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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流安徽电网电力设备预防性试验规程(试行).精品文档.安徽电网电力设备预防性试验规程（报批稿试行）安徽省电力公司2005-06-14前 言我国电力生产半个世纪的经验证明，预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据。1996年由原电力工业部颁发的DL/T 5961996电力设备预防性试验规程及其在此以前的几个版本，在电力生产中发挥了重要作用。随着电力工业的规模扩大、大量新型电力设备如SF6和干式电气设备的广泛采用，新的试验仪器和试验方法的不断涌现，例如电力
2、设备的红外测温、变压器绕组变形测量、电容式电压互感器的电容分压器和中压互感器介损测量、在线监测和带电测量技术的发展等，都对电气设备预防性试验提出了新课题。同时，国民经济对电力供应的需求也对电力设备的运行可靠性提出了新要求。另一方面，磁吹断路器、空气断路器、多油断路器、磁吹避雷器等老式设备几乎被淘汰殆尽，而少油断路器、普阀式避雷器等也有被淘汰的趋势。因此，必须对DL/T 5961996电力设备预防性试验规程加以补充、细化和必要的修改，使我省电网电力设备预防性试验适应电力工业技术发展的形势。依据DL/T 5961996电力设备预防性试验规程和反事故技术措施等技术文件的有关规定，结合1997年以来新
3、颁布的相关国家标准和行业标准，现编制安徽电网电力设备预防性试验规程，作为安徽省电力公司的企业标准，适用于安徽省电网电力设备预防性试验工作。对于DL/T 5961996电力设备预防性试验规程中涉及到旋转电机、封闭母线等发电厂设备和磁吹断路器、空气断路器、多油断路器、磁吹避雷器等老设备的相关内容，本规程根据我省电网的实际情况，进行了调整或删除。今后的电力设备预防性试验工作中涉及到所删除的内容时，仍按DL/T 596电力设备预防性试验规程的有效版本执行。对于新出现的设备如SF6互感器、干式互感器等，则增加了相关内容。本规程起草单位：安徽省电力科学研究院。本规程由安徽省电力公司生产部提出、归口并解释。
4、本规程由安徽省电力公司批准。本规程从2006年1月1日起实施。本规程从生效之日起代替DL/T 5961996电力设备预防性试验规程，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程不一致的，以本规程为准。目 录1 范围.12 规范性引用文件.13 定义与符号.34 总则.45 电力变压器及电抗器.65.1 油浸式电力变压器.65.2 500kV油浸式电抗器.125.3 油浸式电抗器.155.4 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈.165.5 油浸式消弧线圈.166 互感器.176.1 油浸式电流互感器.176.2 SF6电流互感器.196.3 干式电流互感器.206.4 电磁式
5、电压互感器.216.5 电容式电压互感器.246.6 放电线圈.257 开关设备.257.1 SF6断路器和GIS（含H-GIS）.257.2 少油断路器.297.3 真空断路器.317.4 隔离开关.327.5 高压开关柜.338 套管.349 绝缘子.369.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子.369.2 合成绝缘子.3710 电力电缆线路3710.1 油纸绝缘电力电缆线路.3710.2 橡塑绝缘电力电缆线路.3810.3 自容式充油电缆线路.3910.4 交叉互联系统.4111 电容器.4211.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器.4211.2 耦合电容器和电容器式电压互感器的电容分
6、压器.4211.3 断路器电容器.4311.4 集合式电容器4411.5 高压并联电容器装置.4512 绝缘油和六氟化流气体.4512.1 变压器油.4512.2 SF6气体.4713 避雷器.4813.1 金属氧化物避雷器.4813.2 GIS用金属氧化物避雷器.4914 母线.5014.1 封闭母线.5014.2 一般母线.5015 1kV以上的架空电力线路.5116 接地装置.5117 旋转电机.5417.1 同步发电机.5417.2 直流电机5917.3 中频发电机6017.4 交流电动机6118 红外测温6318.1 变电设备的红外检测周期6318.2 输电设备的红外检测周期65附录
7、A （规范性附录）绝缘子的交流耐压试验电压标准.66附录B （资料性附录）污秽等级与对应的附盐密度值.67附录C （资料性附录）氧化锌避雷器的直流1mA参考电压值68附录D（规范性附录）同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗70附录E （资料性附录）带电设备红外诊断方法和判断依据72附录F （资料性附录）参考资料.741 范围本规程规定了安徽省电网电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否满足运行条件，预防设备损坏，保证电网安全运行。本规程适用于安徽省电力公司所辖500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其他特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进
8、口设备以该设备的产品标准为基础，参照本规程执行。各发电集团所辖的发电厂、大用户的电力设备预防性试验可参照本规程执行，因此，本规程列入了发电厂特有的旋转电机、封闭母线等内容。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程；然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。GB 311.11997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 311.22002 绝缘配合 第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB 1094.1199
9、6 电力变压器 第1部分 总则GB 1094.21996 电力变压器 第2部分 温升GB 1094.32003 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 12071997 电压互感器GB 12081997 电流互感器GB 19841989 交流高压断路器GB 19851989 交流高压隔离开关和接地开关GB 25361990 变压器油GB/T 75952000 运行中变压器油质量标准GB/T 14542 运行中变压器油维护管理导则GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 39061991 3kV35kV交流金属封闭式开关设备GB/T 4109199
10、9 高压套管技术条件GB/T 47032001 电容式电压互感器GB/T 47871996 断路器电容器GB/T 61151998 电力系统用串联电容器 第1部分：总则 性能、试验和额定值 安全要求 安装导则GB 64501986 干式电力变压器GB/T 64511999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB 76741997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T 89051996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则GB 9326.1GB9326.51988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB/T 102291988 电抗器GB 102301988 有载分接
11、开关GB 110171989 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆GB/T 110221999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 110231989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB 110322000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T 12706.1GB12706.41991 额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件GB/T 17949.12000 接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则 第一部分：常规测量GB 501501991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准DL/T 4021999 交
12、流高压断路器订货技术条件DL/T 4592000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 5741995 有载分接开关运行维修导则DL/T 5951996 六氟化硫电气设备气体监督条例DL/T 5931996 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 5961996 电力设备预防性能试验规程DL/T 6201997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 6211997 交流电气装置的接地DL/T 6641999 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 8642003 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 91
13、1-2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法GB/T11024.1.4-2001 标称电压1kV及以上交流电力系统用并联电容器(交流滤波电容器)JB/T 71122000 集合式高电压并联电容器JB/T 81691999 耦合电容器和电容分压器华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范（试行）3 定义与符号3.1预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。3.2在线监测在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。3.3带电测量对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的
14、测试。3.4红外测温利用红外热成像技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。3.5精确测温利用红外热像仪，选取合适参照体，尽可能靠近被侧物体，注意消除风速和其他热辐射的影响，主要检测电压致热引起的内部缺陷，用于设备故障的精确判断。3.6绕组变形测试利用频率响应等方法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股（线）、移位、松脱等变形现象。3.7GIS的局部放电测试利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。3.8符号Un设备额定电压；Um设备最高电压；U0/U电缆额定电压（其中U0为电缆导体与金属套或金属屏
15、蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压）；U1mA避雷器直流1mA下的参考电压；tan介质损耗因数。3.9 常温本规程中常温的范围为1040。4 总则4.1 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防性为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。4.2 投运后3年内的设备、出厂时间超过15年的设备、主变间隔电气设备、电容器间隔电气设备的各项试验周期按本规程规定的最短时间执行。4.3 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相
16、关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行综合分析和判断后作出正确结论。4.4 遇到特殊情况（例如发现某类设备的同一类故障和明显缺陷），需要调整设备的试验周期时，由各运行单位总工程师批准执行。220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门（省电力公司生产部、技术监督办公室）备案。4.5 在试验周期的安排上，应将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。4.6 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限）。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试
17、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设备中的最低试验电压。4.7 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：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时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；4.8 在进行与温度和湿度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等）时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。进行绝缘试验时，被试品及周围环境温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%，
18、设备外绝缘对试验结果影响较大时，应采取屏蔽、吹干外绝缘表面等措施。4.9 每次试验应采用特性相近的试验仪器，并记录所用仪器的型号、参数等，以便对历次试验结果进行比较。4.10 110kV及以上设备超过6个月、35kV及以下设备经交接试验后超过1年未投入运行，或运行中设备停运超过以上时间的，在投运前应进行绝缘项目试验是指测量绝缘电阻、tan、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。4.11 有条件进行带电测量或在线监测的设备，应积极开展带电测量或在线监测。线路耦合电容器利用带电测量其电容电流、氧化锌避雷器利用带电测量阻性电流，并配合红外测温，测量仪器可靠、方法正确且其结果正常时，可以延长停电试验
19、周期，但最多只能延长一个周期。同时，应报省电力公司生产部、技术监督办公室备案。主变中性点避雷器无法进行带电测量阻性电流和红外测温，预试周期可与主变同步。当带电测量或在线监测发现问题时，应尽快安排进行停电或离线试验进一步核实。带电测量电容式电压互感器二次电压，可以及时发现主电容器、分压电容器和中间变压器等缺陷，应积极开展此项工作，积累经验。中间变压器二次电压测量值与初始值相比，偏差一般不应大于3，当偏差大于3应引起注意，并尽快安排停电预试。4.12 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T 6641999和本规程第18章执行。4.13 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，可采用不拆引线
20、试验的方法进行。4.14 本规程未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。4.15 各供电公司可根据本规程，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定，经本单位总工程师批准、报省电力公司技术监督办公室备案后执行。5 电力变压器及电抗器5.1 油浸式电力变压器油浸式电力变压器的试验项目、 周期和要求见表1。表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求序号项 目周 期要 求说 明1油中溶解气体色谱分析1）投运前 2）新投运及大修后：500kV：1、4、10、30天；220kV：1、4、10、30天；110kV：4、10、30天。35kV：30天3）运行中：500kV：3个月2
21、20kV：3个月110 kV：6个月35kV：1年4）必要时1）新装变压器油中H2与烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值：总烃：20，H2：10，C2H2：0。2）运行设备油中H2与烃类气体含量（L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150；H2：150；C2H2：5（220kV及以下）；1（500kV）。3）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d（开放式）和12mL/d（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。1）总烃包括CH2、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设
22、备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据5）必要时是指：出口（或近区）短路后巡视发现异常在线监测系统告警试验结果异常等设备故障后需判断设备状况情况时6) 35kV仅对主变进行表1（续）序号项 目周 期要 求说 明2绕组直流电 阻1）投运前2）13年3）大修后4）无载分接开关变换分接位置后5）有载分接开关检修后6）必要时1）1600kVA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）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3）与以前相同部
23、位测得值比较，其变化不应大于2%1）如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2）有载分接开关在所有分接头测量，无载分接开关在运行分头处测量3）不同温度下电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1）式中：R1、R2分别在为温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2254）必要是指：本体油色谱判断有过热缺陷红外测温判断套管接头或引线过热时出口（或近区）短路后设备故障后需判断设备状况时3绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1）投运前2）13年3）大修后4）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度下，与
24、前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70%2）应测量吸收比或（和）极化指数，吸收比在常温下不低于1.3或极化指数不低于1.53）绝缘电阻大于10000M时，吸收比和极化指数只测量记录不用于判断1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA2）测量前被试绕组应充分放电3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4）尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：R2=R11.5(t1t2）/10式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5）测量应在湿度较小时进行，并应排除套管表面的影响6）吸收比和
25、极化指数不进行温度换算7）必要时是指：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起变压器受潮的情况表1（续）序号项 目周 期要 求说 明4绕组连同套管的tan1）投运前2）13年3）大修后4）必要时1）20时不大于下列数值：500kV：0.6%110kV220kV：0.8%35kV及以下：1.5%2）tan值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化（增量一般不大于30%）3）试验电压：绕组电压10kV及以上：10kV绕组电压10kV以下：Un1）非被试绕组应短路接地或屏蔽2）同一变压器各绕组tan的要求值相同3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近4）尽量在油温低于50时测量
26、，不同温度下的tan值一般按下式换算：tan2=tan11.3(t2t1）/10式中：tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值5）必要时是指：绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标变压器渗漏油等5电容型套管的tan和电容值1）投运前2）13年3）大修后4）必要时见第8章1）用正接法测量2）测量时记录环境温度及变压器顶层油温3）必要时是指：红外测温异常套管渗漏油等6绝缘油试验见12.1节7绕组连同套管的交流耐压试验1）大修后 2）必要时试验电压值：按出厂试验电压值的801）110kV及以上进行感应耐压试验2）35kV及以下的全绝缘变压器除进行外施交流耐压外
27、，还应进行感应耐压试验3）必要时是指：对绝缘有怀疑需考核绝缘水平时8铁心及夹件绝缘电阻1）投运前2）13年3）大修后4）必要时1）与以前测试结果相比无显著差别2）运行中铁心接地电流一般不应大于0.1A1）采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表）2）只对有外引接地线的铁心、夹件进行测量3）必要时指：油色谱试验判断铁心可能存在多点接地等缺陷时铁心(夹件)接地电流异常时红外测温铁心(夹件)引出部位或油箱温度异常时表1（续）序号项 目周 期要 求说 明9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻大修中220kV及以上：一般不低于500M110kV及以下：一般不
28、低于100 M1）用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表）2）连接片不能拆开可不进行10油中水分mg/L1）准备注入110kV及以上变压器的新油2）投运前3）110kV及以上运行中变压器：1年4）必要时投运前：110kV：20220kV：15500kV：10运行中：110kV：35220kV：25500kV：151）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50时取样2）必要时指：补充油后绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）试验异常时渗漏油等11油中含气量%（体积分数）500kV变压器1）新油注入前后2）投运前3）运行中：1年4）必要时投运前：1运行中：3必要是指：
29、变压器需要补油时渗漏油12绕组泄漏电 流1）投运前2）13年3）必要时1）直流试验电压一般如下(kV)绕组额定电压 3 610 2035 110220 500(kV)直流试 2 10 20 40 60验电压2）与前一次试验结果相比应无明显变化读取1min时的泄漏电流值13绕组所有分接的电压 比1）投运前2）分接开关引线拆装后3）更换绕组后4）必要时1）各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1；其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但偏差不得超过1%必要是指
30、：色谱异常怀疑存在匝间短路时设备故障后需判断损坏情况时表1（续）序号项 目周 期要 求说 明14校核三相变压器的组别或单相变压器极性1）投运前2）更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致15空载电流和空载损耗1）更换绕组后2）必要时与前次试验值相比，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（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较）2）必要时是指：色谱分析异常，怀疑磁路有缺陷时16阻抗电压和负载损耗1）更换绕组后2）必要时与前次试验值相比，无明显变化1）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（如制造厂提供了较低电流下的测量值
31、，可在相同电流下进行比较）2）必要时是指：出口短路后等17局部放电试验220kV及以上：1）投运前2）大修后3）必要时在线端电压为1.5Um/时，放电量一般不大于500pC或在线端电压为1.3 Um/ 时，放电量一般不大于300pC1）110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行2）必要时是指：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障等18有载分接开关的试验和检查1）按制造厂规定2）大修后3）必要时按DL/T57495有载分接开关运行维修导则执行必要时是指直流电阻或电压比试验异常时19测温装置校验及其二次回路试验1）3年（二次回路）2）大修后3）必要时1）按制造厂的技术要求2）密封良好，指示
32、正确，测温电阻值应和出厂值相符3）绝缘电阻一般不低于1 M1）采用2500V兆欧表2）必要是指：怀疑有故障时20气体继电器校验及其二次回路试验1）3年（二次回路）2）大修后3）必要时1）按制造厂的技术要求2）整定值符合运行规程要求，动作正确3）绝缘电阻一般不低于1M1）采用2500V兆欧表2）必要时是指：怀疑有故障时21压力释放器校验及其二次回路试验1）3年（二次回路）2）必要时1）动作值与铭牌值相差应在10%范围内或符合制造厂规定2）绝缘电阻一般不低于1M1）采用2500V兆欧表2）必要是指：怀疑有故障时表1（续）序号项 目周 期要 求说 明22整体密封检查1）大修后2）必要时1）35kV及
33、以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验（约5kPa压力），对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验（约2.5kPa压力），试验时间12h无渗漏2）110kV及以上变压器在油枕顶部施加0.035Mpa压力，试验持续时间24h无渗漏1）试验时带冷却器，不带压力释放装置2）必要时是指：怀疑密封不良时23冷却装置及其二次回路检查试验1）3年（二次回路）2）大修后3）必要时1）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油2）强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定3）绝缘电阻一般不低于1M1）采用2500V兆欧表2）必要时是指：怀疑有故障时24套管中的电流互感器试验大修后1
34、）绝缘电阻测试2）变比测试3）极性测试4）伏安特性测试见第6章25绕组变形测试110kV及以上：1）投运前2）更换绕组后3）发生出口或近区短路后与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家的同期产品对比1）每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同2）对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较3）发电厂厂用高压变压器可参照执行26油中糠醛含量mg/L1）220kV及以上投运超过10年的每3年一次2）必要时1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行 15 510 1015 15年限 20糠醛 0.1 0.2 0.4 0.7
35、5含量2）跟踪检测时，应注意增长率3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重1）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况2）必要是指：油中气体总烃超标或CO、CO2过高长期过载运行、温升超标后需了解绝缘老化情况时27绝缘纸（板）聚合度必要时当聚合度小于250时，应引起注意1）试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克2）对运行时间较长（如20年）的变压器尽量利用吊检的机会取样3）必要时是指：怀疑纸（板）老化时表1（完）序号项 目周 期要 求说 明28绝缘纸（板）含水量必要时水分（质量分数）一般不大于下值：500kV：1%，220kV：3%可用
36、所测绕组的tan值推算或取纸样直接测量必要时是指：怀疑纸（板）受潮时29全电压下空载合闸1）投运前2）更换绕组后1）全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min2）部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5 min1）在运行分接上进行2）由变压器高压侧或中压侧加压3）110kV及以上的变压器中性点接地4）发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行30噪声测量必要时与出厂值比较无明显变化1）按GB73281987的要求进行2）必要时是指：发现噪声异常时31箱壳振动必要时与出厂值比不应有明显差别必要时是指：发现箱壳振动异常时32红外测温见第18 章1）用红外热像仪测量2）测量套管及接头、油箱壳
37、、油枕油位、套管油位等5.2 500kV油浸式电抗器500kV油浸式电抗器的试验项目、周期和要求见表2。表2 500kV油浸式电抗器的试验项目、周期和要求序号项 目周 期要 求说 明1油中溶解气体色谱分析1）新投运及大修投运后：1、4、10、30天2）运行中：3个月3）必要时1）新装变压器油中H2与烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值：总烃：20H2：10C2H2：02）运行中H2与烃类气体含量（L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150H2：150C2H2：13）烃类气体总和的绝对产气速率超过12mL/d或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常4）当出现痕量（小于1L
38、/L）乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁心安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1）总烃包括CH2、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组分含量有增长超势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的电抗器应有投运前的数据5）必要时是指：巡视发现异常在线监测系统告警试验结果异常等设备故障后需判断损坏情况时表2（续）序号项 目周 期要 求说 明2油中水分mg/L1）注入电抗器前后的新油2）运行中：1年3）必要时投运前：10运行中：151）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50时取样2）必要时是指：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时渗漏油等3油中含气量%（体积分数）1）注入电抗器前后的新油2）运行中：1年3）必要时投运前：1运行中：3必要时：如需要补油时渗漏油时4油中糠醛含量mg/L必要时1）超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：必要时是指：油中气体总烃超标或CO、CO2过高需了解绝缘老化情况时长期过载运行后，温升超标后等运行年 限1551010151520糠醛含 量010