第5.1章油浸式电力变压器试验要求和电抗器检修试验要求规程

5.1    油浸式电力变压器和电抗器
5.1.1    油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验
5.1.1.1    油浸式电力变压器和电抗器巡检及例行试验项目（见表1、表2）
表1    油浸式电力变压器和电抗器巡检项目

表2    油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目

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Q/GDW1168—2013

表2（续）

5.1.1.2    巡检说明
巡检时，具体要求说明如下：
a）外观无异常，油位正常，无油渗漏；
b）记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数；
c）呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）；
d）冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确；
e）变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。
5.1.1.3    红外热像检测
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。检测和分析方法参考DL/T664。
5.1.1.4    油中溶解气体分析
除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。
当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应增加取样分析。
5.1.1.5    绕组电阻
测量时，绕组电阻测量电流不宜超过20A，铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各绕组电阻的相间差别或线间差别不大于规定值。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按式（1）进行。

式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK为225。无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后，也应测量
一次。
电抗器参照执行。
5.1.1.6    铁心接地电流测量（带电）
当铁心接地电流无异常时，可不进行铁心绝缘电阻测试。5.1.1.7    铁心绝缘电阻
绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。
除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。5.1.1.8    绕组绝缘电阻
电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜采用输出电流不小于3mA的兆欧表。测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T474.1。
 

式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试
验。
5.1.1.9    绕组绝缘介质损耗因数
测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳接地，必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T474.3。
测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。
5.1.1.10    有载分接开关检查
以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。基准周期为1年的检查项目：
a）储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查；
b）在线滤油器，应按其技术文件要求检查滤芯；
c）打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常；
d）记录动作次数；
e）如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。110（66）kV及以上基准周期为3年、35kV及以下基准周期为4年的检查项目：a）在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常；b）检查紧急停止功能以及限位装置；
c）在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值的初值差不超过±10%；
d）油质试验：要求油耐受电压≥30kV；不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。5.1.1.11    测温装置检查
要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。每两个试验周期校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备
技术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MΩ。5.1.1.12    气体继电器检查
检查气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。每两个试验周期测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，采用1000V兆欧表测量，一般不低
于1MΩ。
5.1.1.13    冷却装置检查
运行中，流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。
5.1.1.14    压力释放装置检查
按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在±10％之内或符合设备技术文件要求。

5.1.2    油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验
5.1.2.1    油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验项目（见表3）
表3    油浸式变压器和电抗器诊断性试验项目

表3  油浸式变压器和电抗器诊断性试验项目

5.1.2.2    空载电流和空载损耗测量
诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。
5.1.2.3    短路阻抗测量
诊断绕组是否发生变形时进行本项目。试验方法参见DL/T1093。宜在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不宜小于5A。
不同容量及电压等级的变压器，要求分别如下：
a）容量100MVA及以下且电压等级220kV以下的变压器，初值差不超过±2%；
b）容量100MVA以上或电压等级220kV以上的变压器，初值差不超过±1.6%；
c）容量100MVA及以下且电压等级220kV以下的变压器三相之间的最大相对互差不应大于
2.5%；
d）容量100MVA以上或电压等级220kV以上的变压器三相之间的的最大相对互差不应大于
2%。
5.1.2.4    感应耐压和局部放电测量
验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz～300Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s～60s之间。试验方法参考GB/T1094.3。

在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。5.1.2.5    绕组频率响应分析
诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T911。
5.1.2.6    绕组各分接位置电压比
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。结果应与铭牌标识一致。
5.1.2.7    直流偏磁水平检测
当变压器声响、振动异常时，进行中性点直流电流测量。5.1.2.8    电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB10229。5.1.2.9    纸绝缘聚合度测量
诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T984。5.1.2.10    整体密封性能检查
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。5.1.2.11声级及振动测定
当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。
5.1.2.12    绕组直流泄漏电流测量
怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目，测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为20kV（35kV绕组）、40kV（66kV～330kV绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。
5.1.2.13    外施耐压试验
分级绝缘变压器，仅对中性点和低压绕组进行；全绝缘变压器，对各绕组分别进行。耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。
5.1.2.14    高频局部放电检测（带电）
检测从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）、铁心和夹件接地线上取信
号。
当怀疑有局部放电时，比较其它检测方法，如油中溶解气体分析、特高频局部放电检测、超声
波局部放电检测等方法对该设备进行综合分析。

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