变压器试验项目和标准

变压器试验项目和标准

测试仪表的精度要求；测量电压、电流和电阻均应使用准确度不低于级的仪表和仪用互感器；测量功率应使用不低于级的低功率因数功率表

（1） 变压器试验项目。变压器试验项目见表3—39 表3—39 变压器试验项目

试 验 类 别 序号 试验项目 出厂试验 例行 型式 交接试验 安装前 安装后 更换绕组 的大修 干燥前后必需 干燥前后必需 建议在下列情况下采用；5 测定电容比 即当及试值偏高或无法进行 闸 6 测量介质损失角 可用以4。5项 无设备8 变压比试验 履历卡则需要 干燥前后必需 电压 下合 备注 不更换绕组的大修 1 测量绕组绝缘电阻及 打开前及投入运用前必需 2 3 套管介质损失角试验 高压试验主绝缘 干燥前后必需 4 测定电容比 检修前后必需 包括 额定 7 测量绕组直流电阻

试 验 类 别 序号 试验项目 出厂试验 例行 型式 交接试验 安装前 安装后 无设备9 校定绕组联结组 履历卡则需要 10 11 12 空载试验 短路试验 穿心螺栓耐压试验 包括 额定 电压 如果一次或二13 定相试验 次接线改接则必需 14 15 16 油的分析试验 油箱严密性试验 温升试验 下合 闸 更换绕组 的大修 备注 不更换绕组的大修 ① 容量为630KVA及以下变压器无需进行。

② 容量为630KVA及以下变压器仅需测量空载电流。 注 表中的表示必需，。

（2） 变压器试验项目、周期和标准。变压器在供电部门及用

户的试验项目、周期和标准，见表3—40 表3—40 变压器在供电部门、用户的试

验项目、周期和标准

序 号 项 目 周 期 （1） 交接时 （1） 交接标准绝缘电（2） 大修时 测量绕组的1 绝缘电阻和吸收比 测量绕组连同2 套管一起的介质损耗因数 标 准 说 明 （1） 额定电压为1000V以上的绕组用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下者用1000V兆欧表 （2） 测量时，非被试绕组接地 阻见标准；吸收比在10~30时，35KV级以下者不应低于 （2） 大修和运行标准自行规定，参考值见上条 （3） 1~3一次 年（1） 交时 接（1） 交接标准见规定 （2） 大修及运行中的值不大于规定 （1） 容量为3150KW及以上的变压器应进行 （2） 非被测绕组应接地（2） 大修时

（3） 必要时 （3） 值与历年的数值比较不应有显著变化 （采用M型试验器时应屏蔽） （1） 全部更换绕组绝缘后，一般应按表3-41中出厂标准进行；局部更换绕组后，按表3—41中大（1） 交接时 绕组连同套管3 一起的交流耐压试验 （2） 大修后 （3） 更换绕组后 修标准进行 （2） 非标准系列产品，标准不明的且未全部更换绕组的变压器，交流（1） 大修后绕组额定电压为110KV以下且容量为800KW及以下的变压器应进行，其他根据条件自行规定 （2） 充油套管应在内部耐压试验电压标准应按过充满油后进行耐压试验 去的试验电压，但不得低于表3—41（对1965年前产品的标准） 序 号 项 目 油箱或套4 管中绝缘油试验 测量轭铁铁梁和穿芯螺栓5 （可接触到的）的绝缘电阻 （2） 大修时 （1） 交接时 见表3—7 （1） 用2500V兆欧表 （2） 轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开（不1000V或 按表3—42 按表3—42 按表3—42 周 期 标 准 说 明

能拆开者可不进行） （1） 交接时 （2） 大修时 （1） 用1000V兆欧表 （3） 1~3年一次 （1） 大修和交接时，应在各侧绕组的所有分接头位置上测量 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 测量绕组连7 同套管一起的直流电阻 变换无（1） 按表3—38 （2） 对无励磁调压，1~3年一次的测量和运行中变换分接头位置后，只在使用分接头位置上测量 见表3—7 （2） 运行中有异常时可测量接地回路的电流 测量铁芯（带6 有引外接地）对地的绝缘电阻 励磁调压分接头位置后 （4） 路后 （5） 次 1~3年一出口短（2） 测量的相间差与以前（3） 对有载调压和无励磁（出厂或交接时）相应部位测调容，在交接和大修时，得的相间差比较，其变化也不应大于2% 一般在所有分接头上测量（平时变换分接头不测量） （4） 所规定的标准是指对引线的影响校正后的数值 （5） 按GB1094—71生产的变压器仍以630KW为界 序 号

项 目 周 期 标 准 说 明

（1） 更换绕组后，应按表3—38标准 （2） 更换绕组后及内（1） 交接时 检查绕组 8 所有分接头的电压比 （4） 内部接线变动后 （2） 大修后 （3） 更换绕组后 部接线变动后，应在每一（1） 大修后各相相应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且应符合规律 （2） 见表3—38 分接头下进行电压比测量，并应校队单相变压器的极性和三相变压器的联结组标号 （3） 对于其他分接头的电压比，在超过允许偏差时，应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过 （1） 交接时 （2） 更换绕组后 （3） 内部接线变动后 （1） 三相试验无条件时，可用单相全电压试验 （1） 更换绕组后 （2） 必要时 与出厂试验值相比无明显变化 （2） 试验电源波形畸变率应不超过5% （3） 交接时应提交该项出厂记录 （1） 无条件时可在不测定变压器 11 额定电压下的阻抗电压和负载损耗 更换绕组后 应符合出厂试验值，无明显变化 （2） 交接时应提交该相出厂记录 小于1/4额定电流下进行测量 必须与变压器的标志（铭牌和顶盖上的字牌）相符 校定三相变 9 压器的连接组别和单相变压器的极性 测量容量为3150KVA下的 10 空载电流和空载损耗及以上变压器的额定电压

检查有载12 分接开关的动作情况 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 必要时 （1） 交接时 应符合制造厂的技术条件 13 检查相位 （2） 更换绕组后 （3） 更换接线后 必须与电网的相位一致 额定电压下14 的冲击合闸试验 交接时为5次，更换（1） 交接时 （2） 更换绕组后 绕组后为3次，应无异常现象，励磁涌流不应引起保护装置的误动作 （1） 在使用分接头上进行 （2） 一般在变压器高压侧上加电压试验 序 号 项 目 周 期 标 准 对管状和平面油箱（1） 交接时 （2） 大修时 和密封式变压器，采用的油柱压力；对波状油箱和有散热器的油箱，采用的油柱压力。试验持续时间为15min无渗漏 （1） 设备内部氮和经类气体超过表3—43任一项时应引起 油中溶解气体色谱分析 35KV以下的变压器根据具体条件自行规定 注意 （2） 经类气体的总产气率在h（开放式）和h（密封式）或相对产气速率大于10%/月时,可判断为 说 明 （1） 对冷却装置和热虹吸油再生装置在交接和大、小修时也应试验，试验标准相同 （2） 在交接和大、小修时检查接缝衬垫和法兰连接情况，应不漏油 （1） 溶解气体含量达到引起注意值时，可结合产气速率来判断内部有无故障；必要时，应缩短周期进行追踪分析 （2） 新设备及大修后的设备投运前应作一次检测；投运后，在短时间内应多次检测，以判断该总装后对散 15 热器和油箱作密封油压试验 16

设备内部存在异常（总经含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断） 设备是否正常 17 油中微量水测量 必要时. 参考值如下；220KV及以下为30ppm以下 测量时应注意温度的影响 注 1。1600KW以下变压器试验项目、周期和标准；大修后按上表中序号1、3、4、、9、13等项进行，定期试验按上表序号1、3、4等项进行，周期自行规定。

2. 油浸式变压器的绝缘试验，应在充满合格油静止一定时间，待气泡消除后方可进行。一般大容量变压器静止20h以上；3~10KV的变压器需静止5h以上。

3. 绝缘试验时，以变压器的上层油温作为变压器绝缘的温度 4. 单位ppm为百万分之一（）

表3—41 外施高压试验电压标准（交流1min）

额定电压级次（KV） 最高工作电压（KV） 出厂试验电压（KV） 交接、修理（未全部更换绕组）和预防性试验电压（KV） 5 3 18 6 25 10 35 15 45 20 55 35 85 4 15 21 30 38 47 72

交接、修理（未全部更换绕组）和预防性试验电压，对1965年前产品（KV） 2 13 19 26 34 41 64

表3—42 绝缘油的试验项目、周期和标准

标准 序号 项目 周期 新油及再生油 运行中的油 1 5时的透明度 验收新油及再生油或所安定性氧化后酸值 3 安定性氧化后沉淀物 安装的电气设备的绝缘油 不大于% 不应大于g油 SY2670—76（变压器油氧化安定性测定法） 透明 SY2651—77（润滑油氢氧化钠抽出物的酸化试验法） 说明 2 氢氧化钠试验 不大于2级 不应大于下列数值 4 运行粘度 必要时 温度（ 20 50 （1） 试验方法按（GB265—75（石油产品运动粘度测定法） （2） 20时测量有困难时，可运动（cst） 30 不高于（ DB 5 凝点（ 必要时 —10 DB —25 只作50 （1） 试验方法按GB510—77（石油产品凝点测定法） DB—45 开关用 （2） 变压器用油的凝点为；（气温不限）或（气温不低于地区） 序号 项目 周期 标准 说明

新油及再生油 运行中的油 不应大于6 酸值 不应大于／ｇ油 0.１mgKOH／ｇ油 PH值大于和等于 （1）不比新油标准降低试验方法按GB264—77（石油产品酸值测定法） 7 水溶性酸和碱 无 试验方法按GB259—77（石油产品水溶性酸及碱试验法） 不低于（） （1）35KV及8 闪点 以下变压器每3年至少一次（主变压器每年一次） 9 机械杂质 （2）设备大修强后 10 水分 无 无 140 140 135 DB —10 DB —25 DB —45 5 （2）不比前次测得值降低5 试验方法按GB261—77（石油产品闪点测定法） 无 试验方法按GB511—77（石油产品和添加剂机械杂质测定法） 试验方法按GB260—77（石油产品水分测定法） 外观目测 （1） 试验方法按GB507—77无 11 游离碳 无 无 12 电气强度试验 见3—57 见3—57 （电气用油绝缘强度测定法） （2） 油样应自设备中取出 （1）试验方法按SY2654—66（电（1）注入电13 测量介质损耗因数 气设备的绝缘油 （2）必要时 注入设备前油在90时不应大于%；注入设备后的油在70时不应大于% 70时不应大于2% 气用油介质损失角测定法） （2）注入63KV及以上变压器的绝缘油必须进行，其余自行规定 （3）常温下测得数值不大于下列数值，可不进行70时的试验 试验时温度

（ 15 20 25 30 35 新油 运行油 14 油泥测定一羰基含量 必要时 不大于g油 本二项为参考标准，当油质逐渐变化，水溶性酸PH值接近或酸值接近g油时，方进行 15 界面张力 不小于15 N/cm 注； 本标准摘自水电部（电气设备预防性试验规程）（1985年7月版）

表3—43 绝缘油油质变坏的判断标准

含量（ppm） 气体种类 正常值 总烃（甲烷、乙烷、乙烯和乙炔气体总和） 乙炔 氢气 100 5 100 有故障可能的注意值（ 150 5 150