1、110kV变压器出厂试验项目一.型式试验i温升试验2线端雷电冲截波击试验3中性点全波雷电冲击试验4套管电流互感器暂态特性试验二.特殊试验项目1暂态电压传输特性测定2短路承受能力试验3长时感应而t压试验 ACLD4风扇电机和油泵电机所吸取功率的测量三.例行试验（出厂试验）序号出厂试验项目试验要求1绕组直流电阻测量测量所有绕组和全部分接位置时的绕组电阻，变压器每一相的绕组电阻之间的差别应小于2%即：R（max）-R（min）/R（avr）2%。低压绕组为三角形接线时，应提供半成品时每相直流电阻，各相差值应小于平均值的2%出厂时线间侧得的直流电值差值应小于平均值的1%2电压比测量、联结组别 和极性检
2、定应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量。变压器的电压比误差在所有分接位置的误差不超过土 0.5%。联结组别正确。变压器的极性应为“减极性”。3短路阻抗及负载损耗 测量阻抗的容差不能大于规定值。负载损耗测量应在额定电压分接位置上进行。损耗测量值应用校正系数进行校正。校正系数是根据经过校验的仪表准确度而确定。对于测量功率因数极低（0.03或以下）的负载损耗，所有仪用互感器的相角误差应予以 校正。所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度（75C）时的数值。4空载损耗和空载电流 测量（含空载电流的谐 波测量）应分别在 50% 60% 70% 80% 90% 100% 105%及 110%勺额度 电压
3、下进行空载损耗和空载电流测量。初次空载损耗和空载电流的测量：在所有绝缘试验之前，在额定电 压的10% 50%, 60% 70% 80%件下，测量空载损耗和空载电流，然后 再从额定电压的90%- 115%勺范围内，以每5%乍为一级电压逐级测量， 空 载损耗和空载电流应在低压绕组上进行测量。空载损耗和空载电流值应按照有关标准进行测量并予以校正。所有绝缘试验完成后，在额定电压下的损耗测量值，以最后一次测定的空载损耗值将作为实际测量值。5长时空载试验施加1.1倍工频额定电压12h同时启动全部运行的散热器。 如果12h励磁 试验后，额定电压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的10%及以上，变压器不应出厂。6绝
4、缘电阻测量（绕组、 铁芯、夹件）绝缘电阻应在第15s开始测量，从第1min到第10min,每隔1min测 一次。在10c30c时吸收比（R60” /R15）或极化指数 （R10/R1）不小 于1.5 o如绝缘电阻起始值比较高时（例如大于 10000M）,吸收比、极化 指数较低，应根据介质损耗因数等数据综合判断。使用2500V的绝缘电阻表测量铁心、夹件绝缘电阻，最小允许电阻是500M ;铁芯与夹件不应在内部连通。检查以下各项：1）总装配前（即铁心和线圈装配前）检查每台铁心和铁心部件的绝缘电 阻。2）运输之前，通过铁心接地端子最后测量铁心绝缘电阻。7绕组介质损耗因数测 量和电容量测量当顶部油温在1
5、0C至40c之间时，才能做介质损耗因数测量，试验报告中应有温度介质损耗因数修正曲线。试验应在10kV下进行，试验报告中序号出J试验项目试验要求应有试验设备的详细说明。每一绕组对地及绕组之间的介质损耗因数在 20c时不超过0.5%。同时，还应测量绕组对地及绕组间的电容量。8套管试验所有套管应按有关标准进行试验，并提供出厂试验和型式试验的试验报 告。要测量电容式套管的绝缘电阻，电容量及介质损耗因数。 试验报告中应提供温度介质损耗因数修正曲线，全部套管安装到变压器上后，要在 10kV的电压下测量介质损耗因数值和电容量。在1.5倍最高相电压下，局部放电水平不能超过10pC。应提供套管油的试验数据，电容
6、式套管应经受24h （0.2MPa）的压力试验而不出现漏油。套管供试验用的抽头承受 至少1min、2000V交流的工频电压试验。高压和中压套管应分别承受连续 水平拖拉力2000N试验，制造厂应提供安全系数。 根据有关标准对电容式 套管的油进行物理、化学、电气、色谱分析及微水含量试验，应根据技术 要求进行套管的工频耐压试验。9套管电流互感器试验a）变比试验：电流互感器装到变压器上后，以变压器的额定电流逐台 试验电流互感器全部接头时的变比，记录实测的一次和二次电流。b）饱和曲线试验：电流互感器装入变压器油箱之前应测定每台电流互感器的饱和曲线。电流互感器装入变压器以后，测定每台电流互感器在饱和拐点附
7、近的三个检查点。c）各检查点与原始试验值相比的偏差不应大于10%d）电阻测量：用电桥法测量每个电流互感器的电阻，所测得的电阻值应修正到75c时的数值。e）绝缘试验：所有电流互感器及其相连的连线应在50Hz, 2000V交流作用下承受1min的绝缘试验。f） 暂态特性曲线按技术要求测试。g）应提供所有套管型电流互感器的试验结果，包括饱和曲线。对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。10感应耐压试验和局部 放电测量短时感应电压试验（ACSD：短时感应电压试验（ACSD允许的最高放电 量，高压绕组应不大于 100pCo11雷电冲击试验全波冲击试验应在变压器高压侧出线端子上进行。
8、全部冲击试验中应同时记录电流和电压示波图，并提供试验报告。12中性点耐压试验对低压线圈和中性点进行工频耐压试验，试验电压按6.1.3的规定。13温升试验温升限值应满足要求。规格完全相同的变压器只要求第一台变压器进行温升试验，但如果 第一台变压器的温升超过了规定的温升限值时，则以后所有其它变压器都应进行温升试验。如果任何一台变压器的总损耗超过了第一台温升试验的 变压器总损耗时，则此台变压器仍需作温升试验 （除计算结果能够证明此 台变压器绕组的温升仍然不超过规定值的情况）。计算变压器在三侧同时满负荷时的温升符合保证性能的要求。 当需方需要时，配合需方实施绕组最热点光纤测温试验。14无线电干扰电压测
9、量电晕和无线电干扰试验应在1.1 XUmkV访均卞m直）下进行，无线电干扰电压应小于500uV,保证在晴天和夜晚无可见电晕。15声级测量16三相变压器零序阻抗 测量17分接开关试验与检查18绕组变形测试提供单相低压短路阻抗数据及频率响应法数据。19变压器油试验绝缘油试验包括物理、化学、电气性能试验，并提供出厂试验报告。用 2.5mm的球隙进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于50kV;用平板电 极进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于40kVo测量油的介质损耗因数，介质损耗因数应小于 0.5% （90C时），水分含量应小于15mg/l。变 压器油注入变压器油箱后，在完成全部规定的工厂例行试验项
10、目后，要进行油中的微水分析和色谱分析，乙焕含量应为0,分析结果应提供给运行单位。有载分接切换开关油箱中的油也应进行简化试验和微水量试验，油耐压大于40kV/2.5mm,水分含量应小于 15mg/l。20油中溶解气体分析按下列顺序取油样进行气体色谱分析：a、试验开始前b、 冲击试验后c、 长时间空载试验后d、温升试验开始前和完成后序号出厂试验项目试验要求e、 工厂试验完成后采样和分析工作应由制造厂进行。分析结果应包括在试验报告中。 产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。21气体积聚试验和压力 释放器试验完成全部试验后，对气体探测系统进行以下试验：往变压器油箱内打入 500ml的干燥空气，
11、打入空气的位置要尽可 能远离箱盖上气体探测系统的主要集气点。若15min后，气体探测器中积聚气体总量达到250ml,气体探测系统合格。报警及跳闸电路应能承受2000V, 50Hz, 1min的绝缘试验。压力释放装置应校验其动作油压，数值应在规范值内。22油箱机械强度试验变压器油箱应经受油压力试验，在油箱的顶部的油压力为98kPa,时间为24h,并经受残压小于133Pa的真空试验，试验过程中，油箱不应出现泄 漏或永久性变形。23片式散热器的密封试 验和检查散热器应经受0.1MPa的压力试验，10h压力试验，应无渗漏。24变压器整体密封试验变压器整体（包括所有充油附件）应能承受133Pa的真空度。
12、25其他部件的检查试验压力释放装置的释放压力试验、 气体继电器的整定值的校验、温度计的校准和信号电路的工频耐受电压试验等应进行检查试验。7电力变压器7.0.1电力变压器的试验项目，应包括下列内容：1绝缘油试验或SF6气体试验；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引出线的极性；5测量与铁心绝缘的各紧固件 （连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6非纯瓷套管的试验；7有载调压切换装置的检查和试验；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tanS ;10测量绕组连同套管的直流泄漏电流；1
13、1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。注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行：1容量为1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；2干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；3变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；4电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12
14、、14、15款的规定进行；5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第 9 章互感器、第16 章的试验项目进行试验。6 分体运输、 现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目， 现场试验按本标准 执行。7 .0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6 气体绝缘变压器中 SF6 气体的试验，应符合下列规土 定：1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表 20.0.1 的规定。2 油中溶解气体的色谱分析， 应符合下述规定： 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
15、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与烧类气体含量（科L/L）任一项不宜超过下列数值：总烃： 20 ，H2 ： 10，C2H2 ： 0，3 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 。4油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为 330500kV的变压器，按照规 定时间静置后取样测
16、量油中的含气量，其值不应大于1% （体积分数）。5 对 SF6 气体绝缘的变压器应进行SF6 气体含水量检验及检漏： SF6 气体含水量（ 20 的体积分数）一般不大于250科L/L。变压器应无明显泄漏点。7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：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%； 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%；3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值
17、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：R2=R1（T+t2 ） （ T+t1）（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。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。5 .0.4 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% 。注： “无明显差别”可按如下考虑：1 电压等级在 35kV 以下，电压比小于3 的变压器电
18、压比允许偏差不超过 1%；2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过 0.5%；3 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%。7.0.5 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。7.0.6 测量与铁心绝缘的各紧固件 （连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定：1进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轲铁夹件及绑扎钢带对铁轲、 铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轲铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；2不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变
19、压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量；3铁心必须为一点接地； 对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；4采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min,应无闪络及击穿现象。7.0.7非纯瓷套管的试验，应按本标准第16章的规定进行。7.0.8有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：1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，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行
20、该项试验；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。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，试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4条的要求。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。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。5绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1的规定。7.0.9测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：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
21、的温度不符合时，可按表7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较；表7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数温度差K51015202530354045505560换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2注：1表中K为实测温度减去 20 C的绝对值。2测量温度以上层油温为准。当测量绝缘电阻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=1.5K/10(7.0.9-1)校正到20 c时的绝缘电阻值可用下述公式计算：当实测温度为 20 C以上时：R20=ARt(7.0.9-2)当实测温度为 20 C以下时：R20=
22、Rt/A(7.0.9-3)式中R20校正到 20C时的绝缘电阻值(MQ);Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(MQ)。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。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。7.0.10测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanS ,应符合下
23、列规定：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tanS ;2被测绕组的tanS值不应大于产品出厂试验值的130%;3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表 7.0.10换算到同一温度时的 数值进行比较。表7.0.10介质损耗角正切值tg 8 (%)温度换算系数温度差K5101520253035404550换算系数A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7注：1表中K为实测温度减去 20C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
24、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(7.0.10-1)校正到20 c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 c以上时，tan 20= tan t/A(7.0.10-2)当测量温度在20 C以下时：tan 20=A tan 6(7.0.10-3)式中tan 8 20校正到 20 C时的介质损耗角正切值；tan 8 t 在测量温度下的介质损耗角正切值。7.0.11测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：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表7.0
25、.11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本标准附录D的规定。表7.0.11油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准绕组额定电压(kV)61020 3563 330500直流试验电压(kV)10204060注：1绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准;2分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。7.0.12变压器绕组变形试验，应符合下列规定：1对于35kV及以下电压等级变压器，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。7.0.13绕组连同套管的交流耐压试
26、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% （见表7.0.13-2）。表7.0.13-1电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV系统标称电压设备最高电压交流耐压油浸式电力变压器和电抗器干式电力变压器和电抗器1 1.1一2.533.6148.567.22
27、017101228241517.53632202444433540.568606672.5112一110126160一220252316(288)一330363408(368)一500550544(504)一注：1上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准电力变压器 第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。2干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准干式电力变压器GB 6450规定的出厂试验电压乘以 0.8制定的。表7.0.13-2额定电压110kV及以上的电力变压器中性点交流耐压试验电压标准kV系统标答称电压设备最高电压中性点接地方式出厂
28、交流耐受电压交流耐受电压110126不直接接地9576220252直接接地8568不直接接地200160330363直接接地8568不直接接地230184500550直接接地8568经小阻抗接地1401124交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。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，2，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60s；当
29、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 X额定频率/试验频率（秒），但不少于15秒。（7.0.13 4）7.0.14绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD）: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。局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准电力变压器第3部分：绝缘水平、 绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.3中的有关规定进行（参见附录 C）。7.0.15在额定电压卜对交压器的冲击合闸试验， 应无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；应进行5次，每次间隔时间宜为 5min, 对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地； 发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器， 可不进行冲击合闸试验。无电流差动保护的干式变可冲击3 次。7.0.16 检查变压器的相位必须与电网相位一致。7.0.17 电压等级为 500kV 的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于 80dB(A) ， 其测量方法和要求应按现行国家标准 变压器和电抗器的声级测定 GB/T 7328 的规定进行。
