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1、目 次前 言1 范围12 规范性引用文件13 定义、符号24 总则25 电力变压器及电抗器36 互感器127 开关设备178 套管259 支柱绝缘子与悬式绝缘子2610 电力电缆线路2711 电容器3012 绝缘油与六氟化硫气体3213 避雷器3514 母线3715 二次回路3816 1kV 及以下的配电装置与电力布线3817 1kV 及以上的架空电力线路3818 接地装置3919 旋转电机40附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准48附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值48附录C(资料性附录) 避雷器的电导电流值与工频放电电压值48附录D(规范性附录) 同步发电机与调相
2、机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定与硅钢片单位损耗50附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法与判断依据54附录F(资料性附录) 参考资料55电力设备预防性试验规程1 范围 本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期与要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。 本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。2 规范性引用文件 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被
3、修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB/T 311.22002 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1.21996 电力变压器 GB 1094.3、.52003 电力变压器 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 交流高压隔离开关与接地开关GB 25361990 变压器油 GB 39061991 3kV35kV交流金属封闭式开关设备 GB 41091999 高压套管技术条件 GB 47032001 电容式电压互感器 GB 47871996 断路器电容器 GB 6115
4、1998 电力系统用串联电容器 GB 64501986 干式电力变压器 GB 64511999 三相油浸式电力变压器技术参数与要求 GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析与判断导则 GB/T 75952000 运行中变压器油质量标准 GB 76741997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 89051996 六氟化硫电气设备中气体管理与检验导则 GB 9326.1.51988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 102291988 电抗器 GB 102301988 有载分接开关 GB 110171989 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘
5、电力电缆 GB/T 110221999 高压开关设备与控制设备标准的共用技术要求 GB 110322000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12706.1.31991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 GB 12976.1.31991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 GB 501501991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准DL/T 4021999 交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 5931996 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 5961
6、996 电力设备预防性试验规程DL/T 6201997 交流电气装置的过电压保护与绝缘配合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与判断导则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JB/T 71111993 高电压并联电容器装置 JB/T 71122000 集合式高电压并联电容器 JB/T 81691999 耦合电容器与电容分压器3 定义、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
7、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 带电测试对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测试。3.4 红外测温利用红外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与诊断。3.5 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、移位、松脱等变形现象。3.6 GIS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。3.7本标准所用的符号Un 设备额定电压Um 设备最高电压U0/U 电缆额定电压
8、(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压tan 介质损耗因数3.8 常温本标准中使用常温为1040。 4 总则4.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备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 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，参照相关的试验结果，根据变化规律与趋势，进行全面分析与判断后作出正确结论。4.3遇到特殊情况(例如发现某类设备
9、的同一类故障与缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。4.4 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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。4.5 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验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也
10、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。4.6 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；c) 为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。4.7在进行与温度与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与周围空气的温度与湿度。 进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5，
11、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%。4.8 110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tan、绝缘油的水分与击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行。4.9 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报省一级公司备案。4.10 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T6641999带电设备
12、红外诊断技术应用导则执行。4.11 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。4.12 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。4.13 各省公司可根据本标准，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。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、周期与要求见表5.1。表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期与要求序号项目周 期要 求说 明1油中溶解气体色谱分析1)新投运及大修后投运500kV:1,4,10,30天220kV:4,10,30天110kV:4,30天2)运行中500kV:3个月220kV:6个月
13、35kV、110kV:1年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:20；H2:10；C2H2:02)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； H2:150C2H2:5 (35kV220kV)，1 (500kV)3)烃类气体总与的产气速率大于6mL/d(开放式)与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CH4、C2H4、C2H6与C2H2四种气体2)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跟踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率
14、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,如:出口(或近区)短路后巡视发现异常在线监测系统告警等2油中水分，mg/L1)准备注入110kV及以上变压器的新油2)注入500kV变压器后的新油3)110kV及以上:运行中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,如:绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时渗漏油等3)注:本项目正在被修订3油中含气量，%(体积分数)500kV变压器1)新油注入前后2)运行中:1年3)必要时投
15、运前: 1运行中: 3必要时，如：变压器需要补油时渗漏油序号项目周 期要 求说 明4油中糠醛含量，mg/L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：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)必要时，如：油中气体总烃超标或CO、CO2过高需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等运行年限1551010151520糠醛含量0.10.20.40.752)跟踪检测时，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5油中洁净度测试500kV：必要时标准在制定中，每100ml油中大于5m的颗粒数不超过3000个6绝缘油试
16、验见12.1节7绕组直流电阻1)3年2)大修后3)无载分接开关变换分接位置4)有载分接开关检修后5)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)有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量3)不同温度下电阻值按下式换算:R2R
17、1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验5)必要时，如：本体油色谱判断有热故障红外测温判断套管接头或引线过热8绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)3年2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的702)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.53)绝缘电阻大于10000 M时，吸收比不低于1.1或极化指数不低
18、于1.3 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式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比与极化指数不进行温度换算6)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量7)必要时，如：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序号项目周 期要 求说 明9绕组连同套管的tan1)3年2)大修后3)必要时1)20时不大于下列数值：500k
19、V 0.6%110kV220kV 0.8%35kV 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，不同温度下的tan值一般按下式换算tand10/)(12123.1tttan-=式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值5)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量6)必要时，如：绕组绝缘电阻
20、、吸收比或极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等10电容型套管的tan与电容值见第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)只测量有末屏引出的套管tan与电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地11绕组连同套管的交流耐压试验1)10kV及以下：6年2)更换绕组后全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍1)110kV及以上进行感应耐压试验2)10kV按35kV0.8=28kV进行12铁芯及夹件绝缘电阻1)3年2)大修后3)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电
21、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芯、夹件进行测量3)必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时13穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、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：一般不低于100M1)用2500V兆欧表2)连接片不能拆开可不进行14局部放电试验220kV及以上：1)大修更换绝缘部件或部分绕组后2)必要时 在线端电压为1.5Um/时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为1.3Um/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
22、2)必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时15绕组所有分接的电压比1)分接开关引线拆装后2)更换绕组后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)35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它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%16校核三相变压器的组别或单相变压器极性更换绕组后 必须与变压器铭牌与顶盖上的端子标志相一致序号项目周 期要 求说 明17空载电流与空载损耗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
23、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，如：怀疑磁路有缺陷等18短路阻抗与负载损耗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；试验电流可用额定值或较低电流(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)2)必要时，如：出口短路后19绕组变形测试110kV及以上：1)6年2)更换绕组后3)必要时与初始结果相比，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)发电厂厂高变可参
24、照执行4)必要时，如：发生近区短路后20全电压下空载合闸更换绕组后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5min1)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21有载分接开关的试验与检查1)按制造厂规定2)大修后按DL/T57495有载分接开关运行维修导则执行22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，指示正确，测温电阻值应与出厂值相符3)绝缘电阻一般不低于1 M1)采用2500V兆欧表
25、2)必要时，如：怀疑有故障时23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1 M1)采用2500V兆欧表2)必要时,如：怀疑有故障时24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1 M1)采用2500V兆欧表2)必要时,如：怀疑有故障时25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、温升与声响正常，无渗漏油2)强油水冷装置的检查与试验，按制造厂规定3)
26、绝缘电阻一般不低于1M1)采用2500V兆欧表2)必要时,如：怀疑有故障时26整体密封检查1)大修后2)必要时1)35kV及以下管状与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)，对于波纹油箱与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,如：怀疑密封不良时27套管中的电流互感器试验大修时1)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章序号项目周 期要 求说 明28绝缘纸(板)聚合度
27、必要时当聚合度小于250时，应引起注意1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克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,如：怀疑纸(板)老化时29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%1)可用所测绕组的tan值推算或取纸样直接测量2)必要时,如：怀疑纸(板)受潮时30噪声测量必要时与出厂值比较无明显变化1)按GB73281987变压器与电抗器的声级测量要求进行2)必要时，如：发现噪音异常时31箱壳振动必要时与出厂值比不应有明显差别必要时，如：发现箱壳振动异常时32红外测温运行中500kV:1年2次110k
28、V、220kV:1年1次按DL/T6641999 带电设备红外诊断技术应用导则执行1)用红外热像仪测量2)测量套管及接头、油箱壳等部位5.2 干式变压器干式变压器的试验项目、周期与要求见表2。表2 干式变压器的试验项目与周期序号 项 目周 期要 求说 明1绕组直流电阻1)6年2)大修后1)相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%2)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%不同温度下电阻值按下式换算:R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，取2352绕组、铁芯绝缘电阻1)6年2)大修后绝缘电阻换算至同一温度下
29、，与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采用2500V或5000V兆欧表3交流耐压试验1)6年2)大修后按出厂试验电压值的0.8倍10kV变压器按35kV0.8=28kV进行4测温装置及其二次回路试验1)6年2)大修后1)按制造厂的技术要求2)指示正确，测温电阻值应与出厂值相符3)绝缘电阻一般不低于1 M5红外测温1年1次按DL/T6641999 带电设备红外诊断技术应用导则执行1)用红外热像仪测量2)测量套管及接头、油箱壳等部位3)只对站用变压器、厂用变压器进行5.3 SF6气体绝缘变压器SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期与要求见表5.3。表5.3 SF6气体绝缘变压器的
30、试验项目与周期序号 项 目周 期要 求说 明1SF6气体的湿度(20的体积分数)1)1年2)大修后3)必要时运行中：不大于500L/L大修后：不大于250L/L1)按GB12022工业六氟化硫、SD306六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)与DL506现场SF6气体水分测量方法进行2)必要时,如：新装及大修后1年内复测湿度不符合要求漏气超过表7.1中序号2的要求设备异常时 2SF6气体成分分析1)大修后2)必要时见12.3节序号 项 目周 期要 求说 明3SF6气体泄漏试验1)大修后2)必要时无明显漏点4绕组直流电阻1)3年2)大修后3)必要时1)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间
31、的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%2)1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，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)预试时有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量3)不同温度下电阻值按下式换算:R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，取235)4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕
32、组可不进行定期试验5)必要时，如：红外测温判断套管接头或引线过热时5绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)3年2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的702)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5 3)绝缘电阻大于10000 M时，吸收比不低于1.1，或极化指数不低于1.31)采用2500V或5000V兆欧表，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)必要时，如:对绝缘有怀疑时6绕组连同套管的tan35kV及以上：1)3年2)大修后1
33、)20时不大于下列数值：110kV及以上： 0.8%35kV： 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303)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) 封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量7铁芯及夹件绝缘电阻1)3年2)大修后1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A1)采用2500V兆欧表2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量8交流耐压试验1) 大修后2) 必要时全部更换绕组时，按
34、出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍110kV变压器采用感应耐压必要时，如:对绝缘有怀疑时9测温装置的校验及其二次回路试验1)3年2)大修后3)必要时1)按制造厂的技术要求2)密封良好，指示正确，测温电阻值应与出厂值相符3)绝缘电阻一般不低于1 M1)采用2500V兆欧表2)必要时，如：怀疑有故障时10红外测温运行中500kV:1年2次110kV、220kV:1年1次按DL/T6641999 带电设备红外诊断技术应用导则执行1)用红外热像仪测量2)测量套管及接头、油箱壳等部位5.4 油浸式电抗器500kV油浸式电抗器的试验项目、周期与要求见表5.4。表5.4 油浸式电抗器
35、的试验项目、周期与要求序号项目周 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)新装电抗器油中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；C2H2：13)烃类气体总与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/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与铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃
36、包括CH4、C2H4、C2H6与C2H2四种气体2)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数据5)必要时，如：巡视发现异常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，如：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
37、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,如： 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0.10.20.40.752)跟踪检测时，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5绝缘油试验见第12.1节6阻抗测量必要时与出厂值相差在5%范围内，与三相或三相组平均值相差在2%范围内如受试验条件限制可在低电压下测量7绕组直流电阻1)3年2)大修后3)必要时1)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)
38、与以前数值比较，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，则与以前数值比较，其变化不应大于2%2)不同温度下电阻值按下式换算:R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，取2353)必要时，如:本体油色谱判断有热故障红外测温判断套管接头或引线过热序号项目周 期要 求说 明8绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)3年2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的702)吸收比在常温下不低于1.3，吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.
39、5 3)绝缘电阻大于10000 M时，吸收比不低于1.1，或极化指数不低于1.3即可1)采用2500V或5000V兆欧表，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式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比与极化指数不进行温度换算6)必要时，如：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等9绕组连同套管的tan1)3年2)大修后3)必要时1)20时不大于0.6%2)tan值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30)3)试验电压10kV1)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近，尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan