奥科远电器

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对于电压等级为220kV及以下的变压器，要进行1min工频耐压试验和冲击电压试验以考核其绝缘强度；对于更高电压等级的变压器，还要进行冲击试验。由于冲击试验比较复杂，所以220kV以下的变压器只在型式试验中进行；但220kV及以上电压等级的变压器的出厂试验也规定要进行全波冲击耐压试验。出厂试验中，常采用二倍以上额定电压进行耐压试验，这样可以同时考核主绝缘和纵绝缘。

测量绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比和极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷。例如，各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路。经验表明，变压器绝缘在干燥前后绝缘电阻的变化倍数比介质损失角正切值变化倍数大得多。

注：(1)如果表头指标超过量程，应记录为（量程）+，例如10000+，而不应记为∞。
        (2)序号4和5的项目，只对15000kVA及其以上的变压器进行测定。
        (3)括号内的部位必要时才进行。

2、兆欧表
    测量绝缘电阻时，对额定电压为1000V以上的绕组，用2500V兆欧表测量，其量程一般不低于10000MΩ；对额定电压为1000V以下的绕组，用1000V或2500V兆欧表测量。
    3、结果分析
    《规程》中对变压器绕组的绝缘电阻没有规定具体值，而是采用相对比较的方法，规定按换算至同一温度时，与前一次测量结果相比无明显变化。若采用绝缘值判别时，通常采用预防性试验绝缘电阻值应不低于安装或大修后投入运行前的测量值50%。对500kV变压器，在相同温度下，其绝缘电阻不小于出厂值的70%，20℃时最低电阻值不得低于2000MΩ。
    《规程》规定对于电压35kV及其以下容量小于10000kVA的变压器，在温度10～30℃时，吸收比（K=R₆₀/R₁₅）不小于1.3；对于35kV以上容量大于10000kVA的变压器，在温度10～30℃时吸收比不小于1.5。实际测量时，受潮或绝缘内部有局部缺陷的变压器的吸收比接近与1.0。变压器绕组绝缘电阻测量应尽量在50℃时测量，不同温度（t1,t2）下的电阻值（R1、R2）可按工程简化公式R₂=R₁×1.5^(t1-t2)/10进行计算。
    4、注意
    为避免绕组上残缺电荷导致测量值偏大，测量前应将被测绕组与油箱短路接地，其放电时间应不少于2min。测量刚停止运行时变压器，需将变压器自电网断开后静置30分钟，使油温与绕组温度趋于相同，在进行绝缘电阻等的测定，并把变压器上层油温作为绝缘温度。对于新投入或大修后的变压器，应在充满合格油并静止一段时间，待气泡消除后，方可进行试验。通常，对8000kVA及其以上的较大型电力变压器需静置20h以上，对3~10kVA的小容量电力变压器，需静置5h以上。
    在实际测量过程中，会出现绝缘电阻高、吸收比反而不合格的情况，其中原因比较复杂，这时可采用极化指数PI来进行判断，极化指数定义为加压10min时绝缘电阻与加压1min的绝缘电阻之比，即PI=P₁₀/P₁。目前现场试验时，常规定PI不小于1.5。
二、泄漏电流测量    

    2、泄漏电流试验电压标准
    测量泄漏电流时，绕组上所加的电压与绕组的额定电压有关。

1、目的
    测量变压器的介质损耗角正切值tanδ主要用来检查变压器整体受潮、釉质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷等，是判断31.5MVA以下变压器绝缘状态的一种较有效的手段。测量变压器的介质损耗角正切值是将套管连同在一起测量的，但是为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度，必要时可进行分解试验，以判明缺陷所在位置。
    2、结果处理
    表4-4给出了《规程》规定tanδ测量值，测量结果要求与历年数值进行比较，变化应不大于30%。当采用电桥法测量时，对于工作电压10kV及以上的绕组，试验电压为10kV；对于工作电压为10kV及其以下的绕组，试验电压为额定电压。当采用M型试验器时，试验电压通常采用2500V。

表4-4 介质损耗角正切值规定

表5-5 电桥法测量变压器绕组的部位

     对双绕组变压器测量tanδ及C时，接线如图4-1所示。从上述接线方式中可以清晰地看出，测量所得的数据并不是各绕组的tanδ和C，需要在测量后进行计算。

图4-1   双绕组变压器测量tanδ及C接线方式
（a）高压-低压及地    （b）低压-高压及地     （c）（高压+低压）-地

     对于三绕组变压器测量C及tanδ的接线方式如图4-2所示。

图4-2 三绕组变压器C及tanδ测量接线图
（a）高压-中、低压及地  （b）中压-高、低压及地   （c）低压-高、中压及地
（d）（高+中）压-低压及地；（e）（中+低）压-高压及地；
（f）（高+低）压-中压及地，（g）（高+中+低）压-地

    可以推导出变压器各绕组对地和变压器绕组间的C和tanδ
    (2)、非平衡电桥测量法

    用非平衡电桥测量（M型介质试验器）双绕组和三绕组变压器的tanδ，其测量顺序和方法按表4-6所示方法进行。测量时M型介质试验器的试验电压均为2500V。

表4-6  M型介质试验器测量变压器tanδ的方法

 四、交流耐压试验    

交流耐压试验是鉴定绝缘强度最有效的方法，特别对考核主绝缘的局部缺陷。如绕组主绝缘受潮、开裂、绕组松动、绝缘表面污染等，具有决定性作用。
    交流耐压试验对于10kV以下的电力变压器每1~5年进行一次；对于66kV及以下的电力变压器仅在大修后进行试验，如现场条件不具备，可只进行外施工频耐压试验；对于其他的电力变压器只在更换绕组后或必要时才进行交流耐压试验。
    1、电力变压器更换绕组后的交流耐压试验标准
    电力变压器交流试验电压值（油浸式）

1、原因
    油浸变压器在运行中会受到电、热、机械力、化学腐蚀和光辐射等外界因素的影响，致使变压器油和纤维材料逐渐老化变质，分解出微量水分。
    由于密封不严，潮气和水分也会进入油箱内，使油中的水分逐渐增多。
    当水分含量超过一定限度时，就会使绝缘性能明显下降，甚至危及变压器安全。若油中不含固体杂质，当油的含水量在40ppm(1ppm=10-6)以下时，一般具有非常高的击穿强度，而当油中含水量超过100ppm时，或当油中存在固体杂质，含水量为5ppm时，其击穿强度都将下降到很低，有的还可能成为引起绝缘破坏的直接原因。
    2、检测方法
    测量绝缘电阻、泄漏电流和tanδ可以定性判定变压器绝缘是否受潮，但不能直接定量地测定变压器油纸中含水量。目前常见的定量测量变压器微量水分含量的方法有：气相色谱法、库仑法。
    《规程》规定了变压器油中微水含量值，见表4-8所示，对运行时的变压器应尽量在顶层油温高于50ºC时采样。

六、局部放电测量   

1、变压器局部放电特点
    变压器内部绝缘结构主要采用油纸绝缘，其绝缘结构较复杂，在设计过程中可能造成局部区域场强过高；变压器在测量过程中可能导致绝缘中含有气泡和较多的水分，在运行过程中油纸劣化可分解出气泡，机械振动和热胀冷缩可造成局部开裂也会出现气泡等等，这些情况都会导致在较低外施电压下发生局部放电。
    变压器放电脉冲是沿绕组传播的，放电脉冲波沿绕组传播的衰减随测量频率的增加而增大。对于变压器来说，油中放电对绝缘损坏是主要的，而油中放电时延较长、低频分量较大。
    2、局放分类
    电力变压器中局部放电可分为：
    (1)绕组中部油－屏障绝缘中油道击穿；
    (2)绕组端部油道击穿；
    (3)接触绝缘导线和纸板（引线绝缘、搭接绝缘、相间绝缘）的油间隙击穿；
    (4)引线、搭接纸等油纸绝缘中局部放电；
    (5)线圈间（纵绝缘）的油道击穿；
    (6)匝间绝缘局部击穿；
    (7)纸板沿面滑闪放电。
    3、变压器局部放电测量
    变压器局部放电测量主要包括三种情况：单相励磁变压器、三相励磁变压器和变压器套管抽头的测量，它们测量的基本接线如图4-6所示。

图4-6 变压器局部放电测量基本原理图

（a）单相励磁变压器；（b）三相励磁变压器；（c）变压器套管抽头

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