主变保护检验规程

页眉内容页眉内容主变保护检验规程应用范围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、110kV电压等级自耦变压器为根底型号，其他接线状况可参照执行。本规35KV以上充油主变检验。引用文件应探讨使用以下标准及技术资料最版本的可能性。GB14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15147电力系统安全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治理规程DL/T769电力系统微机继电保护技术导则DL/T995继电保护及电网安全自动装置检验规程Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及关心装置标准化设计标准Q/GDWXXX智能变电站标准化现场调试标准2023〕664号国家电网公司电力安全工作规程〔变电局部〕容量KV调压方式数量容量KV调压方式数量备注1号主变2号主变KVA240000220/110/35有载1240000220/110/35有载14.主变正常检查工程:声音正常;,油枕的油位应与温度相对应,油色透亮,本体及附件无渗漏油现象；套管油位正常，套管外部无裂开、无严峻油污、无放电痕迹及其它特别现象；引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；瓦斯继电器内应布满油；呼吸器畅通，硅胶应枯燥；冷却系统运行正常；主变的电源掌握箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。主变检验检验周期：105年左右应进展一次大修。小修：1年一次。1年左右应进展一次中修。检验工程：小修工程：套管及主变外部清扫。检查各部有无渗漏及特别状况。对风冷器及掌握回路进展检查试验。协作进展预防性试验。3年取一次套管油进展色谱分析。大修工程：主变附件检验，处理渗漏点。〔此项在现场无法进展，必需返厂进展。吊钟罩器身检验、有载调压机构检验。下节油箱清扫，去除底部残油及杂物。滤主变油。对主变本体及附件进展密闭检查试验，处理渗漏点。压力释放阀进展试验〔此项厂内无法进展。瓦斯继电器温度表进展检查试验〔此项厂内无法进展。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。电气试验。本体及附件喷漆。大修程序大修预备工作陷清单同时做好材料打算和非标工程的预算或检验工日打算。检验现场，检查整理专用工具，检验滤油机，安装油管路，冲洗油管路和储油罐，按材料打算检查材料是否齐全。配备必要的灭火设施和用具。主变附件的检验设备停电后，拆开高，低压套管引线。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。协作进展主变本体大修前的电气试验。对主变本体进展放油。拆下主变附件分别进展检验，必要时更换零部件。拆下高、低压套管及上升座并进展检验，留意上升座中的电流互感器应浸泡在绝缘油中。放入枯燥室内。装好各部件堵板，注油至铁芯顶部。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。101524小时。主变本体检验放油、吊钟罩检验本体，对下节油箱放油门进展检验。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。检查处理线圈顶部压钉是否紧固，备帽是否拧紧，压钉绝缘板是否裂开和脱落。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。无堵塞和杂质。检查线圈外部有无变形，绝缘有无过热和老化现象。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。检查铁芯和压板的接地片是否有断裂和松动现象。拆下铁芯对上、下夹件之间接地片测量：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。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。有无过热和脱焊现象。丝是否紧固。冲洗线圈，下节油箱底部清理杂物。对吊钟罩的要求吊钟罩应选择在无尘土飞扬及其它污染的晴天进展。器身暴露在空气中的时间不应超过如下规定：16小时；75%12小时。器身暴露时间从主变放油时起至开头抽真空或注油时止。检验后回装装围屏，检查分接开关三相位置是否全都并调至与检验前全都的位置。对主变本体进展整体进展检查验收。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。紧固钟罩螺丝必需均匀紧固，压缩间隙必需一样。对主变线圈进展枯燥。装上升座、套管和连接低压套管下部连接片。Nv装油枕，连接主变本体顶部油循环管道。500毫米汞柱。注至真空泵快要出油时停顿注油，保6小时。安装压力释放阀、呼吸器、瓦斯继电器和上升座排气连管。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内补油，至标准油面。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。24小时后进展取油试验，同时进展电气试验。连接呼吸器。连接引线，清扫主变本体，进展喷漆，清理检验现场。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。检验质量标准级规定如下：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。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。各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。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。50毫米。铁芯外表清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。2500V10兆欧。接地片齐全完整，连接结实，防松垫片完整。铁芯片间绝缘应无变色，无脱落，必要时刷绝缘漆。铁芯油道应畅通无堵塞，各部螺丝应紧固。0.5毫米塞尺检验应不能插入。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。有载分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。有载分接开关指示位置正确，内外相符，传动操作敏捷。兰螺丝紧固均匀。主变油箱及附件油漆无脱落无锈蚀。油枕内部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。主变油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。油标清洁透亮畅通，监视线清楚。油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。呼吸器内的硅胶枯燥合格，下部油封碗内油位正常，呼吸畅通。瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。50毫米，不得打坏。坏和漏油现象，接地良好。主变上升座不漏油，外表清洁，电流互感器二次端子内部连接结实，二次电缆整齐标志清楚。主变整体试验合格。主变各套管相位色正确，本体漆面无脱落。风冷器电源供电牢靠，风扇电机保护齐全牢靠。油管路系统全部闸门指示正确。主变冷却系统的和风扇电机运行正常。检验所需要的主要材料小修材料如下：破布 凡士林 砂纸 毛刷 清洗剂 镀锌螺母 镀锌平垫 弹簧垫 汽油 瓷漆大修材料如下：页眉内容页眉内容破布 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 各部位密封胶垫 硅胶 滤油纸 电机轴承 沟通接触器电机保护器或热继电器风扇电机等。检验工日消耗小修工日依据现场实际为准。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240000/240000/240000kVA1253000547.1额定频率50 HZ2250125554电压组合〔230±8×1.25%〕121/37kV3247250560.4连接组标号YNyn0d114244375567冷却方式ONAN/ONAF(70%/110%)5241500573.8页眉内容页眉内容温升限值 绕组65K 顶层油55K 6 238625 580.7绝缘水平 7 235750 587.8h.v.线路端子LI/AC950/395 kV 8 232875 595h.v.中性点端子LI/AC400/200 kV 9Am.v.线路端子LI/AC480/200 kV 9B 230000 650.2m.v.中性点端子LI/AC250/95 kV 9Cl.v.线路端子LI/AC200/85kV10227125610.1GB1094.1-1996GB1094.2-199611224250617.9标准代号GB1094.3-2023GB1094.5-202312221375625.9GB/T6451-202313218500634.2产品代号1TKB.715.171614215625542.6出厂编3器身重量158.0t16209875660.2总重量油重量290.0t66.5t17207000中压669.4运输重量量182t17.2t121000低压1145.2出厂日期8月370003745生产厂家中国。山东泰开主变负载损耗(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A准确级VALR-220ISI-1521000/51.0201分接28.65%高压—中压主分接30.64%分接33.53%1分接17.86%高压—低压主分接19.81%分接22.97%中压—低压9.28%2型号SCB10-800/35型号SCB10-800/35高压分接电压额定容量800kVA分接位置〔v〕额定电流13.2/1154.7AI36750绝缘水平线路端子中性点端子温升限值70KIV34130冷却方式-ANVI33250LI/AC170/70kVII35870LI/AC-/3kVIII35000总重量总重量3460kg接线组别Dyn11绝缘等级F短路阻抗6.09%空载损耗1938W生产厂家江苏华鹏主变3型号THT-DKSC-200/37型号THT-DKSC-200/37高压分接电压额定容量200kVA分接位置〔v〕电流〔A〕额定中性点电流9.36AI37kV3.12绝缘水平线路端子II中性点端子III绝缘等级温升限值70KIV冷却方式-ANVI总重量1540kg 接线组别 Z型短路阻抗耗生产厂家生产厂家保定天威恒通电气35kV及以上油浸式主变、电抗器的试验工程、周期和标准序 工程 号

标准 说明油中500kV主 上主变的油1)总烃包括：CH、CH、溶解 4 2 6气体 变电抗器中一旦消灭CH，即应缩

四种气体色谱 3个月1次

2 2 2 4 2 2分析 短检测周期，跟踪变化趋势 2)溶解气体组份含量的220kV主变和发电以上的主

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留意： 溶解气体组份含量有

22 次 kV22

期进展追踪分析110kV主次。

4)总烃含量低的设备不对产气速率进烃类气体总和的产气速 行分析推断0.25ml/h(开放式)和35kV主0.5ml/h密封式)，相对产61次 设备有特别500kV电抗器当消灭少量μl/1)CH时也应2 2

纳入监测范围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色谱分析检测周期，220V3序 工程 号

标准于危及绕组和铁芯安全的状况下运行

说明个月绕组 1年 1)1.6MVA以上主变，各相直流电阻 绕组电阻相互间的差异，

如电阻线间差在出厂2)35～

然说明白产生这种偏差220kV3年

线间差异不应大于三相平0.5%应引起

不同温度下的电阻值R按下式换算：＝R22 1 1 应查明处理2 1 1 t、t下的1 21.6MVA及以下主变，相间差异一般不应大于三相 电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝般不应大于三相平均值的2%各相绕组电阻与以前相1%时应引起留意

225无激磁调压主变调换置锁定后测量直流电阻有载调压主变定期试接上下几个分接处测量序 工程 号

标准 说明

直流电阻封闭式电缆出线的主变电缆侧绕组可不进展溶解气体色谱分析检测220kV主变不超过6个月10A3 绕组 绝缘电阻、 吸取比或 220kV3年极化指数

℃范围内，吸1)220kV5000V兆可用2500V兆不低于1.5 欧表2)测量前被试绕组应充120MVA以上主推断绝缘状况

分放电测量温度以顶层油温下试验时试验吸取比和极化指数不周期标准说明进展温度换算周期标准说明进展温度换算6)主变绝缘电阻大于10000MΩ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1年1)20tanδ1)非被试绕组应接地，被列数试绕组应短路2)35～500kV0.6%tan220kV3年110～220kV0.8%δ绕组δ35kV

测量温度以顶层油温值与历年的数值比下试验油温低于50℃时试验试验电压如下：kV；

5)封闭式电缆出线的主tanδ序 工程 号

标准 说明10kV以下：Un

1年 按《10KV～500KV输变电及配电工程质量验

用正接法测量tanδ

2)35～

收与评定标准》执行

测量时记录环境温度和电 220kV3年容值验

强度测定法》

和设备的顶层油温封闭式电缆出线的主套管铁芯绝阻1年 1)与以前试验结果相比无明显差异2)35～220kV3年 行中接地电流一般不大于0.1A

V兆欧表地线的需分别测量量

运行变压器油中的含气量〔体积分数〕％，应小于序 工程 周期 标准 号量 ３绕组泄漏 1年 验电压一般如下：电流2)35～

流值封闭式电缆出线主变220kV3年 出线侧绕组泄漏中性点套管处测量绕组额定电压(kV) 3

6～20 66～50～010 35 220 0直流试验 6电压(kV) 5 10 20 40 02)由泄漏电流换算成的绝值相近(在一样温度下)有载 1年 装置 运行修理导则》执行的试 验和检查 220kV3年

1年 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相

2500V序 工程 号

标准 说明二次 符在规定的周期内使用，兆欧表回路 2)35～试验 220kV3年 绝缘电阻一般不低于1MΩ1年 要求，测量绝缘电阻用2500V器及其二 次回路试 220kV3年验

1MΩ

兆欧表冷却 1年 及其 响正常、无渗漏 二次 2)35～回路 强油水冷装置的检查和试验 220kV3年试验按制造厂的规定绝缘电阻一般不低于1MΩ主变 35kV及以绕组6变形 上年试验6

与初始结果相比，或三相 量时，主变外部之间结果相比无明显差异接线状态应一样应在最大分接下测量电压阻抗法序序号工程周期标准说明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。序号工程周期标准序号工程周期标准说明1油中溶解分析1220kV3个1110kV及以上主变油1)总烃包括：CH、CH、42 61次。CH，即2 2踪变化趋势CHCH四种气体2 42 22110kV及以61次。2)运行设备的油中任留意：2)溶解气体组份含量有期进展追踪分析23)总烃含量低的设备不分析推断μ1/1；CH：5.0μ2 21.0μ1/1)3)烃类气体总和的产序 号

周期 标准 说明0.25ml/h(开0.5ml/h密封式)，相对产气速率大有特别电阻

6年

1)1.6MVA以上主变，

如电阻线间差在出厂时说明白产生这种偏差的2%；无中缘由，但不能超过2%性点引出的绕组，线间差异不应大于三相不平衡率变化量大于

不同温度下的电阻值R按下式换算：＝R22 1 1 2 1 1 1%应查明处理 分别为在温度t1、t2下的1.6MVA及以下主应大于三相平均值的2%各相绕组电阻与以

有载调压主变定期试接上下几个分接处测量直流电阻周期标准说明度下的历次结果相周期标准说明度下的历次结果相4220kV及以上绕组测试其差异不应大于2%，电流不宜大于10A6年V及以上兆欧表内，吸取比一般不低化指数

；极化指数不低2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温相近的温度上主变应测量极化指 下试验数，用以推断绝缘状况 时试验进展温度换算主变绝缘电阻大于极化指数可仅作为参考电缆出线侧绕组绝缘量工程周期工程周期标准说明绝缘油试《绝缘油击穿电压测验法》(有6年1)与以前试验结果相V兆欧表外引接地比无明显差异45缘电阻

2)消灭两点接地现象0.1A

地线的需分别测量量

35mg/L量

运行变压器油中的含〕％，应小于３有载调压装置的试验和检查

执行测温装置及其二次回路试验

测温电阻值应和出厂2500V值相符，在规定的周 2500V1MΩ序序号工程周期标准说明10气体继电验6年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝兆欧表缘电阻一般不低于1MΩ11冷却装置及其二次6年回路试验1)2500V和声响正常、无渗漏 兆欧表2)强油水冷装置的检规定3)绝缘电阻一般不低1MΩ35kV3。序号工程周期标准说明1序号工程周期标准说明1绕组直流电阻6年1)1.6MVA以上主变，各相不应大于三相平均值的1)如电阻相间差在出厂时已超过规序 工程 周期 号线间差异不应大于三相平1%2)1.6MVA及以下主变，相间差异一般不应大于三相

说明3执行不同温度下的电2 1 2 ；线间差异一R＝R(T+t)/(T+t2 1 2 2%各相绕组电阻与以前相电抗器参照执行

式中、 分别为R R t 在温度、t 1 2T常数，铜导线取225无载调压主变投测量直流电阻有载调压主变定流电阻2 绕组绝缘电阻、吸化指数

比应无明显变化；

1)用2500V及以上兆欧表序序号工程周期标准说明2)测量前被试绕组应充分放电3〕绝缘电阻大于10000MΩ时，可不数3绝缘油试验6年《绝缘油击穿电压测定强度测定法》投运前和大修后的试验工程和标准与用变按110kV及以上对待4有载调压6年行5干式主变试验6年主变保护装置运行规定应对该保护动作信号具体记录，准时向值长汇报，并由继保专业人员处理。值班调度员。进展相应操作。火情，马上按消防规程灭火。导并通知相关人员进展处理。用。假设冲击过程中有特别，应马上停主变处理。执行中如觉察疑点、过失或与现场不符时，应准时向整定单位提出，不得草率执行，以免引起事故。式恢复时，临时定值单即行作废。记录，核对清楚。令投运，并在保护定值通知单上签字并注明更改时间。保护装置定值修改后，核定应经过三级核定：计算人，校核人，保护负责人。继电保护必需与被保护设备运行方式相对应，不允许任何设备无保护运行。由于一次设备检修、保护试验、更改定值、装置故障等缘由需要停用保护时，应逐套申请退出运行。6.13投运、改选、运行人员生疏把握，并注明可以投入，经由当值人员验收方可投入运行。本中登记。主变的差动保护，瓦斯保护的检修调试必需在一次设备停电时才能进展。如因某种特别缘由须短重瓦斯保护不得同时停用。110KV线路单相接地故障的后备保护。由于主变为高压侧直接接地，在高压侧绕组，高压侧出线以及母线，线路发生单相接地时，在变压器中性也可作为线路接地故障的后备，A〔AA0，B套T〔AA0。7、主变保护装置正常运行巡检工程保护装置投入运行前，应检查保护装置指示灯显示正常，无故障指示，保护装置设置及相应功能正CT、PT变比、选用的定值组、变压器的额定容量、变压器接线组别等需要输入的参数正确。22,A的盘柜电源开关、B套保护装置的盘柜电源开关在合上位置，运行无异音、无异味、无过热。各继电器无过热、无焦味、无断线，其接点无抖动、无变位、无烧损。各连接端子结实，端子排7.4检查保护盘防火堵头完好，检查保护盘柜照明良好，检查各保护盘试验接口玻盖完好盖紧无破损。8.保护动作现象：中控室监控系统报警，机组停机；/低压侧开关跳闸，机组开关拒分；处理：马上将保护动作状况报告省调；检查厂用电系统倒换正常，将现场状况汇报厂领导；动作，相应主变高压侧开关及低压侧其它开关确在分位；检查机组开关现地状况，应实行措施拉开机组开关，假设开关无法拉开或不允许进展分闸操作，则设单元运行；主变低压侧接地保护动作现象：中控室监控系统报警，机组停机；/低压侧开关跳闸；现地保护盘主变低压侧接地保护报警及跳闸指示灯亮。处理：500KV相应开关跳闸状况；检查厂用电系统切换正常；赴现地盘确认主变保护动作状况并做好记录；对主变及低压侧引出线一、二次设备进展检查；假设查明为外部故障引起保护动作，又确认外部故障已隔离或消退，依据省调要求恢复主变运行；假设确为主变内部发生接地故障，应对主变相应局部进展隔离，并通知相关人员检查和试验。9、主变保护事故处理现象：1