主变技术规范.doc

附件1 技术规范1 应遵循的主要现行标准GB1094 电力变压器GB/T6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T16274 油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合GB/T16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T15164 油浸式电力变压器负载导则GB763 交流高压电器在长期工作时的发热GB2900 电工名词术语GB5273 变压器、高压电器和套管的接线端子GB2536 变压器油GB7328 变压器和电抗器的声级测定GB7449 电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则GB156 标准电压GB191 包装贮运标志GB50229 火力发电厂与变电所设计防火规范GB5027 电力设备典型消防规程GB4109 交流电压高于1000V的套管通用技术条件GB10237 电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙 国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”本合同设备应在以上所列出的适用的标准及规程之下设计、制造和试验。上述标准或规程与合同文件有矛盾的地方，以合同文件为准，如果在上述标准或规程之间存在矛盾，而在合同文件中并未明确规定，则应以对合同设备更严格的、或经买方批准的标准或规程为准。2 环境条件2.1 设备安装地点 中电投西宁电厂2.2 电厂海拨高度 2500米2.3 本工程位于湟中县城鲁沙尔镇西北方向川道内，距湟中县气象站约10km，常规气象条件采用湟中县气象站资料。湟中气象站位于湟中县城，北纬3631，东经10134，海拔高度2667.5m。湟中气象站根据近30年资料统计，求得各气象要素值如下表：项 目单位数值发生日期平均气压hPa737.7平均气温3.7最热月平均气温14.6最冷月平均气温-8.9极端最高气温33.42000.7.24极端最低气温-31.71975.12.14平均水汽压hPa5.7平均相对湿度%61最小相对湿度%0年平均降水量mm537.8最大一日降水量mm58.21992.8.5年平均蒸发量mm1245.6平均风速m/s1.5最大风速m/s20.01989.1.25最大积雪深度cm231972.11最大冻土深度cm1251977.3平均雷暴日数d42.1平均沙尘暴日数d0.5平均大风日数d13.32）雪压：五十年一遇最大积雪深度为25.8cm，相应雪压为0.33kN/m2。3) 电厂厂址处50年一遇距地10m高10min平均最大风速应为23.7m/s，相应风压为0.35kN/m2；百年一遇距地10m高10min平均最大风速设计值为25.3m/s，相应风压为0.40kN/m22.4 污秽等级：e级爬距：3.18cm/kV2.5 地震烈度 本工程厂址的50年超越概率10%的地震动峰值加速度值为Am=0.147g；超越概率10%地震动反映谱特征周期为T= 0.4s；对应的地震基本烈度为7度；场地均属于中硬场地，场地类别为II类。抗震构造措施按8度设计。2.6 交通运输(A)公路109国道、西湟一级公路、西久公路、西塔高速公路穿湟中县境，22条县乡公路纵横交错，交通十分便利。(B)铁路西宁市境内有青藏铁路国家一级铁路干线。青藏铁路是沟通西北与西藏地区的铁路大动脉。青藏铁路西格段正在实施增建二线工程，计划2012年11月30日全线竣工，全线实现复线电气化，届时铁路运输能力将达到5000万吨/年。(C)重大件运输本工程的大件设备可采用铁路和公路联合运输方式进厂。3工程条件3.1中电投西宁火电工程，本期安装额定量为660MW的汽轮发电机 2 台。3.2安装地点：中电投西宁火电厂。技术协议中设备的参数均按海拔1000米以下提出，卖方对所提出参数按照2500米海拔值进行修正，修正系数满足国标GB311.1高压输变电设备的绝缘配合及相关标准的要求。3.3 系统概况1系统额定电压： 330 kV2系统最高电压： 363 kV3系统额定频率：50Hz4系统中性点接地方式： 经隔离开关接地 3.4安装地点： A排户外 3.3其它要求： / 3.4变压器基本技术参数3.4.1型式： 三 相，双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器。3.4.2冷却方式： 强迫油循环风冷 。3.4.3额定频率：50Hz。3.4.4额定容量： 780 MVA(绕组温升59K时)。3.4.5额定电压：高压侧： 363 kV 低压侧： 20 kV3.4.6额定电流：高压侧： 1240.6 A 低压侧： 22517.3A3.4.7额定电压比： 36322.5%/20 kV3.4.8短路阻抗： 20（短路阻抗误差不超过7.5 ） 3.4.9极性：负极性。3.4.10联接组标号： Yn，dll 3.4.11端子连接方式： 高压侧：330kV架空线。 低压侧： 20 kV离相封闭母线。 高压侧中性点：架空软导线。3.4.12套管相间距离：低压： 约1800 mm 高压： 约5340 mm3.4.13变压器相序：面对变压器高压侧从左到右，高压侧为 A、B、C ，低压侧为a、b、c。3.4.14绕组绝缘耐热等级：A级3.4.15绕组绝缘水平：(见表3.1)表3.1 变压器额定绝缘水平 (kV) 项目绕组雷电冲击耐受电压(峰值)操作冲击耐受电压(峰值)短时工频耐受电压(有效值)全 波截 波高压11751300950510低压125140/55中性点550550/2303.4.16变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm。3.4.17在额定频率下，变压器可在高于105的额定电压，但不得超过110的额定电压下运行。3.4.18变压器和发电机直接连接满足发电机甩负荷的工作条件，在变压器与发电机相连的端子上应能承受1.4倍的额定电压历时5s。3.4.19损耗和效率(在额定电压和频率下，温度为75时)1损耗： 负载损耗： 1550 kW 空载损耗： 230 kW 总损耗： 1780 kW（不包括附件损耗）2效率：不小于 99.77 3 铁芯矽钢片采用韩国浦项产品。3.4.20温升限值(周围环境温度40)1绕组平均温升：59K(用电阻法测量)2顶层油温升： 40K(用温度传感器测量)3铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K。3.4.21过载能力变压器允许短时间过载能力满足表3.2要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40)。 表3.2 变压器过载的允许时间 (min)过电流（%）2030456075100允许运行时间48012080452010注：（1）表3.2中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。 （2）按表3.2方式运行时，绕组最热点温度应低于140。 (提供计算报告)3.4.22承受短路能力变压器能承受外部短路 63 kA(有效值)，时间为 2 s，变压器无损伤。并能承受外部短路 160 kA(峰值)冲击，绕组及铁芯等没有不允许的变形和位移。3.4.23工频电压升高时的运行持续时间变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间符合表3.3的要求。表3.3 工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数相-相1.101.251.501.58相-地1.101.251.902.00持 续 时 间20min20s1s0.1s3.5技术性能要求3.5.1局部放电水平在1.5倍最高相电压下，局部放电量100pC；在1.3倍最高相电压下，局部放电量100pC；变压器的局部放电测量方法按GB1094.3进行。3.5.2无线电干扰在1.1倍最高相电压时的无线电干扰电压不大于500V，并在晴天夜晚无可见电晕3.5.3噪声水平100强迫油循环冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于78dB。3.5.4所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能完全相同，具有互换性，且可以并列运行。3.5.5变压器的结构有利于顺利地运输到目的地，需现场安装的附件，安装好后将能立即进入持续工作状态。3.5.6 变压器及其附件的设计和组装使振动最小，并且能承受三相短路电动力的作用。3.5.7变压器铁芯和较大金属结构零件均通过油箱可靠接地，变压器的铁芯通过套管从油箱上部引出可靠接地，接地处有明显接地符号“”或“接地”字样。3.5.8变压器套管1套管绝缘水平(见表3.4) 表3.4 变压器套管额定绝缘水平 (kV) 项目绕组雷电冲击耐受电压(峰值)操作冲击耐受电压(峰值)短时工频耐受电压(有效值)高压150/66中性点660/276 2套管爬电距离（按最高线电压计：3.18cm/kV）： 高压侧 11616 mm 低压侧 736 mm 中性点 4032 mm3套管颜色： 棕色 4 套管端子的允许荷载不小于表3.5值：表3.5 变压器套管端子受力 (N)套管位置纵 向横 向垂直拉力高压侧150010001000低压侧1000750750高压中性点750750750静态安全系数不小于2.5，事故状态下安全系数不小于1.7。变压器套管端子型式和尺寸满足GB5273标准中的有关规定。5套管式电流互感器的配置及规范如表3.6表3.6 变压器套管式电流互感器的配置及规范装设位置电 流 比(A)准确级额定输出(VA)组 数高 压 侧15003000/1A5P2050215003000/1A0.550115003000/1A0.2S501低 压 侧/高压中性点300-600/1A5P205023.5.9无励磁分接开关额定通过电流： 1600 A额定调压范围：36322.5%性能要求：分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升不超过20K。分接开关的机械寿命不少于 1 万次。分接开关长期载流的触头，能承受持续不低于 3 s 20 kA短路电流有效值和不低于 50 kA短路冲击电流峰值而分接开关触头不熔焊、烧伤、无机械变形。3.5.10冷却器和控制箱1变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止运行。2当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。3当工作或辅助冷却器故障时，备用冷却器能自动投入运行。4控制箱采用两回路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。5当冷却器系统在运行中发生故障时，能发出事故信号，并提供接口。6强油风冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许运行20min。当油面温度尚未达到75时，允许上升到75，但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1小时。7 卖方所提供产品必须满足在厂址夏季最高日照或最高气温且满载条件下，不借助于其他辅助降温措施，保证主变正常运行。8冷却系统采用PLC（采用施耐德公司产品）智能风冷控制箱，随变压器成套供货，控制箱为户外式，防护等级不低于IP54。该控制箱（包括本体二次端子箱，设计供货接口以控制箱出线端子排为界）随变压器一起供货。通风总控制箱内的二次原件及接线端子，具有防止潮湿和腐蚀的措施，二次电缆选用阻燃耐油电缆。端子排为阻燃型，并能接4mm的控制电缆，两路电源进线的电力电缆采用相互独立的大电流接线柱。9冷却系统电动机的电源电压采用交流380V，控制电源电压为DC220V。10冷却系统的电动机有过载、短路及断相运行的保护装置。油泵及风机电动机防护等级不低于IP55。3.5.11油箱及储油柜1 变压器油箱的结构型式为 桶 式，油箱的机械强度承受住真空压力133Pa和正压98KPa的机械强度试验，油箱没有损伤和出现不允许的永久变形。2油箱下部设置供千斤顶顶起变压器的装置和水平牵引装置。3油箱上部设滤油阀，下部装有足够大的事故放油阀。4变压器装有气体继电器，其触点断开容量不小于66VA(交直流220V或直流220V)，直流感性负载时不小于15W。为使气体易于汇集在气体继电器内，要求升高座的联管、变压器与储油柜的联管和水平面有约1.5的升高坡度。变压器没有存气现象。5 变压器装有胶囊式储油柜（胶囊进口），其为全密封结构，需加吸湿器，终身免维护。要求在周围环境温度在+45- -35的情况下，储油柜能正常运行。油位指示为透视窗，可比较直观的能看到油位情况。储油柜具有上下限油位报警引出接点。与本体的连接采用不锈钢波纹管柔性连接，将油枕补油管道延伸至变压器本体适当位置，便于操作。储油柜有注油、放油装置。6变压器及金属外表面进行防腐处理，并采用三防漆。变压器颜色： 海灰色0621。（中电投集团公司火力发电厂色彩统一规定2008版）3.5.12其它附件的技术要求1 变压器配备绕组测温和油温测量装置。绕组测温能反映绕组的平均温升，油温测量不少于四个监测点。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，尚能将该信号送出，信号采用420mA送至DCS系统。变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。气体继电器至端子箱电缆将其触点两极分别引出，不得合用一根多芯电缆。变压器的端子箱和冷却器控制箱内的端子排为阻燃、防潮型，并有15的备用端子，供用户使用。2 变压器本体在线监测系统1）变压器油中故障气体及微水在线监测为能够连续监测变压器的绝缘状况，变压器应配置早期故障气体在线监测装置，至少监测变压器主箱体的油中溶解的氢气(H2)、一氧化碳(CO)、甲烷(CH4)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、乙烷（C2H6）、二氧化碳（CO2）和氧气（O2）等八种故障气体和微水(H2O)，在线监测装置采用光声光谱监测原理进行气体及微水的检测。在线监测装置对变压器的检测周期应为1小时，可调，在线监测装置为免维护运行形式，运行中无消耗材料（如标气和载气），在线监测装置采用循环取样方式取油样，在线监测装置内部应具有温度补偿功能，保证受环境温度影响小，在-40 +55都能正常的工作，监测装置防护等级不小于IP56，此监测单元能够收集和记录数据，并应经过RS485通讯上传至总控后台工作站，提供相应的配套软件。2）套管绝缘在线监测装置可实时监测变压器高压套管的介损值及电容值，包括末屏微电流传感器、末屏电流信号采集处理模块、电压信号采集处理模块，传感器与处理模块之间的联系电缆及防护箱体等，防护箱采用不锈钢材质。防护箱有防进水、防雨淋措施。防护箱防护等级为IP56。电流信号采样处理模块的防护箱与买方变压器端子箱安装在一起，电压信号采集处理模块需从相应高压侧PT二次端子获取信号，电压信号采集处理模块及其防护箱安装于此PT附近。套管末屏电流传感器为穿芯式,保证末屏引出线可靠接地。末屏传感器安装后满足距变压器本体各裸露点的带电距离要求，并不影响变压器出线。末屏传感器与防护箱的联系电缆敷设与变压器控制电缆协调。此监测单元能够收集和记录数据，并经过RS485通讯上传总控后台工作站，提供相应的配套软件。3）变压器局放在线监测（检测单元采用进口）可以及时有效的检测变压器内部的放电隐患和故障. 局放监测装置安装在检测的变压器附近。局放监测装置能有效检测变压器内部局部放电的基本放电参量，包括：最大放电量、平均放电量、放电次数、放电峰值；并进行二次统计参量：偏斜度、峭度、相关度。具有超高频局部放电信号单次波形分析功能，包括对单次放电波形的时域、频域等波形特征的分析。装置柜体防护等级需达到IP55。局放监测装置具有收集、记录和存储数据，并能经过RS485通讯上传至总控后台工作站进行综合分析。提供相应的配套软件。4）变压器铁芯接地监测可监测变压器铁芯的工频接地电流，实时检测铁芯接地电流及变化，判断变压器铁芯多点接地故障和直流偏磁故障。采用穿芯式电流传感器，可输出4-20mA电流信号，可通过模拟信号将数据直接送入油中故障气体监测单元，并通过油中故障气体监测单元向总控后台工作站上传数据，实现整体管理，提供相应的配套软件。3 与封闭母线连接的升高座，由变压器厂成套供货，变压器厂向封闭母线厂提供详细资料，并密切配合。其接触面的电流密度不小于0.10.15 A/mm2。4 变压器不配小车供货，箱底与基础采用焊接方式固定，支架焊装位置符合轨距的要求。5 变压器绝缘油选用# 45 （克拉玛依油）变压器油，满足以下要求：凝点： -45 闪点(闭口)不低于： 135 击穿电压不小于： 50 kV 介质损耗因数(90)不大于： 0.5 水份： 15 ppm6 滤油机全厂配置一套变压器油高真空滤油机，流量150升/分钟。7 变压器的所有外购件必须经过鉴定并有产品合格证，符合相应标准要求。3.5.13 中性点接地保护成套装置技术要求3.5.13.1 系统概况1）系统额定电压： 330kV2）系统频率：50 Hz3）系统中性点运行方式：中性点经间隙和避雷器接地3.5.13.2 技术要求1）设备名称：中性点接地保护装置2）型号：HXY-ZDJ-330kV3）变压器额定电压： 330kV4）变压器中性点耐受电压8/20S雷电冲击（峰值）：660 kV1min工频：276kV5）隔离开关 型号：JW252/630(W)额定电压： 126kV额定频率： 50 Hz额定电流： 600A额定短时热稳定电流及时间： 40kA/2s额定动稳定电流峰值：100 kA操作机构：手动操作机构为 CS17 。电动操作机构为，CJ6电动机电压：交流380V，控制电压：交流220V。并带电动机保护器，带遥信，电动机构除能进行远方遥控外，还能进行就地电动操作，必要时也能进行就地手动操作。机构箱采用不锈钢材料。6） 330kV主变中性点水平放电球间隙，间隙距离在250360mm可调，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核，并符合二十五项反措要求。7）电流互感器型式：环氧树脂浇注全封闭支柱式10kV变比：100300/1A精度： 5P20/5P20容量： 20VA /20VA8）避雷器额定电压：108kV雷电冲击电流残压峰值：281kV操作冲击电流残压峰值：239kV附放电记录器9） 绝缘物和支持件具有防潮性能，以保持其介电强度不变。10）变压器中性点电流互感器一般装设在变压器出线套管上，不包括在本装置内。11）连接到变压器中性点的导线截面和型式由买方决定。12）水泥杆由买方准备，不在本装置供货范围内。水泥杆顶部焊450450mm钢板，离地1050mm处预留钢箍。并预留2-3个接地螺母。13）产品供货时，提供检验报告及质量合格证等出厂资料。3.5.13.3 设备规范GB 156-93 标准电压GB1985-89 交流高压隔离开关和接地开关GB 4585.2 交流系统用高压绝缘子人工污秽试验方法固体层法DL/T 486交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T 593 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 615 交流高压断路器参数选用导则GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 775.3-1987 绝缘子试验方法GB5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级GB/T 7354-1987 局部放电测量GB/T 11604-1989 高压电器设备无线电干扰测试方法GB/T 16927-1997 高电压试验技术GB763 交流高压电器在长期工作时的发热GB 191-1990 包装储运图示标志标书中所有设备及其备品备件,除标书中规定的技术参数和要求外，其余均遵循最新版本的国家标准（GB）、电力行业标准（DL）和国际单位制（SI），这是对设备的最低要求。如果供方有自已的标准或规范，提供标准代号及其有关内容，并经需方同意后方可采用，但原则上采用更高要求的标准，标书发出后如有新版本，自动替换。3.5.13.4 试验1产品的试验符合国家及原机械部、电力部有关规范标准的要求。2以下是试验项目要求： 1）型式试验：（按标准）2）出场试验： a. 外观检查；b. 避雷器直流1mA参考电压试验；c. 避雷器泄漏电流试验；d. 隔离开关机械操作和机械特性试验； e. 放电间隙工频放电电压试验3.5.14变压器的消防变压器厂提供的产品(包含冷却器风扇电机、潜油泵、控制箱及端子箱等)满足水喷雾的要求。3.5.15有符合国标的铭牌，铭牌用耐腐蚀材料制成，字样、符号清晰耐久，铭牌在设备正常运行时其安装位置明显可见。3.5.16 变压器的控制保护基本要求：（不仅限于此）1） 变压器具有下列报警和跳闸接点： 序号接点名称报警或跳闸电源电压 V（DC）接点容量A1主油箱气体继电器轻故障报警重故障跳闸DC220V5A2主油箱油位计报警DC220V5A3主油箱压力释放装置跳闸DC220V5A4油温测量装置报警、跳闸DC220V5A5冷却器故障（由冷却器控制柜）报警DC220V5A6油流继电器故障（由冷却器控制柜）报警DC220V5A7冷却器交流电源故障报警DC220V5A8冷却器全停报警、跳闸DC220V5A9绕组测温装置报警、跳闸DC220V5A2） 压力突变继电器：为了检测内部故障，每台变压器配备压力突变继电器。3） 每台变压器提供一只绕组温度模拟器来测量绕组热点温度。每个模拟器和相关联的设备一起供货，它包括电流互感器、热井组件、温度检测器、必要的接线和毛细管、刻度盘式（或指针式）温度指示器（精度在150的满刻度内，在百分之二以内）。4） 按下列要求提供热点温度触点：a. 启动第一套冷却器的一副触点。b. 如果需要两级冷却时，启动第二套冷却器的一副触点。c. 如果正常启动控制失败时，启动两冷却器的一副备用触点。d. 一副报警触点。5） 变压器控制箱内面板上安装一个或多个手动动力选择开关从而允许每个冷却器组使用在“运行”、“通电”、或“热备”状态。6） 提供连接到冷却器控制箱的报警触点，用于就地和远方显示：控制顺序故障、每个冷却器组的电源故障以及冷却器控制箱的直流电源丢失故障。7） 在每个油泵邻近的油路上安装一只油流显示器。在冷却系统已经送电后，备有报警触点显示油泵的运行指令。为防止油泵启动期间的不必要的报警动作，具有延时。8） 每一组风扇配有一只磁力接触器，每只接触器有两副备用付触点，可在现场调节常开或常闭。每台风扇配有一只带短路、过载、断相保护的断路器，且断路器配有一对常开、常闭辅助接点。能够实现单台风扇故障时不跳接触器，只断开自身电源且发出报警信号。潜油泵转速不大于1000r/min10） 所有的压力释放装置都提供连接到下述冷却器控制箱的报警触点。12） 买方仅提供AC220V或DC220V的电源，如变压器本体温度继电器或变送器所需要的其他等级的电源由卖方安装电源变换装置实现。4.设备规范本工程订购的设备规范和数量见表4.1序号型 式型 号额定容量(MVA)额定电压(kV)额定电流(A)电压比(kV)短路阻抗(%)联结组标 号冷却方式单位数量1三相户外油浸式SFP-780000/330780363见技术参数表36322.5%20kV 20YN，dllODAF台2供货范围：（供货数量：2台）卖方明确注明单台变压器的详细供货范围及数目，每台变压器包括：1变压器本体(包括底架及附件)2冷却器控制箱3套管式电流互感器4变压器低压套管升高座及与封闭母线相连接的法兰 5变压器绝缘油，变压器油除满足本体油箱需求外，有10%余量的裕度（含现场安装消耗用油）。6本体及连接到端子箱和控制箱之间的耐油、阻燃、屏蔽电缆7如油枕不安装在变压器器身上时，成套提供油枕支架，并提供安装图8本体端子箱9 中性点接地保护成套装置（含CT,间隙、及接地刀及避雷器）10 变压器油在线监测装置（油色谱微水、套管、局放、铁芯接地） 11 滤油机（进口）12 备品备件及专用工具等。13 每台主变配置红外热成像仪含工作站（提供相应的配套分析软件）一套（FLIR T330）。另外，两台主变备用红外热成像仪一套（FLIR T330）。185 质量保证和试验5.1质量保证5.1.1订购的新型产品除满足技术协议外，卖方还提供该产品的鉴定证书。5.1.2卖方保证制造过程中的所有工艺、材料试验等(包括卖方的外购件在内)均符合技术协议的规定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方积极配合。5.1.3附属及配套设备满足技术协议的有关规定的厂标和行业标准的要求，并提供试验报告和产品合格证。5.1.4卖方有遵守技术协议中各条款和工作项目的ISO900 GB/T1900 质量保证体系，该质量保证体系已经通过国家认证和正常运转。5.2试验5.2.1型式试验 1温升试验(GB1094.2)； 2绝缘型式试验(GB1094.3)。5.2.2出厂试验(例行试验) 1绕组电阻测量(GB1094.1)； 2短路阻抗和负载损耗测量(GB1094.1)； 3空载电流和空载损耗测量(GB1094.1)； 4绕组对地绝缘电阻和绝缘系统电容的介质损耗因数(tg)的测量(GB6451)； 5绝缘例行试验(GB1094.3)； 6电压比测量和联结组标号检定(GB1094.1)； 7绝缘油试验(GB1094.1)。8 冷却器的负压试验，试验方法按GB/T6451-2008。5.2.3现场试验 1测量绕组连同套管的直流电阻； 2检查所有分接头的变压比； 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； 4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 5测量绕组连同套管的介质损耗因数； 6测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 7绕组连同套管的交流耐压试验； 8绕组连同套管的局部放电试验； 9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； 10非纯瓷套管的试验； 11绝缘油试验； 12额定电压下的冲击合闸试验； 13检查相位； 14测量噪音。5.2.4特殊试验 1绝缘特殊试验(GB1094.3)； 2绕组对地和绕组间的电容测定； 3暂态电压传输特性测定； 4三相变压器零序阻抗测量(GB1094.1)； 5提供变压器短路承受能力的计算报告(GB1094.5)； 6声级测定(GB7328)； 7空载电流谐波测量(GB1094.1)； 8风扇和油泵电机的吸取功率测量。6包装、运输和储存6.1变压器制造完成并通过试验后应及时包装，否则得到切实的保护。其包装符合铁路、公路和海运部门的有关规定。6.2包装箱上有明显的包装储运图示标志，并标明买方的订货号、发货号、KKS编码、机组名称、设备名称。6.3变压器在运输过程中，内部结构相互位置不变，紧固件不松动，在运输中装三维冲撞记录仪，并要求能承受3g的运输水平加速度。6.4如变压