1、安徽電網(wǎng)電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程（報批稿試行）安徽省電力公司2005-06-14前言我國電力生產(chǎn)半個世紀(jì)的經(jīng)驗證明，預(yù)防性試驗是電力設(shè)備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。預(yù)防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)絕緣監(jiān)督工作的主要依據(jù)。1996年由原電力工業(yè)部頒發(fā)的DL/T 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程及其在此以前的幾個版本，在電力生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用。隨著電力工業(yè)的規(guī)模擴大、大量新型電力設(shè)備如SF6和干式電氣設(shè)備的廣泛采用，新的試驗儀器和試驗方法的不斷涌現(xiàn)，例如電力設(shè)備的紅外測溫、變壓器繞組變形測量、電容式電壓互感器的電容分壓器和中壓互感器介損測量、在線監(jiān)測和帶電測量

2、技術(shù)的發(fā)展等，都對電氣設(shè)備預(yù)防性試驗提出了新課題。同時，國民經(jīng)濟對電力供應(yīng)的需求也對電力設(shè)備的運行可靠性提出了新要求。另一方面，磁吹斷路器、空氣斷路器、多油斷路器、磁吹避雷器等老式設(shè)備幾乎被淘汰殆盡，而少油斷路器、普閥式避雷器等也有被淘汰的趨勢。因此，必須對DL/T 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程加以補充、細化和必要的修改，使我省電網(wǎng)電力設(shè)備預(yù)防性試驗適應(yīng)電力工業(yè)技術(shù)發(fā)展的形勢。依據(jù)DL/T 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程和反事故技術(shù)措施等技術(shù)文件的有關(guān)規(guī)定，結(jié)合1997年以來新頒布的相關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，現(xiàn)編制安徽電網(wǎng)電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程，作為安徽省電力公司的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，適用于

3、安徽省電網(wǎng)電力設(shè)備預(yù)防性試驗工作。對于DL/T 5961996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程中涉及到旋轉(zhuǎn)電機、封閉母線等發(fā)電廠設(shè)備和磁吹斷路器、空氣斷路器、多油斷路器、磁吹避雷器等老設(shè)備的相關(guān)內(nèi)容，本規(guī)程根據(jù)我省電網(wǎng)的實際情況，進行了調(diào)整或刪除。今后的電力設(shè)備預(yù)防性試驗工作中涉及到所刪除的內(nèi)容時，仍按DL/T 596電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程的有效版本執(zhí)行。對于新出現(xiàn)的設(shè)備如SF6互感器、干式互感器等，則增加了相關(guān)內(nèi)容。本規(guī)程起草單位：安徽省電力科學(xué)研究院。本規(guī)程由安徽省電力公司生產(chǎn)部提出、歸口并解釋。本規(guī)程由安徽省電力公司批準(zhǔn)。本規(guī)程從2006年1月1日起實施。本規(guī)程從生效之日起代替DL/T 59619

4、96電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程，凡其它規(guī)程、規(guī)定涉及電力設(shè)備預(yù)防性試驗的項目、內(nèi)容、要求等與本規(guī)程不一致的，以本規(guī)程為準(zhǔn)。目 錄1 范圍.12 規(guī)范性引用文件.13 定義與符號.34 總則.45 電力變壓器及電抗器.65.1 油浸式電力變壓器.65.2 500kV油浸式電抗器.125.3 油浸式電抗器.155.4 干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈.165.5 油浸式消弧線圈.166 互感器.176.1 油浸式電流互感器.176.2 SF6電流互感器.196.3 干式電流互感器.206.4 電磁式電壓互感器.216.5 電容式電壓互感器.246.6 放電線圈.257 開關(guān)設(shè)備.257.1 SF6斷路

5、器和GIS（含H-GIS）.257.2 少油斷路器.297.3 真空斷路器.317.4 隔離開關(guān).327.5 高壓開關(guān)柜.338 套管.349 絕緣子.369.1 支柱絕緣子和懸式絕緣子.369.2 合成絕緣子.3710 電力電纜線路3710.1 油紙絕緣電力電纜線路.3710.2 橡塑絕緣電力電纜線路.3810.3 自容式充油電纜線路.3910.4 交叉互聯(lián)系統(tǒng).4111 電容器.4211.1 高壓并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器和交流濾波電容器.4211.2 耦合電容器和電容器式電壓互感器的電容分壓器.4211.3 斷路器電容器.4311.4 集合式電容器4411.5 高壓并聯(lián)電容器裝置.4512

6、絕緣油和六氟化流氣體.4512.1 變壓器油.4512.2 SF6氣體.4713 避雷器.4813.1 金屬氧化物避雷器.4813.2 GIS用金屬氧化物避雷器.4914 母線.5014.1 封閉母線.5014.2 一般母線.5015 1kV以上的架空電力線路.5116 接地裝置.5117 旋轉(zhuǎn)電機.5417.1 同步發(fā)電機.5417.2 直流電機5917.3 中頻發(fā)電機6017.4 交流電動機6118 紅外測溫6318.1 變電設(shè)備的紅外檢測周期6318.2 輸電設(shè)備的紅外檢測周期65附錄A （規(guī)范性附錄）絕緣子的交流耐壓試驗電壓標(biāo)準(zhǔn).66附錄B （資料性附錄）污穢等級與對應(yīng)的附鹽密度值.6

7、7附錄C （資料性附錄）氧化鋅避雷器的直流1mA參考電壓值68附錄D（規(guī)范性附錄）同步發(fā)電機和調(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70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)72附錄F （資料性附錄）參考資料.741 范圍本規(guī)程規(guī)定了安徽省電網(wǎng)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)備是否滿足運行條件，預(yù)防設(shè)備損壞，保證電網(wǎng)安全運行。本規(guī)程適用于安徽省電力公司所轄500kV及以下的交流電力設(shè)備。高壓直流輸電設(shè)備及其他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(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，參照本規(guī)程執(zhí)行。各發(fā)電集團所轄的發(fā)電廠、大用戶的電力設(shè)備預(yù)防性試驗可參照

8、本規(guī)程執(zhí)行，因此，本規(guī)程列入了發(fā)電廠特有的旋轉(zhuǎn)電機、封閉母線等內(nèi)容。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本規(guī)程的引用而成為本規(guī)程的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本規(guī)程；然而，鼓勵根據(jù)本規(guī)程達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規(guī)程。GB 311.11997 高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合GB/T 311.22002 絕緣配合 第2部分：高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合使用導(dǎo)則GB 1094.11996 電力變壓器 第1部分 總則GB 1094.21996 電力變壓器 第2部分 溫升GB 1094.32

9、003 電力變壓器 第3部分 絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙GB 12071997 電壓互感器GB 12081997 電流互感器GB 19841989 交流高壓斷路器GB 19851989 交流高壓隔離開關(guān)和接地開關(guān)GB 25361990 變壓器油GB/T 75952000 運行中變壓器油質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)GB/T 14542 運行中變壓器油維護管理導(dǎo)則GB/T 72522001變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則 GB 39061991 3kV35kV交流金屬封閉式開關(guān)設(shè)備GB/T 41091999 高壓套管技術(shù)條件GB/T 47032001 電容式電壓互感器GB/T 47871996 斷路器電容器G

10、B/T 61151998 電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器 第1部分：總則 性能、試驗和額定值 安全要求 安裝導(dǎo)則GB 64501986 干式電力變壓器GB/T 64511999 三相油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求GB 76741997 72.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備GB/T 89051996 六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)則GB 9326.1GB9326.51988 交流330kV及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件GB/T 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 11022199

11、9 高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)的共用技術(shù)要求GB/T 110231989 高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗方法GB 110322000 交流無間隙金屬氧化物避雷器GB/T 12706.1GB12706.41991 額定電壓1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um40.5kV）擠包絕緣電力電纜及附件GB/T 17949.12000 接地系統(tǒng)的土壤電阻率、接地阻抗和地面電位測量導(dǎo)則 第一部分：常規(guī)測量GB 501501991 電氣裝置安裝工程 電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)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

12、有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則DL/T 5951996 六氟化硫電氣設(shè)備氣體監(jiān)督條例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)防性能試驗規(guī)程DL/T 6201997 交流電氣裝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 8642003 標(biāo)稱電壓高于1000V交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則DL/T 911-2004 電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法GB/T11024.1.4-2001 標(biāo)稱電壓1kV及以上

13、交流電力系統(tǒng)用并聯(lián)電容器(交流濾波電容器)JB/T 71122000 集合式高電壓并聯(lián)電容器JB/T 81691999 耦合電容器和電容分壓器華東電網(wǎng)500kV輸變電設(shè)備紅外檢測現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)范（試行）3 定義與符號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試。3.4紅外測溫利用紅外熱成像技術(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

14、和診斷。3.5精確測溫利用紅外熱像儀，選取合適參照體，盡可能靠近被側(cè)物體，注意消除風(fēng)速和其他熱輻射的影響，主要檢測電壓致熱引起的內(nèi)部缺陷，用于設(shè)備故障的精確判斷。3.6繞組變形測試?yán)妙l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（線）、移位、松脫等變形現(xiàn)象。3.7GIS的局部放電測試?yán)蒙醺哳l、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。3.8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1mA下的參考電壓；tan介質(zhì)損耗因數(shù)

15、。3.9 常溫本規(guī)程中常溫的范圍為1040。4 總則4.1本規(guī)程所規(guī)定的各項試驗標(biāo)準(zhǔn)，是電力設(shè)備絕緣技術(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)防性為主，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 投運后3年內(nèi)的設(shè)備、出廠時間超過15年的設(shè)備、主變間隔電氣設(shè)備、電容器間隔電氣設(shè)備的各項試驗周期按本規(guī)程規(guī)定的最短時間執(zhí)行。4.3 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，進行綜合分析和判斷后作出正確結(jié)論。4.4 遇到特殊情況（例如發(fā)現(xiàn)某類設(shè)備的

16、同一類故障和明顯缺陷），需要調(diào)整設(shè)備的試驗周期時，由各運行單位總工程師批準(zhǔn)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（省電力公司生產(chǎn)部、技術(shù)監(jiān)督辦公室）備案。4.5 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。電氣設(shè)備試驗周期應(yīng)結(jié)合設(shè)備大、小修進行。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)備中的最低試驗電壓。

17、4.7 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；4.8 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、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，被試品及周圍環(huán)境溫度不應(yīng)低于+5，戶外試驗應(yīng)在良好的天氣下進行，且空氣相對濕度一般不高于80%，設(shè)備外絕緣對試驗結(jié)果影響較大時，應(yīng)采取屏蔽、吹干外絕緣表面等措施。4.9 每次試驗應(yīng)采用特性相近的試驗儀器，

18、并記錄所用儀器的型號、參數(shù)等，以便對歷次試驗結(jié)果進行比較。4.10110kV及以上設(shè)備超過6個月、35kV及以下設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過1年未投入運行，或運行中設(shè)備停運超過以上時間的，在投運前應(yīng)進行絕緣項目試驗是指測量絕緣電阻、tan、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等。4.11 有條件進行帶電測量或在線監(jiān)測的設(shè)備，應(yīng)積極開展帶電測量或在線監(jiān)測。線路耦合電容器利用帶電測量其電容電流、氧化鋅避雷器利用帶電測量阻性電流，并配合紅外測溫，測量儀器可靠、方法正確且其結(jié)果正常時，可以延長停電試驗周期，但最多只能延長一個周期。同時，應(yīng)報省電力公司生產(chǎn)部、技術(shù)監(jiān)督辦公室備案。主變中性點避雷器無法進行帶電測量

19、阻性電流和紅外測溫，預(yù)試周期可與主變同步。當(dāng)帶電測量或在線監(jiān)測發(fā)現(xiàn)問題時，應(yīng)盡快安排進行停電或離線試驗進一步核實。帶電測量電容式電壓互感器二次電壓，可以及時發(fā)現(xiàn)主電容器、分壓電容器和中間變壓器等缺陷，應(yīng)積極開展此項工作，積累經(jīng)驗。中間變壓器二次電壓測量值與初始值相比，偏差一般不應(yīng)大于3，當(dāng)偏差大于3應(yīng)引起注意，并盡快安排停電預(yù)試。4.12 應(yīng)加強電力設(shè)備紅外測溫工作，具體要求按DL/T 6641999和本規(guī)程第18章執(zhí)行。4.13 如不拆引線不影響對試驗結(jié)果的相對判斷時，可采用不拆引線試驗的方法進行。4.14 本規(guī)程未包含的電力設(shè)備的試驗項目，按制造廠規(guī)定進行。4.15 各供電公司可根據(jù)本規(guī)程

20、，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，經(jīng)本單位總工程師批準(zhǔn)、報省電力公司技術(shù)監(jiān)督辦公室備案后執(zhí)行。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1。表1 油浸式電力變壓器的試驗項目、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）投運前 2）新投運及大修后：500kV：1、4、10、30天；220kV：1、4、10、30天；110kV：4、10、30天。35kV：30天3）運行中：500kV：3個月220kV：3個月110 kV：6個月35kV：1年4）必要時1）新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量（L/L）任一

21、項不宜超過下列數(shù)值：總烴：20，H2：10，C2H2：0。2）運行設(shè)備油中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（220kV及以下）；1（500kV）。3）烴類氣體總和的產(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）總烴包括CH2、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2）溶解氣體組分含量有增長趨勢時，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）總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4）新投運的變壓器應(yīng)有投運前的測試數(shù)據(jù)5）必要時是指：出口（或近區(qū)）短路后巡視發(fā)

22、現(xiàn)異常在線監(jiān)測系統(tǒng)告警試驗結(jié)果異常等設(shè)備故障后需判斷設(shè)備狀況情況時6) 35kV僅對主變進行表1（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明2繞組直流電 阻1）投運前2）13年3）大修后4）無載分接開關(guān)變換分接位置后5）有載分接開關(guān)檢修后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）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

23、位測得值比較，其變化不應(yīng)大于2%2）有載分接開關(guān)在所有分接頭測量，無載分接開關(guān)在運行分頭處測量3）不同溫度下電阻值按下式換算：R2=R1（T+t2）/(T+t1）式中：R1、R2分別在為溫度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2254）必要是指：本體油色譜判斷有過熱缺陷紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱時出口（或近區(qū)）短路后設(shè)備故障后需判斷設(shè)備狀況時3繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1）投運前2）13年3）大修后4）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）應(yīng)測量吸收比或（和）極化指數(shù)，吸收比在常溫下不低于

24、1.3或極化指數(shù)不低于1.53）絕緣電阻大于10000M時，吸收比和極化指數(shù)只測量記錄不用于判斷1）使用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?yán)@組應(yīng)充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，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：R2=R1×1.5(t1t2）/10式中：R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5）測量應(yīng)在濕度較小時進行，并應(yīng)排除套管表面的影響6）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算7）必要時是指：運行中油介損不合格或油中水分超標(biāo)滲漏油等可能引起變壓器受潮的

25、情況表1（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明4繞組連同套管的tan1）投運前2）13年3）大修后4）必要時1）20時不大于下列數(shù)值：500kV：0.6%110kV220kV：0.8%35kV及以下：1.5%2）tan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?yán)@組應(yīng)短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tan的要求值相同3）測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，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tan值一般按下式換算：tan2=tan1×1.3(t2t1）/10式中：

26、tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值5）必要時是指：繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)異常時油介損不合格或油中水分超標(biāo)變壓器滲漏油等5電容型套管的tan和電容值1）投運前2）13年3）大修后4）必要時見第8章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）必要時是指：紅外測溫異常套管滲漏油等6絕緣油試驗見12.1節(jié)7繞組連同套管的交流耐壓試驗1）大修后 2）必要時試驗電壓值：按出廠試驗電壓值的801）110kV及以上進行感應(yīng)耐壓試驗2）35kV及以下的全絕緣變壓器除進行外施交流耐壓外，還應(yīng)進行感應(yīng)耐壓試驗3）必要時是指：對絕緣有懷疑需考核絕緣水平時8鐵心及夾件絕緣電阻

27、1）投運前2）13年3）大修后4）必要時1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2）運行中鐵心接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1）采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表）2）只對有外引接地線的鐵心、夾件進行測量3）必要時指：油色譜試驗判斷鐵心可能存在多點接地等缺陷時鐵心(夾件)接地電流異常時紅外測溫鐵心(夾件)引出部位或油箱溫度異常時表1（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵心、繞組壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修中220kV及以上：一般不低于500M110kV及以下：一般不低于100 M1）用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表）2）連接

28、片不能拆開可不進行10油中水分mg/L1）準(zhǔn)備注入110kV及以上變壓器的新油2）投運前3）110kV及以上運行中變壓器：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時取樣2）必要時指：補充油后繞組絕緣電阻（吸收比、極化指數(shù)）試驗異常時滲漏油等11油中含氣量%（體積分數(shù)）500kV變壓器1）新油注入前后2）投運前3）運行中：1年4）必要時投運前：1運行中：3必要是指：變壓器需要補油時滲漏油12繞組泄漏電 流1）投運前2）13年3）必要時1）直流試驗電壓

29、一般如下(kV)繞組額定電壓 3 610 2035 110220 500(kV)直流試 2 10 20 40 60驗電壓2）與前一次試驗結(jié)果相比應(yīng)無明顯變化讀取1min時的泄漏電流值13繞組所有分接的電壓 比1）投運前2）分接開關(guān)引線拆裝后3）更換繞組后4）必要時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）電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1；其他所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其他分接的電壓比應(yīng)在變壓器阻抗電壓值（%）的1/10以內(nèi)，但偏差不得超過±1%必要是指：色譜異常懷疑存在匝間短路時設(shè)備故障后需判斷損壞情

30、況時表1（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明14校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性1）投運前2）更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標(biāo)志相一致15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）必要時是指：色譜分析異常，懷疑磁路有缺陷時16阻抗電壓和負載損耗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；試驗電流可用額定電流或較低電流（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）必要時是指：出口短路

31、后等17局部放電試驗220kV及以上：1）投運前2）大修后3）必要時在線端電壓為1.5Um/時，放電量一般不大于500pC或在線端電壓為1.3 Um/ 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）必要時是指：運行中變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障等18有載分接開關(guān)的試驗和檢查1）按制造廠規(guī)定2）大修后3）必要時按DL/T57495有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則執(zhí)行必要時是指直流電阻或電壓比試驗異常時19測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

32、于1 M1）采用2500V兆歐表2）必要是指：懷疑有故障時20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1M1）采用2500V兆歐表2）必要時是指：懷疑有故障時21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%范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2）絕緣電阻一般不低于1M1）采用2500V兆歐表2）必要是指：懷疑有故障時表1（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明22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

33、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）必要時是指：懷疑密封不良時23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)定3）絕緣電阻一般不低于1M1）采用2500V兆歐表2）必要時是指：懷疑有故障時24套管中的電流互感器試驗大修后1）絕緣電阻測試2）變比測試3）極性測試

34、4）伏安特性測試見第6章25繞組變形測試110kV及以上：1）投運前2）更換繞組后3）發(fā)生出口或近區(qū)短路后與初始結(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的同期產(chǎn)品對比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)電廠廠用高壓變壓器可參照執(zhí)行26油中糠醛含量mg/L1）220kV及以上投運超過10年的每3年一次2）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：運行 15 510 1015 15年限 20糠醛 0.1 0.2 0.4 0.75含量2）跟蹤檢測時，應(yīng)注意增長率3）

35、測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴(yán)重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）必要是指：油中氣體總烴超標(biāo)或CO、CO2過高長期過載運行、溫升超標(biāo)后需了解絕緣老化情況時27絕緣紙（板）聚合度必要時當(dāng)聚合度小于250時，應(yīng)引起注意1）試驗可從引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等取樣數(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）必要時是指：懷疑紙（板）老化時表1（完）序號項 目周 期要 求說 明28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%可用所測繞組的tan值推算或取紙樣直接測量

36、必要時是指：懷疑紙（板）受潮時29全電壓下空載合閘1）投運前2）更換繞組后1）全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min2）部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5 min1）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30噪聲測量必要時與出廠值比較無明顯變化1）按GB73281987的要求進行2）必要時是指：發(fā)現(xiàn)噪聲異常時31箱殼振動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時是指：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32紅外測溫見第18 章1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼、油枕油位、套管油位等5.2 500k

37、V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2。表2 500kV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）新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量（L/L）任一項不宜超過下列數(shù)值：總烴：20H2：10C2H2：02）運行中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：150H2：150C2H2：13）烴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，則認為設(shè)備有異常4）當(dāng)出現(xiàn)痕量（小于1L/L）乙炔時也應(yīng)引起注意；如氣體分析雖

38、已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵心安全時，可在超過注意值較大的情況下運行1）總烴包括CH2、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2）溶解氣體組分含量有增長超勢時，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4）新投運的電抗器應(yīng)有投運前的數(shù)據(jù)5）必要時是指：巡視發(fā)現(xiàn)異常在線監(jiān)測系統(tǒng)告警試驗結(jié)果異常等設(shè)備故障后需判斷損壞情況時表2（續(xù)）序號項 目周 期要 求說 明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：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時取樣2）必要時是指：繞組絕緣

39、電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時滲漏油等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：如需要補油時滲漏油時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：必要時是指：油中氣體總烴超標(biāo)或CO、CO2過高需了解絕緣老化情況時長期過載運行后，溫升超標(biāo)后等運行年 限1551010151520糠醛含 量0102040752）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(yán)重5絕緣油試驗見第12.1節(jié)6阻抗測量1）投運前2）必要時與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)，與其余兩相或三相組平均值相差在

40、77;2%范圍內(nèi)受試驗條件限制可在低電壓下測量7繞組直流電 阻1）投運前2）13年3）大修后4）必要時1）各相繞組電阻相互間的差別不應(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）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）不同溫度下電阻值按下式換算：R2=R1（T+t2）/(T+t1）式中：R1、R2分別在為溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅線取2353必要時是指：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表2（續(xù)）序號項 目周 期要

41、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）投運前2）13年3）大修后4）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10000M時，吸收比和極化指數(shù)只測量記錄不用于判斷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?yán)@組應(yīng)充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，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：R2=R1×1.5(T1T2）/10式中：R1、

42、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）必要時是指：運行中油介損不合格或油中水分超標(biāo)滲漏油等9繞組連同套管的tan1）投運前2）13年3）大修后4）必要時1）20時不大于0.6%2）tan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：10kV1）測量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，各次測量時的溫度盡量相近，量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tan值一般按下式換算：tan2=tan1×1.3(t1t2）/10式中：tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值2）必要時：如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時油介損不合

43、格或油中水分超標(biāo)滲漏油等10電容型套管的tan和電容值見第8章1）接法測量2）時記錄環(huán)境溫度及電抗器頂層油溫11鐵心及夾件的絕緣電阻1）投運前2）13年3）必要時1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2）運行中鐵心接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1）采用2500兆歐表2）夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量3）必要時是指：油色譜分析表明鐵心可能存在多點接地時12穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵心、繞組壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修中一般不低于500M1）采用2500兆歐表2）連接片不能拆開者可不進行表2（完）序號項 目周 期要 求說 明13氣體繼電器校驗及其二次回路試驗1）3年（二次回路）2）大修中3）必要時

44、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 M1）采用2500兆歐表2）必要時是指：懷疑有故障時14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%范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2）絕緣電阻一般不低于1 M1）采用2500兆歐表2）必要時是指：懷疑有故障時15冷卻裝置及其二次回路試驗1）3年（二次回路）2）必要時1）投運后，流向、溫升和聲響正常，無滲漏2）絕緣電阻一般不低于1 M1）采用2500兆歐表2）必要時是指：懷疑有故障時16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)

45、時間24h無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置2）必要時是指：懷疑密封不良時17箱 殼振 動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時是指：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時18噪 聲測 量必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時是指：發(fā)現(xiàn)噪聲異常時19紅 外測 溫見第18 章1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部位5.3 油浸式電抗器油浸式電抗器的試驗項目、周期和要求見表3。表3 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繞組絕緣電阻1）投運前2）13年3）大修后一般不低于1000M(20）采用2500V兆歐表2繞組直流電阻1）投運前2）并抗12年；串抗3年3）大修后1）三相繞

46、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%表3(完)序號項 目周 期要 求說 明3阻抗測量1）投運前2）大修后3）必要時與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)可采用低電壓測量4絕緣油的擊穿電壓kV1）投運前2）并抗12年；串抗3年3）大修后投運前：15kV35kV：3515kV以下：30運行中：15kV35kV：3015kV以下：255繞組tan1）投運前2）13年3）大修后35kV及以下：3.5%(20）僅對800kVar以上的油浸鐵心電抗器進行6繞組對鐵心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807軛鐵梁和穿心螺栓(可接觸到）的絕緣電阻大修后與歷次試驗結(jié)果相比無顯著差別一般不小于10 M采用2500V兆歐表5.4 干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈干式電抗器、阻波器及干式消弧圈的試驗項目、周期和要求見表4。表4 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1）投運前2）必要時與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)如受試驗條件限制可在低電壓下測量2紅外測溫見第18 章1）采用紅外熱像儀測量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