电力设备交接和预防性试验规程(广西电网公司XXXX版).doc

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1、2022年-2023年建筑工程管理行业文档 齐鲁斌创作Q/GXD广西电网公司企业标准Q/GXD 126.012009代替Q/GXD 126.012006电力设备交接和预防性试验规程2009-06-25发布 2009-08-01实施广西电网公司 发 布III目 次 目次I1 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类45.1 油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)45.2干式变压器135.3 SF6气体绝缘变压器165.4 变电所所用变压器、接地变压器和变压器中性点高阻装置215.5 配电网箱式变压器和10kV变压器235.6油浸式电抗器（500kV）255.

2、7油浸式串联和并联电抗器（35kV及以下）295.8干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈305.9油浸式消弧线圈325.10 判断故障时可供选用的试验项目336 互感器346.1 油浸式电流互感器346.2 SF6电流互感器366.3 干式（固体绝缘和绝缘绕包干式）电流互感器376.4电磁式电压互感器406.5电容式电压互感器476.6 放电线圈487 开关设备497.1 SF6断路器和金属封闭组合电器(含GIS、H-GIS)497.2 低压断路器和自动灭磁开关557.3 户内真空断路器557.4 户外柱上真空断路器和重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器)597.5分界

3、智能开关和分段器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV分段器)607.6 隔离开关627.7 高压开关柜638 套管659 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子689.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子689.2合成绝缘子6910 电力电缆6910.1 一般规定6910.2 橡塑绝缘电力电缆6910.3 交叉互联系统7311 电容器7411.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器7411.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器7611.3 断路器断口并联电容器7711.4 集合式电容器7811.5 高压并联电容器装置7811.6 阻波器调谐电容器 7811.7 调容式消弧线圈

4、补偿装置电容器 7812 绝缘油和六氟化硫气体8012.1 变压器油8012.2 SF6气体8313 避雷器8713.1 普阀、磁吹型避雷器8713.2 金属氧化物避雷器8913.3 GIS用金属氧化物避雷器9013.4 线路用金属氧化物避雷器9013.5 避雷器带电试验9114 母线9114.1 封闭母线9114.2 一般母线9114.3 绝缘管型母线 9115 二次回路9216 1kV及以下的配电装置和电力布线9417 1kV以上的架空电力线路9418 接地装置9519 低压电器98附录A(规范性附录)绝缘子的交流耐压试验电压标准99附录B(资料性附录)污秽等级与对应附盐密度值99附录C(

5、资料性附录)橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法101附录D(资料性附录)橡塑电缆附件中金属层的接地方法101附录E(资料性附录)避雷器的电导电流值和工频放电电压值102附录F(资料性附录)油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值103附录G(规范性附录)高压电气设备的工频耐压试验电压标准104附录H(资料性附录)带电设备红外诊断方法和判断依据106附录I(资料性附录)部分断路器回路电阻值107附录J(资料性附录)部分六氟化硫断路器时间参数110附录K(资料性附录)支柱绝缘子及瓷套超声波检测缺陷评定方法112附录L(资料性附录)参考资料112前 言 公司2006版电力设备交接和预防性试验规程的

6、印发执行，对规范公司系统电气设备的交接和预防性试验起到了积极的指导作用，对保证电气设备安全可靠运行起了重要作用。为适应电力设备和试验技术的发展，公司在广泛征求意见的基础上，对2006版电力设备交接和预防性试验规程进行了补充和完善，修订的主要内容有：一、修订了与最新国标、反措不一致的内容；二、修订了不适应电网要求的试验项目、试验周期、试验标准。三、增加了阻波器调谐电容、调容式消弧线圈补偿装置电容器、绝缘管型母线和部分配电网设备，删除了多油断路器和少油断路器、自容式充油电缆、断路器油的内容。本规程（修订版）从实施之日起，凡其它标准涉及电力设备交接和预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的，以

7、本规程为准。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，参照本规程执行。本标准自实施之日起，Q/GXD126.01-2006标准废除。 附录A和附录G为规范性附录。附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H、附录I、附录J和附录K为资料性附录。本标准由广西电网公司标准化委员会提出并归口。本标准由广西电网公司生产技术部负责起草。本标准由广西电网公司标准化委员会技术标准分委会组织审定。本标准起草人：刘 辉本标准审查人（按姓氏拼音排列）：范耀波 郭宏华 郭丽娟 黄静雯 黄 瑜 黄云光 蒋蔚譞 罗传胜 钱晓东 石湘明 苏雪梅 谭德海 唐 胜 韦建宇 谢植飚 张晓沙 赵 坚 本标准审定人：

8、 本标准批准人： 本标准由广西电网公司生产技术部负责解释。电力设备交接和预防性试验规程1 范围 本规程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。 本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。本规程不适用于高压直流输电设备及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。2 规范性引用文件 下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB/T 311.1

9、1997 高压输变电设备的绝缘配合GB 1094.11996 电力变压器 第1部分 总则GB 1094.21996 电力变压器 第2部分 温升 GB 1094.32003 电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1094.52003 电力变压器 第5部分：承受短路的能力 GB 12072006 电磁式电压互感器 GB 12081997 电流互感器 GB 19842003 高压交流断路器 GB 19852004 高压交流隔离开关和接地开关GB 25361990 变压器油 GB 39062006 3.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 GB 41091999

10、高压套管技术条件 GB/T 47032007 电容式电压互感器 GB 47871996 断路器电容器 GB 1094.112007 电力变压器 第11部分：干式变压器 GB 64512008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 73542003 局部放电测量 GB/T 75952008 运行中变压器油质量 GB 76741997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 89051996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB 102291988 电抗器 GB 102302007 分接开关 GB/T 110172

11、002 额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件 GB/T 110221999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 110322000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB/T 12706.1GB/T 12706.42002 额定电压1kV到35kV挤包绝缘电力电缆及附件 GB/T 145422005 运行变压器油维护管理导则 GB 501502006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准DL/T 4022007 交流高压断路器订货技术条件DL/T 4592000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 474.1DL/T 474.52006 现场绝缘试验实施导则DL/T 5

12、741995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 5932006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 5961996 电力设备预防性试验规程DL/T 6201997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 6211997 交流电气装置的接地 DL/T 6642008 带电设备红外诊断应用规范DL/T 7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 8642004 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T 8872004 杆塔工频接地电阻测量DL/T 9112004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 9412005 运行中变压器用六氟化

13、硫质量标准DL/T 9842005 油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T 10932008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则JB/T 5012006 电力变压器试验导则JB/T 71111993 高电压并联电容器装置 JB/T 71122000 集合式高电压并联电容器JB/T 81691999 耦合电容器和电容分压器Q/CSG 1 00072004 电力设备预防性试验规程3 定义、符号3.1 预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。3.2 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

14、常是自动进行的。3.3 带电测试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试。3.4 红外测温利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。3.5 绕组变形测试利用频率响应、低电压短路阻抗等方法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。3.6 GIS局部放电测试利用甚（或特）高频、超声波等检测技术对GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。3.7 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。本规程中，若无特别说明，均指加压lmin时的测

15、得值。3.8 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。3.9 极化指数 在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。3.10 家族设备和家族缺陷 相同厂家，相同设计、和/或材质、和/或工艺的设备称为家族设备。经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷，则其家族设备，不论当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷设备。3.11 本规程所用的符号Un 设备额定电压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

16、间的设计电压)U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压tan 介质损耗因数R60s 利用兆欧表测量60s时的绝缘电阻值4 总则4.1 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘技术监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的交接验收和维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。4.2 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。 在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有显著性差异。因此，若某台设备某

17、个状态量与同一家族其他设备相比，出现显著性差异时，即使满足要求值的规定，也应引起注意。4.3公司所属单位应遵守本规程开展绝缘试验工作。在执行规程过程中，遇到特殊情况，如延长设备试验的基准周期、降低试验标准、增删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kV以上电气设备并报公司主管生产部门备案。本规程给出的基准周期适用于一般情况。可以依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短，延长的周期不得大于本规程所列基准周期的1.2倍。如果在预防性试验中发现存在可能影响设备安全运行的家族缺陷，同一家族的其余设备应打破周期惯例，尽早通过

18、试验确认状态并消除隐患。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。4.4 在试验周期的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。4.5 新安装投运的110kV以上变压器、电抗器、互感器、套管、耦合电容器、断路器、避雷器在一年内进行电气试验一次，各项指标均合格后，转入正常周期。4.6 工频交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明者，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。工频频率为 4565Hz。未说明是工频的，可采用近似工频（30300Hz）的交流耐压试验。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试

19、验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法进行计算。4.7 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。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV 72小时 220kV 48小时 110kV及以下 24小时4.8 进行耐压试验时，应尽量将连接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)。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设备中的最低试验电压。敞开式安装的断路器、隔离开关、互感器等，如果试验电压不同，

20、则应各自通过试验合格后方可进行一次引线连接。4.9 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：4.9.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其试验电压；4.9.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。4.10 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等)，应同时测量被试品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进行，且空气相对湿度一般不高于80。本规程中使用常温为1040。试验时，应注意环

21、境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。4.11 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线方式。4.12 设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前按本规程“投运前”规定的内容进行试验。如该设备无“投运前”规定的内容或，需要缩短时间的，由各单位根据实际情况决定。4.13 有条件进行带电测试或在线监测的设备，如有末屏引出头的套管、耦合电容器、电流互感器和避雷器等，应积极开展电容电流和泄漏电流等带电测试或在线监测。当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。 如经实用证明利用带电测试或在线监测技

22、术能达到停电试验的效果，经本单位负责生产的领导批准可以不做停电试验或适当延长周期，110kV以上电气设备并报公司主管生产部门备案。4.14 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T6642008带电设备红外诊断技术应用规范执行。4.15 利用红外热像仪（热电视）对变电所高压电气设备进行检测的周期：500kV变电所为3个月，220 kV变电所为6个月，110kV变电所为12个月。35kV变电所和10kV城市配电网设备的检测周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。4.16 如不拆引线不影响试验结果的预防性试验，可以按照本规程要求采用不拆引线试验的方法进行。4.17 对于本规程未包

23、含的电力设备（如电缆分接箱，户外跌落式熔断器，交流接触器，可控硅等），其交接和预防性试验项目按制造厂规定进行。原则上必须进行绝缘试验（如绝缘电阻、交流耐压）和主要技术参数的校核，试验周期依从同一间隔或组合装置的主要设备，或参照同类设备。4.18 交接试验时，本规程未涉及到的内容仍以电气装置安装工程 电气设备交接试验标准为准。4.19 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应经过研究后决定是否作相应调整。5 电力变压器及电抗器类5.1 油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)油浸式电力变压器（35kV以上主变）的试验项目、周期和要求见表5.1。表5.1 油浸式电力变压器（35kV以上主变

24、）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)新装、大修后，在投运后500kV：第1、4、10、30天220 kV：第4、10、30天110 kV：第4、30天4)运行中a)100500kV，6个月b) 35kV，1年5）必要时1) 交接时，110kV以上的变压器,应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次，各次无明显差异。2)新装变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)任一项不得超过下列数值：总烃：20；H2：10；C2H2：03)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；C2H2：04

25、)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)5)烃类气体总和的绝对产气速率超过6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长趋势时，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)必要时,如:出口(或近区)短路后巡视发现异常在线监测系统告警等序号项 目周 期要 求说 明2绕组直流电阻1)交接时2)3年3)大修

26、前、后4)无载分接开关变换分接位置5)有载分接开关检修后(所有分接)6)必要时1)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%2)1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2) 交接时在所有分接处测量。预试时，有载分接开关可从第1档测量到额定档的后一档（如17档开关，测量110档；19档开关，测量112档），无载分

27、接开关在运行分接测量，发现异常时全部档位进行。3)不同温度下电阻值按下式换算:R2R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。4）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期5)必要时，如：本体油色谱判断有热故障红外测温判断套管接头或引线过热3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)交接时2)3年3)大修前、后4)投运前5)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，一般不低于上次值的702)交接时：35110kV变压器应测量吸

28、收比，吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不低于1.3；当R60s大于3000M且满足1）时，吸收比不低于1.1。220kV以上变压器应测量极化指数，极化指数与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不低于1.5；当R60s大于10000 M时，极化指数不低于1.3。3)预试时：吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.5。一般可不测量极化指数；吸收比不合格时增加测量极化指数，二者之一满足要求即可。绝缘电阻大于10000 M时，吸收比和极化指数可仅作为参考，一般吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3。1)使用2500V或5000V兆欧表，对220kV以上变压器，兆欧表一般要求输出电流不小于3

29、mA2)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，绕组在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5)吸收比和极化指数不进行温度换算6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量7）在不拆引线时，可进行绕组间、绕组对铁芯（和夹件）的测量8）必要时，如：运行中油介质损耗不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起变压器受潮的情况序号项 目周 期要 求说 明4绕组连同套管的tan1)交接时2)3年3)大修前、后4)必要时1)20时不大于下列数值：500kV 0.0061102

30、20kV 0.00835kV 0.0152)tan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)。交接时如不大于1）值的一半，则不要求。3)试验电压：绕组电压10kV以上：10kV绕组电压10kV以下： Un1)非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组tan的要求值相同3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值一般按下式换算 tan2tan11.3(t2-t1)/10式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量6）在不拆引线时，可进

31、行绕组间、绕组对铁芯（和夹件）的测量7）必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时油介质损耗不合格或油中水分超标渗漏油等5电容型套管的tan和电容值见第8章“套管”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3）只测量有末屏引出的套管tan和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地6绝缘油试验见第12.1节“变压器油”7绕组连同套管的交流耐压试验1)交接时2)更换绕组后3)大修后4）必要时1)分级绝缘的变压器绕组按低级绝缘水平进行交流耐压试验2)油浸变压器和干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和

32、交接试验时，按出厂试验电压值的0.85倍；其它按附录G。1)采用外施电压法，也可采用倍频或变频感应法2)额定电压35kV及以下的变压器绕组进行线端交流耐压试验；额定电压110kV以上的变压器绕组进行中性点交流耐压试验8铁芯及夹件绝缘电阻1)交接时2)3年3)大修前、后4)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)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量3)必要时，如：油色谱试验怀疑铁芯多点接地时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（吊罩检查时）2)大修中

33、3）必要时220kV以上绝缘电阻一般不低于500M；110kV及以下绝缘电阻一般不低于100M；其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别，一般不低于10 M1)用2500V兆欧表2)连接片不能拆开者可不进行序号项 目周 期要 求说 明10油中含水量mg/L1)准备注入110kV以上设备的新油2）注入500kV设备后的新油3) 220500kV,6个月110kV,1年35kV，3年4）必要时投入运行前的油35110kV20220kV15500kV10运行油35110kV35220kV25500kV151）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50时取样2)必要时,如:绕组绝缘电

34、阻(吸收比、极化指数)测量异常时渗漏油等3)注:本项目正在被修订11油中含气量(体积分数)%1)注入500kV设备前后的新油2）运行中500kV，1年3）必要时投入运行前的油500kV1220kV3运行油500kV3220kV5必要时，如：变压器需要补油时渗漏油12绕组泄漏电流(35kV以上，且容量在8000kVA以上)1)交接时2)大修前、后3)必要时1)试验电压一般如下：(kV)1）读取1min时的泄漏电流值，交接时的泄漏电流不宜超过附录F的规定2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）3）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量4）在不拆引线时

35、，可进行绕组间、绕组对铁芯（和夹件）的测量5）必要时，如：绝缘电阻低介质损耗因数大绕组额定电压361035110220500直流试验电压5102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化13绕组所有分接头的电压比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)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律2)额定分接电压比允许偏差为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，但偏差不得超过1%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3）必要时必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致序号项 目周 期要 求说 明1

36、5空载电流和空载损耗1)交接时2)更换绕组后3)拆铁芯后4）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5额定电压；若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) 500kV变压器交接时在5额定电压下试验（如出厂提供低电压下的值，可不做）3)必要时，如：怀疑磁路有缺陷等4）交接时，出厂试验经运行单位代表监试、签字认可的可以不做。16阻抗电压和负载损耗1）交接时2）更换绕组后3) 6年4）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；试验电流可用额定值或较低电流(如10额定电流；若制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同

37、电流下进行比较)；也可采用变压器低电压阻抗测试仪进行测量。2)预防性试验时不测负载损耗3）必要时，如：出口短路后17绕组变形(频率响应)测量(110kV以上主变压器)1)交接时2)更换绕组后3) 6年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，无初始记录时可与同型号同厂家对比1)每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同2)对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较3)必要时，如：发生近区短路后18局部放电试验(220kV以上电压等级或容量120MVA以上)1)交接时2)大修更换绝缘部件或部分线圈后3)必要时按照GB 1094.3-2003关于短时感应

38、耐压试验（ACSD）和长时感应电压试验（ACLD）的施加电压时间顺序，在整个试验期间进行局部放电测量。220kV以上变压器交接时，测量电压为1.5Um/，不大于300pC。大修后和运行中，测量电压为1.5Um/时，不大于500pC；测量电压为1.3Um/时，不大于300pC。1)110kV电压等级的新安装变压器，当对绝缘有怀疑时,应进行局部放电试验。测量电压为1.5Um/时，不大于300pC2) 必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时19有载分接开关的试验和检查1)交接时2)按制造厂规定3)大修后4)必要时1)交接时按GB 50150执行。2）运行中按DL/T57495有载分

39、接开关运行维修导则执行20测温装置校验及其二次回路试验1)交接时2)3年3)必要时1)按制造厂的技术要求2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符3）绝缘电阻一般不低于1 M1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2)必要时，如：怀疑有故障时序号项 目周 期要 求说 明21气体继电器校验及其二次回路试验1)交接时2) 6年（本体），3年（二次回路）3)大修后4）必要时1）按制造厂的技术要求2）整定值符合运行规程要求，动作正确3）绝缘电阻一般不低于1 M1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2)必要时，如：怀疑有故障时22压力释放器校验及其二次回路试验1)交接时2)大修后3）必要时1)动作值与铭

40、牌值相差应在10%范围内或符合制造厂规定2)绝缘电阻一般不低于1 M1) 交接时，如有出厂试验报告，可不进行动作值校验2）采用2500V兆欧表3)必要时,如：怀疑有故障时23整体密封检查1）交接时2）大修后3）必要时1）35kV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以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏1)试验时带冷却器，不带压力释放装置2)必要时,如：怀疑密封不良时24冷却装置及其二次回路试验1）交接时2)

41、3年3)大修后4）必要时1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2）绝缘电阻一般不低于1 M1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2)必要时,如：怀疑有故障时25套管中的电流互感器试验1）交接时2)大修后3）必要时1)绝缘电阻测试2)变比测试3)极性测试4)伏安特性测试见第6章26全电压下空载合闸1)交接时2)更换绕组后1)新装和全部更换绕组，冲击合闸5次，每次间隔5min2)部分更换绕组，冲击合闸3次，每次间隔5min1)在运行分接上进行2)由变压器高压侧或中压侧加压3)110kV以上的变压器中性点接地27变压器相位检查1)交接时2)更换绕组后3）外部接线变更后必须与电网相位一致28220kV以上油中糠醛含量1) 运行10年以上每5年1次2)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，需跟踪监测1）110kV变压器可参照执行2）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况3)必要时，如：油中气体总烃超标或CO、CO2过高需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等运行年限1346791012糠醛含量0.040.070.10.2运行年限1315161819212225糠醛含量0.40.6122)跟踪监测时，应注意增长率3)糠醛含量大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重序号项 目周 期