油试验 表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11 体色谱分析、油中
6 测量SF6气体湿度(20℃的体积分数) (μL/L) 7 密封性检查
8 SF6气体成分分析
1)交接时 2)1年 3)大修后 4)必要时
1)交接时 2)SF6: 1年 3)必要时
1)大修后 2)必要时
1)交接时和大修后不应大于250 2)运行中不应大于500
1)油浸式变压器外表应无可见油渍现象 2)SF6变压器应无明显泄漏点,年漏气率不超过0.1%,可按照每个检测点泄漏值不大于30μL/L执行
见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.3序2、3、4、5、6、7、8
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含水量和油中含气量
9 切换开关
或选择开关油室绝1)交接时 2)大修时
1)应符合制造厂规定
2)交接或大修时标准与变压器本体油相同
3)按变压器预试周期或分接变换2000～40003)运行中油的击穿电压不小于30kV 缘油的击穿电压 10 有载调压
切换装置的检查和试验
次或按制造厂规定
1)交接时 2)按制造厂规定 3)大修后 4)必要时
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应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
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测量绕组连同套管的直流电阻
1)交接时(所有分接位置) 2)110kV及以上:2～3年; 110kV以下:3～5年 3)大修前、后
4)无载分接开关变换分接位置时 5)有载分接开关检修后(所有分接位置) 6)出口(或近区)短路后 7)必要时
下直流电阻和电压比测量,试验结果应符合表5.1序11和序16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
1)1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的2%,无中性点引出的绕组,线间差别应小于三相平均值的1% 2)1600kVA及以下变压器,相间差别应小于三相平均值的4%,线间差别应小于三相平均值的2%
3)与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%
1)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,则与以前相同部位测得值比较,其变化
不应大于2% 2)预试时带有分接的绕组,宜在所有分接下测量。有载调压变压器如有正、反励磁开关(极
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性选择器)时,可在一个方向上测量所有分接的电阻,在另一个方向上只测量1～2个分接。无载分接开关在运行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算 R2=R1×（T＋T2）/（T＋T1） 式中T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取225 4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕
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测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
35kV
1)交接时
及以2)110kV及以上:2～３年; 上且110kV以下: 3～5年 4MVA
3)大修前、后
及以4)投运前 上测5)必要时 量吸收比; 220k
1)绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品出厂试验值或前一次试验值的70%
2)吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可不做考核要求 3)极化指数在常温下不低于1.5;当R60s大于10000MΩ时,极化指数可不做考核要求 4)预试时可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可
组可不进行定期试验
5)试验电流不宜超过20A;测量大容量的五柱变压器低压D联结绕组时,宜采用助磁法
1)使用2500V或5000V兆欧表
2)测量前被试绕组应充分放电 3)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 R2= R1×1.5（t1-t2）/10 R1、R2分别为温度
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