油浸式电力变压器预防性试验及检修的必要性与周期
一、引用标准
1、DL/T 573—2010 《电力变压器检修导则》
2、GB1094—2003 《电力变压器》
3、GB50150—2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
4、GB/T 261—2008 闪点的测定
5、GB/T 507—2002 绝缘油、击穿电压测定法
6、GB6451.1～6451.5油浸式电力变压器技术参数和要求
7、GB7251 变压器油中溶解气体分析和判断导则
8、GBJ148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
9、 GB7665变压器油
10、DL/T572 电力变压器运行规程
11、DL/T574 变压器分接开关运行维修导则
12、DL/T596电力设备预防性试验规程
二、电力变压器检修
2.1定义
1、变压器大修—指在停电状态下对变压器本体排油、吊罩（吊芯）或进入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修的工作。
2、变压器小修—指在停电状态下对变压器箱体及组、部件进行的检修。
3、变压器的缺陷处理—指对变压器本体及组、部件进行的有针对性的局部检修。
4、变压器例行检查与维护—指对变压器本体及组、部件进行的周期性污秽清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更换等。
5、诊断性试验—为进一步评估设备状态，针对出现缺陷的设备而进行的试验。
2.2变压器定期检修、维护的重要性和必要性
电力变压器在电力系统中处于极其重要的地位，其运行、检修和维护的水平的高低和是否按规程定期不定期地进行，直接关系到供用电的安全性、可靠性、经济性。
2.3油浸式电力变压器检修及周期
2.3．1检修周期
（一）大修周期
1．一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
2．全密变压器或制造厂另有规定的，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
3．当运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
4．运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修;运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。
（二）小修周期
考虑变压器工作环境，小修周期为每年1次。
（三） 附属装置的检修周期
1．保护装置和测温装置的校验应根据有关规程的规定进行。
2．变压器油泵由于属于2级泵，应2年进行一次解体大修。
3．变压器冷却风扇应2年进行一次解体大修。
4．净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定;吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
5．自动装置及控制回路的检修随变压器小修每年进行1次。
6．套管的检修随变压器大修进行。套管的更换应根据试验结果确定。
2.3．2检修项目
（一）大修项目
1．吊开变压器钟罩检修器身（吊出器身检修）。
2．变压器绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。
3．变压器铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板、及接地片的检修。
4．变压器油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。
5．变压器冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。
6．安全保护装置的检修。
7．油保护装置的检修。
8．测温装置的检验。
9．操作控制箱的检修和试验。
10．无励磁分接开关或和有载分接开关的检修。
11．全部密封胶垫的更换和密封试验。
12．必要时对器身绝缘进行干燥处理。
13．变压器各导电接头修理及拆装。
14．变压器油的处理。
15．变压器中性点接地刀闸、避雷器检修及试验。
16．变压器支撑平台及滚轮修理加油、拆装防震板。
17．清扫油箱并进行喷涂油漆。
18．大修的试验和试运行。
（二）小修项目
1．处理已发现的缺陷。
2．放出储油柜积污器中的污油。
3．检修油位计，调整油位。
4．检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束。
5．检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器、速动油压继电器等。
6．检修油保护装置。
7．检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计、棒形温度计等。
8．检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。
9．检查接地系统。
10．检查全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。
11．清扫油箱和附件。
12．清扫高空瓷瓶和检查导电接头（包括套管将军帽）。
13．按有关规定进行测量和试验。
三、电力变压器预防性试验
3．1定义
为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。
3.2预防性试验的重要性和必要性
由于电力设备在运行中受到电、热和机械应力以及环境应力的作用，其性能会逐渐下降，是一个渐变的过程，如果不及时发现，就可能导致电力设备发生故障，甚至引发突发性的电力事故，造成巨大的直接和间接经济损失。电力设备在运行中进行预防性试验，可及时发现缺陷，减少事故的发生，它已成为我国电力生产中的一项重要制度。预试是电力设备运行管理工作的重要部分,是实现电力设备科学管理、安全运行、提高经济效益的重要保障。
1、预试是电力设备安全运行的保证
电力设备安全运行的首要问题是确保电力设备安全、确保继电保护可靠。这不仅仅是对已投入运行的电力设备而言,就是对于新建的电力设备,虽然交付使用时已进行过交接验收试验,预试也是十分必要的。
对于使用多年的电力设备设备,能否继续投入运行,更应依靠预试提供的科学结论来决策。电力设备处于长期运行状态,其技术性能会逐渐降低,而处于间断运行或长期停运状态,其绝缘特性和机械性能受温、湿、尘等环境影响也会劣化,只有通过预试检验才能确定这些设备能否安全运行。通过预试及时了解掌握电力设备的完好状态,根据对预试资料的分析,可分轻重缓急对设备有序地更新、修理,从而保证了设备安全运行。
2、预试是电力设备设备分类管理的前提
电力设备设备管理类同其他行业或部门的设备管理一样,往往需要对设备进行考查,按照性能的完好程度进行分类,而分类是动态的。同样,电力设备的分类,不仅看外观好坏,重要的是其性能完好情况,即通过预试测量其主要性能参数或考核设备绝缘符合标准及规程、规范的程度。比如,全部性能通过预试合格者为完好类设备;主要性能通过预试合格,部分性能不合格者为待修设备:主要性能不合格,即失去主要功能者为待报废设备等等。电力设备电力设备预试能满足设备管理的动态分类,给电气设备的科学管理提供了支持。
3、预试为电力设备设备更新改造提供科学依据
事物的发展总是有一个由量变到质变的过程,设备性能的劣化也不例外,通过对设备的有关参数的测试,经过逐年累计、比较及统计分析,可以找出设备性能变化的规律,预测其寿命,并结合运行情况,充分发挥设备功雏,争取维修主动,最大限度地减少损失,提高效益。超过设计年限而继续运行的重要设备如发电机、变压器等的绝缘寿命预测就更有显著的经济意义。“超寿命”设备继续运行的前提是必须可靠地估计其残余寿命。例如,变压器寿命不决定于已运行的年数而应由其绝缘实际状况决定是否能继续使用,并提出了“绝缘年龄”的概念,以油中CO、CO2、糠醛并结合纸绝缘的抗拉强度和聚合度测量来估算。随着“绝缘年龄”增加,设备运行的可靠性将降低,当可靠性低于某一预定值时,认为绝缘寿命已尽,设备即退出运行或进行相应的处理。
预试直接为电力设备电力设备的检修、更换提供了依据,由于电力设备设备的逐渐老化,对它进行局部检修或全部更新是必然的。尤其是超期“服役”的老设备,预试结果可以为设备更新改造决策提供第一手资料。
四、总结与建议
由于我所很多电力设备投运多年来没有进行过检修和预防性试验，很多设备老化严重，带病运行的情况较为普遍，这样的现象存在着极大的安全隐患，严重降低供用电的可靠性和经济性。此外，部分设备已经投入使用逾35年，属于老旧淘汰设备，能耗高，经济性低。所以，依据规程规范结合我所电力设备的实际运行情况，建议如下:
1. 对我所所有使用的高压（额定电压6KV及以上）的电力设备按电压等级、类型、投入年限、使用状态、是否按规程进行了检修和预试等进行全面统计；
2. 依据预防性试验规范对超期未进行预防性试验的电力设备进行试验检测；
3. 依据检测和预防性试验结果对设备进行全面的综合评价分析，以决定是否进行维修或更换；
4. 对于已列入国家淘汰目录的老旧高能耗型号设备，逐步按计划进行淘汰。
5. 将我所电力设备按规程进行检修与预防性试验作为一项例行性工作固化下来进行。
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序号 |
项目 |
使用时间 |
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每日 |
半年 |
1年 |
3年 |
5年 |
10年 |
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1 |
检查清洗铁心有 无油垢、接地是否正确、螺栓是否紧固、绝缘是否合格 |
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2 |
整修铁心的外壳 |
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3 |
检查线圈有无 无损伤、变形和错位 |
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4 |
检查线圈绝缘垫块是否完好间隙均匀、 |
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5 |
线圈是否有短路和断路 |
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6 |
检查清扫油箱外壳 |
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7 |
检修油箱外壳耐油胶垫完好 |
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8 |
对油箱外部进行全面除锈涂漆 |
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9 |
检查油位并补油 |
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10 |
取试杯油样进行耐压试验 |
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11 |
根据油样试验结果和工作量要求，进行滤油或换油 |
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12 |
检查油枕的法兰是否紧固，受力是否均匀适当 |
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13 |
检查油枕的防爆管密封是否良好，膜片是否完整 |
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14 |
检查吸湿器、更换干燥剂 |
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15 |
检查高低压套管的部件是否完好、绝缘是否合格 |
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16 |
检查分接开关各部件是否完好、接线是是否牢固 |
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17 |
检查分接开关接触、绝缘是否良好 |
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18 |
检查分接开关的操作机构工作是否正常 |
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19 |
检查瓦斯继电器的各接点是否正常、动作是否正确 |
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20 |
检查温度计各部零件和连线是否完好、指示是否正确 |
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21 |
检查辅助设施的支撑部件和引线是否正常 |
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附录B 电力设备预防性试验项目及要求
一． 电力变压器预防性试验项目及要求
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试验项目 |
试验标准及要求 |
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绕组直流电阻 |
①1.6MVA以上变压器：相间差值应小于三相平均值的2%，线间差值应小于三相平均值的1%；1.6MVA及以下变压器：相间差值应小于三相平均值的4%，线间差值应小于三相平均值的2%。②与以前相同部位数据比较，变化不应大于2%。（预试只测试运行中档位） |
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高、低压绕组 绝缘电阻 |
换算到同一温度下，与前次比较无明显变化（不低于上次值70%），换算公式：R2=R1×1.5(t1-t2)，式中R1、R2分别是温度t1、t2时的绝缘电阻。说明：①温度以顶层油温为准。②测量前被试绕组应充分放电。 （预试不用测低压侧绝缘电阻） |
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铁芯和夹件对地绝缘电阻 |
不允许有多点接地，与以前值比较无显著差别。说明：测量电压2500V （只对干式变压器进行） |
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交流耐压试验 |
试验电压：交接为30KV，预试为28KV（周期为6年）干式变压器：24KV |
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检查所有接头的变压比 |
与铭牌数据比较无明显差别（±0.5%），且应符合变压比的规律。 （预试只测试运行中档位） |
二． 氧化锌避雷器试验
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试验项目 |
试验标准及要求 |
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避雷器 |
一、绝缘电阻测量 |
35KV及以下用2500V兆欧表测量，阻值不应低于1000MΩ |
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二、测量直流U1mA及0.75%U1mA |
10KV：配电型U1mA≥25KV，电站型U1mA≥24KV。 0.75%U1mA≤50uA |
三．电力电缆试验
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试验项目 |
试验标准及要求 |
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橡塑电 力电缆 |
一、检查相位（对相） |
两端相位一致 |
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二、测量主绝缘及 外护套绝缘电阻 |
1、对主绝缘，测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻，要求每公里大于1000 MΩ。 |
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2、对外护套，要求每公里绝缘电阻不低于是0.5 MΩ。说明：测量电压500V；对外护套有引出线者进行。 |
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三、交流耐压试验 |
额定电压8.7/10，8.7/15的电缆，其试验电压均为14KV/5min。 （预试只在有必要时才打耐压） |
四． 高压真空断路器试验
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试验项目 |
试验标准及要求 |
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真空断路器 |
整体对地及断口间的绝缘电阻 |
①整体对地的绝缘电阻、断口的绝缘电阻和有机物提升杆的绝缘电阻不低于1000MΩ。②耐压后的绝缘电阻无明显降低。（预试绝缘电阻不低于300MΩ） |
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交流耐压试验
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试验电压38kV。 相间、相对地及断口试验电压相同。加压方式：合闸时各相对地及相间，分闸时各相断口。 |
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导电回路电阻 |
①不大于出厂值的1.2倍。（ZN-10型＜150uΩ） |
五．互感器试验
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电流互感器 |
绕组的绝缘电阻 |
①与初始值及历次数据比较，无显著变化（不低于出厂值或初始值的70%）。 |
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交流耐压试验 |
①干式电流互感器一次绕组试验电压38kV，二次绕组之间2kV（可用2500V兆欧表1min代替）。（预试试验电压为35KV） |
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电压互感器 |
绝缘电阻 |
①与初始值及历次数据比较，无显著变化（不低于出厂值或初始值的70%）。②应测量绕组间及对地的绝缘电阻。③非被试绕组应接地。 说明：一次绕组测量电压2500V 。 |
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交流耐压试验 |
①一次绕组试验电压按出厂试验值80%，二次绕组之间试验电压2kV（可用2500V兆欧表1min代替）。说明：串级式及分级绝缘的互感器用倍频感应耐压试验。倍频感应耐压前后应检查有否绝缘损伤。 |
六． 接地装置试验
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试验对象 |
试验标准及要求 |
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接地装置 |
杆塔、避雷线 接地电阻 |
电阻值应小于10Ω。测量时可用接地电阻测量仪测量，电压与电流极的布置宜取与线路相垂直的方向。 |
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变压器中性点 接地电阻 |
100KVA以下变压器低于10Ω，100KVA及以上变压器低于4Ω。 |
七． 继电保护试验
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继电器种类 |
返回系数 计算公式 |
返回系数 要求 |
备注 |
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过电流继电器 （DL） |
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0.85~0.9 |
如低于0.85则认为不合格；如超过0.9，应注意可动触点和固定触点闭合时接触压力是否足够，如果压力不够，则必须进行调整。 |
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过电压继电器 （DJ） |
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0.85~0.9 |
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低电压继电器 |
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≤1.2 |
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GL继电器 |
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≥0.8 |
GL-11、GL-12型继电器返回系数不小于0.85；GL-13至GL-16型不小于0.8。 |
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中间继电器 （DZ-10） |
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~0.4 |
中间继电器动作电压约为额定电压的70%。 |
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信号继电器 （DX-11） |
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气体继电器 （QJ1） |
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一般出厂时调节在1.2m./s。气体继电器的流速一般整定在0.6~1ms，对于强迫油循环的变压器整定为1.1~1.4m/s。 |
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