浅谈电力变压器检修和试验策略

浅谈电力变压器检修和试验策略
浅谈电力变压器检修和试验策略

浅谈电力变压器检修和试验策略

发表时间:2014-12-25T15:57:27.967Z 来源:《价值工程》2014年第11月上旬供稿作者:姚飞飞

[导读] 变压器能有效的确保系统稳定持续的工作,所以对于它的检修工作必须加强。在进行检修的时候,不能依照传统的方式进行,需要根据变压器的状态进行针对性的检修

姚飞飞YAO Fei-fei(国网山西省电力公司大同供电公司检修公司,大同037008)(State Grid Shanxi Electric Power Company Datong Power Supply Company Maintenance Company,Datong 037008,China)

摘要院在电力系统中电力变压器是非常重要的电气设备,各级电力公司对电力变压器的检修工作都非常重视,本文就主要对电力变压器的检修和试验策略进行了分析。

Abstract院Power transformer is important electrical equipment in the power system. Electric power companies are serious about thework of power transformer maintenance. This paper mainly analyses the strategy of maintenance and test for the power transformer.关键词院电力变压器;检修;试验;策略Key words院power transformer;maintenance and repair;test;strategy中图分类号院TM41 文献标识码院A 文章编号院1006-4311(2014)31-0051-02

0 引言在变压器行业,我国市场增长迅速,目前已成为国际第二大市场,从目前的市场状况来看,在智能电网建设、特高压建设及电网改造、电力工业发展的带动下,我国的变压器市场已被全面激活,未来几年将迎来迅速发展的新时期。

在我国的经济发展中电力是非常重要的基础产业,在对输变电设备进行检修的过程中电力变压器一直都是其中的重点。在电力行业的发展过程中,定期检修的弊端表现得越来越明显,但是如果需要等到时机成熟的时候再来推行状态检修也是一件不现实的事情,更加不能够强行推行状态检修。在开始正式实施状态检修之前肯定需要一个准备的过程,而在这样的情况下本文就提出了电压变压器的诊断学检修和试验策略。

1 对电力变压器诊断性检修的过程分析电力变压器的诊断学检修就是针对那些已经到了检修周期的电力变压器,在实际的检修过程中直接进行吊罩检修,而是技术检修人员通过变压器的检修入孔进入到变压器的本体内进行诊断性检测,如果变压器没有比较大的问题就可以根据诊断的实际情况选择预先制定出的方案来进行检修,比如清洗、紧固、清理缺陷等一般的检修,如果在诊断过程中发现变压器存在比较大的问题,就需要进行吊罩大修或者返厂进行修理。采用诊断性检修能够很好满足电力变压器的实际检修需求,在实际的检修过程中不可避免的会受到空气湿度的影响,采用诊断性检修主要解决的就是定期检修存在的相关问题,比如工作量大、检修过剩以及检修损伤等。所以在诊断性检修过程中需要尽量去缩小检修的创伤面。在电力企业的发展过程中,因为受到人员编制的限制,导致变电检修人员的数量有限,这样人均检修的容量就会不断的增加,那么为了能够保证电网运行的安全性和可靠性就需要不断提高电力变压器的检修效率。

2 电力变压器诊断性检修的主要环节分析据了解,变压器制造工艺的发展主要结合新产品、新结构的特点研究出与之相适应的工艺,并着重于新材料、新装备的开发应用以此来不断提高产品的质量和可靠性,但这些新工艺的研究开发需要大量的资金投入和生产成本的提高,而且变压器诊断性检修也是个不可忽视的问题。笔者将结合变压器性能,简要分析电力变压器诊断性检修需要注意的几个问题:2.1 需要对要进行检修的设备进行数据收集分析。在收集信息前,需要把收集清单表做好,这样才能准确、快速、全面的收集所需信息。收集完信息后,把相关数据与相关的规程对比进行参照分析,对检修设备进行初步的诊断分析,并在检修方案中指出检修中的注意事项。

2.2 对电力变压器进行检修诊断。在进行设备检修时,必须根据相关的规章制度进行,这样才能保证检修的准确性,一般有《电力变压器检修导则》、《电力变压器诊断性检修作业指导书》。在进行检查的时候,需要检查变压器的铁芯、绕组等,同时要求相关的技术人员一起进行检修并及时确定检修方案,最后报批给相关领导审批。检查的具体内容应该由检查组人员制定,并在检查过程中记录相关的检查结果。先给变压器抽油,配置吹风设备,保证换气能力。通风一定后,就需要进入变压器题内进行检查,应该对变压器的绝缘、调压开关、铁芯、绕组进行检查,检查相关部位是否干净、是否有损坏变形情况,各连接之间是否完好。在各电相之间是否有放电情况等。

2.3 当对变压器进行检修诊断后,就需要根据检修方案进行维修。如果在检查中发现变压器没有大问题时,也需要制定详细的维修步骤,如对变压器进行清洗、紧固等具体工作。如果发现变压器需要进行大维修,就需要返厂维修。

3 电力变压器状态检修的策略分析近20 年,对110kV 及以下电压等级的油浸变压器进行了不少优化设计,已逐步取代了64、73、79、86 等标准,目前推行的是20 世纪90 年代后期的99 标准,形成了节能变压器的新系列,使各种损耗进一步降低,替代了高能耗产品的生产,在这种情况下,状态检修就显得尤为重要。

在对电力变压器进行状态检修的时候关于策略有很多不同的观点,因为每个电力企业的实际情况不同所以在进行电力变压器状态检修的时候也应该要根据自身的实际情况来选择制定出合理科学的检修策略。

3.1 要加强对电力变压器的日常巡视检查工作,在实际的巡视检查工作中要对电力变压器的运行状态情况进行分析,如果发现问题就需要对问题进行仔细的分析,这样才能够确定是不是需要大修才能够解决电力变压器的问题。

3.2 对预防性试验结果进行检查,看其是否正确。关于预防性试验的问题,有很多人都觉得有些预防性试验应该要少做,比如说交流耐压试验,这样试验可能会对电力变压器的绝缘造成一定的影响,对于电力变压器的安全运行就可能会产生一些不利的因素。但是关于这个问题还是应该要以《电力设备交接和预防性试验规定》为主。对于那些大型的电力变压器来说,交流耐压试验是不会对它的绝缘造成影响。

3.3 要对电力变压器所在系统是否受到过电流、过电压的冲击以及是否发生过接地故障和短路故障进行检查分析。对于变压器来说这也是状态检修中非常重要的环节,但是在实际的检修过程中需要针对具体问题具体分析。如果电力变压器的短路绕组线圈是在外侧的,这就有很大的可能性发生变形。如果在对电力变压器进行检修的过程中不方便停电的,就需要对色谱分析试验加强,同时还要对周期进行缩减;如果有停电检修的机会,对于中型变压器就可以进行吊罩检修,而大型变压器则应该在放油之后进入到罩内进行检修。中型电力变压器有非常大的可能性发生变形。如果电力变压器的短路绕组线圈是在内侧的,电力变压器绕组出现变形的可能性就会比较小,在停电的情况下就可以进行变形试验来进行确认。

4 电力变压器诊断性检修的主要优势分析在对电力变压器进行检修的时候如果采用诊断性检修方式,主要是通过检修技术人员进入到电力变压器内进行诊断和检查,这样对设备的损伤就会比较小,不会出现因为比较大的拆卸和组装而造成设备的损伤。因为采用诊断性检

6~35KV变压器检修、试验规划方案.docx

广西石化公司2013 年大检修变压器检修技术方案 编制:桂文吉 审核: 批准: 动力部电气装置

目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施

一工程概况 广西石化全厂共有 108 台变压器,由 ABB 公司 220KV 变压器、江苏华鹏 35KV 变压器、广州维奥依林 6KV 变压器、顺特 6KV 干式变压器组成。开工运行平稳,没有出现过变压器事故,在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1 检查并拧紧套管引出线的接头; 2.1.2 放出储油柜中的污泥,检查油位计; 2.1.3 净油器及放油阀的检查; 2.1.4 冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查; 2.1.5 套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查,瓷绝缘的检查、清扫;2.1.6 检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱,并进行试验; 2.1.7 检查有载或无载分接开关; 2.1.8 充油套管及本体补充变压器油; 2.1.9 检查接地装置; 2.1.10 油箱及附件检查防腐; 2.1.11 检查并消除已发现而就地能消除的缺陷;、 2.1.12 全面清扫 2.1.13 进行规定的测量和试验。 三检修依据

3.1 《石油化工设备维护检修规程(第六册)(SHS06002-2004) 3.2 《电业安全工作规程》 DL408-91 3.3 《电力变压器检修导则》;DL/T573-95 3.4 《电力变压器运行规程》;DL/T572-95 3.5 《电力设备预防性试验规程》;DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1 油变部分 5.1 冷却系统检修 5.1.1 冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好;试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确;电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2 强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏;管路中的阀门应操作灵活,开闭位置正确;阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3 强迫油循环泵转向应正确,转动时应无异音、振动和过热现象;其密封应良好,无渗油或进气现象。 5.1.4 差压继电器、流动继电器应经校验合格,且密封良好,动作可

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。

浅析电力变压器故障原因及处理方法

浅析电力变压器故障原因及处理方法 摘要:随着我国不断完善的工业体系,电能是促进国民经济不断发展的重要基础,而且电能安全不仅与国民的生产和生活有着直接的关系,对整个国家的战略 安全还能造成一定的影响。电力系统非常重要的一部分就是电力变压器。因此, 只有其良好的运行,电力系统才可以可靠供电。 关键词:电力变压器;故障原因;处理方法 引文:电力变压器在长期的运行过程当中可能会有一些事故和故障出现,而 这些事故和故障又有很多方面的原因。而且,由于一些工作人员具有较低的业务 素质,以及技术不够或者违章违规作业等,都有可能使的事故发生或者扩大事故,从而对整个电力系统的运行造成影响。 1电力变压器故障类型及其原因 1.1电力变压器的冷却系统异常 运行所引起温度的异常电力变压器的冷却器发生了故障不能正常运行,例如 潜油泵停止运行,风扇出现了损坏,散热器管道发生堵塞,冷却的效果不好,温 度计指示出现失灵,散热器阀门闭合等,很多原因都会引起温度的升高,这种情 况下,应该即时的对冷却器进行检查和维修,以提高冷却系统的冷却效率。 1.2绝缘油的油位异常情况分析 在电力变压器运行时,出现渗漏油现象以及油位异常现象的情况,比较常见,应该进行不定期的检查和巡视,其中电力变压器的主要表现有这两个情况。一是 假油位,油枕吸管器出现了堵塞,油标管堵塞,防爆的管道气孔堵塞;油面低, 出现严重漏油的情况。由于工作人员因为工作需要,在放油之后没有进行补充。 或者气温比较或者油量不足,油枕的容量小而不能满足电力变压器的运行需求的 时候。 1.3变压器放电与线路故障 在电力变压器中,有一些比较常见的变压器放电与线路故障现象:变压器在 运行的期间会有一些“噼啪噼啦”的噪音,这是因为导电引线在空气作用之下,对 电力变压器外壳,出现的放电现象;假如听到了一些好像通过液体状物质的声音,这可能是因为导体击穿了电力变压器,对变压器的外壳放电的声音;如果绝缘的 距离比较短,则应该停电放油后,进入变压器器身内部进行检查;假如导线间连 接处或者三相接头的部位发生了断线,则一旦出现弧光或者火花,电力变压器会 出现断断续续的噪音;假如低压的线路发生了接地或者出现了短路的故障时侯, 电力变压器就可能发出“轰轰”的噪音,假如短路的点比较近,变压器就会发出像 动物的吼叫的声音。另外,当电力变压器负荷严重的时侯,就会发出比较低沉的 声音。 1.4瓦斯保护装置出现故障 动作出现的原因有可能是:变压器的内部的元件出现了比较轻微的故障,电 力变压器的内部进入了空气或者二次保护的回路出现异常等。这个时候运行的人 员应该及时进行全面的检查,如果没有发现异常的现象,应该在瓦斯的继电器处,采集气样并且送到试验单位分析。重瓦斯保护出现跳闸的时候,有可能是由于电 力变压器的内部的元件出现了严重的故障,引起电力变压器的油受热,短时间之内,分解并且释放出了大量的气体。假如出现了重瓦斯保护跳闸,应该先投入使 用备用变压器,然后再进行外部的检查,检查电力变压器的压力释放的装置有没 有动作喷油,变压器的外壳有没有变形以及变压器的各焊接的接缝有没有开裂等,

电力变压器试验报告

电力变压器试验报告 装设地点:幸福里小区运行编号:14#箱变试验日期:2013.07.25 试验性质:交接天气:晴温度:36 ℃ 相对温度: 一、设备型号: 型号电压比制造厂家出厂编号S11—M—630/10 10000/400 南阳市鑫特电气有限公司130274 容量相数接线组别出厂日期630KVA 3 DY0—11 2013.07 二、试验项目: 1、绝缘电阻及吸收比: 测量部位R15”(MΩ)R60”(MΩ)吸收比 高压/低压及地2500 低压/高压及地2500 2、直流电阻:

绕阻S位置 实测值(mΩ)最大不平衡 率% AB BC AC 高压1 1049 1050 1050 0.1 2 993.8 994.2 993.9 3 937.7 938.6 938.1 低压a~o b~o c~o 2.8 1.271 1.281 1.307 3、交流耐压试验: 交流耐压:38 KV 时间:60 S 结论:合格 三、试验结论:合格 四、试验仪器及编号:BCSB系列多用型实验变压器、JRR-10直流电阻测试仪、ZC-7绝缘摇表 五、试验负责人: 六、试验人员: 七、备注: 电力变压器试验报告

装设地点:幸福里小区运行编号:15#箱变试验日期:2013.07.25 试验性质:交接天气:晴温度:36 ℃ 相对温度: 一、设备型号: 型号电压比制造厂家出厂编号S11—M—650/10 10000/400 南阳市鑫特电气有限公司131105 容量相数接线组别出厂日期630KVA 3 DY0—11 2013.07 二、试验项目: 4、绝缘电阻及吸收比: 测量部位R15”(MΩ)R60”(MΩ)吸收比 高压/低压及地2500 低压/高压及地2500 5、直流电阻: 实测值(mΩ)最大不平衡绕阻S位置 率% AB BC AC 高压 1 1050 1048 1050 0.1

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。

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};

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

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

浅析电力变压器励磁涌流引起的断路器跳闸

浅析电力变压器励磁涌流引起的断路器跳闸 摘要:对变压器试运行过程中充电保护动作跳闸情况进行了分析,经过相关的录波报告和充电保护定值阐述了励磁涌流对变压器运行的影响,并提出了一些运行以及预防的措施。 关键词:继电保护电力变压器跳闸分析励磁涌流 某新投运变电站两台变压器在试运行过程中,当对变压器高压侧充电时两台变压器均有多次跳闸,通过对录波报告分析后确定为励磁涌流引起,开关跳闸为母联充电保护及变压器过流保护所整定定值无法躲过励磁涌流,经过多次修改后,变压器送电正常。 1 跳闸概况 该变电站主变型号分别为:1号变:sfz10-k-180000/220,2号变:sfz10-180000/220。试运行期间两台变压器充电共计15次,其中1号变失败2 次,2号变失败3次,送电成功各5次。 充电方式为:220kvii母母线上仅有变压器高压侧开关,i母通过母联开关向ii母上的变压器充电。此时所投入保护为母联断路器充电保护,变压器差动保护、三侧复压过流保护以及瓦斯保护。充电时母联充电保护、变压器复压过流保护均动作。 跳闸后分析跳闸原因为主变励磁涌流引起,经修改主变过流保护定值,电流改大,时间改长后主变充电成功,2台主变各正常充电5次。 2 跳闸分析

在试运行过程中,变压器跳闸,一般分为两种情况:①变压器内部故障,确实存在故障点,电流中含有故障电流,使开关跳闸;②变压器励磁涌流,保护未躲过变压器励磁涌流而造成跳闸。故障电流就单相来看为正弦波,电流较大且对称分布于时间轴两侧。而励磁涌流为尖顶波,其中含有大量的非周期分量和谐波分量,以二次谐波分量为主,并且前几个周期可能完全偏向于时间轴一侧,存在间断角。 从变压器跳闸时故障录波图中可以看出电流的波形完全可以符合变压器励磁涌流的特点:①励磁涌流为尖顶波,其中含有大量的谐波分量和非周期分量,谐波分量以二次谐波分量为主,且其波形偏向时间轴一侧。②励磁涌流在最初的几个周期波形是间断的。因此可以初步判断为励磁涌流。此时的保护定值为 由于母联开关合闸瞬间变压器零序电流高达1467a,相电流c相最大达到2230a;在0.25s左右零序电流衰减到1057a,相电流c相衰减到951a,但b相电流仍有1051a。变压器过流保护动作导致变压器高压侧跳闸,母联过流保护动作导致母联开关跳闸。 选取ic相录波谐波分量进行分析: 上图为电流谐波分量分析图,从图中可以看出,ic相电流中直流分量高达73.7%,二次谐波分量为87.99%,由此,也可判断定励磁涌流而非故障电流。 因此,此次跳闸为励磁涌流所致,但投运所设定值专为躲过励磁

浅谈电力变压器常见故障及处理 刁震

浅谈电力变压器常见故障及处理刁震 发表时间:2019-06-17T14:58:08.060Z 来源:《防护工程》2019年第5期作者:刁震裴海玲刘博 [导读] 要维护和保障电力变压器的运行安全,必须要对变压器故障进行深入分析,探索最恰当的维护和处理方法。 国网宁夏电力有限公司中卫供电公司宁夏回族自治区中卫市 755000 摘要:电力变压器是电力系统中比较常用且非常重要的电气设备,其运行可靠性直接决定电力系统运行的整体可靠性和安全性。针对电力变压器运行过程中的常见故障,对检修工作以及维护工作进行分析,对常见故障进行分类以及对其表现和特征进行汇总,提出相应的故障处理措施。 关键词:电力变压器;常见故障;处理措施 引言: 电力变压器是电力转换和传输的核心,是电网运行的重要组成部分。电力变压器故障对变压器本身会造成严重影响,也会危及电力资源的供给安全,给生产生活造成巨大的损失。因此,要维护和保障电力变压器的运行安全,必须要对变压器故障进行深入分析,探索最恰当的维护和处理方法。 1变压器的用途 电力变压器(简称变压器)是用于改变交流电压大小的电气设备。其根据电磁感应原理,能够实现将某一级别的交流电压变换到另一级交流电压,以满足不同场所的用电需求,所以,变压器在电力系统和供电系统中起着非常重要的作用。另一方面,由于受发电机的绝缘水平,发电机工作的输出电压通常为6.3KV,10.5KV或者20KV。这样的低电压很难满足电能长距离传输的要求。因为对功率一定的电能进行传输时,电压越低,电流越大,过高的电流会导致输送电能产生巨大的传输消耗。因此,只有通过升压变压器将发电机的端电压提高到数万伏到数十万伏,以降低电力输送中电流,减少传输线上的能量损失,实现在不增加传输导线的横截面情况完成电能的长距离传输,最大限度降低电能传输消耗。 2变压器运行中常见的故障 电力变压器五大组成部分分别是:铁芯、绕阻、变压器油、油箱、绝缘套管,故障的发生也主要集中于这几个部分。首先是铁芯故障。铁芯故障形成的原因主要是铁芯柱的铁轮夹紧螺杆或穿心螺杆绝缘体损坏。铁芯故障极可能会造成局部短路的问题,穿心螺杆和铁芯叠片重合连接,出现环流引起局部过热,局部铁芯受损,涡流过热也会破坏叠片的绝缘体机构,让变压器空载的损失增大,绝缘油彻底恶化;然后是绕阻故障,表现为相间短路、匝间短路、断线、绕组接地等,产生这些故障的主要原因是局部绝缘体受到损害,缺陷得不到及时解决。除此之外,绕阻在运行的过程中因杂物的落入也会使局部温度升高,让绝缘体老化。绕阻的受潮、绝缘油内混入杂质等都会对绝缘体造成不可逆的损坏,而绝缘体在这种情况下不可能一直保持原有运行质量状态;最后是变压器油故障主要表现为油温过高引起的变压器着火。变压器内部存在很多依然易爆物质,如果处理不及时,则会有不可预知的危害。除以上三种故障以外,常见的变压器故障还有分接头开关故障和瓦斯保护故障。其中,分接头开关故障可以是接触不良导致的发热烧坏、开关触头的放电等,导致以上故障发生的原因主要有螺丝的松动、弹簧压力不足、触头氧化、油质酸性过高等。瓦斯保护故障,即表现为闸门跳停的控制失效。变压器内部发生的错误会导致跳闸情况的产生,一旦变压器启动瓦斯保护之后,跳闸很可能会让变压器内部的故障变得更加严重,引发油分解出大量气体,导致二次故障。此外,变压器还可能会发生放电、套管故障等。 3电力变压器运行过程中的故障处理措施 3.1变电所变压器故障处理措施 对平时遇到的多类问题进行分析和研究,提出了以下几点处理措施:第一,要对发生故障的原因进行深入的分析,找到导致问题的根本原因,然后采取合适的技术和手段对其进行处理。第二,变压所需要对相关的故障处理规定进行完善和发展,其规定需要按照不同类型的故障具体类型具体要求,并且制定一系列的解决方法,从而大大提升故障处理的效率。第三,变压所需要提升对故障的监控系统的监控能力,提升公司职工的故障处理能力。除此之外,还要重视提升员工们的责任意识。在解决变压器的故障后,对具体的故障问题和解决方案进行记录,这可以为以后解决相似的问题提供有效的解决方案,缩短解决故障的时间,提高效率。 3.2绝缘层老化的处理措施 首先避免变压器和绝缘层的超期服役现象,变压器和绝缘层都是有一定的使用寿命的,一旦超过其使用寿命就应该进行淘汰和更换;其次要控制变压器的运行时间,变压器长时间运转会使其温度升高,加速绝缘层的老化,所以应对变压器进行交替工作管理,并应控制其运行容量不能超过其额定容量;最后应对变压器和绝缘层进行定期检查,检查绝缘层的外观及其绝缘性能,在线监测变压器表面、散热器表面、变压器油的温度,一旦温度过高就要采取冷却处理,必要时可以停机并启动备用变压器进行交替工作,避免因为温度过高而造成绝缘层老化加剧甚至破坏的现象。 3.3油位过高或过低 变压器油枕油位计有两个限值:低和高,正常出厂时会在中间,正常运行也是在两道线中间。假如变压器油位过低,则可能导致瓦斯保护及误动作,情况严重时,甚至有可能使变压器引线或线圈从油中露出,造成绝缘击穿;若是油位过高,则容易产生溢油。长期漏油、温度过低、渗油、检修变压器放油之后没有及时补油等都是导致油位过低的原因。影响变压器油位变化的因素很多,如冷却装置运行状况的变化、壳体渗油、负荷变化以及周围环境变化等。所以,一定要根据当地气温选择合适的注油高度。 变压器油温会因负荷与环境因素的影响而变化,假如油温出现变化,但油标中油位却没有跟着变化,那么油位就是一个假象,造成这种状况的原因可能是油标管堵塞、呼吸管堵塞、防爆管通气孔堵塞等。这就要求值班人员要经常对变压器油位计的指示状况进行检查,如果油位过低,就要查明其原因并采取相应措施;如果油位过高,则适当放油,让变压器能够安全稳定运行。 3.4外表异常 渗油、漏油、套管闪络、放电,是变压器最常见的外表异常现象。变压器装有呼吸器,呼吸器下端玻璃筒内有变色硅胶,正常时为浅

35kV-35000kVA变压器的交流试验技术方案

BPXZ-HT-324kV A/108kV/36kV调频式串联谐振耐压装置 一、被试品对象及试验要求 1. 电缆10kV,长度4000米,截面积300mm2, 电容量≤1.48μF,试验频率30~300Hz, 试验电压22kV。 2. 电缆35kV,长度1200米,截面积300mm2, 电容量≤0.228μF,试验频率30~300Hz, 试验电压52kV。 3.35kVPT,CT,开关、母线等设备交流试验试验,试验频率30~300Hz,电压95kV。 4.35kV/35000kV A变压器的交流试验试验,电容量≤0.015μF,试验频率45-65Hz,试 验电压68kV。 二、工作环境 1.环境温度:-150C–450C; 2.相对湿度:≤90%RH; 3.海拔高度: ≤2500米; 三、装置主要技术参数及功能 1.额定容量:324kV A; 2.输入电源:单相220V/380V电压,频率为50Hz; 3.额定电压:108kV;72kV;36kV; 4.额定电流:3A;4.5A;9A; 5.工作频率:30-300Hz; 6.波形畸变率:输出电压波形畸变率≤1%; 7.工作时间:额定负载下允许连续60min;过压1.1倍1分钟; 8.温升:额定负载下连续运行60min后温升≤65K; 9.品质因素:装置自身Q≥30(f=45Hz); 10.保护功能:对被试品具有过流、过压及试品闪络保护(详见变频电源部分); 11.测量精度:系统有效值1.5级; 四、设备遵循标准 GB10229-88 《电抗器》 GB1094《电力变压器》 - 1 –

- 2 – GB50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》 GB1094.1-GB1094.6-96 《外壳防护等级》 GB2900 《电工名词术语》 GB/T16927.1~2-1997 《高电压试验技术》 五、试验时使用关系列表 设备组合 试品 电抗器 108kV A/36kV 三节 激励变压器 输出端选择 10kV/300mm 2交联 电缆(试验电压22KV) 长度4000m 使用电抗器三节并联 1.0kV 35kV/300mm 2交联 电缆(试验电压52KV) 长度1200m 使用电抗器二节串联 3kV 35kV 等级:开关,绝缘子 使用电抗器三节串联 5kV 35kV/35000kVA 变压器 使用电抗器三节串联 3kV 六、装置容量确定 电缆10kV ,长度4000米,截面积300mm 2, 电容量≤1.48μF ,试验频率30~300Hz ,试验电压22kV ,频率取35Hz. 试验电流 I=2πfCU 试 =2π×35×1.48×10-6×22×103=7.2A 对应电抗器电感量 L=1/ω2C=15H 设计四台电抗器,使用电抗器3台并联可满足要求,则单节电抗器为 108kVA/36kV/3A/45H 。 验证: 1、电缆35kV ,长度1200米,截面积300mm 2, 电容量≤0.228μF ,试验频率30~300Hz ,试验电压52kV 。 使用电抗器二节串联,此时电抗器电感量为L=45*2=90H 试验频率f=1/2π√LC=1/(2×3.14×√90×0.228×10-6)=35Hz 。 试验电流 I=2πfCU 试 =2π×35×0.228×10-6×52×103=2.6A 2、35kV/35000kV A 变压器的交流试验试验,电容量≤0.015μF ,试验频率45-65Hz ,

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;

10kV开关柜、避雷器、变压器试验方案

电力公司现场试验方案 电气试验方案 一、总则: 1、严格执行电气试验规程规定。 2、每个试验项目分试验前试验方法的分析、试验中遇到的问题及解决方案、试验后的结论审核。 3、对于重要试验项目,制定可行的试验方案和备用试验方案。 4、对于危险系数高的实验项目现场查勘后进行危险点分析、总结,列举出应对措施。 二、电气试验执行规程: 10KV变电站电气设备高压试验执行规程

三、试验项目分析 1、试验过程对电气试验质量控制,试验方法控制 (1)、电气试验质量的控制:试验人员的资质的审核必须达到要求,试验过程发现的问题及时反映,及时解决。 (2)、电气试验方法控制:明确每个电气设备的检测项目,严格按照电气试验标准化作业指导书进行。 2、试验结论: 试验结论严格按照《电气设备交接和预防性试验标准》执行,由高压试验专责审核签字。 四、重要试验项目方案: 1、10kV开关试验方案(见附录1)。 2、避雷器试验方案(见附录2)。 3、变压器试验方案(见附录3)。 五、危险点系数高的分析: 1、接地线装设不牢靠、接地点不明确、假接地。 (一)、危险点:烧坏试验设备、影响测量数据。控制措施:实行专人接地、专人检查。对接地点不明确的必须要现场施工项目负责人进行确认方可进行。 (二)、危险点:对被试品的损坏。控制措施:试验前对被试品全面了解,接地情况需要现场施工负责人确认。 (三)、危险点:试验为完成地线拆除。控制措施:试验完成后由试验负责人拆除接地线,其他工作人员不得擅自拆除接地线。 2、耐压试验电压高,现场施工人员多,现场试验员多。 危险点:现场耐压试验电压高、人员多,现场试验员多,容易发生人员触电事故。控制措施:杜绝非试验人员参与高压试验。耐压试验区域广选择施工人员撤出

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。

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