光伏电站调试作业指导书（常规电气设备交接试验）

光伏电站调试作业指导书（常规电气设备交接试验）

1变压器交接试验

1.1主变压器交接试验项目

1.1.1绝缘油试验

绝缘油试验项FI及要求参见卜表:

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/gW0.03

DB-10DB-25DB-45

4闪点（闭口）（℃）不低于

140140135

20kV-30kV：W15

5水分(mg/L)

HOkV及以下电压等级:W20

6界面张力（25℃）,mN/m235

90C时，注入电气设备前W0.5

7介质损耗因数tan6（%）

注入电气设备后W0.7

60~220kV：240kV

8击穿电压

35kV及以下电压等级：235kV

9体积电阻率（90℃）（。m）26X10'0

油中含气量（酚（体积分330〜500kV：W1

10

数）

油泥与沉淀物（%）（质量分W0.02

11

数）

油中溶解气体组分含量色见有关章节

12

谱分析

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

11600kVA及以下容量等级三相变压器，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

2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%。

变压器的直流电阻，与同温卜产品出厂实测数值RI、R2一分别为温度在tl、

比较，相应变化不应大于2乐不同温度下电阻值：2(C)时的电阻值(Q)：T-

3

按照以下公式换算:R2=R1X(T+t2)/(T+tl)计算用常数,铜导线取235,

铝导线取225

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偏差

1

为土1%；

2其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为土0.5%；

其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(粉的1/10以内，但

3

不得超过土l%o

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。

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Imin,应无闪络及击穿现象。

1.1.6非纯瓷套管的试验；参见本作亚指导书套管试验要求。

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)

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80()0kVA及以上时，

1

应测量介质损耗角正切值tanb

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

1.1.9测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanb；

组连同套管的介质损耗角正切值tan6应满足要求:

套管主绝缘类型tgb(%)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

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:

试验电在下列温度时的绕组直流泄漏电流值

额定电(pA)

压峰值

压(KV)℃℃℃℃℃℃

(KV)1020304050C607080c

2~35111725395583125178

6、151022335077112166250356

20~3520335074111167250400570

63〜33040335074111167250400570

5006020304567100150235330

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。

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8000kVA以下、绕组额定电压在UOkV以下的变压器，线端

1

试验应按GB50150-2006表7.0.13-1进行交流耐压试验

容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在HOkV以下的变压器，在见下表

2有试验设备时，可按表7.0.13T试验电压标准，进行线端交流耐7.0.13-1

压试验

绕组额定电压为UOkV及以上的变压器,或中性点应进行交流耐压见下表

3

试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%,,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，也可采用感应电

4

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，试验电压的频

6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

设备最高电压油浸式电力变压器和电抗干式电力变压器和电抗

压

器器

<1SL1-2.5

33.6148.5

67.22017

10122824

1517.53632

20244443

3540.56860

6672.5112

—

110126160

(288)

220252—

316

(368)

330363—

408

(504)

500550-

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

出厂交流耐受电交接交流耐受电

系统标称电压设备最高电压中性点接地方式

压压

110126不直接接地9576

直接接地3568

220252

不直接接地200160

直接接地3568

330363

不直接接地230184

500550直接接地3568

经小阻抗接地140112

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=l.51W23或1.3Um/J3下的长时试验期间，局部放Uni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Um为设备的最高电

3

高幅值的脉冲可以不计入；压有效值

在l.lUm/J3下，视在电荷量的连续水平不大于100pCUm为设备的最高电

4

工有效值

1.1.14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。

1.1.15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。

1.1.16测量噪音。变压器投运时、带负荷后各检测一次。

1.2变压器交接试验仪器

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

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备注

把有故障的试验设备带到现场开工前检查试验设备是否好，是

1

否在rr效期内

工作任务和安全措施交待不详尽、不工作负责人应在开工前向全体

2清晰工作成员交待清楚工作地点、工

作任务

高空坠落登高人员必须使用安全带，必要

3

时使用高空作业车

人员误触碰带电的高压试验引线在加压之前清理无关人员，同时

4对工作组成员交代好安全事项，

加压过程中设专人监护

遗留工具或杂物试验工作结束后进行认真的检

5

查，无遗留工具和杂物

油样污染环境取油样时应有专人监护，取废的

6

油样应有专门的放置地点。

火灾按照施工设计的规定放置•定

7

数量的灭火器

8人身触电接试验电源时.应有专人监护

试验仪器伤人在搬运试验仪器时应相互配合，

9

防止仪器倾倒伤人

试验仪器损坏在搬运试验仪器时应相互配合，

10

防止仪器倾倒损坏

残余电荷伤人直流高压试验完毕后应将被试

11品接地放电，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

1.4试验项目的相关方法或步骤

1.4.1绝缘油试验步骤

1.4.1.1主变压器绝缘油试验步骤:

取

器

收

油

皿

集

器

油

油

油

的

皿

样

样

样

清

试

器结

标

采

处

送

洁

验

具束

记

集

理

检

处

报

准

理

告

备

*

主变

洁

磨

本

体

排

取

口

洗

油

送

核

对

、

除

样

玻

剂

油

内

电

容

载

空

部

璃

调

是

科

、

压

否

气

自

开

位

瓶

齐

关

院¥

后

来

油

桶

全

做

、

、

用

、

水

标

日

或

油

试

油

聆

胶

洁

签

期

数

样

据

布

洗

是

化

否

、

、

车

缠

后.

玻

单

一

正

脸

确

光

装

烘

伏

位

璃

区

升

干

管

压

变

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。

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，最好再用蒸镭水洗净，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。

1.4.2绕组连同套管的直流电阻测量

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)在试验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：

高压侧;相、单相、单线测试接线图

低压侧三相、单相、单线测试接线图

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。

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%

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，油温才能等同绕组

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)。

1.4.3分接头的电压比、极性试验

1.4.3.1测试步骤：

1)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

1.4.3.2分接头的电压比、极性试验接线参考如下:

测试单相变压器或也压互感器的变比。

单相变比接线如下图所示:

f氏/公柒［达/£

高压沏认气

测试三相变压器的变比：

三相变压器变比试验接线图如下:

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。

1.4.4铁芯、夹件绝缘电阻试验

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。

1.4.4.2试验接线参考如下：

LGE

兆欧衣

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、视铁夹件及绑

扎钢带对铁胡、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当地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。

1.4.5非纯瓷套管的试验(参见套管交接试验)

1.4.6有载调压切换装置试验

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

1.4.6.2试验接线参考如下：

1.4.6.3试验注意事项：

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%及以上。操作无卡涩、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。

1.4.7绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数试验

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%。

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A1.21.51.82.32.83.44.1。一6.27.59.211.2

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20C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匕时的绝缘电阻值(UQ)Rt：在测量温度下的绝缘电阻

值(UQ)。

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)试验完毕后分别对高低压侧绕组放电。

1.4.7.2试验接线及测量方法参考如下：

项目R15(MQ)R60(MQ)R600(MQ)接线方法

高压侧接“L”，低压侧

高压对低压侧绕组及地

及地（铁芯）接“E”

低压侧接“L”，高压侧

低压对高压侧绕组及地

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

1.4.8绕组连同套管的介质损耗角正切值tanb试验

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。

1.4.8.2试验接线及方法参考如下

图3.1.4.1.8.1反按法测量高、中年侧

ft

JMK

中

安<

压

野

M中

性

食

管

1点

安

管

工

火--

件

图3.1.4.1.8.2反接法测量低压状

A

fEKa

图3.1.4.1.8.3正接法测量高压套管

项目接线方式备注

高压侧接仪器高压输出线，低绕组,

高压对低压侧绕组及地

床侧及铁芯接地反接法

低压侧接仪器高压输出线，高烧组,

低压对高压侧绕组及地

压侧及铁芯接地反接法

高压、低压绕组仪器高压输出绕组，

高压、低压绕组对地

线，铁芯接地反接法

套管接线柱接仪器高压输出套管，

高压套管线,末屏接低压线:低压绕组、正接法

铁芯接地

1.4.9绕组连同套管的直流泄漏电流试验

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;

1.4.9.2试验接线及方法参考如下：

育田诊出E

直高发

图3.1.4.1.9.1高压侧按仪器高压徜出端，低压绕组、夹件按地

匐出E

比高发

图3.1.4.1.9.2低压侧凄仪器高压输出端，高压绕组、夹件接地

1.4.9.3试验注意事项

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上表的规定。当施加试验电压达Imin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绕组额定也压为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。

1.4.10变压器绕组变形试验

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。

被

试

充

压

器

图3.1.4.1.10.1高频响应法测量主变绕组变形接线示意图

图3.1.4.1.10.2高频响应法测量主变绕组变形测试方法

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上，如下图:

It

。端编入.A端测收。端■入.BMHHIoc端测;it

困3.1.4.L10.3高频响应法测量主变绕组变形测试方法

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。

图3.1.4.1.10.5高频响应法测量主变绕组变形测试方法

L4.10.4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，其生产口期越接近，参考价值越高

2)曲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。

判断相关系数R

严重变形RLF<0.6

明显变形1.0>RLF20.6或RMFV0.6

轻度变形2.O>RLF>1.。或0.6WRMFU1.0

正常绕组RLF>2.0和RMF>1.0和RHF20.6

注：RLF为曲线在，氐频段(lkHz~100kHz)内的相关系数;

RMF为曲线在中频段(10CkHz~600kHz)内的相关系数；

RHF为曲线在高频段(60CkHz~1000kHz)内的相关系数。

表L4.1.10.1用相关系数R判断绕组变形的方法

1.4.11绕组连同套管的交流耐压试验

1.4.11.1主变工频耐压试验接线图参考如下：

高尔帕出E

工频耐压装置

图3.1.4.1.11.1低压例接工娜压装置高压输出端，低压压侧、铁芯（夹件）短接接地

图3.1.4.1.11.2高压例接工频耐压装置高压输出端，低压侧、铁芯（夹件）短接接地

1.4.11.2主变工频耐卜压试验接线方法参考如下：

项目接线方法备注

高压对低压侧绕生及他高压侧接仪器高压输出缱，低压

侧及铁芯（夹件接地）套管CT二次

低压对高压侧绕组及地低压侧接仪器高压输出线，高压担接接地

侧及铁芯（夹件接地）

使用仪器串联谐振

环境温度℃

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

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。

1.4.12.2变压器局部放电试验接线参照如下：

图3.1.4.1.13.1局放试验接线参考图

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。

图3.1.4.1.14变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序

注：注5min；B=5min；注试验时间;

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1.151/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；

5）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；

6）电压降低到1.lUm/J3,保持5min；

7）当电压降低到U2/3以下时，方可切断电源。

8）在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。

9）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；

10）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1.lUm/J3下测量局部放电视在电荷量；

11）在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其

视在电荷量值：

12）在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值；

13）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。

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。

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。

2SVG电抗器交接试验

2.1SVG电抗器的交接试验项目

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%o

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60So

35kV干式电抗器交流耐压试验值为60kV,试验时间为60So

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。

2.1.4额定电压下冲击合闸试验(送电时进行)：

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1套

2全自动变压器直流电阻测试仪1套

3全自动变压器变比测试仪1套

4串联谐振成套装置1套

5高压绝缘电阻测试仪1套

2.3安全风险与预控措施

序号安全风险预控措施备注

把有故障的试验设备带到现场出工前检查试验设备是否完好，

1

是否在有效期内

工作任务和安全措施工作负责人应在开工前向全体

2交待不详尽、不清晰工作成员交待清楚

工作地点、工作任务

3高空坠落登高人员必须使用安全带

人员误触碰带电的高压试验引线在加压之前清理无关人员，同时

4对工作组成员交代好安全事项，

加压过程中设专人监护

遗留工具或杂物试验工作结束后进行认真的检

5

查，无遗留工具和杂物

2.4试验方法或步骤

1)记录环境温度，测量绕组对地的绝缘电阻。

2)记录环境温度，测量绕组的直流电阻。

3)交流耐压试验(试验接线可参照变压器耐压接线图)。

4)记录试验数据，试验完毕后恢复一次接线。

3电流互感器试验

3.1电流互感器的交接试验项目及试验要求

3.L1测量绕组的绝缘电阻；

1)测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电

阻；绝缘电阻值不宜低于1000MQ；

2)测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻,绝缘电阻值不宜低于

1000MQ，但由于结构原因而无法测量时可不进行;

3)绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表。

4)测量一次绕组和各二次绕组的绝缘电阻。测量时各非被试绕组、底座、

外壳均应接地。

5)试验时应记录环境湿度。测量二次绕组绝缘电阻的时间应持续60s,

以替代二次绕组交流耐压试验。

3.1.2测量电流互感器介质损耗角正切值tan6；

电流互感器介损值应符合下表的规定:

额定电压

20~35KV66^110KV220KV330"500KV

种类

油浸式电流互感器2.50.80.60.5

充硅脂及其他干式电流互感器0.50.50.5

油浸式电压互感器绕组32.52.5

串级式电压互感器绕组66

油浸式电流互感器末屏222

3.1.3交流耐压试验;

1)应按出厂试验电压的80%进行；

2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV；

3)电压等级UOkV及以上的电流互感器末屏及电压互感器接地端(N)对地

的工频耐压试验电压标准,应为3kVo

3.1.4测量绕组的直流电阻；

电流互感器：同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻

和平均值的差异不宜大于10%o

3.1.5检查接线组别和极性；

应与铭牌描述相符合,

3.1.6误差测量；

1)用于关口计量的电流互感器必须进行误差测量,且进行误差检测的机构

(实验室)必须是国家授权的法定计量检定机构；

2)用于非关口计量，电压等级35kV及以上的互感器,宜进行误差测量；

3)用于非关口计量，电压等级35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与

制造厂铭牌值相符。对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比；

4)非计量用绕组应进行变比检查。

3.1.7测量电流互感器的励磁特性曲线；

继电保护对电流互感器的励磁特性有