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

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

5 作业准备

5.1 人员配备

表 5-1 作 业 人 员 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

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：

2

2 1

1

R R T t

T t

+

=

+

? （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《10kV～500kV 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4-1.1.1～4-1.1.17、Q/CSG 表4-1.2.1～4-1.2.8 要求执行。

附件1 安全施工作业票                       编码：BDYCSY-ZW-01-01/01

第二篇：变压器系数

键词：变压器 安装 要求 注意问题

1 设备及材料准备

变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗，电压%及接线组别等技术数据。变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。其它材料：电焊条，防锈漆，调和漆等均应符合设计要求，并有产品合格证。

2 作业条件

施工图及技术资料齐全无误。建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件强度符合设计要求。屋面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。室内粗制地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。

3 操作工艺

3.1 变压器稳装 变压器就位可用汽车吊直接甩进变压器室内，或用道木搭设临时轨道，用三步搭、吊链吊至临时轨道上，然后用吊链拉入室内合适位置。变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸与图纸相符，允许误差为±25mm，图纸无标注时，纵向按轨道就位，横向距墙不得小于800mm，距门不得小于1000mm。变压器台架的安装：双杆柱上安装变压器，两杆的根开为2m。配电变压器台架用两条或四条槽钢固定于两电杆上，台架距地面高度不低于25m，台架的平面坡度不大于1/100。腰栏应采用直径不小于4mm的铁线缠绕两圈以上，缠绕应紧牢，腰栏距带电部分不少于0.2m。同时变压器高压柱头加装防尘罩，变压器悬挂警告牌。

3.2 跌落式熔断器的安装 变压器的高、低压侧应分别装设熔断器。高压侧熔断器的底部对地面的垂直高度不低于4.5m，各相熔断器的水平距离不应小于0.5m，为了便于操作和熔丝熔断后熔丝管能顺利地跌落下来，跌落式熔断器的轴线应与垂直线成15°～30°倾角。低压侧熔断器的底部对地面的垂直距离不低于3.5m，各相熔断器的水平距离不少于0.2m。跌落式熔断器熔丝的选择按“保证配电变压器内部或高、低压出线套管发生短路时迅速熔断”的原则来选择，熔丝的熔断时间必须小于或等于0.1s。按规程规定：容量在100kVA及以下者，高压侧熔丝额定电流按变压器容量额定电流的2～3倍选择；容量在100kVA以上者，高压侧熔丝额定电流按变压器容量额定电流的1.5～2倍选择。变压器低压侧熔丝按低压侧额定电流选择。

3.3 避雷器的安装 运行经验证明：影响配电变压器安全运行的外界危险大部分来自雷电事故。因此，变压器应装设防雷装置。我局选用无间隙合成绝缘外套金属氧化物避雷器代替原有的阀式瓷外套避雷器，其工频电压耐受能力强，密封性好，保护特性稳定。避雷器应装设在熔断器与变压器之间，并尽量靠近变压器。这样不仅能有效地保护变压器，且便于检修。另外，为了防止反变换波和低压侧雷电波侵入，在低压侧也应装设低压避雷器。为避免雷电流在接地电阻上的压降与避雷器的残压叠加在一起，作用在变压器绝缘上，应将避雷器的接地端、变压器的外壳及低压侧中性点用截面不小于25mm2的多股铜芯塑料线连接在一起，再与接地装置引上线相连接。

3.4 接地装置 目前农网改造中，农村小容量变压器布点多，雷雨季节10kV配电变压器经常遭受雷击，由于接地电阻过大，达不到规程规定值，雷电流不能迅速泄入大地，造成避雷器自身残压过大，或在接地电阻上产生很高的电压降，引起变压器烧毁事故。因此，接地装置的接地电阻必须符合规程规定值。对10kV配电变压器：容量在100kVA以下，其接地电阻不应大于10Ω；容量在100kVA以上，其接地电阻不应大于4Ω。接地装置施工完毕应进行接地电阻测试，合格后方可回填土。同时，变压器外壳必须良好接地，外壳接地应用

螺栓拧紧，不可用焊接直接焊牢，以便检修。接地装置的地下部分由水平接地体和垂直接地体组成，水平接地体采用一根长度为6m的40×4mm的扁钢，垂直接地体则采用3根长度为2m的L50×50×5mm的角钢分别与水平接地体焊接。水平接地体在土壤中埋设深为0.6～0.8m，垂直接地体则是在水平接地体基础上打入地里的。接地引上线采用40×4mm扁钢，为了检测方便和用电安全，对于柱上式安装的变压器，引上线连接点应设在变压器底下的槽钢位置。

3.5 变台引落线 新建和改造的变台的引落线均应采用多股绝缘线，其截面应按变压器的额定容量选择，但高压侧引落线铜芯不应小于16mm2，铝芯不应小于25mm2，杜绝使用单股导线及不合格导线。同时应考虑引落线对周围建筑物的安全距离。

4 变压器的交接试验

变压器交接试验的内容：测量线圈连同套管一起的直流电阻；检查所有分接头的变压器的变压比；检查三相变压器的接线组别和单项变压器引出线的极性；测量线圈同套管一起的绝缘电阻；线圈连同套管一起做交流耐压试验。

5 变压器送电前检查

变压器送电试运行前做全面检查，确认符合试运行条件时方可投入运行。变压器试运行前，必须由质量监督部门检查合格。变压器试运行前的检查内容；①各种交接试验单据齐全，数据符合要求。②变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损。③变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。④接地线良好。⑤通风设施安装完毕，工作正常。⑥标志牌挂好，门装锁。

6 变压器送电试运行验收

送电试运行： 压器第一次投入时，可全压冲击合闸，冲击合闸时一般可由高压侧投入。变压器第一次受电后，持续时间不应少于10min，无异常情况。变压器应进行3~5次全压冲击合闸，并无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置误动作。变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、温度。并做好详细记录。变压器空载运行24小时，无异常情况，方可投入负荷运行。验收：①变压器开始带电起，24H后无异常情况，应办理验收手续。②验收时应移交下列资料和文件：变更设计证明。产品说明书、试验报告单、合格证及安装图纸等技术文件。安装检查及调整记录。

7 质量标准

电力变压器及其附件的试验调整和器身检查结果，必须符合施工规范规定。高低压瓷件表面严禁有裂纹损伤和瓷釉损坏等缺陷。变压器安装位置应准确，器身表面干净清洁，油漆完整。变压器与线路连接应符合下列规定：①连接紧密，连接螺栓的锁紧装置齐全，瓷套管不受外力。②零线沿器身向下接至接地装置的线段，固定牢靠。③器身各附件间的连接的导线有保护管，保护管、接线盒固定牢靠，盒盖齐全。④引向变压器的母线及其支架、电线保护管和接零线等均应便于拆卸，不妨碍变压检修时移动。各连接用的螺栓螺纹漏出螺母2~3扣，保护管颜色一致，支架防腐完整。⑤变压器及其附件外壳和其它非带电金属部件均应接地，并符合有关要求。

8 安全保护

变压器门应加琐，未经安装单位许可，闲杂人员不得入内。对就位的变压器高低压紫套管及环氧树脂铸件，应有防砸及防碰撞措施。变压器身要保持清洁干净，油漆面有碰撞损伤。干式变压器