油浸式变压器预防性试验及方法

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1、油浸式变压器预防性试验及方法　　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

2、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　　1.1.8记录好变压器上层油温，电阻值

3、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兆欧表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

4、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兆欧表，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

5、、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

6、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)330～500kV0.6%　　(2)66～220kV0.8%　　(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。　

7、　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所示　　表1油浸式电力变压器直流泄漏试

8、验电压标准　　绕组额定电压(kV)6～1020～3563～330500　　直流试验电压(kV)10204060　　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