變壓器預防性試驗分析

1、變壓器預防性試驗分析調整試驗所王保慶摘要變壓器是電力系統(tǒng)中輸變電能的重要設備，它擔負著電壓、電流的轉換任務它的性能好壞直接影響到系統(tǒng)的安全和經濟運行.由于電力變壓器多在室外露天下工作，承受著多種惡劣和復雜條件的考驗，因此必須對它的導磁、導電和絕緣部件等進行定期試驗，以檢驗其各項性能是否符合有關規(guī)程的要求，發(fā)現(xiàn)威脅安全運行的缺陷，從而進行及時的處理，以防患于未然。電力變壓器試驗一般分為工廠試驗和交接預防性試驗兩類.工廠試驗主要包括工序間半成品試驗、成品出廠試驗、型式試驗和特殊試驗等；交接預防性試驗主要包括交接驗收、大修、小修和故障檢修試驗等；本次論文主要針對的是交接預防性試驗，它的試驗目的主要有

2、絕緣試驗和特性試驗兩部分。本次主要是結合工作實際，對預變壓器防性試驗進行分析。關鍵詞：變壓器測量絕緣特性根據(jù)電力設備交接和預防性試驗規(guī)程規(guī)定的試驗項目及試驗順序,主要包括：1.絕緣油試驗；2繞組連同套管的直流電阻；3.檢查所有分接頭的的電壓比；4檢查變壓器的三相接線組別和引出線的極性；5測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯的絕緣電阻；6非純瓷套管的試驗；7有載調壓切換裝置的檢查和試驗；8測量繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)；9測量繞組連同套管的介質損耗角正切值tan5;10測量繞組連同套管的直流泄漏電流；11變壓器繞組變形試驗；12繞組連同套管的交流耐壓試驗；13繞組連同套管的長時感應電壓試

3、驗帶局部放電試驗；其中絕緣試驗包括：1 .油箱和套管中絕緣油試驗；2 .測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯的絕緣電阻；3 .測量線圈的絕緣電阻和吸收比；4 .測量線圈連同套管的介質；5 .損失角正切值;6 .測量非純瓷套管的試驗；7 .繞組連同套管的泄露電流；8 .線圈連同套管的交流耐壓試驗。特性試驗包括：1 .測量線圈的直流電阻；檢查線圈所有分接頭的變壓比；2 .檢查三相變壓器的接線組別和單相變壓器引出線的極性；3 .測量容量為3150KVA及以上變壓器在額定電壓下的空載電流和空載損耗;短路特性和溫升試驗等。1絕緣油試驗包括1.交流耐壓試驗。2.介質損耗因數(shù)的測量。3.油中溶解氣體分析1.1 試

4、驗目的：1.1.1 在絕緣油試驗項經常目中，經常進行的電氣強度氣性能試驗主要有兩項。即電氣強度試驗和介質損耗因數(shù)試驗，此外還有油的析氣性能試驗，但她只在超高壓油的新油驗收才進行檢測。影響絕緣油電氣強度的主要因素是油中水分和雜質，尤其是后者，當它與高含量的溶解水結合時，對耐壓水平的降低十分顯著。因此，對于電氣強度不合格的絕緣油不準注入電氣設備。但經過某種過濾處理除去其中所含的水分和雜質，油的耐壓水平就會提高而變成合格的油。1.1.2 油的介因數(shù)質損耗值是反映油質收到污染或老化的重要電氣指標，他對油中科溶性的極性物質，老化產物或中性膠質以及油中微量的金屬化合物極為靈敏，甚至用一般化學方法不能檢出的

5、輕微污染也可以用它來監(jiān)督其變化，因為電介質在交變電場作用下，因電導、松弛極化和電離都要產生能量損耗，當絕緣油中含有較多雜質時，這些油的離子都是油的電導和松弛極化的主要載流子，必然會使該油的介質損耗因數(shù)值增大，絕緣油老化后，生成的極化基和極化物質，同樣也使油的電導和松弛化加劇。因此，測定絕緣油的介質損耗因數(shù)值，不論是用于檢查新油的輕微污染還是用于檢測運行油的老化和污染都是十分有意的。1.1.3 變壓器診斷中，單靠電氣試驗方法往往很難發(fā)現(xiàn)某些局部故障和發(fā)熱缺陷，而通過變壓器油中氣體的色譜分析這種化學檢測的方法，對發(fā)現(xiàn)變壓器內部的某些潛伏性故障及其發(fā)展程度的早期診斷非常靈敏而有效，這已為大量故障診斷

6、的實踐所證明。油色譜分析的原理是基于任何一種特定的姓:類氣體的產生速率隨溫度而變化，在特定溫度下，往往有某一種氣體的產氣率會出現(xiàn)最大值；隨著溫度升高，產氣率最大的氣體依此為CH4C2H6C2H4C2H2這也證明在故障溫度與溶解氣體含量之間存在著對應的關系，而局部過熱、電暈和電弧是導致油浸紙絕緣中產生故障特征氣體的主要原因。變壓器在正常運行狀態(tài)下，由于油和固體絕緣會逐漸老化，變質，并分解出極少量的氣體（主要包括氫H2甲烷CH4乙烯C2H4乙烘C2H2一氧化碳CO二氧化碳CO2等多種氣體）。當變壓器內部發(fā)生過熱性故障，放電性故障或內部絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。這些氣體大部分溶解在絕緣油

7、中，少部分上升至絕緣油的表面，并進入氣體繼電器。經驗證明，油中氣體的各種成分含量的多少和故障的性質及程度有關，不同故障或不同能量密度其產生氣體的特征是不同的，因此在設備運行過程中，定期測量溶解于油中的氣體成分和含量，對于及早發(fā)現(xiàn)充油電力設備內部存在的潛伏性故障有非常重要的意義和現(xiàn)實的成效。而電弧放電以繞組匝、層間絕緣擊穿為主，其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛狐等故障?；鸹ǚ烹姵Ｒ娪谔坠芤€對電位未固定的套管導電管、均壓圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵芯接地片接觸不良而引起的放電；分接開關拔叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。對變壓器故障部位的準確判斷，有賴于對其內部結構和運行狀態(tài)的全面掌握

8、，并結合歷年色譜數(shù)據(jù)和其它預防性試驗(直阻、絕緣、變比、泄漏、空載等)進行比較。1.2 試驗方法：1.2.1 交流耐壓試驗：首先將試驗油杯用試驗油沖洗兩次，然后檢查電極表面不能有燒傷痕跡，檢查電極間距離正好在2.5mm,確認油杯完整無損后將試驗油沿油杯壁輕輕倒入油杯中，油杯上要加蓋玻璃罩或者玻璃片。試驗環(huán)境溫度在15-25C,環(huán)境濕度在75%以下進行試驗。調節(jié)調壓器TR使電壓從零升起，升壓速度為2KV/s直至油隙擊穿，并記錄擊穿電壓值，這樣重復試驗5次取平均值為測定值。1.2.2 介質損耗因數(shù)試驗：將試驗加熱器油杯用試驗油清洗2次，待試驗油杯干凈后將試驗油沿杯壁注入到試驗油杯中，油的上限接近油

9、杯內刻度線，將試驗油靜置10min后，開啟加熱器，直至油溫達到90C,將介質損耗測試儀高壓輸出端加在油杯的專用接口上，將試驗電壓調到10kV進行試驗，記錄介質損耗因數(shù)值。1.3 試驗要求：1.3.1 交流耐壓試驗電壓擊穿值：500kV:>60kV330kV:>50kV60220kV:>40kV35kV及以下電壓等級：>35kV1.3.2 介質損耗因數(shù)tan6(%):90C時，注入電氣設備前<0.5注入電氣設備后<0.71.4 注意事項：1.4.1 試驗油必須取自被試設備，為了減少產生碳粒應將擊穿電流限制在5mA左右.1.4.2 每次擊穿后都應油充分攪拌然后靜

10、5min在進行試驗。2 .測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯的絕緣電阻2.1 試驗目的：2.1.1 電力變壓器正常運行時，鐵芯必須有一點可靠接地。若沒有接地，則鐵芯對地的懸浮電壓，會造成鐵芯對地斷續(xù)性擊穿放電，鐵芯一點接地后消除了形成鐵芯懸浮電位的可能。但當鐵芯出現(xiàn)兩點以上接地時，鐵芯間的不均勻電位就會在接地點之間形成環(huán)流，并造成鐵芯多點接地發(fā)熱故障。變壓器的鐵芯接地故障會造成鐵芯局部過熱，嚴重時，鐵芯局部溫升增加，輕瓦斯動作，甚至將會造成重瓦斯動作而跳閘的事故。燒熔的局部鐵芯形成鐵芯片間的短路故障，使鐵損變大，嚴重影響變壓器的性能和正常工作，以至必須更換鐵芯硅鋼片加以修復。所以變壓器不允許多點接

11、地只能有且只有一點接地。2.2 試驗方法：2.2.2使用2500V兆歐表將E端接在接地端子上，將L端接在鐵芯上，記時60s,記錄絕緣電阻值。2.3 試驗要求：2.3.1 進行器身檢查的變壓器，應測量可接觸到的穿心螺栓、腕鐵夾件及綁扎鋼帶對鐵腕、鐵心、油箱及繞組壓環(huán)的絕緣電阻。當腕鐵梁及穿心螺栓一端與鐵心連接時，應將連接片斷開后進行試驗；2.3.2 不進行器身檢查的變壓器或進行器身檢查的變壓器，所有安裝工作結束后應進行鐵心和夾件（有外引接地線的）的絕緣電阻測量；2.3.3 鐵心必須為一點接地；對變壓器上有專用的鐵心接地線引出套管時，應在注油前測量其對外殼的絕緣電阻；2.3.4 采用2500V兆歐

12、表測量，持續(xù)時間為1min,應無閃絡及擊穿現(xiàn)象2.4 注意事項：2.4.1 擦干凈絕緣柱上的塵土，并且保證絕緣子干燥。2.4.2 將高壓側和低壓側及變壓器外殼同時接地，以減少對絕緣檢測的干擾。2.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變鐵芯及緊固件絕緣測量數(shù)（2500V兆歐表）項目絕緣電阻（MQ）鐵芯1400緊固件14002.6試驗數(shù)據(jù)分析：在測量過程中，鐵芯表面沒有任何放電現(xiàn)象，絕緣子沒有出現(xiàn)閃絡，絕緣良好，試驗合格。3 .測量線圈的絕緣電阻和吸收比3.1 試驗目的：3.1.1 測定絕緣電阻和吸收比可以靈敏地發(fā)現(xiàn)變壓器絕緣的整體或局部受潮；3.1.2 檢查絕緣表面的臟污及局部缺陷；檢查有無短

13、路、接地和瓷件破損等缺陷。3.2 試驗方法：3.2.1 使用2500V兆歐表將低壓側及外殼接地，測量高壓側絕緣電阻，記下15s和60s絕緣電阻值，用R0/R15計算吸收比。3.2.2 測量低壓側時，需要將高壓側及外殼接地。3.3.3測外殼量整體絕緣電阻時，將外殼接地，高壓側和低壓側短路測量.3,3試驗要求：1.1.1 絕緣電阻值不低于產品出廠試驗值的70%1.1.2 當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時，可按表換算到同一溫度時的數(shù)值進行比較；油浸式電力變壓器絕緣電阻的溫度換算系數(shù)溫度差K51015202530354045505560換算系數(shù)A1.21.51.82.32.83.44.15.1

14、6.27.59.211.2注：1表中K為實測溫度減去20C的絕對值2測量溫度以上層油溫為準。校正到20c時的絕緣電阻值可用下述公式計算：當實測溫度為20C以上時：R20=ARt當實測溫度為20C以下時：M=Rt/A式中飛-校正到20C時的絕緣電阻值（MQ）;Rt在測量溫度下的絕緣電阻值（MQ）o3變壓器電壓等級為35kV及以上，且容量在4000kVA及以上時,應測量吸收比。吸收比與產品出廠值相比應無明顯差別，在常溫下應不小于1.3;當Ros大于3000MQ時，吸收比可不做考核要求。4變壓器電壓等級為220kV及以上且容量為120MVA及以上時，宜用5000V兆歐表測量極化指數(shù)。測得值與產品出廠

15、值相比應無明顯差別，在常溫下不小于1.3;當Ros大于10000MQ時，極化指數(shù)可不做考核要求。1.4 注意事項：1.4.1 試驗前應將變壓器同一側繞組的各相短路，并與中性點引出線連在一起接地。1.4.2 剛退出運行的變壓器應等繞組的溫度與油溫接近時再進行測吸收比和極化指數(shù)不進行溫換算。為消除殘余電荷對測量的影響，應將繞組對地進行充分放電3min,拆開變壓器的高、低壓連接1.4.3 在測量過程中，如需要重復測量時，應將繞組進行充分放電；該試驗只能初步判定變壓器的絕緣情況不存在特別明顯的缺陷.1.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變繞組連同套管絕緣，吸收比測量數(shù)據(jù)（2500V兆歐表）繞組15

16、s(MQ)60s(MQ)600s(MQ)吸收比極化指數(shù)局壓對低壓及地2000029000440001.451.52低壓對局壓及地1500020000280001.331.40整體對地1200018000280001.501.563.6試驗數(shù)據(jù)分析：在試驗過程中，套管表面沒有塵土，試驗數(shù)據(jù)折算到廠家試驗溫度后，與廠家試驗報告沒有明顯差別。吸收比大于1.3,極化指數(shù)不作要求，試驗結果為合格，表明變壓器整體絕緣良好。4 .測量繞組連同套管的介質損耗角正切值tan54.1 試驗目的：4.1.1 它主要用來檢查變壓器整體受潮油質劣化、繞組上附著油泥嚴重的局部缺陷。介質測量常受表面泄露和外界條件（如干擾電

17、場和大氣條件）的影響，因而要采取措施減少和消除影響。4.2 試驗方法：4.2.1 根據(jù)介損測試儀圖解進行接線，一般選擇反接法，試驗電壓一般不高于設備定電壓，當設備額定電壓高于10KV試驗電壓為10KV。當測量高壓側時，低壓側和外殼接地，記錄介質損耗因數(shù)tan6和電容值Cx,測量低壓側和整體的介質損耗因數(shù)和電容值的方法類似。4.3 試驗要求：4.3.1 被測繞組的tan6值不應大于產品出廠試驗值的130%;4.3.2 當測量時的溫度與產品出廠試驗溫度不符合時，可按表7.0.10換算到同一溫度時的數(shù)值進行比較。介質損耗角正切值tg6（%淘度換算系數(shù)溫度差K5101520253035404550換算

18、系數(shù)A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7注：1表中K為實測溫度減去20c的絕對值；2測量溫度以上層油溫為準；3進行較大的溫度換算且試驗結果超過第二款規(guī)定時，應進行綜合分析判斷校正到20C時的介質損耗角正切值可用下述公式計算：當測量溫度在20c以上時，tan(20=tant/A當測量溫度在20C以下時：tan20=Atan6式中tan620-校正到20C時的介質損耗角正切值；tan6t在測量溫度下的介質損耗角正切值。4.4 注意事項：4.4.1 被測繞組與非被測繞組均應首尾短路。測交流電壓施加在繞組上，由于磁耦合作用，繞組各點的電位和相角可能不同，會對測量結果造成誤差

19、。繞組首尾短接，可以將其內部各點電位的不同減小到最低限度。試前應降套管，瓷瓶擦拭干凈，表面的臟污會影響準確，另外周圍的臨時接地體也要拆除。4.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變介質損耗因數(shù)tan6和電容值CX測量數(shù)據(jù)溫度：28c濕度：30%項目電壓(KStan6(%電容量高壓對低壓側及地100.0417.25nF低壓對高壓側及地100.0437.29nF高低壓側對地100.0435.53nF4.6試驗數(shù)據(jù)分析：由于高壓側和低壓側都高于電壓10kV,因止匕，試驗電壓為10kV,試驗數(shù)據(jù)折算到廠家溫度進行比較，誤差小于130%試驗結果合格。5 .非純瓷套管試驗5.1 試驗目的：5.1.1 檢

20、查變壓器套管絕緣情況，防止因受潮，污穢，損壞等原因造成絕緣下降和介質損耗因數(shù)增大，或者發(fā)生爬電電弧等發(fā)生。5.2 試驗方法：5.2.1 絕緣檢查：使用2500V絕緣表，將套管末屏接地，測量接線端子絕緣值，記下60S絕緣電阻值。介質損耗因數(shù)測量：使用介質損耗測試儀，根據(jù)反接法接線圖進行接線，試驗電壓為10KV，記錄介質損耗因數(shù)tan6和電容值CX.5.2.2 交流耐壓：連同套管一起進行耐壓試驗5.3 試驗要求：5.3.1 采用2500V兆歐表測量，絕緣電阻值不應低于1000MQ。5.3.2 在室溫不低于10C的條件下，套管的介質損耗角正切值tan5不應大于0.7;5.3.3 電容型套管的實測電容

21、量值與產品銘牌數(shù)值或出廠試驗值相比，其差值應在±5%范圍內。5.4 注意事項：保持瓷套的干燥，沒有損壞，無塵土。試驗在安裝前進行。5.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變套管試驗數(shù)據(jù)溫度：18C濕度：30%相別A相B相C相出廠編號M9193164M9201547M9201550主絕緣的絕緣電阻2500V(MQ)100000100000100000末屏對地絕緣電阻2500V(MQ)100000100000100000測量主絕緣介損值及電容值測量時電壓(kV)101010主絕緣電容值Cx(PF)601.64601.39595.92介損值tan6(%0.100.050.11交流耐壓/5

22、.6試驗數(shù)據(jù)分析：試驗過程中，套管絕緣子表面沒有放電，閃絡現(xiàn)象，絕緣值大于1000MQ,試驗數(shù)據(jù)與廠家數(shù)據(jù)比較誤差不大于5%。試驗結果為合格。6 .繞組連同套管的泄露電流6.1 試驗目的：6.1.1 通過絕緣過直流泄露電流來檢查變壓器整體的絕緣情況，有無受潮，和污穢帶來的。絕緣水平下降。6.2 試驗方法：6.2.1 使用100KV直流發(fā)生器，將高壓側三相端短接，低壓側和外殼接地。6.2.2 在高壓側側加壓，升壓時緩慢升壓每階段2Kv觀察泄露電流，待電流穩(wěn)定后繼續(xù)升壓，直至60KV開始計時1min,記下泄露電流值匕?！暗蛪簜群驼w的泄露電流測量6.3 試驗要求：6.3.1 當變壓器電壓等級為35

23、kV及以上，且容量在8000kVA及以上時，應測量直流泄漏電流；6.3.2 試驗電壓標準的規(guī)定。當施加試驗電壓達1min時，在高壓端讀取泄漏電流。泄漏電流值不宜超過本標準的規(guī)定。油浸式電力變壓器直流泄漏試驗電壓標準繞組額定電壓(kV)610203563330500直流試驗電壓(kV)10204060油浸電力變壓器繞組直流泄漏電流參考值額定電壓(kV)試驗電壓峰值(kV)在下列溫度時的繞組泄漏電流值5A)10c20C30C40C50C60C70C80C23511172539558312517861510:22335077112166250P3562035203350741111672504005

24、7063330r40:33507411116725040057050060203045671001502353306.4 注意事項：6.4.1 被試品做試驗前，應拆除所有對外連線，并充分放電，主要部位應除干凈，保持絕對干燥，以免損壞被試品及帶來試驗數(shù)值的誤差。對于大容量試品(電容器、超長電纜等)試驗時應緩慢升壓，防止被試品的充電電流過大而燒壞微安表，必要時應分級加壓分別讀取各電壓下微安表的穩(wěn)定讀數(shù)。6.4.2 試驗過程中，應嚴密監(jiān)視被試品、微安表及試驗裝置等，一旦發(fā)生5、擊穿等現(xiàn)象應立即降壓，切斷電源，并查明原因。6.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變直流耐壓試驗及泄露電流數(shù)據(jù)溫度：28

25、C濕度：30%項目試驗電壓（kV）泄漏電流（nA）高壓對低壓側及地6025低壓對高壓側及地40166.6試驗數(shù)據(jù)分析：試驗過程中，升壓緩慢，泄露電流穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)快速增長，泄露電流符合規(guī)定。套管沒有出現(xiàn)閃絡，放電等情況。試驗結果為合格。7 .交流耐壓試驗7.1 試驗目的：7.1.1 交流耐壓試驗是鑒定絕緣強度等有效的方法，特別是對考核主絕緣的局部缺陷，如繞組主絕緣受潮、開裂或在運輸過程中引起的繞組松動、引線距離不夠以及繞組絕緣上附著污物等。交流耐壓試驗雖對發(fā)現(xiàn)絕緣缺陷有效，但受試驗條件限制，要進行35KV及8000KVA以上變壓器耐壓試驗，由于電容電流較大，要求高電壓試驗變壓器的額定電流在10

26、0mA以上，目前這樣的高電壓試驗變壓器及調壓器尚不夠普遍，如果能對高電壓、大電流電力變壓器進行交流耐壓試驗，對保證變壓器安全運行有很大意義。7.2 試驗方法：7.2.1 接線方法與直流耐壓相同，緩慢升壓2kV/s升至耐壓值，計時1min,沒有放電想象，變壓器沒有出現(xiàn)過熱，絕緣子無脫落，視為通過。7.3 試驗要求：電力變壓器和電抗器交流耐壓試驗電壓標準（kV）系統(tǒng)標稱電壓設備最高電壓交流耐壓油浸式電力變壓器和電抗器干式電力變壓器和電抗器<1<1.1一2.533.61148.567.220171012282415P17.513632202444433540.568606672.5112

27、一110126160一220252316(288)一330P3631408(368)一500550544(504)一7.4 注意事項：7.4.1 試驗中，表計指針不跳動不上升，被試驗變壓器無放電聲，則被認為試驗通過；7.4.2 一般若出現(xiàn)電流突然上升或電流繼電器動作，則表示試品已被擊穿。7.4.3 本次試驗所測到的值與歷次比較，沒有太明顯的出入，所以可以證明該變壓器的絕緣沒有出現(xiàn)明顯的缺陷，也沒有受潮，符合相關標準。根據(jù)經驗判斷，一般情況下，當試品被擊穿時，電路中電流會明顯上開，試品會發(fā)出擊穿聲響，冒煙，出氣，焦臭，閃弧，燃燒等，都是不允許的，一定要查明原因。這些現(xiàn)象如果確定是發(fā)生在絕緣上的，

28、則認為是被試品存在缺陷和擊穿。7.5 試驗數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變交流耐壓試驗數(shù)據(jù)溫度：28C濕度：30%局壓對低壓及地/低壓對局壓及地44kV7.6試驗數(shù)據(jù)分析：由于高壓側電壓為500kV不具備交流耐壓試驗條件，只對低壓側進行交流耐壓試驗，在試驗過程中由于變壓器本身對地存在較大的電容電流，小容量的變壓器無法滿足試驗要求。采取諧振電壓法進行試驗，試驗過程中高壓側采樣電流與計算值沒有較大誤差，滿足試驗要求。試驗結果為合格。8測量線圈的直流電阻8.1 試驗目的：8.1.1 檢查檢查繞組的接頭質量和繞組有無匝間短路。電壓分接開關的各個位置接觸是否良好以及分接開關實際位置與指示位置相符。多股導

29、線并繞的繞組是否有段股等情況。8.2 試驗方法：8.2.1 根據(jù)電橋法，使用變壓器直阻測試儀測量，接線根據(jù)接線圖進行接線，當測量Y側接線測得Rao,Rbo,Rco當測側直阻測得Rab,Rac,Rbc.每個分接頭的電阻都要測量。8.3 .試驗要求：8.3.1 測量應在各分接頭的所有位置上進行；8.3.2 1600kVA及以下電壓等級三相變壓器，各相測得值的相互差值應小于平均值的4%,線間測得值的相互差值應小于平均值的2%;1600kVA以上三相變壓器，各相測得值的相互差值應小于平均值的2%;線間測得值的相互差值應小于平均值的1%;8.3.3 變壓器的直流電阻，與同溫下產品出廠實測數(shù)值比較，相應變

30、化不應大于2%;不同溫度下電阻值換算：R2=R1(T+t2/(T+t1)式中R1、R2-分別為溫度在t1、t2時的電阻值；T計算用常數(shù)，銅導線取235,鋁導線取225。8.4 注意事項：8.4.1 電壓線應盡量短和粗些。電壓和電流線與被測繞組的端子應可靠連接。電壓線接頭應在電流線接頭的內側，并避免電壓線接頭流過測試電流。切斷測試電流時，有過電壓產生，防止設備和人員受到傷害。同一變壓器其他非測量繞組的端子和引線應可靠絕緣。8.5 現(xiàn)場數(shù)據(jù)：沙河現(xiàn)場#2500kV主變直阻測量數(shù)據(jù)（單位：mQ）溫度：28C濕度：30%接相一的I.相別12345低壓側高AN299.7290.8283.6275.2268.6ab0.7707壓BN298.2290.2283.4274.2267.1bc0.7708側CN299.1291.5282.7275.3268.2ca0.77118.6試驗數(shù)據(jù)分析：三相誤差高壓側12345低壓側誤差（%）10.500.2410.310.430.550.05將試驗數(shù)據(jù)進行三相誤差比較，誤差在規(guī)定范圍內。換算成廠家溫度，數(shù)據(jù)誤差小于2%0變壓器直阻測量方法正確，試驗數(shù)據(jù)為合格