A distribution transformer (for example 22/0.4 kV or 11/0.4 kV) may travel hundreds of kilometres, be lifted several times and sit on site for weeks before energization. Transport shocks can move windings, loosen connections or damage the tap changer, and moisture can enter. Site commissioning tests confirm the transformer arrived healthy and is correctly connected.
Visual and mechanical inspection
- Check nameplate data against the approved drawings (rating, voltages, vector group, impedance).
- Check for oil leaks, damaged bushings and correct oil level.
- Check the silica gel breather, Buchholz relay, oil and winding temperature indicators, and pressure relief device.
- Verify earthing of the tank and neutral, and torque of all bolted connections.
Insulation resistance and polarization index
Measured with a 5 kV insulation tester (2.5 kV or 1 kV on the LV winding, depending on the specification) between HV–LV, HV–earth and LV–earth. The 10-minute/1-minute ratio (PI) indicates dryness: a PI of about 2 or higher is generally considered good for oil-filled transformers, while a value close to 1 suggests moisture or contamination. Always record the oil temperature.
Turns ratio test (TTR)
The TTR test measures the voltage ratio on every tap position and every phase and compares it with the nameplate. IEC 60076-1 allows a deviation of ±0.5% of the declared ratio on the principal tap (or 1/10 of the percentage impedance, whichever is smaller). Larger deviations indicate shorted turns, wrong tap connections or a damaged tap changer.
Winding resistance test
A DC current is injected into each winding and the resistance is measured on each phase and tap. Phases should be balanced — a difference of more than about 2–3% between phases (after temperature correction) suggests a loose connection, a poor tap-changer contact or broken strands. Results are also compared with the factory test report.
Vector group and polarity
This test confirms the phase displacement between HV and LV (for example Dyn11). A wrong vector group will prevent parallel operation with other transformers and can cause serious problems. Most modern TTR sets verify the vector group automatically.
Magnetic balance and magnetizing current
A low AC voltage (usually 400 V or 230 V) is applied to one HV phase at a time and the voltages induced in the other phases are measured. On a three-limb core, the induced voltages follow a known pattern — an abnormal pattern reveals core or winding faults. The magnetizing (excitation) current measured on each phase should show the typical pattern of two similar outer phases and a lower middle phase.
Transformer oil tests
An oil sample is tested for breakdown voltage (BDV) according to IEC 60156. Acceptance limits come from IEC 60422 and the manufacturer: new oil in new equipment must meet higher limits than oil in service — for equipment below 72.5 kV, in-service oil above 40 kV is considered good. Where required, the laboratory also checks moisture content, acidity and dissolved gas analysis (DGA) as a baseline.
Protection and auxiliary checks
- Function test of Buchholz alarm/trip, temperature alarm/trip and pressure relief contacts all the way to the circuit breaker.
- Calibration check of oil and winding temperature indicators.
- Neutral CT and restricted earth fault (REF) protection tests where applicable.
What about dry-type transformers?
Dry-type (cast resin) transformers receive the same electrical tests except the oil tests. Extra attention is given to cleanliness, humidity and the temperature monitoring relay and fans.
Frequently Asked Questions
What is the acceptable TTR deviation for a transformer?
IEC 60076-1 allows ±0.5% of the declared voltage ratio on the principal tapping (or 1/10 of the percentage impedance, whichever is less).
Which tests are required before energizing a transformer?
Typically insulation resistance/PI, turns ratio on all taps, winding resistance, vector group, magnetic balance, magnetizing current, oil BDV and protection function checks.
محول التوزيع (مثل ٢٢/٠٫٤ أو ١١/٠٫٤ ك.ف) قد يقطع مئات الكيلومترات، ويُرفع وينزل أكثر من مرة، ثم يبقى في الموقع أسابيع قبل التشغيل. صدمات النقل قد تحرّك الملفات أو تفك توصيلة أو تتلف مغيّر الجهد (التاب)، وقد تدخل الرطوبة. اختبارات الموقع تؤكد أن المحول وصل سليمًا وأنه موصل بشكل صحيح.
الفحص الظاهري والميكانيكي
- مطابقة بيانات لوحة المحول مع الرسومات المعتمدة: القدرة، والجهود، ومجموعة التوصيل، والمعاوقة.
- التأكد من عدم وجود تسريب زيت، وسلامة العوازل (البوشينج)، ومستوى الزيت.
- فحص جهاز التنفس (السيليكا جل)، وريليه البوخهولز، ومؤشرات حرارة الزيت والملفات، وصمام تنفيس الضغط.
- التأكد من تأريض جسم المحول والنيوترال، وربط كل التوصيلات بالعزم الصحيح.
الميجر ومعامل الاستقطاب
نقيس العزل بجهاز ميجر ٥ ك.ف (وعلى ملف الجهد المنخفض ٢٫٥ أو ١ ك.ف حسب المواصفات) بين الابتدائي والثانوي، والابتدائي والأرضي، والثانوي والأرضي. ونسبة قراءة ١٠ دقائق إلى قراءة الدقيقة (PI) تدل على جفاف العزل: حوالي ٢ أو أكثر تعتبر جيدة للمحولات الزيتية، والقيمة القريبة من ١ تشير إلى رطوبة أو اتساخ. وسجّل حرارة الزيت دائمًا.
اختبار نسبة التحويل (TTR)
نقيس نسبة التحويل على كل أوضاع التاب ولكل وجه، ونقارنها ببيانات اللوحة. مواصفة IEC 60076-1 تسمح بانحراف ±٠٫٥٪ من النسبة المقررة على التاب الرئيسي (أو ١/١٠ من نسبة المعاوقة أيهما أقل). والانحراف الأكبر من ذلك يعني قصرًا بين اللفات، أو خطأ في توصيل التاب، أو تلفًا في مغيّر الجهد.
اختبار مقاومة الملفات
نحقن تيارًا مستمرًا في كل ملف ونقيس المقاومة لكل وجه وعلى كل تاب. الأوجه يجب أن تكون متقاربة؛ فرق أكثر من ٢–٣٪ تقريبًا بين الأوجه (بعد تصحيح الحرارة) يدل على توصيلة مرتخية، أو تلامس ضعيف في التاب، أو شعيرات مقطوعة. ونقارن النتائج أيضًا بتقرير اختبار المصنع.
مجموعة التوصيل والقطبية
يتأكد هذا الاختبار من زاوية الإزاحة بين الابتدائي والثانوي (مثل Dyn11). الخطأ في مجموعة التوصيل يمنع تشغيل المحول على التوازي مع محولات أخرى وقد يسبب مشاكل خطيرة. وأغلب أجهزة الـ TTR الحديثة تتحقق منها تلقائيًا.
الاتزان المغناطيسي وتيار اللاحمل
نطبق جهدًا منخفضًا (عادة ٤٠٠ أو ٢٣٠ فولت) على وجه واحد من الابتدائي في كل مرة، ونقيس الجهد المستحث في الوجهين الآخرين. في القلب ثلاثي الأرجل تتوزع الجهود بنمط معروف، وأي نمط غير طبيعي يكشف عيبًا في القلب أو الملفات. كذلك تيار المغنطة لكل وجه يجب أن يأتي بالشكل المعتاد: وجهان طرفيان متقاربان، ووجه أوسط أقل منهما.
اختبارات الزيت
نأخذ عينة زيت ونختبر جهد الانهيار (BDV) طبقًا لـ IEC 60156. حدود القبول من IEC 60422 ومن المصنع: الزيت الجديد في محول جديد له حدود أعلى من الزيت في الخدمة، وللمعدات أقل من ٧٢٫٥ ك.ف يعتبر الزيت في الخدمة جيدًا إذا زاد عن ٤٠ ك.ف. وعند الحاجة يفحص المعمل نسبة الرطوبة والحموضة وتحليل الغازات الذائبة (DGA) كقراءة مرجعية.
اختبارات الحماية والملحقات
- اختبار وظيفي لإنذار وفصل البوخهولز والحرارة وصمام التنفيس، حتى الوصول إلى فصل القاطع فعليًا.
- معايرة مؤشرات حرارة الزيت والملفات.
- اختبار محول تيار النيوترال وحماية الأرضي المقيدة (REF) إن وجدت.
وماذا عن المحولات الجافة؟
المحولات الجافة (Cast Resin) تُجرى لها نفس الاختبارات الكهربائية ما عدا اختبارات الزيت، مع اهتمام إضافي بالنظافة والرطوبة، واختبار ريليه مراقبة الحرارة والمراوح.
أسئلة شائعة
ما الانحراف المسموح في اختبار الـ TTR؟
مواصفة IEC 60076-1 تسمح بـ ±٠٫٥٪ من نسبة التحويل المقررة على التاب الرئيسي (أو ١/١٠ من نسبة المعاوقة أيهما أقل).
ما الاختبارات المطلوبة قبل تشغيل المحول؟
عادةً: الميجر ومعامل الاستقطاب، ونسبة التحويل على كل التابات، ومقاومة الملفات، ومجموعة التوصيل، والاتزان المغناطيسي، وتيار المغنطة، وجهد انهيار الزيت، واختبار دوائر الحماية.
Need this test on your project?هل يحتاج مشروعك إلى هذا الاختبار؟
SALTECH engineers carry out these tests with calibrated equipment and provide signed test reports.مهندسو سالتك ينفذون هذه الاختبارات بأجهزة معايرة، ويسلّمونك تقارير اختبار موقّعة يعتمدها الاستشاري.
Request a Quoteاطلب عرض سعر