2023发电厂1000kV变压器运行与维护导则

Q/GDWXXXXX—XXXX发电厂1000kV变压器运行与维护导则范围本标准规定了发电厂1000kV变压器运行与维护的要求及方法。本标准适用于发电厂1000kV升压站主变压器的运行与维护。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB/T14542变压器油维护管理导则GB/Z248461000kV交流电气设备预防性试验规程DL/T306.21000kV变电站运行规程第3部分:运行方式和运行规定DL/T345带电设备紫外诊断技术应用导则DL/T664带电设备红外诊断技术应用规范DL/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T846.11高电压测试设备通用技术条件第11部分：特高频局部放电DL/T1094电力变压器用绝缘油选用指南DL/T11761000kV油浸式变压器、并联电抗器运行及维护规程DL/T1409发电厂用1000kV升压变压器技术规范DL/T1416超声波法局部放电测试仪通用技术条件DL/T1524发电机红外检测方法及评定导则DL/T1534油浸式电力变压器局部放电的特高频检测方法DL/T17231000kV油浸式变压器（电抗器）状态检修技术导则术语和定义DL/T1723-2017界定的以及下列术语和定义适用于本文件。发电厂1000kV变压器1000kVstep-uptransformerofpowerstation发电机出口电压直升至1000kV级的变压器。带电检测livedetection对在运行状态下的设备，采用专用仪器，由人员参与测量。[DL/T1723-2017,定义3.21]变压器的运行基本要求变压器投运前的巡检按DL/T1176要求执行。当发电机与变压器间无操作断开点时，在变压器投运前，需确认发电机励磁系统符合运行条件。发电厂1000kV变压器技术条件应符合DL/T1409技术规范的要求。变压器的投运、正常运行、特殊运行应符合DL/T306.2、DL/T1176要求。变压器应装设过励磁保护或发电机-变压器组过励磁保护，当发电机与主变之间无断路器而共用一套过激磁保护时，其整定值按发电机或变压器过励磁能力较低的要求整定。纵联差动保护的保护范围应包括变压器套管和引出线。应选择合适的电流互感器额定电流，以保证差动保护电流互感器变比匹配误差不大于16。变压器气体继电器、突发压力继电器应配置防雨罩。变压器低压侧套管与封闭母线连接处应装设在线测温装置。变压器的投运变压器投运前的巡检按DL/T1176要求执行。当发电机与变压器间无操作断开点时，在变压器投运前，应确认发电机励磁系统符合运行条件。变压器首次启动时，应进行全电压冲击合闸试验或低压侧零起升压试验，冲击次数为5次。投运前应确保变压器中性点、变压器本体及铁芯和夹件、套管末屏可靠接地。变压器电气试验后，应对变压器铁芯进行消磁。新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静置时间应不少于168小时。新安装和大修后的变压器应严格按照厂家规定进行真空注油和热循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油温度循环时间均应达到制造厂家的具体规定及要求。变压器在低温（环境温度低于5℃）条件下投运时，应设法使变压器上层油温达到10℃以上，且持续时间不少于24小时。变压器的正常运行变压器日常巡视检查正常运行时应对变压器的外观、状态参数、运行参数等进行检查，并做好记录。巡视要求按DL/T1176执行。检查变压器的油温、绕组温度，并与发电机功率及系统监控数据进行比较。确认封闭母线外壳无振动，接头处不应有发热、变形、放电现象。高温季节、高负荷期间，可用红外热像仪检查变压器本体、套管、储油柜、各接头及连接线的温度。检测方法及评定依据按DL/T664执行。变压器的特殊运行变压器三相负荷不平衡时，不平衡电流值不得超过额定电流的8%，且最大相的负荷电流值不得超过额定值。当变压器冷却器全停时，若上层油温未达到75℃，可运行1小时；若上层油温超过75℃，可运行20min。发电机-变压器组相关保护动作跳闸后，应根据保护动作情况进行检查，必要时应取变压器油样进行分析。变压器过电压运行时，应降低发电机励磁，使变压器运行在正常电压范围内。发电机或电网发生系统振荡后，应检查变压器铁芯温度及油温在正常范围内。发电机负荷突变时，退出发电机AGC（自动发电控制）自动，手动控制汽轮机调门稳定机组负荷，防止变压器过负荷运行。变压器的维护基本要求发电厂1000kV变压器需定期维护，维护过程中发现设备异常，应立即汇报并进行消除，不能及时消除的，应制定合理的监控运行措施，并结合发电机或电网线路停电计划处理。发电厂1000kV变压器应建立周期性的状态检修机制，定期按本标准5.3.3对变压器进行带电检测。变压器的常规维护变压器本体及其附件的日常维护要求按DL/T1176执行。对于采用双器身结构的变压器（见附录A），定期检测变压器铁芯、夹件的接地电流时不应遗漏调压变接地侧，检测方法按GB/Z248465.1执行。接地电流若大于100mA，应对变压器进一步分析判断。验证现场油温温度指示是否正确，比较远方测温系统指示是否相符并且定期巡视观测在线气体监测装置，确保其保持良好状态，核对现场表计指示与远传数据一致，定期对数据进行分析、比较。定期对套管进行紫外成像检测，测量方法及判断依据按DL/T345执行。定期对封闭母线、套管及变压器本体进行红外一般检测，测量方法及判断依据按DL/T664执行。变压器本体、导线、接头上有异物挂落时可采取激光方式进行清除，或停电处理。变压器油的监督和维护变压器油的选用按照DL/T1094执行，新变压器油的验收按GB2536执行，运行中变压器油监督维护与管理按GB/T14542执行。运行中变压器油的试验项目、要求、周期及试验方法见附录B.1；运行中变压器油质量各检验项目超出控制极限值的原因分析及应采取的措施见附录C.1。当变压器油分析疑似有局部放电或过热缺陷时，应结合带电检测手段进一步确认与定位，具体参照5.3.3执行。油色谱在线监测系统的维护项目及要求参见附录D，如发现特征气体数据有异常增长趋势或超过注意值，应及时取样至实验室复测，依据DL/T722进行分析判断。变压器的特殊维护在高温天气、高负荷或低温天气、低负荷工况下，重点检查变压器的油位，若油位达到油位表限值时，应根据变压器的“油位-油温曲线表”调整油位至适当位置。变压器大修、改造后投运的72h内，应增加检查次数，并进行紫外成像检测与红外精确检测，测量方法及判断依据按DL/T345、DL/T664执行。当变压器油色谱分析结果异常时，应采用超声波检测方法、特高频检测方法综合判断是否存在局部放电，如存在明显局部放电信号及图谱特征，应综合分析判断，必要时停电检修处理。超声波检测方法和特高频检测方法应满足如下要求：超声波局部放电测试仪的技术条件应满足DL/T1416要求；特高频局部放电检测装置技术条件应满足DL/T846.11要求。超声波传感器应直接布置于变压器箱壁上，并避免将传感器置于变压器油面以上的部位，不可在油箱加强筋、控制箱等部位布置传感器。典型位置布置参见附录E。超声波局部放电检测时需考虑干扰信号的影响，如油箱振动、油泵及风扇噪声、现场电磁干扰等；需考虑超声波信号在变压器内的衰减和遮挡，如油箱内侧磁屏蔽或电屏蔽、线圈等的影响。特高频法局部放电检测时，若变压器未配置内置式传感器，应采取必要的屏蔽措施，尽量避免升压站中其它干扰信号进入探头检测范围。当现场检测到疑似信号且具有明显的局部放电特征时，应对疑似局部放电源进行定位。定位局部放电源宜采用时差法，应做好现场干扰信号的屏蔽措施，条件及方法按DL/T1534执行。

（资料性附录）

发电厂1000kV变压器双器身结构特点概述国内首台发电厂1000kV变压器，采用双器身结构，本体变压器的高压线圈和低压线圈放置在主器身上，单相四柱（两个芯柱、两个旁柱）高—低—高结构；调压变压器的器身调压线圈和激磁线圈放置在调压器身上，采用单相两柱并联口字型铁芯结构。变压器接线原理图见图A.1。变压器的双器身式结构特点：采用分体结构可以保证在调压变压器故障的情况下，主体变压器仍然可以单独运行。改善了变压器在工频、冲击以及长期运行状况下的高压绕组表面的爬电强度。有效提高了绕组的抗短路能力。降低了主器身的漏磁，避免了夹件和油箱因漏磁过于集中而造成的局部过热。减小了变压器的运输高度，降低了变压器的运输难度，节约了运输成本。引线结构简单，运行维护方便。图A.1变压器接线原理图

（规范性附录）

变压器油试验要求表B.1给出了运行中变压器油的试验项目、要求、周期及试验方法。表B.1变压器油的试验项目试验项目质量标准周期，/次试验方法投运前运行中1外状（外观）透明、无杂质或悬浮物每年一次外观目视2色度/号≤2.0每年一次GB/T65403水溶性酸pH值>5.4≥4.2每年一次GB/T75984酸值，mgKOH/g≤0.03≤0.10每年一次GB/T264、GB/T285525闭口闪点，℃≥135大修后或必要时GB/T261、DL/T13546水分，mg/L≤10≤15每年至少一次GB/T7600、GB/T76017击穿电压，kV≥70≥65每年至少一次GB/T5078界面张力≥35≥25大修后或必要时GB/T65419介质损耗因数（90℃）≤0.005≤0.02每年至少一次GB/T565410体积电阻率，Ω·m≥6×1010≥1×1010大修后或必要时GB/T565411油中含气量，%（体积分数）≤1≤2每年至少一次DL/T423、DL/T70312油泥与沉淀物a（质量分数，%）—≤0.02（以下可忽略不计）大修后或必要时GB/T8926c)13颗粒污染度/粒b≤1000/100mL≤3000/100mL大修后或必要时DL/T43214油中溶解气体色谱分析c见DL/T722每3个月至少一次GB/T1762315析气性报告大修后或必要时NB/SH/T081016带电倾向性—报告大修后或必要时DL/T1095、DL/T38517腐蚀性硫非腐蚀性大修后或必要时DL/T285，GB/T25961SH/T0804182-糠醛含量（质量分数）/（mg/kg）报告—大修后或必要时NB/SH/T0812、DL/T135519抗氧化添加剂含量（质量分数）/%含抗氧化添加剂油—大于新油原始值的60%大修后或必要时SH/T080220二苄基二硫醚（DBDS）含量（质量分数）/（mg/kg）检测不出d—大修后及必要时IEC62697-1a.按照GB/T8926（方法A）中对“正戊烷不溶物”进行检测。b.100mL油中大于5μm的颗粒数。c.油中溶解气体分析的质量标准及检测周期按照DL/T722的规定执行。d.DBSD含量小于5mg/kg。

（资料性附录）

运行中变压器油超极限值原因及对策概述运行中变压器油检验项目超出质量控制极限值范围时，应结合故障历史、运行状态与历史数据进行比较。条件许可时，应重新取样分析确认试验结果无误后，再根据具体情况选择进行跟踪监测，或通知设备制造商采取必要的处理措施；如遇到击穿电压低于极限值或色谱检测发现可能有故障存在时，应果断采取措施以保证设备安全。原因及对策见表C.1。表C.1运行中变压器油超极限值原因及对策序号项目超极限值可能原因采取对策1外状不透明，有可见杂质或油泥沉淀物油中含有水分或纤维、碳黑及其他固形物脱气脱水过滤或再生处理2色度＞2.0过度劣化或污染再生处理或换油3水分/（mg/L）＞15a.密封不严、潮气侵入；b.运行温度过高，导致固体绝缘老化或油质劣化a.检查密封胶囊有无破损，呼吸器吸附剂是否失效，潜油泵管路系统是否漏气；b.降低运行温度；c.采用真空过滤处理4酸值（以KOH计）/（mg/g）＞0.10a.超负荷运行；b.抗氧剂消耗；c.补错了油；d.油被污染再生处理，补加抗氧剂5击穿电压/kV＜65a.油中水分含量过大；b.杂质颗粒污染；c.有油泥产生a.真空脱气处理；b.精密过滤；c.再生处理6介质损耗因数（90℃）＞0.020a.油质老化程度较深；b.油被杂质污染；c.油中含有极性胶体物质再生处理或换油7界面张力/（mN/m）＜25a.油质老化，油中有可溶性或沉析性油泥；b.油质污染再生处理或换油8体积电阻率(90℃）/（Ω•m）<l×1010a.油质老化程度较深；b.油被杂质污染；c.油中含有极性胶体物质再生处理或换油9闪点（闭口）/℃小于135，并低于新油原始值10℃以上a.设备存在严重过热或电性故障；b.补错了油查明原因，消除故障，进行真空脱气处理或换油10油泥和沉淀物（质量分数）/%＞0.02a.油质深度老化；b.杂质污染再生处理或换油11油中溶解气体分析/（μL/L）参照DL/T722设备存在局部过热或放电性故障进行跟踪分析，彻底检查设备，找出故障点并消除隐患，进行真空脱气处理。12油中含气量（体积分数）/%＞2设备密封不严与制造厂联系，对设备的严密性进行检查和处理13水溶性酸（pH值）＜4.2a.油质老化；b.油被污染a.与酸值比较，查明原因；b.再生处理或换油14腐蚀性硫腐蚀性a.精制程度不够；b.污染再生处理或换油15颗粒污染度/粒*）＞3000a.油质老化；b.杂质污染；c.油泵磨损a.再生处理；b.精密过滤；c.换泵162-糠醛含量（质量分数）/（mg/kg）报告纸绝缘热老化检测绝缘纸板聚合度，考虑降负荷运行或更换变压器17二苄基二硫醚（DBDS）含量（质量分数）/（mg/kg）≥5mg/kg腐蚀性硫再生处理、添加金属钝化剂或换