电力设备预防性试验.doc

文档介绍：电力设备预防性试验一、变压器序号项目周期要求说明1气体的色谱分析1、220kV::3个月120MVA以上的发电厂的变压器为6个月8MVA及以下油浸变压器自行规定。.2、大修后3、必要时油中H2与烃类气体含量超过以下值时,应引起注意:1、总烃大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV变压器为1×10-62、(开放式)(密封式),或相对产气率大于10%、则认为设备有异常注:如气体分析虽已出现异常,但判断不致于危及绕组和铁芯安全时,可在超过注意值较大的情况下运行。总烃包括:CH4、C2H6、C2H4C2H2四种气体溶解气体组分含量有增长趋势时,可结合产气率判断,必要时缩短周期进行跟踪分析。总烃量低的设备不宜采用相对产气率进行判断。新投运的变压器应有投运前的测试数据。测试周期中1)项适用大修后的变压器。2绕组的直流电阻1、1-、大修后4、必要时1),各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值得2%,无中性点引出的绕组,相间差别一般不大于三相平均值得1%2)%3)与以前相同部位测得值比较,其余变化不应大于2%如电阻相间差在出厂时超过规定,制造厂已说明了这种偏差的原因,按要求3)项执行不同温度下的电阻按下式换算R2=R1(T+t2/T+t1)式中R1/R2分别为t1/t2时的电阻值;T为计算用常数。3)无励磁调压变压器应在使用的分接头锁定后测量。3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)1-3年或自行规定2)大修后3)必要时绝缘电阻换算至同一温度下,与前一次测试的结果应无明显得变化吸收比(10-30度范围),尽量使每次的测量温度接近尽量在油温低于50度时测量,不同的温度下的绝缘电阻一般可按下式换算R=R1×(t2-t1)/105)吸收比和极化指数不进行温度换算。3绕组的介损1)1-3年2)大修后3)必要时1)20℃时介损不大于以下值330-%66-%35kV及以下1。5%绝缘油试验和SF6气体1外观投入运行前、运行油应透明。无杂质或悬浮物2、(投入运行前);(运行油)(运行前);(运行油)4闪点℃大于或等于140(#10、#25油);大于或等于135(#45)5水份ml/L66-110kV<=20220KV<=15330-500KV<=10(运行前)66-110kV<=35220KV<=25330-500KV<=15(运行中)6击穿电压kV15kV以下>=3015-35kV>=3566-220kV>=40330kV>=50500kV>=60(投入前)15kV以下>=2515-35kV>=3066-220kV>=35330kV>=45500kV>=50(投入运行)7油中含气体量%330kV及以下<=1500kV<=(投入运行前)330kV及以下<=4500kV<=2(投入运行后)三、油中溶解气体色谱分析(电流互感器)1绕组和末屏的绝缘电阻投入前1-3年大修后必要时以初始值及历次数据值不应有显著的变化电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000兆欧2500V摇表2介损及电容量投入运行前1-3年大修后必要时1)主绝缘介损(%)不应大于下表中的数字值,且与历年的数据比较,不应有显著的变化。电压等级kV20-3566-110220330-500大修后油纸电容型、充油型、胶纸电容型-----运行中油纸电容型、充油型、胶纸电容型-----3油中溶解气体的色谱分析投运前1-3年大修后必要时油中溶解气体组分含量超过以下值时应引起注意:总烃100×10-6H2150×10-6C2H22×10-6(110kV以下)1×10-6(220-500kV以下)4一次绕组直流电阻测量大修后必要时与出厂时的数据比较应无明显得变化电压互感器1介损(220kV以上)绕组绝缘1)绕组介损(%)不应大于下表中数据:-)66-220kV串级式电压互感器支架a、投运前b、℃.