变压器在运行中巡视检查需要注意那些
变压器在运行中巡视检查需要注意那些1巡视中,若发现有异常现象或有碍正常运行情况,应停电处理。
2监视变压器在运行中的噪声,温度是否正常。
3监视铁芯及封线的外观,有无损伤、变色及灰尘堆积程度。
浇注变压器的检修。
1清扫变压器上的灰尘,不得使用挥发性的清洁剂。
2清洁铁芯及高低压线圈之间的灰尘,应使用压缩空气。
a、 压缩空气的压力为:147一343Kpa
b、压缩空气的流动应与变压器运行时冷却空气的流动方向相反。
3检查并拧紧各部紧固件、接头,分接端子,有变形、过热应处理。
4调试温度计的准确性,测温元件有损坏应更换。
5在检修中不得使螺栓、螺母、垫圈等导电导物掉入变压器中。不充许可蹬踏铁芯和封线。
附表 1 电力变压器及电抗器的试验项目、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 |
1)220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天(500kV设备还应增加1次在投运后1天) 2)运行中：a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月；c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月；d)其余8MVA及以上的变压器为1年；e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定 3)大修后 4)必要时 |
1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150×10-6 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10-6 (500kV变压器为1×10-6) 2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 3)对330kV及以上的电抗器，当出现痕量(小于5×10-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 |
1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4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追踪分析 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)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器 |
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| 2 | 绕组直流电阻 |
1)1～3年或自行规定 2)无励磁调压变压器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 4)大修后 5)必要时 |
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)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 |
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，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 |
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| 3 | 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 |
1)1～3年或自行规定 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明显变化 2)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 |
1)采用2500V或5000V兆欧表 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，尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 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 |
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| 4 | 绕组的tgδ |
1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 |
1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330～500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%) 3)试验电压如下： |
1)非被试绕组应接地或屏蔽 2) 同一变压器各绕组tgδ的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 |
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| 绕组电压10kV及以上 | 10kV | ||||||||
| 绕组电压10kV以下 | Un | ||||||||
| 4)用M型试验器时试验电压自行规定 | |||||||||
| 5 | 电容型套管的tgδ和电容值 |
1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 |
见第9章 |
1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温 |
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| 6 | 绝缘油试验耐压 |
1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 |
击穿电压40KV | ||||||
| 7 | 交流耐压试验 |
1) 1～5年(10kV及以下) 2)大修后(66kV及以下) 3)更换绕组后 4)必要时 |
1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值) 2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍 |
1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压试验 |
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| 8 | 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 |
1)1～3年或自行规定 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)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 |
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| 9 | 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 |
1)大修后 2)必要时 |
220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定 |
1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)连接片不能拆开者可不进行 |
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| 10 | 油中含水量 |
66～110kV ≤20 220kV ≤15 330～500kV ≤10 |
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| 11 | 油中含气量 | 一般不大于3 | |||||||
| 12 | 绕组泄漏电流 |
1)1～3年或自行规定 2)必要时 |
1)试验电压一般如下： | 读取1min时的泄漏电流值 | |||||
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绕组额 定电压 kV |
3 | 6～10 | 20～35 | 66～330 | 500 | ||||
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直流试 验电压 kV |
5 | 10 | 20 | 40 | 60 | ||||
| 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 | |||||||||
| 13 | 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 3)必要时 |
1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，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% |
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| 14 | 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 | ||||||
| 15 | 测温装置及其二次回路试验 |
1)1～3年 2)大修后 3)必要时 |
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于1MΩ |
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 | |||||
| 16 | 气体继电器及其二次回路试验 |
1)1～3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 |
整定值符合运行规程要求，动作正确 绝缘电阻一般不低于1MΩ |
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 | |||||
| 17 | 压力释放器校验 | 必要时 | 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定 | ||||||
| 18 | 整体密封检查 | 大修后 |
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 |
试验时带冷却器，不带压力释放装置 |
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19 |
套管中的电流互感器绝缘试验 |
1)大修后 2)必要时 |
绝缘电阻一般不低于1MΩ | 采用2500V兆欧表 | |||||
| 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) 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压侧加压 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 |
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1 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见附表2。
2 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)
2.1 定期试验项目
见附表1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、其中10、11项适用于330kV及以上变压器。
2.2 大修试验项目
附表 2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
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额定电压 kV |
工作 电 压 kV |
线端交流试验电压值 kV |
中性点交流试验电压值 kV |
线端操作波试验电压值 kV |
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| 全部更换绕组 | 部分更换绕组 | 全部更换绕组 | 部分更换绕组 | 全部更换绕组 | 部分更换绕组 | ||
| ＜1 | ≤1 | 3 | 2.5 | 3 | 2.5 | — | — |
| 6 | 6.9 | 25 | 21 | 25 | 21 | 50 | 40 |
| 10 | 5 | 35 | 30 | 35 | 30 | 60 | 50 |
| 35 | 40.5 | 85 | 72 | 85 | 72 | 170 | 145 |
| 110 | 126.0 | 200 |
170 (195) |
95 | 80 | 375 | 319 |
3.1 定期试验项目见附表1中序号2、3、4、5、6、7、8，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。
3.2 大修试验项目见附表1中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。
4 干式变压器
4.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。
4.2 更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。
5 判断故障时可供选用的试验项目
本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。
a)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目：
——绕组直流电阻
——铁芯绝缘电阻和接地电流
——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视
——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视
——油泵及水冷却器检查试验
——有载调压开关油箱渗漏检查试验
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、tgδ
——绝缘油含水量
——绝缘油含气量(500kV)
——局部放电(可在变压器停运或运行中测量)
——绝缘油中糠醛含量
——耐压试验
——油箱表面温度分布和套管端部接头温度
b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。
c)变压器出口短路后可进行下列试验：
——油中溶解气体分析
——绕组直流电阻
——短路阻抗
——绕组的频率响应
——空载电流和损耗
d)判断绝缘受潮可进行下列试验：
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV)
——绝缘纸的含水量
e)判断绝缘老化可进行下列试验：
——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化)
——绝缘油酸值
——油中糠醛含量
——油中含水量
——绝缘纸或纸板的聚合度
f)振动、噪音异常时可进行下列试验：
——振动测量
——噪声测量
——油中溶解气体分析
——阻抗测量
粤公网安备 44190002001171号