用戶變電所電氣設備預防性試驗

第六章

用戶變電所電氣設備預防性試驗第一頁，共一百三十八頁。目錄第一節(jié)電力變壓器試驗第二節(jié)互感器試驗第三節(jié)斷路器試驗第四節(jié)電容器試驗第五節(jié)電力電纜試驗第六節(jié)高壓套管的試驗第七節(jié)避雷器的試驗第八節(jié)GIS及SF6氣體的試驗課后復習題第二頁，共一百三十八頁。電氣設備預防性試驗的概念電力設備預防性試驗是指對已投入運行的設備按規(guī)定的試驗條件(如規(guī)定的試驗設備、環(huán)境條件、試驗方法和試驗電壓等)、試驗項目、試驗周期所進行的定期檢查或試驗．以發(fā)現(xiàn)運行中電力設備的隱患、預防發(fā)生事故或電力設備損壞。 它是判斷電力設備能否繼續(xù)投入運行并保證安全運行的重要措施。預防性試驗是電力設備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測。第三頁，共一百三十八頁。第一節(jié)電力變壓器試驗電力變壓器是電力系統(tǒng)電網(wǎng)安全性評價的重要設備，它的安全運行具有極其重要意義，預防性試驗是保證其安全運行的重要措施。預防性試驗的有效性對變壓器故障診斷具有確定性影響，通過各種試驗項目，獲取準確可靠的試驗結果是正確診斷變壓器故障的基本前提。對電力變壓器進行預防性試驗是保證進行安全運行的重要措施。第四頁，共一百三十八頁。電力變壓器預防性試驗項目

1．繞組絕緣電阻、吸收比或（和）極化指數(shù)的測量

2．繞組連通套管泄漏電流的測量

3．繞組連同套管介質(zhì)損耗角正切tgδ的測量

4.交流耐壓試驗的測量

5.繞組直流電阻的測量

6.鐵心對地絕緣電阻的測量

7.絕緣油試驗及油中溶解氣體色譜分析

8.檢查有接開關的動作情況

9.繞阻變形試驗第五頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線絕緣電阻試驗是電氣設備絕緣試驗中一種最簡單、最常用的驗方法。當電氣設備絕緣受潮，表面變臟，留有表面放電或擊穿痕跡時，其絕緣電阻會顯著下降。根據(jù)絕緣等級的不同，測試要求的區(qū)別，常采用的兆歐表輸出電壓有100V、250V、500V、1000V、2500V、5000V、10000V等。 測量繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)，它能有效檢查出變壓器絕緣整體受潮、部件表面受潮或臟污以及貫穿性的集中缺陷，如各種貫穿性短路、瓷件破裂、引線接殼、器身內(nèi)有銅線搭橋等現(xiàn)象引起的半貫通性或金屬性短路等。第六頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線 測量繞組絕緣電阻時，應依次測量各繞組對地及對其他繞組間的絕緣電阻值。測量時，被測繞組各引出端均應短接在一起，其余非被測繞組均應短路接地。測量時的接線圖如圖6-1，絕緣電阻和吸收比測量的順序和部位如表6-1所示。第七頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線ABCabcnabcnABC(a)高壓繞組對低壓繞組及外殼(b)低壓繞組對高壓繞組及外殼圖6-1用兆歐表測量變壓器絕緣電阻示意圖第八頁，共一百三十八頁。順序雙繞組變壓器三繞組變壓器被測繞組接地部位被測繞組接地部位1低壓繞組外殼及高壓繞組低壓繞組外殼、高壓繞組及中壓繞組2高壓繞組外殼及低壓繞組中壓繞組外殼、高壓繞組及低壓繞組3————高壓繞組外殼、中壓繞組及低壓繞組4高壓繞組及低壓繞組外殼高壓繞組中壓繞組外殼及低壓繞組5————高壓繞組、中壓繞組及低壓繞組外殼1．測量方法及接線如為自耦變壓器時，應按如下測量：①低壓繞組——高、中壓繞組及地；②高、中、低壓繞組——地；③高、中壓繞組——低壓繞組及地。表6-1變壓器絕緣電阻和吸收比測量的順序和部位第九頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線測量繞組絕緣電阻時，對額定電壓為10000V以上的繞組用2500V兆歐表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下者用1000V兆歐表。為避免繞組上殘余電荷導致較大的測量誤差，測量前或測量后均應將被測繞組與外殼短路充分放電，放電時間不小于2min。對于新投入或大修后的變壓器，應充滿合格油并靜止一段時間，待氣泡消除后方可試驗。一般66kV變壓器應靜止24h以上，3～10kV的變壓器需靜止5h以上。測量時，以變壓器頂層油溫作為測量時的溫度。第十頁，共一百三十八頁。2．試驗結果的分析與判斷絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化。對于不均勻的絕緣試品，如果絕緣狀況良好，則吸收現(xiàn)象明顯，如果絕緣受潮嚴重或內(nèi)部有集中性的導電通道，前后的阻值沒有多大變化。工程上用“吸收比”來反映這一特性，吸收比一般用K表示，其定義為：

K＝R60s/R15s式中R60s為t=60s測得絕緣電阻值，R15s為t=15s時測得的絕緣電阻值。對于電容量較大的絕緣試品，K可采用下式表示：

K＝R10min/R1min式中R10min為t=10min時測得的絕緣電阻值，R1min為t=1min時測得的絕緣電阻值，K在工程上稱為極化指數(shù)。第十一頁，共一百三十八頁。2．試驗結果的分析與判斷當絕緣狀況良好時，K值較大，其值遠大于1，當絕緣受潮時，K值將變小，一般認為如K<1.3時，就可判斷絕緣可能受潮。正常情況下吸收比(10～30℃范圍)不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.5。從上面的分析可知，對電容量較小的絕緣試品，可以只測量其絕緣電阻，對于電容量較大的絕緣試品，不僅要測量其絕緣電阻，還要測量其吸收比。第十二頁，共一百三十八頁。3.影響絕緣電阻測量的因素（1）.濕度影響：當空氣的相對濕度增大時，絕緣體受潮，從而使絕緣電阻降低。要求相對濕度小于80％。（2）.溫度影響：當溫度升高時．絕緣的電導增大而使絕緣電阻降低。為了進行比較必須對溫度進行修正。（3）.表面狀態(tài)的影響：表面的污染、受潮使絕緣體的表面電阻下降，從而使絕緣電阻也下降。（4）.試驗電壓大小的影響：隨著試驗電壓的增加，絕緣電阻會減少．對良好的干燥絕緣的影響較小。所以對于不同電壓等級的電氣設備應采用不同電壓的兆歐表。（5）.電氣設備上剩余電荷的影響：剩余電荷的存在使被測數(shù)值會出現(xiàn)虛假現(xiàn)象(增大或減小)，所以在測試前應對被試設備進行充分的放電。（6）.兆歐表容量的影響：兆歐表容量要求越大越好，推薦采用2mA及以上的兆歐表。（7）.接線和表計型式的影響：對同一設備應采用同一型式的表計和接線方式，否則也會出現(xiàn)誤判斷。第十三頁，共一百三十八頁。二、繞組連同套管的泄漏電流試驗 直流泄漏電流試驗原理與絕緣電阻試驗完全相同，但是，泄漏電流試驗所加的試驗電壓遠遠高于絕緣電阻試驗，并且是逐漸施加的、可以調(diào)節(jié)的，能發(fā)現(xiàn)某些絕緣電阻試驗所不能發(fā)現(xiàn)的絕緣缺陷。例如，能更靈敏地反應變壓器絕緣的部分穿透性缺陷、套管的缺陷、絕緣油劣化等。第十四頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線現(xiàn)場常采用下圖6-2所示的接線方式：圖6-2直流泄漏電流試驗接線第十五頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及要求（1）.當變壓器電壓等級為35kV及以上，且容量在10000kVA及以上時，應測量直流泄露電流。（2）.試驗電壓標準見表6-2。當施加電壓達到1min時，在高壓端讀取泄露電流。泄露電流與前一次測試結果相比應無明顯變化。如測得數(shù)值突升，則變壓器有嚴重的缺陷，應查明原因。繞組額定電壓kV36～1020～3566讀取1min時的泄漏電流值直流試驗電壓kV5102040表6-2試驗電壓標準第十六頁，共一百三十八頁。3.影響測量泄漏電流的因素（1）.高壓引線的影響；高壓引線及高壓輸出端均暴露在空氣中，其對地、對絕緣支撐物和鄰近設備等均有一定的雜散電流、泄漏電流流過。（2）.溫度的影響；與絕緣電阻測量相同，溫度對泄漏電流測量結果影響較大，溫度升高，絕緣電阻下降，泄漏電流增大，不同試品及不同材料、不同結構的試品其變化特性不同，經(jīng)驗證明，對于H級絕緣發(fā)電機的泄漏電流，溫度每升高10℃，泄漏電流增加O．6倍。因此，對不同溫度下測得的泄漏電流值進行比較時，應考慮溫度的影響。＜規(guī)程＞給出了部分設備不向溫度下的泄漏電流參考值。（3）.電源電壓的非正弦波形對測量結果的影響；電源電壓的非正弦波會造成輸出高壓的偏低或偏高，因而影響測量結果。（4）.加壓速度對泄漏電流測量結果的影響（5）.殘余電荷的影響；殘余電荷極性與直流輸出電壓同極性時，泄漏電流有偏小誤差；極性相反時，有偏大誤差。（6）.直流輸出電壓極性對泄漏電流測量結果的影響；直流輸出電壓一般為極為負極性，不采用正極性。第十七頁，共一百三十八頁。三、繞組介質(zhì)損耗角正切tgδ 測量變壓器繞組連同套管的介質(zhì)損耗角正切tgδ時，主要用于更進一步檢查變壓器是否受潮、絕緣老化、絕緣油劣化等嚴重的局部缺陷。第十八頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線用QS1西林電橋測量tgδ，考慮到實際情況，常采用反接法，接線如下圖6-3所示。圖6-3用QS1西林電橋測量tgδ原理圖第十九頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及要求（1）20℃時tgδ不大于下列數(shù)值：66kV0.8％；35kV及以下1.5％。（2）tgδ值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化（一般不大于30％）。（3）測量的tgδ值不應大于出廠試驗值的1.3倍。若大于，應取絕緣油樣測量tgδ值，如不合格，則更換標準油，換油后tgδ值還不能達標的，則將變壓器加溫至出廠試驗溫度并穩(wěn)定5小時以上，重新測量，還不達標則為不合格變壓器。（4）試驗電壓如下：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV及以下：Un（5）電容量值與出廠值或上一次試驗值的差別超出±10％時，應查明原因。（6）測量溫度應以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相近。（7）盡量在油溫低于50℃測量，不同溫度下的值一般可按下式換算：tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10式中tgδ1、tgδ2分別為t1、t2時的tgδ值。（溫度升高，介損增加）第二十頁，共一百三十八頁。3.影響tgδ測量的因素 （1）溫度的影響：應盡量選擇在相近溫度條件下進行絕緣tgδ試驗，為了比較試驗結果，對同一設備在不同溫度下的變化必須將結果歸算到同一溫度，一般歸算到20℃。 （2）濕度的影響。在不同的濕度下測得的值也是有差別的，應在空氣相對濕度小于80%下進行試驗。 （3）絕緣的清潔度和表面泄漏電流的影響。這可以用清潔和干燥表面來將損失減到最小，也可采用涂硅油等辦法來消除這種影響。 （4）電壓的影響： （5）頻率的影響： （6）局部缺陷的影響：第二十一頁，共一百三十八頁。四、交流耐壓試驗交流耐壓試驗是檢驗變壓器絕緣強度最直接、最有效的方法，對發(fā)現(xiàn)變壓器主絕緣的局部缺陷，如繞組絕緣受潮、開裂或者在運輸過程中引起的繞組松動，引線距離不夠，油中有雜質(zhì)、氣泡以及繞組絕緣上附著有臟物等缺陷十分有效。第二十二頁，共一百三十八頁。1.測量方法及接線交流耐壓試驗通常做法是對變壓器施加超過其一定倍數(shù)的工作電壓，并持續(xù)1min左右，以檢查其絕緣情況。試驗時被試繞組的引出線端頭應短接，非被試繞組引出線端頭應短路接地。被試變壓器的接線如不正確時，可能使變壓器的絕緣受到損害。常用的接線圖如圖6-4所示。圖6-4變壓器交流耐壓試驗接線第二十三頁，共一百三十八頁。1.測量方法及接線耐壓試驗目的檢驗設備的絕緣水平。耐壓是在比運行條件更加嚴格的試驗。是一種破壞性試驗。因此，在進行耐壓之前，必須先進行絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、泄漏電流、介損試驗、絕緣油等非破壞性試驗。耐壓試驗對于固體有機絕緣．會使原來的絕綠缺陷進一步發(fā)展、使絕緣強度進一步降低．雖然耐壓試驗不致于造成擊穿，但形成了絕緣內(nèi)部劣化的積累效應、創(chuàng)傷效應。第二十四頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及判斷額定電壓（kV）最高工作電壓（kV）1min工頻交流耐壓值（kV）出廠交接33.5181566.925211011.535281517.545382023.055473540.585726369.0140120表6-3油浸式電力變壓器試驗電壓標準（1）油浸變壓器(電抗器)試驗電壓值按表6-3執(zhí)行。（2）干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍。第二十五頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及判斷1）被試設備一般經(jīng)過交流耐壓試驗，在規(guī)定的持續(xù)時間內(nèi)不發(fā)生擊穿為合格，反之為不合格。被試設備是否擊穿，可按下述情況分析：①根據(jù)試驗時接入的表記進行分析。一般情況下，若電流表突然上升，則表明被試設備擊穿。但當被試設備的容抗與試驗變壓器的漏抗之比等于2時，雖然被試設備擊穿，電流表的指示也不會發(fā)生變化，因為此時回路電抗沒有變化；而當容抗與漏抗的比值小于2時，雖然被試設備被擊穿，電流表的指示反而下降，這是由于此時回路電抗增大所致。當采用串并聯(lián)補償法或被試設備容量較大、試驗變壓器容量不夠時，就有可能出現(xiàn)上述異常現(xiàn)象。當采用電壓互感器或電容分壓器等方法測高壓端部電壓，被試設備擊穿時，其表針指示會突然下降，低壓側(cè)的電壓表也能反映出來。第二十六頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及判斷②根據(jù)試驗控制回路的狀況進行分析。若過流繼電器整定值適當，則被試設備擊穿時，過電流繼電器要動作，電磁開關跟著就要跳開；若整定值過小，可能在升壓過程中，并非被試設備擊穿，而是由于被試品電流較大，造成電磁開關跳開；若整定值過大，即被試設備放電或發(fā)生小電流擊穿，也不會有反映。③根據(jù)被試設備狀況進行分析。在被試過程中，如被試設備發(fā)生擊穿聲響，發(fā)生斷續(xù)放電聲響、冒煙、焦臭、跳火以及燃燒等，一般都是不允許的，當查明這種情況確實來自被試設備絕緣部分（如在絕緣中發(fā)現(xiàn)貫穿性小孔、開裂等現(xiàn)象）時，則認為被試設備存在問題或早已被擊穿。除此之外，若在被試過程中，出現(xiàn)局部放電，則應按各種不同的被試設備，就其有關規(guī)定，進行處理或判斷。第二十七頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及判斷2）當被試設備為有機絕緣材料，經(jīng)試驗后，立刻進行觸摸，如出現(xiàn)普遍或局部發(fā)熱，都認為絕緣不良，需要處理（如烘烤），然后再進行試驗。3）對組合絕緣設備或有機絕緣材料，耐壓前后期絕緣電阻不應下降30％，否則就認為不合格。對于純瓷絕緣或表面以瓷絕緣為主的設備，易受當時氣候條件的影響，可酌情處理。第二十八頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的試驗標準及判斷4）在試驗過程中若空氣濕度、溫度、或表面臟污等的影響，僅引起表面滑閃放電或空氣放電，則不應認為不合格。在經(jīng)過清潔、干燥等處理后，在進行試驗；若并非由于外界因素影響，而是由于瓷件表面釉層絕緣損傷、老化等引起的（如加壓后表面出現(xiàn)局部紅火），則應認為不合格。5）精心綜合分析、判斷。應當指出，有的設備及時通過了耐壓試驗，也不一定說明設備毫無問題，特別是像變壓器那樣有繞組的設備，即使進行了耐壓試驗，也往往不能檢出匝間、層間等缺陷，所以必須匯同其他試驗項目所得的結果進行綜合判斷。除上述測量方法外，還可以進行色譜分析、微水分析、局部放電測量等。第二十九頁，共一百三十八頁。3.交流時壓試驗的注意事項（1）必須在被試設備的非破壞性試驗都合格后才能進行此項試驗，如果有缺陷（例如受潮），應排除缺陷后進行。（2）被試設備的絕緣表面應擦干凈，對多油設備應使油靜止一定的時間。（3）應控制升壓速度，在1/3試驗電壓以前可以快一些，其后應以每秒鐘3%的試驗電壓連續(xù)升到試驗電壓值。（4）實驗前后應比較絕緣電阻、吸收比，不應有明顯的變化。（5）應排除濕度、溫度、表面臟污等影響。第三十頁，共一百三十八頁。五、繞組直流電阻的測量變壓器繞組直流電阻的測量是變壓器預防性試驗中一個重要的試驗項目。直流電阻試驗，可以檢查出繞組內(nèi)部導線的焊接質(zhì)量，引線與繞組的焊接質(zhì)量，繞組所用導線的規(guī)格是否符合設計要求，分接開關，引線與套管等載流部分的接觸是否良好，檢查繞組或引出線有無斷、裂股，檢查并聯(lián)支路連接是否正確,是否存在由幾條并聯(lián)導線繞制的繞組發(fā)生一處或幾處斷線的情況，檢查層、匝間有無短路現(xiàn)象，三相電阻是否平衡等，直流電阻試驗的現(xiàn)場實測中，發(fā)現(xiàn)諸如變壓器接頭松動，分接開關接觸不良，檔位錯誤等許多缺陷，對保證變壓器安全運行起到了重要作用。第三十一頁，共一百三十八頁。1.測量方法（1）壓降法：這是一種測量直流電阻的最簡單方法，在被試電阻上通以直流電流，用合適量程的毫伏表或伏特表測量電阻上的壓降，然后根據(jù)歐姆定律計算出電阻，即為壓降法。壓降法雖然比較簡便，但準確度不高，靈敏度偏低。（2）電橋法：用電橋法測量時，常采用單臂電橋和雙臂電橋等專門測量直流電阻的儀器。用電橋法測量準確度高，靈敏度高，并可直接讀數(shù)。（3）使用變壓器直流電阻測試儀測量第三十二頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》標準要求（1）1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%；（2）1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2%；（3）與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%。（4）不同溫度下的電阻值按下式換算式中R1、R2分別為在溫度t1、t2時的電阻值；

T為計算用常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取225。（5）無勵磁調(diào)壓變壓器應在使用的分接鎖定后測量。第三十三頁，共一百三十八頁。3.注意事項（1）測量前將有載分接開關各檔來回轉(zhuǎn)換幾次,以保證分接開關接觸良好；（2）應盡量測量相間直流電阻；（3）直阻儀的電壓夾應與套管導電桿接觸良好以確保數(shù)值準確；（4）測量過程中或試驗回路未放完電前嚴禁斷引接線和試驗電源嚴禁斷電；（5）三相直流電阻相差超標時應檢查測量回路接線是否接觸良好,并檢查變壓器套管引出導電桿與接線頭及變壓器引線與將軍帽接觸情況；（6）準確記錄被測繞組的溫度；第三十四頁，共一百三十八頁。4.測量結果的判斷(1)按《規(guī)程》判斷；(2)三項電阻不平衡分析：三項電阻不平衡或?qū)崪y值與設計值（出廠試驗值）相差太多，一般有以下幾種原因：

1.變壓器套管中導電桿和內(nèi)部引線接觸不良。

2.分解開關接觸不良。

3.大容量變壓器的低壓低壓繞組采用雙螺旋式或四螺旋式，由于螺旋間導線互移，引起每相繞組間的電阻不平衡。

4.焊接不良，由于引線和繞組焊接質(zhì)量不良造成接觸處電阻偏大，或多股并繞組的一股或幾股沒有焊上，造成電阻偏大。

5.電阻相間差在出廠時就已超過規(guī)定。

6.錯誤的測量接線及試驗方法。第三十五頁，共一百三十八頁。六、鐵心對地絕緣電阻的測量變壓器在運行時，鐵芯和夾件等金屬構件處于電場中，若鐵芯不接地，便產(chǎn)生懸浮電位，使絕緣放電，所以，鐵芯和夾件必須一點接地，由于各種因素影響，如果鐵芯或夾件再產(chǎn)生一點及以上接地，則接地點間就會形成閉合回路，又鍵鏈部分磁通，感應電動勢，并形成環(huán)流，產(chǎn)生局部過熱，有時燒損鐵芯，為了防止燒壞鐵芯，必須保持鐵芯和夾件對地絕緣良好。所以，定期測量鐵芯和夾件絕緣電阻是十分必要的。第三十六頁，共一百三十八頁。1.絕緣電阻試驗方法如果鐵芯和夾件沒有外引接地線，則必須在大修時測量，如鐵芯和夾件有外引接地線者，則可以在變壓器停電小修時測量，測量用2500V絕緣電阻表（老變壓器可以用1000V絕緣電阻表）。（1）用鉗型電流表測量鐵芯外引接地線的電流值大小，也可以在接地開關處接入電流表或串接地故障器，當鐵芯絕緣狀況良好時，電流很小，一旦存在多點接地，鐵芯柱磁通周圍相當有短路線匝存在，匝內(nèi)流有環(huán)流。環(huán)流大小取決于故障點與正常接地點的相對位置，即短路線匝中包圍磁通多少和變壓器帶負荷多少有關。（2）上夾件接地也引到油箱外，則除測鐵芯引出線接地電流I2外，還要測上夾件引出接地線的電流值I1。第三十七頁，共一百三十八頁。2.鐵芯試驗結果判斷（1）停電所測電阻值判斷：所測絕緣電阻值與以前測試值比較，應無顯著差別。（2）運行所測鐵芯外引接地線中電流值：所測電流一般不大于0.1A，是正常的。（3）鐵芯和上夾件外引接地線所測電流I2和I1當I1=I2，且數(shù)值在數(shù)安以上時，夾件與鐵芯有連接點；I2》I1，I2數(shù)值在數(shù)安以上，鐵芯有多點接地；I1》I2，I1數(shù)值在數(shù)安以上，夾件碰箱殼。鉗型電流表測量時，應防干擾。先將鉗型表緊靠接地線讀第一次值，再鉗入接地線讀第二次值，兩次差值才是實際電流值。第三十八頁，共一百三十八頁。七、絕緣油試驗及油中溶解氣體色譜分析運行中的油浸變壓器，其絕緣油和有機絕緣材料在電和熱的作用下，會逐漸老化分解，產(chǎn)生各種氣體。當存在潛伏性過熱和放電性故障時，會加快這些氣體的產(chǎn)生速度。由于故障氣體的組成和含量與故障的類型和故障的嚴重程度油密切關系，所以定期分析溶解于變壓器中的氣體就能及早發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部存在的潛伏性故障，并隨時掌握故障的發(fā)展情況。第三十九頁，共一百三十八頁。1.《規(guī)程》規(guī)定（1）運行設備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數(shù))超過下列任何一項值時應引起注意：總烴含量大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6（2）烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于0.25ml/h(開放式)和0.5ml/h(密封式)，或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設備有異常。（3）取樣時間：新投變壓器—投運前、4天、10天、1個月；耐壓試驗前后運行中變壓器—220kV3個月

66kV6個月

35kV1年第四十頁，共一百三十八頁。1.《規(guī)程》規(guī)定（4）擊穿電壓：

35kV及以下電壓等級：≥35kV

66～220kV：≥40kV（5）介質(zhì)損耗因數(shù)tgδ（%）：

70℃時，注入電氣設備前≤0.5

運行中的油≤2說明：

1總烴包括：CH4（甲烷）、C2H6（乙烷）、C2H4（乙烯）和C2H2（乙炔）四種氣體。

2溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析。

3總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷。

4新投運的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)。第四十一頁，共一百三十八頁。2.油中溶解氣體分析結果的判斷表6-4試驗結果的判斷故障類型主要氣體組分（μL/L）油過熱CH4、C2H4油和紙過熱CH4、C2H4、CO、CO2油紙絕緣中局部放電H2、CH4、CO油中火花、電弧放電H2、C2H2油和紙中電弧H2、C2H2、CO、CO2第四十二頁，共一百三十八頁。八、檢查有接開關的動作情況1.測試項目變壓器預防性試驗應進行有載調(diào)壓切換裝置切換過程試驗，檢查切換開關切換觸頭的全部動作順序，測量過渡電阻值和切換時間。測得的過渡電阻值、三相同步偏差、切換時間的數(shù)值、正反相切換時間偏差均符合制造廠的技術要求。第四十三頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定的標準及要求（1）三相有載分接開關的不同期一般要求不大于2ms。（2）過渡電阻測試值與出廠數(shù)據(jù)相比不應有大的變化且各過渡電阻值之間最大誤差不得超過10%。。（3）在變壓器無電壓下，手動操作不少于2個循環(huán)，電動操作不少于5個循環(huán)。其中電動操作時電源電壓為額定電壓的85%及以上。操作無卡澀、連動程序，電氣和機械限位正常。（4）循環(huán)操作后進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量，試驗結果符合相關要求。（5）在變壓器帶電條件下進行有載調(diào)壓開關電動操作，動作應正常。操作中，各側(cè)電壓應在系統(tǒng)允許范圍內(nèi)。第四十四頁，共一百三十八頁。九、變壓器繞組變形試驗

變壓器出口附近短路，繞組內(nèi)部遭受巨大的、不均勻的軸向和徑向電動力沖擊，如果繞組內(nèi)部的機械結構有薄弱點，使繞組扭曲、鼓包或位移等變形，嚴重時還會發(fā)生損壞事故。由于大中型變壓器的動穩(wěn)定性計算方法還不夠完善，又不能用突發(fā)短路來試驗，所以對變壓器繞組進行變形測試是十分必要的。依據(jù)電力行業(yè)反事故措施要求以及近年來運行事故的實際情況，為考核變壓器抗短路能力，引入了現(xiàn)場繞組變形試驗。第四十五頁，共一百三十八頁。1.測量方法和試驗原理頻率響應法（FRA）利用精確的掃描測量技術，測量各繞組的頻率響應（幅頻和相頻），并將測量結果縱向和橫向比較，便可靈敏判斷變壓器變形。第四十六頁，共一百三十八頁。1.測量方法和試驗原理試驗原理：利用網(wǎng)絡分析技術來進行的。變壓器繞組的等值回路，其實就是電感、電容的分布參數(shù)。當頻率低于10kHz時，頻響特性主要由線圈的電感所決定。當頻率高于1MHz時，繞組的電感又被分布電容所旁路，對電感的變化不敏感，測試引線雜散電容也影響測試結果。當頻率在10kHz到1MHz時，繞組的分布電容和電感均發(fā)揮作用。因此頻響法的掃描頻率一般采用低、中頻段的數(shù)據(jù)為準，低頻段為10~100kHz，中頻段為100~600kHz。如果繞組發(fā)生匝間短路，則電感發(fā)生變化，如果繞組凸包，則鐵芯距離發(fā)生變化，則分布電容變化第四十七頁，共一百三十八頁。2.繞組變形的幾種形式（1）.繞組整體變形（2）.餅間局部變形（3）.匝間短路（4）.引線位移變形（5）.繞組輻向變形（6）.繞組軸向扭曲變形第四十八頁，共一百三十八頁。3.變壓器繞組變形的判斷（1）為了準確判斷變壓器變形，首先在變壓器出廠、安裝時測量繞組變形的原始數(shù)據(jù)，留下圖譜便于以后比較。（2）當繞組短路事故后，除測量變形外應進行一些常規(guī)試驗和特殊試驗，還要結合短路電流大小和短路時間長短，進行綜合分析，判斷變壓器繞組變形情況。（3）頻響法判斷變壓器變形時，除根據(jù)三相繞組的頻響特征是否一致外，還應根據(jù)繪出的三相波形間的相關系數(shù)R值，R值大于1.0，則說明變形不明顯，R值小于1.0，則應引起注意。第四十九頁，共一百三十八頁。第二節(jié)互感器試驗一、測量繞組的絕緣電阻測量電壓互感器繞組的絕緣電阻的主要目的是檢查其絕緣是否有整體受潮或老化的缺陷。測量時，一次繞組用2500V絕緣電阻表，二次繞組用1000V或2500V絕緣電阻表，非被試繞組應接地。試驗結果可與歷次試驗數(shù)據(jù)比較，進行綜合分析判斷。一般情況下，一次繞組的絕緣電阻不應低于出廠值或歷次測量值的60%；二次繞組一般不低于10ΜΩ。測量絕緣電阻時，還應考慮并排除空氣濕度、互感器表面臟污、溫度等對絕緣電阻的影響，必要時可在套管下部外表面用裸銅線圍繞幾圈引至絕緣電阻表的“G”端子，以消除表面泄漏的影響。第五十頁，共一百三十八頁。二、電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)tanδ測量1.對35kV及以上電壓互感器，測量一次繞組的介質(zhì)損耗因數(shù)tanδ值，能靈敏地發(fā)現(xiàn)絕緣受潮、劣化及套管絕緣損壞等缺陷。2.測量串級式電壓互感器tanδ和電容的方法主要有：常規(guī)試驗法、自激法、末端屏蔽法、末端加壓法。第五十一頁，共一百三十八頁。二、電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)tanδ測量3.主絕緣tgδ(%)不應大于表6-5中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：表6-5主絕緣tgδ(%)的數(shù)值4.電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超出±5%范圍時應查明原因。5.當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%。電壓等級kV20～3566～110220330～500運行中油紙電容型充油型膠紙電容型—3.53.01.02.52.50.8——0.7——第五十二頁，共一百三十八頁。三、電壓互感器的交流耐壓試驗電磁式電壓互感器的交流交流耐壓試驗有兩種加壓方式。一種方式為外施工頻試驗電壓。該加壓方式適用于額定電壓為35kv及以下的全絕緣電壓互感器的交流耐壓試驗。試驗接線及方法與變壓器的交流耐壓試驗相同。35kV以上的電壓互感器多為分級絕緣，其一次繞組末端絕緣水平很低，一般為5kV左右，因此一次繞組末端不能與首端承受同一試驗電壓，而應采用感應耐壓的加壓方式，即把電壓互感器一次繞組末端接地，從某一個二次繞組加壓，在一次繞組感應出所需要的試驗電壓，這種加壓方式一方面使絕緣中的電壓分布與實際運行時一致；另一方面，一次繞組首尾兩端的電壓比額定電壓高，繞組電位也比正常運行時高的多，因此交流耐壓試驗可同時考核電壓互感器的一次繞組的縱絕緣，從而檢驗出由于電壓互感器中電磁線圈質(zhì)量不良如露銅、漆膜脫落和繞線時打結等原因造成的縱絕緣方面的缺陷。

第五十三頁，共一百三十八頁。三、電壓互感器的交流耐壓試驗為了避免工頻試驗電壓過高引起鐵芯飽和損壞電壓互感器，必須提高工頻試驗電壓的頻率。制造廠多采用倍頻發(fā)動機作為試驗電源，而現(xiàn)場試驗常采用電子式變頻電源或三倍頻發(fā)生器。表6-6互感器交流耐壓試驗的試驗電壓額定電壓(kV)36103566試驗電壓(kV五十四頁，共一百三十八頁。四、測量互感器繞組的直流電阻電壓互感器一次繞組線徑較細，易發(fā)生斷線、短路或匝間擊穿等故障，二次繞組因?qū)Ь€較粗很少發(fā)生這種情況，因而交接、大修時應測量電壓互感器一次繞組的直流電阻。各種類型的電壓互感器的一次繞組的直流電阻均在幾百歐至幾千歐之間，一般使用單臂電橋進行測量，測量結果應與制造廠或以前測得的數(shù)值無明顯差異。第五十五頁，共一百三十八頁。五、油中溶解氣體分析油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴100×10-6H2150×10-6C2H2×10-6第五十六頁，共一百三十八頁。六、局部放電試驗1.固體絕緣相對地電壓互感器在電壓為時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC。固體絕緣相對相電壓互感器，在電壓為1.1Um時，放電量不大于100Pc。2．66kV及以上油浸式電壓互感器在電壓為時，放電量不大于20pC。第五十七頁，共一百三十八頁。第三節(jié)斷路器試驗本節(jié)以少油斷路器為例，介紹其試驗項目、試驗過程及檢驗方法，其他型號的斷路器試驗方法類似。第五十八頁，共一百三十八頁。一、油斷路器試驗項目1．測量絕緣電阻2．測量35kV及以上非純瓷套管斷路器的tgδ值3．測量35kV及以上少油斷路器的泄露電流4．交流耐壓試驗5．測量分合閘電磁鐵的最低動作電壓6．導電回路電阻第五十九頁，共一百三十八頁。二、測量絕緣電阻絕緣電阻可以發(fā)現(xiàn)各種沿面貫穿性試驗，如引線套管和拉桿受潮及裂紋等。是斷路器試驗最基本的試驗。其接線方式參考圖1-1用兆歐表測量變壓器絕緣電阻示意圖，測量時使用2500V兆歐表，并記錄合閘時導電部分對地和分閘時斷口之間的絕緣電阻，若其拉桿為有機物，則絕緣電阻應符合表6-7要求：表6-7拉桿絕緣電阻值額定電壓（kV）﹤2424～40．566～252運行中（MΩ）﹥600﹥1500﹥3000第六十頁，共一百三十八頁。三、tgδ值的測量一般只對35kV及以上非純瓷套管斷路器和多油斷路器測量介質(zhì)損耗角正切值。接線采用QS1西林電橋的正接線法。測量時，將被測斷路器從外電路斷開，在分閘狀態(tài)下分支測量，對tgδ值的分析主要參考規(guī)程中的規(guī)定進行。必須注意：歷年及同型號斷路器的測量值不應有較大差異。第六十一頁，共一百三十八頁。四、測量泄露電流1．測量方法及接線測量泄露電流是35kV及以上少油斷路器的試驗重要項目之一，它能發(fā)現(xiàn)斷路器的外殼污穢、拉桿及滅弧室受潮等缺陷。試驗接線如圖6-5所示。圖6-5測量少油斷路器泄露電流接線圖第六十二頁，共一百三十八頁。1．測量方法及接線根據(jù)規(guī)程及斷路器的額定電壓確定試驗電壓，一般情況下，額定電壓為35kV及以下取試驗電壓為20kV，當額定電壓為35kV以上取試驗電壓為40kV。電壓表采用1.5級，微安表為0.5級。根據(jù)試驗電壓和估計的泄露電流選取合適電容和電阻，高壓引線要用屏蔽線，必要時還要將絕緣子表面進行屏蔽。試驗時應對3相分別進行測量，并將其引線短路接地，從零開始逐漸加壓，試驗電壓按0.5Un分級升高，并停留1min，記錄此時的微安表讀數(shù)，并記下環(huán)境溫度。第六十三頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》標準對于35kV及以上的斷路器，其泄露電流不大于10uA，而當額定電壓為220kV以上時，泄露電流不大于5uA。如果在升壓過程中微安表讀數(shù)急劇變化，應查明其原因。第六十四頁，共一百三十八頁。五、交流耐壓交流耐壓試驗是鑒定斷路器最有效最直接的方法，本試驗屬破壞性試驗，所以應在其他試驗完成后進行。35kV油斷路器在新安裝或大修后應進行交流耐壓試驗，有時在預防性試驗中也要進行。交流耐壓試驗應在其合閘狀態(tài)導電部分對地之間和分閘狀態(tài)下斷口之間進行。對于新加油的斷路器應將絕緣油靜止至少3個小時后，待油中氣泡全部溢出，方可加壓試驗。以免氣泡引起擊穿放電。耐壓時間為1min，耐壓值為出廠試驗值的80%。試驗時應無擊穿無閃絡現(xiàn)象，試驗時應在周圍設圍欄并有專人看護，如果發(fā)現(xiàn)電壓表指針擺動很大或電流表讀數(shù)急劇增加，或者絕緣燒焦氣味、冒煙等情況時，應立即停止加壓并斷開電源對被試品進行接地放電后再對其檢查。第六十五頁，共一百三十八頁。六、測量分合閘電磁鐵的最低動作電壓１．方法用直流電壓源可以測量斷路器的動作電壓，要求直流電壓輸出電壓為0—250V，電流大于或等于5A，紋波系數(shù)小于3%。將直流電壓源輸出經(jīng)刀閘開關分別接入斷路器二次側(cè)合閘或分閘回路，先加較小電壓，此時斷路器不動作，然后漸漸提高此電壓值，待斷路器正確動作時，停止加壓并記錄此時所加電壓。則為其最低動作電壓。第六十六頁，共一百三十八頁。２．判斷依據(jù)（1）合閘電磁鐵的最低動作電壓應小于其額定電壓的80%，在其額定電壓的80%-110%范圍內(nèi)應可靠動作。（2）分閘電磁鐵的最低動作電壓應在其額定電壓的30%-65%范圍內(nèi)，在其額定電壓的65%-120%范圍內(nèi)應可靠動作。當降到其額定電壓的30%時或更低時不應引起脫扣。第六十七頁，共一百三十八頁。七、導電回路電阻測試1.測量導電回路電阻由于導電回路接觸好壞是保證斷路器安全運行的一個重要條件，導電回路電阻的大小，直接影響通過正常工作電流時是否產(chǎn)生不能允許的發(fā)熱及通過短路電流時開關的開斷性能，它是反映安裝檢修質(zhì)量的重要標志。所以在預防性試驗中需要測量其導電回路的接觸電阻。測量時可采用電壓降法。其原理是，當在被測回路中通一直流電流時（一般不小于100安培），則在回路接觸電阻上將產(chǎn)生電壓降，測量出通過回路的電流及被測回路上的電壓降，即可根據(jù)歐姆定律計算出接觸的接觸電阻值。《規(guī)程》規(guī)定測量值不大于制造廠規(guī)定值的120%。第六十八頁，共一百三十八頁。第四節(jié)電容器試驗一、電容器的試驗項目及方法１．測量絕緣電阻測量電容器的絕緣電阻必須在做交流耐壓試驗之前進行，常用2500V兆歐表測量電容器的絕緣電阻。通過測量絕緣電阻可以檢查電容器是否整體受潮，套管是否損壞。對并聯(lián)電容器，測量兩極對外殼的絕緣電阻(測量時兩極應短接)，這主要是檢查器身套管等的對地絕緣；對耦合電容器，測量兩極間的絕緣電阻。試驗選用2500V兆歐表，并按下圖6-6所示接線。一般要求并聯(lián)電容器的絕緣電阻不低2000MΩ，耦合電容器的絕緣電阻不低于5000MΩ。第六十九頁，共一百三十八頁。１．測量絕緣電阻注意：在測量前后均應對電容器充分放電；測量過程中，應先斷開兆歐表與電容器的連接再停止搖動兆歐表的手柄，以免電容器反充放電損壞兆歐表。圖6-6兆歐表測量電容器絕緣電阻接線圖絕緣良好的電容器，常溫下絕緣電阻應不小于2000MΩ。若與同型號的電容器或以前的測量結果相比較，絕緣電阻明顯下降，則說明有絕緣缺陷，當其小于1000MΩ時，大多是由于套管受潮引起的。第七十頁，共一百三十八頁。二、測量極間電容量１．電流電壓表法接線如圖6-7所示，測量電壓取(0.05～0.5)Un，額定電壓Un較低的電容器應取較大的系數(shù)。測量時電源應為穩(wěn)定的正弦波。所用電流、電壓表均不低于0.5級。圖6-7用電流、電壓表法測電容量的接線加上試驗電源，待電壓、電流表指針穩(wěn)定以后，同時讀取電流和電壓。當被試品的容抗較大時，電流表的內(nèi)阻可以忽略不計，其被測電容表達式為：Cx=（I×106）／（ωU）第七十一頁，共一百三十八頁。２．雙電壓表法雙電壓表法的試驗接線，如圖6-8所示。圖6-8雙電壓表法的試驗接線

(a)接線圖(b)相量圖第七十二頁，共一百三十八頁。２．雙電壓表法式中rv——電壓表PVI的內(nèi)阻(Ω)；

U1、U2——電壓表PV1、PV2的讀數(shù)(V)；

Cx——被測電容器的電容量(μF)。第七十三頁，共一百三十八頁。三、用電橋法測量電容量耦合電容器電容量的測量可在測量tgδ時一并進行，《規(guī)程》規(guī)定運行中耦合電容器的tgδ不大于0．5％(油紙絕緣)及02％(膜紙復合絕緣)。測得的電容值與額定值比較，其偏差應不超出-5％及+10％。第七十四頁，共一百三十八頁。四、并聯(lián)電容器的交流耐壓試驗兩極對外殼的交流耐壓試驗可以發(fā)現(xiàn)下列缺陷：1．電容器瓷套管損傷2．內(nèi)瓷套不清潔3．主絕緣裂化4．內(nèi)部潮氣和油面下降等。并聯(lián)電容器的極間一般不作交流耐壓試驗，只有出廠型式試驗或返修后才進行。如果需要作極間交流耐壓，而試驗設備容量又不夠時，可采用補償?shù)霓k法來解決。當進行交流耐壓有困難時，可用直流耐壓代替，試驗時，應將所有電極引出線短接起來，外殼接地，在電極和外殼間加試驗電壓，試驗電壓標準參照下表進行。其試驗標準如下：極間交流耐壓2.15Un，持續(xù)時間l0s；極間直流耐壓4.3Un，持續(xù)時間10s。其中Un為電容器額定電壓的有效值。第七十五頁，共一百三十八頁。四、并聯(lián)電容器的交流耐壓試驗并聯(lián)電容器兩極對外殼的交流耐壓試驗，與其他設備的交流耐壓相同，試驗標準如表6-8所示。

表6-8兩極對外殼的交流耐壓試驗標準額定電壓（kV）〈113610152035出廠試驗電壓（kV）35182535455585交接試驗電壓（kV）2.23.8141926344163當試驗電壓與表6-8不同時，交接時的耐壓值可取出廠試驗電壓的75％。第七十六頁，共一百三十八頁。二、直流耐壓試驗和泄露電流試驗圖6-9電纜直流泄露電流及直流耐壓試驗接線圖第七十七頁，共一百三十八頁。二、直流耐壓試驗和泄露電流試驗根據(jù)電力行業(yè)DL—T596-1996試驗規(guī)程中各種電纜的直流耐壓試驗電壓，分別選用不同的試驗電壓進行試驗，表6-9為橡塑絕緣電力電纜的試驗電壓參考值。表6-9橡塑絕緣電力電纜的直流耐壓試驗電壓電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓1.8/31121/35633.6/61826/35786/62548/661446/102564/1101928.7/1037127/220305第七十八頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定及要求因一般電纜的缺陷須持續(xù)5min才能暴露出來，所以，試驗時應分別均勻升壓至0.25、0.5、0.75和1.0倍試驗電壓并停留1min，讀取泄露電流值，在1.0倍試驗電壓并停留5min，仍然讀取泄露電流值并作好記錄，并要求三相不平衡系數(shù)不要大于2。每次試驗結束后，應降壓并切斷電源，并經(jīng)100kΩ-200kΩ的限流電阻對地放電書次無火花后，再直接對地放電。注意：電力電纜必須在直流耐壓試驗合格后才能投入運行，泄露電流試驗只能作為絕緣情況的參考,絕不能作為是否投入運行的判斷標準。若試驗過程中泄露電流急劇增大或隨時間的延長不斷增加，都說明絕緣有缺陷。若試驗電壓固定，但微安表指針呈周期性的擺動，則說明電纜絕緣中存在孔隙型缺陷。若相間泄露電流之比超過2則說明某相纜芯存在局部缺陷。第七十九頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定及要求近年來，橡塑絕緣特別是交聯(lián)聚乙烯電纜，因其具有優(yōu)異的性能，得到了迅速的發(fā)展。目前在中低壓電壓等級中已基本取代了油浸紙絕緣電纜，超高壓交聯(lián)聚乙烯絕緣電纜已發(fā)展至500kV等級，66kV及220kV交聯(lián)聚乙烯電纜正逐漸取代充油電纜。由于交聯(lián)聚乙烯電纜材質(zhì)、結構的特點，所以盡管在正式頒布的標準中要求在交接試驗中做直流耐壓，但實際上有不少人認為對交聯(lián)聚乙烯電纜不宜采用直流電壓試驗，其基本觀點是：

(1)直流電壓試驗過程中在交聯(lián)聚乙烯絕緣電纜及附件中會形成空間電荷，對絕緣有積累效應，加速絕緣老化，縮短使用壽命。第八十頁，共一百三十八頁。2.《規(guī)程》規(guī)定及要求(2)直流電壓下絕緣電場分布與實際運行電壓下不同，前者按電阻率分布而后者按介電常數(shù)分布，因此，直流試驗合格的交聯(lián)聚乙烯電纜，投入運行后，在正常工作電壓作用下也會發(fā)生絕緣事故。國內(nèi)外一些運行經(jīng)驗也表明，采用直流電壓試驗不能有效地檢出交聯(lián)聚乙烯電纜及附件的缺陷。因此，有人建議除了對交聯(lián)聚乙烯電纜金屬外護套采用10kV、1min。直流試驗外，對電纜主絕緣可采用交流電壓試驗，如用串聯(lián)諧振法或0.1Hz超低頻來進行試驗。第八十一頁，共一百三十八頁。三、交叉互聯(lián)系統(tǒng)1.如在交叉互聯(lián)大段內(nèi)發(fā)生故障，則也應對該大段進行試驗。如交叉互聯(lián)系統(tǒng)內(nèi)直接接地的接頭發(fā)生故障時，則與該接頭連接的相鄰兩個大段都應進行試驗。2.電纜外護套、絕緣接頭外護套的直流耐壓試驗：試驗時必須將護層過電壓保護器斷開。在互聯(lián)箱中將另一側(cè)的三段電纜金屬套都接地，使絕緣接頭的絕緣夾板也能結合在一起試驗，然后在每段電纜金屬屏蔽或金屬套與地之間施加直流電壓5kV，加壓時間1min，不應擊穿。第八十二頁，共一百三十八頁。第六節(jié)高壓套管的試驗套管是電力系統(tǒng)廣泛使用的一種電氣設備，用于變壓器、斷路器等設備引出線對金屬外殼的絕緣，也用于母線穿過墻壁時的絕緣。按套管的絕緣結構可分為純瓷套管、充油套管和電容型套管。純瓷套管主要用于10kV及以下系統(tǒng)；充油套管適用于35kV及以下系統(tǒng)；電容型套管的導電桿與地之間采用電場分布較均勻的串聯(lián)圓柱形電容器。電容器極間的絕緣是由很薄的油紙或膠紙作成，所以電容式套管又分為油紙電容式和膠紙電容式，其結構為全密封，比同一電壓等級的充油套管的體積小，重量輕。油紙電容式套管多用于66kV及以上的電氣設備中，膠紙電容式套管多用于35kV多油斷路器上。套管的試驗項目，一般包括測量絕緣電阻、測量介質(zhì)損失角正切值tgδ和交流耐壓試驗。第八十三頁，共一百三十八頁。一、測量絕緣電阻測量絕緣電阻可以發(fā)現(xiàn)套管瓷套裂紋、本體嚴重受潮以及測量小套管（末屏）絕緣劣化、接地等缺陷。對于已安裝到變壓器本體上的套管，搖測其高壓導電桿對地的絕緣電阻時應連同變壓器本體一起進行，而搖測抽壓小套管和測量小套管（末屏）對地絕緣電阻可分別單獨進行。由于套管受潮一般總是從最外層電容層開始，因此測量小套管對地絕緣電阻具有重要意義。《規(guī)程》規(guī)定了搖測測量小套管（末屏）對地絕緣電阻應使用2500V搖表，其阻值一般不應低于1000MΩ。《規(guī)程》還規(guī)定套管主絕緣的絕緣電阻不應低于10000MΩ第八十四頁，共一百三十八頁。二、測量介質(zhì)損失角正切值tgδ套管tgδ和電容量的測量是判斷套管絕緣狀況的一項重要手段。由于套管體積較小，電容量較?。◣装倨しǎ?，因此測量其tgδ可以較靈敏地反映套管劣化受潮及某些局部缺陷。測量其電容量也可以發(fā)現(xiàn)套管電容芯層局部擊穿、嚴重漏油、測量小套管斷線及接觸不良等缺陷。第八十五頁，共一百三十八頁。二、測量介質(zhì)損失角正切值tgδ1．具有抽壓和接地端子引出的高壓套管，其tgδ的測量，可分別測量它們相互之間的tgδ。（1）測量導電桿對接地端子的tgδ的試驗時，非測量的抽壓端子懸空。（2）測量導電桿對抽壓端子的tgδ的試驗時，非測量的接地端子懸空。（3）測量抽壓端子對接地端子的tgδ的試驗時，導電桿懸空。這時的測量電壓不應超過該端子的正常工作電壓，一般為2-3千伏。以上三種測量，電橋均采用正接線。第八十六頁，共一百三十八頁。2、《規(guī)程》規(guī)定及要求（1）20℃時的tgδ(%)值應不大于表6-10中數(shù)值：表6-10套管20℃時的tgδ(%)值電壓等級kV20～3566～110220～500運行中充油型3.51.5—油紙電容型1.01.00.8充膠型3.52.0—膠紙電容型3.01.51.0膠紙型3.52.0—第八十七頁，共一百三十八頁。2、《規(guī)程》規(guī)定及要求（2）當電容型套管末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%。（3）電容型套管的電容值與出廠值或上一次試驗值的差別超出±5%時，應查明原因。第八十八頁，共一百三十八頁。第七節(jié)避雷器的試驗一、概述避雷器預防性試驗的目的和意義

1.避雷器在制造過程中可能存在缺陷而未被檢查出來，如在空氣潮濕的時候或季節(jié)裝配出廠，則會預先帶進潮氣；

2.在運輸過程中受損，內(nèi)部瓷碗破裂、并聯(lián)電阻震斷、外部瓷套碰傷；

3.在運輸中受潮、瓷套端部不平、滾壓不嚴、密封橡膠墊圈老化變硬、瓷套裂紋等原因；

4.并聯(lián)電阻和閥片在運行中老化；

5.其他劣化。第八十九頁，共一百三十八頁。第七節(jié)避雷器的試驗

這些劣化都可以通過預防性試驗來發(fā)現(xiàn)，從而防止避雷器在運行中的誤動作和爆炸等事故。因避雷器的型號多樣，本節(jié)以FS型避雷器和無間隙金屬氧化物避雷器（MOA）為例介紹其試驗方法，至于其他型號的避雷器與該兩類避雷器的試驗方法類似。第九十頁，共一百三十八頁。二、閥式避雷器的預防性試驗1.絕緣電阻試驗測量前應檢查瓷套有無外傷。測量時應用2500兆歐表，把試驗連線與避雷器可靠連接。搖表放水平位置，搖的速度不要太快或太慢，一般120r／s。當天氣潮濕時，瓷套表面對泄漏電流的影響較大，應用干凈的布把瓷套表面擦凈，并用金屬絲在下端瓷套的第一裙下部繞一圈再接到搖表的屏蔽接線柱，以消除其影響(其測量值應大于2500MΩ)。當FS避雷器受潮后，如云母墊片吸潮、水氣附著在瓷套的內(nèi)壁，則避雷器絕緣電阻降低，所以測量絕緣電阻是判斷避雷器是否受潮的有效方法。第九十一頁，共一百三十八頁。2.工頻放電電壓試驗工頻放電電壓試驗接線圖如圖6-9所示，F(xiàn)S型避雷器在擊前泄電流很小，當保護電阻Rl數(shù)值不大時，變壓器高壓側(cè)的電壓為作用在避雷器的電壓。因此可根據(jù)變壓器的變化，以低壓側(cè)電壓表的讀數(shù)決定避雷器的放電電壓。但應事先校準試驗變壓器變比，低壓側(cè)應使用較高精度的電壓表。圖6-10工頻放電電壓實驗接線圖TR—調(diào)壓器TT—實驗變壓器PV—低壓電壓表R1—保護電阻器F1—保護放電間隙FX—被試品第九十二頁，共一百三十八頁。3、對FS型避雷器工頻放電電壓的要求對FS型避雷器工頻放電電壓的要求見表6-11。如工頻放電電壓的測量值高于上限值，則沖擊放電電壓升高(沖擊系數(shù)一定)．而如工頻放電電壓測量值低于下限值，則滅弧電壓降低，避雷器可能在內(nèi)部過電壓下動作。表6-11FS型避雷器放電電壓要求額定電壓kV3610放電電壓kV運行中8～1215～2123～33第九十三頁，共一百三十八頁。三、帶并聯(lián)電阻的閥式避雷器的預防性試驗帶并聯(lián)電阻的閥式避雷器包括FZ型，F(xiàn)CZ型和FCD型磁吹避雷器。

1.絕緣電阻試驗測量方法和普通閥式避雷器相同，但通過測量絕緣電阻還可以檢查并聯(lián)電阻接觸是否良好，有無斷裂。但由于各生產(chǎn)廠以及不同時期的產(chǎn)品，并聯(lián)電阻的阻值及并聯(lián)電阻的伏安特性不同，故對測量結果不作統(tǒng)一規(guī)定，主要是與以前的測量結果或同類產(chǎn)品相比較不應有顯著變化。底座絕緣電阻一般要求不小于5兆歐。第九十四頁，共一百三十八頁。2．電導電流試驗試驗的主要目的是檢查避雷器是否受潮、并聯(lián)電阻有無斷裂、老化以及同一相內(nèi)各組合元件的非線性系數(shù)的差值是否符合要求。采用直流電壓發(fā)生器時，避雷器電導電流試驗接線圖如圖6—11所示。圖6-11避雷器電導電流實驗接線圖PA1、PA3—微安表PA4—串高電阻測量電壓用的微安表R1—保護電阻R2—測量用高值電阻C—濾波電容V—高壓二極管PV1—低壓電壓表PV2—靜電電壓表TR—調(diào)壓器TT—試驗變壓器F—保護間隙FX—被試品第九十五頁，共一百三十八頁。2．電導電流試驗非線性系數(shù)測量35～66kV的普通閥式避雷器都是由數(shù)個標準元件組成的，須測量校核其每個元件的非線性系數(shù)a是否相近式中U2，I2——額定試驗電壓及對應的電導電流；第九十六頁，共一百三十八頁。2．電導電流試驗判斷標準為：（1）電導電流值應符合制造廠的標準，并與歷次試驗數(shù)據(jù)對比，不應有明顯的變化；（2）同一相內(nèi)各串聯(lián)組合元件的電導電流的最大相差值<30％，而非線性系數(shù)a的差值不應大于005，F(xiàn)Z型的a值一般為0．25～0.45。第九十七頁，共一百三十八頁。四、MOA的預防性試驗由于MOA是一種新型的避雷器，所以前幾年其試驗方法和試驗設備都不很完善，但隨著MOA在電力系統(tǒng)中的推廣和應用，對MOA的研究也越來越深入，運行經(jīng)驗也在逐漸積累，隨之也發(fā)現(xiàn)了一些重要的問題。例如：①MOA閥片性能不佳，參數(shù)設計不合理；②內(nèi)部絕緣部件爬電距離不夠和材質(zhì)不良，內(nèi)部結構不合理；③在裝配中受潮或密封不良造成運行中受潮；④額定電壓選擇不合理等。第九十八頁，共一百三十八頁。四、MOA的預防性試驗隨著運行時間的增加，MOA閥片在長期運行電壓下的老化問題也變得突出。所以加強投運前的交接驗收試驗和運行中的監(jiān)測，及時總結運行經(jīng)驗是一項重要的工作。目前國內(nèi)預試規(guī)程對MOA的試驗有三項規(guī)定：(1).絕緣電阻試驗；(2).直流1mA下電壓及75％該電壓下泄漏電流的測量；(3).運行電壓下交流泄漏電流及阻性分量的測量。第九十九頁，共一百三十八頁。1．絕緣電阻試驗1．絕緣電阻試驗測量氧化鋅避雷器絕緣電阻的目的是為了了解其內(nèi)部是否受潮。氧化鋅避雷器絕緣電阻試驗與其他避雷器的絕緣電阻試驗相同。電壓等級在35kV及以下用2500V兆歐表，35kV以上用5000V兆歐表。規(guī)程標準:（1）35kV以上，不低于2500MΩ.

（2）35kV及以下，不低于1000MΩ.

（3）底座絕緣電阻一般要求不小于5兆歐。第一百頁，共一百三十八頁。2.直流1mA下電壓及75％該電壓下泄漏電流測量（1）.測量方法及接線該項試驗有利于檢查MOA直流參考電壓及MOA在正常運行中的荷電率，對確定閥片片數(shù)，判斷額定電壓選擇是否合理及老化狀態(tài)都有十分重要的作用。其試驗原理接線圖如圖6-11所示。試驗步驟：先以指針式微安表監(jiān)測泄漏電流值，升至1mA。停止升壓確定此時電壓值，再降壓至該電壓的75％時，測量其泄漏電流，因該電流值較小，應用數(shù)字式萬用表來檢測。第一百零一頁，共一百三十八頁。2.直流1mA下電壓及75％該電壓下泄漏電流測量（2）.試驗中應注意的問題：①試驗必須與地絕緣，外表面應加屏蔽，屏蔽線要封口；②直流電壓發(fā)生器應單獨接地；③試品底部與匝絕緣應保持干燥；④現(xiàn)場測量應注意場地屏蔽。第一百零二頁，共一百三十八頁。2.直流1mA下電壓及75％該電壓下泄漏電流測量（3）.《規(guī)程》規(guī)定的標準①U1mA實測值與初始值或制造廠規(guī)定值比較，變化不應大于±5%②通常在70％U1mA下的電流值偏大或電壓加不上去，則有可能嚴重受潮；電流>50uA，則有可能有受潮情況。③投運后，隨著運行時間增加，電流有一定增大。但電流不能超過50μA。第一百零三頁，共一百三十八頁。3.運行電壓下的交流泄漏電流良好的金屬氧化物避雷器雖然在運行中長期承受工頻運行電壓，但因流過的持續(xù)電流通常遠小于工頻參考電流，引起的熱效應極微小，不致引起避雷器性能的改變。而在避雷器內(nèi)部出現(xiàn)異常時，主要是閥片嚴重劣化和內(nèi)壁受潮等阻性分量將明顯增大，并可能導致熱穩(wěn)定破壞，造成避雷器損壞。但這個持續(xù)電流阻性分量的增大一般是經(jīng)過一個過程的，因此運行中定期監(jiān)測金屬氧化物避雷器的持續(xù)電流的阻性分量，是保證安全運行的有效措施。第一百零四頁，共一百三十八頁。3.運行電壓下的交流泄漏電流持續(xù)運行電壓下的總電流包括：持續(xù)運行的電壓下的阻性電流和持續(xù)運行電壓下的容性電流。試驗周期：1)新投運的110kV及以上者投運3個月后測量1次；以后每半年1次；2）運行1年后，每年雷雨季節(jié)前1次?！兑?guī)程》要求：測量運行電壓下的全電流、阻性電流或功率損耗，測量值與初始值比較，有明顯變化時應加強監(jiān)測，當阻性電流增加1倍時，應停電檢查。第一百零五頁，共一百三十八頁。第八節(jié)GIS及SF6氣體的試驗GIS是GasInsulatedmetal-enclosedSwitchgear的縮寫，意思是氣體絕緣金屬封閉開關。把各種控制、開關、保護電器，全部封裝在接地的金屬殼體內(nèi)，殼內(nèi)充以一定壓力的SF6氣體作為相間及對地的絕緣。國內(nèi)稱之為封閉式組合電器。包括：斷路器、隔離開關、接地開關、互感器（PT及CT）、避雷器和連接母線。第一百零六頁，共一百三十八頁。第八節(jié)GIS及SF6氣體的試驗與常規(guī)的敞開式高壓電器設備相比，GIS有以下優(yōu)缺點：1.占地面積及體積小，如126kV等級，GIS的占地面積為敞開式的7.6%，體積為敞開式的6.1%，而252kV等級，GIS的占地面積為敞開式的4.0%，體積為敞開式的2.1%；2.維護周期長，或者不需要檢修；3.受環(huán)境影響小。可用于濕熱、污穢、高寒地區(qū)等嚴酷環(huán)境條件；4.制造困難，價格貴。第一百零七頁，共一百三十八頁。一、GIS設備投運后的定期試驗項目1.SF6氣體濕度測量2.SF6氣體密封性試驗3.主回路電阻測量4.斷路器機械特性試驗5.輔助回路和控制回路絕緣電阻6.紅外測溫第一百零八頁，共一百三十八頁。二、SF6氣體試驗簡介

1.SF6氣體性質(zhì)

SF6氣體是一種無色、無味、無嗅、無毒、不燃的氣體，接近惰性氣體的穩(wěn)定性。是空氣的5倍屬于重氣體，在-40—80度、0.6兆帕條件下，為氣態(tài)。-45度以下需要考慮用加熱裝置防止液化。

SF6氣體具有很強的吸附電子的能力，稱為負電性，比空氣高幾十倍，SF6氣體另一個特征是較低溫時的高導熱性,在電弧或局部放電的高溫作用下產(chǎn)生熱離解為硫原子和氟原子，在沒有雜質(zhì)及水作用下又可以重新結合成SF6分子（否則會形成低氟化物并與水形成氫氟酸等強腐蝕性化合物），具有很強的熄弧能力，是空氣的100倍。這是SF6氣體作為高壓電器絕緣介質(zhì)的主要原因。第一百零九頁，共一百三十八頁。2.SF6電氣設備使用情況和試驗要求采用SF6作為絕緣介質(zhì)的電氣設備主要有：

(1)斷路器

(2)電流互感器

(3)變壓器、

(4)GIS組合電器等

(5)電壓互感器表6-12采用SF6作為絕緣介質(zhì)的電氣設備試驗要求設備種類試驗項目要求周期電流互感器（獨立式）濕度≤500μl/L1-3年電磁式電壓互感器（獨立）濕度≤500μl/L1-6年斷路器濕度≤300μl/L1-3年GIS 濕度≤300、500μl/L1-3年第一百一十頁，共一百三十八頁。3.電氣設備SF6氣體微量水測量意義運行中氣體水分含量的測試及控制是SF6絕緣設備運行維護的主要內(nèi)容之一。SF6氣體中的水分（特別是在GIS中絕緣部件上凝露時）會使SF6絕緣設備的絕緣強度大為降低。此外氣體中的水分還參與電弧作用下的分解反應，生成許多有害物質(zhì)，可造成設備內(nèi)部結構材料的腐蝕、老化，如果設備有氣體泄漏點存在時可能對工作人員健康產(chǎn)生影響。第一百一十一頁，共一百三十八頁。3.電氣設備SF6氣體微量水測量意義表6-13GIS預防試驗SF6氣體濕度測量標準

大修后運行中斷路器滅弧室150300其它氣室250500水分含量不超過（ppm,uL/L）氣室微水的測量要求：定期維護時，應測量GIS氣室的SF6氣體微水含量并記錄下來。周期：1-3年、大修后、必要時。注意事項：測量之前必須用電吹風把充放氣接頭和測量用氣管里的殘留水分吹凈。第一百一十二頁，共一百三十八頁。SF6電氣設備內(nèi)部可能故障狀態(tài)及相應分解物狀況(1).懸浮電位放電即金屬對金屬的電位放電

故障主要表現(xiàn)為因斷路器動觸頭與拉桿間的接觸不良和CT電容屏頂部固定螺絲松動而引起金屬間懸浮電位放電。此類放電性故障一般能量不大，通常只會使SF6氣體分解；分解物主要有二氧化硫（SO2）、氟化氫（HF）及金屬氟化物等，同時可能會有少量的硫化氫（H2S）產(chǎn)生。第一百一十三頁，共一百三十八頁。SF6電氣設備內(nèi)部可能故障狀態(tài)及相應分解物狀況(1).懸浮電位放電即金屬對金屬的電位放電

故障主要表現(xiàn)為因斷路器動觸頭與拉桿間的接觸不良和CT電容屏頂部固定螺絲松動而引起金屬間懸浮電位放電。此類放電性故障一般能量不大，通常只會使SF6氣體分解；分解物主要有二氧化硫（SO2）、氟化氫（HF）及金屬氟化物等，同時可能會有少量的硫化氫（H2S）產(chǎn)生。第一百一十四頁，共一百三十八頁。SF6電氣設備內(nèi)部可能故障狀態(tài)及相應分解物狀況（2）.導電桿接觸不良因?qū)щ姉U連接接觸不良，導致故障點溫度過高。當故障點超過500゜C后，SF6開始分解；達到600゜C時，鋁合金導電桿開始熔化，支撐固體絕緣材料分解。此類故障主要分解物有二氧化硫（SO2）、氟化氫（HF）、氟化硫酰和硫化氫（H2S）等。（3）.導電金屬對地放電此類故障一般能量較大，主要表現(xiàn)為絕緣缺陷導致對地放電及氣體中導電顆粒雜質(zhì)引起對地放電。故障區(qū)域內(nèi)的SF6氣體和固體絕緣材料分解，產(chǎn)生大量的二氧化硫（SO2）、氟化氫（HF）、氟化亞硫酰(SOF2)、金屬氟化物和硫化氫（H2S）等。第一百一十五頁，共一百三十八頁。SF6電氣設備內(nèi)部可能故障狀態(tài)及相應分解物狀況（4）.斷路器非正常開斷。斷路器正常開斷時，電弧一般在一個周波內(nèi)熄滅，但當滅弧