油浸式电力变压器交接试验作业指导书

榆林市金龙北郊热电有限责任公司1#机组（50MW）A级检修工程油浸式电力变压器预防性试验施工方案编制：审核：批准：江苏华能建设工程集团有限公司二○一五年八月目录1. 适用范围 (1)2. 编写依据 (1)3. 作业流程 (2)3.1作业（工序）流程图 (2)4. 作业准备 (3)4.1 人员配备 (3)4.2 工器具及仪器仪表配置 (3)5.作业方法 (4)5.1非纯瓷套管试验 (4)5.2 有载调压切换装置的检查和试验 (4)5.3 测量绕组连同套管的直流电阻 (4)5.4检查所有分接头的电压比 (4)5.5检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性 (4)5.6绝缘油取样试验 (4)5.7 绝缘电阻、吸收比或极化指数测量 (4)5.8 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ (4)5.9 测量绕组连同套管的直流泄漏电流 (4)5.10 特殊试验（具体试验作业指导书见特殊性试验部分） (5)6．安健环控制措施 (5)6.1控制措施 (5)6.2危险点辨识 (5)1. 适用范围本作业指导书适用于油浸式电力变压器。

3. 作业流程3.1作业（工序）流程图5.作业方法5.1非纯瓷套管试验5.1.1绝缘电阻：将套管用吊车吊起或用支架悬空，并使套管竖直，用2500V兆欧表分别测量接线端对末屏及法兰的绝缘电阻，其值在相似的环境条件下与出厂值比较，不应有太大偏差；对于66kV以上有抽压小套管的电容型套管，应用2500V兆欧表测量“小套管”对法兰的绝缘电阻，其值不应低于1000MΩ。

5.1.2介损测量：用正接线法测量套管主绝缘对末屏的介质损耗tgδ及电容值，具体接线按仪器所标示的接线方式进行，选择10kV电压测试；介损高压测试线应用绝缘带挂好悬空，不得碰及其他设备或掉地，并要做好安全防范措施，不得让人误入高压试验区域；测得的介损及电容值与出厂值不应有明显区别，应符合交接标准要求。

5.2 有载调压切换装置的检查和试验检查有载调压切换开关触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。

测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。

5.3 测量绕组连同套管的直流电阻分别测量高压绕组各分接头以及低压侧直流电阻，对于有中性点的，宜测量单相直阻。

测量时应记录好环境温度，以便与出厂值进行换算比较，线间或相间偏差值应符合交接标准。

5.4检查所有分接头的电压比将变比测试仪的线对应接到三相变压器的高低压侧检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律，在额定分接头时允许误差为 0.5%。

对于三绕组变压器，分别做高—中、中—低变比。

5.5检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性检查结果应与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

5.6绝缘油取样试验取油样时应在变压器注满油充分静置规定的时间后方可进行。

取好油样后，要密封好容器，然后及时送至相关部门检验5.7 绝缘电阻、吸收比或极化指数测量所有与绝缘有关的试验在绝缘油检验合格之后并选湿度满足要求的天气进行。

对于要求测极化指数的变压器，应检查绝缘兆欧表短路电流不低于2mA；试验应记录好试验环境温度，以便换算至出厂相同温度下进行比较，要求不低于出厂值的70%；试验项按高—中+低+地、中—高+低+地、低-中+高+地、整体—地；铁芯—夹件+地以及夹件—铁芯+地进行；以高—中+低+地为例，将高压侧三相及对应侧中性点（如果有）短接，其余部份全部接地，绝缘兆欧表高压端加高压侧，接地端接地进行测试。

5.8 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ用反接线的方法进行测试，具体接线方法按仪器所标示进行；试验项按高—中+低+地、中—高+低+地、低-中+高+地、整体—地逐项进行；试验时，要将介损仪高压试验线用绝缘胶带悬空，不与变压器壳体接触；记录好试验时的环境温度，换算至出厂相同温度比较时，不应大于出厂值的1.3倍；测量数据如果与出厂偏差太大，应注意清洁套管，或用导线屏蔽套管，减少套管的表面泄漏电流；测量宜在相对湿度较低的天气进行。

5.9 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量泄漏电流时宜在高压端读取，试验项按高—中+低+地、中—高+低+地、低-中+高+地进行，测量应选择湿度较低的天气，并记录环境温度，泄漏电流值不得超过交接标准的规定。

5.10 特殊试验（具体试验作业指导书见特殊性试验部分）5.10.1 绕组变形试验对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低压短路阻抗法；66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。

5.10.2 交流耐压试验在变压器的出线端进行交流耐压试验，可以采用外施工频电压的试验方法，也可以采用感应电压的试验方法。

尽量采用串联谐振感应耐压试验方式，可减少试验设备容量。

电压等级在110kV及以上的变压器中性点宜单独进行交流耐压试验。

试验电压值均参照交接标准进行。

5.10.3 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验电压等级在220kV及以上的变压器，在新安装时必须进行现场长时感应电压带局部放电试验。

电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，宜进行局部放电试验。

用以检测变压器内部非贯穿性的绝缘缺陷。

5.10.4 额定电压下的冲击合闸试验按启动方案规定要求。

5.10.5 检查相位检查变压器的相位，必须与电网相位一致。

6．安健环控制措施6.1控制措施6.1.1在爬套管时，应先用安全带圈在套管上，再慢慢往上爬。

对于500kV变压器，其高压侧套管较高，比较难于攀爬，要有安全可靠的措施；变压器套管挂试验线时，应在变压器套管底平台上设专人监护。

6.1.2在做高压试验时，应设置安全围栏，并要多派专人把守，避免他人误入试验区域。

6.1.3试验完毕后，应撤除所有做试验用的导线、接地线、绝缘胶带等7.质量控制措施及检验标准7.1 油中溶解气体的色谱分析：具体试验标准见油样作业指导书。

7.2 油中微量水分的测量，应符合下述规定：具体试验标准见油样作业指导书。

7.3 油中含气量的测量，应符合下述规定：具体试验标准见油样作业指导书。

7.4 变压器直流电阻测量要求1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kV ·A 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%。

7.5 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照公式（7.0.3）换算：1212·t T tT R R ++=（7.0.3）式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）时的电阻值（Ω）；T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

7.6 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在 220kV 及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为 ±0.5%。

1 电压等级在35kV 以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为±0.5%；3 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。

7.7 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为 1min ，应无闪络及击穿现象7.8 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。

测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。

7.9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：7.9.1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。

7.9.2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较；2 测量温度以上层油温为准。

7.10 变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 4000kVA 及以上时，应测量吸收比。

吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于 1.3；当R60s 大于3000M Ω时，吸收比可不做考核要求。

7.11 变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MV ·A 及以上时，宜用5000V 兆欧表测量极化指数。

测得值与产品出厂值相比应无明显差别。

在常温下不小于1.3。

当R60s 大于10000M Ω时，极化指数可不做考核要求。

7.12 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan δ，应符合下列规定：7.12.1当变压器电压等级为 35kV 及以上且容量在 8000kV ·A 及以上时，应测量介质损耗角正切值 tan δ；7.12.2被测绕组的 tan δ值不应大于产品出厂试验值的 130%；7.12.3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表 换算到同一温度时的数值进行比较。

介质损耗角正切值tg δ (%)温度换算系数2 测量温度以上层油温为准；3 进行较大的温度换算且试验结果超过本条第二款规定时，应进行综合分析判断。

7.13测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：7.13.1当变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流；7.13.2试验电压标准应符合下表的规定。

当施加试验电压达 1min 时，在高压端读取泄漏电流。

泄漏电流值不宜超过下表的规定。

2.分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。