光伏电站调试作业指导书

光伏电站调试作业指导书

编制依据

1术语

2电气安装应具备的条件

3常规电气设备交接试验

3.1变压器交接试验

3.2SVG电抗器交接试验

3.3电流互感器试验

3.4电压互感器试验

3.5断路器交接试验

3.6隔离开关、负荷开关交接试验

3.7套管交接试验

3.8悬式绝缘子和支柱绝缘子交接试验

3.9光伏区及升压站电力电缆

3.10避雷器.

3.11400V电压等级配电装置和馈电线路.

3.13光伏电站110kV架空线路交接试验

3.14接地装置交接试验

3.15电力电容器（静止无功补偿）

4继电保护及二次回路调试

4.1调试项目，出具试验报告

4.1光伏电站常用继电保护及安全自动装置设备配置

4.2光伏电站常用继电保护及安全自动装置的一般调试方法

4.2测控及公用二次设备调试方法

4.3试验仪器、工器具配置

4.4安全风险与预控措施

5通信和计量系统

5.1调试项目

5.2调试仪器、工器具配置

5.3安全风险与预控措施

5.4调试步骤

6成套设备调试

6.1并网逆变器调试

6.2UPS系统调试

6.3直流系统检查

6.4SVG动态无功补偿系统调试

6.5AGC/AVC系统调试（由后台厂家与AGC/AVC系统厂家共同完成）

6.5光功率预测调试

附录A高压电气设备绝缘的工频试验电压标准

附录B光伏变电站送检设备列表

附录C特殊试验项目列表（各地区对试验项目的要求）

12—

刖百

为规范光伏电站调试管理工作，使光伏电站安全可靠地投入运行，实现“零

缺陷移交”目标，特制定本指导书。本指导书阐述的是主要光伏电站设备调试的

一般方法（若调试过程中采用新设备、新方法则应根据实际情况执行），对于送

检设备、特殊试验以及通信系统调试的内容，本指导书只做有针对性的阐述，不

对具体项目的试验方法做详细的介绍。本指导书的主要内容包括：目录；前言;

术语；常规设备的调试内容，主要指电力变压器；电抗器；互感器；断路器；隔

离开关、负荷开关及高压熔断器；套管；悬式绝缘子和支柱绝缘子；电力电缆线

路；避雷器；二次回路；1kv及以下电压等级配电装置和馈电线路；1kV以上架

空电力线路；接地装置；低压电器；继电保护装置；逆变器；UPS；直流系统；

SVG等设备的调试等。

编制依据

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

GB14285-2006《继电保护及安全自动装置技术规程》

DL/T527—2002《静态继电保护装置逆变电源技术条件》

DL/T478—2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》

Q/SPS22-2007《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》

1术语

1.1光伏电站PVPowerStation

包含所有太阳电池阵列、逆变器、相关的电站控制设备和变压器等在内的发

电系统。

1.2并网光伏电站Grid-connectedPVStation

接入电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。

1.3逆变器Inverter

光伏电站内将直流电变换为交流电的器件。用于将电能变换成适合于电网使

用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、逆变器和控制器

均可属于逆变器的一部分。逆变器具备控制、保护和滤波功能，有时被称作功率

调节子系统，功率变换系统，静态变换器，或者功率调节单元。

1.4孤岛现象Islanding

光伏电站与主网解列时仍保持对局部电网继续供电的状态。孤岛现象可分为

非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。

1.5公共连接点pointofcommoncoupIing

光伏发电站与所接入的电力系统的连接处。光伏电站如接入用户（企业）内

部电网，公共连接点指用户（企业）内部电网与公用电网的连接处。

1.6并网点PVpointofiinterconnection

指光伏电站与电网之间的连接点，也是解并列点。

1.7计量点MeteringPoint

指电能计量装置装设点。

1.8电力变压器powertransformer

具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁

感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流

和电压的值是不同的。

1.9消弧线圈arc-suppressioncoiI

接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发生单相接地故

障引起的接地电容电流。

1.10互感器instrunenttransformer

是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器（包括

单相组合互感器和三相组合互感器）的统称.由于组合互感器是以电流互感器和

电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。

1.11接地网groundinggrid

由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的

较大型的水平网状接地装置。

2电气调试应具备安装的条件

安装交接单（不同项目配置有所区别，本交接单仅供参考）

设备名称电气安装交调试的要求

电缆敷设完成并完成终端头（含中间接头）制作，包含光伏阵

10kV/35kV动力电缆

列区所有一次电缆和升压站内所有一次电缆

升压站接地网、接地引下线,光伏阵列区接地扁铁的焊接并

接地网交接

连通（含所有电气设备接地）

箱变安装完成，并完成箱变低压侧控变接线及逆变器室内动

箱变

力箱接线

高压柜整体安装完成，并完成柜内电流互感器/电压互感器/

高压柜

真空断路器的二次接线

110kV互感器避雷器等设备安装完成，并完成互感器的二次侧接线

主变整体安装完成,并完成瓦斯继电器/油温传感器/主变本

110kV主变

体二次接线以及本体端子箱至变压器端子箱的接线

110kV断路器设备安装完成，并完成断路器机构箱及端子箱的二次接线

110kV隔离开关/地刀设备安装完成，并完成隔离开关/地刀的二次接线

站用变（接地变）及低压柜设备安装完成，并完成箱变和低压柜的二次接线

无功补偿装置设备安装完成，并完成SVG的二次接线

UPS电源屏/直流屏/通讯电

完成电源屏/蓄电池屏的安装以及动力电缆的接线

源屏

完成光端机/PCM/通信配线架的安装及通讯电缆/光纤的敷

通信设备

设、熔接；通信设备之间的同轴电缆连接、网线连接完成

设备安装完成，并完成远方终端与电能表/通讯服务器/通讯

电能量远方终端

配线架的通讯电缆敷设

设备安装完成，并完成关口表/失压计时器的安装及关口表/

关口表屏

失压计时器的二次电缆/通讯电缆敷设

设备安装完成，并完成朋务器与各逆变器室的通讯机的光纤

通讯服务器敷设及熔接，服务器与测控装置的通讯电缆敷设，后台服务

器的组建及接线等

完成10kV/35kV测控装置及110kV测控装置的安装及二

二次测控装置

次电缆的敷设

完成110kV变压器保护装置，110kV线路保护装置，

二次保护装置10kV/35kV母差保护装置，10kV/35kV线路保护装置的等所

有保护装置安装及二次电缆、网线的敷设

PMU、光功率预测、保护子站

设备安装完成、屏柜二次接线完成，光功率预测、稳控装置

信息屏、电能质量监测装置、

屏内网线、光纤敷设/熔接完毕。

稳控装置

110KV线路（若有的话）铁塔安装完成，铝绞线敷设完成，光纤熔接完成

调试合同签订完善，所有调试项目是否全部落实（特别注意

调试合同签订

各个地方上对一些试验的不同要求）

3常规电气设备交接试验

3.1变压器交接试验

3.1.1主变压器交接试验项目

3.1.1.1绝缘油试验绝缘油试验项目及要求参见下表

序号项目标准说明

1外状透明、无杂质或悬浮物

2水溶性酸（PH值）>5.4

3酸值，mgKOH/g《0.03

DB-10DB-25DB-45

4闪点（闭口）（C）不低于

140140135

20KV~30KV：W15

5水分(mg/L)

110KV及以下电压等级：W20

6界面张力(25℃),mN/m235

90℃时，注入电气设备前W0.5

7介质损耗因数tanb（%）

注入电气设备后W0.7

8击穿电压60~220KV：24CKV

35KV及以下电压等级：235KV

9体积电阻率(90℃)(Q-m)26X1010

油中含气量(%)

10330~500KV：W1

(体积分数)

油泥与沉淀物筮)(质量分

11W0.02

数)

油中溶解气体组分含量色

12见有关章节

谱分析

3.1.1.2测量绕组连同套管的直流电阻

绕组连同套管的直流电阻测量值应符合如下要求:

序号内容备注

1600kV・A及以下容量等级三相变压器，各相测得值

1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%

1600kV-A以上三相变压器，各相测得值的相互差值

2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%

R1、R2一分别为温度在t1、

变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比t2(°C)时的电阻值(Q)：

3较,相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照T-计算用常数，铜导线取

以下公式换算：R2=R1X(T+t2)/(T+t1)235,铝导线取225

3.1.1.3检查所有分接头的电压比

所有分接头的电压比应符合以下要求:

序号内容备注

电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许

1

偏差为±1%

2其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为±0.5%

其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(粉的1/10以

3

内，但不得超过土设

3.1.1.4检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；

变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌标注一致。

3.1.1.5测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻；

用2500V及以上等级的兆欧表测量，持续时间为1min,应无闪络及击穿现

象。

3.1.1.6非纯瓷套管的试验；参见本作业指导书套管试验要求。

3.1.1.7有载调压切换装置的检查和试验；

符合设备出厂试验技术要求。(参考设备出厂报告)

3.1.1.8测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

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要求:

序号内容备注

当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，

1

应测量介质损耗角正切值tan6

2被测绕组的tan6值不应大于产品出厂试验值的130%

当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下

3

GB50150-2006表7.09换算到同一温度时的数值进行比较

3.1.1.9测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan8；

组连同套管的介质损耗角正切值tan。应满足要求：

套管主绝缘类型tg6(盼的最大值

油浸纸0.7(500kV0.5)

胶浸纸0.7

胶粘纸1.0(66kV及以下1.5)

电容式

浇铸树脂1.5

气体1.5

有机复合绝缘0.7

浇铸树脂2.0

非电容式

复合绝缘与厂家协商确定

其它套管与厂家协商确定

3.1.1.10测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

绕组连同套管的直流泄漏电流试验值应满足下列要求:

额定电试验电在下列温度时的绕组直流泄漏电流值(pA)

压峰值

压10C20℃30℃40℃50℃60℃70c80℃

(KV)(KV)

2〜35111725395583125178

6〜151022335077112166250356

20〜3520335074111167250400570

63~33040335074111167250400570

5006020304567100150235330

3.1.1.11变压器绕组变形试验；

变压器绕组变形试验参见设备出厂报告。

3.1.1.12绕组连同套管的交流耐压试验；

绕组连同套管的交流耐压试验应符合下列要求：

序号内容备注

容量为8000kV•A以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，

1

线端试验应按GB50150-2006表7.0.13-1进行交流耐压试验

容量为8000kV-A及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，见下表

2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7.0.13-1

流耐压试验

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见下表

3

压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80与7.0.13-2

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

4

电压试验的方法。

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

5

为60s

感应电压试验时，为防止铁芯饱和及励磁电流过大，试验电压的

6频率应适当大于额定频率。除另有规定，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

表7.0.13-1变压器交流耐压试验电压参考值

交流耐受电压

系统标称电压设备最高电压

油浸式电力变压器和电抗器干和电抗器式电力变压器

<1W1.1—2.5

33.6148.5

67.22017

10122824

1517.53632

20244443

3540.56860

6672.5112

—

110126160

(288)

220252

316

—

(368)

330363

408

(504)

500550一

544

表7.0.13-2110KV及以上变压器中性点交流耐压试验电压参考值

系统标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接交流耐受电压

110126不直接接地9576

220252直接接地8568

不直接接地200160

直接接地8568

330363

不直接接地230184

直接接地8568

500550

经小阻抗接地140112

3.1.1.13绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验;

绕组连同套管的局部放电试验应符合下列要求：

序号内容备注

1试验电压不产生忽然下降

在U2=1.5Um/J3或1.3Um/J3下的长时试验期间，局部放Um为设备的最高电

2

电量的连续水平不大于500pC或300pC压有效值

在U2下，局放放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高Um为设备的最高电

3

幅值的脉冲可以不计入压有效值

Um为设备的最高电

4在1.1Um/J3下，视在电荷量的连续水平不大于100pC

压有效值

3.1.4.14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；无电流差动保护

的干式变压器可冲击3次。额定电压下的冲击合闸试验送电时进行。

3.1.4.15检查相位

主变高低压侧的相位检查，宜在主变带负荷后检查。

3.1.4.16测量噪音。变压器投运时、带负荷后各检测一次。

3.1.2变压器交接试睑仪器

序号名称数量单位

1万用表2套

2变压器有载分接开关参数测试仪1套

3直流电阻测试仪2套

4全自动变压器变比测试仪1套

5串联谐振成套装置1套

6高压绝缘电阻测试仪2套

7有载调压开关测试装置1只

8异频抗干扰精密介质损耗测试仪1套

9直流高压发生器2套

10变压器绕组变形测试仪1套

11局放测试仪1套

3.1.3安全风险分析与预控措施

序号安全风险分析预控措施各注

把有故障的试验设备带到开工前检查试验设备是否完好，是否在有效

1

现场期内

工作任务和安全措施交待工作负责人应在开工前向全体工作成员交

2

不详尽、不清晰待清楚工作地点、工作任务

登高人员必须使用安全带，必要时使用高空

3高空坠落

作业车

人员误触碰带电的高压试在加压之前清理无关人员，同时对工作组成

4

验引线员交代好安全事项,加压过程中设专人监护

试验工作结束后进行认真的检查，无遗留工

5遗留工具或杂物

具和杂物

取油样时应有专人监护，取废的油样应有专

6油样污染环境

门的放置地点

按照施工设计的规定放置一定数量的灭火

7火灾

器

8人身触电接试验电源时，应有专人监护

在搬运试验仪器时应相互配合，防止仪器倾

9试验仪器伤人

倒伤人

在搬运试验仪器时应相互配合，防止仪器倾

10试验仪器损坏

倒损坏

直流高压试验完毕后应将被试品接地放电，

11残余电荷伤人

特别是电容器试验，应充分放电

12被试品损坏严格按照试验要求经行试验

3.1.4试验项目的相关方法或步骤

3.1.4.1绝缘油试验步骤

3.1.4.1.1主变压器绝缘油试验步骤:

3.1.4.1.2光伏区升压变绝缘油试验步骤

光伏区升压变绝缘油试验步骤参照主变压器试验步骤进行，但应注意光伏区

35kV以下等级的升压变不做油化试验(需要厂家确定)。

3.1.4.1.3主变、光伏区升压变绝缘油试验应注意的问题：

1)取样瓶用自来水冲洗后，最好再用蒸僧水洗净，烘干、冷却后，瓶盖

要盖紧，防止空气进入。

2)若使用注射器：应使用20-100毫升全玻注射器，注射器头部用小胶

皮头密封，防止空气进入。

3)取样时：试油应从污染最严重的油桶、油罐底部取样，必要时可抽查

上部油样。开启桶盖应将桶盖外部擦干净，然后用清洁、干燥的取样管取样。从

整批油桶中取样时，取样的桶数应能够代表该批油的质量。

4)取样量：以够试验用量为限。(最好与电科院提前沟通好)

5)油样的送检注意事项：油样应尽快送检至电科院进行分析，做油中溶

解气体分析的油样不得超过四天；做油中水分含量的油样不得超过十天。

6)油样运输中应避免剧烈震动，防止容器破碎，油样运输和保存期间,

应注意避光。样品应防止污染，避免带入外部杂质，在有条件的情况下应采用全

密封取样，尽量缩短样品在空气中暴露的时间。

3.1.4.2绕组连同套管的直流电阻测量

3.1.4.2.1测试步骤：

1)将绕组调至最高档位，记录试验时上层油温及周围环境温度；

2)在试睑仪器上设置好测量参数；

3)在各分接头的所有位置上进行测量，待数值稳定后再记录；

4)试验接线参考如下：

阍从侧三相、胞相、单线测试接线图

低乐他三相、单相、单线测试接线图

(图3.1.4.1.2.1)

说明：以上两幅图为单相/三相法测量绕组的直流电阻,黑粗线为电流输出线;

黑细线为电压测量线。所测绕组低压侧为a、b、c、。接线方式。

3.1,4.2.2直流电阻互差百分数的计算方法如下：

相间/线间直阻互差百分数二(R最大值-R最小值)/R平均值X100%

3.1.4.2.3测量时应注意的问题:

1)测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同境组

温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。

2)对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用

去磁法或助磁法。

3)应注意在测量后对被测绕组充分放电。

4)在测试过程中可用电动操作机构反复经行升降档操作，以获取更好的

阻值。(反复操作可以磨掉触头上的氧化膜)。

3.1.4.3分接头的电压比、极性试验

3.1.4.3.1测试步骤：

D将绕组调至最高档位(或接着上一步骤，从最低档开始)；

2)设置试验仪器参数(特别应注意变压器的接线组别)；

3)在各分接头的所有位置上进行；

4)试验数据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；

3.1.4.3.2分接头的电压比、极性试验接线参考如下：

a.测试单相变压器或电压互感器的变比：

单相变比接线如下图所示：

低压汨认.栈

而任刚认我

S3.L4.3.1

b.测试三相变压器的变比:

三相变压器变比试验接线图如下:

图3.1.4.1.3.2

3.1.4.3.3试验注意事项：

1)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。

2)变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性试验与变比测试一

般同时进行，试验结果一同显示。

3)试验过程中用有载调压开关升降档，待数据稳定后再记录.

3.1.4.4铁芯、夹件绝缘电阻试验

3.1.4.4.1试验步骤

1)记录顶层油温及环境温度和湿度。

2)将地线端子用接地线和变压器的外壳连接好，用兆欧表的L端连接被

测变压器的铁心和夹件，开始测量。待数值稳定后记录60秒时的绝缘电阻值。

3)关闭兆欧表并将被测变压器的铁心放电。

3.1.4.4.2试验接线参考如下：

图3.1.4.1.4.1铁芯、夹件对高低压侧境组及地的绝缘电阻

3.1.4.4.3试验注意事项

1)进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、碗铁夹件及绑

扎钢带对铁柜、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当甄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；

2)不进行器身险查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结

束后应进行铁芯和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量；

3)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。

3.1.4.5非纯瓷套管的试验(参见套管交接试验)

3.1.4.6有载调压切换装置试验

3.1.4.6.1试验步骤

1)将有载调压装置至最高档或最低档

2)按照试验原理图接线

3)用电动机构切换档位，顺序进行，记录测试数据

3.1.4.6.2试验接线参考如下：

HCYZ-IV

图3.1.1.1.61有我调压装置试脸按线示J6图

3.1.4.6.3试睑注意事项：

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。

2)在变压器无电压下，于动操作不少于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协及以上。操作无卡沼、连动程

序，电气和机械限位正常;

3)根据试验仪器的要求，确定变压器低压侧绕组是否接地。

3.1.4.7绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数试验

3.1.4.7.1试验要求

1)绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%o

2)当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按下表换算到同一

温度时的数值进行比较。

温度差K51015202530354045505560

换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2

说明：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；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=A*Rt；20℃以下时：R20=Rt/A

式中R20：校正到20℃时的绝缘电阻值(MQ)Rt：在测量温度下的绝缘电阻值

(MQ)o

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3000MQ时，吸收比可不作考核要求。

3.1.4.7.2试验步骤

1)记录顶层油温及环境温度和湿度。

2)按照试验原理图接线，并记录15S、60S、600S时的绝缘电阻的绝缘

电阻。计算吸收比、极化指数。

3)试聆完毕后分别对高低压侧绕绢放电。

3.1.4.7.2试验接线及测量方法参考如下:

兆欧衣

项目R15(MQ)R60(MO)R600(MO)接线方法

高压侧接“L”，低压

高压对低压侧绕组及地

侧及地（铁芯）接“E”

低压侧接“L”，高压

低压对高压侧绕组及地

侧及地（铁芯）接“E”

高压、低压绕组“L”，

高压、低压绕组对地

地（铁芯）接“E”

吸收比R60(MQ)/R15(MQ)

极化指数R600(MQ)/R60(MQ)

环境温度。C

3.1.4.8绕组连同套管的介质损耗角正切值tan8试验

3.1.4.8.1试验步骤

1）将挡位调至最高档，记录顶层油温及环境温度和湿度。

2）按照试验原理图接线，分别测试高压对低压及地，低压对高压及地的

介质损耗值、电容值。

3）试验完毕后分别对高低压侧绕组放电。

3.1.4.8.2试验接线及方法参考如下

图3.1.4.1.8.1反接法测量高、中东恻

I

«

中

»

乐A

«M

套o

传

中

性

总

ffd4套

AT管

-一

关

件

图3.1.4.1.8.2反接法测量低压健

A

次

介想仅

耋

中

rt性

点

«*la

«t

fti

*mLi

件

工

8.3正接法测量高压套管

项目接线方法备注

绕组，

高压对低压侧绕组及地高压侧接仪器高压输出线，低压侧及铁芯接地

反接法

绕组，

低压对高压侧绕组及地低压侧接仪器高压输出线，高压侧及铁芯接地

反接法

绕组，

高压、低压绕组对地高压、低压绕组仪器高压输出线，铁芯接地

反接法

套管接线柱接仪器高压输出线，末屏接低压套管，

高压套管

线；低压绕组、铁芯接地正接法

3.1.4.9绕组连同套管的直流泄漏电流试验

3.1.4.9.1试验步骤

1)将档位调至最高档，讲绕组全部接入电路。

2)按照试验原理图接线；

3)试验完毕后分别对高低压侧绕组对地充分放电;

3.1.4.9.2试睑接线及方法参考如下：

B3.1.4.1.9.1禽压儡接仪•高班出・，低压触、夹件接地

图3.1.4.1.9.2怅压H接仪•充压•出靖，南压施fi、夹件接地

3.1.4.9.3试睑注意事项

1)当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000KV・A及以上时，应测

量直流泄漏电流；

2)试验电压标准应符合上表的规定。当施加试验电压达1min时，在高压

端读取泄漏电流。记录数值时尽量待数据稳定后再记录。

表3.1.4.1.9.1各绕组的电压等级下所施加的的直流电压允许值

绕组额定电压(KV)6~1020〜3563〜330500

直流试验电压(KV)10204060

说明：

1绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按IOkV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。

3.1.4.10变压器绕组变形试验

3.1.4.10.1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。

版

试

交

压

翳

S3.1.4.1.10.2育象■雌

3.1.4.10.2主变压器高压侧扫频信号输入阻抗接于中性点0,输出测量阻抗分

别接在A、B、C±,如下图：

It

<MMl入.3M入.B编溶代。端瑜入.c端北八；

H3.1.4.1.10.3育皮法―变施ifl交港■院方法

3.1.4.10.3主变压器低压侧三角形接线，应按以下方式接线。

1)输入阻抗接于C,输出阻抗接在A相，代表A相。

2)输入阻抗接于A,输出阻抗接在B相，代表B相。

3)输入阻抗接于B,输出阻抗接在C相，代表C相。

S3.1.4.1.10.6寓m成法,量主勃晒宛，箕方法

3.1.4.10.4试验数据判断参考方法：

1)如果怀疑有变形的变压器可参考同一厂家生产的同型号同连接方式绕

组的幅频响应特性曲线，其生产日期越接近，参考价值越高

2)典型的变压器绕组幅频响应特性曲线，通常包含多个明显的波峰和波谷。

3)对绕组的幅频响应特性进行纵向或横向比较，首先可根据相关系数的大

小，可较直观地反映出变压器绕组幅频响应特性的变化，相关系数R主要用来描

述两条曲线间的相似程度，相关系数越大于1,则两曲线相似程度越高。

表3.1.4.1.10.1用相关系数R判断绕组变形的方法:

判断相关系数R

严重变形RLF<0.6

明显变形1.0>RLF^0.6或RMF<0.6

轻度变形2.0>RLF^1.0或0.6WRMFV1.0

正常绕组RLF22.0和RMF21.0和RHFN0.6

注：RLF为曲线在低频段(1kHz~100kHz)内的相关系数；

RMF为曲线在中频段(100kHz^600kHz)内的相关系数；

Rlir为曲线在高频段(600kllz~1000kllz)内的相关系数。

3.1.4.11绕组连同套管的交流耐压试验

3.1.4.10.1主变工频耐压试验接线图参考如下：

H3.1.4.1.11.1低压斜控工象甯压装置育压■出靖，低压压例、铁芯（夹件）短挂接地

S3.1.4.1.11.2高压儡按工，甯压装・高压■出・，低压1八候右（夹件）想接接地

3.1.4.10.2主变工频耐压试验接线方法参考如下:

项目接线方法备注

高压侧接仪器高压输出线，低压侧及

高压对低压侧绕组及地

铁芯（夹件接地）套管CT二次

低压侧接仪器高压输出线，高压侧及短接接地

低压对高压侧绕组及地

铁芯（夹件接地）

使用仪器串联谐振

环境温度。C

3.1.4.12绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验

3.1.4.12.1绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验

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》GB1094.3中的有关规定进行。

3.1.4.12.2变压器局部放电试验接线参照如下：

H3.1.4.1.13.1局放试励搜圉8图

3.1.4.12.3变压器局部放电试验步骤：

1）三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进

行试验。施加电压应按下图所示的程序进行。

B3.1.4.1.14交压•长时■应电压及同球电IHH锹的加压程序

注：A=5min；B=5min；C二试验时间；

D260min（对于Um2300KV）或30min（对于Um<300KV）；E=5min

2）在不大于U2/3的电压下接通电源；电压上升到1.1Um/J3，保持5min,

其中Um为设备最高运行线电压；

3）电压上升到U2,保持5min；

4）电压上升到U1,其持续时间按7.0.13条第4项的规定执行；

6）试验后立刻不间断地将电压降到U2,并至少保持60min以测量局

部放电；

7）电压降低到1.1Um/V3,保持5min；

8）当电压降低到U2/3以下时，方可切断电源。

9）在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。

10）在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平；

11）在电压上升到U2及由U2下降的过程中，应记录可能出现的局部放

电起始电压和熄灭电压。应在1JUm/V3下测量局部放电视在电荷量；

12）在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数0对该阶段不规定其

视在电荷量值；

13）在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值；

14）在电压U2的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，

并每隔5min记录一次。

3.1.4.13检查变压器的相位

宜在主变带负荷后测试，结果须与电网相位一致。

3.1.4.14变压器的噪音测试

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/T7328的规定进行。

3.2SVG电抗器交接试验

3.2.1SVG电抗器的交接试验项目

3.2.1.1测量绕组连同套管的直流电阻的试验；

1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值小于三相平均值的2%；

2）电抗器的直流电阻,与同温下产品出厂值比较相应变化小于2%0

3.2.1.2绕组连同套管的交流耐压试验；（此试验需厂家现场指导）

10kV干式电抗器交流耐压试验值为24kV,试验时间为60S。

35kV干式电抗器交流耐压试验值为60kV,试验时间为60S。

3.2.1.3测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻;

测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数,应符合本指导书相关规

定。

3.2.1.4额定电压下冲击合闸试验(送电时进行)；

3.2.2电抗器及消弧线圈的交接试验仪器

序号名称数量单位

1直流电阻测试仪