湖北中试高测电气控股有限公司 为您解答：油浸式变压器的试验项目及方法

1.1 绕组的直流电阻测量

1.1.1 此项目周期不得超过3年，在大修前后、无载分接开关变换分接位置以及有载分接开关检修后或必要时进行。

1.1.2 测量变压器顶层油温，待油温接近大气温度时(相差不超出±5℃)，可进行此项试验工作。

1.1.3 拆除变压器高、低压侧连接排、线。将非测量各绕组短路接地，防止直流电源投入或断开时产生高压，危及安全。

1.1.4 采用大型变压器直阻电阻测试仪进行测量，试验设备皆应置于地面背阳处。接线时注意夹线钳的电压端与电流端的位置，避免不必要的测量误差。

1.1.5 采用常规单通测量方式，注意仪表上接线端子＋I、＋V、－I、－V的正确接线，接地线一定连接牢固，专人检查后方可打开电源开关。

1.1.6 一相测量完毕后，先按“复位”键，后关断电源，更换接线前，应先用接地线放电，后移动测量夹钳，避免残余电感电流对人体造成麻电。

1.1.7 测量高备变高压侧直阻应对每一电压调节档进行测量(共17档)。

1.1.8 对于主变低压侧绕组的直流电阻测量，常规接线方式是难以较快地测试出正确的数值，可以采用助磁法接线进行测量。接线图如图1－1：

图1－1 高压助磁法接线原理图

图(a)可测Rac阻值

图(b)可测Rab阻值

图(c)可测Rbc阻值

1.1.8 记录好变压器上层油温，电阻值按公式R2＝R1(235＋t2)/(235＋t1)换算，各绕组相间差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。与以前相同部位测的值相比，其变化不应大于2%。

1.2 绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数测量

1.2.1 此项目周期不得超过3年，在大修前后、必要时进行。

1.2.2 拆除变压器高、低压侧所有连接排、线。

1.2.3 将非被试绕组短路接地，采用2500V或5000V绝缘电阻测试仪分别测量高压绕组对低压绕组及地、低压绕组对高压绕组及地的绝缘电阻及吸收比，吸收比在常温下不低于1.3。主变高压侧还应测量极化指数，极化指数在常温下不低于1.5。每次试验完毕，加压部分应充分放电。

1.2.4 记录变压器顶层油温，进行不同温度下绝缘电阻值换算，换算公式为

R2＝R1×1.5(t1－t2)/10， 换算后的绝缘电阻值同前次测试结果相比应无明显的变化。

1.2.5 解除铁芯接地连线，采用2500V绝缘电阻测试仪，测量铁芯对地绝缘电阻，在测试过程中若出现指针摇摆不定，无法读出稳定的读数，应查明原因。测试结束后加压部分应对地放电。绝缘电阻值与以前相比应无显著的差别。

1.2.6 大修后还要进行穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻。主变、高备变的绝缘电阻一般不低于500MΩ。

1.2.7 恢复试验前状态。

1.3 绕组的介质损耗因数tgδ测量

1.3.1 此项目在大修前后、必要时和绕组绝缘电阻测量异常时进行。

1.3.2 采用自动介损电桥反接线测量，将变压器被试绕组短接于电桥高压引线芯线上，并保持悬空状态。

1.3.3 电桥可靠接地，变压器非被试绕组短路接地，铁芯接地。

1.3.4 一切人员撤离变压器器身，加压区拉好围栏，指定专人监护，专人操作。

1.3.5 开启电桥进行菜单参数设定：反接线、内高压，加压10kV。

1.3.6 进行测量，其中电容量应无明显变化，20℃时tgδ不大于下列数值：

(1) 330～500kV 0.6%

(2) 66～220kV 0.8%

(3) 35kV及以下 1.5%

(4) 且与历年的数据比较相差不大于30%。

1.3.7 断开电源，进行放电，然后恢复试验前状态。

1.3.8 记录顶层油温、大气温度及湿度。测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近，且在油温低于50℃时测量，不同温度下的介损值一般可按下式换算tgδ2＝tgδ1×1.3(t2－t1)/10 。

1.3.9 若对介损值有疑问，应仔细检查接线并清理擦拭相关部位后重新测试。

1.4 绕组的泄漏电流测量

1.4.1 此项目周期不得超过3年，在大修前后或必要时进行。

1.4.2 非被试绕组短路接地，将试验绕组短路接于试验加压引线，加压引线与外壳、构架应保持足够的试验电压安全距离，以免影响泄漏电流的准确测量。

1.4.3 记录变压器油温及环境温度、湿度。加压前所有人员撤离变压器身，检查仪器接地是否牢靠，派专人监护。

1.4.4 采用直流高压发生器加压，所加直流试验电压如表1－1所示。

表1－1 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准

绕组额定电压(kV)

6～10

20～35

63～330

500

直流试验电压(kV)

10

20

40

60

1.4.5 加压时间为1分钟，读取1分钟时泄漏电流值，其值与前次相比应无明显变化。

1.4.6 试验结束后，应先用放电棒充分放电后，方可更改试验接线。

1.4.7 试验完毕放电，拆除所有绕组上的短接线。

1.5 电容型套管的绝缘试验

1.5.1 此项目周期不超过3年，在大修(包括主设备大修后)和必要时进行。

1.5.2 采用2500V绝缘电阻测试仪测量套管主绝缘的绝缘电阻，套管高压引线及未屏悬空，绝缘电阻测试仪L端接于套管高压引线处，E端接地，测量绝缘电阻，其绝缘电阻值应不低于10000MΩ。

1.5.3 解开未屏小套管接地线，套管高压引线短路接地。

1.5.4 采用2500V绝缘电阻测试仪测量未屏小套管对地的绝缘电阻值，其值应不低于1000MΩ。若绝缘电阻小于1000MΩ则应测量未屏对地的介损，其值应不大于2%。

1.5.5 测量套管主绝缘对未屏的介损值及电容量，采用正接线测量，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组均接地，未屏接电桥引线Cx。

1.5.6 加压10kV，读取电桥上数显参数，其电容量与铭牌值相比超过±5%时，应查明原因，而介损值应不大于0.8%(中性点电容套管为1.0%)，超过0.5%以上要加强监视，并取油样进行色谱分析并且要结合温度、电压等因素综合分析。

1.5.7 试验结束后，拆除一切短接线，恢复未屏小套管接地。恢复所有高、低压侧连接线。

1.6 绕组所有分接头的电压比、变压器组别或极性

1.6.1 此项目在分接开关引线拆装后、更换绕组后以及必要时进行。

1.6.2 拆除高低压侧全部引线。

1.6.3 使用变压器变比测试仪，将测试线分别夹在高低压侧6个绕组引出端上，注意相别不要夹错。仪器接好接地线。

1.6.4 选择好各参数后，进入测试状态，测试出接线组别、变比值K及误差E。对于单相变压器，测试出极性。

1.6.5 同样方式测试所有分接位置。

1.6.6 恢复变压器正常接线。

1.7 绝缘油的电气性能试验

1.7.1 此项目周期不超过3年，主变压器油大修后进行击穿电压试验和介质损耗试验；高备变、厂变油大修后进行击穿电压试验，必要时进行介质损耗试验。

1.7.2 在晴朗天气，大气湿度小于75%，使用清洁、干燥的专用500ml取油瓶，取出变压器本体内油样。

1.7.3 用油样清洗标准试油杯2～3次，将油杯注满静放10分钟以上，若油杯平板间隙上有游离碳等附着物应用干净的绢布轻轻擦试掉。

1.7.4 接好绝缘油介电强度测试仪的外壳接地线及电源线，进行绝缘油绝缘强度试验，加压次数为6次，每次加压间隔时间为5分钟，取后5次加压的平均值，即为此绝缘油电气击穿电压值，击穿电压标准如表1－2所示：

表1－2 绝缘油击穿电压标准

项 目

投入运行前的油

运 行 油

击穿电压

(kV)

15kV以下≥30

15kV以下≥25

15～35kV≥35

15～35kV≥30

66～220kV≥40

66～220kV≥35

330kV≥50

330kV≥45

500kV≥60

500kV≥50

1.7.5 用西林电桥测量绝缘油的90℃时介损(tgδ%)，用干净的绢布将高温油杯内、外极轻轻擦试，再用油样淋洗2遍，注满油，插入干净的温度计进行加温，加温限制开关档位放置在90℃。

1.7.6 温度加到90℃后，先加压0.5kV，调节西林电桥，读取油样的tgδ%和电容量；然后加压到1.5kV,再调节西林电桥，读取油样的tgδ%和电容量，其值与以前相比不应有明显的增大，主变油应小于2%，高备变、厂变应小于4%。

1.7.7 降压拉开电桥电源及加温器电源，油杯密封存放好。