输变电设备状态检修试验规程解读(共50页).ppt

1、1输变电设备状态检修试验规程解读输变电设备状态检修试验规程解读( (变压器类变压器类) )二八年九月二八年九月2本规程与相关导那么的关系本规程与相关导那么的关系3本规程与本规程与DL/T 596DL/T 596编制思路差异对照表编制思路差异对照表4讲义提纲讲义提纲直流设备直流设备绝缘油试验绝缘油试验交流设备交流设备5交流设备交流设备u电力变压器和电抗器 u电流互感器 u电磁式电压互感器 u电容式电压互感器 u高压套管 6电力变压器和电抗器(巡检)工程：外观(外观、油位、渗漏油)油温和绕组温度(超过技术文件要求)呼吸器枯燥剂(硅胶)(2/3枯燥剂受潮,受潮速度异常)冷却系统(异常、积污)声响及振

2、动(异常)气体压力、气体温度(无异常(SF6气体绝缘变压器)基准周期330kV 及以上：2周220kV：1 月110kV/66kV：3 月7电力变压器和电抗器(例行试验)红外热像检测(新增) 330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年 检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差 (参考DL/T 664)。油中溶解气体分析判断标准:乙炔1(330kV及以上)(L/L) 5(其它)(L/L)(注意值)氢气150(L/L)(注意值) 总烃150(L/L)(注意值) 绝对产气速率：12mL/d(隔膜式)(注意值) 或6

3、mL/d(开放式)(注意值)相对产气速率：10%/月(注意值)基准周期：与DL/T 596无差异如疑心有内部缺陷或经历不良工况时，应额外取样8电力变压器和电抗器(例行试验)n绕组电阻(差异)有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻无中性点引出线时，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组222ABCABCCCAABBCBBCCAABARRRRRRRRRRRRY Y型型( (无中性点引出线无中性点引出线) )9电力变压器和电抗器(例行试验)判断标准扣除原始差异后，相间互差不大于2%(警示值)扣除原始差异后，同相初值差不超过2%(警示值)v注：220kV及以上绕组电阻测量电流宜为5A，且铁心的磁化极性应

4、保持一致。)(2)()()()(2)()()()(2)()()(222222C222222222222CAABBCABCACABCBCABCABCABCBCAABABCACABCBCABCABCABBABCABCABCACABCBCABCABCABARRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRR型联接型联接10电力变压器和电抗器(例行试验)n铁心(有外引接地线)绝缘电阻(差异)诊断：铁心对地绝缘劣化、多点接地标准：100M(新：1000M)(注意值)，注意变化趋势n绕组绝缘电阻(差异)要求：绝缘电阻无显著下降吸收比1.3,或极化指数1.5,或绝缘电阻10000

5、M(注意值)注意：绝缘体温度，环境湿度等影响11电力变压器和电抗器(例行试验)n绕组介质损耗因素(20) (差异)n判断标准：n330kV 及以上：0.005(注意值)(DL/T 596 0.006)n220kV 及以下：0.008(注意值)n 一般而言，绕组介质损耗因数不应大于0.005(20)，大于0.005但小于0.008(20)应引起注意，绕组介质损耗因数到达 0.01以上应按超过警示值处理。n 在分析时，要注意与初值比较，或与同电压的其它绕组的测量结果比较。n注：测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行。n有载分接开关检查(变压器)、测温装置检查、气体继电器检查、冷却装置检查、压力释

6、放阀检查等试验工程与DL/T 596相比差异较小，因此不做具体介绍。套管试验在高压套管试验中进行介绍。12u与DL/T 596相比，减少了其中的一些试验工程，例如：油箱外表温度分布、绝缘纸(板)含水量、全电压空载合闸等。u保存试验工程的评定标准做出了调整或修正。u增加了绕组频率响应分析、直流偏磁水平检测。u依据试验结果与设备关系的不同，划分了注意值和警示值。电力变压器和电抗器(诊断性试验)13电力变压器和电抗器(诊断性试验)n空载电流和空载损耗测量(差异)u诊断：铁心结构、绕组变形，匝间绝缘缺陷以及分接开关缺陷u标准：单相变压器相间或三相变压器两边柱相差不应超过10%同相别历次试验应无明显变化

7、u注意：注意剩磁影响(建议在测量绕组电阻前做)，必要时去磁处理试验所用仪表的不确定度应不大于0.5%三相变压器一次试验一相 14电力变压器和电抗器(诊断性试验)n短路阻抗测量(差异)诊断：绕组变形缺陷标准：初值差不超过3(注意值)(相对变化量)注意：试验电流5A至10A，波形良好；测量仪表的不确定度0.2%n感应耐压和局部放电测量(差异)验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷。感应电压频率在100400Hz。电压为出厂电压试验值的80%(外施耐压值也为80)。局部放电：1.3 下：300pC(注意值)加压时间为15s60s，按下式确定：v注：在试验前应先进行感应耐压试验的评估风险。120试验

8、频率额定频率t3/mU15绕组频率响应分析(新增)诊断：绕组变形缺陷标准：与前次测试结果比，或与同型号的测试结果相比。频响曲线中各个极值点对应频率和幅值的一致性，特别是1kHz600kHz区段，如果一致，那么无变形。 电力变压器和电抗器(诊断性试验)16直流偏磁水平检测(新增)目的：诊断直流偏磁何时：变压器声响、振动异常原因：直流电网处于单极-大地回路运行时，处于直流大地回路区域中的交流变压器，中性点接地线中可能通过较大直流电流。铁芯接地电流测量、电抗器电抗值、绕组各分接位置电压比、纸绝缘聚合度测量、绝缘油诊断性试验、整体密封性能检查、声级测定等试验工程与DL/T 596相比差异较小，不做具体

9、介绍。绕组直流泄漏作为诊断性试验工程，在疑心绝缘受潮时进行。电力变压器和电抗器(诊断性试验)17SF6气体绝缘电力变压器特有的诊断性试验工程气体密度表(继电器)校验(新增)标准：数据显示异常或到达制造商推荐的校验周期。校验按设备技术文件要求进行。SF6气体成分分析(新增)参考SF6气体湿度和成分检测局部SF6气体密封性检测(新增)标准：0.1%/年或符合设备技术文件要求(注意值)检测方法参考GB/T 11023电力变压器和电抗器(诊断性试验)18电力变压器和电抗器19交流设备交流设备u油浸式电力变压器和电抗器 u电流互感器 u电磁式电压互感器 u电容式电压互感器 u高压套管 20电流互感器(巡

10、检)工程：外观高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物；充油的电流互感器，无油渗漏，油位正常，膨胀器无异常升高；充气的电流互感器，气体密度值正常，气体密度表(继电器)无异常；二次电流无异常。基准周期330kV 及以上：2周220kV：1 月110kV/66kV：3 月21u例行试验工程的周期进行了统一，基准周期为3年。u保存试验工程的判定标准进行了调整或修正，延长了试验周期。u增加了红外热成像检测和SF6气体湿度检测。u依据试验结果与设备关系的不同，划分了注意值和警示值。u注：如基准周期不是三年，那么在介绍时另行说明。电

11、流互感器(例行试验)22电流互感器(例行试验)红外热像检测(新增) 330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年 检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差 (参考DL/T 664)。n油中溶解气体分析(油纸绝缘)(差异)判断标准:乙炔1(220kV及以上)(L/L) 2(其它)(L/L)(注意值)氢气150(L/L)(注意值) 总烃100(L/L)(注意值) 基准周期：正立式： 3年 倒置式： 6年(DL/T 596 13年，没有区分正立还是倒立)v制造商明确禁止取油时，宜作为诊断性试验；取油时必须检查油位。23电流互感

12、器(例行试验)n绝缘电阻(差异)标准：一次绕组的绝缘电阻应大于3000M，初值差不超过-50%(注意值)(2500V兆欧表) 末屏对地(电容型)：1000M(注意值)(1000V兆欧表)SF6气体湿度检测(新增)(SF6气体绝缘)标准：500L/L(注意值)24电流互感器(例行试验)n电容量和介质损耗因素(差异)n电容量初值差不超过5%(警示值)n介质损耗因数满足下表要求(注意值)n聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005(比DL/T 596严格，比产品标准宽松)n超过注意值时，测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，电压从10kV到Um/3，增量应不大于0.003(专家提议),且介质损耗因素因满足：

13、nGB 1208 0.5Um/3到Um/3，增量不超过0.001n当末屏绝缘电阻不能满足要求时，测量末屏介质损耗因数(电压为2kV),测量结果要求小于0.015。25u与DL/T 596相比，减少了其中的一些试验工程，例如：极性检查、校核励磁特性曲线。u保存试验工程的判定标准做出了调整或修正。u针对SF6电流互感器增加了气体密封性检测(SF6绝缘)和气体密度表(继电器)校验。u依据试验结果与设备关系的不同，划分了注意值和警示值。电流互感器(诊断性试验)26电流互感器(诊断性试验)n交流耐压试验(差异)n诊断：设备绝缘介质强度n标准：一次绕组：试验电压为出厂试验值的80，时间为60S；n 二次绕

14、组之间及末屏对地：2kVn注：SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后应做老练和交流耐压试验。n局部放电测量(差异)n1.2Um/3 下，20pC(气体)；n 20pC(油纸绝缘及聚四氟乙烯缠绕绝缘)；n 50pC(固体)(注意值)nDL/T 596 为1.1 Um/3, (固体100pC,必要时1.1 Um,500pC)n电流比校核、绕组电阻测量等试验工程与DL/T 596相比差异较小，不做具体介绍。气体密封性检测(SF6绝缘)和气体密度表(继电器)校验参考变压器(电抗器)局部介绍。27交流设备交流设备u油浸式电力变压器和电抗器 u电流互感器 u电磁式电压互感器 u电容式电压互感器

15、 u高压套管 28电磁式电压互感器巡检试验工程外观检查，内容参考电流互感器例行试验工程绕组绝缘电阻(差异)标准：初值差不超过-50%(注意值) 二次绕组:10M(注意值)绕组绝缘介质损耗因素(差异)标准：0.02(串级式)(注意值) 0.005(非串级式)(注意值)注：SF6绝缘的电磁式电压互感器，按制造商要求执行。 红外热像检测(新增)、SF6气体湿度检测(SF6绝缘)(新增)内容参考电流互感器。油中溶解气体分析(油纸绝缘)工程与DL/T 596相比无差异，不做具体介绍。29电磁式电压互感器(诊断性试验)n交流耐压试验(差异)n标准：一次绕组：试验电压为出厂试验值的80(感应耐压)；n 二次

16、绕组之间及末屏对地：2kV(外施耐压)n感应耐压试验参考变压器局部，试验时应考虑容升现象(从高压端直接读取试验电压，否那么按容升系数折算)。n局部放电测量(差异)n1.2Um/3 下，20pC(气体、液体浸渍)；n 50pC(固体)(注意值)nDL/T 596 为1.1 Um/3, (固体100pC,必要时1.1 Um,500pC)n励磁特性测量(差异)n标准：励磁电流与出厂值相比应无显著改变；n 与同一批次、同一型号的设备相比，彼此差异不应大于30%。n试验方法：二次施加电压，电压波形为标准正弦波。在0.2UN、0.5UN、0.8UN、1.0UN、1.2UN下测量励磁电流(参考GB 1207

17、)。30u与DL/T 596相比，减少了其中的一些试验工程，例如：联接组别和极性、铁芯加紧螺栓的绝缘电阻和密封检查。u针对SF6电流互感器增加了SF6气体成分分析(SF6绝缘)、气体密封性检测(SF6绝缘)和气体密度表(继电器)校验等试验工程，内容参考变压器电抗器局部介绍。u电压比校核等试验工程与DL/T 596相比差异较小，不做具体介绍。电磁式电压互感器电磁式电压互感器( (诊断性试验诊断性试验) )31交流设备交流设备u油浸式电力变压器和电抗器 u电流互感器 u电磁式电压互感器 u电容式电压互感器 u高压套管 32电容式电压互感器巡检试验工程外观检查，内容参考电流互感器例行试验工程分压电容

18、器试验(新增)标准:极间绝缘电阻5000M(注意值)电容量初值差不超过2%(警示值)(明显大于同型设备时应予以注意 )介质损耗因数:0.005(油纸绝缘)(注意值) 0.0025(膜纸复合)(注意值)注：多节串联时应分节独立测量二次侧三相电压读数出现异常差异(开口三角电压)时，应测量电容量二次绕组绝缘电阻(差异)标准：10M(注意值)(1000V兆欧表)红外热像检测(新增)内容参考电流互感器。33电容式电压互感器(诊断性试验)局部放电测量(新增)1.2Um/3 下，10pC；试验电压不能满足要求时，可将分压电容按单节进行。电磁单元的感应耐压试验(新增)标准：试验电压为出厂试验值的80；感应耐压

19、试验参考变压器局部，试验方法参考GB/T 4703。要求：电磁单元与电容分压器拆开(假设无法拆开的可不进行)。电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量(新增)参考绝缘油试验局部，阻尼装置检查(新增)要求符合设备技术文件要求。与DL/T 596相比减少了电压比、中间变压器的绝缘电阻和中间变压器的介质损耗试验。34交流设备交流设备u油浸式电力变压器和电抗器 u电流互感器 u电磁式电压互感器 u电容式电压互感器 u高压套管 35高压套管高压套管包括各类设备套管和穿墙套管。“充油包括纯油绝缘套管、油浸纸绝缘套管和油气混合绝缘套管；“充气包括SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型包括所有采用电容屏均压的套管

20、等。巡检：高压引线、末屏接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物；充油套管油位正常、无油渗漏；充气套管气体密度值正常。基准周期330kV及以上：2周220kV：1月110kV/66kV：3月36高压套管(例行试验)红外热像检测(新增) 330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年 检测套管本体、引线接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差 (参考DL/T 664)。SF6气体湿度检测(SF6绝缘)(新增)内容参考电流互感器n电容量和介质损耗因素(20)(电容型)(差异)判断标准:电容量初值差

21、不超过5%(警示值)介质损耗因数符合下表要求：500kV及以上0.006(注意值)其它(注意值)： 油浸纸：0.007 聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005 树脂浸纸：0.007 树脂粘纸(胶纸绝缘)：0.015 37高压套管(例行试验) 如果测量值异常，测量介质损耗因数与施加电压之间的关系曲线，电压从10kV到Um/3，增量应不大于0.003,且介质损耗因素应满足：0.007(Um550kV)、0.008(Um为363kV/252kV)、0.01(Um为126kV/72.5kV)(同样需要考虑0.003或0.001的问题)。 不便断开高压引线或测量仪器负载能力缺乏时，可采用末屏加压法：注：试验电压

22、2000V。 出现异常时，需采用常规测量方法验证。38高压套管(诊断性试验)n交流耐压和局部放电测量(差异)n交流耐压：出厂试验值的80%，时间为60sn局部放电(1.05Um/3)：n 油浸纸、复合绝缘、树脂浸渍、充气10pC；n 树脂粘纸(胶纸绝缘)100pC(注意值)n注：对于变压器(电抗器)套管，应拆下并安装在专门的油箱中单独进行，试验方法参考GB/T4109。n末屏(如有)介质损耗因数(差异)n0.015(注意值)(试验电压2000V)DL/T 596为0.02n增加了SF6气体成分分析(充气)、气体密封性检测(充气)和气体密度表(继电器)校验(充气)等试验工程，试验方法具体参考变压

23、器电抗器局部介绍。39交流设备讲义提纲讲义提纲绝缘油试验直流设备40直流设备 直流设备中的油浸式电力变压器和电抗器、换流变压器、平波电抗器、电流互感器、直流电流互感器(零磁通型)、电磁式电压互感器、电容式电压互感器和高压套管的巡检、例行试验和诊断性试验工程与交流设备的相应设备相似，因此不做介绍。 重点介绍光电式电流互感器、直流分压器的相关试验。41光电式电流互感器巡检：高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物附着；每月对光电流互感器的传输通道光电流、功率、奇偶校验值等参数进行监视，应无异常；二次电流无异常。基准周期500

24、kV：2周 220kV：1月 110kV：3月例行试验 红外热像检测(新增) 500kV：1 月 220kV：3 月 110kV：半年 检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差 (参考DL/T 664)。42光电式电流互感器火花间隙检查(如有)(新增)火化间隙是光电式电流互感器电子电路的保护元件； 清洁间隙外表积尘，并确认间隙距离符合设备技术文件要求。基准周期：1年诊断性试验电流比校核前提：二次电流异常、到达设备要求的校核周期测量要求：一次侧注入任一电流值，测量二次侧电流，校核电流比(电流范围：5%100%额定电流) 激光功率测量前提：在线监测系统显示光功率不正常。测量方法：用光通量计测量到达受端的激光功率。标准：两次测量值偏差不大于5%或符合设备技术文件要求。必要时测量光纤系