试验变压器过流过压保护操作规程
1.操作前应根据被试品的容量及电压等级，调整好电流继电器
2.合上电源开关，按下送电按钮接触器吸合，调压器带电电源信号灯灭，送电信号灯亮，此时可以进行升压试验。
3.缓慢顺时针旋动调压器手柄并密切注视电压表(应以每秒3KV的速度升压为宜)当升压至被试品规定的耐压值时应及时按下计时按钮，并密切注视被试品情况
4.当达到被试品规定的耐压时间时台(箱)内会发出报警声，表示被试品耐压合格，此时应将调压器手柄逆时针方向旋动使调压器归零。并按下停止按钮，切断电源
5.在升压或耐压试验过程中，如出现过电压，应及时逆时针旋动调压器旋钮使电压回到规定值
6.试验过程中如电流表电流指示超出被试品规定的范围，应立即停止升压找出相关原因再行试验
7.在升压或耐压试验过程中，如发生短路、闪络、击穿等过电流时，电流继电器会动作使调压器自动断电，表示被试品不合格。此时应将调压器回零，并将计时按钮复位。以便下次操作。
篇2:某主变压器预防性试验作业指导书
1?适用范围本作业指导书适用于××××220kV变压器现场预防性试验2?引用文件DL/T596-1996电力设备预防性试验规程DL474.1-92现场绝缘试验实施导则?绝缘电阻、吸收比和极化指数试验DL474.4-1992现场绝缘试验实施导则?直流高电压试验DL474.3-1992现场绝缘试验实施导则?介质损耗因数tgδ试验DL/T573-1995电力变压器检修导则JB/T501-1991?电力变压器试验导则GB/T16927.1-1997?高电压试验技术?第一部分:一般试验要求GB/T16927.2-1997?高电压试验技术?第一部分:测量系统3?试验前准备工作安排3.1准备工作安排√序号内容标准责任人备注1根据试验性质,确定试验项目,组织作业人员学习作业指导书,使全体作业人员熟悉作业内容、作业标准、安全注意事项不缺项、漏项2了解被试设备出厂和历史试验数据,分析设备状况明确设备状况3根据现场工作时间和工作内容填写工作票工作票填写正确4准备试验用仪器仪表,所用仪器仪表良好,有校验要求的仪表应在校验周期内仪器良好3.2人员要求√序号内容责任人备注1现场作业人员应身体健康、精神状态良好2具备必要的电气知识和高压试验技能,能正确操作试验设备,了解被试设备有关技术标准要求,能正确分析试验结果,具有一定的变压器专业理论知识。3熟悉现场安全作业要求,并经《安规》考试合格3.3仪器仪表和工具√序号名?称型号及规格单位数量备注1.?直流高压发生器DHV-300kv/2mA直流高压发生器台1输出电压高于试验电压,输出电流大于绕组的泄漏电流,通常在0.5mA以上。电压波纹小于3%2.?变压器直流电阻测试仪HDBZ-3台1三相测试方式下电流宜小于等于10A;丹麦香测试方式下测试电流等于20A3.?绝缘电阻测试仪TE3673台1试验时输出电流小于等于2mA4.?数字兆欧表RS2671型只1用于测试变压器铁芯及夹件5.?介损测试仪QJS-D台16.?测试线DDC-1包17.?温湿度计VC230只1误差±1℃8.?登高作业绝缘楼梯2.5张19.?登高作业绝缘楼梯4.5张110.?安全带副211.?吊绳10m根13.4危险点分析√序号内容1作业人员进入作业现场不戴安全帽,不穿绝缘鞋可能会发生人员伤害事故2作业人员可能走错变压器室及与带电设备保持距离不够,会发生触电的危险情况3试验现场不设安全围栏,会使非试验人员进入试验场地,造成触电4进行绝缘电阻测量和直流泄漏和耐压试验后不对试品充分放电,会发生电击5进行绝缘电阻测量时,非测试相不进行短路和接地,会发生电击6进行绕组直流电组测试时,非测试相不进行短路接地,会发生电击7进行绕组绝缘电阻、直流泄漏和耐压测试时,断开变压器铁芯接地连片,会发生电击8进行绕组放电时,断开变压器铁芯接地连片,会发生电击9进行绕组放电时,接触非放电绕组会发生电击10进行直流耐压试验时,在器身上的观察人员与带电部位安全距离不够,会发生触电11进行直流耐泄漏和压试验时,在器身上的观察人员体表会产生静电荷,未释放电荷前触摸导体或者其他金属物体时,会发生电击12加压时无人监护,可能会造成误加压或非试验人员误入试验场地,造成触电13升压过程不实行呼唱制度,会造成人员触电14登高作业未采取必需的安全措施,可能会发生高空坠落危险15试验设备接地不好,可能会对试验人员造成伤害16变更试验接线,不断开电源,可能会对试验人员造成伤害17在主变压器试验和检查期间,未经申请并许可,擅自操作主变高压侧的任何开关和刀闸,可能发生重大人身伤害和设备损坏事故工作班成员确认签名3.5安全措施及注意事项√序号内容1进入试验现场,试验人员必须戴安全帽,穿绝缘鞋2现场试验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、转移和终结制度1.3试验现场应装设遮拦或围栏,悬挂“止步,高压危险!”的标示牌,并有专人监护,严禁非试验人员进入试验场地2.4为保证人身和设备安全,在进行绝缘电阻测量和直流试验后应对试品充分放电5在现场进行试验工作时,根据带电设备的电压等级,试验人员应注意保持与带电体的安全距离不应小于《安规》中规定的距离6试验器具的金属外壳应可靠接地,试验仪器与设备的接线应牢固可靠7工作中如需使用登高工具时,应做好防止作业人员高空摔跌和瓷件损坏的安全措施8试验装置的电源开关,应使用具有明显断开点的双极刀闸,并有可靠的过载保护装置9开始试验前,负责人应对全体试验人员详细说明在试验区域应注意的安全注意事项10进行绝缘电阻测量时,非测试相必须进行短路和接地,以免发生电击11进行绕组直流电组测试时,非测试相必须短路接地,以免发生电击12进行绕组绝缘电阻、直流泄漏和耐压测试时,严禁断开变压器铁芯接地连片13进行绕组放电时,严禁断开变压器铁芯接地连片14进行绕组放电时,严禁接触非放电绕组及其引出线15进行直流耐压试验时,在器身上的观察人员与带电部位必须保持足够的安全距离,以免发生触电和电击16进行直流耐泄漏和压试验时,在器身上的观察人员体表会产生静电荷,未释放电荷前不得触摸导体或者其他金属物体,以免发生电击17对中性点避雷器进行非线性试验时,首先应根据试验电压值设置直流发生器过电压保护定值,并进行升压检验保护动作的可靠性和准确性18加在被试品的高压接线,在空间布置时应测试空间各方位的最小值并进行优化调整,尽可能减小杂散电流对测试准确性的影响,保证试验设备安全19试验过程应有人监护并呼唱,试验人员在试验过程中注意力应高度集中,防止异常情况的发生。当出现异常情况时,应立即停止试验,查明原因后,方可继续试验20变更接线或试验结束时,应首先将加压设备的调压器(电压调整电位器)回零,然后断开电源侧刀闸,并在试品和加压设备的输出端放电接地21试验结束后,试验人员应拆除试验临时接地线,并对被试设备进行检查和清理现场22试验应在天气良好的情况下进行,遇雷雨大风等天气应停止试验23在主变压器试验和检查期间,未经申请并许可,严禁擅自操作主变高压侧的任何开关和刀闸,以免发生严重的人身伤害和设备损坏事故工作班成员确认签名
3.6试验分工√序号试验项目作业人员1绕组连同中性点引出线套管、高压侧出线油气套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数测试2铁芯及夹件绝缘电阻测试3绕组连同套管的直流泄漏电流4绕组连同套管的tgδ暂无手段和条件5铁芯绝缘电阻6主变压器无载分接开关运行档位220kv侧连同绕组—油气套管—坪119地刀之间的GIS导体的直流电阻、10.5kv测直流电阻测试及换算7中性点避雷器绝缘电阻测试8中性点避雷器绝非性测试9坪117地刀绝缘电阻测试10坪117主触头接触电阻测试11评117地刀操作机构维护保养及传动试验检查12瓦斯继电器更换及配合二次专责联动试验13主变中性点放点间隙定值校核测量4?试验程序4.1开工√序号内容作业人员签字1作业负责人全面检查现场安全措施是否与工作票一致,是否与现场设备相符2作业负责人向工作人员交待作业任务、安全措施和注意事项,明确作业范围。4.2试验项目和操作标准√序号试验项目试验方法安全措施及注意事?项试验标准责任人签字1绕组连同中性点引出线套管、高压侧引出线油气套管及相邻GIS气室绝缘电阻、吸收比和极化指数1)测量并记录环境温度和湿度,并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度2)测量前应将被测绕组短路接地,将所有绕组充分放电3)非被测绕组短路接地,被测绕组各引出端短路,测量记录15秒、60秒、600秒的绝缘电阻值4)先断开测量线,关闭兆欧表,被测绕组回路对地放电5)测量其他绕组1)绝缘电阻测量后应对试品充分放电2)测量吸收比时应注意时间引起的误差3)试验时设法消除表面泄漏电流的影4)准确记录顶层油温,因为变压器的绝缘电阻随温度变化而有明显的变化1)将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下R2=R1×1.5(t1-t2)/10,与上一次试验结果相比应无明显变化,一般不低于上次值的70%。(式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值)2)在10—30℃范围内,吸收比不小于1.3;极化指数不小于1.5。吸收比和极化指数不进行温度换算3)绝缘电阻大于10000MΩ时,可不考核吸收比或极化指数2绕组连同套管的直流泄漏电流1)变压器各绕组引线断开,将试验高压引线接至被测绕组,其他非被测的绕组短路接地2)按接线图准备试验,保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确3)记录顶层油温及环境温度和湿度4)确认一切正常后开始试验。根据绕组电压按照GB50150确定试验电压(分级绝缘变压器试验电压应按被试绕组电压等级的标准,但不能超过中性点绝缘的耐压水平)。先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确5)将直流电源输出加在被试变压器绕组上,测量时,加压到0.5倍试验电压,待1min后读取泄漏电流值。然后加压到试验电压,待1min后读取泄漏电流值6)被测绕组试验完毕,将电压降为零,切断电源,必须充分放电后再进行其他操作1)高压引线应使用屏蔽线以避免引线泄漏电流对结果的影响,高压引线不应产生电晕2)微安表应在高压端测量3)负极性直流电压下对绝缘的考核更严格,应采用负极性4)由于出厂试验一般不进行直流泄漏电流测量,直流泄漏电流值应符合有关标准规定,并为以后预试比较判断留存依据5)如果泄漏电流异常,应首先考虑环境的影响6.升降电压时速度不应过快1)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近2)220kV变压器的泄漏电流一般不大于___μA3)任一级试验电压时,泄漏电流的指示不应有剧烈摆动3铁芯、夹件绝缘电阻1)测量并记录顶层油温及环境温度和湿度2)使用2500V兆欧表,将地线端子用接地线和变压器的外壳连接好,用绝缘把手将火线接触被测变压器的铁心,开始测量。记录60秒的绝缘电阻值3)关闭兆欧表并将被测变压器的铁心放电注意对试验完毕的变压器铁心必须充分放电绝缘电阻值与出厂值比较应无明显差别,不低于500MΩ,如果铁芯绝缘电阻过低,应查明原因4中性点电容型套管试验1)测量时记录环境温度和设备的顶层油温2)测量变压器套管tgδ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。tgδ和电容量测量接线图参照介损测试仪接线图3)tgδ与电容量测试完毕,使用兆欧表测量末屏对地的绝缘电阻4)试验完毕恢复套管的末屏接地测量后应对末屏充分放电1)主绝缘20℃时的tgδ%值不应大于GB50150的规定值2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末屏对地的tgδ;加压2kV,其值不大于2%3)当电容量变化达到+5%时(或达到一层电容屏击穿引起的变化)应认真处理4)油纸绝缘电容式套管tgδ试验时一般不低于10℃而且不进行温度换算暂不具备条件和手段5主变压器无载分接开关运行档位220kv侧连同绕组—油气套管—坪119地刀之间的GIS导体的直流电阻、10.5kv测直流电阻测试及换算220kv侧:1.测试方法:利用主变高压侧GIS坪119地刀进行测试2.将坪119地刀的三相接地铜排断开,创造测试条件3.采用三相测试方,将A、B、C三相测是线钳夹至坪119地刀接地引出端测试4.将直阻测试仪的U0用专用测试线与主变中性点引出端连接10.5kv侧:1.采用单相测量法进行间接测量并进行星-三角换算2.恢复坪119地刀断开的接地引出铜排,恢复坪117的合闸状态断开坪119地刀接地铜排时,申请运行许可将坪118地刀处合上位置。将主变10.5kv侧三相断路接地确认并记录无载调压开关的当前档位1)如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,按要求中3)项执行2)不同温度下的电阻值按下式换算式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值;T为计算用常数,铜导线取235,铝导线取2253)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量1)1.6MVA以上变压器,各相绕组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,线间差别不应大于三相平均值的1%2)与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%6坪117地刀绝缘电阻测试试验前断开坪117刀闸清扫主刀闸瓷裙表面并保持干燥1.在高处进行试验接线时,必须配戴安全绳或保险带2.登高楼梯必须固定牢靠,防止倾倒7坪117主触头接触电阻测试坪117刀闸出合闸位置,采用回路电阻测试仪进行测试试验前推上坪117刀闸,并检查住锄头闭合位置准确、接触良好接触电阻应不大于出厂允许值的1.5倍,即≯200μΩ8坪117操作机构操作检查手动和电动操作刀闸分、合不少于5次操作时,刀闸上不得有任何作业人员1.机构动作应稳定可靠,无卡涩现象和异常声响2.合闸位置时主刀闸接触良好9瓦斯继电器更换与检查关闭瓦斯继电器两端的蝶阀,放空瓦斯继电器内部和相邻管道内的绝缘油,并密闭保存记录更换前后瓦斯继电器的型号和编号拆除拟更换的继电器连接法兰和相应连接管路及二次接线复装经检验合格的瓦斯继电器,打开继电器两端管路上的蝶阀对继电器和管路充油,并彻底排除继电器内腔和乡邻管道的气体1.关闭瓦斯继电器两端的蝶阀时,必须由经验丰富的人员进行,并仔细确认关闭位置准确无误2.放空瓦斯继电器内部和相邻管道时,必须缓慢进行3.尽可能缩短瓦斯继电器内腔和乡邻管道在空气中的暴露时间4.更换瓦斯继电器时应轻缓,避免碰撞和震动更换瓦斯继电器后检查继电器以及连接法兰、管路等密封良好,无任何渗漏油现象配合二次作业人员进行保护联动试验应准确可靠10中性点放电间隙定值复测采用500mm钢直尺进行测量测量度数应准确无误间隙定值为290mm
4.3竣工√序号内容责任人签字1拆除试验临时电源接线2检查被试设备上无遗留工器具和试验用导地线3将被试设备的一、二次接线恢复正常4清点工具,清理试验现场,拆除安全围栏5向运行人员报告被试设备试验结果6办理工作票终结手续4.4试验总结序号试验总结1试验结果2存在问题及处理意见5?作业指导书执行情况评估评估内容符合性优可操作项良不可操作项可操作性优修改项良遗漏项存在问题改进意见6?附录6.1变压器技术规范运行编号坪2B安装地点2号主变压器室出厂序号制造厂重庆ABB型号SSP-65MVA/220容量65MVA额定电压220kv额定电流阻抗电压%10.75/10.57/10.44220kv侧油气套管型号ETG-2352/1250厂家抚顺传奇套管出厂日期中性点套管型号BBLW-126/630-3厂家抚顺传奇套管出厂日期10.5KV套管型号BFW-20/6000-4厂家南京智达电气出厂日期压力释放阀型号厂家重庆ABB出厂日期无载调压开关型号厂家上海光明出厂日期瓦斯继电器型号BR80厂家ABB出厂日期6.2试验记录变压器绝缘电阻R15(GΩ)R60(GΩ))R600(GΩ)吸收比极化指数高压对低压绕组及地低压对高压绕组及地低压对其它绕组及地铁芯对地(MΩ)夹件对地(MΩ)试验日期上层油温(1)上层油温(2)环境温度环境湿度绕组温度℃℃℃%℃使用仪器TE3673/RS2671(铁芯夹件)结论变压器绕组的直流泄漏电流试验记录试验参数电压(kV)绕组的泄漏电流(μA)高压对低压绕组及地40低压对高压绕组及地——使用仪器DHV—300kv/2mA直流高压发生器试验日期上层油温(1)℃上层油温(2)℃环境温度℃环境湿度%绕组温度℃结?论铁芯绝缘电阻?单位:MΩ测试日期测试仪表RS2671-1000V测试参数R15R60吸收比环境温度℃环境湿度%绕组温度℃上层油温℃(1)上层温度℃(2)结?论铁芯夹件绝缘电阻?单位:MΩ测试日期测试仪表RS2671-1000V测试参数R15R60吸收比环境温度℃环境湿度%上层油温℃(1)上层温度℃(2)绕组温度℃结?论?变压器绕组无载调压运行档位的直流电阻220kv侧高压绕组分接运行位置Ⅴ(5)OA(mΩ)OB(mΩ)OC(mΩ)三相不平衡率(%)实测值参考值10.5kv侧ABmΩ)BC(mΩ)CA(mΩ)三相不平衡率(%)实测值换算值使用仪器HDBZ—3型变压器直流电阻测试仪试验日期上层油温(1)℃上层油温(2)℃环境温度℃环境湿度%绕组温度℃结论中性点放电间隙定值复测日?期间隙定值复测值测试人复测结论290mm备注:测试方法及器具:钢直尺瓦斯继电器更换检查更换日期继电器校检单位省电力试验研究院更换前瓦斯继电器参数型?号出厂编号流速正定范围(m/s)气体容积整定范围(ml)生产厂商工作温度℃BR801.00±15%250-300ABB℃-30~90更换后投入运行的瓦斯继电器参数型?号出厂编号流速正定范围(m/s)气体容积整定范围(ml)生产厂商工作温度℃BR801.00±15%250-300ABB-30~90校检值校检结论
篇3:变压器预防性试验技术措施
变压器在电力系统中的地位是非常重要的,在其投入运行后应定期进行预防性试验以便检查;对运行中变压器进行定期试验,主要目的是判断变压器运行状况是否良好,并能及时发现变压器的某些缺陷,及时进行预防及维护,确保变压器安全、可靠、稳定运行.电力设备预防性试验是指对已经投入运行的设备按照规定的试验条件(如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等)、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验,以发现运行中电力设备的隐患、预防事故的发生或电力设备损坏。它是判断电力设备能否继续投入运行的重要措施。
1、油中溶解气体色谱分析
由于现有的预防性试验方法在一般情况下,尚不能在带电时有效的发现变压器内部的潜伏性故障。实际表明,变压器发生故障前,其内部会析出多种气体,而色谱可以根据变压器内部析出的气体,分析变压器的潜伏性故障。利用色谱法预测变压器的潜伏性故障是通过定性、定量分析溶解于变压器油中的气体来实现的。导致变压器内部析出气体的主要原因有局部过热(铁心、绕组、触点等)、局部放电和电弧(匝间、层间短路、沿面放电等)。这些现象都会引起变压器油和固体绝缘的的分解,从而产生气体。产生的气体主要有氢、烃类气体(甲烷、乙烷;乙烯、乙炔等)、一氧化碳、二氧化碳等。根据模拟试验和大量的现场试验,电弧放电(大电流)使油主要分解出乙炔、氢气及较少的甲烷;局部放电(小电流)主要分解出氢气和甲烷;而纸和某些绝缘过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等。根据对多台变压器的油中溶解气体色谱分析,国家标准〈〈变压器油中溶解气体分析和判断导则〉〉规定了变压器油中氢气和烃类气体的注意值,如下表(1):
表(1)
2、测量绕组的直流电阻
2.1绕组的直流电阻测量是预防性试验中一个既简单又重要的项目,测量变压器的直流电阻,其目的在于:
检查绕组的焊接质量
检查分接开关各个位置是否接触良好
检查绕组或者引出线有否断线处
检查并联支路的正确性,是否存在几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况
检查层间、匝间有无短路现象
2.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器直流电阻测量的结果判据如下:
(1)测量应在各分接头的所有位置上进行;
(2)1600kva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%;
(3)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%;
(4)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下式换算:
r2=r1(t+t2)/(t+t1)
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。
3、测量绕组的介质损耗角
3.1测量绕组的介质损耗角,主要用来检查变压器的整体受潮、油质劣化、绕组上附着油泥等严重的局部缺陷,多年来一直是变压器绝缘预防性试验项目之一。介质损耗角的测量结果常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件)的影响。
3.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器绕组的介质损耗角测量结果进行判断如下:
(1)20℃时的介质损耗角不应大于下表(2)数值
表(2)
(2)被测绕组的tanδ值不应大于上次试验值的130%;
(3)当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时,可按下表(3)换算到同一温度时的数值进行比较。
介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数
表(3)
注:1表中k为实测温度减去20℃的绝对值;
2测量温度以上层油温为准;
3进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时,应进行综合分析判断。
当测量时的温度差不是表中所列数值时,其换算系数a可用线性插入法确定,也可按下述公式计算:
a=1.3k/10
校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算:
当测量温度在20℃以上时,
tanδ20=tanδt/a
当测量温度在20℃以下时:
tanδ20=atanδt
式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值;
tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值
4、交流耐压试验
在变压器预防性试验中,交流耐压试验是鉴定变压器绝缘强度最有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷,如绕组主绝缘受潮、开裂或者绕组的松动、引线距离不够及绕组上附有其他物体等。是判断变压器绝缘水平,避免发生绝缘事故的重要手段。由于收现场条件的限制,《电力设备预防性试验规程》规定,对110kv以下的变压器应进行交流耐压试验,110kv及以上的变压器,在必要时应进行交流耐压试验。试验时应该在高压侧直接进行电压测量,否则会引起较大误差。试验应在变压器上施加电压持续1分钟,期间不出现击穿、放电、闪络等异常现象,则认为变压器交流耐压试验合格。试验时所施加的电压如下表(4):
系统
标称电压设备
表(4)
5、绕组的绝缘电阻及吸收比或者极化指数试验
测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比或者极化指数,对检查变压器的绝缘状况有较高的灵敏度,能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或者脏污等缺陷。如瓷瓶破裂、引线接壳、器身内有金属物搭接等。测量绝缘电阻时,对额定电压为1000v以上的绕组,应用2500v兆欧表测量,其量程不应低于10000mω,对于1000v以下的绕组,用1000v或者2500兆欧表测量。
吸收比是指变压器60秒时的绝缘电阻值除以15秒时的绝缘电阻值,近几年来在测量过程中经常出现有绝缘电阻值很高而吸收比反而不合格的现象。有学者认为由于变压器高燥工艺的提高,油纸绝缘的改善,变压器容量曾大,吸收过程明显变长,出现绝缘电阻提高而吸收比却不合格的情况是正常的。
极化指数就是指变压器600秒时的绝缘电阻值除以60秒时的绝缘电阻值,由于变压器电压等级的升高、容量的增大,其吸收时间也明显变长。所以,对于大容量等级的变压器,可用极化指数来判断变压器的绝缘状况。
绝缘电阻在一定程度上能反映绕组的绝缘情况,但它受到变压器绝缘结构,环境温度和湿度等因素影响较大。所以,对于绝缘电阻,没有一个统一的数值标准进行判断,而往往只强调综合判断和相互比较。《电力设备预防性试验规程》规定判断的依据如下:
(1)预防性试验时绝缘电阻值不低于安装或大修后投入运行前测量值的50%。
(2)当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时,可按下表(5)换算到同一温度时的数值进行比较;