电力设备交接和预防性试验规程正文.pdf

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1、Q/FJGQ/FJGXXXX 省电力省电力XXXX 企业标准企业标准Q/FJG 10029.2-2004电力设备交接和预防性试验规程电力设备交接和预防性试验规程（试行）（试行）20052005 年年 3 3 月月 8 8 日日发布发布20052005 年年 3 3 月月 8 8 日日 实施实施XXXX省省 电电 力力XXXX发发布布目目次次目次 I前言II1 X 围 12 规 X 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

2、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 7318 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N115I/119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

3、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 XX 省电力工业局制定颁发了XX 省电网电力设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，XX 省电力 XX 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20046

4、34 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 XX 省电网的实际情况,对XX 省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则进行修订,并更名为XX 省电力 XX 电力设备交接及预防性试验规程(试行)。本标准经 XX 省电力 XX 批准,从生效之日起代替1999 年原 XX 省电力工业局颁发的 XX 省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则。XX 省电力 XX 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 XX 省电力 XX 提出。本标准由 XX 省电力

5、 XX 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XX 省电力试验研究院联系。本标准主要起草人：X 孔林 于建龙 应宗明连鸿松 王恒山 林冶 周剑 陈泰山 陈德兴 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 X 家松 李功新 X 宗安本标准批准人：许新生II/119电力设备交接和预防性试验规程电力设备交接和预防性试验规程（试行）（试行）1X 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50

6、0kV及以下的交流电力设备的交接和预防性试验管理，但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，原则上应按照本标准执行。2规 X 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，但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 2611983石油产品闪点测定法(闭口杯法)GB/T

7、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）GB 1094.1.21996电力变压器GB 1094.3.52003电力变压器GB 25361990变压器油/T81661995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X 力测定法(圆环法)GB/T 72522001变压器油中溶解气体分析和判

8、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 75981987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

9、/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1/119 GB 110322000交流无间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

10、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 DL/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X（试行）(华东电网生2004290

11、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

12、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，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X 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；2/119 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)；

13、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

14、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XX 省电力 XX 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XX 省电力 XX 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

15、，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

16、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%。3/1194.7 在进行直流高压试验时，应采

17、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

18、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XX 省电力 XX 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

19、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X 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 5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号1项目油 中 溶解 气 体 色谱分析周期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 年要求1)新安装变压器的油中 H

20、2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；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4/119说明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

21、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)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序号项目周期5)必要时要求说明10%/月则判断设备有异常c)巡视发现异常5)对 500kV 电抗器，当出现少量(小于d)在线监测系统告警1L/L)乙炔时，也应引起注意，如分析e)主变进行耐压和局气体虽已出现异常，若经其它试验分析认 放试验后为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在f）其它超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期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

22、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，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

23、要时R2 R1T T2T T1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:3绕 组 绝1)交接时缘电阻、吸2)投运前收比或3)新安装投运(和)极 化 后 1 年内指数4)运行中：a)220kV 及以上2 年b)110kV及以下3 年c)

24、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(1030X 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R2 R11.5(t1t2)/10式中 R1、R2分别为温5/119序号项目周期要求说明度 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：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1)交接时1)20时不大于下列数

25、值：tg2)投运前500kV 0.6%3)新安装投运110220kV 0.8后 1 年内35kV 及以下 1.5%4)运行中：2)tg值与出厂试验值或历年的数值a)220kV 及以上 2 比较不应有显著变化(一般不大于 30)年3)试验电压：b)35110kV3 年绕组电压10kV5)大修前、后10kV 及以上6)必要时绕组电压额定电压 Un10kV 以下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：tg2 tg11.3(t2t1

26、)/10式中 tg1、tg2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5电 容 型套 管 的 介质 损 耗 因数(tg )和电容值绝 缘 油试验见第 8 章6见第 12 章6/119序号7项目交 流 耐压试验周期要求说明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

27、1)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)必要时：a）从油色谱试验判断变压器内部有热故障b）其它1)交接时1)油浸变压器（电抗器）试验电压值2)10kV 及以下按表 5.2(定期试验按部分更换绕组电压站用变及开关站值)配变 3 年；其余配2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂变 5 年试验电压值；部分更换绕组和定期试验3)更换绕组后时，按出厂试验电压值的0.85 倍4)大修后（35kV及以下）5)必要时8铁 芯 绝缘电阻1)交接时1)与以前测试结果相比无显著差别2)新安装投运2)运行中铁芯接地电流一般不应大于后 1 年内0

28、.3A3)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9穿 芯 螺1)交接时栓、铁轭夹2)大修后件、绑扎钢3)必要时带、铁芯、线 圈 压 环及 屏 蔽 等的 绝 缘 电阻220kV 及以上绝缘电阻一般不低于1)用 2500V 兆欧表500M、其它变压器一般不低于10M(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7/119序号10项目油中水分mg/L周期要求说明1)交接时交接时、大修后2)投运前110kV 及以下203)大修后220kV154)运行中：500kV10a)220kV 及以上半年

29、b)110kV 1 年c)厂用变、35kV站用变 1 年5)必要时运行中1)运行中设备，测量110kV 及以下35 时应注意温度的影响，220kV25尽量在顶层油温高于500kV1550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）其它运行中500kV3220kV5必要时:a)变压器需要补油时b）渗漏油c）其它11油 中 含1)220kV 及以交接时、大修后气 量(体上交接时500kV1积分数)2)220kV 及以 220kV3%上大修后投运前3）运行中：a)500kV 半年b)220kV 1 年4）必要时1)交接时2)投运前3

30、)新安装投运后 1 年内4)运行中：a)220kV 及以上 2年12绕组泄漏电流1)试验电压一般如下：绕组额6定电压10kV直流试验电压kV10203511022040201)在 高 压 端 读 取1min 时的泄漏电流值,同一测量接线的泄漏500电流 I(A)与绝缘电阻的关系一般应符合:IuA=U/R6060U直流试验电压8/119序号项目周期b)35110kV3 年5)大修前、后6)必要时要求2)与前一次测试结果相比应无明显变化3)泄漏电流见附录 H说明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13绕 组 所1)交

31、接时有 分 接 的2)分接开关引电压比线拆装后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必要时：相比应无明显差别，且符合规律a)怀疑有匝间短路时2)电压 35kV 以下，电压比小于 3 的变 b)其它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%必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致14校 核 三相 变 压 器的 组 别 或单 相 变 压器极性空载电流和空载损耗1)交接时2)更换绕组后151)交接时(500kV 变压器)2)更换绕组后3)必要时16阻 抗 电压 和 负

32、载损耗1)更换绕组后2)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)其它与前次试验值相比,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9/119序号17项目局 部 放电试验周期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)必要时要求1)在线端

33、电压为 1.5Um/3时,视在放电量一般不大于 500 pC；线端电压为 1.3Um/3时,视在放电量一般不大于300pC2)干式变压器按 GB6450 规定执行说明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1)交接时压 装 置 的2)新安装投运试 验 和 检后 1 年内查3)运行中：1)检 查 动 a)220kV 及以上 2作顺序年2)操 作 试b)110kV 及以下 3验 变 压 器年带 电 时 手4)大修后动操作、远5)必要时方操作各 2个循环3)检 查

34、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 操作箱必要时：a)怀疑有故障时b)其它X 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

35、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10/119序号项目5)二 次 回路 绝 缘 试验周期要求绝缘电阻一般不低于 1 M说明采用 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 量试验测 温 装置 及 其 二次 回 路 试验气 体 继电 器 及 其二 次 回 路试验压 力 释放器校验整体密封检查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：1)有在线滤油装置a)交接时、大修后：油击穿电压40，可延长每年

36、 1 次水分含量25mg/L2)如果制造厂有规b)运行中：油击穿电压30，水分定时按制造厂规定执含量40mg/L行35kV：按制造厂要求3)必要时：a)怀疑有绝缘故障时b)其它201)交接时1)密封良好,指示正确,测温电阻值应1）测量绝缘电阻采用2)随相连主设和出厂值相符2500V 兆欧表备预试时2)绝缘电阻一般不低于 1M2）必要时：怀疑有故3)大修后障时4)必要时1)交接时整定值符合运行规程要求,动作正确，2）随相连主设绝缘电阻一般不低于 1M备预试时3)大修后4)必要时1)交接时2)大修后1)交接时2)大修后开启压力偏差5kPa 或按制造厂规定1)测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表2）必

37、要时：怀疑有故障时2122231)35kV 及以下管状和平面油箱变压器试验时带冷却器,不采用超过油枕顶部0.6m 油柱试验(约带压力释放装置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 24h1)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1M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1)采用 2500V 兆欧表2)必要时:对绝

38、缘性能有怀疑时24冷 却 装置及其二次回路检查试验套 管 中的电流互感器绝缘试验全 电 压下 空 载 合闸1)交接时2)大修后3)必要时251)交接时2)大修后3)必要时261)交接时1)新装和全部更换绕组，空载合闸51)在使用分接上进行2)更换绕组后次，每次间隔不少于 5min2)由变压器高压侧加3)大修后2)部分更换绕组，空载合闸 3 次，每 压或中压侧加压次间隔不少于 5min3）110kV 及以上的变11/119序号项目周期要求说明压器中性点接地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1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，1)110kV 及以上

39、进行2)大修前、大应视为非正常老化，需跟踪监测：2)必要时：修投运后 1 个月a)油中气体总烃超标10运行内134679或 CO、CO2过高年限3)投运 10年内b)需了解绝缘老化情125 年 1 次，其后 3况时,如温升过高后或糠醛0.040.070.10.2年 1 次长期过载运行后等含量4)必要时1922运行161315年限182125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

40、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:1）可用所测绕组的500kV 1%tg值推算或取纸样直220kV 3%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)受潮时与出厂值相差不大于5%，与三相或1)适用于电抗器,如三相组平均值相差不大于2%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12/11930阻 抗 测量必要时序号31项目振动周期1)交接时2)必要时要求与出厂值或交接值比不应有明显差别说明1)适用于 500kV 油浸电抗

41、器2）必要时：发现箱壳振动异常时1）按 GB7328 要求进行,适用于 500kV 电压等级2)必要时：巡视发现噪音异常时1)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 80k34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35壳 式 变压 器 绝 缘

42、油带电度壳 式 变压 器 线 圈泄漏电流1)交接时2)3 年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1)交接时2)大修后3)1 年应小于 500pC/mL/2036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 电阻率应大于 110 cm/80131）如果低于 110cm/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1313/1195.2 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

43、值及操作波试验电压值线端交流试验电压值(kV)全部更换绕组32535455585200360395630680部分更换绕组后2.52130384772170(195)306336536578中性点交流试验电压值(kV)全部更换绕组325354555859585(200)85140部 分 更 换绕组后2.521303847728072(170)72120线端操作波试验电压(kV)全部更换绕组50609010517037575010501175部分更换绕组后40507590145319638892999额定最高工电压作电压(kV)(kV)2500M2)110220KV 电容型电流互感器主绝缘(一次

44、/末屏)的绝缘电阻2000M3)二次绕组之间及地的绝缘电阻500M4)一次绕组匝间绝缘电阻500M5)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于 1000M,否则应测量微水6）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化说明1)二次绕组之间及一次绕组匝间可采用 1000V 兆欧表,其余应采用2500V 兆欧表2)测量时对非被 测 绕 组(或 末屏),外壳应接地3)对二次接线板是用小瓷套装在胶木板上的形式,其二次之间及对地绝缘电阻应不低于 50M4)必要时:怀疑有故障时2tg及电容量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)35110kV 3

45、年5)大修后6)必要时7)SF6、固体绝缘互感器按1)主绝缘 tg(%)不应大于下表中的数值，1)主绝缘试验且与历年数据比较，不应有显著变化：tg电压为 10kV，电压等级20110220500末屏对地 tg试验电压 2kVkV2)油纸电容型35交 油纸电容型1.00.70.6tg一般不进行接 充油型3.02.0温度换算，当tg大 胶纸电容型2.52.0值与出厂值或上一次试验值比修油纸电容型1.00.80.7较有明显增长时，运充油型3.52.5应综合分析tg行胶纸电容型3.02.5与温度、电压的关中系,当 tg随温度18/119序号项目周期制造厂规定要求2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值

46、或出厂值偏差应不大于 5%,超出时应查明原因3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于 1000M时,应测量末屏对地 tg,其值应不大于 2%说明明显变化或试验电压由 10kV 升到Um/3时，tg增量超过0.3%，不应继续运行3)SF6、固体绝缘互感器中带有电容末屏的宜进行4)必要时：a)绕组绝缘电组(吸收比)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1)对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2）对运行中单纯H2组分偏高的参照附录 L 分析3)必要时:怀疑有内部放电时3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：新 安 装 或

47、 大修后投运 1 年内1 次；其后 220kV及以上 2 年 1次，110kV 3 年1 次，35kV35年5)必要时1)交接时2)3 年(20kV及 以下)3)大修后4)必要时1)交接时、大修后的油中不应含有C2H2，氢气不超过 50L/L，总烃不超过 10L/L2)运行中油中溶解气体组分含量(L/L)超过下列任一值时应引起注意：总烃：100H2：150C2H2：1(220500kV)；2(110kV 及以下)4交 流 耐压试验1)35kV 及以下电流互感器一次绕组按 G1）二次绕组交表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。流耐压试验可用2500V 兆欧表代替电压等级2)必要时:610152

48、035(kV)a)对绝缘性能有怀疑时试验电压2130384772b)其它(kV)19/119序号项目周期要求2)110500kV SF6电流互感器交接试验：a）老练试验：预加1.1 倍设备额定相对地电压 10 分钟，然后降至 0；施加 1.0 倍设备额定相对地电压 5 分钟，接着升至1.73 倍设备额定相对地电压 3 分钟，然后降至 0b）老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90%3）110500kV SF6电流互感器补气较多时(表压小于 0.2MPa)，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的 80-90%4)二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为 2kV5)全部更换绕

49、组绝缘后，应按出厂值进行说明5局 部 放电试验1)交接时1)固 体 绝 缘 电 流 互 感 器 在 电 压 为2)新安装投1.1Um/3时，放电量不大于 100pC；在电压运后 1 年内3)3 年(20为 1.1Um 时(必要时)，放电量不大于 500 pC35kV 固体绝缘2)110 kV 及以上油浸式电流互感器在电压互感器)为 1.1Um/3时，放电量不大于 20pC4)大修后5)必要时3)110500kV SF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验4)更换绕组后，应按出厂局放标准执行1)交接时2)大修后3)必要时1)交接时2)大修后3)必要时与铭牌标志相

50、符合1)试验按 GB5583进行2)110kV 及以上油浸式电流互感器在大修后进行3)必要时a)对绝缘性能有怀疑时b)其它6极 性 检查各 分 接头的变比检查7与铭牌标志相符合1)更换绕组后应测量比值差和相位差2)必要时:a)怀疑有匝间短路时b)其它1)交接时有制造厂提供的特性曲线可不做2)继电保护有要求时进行1)试验方法按制造厂规定2)必要时:怀疑8校 核 励磁特性曲线1)交接时2)必要时与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别9密 封 检查1)交接时2)大修后3)必要时应无渗漏油现象20/119序号10项目一 次 绕组直流电阻测量周期要求说明密封不良时1)运行中应定期