電氣設(shè)備交接試驗標準-高壓試驗技術(shù)

《電氣設(shè)備交接試驗標準》高壓試驗技術(shù)1、變壓器試驗2、互感器試驗

參考資料：

1.《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準》GB50150-2006

2.《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》

DL/T596—1996及Q/CSG10007-2004

3.來自供電局的圖形或數(shù)據(jù)。

變壓器交接試驗項目

修改說明

由于其他試驗尤其是高壓絕緣試驗應(yīng)在在絕緣油試驗合格的基礎(chǔ)上進行，本次修訂中將絕緣油試驗從11位提到第1位，并加入SF6氣體試驗要求

油浸式變壓器油中色譜分析對放電、過熱等多種故障敏感，是目前非常有效的變壓器檢測手段。新標準中大型變壓器感應(yīng)電壓試驗時間延長，嚴重的缺陷可能產(chǎn)生微量氣體，因此在本次修訂中加入了耐壓試驗后色譜分析項目?？紤]到氣體在油中的擴散過程，規(guī)定試驗結(jié)束24小時后取樣，并參照《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》GB/T7252規(guī)定，明確了色譜分析的合格標準。

1絕緣油試驗或SF6氣體試驗；

電壓等級在66kV及以上的變壓器，應(yīng)在注油靜置后、耐壓和局部放電試驗24h后、沖擊合閘及額定電壓下運行24h后，各進行一次變壓器器身內(nèi)絕緣油的油中溶解氣體的色譜分析。試驗應(yīng)按《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》GB/T7252進行。各次測得的氫、乙炔、總烴含量，應(yīng)無明顯差別。新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量（μL/L）任一項不宜超過下列數(shù)值：

總烴：20，

H2：10，

C2H2：0

1絕緣油試驗或SF6氣體試驗

油中微量水分的測量，應(yīng)符合下述規(guī)定：

變壓器油中的微量水分含量，對電壓等級為110kV的，不應(yīng)大于20mg/L；220kV的，不應(yīng)大于15mg/L；330～500kV的，不應(yīng)大于10mg/L

2.測量繞組連同套管的直流電阻

作用：

1）檢查繞組接頭的焊接質(zhì)量和繞組是否匝間短路；

2）檢查分接開關(guān)觸頭接觸是否良好，位置指示是否正確；

3）引出線是否斷裂

4）多股導(dǎo)線并繞的繞組是否斷股；

5）接線板連接頭是否連接良好。2.測量繞組連同套管的直流電阻

要求應(yīng)符合下列規(guī)定：

1測量應(yīng)在各分接頭的所有位置上進行；

21600kVA及以下電壓等級三相變壓器，各相測得值的相互差值應(yīng)小于平均值的4%，線間測得值的相互差值應(yīng)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(yīng)小于平均值的2%；線間測得值的相互差值應(yīng)小于平均值的1%；

2.測量繞組連同套管的直流電阻

要求應(yīng)符合下列規(guī)定：

3變壓器的直流電阻，與同溫下產(chǎn)品出廠實測數(shù)值比較，相應(yīng)變化不應(yīng)大于2%；不同溫度下電阻值按照式7.0.3換算：

（7.0.3）

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(dǎo)線取235，鋁導(dǎo)線取225。

2.測量繞組連同套管的直流電阻

4由于變壓器結(jié)構(gòu)等原因，差值超過本條第2款時，可只按本條第3款進行比較。但應(yīng)說明原因。

2.測量繞組連同套管的直流電阻

要點：

1）測量前將有載分接開關(guān)各檔來回轉(zhuǎn)換幾次,以保證分接開關(guān)接觸良好；

2）應(yīng)盡量測量相間直流電阻。

三.直流電阻測量

要點：

3）直阻儀的電壓夾應(yīng)與套管導(dǎo)電桿接觸良好以確保數(shù)值準確；

4）測量過程中或試驗回路未放完電前嚴禁解接線和嚴禁試驗電源斷電；

5）三相直流電阻相差超標時應(yīng)檢查測量回路接線是否接觸良好,并檢查變壓器套管引出導(dǎo)電桿與接線頭及變壓器引線與將軍帽接觸情況

6）加快測量穩(wěn)定的方法：助磁法，消磁法

助磁法

1、用大容量蓄電池或穩(wěn)流源；

2、把高、低壓繞組串聯(lián)起來通電流測量，采用同相位和同極性的高壓繞組助磁；

3、采用恒壓恒流源法的直阻測量儀，并采用雙通道測量。

例子

某＃1主變故障

2003年6月2日開始發(fā)現(xiàn)＃1主變B相油中可燃氣體總量有較大增長，其中H2從0增長為42.7μL／L，總烴從57.09μL／L增加到213.75μL／L。

色譜分析：1）查看比較分析＃1主變B相有關(guān)色譜資料，認為變壓器內(nèi)部有故障；2）故障性質(zhì)為裸金屬局部過熱，溫度約為300℃—700

6月10日對＃1變壓器三相所有分接頭都進行直流電阻測試比較，發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組5個分接頭直流電阻比交接時相應(yīng)數(shù)據(jù)相比分別增加8％～10％，而低壓繞組則正常。故障原因判定為高壓套管與引線連接點、中性點套管與引線連接點、分接開關(guān)等三個位置。檢查結(jié)果：＃1主變B相高壓引線（連接高壓繞組端）燒斷一根

B相高壓引線（連接高壓套管端）有三根過熱發(fā)黑

3檢查所有分接頭的電壓比；

作用：

1）檢查變壓器繞組匝數(shù)比的正確性；

2）檢查分接開關(guān)的狀況；

3）故障后檢查是否存在匝間短路；

4）判斷變壓器是否可以并列運行；

儀器：

可采用自動變比測量儀，還可以自動測量組別。3檢查所有分接頭的電壓比；

判斷標準：

1)檢查所有分接頭的電壓比，與制造廠銘牌數(shù)據(jù)相比應(yīng)無明顯差別，且應(yīng)符合電壓比的規(guī)律；電壓等級在220kV及以上的電力變壓器，其電壓比的允許誤差在額定分接頭位置時為±0.5%。

2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應(yīng)在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi)，但不得超過±1%

4.檢查變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性

必須與設(shè)計要求及銘牌上的標記和外殼上的符號相符。避免在變壓器訂貨或發(fā)貨中以及安裝結(jié)線等工作中造成失誤。

目前在變壓器常用結(jié)線組別的變壓測試中，電壓表法一般均被變壓比電橋測試儀所代替，它使用方便，且能較正確地測出變壓比誤差，對綜合判斷故障及早發(fā)現(xiàn)問題有利。

極性測量

5.絕緣試驗項目

（包括：絕緣特性試驗，交流耐壓試驗，長時感應(yīng)電壓試驗帶局部放電試驗）

一.絕緣試驗

（一）絕緣特性試驗內(nèi)容

第1.測量絕緣電阻和吸收比、極化指數(shù)

第2.直流泄漏電流測量

第3.測量介質(zhì)損耗角的正切值

1、測量絕緣電阻和吸收比、極化指數(shù)

包括：繞組、鐵芯、夾件、套管

作用：能有效發(fā)現(xiàn)絕緣整體受潮、鐵芯及夾件是否多點接地、套管瓷件破裂

要點：1）被測繞組全部短接加壓,非測量繞組全部短路接地；2）使用兆歐表測量；不同溫度下的絕緣電阻換算公式為

判斷標準

交接試驗標準：

1絕緣電阻值不低于產(chǎn)品出廠試驗值的70%。

2當測量溫度與產(chǎn)品出廠試驗時的溫度不符合時，可換算到同一溫度時的數(shù)值進行比較

3變壓器電壓等級為35kV及以上，且容量在4000kVA及以上時，應(yīng)測量吸收比。吸收比與產(chǎn)品出廠值相比應(yīng)無明顯差別，在常溫下應(yīng)不小于1.3；當R60s大于3000MΩ時，吸收比可不做考核要求。判斷標準

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(chǎn)品出廠值相比應(yīng)無明顯差別。在常溫下不小于1.3。當R60s大于10000MΩ時，極化指數(shù)可不做考核要求。預(yù)防性試驗標準：

1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化，一般不低于上次值的70％

2)35kV及以上變壓器應(yīng)測量吸收比，吸收比在常溫下不低于1.3；吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應(yīng)不低于1.5

3)絕緣電阻大于10000MΩ時，吸收比不低于1.1或極化指數(shù)不低于1.3

要點：

1)使用2500V或5000V兆歐表，對220kV及以上變壓器，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA

2)測量前被試繞組應(yīng)充分放電

3)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應(yīng)盡量接近

4)盡量在油溫低于50℃鐵芯、夾件絕緣測試

要點

1）分別測量鐵芯對地、鐵芯對夾件、夾件對地絕緣電阻；

2）采用2500V電子式兆歐表測量,記錄1分鐘的絕緣電阻值，應(yīng)無閃絡(luò)及擊穿。要點

1)交接須采用2500V兆歐表(預(yù)試對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)

2)只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量

3)必要時，如：

油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時

測量電容型套管末屏對地絕緣電阻

使用2500V兆歐表

應(yīng)測量“抽壓小套管”對法蘭的絕緣電阻，不應(yīng)小于1000ΜΩ。

應(yīng)排除臟污、潮氣影響

2、直流泄漏電流測量

作用：泄漏電流試驗和絕緣電阻測量的接線方法相似，但因試驗電壓較高，能發(fā)現(xiàn)某些絕緣電阻試驗不能發(fā)現(xiàn)的缺陷，如絕緣的部分穿透性缺陷和引線套管缺陷等。標準判斷是縱向和橫向比較不應(yīng)有顯著變化。由于受外界因素影響較大，在南網(wǎng)的預(yù)防性試驗規(guī)程中已取消。

直流泄漏電流測量（交接標準）

1當變壓器電壓等級為35kV及以上，且容量在8000kVA及以上時，應(yīng)測量直流泄漏電流；

2試驗電壓標準應(yīng)符合標準的規(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標準附錄D的規(guī)定。

（40kV—50微安－對應(yīng)800兆歐）

（10kV－33微安－對應(yīng)300兆歐）3.測量介質(zhì)損耗角的正切值

包括繞組、套管

作用：能有效發(fā)現(xiàn)絕緣整體受潮、絕緣老化、油質(zhì)劣化、套管絕緣不良等

方法：繞組采用反接法，套管采用正接法

交接要求：

1當變壓器電壓等級為35kV及以上，且容量在8000kVA及以上時，應(yīng)測量介質(zhì)損耗角正切值tan；

2被測繞組的tan值不應(yīng)大于產(chǎn)品出廠試驗值的130%；

油浸電力變壓器繞組介質(zhì)損耗角正切值tgδ(%)最高允許值

測量繞組介質(zhì)損耗角的正切值

500kV自耦變試驗接線圖（反接法）

要點

1)非被試繞組應(yīng)接地

2)同一變壓器各繞組tgδ的要求值相同

3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近

4)盡量在油溫低于50℃

式中tgδ1、tgδ2分別為溫度t1、t2時的tgδ值

預(yù)試標準

1)20℃預(yù)試判斷標準

要點

1)油紙電容型套管的tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ與出廠值或上一次測試值比較有明顯增長或接近上表數(shù)值時，應(yīng)綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系。當tgδ隨溫度增加明顯增大或試驗電壓由10kV升到

時，tgδ增量超過±0.3%，不應(yīng)繼續(xù)運行

2)20kV以下純瓷套管及與變壓器油連通的油壓式套管不測tgδ

3)測量變壓器套管tgδ時，與被試套管相連的所有繞組端子連在一起加壓，其余繞組端子均接地，末屏接電橋，正接線測量

誤測例子

某＃4主變

2005年4月25日，試驗人員對主變高壓套管所測的介損為B相-1.4％，C相2.5％。

判斷為不合格

重測結(jié)果：B相0.4％，C相0.5％，合格。（二）交流耐壓試驗

包括外施工頻電壓試驗及感應(yīng)電壓試驗

外施工頻電壓作用：

考核變壓器主絕緣強度、檢查局部缺陷，能發(fā)現(xiàn)主絕緣受潮、開裂、絕緣距離不足等缺陷。

什么時候做：交接試驗、大修更換繞組

接線圖

接線圖

不正確接線圖

要點

1.對于油浸式變壓器，必須充滿合格的油，并靜置一定時間后才能進行；

2.與被試套管相連的所有繞組端子連在一起加壓，其余繞組端子均接地

3.應(yīng)準確測量電壓（在高壓側(cè)監(jiān)測）

4.頻率應(yīng)為45～65HZ，全電壓下耐受時間為60s

交接標準規(guī)定的靜置時間：

油浸式變壓器及電抗器的絕緣試驗應(yīng)在充滿合格油,靜置一定時間，待氣泡消除后方可進行。靜置時間按制造廠要求執(zhí)行，當制造廠無規(guī)定時，電壓等級為500kV的，須靜置72h以上；220～330kV的須48h以上；110kV及以下的須24h以上。

（三）感應(yīng)電壓試驗

作用：

1.考核全絕緣變壓器縱絕緣（繞組層間相間及段間）

2.什么時候做：交接試驗、大修更換繞組

接線圖

交接試驗關(guān)于交流耐壓的要求：

繞組連同套管的交流耐壓試驗，應(yīng)符合下列規(guī)定：

1容量為8000kVA以下、繞組額定電壓在110kV以下的變壓器，線端試驗應(yīng)按表7.0.13-1進行交流耐壓試驗；

2容量為8000kVA及以上、繞組額定電壓在110kV以下的變壓器，在有試驗設(shè)備時，可按表7.0.13-1試驗電壓標準，進行線端交流耐壓試驗；

3繞組額定電壓為110kV及以上的變壓器，其中性點應(yīng)進行交流耐壓試驗，試驗?zāi)褪茈妷簶藴蕿槌鰪S試驗電壓值的80％

交接試驗關(guān)于交流耐壓的要求：

試驗電壓波形盡可能接近正弦，試驗電壓值為測量電壓的峰值除以

，試驗時應(yīng)在高壓端監(jiān)測。

外施交流電壓試驗電壓的頻率應(yīng)為45～65HZ，全電壓下耐受時間為60s。

感應(yīng)電壓試驗時，為防止鐵心飽和及勵磁電流過大，試驗電壓的頻率應(yīng)適當大于額定頻率。除非另有規(guī)定，當試驗電壓頻率等于或小于2倍額定頻率時，全電壓下試驗時間為60秒；當試驗電壓頻率大于2倍額定頻率時，全電壓下試驗時間為：

（秒）,但不少于15秒。

（四）長時感應(yīng)電壓試驗帶局部放電測量（ACLD)

局放測量作用：

發(fā)現(xiàn)絕緣局部缺陷、檢測設(shè)計及工藝水平，故障早期診斷

方法：

超聲波法，脈沖電流法，超高頻法

應(yīng)用場合：

交接試驗，大修改造后，對懷疑有故障的變壓器進行診斷

發(fā)生局放的情況：

1.繞組中部或端部油通道擊穿；

2.線圈匝間或餅間縱絕緣通道擊穿；

3.絕緣紙板圍屏等爬電；

4.其他固體絕緣的爬電；

5.氣泡放電；

6.金屬或其他異物懸浮電位放電；

接線圖

三繞組變壓器局放接線圖

判斷標準

試驗電壓不產(chǎn)生突然下降；

在線端電壓為

的長時試驗期間，局部放電量的連續(xù)水平不大于500pC；

在線端電壓為

下，局部放電不呈現(xiàn)持續(xù)增長的趨勢，偶然出現(xiàn)的較高幅值脈沖可以不計入；

在線端電壓為

下，局部放電量的連續(xù)水平不大于100pC。

交接標準要求

電壓等級220kV及以上，在新安裝時，必須進行現(xiàn)場局部放電試驗。對于電壓等級為110kV的變壓器，當對絕緣有懷疑時，應(yīng)進行局部放電試驗。

例子：

某500KV

變壓器B相

2006年8月20日有乙炔7.6ppm，色譜數(shù)據(jù)為氫:25、甲烷:4.3、乙烷:0.6、乙烯:4.2、乙炔:7.6、一氧化碳:60、二氧化碳:496、總烴:16.2，決定對變壓器進行檢修，為了使檢修工作有更好的針對性，檢修前先進行局部放電及定位試驗，8月30號，對變壓器進行了試驗，試驗加壓到運行電壓的10%到15%左右，變壓器內(nèi)部產(chǎn)生了強烈的放電，現(xiàn)場人員也都能聽到變壓器內(nèi)部的放電聲音，常規(guī)局部放電測量系統(tǒng)、超高頻局部放電超聲定位系統(tǒng)都接受到了強烈放電信號。試驗基本確定在高壓出線附近存在一懸浮發(fā)電點。8月31號廠家進入變壓器，檢查發(fā)現(xiàn)由于高壓引線的均壓環(huán)和引線的連接脫落，造成懸浮電位，引起了這一故障，8月31下午，內(nèi)部檢修工作以完成。

高壓引線的均壓環(huán)和引線的連接

四.空載和短路試驗

作用：測量空載損耗及短路損耗，以檢查變壓器是否存在損耗異常增加，從而判斷變壓器是否有缺陷。包括（一）空載試驗（二）短路試驗（一）空載試驗

定義：額定電壓下測量空載損耗及空載電流

作用：能發(fā)現(xiàn)以下缺陷

－－硅鋼片間絕緣不良或短路；

－－穿芯螺栓或壓板、軛鐵對鐵芯絕緣破壞；

－－硅鋼片松動

－－鐵芯多點接地

－－繞組匝間短路、并聯(lián)支路短路等

空載試驗圖（一）空載試驗

要點：

1.試驗電源可用三相或單相；

2.試驗電壓可用額定電壓或較低電壓值(如制造廠提供了較低電壓下的值，可在相同電壓下進行比較)

3.要進行平均值電壓和有效值電壓的校正。

（二）短路試驗

定義：低壓側(cè)短路，高壓側(cè)施加額定電流下測量損耗及電壓；對三繞組應(yīng)對每對繞組進行測量。

作用：能發(fā)現(xiàn)以下缺陷

－－構(gòu)件或箱壁漏磁通導(dǎo)致局部過熱；

－－箱蓋或套管法蘭附件損耗過大；

－－帶負載調(diào)壓變壓器的電抗繞組匝間短路；

－－低壓繞組匝間短路、并聯(lián)支路短路、換位錯誤等

短路試驗圖

（二）短路試驗

要點：

1.試驗電源可用三相或單相；

2.試驗電流可用額定電流或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的值，可在相同電流下進行比較)

3.要進行阻抗電壓和損耗的換算

五、繞組變形測試

1.變壓器繞組變形測試的意義

1)短路損壞的嚴重性

全國近10年來因為變壓器抗短路能力不足而在運行中因外部短路造成變壓器損壞的平均事故臺次占每年總事故臺次的44%，其中110kV占80%。而廣東省情況更為嚴重。

2）短路損壞的主要表現(xiàn)特征

繞組變形（扭曲，移位，鼓包）

3）繞組變形測試的意義

及時發(fā)現(xiàn)有繞組變形的變壓器，并進行吊罩和檢修，從而防止變壓器事故的發(fā)生。

2。繞組變形測試技術(shù)的發(fā)展

短路阻抗測量

低壓脈沖法（LVI）

頻率響應(yīng)分析法（FRA）

3。變壓器繞組變形測試的原理

變壓器繞組等效網(wǎng)絡(luò):

3.1

LVI法測試原理4、FRA法繞組變形分析理論4.1頻段分析概念

4.2相關(guān)系數(shù)概念

4.3縱向橫向比較概念4.1頻段分析概念:低頻段

a.當頻響特性曲線低頻段（1kHz－100kHz）的諧振峰發(fā)生明顯變化時，通常預(yù)示著繞組的電感變化或發(fā)生整體變形現(xiàn)象。因為頻率較低時，繞組的對地電容及餅間電容所形成的容抗較大，而感抗較小，如果繞組的電感發(fā)生變化，勢必會導(dǎo)致其頻響特性曲線低頻部分的諧振峰頻率左右移動。

對絕大多數(shù)變壓器來說，其三相繞組低頻段的響應(yīng)特性曲線較為一致，如果發(fā)現(xiàn)不一致的情況，應(yīng)慎重對待。4.1頻段分析概念:

中頻段

b.當頻響特性曲線中頻段（100kHz－600kHz）的諧振峰發(fā)生明顯變化時，通常預(yù)示著繞組發(fā)生扭曲和鼓包等局部變形現(xiàn)象。因為在該頻率范圍內(nèi)，繞組的分布電感和電容均發(fā)揮作用，其頻率響應(yīng)特性具有較多的諧振峰，故而根據(jù)各個諧振峰頻率的變化情況能夠較靈敏地反映出繞組分布電感、電容的變化情況。對于那些遭受突發(fā)短路電流沖擊的變壓器，如果其振峰頻率的分布與短路沖擊前對比有較大改變，例如諧振峰頻率左右移動或諧振峰數(shù)目較少或增多，通?？烧J為繞組發(fā)生局部變形現(xiàn)象。

4.1頻段分析概念:

高頻段

c．當頻響特性曲線高頻段（＞600kH）的諧振峰發(fā)生明顯變化時，通常預(yù)示著繞組的對地電容改變。因為在高頻條件下，繞組的感抗增大，基本被餅間電容所旁路，故對諧振峰變化影響程度相對較低，基本以電容的影響為主。由于繞組餅間電容通常較大，故對地電容的改變（如繞組整體移位或分接開關(guān)引線的對地距離發(fā)生變化）是造成該頻段內(nèi)頻響特性曲線變化的主要因素。

4.2全頻段相關(guān)系數(shù)參考

a．R大于1，則認為變壓器繞組沒有發(fā)生機械變形；

b．R小于0.5，則認為變壓器繞組發(fā)生“明顯變形”，需要及早退出運行進行檢修處理：

c．R在0.5～1之間，則可認為該變壓器繞組發(fā)生“輕度變形”，應(yīng)安排適當時機進行檢修，防止再次受到短路或過電壓沖擊時損壞；

同型同廠三相波形比較：

繞組變形測試儀器介紹

儀器參數(shù)

掃頻測量范圍：1kHz--1MHz

掃頻測量方式：線性掃頻

頻率輸出精度：0.1%

掃描頻率間隔：0.5kHz（1kHz-1MHz）（根據(jù)采樣點數(shù)計算）

信號測量精度：

在1kHz-1MHz頻率范圍內(nèi)，對電壓比值（Vo/Vi）范圍為0.001-10的信號測量精度不低于±2%。

干擾抑制能力：

采用數(shù)字濾波及相關(guān)平均技術(shù)，可有效抑制掃描頻率以外的干擾信號對測量結(jié)果的不良影響。

數(shù)據(jù)存儲格式：

采用.dat存盤格式保存測量數(shù)據(jù)，便于調(diào)用。

接線方法

5、繞組變形測試的影響因素①雜散電容的影響：

變壓器套管母線的對地雜散電容往往是不固定的，三相結(jié)果的重復(fù)性，得出較為精確的診斷結(jié)果，測試應(yīng)在變壓器處干完全與電網(wǎng)隔離的狀態(tài)下進行。測量前應(yīng)拆除與變壓器套管端頭相連的所有引線，并使拆除的引線盡可能遠離被測變壓器套管，以減少其雜散電容的影響。

5、繞組變形測試的影響因素

②分接開關(guān)的位置影響：

變壓器繞組的頻率響應(yīng)特性與分接開關(guān)的位置有關(guān)，測試時應(yīng)檢查并記錄分接開關(guān)的位置。建議在最高分接位置下測量，以便能夠包含整個繞組的圖譜信息；或者應(yīng)保證每次測量時分接開關(guān)均處于相同的位置（一般選額定分接），以便對試驗結(jié)果進行前后比較。

5、繞組變形測試的影響因素

③靜電電荷影響：

為避免繞組中儲存的靜電電荷損壞測試系統(tǒng)，變壓器繞組變形測量需在直流試驗項目之前進行。如果被測變壓器剛剛完成直流試驗項目，則在連接測試回路前須對變壓器繞組進行充分放電

5、繞組變形測試的影響因素

④連接的影響：

因測量信號較弱，激勵信號和響應(yīng)信號測量端應(yīng)與變壓器繞組端頭可靠聯(lián)接，減小接觸電阻。測量引線本身的雜散電容也會影響頻響特性的測試結(jié)果，測試時應(yīng)使用專門配置的測量電纜及連接引線，并盡可能使這些引線（包括注人單元和檢測單元）遠離被測繞組的套管。

5、繞組變形測試的影響因素

⑤接地的影響：

輸入單元和監(jiān)測單元的接地線應(yīng)共同聯(lián)接在變壓器鐵心接地處，接地線應(yīng)盡可能短且不應(yīng)纏繞。

6、例子某220kV變低壓A相

某110kV主變低壓B相交接標準的要求：

1對于35kV及以下電壓等級電壓等級變壓器，宜采用低電壓短路阻抗法；

2對于66kV及以上電壓等級變壓器，宜采用頻率響應(yīng)法測量繞組特征圖譜。

有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗

1.有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗

2.在變壓器無電壓下，手動操作不少于2個循環(huán)、電動操作不少于5個循環(huán)。

3.循環(huán)操作后進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量

4.在變壓器帶電條件下進行有載調(diào)壓開關(guān)電動操作，動作應(yīng)正常。

5.切換開關(guān)絕緣油擊穿電壓應(yīng)符合規(guī)定。

互感器試驗項目一.互感器絕緣試驗

二.互感器特性試驗一.絕緣試驗

1.絕緣電阻測試

2.介質(zhì)損耗角正切值測試

3.極性檢查

4.勵磁特性試驗

5.交流耐壓試驗

6.局部放電試驗

1.絕緣電阻測試

電流互感器接線方法

電壓互感器接線方法

1.絕緣電阻測試

要求：

使用2500V兆歐表

繞組絕緣電阻與初始值及歷年值比較不應(yīng)有顯著變化，且不低于1000ΜΩ

末屏對地絕緣電阻不低于1000ΜΩ

若末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應(yīng)測量其tan

2.介質(zhì)損耗角正切值測試2.介質(zhì)損耗角正切值測試

CT要求：

1）測量一次繞組的介損值及電容量，介損儀使用正接法測量；測量末屏對地的介損值及電容量，測試電壓為2000V，介損儀使用反接法測量，電流互感器高壓端接屏蔽線；

2）介損值與歷年值比較不應(yīng)有顯著變化；

3）對油浸式：

500kV：交接不大于0.5%；預(yù)試不大于0.7%；

220kV：交接不大于0.6%；預(yù)試不大于0.8%；

110kV：交接不大于0.8%；預(yù)試不大于1.0%；

35kV預(yù)試參照110kV標準，但交接為不大于2.5%

末屏介損值應(yīng)小于2.0%

4)交接標準增加：對充硅脂硅油干式電流互感器不大于0.5%

2.介質(zhì)損耗角正切值測試

CT測量要點：

1)主絕緣tgδ試驗電壓為10kV，末屏對地tgδ試驗電壓為2kV

2)油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應(yīng)綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系，當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到

時，tgδ增量超過±0.3%（交接為0.2%，電容量0.5%），不應(yīng)繼續(xù)運行

3)固體絕緣互感器可不進行tgδ測量

4）電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超出±5%范圍時應(yīng)查明原因

2.介質(zhì)損耗角正切值測試

PT要求：

220kV：交接不大于2.5%；預(yù)試不大于2.5%；

110kV：交接不大于2.5%；預(yù)試不大于2.5%；

20~35kV:交接不大于3%;預(yù)試不大于3.5%；試驗對比應(yīng)采用同一種試驗方法。3.極性檢查

接線圖

4.CT勵磁特性試驗

作用：計算10％誤差特性曲線，發(fā)現(xiàn)繞組是否有匝間短路。

當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時，應(yīng)進行勵磁特性曲線試驗。當電流互感器為多抽頭時，可在使用抽頭或最大抽頭測量。

PT勵磁特性試驗

一般情況下，勵磁曲線測量點為額定電壓的20%、50%、80%、100%和120%。對于中性點直接接地的電壓互感器（N端接地），電壓等級35kV及以下電壓等級的電壓互感器最高測量點為190%；電壓等級66kV及以上的電壓互感器最高測量點為150%；對于額定電壓測量點（100%），勵磁電流不宜大于其出廠試驗報告和型式試驗報告的測量值的30%，同批同型號、同規(guī)格電壓互感器此點的勵磁電流不宜相差30%；

5.交流耐壓試驗

交接試驗電壓要求：

1)一次繞組按出廠值的（80％）進行。

2)二次繞組之間及其對外殼的工頻耐壓試驗電壓標準應(yīng)為2kV；

3)電壓等級110kV及以上的電流互感器末屏及電壓互感器接地端（N）對地的工頻耐壓試驗電壓標準，應(yīng)為3kV。

4）電磁式電壓互感器（包括電容式電壓互感器的電磁單元）在遇到鐵心磁密較高的情況下，宜按下列規(guī)定進行感應(yīng)耐壓試驗：

◎感應(yīng)耐壓試驗電壓應(yīng)為出廠試驗電壓的80%。

◎試驗電源頻率和試驗電壓時間按規(guī)定執(zhí)行。

◎感應(yīng)耐壓試驗前后，應(yīng)各進行—次額定電壓時的空載電流測量，兩次測得值相比不應(yīng)有明顯差別；

◎電壓等級66kV及以上的油浸式互感器，感應(yīng)耐壓試驗前后，應(yīng)各進行一次絕緣油的色譜分析，兩次測得值相比不應(yīng)有明顯差別；6.互感器的局部放電試驗：

應(yīng)符合下列規(guī)定：

1局部放電測量宜與交流耐壓試驗同時進行；

2電壓等級為35～110kV互感器的局部放電測量可按10%進行抽測，若局部放電量達不到規(guī)定要求應(yīng)增大抽測比例；

3電壓等級220kV及以上互感器在絕緣性能有懷疑時宜進行局部放電測量；

4局部放電測量時，應(yīng)在高壓側(cè)（包括電壓互感器感應(yīng)電壓）監(jiān)測施加的一次電壓；

5局部放電測量的測量電壓及視在放電量應(yīng)滿足表9.0.4中數(shù)據(jù)。

關(guān)于交接時局放試驗的說明

互感器的局部放電水平是反映其絕緣狀況的重要指標之一，考慮到現(xiàn)場條件限制，220kV及以上電壓等級局部放電試驗較困難，故將此試驗范圍限制在110kV及以下電壓等級，并以抽樣的形式減少工作量。有條件的話宜逐臺檢測互感器的局部放電量。此外，35kV以下電壓等級互感器更多的是應(yīng)用于柜體，互感器應(yīng)做為購買的元件由柜體制造廠逐臺檢驗。柜體的使用者因故更換互感器時宜進行局部放電量的測量。交接試驗允許的局部放電水平取值，比例行試驗要求放寬，這也是基于現(xiàn)場條件難以滿足要求考慮?；ジ衅骶植糠烹娫囼灥念A(yù)加電壓可以為交流耐受電壓的80％，所以兩項