20191000kV交流电气设备预防性试验规程.docx

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1、1000kV 交流电气设备预防性试验规程目次前言1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义、符号24 总则25 电力变压器及电抗器36 互感器137 开关设备148套管179 绝缘子1710 绝缘油和六氟化硫气体1911 金属氧化物避雷器2112 固定串联电容器补偿装置2213 架空电力线路2614 接地装置27附录 A （规范性附录）1000kV 交流电气设备的额定绝缘水平28附录 B （规范性附录）现场污秽度等级29附录 C （资料性附录）气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法30附录 D （规范性附录）显著性差异分析法31附录 E （规范性附录）(易受环境影响)测量值的纵横比分析3210

2、00kV 交流电气设备预防性试验规程1 范围本标准规定了 1000kV 交流电气设备预防性试验的项目、周期、方法和判断标准。本标准适用于 1000kV 交流电气设备。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。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，然而，鼓励根据本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。GB/T 261 石油产品闪点测定法GB/T 264 石油产品酸值测定法GB/T 507绝缘油击穿电压测定法（GB/T 507-2002，eqvIEC156:19

3、95） GB/T 511石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB 1094.3 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（GB1094.32003,）IEC 60076 3:2000,MOD）GB 2536电工流体 变压器和开关用未使用过的矿物绝缘油(GB 2536-2011,IEC 60296:2033，MOD) GB/T 5654液体绝缘材料相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量 (GB/T 56542007,IEC60247:2004,IDT)GB/T 6541石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)(GB/T 6541-1986,eqvISO 6295:198

4、3)GB/T 7598运行中变压器油水溶性酸测定法GB 7600-1987运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)GB/T 11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法（GB/T 11023-1989，IEC 60056：1987； 60298:1990;60517:1990,MOD）GB/T 111421989 绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法GB 12022工业六氟化硫(GB/T 12022-2006,IEC 376:1971;IEC 376A:1973;IEC 376B:1974,MOD)GB/T 16434高压

5、架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准DL/T 345带电设备紫外诊断技术应用导则DL/T 432电力用油中颗粒污染度测量方法DL/T 506六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 626劣化盘形悬式绝缘子检测规程DL/T 664带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703绝缘油中寒气量的气相色谱测定法DL/T 916六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917六氟化硫气体密度测定法DL/T 918六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T 919六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱测定法）DL/T 920六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T 1400

6、油浸式变压器测温装置现场校准规范IEC 60815-2 污染环境中所用高压绝缘子的选择和尺寸测定 第 2 部分：交流系统用陶瓷和玻璃绝缘子（Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 2: Ceramic and glass insulators for a.c. systems）SD 306:1989 六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）DIN 51353:1985 绝缘油检验、对腐蚀性硫的检验、银带检验3GB/T 24846 -20

7、1XSH/T 0804:2007电器绝缘油腐蚀性硫试验 银片试验法3 术语和定义、符号3.1 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1.1 3.1.1预防性试验preventive test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。3.1.2 3.1.2在线监测on-line monitoring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。3.1.3 3.1.3带电测量live line measurement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。3.1.4 3.1.4初值initial value指

8、能够代表设备原始状况的试验值。初值可以是出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值 100%。 3.1.5主体变压器main transformer当 1000kV 油浸式单相自耦电力变压器采用变压器本体与调压补偿变压器分箱布置时变压器的本体部分。3.1.6调压补偿变压器voltage regulating and compensating transformer与主体变压器分箱布置的变压器的调压补偿部分。补偿变压器的作用是在中性点调压过程中减小变压器第三绕组的电压波动。3.1.7整体试验integral t

9、est把变压器本体、调压部分、补偿部分全部连接完成后进行的试验。3.1.8主体变试验test of main transformer单独对主体变压器进行的试验。3.1.9调压补偿变试验test of voltage regulating and compensating transformer对调压补偿变压器进行的试验。3.1.10气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)gas-insulated metal-enclosed switchgear全部或部分采用气体而不采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备。3.1.11复合电器(HGIS)GIS 和敞开式高压电器的组合。3.2 符号U

10、r 设备额定电压；Um 设备最高电压；U8mA 避雷器直流 8mA 下的参考电压；tan 介质损耗因数。4 总则4.1 本标准所规定的各类设备试验的项目、周期、方法和判断标准，是电气设备绝缘监督工作的基本要求，也是电气设备全过程管理工作的重要组成部分。4.2 对试验结果应参照该设备的出厂试验、交接试验及历次预防性试验结果进行全面地、历史地综合分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。4.3 在相近的运行和检测条件下，同一家族设备同一试验结果不应有明显差异，否则应进行显著性差异分析，分析方法见附录D，受环境条件影响的试验结果

11、的显著性差异分析参考附录 E。4.4 工频交流耐受试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为 1min；其它耐受试验的持续时间在有关设备的试验要求中规定。电气设备的绝缘水平见附录 A。对于油浸式电气设备，在真空注油和热油循环后应有足够的静置时间，才可进行绝缘耐受试验。1000kV 充油电气设备的静置时间应不少于于 96h。4.5 进行绝缘耐受试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(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以连在一起进行试验。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

12、中的最低试验电压。4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等)时，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，户外试验应在良好的天气进行，被试品及环境温度不宜低于+5。4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展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。如经现场实际应用证实，采用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期。4.9 1000kV 交流电气设备红外测温工作每月进行一次。应对变压器（高压并联电抗器）套管及接头、油

13、箱壳、油枕、冷却器及其进出口、GIS 罐体、互感器本体、避雷器本体等部位进行测量。测温时应记录运行电压、负荷电流、环境温度和湿度等，具体要求按 DL/T 664 执行。4.10 1000kV 交流电气设备紫外电晕检测工作每 6 个月进行一次。应对变压器（高压并联电抗器）套管及接头、油箱壳、油枕、冷却器及其进出口、GIS 罐体、互感器本体、避雷器本体等部位进行测量。检测时应记录运行电压、负荷电流、环境温度和湿度等，具体要求按DL/T 345 执行。4.11 如不拆引线不影响对试验结果的分析及相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。4.12 预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择。重要、新投

14、、有缺陷设备的周期应缩短。交接试验后 6 个月未投入运行的设备，在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。4.13 对已安装的备用设备，应按运行设备要求进行预防性试验。5 电力变压器及电抗器5.1 主体变压器主体变试验项目、周期和要求见表 1。表 1 主体变压器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明油中溶解气体分析1）投运前2) 新装、大修后的 1、2、3、4、7、10、30 天。3) 运行中：3 个月4) 必要时1) 运行设备的油中 H2 与烃类气体含量(L/L) 总烃含量：150H2 含量：150 C2H2 含量：12) 烃类气体总和的产气速率大于 6ml/d，或相对产气速率大

15、于 10%/月则认为设备有异常。1) 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追踪分析；2) 总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；3) 新投运的变压器应有投运前的测试数据。3GB/T 24846 -201X表 1（续）2绕组直流电阻1）投运前2) 1 年3)大修后4)必要时1) 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的 2%；2) 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，其差别不应大于 2%，当超过 1%时应引起注意。1) 高压绕组测量电流不大于 5A，低压绕组测量电流不大于 20A2）在直阻测量后宜进行铁心去磁;3) 不

16、同温度下的电阻值按下式换算R = R T + t2 21 T + t 1 式中：R1、R2 分别为在温度 t1（）、t2（）时的电阻值；T 为计算用常数，铜导线取 235。3绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1) 绝缘电阻换算至同一温度下，与初值相比应无明显变化；2) 在 1030范围内，吸收比一般不低于1.3，极化指数不低于 1.5，绝缘电阻大于 10000 M 1) 采用 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，尽量使每次测量的温度相近；4) 尽 量在 油温 低 于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可

17、按下式换算R = R 1.5(t1 -t2 ) /10 21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。4绕组连同套管的电容量和tan1）投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1)20时，tan0.006；2) tan值和电容量与初值比较不应有显著变化；3) 试验电压 10kV。1) 非被试绕组应短路接地或屏蔽，被试绕组应短路；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，尽量在相近的温度下试验；4) 尽 量在 油温 低 于50时测量。5）不同温度下的 tg 值一般可按下式换算tgd2 = tgd1 1.3 2

18、1，式(t -t )/10中 tg1、tg2 分别为温度 t1、t2 时的 tg 值。5电容式套 管 的tan 和电容值1）投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时见第 8 章。1) 用正接法测量；2) 测量时记录环境温度及变压器顶层油温。6绝缘油试验1）投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时见第 10 章。7交流耐压试验1）投运前2) 大修后3) 必要时耐压值：出厂试验值的 80%。工频耐压时间 1min,倍频感应电压按 GB 1094.3执行。序号项 目周期要求说明8铁心、夹件绝缘电阻1) 1 年2) 大修后3) 必要时1)与初值相比无显著差别；采用 2500V 兆欧表进行测量。运行

19、中铁心及夹件接地 电 流 一 般 不 大 于300mA。因变压器结构原因造成接地电流超过300mA 的，应进行说明。9油中含水量见第 10 章。10油中含气量见第 10 章。11绕组频率响应分析1） 投运前2） 大修后3） 必要时与历史测试结果比较无明显变化。必要时指短路后等情况。12绕组直流泄漏电流1) 投运前2) 必要时1)试验电压一般如下：应读取 1min 时的泄漏电流值。绕组额定电压kV1105001000直流试验电压kV4060602)与初值相比没有明显变化。13绕组电压比1) 大修后2) 必要时允许偏差为0.5%，每次测量时，变压器外部接线状态应相同；14空载电流和空载损耗1) 大

20、修后2)必要时测量结果与上次相比，不应有明显差异；试验应在额定电压下进行。15短路阻抗1) 大修后2) 必要时初值差不超过3%。试验电流可用额定值或较低电流值(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)。16绕组连同套管局部放电测量1) 大修后2) 必要时 在线端电压为1.3U m / 3 时，放电量一般为： 高压绕组300pC；中压绕组300pC； 低压绕组500pC。1) 试验方法符合GB1094.3 的规定；2) 预 加 电 压 为1.5U m / 3 ，测量电压为1.3U m / 3 ；3) 预加电压时间应进行频率换算。17测温装置及其二次回路试验1) 3 年2) 大修

21、后3) 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）绕组温度计环境温度影响量快速试验；3)绝缘电阻一般不低于 1M。1） 绕组温度计环境温度影响量快速试验按照DL/T 1400-2015 中 6.6条款进行试验；2） 测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表。18气体继电器及其二次回路试验1)1 年(二次回路)2）3 年（气体继电器）3) 大修后4) 必要时1)整定值符合运行规程要求，动作正确；2）绝缘电阻一般不低于 1M。测 量 绝缘 电阻 采 用2500V 兆欧表。5序号项目周期要求说明19压力释放阀校验1)大修后2）必要时动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂规定。20整

22、体密封检查大修后在油枕顶部施加 0.035MPa 压力，试验持续时间 24h 无渗漏。试验时带冷却器，在压力释放装置锁死的情况下进行。21冷却装置及其二次回路检查试验1) 投运前2) 1 年(二次回路)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 1M。采用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻。22套管式电流互感器绝缘试验1) 大修后2) 必要时见表 5。23油中糠醛含量必要时1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2 过高；2) 投运 35 年后；3) 需了解绝缘老化情况。运行年限1

23、551010151520糠醛量mg/L0.10.20.40.752) 跟踪检测时，注意增长率；3) 测试值大于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重。24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；25绝缘纸(板)含水量必要时含水量(质量分数)一般不大于 1%。可用所测绕组的 tan 值推算或取纸样直接测量。27特高频局放必要时无典型放电图谱在其它手段发现异常时可用于辅助诊断28超声波局放必要时无典型放电图谱在其它手段发现异常时可用于辅助诊断。5.2 调压补偿变压器调压补偿变压器试验项目、周期和要求见表 2。表 2 调压补偿变

24、试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1油中溶解气体分析1）投运前2) 新装、大修后的 1、2、3、4、7、10、30 天。3) 运行中： 3 个月4) 必要时1) 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总烃含量150； H2 含量150； C2H2 含量1。2) 烃 类 气 体 总 和 的 产 气 速 率 大 于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) 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追踪分析；2) 总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；3) 新投运的

25、变压器应有投运前的测试数据。GB/T 24846-201X表 2（续）序号项目周期要求说明2绕组直流电阻1）投运前2) 1 年3) 无励磁调压变压器变换分接位置后4) 有载调压变压器的分接开关检修后( 在所有分接侧)5) 大修后6) 必要时1) 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的 2%；2) 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，按要求中 2)项执行；2) 不同温度下的电阻值按下式换算：R = R T + t2 21 T + t 1 式中 R1、R2 分别为在温度 t1、t2 时的电阻值；T 为计算用常数，铜

26、导线取 235。3) 无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。3绕 组绝 缘 电阻、吸收比和极化指数1 投运前2) 1 年3) 大修后4) 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明显变化； 2)在 1030范围内，吸收比一般不低于 1.3，极化指数不低于 1.5， 绝缘电阻大于 10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考。1)采用 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，尽量使每次测量温度相近；4) 尽量在油温低于 50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：R = R 1.5(t1 -t2 ) /

27、10 21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。4绕组连同套管的电容量和 tan 1）投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1)20时，tan0.006；2) tan值和电容量与历年的数值比较不应有显著变化；3) 试验电压 10kV。1) 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，尽量使每次测量的温度相近；4) 尽量在油温低于 50时测量。5电容式套管的tan和电容值1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时见第 8 章。1) 用正接法测量；2) 测量时记录环境温度及变压

28、器顶层油温。6绝缘油试验1) 1 年2) 大修后3) 必要时见第 10 章。7交流耐压试验1) 大修后2) 必要时耐压值：出厂试验电压的 80%。可采用倍频电源 ，并按GB1094.3 进行频率时间换算。8铁心、夹件绝缘电阻1) 1 年2) 大修后3) 必要时与以前测试结果相比无显著差别。采用 2500V 兆欧表进行测量。运行中铁心、夹件接地电流一般不大于 300mA。因变压器结构原因造成接地电流超过 300mA的，应进行说明。9油中含水量见第 10 章9表 2（续）序号项目周期要求说明10油中含气量见第 10 章11绕组直流泄漏电流1）投运前2)必要时1)试验电压一般如下：应读取 1min

29、时的泄漏电流值。绕组额定电压 kV35 及以下110直流试验 电压 kV20402) 与初值相比没有明显变化。12绕组所有分接的电压比1) 分接开关引线拆装后2) 大修后3) 必要时1) 各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律；2) 额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比应不得超过1%。13变压器极性1）大修后2）必要时必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。在整体试验时进行。14空载电流和空载损耗1) 大修后2) 必要时与前次试验值相比，无明显变化。试验应在额定电压下进行。15短路阻抗1) 大修后2) 必要时与前次试验值相比，无明显变化。试验电流可用额定值或

30、较低电流值( 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)。16绕组连同套管的局部放电测量1) 大修后2) 必要时在线端电压为时 173kV 和 150kV，放电量一般为：110kV 绕组端不大于 500pC。1) 试验方法符合GB1094.3 的规定或协商确定；3)预加电压时间应进行频率换算。17测温装置及其二次回路试验1) 3 年2) 大修后3) 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 1M。测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表。18气体继电器及其二次回路试验1)1 年(二次回路)2）3 年（气体继电器）3) 大修后4) 必要时1）

31、整定值符合运行规程要求，动作正确；2） 绝缘电阻一般不低于 1M。测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表。19压力释放器校验必要时动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂规定。20整体密封检查大修后在油枕顶部施加 0.035MPa 压力，试验持续时间 24h 无渗漏。试验时带冷却器，在压力释放装置锁死的情况下进行。21冷却装置及其二次回路检查试验1) 投运前2) 1 年(二次回路)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) 强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定；3) 绝缘电阻一般不低于 1M。测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表。22套管式电流互感器绝缘试验1)

32、大修后2) 必要时见表 5。采用 2500V 兆欧表进行测量。序号项目周期要求说明23有载调压装置的试验和检查1)储油柜、呼吸器和油位指示器检查。2）在线滤油机检查，加热器检查。3) 电动机构箱检查。4) 检查记录动作次数。5）如有可能，检查电机和计数器的功能。1)1 年或按制造厂要求1) 储油柜、呼吸器和油位指示器应按其技术条件要求检查。2) 在线滤油机应按其文件要求检查滤芯。3）打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常。4）记录动作次数是否正确。5）电动机、位置指示器、计数器等工作正常,符合制造厂的技术要求。6） 电动和远方操作。7） 检查紧急停止功能以及限位装置。8）

33、 测量切换时间和过渡电阻。9） 绝缘油试验。2）3 年6） 在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环操作，无异常。7） 紧急停止功能以及限位装置是否正常运行。8） 在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值的初值差不超过10%。9） 绝缘油击穿电压不低于 30kV，如装备在线滤油机，绝缘油击穿电压不低于 40kV；不满足要求时，需要对绝缘油进行过滤处理，或者换油。无励磁分接开关试验和检查：1 ） 操作循环试验。2 ） 检查电动机构。1 年1） 进行一个操作循环的无励磁操作，擦洗触头表面。2） 检查电动机构与变压器断路器之间的互锁是否可靠。24油中糠醛

34、含量必要时1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：建议在以下情况进行：1) 油中气体总烃超标或 CO、CO2 过高；2) 需了解绝缘老化情况。运行年限1551010151520糠 醛量mg/L0.10.20.40.752) 跟踪检测时，注意增长率；3) 测试值大于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重。25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。26绝缘纸(板)含水量必要时含水量(质量分数)一般不大于 2%。265.2变压器整体试验变压器整体试验的试验项目试

35、验项目、周期和要求见表 3。表 3整体（主体变+调压补偿变）试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1电压比测量1) 分接开关引线拆装后2) 大修后3) 必要时1) 各相应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律；2) 额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比不应超过1%。在直阻测量前后须进行铁心去磁。2变压器极性大修后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。3全电压下空载合闸大修后1) 全部更换绕组，空载合闸 5 次，每次间隔 5min；2) 部分更换绕组，空载合闸 3 次，每次间隔 5min。1) 在额定分接上进行；2) 由变压器高压或中压侧加压。注：如果条件允许

36、，可对整体变进行局放试验，代替主变和调补变的局放试验。5.41000kV 电抗器（含中性点小电抗）1000kV 电抗器试验项目、周期和要求见表 4。表 4 1000kV 电抗器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1油中溶解气体分析1）投运前2) 新装、大修后的 1、2、3、4、7、10、30 天。3) 运行中：3 个月4) 必要时1) 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总烃含量150； H2 含 量 150； C2H2 含量1。2) 烃类气体总和的产气速率大于 6ml/d，或相对产气速率大于 10%/月则认为设备有异常。1) 溶解气体组分含量有增长趋

37、势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析；2) 总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；3) 新投运的电抗器应有投运前的测试数据。2绕组直流电阻1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1) 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的 2%；2) 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，按要求中 2)项执行；2) 不同温度下的电阻值按下式换算R = R T + t2 21 T + t 1 式中 R1、R2 分别为在温度 t1、t2 时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取 235。3绕组绝缘电阻、吸

38、收比和极化指数1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1) 绝缘电阻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%；（10000 M以上可不考核）；2) 在 1030范围内，吸收比一般不低于1.3，极化指数不低于 1.5，绝缘电阻大于 10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考。1) 采用 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，尽量使每次测量温度相近；GB/T 24846-201X表 4（续）序号项目周期要求说明4)尽量在油温低于 50 时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：R = R 1.5(t1 -t2 )

39、/10 21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。4绕组连同套管的tan1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时1)20时，tan0.006；2) tan值与历年的数值比较不应有显著变化(一般30%)；3) 试验电压 10kV。1) 测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近；2) 尽量在油温低于 50 时测量。5电容式套管的tan 和电容值1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时见第 8 章。1) 用正接法测量；2) 测量时记录环境温度及电抗器顶层油温。6绝 缘油试验1) 投运前2) 1 年3) 大修后4) 必要时

40、见第 10 章。7交流耐压试验1) 大修后2) 必要时试验电压为出厂试验电压的 80%。仅对中性点进行可采用倍频电源并按 GB1094.3 进行频率时间换算。8铁心、夹件绝缘电 阻1) 1 年2) 大修后3) 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0.1A。采用 2500V 兆欧表进行测量。9油中含 水量见第 10 章。10油中含 气量见第 10 章。11绕组直 流泄漏电流1)1 年2）大修后3)必要时1) 直流试验电压 60kV；2) 与初值相比没有明显变化。应读取 1min 时的泄漏电流值。12测温装置及其二次回路试 验1) 1 年2) 大修后3) 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 1M。测 量 绝 缘 电 阻 采 用2500V 兆欧表。13