變壓器故障的檢測技術(shù)是準(zhǔn)確診斷故障的主要手段，根據(jù)DL/T596—1996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程規(guī)定的試驗項目及試驗順序，主要包括油中氣體的色譜分析、直流電阻檢測、絕緣電阻及吸收比、極化指數(shù)檢測、絕緣介質(zhì)損失角正切檢測、油質(zhì)檢測、局部放電檢測及絕緣耐壓試驗等。在變壓器故障診斷中應(yīng)綜合各種有效的檢測手段和方法，對得到的各種檢測結(jié)果要進行綜合分析和評判。
    對于電壓等級為220kV及以下的變壓器，要進行1min工頻耐壓試驗和沖擊電壓試驗以考核其絕緣強度；對于更高電壓等級的變壓器，還要進行沖擊試驗。由于沖擊試驗比較復(fù)雜，所以220kV以下的變壓器只在型式試驗中進行；但220kV及以上電壓等級的變壓器的出廠試驗也規(guī)定要進行全波沖擊耐壓試驗。出廠試驗中，常采用二倍以上額定電壓進行耐壓試驗，這樣可以同時考核主絕緣和縱絕緣。
    測量繞組連同套管一起的絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)，對檢查變壓器整體的絕緣狀況具有較高的靈敏度，能有效地檢查出變壓器絕緣整體受潮、部件表面受潮或臟污以及貫穿性的集中缺陷。例如，各種貫穿性短路、瓷件破裂、引線接殼、器身內(nèi)有銅線搭橋等現(xiàn)象引起的半貫通性或金屬性短路。經(jīng)驗表明，變壓器絕緣在干燥前后絕緣電阻的變化倍數(shù)比介質(zhì)損失角正切值變化倍數(shù)大得多。
    絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)測量
    測量繞組絕緣電阻時，應(yīng)依次測量各繞組對地和其他繞組間的絕緣電阻值。被測繞組各引線端應(yīng)短路，其余各非被測繞組都短路接地。將空閑繞組接地的方式可以測出被測部分對接地部分和不同電壓部分間的絕緣狀態(tài)。
    1.絕緣電阻測量順序和部位

 注：(1)如果表頭指標(biāo)超過量程，應(yīng)記錄為(量程)+，例如10000+，而不應(yīng)記為∞。
        (2)序號4和5的項目，只對15000kVA及其以上的變壓器進行測定。
        (3)括號內(nèi)的部位必要時才進行。
    2.兆歐表
    測量絕緣電阻時，對額定電壓為1000V以上的繞組，用2500V兆歐表測量，其量程一般不低于10000MΩ；對額定電壓為1000V以下的繞組，用1000V或2500V兆歐表測量。
    3.結(jié)果分析
    《規(guī)程》中對變壓器繞組的絕緣電阻沒有規(guī)定具體值，而是采用相對比較的方法，規(guī)定按換算至同一溫度時，與前一次測量結(jié)果相比無明顯變化。若采用絕緣值判別時，通常采用預(yù)防性試驗絕緣電阻值應(yīng)不低于安裝或大修后投入運行前的測量值50%。對500kV變壓器，在相同溫度下，其絕緣電阻不小于出廠值的70%，20℃時最低電阻值不得低于2000MΩ。
    《規(guī)程》規(guī)定對于電壓35kV及其以下容量小于10000kVA的變壓器，在溫度10～30℃時，吸收比(K=R₆₀/R₁₅)不小于1.3；對于35kV以上容量大于10000kVA的變壓器，在溫度10～30℃時吸收比不小于1.5。實際測量時，受潮或絕緣內(nèi)部有局部缺陷的變壓器的吸收比接近與1.0。變壓器繞組絕緣電阻測量應(yīng)盡量在50℃時測量，不同溫度(t1,t2)下的電阻值(R1、R2)可按工程簡化公式R₂=R₁×1.5^(t1-t2)/10進行計算。
    4.注意事項
    為避免繞組上殘缺電荷導(dǎo)致測量值偏大，測量前應(yīng)將被測繞組與油箱短路接地，其放電時間應(yīng)不少于2min。測量剛停止運行時變壓器，需將變壓器自電網(wǎng)斷開后靜置30分鐘，使油溫與繞組溫度趨于相同，在進行絕緣電阻等的測定，并把變壓器上層油溫作為絕緣溫度。對于新投入或大修后的變壓器，應(yīng)在充滿合格油并靜止一段時間，待氣泡消除后，方可進行試驗。通常，對8000kVA及其以上的較大型電力變壓器需靜置20h以上，對3～10kVA的小容量電力變壓器，需靜置5h以上。
    在實際測量過程中，會出現(xiàn)絕緣電阻高、吸收比反而不合格的情況，其中原因比較復(fù)雜，這時可采用極化指數(shù)PI來進行判斷，極化指數(shù)定義為加壓10min時絕緣電阻與加壓1min的絕緣電阻之比，即PI=P₁₀/P₁。目前現(xiàn)場試驗時，常規(guī)定PI不小于1.5。

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