220千伏及以上变压器油浸式电抗器现场验收规范.docx
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220千伏及以上变压器油浸式电抗器现场验收规范
浙江省电力公司发布
2005-10-15实施
2005-08-30发布
220千伏及以上变压器、油浸式电抗器
现场验收规范
Q/ZDJ28—2005
Q/ZD
浙江省电力公司企业标准
目次
前言II
1范围1
2电力变压器1
3油浸式电抗器6
附录A（规范性附录）220kV及以上变压器、500kV油浸式电抗器现场验收记录卡10
参考文献．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．83
1前言
为加强变电设备现场验收管理，进一步规范变电设备现场验收工作，严格控制好电气设备安装调试质量，确保新设备投入电网的安全运行，提高供电可靠性，特制定本标准。
本标准的附录A是规范性附录。
本标准由浙江省电力公司生产部、基本建设部共同提出。
本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。
本标准主要起草单位：
浙江省电力公司生产部、基本建设部、金华电业局。
本标准主要起草人：
楼其民、应高亮、周兴扬、赵寿生、顾克拉、何勇
本标准由浙江省电力公司生产部负责解释。
220千伏及以上变压器、油浸式电抗器现场验收规范
11 范围
本标准规定了220kV及以上变压器、油浸式电抗器新设备竣工验收的项目和标准。
本标准适用于220kV及以上变电工程的变压器、油浸式电抗器的新设备竣工验收。
110kV及以下同类设备可参照执行。
12 电力变压器
12.1 本体和附件的安装
12.1.1 本体就位
a）变压器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合；
b）变压器顶盖沿气体瓦斯继电器气流方向有1%~1.5%的升高坡度（制造厂家不要求的除外）；
c）与封闭母线连接时，其套管中心应与封闭母线中心线相符；
d）装有滚轮的变压器，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。
12.1.2 整体密封
整体密封，储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03Mpa压力,试验持续时间为24h（或静压试漏），本体和附件等各部位应无渗漏。
12.1.3 冷却装置
a）冷却装置在安装前用气压或油压进行密封检查试验，散热器、强迫油循环风冷却器持续30min应无渗漏；
b）风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；电动机电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线；
c）管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；
d）油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象；密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）；
e）备用、辅助冷却器能按规定投入；
f）油流继电器密封良好、动作可靠；
g）拉开冷却器工作电源后备用电源能自动投入、信号正确。
12.1.4 储油柜
a）储油柜密封良好各部位均无渗油现象，呼吸应畅通；
b）油位表应干净、无油污、指示正确（油位表指示按油位曲线应与实际温度相符）；油位指示应与实际油位相符；
c）阀门开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象。
12.1.5 升高座和套管电流互感器
a）放气塞位置应在升高座最高处；
b）电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化；
c）电流互感器二次引线各接线螺栓紧固接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm；
d）检查二次引出端正确性，变比与实际相符；
e）电流互感器每个二次绕组必须有一点可靠接地，并且只能有一点接地；二次备用绕组经短接后可靠接地；
f）敞开式二次接线盒应有防小动物的措施。
12.1.6 套管
a）瓷套表面清洁无裂缝、伤痕；
b）套管固定可靠、各螺栓受力均匀,无渗油现象；
c）充油套管无渗油，油位指示正常；
d）电容套管末屏接地可靠；
e）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。
引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
12.1.7 气体继电器
a）气体继电器应解除运输用的固定，气体继电器内无异物。
其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好；
b）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；
c）气体继电器应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩；
d）气体继电器应校验合格；
e）轻、重气体继电器动作模拟试验正确；
f）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆；
g）气体继电器的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
12.1.8 压力释放阀装置
a）压力释放装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好；
b）压力释放装置微动开关动作正确；
c）压力释放装置动作压力试验合格；
d）压力释放装置的电接点动作可靠、信号正确，接点和回路绝缘良好；
e）压力释放装置的发信指示应便于运行中监视；
f）压力释放阀的电缆引线在释放阀侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
12.1.9 无载分接开关
a）档位指示器清晰，操作灵活、切换正确，三相必须在同一档位上；
b）机械操作闭锁装置的止钉螺栓固定到位；
c）机械操作装置应无锈蚀并涂有润滑脂；
d）操作无载分接开关在最高、低挡时到极限位置正、反两个方向操作圈数误差应符合产品出厂要求。
12.1.10 有载分接开关
a）传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象；传动机构的磨擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂；
b）电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；
c）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁动作正确可靠；
d）切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合产品出厂要求；
e）切换装置在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确；
f）电动机构箱上的档位指示与本体分接开关分接位置指示与监控上分接开关分接位置指示三者指示正确一致；
g）分接开关的压力释放装置完好无损。
采用防爆膜的压力释放装置，防爆膜上面应用明显的警示标志。
采用压力释放阀的按2.1.8要求；
h）分接开关油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显；
i）单相有载调压变压器组进行分接变换操作时应采用三相同步远方或就地电气操作并有失步保护；
j）分接开关带电滤油装控制回路、油泵等电气回路接线正确可靠；
k）分接开关带电滤油装置的工作条件（进入滤油状态）按要求设定，动作正确；
l）分接开关带电滤油装置运行时应无异常的振动和噪声，压力符合说明书要求；
m）分接开关带电滤油装置各管道连接处密封良好，无渗油。
12.1.11 吸湿器
a）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，管道应畅通；
b）吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
12.1.12 测温装置
a）温度计应进行校验，接点动作正确，导通良好；绕组温度计应根据制造商的规定进行整定；
b）就地和远方温度计指示值应基本一致；
c）顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好，无渗油现象；闲置的温度座也应密封，不得进水；
d）膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm；
e）记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。
12.1.13 净油器
a）滤网安装方向应正确并在出口侧，油流方向应正确；
b）上下阀门均应在开启位置，各连接管道无渗油。
12.1.14 本体、中性点和铁芯接地
a）主变本体下油箱接地体应有二根在不同位置分别引向不同地点的水平接地体。
单根的规格应满足设计的要求；
b）主变本体上、下油箱接地引线螺栓紧固，接触良好；
c）110kV及以上绕组的中性点接地引下线的规格应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体；
d）铁芯接地引下线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引下线可靠接地。
12.1.15 控制箱
a）控制箱外壳接地体应符合设计要求，接地可靠；
b）控制回路各引线、接线螺栓应紧固接线可靠、引线裸露部分不大于5mm；连接导线截面符合设计要求、标志清晰；
c）控制箱内各元件应符合设计要求；
d）各继电器整定符合设计要求；
e）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物；
f）交直流回路应按有关规定分开。
12.1.16 其他
a）所有导气管外表应无异常，各连接处密封良好；
b）变压器各部位均无残余气体；
c）各二次电缆排列应整齐，均应有保护措施，接线盒和电缆管道密封良好；
d）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门开闭应正确，且开、关位置标色清晰，指示正确；
e）事故排油设施完好，消防设施齐全；
f）变压器整体油漆均匀完好，相色正确；
g）进出油管标识清晰、正确；
h）铭牌标注应正确。
12.2 交接试验项目和要求
12.2.1 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数
a）绝缘电阻不应低于产品出厂试验值的70%。
当现场测量温度与产品出厂试验时测量温度不相同时，可按表1换算到同一温度时的数值进行比较；
表1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:
表1中K为实测温度减去20℃的绝对值，当温度差不是表1中所列的数值时其换算系数A可用线性插入法确定。
b）吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3；
c）极化指数与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.5；
12.2.2 测量绕组连同套管的介损
被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%。
当现场测量温度与产品出厂试验时测量温度不相同时，可按表2换算到同一温度时的数值进行比较。
表2油浸式电力变压器介损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:
表2中K为实测温度减去20℃的绝对值，当温度差不是表2中所列的数值时其换算系数A可用线性插入法确定。
12.2.3 测量绕组连同套管的直流泄漏电流
试验电压标准应符合表3的规定，其泄漏电流值不应超出表4的规定。
表3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）
6～15
20～35
110～220
500
直流试验电压（kV）
10
20
40
60
表4油浸式电力变压器直流泄漏电流参考值
额定电压（kV）
试验电压（kV）
在下列温度时绕组泄漏电流的允许值（uA）
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
6～15
10
22
33
50
77
112
166
250
356
20～35
20
33
50
74
111
167
250
400
570
110～220
40
33
55
74
111
167
250
400
570
500
60
20
30
45
67
100
150
235
330
注:
表4中当温度不是表4中所列的数值时可用线性插入法确定。
12.2.4 铁芯对地绝缘电阻
铁芯对地绝缘电阻和上夹件有单独引出的对地绝缘电阻不应低于出厂值的70%。
12.2.5 测量绕组连同套管的直流电阻
a）测量各相各档的直流电阻，同档各相测得直流电阻值相间相互差值应小于三相平均值的2%；线间测得直流电阻值相互差值应小于三相平均值的1%；
b）现场变压器所测的直流电阻值，与同温度下产品出厂实测值比较相应变化不应大于2%；
c）由于变压器结构原因差值超过2.2.5中“a）”时，可按2.2.5中“b）”执行。
12.2.6 变比测量
测量所有分接头的变压比，与出厂实测数据相比应无明显差别，且应符合变压比的变化规律。
其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%；其它分接头位置时为±1.0%。
12.2.7 组别和极性试验
测试变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
12.2.8 单套管绝缘电阻试验
a）绝缘电阻测试：
主绝缘与出厂实测数据相比应无明显差别；末屏绝缘电阻应采用2500kV摇表测量其绝缘电阻值不应低于1000MΩ；
b）单套管介损试验：
电容式油浸纸绝缘tgδ≯0.7%。
电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂值相比，其差值应在±10%范围内。
12.2.9 绕组连同套管的局部放电试验：
220kV、500kV的主变压器现场必须进行局部放电试验。
实测放电量应满足技术合同的要求，没有签订技术合同的应符合下列规定：
a）预加电压为Um（设备的最高电压有效值）；
b）测量电压在1.3Um/
下，时间为30min，视在放电量＜300pC；
c）测量电压在1.5Um/
下，时间为30min，视在放电量＜500pC。
12.2.10 本体绝缘油试验：
a）绝缘油电气强度试验：
500kV主变油耐压≮60kV；110～220kV主变油耐≮40kV；
b）水溶性酸pH值≥5.4；酸值mgKOH/g≤0.03；闪点（闭口）10号、25号油≥140℃，45号油≥135℃；
c）绝缘油中微水含量：
500kV主变油中微水含量≯10ppm；220kV主变油中微水含量≯15ppm；110kV主变油中微水含量≯20ppm；
d）绝缘油中含气量：
500kV主变油中含气量≯1%；
e）油色谱分析：
应满足技术合同的要求，无技术合同的应符合下列规定：
氢气H2＜10（ppm）；乙炔C2H2=0（ppm）；总烃∑C1+C2＜20（ppm）。
f）本体油介损90℃时tgδ≯0.5%。
12.2.11 有载调压开关绝缘油
绝缘油油耐压≮40kV。
12.2.12 高压套管绝缘油
a）绝缘油电气强度试验：
500kV套管绝缘油耐压≮60kV；110kV～220kV套管绝缘油耐压≮40kV；
b）绝缘油中微水含量：
500kV套管绝缘油中微水含量≯10ppm；220kV套管绝缘油中微水含量≯15ppm；110kV套管绝缘油中微水含量≯20ppm；
c）绝缘油中含气量：
500kV套管油中含气量≯1%；
d）油色谱分析：
应满足技术合同的要求，无技术合同的应符合下列规定：
氢气H2＜50（ppm）；乙炔C2H2=0（ppm）；总烃∑C1+C2＜10（ppm）。
12.2.13 套管CT试验
a）绝缘电阻：
应与出厂值无明显差别。
b）直流电阻：
应与出厂值无明显差别。
c）变比：
应与铭牌相符。
d）极性：
应与铭牌相符。
e）伏安特性：
应与出厂值无明显差别。
12.2.14 有载调压开关特性试验
a）动作顺序（或动作圈数）：
应符合产品使用说明书中的要求。
b）切换时间：
应符合产品使用说明书中的要求。
12.2.15 绕组连同套管工频交流耐压试验：
a）绕组额定电压为10kV的工频交流耐压试验电压为30kV；
b）绕组额定电压为35kV的工频交流耐压试验电压为72kV；
c）绕组额定电压为110kV的工频交流耐压试验电压为170kV。
d）其他电压等级按出厂试验电压的85%进行。
12.3 竣工资料
变压器竣工应提供以下资料，所提供的资料应完整无缺，符合验收规范、技术合同等要求。
a）变压器订货技术合同（或技术协议）。
b）变压器安装使用说明书、有载分接开关安装使用说明书、无载分接开关安装使用说明书、有载分接开关在线滤油装置安装使用说明书、本体油色谱在线监测装置安装使用说明书、本体瓦斯继电器安装使用说明书、有载分接开关体瓦斯继电器安装使用说明书、冷却器安装使用说明书、温度计安装使用说明书、呼吸器安装使用说明书、油位计安装使用说明书、本体和各附件的合格证。
c）变压器油产地和油号相关资料。
d）出厂试验报告：
本体绝缘和直流电阻试验报告、本体局部放电试验报告、短路、空载试验报告、本体油色谱分析报告、套管油色谱分析报告、本体油质试验报告、套管油质试验报告、本体油介损试验报告、套管绝缘试验报告、套管CT出厂试验报告、温升试验报告、噪声试验报告、有载分接开关出厂试验报告。
e）现场安装报告（包括芯部检查报告、整体密封试验报告）。
f）调试报告：
本体绝缘和直流电阻试验、局部放电试验报告；本体、套管油色谱分析报告；本体、有载分接开关、套管油质试验报告；本体油介损试验报告；套管绝缘试验报告；套管CT试验报告；本体油中含气量试验报告；噪声试验报告；本体瓦斯继电器调试报告；有载调压开关瓦斯继电器调试报告；有载调压开关调试报告；本体油色谱在线监测装置调试报告。
g）变更设计的技术文件、竣工图、备品备件移交清单、专用工器具移交清单。
h）设备开箱记录、设备监造报告、设备运输记录、设计联络会纪要。
12.4 现场验收操作要求及记录
现场验收操作要求及记录按附录A执行。
13 油浸式电抗器
13.1 本体和附件的安装
13.1.1 本体就位
a）电抗器基础应水平，基础中心距与电抗器安装中心距应配合；
b）抗器顶盖沿气体瓦斯继电器气流方向有1%~1.5%的升高坡度（制造厂家不要求的除外）。
13.1.2 整体密封
a）储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03Mpa压力,试验持续时间为24h，应无渗漏。
（或静压试漏）；
b）本体和附件等各部位均无渗漏。
13.1.3 冷却装置
a）散热器在安装前应按制造商的规定的压力值用气压或油压进行密封检查试验，持续30min应无渗漏。
b）管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象。
13.1.4 储油柜
a）储油柜密封良好各部位均无渗油现象，阀门开闭位置正确，呼吸应畅通；
b）油位表干净、无油污、指示正确（油位表指示按油位曲线应与实际温度相符）。
13.1.5 升高座和套管电流互感器
a）放气塞位置应在升高座最高处，电流互感器的铭牌位置面向油箱外侧。
b）电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化。
c）电流互感器二次引线各接线螺栓紧固接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm。
d）检查二次引出端正确性，变比与实际相符。
e）电流互感器每个二次绕组必须有一点可靠接地，并且只能有一点接地；二次备用绕组经短接后可靠接地。
f）敞开式二次接线盒应有防小动物的措施。
13.1.6 套管
a）瓷套表面应清洁无裂缝、伤痕；
b）套管应固定可靠、各螺栓受力均匀，无渗油现象；
c）充油套管无渗油，油位指示正常；
d）电容套管末屏接地应可靠；
e）引线连接可靠、各接触面应涂有电力复合脂。
引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
并应保持相间和对地的安全距离。
13.1.7 气体继电器
a）气体继电器应解除运输用的固定，气体继电器内无异物。
其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好；
b）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；
c）气体继电器应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩；
d）气体继电器应校验合格；
e）轻、重气体继电器动作模拟试验正确；
f）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆；
g）气体继电器的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
13.1.8 压力释放阀装置
a）压力释放装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好；
b）压力释放装置微动开关动作正确；
c）压力释放装置动作压力试验合格；
d）压力释放装置的电接点动作可靠信号正确，接点和回路绝缘良好；
e）压力释放装置的发信指示应便于运行中监视；
f）压力释放阀的电缆引线在释放阀侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
13.1.9 吸湿器
a）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，管道应畅通；
b）吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
13.1.10 测温装置
a）温度计应进行校验，接点动作正确，导通良好；绕组温度计应根据制造商的规定进行整定；
b）就地和远方温度计指示值应基本一致；
c）顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好，无渗油现象；闲置的温度座也应密封，不得进水；
d）膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm；
e）记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。
13.1.11 本体、中性点和铁芯接地
a）电抗器本体下油箱接地体应有两根在不同位置分别引向不同地点的水平接地体。
单根的规格应满足设计的要求；
b）电抗器本体上、下油箱接地引线螺栓紧固，接触良好；
c）中性点接地引下线的规格应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体；
d）铁芯接地引下线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引下线应可靠接地。
13.1.12 其他
a）所有导气管外表无异常，各连接处密封良好；
b）电抗器各部位均无残余气体；
c）各二次电缆排列应整齐，均应有保护措施，接线盒和电缆管道密封良好；
d）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确；
e）事故排油设施完好，消防设施齐全；
f）电抗器整体油漆均匀完好，相色正确；
g）进出油管标识清晰、正确；
h）铭牌标注应正确。
13.2 交接试验项目和要求
13.2.1 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数
a）绝缘电阻不应低于产品出厂试验值的70%。
当现场测量温度与产品出厂试验时测量温度不相同时，可按表5换算到同一温度时的数值进行比较；
表5油浸式电抗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:
表5中K为实测温度减去20℃的绝对值，当温度差不是表5中所列的数值时其换算系数A可用线性插入法确定。
b）吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3；
c）极化指数与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.5。
13.2.2 测量绕组连同套管的介损
被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%。
当现场测量温度与产品出厂试验时测量温度不相同时，可按表6换算到同一温度时的数值进行比较。
表6油浸式电抗器介损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
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