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油浸式电力变压器的检修项目、周期、要求和负责专业
发布时间：2017-10-12 点击量：
油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
| 序号 | 项 目 | 周 期 | 要 求 | 说 明 | |||||||||||
| 1 | 油中溶解气体色谱分析（使用ED900型气相色谱仪试验） |
①新投运及大修后投运： 500kV：1，4，10， 30天 220kV：4，10，30天 110kV：4，30天 ②运行中： 500kV：3个月 220kV：6个月 35kV、110kV：1年 ③必要时 |
①新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL／L)任一项不宜超过下列数值： 总烃：20 H2：10 C2H2：0 ②运行设备油中H2与烃类气体含量(μL／L)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃：150 H2：150 C2H2：5(35kV～220kV)， 1(500kV) ③烃类气体总和的产气速率大于6mL／d(开放式)和12mL／d(密封式)，或相对产气速率大于10%／月则认为设备有异常 |
①总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体 ②溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析 ③总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断 ④新投运的变压器应有投运前的测试数据 ⑤必要时，如： ——出口(或近区)短路后 ——巡视发现异常 ——在线监测系统告警等 |
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| 2 | 油中水分mg／L（使用EDWS-3型微量水分测试仪试验） |
①准备注入110kV及以上变压器的新油 ②注入500kV变压器后的新油 ③110kV及以上：运行中1年 ④必要时 |
投运前： 110kV：≤20 220kV：≤15 500kV：≤10 |
运行中： 110kV；≤35 220kV：≤25 500kV：≤15 |
①运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样 ②必要时，如： ——绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 ——渗漏油等 |
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| 3 | 油中含气量%(体积分数)（使用ED900型气相色谱仪试验） |
500kV变压器 ①新油注入前后 ②运行中：1年 ③必要时 |
投运前：≤1 | 运行中：≤3 |
必要时，如： ——变压器需要补油时 ——渗漏油 |
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| 4 | 油中糠醛含量mg／L （使用ED900型气相色谱仪试验） | 必要时 |
①含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
②跟踪检测时，注意增长率 ③测试值大于4mg／L时，认为绝缘老化已比较严重 |
①变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况 ②必要时，如： ——油中气体总烃超标或CO、CO2过高 ——需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等 |
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| 5 | 油中洁净度测试 | 500kV：必要时 | 标准在制定中 | ||||||||||||
| 6 | 绝缘油试验 | 见文章《变压器油的试验项目和要求》 | |||||||||||||
| 7 | 绕组直流电阻 |
①3年 ②大修后 ③无载分接开关变换分接位置 ④有载分接开关检修后 ⑤必要时 |
①1600kVA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% ②1600kVA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与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% ②有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接处测量 ③不同温度下电阻值按下式换算： R2＝R1(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 ④封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 ⑤必要时，如： ——本体油色谱判断有热故障 ——红外测温判断套管接头或引线过热 |
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| 8 | 绕组连同套管的绝缘电阻吸收比或极化指数 |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
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显著变化，一般不低于上次值的70% ②35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5 ③绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3 |
①使用2500V或5000V绝缘电阻测试仪，对220kV及以上变压器，绝缘电阻测试仪容量—般要求输出电流不小于3mA ②测量前被试绕组应充分放电 ③测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近 ④尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算： R2＝R1×1.5(t1－t2)/10 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 ⑤吸收比和极化指数不进行温度换算 ⑥封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量 ⑦必要时，如： ——运行中油介损不合格或油中水分超标 ——渗漏油等可能引起变压器受潮的情况 |
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| 9 | 绕组连同套管的tanδ |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
①20℃时不大于下列数值： 500kV：06％ 110kV～220kV：0.8％ 35kV：1.5％ ②tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%) ③试验电压： 绕组电压l0kV及以上：l0kV 绕组电压10kV以下：Un |
①非被试绕组应短路接地或屏蔽 ②同一变压器各绕组tanδ的要求值相同. ③测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近 ④尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算： tanδ2＝tanδ1×1.3(t2－t1)/10 式中：tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值 ⑤封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 ⑥必要时，如： ——绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 ——油介损不合格或油中水分超标 ——渗漏油等 |
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| 10 | 电容型套管的tanδ和电容值 | 见文章《套管的试验项目、周期和要求》 |
①用正接法测量 ②测量时记录环境温度及变压器顶层油温 ③只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地 |
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| 11 | 绕组连同套管的交流耐压试验 |
①l0kV及以下：6年 ②更换绕组后 |
全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍 |
①110kV及以上进行感应耐压试验 ②10kV按35kV×0.8＝28kV进行 |
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| 12 | 铁芯及夹件绝缘电阻 |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
①与以前测试结果相比无显著差别 ②运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A |
①采用2500V绝缘电阻测试仪(对运行年久的变压器可用1000V绝缘电阻测试仪) ②只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 ③必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时 |
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| 13 | 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 | 大修中 |
220kV及以上：一般不低于500MΩ 110kV及以下：一般不低于100MΩ |
①用2500V绝缘电阻测试仪 ②连接片不能拆开可不进行 |
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| 14 | 局部放电试验 |
220kV及以上： ①大修更换绝缘部件或部分绕组后 ②必要时 |
在线端电压为1.5Um／√3时，放电量一般不大于500pc；在线端电压为1.3Um／√3时，放电量一般不大于300pC |
①110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行 ②必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时 |
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| 15 | 绕组所有分接的电压比 |
①分接开关引线拆装后 ②更换绕组后 |
①各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律 ②35kV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，但偏差不得超过土1% |
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| 16 | 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 | 更换绕组后 | 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 | ||||||||||||
| 17 | 空载电流和空载损耗 |
①更换绕组后 ②必要时 |
与前次试验值相比无明显变化 |
①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(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) ②必要时，如：怀疑磁路有缺陷等 ③使用ZC-202A变压器空载负载综合特性测试仪测量空载电流和空载损耗。 |
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| 18 | 短路阻抗和负载损耗 |
①更换绕组后 ②必要时 |
与前次试验值相比无明显变化 |
①试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流(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) ②必要时，如：出口短路后 ③使用ZC-204A变压器短路阻抗测试仪变压器空载负载综合特性测试仪测量空载电流和空载损耗。 |
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| 19 | 绕组变形测试 |
110kV及以上： ①6年 ②更换绕组后 ③必要时 |
与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比 |
①每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同 ②对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较 ③发电厂厂用高压变压器可参照执行 ④必要时，如：发生近区短路后 |
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| 20 | 全电压下空载合闸 | 更换绕组后 |
①全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min ②部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min |
①在运行分接上进行 ②由变压器高压侧或中压侧加压 ③110kV及以上的变压器中性点接地 ④发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行 |
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| 21 | 有载分接开关的试验和检查 |
①按制造厂规定 ②大修后 |
按DL／T574—1995执行 | ||||||||||||
| 22 | 测温装置校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①按制造厂的技术要求 ②密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用2500V绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 23 | 气体继电器校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①按制造厂的技术要求 ②整定值符合运行规程要求，动作正确 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用2500V绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 24 | 压力释放器校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②必要时 |
①动作值与铭牌值相差应在±10％范围内或符合制造厂规定 ②绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用2500V绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 25 | 冷却装置及其二次回路检查试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油 ②强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用2500V绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 26 | 整体密封检查 |
①大修后 ②必要时 |
①35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kPa压力)，试验时间12h无渗漏 ②110kV及以上变压器在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 |
①试验时带冷却器，不带压力释放装置. ②必要时，如：怀疑密封不良时 |
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| 27 | 套管中的电流互感器试验 | 大修时 |
①绝缘电阻测试 ②变比测试 ③极性测试 ④伏安特性测试 |
见文章《电流互感器的试验项目、周期和要求》 | |||||||||||
| 28 | 绝缘纸(板)聚合度 | 必要时 | 当聚合度小于250时，应引起注意 |
①试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克 ②对运行时间较长(如20年)的变压器尽量利用吊检的机会取样 ③必要时，如：怀疑纸(板)老化时 |
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| 29 | 绝缘纸(板)含水量 | 必要时 |
水分(质量分数)一般不大于下值： 500kV：1% 220kV：3% |
①可用所测绕组的tanδ值推算或取纸样直接测量 ②必要时，如：怀疑纸(板)受潮时 |
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| 30 | 噪声测量 | 必要时 | 与出厂值比较无明显变化 |
①按GB7328—1987的要求进行 ②必要时，如：发现噪声异常时 |
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| 31 | 箱壳振动 | 必要时 | 与出厂值比不应有明显差别 | 必要时，如：发现箱壳振动异常时 | |||||||||||
| 32 | 红外测温 |
运行中 500kV：1年2次 110kV、220kV：1年1次 |
按DL／T 664—999执行 |
①用红外热像仪测量 ②测量套管及接头、油箱壳等部位 |
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