变电站电气试验Word格式文档下载.docx
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W120
表W120-1
表W120-3
8
油浸式电流互感器试验
W121
表W121-1
11
真空断路器试验
W124
表W124-2
12
SF6断路器试验
W125
表W125-3
表W125-5
16
电力电缆试验
W128
表W128-1
20
接地阻抗试验
S022
表S022-1
绝缘电阻及直流电阻测试检查表
安装位置
试验日期
W
质量控制标准
符合GB50150-2006规程标准
检查（检验）项目
性质
质量标准
检验
方式
检查结果
是否合格
（合格填
“1”，反之填
“0”）
变高侧绕组绝缘电阻
吸收比（极化指数）
主要
绝缘电阻值不低于产品岀厂试验值的70%;
当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较及符
合GB50150-2006规程标准
仪器
测试
合格
变中侧绕组绝缘电阻
变低侧绕组绝缘电阻
夹件绝缘电阻
当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合
时，可换算到同一温度时的数值进行比较
5
铁芯绝缘电阻
6
变高侧绕组直流电阻
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%;
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%。
变中侧绕组直流电阻
变低侧绕组直流电阻
施工单位是否同步执行本质量控制点对应的验评标准是□否口
结论
检查（检验）项目数：
合格项数：
不合格项数：
合格率（检查（检验）项目口格项数乂100%）一等级：
合格（优□良□中口）
检查（检验）项目数
不合格□
检查人（签名）：
年月日
介损及直流泄漏测试检查表
序
号
“1”，反之填“0”）
变高侧绕组对变中、低及地绕组介损测试
被测绕组的tan5值不应大于产品出厂试验值的130%;
当测量时的温度与产品岀厂试验温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较。
变中侧绕组对变高、低及地绕组介损测试
变低侧绕组对变高、中及地绕组介损测试
变高侧绕组对变中、低及
地绕组直流泄漏测试
试验电压标准应符合规定。
当施加试验电压达
1min时，在高压端读取泄漏电流。
泄漏电流
值不宜超过规程标准的规定。
变中侧绕组对变高、低及
变低侧绕组对变高、中及
合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数*100%）=等级：
耐压及局部放电试验检查表
变高侧绕组
耐压试验
对变压器低压绕组、中压绕组、高压绕组试验电压值按规程试验标准，耐压时间1min，试验
过程无闪络、放电等异常；
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岀厂试验电压值的80%
变中侧绕组
变低侧绕组
局放试验
试验电压不产生突然下降；
在线端电压为
1.5Um/j3的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于100pC;
1.5Um/下，局部放电不呈现持续增长的趋势，偶然出现的较高幅值脉冲可以不计入；
在线端电压为1.1Um/J3下，局部放电量的连续
水平不大于100pG
合格率（检查（检验）项目口格项数乂100%）=等级：
合格（优□良口中口）
套管试验检查表
工程名称：
安装日期
“1”，反之填“0”）
变高侧套管绝缘试验
非纯瓷套管的试验，应符合GB50150-2006规
程及厂家要求
变高侧套管介损试验
变中侧套管绝缘试验
变中侧套管介损试验
变低侧套管绝缘试验
变低侧套管介损试验
中性点套管绝缘试验
中性点套管介损试验
套管升高座电流互感器测试检查表
变高侧套管升高座CT绝缘试验
套管升高座CT的试验，应符合
GB50150-2006规程及厂家要求
变高侧套管升高座CT
变比极性试验
励磁特性试验
变中侧套管升高座CT
绝缘试验
变低侧套管升高座CT
9
10
中性点套管升高座及间隙
CT励磁特性、绝缘、变比、
极性试验
合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数乂100%）=等级：
绝缘油试验检查表
工序
“1”，反之
填“0”）
本体
油
介电强度
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（口L/L）任一项不宜超过下列数值：
总烃：
20,H2：
10，C2H2:
0，
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。
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）。
仪器测试
油质简化分析
油中水份含量
油中溶解气体组分含量色谱
分析
油介损及体积电阻率
界面张力
含气量分析
颗粒度污染度
有载
调压
绝缘电阻及直流测试检查表
环境温度「C）
环境湿度（％）
绝缘电阻
直流电阻
1600kVA以上三相站用变，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%;
站用变的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%。
合格率（检查（检验）项目口格项数X100%）=等级：
电压比、接线组别及耐压试验测试检查表
表W115-2
对变低绕组电压比
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；
其电压比的允许误差在额定分接头位置时为土
0.5%
对变低绕组接线组别
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引岀线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符
变高侧绕组耐压试验
对站用变低压绕组、中压绕组、高压绕组试验电压值按规程试验标准，耐压时间1min，试验
其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为岀厂试验电
压值的80%
变低侧绕组耐压试验
施工单位是否同步执行本质量控制点对应的验评标准
是口
否口
检查人（签名）
绝缘电阻、直流电阻及耐压试验测试检查表
表W116
绕组绝缘电阻
绝缘电阻值不低于产品岀厂试验值的70%;
绕组直流电阻
1600kVA以上三相接地变，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%;
接地变的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%。
绕组耐压试验
对接地变绕组试验电压值按规程试验标准，耐压时间1min，试验过程无闪络、放电等异常；
试验耐受电压标准为岀厂试验电压值的80%
合格（优口良□中口）
绝缘电阻、直流电阻、介损、直流泄漏及交流耐压试验测试检查表
表W117-1
“1”，反
之填“0”）
当
测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合时，可
换算到同一温度时的数值进行比较
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%;
高
压并联电抗器的直流电阻，与同温下产品岀厂实测数值比较，相应变化不应大于2%。
绕组对地绕组介损测
试
被测绕组的tans值不应大于产品出厂试验值的130%;
当测量时的温度与产品岀厂试验温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较。
绕组对外壳及地
对高压并联电抗器绕组试验电压值按规程试验标准，耐压时间1min，试验过程无闪络、放电等异常；
绕组额定电压为110kV及以上的高压
并联电抗器，其中性点应进行交流耐压试验，试
验耐受电压标准为岀厂试验电压值的80%
绕组绝缘电阻测试检查表
产品型号
出厂编号
A
B
C
额定电压
额定电流
额定变比
制造厂家
一次绕组对末屏、二次绕组及外壳绝缘电阻
测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；
绝缘电阻不宜低于1000MQ;
测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻，绝缘电阻不宜低于1000MQ,但由于结构原因而无法测量时可不进行；
测量电容式电流互感器的末屏对外壳（地）的绝缘电阻，绝缘电阻值不宜小于1000MQ;
绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表。
绝缘电阻值不低于产品岀厂试验值的70%;
当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较
一次绕组对二次绕组及外壳的绝缘电阻
末屏对一次绕组、二次绕组及外壳绝缘电阻
二次绕组对外壳绝缘电阻
二次绕组之间
合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数x100%）=等级：
SF6气体、交流耐压及局部放电试验检查表
密封性能施工单位检
查结果
SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点，有怀疑
时进行定量检漏，年泄漏率应小于1%
测量SF6气体微水
SF6气体的性能应符合如下要求：
SF6气体充入设备24小时后取样，SF6气体水份含量不得大于250卩L/L（20C体积分数）
交流耐压试验
应按岀厂试验电压的80%进行；
二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为
2kV。
结果通过。
局部放电试验
合格率（检查（检验）项目口格项数*100%）-等级：
绕组绝缘电阻、直流电阻及极性测试检查表
环境湿度（%
一次绕组对末屏、二次
绕组及外壳绝缘电阻
绝缘电阻不宜低于1000MQ;
测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻，绝缘电阻不宜低
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