变压器交接试验复习过程.docx
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变压器交接试验复习过程
变压器交接试验
7电力变压器
7.0.1电力变压器的试验项目，应包括下列内容：
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tanδ；
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；
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。
注：
除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行：
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：
R2=R1（T+t2）／（T+t1）（7.0.3）
式中R1、R2——分别为温度在t1、t2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
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
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：
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）
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。
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
系统
标称电压
设备
最高电压
交流耐压
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
—
2.5
3
3.6
14
8.5
6
7.2
20
17
10
12
28
24
15
17.5
36
32
20
24
44
43
35
40.5
68
60
66
72.5
112
—
110
126
160
—
220
252
316（288）
—
330
363
408（368）
—
500
550
544（504）
—
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》GB1094.3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》GB6450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kV
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
220
252
直接接地
85
68
不直接接地
200
160
330
363
直接接地
85
68
不直接接地
230
184
500
550
直接接地
85
68
经小阻抗接地
140
112
4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√2，试验时应在高压端监测。
外施交流电压试验电压的频率应为45～65HZ，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：
120×额定频率／试验频率（秒）,但不少于15秒。
（7.0.13－4）
7.0.14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》GB1094.3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/T7328的规定进行。
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