油浸式电力变压器交接试验.doc

油浸式电力变压器交接试验作业指导书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 编 写 依 据序号引用资料名称1GB 501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2DL 4081991电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）3 作业流程图 3-1 作业（工序）流程图4 安全风险辨析与预控4.1 油浸式电力变压器交接试验前，施工项目部根据该项目作业任务、施工条件，参照电网建设施工安全基准风险指南（下简称指南）开展针对性安全风险评估工作，形成该任务的风险分析表。4.2 按指南中与油浸式电力变压器交接试验相关联的电网建设安全施工作业票（编码：BDYCSY-ZW-01-01/01），结合现场实际情况进行差异化分析，确定风险等级，现场技术员填写安全施工作业票，安全员审核，施工负责人签发。4.3 施工负责人核对风险控制措施，并在日站班会上对全体作业人员进行安全交底，接受交底的作业人员负责将安全措施落实到各作业任务和步骤中。4.4 安全施工作业票由施工负责人现场持有，工作内容、地点不变时可连续使用10 天，超过10 天须重新办理作业票，在工作完成后上交项目部保存备查。表 4-1 作业任务安全基准风险指南序号危害名称风险种类风险等级风险控制措施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序号名 称 规格/编号单位数量备 注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绝缘电阻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绝缘电阻表测量“小套管”对法兰的绝缘电阻，其值不应低于1000MW。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角正切值tand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，宜测量单相直流电阻。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，应检查绝缘电阻表短路电流不低于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，其余部分全部接地，绝缘电阻表高压端加高压侧，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tan 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 电气试验（具体试验见第4部分：电气试验）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；1600kVA 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式（7-1）换算：22 11R R T tT t+=+g （7-1）式中：R1、R2 温度在t1、t2（）时的电阻值，W；T 计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。将实测和出厂值折算到同一温度下，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2。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） 其他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 铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；采用2500V绝缘电阻表测量，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：（1） 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70。（2） 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表7-1换算到同一温度时的数值进行比较。表7-1 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数（3） 变压器电压等级为35kV及以上，且容量为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3000MW时，吸收比可不作考核要求。（4） 变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA 及以上时，宜用5000V绝缘电阻表测量极化指数。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10 000MW时，极化指数可不作考核要求。7.1.8 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tand，应符合下列规定：（1） 当变压器电压等级为35kV及以上且容量为8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tand。（2） 被测绕组的tand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，可按表7-2换算到同一温度时的数值进行比较。表 7-2 介质损耗角正切值tand（）温度换算系数7.1.9 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，且容量为8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流。（2） 试验电压标准应符合表7-3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表7-4 的规定。表 7-3 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准表 7-4 变压器直流耐压时泄漏电流与环境温度对应的泄漏电流值7.2 质量控制表表 7-5 质 量 控 制 表7.3 检验标准质量检验按10kV500kV 输变电及配电工程质量验收与评定标准第 4 册：变电电气试验工程中的Q/CSG 表4-1.1.14-1.1.17、Q/CSG 表4-1.2.14-1.2.8 要求执行。附件1 安全施工作业票 编码：BDYCSY-ZW-01-01/01