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1、-江苏省电力设备交接和预防性试验规程(20061.2)-第 134 页江苏省电力设备交接和预防性试验规程江苏省电力公司二六年十一月前 言交接试验和预防性试验是保证电力设备安全运行的有效手段之一。2001年江苏省电力公司在电气设备预防性试验规程（DL/T596-1996）和电气设备交接试验标准（GB50150-91）的基础上，组织有关单位研究制定了江苏省电力设备交接和预防性试验规程，将交接和预试标准有机地统一起来。几年来的实践表明，江苏省电力设备交接和预防性试验规程对维护设备安全稳定运行起到了重要作用。随着电网规模的逐步扩大，新设备、新技术的大量使用以及社会对供电可靠性要求的不断提高，传统的13
2、年一次的定期停电试验模式已不能适应当前的设备维护需要。为适应国家电网公司和我省电气设备状态检修要求，江苏省电力公司组织有关单位，在广泛征求意见的基础上，对2001年12月颁发的江苏省电力设备交接和预防性试验规程进行了修订。本次修订根据设备的运行经验和带电检测开展情况，结合输变电设备状态检修需要，对设备的预防性试验项目、周期做了适当调整，并根据各种试验的有效性和有关设备反措要求，对部分试验项目和标准做了修订。为保持本规程的完整性，对旋转电机部分未作修改，仍保持原版本内容。本规程适用于江苏省电力公司所属各供电公司、基建和设计单位。江苏省电力系统外施工单位在省内承担的基建工程也应执行本规程的规定。省
3、内各发电厂（公司）、电力用户可参照执行。本规程从2006年11月1日起实施。本规程解释权属江苏省电力公司。目录1 范围12 引用标准13 定义、符号44 总则55 旋转电机错误！未定义书签。6 电力变压器及电抗器87 互感器308 开关设备439 套管7310 支柱绝缘子和悬式绝缘子7711 电力电缆线路7912 电容器9113 绝缘油和六氟化硫气体10114 避雷器10815 母线11316 二次回路11417 1kV及以下的配电装置和电力布线11518 1kV以上的架空电力线路11619 接地装置11820 电除尘器124附 录 A错误！未定义书签。附 录 B126附 录 C127附 录
4、D128附 录 E129附 录 F130附 录 G136附 录 H1371 范围本规程规定了各种电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备状态，预防设备损坏，保证安全运行。本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本规程执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本
5、的可能性。GB26183石油产品闪点测定法GB26483石油产品酸值测定法GB311.11997高压输变电设备的绝缘配合GB/T5072002绝缘油介电强度测定法GB/T51188石油产品和添加剂机械杂质测定法GB1094.121996 电力变压器GB1094.352003电力变压器GB25361990变压器油GB558385互感器局部放电测量GB565485液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB645086干式电力变压器GB/T654186石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB72522001变压器油中溶解气体分析和判断导则GB732887变压器和电抗器的声级测
6、定GB75952000运行中变压器油质量标准GB75971987电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法GB/T759887运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB760087运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB760187运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB9326.1.588交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB/T1102299高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB1102389高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB110322000交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T110172002额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB12
7、0221989工业六氟化硫GB/T 14542-2005运行中变压器油维护管理导则GB/T16927.11997高电压试验技术 第一部分:一般试验要求GB/Z188902002额定电压220kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件DL/T4211991绝缘油体积电阻率测定法DL/T4231991绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T429.91991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T4501991绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/T4592000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T4921992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL50692现场SF6气体水分测定方
8、法DL/T555气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则DL/T58096用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法DL/T5931996高压开关设备的共用定货技术导则DL/T 6211997交流电气装置的接地DL/T6642006带电设备红外诊断应用规范DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则SD3041989绝缘油中溶解气体组分含量测定法SD3061989六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)SD307-89六氟化硫新气中酸度测定法SD308-89六氟化硫新气中密度测定法SD309-89六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法SD310-89六氟化硫气体中矿物
9、油含量测定法(红外光谱法)SD311-89六氟化硫新气中空气四氟化碳的气相色谱测定法SD312-89六氟化硫气体毒性生物试验方法SH004091超高压变压器油SH035192断路器油3 定义、符号3.1 交接、预防性试验为了发现新安装及运行中设备的隐患，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，由人员参与进行的测量。3.4 跟踪测试在不影响设备安全运行的情况下采取的时间间隔较短的取油样或带电、在线测试。3.5
10、红外精确测量主要用于检测电压致热型设备内部缺陷，部分电流致热型设备，以便对设备的故障进行精确判断。对检测的环境和仪器要求较高，特别要排除风速和其他热辐射的影响。3.6 老旧设备达到设计寿命的设备以及虽然没有达到设计寿命，但由于具有家族性缺陷，省公司及以上级别的部门发文要求改造或更换的设备。 3.7 绝缘电阻在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。3.8 吸收比在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.9 极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1m
11、in时的绝缘电阻值之比。3.10 本规程所用的符号Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)；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；tg 介质损耗因数。4 总则4.1 本规程为适应输变电设备状态检修需要，进行了必要的修改。在确定输变电设备试验周期、项目时，应充分考虑设备状况。若设备状态评价为正常、具备必要的带电测试或在线检测手段、且处于稳定期的设备，可以考虑适当延长预试周期，但220110kV设备最长不得超过6年。500kV设备的预试周期仍按13年。老旧设备
12、、运行业绩较差的设备、评价结果为可靠性下降的设备，应缩短检测周期。4.2 预试周期延长（由“1-3年”延长为“1-6年”）的输变电设备，应加强带电测试和在线检测等不停电检测工作。在日常运行维护中，应根据设备情况，加强设备巡视及情况记录，并做好在线监测及不停电测试数据的管理及分析工作，确保设备定期状态评估参量的充分完善。” 4.3 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。4.4 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。
13、4.5 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：500kV72h220kV48h110kV及以下24h4.6 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配
14、的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。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，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.7 预防性试验时，如电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同，应根据下列原则确定试验电压：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设备时，应按照实际使用的额定工作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。交接试验时，耐压试验电压值
15、以额定电压的倍数计算，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。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、tg、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，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。本规程中使用常温为1040；运行温度为75。 4.9 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.10 110千伏及以上设备（不含母线、隔离开关）、35千伏主变压器、消弧线圈以及安装在变电站内的35千伏避雷器，新安装投运后第一年应进行一次预防性试验，之后两年内再进行一次预防性试验
16、，各项指标均合格后，转入正常周期。4.11 设备若长期未带电运行（110kV及以上达到半年；35kV及以下达到一年），投运前应按照预防性试验规程进行试验。停电时间未达上述规定的设备应根据设备状态自行规定试验项目。4.12 各单位在安排预试计划时，对于互感器、避雷器、断路器等设备，同批次的设备每年宜安排一定数量进行预试，以达到抽样检测和及时发现家族性缺陷的目的。4.13 如设备状态评价结果为可靠性下降状态时，试验周期应适当缩短，并加强带电检测和跟踪测试，或采用有效的在线监测技术。4.14 设备红外测温工作有关办法按照DL/T664-2006带电设备红外诊断应用规范执行，检测周期见附录G。4.15
17、 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。4.16 本规程未作规定的其它电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，按制造厂的要求执行，制造厂未作要求的自行规定。4.17 如设备的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。4.18 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的预试执行周期。6 电力变压器及电抗器6.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。表5 电力变压器及电抗器的试验项目、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）交接时2）大修后3）投运前4）运行中(1)220kV及以上变压器、
18、电抗器3个月；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天(2)110kV变压器半年；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天(3)35kV主变压器及8MVA及以上变压器1年5）必要时1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列注意值：总烃：20L/L；H2：30L/L；C2H2：0L/L2)大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：50L/L；H2：50L/L；C2H2：痕量(小于0.5L/L)3)运行变压器的油中任一项溶解气体含量超过下列注意值时，应按照第4）条要求进一步分析判断：总烃：150L/L；H2：150L/L；C2H2：5.0L/L (
19、500kV变压器为1.0L/L) 4)总烃产气速率大于0.25mL/h(开放式)和0.5mL/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常5)500kV电抗器，当出现痕量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芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、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追踪分析3)溶解气体组分含量超过注意值时，应缩短检测周期，跟踪变化趋势4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断5) 在线监测数据有异常变化时，应及时取样进行比对测试6)变
20、压器频繁过负荷运行，应适当缩短色谱监测周期7)装有绝缘油气体在线监测装置(经证明检测数据能反映绝缘油气体变化趋势的)的设备，经批准可以适当延长周期2绕组直流电阻1) 交接时2) 大修后3) 500kV：13年；其他：16年4) 有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)5) 无励磁调压变压器变换分接位置后6)必要时1)1.6MVA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)1.6MVA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(出厂)相同部位测得值比较，其变化不应
21、大于2%4)电抗器参照执行5)平衡绕组无论三端子或二端子引出均应测量直流电阻，变化量不应大于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，按要求中3)项执行2)不同温度下的电阻值按下式换算：式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2253)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量4)二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断3绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：16年4)必要时1)交接时绝缘电阻不低于出厂值的70%2)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次
22、测试结果相比应无明显变化3)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.54)220kV及以上变压器应测量极化指数1)采用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算4绕组的tg及电容值1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：16年4)必要时1)20时tg不大于下列数值：220500kV 0.6%35110kV 0.8%35kV及以下1.5%2)tg值与历年的数
23、值比较不应有显著变化(tg值0.4%时，变化量一般不大于30%)3)试验电压如下：1)非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组tg的要求值相同3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换算：tg2=tg11.3(t2-t1)/10式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值5) 当本体介损有明显增大且排除进水受潮时，应测量绝缘油介损。6)当绕组电容值出现较大变化时，应怀疑绕组存在变形可能，注意检查变压器出口及线路故障情况，并增加绕组变形测试。绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下Un4) 电容值变化量注意值
24、为5%5)用M型试验器时试验电压自行规定5电容型套管的tg和电容值1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：16年4)必要时见第9章1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温6绝缘油试验见第13章7交流耐压试验1)35kV及以下变压器：a)交接时b)大修后c)必要时2)110kV及以上变压器、电抗器：a)交接时、大修后有条件时进行b)更换绕组后c)必要时1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6-1(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；交接或部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.85倍1)可采用倍频感应或操作波感应法2)3
25、5kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验3)电抗器进行外施工频耐压试验8铁芯和夹件(有外引接地线的)绝缘电阻1)交接时2)大修后3)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A1)采用2500V兆欧表，对怀疑有缺陷的铁芯，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带等的绝缘电阻1)大修后2)必要时220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定1)采用2500V兆欧表。怀疑有缺陷时，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计2)连接片不能拆开者可
26、不进行10油中含水量见第13章11油中含气量见第13章12绕组泄漏电流1)交接时2) 500kV：13年；其他：16年3)必要时1)试验电压一般如下：1)此周期要求仅对带有纯瓷套管的绕组适用2)读取1min时的泄漏电流值3)交接时泄漏电流不宜超过表6-2的规定4)油气套管出线的变压器不做此项试验绕组额定电压kV36102035110220500直流试验电压kV5102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化13绕组所有分接的电压比1)交接时2)更换绕组后3)分接开关引线拆装后4)必要时1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器
27、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，但不得超过1%14校核三相变压器的组别或单相变压器极性1) 交接时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)交接时2)更换绕组后3)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值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 2)35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证16短路阻抗和负载损耗1)交接时2)更换绕组后3)必要时单相短路阻抗相间或与原始数
28、据相比变化不大于2%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值2)35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证17局部放电测量1) 交接时(220kV及以上) 2)更换绕组或绝缘部件后(220kV及以上)3)必要时1)测量电压为时，自耦变中压端不大于200pC；其它不大于100 pC。或按订货技术协议要求执行。2)干式变压器按GB6450规定执行1)试验方法符合GB1094.3的规定2)周期中“必要时”试验要求可自行规定3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测18有载调压装置的试验和检查1)交接时2) 检修后3) 500kV：13年；其他：16年或按制造厂要求4
29、)必要时有条件时进行1)检查动作顺序，动作角度范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符2)操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常3)检查和切换测试：a)测量过渡电阻的阻值与出厂值相符b)测量切换时间和波形三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符c)检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好d)单、双
30、数触头间非线性电阻的试验按制造厂的技术要求e)检查单、双数触头间放电间隙无烧伤或变动4)检查操作箱接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常5)切换开关室绝缘油试验符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV6)二次回路绝缘试验绝缘电阻一般不低于1M采用2500V兆欧表19测温装置及其二次回路试验1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：16年4)必要时1) 测温装置密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符2) 二次回路绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表20气体继电器及其二次回路试验1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：
31、16年(二次回路)4)必要时1)整定值符合运行规程要求，动作正确2) 二次回路绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表21压力释放器校验必要时动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂规定22整体密封检查1)交接时2)大修后1)35kV及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无渗漏试验时带冷却器，不带压力释放装置23冷却装置及其二次回路检查试验1)交接时2)
32、大修后3)自行规定4)必要时1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏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1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表24套管中的电流互感器绝缘试验1) 交接时2)大修后3)必要时绝缘电阻一般不低于1M采用2500V兆欧表25全电压下空载合闸1) 交接时2)更换绕组后1) 交接或全部更换绕组时，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)在使用分接上进行2)由变压器高压或中压侧加压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26油中糠醛含量1) 220kV及以
33、上变压器交接时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：建议在以下情况进行：1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运10年后3)需了解绝缘老化情况4)变压器更换绝缘油前后运行年限1551010151520糠醛量mg/L0.10.20.40.752)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)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样28绝缘纸(板)含水量必要时含水量(质量分数)
34、一般不大于下值：可用所测绕组的tg值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T58096用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法标准进行测量500kV1%220kV3%29阻抗测量1)交接时2)必要时与出厂值相差在5%，与三相或三相组平均值相差在2%范围内适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量30振动必要时与出厂值比不应有明显差别31噪声必要时与出厂值比不应有明显差别按GB7328要求进行32油箱表面温度分布必要时局部热点温升不超过80K33变压器相位检查1)交接时2)更换绕组后3)外部接线变更后必须与电网相位一致34变压器零序阻抗110kV及以上变压器和接地变压器1)交接时
35、2)更换绕组后 1)三相五柱式可以不做2)110kV及以上变压器如有制造厂试验值,交接时可以不测35绕组变形测试频响法(1)110kV及以上变压器1)交接时2)大修后3) 500kV：13年；其他：16年4)必要时(2)35kV及以下自行规定与初始结果比较，或三相之间结果相比无明显差别，无初始纪录时可与同型号同厂家对比1) 新安装变压器交接时应进行频响法和低电压短路阻抗试验。交接时未进行绕组变形测试的变压器，应结合预试进行频响法和低电压短路阻抗试验。2)变压器发生出口或近区短路后（短路电流大于60%变压器允许短路电流值），应尽快进行色谱分析，色谱异常的变压器应立即进行绕组变形测试。3)每次测量
36、时,变压器外部接线状态应相同4)应在最大分接下测量5)低电压短路阻抗应测试单相阻抗。6)定期试验时，两种方法可任选一种。低电压短路阻抗1）三相偏差应小于3%。2）阻抗变化历次相比应小于5%。36绝缘油带电倾向度测试（20）强油循环变压器：必要时1)新投运变压器一般应小于100Pc/ml(20)2)运行中设备应小于500Pc/ml(20) “MINI”法测量37红外测温(1) 新设备及大修设备投运后一月内(2)110kV及以上精确测量每半年不少于一次；35kV精确测量每年不少于一次；其他自行规定(3)必要时参照:DL 664-2006 带电设备红外诊断应用规范1） 新设备及大修设备投运至少24小
37、时后进行一次红外测温；2） 每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。6.2 电力变压器交流试验电压值机操作波试验电压值见表6-1；绕组直流泄漏电流试验时泄漏电流值不宜超过表6-2的规定。表6-1 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值额定电压kV最高工作电压kV线端交流试验电压值kV中性点交流试验电压值kV线端操作波试验电压值kV全部更换绕组部分更换绕组或交接时全部更换绕组部分更换绕组或交接时全部更换绕组部分更换绕组或交接时1132.532.533.518151815353066.92521252150
38、401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.585728572170145110126.0200170(195)9580375319220252.036039530633685(200)72(170)750638500550.0630680536578851407212010501175892999注： 1括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；2操作波的波形为：波头大于20S，90%以上幅值持续时间大于200S，波长大于500S；负极性三次。表6-2 电力变压器绕组直流泄漏电流额定电压(kV)试验电压峰值(
39、kV)在下列温度时的绕组泄漏电流值(A)10203040506070803511172539558312517861010223350771121662503562035203350741111672504005701102204033507411116725040057050060203045671001502353306.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)6.3.1交接试验项目见表5中序号120、22、23、24、25、26、33、34、35、37，其中，第10项适用于110kV及以上变压器，第11项适用于500kV变压器，17项适用于220kV及以上变压器， 第34、35项适用于1
40、10kV及以上变压器，第36项适用于220kV及以上强油循环变压器，第37项适用于35kV及以上变压器。 6.3.2大修试验项目a) 一般性大修见表5中序号111、18、19、20、22、23、24、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项、36项适用于500kV变压器，第35项适用于110kV及以上变压器、37项适用于35kV及以上变压器。b) 更换绕组的大修见表5中序号120、22、23、24、25、26、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器，17项适用于220kV及以上变压器、第26项适用于进行更换绝缘油的220kV级以上变压
41、器。6.3.3定期试验项目见表5中序号16、10、11、12、18、19、20、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器，第37项适用于35kV及以上变压器。6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)6.4.1交接试验项目见表5中序号29、1316、19、20、22、26，4、5项适用于35kV及以上变电站所用变压器，。6.4.2大修试验项目见表5中序号29、1316、19、20、22，其中1316适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电站所用变压器。6.4.3 定期试验项目见表5中序号28、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电
42、所用变压器。6.5 油浸式电抗器6.5.1 交接、大修试验项目见表5中序号16、811、19、20、22、23、24、26，其中10、11、26项适用于500kV电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。6.5.2定期试验项目见表5中序号16、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。6.6 消弧线圈6.6.1 交接、大修试验项目见表5中序号24、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。6.6.2 定期试验项目见表5中序号2、3、4、6。6.6.3 对于自动调谐消弧线圈，还应进行如下试验：序号项目周期要求1消弧线圈电
43、抗测量1)交接时2)大修后3)16年4)必要时与以前(出厂)相同档位测得值比较，其变化不应大于2%2电容器电容量测量（调容式）1)交接时2)大修后3)16年4)必要时与以前(出厂)测得值比较，其变化不应大于2%3装置阻尼电阻阻值测量与短接试验1)交接时2)大修后3)必要时阻值与前次（出厂）测量值的误差不大于2(模拟)接地故障后应可靠短接4装置电容电流测量精度试验1)交接时2)必要时测量误差不大于2%5装置接地故障判断定值试验1)交接时2)必要时与出厂数据相比误差不大于56装置控制器功能试验1)交接时2)大修后3)16年4)必要时所有功能与制造厂技术说明书符合并动作正确 6.6.4自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核；单相接地故障时，消弧线圈装置应不超过60ms的时间内稳定的补偿电容电流。6.7 干式变压器6.7.1