電力設(shè)備交接和預(yù)防性試驗規(guī)程

1、1 范圍 本規(guī)程規(guī)定了各種電力設(shè)備交接和預(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。 本規(guī)程適用于500kV及以下的交流電力設(shè)備。 本規(guī)程不適用于高壓直流輸電設(shè)備、礦用及其它特殊條件下使用的電力設(shè)備，也不適用于電力系統(tǒng)的繼電保護裝置、自動裝置、測量裝置等電氣設(shè)備和安全用具。2 引用標準 下列標準所包含的條文，通過在本規(guī)程中引用而構(gòu)成為本規(guī)程的條文。本規(guī)程出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本規(guī)程的各方應(yīng)探討使用下列標準最新版本的可能性。 DL/T 5961996 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程 GB 501501991 電氣裝置安裝工程 電氣設(shè)

2、備交接試驗標準 GB/T 2611983 石油產(chǎn)品閃點測量法 GB/T 2641983 石油產(chǎn)品酸值測量法 GB/T 311.11997 高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合 GB/T 5071986 絕緣油介電強度測量法 GB/T 5111988 石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質(zhì)測量法 GB 1094.1.21996 電力變壓器 GB 1094.3.51985 電力變壓器 GB 25361990 變壓器油 GB 55831985 互感器局部放電測量 GB 56541985 液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)和體積電阻率的測量 GB 64501986 干式電力變壓器 GB/T 65411986 石油產(chǎn)品油

3、對水界面張力測量法(圓環(huán)法) GB/T 72522001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則 DL/T 7222000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則 GB 73281987 變壓器和電抗器的聲級測量 GB/T 75952000 運行中變壓器油質(zhì)量標準 GB/T 75981987 運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測量法(比色法) GB/T 75991987 運行中變壓器油、汽輪機油酸值測量法(BTB法) GB 76001987 運行中變壓器油水分含量測量法(庫侖法) GB 76011987 運行中變壓器油水分含量測量法(氣相色譜法) GB/T 17623-1998 絕緣油中溶解氣體組分含量的氣

4、相色譜測定法 GB 9326.1.51988 交流330kV及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件 GB/T 110221999 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 110231989 高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗導(dǎo)則 GB 110322000 交流無間隙金屬氧化物避雷器 GB 120221989 工業(yè)六氟化硫 DL/T 4211991 絕緣油體積電阻率測量法 DL/T 4231991 絕緣油中含氣量測量-真空壓差法 DL/T 429.91991 電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法 絕緣油介電強度測量法 DL/T 4501991 絕緣油中含氣量的測量方法(二氧化碳洗脫法) DL/T 459200

5、0 電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術(shù)條件 DL/T 5931996 高壓開關(guān)設(shè)備的共用訂貨技術(shù)導(dǎo)則 SH 00401991 超高壓變壓器油 SH 03511992 斷路器油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 帶電測量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量。3.4 絕緣電阻 在絕緣結(jié)構(gòu)的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄漏電流值之比。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本

6、規(guī)程中，若無特別說明，均指加壓lmin時的測得值。3.5 吸收比 在同一次試驗中，lmin時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.6 極化指數(shù) 在同一次試驗中，10min時的絕緣電阻值與lmin時的絕緣電阻值之比。3.7 本規(guī)程所用的符號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U0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)體之間的設(shè)計電壓)U1mA 避雷器直流lmA下的參考電壓tg 介質(zhì)損耗因數(shù)4 總則4.1 本規(guī)程所規(guī)定的各項試驗標準，是電力設(shè)備絕緣技術(shù)監(jiān)督工作的基本要求，也是電力設(shè)備全過程管理工作的重要組成部分。在設(shè)備的交接驗收和維護檢修工作中必

7、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公司所屬單位應(yīng)遵守本規(guī)程開展絕緣試驗工作。在執(zhí)行規(guī)程過程中，遇到特殊情況，如延長設(shè)備的試驗周期、降低試驗標準、增刪試驗項目時，應(yīng)組織有關(guān)人員認真分析討論，提出建議由本單位負責生產(chǎn)的領(lǐng)導(dǎo)批準執(zhí)行，110kV及以上電氣設(shè)備并報公司主管生產(chǎn)部門備案。4.4 50Hz交流耐壓試驗，加至試驗標準電壓后的持續(xù)時間，無特別說明者，均指lmin，其它耐壓試驗的試驗電壓施

8、加時間在有關(guān)設(shè)備的試驗要求中規(guī)定。非標準電壓等級的電力設(shè)備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本規(guī)程規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法進行計算。4.5 充油電力設(shè)備在充滿合格油后應(yīng)有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間按產(chǎn)品要求，當制造廠無規(guī)定時，則應(yīng)依據(jù)設(shè)備額定電壓滿足以下要求： 500kV 72小時 220kV 48小時 110kV及以下 24小時4.6 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)采用所連設(shè)備中的最低

9、試驗電壓。4.7 當電力設(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：4.7.1 當采用額定電壓較高的設(shè)備以加強絕緣者，應(yīng)按照設(shè)備的額定電壓確定其試驗電壓；4.7.2 當采用額定電壓較高的設(shè)備作為代用者，應(yīng)按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓。4.8 當進行與設(shè)備的環(huán)境條件如溫度、濕度、油溫等有關(guān)的各種試驗時(如測量直流電阻、絕緣電阻、tg、泄漏電流等)，應(yīng)同時測量被試品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)在良好的天氣進行，且空氣相對濕度一般不高于80。本規(guī)程中使用常溫為1040。試驗時，應(yīng)注意環(huán)境溫度的影響，對油浸式變壓器、電抗器及

10、消弧線圈，應(yīng)以變壓器、電抗器及消弧線圈的上層油溫作為測試溫度。4.9 在進行直流高壓試驗時，應(yīng)采用負極性接線方式。4.10 設(shè)備6個月未投入運行的，在投運前按本規(guī)程“投運前”規(guī)定的內(nèi)容進行試驗。對于某些設(shè)備，需要縮短時間的，由各單位根據(jù)實際情況決定。4.11 有末屏引出頭的套管、耦合電容器、電流互感器和避雷器可以積極開展帶電測試電容電流和泄漏電流，當帶電測試發(fā)現(xiàn)問題時應(yīng)進行停電試驗進一步核實。 如經(jīng)實用考核證明利用帶電測量和在線監(jiān)測技術(shù)能達到停電試驗的效果，經(jīng)本單位負責生產(chǎn)的領(lǐng)導(dǎo)批準可以不做停電試驗或適當延長周期，110kV及以上電氣設(shè)備并報公司主管生產(chǎn)部門備案。4.12 電力設(shè)備紅外測溫工作

11、應(yīng)加強，具體要求按DL/T6641999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則執(zhí)行。4.13 利用紅外熱像儀（熱電視）對變電所高壓電氣設(shè)備進行檢測的周期：500kV變電所為1個月，220 kV變電所為3個月，110kV變電所為6個月。35kV變電所和10kV城市配電網(wǎng)設(shè)備的檢測周期由各單位做好統(tǒng)計分析，根據(jù)本單位的實際情況自定。4.14 不拆引線不影響試驗結(jié)果的預(yù)防性試驗，可以按照本規(guī)程要求采用不拆引線試驗的方法進行。4.15 本規(guī)程未包含的電力設(shè)備的交接和預(yù)防性試驗項目，按制造廠規(guī)定進行。4.16 交接試驗時，本規(guī)程未涉及到的內(nèi)容仍以電氣裝置安裝工程 電氣設(shè)備交接試驗標準為準。4.17 如產(chǎn)品的國家標

12、準或行業(yè)標準有變動，執(zhí)行本規(guī)程時應(yīng)作相應(yīng)調(diào)整。5 電力變壓器及電抗器類5.1 電力變壓器及電抗器電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求見表5.1。表5.1 電力變壓器及電抗器的試驗項目、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)交接時2)投運前3)新裝、大修后的110kV及以上變壓器在投運后1、4、10、30天4)運行中a)500kV，1個月b)220kV，3個月c)110kV，6個月5)35kV8MVA及以上1年，8MVA以下2年1次6）出口(或近區(qū))短路后7)必要時1)新裝變壓器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)任一項不得超過下列數(shù)值：總烴：20；H2：30；C2H2

13、：不應(yīng)含有2)大修后變壓器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)不得超過下列數(shù)值：總烴：50；H2：50；C2H2：不應(yīng)含有3)運行設(shè)備的油中H2與烴類氣體含量( L/L)超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意：總烴：150；H2：150；C2H2：5 (35220kV)，1 (500kV)4)烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過6mL/d或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月，則認為設(shè)備有異常5)對500kV電抗器，當出現(xiàn)少量(小于 5L/L)乙炔時，也應(yīng)引起注意，如分析氣體雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時，可跟蹤監(jiān)督運行1)總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2)溶解氣體組份含量有增長趨

14、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)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷2繞組直流電阻1)交接時2)3年3)大修前、后4)無載分接開關(guān)變換分接位置5)有載分接開關(guān)檢修后(所有分接)6)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%4)電抗器參照執(zhí)行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

15、化不應(yīng)大于2%2)預(yù)試時有載分接開關(guān)可在經(jīng)常運行的分接上下幾個分接處測量，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:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分別為在溫度t1、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。4）封閉式電纜出線的變壓器電纜側(cè)繞組可不進行定期試驗，但應(yīng)縮短油中溶解氣體色譜分析檢測周期序號項 目周 期要 求說 明3繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1)交接時2)3年3)大修前、后4)投運前5)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702)35kV及以上應(yīng)測量吸收比，吸收比在常溫下

16、不低于1.33)220kV及以上應(yīng)測量極化指數(shù)，極化指數(shù)在常溫下不低于1.54)預(yù)試時可不測量極化指數(shù)；吸收比不合格時增加測量極化指數(shù)，二者之一滿足要求即可5）絕緣電阻大于10000 M時，吸收比和極化指數(shù)可僅作為參考1)使用2500V或5000V兆歐表2)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時測量，不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算式中R1、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）封閉式電纜出線的變壓器電纜側(cè)繞組絕緣電阻由中性點套管處測量4繞組的介質(zhì)損耗因數(shù)tg1)交接時2)大修前、后3)必要時

17、4)繞組絕緣電阻(吸收比、極化指數(shù))測量異常時1)20時不大于下列數(shù)值：500kV 0.6%110220kV 0.835kV及以下 1.5%2)tg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：繞組電壓10kV及以上：10kV繞組電壓10kV以下： Un1)非被試繞組應(yīng)接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tg的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度盡量相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tg值一般按下式換算式中tg1、tg2分別為溫度t1、t2時的tg值5）封閉式電纜出線的變壓器只測量非電纜出線側(cè)繞組的tg5電容型套管的tg和電容值見第8章“套

18、管”1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(或電抗器)頂層油溫3）封閉式電纜出線的變壓器只測量有末屏引出的套管tg和電容值6絕緣油試驗見第12.1節(jié)“變壓器油”序號項 目周 期要 求說 明7繞組連同套管的交流耐壓試驗1)交接時2)更換繞組后3)大修后4）必要時1)分級絕緣的變壓器繞組按低級絕緣水平進行交流耐壓試驗2)油浸變壓器(電抗器)和干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和交接試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1)可采用倍頻或變頻感應(yīng)及操作波感應(yīng)法2)35kV及以下全絕緣變壓器現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3)電抗器進行外施工頻耐壓試驗8鐵芯(有外引

19、接地線的)絕緣電阻1)交接時2)3年3)大修前、后4)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0.3A1)用2500V兆歐表2)夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿芯螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1)交接時（吊罩檢查時）2)大修中3）必要時220kV及以上絕緣電阻一般不低于500M；其它與出廠值和以前測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著差別，一般不低于10 M1)用2500V兆歐表2)連接片不能拆開者可不進行10油中含水量mg/L1)準備注入110kV及以上設(shè)備的新油2）注入500kV設(shè)備后的新油3) 110kV,1年220500kV,6個月4）必

20、要時投入運行前的油110kV20220kV15500kV10運行油110kV35220kV25500kV15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時取樣11油中含氣量(體積分數(shù))%1)注入500kV設(shè)備前后的新油2）運行中500kV1年3）必要時投入運行前的油500kV1220kV3運行油500kV3220kV5序號項 目周 期要 求說 明12繞組泄漏電流(35kV及以上，且容量在10000 kVA及以上)1)交接時2)投運前3)3年4)大修前、后5)必要時1)試驗電壓一般如下：(kV)1）讀取1min時的泄漏電流值，交接時的泄漏電流不宜超過附錄F的規(guī)定2）由泄漏電流換算成

21、的絕緣電阻值應(yīng)與兆歐表所測值相近（在相同溫度下）3）封閉式電纜出線的變壓器電纜側(cè)繞組泄漏電流由中性點套管處測量繞組額定電壓361035110220500直流試驗電壓5102040602)與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無明顯變化13繞組所有分接頭的電壓比1)交接時2)分接開關(guān)引線拆裝后3)更換繞組后4)必要時1)各相分接頭的電壓比與銘牌數(shù)據(jù)相比應(yīng)無明顯差別，且應(yīng)符合變壓比的規(guī)律2)電壓35kV以下，電壓比小于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)，但不得超過1%14校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性1)

22、交接時2)更換繞組后3）必要時必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致15空載電流和空載損耗1)110kV及以上變壓器交接時2)更換繞組后3)必要時與前次試驗相比無明顯變化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) 500kV變壓器交接時在5額定電壓下試驗（如出廠提供低電壓下的值，可不做）16阻抗電壓和負載損耗1）110kV及以上交接時2）出口短路后3）更換繞組后4)必要時與前次試驗相比無明顯變化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)序號項

23、目周 期要 求說 明17繞組變形(頻率響應(yīng))測量(110kV及以上主變壓器)1)交接時2)更換繞組后3)出口短路后4) 10年5）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1）每次測量時，變壓器外部接線狀態(tài)應(yīng)相同2）應(yīng)在最大分接下測量18局部放電試驗(220kV及以上電壓等級或容量120 MVA及以上)1)交接時2)大修更換絕緣部件或部分線圈后3)必要時1)220kV及以上變壓器，測量電壓為1.5Um/時，自耦變中壓端不大于200pC，其它不大于100pC；測量電壓為1.3Um/時，不大于100pC2)新安裝的變壓器交接試驗中，要求加于匝間和主絕緣的試驗電壓為1.5Um/1)110kV

24、電壓等級的新安裝變壓器，可比照執(zhí)行。測量電壓為1.3Um/時，不大于300pC2)運行中的變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障時，可進行局部放電試驗19有載分接開關(guān)的試驗和檢查1)交接時2)按制造廠規(guī)定3)大修后4)必要時按DL/T57495有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則執(zhí)行20測溫裝置校驗及其二次回路試驗1)交接時2)3年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測量絕緣電阻采用2500V兆歐表21氣體繼電器校驗及其二次回路試驗1)交接時2) 3年（二次回路）3) 大修后4）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

25、作正確3）絕緣電阻一般不低于1 M測量絕緣電阻采用2500V兆歐表22壓力釋放器校驗必要時動作值與銘牌值相差應(yīng)在10%范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定23整體密封檢查1）交接時2）大修后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無滲漏序號項 目周 期要 求說 明24冷卻裝置及其二次回路試驗1）交接時2) 3年3) 大修后4）必要時1）投運后，流向、溫升和聲響正常、無滲漏2）

26、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1 M測量絕緣電阻采用2500V兆歐表25套管電流互感器試驗1）交接時2)大修后3）必要時按表6.126全電壓下空載合閘1)交接時2)更換繞組后1)新裝和全部更換繞組，沖擊合閘5次，每次間隔5min2)部分更換繞組，沖擊合閘3次，每次間隔5min1)在運行分接上進行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27220kV及以上油中糠醛含量1)投運后10年內(nèi)3年1次，其后5年1次2)必要時1)糠醛含量(mg/L)超過下列注意值時，應(yīng)視為非正常老化，需跟蹤監(jiān)測1）110kV變壓器可參照執(zhí)行2）建議在以下情況進行：a

27、)油中氣體總烴超標或CO、CO2過高b)需了解絕緣老化情況時運行年限1346791012糠醛含量0.040.070.10.2運行年限1315161819212225糠醛含量0.40.6122)跟蹤監(jiān)測時，應(yīng)注意增長率3)糠醛含量大于2mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重28絕緣紙(板)聚合度必要時當聚合度小于250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29絕緣紙(板)含水量必要時含水量（質(zhì)量分數(shù)）一般不大于下值500kV 1%220kV 3%可用所測繞組的tg值推算或取紙樣直接測量30電抗器阻抗測量必要時與出廠值相

28、差在5%范圍內(nèi)，與三相或三相組平均值相差在2%范圍內(nèi)如受試驗條件限制可在運行電壓下測量序號項 目周 期要 求說 明31箱殼振動1)500kV電抗器交接時2)必要時1）在額定工況下測得的箱殼振動振幅雙峰值不應(yīng)大于100m2）與出廠值比不應(yīng)有明顯差別32500kV噪音測量1)交接時2)更換繞組后3)必要時在額定電壓及額定頻率下不應(yīng)大于80dB(A)33油箱表面溫度分布1)500kV電抗器交接時2)必要時1)500kV電抗器交接時溫升不應(yīng)大于65K2)局部過熱點溫升不超過80K1）用紅外熱像儀或測溫儀測量2）在帶較大負荷時進行34110kV及以上變壓器零序阻抗1)交接時2)更換繞組后1）三相五柱式可

29、以不做2）如有制造廠出廠試驗值，交接時可以不做35殼式變壓器絕緣油帶電度1)交接時2)3年3)必要時應(yīng)小于500pC/mL/2036殼式變壓器線圈泄漏電流1)交接時2)3年3)必要時應(yīng)小于|-3.5|A在變壓器停電且啟動油泵狀態(tài)下測量5.2 消弧線圈消弧線圈的試驗項目、周期和要求見表5.2。表5.2 消弧線圈的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1油中溶解氣體色譜分析交接時、3年、大修后、必要時2繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時3繞組絕緣電阻、吸收比交接時、3年、大修后、必要時4繞組的tg交接時、必要時5絕緣油試驗交接時、投運前、3年、大修后、必要時6交流耐壓試驗交接時、大修后、必要

30、時7消弧線圈內(nèi)電壓、電流互感器的絕緣和變比試驗交接時、大修后、必要時5.3 干式變壓器干式變壓器的試驗項目、周期和要求見表5.3。表5.3 干式變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時2繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)交接時、3年、大修后、必要時3交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時4穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻交接時、大修時5繞組所有分接的電壓比交接時、更換繞組后、必要時6校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性交接時、更換繞組后7空載電流和空載損耗交接時、更換繞組后8短路阻抗和負載損耗交接時、更換繞組后9環(huán)氧澆

31、注型干式變壓器的局部放電測量交接時、更換繞組后、必要時10測溫裝置及其二次回路試驗交接時、更換繞組后5.4 干式電抗器干式電抗器試驗項目：所連接的系統(tǒng)設(shè)備大修時作交流耐壓試驗(表5.l中序號7)。5.5變電所用變壓器、接地變壓器和變壓器中性點高阻裝置變電所用變壓器、接地變壓器和變壓器中性點高阻裝置的試驗項目、周期和要求見表5.4。表5.4 接地變壓器和變壓器中性點高阻裝置的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時2繞組絕緣電阻、吸收比交接時、3年、大修后、必要時3繞組所有分接頭的電壓比交接時、大修后、必要時4校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性交接時、大

32、修后、必要時5絕緣油試驗交接時、投運前、3年、大修后、必要時6交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時7穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修時、必要時8空載電流和空載損耗交接時、更換繞組后、必要時9短路阻抗和負載損耗更換繞組后、必要時10整體密封檢查大修后、必要時5.6 氣體絕緣變壓器氣體絕緣變壓器的試驗項目、周期和要求見表5.5。表5.5 氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1SF6氣體的濕度(20的體積分數(shù))交接時、1年、大修后、必要時2SF6氣體成分分析交接時、1年、大修后、必要時3SF6氣體泄漏試驗交接時、大修后、必要時4繞組直流電阻交接

33、時、3年、大修后、必要時5繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)交接時、3年、大修后、必要時6交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時7二次回路試驗交接時、大修后、必要時5.7 箱式變壓器和10kV配電變壓器箱式變壓器和10kV配電變壓器的試驗項目、周期和要求見表5.6。表5.6 箱式變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻交接時、必要時2繞組絕緣電阻、吸收比交接時、必要時3絕緣油試驗交接時、必要時4交流耐壓試驗交接時、必要時5.8 特殊連接結(jié)構(gòu)變壓器5.8.1 高壓套管通過SF6高壓引線裝置與GIS連接的變壓器a. 交接和大修后試驗 按本規(guī)程規(guī)定的項目和要求進行。b. 預(yù)防

34、性試驗 試驗項目按以下內(nèi)容進行，各項目的周期和要求按表5.1執(zhí)行。試驗項目：1)SF6高壓引線裝置中SF6氣體的濕度檢測和泄漏試驗分別按表7.1中序號1和序號2進行；2)變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄漏、介質(zhì)損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3)變壓器鐵芯試驗；4)變壓器高壓繞組和GIS一起進行絕緣電阻試驗，采用5000V兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5)變壓器其它項目和GIS試驗分別按表5.1和表7.1進行。5.8.2 高壓套管通過充油全密封高壓引線裝置與高壓充油電纜連接的變壓器a. 交接和大修后試驗 按本規(guī)程規(guī)定的項目和要求進行。b. 預(yù)防性試驗 試驗項目按以下內(nèi)容進行，各項目的周期和要求按表5.

35、1執(zhí)行。試驗項目：1)變壓器和充油全密封高壓引線裝置每月1次絕緣油色譜分析，每半年1次絕緣油中含水量分析；高壓充油電纜的絕緣油試驗周期和項目按表10.3進行；2)變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄漏、介質(zhì)損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3)變壓器鐵芯試驗；4)變壓器高壓繞組及其連帶的高壓引線裝置和高壓充油電纜一起進行絕緣電阻試驗，采用5000V兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5)電力電纜外護套和外護套避雷器或護層保護器試驗；6)其它項目參照表5.1。5.9 判斷故障時可供選用的試驗項目 主要針對1600kVA以上變壓器和500kV電抗器，其它設(shè)備可作參考。 a)當油中溶解色譜氣體分析判斷有異常時可選擇下列

36、試驗項目： 繞組直流電阻 鐵芯絕緣電阻和接地電流 空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載)運行，用油中氣體色譜分析及局部放電監(jiān)測儀監(jiān)視 長時間負載(或用短路法)試驗，用油中氣體色譜分析監(jiān)視 油泵檢查試驗 一有載調(diào)壓開關(guān)油箱滲漏檢查試驗 絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)、泄漏電流)絕緣油的介電強度、介質(zhì)損耗因數(shù)絕緣油含水量絕緣油含氣量(500kV)局部放電(可在變壓器停運或運行中測量)絕緣油中糠醛含量耐壓試驗油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度b)氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體色譜分析。c)變壓器出口短路后可進行下列試驗：油中溶解氣體色譜分析繞組直

37、流電阻繞組變形測量短路阻抗空載電流和損耗d)判斷絕緣受潮可進行下列試驗：絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)、泄漏電流)絕緣油的介電強度、介質(zhì)損耗因數(shù)、含水量、含氣量(500kV)絕緣紙的含水量e)判斷絕緣老化可進行下列試驗：油中溶解氣體分析(特別是CO、CO2含量及變化)絕緣油酸值油中糠醛含量油中含水量絕緣紙或紙板的聚合度f)振動、噪音異常時可進行下列試驗：振動測量噪音測量油中溶解氣體分析阻抗測量6 互感器6.1 電流互感器電流互感器的試驗項目、周期和要求見表6.1。表6.1 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)交接時2)投運前3

38、)3年4)大修后5)必要時1)一次繞組對二次繞組及外殼、各二次繞組間及其對外殼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60。2)電容型電流互感器末屏絕緣電阻不宜小于 1000M1)用2500V兆歐表2)500kV交接時尚應(yīng)測量一次繞組間的絕緣電阻，由于結(jié)構(gòu)原因無法測量時可不進行2介質(zhì)損耗因數(shù)tg(%)及電容量(20kV及以上)1)交接時2)投運前3)3年(35kV1年）4)大修后5)必要時6)SF6、固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)主絕緣tg(%)不應(yīng)大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應(yīng)有顯著變化：1)當tg值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應(yīng)綜合

39、分析tg與溫度、電壓的關(guān)系，當tg隨溫度明顯變化，或試驗電壓由10kV到Um/， tg增量超過0.3%，不應(yīng)繼續(xù)運行2)主絕緣tg試驗電壓為10kV， 末屏對地tg試驗電壓為2kV電壓等級kV2035110220500交接大修油紙電容型充 油 型膠紙電容型充 膠 式3.02.52.01.02.02.02.00.72.00.6運行中油紙電容型充 油 型膠紙電容型充 膠 式3.53.02.51.02.52.52.50.82.50.72)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5%時應(yīng)查明原因3)交接試驗和投運前，應(yīng)測量末屏對地tg及電容量，tg值不大于2%4)預(yù)試時當末屏絕緣電阻小于1

40、000MW，或主絕緣tg超標時應(yīng)測量末屏對地tg，其值不大于2%序號項目周 期要 求說 明3油中溶解氣體色譜分析1)交接時、投運前2)大修后3)投運后前3年1年1次，以后3年1次4)必要時1）交接時與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化2）運行中油中溶解氣體組分含量(L/L)超過下列任一值時應(yīng)引起注意：總烴：100H2： 150C2H2： 1(220500kV)2(110kV及以下)1)新投運互感器的油中不應(yīng)含有C2H22)運行中制造廠明確要求不進行色譜分析時，才可不進行4局部放電試驗(35kV及以上)1) 35kV固體絕緣電流互感器 交接時2) 110kV及以上電流互感器(a)交接時(b)大修后(c

41、)必要時1)固體絕緣電流互感器在電壓為1.1Um/時，視在放電量不大于100pC；在電壓為1.1Um時(必要時)，視在放電量不大于500 pC2)110kV及以上油浸式電流互感器在電壓為1.1Um/時，視在放電量不大于20pC3)SF6電流互感器交接時，在老練試驗和工頻耐壓試驗后，應(yīng)進行局部放電試驗110kV及以上油浸式電流互感器交接時若有出廠試驗值可不進行或只進行個別抽試，但對絕緣有懷疑時應(yīng)進行。5極性檢查1)交接時2)大修后3)必要時與銘牌標志相符合6交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時1)必要時，一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的按下列電壓進行試驗。電壓等級(kV)6101

42、52035試驗電壓(kV)21303847722)二次繞組之間及對外殼的工頻耐壓試驗電壓為2kV，可用2500V兆歐表代替3)全部更換繞組絕緣后，應(yīng)按出廠值進行4) 110500kV SF6電流互感器交接試驗：a.老練試驗：預(yù)加1.1倍設(shè)備額定相對地電壓10分鐘，然后降至0；施加1.0倍設(shè)備額定相對地電壓5分鐘，接著升至設(shè)備額定電壓3分鐘，然后降至0b. 老練試驗后應(yīng)進行工頻耐壓試驗，所加試驗電壓值為出廠試驗值的90%5) 110500kV SF6電流互感器補氣較多時(表壓小于0.2MPa)，應(yīng)進行工頻耐壓試驗，試驗電壓為出廠值的8090%序號項目周 期要 求說 明7各分接頭的變比檢查1)交接

43、時2)大修后3)必要時1）與銘牌標志相符合2）交接時的比值差和相位差與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化，并符合等級規(guī)定1）交接時對于計量計費用繞組應(yīng)測量比值差和相位差2）更換繞組后應(yīng)測量比值差和相位差8校核勵磁特性曲線1)交接時2)必要時1）與同類互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較，應(yīng)無明顯差別2）多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量繼電保護有要求時進行9繞組直流電阻1)交接時2)大修后3)必要時與出廠值或初始值比較，應(yīng)無明顯差別10絕緣油擊穿電壓 kV1)交接時2)大修后3)必要時投運前35kV及以下 35110220kV 40500kV 60運行中35kV及以下 30110220

44、kV 35500kV 5011絕緣油90介損 %1)交接時2)大修后3)必要時新油：0.5注入設(shè)備后：0.7運行中220kV及以下 4500kV 21）當電流互感器tg較大但絕緣油其它性能正常時應(yīng)進行2）全密封電流互感器按制造廠要求進行12絕緣油含水量mg/L1)交接時2)大修后3)必要時投運前110kV20220kV15500kV10運行中110kV35220kV25500kV1513SF6電流互感器氣體的濕度(20的體積分數(shù))L/L1)交接時2)投產(chǎn)后每半年測量1次，運行1年如無異常，3年測1次3)大修后4)必要時交接時和大修后不大于150，運行中不大于30014SF6電流互感器氣體泄漏試

45、驗1)交接時2)大修后3)必要時年漏氣率不大于1%6.2電壓互感器6.2.1 電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求見表6.2。表6.2 電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1絕緣電阻1)交接時2)投運前3)3年4)大修后5)必要時1）與歷次試驗結(jié)果和同類設(shè)備的試驗結(jié)果相比無顯著差別2）不應(yīng)低于出廠值或初始值的60用2500V兆歐表2tg(20kV及以上)1)繞組絕緣tga)交接時b)投運前c)3年(35kV1年)d)大修后e)必要時2)110220kV串級式電壓互感器支架tga)交接時b)必要時3)SF6、固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)繞組絕緣tg(%)不應(yīng)大于

46、下表中數(shù)值：串級式電壓互感器的tg試驗方法宜采用末端屏蔽法溫度51020304035kV及以下交接時大修后1.52.53.05.07.0運行中2.02.53.55.58.035kV以上交接時大修后1.01.52.03.55.0運行中1.52.02.54.05.5交接時：35kV以上電壓互感器，在試驗電壓為10kV時，按制造廠試驗方法測得的tg不應(yīng)大于出廠試驗值的130%2)支架絕緣tg一般不大于6%3110kV及以上電壓互感器油中溶解氣體色譜分析1)交接時2)大修后3)投運后第1年取1次，以后3年1次4)必要時1）交接時與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化2）運行中油中溶解氣體組分含量(L/L)超過

47、下列任一值時應(yīng)引起注意：總烴： 100H2： 150C2H2： 21)新投運互感器的油中不應(yīng)含有C2H22)運行中制造廠明確要求不進行色譜分析時，才可不進行4交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時1)必要時，一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應(yīng)耐壓試驗，同時應(yīng)考慮互感器的容升電壓2)耐壓試驗前后，應(yīng)檢查有否絕緣損傷電壓等級kV3610152035試驗電壓kV1521303847722)二次繞組之間及其對外殼的工頻耐壓標準為2kV，可用2500V兆歐表代替3)全部更換繞組絕緣后按出廠值進行序號項 目周 期要 求說 明5局部放

48、電測量(35kV及以上)1)交接時2)大修后3)必要時1)固體絕緣相對地電壓互感器在電壓為1.1Um/時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC；固體絕緣相對相電壓互感器，在電壓為1.1Um時，放電量不大于100pC2)油浸式相對地電壓互感器在電壓為1.1Um/時，放電量不大于20pC；油浸式相對相電壓互感器在電壓為1.1Um時，放電量不大于20pC110kV及以上油浸式電壓互感器交接時若有出廠試驗值可不進行或只進行個別抽試，但對絕緣有懷疑時應(yīng)進行。6空載電流和勵磁特性1)交接時2)大修后3)必要時1)在額定電壓下，空載電流與出廠值比較無明顯差別2)在下

49、列試驗電壓下，空載電流的增量不應(yīng)大于出廠試驗值的10%：中性點非有效接地系統(tǒng) 1.9Un/中性點接地系統(tǒng) 1.5Un/7聯(lián)接組別和極性1)交接時2)更換繞組后3)接線變動后與銘牌和端子標志相符8電壓比1)交接時2)更換繞組后3)接線變動后與銘牌標志相符更換繞組后應(yīng)測量比值差和相位差9絕緣油擊穿電壓 （kV）1)交接時2)大修后3)必要時投運前35kV及以下 35110220kV 40500kV 60運行中35kV及以下 30110220kV 35500kV 5010繞組直流電阻測量1)交接時2)大修后3)必要時與初始值或出廠值相比較，應(yīng)無明顯差別11絕緣油90介損 （%）1)交接時2)大修后3)必要時新油：0.5注入設(shè)備后：0.7運行中220kV及以下 4500kV 212絕緣油含水量mg/L