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1、变压器试验项目可分为绝缘试验和特性试验两类。 (1)绝缘试验有：绝缘电阻和吸收比试验、测量介质损耗因数、泄漏电流试验、变压器油试验及工频耐压和感应耐压试验，对220kV及以上变压器应做局部放电试验。330kV及以上变压器应做全波及操作波冲击试验。 (2)特性试验有：变比、接线组别、直流电阻、空载、短路、温升及突然短路试验。变压器的预防性试验 6~10千伏配电变压器的预防性试验项目和试验标准如下： （1） 测量绝缘电阻 测量结果应与出厂试验数据或前一次测量的结果相比较，通常不应低于以前测量结果的70%。 （2） 交流耐压试验 6千伏、10千伏和
2、400伏的变压器分别用21千伏、30千伏和4千伏电压进行交流耐压试验，试验结果与历年测试数值比较不应有显著变化。 （3） 绕组直流电阻 630千伏安以上的变压器，经折算到同一温度下的各相绕组电阻值，不应大于三相平均值的2%，与以前测量结果比较，相对变化也不应大于2%。630千伏安以下的变压器，相间阻值差别不应大于三相平均值的4%，线间阻值差别不应大于三相平均值的2%。 （4） 绝缘油的电气强度 运行中的变压器，其绝缘油的电气强度试验标准为20千伏。精选范本,供参考！对运行中变压器进行定期试验，主要目的是监督其绝缘状况，一般每年对变压器作一次预防性试验。
3、 1.试验项目：变压器的绝缘电阻和吸收比、介质损失角、泄漏电流、分接开关的直流电阻试验，变压器油的电气性能（包括绝缘电阻、损失角、击穿电压3个项目）和油色谱分析。 2.分析方法除按规程规定标准衡量是否合格外，主要是将各项目的试验结果与历次试验结果进行纵横分析比较，对有怀疑的试验结果进行鉴定性试验，找出缺陷，列入检修计划进行处理，并加强运行中的监视。 3.分析变压器绝缘时，要注意试验时的油温及试验使用的仪表、天气情况等对试验结果有影响的因素。 4.遥测变压器绝缘电阻时应注意以下事项： （1）遥测前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线和引线。 （2）使用合格
4、的2.5千伏绝缘电阻表，遥测时将绝缘电阻表放平，当转速达到120转/分时，读R15、R60两个数值，测出吸收比。 （3）遥测时应记录当时变压器的油温及外温。 （4）严禁在遥测时用手触摸带电导体或拆除绝缘电阻表线，遥测后应将变压器的线圈放电，防止触电。 （5）遥测项目：对三绕组变压器应测量一次对二次、一次对三次、一次对地、二次对一次、二次对三次、二次对地、三次对一次、三次对二次及三次对地的绝缘电阻。 （6）在潮湿或污染严重的地区应加屏蔽线。 （7）变压器从电网上断开后，应待其上、下层油温基本一致后，再进行测量，因此时线圈、绝缘和油的温度基本相同，方可用上层
5、油温作为线圈温度。 根据《电力设备交接和预防性试验规程》规定的试验项目及试验顺序, 主要包括油中溶解气体分析、绕组绝缘电阻的测量、绕组直流电阻的测量、介质损耗因数tgD检测、交流耐压试验、线圈变形试验、局部放电测量等。 1.油中溶解气体分析 在变压器诊断中, 单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷, 而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法, 对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化, 在特定温度
6、下, 往往有某一种气体的产气率会出现最大值; 随着温度升高, 产气率最大的气体依此为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系, 而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下, 由于油和固体绝缘会逐渐老化,变质, 并分解出极少量的气体(主要包括氢H2 甲烷CH4 乙烯C2H4 乙炔C2H2 一氧化碳CO 二氧化碳CO2等多种气体)。当变压器内部发生过热性故障, 放电性故障或内部绝缘受潮时, 这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中, 少部分上升至绝缘油的表面
7、, 并进入气体继电器。经验证明, 油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关, 不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的, 因此在设备运行过程中, 定期测量溶解于油中的气体成分和含量, 对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效, 在1997 年颁布执行的电力设备预防性试验规程中, 已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置, 并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明: 过热性故障占63%; 高能量
8、放电故障占
