众文网1.求<电力变压器的预防性试验>论文一万字,请高手帮助
试验变压器的电力设备预防性试验规范与选型要求 预防性试验是电力设备运行和维护工作中一个重要环节，是保证电力设备安全运行的有效手段之一。
多年来，电力部门和大型工矿企业的高压电力设备基本上都是按照原电力部颁发的《电力设备预防性试验规程》（以下简称《规程》）的要求进行试验的，对及时发现、诊断设备缺陷起到重要作用。 1996年原电力部对《规程》近行了修订，修订后的电力行业标准DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》已于1997年正式颁发实施。
《规程》修订沿革 《规程》自50年代至今40年中，先后共进行过5次修订，技术比较成熟。前两个版本在内容和格式方面比较“苏联化”，1985年和1996年版开始逐步“中国化”了。
《规程》内容广泛，实际上有的内容已经超出预防性试验的范围，就其性质来说，属运行维护范畴。因此有人曾建议名称改用“电力设备维护试验规程”。
这里的“维护”一词包含了预防性维护、预知性维护和消缺性维护，与《规程》的实际内容比较相符，但考虑到习惯上对“维护”一词理解较窄.而"预防性试验”又用惯了，最后仍沿用老名称。 《规程》内容概要 《规程》分章规定了各种常用电力设备的试验项目、试验周期和技术要求。
这些试验项目综合了近代基本诊断技术。按专业来说，分属于电气、化学、机械等技术领域，其中大部分是电气试验项目。
按试验性质来说，试验项目可分为4类。 1.定期试验即预防性试验。
这是为了及时发现设备潜在的缺陷或隐患，每隔一定时间对设备定期进行的试验。例如油中溶解气体色谱分析、绕组直流电阻、绝缘电阻、介质损耗因数、直流泄漏、直流耐压、交流耐压、绝缘油试验等。
2.大修试验指大修时或大修后做的检查试验项目。除定期试验项目外，还需作：穿心螺栓绝缘电阻、局部放电、油箱密封试验、断路器分合闸时间和速度、电动机间隙等试验.其中有些是纯属于机械方面的检查项目。
3.查明故障试验指定期试验或大修试验时，发现试验结果有疑问或异常，需要进一步查明故障或确定故障位置时进行的一些试验，或称诊断试验。这是在“必要时”才进行的试验项目。
例如：空载电流、短路阻抗、绕组频率响应、振动、绝缘油含水量和油介损、压力释放器、氧化锌避雷器工频参考电压试验等。 4.预知性试验这是为了鉴定设备绝缘的寿命，搞清被试设备的绝缘是否还能继续使用一段时间，或者是否需要在近期安排更换而进行的试例如：发电机或调相机定子绕组绝缘老化鉴定、变压器绝缘纸（板）聚合度、油中糠醛含量试验等。
由上述可见、《规程》所列的不少试验项目，确已超出定期预防性试验的范围。 试验项目、周期的确定和技术要求的由来 各类设备（如变压器、电容器、SF6开关设备、支持绝缘子等）的试验项目和试验周期，由设备运行的可靠性和安全情况，决定是否需要增减或修改。
技术要求的来源和依据，大体上可归纳成两类： 1.由电力系统绝缘配合设计出发制定交流耐压试验电压标准； 2.不少技术要求是由试验经验的积累，经统计分析确定，并经多年实践.逐步修改、完善的（如介损、泄漏电流、吸收比等的技术要求）。 试验结果的分析和判断 《规程》着重指出，对试验结果应进行综合分析和判断。
也就是一般应进行下列三步：第一步应与历年各次试验结果比较；第二步与同类型设备试验结果比较；第三步对照《规程》技术要求和其他相关试验结果，进行综合分析，特别注意看出缺陷发展趋势，作出判断。 综合分析、判断有时有一定复杂性和难度，而不是单纯地、教条地逐项对照技术要求（技术标准）。
特别当试验结果接近技术要求限值时（尚未超标），更应考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及甚至要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析、判断的准确与否.在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点，采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质等的了解程度。
根据综合分析，一般可对设备作出判断结论：合格、不合格或对设备有怀疑。对不合格的，应及时进行检修。
为了能做到有重点地或加速处理缺陷，应根据设备结构特点，尽量做部件的分节试验，以进一步查明缺陷的部位或范围。对有怀疑或异常、一时不易确定是否合格的设备.应采用缩短试验周期的措施，或在良好天气下、或在温度较高时进行复测，来监视设备可疑缺陷的变化趋势，或验证过去测量的准确性。
近十多年来国内外的进展 近十多年来我国电力设备预防性试验工作，在试验方法、试验项目和试验仪器等方面有了不少进展。现分别举例叙述如下： 1.基本绝缘试验项目 传统的基本绝缘试验项目，如绝缘电阻、直流泄漏电流、介损、直流耐压和交流耐压试验等试验方法基本不变，仅有少数改进： （1）绝缘电阻试验项目中，发现变压器吸收比试验不够完善，不少新出厂或检修烘燥后容量较大的变压器，绝缘电阻绝对值较高，但吸收比（R60"/R15"）偏小，疑为不合格。
经研究后采用国际上广泛采用的极化指数试验（R600"/R60"）后，就易于作出明确判断，因此《规程》中增列。
2.变压器如果出现绝缘老化现象,那么如何检测
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，这是基于绝缘纸中的主要化学成分是纤维素。
(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。
(3)判断绝缘纸的老化程度的优点。
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。
(4)检测糠醛含量的要求。
(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。
2）运行条件。
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。
3.变压器如何老化测试
老化房介绍：老化房，又称烧机房，Burn-In Room，是各种老化试验中常用设备之一，广泛应用于电子、电脑、通讯等领域。
老化房通常由围护结构、风道系统、控制系统、室内测试架构等组成。 老化房的特点： 1. 温度控制准确，精度高。
由于采用了独特的风道系统设计及电控系统，能保持整个房间温度高度均匀性，大大高于同类产品。 2. 房间设定温度范围广，连续可调。
在常温~70℃范围内可任意设定。若客户特别要求，可设计更高温度产品。
3. 房内多点温度滚动显示，监察准确，清晰。 4. 系统保护功能齐全，能确保安全长期稳定无故障运行。
5. 外形美观，施工方便，施工周期短。
4.对运行的变压器绝缘的老化状态可进行什么老化诊断
绝缘老化的速度与绝缘结构、材料、制造工艺、运行环境、所受电压、负荷情况等有密切关系。
绝缘老化最终导致绝缘失效，电力设备不能继续运行。为延长电力设备的使用寿命，需针对引起老化的原因，在电力设备绝缘制造和运行时，采取相应的措施，减缓绝缘老化的过程。
引起绝缘老化的原因可归结为电的作用、热的作用、化学作用、机械力作用、湿度的影响等。
电老化 电力设备绝缘在运行过程中会受到工作电压和的作用。在长期工作电压下，绝缘若发生，将会使绝缘材料发生局部损坏（见）。绝缘结构的过大，则在长期工作电压作用下，绝缘将因过热而损坏。在雷电过电压和操作过电压的作用下，绝缘中可能发生局部损坏。以后再承受过电压作用时，损坏处逐渐扩大，最终导致完全击穿。
热老化 电力设备绝缘在运行过程中因周围环境温度过高，或因电力设备本身发热而导致绝缘温度升高。在高温作用下，绝缘的机械强度下降，结构变形，因氧化、聚合而导致材料丧失弹性，或因材料裂解而造成绝缘击穿，电压下降。户外电力设备会因热胀冷缩而使密封破坏，水分侵入绝缘；或因瓷绝缘件与金属件的热膨胀系数不同，在温度剧烈变化时，瓷绝缘件破裂。
化学老化 绝缘材料在水分、酸、臭氧、氮的氧化物等的作用下，物质结构和化学性能会改变，以致降低电气和机械性能。例如变压器油（见）在空气中会因氧化产生有机酸，使tg[kg2]（见）增加；同时还会形成固体沉淀物，堵塞油道，影响对流散热，使绝缘的温度上升而使绝缘性能下降。
机械力老化 在机械负荷、自重、振动、撞击和短路电流电动力的作用下，绝缘会破坏，机械强度下降。例如槽口处的绝缘由于长期振动、高温作用，很容易开裂分层，最终损坏。
湿度老化 环境的相对湿度对绝缘材料耐受表面放电的性能有影响。如果水分侵入绝缘内部，将会造成介质电损耗增加或击穿电压下降。
5.求有关变压器局部放电的英文文章或英文资料
局部放电是造成变压器绝缘老化和破坏的主要原因之一，变压器局部放电检测和诊断的研究具有深远的理论意义和广泛的实用价值。本文基于多导体传输线理论建立了放电脉冲在变压器绕组中的传播模型，探索了变压器绕组中局部放电的电气定位方法，研究了局部放电检测的干扰抑制和放电模式的识别。主要工作如下： 根据绕组的不同结构形式，首次建立了放电脉冲在400kV 和500kV 单相变压器高压绕组中传播的多导体传输线模型。提出了利用静电场计算方法求解绕组模型中的电容分布参数，克服了平行板电容计算方法中的导线错位问题和边角效应问题。在电容参数的基础上，求解了模型中的电感、电阻和电导分布参数。采用模电压、模电流变换实现了模型多导体传输线方程的通用性解耦，结合绕组的结构和首末端条件计算了绕组不同位置的传输函数。提出了测量变压器绕组传输特性的散射参数测量法，与脉冲响应测量法的测量结果比较表明，散射参数测量法具有测量精度高、抗干扰能力强等优点。通过对比变压器单绕组和400kV 单相变压器高压绕组的仿真结果和散射参数实测结果，并采用相关分析法进行定量分析，同一放电位置的相关系数均超过0.81，验证了所建立的多导体传输线模型的正确性。
Partial discharge (PD) is one of the important reasons causing power transformer insulation degradation and breakdown. It is meaningful to detect and diagnose partial discharge in power transformer. The propagation principle of PD pulse along the winding is studied and it is used for locating PD in power transformer. A novel method to reject field interference and an effective method to realize PD pattern recognition are also investigated. Based on multi-conductor transmission lines (MTLs) theory, a new。
文献名称 电力变压器局部放电的电气定位及诊断
Article Name
英文（英语）翻译 Electrical Location and Diagnosis of Partial Discharge in Power Transformer;
6.对运行的变压器绝缘的老化状态可进行什么老化诊断
绝缘老化的速度与绝缘结构、材料、制造工艺、运行环境、所受电压、负荷情况等有密切关系。
绝缘老化最终导致绝缘失效，电力设备不能继续运行。为延长电力设备的使用寿命，需针对引起老化的原因，在电力设备绝缘制造和运行时，采取相应的措施，减缓绝缘老化的过程。
引起绝缘老化的原因可归结为电的作用、热的作用、化学作用、机械力作用、湿度的影响等。电老化 电力设备绝缘在运行过程中会受到工作电压和的作用。
在长期工作电压下，绝缘若发生，将会使绝缘材料发生局部损坏（见）。绝缘结构的过大，则在长期工作电压作用下，绝缘将因过热而损坏。
在雷电过电压和操作过电压的作用下，绝缘中可能发生局部损坏。以后再承受过电压作用时，损坏处逐渐扩大，最终导致完全击穿。
热老化 电力设备绝缘在运行过程中因周围环境温度过高，或因电力设备本身发热而导致绝缘温度升高。在高温作用下，绝缘的机械强度下降，结构变形，因氧化、聚合而导致材料丧失弹性，或因材料裂解而造成绝缘击穿，电压下降。
户外电力设备会因热胀冷缩而使密封破坏，水分侵入绝缘；或因瓷绝缘件与金属件的热膨胀系数不同，在温度剧烈变化时，瓷绝缘件破裂。 化学老化 绝缘材料在水分、酸、臭氧、氮的氧化物等的作用下，物质结构和化学性能会改变，以致降低电气和机械性能。
例如变压器油（见）在空气中会因氧化产生有机酸，使tg[kg2]（见）增加；同时还会形成固体沉淀物，堵塞油道，影响对流散热，使绝缘的温度上升而使绝缘性能下降。 机械力老化 在机械负荷、自重、振动、撞击和短路电流电动力的作用下，绝缘会破坏，机械强度下降。
例如槽口处的绝缘由于长期振动、高温作用，很容易开裂分层，最终损坏。 湿度老化 环境的相对湿度对绝缘材料耐受表面放电的性能有影响。
如果水分侵入绝缘内部，将会造成介质电损耗增加或击穿电压下降。
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变压器的运行维护和事故处理1、变压器运行中出现的不正常现象 （1）变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。
（2）当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。 （3）变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。
（4）当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。
如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 （5）变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。
2、变压器运行中的检查 （1）检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。
如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。 （2）检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。
油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
（3）变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。
如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。 （4）应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。
工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。 （5）天气有变化时，应重点进行特殊检查。
大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。 3、变压器的事故处理 为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下： 3.1绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。
产生这些故障的原因有以下几点： ①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。
③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。
⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。 由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。
匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。
发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3.2套管故障 这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有： （1）密封不良，绝缘受潮劣比； （2）呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3.3分接开关故障 常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有： （1）连接螺丝松动； （2）带负荷调整装置不良和调整不当； （3）分接头绝缘板绝缘不良； （4）接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足； （5）油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。
3.4铁芯故障 铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。
然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。
3.5瓦斯保护故障 瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法： （1）轻瓦斯保护动作后发出信号。
其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。
（2）瓦斯保护动作跳闸时，可能。
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