变压器预防性试验.ppt

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1、电力变压器交接和预防性试验陡河沙建永151765520521.变压器的基本原理变压器在电力系统中主要用于电源的升压和降压、配电等。变压器主要部件是线圈和铁芯。线圈中的感应电势E(伏)与铁心中磁通的最大值m(麦克斯威)、线圈的匝数W(匝)、电源频率f(赫芝)、铁心的截面积S(平方厘米)和磁通密度的最大值Bm（高斯）有如下关系：E=4.44fmW10-8=4.44fBmSW10-8（1）在不考虑变压器阻抗时可认为电势E等于电压U。原理图原理图从公式（1）可知，当电压升高时，如果频率不变，磁通就会增加。铁心磁路中的磁通到达一定数值后就会饱和，励磁电流会急剧增加，如下图所示。变压器设计时为了充分利用材

2、料，减小体积，通常都把额定电压下的磁通密度选择在磁化典线的拐弯点。在做变压器的感应耐压试验时，施加的电压要比额定电压大得多，为了防止铁芯饱和(限制励磁电流)，可以提高试验电源频率。典型铁芯磁化曲线典型铁芯磁化曲线1.2 变压器的绝缘结构变压器的绝缘结构变压器内部绝缘由主绝缘和纵绝缘构成：1）主绝缘：包括绕组间绝缘、相间绝缘、引线绝缘、分接开关绝缘；2）纵绝缘：包括同一绕组中的不同线饼间、层间、线间及绕组对静电环间的绝缘、同一绕组各引出线间的绝缘、分接开关各部分间的绝缘。按绕组首端和尾端绝缘水平可划分为：1）全绝缘结构：绕组的首端和尾端的绝缘水平相同。按照我国的标准，66kV以下的变压器均为全绝

3、缘结构。2）分级绝缘结构：又称为半绝缘结构，它是指变压器的绕组在靠近中性点部分的主绝缘水平比绕组端部的绝缘水平较低的一种结构。分级绝缘的变压器中性点的绝缘水平又分为直接接地和不直接接地两种，220kV及以上的变压器中性点直接接地的，其额定外施耐受电压均为85kV；不直接接地的，额定外施耐受电压较高，并与变压器的额定电压有关。2 变压器高压试验项目变压器高压试验项目2.1 预防性试验项目预防性试验项目绕组直流电阻绕组绝缘电阻吸收比或极化指数绕组连同套管的交流耐压试验（干式变压器）绕组连同套管的tan测量电容型套管的tan测量铁芯及夹件的绝缘电阻有载分接开关试验部分项目变压器套管试验绝缘油试验红外

4、测温2.2交接及大修试验项目绕组连同套管的交流耐压试验绕组连同套管的交流耐压试验穿芯螺杆、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏穿芯螺杆、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻蔽等的绝缘电阻绕组泄漏电流绕组泄漏电流绕组所有分接头的电压比绕组所有分接头的电压比校核三相变压器的组别或单相变压器极性校核三相变压器的组别或单相变压器极性空载电流和空载损耗空载电流和空载损耗阻抗电压和负载损耗阻抗电压和负载损耗绕组变形（频率响应）测量绕组变形（频率响应）测量局部放电试验局部放电试验有载分接开关试验有载分接开关试验套管中的电流互感器试验套管中的电流互感器试验全电压下空载合闸试验全电压下空载合闸

5、试验变压器相位检查变压器相位检查零序阻抗测量零序阻抗测量3.油中溶解气体色谱试验油中溶解气体色谱试验3.13.1试验周期试验周期1 1）交接时）交接时2 2）投运前）投运前3 3）大修后）大修后4 4）运行中）运行中(1)220KV(1)220KV变压器和变压器和120MVA120MVA以上的变压器以上的变压器3-63-6个月个月1 1次；对新装、大修、更换绕组后增加第次；对新装、大修、更换绕组后增加第4 4、1010、3030天。天。(2)110KV(2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后变压器新装、大修、更换绕组后3030天和天和180180天内各做天内各做1 1次，以后次，以后1 1

6、年一次年一次(3)35KV(3)35KV变压器变压器8MVA8MVA以上以上1 1年年1 1次，次，8MVA8MVA以下以下2 2年年1 1次。次。(4)(4)必要时必要时 3.2标准及说明标准及说明 1 1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：数值：总烃：总烃：20l/120l/1；H2H2：30L/130L/1；C2H2C2H2：不应含有：不应含有 2 2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：列数值：总烃：总烃：50l/150l/1；H2H2：50L/150L/

7、1；C2H2C2H2痕量痕量 3 3）对）对110KV110KV及以上变压器的油中一旦出线及以上变压器的油中一旦出线C2H2C2H2，即应，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势缩短检测周期，跟踪变化趋势 4 4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：应引起注意：总烃：总烃：150L/1150L/1；H2H2：150L/1150L/1；C2H2C2H2：5.0L/15.0L/1 5 5）烃类气体总和的产气速率在）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(0.25ml/h(开放式开放式)和和0.5ml/h(0.5ml/h(密封式密封式)

8、相对产气速率大于相对产气速率大于10%10%月月,则认为设备有则认为设备有异常异常 1)1)总烃包括总烃包括:CH4:CH4、C2H6C2H6、C2H4C2H4、和、和C2H2C2H2四种气体四种气体 2 2）溶解气体组份含量的单位为）溶解气体组份含量的单位为L/1L/1 3 3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析断，必要时缩短周期进行追踪分析 4 4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断断 5 5）新投运的变压器应有投运前的测试数据）新投运的变

9、压器应有投运前的测试数据 6 6）从实际带电之日起，即纳入监测范围）从实际带电之日起，即纳入监测范围 7 7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，期，220KV220KV变压器不超过变压器不超过3 3个月，个月，110KV110KV变压器最长不应变压器最长不应超过超过6 6个月个月 3.3特征气体产生的原因特征气体产生的原因在变压器诊断中,单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的

10、方法，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，这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值;随着温度升高,产气率最大的气体依此为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系，而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体(主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2)等多种气体

11、。当变压器内部发生过热性故障当变压器内部发生过热性故障,放电性故障或内放电性故障或内部绝缘受潮时部绝缘受潮时,这些气体的含量会迅速增加。这这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面缘油的表面,并进入气体继电器。经验证明并进入气体继电器。经验证明,油中油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关有关,不同故障或不同能量密度其产生气体的特不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的，因此在设备运行过程中征是不同的，因此在设备运行过程中,定期测量定期测量溶解于油中的气体成

12、分和含量，对于及早发现充溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效，在意义和现实的成效，在19971997年颁布执行的电力年颁布执行的电力设备预防性试验规程中设备预防性试验规程中,已将变压器油的气体色已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置，并通过近些年的普遍谱分析放到了首要的位置，并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。推广应用和经验积累取得了显著的成效。表3-1 特征气体产生的原因气体气体产生的原因产生的原因气体气体产生的原因产生的原因H2H2电晕放电、油和固体电晕放电、油和

13、固体绝缘分解、水分绝缘分解、水分CH4CH4油和固体绝缘热分油和固体绝缘热分解、放电解、放电COCO固体绝缘受热及热分固体绝缘受热及热分解解C2H6C2H6固体绝缘热分解固体绝缘热分解CO2CO2固体绝缘受热及热分固体绝缘受热及热分解解C2H4C2H4高温热点下油和固高温热点下油和固体绝缘热分解、放体绝缘热分解、放电电C2H2C2H2强弧光放电、油和强弧光放电、油和固体绝缘热分解固体绝缘热分解在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约为CO-100L/L，C02-35L/L，CH4-2.5L/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量

14、就大不相同了。变压器内部故障时产生的气体及其产生的原因如表3-1所示。3.43.4三比值法判断变压器故障三比值法判断变压器故障三比值法判断变压器故障三比值法判断变压器故障通过气相色谱分析判断变压器故障方法很多，如通过气相色谱分析判断变压器故障方法很多，如改良电协研法、改良电协研法、HAYHAY判断法、浓度谱图法、三比判断法、浓度谱图法、三比值判断法等。在修理单位常用三比值判断法。变值判断法等。在修理单位常用三比值判断法。变压器故障诊断三比值法，所谓的三比值法是用五压器故障诊断三比值法，所谓的三比值法是用五种气体的三对比值，用不同的编码表示不同的三种气体的三对比值，用不同的编码表示不同的三对比值

15、和不同的比值范围，来判断变压器的故障对比值和不同的比值范围，来判断变压器的故障性质。即根据电气设备内油、纸绝缘故障下裂解性质。即根据电气设备内油、纸绝缘故障下裂解产生气体组分的相对浓度与温度有着相互的依赖产生气体组分的相对浓度与温度有着相互的依赖关系，选用两种溶解度和扩散系统相近的气体组关系，选用两种溶解度和扩散系统相近的气体组分的比值作为判断故障的依据，可得出对故障状分的比值作为判断故障的依据，可得出对故障状态较可靠的判断。态较可靠的判断。表3-2三比值法的编码规则特征气特征气体的比体的比值值按比值范围编码按比值范围编码说明说明C2H2/C2HC2H2/C2H4 4CH4/H2CH4/H2C

16、2H2/C2HC2H2/C2H6 60.10.10 01 10 0C2H2/C2H4=1C2H2/C2H4=1-3-3，编码为，编码为1 1CH4/H2=1-3CH4/H2=1-3，编码为编码为2 2C2H2/C2H6=1C2H2/C2H6=1-3-3，编码为，编码为1 10.1-10.1-11 10 00 01-31-31 12 21 13 32 22 22 2表3-3故障类型判断方法编码组合编码组合故障类型判断故障类型判断故障实例（供参考）故障实例（供参考）C2H2/C2C2H2/C2H4H4CH4/H2CH4/H2C2H2/C2H6C2H2/C2H60 00 01 1低温过热低温过热15

17、0150绝缘导线过热，注意绝缘导线过热，注意CO2CO2和和COCO含量和含量和CO2/COCO2/CO值值2 20 0低温过热（低温过热（150-150-300300）分接开关接触不良，引线夹件螺丝松分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不亮，涡流引起的动或接头焊接不亮，涡流引起的铜过热，铁芯漏磁，局部短路，铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等层间绝缘不良，铁芯多点接地等2 21 1中温过热（中温过热（300-300-700700）0,1.20,1.22 2高温过热（高温过热（700700）1 10 0局部放电局部放电高湿度、高含气量引起油中低能量密高湿度、高含气量

18、引起油中低能量密度的局部放电度的局部放电1 10,10,10,1.20,1.2低能放电低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电电或悬浮电位之间的火花放电2 20,1.20,1.2低能放电兼过热低能放电兼过热2 20,10,10,1.20,1.2电弧放电电弧放电绕组匝间、层间短路、相间闪络、分绕组匝间、层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、绕组熔断、分接开关飞壳放电、绕组熔断、分接

19、开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等对其他接地体放电等2 20,1.20,1.2电弧放电兼过热电弧放电兼过热4.变压器绕组直流电阻测量绕组直流电阻测量4.1 测量目的测量目的检查绕组焊接头质量和绕组有无匝层间短路；检查绕组导体或引出线是否存在断股或开路问题；检查分接开关各个位置接触是否良好，以及分接开关实际位置与指示位置是否相符多股并绕的绕组是否有断股等情况。4.2试验周期1）交接时2）大修后3）1-3年4）无载调压变压器变换分接位置5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接）6）必要时4.3变压器直流电阻测试原理及方法当时间t为零时，I=0，当

20、t为，I=EN/R,达到稳定。由于变压器绕组的电感较大，电阻较小，电感可达数百亨，时间常数较大。对于高压大容量变压器，测量一个电阻的稳定时间需要几分钟、几十分钟、甚至数小时，对于所选用适当的测量手段和测量设备是保证测量准确度的关键。缩短测量时间（即减小值），对提高实验很有功效。要使减小，可用减少L或增加R（即增加附加电阻）的方法来达到。减小L可用增加测量电流，提高铁芯的饱和程度，即减小铁芯的导磁系数，增大R,可用在回路中串入适当的附加电阻来达到，一般附加电阻为被测电阻的4-6倍，此时测量电压也应提高，以免电流过小而影响测量的灵敏度。4.4试验结果分析判断1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻

21、相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%（不平衡率=（三相中实测最大值-最小值）/三相算数平均值2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意4）电抗器参照执行说明1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温

22、度常数，铜导线取235，铝导线取225；3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻5）220KV及以上绕组测试电流不大于10A三相电阻不平衡原因分接开关接触不良。分接开关接触不良反映在一个或两个分接处电阻偏大，而且三相之间不平衡。主要是分接开关不清洁、电镀层脱落、弹簧压力不够等。固定在箱盖上的分接开关也可能在箱盖紧固以后，使开关受力不均造成接触不良。焊接不良。由于引线和绕组焊接处接触不良造成电阻偏大；当多股并联绕组，可能其中有一、两股没有焊上，这时一般电阻偏大较多。三角形连接绕组中其中一相断线。测出

23、的三个线端的电阻都比设计值大，没有断线的亮相线端电阻为正常时的1.5倍，而断线相线端的电阻为正常值的3倍。变压器套管导电杆和绕组连接处，由于接触不良也会引起直流电阻增加。中性点调压中部调压4.5 注意事项注意事项4.5.1测量前1)记录变压器绕组温度和绝缘油温度；2)测量端子应接触良好，必要时应打磨测点表面；3)调节无载分接开关时，应来回转动几次触头，使触头接触良好；4）测量时非被测绕组不宜短路，各绕组间也不能通过接地开关与大地形成短路；5）当测量线的电流引线和电压引线分开时，应将电流引线夹于被测绕组的外侧，电压引线夹于被测绕组的内侧，这样才能避开接触电阻的影响。如下图所示目前基本上是采用直流

24、电阻测试仪进行测量，测量接线见下图。绕组直流电阻测量接线4.5.2测量中1）对于中小型的变压器，要注意测量电流不宜超过变压器额定电流的20%，以免线圈发热造成直流电阻增加；2）测量大型变压器低压绕组的直流电阻时，宜选择50A100A的测量电流，以免测量时间太长；3）由于变压器电感大，数据的稳定需要一段时间，必须等待数据稳定后才能读数；4.5.3测量后测量结束后，应待测量回路电流衰减到零后方可拆开测量接线，严禁未放电或放电不完全就断开测量回路，以免感应过电压损坏变压器或测量仪器，因为变压器中的感应电压是由下式决定的：即感应电压与电感L和电流的变化率成正比，如果电流不为零，突然切断电流相当于dt等

25、于零，电流的变化率为无穷大，理论上感应电压也是无穷大。5.绕组绝缘电阻及极化指数测量5.1 概述概述本项目主要是检查变压器的绝缘是否有受潮、脏污以及贯穿性的集中缺陷。如瓷件破裂、引出线接地等均能有效查出。在测量变压器的绝缘电阻时宜待其上、下层油温基本一致后，再进行测量。测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间的绝缘电阻值。被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲值。被测绕组各引线端

26、应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲值。被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲值。被测绕组各引线端应短路，其余各非被测绕组都短路接地。将空闲绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘绕组接地的方式可以测出被测部分对接地部分和不同电压部分间的绝缘状态，测量的顺序和具体部件见下表。状态，测量的顺序和具体部件见下表。状态，测量的顺序和具体部件见下表。状态，测量的顺序和具体部件见下表。顺序顺序双绕组变压器双绕组变压器三绕组变压器三绕组

27、变压器被测绕组被测绕组接地部位接地部位被测绕组被测绕组接地部位接地部位1 1低压低压外壳及高压外壳及高压低压低压外壳、高压及外壳、高压及中压中压2 2高压高压外壳及低压外壳及低压中压中压外壳、高压及外壳、高压及低压低压3 3-高压高压外壳、中压及外壳、中压及低压低压4 4（高压及低（高压及低压）压）（外壳）（外壳）（高压及中压）（高压及中压）（外壳及低压）（外壳及低压）5 5-（高压、中压及低（高压、中压及低压）压）（外壳）（外壳）5.2试验周期交接、大修、投运前1-3年、必要时5.3变压器绕组的绝缘电阻试验方法和过程 断开被试品的电源，拆除或断开对外的一切连线，并将断开被试品的电源，拆除或断

28、开对外的一切连线，并将其接地放电。此项操作应利用绝缘工具（如绝缘棒、绝其接地放电。此项操作应利用绝缘工具（如绝缘棒、绝缘钳等）进行，不得用手直接接触放电导线。缘钳等）进行，不得用手直接接触放电导线。在湿度较大的条件下进行测量时，可在被试品表面加等在湿度较大的条件下进行测量时，可在被试品表面加等电位屏蔽。此时在接线上要注意，被试品上的屏蔽环应电位屏蔽。此时在接线上要注意，被试品上的屏蔽环应接近加压的火线而远离接地部分，减少屏蔽对地的表面接近加压的火线而远离接地部分，减少屏蔽对地的表面泄漏，以免造成兆欧表过载。屏蔽环可用保险丝或软铜泄漏，以免造成兆欧表过载。屏蔽环可用保险丝或软铜线紧缠几圈而成。如

29、果怀疑套管脏污造成绝缘电阻偏低线紧缠几圈而成。如果怀疑套管脏污造成绝缘电阻偏低时，可用软铜线在套管适当位置（与测量端相隔时，可用软铜线在套管适当位置（与测量端相隔2 23 3个个瓷裙即可）绕一个屏蔽电极，与兆欧表的屏蔽端子连接，瓷裙即可）绕一个屏蔽电极，与兆欧表的屏蔽端子连接，消除套管泄漏电流的影响。消除套管泄漏电流的影响。测得的绝缘电阻值过低时，应进行解体试验，查明绝缘测得的绝缘电阻值过低时，应进行解体试验，查明绝缘不良部位不良部位 测量前、后应充分放电；测量前、后应充分放电；5.4试验结果的分析判断（1 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果

30、相比应无明显变化；结果相比应无明显变化；（2 2）吸收比（）吸收比（10301030范围）不低于范围）不低于1.31.3或极化指或极化指数不低于数不低于1.51.5；（3 3）绝缘电阻在耐压后不得低于耐压前的）绝缘电阻在耐压后不得低于耐压前的70%70%；（4 4）于历年数值比较一般不低于）于历年数值比较一般不低于70%70%。（5 5）测量绝缘电阻的标准：不同温度下的绝缘电）测量绝缘电阻的标准：不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算阻值一般可按下式换算R2=R11.5R2=R11.5（t1-t2t1-t2）/10/10R1R1、R2R2分别为温度分别为温度t1t1、t2t2时的绝缘电阻。时的

31、绝缘电阻。5.5注意事项注意事项1 1）用）用2500V2500V及以上兆欧表及以上兆欧表2 2）测量前被试绕组应充分放电）测量前被试绕组应充分放电3 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验下试验4 4）尽量在油温低于）尽量在油温低于5050时试验，时试验，5)5)吸收比和极化指数不进行温度换算吸收比和极化指数不进行温度换算6 6）变压器绝缘电阻大于）变压器绝缘电阻大于10000M10000M时时,吸收比和极吸收比和极化指数可仅作为参考化指数可仅作为参考7)7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由

32、中性点套管处测量中性点套管处测量 8 8）测量另一相或同一相进行重复测量时，应将三）测量另一相或同一相进行重复测量时，应将三相对地短路放电相对地短路放电5 5分钟以上再测量，以消除吸收电分钟以上再测量，以消除吸收电流的影响。如果不充分放电，三相测量结果可能流的影响。如果不充分放电，三相测量结果可能会出现严重的不平衡现象。由于相对地和相间都会出现严重的不平衡现象。由于相对地和相间都存在分布电容，如果放电不充分，当对同一相连存在分布电容，如果放电不充分，当对同一相连续测量时，相当于对同一个电容器连续充电，电续测量时，相当于对同一个电容器连续充电，电容上的残余极化电势与兆欧表电压是串联相减的容上的残

33、余极化电势与兆欧表电压是串联相减的关系，充电电流必定是越充越小，所以绝缘电阻关系，充电电流必定是越充越小，所以绝缘电阻的测量结果是偏大；而换相时，由于接地端变换，的测量结果是偏大；而换相时，由于接地端变换，相间电容的残余极化电势与兆欧表的电压是串联相间电容的残余极化电势与兆欧表的电压是串联相加的关系，使电容的起始充电电流增加，导至相加的关系，使电容的起始充电电流增加，导至绝缘的测量结果偏小。绝缘的测量结果偏小。9 9）测量吸收比或极化指数时，如果因为异常原因）测量吸收比或极化指数时，如果因为异常原因造成测量中断，必须将被测量绕组重新短路对地造成测量中断，必须将被测量绕组重新短路对地充分放电后再

34、重新开始测量。充分放电后再重新开始测量。6.泄漏电流试验泄漏电流试验6.1试验目的试验目的直流泄漏试验的电压一般那比兆欧表电压高，并可任意调节，因而它比兆欧表发现缺陷的有效性高，能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂绝缘油劣化、绝缘的沿面炭化等。6.2试验周期及使用仪器1）交接时2）大修后3）1-3年4）必要时使用仪器直流发生器微安表6.3 测量方法及接线测量方法及接线1)按试验要求接好试验线路，仪器外壳应良好接地；3)试验电压符合下表的规定；4)施加试验电压达到1min后，读取泄漏电流值。测量绕组对外壳的泄漏电流时，可直接读取高压侧微安表的示值；下表为油浸式电力变压器直

35、流泄漏试验电压标准绕组额定电压(kV)6103566-220500直流试验电压(kV)10204060 注：分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。6.4标准图6-1微安表接在高压侧试验原理接线PV1低压电压表；PV2高压静电电压表R保护电阻；TR自耦调压器；PA微安表；TT试验变压器；U2高压试验变压器二次输出电压6.5微安表接法比较这种接线的特点是微安表处于高压端，不受高压对地杂散电流的影响，测量的泄漏电流较准确。但微安表及从微安表至被试品的引线应加屏蔽。由于微安表处于高压，故给读数及切换量程带来不便。图6-2微安表接在低压侧，泄漏电流试验原理接线(a)被试品对地绝缘 (b)被试品直接接

36、地微安表接在低压侧微安表接在低压侧的接线图如图6-2所示。这种接线微安表处在低电位，具有读数安全、切换量程方便的优点。当被试品的接地端能与地分开时，宜采用图6-2（a）的接线。若不能分开，则采用6-2（b）的接线，由于这种接线的高压引线对地的杂散电流I将流经微安表，从而使测量结果偏大，其误差随周围环境、气候和试验变压器的绝缘状况而异。所以，一般情况下，应尽可能采用图6-2（a）的接线。6.6注意事项试验前应将套管外表面擦拭干净，防止外部脏污影响测量的准确性；升压速度应平缓均匀，在升压过程注意微安表的示值，发现异常情况应停止试验，查明原因；读取数据后，降下试验电压，切断电源开关，用专用放电棒对试

37、品进行充分的放电。能分相试的被试品应分相试验，非试验相应短路接地泄漏电流过大，应先检查试验回路各设备状况和屏蔽是否良好，在排除外因之后，才能对被试品作出正确的结论。泄漏电流过小，应检查接线是否正确，微安表保护部分有无分流与断线。高压连接导线对地泄漏电流的影响高压连接导线对地泄漏电流的影响由于与被试品连接的导线通常暴露在空气中（不加屏蔽时），被试品的加压端也暴露在外，所以周围空气有可能发生游离，产生对地的泄漏电流，尤其在海拔高、空气稀薄的地方更容易发生游离，这种对地泄漏电流将影响测量的准确度。用增加导线直径、减少尖端或加防晕罩、缩短导线、增加对地距离等措施，可减少对测量结果的影响。空气湿度对表面

38、泄漏电流的影响当空气湿度大时，表面泄漏电流远大于体积泄漏电流，被试品表面脏污易于吸潮使表面泄漏电流增加，所以必须擦净表面，并应用屏蔽电极。7.绕组的tan(介质损耗因数)测量 7.1测量目的测量目的检查变压器是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等。变压器的外壳因直接接地，所以只能采用交流电桥反接线进行测量，测量部位见下表 测量线圈和接地部位序序号号双双线线圈圈变压变压器器三三线线圈圈变压变压器器测测量量线线圈圈接地部位接地部位测测量量线线圈圈接地部位接地部位1 1低低压压高高压线压线圈和外圈和外壳壳低低压压高高压压、中、中压线压线圈和外壳圈和外壳2 2高高压压低低压线压线

39、圈和外圈和外壳壳中中压压高高压压、低、低压线压线圈和外壳圈和外壳3 3高高压压和低和低压压外壳外壳高高压压中中压压、低、低压线压线圈和外壳圈和外壳4 4高高压压和中和中压压低低压线压线圈和外壳圈和外壳5 5高高压压、中、中压压和和低低压压外壳外壳7.2试验周期及使用仪器试验周期及使用仪器1）交接时2）大修后3）必要时4）500KV变压器、电抗器和水冷变压器1-3年使用仪器AI6000数字式介质损耗测试仪。测量低压绕组介损接线图（反接线）7.3接线7.4试验标准试验标准）20时的tg不大于下列数值：110-220kV0.8%35kV1.5%2）tg值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30

40、%）3）试验电压如下：绕组电压10kV及以上：10kV绕组电压10kV以下：Un7.5注意事项注意事项1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路2）同一变压器各绕组的tg标准值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4）尽量在油温低于50时试验5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tg油纸电容型套管主要由电容芯子、瓷套、油枕、联接套筒，接线端子等构成。电容式变压器套管的主绝缘为电容芯子，套管的电容芯子是由以高质量的变压器油浸渍的电缆纸(对500kV及以上的套管为超高压电缆纸)和铝箔均压极板包绕在导电管外组成的多层同心圆柱形电容器作电极。电容芯子的外部有瓷套作为外绝缘和变压器

41、油的容器及供安装用的联接套筒等构成，瓷套和芯子之间充有优质的变压器油。套管电容芯子的最外屏为末屏，须经接地小套管安装法兰一起接地。8.套管8.1绝缘电阻测量绝缘电阻测量目的：目的：检查套管是否存在受潮现象。检查套管是否存在受潮现象。8.2试验周期1）交接时2）大修（包括主设备大修）后3）投运前4）1-3年5）必要时）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：110KV以下5000M110KV及以上10000M2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M用2500V摇表8.3主绝缘及电容型套管末屏对地的主绝缘及电容型套管末屏对地的tg与电容与电容量量测量目的检查套管是否存在受潮现象。测量接线1)采用正

42、接法测量导电杆对末屏的tan，测量接线见下图，试验电压为10kV2）与套管连接的绕组以及其它绕组应短接，防止电感影响测量结果3）套管外表以及末屏小套管应擦拭干净1）主绝缘20时的tg（%）值不应大于下表中数值：电压等级KV35110220交接时充油型2.51.01.0油纸电容型0.70.70.5胶纸电容型1.51.01.0大修后充油型3.01.51.5油纸电容型1.01.00.8胶纸电容型2.01.51.0运行中充油型3.51.51.5油纸电容型1.01.00.8胶纸电容型3.01.51.02）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末屏对地的tg；加压2KV，其值不大于2%3）电容

43、型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过5%时应查明原因1）油纸电容型套管的tg一般不进行温度换算，当tg与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tg与温度、电压的关系，若tg随温度升高明显增大，或试验电压由10KV升到Um/3，tg增量超过0.3%时不应继续运行2）测量变压器套管tg时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tg。变压器套管介质损耗测量：按套管试验技术要求套管树直立起后24小时后，才能进行套管介损测量。套管介质损耗测量遇到问题相对比较多，尤其是夏季湿度比较大时，经

44、常出现介质损耗超过国家标准的现象，主要原因是套管表面潮湿或表面有灰尘影响，一般套管表面经过清洁和用电热吹风吹干后，试验结果都能合格。套管介质损耗测量还应注意，加压接线、末屏接线、接地线都必须可靠连接，如果接触不良都会出现介损偏大现象。对tan在不同温度下的测量值如果进行换算，应慎用GB6451-1999国标中的换算公式，实践证明此公式差异比较大。9.绕组连同套管的交流耐压试验交流耐压试验主要是考核变压器的主绝缘交流耐压试验主要是考核变压器的主绝缘强度。对于油浸式变压器，必须在变压器强度。对于油浸式变压器，必须在变压器充满合格的绝缘油并静止一定时间后才能充满合格的绝缘油并静止一定时间后才能进行试

45、验，一般进行试验，一般110kV以下变压器注油后以下变压器注油后要静止要静止24小时以上，小时以上，220kV变压器静止时变压器静止时间应大于间应大于48小时，小时，500kV变压器静止时间变压器静止时间应大于应大于72小时。变压器的交流耐压应在绝小时。变压器的交流耐压应在绝缘电阻合格后方可进行。缘电阻合格后方可进行。试验周期试验周期1）交接时2）大修后3）更换绕组后4）必要时l、双极开关；2、熔断器；3、绿色指示灯；4、常闭分闸按钮；5、常开合间按钮；6、电磁对关；7、过流继电器；8、红色指示灯；9、调压器；10、低压侧电压表；11、电流表；12、高压试验变压器；13、毫安表；14、放电管；

46、15、测量用电压互感器；16、电压表；17、过压继电器；R1一保护电阻；CX一被试品 在变压器注油后进行试验时，需要静置一定时间。通常500kV变压器静置时间大于72h，220kV变压器静置时间大于48h，110kV变压器静置时间大于24h.。额额定定电压电压113 36 610101515202035356666110110220220330330500500最高最高工作工作电压电压113.53.56.96.911.511.517.517.523.023.040.040.072.572.5126126252252363363550550全部全部更更换绕组换绕组3 31818252535354

47、54555558585140140200200360360395395460460510510630630680680部分部分更更换绕组换绕组2.52.5151521213030383847477272120120170170（1 19595）306306336336391391434434536536578578交流耐压试验标准错误接线一：双绕组均不短接 由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近由于绕组中所流过的是电容电流，故靠近X X端的电位比所加的高压端的电位比所加的高压高。又因为非被试绕组处于开路状态，被试绕组的电抗很大，故由此将高。又因为非被试绕组处于开路状态，被试绕组的电抗很大，故由此

48、将导致导致X X端电位升高，显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免端电位升高，显然这种接线方式是不允许的，在试验中必须避免错误接线二：双绕组均仅短接。图5-3 变压器交流耐压试验的正确接线方式T1-试验变压器；T2-被试变压器限流电阻和保护电阻的作用是一方面是防止短路电流太大而产生的电动力损坏试验变压器的绕组，另一方面是防止电流瞬变所产生的过电压损坏试验变压器的绝缘。因为试验容量不大，限流电阻可按(0.11)/V考虑,保护电阻可按(0.10.2)/V考虑，试品电容较大时,选用较小的阻值，避免限流电阻上的压降或损耗过大。注意事项注意事项1）电压表的高压端子必须直接接在被试品的高压端子上；2

49、）升压速度在试验电压的75%以下时不规定升压速度，但从75%试验电压升到100%试验电压则要求升压速度为每秒2%，即在12.5秒左右升到100%试验电压值，避免在接近规定试验电压附近停留太久的时间。3）试验前后要做好高压试验的安全措施。对交流耐压试验结果的分析，主要根据仪表指示、监听放电声音、观察有无冒烟现象等异常情况进行判断。仪表指示判断电流指示突然上升，变压器发出放电声，球隙放电，说明击穿电流表突然下降，说明击穿放电击穿声音判断油隙击穿放电金属撞击声油中气体放电第二次比第一次声音小，仪表摆动不大悬浮电位金属件炒豆般放电声，指针稳定固体绝缘爬电哧哧的放电声外部回路放电肉眼可看到。10.感应耐

50、压试验感应耐压试验的目的是：1）考核全绝缘变压器的纵绝缘（绕组层间、匝间及段间）；2）检查分级绝缘变压器主绝缘和纵绝缘（主绝缘是指绕组对地、相间及不同电压等级的绕组间的绝缘。）感应耐压试验可分为短时感应耐压试验(ACSD)和长时感应耐压试验(ACLD)，在考核方式上可分为逐相施加电压的试验方法和采用三相对称加压的试验方法。我国现行交接试验标准规定采用长时感应耐压试验，推荐采用逐相施加电压的试验方法，在进行长时感应耐压试验时，要求同时测量局部放电量。如果感应耐压试验中对中性点绝缘的考核没有达到规定的电压值，应在感应耐压前对中性点进行外施电压的耐压试验。典型的试验接线如图所示。为了防止铁心磁路饱和