双河口水电站1号主变检修规程.doc

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1、双河口水电站1号主变检修规程1范围本标准规定了变压器的技术规范、检修前的准备、检修项目、工艺要求及质量标准、常见故障与检修处理本检修规程适用于双河口水电站变压器检修工作。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。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标准，然而，鼓励根据本标准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标准。2.1南方电网的Q/CSG10007-2004电力预防性试验规程3主变压器规范项 目单位1B型 号SF10-100000/110额定容量kVA100000额定频

2、率Hz50相数3额定电压高压侧kV12122.5%低压侧kV10.5额定电流高压侧A477.1低压侧A5498.6结线组别YN d11油面温升55冷却方式油浸风冷(ONAN)阻抗电压%13.47空载损耗kW52.41负载损耗kW347.04制造厂家青岛变压器集团成都双星电器有限公司出厂日期2008.3.6出厂编号070411014变压器检修前的准备4.1查阅档案了解变压器的运行状况。4.1.1运行中所发现的缺陷和异常情况，出口短路的次数和情况。4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况。4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案。4.1.4查阅试验记录（包括油化验和色谱分析），了解绝缘状况。4.1

3、.5进行大修前的试验，确定附加检修项目4.2编制大修工程安全、技术、组织措施，其主要内容如下：4.2.1人员组织及分工。4.2.2施工项目及进度表。4.2.3特殊项目及施工方案。4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施。4.2.5主要施工工器具、设备明细表；主要材料及备品备件明细表。4.2.6绘制必要的施工网络图及流程图。4.3施工场地要求4.3.1安排在设备现场进行。4.3.2搭好遮雨棚作好防潮、防尘和消防措施，准备足够的施工电源及照明。5变压器检修项目、工艺要求及质量标准5.1检修项目5.1.1大修项目5.1.1.1吊开钟罩检修器身。5.1.1.2绕组、引线及屏蔽装置的检修。5

4、.1.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修。5.1.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。5.1.1.5风机冷却器、散热器、阀门等附属设备的检修。5.1.1.6安全保护装置的检修。5.1.1.7油保护装置的检修。5.1.1.8测温装置的检修。5.1.1.9操作控制箱的检修和试验。5.1.1.10无励磁分接开关检修。5.1.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏。5.1.1.12器身绝缘干燥处理（必要时）。5.1.1.13变压器油的处理或换油。5.1.1.14清扫油箱并进行喷漆。5.1.1.15大修的试验和试运行。5.1.2小修项目5.1.2.1处

5、理已发现的缺陷；5.1.2.2放出储油柜积污盒中的污油。5.1.2.3检修油位计，调整油位。5.1.2.4检修冷却装置：风机、散热器等。5.1.2.5检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀、气体继电器等。5.1.2.6检修测温装置。5.1.2.7检修调压装置，测量装置及控制箱并进行调试。5.1.2.8检查接地系统。5.1.2.9检修油保护装置。5.1.2.10检修全部阀门和塞子，检查密封状态，处理渗漏油。5.1.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆。5.1.2.12清扫外绝缘和检查导电接头。5.1.2.13按有关规程定进行测量和试验。5.2 变压器检修工艺及质量标准5.2.1器身检修5.2

6、.1.1施工条件与要求5.2.1.1.1吊钟罩在检修现场进行，器身暴露在空气中的时间不超过如下规定： 空气相对湿度65%时，16h 空气相对湿度75%时，12h 器身暴露时间从变压器放油时算起，而注油时间不包括在内容。5.2.1.1.2器身温度不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度50C以上。5.2.1.1.3检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服、鞋和帽，戴清洁手套。照明采用24V及以下低压行灯。 5.2.1.1.4进行器身检查所使用的工具，由专人保管，进出应有专人编号登记，防止遗留在油箱内。5.2.2绕组检修检 修 工 艺质 量 标

7、准1.检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开围屏进行检查(1)围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。(2)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞。(3)检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐射垫块24个。(4)相间隔板完整并固定牢固。2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损(1)绕组应清洁，表面无油垢，无变形。(2)整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成

8、一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度4.检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或绸布）轻轻擦试，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理(1)油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存。(2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。(3)特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化。5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态绝缘状态分为：(1)一级绝缘：有弹性，手指按压后无残留变形，属良好状态。(2)二级绝缘：绝缘仍有有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态。(3)三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂

9、纹和变形，属勉强合格状态。四级绝缘：绝缘严重老化，呈黑褐色，用手指按时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。5.2.3引线及绝缘支架检修检 修 工 艺质 量 标 准1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象(1)引线绝缘包扎完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。(2)引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏敝好，层后再加包绝缘。(3)采用磷铜或银焊接。(4)接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，不得有其它杂质。(5)引线长短适宜，不应有扭曲现象。(6)引线绝缘厚度，应符合DL/T 57395附录B的规定。2.检查

10、绕组至分接开关引线，其长度，绝缘包扎厚度，引线接头的焊接，引线对各部位的绝缘距离，引线的固定的情况是否符合要求(1)质量标准同1。(2)分接引线各部绝缘距离应满足DL/T 57395附录B的要求。3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象。(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓（但不得应用环氧螺栓），两种固定螺栓均需有防松措施。(3)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘用绝缘。(4)引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力作用下，不致发生引线短路。4.检查引线与各部位之间

11、的绝缘距离(1)引线与各部位之间的绝缘距离根据引线绝缘厚度不同而异，小于DL/T 57395附录B的规定(2)大电流引线（铜排）与箱壁间距，应大于100mm，以防漏磁发热，铜排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地。5.2.4铁芯检修检 修 工 艺质 量 标 准1.检查铁芯外表是否平整有无片间短路或变色,放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物,可用洁净白布擦试,若叠片有翘起或不规整之处,可用木锤或铜锤打平整。1.铁芯应平整,绝缘漆膜无脱落,叠片紧密,边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状,铁芯各部表面应无油垢和杂质,片间无短路,搭接现象,接缝间隙符合要求2检查铁芯

12、上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。(2)钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙。绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧度。（3）钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地。（4）打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较应无明显变化。3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。螺栓紧固，夹件的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足

13、够距离。4.用专用扳手紧固上、下铁芯的穿芯螺栓，检查与测量绝缘情况。穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路油路畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐6.检查铁芯接地片的连接及接地情况铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm,宽度不小于30mm的紫铜片,插入34级铁芯间,插入深度不小于80mm,其外露部份应包扎绝缘,防止短路铁芯7.检查铁芯电场屏敝绝缘及接地情况绝缘良好,可靠接地5.2.5油箱检修检 修 工 艺质 量 标 准1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊消除渗漏点2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质油箱内部洁净，无锈蚀，漆

14、膜完整3.清扫注油循环管路检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹注油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整，无破损，无放电痕迹4.检查钟罩法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平法兰结合面清洁平整5.检查器身定位钉防止定位钉造成铁芯多点接点，定位钉无影响可不退出6.检查磁（电）屏敝装置有无松动放电现象，固定是否牢固。磁（电）屏敝装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地7.检查钟罩的密封胶垫接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位。胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的23倍，胶垫压缩量为其厚度的1

15、/3左右8.检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位处理，重新刷漆内部漆膜完整，附着牢固。5.2.6风机的检修检 修 工 艺质 量 标 准1拆去风机电源检修绕组绝缘用500V手摇表绝缘电阻大于0.5M2.拆下并检查风机的各轴承进行清洗加油转动灵活无卡阻现象，转动燥音小。5.2.7无励磁分接开关检修检 修 工 艺质 量 标 准1.检查开关各部件是否齐全完整。完整无缺损。2.松开定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因。检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则应进行调整。机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，指示位置与实际接触位置相一致。3.检查动静触头间

16、接触是否良好，触头表面是否清洁，并无氧化变色、镀银层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除，轴柱如有严重烧损时应更换。开关所有紧固件均应拧紧，无松动。5.检查分接开关绝缘件有无受潮剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换。操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。绝缘筒应完好，无破损、剥裂、变形、表面清洁无油垢，操作杆绝缘良好，无弯曲变形。6.检修的分接开关，拆前做好明显标记。拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得换。7.检修绝缘操作杆u型拔叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。使

17、其保持良好接触。5.2.8附件的检修5.2.8.1胶囊式储油柜的检修检 修 工 艺质 量 标 准1.放出储油柜内的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜。内部洁净无水迹。2.检查胶囊的密封性能，进行气压试验，压力为0.02-0.03MPa，时间12h（或浸泡在水中检查应无冒气泡）应无渗漏。胶囊无老化开裂现象，密封性能良好。3.用白布檫净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管口应加焊挡罩。隔膜洁净, 联管口无堵塞。4.将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口。引出口应密封良好，无渗漏。5.更换密封密垫，装复端盖。密封良好，无渗漏。5.2.8.2指针式油位计的检修检 修 工 艺质 量

18、标 准1.检查油位计的密封性 密封垫圈无破损、应能承受245KPa历时20min的压力试验。2.检查油位计变送器的接线端子对地（壳体）施加工频电压2000v历时1min试验 无击穿、闪络现象。3. 检查油位计的传动机构。应转动灵活、无阻碍现象。4.检查油位计的指示位置。(油位监视)注油时，油位计的指示位置是否与实际油位相一致、油面指示误差不得超过全刻度的2. 5。5.检查油位计指示机构。在指示最高和最低油位时,电器开关应正确动作。5.2.8.3吸湿器的检修检 修 工 艺质 量 标 准1.将吸湿器从变压器上卸下倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫。玻璃罩清洁完好。2.把干燥的吸附剂装入吸

19、湿器内，并在顶盖下面留出1/5-1/6高度的空隙。新装吸附剂应经干燥，颗粒直径不小于3mm。3.失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120度至160度，时间5h。还原后应呈蓝色。4.更换胶垫胶垫完好，有弹性。5.下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧。加油至正常油位线，能起呼吸作用。6.为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定。运行中吸湿器安装牢靠，不受振动影响。5.2.8.4阀门及塞子的检修检 修 工 艺质 量 标 准 1.检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈，必要时更换零件。经0.05 MPa油压试验，挡板关闭严密，无渗漏，轴杆密封良好，指示开、闭位置

20、的标志清晰、正确。2.阀门应拆下分解检修研磨接触面，更换密封填料，缺损的零件配齐，对有严重缺陷无法处理者更换。阀门检修应做0.15 MPa压力试验不漏油。3.对变压器本体和附件各部的放油（气）塞，油样阀门等进行全面检查，并更换密封胶垫。检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换。各密封面无渗漏。5.2.9环氧树脂电容型套管的检修检 修 工 艺质 量 标 准1.准备工作：(1)检修前先进行套管本体绝缘试验，以判断绝缘状态。(2)套管应垂直置于专用的作业架上、中部法兰与作业架用螺栓固定4点。(1)根据试验结果判定套管是否需解体。(2)使套管处于平衡状态。2.清扫和检查(1)用干净毛刷刷洗电容芯表

21、面的杂质，用皱纹纸或塑料布包好(2)擦拭瓷套内外表面 质量标准:(1)电容芯应完整无损，无放电痕迹，测压和接地引外线连接良好，无断线或脱 焊现象(2)无裂纹和破损。(3)放油塑料管拆下妥善保存。5.2.10真空注油抽真空及注油步骤1 以均匀的速度抽真空达到指定真空度（制造厂规定的真空值），若没有指定真空度时。电压等级 真空度） 21kpa 2小时 4小时真空度达到要求，并保持规定时间。检查油箱没有变形和异常现象后，在继续抽真空的状态下开始注油。2 以35t/h的速度将油从变压器下部注入器身，这样可排除油箱内及器身上的残存气体。 3 变压器经真空注油后补充油。4对胶囊或油枕补油。注油前维持真空时

22、间（）、220kV新结构 1.33kpa 46小时 6小时注油温度宜略高于器身温度。（）、当油面距油箱顶部约200mm时停止注油，应继续抽真空保持到4小时以上。（）、需经油枕注油管注入。严禁从下部注入，注油时应使油流缓慢地注入变压器至规定的油面为止。再静止12小时以上。（）、打开油枕上部排气孔，由注油管将油注满油枕，直至排气孔溢出变压器油，再停止注油和关闭排气孔。从变压器下部排油阀排油，至油位计指示正确油位为止。6变压器检修后质量验收和试运行6.1在安装完毕后试运转之前，必须填写“质量验收单”并签字验收后方可做启动试验。质量验收单项目名称工作负责人工作班员工作时间质量标准：填写人： 时间：检修

23、情况： 填写人： 时间：检修遗留问题：填写人： 时间：一级验收（检修单位班组长）二级验收三级验收（专业副总）验收人评定检修单位（专责工程师）生产部（专责工程师）验收人评定验收人评定验收人评定注：1.日常维护的重要工作、设备检修及技术改造等各项工作必须填写质量验收单；2.需履行二、三级验收的工作项目必须由生产部验收签字认可；3.本验收单将作为班组和部门的经济考核依据，各项目负责人要认真填写，验收人应认真组织验收。7变压器检修总结报告7.1变压器检修完毕后一周内完成总结性的检修报告7.2检修报告格式及包含内容如下：检修原因、检修时间、工作总负责人、参加人员、检修内容、检修中存在的问题及处理情况等。

24、8变压器常见故障与检修处理8.1变压器有下列情况之一者为事故运行，值班人员应立即停止事故变压器的运行。如系厂 用变压器事故应立即投入备用电源，恢复厂用电：8.1.1 变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声。8.1.2油枕或安全气道的喷油管喷油或喷烟火。8.1.3漏油致使油位下降到油位计上看不见油面，且无法立即加油至油位计以上时。8.1.4套管和油气套管有严重的破损或严重放电闪络或引线头熔断。8.1.5 变压器着火或冒烟。8.1.6变压器在正常负荷和相应的正常冷却条件下，上层油温不断上升，经投入全部备用冷却器和降低负荷，仍不能使上层油温稳定在极限值时。8.2瓦斯保护动作的原因和处理。8.2.1原

25、因：8.2.1.1轻瓦斯：8.2.1.1.1滤油、加油或强油循环系统不严密，使空气进入变压器内部。8.2.1.1.2因油位下降或漏油使油位缓慢下降。8.2.1.1.3变压器内部故障而产生少量气体。8.2.1.1.4发生穿越性短路故障。8.2.1.1.5轻瓦斯保护的二次回路故障等。8.2.1.2重瓦斯：8.2.1.2.1变压器内部严重故障，突然产生大量气体，出现强烈油流。8.2.1.2.2变压器滤油、加油或强迫油循环冷却系统检修后，空气未排净，且空气分离出来的速度太快。8.2.1.2.3重瓦斯保护的二次回路故障等。8.2.2处理：8.2.2.1对变压器进行外部检查，查明有无内部故障的征象。8.2

26、.2.2根据外部征象判明保护动作的原因，是否因空气进入变压器内部或因油位降低，或是二次回路故障等。8.2.2.3若根据外部征象无法判定保护动作的原因时，应参照下表鉴定继电器内的气体性质。试验气体的可燃性时，应将气体取出后在周围无易燃物的情况下进行，并保留部分气样供化验分析。气体性质与故障性质关系表气 体 性 质故 障 性 质黄色 不易燃木质故障淡灰色带强烈臭味 可 燃纸或纸板故障灰黑色 易 燃油故障8.2.2.4如气体是无色无味不可燃的，并确认是空气时，应将瓦斯继电器内气体放出，变压器可继续运行或重新投入运行。轻瓦斯信号因油内空气排出而重复动作时，应将继电器内气体排净，若信号动作的间隔时间逐次

27、缩短时，应将重瓦斯保护改投信号，并报告值班调度员和电站站长、电站专工。8.2.2.5出现上表性质之一的气体者，如保护未动作跳闸时，应立即报告值班调度员和电站站长、电站专工，停止变压器的运行。8.2.2.6若气体的性质虽然是无色不可燃，但无可靠依据判明是空气时，应检验变压器油的闪点和进行气相色谱分析，若闪光点较初始值降低以上或气相色谱分析结果证明变压器存在危及安全运行的故障时，应尽快将变压器停电处理。8.2.2.7重瓦斯保护动作跳闸后，如未发现有内部故障的征象或动作原因不明时，经外部检查试验正常，作零起升压试验正常后，必须报电站站长或电站专工批准，方可投入运行。8.2.2.8若判明是重瓦斯保护误

28、动跳闸，应停用重瓦斯保护，恢复变压器的运行，但差动保护必须投入跳闸位置。8.3差动保护动作跳闸的处理：8.3.1对差动保护范围内的一次设备进行详细的外部检查。8.3.2对变压器进行外部检查。8.3.3检查变压器各侧开关在断开位置，拉开各侧刀闸，做好安全措施，通知有关工作人员测量各侧线圈的绝缘电阻和直流电阻，检查校验差动保护及有关二次回路是否正常。8.3.4如未发现任何故障征象，经电站站长或电站专工同意，可进行零起升压试验，若正常则可投入运行。8.3.5若差动保护装置故障，短时内无法消除时，经电站站长或电站专工批准，可切除差动保护装置将变压器投入运行，但重瓦斯保护必须投入跳闸位置。差动保护停用时

29、间不得超过4小时。8.3.6如差动保护与瓦斯保护同时动作时，还应按瓦斯保护动作的有关规定进行检查试验，必要时应对变压器内部进行检验，在未经检查并试验合格前禁止再投入运行。8.4变压器着火事故8.4.1现象：8.4.1.1变压器本体或油枕冒烟着火。8.4.1.2安全气道的喷油管喷出烟火。8.4.2处理：8.4.2.1迅速断开变压器各侧开关，拉开刀闸或将开关拉至检修位置，对主变着火应紧急解列停机8.4.2.2停用风机系统，退出风机电源。8.4.2.3打开变压器事故排油阀排油。8.4.2.4当变压器着火或套管着火时，迅速打开消防水阀进行灭火。8.4.2.5如溢出的变压器油向地面扩散着火时，应用沙土扑

30、灭，严防火灾向附近漫延。8.4.2.6变压器周围或其附属设备着火，但对变压器的安全运行没有直接威胁，又能保证安全灭火时，不应将变压器停电，而应迅速进行灭火。9变压器试验（检验）标准9.1试验项目9.1.1大修前的试验9.1.1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。9.1.1.2测量绕组连同套管的tg值。9.1.1.3本体及套管中油的试验。9.1.1.4测量绕组连同套管的直流电阻（所有分接位置）。9.1.1.5套管试验。9.1.1.6测量铁芯对地绝缘电阻。9.1.1.7必要时增加其它试验项目（如特性试验局部放电试验等）。9.1.2大修中的试验9.1.2.1测量铁芯对夹件，穿心螺栓，钢压板及铁

31、芯电场屏蔽对铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻.9.1.2.2必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻。9.1.2.3必要时作套管电流互感器的特性试验。9.1.2.4必要时单独对套管进行额定电压下的tg，局部放电和耐压试验（包括套管油）。9.1.3大修后的试验9.1.3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。9.1.3.2测量绕组连同套管的tg。9.1.3.3冷却装置的检查和试验。9.1.3.4变压器油的试验。9.1.3.5测量绕组连同套管的直电阻。9.1.3.6测量铁芯对地绝缘电阻。9.1.3.7总装后，变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验。9.1.3.8测量变压比及连接组别。9.

32、1.3.9检查相位。9.1.3.10必要时进行变压器的空载特性试验。9.1.3.11必要时进行变压器的短路特性试验。 9.1.3.12必要时测量变压器的局部放电电量。9.1.3.13额定电压下的冲击合闸。9.1.3.14空载运行前后变压器油的色谱分析。9.2试验标准序号试 验 项 目标 准说 明1绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数(1)绝缘电阻换算至同一温度与前一次测试结果比较不应有明显变化。(2)吸收比不小于1.3。极化指数不小于1.5。 采用2500V绝缘电阻测试仪2绕组的直流电阻(1)相绕组直流电阻相间差别不大于三相平均值的2%。线间差别不大于三相平均值的1%。与以前相同部位测得值比较其变化

33、不应大于2%。(2)大修时应在所有分接头位置下测量,小修变更分接头位置后,只在使用的分接头位置上测量。3绕组的介质损耗(1)20时tg不大于0.8%且与历年数值比较不应有显著变化。(2)试验电压:10kV。 4套管的介质损耗(1) 在20时tg不大于0.8%且与历年数值比较不应有显著变化。(2)试验电压:10kV。5套管的电容值与铭牌值相比较不应有显著变化6铁芯的绝缘电阻与历次测量结果相比较无显著变化采用2500V兆欧表7运行中铁心的接地电流不大于0.1A8穿心螺杆、铁扼夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环屏蔽等的绝缘电阻绝缘电阻一般不低于500M采用2500V兆欧表9套管主绝缘大于10000M采用2500V兆欧表10套管末屏绝缘大于1000M采用2500V兆欧表11绕组泄漏电流与前一次测试结果相比较应无明显变化12油中溶解气体色谱分析新变压器油H2与烃类气体含量任一项不宜超过 ： （总烃：20 H2：10 C2H2：0）运行中超过下列任一项值应引起注意：（总烃：150 H2：150 C2H2：5）13油中含水量投运前15mg/L 运行中30mg/L14油中含气量投运前1.5% 运行中3% (体积分数)15绝缘油击穿电压试验投运前50kV 运行中40kV