5 电力变压器、电抗器及消弧线圈
5.1 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈
5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验
表1 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验 序号 1 2 3 4 绝缘油试验 油中溶解气体色谱分析 油中含气量 %(体积分数) 油中含水量mg/L 项目 见18.1.1条及18.1.2条 H2及烃类气体含量(μL/L)任一项不得超过下列数值： 总烃：20；H2：10；C2H2：0 见18.1.1条 见18.1.1条 1) 1.6MVA 以上变压器，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5 绕组直流电阻 差别不应大于三相平均值的1%。 2) 1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 3) 电抗器参照执行。 1) 绝缘电阻换算至同一温度下，与出厂值相比应无显著变化，一般不低于上次值的70% 6 绕组绝缘电阻吸收比或极化指数 2) 35kV及以上变压器、电抗器应测量吸收比，吸收比在常温下应不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5。 3) 电压等级为220 kV及以上且容量为120 MVA 以上变压器应测量极化指数，且极化指数应不低于1.5。 1) 20℃时不大于下列数值： 750kV 0.5% 330kV 0.6% 110kV～220kV 0.8% 7 绕组的tanδ及电容量 35kV及以下 1.5% 2) 换算至同一温度下，tanδ值与出厂试验值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%) 3) 试验电压： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下： Un 8 9 10 11 12 8
电容型套管tanδ和电容 绕组泄漏电流 铁芯(有外引接地线)绝缘电阻 有载分接开关检查 绕组所有分接电压比 见7.1条 见5.1.1.7条 1) 大于1000MΩ 2) 应无闪络及击穿现象。 见5.1.1.9条 1) 各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律 见5.1.1.6条 见5.1.1.7条 见5.1.1.8条 见5.1.1.9条 见5.1.1.5条 见5.1.1.4条 见5.1.1.3条 要求 说明条款 见18.1.1条及18.1.2条 见5.1.1.1条 见18.1.1.10条 见5.1.1.2条 2) 35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器，额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但偏差不得超过±1% 13 14 15 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 频响法绕组变形测试 低电压短路阻抗测试 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 频响曲线三相之间相比无明显差别 短路阻抗与铭牌值相比，或短路阻抗、短路电抗三相互比，变化率超过2%时，应引起注意，变化率超过5%时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。 16 外施交流耐压试验 试验耐受电压标准见附录D，或取出厂试验电压值的80% 1) 试验电压不产生忽然下降。 17 感应耐压及局部放电试验 2) 在线端电压为1.5 Um /时，放电量一般不大于500pC，或在线端电压为1.3 Um /时，放电量一般不大于300pC。 3) 在线端电压为1.1 Um /时，放电量一般不大于100pC 18 19 20 21 22 电抗器电抗值测量 测温装置校验及其二次回路试验 气体继电器校验及其二次回路试验 压力释放器校验 冷却装置及其二次回路检查试验 见5.1.1.15条 无异常 无异常 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定 无异常 1) 35kV及以下电压等级管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油23 整体密封检查 箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kPa压力)，试验时间12h无渗漏 2) 66kV及以上电压等级变压器在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 24 25 26 27 28 29 套管中的电流互感器试验 变压器相位检查 全电压下空载合闸 噪声测量 振动测量 油箱表面温度测量 无异常 必须与电网相位一致 空载合闸5次，每次间隔5min，应无异常现象 距设备轮廊线2米处的噪声值应不大于80dB。 额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于l00μm。 温升应不大于65K 见5.1.1.21条 见5.1.1.22条 见5.1.1.23条 见5.1.1.24条 见5.1.1.25条 见5.1.1.20条 见5.1.1.15条 见5.1.1.16条 见5.1.1.17条 见5.1.1.18条 见5.1.1.19条 见5.1.1.14条 见5.1.1.13条 见5.1.1.12条 见5.1.1.10条 见5.1.1.11条 5.1.1.1 油中溶解气体色谱分析
1) 电压等级在35kV及以上的变压器、电抗器，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。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显变化。
2) 电压等级在110/66kV及以上的变压器、电抗器，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行
中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。35kV电压等级设备按1年执行。
3)试验应按国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。 4)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体。 5)溶解气体组份含量的单位为μL/L。 5.1.1.2
油中含水量
1) 电压等级在110/66kV及以上的变压器、电抗器进行。
2) 投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。 5.1.1.3
绕组直流电阻
1) 变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。
2) 如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则在换算至同一温度下时，与以前相同部位测得值比较，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意。
3) 无激磁调压变压器应在运行的分接位置锁定后测量直流电阻。 4) 不同温度下电阻值按下式换算：
R2＝R1(T+t2)/(T+t1) （1）
式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 5) 220 kV及以上绕组的测试电流不宜大于10A。
6）Yo联结的变压器绕组可采用三相测量方式，但必须在额定档采用单相测量方式进行测试。 7) 若无中性点引出线，应测量各线端的电阻，必要时可换算到相绕组，换算方法参见附录B。 5.1.1.4
绕组绝缘电阻吸收比或极化指数
1) 变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。
2) 电压等级为220kV 及以上且容量为120MVA及以上时，宜采用输出电流不小于3mA的兆欧表。 3) 测量前被试绕组应充分放电。 4) 测量温度以顶层油温为准。
5) 尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算
（2）
式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 6) 吸收比和极化指数不进行温度换算。
7) 绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比和极化指数可仅作为参考。 8) 电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量。
9) 110/66kV及以上电压等级设备，投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。35kV及以下电压等级设备按1年执行。 5.1.1.5
绕组的tanδ及电容量
1) 电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测量介质损耗角正切值tanδ。
1) 非被试绕组应接地，被试绕组应短路。 2) 同一变压器各绕组tanδ的要求值相同。
3)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算
10
（3）
式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值。
4)封闭式电缆出线变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tanδ。 5.1.1.6 路接地。
2) 测量时记录环境温度及变压器顶层油温。
3) 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管，电缆侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地。
4) 投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。 5.1.1.7
绕组泄漏电流
电容型套管tanδ和电容
1) 用正接法测量，测量时相同电压等级的三相绕组及中性点短接加压，非测量的其他绕组三相短
1) 电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测量直流泄漏电流。
2) 试验电压的选取见附录C。
3) 读取1分钟时的泄漏电流值，泄漏电流参考值参见附录C的规定。由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)。
4) 封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量。 5.1.1.8
铁芯(有外引接地线)绝缘电阻
1) 绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。 2) 只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 5.1.1.9
有载分接开关检查
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，试验结果应符合本规程表1之序号4和序号11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) 绝缘油注人切换开关油箱前，其击穿电压应符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于35kV。 6) 二次回路绝缘性能试验见15.2条。 5.1.1.10
三相变压器的接线组别或单相变压器的极性
单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查。 5.1.1.11
频响法绕组变形测试
1) 电压等级110/66kV及以上电压等级变压器进行。
2) 对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试。
5.1.1.12 低电压短路阻抗测试
1) 电压等级110/66kV及以上电压等级变压器进行。 2) 测试在较低的电压（一般不超过400V）下进行。
3) 测试中应注意电源波形和频率对测试结果的影响，必要时，应对测试过程中的电源频率进行记录。
4) 对有载开关应在最大分接、额定分接及最小分接下测试，对无载开关应在运行分接下测试。 5.1.1.13
外施交流耐压试验
1) 66kV及以下电压等级的变压器绕组线端，110kV及以上电压等级变压器中性点，66kV及以下电压等级消弧线圈、电抗器，750kV电抗器应进行外施交流耐压试验。
2) 分级绝缘的消弧线圈、电抗器的交流耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。
3) 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，试验时应在高压端监测。 4) 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。 5.1.1.14
感应电压及局部放电试验
1) 电压等级220kV及以上电压等级变压器，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。
2) 试验中电压的施加，应按图1所示的程序进行。图1中，A＝5min；B＝5min；C＝试验时间（t），其取值如式4所示，但不得少于15s；D≥60min（对于Um≥300kV）或30min（对于Um<300kV）；E＝5min。
图 1 感应电压及局部放电试验加压程序
（4）
3) 对地电压值，或。其中，新出厂变压器的U2按较高电压选取，已经过运行的变压器，U2的取值需经协商确定。对于750kV变压器，当U1电压值大于产品工频耐受电压的80%时，应与制造厂协商。
4) 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。
5) 在电压上升到U1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。
6)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。 5.1.1.15
电抗器电抗值测量
测量并提供电抗器现场安装后的电抗值。 5.1.1.16
测温装置校验及其二次回路试验
1) 应符合JJG310《压力式温度计检定规程》的规定。
2) 密封良好，指示正确，测温电阻值应与指示值相符，整定值符合运行规程要求，动作正确。 3) 二次回路绝缘性能试验见15.2条。 5.1.1.17
12
气体继电器校验及其二次回路试验
（建筑电气工程）宁夏电力公司交流电气设备试验规程 - 图文
