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油浸式电力变压器的试验项目及方法

    一、绕组的直流电阻测量
       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。
       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。
       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。
       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。
       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。
       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。
       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)。
       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:

高压助磁法接线原理图
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
       9. 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%。
       二、绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数测量
       1. 此项目周期不得超过3年,在大修前后、必要时进行。
       2. 拆除变压器高、低压侧所有连接排、线。
       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。
       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。
       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。
       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。
       7. 恢复试验前状态。
       三、绕组的介质损耗因数tgδ测量
       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。
       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。
       3. 电桥可靠接地,变压器非被试绕组短路接地,铁芯接地。
       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。
       5. 开启电桥进行菜单参数设定:反接线、内高压,加压10kV。
       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%。
       7. 断开电源,进行放电,然后恢复试验前状态。
       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 。
       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。
       四、绕组的泄漏电流测量
       1. 此项目周期不得超过3年,在大修前后或必要时进行。
       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。
       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。
       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

       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。
       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。
       7. 试验完毕放电,拆除所有绕组上的短接线。
       五、电容型套管的绝缘试验
       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。
       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。
       3. 解开未屏小套管接地线,套管高压引线短路接地。
       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%。
       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
       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。
       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。
       六、绕组所有分接头的电压比、变压器组别或极性
       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。
       2. 拆除高低压侧全部引线。
       3. 使用ZC-203B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。
       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。
       5. 同样方式测试所有分接位置。
       6. 恢复变压器正常接线。
       七、绝缘油的电气性能试验
       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。
       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。
       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。
       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

       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℃。
       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%。
       7. 降压拉开电桥电源及加温器电源,油杯密封存放好。

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