【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则

【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则

a) 对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。 b) 强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温

等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。

c) 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动的切换装置，要定期

进行切换试验。

d) 冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护保证正常运行。对振动大、

磨损严重的风扇电机应进行更换。

e) 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器散热效果降低时，要适当缩短允许过负

荷时间。冷却器每 1～2 年用压缩空气或水进行一次外部清洗，保证冷却效果。 f)

运行 15 年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化 程度，必要时进行绝缘纸板聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

g) 运行中变压器的热点温度不得超过规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载

电流和顶层油温加以监控。

6.2.2.5.

防止变压器过电压击穿

a) 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运和跳闸过程中，为防止

出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护，采用氧化锌避雷器；在投切 空载变压器时，其中性点必须接地。

b) 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线

均符合热稳定要求。

6.2.2.6.

防止变压器工作电压下击穿

a) 新安装和大修后的 220kV 及以上变压器，应在现场进行局部放电试验。 b) 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设备。

c) 110kV 及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。当绝缘油中

可燃气体增加，并伴有少量乙炔气体产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，

适当放宽运行限制，但应查明原因，并注意油中含气量的变化。

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d) 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行局部放电试验。 e) 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再

进行改造性大修，换下的变压器报废。 f) 6.2.2.7.

对变电设备进行红外成像测温检查。

预防变压器铁心多点接地和短路故障

a) 在检修时应测试铁心的绝缘。如存在多点接地，应查清原因，消除故障。 b) 穿芯螺栓绝缘应良好，注意检查铁心穿芯螺栓绝缘套外两端的金属座套，防止因座

套过长触及铁心造成短路。

c) 线圈压紧螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路。铁心和铁轭静电屏

蔽引线应紧固好，防止出现悬浮放电。

d) 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当位置，以便在运行

中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接地 回路中串入限流电阻，电流一般控制在 100mA 以下。

6.2.2.8.

预防变压器套管闪络及爆炸

a) 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理，防

止内部受潮而损坏。

b) 注意油纸电容式套管的介损、电容量和绝缘油色谱分析结果的变化趋势。发现问题

及时处理。

c) 电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部线，如有损坏应及时处理，运行

中应保证小套管接地良好。

d) 运行、检修中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

e) 110kV 及以上电压等级的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂，应结合小修予

以更换，防止进水。

6.2.2.9.

预防变压器引线烧损

a) 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂物引起短路。 b) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘带以防止裸电缆与套管导杆相碰烧坏引线。 6.2.2.10.

预防变压器分接开关故障

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a) 变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的

直流电阻和变比，合格后方能投入运行。

b) 对有载调压开关，应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开

关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。

6.2.2.11.

防止变压器油劣化

a) 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持变压器油质

良好。

b) 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进

行注油，防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。 c) 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换

处理；运行时要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。

6.2.3. 变压器类设备预防性试验的周期 6.2.3.1.

主变压器（包括有载分接开关）、电抗器、消弧线圈等变压器类设备应按相关

标准定期检测油色谱、交流耐压、绝缘电阻、介损 tanδ 、吸收比或极化指数、绕组泄漏电 流以及局放等试验。 6.2.3.2. 6.2.3.3. 6.2.3.4. 6.2.3.5. 6.3.

箱式变压器绕组直流电阻测试，周期为 1 年； 箱式变压器绝缘油应定期试验，周期为 1 年； 箱式变压器绝缘电阻测试，周期为 1 年； 箱式变压器绝缘油色谱，测试周期为 3～5 年。 互感器绝缘监督

6.3.1. 互感器设计选型及采购验收 6.3.1.1.

所选用电流互感器的动热稳定性能，应满足安装地点系统短路容量的要求。

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6.3.1.2. 互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点的污秽等级及防污闪要

求，对重污秽区宜选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷瓶。 6.3.1.3.

互感器的设计、选型应符合《DL/T 725 电力用电流互感器订货技术条件》、

《DL/T 726 电力用电压互感器订货技术条件》等标准和相关反事故措施要求；电压互感器 和电流互感器技术参数和性能满足《GB 1207 电磁式电压互感器》、《GB 1208 电流互感器》

有关要求，电容式电压互感器满足《GB/T 4703 电容式电压互感器》有关要求；保护用电流 互感器满足《GB 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求》。 6.3.1.4.

对于 110kV 及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行 10kV 和

额定电压下的介损和电容量测量。220～500kV 电流互感器除应进行上述测量外，还应测取 tanδ =f(U)的关系曲线，同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在 出厂时进行铁磁谐振试验。 6.3.1.5.

试验结果应与出厂值一致，差别较大时应分析并查明原因，不合格的互感器不

得投入运行。对于用于计量的互感器，在交接试验时应进行误差试验。 6.3.1.6. 6.3.1.7.

油浸式互感器不应有渗漏情况，有渗漏油的互感器不得投运。

已安装完成的互感器若一年及以上时间未带电运行，在投运前应进行检查，进

行本体绝缘试验、绝缘油色谱测试及简化分析，合格后方可投入运行。 6.3.1.8.

电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积，其电气连接应接触良

好，防止产生过热性故障。对二次线引出端子有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭 断。 6.3.1.9.

SF6 电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充 SF6 气体至额定压力，

静置 1h 后进行 SF6 气体微水测量。气体密度表、密度继电器必须经校验合格。 6.3.1.10.

SF6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压

试验，试验电压为出厂试验值的 80%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。 6.3.2. 互感器运行监督 6.3.2.1. 6.3.2.2.

定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象，如有放电现象应及时处理。 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况，对运行中渗漏油的互感器，应

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