电力设备交接和预防性试验规程(试行).doc

《电力设备交接和预防性试验规程(试行).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力设备交接和预防性试验规程(试行).doc（121页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、2022年-2023年建筑工程管理行业文档 齐鲁斌创作Q/FJG Q/FJG 10029.2-2004福建省电力有限公司 发 布2005年3月8日 实施2005年3月8日 发布电力设备交接和预防性试验规程（试行）福建省电力有限公司企业标准1目 次 目 次I前 言II1 范围12 规范性引用文件13 定义、符号24 总则35电力变压器及电抗器46互感器187开关设备288 套管459 支柱绝缘子和悬式绝缘子4710 电力电缆线路4911电容器5512 变压器油和六氟化硫气体6113 避雷器6814 母线7115二次回路7216 1kV及以下的配电装置和电力布线7317 1kV以上的架空电力线路7

2、318接地装置7419 电除尘器7720 旋转电机7921 带电设备红外检测92附录A95附录B96附录C97附录D98附录E99附录F101附录G102附录H103附录I104附录J105附录K109附录L110附录M111附录N115前 言电力设备的交接和预防性试验规程（试行）分两部分：修订说明（Q/FJG10029.1-2004）与标准主体部分(Q/FJG10029.2-2004)。电力设备的交接和预防性试验是安装、运行和维护工作中的重要环节,是保证电力系统安全运行的有效手段之一。交接和预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，1999年原福建省电力工业局制定颁发了福建省电网电力设

3、备交接及预防性试验规程实施细则，多年来对电力生产起到了重要的作用，并积累了丰富的经验。随着电力工业的迅速发展，新设备的大量出现，试验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。为此，福建省电力有限公司组织有关人员,在广泛征求意见的基础上,依据GB5015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准、DL/T5961996电力设备预防性试验规程及国家电网公司关于印发输变电设备技术标准的通知(国家电网生2004634号)、关于预防输变电设备事故措施的通知（国家电网生2004641号）等技术标准、反措文件，结合福建省电网的实际情况,对福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则

4、进行修订,并更名为福建省电力有限公司电力设备交接及预防性试验规程(试行)。 本标准经福建省电力有限公司批准,从生效之日起代替1999年原福建省电力工业局颁发的福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则。福建省电力有限公司所属各发供电单位、二级单位、基建单位、设计单位和联营单位均应遵照执行,省内并网发电厂、县级供电企业、其他电力用户应参照执行。本标准由福建省电力有限公司提出。本标准由福建省电力有限公司生产运行部归口管理并负责解释。本标准在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力试验研究院联系。本标准主要起草人：张孔林 于建龙 应宗明 连鸿松 王恒山 林冶 周剑 陈泰山 陈德兴

5、周渠 林世勇 章开煊 吴虹 鄢庆猛 朱宗毅 廖福旺 施广宇 施倩 赵道阳 黄维宪 林一泓 毛冠民 王定有本标准审核人：林 韩 郑家松 李功新 郑宗安本标准批准人：许新生电力设备交接和预防性试验规程（试行）1 范围本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。本标准适用于500kV及以下的交流电力设备的交接和预防性试验管理，但。本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，原则

6、上应按照本标准执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准标准的引用而成为本标准标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准标准，但鼓励根据本标准标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准标准。 GB/T 2611983 石油产品闪点测定法(闭口杯法) GB/T 2641983 石油产品酸值测定法 GB/T 311.11997 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 5072002 绝缘油击穿电压测定法GB/T 5111988 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）G

7、B 1094.1.21996 电力变压器GB 1094.3.52003 电力变压器GB 25361990 变压器油JB/T 81661995 互感器局部放电测量 GB 56541985 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 GB 64501986 干式电力变压器 GB/T 65411986 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 732887 变压器和电抗器的声级测定GB/T 75952000 运行中变压器油质量标准 GB/T 759819

8、87 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 75991987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB/T 76001987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB/T 76011987 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB 9326.1.51988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求 GB/T 110231989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 110322000 交流无间

9、隙金属氧化物避雷器 GB 120221989 工业六氟化硫GB 501501991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 5961996 电力设备预防性试验规程DL/T 4211991 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 4231991 绝缘油中含气量测定 真空压差法DL/T 7031999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 429.91991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法DL/T 4501991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 4592000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 4921992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 D

10、L/T 5931996 高压开关设备的共用订货技术导则 SH 00401991 超高压变压器油SH 03511992 断路器油国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(国电发2000589号)国家电网公司关于印发输变电设备技术标准的通知(国家电网生2004634号)国家电网公司关于预防输变电设备事故措施的通知(国家电网生2004641号)华东电网公司华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范（试行）(华东电网生2004290号)3 定义、符号3.1交接试验 为了发现新设备在设计、制造、运输、安装过程中产生的隐患，诊断是否符合投入运行的条件，对新设备进行的检查、试验，也包括取油样

11、或气样进行的试验。3.2预防性试验 为了发现运行中设备的隐患，预防设备发生事故或损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油或气样进行的试验。3.3 在线监测 在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。3.4 带电测量对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。3.5 绝缘电阻 在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中，若无特别说明，均指加压lmin时的测得值。3.6 吸收比 在同一次试验中，lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.7 极化指数 在同一次试验中，

12、10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。3.8大修 若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的内容和范围如下： 发电机、变压器：按部颁的发电厂检修规程规定； 互感器及充油电抗器：吊芯检修； 套管：换油、换胶或解体； 隔离刀闸：传动机构及刀闸检修； 避雷器：解体检修； 断路器、重合器、分段器：操作机构解体，灭弧室解体； 耦合电容器：吊芯检修； 高压硅整流器:吊芯检修。3.9 本标准所用的符号Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)；Um 设备最高电压；U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)；U1mA 避雷

13、器直流lmA下的参考电压；tg 介质损耗因数。3.10红外检温利用红外热成像仪或红外点温仪对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的设备进行检测和诊断。红外检测的设备包括旋转电机、变压器、电抗器、互感器、断路器、隔离开关、套管、绝缘子串、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、组合电器、低压电器及二次回路等。通常可在设备带电时进行测试。3.11投运前 新安装的设备交接后长时间未投入而准备投运之前或库存的新设备投运之前。4 总则4.1试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。4.2遇到特殊情况需要改变

14、试验项目、周期或要求时，对已投运设备由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220kV及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案；对新建、扩建项目设备由建设单位分管生产的领导或总工程师审核并上报福建省电力有限公司分管生产的领导或总工程师批准后实施。4.3 110kV以下的电力设备，应按本标准进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110kV及以上的电力设备按规定或在必要时进行耐压试验。 50Hz交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明，均指lmin；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本标准规定的相邻电压

15、等级按插入法进行计算。充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV 72h 220kV 48h 110kV及以下 24h4.4 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。但同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：a）当采用额定电压较高的设备以加强

16、绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；b）当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tg、泄漏电流、六氟化硫气体湿度、绝缘油取样等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本标准时应作相应调整。4.9如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经本单位分管生产的

17、领导或总工程师批准,可以不做停电试验或延长试验周期。4.10多绕组设备进行绝缘试验时,非被试绕组应短路接地。4.11 35kV及以上变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、开关设备、套管、电缆、电容器等设备，在新安装投运后一年内应做一次试验（有特殊规定者除外）。4.12 新安装交接后长时间未投入运行的设备(110kV及以上6个月、35kV及以下1年)，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行试验(试验要求与交接时相同)；运行后长时间停运的设备(110kV及以上6个月、35kV及以下1年),在投运前应按预试规程要求进行试验；库存、备用的设备在投运前参照投运设备试验规程规定进行试验。4.13预试周期原则

18、上220kV及以上电气设备为2年, 110kV及以下电气设备为3年，10kV及以下配变（不含开关站的配变）为5年。4.14 500kV电气设备不拆引线试验参照附录M执行, 如果测量结果与历次比较有明显差别或超过规程规定的标准，应拆引线进行试验。4.15直流电源装置及蓄电池试验按福建省电力有限公司电力系统直流电源装置及蓄电池检修维护规程（试行）执行。4.16 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行；制造厂未作要求的，可根据运行情况自行规定。4.17上级机关颁布的有关反措、规定、规范应遵照执行。5 电力变压器及电抗器5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5.1。表

19、5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项 目周 期要 求说 明1油中溶解气体色谱分析1)交接时2)投运前3)新安装、大修后:a)110kV及以上投运后1天、4天、10天、30天b) 厂用变、35kV站用变投运后4天、30天4)运行中：a)220kV及以上3个月b)110kV半年c)厂用变、35kV站用变1年5)必要时1)新安装变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)不得超过下列数值：a)110kV及以上总烃：10；H2：20；C2H2：0b)35kV及以下总烃：20；H2：30；C2H2：02)大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)不得超过下列数值：总烃：50；H2：50

20、；C2H2：03)运行设备的油中H2与烃类气体含量( L/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150；H2：150；C2H2：5(35220kV)；1 (500kV)4)烃类气体总和的绝对产气速率超过12mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月则判断设备有异常5)对500kV电抗器，当出现少量(小于 1L/L)乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，若经其它试验分析认为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪

21、分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运的变压器应有出厂的有关测试数据5)必要时: a)出口或近区短路b)保护动作后怀疑主变存在异常c)巡视发现异常d)在线监测系统告警e)主变进行耐压和局放试验后f）其它2绕组直流电阻1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年c)10kV及以下配变5年4)无载分接开关变换分接位置5)有载分接开关检修后(各档)6)大修前、后7)必要时1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的变压器

22、，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2%4)电抗器参照执行1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则按要求3)项执行2)不同温度下电阻值按下式换算式中R1、R2分别为在温度T1、T2时的电阻值,T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。3）无载分接开关应在使用的分接档锁定后测量4）必要时:a)本体油色谱判断有热故障b)红外测温判断套管接头发热c）其它3绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及

23、以下3年c)10kV及以下配变5年5)大修前、后6)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，否则应查明原因2)35kV及以上应测量吸收比，吸收比(1030范围)不低于1.3；吸收比不合格时增加测量极化指数，极化指数不低于1.5 ；二者之一满足要求即可3)220kV及以上应测量极化指数1)使用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4)尽量在油温低于50时测量,不同温度下的绝缘电阻值按下式换算:式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值或见附录H5)吸收比和极化指数不进行温度换算6）必要时：

24、a)油介损不合格或油中微水超标b)渗漏油严重可能使变压器受潮c）其它4绕组的tg1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)运行中：a)220kV及以上2年b)35110kV3年5)大修前、后6)必要时1)20时不大于下列数值：500kV 0.6%110220kV 0.835kV及以下 1.5%2)tg值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30)3)试验电压：1)同一变压器各绕组tg的值要求相同2)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近3)35kV及以上,且容量在8000kVA及以上应进行4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值按下式换算：式中tg1、t

25、g2分别为温度t1、t2时的tg值或见附录H5）必要时：a)绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时b)油介损不合格或油中微水超标c)渗漏油严重d）其它绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下额定电压Un5电容型套管的介质损耗因数(tg)和电容值见第8章1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器(或电抗器)顶层油温6绝缘油试验见第12章7交流耐压试验1)交接时2)10kV及以下站用变及开关站配变3年；其余配变5年3)更换绕组后4)大修后（35kV及以下）5)必要时1)油浸变压器（电抗器）试验电压值按表5.2(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验

26、电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍1)用倍频感应或操作波感应法2)35kV及以下全绝缘变压器，交接时和大修后应进行交流耐压试验3)电抗器采用外施工频耐压试验4)必要时：a）设备安装（运输）过程中发现异常b）对绝缘有怀疑时c) 其它8铁芯绝缘电阻1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年c)10kV及以下配变5年4)大修前、后5)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.3A1)用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2）夹件有引出接地的可单独对夹件进行测量3)必要

27、时：a）从油色谱试验判断变压器内部有热故障b）其它9穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)交接时2)大修后3)必要时220kV及以上绝缘电阻一般不低于500M、其它变压器一般不低于10M1)用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)连接片不能拆开者可不进行10油中水分mg/L1)交接时2)投运前3)大修后4)运行中：a)220kV及以上半年b)110kV 1年c)厂用变、35kV站用变1年5)必要时交接时、大修后110kV及以下20220kV15500kV10运行中110kV及以下35220kV25500kV151)运行中设备，测量时应注意温度

28、的影响，尽量在顶层油温高于50时取样2）必要时：a)绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时b)渗漏油严重c)油中氢气含量和油介损值偏高d）其它11油中含气量(体积分数)%1) 220kV及以上交接时2) 220kV及以上大修后投运前3）运行中：a)500kV半年b)220kV 1年4）必要时交接时、大修后500kV1220kV3运行中500kV3220kV5必要时:a)变压器需要补油时b）渗漏油c）其它12绕组泄漏电流1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)运行中：a)220kV及以上2年b)35110kV3年5)大修前、后6)必要时1)试验电压一般如下：1)在高压端读取1min时的

29、泄漏电流值,同一测量接线的泄漏电流I(A)与绝缘电阻的关系一般应符合:IuA=U/R60U直流试验电压R601分钟的绝缘电阻(M)2)35kV容量10000kVA及以上应进行3)必要时：a)设备发生异常时b) 其它绕组额定电压 kV6102035110220500直流试验电压kV102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化3) 泄漏电流见附录H13绕组所有分接的电压比1)交接时2)分接开关引线拆装后3)更换绕组后4)必要时1)各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且符合规律2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为

30、0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过1%必要时：a)怀疑有匝间短路时b)其它14校核三相变压器的组别或单相变压器极性1)交接时2)更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致15空载电流和空载损耗1)交接时(500kV变压器)2)更换绕组后3)必要时与前次试验相比无明显变化 1)试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较)2）可结合零起升压启动试验时进行3）必要时：a)怀疑磁路有缺陷时b) 其它16阻抗电压和负载损耗1)更换绕组后2)必要时与前次试验值相比,无明显变化1)试验电

31、源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)2)必要时：a)出口短路时b)其它17局部放电试验1)交接时(220kV及以上)2)更换绝缘部件或线圈后(110kV及以上)3)大修后(220kV及以上)4)必要时1)在线端电压为1.5Um/时,视在放电量一般不大于500 pC；线端电压为1.3 Um/时, 视在放电量一般不大于300pC2)干式变压器按GB6450规定执行1)试验方法符合GB1094.3的规定2)电抗器可进行运行电压下局部放电监测3)必要时：a)运行中的变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时b) 其它18有载调压装置的试

32、验和检查1)检查动作顺序2)操作试验变压器带电时手动操作、远方操作各2个循环3)检查和切换测试：a）测量过渡电阻的阻值b）测量切换时间c）检查插入触头、动静触头的接触情况、电气回路的连接情况d）单、双数触头间非线性电阻的试验e）检查单、双触头间放电间隙4)检查操作箱5)二次回路绝缘试验1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上 2年b)110kV及以下3年4)大修后5)必要时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常与出厂值相差不大于10%三

33、相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好按制造厂的技术要求无烧伤或变动接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常绝缘电阻一般不低于1 M必要时：a)怀疑有故障时b)其它采用2500V兆欧表19有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量试验1)交接时2)大修后3）运行中：a)kV及以上半年或每分接变换2000次以后b)35kV2年4)必要时110kV及以上：a)交接时、大修后：油击穿电压40，水分含量25mg/Lb)运行中 ：油击穿电压30，水分含量40mg/L35kV：按

34、制造厂要求1)有在线滤油装置可延长每年1次2)如果制造厂有规定时按制造厂规定执行3) 必要时：a)怀疑有绝缘故障时b) 其它20测温装置及其二次回路试验1) 交接时2) 随相连主设备预试时3)大修后4)必要时1)密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相符2)绝缘电阻一般不低于1M1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2）必要时：怀疑有故障时21气体继电器及其二次回路试验1) 交接时2）随相连主设备预试时3)大修后4)必要时整定值符合运行规程要求,动作正确，绝缘电阻一般不低于1M1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2）必要时：怀疑有故障时22压力释放器校验1)交接时2)大修后开启压力偏差5kPa

35、或按制造厂规定 23整体密封检查1)交接时2)大修后1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kpa压力),对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kpa压力),试验时间12h无渗漏2) 110kV及以上变压器,在油枕顶部施加0.035Mpa压力,试验持续时间24h试验时带冷却器,不带压力释放装置24冷却装置及其二次回路检查试验1)交接时2)大修后3)必要时1)投运后,流向、温升和声响正常，无渗漏2）强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定绝缘电阻一般不低于1M1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2)必要时:怀疑有故障时25套管中的

36、电流互感器绝缘试验1)交接时2)大修后3)必要时绝缘电阻一般不低于1M1)采用2500V兆欧表2)必要时: 对绝缘性能有怀疑时26全电压下空载合闸1)交接时2)更换绕组后3)大修后1)新装和全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔不少于5min2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔不少于5min1)在使用分接上进行2)由变压器高压侧加压或中压侧加压3）110kV及以上的变压器中性点接地4）发电机变压器组中间连接无断开点的变压器，可不进行27油中糠醛含量1)交接时2)大修前、大修投运后1个月内3)投运10年内5年1次，其后3年1次4)必要时1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，应视为非正常老化

37、，需跟踪监测：1)110kV及以上进行2)必要时：a)油中气体总烃超标或CO、CO2过高b)需了解绝缘老化情况时,如温升过高后或长期过载运行后等运行年限1346791012糠醛含量0.040.070.10.2运行年限1315161819212225糠醛含量0.40.6122)跟踪检测时,注意增长率3)糠醛含量大于2mg/L时，认为绝缘老化已比较严重28绝缘纸(板)聚合度必要时当聚合度小于250时，应引起注意1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样3）必要时：怀疑绝缘老化比较严重29绝缘纸(板)含水量必要时含水量(质量分数)一般不大于下列值:

38、500kV 1%220kV 3%1）可用所测绕组的tg值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T58096用露点仪测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法标准进行测量2）必要时：怀疑绝缘纸(板)受潮时30阻抗测量必要时与出厂值相差不大于5%，与三相或三相组平均值相差不大于2%1)适用于电抗器,如受试验条件限制可在运行电压下测量2)必要时:怀疑有故障时31振动1)交接时2)必要时与出厂值或交接值比不应有明显差别1)适用于500kV油浸电抗器2）必要时：发现箱壳振动异常时32噪音1)交接时2)必要时与出厂值或交接值比不应有明显差别1）按GB7328要求进行,适用于500kV电压等级2)必要时：巡

39、视发现噪音异常时33油箱表面温度分布1)交接时2)必要时局部热点温升不超过80k1)适用于500kV油浸电抗器2)必要时:红外测温判断油箱表面发热34变压器绕组变形试验1)交接时2)更换绕组后3)大修后4)必要时与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别1)每次测量时,变压器外部接线状态应相同2)应在最大分接位置下测量3)110kV及以上变压器进行4）必要时：出口(或近区)短路后35壳式变压器绝缘油带电度1)交接时2)3年应小于500pC/mL/2036壳式变压器线圈泄漏电流1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上 2年b)110kV3年应小于|-3.5|A在变压器停电启动油泵状态下测量37壳式变压器绝缘油体积电阻率1)交接时2)大修后3)1年应大于11013cm/801）如果低于11013cm/80，应及时更换为含硫量低并添加了抗静电剂的新油2）当油体积电阻率出现较快的下降趋势时，应进行油中硫化铜含量测试5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表5.2。表5.2 电力变压器的交流试验电压电压值及操作波试验电压值额定电压(kV)最高工作电压(kV