大型电力变压器安装中绝缘油试验

大型电力变压器安装中绝缘油试验

中能建西北电建一公司景刚

陕西渭南华山大街31号714000

前言

变压器油是指用于变压器、电抗器、套管、油开关等充油电气设备中，起绝缘、冷却和灭弧作用的一类绝缘油品。我国变压器油的标准是仿制前苏联而制定的，其型号是按油的凝固点来分类，一般分为10号、25号、45号变压器油，凝固点分别不高于-10℃、-25℃、-45℃。变压器油型号的选择与变压器使用、安装地点有关。目前新疆克拉玛依是国内超高压变压器油唯一的生产商，其所生产的变压器油质量是很好的。

变压器油的主要作用分别是：绝缘作用、散热作用、消弧作用。变压器油具有比空气高得多的绝缘强度，绝缘材料浸在油中不仅可以提高绝缘强度，而且还可以免受潮气的侵蚀。变压器油的比热大，变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，通过油的上下对流，变压器所产生的热量就会通过变压器的散热器散出，降低变压器铁芯和绕组的温度，保证变压器的正常运行。在变压器的调压开关触头切换时会产生电弧，而由于变压器油导热性能好，且在电弧作用下能分解大量气体，产生较大的压力，从而提高了介质的灭弧性能。

关键词

绝缘油试验项目标准取样化验

正文

一、变压器油的试验项目、试验原因及标准

根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006中绝缘油的试验项目及标准的规定，变压器油的试验项目如下：

1.水溶性酸（pH值）：变压器油在氧化初级阶段一般易生成如甲酸、乙酸等低分子有机酸，因为这些酸的水溶性较好，当油中水溶性酸含量增加，pH值则降低，油中又含有水时，会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀，并降低电气设备的绝缘性能，缩短设备的使用寿命。此项试验按照《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）》GB/T7598中的有关要求进行试验，其值根据规范要求应﹥5.4。

2.酸值（mgKOH/g）：变压器油中含酸性产物会使油的导电性增高，降低绝缘油的绝

缘性能，在运行温度较高时还会使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。故加强酸值的监督，进行酸值的检测，根据油中酸值可以反映出油质的老化情况，对于采取正确的维护措施是很重要的。此项试验按照《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）》GB/T7599中的有关要求进行，其值根据规范要求应≤0.03mgKOH/g。

3.闪点（℃）：对于新充入设备及检修处理后的变压器油，测定闪点可防止或发现是否混入了轻质馏份的油品，从而保障设备的运行安全。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生，这些往往是由于电气局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生，通过闪点的测定可及时发现设备的故障。此项试验按照《石油产品闪点测定法（闭口杯法）》GB261中的有关要求进行，其值根据规范要求DB-10≥140℃、DB-25≥140℃、DB-45≥135℃。

4.水分（μL /L）：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一，对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。此项试验按照《运行中变压器油水分含量测定法（库仓法）》GB/T 7600或《运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）》GB/T 7601中有关要求进行，110kV及以下电压等级水分含量≤20μL/L, 220kV～330kV电压等级水分含量≤15μL /L，500kV电压等级水分含量≤10μL /L，750kV电压等级水分含量≤8μL /L。

5.界面张力（mN/m）：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。此项试验按照《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》GB/T 6541中的有关要求进行试验，其值根据规范要求25℃时≥35 mN/m。

6.介质损耗因数tanδ（%）：介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，在检验中具有特殊意义，因为介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度很敏感。一般新油中所含的极性杂质少，介质损耗因数就很小，一般仅有0.01%～0.1%数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化、或混入其它杂质时，所产生的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加。在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。其按照《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量》GB/T 5654中的有关要求进行试验，根据标准要求90℃时，在注入电气设备前tanδ≤0.5%，在注入电气设备后tanδ≤0.7%。

7.击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油的耐受极限电应力情况，通常情况下，它主要取决于变压器油被污染的程度，当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。其按照《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507或《电力系统油质试验方法绝

缘油介电强度测定法》DL/T429.9中的有关要求进行试验，该指标为平板电极测定值，其他电极可按《运行中变压器油质量标准》GB/T 7595及《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507中的有关要求进行试验。根据标准要求注入设备的新油不应低于：35kV及以下电压等级≥35kV；60kV～220kV时≥40kV；330kV时≥50kV；500kV时≥60kV；750kV时≥70kV，油样应取自被试设备。

8.体积电阻率（Ω.m）：变压器油中的水分、污染杂质和酸性产物均可使体积电阻率降低，体积电阻率与介质损耗因数一样可以判断变压器油的老化程度与污染程度。其按照《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量》GB/T 5654或《绝缘油体积电阻率测定法》DL/T421中的有关要求进行试验。根据标准要求90℃时体积电阻率≥6×1010Ω.m。

9.油中含气量（%）（体积分数）：油中含气量是指以分子状态溶解在油中的气体所占油体积的百分含量，一般来说溶解的气体主要是空气，只要油中不存在占有一定几何位置的气泡，油中含气量的大小不影响油的绝缘强度。但气体含量较多时会带来绝缘强度的降低、加速绝缘老化、导致气体继电器动作。油中含气量的检测方法按《绝缘油中含气量测定真空差压法》DL/T 423或《绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）》DL/T 450中有关要求进行试验，根据标准要求330kV～500kV的变压器油的含气量≤1%。

10.油泥与沉淀物（%）（质量分数）：由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油中时油泥便会沉析出来，油泥的沉积会影响设备的散热性，同时还会对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大。油中油泥与沉淀物的检测方法按《石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）》GB/T 511中的有关要求进行试验，根据标准要求变压器油中的油泥与沉淀物含量≤0.02%。

11.油中溶解气体组分含量色谱分析：主要项目是指氢H2、乙炔C2 H2和总烃含量，油中可燃气体一般是由于设备的局部过热或放电分解而产生的。产生可燃气体的原因如不及时查明和消除，对设备的安全运行是很危险的。因此采用气相色谱法测定油中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障十分有效。本项试验项目按《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T 17623、《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252及DL/T 722中的有关要求进行试验。各次测得的氢、乙炔、总烃含量应无明显差别，新装变压器油中的H2与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过：总烃≤20、H2≤10、C2H2为0。

12.颗粒度限值：变压器油中颗粒度对变压器绝缘有较大影响，不同的绝缘结构影响程度也不同，影响最大的是高压侧大油隙不覆盖绝缘处。金属杂质污染危害大于非金属杂质颗粒，但其运行时利于监测；非金属颗粒中纤维状颗粒对变压器绝缘强度影响比较大，并且对油中含水量比较敏感，随含水量上升变压器油击穿电压显著下降。变压器油中颗粒度对直流高压产品绝缘强度影响大于交流高压产品绝缘强度的影响。验收规范中要求对750kV变压器绝缘油进行颗粒度检测，标准值为≤1000/100ml（5μm～100μm颗粒），即每100ml中5μm～100μm的颗粒数量不大于1000个，且无100μm以上颗粒。

二、绝缘油的取样时间及检验项目

1.准备注入变压器、电抗器、套管的新油，应进行油样的简化分析，根据交接试验标准，简化分析包括：水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压和体积电阻率。简化分析各项目合格后方可进行注油工作，若有不合格项则必须进行油循环处理，直到油试验合格后方可注油。

2.每批到达现场的绝缘油均应用试验记录，若每批次绝缘油有多桶时，变压器油的取样数量应按以下规定取样分析：

3.击穿电压：6kV以上电气设备内的绝缘油、新注入6kV以上电气设备前的绝缘油、新注入6kV以上电气设备后的绝缘油均应进行取样做击穿电压试验。

4.油中溶解气体的色谱分析：电压等级在66kV及以上的变压器应进行三次取样分析。变压器注油静置后取样一次、变压器耐压和局部放电试验24小时后、冲击合闸及额定电压下运行24小时后，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。

5.当对变压器油的性能有怀疑时，可以进行变压器油的全分析，全分析的项目除简化分析外，还应包括：油中含气量、油泥与沉淀物、油中溶解气体组分含量色谱分析。

6.绝缘油当需要进行混合时，在混合前应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其击穿电压及油泥与沉淀物应符合标准要求。混油后还应根据实际情况对绝缘油进行相应的简化分析或全分析。

7.对750kV变压器油需另外做颗粒度限值检验。

三、变压器油的取样及送检

1.变压器油应选择天气干燥、环境清洁时取样，取样时要先放出积存的绝缘油，让油自动清洗出油口，然后再用已干燥处理的取样瓶采集油样。

2.简化分析或全分析的取样瓶一般选用500ml深色磨砂口玻璃瓶，特别是750kV变压器绝缘油的颗粒度检验，必须是深色取样瓶。取样前将取样瓶清洗干净并进行烘干处理，油样采集时取样瓶的温度应大于油样的温度，防止因容器的温度低而结露，使油中带入水分。油样采集完后用瓶盖盖紧，使瓶口封闭，再用胶带将瓶口紧紧密封。

3.绝缘油简化分析检验一般采集两瓶油样，一份送至电科院的高压实验室，另一份送至电科院的化学实验室。其中高压试验主要是介质损耗因数和击穿电压，而水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力和体积电阻率则由化学实验室给出结论。

4.油中溶解气体的色谱分析选用100ml的玻璃针管取样，且针管头部应有橡胶套封头进行密封。色谱分析取样一般也采集两份，其中一份作为备用油样。

5.油样应送至有检验资质的单位进行检验，一般送至各省电力公司电力科学研究院进行检验。

结束语

在变压器安装过程中，绝缘油的取样送检是安装工程中必不可少的程序，合格的绝缘油也是保证变压器正常运行的冷却和绝缘介质。在施工中经常有人对变压器绝缘油的试验项目、试验目的、试验标准不够明白，也有人对油样的采集时间、容器选择、送检单位也不甚清楚，本文就是针对以上内容进行了总结，不足之处还请海涵指正。

参考文献

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006

《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148-2010

电力变压器交接试验标准

第六章电力变压器 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%；1600kV A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。

变压器绝缘油的常规试验项目

1、变压器绝缘油的常规试验项目有哪些，标准是多少 变压器油的标准： 变压器绝缘油的常规试验项目(物理－－化学性质的项目) 1》在20/40℃时℃比重不超过0.895(新油)。 2》在50℃时粘度(思格勒)不超过1.8(新油)。 3》闪光点(℃)不低于135(运行中的油不比新油降低5℃以上)。 4》凝固点(℃)不高于-25(在月平均最低气温不低于-10℃的地区，如无凝固点为-25℃的绝缘油时，允许使用凝固点为-10℃的油)。 5》机械混合物无。 6》游离碳无。 7》灰分不超过(%)0.005(运行中的油0.01)。 8》活性硫无。 9》酸价(KOH毫克/克油)不超过0.05(运行中的油0.4)。 10》钠试验的等级为2。 11》安定性：<1>氧化后的酸价不大于0.35。<2>氧化后沉淀物含量(%)0.1。 12》电气绝缘强度(标准间隙的击穿电压)不低于(KV)：<1>用于35KV及以上的变压器(40)。 <2>用于6～35KV的变压器(30)。<3>用于6KV以下的变压器(25)。 13》溶解于水的酸或殓无。 14》水分无。 15》在+5℃时的透明度(盛于试管内)透明。 16》tgδ和体积电阻(如果浸油后的变压器tgδ和C2/C50值增高则应进行测量)tgδ不超过(%)在20℃时为1(运行中为2)，在70℃时为4(运行中为7)，体积电阻(无规定值但应与最低值进行比较)。 产品参数 品牌长城GreatWall 型号10/25 基本参数 产地中国石化

供货地上海南汇 包装200L 技术参数 倾点-9/-24 ℃ 闪点162/168 ℃ 运动粘 11.20/10.67 m㎡/s 度 (40℃)

完整版电力变压器

电力变压器 、电力变压器的结构组成 电力变压器的主要结构是由铁芯、绕组、油箱、附件等这几部分组成。其中铁芯和绕组装在一起构成的整体叫器身。在当今市场中，运用高端技术造就的复杂结构的变压器具有容量大、电压高、重量受到严格限制等优点，这是设计师在数年成功制造电力变压器积累了丰富经验的基础上，对那些不合理的落后的结构进行了改进同时采用新型技术的结晶，使得现在的变压器在结构上更加趋于合理，经济，耐用。 1.电力变压器各部分的结构组成: （1）铁芯 铁芯是电力变压器的磁路部分，也是器身的骨架，由铁芯柱（柱上套装绕组）、铁轭（连接铁芯以形成闭合磁路）组成。为了减小涡流和磁滞损耗，提高磁路的导磁性，铁芯采用0.35mm-0.5mm厚的硅钢片涂绝缘漆后交错叠成。小型变压器铁芯截面为矩形或方形，大型变压器铁芯截面为阶梯形，这是为了充分利用空间。 为缩短绝缘距离，降低局部放电量，在铁芯外面置一层由金属膜复合纸条黏 制而成的金属围屏。金属膜本身厚度很薄，宽度也仅有50mn而已，因此，一方面不会在自身中形成较大的涡流，另一方面对铁芯的尖角产生了较好的屏蔽作用。与此同时，在铁芯的旁轭内侧也置有金属膜围屏，用以保护高压线圈。 夹件则多采用大板式腹板和鱼刺状支板结构，这在很大程度上降低了金属构件垂直线圈顶部的漏磁面积。再配上纸板结构，将大大降低杂散损耗。线圈引线的引出结构也在不断被简化，不仅省去了夹件加强板，还方便中低压引线的排布, 从而可将强油导向循环的导油管和下夹件连为一体。这也促进了杂散损耗值的降低，对大型电力变压器来讲意义更为重大。因为杂散损耗在变压器总损耗中所占比例会随着容量的增大而增大。因此，有效提高了线圈的电流密度，减轻电力变压器的重量。 上铁轭下部用楔形绝缘撑紧，进一步加强器身短路的机械强度；下铁轭垫块分块制造分块安装，在器身装配完成以后，仍能方便地固定在铁轭上均匀分布的夹紧钢带螺栓。 铁芯油道共4层，为提高散热效率，使用6mn厚纸板直接黏在铁芯片上，并在铁芯每隔100mn放置一层0.5mm的纸板，防止铁芯片的相对滑动。 （2）绕组 绕组是电力变压器的电路部分，采用绝缘铜线或铝线绕制而成，一般有两个或两个以上的绕组，其中接电源的绕组叫初级线圈（或原绕组），其余的绕组叫次级线圈（或副绕组），原、副绕组同心套在铁芯柱上。为便于绝缘，一般低压绕组在里，高压绕组在外，但大容量的低压大电流变压器，考虑到引出线工艺困难，往往把低压绕组套在高压绕组的外面。线圈以及匝绝缘高压线圈使用高密度的电缆纸包导线：中压线圈和低压线圈分别采用绝缘强度较好的高密度电缆纸包换位导线、丹尼森纸包换位导线。线圈配置了内外导向隔板，目的是提升油的冷却效率。高压线圈的两端以及中压线圈的首端都安装了 30mn厚、馒头状均压环, 这极大地改善了端部的电场分布。并且所有的线圈端部出头和第

电力变压器试验项目和标准说明

电力变压器试验项目及标准说明 1 绝缘油试验或SF6气体试验; 2 测量绕组连同套管的直流电阻; 3 检查所有分接头的电压比; 4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5 测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻; 6 非纯瓷套管的试验; 7 有载调压切换装置的检查和试验; 8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ; 10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; 11 变压器绕组变形试验; 12 绕组连同套管的交流耐压试验; 13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验; 14 额定电压下的冲击合闸试验; 15 检查相位; 16 测量噪音。 注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行： 1 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行; 2 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 3 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 4 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行;

5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。 6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。 7.0.2油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定： 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0. 2 的规定;试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。 2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值： 总烃：20， H2：10， C2H2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L;220kV 的，不应大于 15mg/L ;330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%(体积分数)。 5 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250μL/L。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行; 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的1%; 3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%;不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： R2=R1(T+t2)/( T+t1) (7.0.3) 式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值; T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。 4 由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。

大型电力变压器绝缘事故的分析与预防正式版

Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal. 大型电力变压器绝缘事故的分析与预防正式版

大型电力变压器绝缘事故的分析与预 防正式版 下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 概述 变压器的安全运行受到绝缘事故的威胁，因此，在变压器的制造、安装、检修和运行过程中，对变压器绝缘系统的安全十分重视。本文着重分析引起变压器绝缘事故的原因以及对绝缘事故的预防。 2 绝缘事故产生的原因 2.1 绝缘事故概述 变压器的绝缘系统是一个绝缘配合问题。合理的绝缘配合是指变压器绝缘的耐受电场强度（以下简称“场强）大于其受

到的作用场强，并有一定的裕度。当绝缘配合受到破坏，便引起绝缘事故的发生。 2.2 作用场强失控引起的绝缘事故 1）长期工作电压 长期工作电压失控的问题是不存在的，但这不等于作用场强不失控。因为在一定的电压下，如果发生电场畸变，作用场强就会发生变化，引起电场畸变的原因有金属导体悬浮、导体上有尖角毛刺以及导电尘埃的积集等。例如：高压套管均压球安装时未拧紧或在运行中振松，就形成了悬浮导体，产生足以使油隙击穿的作用场强，引起局部放电和使变压器油分解出乙炔。 2）暂时过电压

电力变压器的试验项目

电力变压器的试验项目，应包括下列内容: 2 测量绕组连同套管的直流电阻: 3 检查所有分接头的电压比; 4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5测量与铁芯绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻; 7 有载调压切换装置的检查和试验; S测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 12 绕组连同套管的交流耐压试验; 14额定电压下的冲击合闸试验; 15检查相位; 设备检验及安装验收 3. 1 设备检验 3.1.1 干式电力变压器到达现场后应进行下列内容检验:

1 包装及防潮设施完好，无雨水浸人痕迹; 2 产品的铭牌参数、外形尺寸、外形结构、重量、引线方向等，符合合同要求和国家现行有关标准的规定; 3 产品说明书、检验合格证、出厂试验报告、装箱清单等随机文件齐全; 4 附件和备品的规格、数量与装箱清单相符。 3.1.2 干式电力变压器安装时，经检查应符合下列要求: 1 所有紧固件紧固，绝缘件完好; 2 金属部件无锈蚀、无损伤，铁芯无多点接地; 3 绕组完好，无变形、无位移、无损伤，内部无杂物，表面光滑无裂纹; 4引线、连接导体间和对地的距离符合国家现行有关标准的 规定或合同要求，裸导体表面无损伤、毛刺和尖角，焊接良好。 5 规定接地的部位有明显的标志，并配有符合标准的螺帽、 螺栓(就位后即行接地，器身水平固定牢固)。 3.1.3 无励磁分接开关安装时，经检查应符合下列要求: 1无励磁分接开关完好无损，安装正确，操作灵活，分接位置 指示与绕组分接头位置对应正确;

2 操作部件完好，绝缘良好，无损伤和受潮，固定良好; 3无励磁分接开关在操作三个循环后，每个分接位置测量触 头接触电阻值不大于SOD}S}; 4无励磁分接开关调换使用接线柱和连接导体者，接线柱所 标示分接位置与绕组分接头位置对应正确; .6. 5 无励磁分接开关的接线柱和连接导体，表面清洁、无裂纹、 无损伤、螺纹完好;片形连接导体表面光滑、无气孔、无砂眼、无夹渣，以及无其它影响载流和机械强度等缺陷。 3.1.4有载分接开关安装时，经检查应符合下列要求: 1 有载分接开关装置符合设计要求; 2 手动、电动操作均应灵活，无卡滞，逐级控制正常，限位和 重负荷保护正确可靠; 3 干式电力变压器未带电时，有载分接开关在操作十个循环 后，切换动作正常，位置指示正确; 4 触头完好无损，接触良好，每对触头的接触电阻值不大于SOO}en; 5 过渡电阻和连线完好，电阻值与铭牌数值相差不大于土 10 0};

变压器绝缘油中气体在线监测装置技术规范书

变压器绝缘油中溶解气体在线监测装置 技术规范书 工程项目： 广西电网公司 2008年10月 目次 1总则 2使用条件 3技术参数和要求 4试验 5供货范围 6供方在投标时应提供的资料 7技术资料及图纸交付进度 8包装、运输和保管要求 9技术服务和设计联络

1 总则 1.1本规范书适用于变压器绝缘油中溶解气体在线监测装置，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。 1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对规范书的意见和和规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。本规范书的条款，除了用“宜”字表述的条款外，对低于本规范书技术要求的差异一律不接受。 1.4本设备技术规范书经需供双方确认后作为订货合同的技术附件，和合同正文具有同等的法律效力。 1.5供方须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要现行标准如下。下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。本技术规范出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 572-1995 电力变压器运行规程 DL/T722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/573-1995 电力变压器检修导则 GB7957-1998 电力用油检验方法 GB/T17623-1998 绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法 IEC60599-1999 运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则 GB190－1990 危险货物包装标志 GB5099-1994 钢质无缝钢瓶 DL/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 GB/T17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论 GB/T17626.2 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 GB /T17626.3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场抗扰度试验 GB/T17626.4 电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T17626.5 电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/T17626.6 电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导抗扰度

电力变压器试验标准与操作规程

电力变压器试验标准与 操作规程 文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]

变压器试验标准与操作规程1．设备最高电压、变压器绕组的额定耐受电压 KV 2．标志缩写含义 SI：Switching impulse,操作冲击耐受电压； LI：Lighning impulse,雷电全波冲击耐受电压； LIC：Chopped Lighting impulse,雷电截波冲击耐受电压； ACLD：Long duration AC,长时AC，局部放电；（Partial discharge）；ACSD：Short duration AC,短时AC，感应耐压； AC：Separate source AC,外施AC，工频耐压； .：Height Voltage 高压； .：Low Voltage 低压； .：Middle Voltage 中压； AC：Alternating current 交流电；

U ：Highest Voltage for eguipment 设备最高电压。 m 3．直流电阻不平衡率 4．变压器油箱密封试验标准 5．变压器油箱机械强度试验标准 6．绝缘试验

变压器绝缘电阻限值参数值单位：MΩ ①绝缘试验是反映变压器绝缘结构和绝缘材料是否存在缺陷，绝缘缺陷按其分 布特点可分集中性缺陷和分布性缺陷。其中集中性缺陷是指绝缘中局部性能不良，例如绕组局部受潮。绕组局部表面绝缘纸损坏或老化等，它又分为贯穿性缺陷和非贯穿性缺陷；而分布性缺陷是指绝缘整体性能下降，例如变压器整体受潮，老化等。 ②为了能反映出绝缘缺陷，必须需要用不同的试验手段，按试验过程是否对绝 缘产生破坏性作用可分为非破坏性试验和破坏性试。在较低电压（低于或接近额定电压）下进行的绝缘试验称为非破坏性试验。主要指绝缘电阻、泄漏电流和介损等试验项目。由于这类试验称为破坏性试验，如各种耐压试验。 这类试验对变压器的考验是严格的。由于试验电压高，更容易发现绝缘缺陷，但在试验过程中却有可能损伤变压器的绝缘。 ③绝缘试验是有一定顺序的，应首先进行非破坏性试验在没有发现有明显缺陷 的情况下，再进行破坏性试验，这样可以避免将缺陷扩大化。例如在进行非破坏性试验后发现变压器已受潮，应当进行干燥处理，然后再考虑进行破坏性试验，这样可以避免变压器在进行破坏性试验过程中发生击穿。 ④绝缘电阻和吸收比或极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵 敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮或老化，部件表面受潮或脏污的及贯穿性的集中缺陷。产生吸收比不合格的原因有：器身出炉后在空气中暴

电力变压器绝缘在线监测研究状况

电力变压器绝缘在线监测研究状况 【摘要】在现代电力设备的运行和维护中，电力变压器是不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且是故障多发设备。这就要求研制出可靠的智能的变压器在线检测装置。目前，变压器油中溶解气体分析是诊断变压器故障的重要方法之一，而离线的变压器油中溶解气体分析（DGA），由于操作复杂、试验周期长、人为影响的误差大，所以无法做到实时地了解变压器的内部绝缘状况。而在线监测可以克服传统方法的不足，实现真正的在线检测、分析和诊断一体化。由于变压器发生故障时，其油中含有气体的成分及含量与变压器的故障类型和严重程度密切相关，因此在线监测变压器油中气体变化及其发展趋势，是在线发现变压器故障的最常用方法。 【关键词】电力变压器；在线监测；油中气体分析 1 绪论 1.1变压器绝缘在线诊断技术的目的和意义 目前全国跨区联网日益紧密，局部故障有可能引发大范围的电网事故，变压器、断路器等电气主设备的故障将会严重影响到电力系统的安全运行。对变压器故障的在线监测，可以及时地掌握变压器设备内部绝缘的真实状况，尽早地发现变压器内部存在的故障隐患，将故障消灭于萌芽状态。 1.2国内外变压器在线监测技术研究状况 1.2.1 变压器在线监测技术的发展阶段 变压器在线监测技术的发展，大体经历了以下三个阶段： （1）带电测量阶段。这一阶段起始于二十世纪70 年代左右，当时人们仅仅是为了不停电而对设备的某些绝缘参数如变压器泄露电流、介损等进行直接测量，所采用的仪器多为机械式和模拟式的设备。 （2）80 年代至90 年代初，出现了各种专用的测试仪器，使在线监测技术开始从传统的模拟式设备转变为微机式的数字测量仪器，自动化程度有所提高。 （3）从90 年代开始，随着传感器技术、电子计算机技术、数字信号处理以及光纤技术的发展，在线监测、分析和诊断一体化的在线监测技术也得到了迅速地提高。 2 油浸式变压器在线监测方法 2.1 电力变压器的故障类型

电力变压器试验方法

电力变压器试验方法 SANY GROUP system office room 【SANYUA16H-

电气试验工 职业能力综合训练 系部：电力工程系 班级：输电1101 姓名：孙同庆 学号：11 指导教师：李鹏 2014年05月20日 摘要：变压器是电力系统中输变电能的重要设备,它担负着电压、电流的转换任务,它的性能好坏直接影响到系统的安全和经济运行.由于电力变压器多在室外露天下工作,承受着多种恶劣和复杂条件的考验,因此必须对它的导磁、导电和绝缘部件等进行定期试验,以检验其各项性能是否符合有关规程的要求,发现威胁安全运行的缺陷,从而进行及时的处理,以防患于未然。 电力变压器试验一般分为工厂试验和交接预防性试验两类.工厂试验主要包括工序间半成品试验、成品出厂试验、型式试验和特殊试验等;交接预防性试验主要包括交接验收、大修、小修和故障检修试验等;本次论文主要针对的是交接预防性试验,它的试验目的主要有绝缘试验和特性试验两部分。 关键词：电力变压器绝缘试验特性试验电力系统 目录 绪论 (5) 第一章:变压器试验 1.1概 述 (6) 1.2电力变压器试验的分类 (6) 第二章:变压器的试验方法 2.1特性试验 (7) 2.1.1直流电阻测量 2.1.1.1试验目的 2.1.1.2测量方法

2.1.1.3试验要求 2.1.1.4注意事项 2.1.1.5现场试验数据 2.1.1.6试验结果的分析判断 2.1.2温升试验 (9) 2.1.2.1试验目的 2.1.2.2试验要求 2.1.2.3试验方法 2.1.3短路特性试验 (10) 2.1. 3.1试验目的 2.1. 3.2测量方法 2.1. 3.3试验要求 2.1. 3.4注意事项 2.1. 3.5现场试验数据 2.1. 3.6试验结果的分析判断 2.1.4空载特性试验 (12) 2.1.4.1试验目的 2.1.4.2测量方法 2.1.4.3试验要求 2.1.4.4注意事项 2.1.4.5现场试验数据 2.1.4.6试验结果的分析判断 2.2绝缘实验 2.2.1绝缘电阻和吸收比的测定 (14) 2.2.1.1试验目的 2.2.1.2测量方法 2.2.1.3试验要求 2.2.1.4注意事项 2.2.1.5现场试验数据 2.2.1.6试验结果的分析判断 2.2.2交流耐压试验 (16) 2.2.2.1试验目的 2.2.2.2.测量方法 2.2.2.3试验要求

变压器,电缆等试验方案

第四节电力变压器调试方案及工艺 一、试验项目 1、测量绕组连同套管的直流电阻； 2、检查所有分接头的变压比； 3、检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性； 4、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 5、绕组连同套管的交流耐压试验； 6、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； 7、额定电压下的冲击合闸试验； 8、检查相位； 二、测量绕组连同套管的直流电阻 1、测量应在各分接头的所有位置上进行，1600KVA及以下各相测得的相互差值应小于平均值的4%；线间测得相互差值应小于平均值得2%；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%。 2、测量变压器绕组直流电阻的目的：检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路；电压分接开关的各个位置接触是否良好及分接开关实际位置与指示器位置是否相符;引出线有无断裂;多股导线并绕的绕组是否有断股等情况。变压器绕组的直流电阻是变压器在交接试验中不可少的试验项目。对于带负载调压的电力变压器,需用电动操作来改变分接开关的位置。

3、验方法：变压器绕组直流电阻的测量，使用变压器直流电阻测试仪5503。该变压器直流电阻测试仪是新一代便携式变压器直流电阻测试仪。仪器操作简单（仅需轻触二个按键）测试全过程由软件完成，测试数值稳定准确，不受人为因素影响，仪器显示采用背光的点阵图形液晶显示器，满足不同的测试环境，具有完善的反电势保护功能和现场抗干扰能力，完全适用于从配电变压器到大型电力变压器的直阻快速测试。 4、注意事项 由于影响测量结果的因素很多,如测量表计,引线、温度、接触情况和稳定时间等。因此,应注意以下事项: A测量仪表的准确度应不低于0.5级; B连接导线应有足够的截面,且接触必须良好; C测量高压变压器绕组的直流电阻时,其他非被测的各电压等级的绕组应短路接地,防止直流电源投入或断开时产生高压,危及安全。 D测量时由于变压器绕组电感较大,电流稳定所需的时间较长,为了测量准确,必须等待稳定后再读数。 三、检查所有分接头的变压比 1、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。变压器的变压比是指变压器空载运行时，原边电压与副边电压的比值。 2、测量变压比的目的: A检查变压器绕组匝数比的正确性;

变压器试验项目及标准

变压器试验项目和标准 测试仪表的精度要求；测量电压、电流和电阻均应使用准确度不低于0.5级的仪表和仪用互感器；测量功率应使用不低于1.0级的低功率因数功率表 （1）变压器试验项目。变压器试验项目见表3—39 表3—39 变压器试验项目 序号试验项目 试验类别 备注出厂试验交接试验更换绕组 的大修 不更换绕组的 大修 例行型式安装前安装后 1 测量绕组绝缘电阻及干燥前后必 需 打开前及投入 运用前必需 包括 额定 电压 下合 闸 2 套管介质损失角试验 3 高压试验主绝缘 4 测定电容比干燥前 后必需 干燥前后必 需 检修前后必需 5 测定电容比 建议在下列情况下采用；即当 及试值偏高或无法 进行 6 测量介质损失角可用以 4。5项 干燥前后必 需 7 测量绕组直流电阻 8 变压比试验无设备履历卡则需要

序号试验项目 试验类别 备注出厂试验交接试验更换绕组 的大修 不更换绕组的 大修 例行型式安装前安装后 9 校定绕组联结组无设备 履历卡 则需要 包括 额定 电压 下合 闸 10 空载试验 11 短路试验 12 穿心螺栓耐压试验 13 定相试验如果一次或二次接线改接则 必需 14 油的分析试验 15 油箱严密性试验 16 温升试验 ①容量为630KVA及以下变压器无需进行。 ②容量为630KVA及以下变压器仅需测量空载电流。 注表中的表示必需，。

（2）变压器试验项目、周期和标准。变压器在供电部门及用户的试验项目、周期和标准，见表3—40 表3—40 变压器在供电部门、用户的试 验项目、周期和标准 序号项目周期标准说明 1 测量绕组的 绝缘电阻和吸 收比 （1）交接时 （2）大修时 （3）1~3年 一次 （1）交接标准绝缘电 阻见标准；吸收比在 10~30时，35KV级以下者 不应低于1.2 （2）大修和运行标准 自行规定，参考值见上条 （1）额定电压为1000V 以上的绕组用2500V兆欧表， 其量程一般不低于10000M Ω，1000V以下者用1000V兆 欧表 （2）测量时，非被试绕组 接地 2 测量绕组连同 套管一起的介 质损耗因数 （1）交接 时 （2）大修时 （3）必要时 （1）交接标准见规定 （2）大修及运行中的 值不大于规定 （3）值与历年的 数值比较不应有显著变化 （1）容量为3150KW及 以上的变压器应进行 （2）非被测绕组应接地 （采用M型试验器时 应屏蔽） 3 绕组连同套管 一起的交流耐 压试验 （1）交接时 （2）大修后 （3）更换绕 组后 （1）全部更换绕组绝 缘后，一般应按表3-41中 出厂标准进行；局部更换 绕组后，按表3—41中大 修标准进行 （2）非标准系列产 品，标准不明的且未全部 更换绕组的变压器，交流 耐压试验电压标准应按过 去的试验电压，但不得低 于表3—41（对1965年前 产品的标准） （1）大修后绕组额定电 压为110KV以下且容量为 800KW及以下的变压器应进 行，其他根据条件自行规定 （2）充油套管应在内部 充满油后进行耐压试验

电力变压器绝缘故障的分析与诊断

电力变压器绝缘故障的分析与诊断 在经济不断发展过程中，能源的消耗量也出现了不但增长的情况，在这种情况下，我国的电力系统正在实施着大范围输电的任务，在电能调度过程中，电力变压器是非常重要的电力设备，同时也是保证电网安全稳定运行的重要设备。电力变压器中主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸，在长时间使用的情况下会出现老化情况，这样就非常容易出现电力变压器运行故障，导致更大的电力事故发生。为了避免电力变压器故障对绝缘事故的出现原因要进行必要的分析，这样能够更好的找到解决的措施。 标签：电力变压器；绝缘故障；故障诊断 在经济不断发展的情况下，电能的消耗量出现了越来越大的情况，在这种情况下，输电的电压等级也出现了不断提高的情况，变压器的容量和电压等级也要进行相应的升高，这样才能更好的保证变压器的可靠运行。为了更好的确保变压器的安全运行，对变压器的故障进行诊断是非常重要的，这样能够及时的对出现的潜在问题进行解决，避免出现更大的安全事故，保证电力系统的安全稳定运行。 1 电力变压器故障诊断的意义 近年来，我国的电力系统在经济不断发展的情况下，电压等级也在不断的提高，实现了大电网和电网自动化的发展情况，为了更好的保证电能的供应，我国新建了很多的变电站，电力工业的快速发展使得越来越多的电气设备投入使用，这样能够更好的保证电力系统的运行安全性和稳定性，同时也能对电力系统运行过程中的各个状态进行监测，对电气设备的故障诊断也要进行重视。发电机的单机容量出现了不断增加的情况，电力变压器在等级方面也要进行不断的增大，这样才能更好的保证电力系统的运行可靠性。在电气设备中，电力变压器是非常重要的组成部分，也是经常容易出现事故的部分，对电力系统的运行有非常大的影响，因此，对电力变压器出现事故的原因要进行更好的分析，这样能够保证电力系统的运行安全。电力变压器在使用过程中一旦出现不正常运行的情况会导致电网出现停电情况，在这种情况下对电力设备进行修复是非常困难的。我国的很多变电站在建设年限上都是比较久远的，这样就使得很多的电力变压器在使用的时候已经出现了报废使用的情况，在报废的情况下继续使用，会导致电力变压器的绝缘性能出现下降，同时，在故障承受方面也非常薄弱，因此，对电力变压器进行故障诊断是非常重要的。 2 电力变压器绝缘故障产生的原因 不同的变压器在绝缘材料组成方面也有一定的不同，因此，在变压器运行的过程中受到的影响因素也存在着不同，变压器在使用过程中会受到环境以及机械设备使用产生的热量影响，因此，在绝缘材料出现不断恶化的情况下，变压器也会出现故障，很多的变压器出现故障都是由于绝缘系统引起的。绝缘材料的性能对变压器的使用寿命有很大影响，变压器的绝缘系统出现故障，主要和以下几个

电力变压器交接试验项目

电力变压器交接试验项目 电力变压器： 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）通过铁芯导磁作用变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的电气设备，电力变压器通常用kVA或MVA来表示容量的大小，根据结构可以分为干式电力变压器、油浸式电力变压器、三相变压器等，变压器交接试验是在投运前按照国家相关技术标准进行预防性检验。 变压器交接试验项目： 1、绝缘油试验或SF6气体试验; 2、测量绕组连同套管的直流电阻; 3、检查所有分接的电压比; 4、检查变压器的二相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5、测量铁心及夹件的绝缘电阻; 6、非纯瓷套管的试验; 7、有载调压切换装置的检查和试验; 8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 9、测量绕组连同套管的介质损耗因数(tanO')与电容量; 10、变压器绕组变形试验; 11、绕组连同套管的交流耐压试验; 12、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量; 13、额定电压下的冲击合闸试验; 14、检查相位; 15、测量噪音。 变压器试验项目应符合下列规定: 1 容量为1600kVA及以下油浸式电力变压器，可按第1、2、3、4、5、6，7，8、11、13和14条进行交接试验; 2 干式变压器可按本标准第2、3、4、5、7、8、11、13和14条进行试验;

3 变流、整流变压器可按本标准2、3、4、5、6、7、8、11、13和14条进行试验; 4 电炉变压器可按本标准第1、2、3、4、5、6、7、8、11、13和14条进行试验; 5 接地变压器、曲折变压器可按本标准第2、3、4、5、8、11和13条进行试验，对于油浸式变压器还应按本标准第1条和第9条进行交接试验; 6 穿心式电流互感器、电容型套管应分别按互感器和套管的试验项目进行试验; 7 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出广试验项目，现场试验应按本标准执行; 8应对气体继电器、油流继电器、压力释放阀和气体密度继电器等附件进行检查。 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定: 1、绝缘油的试验类别应符合规定，试验项目及标准应符合本标准规定。 2、油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定: (a)电压等级在66kV及以上的变压器，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; (b)试验应符合现行国家标准《变压器油中洛解气体分析和判断导则》GB/T7252的有关规定。各次测得的氢、乙:快、总经含量，应无明显差别; 3、新装变压器油中总怪含量不应超过20μL/L，比含量不应超过10μL/L，C2H2含量不应超过O.1μL/L。 4、变压器油中水含量的测量，应符合下列规定: (a)电压等级为1l0(66)kV时，油中水含量不应大于20mg/L; (b)电压等级为220kV时，油中水含量不应大于15mg/L; (c)电压等级为330kV~ 750kV时，油中水含量不应大于10mg/L。 5、油中含气量的测量，应按规定时间静置后取样测量油中的含气量，电压等级为330kV~750kV的变压器，其值不应大于1%(体积分数)。 6、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)不宜大于250μL/L，变压器应无明显泄漏点。

电力变压器交接试验项目

电力变压器交接试验项目

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电力变压器交接试验项目 电力变压器： 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）通过铁芯导磁作用变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的电气设备，电力变压器通常用kVA或MVA来表示容量的大小，根据结构可以分为干式电力变压器、油浸式电力变压器、三相变压器等，变压器交接试验是在投运前按照国家相关技术标准进行预防性检验，其中，交接试验包括以下项目： 变压器交接试验项目： 1、绝缘油试验或SF6气体试验; 2、测量绕组连同套管的直流电阻; 3、检查所有分接的电压比; 4、检查变压器的二相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5、测量铁心及夹件的绝缘电阻; 6、非纯瓷套管的试验; 7、有载调压切换装置的检查和试验; 8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 9、测量绕组连同套管的介质损耗因数(tanO')与电容量; 10、变压器绕组变形试验; 11、绕组连同套管的交流耐压试验; 12、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量; 13、额定电压下的冲击合闸试验; 14、检查相位; 15、测量噪音。 变压器试验项目应符合下列规定: 1 容量为1600kVA及以下油浸式电力变压器，可按第1、2、3、4、5、6，7，8、11、13和14条进行交接试验; 2 干式变压器可按本标准第2、3、4、5、7、8、11、13和14条进行试验; 3 变流、整流变压器可按本标准2、3、4、5、6、7、8、11、13和14条进行试验;

电力变压器的绝缘试验和诊断技术 陈海霞

电力变压器的绝缘试验和诊断技术陈海霞 发表时间：2020-04-09T16:28:51.463Z 来源：《电力设备》2019年第23期作者：陈海霞[导读] 摘要：电力变压器在运行过程中会出现绝缘故障，为了最大程度避免因绝缘故障造成的供电不稳定等影响电力企业经济效益的问题出现，在设备运行前工作人员将会对设备进行绝缘试验，本文在此背景下介绍绝缘试验的相关知识，并依据绝缘故障的影响因素总结应该注意的实现和诊断步骤。 （哈尔滨变压器有限责任公司 150000）摘要：电力变压器在运行过程中会出现绝缘故障，为了最大程度避免因绝缘故障造成的供电不稳定等影响电力企业经济效益的问题出现，在设备运行前工作人员将会对设备进行绝缘试验，本文在此背景下介绍绝缘试验的相关知识，并依据绝缘故障的影响因素总结应该注意的实现和诊断步骤。关键词：电力变压器；绝缘试验；诊断技术一、电力变压器的绝缘试验和故障损害（一）电力变压器的绝缘试验分类通常情况下我们将电力变压器的绝缘试验分为两类，一类是依据试验性质进行的分类，为了避免对设备产生较大损伤，我们在试验过程中会选用较低电压对设备在试验过程中发生的物理现象进行预判，给出相应的测试参数，进而进行数据分析，这个过程中还可以有效判断出设备的绝缘性能大小，依据参数来总额出其变化趋势规律，进而得到影响绝缘性能的因素，这种是小电压情况下的试验。相反的，还会有大电压的试验，给予设备较强电压，我们会发现设备在试验过程中的物理现象又呈现不一样的效果，这样能判断出该设备的绝缘最佳水平和最强状态，但不得不说这种试验存在的最大弊端就是会对设备造成损伤，减少其使用寿命。第二类是依据试验范围进行的分类，电力变压器的具体性能大小与其使用时间有密切的关系，所以我们可以以时间作为参考值设定绝缘试验，这样一来能直观地发现电力变压器存在的缺陷和隐患，方便对设备统一维修，还能根据试验过程中发生的异常整理归类后再次进行鉴别性试验，二次维护故障点后重新测定有关数据。（二）故障损害带来的影响一般电力变压器出现故障的主要原因还是由于绝缘物质老化而造成的，这也是我们工作人员需要高度关注的重点，因为其老化程度将直接影响到整个电网系统的运行效果，使得电网中的所有绝缘设备工作能力都下降，一旦出现这种情况，电力传输过程中抵抗较强电流能力较弱，会引起电压不稳定，引发短路等故障出现，虽然这类问题不会对人造成较大的危害，但也会给日常生活工作造成极大地不便。此外电力变压器绝缘故障让电网不定时放电，这也会加快电力变压器的损害程度，减少其使用寿命。 二、电力变压器的绝缘试验方法（一）介质损失角法使用这种方法的最大优点就是灵敏度非常好，有利于控制设备，快速查找局部故障点，我们在试验时会测定角质总回路量，判定设备是否收到潮湿等因素而影响到绝缘效果，虽然这种故障发生概率较低，但我们也常用这种方法来排查。（二）吸收系数测定法当电力变压器的绝缘部件受到损坏或是潮湿影响下，很容易饱和，这时我们采用吸收系数测定法可以直接确定损害部位，而且也能得知电力变压器当前状态是否处于绝缘状态，需要提倡的是我们不单独采用本法，而是与其他方法结合使用会短时间内快速确定绝缘部件局部受损位置。（三）绝缘电阻测定法这种方法的优点具有全面性，电力变压器内部主要发挥作用的关键点就是电阻、电容和转换器来工作的，绝缘电阻能抵制强电力进而转化，我们可以多个角度检查后检测出故障点并维护，然后通过绝缘电阻来检查其他部位是否处于正常状态。 三、影响绝缘故障的因素分析（一）突发性短路电力变压器出现故障的大多数情况都是短路，短路部位不同造成的影响也不同，一旦出现短路故障后其他设备会受到很大的机械力，一旦承受能力达到极限就会发生形变，从而降低甚至失去绝缘效果，这种损伤很多时候是无法完全修复的，首先就是绝缘距离发生变化，如果继续使用会影响到绝缘器的使用寿命。（二）温度影响电力变压器内部结构是绝缘的，温度变化对其影响比较大，温度决定了使用寿命或是老化时间，温度过高边缘器超负荷使用会改变绝缘器绝缘性能，影响整个电力系统的稳定运行。（三）湿度影响正如上文所说，变压器在受潮的情况下也会影响其绝缘性能，绝缘油中存在水分，少量的水分能保证必要的湿度，降低绝缘油的放电效果。但如果水分过多，就会让变压器内部环境越来越潮湿，这会加快绝缘器的老化，大大缩减其使用寿命，甚至继续严重下去会威胁到工作人员的生命安全。 四、电力变压器的绝缘故障诊断技术电力变压器的发生故障后要及时进行诊断来减少不必要的损害，一般我们对变压器的诊断分为三方面，第一个是诊断前的维护保养工作，当电力变压器发生故障前就要定期排查找到问题隐患点进行维护，以保证变压器能正常工作，很大程度上能减少因故障发生而产生的经济费用。第二个是电力变压器发生故障后的故障点查找，这个过程要遵循快速、准确的原则，为了不影响电力系统生产效率，要快速找到问题所在，所以科学定制故障点查找流程和手法非常重要，不仅能保证工作人员的生命安全也能保证电力系统的平稳运行。第三个是故障点检修，高质量检修是对电力系统检修人员人身安全的保障，经过快速检修和更新后的电力变压器能立马投入到运行中，确保整个系统的正常使用。所以工作人员还要制定一整套诊断体系，快速查找快速检修，进一步完善系统漏洞。 五、结语