B11.110－20－10kV主变压器技术规范.doc

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1、QB Q/GDW江苏省电力公司 发布20078-093-24实施20078-093-24发布110/20/10kV主变压器技术规范Q/GDW-10-31？732-20078江苏省电力公司企业标准1Q/GDW-10-31273-20078目 次前 言II1 范围12 规范性引用文件13 使用环境条件24 技术参数及要求25 试 验9前 言II1 范围12 规范性引用文件13 使用环境条件14 技术参数及要求25 试 验9I前 言本标准是根据江苏省电力公司推广应用20kV电压等级中压配电网的需要而编制。由于现行国标、行标和企业标准等一般未涉及20kV电压等级设备的内容，为保证20kV电压等级的电气

2、设备满足要求，特此编制20kV变电设备技术规范。本标准是同时编制的11个20kV变电设备技术规范之一，这11个技术规范分别是：220/110/20、220/20kV主变压器技术规范110/20kV主变压器技术规范/、110/20/10kV主变压器技术规范20kV断路器技术规范20kV隔离开关技术规范20kV交流金属封闭开关技术规范20kV交流气体绝缘金属封闭开关技术规范20kV并联电容器成套装置技术规范20kV并联电抗器技术规范20kV中性点接地电阻成套装置技术规范20kV接地电阻器技术规范20kV成套消弧装置技术规范本标准的编写格式和规则符合GB/T 1.1标准化工作导则 第1部分：标准的结

3、构和编写规则及DL/T 600-2001电力行业标准编写基本规定的要求。本标准由江苏省电力公司生产技术部提出并解释。本标准由江苏省电力公司生产技术部归口。本标准起草单位：江苏省电力公司生产技术部、苏州供电公司、江苏省电力试验研究院有限公司。本标准主要起草人：陆晓、 王建刚、张霁、吴益明。110/20/10kV主变压器技术规范1 范围本技术规范规定了110kV主变压器的使用条件、主要技术参数、功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术规范适用于江苏省电力公司20kV系统所需的110/20/10kV主变压器。 本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分

4、引述有关标准和规范的条文，设备生产厂家应提供符合本技术规范、国家标准、电力行业标准以及国际标准的优质产品。本技术规范所使用的标准如遇与设备生产厂家所执行的标准不一致时，按较高标准执行。10kV、20kV系统中性点接地方式为中性点经低电阻接地或不接地系统（或谐振接地），20kV系统中性点接地方式分为二类，类:中性点经低电阻接地系统；类：中性点经消弧线圈接地或不接地系统。2 规范性引用文件本标准引用了下列标准的有关条文，当这些标准修订后，使用本标准者应引用下列标准最新版本的有关条文。GB1094.1 电力变压器 第1部分 总则GB1094.2 电力变压器 第2部分 温升GB1094.3 电力变压器

5、 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.4 电力变压器 第4部分 分接和联结方式GB1094.5 电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB2900.15 电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器GB2536 变压器油GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合GB/T1094.4 电力变压器 第4部分 电力变压器和电抗器雷电冲击波和操作冲击波试验导则GB/T1094.10 电力变压器 第10部分 声级测定GB/T7354 局部放电测量DL/T 417电力设备局部放电现场测量导则GB11604 高压电气设备无线电干扰测试方法GB/T16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区

6、分级及外绝缘选择标准GB/T16927.1 高压试验技术：第一部分：一般试验要求GB/T16927.2 高压试验技术：第二部分：测量系统GB10230 有载分接开关GB/T5582 高压电力设备外绝缘污秽等级GB/T6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T13499 电力变压器应用导则GB/T17468 电力变压器选用导则GB/T15164 油浸式电力变压器负载导则GB/T8751 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求GB/T8287.1 高压支柱瓷绝缘子 技术条件GB/T8287.2 高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性GB/T4109 高压套管技术条件GB5273 变压器、高压电器

7、和套管的接线端子GB1208 电流互感器GB16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T7252 变压器油中溶解气体分析与判断导则GB/T7295 运行中变压器油质量标准GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准JB/T3837 变压器类产品型号编制方法DL/T596 电力设备预防性试验规程DL/T572 电力变压器运行规程DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合国家电网公司 国家电网生2004634号 110（66）kV500 kV油浸式变压器（电抗器）技术标准江苏省电力公司 苏电生2002320号 电力设备交接和预防性试验规程IEC 168 高压支柱瓷绝缘子I

8、EC-354 油浸式变压器负荷导则的规定IEC 815 污秽条件下高压绝缘子的选择和尺寸确定3 使用环境条件3.1 海拔高度 1000 m3.2 最高环境温度 + 40 3.3 最低环境温度 25 3.4 日照强度 0.1W/cm （风速：0.5m/s）3.5 最大日温差 25K3.6 户内相对湿度： 日平均值95%，月平均值90%3.7 最大风速 35m/s(注：风速是指离地面10m高度的10min平均风速)3.8 荷载 同时有10mm覆冰和17.5m/s的风速3.9 耐地震能力地面水平加速度0.2g；垂直加速度0.1g同时作用。采用共振、正弦、拍波试验方法；激振5次，每次5波，每次间隔2s

9、。安全系数不小于1.67。3.10 系统额定频率： 50Hz3.11安装位置： 户内/户外3.12 外绝缘爬电距离：满足当地最新版污区分布图要求，并留有一定裕度。20kV套管外绝缘爬电比距： 户内20 mm/ kV；户外30 mm/ kV3.13 系统短路电流 110kV 不大于40kA 20kV 不大于20kA 10kV 不大于20kA4 技术参数及要求4.1主变技术参数4.1.1性能参数：采用10型以上、双绕组或三绕组、有载、自然油循环风冷或全自冷变压器；当低压绕组采用星型接线时，在变压器内部另设稳定绕组，其电压等级为10.5KV，容量为变压器额定容量的30，绕组接成开口三角形，用二只套管

10、引出，正常运行时短接接地。4.1.2额定容量、阻抗、电压及损耗等技术参数表:a) 63100MVA有载调压变压器,110/21/10.5KV,联结组别Ynyn0d11额定容量MVA电压组合及分接范围kV空载损耗kW负载损耗kW空载电流%容量分配%阻抗电压%高压中压低压稳定638010011081.25%2110.5/4252622553053610.1100/100/100高-中10.5高-低1718中-低6.5b) 63100MVA有载调压变压器,110/21/10.5KV,联结组别Ynyn0 yn0+d11额定容量MVA电压组合及分接范围kV空载损耗kW负载损耗kW空载电流%容量分配%阻抗

11、电压%高压中压低压稳定638010011081.25%2110.510.54757672703253800.1100/100/100/ 33高-中10.5高-低1718中-低6.5a) 63100MVA双绕组有载调压变压器额定容量MVA电压组合kV空载损耗（kW）组1/组2负载损耗（kW）空载电流（%）阻抗电压（%）容量分配（%）高压低压1低压2稳定638010011081.25%2110.510.573.6/84.7/300/1.0/高-中10.5高-低1718中-低6.5100/100/100/30注： 具体电压组合、阻抗值制造厂可与使用部门协商确定。4.1.3 冷却方式：变压器的冷却方式

12、有自然油循环风冷（ONAF）或全自冷（ONAN），可根据需要选用不同的冷却方式。散热器的布置形式有两种，一种为散热器固定在油箱上；另一种为散热器集中固定在支架上，通过导油管与油箱连接。4.1.4 阻抗百分数偏差：7.5%4.1.5联接组标号： YNyn0d11YNynoyn0+d11 (内藏稳定绕组)，或；YNynoyn0+d11YNyn0d11；4.2 绕组内部绝缘水平（单位：kV）：标称电压kV设备最高电压kV工频耐压kV（均方根值）雷电冲击（全波）kV（峰值）雷电冲击（截波）kV(峰值)高压110126200480530低压1202455125140低压21011.5357585高压中性

13、点6672.595140250325235020kV中性点20245512514010kV中性点10.511.5357585稳定绕组(10.5kV)10.511.545451051051151154.3 套管绝缘水平（单位：kV）：高于或等于变压器内绝缘水平。4.4 保证性能4.4.1损耗偏差（按照国标要求）：空载损耗(kW) ： ( 5%)负载损耗(kW)： ( 5%)4.4.2 温升限值：额定工作条件下，环境温度最高为40，变压器各部分温升限值，应符合GB1094或IEC标准的规定。对于三绕组变压器，应在三侧同时接近满负荷时进行。并应不超过下表所列数值。对于采用不同负载状况下的多种冷却方式

14、时，变压器绕组（平均和热点）、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升均应满足要求。变压器的部位温升限值测定方法线 圈65K电阻法绕组热点78K计算法顶层油面55K温度计法铁心表面78K温度计法油箱及结构表面70K温度计或红外测量法4.4.3试验电压：a) 试验电压值：见4.2款b) 试验次序：局部放电雷电冲击感应耐压局部放电长期空载本体和套管油色谱分析c)套管耐受干、湿状态下的上述试验电压，并附单独试验报告。套管的局放量应不大于10pC。4.4.4局部放电水平根据GB/T 7354-2003局部放电测量、DL/T 417-2006电力设备局部放电现场测量导则，高压线端应接受下述试验电压和时间的试验

15、：1.1Um/(5min)- 1.5Um/ (5min）-1.73Um/ (5s）1.5Um/ (30min）-1.1Um/(5min)；视在放电量q：当电压为1.5Um/时在高压端子测量，不高于100pC，在中压端子不高于100pC(两者都在最大分接和额定分接测量）。在1.5Um/电压下，变压器110kV线端局放量不大于100pC。其中Um为最高工作电压。4.4.5 噪音水平：运行单位根据环保要求提出声压级要求值。4.4.6故障情况下的耐受能力当变压器从一个无限容量的母线供电时，变压器在任何分接位置时，应能承受3S的外部短路而无任何损伤或任何位移。在短路前变压器为满负荷时，短路后绕组温度应不

16、超过250。制造厂应提供变压器承受突发短路冲击能力的型式试验报告，并提供内线圈失稳的安全系数。低压绕组应根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线。4.4.7在额定电压和额定频率下空载电流应不大于额定电流的0.1%（允许误差30）。4.4.8 在额定频率下的过激磁能力：满负荷时空载时140%激磁：5s140%激磁：1min120%激磁：3min130%激磁：5min110%激磁：20min120%激磁：30min105%激磁：连续110%激磁：连续4.4.9冷却装置散热器的数量及冷却能力应能够散去总损耗所产生的热量，包括空载损耗和各个绕组在满负荷状态下的负载损耗和杂散损耗。散热器放置

17、于变压器两侧，且应有一组备用散热器。每组散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上，以便在安装或拆掉散热器时变压器油箱不必放油。本体与冷却器间管道连接应考虑两者不均匀及力臂作用发生的沉降，法兰连接面应精加工以防渗漏，并应设置固定防震支架。采用片式散热器的风冷变压器，在全部风扇退出运行后，变压器长期负载能力应大于67%，温升不得超过额定值。应能根据变压器负荷和油温情况，自动投入（或切除）风扇。当风扇电源发生故障或电压降低时，应自动投入备用电源。变压器冷却装置中的风扇电动机应为低转速(采用6极或以上)、低噪音、应有过载、短路和断相保护。其动力电源应为三相交流380V，控制电源为交流220V，信号电源为直流2

18、20V。4.4.10油箱和散热器强度和密封性要求油箱本体应能承受全真空(残压小于133Pa)无永久变形；装在本体上的散热器应和油箱一起抽真空。变压器注满油后外加压力使油箱底部达到0.1MPa的油压，保持12h以上无渗漏。散热器应进行0.05MPa压力试验。散热器的壁厚不得小于1.2mm，散热片应有防锈蚀措施。4.4.11 绝缘油绝缘油为#25油，应完全符合IEC296、156所规定的全部要求，油的闪点不能低于140，绝缘油应是全新的环烷基矿物油，除了抑制剂外不得加任何添加剂，变压器油应足够注入到规定油面，再加10%的绝缘油。绝缘油的质保期为3年，质保期内如出现因油原因的劣化，变压器厂应负责免费

19、更换绝缘油。变压器的外壳应加装一块铭牌，内容包括油牌号、生产厂商名称、出厂日期等。4.4.12过负荷容量变压器的过负荷容量应符合IEC-354油浸式变压器负荷导则的规定。并且在环境温度40、起始负荷80%额定容量时，事故过负荷能力为：150%额定容量，运行不低于30分钟，其中最热点温度不超过140。4.4.13 变压器的寿命当变压器在本文所述的一般使用条件和负荷下运行应有30年或以上的寿命。4.5 结构及主要附件4.5.1 铁心和线卷a)为了改善铁心性能，应使用高质量、单位损耗低的晶粒取向冷轧硅钢片，硅钢片厚度不大于0.3mm并在芯柱和铁轭上采用五阶以上斜搭接缝,铁心采用D型轭结构，用均匀的压

20、力压紧整个铁心装配，变压器铁心应不会因运输和运行的振动而松动。变压器的铁心应与油箱绝缘，并通过引出装置与接地网联接，制造厂应提供安装接地引线的绝缘子及绝缘铜排。如有需要可在铁心接地铜排距离下法兰以上200mm处安装50A接地隔离刀闸。b)全部绕组应用铜导线，绕组应设计得使在全波和截波冲击试验时电压有最佳的分布。匝绝缘应使用耐热纸。绕组中应无电场集中，局部放电应减至最低。应独立设置有载调压绕组。c)绕组应能耐受短路，过负荷而无局部过热，绕组和引线应充分紧固以形成坚固的装配，而且在运输时和在运行中发生短路而振动时，不发生相对位移。不推荐采用内置电抗器。d)变压器应能承受运输冲撞加速度3g无任何损坏

21、。 4.5.2 储油柜a) 变压器储油柜采用胶囊袋式全封闭结构，应备有一个硅胶空气干燥器，以备干燥胶囊袋里的空气之用。吸湿器要求本体为5kg以上规格，具体规格由制造厂计算确定。b) 储油柜与变压器间的联接管应是一根带有最少接头的直接联管，并配有一个真空密封的阀门装于储油柜和气体继电器之间。另外应有一根集气管由高压套管升高座接到气体继电器与油箱之间的联管上。通往瓦斯继电器的管道应有2%的坡度。c) 储油柜应有磁铁式油位计并附高低油位时供报警的接点、气体收集器和气体压力释放器、注油塞、放油阀、吊攀和爬梯。4.5.3 真空注油在制造厂和现场，内部装配完毕后，应在油箱内真空残压为133Pa及以下时，采

22、用真空注油。4.5.4 套管套管端子的允许组合荷载、安全系数、套管接线端采用的型式和尺寸应由设计部门提出要求。制造厂应提供套管组装于变压器上的机械强度计算报告。套管应具有足够的内外绝缘水平，并避免出现将军帽密封不良导致破坏变压器密封等问题。套管应用棕色瓷套，瓷套的伞裙宜为不等径大小伞，伞裙设计应符合IEC815的要求。两裙伸出之差（P1-P2）15mm，相邻裙间高（S）与大裙伸出长度之比应大于0.9，应具有良好的抗污秽能力和运行性能。支柱绝缘子和瓷套的质量应符合GB8287和IEC168标准的相应要求。60kV及以上套管采用油浸电容式套管，套管应带有试验用电容抽头。套管本体应有能在地面看清的指

23、针式油位指示器.每个套管应有一个平板端子，它可以绕套管头旋转。应提供带有不锈蚀金具的压紧式铝合金接头以便和外部联接。套管在常温(2025)和额定电压下，tgd不得超过0.4%，10kV下和额定电压下测得的tgd增量不大于0.1%。4.5.5 套管电流互感器高压中性点套管CT ：LRB-60 200-400-600/5，1只,并分别引出全部抽头。(其中200/5要求达到10P20，不小于30VA)低压中性点套管CT ：LRB-60 200-400-600/5，1只,并分别引出全部抽头。a) 电流互感器应符合IEC-185标准的要求，包括其任何修改和补充。b) 所有的电流互感器的变比应在变压器铭牌

24、中列出。c) 应提供套管电流互感器的下述数据:二次激磁曲线、暂态特性、二次绕组匝数、铁心截面积（mm2）、二次电阻试验资料等。d) 所有从电流互感器引出的每一分接头的引线应经金属导管引到变压器控制柜的端子板上，引线应为截面不小于2.5 mm2的硬铜线。所有电流互感器引线凡接触热变压器油的应使用特殊的耐热性的软导线。e) 应提供一个端子箱以便联接所有的电流互感器，信号线路和交直流电源。端子箱壳体应为不锈钢，箱体应密封并便于接线，箱内端子排选用工程塑料。f) 所有电流互感器二次负载接线和信号线路应使用有屏蔽的金属铠装电缆。g) 电流互感器的二次接线板应为整体浇注式，接线端子直径不小于8mm的螺栓。

25、4.5.6 油箱a) 变压器油箱应是用高抗拉强度的钢板制成的焊接结构，应能耐受133Pa的真空和正压0.1MPa的机械强度试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。油箱的顶部应呈圆顶或斜坡形，可以流散积水并能收集集聚的气体至气体继电器，所有箱顶上的开孔都应有颈圈，所有形成的袋装结构的最高点都应有放气塞联接至一根共用的管子，以便将气体收集到气体聚集器和压力释放器。变压器应能在其主轴线或短轴线方向滑动或在管子上滚动，并应有可以拖动的构件，滑动底座也应有可以用螺栓固定在混凝土基础上的构件，所用螺栓应足够大，以便能耐受住变压器和散热器的重量。b) 所有人孔，手孔和套管开孔的联接应使用螺栓，并使用合适的密

26、封垫和法兰，在需要处密封垫应有限位，防止对密封材料过分压缩。应具有温度计座和二个接地板，油箱底座对角各一个。应有一个或多个人孔或手孔其大小应使操作者能够触到套管的下端,触到接线夹和线卷的上端，以便不用打开箱盖和不放油低于绕组装配的上端，就可以更换套管和电流互感器。油箱应在方便的位置装有吊攀和千斤顶支架。为了安装方便，至少在四角有八个千斤顶支架。c) 应有一个上箱盖的梯子，梯子有一个可以锁住踏板的防护机构，距带电部件的距离应满足电气安全距离的要求。d) 变压器油箱应装有下述可靠的阀门：) 分别从油箱和储油柜排油的排油阀；) 取油样阀；：从油箱最底部取油样，取样阀的安装应便于操作者按上述位置取油样

27、。取样阀的端部应为10mm阴螺纹接头，并配有一个可以取下的阳螺纹塞子；) 适于接50毫米管子下部滤油机接口阀；) 用于抽真空，并适于接50mm管子的位于油箱顶部上部滤油机接口阀；) 便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀。e) 为防止由于油面以下的内部压力急骤或者缓慢上升而造成的爆炸，变压器应装有机械的压力释放装置，该装置应设计得当变压器内部故障时造成的压力不致使油箱或其它部件遭受超限压力，并且在严重内部故障时不致使变压器油箱产生裂缝或炸裂。压力释放装置动作以后应能发出跳闸信号，并能防止水分进入。该装置应装在靠近油箱盖边缘的位置上，并且配有排油罩，可以将油导致离地面500mm高处，并且不应靠近控制

28、柜或其它附件。f) 油箱内壁和所有钢联接均应喷砂或喷丸除锈，喷漆前油箱外壁的轧钢氧化皮应彻底清除。4.5.7 有载调压开关有载分接开关的额定电流、允许过负荷能力必须和变压器额定电流、允许过负荷能力相配合。切换开关需要定期检查，检查时应易于拆卸而不损坏变压器油的密封。开关仅应在运行56年之后或动作了5万次之后才需要检查。切换开关触头的电寿命不应低于20万次动作，其机械寿命不小于80万次动作无损伤。为了防止切换开关故障，有载分接开关的选择开关应具有机械限位装置。制造厂应提供有载调压装置的型式试验报告。每个有载调压装置应配备一个用于驱动电机及其附件的防风雨控制箱，还应设有独立的储油柜、保护继电器(附

29、跳闸触点及隔离阀)、吸湿器及油位计等。并配EDS100电动操作机构及远方监测装置全套附件；有载调压控制回路具有与远动、遥信接口；调压开关档位信号输出与实际档位一一对应,采用BCD编码器。变压器有载调压装置应布置在其控制箱旁，能够站在地面上进行手动操作。有载调压开关的操作机构应引下至离地面1米处并用手柄操作。4.5.8 绝缘油绝缘油应是不加抗氧化剂油，并且完全符合IEC296、156所规定的全部要求。油的闪点不能低于是140。变压器油应足够注入到规定油面，再加10%的绝缘油。4.5.9 变压器的报警和跳闸保护接点：变压器应有下列报警和跳闸接点，所用继电器的时间常数和触点断流容量应满足相应的要求。

30、序号继电器名称报警或跳闸电源1主油箱气体继电器重故障跳闸轻故障报警220V，DC各2付常开接点2有载开关转换开关箱气体继电器重故障跳闸轻故障报警220V，DC各2付常开接点3主油箱油位计报警220V，DC4有载开关转换开关箱的油位计报警220V，DC5主油箱压力释放装置报警220V，DC6油温指示器报警220V，DC7冷却装置故障报警220V，DC8冷却装置交流电源故障报警220V，DC9绕组温度指示装置报警220V，DC10辅助风机运行（如果备有的话）报警220V，DC4.5.10 运输变压器在运输时应带有自己的箱盖，并充以干燥氮气，运输前应进行密封试验，以确保在充以0.20.3kg/cm2

31、氮气时密封良好。应拆除套管、冷却器和其它附件。在运输时应带有一个压力表和一罐干燥氮气。如果套管升高座（CT安装在内）不随主油箱运输而单独运输时，套管升高座应注满合格的绝缘油。运输时应装设三维冲击记录仪，应在目的车站（码头）及运至现场后检查记录。4.5.11 冷却装置控制柜：端子箱、风冷控制箱如分别单独设置，端子箱应装于变压器本体上，控制柜装于变压器附近。端子箱、风冷控制箱为户外式，防护等级IP55。接线端子为V0级阻燃，不应使用胶木端子。本体上带有触点的元件用电缆引至端子箱，在变压器本体上设置供二次电缆固定用的支架及夹具。正常电源和备用电源送至变压器风扇控制箱。正常电源故障失电时，应自动切换至

32、备用电源供电，并应设有闭锁和手动切换功能和发出报警信号功能。端子箱和控制柜应能防避风雨，尺寸设计合理，在恶劣天气下打开柜门进行维修时，能够保护柜内设备不受风雨侵袭，安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护，壳体应为不锈钢。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。端子牌材质应为工程塑料。汇流排采用铜排并套有热缩绝缘管。接触器容量按照实际容量1.5倍选择。控制柜与端子箱之间的联接应采用带屏蔽层的铠装电缆。控制柜和端子箱内内应有灯和开关以便柜内照明，控制柜外应有防雨电源插座（单相，10A，220V，AC）。应有适当容量的交流220伏的空间加热器，该加热器应备有热电偶、手动控制开关和熔丝，并应布置合

33、理，不致因其过热而对临近设备产生危害。应装有通风装置，与所供加热器配合而不致使柜内发生水汽凝结。4.5.12 铭牌铭牌应包括：所有额定值，绕组连接图，分接位置表，每个分接参数的数据，包括电压和相应的电流，各绕组正序阻抗，箱盖示意图标明所有套管位置和标号，噪音（dB），耐地震强度，电流互感器标称变比，连接和准确级次，冷却方式投入要求等。铭牌应用中文书写。4.6 附件所供的电力变压器应有完整的全部附件，并在厂内全部进行组装，拆下后作好标记，便于现场安装。该附件可以直接用于安装，联接和立即使用。4.6.1 所有带丝扣的法兰都应采用盲孔。4.6.2 所有管道不得采用非金属管。4.6.3 所有外购件都应

34、经过严格挑选和验收试验，并提供试验报告。4.6.4 密封垫：应采用优质产品，所有联接面应密封良好，并应有对密封垫防氧化老化措施，以利延长使用寿命。4.6.5 有载调压开关的上部不得有妨碍开关检修的管道或其他附件。5 试 验5.1 变压器试验应按照本标准和相关标准有关条款进行。试验应出具详细记载测试数据的正式试验报告。运行单位代表有权见证所有试验。试验应在相关的组、部件组装完毕后进行。对于绝缘试验，如果无其它协议规定应按下述给出的顺序进行：线端的操作冲击试验（SI）（如果需要）。线端的雷电全波和截波冲击试验（LI、LIC）。中性点端子的雷电冲击试验（LI）。外施耐压试验。短时感应耐压试验（ACS

35、D）。长时感应电压试验（ACLD）。5.2 例行试验5.2.1 变比检验应在所有绕组和所有分接位置上进行变比试验。变压器变比误差在所有分接位置时应精确到0.5%以内。5.2.2 阻抗及负载损耗测量a) 阻抗测量所有变压器在额定电压分接位置的阻抗都要测量。阻抗的容差不能大于规定值（即2.2条款的规定值）。最大分接电压和最小分接电压时的阻抗与额定分接电压时阻抗偏差不得大于+20%或小于-12.5%。b) 负载损耗测量负载损耗测量应在所有变压器额定电压分接位置上进行。损耗测量值应用校正系数进行校正。此校正系数是根据经过校验过的仪表准确度制定的。对于测量功率因数极低（cos=0.03或以下）的负载损耗

36、而言，所有仪用互感器的相角误差必须予以校正。所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度（75）时的数值。5.2.3 空载损耗和空载电流测量：a) 初次空载损耗和空载电流的测量：在所有绝缘试验之前，在额定电压的10%，50%，60%，70%，80%条件下，测量空载损耗和空载电流，然后再从额定电压的90%115%的范围内，以每5%作为一级电压逐级测量，空载损耗和空载电流应在低压绕组上进行测量。空载损耗和空载电流值应按照IEC76-1中的方法进行测量并予以校正。b) 1h的过励磁试验：所有绝缘试验完成后，在与空载损耗试验相同条件下，变压器应承受1h110%额定电压下的过励磁试验，完成持续1h试验时，记录

37、下110%和100%额定电压下的损耗测量值。最后一次测定的空载损耗值将作为实际测量值。如果在额定电压下的空载损耗超过初次空载损耗4%但未超过10%的，则应在110%额定电压下进行12h的励磁试验。如果12h励磁试验后在额定电压下的励磁损耗超过上一次试验时额定电压下的励磁损耗，则此台变压器将予以退货。如果额定电压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的10%及以上，则此台变压器将予以退货。5.2.4 绝缘电阻测量：每一绕组对地及绕组之间的绝缘电阻都要进行测量，测量时的试验电压不能低于5000V DC。绝缘电阻应在第15s开始测量，从第1min到第10min，每隔1min测一次。第15s的绝缘电阻应超过80

38、00MW。在20时吸收比(R60s/R15s)提供实测值在20时极化率(R600s/R60s)不能小于1.5。5.2.5 绕组介质损和电容测量：当顶部油温度在10至40之间时，才能作介质损试验，试验报告中应有温度介质损修正曲线。试验应在10kV进行，试验报告中应有试验设备的详细说明。每一绕组对地及绕组之间的介质损在20时不能超过0.5%。同时，还应测量绕组对地及绕组间的电容。5.2.6 绕组电阻测量：测量所有绕组和全部分接位置时的绕组电阻，变压器每一相的绕组电阻之间的差别应小于2%。即：R(max)-R(min)/R(avr)2%，低压绕组为三角形接线时，应提供半成品时每相直流电阻，各相差值应

39、小于平均值的2%，出厂时线间侧得的直流电值差值应小于平均值的1%。5.2.7 铁心绝缘试验用2500V的MW表测量铁心绝缘电阻，最小允许电阻是500MW。检查以下各项：a) 总装配前（即铁心和绕组装配前）检查每台铁心和铁心部件的绝缘电阻。b) 发运之前，通过铁心接地端子最后测量铁心绝缘电阻。5.2.8 感应耐压和局部放电试验。a) 感应耐压试验应根据技术要求进行。b) 雷电冲击试验之后应测量高压绕组的局部放电量。c) 局部放电量的测定按GB/T 7354-2003局部放电测量、DL/T 417-2006电力设备局部放电现场测量导则标准中的规定进行。c) 局部放电量的测定按GB/T 7354标准

40、中的规定进行。d) 施加试验电压的时间顺序和最大允许放电水平应与以上规定相符。5.2.9 冲击试验a) 冲击电压试验的顺序为：) 减低电压全波一次) 100%电压全波一次) 一次或几次减低电压截波) 两次100%截波) 两次100%全波) 50%、70% 波电压各一次) 三次全波幅试验b) 全波冲击试验应在变压器所有端子上进行（中性点端子和出线端子）。截波冲击试验只在变压器的出线端子上进行。c) 截波试验过程中，截波试验电路的布置应使冲击波图中反极性的过冲数量予以限制，即不得小于截波冲击幅值的10%也不得大于30%，接地电流也应记录下来。全部冲击试验中应同时记录下电流和电压示波图，并提供试验报

41、告。5.2.10 操作冲击试验操作冲击试验：操作冲击试验应在高压绕组的线端进行。如果规定了ACSD试验，则不要求操作冲击试验。5.2.11 极性试验变压器的极性应为“负极性”。5.2.12 套管试验所有套管应按IEC标准进行试验，应提供出厂试验和型式试验的试验报告。要测量电容式套管的绝缘电阻，电容量及介质损矢角正切试验电压为10kV和1.1倍最高相电压时的介质损失角正切，该值不能超过0.4%(20),二者差不超过0.1%。在1.5倍最高相压下，局部放电水平不能超过10pC。试验报告中应提供温度介损角修正曲线，全部套管安装到变压器上后，全要在10kV的电压下测量介损角和电容。高压和中压套管应分别

42、承受连续水平拖拉力2000N试验，卖方应提供安全系数。需提供套管油的试验数据，电容式套管应经受24h（0.2MPa）的压力试验而不能出现漏油。套管供试验用的抽头承受至少1min 2000V交流的工频电压试验。根据IEC-156和296版标准对电容式套管的油进行物理、化学、电气及色谱分析微水含量试验，应根据技术要求进行套管的工频耐压试验。5.2.13 套管型电流互感器试验a) 变比试验电流互感器装到变压器上以后，以该变压器的额定电流逐台试验电流互感器全部接头时的变比，记录实测的一次和二次电流。b) 饱和曲线试验电流互感器装入变压器油箱之前应测定每台电流互感器的饱和曲线，另外电流互感器装入变压器以

43、后，测定每台电流互感器在饱和拐点附近的三个检查点。各检查点与原始试验值相比的偏差不能大于10%。c) 电阻测量用电桥法测量每个电流互感器的电阻，所测得的电阻值应修正到75时的数值。d) 绝缘试验所有电流互感器及其相连的连线应在50Hz，2000V交流作用下承受1min的绝缘实验。e) 暂态特性曲线按技术条件的要求测试。f) 应提供包括饱和曲线在内的所有套管电流互感器的试验结果的复印本。g) 卖方应提供全部电流互感器安装位置的标记，该互感器用序号来辨认。5.2.14 油箱的压力和真空试验变压器油箱应经受油压力试验，在油箱的顶部的油压力为0.1MP，时间为24h，并经受13Pa的真空试验，试验过程

44、中，油箱不应出现泄漏或永久性变形。5.2.15 散热器的压力试验散热器应经受0.05MP的压力试验，而无泄漏出现。5.2.16 气体积聚试验和压力释放器试验完成全部试验后，对气体探测系统作以下试验：a) 往变压器油箱内打入500cc的干燥空气，打入空气的位置要尽可能远离在箱盖上的气体探测系统的主要集气点。b) 若能满足以下要求，气体探测系统便合格：5min后，在气体继电器中，气体探测器中积聚气体总量应为250cc。c) 报警及跳闸电路应能承受2000V，50Hz， 1min的绝缘试验。5.2.17 温度计的试验 应进行温度计的校准试验。报警电路应承受2500V、50Hz、1min的绝缘试验。5

45、.2.18 绝缘油的试验绝缘油的试验包括物理、化学、电气性能试验，提供出厂试验报告及其技术要求。用2.5mm的(平板)球间隙进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于50kV。测量油的介质损耗因数，介质损耗因数应小于0.5%（90时），水分含量应小于15mg/l。变压器油注入变压器油箱后，在完成全部规定的工厂例行试验项目后，要进行油中的微水分析和色谱分析，乙炔含量应为0，分析结果应提供给运行单位。有载分接切换开关油箱中的油也应进行简化试验和微水量试验，油耐压大于40kV/2.5mm，水分含量应小于15mg/l。5.2.19 油中气体分析试验按下列内容取油样进行气体色谱分析：a) 试验开始时采取b) 冲击试验以后c) 1h铁心激磁试验后的24hd) 温升试验开始前e) 温升试验完成后