电力设备交接和预防性试验规程正文15089.pdf

《电力设备交接和预防性试验规程正文15089.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力设备交接和预防性试验规程正文15089.pdf（119页珍藏版）》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、 Q/FJG XX 省电力 XX 企业标准 Q/FJG 10029.2-2004 电力设备交接和预防性试验规程（试行）2005 年 3 月 8 日 发布 2005 年 3 月 8 日 实施 XX省 电 力XX 发 布 I/119 目 次 目次 I 前言II 1 X 围 1 2 规 X 性引用文件 1 3 定义、符号 2 4 总则 3 5 电力变压器及电抗器 4 6 互感器 18 7 开关设备 28 8 套管 45 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子 47 10 电力电缆线路 49 11 电容器 55 12 变压器油和六氟化硫气体 61 13 避雷器 68 14 母线 71 15 二次回路 72 16

2、1kV 及以下的配电装置和电力布线 73 17 1kV 以上的架空电力线路 73 18 接地装置 74 19 电除尘器 77 20 旋转电机 79 21 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 N115 II/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

3、交接和预防性试验是安装、运行和维护工作中的重要环节,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

4、电设备技术标准的通知(国家电网生2004634 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

5、 省电力 XX 提出。本标准由 XX 省电力 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 1/119 电力设备交接和预防性试验规程（试行）1 X 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

6、全运行。本标准适用于500kV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

7、点测定法(闭口杯法)GB/T 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

8、(圆环法)GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 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

9、 9326.1.51988 交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB/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 2/119 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

10、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

11、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 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，

12、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

13、、分段器：操作机构解体，灭弧室解体；3/119 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)；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

14、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

15、。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，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 24h 4.4 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各

16、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），

17、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%。4/119 4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。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

18、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

19、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 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)新安装、大修后

20、: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 1)新安装变压器的油中 H2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；C2H2：0 b)35kV 及以下 总烃：20；H2：30；C2H2：0 2)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；C2H2：0 3)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：

21、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 5/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 5)必要时 10%/月则判断设备有异常 5)对 500kV 电抗器，当出现少量(小于 1L/L)

22、乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，若经其它试验分析认为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期 c)巡视发现异常 d)在线监测系统告警 e)主变进行耐压和局放试验后 f）其它 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，线间差别不应大于三相

23、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1212TTTTRR 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 3 绕 组 绝缘电阻、吸收比或(和)极

24、 化指数 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)110kV及以下3 年 c)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 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

25、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:10/)(12215.1ttRR 式中 R1、R2分别为温6/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 度 t1、t2时的绝缘电阻值或见附录 H 5)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tg 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)35110kV3 年 5)大修前、后 6)必要时 1)20时不大于下列数值：500kV 0.6%110220kV 0.8 35kV 及以下 1.5%2)t

26、g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)3)试验电压：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：10/)(12123.1tttgtg式中 tg1、tg2分别为温度 t1、t2时的 tg 值或见附录 H 5）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 绕组电压 10kV 及以上 10kV 绕组电压 10kV 以下 额定电压 Un

27、 5 电 容 型套 管 的 介质 损 耗 因数(tg )和电容值 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(或电抗器)顶层油温 6 绝 缘 油试验 见第 12 章 7/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 7 交 流 耐压试验 1)交接时 2)10kV 及以下站用变及开关站配变 3 年；其余配变 5 年 3)更换绕组后 4)大修后（35kV及以下）5)必要时 1)油浸变压器（电抗器）试验电压值按表 5.2(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的 0.85 倍 1)用倍频感应或操作波

28、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 8 铁 芯 绝缘电阻 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)大修前、后 5)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0.3A 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

29、验判断变压器内部有热故障 b）其它 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 2)大修后 3)必要时 220kV 及以上绝缘电阻一般不低于500M、其它变压器一般不低于 10M 1)用 2500V 兆欧表(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 8/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 10 油中水分 mg/L 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)运行中：a)220kV 及以上半年 b)110kV 1 年 c)厂用变、35kV站用变 1 年 5)必要时 交接时、大修后 110kV 及以下2

30、0 220kV15 500kV10 运行中 110kV 及以下35 220kV25 500kV15 1)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：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 11 油 中 含气 量(体积分数)%1)220kV 及以上交接时 2)220kV 及以上大修后投运前 3）运行中：a)500kV 半年 b)220kV 1 年 4）必要时 交接时、大修后 500kV1 220kV3 运行中 500kV3 220kV5 必要时:a)变压器需要补油时 b）渗漏油 c）其它 12 绕

31、组泄漏电流 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 1)试验电压一般如下：1)在 高 压 端 读 取1min 时的泄漏电流值,同一测量接线的泄漏电流 I(A)与绝缘电阻的关系一般应符合:IuA=U/R60 U直流试验电压 绕组额定电压 kV 6 10 20 35 110 220 500 直流试验电压kV 10 20 40 60 9/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 b)35110kV3 年 5)大修前、后 6)必要时 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 R601 分钟的绝缘电阻(M)2)35kV 容量

32、10000 kVA 及以上应进行 3)必要时：a)设备发生异常时 b)其它 13 绕 组 所有 分 接 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)各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且符合规律 2)电压 35kV 以下，电压比小于 3 的变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%必要时：a)怀疑有匝间短路时 b)其它 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 必须与变压器铭牌和顶盖上的

33、端子标志相一致 15 空载电流和空载损耗 1)交接时(500kV 变压器)2)更换绕组后 3)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 16 阻 抗 电压 和 负 载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 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 10/119 序号 项 目

34、周 期 要 求 说 明 17 局 部 放电试验 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 1)在线端电压为 1.5Um/3时,视在放电量一般不大于 500 pC；线端电压为 1.3 Um/3时,视在放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按 GB6450 规定执行 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 调压 装 置 的试 验 和 检查 1)检 查 动作顺序 2)操 作 试

35、验 变 压 器带 电 时 手动操作、远方操作各 2个循环 3)检 查 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 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 4)大修后 5)必要时 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

36、，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 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 必要时：a)怀疑有故障时 b)其它 11/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 5)二 次 回路 绝 缘 试验 绝缘电阻一般不低于 1 M 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 1)交接时 2)大修后 3）运行中：a)

37、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：a)交接时、大修后：油击穿电压40，水分含量25mg/L b)运行中：油击穿电压30，水分含量40mg/L 35kV：按制造厂要求 1)有在线滤油装置可延长每年 1 次 2)如果制造厂有规定时按制造厂规定执行 3)必要时：a)怀疑有绝缘故障时 b)其它 20 测 温 装置 及 其 二次 回 路 试验 1)交接时 2)随相连主设 备预试时 3)大修后 4)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 1）测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表 2）必要时：怀疑有

38、故障时 21 气 体 继电 器 及 其二 次 回 路试验 1)交接时 2）随相连主设备预试时 3)大修后 4)必要时 整定值符合运行规程要求,动作正确，绝缘电阻一般不低于 1M 1)测量绝缘电阻采用2500V 兆欧表 2）必要时：怀疑有故障时 22 压 力 释放器校验 1)交接时 2)大修后 开启压力偏差5kPa 或按制造厂规定 23 整体密封检查 1)交接时 2)大修后 1)35kV 及以下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)11

39、0kV 及以上变压器,在油枕顶部施加 0.035Mpa 压力,试验持续时间 24h 试验时带冷却器,不带压力释放装置 24 冷 却 装置及其二次回路检查试验 1)交接时 2)大修后 3)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，按制造厂规定绝缘电阻一般不低于 1M 1)测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表 2)必要时:怀疑有故障时 25 套 管 中的电流互感器绝缘试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 绝缘电阻一般不低于 1M 1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时:对绝缘性能有怀疑时 26 全 电 压下 空 载 合闸 1)交接时 2)更换绕组后 3)

40、大修后 1)新装和全部更换绕组，空载合闸 5次，每次间隔不少于 5min 2)部分更换绕组，空载合闸 3 次，每次间隔不少于 5min 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压侧加压或中压侧加压 3）110kV 及以上的变12/119 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 2)大修前、大修投运后 1 个月内 3)投运10年内5 年 1 次，其后 3年 1 次 4)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 及以上进行 2)必要时：a)油中气体

41、总烃超标或 CO、CO2过高 b)需了解绝缘老化情况时,如温升过高后或长期过载运行后等 运行 年限 13 46 79 1012 糠醛 含量 0.04 0.07 0.1 0.2 运行 年限 1315 1618 1921 2225 糠醛 含量 0.4 0.6 1 2 2)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

42、含水量(质量分数)一般不大于下列值:500kV 1%220kV 3%1）可用所测绕组的tg值推算或取纸样直接测量。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 30 阻 抗 测量 必要时 与出厂值相差不大于5%，与三相或三相组平均值相差不大于2%1)适用于电抗器,如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 13/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 31 振动 1)交接时 2)必要时 与出厂值或交接值比不应有明显差别 1)适用于 500kV 油浸电抗器 2）必要时：发现箱壳振动异常时

43、 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 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 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 80k 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 34 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 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 35 壳 式

44、 变压 器 绝 缘油带电度 1)交接时 2)3 年 应小于 500pC/mL/20 36 壳 式 变压 器 线 圈泄漏电流 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 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 1)交接时 2)大修后 3)1 年 应大于 11013cm/80 1）如果低于 11013cm/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 14/119 5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波

45、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值及操作波试验电压值 额定 电压(kV)最高工作电压(kV)线端交流试验电压值(kV)中性点交流试验电压值(kV)线端操作波试验电压(kV)全部更 换绕组 部分更换 绕组后 全部更 换绕组 部 分 更 换绕组后 全部更 换绕组 部分更换绕组后 2500M 2)110220KV 电容型电流互感器主绝缘(一次/末屏)的绝缘电阻2000M 3)二次绕组之间及地的绝缘电阻500M 4)一次绕组匝间绝缘电阻500M 5)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

46、变化 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 50M 4)必要时:怀疑有故障时 2 tg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，且与历年数据比较，不应有显著变化：1)主绝缘试验tg电压为 10kV，末屏对地 tg试验电压 2kV 2)

47、油纸电容型tg一般不进行温度换算，当 tg值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析 tg与温度、电压的关系,当 tg随温度电压等级 kV 20 35 110 220 500 交 接 大 修 油纸电容型 充 油 型 胶纸电容型 3.0 2.5 1.0 2.0 2.0 0.7 0.6 运 行 中 油纸电容型 充 油 型 胶纸电容型 3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.8 0.7 19/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 制造厂规定 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值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

48、时,应测量末屏对地 tg,其值应不大于 2%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 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 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、大修后的油中不应含有 C2H2，氢气不超过 50L/L，总烃不超过 10L/L 2)运行

49、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：100 H2：150 C2H2：1(220500kV)；2(110kV 及以下)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 4 交 流 耐压试验 1)交接时 2)3 年 (20kV及 以下)3)大修后 4)必要时 1)35kV 及以下电流互感器一次绕组按 G表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。1）二次绕组交流耐压试验可用2500V兆欧表代替 2)必要时:a)对绝缘性能有怀疑时 b)其它 电压等级(kV)6 10 15 20

50、 35 试验电压(kV)21 30 38 47 72 20/119 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 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 0 b）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 2kV 5)全