电气预防试验技术

技术文件目录 第一章 电气设备交接试验标准高压试验技术第二章 GIS故障检测新技术第三章 电气试验的意义和要求第四章 开关设备电气试验电气设备交接试验标准高压试验技术内容： 1、变压器试验 2、互感器试验参考资料：1.电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-20062. 电力设备预防性试验规程 DL/T 5961996及Q/CSG 1 0007-20043. 来自供电局的图形或数据。变压器交接试验项目修改说明1绝缘油试验或SF6气体试验；电压等级在66kV及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2与烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值：总烃：20， H2：10， C2H2：0 1绝缘油试验或SF6气体试验油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330500kV 的，不应大于 10mg/L 2. 测量绕组连同套管的直流电阻作用：1）检查绕组接头的焊接质量和绕组是否匝间短路；2）检查分接开关触头接触是否良好，位置指示是否正确；3）引出线是否断裂4）多股导线并绕的绕组是否断股；5）接线板连接头是否连接良好。2. 测量绕组连同套管的直流电阻要求应符合下列规定：1测量应在各分接头的所有位置上进行；21600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%； 2. 测量绕组连同套管的直流电阻要求应符合下列规定：3变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： （7.0.3）式中R1、R2分别为温度在t1、t2时的电阻值；T计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。2. 测量绕组连同套管的直流电阻4由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。2. 测量绕组连同套管的直流电阻要点：1）测量前将有载分接开关各档来回转换几次,以保证分接开关接触良好；2）应尽量测量相间直流电阻 。三. 直流电阻测量要点：3）直阻仪的电压夹应与套管导电杆接触良好以确保数值准确；4）测量过程中或试验回路未放完电前严禁解接线和严禁试验电源断电；5）三相直流电阻相差超标时应检查测量回路接线是否接触良好,并检查变压器套管引出导电杆与接线头及变压器引线与将军帽接触情况 6）加快测量稳定的方法：助磁法，消磁法助磁法1、用大容量蓄电池或稳流源；2、把高、低压绕组串联起来通电流测量，采用同相位和同极性的高压绕组助磁；3、采用恒压恒流源法的直阻测量仪，并采用双通道测量。 例子 某1主变故障 2003年6月2日开始发现1主变B相油中可燃气体总量有较大增长，其中H2从0增长为42.7LL，总烃从57.09LL增加到213.75LL。色谱分析：1）查看比较分析1主变B相有关色谱资料，认为变压器内部有故障；2）故障性质为裸金属局部过热，温度约为300700；3）故障原因可能为铁芯多点接地、局部短路及导电回路接触不良；4）建议测量回路直流电阻、铁芯对地绝缘。 6月10日对1变压器三相所有分接头都进行直流电阻测试比较，发现B相高压绕组5个分接头直流电阻比交接时相应数据相比分别增加810，而低压绕组则正常。故障原因判定为高压套管与引线连接点、中性点套管与引线连接点、分接开关等三个位置。检查结果： 1主变B相高压引线（连接高压绕组端）烧断一根 B相高压引线（连接高压套管端）有三根过热发黑 3检查所有分接头的电压比；作用：1）检查变压器绕组匝数比的正确性；2）检查分接开关的状况；3）故障后检查是否存在匝间短路；4）判断变压器是否可以并列运行；仪器：可采用自动变比测量仪，还可以自动测量组别。3检查所有分接头的电压比；判断标准：1) 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在 220kV 及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为 0.5%。2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过1% 4.检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性 必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。避免在变压器订货或发货中以及安装结线等工作中造成失误。 目前在变压器常用结线组别的变压测试中，电压表法一般均被变压比电桥测试仪所代替，它使用方便，且能较正确地测出变压比误差，对综合判断故障及早发现问题有利。 极性测量5.绝缘试验项目（包括：绝缘特性试验，交流耐压试验，长时感应电压试验带局部放电试验）一.绝缘试验（一）绝缘特性试验内容第1.测量绝缘电阻和吸收比、极化指数第2.直流泄漏电流测量第3.测量介质损耗角的正切值1、测量绝缘电阻和吸收比、极化指数包括：绕组、铁芯、夹件、套管作用：能有效发现绝缘整体受潮、铁芯及夹件是否多点接地、套管瓷件破裂要点： 1）被测绕组全部短接加压,非测量绕组全部短路接地； 2）使用兆欧表测量；不同温度下的绝缘电阻换算公式为 判断标准交接试验标准：1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较 3变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 4000kVA 及以上时，应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于 1.3；当R60s大于3000M时，吸收比可不做考核要求。判断标准4变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别。在常温下不小于1.3。当R60s大于10000M时，极化指数可不做考核要求。预防性试验标准：1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的702)35kV及以上变压器应测量吸收比，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1.53)绝缘电阻大于10000 M时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3 要点：1)使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值应进行温度换算5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量，其他独立绕组短路接地。7)必要时，如：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起变压器受潮的情况铁芯、夹件绝缘测试要点1）分别测量铁芯对地、铁芯对夹件、夹件对地绝缘电阻；2）采用2500V电子式兆欧表测量,记录1分钟的绝缘电阻值 ，应无闪络及击穿。要点1)交接须采用2500V兆欧表(预试对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量3)必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时 测量电容型套管末屏对地绝缘电阻 使用2500V兆欧表 应测量“抽压小套管”对法兰的绝缘电阻，不应小于1000。 应排除脏污、潮气影响2、直流泄漏电流测量作用：泄漏电流试验和绝缘电阻测量的接线方法相似，但因试验电压较高，能发现某些绝缘电阻试验不能发现的缺陷，如绝缘的部分穿透性缺陷和引线套管缺陷等。标准判断是纵向和横向比较不应有显著变化。由于受外界因素影响较大，在南网的预防性试验规程中已取消。直流泄漏电流测量（交接标准）1当变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流；2试验电压标准应符合标准的规定。当施加试验电压达 1min 时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过标准附录D的规定。（40kV50微安对应800兆欧）（10kV33微安对应300兆欧）3.测量介质损耗角的正切值包括绕组、套管作用：能有效发现绝缘整体受潮、绝缘老化、油质劣化、套管绝缘不良等方法：绕组采用反接法，套管采用正接法交接要求：1当变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量介质损耗角正切值 tan；2被测绕组的 tan值不应大于产品出厂试验值的 130%； 油浸电力变压器绕组介质损耗角正切值tg(%)最高允许值测量绕组介质损耗角的正切值500kV自耦变试验接线图（反接法）要点1)非被试绕组应接地 2) 同一变压器各绕组tg的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换算式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值预试标准1)20时tg不大于下列数值：330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于上次值的130%)要点1）非被试绕组应短路接地或屏蔽 2)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量3)必要时：绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等 测量套管介质损1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器顶层油温3)只测量有末屏引出的套管tan和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地 预试判断标准要点1)油纸电容型套管的tg一般不进行温度换算，当tg与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近上表数值时，应综合分析tg与温度、电压的关系。当tg随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到 时，tg增量超过0.3%，不应继续运行2)20kV以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tg3)测量变压器套管tg时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量误测例子某4主变2005年4月25日，试验人员对主变高压套管所测的介损为B相-1.4，C相2.5。判断为不合格重测结果：B相0.4，C相0.5，合格。（二）交流耐压试验包括外施工频电压试验及感应电压试验外施工频电压作用：考核变压器主绝缘强度、检查局部缺陷，能发现主绝缘受潮、开裂、绝缘距离不足等缺陷。什么时候做：交接试验、大修更换绕组接线图接线图不正确接线图要点1.对于油浸式变压器，必须充满合格的油，并静置一定时间后才能进行；2.与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地3.应准确测量电压（在高压侧监测）4.频率应为4565HZ，全电压下耐受时间为60s 交接标准规定的静置时间：油浸式变压器及电抗器的绝缘试验应在充满合格油,静置一定时间，待气泡消除后方可进行。静置时间按制造厂要求执行，当制造厂无规定时，电压等级为 500kV 的，须静置72h 以上；220330kV的须 48h 以上；110kV 及以下的须 24h 以上。（三）感应电压试验作用：1.考核全绝缘变压器纵绝缘（绕组层间相间及段间）2.什么时候做：交接试验、大修更换绕组接线图交接试验关于交流耐压的要求：绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：1容量为8000kVA以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表7.0.13-1进行交流耐压试验；2容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV 以下的变压器，在有试验设备时，可按表7.0.13-1 试验电压标准，进行线端交流耐压试验；3绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80 交接试验关于交流耐压的要求：试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以 ，试验时应在高压端监测。外施交流电压试验电压的频率应为4565HZ，全电压下耐受时间为60s。感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60秒；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为： （秒）, 但不少于15秒。 （四）长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD)局放测量作用：发现绝缘局部缺陷、检测设计及工艺水平，故障早期诊断方法：超声波法，脉冲电流法，超高频法应用场合：交接试验，大修改造后，对怀疑有故障的变压器进行诊断发生局放的情况：1.绕组中部或端部油通道击穿；2.线圈匝间或饼间纵绝缘通道击穿；3.绝缘纸板围屏等爬电；4.其他固体绝缘的爬电；5.气泡放电；6.金属或其他异物悬浮电位放电；接线图三绕组变压器局放接线图判断标准试验电压不产生突然下降；在线端电压为 的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于500pC；在线端电压为 下，局部放电不呈现持续增长的趋势，偶然出现的较高幅值脉冲可以不计入；在线端电压为 下，局部放电量的连续水平不大于100pC。交接标准要求电压等级220kV及以上，在新安装时，必须进行现场局部放电试验。对于电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。例子：某500KV 变压器B相 2006年8月20日有乙炔7.6ppm，色谱数据为氢:25、甲烷:4.3、乙烷:0.6、乙烯:4.2、乙炔:7.6、一氧化碳:60、二氧化碳:496、总烃:16.2，决定对变压器进行检修，为了使检修工作有更好的针对性，检修前先进行局部放电及定位试验，8月30号，对变压器进行了试验，试验加压到运行电压的10%到15%左右，变压器内部产生了强烈的放电，现场人员也都能听到变压器内部的放电声音，常规局部放电测量系统、超高频局部放电超声定位系统都接受到了强烈放电信号。试验基本确定在高压出线附近存在一悬浮发电点。8月31号厂家进入变压器，检查发现由于高压引线的均压环和引线的连接脱落，造成悬浮电位，引起了这一故障，8月31下午，内部检修工作以完成。 高压引线的均压环和引线的连接四.空载和短路试验作用：测量空载损耗及短路损耗，以检查变压器是否存在损耗异常增加，从而判断变压器是否有缺陷。包括（一）空载试验（二）短路试验（一）空载试验定义：额定电压下测量空载损耗及空载电流作用：能发现以下缺陷 硅钢片间绝缘不良或短路； 穿芯螺栓或压板、轭铁对铁芯绝缘破坏； 硅钢片松动 铁芯多点接地 绕组匝间短路、并联支路短路等空载试验图（一）空载试验要点：1.试验电源可用三相或单相；2.试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 3.要进行平均值电压和有效值电压的校正。（二）短路试验定义：低压侧短路，高压侧施加额定电流下测量损耗及电压；对三绕组应对每对绕组进行测量。作用：能发现以下缺陷 构件或箱壁漏磁通导致局部过热； 箱盖或套管法兰附件损耗过大； 带负载调压变压器的电抗绕组匝间短路；低压绕组匝间短路、并联支路短路、换位错误等短路试验图（二）短路试验要点：1.试验电源可用三相或单相；2.试验电流可用额定电流或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较) 3.要进行阻抗电压和损耗的换算五、绕组变形测试1.变压器绕组变形测试的意义1)短路损坏的严重性 全国近10年来因为变压器抗短路能力不足而在运行中因外部短路造成变压器损坏的平均事故台次占每年总事故台次的44%，其中110kV占80%。而广东省情况更为严重。2）短路损坏的主要表现特征 绕组变形（扭曲，移位，鼓包）3）绕组变形测试的意义 及时发现有绕组变形的变压器，并进行吊罩和检修， 从而防止变压器事故的发生。 2。绕组变形测试技术的发展短路阻抗测量 低压脉冲法（LVI） 频率响应分析法（FRA）3。变压器绕组变形测试的原理 变压器绕组等效网络:3.1 LVI法测试原理 4、FRA法绕组变形分析理论4.1 频段分析概念4.2 相关系数概念4.3 纵向横向比较概念4.1 频段分析概念:低频段a.当频响特性曲线低频段（1kHz100kHz）的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组的电感变化或发生整体变形现象。因为频率较低时，绕组的对地电容及饼间电容所形成的容抗较大，而感抗较小，如果绕组的电感发生变化，势必会导致其频响特性曲线低频部分的谐振峰频率左右移动。对绝大多数变压器来说，其三相绕组低频段的响应特性曲线较为一致，如果发现不一致的情况，应慎重对待。 4.1 频段分析概念:中频段b.当频响特性曲线中频段（100kHz600kHz）的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组发生扭曲和鼓包等局部变形现象。因为在该频率范围内，绕组的分布电感和电容均发挥作用，其频率响应特性具有较多的谐振峰，故而根据各个谐振峰频率的变化情况能够较灵敏地反映出绕组分布电感、电容的变化情况。对于那些遭受突发短路电流冲击的变压器，如果其振峰频率的分布与短路冲击前对比有较大改变，例如谐振峰频率左右移动或谐振峰数目较少或增多，通常可认为绕组发生局部变形现象。4.1 频段分析概念:高频段c当频响特性曲线高频段（600kH）的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组的对地电容改变。因为在高频条件下，绕组的感抗增大，基本被饼间电容所旁路，故对谐振峰变化影响程度相对较低，基本以电容的影响为主。由于绕组饼间电容通常较大，故对地电容的改变（如绕组整体移位或分接开关引线的对地距离发生变化）是造成该频段内频响特性曲线变化的主要因素。 4.2全频段相关系数参考aR大于1，则认为变压器绕组没有发生机械变形；b R小于0.5，则认为变压器绕组发生“明显变形”，需要及早退出运行进行检修处理：cR在0.51之间，则可认为该变压器绕组发生“轻度变形”，应安排适当时机进行检修，防止再次受到短路或过电压冲击时损坏；同型同厂三相波形比较：绕组变形测试仪器介绍 仪器参数扫频测量范围：1kHz-1MHz扫频测量方式：线性扫频频率输出精度：0.1%扫描频率间隔：0.5kHz（1kHz-1MHz）（根据采样点数计算）信号测量精度：在1kHz-1MHz频率范围内，对电压比值（Vo/Vi）范围为0.001-10的信号测量精度不低于2%。干扰抑制能力：采用数字滤波及相关平均技术，可有效抑制扫描频率以外的干扰信号对测量结果的不良影响。数据存储格式：采用.dat存盘格式保存测量数据，便于调用。接线方法5、绕组变形测试的影响因素 杂散电容的影响：变压器套管母线的对地杂散电容往往是不固定的，三相结果的重复性，得出较为精确的诊断结果，测试应在变压器处干完全与电网隔离的状态下进行。测量前应拆除与变压器套管端头相连的所有引线，并使拆除的引线尽可能远离被测变压器套管，以减少其杂散电容的影响。 5、绕组变形测试的影响因素分接开关的位置影响：变压器绕组的频率响应特性与分接开关的位置有关，测试时应检查并记录分接开关的位置。建议在最高分接位置下测量，以便能够包含整个绕组的图谱信息；或者应保证每次测量时分接开关均处于相同的位置（一般选额定分接），以便对试验结果进行前后比较。5、绕组变形测试的影响因素静电电荷影响：为避免绕组中储存的静电电荷损坏测试系统，变压器绕组变形测量需在直流试验项目之前进行。如果被测变压器刚刚完成直流试验项目，则在连接测试回路前须对变压器绕组进行充分放电5、绕组变形测试的影响因素连接的影响：因测量信号较弱，激励信号和响应信号测量端应与变压器绕组端头可靠联接，减小接触电阻。测量引线本身的杂散电容也会影响频响特性的测试结果，测试时应使用专门配置的测量电缆及连接引线，并尽可能使这些引线（包括注人单元和检测单元）远离被测绕组的套管。5、绕组变形测试的影响因素接地的影响：输入单元和监测单元的接地线应共同联接在变压器铁心接地处，接地线应尽可能短且不应缠绕。6、例子某220kV变低压A相 某110kV主变 低压B相 交接标准的要求：1对于35kV及以下电压等级电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法；2对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。 有载调压切换装置的检查和试验 1.有载调压切换装置的检查和试验 2.在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于 5 个循环。 3.循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量 4.在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。 5. 切换开关绝缘油击穿电压应符合规定。 互感器试验项目一. 互感器绝缘试验二.互感器特性试验一. 绝缘试验1.绝缘电阻测试2.介质损耗角正切值测试3.极性检查4.励磁特性试验5.交流耐压试验6.局部放电试验1.绝缘电阻测试电流互感器接线方法电压互感器接线方法1.绝缘电阻测试要求：使用2500V兆欧表 绕组绝缘电阻与初始值及历年值比较不应有显著变化，且不低于1000 末屏对地绝缘电阻不低于1000若末屏对地绝缘电阻小于1000 M时，应测量其tan 2.介质损耗角正切值测试2.介质损耗角正切值测试CT要求：1）测量一次绕组的介损值及电容量，介损仪使用正接法测量 ；测量末屏对地的介损值及电容量 ，测试电压为2000V，介损仪使用反接法测量，电流互感器高压端接屏蔽线 ；2）介损值与历年值比较不应有显著变化； 3）对油浸式： 500kV：交接不大于0.5 % ；预试不大于0.7%； 220kV：交接不大于0.6 % ；预试不大于0.8%； 110kV：交接不大于0.8% ；预试不大于1.0%； 35kV预试参照110kV标准，但交接为不大于2.5 % 末屏介损值应小于2.0% 4)交接标准增加：对充硅脂硅油干式电流互感器不大于0.5 % 2.介质损耗角正切值测试CT测量要点：1)主绝缘tg试验电压为10kV，末屏对地tg试验电压为2kV2)油纸电容型tg一般不进行温度换算，当tg值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tg与温度、电压的关系，当tg随温度明显变化或试验电压由10kV升到 时，tg增量超过0.3%（交接为0.2 % ，电容量0.5 % ），不应继续运行3)固体绝缘互感器可不进行tg测量4）电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出5%范围时应查明原因 2.介质损耗角正切值测试PT要求：220kV：交接不大于2.5 % ；预试不大于2.5%；110kV：交接不大于2.5% ；预试不大于2.5%；2035kV:交接不大于3 %;预试不大于3.5%；试验对比应采用同一种试验方法。3.极性检查接线图4.CT励磁特性试验作用：计算10误差特性曲线，发现绕组是否有匝间短路。当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。 PT励磁特性试验一般情况下，励磁曲线测量点为额定电压的20%、50%、80%、100%和120%。对于中性点直接接地的电压互感器（N端接地），电压等级 35kV及以下电压等级的电压互感器最高测量点为190%；电压等级 66kV及以上的电压互感器最高测量点为150%；对于额定电压测量点（100%），励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告的测量值的30%，同批同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%； 5.交流耐压试验交接试验电压要求：1)一次绕组按出厂值的（80）进行。2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为 2kV；3)电压等级110kV及以上的电流互感器末屏及电压互感器接地端（N）对地的工频耐压试验电压标准，应为 3kV。 4）电磁式电压互感器（包括电容式电压互感器的电磁单元）在遇到铁心磁密较高的情况下，宜按下列规定进行感应耐压试验： 感应耐压试验电压应为出厂试验电压的 80%。试验电源频率和试验电压时间按规定执行。感应耐压试验前后，应各进行次额定电压时的空载电流测量，两次测得值相比不应有明显差别；电压等级66kV及以上的油浸式互感器，感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别；6.互感器的局部放电试验：应符合下列规定：1局部放电测量宜与交流耐压试验同时进行；2电压等级为35110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测，若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例；3电压等级 220kV及以上互感器在绝缘性能有怀疑时宜进行局部放电测量；4局部放电测量时，应在高压侧（包括电压互感器感应电压）监测施加的一次电压；5局部放电测量的测量电压及视在放电量应满足表9.0.4中数据。关于交接时局放试验的说明互感器的局部放电水平是反映其绝缘状况的重要指标之一，考虑到现场条件限制，220kV及以上电压等级局部放电试验较困难，故将此试验范围限制在110kV及以下电压等级，并以抽样的形式减少工作量。有条件的话宜逐台检测互感器的局部放电量。此外，35kV以下电压等级互感器更多的是应用于柜体，互感器应做为购买的元件由柜体制造厂逐台检验。柜体的使用者因故更换互感器时宜进行局部放电量的测量。交接试验允许的局部放电水平取值，比例行试验要求放宽，这也是基于现场条件难以满足要求考虑。互感器局部放电试验的预加电压可以为交流耐受电压的80，所以两项试验可以一并完成。二. 互感器特性试验要点：1、电流互感器二次绕组不能开路运行；电压互感器二次绕组不能短路运行。2、比差测量及角差测量：所试验的标准互感器及仪表准确度必须高于被试电流互感器。交接标准中互感器误差测量应符合下列规定：1用于关口计量的互感器（包括电流互感器、电压互感器和组合互感器）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是国家授权的法定计量检定机构；2用于非关口计量，电压等级 35kV 及以上的互感器，宜进行误差测量；3用于非关口计量，电压等级 35kV以下的互感器，检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。4 非计量用绕组应进行变比检查。CVT 介绍全称：电容式电压互感器分类：分体式、一体式组成：电容分压器和电磁单元220kV CVT构成（右图）1.电容分压器：主电容C1和分压电容C22.电磁单元：中间变压器、谐振电抗器、阻尼器和避雷器 CVT的试验项目1.绝缘电阻测试2.介质损及电容量测试3.误差试验常规试验方法(解高压引线试验) 一）110500kV有试验抽头引出的电容式电压互感器 1.测量电容器极间绝缘电阻 2.测量电容器的电容量及介损值常规试验方法(解高压引线试验) 一）110500kV无试验抽头引出的电容式电压互感器 1.测量电容器极间绝缘电阻 2.测量电容器的电容量及介损值其他试验方法：其他试验方法：不解高压引线试验方法220kV(或500kV两节叠装的产品)无试验 抽头引出的电容式电压互感器 500kV两节以上叠装的产品无试验 抽头引出的电容式电压互感器 电容式电压互感器（CVT）交接标准规定：电容式电压互感器（CVT）检测，应符合下列规定：1CVT电容分压器电容量和介质损耗角tan的测量结果：电容量与出厂值比较其变化量超过-5%或10%时要引起注意，tan不应大于0.5%；条件许可时测量单节电容器在10kV至额定电压范围内，电容量的变化量大于1%时判为不合格；2CVT电磁单元因结构原因不能将中压联线引出时，必须进行误差试验，若对电容分压器绝缘有怀疑时，应打开电磁单元引出中压联线进行额定电压下的电容量和介质损耗角tan的测量；3CVT误差试验应在支架（柱）上进行；4如果电磁单元结构许可，电磁单元检查包括中间变压器的励磁曲线测量、补偿电抗器感抗测量、阻尼器和限幅器的性能检查，交流耐压试验参照电磁式电压互感器，施加电压按出厂试验的80%执行。对电容式电压互感器的其它说明：1.现场不进行整体交流耐压试验；2.现场不进行整体局部放电试验；3.目前已在规程中提出产品修改意见。根据GB4703电容式电压互感器中规定，以上两项试验需要将电磁单元退出，而在现场交接试验中，由于产品结构原因是无法将电磁单元退出的。变压器互感器预试危险点分析 完毕.GIS故障检测新技术1.前言 气体绝缘金属封闭组合电器（简称GIS）。优点是：具有运行可靠性高，维护方便，占地面积少等优点而越来越得到广泛的应用。 GIS 在现场安装后，进行耐压试验，验证其运输和安装过程中是否受损以及检查其重新组装的正确性。经过试验验收投运的GIS，总的来说运行情况是良好的，然而运行经验表明，GIS内存在的一些缺陷，最初可能无害，也不容易发现，随着运行年限的长久，在开关操作震动和静电力作用下，异物碎屑的移动或是绝缘老化等可能产生局部放电现象，以致最终发展为击穿放电事故，使得GIS停电检修，造成很大的经济损失，GIS电压等级越高，停电造成的损失越大。 在广东省应用GIS故障检测技术前,电网运行中的GIS已发生过几例绝缘事故：a.江门站500kV GISb.大亚湾核电站400kVGISc.深圳皇岗站220kV GISd.沙角A电厂220kVGIS等发生过绝缘闪络事故。尤其是沙角A电厂1989年7月15日220kV GIS#3主变间隔203BO地刀绝缘事故，造成全厂停电，两台20万千瓦发电机停运两天，直接损失电量达3200万千瓦时。可见，实际运行中是多么需要一种对GIS有效的检测手段，能及早的发现GIS内部绝缘故障，并能准确定位，使得GIS的检修工作能有计划地进行，缩短检修时间和节省检修费用，从而提高GIS运行可靠性。 2.GIS局部放电特点和信号传播特性 GIS局部放电特点局部放电的机理可理解为在电场作用下,绝缘系统中只有部分区域发生放电,而没有贯穿施加电压的导体之间,即尚未击穿,这种现象称为局部放电。局部放电产生于流注起始阶段，这对于几乎所有的电压种类都是一样的，且低于最小先导起始电压和击穿电压。局部放电可能发生在导体上，也可能发生在绝缘体的表面或内部。 GIS绝缘早期故障的主要形式是局部放电，局部放电主要由下列缺陷引发的：a 载流导体表面缺陷，如毛刺、尖角等引起导体表面电场强度不均匀。这些缺陷通常在制造质量上或安装时刮伤造成的，在稳定的工频电压下不易引起击穿，但在操作或冲击电压下很可能引起击穿。b绝缘子表面缺陷。如制造质量不良、绝缘子有气泡或裂纹，以及安装遗留下的污迹、尘埃等。c GIS筒内在制造和安装过程中存留的自由导电微粒。d 导电部分接触不良。GIS内超高频（UHF）信号的传播特性 GIS内局部放电信号频带极宽(1GHz)。由于其结构特点具有良好的波导体，超高频（UHF）电信号能够在其中有效地传播，UHF信号在GIS内部是以横向电磁波方式传播的（即电场方向与传播方向垂直），在GIS内部没有任何阻隔时，信号衰减极小，而在经过不连续部分或受阻时，如盆式绝缘子、转角、T连接等信号则产生衰减，UHF信号每经过一个绝缘子，信号强度衰减了36db，因此可以根据各部位UHF信号的大小而准确地判断故障位置。UHF信号频率高，具有很强的穿透性，在经过绝缘子时，可以通过绝缘子与金属法兰的接缝到达GIS外部，因此在盆式绝缘子外部测量GIS内部的UHF信号是成为可能的。 3.GIS局放测试基于的机理（1）GIS内部放电具有极高频率特性（2）此放电信号能有效传播，并具有良好的穿透性（3）利用外部天线，可以耦合到放电信号（4）根据不同位置的信号强弱，可准确定位故障点4. 局部放电测量系统(1)GIS模拟试验为使试验室研究情况与实际运行工况相符，我们在一套电压等级为110kVGIS 试验段进行了模拟试验，这个试验段与实际运行的110kVGIS相同，这样在试验段上取得的测量结果能够真实地反映运行中GIS内部故障的放电特性。对下面几种故障作了模拟试验，录取了波形图及进行了频谱分析。a.金属微粒故障模拟试验b.大件金属物故障模拟试验c.绝缘子表面爬闪放电故障模拟试验d.GIS内导体金属突起故障模拟试验通过对以上几种类型故障的模拟试验，获得了各类故障波形和许多有价值的数据，可以得出，放电信号的强度是随距离故障点越远强度越小，从而可以做到准确判断故障点的位置。验证了所研制的四种信号探测器系统的性能和效果，内外天线均能测到局部放电信号,内天线的灵敏度高,外天线的灵敏度次之, 但外天线信号探测器系统结构简单、使用方便，只需将天线靠近运行中GIS盆式绝缘子附近就可以得到信号，不需要对GIS 做任何改动，不需停电，不影响GIS的正常运行。因此外天线信号探测器系统是非常适用于运行中GIS故障检测。（2）测量系统与方法 GIS内部放电伴随有声、光、电的产生和SF6气体的化学变化以及机械振动在外壳的传播。国内外的科学家们根据GIS的放电特性对GIS内部故障检测方法作了研究，据报道，主要检测方法有：a. 甚高频法b.超声波法c.化学法我们采用的是甚高频法，这种测量方法效果好。测量装置图如下： 信号探测器系统 信号处理系统 波形及频谱分析系统图3 GIS故障检测装置测量系统设计方框图： 从测量系统方框图可见是由三大部分组成的，至关重要的是信号探测器系统和信号处理系统，它将影响到测量灵敏度和准确度。5.GIS故障检测的实际应用 从1999年下半年开始我们已开展了运行中GIS局部放电检测试验，到目前为止，我们已对60多个GIS变电站次进行检测，共发现三起GIS局部放电缺陷，其中一起是广州抽水蓄能电厂500kVGIS蓄北出线间隔一处绝缘子有局部放电现象，另外二起是珠海变电站110kVGIS珠九丙线间隔和110kVGIS珠兰甲线间隔有严重的局部放电缺陷。 现将珠海变电站110kVGIS珠九丙线间隔缺陷情况简述如下： 珠海变电站110kVGIS是西安高压开关厂与日本三菱合作产品，1996年投产，珠九丙线间隔1999年初才投入运行。 1999年7月27日对该站110kVGIS进行带电检测，发现珠九丙线间隔避雷器上方与PT之间气室放电严重，见示意图4和图5、6波形图和图7故障部位照片，放电信号很强，信号幅值超过50V!而一般GIS内部绝缘故障信号用外天线测量其强度只为mV极，说明故障已相当严重，随时都有发生绝缘击穿的可能，初步判断故障点在避雷器A相上方，建议立即停电请厂家来处理。8月初厂家派员进行处理，解体发现其故障点就在避雷器A相上方导体插接触头处，这完全与检测故障定位点相符合。 检测所发现的三起缺陷均作了计划检修，防止了事故的发生，检修时解体证实检测的故障定位准确。6. 结论 GIS故障检测装置经对电网运行中的60多个GIS站次的实际应用，证实该装置具有无比的优点，其结构简单、使用方便，检测时不需移动GIS任何部件，不需停电，不影响GIS 的正常运行，测试灵敏度高，故障定位准确。珠海变电站110kVGIS珠九丙线间隔故障的准确定位是一个有力的证据。 GIS局部放电检测试验项目已在南方电网预试规程中作为开关部分的一项预试内容，各单位认真执行进行该项试验第一章 电气试验的意义和要求第一节 电气设备试验的作用和要求一、电气试验的作用电力系统包括众多的电气设备，有些电气设备的故障甚至会威胁到整个系统的安全供电。电力生产的实践证明，对电气设备按规定开展检测试验工作，是防患于未然，保证电力系统安全、经济运行的重要措施之一，所谓“预防性试验”由此得名。对于新安装和大修后的电气设备进行的试验，称为交接验收试验。其目的是鉴定电气设备本身及其安装和大修的质量。交接验收试验和预防性试验的目的是一致的。二、电气试验的分类按试验的作用和要求不同，电气设备的试验可分为绝缘试验和特性试验两大类。1、绝缘试验电气设备的绝缘缺陷，一种是制造时潜伏下来的；一种是在外界作用下发展起来的。外界作用有工作电压、过电压、潮湿、机械力、热作用、化学作用等等。上述各种原因所造成有绝缘缺陷，可分为两大类：（1）集中性缺陷。如绝缘子的瓷质开裂；发电机绝缘的局部磨损、挤压破裂；电缆绝缘的气隙在电压作用下发生局部放电而逐步损伤绝缘；其他的机械损伤、局部受潮等等。（2）分布性缺陷。指电气设备的整体绝缘性能下降，如电机、套管等绝缘中的有机材料受潮、老化、变质等等。绝缘内部缺陷的存在，降低了电气设备的绝缘水平，我们可以通过一些试验的方法，把隐藏的缺陷检查出来。试验方法一般分为两大类：（1）非破坏性试验。是指在较低的电压下，或是用其他不会操作绝缘的办法来测量各种特性，从而判断绝缘内部的缺陷。实践证明，这类方法是有效的，但由于试验的电压较低，有些缺陷不能充分暴露，目前还不能只靠它来可靠地判断绝缘水平，还需要我们不断地改进非破坏性试验方法。（2）破坏性试验，或称为耐压试验。这类试验对绝缘的考验是严格的，特别是能揭露那些危险性圈套的集中性缺陷，通过这类试验，能保证绝缘有一定的水平和裕度，其缺点是可能在试验中给被试设备的绝缘千万一定的损伤，但在目前仍然是绝缘试验中的一项主要方法。为了避免破坏性试验对绝缘的无辜损伤而增加修复的难度，破坏性试验往往在非破坏性试验之后进行，如果非破坏性试验已表明绝缘存在不正常情况，则必须在查明原因并加以消除后再进行破坏性试验。2、特性试验通常把绝缘试验以外的试验统称为特性试验。这类试验主要是对电气设备的电气或机械方面的某些特性进行测试，如变压器和互感器的变比试验、极性试验；线圈的直流电阻测量；断路器的导电回路电阻；分合闸时间和速度试验等等。上述试验有它们的共同目的，就是揭露缺陷。，但又各具一定的局限性。试验人员应根据试验结果，结合出厂及历年的数据进行纵向比较，并与同类型设备的试验数据及标准进行横向比较，经过综合分析来判断设备缺陷或薄弱环节，为检修和运行提供依据。第二节 电气设备试验的技术和安全措施电气试验必须坚持实事求是的科学态度，要严肃认真，既不应放过隐患，更不应将隐患扩大化。一、技术措施（1）周密的准备工作。包括：拟订试验程序；准备好试验设备、仪器及仪表、电源控制箱；准备好绝缘接地棒、接地线、小线、工具等等。（2）合理、整齐地布置试验场地。试验器具应靠近试品，所有带电部分应互相隔开，面向试验人员并处于视线之内。操作者的活动范围及与带电部分的最小允许距离应满足规定要求。调压、测量装置及电源控制箱应靠近放置，并由 1 人操作和读数。（3）试验接线应清晰明了、无误。（4） 操作顺序应有条不紊，试验接线应正确无误。在操作中除有特殊要求，均不得突然加压或失压，当发生异常现象时，应立即停止升压，并应立即进行降压、断电、放电、接地，而后再检查分析。（5）做好试验的善后工作。善后工作包括清理现场，以防在试品上遗忘物件，妥善保管试验器具，以得再次使用。（6）试验记录。对试验项目、测量数据、试品名称和编号、仪器仪表编号、气象条件及试验时间等应进行详细的记录，作为分析和判断设备状态的依据，然后整理成试验报告，以便抄报和存挡。二、安全措施交接和预防性试验中的多数试品装设在发电厂、变电站现场，由于试品的对外引线、接地装置易触及附近的带电运行设备，加之人员嘈杂和堆放的杂物等情况，均增加了试验工作的复杂性。在试验项目中，有些要施加高电压，这样就必须具备完善的安全措施才能开展工作。1）现场工作必须执行工作票制度、工作许可制度、工作监护制度、工作间断和转移及终结制度。2）在试验现场应装设遮栏或围栏，悬挂“止步，高压危险！”标示牌，并派专人看完。试品两端不在同一地点时，另一端还应派人看完。3）高压试验工作不得少于两人，试验负责人应由有经验的人员担任。开始试验前，负责人应对全体试验人员详细布置试验中的安全事项。4）因试验需要断开电气设备接头时，拆前应做好标记，恢复连接后应进行检查。5）试验器具的金属外壳应可靠接地，高压引线应尽量缩短，必要时作绝缘物支持牢固。为了在试验时确保高压电压回路的任何部分不对接地体放电，高电压回路与接地体（如墙壁、金属围栏、接地线等）的距离必须留有足够的裕度。6) 试验装置的电源开关，应使用具有明显断点的双极闸刀，并保证有两个串联断开点和可靠的过载保护设施。7）加压前必须认真检查接线、表计量程，确信调压器在零位及仪表的开始状态均正确无误，并通知有关人员离开被试设备，在取得试验负责人许可后，方可加压，加压过程中应有人监护。试验人员在加压过程中，应精力集中，不得与他人闲谈，随时警惕异常现象发生。操作人员应站在绝缘垫上。8）变更接线或试验结束时，应首先降下电压，断开电源、放电，并将升压装置的高压部分短路接地。9）未装接地线的大电容试品，应先放电再进行试验，进行高压直流试验时，每告一段落或试验结束后，应将试品对地放电数次并短路接地后方可接触。10）试验结束时，试验人员应拆除自装的接地短路线，并对试品进行检查和清理现场。第三节 电气试验的总体要求电气试验的预防性试验是判断设备能否继续投入运行、预防设备损坏及保证安全运行的重要措施。凡电力系统的设备，均应根据电力部有关的规程、规范的要求进行预防性试验。1）高压电气设备交接试验规程和电力设备预防性试验规程的各项规定是检查设备的基本要求，应认真执行。在安装和维护、检修工作中，有关人员还应执行部颁的安装和检修、运行的有关规定，不断提高质量坚持预防为主，积极改进设备，使设备能长期、安全、经济地运行。2）坚持科学的态度，对试验结果必须全面地、历史地进行综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势。要加强技术管理，健全资料档案，开展技术革新，不断提高试验技术水平。3）额定电压为110kV以下的电气设备，应按高压电气设备交接试验规程和电力设备预防性试验规程规定进行交流耐压试验（有特殊规定者除外），对于电力变压器和互感器，在局部和全部更换绕组后，应进行耐压试验。4）进行绝缘试验时，应尽量将连接在一起的各种设备分离开来单独试验（成套设备除外），同一试验标准的设备可以连在一起试。为了便利现场试验工作已经有了单独试验记录的若干同一试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。5）当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压的标准：当采用额定电压；较高的电气设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压标准进行试验；采用额定电压较高的电气设备，在已满足产品通用性的要求时，应按照设备实际使用的额定工作电压的标准进行试验；采用较高电压等级的电气设备，在已满足高海拔地区或污秽地区要求时，应在安装地点按照实际使用的额定工作电压的标准进行试验。6) 在进行与温度、湿度有关的各种电气试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、损耗因数、泄漏电流等），应同时测量被试物和周围空气的温度、湿度。绝缘试验应在良好的天气，且被试物温度及周围空气温度不低于 5 ，空气相对湿度一般不高于80%的条件下进行。7）对于绝缘电阻的测量，规定用60 s 绝缘电阻（ R60 ），吸收比的测量，规定用60 s 与15 s 绝缘电阻的比值（R60/R15）。第二章 绝缘试验第一节 绝缘电阻和吸收比试验测量设备的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简便的辅助方法在现场普遍采用兆欧表来测量绝缘电阻，由于选用的兆欧表电压低于被试物的工作电压，因此，此项试验属于非破坏性试验，操作安全、简便。由所测得的绝缘电阻值可发现影响电气设备绝缘的异物，绝缘局部或整体受潮和脏污，绝缘油严重老化，绝缘击穿和严重热老化等缺陷，因此，测量绝缘电阻是电气安装、检修、运行过程中，试验人员都应掌握的基本方法。一、绝缘电阻和吸收比绝缘电阻是指在绝缘体的临界电压下，加于试品上的直流电压与流过试品的泄漏电流（或称电导电流）之比，即