讲课-变压器结构

1、 变压器结构与原理大型电力变压器基本构成大型电力变压器基本构成 大型电力变压器一般为油浸式，其基本构成分功能部分和保护部分 变压器的功能是把一种等级的电压与电流变换成同频率的另一等级的电压与电流。这种变换是依靠电路系统和磁路系统的有机结合来实现的。大型电力变压器基本构成大型电力变压器基本构成 保护部分包括预防性保护和抢救性保护。预防性保护是对电场力、热力和机械力的破坏作用进行防御，以达到预防事故的目的。抢救性保护不能预防事故，只能在事故发生之后，限制事故的扩大，减少事故损失。保护部分是为功能部分服务的，其作用是保障功能部分的正常运行。 变压器铁心变压器铁心 铁心是变压器的主磁路，电力变压器的铁

2、心主要采用心式结构 ，它是将A、B、C三相的绕组分别放在三个铁心柱上，三个铁心柱由上、下两个铁轭连接起来，构成闭合磁路。变压器铁心变压器铁心 大型变压器均采用心式铁心，一般以三相三柱式铁心为多，更大容量的变压器则采用三相五柱旁轭式铁心，可以降低铁心高度。 大型变压器铁心一律使用导磁性能良好的冷轧硅钢片制造，为使磁通均匀分布，其铁轭一般都采用多级阶梯形截面，铁心柱采用玻璃纤维粘带绑扎，不再使用穿心螺杆夹紧。由于铁心截面积大，总铁损大，发热严重，一般设有铁心油道。大型变压器的铁心要有足够的机械强度，并要求可靠一点接地。变压器铁心变压器铁心分接开关分接开关 分接开关： 分接开关一般分为两种： 1）无

3、励磁分接开 2）有载分接开关 V型复合式 M型组合式变压器有载开关MM型和V V型的区别 1、M型属于选择开关与切换开关分开的组合式有载分接开关。适用大容量高电压，多分接位置的电力变压器和整流变压器等。 2、V型属于选择开关与切换开关组合成一体的复合式有载分接开关。其结构相对要简单一些。分接档数也少一些。价格也便宜些变压器绕组变压器绕组 绕组是变压器的电路部分，它是由铜或铝的绝缘导线绕制而成。通常为了合理安排三绕组变压器的绝缘布置，都把高压绕组放在最外层，用于降压用的变压器按高、中、低顺序排列，用于升压用的变压器按高、低、中顺序排列。 绕组必须满足电场强度和磁场强度的要求，能够承受住雷电和操作

4、过电压的冲击。绕组应有足够的机械强度来抵抗突发短路，为了保证使用寿命，还要考虑温升的要求。 V型复合式MM型 组合式变压器结构变压器结构变压器型号变压器型号 变压器的型号通常由表示相数、冷却方式、调压方式的符号，以及变压器容量、额定电压、绕组连接方式组成。 如 SFSZ9-120000/220 第一个S表示三相，F表示风冷，第二个S表示三绕组，Z表示有载调压，9表示设计型号为9型，120000表示容量为120000KVA，220表示电压等级为220kV。 OSFSZ9-120000/220 第一个O表示为自耦变。 SFPSZ9-120000/220 P表示强迫油循环。 冷却方式字母的含义冷却方

5、式字母的含义 ONAN 、OFAF 1）第一个字母表示与绕组接触的内部冷却介质： O：矿物油或燃点不大于300度的合成绝缘液体2）第二个字母表示内部冷却介质的循环方式： N：流经冷却设备和绕组内部的油流是自然的热对流循环； F：冷却设备中的油流是强迫循环，流经绕组内部的油流是热对流循环；3）第三个字母表示外部冷却介质： A：空气 W：水4）第四个字母表示外部冷却介质的循环方式： N：自然对流； F：强迫循环（风扇、泵等） 变压器试验 变压器试验项目变压器试验项目 -GB50150-2006-GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准1、绝缘

6、油试验2、测量绕组连同套管的直流电阻3、检查所有分接头的电压比4、检查变压器的三相接线组别和单相变压器的极性5、测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻6、非纯瓷套管试验7、有载调压装置的检查和试验8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数9、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg10、测量绕组连同套管的直流泄漏电流11、变压器绕组变形试验12、绕组连同套管的交流耐压试验13、绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验14、额定电压下的冲击合闸试验15、检查相位 16、测量噪音 绝缘油试验绝缘油试验变压器油的功用变压器油的功用 变压器油在预防性保护中有

7、重要的作用，其功能主要有：a）绝缘功能变压器油具有良好的绝缘强度，它可单独作为绝缘的一部分，更多的是和纸绝缘结合构成油纸混合绝缘，这是公认的大型电力变压器的理想绝缘。b）冷却功能变压器油在20时的比热容为18001900J/（KgK），导热系数为0.15W/（mK），加上它良好的绝缘性能，使它可以和带电的绕组和引线接触，吸取它们发出的热量，在把热量传递给散热器，从而保持变压器温升不超出限值。c）防护功能变压器油浸渍着全部纸绝缘层，可以有效防止纸绝缘的老化、受潮，同时变压器油覆盖油箱内部金属材料的表面，减少其与氧气的接触，防止锈蚀。d）讯息功能变压器故障可分为放电性故障和过热性故障两大类。变压器

8、油取样方便，通过对油样的化验，可以获得运行中变压器局部过热、局部放电、绝缘受潮和绝缘老化等多种信息；从油的渗漏，也可以获得密封失效的信息。绝缘油试验绝缘油试验1、油中溶解气体色谱分析a)目的： 运行中的油浸变压器，其绝缘油和有机绝缘材料在电和热的作用下，会逐渐老化分解，产生各种气体。当存在潜伏性过热和放电性故障时，会加快这些气体的产生速度。由于故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度油密切关系，所以定期分析溶解于变压器中的气体就能及早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时掌握故障的发展情况。 1 1、油中溶解气体色谱分析、油中溶解气体色谱分析b）取样方法及时间 取样器具： 100ml玻

9、璃注射器 取样时间： 新投变压器投运前、4天、10天、1个月；耐压试验前后 运行中变压器220kV 3个月 110kV 6个月 35kV 1年1 1、油中溶解气体色谱分析、油中溶解气体色谱分析c）试验结果的判断 故障类型 主要气体组分（L/ L） 油过热 CH4 、 C2H4 油和纸过热 CH4 、 C2H4 、CO 、CO2 油纸绝缘中局部放电 H2、CH4 、CO 油中火花、电弧放电 H2、 C2H2 油和纸中电弧 H2、 C2H2 、CO 、CO2d）判断标准 对变压器气体含量的要求（L /L） 气体 新投运 运行中 氢 10 150 乙炔 0 5 总烃 20 1502 2、绝缘油的电气

10、性能试验、绝缘油的电气性能试验 2.1击穿电压 测量绝缘油的瞬时击穿电压值，其试验接线如图所示。在绝缘油中放上一定形状的电极（电极直径为25mm，厚4mm，电极距离2.5mm）电极间施加工频电压，直至油隙击穿，记录击穿电压值，重复试验5次，取平均值。 击穿电压：35kV35kV及以下电压：35kV35kV6060220kV220kV： 40kV40kV 绝缘油的电气性能试验绝缘油的电气性能试验 2、 tg值测量 油的介质损失因数tg值是反映油质好坏的重要指标。其检测方式为将被试油装入tg值测量专用的油杯中，并接在高压介损桥上，在工频电压下进行测量。 测量时要将油加温至70 ，这是因为变压器油的

11、tg值随温度增高而增大，越是老化的油，其tg值随温度的变化也越快。 判断标准： 介质损耗因数tg（%）： 70时，注入电气设备前0.5 运行中的油 2 测量变压器绕组的直流电阻是变压器在交接、大修和改变分解开关后必不可少的试验项目，也是故障后的重要检测项目。对变压器绕组直流电阻进行测量可以实现： 检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路； 检查电压分接开关的各个位置接触是否良好； 检查分接开关实际位置与指示位置是否相符； 检查绕组或引出线有无折断； 检查并联支路的正确性，是否存在由几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况。 直流电阻测试直流电阻测试直流电阻测试直流电阻测试 测量变压器直流

12、电阻接线图为：直流电阻测试直流电阻测试试验步骤： 测量并记录环境温度和湿度； 将测试仪通过测试仪与被测绕组有效连接，开始测量； 测试完毕后使用测试仪上的“放电”或“复位”键对被试绕组进行放电。 继续进行下一绕组的测量。直流电阻测试直流电阻测试试验结果判断依据 ： 三相互差：三相测试值最大值减最小值除以平均值，以百分比表示 1600KVA及以下容量等级三相变压器，相间互差4%，线间互差2%；1600KVA以上三相变压器，相间互差2%,线间互差 10000M 末屏对地绝缘电阻 1000M 注意： 测量前应使用干净的布将套管表面擦拭干净，保持套管表面干燥、清洁，以免影响测试结果。 测量时应在空气相对

13、湿度不高于80%条件下进行。在空气湿度大于80%的潮湿天气，瓷套表面会凝结一层极薄的水膜，造成表面泄漏通道，使绝缘电阻明显降低。此时，应在瓷套上装设屏蔽环（用细铜线紧扎1-2圈），接到兆欧表屏蔽端子，屏蔽环应接在靠近靠近兆欧表高压端所接的瓷套端子，远离接地部分。 非纯瓷套管试验非纯瓷套管试验2、测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tg 和电容值a）测量时记录环境温度和设备的顶层油温。b）测量装在三相变压器上的任一只电容型套管tg和电容时，相同电压等级的三相绕组及中性点必须短接加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量。tg和电容量测量接线图参照介质损耗测试仪接线图。c）tg与电

14、容量测试完毕，使用兆欧表测量末屏对地的绝缘电阻。测量后应对末屏充分放电。d) 试验完毕恢复套管的末屏接地。非纯瓷套管试验非纯瓷套管试验 试验结果判断依据 ：1、主绝缘的tg不应大于下表的规定非纯瓷套管试验非纯瓷套管试验 试验结果判断依据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tg；加压2kv，其值不大于2%。3、试验时应对电容量的测量有足够的重视，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tg试验时，一般不低于10，而且不进行温度换算。 油浸纸特点： 良 好温度 tg 含水量多-温度 tg 有载调压切换装置的检查和试验

15、有载调压切换装置的检查和试验 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻值和切换时间。测得的过渡电阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反相切换时间偏差均符合制造厂的技术要求。 由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验。有载调压切换装置的检查和试验有载调压切换装置的检查和试验采用有载分接开关测试仪下图是双电阻过渡切换开关的典型波形图 t为总的切换时间 t1、t2是单电阻过渡时间 t3时双电阻过渡时间 波形抖动反映了动、定触头接通时出现的触头弹跳现象，对于比较严重的波形抖动现象要分析原因，对触头及弹簧进行检查调整。 有载调压切换装置

16、的检查和试验有载调压切换装置的检查和试验 三相切换过程时间图 三相有载分接开关的不同期一般要求不大于2ms 过渡电阻测试值与出厂数据相比不应有大的变化且各过渡电阻值之间最大误差不得超过10%。有载调压切换装置的检查和试验有载调压切换装置的检查和试验 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。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常。 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，试验结果符合相关要求。 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。操作中，各侧电压应在系统允许范围内。测量绕组连同套管

17、的介损测量绕组连同套管的介损tgtg 介质损耗因数tg是反映绝缘性能的基本指标之一。介质损耗因数tg反映绝缘损耗的特征参数，它可以很灵敏地发现电气设备绝缘整体受潮、劣化变质以及小体积设备贯通和未贯通的局部缺陷。 测绕组tg的目的,实际上是简接的侧绝缘纸的含水量。 纸tg与其含水量有以下固定关系，即：测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtg 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tg。 测试前应先对试品表面进行清洁或干燥处理，记录顶层油温及环境温度和湿度。 测量时根据试品的接地状况选择正接线或反接线。因为变压器的外壳直接接地，所以现场测

18、量时采用反接法。 测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtgAI-6000D 测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtg反接线适用于现场被试设备一极接地的情况 反接线时，仪器内部部件处于高电位，容易引起测量误差。为了消除干扰，介损测试采取异频法来减轻外界电场的干扰。 测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtg 测量绕组连同套管的介损tg时，为避免绕组电感和激磁损耗给测量带来的误差，试验时需将测量绕组个相短路，非测量绕组各相短路接地。测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtg 试验电压如下： 绕组电压10kV及以上 10kV 绕组电压10kV以下 Un 判

19、断标准： 变压器绕组连同套管的tg在大修及交接时，相同温度下比较不应大于出厂试验值的1.3倍。历年预防性试验比较，数值不应有显著变化（一般不大于30%）。测量绕组连同套管的介损测量绕组连同套管的介损tgtg当测量时温度与产品出厂试验温度不符合时，可换算到同一温度时的数据进行比较。不同温度下的tg值一般可用公式 tg2=tg11.3（t1-t2）/10换算（式中tg1、tg2分别为温度t1、t2下的tg值）油浸电力变压器绕组介质损耗角正切值tg（%）最高允许值 绕组tg与原始值比较变大或变小都可能是缺陷的反映，同一变压器各绕组tg应基本一致。测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄

20、漏电流 测量泄漏电流能有效地发现有些用其它试验项目所不能发现的电气设备局部缺陷。 泄漏电流测量中电源一般由高压整流设备供给，用微安表读取泄漏电流。与测量绝缘电阻相比有以下特点：（1）试验电压高，并可以随意调节，容易使绝缘本身弱点暴露出来。（2）泄漏电流可由微安表随时监视，灵敏度高，测量重复性好。测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流（3）根据所加直流电压和微安表测得的泄漏电流值可以计算出绝缘电阻值，与兆欧表测出的绝缘电阻值进行比较综合分析。通过测量泄漏电流和外加电压的关系有助于分析绝缘缺陷类型。 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 当变压器电压等

21、级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流。 试验步骤（1）根据相关规程和所试变压器绕组的额定电压确定试验电压，并根据试验电压选择合适电压等级的电源设备、测量仪表。试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地。油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流（2）按接线图（如图所示）准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流（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。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

22、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后读取泄露电流值。然后加压到试验电压，待1min后读取泄露电流值。（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。 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 注意事项：1、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。 2、微安表应在高压端测量。微安表绝缘支柱应牢固可靠，防止摇摆倒塌。3、试验设备的布置要紧凑、连接线要短，

23、宜用屏蔽导线，既要安全又便于操作，又要油足够的距离，接地线应牢固可靠。4、应将被试品表面擦拭干净，并加屏蔽，以消除被试品表面脏污带来的测量误差。5、按接线图接好线后，应由专人认真检查接线和仪器设备，当确认无误后，方可通电及升压。测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 注意事项：6、在升压过程中，应密切监视被试设备、试验回路及有关表计。微安表的读数应在升压过程中安规定份阶段进行，且需要一定的停留时间，以避开吸收电流。7、在测量过程中，若有击穿、闪络等异常现象发生，应马上降压，断开电源，并查明原因，详细记录，待妥善处理后，再继续测量。8、试验完毕，降压、断开电源后，均应对被试

24、设备进行充分放电。放电前先将微安表短接，并先通过油高阻值电阻的放电棒放电，然后直接接地。测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 试验的影响因素：1、高压连接导线对地泄漏电流的影响 由于与被试品连接的导线暴露在空气中，被试品的加压端也暴露在外，所以周围空气有可能发生游离，产生对地泄漏电流，将影响测量的准确度。采用增加导线直径，减少尖端或加防晕罩、缩短导线、增加对地距离等措施，可减少对测量结果的影响。2、空气湿度对表面泄漏电流的影响 当空气湿度大时，表面泄漏电流远大于体积泄漏电流，被试品表面脏污易于吸潮，使表面泄漏电流增加，所以必须擦净表面，并应用屏蔽电极。测量绕组连同套管的

25、直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流 试验的影响因素：3、温度的影响 温度对高压直流泄漏试验结果的影响较大，因此对所测得的电流值，需换算至相同温度，才能进行分析比较。换算参考绝缘电阻。4、残余电荷的影响 被试品绝缘中的残余电荷是否放尽，直接影响泄漏电流的数值，因此试验前对被试品必须进行充分放电。 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量中的异常现象及初步分析： 从微安表中反映出来的情况：1、指针来回摆动。可能是由于电源波动、整流后直流电压的脉动系数比较大及试验回路和被试设备有充放电过程所致，若摆动不大，不十分影响读数，可取其平均值。2、指针周期性摆动。可能是由于回

26、路存在反向充电所致，或者是被试设备绝缘不良产生周期性放电所致。3、指针突然冲击。若向小冲击，可能时电源回路引起的；若向大冲击，可能是试验回路或被试设备出现闪络或间歇性放电引起的。4、指针指示值随测量时间而发生变化。若逐渐下降，可能是由于充电电流减小或被试设备表面绝缘电阻上升所致；若逐渐上升，往往时被试设备绝缘老化引起的。遇到上述3、4情况时，一般应立即降低电压，停止测量。测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量中的异常现象及初步分析： 从泄漏电流数值上反映出来的情况：1、泄漏电流过大。可能是由于测量回路中个设备的绝缘状况不佳或屏蔽不好所致。遇到这种情况时，应首先对试验设

27、备和屏蔽进行认真检查，若确认无上述问题，则说明被试设备绝缘不良。2、泄漏电流过小。可能是由于线路接错，屏蔽线处理不好，微安表保护部分分流或有断脱现象所致。3、出现负值。可能时由于高压引线过长、空载时电晕电流大所致。因此高压引线应当尽量粗、短，无毛刺。交流耐压试验交流耐压试验 为了进一步发现设备缺陷，检查设备绝缘水平和确定设备能否投入运行，有必要对设备进行带有破坏性的交流耐压试验。 交流耐压试验基本符合设备在运行中承受过电压情况，能够有效地发现设备的绝缘弱点。 交流耐压试验是破坏性试验，必须在全部非破坏性试验合格后才可进行（包括油化验），否则将引起不必要的绝缘破坏。 对油浸式变压器充油后应静置足

28、够时间后方可进行交流耐压试验。310kV变压器一般静置310h，110kV及以上变压器应静置1224h。交流耐压试验交流耐压试验 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，线端应进行交流耐压试验。2、容量为8000kVA以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有设备时，可进行线段交流耐压试验。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，由于设备的积累效应，试验耐受电压标准应为出厂试验值的80%。交流耐压试验交流耐压试验电力变压器交流耐压试验电压标准（kV）交流耐压试验交流耐压试验额定电压11

29、0kV及以上的电力变压器 中性点交流耐压试验电压标准（kV） 交流耐压试验交流耐压试验 交流耐压试验可以采用外施工频电压或感应电压的方法。 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。 感应电压时，为防止铁芯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60s；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 120额定频率/试验频率 （s），但不小于15s。 外施耐压试验用来验证线端和中性点端子及它们所连接的绕组对地及对其他绕组的外施耐受强度；短时感应耐压试验用来验证每个线端和它们所连

30、绕组对地及对其他绕组的耐受强度，以及相间被试绕组纵绝缘的耐受强度。交流耐压试验交流耐压试验 利用电抗器进行并联补偿，减少试验电源容量。电抗器补偿法交流耐压试验接线图Cx试品 DKQ补偿电抗器 FYQ分压器T试验变压器 R限流电阻 IL补偿电流IC试品电流 I试验变压器电流交流耐压试验交流耐压试验试验结果分析：1、被试品经交流耐压试验，在持续时间内，不击穿为合格，反之为不合格。 被试品是否被击穿可按下述各种情况进行判断： 根据实验时接入的表计进行分析，一般情况下，若电流表突然上升，则表明试品被击穿。 根据试验控制回路的状况进行分析。若过流继电器整定值适当（不会因整定值太小在升压过程中动作），则被

31、试品击穿时过流继电器动作，电磁开关即跳闸。 根据被试品状况进行分析。试验过程中，如被试品发出击穿响声、断续放电响声、冒烟、产生气体、有焦臭味、跳火以及燃烧等都是不能容许的，应查明原因。如查明这种情况来自被试品绝缘部分，则该试品存在问题或已击穿。交流耐压试验交流耐压试验试验结果分析：2、如被试品为有机绝缘材料，则经试验后应立刻进行触摸。如出现普遍或局部发热，则任务绝缘不良，需经处理，再行试验。3、耐压前后设备的绝缘电阻不应下降超过30%，如下降必须查明原因。4、在试验种，若由于空气湿度、温度或表面脏污等的影响，引起表面滑闪放电或空气放电，则不应认为不合格。在经过清洁、干燥等处理后，再行试验。若并

32、非由于外界因素影响，而是瓷体表面釉层绝缘损伤、老化等引起（如加压后出现局部红火），则应任务不合格。绕组变形试验绕组变形试验 绕组变形试验是变压器特殊试验项目。 依据电力行业反事故措施要求以及近年来运行事故的实际情况，为考核变压器抗短路能力，引入了现场绕组变形试验。 运行中变压器短路后绕组变形较为成熟的表征参数时绕组频率响应特性曲线的变化。不具备试验条件时，也可以用低电压下的工频参数测量代替。 鉴于变压器设计差异性较大，目前易于操作的方法是将短路后绕组频率响应曲线与原始数据比较。因此，要求投运前进行绕组频率响应特性曲线测量或低电压下工频参数测量，并将测量参数作为原始指纹性参数保存。 对于35kV及以下电压等级变压器，推荐采用低电压短路阻抗法，对于66kV及以上电压等级变压器，宜用频率响应法测量绕组特征图谱。绕组变形试验绕组变形试验 频响法频率响应分析法绕组变形试验绕组变形试验低压