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[经验] 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

2020-9-2 22:37:30  70 电力变压器
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序号
项    目
周    期
要    求
说    明
1
油中溶解气体色谱分析 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
2
油中水分mg/L 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
3
油中含气量%(体积分数) 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
4
油中糠醛含量mg/L 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:



1~5
5~10
10~15
15~20



0.1
0.2
0.4
0.75

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
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
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
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
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
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
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
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
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
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%
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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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