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电力变压器预防性试验标准

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电力变压器预防性试验标准

电力变压器预防性试验标准

为规范公司电力变压器预防性试验，特制定本标准，参照国家标准《DL/T596—1996电力设备预防性试验规程》。

一、项目周期要求

1) 运行设备的油中H2与烃类气体含量

220kV及以上的所有变压器，容量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：

6120MVA及以上的发电厂主变压器和起注意：总烃含量大于150×10-6

6330kV及以上的电抗器在投运后的4、H2含量大于150×10-6

10、30天(500kV设备还应增加1次在C2H2含量大于5×10-6投运后1天)为1×10)

对330kV及以上的电抗器，当出现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

2) 运行中：

330kV及以上变压器和电抗器为3个月；

220kV变压器为6个月，产气速率大于60.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)；

120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月，相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常；

其余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痕量(小于5×10-6)

3) 大修后

1～3年或自行规定

无励磁调压变压器变换分接位置后

有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)

必要时

4) 绕组直流电阻

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%

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%

2.油中溶解气体色谱分析

总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

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

总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断

新投运的变压器应有投运前的测试数据

测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器

2) 经过大修后，进行试验时，可以使用三相或单相电源，试验电压可以使用额定电压或较低电压值。试验电流可以使用额定值或较低电流值。与前次试验值相比，无明显变化。

3) 在进行试验时，需要确保密封良好，指示正确，测温电阻值应与出厂值相符。绝缘电阻一般不低于1MΩ，测量绝缘电阻采用2500V兆欧表。整定值应符合运行规程要求，动作正确。动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定。

1) 对于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)。试验时间为12小时，无渗漏。

2) 对于110kV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间为24小时，无渗漏。

在全电压下空载合闸时，如果全部更换绕组，需要进行5次空载合闸，每次间隔5分钟；如果部分更换绕组，需要进行3次空载合闸，每次间隔5分钟。

当含量超过下表值时，一般为非正常老化，需要跟踪检测。建议在以下情况进行：运行年限为1-5年时，必要时；运行年限为5-10年时，含量为0.2；运行年限为10-15年时，含量为0.4；运行年限为15-20年时，含量为0.75.

在进行试验时，需要带冷却器，不带压力释放装置。可以在使用分接上进行，也可以由变压器高压或中压侧加压。对于110kV及以上的变压器中性点接地，以及发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行。

建议在以下情况进行：油中气体总烃超标或CO、CO2过高；500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后；需要了解绝缘老化情况。

在更换绕组后，需要注意油中糠醛含量，糠醛量为0.1mg/L。在进行跟踪检测时，需要注意增长率。当测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。

在进行试验时，当绝缘纸(板)聚合度小于250时，应引起注意。绝缘纸(板)含水量(质量分数)一般不大于1%、2%、或3%，具体数值取决于变压器的额定电压等级。在进行振动噪声测试时，需要注意油箱表面。 适用于电抗器的试验条件受限，但可以在运行电压下进行测量，需要按照GB7328的要求进行试验。试样可以取引线上的绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。对于运行时间较长的变压器，应尽量利用吊检的机会来取样。可以用所测绕组的tgδ值推算或者取纸样直接测量。有条件时，可以按照部颁DL/T580—96《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量。测量结果应该与出厂值相差在±5%范围内，与三相或三相组平均值相差在±2%范围内。局部热点温升不应超过80K。

我公司电力变压器的预防性试验标准包括绕组直流电阻、油中溶解气体色谱分析、绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数、绝缘油耐压试验（击穿电压kV）、交流耐压试验、测温装置及其二次回路试验、气体继电器及其二次回路试验。对于油浸式电力变压器，绕组直流电阻的试验周期为每年一次、大修后、必要时；油中溶解气体色谱分析的试验周期为每3年一次、大修后、必要时；绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数的试验周期为每3年一次、大修后、必要时；绝缘油耐压试验（击穿电压kV）的试验周期为每3年一次、大修后、必要时；交流耐压试验的试验周期为每5年一次、大修后、必要时，具有破坏性试验，试验时需打4、更换绕组后呈报；测温装置及其二次回路试验的试验周期为每5年一次、大修后、必要时，具有破坏性试验，试验时需打4、更换绕组后呈报；气体继电器及其二次回路试验的试验周期为每3年一次、大修后、必要时。对于干式变压器，交流耐压试验的试验周期为每5年一次、大修后、必要时，具有破坏性试验，试验时需打4、更换绕组后呈报；测温装置及其二次回路试验的试验周期为必要时。需要注意的是，电力变压器的其它预防性试验项目请参考国标表，以上周期试验项目须在5月份完成。

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电力变压器预防性试验标准

电力变压器预防性试验标准

电力变压器预防性试验标准

一、 说明：为规范我公司电力变压器预防性试验，特参照中华人民共和国国标《 DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程》制定 我公司电力变压器预防性试验标准。

二、 国家《DL/T 596 —1996电力设备预防性试验规程》标准如下表：

序号 项 目 周 期 要 求 说 明

1）运行设备的油中H2与烃类气体含量

1）220kV及以上的所有变压器、容量 （体积分数）超过下列任何一项值时应引

120MVA及以上的发电厂主变压器和 起注总：池绘含捱人丁• 150 X10-6

330kV及以上的电抗器在投运后的 4、 H2含量大于150 X10-6

10、30天（500kV设备还应增加 1次在 C2H2含量大于 5X10 6 (500kV变压 1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

投运后1天） 器为1X0-6) 2）溶解气体组分含量有增长趋势时， 可结合产气速

油中溶 2）运行中：a）330kV及以上变压器和 2）烃类气体总和的产气速率大于 率判断，必要时缩短周期进行追踪分析

1 解气体色 电抗器为3个月；b）220kV变压器为6 0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式），或 3）总烃含量低的设备不宜米用相对产气速率进行

谱分析 个月；c）120MVA及以上的发电厂主变 相对产气速率大于10%/月则认为设备有 判断

压器为6个月；d）其余8MVA及以上的 异常 4）新投运的变压器应有投运前的测试数据

变压器为1年；e）8MVA以下的油浸式 3）对330kV及以上的电抗器，当出现 5）测试周期中1）项的规定适用于大修后的变压器

变压器自行规定 痕量（小于5X106）乙炔时也应引起注意；

3）大修后 如气体分析虽已出现异常，但判断不至

4）必要时 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

10KV预防性试验

10KV预防性试验

10KV 高 压 预 防 性 试 验

种 类 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

一

电力变压器 1 绕组的绝缘电阻、吸收比（和）极化指数指数 1）1-3年

2）大修后必须测量

3）必要时 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测量结果相比明显变化。

2）吸收比（10-30度范围）不低于1.1或极化指数不低于1.3 1）采用2500V或5000V兆欧表

2）测量前被试绕组充分放电

2 绕组直流电阻 1）1-3年

2）无励磁调压变压器变换分接开关位置后要测量

3）大修后必须测量 1）1.6MVA以上，各绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%。

2）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。 直流电阻测试仪测量

3 交流耐压试验 1）1-5年

1） 采用工频50hz正弦波电压，时间为1min

2） 交接和大修后试验电压应为出厂试验电压的85%。 属于破坏性试验，必须在其他绝缘试验合格的基础上进行。

变频谐振试验装置

4 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 采用2500V兆欧表

5 测温装置及二次回路试验 1）1-3年

2）大修后必须测量

3）必要时 1）密封良好，指示正确，测温电阻值应与出厂电阻值相符。

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ。 采用2500V兆欧表

6 电压比测量 1) 周期为分接开关引线拆装后

2) 更换绕组后

3) 必要时 1）各分接头的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律。

2）电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%

3）其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值变压器变比组别测试仪

检查所有分接头的电压比

(%)的1/10以内，但不得超过±1%

7 三相变压器连接组别试验 更换绕组后 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符 直流法

试验变压器的电力设备预防性试验规范及选型要求

试验变压器的电力设备预防性试验规范及选型要求

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. . . 资料. 试验变压器的电力设备预防性试验规X与选型要求

预防性试验是电力设备运行和维护工作中一个重要环节，是保证电力设备平安运行的有效手段之一。多年来，电力部门和大型工矿企业的高压电力设备根本上都是按照原电力部颁发的?电力设备预防性试验规程?(以下简称?规程?)的要求进展试验的，对及时发现、诊断设备缺陷起到重要作用。

1996年原电力部对?规程?近行了修订，修订后的电力行业标准DL/T

596—1996?电力设备预防性试验规程?已于1997年正式颁发实施。

?规程?修订沿革

?规程?自50年代至今40年中，先后共进展过5次修订，技术比拟成熟。前两个版本在内容和格式方面比拟“苏联化〞，1985年和1996年版开场逐步“中国化〞了。

?规程?内容广泛，实际上有的内容已经超出预防性试验的X围，就其性质来说，属运行维护X畴。因此有人曾建议名称改用“电力设备维护试验规程〞。这里的“维护〞一词包含了预防性维护、预知性维护和消缺性维护，与?规程?的实际内容比拟相符，但考虑到习惯上对“维护〞一词理解较窄．而"预防性试验〞又用惯了,最后仍沿用老名称。

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. . . 资料. ?规程?内容概要

浅谈110kV电力变压器预防性试验

浅谈110kV电力变压器预防性试验

浅谈110kV电力变压器预防性试验

安全、稳定作为电力系统运行的基本前提，也是电力企业经济效益提升的关键。110kV电力变压器预防性试验工作的开展，可有效实现设备接地、围栏装设与安全距离控制等工作。随着电力技术的不断优化，110kV电力变压器试验、故障检测、排除技术等逐渐走向先进行列，从而为电力用户提供更为优质的电力服务。

1 110kV电力变压器

1.1 使用标准

110kV电力变压器在发电厂、变电站与工矿企业中较为常见，具有耗损低和温度低、噪音小与抗短路性强、局放性低的特点，有效实现对电能损耗、运行成本的控制。同时其使用标准如下：最高温度40℃、最高日平均温度30℃、全年平均温度20℃、最低温度-25℃；海拔在1000m以下；湿度≤90%。

1.2 构件特性

在110kV电力变压器中，以铁芯、高压线圈、引线、油箱、储油柜、变压器作为电力变压器构件，各个构件特性可从以下几点进行阐述：其中铁心主要为优质硅钢片，其具有低损耗和高导磁的优势，厚度约在0.3mm以内，通过梯形叠积的方式，实现电力损耗、噪声问题的有效控制；同时铁心表层锈漆的涂刷，可起到防潮和防锈的作用。高压线圈可采用连续式、纠结式缠绕的方式，通过冲击电压的改善，对高压线圈绝缘强度进行有效控制。引线：为了有效确保引线连接处的可靠性、合理性特点，需通过真空干燥的原理，对其器身装配给予干净处理。油箱：利用CO2气体保护罩、自动埋弧焊等油箱焊接工艺，从而避免接焊缝“十字接头”的出现，通过超声波探伤检测技术的运用，避免油箱出现漏油状况。另外，储油柜可通过胶囊密封、金属波纹膨胀密封的方式，预防氧气和水分的结合，可避免110kV电力变压器绝缘性能下降的问题。

2 110kV电力变压器预防性试验内容

2.1 局部放电 110kV电力变压器运行期间，局部放电是影响变压器稳定运行的主要原因，即在电压的作用下，变压器油膜和气隙、导体边缘出现贯穿性放电，加之110kV电力变压器内部绝缘结构过于复杂，致使局部放电影响制因相对较多，如设计疏漏、磁场过强与绝缘老化等。然而预防性试验工作的开展可及时发现110kV电力变压器潜在局部放电问题（局部放电检测流程如图1所示），同时利用有效测量工作的开展，保障电力变压器安全运行。