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8，電力變壓器8。0，1，本條規(guī)定了電力變壓器的試驗項目、1.修訂后第5款為.測量鐵心及夾件的絕緣電阻、2、修訂后第9款為.測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ與電容量，增加了測量電容量,考慮到變壓器繞組的電容量變化對于判斷變壓器繞組狀態(tài)有重要意義，為此增加了電容量測量項目及判斷準則 見8.0 11第4款，3。刪除了原條款、測量繞組連同套管的直流泄漏電流試驗，由于多年預防性試驗表明直流泄漏試驗的有效性不夠靈敏 且其檢測效果可由絕緣電阻、繞組介損及電容量兩者結合達到.因此去掉.8.0、2,本條第2、3，4,5款是按照不同用途的變壓器而規(guī)定其應試驗的項目，第7款是為了適應變壓器安裝技術的進步而規(guī)定附加要求、8 0，3 油浸式變壓器油中色譜分析對放電.過熱等多種故障敏感 是目前非常有效的變壓器檢測手段 大型變壓器感應電壓試驗時間延長。嚴重的缺陷可能產生微量氣體 要進行耐壓試驗后色譜分析.考慮到氣體在油中的擴散過程。規(guī)定試驗結束24h后取樣。試驗應按現行國家標準 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則.GB、T,7252進行 隨著測試技術的發(fā)展和檢測精度的不斷提高.根據經驗。新標準中規(guī)定C2H2氣體含量不應超過0、1μL、L。35kV及以下電壓等級油浸式變壓器對于油中色譜分析和油中水含量的測量可自行規(guī)定.考慮到SF6氣體絕緣變壓器應用逐步擴大 標準中SF6氣體含水量用20、的體積分數表示.當溫度不同時 應與溫濕度曲線核對、進行相應換算 8.0 4。測量繞組連同套管的直流電阻條款中、參考了現行行業(yè)標準。輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程.DL。T 393 2010 提出了變壓器繞組相互間的差別概念,并修訂了直流電阻判斷規(guī)定.新標準較原標準更為嚴格 并考慮部分變壓器的特殊結構 由于變壓器設計原因導致的直流電阻不平衡率超差說明原因后不作為質量問題、測量溫度以頂層油溫為準、變壓器的直流電阻與同溫下產品出廠實測數值比較，測量值的變化趨勢應一致、第2款中,各相繞組相互間差別指任意兩繞組電阻之差 除以兩者中的小者.再乘以100。得到的結果。8。0，5、本條規(guī)定了所有電壓等級變壓器的電壓比誤差標準.現行國家標準。電力變壓器.第1部分?？倓t GB,1094,1，2013中關于偏差有這樣的規(guī)定，即對于額定分接或極限分接.空載電壓比偏差取下列值中較低者 a.規(guī)定電壓比的、0 5.b。額定分接上實際阻抗百分數的 1.10。對于其他分接,空載電壓比偏差取匝數比設計值的、0，5、本條規(guī)定是參照本標準2006版和現行國家標準,電力變壓器，第1部分 總則 GB 1094。1。2013的相關規(guī)定而制訂的、目前對常用結線組別的變壓器電壓比測試,試驗人員使用變壓器變比測試儀。或變比電橋.能方便,快捷 準確地檢測變比誤差，有利于綜合判斷故障及早發(fā)現可能存在的問題和隱患、8,0,6.檢查變壓器接線組別或極性必須與設計要求相符.主要是指與工程設計的電氣主結線相符.目的是避免在變壓器訂貨或發(fā)貨中以及安裝結線等工作中造成失誤。8、0、7 本條題目修改為,鐵心對地絕緣電阻的測量，夾件對地絕緣電阻的測量，鐵心對夾件絕緣電阻的測量。對變壓器上有專用的鐵心接地線引出套管時.應在注油前后測量其對外殼的絕緣電阻 本條明確了絕緣測試部位。絕緣測試的時間及要求 以便能更好地發(fā)現薄弱環(huán)節(jié),施工中曾發(fā)現運輸用的鐵心支撐件未拆除問題.故規(guī)定在注油前要檢查接地線引出套管對外殼的絕緣電阻，以免造成較大的返工 部分變壓器有帶油運輸的情況,為與運行條件一致。在注油后測量能檢查出鐵心是否一點接地,8,0,9 有載調壓切換裝置的檢查和試驗 刪除原條文中，變壓器帶電前應進行有載調壓切換裝置切換過程試驗。循環(huán)操作后進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量、以檢測調壓切換后可能出現的故障、8、0。10.由于考慮到變壓器的選用材料。產品結構.工藝方法以及測量時的溫度。濕度等因素的影響 難以確定出統(tǒng)一的變壓器絕緣電阻的允許值.故將油浸電力變壓器繞組絕緣電阻的最低允許值列于表3，當無出廠試驗報告時可供參考.表3 油浸電力變壓器繞組絕緣電阻的最低允許值、MΩ.注、1,補充了溫度為5,時各電壓等級的變壓器繞組的絕緣電阻允許值,這是按照溫度上升10 絕緣電阻值減少一半的規(guī)定按比例折算的.2 參照現行行業(yè)標準。電力設備預防性試驗規(guī)程,DL、T 596中、油浸電力變壓器繞組泄漏電流允許值的內容，補充了在各種溫度下330kV級變壓器繞組絕緣電阻的允許值，不少單位反映220kV及以上大容量變壓器的吸收比達不到1，5。而現行的變壓器國標中也無此統(tǒng)一標準 調研后認為，220kV及以上的大容量變壓器絕緣電阻高、泄漏電流小。絕緣材料和變壓器油的極化緩慢、時間常數可達3min以上、因而R60s R15s就不能準確地說明問題,本條中、極化指數.的測量方法、即R10min。R1min 以適應此類變壓器的吸收特性 實際測試中要獲得準確的數值。還應注意測試儀器,測試溫度和濕度等的影響，變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在4000kVA及以上時.應測量吸收比，是參照現行國家標準 油浸式電力變壓器技術參數和要求、GB、T，6451.2008的規(guī)定制訂的、為了便于換算各種溫度下的絕緣電阻，表8、0，10增加了注解.以便現場應用，8。0、11，從測試的必要性考慮將原條文中的變壓器容量提高到10000kVA，參照現行國家標準.油浸式電力變壓器技術參數和要求,GB。T，6451 2008的有關規(guī)定,油浸電力變壓器繞組介質損耗因數tanδ,最高允許值列于表4,以供參考，表4，油浸式電力變壓器繞組介質損耗因數tanδ、最高允許值、可以增加橫向比較，同臺變壓器不同繞組的介質損耗因數tanδ,最大值不應大于最小值130，同批次 相同繞組相比，最大值不應大于最小值130、220kV及以上變壓器介質損耗因數tanδ,一般不超過0，4，否則應查明原因,測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ及電容量之前,應先測量變壓器套管的介質損耗因數tanδ及電容量,應符合本標準第15，0。3條規(guī)定 易于發(fā)現套管末屏接觸不良缺陷，變壓器本體電容量與出廠值相比差值不應大于.3，否則應查明原因。8,0 12.變壓器抗短路能力評價目前還沒有完整的理論體系，依據電力行業(yè)反事故措施要求以及近年來運行事故的實際情況。為考核變壓器抗短路能力 引入了現場繞組變形試驗 運行中變壓器短路后繞組變形較為成熟的表征參數是繞組頻率響應特性曲線的變化、但變壓器的三相繞組頻率響應特性曲線是不一致的。不可以作比較、因此、要求投運前進行繞組頻率響應特性曲線測量或低電壓下的工頻參數測量，并將測量數據作為原始指紋型參數保存 將頻響法測試繞組變形 低壓短路阻抗試驗和變壓器繞組電容量測試三種方法結合,對判斷變壓器繞組變形頗有實效,對于35kV及以下電壓等級變壓器、推薦采用低電壓短路阻抗法 對于110、60,kV及以上電壓等級變壓器.推薦采用頻率響應法測量繞組特征圖譜.進行試驗時 分接開關位置應在1分接 8.0 13,外施耐壓試驗用來驗證線端和中性點端子及它們所連接的繞組對地及對其他繞組的外施耐受強度 短時感應耐壓試驗.ACSD,用來驗證每個線端和它們所連繞組對地及對其他繞組的耐受強度以及相間被試繞組縱絕緣的耐受強度、這兩項試驗從目的而言是有差異的.但考慮到交接試驗主要考核運輸和安裝環(huán)節(jié)的缺陷,且電壓耐受對絕緣在一定程度上會造成損壞,因此在交接過程中進行一次交流電壓耐受即可、這里提出兩種試驗方法以供選擇 新條文中油浸式變壓器試驗電壓的標準依據現行國家標準、電力變壓器、第3部分。絕緣水平 絕緣試驗和外絕緣空氣間隙，GB,1094 3.干式變壓器的標準依據現行國家標準.電力變壓器第11部分、干式變壓器。GB。1094，11制訂。為出廠試驗電壓值的80。交流耐壓試驗可以采用外施電壓試驗的方法，也可采用變頻電壓試驗的方法、本條第2款中試驗耐受電壓標準為出廠試驗電壓值的80。具體見本標準附錄D中表D、0，2中的數值 感應電壓試驗時.為防止鐵心飽和及勵磁電流過大 試驗電壓的頻率應適當大于額定頻率，8 0 14,長時感應電壓試驗,ACLD,用以模擬瞬變過電壓和連續(xù)運行電壓作用的可靠性。附加局部放電測量用于探測變壓器內部非貫穿性缺陷，ACLD下局部放電測量作為質量控制試驗 用來驗證變壓器運行條件下無局放,是目前檢測變壓器內部絕緣缺陷最為有效的手段。結合近年來運行經驗。參考IEC和新修訂的國家標準,電力變壓器、第3部分、絕緣水平.絕緣試驗和外絕緣空隙間隙，GB、1094。3，2003中的有關規(guī)定、要求電壓等級220kV及以上變壓器在新安裝時、必須進行現場長時感應電壓及局部放電測量試驗、對于電壓等級為110kV的變壓器.當對絕緣有懷疑時。應進行局部放電試驗 變壓器局部放電測量中。試驗電壓和試驗時間應按照現行國家標準、電力變壓器、第3部分。絕緣水平，絕緣試驗和外絕緣空隙間隙 GB,1094、3中有關規(guī)定執(zhí)行 新條文規(guī)定750kV變壓器ACLD試驗激發(fā)電壓按出廠交流耐壓的80,720kV，進行 繞組連同套管的長時感應耐壓試驗帶局部放電測量的具體方法和要求如下、1.電壓等級為110。66，kV及以上的變壓器進行長時感應電壓及局部放電測量試驗。所加電壓。加壓時間及局部放電視在電荷量。應符合下列規(guī)定,1。三相變壓器宜采用單相連接的方式逐相地將電壓加在線路端子上進行試驗、2,變壓器長時感應電壓及局部放電測量試驗的加壓程序應按圖1所示的程序進行、圖1。變壓器長時感應電壓及局部放電測量試驗的加壓程序.3.施加電壓方法應符合下列規(guī)定。1,應在不大于U2.3的電壓下接通電源,2，電壓上升到1、1Um。應保持5min 其中Um為設備最高運行線電壓的有效值.3、電壓上升到U2.應保持5min、4。電壓上升到U1,其持續(xù)時間應按本標準第8。0 13條第2款的規(guī)定執(zhí)行、5。U1到規(guī)定時間后應立刻不間斷地將電壓降到U2.當Um大于等于300kV時,U2應至少保持60min、當Um小于300kV時,U2應至少保持30min，同時應測量局部放電，6.電壓降低到1，1Um。應保持5min、7.當電壓降低到U2.3以下時 方可切斷電源,8、除U1的持續(xù)時間以外，其余試驗持續(xù)時間應與試驗頻率無關 9、對地電壓值應按下列公式計算。視試驗條件而定U2 1,5Um,或U2.1.3Um、4.局部放電測量應符合下列規(guī)定、1，在施加試驗電壓的整個期間 應監(jiān)測局部放電量 2 在施加試驗電壓的前后、應測量所有測量通道上的背景噪聲水平，3，在電壓上升到U2及由U2下降的過程中、應記錄可能出現的局部放電起始電壓和熄滅電壓.應在1、1Um。下測量局部放電視在電荷量.4。在電壓U2的第一階段中應讀取并記錄一個讀數.對該階段不規(guī)定其視在電荷量值 5.在施加U1期間內可不給出視在電荷量值，6。在電壓U2第二個階段的整個期間 應連續(xù)地觀察局部放電水平、并應每隔5min記錄一次.5 長時感應電壓及局部放電測量試驗合格、應符合下列規(guī)定。1，試驗電壓不應產生忽然下降、2、在U2,1，5Um.下的長時試驗期間,局部放電量的連續(xù)水平不應大于500pC或在U2。1、3Um.下的長時試驗期間,局部放電量的連續(xù)水平不應大于300pC，3。在U2下、局部放電不應呈現持續(xù)增加的趨勢、偶然出現的較高幅值的脈沖可不計入。4.在1。1Um,下.視在電荷量的連續(xù)水平不應大于100pC.2,試驗方法及在放電量超出上述規(guī)定時的判斷方法 應按現行國家標準，電力變壓器,GB.1094中的有關規(guī)定執(zhí)行,8，0、15 750kV變壓器在沖擊合閘時。應無異常聲響等現象，保護裝置不應動作。沖擊合閘時、可測量勵磁涌流及其衰減時間，沖擊合閘前后的油色譜分析結果應無明顯差別,本條規(guī)定對發(fā)電機變壓器組中間連接無操作斷開點的變壓器、可不進行沖擊合閘試驗，理由如下。1,由于發(fā)電機變壓器組的中間連接無操作斷開點、在交接試驗時,為了進行沖擊合閘試驗 需對分相封閉母線進行幾次拆裝.費時幾十小時，將耗費很大的人力物力及投產前的寶貴時間，2。發(fā)電機變壓器組單元接線、運行中不可能發(fā)生變壓器空載沖擊合閘的運行方式，3、歷來對變壓器沖擊合閘主要是考驗變壓器在沖擊合閘時產生的勵磁涌流是否會使變壓器差動保護誤動作。并不是用沖擊合閘來考驗變壓器的絕緣性能。本條規(guī)定無電流差動保護的于式變可沖擊3次 理由是無電流差動保護的干式變壓器。一般電量主保護是電流速斷.其整定值躲開沖擊電流的余度較差動保護要大，通過對變壓器過多的沖擊合閘來檢驗干式變壓器及保護的性能、意義不大。所以規(guī)定沖擊3次 8 0，17、新條文是參照了現行國家標準，電力變壓器、第10。1部分.聲級測定應用導則。及現行國家標準，電力變壓器。第10部分、聲級測定.GB,T,1094,10規(guī)定而制訂的 對于室內變壓器可不進行該項試驗.噪聲測量屬于投運后試驗項目。在投運前不測試，第3款中,考慮到運行現場測量環(huán)境的影響、所以規(guī)定了驗收應以出廠驗收為準。