国家电网公司安全规程.docx

1 总则11 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596电力设备预防性试验规程及GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准的基本精神，结合大唐集团公司的具体情况，特制定本规程。12 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监控工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。13 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。14 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。中国大唐集团公司各公司各发电企业应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报分公司、集团公司批准。15 本规程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、测量装置等电气设备和安全用具。16 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他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。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。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：500KV 设备静置时间大于72h220KV设备静置时间大于48h110KV及以下设备静置时间大于24h17 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，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。18 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压: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电压确定其试验电压；19 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、介质损耗角的正切值、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进行，且空气相对湿度一般不高于80。对于不满足上述温度、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。110 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。111有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。112 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，113预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后1年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。2旋转电机21同步发电机和调相机211容量为6000KW以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见表2-1，6000KW以下者可参照执行。表21同步发电机试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数1）交接时2）大修前、后3）小修时1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5：环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0：水内冷定子绕组自行规定1）额定电压为1000V以上者，用2500V5000V兆欧表，量程一般不低于10000M2）水内冷定子绕组用专用兆欧表，测量时发电机引水管电阻在100K以上，汇水管对地绝缘电阻在30K以上。3）200MW及以上机组推荐测量极化指数，当1min的绝缘电阻在5000 M以上可不测量极化指数2定子绕组的直流电阻1）交接时2）大修时3）发电机出口短路后4）小修时（200MW及以上国产汽轮发电机）5）必要时汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的1.5%（水轮发电机为1%）。超出要求者，应查明原因1） 在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于32） 汽轮发电机相间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%时应引起注意3） 电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入10%20%额定电流（直流），用红外热像仪查找3定子绕组泄漏电流和直流耐压1） 交接时2） 大修前、后3） 小修时4） 更换绕组后1） 试验电压如下：新装的；大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修好后2.5Un大修前运行20年及以下者2.5Un运行20年以上与架空线路直接连接者2.5Un运行20年以上不与架空线路直接连接者2.02.5Un小修时和大修后2.5Un2)在规定试验电压下,交接时不大于最小值的50，预试时不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20A以下者,根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时，各相差值可不考虑。3）泄漏电流不应随时间延长而增大1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验。2）试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min3）不符合标准2）3）之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏敝。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20时要求；对于开启式水系统不大于5x102S/m;对于独立的密闭循环水系统为1.5x102S/m4定子绕组交流耐压1）交接时2）大修前3）更换绕组后1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下:1)应在停机后清除污秽前热状态下进行.交接时或备用状态时,可在冷状态上进行.。氢冷发电机试验条件见本表序号3说明1）2）水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验；进口机组按厂家规定；水质要求同本表序号3说明5）3）有条件时，可采用超低频（0.1Hz）耐压,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍,持续时间为1min4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A1及A2容量KW或KVA额定电压Un(v)试验电压(v)小于1000036以上2Un+1000但最低为150010000及以上6000以下2.5Un6000240002Un100024000以上按专门协议2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.8倍3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为:运行20年及以下者1.5Un运行20年以上与架空线路直接连接者1.5Un运行20年以上不与架空线路直接连接者(1.3-1.5)Un5转子绕组的绝缘电阻1）交接时2）大个中转子清扫前、后3）小修时1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5M2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5K1）用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器2）对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组尚未干燥，如果转子绕组的绝缘电阻值在75时不小于2K或在20时不小于20K，也可投入运行。3）对于300MW及以上隐极式机组在10-30转子绕组绝缘电阻值不应小于0.5M6转子绕组的直流电阻1）交接时2）大修时与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2%1） 在冷态下进行测量2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量7转子绕组交流耐压1）显极式转子交接时大修时和更换绕组后2）隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后试验电压如下：显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后，显极式转子交接时额定励磁电压500V及以下者为10Un但不低于1500V；500V以上者为2Un+4000V 显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后5Un，但不低于1000V，不大于2000V隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后5Un，但不低于1000V，不大于2000V1） 隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时和交接时，可用2500兆欧表代替2） 隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V3） 全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定8发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻1）交接时2）大修时3）小修时绝缘电阻不应低于0.5M，否则应查明原因并消除1） 小修时用1000V兆欧表2） 交接时，大修时用2500V兆欧表3） 回路中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接9发电机和励磁机的励磁回路所连接发电机的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。1）交接时2）大修时试验电压为1KV可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替10定子铁芯试验1）交接时2）重新组装或更换、修理硅钢片后3）必要时1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25，齿的最大温差不大于15，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定2）单位损耗参考值见附录A3）对运行年久的电机自行规定1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。2）在磁密为1T下持续试验时间为90min在磁密为1.4T下持续时间为45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差3）可用红外热像仪测温。11发电机和励磁机轴承的绝缘电阻1）交接时2）大修时1）汽轮发电机组的轴承不能低于0.5M2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100M，油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3M3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100M安装前后分别用1000V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻12灭磁电阻器（或自同期电阻器）的直流电阻1）交接时2）大修时与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%非线性电阻按厂家要求13灭磁开关的并联电阻1）交接时2）大修时与初始值比较应无显著差别电阻值应分段测量14转子绕组的交流阻抗和功率损耗1）交接时2）大修时阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意1） 隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量，显极式转子对每一个磁极转子测量。2） 每次试验应在相同条件相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）3） 本试验可用动态匝间短路监测法代替(波形法)。4） 交接时，超速试验前后进行测量15检温计绝缘电阻和温度误差1）交接时2）大修时1） 绝缘电阻值自行规定2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定1） 用250V及以下兆欧表2） 检温计除埋入式外还包括引水管定子出水温度计16定子槽部线圈防晕层对地电位必要时不大于10V1） 运行中测温元件电压升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量2） 试验时对定子绕组施加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电位17汽轮发电机定子绕组端部动态特性1）交接时2）大修时3）必要时1）新机交接时，绕组端部整体模态频率在94Hz115Hz范围之间为不合格；2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94Hz115Hz范围之内，且振型呈椭圆为不合格；3）已运行发电机，绕组端部整体模态频率在94Hz115Hz范围之内，振型不呈椭圆，应结合发电机历史情况综合分析；4）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94Hz115Hz范围之内为不合格。1）应结合历次测量结果进行综合分析；2）200MW及以上汽轮发电机应进行试验，其他机组不作规定。18定子绕组端部手包绝缘表面对地电位1）交接时2）大修时3）两次大修之间23年进行一次。4）必要时1）直流试验电压值为Un；2）测试结果一般不大于下表值机组状态测量部位不同Un下之限值（KV）15.71820交接时或现场处理绝缘后手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头1.01.21.3端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块1.51.71.9大修时。小修时手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头2.02.32.5端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块3.03.53.81)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试验,其它机组不作规定2)交接时,若厂家已进行过试验,且有试验记录者,可不进行试验。而交接时在现场包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。3）定子端部表面极端脏污时（如事故后等）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，标准规定如下：表中表面电位法中限值不1、2、3KV，则局部泄漏电流法相应电流限值不10、20、30、A，其余依此类推；4）使用内阻为100M的专用测量杆测量。19轴电压1）交接时2）大修后3）必要时1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V3）水轮发电机不作规定1） 测量时采用高内阴（不小于是100K/V）的交流电压表2） 对于端盖式轴承可测轴对地电压。20定子绕组绝缘老化鉴定大修时见附录A4、A51） 累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其它机组不作规定。2） 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值。21空载特性曲线1）交接时2）大修后3）更换绕组后1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以内2）在额定转速下的定子电压最高试验值：a)水轮发电机为1.5Un（以不超过额定励磁电流为限）b)汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1 Un）3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。1）交接时有出厂数据时只做带交变压器的空载特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变压器的空载特性曲线试验。2）大修时一般可以仅做变压器的试验。22三相稳定短路特性曲线1）交接时2）必要时与制造厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带变压器下的试验。23发电机定子开路时的灭磁时间常数1）交接时2）更换灭磁开关后时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异24次瞬态电抗和负序电抗交接时电抗值不作规定已有厂家形式试验数据时，可不进行25测量自动灭磁装置分闸后的定子残压交接时残压值不作规定（一般在200V以下）26检查相序1）交接时2）改动接线后应与电网的相序一致27温升1）第一次大修前2）定子或转子绕组更换后、冷却系统改进后3）必要时应符合制造厂规定如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定2.1.2.1发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量不10MW（MVA）及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：（A）分相测得沥青胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。（B）在40时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）M（取Un的千伏数，下同），分相试验时，不小于2（Un+1）M。若定子绕组不是40，绝缘电阻应进行换算。换算公式及图表见附录A7。2.2直流电机2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表22所示表22直流电机的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组的绝缘电阻1）交接时2）大修时3）小修时绝缘电阻值一般不低于0.5M 1） 用1000V兆欧表2） 对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻。2绕组的直流电阻1）交接时2）大修时1） 与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定2） 100KW以下的不重要电机自行规定3电枢绕组片间的直流电阻1）交接时2）大修时相互间的差值不应超过最小值的10%1） 由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。2） 对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量。3） 交接时6000KW以上发电机及调相机的励磁机进行测量4绕组的交流耐压1）交接时2）大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压：1） 交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V2） 大修时为1000V100KW以下不重要的直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替5磁场可变电阻器的直流电阻1）交接时2）大修时与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10%应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性6励磁回路所有连接设备的绝缘电阻1）交接时2）大修时一般不低于0.5M用1000V兆欧表7碳刷中心位置1）交接时2）大修时核对位置是否正确，应满足良好换向要求必要时可做无火花换向试验8绕组极性及其连接1）交接时2）接线变动时极性和连接均应正确9直流发电机的特性1）交接时2）更换绕组后与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内1） 空载特性：测录到最大励磁电压值为止2） 励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行2.3中频发电机2.3.1 中频发电机的试验项目周期和标准见表23所示表23中频发电机的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组的绝缘电阻1）交接时2）大修时3）小修时绝缘电阻值不应低于0.5M1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧表2绕组的直流电阻1）交接时2）大修时1）各相绕组直流电阻值相互差别不超过最小值的2%2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别3绕组的交流耐压1）交接时2）大修时试验电压为出厂试验电压值的75%副励磁机制交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替4可变电阻器或起动电阻器的直流电阻1）交接时2）大修时与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10%1000V及以上中频发电机应在所有当接头上测量5空载特性曲线1）交接时2）大修时与制造厂出厂值比较应无明显差别6检查相序交接时应符合运行要求2.4交流电动机2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表24所示表24交流电动机的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数1）交接时2）大修时3）小修时1）绝缘电阻值（1）额定电压3000V以下者，在室温下不应低于0.5M（2）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于1M/KV；投运前室温下（包括电缆）不应低于每千伏1 M（3）转子绕组不就低于0.5M2）吸收比或极化指数自行规定1）500KW及以上的电动机，应测量有为收比（或极化指数）。2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表，3KV以上的电动机使用2500V兆欧表3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量 ，转子绕组可与起动设备一起测量 。4）有条件时应分相测量。5）加装变频器的电动机测量前应与变频器隔离。2绕组直流电阻1）交接时2）大修时3）1年（3KV及以上100KW及以上）1）3KV及以上或100KW及以上的电动机各相绕相直流电阻值的相互差值不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，相互差值不应超过最小值的1%2）其余电动机自行规定3）应注意相互间差别的历年相对变化3定子绕组泄漏电流和直流耐压1）交接时2）大修时3）更换绕组后4）必要时1）3KV及以上或500KW及以上的电动机应进行试验，其它电动机自行规定2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un。3）泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100%，20A以下者不作规定有条件时应分相进行试验4定子绕组的交流耐压1）交接时2）大修时3）更换绕组后1）全部更换绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但不低于1500V2）交接时试验电压0.75(2Un+1000)V3)大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替2）更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定5绕线式电动机转子绕组的交流耐压1）交接时2）大修时3）更换绕组后试验电压如下：电动机状态不可逆式可逆式全部更换转子绕组后2Uk+1000V4Uk+1000V交接时0.75(2Uk+10000V0.75(4Uk+1000)V大修时或局部更换定子绕组后1.5Uk,但不小于1000V3.0Uk但不小于2000V1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压2)UK不转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压3)交接时,3000V以上电动机进行试验6同步电动机转子绕组交流耐压1)交接时2)大修时交接时试验电压为出厂值的0.75倍,且不应低于1200V ;大修时为1000V可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替7可变电阻器或起动电阻器的直流电阻1）交接时2）大修时与制造厂数值或最初测得结果相比较，相差不应超过10%3000V及以上的电动机应在所有分头上测量8可变电阻器与同步电阻器的绝缘电阻1）交接时2）大修时与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5M用2500V兆欧表9同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻1）交接时2）大修时绝缘电阻不应低于0.5M1） 在油管安装完毕后测量2） 用1000V兆欧表10转子金属绑线的绝缘电阻1）交接时2）大修时绝缘电阻不应低于0.5M用2500V兆欧表11定子绕组的极性1）交接时2）接线变动时定子绕组的极性与连接应正确1） 对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性2） 中性点无引出者可不检查极性12空载电流和空载损耗1）交接时2）大修时1）转动应正常，宽载电流自行规定2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50%1）空转检查时间一般不小天1h2）测定空载电流公在对电动机有怀疑时进行3）3000V以下电动机内参测空载电流不测空载损耗3、电力变压器及电抗器3、135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表31表3135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1）交接时2）投运前3）大修后4）运行中(1)220KV及以上变压器、电抗器3个月一次；对新装、大修、更换绕组后增加第1、4、10、30天。(2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和180天内各作1次，以后1年1次。(3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次(4)必要时1）注入变压器前的新油及新装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：20l/1；H2：30L/1；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：50l/1；H2：50L/1；C2H2：痕量3） 对110KV及以上变压器的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。4） 运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃：150L/1；H2：150L/1；C2H2：5.0L/1(500KV设备为1.0L/1)5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常。6）500KV电抗器当出现少量(小于5.0L/1)C2H2时也应引起注意：如气体分析虽已出现异常,但判断不至于危及绕组和铁芯安全时,可在超过注意值较大的情况下运行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L/13）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断5）新投运的变压器应有投运前的测试数据6）从实际带电之日起，即纳入监测范围7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月2绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）1-3年4）无磁调压变压器变换分接位置5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接）6）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%。且三相不平衡率变化量大于0.5%时应引起注意，大于1%时应查明处理；2）1.6MVA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，其差别应不大于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）无激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4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的当接上下几个分接处测量直流电阻5）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解 气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月6）220KV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1）交接时2）投运前3）大修后4）1-3年5）必要时1）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，一般不低于上次值的70%（10000M以上）；2）在1030范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.53）220KV及120MVA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，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：R2=R11.5(t1-t2)/10式中R1.R2分别为在t1.t2下的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算6变压器绝缘电阻大于10000M时,吸收比和极化指数可仅作为参考7)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4绕组的tg1）交接时2）大修后3）必要时4）500kV变压器、电抗器和水冷变压器1-3年1）20时的tg不大于下列数值：500kV 0.6%110-220kV 0.8%35kV 1.5%2）tg值与历年的数值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： Un1） 非被试绕组应接地，被试绕组应短路2） 同一变压器个绕组的tg标准值相同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，不同温度下的tg值一般可用下式换算：tg2=tg11.3（t2-t1）/10式中tg1、tg2分别为在温度t1、t2下的tg值5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tg5电容型套管的tg和电容值110kV及以上变压器和500kV电抗器：1）交接时2）大修后3）1-3年4）必要时见第6章1） 用正接法测量2） 测量时记录环境温度和设备的顶层油温3） 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管tg和电容值6绝缘油试验见第10章7交流耐压试验1）35kV变压器：交接时大修后必要时2）110kV及以上变压器、电抗器：交接时、大修后在有条件时进行更换绕组后必要时有浸设备验电压值按附录G1） 宜用倍频感应法；2） 35kV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） 35KV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及以上变压器、电抗器：1）交接时2）大修后3）更换绕组后4）1-3年5）必要时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0.1A1）用2500V兆欧表2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量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）大修后3）必要时220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 M；其它变压器一般不低于10 M1） 用2500V兆欧表；2） 连接片不能拆开者可不测量10油中含水量见第10章11油中含气量见第10章12绕组泄漏电流1）交接时2）大修后3）1-3年4）必要时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I的规定。绕组额定电压（kV）36-10203566-220500直流试验电压（kV）5102040602）又泄漏电流换算成的绝缘电阻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4）必要时1）个相应分接的电压比顺序应与名牌相同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%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3）必要时1）必须与变压器的名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）拆铁芯后2）更换绕组后3）必要时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）更换绕组后2）必要时与出厂值相差在5%范围内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及以上2）大修后(220kV或120MVA及以上变压器)3）必要时在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3Um/3时，放电量一般不大于300pC1）试验方法应符合GB1094.3的规定2）500kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测18有载调压装置的试验和检查1）交接时2）大修后3）1-3年或按制造厂要求4）必要时1）交接时按GB50150-912）按DL/T574-95有载分