xxxx电气设备检修规程.doc

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1、2022年-2023年建筑工程管理行业文档 齐鲁斌创作供热装置电气设备检修规程目录第一章 总则 2第二章 油浸式电力变压器第三章 干式变压器第四章 三相异步电动机第五章 高压开关柜第六章 电力电缆第七章 低压配电柜第一章 总则1.1 适用范围本规程适用于供热装置内电气设备的维护检修，对外发、承包工程可参照此规程执行。本规程不作为各工种划分维护检修范围的依据。本规程的各项规定标准低于国家标准的按国家标准执行。1.2 引用标准 电气装置安装工程施工及验收规范 电气设备预防性试验规程 GB7251-97 低压成套开关设备和控制设备 石油化工设备维护检修规程 GB50171-92 电气装置安装工程 盘

2、、柜及二次回路接线施工及验收规范 GB50171-92 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范ZBK36001 低压抽出式成套开关设备JB 3855-1996 3.6-40.5kV户内交流高压真空断路器DL/T 402-1999 交流高压断路器技术条件1.3 检修前的准备工作1.3.1 根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划、进度和方案。1.3.2 组织好检修人员，进行技术交底，讨论完善检修方案，明确检修任务。1.3.3 准备好检修所用设备、材料、工器具、备品备件和安全环保文明检修的物品。1.3.4 准备好需用的图纸、资料、记录、表格及设备台帐。1.3.5 做好安全防护措施，办好相关工作票

3、、动火票和动土票等。1.4 验收1.4.1 检修完毕应做好检修记录、试验记录、试运记录及其它资料。1.4.2 检修完毕后应根据实际情况进行分级验收。组织有关人员对设备的检修项目和设备缺 陷的消除情况，按完好设备标准和检修质量标准进行检查验收，做出是否投运的明确结论，并分级确认签字。第二章 油浸式电力变压器2.1 概述 供热装置共有油浸式变压器6台，装置由两台35KV/6KV 31500KVA电力变压器（1#、2#主变）供电，两台变压器互为备用。另有4台GGAj02-0.5/66整流变压器为1#、2#炉电袋除尘器1#、2#电场整流变。2.2 设备参数2.2.1 1#、2#主变 2.2.1.1 1

4、#、2#主变铭牌（见表2-1）表2-1型号SB11-31500/35额定电压37.522.5%/6.0额定容量31500KVA结线组别YNd1阻抗电压8%冷却方式0NF绕阻温升650C变压器油温升550C空载损耗20.2KW负载损耗112.86kw油重8T总重43T出厂日期2010年3月制造厂广东科朗变压器有限公司高低压侧分接开关对应的电压、电流挡位接法电压（KV）电流（A）11-239.375461.922-338.4375473.133-437.506485.044-536.5625497.455-635.5625540.5低压侧63031.32.2.1.2 1#、2#主变技术参数（1）、

5、额定值 a、绕组65K温升额定值： 高压绕组 31.5MVA 低压绕组 31.5MVAb、在额定容量下的温升： 绕组 65K 顶层油 55K 油箱 80K 铁芯 85Kc、额定电压： 高压绕组 37.5kV 低压绕组 6.0 kVd、绝缘水平：高压侧基本冲击绝缘耐压水平 220kV高压侧截波冲击耐压水平（峰值） 250kV高压侧工频耐压 95 kV低压侧基本冲击绝缘水平 60kV低压侧截波冲击耐压水平（峰值） 70kV低压侧工频耐压 25kVe、冷却型式： 油浸风冷 （2）、阻抗（校正到75）： 最高电压 额定电压 最低电压 第1抽头 第3抽头 第5抽头 39.375kV 37.50kV 36

6、.625kV高低（%） 8% （3）、绕组电阻（校正到75）： 高压绕组（） 0.04051 低压绕组（） 0.00343 （4）、负载损耗（在额定电压及额定频率，在75）： 高低 31.5MVA 112.86kw （5）、铁芯损耗：100%额定 20.22 kW110%额定电压 22.2 kW铁芯损耗包括铁耗、介质损耗和电流励磁引起的IzR损耗 （6）、励磁电流：100额定电压 0.3 110额定电压 0.5 （7）、功率：（75时）：a、在100%额定容量，所有绕组功率因数为1.0时 99.9% b、在75%额定容量，所有绕组功率因数为1.0时 99.7% c、在50%额定容量，所有绕组功

7、率因数为1.0时 99.5% （8）、磁通密度：100%额定电压 16.5特斯拉 （9）、噪音水平：自然冷却（0.3米处测量） 57dB （2.0米处测量） 57dB （l0）、允许2秒钟对称短路电流：高压绕组 5.864 kA低压绕组 21.163kA短路后绕组平均温度 250 （11）、在额定电压、频率及负载下，工频电压升高的允许运行持续时间：相相 1.1 倍相地 1.1 倍持续时间 连续 （l2）、抗地震能力：水平加速度 2.5 g垂直加速度 2.5 g安全系数 2.5 g（13）、在规定的电压及试验顺序下的局部放电水平：高压线圈 80 PC高压套管（1.5Um/kV下） 10 PC高压

8、套管tg 0.4 PC中压套管tg 0.4 PC（14）、外形尺寸：长 4936mm 宽 3831mm 高 4754mm（15）、运输尺寸：长 4030mm 宽 1611mm 高 3454mm（16）、装配重量：铁芯、线圈和箱体 25000 kg配件重 11000 kg油（油型号 25# ） 8700 kg冷却器内的油 3600 kg总重 42500 kg（17）、运输最重部件： 38200 kg（18）、冷却设备电源要求： 风机总功率消耗 2 kW （19）、调压装置：型号及产品号 WSLV-800Y/72.5-65（A）生产厂家 上海华明额定连续工作电流 800 A档数及每档电压 5/54

9、1.27V 短路电流耐受能力 热稳定电流（3S） 12 kA冲击电流（峰值） 30 kA对地最大允许连续运行电压 72.5 kV对地冲击试验电压（ 1.250S） 325 kV检修时间间隔 10年 （20）、轨距： 纵向 2040mm 横向 1475mm 2.2.1.3 导管（1）、生产厂家 ： 西瓷 （2）、额定电流： 高压 1250 A 低压 6000 A（3）、绝缘水平：高压侧雷电冲击耐压水平 250 kV（峰值）高压侧工频耐压 95 kV（有效值）低压侧雷电冲击耐压水平 70 kV（峰值）低压侧工频耐压 25 kV（有效值）（4）、同时施加在顶部安全受力（N）： 水平 垂直 切向高 压

10、 2000 700 2000 低 压 2000 700 2000 （5）、套管的爬距：高压 1255 mm低压 214 mm（6）、干弧距离：高压 340 mm低压 90 mm2.2.1.4 套管电流互感器35kV侧：变比 600/1 准确度 0.5/10P20/10P20 次级容量 5VA 35kV中性点侧：变比 800、1 准确度 0.5 / 10P20 次级容量 5VA 2.2.1.5 压力释放装置（1）、制造厂家： 沈阳明远 （2）、规格： 主油箱 YSF8-85/80 （3）、释放压力及闭合压力：主油箱 0.085/0.0455 Mpa2.2.2 1#、2#整流变（见表2-2）表2-

11、2 高压静电除尘用整流设备变压器型号GGAj02-0.5/66出厂序号L00740、38交流输入1-380 50HZ 124A额定整流电压66KV额定整流电流0.5A重量820Kg制造日期1007福建龙净环保股份有限公司2.3 检修周期和项目2.3.1 检修周期（见表2-3）表2-3检修类别小修大修（必要时）检修周期1.发电厂、变电所主变压器和厂（所）用变压器每年至少1次2.配电变压器每年l次3.安装在特别污秽地区的变压器，其小修周期可适量缩短1.发电厂和变电所的主变压器，发电厂的主要厂用变压器和主要变电所的所用变压器，在投入运行后的第五年和以后每5-10年内应大修l次2.其它如未超过正常过负

12、荷运行的变压嚣，每10年大修l次，充氮与胶囊密封的变压器可造当延长 大修间隔3.对于密封式的变压嚣，经过预防性试验和运行情况判明有内部故障时才进行大修4.运行中的变压器发现异常状况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修5在大容量电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，应提前进行吊芯检查和大修注：1.变压器冷却装置的检修周期为：水冷却器每1-2年检修l次。风冷却器随本体大修或者 必要时进行：风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修1次。操作控制籍的检修结合主变大小修时进行。 2.60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况进行。 3.新投入的有载调压电力变压器的分接开

13、关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分接开关取出检修，以后可按设备实际运行情况进行检修。2.3.2 检修项目2.3.2.1 小修项目 a检查并拧紧套管引出线的接头； b放出储油柜中的污泥；检查油位计； c净油器及放油阀门的检查； d冷却器，储油柜，安全气道及其保护膜的检查； e. 套管密封，顶部连接帽密封材垫的检查，瓷绝缘的检 查，清扫； f检查各种保护装置，测量装置及操作控制箱并试验； 9检查有载或无载分接开关； h充油套管及本体补充变压器油； i检查接地装置； j油箱及附件的检查防腐；k检查并消除己发现而就地能消除的缺陷；l. 进行规定的测量和试验。2.3.2.2 大修项目（见表2-4）

14、表2-4部件名称一般项目特殊项目常修项目不常修项目外壳及绝缘油1.检查和清扫外壳，包括本体，大盖、衬垫、储袖柜、散热器、阀门、安全气道、滚轮等，消除渗漏油2检查清扫油再生装置，更换或补充干燥剂3根据油质情况，过滤变压器油4检查接地装置5变压器外壳防磨8本体做油压试验1.拆下散热器进行补焊和油压试验2.焊接外亮1.更换变压器油2.更换散热器3.加装油再生装置芯子1.吊芯进行内部检查2.检查铁芯，铁芯接地情况及穿芯螺柱的绝缘状况3检查和清理线圈及线圈压紧装置、垫疑块、引线、各部分螺栓、油路及接线扳密封式变压嚣 吊芯1更换部分线圈或修理线圈2修理铁芯3干燥线圈冷却系统1. 检查风扇电动机及控制回路2

15、. 检查强迫油循环泵、电机及其阀门、管路等装置3. 检查清理冷却器及水冷却系统，包括水管道、阀门等装置，进行冷却器的水压试验4. 消除漏油、漏水1.改变冷却方式（如增加强迫油循环等装置）2更换泵或电动机3更换冷油器铜管分接头切换装置1.检查并修理有载和无载分接头切换装置， 包括附加电抗器，定触点，动触点及其传动机构2检查并修理有载分接头的控制装置，包括电动机、传动机械和全部操作回路1.更换传动机械零件2更换分接头切换装置套管1. 检查并清扫全部套管2. 检查充油式套管的油质情况，必要时更换绝缘油3. 检查相序应正确，相色清晰套管解体检修1. 更换套管2. 改进套管结构其它1. 检查并校验温度计

16、2. 检查空气干燥器及干燥剂3. 检查并清扫油位计4. 检查并校验仪表、继电保护装置、控制信号装置等及其二次回路5. 进行规定的测量和试验6. 检查并清扫变压器电气连接系统的配电装置和电缆7. 检查充氮保护装置8. 检查胶囊老化和吸收管道畅通情况检查及清扫事故排油装置充氮保护装置补充或更换氮气2.4 检修质量标准2.4.1 吊芯要求2.4.1.1 吊芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行，并事先做好变压器的防潮、防尘措施。2.4.1.2 吊芯时周围空气温度不宜低于0，变压器器身温度（既上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度

17、高于周围环境温度10左右，方可吊芯。2.4.1.3 变压器从放油开始时算起至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定： a. 空气相对湿度不大于65%时为16小时； b. 空气相对湿度不大于75%时为12小时。2.4.2 铁芯检修2.4.2.1 铁芯表面清洁、无油垢，无锈蚀，铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。2.4.2.2 铁芯接地良好，且只有一点接地。2.4.2.3 所有的穿芯螺栓应紧同，用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯、以及铁轭夹件之间的绝缘电阻（应拆开接地连片），其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50%或其值不小于表2-5的规定表2-5变压器额定电压kV10及以下2

18、0-3540-66110-220绝缘电阻M257.5202.4.2.4 穿芯螺栓应作交流1000V或直流2500V的耐压试验1分钟，无闲络、击穿现象。2.4.2.5 各部所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。2.4.3 线圈的检修2.4.3.1 线圈表面清洁无垢，油道畅通，上下夹件紧哪，绑扎带完整无裂，垫块排列整齐，无松动或断裂。2.4.3.2 各组线圈应排列整齐，问隙均匀，无移动变位，线圈焊接处无熔化及开裂现象。2.4.3.3 线圈绝缘层完整，表面无过热变色，脆裂或击穿等缺陷。2.4.3.4 引出线绝缘良好无变形，包扎紧固无破裂，引线固定牢靠，其固定支架紧固，引出线与

19、套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确，引线间及对地绝缘距离应符合2-6的规定 表2-6额定电压kV61035110油中引线沿木质表面的最小对地距离mm3040100380导管导电部分对地的油间隙mm2530903702.4.4 分接头切换装置的检修2.4.4.1 分接头切换装置的绝缘部件在空气中的暴露时间同本章1.2.1.3规定。2.4.4.2 分接头切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固正确，各分接头应清洁，在接触位置应接触紧密，弹力良好，用0.05mm塞尺检查，应塞不进去，测量各分接头在接触位置的接触电阻不大于500。2.4.4.3 传动装置操作正确，传动灵活，转动接点应正确的停留在各

20、个位置上，且与指示器指示的位置一致，绝缘部件清洁、无损伤、绝缘良好。2.4.5 套管的检修2.4.5.1 套管的瓷件应完好、无裂纹、破损或瓷釉损伤，瓷裙外表面无闪络痕迹。2.4.5.2 瓷件与铁件应结合牢固，其交合处的填料完整，铁件表面无锈蚀，油漆完好。2.4.5.3 绝缘层包扎紧密无松脱，表面清洁，无焦脆现象。2.4.5.4 电容式套管各接合处不得有渗油或漏油现象，套管油取样化验符合规定要求，油位计完好，指示正确。2.4.5.5 电容式套管内引出的分压引线良好。2.4.6 冷却系统的检修2.4.6.1 风扇电动机应清洁，牢固、转动灵活，叶片完好；试运转时应无振动、过热或与风筒碰擦等情况，转向

21、应正确；电动机的操作回路、开关等绝缘良好。2.4.6.2 强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处成密封良好。2.4.6.2 强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异声、振动和过热现象，其密封良好，无渗油或进气现象。2.4.6.3 差压继电器，流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。2.4.7 外壳及附件的检修2.4.7.1 油箱及顶盖应清洁，无锈蚀、油垢、渗油。2.4.7.2 储油柜应请洁无渗漏，储油柜中的胶囊应完整无破损、无裂纹和渗漏现象，胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏，胶囊口的密封应良好，呼吸应畅通。2.4.7.3

22、油位计指示应正确，玻璃完好透明无裂纹或渗油现象，油面监视线清楚。2.4.7.4 安全气道内壁清洁，隔膜应完好，密封良好。2.4.7.5 吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；吸湿剂成干燥；油封油位应在油面线上。2.4.7.6 净油器内部应清洁，无锈蚀及油垢，吸湿剂应干燥，其滤网的安装位置应正确。2.4.7.7 气体继电器应水平于顶盖安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，室外变压器的气体继电器防雨设施完好。2.4.7.8 温度计指示正确，信号接点应动作正确，导通良好，表面无裂纹、玻璃窗清洁透明，密封严密：接线端子牢固，引线绝缘良好。2.4.7.9 各种阀门应操作灵活，

23、关闭严密，无渗漏油现象。2.4.7.10 变压器铭牌及编号牌表面应清洁平整，参数齐全，字迹清楚。2.4.8 变压器的密封及注油2.4.8.1 变压器的所有法兰连接面，应用耐油橡胶密封垫（圈）密封；密封垫（圈）应无扭曲，变形，裂纹，毛刺；密封垫（圈）应与法兰面的尺寸相配合。2.4.8.2 法兰连接面应平整清洁；密封垫应擦拭干净无油迹，安装位置应准确；其搭接处的厚度应与其原厚度相同，压缩量不宜超过其厚度的1/3。2.4.8.3 变压器油必须经试验合格后，方可注入变压器内，注入变压器的油的温度应该等于或低于线圈的温度，以免绝缘受潮。2.4.8.4 220kV及以上的变压器应采用真空注油：llOkV者

24、也宜采用真空注油。真空注油工作应避免在雨天进行，以防潮气侵入。2.4.8.5 储油柜要求充氮保护的应进行充氮，充入的氮气应干燥，纯度及压力应符合制遣厂的规定。2.5 试验油浸式电力变压器的试验周期、项目和标准（见附录A）高压硅整流变压器的试验周期、项目和标准（见附录B）2.6 试运2.6.1 变压器在检修结束试运前，应进行全面检查，其项目如下：a. 变压器本体、冷却装置和所有附件均无缺陷，且不渗油；b.轮子的固定装置应牢固；c.油漆位置，相色标志正确，接地可靠；d.变压器顶盖上无遗留杂物; e.事故排油设施完好，消防设施齐全： f.储油柜、冷却装置，净油器等油系统上的阀门均应打开，阀门指示正确

25、； q.高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部结构的密封良好； h储油柜和充油套管的油位应正常； i电压切换装置的位置应符合要求，有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确，消弧线圈的分接头位置应符合整定要求； j.变压器的相位及接线组别应符合并列运行要求; k.温度计指示正确，整定值符合要求； l.冷却装置试运行正常，联动正确，水冷装置的油压应大干水压，强迫油循环的变压器应起动全部冷却装置，进行较长时间循环后，放完残留空气； m.保护装置整定值符合要求，操作及联动试验正确。2.6.2 变压器的起动试运行，应使变压器带一定负荷（可能的最大负荷）运行24小时。2.6.3 变压器试运行时应按

26、下列规定进行检查； a变压器并列前直先核对相位，相位应正确； b变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；冲击合闸对，变压器应由高压侧投入； c第一次受电后，持续时间应不少于10分钟，变压器应无异常情况； d变压器应进行3次全电压冲击合闸，并应无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置的误动；e带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面不应有渗油现象。2.7 维护与故障处理2.7.1 检查周期a.发电厂和经常有人值班的变电所内的变压器每班至少检查3次；b.在气候突变，雷雨天气应进行特殊巡检，当瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查，并放气； c.根据现场情况（尘土、污秽、大雾，结

27、冰等）应相应增加检查在次数。2.7.2 检查项目与标准 a.运行的电压、电流正常； b.储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油； c.套管外部成清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其他异常现象； d.变压器声音正常，本体无渗油、漏油，吸湿器成完好，呼吸畅通，吸湿剂应有效； e.运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇，油泵、水泵转动均应正常； f.水冷却器的油压应大于水压，从旋塞放水检查应无油迹； g.引线接头，电缆、母线应无发热现象； h.安全气道及保护膜应完好无损； i.瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开；j.变压器室的门窗应完整，房屋应无漏水渗水

28、，空气温度应适宜，照明和通风设施良好； k.净油器及其它油保护装置的工作状况应正常； l.有载分接开关位置指示应正确； m.消防设施齐全完好，事故排油设施完好；2.7.3 变压器油的定期化验及更换 a.变压器密封式套管内装的油，有载分接开关接触器吊筒内装的油与变压器油箱内装的油是分开的，成分别取油样； b.变压器油箱内装的油应每l2年取油样化验1次；c.当变压器发生事故时，事故后必须取油样化验。2.7.4 常见故障处理（见表2-7）序号常见故障故障原因处理方法1电压升高时有轻微的放电声接地片断裂吊出器身检查并修复接地片2绝缘电阻下降线圈受潮对线圈进行干燥3铁芯响声不正常1、 铁芯紧固件松动2、

29、 铁芯油道内或夹件下面松动3、 铁芯片间绝缘损坏4、 穿芯螺栓绝缘损坏5、 铁芯接地方法不正确1、 检查紧固件并予紧固2、 将自由端塞紧压住3、 吊出器身检查并修复片间绝缘损坏处4、 更换或修复穿芯螺栓5、 更改接地方法4瓦斯跳闸动作1、 线圈匝间短路2、 线圈断线3、 线圈对地击穿4、 线圈相间短路吊出器身进行全面检查，修复损坏部位，消除故障点。5绝缘油油质变坏1、 变压器内部故障2、 油中水分杂质超标1、 吊出器身进行检查2、 过滤或更换绝缘油6套管对地击穿瓷件表面较脏或有裂纹清扫或更换套管7套管间放电瓷件表面较脏或有杂物清扫套管或清除杂物8分接开关触头表面灼伤装配接触不可靠或弹簧压力不够

30、检查并调整分接开关9分接开关放电过电压作用，变压器内部有灰尘或绝缘受潮吊芯检查，清除内部灰尘、对绝缘进行干燥表2-7 附录A35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1）交接时2）投运前3）大修后4）运行中(1)220KV变压器和120MVA以上的变压器3-6个月1次；对新装、大修、更换绕组后增加第4、10、30天。(2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和180天内各做1次，以后1年一次(3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次。5）必要时1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：20l

31、/1；H2：30L/1；C2H2：不应含有2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：50l/1；H2：50L/1；C2H2痕量3）对110KV及以上变压器的油中一旦出线C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃：150L/1；H2：150L/1；C2H2：5.0L/15）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量的单位为L/13）溶解气体组份含量有增长趋势

32、时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断5）新投运的变压器应有投运前的测试数据6）从实际带电之日起，即纳入监测范围7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月2绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）每年春季预防性试验时4）无载调压变压器变换分接位置5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接）6）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

33、应大于三相平均值的1%2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意4）电抗器参照执行1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在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；3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4）有载调压变压器定期试验

34、中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻5）220KV及以上绕组测试电流不大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1）交接时2）投运前3）大修后4）每年春季预防性试验时5）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%(10000M以上)2）在10-30范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.53）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1）用2500V及以上兆欧表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，尽量在相近的温度下试验4）尽量在油温低于50时试验， 5)吸收比和极化指数不进行温

35、度换算6）变压器绝缘电阻大于10000M时,吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绕组的tg1）交接时2）大修后3）必要时1）20时的tg不大于下列数值：110-220kV 0.8%35kV 1.5%2）tg值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）3）试验电压如下：绕组电压10 kV及以上： 10 kV绕组电压10 kV以下： Un1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路2）同一变压器各绕组的tg标准值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4）尽量在油温低于50时试验5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的t

36、g5电容型套管的tg和电容值1）交接时2）大修时3）每年春季预防性试验时4）必要时按DL/T596-1996电力设备预防性试验规程、GB50150-1791电气装置安装工程电气设备交接试验标准执行1） 用正接法测量2） 测量时记录环境温度和设备的顶层油温3） 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管6绝缘油击穿大于（KV）试验1）注入设备前后的新油2）运行中（35kV及以上设备、厂用变、消弧线圈）每年预防性试验投运前油：15kV以下30 15-35kV35 110-220kV40运行油： 15kV以下25 15-35kV30 110-220kV35按GB 507-1986绝缘油介电强度测定

37、法和DL 429.9-1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法方法进行试验。7交流耐压试验1）交接时2）大修后3）更换绕组后4）必要时油浸设备试验电压值按附录C1）宜用变频感应法；2）35kV全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验；3）电抗器进行外施工频耐压试验4）35KV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验8铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻110kV及以上变压器、电抗器：1）交接时2）大修后3）更换绕组后4）每年春季预防性试验时5）必要时1）与以前试验结果相比无明显差别；2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1）用2500V兆欧表2）夹件也有单

38、独外引接地线的应分别测量9穿芯螺栓绝缘电阻1）交接时2）大修后3）必要时220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 M；其它变压器一般不低于10 M1） 用2500V兆欧表；2） 连接片不能拆开者可不测量含穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻10绕组泄漏电流1）交接时2）大修后3）每年春季预防性试验时4）必要时1）试验电压见附录D2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）1）读取1分钟时的泄漏电流值2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量3）泄露电流参考值参见附录I的规定11变压器绕组电压比1）交接时2）更换绕组后3）分接

39、开关引线拆装后4）必要时1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2）额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%12变压器的接线组别1）交接时2）更换绕组后3）必要时必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符13空载电流和空载损耗1）拆铁芯后2）更换绕组后3）必要时与出厂或大修后试验相比应无明显变化14变压器短路阻抗和负载损耗1）更换绕组后2）必要时与出厂或大修后试验相比应无明显变化试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）15局部放电1）交接时110kV及以上2）大修后(22

40、0kV或120MVA及以上变压器)3）必要时在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3Um/3时，放电量一般不大于300pC试验方法应符合GB1094.3-2003电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验的规定16有载调压装置的试验和检查1）交接时2）大修后3）按制造厂要求4）必要时1）交接时按GB 50150-19912）按DL/T574-1995有载分接开关运行维护导则执行17测温装置及其二次回路试验1）交接时2）大修后3）每年春季预防性试验时密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500V兆欧表18气体继电器及其二次回路试验1）交接时2）大修后3）必要时整定值应符合DL/T 540-1994Q