油浸式电力变压器防性试验规程项目、周期和要求

作者：合众电气发布时间：2022-08-24浏览量：3318 次字体显示：【大】【中】【小】

序号	项目	周期	判据	方法及说明
	红外测温	1)=330KV：1个月 2)220kV： 3个月 3) ≤110kV： 6个月 4)必要时	各部位无异常温升现象，检测和分析方法参考DL/T664。
2	油中溶解气体分析	1)A、B级检修后， 66kV 及以上： 1，4， 10， 30天： 2)运行中电网侧： 750kV：1个月： 330kV~500kV：3个月： 220kV：6个月： 35kV~110kV：1年。 3)运行中发电侧： 120MVA 及以上的发电厂主变压器为6个月；8MVA 及以上的变压器为1年：8MVA 以下的油浸式变压器自行规定； 4)必要时。	按 DL/T 722 判断是否符合要求： 1)新装变压器油中H2与烃类气体含量 (uL/L)任一项不宜超过下列数值： 500kV及以上：总烃： 10： H2： 10； C2H2： 0.1： 330kV及以下：总烃： 20： H2： 30： C2H2：0.1。 2)运行变压器油中Hz与烃类气体含量 (uL/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(330kV及以上)。 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(对乙炔<0.1uL/L、总烃小于新设备投运要求时，总烃的绝对产气率可不作分析)。氢气的产气速率大于5mL/d(开放式)和10mL/d(密封式)，则认为设备有异常。	按 DL/T 722取样及测量： 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；
3	绝缘油试验	见后续绝缘油试验项目。
4	油中糠醛含量， mg/L	1)10年 2) 必要时	1）含量超过下列值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限糖醛含量 1~5 0.1 10~15 0.4 15~20 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。	变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时要注意这一情况。



5	铁心、加夹件接地电流	1)1个月 2必要时	≤1000mA	采用带电或在线测量。
6	绕组直流电阻	1)A、B级检修后 2) ≥330kV： 53年 3)s220kV： 6年 4)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，相间差别不应大于三相平均值的4%，线间差别不应大于三相平均值的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，按要求中3)执行； 2)有载分接开关宜在所有分接处量，无载分接开关在运行分接锁定后测量； 3)不同温度下电阻值按下式换算： R2=Ri(T+t2)/(T+ti)，式中 R1、R2分别为在温度 tj、tz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。
7	绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数	1)A、B级检修后 2)≥330kV：3年 3)s220kV：6年 4)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，不宜低于上次值的70%或不低于10000 MQ； 2)电压等级为 35kV 及以上且容量在 4000kVA及以上时，应测量吸收比。吸收比与产品出厂值比较无明显差别，在常温下不应小于1.3；当R60大于 3000MQ(20℃)时，吸收比可不作要求； 3)电压等级为220kV及以上或容量为 120MVA 及以上时，宜用 5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值比较无明显差别，在常温下不应小于1.5：当R60大于 10000MQ (20℃)时，极化指数可不作要求。	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：换算系数A=1.5K/10当实测温度为20℃以上时，可按R20=AR，当实测温度为20℃以下时，可按R20=R：/A式中K为实测值减去20℃的绝对值， R20、R，分别为校正到20℃时、测量温度下的绝缘电阻值；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。
8	绕组连同套管的介质损耗因数及电容量	1)A、B级检修后 2)≥330kV： 3年 3)s220kV： 6年 4)必要时	1)20℃时不大于下列数值： 750kV 0.5% 330kV-500kV 0.6% 110-22 0.8% 35kV 1.5% 2)介质损耗因数值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量不应大于30%)； 3)电容量与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化，变化量≤3%； 4)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)同一变压器各绕组介质损耗因数的要求值相同； 3)测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，分析时应注意温度对介质损耗因数的影响； 4)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。
9	电容型套管	后续试验项目。
10	绕组连同套管的外施耐压试验	1)A级检修后 2)必要时	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 35kVx0.8=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。
11	感应电压试验	1)A级检修后 2)≥330kV：53年 3)s220kV：6年 4)必要时	感应耐压为出厂试验值的80%。	加压程序按照 GB/T 1094.3执行。
13	局部放电测量	110kV 及以上： 1)A 级检修后 2)必要时	局放测量电压为1.58Un/√3时，局放水平不大于250pC，局部放电水平增量不超过50pC，在试验期间最后 20min 局放水平无突然持续增加；局放测量电压为 1.2Un1√3时，放电量不应大于 100pC；试验电压无突然下降。	加压程序按照 GB/T 1094.3执行。
13	铁心及夹件绝缘电阻	1)A、B级检修后 2)≥330kV：3年 3) s220kV： 6年 4)必要时	1) 66kV及以上：不宜低于 100MQ； 35kV及以下：不宜低于10MQ： 2)与以前测试结果相比无显著差别； 3)运行中铁心接地电流不宜大于 0.1A； 4)运行中夹件接地电流不宜大于0.3A。	1)采用 2500V 兆欧表； 2)只对有外引接地线的铁心、夹件进行测量。
14	穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻	A、B级检修时	220kV 及以上：不宜低于500MQ， 110kV及以下：不宜低于100MQ。	1)用2500V 兆欧表；2)连接片不能拆开可不进行。
15	绕组所有分接的电压比	1)A级检修后 2)分接开关引线拆装后 3)必要时	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，但偏差不得超过土1。
16	校核三相变压器的组别或单相变压器极性	1)更换绕组后 2)必要时	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。	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)。
18	短路阻抗	1)A级检修后 2)≥330kV： 3年 3)s220kV：6年 4)必要时	短路阻抗纵比相对变化绝对值不大于： 1)=330k：1.6% 2)s220kV：2.0%	试验电流可用额定值或较低电流。
19	频率响应测试	1)A级检修后 2)2330kV：3年 3) s220kV：6年 4)必要时	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，判断标准参考 DL/T 911的要求。	1)采用频率响应分析法测试时，每次试验宜采用同一种仪器，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。
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，每次间隔不少于5min； 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔不少于 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。

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