配电变压器预防性试验

配电变压器预防性试验（精选12篇）

配电变压器预防性试验 第1篇

1 油中溶解气体分析

在变压器诊断中, 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。

电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍, 在对故障变压器的统计表明:过热性故障占63%;高能量放电故障占18.1%;过热兼高能量放电故障占10%;火花放电故障占7%;受潮或局部放电故障占1.9%。而在过热性故障中, 分接开关接触不良占50%;铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%;导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14.4%;其余2.1%为其他故障, 如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞, 致使局部散热不良而造成的过热性故障。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。

同时还要注意由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离, 在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成, 如油中含水可与铁作用生成氢气, 过热时铁芯层间油膜裂解也可生成氢, 新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放, 另外, 某些操作也可生成故障气体, 如有载调压变压器中切换开关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, 设备油箱带油补焊, 原注入油含有某些气体成分大修后滤油不彻底留有残气等。

2 绕组直流电阻的测量

它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验, 能反应绕组焊接质量、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、调压开关档是否正确的有效手段。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。

3 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与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关, 但对于铁芯夹件、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摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况, 也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。

4 测量介质损耗因数tgD

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。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgD, 但为了提高测量的准确和检出缺陷的灵敏度, 有时也进行分解试验, 以判断缺陷所在位置。如在对变压器做预试时, 发现一相套管介质超标, 且绝缘不合格, 读数较低, 经分析后可能是由受潮引起, 后拔出检查发现套管末端底部有水分, 套管已整体受潮, 经烘干处理后再做试验, 各项指标均符合要求。测量泄漏电流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。介质损耗因数tgD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tg D和泄漏电流来判断绕组绝缘状况的可能性也比较小, 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。对于电容性设备, 实践证明如电容型套管、电容式电压互感器、耦合电容器等, 测量tgD和电容量CX仍是故障诊断的有效手段。

5 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35 kV及8 000 kVA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100 mA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。

6 线圈变形检测

变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下, 绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化, 包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患, 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。电动力的产生是绕组中的短路冲击电流与漏磁相互作用的结果, 在运行中, 由于辐向和轴向电动力同时作用, 可能使整个绕组发生扭转。

(2) 在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和震动等。如某供电部门在对110 kV、31 500 k VA主变压器运输途中, 遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时, 发现油箱下部固定器身的4个螺栓全部开焊裂断, 上部对器身定位的4个定位钉全部松动, 并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11 mm, 横向位移23 mm, 绕组对端圈错位, 最大达30 mm, 可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态, 并经过长途运输及多次编组, 器身在油箱中摇晃, 必然造成变压器损坏。

(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。如某SFS-315000/110型变压器, 因10 k V系统故障导致直流消失, 由于手动操作跳闸, 变压器因受长时间短路作用而损坏。粗略统计结果表明, 在遭受外部短路时, 因不能及时跳闸而发生损坏的变压器约占短路损坏事故的30%。

7 结语

配电变压器预防性试验 第2篇

合同编号：

甲方：————————————

乙方：—————————————

签订地点：

签订时间：

二0一一年月日

35kV配电室高压电气设备

定期预防性试验工程合同书

甲方：

乙方：

依照合同法有关规定，经甲、乙双方友好协商，就乙方承接得云南铜业胜威化工有限公司35kV配电室高压电气设备定期预防性试验工程事宜达成如下协议：

第一条

第二条

第三条

1.1250kVA电力变压器试验： 1台；

2.1600kVA电力变压器试验：2台；

3.2500kVA电力变压器试验： 1台；

4.10kV开关柜试验：2台；

5.35kV开关柜试验：10台；

6.10kV避雷器试验：1组；

7.35kV避雷器试验：3组；

8.10kV电缆试验：2根；

9.35kV电缆试验：6根；

10.35kV主变压器保护校验整组试验：4套；

11.35kV送配电保护装置校验：2套；

12.10kV送配电保护装置校验：2套；

13.接地电阻测试：2站。

第四条 工程计划施工时间：

工作时间安排在2011年月日至月日期间进行。

第五条 工程质量：

第 1页 /共 2页 工程名称：35kV配电室高压电气设备定期预防 性试验工程 工程地点：工程内容及项目：

电气设备调试按中国南方电网《电力设备预防性试验规程》进行。

第六条 工程费用及付款方式：

工程费用经双方最终确定包干价为人民币：65000.00元（陆万伍仟元整）。工程竣工验收合格后，由乙方出具试验报告一式三份，两份交甲方保存，一份交昆明供电局。甲方一次性支付给乙方全部费用，即人民币：65000.00元（陆万伍仟元整）。

第七条有关事项：

1.2.3.4.5.第八条

第九条

双方签字：

甲方：

负责人：

甲方配合乙方调试工作进行设备的停、复电操作； 有关施工中的安全措施由甲乙双方协商解决； 往返交通乙方自行负责； 施工中严格执行《电业安全工作规程》有关规定； 施工中若由乙方造成的不安全因素，以及安全事故均由乙方自己负责。未尽事宜，经双方协商解决。本合同一式四份，甲乙双方各执二份。乙方：云南元象电力工程有限公司 负责人：

经办人：

公司地址：

公司电话：

开户银行：

帐号：

联系人：

电话：

配电变压器预防性试验 第3篇

摘要：在电力系统中，配电变压器占据着至关重要的地位，其安全运行直接关系到配电线路的供电可靠性。一旦出现故障，将直接影响电网安全经济运行，给人民群众的正常生活带来损失。本文分析了电网配电变压器的故障原因，探讨了电网配电变压器的预防措施。

关键词：电网配电变压器；故障原因；预防措施

配电变压器是电力主体设备，随着系统容量和电网规模的扩大，配电变压器故障给电网安全经济运行带来的影响越来越大。为确保其稳定运行，最基础的工作就是做好日常检查和检测，对变压器常见故障现象做出正确判断分析，并及时采取针对性的运行和检修预防措施，有着至关重要的作用。

一、电网配电变压器的故障原因

1.绕组故障

电配电变压器在长期过载运行的情况下，由于部分低压线路维护不到位，使绕阻发热使绝缘逐渐老化，容易造成匝间短路、相间短路或对地短故障的发生。发生短路时变压器的电流超过额定电流几倍甚至几十倍，线圈温度迅速升高，导致绝缘老化，同时绕组受到较大电磁力矩作用，发生移位或变形，绝缘材料形成碎片状脱落，使线体裸露而造成匝间短路。铜、铝线质量不好，形成局部过热，线圈绝缘受潮，系统短路使绕组造成的机械损伤，冲击电流造成的机械损伤等当绕阻焊接不良，在大电流过热及内部匝间短路引起的电动力作用下，会引起绕阻引线断裂造成事故扩大。

2.过电压

配电变压器按规定要求必须在高、低压侧安装合格的避雷器，以降低雷电过电压、铁磁谐振过电压对变压器高低压线圈或套管的危害。主要有以下原因造成配电变压器过电压而损坏：①避雷器安装试验不符合要求，安装避雷器一般是三只避雷器只有一点接地，在长期运行中由于年久失修、风吹雨打造成严重锈蚀，气候变化及其它特殊情况造成接地点断开或接触不良，当遇有雷电过电压或系统谐振过 电压时，由于不能及时对大地进行泄流降压因而击穿变压器；②只重视变压器高压侧避雷器的安装试验，而轻视低压侧避雷器的安装试验，因变压器低压侧不安装避雷器，在变压器低压侧遭雷击时，产生逆变对变压器高压侧线圈进行冲击的同时，低压侧线圈也有损坏的可能。

3.分接开关

（1）分接开关裸露受潮。由于将军帽、套管、分接开关、端盖、油阀等处渗漏油，使分接开关长期裸露在空气中，又因为配电变压器的油标指示设在油枕中部，变压器在运行中产生的碳化物受热后又产生油焦等物质，容易将油标呼吸孔堵塞，少量的变压器油留在油标内，在负荷、环境温度变化时，油标管内的油位不变化，所以不容易被及时发现。

（2）高温过热。正常运行中的变压器分接开关，长期浸在高于常温的油中，会引起分接开关触头出现碳膜和油垢，引起触头发热，触头发热后又使弹簧压力降低或出现零件变形等情况，又加剧了触头发热，从而引起电弧短路，烧坏变压器。

（3）本身缺陷。分接开关的质量差，存在结构不合理、压力不够、接触不可靠、外部字轮位置与内部实际位置不完 一致等问题，引起动、静触头不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘距离变小，引发相间短路或对地放电。

（4）人为原因。有的电工对无载调压开关的原理不清楚，经常调压不正确或不到位，导致动、静触头部分接触或错位。

4.二次侧短路

当电网配电变压器发生二次侧短路、接地等故障时，二次侧将产生高于额定电流 20～30倍的短路电流，变压器一次侧必然要产生很大的电流来抵消二次侧短路 电流的消磁作用，大电流在一方面使变压器线圈内部将产生巨大机械应力，致使 圈压缩，主副绝缘松动脱落、线圈变形。另一方面由于短路电流的存在，导致一、二次线圈温度急剧升高，此时如果一、二次保险选择不当或使用铝铜丝代替，可能很快使变压器线圈烧毁。

二、电网配电变压器的预防措施

1.做好运行前的检查测试

电网配电变压器投运前必须进行现场检测，1O00V和2500V兆欧表测量变压器的一、二次绕组对地绝缘电阻（测量时，非被测量绕组接地），以及一、二次绕组间的绝缘电阻，并记录测量时的环境温度。绝缘电阻的允许值没有硬性规定，但应与历史情况或原始数据相比较，不低于出厂值的70%（当被测变压器的温度与制造厂试验时的温度不同时，应换算到同一温度再进行比较）。

2.认真检查绕组

（1）匝间短路，吊心检查，匝间短路处绝缘呈黑焦状；测绕组直流电阻，三相电阻不平衡，短路相电阻小；在低压绕组上施加10～20%的额定电压试验，损坏点会冒烟。一般在后天运行中匝间短路较少，因此应对新投运变压器应加强聲音及电压电流检查，提早发现并处理。

（2）绕组对地短路，用摇表测量绕组对地绝缘电阻，如阻值为零或接近零则为接地相。吊心检查有无杂物，绕组与铁心间的绝缘套管、绝缘纸板有无损坏，绕组是否变形。试验油的击穿电压值是否合格，应正确用保险丝的容量、接地电阻合格，定期紧固密封螺栓。

（3）相间短路，吊心外观检查，相间短路处绝缘呈黑焦状；测绕组绝缘电阻，相间阻值为零或接近零；测量绕组直流电阻和变压比，与出厂值和以往测量记录做比较，即可判断出绕组的损坏情况

3.合理配置避雷器，防止过电压

（1）在配电变高压侧安装HY5WS-17/50 型氧化锌避雷器。在配变低压侧配电柜（箱）内装设HYI5W- 0.28/1.3 型低压金属氧化物避雷器，这样能有效防止低压侧线路落雷时，产生的正变换波对配变的影响，从而起到保护配变及其总计量装置的作用。

（2）在配变的高压侧进线和低压侧出线第一、二、三基杆上的绝缘子铁脚进行接地。当雷击在该线路上时，雷电入侵波便通过这些绝缘子铁撞圈脚接地绝缘薄弱点而引入大地，使进入配变绕组的过电压幅值和陡度大大降低，起到削波减压作用。

（3）降低杆塔的接地电阻，特别是有变压器及避雷器的杆塔的接地电阻。一般而言，可以采用复合接地网来做，水平接地体在土壤中埋深0.6～0.8m，而垂直接地体则在水平接地体基础上打入地中，深度一般2.5m，水平接地体一般采用40mm×4mm热镀锌扁钢，垂直接地体采用50mm×50mm×5mm的热镀锌角钢，接地引上线采10mm 圆钢或40mm×4mm热镀锌扁钢（推荐采用扁钢接地）。

4.正确调节分接开关

变压器分接开关的选择开关，虽然在调压过程 中不参与切断负荷电流，但每一 次切换选择，要求动、静触头都必须可靠接触，且接触的压力和面积满足通过负荷电流的要求，故应采取如下步骤进行：无载调压时，先将变压器停运，测量一次绕组的直流电阻并做好记录；打开分接开关罩，检查检查分接开关的档位，扭动分接开关把手至所需的调整的档位，测量分接开关变挡后一次绕组的直流电阻并做好记录，对比两次测量结果并检查回路的完整性和三相电阻的均一性，检查分接开关位置的正确性后并锁紧，记录分接开关变换情况，合格后恢复供电并测量变压器低压侧电压。

5.加强高低压引线连接工艺

①加强巡视检查，如发现引线接触不良，及时紧固；②采用正确的连接工艺，如采用并帽法连接、铜铝过渡连接、压接，搪锡涂导电膏等措施；③采用新型线夹（接线端子），以增加接触面，降低接触电阻；④避免或减少过载运行，营造好的散热环境等；⑤导电杆通过电流达200A 时，最直接方法，就是配变引线连接螺丝的引线加装固定支架，确保安全距离。

总之，随着设备管理标准化的不断提高，对配电变压器的运行提出了高标准、严要求的运行准则。因此，电网配电变压器的故障问题能否得到及时、彻底的处理，也逐步成为衡量一个电力企业设备管理的重要技术指标。

参考文献：

[1]陆燕峰，陆岳平.对农村电网配电变压器故障的分析[J].大科技：科技天地，2011（15）

[2]汪建华，吴元林.关于电网中配电变压器运行问题的探讨[J].电子技术与软件工程，2013（24）

变压器预防性试验的必要性研究 第4篇

1 变压器功能及其预防性试验

一直以来变压器都是电力工程建设的主要装置, 对维持电网调配电能的有序进行发挥了重要的作用。变压器是利用电磁感应的原理来改变交流电压的装置, 主要构件是初级线圈、次级线圈和铁心。在电器设备和无线电路中, 常用作升降电压、匹配阻抗, 安全隔离等。变压器的功能主要有:电压变换;电流变换, 阻抗变换;隔离;稳压 (磁饱和变压器) 等, 变压器常用的铁芯形状一般有E型和C型铁芯, XED型, ED型, CD型[1]。变压器按用途可以分为:配电变压器、电力变压器、全密封变压器、组合式变压器、干式变压器、油浸式变压器、单相变压器、电炉变压器、整流变压器、电抗器、抗干扰变压器、防雷变压器、箱式变电器试验变压器、转角变压器、大电流变压器、励磁变压器。变压器的最基本形式, 包括两组绕有导线之线圈, 并且彼此以电感方式称合一起。当一交流电流 (具有某一已知频率) 流于其中之一组线圈时, 于另一组线圈中将感应出具有相同频率之交流电压, 而感应的电压大小取决于两线圈耦合及磁交链之程度。

由于社会电能需求量持续上升, 电力系统承担的传输载荷也明显增加, 变压器面临的故障发生率有所提高。预防性试验是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。预防性试验是电力设备运行和维护工作中一个重要环节, 是保证电力设备安全运行的有效手段之一[2]。多年来, 电力部门和大型工矿企业的高压电力设备基本上都是按照原电力部颁发的《电力设备预防性试验规程》的要求进行试验的, 对及时发现、诊断设备缺陷起到重要作用。

2 变压器故障隐患造成的不利影响

变压器凭借其特殊的结构形式在调节交流电压流程里发挥了特殊作用, 该装置采用电磁感应的原理来改变交流电压的装置, 核心组成是初级线圈、次级线圈和铁心。一般情况下, 变压器在电器设备和无线电路中可起到升降电压、匹配阻抗、安全隔离等作用。但是变压器潜在的故障隐患也会给工程施工及电力设备带来诸多不利影响。

2.1 损坏调节性能

发电厂生产出来的原始电能需经过多道程序处理才能正常使用。如:原始电能传输至偏远地区前, 需经过变电站把交流电压值提高, 结合变压器提升电压的伏值;当电能传输到用户区域则要把电压降低以适应设备要求, 必须要利用变压器降压处理等。变压器及其辅助装置发生故障后, 其调节电压的性能受损而破坏了正常的调节秩序。

2.2 阻碍系统运行

电力系统是一个复杂的结构体系, 不同装置或元件共同作用发挥了良好运行能力。变电站是电能转换的主要场所, 也是体现变压器使用价值的主导环节, 只有在变压器的持续工作下才能维护系统的高效运行。作为电力系统的一部分结构, 变压器的某些故障会阻碍系统的稳定运行[3]。尤其是变压器升压或降压性能无法维持均衡时易导致系统“瘫痪”。

2.3 影响连接设备

短路是变压器常见的问题之一, 不仅造成装置内部线路电流剧增, 也给外围设备的电压传输带来不利影响。短路故障会烧坏变压器的连接线路而损坏装置性能, 短时间之后与其相连接的设备也进入停止运行状态。此外, 故障对变压器的安全隔离性能也不利, 当其它设备出现问题时无法自动切断连接, 使外部设备故障对正常状态的变压装置造成影响。

3 变压器预防性试验的必要性分析

3.1 性能方面

保持优越的性能是变压器持续发挥作用的基础, 特别是装置的升压、降压能力至关重要。预防性试验可针对某一款型式的变压器详细地检查, 及时发现潜在的故障隐患。如:变压器渗漏故障的检查, 试验中可观察散热器接口、平面碟阀帽子、套管、瓷瓶、焊缝、砂眼、法兰等位置, 提早发现问题以尽快处理, 维持了变压器良好的使用性能。

3.2 安全方面

意外事故已经成为制约电力行业发展的一大因素, 解决安全问题是变压器预防性试验的首要目的。预防性试验配合高精密仪器展开测试, 从变压器的结构组合、运行性能、安装操作等环节检查故障, 对存在的问题预先制定策略处理[4]。如:结合万用表对电流变换、电压变换的参数检测, 根据指标结果判断变压器装置的性能是否达标, 提高了装置运用的安全系数。

3.3 监测方面

加强日常监测有助于捕捉变压器的异常信号, 检测到即将发生或可能发生的故障问题。目前, 预防性试验普遍采用的是在线监测技术, 变压器处于运行状态时直接完成检测任务。在线监测技术的推广避免了系统中断运行带来的不便, 其运用于变压器的预防性试验能够在不影响系统运行的前提下, 完成试验操作以得到可靠的数据结果。

3.4 收益方面

变压器故障不仅从性能上降低了电力系统的运行效率, 在经济收益方面也带来不利影响。经过预防性试验的操作处理, 检修人员可掌握变压器的真实状态与存在的问题, 根据试验结果制定有效的调控措施[5]。因此, 预防性试验也是电力行业经济效益增收的有利因数, 需要相关部门投入足够的人力完善的重点工作。

4 结语

总之, 变压器是电力系统的重要构成, 主要负责原始电压的升降处理以保证用户能够安全用电。考虑到各种故障对变压器性能造成的不利影响, 电力部门应采取必要的措施防御故障的发生, 通过预防试验检测及防御可能发生的故障。根据试验结果判断, 预防性试验在维护电力系统及变压器正常运行阶段发挥了多方面的功能。

摘要：变压器是电力系统的重要装置之一, 核心功能是根据系统运行的实际需要转变电压大小, 以保证电力设备能够承受源自电压传输造成的各种载荷。伴随着社会不同领域的企业组织或个人用户电能消耗量的增多, 变压器在电力系统里所发挥的电压调控作用更加显著, 合理分配了生产期间积累的原始电能。长期使用发现大电量的传输处理给变压器也造成了不同的损坏, 多种因素造成变压器性能、结构、元件等方面受损。本文分析了变压器预防性试验必要性的相关问题。

关键词：变压器,试验,必要性,预防策略

参考文献

[1]储乔莉.110kV变电站运行期间的综合检测工作[J].变电站运行技术, 2010, 19 (6) :72～75.

[2]沈品军.变压器预防性试验的必要性及步骤研究[J].电力试验, 2011, 30 (12) :65～68.

[3]肖泽平.变压器内部接线故障造成的不利影响与防治处理[J].山东科技大学学报, 2010, 27 (4) :45～48.

[4]阮宗义.中小型变电站工程改造中变压装置的安装规范[J].安徽电力, 2010, 32 (18) :29～32.

电力变压器交接试验标准 第5篇

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；

电力高压试验变压器控制要点 第6篇

摘 要：在电力系统以及相关的电力科研部门当中，应用最为广泛的就是电力高压试验变电器，为了研发出功能更为全面的变压器，就需要对变电器的功能进行多方面的分析，在高压环境之中进行变压器的研发，有利于提高变电器的绝缘性，因此本文主要分析了电力高压试验变压器的控制要点，为电力高压试验变压器的发展提供推动力。

关键词：电力高压试验；变电器；控制

中图分类号： TM8 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）13-163-2

0 引言

电力高压试验变电器的使用范围非常广泛，由于变电器的体积较小，并且质量较轻，所以人们在开展电力试验的时候能够方便安置，不会造成空间占用浪费的情况，但是其所能够发挥出来的最大优势就在于其功能比较齐全，不需要通过其他的辅助设备来帮助其发挥性能，有利于降低电力高压试验的成本，但是要想将变电器的优势体现出来，就需要有效的控制变电器的各个方面，从而保证变电器的运行有效性。

1 电力高压试验变压器控制的重要性

1.1 变压器的自身优势

在电力系统当中，最为重要的设备之一就是变压器，电能要想有效的进入到人民群众的家中，最重要的基础就是变压器，电力高压试验变压器之所以具有普通的变电器所不具有的优势，主要就是由于其体积小，有利于在使用的过程中方面安置，能够为其他电力设备的安置提供充足的空间；同时其还具有重量轻的优势，电力设备一般体积和重量较大，但是在操作的时候，体积和重量都会影响到操作人员的操作，因此电力高压试验变压器能够方面操作人员随时处理，在进行新设备更换的时候，只需要少数的操纵人员就可以完成；此外，它还具有结构紧凑的优势，主要就是因为变压器的体积小，导致其结构比较紧凑，这样才能够在操作的时候，方便人员的查找，缩短操作时间；变压器具有功能齐全的优势，电力人员对电力高压试验变压器的青睐主要是因为其功能比较齐全，与普通的变压器相比，电力高压试验变压器不需要其他的复制设备来实施功能，因此所占的空间较小。而电力高压试验变压器的优势不仅如此，其通用性也十分强，这种变压器能够在多种环境之下适用，没有过多的环境限制，并且也能够在使用的时候与其他设备相结合，操作十分的简便，操作人员在使用变压器的时候，不需要拥有较强的素质，只需要懂得简单的基本操作就能够完成变压器的操作，因此电力高压试验变压器的使用十分的广泛，但若是预先没有展开相关的控制工作，那么这种变压器的优势也很难发挥出来，操作人员也容易陷入到操作误区当中。

1.2 变压器使用的广泛性

电力高压试验变压器主要是在电力系统和科研部门等领域之中得到利用，但是在寻常的家庭之中，也得到了广泛的应用。在电力系统和科研部门中之所以需要应用电力高压试验变压器，主要是为了更好的开展试验，研发出更为合适的变压器，在现如今的高压环境之下，为了满足现实的需求需要不断展开变压器绝缘强度的实验，所以在高压试验之中必须要利用到电力高压试验变压器，所以我们需要对电力高压试验变压器进行有效的控制，在试验当中确保其质量，才能够保障其在试验之中不发生异常，影响到试验的最终结果。

2 电力高压试验的具体内容

只有通过正确的试验，选择适宜的内容进行试验才能够保证试验结构的科学性和准确性。

2.1 泄露电流的测量

首先需要利用相关的专业仪器对卸扣电流进行测量，但是一般仪器的额定电压都处于0～2.5kv之间，与变压器的额定变压不相符，由于直流兆欧表没有办法满足试验的要求，所以就需要利用直流加压的方法来满足试验的电压需求。但若是处于高压的环境之下，变压器的泄露电源将要与低压环境中的泄露电流，低压绝缘电阻也将远远大于高压的绝缘电阻，这就说明变压器的质量存在一定的问题，无法继续使用。

2.2 绝缘电阻的测量

在电力高压试验当中，最为基本的测量内容之一就是绝缘电阻的测量，一般可以利用变压器来进行测量，能够快速的将绝缘体的老化或是污秽、受潮问题反映出来，但是在绝缘电阻的测量试验当中，最为重要的就是对环境温度的控制，以此来保证试验结果的真实性和准确性。

2.3 变压比的测量

测量变压比的方法有电桥法和双电压表法等，二者都有优点。电桥法的稳定性较强，存在有较小的误差，并且在测量的时候具有灵敏而准确的特性，具有安全性，所以在进行变压比测量的时候运用较多。但是在电力高压试验当中，必不可少的一个环节就是判断变压器的结线组别，主要是为了保证变压器处于并联运行的状态当中。

2.4 局部放电

通过局部放电能够将试验品的绝缘性能大致的反映出来，可以分为两种局部放电方式：首先是对电压进行设定为工频耐压，而后对试验电压进行10到15分钟的降低，确定局部的放电量；第二种放电方式与第一种具有较大的相似性，最大的差别是将工频耐压进行替换，通过运行1至1.2小时的电压来进行局部放电，主要是检验变压器在长期的运行之中，是否有局部放电的问题。

2.5 介质损耗因素测试

在电力高压试验当中最为基本的测试之一就包括对介质损耗因素的测试，其作用同样是对绝缘性能的测量。绝缘损耗与介质损耗是不可分割的两个个体，在变压器正常运行的基础上，对介质损耗因素进行测量就能够充分的了解变压器的绝缘体是否有问题，是否有受潮的问题或是绝缘体损坏的问题。介质损耗因素的测量结果与泄露电流测量结果相比更具准确性，主要原因是介质损耗因素测试不受其他设备和电压的影响。

3 分析电力高压试验变压器控制要点

3.1 运行电压

变电器主要就是为了控制电压而存在的，因此要想在试验变电器的时候利用电力高压试验变压器，就需要严格的对其进行控制，若是变压器在自身的电压运行之中出现了问题，那么就会影响到变电器的试验结果。电力高压试验变压器在进行运作的时候，有自己特殊的使用方法、额定功率和效率，所以在展开电力高压试验变压器的使用时，需要提供额定的电压范围，以提高它的运行效率，避免电压过高或者过低导致的变压器损耗的情况，若是变压器在长时间内进行超负荷运行，那么电力高压试验变压器的寿命将会大大降低，所以人们在日常生活当中需要将电力高压试验变压器的电压进行良好的控制，将电压控制在额定电压之内。

3.2 选择正确的组件

为了帮助电力工作人员能够在普通的工作之中更好的对电力高压试验变压器进行科学的了解和合理的控制，就需要选择正确的组件，以保证电力高压试验变压器的安全运行，保障居民的生活用电。选择正确的电力高压试验变压器组件能够支持导电部分支持物，或者支箱壳绝缘，并且优良的组件能够对电力交流的重要措施提供保障。在电力公司之中，利用合理的电力高压试验变压器组件能够帮助电力高压试验变压器的组装更为科学，促进其运行安全有效，使得电力的通过安全没有阻碍，将电能安全有效的输送到每个用电家庭当中。

3.3 了解工作原理

在日常生活当中，人们必须对电力高压试验变压器的工作原理进行充分的了解，这样才能够展开更好的控制。在一般的情况之下电力高压试验变压器都是通过电磁感应原理来进行交流电压装置的改变，初级和次级线圈以及铁芯就是它的主要构件。电流通过初级线圈的时候若是能够进行良好的控制，那么所产生的电磁感应现象也能够得到良好的控制，从而更好的控制电力高压试验变压器。

3.4 防止过载运行

普通的电力公司以及电力工作人员对相关的电力高压试验变压器的保护和安全运行守则不太了解，所以很有可能使得电力高压试验变压器处于超负荷的运行之中，这种错误的方式极有可能引起线圈发热，长期如此导致绝缘逐渐老化，出现闸件、相见和地短路的情况，还可能导致油分解。因此需要放置电力高压试验变压器过载运行，只有保证其在合理运行，才能够增加电力高压试验变压器的使用寿命，促进电力安全传输。

4 结语

本文主要对电力高压试验变压器的控制要点进行了分析，由于在日常生活当中变压器的使用十分广泛，所以为了发挥其作用，需要对运行的电压、组件和工作原理进行分析，还要避免出现电力高压试验变压器过载运行的情况，在实施控制的时候只要充分的把握以上几点，就能够保证其控制的效果。

参 考 文 献

配电变压器预防性试验 第7篇

变压器是发电厂及变电站的重要设备, 运行中易发生多种故障, 其中绝缘故障是最主要的故障种类之一。而变压器油作为广泛使用的液体绝缘介质, 其性能的优劣将对变压器的绝缘性能产生至关重要的影响。因此, 对变压器油进行试验分析是保证变压器安全稳定运行的重要措施。

2 试验的方法

变压器油的常规试验项目有很多, 《DL/T596-1996电力设备预防性试验规程》变压器油的常规试验项目以及相应的要求如表1所示。

变压器油中气体色谱分析的方法, 在变压器故障诊断中往往比电气试验方法更容易发现某些局部故障和发热缺陷, 对发现变压器内部的某些潜在性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。本文重点介绍变压器油的气相色谱试验及其分析判断方法。

3 试验数据的处理与判断

油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值 (如三比值) 和产气速率等方法判断变压器内部故障。

变压器在正常运行状态下, 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、乙烷C2H6、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。《DL/T596-1996电力设备预防性试验规程》对于电力变压器及电抗器进行油中溶解气体的色谱分析给出了明确的要求, 如表2所示。

由于故障类型与溶解气体含量之间存在着对应的关系, 所以对于检测出来的气体成分以及相应的含量可以初步判断变压器故障的类型, 如表3所示。

但在实际应用中不能仅根据油中气体含量简单作为划分设备有无故障的唯一标准, 而应结合各种可能的因素进行综合判断。

根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时, 应包括:

(1) 分析气体产生的原因及变化; (2) 判定有无故障及故障的类型, 如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等; (3) 判断故障的状况, 如热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等; (4) 提出相应的处理措施, 如能否继续运行, 以及运行期间的技术安全措施和监视手段或是否需要吊心检修等。若需加强监视, 则应缩短下次试验的周期。

4 试验现象及案例分析

对变压器油进行色谱分析时, 主要的特征气体, 如氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等会有不同的含量, 这些特征气体的变化往往对应着变压器内部发生的过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮等。

(1) 氢气H2超标。变压器在高、中温过热时, H2一般占氢烃总量的27%以下, 而且随温度升高, H2的绝对含量会有所增长, 但其所占比例却要相对下降。变压器无论是热故障还是电故障, 最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能较低, 生成的热能小, 在绝缘介质的分解过程中, 一般总是先生成H2, 因此H2是各种类型故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性的故障, 其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标, 而其他成分没有增加时, 基本上可以先判断为设备含有水分, 为了进一步判断, 可做微水分析。导致水分分解出H2有2种可能:一是水分和铁产生化学反应;二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍, 而H2含量高, 大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分, 所以在现场处理设备受潮时, 仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量, 原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。

此外, 在互感器金属膨胀器材料中含有的催化剂Ni和电场的共同作用下, 油中的某些烃 (例如环己烷或其同系物) 会发生脱氢反应, 该反应中唯一的气体生成物就是H2。

另外, 还有一种误判断的情况, 如某变压器厂的产品一段时间曾连续十几台变压器油色谱中H2高达1000μL/L以上, 取相同油样分送三处外单位测试, H2含量均正常。而对标气进行分析, 氢气峰高竟达216mm, 正常情况仅13mm左右。以上分析说明是气相色谱仪发生异常, 经检查与分离柱有关。因分离柱长期使用, 特别是用振荡脱气法脱气吸附了油, 当吸附达到一定程度, 便在一定条件下释放出来, 使分析发生误差, 经更换分离柱后恢复正常。

[例]某厂高压工作变压器, 型号SF-31500/20, 电压变比为 (20±2×2.5%) /6.3, 2007年6月21日投运。同年8月油色谱分析发现CO、H2、CO2体积比有明显上升趋势, 从历次色谱分析结果看, 其他特征气体体积比均为恒量, 只有上述3种气体体积比增长较快, 其中H2体积比超过注意值 (150μL/L) ;2008年6月30日色谱分析H2体积比达162.39μL/L, 之后以油色谱数据为依据, 三比值编码组合为010。判断出故障类型为油中低能量密度的局部放电, 产生的原因是油中含气的空腔或进水受潮。

[例]某变电所新投产不久的2台主变试验时, 发现了油样中H2含量高达2000μL/L左右的异常情况 (其他特征气体都很小或为零) , 当天再取样复试, 结果H2含量又降至600μL/L左右。此后一段时间, 对这2台主变进行了10多次的跟踪试验, 测得H2含量在400μL/L～3000μL L之间毫无规律地变化。后经查, 得知这2台主变的底部取样阀系由主变安装单位加工改装, 于是, 改为从主变中部未经改装的取样阀取样。试验结果表明, 2台主变油中H2含量的实际值分别仅为17μL/L和9μL/L。造成这一现象的原因最终得以查明:油中H2的产气点在主变底部的取样阀内。随即将其中的1号主变取样阀送到地质部门做光谱定量分析, 测得阀体金属Ni含量达100μg/g。阀门内油中的H2含量比主变本体内高100倍, 如果取样前不先将取样阀门内的油放光后再取样的话, 油样中就会出现高含量的H2。

(2) 乙炔C2H2超标。C2H2的产生与放电性故障有关, 当变压器内部发生电弧放电时, C2H2一般占总烃的20～70%, H2占氢烃总量的30%～90%, 并且在绝大多数情况下, C2H4含量会高于CH4。当C2H2含量占主要成分并且出现超标时, 则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果C2H2超标且增长速率较快, 而其他成分没超标的话, 则可能是设备内部存在高能量放电故障。

[例]某水泥厂一台主变压器 (型号为SZ9-31500/110) 于2005年5月投运, 运行后一直未进行过油色谱分析。2007年11月27日, 因设备发生短路故障, 引起主变本体重瓦斯保护动作, 主变开关跳闸, 重新合闸数次均不成功。气体继电器中聚集气体并能点燃, 但未取气样进行色谱分析;次日取油样送电力试验单位分析。

分析后发现该变压器发生重瓦斯动作后, 油中H2、C2H2和总烃含量大幅超过注意值, 特别是C2H2含量巨大, 超过注意值300多倍。显然, 主变内部发生了严重故障, 无论用特征气体法还是用改良三比值法 (编码组合为102) 判断, 故障类型均为电弧放电。根据油中溶解气体含量的色谱分析与判断结果, 现场未再进行电气试验, 变压器被换下后做返厂检修。

(3) 甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中, 当只有热源处的绝缘油分解时, 特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80%以上, 且随着故障点温度的升高, C2H4所占比例也增加。

[例]某热电厂一台主变压器 (型号为S9-20000/110) 于2003年投运。运行后不久, 就出现轻瓦斯保护动作。开始时轻瓦斯动作的次数较少, 随着运行时间的增加, 发生轻瓦斯动作次数逐渐增多。对于这一异常情况, 运行人员仅采用对气体继电器进行放气的措施, 未对气体继电器中气体做点燃试验或取气样、油样做色谱分析, 也未对变压器进行电气试验。2008年2月, 鉴于该变压器轻瓦斯动作频繁, 取油样送电力试验单位做试验, 结果发现油的闪点很低 (闭口闪点为127℃) , 而油闪点偏低往往与油中轻质馏分或可燃气体含量较高有关。于是又取油样和气体进行气相色谱分析, 分析结果如表4所示。

从表4可知, 该变压器油中H2、C2H2和总烃含量均大幅超过注意值, 特别是总烃含量达注意值的213倍, 而且气体中H2和烃类气体的浓度换算到油中的理论值大于油中实测值, 表明变压器内部已存在较严重故障。故障气体主要由C2H4和CH4组成, 其次是C2H6、H2和C2H2, 与高温过热故障特征相符。应用改良三比值法判断, 得到的编码组合为022, 对应于700℃以上的高温过热故障。

根据色谱分析结果, 随后由设备生产厂家对该变压器进行检查, 通过直流电阻测量, 发现其中一相分接头接触电阻很大。根据检查结果, 认为故障是由该分接头接触不良导致过热引起, 在长期的运行中, 故障持续发展, 造成分接头严重烧伤。

另外, 丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4, 丁青在变压器油中产生甲烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中, 而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂, 其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质, 而释放量取决于硫化条件。

(4) 一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式, 除了产生氢烃类气体外, 与过热故障一样, 只要有固体绝缘介入, 都会产生CO和CO2。但从总体上来说, 过热性故障的产气速率比放电性故障慢。

在《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也只对CO含量正常值提出了参考意见。

具体内容是:开放式变压器CO含量的正常值一般应在300μL/L以下, 若总烃含量超过150μL/L, CO含量超过300μL/L, 则设备有可能存在固体绝缘过热性故障;若CO含量虽超过300μL/L, 但总烃含量在正常范围, 可认为正常。密封式变压器, 溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器, 其正常值约800μL/L, 但在突发性绝缘击穿故障中, CO、CO2含量不一定高, 因此其含量变化常被人们忽视。

由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障, 而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命, 因此必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。

(5) 气体成分变化。由于在实际情况下, 往往是多种故障类型并存, 多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以确定, 如当变压器内部发生火花放电, 有时总烃含量不高, 但C2H2在总烃中所占的比例可达25%～90%, C2H2含量约占总烃的20%以下, H2占氢烃总量的30%以上。当发生局部放电时, 一般总烃不高, 其主要成分是H2, 其次是CH4, 与总烃之比大于90%。当放电能量密度增高时也出现C2H2, 但它在总烃中所占的比例一般不超过2%。

当C2H2含量较大时, 往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障, 同时常伴有电弧烧伤与过热, 因此会出现C2H2含量明显增大, 且占总烃较大比例的情况。

应注意, 不能忽视H2和CH4增长的同时, 接着又出现C2H2, 即使未达到注意值也应给予高度重视, 因为这可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。

单位:μL/L

过热涉及固体绝缘时, 除了产生上述气体之外, 还会产生大量的CO和CO2。当电气设备内部存在接触不良时, 如分接开关接触不良、连接部分松动、绝缘不良, 特征气体会明显增加。超过正常值时, 一般占总烃含气量的80%以上, 随着运行时间的增加, C2H4所占比例也增加。

受潮与局部放电的特征气体有时比较相似, 也可能2种异常现象同时存在, 目前仅从油中气体分析结果还很难加以区分, 而应辅助以局部放电测量和油中微水分析等来判断。

5 结束语

配电变压器温升试验方法分析与比较 第8篇

变压器在运行过程中产生的损耗会使其绝缘介质温度升高, 如温升超过标准及设计允许的范围, 将影响变压器的安全运行和使用寿命。仅2012年配电变压器质量检测工作中, 共发现8台存在检测指标不合格, 其中4台绕组或顶层油温升超标, 因此对变压器进行温升试验是非常有必要的。

虽然国家标准对变压器温升试验进行了规范, 但在变压器质量监督检查工作中发现, 不同厂家的温升试验方法还是有所差别, 导致最终检测结果出现差异, 甚至影响到产品质量的判别。所以有必要对不同厂家的温升试验方法进行深入比较分析。

1 变压器温升试验简介

变压器温升试验是为了验证变压器设计的结构及冷却系统是否合理。配电变压器温升试验主要是检测顶层油温升和高、低压绕组的温升大小是否符合规范或技术协议书的要求。

国标GB 1094.2—96规定测量油浸式变压器的稳态温升的标准方法是短路接线的等效试验法。施加总损耗和额定电流2个阶段, 分别测量2个阶段终了的顶层油温、底层油温 (散热器出口温度) 和环境温度;再测量从断电时刻开始固定时间间隔的一系列离散的高、低压绕组热电阻值;最后基于上述测量数据, 计算出变压器额定频率、额定电压和额定电流条件下顶层油温升和高、低压绕组平均温升值。

2 变压器温升试验方法比较

根据不同厂家提供的配电变压器温升试验报告, 不难发现均是采用短路接线的等效试验法, 分2个阶段分别试验, 并记录相关数据, 再计算得出温升指标。但是具体的试验和计算方法还是有明显差异的, 如温度测量方法、油平均温度计算方法以及绕组断电时刻热电阻外推法。厂家1为安徽省内某变压器厂家, 厂家2为江苏省内某变压器厂家, 厂家3为某外商独资变压器厂家。检测变压器型号均为S11-M-400/10, 联结组别为Dyn11, 冷却方式为ONAN。

2.1 厂家1试验方法

(1) 温度及绕组热电阻测试方法

在温升试验施加总损耗和额定电流的工作阶段中, 变压器顶层油温和环境温度采用水银温度计测量, 散热片上、下端温度则通过红外点温仪测量, 测量数据记录表如表1所示;绕组热电阻值在断电后第2min时刻开始测量, 共测量10个点, 间隔1min, 记录格式如表2所示。

(2) 顶层油温升及绕组平均温升的计算

1) 断电时刻绕组电阻

通过外推法计算出断电时刻的绕组电阻值, 其原理如图1所示, l0和l1为分别过点a0和a1斜率为1的直线, l2和l3分别为过点a0和a1平行于横轴的直线[1]。a2-a65个点 (其他4点未标出) 的坐标从图1中不难得到, 通过Excel软件可以实现拟合直线方程L, 图中R0则为绕组断电时刻的电阻值。

2) 总损耗下

顶层油温升为:Tt-Ta

油平均温度TP1=Tt- (Tin-Tout) /2

油平均温升ΔTP1=TP1-Ta

3) 额定电流下

绕组平均温度TW2= (235+T1) *R0/R1-235

油平均温度TP2=T't- (T'in-T'out) /2

绕组对油的平均温升ΔTW2=TW2-TP2

注:T1和R1分别为冷绕组时的温度值和冷电阻值, R0为断电时刻的绕组热电阻值。

4) 额定运行下 (即需要检测的温升指标)

顶层油温升为:Tt-Ta

绕组平均温升为:ΔTW2-ΔTP1

2.2 厂家2试验方法

(1) 油温度及绕组热电阻测试方法

顶层油温、环境温度和散热片下端温度均是采用温度传感器测量;绕组热电阻值在断电后1min时刻开始测量, 共测量19各点, 间隔0.5min。

(2) 顶层油温升及绕组平均温升的计算

1) 断电时刻绕组电阻

采用外推法计算断电时刻的绕组电阻值原理同厂家1, 仅首次测量时间起始点和间隔不同。

2) 总损耗下和额定电流下, 顶层油温升和油平均温升计算方法与厂家1类似, 油平均温度TP1和TP2计算方法不同。

2.3 厂家3试验方法

(1) 油温度及绕组热电阻测试方法

顶层油温、环境温度和散热片上端、下端温度均是采用温度传感器测量;绕组热电阻值在断电后1.5min时刻开始测量, 共测量18各点, 间隔0.5min。分别与20min时刻的绕组热电阻R20比较的差值如表3所示。

() 顶层油温升及绕组平均温升的计算

1) 断电时刻绕组电阻

断电时刻绕组电阻R0求取的不同之处在于, 基于以上18个固定时间间隔离散的18个电阻差值, 如图2所示, R1.5-R1018个点的坐标不难得到, 按照指数曲线拟合, 得到拟合方程 (1) , 令x=0, 则A即为R0与R20的差值。

2) 总损耗下和额定电流下温升计算方法均与厂家1一致。

2.4 不同厂家试验方法的差别

(1) 温度测试方法

厂家1顶层油温采用水银温度计, 散热器上、下端油温采用红外点温仪非接触测量;厂家2、厂家3均用温度传感器测量的方式, 其中散热器上、下端温度测量采取传感器贴在散热片上的方式。

(2) 油平均温度计算方法

厂家1和厂家3利用顶层油温度值减去散热器上端和下端温度的均值得到油平均温度值;厂家2则把顶层油温和底层油温的均值直接作为油的平均温度。

(3) 断电时刻绕组热电阻计算方法

厂家1和厂家2均是基于测得离散的热电阻之间差值, 拟合直线方程, 得到断电时刻的电阻值;厂家3则是把测得离散值Ri分别减去R20, 并按照指数曲线方程拟合这些离散的差值, 得到断电时刻的电阻值。以厂家3实测的高压绕组热电阻值为例, 如表4所示, R20为2.821Ω, 按照厂家1和厂家3不同的处理方法, 分别通过excel软件拟合得到2种拟合方程。

1) 按照厂家1的处理方法, 在Excel 2007工作簿中选择相邻电阻差值和电阻值为有效单元格区域, 点击插入按钮, 选择离散图, 可得到原始数据的离散图, 在绘图区中, 把鼠标指向某一数据点右键选择添加趋势线, 选择回归分析类型为线性, 同时选中趋势线选项中的显示公式, 则可以得到拟合的直线方程L。

按照图1中的方法得

2) 按照厂家3的处理方法是, 在Excel 2007工作簿中, 选择测量时间和对应时间的电阻值相对于20min的差值为有效单元格区域, 同样可以得到离散图, 选择回归分析类型为指数, 并选中趋势线选项中的显示公式, 则可以得到拟合的指数方程。

令x=0,

则y=A=0.1914

从上面的结果可以看出, 采用厂家1的方法处理厂家3的检测数据, 结果仅相差0.0133%。

3 变压器温升试验方法总结

(1) 试验方法

试验采用短路接线的等效试验法, 试验施加电压按照2个阶段进行, 分别施加总损耗和额定电流2个阶段。

(2) 环境、油和热绕组温度的测量

环境温度至少布置3个测量点, 环境温度和顶层油温可以采用水银温度计或温度传感器。测量底层油温尽可能采取加装带有测温用温度计座的工艺连管方式进行[2];如不能加装时, 则用温度传感器贴在散热器上测量, 上端和下端各不宜少于4个测量点。热绕组电阻值的测量尽可能在1.5min内开始测量, 且测量间隔最好取0.5min, 测量点数不宜少于15点[2]。

(3) 油平均温度的计算

底层油温测量是通过加装工艺连管的方式测量时, 则平均温度宜采用顶层油温和底层油温平均值;未加装连管, 采取传感器贴在散热片测量上端和下端温度时, 宜采用顶层油温度值减去散热片上端和下端平均值作为此时油的平均温度, 以降低传感器贴在散热器上测温这种方式所带来的误差影响。

(4) 断电时刻绕组热电阻的计算

虽然厂家1和厂家3的外推法有所差别, 但是从最终结果来看, 两者的误差非常小, 均可以用于实现断电时刻绕组热电阻的计算, 且厂家3的处理方法更为简洁。

摘要：温升指标是变压器一项非常重要的性能参数, 实际工作中经常发现同一台变压器不同厂家检测结果存在明显差异。从试验方法角度介绍了3个典型厂家配电变压器温升指标测试方法, 重点对变压器绕组断电时刻电阻值和油平均温升计算方法进行了较为详细的分析和比较, 最后对变压器温升试验方法做了总结。

关键词：温升试验,配电变压器,分析,比较

参考文献

[1]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2008:163~165.

配电变压器故障分析及维护预防 第9篇

1 配电变压器的应用

配电电力变压器是一种静止的电气设备, 是用来将某一数值的交流电压 (电流) 变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压 (电流) 的设备。配电网是电力工程建设的重点对象, 配电系统关系着电能分配及供应的效率, 影响了企业、个人用户的日常用电水平。变压器是配电网调控电压值的核心装置, 根据用电设备的规定要求调整电压, 避免了高压荷载烧坏设备造成的损失。伴随着电力科研工作的逐步开展, 智能配电变压器应用范围越来越广, 如图1, 新型变电装置提高了配电系统的稳定性。

2 变压器烧毁故障的处理

配电变压器使用期间常会发生烧坏故障, 内部连接线路及外围装置遭到损坏, 干扰了整个配电系统的调控效率。造成变压器烧毁故障主要是由于承当荷载超标, 电力系统分配给变压器的电荷载超出其标准范围, 引起了线路烧毁事故。解决烧毁故障的措施:

1) 安装方面。安装是变压器融入配电网的主要步骤, 将其设置在配电系统恰当的位置可提高其安全性能, 防止外界因素对变压器破坏产生的故障。配电变压器的安装即要满足用户电压的要求, 且尽量避免将配电变压器安装在荒山野岭, 易遭雷电袭击又远离居民区的地方。作业人员要按照配电网规划图纸安装, 使变压器在控制系统下发挥作用。

2) 指标方面。严格防范烧毁事故发生, 还应注重变压器指标的选择。合理选择配电变压器的容量也十分重要, 既不能造成配电变压器过负荷烧坏, 也不能造成大马拉小车式的浪费。应根据用户负荷情况, 统计容量, 合理选择配电变压器容量。如:一台100k V·A的配电变压器, 功率因数为0.85时, 它能带85k W负荷, 这些指标都是要注意的。

3) 监测方面。烧毁故障发生前, 变压器各项指标都会瞬间性地增大, 通过察觉这一现象可及时阻止烧毁故障的发生。如:设计在线监测系统, 如图2, 智能感应变压器各项指标的变化情况, 当电压、电流值大于标准范围, 则极有可能是烧毁故障引起。另外, 可设置智能化的电子感应仪器, 通过监测变压器内温高低识别故障的发生。

3 配电变压器故障维护的措施

变压器是配电系统尤为关键的调控装置, 其性能状态决定着系统供输电的运行水平。意外烧毁是变压器的一种多发故障, 技术人员既要对故障实施必要的处理方案, 还要制定切合实际的维护方案。笔者认为, 要对配电变压器执行以下维护方案:一是系统改造, 对供配电系统调控模式优化升级, 既要使用计算机平台作为控制中心, 也要积极应用数字处理技术识别电力信号, 掌握变压器工作的最新动态;二是结构调整, 配电变压器内外部结构均要升级改造, 以保障装置变压功能的正常发挥。重视这些维护措施, 可显著降低变压器烧坏故障的发生率, 营造安全稳定的变电作业环境。

4 结论

总之, 分析配电变压器故障是为了更好的调控系统, 向用户提供优质的用电服务, 带动了整个行业的可持续发展。应加强变压器装置的故障处理与综合维护, 创造更加稳定的电力作业条件。

参考文献

[1]牛守玉, 郭朝勇, 张伟.10kV配电台架变压器故障分析与处理[J].科技资讯, 2011.

[2]李晖.配电网供电可靠性探讨[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011.

[3]蔡育明.配电变压器故障及预防措施探讨[J].沿海企业与科技, 2010.

[4]卢洁, 徐世宇.新型配电变压器的特点分析与比较[J].智能建筑电气技术, 2009.

[5]熊浩, 张晓星, 廖瑞金, 常涛, 孙才新.基于动态聚类的电力变压器故障诊[J].仪器仪表学报, 2007.

[6]赵福生.配电变压器经济运行方案的选择[J].科技资讯, 2007.

配电变压器预防性试验 第10篇

配电变压器低压侧发生单相接地或相间短路时, 产生一个高于额定电流20～30倍的故障电流, 这个电流会对变压器高压绕组产生一个机械应力, 并破坏高压绕组的绝缘而烧毁变压器, 使配电线路发生单相接地或过流跳闸。

春季雨水充足, 树木生长加快。农村大部分低压架空线路采用裸铝绞线, 树枝碰触线路时极易发生单相接地和相间短路故障。因此建议, 台区维护人员应提前清理低压线路树障, 以保障通道的畅通。

部分台区相线绝缘破口现象普遍, 这样不仅给窃电者提供了窃电方便, 造成电能量的损失, 同时也容易发生低压线路短路故障, 所以要进一步加强线路巡视维护, 防止用户临时用电时自行破口接电。需要临时用电时, 应在计量箱内的出线口处接电。由于农网改造时计量箱本身的缺陷, 造成鸟类在箱内筑巢, 这样容易造成相线与相线、相线和中性线短路、相线与金属箱外壳连接短路。抄表员应在抄表时清除箱内包括鸟巢在内的一切杂物。

台区应安装相应规格的低压配电装置 (JP柜) , 采取对配电变压器低压侧的保护措施。已安装低压配电装置的台区, 维护人员应在每月抄考核表时对总负荷断路器试跳1次, 以防开关卡涩, 失去保护功能。

2 预防三相负荷不平衡

三相负荷不平衡是台区维护人员比较容易忽视而且也是非常普遍的问题。由于农村照明线路较多, 大多数又是采用单相供电, 再加上施工中跳线的随意性和管理上的不到位, 造成配电变压器负荷的偏相运行。长期使用, 铁心中产生的涡流致使某相绕组绝缘老化而烧毁变压器。

相关规程规定:配电变压器出口处的负荷电流不平衡度应小于10%, 中性线电流不应超过低压侧额定电流的25%, 低压主干线及主要分支线的首端电流不平衡度应小于20%。由于农村家用电器不断增加, 负荷随时都有变化, 这就要求台区维护人员经常对变压器的出口负荷电流进行检测, 及时调整不平衡的负荷。

3 预防雷击

春夏是雷雨多发季节。分布于农村广阔的丘陵地带的电力设施, 各处都有接地体, 按雷电闪络特性, 很容易成为雷电的泄流体, 所以台区配电变压器常遭雷电破坏。因此要求不但要安装避雷器, 而且技术性能应符合要求。避雷器起到避雷的有效作用应具备2个条件:避雷器试验合格;接地体接地电阻合格。建议雷雨季节之前一定要对避雷器做预防性试验, 同时还要测量检查接地体的电阻是否合格, 及时更换不合格的避雷器, 处理接地体存在的隐患。

4 预防变压器高压侧熔丝配置不合格

如果配电变压器高压侧保护熔丝容量配置过大, 或用铝 (铜、铁) 丝等代替, 均会导致配电变压器烧毁。因为保护熔丝容量配置过大, 故障电流不能及时熔断熔丝, 从而延长故障电流持续作用于配电变压器绕组的时间, 结果导致配电变压器内部遭到严重破坏。为此, 建议维护人员一定要配置相应规格的高压熔丝。

5 预防变压器油不足

电力变压器高压试验研究分析 第11篇

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

如何进行变压器试验 第12篇

1 变压器试验的概述

1.1 变压器试验的类型

变压器试验的种类有很多, 常见的类型有:变压器高压试验、变压器空载试验、变压器短路试验、变压器其他试验, 这些试验的目的就是通过不同参数的变化来确定变压器的性能, 进而为变压器的安全与维护提供相关的依据, 在避免变压器故障和隐患的前提下, 实现变压器在整个电力系统中的技术性能, 进而确保变压器的使用寿命。

1.2 变压器试验应用的主要场合

一是在变压器出厂时进行的试验, 主要包括:变压器例行试验、变压器制式试验、变压器型式试验以及变压器特殊试验。二是变压器安装调试, 这是投入运行前对变压器进行的系统性试验, 也是变压器交接的主要标志。三是变压器检测试验, 这类试验主要在变压器运行的过程中进行, 是变压器试验中常见的类型。四是变压器检修试验, 这一类型的试验主要是在变压器或者电力网检修完成后, 对变压器进行的试验。变压器高压试验、变压器空载试验、变压器短路试验、变压器其他试验等类型在上述场合中有着广泛的应用, 区别只在于重点和试验的方式存在差异。为了确保变压器的稳定, 应该有针对性、有目的地做好变压器试验工作。

2 变压器高压试验

变压器试验主要由电力企业、变压器生产企业来完成, 重点在于检验变压器中绝缘材料、电子器件、电气元件和电器产品的性能与功能, 是发现变压器设计和技术缺陷的重要实验。进行变压器试验过程中应坚持安全性的原则, 要做到变压器可靠接地, 以确保试验中设备、人员的安全。变压器高压试验过程中如果出现尖锐噪音、发热、冒烟等问题, 应该及时调整电压或者及时切断电源, 以便制止异常现象的扩大, 进而找到引起故障的原因。在变压器高压试验后应该做到归位和回调, 以确保变压器在正常运行时性能的正常发挥。

3 变压器空载试验

变压器试验的核心是在高压电流的空载运行下, 确定变压器空载运行的损耗, 通过实际值与参考值的比较来确定变压器绕组、铁芯是否存在异常。变压器空载试验是安装调试和检修过程中常见的试验类型, 也是电力企业技术和维护人员必须掌握的变压器试验内容。在具体的变压器试验过程中, 应该在变压器低压侧施加电压, 在缓慢升高电压的同时, 进行电压和电流的连续测量, 这样就可以得到空载的电流与损耗值, 进而就能够分析和确定变压器的运行状态和故障。

4 变压器短路试验

变压器短路试验是在变压器高压端通电, 在低压端短路, 通过对电压和电流的策略可以得出变压器阻抗电压百分数, 这样就可以确定变压器的铜耗。变压器的短路试验的具体做法主要包括:要通过调节变压器的方式对变压器的另一侧进行施压, 一直到加压到变压器的额定电流为止, 此时测量变压器的损耗也就得到了变压器的负载损耗。这里要注意的是, 可根据加压的难易程度来决定对变压器的哪一侧进行短路。

5 变压器其他试验

变压器试验的种类除了上述的几种以外, 为了确定变压器性能还可以应用其他多种手段进行变压器试验。随着科技的发展, 电力系统也得到了信息化的发展, 变压器逐渐从原来的低压电向高压电发展, 从原来的小容量向大容量发展, 这种进步更加方便了工作与生活, 使变压器进入新的时代。也正是因为这样的进步, 使得变压器的安装与投入运行的难度逐渐加大, 这就需要在变压器出厂前做一次试验。这些试验除了以上所说的试验之外, 还有以下试验, 如例行试验、型式试验、特殊试验以及在现场不具备条件的试验。其中, 例行试验包括绕组电阻测量、有载分接开关试验、绝缘试验, 这些变压器试验都是检定变压器性能和运行的重要方法, 需要变压器维护人员全面掌握与灵活运用。

6 结语

变压器的运用使电力网得以扩张, 让电能可以更为准确而便捷地传输到电力用户端, 在方便生产和生活的同时, 也为电力企业获得了经济和社会效益。为了维护变压器的性能, 维持电力供应的安全局面, 应该重视对变压器的各类试验工作, 要将人员技能培养、试验重点、试验要点等各主要环节加以观念、技术上的加强, 给变压器试验稳定的环境和充分的保证, 这样才能发挥出变压器试验的价值与功能, 在稳定变压器性能的基础上, 达到电力网的功能与运行安全, 为电力事业发展打造技术、技能、管理、网络和体系方面的基础。

参考文献

[1]杨丽徙, 于发威, 包毅.基于物元理论的变压器绝缘状态分级评估[J].电力自动化设备, 2010, (06) :24-26.