主变不拆高压引线试验方法.doc

关于对500kV主变压器预防性试验的方法的建议
1　概述
　　目前，二滩电站已投入运行的500kV变压器共有6组，它们均由3个单相升压变压器组成△/Y0联接组。变压器的500kV套管出线上直接连接(不经隔离开关)有SF6气体封闭母线(GIB)、氧化锌避雷器(MOA)、500kV电缆；中性点套管出线连接到一根管母上，直接接地。
　　当对500kV变压器做预防性试验时，由于变压器高压引线处在SF6气体封闭的母线内，所以在停电时间短，人员有限的情况下，要拆除高压引线进行预防性试验是根本不可能的；但不拆引线将会给试验带来一定的影响。下面就不拆高压引线的非常规试验方法进行介绍，希望与领导交流、探讨。
2　变压器不拆高压引线的试验方法
　　由于与变压器直接相连的设备较多，各种设备都要在相同的短时间内完成预防性试验，因此各种设备的试验不可避免的分相交叉进行。为了安全并减少相互间的干扰和影响，进行变压器试验时，应拆开中性点和低压侧套管引出线，并用绝缘带固定好。此外还应拆开变压器的铁芯接地线。这些是容易做到的。
2.1　绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数
　　测量变压器绕组的绝缘电阻时，非被试绕组短路接地，但由于不拆高压侧引线，测量高压绕组对低压绕组及地的绝缘电阻时势必会将GIB、MOA、500kV电缆对地的绝缘电阻也测量进去，使测量结果偏小。
2.2铁芯绝缘电阻测试
将变压器铁芯接地片打开，用2500V兆欧表进行测试。
2.3高压套管（中性点套管、出线套管）及绕组的介损和电容测试
试验接线图如下图所示：

测试中性点套管、出线套管介损及电容时，将变压器高压绕组连同中性点经GIB、500kV电缆、500kV地刀短路接地，低压绕组短路接地，将测试引线H分别接中性点套管、出线套管试验端子，试验电压为10kV以下。从现场情况可以做到对高、低压绕组短接，避免绕组电感和空载损耗对测量结果的影响。
测试低压绕组的介损及电容时，将低压绕组短路、高压绕组经500kV电缆短路接地，测试数据不会受到现场条件影响。
高压绕组应无法进行短路加压，测试不能满足试验条件，但可以进行开路加压，但测试结果会受到电感、MOA、500kV电缆的影响，数据会产生很大的误差，但可以横向进行比较，作为参考项目进行。
2.4绕组直流电阻测试
低压绕组直流电阻测试：以1#主变压器为例，将中性点套管接地打开、靠电缆的500kV地刀（5014617）、隔刀（50146）断开，相应配套措施就是将500kV的两个断路器（5013、5014）断开，投入501467地刀即可。
高压绕组直流电阻测试：低压绕组开路，中性点套管接地打开，测试回路以变压器绕组、GIB、500kV电缆、靠电缆侧500kV地刀、地网为测试回路。在测试回路中包含了GIB直流电阻、500kV电缆直流电阻、地刀直流电阻、地网直流电阻。根据测试记录和理论计算，GIB直流电阻为100μΩ左右、500kV电缆直流电阻为0.221Ω/km、地刀47μΩ以内。通过测试的直流电阻值与变压器绕组的直流电阻进行比较，可以计算出GIB直流电阻、500kV电缆直流电阻、地刀直流电阻、地网直流电阻之和，为以后变压器调整分接头，检查接头是否接触良好奠定基础。
2.5绕组泄漏电流试验
绕组泄漏电流试验时的加压部位与测量绝缘电阻相同，微安表接在高压端。但由于不拆除高压引线，会把GIB、MOA、500kV电缆对地的泄漏电流也测量进去。但根据经验GIB、MOA、500kV电缆对地的泄漏电流都很小，且标准也是以“与前一次测量结果相比较应无明显变化”为判断标准。试验电压：高压侧60Kv，低压侧20Kv。
3 结论
①500kV主变压器在现有条件下进行预防性试验是可行的，除高压绕组对地电容及介损试验项目受到电感、MOA、500kV电缆的影响外，其余项目均不受现场条件限制。这些试验项目也是国标和安全性评价所要求的，对变压器故障后的检查也具有指导意义。
②本文阐述的500kV主变压器进行预防性试验的方法简单易行，测试数据可信，对停电时间短、人员少的情况下特具有意义。此种试验方法也避免主变压器高压引线排气、抽导电杆、充气带来的安全隐患。

附件1： 变压器具备试验的条件（以1#主变压器为例）

1. 断开500kV进线隔离开关50146，断开操作电源开关9-1CAB-DS，隔离开关机械挂锁，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；
2. 断开1F出口断路器1GCB，并断开其控制电源开关F7，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；
3. 拉出1BYH，并断开二次开关MCB，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；
4. 投1GCB接地刀闸117，挂“有人工作，禁止操作”标示牌；
5. 断开621断路器，拉至检修位置，并断开操作电源开关621，挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；
6. 投接地刀闸6217，挂“有人工作，禁止操作”标示牌；
7. 投接地刀闸501467，断开操作电源开关，并机械闭锁，挂“有人工作，禁止操作”标示牌；
8. 根据试验项目投退5014617地刀（运行人员配合）

附件2： 
电力设备预防性试验规程
Preventive test code for electric power equipment
DL/T 596—1996
表 5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
1
绕组直流电阻
1)1～3年或自行规定
2)无励磁调压变压器变换分接位置后
3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)
4)大修后
5)必要时
1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%
2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%
3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
4)电抗器参照执行
1)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，按要求中3)项执行
2)不同温度下的电阻值按下式换算

式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225
3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量
2
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化
2)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5
1)采用2500V或5000V兆欧表
2)测量前被试绕组应充分放电
3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近
4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算

式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值
5)吸收比和极化指数不进行温度换算
3
绕组的tgδ
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
1)20℃时tgδ不大于下列数值：
330～500kV 0.6%
66～220kV 0.8%
35kV及以下 1.5%
2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)
3)试验电压如下：
1)非被试绕组应接地或屏蔽
2) 同一变压器各绕组tgδ的要求值相同
3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近
4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算

式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un
4)用M型试验器时试验电压自行规定
4
电容型套管的tgδ和电容值
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
见第9章
1)用正接法测量
2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温
5
铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
1)与以前测试结果相比无显著差别
2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A
1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)
2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量
6
绕组泄漏电流
1)1～3年或自行规定
2)必要时
1)试验电压一般如下：
读取1min时的泄漏电流值
绕组额
定电压
kV
3
6～10
20～35
66～330
500

直流试
验电压
kV
5
10
20
40
60
2)与前一次测试结果相比应无明显变化