电力变压器交接试验作业指导书

电力变压器安装及检修作业指导书

1 目的

依照作业指导书和设计图纸、施工方案能明确施工操作方法和施工操作过程，懂得达到质量要求和达到质量要求的方法和手段，明了技术记录和安全措施等有关规定；通过执行作业指导书，明确质量责任，从而达到以工作质量来保证工程质量的目的。 2 适用范围

2.1 本作业指导书适用于电压等级为6-330KV，容量为240MVA及以下的国产油浸电力变压器、6KV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并（串）联电抗器等。

对国外进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。

2.2 本作业指导书适用于变压器安装及标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。

2.3 电力变压器由绕在共同铁芯上的两个或两个以上的绕组通过交变磁场的联系，把某种等级的电压与电流变换成另外一种等级的电压与电流的设备。在电力系统中，电力变压器是传输和分配电能的重要设备。

2.3.1 根据变压器本身结构可分为无激磁调压或有载调压的双绕组、自耦、三绕组变压器。根据变压器冷却条件可分为油浸自冷，油浸风冷和强油循环风冷变压器。

2.3.2 变压器的主要技术参数有，额定电压，额定容量，空载电流，空载损耗，短路损耗，阻抗电压，额定频率，绝缘水平，相数，连接组代号，设备种类，冷却方式等。

3 电力变压器的安装及大修试验项目包括下列内容 3.1电力变压器的安装及大修项目包括下列内容 3.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 3.1.2 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

3.1.3 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修； 3.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

3.1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 3.1.6 安全保护装置的检修； 3.1.7 油保护装置的检修； 3.1.8 测温装置的校验；

3.1.9 操作控制箱的检修和试验；

3.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修； 3.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 3.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 3.1.13 变压器油的处理或换油； 3.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆； 3.2电力变压器安装及检修时的试验项目

3.2.1 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻。 3.2.2 有载调压切换装置的检查和试验。 3.2.3 测量绕组连同套管的直流电阻。 3.2.4 检查所有分接头的变压比。

3.2.5 检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性。 3.2.6 测量绕组连同套管的绝缘电阻，吸收比或极化指数。 3.2.7 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg 。 3.2.8 测量绕组连同套管的直流泄漏电流。 3.2.9 绕组连同套管的交流耐压试验。

3.2.10 气体继电器校验，包括有载调压装置的气体继电器。 3.2.11 变纯瓷套管的试验。

3.2.12 变压器本体及升高座电流互感器试验。 3.2.13 绝缘油试验。 4 作业准备和条件

4.1 检修前的准备工作

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4.1.1 查阅档案了解变压器的运行状况

4.1.1.1 运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况； 4.1.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况； 4.1.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案；

4.1.1.4 查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况； 4.1.1.5 检查渗漏油部位并作出标记；

4.1.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目。 4.1.2施工场地要求

4.1.2.1 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行； 4.1.2.2 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施式电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。 4.2 作业人员配备表见下表1

表1 作业人员配备表 试验工 检修工 高级 中级 初级 高级 中级 初级工 2（人） 1-2（人） 1-2（人） 2（人） 4－5（人） 6－8（人） 4.3 作业用仪器、仪表及材料见下表2 4.4 应有稳定的，不间断的交流380V电源。

4.5 变压器安装作业达GBJ147-90《电气装置安装工程施工及验收规范》的标准时，方可进行试验作业。

4.6 作业场地应平整清洁，道路应畅通无阻。 4.7 作业应在天气晴朗干燥的环境下进行。 5 作业进度及作业流程图 5.1 作业进度 5.2 作业流程图 6 作业方法及工艺要求

6.1检修工作中的注意事项

6.1.1变压器的解体检修与组装

6.1.1.1. 解体检修和组装时的注意事项

6.1.1.2. 拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 6.1.1.3. 拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。 6.1.1.4. 冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密

封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其它防潮密封措施）。

6.1.1.5. 套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式

套管应垂直放置。

6.1.1.6. 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。

6.1.1.7. 对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，

直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。

6.1.1.8. 拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；折卸有载

分接开关时，分接头应置于中间位置（或按制造厂的规定执行）。

6.1.1.9. 组装后的变压器各零部件应完整无损。 6.1.1.10. 认真做好现场记录工作。 6.1.2 检修中的起重和搬运

6.1.2.1 起重工作及注意事项

6.1.2.1.1 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；

6.1.2.1.2 根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重起、钢丝绳、吊环、

U型挂环、千斤顶、枕木等；

6.1.2.1.3 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；

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6.1.2.1.4 如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；

6.1.2.1.5 起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱

角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；

6.1.2.1.6 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套； 6.1.2.1.7 起吊或落回钟罩（或器身）时，四角应系统缆绳，由专人扶持，使其保持平稳； 6.1.2.1.8 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；

6.1.2.1.9 起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间

保持一定的间隙，防止碰伤器身；

6.1.2.1.10 当钟罩（或器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取

支撑等防止坠落措施；

6.1.2.1.11 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止

倾斜损坏瓷件；

6.1.2.1.12 采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与

临近带电设备的安全距离，并设专人监护。

6.1.2.2 搬运工作及注意事项

6.1.2.2.1 了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予

以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。

6.1.2.2.2 了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保

安全通过。

6.1.2.2.3 变压器在厂（所）内搬运或较长距离搬运时，均应绑扎固定牢固，防止冲击震

动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h（或按制造厂说明书的规定）。

6.1.2.2.4 利用千斤顶升（或降）变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应

垂直诱因 千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。

6.1.2.2.5 在使用千斤顶升（或降）变压器时，应随升（或降）随垫木方和木板，防止千

斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升（或降），应分别轮流工作，注意变压器两则高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。

6.1.2.2.6 变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部

应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其坚固性。

6.1.2.2.7 采用专用托板、滚杠搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置为便

于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用溢杠调整角度，防止滚杠弹出伤人。

6.1.2.2.8 为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。

6.1.2.2.9 采用滑轮组牵引变压器时，工作人员必需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或接

断伤人。

6.1.2.2.10 变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。 6.1.2.2.11 充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始

终保持正压，氮气压力应保持0.01～0.03MPa，露点应在—35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不代于99.99%。 6.2试验工作中的注意事项

6.2.1 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻时，应测量可接触到的穿芯螺栓，扼铁夹件及绑扎钢带对铁扼、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。测量时应将铁芯接地片打开，使用2500V兆欧表测量，持续时间为1min应无击穿及闪络现象。测量时应对穿芯螺栓进行编号并标明编号方向，以便于检修人员进行比较，对无穿芯螺栓及绝缘事绑扎式变压器只测量铁芯对地、轭铁对地、轭铁对铁芯的绝缘电阻值或按照出厂试验报告中的项目进行测量。变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应测量套管对变压器外壳的绝缘电阻值。测量完毕后，应多次放电。测试方法及测试接线附录B。

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表2 作业用仪器、仪表及材料表 名 称 型 号 数量 备 注 兆欧表 3121、GZ-8 1（块） DT-890 万用表 1（块） SR-90 有载开关参数测试仪 1（套） 2540 直流电阻测试仪 1（台） M2000 介质测试仪 1（台） BBC-V 变压器组别变比速测仪 1（台） EGS-X60 直流高压发生器 1（套） ZY-93 绝缘油自动测试仪 1（套） XZ-1 相序表 1（块） 电源板 1（块） 电源线、测试线 200（m） 2 接地线 裸铜线截面≥4mm 30（m） 塑料带 2（盘） 安全绳 30（m） 6.2.2 有载调压切换装置的检查和试验 6.2.2.1 有载调压装置整体调试

在安装作业人员将调压开关操作箱与调压开关及传动部件连接好后，方可进行装置整体调试作业，调试前应仔细阅读调压装置说明书和有关的设计图纸，调试作业应先手动调试到符合制造厂各项技术要求后，方可进行电动调试检查作业。

a）手动进行操作机构与有载分接开关联动调整。

用厂家提供的手柄对三相一体或独立分相式调压开关任选一档，按1—N方向摇动，待切换开关发出动作响声，档位数字显示盘与绿色带盘在显示窗中间位置时为止，记录全过程摇动的圈数为A。然后再向相反方N-1重复上述方法，并记录全过程摇动的圈数为B。当A=B时则说明操作机构与调压开关与机构分离后，用手柄向多圈数方向摇动[1/2（A-B）]圈后，将垂直连杆上好，再按上述步骤进行正反方向摇动校正室A=B圈数时为止。对独立分相式调压开关，应将三相开关动作因数的差值调整到最小，并按上述作业进行动作因数A=B的调整。

动作圈数调整好后，应再选2档进行检查动作圈数应相同。然后从1-N和N-1进行档位数显盘和绿带盘进行检查，数字显示应正确并符合1-N和N-1顺序，每档数字都应在显示窗中间位置。同时应检查调压开关上部档位数显器数字与操作箱中档位数字应一致。

上述各项调整好后应进行机械限位性能检查，将有载调压开关摇动1或N位置时继续摇动手柄，只有操作机构本体部分传动器件转动，而垂直连杆不转动（调压开关也不动）时，表明机械限位动作正常，否则应与厂方代表共同进行调整后，重新进行限位动作检查。

b）有载调压开关电动调试。

调试前作业人员应熟悉调压装置电气控制回路设计图和制造厂提供的调压装置电气控制回路图，并按上述图纸对调村机构箱内电气回路进行检查，电气回路与接线端子与图纸相条款时方可进行作业，作业用电源相序应与图纸相符。

作业用电源应相序器校准后，按照图纸标明的端头接入操作箱中相应的端子，操作电源接好后，先检查电气闭锁部分是否正确可靠。

接好操作电源合上电源开关（机构箱内）后，按动紧急跳闸按钮电源开关（接触器）应动作断开操作电源，开关在最低档位或最高档位时，按动1-N或N-1按钮开关应不动，手柄插入转轴按压1-N或N-1按钮开关均都短路接地，测量前应将被测绕组短路放电，为保证测量数值的准确性，测试前，用兆欧表电池检测开关检查兆欧表电源电池的电压是否满足使用要求，达不到要求时应更换电池。

b）测试时先将被测绕组与兆欧表的L端连接好，启动兆欧表后再将表的E端与接地部位相连接，并同时自动开始记录测试时间至60″时，读取绝缘电阻值。测试接线见附录B。

c）当测量时的温度与出厂试验温度不同时，应对测量的数值按照温度换算系数进行修正后与出厂试验值进行比较。

d）吸收比是指R60″/R15″之比，按照绝缘电阻测量顺序及部位表和出厂试验报告中的项目

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进行。测试结线与绝缘电阻测量相同，只是测量时间为R15 与R60。

e）极化指数是指R10min/R1min之比，测试接线与绝缘电阻测量相同，只是测量时间为R1min与R10min。测试项目按照绝缘电阻测量部位及测量顺序表和出厂试验报告中的项目进行。测量完毕后，应多次放电。

f）上述a、b、c项目的测量应按照GB50150-91标准中有关规定和指导书中第6条“质量检定标准”的条款要求执行。

6.2.3 绕组连同套管的介质损耗正切值tgδ的测量。

6.2.3.1 测量变压器绕组的介损tgδ值时，使用M2000介质测试仪，测试接线见附录D，介持损耗角正切值tgδ（%）测量部位见下表4。

如果表4测试部位与产品出厂报告不符时，应按产品出厂试验报告中所列部位位进行测量。 6.2.3.2 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表5数值换算到同一温度时的数值进行比较。

当测量时的温度差不是表中所列数值时，换算系数A可按下式计算：A=1.3K/10校正到20℃时的介损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，tgδ=A

式中tgδ为校正到20℃时的介损值，tgδ为在测量温度下的介损值。

6.2.3.3 测量的介损 值应符合GB50150-91和指导书第6条“质量检验标准”中的规定。 6.2.4 测量绕组连同套管的直流泄漏电流。

6.2.4.1 直流泄漏电流测量，用GES-X型直流高压试验器进行测量，双绕组和三绕组变压器测量泄漏电流的顺序与部位如下表6：

如果测试部位与产品出厂试验报告不符时，应按产品出厂报告中所测试部位进行测量。 6.2.4.2 测试时施加的试验电压达到1min时，在高压读取泄漏电流值，试验电压应符合下表7中的规定。

6.2.4.3 泄漏电流值不宜超过指导书等6条“质量检定标准”条款的规定。测量接线见附录B。 6.3 绕组连同套管的交流耐压试验见交流耐压试验作业指导书。 6.4 气体继电器校验（包括有载调压装置的气体继电器）。

a）气体继电器检验委托电力行业专检单位按照GB50150-91标准规定进行校验。

b）校验后的继电器壳体、玻璃窗、出线端子，探针和波纹管等应完好，各焊缝处应焊接良好、无漏焊。

c）检查放气阀，控针操作应灵活，按下探针检查运输 和于跳闸回路的正确性。继电器上的箭头应指向储油柜。

d）出线端子对地及出线端子间，应用2500V兆欧表进行1min介质强度试验，同时检查绝缘电阻值不应小于300MΩ。

6.5 非纯瓷套管的试验见“套管试验作业指导书”。

6.6 变压器本体及升高座电流互感器试验见《电流互感器试验作业指导书》。

表4 介质损耗角正切值tgδ（%）测量部位表 双绕组变压器 三绕组变压器 序号 加压 接地 加压 接地 1 高压 低压+铁芯 高压 中压+低压+铁芯 2 低压 高压+铁芯 中压 高压+低压+铁芯 3 高压+低压 铁芯 低压 高压+中压+铁芯 4 高压+低压 中压+铁芯 5 高压+低压 低压+铁芯 6 低压+中压 高压+铁芯 7 高压+中压+低压 铁芯 表5 介质损耗正切值tgδ（%）温度换算系数表 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 温度差K 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 换算系数A 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值 第 5 页 共 32 页

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