主变试验项目
主变、高厂变试验报告
南海发电一厂#4机A级检修#4机主变试验报告一. 铭牌型号: SFP10-400000/220 额定容量: 400000/400000KVA 相数: 3 额定频率：50HZ 结线组别:Y N d11 冷却方式：ODAF标准代号：ISB.710.6479.1 额定电压:242/20KV 低压电流:10680.98A 产品序号：C2009019 生产日期:2008.12额定频率：50HZ 额定电压：（242±2×2.5%）/20KV短路阻抗:15.25% 空载电流:0.19% 空载损耗:168.23KW制造厂家：西安西电变压器有限责任公司二. 直流电阻测量三．绝缘电阻测量（MΩ）温度：21℃湿度：50%四．避雷器绝缘电阻测量（MΩ）五．使用仪器及编号：变压器直流电阻测试仪NO：01050346500V手动摇表NO：07073560 2500V手动摇表NO：501535六．结论:变压器各项试验合格，可以投入运行.试验人：黄来生记录人：殷志试验日期:2011-03-04南海发电一厂#4机A级检修#4机厂高变试验报告一．铭牌无励磁调压电力变压器型号: SF9 -40000/20 额定容量: 50000/27000-27000KVA产品代号：ZT1710A0568.1 标准代号：GB1094.1-2-1996空载电流:0.39% 联接组标号：Dy11-yn1冷却方式：ONAF 额定电压及分接范围：（20±2×2.5％）/6.3-6.3KV 出厂序号：B2009020 总油重:43800Kg相数: 3 额定频率：50HZ生产日期:2009.03 制造厂家：西安西电变压器有限责任公司二．直流电阻测量三．绝缘电阻测量（MΩ）温度：21℃湿度：50%四．使用仪器及编号：变压器直流电阻测试仪NO：01050346500V手动摇表NO：070735602500V手动摇表NO：501535五．结论:变压器各项试验合格，可以投入运行.试验人：记录人：试验日期:2011-03-04。
35KV主变试验报告
35KV 主变试验报告安装位置:2#主变用途：本体一.铭牌:产品型号 SZ11-10000/35 相数 3相 额定容量 10000KvA 额定频率 50Hz 电压组合 35±3×2.5％ 联结组标号YNd11冷却方式 ONAN 绝缘水平 L1200AC85/L175AC35负载损耗 49954W 变压器油 DB-45# 短路阻抗7.08％ 1分接 --- 相数 3相主分接 7.45产品代号7分接---使用条件 户外 出厂序号出厂日期2014年8月符合标准 GB1094.1-1094.2-1996 ----分接位置高压低压电压（V ） 电流（A ） 电压（V ） 电流（A ）1 37625 105005502 367503 358754 35000 1655 341256 332507 32375器身重量5890kg 总重量 17485kg 油重量 3915kg空载损耗 9250W 厂址 河南森电电力设备有限公司 空载电流0.19%运输重量14715kg -------二.绝缘特性检查：试验日期:2014/10/10温度:17℃项目绝缘电阻M Ω)吸收比R60/R15 介质损失角正切tg δ% 高压---低压、地 8000（R 15） 11210(R 60) 1.38 0.43 低压---高压、地 8000（R 15） 112179(R 60) 1.380.45高压、低压---地 15000（R 15） 14870(R 60)试验仪器数字绝缘电阻测试仪（5000V）三.直流电阻测量:(Ω)试验日期:2014/10/10温度:17℃高压绕组分接位置0-A 0-B 0-C1 0.2619 0.2625 0.26302 0.2540 0.2550 0.25603 0.2461 0.2475 0.24804 0.240 0.2400 0.24105 0.2311 0.2322 0.23306 0.2240 0.2240 0.22507 0.2160 0.2170 0.2180低压绕组测量值ab bc ca 0.3533 0.3490 0.3514试验仪器直流电阻测试仪四.变比及联结组别检查:试验日期:2014/10/10温度:17℃分接位置高压低压额定变比变比误差(%)AB/ab BC/bc CA/ca AB/ab BC/bc CA/ca1 3762510500 3.583 3.5811 3.5805 3.5808 -0.04 -0.05 -0.012 36750 3.500 3.4995 3.4994 3.4994 0.01 0.01 -0.023 35875 3.417 3.4177 3.4175 3.4174 0.05 0.02 0.034 35000 3.333 3.3356 3.3347 3.3349 0.07 0.03 0.045 34125 3.250 3.2534 3.2525 3.2525 0.10 0.09 0.106 33250 3.167 3.1708 3.1704 3.1704 0.14 0.15 0.157 32375 3.083 3.0882 3.0884 3.0885 0.15 0.14 0.13试验仪器HCZBC-3全自动变比组别测试仪五．交流耐压试验加压部位试验电压kV 试验时间S 试验结果高压-地及低压75 60 通过低压-地及高压38 60 通过中性点-地试验仪器串联谐振耐压试验设备六.结论：经检查该设备符合技术要求,可以投入运行。
#3主变冲击试验
发令时间发令人：受令人：操作开始年月日时分终了时间：年月日时分时间操作任务3号主变由运行转检修√顺序操作项目1 接值长命令，执行模拟操作。
2 查3号主变11030中性点接地刀闸在合上位置。
3 合上2号主变11020中性点接地刀闸。
查（）4 在DCS上断开3号主变1103开关。
查（）5 检查3号主变1103开关确在断开位置。
6 断开3号主变1103开关控制电源开关。
7 断开3号主变1103开关合闸电源开关。
8 拉开3号主变11031刀闸。
查（）9 拉开3号主变11031刀闸操作电源开关。
10 验明3号主变1103开关本体主变侧确无电压。
11 合上3号主变110341接地刀闸。
查（）12 验明3号主变11031刀闸1101开关侧确无电压。
13 合上3号主变110342接地刀闸。
查（）14 验明3号主变本体110KV、10KV侧确无电压。
15 在3号主变本体10KV侧挂三相短路接地线一付。
16 在3号主变本体110KV侧挂三相短路接地线一付。
17 汇报，并做好记录。
发令时间发令人：受令人：操作开始年月日时分终了时间：年月日时分时间操作任务6号发电机由运行转检修√顺序操作项目1 接值长命令，执行模拟操作。
2 将6号发电机励磁调节装置调节形式由“功率因数”改为“电压调节。
”3 逐渐降低6号发电机有功、无功至0。
4 在DCS上断开6号发电机506开关。
查（）5 查6号发电机微机励磁A VR调节装置数值指示正确。
6 退出6号发电机励磁调节装置通道选择开关1QK。
7 将6号发电机励磁调节装置通道“退/投”选择开关6QK切至“退出”位置。
8 将6号发电机励磁调节装置“自动/手动”选择开关3QK切至“手动”位置。
9 退出6号发电机励磁调节装置自动升压压板。
10 拉开6号发电机励磁调节装置通道A输入开关1KKA。
11 拉开6号发电机励磁调节装置通道B输入开关1KKB。
12 拉开6号发电机励磁调节装置交流电源开关1QS。
主变直流泄漏试验
变压器的泄漏电流试验变压器绝缘在直流高压下测量其泄漏电流值，可以灵敏地判断变压器绝缘的整体受潮、部件表面受潮、脏污缺陷等。
在变压器绝缘预防性试验中，可以根据历年来测量泄漏电流值的大小，或其变化趋势以判别设备是否受潮或存在缺陷。
(1)微安表接在高压端的泄漏电流试验，接线图如图4-31所示。
①这种接线可以消除高压引线对地的杂散电流（电晕电流、高压试验变压器的泄漏电流等）影响造成测量误差。
试验时，微安表用金属罩进行屏蔽，采用屏蔽线将微安表接到变压器的高压端。
读表时应保持安全距离，站在绝缘垫上，做好安全措施，防止触电。
图4-31 微安表接在高压端的泄漏电流试验接线图QS-刀开关；FU-熔断器；TVR-调压器；TV-试验变压器或电压互感器；VD-二极管；C-滤波电容器；V2-高压静电电压表；μA-微安表；RP-保护电阻；V1-低压电压表；SB-试验按钮开关；TM-被试变压器②为防止微安表在升压过程或被试变压器出现放电情况下被击穿烧毁表头，因此，在试验回路中还必须对微安表进行保护，如图4-32所示。
图4-32 防止微安表在升压或放电时损坏的保护线路(a)放电管保护，(b)稳压管保护SB-短路按钮开关；VD-放电管(放电电压50-150V)；vs稳压管；μA-微安表；C1-滤波电容器(0.5-5μF，300V)；R1-增压电阻(2)微安表接在低压侧的泄漏电流试验，接线图如图4-33所示。
这种接线的优点是读数方便、安全。
但由于电路的高压引线等对地的杂散电流以及高压试验变压器对地泄漏电流等都经微安表，使读数包含了被试品以外的电流，造成测量误差。
因此，在实际测量中，如果试品一端不直接接地，则微安表可接在试品与地之间，上述误差即可消除。
如果试品一端已接地，则将微安表接在高压侧。
图4-33 微安表接低压侧泄漏试验接线图QS-刀开关；FU-熔断器；TVR-调压器；TV-试验变压器或电压互感器；VD-二极管；C-滤波电容器；V2-高压静电电压表；μA-微安表；RP-保护电阻；V1-低压电压表；SB-试验按钮开关；TM-被试变压器(3)注意事项①试验前、后都必须将变压器绕组上的剩余电荷放掉，做到充分放电。
主变、高厂变、启备变试验措施
一、目的检验变压器及其主要附件、绝缘油在运输、存放及安装吊检过程中是否受到损伤，安装后质量是否符合技术标准要求，保证投入运行时设备安全、可靠。
二、编写依据1、GB 50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》2、DL 5009-1-92《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）3、厂家安装使用说明书及出厂报告。
三、调试范围聊城电厂新厂高厂变4台、主变7台、启/备变2台。
四、调试应具备条件1、试验时环境温度不低于5℃，空气相对湿度不高于80%。
2、试验所需仪器仪表配置齐全、合格。
3、参加调试人员熟练掌握试验方法，熟悉变压器结构、性能及相关的技术标准。
五、调试顺序与技术要求及标准（一）、吊检前的试验（二）、吊检时试验（三）安装完毕后的试验调试应具备的条件：①变压器本体及附件安装完毕，且已注入符合厂家要求数量的，经化验合格的#25绝缘油。
②变压器套管及其附件表面应干净、无油污、无灰尘。
③安装完毕，试验前变压器油须静置时间：高厂变为24小时以上，主变、启/备变为48小时以上。
六、附表：1、油浸式变压器绝缘电阻的温度换算系数注：①K为实测温度减去20℃的绝对值；②当测量绝缘值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。
2、tgδ（%）温度换算系数注:①K为实油温度减20℃的绝对值。
②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。
3、油浸电力变压器绕组直流试验电压标准及直流泄漏电流参考值七、附图：1、交流工频耐压试验接线图：K-电源开关 RD-熔断器 TY-调压器 R1、R2-限流电阻 LJ-过流继电器 K1-短路开关Bs-试验变压器 G-保护间隙 C1、C2-分压器电容 Cx-被试绕组电容2、介质损耗试验接线图：（1）反接线（2）正接线FKGS-介质损耗测试仪 CX-被试品电容3直流高压发生器输出电压Cx八、安全注意事项1、进入工作现场必须戴安全帽，进行高空作业应扎好安全带。
主变差动保护的调试校验
主变差动保护的调试校验一、相关的知识保护的制动特性曲线由3段折线组成，其中第一段和第三段的斜率固定为0.2和0.7，第二段折线的斜率可由用户整定，一般整定为0.5。
曲线中含有2个拐点，分别为e I 6.0和e I 5，其中e I 为高压侧的2次额定电流。
为保证主变在正常运行过程中或者外部故障时，流入到继电器的差动电流等于0，此时应对Y 侧电流进行相位和幅值的校正，校正同时去除因零序电流所造成的影响。
考虑到微机保护强大的计算能力，以及当前的很多主变保护，差动与后备保护公用同一组CT,由此，选I sdI cdI ⎪⎪⎩⎪⎪⎨⎧-==∑∑-=••=•11max 121N i izdN i idz I I I I I择外部进行相位校正势必会影响后备的接地保护功能。
因此由软件进行相位校正是必然的。
以Y ／△-11为例：式中，ah I •、bh I •、ch I •为高压侧CT 二次电流，A I •'、B I •'、C I •'为高压侧校正后的各相电流；aL I •、bL I •、cL I •为低压侧CT 二次电流。
其它接线方式可以类推。
差动电流与制动电流的相关计算，都是在电流相位校正和平衡补偿后的基础上进行。
差流的计算均是在Y 侧进行相位校正，因而本软件自动进行了零序电流消除。
差动保护是以高压侧二次额定电流为基准，首先计算额定电流1.74961000600110350431n =⨯⨯⨯⨯=⋅=TAHnH e n U S I制动曲线的拐点计算1.04986.01.74966.06.0=⨯=⨯=e e I I （第一拐点） 8.748051.749655=⨯=⨯=e e I I （第二拐点）平衡系数的计算0.39775/6005/50021105.1011=⋅=⋅=TAH TAL nH nL phL n n U U K （低压侧平衡系数） 3/)('bh ah AI I I•••-=3/)('ch bh BI I I•••-=3/)('ah ch CI I I•••-=0.75/6005/12001105.3811=⋅=⋅=TAH TAm nH nm phm n n U U K （中压侧平衡系数） 式中，n S 为变压器额定容量，nH U 1为变压器高压侧额定电压（应以运行的实际电压为准，可参考变压器的铭牌），TA n 为变压器高压侧CT 变比，nL U 1为变压器低压侧额定电压，TAL n 为低压侧CT 变比，TAH n 为高压侧CT 变比。
主变倒受电试验方案
******发电有限责任公司#2主变冲击试验及倒受电试验方案批准：审核：初审：编写：********发电有限责任公司*****年1月31日1试验目的1.1#2主变大修后，检查全电压下合闸的绝缘水平及检验励磁涌流对新保护的影响。
1.1姚222开关CT更换后，母差保护、失灵保护带负荷检查。
1.2#2发变组保护部分CT、PT二次回路带负荷检查（要求6KV3、4段电流在1000A以上）。
1.3检查#2发变组新安装电压回路、发电机同期系统电压极性是否正确。
1.4603、604开关保护搬迁及带负荷检查。
1.56kV3、4段快切装置搬迁后切换试验。
2试验方案编制依据2.1DL/T 573-95 《电力变压器检修导则》2.2DL/T 572-95 《电力变压器运行规程》3.1GB 14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》3.2《继电保护及电网安全自动装置检修条例》3.3《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》3.4新设备、保护厂家技术资料3试验阶段的工作内容及说明3.1#2主变冲击试验3.1.1腾空220kV北母，#2发-变组恢复备用到220kV北母，用姚220开关对220kV北母充电，然后由姚222开关对#2主变、#2高厂变冲击试验。
3.1.2为防止和应涌流造成#1主变差动和发变组差动保护误动作，在对#2主变冲击试验前拉开#1主变的1变中刀闸，待3次主变冲击试验完成后再合上。
3.1.3原2甲刀闸处的连接母排在试验前应可靠连接，#2发电机接头拆除隔离。
3.2 #2主变倒受电试验：3.1.4#2发变组保护、变送器屏、#2发电机同期屏、220kV母差保护、姚222开关失灵保护、网控测量回路等带负荷检查。
3.1.5603、604开关保护搬迁及保护带负荷检查；3.1.66kV3、4段快切装置带母线进行实际切换试验。
3.3 试验所涉及到的一次系统，如下图所示：220kV南母220kV北母YH段4试验应具备的条件4.1姚222开关，姚222南、北、旁刀闸检修及姚222甲刀闸更换、试验工作结束，通过质量验收；4.2姚222 CT更换完毕，一次、二次接线完毕，高压交接试验合格；4.3#2发变组一次系统简化工作完毕，水压试验、高压试验合格；原2甲刀闸处联接完毕；4.4新增加的机端CT、#2机1YH、2YH、高厂变高压侧CT安装完毕，交接试验合格，通过质量验收；4.5#2主变大修工作结束，本体及其附属设备高压试验合格，变压器油系统管路阀门开/关位置正确，冷却系统试转正常；4.6变压器的温度计、油烃含量在线监测装置已具备投运；4.7检查#2主变瓦斯继电器排气已排尽，变压器油取样分析合格；4.8#2高厂变及分支6kV3段、4段母线检修试验工作结束，613、614开关，6kV3、4段母线PT检修试验工作结束，通过质量验收；4.9#2发-变组系统二次接线完毕，发变组保护安装及调试完毕，与网控联络的有关回路接线检查完毕、保护带开关传动正常；4.10#2机DCS机柜有关回路接线完毕，画面正确，调试正常；DCS及立盘上的硬手操按钮带姚222开关传动完毕，通过质量验收。
变压器差动保护动作后试验项目
变压器差动保护动作后试验项目
变压器差动保护动作后的试验项目主要包括以下几个步骤：
1.检查变压器本体：拉开变压器各侧闸刀，对变压器本体进
行认真检查，如油温、油色、防爆玻璃、瓷套管等，确定是否有明显异常。
2.检查差动保护范围内的设备：对变压器差动保护区范围的
所有一次设备进行检查，即变压器高压侧及低压侧断路器之间的所有设备、引线、母线等，以便发现在差动保护区内有无异常。
3.检查差动保护回路：对变压器差动保护回路进行检查，看
有无短路、击穿以及有人误碰等情况。
4.外部测量：对变压器进行外部测量，以判断变压器内部有
无故障。
测量项目主要是摇测绝缘电阻。
5.进一步的测量分析：如果不能判断为外部原因，则应对变
压器进行更进一步的测量分析，如测量直流电阻、进行油的简化分析、或油的色谱分析等，以确定故障性质及差动保护动作的原因。
如果发现有内部故障的特征，则须进行吊芯检查。
在进行以上步骤时，检测人员应着重检测主变三侧差动CT间的情况，例如是否出现闪络放电和是否受损等。
同时，检测人员还应对避雷器、断路器、变压器等设备进行检查，检测这些设备表面是否存在异物，以及是否出现接地短路现象。
主变带负荷试验指导书
Q/ZD 浙江省电力公司企业标准Q/ZDJ 40.21-2005 主变保护带负荷试验作业指导书2005-12-31 发布 2006-06-15 实施浙江省电力公司发布前言«变电检修现场标准化作业指导书»（继电保护部分）包括二十二个部分。
本部分为Q/ZDJ 40—2005的第21部分，是主变保护带负荷试验的作业指导书。
本部分附录A为规范性附录。
本部分由浙江省电力公司生产部提出。
本部分由浙江省电力公司科技信息部归口。
本部分主要起草单位：浙江省电力公司生产部、浙江电力调度通信中心、绍兴电力局。
本部分主要起草人：何强。
本部分由浙江省电力公司生产部负责解释。
文档* * 变电所主变保护带负荷试验标准化作业指导书1范围本作业指导书适用于 * * 变电所#* 主变保护带负荷试验(包括PST-1202A、PST-1202B、PST1212、PST-12、PST-1200)。
2修前准备2.1 准备工作安排(见表1)2.2 主要工器具(见表2)表2 主要工器具文档2.3 二次工作安全措施编制要求(见表3)2.4 危险点分析及预控(见表4)表4 危险点分析及预控2.5 安全注意事项(见表5)表5 安全注意事项文档3校验工作流程(见表6)表6 校验工作流程续前表文档4校验项目及工艺标准（见表7）表7 校验项目及工艺标准文档文档续前表文档附录A（规范性附录）安全预控措施卡表A.1 二次工作安全措施票单位编号文档文档执行人：监护人：恢复人：监护人表A.2 危险点分析及预控记录卡附录B（规范性附录）* * 变电所#* 主变保护带负荷试验记录卡表B.1～B.13给出了 * * 变电所#* 主变保护带负荷试验记录文档表表B.3 主变一次侧负荷记录表B.6 第一套差动保护实测负荷电流及相位值文档文档图1 第一套差动保护向量图0O 150180O210270O表B.7 第一套差动保护差电流显示值表B.8 第二套差动保护实测负荷电流及相位值图2 第二套差动保护向量图文档表B.10 后备保护用电流回路实测负荷电流及相位值文档文档图3 高压侧后备保护用电流向量图0O90O150180O210270O文档图4 中压侧后备保护用电流向量图 图5 低压侧后备保护用电流向量图0O 90O150180O 210270O0O90O150180O 210270O表B.11 备用、计量、测量等电流回路实测二次负荷电流值表B.12 状态检查表B.13 校验工作终结文档文档。
水电站主变压器局部放电试验
联结组标 号：Ｎ ｌ Ｙｄ Ｉ 主变的高压侧接线方式 ， 图 １ 如 所示 ： 从 图 ｌ中 我 们 可 以看 到 ： 变 压 器 高压 侧 油 气 套 管 直 接 与 Ｇ Ｓ相 Ｉ ＼ 连 ， 果 不 拆 除 二 者 间 的连 接 ， 放 如 局 、董 电 试验 时变压器 高压侧 电压将 直接加 到 Ｇ Ｓ上 。因此 ， Ｉ 在进行变压器 的局 部 放电试验前 必须拆 掉主变 油气套 管 与 Ｇ Ｌ分支 间的连 接导体 ，如 图 Ｉ
ｈｖ中性点端子 ．． Ｉｖ线路端子 ．． 冷 却 方 式 ：ＤＦ ＯＷ
Ｌ ／ Ｃ １ ５ ８ ｋ ＩＡ ８ ／ ５ ｖ Ｓ ／ Ｉ Ａ １ ５ ５ ｋ ＩＬ／Ｃ ２／５ ｖ 图 ３ 加压程序 整 个 局 放 试 验 分 为 Ｉ、 Ｉ Ｉ 、 、 Ｉ 、Ｉ Ⅳ Ｖ５个 时 间 段 进 行 ， 加 压 时 ｒ段 时 Ｉ 预
额 定 容 量 ：６ Ｍ Ａ ６ ７Ｖ 额 定 电 压 ：５ 一 ×２ ５ ） ２ｋ ５０（２ ．％ ／ ０ ｖ 额 定 频 率 ；０ ｚ ５Ｈ 海 拔 高 度 ： １０ ｍ ≤ ０ ０
间为 ５ ｉ ，Ｉ 时间为 ５ ｉ ， ｌ ｍ ｎ Ｉ段 ｍ ｎ Ｉ 段试验 时间 ４ ￣６ ｌ ０ ０秒 （ 根据试验 电压频率 确定加压 时间） Ｉ 局部放 电测试 时间为 ６ ｍ ｎ Ｖ段结束前 稳定时间为 ， Ｖ段 ０ ｉ， ５ ｉ 。 Ｉ、 ｍｎ Ｖ段 高 压 绕 组 施 加 电压 Ｕ ３为 ：
ｏ
ｌ ｕ ／ ３－４ Ｖ √ － ９ｋ ｌ ３ ３
低压 绕 组 试 验 电压 Ｕ ｃ为 ： ａ
ｌ１ ２ ｋ ＝ ２ ｋ ０ Ｖ ２ Ｖ
Ｉ、 Ⅳ段 试 验 电 压 ｕ 】 ２为 ：
１ Ｕ ／ ３ ７． Ｖ ＋ √ ＝４６ ｋ ５ ３
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5.试验
5.1 试验要求
5.1.1 供方应在开始出厂试验前1个月通知需方其日程安排。需方将派出技术人
员前往供方生产现场，以观察和了解该合同设备工厂试验的情况及其运输包装的
情况。若发现任一货物的质量不符合合同规定的标准，或包装不满足要求，需方
代表有权发表意见，供方应认真考虑其意见，并采取必要措施以确保待运合同设
备的质量,检验程序由双方代表协商决定。
5.1.2 需方人员需参加的工厂试验项目按本条5.2、5.3和5.4款规定进行。
5.1.3 待货物运到现场后，需方有进行检验、试验和拒收的权利(检验试验项目
见本条5.5款)。需方人员参加工厂试验，包括会签任何试验结果，既不免除供
方按标书（合同〕规定应负的责任，也不能代替合同设备到达现场后需方对其进
行的检验。
5.2 出厂试验项目
（1）绕组电阻测量;
（2）电压比测量和联接组标号检定;
（3）极性试验:应为减极性;
（4）变压器油试验:
a.击穿电压试验;
b.介质损耗因数tanδ（90)测量;
c.含水量测量;
d. 油中气相色谱分析(应按下列规定进行):
① 试验开始前;
② 雷电冲击、感应耐压和局部放电试验后;
③ 空载试验后;
④ 温升试验后;
⑤ 全部试验结束后;
（5）绝缘特性试验:
a. 绕组对地绝缘电阻测量;
b. 绝缘系统电容的介质损耗因数（tanδ）测量;
（6）铁芯绝缘试验:
a. 最后组装铁芯绕组前的绝缘电阻测量;
b. 所有铁芯拉带对地绝缘电阻测量;
c. 在装运前铁芯引线端子处的绝缘电阻测量;
（7）外施工频耐压试验;
（8）有载分接开关试验:
a. 操作试验;
b. 辅助回路绝缘试验;
（9） 短路阻抗和负载损耗测量;
（10）感应耐压试验（在试验报告中注明试验电压的频率和接线图）;
（11）局部放电测量;
（12）雷电全波冲击试验;
（13）空载电流和空载损耗测量(在低电压和额定电压下);
（14）变压器油箱及储油柜的密封试验;
（15）套管试验:
a. 介质损耗因数及电容量测量;
b. 外施工频耐压试验;
c. 局部放电测量;
d. 未屏工频耐压试验;
（16）套管型电流互感器试验:
a.绕组直流电阻测量;
b.极性测量;
c.绕组绝缘电阻测量;
d.电流比测量;
e.伏安特性试验;
（17）变压器绕组变形试验;
（18）冷却装置的检查和试验（提供试验报告）;
（19）测温及讯号装置试验（提供试验报告）;
（20）气体继电器试验（提供试验报告）;
（21）温度计校正（提供试验报告）;
（22）压力释放阀试验（提供试验报告）。
5.3 特殊试验项目
（1）承受短路能力试验;
（2）三相变压器零序阻抗测量（出厂试验时必做）;
（3）声级测定;
（4）空载电流谐波测量;
（5）油泵电机所吸取功率测量;
5.4 现场验收试验项目
变压器在现场组装完成后,在供方代表在场的情况下,由需方进行下列试验。
（1）测量绕组连同套管的直流电阻;
（2）检查所有分接头的电压比;
（3）检查变压器的三相结线组别;
（4）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;
（5）测量绕组连同套管的介质损耗因数tanδ;
（6）测量绕组连同套管的直流泄漏电流;
（7）绕组连同套管的外施工频耐压试验（高压中性点、中压和低压进行）;
（8）绕组连同套管的局部放电测量（有条件下进行）;
（9）铁芯绝缘电阻测量;
（10）套管绝缘电阻、介质损耗因数和电容量测量;
（11）器身注油后的变压器油(包括色谱分析)试验;
（12) 空载电流和空载损耗测量（需要时）;
（13）有载分接开关的检查和试验;
（14）油压试验（0.05MPa、12h无渗漏）;
（15）冷却器工作试验（持续工作24h无渗漏）;
（16）辅助装置（包括温度计、测量元件、气体继电器、压力释放器和油位指示
器等）的检查和校验;
（17）辅助装置电气回路的绝缘试验（对各报警、跳闸回路、风扇、油泵电机进
行50Hz、2500V、1min）;
（18）控制装置的操作试验;
（19）套管型电流互感器极性、绝缘电阻、直流电阻、电流比和伏安特性（有条
件时）测量;
（20）相位检查;
（21）额定电压下的冲击合闸试验;
（22）额定电压下空载电流谐波测量;
（23）额定电压和额定频率下声级测量;
（24）变压器绕组变形试验。