油浸式电力变压器和电抗器设备状态检修试验规程.doc

油浸式电力变压器和电抗器设备状态检修试验规程1.1 35kV及以上电力变压器及电抗器巡检及例行试验表1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器巡检项目巡检项目 周期要求 说明条款外观 500kV：2周220kV：1月110kV：3月无异常见5.1.1a）条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态 见5.1.1c）条 冷却系统无异常 见5.1.1d）条 声响及振动无异常 见5.1.1e）条 表2 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目例行试验项目周期 要求 说明条款红外热像检测1)新投运1周内2）500kV：1月220kV：3月110kV：半年无异常 见5.1.2条高频局部放电检测1）1年2）投运后3）必要时1）正常：无典型放电图谱。2）异常：在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。3）缺陷：具有典型局部放电的检测图谱。1）与标准图谱（附录）比较。2）新设备投运、A类检修后1周内完成。3）适用于铁芯、夹件及电容末屏接地线，其它结构参照执行。4）异常情况应缩短检测周期。铁芯接地电流测量1）1年2）投运后3）必要时100mA当怀疑有铁芯多点接地时进行该项测量油中溶解气体分析1） 大修前2） 220kV及以上：3月110kV：半年35kV：1年乙炔1（500kV）(L/L)5（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/L)（注意值）绝对产气速率：12mL/d（隔膜式）（注意值）相对产气速率10%/月（注意值）见5.1.3条，对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期本体绝缘油例行试验6年见31.1条见31.1条有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量1） 大修后2） 110kV：1年35kV：2年油击穿电压30（警示值）水分含量40mg/L（警示值）见5.1.8条，对安装在线滤油装置的，可延长一个周期绕组电阻6年1. 相间互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超过2%（警示值）见5.1.4条套管试验6年见9条见9条铁心绝缘电阻6年100M（新投运1000 M）（注意值）见5.1.5条绕组绝缘电阻6年1. 绝缘电阻无显著下降2. 吸收比1.3或极化指数1.5 或绝缘电阻10000 M（注意值）见5.1.6条绕组绝缘介质损耗因数（20）6年500kV：0.005（注意值）100-220kV：0.008（注意值）35 kV及以下：0.015见5.1.7条有载分接开关检查（变压器）见5.1.8条见5.1.8条见5.1.8条测温装置检查6年无异常见5.1.9条气体继电器检查无异常见5.1.10条冷却装置检查无异常见5.1.11条压力释放装置检查解体性检修时无异常见5.1.12条变压器绕组变形试验1）6年2）大修后与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别见5.1.13条外施耐压试验1） 大修后35KV按附录A，附录A无规定出厂试验值的80见5.1.14条1.1.1 巡检说明a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；b) 记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数； c) 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封；d) 冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确；e) 变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。1.1.2 红外热像检测检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664、福建电网带电设备红外检测管理规定。1.1.3 油中溶解气体分析除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天（110kV及以上），4、30天（35kV）各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样按GB/T7597、测量按GB/T 17623、分析诊断按GB/T 7252 或DL/T 722程序进行，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、在线监测系统告警、气体继电器有信号、经历了过负荷运行、发生了出口或近区短路故障以及进行耐压和局放试验后，应进行额外的取样分析。对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期。1.1.4 绕组电阻有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过2%。电阻温度修正按式（1）进行。（1）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK为225。无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后、更换套管后、变压器本体油中溶解气体分析判断有热故障以及红外热像检测判断套管接头发热时，也应测量一次。电抗器参照执行。1.1.5 铁心绝缘电阻绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。1.1.6 绕组绝缘电阻测量前，被试绕组应充分放电。测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。吸收比和极化指数不进行温度换算。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1。（2）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分或介质损耗因数偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。1.1.7 绕组绝缘介质损耗因数测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。介质损耗因数受温度的影响可按式（3）进行近似修正。测量方法可参考DL/T 474.3。（3）式中，tg1、tg2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分或介质损耗因数偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。1.1.8 有载分接开关检查以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。每年检查一次的项目：a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查；b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯；c) 打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常；d) 记录动作次数；e) 如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。f) 油质试验：要求油耐受电压30kV，水分含量40mg/L；如果装备有在线滤油器，可延长一个周期，要求油耐受电压40kV，水分含量40mg/L。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。每6年检查一次的项目：g) 检查动作顺序，换位开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求；h) 在变压器带电时，手动、就地电动和远方各进行两个循环的操作，手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常；i) 检查紧急停止功能以及限位装置；j) 在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间，三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符；有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过10%；1.1.9 测温装置检查每6年检查一次，要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。每6年校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1M。1.1.10 气体继电器检查每年检查一次气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1M，采用1000V兆欧表测量。1.1.11 冷却装置检查运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。1.1.12 压力释放装置检查按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在5kPa之内或符合制造厂设备技术文件要求。5.1.13变压器绕组变形试验110kV及以上变压器进行5.1.14外施耐压试验35kV变压器和电抗器进行。1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验当变压器故障后，可参照 附录F进行试验项目的选择。表3 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目诊断性试验项目要求说明空载电流和空载损耗测量见5.2.1条见5.2.1条短路阻抗测量初值差不超过3%（注意值）见5.2.2条耐压和局部放电测量外施交流或感应耐压：出厂试验值的80%局部放电：下：300pC（注意值）见5.2.3条绕组频率响应分析见5.2.4条见5.2.4条绕组各分接位置电压比初值差不超过0.5%（额定分接位置）；1.0%（其它）（警示值）见5.2.5条直流偏磁水平检测（变压器）见5.2.6条见5.2.6条电抗器电抗值测量初值差不超过5%（注意值）见5.2.7条纸绝缘聚合度测量聚合度250（注意值）见5.2.8条绝缘油试验见27.2条见27.2条整体密封性能检查无油渗漏见5.2.9条铁心接地电流测量100mA（注意值）见5.2.10条声级及振动测定符合设备技术文件要求见5.2.11条绕组直流漏电流测量见5.2.12条见5.2.12条1.2.1 空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电源可用三相或单相，试验电压尽可能接近额定值(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较)。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。1.2.2 短路阻抗测量诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流，亦可低于额定值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)，但不应小于5A。1.2.3 感应耐压和局部放电测量验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（4）确定，但应在15s60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。 （4）在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。110KV及以上主变仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。1.2.4 绕组频率响应分析诊断是否发生绕组变形时进行本项目。每次测量时变压器外部接线状态应相同，并应在最大分接位置下测量，当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。1.2.5 绕组各分接位置电压比对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时应进行本项目。结果应与铭牌标识一致。1.2.6 直流偏磁水平检测当变压器声响、振动异常时，应进行本项目。1.2.7 电抗器电抗值测量怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。1.2.8 纸绝缘聚合度测量诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。1.2.9 整体密封性能检查对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。1.2.10 铁心接地电流测量在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。1.2.11 声级及振动测定当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。1.2.12 绕组直流泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目，测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为10kV(6kV10kV绕组)、20kV（20kV35kV绕组）、40kV（110kV220kV绕组）、60kV（500kV绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异消弧线圈、35kV及以下变压器和并联电抗器5.3.1消弧线圈、35kV以下变压器、并联电抗器巡检及例行试验表4消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器巡检项目巡检项目 周期要求 说明条款外观 运行规程无异常见5.1.1a）条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态 见5.1.1c）条 冷却系统无异常 见5.1.1d）条 声响及振动无异常 见5.1.1e）条 表5消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器例行试验项目项 目周期要 求说 明绝缘油试验1）6年2）大修后见31.1条1）全密封设备可不进行。2）10kV设备一般只进行油耐压试验。油中溶解气体色谱分析1）6年2）大修后乙炔（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/L)（注意值）绝对产气速率：12mL/d（隔膜式）（注意值）相对产气速率10%/月（注意值1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和2) 新投运的变压器应有出厂的有关测试数据3)全密封设备可不进行。4）站（所）用变压器、消弧线圈应进行。红外热像检测 1)新投运1周内2）1年无异常 见5.1.2条绕组直流电阻1）6年2）大修后1)1.6MVA以上变压器，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，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的变压器，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%3) 变压器的直流电阻实测值与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2%4) 三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；5）电抗器和消弧线圈的直流电阻实测值与出厂值的变化规律应一致，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于 2%。 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则按要求3)项执行2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=（T+t2）/（T+t1）式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。3）应在所选分接头的位置锁定后进行绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1）6年2）大修后1)绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果及出厂试验相比应无明显变化，一般不低于上次值的701)使用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3) 尽量在相近的温度下试验；不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：（油浸式）R2=R11.5（t1-t2）/10式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值。交流耐压试验1）6年2）大修后1)设备试验电压值见附录A1） 干式变压器、干式电抗器应进行交流耐压试验2） 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行3） 用外施工频耐压试验测温装置及其二次回路试验1）6年2）大修后1)密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相符2)绝缘电阻一般不低于1M1）测量绝缘电阻采用1000V兆欧表气体继电器及其二次回路试验1）6年2）大修后整定值符合运行规程要求,动作正确，绝缘电阻一般不低于1M1)测量绝缘电阻采用100V兆欧表冷却装置及其二次回路检查试验1）6年2）大修后冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1M。测量绝缘电阻用1000V兆欧表。5.3.2消弧线圈、35kV以下变压器、并联电抗器诊断性试验表6消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器诊断性试验项目项 目要 求说 明绕组的tg1)20时不大于下列数值： 35kV以下 1.5%2)试验电压：绕组电压10kV及以上，10kV绕组电压10kV以下，额定电压Un1)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近2)消弧线圈、油浸变压器3)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值按下式换算：式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值或见附录H穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1）采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。2）一般不低于10M。1）用2500V兆欧表。2）连接片不能拆开者可不测量。 绕组所有分接的电压比1)各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，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%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它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%校核三相变压器的组别或单相变压器极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致变压器空载电流和空载损耗与上次试验相比应无明显变化试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）。变压器短路阻抗和负载损耗与上次试验相比应无明显变化，短路阻抗3引起注意1）试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）。2） 对于35kV以下电压等级变压器，有条件采用低电压短路阻抗法测量变压器局部放电10PC或满足设备技术条件适用于干式变压器5.4自动跟踪补偿成套消弧装置 5.8.1 自动跟踪补偿成套消弧装置巡检项目.表7 自动跟踪补偿成套消弧装置巡检项目巡检项目周期要求说明外观检查6月无异常 5.8.2 自动跟踪补偿成套消弧装置例行试验项目表8 自动跟踪补偿成套消弧装置的例行试验项目序号项 目周 期要 求说 明1二次回路绝缘电阻测量6年绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化可用500V或1000V 摇表2档位调节试验6年所有档位的调节过程顺利，无卡涩，实际档位与指示档位一致。3并联电阻值测量6年与铭牌数值对应，误差不超过5%。4补偿电容柜电容量测量6年与铭牌参数对应，符合厂家技术要求注：成套补偿装置的接地变、消弧线圈、有载调压开关、电压、电流互感器、避雷器、真空开关可参照本标准有关章节规定。 5.8.2 自动跟踪补偿成套消弧装置诊断性试验表9 自动跟踪补偿成套消弧装置的诊断性试验项目序号项 目要 求说 明1二次回路交流耐压试验试验电压2kV可用2500V 摇表试验2阻尼电阻值测量与名牌数值对应，误差不超过5%。3阻尼电阻的绝缘电阻测量不小于100M.采用2500V摇表4阻尼电阻接触器或可控硅动作特性测量应符合制造厂规定5并联电阻专用开关动作特性测量应符合制造厂规定6补偿电容的可控硅动作特性测量应符合制造厂规定