变压器 电力变压器 电子变压器：大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注，尤其越来越多的大容量变压器进网运行，一量造成变压器故障，将影响正常生产和人民的正常 生活，而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失，在这种情况下实现变压器状态检修，预防变压器事故的发生，使变压器长期在受控状态下运行，避免造 成变压器损坏，对变压器安全可靠运行具有一定现实意义。

1 变压器运行中的状态分析

运行中的大型电力变压器大多处于正常状态，只有少数暂时处于不正常状态。在状态评估时，可分为正常、不正常两大类。对于不正常状态的变压器从状态检修的安排考虑，又可以分三类：跟踪观察状态;待检修状态;紧急抢修状态。

1.1 状态评估的方法

(1)状态评估的试验项目：变压器出厂试验、交接试验(安装或大修后进行)和预防性试验;对于运行中变压器的状态评估，主要依据可靠性检验，出厂试验和交接试验的有关数据，是比较的基准;在线检测和预防性试验是与基准的比较中判别状态的变化。

　　用于状态评估的试验项目主要有：

　　a测量局部放电量的试验;

　　b油中溶解气体的色谱分析;

　　c水分检测：包括油含水量、tgδ、绝缘电阻以及泄漏电流等检测;

　　d绕组直流电阻测量;

　　e温度测量：包括顶层油温，套管出线端子温度，油箱热点温度等;

　　f铁芯入地电流测量;

　　g绕组变形检测;

　　h避雷器性能试验。

　　1.2 状态评估的特征参数

　　(1)局部放电量：1.5Um/ 试验电压下各绕组出线端的视在放电量小于500PC为正常;起始放电(500PC)电压小于1.1Um，或在1.5Um/ 下任一绕组放电量超过500PC，并有上升趋势为不正常。

　　(2)油中乙炔气体：对于放电性产气故障，金属间油隙放电C2H2≤5μL/L为正常;绝缘有受潮现象，发生涉及固体绝缘的放电，乙炔从无到有，(C2H2>0.2μL/L)为不正常。

　　(3)油中含水量：顶层油温>50℃连续运行不少于72h后，同时从本体油箱和储油柜取油样，本体油箱中油的含水量≤15mg/L，储油柜中油的含水量≤20mg/L为正常;高于15mg/L或20mg/L为不正常。

　　(4)绕组和套管的tgδ：以出厂试验或交接试验为基准。测量时顶层油温与基准的偏差在±5K的条件下，实测值与基准值的偏差不超出±30%为正常。超出30%为不正常。

　　(5)铁芯绝缘电阻：测量值与基准值的偏差不超出±30%为正常;超出±30%为不正常。

　　(6)油击穿强度：用标准油杯按标准进行试验。本体油箱中油的击穿电压≥50kV，有载分接开关切换开关油室中油的击穿电压≥30kV为正常;<50kV或<30kV为不正常。

　　(7)渗漏点：气-气渗漏或负压区的渗漏点等于0个为正常;不等于0个为不正常。

　　(8)比较三相套管油位的波动程度，升降率基本同步为正常;某一相的相对下降深度超过能分辨程度(例如20mm)为不正常。

　　(9)过热导致变化的特征参数：

　　a顶层油温升：在相同负载和相同冷却条件下，顶层油温升与投运初期相比，增值不超过10%为正常;超过10%或动用备用设施为不正常。

　　b油中烃类气体：仅有缓慢的老化性产气为正常;油中过热性烃类气体不断上升或断续积累，使总烃超过150mL/L为不正常。

　　c绕组直流电阻：根据阻值排序，三相不平衡率和分接间阻值差综合分析，判定无断线或接触不良为正常，否则为不正常。

　　d套管出线端子温度：用红外线测温仪测量套管出线端子温度，三组间温度差小于5k为正常;超过5k为不正常。
　　e油箱热点温度：胶垫附近的油箱热点温度小于100℃，其他部位温升小于80k为正常;大于100℃或大于80k为不正常。

　　f铁芯入地电流：铁芯入地电流小于100mA为正常，大于100mA为不正常。

　　(10)外力所致变化的特征参数：

　　a运输冲撞力：运到现场就位为止，运输中冲撞所产生的重力加速度a≤3g为正常;大于3g为不正常。

　　b出口短路力：发生出口短路时，绕组流过的稳定电流大于3倍额定电流，并且持续时间超过0.25s ，应进行测定绕组变形的检验。与短路前的测量结果比较，或三组间互相比较，没有变形特征的差别为正常;有特征性差别的为不正常。