DL／T 984-2018标准规范下载简介

DL／T 98*-2018 油浸式变压器绝缘老化判断导则.pdf

DL／T 98*-2018 油浸式变压器绝缘老化判断导则.pdf简介：

《DL/T 98*-2018》是中国电力工业技术监督标准中关于"油浸式变压器绝缘老化判断导则"的最新标准。该标准主要针对油浸式变压器，这是一种广泛应用在电力系统中的关键设备，其绝缘材料的性能直接影响到变压器的运行安全和使用寿命。

该导则的主要内容包括以下几个方面：

1. 绝缘老化概念：明确了绝缘材料在长期使用中由于热、电、化学等因素作用，其性能下降、老化的过程和现象。

2. 绝缘老化判断方法：提供了多种判断变压器绝缘老化的方法，如宏观检查、微观检查、电气性能测试、油色谱分析等。

3. 绝缘老化程度评价：根据绝缘的老化程度，将其分为轻度、中度和重度，以便及时采取相应的维护或更换措施。

*. 绝缘老化预防与延寿：提出了针对不同老化情况的预防措施和延长绝缘使用寿命的方法。

5. 数据分析和报告：规定了绝缘老化数据的收集、分析和报告的方式，使得绝缘老化管理更为系统和科学。

总的来说，这个标准为油浸式变压器的绝缘老化管理提供了科学的指导，有助于提高电力系统的运行可靠性。

DL／T 98*-2018 油浸式变压器绝缘老化判断导则.pdf部分内容预览：

3*℃，夏季最高为**℃~*9℃。 C 投运约3年时曾发生B相高压I线圈端部匝间短路，由于围屏高度仅至上压板下第5饼处，因 而弧光殃及A相，导致A、B相3饼～*饼对应处相间短路。后在现场将A、B相高压线圈I 的1饼～*饼重新绕制修复，再次投入运行。 d 1988年10月分析油中气体，发现H含量明显增加（111μL/L），烃类气体正常，1989年11月 Hz达381μL/L，1990年7月H,约*00μL/L、油中含水量**mg/L、击穿电压2*.2kV，随即进行 滤油脱气。脱气后继续运行，H,略有回升，至1991年停运前Hz已达130μL/L，油中含水量为 *7mg/L。

C.2.2绝缘老化测试

油中糠醛测试结果。从1987年开始测定油中糠醛含量，结果见表C.3。由表中结果可知在， 醛含量高王同期 变压器水平水电工程水工建筑物抗震设计规范，且以较高的速度增长，

b）绝缘外观情况。变压器各线圈的绝缘纸呈棕黄色，部分呈棕红色，手瓣时质脆、易折断；油道 垫块、围屏呈棕色，撕开时可见纤维；低压引线绝缘严重炭化，高压引线有部分炭化现象。 C 聚合度测试结果。取样：考虑其对称性，线圈绝缘仅取B、C相的高压I、低压、高压Ⅱ，其 中上部和下部样品分别指上压板下2饼～3饼及下部2饼～3饼处取样。此外，考虑到一般正常 吊检的变压器可取到的线圈油道垫块、围屏和引线外包绝缘纸样，在此也进行取样测试，以观 察其代表性。 聚合度测试结果分别见表C.*~表C.7。

表C.*C相线圈绝缘聚合度

表C.5线饼不同幅向位置匝绝缘聚合度

表C.*线圈不同轴向位置匝绝缘聚合度

表 C.7不同相的对应部位匝绝缘聚合度

a）从油中糠醛和聚合度的测试结果来看，该变压器应属非正常老化（因比同龄设备老化程度更严 重），但从运行情况分析，并非因超过铭牌出力等因素使运行温度过高而引起。从油中气体监测 和吊检后剖析可知，该变压器并不存在因局部高温引起局部绝缘过热老化的情况。因此，可能 是因绝缘含水量过高而导致的加速老化，且因为是升压变压器，变压器经常处于较大的负载下 运行，使纤维素在电场和温度的作用下因水解作用的加速裂解（运行后期H含量升高、油中含 水量较高也可说明）。 * 由于上述老化作用因素分布是比较均匀的，因而各不同部位老化程度的差异仍然与变压器各部 位运行温度的分布有关，从测试结果看，具有以下一些规律： 1）随着变压器运行温度由下部至上部逐渐升高，匝绝缘的聚合度由下至上逐渐下降。 2）高压Ⅱ线圈布置在内，高压I线圈在外部，内部老化比外部略严重一些，但差别不大。低 压线圈（设计不同）的老化程度比高压线圈严重。 3 线圈轴向中部靠近B相一侧的匝绝缘比旁轭一侧的聚合度略低，可能与靠近旁轭一侧的油 温偏低有关，也可能与导向油流的差异有关，就数值上的差别还难以说明其规律性，且同 饼线圈不同幅向位置上的匝绝缘老化情况应视为无差别。 *）线圈匝绝缘的聚合度低于线饼间垫块的聚合度；上部垫块的聚合度低于下部垫块，但均低 于围屏的聚合度。从该变压器的测试结果可知，引线与匝绝缘的聚合度比较相近，但由于 引线受电流密度的设计（差别较大）和受绝缘油性能的影响关系较大，因而不能说明具有 普遍性。 c）鉴于通常变压器测试绝缘聚合度时，以垫块、围屏纸板和引线绝缘作为判据样品，因此本标准 推荐聚合度的判断指标并非指匝间绝缘的聚合度。虽然匝绝缘的聚合度更低，但从运行经验来 看，纤维素绝缘纸的降解，对电气强度的影响不是直接的（炭化除外），直接是机械强度的丧失， 是否在运行中损坏，还受外部因素的影响，这就是老化程度相同的变压器不一定同时损坏的原 因。引线绝缘的聚合度作为参考值，还是有意义的（见5.1.2）。

表C.8油中糖醛测试结果

DL/T98*2018

表C9油中气体测试结果

由表C.8和表C.9可知，油中气体总烃含量并不高，但CO、CO2值及增长率均很高，且COz/CO值 很大。在事故前的1个月～2个月CO的产气速率在1000mL/d以上，COz的产气速率超过25000mL/d。 与运行年限相近的变压器比较，油中糠醛含量也远远大于0.2mg/L左右的注意值。 1992年*月11日正常运行中主变压器轻重瓦斯动作、防爆筒喷油。吊检发现：故障发生在A相低 压线圈下数第3段至第*段，最外一组数根导线烧熔；单半螺旋结构的低压线圈设计的1.5mm油道已全 部堵塞，*.5mm油道仅能插入1.*mm纸条；低压线圈上下端1段～5段绝缘均有烧焦痕迹，并有露铝现 象，导线段间绝缘纸均有炭化或深度老化情况。 事故原因是由于油道堵塞、冷却油流受阻，引起长时间低温过热，使低压线圈绝缘加速老化。经实 际不到10年的运行时间，使匝（段）间绝缘脆裂甚至炭化，在电磁振动下绝缘性能破坏，形成短路环流 而烧损。

图C.1变压器低压绕组与中压绕组间主绝缘结构

C.*.1PDC特征参量的提取

本次实验中，PDC测试中直流电压设置为U。=200V，极化与去极化时间均为T。=5000s。根据E.3.1 中介绍的方法提取了三相变压器的时域介质响应特征参量，由于没有该组变压器的时域介质响应历史测 试数据，无法进行变压器自身绝缘状态发展趋势的纵向对比，以下仅对A、B、C三相变压器的时域介质 响应参量进行横向对比分析，如表C.10所示。

表C.10某500kV变电站2号主变压器时域介质响应参量

对比2号主变压器的三相绕组测试结果可以看出，在复合绝缘电导率、绝缘纸电导率和绝缘油电导率 3个特征参数中，B相绕组的值最低，说明其绝缘状态相对A和C相处于更好的状态

.2FDS特征曲线的提

图C.2A相变压器纸板与实验室内水分含量为0.7*%的绝缘纸板tans（m

压器纸板与实验室内水分含量为0.7*%的绝缘纸

图C.*C相变压器纸板与实验室内水分含量为1.2%的绝缘纸板tano（の）频域谱对比

于测定具有纤维绝缘材料的充油电气设备内部

附录D （资料性附录） 绝缘油中丙酮含量分析测定方法

a）丙酮，分析纯。 b） 标准丙酮油贮备液：准确称取0.1000g丙酮于100mL容量瓶中，加入不含丙酮的新变压器油至 刻度，摇匀。此溶液含1000mg/L丙酮。 标准丙酮油稀释液I：准确移取标准丙酮油贮备液10.00mL于100mL容量瓶中，加入不含丙酮 的新变压器油至刻度，摇匀。此溶液含100mg/L丙酮。 d 标准丙酮油稀释液Ⅱ：准确移取标准丙酮油稀释液I10.00mL于100mL容量瓶中，加入不含丙 酮的新变压器油至刻度，摇匀。此溶液含10mg/L丙酮

a) 气相色谱仪。 b) 色谱工作站。 c) 25mL具塞顶空瓶。 d) 恒温水浴。 e）ImL注射器

（30mx0.25mm，0.25μm）。 b） 柱温：*5℃。 c） 进样口温度：180℃。 d） 载气：高纯氮气（99.999%），流量为1.5mL/min。 e） 检测器：氢焰离子化检测器（FID），200℃。 f) 氢气（99.999%），流量为*0mL/min。 g）空气：*00mL/min，经净化、干燥处理。 h）进样量：0.50mL

在*个25mL的空瓶中分别加入标准丙酮油稀释液IⅡ0.75mL、1.50mL、3.00mL、*.00mL、9.00mL、 12.00mL，再依次分别加入不含丙酮的新变压器油1*.25mL、13.50mL、12.00mL、9.00mL、*.00mL、3.00mL， 柠紧带有聚四氟乙烯的瓶盖，充分摇匀。分别置于*0℃恒温水浴中，加热平衡30min，期间摇动顶空瓶 3次。分别用1ml注射器迅速抽取顶空气0.50mL注入气相色谱仪，测量峰面积。以丙酮浓度为横坐标， 峰面积为纵坐标，绘制标准曲线。

南京市建筑工程竣工信息模型交付技术导则V1.0.pdfDL/T98*2018

于容积为25mL的顶空瓶中加入15.00mL待测变压器油，拧紧带有聚四氟乙烯的瓶盖，置于*0C但 温水浴中，加热平衡30min，期间摇动顶空瓶3次。用1mL注射器迅速抽取顶空气0.50mL注入气相色 谱仪，测量峰面积。通过外标法计算出待测变压器油中的丙酮浓度（mg/L)。

以3倍基线噪声所对应待测样品中丙酮的含量（mg/L） 白样品进行测定，测得噪声高度（n）为18。待测样品以浓度（C）为0.532mg/L的丙酮标准样品进行测 定，测得峰高（h）为795。 丙酮的最低检出限按下式计算： 最低检出限=C?3n/h=0.532mg/L×3×18/795=0.03*mg/L

回收率计算公式如下： 回收率（%）=（测得总量一基础量）/加入量×100% 平均回收率为101.5%

D.11测定中应注意的问题

实际分析中必须特别注意以下几个问题： a） 油样在采集和运送过程中要密封、低温、避光、防振，以保证样品真实和稳定。 b） 所用定量仪器，如移液管、容量瓶、注射器、顶空瓶等，应尽量选用同一厂家、同一规格的产 品，以减少取样、配样、进样过程中的误差。 c） 顶空瓶的要求：其容积要准确一致，耐压、密封性好，吸附性小。密封垫应用聚四氟乙烯或铝 垫，并且要求材质和规格一致。对一个样品瓶中的顶空气一般只取一次进行色谱分析，重复进 样测定是指同一个样品若干个样品瓶的从头重复，而不是从一个样品瓶中多次取样分析。 d） 抽取顶空气所用注射器的气密性要好。注射器使用前要放在同一水浴的空试管中加热，从顶空 瓶中抽取气体到向色谱仪注这一过程中动作要迅速，以避免气体组成发生变化。 e) 实验条件应采用平衡的原则，即在标准和样品测定时要保持实验条件的一致性（包括方法、仪 器、操作条件等），配制和稀释标准溶液所用的新变压器油应与试样有相同或相似的基质，而且 在使用前一定要检查有无丙酮空白值，必要时要给予扣除。另外，还要检查实验室空气中有无 端空白值

附录E （资料性附录） 介电响应特性测量方法

理化特征参量对老化程度的判断准确性受到变压器滤油的影响，或受到吊罩取样的限制JC∕T 753-2001 硅质玻璃原料化学分析方法，近年来新 发展的介电响应测试方法具有不吊芯、无损测量等优点。该方法根据介质响应理论对现场油浸式电力变 压器的主绝缘进行介电响应测试，得到变压器主绝缘系统的介电响应特性曲线，然后将该曲线通过变压 器绕组的结构数据归算至单层绝缘纸的介电响应曲线，最后根据该曲线的变化趋势以及由其提取的相关 特征参量进行绝缘状态分析。

E.2测试原理及现场接线原理