1、1一、 主变压器验收检查项目 ：1. 主变压器交接试验项目：（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 tan ； （10） 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
2、； （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。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、15 款的规定进行；5 穿芯式电流互感器、电容
3、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
4、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 与烃类气体含量（ 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 330 500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于 1%（体积分数） 。 5 对 SF6
5、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 250L/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%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
6、算： （7.0.3） 1212tTR式中 R1、R2 分别为温度在 t1、t 2（）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。7.0.4 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
7、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、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭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
8、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，不进行该项试验；2 在变压器无电压下，手动操作不少于
9、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； 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的温
10、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 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 603换算系数 A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2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。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 时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为 20 以
11、上时：R20=ARt (7.0.9-2) 当实测温度为 20 以下时： R20=Rt/A (7.0.9-3) 式中 R20校正到 20 时的绝缘电阻值 (M)； Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M)。 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
12、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 tan ，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，应测量介质损耗角正切值 tan ； 2 被测绕组的 tan 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 (%)温度换算系数温度差 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50换算系数 A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5
13、2.9 3.3 3.7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 (7.0.10-1) 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， tan 20= tan t/A (7.0.10-2) 当测量温度在 20 以下时: tan 20=A tan t (7.0.10-3)式中 tan 20校正到 20 时的介质损耗角正切值；tan t 在测量温度
14、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 7.0.11 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。 4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) 610 2035 63330 500直流试验电压(kV) 10 20 40 60注：1 绕组额定电压为 13.8kV 及 15.75kV 时，按 10kV 级标准；18kV 时，按 20kV
15、 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
16、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交流耐压系统标称电压设备最高电压 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 2.53 3.6 14 8.56 7.2 20 1710 12 28 2415 17.5 36 3220 24 44 4335 40.5 68 6066 72.5 112 110 126 160 220 252 316(288) 330 363 408(368) 500 550 544(504)
17、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 kV5系统标答称电压 设备最高电压 中性点接地方式 出厂交流耐受电压 交流耐受电压110 126 不直接接地 95 76直接接地 85 68220 252不直接接地 200 160直接接地 85 68330 363不直接接地
18、230 184直接接地 85 68500 550经小阻抗接地 140 1124 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 ，试验时应在高压端监测。2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；当试验电压频率大于 2倍额定频率时，全电压下试验时间为： （s）, 但不少于 15s。 （7.0.13）试 验 频 率额
19、 定 频 率1207.0.14 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 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行 5 次，每次间隔时间宜为 5min，应无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；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
20、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。 2. 验收项目：（1） 变压器本体应清洁、无缺陷、外表整洁、无渗油和油漆脱落现象。（2） 变压器各部的油位应正常，各阀门的开闭位置应正确。套管及绝缘子应清洁、无损、爬距应满足要求。（3） 变压器本体绝缘试验，绝缘油的简化试验、色谱分析和绝缘强度试验均
21、应合格；试验项目齐全，无遗漏项目；检修、电试、油简化、油色谱分析、继电保护、瓦斯继电器等各项试验报告及时并完整。（4） 变压器外壳接地应良好，接地电阻合格，铁芯接地、中性点接地、电容套管接地端接地应良好。钟6罩结构的变压器的上、下钟罩之间应有连接片可靠连接。（5） 有载分接开关位置应放置在符合调度规定或常用的档位上，并三相一致；手动及电动操作指示均应正常，并进行 12 次全升降循环试验无异常情况。各档直流电阻测量应合格，相间无明显差异。（6） 保护、测量、信号及控制回路的接线应正确，保护按整定书校验动作试验正确，记录齐全，保护的连接片在投入运行位置，且验收合格。变压器上二次连接电缆走向正确，排
22、布整齐。（7） 呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶不变色。（8） 变压器引线对地及相间距离应合格，连接母排应紧固良好，伸缩节连接应无过紧过松现象，母排上应贴有示温蜡片。（9） 压力释放器安装良好，喷口向外，红点不弹出，动作发信试验正常。（10） 变压器本体的坡度按制造厂要求。若制造厂无要求时，其安装坡度应合格(沿瓦斯继电器方向的坡度应为 11.5%，变压器油箱到油枕的连接管坡度应为 24%)。（11） 相位以及接线组别应正确。三线圈变压器的二/三次侧必须与其他电源核相正确。油漆相位标示应正确、明显。（12） 采用挡板式的瓦斯继电器时，其动作信号、流速应进行校验，瓦斯继电器正常时应充满油，箭头所指
23、示油流方向应正确，无渗漏油，并有防护罩。（13） 温度表及测温回路应完整、良好。温度表就地/遥测的指示应正确。（14） 套管油封的放油小阀门和瓦斯继电器的放气小阀门应无堵塞现象，高压套管末屏接地良好。高压套管的升高法兰、冷却器顶部、瓦斯继电器和连接油管的各部位应放气。强迫油循环变压器投运前，应启动全部冷却设备并运行较长时间，将残留空气逸出。如瓦斯继电器上浮子频繁动作发信，则可能有漏气点，应查明原因处理后，方可投运。（15） 变压器上无杂物或遗留物，邻近的临时设施应拆除，临近的临时设施（如短接线）应拆除，永久设施如遮栏、扶梯等应牢固，现场应清扫干净。扶梯上应装有带锁的门盒。（16） 变压器本体保
24、护装置信号模拟正确，保护动作出口准确。（17） 有载调压虑油机工作正常。（18） 主变梯子安装禁锢，有安全警示。二、 母线验收项目1、新装母线的验收要求(1)母线相间及对地部分应有足够的绝缘距离，户外母线的绝缘子爬距应满足污秽等级的要求。(2)母线导体在长期通过工作电流时，最高温度不得超过 70。(3)母线要有足够的机械强度，正常运行时应能承受风、雪、覆冰的作用，人在母线上作业时应能承受7一般工具及人体的作用，流过允许的短路电流时应不致损伤和变形。(4)母线导体接头的接触电阻应尽可能小，并有防氧化、防腐蚀、防震动的措施。(5) 10m 以上的硬母线应加装伸缩接头；软母线的弧垂应在合格范围。(6
25、)母线安装排列应整齐、美观、相色正确、清楚、便于巡视维护。三、隔离开关的验收（1）三相联动的隔离开关，触头接触时不同期值应符合产品的技术规定。当无规定时推荐表 4 的数据。三相隔离开关不同期允许值 表 4电压 kV 不同期性（mm）1035 563110 10220330 20（2）隔离开关导电部分以 0.05mml0mm 的塞尺检查，对于线接触应塞不进去；对于面接触，其塞入深度：在接触表面宽度为 50mm 及以下时，不应超过 4mm，在接触表面宽度为 60mm 及以上时，不应超过 6mm。（3）触头间应接触紧密，两侧的接触压力应均匀，且符合产品的技术规定。 （4）触头表面应平整、清洁，并应涂
26、以二硫化钼导电脂；载流部分的软连接不得有折损；连接应牢固，接触应良好；载流部分表面应无严重的凹陷及锈蚀。（5）设备接线端子应涂以薄层电力复合脂。（6）隔离开关的闭锁装置应动作灵活、准确可靠；带有接地刀刃的隔离开关，接地刀刃与主触头间的机械或电气闭锁应准确可靠。（7）辅助开关应安装牢固，并动作准确，接触良好，其安装位置应便于检查；装于室外时应有防雨措施。（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。四、六氟化硫断路器的验收项目（1）安装应牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品技术规定。（2）断路器
27、、隔离开关等与操动机构的联动应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，辅助开关及电气闭锁动作应正常可靠。（3）电气连接应可靠，接触良好。（4）支架及接地引线无锈蚀和损伤，接地良好。（5）密度继电器的报警、闭锁整定值应符合产品规定，电气回路正确。（6）六氟化硫气体含水量和漏气率应符合规定。（7）油漆完整，相色标志正确。（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、8备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。四、电力电缆的验收1、电力电缆验收(1)检查电缆及终端盒有无渗漏泊，绝缘胶是否软化溢出。(2)检查绝缘子套是否清洁、完整，有无裂纹及闪络痕
28、迹，引线接头是否完好、紧固，过热现象。(3)电缆的外皮应完整，支撑应牢固。(4)外皮接地良好。(5)高压充油电缆终端箱压力指示应无偏差，电缆信号盘无异常信号。五、真空断路器验收项目（1）检查真空断路器的真空灭弧室应无异常，真空泡应清晰，屏蔽罩内颜色无变化。具体要求如下：真空断路器是利用真空的高介质强度来灭弧。正常时真空度应保证在 0.0133MPa 以上。若低于此真空度，则不能灭弧。 由于现场测量真空度非常困难，因此一般以工频耐压方法来鉴别真空度的情况，即真空断路器在分闸下，两端耐压通过后，认为真空度合格，反之则不合格。 根据内部屏蔽罩的颜色情况，即正常时金属屏蔽罩颜色明亮崭新，漏气后真空度降
29、低，由于氧化原因，其表面呈暗色。 真空断路器操作分闸时，真空度合格情况下弧光颜色应呈微兰色，若真空度下降后弧光颜色变为橙红色。六、电容器组的验收：（1）电容器组室内应通风良好，无腐蚀性气体及剧烈振动源。 (2) 电容器的容量大小应合理布置。 (3) 电容器室门向外开，要有消防设施，电容器下部要有黄沙槽。 (4)电容器外壳应清洁，并贴有黄色示温蜡片，应无膨胀、喷油现象。 （5）安装应牢固，支持绝缘子应清洁，无裂纹。 （6）中性 CT 及放电 PT 回路应清洁，测试数据符合要求。 （7）电容器成套柜外表应清洁；有网门的电容器组网门应清洁，无锈蚀，开闭正常，并加锁。 （8）电容器室整洁，无杂物。七
30、、CT/PT 检修验收(1) 技术资料应齐全。(2)根据“电气设备交接和预防性试验验收标准“的规定，试验项目无遗漏，试验结果应合格。(3)充油式互感器的外壳应清洁，油色、油位均应正常，无渗漏油现象。(4)绝缘子套管应清洁、完好、无裂纹。(5) 一、二次接线应正确，引线接头连接接触应良好，TA 末端接地应良好；TV 二次应可靠接地。(6)外壳接地良好，相色正确、醒目。七. 避雷器检修验收（1）各类避雷器的交接试验或预防性试验资料应齐全，试验结果合格。9（2）外表部分应无破损、裂纹及放电现象。（3）引线应牢固，无松股无断股。（4）放电计数器或泄漏电流测试仪安装正确，计数器指示在零位。（5）zon 避雷器的泄漏电流测试仪安装位置和角度应便于观察。（6）引线应适当松弛，不得过紧。
