DB37_T 3514-2019煤矿在用电力变压器电气安全检测检验规-(高清现行）.pdf

ICS 29.180 K 41 DB37 山东省地方标准 DB 37/T 35142019 煤矿在用电力变压器电气安全检测检验规范 2019-03-21 发布 2019-04-21 实施 山东省市场监督管理局 发 布 目 次 前言.III 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 检验一般要求.1 4 检验项目及检验周期.1 5 技术要求.3 5.1 外观、证件检查.3 5.2 绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数.3 5.3 绕组泄漏电流.3 5.4 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg 及电容量.4 5.5 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg.4 5.6 有载调压装置的检查和试验.5 5.7 绕组直流电阻.5 5.8 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量.5 5.9 气体继电器检查及二次回路绝缘电阻测量.5 5.10 铁芯绝缘电阻.5 5.11 电压比.6 5.12 组别和极性.6 5.13 绕组连同套管的交流耐压试验.6 5.14 检查相位.6 5.15 冲击合闸试验.6 5.16 绝缘油.6 5.17 油中溶解气体色谱分析.6 6 检验方法.6 6.1 外观、证件检查.6 6.2 绕组绝缘电阻.7 6.3 绕组泄漏电流.7 6.4 介质损耗角正切值 tg 及电容量.7 6.5 有载调压装置的检查和试验.8 6.6 二次回路的绝缘电阻.8 6.7 绕组直流电阻.8 6.8 铁芯绝缘电阻.8 6.9 电压比.8 6.10 组别和极性.8 6.11 交流耐压试验.8 6.12 检查相位.8 6.13 冲击合闸试验.9 6.14 绝缘油.9 6.15 油中溶解气体色谱分析.9 7 检验规则.9 8 判定规则.9 前 言 本标准按照GB/T 1.12009给出的规则起草。本标准由山东省安全生产监督管理局提出并监督实施。本标准由山东省安全生产标准化技术委员会归口。本标准起草单位：山东公信安全科技有限公司。本标准主要起草人：张振安、荀明利、李旗、宋宪旺、张艳会、郭英俊、徐士伟。本标准为首次发布。煤矿在用电力变压器电气安全检测检验规范 1 范围 本标准规定了煤矿在用电力变压器电气安全检测检验一般要求、检验项目及检验周期、技术要求、检验方法、检验规则和判定规则。本标准适用于煤矿6 kV及以上的地面、井下在用电力变压器的定期检测检验、新安装投运前及交接验收检验。本标准不适用于产品出厂检验、大修后检验。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595 运行中变压器油质量 煤矿安全规程 国家安全生产监督管理总局 煤矿安全监察局 3 检验一般要求 3.1 所检电力变压器应为处于运行状态的或新安装拟投入使用的设备。3.2 检验现场环境温度应不低于 5，空气相对湿度应不高于 85%。3.3 井下检验，使用电气仪表时应满足煤矿安全规程规定。3.4 检验井下电力变压器时，应对现场环境进行监测，环境条件应符合煤矿安全规程规定。4 检验项目及检验周期 4.1 定期检验项目及检验周期见表 1、表 2。表1 油浸式电力变压器定期检验项目及检验周期 序号 检验项目 检验周期 说明 1 外观、证件检查 1 年 2 绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数 1 年 所有变压器均应测量绝缘电阻，电压 35 kV 及以上或容量 4 000 kVA 及以上的应同时测量吸收比，电压 110 kV及以上或容量 8 000 kVA 及以上的应同时测量极化指数。3 绕组泄漏电流 1 年 容量 315 kVA 及以下或电压 1.2 kV 以下不做此项试验。4 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg 1 年 电压 35 kV 及以上或容量 1 000 kVA 及以上的，检验此项目。5 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg 1 年 电压 35 kV 及以上有引出测量端子的套管，检验此项目。表 1 油浸式电力变压器定期检验项目及检验周期（续）序号 检验项目 检验周期 说明 6 有载调压装置的检查和试验 1 年 7 绕组直流电阻 1 年 8 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量 1 年 9 气体继电器检查及二次回路绝缘电阻测量 1 年 10 油中溶解气体色谱分析 1 年 电压 35 kV 及以上的或容量 1 000 kVA 及以上的，检验此项目。11 绝缘油 1 年 表2 干式电力变压器定期检验项目及检验周期 序号 检验项目 检验周期 说明 1 外观、证件检查 1 年 2 绕组绝缘电阻和吸收比 1 年 所有变压器均应测量绝缘电阻，电压 35 kV 及以上或容量4 000 kVA 及以上的应同时测量吸收比。3 有载调压装置的检查和试验 1 年 4 绕组直流电阻 1 年 5 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量 1 年 4.2 新安装、交接验收检验项目见表 3、表 4。表3 油浸电力变压器新安装、交接验收检验项目 序号 检验项目 说明 1 外观、证件检查 2 绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数 所有变压器均应测量绝缘电阻，电压 35 kV 及以上或容量4 000 kVA 及以上的应同时测量吸收比，电压 110 kV 及以上或容量 8 000 kVA 及以上的应同时测量极化指数。3 绕组泄漏电流 容量 315 kVA 及以下或电压 1.2 kV 以下不做此项试验。4 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg及电容量 电压 35 kV 及以上或容量 1 000 kVA 及以上的，检验此项目。5 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg 电压 35 kV 及以上有引出测量端子的套管，检验此项目。6 有载调压装置的检查和试验 7 绕组直流电阻 8 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量 9 气体继电器检查及二次回路绝缘电阻测量 10 铁芯绝缘电阻 有外引接地线的，检验此项目。11 电压比 12 组别和极性 表 3 油浸电力变压器新安装、交接验收检验项目（续）序号 检验项目 说明 13 绕组连同套管的交流耐压试验 14 检查相位 15 冲击合闸试验 16 绝缘油 17 油中溶解气体色谱分析 电压 35 kV 及以上的或容量 1 000 kVA 及以上的，检验此项目。表4 干式电力变压器新安装、交接验收检验项目 序号 检验项目 说明 1 外观、证件检查 2 绕组绝缘电阻和吸收比 所有变压器均应测量绝缘电阻，电压 35 kV 及以上或容量4 000 kVA 及以上的应同时测量吸收比。3 有载调压装置的检查和试验 4 绕组直流电阻 5 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量 6 铁芯绝缘电阻 有外引接地线的，检验此项目。7 电压比 8 组别和极性 9 绕组连同套管的交流耐压试验 10 检查相位 11 冲击合闸试验 5 技术要求 5.1 外观、证件检查 5.1.1 外观检查零部件齐全、无损伤、无变形；油浸电力变压器整体密封良好，无渗漏油迹。5.1.2 新安装的电力变压器，应有出厂检验合格证。有防爆要求的电力变压器，应按煤矿安全规程的有关规定选用。井下使用的应有矿用产品安全标志。5.2 绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数 5.2.1 实测绕组绝缘电阻值应换算至同一温度下比较。5.2.2 新安装、交接验收检验时，绕组绝缘电阻值应不低于出厂值的 70%。5.2.3 定期检验时，绕组绝缘电阻值应不低于出厂值的 50%。5.2.4 吸收比应不小于 1.3。5.2.5 极化指数应不小于 1.5。5.3 绕组泄漏电流 5.3.1 定期检验时，油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流值应不大于表 5 的规定数值。当温度值不是表 5 中所列数值时，泄漏电流规定数值用插值法确定。5.3.2 新安装、交接验收检验时，油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流值应不大于表 6 规定的数值。当温度值不是表 6 中所列数值时，泄漏电流规定数值用插值法确定。表5 定期检验油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流规定值 额定电压 kV 试验电压 kV 下列温度下泄漏电流值 A 10 20 30 40 50 60 1.2 5 25 46 65 100 160 260 3.45 5 25 46 65 100 160 260 6 10 45 72 114 180 300 468 10 10 45 72 114 180 300 468 35 20 72 108 180 290 432 700 35 以上 40 80 120 200 300 500 800 表6 新安装、交接验收检验油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流规定值 额定电压 kV 试验电压 kV 下列温度下泄漏电流值 A 10 20 30 40 50 60 1.2 5 11 17 25 39 55 83 3.45 5 11 17 25 39 55 83 6 10 22 33 50 77 112 166 10 10 22 33 50 77 112 166 35 20 33 50 74 111 167 250 35 以上 40 33 50 74 111 167 250 5.4 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg及电容量 5.4.1 实测介质损耗角正切值 tg应换算至 20 时比较。5.4.2 新安装、交接验收检验时，油浸式变压器绕组连同套管一起的 tg值应不大于出厂试验值的 1.3倍。5.4.3 定期检验时，油浸式变压器绕组连同套管一起的 tg值换算至 20 后应符合以下要求：a)35 kV 及以下电压等级，不大于 1.5%；b)35 kV 以上电压等级，不大于 0.8%。5.4.4 电容量与出厂值的相对误差应不大于3%。5.5 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg 5.5.1 实测介质损耗角正切值 tg应换算至 20 时比较。5.5.2 新安装、交接验收检验时，油浸式变压器非纯瓷套管的 tg值换算至 20 后，应不大于表 7规定值。5.5.3 定期检验时，非纯瓷套管的 tg值换算至 20 后，应不大于表 8 规定值。当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于 1 000 M时，应测量末屏对地 tg值，其值应不大于 2%。表7 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg规定值 电压等级 kV 充油型%油纸电容型%充胶型%胶纸电容型%胶纸型%35 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 110 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 表8 非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tg规定值 电压等级 kV 充油型%油纸电容型%充胶型%胶纸电容型%胶纸型%35 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 110 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 5.6 有载调压装置的检查和试验 5.6.1 电动操作时电源电压应满足调压装置的出厂要求。操作无卡涩，电气和机械限位正常。5.6.2 绝缘油的击穿电压应不小于表 9 规定值。表9 有载调压装置的绝缘油击穿电压规定值 电压等级 绝缘油击穿电压 kV 定期检验 新安装 交接验收 35 kV 及以下 30 35 35 110 kV 35 40 40 5.6.3 二次回路绝缘电阻不小于 1 M。5.6.4 交接验收检验时，循环操作后绕组连同套管在所有分接下的电压比应符合 5.11 的要求。5.6.5 新安装检验时，动作顺序应符合出厂要求，循环操作后绕组连同套管在所有分接下的直流电阻和电压比应符合 5.7、5.11 的要求。5.7 绕组直流电阻 5.7.1 容量 1 600 kVA 及以下的三相变压器，各相测量值相互差值应不大于平均值的 4%，线间测量值相互差值应不大于平均值的 2%，其他所有变压器线、相间差值均不大于三相平均值的 2%。5.7.2 新安装、交接验收检验时，变压器的绕组直流电阻换算至相同温度后与出厂的相同部位测量值比较，变化量应不大于 2%。5.8 测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量 密封良好，指示正确，绝缘电阻应不小于1 M。5.9 气体继电器检查及二次回路绝缘电阻测量 动作正确，绝缘电阻应不小于1 M。5.10 铁芯绝缘电阻 绝缘电阻值应不低于出厂值的70%。5.11 电压比 各绕组所有分接头的电压比与铭牌值相比，应符合以下规定：a)电压 35 kV 以下、电压比小于 3 的变压器，电压比允许偏差为1%；b)其他所有变压器，额定分接电压比允许偏差为0.5%。5.12 组别和极性 组别和极性应与铭牌和顶盖上的端子标识相一致。5.13 绕组连同套管的交流耐压试验 按表10的规定值进行耐压试验，持续60 s。试验过程中应无异常声响及闪络放电现象，试验后绝缘电阻不应降低。表10 交流耐压试验电压值 单位为千伏 额定电压 交流耐受电压 油浸式电力变压器 干式电力变压器 0.4 1.2 1 1.2 3.6 3 3.45 14 8 6 20 16 10 28 28 35 68 56 110 160 5.14 检查相位 变压器的接入相位应与电网相位一致。5.15 冲击合闸试验 冲击合闸试验应无异常现象。5.16 绝缘油 绝缘油质量应符合GB/T 7595的规定。5.17 油中溶解气体色谱分析 油中溶解气体组分和含量应符合DL/T 722的要求。6 检验方法 6.1 外观、证件检查 目测检查变压器外观，查看证件。同时，使用误差不大于1、5%RH的温湿度测量仪表在距离变压器1 m、离地1 m的任意位置测量周围环境的温度、湿度。6.2 绕组绝缘电阻 6.2.1 使用准确度不低于 10.0 级的绝缘电阻测试仪测量。6.2.2 测量时，连同套管同时测量，非被测量绕组应短路接地，绝缘电阻测试仪的电压等级按以下要求选用：a)额定电压为 1 000 V 及以下的绕组，选用 1 000 V 绝缘电阻测试仪；b)额定电压为 1 000 V 以上的绕组，选用 2 500 V 绝缘电阻测试仪；c)额定电压为 3 000 V 及以上的绕组，选用 5 000 V 绝缘电阻测试仪。6.2.3 油浸式变压器绝缘电阻应在油温度低于 40 时测量。油温度以顶层温度为准。6.2.4 干式变压器绝缘电阻应在绕组温度低于 40 时测量。绕组温度不具备测量条件时，取环境温度作为绕组温度，测量前应将变压器在环境温度下静置不少于 3 h。6.2.5 测量 15 s、1 min、10 min 时的绝缘电阻值，1 min、15 s 时的绝缘电阻值之比为吸收比；10 min、1 min 时的绝缘电阻值之比为极化指数。6.2.6 绕组绝缘电阻值的换算按以下方法进行：a)油浸式变压器，换算至 20 时，按公式（1）进行：10)20(205.1=tRR.(1)式中：20R换算至20 时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（M）；R 温度 时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（M）；t 测量绕组绝缘电阻时的温度，单位为摄氏度（）。b)干式变压器，换算至 75 时，按公式（2）进行：10)75(752=tRR.(2)式中：75R换算至75 时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（M）；R 温度 时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（M）；t 测量绕组绝缘电阻时的温度，单位为摄氏度（）。6.3 绕组泄漏电流 6.3.1 使用准确度不低于 1.0 级的绕组泄流电流测量仪器测量。6.3.2 测量连同套管的绕组直流泄漏电流时，非被测量绕组应短路接地，加压 1 min 后，在高压端测量直流泄漏电流。6.4 介质损耗角正切值 tg及电容量 6.4.1 使用准确度不低于 1.5 级的介质损耗测试仪测量。6.4.2 非电容式套管与绕组同时测量，用反接法。6.4.3 有引出线的非纯瓷套管分开测量，用正接法。6.4.4 换算至 20 时的介质损耗角正切值，按公式（3）进行：10)20(203.1ttgtg=.(3)式中：20tg换算至20 时的介质损耗角正切值，用百分数表示（%）；tg 实测介质损耗角正切值，用百分数表示（%）；t 实测时的温度值，单位为摄氏度（）。6.5 有载调压装置的检查和试验 6.5.1 目视检查变压器有载调压装置，在无电压下，手动操作不少于 2 个循环、电动操作不少于 2 个循环。6.5.2 绝缘油的击穿电压检验按 GB/T 7595 进行。6.6 二次回路的绝缘电阻 使用电压500 V、准确度不低于10.0级的绝缘电阻测试仪测量二次回路绝缘电阻。6.7 绕组直流电阻 6.7.1 使用准确度不低于 0.5 级直流电阻测量仪表。6.7.2 在变压器外接线端分相测量。新安装、交接验收检验时，应在每一调压分接头位置测量；定期检验时，只在使用的调压分接头位置上测量。6.7.3 不同温度下的绕组直流电阻值按公式（4）换算：1212)(tTtTRR+=.(4)式中：1R 温度时的电阻值，单位为欧姆（）；2R 温度时的电阻值，单位为欧姆（）；T 计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。6.8 铁芯绝缘电阻 6.8.1 使用电压 2 500 V、准确度不低于 10.0 级的绝缘电阻测试仪测量。6.8.2 拆掉外引接地导线，在接线端测量，其他非被测量部分应短路接地。6.9 电压比 使用准确度不低于0.5级变压器电压变比测量仪测量。6.10 组别和极性 使用变压器组别和极性测量仪测量。6.11 交流耐压试验 6.11.1 使用准确度不低于 3 级的交流耐压试验设备。6.11.2 试验时，变压器外壳、非被试绕组应短路接地。6.11.3 交流耐压试验应按表 10 的规定进行，施加规定电压时间 1 min。6.11.4 试验过程中，若有异常声响或闪络放电现象应立即降压断开电源，并挂上地线，检查原因。6.12 检查相位 目视检查变压器的接入相位是否与电网相位一致。6.13 冲击合闸试验 冲击合闸试验应在全电压下进行，有电流差动保护的电力变压器，空载合闸5次，每次间隔5 min；无电流差动保护的电力变压器，空载合闸3次，每次间隔5 min。冲击合闸时观察有无异常。6.14 绝缘油 按GB/T 7595的规定检验。6.15 油中溶解气体色谱分析 按DL/T 722的规定检验。7 检验规则 电力变压器的定期检验应在每年的雨季到来前进行；新安装、交接验收检验过的电力变压器应在次年雨季到来前进行定期检验。8 判定规则 8.1.1 新安装及交接验收检验时，规定项目中有一项不符合本标准要求，则判定电力变压器不合格。8.1.2 定期检验应按以下要求进行判定。8.1.3 条款 5.1、5.2、5.4、5.5、5.7、5.17 中，有一项不符合本标准要求，则判定电力变压器不合格。8.1.4 条款 5.3、5.6、5.8、5.9、5.16 中有三项及以上不符合本标准要求，则判定电力变压器不合格。_