QCSG114002-XXXX电力设备预防性试验规程6965.docx

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1、Q/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG114002-2011电力设备预防性试验规程2011-10-26实施2011-10-26发布目 次前 言II1 范围112 规范性引引用文件13 术语和定定义24 总则335 电力变压压器及电抗器器46 互感器167 开关设备备248 套管3349 支柱绝缘缘子、盘形悬悬式绝缘子和和复合绝缘子子3510 电力电电缆线路3711 电容器器4112 绝缘油油和六氟化硫硫气体4313 避雷器器4614 母线4915 1KVV以上的架空空电力线路4916 接地装装置5017 串补装装置5418 旋转电电机56附录A(规

2、范性性附录) 绝缘子的的交流耐压试试验电压标准准63附录B(资料性性附录) 污秽等级级与现场污秽秽度64附录C(资料性性附录) 有效接地地系统接地装装置（接地网网）安全性状状态评估的内内容、项目和和要求64附录D(资料性性附录) 变电站钢钢材质接地网网土壤腐蚀性性评价方法65附录E(规范性性附录) 同步发电电机和调相机机定子绕组的的交流试验电电压、老化鉴鉴定和硅钢片片单位损耗68前 言预防性试验是电电力设备运行行和维护工作作中的一个重重要环节，是是保证电力系系统安全运行行的有效手段段之一。预防防性试验规程程是电力系统统技术监督工工作的主要依依据，20004年以来，中中国南方电网网有限责任公公司

3、企业标准准Q/CSGG 1 000072004电电力设备预防防性试验规程程对电力生生产起到了重重要的作用。但但近年来,随随着对供电可可靠性要求的的提高，新设设备大量涌现现，带电测试试、在线监测测技术不断进进步，为减少少定期停电时时间，提高设设备可用率，促促进状态监测测（检测）技技术开展，适适应南方电网网公司管理与与设备的实际际情况，需要要对原标准进进行修编。本标准的提出以以2004年年以来新颁布布的相关国家家标准、行业标准和有关反事故故技术措施规规定为依据，结合合电力设备管理理现状，充分分考虑未来发发展需求，适适用于中国南南方电网有限限责任公司的的电力设备预预防性试验工工作。 本标准准的附录A

4、是规范性附附录，附录BB、附录C、附附录D、附录录E是资料性性附录。本标准由中国南南方电网有限限责任公司生生产技术部提提出、归口并并解释。本标准主要起草草单位：广东东电网公司电电力科学研究究院、广东电电网公司广州州供电局、广广东电网公司司佛山供电局局。本标准主要起草草人：何宏明明，王红斌，吴吴琼，李谦，卢卢启付，刘平平原，王勇，喇喇元，付强，庄庄贤盛，梁文文进，姚森敬敬，欧阳旭东东，李端姣，陆陆国俊，黄松松波，黄慧红红，赵卫民，金金向朝等。 本标准主要审查查人：皇甫学学真 陈建福福 黄志伟 谢植飚 姜虹云 刘辉 黄星 赵现平等本标准由中国南南方电网有限限责任公司标标准化委员会会批准。本标准自2

5、0111年10月26日起实施。本标准自实施之之日起，原QQ/CSG 1 000072004电电力设备预防防性试验规程程废止。凡凡公司执行的的其它标准涉涉及电力设备备预防性试验验的项目、内内容、要求等等与本标准有有不相符的，以以本标准为准准。执行中如有问题题和意见，请请及时反馈中中国南方电网网有限责任公公司生产技术术部。电力设备预防性性试验规程 1 范围 本标准准规定了各种种电力设备预预防性试验的的项目、周期期和要求，用用以判断设备备是否符合运运行条件，预预防设备损坏坏，保证安全全运行。本标准适用于中中国南方电网网500kVV及以下的交交流输变电设设备。高压直直流输电设备备及其他特殊殊条件下使用

6、用的电力设备备可参照执行行。进口设备备应按照本标标准，参考产产品技术要求求执行。2 规范性引引用文件 下列文文件中的条款款通过在本标标准的引用而而成为本标准准的条款。凡凡是注日期的的引用文件，其其随后所有的的修改单(不不包括勘误的的内容)或修修订版均不适适用于本标准准，然而，鼓鼓励使用本标标准的各方探探讨使用这些些文件的最新新版本。凡是是不注日期的的引用文件，其其最新版本适适用于本标准准。GB/T 3111.11997 高压输变变电设备的绝绝缘配合GB/T 3111.22002 高压输变变电设备的绝绝缘配合使用用导则 GB 1094.1.21996 电力力变压器 总则 GB 1094.3200

7、3 电力变变压器 绝绝缘水平和绝绝缘试验 GB 1094.42005 电力变变压器 电电力变压器和和电抗器的雷雷电冲击和操操作冲击试验验导则GB 10944.112007 电力变压压器 干式式变压器GB 120772006 电电磁式电压互互感器 GB 12082006 电电流互感器 GB 19842003 高高压交流断路路器 GB 19852004 高高压交流隔离离开关和接地地开关GB 253661990 变压压器油 GB 39062006 33.6kV40.5kkV交流金属属封闭式开关关设备和控制制设备 GB/T 410092008 交流电电压高于10000V的绝绝缘套管 GB/T 4700

8、32007 电容式式电压互感器器 GB/T 478871996 断路器器电容器 GB 6115.12008 电力系系统用串联电电容器 第11部分：总则则 GB/T 645512008 油浸式式电力变压器器技术参数和和要求 GB/T 725522001 变压器器油中溶解气气体分析和判判断导则 GB/T 759952008 运行中变变压器油质量量 GB 76742008 额额定电压722.5kV及以以上气体绝缘缘金属封闭开开关设备 GB/T 890052008 六氟化化硫电气设备备中气体管理理和检验导则则 GB 9326.1.52008 交流流500kVV及以下纸或或聚丙烯复合合纸绝缘金属属套充油

9、电缆缆及附件 GB 1022991988 电抗抗器 GB 102300.1.222007 分接开开关GB/T 111017.11.32008 额定电压1110kV交交联聚乙烯绝绝缘电力电缆缆及其附件GB/T 1110221999 高压开关设设备和控制设设备标准的共共用技术要求求GB 1102231989 高压压开关设备六六氟化硫气体体密封试验方方法GB 1103322000 交流流无间隙金属属氧化物避雷雷器GB 1202222006 工业业六氟化硫GB 127006.1.42002 额定电电压1kV（UUm=1.22kV）到335kV（UUm=40.5kV）挤挤包绝缘电力力电缆及附件件GB/Z

10、 188890.11.32002 额定电压2220kV（UUm=2522kV）交联联聚乙烯绝缘缘电力电缆及及其附件GB/T 1997492005 耦合电容容器及电容分分压器GB 5015502006 电气气装置安装工工程 电气设设备交接试验验标准DL/T 36662010 串联联电容器补偿偿装置一次设设备预防性试试验规程DL/T 40022007 交流流高压断路器器订货技术条条件DL/T 43322007 电力力用油中颗粒粒污染度测量量方法DL/T 45592000 电力力系统直流电电源柜订货技技术条件DL/T 477520006 接地装置特特性参数测量量导则DL/T 57741995 有载载

11、分接开关运运行维修导则则DL/T 59932006 高压压开关设备和和控制设备标标准的共用技技术条件DL/T 59961996 电力力设备预防性性试验规程 DL/T 62201997 交流流电气装置的的过电压保护护和绝缘配合合DL/T 62211997 交流流电气装置的的接地DL/T 62262005 劣化化盘形悬式绝绝缘子检测规规程DL/T 66642008 带电电设备红外诊诊断应用规范范DL/T 72222000 变压器油中中溶解气体分分析和判断导导则DL/T 86642004 标称称电压高于11000V交交流架空线路路用复合绝缘缘子使用导则则DL/T 91112004 电力力变压器绕组组

12、变形的频率率响应分析法法DL/T 100932008 电力变变压器绕组变变形的电抗法法检测判断导导则DL/T 100942008 电力变变压器用绝缘缘油选用指南南DL/T 100962008 变压器油油中颗粒度限限值JB/T 711111993 高电压压并联电容器器装置JB/T 711122000 集合式式高电压并联联电容器3 术语和定定义3.1 预防性性试验 为了发发现运行中设设备的隐患，预预防发生事故故或设备损坏坏，对设备进进行的检查、试试验或监测，也也包括取油样样或气样进行行的试验。3.2 在线监监测 在不影影响设备运行行的条件下，对对设备状况连连续或定时进进行的监测，通通常是自动进进行

13、的。3.3 带电测测试对在运行电压下下的设备，采采用专用仪器器，由人员参参与进行的测测试。3.4 红外检检测利用红外技术术对电力系统统中具有电流流、电压致热热效应或其他他致热效应的的带电设备进进行检测和诊诊断。3.5 绕组变变形测试利用频率响应应分析及电抗抗法对变压器器绕组的特性性进行测试，判判断其是否存存在扭曲、断断股、移位、松松脱等变形现现象。3.6 局部放放电带电测试试利用特高频、超超声波、地电电波等技术对对运行中的电电气设备（如如GIS、变变压器、电缆缆系统、开关关柜等）进行行局部放电带带电测试，判判断其是否存存在绝缘缺陷陷。3.7接地网安安全性状态评评估对表征变电站接接地网状态的的接

14、地阻抗、地地线分流系数数、接触电压压、跨步电压压、地网电位位分布等参数数进行实测和和数值分析，结结合接地网完完整性和腐蚀蚀性检查与诊诊断，综合评评价变电站发发生短路故障障情况下，地地网电位升高高、接触电压压和跨步电压压等指标是否否满足一、二二次设备安全全和人员安全全的要求。3.8 现场污污秽度(SPPS)在参照绝缘子连连续积污35年后开始始测量，在整整个合适的时时段内所记录录到的ESDDD/NSDDD的最大值值。3.9 等值附附盐密度（简简称盐密，EESDD) 溶解后具有与从从给定绝缘子子的绝缘体表表面清洗的自自然沉积物溶溶解后相同电电导率的氯化化钠总量除以以表面积，一一般表示为mmg/cm2

15、2。3.10 不溶溶物密度（简简称灰密，NNSDD）从给定绝缘子的的绝缘体表面面清洗的非可可溶残留物总总量除以表面面积，一般表表示为mg/cm2。3.11 固定定串联电容器器补偿装置 将电容器串接于于输电线路中中，并配有旁旁路断路器、隔隔离开关、串串补平台、支支撑绝缘子、控控制保护系统统等附属设备备组成的装置置，简称固定定串补。3.12晶闸管管控制串联电电容器补偿装装置 将并联有晶闸管管阀及其电抗抗器的电容器器串接于输电电线路中，并并配有旁路断断路器、隔离离开关、串补补平台、支撑撑绝缘子、控控制保护系统统等附属设备备组成的装置置，简称可控控串补。3.13 金属属氧化物限压压器由电阻值与电压压呈

16、非线性关关系的电阻组组成的电容器器组过电压保保护设备。3.14 触发发型间隙 在规定时间内承承载被保护部部分的负载电电流或（和）故故障电流，以以防止电容器器过电压或金金属氧化物限限压器过负荷荷的受控触发发间隙。3.15 阻尼尼装置用来限制电容器器相组保护设设备旁路操作作时产生的电电容器放电电电流的幅值和和频率，并使使之快速衰减减的设备。阻阻尼装置有阻阻尼电阻和阻阻尼电抗器。3.16 旁路路断路器 旁路断路器是一一种专用的断断路器，要求求其具有快速速合闸能力，用用来旁路串联联补偿设备，是是串联补偿装装置投入和退退出运行的主主要操作设备备。3.17 电阻阻分压器 利用串联电阻对对高电压进行行分压的

17、分压压器。3.18 符号号Un 设备额额定电压Um 设备最最高电压U0/U 电缆缆额定电压(其中U0为电缆导体体与金属套或或金属屏蔽之之间的设计电电压，U为导导体与导体之之间的设计电电压)U1mA 避避雷器直流llmA下的参参考电压tan 介质质损耗因数3.19 常温温本标准中使用常常温为1040。4 总则4.1 本标准准所规定的各各项试验标准准，是电力设设备技术监督督工作的基本本要求，是电电力设备全过过程管理工作作的重要组成成部分。在设设备的维护检检修工作中必必须坚持预防防为主，积极极地对设备进进行维护，使使其能长期安安全、经济运运行。4.2本标准给给出的设备试试验项目、周周期与要求适适用于

18、一般情情况。对一些些特定设备（如如：担负为重重要用户供电电的设备；存存在家族性缺缺陷需要采取取一定反事故故措施的设备备等）进行的的带电检测与与停电试验，其其试验项目、要要求和安排可可另行规定。4.3 设备进进行试验时，试试验结果应与与该设备历次次试验结果相相比较，与同同类设备的试试验结果相比比较，参照相相关的试验结结果，根据变变化规律和趋趋势，进行全全面分析和判判断后作出正正确结论。4.4 特殊情情况下，需要要改变设备的的试验方法、延延长试验周期期、增删试验验项目、降低低试验标准时时，由各供电电局负责生产产的总工或副副局长批准执执行，2200kV及以上上电气设备应应报分（省）公司生产产技术部、

19、电电力科学研究究院（试验中中心）备案。对对老旧设备（运运行20年以以上），可根根据设备状态态适当缩短试试验周期。4.5 在试验验周期的安排排上应尽量将同间隔隔设备调整为为相同试验周周期，需停电电取油样或气气样的化学试试验周期调整整到与电气试试验周期相同同。4.6 对于新新投运（投运运时间不超过过一年）的设设备，在投运运后及时进行行首次预防性性试验检查，可可以及早获取取设备运行后后的重要状态态信息，在编编制设备预防防性试验计划划时对新投运运设备应尽可可能及早安排排进行投运后后首次试验。4.7 进行耐耐压试验时，应应尽量将连在在一起的各种种设备分开来来单独试验(制造厂装配配的成套设备备不在此限)。

20、同一试验验电压的设备备可连在一起起进行试验。已已有单独试验验记录的若干干不同试验电电压的电力设设备，在单独独试验有困难难时，也可以以连在一起进进行试验，此此时，试验电电压应采用所所连设备中的的最低试验电电压。4.8 当电力力设备的额定定电压与实际际使用的额定定电压不同时时，应根据以以下原则确定定试验电压：a) 当采用额额定电压较高高的设备以加加强绝缘时，应应按照设备的的额定电压确确定其试验电电压；b) 当采用额额定电压较高高的设备作为为代用时，应应按照实际使使用的额定电电压确定其试试验电压；c) 为满足高高海拔地区的的要求而采用用较高电压等等级的设备时时，应在安装装地点按实际际使用的额定定工作

21、电压确确定其试验电电压。4.9 在进行行与温度和湿湿度有关的各各种试验(如测量直流流电阻、绝缘缘电阻、taan、泄漏电流流等)时，应同时时测量被试品品的温度和周周围空气的温温度和湿度。 进行绝绝缘试验时，被被试品温度不不应低于+5，户外试验验应在良好的的天气下进行行，且空气相相对湿度一般般不高于800%。4.10 1110kV及以以上设备经交交接试验后超超过6个月未未投入运行，或或运行中设备备停运超过66个月的，335kV及以以下设备经交交接试验后超超过12个月月未投入运行行，或运行中中设备停运超超过12个月月的，在投运运前应进行测测量绝缘电阻阻、tan、绝缘油的的水分和击穿穿电压、绝缘缘气体

22、湿度等等试验。4.11 有条条件进行带电电测试或在线线监测的设备备应积极开展展带电测试或或在线监测，当当带电测试或或在线监测发发现问题时应应进行停电试试验进一步核核实。如经实实际应用证明明利用带电测测试或在线监监测技术能达达到停电试验验的效果，可可以延长停电电试验周期或或不做停电试试验，同时报报分（省）公司生产产技术部、电电力科学研究究院（试验中中心）备案。4.12 如不不拆引线不影影响对试验结结果的相对判判断时，宜采采用不拆引线线试验的方法法进行。4.13 本标标准未包含的的电力设备的的试验项目，按按制造厂规定定进行。5 电力变压压器及电抗器器5.1 油浸式式电力变压器器油浸式电力变压压器的

23、试验项项目、周期和和要求见表11。表1 油浸式式电力变压器器的试验项目目、周期和要要求序号项目周 期要 求说 明1油中溶解气体色色谱分析1）新投运及大大修后投运500kV：11,4,100,30天220kV：44,10,330天110kV：44,30天2）运行中500kV：33个月220kV：66个月35kV、1110kV：11年3）必要时1）根据GB/T 725522001新装装变压器油中中H2与烃类气体体含量(L/L)任任一项不宜超超过下列数值值：总烃：20；HH2：30；CC2H2：02）运行设备油油中H2与烃类气体体含量( L/L)超超过下列任何何一项值时应应引起注意：总烃：150；

24、H2：150C2H2：5 (35kVV220kkV)，1 (500kkV)3）烃类气体总总和的产气速速率大于6mL/d(开放式)和和12mL/d(密封式)，或或相对产气速速率大于100%/月则认认为设备有异异常1）总烃包括CCH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组组份含量有增增长趋势时，可可结合产气速速率判断，必必要时缩短周周期进行跟踪踪分析3）总烃含量低低的设备不宜宜采用相对产产气速率进行行判断4）新投运的变变压器应有投投运前的测试试数据5）必要时，如如：出口(或近区区)短路后巡视发现异常常在线监测系统统告警等2油中水分,mg/L1）准备注入1110kV及及以上变压器器的新

25、油2）投运前3）110kVV及以上:运运行中1年4）必要时投运前110kV 20220kV 15500kV 10运行中110kV 35220kV 25500kV 151）运行中设备备，测量时应应注意温度的的影响，尽量量在顶层油温温高于50时取样2）必要时，如如：绕组绝缘电阻阻(吸收比、极极化指数)测测量异常时渗漏油等3油中含气量,%(体积分数)500kV 1）新油注入前前后2）运行中：11年3）必要时投运前：1运行中：31）限值规定依依据：GB/T 75995-20008运行中中变压器油质质量2）必要时，如如：变压器需要补补油时渗漏油4油中糠醛含量,mg/L必要时1）含量超过下下表值时，一一般

26、为非正常常老化，需跟跟踪检测：1）变压器油经经过处理后，油油中糠醛含量量会不同程度度的降低，在在作出判断时时一定要注意意这一情况2）必要时，如如：油中气体总烃烃超标或COO、CO2过高需了解绝缘老老化情况时，如如长期过载运运行后、温升升超标后等运行年限1551010151520糠醛含量0.10.20.40.752）跟踪检测时时，注意增长长率3）测试值大于于4mg/LL时，认为绝绝缘老化已比比较严重5油中颗粒度测试试500kV1）投运前2）投运1个月月或大修后3）运行中1年年4）必要时1）投运前(热热循环后)1100mL油油中大于5m的颗粒数数2000个个2）运行时(含含大修后)1100mL油油

27、中大于5m的颗粒数数3000个个1）限值规定依依据：DL/T 10996-20008变压器器油中颗粒度度限值2）检验方法参参考：DL/T 4322-20077电力用油油中颗粒污染染度测量方法法3）如果颗粒有有明显的增长长趋势，应缩缩短检测周期期，加强监控控6绝缘油试验见12.1节7绕组直流电阻1）110kVV及以下：66年；2200kV、5000kV：33年2）大修后3）无载分接开开关变换分接接位置4）有载分接开开关检修后5）必要时1）1600kkVA以上变变压器，各相相绕组电阻相相互间的差别别不应大于三三相平均值的的2%，无中中性点引出的的绕组，线间间差别不应大大于三相平均均值的1%2）16

28、00kkVA及以下下的变压器，相相间差别一般般不大于三相相平均值的44%，线间差差别一般不大大于三相平均均值的2%3）与以前相同同部位测得值值比较，其变变化不应大于于2%1）如电阻相间间差在出厂时时超过规定，制制造厂已说明明了这种偏差差的原因，则则与以前相同同部位测得值值比较，其变变化不应大于于2%2）有载分接开开关宜在所有有分接处测量量，无载分接接开关在运行行分接测量无载分接开关在在运行分接测测量3）不同温度下下电阻值按下下式换算：R2R1(TT+t2)/(T+t1)，式中RR1、R2分别为在温温度t1、t2下的电阻值值；T为电阻阻温度常数，铜铜导线取2335，铝导线线取2254）封闭式电缆

29、缆出线或GIIS出线的变变压器，电缆缆、GIS侧侧绕组可不进进行定期试验验5）必要时，如如：本体油色谱判判断有热故障障红外检测判断断套管接头或或引线过热8绕组连同套管的的绝缘电阻、吸吸收比或极化化指数1）110kVV及以下：66年；2200kV、5000kV：33年2）大修后3）必要时1）绝缘电阻换换算至同一温温度下，与前前一次测试结结果相比应无无显著变化，一一般不低于上上次值的700%2）35kV及及以上变压器器应测量吸收收比，吸收比比在常温下不不低于1.33；吸收比偏偏低时可测量量极化指数，应应不低于1.53）绝缘电阻大大于100000 M时，吸收比比不低于1.1或极化指指数不低于11.3

30、 1）使用25000V或50000V兆欧欧表，对2220kV及以以上变压器，兆兆欧表容量一一般要求输出出电流不小于于3mA2）测量前被试试绕组应充分分放电3）测量温度以以顶层油温为为准，各次测测量时的温度度应尽量接近近4）尽量在油温温低于50时测量，不不同温度下的的绝缘电阻值值按下式换算算： 式中R1、R22分别为温度度t1、t2时的绝缘电电阻值5）吸收比和极极化指数不进进行温度换算算6）封闭式电缆缆出线或GIIS出线的变变压器，电缆缆、GIS侧侧绕组可在中中性点测量7）鉴于不拆高高、中压侧引引线的试验方方法能够提高高供电可靠性性，增进工作作效率，并已已在一些地区区成功应用，因因此鼓励开展展不

31、拆线试验验方法的研究究，积累经验验，条件成熟熟者按规定程程序批准后可可采用不拆线线的试验方法法。8）必要时，如如：运行中油介损损不合格或油油中水分超标标渗漏油等可能能引起变压器器受潮的情况况9绕组连同套管的的tan1）大修后2）必要时1）20时不不大于下列数数值：500kV 0.6%110kV2220kV 0.88%35kV 1.5%2）tan值值与出厂试验验值或历年的的数值比较不不应有显著变变化(增量一一般不大于330%)3）试验电压：绕组电压10kkV及以上：10kV绕组电压10kkV以下： Un1）非被试绕组组应短路接地地或屏蔽2）同一变压器器各绕组taan的要求值相相同3）测量温度以以

32、顶层油温为为准，各次测测量时的温度度尽量相近4）尽量在油温温低于50时测量，不不同温度下的的tan值一般按下下式换算：式中tan11、tan2分别为温度度t1、t2时的tann值5）封闭式电缆缆出线或GIIS出线的变变压器, 电电缆、GISS侧绕组可在在中性点加压压测量6）必要时，如如：绕组绝缘电阻阻、吸收比或或极化指数异异常时油介损不合格格或油中水分分超标渗漏油等10电容型套管的ttan和电容值见第8章1）用正接法测测量2）测量时记录录环境温度及及变压器顶层层油温3）只测量有末末屏引出的套套管tan和电容值，封封闭式电缆出出线或GISS出线的变压压器，电缆、GGIS侧套管管从中性点加加压，非

33、被试试侧短路接地地11绕组连同套管的的交流耐压试试验1）10kV及及以下：6年年2）更换绕组后后全部更换绕组时时，按出厂试试验电压值；部分更换绕绕组时，按出出厂试验电压压值的0.88倍1）110kVV及以上进行行感应耐压试试验2）10kV按按35kV0.8=228kV进行行3）额定电压低低于10000V的绕组可可用25000V兆欧表测测量绝缘电阻阻代替12铁芯及夹件绝缘缘电阻1）110kVV及以下：66年；2200kV、5000kV：33年2）大修后3）必要时1）与以前测试试结果相比无无显著差别2）运行中铁芯芯接地电流一一般不应大于于0.1A1）采用25000V兆欧表表(对运行年久久的变压器可

34、可用10000V兆欧表)2）只对有外引引接地线的铁铁芯、夹件进进行测量3）必要时，如如：油色谱试验判断断铁芯多点接接地时13穿心螺栓、铁轭轭夹件、绑扎扎钢带、铁芯芯、绕组压环环及屏蔽等的的绝缘电阻大修中220kV及以以上：一般不不低于5000M110kV及以以下：一般不不低于1000M1）用25000V兆欧表2）连接片不能能拆开可不进进行14局部放电试验220kV及以以上：1）大修更换绝绝缘部件或部部分绕组后2）必要时 在线端电压为11.5Um/时，放电量量一般不大于于500pCC；在线端电电压为1.33Um/时，放放电量一般不不大于3000pC1）110kVV电压等级的的变压器大修修后，可参

35、照照执行2）必要时，如如：运行中变压器油油色谱异常，怀怀疑存在放电电性故障时15绕组所有分接的的电压比1）分接开关引引线拆装后2）更换绕组后后1）各分接的电电压比与铭牌牌值相比应无无明显差别，且且符合规律2）35kV以以下，电压比比小于3的变变压器电压比比允许偏差为为1%；其它它所有变压器器：额定分接接电压比允许许偏差为0.5%，其其它分接的电电压比应在变变压器阻抗电电压值(%)的1/100以内，但偏偏差不得超过过1%16校核三相变压器器的组别或单单相变压器极极性更换绕组后 必须与变压器铭铭牌和顶盖上上的端子标志志相一致17空载电流和空载载损耗1）更换绕组后后2）必要时与前次试验值相相比无明显

36、变变化1）试验电源可可用三相或单单相；试验电电压可用额定定电压或较低低电压（如制制造厂提供了了较低电压下下的测量值，可可在相同电压压下进行比较较）2）必要时，如如：怀疑磁路有缺陷陷等18短路阻抗和负载载损耗1）更换绕组后后2）必要时与前次试验值相相比无明显变变化1）试验电源可可用三相或单单相；试验电电流可用额定定值或较低电电流（如制造造厂提供了较较低电流下的的测量值，可可在相同电流流下进行比较较）2）必要时，如如：出口短路后19绕组变形测试110kV及以以上：1）更换绕组后后2）必要时1）采用频率响响应分析法与与初始结果相相比，或三相相之间结果相相比无明显差差别，无初始始记录时可与与同型号同厂

37、厂家对比2）采用电抗法法分析判断同同一参数的三三个单相值的的互差（横比比）和同一参参数值与原始始数据及上一一次测试值相相比之差（纵纵比），其差差值不应超过过注意值，注注意值参见DDL/T10093-200081）每次测试时时，宜采用同同一种仪器，接接线方式应相相同2）对有载开关关应在最大分分接下测试，对对无载开关应应在同一运行行分接下测试试以便比较3）发电厂厂高高变可参照执执行4）必要时，如如：发生近区短路后后20全电压下空载合合闸更换绕组后1）全部更换绕绕组，空载合合闸5次，每每次间隔5mmin2）部分更换绕绕组，空载合合闸3次，每每次间隔5mmin1）在运行分接接上进行2）由变压器高高压侧

38、或中压压侧加压3）110kVV及以上的变变压器中性点点接地4）发电机变压压器组的中间间连接无断开开点的变压器器，可不进行行21有载分接开关的的试验和检查查1）按制造厂规规定2）大修后3）必要时按DL/T5774-19995有载分分接开关运行行维修导则执执行1）应在整个操操作循环内进进行2）必要时应检检查开关切换换程序及时间间、动作顺序序、过渡电阻阻及触头的接接触电阻等结结果3）必要时，如如：怀疑有故障时22测温装置校验及及其二次回路路试验1）110kVV及以下：66年(二次回路)；220kkV、5000kV：3年年 (二次回回路)2）大修后3）必要时1）按制造厂的的技术要求2）密封良好，指指示

39、正确，测测温电阻值应应和出厂值相相符3）绝缘电阻一一般不低于11 M1）采用25000V兆欧表表2）必要时，如如：怀疑有故障时23气体继电器校验验及其二次回回路试验1）110kVV及以下：66年(二次回路)；220kkV、5000kV：3年年(二次回路)2）大修后3）必要时1）按制造厂的的技术要求2）整定值符合合运行规程要要求，动作正正确3）绝缘电阻一一般不低于11M1）采用10000V兆欧表表2）必要时，如如：怀疑有故障时24压力释放器校验验及其二次回回路试验1）110kVV及以下：66年(二次回路)；220kkV、5000kV：3年年(二次回路路)2）必要时1）动作值与铭铭牌值相差应应在1

40、0%范围围内或符合制制造厂规定2）绝缘电阻一一般不低于11M1）采用10000V兆欧表表2）必要时，如如：怀疑有故障时25冷却装置及其二二次回路检查查试验1）110kVV及以下：66年(二次回路)；220kkV、5000kV：3年年(二次回路路)2）大修后3）必要时 1）投运后，流流向、温升和和声响正常，无无渗漏油2）强油水冷装装置的检查和和试验，按制制造厂规定3）绝缘电阻一一般不低于11M1）采用10000V兆欧表表2）必要时，如如：怀疑有故障时26整体密封检查1）大修后2）必要时1）35kV及及以下管状和和平面油箱变变压器采用超超过油枕顶部部0.6m油柱柱试验(约55kPa压力力)，对于波

41、波纹油箱和有有散热器的油油箱采用超过过油枕顶部00.3m油柱柱试验(约22.5kPaa压力)，试试验时间122h无渗漏2）110kVV及以上变压压器在油枕顶顶部施加0.035MPPa压力，试试验持续时间间24h无渗渗漏1）试验时带冷冷却器，不带带压力释放装装置2）必要时，如如：怀疑密封不良时时27套管中的电流互互感器试验大修时1）绝缘电阻测测试2）变比测试3）极性测试4）伏安特性测测试见第6章28绝缘纸(板)聚聚合度必要时当聚合度小于2250时，应应引起注意1）试样可取引引线上绝缘纸纸、垫块、绝绝缘纸板等数数克2）对运行时间间较长(如220年)的变变压器尽量利利用吊检的机机会取样3）必要时，如

42、如：怀疑纸(板)老老化时29绝缘纸(板)含含水量必要时水分(质量分数数)一般不大大于下值：500kV：11%220kV：33%1）可用所测绕绕组的tann值推算或取取纸样直接测测量2）必要时，如如：怀疑纸(板)受受潮时30噪声测量必要时与出厂值比较无无明显变化1）按GB733281987变变压器和电抗抗器的声级测测量要求进进行2）必要时，如如：发现噪音异常时时31箱壳振动必要时与出厂值比不应应有明显差别别必要时，如：发现箱壳振动异异常时32红外检测运行中500kV：11年6次或以以上220kV：11年4次或以以上110kV：11年2次或以以上按DL/T6664-20008带电设设备红外诊断断应用规范执执行1）用红外热像像仪测量2）测量套管及及接头、油箱箱壳等部位3）结合运行巡巡视进行，试试验人员每年年至少进行一一次红外检测测，同时加强强对电压致热热型设备的检检测，并记录录红外成像谱谱图5.2 干式变变压器、干式式接地变压器器干式变压器、干干式接地变压压器的试验项项目、周期和和要求见表22。表2 干式变变压器的试验验项目和周期期序号项 目周 期要 求说 明1绕组直流电阻1） 6年2）必要时1）相间差别一一般不大于平平均值的4%，线间差别别一般不大于于平均值的22%2）与以前相同同部位测得值值比较，其变变化不应大于于2%1）不同温度下下电阻值按下下式换算:R2R1