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油浸式電力變壓器防性試驗規程項目、周期和要求

序號  項目  周期  判 據  方法及說明
紅外測溫 1)=330KV:1個月
2)220kV: 3個月
3) ≤110kV: 6個月
4)必要時
各部位無異常溫升現象,檢測和分析方法參考DL/T664。
2 油中溶解氣
體分析
1)A、B級檢修後,
66kV 及以上: 1,4,
10, 30天:
2)運行中電網側:
750kV:1個月:
330kV~500kV:3個
月:
220kV:6個月:
35kV~110kV:1年。
3)運行中發電側:
120MVA 及以上的發
電廠主變壓器為6個
月;8MVA 及以上的
變壓器為1年:8MVA
以下的油浸式變壓器
自行規定;
4)必要時。
按 DL/T 722 判斷是否符合要求:
1)新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量
(uL/L)任一項不宜超過下列數值:
500kV及以上:總烴: 10: H2: 10;
C2H2: 0.1:
330kV及以下:總烴: 20: H2: 30:
C2H2:0.1。
2)運行變壓器油中Hz與烴類氣體含量
(uL/L)超過下列任何一項值時應引起
注意:
總烴:150;
H2: 150;
C2H2: 5(35kV~220kV),1(330kV及
以上)。
3)烴類氣體總和的產氣速率大於
6mL/d(開放式)和12mL/d(密封式),或相
對產氣速率大於 10%/月則認為設備有
異常(對乙炔<0.1uL/L、總烴小於新設
備投運要求時,總烴的絕對產氣率可不
作分析)。氫氣的產氣速率大於5mL/d(開
放式)和10mL/d(密封式),則認為設備有
異常。
按 DL/T 722取樣及測量:
1)總烴包括CH4、C2H4、C2H6和 C2H2四種氣體;
2)溶解氣體組份含量有增長趨勢時,可結合產氣速率判斷,
必要時縮短周期進行跟蹤分析;
3)總烴含量低的設備不宜采用相對產氣速率進行判斷;
3 絕緣油試驗 見後續絕緣油試驗項目。
4 油中糠醛含
量, mg/L
1)10年
2) 必要時
1)含量超過下列值時,一般為非正常老化,需跟蹤檢測:
運行年限 糖醛含量
1~5      0.1
10~15    0.4
15~20    0.75
2)跟蹤檢測時,注意增長率;
3)測試值大於 4mg/L時,認為絕緣老化
已比較嚴重。
變壓器油經過處理後,油中糠醛含量會不同程度的降低,
在作出判斷時要注意這一情況。
5 鐵心、加夾件
接地電流
1)1個月
2必要時
≤1000mA 采用帶電或在線測量。
6 繞組直流電
1)A、B級檢修後
2) ≥330kV: 53年
3)s220kV: 6年
4)必要時
1)1600kVA以上變壓器,各相繞組電阻
相互間的差別不應大於三相平均值的
2%,無中性點引出的繞組,線間差別不
應大於三相平均值的1%;
2)1600kVA 及以下的變壓器,相間差別
不應大於三相平均值的4%,線間差別
不應大於三相平均值的2%;
3)與以前相同部位測得值比較,其變化
不應大於2%。
1)如電阻相間差在出廠時超過規定,製造廠已說明了這種偏差的原因,按要求中3)執行;
2)有載分接開關宜在所有分接處量,無載分接開關在運行分接鎖定後測量;
3)不同溫度下電阻值按下式換算:
R2=Ri(T+t2)/(T+ti), 式中
R1、R2分別為在溫度 tj、tz下的電阻值;T為電阻溫度常數,銅導線取235,鋁導線取225;
4)封閉式電纜出線或 GIS出線的變壓器,電纜、GIS側繞組可不進行定期試驗。
7 繞組連同套
管的絕緣電
阻、吸收比或
極化指數
1)A、B級檢修後
2)≥330kV:3年
3)s220kV:6年
4)必要時
1)絕緣電阻換算至同一溫度下,與前一
次測試結果相比應無顯著變化,不宜低
於上次值的70%或不低於10000 MQ;
2)電壓等級為 35kV 及以上且容量在
4000kVA及以上時,應測量吸收比。吸
收比與產品出廠值比較無明顯差別,在
常溫下不應小於1.3; 當R60大於
3000MQ(20℃)時,吸收比可不作要
求;
3)電壓等級為220kV及以上或容量為
120MVA 及以上時,宜用 5000V兆歐表
測量極化指數。測得值與產品出廠值比
較無明顯差別,在常溫下不應小於1.5:
當R60大於 10000MQ (20℃)時,極
化指數可不作要求。
1)使用 2500V 或 5000V兆歐表,對220kV及以上變壓器,兆歐表容量一般要求輸出電流不小於3mA;2)測量前被試繞組應充分放電;3)測量溫度以頂層油溫為準,各次測量時的溫度應盡量接近;4)盡量在油溫低於50℃時測量,不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算:換算係數A=1.5K/10當實測溫度為20℃以上時,可按R20=AR,當實測溫度為20℃以下時,可按R20=R:/A式中K為實測值減去20℃的絕對值, R20、R,分別為校正到20℃時、測量溫度下的絕緣電阻值;5)吸收比和極化指數不進行溫度換算:6)封閉式電纜出線或 GIS 出線的變壓器,電纜、GIS側繞組可在中性點測量。
8 繞組連同套
管的介質損
耗因數及電
容量
1)A、B級檢修後
2)≥330kV: 3年
3)s220kV: 6年
4)必要時
1)20℃時不大於下列數值:
750kV 0.5%
330kV-500kV 0.6%
110-22 0.8%
35kV 1.5%
2)介質損耗因數值與出廠試驗值或曆
年的數值比較不應有顯著變化(增量不
應大於30%);
3)電容量與出廠試驗值或曆年的數值
比較不應有顯著變化,變化量≤3%;
4)試驗電壓:
繞組電壓10kV及以上:10kV
繞組電壓 10kV以下: Un。
1)非被試繞組應短路接地或屏蔽;
2)同一變壓器各繞組介質損耗因數的要求值相同;
3)測量宜在頂層油溫低於50℃且高於零度時進行,測量時記錄頂層油溫和空氣相對濕度,分析時應注意溫度
對介質損耗因數的影響;
4)封閉式電纜出線或 GIS 出線的變壓器,電纜、GIS側繞組可在中性點加壓測量。
9 電容型套管 後續試驗項目。
10 繞組連同套
管的外施耐
壓試驗
1)A級檢修後
2)必要時
全部更換繞組時,按出廠試驗電壓值:
部分更換繞組時,按出廠試驗電壓值的
0.8倍。
1)110kV 及以上進行感應耐壓試驗;
2)10kV 按 35kVx0.8=28kV進行;
3)額定電壓低於 1000V的繞組可用2500V 兆歐表測量絕緣電阻代替。
11 感應電壓試
1)A級檢修後
2)≥330kV:53年
3)s220kV:6年
4)必要時
感應耐壓為出廠試驗值的80%。 加壓程序按照 GB/T 1094.3執行。
13 局部放電測
110kV 及以上:
1)A 級檢修後
2)必要時
局放測量電壓為1.58Un/√3時,局放水
平不大於250pC, 局部放電水平增量不
超過50pC,在試驗期間最後 20min 局放
水平無突然持續增加;局放測量電壓為
1.2Un1√3時,放電量不應大於 100pC;
試驗電壓無突然下降。
加壓程序按照 GB/T 1094.3執行。
13 鐵心及夾件
絕緣電阻
1)A、B級檢修後
2)≥330kV:3年
3) s220kV: 6年
4)必要時
1) 66kV及以上:不宜低於 100MQ;
35kV及以下:不宜低於10MQ:
2)與以前測試結果相比無顯著差別;
3)運行中鐵心接地電流不宜大於 0.1A;
4)運行中夾件接地電流不宜大於0.3A。
1)采用 2500V 兆歐表;
2)隻對有外引接地線的鐵
心、夾件進行測量。
14 穿心螺栓、鐵
軛夾件、綁紮
鋼帶、鐵心、
繞組壓環及
屏蔽等的絕
緣電阻
A、B級檢修時 220kV 及以上:不宜低於500MQ,
110kV及以下:不宜低於100MQ。
1)用2500V 兆歐表;2)連接片不能拆開可不進行。
15 繞組所有分
接的電壓比
1)A級檢修後
2)分接開關引線拆裝

3)必要時
1)各分接的電壓比與銘牌值相比應無明顯差別,且符合規律;2)35kV以下,電壓比小於3的變壓器電壓比允許偏差為±1%;其它所有變壓器:額定分接電壓比允許偏差為±0.5%,其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內,但偏差不得超過土1。
16 校核三相變
壓器的組別
或單相變壓
器極性
1)更換繞組後
2)必要時
必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標
誌相一致。
17 空載電流和
空載損耗
1)更換繞組後
2)必要時
與前次試驗值相比無明顯變化。 試驗電源可用三相或單相;
試驗電壓可用額定電壓或較低電壓(如製造廠提供了較低電壓下的測量值,可在相同電壓下進行比較)。
18 短路阻抗 1)A級檢修後
2)≥330kV: 3年
3)s220kV:6年
4)必要時
短路阻抗縱比相對變化絕對值不大於:
1)=330k:1.6%
2)s220kV:2.0%
試驗電流可用額定值或較低電流。
19 頻率響應測
1)A級檢修後
2)2330kV:3年
3) s220kV:6年
4)必要時
采用頻率響應分析法與初始結果相比,
或三相之間結果相比無明顯差別,無初
始記錄時可與同型號同廠家對比,判斷
標準參考 DL/T 911的要求。
1)采用頻率響應分析法測試時,每次試驗宜采用同一種儀器,接線方式應相同;
2)對有載開關應在最大分接下測試,對無載開關應在同一運行分接下測試以便比
較。
20 全電壓下空
載合閘
更換繞組後 1)全部更換繞組,空載合閘5次,每次
間隔不少於5min;
2)部分更換繞組,空載合閘3次,每次
間隔不少於 5min。
1)在運行分接上進行;2)由變壓器高壓側或中壓側加壓;3)110kV 及以上的變壓器中性點接地;4)發電機變壓器組的中間連接無斷開點的變壓器,可不進行。