电力变压器现场交接试验方案
（依据GB 50150-2006编制）
试验序号 试验项目 标准要求 备注
1 测量绕组连同套管的直流电阻 1. 所有分接。.
2. 三相项电阻不平衡率<2％，三相线电阻不平衡率<1％。
3. 同温下于出厂比较不超2％
由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第3款进行比较。
2 检查所有分接头的变压比 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
3 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性 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。
4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1. 绝缘电阻值不应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6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。
3. 变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA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，在常温下不应小于1.3。
4. 压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。
5 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻 1. 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻
2. 采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象
3. 当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验
4. 铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻
6 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ 1. 当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tgδ
2. 被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%
3. 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。
7 非纯瓷套管的试验 非纯瓷套管的试验，应按GB 50150-2006第十五章“套管”的规定进行
1. 测量绝缘电阻；
①测量套管主绝缘的绝缘电阻
②63kV及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。
2. 测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tgδ和电容值；
表 15.0.3 套管介质损耗角正切值tgδ(%)的标准
套 管 型 式 额定电压(kV)
63kV及以下 110kV及以上 20～500kV
电容式 油浸纸 0.7
胶粘纸 1.5 1.0
浇铸绝缘 1.0
气体 1.0
非电容式 浇铸绝缘 2.0
注：a.复合式及其它型式的套管的tgδ(%)值可按产品技术条件的规定。
b.对35kV及以上电容式充胶或胶纸套管的老产品，其tgδ(%)值可为2或2.5。
①在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于表15.0.3的规定；
②电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±10%范围内。
注：整体组装于35kV油断路器上的套管，可不单独进行tgδ的试验。
3. 交流耐压试验；
①试验电压应符合GB 50150-2006附录一的规定；
②纯瓷穿墙套管、多油断路器套管、变压器套管、电抗器及消弧线圈套管，均可随母线或设备一起进行交流耐压试验。
4. 绝缘油的试验。
套管中的绝缘油可不进行试验。但当有下列情况之一者，应取油样进行试验：
①套管的介质损耗角正切值超过表15.0.3中的规定值；
②套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求；
③套管由于渗漏等原因需要重新补油时。
套管绝缘油的取样、补充或更换时进行的试验，应符合下列规定：
①更换或取样时应按GB 50150第6.0.12条第三款及表19.0.1中第10、11项规定进行；
②电压等级为500kV的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析；
③补充绝缘油时，除按上述规定外，尚应按标准GB 50150第19.0.3条的规定进行；
④充电缆油的套管须进行油的试验时，可按标准GB 50150表17.0.5的规定进行。
电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录
8 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10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流
2. 试验电压标准应符合表6.0.7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GB 50150-2006附录三的规定。
表6.0.7 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压(kV) 6～10 20～35 63～330 500
直流试验电压(kV) 10 20 40 60
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。
附录三 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
附表3.1 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
额定电压(kV) 试验电压峰值(kV) 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA)
10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 80℃
9 绕组连同套管的交流耐压试验 1. 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按GB 50150-2006附录一试验电压标准进行交流耐压试验。
2. 容量为8000kVA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GB 50150-2006附录一试验电压标准进行交流耐压试验。
（见附录一）
10 绕组连同套管的局部放电试验 1. 电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定：
①预加电压为 。
②测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。
③测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。
④上述测量电压的选择，按合同规定。
注：Um均为设备的最高电压有效值。
2. 电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。
3. 局部放电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》中的有关规定进行。
11 绝缘油试验 1. 绝缘油试验类别应符合GB 50150-2006表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合GB 50150-2006表19.0.1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63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行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。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。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》进行。
3. 油中微量水的测量，应符合下述规定：
变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。
注：上述ppm值均为体积比。
4. 油中含气量的测量，应符合下述规定：
电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。
12 有载调压切换装置的检查和试验 1. 在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。
2. 在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。
3. 检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
4. 在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
5. 绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合GB 50150-2006表19.0.1的规定。
13 额定电压下的冲击合闸试验 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，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。
14 测量噪音 电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准《变压器和电抗器的声级测定》的规定进行。
15 检查相位 检查变压器的相位必须与电网相位一致。
附录一
高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准
附表1.1 高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准
额定电压
(kV) 最高工作电压
(kV) 1min工频耐受电压(kV)有效值
油浸电力
变压器 并 联
电抗器 电 压
互感器 断路器、电流互感器 干式电抗器 穿墙套管 支柱绝缘子、隔离开关 干式电力变压器
注：①上表中，除干式变压器外，其余电气设备出厂试验电压是根据现行国家标准《高压输变电设备的绝缘配合》；
②干式变压器出厂试验电压是根据现国家《干式电力变压器》；
③额定电压为1kV及以下的油浸电力变压器交接试验电压为4kV，干式电力变压器为2.6kV；
④油浸电抗器和弧线圈采用油浸电力变压器试验标准。
高压接地，低压加3000V
规范名称：低压（LV）线路端子绝缘水平AC ：3000 V
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