变压器作业指导书终版（通用6篇）
篇1：变压器作业指导书终版
变压器、箱式变电所安装作业指导书
一、适用范围
适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV及以下中小型室内变压器及箱式变电所的安装。
二、施工准备 1技术准备
1.1熟悉图纸资料，弄清设计图的设计内容，注意图纸和产品技术资料提出的具体施工要求。
1.2考虑与主体工程和其他工程的配合问题，确定施工方法。1.3技术交底。施工前要认真听取工程技术人员的技术交底，弄清技术要求，技术标准和施工方法。1.4必须熟悉有关电力工程的技术规范。2设备及材料要求
2.1变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名，额定容量，一、二次额定电压，电流，阻抗电压及接线组别等技术数据。
2.2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。
2.3干式变压器的局放试验PC值及噪声测试器dB(A)值应符合设计及标准要求。
2.4带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定。2.5查验箱式变电所合格证和随带技术文件，箱式变电所应有出厂试验记录。
2.6外观检查。有铭牌，箱门内侧应有主回路线路图、控制线路图、操作程序和使用说明，以及附件齐全，绝缘件无损伤、裂纹，箱内接线无脱落脱焊，箱体完好无损，表面涂膜应完整。
2.7安装时所选用的型钢和紧固件、导线的型号和规格应符合设计要求，其性能应符合相关技术标准的规定。紧固件应是镀锌制品标准件。
2.8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。
2.9其他材料：蛇皮管、耐油塑料管、电焊条、防锈漆、调合漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。
三、施工工艺 1变压器 1.1工艺流程
设备点件检查---变压器二次搬运---变压器稳装---附件安装----变压器吊芯检查及交接试验---送电前检查----送电运行验收。1.2操作工艺(1)设备点件检查
1)设备点件检查应由安装单位、供货单位会同建设单位代表共同进行，并做好记录。2)按照设备清单、施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求，是否齐全，有无丢失及损坏。
3)变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。4)油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即处理。
5)绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。(2)变压器二次搬运
1)变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。最好采用汽车吊吊装，也可采用吊链吊装，距离较长最好用汽车运输，运输时必须用钢丝绳固定牢固，并应行车平稳，尽量减少振动；距离较短且道路良好时，可用卷扬机、滚杠运输。
2)变压器吊装时，索具必须检查合格，钢丝绳必须挂在油箱的吊钩上，上盘的吊环仅作吊芯用，不得用此吊环吊装整台变压器。
3)变压器搬运时，应注意保护瓷瓶，最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住，使其不受损伤。
4)变压器搬动过程中，不应有冲击或严重振动情况，利用机械牵引时，牵引的着力点应在变压器重心以下，以防倾斜，运输倾斜角不得超过15度，防止内部结构变形。
5)用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱专门部位。6)大型变压器在搬运或装卸前，应核对高低压侧方向，以免安装时调换方向发生困难。(3)变压器稳装
1)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，然后用吊链拉人室内合适位置。
2)变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符，允许误差为±25mm，图纸无标注时，纵向按轨道定位，横向距离不得小于800mm，距门不得小于1000mm，并适当使屋内吊环的垂线位于变压器中心，以便于吊芯。
3)变压器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合，装有气体继电器的变压器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1％～1.5％的升高坡度(制造厂规定不需安装坡度者除外)。
4)变压器宽面推进时，低压侧应向外；窄面推进时，油枕侧一般应向外。在装有开关的情况下，操作方向应留有1200mm以上的宽度。
5)油浸变压器的安装，应考虑能在带电的情况下，便于检查油枕和套管中的油位、上层油温、瓦斯继电器等。
6)装有滚轮的变压器，滚轮应能转动灵活，在变压器就位后，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。
7)变压器的安装应采取抗震措施。(4)附件安装 1)气体继电器安装
① 气体继电器安装前应经检验鉴定。
② 气体继电器应水平安装，观察窗应装在便于检查的一侧，箭头方向应指向油枕，与连通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕和气体继电器之间。
③ 打开放气嘴，放出空气，直到有油溢出时将放气嘴关上，以免有空气使继电保护器误动作。
④ 当操作电源为直流时，必须将电源正极接到水银侧的接点上，以免接点断开时产生飞弧。
⑤ 事故喷油管的安装方位，应注意到事故排油时不致危及其他电气设备；喷油管口应换为割划有“+”字线的玻璃，以便发生故障时气流能顺利冲破玻璃。
2)防潮呼吸器的安装
① 防潮呼吸器安装前，应检查硅胶是否失效，如已失效，应在115℃～120℃温度内烘烤8h，使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色，即已失效；白色硅胶，不加鉴定一律烘烤。
② 防潮呼吸器安装时，必须将呼吸盖子上的橡皮垫去掉，使其通畅，并在下方隔离器具中装入适量变压油，起滤尘作用。
3)温度计的安装
① 套管温度计安装，应直接安装在变压器上盖的预留孔内，并在孔内加人适当的变压器油。刻度方向应便于检查。
② 电接点温度计安装前应进行校验，油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度计套筒内，并加适当变压器油；二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件应按厂家说明书位置安装，二次仪表安装在便于观测的变压器护网栏上。软管不得有压扁或死弯，弯曲半径不得小于50mm，富余部分应盘圈并固定在温度计附近。
③ 干式变压器的电阻温度计，一次元件应预埋在变压器内，二次仪表应安装在值班室或操作台上，导线应符合仪表要求，并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。
4)电压切换装置的安装
① 变压器电压切换装置各分接点与线圈的连线应紧固正确，且接触紧密良好。转动点应正确停留在各个位置上，并与指示位置一致。
② 电压切换装置的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。
③ 电压切换装置的传动机构(包括有载调压装置)的固定应牢靠，传动机构的摩擦部分应有足够的润滑油。
④ 有载调压切换装置的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损，触头间应有足够的压力(一般为8～lOkg)。
⑤ 有载调压切换装置转动到极限位置时，应装有机械联锁与带有限位开关的电气联锁。
⑥ 有载调压切换装置的控制箱一般应安装在值班室或操作台上，连线应正确无误并应调整好，手动、自动工作正常，挡位指示正确。
5)变压器连线
① 变压器的一、二次连线、地线、控制管线均应符合国家现行技术标准和施工规范的规定。
② 变压器工作零线与中性点接地线，应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。
③ 变压器中性点的接地回路中，靠近变压器处，宜做1个可拆卸的连接点。
④ 油浸变压器附件的控制导线，应采用具有耐油性能绝缘导线。靠近箱壁的导线，应用金属软管保护并排列整齐，接线盒应密封良好。
(5)变压器吊芯检查及交接试验 1)变压器吊芯检查
① 变压器安装前应做吊芯检查。制造厂规定不检查器身者及就地生产仅做短途运输的变压器，且在运输过程中有效监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者，可不做吊芯。
② 吊芯检查应在气温不低于O℃，芯子温度不低于周围空气温度，空气相对湿度大于75％的条件下进行(器身暴露在空气中的时间不得超过16h)。
③ 所有螺栓应紧固，并应有防松措施。铁芯无变形，表面漆层良好，铁芯应接地良好。
④ 线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。⑤ 线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。⑥ 引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线固定应牢固可靠，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确。
⑦ 测量可接触到的穿芯螺栓、铁轭夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
⑧ 油路应畅通，油箱底部清洁无油垢杂物，油箱内壁无锈蚀。⑨ 芯子检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底油堵将油放净。吊芯过程中，芯子与箱壁不应碰撞。
⑩ 吊芯检查后如无异常，应立即将芯子复位并注油至正常油位。吊芯、复位、注油必须在16h内完成。吊芯检查完成后，要对油系统密封进行全面仔细检查，不得有漏油渗油现象。
2)变压器的交接试验
① 变压器的交接试验应由当地供电部门认可的试验室进行。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的要求、供电部门规定及产品技术资料的要求。
② 变压器交接试验的内容：应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)第6．0．1条的规定。
(6)变压器送电前的检查
1)变压器试运行前，应做全面检查，确认符合试运行条件时方可投入运行。
2)变压器试运行前，必须由质量监督部门检查合格。3)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，且不渗油。③
变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。④
接地线良好，PE、N线的连接点应在变压器处。⑤
通风设施安装完毕，工作正常，事故排油设施完好；消防设施齐备。
⑥
油浸变压器油系统油门应打开，油门指示正确，油位正常。⑦ 油浸变压器的电压切换装置及干式变压器的分接头位置旋转到正常电压挡位。
⑦
保护装置整定值符合设计规定要求；操作联动试验正常。⑧
干式变压器护栏安装完毕；各种标志牌挂好，门装锁。(7)变压器送电试运行验收 1)送电试运行
① 变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，冲击合闸时一般可由高压侧投入。
② 变压器第一次受电后，持续时间不应少于10min，无异常情况。
③ 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。
④ 油浸变压器带电后，检查油系统不应有渗油现象。⑤ 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，干式变压器自动风冷系统应能正常工作并达到设计要求。
⑥ 变压器并列运行前，应核对好相位。⑦ 变压器空载运行24h，无异常情况，方可投入负荷运行。2)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、合格证及安装图纸等技术文件，安装检查及调整记录。
2箱式变压所
2.1工艺流程
测量定位---基础---设备就位---安装---接线---试验---验收 2.2操作工艺(1)测量定位
按设计施工图纸所标注位置及坐标方位、尺寸，进行测量放线。确定箱式变电所安装的底盘线和中心轴线，并确定地脚螺栓的位置。(2)基础型钢安装
1)预制加工基础型钢的型号、规格应符合设计要撼按设计尺寸进行下料和调直，做好防锈处理，根据地脚螺栓位置及孔距尺寸，进行制孔。制孔必须采用机械制孔。
2)基础型钢架安装。按放线确定的位置、标高、中心轴线尺寸控制准确的位置放好型钢架，用水平尺或水准仪找平、找正，与地脚螺栓连接牢固。
3)基础型钢与地线连接，将引进箱内的地线与型钢结构基架两端焊牢。(3)箱式变电所就位与安装 1)就位。
要确保作业场地清洁、通道畅通，将箱式变电所运至安装的位置，吊装时应严格按吊点且充分利用吊环，将吊索穿入吊环内，然后做试吊检查受力，吊索力的部分应均匀一致，确保箱体平稳、安全、准确就位。
2)按设计布局的顺序组合排列箱体。找正两端的箱体，然后挂通线，找准调正，使其箱体正面平顺。
3)组合的箱体找正、找平后，应将箱与箱用镀锌螺栓连接牢固。4)接地。箱式变电所接地应以每箱独立与基础型钢连接，严禁进行串联。接地干线与箱式变电所的N母线及PE母线直接连接，变电箱体、支架或外壳的接地应用带有防松装置的螺栓连接。连接均应紧固可靠，紧固件齐全。
5)箱式变电所的基础应高于室外地坪，周围排水通畅。6)箱式变电所所用的地脚螺栓应螺帽齐全，拧紧牢固，自由安放的应垫平放正。
7)箱壳内的高、低压室均应装设照明灯具。
8)箱体应有防雨、防晒、防锈、防尘、防潮、防凝露的技术措施。
9)箱式变电所安装高压或低压电度表时，必须接线相位准确，应安装在便于查看的位置。
(4)接线 1)高压接线应尽量简单，但要求既有终端变电所接线，又有适应环网供电的接线。
2)接线的接触面应连接紧密，连接螺栓或压线螺栓紧固必须牢固，与母线连接时紧固螺栓应采用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应达到相关规定要求。
3)相序排列应准确、整齐、平整、美观并涂有相序色标。4)设备接线端、母线搭接或卡子、夹板处，明设地线的接线螺栓处等两侧10mm～15mm处均不得涂刷涂料。
(5)试验及验收
1)箱式变电所应进行电气交接试验。变压器应按本节所涉及变压器试验的相关规定进行试验。
2)高压开关、熔断器等与变压器组合在同一个密闭的油箱内的箱式变电所，其高压电气交接试验必须按随带的技术文件执行。
3)低压配电装置的电气交接试验
① 对每路配电开关及保护装置核对规格型号，必须符合设计要求。
② 测量线间和线对地间绝缘电阻值大于0.5MΩ。当绝缘电阻值大于10MΩ时，用2500V兆欧表摇测1min，无闪络击穿现象。当绝缘电阻值在0.5～10MΩ之间时，做1000V交流工频耐压试验，时间1min，不击穿为合格。
四、质量标准 1主控项目 1.1变压器安装应位置正确，附件齐全，油浸变压器油位正常，无渗油现象。
1.2接地装置引出的接地干线与变压器的低压侧中性点直接连接；接地干线与箱式变电所的N母线和PE母线直接连接；变压器箱体、干式变压器的支架或外壳应接地(PE)；所有连接应可靠。紧固件及防松零件齐全。
1.3变压器必须按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的规定交接试验合格。
1.4箱式变电所及落地式配电箱的基础应高于室外地坪。周围排水通畅。
1.4箱式变电所及落地式配电箱的基础应高于室外地坪。周围排水通畅。用地脚螺栓固定的螺帽齐全，拧紧牢固；自由安放的应垫平放正。金属箱式变电所及落地式配电箱，箱体应接地(PE)或接零(PEN)可靠，且有标识。
1.5箱式变电所的交接试验，必须符合下列规定：
(1)由高压成套开关柜、低压成套开关柜和变压器三个独立单元组合成的箱式变电所高压电气设备部分，按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150)的规定交接试验合格。
(2)高压开关、熔断器等与变压器组合在同一个密闭油箱内的箱式变电所，交接试验按产品提供的技术文件要求执行。
(3)低压成套配电柜交接试验应符合下列规定：
1)每路配电开关及保护装置的规定型号，应符合设计要求。2)相间和相对地间的绝缘电阻值应大于0.5MΩ。
3)电气装置的交流工频耐压试验电压为1kV，当绝缘电阻值大于10MΩ时，可采用2500V兆欧表摇测替代，试验持续时间1min，无击穿闪络现象。2一般项目
2.1有载调压开关的传动部分润滑应良好，动作灵活，点动给定位置与开关实际位置一致，自动调节符合产品的技术文件要求。2.2绝缘件应无裂纹、缺损和瓷件瓷釉损坏等缺陷，外表清洁，测温仪表指示准确。
2.3装有滚轮的变压器就位后，应将滚轮用能拆卸的制动部件固定。2.4变压器按产品技术文件要求进行器身检查。当满足下列条件之一时，可不检查器身。
(1)制造厂规定不检查器身者。
(2)就地生产仅做短途运输的变压器，且在运输过程中有效监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。
2.5箱式变电所内外涂层完整、无损伤，有通风口的风口防护网完好。
2.6箱式变电所的高低压柜，内部接线完整，低压每个输出回路标记清晰，回路名称准确。
2.7装有气体继电器的变压器顶盖，沿气体继电器的气流方向有1.0％～1.5％的升高坡度。
五、成品保护 1变压器门应加锁，未经安装单位许可，闲杂人员不得人内。2对就位的变压器高低压瓷套管及环氧树脂铸件，应有防砸及防碰撞措施。
3变压器器身要保持清洁干净，油漆无碰撞损伤。干式变压器就位后，要采取保护措施，防止铁件掉入线圈内。
4在变压器上方作业时，操作人员不得蹬踩变压器并带工具袋，以防工具材料掉下砸坏、砸伤变压器。
5变压器发现漏油、渗油时应及时处理，防止油面太低，潮气侵入，降低线圈绝缘程度。
6对安装完的电气管线及其支架应注意保护，不得碰撞损伤。7在变压器上方操作电气焊时，应对变压器进行全方位保护，防止焊渣掉下，损伤设备。
篇2：变压器作业指导书终版
本作业指导书适用于10 kV及以上的干式、油浸式变压器，规定了变压器交接验收、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准、仪器设备要求、试验人员资质要求和职责、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等。变压器试验的主要目的是判定变压器在运输、安装过程中和运行中是否受到损伤或发生变化，以及验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定。因此变压器试验的判断原则是与出厂试验和历史数据比较，有关标准和技术条件的各项条款试验判据也是依据这一原则制定的。制定本作业指导书的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。规范性引用文件
GB 50150-2006
电气装置安装工程电气设备交接试验标准 安全措施
（1）测量前应断开变压器与引线的连接，并应有明显断开点。（2）变压器试验前应充分放电，防止残余电荷对试验人员的伤害。
（3）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。（4）接地线应牢固可靠。
（5）注意对试验完毕的变压器绕组必须充分放电。
（6）进行直流泄漏电流试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长或有异常放电现象时，应立即停止试验，并断开电源，将被测变压器绕组接地，充分放电后，再进行检查。试验项目
变压器常规试验包括以下试验项目：（1）绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数；（2）绕组连同套管的直流电阻；（3）绕组的电压比、极性与接线组别；（4）交流耐压试验；
（5）绝缘油试验（油浸变压器）；（6）额定电压下的冲击合闸试验。仪器设备要求
（1）温度计（误差±1℃）、湿度计。（2）2500 V兆欧表：输出电流大于1mA。（3）变压器直流电阻测试仪(0.2级）。（4）变压比测试仪（0.2级）。（5）交流试验变压器。
所有使用仪器均应在校验有效期内。作业程序
6.1 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比与极化指数
6.1.1 测试方法
测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻值。被测绕组各引出端应短路，其余各非被测绕组应短路接地。6.1.2 试验接线
6.1.3 试验步骤
（1）测量并记录环境温度和湿度，并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度。
（2）测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电。
（3）各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录15、60s的绝缘电阻值。
（4）关闭兆欧表，被测绕组回路对地放电。（5）测量其他绕组。6.1.4 试验结果判断依据（或方法）
（1）可利用公式R2二R1 x 1.5(t1-t2)/10，将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值）。
（2）在10~30℃范围内，吸收比不小于1.3；极化指数不小于1.5。吸收比和极化指数不进行温度换算。
（3）对于变压器绝缘电阻、吸收比或极化指数测试结果的分析判断最重要的方法就是与出厂试验比较，比较绝缘电阻时应注意温度的影响。由于干燥工艺的改进变压器绝缘电阻越来越高，一般能达到数万兆欧，这使变压器极化过程越来越长，原来的吸收比标准值越来越显示出其局限性，这时应测量极化指数，而不应以吸收比试验结果判定变压器不合格。变压器绝缘电阻大于10000 MΩ时，可不考核吸收比或极化指数。6.1.5 注意事项
（1）测量吸收比时应注意时间引起的误差。（2）试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调。（3）试验时设法消除表面泄漏电流的影响。
6.2 绕组连同套管的直流电阻
6.2.1 测试方法
（1）使用变压器直流电阻测试仪进行测量。
（2）试验原理接线图（参照各直流电阻测试仪试验接线）。6.2.2 试验步骤
（1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
（2）将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。（3）测试完毕应使用测量设备或仪表上的“放电”或“复位”键对被测绕组充分放电。
6.2.3 试验结果判断依据（或方法）
（1）按公式R2＝R1（T＋t2）/（T＋t1）将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。
（2）1.6 MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别应不大于三相平均值的1%。（3）1.6 MVA及以上变压器，相间差别一般应不大于三相平均值的4％；线间差别一般应不大于三相平均值的2%。
（4）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别。
（5）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。6.2.4 注意事项
（1）测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。
（2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。
（3）应注意在测量后对被测绕组充分放电。
6.3 绕组的电压比、极性与接线组别
6.3.1 测试方法
（1）在出厂试验时，检查变压器极性与接线组别及所有分接头的变压比，目的在于检验绕组匝数、引线及分接引线的连接、分接开关位置及各出线端子标志的正确性。对于安装后的变压器，主要是检查分接开关位置及各出线端子标志是否正确。可使用专用变压比测试仪进行测试。（2）试验原理接线图（参照变压比测试仪试验接线）。6.3.2 试验步骤
（1）将专用变压比侧试仪与被测变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接。（2）根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置。（3）运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性与接线组别。6.3.3 试验结果判断依据（或方法）
（1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
（2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%。
（3）三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。6.3.4 注意事项
（1）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。（2）测试前应正确输人被测变压器的铭牌、型号。
6.4 交流耐压试验
6.4.1 试验目的
（1）交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效和最直接的方法。电力设备在运行中，绝缘长期受着电场、温度和机械振动的作用会逐渐发生劣化，其中包括整体劣化和部分劣化，形成缺陷，例如由于局部地方电场比较集中或者局部绝缘比较脆弱就存在局部的缺陷。
（2）各种预防性试验方法，各有所长，均能分别发现一些缺陷，反映出绝缘的状况，但其他试验方法的试验电压往往都低于电力设备的工作电压，但交流耐压试验电压一般比运行电压高，因此通过试验后，设备有较大的安全裕度，所以这种试验已成为保证安全运行的一个重要手段。
（3）但是由于交流耐压试验所采用的试验电压比运行电压高得多，过高的电压会使绝缘介质损耗增大、发热、放电，会加速绝缘缺陷的发展，因此，从某种意义上讲，交流耐压试验是一种破坏性试验，在进行交流耐压试验前，必须预先进行各项非破坏性试验。
（4）如测量绝缘电阻、吸收比、介质损耗因数tanδ、直流泄漏电流等，对各项试验结果进行综合分析，以决定该设备是否受潮或含有缺陷。若发现已存在问题，需预先进行处理，待缺陷消除后，方可进行交流耐压试验，以免在交流耐压试验过程中，发生绝缘击穿，扩大绝缘缺陷，延长检修时间，增加检修工作量。6.4.2 试验接线
图1 交流耐压原理接线图
6.4.3 注意事项
（1）交流耐压是一项破坏性试验，因此耐压试验之前被试品必须通过绝缘电阻、吸收比、绝缘油色谱、tanδ等各项绝缘试验且合格。充油设备还应在注油后静置足够时间（110kV及以下，24h；220kV,48h；500kV，72h）方能加压，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。
（2）进行耐压试验时，被试品温度应不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
（3）试验过程中试验人员应大声呼唱，加压过程中应有人监护。
（4）加压期间应密切注视表记指示动态，防止谐振现象发生；应注意观察、监听被试变压器、保护球隙的声音和现象，分析区别电晕或放电等有关迹象。（5）有时耐压试验进行了数十秒钟，中途因故失去电源，是试验中断，在查明原因、恢复电源后，应重新进行全时间的持续耐压试验，不可仅进行“补足时间”的试验。
（6）谐振试验回路品质因数Q值的高低与试验设备、试品绝缘表面干燥清洁及高压引线直径大小、长短有关，因此试验宜在天气晴好的情况下进行。试验设备、试品绝缘表面应干燥、清洁。尽可能缩短高压引线的长度，采用大直径的高压引线，以减小电晕损耗。提高试验回路品质因数Q值。
篇3：变压器作业指导书终版
带电作业具有停电作业所不可比拟的优势, 为加快配网建设、提高供电可靠性 (RS3) 、提升优质服务水平起到一定的作用。由于目前我公司配网带电作业不具备旁路带电作业, 所以在设备检修、大修工程、技改工程、专项工程等工作都是采取停电作业。用此带电作业旁路作业法更换10 k V变压器工作是通过车载变压器等设备通过高、低压引流线的连接, 可在用户进行正常用电的情况下对变压器进行检修、更换等工作。
使用旁路作业法采用车载变压器进行临时供电更换变压器作业, 可在某运行变压器发生缺陷进行抢修或正常检修更换时, 使用旁路开关、旁通引流线、通过车载变压器及低压电缆与被检变压器并联运行后, 将被检变压器停电隔离, 从而达到对用户进行连续供电。目前在北京、上海等大城市已经实现了使用旁路作业法对10 k V架空线路不停电作业, 本文通过介绍一种10 k V带电作业旁路作业法更换变压器的新项目。
2 旁路带电作业方法主要技术浅谈
目前河北南部电网配网10 k V带电作业主要是以带电断接引线及更换跌落保险等初级带电作业项目为主, 随着近几年配网运行管理的不断加强, 及用户对供电可靠性的要求越来越高, 开展带电作业新项目, 减少停电时间对电网企业供电可靠性指标 (RS-3) 等起着关键作用。在《河北南部电网带电作业发展规划可行性研究报告》中提倡大力推广带电作业, 是提高河北南网城市电网供电可靠性、减少预安排停电时间、缩短故障停电时间的最有力措施, 也是河北南部电网提高同业对标水平、创建一流电力公司的现实要求。
据统计, 2015 年石家庄市城区共进行10 k V配电变压器停电检修、更换、技术改造470 余台 (次) , 平均停电时间约三个小时, 少供电量约16×104k Wh, 若能实现带电作业旁路作业法更换变压器工作, 不仅可以提高用电满意率, 增加供电可靠性, 同时也能有效提高供电量。因此开展10 k V旁路作业法更换变压器带电作业是大有可为的。
3 带电作业更换变压器技术方案
系统实施方案分类描述如下:
1) 采用带电作业旁路作业法不停电更换变压器的工作原理是使用移动用变压器车, 把所需要更换的变压器供应的低压系统的负载转移到移动变压器上对用户进行临时送电, 在不对客户停电情况下完成更换或检修变压器。
2) 目前上海、北京等地的10 k V带电旁路作业法已经是带电作业中比较成熟的带电作业项目, 可以通过借鉴、学习上海等先进地区的开展旁路作业法的经验, 并且利用现有的绝缘斗臂车等带电作业工具, 再购置车载变压器及开展旁路作业更换变压器的必备绝缘工具, 以完成10 k V旁路带电作业更换变压器的工作。
见如下带电作业旁路法更换变压器示意图1。
3) 在车载变压器低压开关柜内装设计量装置, 投入运行后可以做好客户用电缴费依据。
4旁路带电作业法关键技术及创新
1) 旁路带电作业车为一种无油的干式移动箱变车, 可以解决现移动箱变车油浸变压器漏油安全隐患的问题。
车厢内部固定有变压器及配电系统, 变压器采用干式变压器, 其底部设置有向上吹风的强排风扇, 车厢两侧的底部分别设置有进风百叶窗, 进风百叶窗, 采用旋转活动式叶片, 作业时打开叶片, 停止作业时关闭;采用此种便于散热的特制车厢与散热系统, 使安装干式变压器成为可能, 从而解决了现移动箱变车油浸变压器漏油安全隐患的问题。
2) 旁路带电作业具有检无压自投切的功能, 以避免现场人工切换操作时因操作失误带来的严重后果。
其基本原理是:在移动箱变车低压断路器处于断开状态, 将其馈出线路并接到配电网变压器低压馈出端, 于是将配电网变压器低压馈出端三相电压信号引入移动箱变车低压柜内的断路器下端, 一组测压继电器即可测出配电网变压器低压馈出端是否断电, 当确认配电网变压器低压馈出端已经断电, 测压继电器即给出信号, 使低压断路器电操机构得电吸合。
旁路带电作业移动箱变车在作为配变网变压器旁路检修作业时, 对于不能并列运行的配电网系统, 可通过自动检测配变网变压器低压馈出端已无电压并自动切换, 以确保避免现场人工误操作而使其误并列运行。
3) 旁路带电作业车具有自动核相功能, 该系统由核相仪、指示灯等构成。其基本原理是:在移动箱变车低压断路器处于断开状态, 将其馈出线路并接到配电网变压器低压馈出端, 于是将配电网变压器低压馈出端三相相位信号引入移动箱变车低压柜内的核相仪, 核相仪将该信号与低压断路器输入端三相电相位比对, 确认相位是否相同, 并将核相结果通过指示灯显示。因此移动箱变车在作为配变网变压器旁路检修作业时, 可自动核相与自动切换, 以避免现场人工核相操作与切换操作。
5结语
篇4：变压器作业指导书终版
摘 要：本文介绍了变压器并联运行在旁路带电作业中的应用实例，结合变压器并联运行的技术条件对变压器并联运行在旁路带电作业中的应用实例进行分析，并对变压器并联后的环流进行了理论计算分析和MATLAB建模仿真分析，分析结果验证试验时产生环流是两台变压器的变比和变压器阻抗的差异造成的。
关键词：旁路带电作业；变压器；并联运行；环流
电力/配电变压器担负着电能传递的重任，是供配电环节重要的电力设备。变压器并联运行，就是将两台或以上变压器的一次绕组并联在同一电压的母线上，二次绕组并联在另一电压的母线上运行。
并联运行意义：1、提高供电的可靠性。当某台变压器发生故障时，此时并联运行的其他变压器还可以继续保持供电；2、提高运行的经济性。调度可以根据负荷的变化投切部分变压器以减少电能损耗，提高运行效率，从而提高运行的经济性；3、可以分期安装变压器。如变电站的负荷是遂渐增加的，相应可以遂年根据需要安装并列变压器，从而减少初次投资，充分发挥资金的经济效益；4、有利于安排变压器的不停电检修。
变压器并联有利于变压器不停电检修，但在实际运用中每个配电变压器都配置成双变压器并联从成本上考虑肯定是不可行的。为了实现每个配电变压器都可以不停电检修，徐州海伦哲公司开发了一款供电负荷转移车，用于常用规格配电变压器不停电检修，现结合这一款供电负荷转移车，分析一下变压器并联运行在旁路带电作业中的实际运用。
一、旁路带电作业中变压器并联运行实例
旁路作业法是先引入旁路电缆对工作区域内的负荷进行临时供电，再将工作区域内的线路停电后进行检修，期间可以保证对用户的不间断供电，实现不停电检修。
以下案例为海伦哲供电负荷转移车带电更换变压器的一个应用实例。
（一）车载变压器和待换变压器的参数
1.供电负荷转移车中SC（L）B10-400/10干式变压器参数表
序号变压器参数项目参数
1额定容量400 kVA
2连接组别Dyn11
3高压额定电压10kV
4低压额定电压400V
5阻抗电压（Uz75℃）4%
2.待换柱上S11-M-200/10变压器参数表
序号变压器参数项目参数
1额定容量200 kVA
2连接组别Dyn11
3高压额定电压10kV
4低压额定电压400V
5阻抗电压3.79%
（二）试验内容
1.将供电负荷转移车停放到待换变压器附近，分别将供电负荷转移车低压输出与待换变压器低压侧连接，将供电负荷转移车高压输入与待换变压器高压侧连接；作业方式是用绝缘斗臂车带电作业。
2.用验电器对供电负荷转移车高压侧开关柜进线柜进行验电并用钳形电流表测量柱上变压器低压侧所带负荷电流。（见下表）
相ABC
电流值（A）242323.5
3.合供电负荷转移车高压侧开关柜负荷开关，并使用验电器进行合闸后验电，供电负荷转移车带电运行。
4.分别测量供电负荷转移车变压器低压侧相电压，供电负荷转移车变压器与柱上变压器低压侧电压差及相角差。
（1）箱变变压器低压侧相电压
（2）箱变变压器与柱上变压器低压侧电压差
（3）箱变变压器与柱上变压器低压侧相角差
5.低压柜判断各相相位角相差不到十度，相序正确，可以进行变压器并列操作，将自动投切柜手自动开关打到手动，将低压柜1#断路器手动分合闸开关打到合闸，变压器并列，测量箱变车低压侧出线电流。（见下表）
6.将自动投切柜手自动开关打到手动，将低压柜1#断路器手动分合闸开关打到分闸，裂解变压器，供电负荷转移车中变压器退出运行，进行收车操作。
二、变压器并联技术条件分析
（一）变压器理想并列运行的条件：
1.各台变压器的电压比（变比）应相同（相差不超过±5%）；
2.各台变压器的阻抗电压应相等（相差不超过±10%）；
3.各台变压器的接线组别应相同；
4.变压器容量差别不能超过3：1。
（二）不同条件下变压器并联运行环流分析
为了方便分析，本文以旁路带电作业中变压器并列运行为例来说明。图1给出了两台变压器并列运行拓扑图，图2给出了变压器并联等效电路图。其中1#变的变比KI，2#变的变比KII，两个变压器的联结型式相同。
图1 变压器并列运行拓扑图
图2 变压器并联等效电路图
1.两并联变压器连接组别不同环流分析
如果联结组不同，当各变压器的原边接到同一电网时，它们副边线电压的相位不同，而且至少是30度（Y，y0和Y，d11并联时，副边线电动势的相位差就是30度）。在此情况下，如果两变压器的变比相等，图中Eab1= Eab2= Eab是两变压器副边的线电动势，从图可见，副边有电动势差：
如两并联变压器阻抗分别为0.05，则系统环流为△E/（ZKI+ZKII）=5.18（Eab/ZK），即系统环流大小为系统额定电流的5.18倍，所以联结组别不同的变压器绝对禁止并联运行。
2.两并联变压器连接组别相同环流分析
设两台变压器连接组号相同，变比不等，将一次侧各物理量折算到二次侧，并忽略励磁电流，则得到并联运行时的简化等效电路（如图2），在空载时，两变压器绕组之间的环流为：
（三）旁路带电作业中变压器并联运行实例分析
1.经测量本次实验变压器变压比相差1.27%<5%；接线组别相同；阻抗电压相差5.25%<10%；容量比为2：1<3：1，完全符合我国规定的变压器并联条件。
2.根据车载变压器和柱上变压器参数，带入环流计算公式可得出本次试验产生的环流为0.00238倍额定电流约2.57A。
3.计算数据显示试验变压器并联后环流比较小，可以并联运行；变压器并联运行后，低压侧环路上实测相电流有所增加，待换变压器和车载变压器工作正常。
三、仿真分析
基于以上的分析，本文建立了如图1所示的MATLAB/SIMULIC仿真模型，从变压器环流方面进行仿真研究。1#变压器参数：容量400kVA，联结型式Dyn11，变比n1=10/0.4，阻抗压降4%；2#变压器参数：容量200kVA，联结型式Dyn11，变比n1=10/0.395，阻抗压降3.79%；因此，两台变压器具有相同的联结型式，变比、阻抗压降也十分接近。
（一）环流仿真分析
图4给出了1#变压器、2#变压器高压侧与总的电流波形，变压器之间环流有效值为2.42A，与理论计算2.57A基本相同，与实际试验数据也基本相同，车载变压器和待换高损变压器并联运行良好。
四、结论
理论计算分析和MATLAB/SIMULIC软件仿真分析显示，变压器并联运行的必要条件是连接组别相同，在连接组别相同的前提下，系统产生环流的大小与变比和变压器阻抗有关系，系统环流大小与两台并联变压器低压侧电压差成正比，与变压器的阻抗之和成反比，环流与负载的大小无关，组别相同的条件下，只要变比不同，即使在空载时，两台变压器内部也会产生环流，由于变压器的阻抗很小，即使变压器变比相差很小，也会引起较大的环流，所以，在旁路带电更换变压器，一定要保证并联变压器连接组别相同和变比相同。
参考文献：
[1]孟宪章等编著.10/0.4变配电实用技术.机械工业出版社2007.1.
[2]辜承林等编著.电机学[M].华中科技大学出版社， 2004.
篇5：变压器作业指导书终版
一.适用范围
本作业指导书适应于电力变压器及电抗器交接、大修和预防性试验。
二.引用的标准和规程
GB50150-91《电气设备交接及安装规程》
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
三.试验仪器、仪表及材料
1.交接及大修后试验所需仪器及设备材料：
序号 试验所用设备（材料）数量 序号 试验所用设备（材料）数量 QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪 1套 8 倍频电源车、补偿电抗、局部放电测量系统 1套 2500—5000V手动或电动兆欧表 1块 9 TDT型变压器绕组变形测试系统 1套试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。1套 10 万用表、直流毫伏表、相位表、电压表、电流表、瓦特表、若干 直流发生器、微安表 1套 11 有载分接开关特性测试仪 1套 调压器、升压变压器，电流互感器、电压互感器 1套 12 电源线和试验接线、常用工具、干电池 若干 自动介损测试仪或QS1型西林电桥 1套 13 绝缘杆、安全带、安全帽 若干QJ35型变比电桥或变比测试仪 1套 14 温湿度计 1只
2.预防性试验所需仪器及设备材料：
序号 试验所用设备（材料）数量 序号 试验所用设备（材料）数量 QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪 1套 6 万用表、电压表、电流表 若干 2500—5000V手动或电动兆欧表 1块 7 有载分接开关特性测试仪 1套 试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。（6-10KV站变时需要）1套 8 电源线和试验接线、常用工具、干电池 若干 直流发生器、微安表 1套 9 绝缘杆、安全带、安全帽 若干自动介损测试仪或QS1型西林电桥 1套 10 温湿度计 1只
四.安全工作的一般要求
1.必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》及市公司相关安全规定。
2.现场工作负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督
五.试验项目
1.变压器绕组直流电阻的测量
1.1 试验目的
检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路；分接开关的各个位置接触是否良好以及分接开关的实际位置与指示位置是否相符；引出线有无断裂；多股导线并绕的绕组是否有断股的情况；
1.2该项目适用范围
交接、大修、预试、无载调压变压器改变分接位置后、故障后；
1.3试验时使用的仪器
QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪；
1.4试验方法
1.4.1电流电压表法 电流电压表法有称电压降法。电压降法的测量原理是在被测量绕组中通以直流电流，因而在绕组的电阻上产生电压降，测量出通过绕组的电流及绕组上的电压降，根据欧姆定律，即可计算出绕组的直流电阻，测量接线如图所示。
测量时，应先接通电流回路，待测量回路的电流稳定后再合开关S2，接入电压表。当测量结束，切断电源之前，应先断S2，后断S1，以免感应电动势损坏电压表。测量用仪表准确度应不低于0.5级，电流表应选用内阻小的电压表应尽量选内阻大的4位高精度数字万用表。当试验采用恒流源，数字式万用表内阻又很大时，一般来讲，都可使用图1-1（b）的接线测量。
根据欧姆定律，由式（1-1）即可计算出被测电阻的直流电阻值。
RX=U/I（1-1）
RX——被测电阻（Ω）
U——被测电阻两端电压降（V）；
I——通过被测电阻的电流（A）。
电流表的导线应有足够的截面，并应尽量地短，且接触良好，以减小引线和接触电阻带来的测量误差。当测量电感量大的电阻时，要有足够的充电时间。
1.4.2平衡电桥法
应用电桥平衡的原理测量绕组直流电阻的方法成为电桥法。常用的直流电桥有单臂电桥与双臂电桥两种。
单臂电桥常用于测量1Ω以上的电阻，双臂电桥适宜测量准确度要求高的小电阻。
双臂电桥的测量步骤如下：
测量前，首先调节电桥检流计机械零位旋钮，置检流计指针于零位。接通测量仪器电源，具有放大器的检流计应操作调节电桥电气零位旋钮，置检流计指针于零位。
接人被测电阻时，双臂电桥电压端子P1、P2所引出的接线应比由电流端子C1、C2所引出的接线更靠近被测电阻。
测量前首先估计被测电阻的数值，并按估计的电阻值选择电桥的标准电阻RN和适当的倍率进行测量，使“比较臂”可调电阻各档充分被利用，以提高读数的精度。测量时，先接通电流回路，待电流达到稳定值时，接通检流计。调节读数臂阻值使检流计指零。被测电阻按式（1-2）计算
被测电阻=倍率 ×读数臂指示（1-2）
如果需要外接电源，则电源应根据电桥要求选取，一般电压为2～4V，接线不仅要注意极性正确，而且要接牢靠，以免脱落致使电桥不平衡而损坏检流计。
测量结束时，应先断开检流计按钮，再断开电源，以免在测量具有电感的直流电阻时其自感电动势损坏检流计。选择标准电阻时，应尽量使其阻值与被测电阻在同一数量级，最好满足下列关系式（1-2）
0.1RX＜RN＜10 RX（1-3）
1.4.3微机辅助测量法
计算机辅助测量（数字式直流电阻测量仪）用于直流电阻测量，尤其是测量带有电感的线圈电阻，整个测试过程由单片机控制，自动完成自检、过渡过程判断、数据采集及分析，它与传统的电桥测试方法比较，具有操作简便、测试速度快、消除认为测量误差等优点。
使用的数字式直流电阻测量仪必须满足以下技术要求，才能得到真实可靠的测量值；
（l）恒流源的纹波系数要小于0.1％（电阻负载下测量）。
（2）测量数据要在回路达到稳态时候读取，测量电阻值应在5min内测值变化不大于0.5%。
（3）测量软件要求为近期数据均方根处理，不能用全事件平均处理。
1.5试验结果的分析判断
1.5.1 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%；
1.5.2 1.6MVA以下变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%；
1.5.3 与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%； 1.5.4 三相电阻不平衡的原因 ：分接开关接触不良，焊接不良，三角形连接绕组其中一相断线，套管的导电杆与绕组连接处接触不良，绕组匝间短路，导线断裂及断股等。
1.6 注意事项
1.6.1不同温度下的电阻换算公式：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值，T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。
1.6.2 测试应按照仪器或电桥的操作要求进行。
1.6.3 连接导线应有足够的截面，长度相同，接触必须良好（用单臂电桥时应减去引线电阻）。
1.6.4 准确测量绕组的平均温度。
1.6.5 测量应有足够的充电时间，以保证测量准确；变压器容量较大时，可加大充电电流，以缩短充电时间。
1.6.6如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂已说明了造成偏差的原因，则按标准要求执行。
2.绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数及铁芯的绝缘电阻
2.1 试验目的
测量变压器的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简便的辅助方法。测量绝缘电阻、吸收比能有效发现绝缘受潮及局部缺陷，如瓷件破裂，引出线接地等。
2.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时
2.3试验时使用的仪器
2500—5000V手动或电动兆欧表
2.4试验方法
2.4.1断开被试品的电源，拆除或断开对外的一切连线，并将其接地放电。此项操作应利用绝缘工具（如绝缘棒、绝缘钳等）进行，不得用手直接接触放电导线。
2.4.2用干燥清洁柔软的布擦去被试品表面的污垢，必要时可先用汽油或其他适当的去垢剂洗净套管表面的积污。
2.4.3将兆欧表放置平稳，驱动兆欧表达额定转速，此时兆欧表的指针应指“∞”，再用导线短接兆欧表的“火线”与“地线”端头，其指针应指零（瞬间低速旋转以免损坏兆欧表）。然后将被试品的接地端接于兆欧表的接地端头“E”上，测量端接于兆欧表的火线端头“L”上。如遇被试品表面的泄漏电流较大时，或对重要的被试品，如发电机、变压器等，为避免表面泄漏的影响，必须加以屏蔽。屏蔽线应接在兆欧表的屏蔽端头“G”上。接好线后，火线暂时不接被试品，驱动兆欧表至额定转速，其指针应指“∞”，然后使兆欧表停止转动，将火线接至被试品。
2.4.4驱动兆欧表达额定转速，待指针稳定后，读取绝缘电阻的数值。
2.4.5测量吸收比或极化指数时，先驱动兆欧表达额定转速，待指针指“∞”时，用绝缘工具将火线立即接至被试品上，同时记录时间，分别读取 15S和 60S或 10min时的绝缘电阻值。
2.4.6读取绝缘电阻值后，先断开接至被试品的火线，然后再将兆欧表停止运转，以免被试品的电容在测量时所充的电荷经兆欧表放电而损坏兆欧表，这一点在测试大容量设备时更要注意。此外，也可在火线端至被试品之间串人一只二极管，其正端与兆欧表的火线相接，这样就不必先断开火线，也能有效地保护兆欧表。
2.4.7在湿度较大的条件下进行测量时，可在被试品表面加等电位屏蔽。此时在接线上要注意，被试品上的屏蔽环应接近加压的火线而远离接地部分，减少屏蔽对地的表面泄漏，以免造成兆欧表过载。屏蔽环可用保险丝或软铜线紧缠几圈而成。
2.4.8测得的绝缘电阻值过低时，应进行解体试验，查明绝缘不良部位
2.5试验结果的分析判断
（1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化；
（2）吸收比（10~30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5；
（3）绝缘电阻在耐压后不得低于耐压前的70%；（4）于历年数值比较一般不低于70%。
测量铁芯绝缘电阻的标准：
（1）与以前测试结果相比无显著差别，一般对地绝缘电阻不小于50MΩ；
（2）运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A；
（3）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量。
2.6注意事项
2.6.1不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2=R1×1.5（t1-t2）/10 R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻。
2.6.2测量时依次测量各线圈对地及线圈间的绝缘电阻，被试线圈引线端短接，非被试线圈引线端短路接地，测量前被试线圈应充分放 电；测量在交流耐压前后进行。
2.6.3变压器应在充油后静置5小时以上，8000kVA以上的应静置20小时以上才能测量。
2.6.4吸收比指在同一次试验中，60S与15S时的绝缘电阻值之比，极化指数指10分钟与1分钟时的绝缘电阻值之比，220kV、120000kVA及以上变压器需测极化指数。
2.6.5测量时应注意套管表面的清洁及温度、湿度的影响。
2.6.6读数后应先断开被试品一端，后停摇兆欧表，最后充分对地放电。
3.绕组的tgδ及其电容量
3.1 试验目的
测量tgδ是一种使用较多而且对判断绝缘较为有效的方法，通过测量tgδ可以反映出绝缘的一系列缺陷，如绝缘受潮、油或浸渍物脏污或劣化变质，绝缘中有气隙发生放电等。
3.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时。（35KV及以上，10KV容量大于1600KVA）
3.3试验时使用的仪器
自动介损测试仪、QS1型西林电桥
3.4试验方法
3.4.1 QS1型西林电桥
3.4.1.1技术特性
QS1型电桥的额定工作电压为10kV，tgδ测量范围是0.5％～60％，试品电容Cx是30pF～0.4μF（当CN为50pF时）。该电桥的测量误差是：tgδ=0.5％～3％时，绝对误差不大于±0.3％；tgδ=3％一60％时，相对误差不大于±10％。被试品电容量CX的测量误差不大于±5％。如果工作电压高于10kV，通常只能采用正接线法并配用相应电压的标准电容器。电桥也可降低电压使用，但灵敏度下降，这时为了保持灵敏度，可相应增加CN的电容量（例如并联或更换标准电容器）。
3.4.1.2接线方式
1.正接线法。所谓正接线就是正常接线，如图3-1所示。在正接线时，桥体处于低压，操作安全方便。因不受被试品对地寄生电容的影响，测量准确。但这时要求被试品两极均能对地绝缘（如电容式套管、耦合电容器等），由于现场设备外壳几乎都是固定接地的，故正接线的采用受到了一定限制。
2.反接线法。反接线适用于被试品一极接地的情况，故在现场应用较广，如图3-2所示。这时的高、低电压端恰与正接线相反，D点接往高压而C点接地，因而称为反接线。在反接线时，电桥体内各桥臂及部件处于高电位，所以在面板上的各种操作都是通过绝缘柱传动的。此时，被试品高压电极连同引线的对地寄生电容将与被试品电容Cx并联而造成测量误差，尤其是Cx值较小时更为显著。
3、对角接线。当被试品一极接地而电桥又没有足够绝缘强度进行反接线测量时，可采用对角接线，如图3-3所示。在对角接线时，由于试验变压器高压绕组引出线回路与设备对地（包括对低压绕组）的全部寄生电容均与Cx并联，给测量结果带来很大误差。因此要进行两次测量，一次不接被试品，另一次接被试品，然后按式（3-1）计算，以减去寄生电容的影响。
tgδ=（C2 tgδ2-C1 tgδ1）/（C2-C1）（3-1）CX=（C2-C1）（3-2）
式中 tgδ1——未接人被试品时的测得值；
tgδ2——接人被试品后的测得值；
C1——未接人被试品时测得的电容；
C2——接人被试品后测得的电容。
这种接线只有在被试品电容远大于寄生电容时才宜采用。用QSI型电桥作对角线测量时，还需将电桥后背板引线插头座拆开，将D点（即图3-3中E点）的输出线屏蔽与接地线断开，以免E点与地接通将R3短路。此外，在电桥内装有一套低压电源和标准电容器，供低压测量用，通常用来测量压（100V）大容量电容器的特性。当标准电容CN=0.001μF时，试品电容 Cx的范围是300pF～10μF；当CN=0.01μF时，CX的范围是3000pF～100μF。tgδ的测量精度与高压测量法相同，Cx的误差应不大于±5％。
3.4.2数字式自动介损测量仪
数字式介损测量仪的基本原理为矢量电压法。数字式介损型测量仪为一体化设计结构，内置高压试验电源和BR26型标准电容器，能够自动测量电气设备的电容量及介质损耗等参数，并具备先进的于扰自动抑制功能，即使在强烈电磁干扰环境下也能进行精确测量。电通过软件设置，能自动施加 10、5kV或2kV测试电压，并具有完善的安全防护措施。能由外接调压器供电，可实现试验电压在l～10kV范围内的任意调节。当现场干扰特别严重时，可配置45～60HZ异频调压电源，使其能在强电场干扰下准确测量。
数字式自动介损测量仪为一体化设计结构，使用时把试验电源输出端用专用高压双屏蔽电缆 滞插头及接线挂钩）与试品的高电位端相连、把测量输人端（分为“不接地试品” 和“接地试品”两个输人端）用专用低压屏蔽电缆与试品的低电位端相连，即可实现对不接地试品或接地试品（以及具有保护的接地试品）的电容量及介质损耗值进行测量。
在测量接地试品时，接线原理见图3-4（b），它与常用的闭型电桥反接测量方式有所不同，现以单相双绕组变压器（如图3-5所示）为例，说明具体的接线方式。
测量高压绕组对低压绕组的电容CH－L时，按照图3-5(a)所示方式连接试验回路，低压测量信号IX应与测试仪的“不接地试品”输入端相连，即相当于使用QS1型电桥的正接测试方式。
测量高压绕组对低压绕组及地的电容CH－L+CH－G时，应按照图3-5(b)所示方式连接试验回路，低压测量信号Ix应与测试仪的“接地试品”输人端相连，即相当于使用QS1型电桥的反接测试方式。
测试标准当仅测量高压绕组对地之间的电容CH－G时，按照图3-5（c）所示方式连接试验回路，低压测量信号Ix应与测试仪的“接地试品”输人端相连，并把低压绕组短路后与测量电缆所提供的屏蔽E端相连，即相当于使用QSI型电桥的反接测试方式。
3.5试验结果的分析判断
（1）20℃时tgδ不大于下列数值：
330-500kV 0.6%
66-220kV 0.8% 35kV及以下1.5%
（2）tgδ值于历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）
（3）试验电压如下：
绕组电压10kV及以上 10kV 绕组电压10kV以下 Un
（4）用M型试验器时试验电压自行规定
3.6注意事项
3.6.1采用反接法测量，加压10kV，非被试线圈短路接地。
3.6.2测量按试验时使用的仪器的有关操作要求进行。
3.6.3应采取适当的措施消除电场及磁场干扰，如屏蔽法、倒相法、移相法。3.6.4非被试绕组应接地或屏蔽。
3.6.5测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近。
值一般可按下式换算d3.6.6尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tg d =tgdtg
值d 分别为温度 的tgd、tgd式中tg
4.交流耐压
4.1试验目的
工频交流（以下简称交流）耐压试验是考验被试品绝缘承受各种过电压能力的有效方法，对保证设备安全运行具有重要意义。交流耐压试验的电压、波形、频率和在被试品绝缘内部电压的分布，均符合在交流电压下运行时的实际情况，因此，能真实有效地发现绝缘缺陷。
4.2该项目适用范围
交接、大修、更换绕组后、必要时、6-10kV站用变2年一次4.3试验时使用的仪器
试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。
4.4试验方法
4.4.1试验变压器耐压的原理接线
交流耐压试验的接线，应按被试品的要求（电压、容量）和现有试验设备条件来决定。通常试验时采用是成套设备（包括控制及调压设备），现场常对控制回路加以简化，例如采用图4-1所示的试验电路。试验回路中的熔断器、电磁开关和过流继电器，都是为保证在试验回路发生短路和被试品击穿时，能迅速可靠地切断试验电源；电压互感器是用来测量被试品上的电压；毫安表和电压表用以测量及监视试验过程中的电流和电压。进行交流耐压的被试品，一般为容性负荷，当被试品的电容量较大时，电容电流在试验变压器的漏抗上就会产生较大的压降。由于被试品上的电压与试验变压器漏抗上的电压相位相反，有可能因电容电压升高而使被试品上的电压比试验变压器的输出电压还高，因此要求在被试品上直接测量电压。
此外，由于被试品的容抗与试验变压器的漏抗是串联的，因而当回路的自振频率与电源基波或其高次谐波频率相同而产生串联谐振时，在被试品上就会产生比电源电压高得多的过电压。通常调压器与试验变压器的漏抗不大，而被试品的容抗很大，所以一般不会产生串联谐振过电压。但在试验大容量的被试品时，若谐振频率为 50HZ，应满足（CX＜3184/XL（μF）XC ＞XL，XL是调压器和试验变压器的漏抗之和。为避免3次谐波谐振，可在试验变压器低压绕组上并联LC串联回路或采用线电压。当被试品闪络击穿时，也会由于试验变压器绕组内部的电磁振荡，在试验变压器的匝间或层间产生过电压。因此，要求在试验回路内串人保护电阻R1将过电流限制在试验变压器与被试品允许的范围内。但保护电阻不宜选得过大，太大了会由于负载电流而产生较大的压降和损耗；R1的另一作用是在被试品击穿时，防止试验变压器高压侧产生过大的电动力。Rl按0.1～0.5Ω／V选取（对于大容量的被试品可适当选小些）。
4.5试验结果的分析判断
4.5.1油浸变压器（电抗器）试验电压值按试验规程执行；
4.5.2干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍。
4.5.3被试设备一般经过交流耐压试验，在规定的持续时间内不发生击穿，耐压前后绝缘电阻不降低30%，取耐压前后油样做色谱分析正常，则认为合格；反之，则认为不合格。
4.5.3在试验过程中，若空气湿度、温度或表面脏污等的影响，仅引起表面滑闪放电或空气放电，应经过清洁和干燥等处理后重新试验；如由于瓷件表面铀层损伤或老化等引起放电（如加压后表面出现局部红火），则认为不合格。
4.5.4电流表指示突然上升或下降，有可能是变压器被击穿。4.5.5在升压阶段或持续时间阶段，如发生清脆响亮的“当、当”放电声音，象用金属物撞击油箱的声音，这是由于油隙距离不够或是电场畸变引起绝缘结构击穿，此时伴有放电声，电流表指示发生突变。当重复进行试验时，放电电压下降不明显。如有较小的“当、当”放电声音，表计摆动不大，在重复试验时放电现象消失，往往是由于油中有气泡。
4.5.6如变压器内部有炒豆般的放电声，而电流表指示稳定，这可能是由于悬浮的金属件对地放电
4.6注意事项
4.6.1此项试验属破坏性试验，必须在其它绝缘试验完成后进行。
4.6.2变压器应充满合格的绝缘油，并静置一定时间，500KV变压器应大于72h，220 KV变压器应大于48h，110KV变压器应大于24h，才能进行试验。
4.6.3接线必须正确，加压前应仔细进行检查，保持足够的安全距离，非被试线圈需短路接地，并接入保护电阻和球隙，调压器回零。
4.6.4升压必须从零开始，升压速度在40%试验电压内不受限制，其后应按每秒3%的试验电压均匀升压。
4.6.5试验可根据试验回路的电流表、电压表的突然变化，控制回路过流继电器的动作，被试品放电或击穿的声音进行判断。
4.6.6交流耐压前后应测量绝缘电阻和吸收比，两次测量结果不应有明显差别。
4.6.7如试验中发生放电或击穿时，应立即降压，查明故障部位。
5.绕组泄漏电流
5.1试验目的
直流泄漏试验的电压一般那比兆欧表电压高，并可任意调节，因而它比兆欧表发现缺陷的有效性高，能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂绝缘油劣化、绝缘的沿面炭化等。
5.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时（35KV及以上，不含35/0.4KV变压器）
5.3试验时使用的仪器
试验变压器或直流发生器、微安表
5.4试验方法
试验回路一般是由自耦调压器、试验变压器、高压二极管和测量表计组成半波整流试验接线，根据微安表在试验回路中所处的位置不同，可分为两种基本接线方式，现分述如下。
5.4.1微安表接在高压侧
微安表接在高压侧的试验原理接线，如图5-1所示。
由图5-1可见，试验变压器TT的高压端接至高压二极管V（硅堆）的负极由于空气中负极性电压下击穿场强较高，为防止外绝缘闪络，因此直流试验常用负极性输出。由于二极管的单向导电性，在其正极就有负极性的直流高压输出。选择硅堆的反
峰电压时应有20％的裕度；如用多个硅堆串联时，应并联均压电阻，电阻值可选约1000MΩ。为减小直流电压的脉动。在被试品CX上并联滤波电容器C，电容值一般不小于0.1μF。对于电容量较大的被试品，如发电机、电缆等可以不加稳压电容。半波整流时，试验回路产生的直流电压为：
Ud= U2－Id/(2cf)
Ud¬—直流电压（平均值，V）；
C—滤波电容（C）；
f—电源频率（HZ）Id—整流回路输出直流电流（A）
当回路不接负载时，直流输出电压即为变压器二次输出电压的峰值。因此，现场试验选择试验变压器的电压时，应考虑到负载压降，并给高压试验变压器输出电压留一定裕度。
这种接线的特点是微安表处于高压端，不受高压对地杂散电流的影响，测量的泄漏电流较准确。但微安表及从微安表至被试品的引线应加屏蔽。由于微安表处于高压，故给读数及切换量程带来不便。
5.4.2微安表接在低压侧
微安表接在低压侧的接线图如图5-2所示。这种接线微安表处在低电位，具有读数安全、切换量程方便的优点。
当被试品的接地端能与地分开时，宜采用图5-2（a）的接线。若不能分开，则采用5-2（b）的接线，由于这种接线的高压引线对地的杂散电流I’将流经微安表，从而使测量结果偏大，其误差随周围环境、气候和试验变压器的绝缘状况而异。所以，一般情况下，应尽可能采用图5-2（a）的接线。
5.5试验结果的分析判断
5.5.1试验电压见试验规程
5.5.2与前一次测试结果相比应无明显变化
5.5.3泄漏电流最大容许值试验规程
5.6注意事项
5.6.1 35KV及以上的变压器（不含35/0.4KV的配变）必须进行，读取1分钟时的泄漏电流。
5.6.2试验时的加压部位与测量绝缘电阻相同，应注意套管表面的清洁及温度、湿度对测量结果的影响。
5.6.3对测量结果进行分析判断时，主要是与同类型变压器、各线圈相互比较，不应有明显变化。
5.6.4微安表接于高压侧时，绝缘支柱应牢固可靠、防止摇摆倾倒。
5.6.5试验设备的布置要紧凑、连接线要短，宜用屏蔽导线，既要安全又便于操作；对地要有足够的距离，接地线应牢固可靠。
5.6.6应将被试品表面擦拭于净，并加屏蔽，以消除被试品表面脏污带来的测量误差。
5.6.7能分相试的被试品应分相试验，非试验相应短路接地。
5.6.8试验电容量小的被试品应加稳压电容。
5.6.9试验结束后，应对被试品进行充分放电。
5.6.10泄漏电流过大，应先检查试验回路各设备状况和屏蔽是否良好，在排除外因之后，才能对被试品作出正确的结论。
5.6.11泄漏电流过小，应检查接线是否正确，微安表保护部分有无分流与断线。
5.6.12高压连接导线对地泄漏电流的影响
由于与被试品连接的导线通常暴露在空气中（不加屏蔽时），被试品的加压端也暴露在外，所以周围空气有可能发生游离，产生对地的泄漏电流，尤其在海拔高、空气稀薄的地方更容易发生游离，这种对地泄漏电流将影响测量的准确度。用增加导线直径、减少尖端或加防晕罩、缩短导线、增加对地距离等措施，可减少对测量结果的影响。
5.6.13空气湿度对表面泄漏电流的影响
当空气湿度大时，表面泄漏电流远大于体积泄漏电流，被试品表面脏污易于吸潮使表面泄漏电流增加，所以必须擦净表面，并应用屏蔽电极。
6.空载电流、空载损耗
6.1试验目的检查变压器磁路
6.2该项目适用范围
交接时、更换绕组后、必要时
6.3试验时使用的仪器
调压器、升压变压器、电流互感器、电压互感器、电流表、电压表、瓦特表等
6.4试验方法
6.4.1额定条件下的试验
试验采用图6-1到6-3的接线。所用仪表的准确度等级不低于0.5级，并采用低功率因数功率表（当用双功率表法测量时，也允许采用普通功率表）。互感器的准确度应不低于0.2级。
根据试验条件，在试品的一侧（通常是低压侧）施加额定电压，其余各侧开路，运行中处于地电位的线端和外壳都应妥善接地。空载电流应取三相电流的平均值，并换算为额定电流的百分数，即
I0%=[（I0A+I0B+ I0C）/3 In]×%（6-1）
式中I0A、I0B、I0C——三相实测的电流;In——试验加压线圈的额定电流
试验所加电压应该是实际对称的，即负序分量值不大于正序值的5%；试验应在额定电压、额定频率和正弦波电压的条件下进行。但现场实际上难以满足这些条件，因而要尽可能进行校正，校正方法如下：
（一）试验电压
变压器的铁损耗可认为与负载大小无关，即空载时的损耗等于负载时的铁芯损耗，但这是额定电压时的情况。如电压偏离额定值，空载损耗和空载电流都会急剧变化。这是因为变压器铁芯中的磁感应强度取在磁化曲线的饱和段，当所加电压偏离额定电压时，空载电流和空载损耗将非线性地显著增大或减少，这中间的相互关系只能由试验来确定。由于试验电源多取自电网，如果电压不好调，则应将分接开关接头置于与试验电压相应的位置试验，并尽可能在额定电压附近选做几点，例如改变供电变压器的分接开关位置，再将各电压下测得的P0和I0作出曲线，从而查出相应的额定电压下的数值。如在小于额定电压，但不低于90%额定电压值的情况下试验，可用外推法确定额定电压下的数值，即在半对数坐标纸上录制I0、P0、与U的关系曲线，并近似地假定I0、P0是U的指数函数，因而曲线是一条直线，可延长直线求得UN；下的I0、P0。应指出，这一方法会有相当误差，因为指数函数的关系并不符合实际。
（二）试验电源频率
变压器可在与额定频率相差±5%的情况下进行试验，此时施加于变压器的电压应为
U1=UN×（f1/ fN）= UN×（f1/ 50）（6-2）
f1——试验电源频率；fN——额定频率，即50HZ U1——试验电源电压； UN——额定电压
由于在f1下所测的空载电流I1接近于额定频率下的I0，所以这样测得的空载电流无须校正时，空载损耗按照下式换算
P0=P1（60/ f1－0.2）（6-3）
P1——在频率为f1、电压为U1时测得的空载损耗。
6.4.2低电压下的试验
低电压下测量空载损耗，在制造和运行部门主要用于铁芯装配过程中的检查，以及事故和大修后的检查试验。主要目的是：检查绕组有无金属性匝间短路；并联支路的匝数是否相同；线圈和分接开关的接线有无错误；磁路中铁芯片间绝缘不良等缺陷。试验时所加电压，通常选择在5％～10％额定电压范围内。低电压下的空载试验，必须计及仪表损耗对测量结果的影响，而且测得数据主要用于相互比较，换算到额定电压时误差较大，可按照下式换算
P0=P1（UN/ U1）n（6-4）
式中U1——试验时所加电压；Un——绕组额定电压；
P1——电压为 U’时测得的空载损耗；P0——相当于额定电压下的空载损耗；
n——指数，数值决定于铁芯硅钢片种类，热轧的取1.8，冷轧的取1.9～2。
对于一般配电变压器或容量在3200kVA以下的电力变压器，对值可由图6-4查出。
6.4.3三相变压器分相试验
经过三相空载试验后，如发现损耗超过国家标准时，应分别测量单相损耗，通过对各相空载损耗的分析比较，观察空载损耗在各相的分布情况，以检查各相绕组或磁路甲有无局部缺陷。事故和大修后的检查试验，也可用分相试验方法。进行三相变压器分相试验的基本方法，就是将三相变压器当作三台单相变压器，轮换加压，也就是依次将变压器的一相绕组短路，其他两相绕组施加电压，测量空载损耗和空载电流。短路的目的是使该相无磁通，因而无损耗，现叙述如下。
（一）加压绕组为三角形连接（a-y,b-z,c-x）
采用单相电源，依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组依次短路（即bc、ca、ab），分相试验接线如图6-5所示。加于变压器绕组上的电压应为线电压，测得的损耗按照下式计算
P0=（P0ab+P0bc+ P0ca）/2（6-5）
P0ab、P0bc、P0ca——ab、bc、ca三次测得的损耗。空载电流按下式计算
I0=[0.289（I0ab+I0bc+ I0ca）]/IN×100%（6-6）
（二）加压绕组为星形连接
依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组应短路，如图6-6所示。若无法对加压绕组短路时，则必须将二次绕组的相应相短路，如图6-7所示，施加电压U为二倍相电压，即U=2UL/，式中UL为线电压。
测量的损耗仍然按照式（6-5）进行计算，空载电流百分数为
I0=[0.333（I0ab+I0bc+ I0ca）]/IN×100%（6-7）
由于现场条件所限，当试验电压达不到上述要求2UL/，低电压下测量的损耗如需换算到额定电压，可按照式（6-4）换算。
分相测量的结果按下述原则判断：
（1）由于ab相与bc相的磁路完全对称，因此所测得ab相和 bc相的损耗P0ab和P0bc应相等，偏差一般应不超过3％；
（2）由于ac相的磁路要比ab相或bc相的磁路长，故由ac相测得的损耗应较ab或bc相大。电压为 35～60kV级变压器一般为20％～30%；110～220kV级变压器一般为30%～40%。
如测得结果大于这些数值时，则可能是变压器有局部缺陷，例如铁芯故障将使相应相激磁损耗增加。同理，如短路某相时测得其他两相损耗都小，则该被短路相即为故障相。这种分相测量损耗判断故障的方法，称为比较法。
6.5试验结果的分析判断
与出厂值相比应该无明显变化
6.6注意事项
①空载试验采用从零升压进行，在低压侧加压，高（中）压侧开路，中性点接地，测量采用两瓦法或三瓦法。
②此试验在常规试验全部合格后进行，将分接开关置额定档，通电前应对变压器本体及套管放气。
③试验应设置紧急跳闸装置。
④计算平均电流 I平均=（IA+IB+IC）/3
空载电流I0= I平均/IN×100% 空载损耗P0=P1+ P2（+P3）
7.绕组所有分接的电压比
7.1试验目的
检查变压器绕组匝数比的正确性；检查分接开关的状况；变压器故障后，测量电压比来检查变压器是否存在匝间短路；判断变压器是否可以并列运行。
7.2该项目适用范围 交接时、分接开关引线拆装后、更换绕组后、必要时
7.3试验时使用的仪器
QJ35型变比电桥或变比测试仪
7.4试验方法
7.4.1用双电压表法测量电压比
7.4.1.1直接双电压表法
在变压器的一侧施加电压，并用电压表在一次、二次绕组两侧测量电压（线电压或用相电压换算成线电压），两侧线电压之比即为所测电压比。
测量电压比时要求电源电压稳定，必要时需加稳压装置，二次侧电压表引线应尽量短，且接触良好，以免引起误差。测量用电压表准确度应不低于0.5级，一次、二次侧电压必须同时读数。
7.4.1.2电压互感器的双电压表法
在被试变压器的额定电压下测量电压比时，一般没有较准确的高压交流电压表，必须经电压互感器来测量。所使用的电压表准确度不低于0.5级，电压互感器准确度应为0.2级，其试验接线如图7-1所示。其中，图7-1（b）为用两台单相电压互感器组成的V形接线，此时，互感器必须极性相同。当大型电力变压器瞬时全压励磁时，可能在变压器中产生涌流，因而在二次侧产生过电压，所以测量用的电压表在充电的瞬间必须是断开状态。为了避免涌流可能产生的过电压，可以用发电机调压，这在发电厂容易实现，而变电所则只有利用变压器新投人运行或大修后的冲击合闸试验时一并进行。对于 110/10kV的高压变压器，如在低压侧用 380V励磁，高压侧需用电压互感器测量电压。电压互感器的准确度应比电压表高一级，电压表为0.5级，电压互感器应为0.2级。7.4.2变比电桥测量变压比
利用变比电桥能够很方便的测量出被试变压器的变压比。变比电桥的测量原理图如图7-1所示，只需要在被试变压器的一次侧加电压U1，则在变压器的二次侧感应出电压U2，调整电阻R1，使检流计指零，然后通过简单的计算求出电压比K。
测量电压比的计算公式为
K= U1/ U2=（R1+ R2）/ R2=1+R1/ R2
QJ35型变比电桥，测量电压比范围为1.02—111.12，准确度为±0.2%，完全可以满足我国电力系统测量变压比的要求。
7.4.3自动变比测试仪
按照仪器的需要，输入相关参数，按接线图和操作步骤，测出每个分接位置的变压比
7.5试验结果的分析判断
（1）各相引接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律；
（2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差±0.5%，其他分接的电压比允许偏差应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±1%。7.6注意事项
仪器的操作要求进行，首先计算额定变比，然后加压测量实际变比与额定变的误差。
8.校核三相变压器的组别和单相变压器的极性
8.1试验目的
由于变压器的绕组在一次、二次间存在着极性关系，当几个绕组互相连接组合时，无论接成串联或并联，都必须知道极性才能正确进行。
变压器接线组别是并列运行的重要条件之一，若参加并列运行的变压器接线组别不一致，将出现不能允许的环流。
8.2该项目适用范围
交接时、更换绕组后、内部接线变动后
8.3试验时使用的仪器
万用表或直流毫伏表、电压表、相位表 8.4试验方法
8.4.1极性校核试验方法
8.4.1.1直流法
如图8-1所示，将1.5～3V直流电池经开关S接在变压器的高压端子A、X上，在变压器二次绕组端子上连接一个直流毫伏表（或微安表、万用表）。注意，要将电池和表计的同极性端接往绕组的同名端。例如电池正极接绕组A端子，表计正端要相应地接到二次a端子上。测量时要细心观察表计指针偏转方向，当合上开关瞬间指针向右偏（正方向），而拉开开关瞬间指针向左偏时，则变压器是减极性。若偏转方向与上述方向相反，则变压器就是加极性。试验时应反复操作几次，以免误判断。在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。
8.4.1.2交流法
如图8-2所示，将变压器的一次的A端子与二次的a端子用导线连接。在高压侧加交流电压，测量加入的电压UAX和低压侧电压Uax与未连接的一对同名端子间的电压UXx。如果UXx=UAX－Uax，则变压器为减极性，若UXx=UAX＋Uax，则变压器为加极性。
交流法比直流法可靠，但在电压比较大的情况下（K ＞ 20），交流法很难得到明显的结果，因为（UAX－Uax）与（UXx=UAX＋Uax）的差别很小。这时可以从变压器的低压侧加压，使减极性和加极性之间的差别增大。如图8-2（b）所示，一台220／10kV变压器，其变比K=22。若在10kV侧加压20V，则
UXx=440－20（V）为减极性
或 UXx=440＋20（V）为加极性 一般电压表的最大测量范围为 0～600V，而且差值为 440土 2（V）时分辨明显，完全可以满足要求。8.4.2组别试验方法
8.4.2.1直流法
如图8-3所示，用一低压直流电源，（通常用两节1.5V干电池串联）轮流加入变压器的高压侧AB、BC、CA端子，并相应记录接在低压端子ab、bc、ca上仪表指针的指示方向及最大数值。测量时应注意电池和仪表的极性，例如，AB端子接电池，A接正，B接负。表针也是一样的，a接正，b接负，图8-3是对接线组别为Y，y0的变压器进行的九次测量的情况。图中正负号表示的是：高压侧电源开关合上瞬间的低压表计指示的数值和方向的正负；如是分闸瞬间，符号均应相反。
8.4.2.2双电压表法
连接变压器的高压侧A端与低压侧a端，在变压器的高压侧通入适当的低压电源，如图8-4所示。测量电压UBb、、UBc、UCb，并测量两侧的线电压UAB、UBC、UCA和Uab、Ubc、Uca。根据测量出的电压值，可以来判断组别。
8.4.2.3相位表法
相位表法就是利用相位表可直接测量出高压与低压线电压间的相位角，从而来判定组别，所以又叫直接法。
如图8-4所示，将相让表的电压线圈接于高压，其电流线圈经一可变电阻接人低压的对应端子上。当高压通人三相交流电压时，在低压感应出一个一定相位的电压，由于接的是电阻性负载，所以低压侧电流与电压同相。因此，测得的高压侧电压对低压侧电流的相位就是高压侧电压对低压侧电压的相位。
8.5试验结果的分析判断
与铭牌和端子标志相符合。
8.6注意事项
8.6.1 测量极性可用直流法或交流法，试验时反复操作几次，以免误判断，在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。
8.6.2接线组别可用直流法、双电压表法及相位表法三种，对于三绕组变压器，一般分两次测定，每次测定一对绕组。
8.6.3直流法测量时应注意电池和仪表的极性，最好能采用中间指零的仪表，操作时要先接通测量回路，再接同电源回路，读数后要先断开电源回路，后断开测量回路表计。
8.6.4双电压表法试验时要注意三相电压的不平衡度不超过 2%，电压表宜采用0.5级的表。
8.6.5相位表法对单相变压器要供给单相电源，对三相变压器要供给三相电源，接线时要注意相位表两线圈的极性。
8.6.6在被试变压器的高压侧供给相位表规定的电压一般相位表有几档电压量程，电压比大的变压器用高电压量程，电压比小的用低电压量程。可变电阻的数值要调节适当，即使电流线圈中的电流值不超过额定值，也不得低于额定值的20%；
8.6.7必要时，可在试验前，用已知接线组的变压器核对相位表的正确性。
9.局部放电测量
9.1 试验目的
测试电气设备的局部放电特性是目前预防电气设备故障的一种好方法。
9.2 该项目适用范围
交接时、大修后、必要时
9.3 试验时使用的仪器
倍频电源车、补偿电抗，局部放电测量系统
9.4 试验方法
9.4.1局部放电试验前对试品的要求
a．本试验在所有高压绝缘试验之后进行，必要时可在耐压试验前后各进行一次，以资比较。
b．试品的表面应清洁干燥，试品在试验前不应受机械、热的作用。
c．油浸绝缘的试品经长途运输颠簸或注油工序之后通常应静止48h后，方能进行试验。
d．测定回路的背景噪声水平。背景噪声水平应低于试品允许放电量的50%，当试品允许放电量较低（如小于10PC）时，则背景噪声水平可以允许到试品允许放电量的100％。现场试验时，如以上条件达不到，可以允许有较大干扰，但不得影响测量读数。
9.4.2试验基本接线
变压器局部放电试验的基本原理接线，如图9-1所示
利用变压器套管电容作为耦合电容Ck，并且在其末屏端子对地串接测量阻抗Zm。
9.4.3试验电源
试验电源一般采用50 HZ的倍频或其它合适的频率。三相变压器可三相励磁，也可单相励磁。
9.4.4现场试验电源与试验方法
现场试验的理想电源，是采用电动机一发电机组产生的中频电源，三相电源变压器开口三角接线产生的150HZ电源，或其它形式产生的中频电源。试验电压与允许放电量应同制造厂协商。若无合适的中频或150HZ电源，而又认为确有必要进行局部放电试验，则可采用降低电压的现场试验方法。其试验电压可根据实际情况尽可能高，持续时间和允许局部放电水平不作规定。降低电压试验法，不易激发变压器绝缘的局部放电缺陷。但经验表明，当变压器绝缘内部存在较严重的局部放电时，通过这种试验是能得出正确结果的。
9.4.5现场试验工频降低电压的试验方法
工频降低电压的试验方法有三相励磁、单相励磁和各种形式的电压支撑法。现推荐下述两种方法。9.4.5.1单相励磁法
单相励磁法，利用套管作为耦合电容器Ck，其接线如图9-2所示。这种方法较为符合变压器的实际运行状况。图9-2同时给出了双绕组变压器各铁芯的磁通分布及电压相量图（三绕组变压器的中压绕组情况相同）。
由于C相（或A相）单独励磁时，各柱磁通分布不均，A、B、C（或AM、BM、CM）
感应的电压又服从于E＝4．44fWφ规律，因此，根据变压器的不同结构，当对C相励磁的感应电压为Uc时B相的感应电压约为0.7Uc，A相的感应电压约为0.3Uc（若A相励磁时，则结果相反）。
当试验电压为U时，各相间电压为
UCB=1.7U;UCA=1.3U
当A相单独励磁时，各相间电压为
UBA=1.7U;UAC=1.3U
当B相单独励磁时，三相电压和相间电压为
UA＝UC＝(1/2)UB UBA＝UBC＝1.5U
单相电源可由电厂小发电机组单独供给，或以供电网络单独供给。选用合适的送电网络，如经供电变压器、电缆送至试品，对于抑制发电机侧的干扰十分有效。变电所的变压器试验，则可选合适容量的调压器和升压变压器。根据实际干扰水平，再选择相应的滤波器。
9.4.5.2中性点支撑法
将一定电压支撑于被试变压器的中性点（支撑电压的幅值不应超过被试变压器中性点耐受长时间工频电压的绝缘水平），以提高线端的试验电压称为中性点支撑法。支撑方法有多种，便于现场接线的支撑法，如图9-3所示。
图9-3(b)的试验方法中，A相统组的感应电压Ui为2倍的支撑电压 U0，则A相线端对地电压UA为绕组的感应电压Ui与支撑电压U0的和，即
UA=3U0
这就提高了A相统组的线端试验电压.根据试验电压的要求，应适当选择放电量小的支撑变压器的容量和电压等级，并进行必要的电容补偿。
9.5试验结果的分析判断
国家标准GB 1094—85（电力变压器）中规定的变压器局部放电试验的加压时间步骤，如图9-4所示。其试验步骤为：首先试验电压升到U2下进行
测量，保持5min；然后试验电压升到U1，保持5S； 最后电压降到U2下再进行测量，保持 30min。
U1、U2的电压值规定及允许的放电量为
U1= UM/ = UM；
U2=1.5 UM/ 电压下允许放电量Q＜500pC 或U2=1.3 UM/ 电压下允许放电量Q＜300pC 式中：UM——设备最高工作电压。
试验前，记录所有测量电路上的背景噪声水平，其值应低于规定的视在放电量的50％。
测量应在所有分级绝缘绕组的线端进行。对于自耦连接的一对较高电压、较低电压绕组的线端，也应同时测量，并分别用校准方波进行校准。在电压升至U2及由U2再下降的过程中，应记下起始、熄灭放电电压。在整个试验时间内应连续观察放电波形，并按一定的时间间隔记录放电量Q。放电量的读取，以相对稳定的最高重复脉冲为准，偶尔发生的较高的脉冲可忽略，但应作好记录备查。
整个试验期间试品不发生击穿；在U2的第二阶段的 30 m i n内，所有测量端子测得的放电量Q连续地维持在允许的限值内，并无明显地、不断地向允许的限值内增长的趋势，则试品合格。
如果放电量曾超出允许限在 但之后又下降并低于允许的限值，则试验应继续进行，直到此后30min的期间内局部放电量不超过允许的限值，试品才合格。
9.6注意事项
9.6.1干扰的主要形式如下：
（1）来自电源的干扰；
（2）来自接地系统的干扰；
（3）从别的高压试验或者电磁辐射检测到的干扰；
（4）试验线路的放电；
（5）由于试验线路或样品内的接触不良引起的接触噪声。
9.6.2对以上这些干扰的抑制方法如下：
（1）来自电源的于扰可以在电源中用滤波器加以抑制。这种滤波器应能抑制处于检测
仪的频宽的所有频率，但能让低频率试验电压通过。
（2）来自接地系统的干扰，可以通过单独的连接，把试验电路接到适当的接地点来消
除。
（3）来自外部的干扰源，如高压试验、附近的开关操作、无线电发射等引起的静电或
磁感应以及电磁辐射，均能被放电试验线路耦合引人，并误认为是放电脉冲。如果这些干
扰信号源不能被消除，就要对试验线路加以屏蔽。需要有一个设计良好的薄金属皮、金属 板或铁丝钢的屏蔽。有时样品的金属外壳要用作屏蔽。有条件的可修建屏蔽试验室。
（4）试验电压会引起的外部放电。假使试区内接地不良或悬浮的部分被试验电压充
电，就能发生放电，这可通过波形判断与内部放电区别开。超声波检测仪可用来对这种放
电定位。试验时应保证所有试品及仪器接地可靠，设备接地点不能有生锈或漆膜，接地连
接应用螺钉压紧。
（5）对试验电路内的放电，如高压试验变压器中自身的放电，可由大多数放电检测仪检测到。在这些情况中，需要具备一台无放电的试验变压器。否则用平衡检测装置或者可以在高压线路内插入一个滤波器，以便抑制来自变压器的放电脉冲。
9.6.3如果高压引线设计不当，在引线上的尖端电场集中处会出现电晕放电，因此这些引线要由光滑的圆柱形或者直径足够大的蛇形管构成，以预防在试验电压下产生电晕。采用环状结构时圆柱形的高压引线可不必设专门的终端结构。采用平衡检测装置或者在高压线终端安装滤波器，可以抑制高压引线上小的放电。滤波器的外壳应光滑、圆整，以防止滤波器本身产生电晕。
10.变压器绕组变形测试
10.1 试验目的
确定变压器绕组是否发生变形，保证变压器的安全运行
10.2 该项目适用范围
交接时、出口短路后
10.3 试验时使用的仪器
TDT型变压器绕组变形测试系统
10.4 测试方法
10.4.1变压器绕组变形后频响特性曲线变化情况分析
频率响应法是一种先进的测试方法，它主要对绕组的频响特性曲线进行测试，进行前后或相间比较来判断绕组是否发生了机械变形。
变压器绕组变形的种类很多，但大体上可分为：整体变形和局部变形。如果变压器在运输过程或安装过程中发生了碰撞，变压器绕组就可能发生整体位移，这种变形一般整体完好，只是变压器绕组之间发生了相对位移，这种情况下，线圈对地电容C会发生改变，但线圈的电感量和饼间电容并不会发生变化，频响特性曲线各谐振峰值都对应存在，但谐振点会发生平移。线圈在运行中，出现固定压板松动、垫块失落等情况时或由于绕组间安匝不平衡，可能会出现高度尺寸上的拉伸，线圈在高度上的增加，将使线圈的总电感减小，同时线饼间的电容减小，在对应的频响特性曲线上，变形相曲线将出现第一个谐振峰值向高频方向偏移，同时伴随着幅值下降，而中高频部分的曲线与正常相的频响特性曲线相同。线圈在运行中，由于漏磁的作用，线圈在端部所受到的轴向作用力最大，可能使线圈出现高度上的压缩，线圈的总电感增加，线饼间的电容增加，在对应的频响特性曲线上，变形相曲线将出现第一个谐振峰值向低频方向偏移，同时伴随着幅值升高，而中高频部分的曲线与正常相的频响特性曲线相同。变压器在发生出口短路后，一般只是发生局部变形，如出现局部压缩或拉开变形、扭曲、幅相变形（向内收缩和鼓爆）、引线位移、匝间短路、线圈断股、存在金属异物等情况。如果变压器出现事故，则这几种情况可能同时存在。当线圈两端被压紧时，由于电磁力的作用，个别垫块可能被挤出，造成部分线饼被压紧，部分线饼被拉开，纵向电容发生变化，部分谐振峰值向高频方向移动，部分谐振峰值向低频方向移动。变压器绕组发生匝间短路后，由于线圈电感明显下降，低频段的频响特性曲线会向高频方向偏移，线圈对信号的阻碍大大减小，频响曲线将向衰减减小的方向移动，一般说来也可以通过测量变压比（有时候不一定能够测出变压比）来判断绕组是否发生匝间短路。线圈断股时，线圈的整体电感将略有增大，对应到频谱图，其低频段的谐振点将向低频方向略有移动，而中高频的频响曲线与正常曲线的图谱重合。在发生断股和匝间短路后，一般会有金属异物产生，虽然金属异物对低频总电感影响不大，但饼间电容将增大，频谱曲线的低频部分谐振峰值将向低频方向移动，中高频部分曲线的幅值将有所升高。当变压器绕组的引线发生位移时，不会影响线圈电感，频响特性曲线在低频段应重合，只是在中、高频部分的曲线会发生改变，主要是衰减幅值方面的变化，引线向外壳方向移动则幅值向衰减增大的方向移动，引线向线圈靠拢则曲线向衰减较小的方向移动。在电动力作用下，在线圈两段受到压迫时，线圈向两端顶出，线圈被迫从中部变形，如果变压器的装配间隙较大或有撑条受迫移位，线圈可能会发生轴向扭曲，由于这种变形使部分饼间电容和部分对地电容减小，所以频响特性曲线谐振峰值会向高频方向偏移，低频附近的谐振峰值略有下降，中频附近的谐振峰值点频率略有上升，高频段的频响特性曲线保持不变。在电动力作用下，一般是内线圈向内收缩，如果装配留有裕度，线圈有可能出现幅向变形，出现收缩和鼓爆，这种情况下，线圈电感会略有增加，线圈对地电容会略有增加，在整个频段范围内谐振点会向高频方向略微偏移。
10.4.2试验步骤
10.4.2.1变压器停电完毕；
10.4.2.2将变压器的各侧出线完全拆除；
10.4.2.3将变压器的档位调至最大档
10.4.2.4用DTD绕组变形测试仪对变压器的每相进行测量，并且对数据进行横向与纵向比较，得出最后结论。
10.5试验结果的分析判断
10.5.1变压器绕组变形测试时，可根据特定相关系数的变化判断绕组变形的严重程度，并结合频响特性曲线的谐振点和谐振幅值的变化加以确认。
10.5.2当变压器绕组的频响特性曲线相关系数小于0.6且低频段谐振点有明显偏移时，变压器绕组发生了严重变形；
10.5.3当相关系数小于0.8且大于0.6且低频段谐振点有偏移时，变压器绕组发生了较严重变形；
10.5.4当相关系数大于0.9时小于1.3时，变压器绕组有轻微变形；
10.5.5当相关系数大于1.3时，且频响特性曲线低频部分谐振点无明显偏移时，变压器绕组无明显可见变形；
10.5.6通过相关系数判断绕组的变形程度后，还需通过谐振点的偏移和谐振幅值进一步确认线圈的变形性质：变压器绕组频响特性曲线谐振点在低频段发生了较明显偏移且幅值变化较大，或在整个频段范围内谐振点都发生了偏移时，变压器绕组发生了严重变形或发生了整体变形，应尽快处理变压器。
10.6 注意事项
10.6.1电源使用220V交流电源；
10.6.2测试过程中要排除外部干扰，进行准确测量；
10.6.3设备在运输过程中要注意防止过度震动。
11.分接开关试验
11.1 试验目的
进行分接开关的试验，以确定分接开关各档是否正常
11.2 该项目适用范围
交接、大修、预试及必要时
11.3 试验时使用的仪器
QJ44型双臂电桥、有载分接开关特性测试仪
11.4 试验项目和试验方法
11.4.1试验项目
接触电阻（吊罩时测量），过渡电阻测量，过渡时间测量
11.4.2试验方法
11.4.2.1在变压器吊罩时时可用双臂电桥测量无载调压分接开关和有载调压分接开关选择开关的接触电阻和切换开关的接触电阻和过渡电阻，用有载分接开关特性测试仪可测量分接开关不代线圈时的切换波形和切换时间和同期。
11.4.2.2用有载分接开关特性测试仪可测量分接开关代线圈时的切换波形和切换时间和同期。
11.5试验结果的分析判断
11.5.1无载分接开关每相触头各档的接触电阻，应符合制造厂要求。
11.5.2有载分接开关的过渡电阻、接触电阻及切换时间，都应符合制造厂要求，过渡电阻允许偏差为额定值的±10%，接触电阻小于500μΩ。
11.5.3分接开关试验可检查触头的接触是否良好，过渡电阻是否断裂，三相切换的同期和时间的长短。
11.6注意事项
11.6.1测量应按照仪器的操作步骤和要求进行，带线圈测量时，应将其他侧线圈短路接地。
篇6：变压器作业指导书终版
V配电变压器检修作业指导书
目的规范10kV
配电变压器的检修行为，确保
10kV
配电变压器的检修质量和设备的运行可靠性。
适用范围
本作业指导书适用于云南云铝泽鑫铝业有限公司10kV
油浸式(干式)配电变压器的检修作业。
规范性引用文件
DL
408-91
《电业安全工作规程（发电厂及变电所电气部分）
》
Q/CSG
114002-2011
《电力设备预防性试验规程》
职责划分
所有10kV变压器由所属使用单位自己进行日常巡视点检、卫生打扫；节假日巡视点检由动力厂配合使用单位进行；检修电气试验由动力厂完成。生活区变及澡堂变由动力厂负责。
周期
5.1
日常巡视点检一周一次，节假日进行巡视检查。
5.2
电解厂使用的自用变、烟气净化变及变频器半年一次卫生打扫，其余变压器一年一次卫生打扫。
5.3
所有变压器一年检修一次。
5.4
故障时检修。
检修工作流程
6.1
电解厂、加工厂所属使用的变压器工作程序为：使用单位上检修申请到生产部→生产部安排动力厂开工作票→停电→使用单位工作负责人办理工作表→开展检修工作，动力厂进行电气试验→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
6.2
动力厂所管理变压器：汇报生产部→开工作票→停电→工作负责人办理工作表→开展检修、电气试验工作→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
工作准备
7.1
人员配备
工作负责人应由段长职务及以上、拥有电工证或者电工进网许人员担任；并掌握变压器工作原理，各部件作用及名称；熟悉变压器结构，对一次缺陷能进行分析、判断和处理；熟悉变压器检修规程。
7.2
供电运行准备
在检修申请同意以后，在检修变压器停电以前，该变压器上的负荷，经低压开关倒由另外一台并列运行变压器供电，要负荷稳定运行一段时间后，才能进行变压器停电操作。低压开关倒闸操作由各分厂负责，动力厂监护，要求检修变压器低压开关处于工作位置分闸状态。操作以后增加运行设备的巡视。
7.3
工器具准备
7.4
材料准备
7.5
故障时应做相应的检修和试验方案
安全措施
8.1
配电变压器台停电检修时，必须办理工作票。并严格按照工作票及操作票制度，坚决制止无票作业。变压器高低压两侧安装好接地线，才能开始检修工作。
8.2
作业前，工作负责人应认真核对配电变压器的正确名称和编号，并向作业人员交底。
8.3
检查所需的安全用具是否合格齐备，现场作业人员应配戴安全帽。
8.4
作业人员做到互相监护、照顾和提醒。
8.5
现场的工器具，长大物件必须与带电体设备保持足够的安全距离并设专人监护。
8.6
高空作业必须系好安全带，安全带应系在牢固的构件上，严禁将物品上下抛掷，要
按规定使用绳索或梯子。
8.7
作业现场不得存放易燃易爆物品，严禁使用明火和吸烟。
8.8
使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
8.9
检修作业安全措施。
8.9.1
在检修变压器套管及引线过程中，应正确配备和正确使用工具，以免损坏套管瓷
件及人员误伤。
8.9.2
在拆卸检修可能跌落的瓷质部件时，必须两人配合，注意拆装方法，避免因拆卸
方法不当而造成设备损坏。
8.10
变压器试验
8.10.1
试验前后应对被试设备接地短路，进行充分的放电。
8.10.2
试验现场装设醒目的遮拦或围栏，并悬挂“止步，高压危险”标示牌。
8.10.3
试验加压前应认真检查试验接线、表记倍率、量程、调压器零位及仪表的初始状态等，并经检查无误，方可进行试验。
8.10.4
进行试验时，工作人员应专心操作，加压速度必须按试验要求进行，加压过程中
应有人监护，并做好记录。
8.10.5
试验过程中若有异常应立即降压，断开试验电源，进行检查，确认无误后方能再
次试验。
8.10.6
每项试验完毕应对试品充分放电。
8.10.7
配电变压器试验完毕后，试验人员应拆除自装的接地短路线，并对被试设备进行
检查和清理现场。
8.11
危险点分析及预防控制措施：
序号
危险点
控
制
措
施
高空摔跌
a、使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
b、必须穿防滑性能良好鞋，必须清除鞋底的油污。
c、高空作业人员应系好安全带。
触电
a、要使用专用电源，安全开关要完好。
b、电源开关的操作把手需绝缘良好。
c、与带电体保持足够的安全距离。
d、更换接线或试验结束时，应断开电源。
火灾
a、作业现场不得存放易燃易爆物品，b严禁使用明火和吸烟，并远离易燃易爆品，在现场备足消防器材。
高空坠物
a、物品应使用绳索上下传递，并且捆绑牢固。
b、高空作业人员应使用工具袋。
c、地面作业人员不得站在高处有人作业的下方。
d、作业人员必须戴好安全帽。
检修项目、工艺要求及质量标准
9.1
作业项目
9.1.1
检查和清除变压器外观缺陷，并进行全面清扫工作。处理已发现的缺陷。
9.1.2
检查储油柜的油位。
9.1.3
检查套管的密封情况、引出线接头情况，清扫套管，检查电气连接点螺栓是否紧固。
9.1.4
检查接地装置是否接地良好。
9.1.5
检查各焊缝和密封处有无渗漏油情况。
9.1.6
检查瓦斯继电器是否正常，重瓦斯、轻瓦斯动作、报警信号正常。
9.1.7
检查温度动作、报警信号正常。
9.1.8
检查呼吸器硅胶有无变色，变色需进行更换。
9.1.9
按规程规定进行试验。
9.2
配电变压器检修的工艺要求
配电变压器检修的工艺要求及质量标准：
检修内容
工艺要求及质量标准
检查绕组外观，绕组表面是否清洁。
绕组应清洁，表面无油垢，无变形。
检查引线及引线绝缘，引线接头的焊接，引线对各部位的绝缘距离，引线的固定情况是否符合要求。
引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。引线接头表面应平整、清洁，光滑无毛刺，并不得有其他杂质。
检查绝缘支架有无松动、损坏和位移。
绝缘支架应无破损、裂纹，变形及烧伤现象。
检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。
铁芯只允许一点接地,接地片其外露部分应包扎绝缘,防止铁芯短路.检查油箱上的焊点＼焊缝中存在的沙眼等渗漏点。
全面消除渗漏点
检查分接开关部件是否齐全完整，转动是否灵活。
完整无缺损，机械转动灵活。
检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住。
开关所有紧固件均应拧紧，无松动。
将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃招应完好，并进行清扫。更换变色硅胶。吸湿器的连接口应垫入橡胶垫，在吸湿器油封罩中加入适量的变压器油。
玻璃罩清洁完好，重新装入硅胶，胶垫质量符合标准规定。油封加油至正常油位线，能起到呼吸作用。
检查瓦斯、温度动作及信号是否正常
动作及信号正常
9.3
配电变压器检修试验的工艺要求及质量标准
9.31
绕组连同套管的绝缘电阻试验
a
绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值得
70%。
b
试验周期为
年，在大修后、怀疑有绝缘缺陷时也要进行该项目的试验。
9.3.2
绕组直流电阻试验
a
分接开关变换位置前、后均应进行直流电阻测试，并判断是否合格。
b
1500kVA及以下三相变压器，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%；
1500kVA
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%。
c
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式：R2=R1×（T+t2）/(T+t1）换算，式中：R1、R2—
分别为温度在t1，t2时的电阻值，T—计算常数，铜导线取
235，铝导线取
225。
d
由于变压器结构等原因，差值超过本条第b
款时，可只按本条第c
款进行比较。但应说明原因。
e
试验周期为
年，在大修后、无载分接开关变换分解位置、套管接头或引线过热时也要进行该项目的试验。
9.3.3
电压比试验
a
检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；35kV以下，电压比小于
3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他变压器电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%，其他分接的电
压比应在变压器阻抗电压值的1/10以内，偏差不超过±1%。
b
检查变压器的三相接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。
c
试验时注意高压绕组与低压绕组试验接线不能接反，可能危及人身及仪器安全。
d
在分接开关引线拆装后、更换绕组后也要进行该项目的试验。
风险预估
10.1
检修申请表要写明检修设备停运后，存在的供电风险。
10.2
倒闸操作及停电操作中存在的风险。
10.3
工作票中应写明带电设备、安全范围及工作范围。
10.4
如无特殊情况，检修变压器停运时间不超过一天；检修变压器停运后，增加备供设备的巡视次数。
作业后的验收与交接
11.1
验收由工作负责人会同运行人员进行。
11.2
变压器试验合格，试验报告及资料齐全。
11.3
瓷套管完好，油位合格，无渗油漏油现象。
11.4
接线正确，各部螺母紧固，安装牢固。
11.5
接地装置安装齐全、合格。
11.6
调整分接开关在合适位置。
11.7
如验收中发现问题，工作负责人应组织人员进行处理，直到合格为止。
11.8
验收合格后，工作负责人与运行人员做相应的记录并办理工作终结手续。
11.9
送电投运后应监视电压、电流、温升等参数，并在2小时、8小时、24小时时进行跟踪巡视。
4.1
10kV电解D区、J区配电室的变压器及排烟风机变频器的日常巡视点检、卫生打扫由电解厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；停电检修电气试验由动力厂完成。
4.2
10kV阳极组装、铸造配电室的变压器（生活区及澡堂的变压器除外）及检大修变压器的日常巡视点检、卫生打扫由加工厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；检修电气试验由动力厂完成。
4.3