法
1、变压器绕组连同套管的泄漏电流测量方法
变压器绕组泄漏电流的测量与绝缘电阻的测量方法和接线方式一样，测量各绕组对其他绕组及地的泄漏电流被测绕组各引线端应短路，其余行非被测绕组应短路接地，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的泄漏电流值。为了使测量数据准确，应将电流表放在高电位处。2、变压器绕组连同套管的泄漏电流测量部位
(1)双绕组变压器泄漏电流的测量。
1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组及外壳。
2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组及外壳。
(2)三绕组变压器泄漏电流的测量。
1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组及外壳。
2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组及外壳。
2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组及外壳。
4.2变压器绕组连同套管泄露电流试验标准 (1)测量变压器绕组连同套管的泄漏电流时外加直流试验电压的标难。
1)绕组额定电压：6-10kV；绕组外加直流试验电压为10kV。
2)绕组额定电压：20-35kV；绕组外加直流试验电压为20kV。
3)绕组额定电压：66-330kV；绕组外加直流试验电压为10kV。
4)绕组额定电压为500kV，绕组外加直流试验电压为60kV。
对于末注油的变压器，测量其泄漏电流时，对测量部位所施加的直流电压为以上电压的50％。
(2)被试绕组加至试验电压后，应停1min后再读取泄漏电流值，测试结果与前一次测试结果相比加大明显变化。
(3)根据1997年9月西北电力集团公司《电力设备预防性试验规程补充规定》，油浸变压器绕阻泄漏电流参考值为：绕组额定电压为10kV时，施加直流电压为10kV，测得的
泄漏电流值在20?C时不应大于33μA。绕
组额定电压为35—330kV时，施加以上所规定的直流电压下，测得的泄漏电流值20?C时不应大于50μA。
4.3变压器绕组连同套管泄露电流试验综合判断
因为泄漏电流与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，所以在规程中对测量结果不作规定，而强调比较和综合判断。
（1）对测量值应进行综合判断，测试位和前一次测试值及历次测试值比较应天明显变化，一般情况下，当年测试值不应大于前一年及历年测试值的150％。
（2）与同一温度下，对同类型变压器的泄漏电流进行比较、分析，以保证正确进行综合判断。
5变压器绕组连同套管的tanδ试验
5.1变压器绕组连同套管的tanδ试验方法 1、变压器绕组连同套管的tanδ测量方法 由于变压器在运行中外壳均量接接地．所以测量时一般采用反接线法进行测量；测量时被试绕组连同套管应短路．非被试绕组连同套管应短路接地，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的介质损失角正切值tanδ。所采用的仪器一般为西林电桥，如图5-1。
图5-1 西林电桥原理图
2、变压器绕组连同套管的tanδ测量部位 (1)双绕组变压器。
1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组、铁芯、外壳。
2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压
绕组、铁芯、外壳。 (2)三绕组变压器。
1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。
2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。
2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组、铁芯、外壳。
5.2变压器绕组连同套管的tanδ试验标准 （1）20?C时，tanδ（%）不应大于表5-1中所列的数值。
表5-1 变压器绕组连同套管的tanδ
由以上数据可以看出，该变压器受潮后，其tanδ值明显减小，而Cx值却增加，
这种现象是由于变压器进水受潮后。其绝缘
的等值相对电容率εr增加，从而使电容量增加，由于电容量增加，又使无功功率同时使绝缘的电导增大，Q??CxU2增加，
从而使泄漏电流IL增大，这就导致有功功率P?ILRj增加。因为tanδ(％)=P／Q，所
2
同一变压器各绕组的tanδ值要求相向。
(2) tanδ (％)值与历年数值比较不应有显著变化(一般不大于30％)。 (3)试验电压：
1)绕组额定电压10kV及以上：试验电压为10kV
2)绕组额定电压10kV以下；试验电压为U n(即绕组的额定电压)。
(4)测量温度以变压器顶层油温为准，尽量在
以tanδ值有可能增加，也有可能减小，还有
可能不变。在这种情况下，只有借助电容量油温低于50?C时测量，不同温度下的tanδ
值应换算到同一温度下。 —般可按下式换的变化和其他试验项目进一步进行综合分算 祈。另外若绝缘中存在的局部放电缺陷，发
展到在试验电压下完全击穿，并形成低电阻（t?t）/10 tg?2?tg?11.321 （5-1）
短路时，也会使tanδ(％)值明显下降。因此，
式中 tanδ1、tanδ2——温度t1、t2时的值。 现场用tanδ(％)值进行电气设备绝缘分析5.3变压器绕组连同套管的tanδ试验综合时，要求tanδ值不应有明显增加或降低，而判断 且Cx值与历次试验值也不应有明显变化。 (1) tanδ测量数据应与《规程》规定的标准、(2)测得变压器绕组连同套管介质损失角正历年测试数据进行比较，不应有明显的变切值，一般应小于规程中规定的数值。单靠化。绝缘有缺陷时有的使tanδ(％)值增加，测量的tanδ(％)的数值来判断是不够的，应有的却使tanδ(％)值下降，如某台自耦变压将所测的tanδ(％)、Cx数值与同一台变压器器在安装中发现进水受潮，但测得的tanδ(％)历年测试数据换算至同一温度下进行比较，值却下降，测试数据如表5—2所示。 以便正确判断运行中的变压器绝缘的好坏 表5—2 某自耦变压器测试结果 以及能否继续运行。
6交流耐压试验
6.1 10kV及以下全绝缘变压器交流耐压试
验
6.1.1 试验方法与试验接线
(1)全绝缘变压器交流耐压试验方法。应对被试变压器各绕组对其他绕组接地，施加1min工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。 (2)试验接线如图6-1所示。由图6-1中可知，交流耐压试验接线分为交流高压电源；高、低压电压测量；调压；控制；保护几部分。当电源开关K1闭合，绿灯亮表示已有电，然后操作A1合闸按钮，磁力启动器带电，使常开触点J1、J2、J3、J4闭合，常闭触点J5打开，这时绿灯火，红灯亮，调压器已有电，可以升压；当被试品电流过大或击穿时，过流继电器DL动作，其常闭触点L1打开，于是控制回路被切断，磁力启功器断电，其触点J1、J2、J3、J4打开。切断调压器上的电源。如在升压过程中发生意外情况需要立即切断交压器电源时，只需按下A2跳闸按钮即可断开变压器电源。图中P1、P2是试验变压器的低压测量线圈；TV为标牌电压互感器，它和电容分压器都用于测量加在被试品上的高压电压；Q为保护球隙；R1、R2为限流保护电阻，R1的作用是防止被试品击穿后，由于击穿电流过大使被试品故障扩大或使试验变压器烧毁，R2的作用是防止球隙及球隙和试品间的电压振荡．并限制球隙的放电电流，使球隙表面不至于烧伤。R1应根据变压器高压侧额定电流值选择，加高压侧电流为100~300mA时，可取0.5~1?/V，如高压侧电流为1A时．可取0.1~1?/V (当试品容量较大时应取下限)，R2可按球径及被测电压进行选择。
图6-1 交流耐压试验接线 在交流耐压试验中，如有额定电压较高的试验变压器，即可满足交流耐压试验的需要。如当一台试验变压器的电压满足不了所需要的试验电压时，为了达到更高的试验电压，一般采用两台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压。串级交流耐压试验接线如图6-2所示。
图6-2 串级交流耐压试验接线 交流耐压试验时，应根据被试变压器所需的试验电压和被试变压器的电容量来选择试验变压器。如一台试验变压器的容量不够，可采用两台来补偿容量，即采用串级其接线如图6-3所示。
图6-3 交流耐压补偿接线
6.2 35kV全绝缘变压器交流耐压试验 应对被试变压器各绕组对其他绕组及地间施加1mm工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。用试验变压器对被试变压器进行交流耐压试验时，因35kV全绝缘变压器的交流耐压试验电压较高（72kV），而一般试验变压器的额定电压为50kV，一台试验变压器的电压满足不了试验电压，为了达到更高的试验电压，一般采用2台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压，其接线因如图6-2所示。两台变压器容量关系为：T1容量应是T2的两倍，而两台试验变压器串极后输出的视在功率为2UNIS两台试验变压器串级后总容量为3UNIS，而实际输出功率的利用率为输出的视在功率与装置容量之比约为67％。同理，若3台试验变压器串极，它们的容量分别为3P、2P、1P，而实际输出功利用率为3P／（3P+2P+P)=50％。可见，串级越多利用率就越低。若不但试验电压不够，而且容量也不够，可采用4台试验变压器串级及补偿，其补偿接线图如图6-3所示。
7变压器绕组直流电组试验
7.1变压器绕组直流电阻试验方法 1、变压器绕组直流电组测量方法
(1)对有载调压的变压器，在预试时必须对各个分节头都进行测量：对有中性点引出的
绕组，测量相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测量线间绕组的直流电阻。
(2)对无励磁调压的变压器，在预防性试验时只对运行头进行测量。测量时应在使用的分节头锁定后再进行测量；对有中性点引出的绕组，应测相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测线间绕组的直流电阻。
2、测量变压器绕组直流电阻使用仪器
测量变压器绕组的直流电阻一般使用3381型变压器直流电阻测量仪。
7.2变压器绕组直流电阻试验标准及要求 (1)1. 6MVA以上的变压器，有中性点引出的绕组，各相间绕组直流电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2％；无中性点引出的绕组，各线问差别不应大于三相平均值的1％。
(2)1．6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4％，线间差别一般不大于三相平均值的2％。
(3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2％。
(4)如直流电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，应按上面的第(3)项执行。
(5)不同温度下的绕组直流电阻值应按下式换算
R2?R1[(T?t1)/(T?t2)] （5-2） 式中，R1、R2—在温度t1、t2时的电阻值
T—计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。
(6)三相变压器的直流电阻测量出现问题时，为了进一步判断，得出正确的结论，可将直流电电阻利用下式将线电阻换算至相电阻；公式如下： 1）Y型接线时
RA?(RAB?RAC?RBC)/2RB?(RAB?RBC?RAC)/2 RC?(RBC?RAC?RAB)/2当三相平衡时
Rph?R1/2
2）▲型接线时
RA?(RAC?km)?(RABRBC)/(RAC?km)RB?(RAB?km)?(RACRBC)/(RAB?km) RC?(RBC?km)?(RABRAC)/(RBC?km)当三相平衡时
Rph?1.5R1
式中，km?(RAB?RBC?RAC)/2
R1—线电阻
Rph—相电阻
8变压器油中溶解气体色谱分析及绝缘油试验
8.1变压器油中溶解气体色谱分析 8.1.1变压器内部故障产生的气体 在新绝缘油的溶解气体中，通常除了含有约70％的N2和30％的O2以及0.3％左右的CO2气体外，并不含有C1、C2之类的低分子烃。但是在经过油处理后，由于一些油处理设
备的加热系统存在的死角，有时可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。 对于正常运行的变压器油，由于油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量CO2、CO和微量的低分子烃，但其数量与故障产生的气体量相比要少得多。也就是说，对于正常运行的变压器，油中有关组分的本底值较低，为识别故障下待征气体的明显增长提供了有利条件。
当变压器内部出现故障时，主要原因是绝缘油和固体绝缘材料中的热性股故障(电流效
应)和电性故障(电压效应)，油中的CO2、CO、H2和低分子烃类的气体就会显著地增加。不过，在故障初期时，这些气体的增长还不足以引起气体继电器动作。这时，通过分析油中溶解的这些气体，经过正确判断就
能及早确定变压器的内部故障。
油中溶解气体的检测种类，在国外可多达12种(包含了C3和部分C4的组分，即丙烷、丙烯和异丁烷)，在我国则只规定了9种气体，即CO2、CO、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、O2和N2，除了O2和N2是推荐检测的气体外，其余7种都是故障情况下可能增长的气体，所以是必测组分。 8.1.2油中溶解气体的特定意义
在故障情况下不是所有的上述7种气体都同时增长，而是取决于故障的性质和类型，有的气体并不增加，或不明显地增加，而与故障性质密切相关的气体则显著地增加。油中各种熔解气体的特定意义见表8—1.
表8-1 油中各种熔解气体的特定意义
当油中某些必测气体的含量达到一定
浓度时，根据相关气体的比值情况，就可判断变压器内部是否存在故障和故障的性质及类型。在油中溶解气体的色谱分析中，常把与故障性质密切相关的那些气体组分称为特征气体。如乙炔、乙烯、甲烷和一氧化碳等气体。
8.1.3油中溶解气体色谱分析
早在40年代就有人发现了石油分馏塔的气体中总是含有相对固定的甲烷和乙烯。在气体色谱分析方法用于油中气体的分析之后，为了研究油中气体与变压器内部故障的关系，在热动力学和实践的基础上，人们已认识到故障气体的形成与故障的能量有关，一定种类的气体只能在一定能级下产生，达不到所需的能量是不会产生那种气体