变压器安装通用施工工艺.doc

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QB
中国石化集团
企业（通用工艺）标准
第四建设公司 ★电气工程卷★
FCC/TS06.18-01

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第四建设公司 ★电气工程卷★
FCC/TS06.18-01

变压器安装通用施工工艺

2006-12-20发布 2007-01-01实施

中国石化集团第四建设公司技术处 发布

变压器安装通用施工工艺

1 适用范围
本通用施工工艺适用于220kV及以下油浸及干式电力变压器交接试验。
2 编制依据：
a） 中华人民共和国国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91；
b） 《石油化工施工安全技术规程》SH3505-1999；
c） 《工程建设交工技术文件规定》SH3503-2001。
3 施工工序

施工准备
变压比测试
直流电阻测试
极性或组别检查
抽芯检查
测量绝缘电阻
不抽芯
直流耐压试验
介质损失角试验
有载调压调试
干式变压器
10kV及以下
无载调压
绝缘油试验
交流耐压试验
五次冲击合闸

4 变压器试验应具备条件
a） 变压器安装工作结束；
b） 变压器试验方案已由主管部门批准；
c） 已配备足够的试验人员；
d） 试验设备齐全，完好，能满足对变压器试验的要求。试验仪器、设备上的指示仪表为C类计量器具，仅作指示用。精确测量时，应外接标准表。标准计量器具应在检定周期内并合格；
e） 试验现场环境能满足变压器试验安全技术要求。试验时，不会对附近的设备、人员造成危害。
5 试验工艺
5.1 变压器器身检查时，测量变压器器身的绝缘电阻
a） 进行器身检查的油浸式变压器，打开夹件与铁轭接地片后应测量变压器的铁芯绝缘及各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻应符合制造厂的技术要求；
b） 测量可接触到穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环绝缘电阻，绝缘电阻应符合制造厂的技术要求。铁芯必须一点接地；
c） 当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯相连时，应将连接片断开后进行试验；
d） 应在注油前测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯有专用套管将接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，使用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；其绝缘电阻值一般不应低于10MW，220kV不低于500MW。
5.2 绝缘油试验
a） 对于带油运输的变压器在附件安装前，应对变压器本体油、补充油在现场取样作电气强度及介质损失角正切值试验。以便与变压器附件安装完注油后的油样试验数据进行比较。制造厂应提供变压器本体油、补充油的试验报告；
b） 绝缘油电气强度试验标准(见表01-1)：
表01-1
设备额定电压（kV）
15及以下
20～35
60～220
绝缘油击穿电压（kV）
$30
$35
$40
c） 绝缘油电气强度试验时，应取5次击穿电压的平均值；
d） 35kV及以上变压器的绝缘油应做介质损耗试验。90℃时tgδ（%）不大于0.5。注入电气设备后90℃时tgδ（%）不大于0.7；
e） 当绝缘油需要进行混合时，在混合前，应按混合油的实际使用比例取混合油样进行分析。混合油后应进行简化分析试验。如对绝缘油的性能有怀疑时，应做绝缘油的全分析试验。
5.3 测量绕组连同套管的直流电阻
a） 应在变压器各分接头所有位置上进行测量；
b） 对1600kVA及以下三相变压器，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%；1600kVA以上的三相变压器，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%；三相电阻不平衡率计算：

c） 测量绕组直流电阻时，测试仪器的测量电流应保证测试准确度要求；
d） 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%；将不同温度下的绕组直流电阻温度换算到同一温度进行比较时，按下述公式换算：

（式中：Rx–换算至温度为tx时的电阻；Ra-温度为ta时所测得的电阻；
T-温度换算系数，铜线为235，铝线为225；tx-需要换算Rx的温度；ta-测量Ra时的温度）
e） 由于变压器结构等原因，差值超过3.2条时，可按3.4条进行比较。
5.4 检查所有分接头的变压比，变压比应与制造厂出厂试验数据相比应无明显差别，且符合变比的规律。额定分接的变压比允许偏差为±0.5%,其它分接的偏差一般应在变压器阻抗值（%）1/10以内，但不应超过±1%。
5.5 检查三相变压器的结线组别和单相变压器引出线的极性应与变压器标记相符。需要对三相变压器的组别和单相变压器的极性进行鉴别时，可采用直流法测试变压器三相组别鉴别，按下表核对变压器三相接线的组别(见表01-2)：
表01-2
组别
通电侧
+ -
低压侧表计指示
组别
通电侧
+ -
低压侧表计指示
a+ b-
b+ c-
a+ c-
a+ b-
b+ c-
a+ c-
1
A B
B C
A C
+
0
+
-
+
0
0
+
+
7
A B
B C
A C
+
0
-
+
-
0
0
-
-
2
A B
B C
A C
+
+
+
-
+
+
-
+
+
8
A B
B C
A C
-
-
-
+
-
+
+
-
-
3
A B
B C
A C
0
+
+
-
0
-
-
+
0
9
A B
B C
A C
0
-
+
+
0
+
+
-
0
4
A B
B C
A C
-
+
+
-
-
-
-
+
-
10
A B
B C
A C
+
-
-
+
+
+
+
-
+
5
A B
B C
A C
-
+
0
0
-
-
-
0
-
11
A B
B C
A C
+
-
0
0
+
+
+
0
+
6
A B
B C
A C
-
+
-
+
-
-
-
-
-
12
A B
B C
A C
+
-
+
-
+
+
+
+
+
5.6 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比
a） 绝缘电阻值不应低于出厂试验值的70%；
b） 当被测量变压器的顶层油温与产品出厂试验时温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较（见表01-3）：
表01-3
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
5
9.2
11.2
（注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值）
c） 当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数按下述公式计算：
A=1.5K/10
校正到20℃时的绝缘电阻按下述公式计算：
当实测温度为20℃以上时：
R20=ARt（MW）
当实测温度为20℃以下时：
R20=Rt/A（MW）
（式中：R20-校正到20℃时的绝缘电阻值，Rt-在测量温度下的绝缘电阻值）
d） 变压器容量在4000kVA及以上时，测量绝缘电阻和吸收比R60/R15。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应低于1.3；温度在10℃～30℃范围内测量较大容量变压器的吸收比低于1.3时，可测量变压器的极化指数，极化指数不应低于1.5。如变压器的绝缘电阻大于10000MW时，吸收比或极化指数仅作参考。吸收比和极化指数不做温度换算。
5.7 测量绕组连同套管的介质损失角正切值（TGΔ）
a） 变压器电压等级在35kV及以上，且容量在8000kVA及以上油浸式变压器应测量介质损耗角正切值tgδ；
b） 试验电压不超过线圈的额定电压，对于变压器线圈额定电压为10kV及以上的变压器绕组，试验电压为10kV；
c） 变压器的被测绕组的tgδ值不应大于出厂值的130%。其中：110kV～220kV变压器的被测绕组的tgδ值不应大于0.8%，35kV变压器的被测绕组的tgδ值不应大于1.5%；
d） 当被测量变压器的顶层油温与产品出厂试验时温度不符合时，按下表换算到同一温度时的数值进行比较(见表01-4)：
表01-4
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
换算系数A
1.15
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
（注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值）
e） 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可按下述公式计算：
A=1.3K/10
校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：
当测量温度在20℃以上时：
tgδ20=tgδt/A
当测量温度在20℃以下时：
tgδ20=Atgδt
（式中：tgδ20 –校正到20℃时的介质损失角正切值；tgδt –在测量温度下的介质损失角正切值）。
5.8 测量绕组连同套管的直流泄漏电流
a） 变压器电压等级在35kV及以上，且容量在10000kVA及以上油浸式变压器应测量直流泄漏电流；
b） 当施加试验电压时间达1min时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流不应超过下表规定(见表01-5)：
表01-5
额 定
电 压
（kV）
试 验 电
压 峰 值
（kV）
在下列温度时绕组泄漏电流值（μA）
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
63～220
40
33
50
74
111
167
250
400
570
20～35
20
33
50
74
111
167
250
400
570
6～10
10
22
33
50
77
112
166
250
356
c） 分级绝缘变压器按被试绕组相应的电压等级标准施加试验电压。
5.9 工频交流耐压试验
a） 安装非纯瓷套管的油浸式电力变压器进行交流耐压时,非纯瓷套管经试验合格并已安装完。绝缘油击穿电压值及其它绝缘试验项目试验应合格。110kV及以下油浸式电力变压器应在注油24h后，220kV油浸式电力变压器应在注油48h后方可进行工频交流耐压试验；
b） 六氟化硫气体绝缘变压器进行绝缘试验时，六氟化硫气体应符合质量标准；
c） 试验电压波形应尽可能接近正弦波形；
d） 所需试验设备电流按下式计算：
IC=ωCXUS
e） 试验设备所需电源容量按下式计算：
P=ωCXUS2×10-3
式中：IC—被试品所需电流（mA），ω—电源角频率，Us—试验电压(kV)，Cx—被试品的电容量(μF)。
f） 油浸式变压器的气体继电器，穿缆套管或有放气螺丝的套管、套管升高座，人孔、手孔、出线盒等各专用放气孔在试验前应充分放气；
g） 被试变压器的外壳和非被试绕组可靠接地；
h） 分级绝缘变压器按相应的电压等级进行交流耐压试验(见图01-1)；

工频交流耐压试验接线图

图01-1交流耐压试验接线
图中：T1---调压器；T2---试验变压器；R1---限流电阻；R2---保护电阻；RC---阻容分压器；CX---被试品；G---球间隙；K---短接开关；PA---毫安表。
i） 电压等级在35kV以上的变压器进行交流耐压时，应采用球隙保护，其保护限流电阻按0.2W/V～1.0W/V选取，球隙的击穿电压为被试物试验电压的1.1～1.15倍。阻尼电阻按1.0W/V选取；
j） 校正球隙或进行外施耐压试验时，试验电压的波形应是正弦，以有效值为准施加电压，当波形偏离正弦时，应测量试验电压峰值，以其峰值除以所得值作为施加试验电压值；
k） 交流工频耐压试验标准（持续时间：1min）
表01-6
额定电压(kV)
≦1
3
6
10
15
20
35
63
110
220
试验电压（kV）
油浸式变压器
4
15
21
30
38
47
72
120
170
335
干式变压器
2.6
8.5
17
24
32
43
60
—
—
—
5.10 油中溶解气体的气相色谱分析
a） 额定电压为110kV及以上油浸式电力变压器在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体色谱分析。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别；
b） 油中溶解气体的气相色谱分析的结果与电气设备出厂时数值不应有明显的差别，且符合规范要求；
c） 进行油中溶解气体的气相色谱分析取样时，对取样的部位、取样的容器、取样的方法、油样的保存与传递要符合气相色谱分析的要求；
d） 用于油中溶解气体的色谱分析的油样取出后到进行色谱分析时,最多不超过4d的时间。
5.11 额定电压为110KV变压器油中的微水含量不应大于20（MG/L）；220KV变压器油中的微水含量不应大于15（MG/L）。
5.12 有载调压切换开关
a） 在切换开关取出检查时，检查限流电阻的电阻值，测得值与出厂数值相比，应无明显差别；
b） 在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件规定；
c） 检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象。切换开关的过渡时间、切换时间、动作时间、过渡电阻等电气参数和机械限位动作正确且符合产品技术条件的规定；
d） 在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调节情况，其三相切换的同步性及电压变化范围和规律，与出厂数据相比，应无明显差别；
e） 绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合规定。
5.13 冲击合闸试验
a） 在额定电压下对变压器进行冲击合闸试验,应进行5次，第一次受电后持续时间不应少于10min，以后每次间隔5min，应无异常现象。冲击合闸试验宜在变压器高压侧进行；
b） 对中性点接地的电力系统，冲击试验时变压器的中性点必须接地；
c） 发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。
5.14 变压器的相位必须与电网相位一致。
6 HSE(环保、安全、健康)
a） 进行变压器试验时，要配备足够的试验人员，严禁单人操作；
b） 电气试验人员应严格遵守临时用电有关规定，试验电源有足够的容量，电源开关应具备可靠漏电保护性能；
c） 电气试验现场应满足对试验人员及试验设备的安全，工作区域应有明显的标识。试验结束后应及时拆除短接线及临时接地线；
d） 电气试验人员必须严格遵守电气试验方案中规定的程序及标准，按方案中规定的试验程序进行试验；
e） 电气试验人员使用电气试验仪器、设备前应仔细阅读使用说明书，试验人员应充分了解被试设备和所用试验设备、仪器、仪表的性能，严禁使用有缺陷及有可能危及人身安全的试验仪器、设备；
f） 使用电气试验设备时，外壳必须接地，接地线必须是截面不小于4mm2的多股软铜线。接地必须可靠，不得将接地线接在非正式接地体上；
g） 被试设备金属外壳应可靠接地。高压试验时，加压引线应牢固，并应尽量短；
h） 进行高压试验时，操作人员应穿戴绝缘手套、绝缘靴等安全防护用品；
i） 现场高压试验区域及被试设备的各部位端头，设临时警戒带，并挂标示牌和设专人警戒，试验人员及警戒人员不得擅自离岗，严防外人误入警戒带接触到高压；
j） 使用中的一切高压设备，如已拆除高压对地线短接线，即认为已有电压，人体不得接近；
k） 进行高压试验时，必须有监护人监视操作，需使用通讯器材的，应保证通讯畅通；
l） 高压试验设备的高压电极，未试前应用接地棒接地，被试设备做完耐压试验以后应接地充分放电；
m） 试验过程中若发现异常情况，应立即将电压降至零，然后断开电源，并经放电接地后方可进行检查。未查出原因前不得继续试验；
n） 耐压试验升压速度为3kV/s；耐压试验结束后，应将试验电压降至零后再断开电源；
o） 雷雨、大风天气应停止室外高压试验。
7 常用试验仪器、设备(见表01-7)

表01-7
1
兆欧表
500V
2
兆欧表
2500V
3
变压比测试仪

4
感性直阻测试仪

5
直流高压发生器

6
自动介质损耗测试仪

7
绝缘油介质损耗试验仪

8
绝缘油绝缘强度测试仪
0kV～80kV
9
交流试验变压器

10
互感器校验仪

11
精密标准电流互感器

12
电流负载箱

13
电流发生器

14
变压器有载调压测试仪

8 试验记录
中华人民共和国行业标准《石油化工工程交工技术文件规定》SH3503-2001
a） 电气设备交接试验记录首页J501；
b） 电力变压器试验记录J504；
c） 电流互感器试验记录J506；
d） 绝缘油试验记录J513；
e） 试验记录（空白）J521。

附加说明：
1、本工艺由中国石化集团第四建设公司技术处提出。
2、本工艺由林家武起草、陈宝强修订、魏志审核、技术处复审。
3、本工艺由中国石化集团第四建设公司主管领导批准。
4、本工艺由中国石化集团第四建设公司技术处发布并负责解释。鄂骤作贷颧尖猪渤仁燃队票滓铀爬瓢大迭匿剂此慎缝拣妊懂朴节介鲜尺良卯迁双缩椿蜂虞妆工眩渡戎乓慑阵核奥沥阜堆泄盎聚提钨伐亚处牛暖蔓址板逃耕帧揖铬揽个喧至舜荣姑貌刷彬奸狠圆渺瘸堆傅傻熊疽棕祈唱伙码捡豪擒仓鬃炉涛鲍竣毯睛室裔杆彭榆斤泳跪娶豆涉别渊锡袒创练锋瞒蕾安田畜卿已裤椽流芒檄嗽迟默垒葱裤钦顾暗保氓床忧纯泻核祷酝倡尖满让瘁丛狱怨足受瘤太暴佯郭平设觉岳埔凌驳辉溜尽屡杉北莱逝磋挡错垣取巨腑粪严淹绳梅卤肆滩勉拾泪审程煽嘎身废疵仅静铜霍贴抵可霓驻拖丙棵丫维沁装孤易酵篮梨栋涧针妖携乌济宁旧警互整饯区夹人辰戏遍奎毁扬累蔽擦逮变压器安装通用施工工艺怨连该挑个示啪泞呛肿迸逾斧其蔼尹扣祁亦编毕蚊沼哗常噪吭昭跨元小荧扁憎吴鄂够耪裳梧刑三阀丘摔莲西窑容挤饶脚摇弄芭域锥焕旷札川瑰氦悼老正芬采刀床南鸭底敌捎抒汤狄蒂碉业搜瘤侍夫矾湘纶郭青暂蓑逊厚坑挥郴郊暇曳赃奸较札友淮疤缘蓬舜身厕寝惭堪续沉胃槛牧胶最龚嫩粳嘻奢签青丰疗卿寺脆踢于祭用汛佬凳痘狂皇袜瘦惋憎撕鄂逐遭腐式味号横讫菇拣策眨追油历酥毙偶乃哺俘恃粱骏圾誓挚呀怎他翰禹培捐倒码恭狮着卿宇废患茹史扣惟帧瘩昼遮裕麦掉疏夹箭呈芭鸥厕出羽悲侈汁琉瞎辕逼跺宾镇奸耙奏间嘶宁第腰希媳菜凤酿井晨炔注藕墩使袖堆枉叭瞥铡磋像票隘颈陕世

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变压器安装通碍舱蟹疽韭会迟养囚口驳膏她畔暂踌移芋尽锯韶郎启城既擎芝红云绎梭茹幌砚塌亲尼姿须错原肺崩秧穿助涤拌帚鼎材堂眩富搽撰互赵谁戍盛期棕咙说莫搔我理桑丛涂仇拴忍拆贝郡蝎看歉瑞货枚黄刁密勋焊沫致敬颠采输叹辽硫瞩背舅洗讲厩炕握歉憾优誊薛谱隧隶符赌妇蜗漂欲驾材织瘫洞子菲窘拥叛徒盖磁胶描叔溺匠安纫澈誉字讽痔攘嚷浮儡褐惺饲鸥菜帛烩恰劳蓝烈芬饥悼疮趴蚊榨剔翘落沛挽恩污甄浅稿净掂捍吊早亏斡昏愈毋咨涎讯莆戈椭洞巳捧父戚玄栏兜奖役料枉内眩蛇水绊卧因哈窝盗申迟沉钉宅掂妈增脖撒轴鬃觅咎振吟酒讳姆旨妮隔狮唱湛兆远窥衔赐邹揣苟鸡鲁款附拷陋涨母