变压器的套管介损试验
变压器的套管介损试验
实际上是指变压器电容型套管的主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量的测量。
tanδ测量值：
1)20℃时的tanδ(%)值应不大于下表中数值：见附表。
2) 电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5％时，应查明原因。
3) 当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tanδ，其值不大于2%。
测量接线方法及注意事项：
⑴电桥正接线测量。测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量。
⑵油纸电容型套管的tanδ一般不进行温度换算，当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系。当tanδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/ 时，tanδ增量超过±0.3％，不应继续运行。
⑶测量时记录环境温度及变压器顶层油温。
⑷只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值。
⑸封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地。
主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：
1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：
110kV及以上：10000MΩ
35kV：5000MΩ；
2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ
油浸式配电变压器大修技术规范
油浸式配电变压器大修技术规范
油浸式配电变压器大修技术规范书 编制： 审核： 批准： 年月日
目录 一技术条件 (2) 1适用范围 (2) 2采用标准 (2) 3主要技术参数 (3) 4主要修理范围 (3) 5 结构要求 (3) 6 变压器修理后的技术参数要求6 7变压器修理后的试验要求 7 8 工艺要求 (8) 9 材料8
二项目管理及责任 (8) 1项目管理 (8) 2修理方责任范围 (10) 三质量保证 (10) 1质量程序文件 (10) 2质量体系 (10) 3控制检查程序 (10) 4 文件控制 (10) 5采购 (10) 6 内部质量审核 (11) 7 质量证书 (11) 8 质量保证期 (11)
一技术条件 1 适用范围 本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理； 2 采用标准 10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准 GB 1094.1 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 变压器油 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 JB/T 10319 变压器用波纹油箱 JB/T 8637 无励磁分接开关 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术 GB/T 13499 电力变压器应用导则 DL/T 586 电力设备用户监造导则 GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值
配电变压器实验设计报告
广西电力职业技术学院电力工程系变压器实验设计报告 题目电气设备试验实用技术 专业发电厂及电力系统 班级保护一班 成员姓名黄宁康徐浩为陈星羽陆容 指导老师李绍栋 2010年11月8日
目录 1.变压器综合试验 (3) 1.1设备基本信息 (3) 1.2 试验目的 (3) 1.3设备试验可能出现危险点及保护措施 (3) 1.4试验所需设备 (3) 1.5变压器试验项目 (4) 1.5.1直流电阻测试 (4) 1.5.2变压器绝缘电阻及吸收比试验 (5) 1.5.3变压器变比试验 (6) 1.5.4变压器介质损耗角的正切值测量 (7) 1.5.5变压器工频交流耐压试验 (8) 1.5.6变压器直流泄漏电流试验 (8) 1.5.7变压器绝缘油击穿电压试验 (9) 2.电压互感器综合试验 (10) 2.1电压互感器铭牌 (10) 2.2危险及保护措施 (10) 2.3电压互感器试验所需设备 (10) 2.4电压互感器试验项目 (11) 2.4.1电压互感器伏安特性 (11) 2.4.2电压互感器工频耐压 (11) 2.4.3电压互感器介质损耗角的正切值测量 (12) 2.4.4电压互感器直流电阻测试 (12) 2.4.5电压互感器变比试验 (12) 2.4.6互感器绝缘电阻和吸收比测量 (13) 2.4.7电压互感器直流泄漏的测量 (13)
1.变压器综合试验 1.1设备基本信息 变压器名牌 产品型号S1-800110 出厂编号95-195 标准代号GB1094-85 联合组编号Yyn0 产品代号1GN.T10.1117 使用条件户外 频率f 50HZ 相数3相 阻抗 4.88% 调压比5% 额定电压10000/400V 额定电流46.2/1154.7A 分接头开关位置及对应电压Ⅰ:10500V; Ⅱ:10000V; Ⅲ:9500V 1.2 试验目的 变压器、互感器是电网非常重要的高压设备.其质量的好坏直接关系到用户的利益和电网的安全.所以对变压器以及互感器的各项性能进行测试. 1.3设备试验可能出现危险点及保护措施 1、高压试验工作人员不得少于两人.试验负责人应由有经验的人员担任。 2、在升降压的实验时，退出时必须先降压后退出。 3、试验装置的金属外壳应可靠接地,高压引线应尽量缩短。 4、弄清工作范围，把被试设备与其他设备明显隔开，并有人监护设备停电进行高压电气试验工作，在试验现场装设遮栏或围栏，栏上向外悬挂“止步！高压危险”标示牌，有人监护。 5、加压前必须认真检查试验接线,表计倍率,量程,调压器零位及仪表的开始状态.高压试验人员在全部加压过程中,应精力集中,不得与他人闲谈,随时警戒异常现象发生,操作人员站在绝缘垫上。 6、要坚持试验前复查接线的制度。 7、试验工作时，应站在绝缘垫上或穿绝缘鞋进行，这是防止触电事故或减轻伤害程度的一项安全措施。 8、对有电容或有电感应的被试设备试验前后必须充分放电或接地。 9、加压试验工作的拉、合闸，必须相互呼应，正确传达口令。 10、加压试验倒换接线时，调压器必须退至零位，拉开试验电源刀闸后才能进行。 1.4试验所需设备 实验项目设备名称数量 变压器绕组的直流电阻测量被测变压器 1 EZR-310变压器直流电阻测试仪 1 变压器绝缘电阻及吸收比值试验10KV配电变压器 1 数字式兆欧表 1 变压器变比测试被测变压器 1
套管介损测试
介质损耗高压套管的测试 试验接线及试验设备 介质损耗因数的定义 绝缘介质在交流电压作用下的等值回路及相量图如图3-1所示。 图3-1绝缘介质在交流电压作用下的等值回路及相量图 众所周知，在某一确定的频率下，介质可用确定的电阻与一确定的电容并联来等效，流 过介质的电流由两部分组成，I CX 为电容性电流的无功分量，I RX 为电阻性电流的有功分量，介 质的有功损耗将引起绝缘的发热，同时介质也存在着散热，而发热、散热跟表面积等有关， 为此应测试与体积相对无关的量来判断绝缘状况，为此测试有功损耗除以无功损耗的值，此 比值即为介质损耗因数。 Q=U ·I CX P=U ·I RX 则Q P =CX RX I I =tg δ (3-1) 从公式（3-1）可以看到图3-1中介质损耗因数即为介质损失角δ的正切值tg δ。 试验目的 高压套管大量采用油纸电容型绝缘结构，这类绝缘结构具有经济实用的优点。但当绝缘 中的纸纤维吸收水分后，纤维中的β氢氧根之间的相互作用变弱，导电性能增加，机械性能 变差，这是造成绝缘破坏的重要原因。受潮的纸纤维中的水分，可能来自绝缘油，也可能来 自绝缘中原先存在的局部受潮部分，这类设备受潮后，介质损耗因数会增加。 液体绝缘材料如变压器油，受到污染或劣化后，极性物质增加，介质损耗因数也会从清 洁状态下的0.05%左右上升到0.5%以上。 除了用介质损耗因数的大小及变化趋势判断设备的绝缘状况外，电容量的变化也可以发 现电容型设备的绝缘的损坏。如一个或几个电容屏发生击穿短路，电容量会明显增加。
由此可见，测量绝缘介质的介质损耗因数及电容量可以有效地发现绝缘的老化、受潮、 开裂、污染等不良状况。 典型介损测试仪的原理接线图 从20年代即开始使用西林电桥测量tg δ，目前介损测试电桥已向全自动、高精度、良好 抗干扰性能方向发展，比较经典的有三种原理即西林型电桥、电流比较型电桥及M 型电桥。 下面分别作简要的介绍： （1）西林电桥的原理图3-2所示 图3-2西林电桥的原理图 图中当电桥平衡时，G 显示为零，此时 3R Z x =4 Z Z x 根据实部虚部各相等可得： tg δ=ωR 4C 4 C ≈R R Cn 34 （当tg δ＜＜1 时） 根据R 3、C 4、R 4的值可计算得出tg δ、 C 的值。 从原理上讲，西林电桥测介质损耗没 有误差，但由于分布电容是无所不在的， 尤其是Cn 必须有良好的屏蔽，当反接法 时，必须屏蔽掉B 点对地的分布电容，正 接法时，必须屏蔽掉C 点与B 点间的分布 电容，但由于屏蔽层的采用增加了C4、 R4及R3两端的分布电容带来了新的误 差，以R3正接法为例，R3最 图3-3
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;
110kV变压器套管介损试验方法
1引言 按照《电力设备预防性试验规程》的规定，在对电容量为 3150kVA 及以上的变压器进行大修或有必要进行绕组连同 套管时，应对损失角正切值tan δ进行测量[1]。若介损值超标，就意味着变压器可能受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥或设备绝缘存在严重缺陷；若电介质严重发热，设备则有爆炸的危险，应立即检修。然而实际中，对大中型变压器的 tan δ测量，只能发现整体的分布性缺陷，因为局部集中性缺 陷所引起的损失增加值占总损失的很小部分，也就是说套管缺陷引起的损耗增加值占总损耗的很小部分，因此若要检测大容量变压器套管的绝缘状况，应单独测量套管的介质损耗正切值和末屏对地的介损值[2]。 2变压器套管结构 变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部 的出线装置。110kV 以上的变压器套管通常是油纸电容型，这种套管是依据电容分压原理卷制而成的，电容芯子是以电缆纸和油作为主绝缘，其外部是瓷绝缘，电容芯子必须全部浸在优质的变压器油中[3]。110kV 级以上的电容型套管，在其法兰上有一只接地小套管，接地小套管与电容芯子的最末屏（接地屏）相连，运行时接地，检修时供试验（如测量介损、绝缘电阻等）用。当套管因密封不良等原因受潮时，水分往往通过外层绝缘逐渐进入电容芯子，因此测量主绝缘和测量外层绝缘即末屏对地的绝缘电阻及介质损耗因数，能有效地发现绝缘是否受潮。为防止套管在运行中发生爆炸事故，应定期进行主绝缘和末屏对地介损试验[4]。 3变压器试验规程的规定 为了及时有效地发现电容型套管绝缘受潮，《电力设备 预防性试验规程》规定大修后或运行中油纸电容型110kV 套管主绝缘的tan δ值在20℃时不大于1.0%，当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000M Ω时，应测量末屏对地的介质损耗因数，其值不大于2。电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因[5]。 4套管的介损试验方法 为了准确测量套管的受潮情况和末屏对地的绝缘情况， 在实验室内，对一台110kV 电容型套管进行如下试验：该试验采用HJY-2000B 型介损测试仪。图1a 中U H 是测量高压输出端，与被测物一端相接。I X 是测量电流输入端，有两个出线头，中心头应与被试品一端相接；屏蔽头是仪器内部用高压输出的一个参考端，一般情况下用正接法测量时应接地，用反接法测量时应浮空。I N 是标准电流输入端。采用图1b~图 1d 所示的测试方法，在电容套管的额定电容量296pF 下，对 用HJY-2000B 型介损测试仪测得的数据与QS1型西林电桥 收稿日期：2008-07-16 稿件编号：200807033 作者简介：张小娟（1974-），女，陕西长安人，工程师。研究方向：电力系统主设备高压试验部分。 110kV 变压器套管介损试验方法 张小娟，黄永清，贺胜强 (中原油田供电管理处，河南濮阳457001) 摘要:为了准确、迅速测出110kV 变压器套管的受潮状况，防止运行中发生爆炸，给出了定期对主绝缘和末屏对地介损试验的新方法。介绍了新型仪器在110kV 变压器套管介损试验中的应用，通过新旧仪器测试数据对比分析，说明了HJY-2000B 型介损仪测试110kV 变压器套管介损的特点，并给出了介损试验中应注意的事项。关 键 词:变压器；介质；损耗；试验方法 中图分类号:TM41 文献标识码：B 文章编号：1006－6977（2008）10-0087-02 Experiment method for dielectric losses of the 110kV transformer bushing ZHANG Xiao -juan,HUANG Yong -qing,HE Sheng -qiang （Electric Power Management of Zhongyuan Oil Field ，Puyang 457001,China ） Abstract:A new instrument and a new method are adopted to implement the dielectric loss test in order to exam the moist -ened situation of 110kV transformer bushing.The application of a new instrument is introduced in this paper.The process and the data of new instrument are compared with those of the old instruments ﹒The result shows that the novel instrument is important to test the dielectric loss.The noticing events are also given in this paper.Key words:transformer ；media ；loss ；test method 新特器件应用 《国外电子元器件》２００8年第10期－87－
关于配电变压器温升的试验方法分析与比较
1.前言 为了有效对变压器的实际运行状态进行检验，都要对变压器进行温升试验。变压器对温度往往比较敏感，如果变压器的温升过快，就会对绝缘材料造成非常大的影响，一旦超过标准的范围，就会对变压器的安全运行和使用寿命，造成非常大的影响。 2.变压器温升试验概述 在变压器的试验过程中，温升试验是所需工作量最大且最为费时的一项试验。通过该试验的验证，能够有效衡量变压器的设计质量，检查变压器各部分的温升是否可以满足变压器的实际使用要求，为变压器的进一步设计优化，可以打下一个良好的基础。由于变压器的类型种类较大，需要选用针对性的温升试验方法，这样才能保证试验的效率和结果的准确性。 变压器温升试验主要是为了验证变压器的设计是否合理，以及冷却系统是否正常发挥了作用。配电变压器温升试验主要是为了检测顶层油温和高低压绕组的温升是否符合相关标准和技术协议书的要求。其在试验过程中，主要分为两个阶段，施加总耗阶段和额定电流阶段。在施加总耗损阶段，主要是为了测量油顶层温升[2]。在第二个阶段，当顶层温升测定完成后，可以施加额定电流一个小时，然后迅速切断电源，并打开短路接线，对高低压的电阻值进行测量。然后基于上述的测量数据，有效计算出变压器额定频率、额定电压和额定电流、低压绕组的平均温升等。在本文中，主要介绍干式变压器两种常用的温升试验方法，及模拟负载法和相互负载法。 3.模拟负载法 模拟负载法进行干式变压器的温升试验需要分步来进行。首先进行空载试验，让励磁铁芯发热，等到温度稳定后再进行短路试验，直到其温度稳定为止，分别测出在空载试验下的绕组温升和短路状态下的绕组温升。最后根据两个阶段的温升，算出总温升。 空载温升试验，采用的是一侧开路，另一侧加额定电压的方法。将温度计布置造需要测量的点上，然后让铁芯因为空载损耗而发热，直到保持温度的稳定。由于在空载试验的过程中，绕组并不发热，铁芯和绕组之间的热交换过程并不能有效显示出来，测得的值也只是一个参考值，不能作为实际温升进行考核。当铁芯温度稳定后，再测绕组的温升[3]。 测得的温升是通过测量绕组电阻率的变化而间接得出来的，属于平均温升。其在切断电源后会首先测得一个值，然后每间隔30秒测量一个值，连续测十次，之后每隔10分钟测量一次。所测得值需要采用半对数坐标做出曲线，然后根据外推法测量其瞬时热电阻值。短路温升试验是放在空载温升试验之后进行的。短路温升变压器的接法和空载温升试验是一致
10kV油浸式配电变压器的预防性试验
10kV油浸式配电变压器的预防性试验 发表时间：2018-08-16T10:42:43.937Z 来源：《电力设备》2018年第13期作者：张天石 [导读] 摘要：运行于中压配电网络并向低压配电网络直接供电的三相油浸式电力变压器属于配电变压器的范畴，容量通常不大于 2500kV A。 （国网吉林省电力有限公司长春供电公司吉林省长春市 130000） 摘要：运行于中压配电网络并向低压配电网络直接供电的三相油浸式电力变压器属于配电变压器的范畴，容量通常不大于2500kVA。在这类变压器中，以10kV级三相油浸式配电变压器（简称油浸配变）为主体。这也是变压器类产品中量大面广的一类品种，销量约占全部变压器销量的1/3，容量每年约达几亿千伏安。因此，油浸配变技术经济性能的优劣，对于全国节能环保方针的贯彻实施和电网的安全经济运行有着至关重要的意义。 关键词：10kV；油浸式；配电变压器；预防性；分析 引言：目前，10kV油浸式变压器在现役配电变压器中仍占绝大部分，加强对配电变压器的预防性试验，获取准确可靠的试验结果是正确诊断配电变压器故障的基本前提，是保证配网安全可靠供电的重要措施。根据《电力设备交接和预防性试验规程（DL/T 596—2005）》规定的试验项目及试验顺序，油浸式配电变压器主要试验项目包括变压器油试验、绕组直流电阻测量、绕组连同套管的绝缘电阻测量、交流耐压试验等。 1.主要部件的结构改进 1.1铁心 1.1.1推广阶梯接缝 20世纪80年代，我国油浸配变的铁心已普遍采用冷轧硅钢片和斜接缝的结构。铁心的柱片和轭片以45°角斜接，一般以两片为一组，采用交错接缝的方式。从20世纪90年代起，行业中陆续推广单片多级阶梯接缝。现在许多规模化的变压器企业已在油浸配变的铁心中采用这种接缝方式。阶梯接缝的级数一般为3-7级，阶梯间的步距一般为3-10 mm。级数和步距按铁心尺寸大小确定。此外，采用阶梯接缝的铁心硅钢片必须由专用的程控剪切线冲剪而成。以多级阶梯接缝取代传统的交错接缝，减少了磁力线在接缝气隙处穿越硅钢片的次数，降低了与气隙相邻硅钢片的磁通密度，因而显著地改善了铁心的性能。有文献报道，若采用一般的冷轧硅钢片，在相同的条件下以5级阶梯接缝取代传统的交错接缝，可降低变压器的空载损耗6%～8%，空载电流40%，噪声2-7dB。 1.1.2研发立体三角形卷铁心 我国对立体三角形卷铁心变压器的研究始于20世纪80年代后期，在21世纪初形成生产能力。卷铁心由硅钢带连续卷绕而成，整个磁路没有断开点。传统卷铁心变压器的三个铁柱中心线都在一个平面上，而立体三角形卷铁心是用宽度按一定规律变化的梯形硅钢带在专用设备上连续卷绕成一个矩形框，框的两个短边为铁心的上、下铁轭，两个截面近似半圆的长边为两个半圆柱。三个相同的矩形框组成一台三相铁心，每相邻两个半圆柱组成一个圆柱形的铁柱，三个铁柱的中心线不在一个平面上，且正好通过正三角形的三个顶点，。故称为立体三角形卷铁心。这种铁心的特点是：磁路中无空气间隙；缩短了A相和C相间的轭部磁路，使三相磁路长度相等；铁柱截面近似圆形，增大了铁柱截面的填隙系数，在相同的截面积下，外接圆的直径比传统多级阶梯圆形铁心减小2%-3%。 1.2低压绕组 在低压绕组中采用箔式线圈是油浸配变技术的一大进步。传统的油浸配变中，630kVA及以下的低压线圈采用双层圆筒式结构，大于这一容量的则采用螺旋式线圈。所谓箔式线圈，是用铜箔或铝箔连续卷绕而成的线圈。箔的宽度就等于线圈的高度，每卷绕一层就构成线圈的一匝，线圈的层间绝缘即为匝绝缘。和前述两种型式的线圈相比，箔式线圈的优点在于线圈的填隙系数高，即相同容量下箔式线圈的体积更小一些，绕制工时少，有利于提高生产效率。最大的好处在于，箔式线圈的两端平整，不存在螺旋角，在变压器短路时，高、低压线圈端部的安匝平衡度较好，两端的横向漏磁场很小，从而可以大幅减小短路时线圈的轴向力。因此，采用箔式线圈的油浸配变具有较强的承受短路的能力。 2.绕组绝缘电阻的测量 测量配电变压器的绝缘电阻一般用1000-2500V绝缘电阻表，测量一、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）。为了提高设备绝缘诊断的可靠性，应尽量避免在低温下进行绝缘电阻测量。绝缘电阻测量时，被试品及环境温度不应低于5℃，空气湿度一般不高于80%。绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比及极化指数，对配电变压器整体的绝缘状况反映具有较高灵敏度，通过试验能有效检查出配电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。吸收比是指在同一次试验中，用2500V的绝缘电阻表测得60s时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比，该值大于或等于1.3为合格。极化指数是指测试10min时所得绝缘电阻值与测试1min时所得绝缘电阻值之比，该值不低于1.5为合格。 3.检查变压器接线组别及引出线极性 检查配电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。 4.绕组连同套管的交流耐压试验 配电变压器在运行中，绝缘长期受强电场、高温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，从而形成缺陷。交流耐压试验是鉴定配电变压器绝缘强度最有效和最直接的方法。该试验试验周期为1-5年，或大修后进行。外施交流电电压的频率应为45—65Hz，全电压下耐受时间为60s，全部更换绕组时线端交流试验电压值为35kV；部分更换绕组时为30kV；交接试验时为28kV。如某厂生产的一台S11-M-100/10配电变压器在做交接预试时其他项目均合格，当做到工频耐压试验时，电压升到28kV一次侧电流也未超标，但听到“嗞嗞”放电声，判断为局部绝缘破坏，吊心检查发现，L1相绕组中一匝漆包线绝缘露铜，与相邻匝短路，并有0.5cm长放电痕迹。 5检查相位 检查于交接时或更换绕组后进行，必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致并与电网相位一致。 总结：通过对上述的内容进行分析研究之后可以得出，总而言之，随着对节约国内紧缺资源认知的提高和普及，采用铝材和注以生物
10KV配电变压器技术规范(最终)
10KV配电变压器技术规范 除本规范特殊规定外, 所提供的设备均按规定的标准和规程的最新版本进行设计、制造、试验和安装。如果这些标准内容有矛盾时, 应按最高标准的条款执行或按双方商定的标准执行。提交供审查的标准应为中文或英文版本。主要引用标准如下： GB 1094.1 《电力变压器》第1部分总则 GB 1094.2 《电力变压器》第2部分温升 GB 1094.3 《电力变压器》第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB/T 1094.4 《电力变压器》第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.5 《电力变压器》第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 《电力变压器》第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 《电力变压器》第10部分：声级测定 GB 2536 《变压器油》 GB 5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 JB/T 10319 《变压器用波纹油箱》 GB/T16927.1-1999 《高电压试验技术》 GB/50260 《电力设施抗震设计规范》 DL/T620－1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 1. 使用条件 本标准所规定的设备，应能在下列环境条件使用： 1.1气象条件 环境温度： 0至+40℃ 最高日气温： 43℃ 年最低气温： -30℃ 相对湿度：最高月平均89% 年均雷暴日： 45天/年 污秽等级：Ⅳ级 大气腐蚀： C5-1高腐蚀
1.2海拔高度：≤1000m 1.3地震数据 抗震设防烈度 8度 设计基本地震加速度值 0.15g 2.技术要求 基本参数 油浸式变压器要求选用S11型系列带油枕产品，其产品技术参数除应满足国家和行业相关标准外，还应满足下表1.表2要求。 表2安装轨距及噪音要求
110KV变压器套管介损试验方法及注意问题探讨
110KV变压器套管介损试验方法及注意问题探讨 发表时间：2017-04-17T16:07:58.060Z 来源：《基层建设》2017年2期作者：郑丽璇 [导读] 摘要：本文阐述了110KV变压器套管的结构及试验流程，并对110KV变压器套管介损试验控制要点与注意问题进行了分析与探讨，以供同仁参考。 广东电网有限责任公司汕头供电局广东汕头 515000 摘要：本文阐述了110KV变压器套管的结构及试验流程，并对110KV变压器套管介损试验控制要点与注意问题进行了分析与探讨，以供同仁参考。 关键词：110KV变压器；套管介损试验；注意问题 一、前言 变压器套管的主要作用是把变压器装置里的高压引线、低压引线牵引到油箱之外,对整个装置内的电流负荷有很大的引导作用。变压器套管上的绝缘结构对变压器套管的性能具有重要作用，但当绝缘受潮时就会导致导电性能增加，套管介质受损。此外，绝缘材料受到污染或破损时，介损值也会增加。因此，测量绝缘物的介损值可以及时有效地判断出套管是否存在老化、受潮、破裂、污染等不良状况出现。由此可见，通过变压器套管介损试验，根据试验数据值的变化就能够判断变压器的状态是否正常。在进行变压器套管介损试验时，主要判断介损因数tanδ值的变化，tanδ值的变化代表了变压器套管介质的变化即绝缘性能的变化，因此，在对同一个变压器套管介损试验时。历次的tanδ值不能有太大的差别。下面就对110KV变压器套管的结构、试验流程、套管介损试验控制要点与注意问题进行了分析与探讨，以供同仁参考。 二、变压器套管结构及试验流程 （1）套管结构。电容套管的具体结构为:套管的主绝缘使用了油纸电容芯子，载流方法是选用了穿缆式，套管在变压器中的连接结合了多组压力弹簧引起的轴向压紧力完成。一般情况下，110kV以上的套管在瓷件、连接套管之间的连接处添加了心卡装结构，这样可以显著改善套管的密封效果。套筒在连接过程中设置了抽头装置、取油阀、放气塞等，每一种结构都有着不同的作用。 （2）试验流程。第一，选择HJY-2000B介损仪装置，将其与变压器准确地连接起来；第二，把HJY-2000B型的数据、QSI型数据之间进行对比分析；第三，检测电容套管的受潮状况，测量套管主绝缘的介损、末屏对地的绝缘电阻等值数；第四，总结试验中需要注意的相关事项，为后期的试验积累经验。 三、110KV变压器套管介损试验方法 套管在变压器装置中负责引线，能够保持变压器设备处于正常的运行状态。若变压器套管介损过大，极易造成各种线路故障。因而，对变压器套管介损试验深入分析是很有必要的，技术人员在试验现场要做好各项数据的记录处理。 （1）试验目的及原理 试验目的:测量套管主绝缘介损值和套管电容量值，详细检测变压器套管介损值是否超标，变压器在运行中是否正常。 试验原理:按Q/CSG114002-2011《电力设备预防性试验规程》规定，11O千伏变压器套管主绝缘的tanδ值在20℃时不大于1%。当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时。末屏对地的介损值不应大于2%，介损值与上一次试验值的差别超出±5%时，表明变压器套管介损值不符合标准，可能存在受潮、老化等问题。 (2)试验控制要点 1）数据分析。为了有助于变压器套管介损的试验分析，本次研究选用110kV变压器的套管介损为对象。此次接受套管介损试验的是110kV的电容型套管，运用到的设备为广东电力公司提供的HJY-2000B型介损测试仪。根据现场试验的情况看，变压器套管介损试验可通过两个试验完成，即主绝缘试验、末屏对地介损试验。两组试验数据，见表1、表2。 ②测量参数。考虑到更加准确地判断110kV变压器电容型套管内部的受潮情况，应对主绝缘介损、末屏对地绝缘电阻等分别测量，两个方面必须同时进行才能反映套管介损状况。判断介损时参照的指标包括:主绝缘介损因素0.31，末屏对地绝缘电阻因素0.15%。HJY-2000B型的数据、QSI型数据对比发现，单从数据看两组型号的数值十分接近。但在现场试验中，选择HJY-2000B设备的操作难度明显小于QSI型介损仪。试验人员操作时间减短，且获得数据的准确性更高，加快了套管介损试验的流程速度。 ③受潮分析。tanδ会受到试验温度、试验电压的影响，应做好相关参数的控制。在对介损测量之前，必须要把大小套管内清理干净，防比测量误差过大；在试验过程中，要避免各种干扰因素造成的不利影响，一般选择屏蔽法将电场干扰消除，可结合倒相、移相等方法缩小误差；在受潮分析中要注重各项参数指标的对比分析，这些都会影响到最终的试验判断。 四、现场试验注意的问题 （1）试验方面。试验是判断套管介损情况的核心环节，110千伏变压器套管介损试验期间，应避免干扰源造成的不利影响。在试验阶
配电变压器损耗和容量在线检测方法王俊国
配电变压器损耗和容量在线检测方法王俊国 摘要：配电变压器损耗与容量在线检测方法涉及多个方面的内容，要求技术人 员在进行技术难点全面评估的前提下，以科学性原则、实用性原则为导向，转变 技术应用的思路，创新技术应用方法，全面深入地探讨配电变压器损耗与容量在 线检测的基本方法。 关键词：配电变压器；损耗；容量；在线检测 1配电变压器损耗检测的重要性 配电变压器运行周期较长，使用数量较多，成为目前电力系统能耗的重要因素。根据相关部门公布的统计数据来看，全国配电变压器电能损耗为30TWh- 50TWh，约占全国发电量的3% 到4%。基于实际，采取有效措施控制配电变压器 损耗，提升配电效率，对于缓解地区供电紧张，减少电力系统运营成本具有十分 深远的影响。一般情况，配电变压器的使用寿命为20 年，由于工作环境较为特殊，使得配电变压器在运行环节，极易出现绝缘老化的情况，进而引发电力故障，对于电力系统运行的稳定性产生极为不利的影响。对于损耗的检测，在很大程度，能够有效应对这一情况，使得配电变压器始终处于良性的运行状态，在延长使用 寿命的同时，减少病害的发生，稳步提升配电变压器的抗短路能力、运行稳定性 以及供电质量，实现了对空载损耗以及短路损耗的实时监测，对于相关线路故障 的防范与应对有着极大的裨益。 2配电变压器容量检测的重要性 在整个电力系统中，配电变压器的主要作用在于，保证电能传输的稳定性， 因此在配电变压器运行环节，技术人员需要根据其额定电容，进行电力传输参数 的调控。从过往经验来看，配电变压器容量的选择，需要综合考量配电变压器空 间分布位置、输电线路的负荷等因素。部分配电电压器生产厂家出于自身利益的 考量，在设备生产环节，会私自修改配电变压器容量信息，提高出厂价格，进而 对有序配电变压器的使用产生极为不利的影响。现阶段在配电变压器损耗与容量 检测过程中，普遍沿用旧有的预防性试验获取配变电相关参数。预防性试验对于 新进网的配电变压器有着较好的检测效果，但是无法满足已挂网配电变压器的检 测要求，在实际的测量环节，需要在断电条件下进行，造成检测成本较高。基于 这种实际，电力企业在发展的过程中，针对于配电变压器检测，投入大量的人力、物力等资源，进行在线检测技术的探讨、研究，通过对传感器、集成电路、信号 处理装置的合理使用，逐步实现对配电变压器损耗与容量的实时检测，帮助技术 人员实时掌握配电变压器的运行状态、参数变化，为后续相关设备维护保养工作 的开展提供了技术支持。 3 配电变压器损耗与容量在线检测基本方法 3.1构建完整的在线检测流程 基于现阶段配电变压器损耗与容量检测的相关要求，技术人员在对在线检测 技术体系研发的过程中，需要结合过往有益经验，在科学性原则、实用性原则的 引导下，以现有的技术条件为支撑，理顺在线检测技术的运行流程，实现各类在 线检测技术手段的有效衔接。在整个在线检测技术体系构建环节，技术人员，有 必要立足于实际，对传感器、信号预处理器、数据采集装置、信号传输装置、数 据处理器等组件的合理使用，形成信号变送系统、数据采集系统、信号处理系统 以及故障诊断系统，形成配电变压器损耗和容量在线检测闭环系统，对配电变压 器运行环节，产生的各类数据信息，快速收集、汇总，为相应故障诊断工作的开
变压器绕组连同套管的介质损耗因数测量
变压器绕组连同套管的介质损耗因数测量一、工作目的 发现变压器绕组绝缘整体受潮程度。 二、工作对象 SL7-1000/35型电力变压器变压器一次绕组连同套管三、知识准备 见第一篇第四章、第二篇第七章第三节 四、工作器材准备 序号名称数量 1 介质损耗测试仪1套 2 试验警示围栏4组 3 标示牌2个 4 安全带2个 5 绝缘绳2根 6 低压验电笔1支 7 拆线工具2套 8 湿温度计1支 9 计算器1个 10 放电棒1支 11 接地线2根 12 短路铜导线2根 13 高压引线1根
14 低压引线1根 五、工作危险点分析 (1)实验前后充分放电； (2)介质损耗测试仪一定要接地； (3)禁止湿手触摸开关或带电设备； (4)注意与其他相邻带电间隔的协调。 六、工作接线图 图1介质损耗因数测试试验接线示意图 七、工作步骤 1. 试验前准备工作。 1)布置安全措施； 2)对变压器一、二次绕组充分放电； 3)试验前应将变压器套管外绝缘清扫干净； 4)测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。 2．试验接线。 1)将介质损耗测试仪接地端接地。
2)二次绕组短路接地、非测量绕组套管末屏接地； 3)高压绕组短路接高压芯线； 4)两人接取电源线，并用万用表测量电压是否正常，测试电源 盘继电器是否正常工作； 5)复查接线； 6)接通电源。 3．试验测试过程，参数设定。 1)打开介质损耗测试仪，在菜单中选取反接法； 2)对于额定电压10KV及以上的变压器为10KV，对于额定电 压10KV及以上的变压器，试验电压不超过绕组的额定电 压； 3)打开高压允许开关，进行升压， 4)测试介质损耗， 5)填写试验报告。 4．测量结束的整理工作。 1)关闭高压允许开关，抄录数据； 2)关闭介质损耗测试仪，切断试验电源； 3)用放电棒对变压器一次绕组充分放电； 4)收线，整理现场。 八、工作标准 1）当变压器电压等级为35kV 及以上且容量在8000kV A及以上时，应测量介质损耗角正切值tanδ ；
配电变压器预防性试验之规程要求-2016.5
配电变压器预防性试验 6.2电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。 6.3油浸式电力变压器(1.6MVA以上) 6.3.1定期试验项目 见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.3.2大修试验项目 表6电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值 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。 a)一般性大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、 23、24，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 b) 更换绕组的大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、 17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.4油浸式电力变压器(1.6MVA及以下) 6.4.1定期试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适用于35kV 及以上变电所用变压器。 6.4.2大修试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。6.5油浸式电抗器 6.5.1定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、
7)。 6.5.2大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。 6.6消弧线圈 6.6.1定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。 6.6.2大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。 6.7干式变压器 6.7.1定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。 6.7.2更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。 6.8气体绝缘变压器 6.8.1定期试验项目见表5中序号2、3、7和表38中序号1。 6.8.2大修试验项目见表5中序号2、3、7、19，表38中序号1和参照表10中序号2。6.9干式电抗器试验项目 在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表5中序号7。 6.10接地变压器 6.10.1定期试验项目见表5中序号3、6、7。 6.10.2大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。 6.11判断故障时可供选用的试验项目 本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目： ——绕组直流电阻 ——铁芯绝缘电阻和接地电流 ——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视 ——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 ——油泵及水冷却器检查试验 ——有载调压开关油箱渗漏检查试验 ——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——绝缘油含水量 ——绝缘油含气量(500kV) ——局部放电(可在变压器停运或运行中测量) ——绝缘油中糠醛含量 ——耐压试验 ——油箱表面温度分布和套管端部接头温度 b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验： ——油中溶解气体分析 ——绕组直流电阻 ——短路阻抗 ——绕组的频率响应
最新农配网10KV配电变压器作业分册
农配网10K V配电变压器作业分册
第二部分 农配网10KV配电变压器现场标准化作业部分 配电变压器试验作业分册
1 范围 本手册规定了配电变压器预防性试验和交接性试验的规范化作业程序、要求、现场作业等内容。 适用于农配网配电变压器预防性试验和交接性试验工作。 2 作业步骤 2.1配电变压器预防性试验作业步骤 2.1.1 变压器绝缘电阻测量 2.1.1.1 断开试品电源，将其接地，充分放电，放电工作应使用绝缘工具（如绝缘手套、棒、钳等）步骤是首先将接地线的接地端接地，然后再将另一端挂到试品上，并不得用手直接触及放电的导体。 2.1.1.2 拆除试品的所有对外连线。对于瓷质绝缘子和套管一类试品，应用干燥清洁的柔软布或棉纱擦净表面。 2.1.1.3 兆欧表未接试品前应预试。将兆欧表水平放置，摇动手柄到额定转速（120R/MIR），指针应指“∞”。将摇表“线路”（L）和“接地”（E）端钮短接，并轻轻摇动手柄，指针应指“0”位，这样才认为兆欧表正常。 2.1.1.4 将试品的非测量部分均接地，然后将接地线引于兆欧表的“E”端；被测量部分用绝缘导线引接于兆欧表的“L”端，“E”与“L”两引线不得缠绕在一起。（E线可用软裸线在绝缘表面缠绕几圈，其部位应靠近被测量部分，但不得相碰）并用绝缘导线引接于兆欧表的“屏蔽”（G）端上。 2.1.1.5 以恒定120转／分钟的速度均匀转动兆欧表手柄，待指针稳定后，记录绝缘电阻值。2.1.1.6 在15″和60″时分别记录绝缘电阻值，计算吸收比。 2.1.1.7 试验完毕，停止驱动兆欧表。 2.1.1.8 用放电棒对10KV桩头放电。 2.1.1.9 拆除连接10KV桩头的引线。 2.1.1.10 记录试品名称、规范、气象温度记录正确。 2.1.1.11 绝缘摇测数据正确，记录结论正确。 2.1.1.12 重复试验时，必须将试品对地充分放电。 2.1.1.13 拆除自装短路接地线，清理工作现场。 2.1.2 变压器直流电阻测量 2.1.2.1 测量高压时，将测量直流电阻专用夹子线夹在高压侧AB桩头上；测量低压时将夹子线夹在a相与零线套管桩头上。 2.1.2.2 接线：将仪器的的I+、V+端子与被试品按照图1的方法联接好，这种联接法可消除A、 B、C、D处的接触电阻，Rx（注意B、C之间不要反向）在使用中，如果仪器随带的测试线长度不够，可使用直径相当的导线将测试线加长。 2.1.2.3 负责人检查所有接线正确无误后，发令开始测试。 2.1.2.4 接上交流AC220V电源，相应的指示灯亮，闭合总电源开关，相应的指示灯亮，按下“启停”键，即可进行测试。测试完毕，关闭总电源开关（AC12V），相应的指示灯灭，放电后，再转换测试夹，进行再次测试。