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(7)35～110kV级产品成品试验操作规程

精品文档
Q/WB WI-SY-30-0

35～110kV油浸变压器

成品例行试验操作规程

一、适用范围
本操作规程重点规范了35～110kV电压等级油浸变压器例行试验的试验项目、试验目的、试验合格标准、试验方法和注意事项。
二、试验标准及依据
GB1094.1-1996电力变压器　第1部分　总则
GB1094.2-1996电力变压器　第2部分　温升
GB1094.3-2003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
GB1094.4-2003电力变压器　第4部分　电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则
GB/T　6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T　7595-2000运行中变压器油质量标准
JB/T　501-2006电力变压器试验导则
产品技术条件和铭牌图纸
产品合同和技术协议
三、例行试验项目
（1）绕组直流电阻测量
（2）电压比测量及联结组标号检定
（3）绕组对地绝缘电阻的测量
（4）绝缘系统电容的介质损耗因素（tgδ）的测量
（5）空载电流和空载损耗测量
（6）短路阻抗和负载损耗测量
（7）有载分接开关试验（有载调压产品）
（8）线端雷电全波冲击试验
（9）外施耐压试验
（10）感应耐压试验（带局部放电测量）
（11）绝缘油试验
（12）密封试验
（13）技术协议规定的其它试验项目
四、试验原则
1、正常情况下，例行试验中（1）～（4）项目试验合格以后才能进行后面的性能试验；（7）项可在（1）、（2）、（5）和（6）项试验过程中进行；（8）～（10）项按此顺序进行。
2、技术协议要求的试验项目且试验能力能够进行的试验应按要求进行。
3、认真做好各项记录，确保测量数据清晰、准确，结论明确可靠。
4、试验过程中必须确保人身安全、设备安全和被试产品安全。
五、试验准备
1、认真阅读技术协议中有关变压器试验方面的要求,明确试验项目和试验方法。
2、熟悉该变压器的基本结构、技术条件中性能参数设计值和保证值；熟悉试验合格标准和放行准则。
3、确定试验时必须安装的外部部件、装置都已安装在规定的位置上。
4、检查变压器本体、分接开关、套管及附件等部位无严重漏油和损伤。
5、确定变压器本体、分接开关、附件、油箱已与地网接触良好牢靠。
6、确定变压器本体、分接开关等油位已满足试验要求。
7、确定变压器高压套管升高座、低压套管、有载开关（若有）放油塞能充分排气并能放出油来。
8、确定试验设备运行正常，所用仪器、仪表完好并在有效期内。
9、熟悉试验设备操作规程，熟练掌握试验仪器的操作试验方法、使用说明和注意事项。
10、大容量、新试制和特殊变压器的成品试验应制定详细的试验方案。
11、试验通常在10℃～40℃环境温度下进行。
六、试验程序
1、绕组电阻测量
（1）试验目的
检查引线与套管、引线与分接开关的连接是否良好；检查引线与分接开关的连接是否与分接开关的指示一致；检查出线端子标志与铭牌图纸是否一致；检查各相绕组的电阻是否平衡。
（2）试验方法
①采用直流电阻测试仪测量；
②对所有引出的相应端子间的电阻值均应进行测量比较。
③带有分接的绕组，应在所有分接下测量其绕组电阻。
④三相变压器绕组为星形连接有中性点引出时，应测量其相电阻，如AO,BO,CO；无中性点引出时，应测量其线电阻，如AB,BC,CA，同时计算绕组直流电阻不平衡率。
（3） 合格标准
①绕组直流电阻不平衡率应以三相实测最大值减最小值作分子，三相实测平均值作分母计算。
②35kV级--对于配电变压器，相≤4％，线≤2％；对于电力变压器，相（有中心点引出时）≤2％，线（无中心点引出时）≤1％。
66kV级--1600kVA及以下变压器，相≤4％，线≤2％；2000kVA及以上变压器，相（有中心点引出时）≤2％，线（无中心点引出时）≤1％。
110kV级--对所有变压器，相（有中心点引出时）≤2％，线（无中心点引出时）≤1％。
③如果由于线材及引线结构等原因而使绕组直流电阻不平衡率超过上述值时，绕组直流电阻应为合格，但应写明引起这一偏差的原因。
④绕组直流电阻测量过程中电阻值应稳定无晃动，电阻值的变化规律应符合绕组线匝的变化规律。
（4）注意事项
①严格按照直流电阻测试仪使用说明操作仪器。
②应准确记录变压器绕组温度(变压器注油后，至少3小时不励磁才可测量油平均温度，此时认为绕组温度与油平均温度相同)。
③确定出线端子无松动、无锈蚀、无污迹，保证测量线夹与引出端子接触紧密，减小接触电阻；应尽量减小引出端子与直流电阻测试仪之间的测量连接线的电阻。
④在测量直流电阻时，不得切换无励磁分接开关来改变分接。
⑤待直流电阻测试仪充分放电后才能断开测量线路或转换无励磁分接开关。
⑥根据变压器容量大小、绕组直流电阻值等选择合适的充电电流。
⑦测量一对绕组端子后放电，更换端子时尽量避免人体短接绕组端子。
2、电压比测量及联结组标号检定
（1）试验目的
确保绕组各个分接的电压比符合合格标准或合同技术协议的要求；判定绕组各个分接的引线与分接开关的连接是否正确；检查引线与分接开关的连接是否与分接开关的指示一致；检查出线端子标志与铭牌图纸是否一致；检定变压器绕组联结组标号与技术条件及技术协议要求一致。
（2）试验方法
①采用变压比电桥或全自动变比测试仪测量。
②带有分接的绕组，应在所有分接下测量电压比偏差。
③计算电压比值按铭牌图纸上各分接的分接电压计算。
④三相变压器应分别对每对双相进行测量，如AB/ab,BC/bc,CA/ca。
⑤三绕组变压器至少在两对绕组上分别进行测量。
⑥利用全自动变比测试仪设置变压器联结组标号，同时测量电压比偏差，在测量电压比正确的同时，也检定了变压器联结组标号。
（3）合格标准
①允许偏差
项目
偏差
规定的第一绕组对
主分接
a)规定电压比的±0.5％
b)实际阻抗百分数的±1/10
取a)和b)中低者
其他分接
按协议，但不低于a)和b)中较小者
其他绕组对
按协议，但不低于a)和b)中较小者
（注：额定分接下电压比允许偏差为±0.5％；其他分接的电压比在变压器阻抗电压值（％）的1/10以内，但不得超过±1％）
②电压比测量过程中电压比偏差应稳定、无异常现象发生。
③变压器三相电压比偏差平衡（无一相与其他两相相比过大或过小）。
④技术协议有要求的，必须符合合同技术协议要求。
（4）注意事项
①严格按照变比测试仪使用说明操作仪器。
②确定出线端子无松动、无锈蚀、无污迹，保证测量线夹与引出端子接触紧密。
③测量时严禁人体接触线路端子。
3、绕组对地绝缘电阻及介质损耗因素tgδ测量
（1）试验目的
验证总装配后整体绝缘真空干燥处理的好坏；产品绝缘局部缺陷（如瓷件破裂、瓷件受潮等）；作为产品是否可以继续进行绝缘强度试验（如耐压试验）的一个辅助判断手段；向用户提供实测数据，对比运输、安装等过程中绝缘特性的变化情况。
（2）试验方法
①绝缘电阻和吸收比测量
a)使用2500～5000V、指示量限不低于100GΩ的绝缘电阻表（兆欧表）进行测量。
b)测量绝缘电阻前,绝缘电阻表在不接测量线时,通电其指示应为∞,在带测量线而不接试品时,通电其指示应无明显差异。
c)测量变压器绕组15s和60s的绝缘电阻值（R15和R60），并提供吸收比（R15/R60）的实测值。
d)若铁心、夹件通过瓷套管引出，则先测量铁心、夹件60s的绝缘电阻值R60（用2500V）,然后将铁心、夹件牢靠接地，再测量绕组绝缘电阻。
e)分别将各绕组线端与其中性点短接在一起进行测量（用5000V），在测量一个
绕组时,其它绕组均要接地，当一个部位测试完毕后，首先将被试部位充分放电
（10分钟），然后再改接另一个部位测试。
f)当测试的外绝缘表面泄漏严重（如套管潮湿有污渍）或测试环境相对湿度较大时，要采取相应的屏蔽措施，以免影响测试结果。
g)测量及接地部位
序号
双绕组变压器
三绕组变压器
被测部位
接地部位
被测部位
接地部位
1
铁心
油箱、夹件
铁心
油箱、夹件
2
夹件
油箱、铁心
夹件
油箱、铁心
3
低压
油箱、铁心、夹件、高压
低压
油箱、铁心、夹件、高压及中压
4
高压
油箱、铁心、夹件、低压
中压
油箱、铁心、夹件、高压及低压
5
－
－
高压
油箱、铁心、夹件、中压及低压
6
高压及低压
油箱、铁心、夹件
高压及中压
油箱、铁心、夹件、低压
7
－
－
高压、中压及低压
油箱、铁心、夹件
②介质损耗因素测量
a)采用介损测试仪（QS97A高压电桥）进行测量，使用反接法，测量变压器绕组介质损耗因素tgδ及绕组电容。
b)测量及接地部位
序号
双绕组变压器
三绕组变压器
被测绕组
接地部位
被测绕组
接地部位
1
低压
油箱、铁心、夹件、高压
低压
油箱、铁心、夹件、高压及中压
2
高压
油箱、铁心、夹件、低压
中压
油箱、铁心、夹件、高压及低压
3
－
－
高压
油箱、铁心、夹件、中压及低压
4
高压及低压
油箱、铁心、夹件
高压及中压
油箱、铁心、夹件、低压
5
－
－
高压、中压及低压
油箱、铁心、夹件
c)分别将各绕组线端与其中性点短接在一起进行测量，在测量一个绕组时,其它绕组均要接地，当一个绕组测试完毕后，首先降电压并断开电源，然后再改接另一个绕组测试。
d)施加电压:额定电压为6kV及以下电压等级的绕组试验电压取其额定电压，额定电压为10kV及以上电压等级的绕组试验电压为10kV。
（3）合格标准
①绝缘电阻和吸收比测量
a)吸收比≥1.3；R60>3000MΩ时吸收比不作考核。
b)技术协议有要求的，必须满足技术协议要求。
②介质损耗因素测量
a)tgδ≤1.5％（20℃时）。
b)技术协议有要求的，必须满足技术协议要求。
（4）注意事项
①绝缘电阻和吸收比测量
a)严格按照绝缘电阻表的使用说明操作。
b)准确记录测试时的环境温度和相对湿度。
c)加压测试连接线尽量保持架空，保证测量结果。
d)如采用手摇式绝缘电阻表，应维持每分钟转速不小于120转且要均匀，每次测试完毕后，先断高压端，并对地充分放电。
e)测试时，必须避免人体接触被试绕组。
②介质损耗因素测量
a)严格按照介损测试仪的使用说明操作。
b)准确记录测试时的环境温度和相对湿度。
c)防止高压连线使用的支撑物（如果有）及产品外绝缘污秽、受潮等因素对测量结果的影响。
d)加压前必须确保人员已在安全距离之外，严禁箱盖上站人。
③35kV级--容量4000kVA及以上变压器应提供吸收比；8000kVA及以上变压器应提供介质损耗因数值。
66～110kV级所有变压器均需提供吸收比和介质损耗因数值。
4、空载电流和空载损耗测量（感应前后均要测量）
（1）试验目的
测量变压器的空载损耗和空载电流；验证铁心的性能设计、工艺制造是否满足合格标准和技术条件要求；检查铁心是否存在局部或整体缺陷；检查产品是否存在短路现象（感应前空载试验），作为产品是否可以继续进行绝缘强度试验（如感应耐压试验）的一个重要依据；根据感应耐压试验前后空载试验测得的数据比较（感应后空载试验），判断绕组是否有匝间击穿情况（是否承受住感应耐压试验或雷电冲击试验）。
（2）试验方法
①采用TSJA-1000/0.5（或TSJA-150/0.5）感应调压器、YS-1600/22中间变压器、电流电压互感器进行供电；采用计算机控制自动测量系统进行控制和测量。
②将额定频率下的额定电压（主分接）或相应分接电压（其他分接）施加于选定的绕组，一般从电压较低的绕组（如低压绕组）施加电压，其余绕组开路，但开
口三角形联结的绕组（如果有）应闭合。
③电压测量采用有效值电压表和平均值电压表并联测量，以平均值电压表读数为
准，有效值电压表和平均值电压表读数不相等时，测得的空载损耗需校正。
④若从D或Y联结绕组励磁，则电压在各相端子间测量；若从YN或ZN联结绕组励磁，则电压在相和中性点间测量。
⑤在空负载测试系统中，首先慢慢提高试验电压，注意观察各仪表的指示是否正常，然后将电压升到额定值，待测量数据稳定后，迅速锁定空载损耗和空载电流值。
⑥不间断降低试验电压直至调压器回到零位。
⑦将测定的空载损耗和空载电流值填入《变压器试验记录》空白底单上。
（3）合格标准
①空载损耗允许偏差不超过＋15％但总损耗不得超过＋10％；空载电流允许偏差不超过＋30％。
②升压过程中三相电流表显示无异常（电流不突然上升、无异常变化，没有一相或两相电流过大等现象）。
③感应耐压试验前后空载试验测得的数据比较无明显差异。
④合同技术协议有要求的，必须符合合同技术协议要求。
⑤需粘贴能效标识的产品，必须符合GB24790-2009《电力变压器能效限定值及能效等级》中相应产品空载损耗限值的规定。
（4）注意事项
①试验前，确定铁心、夹件、中性点及油箱等需接地部位均已可靠接地。
②确定变压器高压套管升高座、低压套管、有载开关放油塞等处已充分排气。
③确保试验连接线连接牢靠满足空间绝缘距离要求。
④确保试验连接线有足够的截面通过空载电流。
⑤平均值电压表读数U和有效值电压表读数U'之差在3％以内时，按P0=Pm(1+d)校正。其中d=(U'-U)/U',Pm为测得的空载损耗，P0为校正后的空载损耗。
⑥平均值电压表读数和有效值电压表读数之差大于3％时，需确认试验的有效性。
⑦当试验电压三相不对称度小于2%时，以三个电压的平均值为准施加电压；如大于2%,但不超过5%，以三个电压分别为准施加电压，试验数据取三次试验的平均值。
⑧施加电压前必须确保人员已在安全距离之外。
5、短路阻抗和负载损耗测量
（1）试验目的
短路阻抗和负载损耗测量主要是验证这两项指标是否符合技术条件、国家标准和技术协议的要求；从中发现设计与制造绕组及载流回路中的缺陷和结构上的缺陷；提供变压器并联运行的依据。
（2）试验方法
①采用TSJA-1000/0.5（或TSJA-150/0.5）感应调压器、并联补偿电容器、YS-1600/22中间变压器、电流电压互感器进行供电；采用计算机控制自动测量系统进行控制和测量。
②短路阻抗和负载损耗测量是在绕组对之间进行的；是在额定频率下，将近似正弦波的电压施加到绕组对的一个绕组上，绕组对的另一个绕组短路，其他绕组（如果有）开路。
③双绕组变压器是将电压施加到一个绕组上，另一个绕组短路。
④三绕组变压器是在三对不同绕组对之间测量短路阻抗和负载损耗，非被试绕组开路。即
高压绕组─中压绕组，低压绕组开路
高压绕组─低压绕组，中压绕组开路
中压绕组─低压绕组，高压绕组开路
⑤分接范围小于或等于±5％时，只需在主分接位置测量短路阻抗；分接范围超过±5％时，需要在主分接和两个极限分接位置测量短路阻抗。
⑥施加到绕组上的电流应该是相应的额定电流（或分接电流）；受到设备限制时，可以施加不小于50％的相应的额定电流（或分接电流），也可并联补偿电容器，使施加到绕组上的电流达到相应的额定电流（或分接电流）。
⑦在空负载测试系统中，快速提高试验电压，使三相电流的平均值达到额定电流值或预定值，待测量数据稳定后，迅速锁定负载损耗和短路阻抗值；不间断降低试验电压直至调压器回到零位；将测定的负载损耗和短路阻抗值填入《变压器试验记录》空白底单上。
⑧当施加的电流无法达到额定电流（或分接电流）时，则测得的负载损耗值应乘以额定电流（或分接电流）对试验电流之比的平方；短路阻抗电压值应乘以额定电流（或分接电流）对试验电流之比值。
⑨在三绕组变压器中若各绕组的容量不相等时，施加电流应以容量较小的绕组为准，并在试验结果中注明负载损耗的基准容量；短路阻抗则以容量较大的绕组为准，若以％值表示，需注明基准容量和基准电压。
⑩测得的短路阻抗和负载损耗均要校正到参考温度（75℃）。
（3）合格标准

①允许偏差

项目
偏差
短路阻抗
两个独立绕组的变压器，或多绕组变压器中规定的第一对绕组
主分接
a)当阻抗值≥10％时，允许偏差±7.5％
b)当阻抗值<10％时，允许偏差±10％
其他分接
a)当阻抗值≥10％时，允许偏差±10％
b)当阻抗值<10％时，允许偏差±15％
自耦联结的一对绕组，或多绕组变压器中规定的第二对绕组
主分接
±10％
其他分接
±15％
其他绕组对
±15％
负载损耗
＋15％但总损耗不得超过＋10％
②合同技术协议有要求的，必须符合合同技术协议要求。
③需粘贴能效标识的产品，必须符合GB24790-2009《电力变压器能效限定值及能效等级》中相应产品负载损耗限值的规定。
（4）注意事项
①试验前重新检查确定所有CT端子均已短接接地。
②准确测量并记录绕组的平均温度。
③试验尽量快速进行，以减少绕组温升所引起的误差。
④短路铜排或铜线有足够的截面通过短路电流。
⑤短路铜排或铜线与线路端子连接紧实无松动。
⑥施加电压前必须确保人员已在安全距离之外。
6、有载分接开关操作试验
（1）试验目的
检查有载分接开关手动及电动操作、远控及就地操作是否正常无误；检查有载分接开关电动机构的位置指示、控制器的位置指示及开关位置指示是否一致；检查机械终端限位保护和电气终端限位保护是否可靠。
（2）试验方法
①变压器不励磁，在100％的额定操作电压下完成8个操作循环（一个操作循环是从分接范围的一端到另一端，并返回到原始位置）。
检查分接开关手动、电动和就地操作情况；检查机构档位指示、控制器档位显示及顶盖上开关档位显示是否一致；检查档位操作计数器是否正常记录了电动机构操作的次数；检查限位保护是否可靠。
②变压器不励磁，在85％的额定操作电压下完成1个操作循环。
检查分接开关机构操作、运转正常，各处档位位置指示正常。
③变压器在额定频率、额定电压下空载运行，完成一个操作循环。
在分接开关档位转换的过程中，监视测量的电流表、功率表的摆动是否显示正常。④变压器的一个绕组短路，并尽可能使分接绕组中的电流达到额定值，在中间分接（通常是主分接）两侧±2级范围内完成10次分接变换操作。（可在主分接
负载试验时进行）。
监视测量的电压值、电流值的显示是否正常。
⑤选择正确的指令，按N→1或1→N按钮，电动机构就会自动完成一个分接变换，并在规定区域范围内停下。
⑥电操档用于直接按电动机构上按钮进行升、降、停操作；远程档用于远方的按钮进行升、降、停操作；就地档用于通过控制器对电动机构进行升、降、停操作；手动档是将摇把插在轴上，断开电源，手摇若干圈，直到电动机构完成一次动作。
（3）合格标准
在各种操作过程中，分接开关和电动机构没有发生任何故障，电动机构的位置指示、控制器的位置指示及有载开关位置指示三者相同，机械终端限位保护和电气终端限位保护可靠无误。
（4）注意事项
①在操作试验前，需检查电动机构的安装是否平整，无扭曲变形，箱门开关方便。
②检查连至开关头部的方钢管是否水平，连至电动机构的方钢管是否竖直。
③在向电动机构、控制和辅助回路提供电源之前，先检查电源是否与需要的值相
吻合。
7、线端雷电全波冲击试验（适用于110kV级变压器）
（1）试验目的
验证变压器产品能否耐受雷电过电压的作用；检查变压器制造过程中的绝缘处理（如器身的真空干燥处理）是否严格按照相应的工艺规程进行的，是否存在绝缘强度不够、工艺处理不良；检查变压器设计上产品结构和内部绝缘结构是否存在缺陷。
（2）试验方法
①采用1200kV/45kJ冲击电压发生器一套及相应的CCK-2308计算机测量与控制系统进行试验。
②试验电压采用负极性；示伤电流波形采用中性点电流示伤波形。
③试验应逐相进行：在进行一个绕组的一个线路端子的冲击试验时，绕组的其它线路端子（有中性点引出时也应连接在一起）连接在一起通过一个低阻抗的示伤电阻接地；其它所有非被试绕组的线路端子均短接直接接地。

④额定雷电全波冲击耐受电压值（kV）
系统标称电压
（方均根值）
设备最高电压
（方均根值）
额定雷电全波冲击耐受电压
（峰值）
35
40.5
200
66
72.5
325
110
126
480
⑤试验冲击波应是标准雷电冲击全波：波头时间1.2μs±30%(即0.84～1.56μs)，波尾时间50μs±20%(即40～60μs)；可以通过增大或减小波头波尾电阻的阻值来调整波头波尾时间。
⑥试验顺序
─电压为50％～75％全试验电压下的一次冲击
─电压为100％全试验电压下的三次冲击
⑦分接范围小于或等于±5％时，冲击试验只需在主分接上进行；分接范围超过±5％时，冲击试验应在主分接和两个极限分接位置上进行（如A相主分接、B相最小分接、C相最大分接）。
⑧被试品接入试验回路后，先进行波形调整，使实际施加到产品上的波形符合标准波形，又可根据冲击发生器的效率修正了充电电压。
⑨试验时操作人员注意观察试验波形（电压波形和示伤波形）是否正常，现场监视人员仔细聆听变压器内部有无异常声响、观察产品外部状况，并及时做好记录。
（3）合格标准
①每个绕组的每相都要作如下比较：
在50％～75％试验电压下所记录的冲击电压和试伤电流瞬变波形图与在100％全试验电压下所记录的相对应的冲击电压和试伤电流瞬变波形图无明显差异，则认为试验合格。
②试验波形有变化或有异常时，如果发现是由试验回路或测量回路等外在原因引起的波形偏离，可再施加三次全电压的冲击波，或在该端子上重作全部冲击试验，当故障消失后可判定被试品试验合格。
③如果在排除外部试验回路或测量回路等外在原因的影响后试验波形仍然存在明显差异，则基本可以判定被试品绝缘存在缺陷。
④如果油箱中有声响；油箱中有烟和气体溢出；冲击试验后，产品的空载电流和空载损耗显著增加等现象出现，则可明确地判定被试品发生了故障。
（4）注意事项
①试验前要检验变压器的外绝缘距离（套管空气中带电部分与套管带电部分、套管带电部分与地、套管带电部分与邻近物体之间的距离）是否满足雷电冲击试验的要求，防止出现空气间隙或套管的闪络，给试验带来危险和困难。
②试验前，确定铁心、夹件、中性点及油箱等需接地部位均已可靠接地。
③确定变压器高压套管升高座、低压套管、有载开关放油塞等处已充分排气（若气泡放电会造成误判断）。
④按照正确的联结方式接线，确保试验连接线牢靠并满足空间绝缘距离要求。
⑤试验前要根据被试品参数（电压、容量、电容等）估算产生标准雷电冲击波形
所需的冲击发生器的参数（如冲击发生器级数、波头波尾电阻等）。
⑥试验时，在50％～75％试验电压下调节试验电压波形及示伤电流波形，每相波形参数一经调好，该相试验中不要再改变。
⑦试验回路要有工作接地，测量回路要有保护接地，最好将两个接地分开，如无法分开则要尽可能的降低两者之间的电位差，接地要牢固紧凑。
⑧试验过程中，当试验人员发现某次冲击有异常（如试验波形图有变化），应立即停止试验，检查试验线路（如接地）和测量回路（如试伤线路）等是否存在问题，如一切正常或发现不当之处已全部解决，然后才能重新进行试验。此时现场监视人员必须加强注意试验线路和被试品的状况。
⑨施加电压前必须确保人员已在安全距离之外。
8、工频耐压试验
（1）试验目的
对于全绝缘变压器考核绕组对地和绕组对其他绕组之间的主绝缘强度，对于分级绝缘变压器，考核绕组对铁轭的端绝缘、绕组部分引线的对地绝缘、绕组末端对地的绝缘强度。
（2）试验方法
①采用TDOJYT-250/0.5移圈调压器、AC2000工频耐压操作台、YD-250/250（或YDTW-30/100）试验变压器、TAWF-400/250（或TAWF-400/100）电容分压器（配峰值电压表）、计算机控制自动测量系统进行试验。
②被试绕组所有端子（包括有引出的中性点端子）短接一起接到试验变压器高压端，电容分压器并联接到被试绕组端子上，非被试绕组所有端子（包括有引出的中性点端子）短接一起接地。
③试验接线
序号
双绕组变压器
三绕组变压器
被测绕组
接地部位
被测绕组
接地部位
1
高压（或高压中性点）
油箱、铁心、夹件、低压
高压（或高压中性点）
油箱、铁心、夹件、中压及低压
2
低压
油箱、铁心、夹件、高压
中压
油箱、铁心、夹件、高压及低压
3
－
－
低压
油箱、铁心、夹件、高压及中压
④试验在变压器处在主分接的情况下进行。
⑤中小型产品采用AC2000工频耐压操作台进行控制和测量；采用计算机控制自动测量系统“工频耐压”界面进行控制和测量。
⑥施加电源时，在1/3试验电压下合闸,检查峰值电压表指示是否正常，然后与
测量装置相配合尽快加到规定试验电压值,开始计时，期间保持电压稳定,持续60s。然后将电压迅速降低到1/3以下试验电压，最后切断电源。
⑦试验电压值必须是测量的电压的峰值除以√2。
⑧试验过程中，如果发生放电或击穿，则应立即切断电源。
（3）合格标准
①额定耐受电压（kV）
系统标称电压
（方均根值）
设备最高电压
（方均根值）
外施耐受电压
（方均根值）
35
40.5
85
66
72.5
140
110
126
200

②试验过程中，如果试验电压不出现突然下降，电流指示不摆动，被试品没有放电声，则试验合格。
③如果有轻微的放电声，在重复试验中消失，也视为试验合格。
④如果有轻微的放电声，在重复试验中未消失，则视为试验不合格。
⑤如果有较大的放电声，则视为试验不合格。
（4）注意事项
①重新检查油面是否满足试验要求，重新对变压器高压套管升高座、低压套管、
有载开关放油塞等处充分排气直到流油为止。
②重新检查铁心、夹件、油箱等需接地部位均已可靠接地；重新检查高压套管末屏、套管型电流互感器等需接地部位均已可靠接地。
③按照正确的联结方式接线，确保试验连接线牢靠并满足空间绝缘距离要求。
④试验前确定被试绕组是全绝缘还是分级绝缘，以确定施加电压（如110kV级产品高压绕组若是全绝缘施加200kV电压，若是分级绝缘则施加140kV电压）。
⑤选择合适的峰值电压表量程，峰值电压表档位放在峰值除以√2档。
⑥当施加电压高于75％规定耐受电压值U时，应以2％U/s速率升高电压直至规定值，确保被试品安全。
⑦试验时聆听变压器内部有无异常声响，并做好记录；遇到异常现象，必须立即降低电压分闸进行检查。
⑧施加电压前必须确保人员已在安全距离之外。
9、感应耐压试验和局部放电测量
（1）试验目的
感应耐压试验：
对于全绝缘变压器，考核绕组匝间、层间、段间等纵绝缘的电气强度以及相
间绝缘的电气强度。
对于分级绝缘变压器，不仅考核绕组匝间、层间、段间等纵绝缘的电气强度，而且同时考核绕组对地、绕组对其他绕组和相间绝缘的电气强度。
局部放电测量（适用于110kV级变压器）：
测量变压器内部绝缘的某些薄弱或缺陷部位（如引线布置、端部绝缘结构、
突出的金属电极、油中和器身中含有杂质等）在高场强作用下的局部放电水平。
（2）试验方法
1）三相全绝缘变压器：
a)35～66kV级变压器
①试验电源25kW/100Hz（或560kVA/250Hz）中频发电机组、补偿电抗器、250kV/400PF电容分压器配峰值表、计算机控制自动测量系统。
②采用对称三相电源进行试验，在变压器不带分接的绕组（如低压绕组）两端之间施加尽可能接近2倍额定电压的试验电压，其他绕组开路。如果变压器有中性点端子，则试验期间将其接地。
③在计算机控制自动测量系统“感应试验”界面，在1/3试验电压下合闸,检查各电压表指示是否正常，然后与测量装置相配合尽快加到规定试验电压值,开始计时，期间保持电压稳定,试验电源100Hz时持续60s，试验电源250Hz时持续24s。然后将电压迅速降低到1/3以下试验电压，最后切断电源。
b)110kV级变压器
①采用对称三相电源进行试验（560kVA/250Hz发电机组）、YS-1600/22中间变压器、补偿电抗器、250kV/400PF电容分压器配峰值表、计算机控制自动测量系统。
②只进行相间试验。通常在变压器不带分接的绕组（如低压绕组）两端之间施加尽可能接近2倍额定电压的试验电压，其他绕组开路。如果变压器有中性点端子，则试验期间将其接地。
③高压感应出的相间电压不得超过200kV(用峰值表测量首端对地电压不超过115kV)；通过变换高压分接档位来实现相间电压和供电侧电压均达到要求。
④试验电压频率250Hz、试验时间为24s。
⑤试验期间必须进行局部放电测量；背景噪声水平不大于100pC。
⑥施加电压（以下的电压仅指线端对地的电压）的时间、顺序为：
─在小于31.5kV的电压下接通电源；
─电压上升到80kV，保持5min；
─电压上升到95kV，保持5min；
─电压上升到115kV，保持24s（试验时间）；
─试验后立刻将电压不间断地降低到95kV，并至少保持5min，在此期间测量局
部放电；
─电压降低到80kV，保持5min；
─电压降低到31.5kV以下时切断电源。
⑦在电压上升到95kV和从95kV电压下降的过程中，必须记录可能出现局部放电的起始电压和局部放电的熄灭电压。
2）分级绝缘变压器（110kV级）：
要求做两种试验：一种是带有局部放电测量的相对地试验；
一种是带有局部放电测量的中性点接地的相间试验。
a)带有局部放电测量的相对地试验。
①采用560kVA/250Hz发电机组、YS-1600/22中间变压器、补偿电抗器、
250kV/400PF电容分压器配峰值表、计算机控制自动测量系统进行试验。
②采用三次逐相施加单相电压进行试验，每次绕组的接地点不同：
（双绕组YNd11变压器、三绕组YNyn0d11变压器接线如下）
被试相
供电端
接地端
双绕组变压器
三绕组变压器
A
c-a
a、B、C
0m、a、B、C
B
a-b
b、A、C
0m、b、A、C
C
b-c
c、B、A
0m、c、B、A
③通常在变压器不带分接的绕组（如低压绕组）两端之间施加尽可能接近2倍额定电压的试验电压。
④高压感应出的相对地电压保证达到但不得超过200kV(用峰值表测量首端对地电压不超过200kV)；通过变换高压分接档位来实现首端电压和供电侧电压均达到要求。
⑤试验电压频率250Hz、试验时间为24s。
⑥试验期间必须进行局部放电测量；背景噪声水平不大于100pC。
⑦施加电压（以下的电压仅指线端对地的电压）的时间、顺序为：
─在小于31.5kV的电压下接通电源；
─电压上升到80kV，保持5min；
─电压上升到109kV，保持5min；
─电压上升到200kV，保持24s（试验时间）；
─试验后立刻将电压不间断地降低到109kV，并至少保持5min，在此期间测量局部放电；
─电压降低到80kV，保持5min；
─电压降低到31.5kV以下时切断电源。
⑧在电压上升到109kV和从109kV电压下降的过程中，必须记录可能出现局部放电的起始电压和局部放电的熄灭电压。
b)带有局部放电测量的中性点接地的相间试验
试验方法与三相全绝缘变压器试验方法相同。
（3）合格标准
1）三相全绝缘变压器：
①符合以下情况，则试验合格：
a)35～66kV级变压器
─试验过程中，试验电压不出现突然下降，电流指示不摆动，被试品没有放电声；如果有轻微的放电声，在重复试验中消失，感应前后空载试验数据无明显差异。
b)110kV级变压器
─试验过程中，试验电压不出现突然下降，电流指示不摆动，被试品没有放电声；如果有轻微的放电声，在重复试验中消失，感应前后空载试验数据无明显差异；
─在95kV电压下的第二个5min测量局部放电期间，所有测量端子上的连续局放量水平不超过300pC；
─局部放电特性没有出现明显地、持续上升的趋势；
─在80kV电压下的连续局放量水平不超过100pC；
②当实测的局部放电值不能满足验收判断准则时，与用户协商，也可进行长时感应耐压试验，如果变压器满足相关要求，则认为试验合格；
③合同技术协议有要求的，必须符合合同技术协议要求。
2）分级绝缘变压器（110kV级）：
①符合以下情况，则试验合格：
─试验过程中，试验电压不出现突然下降，电流指示不摆动，被试品没有放电声；如果有轻微的放电声，在重复试验中消失，感应前后空载试验数据无明显差异；
─对于单相试验，在109kV电压下的第二个5min测量局部放电期间，所有测量端子上的连续局放量水平不超过500pC；
或者，对于相间试验，在95kV电压下的第二个5min测量局部放电期间，所有测量端子上的连续局放量水平不超过300pC；
─局部放电特性没有出现明显地、持续上升的趋势；
─在80kV电压下的连续局放量水平不超过100pC；
②当实测的局部放电值不能满足验收判断准则时，与用户协商，也可进行长时感应耐压试验，如果变压器满足相关要求，则认为试验合格。
③合同技术协议有要求的，必须符合合同技术协议要求。
（4）注意事项
①重新对变压器高压套管升高座、低压套管、有载开关放油塞等处充分排气直到
流油为止，以免影响局部放电测量。
②重新检查铁心、夹件、中性点及油箱等需接地部位均已可靠接地；重新检查高压套管末屏、套管型电流互感器等需接地部位均已可靠接地。
③根据被试产品结构计算各部位之间的电位差，正确选择接线方式（包括接地点）、中间变压器变比；选择合适的补偿电抗器，防止发电机出现自励磁现象；
④试验前确定被试绕组是全绝缘还是分级绝缘，以确定施加电压方法、顺序、电压值，编制试验方案。
⑤按照正确的联结方式接线，确保试验连接线牢靠并满足空间绝缘距离要求。
⑥选择合适的峰值电压表量程，档位放在峰值除以√2档。
⑦套管端部的防晕罩必须与套管端部的导体接触良好；认真检查试验场地及被试产品上各部位，防止具有悬浮电位的导体存在，以免影响局部放电测量。
⑧试验时操作人员注意观察各仪表的指示是否正常，现场监视人员仔细聆听变压器内部有无异常声响，并做好记录。
⑨遇到异常现象，必须立即降低电压分闸并进行检查，根据情况决定是否继续进行试验。
⑩施加电压前必须确保人员已在安全距离之外。
10、变压器油试验
（1）试验目的
检测变压器油的各项性能和质量水平，保证注入变压器产品内的油的品质确能满足国家标准要求、技术协议要求和变压器产品的安全使用要求。
（2） 试验方法
①采用色谱分析系统、介损测试仪、介电强度测试仪、闭口闪点测试仪、微水测定仪等仪器仪表进行检测。
②按照变压器油检验项目的相关标准和方法操作。
（3） 合格标准
序号
项目
电压等级（kV）
质量指标
1
外观
/
透明，无杂质或悬浮物
2
水溶性酸（pH值）
/
>5.4
3
闪点(闭口)，℃
/
10号、25号油
≥140
45号油
≥135
4
水分，mg/L
110及以下
≤20
5
介质损耗因数（90℃）
110及以下
≤0.010