ICS 29.180 CCS K 41 37 山东省 地方标准 DB37/T 4793—2024 天然酯绝缘油变压器交接试验技术规范 Technical specification for hand- over test of natural ester insulating oil- immersed power transformers 2024 - 12 - 30发布 2025 - 01 - 30实施 山东省市场监督管理局 发布 DB37/T 4793—2024 I 前言 本文件按照GB/T 1.1—2020 《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由山东省能源局提出并组织实施。 本文件由山东省能源标准化技术委员会归口。 DB37/T 4793—2024 1 天然酯绝缘油变压器交接试验技术规范 1 范围 本文件规定了天然酯绝缘油变压器在现场安装后、 投入运行前交接验收试验的技术要求、 试验项目、 试验方法及判定准则 。 本文件适用于电压等级为 10 kV～220 kV的天然酯绝缘油变压器（以下简称“天然酯变压器”）。天 然酯绝缘油电抗器等同类设备参照本文件执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。 其中， 注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本 文件。 GB/T 261 闪点的测定 宾斯基-马丁闭口杯法 GB/T 265 石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法 GB/T 507 绝缘油 击穿电压测定法 GB/T 1094.3 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 GB/T 1884 原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法） GB/T 3535 石油产品倾点测定法 GB/T 3536 石油产品 闪点和燃点的测定 克利夫兰开口杯法 GB/T 5654 液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量 GB/T 7600 运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法（库仑法） GB/T 25961 电气绝缘油中腐蚀性硫的试验法 GB 50150 电气装置安装工程 电力设备交接试验标准 DL/T 1811 电力变压器用天然酯绝缘油选用导则 DL/T 1977 矿物绝缘油氧化安定性的测定 差示扫描量热法 DL/T 2484 天然酯绝缘油电力变压器选用导则 SH/T 0804 电气绝缘油腐蚀性硫试验 银片试验法 IEC 60666 矿物绝缘油中规定的添加剂的检验和测定（Detection and determination of specified additives in mineral insulating oils ） IEC 62021-3 绝缘液体 酸值的测定 第3部分：非物绝缘油试验方法（ Insulating liquids Determination of acidity-Part 3: Test methods for non-mineral insulating oils） 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 天然酯绝缘油 natural ester insulating oil 从种子或其它生物材料中提取、用于变压器或类似电气设备的绝缘液体。 DB37/T 4793—2024 2 注： 主要成分是甘油三酯。 4 试验条件 本文件中规定的常温范围为 10 ℃～40 ℃。 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、 tanδ、泄漏电流等），应 同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 试验时温度不宜低于 5 ℃，设备表面应清洁、干燥。对不满足上述温度条件情况下，测得的试验 数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投运。试验时，应注意环境温度的影响，以被试设备上 层油温作为测试温度。 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 针对特殊进线的设备，其交接试验宜在与周边设备连接前单独进行，当单独无法进行试验或须与 电缆、GIS等通过油气、油油套管等连接后方可进行试验的，宜考虑相互间的影响。 5 试验项目 容量为1 600 kVA以上的天然酯变压器现场交接试验项目，应包括下列内容： a) 油中溶解气体分析（适用于 35 kV及以上电压等级、 8 000 kVA及以上容量）； b) 绕组连同套管的直流电阻； c) 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； d) 绕组连同套管的介质损耗因数和电容量； e) 套管试验； f) 绝缘油试验； g) 绕组连同套管的耐压试验； h) 铁心和夹件的绝缘电阻（有外引接地线的）； i) 变压器绕组电压比； j) 三相变压器的接线组别或单相变压器极性； k) 绕组连同套管的带有局部放电测量的感应电压试验； l) 低电压空载电流测量； m) 短路阻抗测量； n) 有载调压装置的检查和试验； o) 测温装置试验； p) 气体继电器试验； q) 压力释放阀试验； r) 套管电流互感器试验； s) 声级试验； t) 变压器绕组变形试验。 容量为1 600 kVA及以下天然酯变压器，按 5.1中第b）、c）、e）、f）、g）、h）、i）、j）、 n）、o）试验项目进行。 6 试验方法及判定准则 油中溶解气体分析 DB37/T 4793—2024 3 6.1.1 应至少进行两次检测，一次在注油静置后，一次在耐压和局部放电试验后；试验后取样间隔应 为同电压等级矿物绝缘油电力变压器规定时间的 1.5倍，且不应少于 24 h。 6.1.2 新装变压器的油在两次检测中，任一项溶解气体含量中氢气不应超过含 100 μL/L、乙炔不应超 过0.1 μL/L。 绕组连同套管的直流电阻 6.2.1 试验方法按照 GB 50150 的规定执行。 6.2.2 1 600 kVA 及以下三相变压器，各相绕组相互间的差别不应大于 4%；无中性点引出的绕组，线间 各绕组相互间差别不应大 2%；1 600 kVA以上变压器，各相绕组相互间差别不应大于 2%；无中性点引出 的绕组，线间相互间差别不应大于 1%。 6.2.3 与相同温度下的出厂值比较，其变化不应大于 2%。 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 6.3.1 宜采用2 500 V或5 000 V兆欧表进行测量。 6.3.2 测量宜在顶层油温低于 50 ℃时进行，并记录顶层油温。 6.3.3 绝缘电阻值不宜小于 300 MΩ，且不宜低于出厂试验值（或上次试验值）的 70%（大于2 000 M Ω不考虑）。 6.3.4 吸收比在常温下不宜小于 1.3， 极化指数在常温下不宜小于 1.5，当R60大于2 000 MΩ（20 ℃） 时，极化指数可不作考核要求。 绕组连同套管的介质损耗因数和电容量 6.4.1 宜在顶层油温低于 50 ℃时试验，并记录顶层油温和空气相对湿度，应注意温度对 tanδ值的影 响。 6.4.2 90 ℃时的 tanδ不大于下列数值： —— 66 kV～220 kV：0.02； —— 35 kV及以下：0.04 。 6.4.3 tanδ值不应大于出厂值的 130%。一般 tanδ出厂值较小（小于限值的 30%）时，可不作考核。 6.4.4 电容量与出厂试验值相比不应有明显变化。 套管试验 6.5.1 套管绝缘采用非天然酯绝缘油的，按照 GB 50150 的规定执行。 6.5.2 套管绝缘采用天然酯绝缘油的，除按照 GB 50150 的规定执行外，绝缘油部分应满足 6.1和6.6 的规定。 绝缘油试验 6.6.1 未使用过的绝缘油验收试验，按照 DL/T 1811 、DL/T 2484 的规定执行。 6.6.2 当设备不具备取油条件或按本文件有关规定无需取油时，不宜进行交流耐压试验。 6.6.3 天然酯绝缘油注入变压器后通电投运前， 天然酯绝缘油试验项目和标准要求按照表 1规定执行。 DB37/T 4793—2024 4 表1 天然酯绝缘油的试验项目和标准要求 序号 项目 电压等级分类 试验方法 ≤35 kV 110（66）kV 220 kV 1 外观 清澈透明、无沉淀物和悬浮物 目测 2 击穿电压（2.5 mm） kV ≥45 ≥55 ≥60 GB/T 507 3 介质损耗因数（tanδ ）（90 ℃） ≤0.07 ≤0.05 ≤0.05 GB/T 5654 4 酸值 mg KOH/g ≤0.06 ≤0.06 ≤0.06 IEC 62021-3 5 水含量 mg/kg ≤200 ≤150 ≤100 GB/T 7600 6 运动黏度（40 ℃） mm2/s ≤50 ≤50 ≤50 GB/T 265 7 闪点 ℃ ≥250 ≥250 ≥250 GB/T 261 6.6.4 补油或混合油使用的规定。当绝缘油需要进行混合时，在混合前应按混油的