500kV主变压器高压套管防雨闪伞裙的试验-论文

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500KV变电站变压器高压试验方法及常见故障处理措施

500KV变电站变压器高压试验方法及常见故障处理措施摘要：对变电站500KV变压器不同运行状态进行检测，通过对变压器保护配置与运行情况进行分析，将有利于检修人员准确对变压器故障进行判断，从而找出原因，并采取有效措施解决。

本论文主要从500KV变压器正常运行着手分析，分析了500KV变压器保护的特征与配置，并对保护装置的运行进行分析，希望给相关工作人员提供参考。

关键词：500KV变压器保护；配置；运行；维护1、500kV变压器保护特点及配置500kV变压器的工作电压高，容量大，在电网中占有十分重要的地位，一旦变压器出现问题或者继电保护出现故障则会引起主变停电，从而造成重要的经济损失，进行主变组装、拆卸的工程量十分巨大，进行检验与维修的时间比较长，因此，在变压器出现故障是要尽快进行故障查找，并进行故障排除，500KV电力变压器相比于220 kV变压器的灵敏度更高，可靠性更强。

1.1、500KV主保护双重化配置为了增强变压器保护的可靠性，500 kV变压器主保护要采取双重化配置。

主保护是纵联差动保护，通常配置和纵差保护。

1）差动保护具有差电流速断功能，对于差动保护区内出现的故障能够进行检测，对于变压器短路最初20ms内，电流互感器在饱和之前进行差电流速断并进行故障排除。

2）比率制动能够提高差动保护的灵敏度，伴随外部穿越性短路电流的变化而变化，当出现系统故障短路时电流增大，尽管有制动作用，但选择合理的制动系数能够在保持制动的前提下，确保相应灵敏度。

3）保护装置具有谐波制动功效，可以防止变压器励磁涌流而引起的保护误动。

在励磁涌流的谐波中，以二次谐波为最大，取二次谐波进行制动，从而实现制动效果。

1.2过励磁保护500 kV 变压器铁芯正常工作磁密较高，接近饱和磁密，磁化曲线较“ 硬” 。

在过励磁时，可能使变压器损坏。

500kV变压器应装设过励磁保护。

惠州站采用GEC -ALSTON 公司生产型号为GT I 的继电器，短时间报警，长时间动作跳三侧断路器，装设于主I保护屏1.3、500KV变压器的相间后备保护500 kV电力变压器通常采用单相变压器组，配置相间保护作为变压器引线与相邻母线相间故障的后备保护。

500kV主变压器不拆高压引线进行预防性试验的方法

500kV主变压器不拆高压引线进行预防性试验的方法刘辉邓伟业摘要介绍了500kV主变压器在不拆高压引线的情况下采用非常规方法进行绕组绝缘电阻、介质损耗因数和泄漏电流测量等试验的技术，并与常规方法进行了对比分析。

指出500kV主变压器不拆高压引线进行预防性试验是可行有效的。

关键词变压器预防性试验绝缘电阻介质损耗因数泄漏电流。

1 引言目前，广西区内已投入运行的500kV变电站有3座(平果、来宾、沙塘)，共有500kV变压器组5组，它们均由3个单相降压自耦变压器组成Y N, ao, d11联接组。

变压器的500kV和220kV套管出线上直接连接(不经隔离开关)有电容式电压互感器(CVT)和氧化锌避雷器(MOA)；34.5kV套管出线通过单管铝母线(简称管母)连接成三角形接法，管母上直接连接有电压互感器；中性点套管出线连接到一根管母上，经一台电流互感器直接接地。

当对500kV变压器做预防性试验时，由于变压器高压引线高、粗、长、重，而且在非全站停电时感应电压高，所以在停电时间短，人员有限的情况下，要拆除高压引线进行预防性试验是根本不可能的；但不拆引线将会给试验带来一定的影响。

下面就不拆高压引线的非常规试验方法进行介绍，与同行交流、探讨。

2 变压器不拆高压引线的试验方法由于与变压器直接相连的设备较多，各种设备都要在相同的短时间内完成预防性试验，因此各种设备的试验不可避免的分相交叉进行。

为了安全并减少相互间的干扰和影响，进行变压器试验时，应拆开中性点和低压侧套管引出线，并用绝缘带固定好。

此外还应拆开变压器的铁芯和夹件的接地线。

这些是容易做到的。

2.1 绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数若按常规方法，测量变压器绕组的绝缘电阻时，非被试绕组短路接地，但由于不拆高、中压侧引线，测量高、中压绕组对其余绕组及地的绝缘电阻时势必会将CVT、MOA、高压和中压侧引线对地的绝缘电阻也测量进去，使测量结果偏小。

因此应采用外壳屏蔽法测量绕组间和绕组与铁芯、夹件间的绝缘电阻。

500kV主变高压套管闪络事故的分析及处理

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２３试验检查情况
埘３变Ａ卡 ¨ 小体取油样包皤分析结常刈‘ 上变Ａ卡Ｈ及卡Ｉ１父・次没备开爬例行搜诊断性｝』ｌ＝验榆．包折ｔ变绝缘电阻、变比、阻、｝ｆＩ｝漏电流、本体介损搜电
量大到一定程度时，２片伞裙之间的空气间隙承受不了过高的电压，间隙被击穿，众多伞裙间的空气间隙
被逐个击穿，最终导致整个套管发生闪络。特别是该主变压器的高压套管为密裙结构，伞间距较小，淋雨时更容易造成伞裙问的桥接。３号主变Ａ相套管更换恢复运行后，组织开展专业巡检，重点开展３号主变套管红外精确测温、缩短主变油色谱分析周期，并加强与油色谱在线监测装置数据的对比分析。在雨、雾天气加强设备特巡，必要时
图２套管伞间距实测值
（２）设备一般是垂直安装，高度较高，直径较大，
且多为上细下粗，呈塔状。
（２）增加辅助伞裙。分别在三相高、中压套管按照５０Ｃｍ的间隔加装辅助伞裙，安装后按照４０ｋＶ／片进
电力专栏

500kV变电站主变套管闪络跳闸事件故障研究

500kV变电站主变套管闪络跳闸事件故障研究摘要：现阶段，500kV变电站与人们的生活、生产和社会发展息息相关，其安全运行十分重要。

变电站主变上的套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的绝缘套管，不但作为引线对地绝缘，而且担负着固定引线的作用，是变压器载流元件之一。

本文通过分析闪络导致的主变套管跳闸事件，提出预防事故发生的对策，对电网安全运行有重要指导作用。

关键词：500kV；变电站；主变套管；闪络跳闸事件1设备概况该500kV变电站2号主变由常州东芝变压器有限公司2005年11月生产，2006年7月投运，型号ＯＤFＰＳ－250000／500；高压套管由日本ＮＧk（永木精械株式会社）公司生产，型号ＯＩＰ－550／1600，外绝缘爬距15610ｍｍ，爬电比距28.38ｍｍ／kV。

变电站所在地区污秽等级为Ｄ1级，套管爬电比距满足28ｍｍ／kV的要求。

2号主变上次检修时间为2015年10月，各项结果正常，原申报计划2021年1月2号主变检修，因运行方式安排困难未实施。

最近一次带电检测时间为2021年4月16日，试验项目包括ＨＧＩＳ特高频、超声波局放检测及全站一次设备紫外检测，检测结果均无异常。

故障跳闸前变电站500kV、220kV系统均为正常运行状态。

2原因分析经过对出厂数据的查询，可以得知，该套管标称最小爬电距离是12680mm，实测值是13500mm，与之相对应的爬电比距是 2.3（标称）~2.45（实测）cm/kV。

鉴于污闪现象多为地区性现象，且具有较高的同步多点跳概率，且除了3号主变的高压套筒之外，其它装置都没有发现任何异常现象，因此该装置不属于污闪现象。

在主变跳闸之前，现场的情况是中到大雨，并且还出现了大风（根据气象数据，当时的风向为东北方向，1h的最高风速（17:00）为9.2m/s，达到了5级），因此，我们对这次事故的原因进行了初步的判定，认为这次事故的起因是雨闪。

套筒出现雨闪的条件包括：（1）事故发生时的天气状况多为中、暴雨，设备表面有污物，但并不是很严重，闪络出现的时机多是暴雨刚开始或中暴雨。

7 500kV复合套管增加装防污闪辅助伞裙技术科技成果推广资料

长周期（如1-3年）来确定的。常规情况下，绝缘子表面的污秽经过一个相对较长的
过程逐渐积累获得，我们把这样的过程称着“缓慢积污”。当复合CT套管表面发生缓慢积污，污秽可从硅橡胶护套上逐步获得憎水迁移性，即使环境变得潮湿，其外绝缘仍然可维持在较高水平，有较强的耐污闪能力。
五关键设备或技术
以硅橡胶为护套的复合CT套管在常规运行状态下，其耐污闪能力较强。 GB/T26218.1-2010《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则》以及Q/GDW152-2006《高压架空线路和变电站污区分级与外绝缘选择标准》对污秽度（SPS）的评价、分级及外绝缘选择，是通过一个相当长周期（如1-3年）来确定的。常规情况下，绝缘子表面的污秽经过一个
三集团先期使用情况
（一）工艺分类
集团内采用的增爬工艺可分为两种：一是瓷质绝缘子增爬工艺，另一是硅橡胶绝缘子增爬工艺，两种工艺主要区别在于增爬裙与设备的结合受力面明显不同、爬裙材质和结构不同。其中瓷质绝缘子与增爬裙结合受力面在绝缘子上表面，爬裙材质为硅橡胶，硅橡胶绝缘子与增爬裙结合受力面在设备径面，爬裙材质为氟硅橡胶，爬裙上部设计出伞脖，详见下图1、2。
成果名称500kv复合套管加装防污闪辅助伞裙技术研究推广范围集团公司内所有升压站集团先期使用情况集团公司从2011年起大唐国际托克托发电有限责任公司使用该技术现托电公司500kv升压站63只ct已经全部增爬完成运行3年至今未发生爬电和闪络事故取得了非常好的效果集团公司内部其他单位暂时未使用该技术
500kV复合套管加装防污闪辅助伞裙技术研究
相对较长的过程逐渐积累获得，我们把这样的过程称着“缓慢积污”。当复合CT
套管表面发生缓慢积污，污秽可从硅橡胶护套上逐步获得憎水迁移性，即使环境变得潮湿，其外绝缘仍然可维持在较高水平，有较强的耐污闪能力。

防污闪评估及案列分析

防污闪评估及案列分析【摘要】对电厂套管、避雷器、绝缘子的爬电比距、伞形、片数及环境因素进行评估，为应对极端天气变化，对主变套管加装了辅助伞裙，以提高其外绝缘性能。

对避雷器泄漏电流异常案例进行分析，提出了各种应对的措施。

【关键词】防污闪爬电比距辅助伞裙案例 PRTV1 概述某电厂位于珠三角口附近，建设规模为2×330MW燃煤供热机组，年最多雷暴日数78d，属IV级污秽区，所有户外电气设备的外绝缘泄露比距按≥31mm/kV 考虑。

高压套管、避雷器具体参数见下表：2 外绝缘分析220kV GIS升压站在《广东省电力系统污区分布图》中处于d级污区，近几年模拟绝缘子串取样污秽度为E1型a级（污秽度很轻）或E1型b级（轻度污染），套管、避雷器爬电比距31mm/ kV按d级设计，满足实际污秽等级要求。

在海拔高度1000m以下地区，操作过电压及雷电过电压要求的悬垂绝缘子串绝缘子片数220kV电压不少于13片[1]，我厂绝缘子片数最少为15片，满足规程要求。

伞形参数对避免雨水桥接、防止局部伞间短路、提高自洁性、避免污秽捕集、改善局部电场非常重要。

主变套管两伞裙伸出之差、伞间距与伞伸出之比、伞间最小距离、爬电距离与间距之比、伞倾角均符合《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘子》（GB/T 26218.2-2010）的规定。

避雷器的外绝缘伞形设计同样符合GB/T 26218.2-2010的规定。

GIS复合套管的外绝缘伞形设计符合《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第3部分：交流系统用复合绝缘子》（GB/T 26218.3-2011）的规定。

3 调研情况海丰某电厂为2×1050MW燃煤火力发电机组，地处沿海地区，从两个升压站构架至1#、2#主变构架的连接为架空输电线路方式，电压等级为500kV。

2018年9月16日强台风“山竹”来袭，阵风最大到15级，现场狂风暴雨，强风裹挟海水在主变高压侧B相套管的背风面形成水柱，线路对套管底座放电，引起机组跳闸。

变电设备雨闪事故防范措施探讨

械性能外，还应能够耐受各种自然环境的侵袭和污染。绝缘子发生的故障类型很多，影响较大且发生几率较高的
是运行中瓷质绝缘的污闪、户外高压套管和绝缘子的雨闪以及线路悬式绝缘子的 “ 零值 ” 所致的高压导线落地事
故等，本文着重分析户外高压套管和绝缘子的雨闪，旨在找出预防或减少户外设备雨闪的措施，提高输配电设备闸，输电通道中断，运行机组全部停运。２０１０年６月２０日中午ｌ４时许，厂内５００ｋＶ升压站运行可靠性。因狂风雷电暴雨导致两台开关电流互感器外绝缘发生贯１绝缘子雨闪特点分析穿性沿面放电，两台机组发变组大差动保护相继动作跳结合本人的经验并经查阅大量的技术资料、事故案闸，５００ＫＶＩ母母差保护动作跳闸。故障发生后，立即隔离例以及权威著述，笔者认为，绝缘子雨闪具有以下特点：
故障设备并对故障范围设备进行详细检查，外观检查发
外绝缘有电弧灼伤痕迹，其中一个顶部均压环掉落至地
一
① 雨闪多发生于站内变电设备，输电线路发生雨闪
② 雨闪多发生于３－９月，夏季较为集中，且多发生于
现：跳闸的两台机组出口主开关的电流互感器各有一相的几率不高；面，均压环表面有电弧灼伤的麻点，另一个顶部的绕组过中或大雨时，发生雨闪的绝缘子表面轻度污染，闪络时间
赵晨光ＺＨＡｏＣｈｅｎ－ｇｕａｎｇ

500KV变电设备瓷套雨中闪络的原因分析及对策

500KV变电设备瓷套雨中闪络的原因分析及对策摘要：以我国500KV变电设备瓷套在大雨或者暴雨中频频发生雨中闪络的事故的情况，通过本文的分析探讨，对雨中闪络事故的具体形成原因、特点以及预防措施做出相应的阐述，从而为防治和降低雨闪事故提供可行性建议个意见。

关键字：500KV 变电设备瓷套雨中闪络原因措施目前在我国据不完全的统计，投入运营的变电设备达到500KV的发生过瓷套雨中闪络的占总数的五分之一，发生闪络的主要设备有变压器、断路顺、避雷器、电流互感器、母线支柱以及刀闸，这其中发生大型的瓷套管闪络事件60台，占所有事故发生数的90%以上。

一、500KV变电设备发生瓷套雨中闪络的主要特点1.1发生时间500KV变电设备发生瓷套闪络事故多发于每年的6-9月，据统计2013年的6月份约有近20台变电设备发生闪络，7月份发生闪络事故有近25台设备，8月份有10台，9月份有10台。

仅仅4个月时间就有近50台设备发生闪络事故。

这几个月处于炎夏同时也是雨季，相对于其他季节绝缘子积污最轻的时候，盐密值在表面的数值也较小。

经过测试，发生闪络事故的瓷套管其盐密值活跃在0.011mg/cm2--0.03mg/cm2。

1.2发生事故时的气象条件瓷套闪络事故发生大多在暴雨和大雨的时候，每100台设备中只有几台设备闪络事件发生在雾天，其余的都发生在雨天，发生的时间也就在暴雨或者大雨的刚刚开始的前期时间。

1.3发生频率最高的变电设备是电流互感器从抽取的50台瓷套闪络设备事故中经过数据统计在电流互感器上发生闪络事件的就有36台，占总数的80%以上。

在统计共计52台污闪设备中包含母线支柱、电流互感器、变压器、避雷器、刀闸在内的设备中，发生大型套磁闪络事故的占47台，占发生事故总设备台数的90%以上。

从统计数据上看，闪络事故多发的变电设备是大直径套管（电流互感器）、进口设备（日本产品）和满足于GB.311-83《高压输变电设备的绝缘配合》的各项绝缘要求、变电设备之前从未发生过污闪事件、一些设备外绝缘爬电比距的污秽等级是经过标准选择了的、一些设备的外绝缘结构参数完全符合IEC-815《绝缘子污秽条件选用导则》的标准、多发于久旱后的突然降雨。

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２０１２年第６卷第１期
２０１２，Ｖｏ１．６，Ｎｏ．１
南方电网技术
ＳＯＵＴＨＥＲＮＰＯＷＥＲＳＹＳＴＥＭＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
高电压技术
ＨｉｇｈＶｏｌｔａｇｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
２）套管预施加电压。
第１期
陈杰华，等：５００ｋＶ主变压器高压套管防雨闪伞裙的试验
２５
２．３试验结果分析１）试验在实验室内进行，与变电站实际发生
结部位进行４０ｋＶ、持续时间为ｌｍｉｎ的工频耐压试验。试验时，在粘接辅助伞裙的上下表面各用细铁丝或铜线紧绕一圈，上端加压，下端接地，如图２
（１．ＣｈｉｎａＳｏｕｔｈｅｒｎＰｏｗｅｒＧｒｉｄＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ５１０６００，Ｃｈｉｎａ；２．ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔ．ｏｆＧｕａｎｇｄｏｎｇＰｏｗｅｒＧｒｉｄＣｏｒｐ．，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ５１００８０，Ｃｈｉｎａ）
２．１．３试验条件
为了研究套管耐受电压与雨量、雨水导电率、
套管安装角度、是否带防雨闪辅助伞裙等的关系，分别进行了如下条件的试验。
２．１．４试验步骤
１）用水及清洁剂清洗套管表面。按表３的条件将套管在雾室内布置，设置雨量及导电率。
摘要：为了预防雨闪事故，制定了５００ｋＶ主变高压套管加装辅助伞裙方案并进行试验分析。结果显示：套管在加装辅
助伞裙后能够有效地隔断雨水及电弧，且其耐受电压明显提高。根据试验结果，提出了５００ｋＶ主变高压套管加装辅助
伞裙的安装要求、验收要求与维护要求。
极为相似，均为暴雨开始后１０ｍｉｎ左右；套管安装
倾斜角度为５。，外绝缘外形尺寸极为相似（干弧距
套管雨闪的特点是【４】：１）多发生于大直径的瓷套管；
２）多发生于进口产品；
离均为４０００ｍｍ；套管伞裙、总爬距等参数基本一
致）。
同一厂商两支极为接近的套管在相似的运行条件下发生同样的雨闪事故，对该类型套管进行事故分析，认为瓷套管伞裙结构过密而导致雨水桥接了套管伞裙之间的空气间隙，同时套管表面有污秽，
导致频繁发生雨闪事故。
２．１试验条件及方案步骤２．１．１试验设备
降低２０ｋＶ，加压三次１０ｍｉｎ不发生闪络，则该电压即为该试验条件下的耐受电压。
表３试验条件
ａｂ．Ｔ３ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔＣｏｎｄｉｔｉｏｎｓ
络，则电压降至零，停止淋雨。
５）试验电压升高２０ｋＶ，重复以上步骤。两次加压应间隔１５ｍｉｎ，其问用水对套管进行冲洗冷却。耐受电压判断：某次闪络发生后，将试验电压
２加装辅助伞裙模拟试验
对该方案进行相关模拟对比试验，以确定加装辅助伞裙的效果。
文章编号：１６７４．０６２９（２０１２）０１ — ００２３ — ０４
中图分类号：ＴＭ８３５
文献标志码：Ａ
５００ｋＶ主变压器高压套管防雨闪伞裙的试验
陈杰华，谢鹏，彭发东２，梁文进２
（１．中国南方电网有限责任公司，广州５１０６００；２．广东电网公司电力科学研究院，广州５１００８０）
１０００ｋＶ
３０ＭＶＡ，０～６ｋＶ
６ｋＶ／ｌ０００ｋＶ，５０００ｋＶＡ（１ｍｉｎ）
３０ｍ ×２５１ＴＩＸ３０ｒｆｉ
雾室（长 ×宽Ｘ高）
喷雾类型
表４试验结果
ａｂ．Ｔ４Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ．２试品
试品为某公司生产的空心纯瓷套管，型号及参数如下。套管两端分别用法兰密封，内部为空气。
表２试品参数
ａｂＴ．２ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔＩｔｅｍｓＰａｒａｍｅｔｅｒｓ
目前，国内外对瓷套管外绝缘雨闪事故的分析认为，瓷套管外绝缘选用过小的放电距离、采用了
不合理的分节瓷套管、未考虑瓷套管直径增大对有效爬电距离的影响是导致雨闪事故的主要原因。瓷
两次雨闪事故均发生在某国外公司所生产５００ｋＶ主变压器高压套管，雨闪发生时的天气条件
关键词：５００ｋＶ主变压器；高压套管；雨闪；辅助伞裙
ＴｈｅＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔｏｎＡｕｘｉｌｉａｒｙＢｕｓｈｉｎｇＳｈｅｄＡｇａｉｎｓｔＲａｉｎＦｌａｓｈｏｖｅｒ
ｏｆ５００ｋＶＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｓＣＨＥＮＪｉｅｈｕａ，ＸＩＥＰｅｎｇ，ＰＥＮＧＦａｄｏｎｇ，ＬＩＡＮＧＷｅｎｊｉｎ
２。２试验结果
水汽
试验结果如表４。在加压过程中套管出现爬电
喷雾条件
符合ＩＥＣ６０５０７，ＪＥＣ０２０１标准
和闪络，在未加装防雨伞裙的套管里发生火花闪烁和燃烧。试验完成后对套管及硅橡胶伞裙进行检查，未发现有明显的电弧灼伤及烧黑痕迹。
３）发生雨闪的设备外绝缘均满足ＩＥＣ及国家
相关标准；
４）设备未发生过污闪事故；５）雨闪事故多发生于污秽地区久旱后突然来雨，雨量较大且开始下雨几分钟后。
针对上述事故情况，经研究，通过增加硅橡胶
始后１０ｍｉｎ左右发生雨闪。
代以来，对输电线路的调爬使外绝缘水平有一定提高，污闪相对减少，而变电设备外绝缘的薄弱环节开始显现¨ 】，变电设备的雨闪事故已上升为电力系
统外绝缘问题的主要矛盾。
敞开式变电站处于复杂的大气环境中，淋雨将
影响输变电设备外绝缘的放电特性。２０世纪９０年
１５００ｋＶ主变压器套管雨闪事故分析
２００７年，Ａ供电局５００ｋＶ主变压器Ｖ相高压套管在暴雨开始后１０ｍｉｎ左右发生雨闪；２００８年，Ｂ供电局５００ｋＶ主变压器ｗ相高压套管在暴雨开
２４
南方电网技术
第６卷
辅助伞裙可以有效阻隔贯穿性雨帘的形成，并增加
总爬距，防止雨闪发生［。同时研究５００ｋＶ主变压
３）开始淋雨。
４）电压维持１０ｍｉｎ。若１０ｍｉｎ之内未发生闪
器套管加装辅助伞裙的方案，明确伞裙的尺寸、安装位置、安装工艺等要求。
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅａｒｔｉｃｌｅｐｒｏｖｉｄｅｓｔｈｅｐｒｏｇｒａｍｏｆａｄｄｉｎｇａｕｘｉｌｉａｒｙｓｈｅｄｔｏ５００ｋＶｈｉｇｈＶｏｌｔａｇｅＢｕｓｈｉｎｇｂｙｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｆｏｒｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇｔｈｅｒａｉｎｌａｆｓｈｏｖｅｒａｃｃｉｄｅｎｔｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓａｐｐｒｏｖｅｓａｄｄｉｎｇａｕｘｉｌｉａｒｙｓｈｅｄｔｏ５００ｋＶｈｉｇｈＶｏｌｔａｇｅＢｕｓｈｉｎｇｃａｎｉｎｃｒｅａｓｅｔｈｅｌｆａｓｈｏｖｅｒｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ．Ｔｈｅａｒｔｉｃｌｅｐｒｅｓｅｎｔｓｔｈｅｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｒｆａｄｄｉｎｇａｕｘｉｌｉａｒｙｓｈｅｄｔｏ５００ｋＶｈｉｇｈＶｏｌｔａｇｅＢｕｓｈｉｎｇｂｙｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｒｅｓｕｌｔｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：５００ｋＶｍａｉｎｔｒａｎｓｆｏｍｅｒｒ；ｈｉｇｈｖｏｌｔａｇｅｂｕｓｈｉｎｇ；ｒａｉｎｌｆａｓｈｏｖｅｒ；ａｕｘｉｌｉａｒｙｓｈｅｄ