電力干式變壓器的故障分析與診斷(二)

干式變壓器故障檢測技術是準確故障診斷的主要手段。根據DL/T596—1996《電力設備預防性試驗規范》規定的試驗項目和試驗順序，主要包括油中氣相色譜分析、DC電阻檢測、絕緣電阻和吸收率、極化指數檢測、介質損耗角正切檢測、油質檢測、局部放電檢測和絕緣耐壓試驗等。

在干式變壓器的故障診斷中，應綜合各種有效的檢測手段和方法，對各種檢測結果進行綜合分析和評價。因為不可能有包羅萬象的檢測方法，不可能有全面的檢測儀器，只有通過各種有效的途徑，運用各種有效的技術手段，包括離線檢測方法和在線檢測方法；包括電氣測試，化學測試，甚至超聲波測試，紅外成像測試等。只要有效，就應該在可能的閾值下進行補充、驗證和綜合分析判斷，以達到更好的故障診斷效果。

較好節干式變壓器油中故障氣相色譜檢測

目前，在干式變壓器的故障診斷中，僅靠電氣試驗方法往往難以發現一些局部故障和發熱缺陷。然而，干式變壓器油中氣體色譜分析的化學檢測方法對于發現干式變壓器中的一些潛在故障及其發展程度的早期診斷是非常敏感和有效的，這已經被大量的故障診斷實踐所證明。

油色譜分析的原理是基于任何特定烴類氣體的產氣率隨溫度變化，在特定溫度下，某一種氣體的產氣率往往達到較大；隨著溫度的升高，CH4、C2H6、C2H4和C2H2是產氣率較高的氣體。也證明了斷層溫度與溶解氣體含量之間存在對應關系。局部過熱、電暈和電弧是油浸紙絕緣故障特征氣體的主要原因。

在正常運行條件下，干式變壓器會因油和固體絕緣而逐漸老化劣化，并分解出少量氣體(主要包括氫H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等氣體)。干式變壓器發生過熱故障、放電故障或絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。

這些氣體大部分溶解在絕緣油中，少數上升到絕緣油表面，進入氣體繼電器。經驗證明，油中氣體的各種成分含量與斷層的性質和程度直接相關。因此，在設備運行過程中，定期測量油中溶解氣體的成分和含量，對充油電力設備潛在故障的早期檢測具有重要的意義和實際作用。在1997年頒布實施的《電力設備預防性試驗規程》中，將干式變壓器油的氣相色譜分析放在先位，經過近幾年的推廣應用和經驗積累，取得了顯著的效果。

電力干式變壓器的內部故障主要包括過熱故障、放電故障和絕緣受潮。據相關數據統計，359臺故障干式變壓器中，過熱故障占63%；高能放電故障占18.1%；過熱和高能放電故障占10%；火花放電故障占7%；潮濕或局部放電故障占1.9%。過熱故障中，分接開關接觸不良占50%；鐵芯多點接地和局部短路或漏磁電流約占33%；導線過熱和接頭不良或緊固件松動引起的過熱約占14.4%；剩下的2.1%是其他故障，比如硅膠進入體內導致局部油路堵塞導致過熱故障，導致局部散熱不良。電弧放電主要由繞組匝和層間絕緣擊穿引起，其次是導線斷裂或對地閃絡和分接開關電弧放電。火花放電常見于套管引至套管導電管和電位端固定的均壓環的放電；導線局部接觸不良或鐵芯接地板接觸不良引起的放電；分接開關叉或金屬螺釘等潛在懸掛引起的放電。 #p#分頁標題#e#

針對上述故障，基于色譜分析數據的干式變壓器內部故障診斷應包括：

(1)分析氣體產生的原因和變化。

(2)確定是否有故障，故障類型。如過熱、電弧放電、火花放電、局部放電等。

(3)判斷故障情況。如熱點溫度、故障電路嚴重程度、發展趨勢等。

(4)提出相應的處理措施。比如是否可以繼續運行，運行中的技術安全措施和監控手，或者是否需要小心檢修。如果需要加強監測，應縮短下一次測試的周期。

特征氣體產生的原因

一般情況下，干式變壓器油含有溶解氣體，新油的較大氣體含量約為co-100ul/l、CO2-35ul/l、H2-15ul/l和CH4-2.5ul/L.跑油中有少量的一氧化碳和烴類氣體。然而，當干式變壓器出現內部故障時，油中溶解氣體的含量就有很大的不同。干式變壓器內部故障時產生的氣體及其原因見表2-3。

表2-3特征氣體的成因

氣體

發生原因

氣體

發生原因

氘

電暈放電、油和固體絕緣的熱分解、濕氣

CH4

油和固體絕緣的熱分解和排放

哥倫比亞

固體絕緣的加熱和熱分解

C2H6

固體絕緣的熱分解和放電

二氧化碳（carbondioxide）

固體絕緣的加熱和熱分解

C2H4

高溫熱點下油和固體絕緣的熱分解和放電

烴氣

C2H2

強電弧放電，油熱分解，固體絕緣

油中的各種氣體成分可以通過從干式變壓器中提取油樣，對其脫氣并用氣相色譜分析儀進行分析來獲得。根據這些氣體的含量、特性、組成比(如三個比值)和產氣率，可以判斷干式變壓器的內部故障。

但是，在實際應用中，不能簡單地根據油中的氣體含量來劃分

設備有無故障的唯一標準，而應結合各種可能的因素進行綜合判斷。因此，電力設備預防性試驗規程DL／T596—1996專門列出油中溶氣含量的注意值，這些注意值是根據對內19個省市6000多臺次干式變壓器的實地統計而制定的，如表2—4所示。

表2—4規程中對油中溶解氣體含量的注意值及統計依據

設備

氣體組分

注意值uL／L

6000臺·次中超過注意值的比例

干式變壓器和電抗器

總烴

乙炔

氫氣

150

5

150

5.6

5.73.6

*(500KV干式變壓器為1)規程要求，對運行設備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數)超過表2—4數值時應引起主意。

第二節特征氣體變化與干式變壓器內部故障的關系

1．根據氣體含量變化分析判斷

(1)氫氣H2變化。干式變壓器在高、中溫過熱時，H2一般占氫烴總量的27％以下，而且隨溫度升高，H2的絕對含量有所增長，但其所占比例卻相對下降。干式變壓器無論是熱故障還是電故障，較終都將導致絕緣介質裂解產生各種特征氣體。由于碳氫鍵之間的鍵能低，生成熱小，在絕緣的分解過程中，一般總是先生成H2，因此H2是各種故障特征氣體的主要組成成分之一。干式變壓器內部進水受潮是一種內部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高。客觀上如果色譜分析發現H2含量超標，而其他成分并沒有增加時，可大致先判斷為設備含有水分，為進一步判別，可加做微水分析。導致水分分解出H2有兩種可能：一是水分和鐵產生化學反應；二是在高電場作用下水本身分子分解。設備受潮時固體絕緣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、紙絕緣內含有氣體和水分，所以在現場處理設備受潮時，僅靠采用真空濾油法不能持久地降低設備中的含水量，原因在于真空濾油對于設備整體的水分影響不大。#p#分頁標題#e#

另外，還有一種誤判斷的情況，如某干式變壓器廠的產品一階段曾連續十幾臺干式變壓器油色譜中H2高達1000t2L／L以上。而取相同油樣分送三處外單位測試，H2含量卻均正常。于是對標氣進行分析，氫氣峰高竟達216mm，而正常情況僅13mm左右。以上分析說明是氣相色譜儀發生異常，經檢查與分離柱有關，因分離柱長期使用，特別是用振蕩脫氣法脫氣吸附了油，當吸附達到一定程度，便在一定條件下釋放出來，使分析發生誤差，經更換分離柱后恢復正常。

(2)乙炔C2H2變化。C2H2的產生與放電性故障有關，當干式變壓器內部發生電弧放電時，C2H2一般占總烴的20％--70％，H2占氫烴總量的30％～90％，并且在絕大多數情況下，C2H4＼含量高于CH4。當C2H2含量占主要成分且超標時，則很可能是設備繞組短路或分接開關切換產生弧光放電所致。如果其他成分沒超標，而C2H2超標且增長速率較快，則可能是設備內部存在高能量放電故障。

(3)甲烷CH4和乙烯C2H4變化。在過熱性故障中，當只有熱源處的絕緣油分解時，特征氣體CH4和C2H4兩者之和一般可占總烴的80％以上，且隨著故障點溫度的升高，C2H4所占比例也增加。

另外，丁腈橡膠材料在干式變壓器油中將可能產生大量的CH4，丁青在干式變壓器油中產生甲烷的本質是橡膠將本身所含的CH4釋放到油中，而不是將油催化裂介為CH4。硫化丁腈橡膠在油中釋放CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、硬脂酸等含甲基的物質，而釋放量取決于硫化條件。

(4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2變化。無論何種放電形式，除了產生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，只要有固體絕緣介入，都會產生CO和CO2。但從總體上來說，過熱性故障的產氣速率比放電性故障慢。

在《電力設備預防性試驗規程》DL／T596—1996中對CO、CO2的含量沒有作出具體要求。《干式變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中也只對CO含量正常值提出了參考意見。

具體內容是：開放式干式變壓器CO含量的正常值一般應在300F．L／L以下，若總烴含量超過150uL／L，CO含量超過300uL／L，則設備有可能存在固體絕緣過熱性故障；若CO含量雖超過300uL／L，但總烴含量在正常范圍，可認為正常。密封式干式變壓器，溶于油中的CO含量一般均高于開放式干式變壓器，其正常值約800uL／L，但在突發性絕緣擊穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量變化常被人們忽視。

由于CO、CO2氣體含量的變化反映了設備內部絕緣材料老化或故障，而固體絕緣材料決定了充油設備的壽命。因此必須重視絕緣油中CD、CO2含量的變化。

1)絕緣老化時產生的CO、CO2；正常運行中的設備內部絕緣油和固體絕緣材料由于受到電場、熱度、濕度及氧的作用，隨運行時間而發生速度緩慢的老化現象，除產生一些怍氣態的劣化產物外，還會產生少量的氧、低分子烴類氣體和碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量較高。#p#分頁標題#e#

上述與干式變壓器運行年限有關的經驗公式，適用于一般密封式干式變壓器。CO2含量變化的見律性不強，除與運行年限有關外，還與干式變壓器結構、絕緣材料性質、運行負荷以及油保戶方式等有密切關系。

干式變壓器正常運行下產生的CO、CO2含量隨設備的運行年限的增加而上升，這種變化自勢較緩慢，說明干式變壓器內固體絕緣材料逐漸老化，隨著老化程度的加劇，一方面絕緣材的強度不斷降低，有被擊穿的可能；另——方面絕緣材料老化產生沉積物，降低絕緣油的性能，易造成局部過熱或其它故障。這說明設備內部絕緣材料老化發展到一定程度有可能產生劇烈變化，容易形成設備故障或損壞事故。因此在進行色譜分析判斷設備狀況時，CO、CO2作為固體絕緣材料有關的特征氣體，當其含量上升到——定程度或其含量變化幅度較大時，都應引起警惕，盡早將絕緣老化嚴重的設備退出運行，以防發生擊穿短路事故。

2)故障過熱時產生的CD、CO2。固體絕緣材料在高能量電弧放電時產生較多的CO、CO2。由于電弧放電的能量密度高，在電應力作用下會產生高速電子流，固體絕緣材料遭到這些電子轟擊后，將受到嚴重破壞，同時，產生的大量氣體一方面會進一步降低絕緣，另一方面還含有較多的可燃氣體，因此若不及時處理，嚴重時有可能造成設備的重大損壞或爆炸事故。

當設備內部發生各種過熱性故障時，由于局部溫度較高，可導致熱點附近的絕緣物發生熱分解而析出氣體，干式變壓器內油浸絕緣紙開始熱解時產生的主要氣體是CO2，隨溫度的升高，產生的CO含量也增多，使CO與CO2比值升高，至800''C時，比值可高達2．5。局部過熱危害不如放電故障那樣嚴重，但從發展的后果分析，熱點可加速絕緣物的老化、分解，產生各種氣體，低溫熱點發展成為高溫熱點，附近的絕緣物被破壞，導致故障擴大。

充油設備中固體絕緣受熱分解時，干式變壓器油中所溶解的CO、CO2濃度就會偏高。試驗證明．在電弧作用下，純油中CO占總量的0--1％，002占0-3％；紙板和油中CO占總量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛樹脂和油中CO占總量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部過熱時，絕緣油中產生的氣體CO2含量很低，為0．017一0.028mg/g，CO不能明顯測到。局部放電、火花放電同時作用下，純油中CO不能明顯測到。CO2約占5％左右；紙和油中CO約占總量的2％，CO2約占7.1％；油和纖維中CO約占總量的10．5％，CO2約占9．5％。

因此，CO、CO2的產生與設備內部固體絕緣材料的老化或故障有明顯的關系，反映了設備的絕緣狀況。在色譜分析中，應關注CO、CO2的含量變化情況，同時結合烴類氣體和H2，含量變化進行全面分析。#p#分頁標題#e#

（5）氣體成分變化。由于在實際情況下，往往是多種故障類型并存，多種氣體成分同時變化。且各種特征氣體所占的比例難以確定。如當干式變壓器內部發生火花放電，有時總烴含量不高；但C2H2在總烴中所占的比例可達25％一90％，C2H2含量約占總烴的20％以下，H，占氫烴總量的30％以上。當發生局部放電時，一般總烴不高，其主要成分是H2，其次是CH4，與總烴之比大于90％。當放電能量密度增高時也出現C2H2，但它在總烴中所占的比例一般不超過2％。

當C2H2含量較大時，往往表現為絕緣介質內部存在嚴重的局部放電故障，同時常伴有電弧燒傷與過熱，因此會出現C2H2含量明顯增大，且占總烴較大比例的情況。

應注意，不能忽視H2和CH4增長的同時，接著又出現C2H2，即使未達到注意值也應給予高度重視。因為這可能存在著由低能放電發展成高能放電的危險。

過熱涉及固體絕緣時，除了產生上述氣體之外，還會產生大量的CO和CO2。當電氣設備內部存在接觸不良時，如分接開關接觸不良、連接部分松動、絕緣不良，特征氣體會明顯增加。超過正常值時，一般占總烴含氣量的80％以上，隨著運行時間的增加，C2H4所占比例也增加。

受潮與局部放電的特征氣體有時比較相似，也可能兩種異常現象同時存在，目前僅從油中氣體分析結果還很難加以區分，而應輔助以局部放電測量和油中微水分析等來判斷。

第三節繞組直流電阻檢測

干式變壓器繞組直流電阻的檢測是一項很重要的試驗項目，DL／T596--1996預試規程的試驗次序排在干式變壓器試驗項目的第二位。規程規定它是干式變壓器大修時、無載開關調級后、干式變壓器出口短路后和1～3年1次等必試項目。在干式變壓器的所有試驗項目中是一項較為方便而有效的考核繞組縱絕緣和電流回路連接狀況的試驗，它能夠反映繞組匝間短路、繞組斷股、分接開關接觸狀態以及導線電阻的差異和接頭接觸不良等缺陷故障，也是判斷各相繞組直流電阻是否平衡、調壓開關檔位是否正確的有效手段。長期以來，繞組直流電阻的測量一直被認為是考查干式變壓器縱絕緣的主要手段之一，有時甚至是判斷電流回路連接狀況的唯一辦法。從1985年原水電部制訂的《電氣設備預防性試驗規程》，到1996年電力部制訂的《電力設備預防性試驗規程》，該項內容沒有變化，也說明這一判斷標準符合實際情況的要求。

1．DL／T596--1996預試規程的試驗周期和要求

(1)試驗周期。干式變壓器繞組直流電阻正常情況下1～3年檢測一次。但有如下情況必須檢測：

1)對無勵磁調壓干式變壓器變換分接位置后必須進行檢測(對使用的分接鎖定后檢測)

2)有載調壓干式變壓器在分接開關檢修后必須對所有分接進行檢測。#p#分頁標題#e#

3)干式變壓器大修后必須進行檢測。

4)必要時進行檢測。如干式變壓器經出口短路后必須進行檢測。

(2)試驗要求。

1)干式變壓器容量在1．6MVA及以上，繞組直流電阻相互間差別不應大于2％；無中性點引出的繞組線間差別不應大于三相平均值的1％。

R1、R2——分別為溫度t1、t2時的電阻值；

T——常數，其中銅導線為235，鋁導線為225。

2．減少測量時間提高檢測準確度的措施

干式變壓器繞組是由分布電感、電阻及電容組成的復雜電路。測直流電阻是在繞組的被試端子間通以直流，待瞬變過程結束、電流達到穩定后，記錄電阻值及繞組溫度。隨著干式變壓器容量的增大，特別是五柱鐵心和低壓繞組為三角形連接的大型干式變壓器，如果仍如中小型干式變壓器那樣，用幾伏電壓的小容量電池作為測量電源，則電流達到穩定的時間長達數小時至十多小時，這不僅太費時間，而且不能保證測量準確度。測直流電阻的關鍵問題是將自感效應降低到較小程度。為解決這個問題分為以下兩種方法。

(1)助磁法。助磁法是迫使鐵心磁通迅速趨于飽和，從而降低自感效應歸納起來可縮短時間常

1)用大容量蓄電池或穩流源通大電流測量。

2)把高、低壓繞組串聯起來通電流測量，采用同相位和同極性的高壓繞組助磁。由于高壓繞組的匝數遠比低壓的多，借助于高壓繞組的安匝數，用較小的電流就可使鐵心飽和。

3)采用恒壓恒流源法的直阻測量儀。使用時可把高、低壓繞組串聯起來，應用雙通道對高、低壓繞組同時測量，較好地解決了三相五柱式大容量干式變壓器直流電阻測試的困難。一般測試一臺360MVA，500kV或220kV干式變壓器繞組直流電阻月需30～40min，測量接線如圖2－4所示。

圖2－4助磁法同時測量高、低壓繞組電阻的接線圖

(2)消磁法。消磁法與助磁法相反，力求使通過鐵心的磁通為零。使用的方法有兩種。

1)零序阻抗法。該方法僅適用于三柱鐵心YN連接的干式變壓器。它是將三相繞組并聯起來同時通電，由于磁通需經氣隙閉合，磁路的磁陽大大增加，繞組的電感隨之減小，為此使測量電阻的時間縮短。

2)磁通勢抵消法。試驗時除在被測繞組通電流外，還在非被測繞組中通電流，使兩者產生在磁通勢大小相等、方向相反而互相抵消，保持鐵心中磁通趨近于零，將繞組的電感降到較低限度，達到縮短測量時間的目的。它比僅用恒流法縮短充電時間10倍以上。其測量接線如圖2—5所示

3.直流電阻檢測與故障診斷實例

(1)繞組斷股故障的診斷，某干式變壓器低壓側lOkV線間直流電阻不平衡率為2．17％，超過部頒標準值1％的一倍還多。發現缺陷后，先后對各引線與導線電桿連接點進行緊固處理，又對其進行幾次跟蹤試驗，但缺陷仍存在。#p#分頁標題#e#

1)色譜分析。色譜分析結果該主干式變壓器C2H2超標，從0．2上升至7．23／tL／I·，說明存在放電性故障。但從該主干式變壓器的檢修記錄中得知，在發現該干式變壓器QH：變化前曾補焊過2次，而且未進行脫氣處理：其它氣體的含量基本正常，用三比值法分析，不存在過熱故障，且歷年預試數據反映除直流電阻不平衡率超標外，其他項目均正常。

2)直流電阻超標分析。經換算確定C相電阻值較大，懷疑是否由于斷股引起，經與制造廠了解該繞組股數為24股，據此計算若斷一股造成的誤差與實際測量誤差一致，判斷故障為C相繞組內部有斷股問題。經吊罩檢查，打開繞組三角接線的端子，用萬用表測量，驗證廠C相有一股開斷。

(2)有載調壓切換開關故障的診斷。某干式變壓器llOkV側直流電阻不平衡，其中C相直流電阻和各個分接之間電阻值相差較大。A、B相的每個分接之間直流電阻相差約為10～11．7u歐，而C相每個分接之間直流電阻相差為4．9—6．4u歐和14．1～16．4u歐，初步判斷C相回路不正常。通過其直流電阻數據CO(C端到中性點O端)的直流回路進行分析，確定繞組本身缺陷的可能性小，有載調壓裝置的極性開關和選擇開關缺陷的可能性也極小，所以，缺陷可能在切換開關上。經對切換開關吊蓋檢查發現，有一個固定切換開關的一個極性到選擇開關的固定螺絲擰斷，致使零點的接觸電阻增大，而出現直流電阻規律性不正常的現象。

(3)無載調壓開關故障的診斷。在對某電力修造廠改造的干式變壓器交接驗收試驗時，發現其中壓繞組Am、馬n、Cm三相無載磁分接開關的直流電阻數據混亂、無規律，分接位置與所測直流電阻的數值不對應。

經吊罩檢查，發現三相開關位置與指示位置不符，且沒有空檔位置，經重新調整組裝后恢復正常。

(4)繞組引線連接不良故障的診斷。某SFSLBl31500A10型干式變壓器，預防性試驗時發現35kV側運行Ⅲ分接頭直流電阻不平衡率超標。

測試結果如表2—15所示

測試時間

直流電組（歐）

較大不平衡率（％）

Aom

Bom

Com

預示

0.116

0.103

0.103

12.1

復試（轉動分接開關后）

0.1167

0.1038

0.1039

11.9

該干式變壓器35kv側直流電阻不平衡率遠大于2％，懷疑分接開關有問題，所以轉動分接開關后復測，其不平衡率仍然很大，又分別測其他幾個分接位置的直流電阻，其不平衡率都在11％以上，而且規律都是A相直流電阻偏大，好似在A相繞組中已串入一個電阻，這一電阻的產生可能出現在A相繞組的先端或套管的引線連接處，是否為連接不良造成。經分析確認后，停電打開A相套管下部的手孔門檢查，發現引線與套管連接松動(螺絲連接)，主要由于安裝時未裝緊，且無墊圈而引起，經緊固后恢復正常。#p#分頁標題#e#

通過上述案例可見，干式變壓器繞組直流電阻的測量能發現回路中某些重大缺陷，判斷的靈敏度和準確性亦較高，但現場測試中應遵循如下相關要求，才能得到準確的診斷效果。

1)通過對干式變壓器直流電阻進行測量分析時，其電感較大，一定要充電到位，將自感效應降低到較小程度，待儀表指針基本穩定后讀取電阻值，提高一次回路直流電阻測量的正確性和準確性。

2)測量的數據要進行橫向和縱向的比較，對溫度、濕度、測量儀器、測量方法、測量過程和測量設備進行分析。

3)分析數據時，要綜合考慮相關的因素和判據，不能單搬規程的標準數值，而要根據規程的思路、現場的具體情況，具體分析設備測量數據的發展和變化過程。

4)要結合設備的具體結構，分析設備內部的具體情況，根據不同情況進行直流電阻的測量，以得到正確判斷結論。

5)重視綜合方法的分析判斷與驗證。如有些案例中通過繞組分接頭電壓比試驗，能夠有效驗證分接相關的檔位，而且還能檢驗出干式變壓器繞組的連接組別是否正確。同時對于匝間短路等故障也能靈敏地反映出來，實際上電壓比試驗，也是一種常規的帶有檢驗和驗證性質的試驗手段。進行綜合分析可進一步提高故障診斷的可靠性。

第四節絕緣電阻及吸收比、極化指數檢測

絕緣電阻試驗是對干式變壓器主絕緣性能的試驗，主要診斷干式變壓器由于機械、電場、溫度、化學等作用及潮濕污穢等影響程度，能靈敏反映干式變壓器絕緣整體受潮、整體劣化和絕緣貫穿性缺陷，是干式變壓器能否投運的主要參考判據之一。

1．絕緣電阻的試驗原理

干式變壓器的絕緣電阻對雙繞組結構而言是表征干式變壓器高壓對低壓及地、低壓對高壓及地、高壓和低壓對地等絕緣在直流電壓作用下的特性。它與上述絕緣結構在直流電壓作用下所產生的充電電流、吸收電流和泄漏電流有關。干式變壓器的絕緣結構及產這三種電流的等效電路

如圖2—6所示。

圖2—6絕緣介質的等效電路

U-一外施直流電壓；C1一等值幾何電容；C、R一表征不均勻程度和臟污等的等值電容、電阻；Rl一絕緣電阻；iC1－電電流；iCR一吸收電流；iRi一泄漏電流；i一總電流

(1)充電電流是當直流電壓加到被試晶上時，對絕緣結構的幾何電容進行充電形成的電流，其值決定于兩極之間的幾何尺寸和結構形式，并隨施加電壓的時間衰減很快。當去掉直流電壓時相反的放電電流。電路中便會產生與充電電流極性

(2)吸收電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣介質的原子核與電子負荷的中心產生偏移，或偶極于緩慢轉動并調整其排列方向等而產生的電流，此電流隨施加電壓的時間衰減較慢。#p#分頁標題#e#

(3)泄漏電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣內部或表面移動的帶電粒子、離子和自由電子形成的電流，此電流與施加電壓的時間無關，而只決定于施加的直流電壓的大小。總電流為上述三種電流的合成電流。幾種電流的時間特性曲線如圖2—7所示。

圖2—7直流電壓作用下絕緣介質中的等值電流

i－總電流；i1－吸收電流；i2充電電流；i3泄漏電流

干式變壓器的絕緣電阻是表征同一直流電壓下，不同加壓時間所呈現的絕緣特性變化。絕緣電阻的變化決定于電流i的變化，它直接與施加直流電壓的時間有關，一般均統一規定絕緣電阻的測定時間為一分鐘。因為，對于中小型干式變壓器，絕緣電阻值一分鐘即可基本穩定；對于大型干式變壓器則需要較長時間才能穩定。產品不同，絕緣電阻隨時間的變化曲線也不同，但曲線形狀大致相同，如圖2—8所示。

圖2—8絕緣電阻與時間曲線

2．絕緣電阻的試驗類型

電力干式變壓器絕緣電阻試驗，過去采用測量絕緣電阻的R60。(一分鐘的絕緣電阻值)，同時對大中型干式變壓器測量吸收比值(R60／R15)。這對判斷繞組絕緣是否受潮起到過一定作用。但近幾年來，隨著大容量電力干式變壓器的廣泛使用，且其干燥工藝有所改進，出現絕緣電阻絕對值較大時，往往吸收比偏小的結果，造成判斷困難。吸取外經驗，采用極化指數戶、／，即10rain(600s)與1rain(60s)的比值(R600／R60)。有助于解決正確判斷所遇到的問題。

為了比較不同溫度廠的絕緣電阻值。GB／6451—86家標準規定了不同溫度，下測量的絕緣電阻值R60換算到標準溫度2叭：時的換算公式。

當t 20℃時

當t 20℃時

表2－16測絕緣電阻值時換算系數表

溫度差

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

換算系數

1.2

1.5

1.8

2.3

2.8

3.4

4.1

5.1

6.2

7.5

9.2

11.2

注中間溫度差值的換算系數可用插值法求取。

DL／T596—1996規程規定吸收比(10—30℃范圍)不低于1．3或極化指數不低于1．5，且對吸收比和極化指數不進行溫度換算。在判斷時，新的預試規程規定吸收比或極化指數中任——項，達到上述相應的要求都作為符合標準。外按極化指數判斷干式變壓器絕緣狀況的參考標準如表2—17所示

狀態

極化指數

良好

2

較好

1.25－2

一般

1.1－1.25

不良

1－1.1

危險

1

3．絕緣電阻的試驗方法

(1)測量部位。

1)對于雙繞組干式變壓器，應分別測量高壓繞組對低壓繞組及地；低壓繞組對高壓繞組及地；高、低繞組對地，共三次測量。#p#分頁標題#e#

2)對于三繞組干式變壓器，應分別測量高壓繞組對中、低壓繞組及地；中／k繞組對高、低壓繞組及地；低壓繞組對高、中壓繞組及地；高、中壓繞組對低壓繞組及地；高、低壓繞組對中壓繞組及地；十、低壓繞組對高壓繞組及地；高、中、低壓繞組對地，共七次測量。確定測量部位是因為測量干式變壓器絕緣電阻時，無論繞組對外殼還是繞組間的分布電容均被充電，當按不同順序測量高壓繞組和低壓繞組絕緣電阻時，繞組間的電容重新充電過程不同而影響測量結果，因此為消除測量方法上造成的誤差，在不同測量接線時測量絕緣電阻必須有一定的／頃序，且一經確定，每次試驗均應按確定的順序進行，便于對測量結果進行合理的比較。

(2)操作方法。

1)檢查兆歐表或絕緣測定器本身及測量線的絕緣是否良好。檢查方法是將兆歐表或絕緣測定器的接地端子與地線相連，測量端子與測量線一端相連，測量線另一端懸空，接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，絕緣電阻的讀數接近無窮大，瞬時短接的絕緣電阻的讀數為零。

2)將被試干式變壓器高、中、低各繞組的所有端子分別用導線短接，測量前對被測量繞組對地和其余繞組進行放電。

3)接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，將測量繞組絕緣電阻的回路迅速接通，同時記錄接通的時間。

4)當時間達到15s時，立即讀取絕緣R15電阻值，60s時再讀取R60值。如需要測量極化指數時，則應繼續延長試驗時間至10min，并應每隔一分鐘讀取一個值，同時準確作好記錄。

5)到達結束時間，從干式變壓器繞組上取下測量線，并將測量線與地線相連進行放電。

6)改變接線，分別完成上述程序對各繞組絕緣電阻的測量。

(3)注意事項。

1)繞組絕緣電阻的測量應采用2500V或5000V兆歐表。

2)測量前被測繞組應充分放電。

3)測量溫度以頂層油溫為準，并注意盡量使每次測量的溫度相近，并較好在油溫低于50C時測量。

4)絕緣電阻試驗時要同時記錄儀表讀數、試驗時間、上層油溫，決不能隨意估計這三個數據。

5)按要求進行統一溫度換算。電力設備預防性試驗規程DL／T596--1996規定，電力干式變壓器的絕緣電阻值R60換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化。換算公式為

(2-24)

式中R1、R2--分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值。

4．絕緣電阻的測試分析

(1)與測試時間的關系。對不同容量、不同電壓等級的干式變壓器的絕緣電阻隨加壓時間變化的趨勢也有些不同，一般是60s之內隨加壓時間上升很快，60s到120s上升也較快，120s之后上升速度逐漸減慢。從絕對值來看，產品容量越大的電壓等級愈高，尤其是220kV及以上電壓等級的產品，60s之前的絕緣電阻值越小、60s之后達到穩定的時間越長，一般約要8rain以后才能基本穩定。這是由于在測量絕緣電阻時，兆歐表施加直流電壓，在試品復合介質的交界面上會逐漸聚集電荷，這個過程的現象稱為吸收現象，或稱界面極化現象。通常吸收電荷的整個過程需經很長時間才能達到穩定。吸收比(R60／R15)反映測量剛開始時的數據，不能或來不及反映介質的全部吸收過程。而極化指數／~600／R60)時間較長，在更大程度上反映了介質吸收過程，因此極化指數在判斷大型設備絕緣受潮問題上比吸收比更為準確。由此可見，220kV及以上電壓等級的干式變壓器應該測量極化指數。#p#分頁標題#e#

(2)與測試溫度的關系。當干式變壓器的溫度不超過30℃時，吸收比隨溫度的上升而增大，約30℃時吸收比達到較大極限值，超過30C時吸收比則從較大極限值開始下降。但220kV、500kV產品的吸收比和極化指數達到較大極限值的溫度則為40℃以上。

(3)與干式變壓器油中含水量的關系。干式變壓器油中含水量對絕緣電阻的影響比較顯著，反映在含水量增大，絕緣電阻減小、絕緣電阻吸收比降低，因此干式變壓器油的品質是影響干式變壓器絕緣系統絕緣電阻高低的重要因素之一。

(4)與干式變壓器容量和電壓等級的關系。在干式變壓器容量相同的情況下，絕緣電阻常隨電壓等級的升高而升高，這是因為電壓等級越高，絕緣距離越大的緣故。在干式變壓器電壓等級相同的情況下，絕緣電阻值常隨容量的增大而降低，這是因為容量越大，等效電容的極板面積也增大，在電阻系數不變的情況下，絕緣電阻必然降低。

吸收比或極化指數能夠有效反映絕緣受潮，是對干式變壓器診斷受潮故障的重要手段。相對來講，單純依靠絕緣電阻絕對值的大小，對繞組絕緣作出判斷，其靈敏度、有效性比較低。這一方面是因為測量時試驗電壓太低難以暴露缺陷；另一方面也是因為絕緣電阻值與繞組絕緣的結構尺寸、絕緣材料的品種、繞組溫度等有關。但是，對于鐵心、夾件、穿心螺栓等部件，測量絕緣電阻往往能反映故障。主要是因為這些部件的絕緣結構比較簡單，絕緣介質單一。

5．絕緣電阻檢測與診斷實例

(1)干式變壓器充油循環后測絕緣電阻大幅下降。某2500kVA、l10kV干式變壓器充油循環后測絕緣電阻比循環前大幅降低，以低一高中地為例，充油循環前只R15=5000M歐、R60＝10000M歐,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循環后7．5h測量，R15＝250M歐、R60=300M歐、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循環后34h測量，R15＝7000M歐、R60＝10000M歐、R60／R15＝1．43。

造成上述原因可能是充油循環后油中產生的氣泡對絕緣電阻的影響，因此要待油中氣泡充分逸出，再測絕緣電阻才能真實反映干式變壓器的絕緣狀況，通常，對8000kVA及以上干式變壓器需靜置20h以上，小型配電干式變壓器也要靜置5h以上才能進行絕緣試驗。

(2)油中含水量對干式變壓器絕緣電阻的影響。某干式變壓器絕緣電阻R60為750M歐，吸收比為1．12，油中含水量的微水分析超標，與二年前相近溫度條件下R60 2500而R60／R15 1，5相比變化很大。經油處理，微水正常，絕緣電阻R60為2500M歐，吸收比為1．47。但運行一年后，預試又發現反復，絕緣電阻R60為800M歐、吸收比為1．16。再次進行微水檢測發現超標。再次進行油過濾絕緣電阻又恢復正常。

分析認為油中含水量是對干式變壓器絕緣電阻影響的主要因素，油中微水經油處理合格后，絕緣電阻亦正常，所以運行一階段，油中微水又超標，應解釋為紙絕緣材料中的水分并未全部烘干排除，并緩慢向油中析出而影響油的含水量，同時影響干式變壓器的絕緣電阻值。#p#分頁標題#e#

（3）吸收比和極化比指數隨溫度變化無規率可循。