变压器试验培训稿件课件

变压器试验培训稿赵彦明2010年12月16日第1页，共36页。电力变压器是电力系统电网安全性评价的重要设备，它的安全运行具有极其重要意义，预防性试验是保证其安全运行的重要措施。预防性试验的有效性对变压器故障诊断具有确定性影响，通过各种试验项目，获取准确可靠的试验结果是正确诊断变压器运行状况的基本前提。

第2页，共36页。试验项目及试验目的介绍

一、绕组直流电阻的测量：

二、绕组绝缘电阻的测量：

三、测量介质损耗因数tgδ：

四、直流耐压及泄漏电流：五、其他试验项目介绍：

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绕组直流电阻的测量：它是一项方便而有效的考察绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，能反映绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接头接触不良等故障，实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否接触良好的有效手段。长期以来，绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。第4页，共36页。

绕组绝缘电阻的测量：绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度，它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷，如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断，其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低，难以暴露缺陷，另一方面也因为绝缘电阻值与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关，但对于铁心夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障，这是因为这些部件绝缘结构较简单，绝缘介质单一，正常情况下基本不承受电压，绝缘更多的是起隔离作用，而不像绕组绝缘要承受高电压，比如我们预试中曾多次通过绝缘发现干式变压器铁芯多点接地的情况。第5页，共36页。

测量介质损耗因数tgδ：它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介损测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件的影响)，因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgδ，但为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度，必有时要进行分解试验，以判别缺陷所在位置。

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直流耐压及测量泄漏电流试验作用和测量绝缘电阻相似，只是其灵敏度较高，能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，在《电力设备预防性试验规程》中不作规定，只在判断时强调比较，与历年数据相比，与同类型变压器数据相比，与经验数据相比等。介质损耗因数tgδ和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降，因此单纯靠tgδ和泄漏电流来正确判断绕组绝缘状况的可能性也较小，这主要也是因为两项试验的试验电压太低，绝缘缺陷难以充分暴露，试想对于110kV、220kV、500kV的变压器，10kV或60kV的试验电压能使多少缺陷或故障得以“曝光”呢？但对于电容性设备，实践证明如电容性套管、电容式电压互感器、耦合电容器等，测量tgδ和电容量Cx仍是故障诊断的有效手段。第7页，共36页。绝缘油试验：绝缘油广泛应用于变压器、油断路器、充油电缆、电力电容器和套管等到高压电气设备中，起绝缘、冷却、灭弧作用，在运行中绝缘油由于受到氧气、高湿度、高温、阳光、强电场和杂质作用，性能会逐渐变坏，致使它不能充分发挥绝缘作用，因此必须定期对绝缘油进行试验，如测量绝缘油的击穿电压、绝缘油介质损耗等，由于其分析结果有一定程度分散性，所以其有效性受到来源于取样、送检、化验全过程分散性的影响。

第8页，共36页。交流耐压试验：它是鉴定绝缘强度等有效的方法；特别是对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效，但受试验条件限制，要进行35kV及8000kVA以上变压器耐压试验，由于电容电流较大，要求高电压试验变压器的额定电流须在l00mA以上，目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍，现场难以开展。诚然，如果能创造条件对高电压、大容量电力变压器进行交流耐压试验，对保证变压器安全运行有很大意义。第9页，共36页。《规程》规定，电力变压器在交接时、更换绕组时、内部接线变动时要测量绕组所有分接头的变压比，检查三相变压器的接线组别，交接或更换绕组时还要测量变压器在额定电压下的空载电流和空载损耗等。通过绕组分接头电压比试验，能检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间短路等故障能灵敏反映，但对于线圈变形故障却无能为力。测量额定电压下空载电流和空载损耗，其目的是检查绕组是否存在匝间短路故障，检查铁芯叠片间的绝缘情况，以及穿心螺杆和压板的绝缘情况。当发生上述故障时，空载电流和空载损耗都会增大。第10页，共36页。

局部放电测量：变压器故障的原因之一是介质击穿，其原因主要是局部放电，它导致绝缘恶化乃至击穿。随着变压器故障诊断技术的发展，人们逐步认识到局部放电是变压器诸多故障和事故的根源因而局部放电的测试越来越受到重视，近年来我国110kV以上电力变压器事故中有50％属正常运行电压下发生匝间短路等原因，也是局部放电所致，因此局部放电测量应作为220kV变压器安装和大修的必试项目之一，这对于变压器状态监测和故障诊断将十分有效。第11页，共36页。

线圈变形监测：近年来，通过对发生故障或事故的变压器进行检查和事故分析，发现绕组变形是许多故障或事故的直接原因，一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故，严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有：

(1)短路故障电流冲击，电动力使绕组容易破坏或变形；

(2)在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和振动等；

(3)保护系统有死区，动作失灵，导致变压器承受稳定短路电流作用时间长，造成绕组变形。

(4)绕组承受短路能力不够，有资料表明，近5年来对全国110kV及以上电压等级电力变压器事故统计表明这已经成为电力变压器事故的首要原因，变压器出口短路，主要是厂家在制造工艺用材上存在缺陷与不足，承受短路能力有限，致使绕组可能在绝缘薄弱处烧毁熔断。

绕组变形后带来危害主要有绝缘距离发处变化：或固体绝缘受到损伤导致局部放电发生；绕组机械性能下降；产生累积效应等。第12页，共36页。试验方法4.1测量绕组绝缘电阻和吸收比或（和）极化指数4.1.1测量时，按《标准》中规定使用2500或5000V兆欧表，依次测量各线圈对地及线圈间的绝缘电阻，被测线圈间的引线端短接，非被试线圈引线引线端均短路接地。4.1.2在测量刚停止运行的主变压器的绝缘电阻时，应将变压器从电网上断开，待其上、下层油温基本一致后，再进行测量，若此时线圈，绝缘和油的温度基本相同，方可用上层油温作线圈温度。4.1.3对于新投入或大修后的主变压器，应在充油后静止72小时，待气泡逸出后，在测量绝缘电阻。4.1.4对主变压器还需测量极化指数，即R10min/R1min。使用设备：2500V或5000V兆欧表第13页，共36页。4.2测量线圈连同套管一起的泄漏电流4.2.1试验时的加压部位与测量绝缘电阻相同（见表1-1）所示。4.2.2将电压升至试验电压后，读取1min时通过被试线圈的直流泄漏电流，即为所测得的泄漏电流值。使用设备：60KV/1.5mA直流高压发生器第14页，共36页。4.3测量线圈连同套管一起的介质损失角4.3.1因测量结果常受试品表面状态和外界条件（如电场干扰、空气温度等）的影响，故要采取相应的措施，使测量结果准确、真实，一般要测量线圈连同套管在一起的tgδ值，有时为了检查套管的绝缘状态，可单独测量套管的tgδ值。4.3.2变压器的外壳因系直接接地，所以只能采用反接线。套管可采用正接线。4.3.3测量时被测线圈两端短接，非测量线圈均要短路接地，以避免线圈电感给测量带来误差。使用设备：QS1型西林电桥或变压器介损测试仪第15页，共36页。4.4测量线圈直流电阻4.4.1将被测绕组按四端连接法接在电桥相应C1、P1、P2、C2的接线柱上。4.4.2估计被测电阻值的大小，选择倍率位置，“B1”开关扳到“通”位置，先按下“B”按钮，再按下“G”按钮，调节步进读数和滑线读数使检流计指针在零，在适当的检流计灵敏度条件下，再次取得检流计指针指零位。4.4.3断开“G”按钮，再断开“B”按钮，“B1”开关扳到“断”位置。4.4.4读取并记录被测绕组电阻值的大小。4.4.5记录绕组温度。必要时进行温度换算。公式为Rx=Ra×（T+tx）/(T+ta)，其结果与历次测量及交接值不应有显著变化4.4.6测量主变压器时采用增大电阻电路突变法测试，非测量绕组短路接地，测量绕组测试完毕后先短接，后拆除测试线。使用设备：QJ-42型双臂电桥或变压器直阻快测仪第16页，共36页。4.5测量变压器所有分接头的变压比4.5.1测量变压器的变比应在各相线圈所有分接头上进行。4.5.2测量变比主要检查变压器绕组匝数比的正确性。4.5.3检查分接开关的状况。4.5.4变压器发生故障后，常用测量变比来检查变压器是否存在匝间短路。使用设备：双电压表或变比电桥。第17页，共36页。4.6检查三相变压器的接线组别4.6.1用直流法测量接线组别。4.6.2用一低压直流电源（通常用两节1.5V干电池串联）轮流加入变压器的高压侧AB、BC、CA端子，并记录接在低压端子ab、bc、ca上仪表指针的指示方向。4.6.3测量时应注意电池和仪表的极性，例如AB端子接电池，A接正，B接负，表计也是这样，a接正，b接负。4.6.4现将变压器各连接组的测量情况列成表1-2，将实测结果与表对照，便可确定变压器的接线组别。4.6.5也可采用相位表法，即在高压侧通入三相交流电压时，在低压侧感应出一个一定相位的电压，在低压侧接一个负载电阻，所以在低压侧的电流与电压同相位。因此可以认为高压侧电压与低压侧电流的相位就等于高压侧电压与低压侧电压的相位。使用设备：干电池或相位表、负载电阻第18页，共36页。4.7测量变压器的极性4.7.1将1.5V干电池接在变压器的高压端子上，再在变压器低压侧连接指针式毫伏表，注意：要将电池和表计的同极性端接往绕组的同名端，例如电池正极接绕组A端子，表计正端要相应地接到低压侧的a端子上，测量时要细心观察表计偏转方向。4.7.2当合上电源时，毫伏表的指针朝正方向摆动，拉开时毫伏表指针朝负方向摆动，此时为减极性。4.7.3当电源开关合上和拉开时，毫伏表指针摆动方向与上相反，那么此时为加极性。4.7.4接线时电池的“+”“-”极与毫伏表的“+”“-”极要连接正确，以便正确判断结果。4.7.5试验过程，应反复操作几次，确认无误。使用设备：1.5V干电池第19页，共36页。4.8变压器绕组交流耐压试验4.8.1试验前分析变压器的非破坏性试验项目是否合格，若有缺陷或异常，应在排除缺陷或异常后，再进行试验。4.8.2调整保护球隙，使其放电电压为试验电压的105%~110%，连续空载试验三次，应无明显差别，并检查过流保护装置动作的可靠性。4.8.3根据试验接线图接好线后，经工作负责人检查，确认无误（包括引线对地距离、安全距离等）后方可准备加压。4.8.4加压前要检查调压器是否在“零位“，若在”零位“方可加压，而且要在高呼“加高压”、按警铃后才能实施操作。4.8.5合电源，升压，在升压过程中，应监视电压表及其它表计，当升到试验电压时，开始记时，1min后降压，拉开试验电源，对被试绕组进行充分放电。4.8.6试验中若发现表计摆动幅度过大或变压器、试验设备发出异常响声、冒烟等，应立即切断断电源，在高压侧挂上地线后，查明原因。4.8.7试验前后应测量变压器的绝缘电阻及吸收比，两次测量结果不应有显著变化。第20页，共36页。5.温度对常规试验结果的影响5.1直流电阻：一般直流电阻随温度的升高而增大，不同温度下的电阻值按以下公式计算：Rx=Ra×（T+tx）/(T+ta)式中R1，R2分别为在温度t1,t2时的电阻值；T为计算常数，铜导线取235，铝导线取225。一般国标规定1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点的引出的绕组的绕组，线间差别一般不大于三相平均值的1%。2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。第21页，共36页。5.2绝缘电阻温度对绝缘电阻有很大影响，当温度增加时，绝缘电阻将按指数规律下降，为便于比较各次测量所得的数据，当试验温度不同时，应对测量结果进行修正。一般规定，在安装时绝缘电阻值不应低于出厂试验时绝缘电阻测量值的70%；预防试验时，绝缘电阻不应低于安装的测量值的50%。对500KV变压器，在相同温度下，其绝缘电阻不小于出厂值的70%，20度时最低阻值不得小于2000MΩ。不同温度下的绝缘电阻值可按下式计算：

R2=R1×1.5（t1-t2）/10式中R1，R2分别为温度t1,t2时的绝缘电阻值。油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数如下

温差51015202530354045505560系数1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2第22页，共36页。5.3饶组的tgδ一般规定，1）20℃时tgδ不大于0.6%。2）tgδ与历年值比较不应有显著变化（一般不大于30%）。3）同一变压器的各绕组的tgδ要求相同。4）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近。5）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ可按下式计算：

tgδ2=tgδ1×1.3（t1-t2）/10式中tgδ1，tgδ2分别为温度t1,t2时的tgδ值。

第23页，共36页。油浸式电力变压器绕组的tgδ温度换算系数温差51015202530354045505560系数1.151.31.51.71.92.22.53.03.54.04.65.3总之试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。第24页，共36页。500kV主变压器预防性试验方法我厂运行的500kV变压器共有6组，它们均由3个单相升压变压器组成△/Y0联接组。变压器的500kV套管出线上直接连接(不经隔离开关)有SF6气体封闭母线(GIB)、氧化锌避雷器(MOA)、500kV电缆；中性点套管出线连接到一根管母上，直接接地。

当对500kV变压器做预防性试验时，由于变压器高压引线处在SF6气体封闭的母线内，所以在停电时间短，人员有限的情况下，要拆除高压引线进行预防性试验是根本不可能的；但不拆引线将会给试验带来一定的影响。

第25页，共36页。由于与变压器直接相连的设备较多，各种设备都要在相同的短时间内完成预防性试验，因此各种设备的试验不可避免的分相交叉进行。为了安全并减少相互间的干扰和影响，进行变压器试验时，应拆开中性点和低压侧套管引出线，并用绝缘带固定好。此外还应拆开变压器的铁芯接地线。

第26页，共36页。绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数

测量变压器绕组的绝缘电阻时，非被试绕组短路接地，但由于不拆高压侧引线，测量高压绕组对低压绕组及地的绝缘电阻时势必会将GIB、MOA、500kV电缆对地的绝缘电阻也测量进去，使测量结果偏小。铁芯绝缘电阻测试将变压器铁芯接地片打开，用2500V兆欧表进行测试。第27页，共36页。高压套管（中性点套管、出线套管）及绕组的介损和电容测试

试验接线图如下图所示：

第28页，共36页。测试中性点套管、出线套管介损及电容时，将变压器高压绕组连同中性点经GIB、500kV电缆、500kV地刀短路接地，低压绕组短路接地，将测试引线H分别接中性点套管、出线套管试验端子，试验电压为10kV以下。从现场情况可以做到对高、低压绕组短接，避免绕组电感和空载损耗对测量结果的影响。测试低压绕组的介损及电容时，将低压绕组短路、高压绕组经500kV电缆短路接地，测试数据不会受到现场条件影响。高压绕组应无法进行短路加压，测试不能满足试验条件，但可以进行开路加压，但测试结果会受到电感、MOA、500kV电缆的影响，数据会产生很大的误差，但可以横向进行比较，作为参考项目进行。第29页，共36页。绕组直流电阻测试

低压绕组直流电阻测试：以1#主变压器为例，将中性点套管接地打开、靠电缆的500kV地刀（）、隔刀（50146）断开，相应配套措施就是将500kV的两个断路器（5013、5014）断开，投入501467地刀即可。高压绕组直流电阻测试：低压绕组开路，中性点套管接地打开，测试回路以变压器绕组、GIB、500kV电缆、靠电缆侧500kV地刀、地网为测试回路。在测试回路中包含了GIB直流电阻、500kV电缆直流电阻、地刀直流电阻、地网直流电阻。根据测试记录和理论计算，GIB直流电阻为100μΩ左右、500kV电缆直流电阻为0.221Ω/km、地刀47μΩ以内。通过测试的直流电阻值与变压器绕组的直流电阻进行比较，可以计算出GIB直流电阻、500kV电缆直流电阻、地刀直流电阻、地网直流电阻之和，为以后变压器调整分接头，检查接头是否接触良好奠定基础。第30页，共36页。绕组泄漏电流试验

绕组泄漏电流试验时的加压部位与测量绝缘电阻相同，微安表接在高压端。但由于不拆除高压引线，会把GIB、MOA、500kV电缆对地的泄漏电流也测量进去。但根据经验GIB、MOA、500kV电缆对地的泄漏电流都很小，且标准也是以“与前一次测量结果相比较应无明显变化”为判断标准。试验电压：高压侧60kV，低压侧20kV。第31页，共36页。主变压器试验的安全措施（以1#主变压器为例）

1.断开500kV进线隔离开关50146，断开操作电源开关9-1CAB-DS，隔离开关机械挂锁，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；

2.断开1F出口断路器1GCB，并断开其控制电源开关F7，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；

3.拉出1BYH，并断开二次开关MCB，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；

4.投1GCB接地刀闸117，挂“有人工作，禁止操作”标示牌；

5.断开621断路器，拉至检修位置，并断开操作电源开关621，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；

6.投接地刀闸6217，挂“有人