电力变压器的预防试验.doc

1、电力变压器预防性试验 摘要随着电力市场的开放，电力企业向市场化迈进，电力部门之间的竞争日趋激烈，电气设备状态检修势在必行。实现电气设备状态检修，内容主要包括：以设备健康的评估结果为依据，同时根据在线监测提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前安排检修时间和项目。就我国目前情况而言，实施以预防性实验为基础的设备健康状态评估比在线监测更具可行性。国为在线监测需运用传感技术、光电子技术及计算机技术等先进的手段来实量反映设备状态，对相当一部分变电站来说，以经济、技术及硬件设施等方面存在着或多或少的困难。而电力设备健康状态评估，是根据设备的历次试验数据（交接性、预防性）、运行电压

2、下的各种参数变化。承受负荷及经受短路的情况，并与同类设备比较，最终得出一个具体的分值，量化设备的健康状况水平，而且预防性实验标准是多年来电网运行维护经验的积累，是分析和判断设备健康水平的主要依据，简单易行，不需要投入更多的人力物力，更接近大多数变电站的实际情况。因此，结合变电站管理信息化的建设，建设变电站健康状态评估系统是推选状态检修的基础工作。预防性实验是对变压器进行状态评估的重要手段，其结果是实施变压器状态检修的主要依据。电力设备健康状态评估在软件方面的发展仍牌起步阶段，通过实践积累丰富的运行经验，研究确定评估的系统流程和方案，设计出一套科学的状态评估系统来确保评估过程和结果的和正确性，是

3、进行电力设备健康状态评估迫切需要解决的课题。电力变压器是电力系统中最为庞大和重要的变电设备之一,在变压器的维护检修、运行工作中,必须认真执行电气设备预防性试验规程,坚持预防为主,使设备能够长周期、安全、可靠运行,防患于未然。另外还应坚持科学的态度,对试验结果全面的、历史的进行综合分析,掌握电气设备性能变化的规律和趋势,使电气设备的各项性能始终处于监控、掌握、管理之中。此次毕业设计主要是介绍一些常见的变压器预防性试验方法。其中包括：绝缘电阻和吸收比的测量、介质损失角测量、绕组直流电阻测试、非纯瓷套管试验、变压器变比试验、绕组变形试验、有载分接开关试验等。关键词：电力系统 变压器 绝缘试验论文类型

4、：应用基础目 录第一章:变压器试验1.1 电力变压器试验的分类.4第二章:变压器的试验方法2.1直流电阻测量 5 2.1.1试验目的2.1.2测量方法2.1.3试验要求2.1.4注意事项2.1.5现场试验数据2.1.6试验结果的分析判断2.2绝缘电阻和吸收比. 92.2.1试验目的2.2.2试验要求2.2.3试验方法2.2.4注意事项2.2.5现场试验数据2.2.6试验结果的分析判断2.3交流耐压试验.142.3.1试验目的2.3.2测量方法2.3.3试验要求2.3.4注意事项2.3.5现场试验数据2.3.6试验结果的分析判断2.4空介质损耗因数tan测量. 192.4.1试验目的2.4.2测

5、量方法2.4.3试验要求2.4.4注意事项2.4.5现场试验数据2.4.6试验结果的分析判断2.5变压器变比试验. 282.5.1试验目的2.5.2测量方法2.5.3试验要求2.5.4注意事项2.5.5现场试验数据2.5.6试验结果的分析判断2.6绝缘油试验及油气体色谱分析 302.6.1试验目的2.6.2.测量方法2.6.3试验要求第四章: 总结. 31参考资料.32.第一章:变压器试验1.1变压器试验的分类电力变压器试验一般分为工厂试验和交接预防性试验两类.工厂试验主要包括工序间半成品试验、成品出厂试验、型式试验和特殊试验等; 交接预防性试验主要包括交接验收、大修、小修和故障检修试验等.绝

6、缘试验包括:(1) 测量线圈连同套管的泄露电流。(2) 测量线圈连同套管的介质损失角正切值。(3) 线圈连同套管的交流耐压试验。(4) 油箱和套管中绝缘油试验。(5) 油中溶解气体色谱分析。(6) 测量线圈的绝缘电阻和吸收比。特性试验包括:(1) 测量线圈的直流电阻。(2) 检查线圈所有分接头的变压比。(3) 检查三相变压器的接线组别和单相变压器引出线的极性。(4) 测量容量为3150KVA及以上变压器在额定电压下的空载电流和空载损耗。(5) 短路特性和温升试验等。此次毕业设计主要是介绍一些常见的变压器预试方法。其中包括：直流电阻测量、绝缘电阻和吸收比的测量、介质损失角测量、绕组直流电阻测试、

7、非纯瓷套管试验、变压器变比试验、绕组变形试验、有载分接开关试验等。第二章:变压器的试验方法2.1.直流电阻测量变压器的绕组可以看作是电感L和电阻R串联的等值电路。当有电压加在被测绕组两端时，由于电感不能突变，所以在刚加上电源时L中的电流为零，电阻中也无电流，所以电阻上没有压降，此时全部的电压都加在了电感L上，对于大型变压器来说就需要一段时间让电路达到稳定，如此才能测到比较正确的数据。2.1.1试验目的(1) 检查绕组的接头质量和绕组有无匝间短路。(2) 电压分接开关的各个位置接触是否良好以及分接开关实际位置与指示位置相符。(3) 多股导线并绕的绕组是否有段股等情况。2.1. 2测量方法通常测量

8、直流电阻的方法是电桥法。电桥法是采用电桥平衡来测量线圈电阻的，一般都用直流电桥。常用的有单臂电桥，双臂电桥和双单臂电桥。当被测量的电阻大于10时，应该使用单臂电桥，如QJ23，QJ24等；当被测量电阻小于10时使用双臂电桥。测量时最好能测量每相的阻值。对于无中性点引出的测量出线电阻后应进行换算。2.1.3试验要求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,测试中因注意以下事项:(1)测量仪表的准确度因不低于0.5级。(2)连接导线因有足够的截面，且接触良好。(3)准确测量绕组的平均温度：当变压器没有运行处于冷却状态时，测量油温即可认为是绕组的平均温度；当变压

9、器刚退出运行时，需对照变压器绕组与油面温度计的指示值，当两者温差小于5度时，可认为油面温度就是绕组的平均温度。(4)为了与出厂及历次测量的数值比较，应将不同温度下测量的直流电阻换算到同样温度，以便比较。(5)变压器绕组反向电动势保护。由于变压器绕组具有很大的电感，在测量过程中，不能随意切断电源及拉掉接在试品两端的充电连接线。测试完毕后，应先将变压器两端短接，然后才可以切断电源。 变压器绕组反向电动势可能有数千伏，会对仪器和人员构成威胁，但是成套的数字式变压器直流绕组测量仪内部都装了保护电路，所以还是很安全的。2.1.4注意事项(1)电压线应尽量短和粗些。(2)电压和电流线与被测绕组的端子应可靠

10、连接。(3)电压线接头应在电流线接头的内侧，并避免电压线接头流过测试电流。(4)切断测试电流时，有过电压产生，防止设备和人员受到伤害。同一变压器其他非测量绕组的端子和引线应可靠绝缘。试验接线 2.1.5现场试验数据主变（B相）绕组直流电阻测量数据比较绕组直流电阻测量 高油温度:7 低油温度:7 日期:2011.3.13 相别档位高压侧(m)低压侧(m)A-Xa-x1126.00.8802123.23120.24117.55114.4绕组直流电阻测量 高油温度:10 低油温度:10 日期:2013.4.15 相别档位高压侧(m)低压侧(m)A-Xa-x1125.00.8502123.23118.

11、24116.45113.12.1.5试验结果的分析判断(1)本次试验所测到的值与历次比较，没有太明显的出入，所以可说明线圈内部导线的焊接没有脱落,线圈没有层间短路和内部断线;电压分接开关,引线与套管的接触良好.(2)测量直流电阻时必须要向仪器充电,往往需要很长的时间。从电工原理上说，电感回路施加直流电压时，其充电过程的时间常数为T=L/R，所以缩短时间的办法就是减少电感，增加电阻，而加大电阻是比较可行的办法。在试验前串一个合适的电阻就可以达到快速测量的目的。2.2绝缘电阻和吸收比的测定电力变压器绝缘电阻和吸收比的测量,主要是指线圈之间以及线圈对地之间的绝缘电阻和吸收比的测量。 测定绝缘电阻和吸

12、收比可以灵敏地发现变压器绝缘的整体或局部受潮;检查绝缘表面的脏污及局部缺陷;检查有无短路、接地和瓷件破损等缺陷.测定绝缘电阻和吸收比一直是变压器绝缘试验中常用的方法之一。2.2.1试验目的:(2) 初步判断变压器绝缘的好坏。(3) 鉴别变压器绝缘的整体或局部是否受潮。(4) 检查绝缘表面是否脏污,有无放电或击穿所形成的贯通性局部缺陷。(5) 检查有无瓷套管开裂、引线碰地、器身内有无铜线搭桥所造成的短路。2.2.2测量方法(1)对于额定电压为500KV以下的变压器一般使用2500V或5000V兆欧表.(2)被测绕组各相引出端应短路后再接到兆欧表.接地的绕组也是短路后再接地,这样可以达到测量各绕组

13、间及各绕组对地的绝缘电阻与吸收比.变压器绝缘电阻测量部位及顺序见表2-1。变压器绝缘试验顺序表变压器类型测量双绕组变压器三绕组变压器被测绕组应接地部位被测绕组应接地部位1低压外壳及高压低压中压,高压及外壳2高压外壳及低压中压低压,高压及外壳3高压低压,中压,及外壳4低压及高压外壳低压及高压低压及外壳5低压,中压及高压外壳表2-1注：吸收比：不同的绝缘设备，在相同的电压下，其总电流随时间下降的曲线不同。一般将60s和15s时的绝缘电阻的比值R60/R15称为吸收比。测量这一比值的试验叫做吸收比试验。2.2.3试验要求(1) 电气设备交接试验.按GB501501991,测量绕组连同套管的绝缘电阻、

14、吸收比、极化指数应满足下列规定。1) 绝缘电阻不应低于出厂试验值的70%。2) 当测量温度和出厂试验时的温度不符合时,按公式换算到同一温度比较.3) 变压器的吸收比应大于1.3。4) 变压器电压等级大于220KV,且容量大于120MVA时,宜测量极化指数.测得值与出厂值相比较不应有太大变化。(2) 电气设备检修试验.按QCSG10007-2004预防性试验规程进行。1) 经过换算的绝缘电阻与前次的测量结果相比较应无明显变化,一般不低于上次值的70%。2) 吸收比在常温下不低于1.3,吸收比偏低时,可测量极化指数,应不低于1.5为宜。3) 当绝缘电阻大于10000M时,吸收比不低于1.1极化不低

15、于1.3。2.2.4注意事项a) 试验前应将变压器同一侧绕组的各相短路，并与中性点引出线连在一起接地。b) 刚退出运行的变压器应等绕组的温度与油温接近时再进行测量。c) 吸收比和极化指数不进行温换算。d) 为消除残余电荷对测量的影响，应将绕组对地进行充分放电3min，拆开变压器的高、低压连接线；e) 在测量过程中，如需要重复测量时，应将绕组进行充分放电；f) 如发现存在绝缘问题，应进行分解试验。g) 该试验只能初步判定变压器的绝缘情况不存在特别明显的缺陷,而不能说明绝缘没有问题,它也是进行耐压试验前的预检。试验接线 测量变压器绕组绝缘电阻 测量套管末屏的绝缘电阻（以高压绕组为例） （以C相套管

16、为例） 2.2.5现场试验数据主变绝缘电阻测量试验数据比较绝缘电阻测量（M） 温度：20 日期：2011.3.13R15R60R600R15/ R60R600/R60高压侧-低压侧及地976001030001260001.061.22低压侧-高压侧及地4440054700895001.231.64高压侧与低压侧-地49100712001173001.451.65绝缘电阻测量（M） 温度：20 日期：2013.4.15R15R60R600R15/ R60R600/R60高压侧-低压侧及地954001026501256761.0430低压侧-高压侧及地43700556308657001.431.5

17、4高压侧与低压侧-地44500734501134301.391.462.2.6试验结果的分析判断本次试验所测到的值与历次比较，没有太明显的出入，所以可以证明该变压器的绝缘没有出现明显的缺陷，也没有受潮，符合相关标准。绝缘电阻和吸收比试验虽然能反映变压器的某些状况，但是，由于它们受外界的影响较大，测得的电阻值分散性较大，没有绝对的判断标准。一般情况下采用比较法对结果进行比较，可以是同类型的设备间相互比较，该设备历次试验结果间的比较，也可以是大修前后的数据比较。通常情况下如果与历次数据相差较明显，在排除测量误差和温度因素的情况下即可以认为变压器的绝缘损坏或受潮了，应该及时检查变压器的主绝缘，找出隐

18、患。2.3交流耐压试验外施工频耐压试验是将被试绕组首尾短接，施加试验电压，考察变压器主绝缘和端绝缘的强度，对设备的安全运行具有重要意义。 交流耐压试验对固体有机绝缘来说属于破坏性试验，它会使原来存在的绝缘弱点进一步发展，使绝缘强度逐渐降低，形成绝缘内部劣化的累积效应，这是我们不希望见的。因此，必须正确的选择试验电压的标准和耐压时间。试验电压越高，发现绝缘缺陷的有效性更高，但被试品被击穿的可能性更大。反之，试验电压低，又使设备在运行中被击穿的可能性加大。2.3.1试验目的:它是变压器试验的主要项目，是考核主绝缘的基本措施。对变压器绕组连同套管一起进行超过额定电压一定倍数的工频交流试验电压，持续时

19、间一分钟的交流耐压试验。其目的是用比运行情况更为严酷的条件下检验变压器绕组的绝缘水平。2.3.2测量方法交流耐压试验的接线应根据被试品的要求和现有试验设备来决定。通常是采用成套设备。对于大型的变压器就需要大容量的试验变压器，调压器以及电源。现场操作十分的不方便，在此情况下，可根据具体情况分别采用串联，并联谐振的方法来进行现场试验。串、并联谐振可以通过调节电感来实现，也可以通过调节频率或电容来实现。由于变压器是大电容设备，所以一般采用调感和调频来进行谐振补偿。2.3.3试验要求根据GB50150-1991与Q/CSG10007-2004制成表2-2如下，供试验参考。变压器交流耐压试验电压标准(单

20、位:KV)绕组额定电压0.5及以下236101520354460110220330500出厂试验电压518253545558595140200395510680交接试验电压415213338477281120170335433578大修试验电压214.4202836446876112160316408544运行中非标准产品最低试验电压2813192634416471105表2-2绕组全部更换后的变压器按出厂试验电压值进行试验；局部更换绕组的变压器按出厂试验电压的0.8倍值进行试验。2.3.4注意事项（1）检查试验接线确保无误,被试变压器外壳和非加压绕组应可靠接地,试验中的过电流,过电压保护应正

21、确可靠。（2）油浸变压器的套管，入孔等所有能放气的部位全都打开充分排气，以免未排出的气体残存影响绝缘强度，导致击穿和放电。（3）三相变压器的交流耐压试验，不必分相进行，但同恻绕组的三相引出线端必须短路后才能试验，否则会损伤变压器绕组。（4）在试验过程中，升压过程应均匀，当电压升至40%试验电压以上时，应保持3%试验电压上升速度；降压应迅速，但应避免在40%试验电压以上突然切断电源。（5）交流耐压试验时间为1分钟。如果发生击穿时，应立即切断电源。（6）加压期间应密切注视表计指示动态，观察，监听被试变压器，注意异常状态。试验接线2.3.5现场试验数据主变(A相)交流耐压实验数据比较交流耐压试验 日

22、期:2011.3.15试前绝缘M施加电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过交流耐压试验 日期:2013.4.15试前绝缘M施加电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过主变(B相)交流耐压实验数据比较交流耐压试验 日期: 2011.3.15试前绝缘M施加电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过交流耐压试验 日期:2013.4.15试前绝缘M施加电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过主变(C相)交流耐压实验数据比较交流耐压试验 日期: 2011.3.15试前绝缘M施加

23、电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过交流耐压试验 日期:2013.4.15试前绝缘M施加电压KV持续时间min试后绝缘M结果50000681min50000通过2.3.6试验结果的分析判断试验中，表计指针不跳动不上升，被试验变压器无放电声，则被认为试验通过；一般若出现电流突然上升或电流继电器动作，则表示试品已被击穿。本次试验所测到的值与历次比较，没有太明显的出入，所以可以证明该变压器的绝缘没有出现明显的缺陷，也没有受潮，符合相关标准。根据经验判断，一般情况下，当试品被击穿时，电路中电流会明显上升，试品会发出击穿声响，冒烟，出气，焦臭，闪弧，燃烧等，都是不允许

24、的，一定要查明原因。这些现象如果确定是发生在绝缘上的，则认为是被试品存在缺陷和击穿。另外，耐压试验前后都应测量被试品的绝缘电阻，确保设备和人员的安全。2.4介质损耗因数tan测量测量介质损耗因数tan是绝缘预防性试验的重要项目之一。在交流电压作用下，流过介质的电流右两部分组成，即通过Cx 的电流ICX，和通过 Rx的电流IRx。通常ICXIRx，介质损失角甚小。介质中的损耗功率：P=U2 Cx tantan为介质损耗角的正切，一般均比较小2.4.1试验目的: 检查变压器绝缘是否受潮、油质是否劣化以及绕组上是否存在油泥等严重的局部缺陷。它对局部放电，绝缘老化与轻微缺陷反映不灵敏。因此，当变压器等

25、级 35KV时，且容量在8000KVA以上时，应测量介质损耗角的正切值。2.4.2测量方法a)使用仪器。现场试验大多使用的是电压平衡式西林电桥（例如QS1型）和ZT1型介质测量专用仪器。QS1交流电桥是按平衡原理制造的，有正反两种接法，在测介损时一般用反接法。ZT1型介质测量仪是按相敏电阻原理制成的，具有带电测试功能。b)测量时因将非被测绕组短接接地，也可以将非被测绕组屏蔽进行分解试验，以查出局部缺陷。c)测量变压器介质损耗因数时，对于注油或未注油的，且绕组额定电压为10KV以上的变压器，试验电压为10KV，绕组额定电压小于10KV的，试验电压不应大于额定电压。2.4.3试验要求(1)被测绕组

26、与非被测绕组均应首尾短路。交流电压施加在绕组上，由于磁耦合作用，绕组各点的电位和相角可能不同，会对测量结果造成误差。绕组首尾短接，可以将其内部各点电位的不同减小到最低限度。(2)测试前应降套管，瓷瓶擦拭干净，表面的脏污会影响准确，另外周围的临时接地体也要拆除。(3)当绕组的介损较大时，因测试相应温度下的油介损，以区分纸和油的情况。2.4.4注意事项(1)一般在绝缘电阻和泄露电流试验完成之后进行介质损耗因数的测量，试验时可以一次升到试验电压，也可以分段加压，以便观察不同电压情况下的介质损耗因数的变化。(2)由于电源频率对介质损耗因数有影响，因此，试验电源频率偏差应小于5%。(3)测量变压器介质损

27、耗因数时，对于注油或未注油的，且绕组额定电压为10KV以上的变压器，试验电压为10KV，绕组额定电压小于10KV的，试验电压不应大于额定电压。试验接线 测量绕组连同套管的tan 测量套管的tan与电容量（以高压绕组为例） （以C相套管为例）测量套管末屏的tan（以C相套管为例）2.4.5现场试验数据主变（A相）介质损耗电气试验数据比较介质损测量 湿度：49% 温度：23.8 日期：2011.3.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1790.1830.156CX(pF)115142678125870介质损测量 湿度：25% 温度：25 日期：2013.4

28、.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1650.124-CX(pF)1171027210-主变（B相）介质损耗电气试验数据比较介质损测量 湿度：49% 温度：23.8 日期：2011.3.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1580.1600.147CX(pF)114922678125790介质损测量 湿度：25% 温度：25 日期：2013.4.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1400.139-CX(pF)1152026800-主变（C相）介质损耗电气试验数据比较

29、介质损测量 湿度：49% 温度：23.8 日期：2011.3.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1630.1630.169CX(pF)115962712826150介质损测量 湿度：25% 温度：25 日期：2013.4.15项目高压侧-低压侧及地低压侧-高压侧及地高压侧低压侧-地tan (%)0.1500.136-CX(pF)1146726580-2.4.6试验结果的分析判断 此台变压器是06年新购进的由重庆ABB变压器公司生产的，所以测得的数据相当的好。但是仔细分析，大修时的数据竟然好于出厂，可见试验环境（温度和湿度）和试验水平还是很重要的因素。

30、2.4.7非纯瓷套管试验2.4.7.1、试验目的套管是变压器的组件之一,对变压器和电网的安全运行起着重要的作用。非纯瓷套管的介质损耗角正切值(简称介损)tan和电容量是分析高压套管绝缘状况的一项指标,可以较灵敏地反映出套管的劣化和某些局部缺陷。2.4.7.2、试验接线： 测量绕组连同套管的tan 测量套管的tan与电容量（以高压绕组为例） （以C相套管为例）测量套管末屏的tan（以C相套管为例）2.4.7.3、试验步骤： 1、摆放介损仪、将仪器接地，选择合适位置将介损仪平稳放置，将仪器接地端可靠接地，注意预留高压引线的走向，仪器放置应安全、平稳，保证预留高压引线的走向以及与被试设备连接的角度满

31、足要求。2、按相应的试验方法布置试验结线，需要分别测量高、低压绕组连同套管的tan；测量电容型套管的tan、电容量；电容型套管末屏绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tan。针对不同测试项目，参照试验结线示意图与仪器使用说明书，通过试验专用连接线按相应的试验方法布置试验结线，（1）测量绕组连同套管的tan采用反接法，测量电容型套管的tan、电容量采用正接法（2）防止结线错误（3）注意高压测试线与非被试绕组或接地部位距离过近会影响测试结果3、开始测量，读取并记录测量结果，启动介损仪进行测量，读取并记录测量数据，注意选择正确的试验电压，避免损坏被试设备，按要求选择正确的试验电压。4、停止测量，

32、断开介损仪电源，将被试品短路放电并接地，停止测量，断开介损仪电源，将被试品短路放电并接地，确保试品已彻底放电，防止设备、人身伤害，注意将被试品短路接地。实验结果 非纯瓷套管试验高压侧套管套管型号BRLW-252/630-3BRLW-126/630-4制造厂沈阳变压器厂一分厂套管编号201006170201006168201006169201003102额定电压（KV）252252252126额定电流（A）630630630630介损耗因数试验电压（KV）10tg(%)0.280.270.270.33Cx(PF)418.4414.0412.7329.2试验时温度（）28试验时湿度（%）48绝缘电

33、阻主绝缘（M）10000100001000010000末屏对地（M）1000100010001000低压测套管套管型号BRLW-126/1250-4BRLW-126/1250-4制造厂沈阳变压器厂一分厂套管编号201007113201007114201007112201007111额定电压（KV）126126126126额定电流（A）1250125012501250介损耗因数试验电压（KV）10tg(%)0.270.250.270.28Cx(PF)400.4402.2401.2403.3试验时温度（）28试验时湿度（%）48绝缘电阻主绝缘（M）10000100001000010000末屏对地（

34、M）1000100010001000结论合格实验设备AI-6000介损仪2.4.7.4、试验结果分析：1，20度时tg不大于1.0，2，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1000 M时，应测量末屏对地tg，其值不大于2。由此得知，该实验结果符合规程要求。2.5变比试验2.5.1试验目的 变比试验是考查变压器设计参数的重要试验项目之一，用于验证三相绕组每个分接的电压比偏差是否在产品标准或技术协议要求的允许范围之内，判定绕组每个分接的引线与分接开关的连接是否正确，检验绕组的绕向或线端的标识是否正确，确认并联绕组的匝数是否相同，同时可

35、验证三相绕组的联结组标号是否正确。电压比相等和联接组标号相同也是变压器并列运行的两个重要条件，若条件不满足，则会在并列运行的绕组内产生循环电流，并引起绕组严重发热，是输出容量减小并影响变压器的正常安全运行，甚至可能使变压器在短时间内烧毁。2.5.2试验接线2.5.3操作步骤1.连线。关掉仪器的电源开关，按下列对应关系接线。仪器ABCabc变压器ABCabc2.变压器的中性点不接仪器，不接大地。接好仪器地线，电源线接交流220V电源。将变压器调到中间档,即3档。3.打开仪器的电源开关，液晶屏上出现主菜单，然后选择设置参数。(1)设置接线方式。进入接线方式设置后，选择Yy0接线，按“确认”键保存接

36、法。(2)设置标准变比。进入标准变比设置后，最后确定变比为25.00。由于变压器有档位，这里设定的标准变比是指中间档的标准变比。4.测量数据。开机预热5分钟后，选择“开始测量数据”，按“确认”键后。屏幕上显示的变比值时本次测量需要的实际标准变比值，可以修改此值。每次修改的幅度=设置的标准变比*调压比。测量完成后，显示结果。2.5.4试验结果电压比测量（kV）分接位分接电压计算电压比实测偏差（）高压低压AB/AmBmBC/BmCmCA/CmAm1246.4/1212.0360.340.340.342243.1/1212.0990.320.320.323239.8/1211.9820.290.28

37、0.294236.5/1211.9550.270.260.255233.2/1211.9270.260.250.236229.9/1211.9000.240.240.227226.6/1211.8720.220.220.208223.3/1211.8450.210.200.189222.0/1211.8180.190.180.1710216.7/1211.7910.170.170.1411213.4/1211.7640.170.150.1212210.1/1211.7360.140.130.1113206.8/1211.7090.130.120.914203.5/1211.6820.100.1

38、10.0815200.2/1211.6550.090.070.0616196.9/1211.6270.070.060.0417193.6/1211.6000.040.020.01试验设备JYT变比测试仪试验标准主分接电压比偏差0.5结论合格2.5.5试验结果分析1.判断依据：变压器额定分接下电压允许值偏差为0.5%，其他分接的电压比允许偏差为1%。2.试验结果判断本次测试变压器在额定分接下即档位处于3档时相对最大误差为0.04%，在允许的偏差0.5%内。而其他分接的电压比相对最大误差为0.12%，在允许的偏差1%内。所以，各分接头变压比均满足要求，变压器不存在匝间短路，可以正常运行2.6绝缘油

39、试验及油中溶解气体色谱分析2.6.1试验目的检查绝缘油是否存在劣化或污染,并判断设备内部是否存在潜伏性故障。2.6.2操作步骤 1.试样瓶要用洗干净，用洁净水冲洗数次，烘干2.取油时油瓶及油的温度要高于或等于周围气温3.要在相对湿度低于75%的干燥天气下取油4.打开放油阀后，先放掉污油，然后用放出的干净油冲洗油瓶2次5.简化试验油样无特殊要求时取油量为1000ml，将油样注入油瓶，塞紧瓶口；色谱分析、含水量、含气量油样用100ml玻璃注射器密封取样80ml6.在瓶外贴上标签，注明何时、何处、何设备（何相）7.油的试验标准要符合下表表B4 绝缘油标准序号试验项目新油运行中油1闪点。C不低于135

40、C(1)可比新油标准低5。C(2)与前次测量值比不低于5。C2机械混合物无无3游离炭无无4灰分 %不大于0.005不大于0.015酸碱反应pH值67pH值不小于4.26水分无无7电气击穿强度KV不低于25不低于20 第三章 结语预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。在变压器计划检修或故障诊断中,预防性试验结果依旧是不可缺少的诊断参量。每个预防性试验项目不能孤立的去看待,应将几个项目试验结果有机结合起来综合分析,这将有效提高判定的准确性。 参考文献1DL/T596-1996电力设备预防性试验规程2电力设备预防性试验方法及诊断技术中国电力出版社3陈化钢电力设备预防性试验北京：中国科学出版社4。电