电力变压器高压套管维护、试验和检测方法

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年度电力设备维护与保养方案TBA高压维保方案

年度电力设备维护与保养方案。

高压电力设备要求每季做保养一次，每二年试验一次，绝缘工具按使用时间要求检验。

维保合同签两年。

一、维保项目内容明细如下：
1、检查内容明细
2、消除设备缺陷与隐患处置。

对设备存在的隐患与缺陷，进行整改，维修，保证设备安全稳定运行。

3、 24小时报障与抢修服务。

对突发的用电设备故障，进行24小时上门抢修服务。

确保18：00—18：00出现问题 2 小时内到现场，及时进行处理。

18：00—次日8：00出现问题4小时内到现场。

4、处理与当地用电管理部门的沟通，协助解决问题。

二、台商大厦高压设备维保检测报价表
注：每月维保含500元内配件
三、更换绝缘工具报价。

电力变压器调试方案及工艺

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臵上进行，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臵接触是否良好及分接开关实际位臵与指示器位臵是否相符；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臵。

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。

变压器套管CT测试方法

变压器套管CT由于安装在变压器上且另一端是浸入变压器油中的，CT一侧绕组是与变压器绕组连接在一起，所以很难进行试验，如果用传统的互感器测试仪，必须将套管CT拆除并从变压器上吊装下来后才能进行，一般试验过程需要检修班、高试班配合，需要吊机等大型设备配合，而且变压器套管CT吊装过程中又容易发生安全事故。

随着系统容量的增加，CT电流越来越大，最大可达数万安培，现场加电流也很困难，本司CTP系列互感器综合测试仪可完美解决上述问题，采用电压法测变比，体积小重量轻、简单方便，深受广大用户好评。

1、试验原理在CT二次绕组上施加交流电压，在一次侧将会产生感应电压，二次绕组铁心上的交流电压与一次侧感应电压幅值之比理论上等于匝比，与在一次侧通大电流的直接法相比，这种变比测试方法不需要大电流，具有测试设备容量小、安全可靠等特点。

电压法测套管CT的变比等效电路图如下图1所示。

▲图1电压法测套管CT的变比等效电路图其中：U1为套管CT一次侧感应电压；U2'为折算到一次侧的套管CT二次电压；r1、x1为套管CT一次线圈的电阻、电抗；r2'、x2'为套管CT二次线圈的电阻、电抗；rm、xm为套管CT的励磁电阻、电抗；ie为套管CT的励磁电流。

当用电压法测套管CT的变比时，一次线圈开路，贴心磁通密度很高，极易饱和，由等效图可得以下等式：。

一般由经验值可得套管CT二次线圈电阻和电抗小于1Ω，而套管CT的励磁电流都较小约为10mA，所以部分就很小基本可忽略不计，所以得，套管CT的变比。

2、试验接线我们做变压器套管A相的试验，将仪器的输出电流端子S1、S2与回采电压端子M1、M2在测试线另一头短接后接到套管CT的A相某一个绕组的两端，然后将一次线P1端接到套管CT一次输出端子（即为变压器输出引线的端子），另一侧接到中性点CT上，并做好非实验相B相和C相以及中性点位置短接后的可靠接地，试验接线图如图2所示：▲图2套管CT变比试验接线图3、试验及结果分析接好线之后按照CT铭牌上参数设置，测试套管CT一个0.5级计量绕组，开始运行试验大概50秒，装置自动完成励磁特性、误差曲线、变比极性等试验项目后自动停止试验，提示保存试验报告。

浅谈电力变压器高压套管现场试验技术

（二）红外检查。利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。
１一导电杆；２一绝缘层：３一极板：４一末屏；５一中法兰
三．预防性试验技术１．仪器的选用。专业红外检测时，不宜使用红外测温仪（点温仪），油纸电容型套管的预防性试验是对套管进行定期停电试验和检而用红外热像仪。查，主要是主绝缘试验和末屏试验，以及其他部位的检查。２．测试条件的选择。以阴天、多云、夜间或晴天日落２ｈ后为宜，夜（一）主绝缘试验。主绝缘介损测量用正接法。介损值的增加，很有间最好，不应在雷、雨雾、雪气象条件下进行检测。可能是套管本身劣化、受潮都会引起。而介损值异常变小或负值，可能３．仪器的设置。设备的辐射率取０．９，色标温度量程宜设置在环境是套管底座法兰接地不良、套管表面脏污受潮、末屏受潮等形成 “ Ｔ” 温度￣１０Ｋ－２０Ｋ左右的温升范围内。形网络干扰引起，也有可能是介损仪标准电容器受潮等引起。４．测量方法。首先对三相套管进行全面的扫描。然后对异常发热电容量的增加可能是由于设备密封不良，进水受潮，也有可能是套点、重点部位进行重点测试分析。套管的重点扫描部位为三相套管的顶
折断末屏金属棒。恢复接地后，建议用万能表检查末屏与变压器外壳的电阻，数值应为零。２．内接式：末屏通过接地帽接地，接地帽通过螺纹上紧在套管底座，接地帽内部压紧末屏，底座接地。注意观察接地帽里面是否存在火

35kV配电室试验程序

一、大型油浸式电力变压器试验流程1、外观检查：1）检查设备的铭牌；2）检查设备的完好程度。

2、套管式电流互感器试验：1）外观检查；2）变比、极性试验；3）保护等级的绕组励磁特性试验；4）二次线圈绕组间以及对地绝缘电阻测量。

3、电容式套管试验：1）外观检查；2）主绝缘对测量套管以及测量套管对法兰绝缘电阻测量；3）主绝缘对测量套管以及测量套管对法兰介质损耗和电容测量。

4、绝缘油化验：安装前新油、安装完抽真空注油以及滤油静止后。

1）油中溶解气体的色谱分析；2）油中微量水分的测量；3）油的电气强度试验，介质损耗试验；4）水溶性酸（PH 值），酸值，闪点等。

5、测量绕组连同套管的直流电阻，测量应在各分接头的所有位置上进行。

6、检查变压器的三相接线组别，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

7、变压器的变比测量：1）在所有分接头都要测量变比；8、测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比：1）测量绝缘电阻时被试相短接接电阻表的“L”端，非被试相短接接电阻表的“E”端并接接地；2）电压等级在35kV及以上且容量在4MVA 及以上时应测量吸收比，吸收比在常温下不应小于1.3或者遵守厂家规定。

9、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ:1)变压器的外壳因为直接接地，所以只能采用介损测试仪的反接线方法测量；2）下图是变压器绕组的tanδ和电容C的接线图。

bcC1-低压绕组对地的电容；C2-高、低压绕组之间的电容；C3-高压绕组对地的电容10、变压器绕组变形试验，应符合下列规定：1）对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法； 2）对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。

11、变压器交流耐压试验：1）交流耐压试验必须在充满合格的绝缘油，并静止一定时间后，才能进行试验；2）被试相短接接高压，非被试相短接接地；试验接线图如下所示。

VR-调压器；TT-试验变压器；PV-交流电压表；PA-交流电流表；TX-被试变压器二、电流互感器试验流程1、外观检查：1）检查设备的铭牌；2）检查设备的完好程度。

变压器的组别测试方法及检查准备工作要求变压器如何做好保养

变压器的组别测试方法及检查准备工作要求变压器如何做好保养变压器的组别测试方法及检查准备工作要求变压器的组别测试方法方法一：双电压表法做法：将电源接入变压器，通过测一，二次电压来判定变压器的组别，现在一些智能仪器电压比，接线组别一起测出要求：将电源接入变压器，通过测一，二次电压来判定变压器的组别，现在一些智能仪器电压比，接线组别一起测出。

要求：它要就三相电压基本上是平衡的，不平衡度不应超过2%，否则测量误差太大甚至造成无法判定的连接组别。

方法二：直流法一般现场不进行试验，经大修后变压器可接受此方法进行。

方法三：多功能的变压器变比，组别，极性自动数字式电桥。

变压器吊芯检查试验准备工作：首先要对气候和环境进行考虑和布置。

对人力进行布置。

对机具，材料进行布置。

有完善可行的方案，工序的布置和实在实施措施。

吊芯检查工作是在吊芯过程中进行的，如若准备不充分将会延长吊芯的时间，器身长时间暴露在空气中，将不利于吊芯工作器身检查的紧要项目。

对全部的螺栓进行检查，螺栓的紧固情况检查一遍，并再次紧固一遍，不应有松动，并应有防松措施。

对穿芯螺栓的检查，查夹紧铁芯的穿钉螺栓是否松动，并测量全部穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。

对铁芯的检查，铁芯不应有变形和松动，检查铁芯的片间绝缘，铁芯自身绝缘应良好，拆开接地线后对地绝缘应良好，拆开屏蔽接地引线，检查屏蔽对地绝缘良好，检查铁芯的接地情况，铁芯只允许显现多点的接地情况。

对绕组检查，绕组的绝缘层完整无损，无变形。

引出线无破损，绝缘无损伤，引出线绑扎固定坚固，安全距离符合规定，暴露部分无尖角毛刺，引出线与套管连接牢靠，绕组到分接开关的接线，分接开关到套管的接线正确。

变压器是配电网中常见的电力设备之一，在基层管理工作中，也是接触较多的电力设备。

作为一名基层管理人员，变压器正常运行与否不仅关系到电网安全，还会影响电力企业在用户心中的形象。

下面我就谈谈我所在变压器维护保养方面的阅历。

1、加强日常巡察、维护和定期测试我所依照台区管理人员分工范围，除了定期开展巡察工作外，还要求管理人员加强日常巡察，定人定责。

电力变压器高压套管现场试验方法

电力变压器高压套管现场试验方法高压套管是电力变压器的重要组成部分，为了保证电力变压器能够安全、稳定的运行，必须要针对高压套管开展一系列的现场试验，根据试验结果，判断是否存在质量隐患，进而采取相应的处理措施。

现阶段电力行业常用的高压套管试验方法主要分为三种类型，分别是预防性试验、红外检查试验和在线监测试验。

本文分别对具体的试验方法，以及试验过程中的注意事项展开简要分析。

标签：电力变压器;高压套管;紅外检查;在线监测引言高压套管是广泛应用于电抗器、变压器、断路器等电力设备中的材料，主要发挥了绝缘与支撑的作用。

高压套管在生产制造、安装使用过程中，可能因为各种因素的影响，而出现不同类型的质量缺陷，例如物理磨损、化学腐蚀等等。

一旦高压套管出现质量问题，将会直接影响到电力变压器的正常使用。

因此，做好高压套管的现场试验尤其必要。

随着信息技术的发展，一些新型技术也逐渐应用到这一试验中，例如红外检测试验、在线监测试验等，为进一步获取更加精确和直观的试验结果提供了必要支持。

1.变压器高压套管预防性试验1.1主绝缘试验主绝缘介损测量用正接法。

介损值的增加，很有可能是套管本身劣化、受潮都会引起。

而介损值异常变小或负值，可能是套管底座法兰接地不良、套管表面脏污受潮引起，也有可能是介损仪标准电容器受潮等引起。

电容量的变化也是预防性试验的重要内容。

如果试验结果显示电容量增加，考虑是因为高压套管底部的密封垫圈失效，由于密封效果变差，出现了进水受潮的问题。

潮湿的空气或是附着在高压套管内壁上的水珠，引起了放电击穿，主绝缘被烧坏。

可以通过检查并更换橡胶垫圈，并重新加固高压套管底座螺丝，恢复良好密封性。

如果试验结果显示电容量减小，考虑是因为出现了漏油。

通过检查确定渗漏位置，采取封堵措施后，这一问题可以得到解决。

1.2末屏接地检查现阶段电力行业内常用的高压套管，其末屏接地方式大体上分为三类，分别是外接式、内接式和推拔常接式。

不同形式的试验方法也存在差异，以应用较为广泛的外接式为例，试验人员首先观察末屏与套管底座的连接位置，是否存在接触不良，或是铜片生锈的问题。

五点检查法在电力变压器

浅析五点检查法在电力变压器运行及维护管理中的应用摘要:电力变压器的正常运行是电力系统能够稳定可靠进行电压转换的保障，一定程度上可以满足了多种用户对各种电压的需求。

而五点检查法，是一项科学合理的维护方法，大大延长电力变压器的使用寿命，同时保证电力变压器工作安全而高效，实现给用户提供优质的电力资源。

笔者结合电力变压器运行及维护管理对五点检查法的应用进行了研究分析，提出了一些科学有效的建议。

关键词:五点检查法；电力变压器；维护管理前言:电力变压器是电力系统的重要设备，能够为现代化的经济发展提供优质的高低压变换，为了充分发挥电力变压器的性能，必须对电力变压器运行进行科学的维护，选择适当的维护方法，才能有针对性地保护电力变压器。

目前，维护管理的方法多种多样，其中在部分公司企业得到应用效果较好的是五点检查法，同时也发现了一些故障问题亟待解决。

1.五点检查法的重要内容五点检查分析法的内容是根据实际研究的单位情况，每天在特定5个点的时间段对变压器运行情况进行重点检查，并对运行出现的不正常现象进行性分析，确定变压器是否正常。

其检查的具体内容很重要。

首先是检查变压器的电磁声音，仔细检查其声音是否有改变，一旦出现异常就迅速汇报值班调度员，并立即检修处理。

其次，变压器上层油温的允许范围是判断变压器内部故障的关键。

研究中各个变压器负荷大小不一，当油温骤然增加时，立刻检查冷却装置、油循环。

同时检查变压器油质透明情况。

基于实际温度检测油面是否符合标准线之内。

油面过高情况立即检查冷却装置。

油面过低情况立即检查变压器有无漏油等。

另外则是检查套管油位。

检查套管外部是否正常，例如出现破损裂纹、有放电痕迹，观察套管有无不清洁也很重要。

除此之外，气象突变等恶劣天气是重点并特殊检查对象。

例如大风时，引线、变压器顶盖是检查对象；大雾时，各部分易产生火花放电；暴雪之后，检查各接点、套管。

2.五点检查法在电力变压器运行、维护及管理中出现的问题2.1五点检查法对变压器运行维护管理的问题基于五点检查法的内容，在对变压器运行检查检视中，其全过程的维护管理很重要。

电气设备高压试验方法(含接线图)-电气设备高压试验方法(含接线图)

电气设备高压试验方法(含接线图)-电气设备高压试验方法(含接线图)-CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN变压器一、电气试验项目的方法及标准（一）绝缘电阻测定试验所需仪器：数字型绝缘电阻测试仪（绝缘摇表）试验方法：1、高—低及地：高压侧短接，低压侧短接并且接地。

读取60秒时的电阻值记录（吸收比是指60秒绝缘电阻值比15秒绝缘电阻值）。

2、低—高及地：高压侧短接并且接地，低压侧短接。

读取60秒时的电阻值记录（吸收比是指60秒绝缘电阻值比15秒绝缘电阻值）。

3、铁心对地：绝缘电阻测试仪正级接到铁芯上，负极接地。

相关标准：1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。

2 变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 4000kVA 及以上时，应测量吸收比。

吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于；当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。

3变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时，宜用5000V 兆欧表测量极化指数。

测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。

注意事项：1、采用2500V或5000V兆欧表。

2、测量前被试绕组应充分放电。

3、吸收比不进行温度换算。

（二）绕组直流电阻测试试验所需仪器：直流电阻测试仪试验方法：1、低压侧直流电阻（平衡变）：分别测试ab、bc、ca的绕组直流电阻。

2、高压侧直流电阻（平衡变）：分别测试1—5档位的Ao、Bo、Co绕组直流电阻。

相关标准：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换算：R2=R1(T+t2)／( T+t1)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。

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。

220kV义城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220kV变压器两台，两台主变三侧电压等级为220kV、110kV和35kV。

其中35kV侧为纯瓷套管，220kV、110kV侧油浸纸电容式套管，都由上海MWB公司生产，高电压介损试验只对220kV、110kV侧套管进行。

其中一台由江苏华鹏变压器有限公司生产，型号为OSFSZ10-180000/220,容量为180MVA。

电容式套管为真空注油全密封式， 220kV等级套管有3只，套管型号为COT1050-800，110kV电压等级3只,套管型号为COT550-1600；另一台由特变电工衡阳变压器有限公司生产，型号为SFSZ10-180000/220,容量为180MVA。

电容式套管为真空注油全密封式， 220kV等级套管有3只，套管型号为COT1050-800，110kV电压等级3只,套管型号为COT550-1250，高压侧和中压侧中性点各1只，型号为COT550-800和COT325-1250 。

220kV套管长约5米，110kV套管长约3米。

在进行试验时，试验设备应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。

电力变压器现场试验项目及标准

3
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
4
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1.绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。
2.当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。
1.进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻
2.采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象
3.当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验
4.铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻
①在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于表15.0.3的规定；
②电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±10%范围内。
注：整体组装于35kV油断路器上的套管，可不单独进行tgδ的试验。
3.交流耐压试验；
①试验电压应符合GB 50150-2006附录一的规定；
111
67
55
112
167
167
100
83
166
250
250
150
125
250
400
400
235
178
356
570
570
330
9
绕组连同套管的交流耐压试验
1.容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按GB 50150-2006附录一试验电压标准进行交流耐压试验。

变压器常规试验方法及注意事项

注意事项
1. 在试验中读取绝缘电阻数值后，应先断开接至被试品的连接线，然后再将兆欧表停止运转；
2. 注意对试验完毕的变压器铁芯必须充分放电。
7.5 绕组连同套管的直流电阻
变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，测量变压器直流电阻的目的如下：
1. 检查绕组焊接质量； 2. 检查分接开关各个位置接触是否良好； 3. 检查绕组或引出线有无折断处； 4. 检查并联支路的正确性，是否存在由几条并联导线绕
四、试验项目
变压器常规试验包括以下试验项目： 1. 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数； 2. 绕组连同套管的直流泄漏电流； 3. 绕组连同套管的tgδ ; 4. 铁芯绝缘电阻； 5. 绕组连同套管的直流电阻； 6. 绕组的电压比、极性与接线组别； 7. 油纸套管试验。
五、仪器设备要求
1. 温度计（误差±1℃）、湿度计。 2. 2500 V兆欧表：输出电流大于1mA，220 kV及以上变压器试验
3. 目的:规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。
二、标准引用
1. GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2. 华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程
三、安全措施
1. 测量前应断开变压器与引线的连接，并应有明显断开点。 2. 变压器试验前应充分放电，防止残余电荷对试验人员的
注意事项
1. 介质损耗测量能发现变压器整体受潮、绝缘油劣化、严重的局部缺陷等，但对于大型变压器的局部缺陷而言，其灵敏度较低。
2. 在试验中高压测试线电压为10 kV,应注意对地绝缘问题。
3. 试验前必须确认接线正确，仪器及被试品外壳必须可靠接地，方可进行试验。试验前还需检查测试线的好坏，如果发现测试线有问题时，禁止使用。

变压器试验

油中溶解气体色谱分析；绕组直流电阻；绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数；绕组连同套管的电容量和tanδ ；电容型套管的tanδ 和电容量；绝缘油试验；

主变预试试验项目

铁芯绝缘电阻；

油中含气量；绕组泄漏电流；测温装置及其二次回路试验；气体继电器及其二次回路试验；冷却装置及其二次回路试验；变压器绕组变形试验（6年）；红外测温试验
目的: 检查铁心、夹件绝缘是否良好,防止两点接地. 周期: 1年必要时标准: 与初值相比无显著差别，运行中铁芯接地电流一般不大于300mA
方法: 采用2500V的绝缘电阻表测量。标准试验接线:
CC ─ 夹件 CL ─ 铁心 C ─ core C ─ clamps L ─ Laminations

本体变交接试验项目：整体密封试验；测量绕组连同套管的直流电阻；测量绕组电压比；检查引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数；测量绕组连同套管的介损tanδ 和电容量；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
主变交接流电阻测量绕组绝缘电阻、吸收比极化指数测量绕组连同套管介损电容量测量绕组直流泄漏电流套管及末屏绝缘电阻测量套管介损电容量测量

铁芯夹件绝缘电阻油中溶解气体分析
油中溶解气体分析
油中溶解气体分析新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、2、3、4、7、10、30天各进行一次本项试验，运行中周期1个月。运行中氢和烃气体含量超过下列任何一项值时应引起注意。总烃：150ppm 氢：150ppm 乙炔：0.5ppm 若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。

变压器高压套管介损现场试验的分析与探讨

变压器高压套管介损现场试验的分析与探讨吴冬文;胡道明【摘要】测量变压器高压套管电容量和介质损耗因数是提取设备状态量的重要例行试验项目,而介质损耗因又是测量非常灵敏、测量精度要求非常高的试验项目,很容易受到外界电磁干扰、电场干扰和空间干扰.本文介绍了几起变压器高压套管电气绝缘介损现场试验过程中,由于空间结构干扰,使得测量tgδ数据与初值偏差非常大的例子,并从介损电桥原理人手,分析各种测量数据偏差的电气原理,以及如何正确地采用测量极屏蔽线排除外界空间干扰信号,得到反映绝缘状况的最准确的数据的方法.最后,介绍了常见的高压套管连片式末屏接地结构给测量介损带来误差的原因,并提出改进此类套管末屏接地的建议.【期刊名称】《江西电力》【年(卷),期】2011(035)004【总页数】4页(P5-7,10)【关键词】介质损耗因数测量;高压套管;空间干扰;电桥;套管末屏接地【作者】吴冬文;胡道明【作者单位】江西省电力公司超高压分公司,江西南昌330009;江西省电力公司超高压分公司,江西南昌330009【正文语种】中文【中图分类】TM8550 引言高压套管用于变压器、电抗器等电气设备高压引线对金属外壳的绝缘。

由于套管的工作条件恶劣（包括电场分布和外界环境），若维护不当，可能会发生击穿爆炸事故。

按套管的绝缘结构可分为纯瓷套管、充油套管和电容型套管，其中电容型套管是目前使用最广泛的变压器高压套管，其内部绝缘可分为油纸电容式和胶纸电容式。

对电容型套管电容量和介质损耗因数（以下称介损）的测量是取得套管设备运行状态量数据重要的例行试验项目之一。

介损测量是非常灵敏、测量精度要求非常高的试验项目，易受到外界电磁干扰、电场干扰和空间干扰。

其中空间结构的干扰又多是在现场测量不可避免的常见的干扰因素，如果不仔细分析辨别，易带来测量数据的误判，本文介绍了几起变压器高压套管在现场测量过程中，由于空间干扰因素引起的测量数据误差。

各类介损测量仪器采用的是改进的西林电桥测量法，通过分析施加高电压时标准电容通过电流信号和流过被试品的电流信号的幅差、角差来得到电容量及介损数据。

变压器的试验项目和方法

变压器的试验项目和方法一、变压器的试验项目1、配电变压器小修后的试验项目1）绕组直流电阻；2）绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数；3）绝缘油击穿电压：15kV以下不低于25kV。

4）气体继电器及二次回路试验。

2、配电变压器大修后的试验项目1）绕组直流电阻；2）绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数；3）绝缘油击穿电压：15kV以下不低于25kV；4）交流耐压试验，试验电压按出厂值的85%，500V及以下线圈的试验电压为2kV；5）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；6）气体继电器及二次回路试验。

3、主变压器小修后试验项目1）测量变压器各个电压等级绕组的直流电阻；2）在同一抽头上测得的直流电阻数值，其相互间差别不应大于三相平均值的2%，与变压器出厂时原始数据相比不应超过2%；3）绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数；4）绕组连同套管的tanδ值不应大于出厂时原始数据的130%，如无原始数据，其值一般不应超过2%；5）电容型套管的tanδ和电容值；6）绝缘油试验；7）交流耐压试验；8）有外引接地线的铁芯绝缘电阻；9）绕组泄漏电流；10）测温装置及二次回路试验；11）气体继电器及二次回路试验；12）冷却装置及二次回路试验。

4、主变压器大修后的试验项目1）测量绕组连同套管的直流电阻（所有分接头位置），最后放在运行位置；2）测量绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数；3）测量绕组连同套管的tanδ；4）必要时测量电容型套管的tanδ和电容值；5）本体、有载分接开关和套管中的绝缘油试验；6）本体、有载分接开关中绝缘油的色谱分析；7）有条件时绕组连同套管的交流耐压试验；8）测量有外引接地线的铁芯对地绝缘电阻；9）测量绕组连同套管的泄漏电流；10）总装后对变压器油箱和冷却器做整体密封油压试验；11）必要时进行变压器空载特性实验、短路特性试验、绕组变形试验、局部放电试验；12）必要时测量绕组所有分接头的变比及连接组别；13）气体继电器、测温装置及二次回路试验；14）冷却装置及二次回路的检查和试验。

电力变压器运行过程中的检修与维护措施

电力变压器运行过程中的检修与维护措施摘要：电力变压器作为电力网的核心组成部分，是电能传输和分配的枢纽，用于交流电的转换，有利于电能的传输并提高送电的经济性，满足用户各级用电设备的使用需要。

但就我国目前电力变压器的应用现状来看，其运行故障时有发生，关系着电力用户的电能质量，影响着整个电力系统的运行安全。

因此，采取科学合理的措施，加强电力变压器运行过程中的检修与维护，提高设备运行的可靠性，已成为现代电力系统发展研究的重要内容。

本文阐述了电力变压器运行故障的检查要点，分析了电力变压器运行故障的表现类型和产生原因，并针对如何对电力变压器进行维护提出了战略措施。

关键词：电力变压器；运行故障；原因；检查；维护1 电力变压器运行故障的检查要点在电力变压器的运行过程中，变压器事故的发生往往具有突发性，并不能提前预测。

但相对而言，在突发事故之外，大多数故障发生前均有征兆，能够通过检查的方式发现设备的异常现象。

对与电力变压器的故障检查，一般主要针对检查各密封处有无渗油、漏油现象，检查储油柜油面高度及油色、油表是否畅通，检查变压器的噪声是否正常，检查油的温度，检查气体继电器的油面高度、注意储油柜和硅胶的色变情况，检查安全气道的玻璃膜是否完整，检查油箱的接地情况等方面，以判断故障发生的可能性及原因，以便及时作出相应的处理。

2 电力变压器运行故障的表现电力变压器是电力系统中用于交流电能转换的重要电力设备，主要组成部分包括器身、油箱、出线装置、调压装置、冷却装置和保护装置等。

在设备运行过程中，各装置相互协调运作，保证电力变压器在安全可靠的环境中实现电压的升高和降低。

然而，由多种原因造成的变压器故障很容易造成设备运行障碍，制约电力变压器功能的实现。

针对电力变压器故障中所表现出来的异常现象，本文从以下几个方面进行了总结分析。

在电力变压器的正常运行中，变压器内部的铁损和铜损将会转化成热能，在油循环的传导和辐射的作用下向外扩散，从而保证设备内部温度趋于稳定，实现热平衡。