电力设备交接和预防性试验规程.pdf

电力设备交接和预防性试验规程（试行）1范围1.1 本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、范围、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。进口电力设备（或电力设备的进口附件）执行中石化总公司引进电气设备预防性试验规程（1992年版）。1.2 本标准适用于公司各单位。2规范性引用文件下列文件中的一些条款,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 261-1983石油产品闪点测量法（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GB/T 511-1988石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB 1094.3-2003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 1094.10-2003电力变压器第10部分声级测定GB 2536-1990变压器油GB/T 4703-2001电容式电压互感器GB/T 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 8349-2000金属封闭母线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用技术要求GB/T 11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB/T 11024.1-2001标称电压lkV以及交流电力系统用并联电容器第1部分：总则性能、试验和定额安全要求安装和运行导则GB 11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB 12022-2006工业六氟化硫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/T 19749-2005耦合电容器及电容分压器GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 421-1991绝缘油体积电阻率测量法DL/T 429.9-1991绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）DL/T 475-2006接地装置特性参数测量导则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 506-1992六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 574-1995有载分接开关运行维修导则DL/T 593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 626-2004劣化盘形绝缘子检测规程DL/T 664-1999带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703-1999绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 735-2000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定一绕组端部固有振动频率测试及模态分析DL/T 864-2004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 911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 914-2005六氟化硫气体湿度测定法（重量法）DL/T 915-2005六氟化硫气体湿度测定法（电解法）DL/T 916-2005六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917-2005六氟化硫气体密度测定法DL/T 918-2005六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T 919-2005六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）DL/T 920-2005六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T 921-2005六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T 941-2005运行中变压器用六氟化硫质量标准DL/T 984-2005油浸式变压器绝缘老化判断导则JB/T 7112-2000集合式高电压并联电容器JB/T 8970-1999高电压井联电容器用放电线圈SH 0351-1992断路器油3术语与定义3.1 预防性试验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,也包括取油样或气样进行的试验。3.2 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。3.3 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。3.4 红外测温利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应的带电设备进行检测和诊断。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 现场污秽度在适当的时间段内测量到的污秽严重程度等值附盐密度/不溶物密度（灰密）或现场等值盐密的最大值。3.9 避雷器的内部均压系统以专用的均压电容器、电阻器及内部均压电极与避雷器的放电间隙或非线性电阻片适当连结，使避雷器的放电间隙或非线性电阻片上的 电压分布均匀所采用的一种装置。3.10 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）UlmA:避雷器直流1mA下的直流参考电压tan6:介质损耗因数4总则4.1 设备进行试验时,试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较,参考相关的试验结果，根据 变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。4.2 各单位应遵照本标准开展工作。在执行标准过程中，遇到特殊情况,需要延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时,应组织有关人员认真分析讨论，提出建议，由本单位负责生产的总工程师批准执行,6kV及以上设备并报上级主管部门备案。对老、旧设 备根据设备状态可适当缩短试验周期。4.3 在预防性试验时间的安排上宜将同间隔设备调整为同一时间，发电厂设备的预防性试验宜结合设备大、小修进行。4.4 工频交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间,无特别说明时，应为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。耐压试验电压值以额定电 压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算,电缆可按电缆额定电压计算。4.5 充油设备应在充满合格油,静置一定时间，待气泡消除后方可进行耐压试验。静置时间按制造厂要求进行，当制造厂无规定时，电压等 级为220kV的，须48h以上;llOkV及以下的，须24h以上。4.6 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）。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 用各种设备中的最低试验电压。4.7 当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：4.7.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其试验电压；4.7.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。4.8 在进行与温度与湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tand泄漏电流等），应同时测量被试物周围的温度及湿度。绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5,空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条 件下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断设备是否可以投入运行。本标准中常温范围为40。试验时，应注意环境温度的影 响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。4.9 llOkV及以上设备交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前按本标准周期中投运前规定的内 容进行。35kV及以下设备按1年执行。4.10 应加强设备的红外测温工作，用红外热像仪测量，具体要求按带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 664-1999执行。4.11 如不拆引线不影响试验结果的相对判断时，可采用不拆引线试验的方法进行。4.12 本标准未包含设备的交接和预防性试验,按制造厂规定进行。4.13 交接试验时,本标准未涉及到的内容仍以电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50150-2006为准。4.14 测量绝缘电阻，在本标准未作特殊规定时，采用的兆欧表应按下列规定执行：1)100V以下的设备或回路，采用250V、50MC及以上兆欧表；2)100V500V的设备或回路，采用500V、100MC及以上兆欧表；3)500V3000V的设备或回路，采用1000V、2000MC及以上兆欧表；4)3000V10000V的设备或回路，采用2500V、10000MC及以上兆欧表；5)10000V及以上的设备或回路，采用2500V或5000V、10000MC及以上兆欧表；6)用于极化指数测量的兆欧表短路电流不应低于3mA。4.15 本标准的高压试验方法，应按现行国家标准高电压试验技术第一部分一般试验要求GB/T 16927.1高电压试验技术第 二部分测量系统GB/T 16927.2、现场绝缘试验实施导则DL/T 474.1.5-2006及相关设备标准的规定进行。4.16 对进口设备的交接试验,应按合同规定的标准执行。但在签订设备合同时应注意，其相同试验项目的试验标准，不得低于中石化 总公司引进电气设备预防性试验规程的规定。5电力变压器及电抗器5.1电力变压器表5.1电力变压器(油浸式、SF6气体绝缘)的试验项目、范围、周期和要求要求序项目范围周期1红外测温1年至少1次2油中溶解1600l）35kV及以上交接时（注油静置后、耐压和局气体色谱kVA部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运分析以上行24h后各1次）油浸2）35kV及以上投运前式3）新装、大修后说明220kV或120MVA及以上的变压器在投运后1天、4天、10天、30天各1次4）运行中a）所有发电厂升压变压器：1个月1次b）220kV或120MVA及以上：3个月1次c）110kV或8MVA及以上:6个月1次d）0.8MVA至8MVA:1年至少1次e）0.8MVA以下，2年至少1次5）出口（或近区）短路后6）必要时月，则认为设备有异常1）新装变压器的油中H2与烧类气体含量（此/L）不宜超过下列数值：1）总嫌包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2总煌:20;H2:10;C2H2:02）大修后变压器的油中H2与烧类气体含量（此/L）不宜超过下列数值：四种气体2）溶解气体组份含 量有增长趋势时，总煌:50;H2:50;C2H2:03）运行设备的油中H2与烧类气体含量（此/L）超过下列任何一项值时应引起注意：可结合产气速率判 断,必要时缩短周 期进行跟踪分析总煌:150;H2:150;C2H2:5（220kV及以下）4）总烧绝对产气速率大于6mL/d（开放式）或 12mL/d（密封式）,或相对产气速率大于10%/3）总燃含量低的设 备不宜采用相对产 气速率进行判断3油中含水110k1）交接时量V及2）投运前(mg/L)以上 或8000 kVA 及以 上油 浸式3）大修后4）220kV:6个月 1次;110kV:1年1次5）必要时4油中含气 量（体积 分数）（%）220kV及 以上 油浸式220kV必要时5本体绝缘见第12章绝缘油和SF6气体投运前llOkV及以下:W20运行中 1）运行中设备，测llOkV及以下:435 量时应注意温度的220kV:15220kV:25 影响，尽量在顶层油温高于50时取 样2）必要时,如:-绕组绝缘电阻（吸收比、极化指 数）异常时-严重渗漏油等投运前运行中1 t2时的绝缘电 阻值4）吸收比和极化指 数不进行温度换算 5）封闭式电缆出线 或GIS出线的变压 器,电缆、GIS侧绕 组可在中性点测量1）20时tan3（%）不大于下列数值：H0220kV:0.835kV:1.52）tanb值与出厂试验值或历年的数值比较,其变化不应大于30%3）试验电压：及以上的油浸14电容型套管 的tan6 和 电容量式1）交接时2）H0kV及以上:23年;HOkV以下：35年3）大修后4）投运前5）必要时15测量绕组10k1）交接时连同套管V及2）投运前的直流泄以上3)H0kV及以上:23年;漏电流且n OkV以下:35年10004）大修前、后OkV5）必要时绕组额定电压10kV及以上绕组额定电压10kV以下见第8章套管表8序410kV绕组额定电压Un1）试验电压一般如下：绕组额3 6 18定 15.75 35电压（kV）用正接法测量有末 屏引出的套管 tan6和电容值;封 闭式电缆出线或 GIS出线的变压 器,电缆、GIS侧套 管从中性点加压 读取lmin时的直 流泄漏电流值，泄 no漏电流不宜超过本 220 标准附录D的规定A及 以上 油浸式16测量所有1）交接时分接头的2）大修后电压比3）分接开关拆装后4）更换绕组后5）必要时17检查变压D交接时器的三相2）更换绕组后接线组别或单相变压器引出直流试 5 10 20 40验电压（kV）2）与前一次测试结果相比应无明显变化1）各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无 明显差别,且应符合电压比的规律2）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 在变压器短路阻抗值（）的1/10以内,但不得 超过1%必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的 端子标志相一致线的极性18绕组连同1）交接时套管的交2）更换绕组后流耐压试3）必要时验1）绕组额定电压nokv以下变压器,应进行线D交流耐压试验可端交流耐压试验,试验电压标准为出厂试验 以采用外施工频电电压值的80%,或按表5.1A压试验的方法,也2）绕组额定电压为llOkV及以上的变压器，其 可采用倍频感应法 中性点应进行交流耐压试验，试验电压标准为2）试验电压波形尽出厂试验电压值的80%,或按表5.1B 可能接近正弦,试验电压值为测量电压的峰值除以血，试验时应在高 压端监测3）外施交流电压试 验电压的频率应为 4565HZ,全电压 下耐受时间为60s 4）感应电压试验时,为防止铁芯饱和及励磁电流过大，试 验电压的频率应适 当大于额定频率。除非另有规定，当 试验电压频率等于 或小于2倍额定频 率时，全电压下试 验时间为60s;当试 验电压频率大于2 倍额定频率时，全 电压下试验时间 为：120 x额定频率 试验频率，但不19测量与铁 D交接时（包括注油前）芯绝缘的 2）H0kV及以上:23年;少于15s绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 1）用2500V兆欧表2）夹件引出接地的各紧固件（连接片 可拆开 者）及铁 芯（有外 引接地线 的）绝缘 电阻20测量铁芯（有外接 引下接地 线的）接 地电流21测量穿芯 螺栓、铁 飘夹件、绑扎钢HOkV以下：35年3）大修前、后4）必要时1）投运后2）3个月1次1）器身检查时2）大修中可单独对夹件进行 测量3）对变压器上有专 用的铁芯接地线引 出套管时,应在注 油前测量其对外壳 的绝缘电阻运行中铁芯接地电流不应大于0.3A220kV及以上绝缘电阻不应低于500MQ,其1）用2500V兆欧表它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差2）连接片不能拆开别者可不进行带、铁芯、线圈压环 及屏蔽等 的绝缘电 阻22绕组变形 试验1600 1）交接时kVA 2）更换绕组后以上3）大修后油浸4）出口（或近区）短路后式 5）110kV及以上变压器和发电厂高厂变:年D35kV及以下变压器,宜采用低电压短路阻 频率响应法标准综抗法合电力变压器绕2）110kV及以上变压器和发电厂高厂变，宜采组变形的频率响应用频率响应法分析法DL/T911以及山东电力集团公司变压器绕 组变形测试应用导23绕组连同套管的长 时感应电110 1）220kV或120MVA及以上交接时kV 2）220kV大修更换绝缘部件或部分线圈后及以3）110kV变压器对绝缘有疑问时则集团生工200212号执行1）线端电压为L 5Um/当时,视在放电量不宜 必要时，如：运行中的变压大于500pC;线端电压为1.3Um/73时,视在放器油色谱异常，怀电量不宜大于300pC压试验带上油4）必要时局部放电浸式试验24测量零序阻抗25测量空载电流和空载损耗继电保护有要求时1）更换绕组后2）必要时较）2）新安装的变压器交接试验中，要求加于匝疑存在放电性故障间和主绝缘的试验电压为1.5Um/V3时，可进行局部放3）局部放电试验方法及判断方法参见附录E电试验按继电保护专业的要求进行如有制造厂出厂试 验值，交接时可以 不做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2）必要时，如：-怀疑磁路有缺陷等26测量短路 阻抗和负1）更换绕组后2）必要时与前次试验相比无明显变化载损耗试验电源可用三相 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）27测温装置 校验28气体继电器校验29压力释放器校验1）交接时2）23年3）大修时4）必要时 油浸1）交接时 式 2）23年3）大修时4）必要时 油浸必要时 式按制造厂的技术要求按制造厂的技术要求动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定30检查相位交接时31额定电压D交接时下的冲击2）更换绕组后合闸试验必须与电网相位一致1）新装和全部更换绕组的变压器,在额定电 压下对变压器的冲击合闸试验,应进行5次,每次间隔时间宜为5min,应无异常现象2）部分更换绕组的变压器,应进行3次,每次 间隔时间宜为5min,应无异常现象1）在运行分接上进 行2）宜在高压侧进行 3）对中性点接地的 电力系统,试验时 变压器中性点必须 接地4）发电机变压器组 中间连接无操作断 开点的变压器，可 不进行冲击合闸试 验32油中糠醛2201）需要了解绝缘老化情况时含量测量kV2）油中气体色谱分析判断有过热故障,需确油浸定是否涉及纸绝缘时式3）取绝缘纸测聚合度前符合现行国家标准油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T 984的要求4）大修前和变压器重新投运12个月后5）超过注意值,可在1年内检测1次33绝缘纸 220 1）油中糠醛含量超过注意值时（板）聚合 kV 2）负载率较高的变压器运行25年左右度测量 油浸式34绝缘纸（板）含水 量测量35测量壳式 变压器绝 缘油带电 度220 必要时kV油浸必要时 式不大于下列值：220kV:3%1）当聚合度小于250时,应引起注意2）聚合度小于150,变压器应退出运行1）试样可取引线上 绝缘纸、垫块、绝 缘纸板2）对运行时间较长 的变压器尽量利用 吊检的机会取样应小于 500pC/mL/2036套管电流 互感器试D交接时2）大修时D测量绝缘电阻2）检查极性见第6章互感器表6.1 序7、9、13、验3）变比检查4）测量励磁特性曲线14表5.1A变压器和电抗器交流耐压试验电压标准（kV）系统标称电压设备最高电压交流耐受电压油浸式、SF6变压器和电抗器干式变压器和电抗器11.1-2.533.6148.567.22017101228241517.53632202444433540.568606672.5112-110126160-220152(288)316注：1）上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准电力变压器第3部分:绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.3规 定的出厂试验电压乘以0.8制定的。表5.1B额定电压110kV及以上的变压器中性点交流耐压试验电压标准（kV）系统标称电压设备最高电压中性点接地方式出厂交流耐受电压交接交流耐受电压110126不直接接地9576220252直接接地8568不直接接地2001605.2油浸式电抗器表5.2油浸式电抗器的试验项目、范围、周期和要求序1项目红外测温范围周期1年至少1次要求说明2油中溶解35kV1）交接时（注油静置后、耐压试验24h后、冲1）新装电抗器的油中庆与烧类气体含量1）总嫌包括CK,、C2气体色谱及以击合闸及额定电压下运行24h后各1次）（吐/L）不宜超过下列数值：乩、C2H6和C2H2四种分析上且2）投运前总煌:20;H2:10;C2H2：0气体80003）新装、大修后2）大修后电抗器的油中乩与燃类气体含量2）溶解气体组份含kvar220kV及以上的电抗器在投运后1天、4天、10（此/L）不宜超过下列数值：量有增长趋势时，及以天、30天各1次总烧：50;H2:50;C2H2:O可结合产气速率判上 4)运行中a)220kV:3个月 1 次b)llOkV:6个月 1 次c)35kV:1年1次5)必要时3 油中含水110k 1）交接时量V及 2）投运前(mg/L)以上3）220kV及以上：6个月1次;llOkV:1年1次4）必要时3）运行设备的油中山与烧类气体含量（比/L）断,必要时缩短周超过下列任何一项值时应引起注意：期进行跟踪分析总烧：150;H2:150;3）总煌含量低的设C2H2：5(35kV220kV)备不宜采用相对产4）总煌绝对产气速率大于6mL/d（开放式）或气速率进行判断12mL/d（密封式），或相对产气速率大于10%/4）必要时,如：月，则认为设备有异常-在线监测系统告警等投运前 运行中1）运行中设备，测llOkV:20 llOkV:35量时应注意温度的220kV:15 220kV:25影响,尽量在顶层油温高于50时取 样2）必要时,如：-绕组绝缘电阻（吸收比、极化指 数）异常时-严重渗漏油等4 油中含气 量（体积 分数）（%）5 本体绝缘 油试验220k 1)220kV必要时投运前运行中1 1见第12章绝缘油和SF6气体表 12.1序 1、2、3、4、6、7、8、9、11不包括油中溶解气 体色谱分析、油中 含水量和油中含气 量6 切换开关或选择开 关油室绝 缘油的击 穿电压7 有载调压切换装置 的检查和D交接时2）大修时3）按电抗器预试周期或分接变换20004000次或按制造厂规定1）交接时2）按制造厂规定3）大修后1）应符合制造厂规定2）交接或大修时标准与电抗器本体油相同3）运行中油的击穿电压不小于30kV1）电抗器带电前应进行有载调压切换装置切 换过程试验,检查切换开关切换触头的全部 动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测试验4）必要时8 测量绕组连同套管 的直流电1）交接时（所有分接位置）2）H0kV及以上：23年;UOkV以下:35年得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时 间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造 厂技术要求。由于电抗器结构及接线原因无法测量的,不进行该项试验2）在电抗器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常3）循环操作后进行绕组连同套管在所有分接 下直流电阻测量,试验结果应符合表5.2序8 的要求4）在电抗器带电条件下进行有载调压开关电 动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压 应在系统电压允许范围内1）1600kvar以上电抗器,各相绕组电阻相互 1）如电阻相间差在 间的差别应小于三相平均值的2%,无中性点 出厂时超过规定，引出的绕组，线间差别应小于三相平均值的 制造厂已说明了这阻 3）大修前、后4）无载分接开关变换分接位置后5）有载分接开关检修后（所有分接位置）6）必要时种偏差的原因，则1%2）1600kvar及以下的电抗器,相间差别应小与以前相同部位测于三相平均值的4%,线间差别应小于三相平得值比较,其变化均值的2%不应大于2%3）与以前相同部位测得值比较,其变化不应2）预试时带有分接大于2%的绕组,宜在所有分接下测量。有载调压电抗器如有 正、反励磁开关（极 性选择器）时,可在 一个方向上测量所 有分接的电阻，在 另一个方向上只测 量12个分接。无 载分接开关在运行 分接测量3）不同温度下电阻值按下式换算R2=RiX（T+T2）/（T+Ti）式中况电阻温度常数，铜导线取235,铝导线取2259 测量绕组35kV 1）交接时连同套管及以2）H0kV及以上:23年;的绝缘电上测 HOkV以下：35年阻、吸收量吸3）大修前、后比或极化收 4）投运前指数比；5）必要时220kV测量极化指数1）绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品出厂试验值或前一次试验值的70%2）吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000MC时,吸收比可不做考核要求3）极化指数在常温下不低于1.5;当R60s大于10000MQ时,极化指数可不作要求4）预试时可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可1）使用2500V或5000V兆欧表2）测量前被试绕组应充分放电3）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R2=RlX1.5（tlT2）/10式中R、R2分别为温度3、t2时的绝缘电阻值）4）吸收比和极化指 数不进行温度换算10测量绕组 连同套管 的 tanb35kV D交接时及以2）大修前、后上且3）绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异8000 常时kvar 4）必要时以上油浸式11电容型套D交接时管的tanb2）H0kV及以上:23年；和电容量HOkV以下：35年3）大修后1）20时tanb（%）不大于下列数值：H0220kV:0.835kV:3.52）tan3值与出厂试验值或历年的数值比较不应大于30%3）试验电压：绕组额定电压 10kV10kV及以上绕组额定电压 绕组额定电压Un10kV以下见第8章套管表8序4用正接法测量有末屏引出的套管tan 6和电容值4）投运前5）必要时12测量绕组连同套管35kV 1）交接时及以2）投运前的直流泄上且3）UOkV及以上：13年;漏电流8000 UOkV以下:35年kvar 4）大修前、后及以5）必要时上13绕组连同D交接时套管的交2）更换绕组后流耐压试3）必要时验1）试验电压一般如下:绕组额定3618110电压（kV）15.7535220直流试验5102040电压（kV）2）与前一次测试结果相比应无明显变化D绕组额定电压HOkv以下电抗器,应进行线 端交流耐压试验2）绕组额定电压为110kV及以上的电抗器,其 中性点应进行交流耐压试验3）油浸式电抗器交流耐压试验电压标准为出 厂试验电压值的80%,或按表5.1A和表5.1B1）试验电压波形尽 可能接近正弦,试 验电压值为测量电 压的峰值除以后，试验时应在高压端 监测2）外施交流电压试 验电压的频率应为14套管电流 互感器试 验15测量与铁 芯绝缘的 各紧固件（连接片D交接时2）大修时1）交接时（包括注油前）2）llOkV及以上:23年;UOkV以下:35年3）大修前、后1）测量绝缘电阻2）检查极性3）变比检查4）测量励磁特性曲线4565HZ,全电压 下耐受时间为60s 3）对分级绝缘的耐 压试验标准,应按 接地端或其末端绝 缘的电压等级进 行,试验电压标准 为出厂试验电压值 的80%见第6章互感器 表6.1 序7、9、13、14绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 1）用2500V兆欧表2）夹件引出接地的 可单独对夹件进行 测量可拆开 者）及铁 芯（有外 引接地线 的）绝缘 电阻16测量铁芯（有外接 引下接地 线的）接 地电流4）必要时1）投运后2）3个月1次运行中铁芯接地电流不应大于0.3A3）对电抗器上有专 用的铁芯接地线引 出套管时,应在注 油前测量其对外壳 的绝缘电阻17测量穿芯 螺栓、铁 飘夹件、绑扎钢 带、铁芯、1）器身检查时2）大修中220kV绝缘电阻不应低于500MQ,其它与出厂 D用2500V兆欧表值和以前测试结果相比应无显著差别 2）连接片不能拆开者可不进行线圈压环 及屏蔽等 的绝缘电 阻18测温装置1）交接时校验2)23年3）大修时4）必要时19气体继电油浸1）交接时器校验式2)23年3）大修时4）必要时20压力释放油浸必要时器校验式21测量阻抗必要时按制造厂的技术要求按制造厂的技术要求动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定与出厂值相差不大于5%,与三相或三相组如受试验条件限制平均值相差不大于2%可在运行电压下测量22额定电压 下的冲击 合闸试验1）交接时2）更换绕组后23油中糠醛含量测量24绝缘纸（板）聚合 度测量220k 1）需要了解绝缘老化情况时V 2）油中气体色谱分析判断有过热故障,需确定是否涉及纸绝缘时3）取绝缘纸测聚合度前4）大修前和电抗器重新投运12个月后5）超过注意值,可在1年内检测1次220k 1）油中糠醛含量超过注意值时V 2）运行25年左右1）新装和全部更换绕组的电抗器,在额定电 压下对电抗器的冲击合闸试验,应进行5次，每次间隔时间宜为5min,应无异常现象2）部分更换绕组的电抗器,应进行3次,每次 间隔时间宜为5min,应无异常现象符合现行国家标准油浸式变压器绝缘老化 判断导则DL/T 984的要求1）当聚合度小于250时,应引起注意2）聚合度小于150,电抗器应退出运行1）在运行分接上进 行2）对中性点接地的 电力系统,试验时 电抗器中性点必须 接地D试样可取引线上 绝缘纸、垫块、绝 缘纸板等2）对运行时间较长 的电抗器尽量利用吊检的机会取样25绝缘纸 220k必要时（板）含水 V量测量5.3消弧线圈表5.3消弧线圈的试验项目、范围、周期和要求不应大于下列值:220kV:3%4）必要时序1项目红外测温范围周期1年至少1次2油中溶解35kV1）交接时（耐压试验后）气体色谱油浸2)35年分析式3）投运前要求说明1）新装消弧线圈的油中乩与烧类气体含量1）总煌包括CHd、（此/L）不得超过下列数值：C2H4、C2H6和C2H2 四种总煌:20;H2:10;C2H2：0气体2）大修后消弧线圈的油中H2与烧类气体含量2）溶解气体组份含（此/L）不得超过下列数值：量有增长趋势时，总宜:50;H2:50;C2H2：0可结合产气速率判3）运行设备的油中H2与烧类气体含量（此/L）断,必要时缩短周超过下列任何一项值时应引起注意：期进行跟踪分析3绝缘油试见第12章绝缘油和SF6气体验表12.1序1、5（只对交接时作要求）、6、4测量绕组1）交接时（所有分接位置）连同套管2)35年的直流电3）大修后阻4）必要时5测量绕组D交接时连同套管2)35年的绝缘电3）大修后阻、吸收4）投运前比5）必要时6绕组连同1）交接时套管的交2）大修后流耐压试3）必要时总烧：150;H2:150;C2H2：54）总煌绝对产气速率超过12mL/d或相对产气 速率大于10%/月，则认为设备有异常、9与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%1）绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品 出厂试验值或前一次试验值的70%2）35kV应测量吸收比,吸收比在常温下不低 于1.3;当R60s大于3000MQ时,吸收比可以不 作考核要求1）油浸式消弧线圈交流耐压试验电压标准为 出厂试验电压值的80%,或按表5.1A2）干式消弧线圈交流耐压试验电压标准为出3）总燃含量低的设 备不宜采用相对产 气速率进行判断对分级绝缘的耐压试验标准,应按接地端或其末端绝缘验厂试验电压值的85%,或按表5.1A7 测量与铁D交接时芯绝缘的2)35年各紧固件3）必要时及铁芯的的电压等级进行，试验电压标准为出 厂试验电压值的80%绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 用2500V兆欧表绝缘电阻5.4干式变压器表5.4干式变压器的试验项目、范围、周期和要求序项目范围周期1 红外测温1年至少1次2 测量绕组1）交接时（所有分接位置）连同套管2)35年的直流电3）大修后阻4）变换分接位置后要求 说明1）1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的2%,无中性点引出的绕组,线间差别应小于三相平均值的1%2）1600kVA及以下变压器,相间差别应小于三5）必要时3 测量绕组D交接时连同套管2)35年的绝缘电3）大修后阻4）必要时4 测量与铁1）交接时芯绝缘的2)35年各紧固件3）大修后及铁芯绝缘电阻5 测量绕组D交接时所有分接2）更换绕组后头的电压3）必要时比相平均值的4%,线间差别应小于三相平均值 的2%3）与以前相同部位测得值比较,其变化不应 大于2%绝缘电阻换算至同一温度下，不低于产品出 厂试验值或前一次试验值的70%绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别1）各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无 明显差别,且应符合电压比的规律2）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6检查变压1）交接时器的三相2）换绕组后接线组别或单相变压器引出线的极性7绕组连同D交接时套管的交2）大修后流耐压试3）必要时验8测量空载1）更换绕组后电流和空2）必要时载损耗压比允许偏差为0.5%,其它分接的电压比应 在变压器短路阻抗闾的1/10以内，但不得超 过1%必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的 端子标志相一致1）应进行线端交流耐压试验,试验电压标准 为出厂试验电压值的85%,或按表5.1A2）绕组额定电压110kV及以上的变压器，其中 性点应进行交流耐压试验,试验电压标准为 出厂试验电压值的80%或按表5.1B与前次试验相比无明显变化9测量短路1）更换绕组后阻抗和负2）必要时载损耗10环氧浇注1）更换绕组后型的局部2）必要时放电试验11检查相位交接时12额定电压D交接时下的冲击2）更换绕组后合闸试验与前次试验相比无明显变化必须与电网相位一致1）新装和全部更换绕组的变压器,在额定电 压下对变压器的冲击合闸试验,应进行5次，每次间隔时间宜为5min,应无异常现象。无电 流差动保护的干式变可冲击3次2）部分更换绕组的变压器,应进行3次,每次 间隔时间宜为5min,应无异常现象1）在运行分接上进 行2）宜在高压侧进行 3）对中性点接地的 电力系统,试验时 变压器中性点必须 接地5.5 干式电抗器表5.5干式电抗器的试验项目、范围、周期和要求序项目 范围周期要求说明1红外测温1年至少1次2测量绕组D交接时连同套管2）必要时的直流电阻3测量绕组D交接时连同套管2）必要时的绝缘电阻4绕组连同D交接时套管的交2）必要时流耐压试验5额定电压交接时下的冲击合闸试验1）各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的4%2）与上次测量值相差不大于2%不应低于1000MC用2500V兆欧表空心电抗器只需对绝缘支架进行试验，试验 电压标准同支柱绝缘子耐压标准在额定电压下对电抗器的冲击合闸试验，应 进行5次，每次间隔时间宜为5min,应无异常 现象5.6 接地变压器和变压器中性点高阻装置表5.6接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目、范围、周期和要求序项目范围周期1 红外测温1年至少1次2 绝缘油试1）交接时验2）投运前3）35kV:35年4）大修后5）必要时3 测量绕组1）交接时