第一篇：500kV变压器交接试验作业指导书_图文.

编号:Q/×××

××变电站500kV×#变压器交接试验作业指导书(范本 编写:年月日 审核:年月日 批准:年月日 试验负责人: 试验日期年月日时至年月日时 ××局××× 1适用范围

本作业指导书适用于××变电站500kV×#变压器现场交接试验。2引用文件

GB 1094.3--202_电力变压器 A B 试验日期 油温℃ 换算温度℃ 换算温度℃ C 试验日期 7.变压器绕组的直流电阻 相别 分接 OA(mΩ 实测值 换算值 相别 OC(mΩ 实测值 换算值 三相不平衡率（%）

分接 1 2 3 4 5 低压侧 I 接线 低压侧直阻实测值 低压侧直阻换算值 使用仪器 环境温度℃ 环境湿度% 备 注 OAm(mΩ 实测值 换算值 OBm(mΩ 实测值 换算值 OCm(mΩ 实测值 换算值 三相不平衡率（%）ax(mΩ by(mΩ cz(mΩ 三相不平衡率（%）试验日期 油温℃ 换算温度℃ 8．变压器套管的 tgδ 绝缘电阻(MΩ A 高压套管 B C Am 中压套管 Bm Cm 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 tgδ 电容量(pF Oa 中性点套管 Ob Oc a x b 低压套管 y c z 环境温度℃ 使用仪器 9． 局部放电试验 使用仪器 试验电压 kV 时间 高压 低压 A相 B相 C相 a相 b相 5min 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 环境湿度 结论 5s 5min 10min 15min 20min 25min 30min 局放量 pC

c相 10．绕组变形试验 使用仪器 相别 A B C 试验数据 保存计算机 高压 低压 子 目 录 结论 备注 11．工频耐压试验 使用设备仪器 电压 kV 高压侧 低压侧 结论 备注 12．空载试验 使用设备仪器 电压 kV A B C 结论 备注 13．试验总结论： 时间 s 结果 电流 A 电流％ 损耗 kW

第二篇：变压器常规试验作业指导书

变压器常规试验作业指导书 范围

本作业指导书适用于10 kV及以上的干式、油浸式变压器，规定了变压器交接验收、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准、仪器设备要求、试验人员资质要求和职责、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等。变压器试验的主要目的是判定变压器在运输、安装过程中和运行中是否受到损伤或发生变化，以及验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定。因此变压器试验的判断原则是与出厂试验和历史数据比较，有关标准和技术条件的各项条款试验判据也是依据这一原则制定的。制定本作业指导书的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。规范性引用文件

GB 50150-202_

电气装置安装工程电气设备交接试验标准 安全措施

（1）测量前应断开变压器与引线的连接，并应有明显断开点。（2）变压器试验前应充分放电，防止残余电荷对试验人员的伤害。

（3）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。（4）接地线应牢固可靠。

（5）注意对试验完毕的变压器绕组必须充分放电。

（6）进行直流泄漏电流试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长或有异常放电现象时，应立即停止试验，并断开电源，将被测变压器绕组接地，充分放电后，再进行检查。试验项目

变压器常规试验包括以下试验项目：（1）绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数；（2）绕组连同套管的直流电阻；（3）绕组的电压比、极性与接线组别；（4）交流耐压试验；

（5）绝缘油试验（油浸变压器）；（6）额定电压下的冲击合闸试验。仪器设备要求

（1）温度计（误差±1℃）、湿度计。（2）2500 V兆欧表：输出电流大于1mA。（3）变压器直流电阻测试仪(0.2级）。（4）变压比测试仪（0.2级）。（5）交流试验变压器。

所有使用仪器均应在校验有效期内。作业程序

6.1 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比与极化指数

6.1.1 测试方法

测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻值。被测绕组各引出端应短路，其余各非被测绕组应短路接地。6.1.2 试验接线

6.1.3 试验步骤

（1）测量并记录环境温度和湿度，并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度。

（2）测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电。

（3）各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录15、60s的绝缘电阻值。

（4）关闭兆欧表，被测绕组回路对地放电。（5）测量其他绕组。6.1.4 试验结果判断依据（或方法）

（1）可利用公式R2二R1 x 1.5(t1-t2)/10，将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值）。

（2）在10~30℃范围内，吸收比不小于1.3；极化指数不小于1.5。吸收比和极化指数不进行温度换算。

（3）对于变压器绝缘电阻、吸收比或极化指数测试结果的分析判断最重要的方法就是与出厂试验比较，比较绝缘电阻时应注意温度的影响。由于干燥工艺的改进变压器绝缘电阻越来越高，一般能达到数万兆欧，这使变压器极化过程越来越长，原来的吸收比标准值越来越显示出其局限性，这时应测量极化指数，而不应以吸收比试验结果判定变压器不合格。变压器绝缘电阻大于10000 MΩ时，可不考核吸收比或极化指数。6.1.5 注意事项

（1）测量吸收比时应注意时间引起的误差。（2）试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调。（3）试验时设法消除表面泄漏电流的影响。

6.2 绕组连同套管的直流电阻

6.2.1 测试方法

（1）使用变压器直流电阻测试仪进行测量。

（2）试验原理接线图（参照各直流电阻测试仪试验接线）。6.2.2 试验步骤

（1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。

（2）将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。（3）测试完毕应使用测量设备或仪表上的“放电”或“复位”键对被测绕组充分放电。

6.2.3 试验结果判断依据（或方法）

（1）按公式R2＝R1（T＋t2）/（T＋t1）将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。

（2）1.6 MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别应不大于三相平均值的1%。（3）1.6 MVA及以上变压器，相间差别一般应不大于三相平均值的4％；线间差别一般应不大于三相平均值的2%。

（4）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别。

（5）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。6.2.4 注意事项

（1）测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。

（2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。

（3）应注意在测量后对被测绕组充分放电。

6.3 绕组的电压比、极性与接线组别

6.3.1 测试方法

（1）在出厂试验时，检查变压器极性与接线组别及所有分接头的变压比，目的在于检验绕组匝数、引线及分接引线的连接、分接开关位置及各出线端子标志的正确性。对于安装后的变压器，主要是检查分接开关位置及各出线端子标志是否正确。可使用专用变压比测试仪进行测试。（2）试验原理接线图（参照变压比测试仪试验接线）。6.3.2 试验步骤

（1）将专用变压比侧试仪与被测变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接。（2）根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置。（3）运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性与接线组别。6.3.3 试验结果判断依据（或方法）

（1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。

（2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%。

（3）三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。6.3.4 注意事项

（1）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。（2）测试前应正确输人被测变压器的铭牌、型号。

6.4 交流耐压试验

6.4.1 试验目的

（1）交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效和最直接的方法。电力设备在运行中，绝缘长期受着电场、温度和机械振动的作用会逐渐发生劣化，其中包括整体劣化和部分劣化，形成缺陷，例如由于局部地方电场比较集中或者局部绝缘比较脆弱就存在局部的缺陷。

（2）各种预防性试验方法，各有所长，均能分别发现一些缺陷，反映出绝缘的状况，但其他试验方法的试验电压往往都低于电力设备的工作电压，但交流耐压试验电压一般比运行电压高，因此通过试验后，设备有较大的安全裕度，所以这种试验已成为保证安全运行的一个重要手段。

（3）但是由于交流耐压试验所采用的试验电压比运行电压高得多，过高的电压会使绝缘介质损耗增大、发热、放电，会加速绝缘缺陷的发展，因此，从某种意义上讲，交流耐压试验是一种破坏性试验，在进行交流耐压试验前，必须预先进行各项非破坏性试验。

（4）如测量绝缘电阻、吸收比、介质损耗因数tanδ、直流泄漏电流等，对各项试验结果进行综合分析，以决定该设备是否受潮或含有缺陷。若发现已存在问题，需预先进行处理，待缺陷消除后，方可进行交流耐压试验，以免在交流耐压试验过程中，发生绝缘击穿，扩大绝缘缺陷，延长检修时间，增加检修工作量。6.4.2 试验接线

图1 交流耐压原理接线图

6.4.3 注意事项

（1）交流耐压是一项破坏性试验，因此耐压试验之前被试品必须通过绝缘电阻、吸收比、绝缘油色谱、tanδ等各项绝缘试验且合格。充油设备还应在注油后静置足够时间（110kV及以下，24h；220kV,48h；500kV，72h）方能加压，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。

（2）进行耐压试验时，被试品温度应不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

（3）试验过程中试验人员应大声呼唱，加压过程中应有人监护。

（4）加压期间应密切注视表记指示动态，防止谐振现象发生；应注意观察、监听被试变压器、保护球隙的声音和现象，分析区别电晕或放电等有关迹象。（5）有时耐压试验进行了数十秒钟，中途因故失去电源，是试验中断，在查明原因、恢复电源后，应重新进行全时间的持续耐压试验，不可仅进行“补足时间”的试验。

（6）谐振试验回路品质因数Q值的高低与试验设备、试品绝缘表面干燥清洁及高压引线直径大小、长短有关，因此试验宜在天气晴好的情况下进行。试验设备、试品绝缘表面应干燥、清洁。尽可能缩短高压引线的长度，采用大直径的高压引线，以减小电晕损耗。提高试验回路品质因数Q值。

（7）变压器的接地端和测量控制系统的接地端要互相连接，并应自成回路，应采用一点接地方式，即仅有一点和接地网的接地端子相连。（8）耐压前应检查所需电源容量和试验设备的容量是否满足要求。

第三篇：变压器交接试验项目

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变压器交接试验项目

根据GB 50150—202_ 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，变压器（电抗器）交接试验的项目有：

（1）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、直流电阻和泄漏电流的测量。

（2）与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻的测量。（3）变压器电压比（所有分接头）、三相联结组别和单相变压器引出线的极性的检查。

（4）变压器外施工频交流耐压试验。

（5）非纯瓷套管主屏绝缘电阻、电容值、介质损耗因数、末屏绝缘电阻及介质

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（6）绕组连同套管的感应耐压试验带局部放电测量试验。

（7）本体绝缘油试验（必要时包括套管绝缘油试验），包括界面张力、酸值、水溶性酸（PH值）、机械杂质、闪电、绝缘油电气强度、油介质损耗因数（90℃）、绝缘油中微水含量、绝缘油中含气量（330KV及以上）、色谱分析。

（8）套管型电流互感器试验，包括绝缘电阻、直流电阻、电流比及极性、伏安特性。

（9）有载分接开关的检查和试验，包括绝缘油电气强度、绝缘油中微水含量、动作顺序（或动作圈数）、切换试验和密封试验。（10）绕组变形试验，额定电压下的冲击合闸试验和噪声测量。

第四篇：电力变压器交接试验标准

第六章 电力变压器

第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、检查所有分接头的变压比；

三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；

四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

七、绕组连同套管的交流耐压试验；

八、绕组连同套管的局部放电试验；

九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；

十、非纯瓷套管的试验；

十一、绝缘油试验；

十二、有载调压切换装置的检查和试验；

十三、额定电压下的冲击合闸试验；

十四、检查相位；

十五、测量噪音。注：①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。③干式变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。④变流、整流变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑤电炉变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑥电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、1600kVA及以下三相变压器，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%；

三、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%；

四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。

第6.0.4条 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。

第6.0.5条 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：

一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。

二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.5 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 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。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：(6.0.5-1)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：(6.0.5-2)当实测温度为20℃以下时：(6.0.5-3)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)。

三、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，在常温下不应小于1.3。

四、变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。

第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、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tgδ；

二、被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%；

三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.6 介质损耗角正切值tgδ(%)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 2.9 3.3 3.7 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。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：(6.0.6-1)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：(6.0.6-2)当测量温度在20℃以下时：(6.0.6-3)式中 tgδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值； tgδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。

第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：

一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；

二、试验电压标准应符合表6.0.7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三的规定。表6.0.7 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)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级标准。②分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验；

二、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，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。

第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定：

一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为。2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。4.上述测量电压的选择，按合同规定。注：Um均为设备的最高电压有效值。

二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。

三、局部放电试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关规定进行。

第6.0.10条 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻；

二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；

三、当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；

四、铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。

第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”的规定进行。第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。

二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行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。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。

三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。

第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：

一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。

二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。

三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。第6.0.14条 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，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；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。

第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。

第6.0.16条 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》的规定进行。第七章 电抗器及消弧线圈

第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

五、绕组连同套管的交流耐压试验；

六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻；

七、绝缘油的试验；

八、非纯瓷套管的试验；

九、额定电压下冲击合闸试验；

十、测量噪音；

十一、测量箱壳的振动；

十二、测量箱壳表面的温度分布。注：①干式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、九款规定进行。②消弧线圈的试验项目可按本条第一、二、五、六款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第三、四、七、八款。③油浸式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、六、七、九款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第三、四、八、十、十一、十二款。④电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、实测值与出厂值的变化规律应一致； 三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；

四、电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合本标准第6.0.6条的规定。第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。第7.0.13条 电压等级为330～500kV的电抗器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65℃。第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组的绝缘电阻；

二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；

三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、油浸式互感器的绝缘油试验；

五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻；

六、测量电流互感器的励磁特性曲线；

七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性；

八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性；

九、检查互感器变化；

十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；

十一、局部放电试验；

十二、电容分压器单元件的试验。注：①套管式电流互感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、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；

二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行；

三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；

四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。

二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算：(8.0.3-1)式中t——试验电压持续时间(s)； f——试验电源频率(Hz)。3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tgδ(%)不应大于表8.0.4-1的规定。表8.0.4-1 电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ(%)额定电压(kV)35 63～220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±10%范围内。

二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ(%)温度(℃)5 10 20 30 40 tgδ(%)2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。

二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。

三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、当互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。第8.0.7条 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：

一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。

二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。

二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。

三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定：

一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。

二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。

三、测试时，可按现行国家标准《互感器局部放电测量》的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平接地方式 互感器型式 预加电压(t＞10s)测量电压(t＞1min)绝缘型式 允许局部放电水平视在放电量(pC)中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.8×1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。

四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。

五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定：

一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.3、18.0.4条的规定进行；

二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ；

三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量每相导电回路的电阻；

六、测量油断路器的分、合闸时间；

七、测量油断路器的分、合闸速度；

八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性；

九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值；

十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻；

十一、油断路器操动机构的试验；

十二、断路器电容器试验；

十三、绝缘油试验；

十四、压力表及压力动作阀的校验。第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压(kV)3～15 20～35 63～220 330～500 绝缘电阻值(MΩ)1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规 定：

一、在20℃时测得的tgδ值，对DW2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加2后的数值；对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加3后的数值。

二、应在分闸状态下测量每只套管的tgδ。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tgδ(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10μA；220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5μA。第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定：

一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验；

三、对35kV及以下户内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定：

一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定；

二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定：

一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定；

二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外，其余的可不进行。第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定：

一、合闸操作。1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作； 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%～110%)Un(85%～110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。

二、脱扣操作。1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验 电源电压与额定电源电压的比值 小于35%* 大于65% 大于85% 失压脱扣器的工作状态 铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放 铁芯应可靠地吸合 *当电压缓慢下降至规定比值时，铁芯应可靠地释放。3.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表9.0.12-3的规定。

三、模拟操动试验。1.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求； 当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。2.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表9.0.12-4的规定进行；液压机构的操动试验，应按表9.0.12-5的规定进行。表9.0.12-3 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类 延时动作的 瞬时动作的 脱扣电流等级范围(A)2.5～10 2.5～15 每级脱扣电流的准确度 ±10% 同一脱扣器各级脱扣电流准确度 ±5% 注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。表9.0.12-4 直流电磁或弹簧机构的操动试验 操作类别 操作线圈端钮电压与 额定电源电压的比值(%)操作次数 合、分 110 3 合 闸 85(80)3 分 闸 65 3 合、分、重合 100 3 注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表9.0.12-1“注”的情况。表9.0.12-5 液压机构的操动试验 操 作 类 别 操作线圈端钮电压 与额定电源电压的比值(%)操 作 液 压 操 作 次 数 合、分 110 产品规定的最高操作压力 3 合、分 100 额定操作压力 3 合 85(80)产品规定的最低操作压力 3 分 65 产品规定的最低操作压力 3 合、分、重合 100 产品规定的最低操作压力 3 注：①括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。②模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。③操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。第9.0.13条 断路器电容器试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第9.0.14条 绝缘油试验，应按本标准第十九章“绝缘油”的规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样试验。第9.0.15条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定；压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.1条 空气及磁吹断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量每相导电回路的电阻；

三、测量支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量断路器主、辅触头分、合闸的配合时间；

六、测量断路器的分、合闸时间；

七、测量断路器主触头分、合闸的同期性；

八、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻；

九、断路器操动机构的试验；

十、测量断路器的并联电阻值；

十一、断路器电容器的试验；

十二、压力表及压力动作阀的校验。注：①发电机励磁回路的自动灭磁开关，除应进行本条第八、九款试验外，还应作以下检查和试验：常开、常闭触头分、合切换顺序；主触头和灭弧触头的动作配合；灭弧栅的片数及其并联电阻值；在同步发电机空载额定电压下进行灭磁试 验。②磁吹断路器试验，应按本条第二、四、六、八、九款规定进行。第10.0.2条 测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于本标准表9.0.2的规定。第10.0.3条 测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。第10.0.4条 支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流的试验，应按本标准第9.0.4条的规定进行。第10.0.5条 空气断路器应在分闸时各断口间及合闸状态下进行交流耐压试验；磁吹断路器应在分闸状态下进行断口交流耐压试验；试验电压应符合本标准附录一的规定。第10.0.6条 断路器主、辅触头分、合闸动作程序及配合时间，应符合产品技术条件的规定。第10.0.7条 断路器分、合闸时间的测量，应在产品额定操作电压及气压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。第10.0.8条 测量断路器主触头三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第10.0.9条 测量分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第10.0.10条 断路器操动机构的试验，应按本标准第9.0.12条的有关规定进行。注：对应于本标准表9.0.12中的“液压”应为“气压”。第10.0.11条 测量断路器的并联电阻值，与产品出厂试验值相比应无明显差 别。第10.0.12条 断路器电容器的试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第10.0.13条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。

第五篇：变压器交接试验项目标准

变压器交接试验标准 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定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%；

测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；吸收比大于等于1.3 3

测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ小于0.8% 4

测量变压器各额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5% 5

交流耐压28kv 一分钟