高厂变常规试验作业指导书.docx
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高厂变常规试验作业指导书
辽宁大唐国际锦州热电有限责任公司发布
高厂变
检修常规试验作业指导书
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专业校对
监理校对
批准
签字
日期
签字
日期
签字
日期
签字
日期
3安全提示．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．3
5.1现场准备4
6.1.1试验准备.............................................................5
6.1.2试验方法.5
6.1.3试验结果的判断分析5
6.2高、低压绕组连同套管的直流泄漏及直流耐压试验5
6.2.1试验准备5
6.2.2试验方法5
6.2.3试验结果的判断分析5
6.3高、低压绕组连同套管的介质损耗试验6
6.3.1试验准备6
6.3.2试验方法6
6.3.3试验结果的判断分析6
6.4高、低压套管的介质损耗试验6
6.4.1试验准备6
6.4.2试验方法6
6.4.3试验结果的判断分析7
6.5高、低压套管末屏的绝缘试验7
6.5.1试验准备7
6.5.2试验方法7
6.5.3试验结果的判断分析7
6.6高、低压套管末屏的介质损耗试验7
6.6.1试验准备7
6.6.2试验方法7
6.6.3试验结果的判断分析7
6.7高、低压绕组直流电阻试验8
6.7.1试验准备8
6.7.2试验方法8
6.7.3试验结果的判断分析8
6.8高厂变铁心、夹件对地绝缘电阻试验8
6.8.1试验准备8
6.8.2试验方法8
6.8.3试验结果的判断分析9
6.9变压器身绝缘油耐压、油介质损耗试验9
6.9.1试验准备9
6.9.2试验方法9
6.9.3试验结果的判断分析9
7.6试验记录10
7.7工作终结10
8质量验收签证记录11
9质量控制情况总结.16
10检修质量总结16
11对本作业指导书的修订建议16
序：
简要作业工作流程
否
是
否
是
否
是
是
否
是
否
是
否
是
否
是
高厂变检修常规高压试验作业指导书
212 范围
1.1本作业指导书适用范围
本作业指导书规定了高厂变检修常规高压试验工作涉及的技术资料和图纸、安全措施、备品备件、现场准备及工具、工序及质量标准和检修记录等相关的技术标准。
本指导书适用于厂变高、低压绕组、套管、铁心、绝缘油试验工作，高厂变型号：
SFF10-50000/20，试验地点在汽机房南墙外区域。
常规试验的项目为：
对高厂变高、低压绕组连同套管；高、低套管进行绝缘电阻，吸收比、极化指数；直流泄漏及直流耐压、介质损耗、直流电阻，绝缘油击穿电压、介损；铁心、夹件绝缘电阻试验，并对发现的问题进行处理。
1.2质量控制点统计
表1质量控制点统计表
序号
性质
名称
备注
6.1
H1
高、低压绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数试验
6.2
H2
高、低压绕组连同套管的直流泄漏及直流耐压试验
6.3
H3
高、低压绕组连同套管的介质损耗试验
6.4
H4
高、低压套管的介质损耗试验
6.5
H5
高、低压套管末屏的介质损耗试验
末屏对地绝缘电阻大于1000MΩ可不做。
6.6
H6
高、低压套管末屏对地绝缘电阻试验
6.7
H7
高、低压绕组直流电阻试验
6.8
H8
铁心、夹件对地绝缘电阻试验
6.9
H9
器身油击穿电压、油介质损耗试验
2本指导书涉及的文件、技术资料和图纸
■DL474.1-6-92现场绝缘试验实施导则，GB50150电气装置安装工程电气交接试验标准
■Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》
■GB50150电气装置安装工程电气交接试验标准
3安全提示
3.1准备工作中需要注意的事项：
■参加检修的人员进行安全教育和技术培训，达到上岗条件；
■作业组成员的着装要符合规定、精神状态是否良好；
■开工前专业组长要进行安全交底、技术交底，主变与母线拆开有一定的距离以防加压放电；
■变压器上系好安全带，不得上下抛递物件；
3.2施工过程中需要注意的事项：
■对待试变压器绕组充分放电，严格执行《电业安全工作规程》；
■检查工作班成员着装及穿绝缘鞋是否符合规定、精神状态是否良好；
■ 工作前向工作班成员交代现场安全措施、带电部位及其它注意事项；
■试验人员要熟悉变压器环境，避免碰伤和滑倒，加压人员应穿绝缘鞋站在绝缘垫上进行操作；
■加压现场，试验设备周围设遮拦并向外悬挂“止步，高压危险”的警示旗，以防它人误入触电；
■严格按照《电力设备交接和预防性试验规程》规定加压，防止加错压；
■加压人员应匀速加压，杜绝冲击加压加压人员应精力集中并呼唱，发现异常应查明；
3.3验收过程中需要注意的事项：
■直流试验后的绕组对地充分放电不小于五分钟，记录试验数据及分析前后变化情况；
■恢复试验前的设备接线状态，实施“检修自理”安全措施；
3.4修后交接需要注意的事项：
■试验后变压器接线端子上的试验导线拆尽，恢复试验前设备原有接线，做好检修“自理”措施；
■拆接试验线时注意瓷套的安全距离，防止碰伤瓷套表面；
4试验所需材料表2
序号
名称
规格型号
单位
数量
1
酒精温度计
-10℃-100℃误差正负1℃
根
1
2
塑料管
4.0㎜2
米
8
3
加压导线
2.5或4.0
米
6
4
裸铜线
2.5㎜2
米
25
5
加压屏蔽线
6.0㎜2
米
30
6
安全遮栏
专用线制遮拦
米
12
5现场准备及工具
5.1现场准备
□在试验作业现场周围设置好围栏，加压对端有遮栏并有人看护；
□确认试验用220V或380V电源，并接在检修箱；
□准备试验中所用试验规程、资料、原始报告、记录本，并指定专人负责记录；
□组织检修人员学习试验规程、安全规程，特别项目措施；
5.2专用工具
表3
序号
名称
规格型号
单位
数量
1
兆欧表
2500V短路电流大于5mA
块
1
2
放电棒
20MΩ
个
1
3
直流试验装置
60kV、0.5mA
套
2
4
直流电阻测试仪
0.2级40A
台
1
5
秒表
普通
块
1
6
计算器
普通
个
1
7
万用表
05-1.5级数字
块
1
8
介损电桥
电容量、介损精度0.5%、级、1%级
台
1
5.3办理相关工作票
□有关班组办理工作票；
□有关班组办理危险点措施票；
6检修工序及质量标准
6.1高、低压绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数试验（H1）
6.1.1试验准备
□由相关检修班组拆除主变高、低压绕组与母线的连线及中性点连线，并保持安全距离或用绝缘线将母线与主变高、低压绕组隔离；
□记录环境温度、湿度，主变高、低压绕组的上层油温、平均温度，准备上次试验报告、试验规程以便比较，应在上层油温低于50℃时进行；
□测量前用变压器绕组用放电棒对地放电不少于10分钟并且保持套管表面的清洁；
□拆除套管周围的临时接地体如脚手架等，以免形成空间的泄漏电流；
6.1.2试验方法
□将测量绕组各引出端短路，其余各非被试绕组短路接地，逐次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻；
□用兆欧表的火线接主变任意高、低压绕组，地线接主变外壳及地，非被试相短路接地，分别测量主变高、低压绕组对地及绕组之间的十五秒、一分钟；十分钟的绝缘电阻，下一相依次类推；
□吸收比：
每测一相计算十五秒与一分钟绝缘电阻值的比值；极化指数：
十分钟的绝缘电阻值与一分钟绝缘电阻值的比值；
6.1.3试验结果的分析判断
□绝缘电阻数据与上次试验比较应无明显变化，不低于上次值的70%；
□在10℃-30℃时，一分钟的绝缘电阻比上十五秒的绝缘电阻即：
吸收比≥1.3、十分钟的绝缘电阻比上一分钟的绝缘电阻即：
极化指数≥1.5；
□在相近温度（利用式R2=R1×1.5（t1-t2）/10换算）湿度下应综合分析绝缘电阻值变化；
□对于单独套管（不带绕组）主绝缘及电容型套管末屏对地的绝缘电阻110kV以下≥5000MΩ；110kV及以上≥10000MΩ；
H1
6.2高、低压绕组连同套管的直流泄漏及直流耐压试验（H2）
6.2.1试验准备
□按照有关试验规程和主变器绕组的额定电压确定试验电压值一般为额定电压为20kV至35kV时直流试验值20kV；准备原始试验报告，额定电压为66kV至220kV时直流试验值40kV；额定电压为500kV时，直流试验值60kV；
□按照试验设备要求，接好试验线并对试验设备放电十分钟并且进行空加压；
□将测量绕组各引出端短路，其余各非被试绕组短路接地，逐次测量各绕组对地和其他绕组间的直流泄漏及直流耐压；
6.2.2试验方法
□（根据试品容量）采用相应成套直流发生器测试绕组直流泄漏及直流耐压试验，绕组直流泄漏及直流耐压同时进行试验，即直流试验过程中达到试验规定值（最高值）读取泄漏电流值后持续一分钟即为直流耐压试验；
□将直流高压加在被试某相或分支绕组，其它相短路接地，从足够低电压升到0.5Un电压值并读取此时稳定的泄漏电流值，直至1.0Un电压值稳定时泄漏电流值；降低到最低试验电压值，跳开电源开关，通过放电棒绕组对地充分放电，然后换其它相，依次类推；
6.2.3试验结果的分析判断
□高、低绕组试验时，每段电压稳定后，泄漏电流表电压表指示没有持续剧烈摆动现象；
□加压到最高试验电压值持续一分钟，泄漏电流不随时间的增加而增加，500kV变压器泄漏电流不大于30uA；
□泄漏电流不应随时间延长而增大，电流表、电压表指示没有持续剧烈摆动现象；
H2
H2
6.3高、低压绕组连同套管的介质损耗试验（H3）
6.3.1试验准备
□按照有关试验规程和变压器绕组的额定电压确定试验电压值准备历次原始试验报告，现场记录本。
□按照试验设备要求，接好试验线并对试验设备进行空加压；
□变压器套管表面应清洁干净；
6.3.2试验方法
□用成套试验装置，采用反接线，被测绕组各引出端短路，其余各非被试绕组短路接地；
□将交流高压导线加在被试绕组，其它绕组短路接地，从足够低电压升到规定试验电压值（绕组电压为10kV及以上时试验电压为10kV；绕组电压为10kV以下时试验电压为绕组额定电压）并读取此时绕组的电容量、介损绕组，然后降电压最低点跳开电源开关，换其它相，依次类推；
6.3.3试验结果的分析判断
□利用公式tg2=tg1×1.3（t1-t2）/10可将不同温度下介损换算到同一温度比较，无明显变化；
□20℃时的介损值不大于以下数值：
500kV≤0.6%、110-220kV≤0.8%、35kV≤1.5%；
H3
6.4高、低压套管的介质损耗试验（H4）
6.4.1试验准备
□由相关检修班组拆除套管末屏与地的连线，末屏绝缘表面应清洁干净；
□记录环境温度、湿度，主变高、低压绕组的上层油温、平均温度，准备上次试验报告、试验规程以便比较，应在上层油温低于50℃时进行；
□拆除套管周围的临时接地体如脚手架等，以免形成空间的干扰网络；
6.4.2试验方法
□用成套试验装置，采用正接线，被测套管绕组各引出端短路，其余各非被试绕组短路接地；
□将交流高压导线加在被测试套管绕组端子上且短路，被测套管末屏接电桥信号线，从足够低电压升到规定试验电压值（绕组电压为10kV及以上时试验电压为10kV；绕组电压为10kV以下时试验电压为绕组额定电压）并读取此时绕组的电容量、介损绕组，然后降电压最低点跳开电源开关，换其它套管，依次类推；
6.4.3试验结果的分析判断
□利用公式tg2=tg1×1.3（t1-t2）/10可将不同温度下介损数值换算到同一温度下比较，无明显变化；
□20℃时的介损值不大于以下数值运行中对于油纸电容型额定电压为20-35kV：
介损值≤1.0%，额定电压为220kV-500kV、介损值≤0.8%；交接时对于油纸电容型额定电压为20-35kV：
介损值≤0.7%，额定电压为220kV-500kV、介损值≤0.5%；
□所测电容型套管的电容值与出厂值或上次试验值比较应小于正负5%；否则查明原因；
H4
6.5高、低压套管末屏的介损试验（H5）
6.5.1试验准备
□按照有关试验规程确定试验电压值为2kV，准备历次原始试验报告；
□按照试验设备要求，接好试验线并对试验设备进行空加压；
□套管末屏小套管表面应清洁干燥；
6.5.2试验方法
□用成套试验装置，采用反接线，被测绕组各引出端短路，其余各非被试绕组短路接地；
□将交流高压导线加在被试套管末屏，其它套管绕组出线端子短路接地，从足够低电压升到规定试验电压值2kV并读取此时套管末屏的电容量、介损值，然后降电压最低点跳开电源开关，换其它相，依次类推；
6.5.3试验结果的分析判断
□当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的介损值；加2kV其值不大于2%；
H5
6.6高、低压套管末屏的绝缘电阻试验（H6）
6.6.1试验准备
□由相关检修班组拆除套管末屏与地的连线，末屏绝缘表面应清洁干净；
□记录环境温度、湿度，主变高、低压绕组的上层油温、平均温度，准备上次试验报告、试验规程以便比较，应在上层油温低于50℃时进行；
□拆除套管周围的临时接地体如脚手架等，以免形成空间的干扰泄漏电流对测试的影响；
6.6.2试验方法
□用2500V摇表测试末屏对套管的主绝缘及地的绝缘电阻；
□将摇表高压导线加在被试套管末屏，其它套管主绝缘绕组出线端子短路接地测量一分钟的绝缘电阻，停电后放电换另一相，依次类推；
6.6.3试验结果的分析判断
□用2500V摇表测试电容型套管末屏对地绝缘电阻不低于1000MΩ
H6
6.7高、低压绕组直流电阻试验试验（H7）
6.7.1试验准备
□由相关检修班组拆除厂变高、低压绕组与母线的连线及中性点连线，并保持安全距离或用绝缘线将母线与主变高、低压绕组隔离；
□记录环境温度、湿度，主变高、低压绕组的上层油温、平均温度，准备上次试验报告、试验规程以便比较，应在上层油温低于50℃时进行；
□测量前用变压器绕组用放电棒对地放电不少于10分钟并且保持套管表面的清洁；
□拆除套管周围的临时接地体如脚手架等，以免形成空间的泄漏电流；
6.7.2试验方法
□采用40安培大电流恒流源电桥法，进行测量；
□试验接线为直流电桥原理接线四端子法；
6.7.3试验结果的分析判断
□对于1.6MVA以上的变压器，各相绕组直阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%，中性点未出的绕组线间差别应不大于三相平均值的1%；
□对于1.6MVA及以下的变压器，各相绕组直阻相互间的差别，不大于三相平均值的4%中性点引出的绕组线间差别应不大于三相平均值的2%；
□在相同温度下（按公式R=R1（T+t2）/（T+t1）将测量值换算到同一温度（其中R1R2分别为在温度t1t2下的直阻值，T为电阻温度常数，铜线为235）
□根据变压器历次试验数据三相平衡率与所测数据平衡率比较无明显变化，即使小于规定值也不能简单判断合格，应综合判断；当超过1%应引起注意；
H7
6.8铁心、夹件对地绝缘电阻试验（H8）
6.8.1试验准备
□确认厂变铁心、夹件与地的连片断开；
□将高、低绕组出线端子短路接地；
6.8.2试验方法
□用2500伏兆欧表分别测量铁心、夹件小套管一分钟对地、之间的绝缘电阻；
6.8.3试验结果的分析判断
□220kV及以上的变压器的绝缘电阻不低于500MΩ；
□220kV以下的其它变压器不低于10MΩ；
H8
6.9厂变器身绝缘油耐压、介损试验（H8）
6.8.1试验准备
□在湿度小于40%，清天，风力小于2-3级采油；
□准备齐全足够的500mL的棕色磨口瓶子并且标记所采油样名称；
6.9.2试验方法
□采用成套介损、油耐压仪器进行试验；
□将采集的油放入仪器中静止20分钟，待油中汽泡没有后，分别进行油耐压、介损试验；
□油耐压每间隔五分钟进行一耐压试验，共进行三至五次；
□油介损试验，先行对油静止20分钟，待油中汽泡没有后，加温油到90℃进行油介损试验；
6.9.3试验结果的分析判断
□
设备额定电压
运行
投入设备前、后的油
15kV以下
≥25kV
≥30kV
15-35kV
≥30kV
≥35kV
110-220kV
≥35kV
≥40kV
500kV
≥50kV
≥60kV
□
设备额定电压
运行
投入设备前、后的油
220kV-500kV
≤2
220-500kV
注入前：
≤0.5%
220kV及以下
注入后：
≤1.0%
500kV
注入后：
≤1.0%
H9
7.6试验记录（见班组试验报告）
7.7工作终结
8质量验收签证记录
流程序号
开工时间：
竣工时间：
计划工时：
实际工时：
验证签字及日期
项目
质量标准
验收记录
W/H点
操作人
车间
设备部
监理
6.1
高、低压绕组连同套管的绝缘电阻试验
⑴绝缘电阻数据与上次试验比较应无明显变化，不低于上次值的70%；
⑵ 在10℃-30℃时，一分钟的绝缘电阻比上十五秒的绝缘电阻即：
吸收比≥1.3、十分钟的绝缘电阻比上一分钟的绝缘电阻即：
极化指数≥1.5；
⑶ 在相近温度（利用式R2=R1×1.5（t1-t2）/10换算）湿度下应综合分析绝缘电阻值变化；
⑷ 对于单独套管（不带绕组）主绝缘及电容型套管末屏对地的绝缘电阻110kV以下≥5000MΩ；110kV及以上≥10000MΩ；
H1
6.2
高低压绕组连同套管的直流泄漏电流及直流耐压试验
⑴高、低绕组试验时，每段电压稳定后，泄漏电流表电压表指示没有持续剧烈摆动现象；
⑵加压到最高试验电压值持续一分钟，泄漏电流不随时间的增加而增加，500kV变压器泄漏电流不大于30uA；
⑶泄漏电流不应随时间延长而增大，电流表、电压表指示没有持续剧烈摆动现象；
H2
6.3
高、低压绕组连同套管的介质损耗试验
⑴ 利用公式tg2=tg1×1.3（t1-t2）/10可将不同温度下介损换算到同一温度比较，无明显变化；
⑵20℃时的介损值不大于以下数值：
500kV≤0.6%、110-220kV≤0.8%、35kV≤1.5%；
H3
6.4
高、低压绕组套管的介质损耗试验
⑴ 利用公式tg2=tg1×1.3（t1-t2）/10可将不同温度下介损数值换算到同一温度下比较，无明显变化；
⑵ 20℃时的介损值不大于以下数值运行中对于油纸电容型额定电压为20-35kV：
介损值≤1.0%，额定电压为220kV-500kV、介损值≤0.8%；交接时对于油纸电容型额定电压为20-35kV：
介损值≤0.7%，额定电压为220kV-500kV、介损值≤0.5%；
⑶ 所测电容型套管的电容值与出厂值或上次试验值比较应小于正负5%；否则查明原因；
H4
6.5
高、低压套管末屏的介质损耗试验
当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的介损值；加2kV其值不大于2%；
H5
6.6
高、低压套管末屏的绝缘电阻试验
用2500V摇表测试电容型套管末屏对地绝缘电阻不低于1000MΩ
6.7
高、低压绕组直流电阻试验
⑴对于1.6MVA以上的变压器，各相绕组直阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%，中性点未出的绕组线间差别应不大于三相平均值的1%；
⑵对于1.6MVA以上的变压器，各相绕组直阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%，中性点未出的绕组线间差别应不大于三相平均值的1%；
⑶在相同温度下（按公式R=R1（T+t2）/（T+t1）将测量值换算到同一温度（其中R1R2分别为在温度t1t2下的直阻值，T为电阻温度常数，铜线为235）
⑷根据变压器历次试验数据三相平衡率与所测数据平衡率比较无明显变化即使小于规定值也不能简单判断合格，应综合判断；当超过1%应引起注意；
6.8
铁心、夹件对地的绝缘电阻试验
⑴220kV及以上的变压器的绝缘电阻不低于500MΩ；
⑵220kV以下的其它变压器不低于10MΩ；
6.9
厂变器身绝缘油耐压、介损试验
设备额定电压运行中投入设备前后的油
15kV以下≥25kV ≥30kV
15-35kV≥30kV≥35kV
110-220kV≥35kV ≥40kV
500kV≥50kV≥60kV
投入设备前、后的油
≥30kV
≥35kV
≥40kV
≥60kV
设备额定电压运行中投入设备前后的油
220kV-500kV≤2
220-500kV注入前：
≤0.5%
220kV及以下注入后：
≤1.0%
500kV注入后：
≤1.0%
投入设备前、后的油
注入前：
≤0.5%
注入后：
≤1.0%
注入后：
≤1.0%
9质量控制情况总结
（详细记录各质量点质量验收情况、存在的问题、不足及不符合项的评价及建议等）
10检修质量总结
（记录修前、修后性能对比、检修质量总体评价及经验总结等）
11作业指导书的修订建议
（记录阅读、使用中发现的问题及完善建议）
表5修订建议
序号
修订位置（第×页）
修订建议记录
（如有图纸等可另加附页）
建议人
记录时间
（年月日）
1
2
3
4
5
1.置换氢气工作应在转子静止（必要时盘车）状态下进行
2.搬运氮气时要小心轻放，防止碰坏瓶嘴，充气时气瓶要立放，瓶嘴不准正
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