风电绝缘监督导则.docx
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风电绝缘监督导则
风电绝缘监督导则
1.概述
本导则提出了风力发电场绝缘技术监督工作的具体要求,它包含绝缘监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。
2.适用范围
本导则适用于龙源集团所属各风电场变电站电气设备、风电场集电线路及风力发电机组。
3.定义与术语
3.1.电力变压器powertransformer
具有两个或多个绕组的静止设备,为了传输电能,在同一频率下,通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流,通常这些电流和电压的值是不同的。
3.2.油浸式变压器oil-immersedtypetransformer
铁心和绕组都浸入油中的变压器。
3.3.干式变压器dry-typetransformer
铁心和绕组都不浸入绝缘液体中的变压器。
3.4.中性点端子neutralterminal
对三相变压器或由单相变压器组成的三相组,指连接星形联结或曲折型联结公共点(中性点)的端子,对单相变压器指连接网络中性点的端子。
3.5.绕组winding
构成与变压器标注的某一电压值相对应的电气线路的一组线匝。
3.6.分接tapping
在带分接绕组的变压器中,该绕组的每一个分接连接,均表示该分接的绕组,有一确定值的有效匝数,也表示该分接绕组与任何其他匝数不变的绕组间有一确定值的匝数比。
3.7.并联电抗器shuntreactor
并联连接在系统上的电抗器,主要用于补偿电容电流。
3.8.消弧线圈arc-suppressioncoil
接于系统中性点和大地之间的单相电抗器,用以补偿因系统发生单相接地故障引起的接地电容电流。
3.9.互感器instrumenttransformer
是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器(包括单相组合互感器和三相组合互感器)的统称。
由于组合互感器是以电流互感器和电磁式电压互感器组合而成,相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。
3.10.接地极groundingelectrode
埋入地中并直接与大地接触的金属导体。
3.11.接地导体(线)groundingconductor
电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分。
3.12.接地装置groundingconnection
接地线和接地极的总和。
3.13.接地网groundinggrid
由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。
3.14.中性点接地电阻器neutralgroundingresistor
一种其主要元件为电阻的中性点接地装置。
当系统出现故障中性点产生偏移时,电阻器将系统中性点强制接地并限制其故障电流,以避免系统中的线路和设备遭受损坏。
4.执行标准和引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
如引用标准被新标准替代,其最新版本适用于本标准。
GB1094《电力变压器》
GB1207-2006《电磁式电压互感器》
GB1208-2006《电流互感器》
GB16847-1997《保护用电流互感器暂态特性技术要求》
GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接性试验标准》
GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB/T4703-2007《电容式电压互感器》
GB/T6451-2008《油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB/T10228-2008《干式电力变压器技术参数和要求》
GB/T13499-2002《电力变压器应用导则》
GB/T17468-2008《电力变压器选用导则》
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
DL/T621-1997《交流电气装置的接地》
DL/T725-2000《电力用电流互感器订货技术条件》
DL/T726-2000《电力用电压互感器订货技术条件》
DL/T727-2000《互感器运行检修导则》
DL/T729-2000《户内绝缘子运行条件》
DL/T797-2012《风力发电场检修规程》
DL/T804-2002《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》
5.绝缘监督范围
风电场电气设备绝缘监督范围包括:
发电机、变压器、电抗器、电容器、开关设备、互感器、避雷器、母线、套管/绝缘子、接地装置、消弧线圈、电力电缆、输电线路等。
6.监督内容与要求
6.1.发电机绝缘监督
6.1.1.发电机设备的设计选型及采购验收发电机设备的设计选型及采购验收过程中,除对发电机的一般要求外,还应关注发电机
轴承、发电机转速编码器、冷却器、发电机联轴器等部件参数的要求。
6.1.2.发电机运行监督
风电机组发电机应遵循《DL/T797风力发电场检修规程》及制造厂技术要求按期进行检测。
风电机组发电机技术改造应依据行业标准、反事故措施要求和发电机运行情况、绝缘
状况制定检修和技改项目计划进行,技改工作完成后,设备台帐等技术资料应同步更新。
主管部门应进行技改项目评审和改造效果的评估工作。
6.1.3.发电机预防性试验的周期
6.1.3.1.风电机组发电机绕组每1~3年进行一次直流电阻测试工作。
6.1.3.2.风电机组发电机绕组每1~3年进行一次绝缘电阻测试工作。
6.1.3.3.风电机组发电机集电环每年进行一次绝缘测试。
6.1.3.4.发电机绕组阻抗出现缺陷的机组应缩短监测周期并根据缺陷级别安排大修计划。
6.2.变压器及电抗器绝缘监督
6.2.1.变压器类设备的设计选型及采购验收
6.2.1.1.变压器设计、选型应符合《GB/T17468电力变压器选用导则》、《GB/T13499
电力变压器应用导则》和《GB1094电力变压器》、《GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求》、《GB/T10228干式电力变压器技术参数和要求》等技术标准和相关反事故措
施要求。
6.2.1.2.订购前,应向制造厂商索取突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告;在设计联络会前,应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。
6.2.1.3.设备采购时,应要求制造厂有可靠的密封措施。
若运行中的设备密封不良,应
采取改进措施,确保防止变压器、互感器进水受潮。
6.2.1.4.由于变压器在制造过程中工艺分散性较大,为保证产品质量,有必要派专业人员按监造大纲对220kV及以上电压等级变压器的制造过程进行监造。
6.2.1.5.严格按照有关规定进行对新购变压器类设备进行验收,确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段,投产时不遗留同类型问题。
6.2.1.6.对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应测试绕组变形,在交接及大修后,必须进行现场局部放电试验。
6.2.1.7.向制造厂索取主要材料和附件的工厂检测报告和生产厂家出厂试验报告;工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式整
体预装。
6.2.2.变压器类设备运行监督
6.2.2.1.防止水分及空气进入变压器
a)变压器在运输和存放时,必须密封良好。
b)变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料。
c)检查呼吸器的油封、油位是否正常,切实保证畅通,干燥剂应保持干燥有效。
d)对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油,其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。
e)变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。
6.2.2.2.防止异物进入变压器
a)除制造厂有特殊规定外,在安装变压器时应进入油箱检查清扫,必要时应吊芯检查、清除箱底及油管道中的异物。
b)变压器安装或更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵
内部,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。
c)要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器,应定期检查滤网和更换吸附剂。
d)潜油泵应采用性能较好的E级或D级轴承。
禁止使用无铭牌、无级别的轴承。
潜油
泵应选用转速不大于1000rpm的低速泵。
e)变压器内部故障跳闸后,立即切除油泵,避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。
f)在安装、大修吊罩或进入检查时,应尽量缩短器身暴露于空气的时间,还要防止工
具、材料等异物遗留在变压器内。
进行油真空处理时,要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。
g)运行中的瓦斯继电器指示异常时,注意检查瓦斯继电器挡板是否脱落。
6.2.2.3.防止变压器绝缘机械破坏
a)在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结,不得过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。
如引线过长或过短应查明原因予以处理。
检修时严禁蹬踩引线和
绝缘支架。
b)变压器内部检查时,应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓,防止变压器在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。
c)安装或检修中需要更换绝缘部件时,应采用符合制造厂要求,并检验合格的材料和部件,并经干燥处理。
6.2.2.4.防止变压器线圈温度过高,绝缘劣化或烧损
a)对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器,必要时应进行温升试验来确定负荷能力。
b)强油循环变压器的冷却系统故障时,变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。
c)强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源,并装有自动的切换装置,要定期进行切换试验。
d)冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度,注意定期维护保证正常运行。
对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。
e)冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器散热效果降低时,要适当缩短允许过负荷时间。
冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部清洗,保证冷却效果。
f)运行15年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定,以确定绝缘老化程度,必要时进行绝缘纸板聚合度测量,进行绝缘老化鉴定。
g)运行中变压器的热点温度不得超过规定的限制和特定限制。
在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。
6.2.2.5.防止变压器过电压击穿
a)有效接地系统的中性点不接地运行的变压器,在投运、停运和跳闸过程中,为防止出现中性点位移过电压,必须装设可靠的过电压保护,采用氧化锌避雷器;在投切
空载变压器时,其中性点必须接地。
b)变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均符合热稳定要求。
6.2.2.6.防止变压器工作电压下击穿
a)新安装和大修后的220kV及以上变压器,应在现场进行局部放电试验。
b)新变压器油要加强质量控制,试验合格后,方能注入设备。
c)110kV及以上变压器油中出现乙炔,应缩短检测周期,跟踪变化趋势。
当绝缘油中可燃气体增加,并伴有少量乙炔气体产生,但乙炔含量趋于稳定时,可区别对待,
d)运行中的变压器油色谱出现异常,怀疑有放电性故障时,应进行局部放电试验。
e)薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督,如发现严重缺陷,变压器本体不宜再进行改造性大修,换下的变压器报废。
f)对变电设备进行红外成像测温检查。
6.2.2.7.预防变压器铁心多点接地和短路故障
a)在检修时应测试铁心的绝缘。
如存在多点接地,应查清原因,消除故障。
b)
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- 关 键 词:
- 绝缘 监督