講課-變壓器結(jié)構(gòu)

1、 變壓器結(jié)構(gòu)與原理大型電力變壓器基本構(gòu)成大型電力變壓器基本構(gòu)成 大型電力變壓器一般為油浸式，其基本構(gòu)成分功能部分和保護部分 變壓器的功能是把一種等級的電壓與電流變換成同頻率的另一等級的電壓與電流。這種變換是依靠電路系統(tǒng)和磁路系統(tǒng)的有機結(jié)合來實現(xiàn)的。大型電力變壓器基本構(gòu)成大型電力變壓器基本構(gòu)成 保護部分包括預防性保護和搶救性保護。預防性保護是對電場力、熱力和機械力的破壞作用進行防御，以達到預防事故的目的。搶救性保護不能預防事故，只能在事故發(fā)生之后，限制事故的擴大，減少事故損失。保護部分是為功能部分服務的，其作用是保障功能部分的正常運行。 變壓器鐵心變壓器鐵心 鐵心是變壓器的主磁路，電力變壓器的鐵

2、心主要采用心式結(jié)構(gòu) ，它是將A、B、C三相的繞組分別放在三個鐵心柱上，三個鐵心柱由上、下兩個鐵軛連接起來，構(gòu)成閉合磁路。變壓器鐵心變壓器鐵心 大型變壓器均采用心式鐵心，一般以三相三柱式鐵心為多，更大容量的變壓器則采用三相五柱旁軛式鐵心，可以降低鐵心高度。 大型變壓器鐵心一律使用導磁性能良好的冷軋硅鋼片制造，為使磁通均勻分布，其鐵軛一般都采用多級階梯形截面，鐵心柱采用玻璃纖維粘帶綁扎，不再使用穿心螺桿夾緊。由于鐵心截面積大，總鐵損大，發(fā)熱嚴重，一般設(shè)有鐵心油道。大型變壓器的鐵心要有足夠的機械強度，并要求可靠一點接地。變壓器鐵心變壓器鐵心分接開關(guān)分接開關(guān) 分接開關(guān)： 分接開關(guān)一般分為兩種： 1）無

3、勵磁分接開 2）有載分接開關(guān) V型復合式 M型組合式變壓器有載開關(guān)MM型和V V型的區(qū)別 1、M型屬于選擇開關(guān)與切換開關(guān)分開的組合式有載分接開關(guān)。適用大容量高電壓，多分接位置的電力變壓器和整流變壓器等。 2、V型屬于選擇開關(guān)與切換開關(guān)組合成一體的復合式有載分接開關(guān)。其結(jié)構(gòu)相對要簡單一些。分接檔數(shù)也少一些。價格也便宜些變壓器繞組變壓器繞組 繞組是變壓器的電路部分，它是由銅或鋁的絕緣導線繞制而成。通常為了合理安排三繞組變壓器的絕緣布置，都把高壓繞組放在最外層，用于降壓用的變壓器按高、中、低順序排列，用于升壓用的變壓器按高、低、中順序排列。 繞組必須滿足電場強度和磁場強度的要求，能夠承受住雷電和操作

4、過電壓的沖擊。繞組應有足夠的機械強度來抵抗突發(fā)短路，為了保證使用壽命，還要考慮溫升的要求。 V型復合式MM型 組合式變壓器結(jié)構(gòu)變壓器結(jié)構(gòu)變壓器型號變壓器型號 變壓器的型號通常由表示相數(shù)、冷卻方式、調(diào)壓方式的符號，以及變壓器容量、額定電壓、繞組連接方式組成。 如 SFSZ9-120000/220 第一個S表示三相，F(xiàn)表示風冷，第二個S表示三繞組，Z表示有載調(diào)壓，9表示設(shè)計型號為9型，120000表示容量為120000KVA，220表示電壓等級為220kV。 OSFSZ9-120000/220 第一個O表示為自耦變。 SFPSZ9-120000/220 P表示強迫油循環(huán)。 冷卻方式字母的含義冷卻方

5、式字母的含義 ONAN 、OFAF 1）第一個字母表示與繞組接觸的內(nèi)部冷卻介質(zhì)： O：礦物油或燃點不大于300度的合成絕緣液體2）第二個字母表示內(nèi)部冷卻介質(zhì)的循環(huán)方式： N：流經(jīng)冷卻設(shè)備和繞組內(nèi)部的油流是自然的熱對流循環(huán)； F：冷卻設(shè)備中的油流是強迫循環(huán)，流經(jīng)繞組內(nèi)部的油流是熱對流循環(huán)；3）第三個字母表示外部冷卻介質(zhì)： A：空氣 W：水4）第四個字母表示外部冷卻介質(zhì)的循環(huán)方式： N：自然對流； F：強迫循環(huán)（風扇、泵等） 變壓器試驗 變壓器試驗項目變壓器試驗項目 -GB50150-2006 -GB50150-2006電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準1、絕

6、緣油試驗2、測量繞組連同套管的直流電阻3、檢查所有分接頭的電壓比4、檢查變壓器的三相接線組別和單相變壓器的極性5、測量與鐵芯絕緣的各緊固件（連接片可拆開者）及鐵芯（有外引接地線的）絕緣電阻6、非純瓷套管試驗7、有載調(diào)壓裝置的檢查和試驗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(zhì)損耗角正切值tg10、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驗帶局部放電試驗14、額定電壓下的沖擊合閘試驗15、檢查相位 16、測量噪音 絕緣油試驗絕緣油試驗變壓器油的功用變壓器油的功用 變壓器油在預防性保護中

7、有重要的作用，其功能主要有：a）絕緣功能變壓器油具有良好的絕緣強度，它可單獨作為絕緣的一部分，更多的是和紙絕緣結(jié)合構(gòu)成油紙混合絕緣，這是公認的大型電力變壓器的理想絕緣。b）冷卻功能變壓器油在20時的比熱容為18001900J/（KgK），導熱系數(shù)為0.15W/（mK），加上它良好的絕緣性能，使它可以和帶電的繞組和引線接觸，吸取它們發(fā)出的熱量，在把熱量傳遞給散熱器，從而保持變壓器溫升不超出限值。c）防護功能變壓器油浸漬著全部紙絕緣層，可以有效防止紙絕緣的老化、受潮，同時變壓器油覆蓋油箱內(nèi)部金屬材料的表面，減少其與氧氣的接觸，防止銹蝕。d）訊息功能變壓器故障可分為放電性故障和過熱性故障兩大類。變壓

8、器油取樣方便，通過對油樣的化驗，可以獲得運行中變壓器局部過熱、局部放電、絕緣受潮和絕緣老化等多種信息；從油的滲漏，也可以獲得密封失效的信息。絕緣油試驗絕緣油試驗1、油中溶解氣體色譜分析a)目的： 運行中的油浸變壓器，其絕緣油和有機絕緣材料在電和熱的作用下，會逐漸老化分解，產(chǎn)生各種氣體。當存在潛伏性過熱和放電性故障時，會加快這些氣體的產(chǎn)生速度。由于故障氣體的組成和含量與故障的類型和故障的嚴重程度油密切關(guān)系，所以定期分析溶解于變壓器中的氣體就能及早發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部存在的潛伏性故障，并隨時掌握故障的發(fā)展情況。 1 1、油中溶解氣體色譜分析、油中溶解氣體色譜分析b）取樣方法及時間 取樣器具： 100ml

9、玻璃注射器 取樣時間： 新投變壓器投運前、4天、10天、1個月；耐壓試驗前后 運行中變壓器220kV 3個月 110kV 6個月 35kV 1年1 1、油中溶解氣體色譜分析、油中溶解氣體色譜分析c）試驗結(jié)果的判斷 故障類型 主要氣體組分（L/ L） 油過熱 CH4 、 C2H4 油和紙過熱 CH4 、 C2H4 、CO 、CO2 油紙絕緣中局部放電 H2、CH4 、CO 油中火花、電弧放電 H2、 C2H2 油和紙中電弧 H2、 C2H2 、CO 、CO2d）判斷標準 對變壓器氣體含量的要求（L /L） 氣體 新投運 運行中 氫 10 150 乙炔 0 5 總烴 20 1502 2、絕緣油的電

10、氣性能試驗、絕緣油的電氣性能試驗 2.1擊穿電壓 測量絕緣油的瞬時擊穿電壓值，其試驗接線如圖所示。在絕緣油中放上一定形狀的電極（電極直徑為25mm，厚4mm，電極距離2.5mm）電極間施加工頻電壓，直至油隙擊穿，記錄擊穿電壓值，重復試驗5次，取平均值。 擊穿電壓：35kV35kV及以下電壓：35kV35kV6060220kV220kV： 40kV 40kV 絕緣油的電氣性能試驗絕緣油的電氣性能試驗 2、 tg值測量 油的介質(zhì)損失因數(shù)tg值是反映油質(zhì)好壞的重要指標。其檢測方式為將被試油裝入tg值測量專用的油杯中，并接在高壓介損橋上，在工頻電壓下進行測量。 測量時要將油加溫至70 ，這是因為變壓器

11、油的tg值隨溫度增高而增大，越是老化的油，其tg值隨溫度的變化也越快。 判斷標準： 介質(zhì)損耗因數(shù)tg（%）： 70時，注入電氣設(shè)備前0.5 運行中的油 2 測量變壓器繞組的直流電阻是變壓器在交接、大修和改變分解開關(guān)后必不可少的試驗項目，也是故障后的重要檢測項目。對變壓器繞組直流電阻進行測量可以實現(xiàn)： 檢查繞組接頭的焊接質(zhì)量和繞組有無匝間短路； 檢查電壓分接開關(guān)的各個位置接觸是否良好； 檢查分接開關(guān)實際位置與指示位置是否相符； 檢查繞組或引出線有無折斷； 檢查并聯(lián)支路的正確性，是否存在由幾條并聯(lián)導線繞成的繞組發(fā)生一處或幾處斷線的情況。 直流電阻測試直流電阻測試直流電阻測試直流電阻測試 測量變壓器

12、直流電阻接線圖為：直流電阻測試直流電阻測試試驗步驟： 測量并記錄環(huán)境溫度和濕度； 將測試儀通過測試儀與被測繞組有效連接，開始測量； 測試完畢后使用測試儀上的“放電”或“復位”鍵對被試繞組進行放電。 繼續(xù)進行下一繞組的測量。直流電阻測試直流電阻測試試驗結(jié)果判斷依據(jù) ： 三相互差：三相測試值最大值減最小值除以平均值，以百分比表示 1600KVA及以下容量等級三相變壓器，相間互差4%，線間互差2%；1600KVA以上三相變壓器，相間互差2%,線間互差 10000M 末屏對地絕緣電阻 1000M 注意： 測量前應使用干凈的布將套管表面擦拭干凈，保持套管表面干燥、清潔，以免影響測試結(jié)果。 測量時應在空氣

13、相對濕度不高于80%條件下進行。在空氣濕度大于80%的潮濕天氣，瓷套表面會凝結(jié)一層極薄的水膜，造成表面泄漏通道，使絕緣電阻明顯降低。此時，應在瓷套上裝設(shè)屏蔽環(huán)（用細銅線緊扎1-2圈），接到兆歐表屏蔽端子，屏蔽環(huán)應接在靠近靠近兆歐表高壓端所接的瓷套端子，遠離接地部分。 非純瓷套管試驗非純瓷套管試驗2、測量20kV及以上非純瓷套管的介質(zhì)損耗角正切值tg 和電容值a）測量時記錄環(huán)境溫度和設(shè)備的頂層油溫。b）測量裝在三相變壓器上的任一只電容型套管tg和電容時，相同電壓等級的三相繞組及中性點必須短接加壓，其余繞組端子均接地，末屏接電橋，正接線測量。tg和電容量測量接線圖參照介質(zhì)損耗測試儀接線圖。c）tg

14、與電容量測試完畢，使用兆歐表測量末屏對地的絕緣電阻。測量后應對末屏充分放電。d) 試驗完畢恢復套管的末屏接地。非純瓷套管試驗非純瓷套管試驗 試驗結(jié)果判斷依據(jù) ：1、主絕緣的tg不應大于下表的規(guī)定套管主絕緣類型tg（%）最大值電容式油浸紙0.7（500kV 0.5）膠浸紙0.7膠粘紙1.0澆鑄樹脂1.5氣體1.5有機復合絕緣0.7非電容式澆注樹脂2.0非純瓷套管試驗非純瓷套管試驗 試驗結(jié)果判斷依據(jù)2、當電容型套管末屏對地絕緣電阻低于1000M 時，應測量末屏對地的tg；加壓2kv，其值不大于2%。3、試驗時應對電容量的測量有足夠的重視，當電容量變化達到5%時（或達到一層電容屏擊穿引起的變化）應認

15、真處理。4、油紙絕緣電容式套管tg試驗時，一般不低于10，而且不進行溫度換算。 油浸紙?zhí)攸c： 良 好溫度 tg 含水量多-溫度 tg 有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗 變壓器帶電前應進行有載調(diào)壓切換裝置切換過程試驗，檢查切換開關(guān)切換觸頭的全部動作順序，測量過渡電阻值和切換時間。測得的過渡電阻值、三相同步偏差、切換時間的數(shù)值、正反相切換時間偏差均符合制造廠的技術(shù)要求。 由于變壓器結(jié)構(gòu)及接線原因無法測量的，不進行該項試驗。有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗采用有載分接開關(guān)測試儀下圖是雙電阻過渡切換開關(guān)的典型波形圖 t為總的切換時間 t1、t2是單電阻過

16、渡時間 t3時雙電阻過渡時間 波形抖動反映了動、定觸頭接通時出現(xiàn)的觸頭彈跳現(xiàn)象，對于比較嚴重的波形抖動現(xiàn)象要分析原因，對觸頭及彈簧進行檢查調(diào)整。 有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗 三相切換過程時間圖 三相有載分接開關(guān)的不同期一般要求不大于2ms 過渡電阻測試值與出廠數(shù)據(jù)相比不應有大的變化且各過渡電阻值之間最大誤差不得超過10%。有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗有載調(diào)壓切換裝置的檢查和試驗 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)。其中電動操作時電源電壓為額定電壓的85%及以上。操作無卡澀、連動程序，電氣和機械限位正常。 循環(huán)操作后進行繞組連同套管在所

17、有分接下直流電阻和電壓比測量，試驗結(jié)果符合相關(guān)要求。 在變壓器帶電條件下進行有載調(diào)壓開關(guān)電動操作，動作應正常。操作中，各側(cè)電壓應在系統(tǒng)允許范圍內(nèi)。測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg 介質(zhì)損耗因數(shù)tg是反映絕緣性能的基本指標之一。介質(zhì)損耗因數(shù)tg反映絕緣損耗的特征參數(shù)，它可以很靈敏地發(fā)現(xiàn)電氣設(shè)備絕緣整體受潮、劣化變質(zhì)以及小體積設(shè)備貫通和未貫通的局部缺陷。 測繞組tg的目的,實際上是簡接的側(cè)絕緣紙的含水量。 紙tg與其含水量有以下固定關(guān)系，即：測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg 當變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在8000KVA及以上時，應測量介質(zhì)損耗角正切

18、值tg。 測試前應先對試品表面進行清潔或干燥處理，記錄頂層油溫及環(huán)境溫度和濕度。 測量時根據(jù)試品的接地狀況選擇正接線或反接線。因為變壓器的外殼直接接地，所以現(xiàn)場測量時采用反接法。 測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtgAI-6000D 測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg反接線適用于現(xiàn)場被試設(shè)備一極接地的情況 反接線時，儀器內(nèi)部部件處于高電位，容易引起測量誤差。為了消除干擾，介損測試采取異頻法來減輕外界電場的干擾。 測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg 測量繞組連同套管的介損tg時，為避免繞組電感和激磁損耗給測量帶來的誤差，試驗時需將測量繞組個相短

19、路，非測量繞組各相短路接地。測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg 試驗電壓如下： 繞組電壓10kV及以上 10kV 繞組電壓10kV以下 Un 判斷標準： 變壓器繞組連同套管的tg在大修及交接時，相同溫度下比較不應大于出廠試驗值的1.3倍。歷年預防性試驗比較，數(shù)值不應有顯著變化（一般不大于30%）。測量繞組連同套管的介損測量繞組連同套管的介損tgtg當測量時溫度與產(chǎn)品出廠試驗溫度不符合時，可換算到同一溫度時的數(shù)據(jù)進行比較。不同溫度下的tg值一般可用公式 tg2=tg11.3（t1-t2）/10換算（式中tg1、tg2分別為溫度t1、t2下的tg值）油浸電力變壓器繞組介質(zhì)損耗角正

20、切值tg（%）最高允許值 繞組tg與原始值比較變大或變小都可能是缺陷的反映，同一變壓器各繞組tg應基本一致。高壓繞組電壓等級（kV）溫度（）51020304050607035及以下1.31.52.02.63.54.56.08.0352201.01.21.52.02.63.54.56.0330 5000.70.81.01.31.72.22.93.8測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 測量泄漏電流能有效地發(fā)現(xiàn)有些用其它試驗項目所不能發(fā)現(xiàn)的電氣設(shè)備局部缺陷。 泄漏電流測量中電源一般由高壓整流設(shè)備供給，用微安表讀取泄漏電流。與測量絕緣電阻相比有以下特點：（1）試驗電壓高，并可

21、以隨意調(diào)節(jié)，容易使絕緣本身弱點暴露出來。（2）泄漏電流可由微安表隨時監(jiān)視，靈敏度高，測量重復性好。測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流（3）根據(jù)所加直流電壓和微安表測得的泄漏電流值可以計算出絕緣電阻值，與兆歐表測出的絕緣電阻值進行比較綜合分析。通過測量泄漏電流和外加電壓的關(guān)系有助于分析絕緣缺陷類型。 測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 當變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在8000kVA及以上時，應測量直流泄漏電流。 試驗步驟（1）根據(jù)相關(guān)規(guī)程和所試變壓器繞組的額定電壓確定試驗電壓，并根據(jù)試驗電壓選擇合適電壓等級的電源設(shè)備、測量儀表。試驗中被

22、測繞組短接，各非被測繞組短路接地。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)61020 3563 330500直流試驗電壓(kV)10204060測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流（2）按接線圖（如圖所示）準備試驗，保證所有試驗設(shè)備、儀表儀器接線正確、指示正確。 測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流（3）記錄頂層油溫及環(huán)境溫度和濕度。（4）確認一切正常后開始試驗。先空載分段加壓至試驗電壓，以檢查試驗設(shè)備絕緣是否良好、接線是否正確。（5）將直流電源輸出加在被試變壓器繞組上，測量時，加壓到0.5倍試驗電壓，待1min后讀取泄露電流值

23、。然后加壓到試驗電壓，待1min后讀取泄露電流值。（6）被測繞組試驗完畢，將電壓降為零，切斷電源，必須充分放電后再進行其他操作。 測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 油浸電力變壓器繞組直流泄漏電流參考值測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 注意事項：1、分級絕緣變壓器試驗電壓應按被試繞組電壓等級的標準，但不能超過中性點絕緣的耐壓水平。 2、微安表應在高壓端測量。微安表絕緣支柱應牢固可靠，防止搖擺倒塌。3、試驗設(shè)備的布置要緊湊、連接線要短，宜用屏蔽導線，既要安全又便于操作，又要油足夠的距離，接地線應牢固可靠。4、應將被試品表面擦拭干凈，并加屏蔽，

24、以消除被試品表面臟污帶來的測量誤差。5、按接線圖接好線后，應由專人認真檢查接線和儀器設(shè)備，當確認無誤后，方可通電及升壓。測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 注意事項：6、在升壓過程中，應密切監(jiān)視被試設(shè)備、試驗回路及有關(guān)表計。微安表的讀數(shù)應在升壓過程中安規(guī)定份階段進行，且需要一定的停留時間，以避開吸收電流。7、在測量過程中，若有擊穿、閃絡等異?，F(xiàn)象發(fā)生，應馬上降壓，斷開電源，并查明原因，詳細記錄，待妥善處理后，再繼續(xù)測量。8、試驗完畢，降壓、斷開電源后，均應對被試設(shè)備進行充分放電。放電前先將微安表短接，并先通過油高阻值電阻的放電棒放電，然后直接接地。測量繞組連同套管的直

25、流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 試驗的影響因素：1、高壓連接導線對地泄漏電流的影響 由于與被試品連接的導線暴露在空氣中，被試品的加壓端也暴露在外，所以周圍空氣有可能發(fā)生游離，產(chǎn)生對地泄漏電流，將影響測量的準確度。采用增加導線直徑，減少尖端或加防暈罩、縮短導線、增加對地距離等措施，可減少對測量結(jié)果的影響。2、空氣濕度對表面泄漏電流的影響 當空氣濕度大時，表面泄漏電流遠大于體積泄漏電流，被試品表面臟污易于吸潮，使表面泄漏電流增加，所以必須擦凈表面，并應用屏蔽電極。測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流 試驗的影響因素：3、溫度的影響 溫度對高壓直流泄漏試驗結(jié)果的影響

26、較大，因此對所測得的電流值，需換算至相同溫度，才能進行分析比較。換算參考絕緣電阻。4、殘余電荷的影響 被試品絕緣中的殘余電荷是否放盡，直接影響泄漏電流的數(shù)值，因此試驗前對被試品必須進行充分放電。 測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量中的異?，F(xiàn)象及初步分析： 從微安表中反映出來的情況：1、指針來回擺動。可能是由于電源波動、整流后直流電壓的脈動系數(shù)比較大及試驗回路和被試設(shè)備有充放電過程所致，若擺動不大，不十分影響讀數(shù)，可取其平均值。2、指針周期性擺動?？赡苁怯捎诨芈反嬖诜聪虺潆娝?，或者是被試設(shè)備絕緣不良產(chǎn)生周期性放電所致。3、指針突然沖擊。若向小沖擊，可能時電源回路引

27、起的；若向大沖擊，可能是試驗回路或被試設(shè)備出現(xiàn)閃絡或間歇性放電引起的。4、指針指示值隨測量時間而發(fā)生變化。若逐漸下降，可能是由于充電電流減小或被試設(shè)備表面絕緣電阻上升所致；若逐漸上升，往往時被試設(shè)備絕緣老化引起的。遇到上述3、4情況時，一般應立即降低電壓，停止測量。測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量繞組連同套管的直流泄漏電流測量中的異常現(xiàn)象及初步分析： 從泄漏電流數(shù)值上反映出來的情況：1、泄漏電流過大。可能是由于測量回路中個設(shè)備的絕緣狀況不佳或屏蔽不好所致。遇到這種情況時，應首先對試驗設(shè)備和屏蔽進行認真檢查，若確認無上述問題，則說明被試設(shè)備絕緣不良。2、泄漏電流過小?？赡苁怯捎诰€路接錯，屏蔽線

28、處理不好，微安表保護部分分流或有斷脫現(xiàn)象所致。3、出現(xiàn)負值?？赡軙r由于高壓引線過長、空載時電暈電流大所致。因此高壓引線應當盡量粗、短，無毛刺。交流耐壓試驗交流耐壓試驗 為了進一步發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷，檢查設(shè)備絕緣水平和確定設(shè)備能否投入運行，有必要對設(shè)備進行帶有破壞性的交流耐壓試驗。 交流耐壓試驗基本符合設(shè)備在運行中承受過電壓情況，能夠有效地發(fā)現(xiàn)設(shè)備的絕緣弱點。 交流耐壓試驗是破壞性試驗，必須在全部非破壞性試驗合格后才可進行（包括油化驗），否則將引起不必要的絕緣破壞。 對油浸式變壓器充油后應靜置足夠時間后方可進行交流耐壓試驗。310kV變壓器一般靜置310h，110kV及以上變壓器應靜置1224h。交流

29、耐壓試驗交流耐壓試驗 繞組連同套管的交流耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：1、容量為8000kVA以下、繞組額定電壓在110kV以下的變壓器，線端應進行交流耐壓試驗。2、容量為8000kVA以上、繞組額定電壓在110kV以下的變壓器，在有設(shè)備時，可進行線段交流耐壓試驗。3、繞組額定電壓為110kV及以上的變壓器，其中性點應進行交流耐壓試驗，由于設(shè)備的積累效應，試驗耐受電壓標準應為出廠試驗值的80%。交流耐壓試驗交流耐壓試驗電力變壓器交流耐壓試驗電壓標準（kV）系統(tǒng)標稱電壓設(shè)備最高電壓交流耐受電壓油浸式變壓器干式變壓器11.1-2.533.6148.567.22017101228241517.23632

30、202444433540.568606672.5112-110126160-220252316-交流耐壓試驗交流耐壓試驗額定電壓110kV及以上的電力變壓器 中性點交流耐壓試驗電壓標準（kV） 系統(tǒng)標稱電壓設(shè)備最高電壓中性點接地方式出廠交流耐受電壓交接交流耐受電壓110126不直接接地9576220252直接接地8568220252不直接接地200160交流耐壓試驗交流耐壓試驗 交流耐壓試驗可以采用外施工頻電壓或感應電壓的方法。 外施交流電壓試驗電壓的頻率應為4565Hz，全電壓下耐受時間為60s。 感應電壓時，為防止鐵芯飽和及勵磁電流過大，試驗電壓的頻率應適當大于額定頻率。除另有規(guī)定，當試驗

31、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60s；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 120額定頻率/試驗頻率 （s），但不小于15s。 外施耐壓試驗用來驗證線端和中性點端子及它們所連接的繞組對地及對其他繞組的外施耐受強度；短時感應耐壓試驗用來驗證每個線端和它們所連繞組對地及對其他繞組的耐受強度，以及相間被試繞組縱絕緣的耐受強度。交流耐壓試驗交流耐壓試驗 利用電抗器進行并聯(lián)補償，減少試驗電源容量。電抗器補償法交流耐壓試驗接線圖Cx試品 DKQ補償電抗器 FYQ分壓器T試驗變壓器 R限流電阻 IL補償電流IC試品電流 I試驗變壓器電流交流耐壓試驗交流耐壓試驗試驗結(jié)果分

32、析：1、被試品經(jīng)交流耐壓試驗，在持續(xù)時間內(nèi)，不擊穿為合格，反之為不合格。 被試品是否被擊穿可按下述各種情況進行判斷： 根據(jù)實驗時接入的表計進行分析，一般情況下，若電流表突然上升，則表明試品被擊穿。 根據(jù)試驗控制回路的狀況進行分析。若過流繼電器整定值適當（不會因整定值太小在升壓過程中動作），則被試品擊穿時過流繼電器動作，電磁開關(guān)即跳閘。 根據(jù)被試品狀況進行分析。試驗過程中，如被試品發(fā)出擊穿響聲、斷續(xù)放電響聲、冒煙、產(chǎn)生氣體、有焦臭味、跳火以及燃燒等都是不能容許的，應查明原因。如查明這種情況來自被試品絕緣部分，則該試品存在問題或已擊穿。交流耐壓試驗交流耐壓試驗試驗結(jié)果分析：2、如被試品為有機絕緣材

33、料，則經(jīng)試驗后應立刻進行觸摸。如出現(xiàn)普遍或局部發(fā)熱，則任務絕緣不良，需經(jīng)處理，再行試驗。3、耐壓前后設(shè)備的絕緣電阻不應下降超過30%，如下降必須查明原因。4、在試驗種，若由于空氣濕度、溫度或表面臟污等的影響，引起表面滑閃放電或空氣放電，則不應認為不合格。在經(jīng)過清潔、干燥等處理后，再行試驗。若并非由于外界因素影響，而是瓷體表面釉層絕緣損傷、老化等引起（如加壓后出現(xiàn)局部紅火），則應任務不合格。繞組變形試驗繞組變形試驗 繞組變形試驗是變壓器特殊試驗項目。 依據(jù)電力行業(yè)反事故措施要求以及近年來運行事故的實際情況，為考核變壓器抗短路能力，引入了現(xiàn)場繞組變形試驗。 運行中變壓器短路后繞組變形較為成熟的表征

34、參數(shù)時繞組頻率響應特性曲線的變化。不具備試驗條件時，也可以用低電壓下的工頻參數(shù)測量代替。 鑒于變壓器設(shè)計差異性較大，目前易于操作的方法是將短路后繞組頻率響應曲線與原始數(shù)據(jù)比較。因此，要求投運前進行繞組頻率響應特性曲線測量或低電壓下工頻參數(shù)測量，并將測量參數(shù)作為原始指紋性參數(shù)保存。 對于35kV及以下電壓等級變壓器，推薦采用低電壓短路阻抗法，對于66kV及以上電壓等級變壓器，宜用頻率響應法測量繞組特征圖譜。繞組變形試驗繞組變形試驗 頻響法頻率響應分析法繞組變形試驗繞組變形試驗低壓短路電抗法 1)與傳統(tǒng)的負載試驗相同，變壓器一側(cè)繞組短路，一側(cè)施加試驗電壓; 2)根據(jù)所加電壓、電流算出短路阻抗，而短路阻抗的無功分量就是短路電抗，也可稱漏電抗。 3）如果繞組的幾何尺寸發(fā)生變化，其電抗就會有響