主变保护检验规程.docx

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主变保护检验规程

主变保护检验规程

1.应用围

本检验规程适用于龙里风电场变电站110kV电压等级主变保护工作，规定了现场调试的准备、调试流程、调试方法和标准及调试报告等要求。

本指导书中所涉及变压器以高压侧双母接线、中压侧双母接线、低压侧双分支单母分段接线的110kV电压等级自耦变压器为根底型号，其他接线情况可参照执行。

本规程适用我厂所有35KV以上充油主变检验。

2.引用文件

以下标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中的引用，而构成为本作业指导书的条文。

本作业指导书出版时，所有版本均为有效。

所有标准及技术资料都会被修订，使用作业指导书的各方应探讨使用以下标准及技术资料最新版本的可能性。

GB14285继电保护和平安自动装置技术规程

GB/T15147电力系统平安自动装置设计技术规定

DL/T572电力变压器运行规程

DL/T587微机继电保护装置运行管理规程

DL/T769电力系统微机继电保护技术导那么

DL/T995继电保护及电网平安自动装置检验规程

Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规

Q/GDWXXX智能变电站标准化现场调试规

国家电网安监〔2021〕664号国家电网公司电力平安工作规程〔变电局部〕

3我场主变简介

容量KVA

电压等级KV

调压方式

数量

备注

240000

220/110/35

有载

1

1号主变

240000

220/110/35

有载

1

2号主变

4.主变正常检查工程:

〔1〕声音正常;

〔2〕主变的油温和温度计应正常,油枕的油位应与温度相对应,油色透明,本体及附件无渗漏油现象；

〔3〕套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；

〔4〕引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；

〔5〕压力释放阀或平安气道及防爆膜应完好无损；

〔6〕瓦斯继电器应充满油；

〔7〕呼吸器畅通，硅胶应枯燥；

〔8〕冷却系统运行正常；

〔9〕主变的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。

5主变检验

5.1检验周期：

5.1.1大修：

10年一次。

新主变投运5年左右应进展一次大修。

5.1.2小修：

1年一次。

5.1.3中修：

根据运行和试验情况。

必要时可放油进入油箱检查和处理缺陷。

新主变投运1年左右应进展一次中修。

5.2检验工程：

5.2.1小修工程：

5.2.1.1套管及主变外部清扫。

5.2.1.2检查各部有无渗漏及异常情况。

5.2.1.3对风冷器及控制回路进展检查试验。

5.2.1.4配合进展预防性试验。

5.2.1.5每3年取一次套管油进展色谱分析。

5.2.2大修工程：

5.2.2.1主变附件检验，处理渗漏点。

5.2.2.2高、低压套管放油、冲洗、换油，必要时分解检查，去除沉淀物。

〔此项在现场无法进展，必须返厂进展〕。

5.2.2.3吊钟罩器身检验、有载调压机构检验。

5.2.2.4下节油箱清扫，去除底部残油及杂物。

5.2.2.5滤主变油。

5.2.2.6对主变本体及附件进展密闭检查试验，处理渗漏点。

5.2.2.7压力释放阀进展试验〔此项厂无法进展〕。

5.2.2.8瓦斯继电器温度表进展检查试验〔此项厂无法进展〕。

5.2.2.9冷却系统及回路进展检验，更换风扇电机，更换碟阀，更换电气回路开关及保护元件。

5.2.2.10电气试验。

5.2.2.11本体及附件喷漆。

5.3大修程序

5.3.1大修准备工作

5.3.1.1编制检验进度表和统筹图、制定检验的技术措施、平安措施和组织措施，根据运行状况列出缺陷清单同时做好材料方案和非标工程的预算或检验工日方案。

5.3.1.2组织检验人员学习主变检验的平安和技术措施及有关检验工艺标准，讨论落实各项措施。

清理检验现场，检查整理专用工具，

5.3.1.3检验滤油机，安装油管路，冲洗油管路和储油罐，按材料方案检查材料是否齐全。

5.3.1.4配备必要的灭火设施和用具。

5.3.2主变附件的检验

5.3.2.1设备停电后，拆开高，低压套管引线。

5.3.2.2拆下电流互感器、瓦斯继电器、信号温度计等二次线并包好，必要时做好标记。

5.3.2.3配合进展主变本体大修前的电气试验。

5.3.2.4对主变本体进展放油。

5.3.2.5拆下主变附件分别进展检验，必要时更换零部件。

5.3.2.6拆下高、低压套管及升高座并进展检验，注意升高座中的电流互感器应浸泡在绝缘油中。

5.3.2.7拆下低压套管下部连接片，拆下铁芯引外接地线和套管，拆下有载调压机构操作杆做好标记并放入枯燥室。

5.3.2.8装好各部件堵板，注油至铁芯顶部。

5.3.2.9各附件检验、滤油、处理缺陷、冷却系统与本体分解后进展检验。

5.3.2.10用加热器将主变油在本体循环加热至高于环境温度10至15℃并保持24小时。

5.3.3主变本体检验

5.3.3.1放油、吊钟罩检验本体，对下节油箱放油门进展检验。

5.3.3.2拆下高压线圈外部围屏检查线圈外部〔高压分接引线部位的围屏没有必要可不拆〕。

5.3.3.3检查处理线圈顶部压钉是否紧固，备帽是否拧紧，压钉绝缘板是否破裂和脱落。

5.3.3.4检查处理引线各接头焊接是否结实，有无过热脱落现象，外包绝缘有无过热现象。

5.3.3.5检查线圈外部绝缘有无破损，换位导线有无松动，段间绝缘垫块有无松动和移位现象，油道有无堵塞和杂质。

5.3.3.6检查线圈外部有无变形，绝缘有无过热和老化现象。

5.3.3.7检查引线木支架有无断裂，绝缘螺帽有无脱落和松动、断裂，木夹件是否紧固。

5.3.3.8检查铁芯和压板的接地片是否有断裂和松动现象。

5.3.3.9拆下铁芯对上、下夹件之间接地片测量：

a.铁芯对上、下部各紧固带或穿芯螺丝之间的绝缘；

b.铁芯对上、下夹件之间的绝缘；

c.铁芯对下节油箱之间的绝缘。

5.3.3.10检查铁芯可见部位有无局部过热、片间有无短路、油道有无堵塞现象。

5.3.3.11检查有载分接开关接触压力，接触部位有无放电和烧伤现象；检查接触柱两端引线的焊接情况，有无过热和脱焊现象。

5.3.3.12检查油管路接头及管卡子螺丝是否紧固，上、下夹件螺丝是否紧固，器身对下节油箱固定螺丝是否紧固。

5.3.3.13冲洗线圈，下节油箱底部清理杂物。

5.3.4对吊钟罩的要求

5.3.4.1吊钟罩应选择在无尘土飞扬及其它污染的晴天进展。

5.3.4.2器身暴露在空气中的时间不应超过如下规定：

a.空气相对湿度小于等于65%为16小时；

b.空气相对湿度小于等于75%为12小时。

器身暴露时间从主变放油时起至开场抽真空或注油时止。

5.3.5检验后回装

5.3.5.1装围屏，检查分接开关三相位置是否一致并调至与检验前一致的位置。

5.3.5.2对主变本体进展整体进展检查验收。

5.3.5.3扣钟罩要保证钟罩平稳落下，监视好四周间隙防止碰坏线圈和木夹件。

5.3.5.4紧固钟罩螺丝必须均匀紧固，压缩间隙必须一样。

5.3.5.5对主变线圈进展枯燥。

5.3.5.6装升高座、套管和连接低压套管下部连接片。

Nv

5.3.5.7装油枕，连接主变本体顶部油循环管道。

5.3.5.8连同风冷器一起真空注油，真空度不超过500毫米汞柱。

注至真空泵快要出油时停顿注油，保持真空6小时。

5.3.5.9安装压力释放阀、呼吸器、瓦斯继电器和升高座排气连管。

5.3.5.10由油枕注油管往油枕里注油，并翻开瓦斯继电器平板门向主变本体补油，至标准油面。

5.3.5.11对主变本体进展排气，翻开油循环系统全部闸门及放气塞，瓦斯继电器处放残气。

5.3.5.12注油后静止24小时后进展取油试验，同时进展电气试验。

5.3.5.13连接呼吸器。

5.3.5.14连接引线，清扫主变本体，进展喷漆，清理检验现场。

5.3.5.15对大修记录进展整理，写出大修专题报告。

进展技术资料的验收工作。

5.4检验质量标准

5.4.1线圈外表清洁，绝缘无脱落、无损坏、无劣化。

绝缘老化程度应在“可用级〞以上。

绝缘老化等级规定如下：

良好级-------绝缘呈淡黄色，有弹性；

可用级-------绝缘呈深黄色，质变脆，无裂纹；

不合格-------绝缘呈黑黄色，质变脆，有裂纹。

5.4.2线圈无变形，垫片无移位不松动，线圈不松动〔必要时可以加0。

5毫米厚的绝缘纸垫条〕。

5.4.3各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。

5.4.4引线焊接头无过热，绝缘木夹件无裂纹无损坏，线圈油道无堵塞。

5.4.5围屏无严重变形，围带无损坏，围屏搭接不小于50毫米。

5.4.6铁芯外表清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。

5.4.7铁芯与夹件、穿芯螺丝、紧固带及对下节油箱的绝缘电阻用2500V摇表进展测量不低于10兆欧。

5.4.8接地片齐全完整，连接结实，防松垫片完整。

5.4.9铁芯片间绝缘应无变色，无脱落，必要时刷绝缘漆。

5.4.10铁芯油道应畅通无堵塞，各部螺丝应紧固。

5.4.11有载分接开关接触面清洁无油垢、无烧损，接触压力充足，用0.5毫米塞尺检验应不能插入。

5.4.12有载分接开关的静触柱两端的引线焊接结实，无熔脱和过热现象。

5.4.13有载分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。

5.4.14有载分接开关指示位置正确，外相符，传动操作灵活。

5.4.15有载分接开关检验后，护罩绝缘筒窗孔应转向封闭位置，主变油箱外部清洁，不漏油，各部法兰螺丝紧固均匀。

5.4.16主变油箱及附件油漆无脱落无锈蚀。

5.4.17油枕部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。

5.4.18主变油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。

5.4.19油标清洁透明畅通，监视线清楚。

5.4.20油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。

5.4.21呼吸器的硅胶枯燥合格，下部油封碗油位正常，呼吸畅通。

5.4.22瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。

5.4.23．温度计座密封良好，温度指示正确，温度计的电接点整定正确，表计元件无损坏，表座注以主变油。

毛细管线不得弯曲过度，其最小弯曲半径不得小于50毫米，不得打坏。

5.4.24．主变套管瓷套无破损，外表清洁，法兰无裂纹，没有渗漏油现象，油标指示正常，小套管无损坏和漏油现象，接地良好。

5.4.25．主变升高座不漏油，外表清洁，电流互感器二次端子部连接结实，二次电缆整齐标志清楚。

5.4.26主变整体试验合格。

5.4.27主变各套管相位色正确，本体漆面无脱落。

5.4.28风冷器电源供电可靠，风扇电机保护齐全可靠。

5.4.29油管路系统所有闸门指示正确。

5.4.30主变冷却系统的和风扇电机运行正常。

5.5检验所需要的主要材料

5.5.1小修材料如下：

破布凡士林砂纸毛刷清洗剂镀锌螺丝

镀锌螺母镀锌平垫弹簧垫汽油瓷漆

5.5.2大修材料如下：

破布凡士林砂纸毛刷清洗剂镀锌螺丝

镀锌螺母镀锌平垫弹簧垫汽油瓷漆#45主变油温度计闸门

各部位密封胶垫硅胶滤油纸电机轴承交流接触器

电机保护器或热继电器风扇电机等。

5.6检验工日消耗

5.6.1小修工日根据现场实际为准。

5.6.2大修工日根据现场实际为准。

表1

主主变

型号

SFSZ11-240000/220

高压

相数

3

分接位置

电压V

电流A

额定容量

240000/240000/240000kVA

1

253000

547.1

额定频率

50HZ

2

250125

554

电压组合

〔230±8×1.25%〕121/37kV

3

247250

560.4

连接组标号

YNyn0d11

4

244375

567

冷却方式

ONAN/ONAF（70%/110%）

5

241500

573.8

温升限值

绕组65K顶层油55K

6

238625

580.7

绝缘水平

7

235750

587.8

h.v.线路端子LI/AC950/395kV

8

232875

595

h.v.中性点端子LI/AC400/200kV

9A

230000

650.2

m.v.线路端子LI/AC480/200kV

9B

m.v.中性点端子LI/AC250/95kV

9C

l.v.线路端子LI/AC200/85kV

10

227125

610.1

标准代号

GB1094.1-1996GB1094.2-1996

11

224250

617.9

GB1094.3-2003GB1094.5-2021

12

221375

625.9

GB/T6451-2021

13

218500

634.2

产品代号

1TKB.715.1716

14

215625

542.6

出厂编号

15

212750

651.3

器身重量

158.0t

16

209875

660.2

总重量

290.0t

17

207000

669.4

油重量

66.5t

中压

运输重量

182t

121000

1145.2

上节重量

17.2t

低压

出厂日期

2021年8月

37000

3745

生产厂家

中国。

泰开主变

负载损耗

（75°C）947.6KW

空载损耗

136.4KW

空载电流

0.10%

电流互感器参数表CB相

型号

出头连接

电流比A

准确级

额定输出VA

LR-220

ISI-152

1000/5

1.0

20

短路阻抗〔240MVA）

高压—中压

1分接

28.65%

主分接

30.64%

17分接

33.53%

高压—低压

1分接

17.86%

主分接

19.81%

17分接

22.97%

中压—低压

9.28%

表2

站用主变

型号

SCB10-800/35

高压分接电压

额定容量

800kVA

分接位置

电压〔v〕

额定电流

13.2/1154.7A

I

36750

绝缘水平

h.v线路端子

LI/AC170/70kV

II

35870

h.v中性点端子

LI/AC-/3kV

III

35000

温升限值

70K

IV

34130

冷却方式

-AN

VI

33250

总重量

3460kg

接线组别

Dyn11

绝缘等级

F

短路阻抗

6.09%

空载损耗

1938W

生产厂家

华鹏主变

表3

接地主变

型号

THT-DKSC-200/37

高压分接电压

额定容量

200kVA

分接位置

电压〔v〕

电流〔A〕

额定中性点电流

9.36A

I

37kV

3.12

绝缘水平

h.v线路端子

II

h.v中性点端子

III

温升限值

70K

IV

冷却方式

-AN

VI

总重量

1540kg

接线组别

Z型

绝缘等级

短路阻抗

空载损耗

生产厂家

天威恒通电气

35kV及以上油浸式主变、电抗器的试验工程、周期和标准

序号

工程

周期

标准

说明

1

油中溶解气体色谱分析

1）500kV主变、电抗器3个月1次

2）220kV主变和发电厂120MVA以上的主变3个月1次

3）110kV主变6个月1次。

4）35kV主变6个月1次

1）对110kV及以上主变的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势

2）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过以下数值时应引起注意：

总烃：

150μ1/1；H2：

150μ1/1；C2H2：

5.0μ1/1（500kV设备为1.0μ1/1）

3）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式），相对产气速率大于10%月，那么认为设备有异常

4）500kV电抗器当出现少量（小于5.0μl/1）C2H2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平安时，可在超过注意值较大的情况下运行

1）总烃包括：

CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

2）溶解气体组份含量的单位为μl/l

3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进展追踪分析

4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进展分析判断

5）从实际带电之日起，即纳入监测围

6）封闭式电缆出线的主变电缆侧绕组当不进展绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220kV主变不超过3个月，110kV主变最长不应超过6个月

2

绕组直流电阻

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）1.6MVA以上主变，各相绕组电阻相互间的差异，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差异不应大于三相平均值的1%。

且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理

2）1.6MVA及以下主变，相间差异一般不应大于三相平均值的4%；线间差异一般不应大于三相平均值的2%

3）各相绕组电阻与以前一样部位、一样温度下的历次结果相比，不应有明显差异，其差异不应大于2%，当超过1%时应引起注意

4）电抗器参照执行

1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%

2）不同温度下的电阻值按下式换算：

R2＝R1（T+t2）/（T+t1）式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225

3）无激磁调压主变调换分头时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻

4）有载调压主变定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻

5）封闭式电缆出线的主变电缆侧绕组可不进展定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220kV主变不超过3个月，110kV主变最长不超过6个月

6）220kV及以上绕组测试电流不宜大于10A

3

绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）在10℃～30℃围，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5

2）220kV及120MVA以上主变应测量极化指数，用以判断绝缘状况

1）220kV及以上用5000V兆欧表，其他可用2500V兆欧表

2）测量前被试绕组应充分放电

3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验

4）尽量在油温低于50℃时试验

5）吸收比和极化指数不进展温度换算

6）主变绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比和极化指数可仅作为参考

7）电缆出线主变的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量

4

绕组的tanδ

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）20℃时的tanδ不大于以下数

500kV0.6%

110～220kV0.8%

35kV1.5%

2）tanδ值与历年的数值比拟不应有明显变化（一般不大于30%）

3）试验电压如下：

绕组电压10kV及以上：

10kV；

绕组电压10kV以下：

Un

1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路

2）同一主变各绕组的tanδ标准值一样

3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验

4）尽量在油温低于50℃时试验

5）封闭式电缆出线的主变只测量非电缆出线侧绕组的tanδ

5

电容型套管的tanδ和电容值

1）500kV1年

2）35～220kV3年

质量检验按?

10KV～500KV输变电及配电工程质量验收与评定标准?

执行

1）用正接法测量

2）测量时记录环境温度和设备的顶层油温

3）封闭式电缆出线的主变只测量有末屏引出的套管

6

绝缘油试验

?

绝缘油击穿电压测定法?

GB/T507或?

电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法?

7

铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）与以前试验结果相比无明显差异

2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A

1）用2500V兆欧表

2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量

8

油中含水量

66~110kV的水分≤35mg/L

9

油中含气量

运行变压器油中的含气量〔体积分数〕％，应小于３

10

绕组泄漏电流

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）试验电压一般如下：

1）读取1分钟时的泄漏电流值

2）封闭式电缆出线主变的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量

绕组额定电压（kV）

3

6～10

20～35

66～220

500

直流试验电压（kV）

5

10

20

40

60

2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在一样温度下）

11

有载调压装置的试验和检查

1）500kV1年

2）35～220kV3年

按DL/T574?

有载分接开关运行维修导那么?

执行

12

测温装置及其二次回路试验

1）500kV1年

2）35～220kV3年

密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期使用，

绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻用2500V兆欧表

13

气体继电器及其二次回路试验

1）500kV1年

2）35～220kV3年

整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻用2500V兆欧表

14

冷却装置及其二次回路试验

1）500kV1年

2）35～220kV3年

1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏

2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定

3）绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻用2500V兆欧表

15

主变绕组变形试验

35kV及以上6年

与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差异

1）每次测量时，主变外部接线状态应一样

2）应在最大分接下测量

3）可用频率响应法和低电压阻抗法

油浸电抗器试验工程、标准、周期见表1中序号1～10、12～13。

封闭式电缆出线主变试验工程的试验工程、周期和标准见表2。

表2封闭式电缆出线主变试验工程的试验工程、周期和标准

序号

工程

周期

标准

说明

1

油中溶解气体色谱分析

1）220kV3个月1次。

2）110kV及以下6个月1次。

1）110kV及以上主变油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势

2）运行设备的油中任一项溶解气体含