国网输变电设备状态检修试验规程.doc

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1、ICS 29.240ICS 29.240国家电网公司企业标准Q/GDWQ/GDW 1682008输变电设备状态检修试验规程 Regulations of Condition-Based Maintenance & Test for Electric Equipment2008-01-21 发布2008-01-21 实施国家电网公司发布目 次前 言.III 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 定义和符号.2 4 总则.3 4.1 设备巡检 .3 4.2 试验分类和说明 .3 4.3 设备状态量的评价和处置原则 .4 4.4 基于设备状态的周期调整 .4 4.5 解体性检修的适用原则 .4

2、5 交流设备.5 5.1 油浸式电力变压器和电抗器 .5 5.2 SF6气体绝缘电力变压器 .8 5.3 电流互感器 .9 5.4 电磁式电压互感器 .11 5.5 电容式电压互感器 .12 5.6 高压套管 .13 5.7 SF6断路器 .15 5.8 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS） .16 5.9 少油断路器 .18 5.10 真空断路器 .18 5.11 隔离开关和接地开关 .19 5.12 耦合电容器 .20 5.13 高压并联电容器和集合式电容器 .21 5.14 金属氧化物避雷器 .21 5.15 电力电缆 .22 5.16 接地装置 .25 5.17 串联补偿装置 .25 5

3、.18 变电站设备外绝缘及绝缘子 .26 5.19 输电线路 .28 6 直流设备.30 6.1 换流变压器 .30 6.2 平波电抗器 .32 6.3 油浸式电力变压器和电抗器 .32 6.4 SF6气体绝缘电力变压器 .32 6.5 电流互感器 .33 6.6 电磁式电压互感器 .33 6.7 电容式电压互感器 .33 6.8 直流电流互感器（零磁通型） .33 6.9 光电式电流互感器 .33 6.10 直流分压器 .34 6.11 高压套管 .35 6.12 SF6断路器 .35 6.13 气体绝缘金属封闭开关设备 .35 6.14 直流断路器 .35 6.15 隔离开关和接地开关 .

4、36 6.16 耦合电容器 .37 6.17 交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器 .37 6.18 金属氧化物避雷器 .38 6.19 电力电缆 .39 6.20 直流接地极及线路 .39 6.21 接地装置 .40 6.22 晶闸管换流阀 .40 7 绝缘油试验.42 7.1 绝缘油例行试验 .42 7.2 绝缘油诊断性试验 .43 8 SF6气体湿度和成分检测.43 8.1 SF6气体湿度检测 .43 8.2 SF6气体成分分析 .44 附 录 A.45 附 录 B.46 附 录 C.47前 言按照国家电网公司设备状态检修管理规定，为规范和有效开展设备状态检修工作，参考国内外有

5、 关标准，并结合国家电网公司实际情况，制订本规程。为了标准的规范和统一，本规程内容涵盖交流、 直流电网的所有高压电气设备，其中直流电网的高压电气设备部分直接引用了高压直流输电系统电 气设备状态维修和试验规程（试行），部分重叠的内容采取引用交流电网高压电气设备的相关章节 方式。 对于开展状态检修的单位和设备，执行本规程。对于没有开展状态检修的单位和设备，仍然执行 DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程开展预防性试验。 本规程由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本规程由国家电网公司科技部归口。 本规程主要起草单位：中国电力科学研究院。 本规程参加起草单位：山东电力公司、河北电力公司

6、、华东电网有限公司、江苏电力公司、浙江 电力公司、福建电力公司。 本规程的主要起草人：刘有为、李鹏、王献丽、高克利、李光范、宋杲、李金忠、于坤山、王晓 宁、王承玉、王瑞珍、黄华、曹诗玉、佘振球、寻凯、朱玉林、李安伟、杜勇、徐玲铃。 本规程自发布之日起实施。输变电设备状态检修试验规程1 范围本规程规定了交流、直流电网中各类高压电气设备巡检、检查和试验的项目、周期和 技术要求，用以判断设备是否符合运行条件，保证安全运行。 本规程适用于国家电网公司电压等级为66kV750 kV的交流和直流输变电设备，35kV 及以下电压等级设备由各单位自行规定。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成

7、为本规程的条款，其最新版本适用于本规程。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 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 GB/T 1094.10电力变压器 第 10 部分: 声级测定 GB 1207电磁式电压互感器 GB 1208电流互感器 GB/T 4109高压套管技术条件 GB/T 4703电容式电压互感器 GB/T 5654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/T 6541石油产品油对水界面张力测定法（圆环法） GB/T 72

8、52变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7600运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法） GB/T 7601运行中变压器油水分测定法（气相色谱法） GB/T 7602运行中汽轮机油、变压器油 T501 抗氧化剂含量测定法（分光光度法） GB/T 10229电抗器 GB/T 11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB/T 11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB/T 14542运行变压器油维护管理导则 GB/T 19519标称电压高于 1000V 的交流架空线路用复合绝缘子定义、试验方法 及验收准则 GB 50150

9、电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50233110500kV 架空送电线路施工及验收规范 DL/T 417电力设备局部放电现场测量导则 DL/T 421绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 423绝缘油中含气量的测定 真空差压法 DL/T 429.1电力系统油质试验方法 透明度测定法 DL/T 429.2电力系统油质试验方法 颜色测定法 DL/T 437高压直流接地极技术导则 DL/T 450绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法 DL/T 474.1现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 DL/T 474.3现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数 tan 试验 DL/T

10、475接地装置特性参数测量导则 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 593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 664带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 703绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T 864标称电压高于 1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 887杆塔工频接地电阻测量 DL/T 911电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 914六氟化硫气体湿度测定法（重量法） DL/T 915六氟化硫气体湿度测定法（电解法） 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 9

11、18六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（红外光谱分析法） 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 921六氟化硫气体毒性生物试验方法 DL/T 984油浸式变压器绝缘老化判断导则 DL/T 5092110500kV 架空送电线路设计技术规程 DL/T 5224高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定 Q/GDW 152电力系统污区分级与外绝缘选择标准3 定义和符号下列定义和符号适用于本规程。 3.1 状态检修 Condition-based Maintenance 状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，

12、通过设备状态评价、风险评估， 检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。 3.2 设备状态量 Equipment Condition Indicators 直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。 3.3 例行检查 Routine Maintenance 定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维修，如污秽清扫、螺丝紧固、 防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。 3.4 巡检 Routine Inspection 为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。 3.5 例行试验 Routine Test 为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事

13、故隐患，定期进行的各种带电检测和 停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。 3.6 诊断性试验 Diagnostic Test 巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷 警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。 3.7 带电检测 Energized Test 在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。 3.8 初值 Initial Value 指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、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%

14、。 3.9 注意值 Attention Value 状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。3.10 警示值 Warning Value 状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。 3.11 家族缺陷 Family Defect 经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出 现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出 同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷设备。 3.12 不良工况 Undesirable Service Condition 设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的

15、各种特别工况。 3.13 基准周期 Benchmark Interval 本规程规定的巡检周期和例行试验周期。 3.14 轮试 In Turn Testing 对于数量较多的同厂同型设备，若例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年 分批进行，这一方式称为轮试。 3.15 U0 电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。 3.16 Um 设备最高工作电压有效值。4 总则4.1 设备巡检 在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应 包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。 在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘

16、暴之后，应对相关设备加强巡检；新 投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，宜加强巡检；日最高 气温35以上或大负荷期间，宜加强红外测温。 4.2 试验分类和说明 4.2.1 试验分类 本规程将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按周期进行，诊断性试验只 在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。 4.2.2 试验说明 若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进 行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致，按严格要求执行。 新设备投运满1年（220kV及以上）、或满1至2年（110kV/66kV），以及停运6个月以上 重新投运前的设备，应进行例

17、行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设 备，可参照新设备要求执行。 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验； 若更换的是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。 除特别说明，所有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10kV。 在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜 大于80%,环境温度不宜低于5，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可 采用第4.3.5条进行分析。4.3 设备状态量的评价和处置原则 4.3.1 设备状态评价原则 设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带

18、电检测、家族 缺陷、不良工况等状态信息，包括其现象强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备 的比较，做出综合判断。 4.3.2 注意值处置原则 有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正 在运行的设备，应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺陷，不宜投入运行。 4.3.3 警示值处置原则 有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运 行设备应尽快安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前，一般不应投入运行。 4.3.4 状态量的显著性差异分析 在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进 行显著

19、性差异分析，分析方法见附录A。 4.3.5 易受环境影响状态量的纵横比分析 本方法可作为辅助分析手段。如a、b、c三相（设备）的上次试验值和当前试验值分别 为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备a当前试验值a2是否正常时， 根据与)/(222cba相比有无明显差异进行判断，一般不超过30%可判为正常。)/(111cba 4.4 基于设备状态的周期调整 4.4.1 周期的调整 本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验，其周期可以依据设备状 态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一 般不小于1年，也不大于本规程所列基准周期的1.5倍。 4

20、.4.2 可延迟试验的条件 符合以下各项条件的设备，停电例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1个 年度： a)巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常； b)带电检测（如有）显示设备状态良好； c)上次例行试验与其前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异； d)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷； e)上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。 4.4.3 需提前试验的情形 有下列情形之一的设备，需提前，或尽快安排例行或/和诊断性试验： a)巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致； b)带电检测（如有）显示设备状态不良； c)以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展

21、的明显趋势；或者接近注意值或 警示值； d)存在重大家族缺陷； e)经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划， 情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。 4.5 解体性检修的适用原则 本条适用于直流系统设备。存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或主体进 行解体性检修，不适宜解体性检修的应予以更换： a)例行或诊断性试验表明，存在重大缺陷的设备； b)受重大家族缺陷警示，为消除隐患，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备；c)依据设备技术文件之推荐或运行经验，需对核心部件或主体进行解体性检

22、修的设 备。5 交流设备5.1 油浸式电力变压器和电抗器 5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验表表 1 1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款外观 无异常见 5.1.1.1a） 条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见 5.1.1.1b） 条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态 见 5.1.1.1c） 条 冷却系统无异常 见 5.1.1.1d） 条 声响及振动330kV 及以上：2 周 220kV：1 月 110kV/66kV：3 月无异常 见 5.1.1.1e） 条 表表 2 2 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目 例行试验项

23、目基准周期 要求 说明条款红外热像检测330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年无异常 见 5.1.1.2 条油中溶解气体分析330kV 及以上：3 月 220kV：半年 110kV/66kV：1 年乙炔1（330kV 及以上）(L/L) 5（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值） 总烃150(L/L)（注意值） 绝对产气速率：12mL/d（隔膜式） （注意值）或6mL/d（开放式） （注意值） 相对产气速率10%/月（注意值）见 5.1.1.3 条绕组电阻3 年1.相间互差不大于 2%（警示值） 2.同相初值差不超过2%（警示值） 见 5.1

24、.1.4 条绝缘油例行试验330kV 及以上：1 年 220kV 及以下：3 年见 7.1 条见 7.1 条套管试验3 年见 5.6 条见 5.6 条铁心绝缘电阻3 年100M（新投运 1000 M） （注意值）见 5.1.1.5 条绕组绝缘电阻3 年1.绝缘电阻无显著下降 2.吸收比1.3 或极化指数1.5或绝缘电阻10000 M（注意 值）见 5.1.1.6 条绕组绝缘介质损耗因数 （20）3 年330kV 及以上：0.005（注意值） 220kV 及以下：0.008（注意值）见 5.1.1.7 条有载分接开关检查（变压 器）见 5.1.1.8 条见 5.1.1.8 条见 5.1.1.8

25、条测温装置检查无异常见 5.1.1.9 条 气体继电器检查无异常见 5.1.1.10 条 冷却装置检查3 年 无异常见 5.1.1.11 条 压力释放装置检查解体性检修时无异常见 5.1.1.12 条5.1.1.1 巡检说明 a)外观无异常，油位正常，无油渗漏；b)记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数； c)呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查 密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）； d)冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异 常声响、振动，油流指示器指示正确； e)变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T

26、 1094.10测量变压器声级；如振动异常， 可定量测量。 5.1.1.2 红外热像检测 检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、 温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。 5.1.1.3 油中溶解气体分析 除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在 投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应 缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。 当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继

27、电器有信号、经历了过负荷运行以及 发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析。 5.1.1.4 绕组电阻 有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电 阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在 扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一 温度下，各相电阻的初值差不超过2%。电阻温度修正按式（1）进行。（1）)(12 12tTtTRRkk 式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK为 225。 无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变

28、压器分接开关检修后及更换套管后， 也应测量一次。 电抗器参照执行。 5.1.1.5 铁心绝缘电阻 绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要 特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘 电阻。 除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。 5.1.1.6 绕组绝缘电阻 测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。 采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受 温度的影响可按式（2）进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损

29、耗因数及油质 试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1。（2）10/ )21( 125 . 1 ttRR 式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。 除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进 行本项试验。 5.1.1.7 绕组绝缘介质损耗因数 测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度， 非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损 耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。 测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予 以注意。 分析时应

30、注意温度对介质损耗因数的影响。5.1.1.8 有载分接开关检查 以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。 每年检查一次的项目： a)储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查； b)在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯； c)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； d)记录动作次数； e)如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。 每3年检查一次的项目： f)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的操作，无异常； g)检查紧急停止功能以及限位装置； h)在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；

31、有条件时测量过渡电阻,电阻 值的初值差不超过10%； i)油质试验：要求油耐受电压30kV；如果装备有在线滤油器，要求油耐受电压 40kV。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。 5.1.1.9 测温装置检查 每3年检查一次，要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。 每6年校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技 术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1M。 5.1.1.10 气体继电器检查 每3年检查一次气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。 每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，

32、应不低于1M，采用1000V兆欧表测 量。 5.1.1.11 冷却装置检查 运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文 件要求进行。 5.1.1.12 压力释放装置检查 按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差 在10之内或符合设备技术文件要求。 5.1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验表表 3 3 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目 诊断性试验项目要求说明条款 空载电流和空载损耗测量见 5.1.2.1 条见 5.1.2.1 条 短路阻抗测量初值差不超过3%（注意值）见 5.1.2.2 条感应耐压和局部放电测量感应耐压：

33、出厂试验值的 80% 局部放电：下：300pC（注意值）3/U3 . 1m见 5.1.2.3 条绕组频率响应分析见 5.1.2.4 条见 5.1.2.4 条绕组各分接位置电压比初值差不超过0.5%（额定分接位置） ；1.0%（其它） （警示值）见 5.1.2.5 条直流偏磁水平检测（变压器）见 5.1.2.6 条见 5.1.2.6 条电抗器电抗值测量初值差不超过5%（注意值）见 5.1.2.7 条 纸绝缘聚合度测量聚合度250（注意值）见 5.1.2.8 条 绝缘油诊断性试验见 7.2 条见 7.2 条 整体密封性能检查无油渗漏见 5.1.2.9 条 铁心接地电流测量100mA（注意值）见 5

34、.1.2.10 条 声级及振动测定符合设备技术文件要求见 5.1.2.11 条 绕组直流泄漏电流测量见 5.1.2.12 条见 5.1.2.12 条 外施耐压试验出厂试验值的 80见 5.1.2.13 条5.1.2.1 空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试 验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相 变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗 的变化。 5.1.2.2 短路阻抗测量 诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电 流

35、可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A。 5.1.2.3 感应耐压和局部放电测量 验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在 100Hz400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s60s之间。试验 方法参考GB/T 1094.3。（3）120 试验频率额定频率t在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。5.1.2.4 绕组频率响应分析 诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时， 即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组 没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。 5.1.2.5 绕组各分接位置电压比 对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。结果 应与铭牌标识一致。 5.1.2.6 直流偏