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1、 Q/GDW07 国网冀北电力有限公司企业标准 Q/GDW07 001－2013－10501 代替 Q/GDW07 001-2012-10501 电力设备交接和检修后试验规程 2013-12-31发布 2013-12-31实施 国网冀北电力有限公司发布 目次 前言 IV 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语、定义和符号 2 4 总则 3 5 电力变压器及电抗器 3 6 互感器 12 7 开关设备 17 8 套管 23 9 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料 24 10 电力电缆线路 26 11 电容器
2、 30 12 绝缘油和六氟化硫气体 33 13 避雷器 36 14 母线 38 15 二次回路 38 16 1kV及以下的配电装置和馈电线路 39 17 1kV以上的架空电力线路 39 18 接地装置 40 19 串联补偿装置 42 附 录 A （规范性附录） 电力变压器的交流试验电压 44 附 录 B （规范性附录） 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 45 附 录 C （规范性附录） 分接开关的试验项目开展要求和标准 46 附 录 D （规范性附录） 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 48 附 录 E （资料性附录） 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 49
3、 附 录 F （资料性附录） 断路器回路电阻厂家标准 52 附 录 G （资料性附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准 54 附 录 H （规范性附录） 复合绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则 55 附 录 I （资料性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 58 附 录 J （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 59 附 录 K （资料性附录） 接触电位差和跨步电位差的计算 60 附 录 L （资料性附录） 污秽等级与等值盐密/灰密的关系 64 附 录 M （资料性附录） 绝缘子表面灰密测量与计算方法 65 编制说明 67 前言 Q/GDW0
4、7 001-2013-10501《电力设备交接和检修后试验规程》根据最新的国家标准、行业标准、反事故技术措施以及冀北电网的具体情况,修订并明确了最新技术要求。本标准代替Q/GDW07 001-2012-10501《输变电设备交接和预防性试验规程》，所修订的主要内容如下： ——删除了试验项目中有周期性规定、“必要时”、运行中的条目，仅保留交接试验、大修后的试验要求； ——删除了少油断路器、阀式避雷器等逐渐淘汰的产品型式，删除了发电专业相关设备； ——增加了110（66）kV及以上主变压器的空载、负载试验，干式所用变压器的局部放电试验，110（66）kV及以上电流互感器的交流耐压试验，SF
5、6气体纯度试验等试验项目； ——删除了变电站接地装置场区地表电位梯度测量项目； ——根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》明确了主变绕组变形测试同时采用频率响应分析法和电抗法，SF6电流互感器气体年泄漏率从不大于“1%/年”改为“0.5%”，明确了套管、电流互感器的取油分析要求； ——根据国家电网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》，提高了断路器、组合电器设备的交流耐压试验电压； ——根据电力行业标准《输变电设备状态检修试验规程》，将串联补偿电容器的电容量由“不超出额定值的-5%～+10%范围”改为“不超过±3%”等。 详细修订内容参见编制说明。
6、 本标准的附录E、F、G、I、J、K、L、M为资料性附录，附录A、B、C、D、H为规范性附录。 本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部提出并解释。 本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部归口。 本标准起草单位：国网冀北电力有限公司运维检修部、国网冀北电力有限公司电力科学研究院。 本标准主要起草人：于德明、杜维柱、刘亚新、吕志瑞、邓春、张章奎、蔡巍、孙云生、吕明、马继先、郭亮、杨大伟、徐党国、钱欣、王建新、潘卓、李凤海、毛婷、刁嘉、路杰、王应高、李雨、龙凯华、罗毅、彭珑、沈丙申、陈原、卢毅、刘亮、杨晓琳、杨海超。 本标准审核人：杜维柱 本标准批准人：于德明 本标准2012年08月
7、首次发布，2013年12月第一次修订。 电力设备交接和检修后试验规程 1 范围 本标准规定了各种电力设备交接和检修（A、B类）后试验工作时的项目、开展条件和标准。本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其他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、测量装置等电力设备和安全用具。 本标准适用于国网冀北电力有限公司直属供电、基建施工、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适
8、用于本文件。 GB 261 石油产品闪点测定法 GB 264 石油产品酸值测定法 GB 507 绝缘油介电强度测定方法 GB 760 运行中变压器油水份测定法(气相色谱法) 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 2536 超高压变压器 GB 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试验方法 GB 6450 干式电力变压器 GB/T 7252 变
9、压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB)法 GB 7601 运行中变压器油水份含量测定法(库仑法) GB 9326.5 交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件 第5部分: 压力供油箱 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022 工业六氟化硫 GB 50150
10、 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程 DL 423 绝缘油中含气量的测试方法(真空法) DL 429.9 电力系统油质试验方法 9.绝缘油介电强度测定法 DL 450 绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 573 变压器检修工艺导则 DL/T574 有载分接开关运行维修导则 DL/T596 电力设备预防性试验规程 DL/T538 高压带电显示装置 DL/T8
11、64 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 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 918 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 SD304 电力用油与六氟化硫的测定方法 Q / GDW 407 高压支柱
12、瓷绝缘子现场检测导则 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（修订版）》（国家电网生〔2012〕352号） 《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》（国家电网生〔2011〕1223号） 3 术语、定义和符号 下列术语、定义和符号适用于本标准。 3.1 术语和定义 3.1.1 交接试验 新设备出厂后、投运前为获取设备状态所开展的试验。 3.1.2 大修 对设备实施A类或B类检修，可以是返厂检修，也可以是现场检修。 3.1.3 A类检修 对电力设备的本体进行整体性检查、维修、更换和试验。 3.1.4 B类检修 对电力设备进行局部性的检修，重要组
13、部件的解体检查、维修、更换和试验。 3.1.5 检修后试验 本标准中检修后试验指对设备实施了A类或B类检修后，在投运前为获取设备状态所开展的试验。 3.1.6 出厂值 新设备在制造厂整体组装完成后试验测量值。 3.1.7 设计值 根据工程实际，设计单位给出的要求值。 3.1.8 注意值 状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.2 符号 Um ：设备最高工作电压有效值。 Un ：设备额定工作电压有效值。 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。 4 总则 4.1 电力设备的交接和检修后试验是检查、评估设备的状态，防
14、止设备在投运后发生损坏的重要措施。 4.2 新投设备状态的评估应基于交接试验、出厂试验、安装工艺、运输过程等信息，检修后设备状态的评估应基于检修后试验、检修方案、检修质量、更换组部件等信息，包括测试信号强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备或不同相别的比较，经全面分析后做出综合判断。 4.3 若存在设备技术文件要求但本标准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标准要求不一致，按严格要求执行。 4.4 交接试验结束后，超半年未启动设备应重做部分交接试验项目，具体项目参照《输变电设备状态检修试验规程》所规定设备例行试验项目执行。 4.5 工频交流
15、耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的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，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。 4.6 充油设备静置时间 充油电力设备在注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，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 500 kV设备静置时间大于72 h 220 kV设备静置时间大于48 h 110 kV及以下设备静置时间大于24 h 如果真空注油工艺满足要求，静置时间可适当缩短，以油中无气体析出为标准。 4.7 充气设备静置时间 充气电力设
16、备在充气后需要静置24小时方可进行气体湿度试验。 4.8 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(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以连在一起进行试验。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。 4.9 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、tanδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 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
17、应清洁、干燥。对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。 4.10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 4.11 对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。 5 电力变压器及电抗器 5.1 35 kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准 表1 35 kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准 序号 项目 开展要求 标准 说明 1 油中溶解气体色谱分析 1) 交接时 2) 投运前 3) 大修后 1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不
18、得超过下列数值： 总烃：20μL/L；H2：30μL/L；C2H2：不应含有 2)大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值： 总烃：50μL/L；H2：50μL/L；C2H2：痕量 1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体 2)溶解气体组份含量的单位为μL/L 2 绕组直流电阻 1)交接时 2)大修后 3) 无激磁调压变压器变换分接位置 4)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接) 1)1.6 MVA 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%。且三相不平衡
19、率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明原因 2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意 4)电抗器参照执行 1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2＝R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无激磁调压变压器投
20、入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 4)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A 3 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)交接时 2)大修后 1)绝缘电阻与出厂试验结果相比应无明显变化，一般不低于出厂值的70%（大于10000MΩ以上不考虑） 2)在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5 3)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 1)用2500 V 及以上兆欧表 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，尽量在相近的温度下试验 4)尽量在油温低于50℃时试验 5)吸收比和
21、极化指数不进行温度换算 6)变压器绝缘电阻大于10000 MΩ 时，吸收比和极化指数可仅作为参考 4 绕组的tanδ 1)交接时 2)大修后 1)20℃时的 tanδ 不大于下列数 500kV 0.005 66kV～220kV 0.008 35kV 0.015 2) tanδ 值与出厂比较不应有明显变化(一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10 kV 及以上： 10 kV； 绕组电压 10 kV 以下： Un 1)非被试绕组应接地，被试绕组应短路 2)同一变压器各绕组的 tanδ 标准值相同 3)测量温度以顶层油温为准，
22、尽量在相近的温度下试验 4)尽量在油温低于50℃时试验 5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tanδ 5 套管试验 / 见8 套管 / 6 绝缘油试验 / 见12.1 变压器油 / 7 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 交流耐压试验电压为出厂试验电压的80% 油浸设备试验电压值按附录A 1)宜用变频感应法 2)66kV 全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压试验； 4）66kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验； 8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 110kV/66kV
23、 及以上变压器、电抗器 1)交接时 2)大修后 1)与以前试验结果相比无明显差别； 2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A 1)用 2500 V 兆欧表； 2)夹件有外引接地线的也需测量绝缘电阻； 9 穿芯螺栓、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)大修时 220 kV 及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ；其它变压器一般不低于10 MΩ 1)用2500 V 兆欧表； 2)连接片不能拆开者可不测量； 10 油中含水量 / 见12.1变压器油 / 11 油中含气量 / 见12.1变压器油 / 12
24、 绕组泄漏电流 1)交接时 2)大修后 1)试验电压一般如下： 1)读取1分钟时的泄漏电流值； 2)封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 3)泄漏电流参考值参见附录B的规定 绕组额定电压(kV) 3 6～10 20～35 110/66～220 500 直流试验电压(kV) 5 10 20 40 60 2)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下) 13 变压器绕组电压比 1)交接时 2)更换绕组后 3)分接开关引线拆装后 1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2)额定分接电压比允许偏差为±0
25、5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值(%)的1/10以内，但不得超过1% / 14 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 1)交接时 2)更换绕组后 1)必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 2)单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查 / 15 变压器空载电流和空载损耗 1)交接时 2)拆铁芯后 3)更换绕组后 与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验值相比应无明显变化 1)三相变压器试验电源应使用三相试验电源或单相 2)220kV及以下变压器试验电压应达到额定电压；500kV变压器试验电压应不小于80%额定电压 3）测量用互感器精度
26、应不大于0.01%，功率测量仪精度应不大于0.1% 16 变压器短路阻抗和负载损耗 1)交接时 2)更换绕组后 与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验值相比应无明显变化 1)三相变压器应使用三相试验电源 2)110kV/66kV及以下变压器试验电流应达到50%额定电流以上；220kV及以上变压器试验电流应达到20%额定电流以上 3）测量用互感器精度应不大于0.01%，功率测量仪精度应不大于0.1% 17 局部放电 1)交接时（66 kV 及以上变压器，66kV及以上并联电抗器） 2)大修后(220 kV或120 MVA及以上变压器，66kV及以上并联电抗器) 交接试
27、验：在线端电压为1.5 Um/√3时，放电量一般不大于100 pC 大修后试验：在线端电压为1.5 Um/√3时，放电量一般不大于500 pC，在线端电压为1.3 Um/√3时，放电量一般不大于300 pC 1)试验方法应符合 GB1094.3《电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验》的规定 2)老旧变压器按照1.3 Um/√3施加电压 18 有载调压装置的试验和检查 1)交接时 2)大修后 1) 交接时参照 GB50150执行 2) 按 DL/T574《有载分接开关运行维修导则》执行，试验项目、开展要求、标准见附录C / 19 测温装置及其二次回路试验 1)交接时
28、 2)大修后 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 20 气体继电器及其二次回路试验 1)交接时 2)大修后 整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 21 压力释放器试验 1)交接时 2)大修后 动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定 / 22 整体密封检查 1)交接时 2)大修后 按DL/T 573的规定执行 / 23 冷却装置及其二次回路试验 1)交接时 2)大修后 1)投运后
29、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的规定 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 24 套管电流互感器试验 1)交接时 2)大修后 见表5 / 25 变压器全电压下冲击合闸 1)交接时 2)更换绕组后 1)新装和更换绕组后，变压器高、中压两侧冲击合闸合计5次；每次间隔5 min 2)部分更换绕组后，变压器高、中压两侧冲击合闸合计3次；每次间隔5 min 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压侧或中压侧加压 3)合闸前110 kV及以上的变压器中性点必须接地 26 油中糠醛含量 交接时 (2
30、20kV及以上 变压器和电抗器) 交接时应无糠醛 / 27 噪音 1)500 kV 变压器、电抗器交接时 2)500 kV 变压器、电抗器更换绕组后 1) 与技术协议规定值、出厂试验值相比应无明显变化 2）在额定电压及频率下一般不大于70dB(A) 试验方法按 GB 1094.10《电力变压器 第10部分：声级测定》的要求进行，可仅在变压器下部测点测量比较 28 变压器绕组变形试验 110kV/66kV及以上变压器 1)交接时 2)更换绕组后 1)应进行频率响应分析法和电抗法两种方法的测量 2)试验方法及判断标准按DL/T911《电力变压器绕组变形的频率响应
31、分析法》和DL/T1093《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》执行 1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同 2)应在最大分接下测量 3)电抗法测量时应采用三相短路、单相测量的方式 29 变压器零序阻抗 110kV/66kV及以上变压器： 1)交接时 2)更换绕组后 / 1)三相五柱式可以不做。 2)如有制造厂试验值，交接时可不测 30 变压器相位检查 1)交接时 2)更换绕组后 3)外部接线变更后 必须与电网相位一致 / 注： 油浸电抗器试验项目、标准、开展要求见表1中序号1～12、17、19～22、24、26、27。 5.2 消弧线圈、35
32、 kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、开展要求和标准 表2 消弧线圈、35 kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验项目、开展要求标准 序号 项目 开展要求 标准 说明 1 绕组直流电阻 1)交接时 2)大修后 3)有载调压变压器分接开关检修后(在所有分接) 4）无励磁调压变压器变换分接位置后 1)1.6 MVA 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)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
33、 3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2% 4)电抗器参照执行 1)如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准第3条执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算： R2＝R1(T+t2)/(T+t1) 式中 R1、R2分别为在温度 t1、t2 下的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 3) 无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 2 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)交接时 2)大修后 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化
34、 1)用2500 V 及以上兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)绝缘电阻大于10000 MΩ时，可不测吸收比或极化指数 3 绝缘油试验 1)交接时 2)大修后 见12.1变压器油 大修后的试验项目和标准与交接时相同。厂(所)用变按110 kV 及以上对待 4 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 1)油浸设备试验电压值按附录A 2)干式变压器试验电压值按附录D，全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值；交流耐压试验电压为出厂试验电压的80% 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 5 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的
35、绝缘电阻 1)交接时 2)大修时 一般不低于10 MΩ 1)用2500 V 兆欧表 2)连接片不能拆开者可不测量 6 变压器绕组电压比 1)交接时 2)更换绕组后 1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2)电压35 kV 以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值(%)的1/10以内，但不得超过1% / 7 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 1)交接时 2)更换绕组后 必须与变压器的铭牌和出线端子标与相符 / 8 变压器空载电流和空载损耗 1)交接时抽样
36、试验 2)10 kV 油浸变压器和接地变压器大修后可选做 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1)试验电源可用三相或单相 2)交接时抽样试验同一厂家、同一批次，按5%抽样，至少3台 9 变压器短路阻抗和负载损耗 1) 交接时抽样试验 2)更换绕组 3)10 kV 油浸变压器和接地变压器大修后可选做 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 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值(如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较) 2) 交接时抽样试验同一厂家、同一批次，按5%抽样，至少3台 10 干式变压器的局部放电 所用变交接时 按 GB6
37、450《干式电力变压器》规定执行 1)试验方法符合 GB6450规定 2)用作所用变的干式变压器需进行此项目，接地变兼作所用变的也进行此项目 11 有载调压装置的试验和检查 1) 交接时 2) 大修后 按 DL/T574《有载分接开关运行维护导则》的规定执行，试验项目、开展要求、标准见附录C / 12 测温装置及其二次回路试验 1)交接时 2)更换绕组后 3)大修时(10 kV 油浸变压器和接地变压器大修后可选做) 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ 测绝缘电阻用2500 V兆欧表 13 气体继电器及其
38、二次回路试验 1)交接时 2)大修后 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 14 整体密封检查 1)交接时 2)大修时 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 干式变压器不进行 15 冷却装置及其二次回路试验 1)交接时 2)大修后 冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 16 消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变比试验 1)交接时 2)大修后 见表4、5 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 17 接地变压器的零序阻抗 1)交接时
39、 2)更换绕组后 / 交接时如有制造厂数据，可不测 5.3 SF6气体变压器 35kV及以上SF6气体变压器的试验项目、开展要求和标准见表3。 表3 SF6气体变压器试验项目、开展要求和标准 序号 项目 开展要求 标准 说明 1 SF6气体湿度 (20℃ μL/L) 1)交接时 2)大修后 不大于250 1）按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)》进行 2)安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静置24h后进行湿度检测 2 SF6气体泄漏 1)交接时 2)大修后 ≤0.1%/年或符合设备
40、技术文件要求 检测方法可参考GB/T 11023 3 SF6气体成份分析 交接时 纯度≥97% 空气≤0.2% CF4 ≤ 0.1% 其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控 4 SF6气体其它检测项目 见12.3 SF6气体 见12.3 SF6气体 见12.3 SF6气体 5 气体密度继电器校验 交接时 应符合制造厂规定 / 6 绕组直流电阻 1)交接时 2)大修后 3)无励磁调压变压器变换分接位置 4)有载调压变器的分接开关检修后(在所有分接) 1)1.6 MVA 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
41、中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理 2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应大于2%，当超过1%时应引起注意 1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2＝R1 (T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取235，
42、铝导线取225 3)无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 7 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)交接时 2)投运前 3)大修后 1)绝缘电阻，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（大于10000MΩ以上不考虑） 2)在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5 3)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 1)用2500V 及以上兆欧表，测量前被试绕组应充分放电 2)吸收比和极化指数不进行温度换算 3)变压器绝缘电阻大于10000 MΩ 时，吸收比和极化指
43、数可仅作为参考 4)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 8 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 试验电压值按附录A 宜用倍频感应法 9 铁心(有外引接地线的)绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 1)与以前试验结果相比无明显差别； 2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A 1)用 2500 兆欧表 2)夹件有外引接地线的需单独测量 10 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽的绝缘电阻 1)交接时 2)大修时 220 kV 及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ；其它变
44、压器一般不低于10MΩ 1)用2500 V 兆欧表 2)连接片不能拆开者可不测量 11 绕组泄漏电流 1)交接时 2)大修后 1)试验电压一般如下： 1)读取1分钟时的泄漏电流值 2)封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 绕组额定电压(kV) 3 6～10 20～35 110/66～220 500 直流试验电压(kV) 5 10 20 40 60 2)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下) 12 变压器绕组电压比 1)交接时 2)更换绕组后 3)分接开关引线拆装后 1)各相应分接的
45、电压比顺序应与铭牌相同 2)额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值(%)的1/10以内，但不得超过1% / 13 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 1)交接时 2)更换绕组后 1)必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 2)单相变压器组成的三相变压器现应在联结完成后进行组别检查 / 14 变压器空载电流和空载损耗 1)交接时（35kV、66kV及110kV变压器） 2)拆铁芯后 3)更换绕组后 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相 16 变压器短路阻抗和负载损耗 1) 交接时（35kV、66kV及110
46、kV变压器） 2）更换绕组后 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较) 17 局部放电 1)交接时110kV/66kV及以上 2)大修后 交接时：在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于100 pC 大修后：在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3 Um/√3时，放电量一般不大于300 pC 试验方法应符合 GB1094.3的规定 18 有载调压装置的试验和检查 1)交接时 2)大修后 1) 交接时参照 GB50
47、150执行 2)按 DL/T574执行，试验项目、开展要求、标准见附录C / 19 测温装置的校验及其二次回路试验 1)交接时 2)大修后 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表 20 变压器绕组变形试验 110kV/66kV及以上变压器 1)交接时 2)更换绕组后 1）应进行频率响应分析法和电抗法两种方法的测量 2）试验方法及判断标准按DL/T911和DL/T1093检测判断导则执行 1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同 2)应在最大分接下测量 21 变压器零序
48、阻抗 1)交接时 2)更换绕组后 / 1)三相五柱式可以不做 2)如有制造厂试验值，交接时可不测 22 变压器相位检查 1)交接时 2)更换绕组后 3)外部接线变更后 必须与电网相位一致 / 6 互感器 6.1 电流互感器 6.1.1 电流互感器的试验项目、开展要求和标准见表4 表4 电流互感器的试验项目、开展要求和标准 序号 项目 开展要求 标准 说明 1 绕组及末屏的绝缘电阻 1)交接时、投运前 2)大修后 1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值且不宜低于1000MΩ 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 MΩ
49、 1)用2500 V兆欧表 2)测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应接地 3)500 kV 电流互感器具有两个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，其值不宜低于1000MΩ 2 tanδ 及电容量 1)交接时、投运前 2)大修后 1)主绝缘 tanδ 不应大于下表中的数值： 1)主绝缘 tanδ 试验电压为10 kV，末屏对地 tanδ试验电压为2 kV 2)油纸电容型 tanδ 一般不进行温度换算，当 tanδ 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 tanδ 与温度电压的关系，当 tanδ 随温度明显变化或试验电压由0.5Um/√3 升到 Um/√3时
50、tanδ 增量超过±0.2%，不应继续运行 3)固体绝缘电流互感器一般不进行 tanδ 测量 4)充硅脂及其它干式电容式电流互感器的tanδ限值参照厂家标准，一般不超过0.5% 电压等级 kV 35 110 /66 220 500 交 接 大 修 后 油纸电容型 / 0.008 0.006 0.005 充油型 0.03 0.02 / / 胶纸电容型 0.025 0.02 / / 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值差别超出±5%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1 000 MΩ 时，应测量末屏对地 t
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