《安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行)及6114.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行)及6114.docx（66页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、Evaluation Warning: The document was created with Spire.Doc for .NET.ICS 备案号：20112012-6XX-06XX发布安徽省电力公司 发 布安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程（试行）Q/ 代替Q/ 安徽省电力公司企业标准20112012-6XX-06XX实施前 言根据国家家电网公公司设备备状态检检修工作作管理规规定，为为规范安安徽电网网智能变变电站一一次设备备状态检检修工作作，特制订本本规程。本标准依依据DLL/T8800-20001 电电力企业业标准编编制规则则编制制。本标准由由安徽省省电力公公司生产产技术部部
2、提出。本标准由由安徽省省电力公公司科技技信息部部归口。本标准由由安徽省省电力公公司生产产技术部部解释。本标准负负责起草草单位：铜陵供供电公司司、安徽徽省电力力科学研研究院。本标准主主要起草草人：潘潘静、朱朱宁、朱朱德亮、王刘芳、郑浩、谢辉、邱欣杰、胡振斌、田宇、张健、王庆军。 本标准在在执行过过程中的的意见或或建议反反馈至安安徽省电电力公司司生产技技术部（合合肥市黄黄山路99号，22300022）。目 次前言1安徽电网网智能变变电站一一次设备备状态检检修试验验规程（试试行）3311 范围围32 规范范性引用用文件333 定义义和符号号54 总则则65 状态检检修仪器器配置886一次设设备检修修
3、106.1 一般规规定1006.2 变压器器（电抗抗器）类类106.3 开关设设备1776.4 高压组组合电器器226.55 互感感器2446.6 高压开开关柜3336.7 串并联联补偿装装置3446.8 绝缘子子、母线线、电力力电缆3376.9 耦合电电容器4426.100 防雷雷及接地地装置4437 公共共系统检检修468 状态态检修技技术管理理46编制说明明48前言11安徽电网网智能变变电站一一次设备备状态检检修试验验规程（试试行）31 范围围32 规范范性引用用文件33 定义义和符号号54 总则则65 状态检检修仪器器配置86一次设设备检修修96.1 一般规规定96.2 变压器器（电抗
4、抗器）类类96.3 开关设设备166.4 高压组组合电器器216.5 互感器器236.6 高压开开关柜326.7 串并联联补偿装装置346.8 绝缘子子、母线线、电力力电缆366.9 耦合电容416.100 防雷雷及接地地装置427 公共共系统检检修458 状态态检修技技术管理理45安徽电网网智能变变电站一一次设备备状态检检修试验验规程（试试行）1 范围本规程规规定了智智能变电电站中各各类一次次电气设设备状态态检修巡巡检、检检查和试试验的项项目、周周期和技技术要求求，用以以判断设设备是否否符合运运行条件件，保证证安全运运行。本规程适适用于安安徽电力力公司所属属智能变变电站中中电压等等级为110
5、kVV500 kkV的交交流变电电设备。2 规范性引引用文件件下列文件件中的条条款通过过本规程程的引用用而成为为本规程程的条款款，其最最新版本本适用于于本规程程。GB/TT 2664石石油产品品酸值测测定法GB/TT 5007绝绝缘油击击穿电压压测定法法GB/TT 5111石石油产品品和添加加剂机械械杂质测测定法（重重量法） GB 110944.3电电力变压压器 第第3部分分: 绝绝缘水平平、绝缘缘试验和和外绝缘缘空气间间隙GB/TT 10094.10电电力变压压器 第第10部部分: 声级测测定GB 112077电磁磁式电压压互感器器 GB 112088电流流互感器器GB/TT 41109高高
6、压套管管技术条条件GB/TT 47703电电容式电电压互感感器GB/TT 56654液液体绝缘缘材料工工频相对对介电常常数、介介质损耗耗因数和和体积电电阻率的的测量GB/TT 65541石石油产品品油对水水界面张张力测定定法（圆圆环法）GB/TT 72252变变压器油油中溶解解气体分分析和判判断导则则GB/TT 76600运运行中变变压器油油水分含含量测定定法 （库库仑法）GB/TT 76601运运行中变变压器油油水分测测定法（气气相色谱谱法）GB/TT 76602运运行中汽汽轮机油油、变压压器油TT5011抗氧化化剂含量量测定法法（分光光光度法法）GB/TT 1002299电抗抗器GB/TT
7、 1110222高压压开关设设备和控控制设备备标准的的共用技技术条件件GB/TT 1110233高压压开关设设备六氟氟化硫气气体密封封试验导导则GB 1110332 交交流无间间隙金属属氧化物物避雷器器GB/TT 1445422运行行变压器器油维护护管理导导则GB/TT 1995199标称称电压高高于10000VV的交流流架空线线路用复复合绝缘缘子定义、试试验方法法及验收收准则GB 5501550电电气装置置安装工工程电气气设备交交接试验验标准GB 550233311105000kV架架空送电电线路施施工及验验收规范范GB/TT 2008400.7-20007 互互感器 第7部部分：电电子式电
8、电压互感感器GB/TT 2008400.8-20007 互互感器 第8部部分：电电子式电电流互感感器DL/TT 3993输输变电设设备状态态检修试试验规程程DL/TT 4117电电力设备备局部放放电现场场测量导导则DL/TT 4221绝绝缘油体体积电阻阻率测定定法DL/TT 4223绝绝缘油中中含气量量的测定定 真空空差压法法DL/TT 4229.11电力力系统油油质试验验方法 透明度度测定法法DL/TT 4229.22电力力系统油油质试验验方法 颜色测测定法DL/TT4377高压直直流接地地极技术术导则DL/TT 4550绝绝缘油中中含气量量的测试试方法 二氧化化碳洗脱脱法DL/TT 477
9、4.11现场场绝缘试试验实施施导则 绝缘电电阻、吸吸收比和和极化指指数试验验DL/TT 4774.33现场场绝缘试试验实施施导则 介电损损耗因数数tann试验DL/TT 4775接接地装置置特性参参数测量量导则DL/TT 5006六六氟化硫硫气体绝绝缘设备备中水分分含量现现场测量量方法DL/TT 5993高高压开关关设备和和控制设设备标准准的共用用技术要要求DL/TT 6664带带电设备备红外诊诊断应用用规范DL/TT 7003绝绝缘油中中含气量量的气相相色谱测测定法DL/TT 8664标标称电压压高于110000V交流流架空线线路用复复合绝缘缘子使用用导则DL/TT 8887杆杆塔工频频接地
10、电电阻测量量DL/TT 9111电电力变压压器绕组组变形的的频率响响应分析析法DL/TT 9114六六氟化硫硫气体湿湿度测定定法（重重量法）DL/TT 9115六六氟化硫硫气体湿湿度测定定法（电电解法）DL/TT 9116六六氟化硫硫气体酸酸度测定定法DL/TT 9117六六氟化硫硫气体密密度测定定法DL/TT 9118六六氟化硫硫气体中中可水解解氟化物物含量测测定法DL/TT 9119六六氟化硫硫气体中中矿物油油含量测测定法（红红外光谱谱分析法法）DL/TT 9220六六氟化硫硫气体中中空气、四四氟化碳碳的气相相色谱测测定法DL/TT 9221六六氟化硫硫气体毒毒性生物物试验方方法DL/TT
11、 9884油油浸式变变压器绝绝缘老化化判断导导则DL/TT 5009211105000kV架架空送电电线路设设计技术术规程DL/TT52244高压压直流输输电大地地返回运运行系统统设计技技术规定定QGDDW 1152电电力系统统污区分分级与外外绝缘选选择标准准QGDDW_3393-200091110（666）kkV2220kkV智能能变电站站设计规规范QGDDW_3394-200093330kkV7750kkV智能能变电站站设计规规范QGDDW_4428-20110智智能变电电站智能能终端技技术规范范及编编制说明明QGDDW_4431-20110智智能变电电站自动动化系统统现场调调试导则则及编
12、编制说明明QGDDW_4430-20110智智能变电电站智能能控制柜柜技术规规范QGDDW_4410-20110高高压设备备智能化化技术导导则QGDDW_4424-20110电电子式电电流互感感器技术术规范QGDDW_4425-20110电电子式电电压互感感器技术术规范QGDDW 1168-20008 输输变电设设备状态态检修试试验规程程及编编制说明明 3 定义和符符号下列定义义和符号号适用于于本规程程。3.1状状态检修修 coondiitioon-bbaseed mmainntennancce状态检修修是企业业以安全全、可靠靠性、环环境、成成本为基基础，通通过设备备状态评评价、风风险评估估，
13、检修修决策，达达到运行行安全可可靠，检检修成本本合理的的一种检检修策略略。3.2智智能设备备inttellligeent equuipmmentt一次设备备与智能能组件的的有机结结合体。具具有测量量数字化化、控制制网络化化、状态态可视化化、功能能一体化化和信息息互动化化特征的的高压设设备，是是高压设设备智能能化的简简称。3.3在在线监测测装置oonliine monnitoorinng ddeviice通过传感感器、计计算机、通通信网络络等技术术，在线线获取设设备的各各种特征征参量并并传送至至专家系统统进行分分析后，显示监监测数据据和结果果等。3.4 设备状状态量 equuipmmentt c
14、oondiitioon iindiicattorss直接或间间接表征征设备状状态的各各类信息息，如数数据、声声音、图图像、现现象等。3.5例例行检查查 rooutiine maiinteenannce定期在现现场对设设备进行行的状态态检查，含含各种简简单保养养和维修修，如污污秽清扫扫、螺丝丝紧固、防防腐处理理、自备备表计校校验、易易损件更更换、功功能确认认等。3.6巡巡检 rrouttinee innspeectiion为掌握设设备状态态，对设设备进行行的巡视视和检查查。3.7例例行试验验 rooutiine tesst为获取设设备状态态量，评评估设备备状态，及及时发现现事故隐隐患，定定期进行
15、行的各种种带电检检测和停停电试验验。需要要设备退退出运行行才能进进行的例例行试验验称为停停电例行行试验。3.8诊诊断性试试验 ddiaggnossticc teest巡检、在在线监测测、例行行试验等等发现设设备状态态不良，或或经受了了不良工工况，或或受家族族缺陷警警示，或或连续运运行了较较长时间间，为进进一步评评估设备备状态进进行的试试验。3.9带带电检测测 ennerggizeed ttestt在运行状状态下，对对设备状状态量进进行的现现场检测测。3.100初值 iniitiaal vvaluue指能够代代表状态态量原始始值的试试验值。初初值可以以是出厂厂值、交交接试验验值、早早期试验验值、
16、设设备核心心部件或或主体进进行解体体性检修修之后的的首次试试验值等等。初值值差定义义为：（当当前测量量值-初初值）/初值1100%。3.111注意值值 atttenntioon vvaluue状态量达达到该数数值时，设设备可能能存在或或可能发发展为缺缺陷。3.122警示值值 waarniing vallue状态量达达到该数数值时，设设备已存存在缺陷陷并有可可能发展展为故障障。3.133家族缺缺陷 ffamiily deffectt经确认由由设计、和和/或材材质、和和/或工工艺共性性因素导导致的设设备缺陷陷称为家家族缺陷陷。如出出现这类类缺陷，具具有同一一设计、和和/或材材质、和和/或工工艺的其
17、其它设备备，不论论其当前前是否可可检出同同类缺陷陷，在这这种缺陷陷隐患被被消除之之前，都都称为有有家族缺缺陷设备备。3.144不良工工况 uundeesirrablle sservvicee coondiitioon设备在运运行中经经受的、可可能对设设备状态态造成不不良影响响的各种种特别工工况。3.155基准周周期 bbencchmaark inttervval本规程规规定的巡巡检周期期和例行行试验周周期。3.166轮试inn Tuurn Tesstinng对于数量量较多的的同厂同同型设备备，若例例行试验验项目的的周期为为2年及及以上，宜宜在周期期内逐年年分批进进行，这这一方式式称为轮轮试。3
18、.177U0电缆设计计用的导导体与金金属屏蔽蔽或金属属套之间间的额定定电压有有效值。3.188Um设备最高高工作电电压有效效值。4 总则4.1设设备巡检检在设备运运行期间间，按规规定的巡巡检内容容和巡检检周期对对各类设设备进行行巡检，巡巡检内容容还应包包括设备备技术文文件特别别提示的的其它巡巡检要求求。巡检检情况应应有书面面或电子子文档记记录。在雷雨季季节前，大大风、降降雨（雪雪、冰雹雹）、沙沙尘暴之之后，应应对相关关设备加加强巡检检；新投投运的设设备、对对核心部部件或主主体进行行解体性性检修后后重新投投运的设设备，宜宜加强巡巡检；日日最高气气温355以上或或大负荷荷期间，宜宜加强红红外测温温
19、。4.2试试验分类类和说明明4.2.1试验验分类本规程将将试验分分为例行行试验和和诊断性性试验。例例行试验验通常按按周期进进行，诊诊断性试试验只在在诊断设设备状态态时根据据情况有有选择地地进行。4.2.2试验验说明若存在设设备技术术文件要要求但本本规程未未涵盖的的检查和和试验项项目，按按设备技技术文件件要求进进行。若若设备技技术文件件要求与与本规程程要求不不一致，按按严格要要求执行行。新设备投投运满11至2年年，可根据状状态评价价结果确确定是否否开展例例行试验验；停运66个月以以上重新新投运前前的设备备，应进进行例行行试验。对对核心部部件或主主体进行行解体性性检修后后重新投投运的设设备，可可参
20、照新新设备要要求执行行。现场备用用设备应应视同运运行设备备进行例例行试验验；备用用设备投投运前应应对其进进行例行行试验；若更换换的是新新设备，投投运前应应按交接接试验要要求进行行试验。除特别说说明，所所有电容容和介质质损耗因因数一并并测量的的试验，试试验电压压均为110kVV。在进行与与环境温温度、湿湿度有关关的试验验时，除除专门规规定的情情形之外外，环境境相对湿湿度不宜宜大于880%,环境温温度不宜宜低于55，绝缘缘表面应应清洁、干干燥。若若前述环环境条件件无法满满足时，可可采用第第0条进行行分析。4.3设设备状态态量的评评价和处处置原则则4.3.1设备备状态评评价原则则设备状态态的评价价应
21、该基基于巡检检及例行行试验、诊诊断性试试验、在在线监测测、带电电检测、家家族缺陷陷、不良良工况等等状态信信息，包包括其现现象强度度、量值值大小以以及发展展趋势，结结合与同同类设备备的比较较，做出出综合判判断。4.3.2注意意值处置置原则有注意值值要求的的状态量量，若当当前试验验值超过过注意值值或接近近注意值值的趋势势明显，对对于正在在运行的的设备，应应加强跟跟踪监测测；对于于停电设设备，如如怀疑属属于严重重缺陷，不不宜投入入运行。 4.3.3警示示值处置置原则有警示值值要求的的状态量量，若当当前试验验值超过过警示值值或接近近警示值值的趋势势明显，对对于运行行设备应应尽快安安排停电电试验；对于停
22、停电设备备，消除除此隐患患之前，一一般不应应投入运运行。4.3.4状态态量的显显著性差差异分析析在相近的的运行和和检测条条件下，同同一家族族设备的的同一状状态量不不应有明明显差异异，否则则应进行行显著性性差异分分析，分分析方法法见附录录A。4.3.5易受受环境影影响状态态量的纵纵横比分分析本方法可可作为辅辅助分析析手段。如如a、bb、c三三相（设设备）的的上次试试验值和和当前试试验值分分别为aa1、b1、c1、a2、b2、c2,在分分析设备备a当前前试验值值a2是否正正常时，根据与相比有无明显差异进行判断，一般不超过30%可判为正常。4.4基基于设备备状态的的周期调调整4.4.1周期期的调整整
23、本规程给给出的基基准周期期适用于于一般情情况。对对于停电电例行试试验，其其周期可可以依据据设备状状态、地地域环境境、电网网结构等等特点，在在基准周周期的基基础上酌酌情延长长或缩短短，调整整后的周周期一般般不小于于1年，也也不大于于本规程程所列基基准周期期的1.5倍。4.4.2可延延迟试验验的条件件符合以下下各项条条件的设设备，停停电例行行试验可可以在44.4.1条周周期调整整后的基基础上延延迟1个年度度：a) 巡检中未未见可能能危及该该设备安安全运行行的任何何异常；b) 带电检测测（如有有）显示示设备状状态良好好；c) 上次例行行试验与与其前次次例行（或或交接）试试验结果果相比无无明显差差异；
24、d) 没有任何何可能危危及设备备安全运运行的家家族缺陷陷；e) 上次例行行试验以以来，没没有经受受严重的的不良工工况。4.4.3需提提前试验验的情形形有下列情情形之一一的设备备，需提提前，或或尽快安安排例行行或/和和诊断性性试验：a) 巡检中发发现有异异常，此此异常可可能是重重大质量量隐患所所致；b) 带电检测测（如有有）显示示设备状状态不良良；c) 以往的例例行试验验有朝着着注意值值或警示示值方向向发展的的明显趋趋势；或或者接近近注意值值或警示示值；d) 存在重大大家族缺缺陷；e) 经受了较较为严重重不良工工况，不不进行试试验无法法确定其其是否对对设备状状态有实实质性损损害。如初步判判定设备
25、备继续运运行有风风险，则则不论是是否到期期，都应应列入最最近的年年度试验验计划，情情况严重重时，应应尽快退退出运行行，进行行试验。4.5 解体性检检修的适适用原则则本条适用用于直流流系统设设备。存存在下列列情形之之一的设设备，需需要对设设备核心心部件或或主体进进行解体体性检修修，不适适宜解体体性检修修的应予予以更换换：a) 例行或诊诊断性试试验表明明，存在在重大缺缺陷的设设备；b) 受重大家家族缺陷陷警示，为为消除隐隐患，需需对核心心部件或或主体进进行解体体性检修修的设备备；c) 依据设备备技术文文件之推推荐或运运行经验验，需对对核心部部件或主主体进行行解体性性检修的的设备。5 状态检检修仪器
26、器配置电子式互互感器检检测仪器器：电子子式互感感器校验验仪光学互感感器检测测仪器：准确度度测试仪仪6一次设设备检修修6.1 一般规规定智能化高高压设备备为一次次设备和和智能组组件的有有机结合合体，是是具有测测量数字字化、控控制网络络化、状状态可视视化、功功能一体体化和信信息互动动化特征征的新型型高压设设备，运运行经验验相对较短短，建议议在状态态检修周周期上从严要要求，尽尽量不延延长检修修周期。另另在试验验周期和和时间的的安排上上应将同同间隔设设备调整整为相同同试验周周期，对对需停电电取油样样或气样样的设备备试验周周期调整整到与电电气试验验周期相相同；变变压器各各侧主进进开关及及以内设设备的试试
27、验周期期应与该该台变压压器相同同。6.2 变压器器（电抗抗器）类类6.2.1 油油浸式电电力变压压器及电电抗器表6.22.1-1 油油浸式电电力变压压器和电电抗器巡巡检项目目项目基准周期期要求说明条款款巡检项目目外观330kkV及以以上：22周220kkV：11月110kkV/666kVV/355kV/10kkV：3月无异常见6.22.1.1条油温和绕绕组温度度符合设备备技术文文件之要要求见6.22.1.1条呼吸器干干燥剂（硅硅胶）1/3 以上处处于干燥燥状态见6.22.1.1条冷却系统统无异常见6.22.1.1条声响及振振动无异常见6.22.1.1条在线监测测装置无异常见6.22.1.1条6
28、.2.1.11巡检说说明：a) 外观无异异常，油油位正常常，无油油渗漏；b) 记录油温温、绕组组温度，环环境温度度、负荷荷和冷却却器开启启组数；c) 呼吸器呼呼吸正常常；当22/3干干燥剂受受潮时应应予更换换；若干干燥剂受受潮速度度异常，应应检查密密封，并并取油样样分析油油中水分分（仅对对开放式式）；d) 冷却系统统的风扇扇运行正正常，出出风口和和散热器器无异物物附着或或严重积积污；潜潜油泵无无异常声声响、振振动，油油流指示示器指示示正确；e) 变压器声声响和振振动无异异常，必必要时按按GB/T 110944.100测量变变压器声声级；如如振动异异常，可可定量测测量；f) 在线监测测装置柜柜柜
29、门关关闭严密密，无尘尘土，雨雨天无漏漏水积水水现象，接接线无松松动；色色谱及微微水在线线监测仪仪工作正正常，载载气压在在要求范范围内，气气路、油油路密封封严密，无无漏气漏漏油现象象，进出出油口阀阀门在打打开状态态；绕组组光纤测测温、铁铁芯接地地电流、套套管介质质损耗因因数等监监测项目目正常，在线监测测量单元、控制单元无异常；各传感器安装牢固。表6.22.1-2 油油浸式电电力变压压器和电电抗器例例行检查查项目项目基准周期期要求说明条款款有载分接接开关检检查（变变压器）见6.22.1.2条无异常见6.22.1.2条测温装置置检查3年无异常见6.22.1.3条气体继电电器检查查3年无异常见6.22
30、.1.4条冷却装置置检查3年无异常见6.22.1.5条压力释放放装置检检查解体性检检修时无异常见6.22.1.6条在线色谱谱监测检检查1年无异常见6.22.1.7条传感器检检查3年无异常见6.22.1.8条6.2.1.22有载分分接开关关检查以下步骤骤可能会会因制造造商或型型号的不不同有所所差异，必必要时参参考设备备技术文文件。每年检查查一次的的项目：a) 储油柜、呼呼吸器和和油位指指示器，应应按其技技术文件件要求检检查；b) 在线滤油油器, 应按按其技术术文件要要求检查查滤芯；c) 打开电动动机构箱箱，检查查是否有有任何松松动、生生锈；检检查加热热器是否否正常；d) 记录动作作次数；e) 如
31、有可能能，通过过操作11步再返返回的方方法，检检查电机机和计数数器的功功能。每3年检检查一次次的项目目：f) 在手摇操操作正常常的情况况下，就就地电动动和远方方各进行行一个循循环的操操作，无无异常；g) 检查紧急急停止功功能以及及限位装装置；h) 在绕组电电阻测试试之前检检查动作作特性，测测量切换换时间；有条件件时测量量过渡电电阻,电电阻值的的初值差差不超过过10%；i) 油质试验验：要求求油耐受受电压30kkV；如如果装备备有在线线滤油器器，要求求油耐受受电压40kkV。不不满足要要求时，需需要对油油进行过过滤处理理，或者者换新油油。6.2.1.33测温装装置检查查每3年检检查一次次，要求求
32、外观良良好，运运行中温温度数据据合理，相相互比对对无异常常。每6年校校验一次次，可与与标准温温度计比比对，或或按制造造商推荐荐方法进进行，结结果应符符合设备备技术文文件要求求。同时时采用110000V兆欧欧表测量量二次回回路的绝绝缘电阻阻，一般般不低于于1M。6.2.1.44气体继继电器检检查每3年检检查一次次气体继继电器整整定值，应应符合运运行规程程和设备备技术文文件要求求，动作作正确。每6年测测量一次次气体继继电器二二次回路路的绝缘缘电阻，应应不低于于1M，采用用10000V兆兆欧表测测量。6.2.1.55冷却装装置检查查运行中,流向、温温升和声声响正常常，无渗渗漏。强强油水冷冷装置的的检
33、查和和试验，按按设备技技术文件件要求进进行。6.2.1.66压力释释放装置置检查按设备技技术文件件要求进进行检查查，应符符合要求求。一般般要求开开启压力力与出厂厂值的标标准偏差差在10之内或或符合设设备技术术文件要要求。6.2.1.77在线色色谱监测测检查按设备技技术文件件要求进进行检查查，应符符合要求求。如载载气压力力的消耗耗记录和和检查、与实验室色谱分析数据对比等；6.2.1.88传感器器检查变压器本本体、有有载调压压装置、冷冷却装置置的传感感器完整整无缺陷陷，后台台数据传传输正常常，接口口处密封封应良好好无渗漏漏。表6.22.1-3 油浸式式电力变变压器及及电抗器器例行试验验项目例行试验
34、验项目基准周期期要求说明条款款红外热像像检测330kkV及以以上：11月220kkV：33月110kkV/666kVV：半年年35kVV/100kV：1年无异常 见6.22.1.8条油中溶解解气体分分析330kkV及以以上：33月220kkV：半半年110kkV/666kVV：1年年35kVV：3年（投投运后11年）乙炔11（3330kVV及以上上）(L/LL) 5（其其它）(L/LL)（注注意值）氢气1150(L/LL)（注注意值）总烃1150(L/LL)（注注意值）绝对产气气速率：12mmL/dd（隔膜膜式）（注注意值） 或6mLL/d（开开放式）（注意值）相对产气气速率10%/月（注注意
35、值）见6.22.1.9条绕组电阻阻3年1. 相间互差差不大于于2%（警警示值）2. 同相初值值差不超超过2%（警警示值）见6.22.1.10条条绝缘油例例行试验验330kkV及以以上：11年220kkV及以以下：3年参照安安徽省电电力公司司输变电电设备状状态检修修试验规规程（试试行）套管试验验3年铁心绝缘缘电阻3年1000M（新投投运10000 M）（注意值值）见6.22.1.11条条绕组绝缘缘电阻3年1. 绝缘电阻阻无显著著下降2. 吸收比1.33或极化化指数1.55 或或绝缘电电阻100000 M（注意意值）见6.22.1.12条条绕组绝缘缘介质损损耗因数数（20）3年330kkV及以以上
36、：0.0005（注注意值）220kkV及以以下：0.0008（注注意值）见6.22.1.13条条6.2.1.88红外热热像检测测检测变压压器箱体体、储油油柜、套套管、引引线接头头及电缆缆等，红红外热像像图显示示应无异异常温升升、温差差和/或或相对温温差。检检测和分分析方法法参考DDL/TT6644。6.2.1.99油中溶溶解气体体分析除例行试试验外，新新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T7252，同时注意设
37、备技术文件的特别提示（如有）。35kV仅对主变进行，若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。当怀疑有有内部缺缺陷（如如听到异异常声响响）、气气体继电电器有信信号、经经历了过过负荷运运行以及及发生了了出口或或近区短短路故障障，应进进行额外外的取样样分析。6.2.1.110绕组组电阻有中性点点引出线线时，应应测量各各相绕组组的电阻阻；若无无中性点点引出线线，可测测量各线线端的电电阻，然然后换算算到相绕绕组，换换算方法法参见附附录B。测测量时铁铁心的磁磁化极性性应保持持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过2
38、%。电阻温度修正按式（1）进行。 （1）式中，RR1、R2分别表表示温度度为t11、t2时的电电阻；TTK为常数数，铜绕绕组TKK为2335，铝铝绕组TTK为2225。无励磁调调压变压压器改变变分接位位置后、有有载调压压变压器器分接开开关检修修后及更更换套管管后，也也应测量量一次。电抗器参参照执行行。6.2.1.111铁心心绝缘电电阻绝缘电阻阻测量采采用25500VV（老旧旧变压器器10000V）兆兆欧表。除除注意绝绝缘电阻阻的大小小外，要要特别注注意绝缘缘电阻的的变化趋趋势。夹夹件引出出接地的的，应分分别测量量铁心对对夹件及及夹件对对地绝缘缘电阻。除例行试试验之外外，当油油中溶解解气体分分析
39、异常常，在诊诊断时也也应进行行本项目目。6.2.1.112绕组组绝缘电电阻测量时，铁铁心、外外壳及非非测量绕绕组应接接地，测测量绕组组应短路路，套管管表面应应清洁、干干燥。采采用50000VV兆欧表表测量。测测量宜在在顶层油油温低于于50时进行行，并记记录顶层层油温。绝绝缘电阻阻受温度度的影响响可按式式（2）进进行近似似修正。绝绝缘电阻阻下降显显著时，应应结合介介质损耗耗因数及及油质试试验进行行综合判判断。测测试方法法参考DDL/TT 4774.11。 （2）式中，RR1、R2分别表表示温度度为t11、t2时的绝绝缘电阻阻。除例行试试验之外外，当绝绝缘油例例行试验验中水分分偏高，或或者怀疑疑箱
40、体密密封被破破坏，也也应进行行本项试试验。6.2.1.113绕组组绝缘介介质损耗耗因数测量宜在在顶层油油温低于于50且高于于零度时时进行，测测量时记记录顶层层油温和和空气相相对湿度度，非测测量绕组组及外壳壳接地,必要时时分别测测量被测测绕组对对地、被被测绕组组对其它它绕组的的绝缘介介质损耗耗因数。测测量方法法可参考考DL/T4774.33。测量绕组组绝缘介介质损耗耗因数时时，应同同时测量量电容值值，若此此电容值值发生明明显变化化，应予予以注意意。分析时应应注意温温度对介介质损耗耗因数的的影响。表6.22.1-4 油浸式式变压器器、电抗抗器诊断断性试验验项目诊断性试试验项目目要求说明条款款空载电
41、流流和空载载损耗测测量见6.22.1.14条条见6.22.1.14条条短路阻抗抗测量初值差不不超过3%（注注意值）见6.22.1.15条条感应耐压压和局部部放电测测量66kVV及以上上：感应应耐压：出厂试试验值的的80%，局部放放电：下下：3000pC（注注意值）见6.22.1.16条条绕组频率率响应分分析66kVV及以上上：见6.22.1.17条条见6.22.1.17条条绕组各分分接位置置电压比比初值差不不超过0.55%（额额定分接接位置）；1.00%（其其它）（警示值）见6.22.1.18条条直流偏磁磁水平检检测（变变压器）66kVV及以上上：见6.22.1.19条条见6.22.1.19条
42、条电抗器电电抗值测测量初值差不不超过5%（注注意值）见6.22.1.20条条纸绝缘聚聚合度测测量66kVV及以上上：聚合合度2500（注意意值）见6.22.1.21条条绝缘油诊诊断性试试验参照安安徽省电电力公司司输变电电设备状状态检修修试验规规程（试试行）整体密封封性能检检查无油渗漏漏见6.22.1.22条条铁心接地地电流测测量1000mA（注注意值）见6.22.1.23条条声级及振振动测定定（666kV及及以上）符合设备备技术文文件要求求见6.22.1.24条条绕组直流流泄漏电电流测量量见6.22.1.25条条见6.22.1.25条条外施耐压压试验出厂试验验值的880见6.22.1.26条条
43、6.2.1.114空载载电流和和空载损损耗测量量诊断铁心心结构缺缺陷、匝匝间绝缘缘损坏等等可进行行本项目目。试验验电压尽尽可能接接近额定定值。试试验电压压值和接线线应与上上次试验验保持一一致。测测量结果果与上次次相比，不不应有明明显差异异。对单单相变压压器相间间或三相相变压器器两个边边相，空空载电流流差异不不应超过过10%。分析析时一并并注意空空载损耗耗的变化化。6.2.1.115短路路阻抗测测量诊断绕组组是否发发生变形形时进行行本项目目。应在在最大分分接位置置和相同同电流下下测量。试试验电流流可用额额定电流流，亦可可低于额额定值，但但不应小小于5AA。6.2.1.116感应应耐压和和局部放放
44、电测量量验证绝缘缘强度，或或诊断是是否存在在局部放放电缺陷陷时进行行本项目目。感应应电压的的频率应应在1000Hzz4000Hzz。电压压为出厂厂试验值值的800%，时时间按式式（3）确确定，但但应在115s60ss之间。试试验方法法参考GGB/TT 10094.3。 （3）在进行感感应耐压压试验之之前，应应先进行行低电压压下的相相关试验验以评估估感应耐耐压试验验的风险险。6.2.1.117绕组组频率响响应分析析诊断是否否发生绕绕组变形形时进行行本项目目。当绕绕组扫频频响应曲曲线与原原始记录录基本一一致时，即即绕组频频响曲线线的各个个波峰、波波谷点所所对应的的幅值及及频率基基本一致致时，可可以判定定被测绕绕组没有有变形。测测量和分分析方法法参考DDL/TT 9111。6.2.1.118绕组组各分接接位置电电压比对核心部部件或主主体进行行解体性性检修之之后，或或怀疑绕绕组存在在缺陷时时，进行行本项目目。结果果应与铭铭牌标识识一致。6.2.1.119直流流偏磁水水平检测测当变压器器声响、振振动异常常时，进进行本项项目。6.2.1.220电抗抗器电抗抗值测量量怀疑线圈圈或铁心心（如有有）存在在缺陷时时进行本本项目。测测量方法法参考G