電力設備預防性試驗規(guī)程QCSG1140022011

1、Q/CSG中國南方電網(wǎng)有限責任公司 發(fā) 布中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準Q/CSG114002-2011電力設備預防性試驗規(guī)程2011-10-26實施2011-10-26發(fā)布目 次前言II1 范圍12 規(guī)范性引用文件13 術語和定義24 總則35 電力變壓器及電抗器46 互感器167 開關設備248 套管349 支柱絕緣子、盤形懸式絕緣子和復合絕緣子3510 電力電纜線路3711 電容器4112 絕緣油和六氟化硫氣體4313 避雷器4614 母線4915 1KV以上的架空電力線路4916 接地裝置5017 串補裝置5418 旋轉電機56附錄A(規(guī)范性附錄) 絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準63附

2、錄B(資料性附錄) 污穢等級與現(xiàn)場污穢度64附錄C(資料性附錄) 有效接地系統(tǒng)接地裝置（接地網(wǎng)）安全性狀態(tài)評估的內容、項目和要求64附錄D(資料性附錄) 變電站鋼材質接地網(wǎng)土壤腐蝕性評價方法65附錄E(規(guī)范性附錄) 同步發(fā)電機和調相機定子繞組的交流試驗電壓、老化鑒定和硅鋼片單位損耗68前 言預防性試驗是電力設備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術監(jiān)督工作的主要依據(jù)，2004年以來，中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準Q/CSG 1 00072004電力設備預防性試驗規(guī)程對電力生產(chǎn)起到了重要的作用。但近年來,隨著對供電可靠性要求的提高，新

3、設備大量涌現(xiàn)，帶電測試、在線監(jiān)測技術不斷進步，為減少定期停電時間，提高設備可用率，促進狀態(tài)監(jiān)測（檢測）技術開展，適應南方電網(wǎng)公司管理與設備的實際情況，需要對原標準進行修編。本標準的提出以2004年以來新頒布的相關國家標準、行業(yè)標準和有關反事故技術措施規(guī)定為依據(jù)，結合電力設備管理現(xiàn)狀，充分考慮未來發(fā)展需求，適用于中國南方電網(wǎng)有限責任公司的電力設備預防性試驗工作。 本標準的附錄A是規(guī)范性附錄，附錄B、附錄C、附錄D、附錄E是資料性附錄。本標準由中國南方電網(wǎng)有限責任公司生產(chǎn)技術部提出、歸口并解釋。本標準主要起草單位：廣東電網(wǎng)公司電力科學研究院、廣東電網(wǎng)公司廣州供電局、廣東電網(wǎng)公司佛山供電局。本標準主

4、要起草人：何宏明，王紅斌，吳瓊，李謙，盧啟付，劉平原，王勇，喇元，付強，莊賢盛，梁文進，姚森敬，歐陽旭東，李端姣，陸國俊，黃松波，黃慧紅，趙衛(wèi)民，金向朝等。 本標準主要審查人：皇甫學真 陳建福 黃志偉 謝植飚 姜虹云 劉輝 黃星趙現(xiàn)平等本標準由中國南方電網(wǎng)有限責任公司標準化委員會批準。本標準自2011年10月26日起實施。本標準自實施之日起，原Q/CSG 1 00072004電力設備預防性試驗規(guī)程廢止。凡公司執(zhí)行的其它標準涉及電力設備預防性試驗的項目、內容、要求等與本標準有不相符的，以本標準為準。執(zhí)行中如有問題和意見，請及時反饋中國南方電網(wǎng)有限責任公司生產(chǎn)技術部。電力設備預防性試驗規(guī)程1 范圍

5、 本標準規(guī)定了各種電力設備預防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設備是否符合運行條件，預防設備損壞，保證安全運行。本標準適用于中國南方電網(wǎng)500kV及以下的交流輸變電設備。高壓直流輸電設備及其他特殊條件下使用的電力設備可參照執(zhí)行。進口設備應按照本標準，參考產(chǎn)品技術要求執(zhí)行。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過在本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內容)或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵使用本標準的各方探討使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GB/T 311.11997 高壓輸變電設備的絕緣配合GB/T 3

6、11.22002 高壓輸變電設備的絕緣配合使用導則 GB 1094.1.21996 電力變壓器 總則 GB 1094.32003 電力變壓器 絕緣水平和絕緣試驗 GB 1094.42005 電力變壓器 電力變壓器和電抗器的雷電沖擊和操作沖擊試驗導則GB 1094.112007 電力變壓器 干式變壓器GB 12072006 電磁式電壓互感器 GB 12082006 電流互感器 GB 19842003 高壓交流斷路器 GB 19852004 高壓交流隔離開關和接地開關GB 25361990 變壓器油 GB 39062006 3.6kV40.5kV交流金屬封閉式開關設備和控制設備 GB/T 4109

7、2008 交流電壓高于1000V的絕緣套管 GB/T 47032007 電容式電壓互感器 GB/T 47871996 斷路器電容器 GB 6115.12008 電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器 第1部分：總則 GB/T 64512008 油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求 GB/T 72522001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T 75952008 運行中變壓器油質量 GB 76742008 額定電壓72.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關設備 GB/T 89052008 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗導則 GB 9326.1.52008 交流500kV及以下紙或聚丙烯復合紙絕緣金屬套充油電纜及附件

8、 GB 102291988 電抗器 GB 10230.1.22007 分接開關GB/T 11017.1.32008 額定電壓110kV交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜及其附件GB/T 110221999 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求GB 110231989 高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法GB 110322000 交流無間隙金屬氧化物避雷器GB 120222006 工業(yè)六氟化硫GB 12706.1.42002 額定電壓1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um=40.5kV）擠包絕緣電力電纜及附件GB/Z 18890.1.32002 額定電壓220kV（Um=252kV）交聯(lián)聚乙烯絕緣電

9、力電纜及其附件GB/T 197492005 耦合電容器及電容分壓器GB 501502006 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準DL/T 3662010 串聯(lián)電容器補償裝置一次設備預防性試驗規(guī)程DL/T 4022007 交流高壓斷路器訂貨技術條件DL/T 4322007 電力用油中顆粒污染度測量方法DL/T 4592000 電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術條件DL/T 4752006 接地裝置特性參數(shù)測量導則DL/T 5741995 有載分接開關運行維修導則DL/T 5932006 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件DL/T 5961996 電力設備預防性試驗規(guī)程 DL/T 6201997

10、交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T 6211997 交流電氣裝置的接地DL/T 6262005 劣化盤形懸式絕緣子檢測規(guī)程DL/T 6642008 帶電設備紅外診斷應用規(guī)范DL/T 7222000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則DL/T 8642004 標稱電壓高于1000V交流架空線路用復合絕緣子使用導則DL/T 9112004 電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法DL/T 10932008 電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則DL/T 10942008 電力變壓器用絕緣油選用指南DL/T 10962008 變壓器油中顆粒度限值JB/T 71111993 高電壓并聯(lián)電容器裝置JB/

11、T 71122000 集合式高電壓并聯(lián)電容器3 術語和定義3.1 預防性試驗 為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.2 在線監(jiān)測 在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3 帶電測試對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測試。3.4 紅外檢測利用紅外技術對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的帶電設備進行檢測和診斷。3.5 繞組變形測試利用頻率響應分析及電抗法對變壓器繞組的特性進行測試，判斷其是否存在扭曲、斷股、移位、松脫等變形現(xiàn)象。3.6 局部放電帶電測

12、試利用特高頻、超聲波、地電波等技術對運行中的電氣設備（如GIS、變壓器、電纜系統(tǒng)、開關柜等）進行局部放電帶電測試，判斷其是否存在絕緣缺陷。3.7接地網(wǎng)安全性狀態(tài)評估對表征變電站接地網(wǎng)狀態(tài)的接地阻抗、地線分流系數(shù)、接觸電壓、跨步電壓、地網(wǎng)電位分布等參數(shù)進行實測和數(shù)值分析，結合接地網(wǎng)完整性和腐蝕性檢查與診斷，綜合評價變電站發(fā)生短路故障情況下，地網(wǎng)電位升高、接觸電壓和跨步電壓等指標是否滿足一、二次設備安全和人員安全的要求。3.8 現(xiàn)場污穢度(SPS)在參照絕緣子連續(xù)積污35年后開始測量，在整個合適的時段內所記錄到的ESDD/NSDD的最大值。3.9 等值附鹽密度（簡稱鹽密，ESDD)溶解后具有與從給

13、定絕緣子的絕緣體表面清洗的自然沉積物溶解后相同電導率的氯化鈉總量除以表面積，一般表示為mg/cm2。3.10 不溶物密度（簡稱灰密，NSDD）從給定絕緣子的絕緣體表面清洗的非可溶殘留物總量除以表面積，一般表示為mg/cm2。3.11 固定串聯(lián)電容器補償裝置 將電容器串接于輸電線路中，并配有旁路斷路器、隔離開關、串補平臺、支撐絕緣子、控制保護系統(tǒng)等附屬設備組成的裝置，簡稱固定串補。3.12晶閘管控制串聯(lián)電容器補償裝置 將并聯(lián)有晶閘管閥及其電抗器的電容器串接于輸電線路中，并配有旁路斷路器、隔離開關、串補平臺、支撐絕緣子、控制保護系統(tǒng)等附屬設備組成的裝置，簡稱可控串補。3.13 金屬氧化物限壓器由電

14、阻值與電壓呈非線性關系的電阻組成的電容器組過電壓保護設備。3.14 觸發(fā)型間隙 在規(guī)定時間內承載被保護部分的負載電流或（和）故障電流，以防止電容器過電壓或金屬氧化物限壓器過負荷的受控觸發(fā)間隙。3.15 阻尼裝置用來限制電容器相組保護設備旁路操作時產(chǎn)生的電容器放電電流的幅值和頻率，并使之快速衰減的設備。阻尼裝置有阻尼電阻和阻尼電抗器。3.16 旁路斷路器 旁路斷路器是一種專用的斷路器，要求其具有快速合閘能力，用來旁路串聯(lián)補償設備，是串聯(lián)補償裝置投入和退出運行的主要操作設備。3.17 電阻分壓器 利用串聯(lián)電阻對高電壓進行分壓的分壓器。3.18 符號Un 設備額定電壓Um 設備最高電壓U0/U 電纜

15、額定電壓(其中U0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓，U為導體與導體之間的設計電壓)U1mA 避雷器直流lmA下的參考電壓tan 介質損耗因數(shù)3.19 常溫本標準中使用常溫為1040。4 總則4.1本標準所規(guī)定的各項試驗標準，是電力設備技術監(jiān)督工作的基本要求，是電力設備全過程管理工作的重要組成部分。在設備的維護檢修工作中必須堅持預防為主，積極地對設備進行維護，使其能長期安全、經(jīng)濟運行。4.2本標準給出的設備試驗項目、周期與要求適用于一般情況。對一些特定設備（如：擔負為重要用戶供電的設備；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的設備等）進行的帶電檢測與停電試驗，其試驗項目、要求和安排可另行

16、規(guī)定。4.3 設備進行試驗時，試驗結果應與該設備歷次試驗結果相比較，與同類設備的試驗結果相比較，參照相關的試驗結果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析和判斷后作出正確結論。4.4 特殊情況下，需要改變設備的試驗方法、延長試驗周期、增刪試驗項目、降低試驗標準時，由各供電局負責生產(chǎn)的總工或副局長批準執(zhí)行，220kV及以上電氣設備應報分（?。┕旧a(chǎn)技術部、電力科學研究院（試驗中心）備案。對老舊設備（運行20年以上），可根據(jù)設備狀態(tài)適當縮短試驗周期。4.5在試驗周期的安排上應盡量將同間隔設備調整為相同試驗周期，需停電取油樣或氣樣的化學試驗周期調整到與電氣試驗周期相同。4.6 對于新投運（投運時間不超過

17、一年）的設備，在投運后及時進行首次預防性試驗檢查，可以及早獲取設備運行后的重要狀態(tài)信息，在編制設備預防性試驗計劃時對新投運設備應盡可能及早安排進行投運后首次試驗。4.7 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)。同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應采用所連設備中的最低試驗電壓。4.8 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應根據(jù)以下原則確定試驗電壓：a) 當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；b

18、) 當采用額定電壓較高的設備作為代用時，應按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓；c) 為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設備時，應在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.9在進行與溫度和濕度有關的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tan、泄漏電流等)時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5，戶外試驗應在良好的天氣下進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.10 110kV及以上設備經(jīng)交接試驗后超過6個月未投入運行，或運行中設備停運超過6個月的，35kV及以下設備經(jīng)交接試驗后超過12個月未投入運行，或運行中設備停運超過12個

19、月的，在投運前應進行測量絕緣電阻、tan、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等試驗。4.11 有條件進行帶電測試或在線監(jiān)測的設備應積極開展帶電測試或在線監(jiān)測，當帶電測試或在線監(jiān)測發(fā)現(xiàn)問題時應進行停電試驗進一步核實。如經(jīng)實際應用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術能達到停電試驗的效果，可以延長停電試驗周期或不做停電試驗，同時報分（?。┕旧a(chǎn)技術部、電力科學研究院（試驗中心）備案。4.12如不拆引線不影響對試驗結果的相對判斷時，宜采用不拆引線試驗的方法進行。4.13 本標準未包含的電力設備的試驗項目，按制造廠規(guī)定進行。5 電力變壓器及電抗器5.1 油浸式電力變壓器油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要

20、求見表1。表1 油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要求序號項目周 期要 求說 明1油中溶解氣體色譜分析1）新投運及大修后投運500kV：1,4,10,30天220kV：4,10,30天110kV：4,30天2）運行中500kV：3個月220kV：6個月35kV、110kV：1年3）必要時1）根據(jù)GB/T 72522001新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量(L/L)任一項不宜超過下列數(shù)值：總烴：20；H2：30；C2H2：02）運行設備油中H2與烴類氣體含量( L/L)超過下列任何一項值時應引起注意：總烴：150； H2：150C2H2：5 (35kV220kV)，1 (500kV)3）烴類氣體總

21、和的產(chǎn)氣速率大于6mL/d(開放式)和12mL/d(密封式)，或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設備有異常1）總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2）溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3）總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4）新投運的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5）必要時，如：出口(或近區(qū))短路后巡視發(fā)現(xiàn)異常在線監(jiān)測系統(tǒng)告警等2油中水分,mg/L1）準備注入110kV及以上變壓器的新油2）投運前3）110kV及以上:運行中1年4）必要時投運前110kV 20220kV 15500kV 10運行中110kV 35220kV 255

22、00kV 151）運行中設備，測量時應注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50時取樣2）必要時，如：繞組絕緣電阻(吸收比、極化指數(shù))測量異常時滲漏油等3油中含氣量,%(體積分數(shù))500kV 1）新油注入前后2）運行中：1年3）必要時投運前：1運行中：31）限值規(guī)定依據(jù)：GB/T 7595-2008運行中變壓器油質量2）必要時，如：變壓器需要補油時滲漏油4油中糠醛含量,mg/L必要時1）含量超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢測：1）變壓器油經(jīng)過處理后，油中糠醛含量會不同程度的降低，在作出判斷時一定要注意這一情況2）必要時，如：油中氣體總烴超標或CO、CO2過高需了解絕緣老化情況時，如長期過載

23、運行后、溫升超標后等運行年限1551010151520糠醛含量0.10.20.40.752）跟蹤檢測時，注意增長率3）測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重5油中顆粒度測試500kV1）投運前2）投運1個月或大修后3）運行中1年4）必要時1）投運前(熱循環(huán)后)100mL油中大于5m的顆粒數(shù)2000個2）運行時(含大修后)100mL油中大于5m的顆粒數(shù)3000個1）限值規(guī)定依據(jù)：DL/T 1096-2008變壓器油中顆粒度限值2）檢驗方法參考：DL/T 432-2007電力用油中顆粒污染度測量方法3）如果顆粒有明顯的增長趨勢，應縮短檢測周期，加強監(jiān)控6絕緣油試驗見12.1節(jié)7繞組直流電阻

24、1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）無載分接開關變換分接位置4）有載分接開關檢修后5）必要時1）1600kVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%2）1600kVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2%3）與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%1）如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%2）有載分接開關宜在所有分接處測量，無載分接開關在運行分接測量無載分接開關在運行

25、分接測量3）不同溫度下電阻值按下式換算：R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取2254）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組可不進行定期試驗5）必要時，如：本體油色譜判斷有熱故障紅外檢測判斷套管接頭或引線過熱8繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，一般不低于上次值的70%2）35kV及以上變壓器應測量吸收比，吸收比在常溫下不低于1.3；吸收比偏低時可

26、測量極化指數(shù)，應不低于1.53）絕緣電阻大于10000 M時，吸收比不低于1.1或極化指數(shù)不低于1.31）使用2500V或5000V兆歐表，對220kV及以上變壓器，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組應充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應盡量接近4）盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算：式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算6）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組可在中性點測量7）鑒于不拆高、中壓側引線的試驗方法能夠提高供電可靠性，增進工作效率，并已在一些地區(qū)成功應用，因

27、此鼓勵開展不拆線試驗方法的研究，積累經(jīng)驗，條件成熟者按規(guī)定程序批準后可采用不拆線的試驗方法。8）必要時，如：運行中油介損不合格或油中水分超標滲漏油等可能引起變壓器受潮的情況9繞組連同套管的tan1）大修后2）必要時1）20時不大于下列數(shù)值：500kV 0.6%110kV220kV 0.8%35kV 1.5%2）tan值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化(增量一般不大于30%)3）試驗電壓：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV以下： Un1）非被試繞組應短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tan的要求值相同3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度盡量相近4）盡量在油溫低于5

28、0時測量，不同溫度下的tan值一般按下式換算：式中tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值5）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器, 電纜、GIS側繞組可在中性點加壓測量6）必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時油介損不合格或油中水分超標滲漏油等10電容型套管的tan和電容值見第8章1）用正接法測量2）測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器頂層油溫3）只測量有末屏引出的套管tan和電容值，封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側套管從中性點加壓，非被試側短路接地11繞組連同套管的交流耐壓試驗1）10kV及以下：6年2）更換繞組后全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組時，

29、按出廠試驗電壓值的0.8倍1）110kV及以上進行感應耐壓試驗2）10kV按35kV×0.8=28kV進行3）額定電壓低于1000V的繞組可用2500V兆歐表測量絕緣電阻代替12鐵芯及夾件絕緣電阻1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）必要時1）與以前測試結果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應大于0.1A1）采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2）只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量3）必要時，如：油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時13穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、繞組壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修中220kV及以上：一般

30、不低于500M110kV及以下：一般不低于100M1）用2500V兆歐表2）連接片不能拆開可不進行14局部放電試驗220kV及以上：1）大修更換絕緣部件或部分繞組后2）必要時 在線端電壓為1.5Um/時，放電量一般不大于500pC；在線端電壓為1.3Um/時，放電量一般不大于300pC1）110kV電壓等級的變壓器大修后，可參照執(zhí)行2）必要時，如：運行中變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障時15繞組所有分接的電壓比1）分接開關引線拆裝后2）更換繞組后1）各分接的電壓比與銘牌值相比應無明顯差別，且符合規(guī)律2）35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定

31、分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內，但偏差不得超過±1%16校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性更換繞組后 必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致17空載電流和空載損耗1）更換繞組后2）必要時與前次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試驗電壓可用額定電壓或較低電壓（如制造廠提供了較低電壓下的測量值，可在相同電壓下進行比較）2）必要時，如：懷疑磁路有缺陷等18短路阻抗和負載損耗1）更換繞組后2）必要時與前次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試驗電流可用額定值或較低電流（如制造廠提供了較低電流下的

32、測量值，可在相同電流下進行比較）2）必要時，如：出口短路后19繞組變形測試110kV及以上：1）更換繞組后2）必要時1）采用頻率響應分析法與初始結果相比，或三相之間結果相比無明顯差別，無初始記錄時可與同型號同廠家對比2）采用電抗法分析判斷同一參數(shù)的三個單相值的互差（橫比）和同一參數(shù)值與原始數(shù)據(jù)及上一次測試值相比之差（縱比），其差值不應超過注意值，注意值參見DL/T1093-20081）每次測試時，宜采用同一種儀器，接線方式應相同2）對有載開關應在最大分接下測試，對無載開關應在同一運行分接下測試以便比較3）發(fā)電廠廠高變可參照執(zhí)行4）必要時，如：發(fā)生近區(qū)短路后20全電壓下空載合閘更換繞組后1）全部

33、更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min2）部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5min1）在運行分接上進行2）由變壓器高壓側或中壓側加壓3）110kV及以上的變壓器中性點接地4）發(fā)電機變壓器組的中間連接無斷開點的變壓器，可不進行21有載分接開關的試驗和檢查1）按制造廠規(guī)定2）大修后3）必要時按DL/T574-1995有載分接開關運行維修導則執(zhí)行1）應在整個操作循環(huán)內進行2）必要時應檢查開關切換程序及時間、動作順序、過渡電阻及觸頭的接觸電阻等結果3）必要時，如：懷疑有故障時22測溫裝置校驗及其二次回路試驗1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年 (二次回路)2）大修

34、后3）必要時1）按制造廠的技術要求2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1 M1）采用2500V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時23氣體繼電器校驗及其二次回路試驗1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術要求2）整定值符合運行規(guī)程要求，動作正確3）絕緣電阻一般不低于1M1）采用1000V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時24壓力釋放器校驗及其二次回路試驗1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)2）必要時1）動作值與銘牌值相差應在±10%

35、范圍內或符合制造廠規(guī)定2）絕緣電阻一般不低于1M1）采用1000V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時25冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)2）大修后3）必要時 1）投運后，流向、溫升和聲響正常，無滲漏油2）強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī)定3）絕緣電阻一般不低于1M1）采用1000V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時26整體密封檢查1）大修后2）必要時1）35kV及以下管狀和平面油箱變壓器采用超過油枕頂部0.6m油柱試驗(約5kPa壓力)，對于波紋油箱和有散熱器的油箱采用超過油枕頂部0.3m油柱試驗(約2.5kPa壓

36、力)，試驗時間12h無滲漏2）110kV及以上變壓器在油枕頂部施加0.035MPa壓力，試驗持續(xù)時間24h無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置2）必要時，如：懷疑密封不良時27套管中的電流互感器試驗大修時1）絕緣電阻測試2）變比測試3）極性測試4）伏安特性測試見第6章28絕緣紙(板)聚合度必要時當聚合度小于250時，應引起注意1）試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數(shù)克2）對運行時間較長(如20年)的變壓器盡量利用吊檢的機會取樣3）必要時，如：懷疑紙(板)老化時29絕緣紙(板)含水量必要時水分(質量分數(shù))一般不大于下值：500kV：1%220kV：3%1）可用所測繞組的tan值推算或取

37、紙樣直接測量2）必要時，如：懷疑紙(板)受潮時30噪聲測量必要時與出廠值比較無明顯變化1）按GB73281987變壓器和電抗器的聲級測量要求進行2）必要時，如：發(fā)現(xiàn)噪音異常時31箱殼振動必要時與出廠值比不應有明顯差別必要時，如：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32紅外檢測運行中500kV：1年6次或以上220kV：1年4次或以上110kV：1年2次或以上按DL/T664-2008帶電設備紅外診斷應用規(guī)范執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位3）結合運行巡視進行，試驗人員每年至少進行一次紅外檢測，同時加強對電壓致熱型設備的檢測，并記錄紅外成像譜圖5.2 干式變壓器、干式接地變壓器干式變壓器、

38、干式接地變壓器的試驗項目、周期和要求見表2。表2 干式變壓器的試驗項目和周期序號項 目周 期要 求說 明1繞組直流電阻1） 6年2）必要時1）相間差別一般不大于平均值的4%，線間差別一般不大于平均值的2%2）與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%1）不同溫度下電阻值按下式換算:R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取2352）必要時，如：紅外檢測異常時2繞組、鐵芯絕緣電阻1） 6年2）必要時絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，一般不低于上次值的70%1）采用2500V或5000V兆歐表2）必要時

39、，如：紅外檢測異常時3交流耐壓試驗1） 6年2）必要時一次繞組按出廠試驗電壓值的0.8倍1）10kV變壓器高壓繞組按35kV×0.8=28kV進行2）額定電壓低于1000V的繞組可用2500V兆歐表測量絕緣電阻代替3）必要時，如：紅外檢測異常時4測溫裝置及其二次回路試驗1） 6年2）必要時1）按制造廠的技術要求2）指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1 M必要時，如：紅外檢測異常時5噪聲測試必要時必要時，如：運行巡視發(fā)現(xiàn)噪聲異常時6紅外檢測1年1次按DL/T664-2008帶電設備紅外診斷應用規(guī)范執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位5.3 SF

40、6氣體絕緣變壓器SF6氣體絕緣變壓器的試驗項目、周期和要求見表3。表3 SF6氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期序號項目周 期要 求說 明1SF6氣體的濕度(20的體積分數(shù))1）1年2）大修后3）必要時運行中：不大于500L/L大修后：不大于250L/L1）按GB12022工業(yè)六氟化硫、DL/T915-2005六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)和DL/T506-2007六氟化硫電氣設備中絕緣氣體濕度測量方法進行2）必要時，如：新裝及大修后1年內復測濕度不符合要求漏氣超過表3中序號2的要求設備異常時 2SF6氣體泄漏試驗1）大修后2）必要時應無明顯漏點1）按DL/T 596-1996電力設備預防性試驗

41、規(guī)程、DL/T 941-2005運行中變壓器用六氟化硫質量標準、GB 11023高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法進行2）對檢測到的漏點可采用局部包扎法檢漏，每個密封部位包扎后歷時5小時，測得的SF6氣體含量（體積分數(shù)）不大于30L/L3現(xiàn)場分解產(chǎn)物測試1）投產(chǎn)后1年1次，如無異常，3年1次2）大修后3）必要時超過以下參考值需引起注意：SO2：不大于3L/LH2S：不大于2L/LCO：不大于100L/L1）建議結合現(xiàn)場濕度測試進行，參考GB8905-2008六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗導則2）必要時，如：懷疑有故障時4實驗室分解產(chǎn)物測試必要時檢測組分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2

42、、SF4、S2OF10、HF必要時，如：現(xiàn)場分解產(chǎn)物測試超參考值或有增長時5繞組直流電阻1）6年2）大修后3）必要時1）1600kVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于平均值的1%2）1600kVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于平均值的4%，線間差別一般不大于平均值的2%3）與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%1）如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%2）預試時有載分接開關宜在所有分接處測量，無載分接開關在運行分接測量3）不同溫度下電阻值按下式換算:R2R

43、1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取2354）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組可不進行定期試驗5）必要時，如：紅外檢測判斷套管接頭或引線過熱時6繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1）6年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，一般不低于上次值的70%2）35kV及以上變壓器應測量吸收比，吸收比在常溫下不低于1.3；吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應不低于1.5 3）絕緣電阻大于10000 M時，吸收比不低于1.1，或極化指數(shù)不低于1.31）采用2500V或50

44、00V兆歐表，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組應充分放電3）必要時，如：SF6氣體試驗異常時7繞組連同套管的tan35kV及以上：1）大修后2）必要時1）20時不大于下列數(shù)值：110kV： 0.8%35kV： 1.5%2）tan值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化，增量一般不大于30%3）試驗電壓：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV以下： Un1）非被試繞組應短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tan的要求值相同3） 封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器, 電纜、GIS側繞組可在中性點加壓測量4）必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時8鐵芯及

45、夾件絕緣電阻1）6年2）大修后1）與以前測試結果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應大于0.1A1）采用2500V兆歐表2）只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量9交流耐壓試驗1） 大修后2） 必要時全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組時，按出廠試驗電壓值的0.8倍110kV變壓器采用感應耐壓必要時，如：SF6氣體試驗異常時10測溫裝置的校驗及其二次回路試驗1）6年2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術要求2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1 M1）采用2500V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時11紅外檢測運行中500kV：1年6次或以上2

46、20kV：1年4次或以上110kV：1年2次或以上按DL/T664-2008帶電設備紅外診斷應用規(guī)范執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、箱殼等部位3）結合運行巡視進行，試驗人員每年至少進行一次紅外檢測，同時加強對電壓致熱型設備的檢測，并記錄紅外成像譜圖5.4 油浸式電抗器500kV油浸式電抗器的試驗項目、周期和要求見表4。表 4 500kV油浸式電抗器的試驗項目、周期和要求序號項目周 期要 求說 明1油中溶解氣體色譜分析1） 新投運及大修投運后：1,4,10,30天2）運行中：3個月3）必要時1）根據(jù)GB/T 72522001，新裝電抗器油中H2與烴類氣體含量(L/L)任一項不宜超過下

47、列數(shù)值：總烴：20；H2：30；C2H2：0；2）運行中H2與烴類氣體含量(L/L)超過下列任何一項值時應引起注意：總烴：150；H2：150；C2H2：13）烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過12mL/d或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月，則認為設備有異常4）當出現(xiàn)痕量(小于1×10-6L/L)乙炔時也應引起注意；如氣體分析雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時，可在超過注意值較大的情況下運行1）總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2）溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3）總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4）新投運

48、的電抗器應有投運前數(shù)據(jù)5）必要時，如：巡視發(fā)現(xiàn)異常2油中水分,mg/L1） 注入電抗器前后的新油2）運行中1年3） 必要時投運前：10運行中：151)運行中設備，測量時應注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50時取樣2)必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時滲漏油等3油中含氣量,% (體積分數(shù))1）注入電抗器前后的新油2）運行中：1年3）必要時投運前：1運行中：51）限值規(guī)定參考：GB/T7595-2008運行中變壓器油質量2）必要時，如：需要補油時滲漏油時4油中糠醛含量，mg/L必要時1）超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢測：必要時，如： 油中氣體總烴超標或CO、CO2過高需了

49、解絕緣老化情況時長期過載運行后，溫升超標后等運行年限1551010151520糠醛含量0.10.20.40.752）跟蹤檢測時，注意增長率3）測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重5絕緣油試驗見第12.1節(jié)6阻抗測量必要時與出廠值相差在±5%范圍內，與三相或三相組平均值相差在±2%范圍內如受試驗條件限制可在低電壓下測量7繞組直流電阻1）3年2）大修后3）必要時1）各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%2）與以前數(shù)值比較，其變化不應大于2%1）如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則

50、與以前數(shù)值比較，其變化不應大于2%2）不同溫度下電阻值按下式換算：R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅繞組取2353）必要時，如：本體油色譜判斷有熱故障紅外檢測判斷套管接頭或引線過熱8繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1）3年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，一般不低于上次值的70%2）吸收比在常溫下不低于1.3，吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應不低于1.5 3）絕緣電阻大于10000M時，吸收比不低于1.1，或極化指數(shù)不低于1.3即可1）采用2500V或5000V兆歐表，

51、兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組應充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應盡量接近4）盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算：式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算6）必要時，如：運行中油介損不合格或油中水分超標滲漏油等9繞組連同套管的tan1）大修后2）必要時1）20時不大于0.6%2）tan值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化(一般不大于30%)3）試驗電壓10kV1）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度盡量相近，盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tan值一般按下式換算：式中tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值2）必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)測量異常時油介損不合格或油中水分超標滲漏油等10電容型套管的tan和電容值見第8章1）用正接法測量2）測量時記錄環(huán)境溫度及電抗器頂層油溫11繞組連同套管的交流耐壓試驗大修后全部更換繞組時，按出廠