变电站验收项目规范Word文档下载推荐.doc
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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、1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《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252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（μL/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；
330～500kV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250μL/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；
21600kVA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：
（7.0.3）
式中R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）时的电阻值（Ω）；
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
60
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
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（MΩ）；
Rt——在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。
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3000MΩ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10000MΩ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tanδ，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tanδ；
2被测绕组的tanδ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tgδ（%）温度换算系数
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
2.9
3.3
3.7
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，
tanδ20=tanδt/A（7.0.10-2）
当测量温度在20℃以下时:
tanδ20=Atanδt（7.0.10-3）
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。
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。
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）
6～10
20～35
63～330
500
直流试验电压（kV）
60
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
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