输变电设备试验规程解读(变压器类)课件.ppt

1、电气设备交接试验标准和电力设备电气设备交接试验标准和电力设备预防性试验规程解读预防性试验规程解读(变压器类变压器类)1.绝缘油试验和SF6气体试验绝缘油试验简化分析：水溶性酸（pH值）：5.4酸值 mgKOH/g：0.03闪点（闭口）（）：不低于界面张力（25 ）（mN/m)：35体积电阻率（90）（m）：61010 DB-10DB-25DB-45140140135交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验水溶性酸：绝缘油的水溶性酸是指加工及贮存过程中落入石油产品内的可溶于水的矿物酸碱。矿物酸主要为硫酸及其衍生物。酸值 mgKOH/g：中和1克试油中的酸性物质所需氢氧化钾的毫克数谓

2、之酸值。测定使用中绝缘油的酸值，可以了解绝缘油质量变化情况。酸值过大，说明绝缘油氧化变质严重，应考虑换油。闪点：绝缘油在规定结构的容器中加热挥发出可燃气体与液面附近的空气混合，达到一定浓度时可被火星点燃时的燃油温度。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和绝缘油试验和SF6气体试验气体试验绝缘油试验水分：66kV20 mg/L 220kV 15 mg/L 500kV 10 mg/L介损：90%注入设备前0.5 注入设备后0.7击穿电压：500kV60kV 66kV-220kV 40kV 35kV以下电压等级35kV含气量：500kV 1%(体积分数）交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和绝缘

3、油试验和SF6气体试验气体试验介损：绝缘材料在电场作用下，由于介质电导和介质极化的滞后效应，在其内部引起的能量损耗。也叫介质损失，简称介损。在交变电场作用下，电介质内流过的电流相量和电压相量之间的夹角(功率因数角)的余角()。简称介损角。介质损耗正切值tan又称介质损耗因数，是指介质损耗角正切值，简称介损角正切。绝缘能力的下降直接反映为介损增大。进一步就可以分析绝缘下降的原因，如：绝缘受潮、绝缘油受污染、老化变质等等。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验绝缘油试验色谱分析：66kV及以上电压等级的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后，冲击合闸及额定电压下运行24

4、h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。（试验应按现行国家标准变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7252进行，各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新安装的变压器油中H2与烃类气体含量（L/L)任一项不宜超过下列数值：总烃:20 H2:10 C2H 2:0交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验色谱分析：绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH化学基团，并由C-C键键合在一起。由电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应重新

5、化合，形成氢气和低烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可以沉积在设备的内部。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验绝缘油的分解：乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度（大约为500）下生成的（虽然在较低温度时也有少量生成）。乙炔一般在8001200的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下（低于800）也偶尔会有少量乙炔生成。油起氧化反应时，伴随生成少量

6、的CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显著的特征气体。油碳化生成碳粒的温度在500800。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验固体绝缘材料的分解：纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱。聚合物裂解的有效温度高于105，完全裂解和碳化高于300，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验气体的其他来源 在某些情况下，有些其他可能不是设备故

7、障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氨。过热的铁心层间油膜裂解也可以产生氢。新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中有溶解氧时，设备中某些油漆在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。设备检修时，暴露在空气中的油可以吸收空气中的CO2等。另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体

8、试验绝缘油试验 当对油的性能有怀疑时，应当进行 全项目分析全分析项目除以上项目外，还包括：外状（透明，无杂质或悬浮物）油泥与沉淀物（质量分数）0.02%交接试验标准交接试验标准多氯联苯=0ppm1.绝缘油试验和SF6气体试验SF6气体试验对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏；SF6气体含水量（20的体积分数）一般不大于250 L/L（当温度不同时，应与温湿度曲线核对，进行相应换算）。变压器应无明显泄漏点。SF6新气到货后，充入设备前应按现行国家标准工业六氟化硫GB12022验收，对气瓶的抽检率为10%，其他每瓶只测定含水量。交接试验标准交接试验标准1.绝缘油试验和SF6气体

9、试验绝缘油试验水溶性酸（pH值）：4.2酸值 mgKOH/g：0.1闪点（闭口）（）：不应比要求值低5 不应比上次测定值低5 界面张力（25 ）（mN/m)：19体积电阻率（90）（m）：500kV：11010 330kV及以下：31010 预防性试验标准预防性试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验绝缘油试验水分：66kV35 mg/L 220kV 25 mg/L 500kV 15 mg/L介损：90%330kV以下4 500kV2击穿电压：500kV50kV 66kV-220kV 35kV 15kV-35kV30kV 15kV以下25kV含气量：一般不大于3%(体积分数）预防性试验标准预防性

10、试验标准1.绝缘油试验和SF6气体试验绝缘油试验色谱分析：1、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：总烃：150 L/L；H2 150 L/L；C2H2 5L/L（500 kV设备为1.0 L/L）2、烃类气体总的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常3、对于500kV电抗器，当出现少量（小于5.0 L/L）C2H2时也应引起注意；但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 预防性试验标准预防性试验标准2.测量绕组连同套管的直流电阻测量应符合下列规定：1、测量应在各分接头的所有位

11、置上进行；2、1600kVA及以下容量等级三相变压器，各相测得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%；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%；4、由于变压器结构等原因，如果差值超过第2条时，可按第3条进行比较，但应说明原因。交接试验标准交接试验标准2.测量绕组连同套管的直流电阻不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1(T+t2)(T+t1)式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导

12、线取225 交接试验标准交接试验标准2.测量绕组连同套管的直流电阻数据要求：与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%测试的范围：无励磁调压变压器在变换分接位置后；有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接侧）。预防性试验标准预防性试验标准3.检查所有分接头的电压比测量应符合下列规定：1、检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；1）电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；2）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为0.5%；3）其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过1%。2、电压等级在220kV及

13、以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为0.5%。其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%。交接试验标准交接试验标准3.检查所有分接头的电压比本试验项目和交接试验标准的要求相同 有资料表示：在变压器出厂后和现场大修后，发现分接头有接错现象，因此除了220kV以上变压器必做外，对220kV以下电压等级的变压器在现场也要做变比测试。预防性试验标准预防性试验标准4.检查变压器的三相接线组别和单相检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性变压器引出线的极性1）必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。2）单相变压器组成的三相变压器组应在连接完成后进行组别检查

14、 交接试验标准交接试验标准4.4.检查变压器的三相接线组别和单相检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性变压器引出线的极性 接线组别必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。预防性试验标准预防性试验标准5.5.测量与铁芯绝缘的各紧固件测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻及铁芯绝缘电阻应符合以下规定：1）进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；2）不进行器身检查或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁芯和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；3

15、）铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；4）测量时采用2500V兆欧表，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。交接试验标准交接试验标准5.5.测量与铁芯绝缘的各紧固件测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻及铁芯绝缘电阻1)与以前试验结果相比无明显差别。2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般大于0.1A 3)220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500M,其他自行规定。预防性试验标准预防性试验标准6.非纯瓷套管的试验1测量套管主绝缘的绝缘电阻；测量电容型套管的“抽压小套管”或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻（采用2500kV兆欧表，绝缘电

16、阻值不应低于1000M）；2测量套管的主绝缘介质损耗因数和电容值；1）在室温不低于10的条件下，套管的介质损耗角正切值tan不应大于下表规定；2）电容性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。交接试验标准交接试验标准6.非纯瓷套管的试验交接试验标准交接试验标准套管主绝缘类型tan（%）最大值电容式油浸纸0.7500kV套管0.5胶浸纸0.7胶粘纸1.0（66kV及以下电压等级套管1.5）浇铸树脂1.5气体1.5有机复合绝缘0.7非电容式浇注树脂2.0复合绝缘由供需双方商定其他套管由供需双方商定6.非纯瓷套管的试验3交流耐压试验；1）试验电压应符合交接试验标准附录

17、A的规定；2）穿墙套管、断路器套管、变压器套管、电抗器及消弧线圈套管，均可随母线或设备一起进行交流耐压试验。4绝缘油的试验；应符合：套管中的绝缘油应有出厂试验报告，现场可不进行试验，但当有下列情况之一者，应取油样进行水分、击穿电压、色谱试验：1）套管主绝缘的介质损耗角正切值超过上表中的规定值；2）套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求；3）套管由于渗漏等原因需要重新补油时。交接试验标准交接试验标准6.非纯瓷套管的试验4绝缘油的试验；应符合：套管绝缘油的补充或更换时进行的试验，应符合下列规定：1）换油时应按本标准表20.0.1绝缘油的试验项目及标准规定进行；2）电压等级为500kV的

18、套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析；油中溶解气体组分含量不宜超过下列任一值：总烃：10 H2:150 C2H2:0 3）补充绝缘油时，除按照上述规定外，尚应按本标准第20.0.3条的规定进行 4）充电缆油的套管需进行油的试验时，可按本标准表18.0.8中的耐压和介损值的规定进行。交接试验标准交接试验标准6.非纯瓷套管的试验5SF6套管气体试验 应符合本标准第9.0.3条和第9.0.13条的有关规定 第9.0.3条：SF6气体的性能应符合如下要求：SF6气体充入设备24h后取样，SF6气体水分含量不得大于250 L/L（20体积分数）第9.0.13条：SF6气体绝缘定性检漏无泄漏点，有怀疑

19、时进行定量检漏，年泄漏率应小于1%。交接试验标准交接试验标准6.非纯瓷套管的试验1、主绝缘及电容型套管及末屏对地的绝缘电阻：1）主绝缘的绝缘电阻不应低于10000 M 2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000 M2、主绝缘及电容型套管末屏对地的tan与电容量：1）主绝缘20时的tan（）值不应大于下表中数值预防性试验标准预防性试验标准电压等级 （KV）2035 66 110 220500 大修后充油型 3.01.5油纸电容型 1.01.00.8胶纸电容型 2.01.51.0运行中充油型 3.51.5油纸电容型 1.01.00.8胶纸电容型 3.01.51.06.非纯瓷套管的试验2）当电容型套管末

20、屏对地绝缘电阻低于1000 M 时，应测量末屏地对地的tan；其值不大于2；3）电容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。预防性试验标准预防性试验标准6.6.非纯瓷套管的试验非纯瓷套管的试验3、油中溶解气体色谱分析 油中溶解气体组分含量（L/L）超过下列任一值时应引起注意：1）H2:500；2）CH4：100；3）C2H2:1 (220500kV)；2（110kV及以下）4、交流耐压试验 试验电压值为出厂值的85%35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 预防性试验标准预防性试验标准6.6.非纯瓷套管的试验非纯瓷套管的试验5、66kV及以上电容型套管的局部放电测

21、量 1）变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/3；2）其他套管的试验电压为1.05Um/3；3）在试验电压下局部放电值不大于下列数值；4）水平存放1年以上投运前应进行此项试验；5）左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管 预防性试验标准预防性试验标准油纸电容型（pC）胶纸电容型（pC）大修后 10250（100）运行中 20自行规定 7.有载调压切换装置的检查和试验 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向

22、切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；2 在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于 5 个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的 85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；交接试验标准交接试验标准7.有载调压切换装置的检查和试验 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4 条的要求。4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。5 绝缘油注入切换

23、开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1 的规定。交接试验标准交接试验标准7.有载调压切换装置的检查和试验 1)检查动作顺序，动作角度 范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符 2)操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值 不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连 动现象，电气和机械 限位动作正常 3)检查和切换测试：a)测量过渡电阻的阻值 与出厂值相符 b)测量切换时间 c)检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况 三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切

24、换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符 动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好 预防性试验标准预防性试验标准7.有载调压切换装置的检查和试验 d)单、双数触头间非线性电阻的试验 按制造厂的技术要求 e)检查单、双数触头间放电间隙 无烧伤或变动 4)检查操作箱 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常 5)切换开关室绝缘油试验 符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV 6)二次回路绝缘试验 绝缘电阻一般不低于1M采用2500V兆欧表 预防性试验标准预防性试验标准8.8.测量绕组连同套管的测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数绝缘电阻

25、、吸收比或极化指数 应符合下列规定：1 1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。2 2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表 7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较；表 7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数注：1 1表中K为实测温度减去 20 的绝对值。2 2 测量温度以上层油温为准。交接试验标准交接试验标准温度差 K 51015202530354045505560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 11.28.8.测量绕组连同套管的测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数绝缘电阻、吸收比或极化

26、指数 当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数 A 可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：A=1.5K/10 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（M)Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M)交接试验标准交接试验标准8.8.测量绕组连同套管的测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数绝缘电阻、吸收比或极化指数 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

27、不小于 1.3；当R60s大于3000M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10000M时，极化指数可不做考核要求。交接试验标准交接试验标准8.8.测量绕组连同套管的测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数绝缘电阻、吸收比或极化指数 1、绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化2、吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 1)采用2500V或5000V兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电

28、3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：R2=R11.5(t1-t2)/10 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 预防性试验标准预防性试验标准9.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 应符合下列规定：1 1 当变压器电压等级为35kV 及以上且容量在 8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值 tan；2 2 被测绕组的 tan 值不应大于产品出厂试验值的130%；3 3 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

29、数值进行比较。交接试验标准交接试验标准9.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 表7.0.10介质损耗角正切值tg(%)温度换算系数注：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；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。交接试验标准交接试验标准温度差 K5101520253035404550换算系数 A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.79.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：A=1.3K/1

30、0 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，tan20=tant/A当测量温度在20 以下时:tan20=Atant 式中 tan20校正到 20 时的介质损耗角正切值；tant 在测量温度下的介质损耗角正切值。交接试验标准交接试验标准9.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 1)20时tg不大于下列数值：330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)预防性试验标准预防性试验标准9.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 1)20时tg不大于下列数值：330500

31、kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压10kV及以上10kV 绕组电压10kV以下Un 4)用M型试验器时试验电压自行规定预防性试验标准预防性试验标准9.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组tg的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换算 tg2=tg11.3(t2-t1)/10 式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值预防性试验标准预

32、防性试验标准10.测量绕组连同套管的直流泄漏电流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；2 试验电压标准应符合表 7.0.11 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附录D的规定。表7.0.11油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准注：1 绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准；2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。交接试验标准交接试验标准绕组额定电压(kV)6102035 63330500直流试验电压(kV)1020406010.

33、测量绕组连同套管的直流泄漏电流1)试验电压一般如下：2)与前一次测试结果相比应无明显变化 读取1min时的泄漏电流值预防性试验标准预防性试验标准绕组额定电压(kV)36102035 63330500直流试验电压(kV)51020406011.变压器绕组变形试验应符合下列规定：1 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法；2 对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。交接试验标准交接试验标准11.变压器绕组变形试验 由于该标准制定时间较早，故未将绕组变形试验入，只做短路阻抗试验来考核变压器是否发生形变。电力变压器及电抗器的试验项目中第16条 短路阻抗和负

34、载损耗 试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)预防性试验标准预防性试验标准11.变压器绕组变形试验 1.变压器绕组变形检测的实际意义 变压器的绕组变形是危害变压器安全运行的重要缺陷。变压器绕组变形是指变压器在机械力或电动力的作用下，绕组的尺寸或形状发生了不可逆转的变化，如轴向和径向尺寸的变化，器身位移，绕组扭曲、鼓包、匝间短路等。造成变压器绕组变形的主要原因有:(l)变压器绕组承受不住其运行中遭受的各种短路故障的冲击，尤其是变压器出口或近距离短路故障引起的巨大冲击;(2)变压器在运输和安装过程中发生的意外碰撞。11.变

35、压器绕组变形试验 变压器绕组发生变形后，有的会立即发生损坏事故，但更多的是仍能继续运行，但会留下一定隐患。变压器承受短路电流冲击后，检查绕组变形和垫块松动的惯用办法是吊罩检查，但受变压器绕组布置方式的限制，一般只能看到高压绕组情况，而位于高压绕组内部的中、低压绕组的变形情况无法目测确定。从变压器运行的实际情况看，变压器承受短路冲击后，运行单位一般都用常规电气试验项目和绝缘油分析来检查变压器的绝缘状况。检查结果表明，有的变压器电气试验和绝缘油分析均在预防性试验规程所规定的范围内，但吊罩检查却发现绕组已明显变形或绝缘垫块严重松动。由此说明常规电气、油化试验项目不能有效地发现变压器绕组变形性缺陷。变

36、压器绕组变形性缺陷，具有相当大的隐蔽性，且又具有很大的破坏性，严重威胁变压器安全运行。因此，变压器绕组变形测试、诊断技术己成为国内外研究单位的热门课题之一。11.变压器绕组变形试验 2.变压器绕组变形检测方法及现状 目前，国内外在变压器绕组变形检测方面有许多方法，但比较成熟和常用的有两种方法:(l)短路阻抗法 (2)频率响应法（FRA）短路阻抗法 短路阻抗法是应用最早的变压器绕组变形检测方法，其检测原理是通过离线测量绕组的阻抗并观察其变化来判断绕组的变形状况。对于一台变压器而言，当绕组变形，几何尺寸及位置发生变化时，其短路阻抗值也会变化。如果短路前后的短路阻抗值变化很小，就可认为绕组没有变形;

37、如果短路前后的短路阻抗值变化较大，则可认为绕组有显著变形。11.变压器绕组变形试验 传统的测量方法是要求提供的短路电流要达到或接近额定电流，需要动用沉重的实验设备和大容量的实验电源，实验时间较长，在现场难以推广使用。目前在现场我们经常用低电压短路法，在较低电压下测量变压器的短路阻抗，通过阻抗值的变化来判断变压器是否存在绕组形变，但由于测量电压比较低，测量灵敏度也比较低，对设备的异常反应较不易判断。11.变压器绕组变形试验 频率响应法（FRA）在较高频率电压作用下，变压器每个绕组均可视为一个由线性电阻、电感(互感)、电容等分布参数构成的无源线性双口网络，其内部特性可通过传递函数H(jw)描述（如

38、图所示）。如果绕组发生变形，绕组内部的分布电感、电容等参数将改变，导致其等效网络传递函数H(jw)的零点和极点发生变化，使网络的频率响应特性发生变化。11.变压器绕组变形试验 变压器绕组等效电路图L绕组饼间分布电感；K绕组饼间分布电容；C绕组饼间对地分布电容；Vi等效网络激励电压；Vo等效网络响应端电压；Vs外施正弦波激励源电压；R匹配电阻；框内部分为变压器绕组的等效双口网络11.变压器绕组变形试验 扫频响应分析法，即国内通常所说的频率响应法，是用扫描发生器将一组不同频率的正弦波电压加到变压器绕组的一端，然后测量绕组两端的端口特性参数。典型激励信号如下图。目前我们国内生产的变压器绕组变形测试仪

39、基本上为：扫频测量范围：1K1MHz；扫描方式：采用线形分布的连续扫频测量方式；信号输出为正弦波，信号输出幅度最大 10V，信号输出阻抗为50。由于该方法较短路阻抗法的灵敏度要高，重复性好，且原理简单，制造方便，所以在国内得到普遍应用。国家电力行业标准DL/T9112004对该方法进行了规范。12.绕组连同套管的交流耐压试验应符合下列规定：1 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表7.0.13-1进行交流耐压试验；2 容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，在有试验设备时，可按规程中表7.0.13-1 试验电压标准，进行

40、线端交流耐压试验；3 绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80（见规程中表7.0.13-2）。交接试验标准交接试验标准12.绕组连同套管的交流耐压试验4 交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以2，试验时应在高压端监测。外施交流电压试验电压的频率应为4565HZ，全电压下耐受时间为60s。感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为6

41、0s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为：120 额定频率试验频率（秒）,但不少于15秒。交接试验标准交接试验标准12.绕组连同套管的交流耐压试验 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按规程中表6(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍预防性试验标准预防性试验标准12.绕组连同套管的交流耐压试验 1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压试验预防性试验标准预防性试验标准13.绕组连同套管的长时

42、感应电压试验带局部放电试验绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD）：电压等级220kV及以上，在新安装时，必须进行现场局部放电试验。对于电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.3中的有关规定进行交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电：是指设备绝缘系统中部分被击穿的电气放电。局部放电可能发生在导体边上，也可能发生在绝缘体的表面上和内部，发生在表面的称为表面局部放电。发生在内部的称为内部局部放电。

43、而对于被气体包围的导体附近发生的局部放电，称之为电晕。由此 总结一下局部放电的定义，指部分的桥接导体间绝缘的一种电气放电，交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的种类：绝缘材料内部放电（固体-空穴；液体-气泡）；表面放电；高压电极尖端放电。均匀的表面侵蚀 形成深的侵蚀凹坑 形成树枝状 电介质放电交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验 局部放电的形状 油纸绝缘中的放电通道交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电产生原因：局部放电产生原因主要有以下几种：1、电场不均匀。2、电介

44、质不均匀。3、制造过程的气泡或杂质。最经常发生放电的原因是绝缘体内部或表面存在气泡；其次是有些设备的运行过程中会发生热胀冷缩,不同材料特别是导体与介质的膨胀系数不同，也会逐渐出现裂缝；再有一些是在运行过程中有机高分子的老化，分解出各种挥发物，在高场强的作用下，电荷不断地由导体进入介质中，在注入点上就会使介质气化。交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的特点：放电能量很小，短时间内存在不影响电气设备的绝缘强度；对绝缘的危害是逐渐加大的，它的发展需要一定时间-累计效应-缺陷扩大-绝缘击穿。对绝缘系统寿命的评估分散性很大。发展时间、局放种类、产生位置、绝缘

45、种类等有关。局部放电试验属非破坏试验。不会造成绝缘损伤。局部放电测试的目的和意义：确定试品是否存在放电及放电是否超标,确定局部放电起始和熄灭电压。发现其它绝缘试验不能检查出来的绝缘局部隐形缺陷及故障。交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的测量原理 局放仪运用的原理是脉冲电流法原理，即产生一次局部放电时，试品Cx两端产生一个瞬时电压变化u，此时若经过电Ck耦合到一检测阻抗Zd上，回路就会产生一脉冲电流I，将脉冲电流经检测阻抗产生的脉冲电压信息，予以检测、放大和显示等处理，就可以测定局部放电的一些基本参量（主要是放电量q）。交接试验标准交接试验标准13

46、.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的测量原理 串联回路 并联回路 交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的测量原理 在这里需要指出的是，试品内部实际的局部放电量是无法测量的，因为试品内部的局部放电脉冲的传输路径和方向是极其复杂的，因此我们只有通过对比法来检测试品的视在放电电荷，即在测试之前先在试品两端注入一定的电量，调节放大倍数来建立标尺，然后将在实际电压下收到的试品内部的局部放电脉冲和标尺进行对比，以此来得到试品的视在放电电荷。交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验局部放电的表征参数 局部放电

47、是比较复杂的物理现象，必须通过多种表征参数才能全面的描绘其状态，同时局部放电对绝缘破坏的机理也是很复杂的，也需要通过不同的参数来评定它对绝缘的损害，目前我们只关心两个基本参数。1、视在放电电荷-在绝缘体中发生局部放电时，绝缘体上施加电压的两端出现的脉动电荷称之为视在放电电荷，单位用皮库（pC）表示，通常以稳定出现的最大视在放电电荷作为该试品的放电量。2、放电重复率-在测量时间内每秒中出现的放电次数的平均值称为放电重复率，单位为次/秒，放电重复率越高，对绝缘的损害越大。交接试验标准交接试验标准13.绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验 试验要求：1)在线端电压为1.5Um/3 时，放电量

48、一般不大于500pC；在线端电压为1.3Um/3 时，放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按GB6450 干式变压器中的规定执行试验说明：1)试验方法符合GB1094.3绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙的规定 2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的试验可自行规定 3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测预防性试验标准预防性试验标准14.额定电压下的冲击合闸试验 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行 5 次，每次间隔时间宜为 5min，应无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压

49、器，可不进行冲击合闸试验。无电流差动保护的干式变可冲击3次。交接试验标准交接试验标准14.额定电压下的冲击合闸试验 全电压下空载合闸 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min 试验说明：1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压侧加压 3)110kV及以上的变压器中性点接地 4)发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行预防性试验标准预防性试验标准15.检查相位检查变压器的相位必须与电网相位一致。交接试验标准交接试验标准16.测量噪音 电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A

50、)，其测量方法和要求应按现行国家标准变压器和电抗器的声级测定GB/T 7328的规定进行。交接试验标准交接试验标准16.测量噪音 与出厂值比不应有明显差别预防性试验标准预防性试验标准1）空载电流和空载损耗 试验要求：与前次试验值相比，无明显变化（更换绕组后、必要时）试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较)2）短路阻抗和负载损耗 与前次试验值相比，无明显变化（更换绕组后、必要时）试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)预防性试验标准预防性试验标准交接试