一级建造师变压器交接试验和预防性分析详解Word文档格式.docx
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因此，对于电气强度不合格的绝缘油不准注入电气设备。
但经过某种过滤处理除去其中所含的水分和杂质，油的耐压水平就会提高而变成合格的油。
1.1.2油的介因数质损耗值是反映油质收到污染或老化的重要电气指标，他对油中科溶性的极性物质，老化产物或中性胶质以及油中微量的金属化合物极为灵敏，甚至用一般化学方法不能检出的轻微污染也可以用它来监督其变化，因为电介质在交变电场作用下，因电导、松弛极化和电离都要产生能量损耗，当绝缘油中含有较多杂质时，这些油的离子都是油的电导和松弛极化的主要载流子，必然会使该油的介质损耗因数值增大，绝缘油老化后，生成的极化基和极化物质，同样也使油的电导和松弛化加剧。
因此，测定绝缘油的介质损耗因数值，不论是用于检查新油的轻微污染还是用于检测运行油的老化和污染都是十分有意的。
1.1.3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）。
当变压器内部发生过热性故障,放电性故障或内部绝缘受潮时,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,少部分上升至绝缘油的表面,并进入气体继电器。
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有关,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,定期测量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意义和现实的成效。
而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞狐等故障。
火花放电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芯接地片接触不良而引起的放电;
分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。
对变压器故障部位的准确判断,有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握,并结合历年色谱数据和其它预防性试验（直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等）进行比较。
1.2试验方法：
1.2.1交流耐压试验：
首先将试验油杯用试验油冲洗两次，然后检查电极表面不能有烧伤痕迹，检查电极间距离正好在2.5mm,确认油杯完整无损后将试验油沿油杯壁轻轻倒入油杯中，油杯上要加盖玻璃罩或者玻璃片。
试验环境温度在15-25℃,环境湿度在75%以下进行试验。
调节调压器TR使电压从零升起，升压速度为2KV/s,直至油隙击穿，并记录击穿电压值，这样重复试验5次取平均值为测定值。
1.2.2介质损耗因数试验：
将试验加热器油杯用试验油清洗2次，待试验油杯干净后将试验油沿杯壁注入到试验油杯中，油的上限接近油杯内刻度线，将试验油静置10min后，开启加热器，直至油温达到90℃，将介质损耗测试仪高压输出端加在油杯的专用接口上，将试验电压调到10kV进行试验，记录介质损耗因数值。
1.3试验要求：
1.3.1交流耐压试验电压击穿值：
500kV：
≥60kV
330kV：
≥50kV
60～220kV：
≥40kV
35kV及以下电压等级：
≥35kV
1.3.2介质损耗因数tanδ（%）：
90℃时，
注入电气设备前≤0.5
注入电气设备后≤0.7
1.4注意事项：
1.4.1试验油必须取自被试设备，为了减少产生碳粒应将击穿电流限制在5mA左右.
1.4.2每次击穿后都应油充分搅拌然后静5min在进行试验。
2.测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻
2.1试验目的：
2.1.1电力变压器正常运行时，铁芯必须有一点可靠接地。
若没有接地，则铁芯对地的悬浮电压，会造成铁芯对地断续性击穿放电，铁芯一点接地后消除了形成铁芯悬浮电位的可能。
但当铁芯出现两点以上接地时，铁芯间的不均匀电位就会在接地点之间形成环流，并造成铁芯多点接地发热故障。
变压器的铁芯接地故障会造成铁芯局部过热，严重时，铁芯局部温升增加，轻瓦斯动作，甚至将会造成重瓦斯动作而跳闸的事故。
烧熔的局部铁芯形成铁芯片间的短路故障，使铁损变大，严重影响变压器的性能和正常工作，以至必须更换铁芯硅钢片加以修复。
所以变压器不允许多点接地只能有且只有一点接地。
2.2试验方法：
2.2.2使用2500V兆欧表将E端接在接地端子上，将L端接在铁芯上，记时60s,记录绝缘电阻值。
2.3试验要求：
2.3.1进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；
2.3.2不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；
2.3.3铁心必须且只能为一点接地，严禁两点接地，两点的不均匀对地电压会形成环流，发热可能损坏变压器；
对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；
2.3.4采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
2.4注意事项：
2.4.1擦干净绝缘柱上的尘土，并且保证绝缘子干燥。
2.4.2将高压侧和低压侧及变压器外壳同时接地，以减少对绝缘检测的干扰。
2.5试验数据：
沙河现场#2500kV主变铁芯及紧固件绝缘测量数（2500V兆欧表）
项目
绝缘电阻（MΩ）
铁芯
1400
紧固件
2.6试验数据分析：
在测量过程中，铁芯表面没有任何放电现象，绝缘子没有出现闪络，绝缘良好，试验合格。
3．测量线圈的绝缘电阻和吸收比
3.1试验目的：
3.1.1测定绝缘电阻和吸收比可以灵敏地发现变压器绝缘的整体或局部
受潮;
3.1.2检查绝缘表面的脏污及局部缺陷;
检查有无短路、接地和瓷件破损等缺陷。
3.2试验方法：
3.2.1使用2500V兆欧表将低压侧及外壳接地，测量高压侧绝缘电阻,
记下15s和60s绝缘电阻值，用R60/R15计算吸收比。
3.2.2测量低压侧时，需要将高压侧及外壳接地。
防止产生感应电流
3.3.3测外壳量整体绝缘电阻时，将外壳接地，高压侧和低压侧短路测量。
3,3试验要求：
3.3.1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
3.3.2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表换算到同一温度时的数值进行比较；
油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注：
1表中K为实测温度减去20℃的绝对值。
2测量温度以上层油温为准。
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算：
当实测温度为20℃以上时：
R20=ARt
当实测温度为20℃以下时：
R20=Rt/A
式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；
Rt——在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。
3变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比。
吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于1.3；
当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。
4变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。
测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；
当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。
3.4注意事项：
3.4.1试验前应将变压器同一侧绕组的各相短路，并与中性点引出线连在一起接地。
3.4.2刚退出运行的变压器应等绕组的温度与油温接近时再进行测
吸收比和极化指数不进行温换算。
为消除残余电荷对测量的影响，应将绕组对地进行充分放电3min，拆开变压器的高、低压连接
3.4.3在测量过程中，如需要重复测量时，应将绕组进行充分放电；
该试验只能初步判定变压器的绝缘情况不存在特别明显的缺陷.
3.5试验数据：
沙河现场#2500kV主变绕组连同套管绝缘，吸收比测量数据（2500V兆欧表）
绕组
15s（MΩ）
60s（MΩ）
600s（MΩ）
吸收比
极化指数
高压对低压及地
20000
29000
44000
1.45
1.52
低压对高压及地
15000
28000
1.33
1.40
整体对地
12000
18000
1.50
1.56
3.6试验数据分析：
在试验过程中，套管表面没有尘土，试验数据折算到厂家试验温度后，与厂家试验报告没有明显差别。
吸收比大于1.3，极化指数不作要求，试验结果为合格，表明变压器整体绝缘良好。
4．测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
4.1试验目的：
4.1.1它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥严重的
局部缺陷。
介质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。
4.2试验方法：
4.2.1根据介损测试仪图解进行接线，一般选择反接法，试验电压一般不高于设备定电压，当设备额定电压高于10KV,试验电压为10KV。
当测量高压侧时，低压侧和外壳接地，记录介质损耗因数tanδ和电容值CX,测量低压侧和整体的介质损耗因数和电容值的方法类似。
4.3试验要求：
4,3,1被测绕组的tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%；
4.3.2当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表7.0.10换算到同一温度时的数值进行比较。
介质损耗角正切值tgδ（%）温度换算系数
换算系数A
1.15
1.3
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
1表中K为实测温度减去20℃的绝对值；
2测量温度以上层油温为准；
3进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。
校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：
当测量温度在20℃以上时，tanδ20=tanδt/A
当测量温度在20℃以下时:
tanδ20=Atanδt
式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值；
tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
4.4注意事项：
4,4,1被测绕组与非被测绕组均应首尾短路。
测交流电压施加在绕组上，由于磁耦合作用，绕组各点的电位和相角可能不同，会对测量结果造成误差。
绕组首尾短接，可以将其内部各点电位的不同减小到最低限度。
试前应降套管，瓷瓶擦拭干净，表面的脏污会影响准确，另外周围的临时接地体也要拆除。
4,5试验数据：
沙河现场#2500kV主变介质损耗因数tanδ和电容值CX测量数据
温度：
28℃湿度：
30%
项目
电压（KV）
tanδ（%）
电容量
高压对低压侧及地
0.04
17.25nF
低压对高压侧及地
37.29nF
高低压侧对地
35.53nF
4.6试验数据分析：
由于高压侧和低压侧都高于电压10kV,因此，试验电压为10kV,
试验数据折算到厂家温度进行比较，误差小于130%,试验结果合格。
5.非纯瓷套管试验
5.1试验目的：
5.1.1检查变压器套管绝缘情况，防止因受潮，污秽，损坏等原因造成绝缘下降和介质损耗因数增大，或者发生爬电电弧等发生。
5.2试验方法：
5.2.1绝缘检查：
使用2500V绝缘表，将套管末屏接地，测量接线端子绝缘值，记下60S绝缘电阻值。
介质损耗因数测量：
使用介质损耗测试仪，根据反接法接线图进行接线，试验电压为10KV,记录介质损耗因数tanδ和电容值CX.
5.2.2交流耐压：
连同套管一起进行耐压试验
5.3试验要求：
5.3.1采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。
5.3.2在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tanδ不应大于0.7；
5.3.2电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±
5%范围内。
5.4注意事项：
保持瓷套的干燥，没有损坏，无尘土。
试验在安装前进行。
5.5试验数据：
沙河现场#2500kV主变套管试验数据
温度：
18℃湿度：
30%
相别
A相
B相
C相
出厂编号
M9193164
M9201547
M9201550
主绝缘的绝缘电阻2500V（MΩ）
100000
末屏对地绝缘电阻2500V（MΩ）
测量主绝缘介损值及电容值
测量时电压（kV）
主绝缘电容值Cx（PF）
601.64
601.39
595.92
介损值tanδ（%）
0.10
0.05
0.11
交流耐压
/
5.6试验数据分析:
试验过程中，套管绝缘子表面没有放电，闪络现象，绝缘值大于1000MΩ,试验数据与厂家数据比较误差不大于5%。
试验结果为合格。
6.绕组连同套管的泄露电流
6.1试验目的：
6.1.1通过绝缘过直流泄露电流来检查变压器整体的绝缘情况，有
无受潮，和污秽带来的。
绝缘水平下降。
6.2试验方法：
6.2.1使用100KV直流发生器，将高压侧三相端短接，低压侧和外壳接地。
6.2.2在高压侧侧加压，升压时缓慢升压每阶段2Kv,观察泄露电流，待电
流稳定后继续升压，直至60KV,开始计时1min,记下泄露电流值I60KV.低压侧和整体的泄露电流测量
6.3试验要求：
6.3.1当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；
6.3.2试验电压标准的规定。
当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。
泄漏电流值不宜超过本标准的规定。
油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压（kV）
6～10
20～35
63～330
500
直流试验电压（kV）
油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
额定电压
（kV）
试验电压峰值
在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA）
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
2～3
11
17
39
83
125
178
6～15
22
33
77
112
166
250
356
74
111
167
400
570
67
100
150
235
330
6.4注意事项：
6.4.1被试品做试验前，应拆除所有对外连线，并充分放电，主要部位应除干净，保持绝对干燥，以免损坏被试品及带来试验数值的误差。
对于大容量试品（电容器、超长电缆等）试验时应缓慢升压，防止被试品的充电电流过大而烧坏微安表，必要时应分级加压分别读取各电压下微安表的稳定读数。
6.4.2试验过程中，应严密监视被试品、微安表及试验装置等，一旦发生5、击穿等现象应立即降压，切断电源，并查明原因。
6.5试验数据：
沙河现场#2500kV主变直流耐压试验及泄露电流数据
试验电压（kV）
泄漏电流（μA）
16
6.6试验数据分析：
试验过程中，升压缓慢，泄露电流稳定，没有出现快速增长，泄露电流符合规定。
套管没有出现闪络，放电等情况。
7.交流耐压试验
7.1试验目的：
7.1.1交流耐压试验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在100mA以上,目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍,如果能对高电压、大电流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。
7.2试验方法：
7.2.1接线方法与直流耐压相同，缓慢升压2kV/s,升至耐压值，计时1min,没有放电想象，变压器没有出现过热，绝缘子无脱落，视为通过。
7.3试验要求：
电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准（kV）
系统
标称电压
设备
最高电压
油浸式电力变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
<
1
≤1.1
—
3
3.6
14
8.5
6
7.2
12
28
24
17.5
36
32
44
43
40.5
68
66
72.5
110
126
160
220
252
316（288）
363
408（368）
550
544（504）
7.4注意事项：
7.4.1试验中，表计指针不跳动不上升，被试验变压器无放电声，则被认为试验通过；
7.4.2一般若出现电流突然上升或电流继电器动作，则表示试品已被击穿。
7.4.3本次试验所测到的值与历次比较，没有太明显的出入，所以可以证明
该变压器的绝缘没有出现明显的缺陷，也没有受潮，符合相关标准。
根据经验判断，一般情况下，当试品被击穿时，电路中电流会明显上升，试品会发出击穿声响，冒烟，出气，焦臭，闪弧，燃烧等，都是不允许的，一定要查明原因。
这些现象如果确定是发生在绝缘上的，则认为是被试品存在缺陷和击穿。
7.5试验数据：
沙河现场#2500kV主变交流耐压试验数据
/
44kV
7.6试验数据分析：
由于高压侧电压为500kV,不具备交流耐压试验条件，只对低压侧进行交流耐压试验，在试验过程中由于变压器本身对地存在较大的电容电流，小容量的变压器无法满足试验要求。
采取谐振电压法进行试验，试验过程中高压侧采样电流与计算值没有较大误差，满足试验要求。
8测量线圈的直流电阻
8.1试验目的：
8.1.1检查检查绕组的接头质量和绕组有无匝间短路。
电压分接开关的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相符。
多股导线并绕的绕组是否有段股等情况。
8.2试验方法：
8.2.1根据电桥法，使用变压器直阻测试仪测量，接线根据接线图进行接线，当测量Y侧接线测得Rao，Rbo,Rco,当测△侧直阻测得Rab,Rac,Rbc.每个分接头的电阻都要测量。
8.3.试验要求：
8.3.1测量应在各分接头的所有位置上进行；
8.3.21600kVA及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；
1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；
线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；
8.3.3变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；
不同温度下电阻值换算：
R2=R1（T+t2）／（T+t1）
式中R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；
T——计算用常数，铜导
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