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1、 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0.5级的仪表和仪用互感器；测量功率应使用不低于1.0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 序号 试验项目 试 验 类 别 备注 出厂试验 交接试验 更换绕组 的大修 不更换绕组的大修 例行 型式 安装前 安装后 1 测量绕组绝缘电阻及 干燥前后必需 打开前及投入运用前必需 包括 额定 电压 下合 闸 2 套管介质损失角试验 3
2、 高压试验主绝缘 4 测定电容比 干燥前后必需 干燥前后必需 检修前后必需 5 测定电容比 建议在下列情况下采用；即当及试值偏高或无法进行 6 测量介质损失角 可用以4。5项 干燥前后必需 7 测量绕组直流电阻 8 变压比试验 无设备履历卡则需要 序号 试验项目 试 验 类 别 备注 出厂试验 交接试验 更换绕组 的大修 不更换绕组的大修 例行 型式 安装前 安装后 9 校定绕组联结组 无
3、设备履历卡则需要 包括 额定 电压 下合 闸 10 空载试验 11 短路试验 12 穿心螺栓耐压试验 13 定相试验 如果一次或二次接线改接则必需 14 油的分析试验 15 油箱严密性试验 16 温升试验 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，。
4、 （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 标 准 说 明 1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 1~3年一次 （1） 交接标准绝缘电阻见标准；吸收比在10~30时，35KV级以下者不应低于1.2 （2） 大修和运行标准自行规定，参考值见上条 （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
5、 （2） 测量时，非被试绕组接地 2 测量绕组连同套管一起的介质损耗因数 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 必要时 （1） 交接标准见规定 （2） 大修及运行中的值不大于规定 （3） 值与历年的数值比较不应有显著变化 （1） 容量为3150KW及以上的变压器应进行 （2） 非被测绕组应接地（采用M型试验器时应屏蔽） 3 绕组连同套管一起的交流耐压试验 （1） 交接时 （2） 大修后 （3） 更换绕组后 （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中大修标准进行 （2） 非标准系列产品，标准不明的且未全部更换
6、绕组的变压器，交流耐压试验电压标准应按过去的试验电压，但不得低于表3—41（对1965年前产品的标准） （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） 充油套管应在内部充满油后进行耐压试验 序 号 项 目 周 期 标 准 说 明 4 油箱或套管中绝缘油试验 按表3—42 按表3—42 按表3—42 5 测量轭铁铁梁和穿芯螺栓（可接触到的）的绝缘电阻 （1） 交接时 （2） 大修时 见表3—7 （1） 用1000V或2500V兆欧表 （2） 轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接者
7、测量时应将连接片断开（不能拆开者可不进行） 6 测量铁芯（带有引外接地）对地的绝缘电阻 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 1~3年一次 见表3—7 （1） 用1000V兆欧表 （2） 运行中有异常时可测量接地回路的电流 7 测量绕组连同套管一起的直流电阻 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 变换无励磁调压分接头位置后 （4） 出口短路后 （5） 1~3年一次 （1） 按表3—38 （2） 测量的相间差与以前（出厂或交接时）相应部位测得的相间差比较，其变化也不应大于2% （1） 大修和交接时，应在各侧绕组的所有分接头位置上测量 （2）
8、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 （3） 对有载调压和无励磁调容，在交接和大修时，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 8 检查绕组所有分接头的电压比 （1） 交接时 （2） 大修后 （3） 更换绕组后 （4） 内部接线变动后 （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 （1） 更换绕组后
9、应按表3—38标准 （2） 更换绕组后及内部接线变动后，应在每一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 9 校定三相变压器的连接组别和单相变压器的极性 （1） 交接时 （2） 更换绕组后 （3） 内部接线变动后 必须与变压器的标志（铭牌和顶盖上的字牌）相符 10 测量容量为3150KVA下的空载电流和空载损耗及以上变压器的额定电压 （1） 更换绕组后 （2） 必要时 与出厂试验值相比无明显变化 （1） 三相试验无
10、条件时，可用单相全电压试验 （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 11 测定变压器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 （1） 无条件时可在不小于1/4额定电流下进行测量 （2） 交接时应提交该相出厂记录 12 检查有载分接开关的动作情况 （1） 交接时 （2） 大修时 （3） 必要时 应符合制造厂的技术条件 13 检查相位 （1） 交接时 （2） 更换绕组后 （3） 更换接线后 必须与电网的相位一致 14 额定电压下的冲击合闸试验 （1） 交接时 （2） 更换绕
11、组后 交接时为5次，更换绕组后为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 说 明 15 总装后对散热器和油箱作密封油压试验 （1） 交接时 （2） 大修时 对管状和平面油箱和密封式变压器，采用0.6m的油柱压力；对波状油箱和有散热器的油箱，采用0.3m的油柱压力。试验持续时间为15min无渗漏 （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 16
12、 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 （1） 设备内部氮和经类气体超过表3—43任一项时应引起注意 （2） 经类气体的总产气率在0.25mL/h（开放式）和0.5mL/h（密封式）或相对产气速率大于10%/月时,可判断为设备内部存在异常（总经含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断） （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
13、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、6.7.8、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） 0.4 3 6
14、 10 15 20 35 最高工作电压（KV） 0.46 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 出厂试验电压（KV） 5 18 25 35 45 55 85 交接、修理（未全部更换绕组）和预防性试验电压（KV） 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 序号 项目 周期 标准 说明 新油及再生油 运行中的油 1 5
15、时的透明度 验收新油及再生油或所安装的电气设备的绝缘油 透明 2 氢氧化钠试验 不大于2级 SY2651—77（润滑油氢氧化钠抽出物的酸化试验法） 3 安定性氧化后酸值 不应大于0.2mgKOH/g油 SY2670—76（变压器油氧化安定性测定法） 安定性氧化后沉淀物 不大于0.05% 4 运行粘度 必要时 不应大于下列数值 （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，可只作50 温度（ 20 50 运动（cst） 30 9.6 5 凝点（ 必要时 不高于（ （
16、1） 试验方法按GB510—77（石油产品凝点测定法） （2） 变压器用油的凝点为；（气温不限）或（气温不低于地区） DB —10 DB —25 DB—45 开关用 序号 项目 周期 标准 说明 新油及再生油 运行中的油 6 酸值 （1）35KV及以下变压器每3年至少一次（主变压器每年一次） （2）设备大修强后 不应大于0.03mgKOH／ｇ油 不应大于0.１mgKOH／ｇ油 试验方法按GB264—77（石油产品酸值测定法） 7 水溶性酸和碱 无 PH值大于和等于4.2 试验方法按GB259—77（石油产品水溶性酸及碱试验法）
17、 8 闪点 不低于（） （1）不比新油标准降低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） DB —10 DB —25 DB —45 140 140 135 9 机械杂质 无 无 试验方法按GB511—77（石油产品和添加剂机械杂质测定法） 10 水分 无 无 试验方法按GB260—77（石油产品水分测定法） 11 游离碳 无 无 外观目测 12 电气强度试验 见3—57 见3—57 （1） 试验方法按GB507—77（电气用油绝缘强度测定法） （2） 油样应自设备中取出 13 测量
18、介质损耗因数 （1）注入电气设备的绝缘油 （2）必要时 注入设备前油在90时不应大于0.5%；注入设备后的油在70时不应大于0.5% 70时不应大于2% （1）试验方法按SY2654—66（电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 0.03 0.04 0.05 0.07 0.09 运行油 0.08 0.11 0.15 0.20 0.27 14 油泥测定一羰基含量 必要时 不大于0.28mg/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4.2或酸值接近0.1mgKOH/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 气体种类 含量（ppm） 正常值 有故障可能的注意值（ 总烃（甲烷、乙烷、乙烯和乙炔气体总和） 100 150 乙炔 5 5 氢气 100 150
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