电力变压器试验记录
编号： 建设单位 施工单位 变压器型号 制造厂 检查、试验项目： 1、器身检查 高压侧 A--B A--C B--C 3、变比测试 分接头位置 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 5、介质损失角tgδ测定 ６、绝缘电阻及吸收比测定（使用~2500伏摇表） MΩ 高压侧对地 相位 15ˊ 60ˊ 吸收比 相位 低压侧对地 15ˊ 60ˊ 吸收比 15ˊ 高对低 60ˊ 吸收比 AB 高压侧电压 BC CA ab 低压侧电压 bc ca 变比 a--n b--n c--n 低压侧 工程项目 试验时间 出厂编号 出长时间 变压器铭牌数据 2、直流电阻测试 4、联结组别及引出线极性 7、直流泄漏电流测定 （1）高压侧对地 相位 KV 耐压前 KV KV KV 1min 5min 耐压后 10min 15min （2）低压侧 相位 KV 高压对地 KV KV KV 10、调压装置检查试验 8、交流耐压测试 低压对地 KV KV KV 低压对高压 KV KV KV 耐压前 KV KV KV 1min 5min 耐压后 10min 15min 9、变压器油耐压试验 11、冲击合闸试验 12、相位检查 13、空载电流测试 A 14、结论 天气 温度 时间 年 月 日 B C 试验单位： 试验人： 审核：
电力变压器、消弧线圈和油浸电抗器试验规程
第1条 电力变压器、消弧线圈和油浸式电抗器的试验项目如下： 一、测量线圈连同套管一起的直流电阻； 二、检查所有分接头的变压比；
三、检查三相变压器的结线组别和单相变压器引出线的极性； 四、测量线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸收比； 五、测量线圈连同套管一起的介质损失角正切值ｔｇδ； 六、测量线圈连同套管一起的直流泄漏电流； 七、线圈连同套管一起的交流耐压试验；
八、测量穿芯螺栓(可接触到的)、轭铁夹件、绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及线圈压环的绝缘电阻(不作器身检查的设备不进行)； 九、非纯瓷套管试验； 十、油箱中绝缘油试验；
十一、有载调压切换装置的检查和试验； 十二、额定电压下的冲击合闸试验； 十三、检查相位。 注：
(1)1250千伏安以下变压器的试验项目，按本条中一、二、三、四、七、八、十、十三项进行；
(2)干式变压器的试验项目，按本条中一、二、三、四、七、八、十三项进行； (3)油浸式电抗器的试验项目，按本条中一、四、五、六、七、八、九、十项进行；
(4)消弧线圈的试验项目，按本条中一、四、五、七、八、十项进行；
(5)除以上项目外，尚应在交接时提交变压器的空载电流、空载损耗、短路阻抗(%) 和短路损耗的出厂试验记录。
第2条 测量线圈连同套管一起的直流电阻。 一、测量应在各分接头的所有位置上进行；
二、1600千伏安以上的变压器，各相线圈的直流电阻，相互间差别均应不大于三相平均的值2%；无中点性引出时的线间差别应不大于三相平均值的1%；
三、1600千伏安及以下的变压器相间差别应不大于三相平均值的4%，线间差别应不大于三相平均值的2%；
四、三相变压器的直流电阻，由于结构等原因超过相应标准规定时，可与产品出三厂实测数值比较，相应变化也应不大于2%。 第3条 检查所有分接头的变压比。
变压比与制造厂铭牌数据相比，应无显著差别，且应符合变压比的规律。 第4条 检查三相变压器的结线组别和单相变压器引出线的极性。 必须与变压器的标志(铭牌及顶盖上的符号)相符。 第5条 测量线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸收比。
一、绝缘电阻应不低于产品出厂试验数值的70%，或不低于表1—1的允许值；
油浸式电力变压器绝缘电阻的允许值(兆欧) 表1—1
二、当测量温度与产品出厂试验时温度不符合时，可按表1—2换算到同一温度时的数值进行比较；
油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 表1—2
三、在10～30℃时的吸收比，35千伏级及以下者应不低于1.2，60～330千伏级者应不低于1.3；
四、消弧线圈及干式变压器的绝缘电阻值和吸收比不作规定。
第6条 测量线圈连同套管一起的介质损失角正切值ｔｇδ：
一、电压等级在35千伏及以上，且容量在1257千伏安及以上的变压器必须进行。1000千伏以下线圈可不测量；
二、被测线圈的ｔｇδ值应不超过产品出厂试验数据的130%，或不超过表2—1中的允许值；
介质损失角正切值ｔｇδ(%)允许值 表2—1
三、当测量时的温度与产品出厂温度不符合时，可按表2—2换算到同一温度时的数值进行比较。
介质损失角正切值ｔｇδ(%)温度换算系数 表2—2
第7条 测量线圈连同套管一起的直流泄漏电流：
一、电压为35千伏及以上且容量为3150千伏安及以上的变压器必须进行； 二、试验电压标准见表3。
油浸式电力变压器直流泄漏电压标准 表3
电力变压器试验规范
