福建电力设备交接和预防性试验规程.doc

福建电力设备交接和预防性试验规程
Q/FJG

Q/FJG 10029.2-2004
福建省电力有限公司 发 布
2005年3月8日 实施
2005年3月8日 发布
电力设备交接和预防性试验规程
（试行）

福建省电力有限公司企业标准

243 / 248
目 次

目 次 I
前 言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 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 29
8 套管 46
9 支柱绝缘子和悬式绝缘子 48
10 电力电缆线路 50
11 电容器 56
12 变压器油和六氟化硫气体 62
13 避雷器 68
14 母线 72
15二次回路 73
16 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 74
18接地装置 75
19 电除尘器 78
20 旋转电机 79
21 带电设备红外检测 93
附　录　A 96
附　录　B 97
附　录　C 98
附　录　D 99
附　录　E 100
附　录　F 102
附　录　G 103
附　录　H 104
附　录　I 105
附　录　J 106
附　录　K 110
附　录　L 111
附　录　M 112
附　录　N 116

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）及标准主体部分(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年原福建省电力工业局制定颁发了《福建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，试验技术不断更新及提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。为此，福建省电力有限公司组织有关人员,在广泛征求意见的基础上,依据GB50150—91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T596—1996《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[2004]634号)、《关于预防输变电设备事故措施的通知》（国家电网生[2004]641号）等技术标准、反措文件，结合福建省电网的实际情况,对《福建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《福建省电力有限公司电力设备交接及预防性试验规程(试行)》。
本标准经福建省电力有限公司批准,从生效之日起代替1999年原福建省电力工业局颁发的《福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则》。福建省电力有限公司所属各发供电单位、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。
本标准由福建省电力有限公司提出。
本标准由福建省电力有限公司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，请及时及福建省电力试验研究院联系。
本标准主要起草人：张孔林 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 郑家松 李功新 郑宗安
本标准批准人：许新生

电力设备交接和预防性试验规程
（试行）
1　 范围
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，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 261—1983 石油产品闪点测定法(闭口杯法)
GB/T 264—1983 石油产品酸值测定法
GB/T 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术
GB/T 507—2002 绝缘油击穿电压测定法
GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）
GB 1094.1～.2—1996 电力变压器
GB 1094.3～.5—2003 电力变压器
GB 2536—1990 变压器油
JB/T 8166—1995 互感器局部放电测量
GB 5654—1985 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 6450—1986 干式电力变压器
GB/T 6541—1986 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)
GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T 722－2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T 7328—87 变压器和电抗器的声级测定
GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准
GB/T 7598—1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)
GB/T 7599—1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)
GB/T 7600—1987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)
GB/T 7601—1987 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～.5—1988 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 11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB 12022—1989 工业六氟化硫
GB 50150—1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
DL/T 421—1991 绝缘油体积电阻率测定法
DL/T 423—1991 绝缘油中含气量测定 真空压差法
DL/T 703－1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法
DL/T 429.9—1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法
DL/T 450—1991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法)
DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T 492—1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则
SH 0040—1991 超高压变压器油
SH 0351—1992 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[2000]589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[2004]634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[2004]641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范»（试行）(华东电网生[2004]290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，由人员参及进行的测量。
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及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时的绝缘电阻值及15s时的绝缘电阻值之比。
3.7 极化指数
在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值及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，其大修的内容和范围如下：
¾ 发电机、变压器：按部颁的《发电厂检修规程》规定；
¾ 互感器及充油电抗器：吊芯检修；
¾ 套管：换油、换胶或解体；
¾ 隔离刀闸：传动机构及刀闸检修；
¾ 避雷器：解体检修；
¾ 断路器、重合器、分段器：操作机构解体，灭弧室解体；
¾ 耦合电容器：吊芯检修；
¾ 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为电缆导体及金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体及导体之间的设计电压)；
U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压；
tgδ 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试验结果应及该设备历次试验结果相比较，及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福建省电力有限公司生产部备案；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福建省电力有限公司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，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及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 在进行及温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、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%。
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(试验要求及交接时相同)；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, 如果测量结果及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《福建省电力有限公司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、规范应遵照执行。
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:
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
5)必要时
1)新安装变压器的油中H2及烃类气体含量(μL/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及烃类气体含量(μL/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及烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃：150；H2：150；
C2H2：5(35～220kV)；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10%/月则判断设备有异常
5)对500kV电抗器，当出现少量(小于 1μL/L)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
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
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)及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
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，及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(10～30℃范围)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:

式中R1、R2分别为温度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tgδ

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)35～110kV3年
5)大修前、后
6)必要时

1)20℃时不大于下列数值：
500kV 0.6%
110～220kV 0.8％
35kV及以下 1.5%
2)tgδ值及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tgδ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tgδ值按下式换算：式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ
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

5
电容型套管的介质损耗因数(tgδ)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
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0.8倍

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

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)及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500MΩ、其它变压器一般不低于10MΩ
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
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≤20
220kV≤15
500kV≤10
运行中
110kV及以下≤35
220kV≤25
500kV≤15
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
500kV≤1
220kV≤3
运行中
500kV≤3
220kV≤5
必要时:
a)变压器需要补油时
b）渗漏油
c）其它
12

绕组泄漏电流

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
b)35～110kV3年
5)大修前、后
6)必要时
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(µA)及绝缘电阻的关系一般应符合:
IuA=U/R60
U—直流试验电压
R60—1分钟的绝缘电阻(MΩ)
2)35kV容量10000
kVA及以上应进行
3)必要时：
a)设备发生异常时
b) 其它
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
2)及前一次测试结果相比应无明显变化
3) 泄漏电流见附录H

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及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
必须及变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致

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
及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
及前次试验值相比,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

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/时,视在放电量一般不大于500 pC；线端电压为1.3 Um/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
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有载调压装置的试验和检查
1)检查动作顺序
2)操作试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
5)二次回路绝缘试验
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

范围开关、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

及出厂值相差不大于±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及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
绝缘电阻一般不低于1 MΩ
必要时：
a)怀疑有故障时
b)其它

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)１１０kV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≥40ｋＶ，水分含量≤25mg/L
b)运行中 ：油击穿电压≥30ｋＶ，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1MΩ
1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
2）必要时：怀疑有故障时
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1MΩ
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) 110kV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1MΩ
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1MΩ

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)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
1～3
4～6
7～9
10～12
糠醛
含量
0.04
0.07
0.1
0.2
运行
年限
13～15
16～18
19～21
22～25
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
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tgδ值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T580－96《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
及出厂值相差不大于±5%，及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
31
振动
1)交接时
2)必要时
及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
32
噪音
1)交接时
2)必要时
及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

及初始结果相比,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|μA
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1×1013Ω·cm/80℃
1）如果低于1×1013Ω·cm/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

5.2 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