变压器的套管介损试验
变压器油纸电容式套管介损试验及分析
变压器油纸电容式套管介损试验及分析摘要：介绍了500kV主变220kV中压侧三只油纸电容式套管主绝缘的介损试验，分析了其介损测量值一个远小于交接值、一个为负值的异常现象。
分析表明：套管主绝缘介损测量值远小于真实值的原因是由于瓷套表面潮湿、污秽严重带来的杂散电容干扰所致。
关键词：油纸电容式套管；介损；杂散电容；污秽；干扰油纸电容式套管由电容分压原理卷制而成，用引线接头将变压器绕组引至外部和接入电网，由高压电缆纸和导电铝箔组成的电容芯子作为内部绝缘结构，瓷套作为外部绝缘，中间注入合格的变压器油以起到绝缘和散热作用，接地套管用于末屏接地。
其主绝缘是电容芯子，它是在套管的中心导管外包绕铝箔作为电容屏、油浸电缆纸作为屏间介质组成的串联同轴圆柱电容器，一端与中心导管相连，另一端由连接法兰的末屏接地套管测量端子引出。
通常所说的套管tanδ为套管主电容上的介损测量值，而不是末屏对地电容的tanδ。
在测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连的所有绕组端连在一起加压，其余绕组端均接地，末屏接电桥，正接线测量。
用正接法测量套管主绝缘tanδ的接线方法如图1所示。
图1 套管主绝缘介损测量的接线方法1.套管介损试验结果2012年7月，广东省电力公司检修公司变电检修中心对所属某500kV主变220kV中压侧油纸电容式套管进行首检例行试验时，出现了套管介损测量值为负值的异常现象。
该500kV主变220kV中压侧油纸电容式套管用正接法及10kV测量电压测得的三相介损例行试验结果如表1所示。
从表1可以看出，中压侧三相套管的电容实测值均为合格。
但C相套管介损测量值为负值，这个测量值显然是异常的。
B相套管介损测量值虽然不是负值，但只有0.06%，远远小于交接试验值的0.19%，说明B相套管的介损测量值与介损实际值之间也有可能出现了极大的误差。
介损测量值为负值的原因可能有[4-9]：电桥标准电容器CN有损耗；电场干扰；空间构架（杂物、墙壁梯子等）构成空间干扰网络；套管法兰与地接触不良；瓷套表面潮湿、污秽严重。
110kV变压器套管介损试验方法
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ｔ 测 量 ， 能 发 现 整 体 的 分 布 性 缺 陷 ， 为 局 部 集 中 性 缺 ａ 只 因 陷 所 引 起 的损 失 增 加 值 占 总损 失 的 很 小 部 分 ， 就 是 说 套 管 也 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 。 单 独 测 量 套 管 的介 质 损 耗 应
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关 键 词： 变压 器 ； 质 ；损耗 ； 验 方 法 介 试 文 献 标 识 码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：０ ６ ６ ７ （ ０ ８ １ — ０ ７ ０ １ ０ — ９ ７ ２ ０ ）０ ０ ８ ＿ ２
《 国外 电子元器￣）０ ８ 第 １ ２０ 年 ０期
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１０ｋ 变压 器套 管介 损试验 方 法 １ Ｖ
张 小娟 ，黄 永 清 ，贺胜 强
（ 中原 油 田供 电管 理 处 ，河 南 濮 阳 ４ ７０ ） ５０ １
摘 要 ： 了准 确 、 速 测 出 ｌ０ ｋ 变压 器套 管 的 受 潮 状 况 ， 为 迅 １ Ｖ 防止 运 行 中发 生 爆 炸 ， 出 了定 期 对 主 绝 缘 和 末 屏 对 地 介 给 损 试 验 的 新 方 法 。介 绍 了新 型 仪 器在 １ ０ ｋ 变压 器套 管介 损 试 验 中的 应 用 ， 过 新 旧仪 器 测 试 数 据 对 比 分 析 ， 明 １ Ｖ 通 说
XX变主变套管高压介损措施
变压器套管高电压介损试验措施一、编制说明：变压器是变电所的心脏，对于大型变压器，测量总体的介质损耗往往不容易发现套管的绝缘缺陷，因此变压器安装前应先要进行套管的介质损耗试验。
套管高电压介质损耗试验是集大型高压试验、起重作业为一体、工作强度大、危险性大的试验项目。
为了确保试验安全，提高试验数据的准确性，在总结以往试验的基础上，特编制本试验措施，在变压器套管高电压介损测试过程中，所有参加试验的人员应遵照执行。
二、编制依据1.〈〈电力建设安全工作规程〉〉-----------DL5009.3-19972.〈〈现场绝缘试验实施导则〉〉--------------DL560-953.〈〈电气装置安装工程电气设备交接试验标准〉〉-------GB50150-20064.〈〈仪器使用说明书、工程相关厂家资料〉〉三、变压器试验概况本工程新建110kV变压器两台，为江苏华鹏变压器公司生产，容量均为50MVA，三侧电压等级为110kV、35kV和10kV。
其中35kV、10kV侧为纯瓷套管，110kV侧油浸纸电容式套管，由南京智达公司生产，高电压介损试验只对110kV侧套管进行。
电容式套管为真空注油全密封式，110kV电压等级6只，110kV侧中性点套管2只。
110kV 套管长约3米。
由于GIS变电所内空间较小，且施工人员交叉作业较多，因此安全情况较为复杂。
试验设备放置在主变旁边的马路干道上，四周设安全围栏，并全过程安排人员监护，防止外来人员误入。
套管起吊后应特别注意与试验设备与起吊设备以及周围物体的安全距离，并且应保证有足够的空间放置其他的试验设备。
特别进行220kV套管高压介损测试时，电压较高，应特别注意安全距离。
试验时应采取一些抗干扰措施，采用抗干扰的屏蔽线，采用具有抗干扰功能的试验仪器及变频测试都是抗干扰的有效方法。
四、试验方案1、试验方案简述：变压器套管高压介损试验采用专用变压器进行升压，用介损测试仪进行介损测量。
变压器介损——精选推荐
第一节 变压器绕组连同套管的tg δ试验一、试验目的测量变压器绕组绝缘的介质损耗角正切值 tg δ，主要用于检查变压器是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等。
二、试验标准1.不同温度下的tg δ值可用固定公式10/)(3.11212t t tg tg -⨯=δδ（式中1δtg 、2δtg 分别在温度1t 、2t 时的tg δ值）算出。
2．20℃时tg δ不大于下列数值 500kV 0.6% 110～220kV 0.8% 35kV 1.5%交接时应测量变压器绕组的tg δ，并作为该设备原始记录，以后试验应与原始值比较，应无明显变化（一般不大于30%）。
试验电压如下：绕组电压10kV 及以上： 10kV 绕组电压10kV 以下： Un绕组tg δ与原始值比较变大或变小都可能是缺陷的反映，同一变压器各绕组tg δ应基本一致。
三、试验仪器变压器绕组连同套管的tg δ试验所需仪器见下表四、试验步骤试验前准备工作：1、填写第一种工作票，编写作业控制卡、质量控制卡，班里工作许可手续。
2、向工作班组人员交危险点告知，交代工作内容、人员分工、带电部位，并履行确认手续后开工。
3、准备试验用仪器、仪表、工具，所用仪器仪表良好，所用仪器、仪表、工具在合格周期内。
4、检查变压器外壳，应可靠接地。
5、利用绝缘操作杆带地线上去将变压器带电部位放电。
6、放电后，拆除变压器高压、中压低压引线，其他作业人员撤离现场。
7、检查变压器外观，清洁表面污垢。
8、接取电源，先测量电源电压是否符合实验要求，电源线必须牢固，防止突然断开，检查漏电保护装置是否灵敏动作。
9、试验现场周围装设试验围栏，并派专人看守。
变压器绕组连同套管的tgδ试验接线图如下试验步骤：1、首先将介质损耗测试仪接地，连接好电源输入线。
2、将高压侧A、B、C3三相绕组短接起来。
3、将非测试的低压绕组a、b、c、o短路接地；4、将红色高压线一端芯线“Cx”插座上。
综述电力变压器套管介损试验
综述电力变压器套管介损试验摘要：本文阐述电力系统中的变压器改变交流电压的重要装置，在维持系统运作中发挥了关键作用。
对变压器进行介损试验有助于掌握装置的结构性能，判断变压器使用期间状态的正常与否，在故障发生后提醒技术人员采取措施处理。
针对这一点，文章分析了“变压器介损试验”的有关问题，以变压器套管介损试验为重点，联系现场试验情况之后，对试验中涉及到的问题进行进一步研究。
关键词：变压器；套管介损；现场试验；分析变压器套管是把变压器中的高、低压引线连接到油箱之外，发挥了重要的引线功能，也是变压器载流的主要元件。
变压器套管出现故障后，则会造成油管引线作用受损，不利于变压器的正常运行。
通过110 kV变压器套管介损试验，企业可以及时发现变压器运行存在的诸多问题，采取有效的方法防止介损扩大。
1变压器套管结构变压器套管的主要作用在于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。
目前，我国电力企业采用的110 kV变压器套管均为电容型，这种套管产品的法兰上有接地小套管，其与电容芯子互相连接，在变压器运行过程中会发挥检修、试验等功能，如介损检测、绝缘检测等。
①结构介绍。
变压器电容套管是目前运用最多的电容套管，这种套管具有小重量、小尺寸、小体积等特点，在变压器中的运用十分广泛。
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，110 kV 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AI-6000介损仪装置，将其与变压器准确地连接起来；第二，把AI-6000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。
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 ；2 ）被测绕组的tanδ 值不应大于产品出厂试验值的130%；3 ）当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。
变压器套管介质损耗因数tanδ试验误差分析与控制
一、对变压器套管进行介质损耗因数tanδ测量的意义在电压的作用下，电介质会产生一定的能量损耗，我们把这部分损耗称为介质损耗或者介质损失，通过测量介质损耗因数可以发现设备一系列绝缘缺陷，如绝缘整体受潮、老化、绝缘气隙放电等。
通常用tanδ来表示介质损耗的大小，当介质损耗tanδ值越大，则对应的有效功率因数降低，能够直观的反映出设备绝缘效果的优劣性，对于同一台设备，绝缘良好，则介质损耗就小，绝缘受潮或者老化，介质损耗就大，通过对介质损耗的测量，从而对设备的绝缘性能进行判断，对设备的安全运行具有重要的意义。
二、套管调试误差事例完成了220kV高压备用变压器安装工作后，对变压器套管进行相应的电气试验，在进行HV-LV1、HV-LV2、LV1-LV2的介质损耗因数tanδ试验过程中，实测的tanδ值分别为0.00339、0.00348、0.00339(现场试验时油温1℃)，出厂试验值分别为0.00312、0.00318、0.00252(出厂试验时油温13.7℃)，统一换算到油温20℃时的tanδ值为：0.00576、0.00592、0.00576（现场值换算）；0.00368、0.00375、0.00297（出厂值换算），发现三组数值均超出出厂试验值的130%，不满足《电气设备交接试验标准》GB50150-2016中套管连同绕组的tanδ值不应大于出厂试验值的130%的要求。
三、原因分析及控制措施通过事例可以看出，现场试验时的油温为1℃，与出厂试验时的13.7℃油温相差较大，为尽量保证试验的准确性，查找问题的所在，决定在环境温度较高的时候对套管进行重新清理及电加热后，由施工单位与设备厂家自带出厂试验时的仪器分别再进行一次试验发现，两家单位对HV-LV1、HV-LV2、LV1-LV2的测试数据偏差不大，但与出厂试验值存在较大变化，其中LV1-LV2的tanδ值呈偏大趋势；HV-LV1、HV-LV2的tanδ值呈偏小趋势，针对此种情况进行分析发现：现场对HV-LV1、HV-LV2、LV1-LV2的测试采用正接线法，而出厂试验采用是反接线法（出厂试验规程要求为正接线法），属于出厂试验方法错误的原因，设计通过采用正接法对其出厂值进行换算得到的数据换算及对比发现，此次试验数据满足《电气设备交接试验标准》GB50150-2006中套管连同绕组的tanδ值不应大于出厂试验值的130%的要求，经设计确认此套管性能满足投运要求，最终决定tanδ值以厂家现场实测的值为判断依据。
变压器试验之绕组介质损耗试验
变压器试验之绕组介质损耗试验变压器之绕组介质损耗试验绕组介质损耗试验试验目的测试变压器绕组连同套管的介质损耗角正切值的目的主要是检查变压器整体是否受潮、绝缘油及纸是否劣化、绕组上是否附着油泥及存在严重局部缺陷等。
它是判断变压器绝缘状态的一种较有效的手段，近年来随着变压器绕组变形测试的开展，测量变压器绕组的及电容量可以作为绕组变形判断的辅助手段之一。
试验仪器选择全自动抗干扰介质损耗测试仪。
试验试验步骤及接线图（1）变压器绕组连同套管tgδ和电容量的测量1) 首先将介损测试仪接地。
2) 将高压侧A、B、C三绕组短接起来。
3) 将其他非被试绕组三相及中性点短接起来，并接地(2#)。
4) 将红色高压线一端芯线插入测试仪“高压输出”插座上，注意要将红色高压线的外端接地屏蔽线接地。
5) 红色高压线另一端接高压绕组的短接线(1#)。
6) 连接好电源输入线。
7) 检查试验接线正确，操作人员征得试验负责人许可后方可加压试验。
8) 打开电源，仪器进入自检。
9) 自检完毕后选择反接线测量方式。
10) 预置试验电压为10ＫＶ。
11) 接通高压允许开关。
12) 按下启动键开始测量。
注意：加压过程中试验负责人履行监护制度。
13) 测试完成后自动降压到零测量结束。
14) 关闭高压允许开关后，记录所测量电容器及介损值。
15) 打印完实验数据后，关闭总电源。
16) 用专用放电棒将被试绕组接地并充分放电，变更试验接线，同理的方法测量变压器低压绕组连同套管tgδ值和电容量。
17) 首先断开仪器总电源。
18) 在高压端短接线上挂接地线。
19) 拆除高压测试线。
20) 拆除高压套管短接线。
21) 拆除其他非被试绕组的接地线及短接线。
22) 最后拆除仪器其它试验线及地线。
23) 试验完毕后，填写试验表格。
（2）变压器电容型套管tgδ和电容量的测量1) 首先将介损测试仪接地。
2) 将高压侧A、B、C三绕组短接起来。
3) 将非测试的其他绕组中压侧三相及中性点短接起来，并接地。
试论110千伏变压器套管介损试验方法与应注意问题
试论110千伏变压器套管介损试验方法与应注意问题摘要：文章首先分析了110千伏变压器套管的结构，并重点介绍了110千伏变压器套管介损试验方法与注意问题，最后对结论与展望进行了论述，以供同仁参考。
关键词：110千伏变压器；套管介损；试验方法；注意问题作者介绍：蔡宇扬（1987—），男，广东汕头人，现在广东电网公司汕头供电局从事高压试验工作。
一、前言变电站的变压器是电力系统中最重要的设备之一，其良好的运行状态关系到整个电力系统安全、可靠的运行，所以，对变压器运行状态的监测有着至关重要的意义，可以有效防止电力事故的发生。
而变压器套管的介损值就是反映变压器状态是否正常的有效因素之一。
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。
二、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。
110千伏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。
110千伏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。
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。
变压器介损试验
10.周围的杂散电容太大,而被试品的自身电容量相 对小。
11.在潮湿大气条件下瓷套表面凝结水膜。 12.套管内部油质劣化。 13.标准电容介质损耗大于试品介质损耗。 14.试品周围构架杂物与试品绝缘结构形成的空间
干扰网络的影响。 15.试验装置屏蔽不完善。 16.电压的影响。 17.频率的影响。
③局部放电引起的损耗
(二)介质损失角正切主要能发现哪些缺陷？
测量电气设备绝缘的介质损失角正切值tgnδ、是
判断绝缘性能的有效方法，主要用于检查电气设 备整体是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上 附着油泥及严重局部缺陷等；以及小体积设备绝 缘的某些局部缺陷。（在一般情况下，介质损耗
tgnδ试验主要反映设备绝缘的整体缺陷，而对局
③升压速度不应太快。升压中若发现异常现象， 应马上降压断开电源，并查明原因。
④试验完毕，降压、断开电源后，才能更改接线 。AI-6000E型高压输出源自板图AI-6000E型上面板图
仪器结构
(六）影响变压器介损测量的一些因素
影响介质损耗的因素有下面几种
1.温度的影响：
应尽量选择在相近温度条件下进行绝缘tgnδ试验, 温度 对测量tgnδ值影响较大，在绝大多数情况下，tgnδ值随温 度升高而增高，tgnδ值随温度的变化与试品的绝缘结构有关 。这是由于温度升高，介质中的离子增多，电导电流增大， 极化过程中分子间阻力增加，从而使介质损耗增加。
（同一变压器各绕组tgnδ的要求值）
③当变压器电容型套管末屏对地绝阻低于1000MΩ 时，应测量末屏对地介损，加压2kV
(四)试验方法
正接线及反接线
①测量变压器介损要采用反接法
把各绕组的所有端子用导线短接，被试绕组（引 出者）应短接一起加压，其它绕组短接后接地或 屏蔽，铁心和夹件的接地端子与油箱相连（接地 ）反接线。该接线适用于被试品—端接地。测量 时电桥处于高电位，试验电压受电桥绝缘水平限 制，高压端对地杂散电容不易消除，抗干扰性差 。例测量变压器介损要采用反接法
综述电力变压器套管介损试验
综述电力变压器套管介损试验摘要：本文阐述电力系统中的变压器改变交流电压的重要装置，在维持系统运作中发挥了关键作用。
对变压器进行介损试验有助于掌握装置的结构性能，判断变压器使用期间状态的正常与否，在故障发生后提醒技术人员采取措施处理。
针对这一点，文章分析了“变压器介损试验”的有关问题，以变压器套管介损试验为重点，联系现场试验情况之后，对试验中涉及到的问题进行进一步研究。
关键词：变压器；套管介损；现场试验；分析变压器套管是把变压器中的高、低压引线连接到油箱之外，发挥了重要的引线功能，也是变压器载流的主要元件。
变压器套管出现故障后，则会造成油管引线作用受损，不利于变压器的正常运行。
通过110 kV变压器套管介损试验，企业可以及时发现变压器运行存在的诸多问题，采取有效的方法防止介损扩大。
1变压器套管结构变压器套管的主要作用在于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。
目前，我国电力企业采用的110 kV变压器套管均为电容型，这种套管产品的法兰上有接地小套管，其与电容芯子互相连接，在变压器运行过程中会发挥检修、试验等功能，如介损检测、绝缘检测等。
①结构介绍。
变压器电容套管是目前运用最多的电容套管，这种套管具有小重量、小尺寸、小体积等特点，在变压器中的运用十分广泛。
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，110 kV 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AI-6000介损仪装置，将其与变压器准确地连接起来；第二，把AI-6000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。
变压器介质损耗试验目的与试验步骤及注意事项
变压器介质损耗试验目的与试验步骤及注意事项变压器介质损耗试验目的与试验步骤及注意事项：
一、试验目的和意义
介质损耗测量对于发现绝缘整体受潮、老化等分布性缺陷或绝缘中有气隙放电缺陷时较灵敏，目前已广泛应用于变压器的出厂检验和运行检修试验中。
二、试验步骤
1、测量并记录环境温度、相对湿度、变压器铭牌、仪器名称及编号;并将高、低压测绕组及中性线连线断开;
2、将变压器高压侧三相绕组短接，将仪器高压输出端子经高压测试线(芯线)接至变压器高压侧绕组，变压器低压侧三相短接接地，仪器接地端子接地;
3、打开仪器电源开关，设置参数，选择反接法、内标准、变频、内高压、测试电压(10kV);
4、按下仪器高压开关，点击开始测试，等待30s左右即可显示测试结果，包括电容值C和介质损耗tgδ;
5、测试完成，根据需求保存或打印结果，关闭仪器，后拆线。
三、注意事项
1、应保证仪器和变压器低压侧绕组可靠接地，刮净接地点上的油漆铁锈;
2、反接法测试时，高压测试线使用芯线，屏蔽线悬空;
3、变压器高压侧绕组额定电压在10kV及以上时，测试电压为10kV;在10kV以下时，测试电压等于其额定电压;
4、若变压器有中性点，接线时与同侧绕组短接;
5、对于油变，尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ需经过换算;
6、测试时高压测试线不要接触变压器外壳，应与之保持一定的距离。
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。
变压器高压套管介质损耗试验
变压器高压套管介质损耗试验下载温馨提示：该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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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。
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。
变压器绕组连同套管的介质损耗因数测量及注意事项
变压器绕组连同套管的介质损耗因数测量及注意事项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及以下的变压器为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；2 ）被测绕组的tanδ值不应⼤于产品出⼚试验值的130%；3 ）当测量时的温度与产品出⼚试验温度不符合时，可按下表换算到同⼀温度时的数值进⾏⽐较。
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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。