序号 | 项目 | 周 期 | 要 求 | 说 明 |
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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)根据GB/T 7252—2001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;H2:30;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)溶解气体组份含量有增长趋势时,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 | 1)准备注入110kV及以上变压器的新油 2)投运前 3)110kV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 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 | 1)限值规定依据:GB/T 7595-2008《运行中变压器油质量》 2)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)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 |
运行 年限 | 1~5 | 5~10 | 10~15 | 15~20 |
糠醛 含量 | 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 |
5 | 油中颗粒度测试 | 500kV 1)投运前 2)投运1个月或大修后 3)运行中1年 4)必要时 | 1)投运前(热循环后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个 2)运行时(含大修后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤3000个 | 1)限值规定依据:DL/T 1096-2008《变压器油中颗粒度限值》 2)检验方法参考:DL/T 432-2007《电力用油中颗粒污染度测量方法》 3)如果颗粒有明显的增长趋势,应缩短检测周期,加强监控 |
6 | 绝缘油试验 | 见12.1节 |
7 | 绕组直流电阻 | 1)110kV及以下:6年;220kV、500kV:3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 | 1)1600kVA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)1600kVA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测量 无载分接开关在运行分接测量 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 —红外检测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 | 1)110kV及以下:6年;220kV、500kV:3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%% 2)35kV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10000 MΩ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兆欧表,对220kV及以上变压器,兆欧表容量一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:  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)鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性,增进工作效率,并已在一些地区成功应用,因此鼓励开展不拆线试验方法的研究,积累经验,条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。 8)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 | 1)大修后 2)必要时 | 1)20℃时不大于下列数值: 500kV 0.6% 110kV~220kV 0.8% 35kV 1.5% 2)tanδ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10kV及以上:10kV 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: 
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 | 见第8章 | 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 | 1)10kV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 | 1)110kV及以上进行感应耐压试验 2)10kV按35kV×0.8=28kV进行 3)额定电压低于1000V的绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 |
12 | 铁芯及夹件绝缘电阻 | 1)110kV及以下:6年;220kV、500kV:3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兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 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兆欧表 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/ 时,放电量一般不大于500pC;在线端电压为1.3Um/ 时,放电量一般不大于300pC | 1)110kV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 2)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,但偏差不得超过±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 |
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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: 1)更换绕组后 2)必要时 | 1)采用频率响应分析法与初始结果相比,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 2)采用电抗法分析判断同一参数的三个单相值的互差(横比)和同一参数值与原始数据及上一次测试值相比之差(纵比),其差值不应超过注意值,注意值参见DL/T1093-2008 | 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)发电厂厂高变可参照执行 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 3)110kV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 3)必要时 | 按DL/T574-1995《有载分接开关运行维修导则》执行 | 1)应在整个操作循环内进行 2)必要时应检查开关切换程序及时间、动作顺序、过渡电阻及触头的接触电阻等结果 3)必要时,如: 怀疑有故障时 |
22 | 测温装置校验及其二次回路试验 | 1)110kV及以下:6年(二次回路);220kV、500kV:3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1 MΩ | 1)采用2500V兆欧表 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 | 1)110kV及以下:6年(二次回路);220kV、500kV:3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1000V兆欧表 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 | 1)110kV及以下:6年(二次回路);220kV、500kV:3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1000V兆欧表 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 | 1)110kV及以下:6年(二次回路);220kV、500kV:3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1000V兆欧表 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 | 1)35kV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 2)110kV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 | 见第6章 |
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)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 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《变压器和电抗器的声级测量》要求进行 2)必要时,如: 发现噪音异常时 |
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 | 红外检测 | 运行中 500kV:1年6次或以上 220kV:1年4次或以上 110kV:1年2次或以上 | 按DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》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 3)结合运行巡视进行,试验人员每年至少进行一次红外检测,同时加强对电压致热型设备的检测,并记录红外成像谱图 |