【正文】 試驗用電容抽頭，電容抽頭和末屏接地線的引出線連接端子必須采取防止螺桿轉動的措施。，變壓器廠家必須提供10kV、 Ur/√ Ur/√Ur四個電壓下的tanδ值和電容量。電流互感器的二次接線板應為整體澆注式，接線端子直徑不小于8mm的螺栓，并應有防轉動措施(提供說明書)，不應漏、滲油。操作機構與控制室內(nèi)的位置顯示器的連接電纜由供貨廠家提供。 散熱器設計應考慮防腐。控制柜內(nèi)應有燈和開關以便柜內(nèi)照明，控制柜內(nèi)或柜外（防雨）應有電源插座（單相，10A，220V，AC）。試驗應在相關的組、部件組裝完畢后進行。（10％額定電流）下的阻抗和負載損耗測量。試驗應在10kV下進行，試驗報告中應有試驗設備的詳細說明。全部沖擊試驗中應同時記錄電流和電壓示波圖，并提供試驗報告。10%。變壓器油注入變壓器油箱后，在完成全部規(guī)定的工廠例行試驗項目后，要進行油中的微水分析和色譜分析，乙炔含量應為0，分析結果應提供給運行單位。如果任何一臺變壓器的總損耗超過了第一臺溫升試驗的變壓器總損耗時，則此臺變壓器仍需作溫升試驗（除計算結果能夠證明此臺變壓器繞組的溫升仍然不超過規(guī)定值的情況）。 在低電壓下，測量空載損耗和空載電流，工廠例行試驗和現(xiàn)場試驗測得值不應有顯著差異，在低壓側進行此項試驗測量。 真空密封試驗真空密封試驗應在晴好天氣，相對濕度小于75％的氣象條件下進行。保持10min，記錄第一個真空度值P，其后30min再測量一次，其壓力增加值必須小于200Pa/h。，與合同設備的相應部件能夠互換，具有相同的規(guī)格、材質和制造工藝。nb （g）所有供應的備件外形尺寸圖，包括套管、氣體繼電器、壓力釋放裝置、盤式溫度計、電流互感器及升高座、帶有風扇電機的散熱器等。 同型產(chǎn)品通過型式試驗的最新說明文件，包括生產(chǎn)過的最大容量變壓器的最大抗突發(fā)短路能力的計算和試驗報告。(8)全部組、部件的圖紙：主油箱和儲油柜的結構圖。 （8）提供變壓器抗短路能力的計算報告及做過的突發(fā)最大短路能力的試驗報告。制造廠應做到使設備在任何運輸過程中不受損壞。絕緣電阻大于10000 MΩ時，吸收比和極化指數(shù)可僅作為參考。4）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組可不進行定期試驗，但應縮短油中溶解氣體色譜分析檢測周期5)必要時，如：—本體油色譜判斷有熱故障—紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱 油浸式電力變壓器（35kV以上主變壓器）試驗項目、周期和要求（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明3繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1)交接時2)3年3)大修前、后4)投運前5)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，一般不低于上次值的70％2)交接時：35～110kV變壓器應測量吸收比，吸收比與產(chǎn)品出廠值相比應無明顯差別，；當R60s大于3000MΩ且滿足1）時。 制造廠應提供運行單位所需的專用工具和儀表。 供方提供的設備及附件規(guī)格、重量或接線有變化時，應及時書面通知需方。 （5）所有其它組、部件的說明。(4)基礎圖：應表明承載部位及要求、基礎螺栓位置及其細節(jié)、起頂位置、散熱器控制箱及分接開關機構出線位置、鐵心及本體接地體位置、變壓器重心位置等。另外，隨同變壓器裝運還應提供2份。 （c）銘牌圖：本圖應標明所有額定值、比值、所有套管型電流互感器的連接和頂蓋的示意圖等。t參見附錄A。測試方法與上述相應要求相同。 頻響試驗。 絕緣電阻、介質損耗因數(shù)測量：20℃時吸收比(R60s/R15s)或極化指數(shù)(R10min/R60s)。 長時間空載試驗：。 溫度計的試驗：應進行溫度計的校準試驗，報警電路應承受2500V，50Hz，1min絕緣試驗。 套管型電流互感器試驗：(1) 變比試驗：電流互感器裝到變壓器上后，以變壓器的額定電流逐臺試驗電流互感器全部接頭時的變比，記錄實測的一次和二次電流。⑵ 長時感應電壓試驗（ACLD）：長時感應電壓試驗（ACLD）允許的最高放電量，高壓繞組和中壓繞組應分別不大于100pC和300pC。 絕緣電阻測量：絕緣電阻應在第15s開始測量，從第1min到第10min，每隔1min測一次。損耗測量值應用校正系數(shù)進行校正。為了更好地防止雨水的侵入，柜體的門形結構應設計成為圖1所示的形式： 開啟門 機構箱圖1 控制柜門形剖面圖（縱向、橫向）控制柜應有足夠的接線端子以便聯(lián)接所有與變壓器相關的內(nèi)部引線，例如控制、保護、報警信號和電流互感器引線等，并應備有15%的備用端子，所有外部接線端子包括備用端子均應為線夾式。，包括空載損耗和各個繞組在滿負荷狀態(tài)下的負載損耗和雜散損耗。調(diào)壓開關油箱不得有滲漏?；ジ衅鞫谓泳€及輔助回路的連接，必須采用截面不小于4mm2的單芯銅導線，過門線采用軟銅線。額定電壓為126kV的套管，60s工頻耐受電壓230kV(方均根值)，雷電全波沖擊干耐受電壓550kV（峰值）。：變壓器應有下列報警和跳閘保護觸點，觸點容量需予說明。積聚在氣體繼電器內(nèi)的氣體數(shù)量達到250～300ml或油速在整定范圍內(nèi)時，應分別接通相應的接點。（5）橡膠密封圈耐油老化性能：浸在120℃變壓器油中168h后，性能和尺寸應無改變。，要求：波紋管往復循環(huán)能力按變壓器壽命30年設計，儲油柜整體壽命大于20年；波紋管在極限工作位置（最長、最短）時，；，儲油柜可以隨變壓器真空注油；儲油柜設有排污裝置，并且設有油樣活門，可取油樣；儲油柜頂部設放氣塞，供注油時排氣；儲油柜與氣體繼電器之間采用不銹鋼波紋軟管柔性連接，以便在三維方向彌補連管位置偏差，減小應力，防止?jié)B漏；儲油柜設置極限油位報警裝置，即儲油柜在達到最高或最低油位時，可通過控制系統(tǒng)發(fā)出報警信號；儲油柜出廠前經(jīng)過脫氫處理，現(xiàn)場安裝后不會釋放氫氣到變壓器油中；內(nèi)油式儲油柜采用不銹鋼防護外殼（）；外油式儲油柜大蓋密封圈采用“8”字形斷面膠條。固定梯子的位置應便于取氣樣及觀察氣體繼電器。至少達到M級中等水平，即10年以上）。 噪音水平 當散熱器、風扇不投入運行時，噪音水平不應大于65dB；當散熱器及風扇全部投入運行時，在距離設備2m處測量，噪音水平不應大于65dB。應遵循的主要現(xiàn)行標準如下。不允許直接修改本技術規(guī)范書的條款而作為供方對本技術規(guī)范書的應答。表1 變壓器繞組的額定耐受電壓部位名稱額定雷電全波沖擊耐受電壓（峰值），kV額定雷電截波沖擊耐受電壓（峰值），kV額定操作沖擊耐受電壓（相對地，峰值），kV額定短時感應或外施耐受電壓(方均根值)，kV220kV繞組9501050750395220kV繞組中性點400400200110kV繞組480530200110kV繞組中性點32536014035kV繞組2002208535kV繞組中性點2002208510kV繞組758535 溫升限值 繞 組：65K(用電阻法測量的平均溫升)頂層油：50K(強迫油循環(huán)變壓器)、55K（自然油循環(huán)變壓器）(用溫度計測量)繞組熱點溫升、金屬結構件和鐵心溫升：78K（計算值） 油箱表面及結構件表面：65K(用紅外測溫裝置測量) 。 當需方需要時，配合需方實施繞組最熱點光纖測溫（在繞組內(nèi)部布置測溫傳感器）。投入運行時，在額定電壓下進行5次沖擊合閘應無異?，F(xiàn)象。為了安裝方便，至少在四角有四個或八個千斤頂支架。 如果變壓器采用排油注氮滅火方式，則變壓器油箱應留有相應的接口，并對油箱內(nèi)部管道作相應的設計。另外應有一根集氣管由高壓套管升高座接到氣體繼電器與油箱之間的聯(lián)管上。（3）裝有機械信號標志的釋放閥，當釋放閥開啟后，標志動作應明顯，釋放閥關閉時，標志仍應滯留在開啟后的位置上由手動復位。溫度計的安裝位置應便于觀察。（10）繼電器銘牌應標出：制造廠名、產(chǎn)品名稱及型號、標準代號、接點容量、出廠編號、出廠日期。安裝在供貨變壓器上的套管必須是進行出廠試驗時該變壓器所用的套管。從電流互感器引出的每一分接頭的引線應經(jīng)不銹鋼導管或槽線盒引到接線箱的端子板上。制造廠應提供有載調(diào)壓裝置的型式試驗報告。無勵磁調(diào)壓開關應能在不吊芯（蓋）情況下方便地進行維護和檢修，還應帶有外部的操動機構用于手動操作。：對每組散熱器進行編號，按順序標號：1號、2號…。，箱體采用防銹防腐材料制成并帶遠動端子。%。 過電流試驗：對于不進行溫升試驗的變壓器，持續(xù)4h的過電流試驗。 感應耐壓和局部放電測量：⑴ 短時感應耐壓試驗（ACSD）：按照規(guī)定的電壓進行，同時應進行局部放電測量。套管供試驗用的抽頭承受至少1min、2000V交流的工頻電壓試驗。若15min后，氣體探測器中積聚氣體總量達到250ml，氣體探測系統(tǒng)合格。分析結果應包括在試驗報告中。在相同的溫度下，其試驗值與工廠試驗所測得的數(shù)值相比較不應有顯著的差別。 控制裝置的運行試驗：控制裝置的運行試驗應正常。 b） 波紋式儲油柜變壓器的真空密封試驗：1）真空注油前，將真空注油系統(tǒng)與變壓器相連，可真空注油的儲油柜連接詳見圖3；不可真空注油的儲油柜連接詳見圖4；圖3 波紋式儲油柜變壓器的真空密封試驗示意圖圖4 波紋式儲油柜變壓器的真空密封試驗示意圖（儲油柜不抽真空）2）關閉閥門V1；打開閥門V2～V5（對于圖3，應關閉V5。（3）在密封試驗結束后變壓器的靜放期間內(nèi)，嚴密監(jiān)視所有密封部位，不得有滲漏油。t 圖紙應標明變壓器重心、中心基座和基礎螺栓尺寸。 （l）變壓器安裝和有關設施設計所需的任何其它圖紙和資料。(2)套管圖：圖中應包括套管型號、端子的細節(jié)、固定法蘭細節(jié)及傘型細節(jié)、安全承受力及破壞作用力，套管爬距及干弧距離值等。 （2）鐵心、繞組、高中低引線布置、散熱器等不同側面的彩色照片。 圖紙的格式：所有圖紙均應有標題欄，全部符號和部件標志，并應使用國際單位。 如果套管升高座（CT安裝在內(nèi)）不隨主油箱運輸而單獨運輸時，套管升高座應注滿合格的絕緣油。2)新裝變壓器的油中H2與烴類氣體含量(μL/L)任一項不得超過下列數(shù)值：總烴：20；H2：10；C2H2：03)大修后變壓器的油中H2與烴類氣體含量(μL/L)不得超過下列數(shù)值：總烴：50；H2：50；C2H2：04)運行設備的油中H2與烴類氣體含量( μL/L)超過下列任何一項值時應引起注意：總烴：150；H2：150；C2H2：5 (35～220kV)，1 (500kV)5)烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過6mL/d(開放式)和12mL/d(密封式)或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月，則認為設備有異常1)總烴包括CHC2HC2H6和C2H2四種氣體2)溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3)總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)對于500kV，油中溶解氣體在線監(jiān)測裝置不正?；蛭囱b該裝置時，周期縮短為3個月5)必要時,如:—出口(或近區(qū))短路后—巡視發(fā)現(xiàn)異常—在線監(jiān)測系統(tǒng)告警等2繞組直流電阻1)交接時2)3年3)大修前、后4)無載分接開關變換分接位置5)有載分接開關檢修后(所有分接)6)必要時1)1600kVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于平均值的1%2)1600kVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于平均值的4%，線間差別一般不大于平均值的2%3)與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%2) 交接時在所有分接處測量。3)試驗電壓：繞組電壓10kV以上：10kV繞組電壓10kV以下： Un1)非被試繞組應接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tanδ的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度盡量相近4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的tanδ值一般按下式換算 tanδ2＝tanδ1(t2t1)/10式中tanδtanδ2分別為溫度tt2時的tanδ值5）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組可在中性點加壓測量6）在不拆引線時，可進行繞組間、繞組對鐵芯（和夾件）的測量7）必要時，如：—繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時—油介質損耗不合格或油中水分超標—滲漏油等 油浸式電力變壓器（35kV以上主變壓器）試驗項目、周期和要求（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明5電容型套管的tanδ和電容值見第8章“套管”1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(或電抗器)頂層油溫3）只測量有末屏引出的套管tanδ和電容值，封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側套管從中性點加壓，非被試側短路接地6絕緣油試驗“變壓器油”7繞組連同套管的交流耐壓試驗1)交接時2)更換繞組后3)大修后4）必要時1)分級絕緣的變壓器繞組按低級絕緣水平進行交流耐壓試驗2)油浸變壓器和干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和交接試驗時，；其它按附錄G。按照DL/T5861995《電力設備用戶監(jiān)造導則》的要求，需方可隨時進廠監(jiān)造，供方應為監(jiān)造人員提供工作便利。為了能正確搬運和安裝，在必要處應提供吊鉤或起吊設施，并提供吊索布置圖。 （2）套管例行和型式試驗報告。圖中應表明各元件的圖例，額定參數(shù)以及更換部件所需的資料。