110kV变压器出厂试验项目

110kV变压器出厂试验项目 一. 型式试验 1温升试验 2线端雷电冲截波击试验 3中性点全波雷电冲击试验 4套管电流互感器暂态特性试验 二. 特殊试验项目 1暂态电压传输特性测定 2短路承受能力试验 3长时感应耐压试验ACLD 4风扇电机和油泵电机所吸取功率的测量 三.例行试验(出厂试验) 序号 出厂试验项目 试验要求 1 绕组直流电阻测量 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%。 2 电压比测量、联结组别和极性检定 应在所有线圈和所有分接位置进行电压比测量。变压器的电压比误差在所有分接位置的误差不超过±0.5%。联结组别正确。 变压器的极性应为“减极性”。 3 短路阻抗及负载损耗测量 阻抗的容差不能大于规定值。 负载损耗测量应在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。校正系数是根据经过校验的仪 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 准确度而确定。对于测量功率因数极低（0.03或以下）的负载损耗，所有仪用互感器的相角误差应予以校正。所有阻抗和负载损耗值应换算成为参考温度（75℃）时的数值。 4 空载损耗和空载电流测量（含空载电流的谐波测量） 应分别在50%、60%、70%、80%、90%、100%、105%以及110%的额度电压下进行空载损耗和空载电流测量。 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有关 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 进行测量并予以校正。 所有绝缘试验完成后，在额定电压下的损耗测量值，以最后一次测定的空载损耗值将作为实际测量值。 5 长时空载试验 施加1.1倍工频额定电压12h同时启动全部运行的散热器。如果12h励磁试验后，额定电压下的励磁损耗超过原始励磁损耗的10%及以上，变压器不应出厂。 6 绝缘电阻测量(绕组、铁芯、夹件) 绝缘电阻应在第15s开始测量，从第1min到第10min，每隔1min测一次。在10℃～30℃时吸收比(R60”/R15”)或极化指数(R10，/R1，)不小于1.5。如绝缘电阻起始值比较高时（例如大于10000MΩ），吸收比、极化指数较低，应根据介质损耗因数等数据综合判断。 使用2500V的绝缘电阻表测量铁心、夹件绝缘电阻，最小允许电阻是500M；铁芯与夹件不应在内部连通。检查以下各项： 1）总装配前（即铁心和线圈装配前）检查每台铁心和铁心部件的绝缘电阻。2）运输之前，通过铁心接地端子最后测量铁心绝缘电阻。 7 绕组介质损耗因数测量和电容量测量 当顶部油温在10℃至40℃之间时，才能做介质损耗因数测量，试验报告中应有温度介质损耗因数修正曲线。试验应在10kV下进行，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耗因数在20℃时不超过0.5%。同时，还应测量绕组对地及绕组间的电容量。 8 套管试验 所有套管应按有关标准进行试验，并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，电容量及介质损耗因数。试验报告中应提供温度介质损耗因数修正曲线，全部套管安装到变压器上后，要在10kV的电压下测量介质损耗因数值和电容量。在1.5倍最高相电压下，局部放电水平不能超过10pC。应提供套管油的试验数据，电容式套管应经受24h（0.2MPa）的压力试验而不出现漏油。套管供试验用的抽头承受至少1min、2000V 交流 第4课唐朝的中外文化交流教案班主任工作中的交流培训班交流发言材料交流低压配电柜检验标准小王子读书交流分享介绍 的工频电压试验。高压和中压套管应分别承受连续水平拖拉力2000N试验，制造厂应提供安全系数。根据有关标准对电容式套管的油进行物理、化学、电气、色谱分析及微水含量试验，应根据技术要求进行套管的工频耐压试验。 9 套管电流互感器试验 a) 变比试验：电流互感器装到变压器上后，以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。电流互感器装入变压器以后，测定每台电流互感器在饱和拐点附近的三个检查点。 c) 各检查点与原始试验值相比的偏差不应大于10%。 d) 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。 e) 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的绝缘试验。 f) 暂态特性曲线按技术要求测试。 g) 应提供所有套管型电流互感器的试验结果，包括饱和曲线。 对所有的电流互感器，制造厂应提供按系列编号识别的安装位置记录。 10 感应耐压试验和局部放电测量 短时感应电压试验（ACSD）：短时感应电压试验（ACSD）允许的最高放电量，高压绕组应不大于100pC。 11 雷电冲击试验 全波冲击试验应在变压器高压侧出线端子上进行。 全部冲击试验中应同时记录电流和电压示波图，并提供试验报告。 12 中性点耐压试验 对低压线圈和中性点进行工频耐压试验，试验电压按6.1.3的规定。 13 温升试验 温升限值应满足要求。 规格完全相同的变压器只要求第一台变压器进行温升试验，但如果第一台变压器的温升超过了规定的温升限值时，则以后所有其它变压器都应进行温升试验。如果任何一台变压器的总损耗超过了第一台温升试验的变压器总损耗时，则此台变压器仍需作温升试验（除计算结果能够证明此台变压器绕组的温升仍然不超过规定值的情况）。 计算变压器在三侧同时满负荷时的温升符合保证性能的要求。 当需方需要时，配合需方实施绕组最热点光纤测温试验。 14 无线电干扰电压测量 电晕和无线电干扰试验应在1.1×UmkV(方均根值)下进行，无线电干扰电压应小于500uV，保证在晴天和夜晚无可见电晕。 15 声级测量   16 三相变压器零序阻抗测量   17 分接开关试验与检查   18 绕组变形测试 提供单相低压短路阻抗数据及频率响应法数据。 19 变压器油试验 绝缘油试验包括物理、化学、电气性能试验，并提供出厂试验报告。用2.5mm的球隙进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于50kV；用平板电极进行击穿电压强度试验，击穿电压应不低于40kV。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。 20 油中溶解气体分析 按下列顺序取油样进行气体色谱分析： a、 试验开始前 b、 冲击试验后 c、 长时间空载试验后 d、 温升试验开始前和完成后 e、 工厂试验完成后 采样和分析工作应由制造厂进行。分析结果应包括在试验报告中。 产品合格证书中应包括油中溶解气体色谱分析结果。 21 气体积聚试验和压力释放器试验 完成全部试验后，对气体探测系统进行以下试验： 往变压器油箱内打入500ml的干燥空气，打入空气的位置要尽可能远离箱盖上气体探测系统的主要集气点。 若15min后，气体探测器中积聚气体总量达到250ml，气体探测系统合格。报警及跳闸电路应能承受2000V，50Hz，1min的绝缘试验。 压力释放装置应校验其动作油压，数值应在 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 值内。 22 油箱机械强度试验 变压器油箱应经受油压力试验，在油箱的顶部的油压力为98kPa，时间为24h，并经受残压小于133Pa的真空试验，试验过程中，油箱不应出现泄漏或永久性变形。 23 片式散热器的密封试验和检查 散热器应经受0.1MPa的压力试验，10h压力试验，应无渗漏。 24 变压器整体密封试验 变压器整体(包括所有充油附件)应能承受133Pa的真空度。 25 其他部件的检查试验 压力释放装置的释放压力试验、气体继电器的整定值的校验、温度计的校准和信号电路的工频耐受电压试验等应进行检查试验。       7 电力变压器 7.0.1 电力变压器的试验项目，应包括下列内容： 1 绝缘油试验或SF6气体试验； 2 测量绕组连同套管的直流电阻； 3 检查所有分接头的电压比； 4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 5 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻； 6 非纯瓷套管的试验； 7 有载调压切换装置的检查和试验； 8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ； 10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 11 变压器绕组变形试验； 12 绕组连同套管的交流耐压试验； 13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 14 额定电压下的冲击合闸试验； 15 检查相位； 16 测量噪音。 注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行： 1 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行； 2 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行； 3 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行； 4 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行； 5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。 6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。 7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定： 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 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66kV 及以上的变压器，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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过下列数值： 总烃：20，        H2：10，        C2H2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行； 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%； 3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： R2=R1(T+t2)／( T+t1)                        （7.0.3） 式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值； T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。 4 由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。 7.0.4 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在 220kV 及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。 注： “无明显差别”可按如下考虑： 1 电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%； 2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%； 3 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。 7.0.5 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 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。 7.0.6 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定： 1 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验； 2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量； 3 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻； 4 采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。 7.0.7 非纯瓷套管的试验，应按本标准第16章的规定进行。 7.0.8 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定： 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，试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4 条的要求。 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 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1 的规定。 7.0.9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定： 1 绝缘电阻值不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 7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较； 表 7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2                           注：1表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值。 2 测量温度以上层油温为准。 当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数 A 可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： A=1.5K/10                                             (7.0.9-1) 校正到 20℃ 时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为 20℃ 以上时： R20=ARt                               (7.0.9-2) 当实测温度为 20℃ 以下时： R20=Rt/A                               (7.0.9-3) 式中 R20——校正到 20℃ 时的绝缘电阻值(MΩ)； Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。 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，在常温下应不小于 1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。 4 变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。 7.0.10 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ，应符合下列规定： 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 tanδ ； 2 被测绕组的 tanδ 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 7.0.10 换算到同一温度时的数值进行比较。 表7.0.10介质损耗角正切值tgδ (%)温度换算系数 温度差 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数 A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7                       注：1 表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值； 2 测量温度以上层油温为准； 3 进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： A=1.3K/10                          (7.0.10-1) 校正到20℃ 时的介质损耗角正切值可用下述公式计算： 当测量温度在20℃以上时， tanδ20= tanδt/A                     (7.0.10-2) 当测量温度在20℃ 以下时: tanδ20=A tanδ t                       (7.0.10-3) 式中 tanδ20——校正到 20 ℃ 时的介质损耗角正切值； tanδt ——在测量温度下的介质损耗角正切值。 7.0.11 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定： 1 当变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流； 2 试验电压标准应符合表 7.0.11 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本标准附录D的规定。 表7.0.11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。 7.0.12 变压器绕组变形试验，应符合下列规定： 1 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法； 2 对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。 7.0.13 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定： 1 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表7.0.13-1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，可按表7.0.13-1 试验电压标准，进行线端交流耐压试验； 3 绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80％（见表7.0.13-2）。 表7.0.13-1 电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV 系统 标称电压 设备 最高电压 交流耐压 油浸式电力变压器和电抗器 干式电力变压器和电抗器 <1 ≤1.1 — 2.5 3 3.6 14 8.5 6 7.2 20 17 10 12 28 24 15 17.5 36 32 20 24 44 43 35 40.5 68 60 66 72.5 112 — 110 126 160 — 220 252 316(288) — 330 363 408(368) — 500 550 544(504) —         注：1上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准 《电力变压器  第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。 2 干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB 6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。 表7.0.13-2额定电压110kV 及以上的电力变压器中性点交流耐压试验电压标准 kV 系统标答称电压 设备最高电压 中性点接地方式 出厂交流耐受电压 交流耐受电压 110 126 不直接接地 95 76 220 252 直接接地 85 68 不直接接地 200 160 330 363 直接接地 85 68 不直接接地 230 184 500 550 直接接地 85 68 经小阻抗接地 140 112           4 交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。 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√2 ，试验时应在高压端监测。 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。 感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为： 120 ×额定频率／试验频率（秒）, 但不少于15秒。        （7.0.13－4） 7.0.14 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD）：电压等级220kV及以上，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。 局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准《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》GB 1094.3中的有关规定进行（参见附录C）。 7.0.15 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，应无异常现象；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。无电流差动保护的干式变可冲击3次。 7.0.16 检查变压器的相位必须与电网相位一致。 7.0.17 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》GB/T 7328的规定进行。