油浸式电力变压器预防性试验作业指导书.doc

油浸式电力变压器预防性试验作业指导书

油浸式电力变压器预防性试验
作业指导书

编码:LSKYS—04

二○一七年十月

作业指导书签名页

项目名称

作业内容

批 准

年 月 日
审 核

年 月 日
编 写

年 月 日
注

目 录

1. 适用范围 1
2。 编写依据 1
3. 作业流程 2
4。 安全风险辨析与预控 3
5. 作业准备 4
5.1 人员配备 4
5。2 工器具及仪器仪表配置 4
6.作业方法 5
6.1非纯瓷套管试验 5
6。2 有载调压切换装置的检查和试验 5
6。3 测量绕组连同套管的直流电阻 5
6.4检查所有分接头的电压比 5
6。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 5
6.6绝缘油取样试验 5
6.7 绝缘电阻、吸收比或极化指数测量 5
6.8 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ 5
6.9 测量绕组连同套管的直流泄漏电流 6
6.10 特殊试验（具体试验作业指导书见特殊性试验部分） 6
7。 质量控制措施及检验标准 6
7．1质量控制措施 6
7．2检验标准 8
8验收记录 8
9调试记录 8

1。 适用范围
本作业指导书适用于油浸式电力变压器。

2. 编写依据
表2—1 引用标准及规范名称
序号
标准及规范名称
颁发机构
1
DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
中华人民共和国电力工业部
2
Q/CSG114002—2011 电力设备预防性试验规程
中国南方电网有限责任公司
3
DL 408—1991 电业安全工作规程(发电厂和变电站电气部分）
中华人民共和国能源部

3. 作业流程
作业（工序)流程图

开始

升高座电流互感器试验

非纯瓷套管安装前的介损及绝缘试验

套管安装完毕

注满油并静置规定的时间
有载调压切换装置的检查和试验
测量绕组连同套管的直流电阻
检查所有分接头的电压比
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性

绝缘油取样化验

绝缘电阻、吸收比或极化指数测量
测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
测量绕组连同套管的直流泄漏电流

10特殊试验

是
是否发现异常

解决处理，确认合格

否
施工记录

完成

4. 安全风险辨析与预控
表4—1 安全风险辨析及预控措施检查表
序号
安全风险
预控措施
检查结果
1
施工用电
所接电源空开必须要有漏电保护，应使用插头或单独空开接线，不得并接其它电源或直接用导线勾搭

2
高空坠落
爬上变压器上作业时，必须要挂好安全带

3
高压试验电击伤
试验开始时，应通知附近作业人员，并设置安全围栏，派专人把守；操作人员应大声告知各在场人员，得到回应可以开始,方可升压，如有异常应立即断电

4
残压电击伤
做完绝缘测量或直流泄漏试后，应对变压器绕组充分放电

5
感应电击伤
试验设备必须确保已可靠接地

6
损坏试验设备
试验前应估算所需试验设备的容量是否满足要求

7
中暑
高温天气尽量避免在阳光下作业时间,多补水

8
未办理工作票
严格工作票制度

9
试验区域没设置安全围栏；
凡试验区域应设置安全隔离围栏，无关人员不得进入

10
接线错误
认真检查试验接线

11
电气试验设备未接地或接地不良
检查设备接地良好

12
工作人员未穿绝缘鞋
工作进入施工现场应正确穿好工作服，电气作业人员应穿绝缘鞋，使用绝缘手套

13
作业区夜间照明不足
增加照明，做好必要防护措施

14
把有故障的试验设备带到现场或遗漏设备
检查试验设备是否齐备、完好,是否在有效期内。

15
隔离不当触电
检查安全围栏和标示牌等安全措施，特别注意与临近带电设备的安全距离,防止走错间隔

16
搬运仪器、工具、材料时与带电设备安全距离不够
工作人员应注意现场环境，严禁跨越安全围栏,搬运仪器、工具、材料时与带电设备应保持足够的安全距离

17
试验电源电压过高
在接上检修电源前用万用表测量电源电压是否符合试验要求

18
拆接引线未恢复, 临时接地线未拆除，现场遗留工具
工作负责人在试验工作结束后进行认真检查,确认拆接引线已恢复，临时接地线已拆除，现场无遗留工具和杂物

请您认真检查并签名确认，您的签名意味着将承担相应的安全质量责任

施工单位检查人： 监理单位检查人：
日期： 日期：

注：对存在风险且控制措施完善填写“√”，存在风险而控制措施未完善填写“×”，不存在风险则填写“―”，未检查项空白。

5. 作业准备
5.1 人员配备
表5-1 作业人员配备
工序名称
建议工作人数
负责人数
监护人数
套管试验
2
1
1
有载调压切换装置的检查和试验
2
1
1
测量绕组连同套管的直流电阻
2
1
1
检查所有分接头的电压比
2
1
1
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性
2
1
1
绝缘油取样试验
2
1
1
绝缘电阻、吸收比或极化指数测量
2
1
1
测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
3
1
1
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
3
1
1
注:作业人数根据具体工程量规模配备.
5。2 工器具及仪器仪表配置
表5—2 主要工器具及仪器仪表配置
5.2 工器具及仪器仪表配置
序号
名称
规格/编号
单位
数量
备注
1
数字式绝缘兆欧表

MΩ
1

2
有载调压测试仪

/
1

3
全自动介损测试仪

/
1

4
变压器直流电阻测试仪

mΩ
1

5
变比测试仪

/
1

6
直流发生器

/
1

7
绕组变形测试仪

/
1

8
交流耐压成套设备

/
1

9
局放成套设备

/
1

10
数字式万用表

/
1

11
活动扳手

/
若干

12
绝缘胶带

/
若干

13
裸铜接地线

/
若干

14
导线

/
若干

15
起重吊车

/
1

注: 主要工器具及仪器仪表根据具体工程量规模配备（见设备报审）.

6.作业方法
6.1非纯瓷套管试验
6。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。
6.1.2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。
6。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。

6。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。
6.4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。
6。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。
6。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
6。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。
6。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。
6.9 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。
6.10 特殊试验（具体试验作业指导书见特殊性试验部分）
6。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。
6.10.2 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。
6.10。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.
6。10.4 额定电压下的冲击合闸试验
按启动方案规定要求。
6.10。5 检查相位
检查变压器的相位，必须与电网相位一致。

7. 质量控制措施及检验标准
7．1质量控制措施
7.1.1油中溶解气体的色谱分析: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
7.1.2 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。1.3 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：
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。1。4 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%。
7.1.5 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

7.1。6 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。1。7 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。1.8绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70％。
7.1.9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；

　表7—1-9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
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
7.5
9.2
11。2
注：1　表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值。
2　测量温度以上层油温为准.

7.1.10 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3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。
7。1。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10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。
7。1.12测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan，应符合下列规定：
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；
2）被测绕组的 tan值不应大于产品出厂试验值的 130%;
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。
　表7—1—12介质损耗角正切值tgδ (％)温度换算系数
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：1　表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值；
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。

7.1.13测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定:
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;
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。

油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压(kV）
6~10
20～35
63～330
500
直流试验电压(kV)
10
20
40
60
注：1。绕组额定电压为13.8kV及15。75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准；
2。分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

变压器直流耐压时泄露电流与环境温度对应的泄漏电流值
额定电压
(kV)
试验电压峰值
（kV）
在下列温度时的绕组泄漏电流值()
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
2～3
6～15
20～35
63～330
500
5
10
20
40
60
11
22
33
33
20
17
33
50
50
30
25
50
74
74
45
39
77
111
111
67
55
112
167
167
100
83
166
250
250
150
125
250
400
400
235
178
356
570
570
330

7．2检验标准
DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
Q/CSG114002-2011 电力设备预防性试验规程
8验收记录
自验记录
记录改进和更换的零部件

存在问题及处理意见

验收单位意见
检验班组验收总结评价

运行单位验收意见及签字

参加验收人员意见及签字

9调试记录

调试日期

调试人员

温度

湿度

变压器试验记录
1 技术参数
产品型号

额定电压

额定电流

空载损耗

出厂编号

冷却方式

额定频率

绝缘等级

联结组别

额定容量

生产厂家

2 试验设备
序号
名 称
型 号
数量
1
变压器变比测试仪
GC-2002
1
2
5000V兆欧表
共立3122A
1
3
变压器直阻测试仪
JD2520B
1
4
直流高压发生器
DHV
1
5
介损测试仪
GC-2004B
1
6
串联谐振试验系统
HVR
1

3 试验结果
序号
试验项目
标准及协议要求
测试结果
1
电压比及联结组标号
电压比误差≤±0。5％
联结组标号：YNynOd11

2
绕组直流电阻
三相不平衡率:相电阻≤2%
线电阻≤1%

3
绝缘电阻及吸收比
20℃下绕组R1min≥3000MΩ
R1min/R15s≥1.3

4
介质损耗因素(tgδ％）
20℃下tgδ%≤0。50％

5
外施耐压试验
高压中性点160kV,60s
中压 112kV,60s
低压 28kV,60s

6
直流泄漏试验
高压绕组40kV,60s
中压绕组20kV，60s
低压绕组10kV,60s

7
有载分接开关试验
按国家标准

4 试验数据
4。1 绕组直流电阻测量（上层油温 20℃)：
高压绕组电阻
档位
高压绕组电阻（Ω）
不平衡率（≯2%）
AO
BO
CO
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

低压绕组电阻
ab（mΩ）
bc（mΩ）
ca（mΩ）
三相不平衡率（≯1%）

4。2 绝缘电阻及吸收比测量（上层油温 20℃）
测量位置
R15s
R60s
R60s/R15s
高压－低压及地（MΩ）

低压－高压及地（MΩ）

高低压－地（MΩ）

铁芯－地（MΩ)

4.3 电压比测量及电压矢量关系校定
高压侧对低压侧电压比
分接位置
额定变比K
AB/AmBm
BC/BmCm
CA/CmAm
标准要求
实测
变比
测量偏差％
实测
变比
测量偏差%
实测
变比
测量偏差％
1

主分接≤±0.5%
2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

电压矢量关系
联结组标号

4。4 绕组连同套管介质损耗因素和电容量测量（上层油温：20℃）
测量位置
试验接法
试验电压（kV）
tgδ（%）
Cx(nF）
高压－低压及地
反接法

低压－高压及地
反接法

4.5 绕组连同套管的直流泄漏电流测量（环境温度:20℃）
试验位置
试验电压(kV）
试验时间
泄漏电流(µA)
高压侧绕组

低压侧绕组

4。6 有载分接开关的操作试验
（1）变压器不励磁，在100%的额定电压下，分接开关完成8个操作循环；
(2)变压器不励磁,在80%的额定电压下,分接开关完成一个操作循环。

过渡电阻值（Ω)
切换时间(ms）
A相
B相
C相
升档

降档

11