压很敏感的试验。只有当内部缺陷的场强达到起始放电场强时，才能观察到放电。因此，试验标准对加压幅值及持续时间、试验接线等都作了明确的规定，必须严格按标准进行加压试验，才能对设备的局部放电性能作出正确的评估。
根据国标和IEC标准，在对变压器进行局部放电试验时，被试绕组的中性点应接地， 并应按规定程序施加高压端电压。采用工频试验电源是不可能使绕组中感应出这样高的试验电压的。因为铁芯磁通密度饱和，励磁电流及铁磁损耗都会急剧增加，因此提高电源频率是唯一可行的办法。同时，在测量电力设备的局部放电时，试验标准中包括了一个短时间比规定的试验电压值高的预加电压过程，这是考虑到在实际运行过程中局部放电往往是由于过电压激发的，预加电压的目的就是人为地造成一个过电压的条件来模拟实际运行情况，以观察绝缘在规定条件下的局部放电水平；例如在模拟的过电压下发生局部放电后，在以后的30min 加压时间中局部放电熄灭的情况。
（2）判断变压器局部放电的水平。就是在规定施加电压及持续时间内，对220kV及以上电压等级的绕组线端放电量，一般应不超过相应规定的放电量标准，并要观察其起始和熄灭电压及随所施加电压的发展趋势；试验时变压器中性点应接地。 二、变压器局部放电故障的判断
变压器的局部放电故障，可能发生在任何电场集中或绝缘不良的部位，如固体绝缘材 料或变压器油中的气泡，高压绕组静电屏出线，高电压引线，相间围屏以及绕组匝间等处。 严格说，变压器内部总存在程度不同的局部放电。这种一时尚未贯通电极的放电，如果涉 及固体绝缘，严重时会在绝缘上留下痕迹，并最终发展为电极间的击穿。而对于严重的局 部放电故障，由于有些发展为击穿的时间较短，并且油色谱分析的特征往往不明显，这些 都给及时诊断带来困难。
在对变压器进行油色谱分析时，考虑到放电故障总伴随有乙炔和氢的成分，如果乙炔占总烃较大比例（例如30%及以上），或乙炔达数十ppm，而变压器仍能运行（或轻瓦斯保护动作），一般可判断为电位悬浮放电。如果乙炔和氢的成分增长，并伴随一氧化碳增加，应怀疑存在涉及纸绝缘的局部放电，必须迅速查明原因，及时处置。
局部放电测试包括电气法和超声波法，测试应尽量按国家标准规定的加压方法，使变 压器主、纵绝缘均承受较高的电压，使放电缺陷明显的暴露出来。超声波法可以帮助确定 放电的位置，是很有前途的试验手段，只是目前测试仪器的性能尚不满意，且难以确定放 电量，这也限制了其单独使用的范围。
为了准确的诊断，除熟练掌握有关试验方法和判断标准外，还需要对变压器结构有充
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分的了解，以利于通过各种试验手段并进行初步分析判断后查找故障部位。首先对变压器附件，如冷却器和套管等仔细检查，确定其存在故障的可能性。对变压器本体（包括分接开关）的检查主要有两种方法：即放油进箱检查和吊罩检查。放油进箱检省时省力，是优先考虑采取的检查步骤；缺点是对进箱检查人员技术素质要求高，而且有些部位不容易检查到。发现电力变压器的局部放电故障，可能是因为运行中的色谱分析异常或轻瓦斯保护动作，也可能是因其他预试中的结果超标。但局部放电故障与击穿故障是有根本区别的，击穿故障是电极之间（例如高压对地或相间等）的击穿，已造成变压器绝缘的严重损 坏，而局部放电故障是一种可能发展为击穿，但尚未贯通电极的放电故障。 三、预试规程中对局放的要求
（2）试验周期。预试规程规定变压器消缺性大修后（220kV及以上）；更换绕组后（220kV及以上，120MVA及以上）；和必要时应进行局部放电试验。
（3）试验要求。进行局部放电试验在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般不大于500pc；在线端电压为1.3Um/3时，放电量一般不大于300pc。 （4）试验中应注意的问题。
1）采用宽频带放大器要避免广播、载波、电晕的干扰。当采用中频电源时，要注意检测阻抗的频率下限值取高一些。
2）电流应采用对称输入，以减少电源设备的自身放电干扰。
3）在用电气法进行局部放电测量试验时，同时可应用超声法进行放电的定位和探测。 8.电力变压器有载分接开关检测技术
随着对电能电压质量要求的提高，有载调压变压器已得到愈来愈广泛的应用，为了保证有载调压变压器的可靠运行，提高有载分接开关的检修、维护和检测质量就显得更为突出和重要。
一、有载分接开关主要的结构组成 有载分接开关由下述三个部分组成：
（1）选择开关：主要任务是选择相应的变压器调压分接头。
（2）切换开关：主要任务是带负载切换调压。为了能瞬时切断电流，完成分接过渡，要 具备的快速动作机构。
（3）过渡限流装置：主要任务是在切换开关切换分接时，触头断开瞬间接入过渡电抗或电阻，以限制电流，减小电弧，防止短路。过渡电抗器装在变压器油箱内，允许跨桥使用
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时能增加调压级数，但因电抗器始终接入电路中，耗电大；又由于不易熄弧，所以现在已被结构紧凑、体积小、重量轻的电阻式所代替。 二、有载分接开关的分类
有载分接开关的结构分为复合式和组合式两种。
（1）复合式有载分援开关。其特点是直接切换选择开关关和切换开关共为一体，分接开关油箱的油与变压器本体油隔离，在分接选择的同时完成切换操作，因此体积较大。由于调压是一次完成，故结构简单，造价低，动作过程简单，适用于电流不大、电压较低的变 压器，一般使用于电压分接级数较少（多为七级）的有载调压变压器上。
（2）组合式有载分接开关。其结构特点是由选择开关和切换开关分开组合而成，选择 开关先动作，选择需要上调一级或下调一级的分接数。由于没有切换动作电流的影响，不 会产生电弧。因此选择开关一般安装在变压器本体油箱内，而切换开关由于存在负载电 流切换过程，为防止切换时电流的火花对变压器油的污染，因此安装在一个单独的油箱 内。由于选择调压级与切换是先后进行的，因此适合电流大、电压高的变压器使用，同时 调压级数范围可以大大增加，一般用在& 级以上。目前大中型变压器大多采用组合型有 载分接开关.
三、有载分接开关的检测及故障修复后的试验项目
（1）触头接触压力检测。分接选择器和粗选择器的触头接触压力，是在某一个工作位置下进行测量，而切换开关是对每对触头逐个进行测量。
（2）转动力矩测量。测量转动力矩即测量驱动机构的最大旋转力矩。最好分别进行分接选择器、切换开关和驱动机构等部件的测量。 （3）触头接触电阻检测。 （4）开关动作顺序、分离角的检查 （5）外施耐压试验
（6）过渡时间与三相同期的检测。采用电阻过渡的分接开关，切换开关动作的快慢将 影口向断弧和过渡电阻工作。如果切换的动作过慢，将不能断弧并烧毁过渡电阻。通过 测量电阻的过渡时间，可以判断切换开关的工作情况及有载分接开关三相同步动作的同 期时间差是否符合相应的要求。
根据测到的每相切换时间、过渡电阻的桥接时间、三相的不同期时间，结合波形图中波形是否完整、对称，判断切换过程中是否有断开现象，如果出现有断开现象，可能是由于过渡电阻断裂、动、静触头接触不可靠等原因造成。
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9．电力变压器绕组变形检测技术 一、频率响应法原理
变压器是一个复杂的电阻、电容和电感组成的非线性的分布参数网络，当向某一个线端施加不同频率的电压时，在每个频率下其他线端得到的响应是不相同的。即使电路是线性的，不同频率下Xl、Xc的变化也有不同响应。如果在变压器正常时，录制了某些线端的频响曲线，而在发生出口短路后重新录制相应线端的频响曲线，比较这两次曲线的重合程度，就可以知道绕组的变形情况。因为绕组的变形必然导致分布参数的变化，从而使频响曲线也改变。
绕组变形时，频响特性曲线的变化可以用相关系数来表征。一台新的无损伤的变压器有一个频响特性，当绕组变形后，频响曲线上各点就可能偏离原来的坐标，于是出现了新的一条频响曲线。比较两条频谱曲线的相关性就可以分析评估绕组的整体变形状况。 二、频率响应法测量接线及波形比较
正常运行的变压器绕组，三相频谱特性相关性好。若发生事故未造成绕组变形，事故 前后的曲线基本重合。绕组变形后，事故前后的曲线明显偏离且不重合，相关性差。变形时曲线峰值点会发生平移，或增频，或减频，峰值点对应幅值分贝数也会改变。
。
三、频率响应法测量参考判据
由于变压器绕组变形测试国内开展时间不长，目前尚未达到普及，IEC及国家标准 , 包括电力设备预防性试验规程都没有明确的规定和可供执行的标准，但一些电力科
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研机构已作了大量的探索和实践，总结了大量的现场经验，并摸索出一些相当可贵的科学 客观规律，以作为目前开展从事变压器绕组变形测试的参考和判据。
（1）110kV 及以上大、中型变压器三相频响特性曲线相关性很好，可以作三相之间相互比较；也可以用同一相投运前的频响曲线为基准与运行后某一时期频响曲线作比较，进行绕组变形分析。
（2）应用频响曲线在1-500kHz频段的相关系数R，可以分析绕组整体变形状况。当R 大于0.95 时，绕组无可见变形；当R接近0.9 时有轻微变形；当R大大小于0.9 时，有可见的较严重的变形，甚至有匝间、饼间短路故障。
（3）分析绕组频响曲线在1-200 kHz低频段的峰值点数减少，起伏幅度变小，以及在频率方向的位移，可以诊断绕组的局部变形。如10kV 及35kV 内柱绕组变形时，受到挤压，频响值一般向低频方向移动；110kV 和220kV 外柱绕组变形时，受向外拉张力，频响峰值点一般向高频方向移动。
（4）频响曲线相关系数是绕组变形诊断的必要判据，峰值点数的减少、移动变化是变形诊断的充分判据，二者应综合应用、全面分析。
（5）完好的变压器绕组对于同一相来说，不同分接位置的频响曲线相关性很好，若调压绕组发生变形或分接开关有故障，位置装错，则频响曲线相关性会变坏。因此比较同一 相不同分接位置的频响相关性，可以诊断调压绕组、分接开关的变形和故障。
（6）绕组频谱曲线出现严重的毛刺，表明分接开关触头有严重烧伤，绕组焊头、导电杆 接触不良。
电力系统变压器类设备故障诊断检修与质量事故预控实用技术标准手册 10、变压器故障红外检测
红外技术是研究红外辐射的产生、传递、转换、探测并在实际工作中应用的一门技术。 红外测温诊断近年来在运行变压器故障检测中已被迅速有效地推广应用。
自然界中一切温度高于绝对零度的物体每时每刻都要辐射红外线，且这种红外辐射都载有物体的特征信息，这就为利用红外技术和判别各种被测目标的温度高低与分布场提供了依据。
电力设备常用红外测温仪器
电力设备红外测温仪器的类型，主要有红外测温仪、红外热电视、红外热像仪等，它们的性能指标是使用者选择仪器的主要依据。根据用途而设计仪器，功能上通常只以几个 指标为主，不能期望有一个全能的仪器，可以满足电力热故障的各方面的需要。
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变压器常见故障及红外诊断。
电力变压器可以分为干式和油浸式两类。目前，除了部分配电变压器采用干式变压器以外，作为升压变压器、降压变压器、联络变压器都是油浸变压器，主要由以下5个部分组成：
器身。电力变压器的器身是在铁芯和绕组上组装绝缘及引线组成。器身一般装在油箱和外壳之内，现场配置调压、冷却、保护、测温和出线装置，就构成了变压器的结构整体。
油箱。油箱由油箱本体（包括箱盖、箱壁和箱底等）以及附件（包括放油阀、活门、小车、油样活门和接地螺栓等）组成。
保护装置。包括储油柜、油表、安全气道、吸湿器、测温元件、净油器和气体继电器等。
出线装置。包括高、中、低压套管和中性点套管。
冷却装置（即散热器和冷却器）。它是把变压器运行中由于铁芯和绕组的损耗而产生 的热量散发出去，以保障变压器安全运行的装置。
由于电力变压器的结构复杂，所包含的部件也特别多，出现的故障各式各样，有一些 故障用红外的方式来检测和诊断效果很好，但也有些故障用红外的方法来检测效果并不 好。这是因为某些故障适合于红外检测，而另外某些故障不适合于红外检测。就如目前 作介质损耗试验，可以检测出不少绝缘性故障，但同样也难以检测出变压器内部线圈与铁 芯间是否有局部放电一样。因此，既不能认为红外诊断技术是万能的，也不能认为它的作 用不大，而是要看用它来完成的工作。 变压器外部故障的红外诊断
变压器外部故障主要包括导体连接不良、漏磁引起的箱体涡流和冷却装置故障等。 由于这类故障都是在变压的外部，所以，与其他电气设备的外部故障一样，可以直接利用 红外热像仪检测。
（1）导体外部连接不良故障诊断。当变压器与外部载流导体连接不良或松动时，因电 阻增大而引起局部过热。其热像特征是个以故障点为中心的热像图。
（2）冷却装置及油路系统故障诊断。变压器的冷却器、潜油泵、油箱、油枕、防爆管等 冷却装置及油路系统都在变压器外部，它们的故障（无论是冷却管道堵塞、假油位还是潜 油泵过热等）都能够直接在红外热像图上清晰地显示出来。而且它们存在故障时的热像 特征是一个以故障点为中心的热像分布。例如，潜油泵过热，则在油泵相联的位置有一个 明显的热区；如里冷却器堵塞，则堵塞处无热油循环，相应的热像是一个暗区（或低温区）； 假如油枕油位不足，则在热像图上可以清晰地看到油枕油面低落；如油枕内有积水，由于
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水的比重比油大，必然沉积在油枕底部，因水的导热性又好，温度比油低，热谱图上油枕底部可看到有明显的水、油温度分界面。
（3）变压器漏磁和箱壳涡流故障的诊断。由于设计或制造不良，变压器的漏磁通在箱 壳上将感生电动势并形成以外壳螺栓（钟罩螺杆）为环流路径的箱体环流，其热像特征是 以漏磁通穿过而形成环流的区域为中心的热谱图，从而造成箱体局部过热，引起螺杆温度 很高（有的温度可达\"##$左右）以及色谱异常，严重时还会影响到变压器的正常运行。 （4）变压器本体内部故障的红外诊断
变压器本体内部的故障，这主要包括线圈、铁芯、引线、分接开关、本体绝缘、支架等部 件存在的缺陷。由于变压器结构和传热过程的复杂性，要利用红外成像方法直接在线检测于变压器本体内部的各种故障是十分困难的。但是，如果采用一种特殊的运行方式，在动态过程中诊断本体内部的某些故障还是可行的。例如，变压器在增减负荷中诊断；在停掉冷却器后诊断；在停电降温过程中诊断以及在吊芯（罩）状态下外施激磁电压进行诊断等。 1）非漏磁引起的箱体局部过热故障的诊断。当变压器箱体表面出现过热，而钟罩螺杆又毫无发热迹象时，这种发热迹象一般不是箱体漏磁产生的涡流所致，而是内部故障点产生的热功率传导到箱体表面的结果。
2）铁芯局部发热故障的诊断。变压器铁芯局部发热故障起源于铁芯迭片间短路或者铁芯多点接地，由于这两种原因引起的铁芯局部发热故障都在变压器的内部，所以只有干式变压器才能进行在线红外检测。而对于油浸变压器而言，因故障点产生的热功率往往不能反映到外部来，故只能吊芯（吊罩）后适当外施激励电压进行检测。
3）干式变压器铁芯故障的诊断。干式变压器铁芯局部片间短路产生的热功率，一部分可以直接辐射出来，其余部分经相邻构件的热传导，也可以在外面直接检测到。因此，可以利用红外成像方法直接检测，其热谱图上表现为以缺陷部位为中心的局部温度升高。 4）油浸变压器铁芯故障的诊断。正常运行的油浸变压器的绕组和铁芯在油箱的中部，四周充满变压器油。内部即使出现局部故障而发热，由于油的冷却扩散作用，尤其当铁芯故障不太严重时，一般在油箱外部也不会显露出来。因此，无法形成局部明显异常的特征性热像图。
（六）变压器内部热故障的检测和诊断案例
（1）主变内部引线短路的发热缺陷。某电厂用红外热像仪对经油色谱分析有700度高温的变压器进行整体温度分布测量。该变压器有高、中、低压套管共9支，所有套管的热像图分布基本均正常。其中中压套管的引出线与母线的连接接头三相都过热，但它不像是引起
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该变压器过热的原因。当检测到主变压器低压侧箱体时，发现在低压c上升高座下面的箱体有一过热部位，温度明显高于ab 两相相同部位约10度。红外热像检测初步诊断为低压c 相线圈出线有过热故障。主变压器停止运行，将变压器油排出，打开入孔门，试验人员钻进主变压器检查，发现低压引线软连接c1-x1在内部已短路并烧在一起。
（2）变压器箱体漏磁造成的局部发热缺陷。某变电站里，测得了由于变压器箱体涡流、漏磁等原因，造成的箱体局部的个别螺栓处为中心的发热现象。一般来说，油箱表面的热场分布是不均匀的，由于漏磁通的影响，箱壁表面热场中较热的部分，往往是因为该处漏磁较大而形成涡流损耗发热引起的，但并不一定显示该表面所对应的内部有局部过热，正处于运行状况下，无法用红外热像仪直接对线圈、铁芯和分接开关等进行监测。 （3）变压器的散热器及瓦斯继电器油路不通的缺陷。
某变电站红外测温检查过程中，发现变压器部分散热器的阀门未打开及变压器瓦斯继电器的油门未打开的设备缺陷，根据红外热像图谱的分析判断消除了变压器的事故隐患。 变压器高压套管的常见故障及红外诊断
高压套管是各种电气设备的重要组件，甚至是主设备上的重要组件。如果高压套管出现故障，必将造成严重后果甚至造成主设备烧毁。
高压套管按结构特点可分为单一介质套管、复合介质套管和电容式套管3 种。按主要绝缘介质又可分为纯瓷套管、充油套管、充气套管、树脂套管、油纸电容式和胶纸电容式套管。
在正常工作状况下，由于高压套管的电容量相对较小，如果介质损耗因数很小时，单 纯由绝缘的介质损耗产生的发热功率甚小，不超过几瓦，由此而引起的套管表面温升一般 不超过1度；而此时流经载流体的电流引起的正常发热损耗可高达几百瓦，可能比前者高出两个数量级。同时，主变压器的高压套管工作在主变压器本体产生的高温环境。这些“正常”的发热将淹没套管介损引起的发热的“信号”，给某些微弱信号的检测带来不利影响，但这并不阻碍对许多故障的检测和诊断。
变压器高压套管发热及高压套管内部不同故障缺陷类型主要包括：
1）套管绝缘故障。由于受潮和老化造成的介质损耗增大或绝缘故障，其热像特征是
呈现以套管整体发热的热像图。凡发现套管有较大面积分布性过热的情况都应加以重 视。当三相间温差达到1K以上时，或与上次测试相比，三相温差的变化超过1k时，应尽 早安排电气试验，以便确认是否存在缺陷。
2）套管端部过热。主要是穿缆线与引线焊接不良、导电管与将军帽连接螺母配合不
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当，或因受外界引起的作用力，致使接触电阻增大，在通过较大电流时产生过热。这时可 以明显见到以热源为中心的过热分布图像。 3）套管与外接引线接触不良。
4）油位不足。热谱图上有明显的油、气分界面，往往是由于漏油或在充油时，没有排掉套管内的空气而造成。从热像中，可以直观地看到液面处有油的下部和缺油的上部间的明显分界处。若严重缺油时引起局部放电，从热像上还可看到放电部位造成的局部温升。 5）充油套管缺油的缺陷。运行中红外检测油浸设备是否缺油，是根据设备表面温度分布判断的，如套管缺油时，由于油面以上的空气介质的热容量和导热系数很低，而油介质的热容量和导热系数很高，因此油面以上温度比油面以下要低，其热像特征为沿油面有明显的温度突变。
变压器高压套管内部过热缺陷案例
1）变压器35kV纯瓷套管缺油缺陷。某变压器35kV纯瓷套管红外热像仪观测到B相套管本体温度比其它两相的温度低6度。据变电站工作人员介绍，该变压器两个月前放过油，检修低压侧分接开关。根据上述情况，初步判断该相套管缺油，因为套管充油后，遗忘了排气，造成套管内部憋气，这时使套管的电气绝缘强度降低，威胁变压器的安全运行。 由于各种材料的热容量及导热系数不同，它们吸收热量的情况也不同，利用这一特 点，使用红外热像技术诊断充油电力设备是否缺油。
2）变压器220kV 套管缺油缺陷。某变压器测到套管220kV缺油达五分之二的严重缺陷。在分析中，发现该套管在两个月前的油色谱化验时，油中乙炔已达4.4ppm，而该套管在3个月前的油色谱化验无乙炔。这些现象说明这支套管近期可能有严重渗、漏油问题。 3）110kV电容套管缺油，但油位计有假油位。某变电站进行红外测温检查时，发现一台110kV电容套管油位正常，但红外热像反映套管严重缺油，经停电检查确实缺油严重。 4）螺纹接头与变压器绕组引线焊接不良的发热缺陷。主变压器110kV套管，额定电流1200A，穿缆式结构，红外热像仪观测其B 相110kV套管将军帽顶部温度偏高，为115度，跟踪监测，该点温度继续增高，达到172度。当导体接头由于接触不良，接触电阻增大，该部位会严重发热。将军帽接头的螺纹联接处、接头和引线的焊接部位接触电阻偏大，是引起套管顶部过热的主要原因。
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实例：
1．直流电阻试验及故障查找
通过直阻测量，可以检查引线的焊接或连接质量，绕组有无匝间短路或开路以及分接开关的接触是否良好等情况。
例1 一台16000kVA，6.3kV变压器，处理前低压绕组三相不平衡率为2.82%，将二次绕组三相分开，分别测量其直阻，B相较A，C相大7.8%，检查发现B相绕组引出线焊接不良，三根扁铜线中一根断线，绕包有7-8层白布带烧黑，重新处理后直阻正常，三相不平衡率降为0.005%。
例2 一台31500kV，10kV变压器，出厂直阻不平衡率为3.6%，投运前测得为2.5%，预试中测为2.7%。经一次突发短路事后测得不平衡率为3%，后经5次冲击合闸，测得直阻不平衡率为42.8%，经检查发现：
1)低压1分支A相线圈下部出线处的第2匝匝间短路，该处绝缘及垫块烧焦。 2)短路匝绕组轴向及径向位移约20mm左右。
例3 一台120000kVA，220kV变压器，运行25年，91年发现直阻异常，不平衡率达到4.2%。
总烃不大，乙炔少量出现，测低压绕组出线端接头接触电阻，发现B、C端由10几个uΩ，升至300uΩ，检查发现，低压绕组B，C引出线两接头上螺帽与螺杆烧熔。螺帽，垫圈均有烧伤斑痕和熔点。
例4 一台2000kVA，63kV变压器，直流电阻测试结果发现在分接位置9时，直流电阻偏差为9.8%，检查发现有载调压开关弹簧压力不足，螺丝紧固不力，切换开关机械不到位，造成极性开关与公共点K点虚接，动静触头有电弧烧伤痕迹，处理后直阻平衡。
例5 一台SFPSL-120000/220变压器，投运18年，包括直流电阻在内的历次测试结果均为正常。一次110kV侧CT的沿面闪络事故后，变压器跳闸并爆裂起火烧损。在分析直流电阻测试结果时发现，每次相电阻的不平衡率均符全规程要求，而事故前半年测试结果中，中压侧三相直阻虽平衡，但与换算在同一温度下的往年平均测试值比较，每相均增大约8.15%(高低压均不大于2%)说明中压侧中性点套管已有接触不良缺陷存在，而测试后未加分析，加之正常运行中无电流通过，色谱不能反映，直至发生事故。
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例6 某120MVA，220kV变压器，运行中突然轻重瓦期保护和差动保护动作跳闸，喷油，油色谱分析是电弧放电，并涉及固体绝缘特征。高压绕组直流电阻三相不平衡，A相比B、C两相大12%左右。吊罩发现，A相高压I线圈，从上往下数第5段线匝间短路，已熔断。为什么绕组匝间短路熔断后，绕组直流电阻仅上升12%?这是由绕组结构决定的。该变压器的绕组为高-低-高结构，即最外面是高压I线圈，中间是低压线圈，最里面是高压II线圈，高压I和高压II串联而成高压绕组，高压I线圈上下对称，并联在一起，再与高压II串联。
A1O1或A2O2的匝数相等，约占AO1匝数的1/4左右。 设各段电阻有如下关系： RAO1=RAO2=4RA2O2=2RO1O=4RAA1/3 正常情况下：
R高=RO1O+RAO1/2=RAO1 A1O1事故熔断后 R高=RO1O+RAA1/2+RA2O2
即事故后高压绕组电阻比正常情况下电阻大约大12.5%。
同理可知，高压I发生匝间短路，导线熔断，高压绕组电阻将增大27%左右。对于普通的高-低结构变压器，高压大区间发生匝间短路导线熔断，高压绕组电阻增大约80%，故障在小区间(即分接区至中性点间)，电阻增大约20%。按上述经验和计算，根据电阻变化情况，可大致判断故障的区间。当然也有极少数情况，匝间短路后，导线未全部熔断，线圈直流电阻变化不明显。 2．变压器过热故障
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变压器过热故障是常见的多发性故障，对变压器的安全运行带来严重威胁，因此引起现场的广泛关注。
变压器过热的原因 ⑴绕组过热
近十几年来，为降低变压器损耗，各制造厂先后采用了带有统包绝缘的换位导线绕制变压器绕组。由于早期国内对换位导线生产技术尚未全面掌握，使之采用换位导线的变压器在运行十年左右出现了统包绝缘膨胀。段间油道堵塞、油流不畅，匝绝缘得不到充分冷却，使之严重老化，以致发糊、变脆，在长期电磁振动下，绝缘脱落，局部露铜，形成匝间(段间)短路，导致变压器烧损事故。例如，东北电网某台240MVA的升压变压器，正常运行负荷率为90％左右，上层油温一般不超过70℃。1988年以来，对该变压器进行糠醛分析，发现绝缘有老化现象。运行中油色谱分析表明， CO和 CO2的绝对值及增长率均比较高。1992年6月在正常运行中，主变压器轻、重瓦斯保护动作，防爆筒喷油，吊出高压绕组检查后发现：故障发生在 A相低压绕组下数第3～4段最外一组换位导线，有数根烧熔。经进一步检查，发现低压绕组上、下两端 l～5段均有烧焦痕迹，并有露铜现象。导线段间绝缘纸均已烧糊，第6～8段绝缘呈深红色。此单半螺旋绕组半螺旋处1.5mm油道已全部堵死，4.5mm油道也仅能插进1.4mm纸板。
另外，绕组材料本身的质量不良，也会导致过热现象。例如，某局的一台 SF7一8000/35型变压器，1994年安装并投运后发现：该变压器所带的负荷与5600kVA变压器相同的情况下，其温度比5600kVA的变压器高10℃左右，在环境温度高于5℃时，只要变压器投人，不论负荷大小(最大负荷4500kW〕，风扇电机一直启动(启动风扇温度整定为50℃，此时变压器油温高于50℃)，这说明该变压器一直存在隐性过热故障。吊罩后，解体拔包检查发现，B相低压侧绕组第 l、4饼有明显过热现象，绝缘纸已变为暗褐色，拆开检查，发现匝间有小毛刺漏铜点，但匝间并没有完全短路，所以，故障电流并不大，缓慢发热，以致油温升高。
⑵分接开关动、静触头接触不良
在有载调压变压器中，特别是调压频繁、负荷电流较大的变压器，在频繁的调动中会造成触头之间的机械磨损、电腐蚀和触头污染，电流的热效应会使弹簧的弹性变弱，从而使动、静触头之间的接触压力下降。接触压力减小，会使触头之间的接触电阻增大，从而导致触头之间的发热量增大，由于发热又加速触头表面的氧化腐蚀和机械变形，形成恶性循环，如不及时处理，往往会使变压器发生损坏事故。例如，某化工厂的800OkVA有载
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整流变压器，由于疏忽了有载分接开关粗调部分的接触问题，接触电阻不断增大、发热，逐渐形成动、静触头之间的金属熔化、蒸发，环氧树腊绝缘支架碳化，最后在调压过程中起弧引起相间短路，变压器爆炸起火，而发生变压器损坏事故。
在无载调压变压器中，分接开关接触不良，也会使其触头表面腐蚀、氧化，或触头之间的接触压力下降使接触电阻增大，而形成变压器的过热性故障。例如某局的一台35kV、18MVA变压器，曾发生过因分接开关接触不良、发热，最后导致变压器分接开关烧流，变压器气体继电器动作，迫使变压器停运。
⑶引线故障 ①引线分流故障
这种故障较多，东北电网1989～1993年的统计，约占总故障的10%。这些故障多发生在66kV套管上，一方面66kV侧电流较大，另一方面66kV引线大多不是直顺套管方向进入导管，因此，未包任何绝缘的引线与导管接触，造成分流，产生热故障。其原因如下：引线电缆外表半叠包的白布带，经过制做中工序的传递和引线装配，多数已不紧密和不完整。某些制造厂，甚至完全不要这一层白布带。而对较长的引线，在装配时，如电缆施压后造成裸铜绞线与套管的铜管内壁靠接，这就形成了一个闭合回路。当引线中通过电流时，引线周围便有磁场且有磁通，引线的交变电流产生交变磁通，即会在这个回路中感应出电势。由于大容量变压器每相的电流很大，相应的引线周围的磁通以及感应的电势也比较大。闭合回路，由于路径较短，而导线截面较大，即电阻较小，流过回路的电流较大。
相对来讲，回路中裸露电缆与铜管靠接的局部接触电阻是比较大的，当很大的回路电流通过时必将发热。由故障实例可知，铜管熔成凹形坑现象，说明过热点的温度已达 l000℃以上。
②引线接头过热
引线接头(将军帽)过热也是多发性故障。例如，东北电网某局的一台主变压器，总烃为455.9μl/l，乙快为4.23μl/l。吊检发现66kV A相套管穿缆引线头过热，焊锡流出滴到夹件和压件上；又如，某台主变压器， B相套管头部发热，经检查，将军帽螺扣配合不良，将螺扣烧坏5～6扣，造成过热。
③引线断股
某台DFL一60000/220型单相变压器，1990年5月开始发现色谱分析结果异常，热点温度可能高于 l000℃，直到1993年5月进行大修时才发现，该变压器中性点套管内的引线有两股烧断、三股烧伤(共35股、截面240mm2，其原因是在1989年5月检修中，更
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新该中性点套管时引线(铜辫子)向上拉比较别劲，使引线外层半迭绕白布带脱落，裸辫子引线与套管内的铜管内壁相碰，发生分流、放电、过热。
⑷漏磁导致过热
变压器绕组中的磁通包括主磁通和漏磁通，无论主磁通或漏磁通，可分为轴向分量和径向分量。轴向分量分布较简单，沿绕组高度变化较小。径向分量沿绕组高度分布复杂，由它引起涡流损耗分布很不均匀，且随变压器的容量变化而变化，不仅随绕组的轴向高度变化，也随绕组的径向尺寸变化。尤其在端部变化大．其最大值出现在端部附近。由于变压器的内绕组离铁芯近，漏磁的径向值高于外绕组。若变压器绕组为低、中、高排列，则低压绕组的径向漏磁高。
在大型变压器中，由于漏磁密度高，所以产生的杂散损耗很大，有时可达数百千瓦，导致局部过热现象。例如，某台SFPS—120000/220型变压器出现的过热现象就是低压侧j箱壁漏磁严重所致。又如，某 SZL7一6300/35型变压器，由杂散磁通在铁芯上、下夹件拉杆上的个别部位形成磁密高度集中，产生局部过热，并导致绝缘油色谱分析结果异常。
⑸冷却装置风路堵塞
冷却装置风路堵塞引起的过热现象也时有报导。例如，某台 OSFPSL—120000／220型变压器，运行11年均正常。1992年8月28日油温突然上升，由原来的42℃左右增加到90℃左右。与同容量的变压器比较温升相差很大，但电气试验结果正常。通过对外观检查发现，风冷却器散热管的翅片间积满了灰尘(长期运行从未清洗过)，已将间隙堵死，电风扇的风已无法吹到教热管上，致使变压器的温度不断升高。经冲洗后油温一直在40℃左右。又如，某台DSFPSL一90000/220型变压器，上层油温偏高，曾达80～90℃，检查发现散热器风道缝隙被杂物堵塞，影响正常散热，用高压水枪冲洗后，油温降到60℃，恢复正常。
⑹风扇工作不正常 风扇工作不正常主要包括， ①风扇反转
某局的一台主变压器，由于冷却系统在检修时将电源接反，造成风扇反转，使冷却效果降低，油温比带同样负载的另一台主变压器高15℃，查明原因纠正后，温度恢复正常(两台主变压器温度只差1℃)。
②启动风扇设定值错误
某台SFY7一63000／110型主变压器(法国专利)，运行在某牵引变电所。在运行中
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发现其CO/CO2=0.68，属于异常。可燃性气体总量也属“注意值”之列，且其增加趋势已为异常。显然，主变压器存在早期热性故障。检查发现，启动风扇的温度为75℃(在 ASEA图纸上也是75℃CONTROL)。它不符合铁道部颁发的《牵引变电所运行检修规程》，规程第36条规定：风冷式变压器当其上层油温超过55℃时应启动风扇。本台主变压器为油浸风冷式，由于启动风扇的设定值错误，导致主变压器不能风冷散热。因而出现热性故障。
③风扇等失去电源
某发电厂的一台主变压器为三侧三绕组强迫油循环风冷有载调压变压器，三侧容量比为180000/120000/180000kVA，三侧电压比为231土8×1.25％／121／13.8kV，B级绝缘，允许最高温度为120℃。在运行中发现释压阀动作喷油，主变压器本体上层油温超过l00℃。反复检查发现，主变压器冷却器电源的 B、C相保险熔断，而使其风扇和潜油泵停止运转。但由于温度过高，发信号回路的保险熔断不能正常发信号。最后导致主变压器过热冒油。
⑺漏硅胶造成堵塞
某电厂一台 SFL一630O0/110型主变压器，连续两年高温过热。最后吊罩发现，油箱的底盘上堆满硅胶，约200kg，在铁芯底面与底盘问约1.2cm缝隙全部被堵死，经过检查，原因是净油器滤网不严密，有一较大缝隙，经过18年运行使硅胶大量进入油箱，阻挡了油的循环通路，使循环不良，引起主变压器高温过热。
⑻异物引起局部过热
变压器内部残留的异物不仅可能造成绕组匝间短路，引起局部过热，而且也可能在异物中形成环流，引起局部过热。例如，某台DFL一60000/220型主变压器的 A相 (单相变压器)，1960年投运后正常，但在1982年换油时冲洗过绕组和铁芯，一个月后发现总轻由100μl/l增加到300μl/l，一年后，总烃增加到 1125μl/l。用三比值法判断故障性质为300～700℃中等温度范围的热故障。但通过试验检查不出异常．最后进行解体大修，为期3个月。由于该变压器是沈阳变压器厂的早期产品，限于当时的技术水平，不但变压器分相，而且每相变压器的铁芯也分内外框。在大修时．先将铁芯上扼拆除，高低压绕组吊走，再将内外框分开，发现在铁芯柱底部内外框之间的油道中有一颗直径为15mm左右的黑色球状炭粒，粘在硅钢片上。测量炭粒电阻为5Ω，经鉴定为电焊渣，其附近有3张硅钢片局部过热、发蓝。
分析认为该电焊渣是厂家在装配时落入内外框间的油道中，由于所处位置凑巧，20多年来未发生异常。后来换油冲洗时该电焊渣沿着油道被冲到某一位置；由于硅钢片叠压
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参差不齐，该位置较窄，就会碰到内外框铁芯。在运行中，该点的内外框之间存在着磁位差，形成环流，造成局部过热。经修复后运行正常。
⑼铁芯多点接地引起的过热 变压器过热性故障的诊断 ⑴色谱分析法
气相色谱分析是诊断变压器过热故障的重要方法。实践表明，在局部过热的情况下，变压器油中含有大量的CH4和C2H4，故障涉及固体绝缘时，油中还含有大量的CO和CO2，基于此特性，可以用气体图形法和比值法来判断故障的性质。
①气体图形法
以最大浓度为1，画出气体组分的相对浓度，即为气体图形。 ②气体组分比值法 a 判断故障性质。
判断故障性质的比值法有三比值法和四比值法。比较上述比值法，可以看出，C2H2/C2H4和CH4/H2两比值对确定故障性质是有效的。对过热故障，在三比值编码中C2H2/C2H4的编码为0，CH4/H2的编码为2；在四比值编码中C2H2/C2H4的编码为0，CH4/H2的编码为1或2。据此提出以下判据：
C2H2/C2H4＜0.1 且 CH4/H2≥1 满足上述判据即为过热性故障。
过热故障的温度可分为低温、中温和高温三个范围。三比值法详细地列出了这种诊断结果。
b 判断热故障回路。诊断时，将三比值法与四比值法相结合，可区分过热故障发生在磁回路还是导电回路。
在四比值法中，当 CH4/H2＝l～3，C2H6／CH4＜l，C2H4／C2H6≥3，C2H2／C2H4＜0.5时，则表明变压器存在磁回路过热性故障。实践证明，它对判断变压器磁回路过热性故障具有相当高的准确性。
由上述可知，磁回路过热判据与三比值法比较，有三个比值项是共同的。在这三个比值项中，磁回路过热判据基本上与三比值法的比值组合0、2、2相同。因此当基于三比值法判断为 0、2、2热故障后，再将其中的CH4／H2的比值按 l～3和≥3划分为
CH4／H2=l～3，编码记为2c(C一磁)； CH4／H2≥3，编码记为2D(D一电)。
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这样，当比值组合为：
0、2c、2时为磁回路过热性故障； 0、
2D、2时为导电回路过热性故障。
例如，某变电所一台120MVA主变压器的色谱分析结果表 l所示。 表1 色谱分析结果(μl/l)
由表中数据可知，应用三比值法编码为0、2、2，其中CH4／H2＝3.2＞3，可将编码记为0、2D、2，即为导电回路过热性故障。进一步检查确认为分接头开关接触不良。
③CO和CO2含量曲线法
根据色谱分析结果给出的CO和CO2含量，可以判断变压器绕组绝缘是否存在过热性故障。东北电力科学研究院对东北电管局直属局、厂约150台220kV及以上隔膜式(含胶囊)密封变压器进行油中CO和CO2含量分析，并提出初步判据。
判断方程式为
CO含量 yco＝133十407√X CO2含量 yco2＝1896十1042X 式中X——运行年限。
将上述回归方程式绘成曲线，当变压器油中CO和CO2超过曲线上相应值或产气速率大于曲线的斜率时，一般认为变压器可能存在异常。
例如，某260MVA变压器的油中CO和CO2的含量曲线，无论从CO和CO2增长速率，还是其绝对值都远远超过了判断所示曲线。中间下降是处理油的结果，但下降后仍按较高速度增长，只是运行年限较少，其绝对值尚未足够积累。
由此，结合变压器绕组结构，便能分析判断该变压器可能存在的过热性故障。 ⑵测量直流电阻
测量直流电阻可以对导电回路热性故障作进一步判断。上述两例都是根据直流电阻作进一步判断的。前者为分接头开关接触不良，后者为低压绕组匝间短路。
处理对策
根据引起过热故障的不同原因采取不同的处理对策。
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⑴由于绕组结构原因引起的低压绕组过热，宜将变压器的低压绕组改为双螺旋结构。 ⑵对冷却器组管堵塞引起的过热故障，应定期(l～3年)用压缩空气或水清洗冷却器组管，清洗工艺如下：
①清洗前，使冷却器停止运行，拆下风扇保护罩和风扇叶片，这样冷却器的前后都能彻底清洗。
②先用吸尘器在进风侧从上至下吸掉灰尘、杂物，而后在出风侧用压力为0.1MPa压缩空气吹组管，边吹边吸(因邻近冷却器正在运行中)，这样可提高清洗效率2倍。
③去灰尘后，用自来水冲洗。冲洗时同样由出风测往进风侧方向冲，勿使杂物进人中间管族，以免杂物落人死区。
⑶正确连接引线和分接开关，上紧螺帽，避免松动而发热。 ⑷为避免引线和套管铜管靠接后出现过热，可采取以下措施：
①不改变目前引线绝缘包扎方式，而只在每台产品试装时，准确裁截引线电缆的长度，做到引线长度和套管准确的配装。这可以消除电缆太长而与铜管内壁靠接的不良后果。但这样做对以后备品套管的更换的准确装配造成困难。
②改变引线电缆的绝缘包扎方式。如把目前的只用白布带半叠包一层，改为先用0.1mm×30mm皱纹纸正反两个方向半叠包各一层后，再用白布带半叠包一层。在总装套管时，要保持引线电缆绝缘的完整，不允许有绝缘松脱露铜的现象。这样，引线装配后，即使引线和铜管靠接，回路将由绝缘隔开而难于闭合，阻止了电流的流通和过热。
⑸为防止漏磁引起的过热故障，可在变压器油箱内壁及绕组钢托板上加装磁屏蔽。设置磁屏蔽的目的就是让漏磁通尽可能地通过导磁性能较好的磁屏蔽装置，而不穿入油箱壁的钢板，从而避免了在油箱壁中产生大的损耗，引起油箱局部过热。
在大型变压器中，为降低由漏磁通在油箱上引起的损耗，在特定的面积上(如套管安装部位)有时用不导磁钢板来代替普通钢板。但对大面积的油箱内壁采用安装磁屏蔽的方法则更为经济合理。对大电流变压器，其绕组的端部漏磁较为严重。在绕组下端的钢托板上加装磁屏蔽，能使钢托板表面的磁密变得很小，从而降低绕组端部的漏磁损耗，防止绕组端部绝缘过热故障。某电厂的SSPL一260000／220型主变压器，在改造过程中，在油箱内壁及绕组的钢托板上加装磁屏蔽收到良好的效果，曾几次经受系统谐波冲击的影响，始终稳定运行。例如，1993年因系统谐波的影响，另一台未经改造的变压器油箱局部过热，上下油箱的连接螺丝烧红，烧毁密封胶垫，造成变压器大量漏油，重瓦斯保护动作跳闸，被迫停运检修，但经过改造的这台变压器却安然无事。经过长达4年多的油色谱跟踪监视，
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其分析结果稳定。变压器改造后总烃及 CO、CO2含量都大幅度下降并且一直稳定。
⑹加强管理，避免由于管理不善等原因而引起的过热性故障。对强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，并定期进行切换试验，信号装置齐全、可靠。 3．变压器的空载试验
变压器的空载试验，是从变压器的任一侧绕组施加正弦波额定频率的额定电压，其它绕组开路，测量变压器的空载损耗和空载电流的试验。空载电流以实测的空载电流I0占额定电流Ie的百分数来表示,记为I0。
当试验测得的数值与设计计算值、出厂值、同类型变压器或大修前的数值有显著差异时，应查明原因。
空载损耗主要是铁损耗，即消耗于铁心中的磁滞损耗和涡流损耗。空载时激磁电流流过原边绕组也要产生电阻损耗，如果激磁电流很小，可以忽略不计。空载损耗和空载电流，取决于变压器的容量、铁心构造、硅钢片的制造和铁心制造工艺等因素。
导致空载损耗和空载电流增大的原因主要有：硅钢片间绝缘不良；某一部分硅钢片短路；穿芯螺栓或压板、上轭铁以及其它部分的绝缘损坏而形成短路匝；磁路中硅钢片松动，甚至出现气隙，使磁阻增大(主要使空载电流增大)；磁路由较厚的硅钢片组成(空载损耗增加而空载电流减小)；采用了劣质的硅钢片(多见于小型配电变压器)；各种绕组缺陷，包括匝间短路、并联支路短路，各并联支路中匝数不同及安匝数取得不正确等。此外，由于磁路接地不正确等原因，也会引起空载损耗和电流的增大。对于中小型变压器，在制造过程中，铁心接缝的大小会显著影响空载电流。
分相测量的结果按下述原则判断：
1)由于ab相与bc相的磁路完全对称，因此所测得的ab相与bc相的损耗P0ab和P0bc应相等，偏差一般不应超过3%。
2)由于ac相的磁路要比ab相或bc相的磁路长，故由ac相测得的损耗应较ab相或bc相大（35kV及以下变压器一般在30％～40％，110kV及以上变压器一般在40％～50％）。
例1：一台90MVA，220/121/38.5变压器，I0=0.23%。 单相：pab=41.3kW=pa+pbpa=28kW pc=2.35pa=4.95pb pac=93.8kW=pa+pcpb=13kW pbc=79.1kW=pb+papc=65kW
解体发现，C相低压绕组第一匝(出线端)有股间短路，低压绕组为2.3×10.5扁铜线10根并联，外层有两根导线形成短路，部分铜线熔化，经更换避免了一次大事故。
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说明：
1)匝间短路虽发展至铜导线部分已熔化，但I0远远小于设计值，三相不平衡也不突出。
2)匝间短路包括导线间、匝间、层间短路。三者比较，导线间起始环流最小(假设短路处接触电阻相同)。说明空载损耗试验找出短路点是可行的。
例2：一台变压器空载数据如下： ab励磁，bc短路，p0ab=44.6kW bc励磁，ac短路，p0bc=44.6kW ac励磁，ab短路，p0ac=55.2kW
当时，将此单相空载的损耗换算到三相空载损耗，与出厂数据比较相符，认为数据正常。投运后发生轻瓦斯动作。
分析各相的空载损耗的关系是：p0ac/p0ab=p0ac/p0bc=1.26，这个数据是不正常的。经验证明，对于这样大的变压器，它应大于1.4方为正常。在排除绕组及分接开关问题后，认为故障可能在B相铁心，不排除局部放电的可能性。
再作额定电压相空载试验结果如下：
bc励磁，ac短路p0bc=37.6kW，通电持续20分钟无气体，损耗数据不变; ac励磁，ab短路p0ac=52.6kW，损耗稳定，无气体，持续14分钟后，p0ac突然上升为58.8kW，与此同时产生气体，50秒钟气体达600ml;
ab励磁，bc短路p0ab=37.2kW，持续2分钟后，p0ab突然上升为42.6kW，同时产生气体。从以上试验可以看出，凡是磁通经过A相时，损耗就增大，有气体产生，为了确定故障是否在A相，重复bc励磁，ac短路的空载试验，当达到额定电压后，持续30分钟，损耗p0ab不变，仍无气体产生。
分析：
1)故障在A相磁路(包括AB间的上下铁轭)；
2)原来故障在B相，现在又到了A相，而且时隐时现，这证明故障点是可移动的，估计是个金属导体。
经检查，将下铁轭垫打掉，最后终于找到了故障点：在AB相下夹件绕组肢板下面有一片硅钢处将铁轭短路了三分之一。 4．变压器短路试验
将变压器一侧绕组(通常是低压侧)短路，从另一侧绕组(分接头在额定电压位置上)加
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入额定频率的交流电压，使变压器绕组内的电流为额定值，测量所加电压和功率。
将测得的有功功率换算至额定温度下的数值，称为变压器的短路损耗。所加电压Uk，称为阻抗电压，通常以所占加压绕组额定电压的百分数表示。
三绕组的变压器，应对每两绕组进行一次短路试验(非被试线圈开路)。如两绕组容量不等，应通入容量较小绕组的额定电流，并注明测得的阻抗电压所对应的容量。
阻抗电压包括有功分量和无功分量，两分量的比值随容量而变，容量越大，电抗电压(无功分量)对电阻电压(有功分量)的比值也越大。
短路损耗包括电流在绕组电阻上产生的损耗和漏磁通引起的各种附加损耗(在交变磁场作用下的绕组中的涡流损失和漏磁通穿过绕组压板、铁心夹件、油箱等结构件所形成的涡流损耗)。容量为6300kVA及以下的电力变压器，附加损耗所占比重较小；容量为8000kVA以上的电力变压器及自耦变压器等，附加损耗所占比重较大(常大于参考温度下电阻损耗的一半，有时甚至等于或大于电阻损耗)。因此，应按不同情况进行计算。
通过变压器短路试验可以发现以下缺陷：
(1)变压器各结构件(屏蔽、压环和电容环、轭铁梁板等)或油箱箱壁中由于漏磁通所致的附加损耗过大或局部过热；
(2)油箱箱盖或套管法兰等附件损耗过大并发热； (3)带负载调压变压器中的电抗绕组匝间短路；
(4)大型电力变压器低压绕组中并联导线间短路或换位错误。这些缺陷均可能使附加损耗显著增加。
5．互感器油中氢气含量单项偏高现象 5．1基本规律
近年来，对互感器油中溶解气体进行色谱分析，发现有氢气含量单项偏高的现象，其基本规律为：
5．1.1 密封式较非密封式突出
对国产密封式互感器进行监测和分析发现，相当数量的密封式互感器油中氢气含量相对偏高。特别是在投入运行后的最初几年中，在油中总烃含量正常、无乙炔组分且较稳定的情况下，密封式互感器油中氢气含量一般高于非密封式互感器，并且在初期有上升趋势。有一些新的密封式互感器在投运前油中氢气含量就高于规程所推荐的150μl/l的注意值。经分析有相当数量的密封式互感器油中单项氢气含量在100μl/l以上，而非密封式互感器油中单项氢气含量多在50μl/l以下。而且密封式互感器油中氢气含量单项偏高的比例
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远高于非密封式，这是因为密封式互感器油中气体不易溢出而造成气体累积效应的缘故。 5．1.2 加装金属膨胀器后氢气含量显著偏高
随着金属膨胀器在互感器中的广泛应用，出现了许多互感器中氢气含量单项偏高的现象。
5．1.3 密封式互感器油中氢气含量最初几年呈逐渐上升趋势，在达到最高值后又逐渐呈下降趋势。虽然互感器的种类、电压等级、运行时间和生产厂家等不同，各自的氢气含量变化曲线各不相同，但总的变化趋势是相似的。 5．2、油中氢气的来源
互感器油中最有可能产生氢气的途径有三条。 5．2.1 水分的电解及铁的化学反应
油中存在水分时，在电场作用下，水可发生电解产生氢气。
2H2O电解2H2O2
水分也可与铁发生反应放出氢气。
3H2O2Fe3H2Fe2O3
装有金属膨胀器的互感器内部一般都保持微正压状态，而且设备密封性能优良，所以很少有内部受潮的情况发生。目前发现油中氢气含量的多少与含水量并无直接关系。因此可以认为密封式互感器油中氢气含量单项偏高，不太可能是由于受潮引起的。当怀疑时，可通过对油中含水量测定来判断互感器内部的受潮程度以甄别氢气的来源。 5．2.2 烷烃的裂化反应
变压器油主要由烷烃、环烷烃和芳香烃组成，其中烷烃的热稳定性能最差。有机物在高温下被分解称为热解，烷烃的热解称为裂化。在裂化过程中，主要是由大分子烷烃转变成小分子烷烃、不饱和烃(烯烃和炔烃)及氢。用气相色谱分析法检测充油设备内部故障的诊断原理正是以此为依据的。当设备内部存在故障引起过热或高温而发生裂化反应时，与不同的故障温度相对应，同时必然会伴随着一些气态烃的产生，如甲烷、乙烷、乙烯和乙炔等。由此可以判断，油中只有氢气含量偏高，而其它特征气体又很低的情况，不可能是由设备内部故障引起的。 5．2.3 环己烷的脱氢反应
环烷烃是石油(也是变压器油)的主要成分之一。环烷烃中有一种环己烷，它在石油中的含量在0.5%～1%之间，其沸点为80.8℃，密度为0.78g/cm3。在炼油过程中，由于工艺
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条件的限制，难免要在变压器油的馏分中残留下少量的轻质馏分，其中也可能包括环己烷。环己烷在某些条件下(如催化剂、温度等)会发生脱氢反应。
常用的催化剂往往也是加氢催化剂，故反应是一个平衡体系。正方向是吸热反应，逆方向是放热反应。在常温并有较多氢气存在时，平衡向左移动，有利于环己烷的生成；提高温度，同时体系中没有或只有少许氢气平衡向右移动，有利于氢和苯的生成。 在正反应中，1mol环己烷可生成3mol氢。1mol氢气在标准状态下的体积是22.4L，1mol环己烷的体积为：
1mol环己烷重量环己烷分子量84108mL0.108L
环己烷密度环己烷密度0.78 生成物氢与反应物环己烷的体积之比为：
322.4622
0.108 即当油中含有1μl/l的环己烷并参加脱氢反应，就可产生622μl/l的氢气。可见，这个反应若能在互感器的油中发生，只要油中存在极少的环己烷，就会出现氢气含量高的现象。而现在的分析方法中，只能发现氢气含量的变化，无法知道环己烷和苯含量的变化。 综上所述，大量的互感器中单纯产生较高氢气的现象与环己烷的脱氢反应最为吻合，而这个反应在运行的互感器中确实是有条件发生的。这是因为金属膨胀器的主要构件为不锈钢合金(1Cr18Ni9Ti)制成，合金中的镍是一种著名的加氢、脱氢催化剂，在环己烷的脱氢制苯的反应中，镍具有双向催化作用，在正逆两个方向的反应中都能起催化作用。 设备投运初期，油中有较多的环己烷，而没有或只有少量的氢，在电场和镍的催化作用下，这时的脱氢反应速度大于加氢反应速度。经长时间的运行时间后，正逆反应速度逐渐接近，最后达到平衡，此时油中氢气含量升至最大值。以后，随着设备运行时间的增长，合金表面会逐渐钝化，催化活性减弱，不利于在常温条件下正反应的进行，使平衡向左移动，即加氢反应速度大于脱氢反应速度，形成油中氢气含量呈缓慢下降趋势。 5．3、处理方法 5．3.1 跟踪分析
对装有金属膨胀器的互感器，若油中出现单纯氢气含量超标而水分含量又在合格范围内的情况，可进行一段时间的色谱和微水跟踪分析。待氢气含量趋于稳定或下降后，再减
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少或取消跟踪分析。因设备内部并无故障，故不应将设备归入有绝缘缺陷之列。 5．3.2 真空脱气
结合设备检修，对油进行真空脱气。处理后，由于氢气含量减小引起化学平衡移动，油中氢气含量可能会有所增加，但要比处理前低得多。 6．油流静电
油在变压器中强迫流动时，由于固体绝缘表面形成的极性分离，油带走了大量带正电的氢离子，而固体绝缘上因留下过多的电子使其带负电。
变压器运行中铁心和外壳接地，靠近这一部位的油中正电荷可从铁心和外壳泄漏到地；不断留在绕组绝缘上的负电荷，则可通过绕组导体泄漏。没有泄漏的正负电荷，部分在流动过程中被中和，有一部分可能形成积聚的空间电荷。由于电荷的产生速率和泄漏不同，有些变压器可能不易形成空间电荷，而有的变压器的空间电荷在不断地形成和消失。空间电荷的消失过程又分两种情况：一种是空间电荷使该处直流电位提高，促使泄漏电流增加，在动态下形成稍有波动的泄漏电流源；另一种是空间电荷电位迅速升高使该处局部场强超过介质的耐受强度，致使发生放电，形成脉冲电流。由此说明，绕组中性点和铁心对地泄漏电流静电电压可在一定程度上反映变压器油流带电情况。
油流静电放电特性
如前所述，如果产生的电荷与泄漏、中和的电荷达到基本平衡时，积聚的空间电荷产生的局部静电场叠加上交流电场分量还没有超过该处介质的耐受强度，就不会引起放电，正如大多数的强油循环变压器尚未出现油流带电引发的静电放电现象一样；反之，若局部场强超过该处介质的耐受强度，则会发生放电。
变压器内因上述油流带电过程产生的静电放电且有不同一般交流电压下局部放电的特点。它有两种放电形式，一种是在变压器内某些空间电荷积聚处外施交流电压形民的交流电场很弱，此处放电因完全取决于空间 电荷产生的静电电位和介质耐受强度，而且有直流电压下放电的特点。这种放电重复率低，从开始放电到引发事故的时间较长。一般可通过对变压器油中气体分析，发现乙炔等含量增加。
另一种情况是，空间电荷积聚处工作场强较高，交直流电场的叠加作用，因直流分量降低了放电起始电压，使静电放电能引发工频电场下的连续放电，放电重复率高，且有交流放电的特点。该放电从起始到引发事故所需时间较短，往往是还未来得及从色谱分析发现明显的放电迹旬，很快就发生了甚为严重的事故。由此，可以看到上述两种放电对变压器构成的威胁是不同的。实际情况中，上述两种放电形式并不是绝对的，可能同时存在
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于同一台变压器中。
尽管影响变压器油流带电及静电放电的因素是复杂的，作用方式也是多咱多样的，但油流带电基本过程以及静电放电形成原因都是相似的。人们提出了针对油流静电的试验方法。
当变压器内的油流带电过程尚未发展为静电放电时，为了了解变压器内静电积聚程度以及评估由此造成的潜在危险，一般在变压器不充电情况下开启油泵，测量绕组中性点和铁心对地的泄漏电流或静电电压作为油流静电试验中的测量参数之一。试验中究竟是采用只测泄漏电流或静电电压还是二者同时都测的方法更且有代表性，还需积累经验。此外，由于绝缘上静电荷的积聚是逐步建立起来的，观测其积聚程度的最终稳定状态需要一定时间。所以为提高测量结果的可靠性，试验中泄漏电流的监测时间应在4小时以上。
如果当变压器油流带电过程已发展成静电放电，或相继出现静电放电过程时，由于放电过程使正负空间电荷中和，减少了静电荷聚集量，反而降低了泄漏电流值或静电电压值。此时单凭泄漏电流值或静电电压值就不能真实了解变压器的带电情况。因此，在油流静电试验中，还应进行局部放电测量。
通常测量交流电压作用下的局部放电，因大多数故障情况下，局部放电总在电压较高处发生，所以变压器试验标准规定，一律用端子上的校准值作为视在放电量，即把所有不同部位放电的作用都折合为端子上的电荷变化量。而测量变压器内油流带电引起的静电放电则与此不同，正如前面所分析的，静电放电的形式，部位，形成原因等都且有一定随机性，虽可采用通常的局部放电测试回路作测量，但无法对放电量进行校准。直流静电放电为单个放电脉 冲，放电能量较大，因此使用目前的局部放电测量仪，其灵敏度是足够的，可以通过观测放电脉冲幅值和次数对静电放电作定性判断。
测试时，一般以电气和超声测量配合使用。为区分干扰，超声信号也可由套管末屏抽取的电信号触发。但设想发生静电放电部位台在远离绕组处，则电信号可能很弱，若触发门坎过高，放电信号就不能测到，总之，静电放电的且体测试方法还有待研究和改进。
例1：1994年1月17日，对邹县电厂500kV联变C相进行油色谱分析，乙炔为1.2μl/l，跟踪至9月10日增至15.9μl/l，增长速度比较快，用改良三比值法判断为火花放电。进行了超声探测，在变压器有载发接开关侧收到了比较强烈的局部放电超声信号，并且在测试中听到变压器内部有放电声。放油进人检查，没有发现放电的痕迹，内部比较干净。
该变压器投运后，乙炔有缓慢上升的趋势，乙含量达22μl/l。现场工作人员巡视时
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听到变压器内产生放电声，大约每分钟一次。在开两台油泵的情况下，经过1.5小时后，500kV线端直流静电达到13 .5kV，35kV线端达到2kV .变压器内部有放电声，并且随着试验时间的延长，静电电压有继续升高的趋势。但当停一台油泵后，油流静电电压很快下降。放油进人检查，在变压器220kV及35kV套管下部的引线绝缘支架，磁屏蔽及围屏上发现放电点。上述部位上附着有大量的发黑的棉絮状物质，油箱底部的残油中也含有一些这样的物质和油漆片，经观察分析认为，这些棉絮状物质是绝缘纸板碎片在油中长期浸泡形成的。
为了对比，对联变B相也进行了油流带电试验。在开两台油泵的情况下，经过一个半小时，500kV线端直流静电电压达到2050V，35kV线端达300V。变压器内部无放电声，并且随 着试验时间的延长，静电电压稳定，无增长趋势。
例2：1996年8月5日，工作人员在巡视时听到临沂局相公站1号主变内部有放电声音。当即取油样进行色谱分析，发现油中乙炔含量高，但总烃含量不高。8月6日对变压器内部放电原因进行了检查分析发现，在带负荷或不带负荷的情况下，开任意两台油泵运行，变压器内部放电消失；开任意3台或4台油泵，变压器内部有放电声，确认变压器内部的放电属油流静电带电。为确定放电部位，我们对该变压器进行了超声测试，当时变压器只开了两台泵，持续近一小时。既听不到放电声，仪器也未收到任何信号。再启动两台泵，不到1分钟，就听到变压器内部有清晰的放电声，仪器也收到了明显的超声信号。放电部位经过测量计算定在高压侧B相套管下部分接引线附近。8月20日，我们再次进行了测试，开3台，4台直至5台泵，这次是既听不到声音，又测不到信号。上次测试时变压器油温在40度以上，而这次由于天下着小雨，油温只有30度。在其它条件未变的情况下，温度降低破坏了油流带电的成因。第二天，经现场吊罩检查，未发现明显的放电痕迹，但发现有大量的红色漆皮附在绕组等处。取该变压器的油进行介质损耗试验，发现严重超标。将变压器油经过滤处理合格后注入变压器，投运后运行正常。
由此认为：1）变压器油温和油的流速是影响油流带电很重要的因素。2）变压器内壁油漆为兰色，大量的红色漆皮是散热器内部脱落下来的。这些杂质污染了油，一方面使油介质损耗因数升高，另一方面油质变化使油带电度增加。局部流速过高的部位静电 产生的速度大于泄放的速度，最终发生放电。由于影响油流带电的因素很多，多种因素综合作用达到一定状态将导致油流带电的产生。一旦一个或几个因素改变以后，将破坏其成因。 7．恢复电压测量法在变压器诊断中的应用
改革开放20年以来，随着国民经济的发展，电力需求的增长率相当迅速。在过去的
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20年间，建设了大量的发电厂和变电站。因此，大量的发、供电设备正接近或超过25～30年的设计运行年限。大型变压器也一样，它们的平均预期寿命通常被看作25年。这个值主要同标准条件有关，如20℃的环境温度和78℃的热点温升。变压器实际寿命完全依赖于运行条件，例如：负载，油存储和冷却系统，过电压保护等等。也就是说，同样年龄但不同的运行条件的变压器在正常运行阶段可能有残余寿命。最近几年来，能源的压力不仅迫使电力公司延长老变压器的寿命，而且增加它们的负荷和减少维修费用。为了满足这些要求，有关残余寿命，绝缘状态的综合认识是必要的。
变压器寿命/老化主要同绝缘的降解有关，主要由绝缘纸的热老化和纤维素的分解引起的。在这个过程的衍生物是水和其它非完全极化以及离子特性的物质。纸的含水量在纤维素的降解率中占决定性的角色，较高的含水量强烈地加速降解过程。含水量的增长不仅因为上述热老化过程引起，而且它也是在运输、保存、注油、安装进一步到小修中补油和油的渗漏或呼吸系统过滤器的缺陷等造成的。
为了得出一台老化变压器进一步运行强有力得结论，有关绝缘状况得相关信息是必要的，使用寿命的评估极其重要。
非常需要测量一种测量纸的含水量的方法，它甚至能确定变压器绝缘的运行状况，这些信息能在决定延长寿命、整修、维修等过程中提供有用的背景资料，对这些测量效率的有效性提供帮助。
恢复电压测量(RVM)分析方法的原理和技巧
测量是建立在对绝缘施加直流充电和放电时的极化谱分析的基础上的，下面作一个简要的介绍。
第一步：用一个2kV范围内的直流电压对被试绝缘充电，充电时间tc预先设置。 第二步：将绝缘同直流电源断开，并通过短路放电，时间为预先选择的td。 第三步：断开短路回路，由于残余极化现象，出现一个释放电压或称恢复电压。 第四步：确定恢复电压的一些参数(最大值Vr和初始斜率Sr)，这些参数同特定的tc和td值相关的时间常数范围相关的极化强度(极化的基本过程的总和)密切相关。
第五步：在0.02～10000s的时间范围内改变tc和td(tc/td=常数)，并重复第1～4步，得到一系列Vr(和Sr)的值，绘制它们，得到tc(它可以看作代表极化的时间常数)的函数曲线，它和极化现象密切相关。用Vr的数值绘制的曲线，给出了极化谱的近似值。在最简单的情况下，这些极化只有一个最大值，属于主时间常数，它与绝缘的含水量相关。
在其它的情况下，曲线可能有其它的局部峰值或与各种不同的时间常数和需要考虑
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的强度有关的特性拐点。这些情况表明其它老化衍生物比如水分的存在，或者如果纸绝缘内部存在非均匀湿度分布也可能出现这样的结果。
极化谱图主要由时间常数相当大的空间电荷/界面极化过程决定的。后者包括由于湿度污染物和具有可分离特性的降解衍生物的存在而生产的离子化电荷的有限运动。在浓度的实际分配中，降解的衍生物主要受时间常数的影响，但受主极化过程的强度的影响则小得多。通常水分有最大的浓度，因此在主时间常数中占决定性的作用。其它降解衍生物引起的极化过程通常被湿度引起的高强度的极化过程所覆盖，它们的影响只有在变压器油和纸中的湿气被去除后才能看见。
纸中的含水量对局部放电的起始电压和油中气泡形成的起始温度有很大的影响。随着含水量的增加，气泡形成的起始温度降低，这样起始局部放电或者甚至破坏性局部放电的危险性增加。假设纸中含水量3%的气泡形成温度是150℃(依照IEC或IEEE负载导则，这是指在短时或长期过载下，存在产生局部放电或在最坏情况下甚至发生完全击穿的危险)。知道了含水量，可以限制过载到一个安全值，这样温度将远低于前面提及的起始温度。
这种诊断方法已经被匈牙利电力公司成功地应用于测试和诊断大型电力变压器绝缘状态15年。
变压器绝缘的当前状态可以通过试验结果的评估来描述，用以支持最佳定期修缮、恢复、重装方案的决定。此方法可以用于变压器制造或者修理后干燥质量的评估，也可以检验运输和存储(充油或不充油)的效果。
RVM诊断方法的应用 ⑴新变压器的测试结果
如前所述，变压器纸绝缘中的含水量对变压器的寿命和负载能力起着决定性的作用。因此，含水量应尽可能低。无论如何，对电气强度通常不超过50kV/cm的大型电力变压器来说，0.5%可以看着一个很好的折中。这个值通过现代干燥工艺的应用完全可以达到。
干燥过程的效率是应该可以控制的，然而，据所知还没有直接的测试方法用于确定全部变压器的含水量。油中含水量的测量可以给出纸中含水量的暗示，但是只有在给定温度的平衡状态下这种联系才是有效和可知的。纸中溶解水份的平衡值非常强地受温度的影响。随着温度的升高，油中溶解的水份增如，而纸中含水量减少。常温下纸中含水量低的变压器油中含水量在平衡状态下一般在几个 μl/l的范围内。
不幸的是，绝缘电阻测量和常规的耐压试验都不适合判断变压器低浓度范围的含水
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量。绝缘电阻可以反应含水量的变化，但是它的具体数值是有由变压器绝缘的结构、尺寸和设计决定的。
再者，除变压器绕组外，主绝缘的绝缘电阻还受支撑绝缘件和油道的影响，油道首先被干燥。因此，在干燥过程中绝缘电阻增长而内部绝缘纸层没有干燥的情况可能出现。如果在这个阶段干燥过程结束，所谓的残余湿气稍后将扩散到较干燥的部件，最后，全部绝缘纸将不会足够干燥．应用 RVM诊断方法，测试结果主要受油纸绝缘的全部绝缘纸的极化过程的影响。
⑵在运输、存储或小修过程中/后的湿气渗透的控制
大型超高压变压器通常不带油，充微压的干燥氮气运输到它们的最终目的地。这样通常能避免潮湿空气的渗透，然而在现场的安装假设限制的几步操作，如装配高压套管和冷却系统，在这些过程中存在湿气渗透的潜在危险。在现场测试中 RVM方法很容易进行，因此在交付完成后使用它是明智的。
油纸绝缘的热降解除产生水份外也产生其它的老化物，同样能引起空间电荷的极化过程。这些产物的浓度通常是很低的，因此相应的极化效应的强度与水份的极化强度相比要小。
⑶测试重装的效率
应该提及的是在一些变压器上， RVM方法已经显示不能充分地再生，仅0.1～0.4％的水份被去除。另外，再生装置的操作人员报告有大量被去除的水份．根据测量的水的总量和估计的纸的质量可以计算出重量百分比，每个例子的结果和 RVM基础上得到的估计值能很好地对应起来．
绝缘系统的综合状态评估直到现在主要建立在油样试验的基础上，各种标准规定都没有给出纸含水量的限值，因为这些值不打开变压器的钟罩不能测量。惯例是，不管众所周知的事实，纸中的水份引发一系列的不利因素：它加速降解，降低电气强度和／与热击穿的温度，增加局部放电的可能性， 等等。根据积累到现在的经验，对电压不超过120kV的变压器，纸的含水量限值(可靠运行)大约3～4%，对超高压变压器限值为2％。
⑷RVM在非油纸绝缘中的应用
空间电荷极化同样发生在非油浸纸中，所以前面所述的干燥过程—在制造过程中—也可以由 RVM法控制。
8．有载分接开关的常见故障及对策
有载分接开关油室的渗漏(通常我们称为内渗)
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有载分接开关油室中的油是与变压器本体油隔绝的，有载分接开关在运行中切换电压时，在触头上会有电弧发生，在油中产生乙炔等可燃性气体，如果有载分接开关与变压器本体之间密封不严，就会使这些可燃气体进入变压器本体油中，污染变压器油，给变压器本体油的色谱分析带来影响。导致有载开关油室渗漏的主要原因有：密封胶垫老化；密封结构和制造工艺存在缺陷；检修及安装不当造成的缺陷。
在国产的有载分接开关中， SYXZ系列的有载分接开关渗漏油现象最普遍，SYXZ系列有载开关最常见的渗漏部位有以下几处：
①切换开关转动轴与油室底盘之间的密封松动或损坏，由于是活动部位的密封，为了使传动轴的转动灵活，轴密封不能太紧，以免影响切换开关的调换速度，因此轴密封较难处理。
②有载开关油室的绝缘简与底盘之间的密封结构不良，以及绝缘简加工误差大和密封垫老化等原因产生的渗漏油，要彻底解决有的就需要改造结构。
③切换开关部分的引出端子与油室之间的密封不严，主要原因是密封垫不合适或密封垫老化，需要更换合适的密封垫。
④切换开关头部的支撑法兰固定螺丝处漏油，原因是密封面不平和胶垫老化。 ⑤切换开关头部的绝缘筒与变压器钟罩之间密封圈漏油，原因是密封圈与绝缘筒或压紧法兰的密封槽不配合：压紧法兰的固定螺丝过小，密封垫压紧不够。
有载分接开关油室的密封缺陷中，有的是组装和安装不当造成的，可以通过变压器大修进行消除，而有些是结构缺陷，必要时就要请制造厂协助解决。
有载开关内部松动造成的异常和故障
有载开关内部零件在频繁的调换操作中如有松动和脱落，会造成有载开关的故障。国内有载开关事故中，由于有载开关内部零件松动造成的事故是很多的，因此在有载开关新品检查和检修维护中，检查和重新紧固所有零件，防止零件在运行中松动是一项重要工作，以下介绍—些发生过的事例：
例1 SYXZ—110／400型有载开关
一台110kV/50MVA主变压器预试中发现直阻严重超标，从试验数值来看C相单数分接的直阻偏差大而且数值不稳定，分析有载开关切换开关的C相单数触头可能接触不良，于是进行切换开关的吊芯检查，经检查及接触电阻试验未发现触头接触不良现象，随后检查切换开关的引线及引出端子才发现油室底部的C相定触头固定螺丝松动，经紧固后试验合格。如果发现不及时，就有可能造成定触头脱落的事故。
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例2 SYXZ一110／400型有载开关
一台110kV／50MVA主变压器的有载开关的第一次定期检修中，发现切换开关的两个过渡电阻连接片的连接处已烧成洞。原因是连接片的孔距不合适，出厂时未紧固到位，安装检查时也漏过检查，造成接触不良而过热，由于发现时连接片还未完全烧断，团此没有发生严重的事故。以上两个例子说明，检修中对所有部件都要认真检查和紧固，才能防止事故的发生。
例3 ZY1型有载开关
一台110kV/31.5MVA主变压器在运行中进行由2至5分头调压后，变压器保护动作，有载开关冒烟。事故后的调查发现A相双数过渡电阻和B、C相单数过渡电组烧断，A相单数上部的主弧静触头落下，掉在主弧动、静触头之间，快速机构和切换触头停在过渡位置，选择器的触头也多处过流烧伤的痕迹。分析这次事故的原因是：固定A相单数主弧触头的M6平头螺丝与触头的内螺纹配合过松，在生产组装时未按工艺要求采取防退扣的措施(打样冲眼)，且螺丝为十字改锥紧固，紧固力不够。在频繁的切换过程中螺丝松动退扣，最终使触头脱落，卡住动触头使切换开关停在过渡位置，过渡电阻通过级间的循环电流后烧断，造成了这次事故。据了解，同类的事故在国内多次发生过，是这类开关的检修中需要特别注意的。为防止这类事故发生要采取的措施是：与厂家配合更换早期产品的固定螺丝，加强检查并采取防退扣的措施。
有一些螺丝松动是由于变压器干燥后绝缘体收缩造成的，在变压器新品检查对，对这些缺陷进行处理。
有载开关吊检后由于安装不正确出现的问题
在有载开关检修和安装时，如果不熟悉有载开关的结构和工作位置，就可能出现安装的错误，造成安装困难或运转故障。
例1 SYXZ—110/400型有载开关
一台110kV／50MVA主变压器进行定期的吊芯检查后，变压器合闸送电时，有载开关的重瓦斯动作跳闸。经再次吊芯检查，发现切换开关停在过渡位置，过渡电阻全部烧断，弧触头烧毁。通过调查和事故分析找出的事故原因是：在吊芯检查结束后回装切换开关时，开始切换开关总也插不到位，原因是切换开关转轴曲柄上的拔杆偏离油室底部的拐臂，反复擦了十几次之后，最后将芯子插了下去，但是检修人员却没有注意到把拔杆插在了拐臂的外面。而且由于某种原因，在检修后没有进行所有分头的直流电阻试验，在送电时调换开关的动触头正好停在过渡位置，极间电压所产生的循环电流使过渡电阻很快烧断，弧触
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头烧损，使重瓦斯动作跳闸。经检查这台开关确实存在先天的缺陷，当切换开关芯子吊出后动触头总会变一个位置，与油室底部的拐臂位置偏离一个角度，造成切换开关再安装困难。但是，工作中的疏忽，试验把关不严是造成这次事故的直接原因。如果检修人员能够发现原有的缺陷并采取适当的措施，是可以解决的，最重要的是复装芯子后要进行反复的切换试验，检查动触头是否到位，还要进行所有分头的直流电阻试验，只有这样才能保证安装正确。
例2 MⅢ350型有载开关
一台110kV／50MVA主变压器新品检查中发现高压直流电阻的试验数值与出厂试验值不符，经吊罩检查和电压比试验才发现有载开关的实际位置与电动机构的位置不一致，原因可能是出厂试验后进行二次吊罩时电动机构改变了位置。因此在检修和安装有载调压变压器时要首先检查位置是否正确，以免由于位置不一致引起有载开关和变压器的损坏。
例3
V型有载开关的吊芯检查需要在整定位置上进行。由于开始经验不足，进行V型开关吊芯前，没有按使用说明书的要求将分头放在整定位置上，在回装有载开关芯子时，带有转换选择器的芯体无法对正中心轴，造成安装困难。解决的办法就是要将动触头恢复到整定位置，再找到相应的静触头位置进行安装，这就需要检修人员熟悉V型开关的工作位置。
有载开关触头接触不良的缺陷
有载开关触头除了在调整电压时起选择分头或切换电压的作用，在运行中还承担载流的作用，触头接触不良会造成接触点的发热或放电，严重的会造成变压器的事故。以下介绍一些事例。
例1 SYXZ—110／200型有载开关
一台110／20MVA主变压器在运行中内部有放电声，取变压器的油进行色谱分析得出的结论是变压器内部有放电型故障，为了找到故障点，我们进行了吊罩检查，发现有载开关选择器的A相第7分接静触头和动触头的边缘有严重的过热和放电烧伤痕迹，对有载开关的动作情况进行检查，动作顺序基本正确，但是选择器触头的接触位置有问题，单数动触头的动作有时不能完全到位，因此动触头的接触压力不够，再加上第7分接运行中使用次数较少(从触头的磨损程度判断)，变压器中的杂质和氧化物使该分头的接触电阻更大，因此造成过热和放电，使触头烧损。防止有载开关触头接触不良的措施主要是在新品检查和定期检查时要对触头的接触位置、接触压力和接触电阻进行检查，同时要对变压器油中的杂质进行净化处理，在直流电阻试验值变化较大时综合油色谱分析进行判断和处理。
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例2 SYJZZ-35／250型有载开关
一台35kV／56MVA主变压器在运行中差动及过流保护动作跳闸，经吊芯检查，有载开关第三分接的 A相和 B相的绝缘筒引出端子之间沿绝缘筒的内表面爬电，静触头的引出接触片和引出端子间有放电痕迹。事故时该有载开关的检修维护未超出正常的周期，经过分析认为事故是由于触头接触不良发热和放电造成的，该变压器以前也存在直流电阻不稳定的问题，由于运行中触头接触电阻大产生过热和放电，再加上绝缘筒表面有开关切换产生的碳素，使得故障慢慢发展成相间的沿面放电。
例3
一台35kVA／10MVA变压器大修时发现高压侧直流电阻不合格，在有载开关接触电阻试验时发现有一些分接的接触电阻严重超标，对触头表面进行清理和打磨后，动静触头的接触电阻基本上能够恢复正常，但是静触头的引出接触片与绝缘筒引出端子之间的接触电阻有的依然很大，从数值上我们发现三相的值沿圆筒变化都是从大到小分布，我们分析原因可能是绝缘简加工不圆，使得接触片接触压力不均造成的。
SYJZZ一35／250型有载开关的主要缺陷就是触头接触不良，多次发生直流电阻试验超标，如果反复调换不能解决就需要将开关吊芯，用细砂纸仔细打磨融头的接触面，但是这个方法经过多年的使用也带来负效应，触头表面的镀层磨掉以后更容易氧化和附着碳素，触头越打磨接触压力越小，也就更容易接触不良。问题严重的就应该更换新的触头或更换新的有载开关。
对于 V型有载开关，由于触头的接触电阻大，使得变压器的直流电阻偏差大，采取的措施：一是用调压器给变压器通电后调整有载开关分头，借助开关切换时的电弧击穿动静触头之间的氧化层，二是有载开关吊芯后进行触头的表面处理，几次处理后基本上都能使变压器直阻不正常的问题得到解决。
绝缘油耐压降低造成的故障
由于有载开关切换器在正常运行中切换电压时产生电弧，切换器内的油中有很多碳素，使油的绝缘性有所降低，但是如果油中的所含的水份较低,在正常的检修周期内还是可以满足对绝缘的要求，如果由于某种原因使油或有载开关中的固体绝缘物受潮时，油中的碳素与水分结合使调换器中的绝缘性能急剧下降，在电压的作用下会发生放电性故障，使有载开关严重损坏。因此，防止有载开关受潮和油耐压降低，定期检查和定期更换合格的变压器油是我们检修工作的重要内容。在检修与换油时更要严格把关，预防事故发生。
例1 SYXZ—110／400型有载开关
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一台 110kV/50MVA主变压器进行有载开关检修，检修中更换了开关中的油。检修后运行一个小时内有载开关的轻瓦斯频繁动作，一个小时后有载开关和本体的重瓦斯动作跳闸，有载开关上盖崩开并严重变形，油枕中的油漏掉。事故后吊罩检查发现：绝缘筒固定法兰螺丝处断开，有载开关掉在变压器的底部，切换器内固定过渡电阻的酚醛绝缘板上有多处放电痕迹，有载开关触头位置正常，排除有机械故障的可能，通过仔细的检查，在切换器底部发现了两滴水，又对检修用的油和油桶进行检查，发现检修用的油桶底部剩油中含有水份。事故的原因是检修用的油桶由于保管不严进了雨水，在注入新油之前没有仔细检查，在检修换油时开关中进入了水份，造成过渡电阻联接片之间以及过渡电阻联接片与中心吊环之间爬电击穿，由于多点放电的能量很大，油的急剧膨胀使切换器油室炸开。重点是加强油和盛油容器的管理，在领油前检查油桶并在有载开关注油前由检修人员再进行一次油耐压试验。
例2 ZYlA型有载开关
一台 l10kV/31.5MVA变压器在运行中发生有载开关继电器动作跳阐，对有载开关进行检查发现事故原因是有载开关的小油枕侧面的盖扳在装配时没有将密封势放好，在新品安装时也未检查出来，在油面以上的部位密封不严，在运行中雨水从这里进入了有载开关，由于将有载开关继电器的端子短路使变压器跳闸，才没有发展为更严重的事故。因此，有载开关的外部密封是检修工作中不可忽视的。
在新品检查中，我们多次发现国产的 M型和 V型有载开关头盖密封不严，导致变压器运输和存放的过程中有载开关进水。原因是密封圈与密封槽尺寸不合理。
调换器拒动
组合式的有载开关的动作原理是选择开关选择分头，之后由切换器进行电压的调换，只有切换器是可以带负荷电流转换的，而选择开关中载流的动触头不能进行分接间的转换，如果调压的切换器因故障发生拒动，就会使选择器的开关带负荷调压，在切断电流时产生严重的电弧放电。 SYXZ型有载开关切换器拒动的原因主要有快速机构弹簧拉力不够大或弹簧拉断；调换器底部转动轴的密封太紧；检修时调换器未插到位等。
例: 一台110kV／50MVA变压器在运行中进行由6向7分接调压时，发现线电压没变化，于是又从7调到8分接，此时听到变压器有响声，变压器的保护动作跳闸。经检查调换器正常，在双数位置，而选择开关6和8的动静触头有烧伤痕迹，事故的原因就是切换器拒动。
为防止此类事故发生，在新品检查和有载开关大修时要坚持进行有载开关的动作试
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验。
此外，运行人员在进行调压时监视电压的变化，如果发现分头改变而电压不变时，要检查原因，否则不要继续调压。
SYXZ型有载开关水平轴脱落造成无法调压
一些变压器经过长途运输和装卸后，有载开关的水平轴脱落，有的则在运行中脱落，掉在油箱内，造成无法调压操作。原因是 SYXZ型有载开关水平轴的安装尺寸不合适，或水平轴的销槽活动量过大，在运输和震动下，水平轴的销子出槽脱落。还有的是变压器的器身固定不牢靠，在运输中器身移位使有载开关与器身的距离增大造成的。为防止水平轴聪落，在变压器大修前要注意检查，如果发现器身严重位移，可以用千斤顶将器身复位。如果是水平输的长度不够，就要在水平轴的两端加垫来减少销子的活动量，也可以将轴头的销槽补焊加长。
有载开关极限位置装置失灵越过极限位置造成的事故
有载分接开关如果出现越过极限的故障，会使过渡电阻和触头烧毁，造成严重的事故。为了防止有载开关在运行中越过极限位置，在电动机构中多设有极限保护，包括电气闭锁和机械限位装置，在有载开关选择部分的驱动槽轮上也多设有机械限位装置。
例1 SYXZ— 110／400型有载开关
一台 110kV／50MVA主变压器在运行中进行调压操作时，有载开关和本体的重瓦斯保护动作跳闸，有载开关的大盖变形并喷油，经吊罩检查，有载开关的过渡电阻烧断，过渡触头放电烧伤，绝缘筒固定螺丝全部切断，有载开关掉在变压器底部，三相调压线圈严重变形。检查有载开关的位置为：选择开关的单数动触头在“1I”的位置，双数动触头在“K”的位置，转换开关的动触头接“+”的位置并过了一个角度，转换触头的接触点有过流烧伤。切换器的触头停在双数位置。检查电动机构己越过了1I分接的极限位置。导致有载开关越过极限的原因有以下几个方面：
⑴电动机构存在连调的缺陷，当电动操作发生连调时，电气限位就失去了作用。 ⑵电动机构箱的传动轴密封不严，由于箱内进水使机械限位的止动钉锈住，在电气限位失去作用时机械限位也不能阻止传动轴的继续转动。
⑶该型式的有载开关在转换开关的驱动槽轮上应有两个极限位置的机械限位装置，经事故后的检查，由于制造误差太大，当电动操作从 N向1I方向越过第1分接后，选择开关和调换器能够继续选择和调换一个位置。
⑷事故发生时，控制室内的有载分接位置指示器已经损坏，运行人员在调压时只看
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电压表面看不到实际的分头位置和动作情况，因此导致在 N到1I方向连续多级调压时有载分接越过极限的事故。
造成这起事故的原因是多方面的，有开关本身结构和制造上的缺陷，有检修维护不及的的因素，也有运行操作方面的问题。从检修和运行方面，我们应该注意以下几个问题；
⑴加强维护工作，在新品检查和运行检修中对有载开关和电动机构的机械限位与电气限位装置要仔细检查，发现问题及时处理。 SYXZ型电动机构的机械限位止动钉与弹簧之间的间隙太小，极容易锈住，应采取措施加大间隙，并加防锈润滑油。要防止电动机构箱进水。机械限位顶块的固定圈容易变形，应进行加固。
⑵解决有载开关电动机构连调的问题。在有载开关投运前应确认电源相位正确以避免电源逆相序时电气限位不起作用。
⑶运行人员在调压操作时应对有载开关位置进行监视。 防止有载开关连调
有载开关电动机构的控制回路是按级进操作设计的，电动操作时每按一次调压按钮，只能调整一个分头。但是有些国产有载开关在运行中却经常发生按一下调压按钮连续调多个分头的异常情况，我们称之为连调或连动。有载开关频繁的发生连调使调压操作不能正常进行，影响电网的电压质量，有时还会造成有载开关的损坏。有载开关连调的缺陷大部分发生在SYXZ型有载开关。
解决有载开关连调的问题，一般采取的方法是清擦交流接触器衔铁上的油，然后用挫刀在衔铁的接触面上锉几道浅沟，增加接触面的气隙，减少剩磁。以上方法能在一定程度上降低连调的次数，但远没有达到彻底解决问题，为此，从控制电路上进行了一些改进，使控制电路有防止连调的功能。
改进的控制电路增加了一个用于连调的闭锁调压的继电器ZJ，把原有电路中不用的顺序开关1XK和2XK的开接点分别与交流接触器的开接点1C和2C串连就构成了一个有载开关连调的检测回路。当电路正常时， 1XK(2XK)的闭接点断开后， IC(2C)的线圈断电返回，当1XK(2XK)的开接点闭合时，1C(2C)的开接点已经断开，继电器 ZJ就不会起动。而发生连调时，当1XK(2XK)的开接点闭合时，1IC(2C)的开接点没有断开，使ZJ线圈起动，ZJ的闭接点同时断开调压控制回路和电动机回路，使电动机停转，起到了制止连调的作用，当1C(2C)没有返回对，继电器 ZJ能靠自身的开接点保持对调压的闭锁状态，只有当lC(2C)返回断开后，ZJ才会断电复归，使控制回路和电动机回路恢复原有通路。
M型有载开关从级进凸轮开关和交流接触器的配合有了很大改进，并有防止连调的级
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进继电器，因此连调现象不容易发生。但是也发现过个别连调的例子，其原因如下：
电动机构中的三个级进凸轮开关 S11、 S12、 S13是按一定的顺序开合的，当级进凸轮开关的固定螺丝没有拧紧时，由于运输或运行中的震动，使凸轮开关的位置移动，电动调压时S13由于松动而不能闭合，电路中的级进继电器 K11就不能启动，无法断开交流接触器 K1或K2的线圈自保持回路，导致连调不停，因此，解决的办法就是重新调整和紧固凸轮开关，保持正常的动作顺序。
有载开关电动机构的其他缺陷
电动机构的运行缺陷是有载开关日常检修的主要内容，除了以上介绍的电气限位和机械限位故障，以及电动操作发生连调的问题以外，电动机构还有一些其他问题，以下对一些影响运行的主要缺陷进行介绍：
⑴ SYXZ型有载开关的调压电动机烧毁
该型有载开关的调压电动机损坏率较高的原因除了电动机的质量因素外还有： 电源缺相——由于电动机构没有断相保护，当电源两相时如果进行电动调压就会使电动机长时间缺相运行而过热烧毁。
制动线圈烧坏——使调压时刹车制动装置不能松开，电动机过载而饶坏。 电动机构的力矩过大——当电动机构的传动齿轮或蜗轮、蜗杆因缺少润滑油或磨损严重时；当蜗杆两端的轴承损坏时，电动机构中力矩加大，电动机过载运行时间过长而烧毁。
机械限位起制动摔用——电动机构发生连调；电气限位失灵；机械限位装置须起后不复位造成机械限位对电动机起制动作用时，电动机短路烧毁。
有载开关内部故障一——有载开关的内部机械部件出现故障造成力矩加大，使电动机烧毁。
总之，调压电动机烧毁后，不能只简单地更换电机，应找出具体的原因进行处理，特别要防止有载开关内部原因造成的故障。
⑵国产的 DCJ10型电动机构的主要缺陷
在 DCJ10型电动机的新品检查和运行中，我们多次发现电动刹车失灵，或调压过程中继电器跳跃造成自动开关跳闸的情况。经我们检查发现，其原因多是由于级进凸轮开关的顺序不正确引起的。在调压开始时，凸轮接点 S11或 S12应该比 S13的开接点先闭合，而有的开关由于螺丝松动或其他原因顺序不对，造成 S11或S12略退于 S13的动作，使交流接触器 K1或 K2在调压过程中有一次间断，也使 K11和K3有跳跃的现象，在继电器
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反复吸合、断开的过程中电动机的启动电流使短路刹车接点放弧，由于 B系列的交流接触器辅助接点容量太小，很容易烧毁接点，使刹车失灵，再调压就不能停在正常的位置。在接点放弧烧毁时，常伴随自动开关的跳闸。以上的缺陷主要是级进开关没有调整好，只要按图上的顺序调整，就可以恢复正常，然后要更换短路刹车接点。 9．套管试验及故障查找
套管故障主要有受潮、局部放电、过热和末屏断线等。
例1 某220kV套管介损由0.45%增至0.73%，从底部放出325ml的水，进水受潮。油色谱分析结果为：氢1101，总烃86.5，一氧化碳230，二氧化碳493.2。结论：氢气含量高，与进水密切相关。
例2 某220kV套管，油色谱分析异常：氢2780，总烃1646.3，乙炔84.2，一氧化碳750，二氧化碳2910。
该套管置于试验室油箱进行试验。油温50℃及以下、127kV电压时，局部放电量为6pc；油温85℃，127kV电压时，40pc；油温85℃，176kV电压时，200～300pc。解体电容心棒，发现第13层电容屏尺寸错误，较正常值长约150mm。该处纸绝缘中，有210mm长的放电烧痕。由该例看出，油色谱分析、局部放电的较高试验电压和较高的油温对发现缺陷都很重要。
例3 某220kV套管，不能测试出介损和电容量。因内部末屏引线断开，末屏处有大面积放电痕迹。油色谱分析为氢3408，总烃3130，乙炔681.5。
例4 110kV套管，介损为5.0%，绝缘电阻为90MΩ，局放试验后加压20分钟降为7MΩ。局部放电量为120pc。检查发现电容心有树枝状放电，并放出50ml水。
例5 220kV套管，介损为0.33%(主绝缘)，6.3%(末屏对地)，主绝缘电阻为50000MΩ，末屏对地绝缘为60MΩ。原因为储油柜漏油，电容心表层受潮。(该套管停用时漏油，投运前添入约40kg的油后方见到油位)。
例6
解体发现树枝状放电，波及14屏及12屏间绝缘。原因为13屏尺寸错误，造成端部电场集中，形成局部放电。
例7
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检查发现靠近末屏绝缘有一个放电小孔，1屏绝缘树枝状放电。原因为电容总绝缘起皱、脏污、产生局部放电。
例8
11屏端部绝缘纸上有放电烧伤小点，波及二层纸。原因为电容总卷帛工艺不良，引起局部放电。
例9
检查发现3屏与4屏间绝缘纸上有放电烧伤小孔，电容总绝缘气泡很多。原因为4屏铝箔尺寸错误，长出50mm，形成局部放电。
例10
检查发现下部电容有一片树枝状放电，波及6个电容屏，末屏有一击穿放电。原因为电容总绝缘起皱严重，端部密封不良，绝缘受潮，加速放电发展。
例11
检查发现套管底部放出水1公斤，储油柜内有水锈，下部电容有树枝状放电，并有
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一放电烧伤小洞。原因是套管中弹性板下面的螺母及胶垫组装错误造成密封不良。
例12
检查发现套管底部有大量水及沉淀物，油枕及弹性板上有水锈，绝缘严重受潮。原因为放油塞密封不良进水(该套管安装在中性点上，所以未造成事故)。 10．局部放电故障查找
在实际测量中为了解变压器各绕组放电情况，通常还使用多端校正与多端测量方法，即在变压器的高、中、低绕组上同时接入测量阻抗，并在变压器的高、中、低各线端分别对地或线间注入已知电荷，分别读取各种注入方式时的各线端的放电量响应，然后施加试验电压，同时测量各绕组的放电量，与校正时放电量响应作比较以确定放电源可能出现在那一线端。
例：某500kV变压器采用上述测量方法，其数据列表如下:
从上表可以看出实测各线端的放电量分布与低压对地注入电荷时各线端响应的放电量分布很接近，说明放电源在低压端。
经检查，放电位置是在低压端，是低压套和气孔螺丝悬浮放电。
另一台变压器星三角接线，测B相局部放电，分别在B相220kV线端套管末屏、中性点、铁心接地引出套管和低压b相端子(外加电容器取信号)接入检测阻抗，在B及b对地注入1000PC校准脉冲，各测点读数如下表:
200Hz电源在低压侧施加感应电压，测得的局放量如下表:
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将测试结果与多端校正比较，放电源不是在B或b，考虑该变压器绕组是高低高结构，高压2线圈的出线易发生局部放电，为此，将变压器排出少量油，从油箱顶部手孔处(靠近B相)，在B相高压2线圈出线上包扎约100毫米长的铝箔，注入校准脉冲，通过铝箔对引线的电容，模拟该引线的局放，各测点响应列表如下。对照四个测点局部放电测试值，断定为该引线对地放电，经处理引线绝缘和附近的线圈压板后，B相在1.5倍电压下的局部放电量降为480PC。
测试的注意事项:
①局部放电量测量是在高压下进行，设备及仪器应安全可靠接地，同时要一点接地。 ②局部放电测试仪的频带，尽量选用宽频带，使放电脉冲有极性，便于鉴别干扰和放电部位。
③正确选择检测阻抗，谐振回路的总电容落在检测阻抗的调谐电容中间值上。 干扰的抑制和识别：
①在被试变压器低压侧并联电容，以抑制电源回路的干扰; ②高压套管用均压帽，引线要用扩径导线，防止发生电晕; ③高压套管附近的防火墙，引线和构架等要妥善接地; ④从局部放电波形上识别干扰及开窗等使干扰不被测量。
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