变压器试验（精选12篇）
变压器试验 篇1
1 试验的意义
通过变压器空载试验可以测量出变压器空载损耗的大小、变压器的一、二次绕组电压的数值、空载电流的数值, 并由以上数据计算出变压器等值电路中的励磁阻抗、励磁电阻、励磁电抗, 从而反映出变压器铁芯上是否存在硅钢片间绝缘不良造成硅钢片间局部短路烧损, 穿芯螺栓或绑扎钢带、压板、轭铁对铁芯绝缘破坏引起磁路局部短接, 硅钢片松动后出现铁芯接缝, 铁芯多点接地等铁芯局部绝缘缺陷或整体异常状况, 检查铁芯的制造或检修工艺和硅钢片的质量。还可通过前后空载试验数据的对比, 发现绕组匝间短路、层间短路或并联支路匝数不等、安匝不平衡等绕组故障。
通过变压器短路试验可以测量出变压器负载损耗 (又称短路损耗) 的大小、变压器短路电压的大小, 并由以上数据计算出变压器简化等值电路中的短路阻抗、短路电阻、短路电抗, 从而反映出变压器绕组上是否存在匝间短路、并联支路短路、换位错误、绕组变形等绕组缺陷或整体异常状况, 检查绕组的制造或检修工艺。还可发现由漏磁通在变压器绕组、金属构件或箱壁上所引起的局部过热等情况, 计算变压器的运行效率。
可见这2个试验项目是用来反映变压器器身关键部位———绕组及铁芯状态与性能的, 属于变压器非常重要的2个特性试验项目。
2 试验的方法
(1) 空载试验。变压器空载试验一般选择从低压侧施加额定频率、额定电压、正弦波形的试验电压, 其他绕组处于开路状态。根据变压器工作原理, 其绕组电压与绕组匝数成正比, 其中:U1≈4.44f1N1фmU2≈4.44f1N2фm
式中, f1———电源频率, фm———变压器主磁通量, N1———高压绕组匝数, N2———低压绕组匝数。
可见当变压器的一、二次绕组匝数确定后, 变压器的电压比也就确定了, 无论在变压器的高压侧还是低压侧施加相应的额定电压, 变压器铁芯中的主磁通量相同, 所产生的铁损因此相等。而选择在低压侧施压主要是为了降低试验电源的电压, 使试验电源更容易获取, 降低试验人员操作电压及试验仪表的额定电压等级。试验数据的测量分为直接测量和间接测量, 在变压器额定电压和电流较大时, 须采用电压互感器和电流互感器进行间接测量。本文以降压变压器为例, 高压侧为一次侧, 用大写字母U、V、W表示三相, 低压侧为二次侧, 分别用小写字母u、v、w表示三相, 下标为大写时表示该物理量是在一次侧获得, 下标为小写时表示该物理量是在二次侧得到。
如果试验现场没有合适的三相试验电源或是做三相空载试验数据出现异常, 超出国家标准时, 可以采用单相电源对三相变压器进行单相空载试验, 此方法对于查找铁芯或各相绕组的缺陷部位较为有效。对三相变压器做单相空载试验时, 绕组的接线参考图1, 采用轮流加压的方法, 将低压侧非被试相绕组短路, 在另2相绕组上施加电压, 使每相加压绕组上所承受的电压数值为绕组对应的额定相电压, 2相之间轮流加压测量3次。对于接线方式是Y接的绕组而言所加电压应为。接线方式是Δ的绕组所加电压为U=UN (UN为变压器的额定线电压) 。
被试绕组接线方式是Δ接时:
三相空载损耗为Po= (Pouv+Povw+Pouw) /2
空载电流的百分比为I0%=0.289 (Iouv+Iovw+Iouw) /IN×100%
被试绕组接线方式是Y接时:
三相空载损耗为P0%= (Pouv+Povw+Pouw) /2
空载电流的百分比为I0%= (Iouv+Iovw+Iouw) /3IN×100%
上述各式中Pouv、Povw、Pouw为各相低压侧的空载损耗, Iouv、Iovw、Iouw为各相低压侧空载电流, IN为额定电流。
变压器的励磁参数可以参考变压器的空载等值电路计算得到, 见图2。
其中X1———一次绕组漏电抗, R1———一次绕组电阻, Xm———励磁电抗, Rm———励磁电阻。
不过对于降压变压器而言, 相当于试验数据是从二次侧加压后得到的, 实际的励磁参数还要乘以变比K的平方将其折算到一次侧。
(2) 短路试验。做变压器短路试验时, 考虑电源容量及试验电流的数值一般选择从小电流侧加压, 即在高压侧施加试验电压。试验时将变压器的低压绕组短路, 高压侧所接电源从零开始升压, 当电流的数值达到变压器额定电流时, 此刻记录的功率值即为变压器的短路损耗, 所施加的电压即为变压器的短路电压 (又称阻抗电压) 。由于此时的电源电压即为短路电压, 数值很低, 而变压器铁芯中的磁通量正比于电源电压的大小, 所以此时由交变磁通在铁芯中所引起的铁损也就非常小, 相对于此时绕组上的铜损耗进行比较可以忽略不计。铜损与电流的平方成正比, 此时流过绕组中的电流大小为额定电流, 与额定负载下的电流是一样大, 所以短路损耗又称负载损耗。
与空载试验类似, 如果试验现场没有合格的三相试验电源或是做三相短路试验数据出现超出国家标准, 需要进行故障查找时, 可以采用单相电源对三相变压器进行单相短路试验。单相短路试验时, 低压绕组短路, 2相高压绕组之间轮流加压, 共计3次测量。对于接线方式是Δ接的绕组而言, 三相短路负载损耗为PK= (PKUV+PKVW+PKUW) /2, 三相短路阻抗电压为UK= (UKUV+UKVW+UKUW) /3;
接线方式是Y的绕组三相短路负载损耗为PK= (PKUV+PKVW+PKUW) /2, 三相短路阻抗电压为
接线方式是Y0的绕组三相短路负载损耗为PK=PKUN+PKVN+PKWN, 三相短路阻抗电压为
式中PKUV、PKVW、PKUW为3次分别施加单相电源于变压器U与V之间、V与W之间、U与W之间时所测得的负载损耗;UKUV、UKVW、UKUW为3次分别施加单相电源于变压器U与V之间、V与W之间、U与W之间时所测得的短路阻抗电压;UKUN、UKVN、UKWN为3次分别施加单相电源于变压器U与N之间、V与N之间、U与N之间时所测得的短路阻抗电压, N为变压器的中性点。
变压器的短路阻抗参数可以参考变压器的简化等值电路计算得到 (图3) 。图中XK———短路电抗;rK———短路电阻;UK———短路电压。实际上短路电阻反映是的一、二次绕组导线电阻的大小, 其电阻值大小与温度有关, 不同温度下测得的数值不同, 所以短路试验中还需要测量试验时变压器的实际温度, 并将其折算到铜在75℃时标准温度下的电阻才能做出正确的比较和判断。
3 试验的注意事项
作为反映变压器特性的试验项目, 为确保其数据的可靠性应注意以下几个方面:试验电源的容量足够大, 能在试验过程中保持电压稳定, 试验电源电压一般应为额定频率、正弦波形, 采用三相电源时应注意三相电压的对称性, 并使用准确度不低于0.5级的仪表和准确度不低于0.2级的互感器, 以保证试验的精确度, 接线时应注意瓦特表和互感器的极性;电源电压的升压速度在开始时应缓慢升压, 并观察试验回路无异常现象后再将电压或电流调整到试验所要求的数值;如果加压的绕组一侧有分接开关, 则应将其位置调整到额定分接位置。
(1) 做变压器空载试验时还应注意下述2个问题: (1) 应采用低功率因数瓦特表测量变压器空载损耗, 以减少测量误差; (2) 试验电压应尽量采用变压器的额定电压, 且三相对称平衡。
(2) 做变压器短路试验还应注意下述4个问题: (1) 由于变压器的绕组电阻值很小, 因此试验回路的接线应可靠, 测试线应具备足够的截面积, 并尽可能的短; (2) 试验一般应在变压器冷态下进行, 对于刚停运的变压器而言应待绕组温度降低到油温时才能开展试验, 试验时间要短, 以免由于绕组过热影响测量准确性; (3) 如果被试变压器的套管内装有电流互感器, 应将其二次侧短接; (4) 在变压器分接范围超过±5%时, 短路阻抗应在主分接位置和2个极限分接位置测量。
4 试验数据的分析与判断
(1) 空载试验数据分析。 (1) 空载试验中测得的空载损耗、空载电流的大小应符合国家标准要求, 与出厂值或以往试验数据相比较应无明显变化; (2) 变压器的空载电流的数值应很小, 不应超过额定电流的10%, 且容量越大的变压器所占额定电流的比例就越小。三相的空载电流存在一定差异是正常的, 与变压器三相的磁路长短不等有关, 其中变压器的中间相由于磁路较短, 所以磁路的磁阻较小, 空载电流会比另外2相小一些, 另2相的磁路由于对称, 空载电流也应接近相等, 约比中间相的空载电流大20%～35%。引起空载电流增大的常见原因有:铁芯松动、甚至磁路中出现接缝, 变压器绕组出现匝间短路或并联支路短路等; (3) 空载损耗会因测量方法不同而不同。采用单相法测量时, 由于测试相的不同, 磁路的长度也不相同, 会导致各相测得的空载损耗不等, 但差值应在合理的范围以内, 如果超出就可能存在变压器磁路局部缺陷或绕组出现短路故障。
引起空载损耗增大的常见原因有:铁芯的片间绝缘或铁芯与金属紧固件间的绝缘被破坏、铁芯受损、铁芯多点接地等。
若试验数据中空载损耗和空载电流都增大, 或是数值都不合格时, 通常查找空载损耗变化的原因即可。因为空载损耗是由空载电流提供的, 当空载损耗增加时一定会有大的空载电流从电源流入。如果仅是变压器的空载电流增加, 往往是因变压器铁芯接缝变大而造成的。
(2) 短路试验数据分析。 (1) 短路试验的试验数据主要是短路电压和负载损耗, 可首先将其数值按国家标准进行比较, 允许偏差不得超过10%, 否则应查明原因; (2) 阻抗电压的百分比等于短路阻抗的百分比, 其大小反映了绕组回路的电阻值以及绕组与铁芯之间的距离, 若该试验数据出现异常时, 常见的原因可以从绕组的电路回路异常以及绕组变形来查找。绕组电路回路包括绕组、绕组连线、绕组引线、分接开关等, 只要任一处出现接触不良或导线受损都将引起短路电阻变大。若是绕组出现匝间短路现象则会引起短路电阻变小。短路电抗的大小反映了绕组产生漏磁通的多少, 当绕组遭受短路或其它大电流冲击后, 在强大的电磁力作用下发生变形时, 由于绕组与铁芯间的距离发生变化, 导致磁路的磁阻变化, 绕组产生漏磁通的数量也会随之变化, 短路电抗的大小亦变化, 也正因为如此短路试验也可做为变压器绕组变形试验的一种有效方法; (3) 变压器负载损耗包括了电阻损耗和附加损耗, 主要反映的是绕组的状态, 分析方法与短路电阻相同。
5 试验现象及案例分析
某变电站主变, 额定容量为90MVA, 额定电压为220/121/38.5kV, 额定电流为236/429/944A, 接线组别为YN, yn0, d11, 空载电流为0.23%, 对其进行空载试验, 采用单相试验法, 试验数据见表1:
由试验数据分析来看, 电压加在uw和vw之间时空载电流数值较大, 而加压在uv之间时, 空载电流较小, 从而估计是由于W相绕组故障引起, 再结合空载损耗的情况来分析, 由于空载损耗是2相绕组一起测量的, 从表格中的数据无法直接得到各相的数值, 可利用三组功率的关系, 列式求解出各相空载损耗的大小:
(PUV-Pv) + (Pvw-Pv) =Puw
(41300-Pv) + (79100-PV) =93800
41300+79100-2PV=93800
PV=13300 (W)
Pu=41300-13300=28000 (W)
PW=79100-13300=65800 (W)
由计算结果可以看出W相的空载损耗明显大于其它2相, 结合空载电流的数值一块分析, 可判断为W相绕组故障, 后对该变压器吊芯检修, 发现W相绕组发生匝间短路故障。
6 结束语
通过变压器的空载、短路试验能够比较全面地反映出变压器的主要特性, 检查范围包括一、二次绕组、铁芯、绕组的导通回路等, 既能反映变压器的磁路状况, 又能反映变压器的电路状况。其试验数据不仅可以作为变压器是否存在故障或缺陷的判断依据, 而且可以作为变压器能否上网运行的依据。由试验计算出的励磁阻抗和短路阻抗的数值还是变压器继电保护整定值的设定依据, 所影响的范围已远不是变压器自身, 而牵涉到电网运行, 故在做这2个试验时务必充分满足试验条件, 尽量在额定条件下开展试验项目, 减小不必要的试验误差, 为变压器的综合诊断和运行分析提供准确数据, 提高变压器乃至整个电力系统运行的稳定性和安全性。
变压器试验 篇2
第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组连同套管的直流电阻；
二、检查所有分接头的变压比；
三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；
六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
七、绕组连同套管的交流耐压试验；
八、绕组连同套管的局部放电试验；
九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；
十、非纯瓷套管的试验；
十一、绝缘油试验；
十二、有载调压切换装置的检查和试验；
十三、额定电压下的冲击合闸试验；
十四、检查相位；
十五、测量噪音。注：①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。③干式变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。④变流、整流变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑤电炉变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑥电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。
第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
一、测量应在各分接头的所有位置上进行；
二、1600kVA及以下三相变压器，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%；
三、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%；
四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
第6.0.4条 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
第6.0.5条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：
一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。
二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.5 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：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。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：(6.0.5-1)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：(6.0.5-2)当实测温度为20℃以下时：(6.0.5-3)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)。
三、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，在常温下不应小于1.3。
四、变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。
第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
一、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tgδ；
二、被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%；
三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.6 介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。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：(6.0.6-1)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：(6.0.6-2)当测量温度在20℃以下时：(6.0.6-3)式中 tgδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值； tgδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；
二、试验电压标准应符合表6.0.7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三的规定。表6.0.7 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)10 20 40 60 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。
第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验；
二、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，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。
第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定：
一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为。2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。4.上述测量电压的选择，按合同规定。注：Um均为设备的最高电压有效值。
二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。
三、局部放电试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关规定进行。
第6.0.10条 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、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；
二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；
三、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；
四、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。
第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”的规定进行。第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定：
一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。
二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h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。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。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》进行。
三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。
四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。
第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。
二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。
三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。第6.0.14条 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，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器，可不进行冲击合闸试验。
第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。
第6.0.16条 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)，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》的规定进行。第七章 电抗器及消弧线圈
第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组连同套管的直流电阻；
二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；
四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
五、绕组连同套管的交流耐压试验；
六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻；
七、绝缘油的试验；
八、非纯瓷套管的试验；
九、额定电压下冲击合闸试验；
十、测量噪音；
十一、测量箱壳的振动；
十二、测量箱壳表面的温度分布。注：①干式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、九款规定进行。②消弧线圈的试验项目可按本条第一、二、五、六款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第三、四、七、八款。③油浸式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、六、七、九款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第三、四、八、十、十一、十二款。④电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
一、测量应在各分接头的所有位置上进行；
二、实测值与出厂值的变化规律应一致； 三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；
四、电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合本标准第6.0.6条的规定。第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定；
二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。第7.0.13条 电压等级为330～500kV的电抗器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65℃。第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组的绝缘电阻；
二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；
三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；
四、油浸式互感器的绝缘油试验；
五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻；
六、测量电流互感器的励磁特性曲线；
七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性；
八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性；
九、检查互感器变化；
十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；
十一、局部放电试验；
十二、电容分压器单元件的试验。注：①套管式电流互感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；
二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行；
三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；
四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。
二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算：(8.0.3-1)式中t——试验电压持续时间(s)； f——试验电源频率(Hz)。3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tgδ(%)不应大于表8.0.4-1的规定。表8.0.4-1 电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ(%)额定电压(kV)35 63～220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±10%范围内。
二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ(%)温度(℃)5 10 20 30 40 tgδ(%)2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：
一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。
二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。
三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。
四、当互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。第8.0.7条 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：
一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。
二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。
三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定：
一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。
二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。
三、测试时，可按现行国家标准《互感器局部放电测量》的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平接地方式 互感器型式 预加电压(t＞10s)测量电压(t＞1min)绝缘型式 允许局部放电水平视在放电量(pC)中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.8×1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。
四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。
五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定：
一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.3、18.0.4条的规定进行；
二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ；
三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流；
四、交流耐压试验；
五、测量每相导电回路的电阻；
六、测量油断路器的分、合闸时间；
七、测量油断路器的分、合闸速度；
八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性；
九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值；
十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻；
十一、油断路器操动机构的试验；
十二、断路器电容器试验；
十三、绝缘油试验；
十四、压力表及压力动作阀的校验。第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压(kV)3～15 20～35 63～220 330～500 绝缘电阻值(MΩ)1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规 定：
一、在20℃时测得的tgδ值，对DW2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加2后的数值；对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加3后的数值。
二、应在分闸状态下测量每只套管的tgδ。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tgδ(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10μA；220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5μA。第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定：
一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定；
二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验；
三、对35kV及以下户内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定：
一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定；
二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定：
一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定；
二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外，其余的可不进行。第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定：
一、合闸操作。1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作； 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%～110%)Un(85%～110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。
二、脱扣操作。1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验 电源电压与额定电源电压的比值 小于35%* 大于65% 大于85% 失压脱扣器的工作状态 铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放 铁芯应可靠地吸合 *当电压缓慢下降至规定比值时，铁芯应可靠地释放。3.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表9.0.12-3的规定。
三、模拟操动试验。1.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求； 当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。2.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表9.0.12-4的规定进行；液压机构的操动试验，应按表9.0.12-5的规定进行。表9.0.12-3 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类 延时动作的 瞬时动作的 脱扣电流等级范围(A)2.5～10 2.5～15 每级脱扣电流的准确度 ±10% 同一脱扣器各级脱扣电流准确度 ±5% 注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。表9.0.12-4 直流电磁或弹簧机构的操动试验 操作类别 操作线圈端钮电压与 额定电源电压的比值(%)操作次数 合、分 110 3 合 闸 85(80)3 分 闸 65 3 合、分、重合 100 3 注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表9.0.12-1“注”的情况。表9.0.12-5 液压机构的操动试验 操 作 类 别 操作线圈端钮电压 与额定电源电压的比值(%)操 作 液 压 操 作 次 数 合、分 110 产品规定的最高操作压力 3 合、分 100 额定操作压力 3 合 85(80)产品规定的最低操作压力 3 分 65 产品规定的最低操作压力 3 合、分、重合 100 产品规定的最低操作压力 3 注：①括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。②模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。③操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。第9.0.13条 断路器电容器试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第9.0.14条 绝缘油试验，应按本标准第十九章“绝缘油”的规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样试验。第9.0.15条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定；压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.1条 空气及磁吹断路器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
二、测量每相导电回路的电阻；
三、测量支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流；
四、交流耐压试验；
五、测量断路器主、辅触头分、合闸的配合时间；
六、测量断路器的分、合闸时间；
七、测量断路器主触头分、合闸的同期性；
八、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻；
九、断路器操动机构的试验；
十、测量断路器的并联电阻值；
十一、断路器电容器的试验；
电力变压器高压试验探讨 篇3
关键词：变压器；电力；高压试验；方法；建议
引 言：随着我国经济社会的迅猛发展，我国用电需求呈上升趋势，在确保用电需求的同时，确保安全也是我国电力事业面临的一大课题。对电力变压器进行高压试验恰恰是确保电力系统安全、平稳、高效运行的最有效措施，因此，我国电力企业高度重视对电力变压器进行的高压试验，积极组织人力、投入资金，千方百计确保电力变压器高压试验的试验条件，认真研究试验方法和试验内容，最大限度地保障安全供电、用电，从而为国民经济和社会的发展做好充分准备和有力保证。
一、电力变压器的工作原理
电力变压器作为将交流电压转变为不同数值电压的电气设备，它主要靠对电流电压的调整来满足电力供应需求，因此，电力变压器在电力系统中广泛应用。电力企业在进行电力变压器选择时，要对变压器的额定容量等参数进行综合考虑，确保所选用的型号匹配，具备较好的适用性。目前，我国电力企业大多选用兼具节能性和环保性的非晶钛合金铁心变压器，它能够最大限度地降低线路损耗，提高电能传输的经济性和安全性，因此，是电力系统不可或缺的重要设备之一。电力企业为了确保电力变压器的安全稳定运行，需要对其进行高压试验，通过对试验数据的深入分析，作出对电力变压器是够能够安全平稳运行的合理判断。然而，电力变压器的高压试验是一项具有风险性的工作，需要电力企业高度重视，深入分析，积极探索科学可行的实验条件，实验方法和更加有效的试验内容，为安全高效地进行电力变压器高压试验提供有力保证。
二、电力变压器高压试验条件、试验方法、试验内容分析
试验条件分析：对于电力变压器的高压试验而言， 试验条件越标准，那么试验数据越精准，越具有参考价值，也是确保高压试验规范化、合理化的重要保证。在进行电力变压器高压试验时，首先需要保证有效的试验温度和湿度。如果是室内试验，应严格按照高压试验对试验环境的要求进行温度控制，一般最高温度不高于40摄氏度，最低温度不低于零下20摄氏度，通常-20-40摄氏度之间是开展高压试验的最佳温度。如果室内温度达到25摄氏度至30摄氏度，需要对室内湿度进行控制，一般控制在85%以下；除了温度湿度条件，还要对试验现场的环境进行严格的控制，一般要将化学性积尘、气体和污垢等影响电力变压器绝缘性能的因素进行清理；为保障被试品的安全，应在高压回路中串联限流电阻，禁止在超出试验规定的高压状态下进行电力变压器断合操作。[1]
试验方法介绍：对电力变压器进行的高压试验包括常规试验和交流耐压试验，常规试验首先需要根据试验原理对试验仪器进行接线，接完后对所接线路是否准确由责任人进行全面检查，没问题后接通电源，按照试验流程和操作方法进行操作，确保数据完整、准确。试验完后，将试验仪器关闭，再切断电源。交流耐压试验也需要首先进行接线，确认所接线路正确无误后，检查控制箱中调压器的规范度，将其调至零位后，对电力变压器与控制箱的接线是否接触良好。一切就绪后，试验人员待绿灯亮时按下变压器启动按钮，在红灯亮起后等待升压。在进行升压时，试验人员要确保缓慢升压，按顺时针顺序匀速旋转调节器按钮，同时，密切观察试验仪表的变化和调压器的变化。在高压试验完成后，试验人员将电压调至零位，关掉设备，切断电源，解开电力变压器与控制箱之间的引线。
试验内容分析：为了保证电力变压器高压试验结果的精确性、真实性，必须严格按照相关规定，合理选取试验内容。电力变压器高压试验的主要内容包括：绝缘电阻的测量、泄露电流的测量、介质损耗因数测试、交流耐高压试验等。[2]
绝缘电阻的测量：它是最便捷、最简单的预防性试验，因为电力变压器的绝缘是否发生受潮、是否受到污秽影响，是否过热老化，都可以通过绝缘电阻进行反应，例如在测量一台容量为31500KVA变压器的绝缘电阻时，绝缘的吸收比会随着温度的变化而发生变化，通常在温度高于35摄氏度以上时，受潮绝缘的吸收比不会像干燥绝缘吸收比那样达到极限后开始下降，而是不规则的进行变化。这也正是电力变压器进行高压试验时严格控制试验温度和湿度等试验条件的原因所在。
泄露电流的测量：通常使用数显测试仪对泄露电流进行测量，为了得到更加精准的测量结果，可以使用直流兆欧表加直流高压的试验方法，若所泄露的电流较之低压情况下的电流明显偏高，则说明高压绝缘电阻较之低压绝缘电阻小，也就是电力变压器存在着质量缺陷，防泄漏功能达不到规定的要求。
介质损耗因数测试：对电力变压器介质损耗角正切值的测量是检查31.5MVA以下变压器绝缘情况的有效手段，它主要是通过检测得出变压器整体受潮、油泥附着，釉质劣化等缺陷来判断绝缘状态。通常，将电力变压器的套管连一起进行测量，通过分解试验的方式来提高测量的精准性，为进一步明确缺陷所在的位置提供依据。
交流耐压试验：该试验是确定电力变压器绝缘强度的有效方法之一，对考核电力变压器主绝缘局部缺陷的起到非常重要的决定性作用。这一试验是确定变压器的绝缘强度是否存在缺陷的重要依据，也是有效避免因变压器绝缘性能降低而造成事故的主要手段之一。
三、安全有效开展电力变压器高压试验的建议
安全供电是电力企业永恒的课题和最高追求，对电力变压器进行高压试验是确保电力系统安全、平稳运行的有效手段，做好电力变压器高压试验意义十分重大。笔者结合自己的工作实践提出了提高高压试验安全性、有效性的方法对策：
一是在法律法规框架下做好有关防护工作。电力变压器高压试验具有一定的风险，需要试验前做好充分的准备，严格在有关法律法规的框架要求下开展高压试验工作，绝不能有一丝的马虎和大意。试验前，充分做好准备工作，在试验场所外、高压试验设备附近拉好防护网，设置警示牌，并安排专人值守，防止不知情人员误入高压试验场地发生危险和意外。二是认真做好接地工作，保证试验设备和人员的安全。要确保高压试验室具有良好的接地系统，一般情况下，将接地电阻控制在0.5欧以下，还要将试验室的金属仪器、设备外壳接地良好，确保电力变压器与试验设备之间的金属性连接安全、稳定、可靠。同时，还应在试验室中标明接地点的位置，防止工作工作人员因疏忽触电。三是增强防火防爆意识，提高高压试验安全性。电力变压器高压试验过程中，要采取有效措施防止变压器过载或短路的发生。特别要注意绝缘材料、绝缘油等因高温、电火花作用等因素而产生分解、膨胀以致气化导致变压器内部的压力急剧增加，有可能引起变压器外壳爆炸使大量绝缘油喷出燃烧，油流又会进一步扩大火灾的危险。由此可见，电力变压器高压试验必须高度重视安全防护，最大限度地确保试验过程的安全，杜绝事故的发生。这就需要电力企业高度重视从事高压试验工作人员的综合素质，一是要有较强的安全意识，二是要有扎实专业知识和丰富经验，还要有较强的责任心。
结束语：总之，电力变压器高压试验的每一个环节、细节都必须做到滴水不漏，电力企业需严格控制试验条件、积极采取有效的试验方法，认真把控试验内容，才能使变压器高压试验结果精准，有效，才能发现变压器自身存在的问题和不足，以及时发现和采取措施，为电力系统的安全平稳运行提供有力保证。
参考文献：
[1] 何建华.电力变压器的高压试验探讨.硅谷.2014年第5期总第149期：147.
变压器试验 篇4
交流耐压试验是用来鉴定电气设备绝缘强度最直接的方法, 它对于判断电气设备能否投入运行具有决定性意义, 同时也是保证设备绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手段。
交流耐压试验属于破坏性试验。在试验之前必须对被试品先进行绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、介质损失角及绝缘油等项目的试验, 只有上述试验结果正常才能进行交流耐压试验。若发现设备有受潮或局部缺陷等的绝缘不良情况, 通常需先进行处理, 处理合格之后再做耐压试验, 以避免造成电气设备的绝缘缺陷进一步扩大, 甚至发生不应有的绝缘击穿。
交流耐压试验往往能发现一些绝缘预防性试验所不能发现的变压器缺陷与故障, 同时交流耐压试验也是最能直接考验运行中变压器绝缘性能的电气试验方法, 因此对变压器进行交流耐压试验有着至关重要的意义。
2 试验的方法
交流耐压试验通常包括工频耐压与感应耐压2种, 这2种耐压试验能分别考核变压器的各种绝缘性能。
工频耐压试验是变压器试验项目中极为关键的一项, 是用来考核主绝缘强度的主要方法。它能发现变压器的局部缺陷, 当变压器绕组或绝缘有破损、受潮以及脏污等情况时, 在工频耐压试验中会出现异常现象 (比如放电之类) , 从而能及时发现变压器的缺陷及问题, 避免变压器在运行中可能发生的故障。
工频耐压试验是用高于运行中可能遇到的过电压值的工频电压对变压器等试品进行耐压试验, 同时还要保持一定的时间。选取适当的试验电压值是工频耐压试验的关键问题, 因为一方面要求能保证变压器具有一定的绝缘水平, 同时还要考虑不能因为试验电压过高致使变压器的绝缘受到不应有的破坏。
试验升压方式一般来说常用的有2种, 一是使用试验变压器、调压器等直接升压;另一种是利用串联谐振来对一些大容量的变压器进行升压。具体的试验方法步骤可以参考《DL/T 474.4-2006现场绝缘试验实施导则交流耐压试验》。
感应耐压试验是变压器试验中另一个极其重要的项目, 工频耐压试验只考核了变压器的主绝缘, 即高、低压绕组间和绕组对铁心、外壳间的绝缘性能, 而对于绕组的匝间和层间的绝缘, 即纵绝缘检查不到。
感应耐压试验就是人为的给变压器施加比额定电压高一定倍数的电压, 用以考查变压器的纵绝缘。试验通常在低压侧绕组上施加2～4倍额定频率 (100～200Hz) , 2倍的额定电压, 高压侧绕组开路。在不具备倍频电源的情况下, 也可用工频1.3倍额定电压进行试验。
现场常用3倍额定频率电压进行感应耐压试验, 即将三台单相或一台三相变压器, 原边接成星形, 次边接成开口三角形, 再在变压器星形侧加上对称的三相正弦波电源, 以此在开口三角侧产生3倍额定频率电压的输出。
交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间, 通常为1min。升压必须从零 (或接近于零) 开始, 不能进行冲击合闸。在75%试验电压以前, 升压速度可以自行选择, 从75%电压开始应该均匀升压, 以每秒约2%试验电压的速率升压。耐压试验后, 迅速均匀降压到零 (或1/3试验电压以下) , 然后切断电源。
3 试验的标准与注意事项
根据《DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程》中的规定, 对于电力变压器采用倍频感应或操作波感应法进行交流耐压试验, 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。对于干式变压器更换全部绕组时, 交流耐压试验的试验电压按出厂试验电压值设定;更换部分绕组和定期试验时, 按出厂试验电压值的0.85倍来设定试验电压;而对于油浸式变压器试验电压值按表1 (定期试验按部分更换绕组电压值) 进行设置。
注:1括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统;2操作波的波形为:波头大于20μs, 90%以上幅值持续时间大于200μs, 波长大于500μs;负极性三次
在进行交流耐压试验时还应该注意以下几点;油浸变压器, 必须在注油5～6小时后才能进行试验;耐压试验前后, 都应该测量绝缘电阻;各绕组应该可靠短接, 非被试绕组应短接后接地;感应耐压试验必须在其它绝缘试验合格之后进行;电源线必须具有良好的绝缘, 并应有足够的截面;应指派专人监视被试变压器, 注意有无放电的响声;感应耐压试验前后都要进行空载试验, 并将2次试验结果进行比较, 以判断感应试验中是否发生绝缘击穿现象;以1.3倍电压试验时, 要严密监视电压值不能过高, 以免因励磁电流太大而烧毁设备;在感应耐压试验中, 因频率高有可能产生铁磁电流谐振现象, 由于这种电流和电压的异常变化对设备危害极大, 所以试验人员必须严密监视仪表, 一旦发现任何异样, 应该立即降压、断电, 查明原因;试验变压器应加装过流速断保护装置, 以免当被试品击穿时, 因并联谐振消失, 对试验变压器产生过电流。
由于容升效应容易造成实际作用到被试变压器上的电压值超过按变比计算的高压侧所应输出的电压值损坏被试变压器;在进行较大电容量变压器的交流耐压试验时, 应直接在被试品端部进行电压测量, 以免被试变压器受到过高的电压作用;应对被试变压器并接球隙进行保护。必要时可在调压器输出端串接适当的电阻, 以减弱 (阻尼) 电压谐振的程度;避免采用移圈式调压器;试验变压器一般应在规定的额定电压范围内进行, 可在试验变压器低压侧加滤波装置。
4 案例分析
交流耐压试验虽然是破坏性试验, 但是对于某些缺陷常规电气试验往往难以发现, 而交流耐压试验却能很轻易的发现故障, 避免运行中的变压器发生重大的故障。
例1某厂变电所装有2×12500kVA 38.5±3×2.5%6.3kV的变压器。产品经现场吊罩检查和常规电气试验, 认为无问题的情况下进行交流耐压试验, 当升压至57kV时, 变压器内部可听到明显的放电声, 随后试验设备过流保护动作跳闸。事后即在当场检查试验设备本身及试验回路接线, 均无异常。被试设备绝缘电阻在交流耐压前后未发现有明显变化, 所以只能从试验现象来判断变压器内部存在异常的可能性。
后将2号变压器本体油面放到手孔以下, 首先检查35kV有载调压开关接线和中性点套管的引线部位, 因为这2个部位在变压器吊罩检查时拆动过, 可能会有缺陷。检查结果, 发现35kV侧中性点套管的引线碰到变压器箱体内璧, 且有明显可见的放电痕迹。其它可见部位均无异常。
之后制造厂家来人把引线故障点清除之后, 重新包扎绝缘纸, 注油后通过交流耐压试验。
例2某35kV变电站增容, 更换1号主变。由原来的无励磁调压SL7-3150/35主变更换为有载调压SFZ7-10000/35主变。吊芯前试验时, 除交流耐压试验项目没做外, 其它所有的试验项目均合格。经吊芯检查, 最后做交流耐压试验, 使用的是交流耐压配套试验设备。试验过程中, 先对变压器低压侧做耐压试验, 合格后对高压侧试验。高压侧试验时, 当施加电压还未到试验电压时, 变压器内部就已经出现很大的放电声。于是立即停电, 外观检查无异常后, 又加压试验, 又产生放电响声。经分析, 这种现象不是绝缘不良造成的。因为当绝缘不良击穿时, 电流随电压的增加而增大很多, 而在本测试过程中电流却是缓缓增加。故考虑有2种因素:一是高压引线对外壳或铁心距离不够引起放电;二是高、低压绕组之间放电。把低压侧短路接地线拆除后, 再加压试验仍放电, 由此判断是高压引线及绕组对地距离不够而放电, 再一次吊芯检查处理。
吊芯后, 经仔细检查发现A相高压引线与上铁轭的距离为2cm, 并且高压引线的绝缘纸约有长2cm严重烧焦。通过分析计算, 断定造成事故的原因是某一部分的绝缘件表面受潮 (如夹件、绝缘木、白布带等) , 当电压低时, 不能造成电压的游离;当电压高时电子游离加快, 沿绝缘件表面同接地铁件间形成回路 (即沿表面放电) , 放电后恢复正常;然后, 再游离, 再放电, 持续循环。
之后对暴露在空气中的器身缓缓加压, 发现A相高压引线绝缘支撑木下表面首先闪络放电。经查, 此支撑木下表面粗糙潮湿, 并带有毛细纤维之类东西。经更换后, 试验合格。
工频耐压只能考核变压器的主绝缘性能, 而要考核变压器绕组的匝间及层间纵绝缘性能就必须要通过感应耐压来考核。
例3某电厂4号主变进行三倍频感应耐压试验检查主变的纵绝缘性能。该变压器容量为120MVA, 额定电压为220kV。因是现场大修, 主绝缘试验电压按出厂试验标准的85%取值, 匝间绝缘耐压按1.7倍额定电压取值。试验开始对C相加压。电压升高到试验电压标准后保持了试验电压40s, 一切正常, C相通过耐压试验。但在对A相进行加压时, 在加压到试验电压标准后, 在保持电压到30s时, 被试变压器内部开始放电, 中性点处保护球隙击穿, 迅速降压到零, 于35s时切断电源。之后对A相再次升压, 电压在未到标准之前被试变压器内就出现异常响声。调压器内也出现了与被试变压器异响相应的电流冲击声。且被试变压器高压绕组接地电流达到了5A以上。
感应耐压后, 对变压器进行了空载试验, 瓦斯保护动作。之后取瓦斯继电器内样与变压器本体油样进行气相色谱分析, 发现其总烃、乙炔和氢含量超标。初步分析认为变压器内有火花放电或电弧放电现象。经吊罩检查发现A相高压绕组顶端的匝间击穿, 并有严重的烧焦现象。经过分析调查发现, 绝缘缺陷的原因是:变压器导线表面有毛刺, 造成局部放电;导线表面纸包绝缘搭接不够严密, 有脱节的现象。
例4 2006年7月28日, 对一台大修后的35kV变压器进行交流耐压试验。变压器型号为SF9-10000/35, 额定电压为 (35±2.5%) /10.5kV。大修后所有非破坏性试验 (如绝缘电阻和介损等) 数据合格且注油后静置时间超过24h, 变压器高压侧对低压侧及地的出厂交流耐压试验值为85kV, 根据《电力设备预防性试验规程》规定, 现场大修后试验电压为出厂试验电压的85%, 实际施加电压为72kV。试验变压器型号为YD-25/150, 额定容量为25kVA。变压器高压侧对低压侧及地的电容量为5569pF, 当交流耐压值为72kV时, 可计算出试验变压器高压绕组输出电流为0.126A, 低压侧电流为47.25A, 试验变压器完全满足现场试验的需要。按照规程接线, 变压器低压绕组端头短接接地, 高压绕组端头短接与试验变压器高压输出绕组相连, 所有设备接地线在地网扁铁同一点处接地, 经检查接线无误后调整保护球隙间距离, 设定其放电电压为82kV。随后开始对变压器高压侧进行交流耐压试验, 当试验电压升至72kV, 正准备读取毫安表电流数据时, 变压器10kV侧套管表面发生火花放电, 同时听见非常大的放电响声, 试验变压器控制开关跳闸, 调压器自动回零。经检查, 所有设备接地线均在接地点处脱落, 毫安表及其短路刀闸、高压数显电压表烧坏。分别测试试验变压器, 高压对低压、高压对地、低压对地的绝缘电阻全部为零, 表明试验变压器绝缘遭到破坏。
根据现场检查分析, 认为此次试验故障主要原因是所有设备接地线缠绕一起后捆绑在接地网扁铁上, 由于接地线采用多股细软铜丝线, 而且只缠绕了一圈, 铜线很容易散开, 使得接地不牢固。当试验电压升至72kV时, 全部接地线在接地网扁铁处松散脱落, 随后产生的过渡过电压造成变压器10kV套管放电及试验变压器烧坏。
5 结束语
变压器常规试验作业指导书 篇5
本作业指导书适用于10 kV及以上的干式、油浸式变压器，规定了变压器交接验收、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准、仪器设备要求、试验人员资质要求和职责、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等。变压器试验的主要目的是判定变压器在运输、安装过程中和运行中是否受到损伤或发生变化，以及验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定。因此变压器试验的判断原则是与出厂试验和历史数据比较，有关标准和技术条件的各项条款试验判据也是依据这一原则制定的。制定本作业指导书的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。规范性引用文件
GB 50150-2006
电气装置安装工程电气设备交接试验标准 安全措施
（1）测量前应断开变压器与引线的连接，并应有明显断开点。（2）变压器试验前应充分放电，防止残余电荷对试验人员的伤害。
（3）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。（4）接地线应牢固可靠。
（5）注意对试验完毕的变压器绕组必须充分放电。
（6）进行直流泄漏电流试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长或有异常放电现象时，应立即停止试验，并断开电源，将被测变压器绕组接地，充分放电后，再进行检查。试验项目
变压器常规试验包括以下试验项目：（1）绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数；（2）绕组连同套管的直流电阻；（3）绕组的电压比、极性与接线组别；（4）交流耐压试验；
（5）绝缘油试验（油浸变压器）；（6）额定电压下的冲击合闸试验。仪器设备要求
（1）温度计（误差±1℃）、湿度计。（2）2500 V兆欧表：输出电流大于1mA。（3）变压器直流电阻测试仪(0.2级）。（4）变压比测试仪（0.2级）。（5）交流试验变压器。
所有使用仪器均应在校验有效期内。作业程序
6.1 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比与极化指数
6.1.1 测试方法
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绝缘电阻值。被测绕组各引出端应短路，其余各非被测绕组应短路接地。6.1.2 试验接线
6.1.3 试验步骤
（1）测量并记录环境温度和湿度，并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度。
（2）测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电。
（3）各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录15、60s的绝缘电阻值。
（4）关闭兆欧表，被测绕组回路对地放电。（5）测量其他绕组。6.1.4 试验结果判断依据（或方法）
（1）可利用公式R2二R1 x 1.5(t1-t2)/10，将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值）。
（2）在10~30℃范围内，吸收比不小于1.3；极化指数不小于1.5。吸收比和极化指数不进行温度换算。
（3）对于变压器绝缘电阻、吸收比或极化指数测试结果的分析判断最重要的方法就是与出厂试验比较，比较绝缘电阻时应注意温度的影响。由于干燥工艺的改进变压器绝缘电阻越来越高，一般能达到数万兆欧，这使变压器极化过程越来越长，原来的吸收比标准值越来越显示出其局限性，这时应测量极化指数，而不应以吸收比试验结果判定变压器不合格。变压器绝缘电阻大于10000 MΩ时，可不考核吸收比或极化指数。6.1.5 注意事项
（1）测量吸收比时应注意时间引起的误差。（2）试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调。（3）试验时设法消除表面泄漏电流的影响。
6.2 绕组连同套管的直流电阻
6.2.1 测试方法
（1）使用变压器直流电阻测试仪进行测量。
（2）试验原理接线图（参照各直流电阻测试仪试验接线）。6.2.2 试验步骤
（1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
（2）将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。（3）测试完毕应使用测量设备或仪表上的“放电”或“复位”键对被测绕组充分放电。
6.2.3 试验结果判断依据（或方法）
（1）按公式R2＝R1（T＋t2）/（T＋t1）将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。
（2）1.6 MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别应不大于三相平均值的1%。（3）1.6 MVA及以上变压器，相间差别一般应不大于三相平均值的4％；线间差别一般应不大于三相平均值的2%。
（4）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。
（5）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。6.2.4 注意事项
（1）测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。
（2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。
（3）应注意在测量后对被测绕组充分放电。
6.3 绕组的电压比、极性与接线组别
6.3.1 测试方法
（1）在出厂试验时，检查变压器极性与接线组别及所有分接头的变压比，目的在于检验绕组匝数、引线及分接引线的连接、分接开关位置及各出线端子标志的正确性。对于安装后的变压器，主要是检查分接开关位置及各出线端子标志是否正确。可使用专用变压比测试仪进行测试。（2）试验原理接线图（参照变压比测试仪试验接线）。6.3.2 试验步骤
（1）将专用变压比侧试仪与被测变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接。（2）根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置。（3）运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性与接线组别。6.3.3 试验结果判断依据（或方法）
（1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
（2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±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%。
（3）三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。6.3.4 注意事项
（1）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。（2）测试前应正确输人被测变压器的铭牌、型号。
6.4 交流耐压试验
6.4.1 试验目的
（1）交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效和最直接的方法。电力设备在运行中，绝缘长期受着电场、温度和机械振动的作用会逐渐发生劣化，其中包括整体劣化和部分劣化，形成缺陷，例如由于局部地方电场比较集中或者局部绝缘比较脆弱就存在局部的缺陷。
（2）各种预防性试验方法，各有所长，均能分别发现一些缺陷，反映出绝缘的状况，但其他试验方法的试验电压往往都低于电力设备的工作电压，但交流耐压试验电压一般比运行电压高，因此通过试验后，设备有较大的安全裕度，所以这种试验已成为保证安全运行的一个重要手段。
（3）但是由于交流耐压试验所采用的试验电压比运行电压高得多，过高的电压会使绝缘介质损耗增大、发热、放电，会加速绝缘缺陷的发展，因此，从某种意义上讲，交流耐压试验是一种破坏性试验，在进行交流耐压试验前，必须预先进行各项非破坏性试验。
（4）如测量绝缘电阻、吸收比、介质损耗因数tanδ、直流泄漏电流等，对各项试验结果进行综合分析，以决定该设备是否受潮或含有缺陷。若发现已存在问题，需预先进行处理，待缺陷消除后，方可进行交流耐压试验，以免在交流耐压试验过程中，发生绝缘击穿，扩大绝缘缺陷，延长检修时间，增加检修工作量。6.4.2 试验接线
图1 交流耐压原理接线图
6.4.3 注意事项
（1）交流耐压是一项破坏性试验，因此耐压试验之前被试品必须通过绝缘电阻、吸收比、绝缘油色谱、tanδ等各项绝缘试验且合格。充油设备还应在注油后静置足够时间（110kV及以下，24h；220kV,48h；500kV，72h）方能加压，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。
（2）进行耐压试验时，被试品温度应不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
（3）试验过程中试验人员应大声呼唱，加压过程中应有人监护。
（4）加压期间应密切注视表记指示动态，防止谐振现象发生；应注意观察、监听被试变压器、保护球隙的声音和现象，分析区别电晕或放电等有关迹象。（5）有时耐压试验进行了数十秒钟，中途因故失去电源，是试验中断，在查明原因、恢复电源后，应重新进行全时间的持续耐压试验，不可仅进行“补足时间”的试验。
（6）谐振试验回路品质因数Q值的高低与试验设备、试品绝缘表面干燥清洁及高压引线直径大小、长短有关，因此试验宜在天气晴好的情况下进行。试验设备、试品绝缘表面应干燥、清洁。尽可能缩短高压引线的长度，采用大直径的高压引线，以减小电晕损耗。提高试验回路品质因数Q值。
电力变压器高压试验研究分析 篇6
摘要：通过对电力变压器的简述和高压试验的简述，说明了电力变压器高压试验的重要性，并具体从温度和湿度、电压极性与泄漏电流关系、升压速度等几个因素分析对电力变压器高压试验影响，并对高压试验采取的安全措施和使用变压器的注意事项等进行具体的阐述。
1、电力变压器简述
在电气设备中，电力变压器是一种将交流电压变成频率一致的一种或几种不同数值的重要设备。其原理是由一次绕组的交流电产生的交变磁通通过铁芯导磁，二次绕组就会产生感应电动势。
选择电力变压器时，要注意其额定容量等相关参数，空载损耗值越小，就会越节能。目前常用的电力变压器主要有干式变压器、非晶态合金铁芯变压器等。而非晶态合金铁芯变压器是目前最受欢迎的变压器之一，其节能效果较其他变压器相比，可减少75%的空载损耗值，既节能又环保，是不可缺少的电力设备。
为什么需要电力变压器呢？变压器主要应用于交流电压、电流等交换，主要是交流电流通入后产生磁通，进而产生感应电压。在输电的过程中，电力行业要减少输电线路的消耗，从而达到节约和最大的经济效益。因此，高电压远距离才会使输电线路的电流尽可能达到最小值。从安全角度和节约成本角度出发，电力变压器必须要走向输电行业的“征途”。当正常供电后，变压器还要负责“降压”，从而维护正常电力设备的运行，以免因电压过高造成设备事故。
2、电气高压试验简述
为什么要进行电气高压试验呢？电气设备的绝缘性能是否良好，功能是否正常，直接关系到设备能否安全运行，因此要做相关的试验来确保电气设备的安全。许多电气设备都需要做高压试验，如开关、变压器、避雷器、传感器等。其中，对电力变压器的高压试验则是本文研究的重点。
局部放电试验是电气高压试验中的一种非破坏性试验，其原理就是将预激磁电压降到局部放电试验电压，变压器高压试验主要就是以Um为预激磁电压的局部放电试验。这种预激磁电压所激发的放电量不会持续太久，但是却使得变压器可以正常安全的运行。
变压器的高压试验有多种，如介质损耗和电容试验、直流泄漏电流试验、空载损耗和负载损耗试验、直流电阻试验等十余种。试验过程中需要用屏蔽的方法来进行，由于环境中的温度和湿度的问题会影响试验数据的准确性，因此屏蔽之后的试验数据才会更加准确。
3、电力变压器高压试验影响因素分析
高压试验能否可行和数据准确程度与电力变压器的安全性息息相关，那么影响高压试验的因素有哪些呢？
3.1湿度和温度
3.1.1湿度
本文之前已经提到过，变压器的高压试验必须要在屏蔽的条件下进行。空气的湿度会影响试验数据的准确性。因为测量的数据不可能通过一次试验就可以结束，需要反复测验，拿出数据跟历史数据或标准数据做比较，空气的湿度越大，测量的结果就越不准确，因此湿度是影响高压试验的一个主要原因之一。
3.1.2温度
温度对试验的影响主要来自变压器的材料对温度的敏感度。由于变压器的材料是绝缘性的，温度越高绝缘性能就越差，导致绝缘电阻阻值降低。其原理如下：
1）分子和离子的无规则运动。分子的无规则运动的主要原因之一就是温度的影响，温度越高，分子运动越剧烈。同样作为微观角度的离子，在绝缘电阻中也会随着温度的升高而运动加快。电阻极性增大，阻值降低。
2）水分溶解。绝缘电阻中存在的水分将伴随着温度的升高而溶解电阻内部物质使其电阻变小。
一般情况下，绝缘电阻的阻值与温度成反比，这也就是为什么试验中需要屏蔽的原因。另外在试验中，要保持绝缘电阻的表面清洁，否则也会导致测量误差。还要注意的是，对于干变压器而言，其绝缘电阻的阻值在温度达到40度以前是与温度的变化是成正比的。
3.2电压极性与泄漏电流关系
根据变压器绕组的极性不同，电阻内水分含量的变化均有所不同。如果极性是正极，那么具备正电荷的水分子会受到排斥，从而导致水分减少，内部电流就会较少，流失的电流就会相对增多；如果极性是负极，水分会增多，内部电流通过就会增大。而这一切的源头就是变压器受潮。受潮的变压器所测量的电流数据是不准确的，因此高压试验最好选用新的变压器，从而可以得到准确的数据。
3.3升压速度
泄漏电流是受潮后通过的电流，泄漏电流的产生是与空气温度、湿度、电压、绝缘子表面的杂质等共同作用的结果。那么，升压速度到底對泄漏电流有没有影响？实际上，升压速度对泄漏电流是有一定影响的。经过大量的测量研究表明，泄漏电流的实际测量在升压速度的影响下和理论值会有一定的差别，尤其是在大容量的变压器中，这种差别会更加明显。
4、高压试验采取的安全措施
4.1由专业人员负责
变压器的高压试验，安全问题必须放在首位，绝对不能麻痹大意，这样很容易造成人员伤亡。在试验中，必须要认真、正确对待，由专业人员负责连接电路和加压，必须避免因工作疏忽导致的设备事故和更严重的事故发生。
4.2做好准备工作
高压试验之前，必须要做好准备工作。严格按照程序和规定执行，四周准备好防护安全网，在网上贴上警告牌证明此地为高压场所，闲杂人等不准入内，并在安全网附近派专人把守，以免造成严重的后果。
4.3分工必须明确
进行试验时，必须需要两个以上的人互相配合，一个人是负责人，其余人负责配合工作，要做到合理分工，各司其职，同时要拥有非常强烈的安全防护意识，不能让不熟悉试验流程的人来担当工作，以免造成事故。各岗位的人负责工作之后，负责人要进行细致周到的检查工作，不能放过任何细节，如检查高压接线是否正确等。确定所有工作安全无误之后，再撤离安全网以外，所有人都必须保证撤离方可结束检查。
4.4试验设备的检查
试验的相关设备检查必须要认真仔细，如设备的容量、仪表的量程和开关、插头等；连接设备的连线要做好标记，以免发生接线错误。
4.5准备工作完成后合闸
当所有准备工作就绪后，总负责人需要发出明确的“合闸”指令后，由专门人员合上开关。
4.6试验过程中
试验过程中，所有参与者必须要全身心投入到试验中，不能马虎大意，不能放松心态，更不能交头接耳和若无其事。负责人要指挥协调，如遇突发事件可以冷静处理。
4.7试驗结束后的清理和检查
试验结束后，要小心拆除安全网和各种设备线路，并仔细检查现场是否有未拆除的设备和其他安全隐患。
5、高压试验变压器使用的注意事项
5.1接好线路
根据试验接好工作线路后，还要将变压器和操作系统外壳接地。同时高压绕组的尾端和测量绕组的尾端也要安全接地。
5.2升压过程
在调压器调到零后合上开关开始匀速升压，直到升到额定电压位置，同时注意观察仪表的指针位置和试验设备的现状。一旦有异常，立刻断电，再作检查。
6、变压器铁芯必须接地
6.1变压器铁芯的作用
首先我们要了解变压器铁芯的作用。变压器铁芯的主要材料是硅钢，通过硅钢可以产生强大的电磁感应。变压器在交流电流下工作，其线圈里的交变电流产生的磁通通过铁芯产生感应电流，硅钢的作用就是拦截感应电流，以至于铁芯不会因为感应电流过大而出现发热的现象。
6.2铁芯接地
在高压试验中，必须要将铁芯接地，根据铁芯的工作原理，不难想象，如果不将铁芯接地就会有触电的可能。
7、结束语
变压器试验 篇7
在电力系统变压器进行设备检修之后, 电力人员通常会对其进行试验测试, 通过变压器绝缘电阻及直流电阻变化的情况来判断变压器检修的质量是否合格, 从而为电力系统的安全传输、稳定运行提供保障。对电力系统中的变压器进行试验主要包括三种:空载试验、变比试验和绝缘电阻试验。
在对电力系统中的变压器进行绝缘电阻试验的过程中, 需要保证变压器非测量线圈的接地, 同时试验时应注意油温及环境温度, 必要时进行温度换算, 提高试验的准确性。通常情况下, 对变压器进行绝缘电阻试验能够检验出变压器绝缘的可靠性, 从而发现线圈绝缘下降、铁芯是否多点接地等问题, 还可以应用仪器进行测量分析, 得到变压器出现故障的准确位置;在对电力系统中变压器进行变比试验的过程中, 电力人员首先通过对变压器一侧进行加压, 利用计算高低压绕组电压得出变压器的变比值, 与测量值进行误差计算, 通过变比试验能够确定不符合标准变比值的线圈, 使得电力人员能够尽早发现问题进行维修;电力系统中对变压器进行空载试验能够得到电流与电压的变化规律, 而且空载试验与变压器自身的属性直接相关, 还能够检测出是否存在故障问题。
2 电力系统变压器在试验中的故障问题分析
2.1 温度对绝缘电阻的影响分析
由于绝缘电阻对温度变化较为敏感, 所以受温度变化的影响非常大, 通常情况下绝缘电阻阻值都是随着温度的不断上升而不断减小。从这个现象可以分析得出:在条件确定的情况下, 分子和离子都会随着温度上升而剧烈运动, 所以, 当温度不断升高的时候, 绝缘电阻内部的分子和离子的运动就会加剧, 从而使得绝缘电阻中的极化加剧、电导增加, 导致了绝缘电阻阻值的不断降低。同时, 在温度不断升高的情况下, 绝缘层的水分中就会包含更多的杂质, 促使绝缘电阻的阻值进一步降低。如果绝缘电阻的表面杂物较多, 就会使得绝缘电阻阻值降低得更加明显。
2.2 升压对测量泄漏电流的影响分析
泄漏电流从理论上来说是变压器的一个特有性质, 与升压的速度是没有任何关系的, 但是在实际应用中通过测量可以发现, 如果利用微安表对电流进行测量, 所得到的数值与泄漏电流的数值偏差较大, 微安表测量到的电流是不真实的泄露电流, 因为它在测量的过程中包括了吸收电流在内的合成电流。由此, 升压速度也会对泄漏电流造成一定的影响, 尤其是对于电力系统中容量较大的变压器来说, 这种影响就会显得更加明显。而且, 由于容量较大的变压器具有强烈的吸收现象, 这就需要电力人员在进行测量时能掌握技巧方法, 严格控制时间, 进行耐心测量, 这样才能够得到比较精准、真实的泄漏电流结果。
2.3 电压极性与泄漏电流关系影响分析
变压器绝缘受潮通常是从设备外部开始的, 这也是导致绝缘受潮的主要原因之一。根据电渗现象可以得出, 在电场中变压器绝缘中的水分子显示的是正电荷, 但是, 一旦变压器绕阻增加正极性电压时, 绝缘中的水分子就会受到排斥而被排除向变压器外部渗透, 由于水分子含量的减小, 变压器内部就会出现泄漏电流减小的情况, 而当变压器绕阻增加负极性电压时, 变压器内部的水分子就会被吸收, 并且逐渐向变压器绕阻方向移动, 最终渗透过绝缘表皮, 这就会是的变压器内部的泄漏电流逐渐增大, 而场强较高的区域水分子也会不断增加。
3 变压器出现的故障及处理案例分析
浙江省温州市某电力公司购置的变压器设备在运行时已经出现了故障问题, 经过返厂维修之后该故障问题并没有得到解决, 反而又出现了与上次相同的故障问题, 两次相同的故障问题主要表现是:变压器的高压显示仪出现异常, 不能够对试验过程中升高的电压数值进行检测, 对其外部进行检查时发现能够正常输出电压, 电压表和线路连接没有异常情况出现。
为了能够准确找到变压器发生故障的原因, 对变压器相关仪器进行检查, 并对发现的故障原因进行深入分析:
1) 检查变压器控制箱内的控制回路, 结果显示控制回路的升压情况正常, 而且能够正常输入电压和输出电压;对导线连接情况使用欧姆表进行检测, 得出导线连接正常, 没有故障问题出现。通过以上对控制回路和导线连接的检测可以得出, 故障原因很有可能是高压试验变压器内部出现故障问题, 高压试验变压器通常情况下是由三个同心的原边线圈、仪表专用线圈和高压输出线圈共同组成的, 当高压变压器正常工作的时候, 与控制箱内的电压回路接通之后自动调压器能够正常进行调节, 使得高压变压器的原边线圈与高压输出线圈保持一定的比例关系, 匝数要远远小于高压输出线圈的匝数, 由此能够通过仪表正常读取升压数值。而将高压变压器拆开检查后发现, 高压变压器的原边线圈和高压输出线圈都没有异常现象存在, 但是内部的仪表专用线圈则存在明显过热的现象, 从而可以判断得出故障原因是由于仪表专用线圈被烧毁导致的。2) 检查变压器的仪表专用线圈后发现, 该仪表使用的是的导线, 而仪表专用线圈烧毁的原因是由于线芯的横截面积过小, 负载能力较差, 导致在升压的过程中如果出现泄漏电流较大的情况, 仪表专用线圈就有可能被烧毁。而两次出现相同的现象有可能是都是仪表专用线圈被烧毁的原因所致, 因为线圈的横截面积在设备设计过程中已经确定, 很难进行更改, 即使返厂维修之后也不能彻底得到解决。
经过上述过程的仔细分析之后, 如果想要解决故障现象, 唯一的途径就是更换仪表专用线圈。
高压试验变压器的三个线圈顺序是铁心向外, 仪表线圈处于内层, 向外的是高压输出线圈, 原边线圈处于最外层, 而对仪表专用线圈进行更换的时候, 应该选择没有任何尘埃和杂质的实验室, 将铁心钢片拆开之后将高压输出线圈和原边线圈取出用洁净的棉布包裹置于妥善位置, 避免其沾上任何杂质;对仪表专用线圈进行数据测量之后取出烧毁的仪表专用线圈, 以横截面积较大、负载能力较强的漆包线进行替换, 并根据仪表专用线圈测量的数据进行装配, 最后经过绕制、干燥、配置等流程之后, 仪表专用线圈就可以恢复使用了, 但是, 要注意还要选用另外的仪器再对其进行测试。
4 结论
在对电力系统中的变压器进行试验的过程中, 很容易忽略部分细微细节, 但是这些细节问题却有可能造成重大的电力运行事故。因此, 在实际试验过程中一定要多加注意细节问题, 同时对导线连接、环境温度等方面要给予重视, 同时要保证电力人员能够掌握多种试验方法, 从而提高电力设备安全运行的稳定性和可靠性。
参考文献
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[2]叶斌斌, 俞凤金.电力变压器状态检修探讨[J].中国高新技术企业, 2009.
变压器试验 篇8
目前, 有很多常规试验可以对变压器绝缘进行监测, 然而通过实际的操作发现, 这些试验往往并不能准确真实地反映出变压器的绝缘特性变化。造成这种现象的原因有很多种, 究其主要原因是试验过程中, 试验人员忽略了一些细小的问题, 影响了测量的结果, 造成误判断, 导致得出了错误的结论, 从而给实际的工作带来很多不必要的困扰和麻烦。本文针对几个比较容易忽视的问题进行了相应的分析, 举例分析了故障发生的原因, 并对解决方法进行了探讨。
1 温度因素影响绝缘电阻的分析
对于绝缘电阻而言, 它对温度比较敏感, 受温度的影响很大, 大部分的绝缘电阻都是随着温度上升而减小的。我们可以从微观的角度来解释这一现象:众所周知, 在一定的条件下, 假如温度越高, 那么分子就会越快越剧烈, 离子的运动也遵循同样的道理。因而, 当温度越高, 绝缘电阻内部的分子和离子的运动相对而言就会加快, 绝缘电阻中的极化加剧, 电导就会随之增加, 这就导致了绝缘电阻的电阻值相对降低。不仅如此, 当温度升高的时候, 绝缘层中的水分中溶解了一些电阻内部更多的杂质, 这样也加大了绝缘电阻电阻值的降低程度。如果绝缘电阻的表面脏污, 那么电阻值的降低程度会更为显著。
经过科学家多年的理论研究分析和大量的实际试验结果证明, 变压器的绝缘吸收比不是固定不变的, 而是随温度变化的, 一般当温度升高时, 变压器的受潮绝缘吸收比会在不同程度上有所降低;然而, 对于干式变压器, 随着温度的升高, 绝缘的吸收比会逐渐增大, 当温度升至到40℃以上时, 超过了材料的极限值, 吸收比就不会再升高, 而是开始下降。
2 升压速度对测量泄漏电流的影响
理论上讲, 泄漏电流本身是变压器的一个性质, 它和升压速度是毫无关系的, 然而, 在实际的测量过程中会发现, 假如用微安表去读取电流, 则所得到的值和泄漏电流还是有很大差距的, 它是一个非真实的泄漏电流, 因为在其中包含有微量吸收电流在内的合成电流。所以, 升压速度就会对泄漏电流的读数造成一定程度的影响, 尤其是对于大容量的变压器, 这种影响就更为明显了。此外, 因为大容量的变压器吸收现象比较强, 为了能够得到较为准确、真实的泄漏电流, 需掌握一定的方法技巧, 具体测量时, 一定要有足够的耐心, 把握好时间, 只有经过较长的时间, 才能读到比较精确的结果。在具体操作测量的时候, 有时候不可能等很长的时间, 读取的仅仅是加压1min之后的电流值, 显然这个测量的电流中包含有微量的被试设备的吸收电流, 读取的泄漏电流同升压速度是相关的。假如电压是在逐渐升高, 那么在电压升高的过程中就有吸收过程, 读取的电流值就要比实际的电流值偏小;假如电压是在极短的时间内加上去的或者升高的速度过快, 那么在升压过程中吸收过程就不会完成, 此时读取的电流就会比实际值大一些, 就会引起误判断。
3 试验电压极性与泄漏电流关系分析
运用物理学的知识, 我们知道变压器的绝缘受潮的起点通常是从外皮附近, 变压器的外皮是导致绝缘受潮的主要原因。根据电渗现象, 变压器绝缘中的水分子在电场中是显示正电荷的, 但是, 如果变压器绕组所加为正极性电压时, 绝缘中的水分会被排斥, 从而被排除渗向外壳, 这就会导致水分含量减小, 这样在变压器的内部就会导致泄漏电流减小;反之道理是一样的, 当变压器绕组所加为负极性电压时, 变压器内部的水分子也会发生变化, 具体表现为:绝缘中的水分会被吸引, 并且会渗过绝缘而向变压器绕组方向进行移动, 这就会导致在变压器内部绝缘中高场强区的水分相对增加, 增大了泄漏电流。同时, 要非常强调一点, 那就是电压的极性并不是对所有的变压器都会有影响的, 其中最为典型的例子就是新变压器, 电压极性对于新变压器的测量结果是不会造成影响的, 因为新的变压器绝缘基本是没有受潮现象的, 所含水分也可以基本上忽略不计, 在电场的作用下, 电渗现象非常微弱, 因而在正极性实验电压以及负极性试验电压下, 测量出来的泄漏电流是相同的。对于旧变压器而言, 试验电压极性会对其测量结果产生较为明显的影响。
4 变压器出现的故障现象
下面就以一个例子来说明变压器出现的故障现象。某台购自南方某市的仪器, 之前曾经发生故障, 经返厂维修过后又出现了故障, 并且两次故障现象是相同的, 具体的故障表现是:变压器的控制箱高电压指示仪表指示出现异常, 也就是说该仪表不能对试验时所升高电压数进行检测。初步对外观进行检查发现, 能够正常输出自藕调压器二次, 电压表也没有异常的情况, 线路的连接也都是正确的。
5 原因分析
为了能够查找出发生故障的原因, 针对仪器进行相应的检查并对故障发生的原因进行分析, 具体的步骤如下:
1) 对控制箱内的控制回路进行检查, 发现控制回路升压正常, 并且也能够进行正常的输入和输出;用万用表欧姆档对连接导线进行测试发现, 连接导线也是正常的。通过以上的测试初步判断有可能是由于高压试验变压器发生了故障。高压试验变压器是由三个同心线圈组成的, 这三个线圈分别是原边线圈、高压输出线圈以及仪表专用线圈。当高压实验变压器工作时, 在接通控制箱内电压回路之后, 自动调压器能够进行调节, 从而使其内部的原边线圈与高压输出线圈保持不变的比例关系, 而其匝数要比高压输出线圈小得多, 因此能够从仪表上对升压值进行读取。拆开高压试验变压器, 经检查后发现, 高压实验变压器的原边线圈以及高压输出线圈都没有异常现象, 然而其内部的仪表专用线圈则存在明显的过热痕迹, 从而可以判定是仪表专用线圈烧毁。
2) 对仪表线圈进行检查发现, 该仪表线圈使用的是0.3 ram2导线。烧毁原因经分析应当是因为该线圈芯线的截面积较小, 所以载负荷能力就会相对差一些, 这样就导致在仪器升压工作过程中如果泄漏电流比较大, 线圈就被烧毁了。上面提到仪器已经发生了两次相同现象的故障, 可以判定都是由于这种原因造成的, 因为线径在设计装配过程中就确定了的, 所以即使上次已经返厂进行修理了, 该问题也并未得到彻底的解决。
6 处理方法
经过上述的原因分析, 目前要想解决该故障, 更换仪表线圈是唯一行之有效的方法。高压试验变压器内部三个线圈的排列顺序是———由铁心向外, 最内层为仪表线圈, 向外为高压输出线圈, 最外层是原边线圈, 也就是一次线圈。对仪表线圈进行更换时, 要选择较为干净的房间, 然后将铁心硅钢片一一拆开, 再将位于外侧的原边线圈和高压输出线圈依次取下, 并用白布将它们分别包好, 并妥善放置, 以免沾染尘土或者其他异物, 方便之后再进行装配;在对仪表线圈的原绕制成型的数据进行测量之后, 取下已烧毁的仪表线圈, 换上截面积较大并且载负荷能力也相对较高的0.45 mm2的漆包线, 根据原仪表线圈数据进行装配。
经过绕制、浸漆、干燥、装配等多道工序之后, 仪表就修好了。对于修好的仪表还要进行相应的测试, 并选用另外的仪器进行比较实验, 对性能进行测试。
7 结语
在对电力变压器进行绝缘试验的过程中, 很容易忽视一些细小的环节, 这样可能造成严重的影响, 因此, 在实际的过程中一定要高度的重视细节;此外, 对环境湿度、高压连线、剩余电荷等方面的影响, 也要给予重视, 掌握它们产生影响的机理;同时要熟悉掌握各类试验方法, 对实验结果进行精确的测量, 保证设备的可靠运行。
摘要：电力变压器是电力系统中最常用的电气设备, 电气试验是保证变压器安全运行的一种行之有效的手段。文章主要从温度因素、升压速度、试验电压极性与泄漏电流关系等几方面对电力变压器高压试验进行了分析, 并举例分析某变压器产生故障的原因以及相应的解决方案。
关键词：电力变压器,高压试验,研究极性,绝缘电阻,故障处理
参考文献
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[4]陈天擎, 廖志毅.高压试验中变压器实验问题及故障处理方法的探讨[J].科技天地, 2011 (2) .
变压器试验 篇9
如今, 随着我国科学技术的不断发展, 对变压器绝缘问题的监测方法很多, 归纳起来主要有介质损失角tgδ的测试、泄漏电流的测试、绝缘吸收比的测试等, 但是通过这些方法的测试却不能很好的反映电力系统中变压器绝缘性能的好坏。造成测量结果不准确的主要原因是在对变压器进行测试的过程中, 测试人员经常会忽略一些细小的问题, 这些问题对测试的结果会产生一定的影响, 最后做出了错误的决定。本文主要针对一些容易忽略因素的进行分析, 并举出一些有效的解决措施。
2 绝缘电阻受温度的影响分析
所有的绝缘电阻对温度的变化都比较敏感, 且大部分变压器的绝缘电阻受温度的影响很大, 它们一般随着温度的升高而减小。科学家们从微观方面对这种现象进行了解释, 主要是因为在一定条件下, 随着温度的升高, 绝缘介质内部离子和分子的运动速度加快, 导致极化加剧, 绝缘电阻降低。还有就是当温度不断升高时, 电阻中的杂质不断被绝缘层中的水所溶解, 加快了绝缘电阻值的下降。如果绝缘层比较赃, 会加快电阻的降低。在试验的过程中, 如果试品的温度低于空气的“露点”值时, 会导致绝缘层的表面结露, 进一步加大了表面的泄漏, 导致电阻值降低。
经过专家的研究发现, 变压器的绝缘吸收比不是一成不变的, 而是随着温度的不断变化而变化的, 当温度不断升高时, 将会降低变压器受潮绝缘的吸收比。但是变压器的干燥绝缘吸收比将会有所上升, 但当温度升高到一定值 (30~40℃) 时, 干燥绝缘吸收比会升高到一个极限值, 然后便开始下降。表1是一个变压器吊罩前后绝缘吸收比、电阻的实测值。
3 泄漏电流受升压速度的影响
泄漏电流是变压器本身所具有的一个特性, 它一般不受升压速度的影响, 但是在测量过程中, 使用微安表进行电流读取时, 实测值与泄漏电流之间还是存在着很大的差距, 它并非是泄漏电流的真实值, 而是包含了微量吸收电流的合成电流。这样渗漏电流就会受到升压速度的影响, 尤其是那些容量较大的变压器, 对微电流的吸收性能更强, 所以造成的影响也就更明显。因此, 要想测量渗漏电流的真实值, 就需要采取一些特殊的方法, 要具备足够的耐心, 才会测到比较准确的数据。但是在实际的测量过程中, 我们只读了加压后1min内的电流值, 这个电流值显然包含了吸收电流, 读取的数值也就与升压速度联系在一起了。如果电压是逐渐上升的, 那么就会出现吸收电流的过程, 导致读取的电流值小于实际的电流值。如果电压是在极短的时间内就升高了, 那么吸收电流就不会被吸收, 因此读取的数值也就大于实际值, 导致误判的发生。根据相关规定得知, 在对泄漏电流进行测试时, 升压速度应该按照规定进行操作, 在40%试验电压时, 对升压速度不做任何规定, 但是其余的60%试验电压升压速度应该为每秒3%, 这样对实际值的影响较小。
4 泄漏电流受试验电压极性的影响
变压器的绝缘受潮一般是从外皮开始的, 绝缘层中的水分在电场中呈现出正电荷, 当加上正极性电压时, 水分子会被排斥到外壳, 导致绝缘层中的水分子减小, 进而导致变压器内部渗漏电流减小。当变压器加负极性电压时, 绝缘中的水分子会被吸引, 并向变压器方向移动, 使绝缘层中水分开始增多, 促使渗漏电流不断增大。
同时, 并不是所有的变压器都会受到电压极性的影响, 尤其是对于新的变压器来说, 其测量结果不会受到电压极性的影响, 因为新的变压器其绝缘层很少受潮, 绝缘层中的水分含量也比较少, 电场Á中的电渗现象也不明显, 因此在负极性电压以及正极性电压下测量的泄漏电流基本上是一样的。但对于旧变压器, 其渗漏电流的测量结果会受到试验电压极性的影响, 并且当试验电压在50%~80%时, 对渗漏电流的影响最大。
5 变压器铁芯接地对试验误差的影响
在对变压器进行测试时, 变压器的铁芯必须接地。如果铁芯没有接地或接地效果不理想时, 会导致测量的变压器绝缘层电阻增加、tgδ增加、吸收比下降, 其根本原因是当铁芯不接地或接地不理想时, 会减小铁芯对下夹件的电容, 导致其容抗不断增大, 试验电压相对较高。在进行绝缘电阻测量时, 由于铁芯间绝缘与正常绕组等值电路在铁芯不接地时, 其铁芯间与绕组等值电路变成了铁芯与外壳间的串联、绕组与铁芯等值电路, 将会导致绝缘电阻不断上升。在对变压器进行现场测量时, 由于试验电压较高, 在测试时会听到明显的放电声, 且当外壳与铁芯间的绝缘层被击穿时, 将和铁芯正常时的测试结果一样。
6 故障处理方法
通过对上述的试验问题进行分析, 要想更好的解决这些故障, 唯一的办法就是更换仪表线圈。变压器内部三个线圈依次为仪表线圈、高压输电线圈、原边线圈, 当对仪表线圈进行更换时, 要选择一个干净的空间, 将线圈一一拆开, 然后再将他们一一包装好, 尽量避免染上杂物。然后通过烧制、浸漆、干燥、装配等步骤之后, 该变压器仪表就修好了。
结束语
综上所述, 在对变压器进行绝缘测试时, 经常会有一些细小的环节被忽视, 因此在测试过程中要对其给予充分的重视。其次, 测试过程中还会受到环境湿度、结线、剩余电荷、高压接线等方面的影响, 我们也应给予重视。在测试过程中, 我们要掌握各种试验方法, 并进行精确的测量, 有效的保证设备的正常运行。
摘要：电力系统中变压器是比较常用的电气设备, 电气试验可以有效的保证变压器在电力系统中的安全运行, 更好的服务于人类。本文主要从温度因素、试验电压的极性、升压速度和泄漏电流等方面对变压器进行分析、评价, 对一些故障采取有效的措施进行处理, 保证变压器的正常运行。
关键词：变压器,试验,故障,解决办法
参考文献
[1]张文亮, 张国兵.特高压变压器感应电压试验若干问题的探讨[J].高电压技术, 2010 (8) .[1]张文亮, 张国兵.特高压变压器感应电压试验若干问题的探讨[J].高电压技术, 2010 (8) .
[2]李金忠, 孙建涛, 张书琦, 刘锐, 汤浩.特高压变压器高压出线装置长时工频耐压下绝缘性能试验研究[J].中国电机工程学报, 2012 (34) .[2]李金忠, 孙建涛, 张书琦, 刘锐, 汤浩.特高压变压器高压出线装置长时工频耐压下绝缘性能试验研究[J].中国电机工程学报, 2012 (34) .
变压器高压电气试验研究 篇10
1 结构与工作原理
1.1 结构
(1) GY系列产品的设计构思、材质选择及工艺流程都是全新的。因此其不仅体积小、重量轻、外形美, 而且各项技术指标都达到了JB3570—98标准要求。
(2) GY系列产品采用优质冷轧DQ-151取向硅钢片叠成多级圆柱框形铁芯, 在特制高强度绝缘筒上用QZ型导线直接连续绕制高压塔式线圈。外壳是适形尺寸, 内充入SF6气体。
(3) GY (JZ) 产品与GY产品的不同在于巧妙地将高压整流硅堆装在高压套之内, 通过短路杆的插入和抽出可变换GY是工频高压交流输出还是高压直流输出。GY (C) 产品与GY产品的不同在于套管内结构。
型号含义如图1所示。
1.2工作原理
把电源输入有过流自动脱扣及防止突发加压的零位连锁装置的操作箱, 经自耦调压器调节电压输入GY试验变压器初级绕组, 根据电磁感应原理, 在次级 (高压) 绕组按其与初级绕组匝数之比可获得同等倍数的电压幅值——工频高压。此工频高压经高压硅堆整流及稳压电容器滤波可取得直流高压, 其幅值是工频高压有效值的2倍。
2 试验研究
2.1 试验变压器的使用条件
变压器使用额定条件很多, 提取共性条件, 主要有: (1) 周围环境温度:最高气温+40℃, 最低气温-20℃。 (2) 空气最大相对温度, 当空气温度为25℃时, 相对湿度不超过85%。 (3) 安装地点无严重影响变压器绝缘的气体、蒸气、化学性积尘、污垢及其他爆炸性介质的场所。 (4) 试验变压器使用时应使其输入电压逐步升高且应在输出端串入足够的保护电阻, 切忌高压状态下断合设备。 (5) 该变压器允许运行时间, 在额定容量的额定电压下, 连续运行不得超过30 min, 每次工作时间间隔为工作时间的5～10倍, 以保证变压器的充分散热, 在额定电压和额定电流的数值2/3的工作条件下允许长期连续运行。
2.2 接线图
2.2.1 实验原理图
实验原理图如图2所示。
2.2.2 控制线路图
操作台控制线路图如图3所示。
2.2.3 串激组合试验接线图
串激组合试验接线图如图4所示。
2.2.4 试验方法
(1) 按接线原理图连接好引线, 并将变压器和控制箱可靠接地; (2) 试验前, 检查各部位的接线是否接触良好, 并检查控制箱的调压器是否调至“零”位; (3) 接通电源, 绿色指示灯亮, 按下启动按钮, 红色指示灯亮, 表示变压器已通电, 等待升压; (4) 顺时针匀速旋转调压器手柄, 进行升压, 并密切注意仪表指示以及试品的情况; (5) 试验完毕后, 应迅速将电压降至零位, 并按下停止按钮, 然后切断电源, 解开试验引线。
3 结语
(1) 试做高压试验时, 必须由2人或2个以上人员参加, 并明确做好分工, 明确相互间的联系方法, 并有专人监护现场安全及观察试品的试验状态。
(2) 变压器和控制箱应有可靠的接地。
(3) 试验过程中, 升压速度不能太快, 也决不允许突然全电压通电或断电。
(4) 在升压或耐压试验过程中, 如发现下列不正常情况时, 应立即降压, 并切断电源, 停止试验, 查明原因后再做试验。1) 电压表指针摆动很大;2) 发现绝缘烧焦的异味、冒烟现象;3) 被测试品内有不正常的声音。
(5) 试验中, 若试品短路或故障击穿, 控制箱中的过流继电器工作, 此时, 将调压器回至零位, 并切断电源后, 方可将试品取出。
(6) 进行电容试验或进行直流高压泄漏试验时, 试验完毕后, 将调压器降至零位后, 并切断电源, 然后, 应用放电棒将试品或电容器的高压端对地进行放电, 以免存留在电容中的电势发生触电危险。
参考文献
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变压器试验 篇11
关键词 ：干式变压器；巡检；除尘；除湿
环氧树脂浇注绝缘干式变压器一般简称干式变压器，由于其具有良好的电气绝缘、机械强度、耐雷电冲击能力特性，且抗温度变化、湿度变化、短路能力强，重量轻、体积小、损耗低、易于维护，已经广泛应用于以中高压（一般10.5kV）或低压（一般0.4 kV /0.23 kV）方式受电的用户，同时也是国家推广的、在铁路供电系统大量采用的节能降耗设备。然而，作为电力系统的终端设备，特别是车站等大负荷重要用户，变压器的运行维护、检修试验直接影响着受电用户的供电安全和供电质量。下面结合本单位十几年来的设备运行情况提出一点看法。
1 运行维护
自变压器投入运行之后即进入运行维护阶段。运行记录是保障设备良好运行必不可少的，内容一般包括三相绕组的温度、环境温度、异常响声、风机状况等。除此以外，还应重点做好以下几方面。
1.1认真做好日常巡视检查
巡视检查是保障变压器安全运行的基础性工作，绝不可敷衍，作为一级负荷用户，特别是一级特别重要负荷用户尤其如此。变 （配）电所内部的变压器，每小时巡视一次，夜间负荷较轻可以每两小时一次；对于无人值守的变电所的变压器，每班次（8小时工作制）不少于2次，在认真做好运行记录基础上还应注意观察有无漏雨、进水及变压器室的门窗状况等。遇有下列情况时，应对变压器增加巡视检查次数：新装或经过检修、改造的变压器投入运行在72h内，停运时间超过半年以上再次投运的变压器，雷雨、浓雾、大风、暴雪等异常天气，高温季节、负荷高峰时段，过负荷运行。值得注意的是，在使用条件中规定的温度值是变压器正常的运行条件。在不超过GB6450-1986《干式变压器》、IEC726-82《干式变压器》和DIN42523-87《浇注树脂干式变压器》规定的绕组平均温升前提下，变压器是可以在限定时间内超过额定容量运行（允许过载量与环境温度、冷却方式有关）的。各种绝缘材料的耐热的允许最高温度是一定的，详见下表。
1.2 定期做好设备除尘
定期除尘对干式变压器良好运有着至关重要的作用。运行中的变压器积尘量过多，将会直接影响散热，气候潮湿极易形成安全隐患。这不仅降低变器的工作效率，还有可能导致变绝缘降低，甚至造成绝缘击穿。特别是北方地区，气候干燥、沙尘暴无孔不入且异常天气时有发生，每年至少应进行1-2次全面清理，首先用吸尘器或干布清洁变压器构件、绝缘子、分接引线等表面尘土，再用手提吹风机或干燥压缩空气（氮气亦可）把内部风道的积尘吹出，同时人工启动变压器自身冷却风机，这样既能检验强迫风冷设备，也能清理风道内尘土，保持变压器良好的散热环境。我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器，在负荷高峰季节，就曾经发生一起爬电打火现象，由值班员巡视发现及时，停电后对变压器风道内外进行了全面清洁除尘，问题得到了解决。
1.3定期检查温控设备的运行状态
变压器在完成电能传输转换的过程中，正是自身的电能损耗造成了变压器绕组的温升。众所周知，变压器寿命就是绝缘寿命。电力变压器的绕组温度超过其绝缘耐受温度，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。因此，不仅要做好变压器的温度记录，注意观察变压器的温升变化，而且要每个季度检查一次温控设备，防止温控设备故障导致误动作或异常指示影响设备安全运行，目前简便可行的工具首选红外测温仪。自2000年以后，我单位配发了红外测温仪作为值班巡视检测用工具，以提高巡检针对性、可靠性、安全性。2010年我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器就发生了超温报警并造成高压馈线柜自动跳闸停电，经过几次用红外测温仪检查，发现变压器运行温度没有出现异常，判断自动温控器可能存在故障。之后更换一台新型温度控制器运行至今没有出现超温报警现象。
1.4定期做好去潮除湿，保持环境干燥
环氧树脂浇注干式变压器虽然具备耐潮、抗湿的特点，但是绕组绝缘能力除了容易受发热温升破坏以外就是环境潮湿了。环境潮湿受自然气候制约，特别是到了夏天的雷雨季节，环境潮湿既不利于本体散热，又容易破坏绕组绝缘能力，用2500V摇表就可以简单判断绝缘强度高低。在潮湿、多雨季节来临后，除了加强巡视预防漏雨、进水发生外，采取一定技术措施是必要的，安装进排风系统，定期检查、定时开启循环风，定期打开变电室的门窗进行通风，以保持变压器周围适当的湿度和温度。
1.5 定期检修，确保接点紧固连接可靠
电能在变压器铁心和绕组中的损耗转变为热能，引起各部位发热。随着负载调整、季节变化，负载损耗使得变压器温升变化剧烈，各部位连接点不可避免地发生应力变化、紧固件及连接点出现松动等现象。它们一旦松动后不能及时紧固，就有可能产生振动、发热，巡检不到位有可能造成过热现象，这将严重影响运行安全。因此每年在春、冬季节安排两次停电检修是非常有必要的。检查主要有：一、二次侧线路连接是否紧固；一次绕组分接头连接是否紧固；铁心轭铁的夹紧螺栓是否紧固，有否退火现象；软连接螺栓、接地端子是否紧固；绝缘子有无龟裂、放电痕迹。检修周期：干燥清洁场所，每年进行一次；若是有灰尘或化学污染的空气、潮湿的环境，应该每半年进行一次。
2变压器检修试验
变压器试验是变压器安全、可靠运行的技术保证，也是决定变压器是否投入运行或退出运行的依据。每次全面检修完毕，都需要对变压器进行简要的项目试验，以便掌握变压器运行状态。
2.1绕组直流电阻的测试
从高、低压侧母线的开口端测量高、低压侧的线电阻，其每侧三相电阻的不平衡率不应超过２％，以确定高、低压母线分别与本产品的连接是否坚固可靠，如超过此值应检查母线连接处是否可靠等。另外，对比测试数据与设备出厂试验参数，并做好记录，作为每次检修试验参考。
2.2繞组绝缘电阻的测试
使用2500V摇表检查高压侧对地和低压侧对地的绝缘电阻不应小于下列值：
高压侧/地≥250MΩ
低压侧/地≥50MΩ
高压侧/低压侧≥250MΩ
10kV变压器绝缘电阻的最低合格值与温度有关。运行的变压器绝缘电阻最低合格值参考如下表所示。
如果测量值大大低于以上值，则应检查变压器是否受潮，再重新测量。在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻会有所下降，一般地若每1kV的额定电压，其绝缘电阻不小于2MΩ（25℃时的读数），就能满足要求。但是如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。
参考文献
缩短变压器常规试验时间探讨 篇12
变压器是发电厂和变电站最主要电力设备之一。随着电网的快速发展,用户对供电可靠性要求的逐步提高,因此需要缩短变压器停电检修时间。变电站停电检修期间有继电保护、变电检修、高压试验、油务化验、仪表、维护等专业的多班组工作,而高压试验由于其特殊性通常不能与其它班组交叉作业。如果高压试验工作占用太多时间,那么将给其它班组带来更大的压力,甚至有可能在计划时间内无法完成工作造成延误送电。
变压器常规预防性试验项目主要有:绕组直流电阻;绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数;绕组的tanδ及电容量;电容性套管tanδ和电容量。对变压器进行每一项试验时,由于仪器使用引线不统一,因此每做一项试验都需要工作人员攀登变压器,对其高、中、低压绕组分别进行短接、接地、变更试验接线,并且在变更试验接线后,接线人员必须从变压器上撤离,因此每次对变压器进行试验时,试验人员需上下变压器十几次。
表1为1台330kV变压器常规预防性试验耗时表。
从表1可知,不包括运行单位停电操作和许可时间,仅电气预防性试验总耗时就为7.23小时,其中,变更接线耗时5.0小时,占总试验用时的69%;试验耗时2.23小时,占总试验用时的31%。从试验用时可看出,大部分时间用于工作人员上下变压器变更试验接线。
2 方案分析论证
变压器在测量直流电阻时需电压、电流引线,由于高压介损桥高压引线的绝缘性能较好,且在拖地情况下数据的测量不受影响,因此可将高压引线的主芯线用于测量直流电阻的电流,外屏蔽线用于测量直流电阻的电压;绝缘电阻试验则可通过主芯线测量。
市场上现有高压硅橡胶线的主芯线和外屏蔽线短接耐压达30kV;通常仪器引线接头采用插孔式或插孔链接片。因此要求厂家用高压硅橡胶线替代从变压器上引下来的各测量线,并在变压器与仪器连接间增加一个辅助测试仪,根据不同测试项目可在辅助测试仪上变更接线。辅助测试仪箱体采用QS1型介损桥外壳,面板为5mm厚环氧树脂板;接线柱采用插孔式,两排为悬空区,三排为内部短接接地区;高压区插孔下方短接一个均压玻璃罩,用于均压并减小杂散电容的的影响,高压硅橡胶引线则从玻璃绝缘罩底部一小孔接至侧面高压接口区,侧面的高压接口采用与试验仪器的高压引线配对的接口;面板高压区与侧面高压接口均采用绝缘性能较良好的有机玻璃材料,以保证在试验过程中与箱体绝缘。硅橡胶线、环氧树脂板、绝缘罩、有机玻璃等在施加20kV电压持续1分钟后均无异常,所用材料耐压合格,完全能够满足变压器常规性试验的耐压要求。为了防止辅助测试仪内部受潮影响测量数据,在玻璃罩内及底部放置适量硅胶,用于吸潮。
每次对变压器进行试验时,将变压器的高、中、低引流线打开后,试验人员将高压硅橡胶引线分别从各自高压套管上引下来,根据不同测试项目和要求,在辅助测试仪面板插孔上进行变更操作,不再需要多次攀爬变压器更换接线,这样便节省了大量时间。测试接线图如图1所示。
3 现场实测论证
采用辅助测试仪对330kV变压器进行试验测试,试验耗时见表2。电气预防性试验总耗时4.3小时,其中,变更接线耗时仅2.1小时,占总用时的48%,相对以前减少2.9小时;试验耗时2.2小时,占总用时的52%,这样,整个试验用时便减少了。并且试验数据与历年原始数据相比无明显变化,且符合规程要求。
4 安全效益
对变压器进行试验采用辅助测试仪后,工作人员只需攀爬2次变压器,其它操作只在辅助测试仪上进行短接、接地或变更试验接线,减少了以往登高作业中存在的危险点,保证了试验人员的安全;通过改进试验引线方法,缩短了试验时间,从而为其它班组的检修和恢复送电操作留出更多时间。
5 结束语