变压器试验完整版本

变压器高压试验

教材高压试验概述变压器试验项目概述变压器现场试验方法高压试验概述高压试验的分类型式试验出厂试验交接试验预防性试验高压试验概述型式试验电气设备出厂前，为了验证产品能否满足技术规范的全部要求所进行的试验。通常在每种相同设计的设备中选出一个进行。出厂试验产品在厂家按照国家标准规范进行的试验。必须在每台设备上进行。高压试验概述交接试验通常由电气安装单位在现场施工安装后，正式移交给使用单位前对设备进行的试验。预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。高压试验概述试验的意义高压预防性试验是电力设备运行与维护工作中的一个重要环节，可以早期发现设备潜伏的缺陷，防止事故的扩大，它是判断设备能否继续投入运行，预防发生事故或设备损坏以及保证设备安全运行的重要措施，对设备的安全运行具有很重要的作用。

高压试验概述试验前的准备工作1）被试设备的状态；2）设备的说明书和历史试验报告；3）熟悉试验标准或规程；4）拟定正确的试验方案；5）选择合适的试验设备、仪表。变压器试验概述交接试验项目预防性试验项目特殊试验项目主变交接试验项目交接试验项目（根据《1000kV晋东南－南阳－荆门特高压交流试验示范工程电气设备交接试验标准》（国家电网特[2008]169号））本体变交接试验项目：整体密封试验；测量绕组连同套管的直流电阻；测量绕组电压比；检查引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的介损tanδ和电容量；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；主变交接试验项目测量铁芯与夹件的绝缘电阻；套管试验；套管电流互感器的试验；绝缘油试验；油中溶解气体色谱分析；空载试验；绕组连同套管的外施交流耐压试验；绕组连同套管的感应电压试验带局部放电试验；绕组频率响应特性试验；测量低电压下的短路阻抗。主变交接试验项目调压补偿变交接试验项目：整体密封试验；测量绕组连同套管的直流电阻；检查变压器引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘、吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ和电容量；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；测量铁芯与夹件的绝缘电阻；主变交接试验项目套管试验；套管电流互感器的试验；绝缘油试验；油中溶解气体色谱分析；空载试验；绕组连同套管的外施交流耐压试验；绕组连同套管的感应电压试验带局部放电试验；绕组频率响应特性试验；测量低电压下的短路阻抗。主变交接试验项目本体变连同调压补偿变的交接试验项目：测量绕组连同套管的直流电阻；测量绕组所有分接头的电压比；检查引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘、吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ和电容量；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；额定电压下的冲击合闸试验；检查相位；测量噪声。主变预试试验项目主变预防性试验项目（根据《1000kV交流电气设备预防性试验规程》（GB/Z24846-2009）油中溶解气体色谱分析；绕组直流电阻；绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数；绕组连同套管的电容量和tanδ；电容型套管的tanδ和电容量；绝缘油试验；主变预试试验项目铁芯绝缘电阻；油中含气量；绕组泄漏电流；测温装置及其二次回路试验；气体继电器及其二次回路试验；冷却装置及其二次回路试验；变压器绕组变形试验（6年）；红外测温试验主变特殊试验项目主变分接开关调整后直阻测量及消磁荆门站主变调压开关是采用的德国MR公司无励磁调压开关，所以变压器在进行了分解开关调档后必须进行绕组连同套管的直流电阻测量，其目的在于检验电压分接开关的各个档位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。现场常用试验项目及方法绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析

绕组直流电阻测量目的:1、检查绕组焊接的质量；

2、分接开关各个位置接触是否良好；

3、绕组或引出线有无折断处；

4、层间、匝间有无短路现象。周期：1年大修后、必要时标准：1000kV变压器直流电阻值符合以下标准：1）各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明原因；2）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，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意；试验接线及方法方法:

采用直流电压降法，直流电流大于10A，电流线必须在电压线的外侧，电压线尽量靠近线圈侧。注意事项：1)测量仪器的不确定度不应大于0.5%，绕组电阻值应在仪器满量程的70%之上；2）测量前被试绕组应充分放电；3)电压引线和电流引线要分开，且越短越好；4)测量电流不要超过15%的额定值，以免发热影响测量结果；5)必须等读数完全稳定；6）电源线及测试线应牢固可靠，试验过程中不允许突然断线，测量结束后，应采取措施，避免因电流突然中断产生高电压；7）试验结束后必须充分放电；8）注意油温对试验结果的影响。绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析绕组绝缘电阻测量目的：试品存在老化、机械损伤或局部受潮等缺陷周期：1年必要时大修后标准：1、绝缘电阻无显著下降；2、吸收比≥1.3或极化指数≥1.5，或绝缘电阻≥10000MΩ时，吸收比和极化指数可仅作参考方法：采用5000V的绝缘摇表，测量在顶层油温低于50℃时进行。标准试验接线：注意事项：1）试验前被试绕组应充分放电。2）测量以顶层油温为准，尽量每次测量温度相近。绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析绕组介损及电容量测量

目的：检查是否受潮，绝缘老化等缺陷。周期：1年必要时标准：tanδ值≤0.006，tanδ值和电容量与初值比较不应有明显变化；方法：试验电压10KV，测量在顶层油温低于50℃时进行。标准试验接线：P=UIRx=UICxtanδ=U2ωCxtanδ1）正接线法2）反接线法3）对角接线影响tanδ的因素有：1）温度影响，tanδ值随温度升高而增加。因此现场尽量在10-30℃进行试验。2）外界干扰，电场、磁场干扰，空间干扰。绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析绕组直流泄漏电流目的：检查是否受潮，绝缘老化等缺陷。周期：1年必要时标准：与初值比较不应有明显变化；方法：应读取1min时的泄漏电流绕组额定电压（kV）1105001000直流试验电压（kV）406060标准试验接线绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析套管及末屏绝缘电阻测量

目的:试品存在老化、机械损伤或局部受潮缺陷。检查末屏对地的绝缘是否良好，早期的套管受潮一般是从末屏进入的。周期:1年必要时标准:主绝缘不低于10000MΩ，末屏对地不应低于1000MΩ方法:采用2500V的绝缘电阻表测量。

标准试验接线主绝缘测量末屏绝缘测量绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析目的：检查电容量的变化，是否有电容层击穿，防套管爆炸。周期：1年必要时标准：1、tanδ值：主绝缘不应大于0.006，末屏对地不应大于0.01，2、电容量初值差不超过±5%；套管介损、电容量试验试验接线及方法方法：用平衡电桥正接线的方法进行测量，试验电压10kV。绕组连同套管的电容量?套管的电容量和介损CX＝C1+C2+C3+C4例：2008年预试绕组连同套管电容量CX＝21320PF,套管的主电容量C1＝504PF；5％CX＝1066PF5％C1＝25.2PF电容量的判断标准是不超过±5%，也就是变化量只要不大于1066PF就是合格的。即使套管变化超过量±5%，即大于25.2PF，表明套管已经有异常了，但此时却不能被反映出来，同样认为是合格的，从而隐瞒了缺陷，电容量的变化对与套管来说是非常重要的指标，决不可忽视，所以必须单独测量套管的电容量。绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析铁心、夹件绝缘电阻测量铁心接地的要求是铁芯必须接地，且只能是一点接地。为什么要一点接地？当铁芯或其它金属构件有两点或两点以上接地时，则接地点间就会形成闭合回路，造成环流，有时高达数十安，该电流会引起局部过热，导致油分解，产生可燃气体，还可能使接地片熔断，或烧坏铁芯，导致铁芯电位悬浮，产生放电，使变压器不能继续运行，这是不允许的。因此铁芯必须接地，且只能是一点接地。目的:

检查铁心、夹件绝缘是否良好,防止两点接地.周期:1年必要时标准:与初值相比无显著差别，运行中铁芯接地电流一般不大于300mA方法:采用2500V的绝缘电阻表测量。标准试验接线:CC─夹件CL─铁心C─coreC─clampsL─Laminations绕组直流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析油中溶解气体分析油中溶解气体分析新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、2、3、4、7、10、30天各进行一次本项试验，运行中周期1个月。运行中氢和烃气体含量超过下列任何一项值时应引起注意。总烃：150ppm

氢：150ppm乙炔：0.5ppm若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。运行变压器内常发生的气体故障主要有过热性故障和放电故障两大类，故障类型及其能量密度，主要决定于故障的性质，不同故障类型产生的气体见表：故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘中局部放电H2、CH4、COC2H2、C2H6、CO2油中电弧H2、C2H2H2、C2H2、C2H6油和纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2H2、C2H4、C2H6油中火花放电H2、C2H2试验数据分析极ⅡY/D-C相第一次运行产气情况１、2004年２月５日开始进行调试。２、2004年3月发现乙炔超标达2.4ppm（注意值1ppm）。３、3月24日乙炔增长到10.6ppm，退出运行。４、2004年3月-4月，进行排油检查。试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO2ΣCH2004/2/530.7000502410.72004/2/630.70.10.10462120.92004/3/1781.30.402.4502544.12004/3/19101.70.602.8542585.12004/3/21131.70.603.3522575.62004/3/22121.70.603.6513305.92004/3/23292.51.3010.65129914.42004/4/2000.40007.4106.40.4以3月23日结果计算，特征气体中乙炔超过注意值，乙炔10.6ppm（超过注意值1ppm），总烃14.4ppm（未超过注意值）。乙炔含量构成总烃的主要成分，且乙炔和氢气含量增长迅速，初步可判断为放电性故障。根据IEC三比值法：

C2H2/C2H4=8.15,CH4/H2=0.08,C2H4/C2H6=∞，三比值为212，故障指示为电