1.电力变压器的试验项目

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）测量噪声。

注意事项：

1）容量为1600kV·A及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条第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，可按本条第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行。

5）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。

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

1）绝缘油的试验类别应符合表5-43的规定；试验项目及标准应符合表5-42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。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252—2001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。

3.测量绕组连同套管的直流电阻

1）测量应在各分接头的所有位置上进行。

2）1600kV·A及以下容量等级三相变压器，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%；1600kV·A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（5-1）换算：

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。

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%。其中“无明显差别”一般按如下考虑：

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为±1%。

2）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为±0.5%。

3）其他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%。

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。

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

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）绝缘电阻的测量。

3）铁心必须为一点接地；当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绝缘电阻表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。

7.非纯瓷套管的试验

8.有载调压切换装置的检查和试验

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）在变压器无电压时，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，试验结果应符合第3条、第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，其击穿电压应符合表5-4的规定。

9.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数的规定

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5-1换算到同一温度时的数值进行比较。

表5-1油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数

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，也可按式（5-2）计算：

A=1.5^K/10（5-2）

校正到20℃时的绝缘电阻值可用式（5-3）计算：

当实测温度为20℃以上时：

R₂₀=AR_t（5-3）

当实测温度为20℃以下时：

R₂₀=R_t/A（5-4）式中R₂₀——校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t——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4000kV·A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，吸收比可不作考核要求。

4）变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MV·A及以上时，宜用5000V绝缘电阻表测量极化指数。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，极化指数可不作考核要求。

10.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ的规定

1）当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kV·A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%。(www.daowen.com)

3）当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表5-2换算到同一温度时的数值进行比较。

表5-2介质损耗角正切值tanδ（%）温度换算系数

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本条第2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，也可按式（5-5）计算：

A=1.3^K/10（5-5）

校正到20℃时的介质损耗角正切值可用式（5-6）、式（5-7）计算：

当测量温度在20℃以上时：

tanδ₂₀=tanδ_t/A（5-6）

当测量温度在20℃以下时：

tanδ₂₀=Atanδ_t（5-7）式中tanδ₂₀——校正到20℃时的介质损耗角正切值；

tanδ_t——在测量温度下的介质损耗角正切值。

11.测量绕组连同套管的直流泄漏电流

1）当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kV·A及以上时，应测量直流泄漏电流。

2）试验电压标准应符合表5-3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表5-14的规定。

表5-3油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准

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。

表5-4电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准（单位：kV）

注：1.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、绝缘试验和外绝缘空气间

隙》GB 1094.3—2003规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

2.干式电力变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器 第11部分：干式变压器》GB 1094.11—2007

规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

12.变压器绕组变形试验

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。

13.绕组连同套管的交流耐压试验

1）容量为8000kV·A以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，线端试验应按表5-4进行交流耐压试验。

2）容量为8000kV·A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5-4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5-5。

表5-5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（单位：kV）

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

试验时间不少于15s。

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：

1）电压等级为110kV及以上的变压器应进行长时感应电压及局部放电测量试验，所加电压、加压时间及局部放电视在电荷量应符合下列规定：

三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行试验。

施加电压应按图5-1所示的程序进行。

在不大于U₂/3的电压下接通电源。

电压上升到，保持5min，其中U_m为设备最高运行线电压。

电压上升到U₂，保持5min。

电压上升到U₁，其持续时间按第13条第4款的规定执行。

试验后立刻不间断地将电压降到U₂，并至少保持60min（对于U_m≥300kV）或30min（对于U_m<300kV），以测量局部放电。

电压降低到1.1U_m/3，保持5min。

当电压降低到U₂/3以下时，方可切断电源。

图5-1 变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序

注：A=5min；B=5min；C=试验时间；D≥60min（对于U_m≥300kV）或30min（对于U_m<300kV）；E=5min

除U₁的持续时间以外，其余试验持续时间与试验频率无关。

在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。

对地电压值应为

U₂=1.5U_m/3或1.3U_m/3，视试验条件定。

在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平。

在电压上升到U₂及由U₂下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在下测量局部放电视在电荷量。

在电压U₂的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值。

在施加U₁期间内不要求给出视在电荷量值。

在电压U₂的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次。

如果满足下列要求，则试验合格：试验电压不产生忽然下降；在U₂=1.5U_m/3或1.3U_m/3下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于500pC或300pC；在U₂下，局部放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值的脉冲可以不计入；在1.1U_m/3下，视在电荷量的连续水平不大于100pC。

注：U_m为设备的最高电压有效值。

2）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 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3—2003中的有关规定进行。

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压器可冲击3次。

16.检查变压器的相位，必须与电网相位一致。

17.电压等级为500kV的变压器的噪声，应在额定电压及额定频率下测量，噪声值不应大于80dB（A），其测量方法和要求应按现行国家标准《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10—2003的规定进行。