電力設(shè)備預(yù)防及交接試驗培訓(xùn)課件

1、、八刖 百1范圍 12規(guī)范性引用文件 13定義、符號 24總則 25電力變壓器及電抗器 36互感器 127開關(guān)設(shè)備 178 套管 259 支柱絕緣子和懸式絕緣子 2610電力電纜線路 2711電容器 3012絕緣油和六氟化硫氣體 3213避雷器 3514母線 3715二次回路 3816 1kV 及以下的配電裝置和電力布線 3817 1kV 及以上的架空電力線路 3818接地裝置 3919旋轉(zhuǎn)電機 40附錄A（規(guī)范性附錄）絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準 48附錄B（資料性附錄）污穢等級與對應(yīng)附鹽密度值 48附錄C（資料性附錄）避雷器的電導(dǎo)電流值和工頻放電電壓值 48附錄D（規(guī)范性附錄）同步發(fā)電機和

2、調(diào)相機定子繞組的交流試驗電壓、老化鑒定和硅鋼片單位損耗50附錄E（資料性附錄）帶電設(shè)備紅外診斷方法和判斷依據(jù) 54附錄F（資料性附錄）參考資料 55電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程1 范圍本標準規(guī)定了各種電力設(shè)備預(yù)防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設(shè)備是否符合運行條件，預(yù)防設(shè)備損壞，保證安全運行。本標準適用于中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司所轄的 500kV 及以下的交流電力設(shè)備。高壓直流輸電設(shè)備及 其它特殊條件下使用的電力設(shè)備可參照執(zhí)行。進口設(shè)備以該設(shè)備的產(chǎn)品標準為基礎(chǔ)，參照本標準執(zhí)行。2 規(guī)范性引用文件下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構(gòu)成為本標準的條文。在標準出版時，所示版本均為 有效。所有標準

3、都會被修訂，使用本標準的各方應(yīng)探討使用下列標準最新版本的可能性。GB/T 311.2 2002高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合GB 1094.1.2 1996電力變壓器GB 1094.3、 .5 2003電力變壓器GB 1207 1997電壓互感器GB 1208 1997電流互感器GB 1984 1989交流高壓斷路器GB 1985 1989交流高壓隔離開關(guān)和接地開關(guān)GB 25361990變壓器油GB 3906 19913kV35kV交流金屬封閉式開關(guān)設(shè)備GB 4109 1999高壓套管技術(shù)條件GB 4703 2001電容式電壓互感器GB 4787 1996斷路器電容器GB 6115 1998電力系統(tǒng)

4、用串聯(lián)電容器GB 6450 1986干式電力變壓器GB 6451 1999三相油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求GB/T 7252 2001變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則GB/T 7595 2000運行中變壓器油質(zhì)量標準GB 7674 199772.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備GB 8905 1996六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)則GB 9326.1.5 1988交流 330kV 及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件GB 102291988電抗器GB 102301988有載分接開關(guān)GB 110171989額定電壓110kV 銅芯、鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜GB/T 11022 1999

5、高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)要求GB 110322000交流無間隙金屬氧化物避雷器GB 12706.1.31991額定電壓35kV 及以下銅芯、鋁芯塑料絕緣電力電纜GB 12976.1.31991額定電壓35kV 及以下銅芯、鋁芯紙絕緣電力電纜GB 501501991電氣裝置安裝工程 電氣設(shè)備交接試驗標準DL/T 4021999交流高壓斷路器訂貨技術(shù)條件DL/T 4592000電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術(shù)條件DL/T 5741995有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則DL/T 5931996高壓開關(guān)設(shè)備的共用訂貨技術(shù)導(dǎo)則DL/T 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T 6201997交流電氣裝

6、置的過電壓保護和絕緣配合DL/T 6211997交流電氣裝置的接地DL/T 6641999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則DL/T 7222000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則DL/T 864 2003標稱電壓高于1000V 交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則JB/T 7111 1993高電壓并聯(lián)電容器裝置JB/T 7112 2000集合式高電壓并聯(lián)電容器JB/T 8169 1999耦合電容器和電容分壓器3 定義、符號3.1 預(yù)防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱患，預(yù)防發(fā)生事故或設(shè)備損壞，對設(shè)備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取 油樣或氣樣進行的試驗。3.2 在線監(jiān)測在不影響設(shè)備運行的條件下，對設(shè)備狀況

7、連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3 帶電測試對在運行電壓下的設(shè)備，采用專用儀器，由人員參與進行的測試。3.4 紅外測溫利用紅外技術(shù)對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應(yīng)或其他致熱效應(yīng)的帶電設(shè)備進行檢測和診斷。3.5 繞組變形測試利用頻率響應(yīng)等方法對變壓器繞組的特性進行測試，判斷其是否存在扭曲、斷股、移位、松脫等變形 現(xiàn)象。3.6 GIS 局部放電測試利用甚高頻、超聲波等檢測技術(shù)對運行中的 GIS 進行局部放電檢測，判斷其是否存在絕緣缺陷。3.7 本標準所用的符號Un 設(shè)備額定電壓Um 設(shè)備最高電壓U0/U電纜額定電壓（其中以為電纜導(dǎo)體與金屬套或金屬屏蔽之間的設(shè)計電壓，U為導(dǎo)體與導(dǎo)體之間

8、的設(shè)計電壓 ）U1mA 避雷器直流lmA 下的參考電壓tan 8介質(zhì)損耗因數(shù)3.8 常溫本標準中使用常溫為 10c40C。4 總則4.1 本標準所規(guī)定的各項試驗標準，是電力設(shè)備技術(shù)監(jiān)督工作的基本要求，是電力設(shè)備全過程管理工作的重要組成部分。在設(shè)備的維護檢修工作中必須堅持預(yù)防為主，積極地對設(shè)備進行維護，使其能長期安全、經(jīng)濟運行。4.2 設(shè)備進行試驗時，試驗結(jié)果應(yīng)與該設(shè)備歷次試驗結(jié)果相比較，與同類設(shè)備或不同相別的試驗結(jié)果相比較，參照相關(guān)的試驗結(jié)果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析和判斷后作出正確結(jié)論。4.3 遇到特殊情況（例如發(fā)現(xiàn)某類設(shè)備的同一類故障和缺陷突出 ） ，需要改變設(shè)備的試驗周期、增刪試

9、驗項目、降低試驗標準時，由各運行單位負責(zé)生產(chǎn)的總工批準執(zhí)行， 220kV 及以上電氣設(shè)備應(yīng)報相應(yīng)的主管生產(chǎn)部門 （ 省公司、超高壓公司 ） 備案。對老舊設(shè)備根據(jù)設(shè)備狀態(tài)可適當(dāng)縮短試驗周期。4.4 在試驗周期的安排上應(yīng)將同間隔設(shè)備調(diào)整為相同試驗周期，需停電取油樣或氣樣的化學(xué)試驗周期調(diào)整到與電氣試驗周期相同。發(fā)電廠電氣設(shè)備試驗周期應(yīng)結(jié)合設(shè)備大、小修進行。4.5 進行耐壓試驗時，應(yīng)盡量將連在一起的各種設(shè)備分開來單獨試驗（ 制造廠裝配的成套設(shè)備不在此限） 。同一試驗電壓的設(shè)備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設(shè)備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應(yīng)采

10、用所連設(shè)備中的最低試驗電壓。4.6 當(dāng)電力設(shè)備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應(yīng)根據(jù)以下原則確定試驗電壓：a） 當(dāng)采用額定電壓較高的設(shè)備以加強絕緣時，應(yīng)按照設(shè)備的額定電壓確定其試驗電壓；b） 當(dāng)采用額定電壓較高的設(shè)備作為代用時，應(yīng)按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓；c） 為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設(shè)備時，應(yīng)在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.7 在進行與溫度和濕度有關(guān)的各種試驗（如測量直流電阻、絕緣電阻、 tan 8、泄漏電流等）時，應(yīng)同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應(yīng)低于 +5，戶外試驗應(yīng)在良好的天氣下進行，且

11、空氣相對濕度一般不高于80%。4.8 110kV 及以上設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過 6 個月未投入運行，或運行中設(shè)備停運超過6 個月的，在投運前應(yīng)進行絕緣項目試驗，如測量絕緣電阻、 tan 8、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等。 35kV及以下設(shè)備按 1 年執(zhí)行。4.9 有條件進行帶電測試或在線監(jiān)測的設(shè)備應(yīng)積極開展帶電測試或在線監(jiān)測，當(dāng)帶電測試或在線監(jiān)測發(fā)現(xiàn)問題時應(yīng)進行停電試驗進一步核實。如經(jīng)實用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術(shù)能達到停電試驗的效果，可以延長停電試驗周期或不做停電試驗，同時報省一級公司備案。4.10 應(yīng)加強電力設(shè)備紅外測溫工作，具體要求按DL/T664 1999帶電設(shè)備紅外診斷技

12、術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行。4.11 如不拆引線不影響對試驗結(jié)果的相對判斷時，宜采用不拆引線試驗的方法進行。4.12 本標準未包含的電力設(shè)備的試驗項目，按制造廠規(guī)定進行。4.13 各省公司可根據(jù)本標準，結(jié)合各自的實際情況，對試驗周期、試驗項目等作出必要的補充規(guī)定。5電力變壓器及電抗器5.1 油浸式電力變壓器油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要求見表5.1。表1油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要求呼號頊目周期要求說明1油中溶解氣 體色譜分析1）新投運及大 修后投運 500kV:1,4,10,30天 220kV:4,10,30 天110kV:4,30 天 2）運行中500kV:3 個月 220kV:6 個月

13、35kV、110kV:1 年3）必要時1）新裝變壓器油中H2與燒類氣體含量（gL/L）任一項不宜超過下列數(shù)值：總煌:20; H2：10 ; C2H2:02）運行設(shè)備油中Hb與燒類氣體含量（g L/L）超過下列任何一項值時應(yīng)引起注息：總燒：150; H 2:150GH:5 （35kV 220kV）, 1 （500kV）3）煌類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于 6mL/d（開放式）和12mL/d（密封式）,或相 對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設(shè)備有異 常1）思燒包拈 CH、GH、GH6和四種氣體2）溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可 結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進 行跟蹤分析3）總燒含量低的設(shè)備不宜采用相

14、對產(chǎn)氣 速率進行判斷4）新投運的變壓器應(yīng)有投運前的測試數(shù)據(jù)5）必要時，如：出口（或近區(qū)）短路后一巡視發(fā)現(xiàn)異常-在線監(jiān)測系統(tǒng)告警等2油中水分， mg/L1）準備注入 110kV及以上 變壓器的新油2）注入 500kV 變壓器后的新 油3） 110kV 及以 上：運行中1年4）必要時投運前110kV < 20220kV < 15500kV < 10運行中110kV < 35220kV < 25500kV < 151）運行中設(shè)備，測量時應(yīng)注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50 c時取樣2）必要時，如：一繞組絕緣電阻（吸收比、極化指數(shù)）測量異常時一滲漏油等3）注：本

15、項目正在被修訂3油中含氣量， %（體積分數(shù)）500kV變壓器1）新油注入前 后2）運行中:1年3）必要時投運前：< 1運行中：< 3必要時，如：一變壓器需要補油時 一滲漏油序號P項目周期要求說明4油中糠醛含量，mg/L必要時1）含量超過下表值時，一般為非正常老 化，需跟蹤檢測：1）變壓器油經(jīng)過處理后，油中糠醛含量 會不同程度的降低，在作出判斷時一定 要注意這一情況2）必要時，如：一油中氣體總煌超標或 CO CO過高 一需了解絕緣老化情況時，如長期過載 運行后、溫升超標后等運 行 年 限1551010151520糠 醛 含 量0.10.20.40.752）跟蹤檢測時，注意增長率3）測

16、試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重5油中潔凈度 測試500kV：必要時標準仕制TE中，每 100ml油中J于5Vm 的顆粒數(shù)不超過3000個6絕緣油試驗見12.1中7繞組直流電 阻1）3年2）大修后3）無載分接開 關(guān)變換分接位 置4）有載分接開 關(guān)檢修后5）必要時1）1600kVA 以上發(fā)壓靜，管怕繞組電阻怕互間的差別不應(yīng)大于三相平均值的2%無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三 相平均值的1%2）1600kVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%線間差別一般不大于三相平均值的 2%3）與以前相同部位測得值比較，其變化不 應(yīng)大于2%1）加電阻怕問左仕出J叼9理規(guī)矩, 制

17、造廠已說明了這種偏差的原因，則 與以前相同部位測得值比較，其變化 不應(yīng)大于2%2）有載分接開關(guān)宜在所有分接 處測 量，無載分接開關(guān)在運行分接測量3）不同溫度下電阻彳！按下式換算：R = R（T+t 2）/（T+t R 式中 R R分別 為在溫度 匕、t2下的電阻值；T為電阻 溫度常數(shù)，銅導(dǎo)線取 235,鋁導(dǎo)線取 225 o4）封閉式電纜出線或 GIS出線的變壓 器，電纜、GIS側(cè)繞組可不進行定期試 驗5）必要時,如：一本體油色譜判斷有熱故障紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱8繞組連同套 管的絕緣電 阻、吸收比或 極化指數(shù)1）3年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算全同一溫度卜，與前一次 測試結(jié)果相

18、比應(yīng)無顯著變化，一般不低于 上次值的70%2） 35kV及以上變壓器應(yīng)測量吸收比,吸收比在常溫下不低于1.3;吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應(yīng)不低于 1.53）絕緣電阻大于10000 MQ時，吸收比不 低于1.1或極化指數(shù)不低于1.31）便用2500V或5000V兆歐表，對220kV及以上變壓器，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組應(yīng)充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應(yīng)盡量接近4）盡量在油溫低于 50 C時測量,不同 溫度下的絕緣電阻值按下式換算R2 R1 1.5（t1t2）/10式中R、R分別為溫度t1、tz時的絕緣 電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換

19、算6）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)繞組可在中性點測量7）必要時,如：一運行中油介損不合格或油中水分超標一滲漏油等可能引起變壓器受潮的情況序號項目周期要求說明9繞組連同套管的tan S1） 3年2）大修后3）必要時1）20 C時不大于下列數(shù)值：500kV0.6%110kV 220kV 0.8%35kV1.5%2）tan 6值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化（增量一般不大于30%）3）試驗電壓：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV以下：Un1）非被試繞組應(yīng)短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tan S的要求值相同3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量 時的溫

20、度盡量相近4）盡量在油溫低于 50 C時測量，不同 溫度下的tan S值一般按下式換算tan 2 tan 11.3（t2 t1）/10式中tan 6 1、tan S 2分別為溫度 3、t2 時的tan S值5）封閉式電纜出線或 GIS出線的變壓 器，電纜、GIS側(cè)繞組可在中性點加壓 測量6）必要時，如：一繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù) 異常時一油介損不合格或油中水分超標一滲漏油等10電谷型登管 的tan日和電 容值見第8早1）用正接法測量2）測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器頂層 油溫3）只測量有末屏引出的套管tan S和電容值，封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)套管從中性點 加壓，非

21、被試側(cè)短路接地11繞組連同套 管的交流耐 壓試驗1）1okV及以下:6年2）更換繞組后至部更換筑叁時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組時，按出廠試驗電壓值的0.8倍1）110kV及以上進行感應(yīng)耐壓試驗2） 10kV 按 35kVX 0.8=28kV 進行12鐵芯及夾件 絕緣電阻1） 3年2）大修后3）必要時1）與以刖測試結(jié)果相比尢顯者差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1）米用2500V兆歐表（對運仃不久日勺父 壓器可用1000V兆歐表）2）只對有外引接地線的鐵芯、夾件進 行測量3）必要時，如：油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時13穿心螺栓、鐵 羯夾件、綁扎 鋼帶、鐵芯、 繞組壓環(huán)及 屏蔽等

22、的絕 緣電阻大修中220kV及以上：一汽不低于 500MQ110kV及以下：一力不低于 100MQ1）用2500V兆歐表2）連接片不能拆開可不進行14局部放電試 驗220kV及以上：1）大修更換絕 緣部件或部分 繞組后2）必要時在線端電壓為 1.5Um/g時，放電量一般 不大于500pC;在線端電壓為 1.3Um/戶時，放電量一般不大于300pC1） 110kV電壓等級的變壓器大修后，可參照執(zhí)行2）必要時，如：運行中變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障時15繞組所有分 接的電壓比1）分接開關(guān)引 線拆裝后2）更換繞組后1）各分接的電壓比與銘牌值相比應(yīng)無明 顯差別，且符合規(guī)律2）35kV以下，電壓

23、比小于 3的變壓器電 壓比允許偏差為± 1%其它所有變壓器： 額定分接電壓比允許偏差為±0.5%,其它分接的電壓比應(yīng)在變壓器阻抗電壓值（）的1/10以內(nèi)，但偏差不得超過± 1%16校核三相變 壓器的組別 或單相變壓 器極性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志 相一致序號項目周期要求說明17空載電流和 空載損耗1）更換繞組后2）必要時與前次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試驗電壓可用額定電壓或較低電壓（如制造廠提供了較低電壓下的測量值，可在相同電壓下進行比較）2）必要時，如：懷疑磁路有缺陷等18短路阻抗和 負載損耗1）更換繞組后2）必要時與前

24、次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試驗電 流可用額定值或較低電流（如制造廠提供了較低電流下的測量值，可在相 同電流下進行比較）2）必要時，如：出口短路后19繞組變形測 k110kV及以上: 1）6年2）更換繞組后3）必要時與初始結(jié)果相比，或三相之間結(jié)果相比無 明顯差別，無初始記錄時可與同型號同廠 家對比1）每次測試時，宜采用同一種儀器， 接線方式應(yīng)相同2）對有載開關(guān)應(yīng)在最大分接下測試， 對無載開關(guān)應(yīng)在同一運行分接下測試 以便比較3）發(fā)電廠廠高變可參照執(zhí)行4）必要時,如：發(fā)生近區(qū)短路后20全電壓卜生 載合閘更換繞組后1）生部更換統(tǒng)組， 空載臺閘 5次，母次間隔 5min2）部分更

25、換繞組，空載合閘3次，每次間隔 5min1）化運行分接上進行2）由變壓器高壓側(cè)或中壓側(cè)加壓 3）110kV及以上的變壓器中性點接地 4）發(fā)電機變壓器組的中間連接無斷開 點的變壓器，可不進行21行載分接升 關(guān)的試驗和 險查1）按制造J規(guī)士2）大修后按DL/T57495右載分接開關(guān)運仃維修 導(dǎo)則執(zhí)行22惻溫裝置校 驗及其二次 回路試驗1）3年（二次回路）2）大修后3）必要時1）按制造1的技術(shù)要求2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應(yīng)和 出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于 1 M Q1）米用2500V兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時23氣體繼電器 校驗及其二 次回路試驗1）3年（二次回路）2）大修后

26、3）必要時1）按制造1的技術(shù)要求2）整定值符合運行規(guī)程要求，動作正確3）絕緣電阻一般不低于1 M Q1）米用2500V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時24壓力釋放器 校驗及其二 次回路試驗1）3年（二次回 路）2）必要時1）動作值與銘牌值相差應(yīng)在±10%£圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2）絕緣電阻一般不低于 1 M Q1）采用2500V兆歐表2）必要時，如：懷疑有故障時25冷卻裝置及 其二次回路 檢查試驗1）3年（二次回 路）2）大修后3）必要時1）投運后，流向、溫升和聲響正常，無滲漏 油2）強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī) 士3）絕緣電阻一般不低于 1MQ1）采用2500V兆

27、歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時26整體密封檢 查1）大修后2）必要時1）35kV及以下管狀和平面油箱變壓器采用 超過油枕頂部 0.6m油柱試驗（約5kPa壓 力），對于波紋油箱和有散熱器的油箱采用 超過油枕頂部0.3m油柱試驗（約2.5kPa壓 力），試驗時間12h無滲漏2）110kV及以上變壓器在油枕頂部施加 0.035MPa壓力，試驗持續(xù)時間 24h無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置2）必要時，如:懷疑密封不良時27套管中的電 流互感器試 臉大修時1）絕緣電阻測試2）變比測試3）極性測試4）伏安特性測試見第6章序號項目周期要求說明28絕緣紙（板） 聚合度必要時當(dāng)聚合度小于250

28、時，應(yīng)引起注意1）試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數(shù)克2）對運行時間較長（如20年）的變壓器 盡量利用吊檢的機會取樣3）必要時，如：懷疑紙（板）老化時29絕緣紙（板） 含水量必要時水分（質(zhì)量分數(shù)）一般不大于下值：500kV：1%220kV:3%1）可用所測繞組的tan S值推算或取紙樣直接測量2）必要時，如：懷疑紙（板）受潮時30噪聲測量必要時與出廠值比較無明顯變化1）按GB7328-1987變壓器和電抗器的聲級測量要求進行2）必要時，如：發(fā)現(xiàn)噪音異常時31箱殼振動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時，如：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32紅外測溫運行中500kV:1 年 2 次110kV、220k

29、V:1年1次按DL/T6641999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位5.2 干式變壓器干式變壓器的試驗項目、周期和要求見表2。表2干式變壓器的試驗項目和周期序號項目周 期要求說明1繞組直流 電阻1） 6年2）大修后1）相間差別一般不大于平均值的4%線間差別一般不大于平均值的 2%2）與以前相同部位測得值比較，其變化不應(yīng)不同溫度下電阻值按下式換算：R= R（T+t 2）/（T+t 1）,式中 R、R分別為在溫度3、t2下的電阻值；大于2%T為電阻溫度常數(shù)，取2352繞組、鐵芯 絕緣電阻1） 6年2）大修后絕緣電阻換算至同一溫度卜， 與刖一次測試

30、 結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化， 一般不低于上次值的70%采用2500V或5000V兆歐表3交流耐壓 試驗1） 6年2）大修后按出廠試驗電壓值的0.8倍10kV 變壓器按 35kVX0.8=28kV 進行4測溫裝置及 其二次回路 試驗1） 6年2）大修后1）按制造J日勺技術(shù)要求2）指示正確，測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1 M Q5紅外測溫1年1次按DL/T6641999帶電設(shè)備紅外診斷技 術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位3）只對站用變壓器、廠用變壓器進 行5.3 SF 6氣體絕緣變壓器SR氣體絕緣變壓器的試驗項目、周期和要求見表5.3。表5.3 SF

31、 6氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期序號項目周 期要求說明1SF6氣體的 濕度（20 C 的體積分數(shù)）1）1年2）大修后3）必要時運彳丁中：不大于 500 g L/L 大修后：不大于250 11 L/L1）按GB12022工業(yè)六氟化硫、SD306六氟化硫氣體中水分含量測量法（電解法）»和DL506現(xiàn)場SF6氣體水 分測量方法進行2）必要時，如：一新裝及大修后 1年內(nèi)復(fù)測濕度不符合要求一漏氣超過表7.1中序號2的要求 一設(shè)備異常時2SF6氣體成 分分析1）大修后2）必要時見12.3節(jié)序號項目周 期要求說明3SF6氣體泄 漏試驗1）大修后2）必要時匕明顯漏點4繞組直流 電阻1）3年2）大修

32、后3）必要時1）1600kVA以上變壓器，各相繞組電阻相互 間的差別不應(yīng)大于平均值的2%無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于平均值的 1%2）1600kVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于平均值的4%線間差別一般不大于平均值的2%3）與以前相同部位測得值比較，其變化不應(yīng)大于2%1）如電阻相間差在出廠時超過規(guī) 定，制造廠已說明了這種偏差的原 因，則與以前相同部位測得值比較，其變化不應(yīng)大于 2%2）預(yù)試時有載分接開關(guān)宜在所有分 接處測量，無載分接開關(guān)在運行分 接測量3）不同溫度下電阻值按下式換算：R=R（T+t 2）/（T+t 1）,式中 R、R分 別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常

33、數(shù)，取 235）4）封閉式電纜出線或 GIS出線的變 壓器，電纜、GIS側(cè)繞組可不進行定 期試驗5）必要時,如：紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱時5繞組連同套 管的絕緣電 阻、吸收比 或極化指數(shù)1）3年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下， 與前一次測 試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化， 一般不低于上次 值的70%2）35kV及以上變壓器應(yīng)測量吸收比，吸收比在常溫下不低于 1.3;吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應(yīng)不低于1.53）絕緣電阻大于10000 MQ時，吸收比不低于1.1 ,或極化指數(shù)不低于1.31）采用2500V或5000V兆歐表，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組

34、應(yīng)充分放電3）必要時，如：對絕緣有懷疑時6繞組連同套管的tan S35kV及以上：1）3年1）20 C時不大于下列數(shù)值：110kV 及以上：0.8%1）非被試繞組應(yīng)短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tan S的要求2）大修后35kV:1.5%2）tan 6值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化，增量一般不大于30%3）試驗電壓：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV以下：Un值相同3）封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側(cè)繞組可在中性點 加壓測量7鐵芯及夾件 絕緣電阻1）3年2）大修后1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1）采用

35、2500V兆歐表2）只對有外引接地線的鐵芯、夾件 進行測量8交流耐壓試 驗1）大修后2）必要時全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組時，按出廠試驗電壓值的0.8倍110kV變壓器采用感應(yīng)耐壓 必要時，如：對絕緣有懷疑時9測溫裝置的 校驗及其二 次回路試驗1）3年2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術(shù)要求2）密封良好，指示正確，測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1 M Q1）采用2500V兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時10紅外測溫運行中500kV:1 年 2 次110kV、220kV:1年1次按DL/T664 1999帶電設(shè)備紅外診斷技 術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行1）用紅外熱像儀測

36、量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位5.4 油浸式電抗器500kV油浸式電抗器的試驗項目、周期和要求見表5.4。表5.4油浸式電抗器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1油中溶解氣 體色譜分析1）新投運 及大修投運 后：1,4,10, 30天2）運行中：3 個月3）必要時1）新裝電抗器油中H2與蝶類氣體含量（g L/L）任一項不宜超過下列數(shù)值：總燒：20; H2： 10; C2H: 0;2）運行中H2與燒類氣體含量（g L/L）超過下列 任何一項值時應(yīng)引起注意：總燒：150; H2: 150; C2H2: 13）煌類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過12mL/d或相對產(chǎn)氣速率大于 10%/月，則認

37、為設(shè)備有異常4）當(dāng)出現(xiàn)痕量（小于1 v L/L）乙煥時也應(yīng)引起注 意；如氣體分析雖已出現(xiàn)異常， 但判斷不至于危 及繞組和鐵芯安全時，可在超過注意值較大的情 況下運行1）總煌包括 CH、C2H4、C2H6和C2H2四種氣 體2）溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟 蹤分析3）總燒含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣 速率進行判斷4）新投運的電抗器應(yīng)有投運前數(shù)據(jù)5）必要時,如：一巡視發(fā)現(xiàn)異常2油中水分， mg/L1）注入電 抗器前后的 新油2）運行中1 年3）必要時投運前:w 10運行中： 151）運行中設(shè)備，測量時應(yīng)注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50 c時取樣2）必

38、要時，如：一繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常 時一滲漏油等3油中含氣量,（體積分數(shù)）1）注入電抗 器前后的新 油2）運行中:1 年3）必要時投運前： 1運行中： 3必要時，如： 一需要補油時一滲漏油時4油中糠醛含量，mg/L必要時1）超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢 測：必要時，如：一油中氣體總煌超標或 CO CO過高 一需了解絕緣老化情況時一長期過載運行后，溫升超標后等運行 年限1551010151520糠醛 含量0.10.20.40.752）跟蹤檢測時，注意增長率3）測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴 重5絕緣油試驗見第12.1節(jié)6阻抗測量必要時與出J值相差在士 5%M

39、國內(nèi)，與三相或三相組平 均值相差在土 2%范圍內(nèi)如受試驗條件限制口在低電壓卜測量7繞組直流電 阻1）3年2）大修后3）必要時1）各相繞組電阻相互間的差別7、應(yīng)大十二相平均值的2%無中性點引出的繞組，線間差別不應(yīng)大 于三相平均值的1%2）與以前數(shù)值比較，其變化不應(yīng)大于2%1）如電阻相間差在出J時超過規(guī)定，制 造廠已說明了這種偏差的原因，則與以 前數(shù)值比較，其變化不應(yīng)大于2%2）不同溫度下電阻值按下式換算：R=R（T+t 2）/（T+t 1）,式中 R、R2分別為 在溫度 匕、t2下的電阻值；T為電阻溫 度常數(shù)，取2353）必要時，如：一本體油色譜判斷有熱故障紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱序號項目

40、周期要求說明8繞組連同套 管的絕緣電 阻、吸收比或 極化指數(shù)1）3年2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化，一般不低于上次值的70%2）吸收比在常溫下不低于1.3,吸收比偏低時可測量極化指數(shù)，應(yīng)不低于1.53）絕緣電阻大于10000 MQ時，吸收比不低于1.1,或極化指數(shù)不低于 1.3即可1）采用2500V或5000V兆歐表，兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2）測量前被試繞組應(yīng)充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應(yīng)盡量接近4）盡量在油溫低于 50 C時測量，不同溫 度下的絕緣電阻值按下式換算R2 R 1.5（t1 t2）/10式

41、中R、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣 電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算6）必要時，如：一運行中油介損不合格或油中水分超標一滲漏油等9繞組連同套管的tan S1）3年2）大修后3）必要時1）20 C時不大于 0.6%2）tan 6值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化（一般不大于30%）3）試驗電壓10kV1）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量 時的溫度盡量相近，盡量在油溫低于50c時測量，不同溫度下的 tan S值一 般按下式換算tan 2 tan 1 1.3（t2t1）/10式中tan 6 1、tan 62分別為溫度11、t?時的tan S值2）必要時，如：一繞組絕緣電阻、吸收

42、比或極化指數(shù)測量異常時一油介損不合格或油中水分超標一滲漏油等10電容型套管 的tan S和 電容值見第8章1）用正接法測量2）測量時記錄環(huán)境溫度及電抗器頂層油 溫11繞組連同套 管的交流耐 壓試驗大修后全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換 繞組時，按出廠試驗電壓值的0.8倍12鐵芯及夾件 的絕緣電阻1） 3年2）必要時1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1）采用2500V兆歐表2）夾件引出接地的可單獨對夾件進行測 量3）必要時，如：油色譜分析懷疑鐵芯多點接地時13穿心螺栓、鐵 羯夾件、綁扎 鋼帶、鐵芯、 繞組壓環(huán)及 屏蔽等的絕 緣電阻大修中一般小低于

43、500MQ1）米用2500V兆歐表2）連接片不能拆開者可不進行14氣體繼電器 校驗及其二 次回路試驗1）3年（二次回路）2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術(shù)要求2）整定值符合運行規(guī)程要求，動作正確3）絕緣電阻一般不低于1 M Q1）采用2500V兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時15壓力釋放器 校驗及其二 次回路試驗1） 3年（二次回路）2）必要時1）動作值與銘牌值相差應(yīng)在±10%用:圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2）絕緣電阻一般不低于1 M Q1）采用2500V兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時16冷卻裝置及 其二次回路 試驗1）3年（二次回路）2）大修后3）必要時1）投運后，流向、溫

44、升和聲響正常，無滲2）強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī)定3）絕緣電阻一般不低于 1MQ1）采用2500V兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時序號項目周期要求說明17整體密封檢 查1）大修后2）必要時在油枕頂部施加 0.035MPa壓力，試驗持續(xù)時間24h無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置2）必要時，如：懷疑密封不良時18箱殼振動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時，如：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時19噪聲測量必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時，如：發(fā)現(xiàn)噪聲異常時20紅外測溫1年2次按DL/T6641999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位5

45、.5 油浸式串聯(lián)電抗器油浸式串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求見表 5.5表5.5油浸式串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要 求說明1繞組絕緣電阻1） 6年2）大修后一般不低于1000 MQ（20C）米用2500V歐表2繞組直流電阻1） 6年2）大修后1）三相繞組間的差別不應(yīng)大于三相平均值的4%2）與上次測量值相差不大于 2%3阻抗測量1）大修后2）必要時與出廠值相差在土 5%百圍內(nèi)4絕緣油擊穿電壓,kV1） 6年2）大修后投運前15kV35kV >3515kV 以下>30運行中15kV35kV >3015kV 以下>255繞組tan S1） 6年2）大修后20

46、 c下的tan S值不大于：35kV及以下3.5%僅對800kVar以上 的油浸鐵芯電抗 器進行6繞組對鐵芯和外殼 交流耐壓及相間交 流耐壓1）大修后2）必要時試驗電壓為出廠試驗電壓的0.8倍7羯鐵梁和穿心螺栓（可接觸到）的絕緣 電阻大修時1）與歷次試驗結(jié)果相比無顯著差別2）一般不小于10 MQ采用2500V歐表5.6 干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈的試驗項目、周期和要求見表5.6。表5.6干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1阻抗測量必要時與出廠值相差在土 5%百圍內(nèi)如受試驗條件限制可在低電壓下測 量序號項目周期要求說明

47、2紅外測溫1）1年2）必要時按DL/T6641999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行1）米用紅外熱像儀測量2）應(yīng)注意測量干式電抗器支持瓷瓶及 引線接頭、接地引下線等部位3）必要時，如一在高峰負載時一在高溫季節(jié)5.7 油浸式消弧線圈油浸式消弧線圈的試驗項目、周期和要求見表 5.7。表5.7油浸式消弧線圈的試驗項目、周期和要求序號項目周期要 求說明1繞組直流電阻6年1）相同差別一般不大于平均值的4%線間差別一般不大于平均值的 2%2）與以前相同部位測得值比較，其變化不應(yīng)大于2%2絕緣電阻6年絕緣電阻換算全同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化,一般不低于上次值的70 %6互感器6.1 油浸式

48、電流互感器油浸式電流互感器（35kV及以上）的試驗項目、周期和要求見表6.1。表6.1油浸式電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組及末 屏的絕緣 電阻1）3年2）大修后1） 一次繞組對末屏及地、各二次繞組間及其對地的絕緣電阻與出廠值及歷次數(shù)據(jù)比較，不應(yīng)有顯著變化。一般不低于出廠值或初始值的70%2）電容型電流互感器末屏絕緣電阻不宜小于1000MQ1）有投運前數(shù)據(jù)2）用2500V兆歐表3）必要時，如： 懷疑有故障時2tan及電容量1）3年2）大修后3）必要時1）主絕緣tan S （%）不應(yīng)大于下表中的數(shù)值，且與歷次數(shù)據(jù)比 較，不應(yīng)有顯著變化：1）當(dāng)tan S值與出廠值或 上一

49、次試驗值比較有明顯 增長時，應(yīng)綜合分析tan6與溫度、電壓的關(guān)系，電壓等級,kV35110220500大 修 后油紙電容型 充油型 膠紙電容型1.03.02.51.02.02.00.7一 一0.6一 一當(dāng)tan S隨溫度明顯變化 或試驗電壓由10kV到Um/3 , tan S （%）變化絕充膠式2.02.02.0一對量超過土 0.3 ,不應(yīng)繼續(xù)運 行 中油紙電容型 充油型 膠紙電容型 充膠式1.03.53.02.51.02.52.52.50.8 一一2.50.7一一一運行2）可以用帶電測試tans及電容量代替2）電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超過土 5%M應(yīng)查明原因3）當(dāng)電容

50、型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MQ時，應(yīng)測量末屏對地tan S ,其值不大于2%3帶電測試tan 及電容量1）投產(chǎn)后 一個月2） 一年3）大修后4）必要時1）可采用同相比較法，判斷標準為：同相設(shè)備介損測量值差值（tan X- tan n）與初始測量值差 值比較，變化范圍名對值不超過土0.3%,電容量比值（Cx/Cn）與初始測量電容量比值比較，變化范圍不超過土5%一 同相同型號設(shè)備介損測量值（tan x- tan n）不超過土0.3%。2）采用其它測試方法時，可根據(jù)實際制定操作細則。對已安裝了帶電測試信 號取樣單元的電容型電 流互感器進行，超出要 求時應(yīng)：1）查明原因。2）縮短試驗周期。3）必要時停電復(fù)試。4油中溶解 氣體色譜 分析及油 中水分含1）3年2）大修后3）必要時1）油中溶解氣體組份含量 （g L/L）超過下列任一值時應(yīng)引起 注意，總燒：100 , H： 150 ; 一旦發(fā)現(xiàn)含有G2H2,應(yīng)立即停止運行，進行檢查2）油中