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广东省油浸电力变压器状态检修导则
二次保护 4.1.6 轻瓦斯保护动作 4.1.7 重瓦斯保护动作 4.1.8 轻重瓦斯同时动作 4.1.9 变压器差动保护动作 4.1.10铁芯多点接地 4.1.11 变压器的附件 4.1.11.1 套管 4.1.11.2净油器 4.1.11.3潜油泵 4.1.11.4冷却器 4.1.11.5 压力释放阀 4.1.11.6 储油柜 4.1.11.7 呼吸器 介质损耗因数测量 极化指数测量 结果分析(本试验结果用微机处理得到的) 结果分析纸筒等值绝缘电阻偏低使整体绝缘电阻下降判断固体绝缘不良,建议干燥处理。 例2绝缘电阻下降某31500kVA、110kV变压器充油循环后测绝缘电阻比循环前大幅降低,以低一高中地为例,充油循环前只R15=5000MΩR60=10000MΩ, R60/R15=2、tgδ%=0.25。充油循环后7.5h测量,R15=250MΩ、R60=300MΩ、R60/R15=1.2、tgδ%=1.15。充油循环后34h测量,R15=7000MΩ、R60=10000MΩ、R60/R15=1.43 造成上述原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响,因此要待油中气泡充分逸出,再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况,通常,对8000kVA及以上变压器需静置20h以上,小型配电变压器也要静置5h以上才能进行绝缘试验。 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第一章总则 第二章引用标准 第三章检查与处理 第四章检修基本要求 第五章 检修前的准备 第六章 大修内容及质量要求 第七章小修内容及质量要求 第八章 变压器本体大修关键工序质量控制 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第九章大修试验项目及要求 第十章检修报告的编写 第十一章检修后投运 附录A 使用工具和设备 附录B 绝缘距离参考表 附录c 变压器装配中所用的电动扳手和扭力扳手 附录D 引线允许电流参考 附录E 变压器大修总结报告 110 (66) kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范编制说明 第三章检查与处理 第六条例行检查与处理 第七条 定期检查与处理 第八条异常检查与处理 第四章 检修基本要求 第九条检修周期 本规范提出的检修策略 第十条检修评估 第十一条检修人员要求 第十二条 工艺要求 第十三条 质量要求 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第六章 大修内容及质量要求 第十八条 器身 第二十条组部件 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第七章 小修内容及质量要求 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第八章 变压器本体大修关键工序质量控制 110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范 第九章试验项目及要求 原因分析 对于新投运的变压器来说,特征气体含量(除C2H2外)有一定的变化当属正常现象,因为在电场、热作用下,油中水分解、绝缘材料热分解会引起气体含量一些变化,当然这些变化量应在规定的范围内,并趋于稳定。 从两年多试验数据分析,C2H4 增量较大,并出现乙炔,我们认为,变压器内部是有低温局部过热,放电现象。为此,我们建议使用部门自己检查潜油泵三相电流是否平衡,确认潜油泵无匝间短路,接线头接触不良,检查潜油泵轴承是否有异常,铁心是否有两点接地。当这两项检查都正常,就怀疑大修前遗留慢慢释放出来的,我们从两年多试验数据分析,故障点危害暂时不会大。可再滤油处理。 5:变压器状态评定 变压器可分为如下4种状态: A——正常状态 B ——可疑状态 C——可靠性下降状态 D——危险状态 5.2可疑状态 5.2.1 在试验周期内首次发现绝缘电阻下降到初始值70%以下。 5.2.2油面温度超规定值,其它试验正常. 5.2.3变压器本体介损值、油介损值有增大趋势。 5.2.4套管介质损有增大趋势或电容量变化明显 。 5.2.5色谱试验H2含量超注意值;烃类气体含量接近或超注意值 。 5.2.6有C2H2出现.其他各种烃类气体含量在l0μL/L以下.H2含量超注意值,三比值法判断为低能量火花放电。 5.3可靠性下降状态。 5.3.1铁芯多点接地 。 5.3.2绝缘油介损超标。 5.3.3绝缘油的污染导致本体绝缘电阻大幅下降 。 5.3.4变压器本体介损增幅较大,数值超标。 5.3.5套管介损超标,电容量变化超标 。 5.3.7红外测试判断是由于漏磁引起的局部过热导致烃类气体超注意值。 5.3.8已判断是由于磁屏蔽或电屏蔽(如均压球等)接触不良引起火花放电,使C2H2含量超注意值
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