油浸式電力變壓器和電抗器檢修試驗規(guī)程

油浸式電力變壓器和電抗器檢修試驗規(guī)程11066:1年乙炔≤1〔330及以上〕μ≤5〔其它〕μ〔留意值〕氫氣≤150μ〔留意值〕總烴≤150μ〔留意值〕確定產氣速率:≤12〔隔膜式〕〔留意值〕或≤6〔開放式〕〔留意值〕相對產氣速率≤10%月〔留意值〕%〔警示值〕同相初值差不超過2%〔警示值〕:1年220及以下:≥100Ω〔投運1000Ω〕〔留意值〕≥≥≥10000Ω〔留意值〕〔20℃〕3年330及以上:≤〔留意值〕220及以下:≤〔留意值〕〔變壓器〕,油位正常,無油滲漏;記錄油溫、繞組溫度,環(huán)境溫度、負荷和冷卻器開啟組數(shù);呼吸器呼吸正常;當23枯燥劑受潮時應予更換;假設枯燥劑受潮速度特殊,應檢查密封,并取油樣分析油中水分〔僅對開放式〕;冷卻系統(tǒng)的風扇運行正常,出風口和散熱器無異物附著或嚴峻積污;潛油泵無特殊聲響、振動,油流指示器指示正確;變壓器聲響和振動無特殊,必要時按;如振動特殊,可定量測量。

紅外熱像檢測檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜等,紅外熱像圖顯示應無特殊溫升、溫差和或相對溫差。

檢測和分析方法參考664。

油中溶解氣體分析除例行試驗外,投運、對核心部件或主體進展解體性檢修后重投運的變壓器,在投運后的第1、4、10、30天各進展一次本項試驗。

假設有增長趨勢,即使小于留意值,也應縮短試驗周期。

烴類氣體含量較高時,應計算總烴的產氣速率。

取樣及測量程序參考7252,同時留意設備技術文件的特殊提示〔如有〕。

當疑心有內部缺陷〔如聽到特殊聲響〕、氣體繼電器有信號、經受了過負荷運行以及發(fā)生了出口或近區(qū)短路故障,應進展額外的取樣分析。

,應測量各相繞組的電阻;假設無中性點引出線,可測量各線端的電阻,然后換算到相繞組,換算方法參見附錄。

測量時鐵心的磁化極性應保持全都。

要求在扣除原始差異之后,同一溫度下各相繞組電阻的相互差異應在2%之內。

此外,還要求同一溫度下,各相電阻的初值差不超過2%。

電阻溫度修正按式〔1〕進展。

2211+=+式中,1、2分別表示溫度為1、2時的電阻;為常數(shù),銅繞組為235,鋁繞組為225。

無勵磁調壓變壓器轉變分接位置后、有載調壓變壓器分接開關檢修后及更換套管后,也應測量一次。

電抗器參照執(zhí)行。

〔老舊變壓器1000〕兆歐表。

除留意絕緣電阻的大小外,要特殊留意絕緣電阻的變化趨勢。

夾件引出接地的,應分別測量鐵心對夾件及夾件對地絕緣電阻。

除例行試驗之外,當油中溶解氣體分析特殊,在診斷時也應進展本工程。

,鐵心、外殼及非測量繞組應接地,測量繞組應短路,套管外表應清潔、枯燥。

承受5000兆歐表測量。

測量宜在頂層油溫低于50℃時進展,并記錄頂層油溫。

絕緣電阻受溫度的影響可按式〔2〕進展近似修正。

絕緣電阻下降顯著時,應結合介質損耗因數(shù)及油質試驗進展綜合推斷。

測試方法參考。

121021*-=〔2〕式中,1、2分別表示溫度為1、2時的絕緣電阻。

除例行試驗之外,當絕緣油例行試驗中水分偏高,或者疑心箱體密封被破壞,也應進展本項試驗。

繞組絕緣介質損耗因數(shù)測量宜在頂層油溫低于50℃且高于零度時進展,測量時記錄頂層油溫存空氣相對濕度,非測量繞組及外殼接地,必要時分別測量被測繞組對地、被測繞組對其它繞組的絕緣介質損耗因數(shù)。

測量方法可參考。

測量繞組絕緣介質損耗因數(shù)時,應同時測量電容值,假設此電容值發(fā)生明顯變化,應予以留意。

分析時應留意溫度對介質損耗因數(shù)的影響。

有載分接開關檢查以下步驟可能會因制造商或型號的不同有所差異,必要時參考設備技術文件。

每年檢查一次的工程:儲油柜、呼吸器和油位指示器,應按其技術文件要求檢查;在線濾油器,應按其技術文件要求檢查濾芯;翻開電動機構箱,檢查是否有任何松動、生銹;檢查加熱器是否正常;記錄動作次數(shù);如有可能,通過操作1步再返回的方法,檢查電機和計數(shù)器的功能。

每3年檢查一次的工程:在手搖操作正常的狀況下,就地電動和遠方各進展一個循環(huán)的操作,無特殊;檢查緊急停頓功能以及限位裝置;在繞組電阻測試之前檢查動作特性,測量切換時間;有條件時測量過渡電阻,電阻值的初值差不超過10%;油質試驗:要求油耐受電壓≥30;假設裝備有在線濾油器,要求油耐受電壓≥40。

不滿意要求時,需要對油進展過濾處理,或者換油。

測溫裝置檢查每3年檢查一次,要求外觀良好,運行中溫度數(shù)據合理,相互比對無特殊。

每6年校驗一次,可與標準溫度計比對,或按制造商推舉方法進展,結果應符合設備技術文件要求。

同時承受1000兆歐表測量二次回路的絕緣電阻,一般不低于1Ω。

氣體繼電器檢查每3年檢查一次氣體繼電器整定值,應符合運行規(guī)程和設備技術文件要求,動作正確。

每6年測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻,應不低于1Ω,承受1000兆歐表測量。

冷卻裝置檢查運行中,流向、溫升和聲響正常,無滲漏。

強油水冷裝置的檢查和試驗,按設備技術文件要求進展。

,應符合要求。

一般要求開啟壓力與出廠值的標準偏差在10%之內或符合設備技術文件要求。

、3%〔留意值〕:出廠試驗值的80%局部放電::≤300〔留意值〕%〔額定分接位置〕;%〔其它〕〔警示值〕〔變壓器〕5%〔留意值〕≥250〔留意值〕≤100〔留意值〕%、匝間絕緣損壞等可進展本工程。

試驗電壓盡可能接近額定值。

試驗電壓值和接線應與上次試驗保持全都。

測量結果與上次相比,不應有明顯差異。

對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相,空載電流差異不應超過10%。

分析時一并留意空載損耗的變化。

。

應在最大分接位置和一樣電流下測量。

試驗電流可用額定電流,亦可低于額定值,但不應小于5。

感應耐壓和局部放電測量驗證絕緣強度,或診斷是否存在局部放電缺陷時進展本工程。

感應電壓的頻率應在100~400。

電壓為出廠試驗值的80%,時間按式〔3〕確定,但應在15~60之間。

試驗方法參考。

=120*[額定頻率]試驗頻率〔3〕在進展感應耐壓試驗之前,應先進展低電壓下的相關試驗以評估感應耐壓試驗的風險。

繞組頻率響應分析診斷是否發(fā)生繞組變形時進展本工程。

當繞組掃頻響應曲線與原始記錄根本全都時,即繞組頻響曲線的各個波峰、波谷點所對應的幅值及頻率根本全都時,可以判定被測繞組沒有變形。

測量和分析方法參考911。

繞組各分接位置電壓比對核心部件或主體進展解體性檢修之后,或疑心繞組存在缺陷時,進展本工程。

結果應與銘牌標識全都。

直流偏磁水平檢測當變壓器聲響、振動特殊時,進展本工程。

電抗器電抗值測量疑心線圈或鐵心〔如有〕存在缺陷時進展本工程。

測量方法參考10229。

紙絕緣聚合度測量診斷絕緣老化程度時,進展本工程。

測量方法參考984。

整體密封性能檢查對核心部件或主體進展解體性檢修之后,或重進展密封處理之后,進展本工程。

承受儲油柜油面加壓法,在,應無油滲漏。

檢查前應實行措施防止壓力釋放裝置動作。

鐵心接地電流測量在運行條件下,測量流經接地線的電流,大于100時應予留意。

聲級及振動測定當噪聲特殊時,可定量測量變壓器聲級,測量參考。

假設振動特殊,可定量測量振動水平,振動波主波峰的高度應不超過規(guī)定值,且與同型設備無明顯差異。

繞組直流泄漏電流測量疑心絕緣存在受潮等缺陷時進展本工程,測量繞組短路加壓,其它繞組短路接地,施加直流電壓值為40〔330及以下繞組〕、60〔500及以上繞組〕,加壓60