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DL／T 2323-2021 火电厂高压电气设备绝缘技术监督导则.pdf

.2.2应定期检查在线漏氢监测装置各测点的氢气含量，其限值应符合DL/T1164和国能安 4）161号的要求。

5.1.4.3内冷水系统运行监视

4.3.1新机组投运时，应测量运行工况下内冷却水进出口的水压、流量、温度、压差、温差等基础 据，录入发电机台账；已投运的机组，应在内冷却水系统大修清理后补测录入。 4.3.2内冷却水水质应符合DL/T801的要求。 4.3.3运行中的监测数据出现下列情况之一，应做相应处理： a）相同流量下，内冷却水进、出发电机压差的变化，与出厂数据相比达到10%时15％石灰土底基层施工方案，应进行检查 及综合分析，并考虑反冲洗或酸洗处理。 b）定子线棒出水温度高于80℃时，应检查并进行综合分析和反冲洗；若达到85℃时应立即降负 荷，确认测温数据正确后，停机处理。 c）定子线棒引水管同层出水温差达到8K时，应及时检查分析并安排反冲洗等处理措施。当出水 接头间温差达到12K时，应立即停机处理。 d）定子线棒层间各检温计测量值间的温差达到8K时应做综合分析，或做反冲洗处理观察。当线 棒层间各检温计测量值间的温差达到14K时，应立即停机处理。

5.1.4.4密封油系统运行监视

密封油系统运行时应满足以下要求： a）密封油系统应采取措施降低发电机转轴处漏氢量，并保持机内氢气质量合格和氢压稳定； b）密封油质量应符合DL/T705的要求； c）密封瓦内压力油室的油压应高于机内氢压，其压差应符合产品技术文件的规定。

5.1.4.5检查维护

汽轮发电机的检查维护应满足以下要求： a）应定期开展发电机及其附属设备的外部检查，检查周期应在运行规程中规定。此外，在出口短 路以后，应对发电机进行必要的检查和试验。 b）应定期开展集电环（滑环）的检查和维护工作，处理集电环电刷火花的方法应符合DL/T1164 的规定。 c）应定期检查分析发电机绝缘过热、局部放电、转子匝间短路、定子端部振动等在线监测装置运 行情况，发现报警时，应立即分析数据合理性，并根据发电机运行参数及大修试验数据进行综 合判断，必要时应停机处理。

5.1.5.1发电机的检修周期及项目应符合DL/T838及产品技术规定，水氢氢冷汽轮发电机及 统检修的技术要求应符合DL/T1766.1的规定，具体检修工作的开展还应结合电厂实际情况利

充检修的技术要求应符合DL/T1766.1的规定，具体检修工作的开展还应结合电厂实际情况科学安排。 .1.5.2检修项目应包括： a）检查发电机定子绕组端部及铁芯紧固件，包括压板紧固螺栓和螺母、支架固定螺栓和螺母、引 线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、穿心螺杆螺母等的紧固和磨损情况。 b）检查大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处的绝缘情况。 c）检查定子铁芯有无松动、粉末或黑色泥状油污以及断齿等异常现象。 d）检查转子导电螺钉的密封情况及导电螺钉与导电杆之间接触情况。 e）测量定子绕组波纹板的间隙。

5.1.5.2检修项目应包括：

f) 检查引水管外表应无伤痕。严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够 的绝缘距离。 g）校验定子各部分测温元件，保证测温元件的准确性。 h）对于氢内冷转子，检修后应进行通风试验和气密试验。 i）定子内冷水回路反冲洗及外水路冲洗。 j）、防止发电机内遗留金属异物。防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别 应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置做详细检查，必要时使用内窥镜逐一检查。 k）大修后，气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。密封性检验应符合JB/T6227的规定。 1）两班制调峰发电机的检修项目应符合DL/T970的规定。

5.1.6.1预防性试验的周期、项目和要求按照DL/T596、DL/T1768、国能安全（2014）161号及产品 技术文件的规定执行。 5.1.6.2怀疑转子有匝间短路故障时，应按照JB/T8446、DL/T1525规定的方法进行转子匝间短路故 障诊断。 5.1.6.3汽轮发电机每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照GB/T20140的规定 进行发电机定子绕组端部动态特性和振动试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。 5.1.6.4氢冷发电机漏氢量大，查找氢气系统或部件泄漏点时，应进行气密性检验，其试验方法和判据 应符合JB/T6227的规定。 5.1.6.5对水内冷发电机大修时应对定子、转子线棒（双水内冷）进行分路流量试验，其试验方法和判 据应符合JB/T6228、DL/T1522的规定。 5.1.6.6：定子铁芯有异常时，应结合实际情况进行发电机铁损试验或定子铁芯诊断试验（ELCID），其 试验方法和判据应符合GB/T20835的规定。 5.1.6.7汽轮发电机大修时应按照DL/T298的规定开展定子端部电晕试验，并根据试验结果进行防晕 层检修工作。 5.1.6.8判定发电机环氧云母定子绕组绝缘老化情况，应进行老化鉴定试验，其试验方法和判据应符合 DL/T492的规定。 5.1.6.9发电机定子绕组手包绝缘施加直流电压测量方法及评定应符合DL/T1612的规定。

5.2变压器（电抗器）监督

5.2.1.6变压器承受短路能力评估方法应符合GB/T1094.5的要求。240MVA及以下容量变压器，特别 是轴向分裂式启动备用变压器和高压厂用变压器，应选用通过承受短路能力验证的产品；500kV变压 器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品承受短路能力计算报告，计算报告应有相关理 论和模型试验的技术支持。应在订货合同中明确变压器承受短路能力的验证方式。 5.2.1.7变压器套管的选用应符合DL/T1539的规定。 5.2.1.8宜对主变压器安装油中溶解气体在线监测装置，油中溶解气体在线监测装置的技术规范应满足 DL/T1498.2的规定。

5.2.2监造和出厂验收

5.2.2.1监造范围

对220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）应进行驻厂监造。具体制造质量见证项目参照 DL/T586相关规定。监造应全面落实变压器（电抗器）订货技术要求和设计联络文件的要求。监造工 作结束后，应提交监造报告

5.2.2.2主要监造内容

a）核对硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、绝缘油等原材料以及套管、分接开关、散热器等配套 组件是否符合订货技术条件的要求。 b）对关键的工艺环节，包括器身绝缘装配，引线及分接开关装配，器身干燥的真空度、温度及时 间，总装配时清洁度检查，带电部分对油箱绝缘距离检查，注油的真空度、油温、时间及静放 时间等应进行过程跟踪。 c）见证关键的出厂试验，如感应耐压、局部放电测量、操作冲击及雷电冲击试验。 d）所有附件在出厂时均应按照实际使用方式经过整体预装，并进行出厂试验。

5.2.2.3出厂验收

除对规定受监造的变压器（电抗器）进行出厂验收以外，宜对启动（备用）变压器、高压厂用变 压器、励磁变压器等进行出厂验收。

5.2.3安装和投产验收

5.2.3.1运输和储存

5.2.3.1.1变压器（电抗器）的安装、运输与储存应符合GB/T6451、GB50148、GB50835和DL/T1409 的规定。 5.2.3.1.2变压器（电抗器）运输应有可靠的防止设备运输撞击的措施，应安装具有时标、且有合适量 程的三维冲击记录仪。充气运输的变压器，应有压力监视和气体补充装置。 5.2.3.1.3安装前的储存期间应经常检查设备情况。对充油储存的变压器应检查有无渗油，油位是否正 常，外表有无锈蚀。应定期检查油的绝缘强度。对充气储存的变压器应检查气体压力和露点，确保在 充以20kPa～30kPa压力的气体时密封良好，750kV及以下电压等级的变压器气体露点低于一40℃， 1000kV变压器气体露点低于一45℃。变压器需贮存超过3个月时，一般应安装储油柜，并注油保存。

5.2.3.2.1应按照GB50148、GB50835、DL/T1560的规定和产品技术要求进行现场安装。 5.2.3.2.2注入的变压器油应符合GB/T7595规定，110kV（66kV）及以上电压等级的变压器应进行

真空注油。注油完毕后，在施加电压前，其静置时间不应小于以下规定： a）110kV:24h; b）220kV及330kV:48h; c）500kV及750kV:72h; d）1000kV:120h。 5.2.3.2.3变压器上的套管应为出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套管安装就位后，220kV套 管应静放24h，330kV～500kV套管应静放36h，750kV及以上电压等级套管应静放48h后方可带电。

5.2.3.3投产验收

5.2.3.3.1变压器安装最后一项试验工作要测量运行分接开关位置的直流电阻，测试结果应与出厂试验 数据相符。变压器送电前，要确认分接开关位置正确无误。 5.2.3.3.2安装工作结束后，变压器应按照GB50150、GB/T50832规定的项目进行交接试验，试验合 格方可投运。 5.2.3.3.3新投运的变压器注油静置后与耐压和局部放电测量试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行 24h后，每次测得的氢气、乙炔和总烃含量应无明显区别，油中氢气、总烃和乙炔气体含量应符合 DL/T722的规定。 5.2.3.3.4变压器（电抗器）在试运行前，应按照规定的检查项目进行全面检查，确认其符合运行条 件，方可投入试运行。 5.2.3.3.5变压器投产验收时，应提交产品说明书、出厂试验报告、合格证件、安装记录、现场试验报 告等全部技术资料和文件

5.2.4.1巡查检查周期

变压器的运行维护应依据DL/T572的规定执行，日常巡视检查和定期检查的周期应由现场规程规 定，运行中变压器油的维护管理应符合GB/T14542的规定，运行中油的质量符合GB/T7595的规定。

5.2.4.2定期检查项目

变压器应定期检查以下项目： a）各部位的接地应完好，应定期测量铁芯和夹件的接地电流； b）外壳及箱沿应无异常发热； c）有载调压装置的动作状况应正常； d） 消防设施应齐全完好； e） 各种保护装置应齐全、良好； f) 1 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠； g）电容式套管末屏应无异常声响或其他接地不良现象； h）对变压器套管及连接头等部位进行红外测温，温度无异常； i) 气体继电器防雨措施应可靠； j) 接线端子腐蚀状况正常； k）强油循环冷却的变压器应做冷却装置电源的自动切换试验，确认其正常； 1) 贮油池和排油设施应保持良好状态； m）检查变压器及散热装置无渗漏； n）室内变压器通风设备应完好。

DL/T2323—2021

5.2.4.3应加强监督的异常情况

如遇以下异常情况，应加强变压器监督： a） 变压器铁芯接地电流超过规定值时； b）油中溶解气体分析结果异常时； c）非电量保护动作时； d）变压器在遭受近区突发短路时； e）变压器运行中油温超过注意值时； f）变压器振动、噪声增大时。

如遇以下异常情况，应加强变压器监督： a）变压器铁芯接地电流超过规定值时； b）油中溶解气体分析结果异常时； c）非电量保护动作时： d）变压器在遭受近区突发短路时； e）变压器运行中油温超过注意值时； f）变压器振动、噪声增大时。

5.2.5.1检修要求

宜采用计划检修和状态检修相结合的检修策略，依据DL/T1685开展变压器状态评价工作。应 行状况和状态评价结果动态调整检修项目木材表面施涂溶剂型混色涂料分项工程质量技术交底卡，应依据DL/T310、DL/T573、DL/T574、DL/T1684 玉器检修工作。

5.2.5.2检修注意事项

5.2.5.2.1投入运行前应排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。 5.2.5.2.2大修、事故抢修或换油后的变压器，施加电压前静置时间不应低于以下规定： a）110kV:24h; b）220kV及330kV：48h； c）500kV及750kV:72h； d）1000kV:120h。 5.2.5.2.3变压器更换冷却器时，应用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部，直至冲洗后 的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。 5.2.5.2.4大修完复装时，应注意检查油箱顶部与铁芯上夹件的间隙，如有碰触应进行消除。

5.2.5.3于式变压器检修

干式变压器检修时应注意以下向题： a）干式变压器检修时，要对铁芯和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与屏蔽层 间的绝缘，防止铁芯线圈下沉、错位和变形。 b）检查冷却装置，应运行正常，冷却风道清洁畅通，冷却效果良好。

5.2.6.1变压器预防性试验的项目、周期、要求应符合DL/T596的规定和制造厂的要求。 5.2.6.2变压器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664的规定。 5.2.6.3在下列情况进行变压器现场局部放电测量试验时，试验方法应符合GB/T7354的规定。 a）变压器油中溶解气体分析异常，需要进一步确认设备是否存在放电性故障。 b）绝缘部件或部分绕组更换并经干燥处理后。 c）110kV及以上电压等级变压器拆装套管、本体排油暴露绕组或进入内检后。 5.2.6.4变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应进行绕组变形试验GB50544-2022标准下载，试验方法应符合DL/T911 和DL/T1093的规定。

2.6.5变压器油取样应符合GB/T7597要求，应按照DL/T722以及其他试验结果综合分析。 .6.6对运行10年以上、温升偏高的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度 含量异常时宜取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。试验方法和判据应符合DL/T984的规 2.6.7增容改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。

5.3.1设计选型审查