電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程Q／CSG100072004

1、QCSG中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準 QCSG 1 00072004 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程  2004-03-01發(fā)布2004-06-01實施  中國南方電網(wǎng)有限責任公司發(fā)布  中國南方電網(wǎng)公司關(guān)于頒發(fā)變電運行管理標準等十二項生產(chǎn)標準的通知 南方電網(wǎng)生20043號 超高壓輸變電公司、中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度通信中心，各子公司：為規(guī)范公司系統(tǒng)的安全生產(chǎn)行為，開展公司安全生產(chǎn)規(guī)范化建設(shè)，公司組織編制完成了變電運行管理標準等十二項生產(chǎn)標準，并經(jīng)公司標準化委員會批準通過，現(xiàn)予以頒布，自二四年六月一日起

2、執(zhí)行。請各單位認真學(xué)習，遵照執(zhí)行。附件：1.變電運行管理標準 2.架空線路及電纜運行管理標準 3.發(fā)電運行管理標準 4.變電站安健環(huán)設(shè)施標準 5.架空線路及電纜安健環(huán)設(shè)施標準 6.發(fā)電廠安健環(huán)設(shè)施標準 7.電氣工作票技術(shù)規(guī)范（發(fā)電、變電部分） 8.電氣工作票技術(shù)規(guī)范（線路部分） 9.電氣操作導(dǎo)則 10.電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程 11.繼電保護及安全自動裝置檢驗條例 12.輸變電設(shè)備狀態(tài)評價標準 南方電網(wǎng)公司籌備組（代章）二四年二月十九日 目次 前言1 范圍2 規(guī)范性引用文件3 定義與符號4 總則5 電力變壓器及電抗器 5.1 油浸式電力變壓器 5.2 干式變壓器 5

3、.3 SF6氣體絕緣變壓器 5.4 油浸式電抗器 5.5 油浸式串聯(lián)電抗器 5.6 干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈 5.7 油浸式消弧線圈6 互感器 6.1 油浸式電流互感器 6.2 SF6電流互感器 6.3 干式電流互感器 6.4 電磁式電壓互感器 6.5 電容式電壓互感器 6.6 放電線圈7 開關(guān)設(shè)備 7.1 SF6斷路器和GIS（含H-GIS） 7.2 多油斷路器和少油斷路器 7.3 真空斷路器 7.4 低壓斷路器和自動滅磁開關(guān) 7.5 重合器（包括以油、真空及SF6氣體為絕緣介質(zhì)的各種12kV重合器） 7.6 分段器（包括以油、真空及SF6氣體為絕緣介質(zhì)的各種12kV分段器） 7.7

4、 隔離開關(guān) 7.8 高壓開關(guān)柜8 套管9 支柱絕緣子和懸式絕緣子、合成絕緣子 9.1 支柱絕緣子和懸式絕緣子 9.2 合成絕緣子10 電力電纜線路 10.1 紙絕緣電力電纜線路 10.2 橡塑絕緣電力電纜線路 10.3 自容式充油電纜線路 10.4 交叉互聯(lián)系統(tǒng)11 電容器 11.1 高壓并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器和交流濾波電容器 11.2 耦合電容器和電容式電壓互感器的電容分壓器 11.3 斷路器電容器 11.4 集合式電容器 11.5 高壓并聯(lián)電容器裝置12 絕緣油和六氟化硫氣體 12.1 變壓器油 12.2 斷路器油 12.3 SP6氣體13 避雷器 13.1 普閥、磁吹型避雷器 13.2

5、金屬氧化物避雷器 13.3 GIS用金屬氧化物避雷器 13.4 線路用金屬氧化物避雷器14 母線 14.1 封閉母線 14.2 一般母線15 二次回路16 1kV及以下的配電裝置和電力布線17 1kV以上的架空電力線路18 接地裝置19 旋轉(zhuǎn)電機 19.1 同步發(fā)電機 19.2 直流電機 19.3 中頻發(fā)電機 19.4 交流電動機附錄A （規(guī)范性附錄）絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準附錄B （資料性附錄）污穢等級與對應(yīng)附鹽密度值附錄C （資料性附錄）避雷器的電導(dǎo)電流值和工頻放電電壓值附錄D （規(guī)范性附錄）同步發(fā)電機和調(diào)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附錄E （資料性附錄）帶電設(shè)

6、備紅外診斷方法和判斷依據(jù)附錄F （資料性附錄）參考資料 前言 預(yù)防性試驗是電力設(shè)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(yù)防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術(shù)監(jiān)督工作的主要依據(jù)，1996年由原電力工業(yè)部頒發(fā)的DLT 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程多年來對電力生產(chǎn)起到了重要的作用。但近年來，隨著電力工業(yè)的迅速發(fā)展，新設(shè)備大量涌現(xiàn)，試驗技術(shù)不斷進步，為適應(yīng)當前中國南方電網(wǎng)有限責任公司轄區(qū)內(nèi)的實際情況，需要對原規(guī)程進行補充和修改。依據(jù)DLT 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程和有關(guān)反事故技術(shù)措施之規(guī)定，結(jié)合1997年以來新頒布的相關(guān)國家標準和行業(yè)標準

7、，現(xiàn)另行編制QCSG 1 00072004電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程，作為中國南方電網(wǎng)有限責任公司的企業(yè)標準。本標準是在按照國家標準、行業(yè)標準及相關(guān)技術(shù)規(guī)范、規(guī)定，并考慮現(xiàn)行設(shè)備的實際運行要求而提出，適用于中國南方電網(wǎng)電力設(shè)備預(yù)防性試驗工作。本標準由中國南方電網(wǎng)有限責任公司生產(chǎn)技術(shù)部提出、歸口并解釋。本標準起草單位：廣東省電力試驗研究所、廣電集團廣州供電分公司。本標準主要起草人：徐達明、何宏明、蔣琨、姚森敬、楊楚明、陳錦清、彭向陽、王紅斌、張澤華、王勇、林志明、劉志一。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2004年6月1日起實施。執(zhí)行中的問題和意見，請及時反饋給南方電網(wǎng)公司生

8、產(chǎn)技術(shù)部。 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程 1 范圍 本標準規(guī)定了各種電力設(shè)備預(yù)防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設(shè)備是否符合運行條件，預(yù)防設(shè)備損壞，保證安全運行。本標準適用于中國南方電網(wǎng)500kV及以下的交流電力設(shè)備。高壓直流輸電設(shè)備及其他特殊條件下使用的電力設(shè)備可參照執(zhí)行。進口設(shè)備以該設(shè)備的產(chǎn)品標準為基礎(chǔ)，參照本標準執(zhí)行。 2 規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過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(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。

9、凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。 GBT 311.22002 高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合 GB 1094.1GB 1094.21996 電力變壓器 GB 1094.3、GB 1094.52003 電力變壓器 GB 12071997 電壓互感器 GB 12081997 電流互感器 GB 19841989 交流高壓斷路器 GB 19851989 交流高壓隔離開關(guān)和接地開關(guān) GB 25361990 變壓器油 GB 39061991 3kV35kV交流金屬封閉式開關(guān)設(shè)備 GB 41091999 高壓套管技術(shù)條件 GB 47032001 電容式電壓互感器 GB 47871996 斷路器電容

10、器 GB 61151998 電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器 GB 64501986 干式電力變壓器 GB 64511999 三相油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求 GBT 72522001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則 GBT 75952000 運行中變壓器油質(zhì)量標準 GB 76741997 72.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備 GB 89051996 六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)則 GB 9326.1GB 9326.51988 交流330kV及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件 GB 102291988 電抗器 GB 102301988 有載分接開關(guān) GB 110171989 額定電壓110

11、kV銅芯、鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜 GBT 110221999 高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)要求 GB 110322000 交流無間隙金屬氧化物避雷器 GB 12706.1GB 12706.31991 額定電壓35kV及以下銅芯、鋁芯塑料絕緣電力電纜 GB 12976.1GB 129761991 額定電壓35kV及以下銅芯、鋁芯紙絕緣電力電纜 GB 501501991 電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準 DLT 4021999 交流高壓斷路器訂貨技術(shù)條件 DLT 4592000 電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術(shù)條件 DLT 5741995 有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則 DLT 5931996

12、 高壓開關(guān)設(shè)備的共用訂貨技術(shù)導(dǎo)則 DLT 5961996 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程 DLT 6201997 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合 DLT 6211997 交流電氣裝置的接地 DLT 6641999 帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則 DLT 7222000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則 DLT 8642003 標稱電壓高于1000V交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則 JBT 71111993 高電壓并聯(lián)電容器裝置 JBT 71122000 集合式高電壓并聯(lián)電容器 JBT 81691999 耦合電容器和電容分壓器 3 定義與符號 3.1預(yù)防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱

13、患，預(yù)防發(fā)生事故或設(shè)備損壞，對設(shè)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(shè)備運行的條件下，對設(shè)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(shè)備，采用專用儀器，由人員參與進行的測試。3.4紅外測溫利用紅外技術(shù)，對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應(yīng)或其他致熱效應(yīng)的帶電設(shè)備進行檢測和診斷。3.5繞組變形測試利用頻率響應(yīng)等方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。3.6GIS局部放電測試利用甚高頻、超聲波等檢測技術(shù)對運行中的GIS進行局部放電檢測，判斷其是否存在絕緣缺陷。3.7符號Un：設(shè)備額定電

14、壓；Um：設(shè)備最高電壓；U0U：電纜額定電壓（其中U0為電纜導(dǎo)體與金屬套或金屬屏蔽之間的設(shè)計電壓，U為導(dǎo)體與導(dǎo)體之間的設(shè)計電壓）；U1mA：避雷器直流1mA下的參考電壓； tan：介質(zhì)損耗因數(shù)。3.8常溫本標準中常溫的范圍為1040。 4 總則 4.1本標準所規(guī)定的各項試驗標準，是電力設(shè)備技術(shù)監(jiān)督工作的基本要求，是電力設(shè)備全過程管理工作的重要組成部分。在設(shè)備的維護檢修工作中必須堅持預(yù)防為主，積極地對設(shè)備進行維護，使其能長期安全、經(jīng)濟運行。4.2設(shè)備進行試驗時，試驗結(jié)果應(yīng)與該設(shè)備歷次試驗結(jié)果相比較，與同類設(shè)備或不同相別的試驗結(jié)果相比較，參照相關(guān)的試驗結(jié)果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，

15、進行綜合分析和判斷后作出正確結(jié)論。4.3遇到特殊情況（例如發(fā)現(xiàn)某類設(shè)備的同一類故障和缺陷突出），需要調(diào)整設(shè)備的試驗周期時，由各運行單位負責生產(chǎn)的總工程師批準執(zhí)行。220kV及以上電氣設(shè)備應(yīng)報相應(yīng)的主管生產(chǎn)部門（各分公司、子公司）備案。對老舊設(shè)備根據(jù)設(shè)備狀態(tài)可適當縮短試驗周期。4.4在試驗周期的安排上應(yīng)將同間隔設(shè)備調(diào)整為相同試驗周期，需停電取油樣或氣樣的化學(xué)試驗周期調(diào)整到與電氣試驗周期相同。發(fā)電廠電氣設(shè)備試驗周期應(yīng)結(jié)合設(shè)備大、小修進行。4.5進行耐壓試驗時，應(yīng)盡量將連在一起的各種設(shè)備分開來單獨試驗（制造廠裝配的成套設(shè)備不在此限）。同一試驗電壓的設(shè)備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試

16、驗電壓的電力設(shè)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(yīng)采用所連設(shè)備中的最低試驗電壓。4.6當電力設(shè)備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應(yīng)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(shè)備以加強絕緣時，應(yīng)按照設(shè)備的額定電壓確定其試驗電壓； b）當采用額定電壓較高的設(shè)備作為代用時，應(yīng)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(shè)備時，應(yīng)在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.7在進行與溫度和濕度有關(guān)的各種試驗（如測量直流電阻、絕緣電阻、tan、泄漏電流等）時，應(yīng)同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行

17、絕緣試驗時，被試品溫度不應(yīng)低于5，戶外試驗應(yīng)在良好的天氣下進行，且空氣相對濕度一般不高于80。4.8 110kV及以上設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過6個月未投入運行，或運行中設(shè)備停運超過6個月的，在投運前應(yīng)進行絕緣項目試驗，如測量絕緣電阻、tan、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等。35kV及以下設(shè)備按1年執(zhí)行。4.9有條件進行帶電測試或在線監(jiān)測的設(shè)備，應(yīng)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(yīng)進行停電試驗進一步核實。如經(jīng)實用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術(shù)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，同時報省一級公司備案。4.10應(yīng)加強電力設(shè)備紅外測溫工作，具體要求

18、按DLT 6641999執(zhí)行。4.11如不拆引線不影響對試驗結(jié)果的相對判斷時，宜采用不拆引線試驗的方法進行。4.12本標準未包含的電力設(shè)備的試驗項目，按制造廠規(guī)定進行。4.13各省公司可根據(jù)本標準，結(jié)合各自的實際情況，對試驗周期、試驗項目等作出必要的補充規(guī)定。 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、周期和要求見表1。 表1 油漫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

19、 2）運行中： 500kV：3個月 220kV：6個月 35kV、110kV：1年 3）必要時 1）新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量（LL）任一項不宜超過下列數(shù)值：總烴：20 H2：10 C2H2：0 2）運行設(shè)備油中H2與烴類氣體含量（LL）超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意：總烴：150 H2：150 C2H2：5（35kV220kV）， 1（500kV） 3）烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于6mLd（開放式）和12mLd（密封式），或相對產(chǎn)氣速率大于10月則認為設(shè)備有異常 1）總烴包括CH4、C2H4、C2G6和C2H2四種氣體 2）溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期

20、進行跟蹤分析 3）總烴含量低的設(shè)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(yīng)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 表1 （續(xù)） 序號項目周期要求說明2油中水分mgL 1）準備注入110kV及以上變壓器的新油 2）注入500kV變壓器后的新油 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：25500kV：15     1）運行中設(shè)備，測量時應(yīng)注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50

21、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變壓器 1）新油注入前后 2）運行中：1年 3）必要時投運前：1 運行中：3 必要時，如：變壓器需要補油時滲漏油4油中糠醛含量mgL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、OO2過高需了解絕緣老化情況時，如長期過載運行后、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

22、增長率 3）測試值大于4mgL時，認為絕緣老化已比較嚴重  5油中潔凈度測試 500kV：必要時標準在制定中 6絕緣油試驗見12.1節(jié) 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明7繞組直流電阻 1）3年 2）大修后 3）無載分接開關(guān)變換分接位置 4）有載分接開關(guān)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(yīng)大于三相平均值的2，無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)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(yīng)大于2

23、 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(yīng)大于2 2）有載分接開關(guān)宜在所有分接處測量，無載分接開關(guān)在運行分接處測量 3）不同溫度下電阻值按下式換算：R2R1（Tt2）（Tt1）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(dǎo)線取235，鋁導(dǎo)線取225 4）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)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測溫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

24、同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化，一般不低于上次值的70 2）35kV及以上變壓器應(yīng)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(yīng)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 1）使用2500V或5000V兆歐表，對220kV及以上變壓器，兆歐表容量般要求輸出電流不小于3mA 2）測量前被試繞組應(yīng)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(yīng)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

25、閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)繞組可在中性點測量 7）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 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明9 繞組連同套管的tan  1）3年 2）大修后 3）必要時  1）20時不大于下列數(shù)值：500kV：06110kV220kV：0.835kV：1.5 2）tan值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化（增量一般不大于30） 3）試驗電壓：繞組電壓l0kV及以上：l0kV繞組電壓10kV以下：Un 1）非被試繞組應(yīng)短路接地或屏蔽 2）同一變壓器各繞組tan的要求

26、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t1t2時的tan值 5）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)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(cè)套

27、管從中性點加壓，非被試側(cè)短路接地11  繞組連同套管的交流耐壓試驗 1）l0kV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，按出廠試驗電壓值的0.8倍 1）110kV及以上進行感應(yīng)耐壓試驗 2）10kV按35kV×0.828kV進行12  鐵芯及夾件絕緣電阻 1）3年 2）大修后 3）必要時 1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別 2）運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A 1）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

28、多點接地時 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明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：一般不低于500M 110kV及以下：一般不低于100M 1）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300pC 1）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

29、0;繞組所有分接的電壓比  1）分接開關(guān)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(yīng)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；其他所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5，其他分接的電壓比應(yīng)在變壓器阻抗電壓值（）的110以內(nèi)，但偏差不得超過土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

30、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 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明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

31、）6年 2）更換繞組后 3）必要時與初始結(jié)果相比，或三相之間結(jié)果相比無明顯差別，無初始記錄時可與同型號同廠家對比 1）每次測試時，宜采用同一種儀器，接線方式應(yīng)相同 2）對有載開關(guān)應(yīng)在最大分接下測試，對無載開關(guān)應(yīng)在同一運行分接下測試以便比較 3）發(fā)電廠廠用高壓變壓器可參照執(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）全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min 2）部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5min 1）在運行分接上進行 2）由變壓器高壓側(cè)或中壓側(cè)加壓

32、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(guān)的試驗和檢查 1）按制造廠規(guī)定 2）大修后按DLT5741995執(zhí)行 22   測溫裝置校驗及其二次回路試驗 1）3年（二次回路） 2）大修后 3）必要時 1）按制造廠的技術(shù)要求 2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符 3）絕緣電阻一般不低于1M 1）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）3年（二次回路） 2）大修后 3）必要時 1）按制造廠的技術(shù)要

33、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1M 1）采用2500V兆歐表 2）必要時，如：懷疑有故障時 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明24 壓力釋放器校驗及其二次回路試驗 1）3年（二次回路） 2）必要時 1）動作值與銘牌值相差應(yīng)在±10范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定 2）絕緣電阻一般不低于1M 1）采用2500V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）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

34、3）絕緣電阻一般不低于1M 1）采用2500V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    &#

35、160;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(yīng)引起注意 1）試驗可從引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等取樣數(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(zhì)量分數(shù)）一般不大于下值： 500kV：1 220kV：3 1）可用所測繞組的tan值推算或取紙樣直接測量 2）必要時，如：懷疑紙（板）受潮時 表1（續(xù)） 序號項目周期要求說明30噪聲測量必要時與出廠

36、值比較無明顯變化 1）按GB73281987的要求進行 2）必要時，如：發(fā)現(xiàn)噪聲異常時31箱殼振動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時，如：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32紅外測溫運行中 500kV：1年2次 110kV、220kV： 1年1次按DLT 664999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 5.2 干式變壓器干式變壓器的試驗項目、周期和要求見表2。 表2 干式變壓器的試驗項目、周期 序號項目周期要求說明1  繞組直流電阻 1）6年 2）大修后 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

37、同部位測得值比較，其變化不應(yīng)大于2不同溫度下電阻值按下式換算：R2R1（Tt2）（Tt1）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)，取2352繞組、鐵芯絕緣電阻 1）6年 2）大修后絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化，一般不低于上次值的70采用2500V或5000V兆歐表3交流耐壓試驗 1）6年 2）大修后按出廠試驗電壓值的0.8倍 10kV變壓器按35kV×0.828kV進行4 測溫裝置及其二次回路試驗 1）6年 2）大修后 1）按制造廠的技術(shù)要求 2）指示正確，測沮電阻值應(yīng)和出廠值相符 3）絕緣電阻一般不低于1M

38、0;5 紅外測溫 1年1次按DLT6641999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）只對站用變壓器、廠用變壓器進行 5.3 SF6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、周期 序號項目周期要求說明1     SF6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500LL大修后：不大于250LL  1）按GB120221989、SD306和DL5061992進行 2）必要時，如：新裝

39、及大修后1年內(nèi)復(fù)測濕度不符合要求漏氣超過表15中序號2的要求設(shè)備異常時2 SF6氣體成分分析 1）大修后 2）必要時見12.3節(jié)3 SF6氣體泄漏試驗 1）大修后 2）必要時無明顯漏點 4             繞組直流電阻   1）3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(yīng)大于平均值的2，無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于平均值的1 2）1600kVA及以下的變

40、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(yīng)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(yīng)大于2 2）預(yù)防性試驗時有載分接開關(guān)宜在所有分接處測量，無載分接開關(guān)在運行分接處測量 3）不同溫度下電阻值按下式換算；R2R1（Tt2）（Ttl）式中：Rl、R2分別為在溫度tl、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，取235 4）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)繞組可不進行定期試驗 5）必要時，如：紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱時 表3（續(xù)） 序

41、號項目周期要求說明5      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濕度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化，一般不低于上次值的70 2）35kV及以上變壓器應(yīng)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(yīng)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 1）采用2500V或5000V兆歐表，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA 2）測量前被試繞組應(yīng)充分放電 3）必要時，如

42、：對絕緣有懷疑時6       繞組連同套管的tan       35kV及以上： 1）3年 2）大修后    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(yīng)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：Un 1）非被試繞組應(yīng)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，

43、電纜、GIS側(cè)繞組可在中性點加壓測量7 鐵芯及夾件絕緣電阻 1）3年 2）大修后 1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別 2）運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A 1）采用2500V兆歐表 2）只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量8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 1）110kV變壓器采用感應(yīng)耐壓 2）必要時，如：對絕緣有懷疑時9測溫裝置的校驗及其二次回路試驗 1）3年 2）大修后 3）必要時 1）按制造廠的技術(shù)要求 2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符 3）絕緣電阻一般不低于1M 1）采用250

44、0V兆歐表 2）必要時，如：懷疑有故障時10  紅外測溫  運行中 500kV：1年2次 110kV、220kV： 1年1次按DLT 6641999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 5.4 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 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l             

45、    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）新裝電抗器油中H2與烴類氣體含量（LL）任一項不宜超過下列數(shù)值：總烴；20 H2：10 C2H2：0 2）運行中H2與烴類氣體含量（LL

46、）超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意：總烴：150 H2：150 C2H2：1 3）烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過12mLd或相對產(chǎn)氣速率大于10月，則認為設(shè)備有異常 4）當出現(xiàn)痕量（小于1LL）乙炔時也應(yīng)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、C2H2和C2H，四種氣體 2）溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)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(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷 4）新投運的電抗器應(yīng)有投運前數(shù)據(jù) 5）必要時，如：巡視發(fā)現(xiàn)異常2   

47、0;  油中水分 mgL      1）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：15   1）運行中設(shè)備，測量時應(yīng)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：l  運行中：3  必要時，如：需要補油時滲漏油時 表4（續(xù)） 序號項目周期

48、要求說明4油中糠醛含量 mgL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0.10.20.40.75 2）跟蹤檢測時，注意增長率 3）測試值大于4mgL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(nèi)，與三相或三相組平均值相差在±2范圍內(nèi)如受試驗條件限制可在低電壓下測量7         

49、0;  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(yīng)大于三相平均值的2，無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三相平均值的1 2）與以前數(shù)值比較，其變化不應(yīng)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

50、了這種偏差的原因，則與以前數(shù)值比較，其變化不應(yīng)大于2 2）不同溫度下電阻值按下式換算：R2R1（Tt2）（Tt1）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)，取235 3）必要時，如：本體油色譜判斷有熱故障紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱 表4（續(xù)） 序號項目周期要求說明8             繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)       &#

51、160; 1）3年 2）大修后 3）必要時          1）絕緣電阻換算至同溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)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(yīng)不低于1.5 3）絕緣電阻大于10000MQ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，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA 2）測量前被試繞組應(yīng)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(yīng)盡

52、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tan          1）3年 2）大修后 3）必要時       1）20時不大于06 2）tan值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化（一般不大于30） 3）試驗電壓10kV      1）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