第一部分：变压器各阶段试验的目

        （换流变压器示意图）

     一、用型式试验、例行试验验证变压器的制造质量，是能否出厂的主要依据；

变压器制造质量及是否存在缺陷的验证：主要以出厂试验（例行试验、型式试验）手段进行验证（涉及变压器设计、材料、工艺、试验、环境、人员水平各环节）；

二、用交接试验验证变压器运输、存储、安装质量；是变压器能否带电的主要依据；

变压器运输过程是否存在问题（关注的内容有：各向三维冲击位移监控是否小于3g；有无刮碰、道路路面状况紧急刹车、溜放；铁心、夹件的绝缘电阻、绕组之间以及对地的电容量）；

变压器存储期间的是否有异常（关注的内容有：存储时间、环境温湿度变化、氮气的露点、泄漏及压力监控）；

变压器就位是否正常（关注的内容有：落位冲击、磕碰及振动3g）；

变压器安装是否按照制造厂的规定实施（关注的内容有：内检器身位移、垫脚破损、引线的固定及位移；残油水分、介损及耐压分析、铁心、夹件之间及对地的绝缘电阻、绕组之间及对地的绝缘电阻、绕组之间及对地的电容量、冷却器的检测和冲洗、管路的清洁度、套管及出线装置的安装、真空泄漏率、真空注油速度、热油循环进出口温度和时间、静置及排气）；

安装前后变压器油的各项试验（关注的内容有：绝缘油酸碱度、闪点、运动粘度、色泽、氧化安定性等简化试验、耐压、水分、介损、含气量、颗粒度、溶解气体色谱分析）；

变压器交接试验，验证运输、存储、安装质量的主要手段（试验项目有：直阻、变比、绝缘电阻、介损、直流泄漏、低电压空载损耗及阻抗、套管介损、交流外施耐压、ACLD及局部放电试验、油色谱分析）

三、用系统调试验证变压器是否能够投入长期运行

系统调试（关注的项目有：冲击合闸空载变压器、单相人工接地、单相分合分闸、大负荷、噪声测量、铁心、夹件接地电流测量、油色谱分析）；

四、用预防性试验评价变压器运行中是否存在缺陷

运行维护过程中的预防性试验，是变压器运行状态评价、是否存在缺陷、以及故障诊断分析的主要方法（油色谱分析、直阻、变比、绝缘电阻、介损、直流泄漏、220V低电压空载损耗、阻抗试验、套管介损、绝缘电阻试验等）

总而言之，各个阶段的试验目的及针对性很强，强调的侧重点、以及考核的内容均不同，试验项目也会有所不同；

试验结果的分析及诊断方法和原则是：对存在的同一缺陷或故障，通过试验项目之间的相互联系、互相佐证或验证，并与变压器的以上各个阶段、各环节相联系：通过之间的相互联系，综合分析，提高诊断的可靠性和准确性。尽量避免试验项目各自的单一的、孤立的分析和判断。

       第二部分：关于预防性试验

一，油色谱分析

油色谱分析实施容易，方法成熟、有效；能够检测出及区分变压器存在的过热故障、以及放电故障；在变压器的每个阶段都有油色谱分析；

起最突出的特点是；在变压器运行中随时可以实施，变压器大多数问题是由油色谱分析发现的，它是判定运行变压器是否正常的最主要手段；（氢气H2、甲烷CH4、乙烷CH6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、总烃ΣC、一氧化碳CO、二氧化碳CO2）

1. 关于离线油色谱分析的实施周期

投运前一次；投运24小时一次；投运7天一次；投运1个月一次；

进入正常周期，1000kV变压器、换流变每月一次，500kV、750kV变压器每三个月一次，220kV、110kV、66kV、35kV（大容量）变压器每六个月一次；

35kV、10kV变压器不推荐进行油色谱分析，仅进行油耐压试验就可以了，（变压器数量太多、老百姓、农民工）；

2. 对于有故障、缺陷的变压器油色谱分析将结合变压器的各种运行工况进行综合分析（天生桥换流变色谱数据表）

（1） 结合变压器的负荷、及谐波情况；

（2） 结合变压器的投切情况；

（3） 结合系统的操作及过电压情况；

（4） 结合变压器的冷却器油泵运转；

（5） 结合气象雷击情况（MOA）；

（6） 结合变压器的密封情况；

（7） 结合变压器的内部线圈、套管、铁心、夹件结构情况；

（8） 结合变压器的预防性试验的其他项目情况；

3.  关于油色谱分析的分辨率（灵敏度）、误差（准确度）等

（1）分辨率由过去的0.5uL/L，变成目前的0.1uL/L，甚至0.05uL/L

（2）误差有：仪器误差、平行试验误差（取样、人员、部门）、标气的误差；误差10%－20%是常有的；

4.  关于计较少量、痕量（0.5uL/L以下）乙炔（C2H2）的种种焦虑现象；

 （1）变压器在制造厂内应该严格控制，应该判定是那个试验项目（雷电冲击、操作冲击、ACSD、ACLD、温升、长期空载？）造成的。

（2）变压器在安装过程中也要特别注意滤油机加热器造成的痕量乙炔；

（3）变压器在交接试验的ASLD、AC试验造成的痕量乙炔；

（4）变压器在系统调试、冲击合闸投运过程中造成的痕量乙炔，要结合励磁涌流、系统过电压、变压器振动、声级、以及观察上、下接油箱连接处放电打火情况进行综合分析；

（5）变压器在运行过程中的痕量乙炔的增量观察，换流变多部位取油样色谱分析，进行区域定位；

    5，已经确认是过热故障中的少量乙炔是次要的问题

此时，乙烯、及总烃远远高于乙炔，少量乙炔的存在只能说明是过热故障的温度较高产生的乙炔，而不是放电产生的乙炔；不能过分纠结于少量乙炔；例如天生桥换流变、襄樊电电厂变压器

    6. 如何能够把控变压器的急性故障、与慢性故障

      慢性故障：有症状、及征兆被我们发现并且能够监控的故障。离线油色谱分析只能把控变压器的慢性故障；

      慢性故障有：（1）过热故障、（2)变压器的铁心、夹件放电故障、（3）以及老旧变压器的放电故障；

      急性故障：没有征兆就发生的故障；一方面是没有监测手段，另一方面是有些征兆我们没有意识到；

      油色谱在线监测有希望是发现急性故障的有效手段（榕城站1000kV变压器、天水麦积山750kV变压器）；

 7. 关于油色谱的在线监测

     （1）早期的氢狗：氢气、总烃，透气膜，长期使用，敏感度逐步下降，直至失效；

（2）振荡脱气式：全组分，由标气标定，补充标气，运行成本高；最快速度是每2小时分析一次；

（3）光栅光谱式：无需标气，售价较贵，运行成本低； 

    8. 不建议套管取油样进行色谱分析

会破坏套管的密封，使套管绝缘受潮，适得其反；

       二. 直流电阻测量：

  1.  直流电阻涉及的部件范围及判据；

      天广线换流变14台换流变均存在直阻问题，是家族病

套管顶端接线板的连接，套管导电杆或穿缆的连接，套管尾端接线板的连接，基本绕组及调压绕组的连接焊头，分接开关的动静触头的接触，分接引线端的连接，这些均是载流回路环节，有问题时，变压器便不具备带负荷运行的能力，应一票否绝。

判据，三相（相电阻或线电阻）的不平衡率，更重要的是与出厂试验值比较，这是原始基础。

2.  能够检出的故障或缺陷：

    分接开关动静触头绝触不良，错档，跳档；引线连接不良，绕组断股，断匝，断线，绕组焊接头焊接不良或开焊，绕组匝间短路。

3.   双臂电桥的原理和要点：

双臂四极法可以排除测量引线的影响，四线双夹时，夹子的电压极和电流极不能短路，测量回路中，电流夹在外，电压夹在内。

充电电流有2.5、5、10、20、40A的各种快速充电的直阻仪，价格差异大，充电电流的大小应考虑造成的铁心剩磁及是否造成绕组温度的上升。

4.   直流电阻数据的图象表示及优点：

V型曲线的形象化――数据统计的形象化和简捷化，避免了大量数据的枯燥的罗列和堆积。一张图可将若干组历史数据情况形象清楚地描述出来。当然，各组数据需要换算至同一温度下。

V型曲线的对称性－－表达单独有载调压绕组及正负分接档位和极性开关的状况，V型曲线的底点的坐标高低，可以反映出基本绕组的状况和绕组直阻测量时温度的差异。

V型曲线的平滑或曲折――可反映出分接开关动静、触头的磨损或压力的变化，（天生桥408316图）

5.    温度及试验时间的影响：

测量绕组直阻时应用油平均温度代表绕组的平均温度，而不是环境温度。但变压器的油的温度计往往是顶层油的温度，而不是油的平均温度，这会造成绕组直阻的换算误差，应设法测量出油的平均温度（红外油箱表面测温及平均、放油测量油温）。

三相变压器的绕组多，直阻试验时间长，应注意油平均温度是否随气温而变化。

数据都换算至75℃，便于比较；（235+75）/(235+t)=K，避免误会；

6.   股间短路故障可能不能检出；（襄樊发电厂220kV主变）

能够检出的项目是负载损耗和油气相色谱分析。

7.   关于直阻测量的充电电流和励磁涌流；

绕组直阻测量的充电电流使变压器铁心产生剩磁，使冲击合变压器时产生的励磁涌流激增。大型变压器的励磁涌流峰值可以是其额定电流的数倍，持续时间可长达十几秒，铁心材料越好，该现象越严重。并导致：

励磁涌流造成继电保护差动保护误动作；

励磁涌流造成变压器剧烈振动、变压器油的涌动和响声，使瓦斯气体保护装置误动作、或压力释放阀动作喷油，措施是使瓦斯继电器两端的连接有大于15度的坡度。

瞬间励磁涌流使变压器内的各金属部件的电场和磁场发生瞬态变化，其振动造成金属部件瞬间电位悬浮、接触不良而放电打火，使变压器油分解出以C2H2为主要特征的可燃性气体，措施是变压器内的金属部件安装和连接要牢靠，做到绝无松动的可能。

瞬间励磁涌流，也造成变压器上下节油箱箱沿连接不良处放电打火，夜间时，有时可目测到放电花。措施是上下节油箱箱沿四周用几个铜带进行可靠相连，另外，尽量降低变压器接地网的接地电阻值。

为降低励磁涌流，比如，特高压变压器了直阻试验的充电电流，1000kV、500kV、110kV绕组充电电流分别为2.5A、5A、和20A。或者使用有退磁功能的直阻仪，变压器带轻载冲击合闸。

为防止差动保护动作，延长差动保护的动作时间和重新整定偶次谐波与基波比例系数定值，是经常使用的方法。

当直阻仪的充电电流与变压器的额定电流可比时，应考虑充电电流会引起绕组温度的变化。

8.    与直流电阻密切关联的其他试验；

变比测量，负载损耗及短路阻抗测量，温升试验，油中溶解气体的气相色谱分析；

9．  什么情况下直阻试验可以不做或延长试验周期，

无励磁调压变压器正在运行且色谱正常，运行中无遭受短路、无过负荷，运行中套管红外监测无异常，

10.    能否不拆头进行直阻试验，

原则上是可以的。拆不拆头的原则是不能影响直阻测量时的回路电流；

11．  分接开关磨合操作对直阻测量值的影响，

直阻测量前，分接开关进行两个循环的操作是必要的，分接开关的动静触头之间的表面接触电阻会影响绕组的直阻数据，操作分接开关可以减少动静触头的表面接触电阻；磨刀不误砍柴工。

12.    助磁法提高充电速度。

需要经验、仔细操作，单相变压器好办，三相变压器则困难。

二．变比及联接组别

1.   变比涉及的部件范围及判据，

两个绕组之间的匝数比，N1/N2=K  ,低压变高压，高压变低压，同名端，联接组别；适应各种电压以及联接组别的要求，是变压器的关键性能参数，变比参数涉及变压器的绕组、以及分接开关；

判据，额定档位的变比误差0.5％，其他档位的误差一般为1％，变比不对，大问题，一票否决。必须找到原因；

2.   能检出的故障和缺陷；

与直流电阻情况类似，绕组断断匝，断线，匝间短路，分接开关跳档，错档，以及联接组别错误，绕组严重变形严重时，变比数据也有明显变化。

3.   QJ-35变比电桥与自动变比电桥

   变比电桥的测量原理是测量电桥的理想变压器的基准变比与被测变压器变比的差值，比直接测量一次、与二次电压灵敏度要够；数据的重现性，可靠性，和设备价格。

4.    整流变压器和牵引变压器的变比、联接组别测量是复杂的。

三．绝缘电阻、吸收比、极化指数

1.    绝缘电阻涉及的范围及判据

范围：绕组对地、以及绕组之间绝缘电阻，铁心、夹件对地以及之间的绝缘电阻。

判据：一般绕组绝缘电阻大于5000MΩ，吸收比大于1.3；

当绝缘电阻大于10GΩ时，往往其吸收比小于1.3，此时，则要求极化指数大于1.5。

铁心、夹件对地及之间的绝缘电阻一般2000MΩ。没有吸收比、极化指数的要求；

与历史数据比较，与出厂例行试验数据比较，大于等于出厂数据的70％。

2.   能检出的故障和缺陷

上述绝缘严重受潮或绝缘劣化，

如器身没有干燥彻底，

储油柜敞开式或胶囊破裂，油箱严重渗漏，进水，

绝缘油在多台变压器的试验中反复使用，成为中油。乃至使变压器绕组的绝缘电阻徘徊在3000M左右，此时，吸收比及极化指数指标则出奇的好。这是不正常的。

3.   绝缘电阻参数的优点和缺点

优点：试验简单、易行，能够检测出严重的绝缘缺陷。

自从大型变压器制造中采用煤油气相干燥工艺后，绝缘电阻出奇的高（大于10GΩ以上），而吸收比总是达不到1.3，此时，要求极化指数要大于1.5。

事实上，近些年，采用煤油气相干燥工艺后，绝缘干燥彻底，变压器油箱能够承受高真空和高正压，密封相当好，不会象以前那样，出现进水受潮，使绝缘电阻试验检出故障的事例大大减少，感觉绝缘电阻试验已无实施的必要，但是，毕竟还有许多老旧变压器，绝缘电阻试验对它们还是有效果的。

用一本规程一把尺子衡量、管理这么多新、老变压器，必定会顾此失彼，新、老变压器的绝缘设计、绝缘材料、干燥工艺等方面发生了很大的差异，仍用过去传统的绝缘电阻概念理解新变压器是有不适应的地方。之所以现在推崇状态检修其道理不言自明。

4.   兆欧表的差异

有几百元的兆欧表，也有几万元的兆欧表，兆欧表的测量误差标准要求为小于20％。

a.内阻；

b.短路输出电流；

c.大容量变压器用什么兆欧表，小容量变压器用什么兆欧表；

d.价格相距甚远；

5.   制造厂不提供真实数据，

避免与现场扯皮。不要恬不知耻。

6.   环境湿度对绝缘电阻测量的影响，

电吹风，屏蔽接线不管用。

7.   套管表面清洁对绝缘电阻的影响

8.   绝缘电阻的温度换算关系式

在新变压器的纸板小油间隙已不适用，有些过时，介损也是。

9.   与绝缘电阻有联系的试验有，

直流泄漏电流测量，油的水分，介损，密封及真空试验。

10.  铁心、夹件、的绝缘电阻

      建议使用1000kV及以下的兆欧表，避免将铁心、夹件的对地绝缘击穿了，使铁心、夹件形成了环流，得不偿失；教训太多了。主要是变压器下部铁心、夹件对油箱底部的垫脚绝缘，在长期重压下，变薄、变形，绝缘强度下降，但是铁心、夹件对地绝缘有一点就行，未必要追求高阻值；只要有一点电阻值就能够限值铁心、夹件形成环流；一般地，油箱底部杂质较多、较脏；在油流、振动的作用下，这些杂质容易将铁心、夹件对地绝缘短接，或者将铁心与夹件之间的绝缘短接，使铁心、或者夹件形成环流，造成铁心、夹件对地电流大于100mA，导致过热故障，引起油色谱中乙烯、甲烷、总烃上升；

    为了降低变压器的噪声，往往在变压器下部铁心、夹件与油箱底部之间加隔振硬橡胶，隔振硬橡胶在重压下，很快变薄、变形，在出厂试验时，铁心、夹件的绝缘电阻就会很低；

四．绕组连同套管的介损及电容量测量

1.介损及电容量试验涉及的组部件范围和判据

范围：绕组对地（油箱、铁心、屏蔽）的主绝缘及几何尺寸，绕组之间的绝缘及尺寸。

判据：介损不大于出厂值的130％，电容量与出厂值相差要小于3％。

一般在制造厂均能达到0.3%左右；

2.能够检出的故障和缺陷

绝缘受潮、或进水、

干燥不彻底、

主绝缘严重破损或劣化、老化；

绝缘油有极性物质；绝缘油生产工艺环节变化；再生油；

储油柜敞开式或胶囊破裂，油箱严重渗漏，

绕组变形。

3.与介损及电容量试验相关联的其他试验

      绝缘电阻、直流泄漏、绕组阻抗、绕组频率响应、油的水分、油耐压、油介损、油糠醛分析。绝缘纸板的聚合度。

4.客观评价介损测量的作用和意义

    对无渗漏、密封良好的变压器尤其是新变压器无意义，

    对老旧、密封不良的或干燥不彻底变压器有意义，如老化或绝缘受潮。

    对新安装的变压器可以检查安装质量，安装露空时间、密封如何、抽真空的效果、热油循环的效果如何。

 电容量的测量对变压器绕组变形分析判断有意义，因为，各绕组之间和绕组对地的几何尺寸决定了它们之间的电容量。

5.介损测量的干扰及解决方法

    50Hz工频电场和磁场的干扰。

    45－65Hz范围的异频法电源，及傅立叶变换消除50Hz干扰方法

    要考虑异频电源的容量能否满足试品介损试验10kV时,电容电流的要求。尤其是大容量变压器的低压绕组的介损试验时。

6. 介损的温度换算关系式

在新变压器的多层绝缘纸板小油间隙已不适用，有点扯淡。

7.介损试验时环境湿度会影响试验结果，负介损的情况

电吹风，套管表面的清洁，负介损数据的出现，标准电容器的介损大于试品的介损，邻近物体杂散电容的影响。

8.制造厂没有提供真实的试验数据。

9.预试规程中是否会取消绝缘电阻、和介损试验

理由

1）有大量老旧变压器仍然在服役，对老旧变压器（绝缘材料材质不佳，但用量足、预度大）还是顶管用的。

2) 试验简单、不太费事、

3）试验中干扰问题彻底解决了。

4) 新变压器材料材质好、但用量抠、预度小、一旦受潮即刻发生击穿。

5）在预试规程和交接试验标准中要有区别，新安装的变压器绝缘电阻、介损必须做，主要检查安装质量，运行的不渗不漏、密封良好的新变压器可以不做

6）有机会就做，不必强求每年都做。

五．直流泄漏电流测量

1.直流泄漏电流测量涉及的元件范围和判据

直流泄漏电流测量是现场预试试验中试验电压最高的试验，与绝缘电阻试验相比，是试验电压更高的绝缘电阻试验，但不用兆欧值标示，而用微安值标示，泄漏电流更高可达数十微安级，而绝缘电阻试验的直流泄漏电流一般为零点几至几微安级。故其故障缺陷的检出的灵敏度要高。

范围：直流泄漏电流测量涉及绕组之间和绕组对地的绝缘。

判据：在规定的直流试验电压下，其泄漏电流小于规定值。

2.直流泄漏电流测量能检出的缺陷

绕组主绝缘严重进水或受潮、严重破损或脏污，变压器安装时干燥不彻底，绝缘严重老化。

3.与其相联系的试验

   绝缘电阻测量、介损及电容量测量、中性点交流外施耐压试验。油的水分、耐压、及介损、糠醛分析、绝缘纸板的聚合度。

4. 客观评价直流泄漏电流测量的意义和作用

1）制造厂出厂例行试验没有该试验项目，

2）与介损和绝缘电阻试验类似，试验操作简单易行，

3）对新安装的变压器，检查安装时绝缘是否受潮或干燥不彻底（露空时的湿度及时间、密封如何、抽真空、热油循环等工艺）其灵敏度较高。 

4） 对老旧、密封不良的或干燥不彻底变压器有意义，如老化或绝缘受潮。

5. 测量时的注意事项

1）屏蔽及微安表的布置，

2）套管表面的清洁

3）环境温度、湿度的影响，

4）测量数据的温度换算

6.关于直流高压发生器

1）价格差异

2）输出电压、容量、输出端短路时的电流参数（也即内阻）、纹波系数。

3）可以用于避雷器的1mA参考电压试验。特高压避雷器测量8mA参考电压。

4）直流电压下的局部放电。开关电源、或几十千赫兹中频倍压整流的局放干扰大几十万pC。可行的电源是50－300Hz电源进行倍压整流，干扰可以控制在300pC左右。

7.预防性试验会取消直流泄漏电流试验吗

不会1）试验简单、易行，

     2）试验有一定效果，

     3）针对变压器、电抗器目前的干燥方式和绝缘材料的构成，规定试验电压下的泄漏电流限值，应该在试验数据的统计基础上，研究重新设定。限值过分灵敏和迟钝都是不妥的。

六．变压器油的试验

色谱：诊断是否有过热性、放电性故障

耐压：受潮、杂质；

介损：受潮、杂质、老化

水分：受潮、老化、密封（高温、低温的迁移）、

含气量%，密封：油的析气特性

颗粒度：杂质，换流变的专门要求；

七．变压器的抗短路能力

    国网的十反事故措施

   1. 新变压器：

     曾经采购高阻抗变压器；

     最近招标时规定在中标的一批产品中抽检短路承受能力试验；费用在投标报价中；惩罚措施；

     不能进行短路承受能力试验的大容量、高电压变压器采用短路承受能力的计算校核；目前苏州所可以进行500kV/400MVA单相变压器的短路承受能力试验（正泰、三变科技、江苏吴江、），在荷兰KAMA（沈变、西变）

     国网曾经进行变压器的损耗、声级、局放抽检；举例

   2. 已经运行的变压器：

      （1）继电保护、电缆出线，不进行自动重合闸

      （2）变压器出口母线桥、线路的绝缘化；

      （3）容性电流超过10kV/20A、35kV/10A的中性点不接地系统，安装自动跟踪补偿功能的消弧线圈装置，防止单相接地演变成相间短路故障；

      （4）提高直流电源的可靠性，确保保护可靠动作；

     （5）运行，

     （6）限流电抗器

      （7）将变压器改造成变阻抗变压器

   3. 变形试验：

（1）短路阻抗

（2）绕组对地、之间的电容量

（3）频率响应曲线

  八。关于运行变压器的巡视，

    声音、油位、冷却器、储油柜、呼吸器、

  九．关于预防性试验规程 

1.新、老变压器不区分，

2.密封好的与渗漏严重的不区分，

3.长期重载运行和轻载运行的不区分；

4.高电压等级大型变压器和低电压等级小型变压器不区分

5．油浸变压器和干式变压器不区分

6.结构大不相同的变压器不区分；

上述这么多不相同，却用一个尺度来衡量，如果再教条地去理解和应用和实施，难免顾此失彼、漏洞百出，闹出许多笑话，又是规程，都不敢违背，

  7. 扩展项目：

  （1）额定电压的12h空载试验；

  （2）50%额定电流以上的负载试验、或者温升试验

  （3）ACLD带局部放电测量的试验

十．关于有关变压器标准之间的矛盾：

   1.  关于GB1094.3标准2017版本及GB50150－2017版本交接试验规程的差异

   2.   交接试验规程GB50150关于110kV变压器的ACLD试验与GB1094.3的差异问题；

   3.  750kV电压等级的电器设备有专门的交接试验规程；

   4.  1000kV电压等级的电器设备也有专门的交接试验规程；

       第二部分：变压器的交接试验

    变压器的预防性试验的项目均是交接试验项目的一部分；此外：还有中性点的交流外施试验、套管连同绕组的感应耐压带局放测量的试验，分接开关试验，低电压空载电流试验、小电流短路阻抗试验，绕组频率响应特性试验，噪声试验（在系统调试期间进行）等；下载本文