电气试验总结范文1
关键词：电力变压器；油中溶解气体组分含量色谱分析；电气试验；故障诊断；潜伏性故障
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）28-0110-03
电力变压器是电力系统的重要电气元件，起转换和分配电能的作用，其健康状况直接关系到电力系统的安全稳定运行。目前电力系统普遍应用油浸式电力变压器，其绝缘介质主要由绝缘纸（板）和绝缘油组成。由于制造、安装和运行等环节可能存在不当因素，可能导致变压器在运行时内部产生故障甚至发展为事故，因此及时发现变压器内部早期故障（潜伏性故障）意义重大。利用油中溶解气体组分含量色谱分析（俗称油色谱试验）来发现变压器内部早期故障是公认的有效方法，同时结合局部放电测试、介质损耗测试、直流电阻测试、绝缘电阻测试等电气试验手段可相对准确地诊断出变压器内部故障的有无、性质和部位。
变压器内部故障从现象分类，大致可分为过热和放电两类；若以故障部位分类，大致分为磁路故障、绕组故障、绝缘故障、分接开关故障和套管故障五类。对于不同的内部故障，应采取不同的临时运行维护措施和检修方法。本文结合实例，探讨油浸式电力变压器过热故障的诊断与处理方法。
1 故障诊断与初步处理
某110kV变电站#3主变是由某变压器厂制造，型号为SZ10-50000/110，2004年12月出厂，2005年06月投运。
1.1 油中溶解气体组分含量分析
1.1.1 初次试验异常后分析与处理。2007年11月02日，在预防性试验中发现该主变油中溶解气体组分含量异常，总烃含量超过注意值，历次试验数据如表1所示：
由2007年11月02日试验数据可见，氢、一氧化碳、二氧化碳含量正常，总烃超注意值且甲烷和乙烯占总烃主要成分。利用2007年01月16日和2007年11月02日的试验数据计算总烃的绝对产气速率和相对产气速率分别为10.3mL/d和38.2%/月。
诊断认为该变电站#3主变内部存在油过热故障且故障处于发展初期。
处理措施：该主变可以继续运行；尽快安装在线色谱监测装置，以实时监控油中各气体组分含量变化趋势；在线色谱监测装置安装前，缩短离线色谱试验周期，并根据试验结果随时调整色谱追踪试验周期。
2008年05月，安装了在线色谱监测装置，并将总烃含量报警值设定为300?l/L。
1.1.2 气体含量增长过快时分析与处理。2008年09月08日上午9：00，在线色谱监测装置显示总烃含量呈明显上升趋势（如图1），且超过设定的报警值。随即取样进行分析，结果发现：该台主变总烃高达465.2?l/L，同时含0.2?l/L的乙炔，为排除误测可能，后多次取样分析，数据变化不大，各气体组分含量特征与2007年11月02日相同，具体试验数据如表2所示：
利用2007年11月02日和2008年09月08日的离线色谱试验数据计算总烃的产气速率可得，绝对产气速率为13.1mL/d，相对产气速率为10.9%/月，均超过相应的注意值12mL/d和10%/月。运用三比值法对2008年09月08日离线色谱试验数据进行了计算，得编码组合为0、2、2，如表3所示：
由此可以确诊：该站#3主变内部发生高温过热故障，热点温度可能大于700℃。
处理措施：尽快停运该主变，做进一步的检查；在停运前控制主变负荷，并通过在线色谱监测装置监视油中溶解气体组分含量变化。
由于该主变供电区域内有重要用户，短期内无法立即停运，为防止故障进一步扩大，将主变负荷控制在70%以下，同时将在线色谱检测周期调整为4小时一次，结果发现总烃趋于稳定（如图2）。
1.2 电气试验
为查找故障部位，对该主变先后进行了多项带电测试和停电试验。
2008年09月08日，进行了红外测温，未见异常，排除了套管外部接头发热的可能。2008年09月19日，进行了铁芯、夹件对地电流测试，未见异常，由此可排除铁芯和夹件存在缺陷而导致过热。同日，对主变油箱外壁进行热成像检测，未见异常。2008年09月20日，将主变停运，进行绕组直流电阻试验和绕组频率响应试验。绕组频率响应试验未见异常，可排除绕组绝缘磨损或受损断股的可能。绕组直流电阻试验结果发现异常（试验数据见表4），低压绕组直流电阻三相不平衡率超标。
综合上述试验结果，诊断认为引起过热故障的原因可能为：高压套管内的引线绝缘破损、引线与套管的铜管内壁构成短路、低压引线接触不良、高压复合导线内存在虚焊等，重点怀疑低压引线连接或焊接部位存在缺陷。
基于以上诊断结论，建议停运该主变并进行解体检查。2008年09月22日，在变电站内对主变进行了部分解体，检查套管引线，未见异常。
2 厂内解体检查
2008年12月24日主变返厂后，进行了以下试验：电压比测量和联结组标号检定、空载试验、负载试验（含50%额定电流下三相负载试验、100%额定电流下单相负载试验）、局部放电、绝缘电阻、直流电阻试验。低压直流电阻不平衡率为2.75%，超过标准要求，其他试验未见异常。
2009年01月19日，对该主变进行了吊芯检查，发现变低A相绕组末端（多股扁铜线）与铜排联接处有发黑的现象，包裹在外的绝缘纸部分碳化，破开绝缘纸后发现该处存在虚焊（详见图3、图4），将A相绕组尾端绝缘纸完全剥开后发现，发热所影响的范围有限，以故障点为中心，两侧各延伸了约200mm，对靠近绕组引线根部的绝缘纸进行外观检查，未见异常。
分析认为由于在变压器制造时焊接人员操作失误造成变低A相绕组末端（多股扁铜线）与铜排联接处存在虚焊，导致变压器在运行至超过70%额定负荷时引起局部过热，进而导致热点处的绝缘油异常分解和绝缘纸加速老化，绝缘油分解造成总烃含量较高、增长较快，由于绝缘纸异常受热面积有限，故油中一氧化碳和二氧化碳含量不高。同时，虚焊缺陷导致绕组直流电阻测试结果出现异常。
将虚焊处拆开、打磨，重新焊接，然后进行绕组干燥、器身干燥、装配、真空注油、热油循环、试压静置、出厂试验等工序，重新安装投入运行，至今状况良好。
3 结语
结合某110kV变电站#3主变过热故障诊断及处理经过，可归纳出以下结论和经验：
（1）油中溶解气体组分含量色谱分析能够及时发现油浸式电力变压器内部早期故障，而且可以带电试验，不影响供电可靠性，其优势明显，但是其不足在于无法确定故障部位，在实践中可先利用油中溶解气体组分含量色谱分析确认故障存在，然后利用电气试验等技术手段查找故障部位。
（2）在线色谱检测周期可缩短至4小时一次甚至更短，这有助于试验人员及时掌握油中溶解气体组分含量变化趋势，及时做出正确诊断与处理，因此在线色谱是离线色谱的有益补充和延伸。
（3）引线虚焊或接触不良而导致的过热故障主要后果是使绝缘油受热分解，其对固体绝缘影响有限，通过控制主变负荷可以有效地遏制故障的进一步扩大。
（4）对于存在过热故障而又无法立即停运的变压器，可以在采用在线色谱实行高频度检测的条件下让变压器暂时继续运行，从而减少用户的损失。
参考文献
[1] 电力设备预防性试验规程（Q/CSG 114002-2001）[S].广州：中国南方电网有限责任公司，2011.
[2] 河南电力技师学院.油务员[M].北京：中国电力出版社，2008.
电气试验总结范文2
关键词：潜在故障；充油设备；绝缘油；色谱分析
中图分类号：TM307文献标识码： A
前言：
在现代电网快速发展的今天，对设备状态的检测方法有更高的要求。在保证电网设备安全及供电可靠的前提下，要求试验人员对设备的实际状态有一个全方位立体化的掌握。而在高压充油设备的检测方法中，绝缘油分析技术与高压试验检测手段两者不可分割，起到了相辅相成的作用。尤其在一些重要变电设备如变压器和电抗器等的状态检测，要求设备在保证供电的情况下不停电试验及跟踪效验时，绝缘油的色谱分析结果则显得尤为重要。本文就这一观点举例阐述了绝缘油色谱分析对设备潜在故障的诊断。
1.绝缘油的组成及性能
对于绝缘油的组成，我们知道，油在不同电压等级、不同设备中的作用及不同环境要求下，其组成会略有不同，实际应用的绝缘油普遍为矿物绝缘油，即由石油分馏产物经多种工艺精制而成，属于多种烃类化合物的混合体。组成可划分为饱和烃、环烷烃和芳香烃三种类型。变压器油的化学结构非常复杂，从应用的角度看，不一定要完全搞清楚所有的烃类成分，但是必须了解变压器油的种种特性和功能，还应该知道在运行过程中油的氧化过程及其氧化产物的危害。
绝缘油在设备中要发挥多方面的功能作用，必须具备良好的化学、物理和电气等方面的性能。这就需要试验人员依据各类绝缘油运行维护管理导则及试验规程要求，对绝缘油进行定期检测，保证设备内绝缘油的实际性能符合运行条件。
2.绝缘油在设备中的作用
在高压电气设备中，有大量的充油设备（如变压器、互感器、油断路器等）。这些设备中的绝缘油主要作用如下:
（1）使充油设备有良好的热循环回路，以达到冷却散热的目的。在油浸式变压器中，就是通过油把变压器的热量传给油箱及冷却装置，再由周围空气或冷却水进行冷却的。
（2）增加相间、层间以及设备的主绝缘能力，提高设备的绝缘强度。例如油断路器同一导电回路断口之间绝缘。
（3）隔绝设备绝缘与空气接触，防止发生氧化和浸潮，保证绝缘不致降低。特别是变压器、电容器中的绝缘油，防止潮气侵入，同时还填充了固体绝缘材料中的空隙，使得设备的绝缘得到加强。
（4）在充油断路器中，绝缘油除作为绝缘介质之外，还作为灭弧介质，防止电弧的扩展，并促使电弧迅速熄灭。
3.绝缘油的检测方法
在实际工作中，试验人员对绝缘油的检测方式大致分为简化试验和色谱分析两种。在正常情况下，充油电气设备内的油、纸绝缘材料在热和电的作用下会逐渐老化和分解，产生各种特征气体，并且绝缘油的各种特性也会因为运行条件、环境的变化及遇到各种设备故障时，产生不同程度的改变。绝缘油简化试验主要运用各种方法，针对油的物理、化学及电气性能的变化分别来检测，对油的状态及设备内部情况做一个基本了解。绝缘油色谱分析，是指从油中取出溶解气体，用气相色谱分析该气体成分和含量，判定设备有无内部故障，诊断故障类型，并推定故障点温度、故障能量等。
4.绝缘油中色谱分析在实际中的应用
早期预测变压器等充油电气设备内部故障，对于安全供电，防范事故与未然，是极为重要的。作为绝缘监督的手段，有各类电气绝缘特性试验。但是，这些试验共同特点是要求被试设备停运，降低了供电可靠性，也很难测出事故发生前的潜在故障。而运用绝缘油色谱分析技术就能在不影响供电的前提下，有效发现设备故障及故障发展趋势，及时对设备运行状态做出评价。
4.1.设备内部故障诊断实例
实例1
（一）、故障概况
500kV王石变王渤一线500kV电抗器型号XMZ46,1986年投运。该产品在2013年3月26日至4月7日进行了B 类检修，更换了散热器的胶圈、瓦期继电器、压力释放阀、温度表、分线箱，进行了油处理。处理后经现场试验高压绝缘试验合格。绝缘油简化试验结果显示介质损耗因数、体积电阻率、击穿电压、闪点和水分等的试验结果均合格（见表1）。绝缘油色谱分析试验结果各项指标显示良好，具备投运条件（见表2）。
表1电抗器C相绝缘油简化试验数据
备注： 电抗器大修后送电前试验
该组电抗器于4月22日投入系统运行。4月23日、24日，进行了绝缘油色谱分析跟踪试验，色谱数据显示C相乙炔、乙烯、总烃、二氧化碳等均超标，并且增长趋势明显，怀疑电抗器内部放电（见表2）。该组高抗于4月24日17时退出运行，做进一步分析和处理。
表2电抗器C相绝缘油色谱试验数据
该组电抗器于4月24日17时退出运行进行内检。
故障处理过程
第一次处理
1.内检情况
（1）打开上盖人孔后，首先对器身上部进行检查，没有发现异物和异常部位。
（2）检查人员换专用服装后进入电抗器内，在检查到中性点出线部位时，发现铁心夹件上有一等电位连线有烧黑迹象，用手轻轻触摸即断线，经确认导线已经完全烧断，外层绝缘纸已经完全碳化。连接片烧损情况见下图。
（3）油箱内脏污严重，油箱底部有大量杂质，经检查确认为橡胶老化后的碎末；油色浑浊，分析为净油器中硅胶早已失效粉化，进入油中。
（4）其余部位未发现异常情况。
2.处理情况
（1）拆除烧断的等电位连接线，重新更换为截面更大的软铜绞线，外表面采用专用皱纹纸包扎后又包绕一层收缩带，然后恢复安装。
（2）将油箱内底部变压器脏油全部抽出。
（3）因净油器内硅胶已经失效，决定将净油器阀门关闭。
（4）抽真空后重新注油，并在器身内部进行热油循环处理油中乙炔，至合格为止。
3.原因分析：
通过连接铜片烧损情况分析，认为此铜片此前存在缺陷，可能已经有一定深度的折痕但还未完全断开。此次检修后按工艺要求从本体底部回油至上盖约0.1-0.2m时，需要从油箱上部将油补满。检修单位选择的补油部位刚好在此引线上部（相距约0.8m）。因此在补油时，此引线在油流的持续作用下，使得已经虚接的铜片完全断开，因此投入运行后断开的铜片开始放电。
根据以上检查情况并结合油色谱化验结果，认为此处铁心夹件间的等电位连接线断线是产生本次故障的主要原因。
第二次处理
经过第一次故障处理后该组电抗器于5月4日上午10时投运。依照试验规程规定，对该组电抗器进行绝缘油色谱分析跟踪试验。5月5日在油化试验中发现乙炔、乙烯、总烃数据均超标（见表3）
表3电抗器C相绝缘油色谱试验数据
经过多次跟踪监视，发现增长趋势明显，怀疑电抗器内部有放电。5月9日、10日对其进行排油第二次内检，发现另一侧铁心夹件和聚磁板连接片烧损。同时对A、B相电抗器进行油色谱化验时也发现痕量乙炔。根据上次内检经验及相关领导和专家研讨决定，将该组电抗器停运并全部进行内检。结果发现王渤#1线C相电抗器主回路绝缘无问题，出现乙炔的主要原因是集磁板接地线异常引起，现场检查发现集磁板夹件存在有多根连接线接地的问题，出现环流、局部过热导致一根接地线烧断放电。B、C相上相同部位处，均有不同程度的烧损。现该组电抗器已退出运行并更换新设备。
实例2
2009年10月16日，对王石变电站500 kV 1号主变A相进行例行油色谱分析试验（见表1），
发现A相本体油色谱分析异常，总烃略有增长，并出现0.25 μL/L乙炔，9月份月检油色谱无乙炔，总烃正常。经公司研究，该组变压器为重要设备，决定不停电继续油色谱跟踪试验，17日、18日2天油色谱跟踪总烃略有增长，乙炔增长到0.32 μL/L，CO增长幅度较大（从595 μL/L增长到1 223 μL/L），根据该变压器3天油色谱成绩、负荷及温度情况进行综合分析，确定为变压器内部存在绝缘中温过热性故障或悬浮电位火花放电，应加强色谱跟踪检测，考察气体产气速率。
表1王石变电站500 kV原1号主变A相本体油色谱数据
19～21日每天采取上、下午2次油样跟踪试验，结果显示乙炔、CO、总烃数值继续增长，根据16～22日油中气体组分分析认为结论正确。鉴于1994年该变压器发生过爆炸事故，公司决定停用A相主变，倒D相备用主变。10月22日该变压器A相停电并倒备用相完成。
2010年2月23日，对王石变电站500 kV 1号主变C相进行例行油色谱分析化验，发现C相本体油色谱分析异常，总烃含量175 μL/L（标准为150 μL/L），超标不合格。该变压器1～3月份试验数据如表2所示。
表2王石变电站500 kV原 1号主变C相本体油色谱数据
王石1号主变为原沈阳变压器厂首批国内产品。1984年出厂，1986年投运，截止2010年已运行25年，已超过其设计20年的使用寿命，同型号变压器已全部退出运行。A相主变已于2009年10月22日退出运行，倒备用相运行。从上面数据可以看出，C相主变总烃数值一直居高不下，可能存在过热性故障。2010年4月22日、5月11日，再次对王石变电站500 kV 1号主变C相进行例行油样化验，发现C相本体油色谱分析异常，总烃含量分别为165.61 μL/L、163.35 μL/L，标准为150μL/L，超标不合格（见表3）
表3王石变电站500 kV原1号主变C相本体油色谱数据
2010年6月18日，王石变电站500 kV 1号主变B、C、D相停电，A、B、C、D相均退出运行。并且决定于2010年6月更换1号主变，更换后的王石变电站500 kV 1号主变于2010年8月15日正式投入运行。
5.结论
经过长期的实践经验我们可以看出，当设备存在局部过热、放电故障等一些潜在故障时，绝缘油中形成的特征气体可溶于油中，这些可燃性气体的组成和含量与设备故障类型及严重程度有密切关系。采用气相色谱法检测油中气体组成和含量，能及早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障发展状况，及时消除故障隐患，对保证电力系统安全可靠运行有很大作用。且油色谱分析方法简单、速度快、发现问题及时。因此多年来该方法应用广泛，已积累许多实践经验。该项试验是绝缘油运行监督中的一项必不可少的内容。
参考文献：
[1]电力用油分析及油务管理北京：中国电力出版社，2009．
[2]变压器油色谱分析与故障诊断北京：中国电力出版社，2010.
[3]电气设备预防性试验方法北京：水利电力出版社，1994．
[4]运行变压器油维护管理导则 GB/T 14542-2005
作者简介：
杨越（1985―），女，大学本科，助理工程师/技师，从事高压试验和电力用油（气）的检测工作多年。现在国网辽宁省电力有限公司检修分公司鞍山分部试验班工作。
苏海南(1985-),女 ,2010年毕业于东北电力大学,助理工程师,从事电气试验工作，
电气试验总结范文3
论文摘要：电力变压器故障检测主要有电气量检测和化学检测方法。化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备运行是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。
0. 引言
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行综合分析和评判，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，通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法，在不停电的情况下，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。经验证明，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，它们之间存在不同的数学对应关系。
Abstract：There are two main methods for fault detection of power transformer， electrical detection and chemical detection. Chemical detection is mainly production rate and the ratio of three to analysis and judge， through the transformer oil content of gas. It is effective to find transformer latent fault and fault degree in early stage. In the course of practical application， in order to diagnosis the internal transformer failure more accurately， Chromatographic analysis should be in accordance with the equipment previous running conditions， characteristics of the gas content and using different analysis model to determine whether the operation of equipment is normal or equipment exist latent fault and fault category.
Keywords：Transformer Chromatographic Analysis The Defect-judgement Method
1. 电力变压器的内部故障主要有过热性、放电性及绝缘受潮等类型
1.1 过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。
1.2 放电性故障是设备内部产生电效应（即放电）导致设备的绝缘性能恶化。又可按产生电效应的强弱分为高能放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电三种[1]。
1.2.1 发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。
1.2.2 火花放电，是一种间歇性的放电故障。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心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。产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。
1.2.3 局部放电主要发生在互感器和套管上。由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。产生气体主要是氢气，其次是甲烷。当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。
1.3 变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。
值得注意的是，芳烃含量问题。因为它具有很好的“抗析气”性能。不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质；而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响。
2. 色谱分析诊断的基本程序
2.1 首先看特征气体的含量。若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关系是：①若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电；②氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能；③总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。
2.2 计算产生速率，评估故障发展的快慢。
2.3 通过分析的气体组分含量，进行三比值计算，确定故障类别。
2.4 核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。
3. 油中主要气体含量达到注意值时故障分析方法
在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，（H2，∑CH，C2H2）与色谱分析导则规定的注意值（表1）进行比较。
表1
正常变压器油中气，烃类气体含量的注意值
气体组分
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
总烃
含量（10-6）
150
60
40
70
5
150
3.1 当任一项含量超过注意值时都应引起注意。但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。如有的设备因某种原因使气体含量较高，超过注意值，也不能断言判定有故障，因为可能不是本体故障所致，而是外来干扰引起的基数较高，这时应与历史数据比较，如果没有历史数据，则需要确定一个适当的检测周期进行追踪分析。又如有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。就是说：不要以为气体含量一超过注意值就判断为故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，是不经济的，而最终判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，（注意非故障性原因产生的故障气体的影响，以免误判），且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。
3.2 注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路（包括绝缘）问题，可以缓停运检查。
3.3 若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。
3.4 表1中注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的统计而制定的，其中统计超过注意值的变压器台数占总台数的比例为5%左右。
3.5 注意油中CO、CO2 含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300µl/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围；而密封变压器中的CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。
3.6 应用举例
3.6.1 济源供电公司220KV虎岭变电站3#主变，1978年生产，1980年投运至今已运行28年，接近设备的寿命期。从2004年开始的油色谱报告分析中就存在多种气体含量超标现象，具体数据见表2
表2 虎岭变2#主变油色谱分析报告
对上述数据跟踪分析，有不同程度乙炔、乙烯、总烃超过注意值，考虑变压器运行年限、内部绝缘老化，结合外部电气检测数据，认为该变压器可继续运行，加强跟踪，缩短试验周期。目前此变压器仍在线运行。
3.6.2 2003年4月15日，35KV黄河变电站1#主变预试时发现氢气含量明显增长。变压器型号为：SL7-5000KVA/35，2001年8月投运，具体色谱数据如下：
分析结果:色谱分析显示氢气含量虽未超过注意值，但增长较快，为原数值的12倍，其它特征气体无明显变化，说明变压器油中有水份在电场作用下电解释放出氢气，同时对油进行电气耐压试验，击穿电压为28KV，微水测定为80ppm，进一步验证油中有水份存在。经仔细检查发现防暴筒密封玻璃有裂纹，内有大量水锈，外部水份通过此裂纹进入变压器内部。经处理后变压器油中氢气含量恢复正常。
4.故障产气速率判断法方法
4.1 实践证明，故障的发展过程是一个渐进的过程，仅由对油中溶解的气体含量分析结果的绝对值很难确定故障的存在和严重程度。因此，为了及时发现虽未达到气体含量的注意值，但却有较快的增长速率的低能量潜伏性故障，还必须考虑故障部位的产气速率。根据GB/T7252—2001《变压器油中溶解气体分析判断导则》中推荐通过产气速率大小作为判断故障的危害程度，对分析故障性质和发展程度（包括故障源的功率、温度和面积等）具有重要的意义。当相对产气速率（每运行月某种气体含量增加值占原有起始值的百分数的平均值），总烃的产气速率大于10%时应引起注意，变压器内部可能有故障存在，如大于40µl/L/月可能存在严重故障。但是，对总烃起始含量很低的变压器不易采用此判据[2]。
4.2 根据总烃含量、产气速率判断故障的方法
4.2.1 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；
4.2.2 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。
4.2.3 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；
4.2.4 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[2]。
4.2.5 应用举例
2006年6月2日，济源供电公司110KV星光变1#主变投运，投运时油色谱分析报告为:
投运后1个月，2006.7.21号开始跟踪，具体所测数据如下:
分析结果:从7月～8月份跟踪试验数据认为，特征气体含量属正常范围，产气速率较小，考虑是新投运变压器，继续跟踪运行；9月份后发现乙烯、乙炔、总烃含量超过注意值，同时产气速率超过15%，乙炔、氢气增长较快。结合投运时电气交接试验情况，此变采用ABB油气套管，且变压器出厂时虽做局部放电试验，但油气套管未进工厂是在现场组装的。由于变压器套管直接与GIS设备连接，交接时无法进行主变局放试验。通过特征气体产生率、三比值法判断内部可能有火花放电存在，怀疑高压引线与套管连接处可能存在缺陷。经常规电气试验未发现异常，放油后检查发现，套管未端屏蔽罩固定螺丝三个中有一个较松动，但无明显放电痕迹，紧固后对油进行脱气处理，主变试运至今色谱分析正常。
5. 根据三比值法分析判断方法
所谓的IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进方法。通过计算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，将选用的5种特征气体构成三对比值，对应不同的编码，分别对应经统计得出的不同故障类型。应用三比值法应当注意的问题：
5.1 对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。
5.2 只有油中气体各成份含量足够高（通常超过注意值），气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍[3]，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，一律使用三比值法，就有可能将正常的变压误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失[3]。
5.3 应用举例
2006年4月30号，110KV济源变2#主变差动、瓦斯动作跳闸，油色谱分析报告为：
分析结果：变压器差动、瓦斯继电器同时动作，甲烷、乙烯、乙炔、氢气、总烃含量均超过注意值数倍，可直接采用三比值法判断故障类型。查编码为102，属高能放电故障，可能会出现工频续流放电、绕组之间或绕组对地之间的绝缘油发生电弧击穿、调压开关切断电源等；结合外部电气试验测得B相高压绕组直流电阻不平衡率达25%，初步判断为B相绕组有严重电弧故障。吊罩检查发现B相高压绕组中性点处出现严重匝间短路，并有电弧放电痕迹，主变本体损坏严重。
6. 结束语
变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段，采用不同的分析方法，结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据，充分发挥油化学检测的灵敏性，正确评判设备状况或制定针对性的检修策略，提高变压器的运行可靠性。
参考文献
1、谭志龙等编，电力用油（气）技术问答，中国电力出版社[M]，2006：89
电气试验总结范文4
关键词：高压试验；电气设备；安全管理
Abstract: in this paper, combined with the author's work and practice, a simple analysis of the experiment of high voltage electrical equipment, and based on the discussion on how to strengthen the safety management of high voltage electrical test, for reference.
Keywords: high voltage test; electrical equipment; safety management
中图分类号：TM51文献标识码：A文章编号：2095-2104(2013)
作为电气试验中的重要工作，高压电气设备试验工作比较复杂、危险性大，特殊性和不确定因素多，很容易产生安全隐患，所以，新形势下确保电气高压试验的安全高效进行是至关重要的。高压电气实验人员只有真正把安全意识长记心间，熟悉掌握高压电气试验的操作要领，遵守各项操作规定，才能从根本上保证试验安全。同时针对性的做好高压电气试验，才能从根本上做好安全保障工作，保证有序的电力生产。
1 高压电气试验的概述
高压实验是电力设备运维工作的一个重要环节。以高压电气设备实验主要是指电气设备的绝缘预防性试验，保证设备安全运行的重要措施。通过试验，掌握设备绝缘状况，及时发现绝缘内部隐藏的缺陷，并通过检修加以消除。总体来说，高压试验可分为两大类：一类是非破坏性试验或称绝缘特性试验，它是在较低的电压下或用其他不损坏绝缘的办法来测试各种特性参数。常用的测试主要包括绝缘电阻、吸收比、极化指数、泄漏电流及电容量值等等。不过非破坏性试验的电压比较低的，但是只有靠它来可靠地判断绝缘的耐电强度。另一类是破坏性试验或称耐压试验，试验所加电压高于设备的工作电压，它对于绝缘考验非常严格，能揭露那些危险性较大的集中性缺陷，并能保证绝缘有一定的绝缘强度。可是在试验中会对设备的绝缘造成击穿等，该试验包括交流耐压和直流耐压。
2 试验前复查结线的制度
试验工作中试验结线拆接频繁，认真实行试验前复查结线制度， 可以提前改正错误结线，克制由于错接线而发生的事故。因此，试验前复查结线是试验工作的一项基本制度，也是试验工作触电事故，保证人身安全的一条有效措施，对这项制度既要求认真实行，更要求能坚持下去，应该对低级工、实习人员的结线复查，有所侧重，对高级工或简略线也不能有所放松，否则达不到复查结线的目的。
（2）试验工作时，应站在绝缘垫上或穿绝缘鞋进行，这是防止触电事故或减轻伤宫程度的一项安全措施。
如：某供电局修配厂试验工人校验MД—16电桥时，只断开电桥的开关，未拉开电源刀闸，当翻动电桥时，右手碰到电桥的电源端的带电部分上，由于电桥有接地，工作人员脚下垫了绝缘垫，自己脱离了电源，仅造成从右手无名指到左手掌的通电回路触电烧伤。
（3）加压试验前，必须通知有关人员离开被试设备或退出现场后，才能进行。在高压电气试验工作，经常和其他维修班组同时进行．或交义进行，所以加压前，必须通知这些工作班组离开被试设备或退出现场，以便使被试设备在无人工作状态下进行，达到保证人员安全的目的。这些做法是不容忽视的，否则会造成严重后果。
如：某变电站变压器检修、试验工作中，变压器加压试验前末通知有关班组的工作人员，以致一名维护工人认为设备无电，先后两次登上变压器工作，正当加压时，这名工人再次攀登变压器时，幸亏被发现，避免了触电事故。
（4）加压试验工作的拉、合闸，必须相互呼应，正确传达口令。
加压试验工作的拉、合闸操作比较频繁，如果凭主观臆断或只看表计而不听口令，或未相互呼应，正确传达口令，就可能发生触电事故。
如：某供电局修配厂试验班进行变压无载试验时，试验电源操作人认为已经接好线，未通知设备上的倒线人，即合上试验闸，当倒线人发现接线松动，去动接线时触电。
（5）加压试验倒换接线时，调压器必须退至零位，拉开试验电源刀闸后，才能进行。加压试验工作正常倒换接线时都必须把调压器调至零位，切断试验电源，但是在查找加压后发生的问题，发现接线不牢或错接线及试验电源既有总刀闸，又有分刀闸时，有的试验 人员则有所忽略而发生事故。
3.高压电气试验安全管理措施
绝大部分高压试验工作是在停电的情况下办理的，但是由于试验本身需要施加交直的高压，所以它属于电力系统高危工作。
（1）组织措施
在进行试验时，技术人员要严格遵守《电业安全规程》中所规定
的内容，要严格按照票证制度要求，实施试验作业，以免发生工作过程混乱、组织管理不到位以及安全措施不到位等情况。所有的高压试验作业，必须依据具体的实际情况由上级主管部门或班组长下达第一种工作票。在每一个高压试验作业过程中，都应设有不参与直接试验工作的监护人员，监护人员的唯一工作就是对整个试验现场（包括实际操作人员工作情况和整个试验现场环境）的监护，以防止与试验无关的人员在试验的进行过程中进入现场，导致一些不可预料的事情发生，给在场人员带来不必要的伤害事故。在试验过程中，监护人员如果发现有潜在的危险因素存在或有不安全的情况，应立即采取相应的措施，通知操作人员降压。要加大监护人员较多的试验场所力度，确保所有人员的安全。如果试验工作没有完成，需要中断试验或转移设备时，应严格遵守安全规程中对中断、转移的相关规定，按照规定操作，必须把明确的许可信息真实的填写在工作票上。
（2）技术措施
高压试验有其独特性，除了组织措施良好落实后，还要保证技术
措施的落实。高压试验开始前，要严格检查设备的接地情况，保证每个试验设备接地状态良好，在完成每一个试验项目后，都要完成被试设备放电的放电作业，将电压调零，既确保了试验人员的人身安全，也为开展下一个高压试验做好了准备。
在试验过程中，如果需要升高电压，则加电压前试验人员要离开
设备和高电压试区，经检查无误后方可加压。在升压过程中，如果有异常发生，应马上停止试验，然后降电压、切断电源，对高压试验设备充分放电，保证接地状态良好后进行检查，试验要在问题查明处理后恢复。结束试验后，应把自装的短路线、接地线拆除，然后捡查设备、清理试验现场，持续提高电气设备的预试质量。
4、结语
高压电气设备的试验是通过对高压电气设备的主绝缘和电气参数的测定，保证高压电气设备安全、可靠运行。在以后的工作中，相关技术人员要不断学习，熟练应用各种高压试验方法，遵守各种规章制度，不断提高安全意识，杜绝违规操作。只有做到这些，才能确保试验的安全进行，保证设备和人身的安全。
参考文献：
［1］苏长兵，李应红，等.等离子体气动激励系统电特性的实验研究 [J].高压电器，2009,(1
电气试验总结范文5
关键词 变压器 潜伏性故障 状态检修
中图分类号：TM407 文献标识码：A
0前言
变压器是电网中的重要设备，及时查找和判断变压器内部的缺陷和潜伏性故障是保障其安全运行的重要手段。利用气相色谱法分析绝缘油中溶解气体含量，是检测变压器内部故障直接和准确的方法之一，它可以在设备不停电的情况下连续进行监测。根据油中溶解气体的组分及各组分的含量预测设备内部有无故障、故障类型及其大致部位和发展程度，早期发现设备内部的潜伏性故障。近年来，随着“输变电设备状态检修”的开展，对输变电设备可用率和供电可靠性要求在不断提高，《输变电设备状态检修试验规程》中要求对变压器内部潜伏性故障监测和分析时，把色谱分析作为判断变压器状况的主要方法。
1 110KV主变压器故障情况
2008年5月，枣园变电站1号主变压器进行大修。由于此变压器已运行十年以上，依据历年来的运行档案、检修记录，如更换过套管，受过出口短路冲击，散热片渗漏油严重；同时根据此变压器生产厂在同时期、同型号生产的其他变压器存在的“家族”性缺陷；如出现过铁芯多点接地，有载分接开关油渗入到本体内等情况。所以对此变压器进行了吊罩检查和改造，在对该变压器投运后，分别按大修后的周期进行了色谱分析，试验中发现变压器本体油色谱数据异常，继续跟踪（10天）分析，变压器油中的总烃、乙炔及氢气含量持续增长。于是在2008年6月初又进行了吊罩消缺，发现并消除了一起重大事故隐患。
1.1故障分析
根据2008年5月12日、14日、21日、6月1日主变油色谱分析结果，油中的总烃、乙炔及氢气含量超过注意值，并呈持续增长趋势，总烃、氢气相对产气速率超标，三比值编码为021，判断变压器本体内部存在中性过热性故障。其原因可能有：
（1）引线及绕组接头焊接或分接开关接触不良；
（2）铁芯部分片间短路，铁芯多点接地；
（3）漏磁、涡流引起的局部过热等其他因素。
为此，制定了如下方案：
（1）运行人员加强巡视监护；
（2）定时对变压器进行铁芯、夹件对地电流的测量，白天3小时一次，夜晚6小时一次；
（3）停电进行电气试验；
（4）准备第二次吊罩检查并进行滤油处理。
1.2铁芯及夹件对地电流
从色谱分析看，排除了铁芯和夹件间歇性放电的可能，因为三比值编码为中温过热性故障021，如果是间歇性放电就是放电故障。
第一次吊罩前铁芯及夹件对地电流分别在60MA―80MA和40MA―50MA变压器出现异常后测量的铁芯及夹件对地电流分别为70MA―80MA和45MA―60MA之间。从测量结果分析，变压器铁芯和夹件多点接地的可能性也小。
1.3电气试验
分别进行绕组直流电阻测试、绝缘电阻及吸收比试验、介损试验、有载开关特性试验、铁芯、夹件绝缘电阻测试，试验结果均合格。
1.4吊罩检查
2008年6月5日进行了吊罩检查，发现造成主变中温过热性故障的直接原因是：厂家制造工艺不良使该主变铁芯外引接地插片过长且强度不够、爬倒在铁芯上，造成运行中铁芯硅钢片间局部短路，由于部分磁通通过被短接的铁芯片间，使泄漏电流增大，附加的介质损耗增加，造成运行中铁芯发热。
从检查情况看，发热较严重，铁芯外引接地插片已有明显的过热痕迹，形成了明显的故障处，吊罩检修的结果验证了色谱分析判断的准确性。
2结论
电气试验总结范文6
关键词：建筑电气；调试费用；计取；
中图分类号：F407文献标识码： A
建筑电气调试费用的计算是建筑安装预算中经常出现的问题，而且在施工结算过程中常常出现一些争议，下面就建筑电气调试费用的计取粗浅地谈一下本人的看法。
建筑电气调试费用的计取是建筑安装预算定额第二册第六章电气调整试验中的内容，这部分内容主要包括送配电装置系统的调试、母线、避雷器、电容器、接地装置、电动机的的调试等内容。
一．送配电装置系统的调试
送配电装置系统调试费用的计取必须要有需要调试、试验的电气设备和装置。调试包括：继电器及仪表试验、一次设备本体试验、附属高压二次设备试验，一次电流及二次回路检查四项内容。
建筑电气安装工程预算定额有这样的规定：一般的住宅、办公楼、学校、旅馆、商店等民用电气的工程的供电调试按下列规定：无论是楼内的总配电箱、还是层配电箱、还是户配电箱，一般的配电箱厂家都是成套供应安装的，箱内的电气设备、电气元件比如电磁开关等在出厂时厂家已经调试好了，施工单位直接安装即可，因此没有必要对设备进行调试。即使安装的过程中涉及没有调试好的情况，厂家也会派人去调试，所以原则上讲住宅楼是不能计取送配电装置系统调试费的。如果确实有调试的设备，调试那个计取那个调试的费用。
对于配电箱内的电度表的调整校验属于当地供电部门的专业管理，一般皆由施工单位向供电局订购调试完毕的电度表，因此电度表的调试费用也不得另外计算。
二．接地网的调试
接地网的调试在定额中有这样的规定： 1.接地网接地电阻的测定。如果发电厂或变电站所有接地装置连为一体的形成母网，那么就按一个系统计算；单独组成母网不与厂区母网相连的独立接地网，要单独按一个接地系统去计算。一个工程项目各有自己的接地网，虽然最后也将各接地分支网联成母网，但也应按各自的接地网计算，不能作为一个系统，具体应按接地网单独测试的情况决定。如只测试一次电阻就计算一个系统。 2.避雷针接地电阻的测定。每一避雷针都有单独接地网（包括独立的避雷针、烟囱避雷针等）时，均按一组计算。 3.独立的接地装置按组计算。如一台柱上变压器有一个独立的接地装置，即按一组计算。
三．电动机的的调试
凡用自动空气开关输出的动力电源，包括在电动机调试之中，不能再另计交流供电系统调试费用，电动机调试应按不同的电机类型和不同的控制方式选用相应定额子目，例：建筑物内变电所动力柜用自动空气开关输出的电源，经过楼层动力总柜的自动空气开关再送到就地动力配电箱，控制一台电动机，以上都应属于电机调试的内容。但当动力柜内交流供电系统带有调试元件，如交流接触器、磁力起动器、各种继电器和与之配套的二次回路、表计等，则应另计交流供电系统调试费用。电气动力系统中的电机检查接线中已包括了线路的绝缘测试及检查接线工作。
普通电动机的调试，分别按电机的控制方式、功率、电压等级，以“台”为计量单位。 1微型电机系指功率在0.75kW以下的电机，不分类别，一律执行微电机综合调试子目，以“台”为计量单位。电机功率在0.75kW以上的电机调试应按电机类别和功率分别执行相应的调试项目。
另外还需要说明建筑电气调试费用的计取在建设项目的不同阶段这些费用的计取也不完全相同：比如，在建设工程的招投标阶段，清单中这些费用一般都要计取，这是因为工程建设中都要涉及这些调试的内容，但工程到了结算审计阶段，由于这些调试费用都已经包含在电气设备本体费用当中，也就是这些调试都由电气设备的生产厂家完成，因此这些费用就包括在设备的主材中，那么这些费用当然就不能重复计算了。
电气的系统调试怎么计取? 1、电气安装系统调试一般是按施工图中总配电柜到分配电箱之间的空气开关区分。 2、电气系统调试指的是对系统中“元件器本体”的系统调整工作，一般的建筑安装工程中很少用到“电气系统调整”。原因有以下几点：（1）施工单位一般不具备调试元器件本体的技术及设备。（2）大部分配电箱、柜及其中的“电气元件器”是经过厂商调试合格后交施工单位直接安装使用的。（3）电气照明工程的“灯具安装”中已包括了灯具线路的绝缘测试及试亮工作。（4）电气动力系统中的电机检查接线中已包括了线路的绝缘测试及检查接线工作。 3、一些杂志上、网站上有很多的对这方面的内容有各种解释，有人认为：双电源切换箱要套用“自动电源切换”或是“事故照明切换调试”；也有人每一个单位工程套用“1KV以下电气系统调整”等定额。我以为应对定额中的说明有一个深入的理解。这些定额在实际应用中是比较少用的！但现实情况却是：很多的预结算加上了这些东西！在审价时，由于不理解定额的深刻含义就默认为正确！因此我们在使用定额中注意在电气调整定额的说明中的一句说明：“本定额只限电气设备自身系统的调整试验。” 4、对于工程结算审价人员，电气调整项目应以施工单位出具相应的、有效的调试报告作为审价的依据。
总之，安装工程的调试有一个明显的规则就是按照实际发生计取的。最终归纳为建筑电气调试费用的计取必须符合以下三个条件，否则不能记取这笔费用。1.应建设单位要求，并有合同规定或签证的；原则上需要安装单位进行调试的项目，要有工程监理的签证或甲方签证， 2.施工单位有调试能力，并有调试仪器、仪表等手段的；3.必须有试验记录和调试报告。施工单位需出具调试报告，方可作为竣工结算时计取调试费的依据。
［参考文献］
