《QCSG114002-2011电力设备预防性试验规程.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《QCSG114002-2011电力设备预防性试验规程.pdf（67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、Q/CSG中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG电力设备预防性试验规程2011-10-26 发布发 布2011-10-26 实施中国南方电网有限责任公司目次前言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技术监督工作的主要依据，2004 年以来，中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG 1 00072004电力设备预防性试验规程对电力生产起到了重要的作用。但近年来,随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应南方电网
2、公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。本标准的提出以 2004 年以来新颁布的相关国家标准、行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求，适用于中国南方电网有限责任公司的电力设备预防性试验工作。本标准的附录 A 是规范性附录，附录 B、附录 C、附录 D、附录 E 是资料性附录。本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。本标准主要起草单位：广东电网公司电力科学研究院、广东电网公司广州供电局、广东电网公司佛山供电局。本标准主要起草人：何宏明，王红斌，吴琼，李谦，卢启付，刘平原，王勇，喇元，付强，庄贤盛，梁文进，姚森敬，欧阳旭东，李
3、端姣，陆国俊，黄松波，黄慧红，赵卫民，金向朝等。本标准主要审查人：皇甫学真 陈建福 黄志伟谢植飚姜虹云 刘辉黄星 赵现平等本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本标准自 2011 年 10 月 26 日起实施。本标准自实施之日起，原Q/CSG 1 00072004电力设备预防性试验规程废止。凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准。执行中如有问题和意见，请及时反馈中国南方电网有限责任公司生产技术部。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、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安
4、全运行。本标准适用于中国南方电网500kV 及以下的交流输变电设备。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。进口设备应按照本标准，参考产品技术要求执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过在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，鼓励使用本标准的各方探讨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。GB/T 1997高压输变电设备的绝缘配合GB/T 2002高压输变电设备的绝缘配合使用导则 GB.21996电力变压器总则 GB 2003电力变压器绝缘水平和绝缘试验 G
5、B 2005电力变压器电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB 2007电力变压器干式变压器GB 12072006电磁式电压互感器 GB 12082006电流互感器 GB 19842003高压交流断路器 GB 19852004高压交流隔离开关和接地开关GB 25361990变压器油 GB 39062006交流金属封闭式开关设备和控制设备 GB/T 41092008交流电压高于 1000V 的绝缘套管 GB/T 47032007电容式电压互感器 GB/T 47871996断路器电容器 GB 2008电力系统用串联电容器 第 1 部分：总则 GB/T 64512008油浸式电力变压器技术
6、参数和要求 GB/T 72522001变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 75952008运行中变压器油质量 GB 76742008额定电压及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 89052008六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB.52008交流 500kV 及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件 GB 102291988电抗器 GB.22007分接开关GB/T.32008 额定电压 110kV 交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB/T 110221999高压开关设备和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 120222006工
7、业六氟化硫GB.42002额定电压 1kV（Um=）到 35kV（Um=）挤包绝缘电力电缆及附件GB/Z.32002 额定电压 220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB/T 197492005耦合电容器及电容分压器GB 501502006电气装置安装工程 电气设备交接试验标准DL/T 3662010串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程DL/T 4022007交流高压断路器订货技术条件DL/T 4322007电力用油中颗粒污染度测量方法DL/T 4592000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 4752006接地装置特性参数测量导则DL/T 5741995有载分接
8、开关运行维修导则DL/T 5932006高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件DL/T 5961996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和绝缘配合DL/T 6211997交流电气装置的接地DL/T 6262005劣化盘形悬式绝缘子检测规程DL/T 6642008带电设备红外诊断应用规范DL/T 7222000变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 8642004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 9112004电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 10932008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则DL/T 109
9、42008电力变压器用绝缘油选用指南DL/T 10962008变压器油中颗粒度限值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3术语和定义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。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。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。红外检测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和诊断。绕组变形测试利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组
10、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。局部放电带电测试利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如GIS、变压器、电缆系统、开关柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。接地网安全性状态评估对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。现场污秽度(SPS)在参照绝缘子连续积污 35 年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的ESDD/NSDD
11、 的最大值。等值附盐密度（简称盐密，ESDD)溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量2除以表面积，一般表示为mg/cm。不溶物密度（简称灰密，NSDD）2从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶残留物总量除以表面积，一般表示为mg/cm。固定串联电容器补偿装置将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。晶闸管控制串联电容器补偿装置将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。
12、金属氧化物限压器由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。触发型间隙在规定时间内承载被保护部分的负载电流或（和）故障电流，以防止电容器过电压或金属氧化物限压器过负荷的受控触发间隙。阻尼装置用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，并使之快速衰减的设备。阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。旁路断路器旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能力，用来旁路串联补偿设备，是串联补偿装置投入和退出运行的主要操作设备。电阻分压器利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。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
13、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 介质损耗因数常温本标准中使用常温为 1040。4总则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。本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。对一些特定设备（如：担负为重要用户供电的设备；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等）进行的带电检测与停电试验，其试验项目、要求和安排可另行规定。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，
14、与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各供电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。在试验周期的安排上应尽量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。对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，可以及早获取设备运行后的重要状态信息，在
15、编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。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。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
16、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。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%。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，35kV及以下设备经交接试验后超过12 个月未投入运行，或运行中设备停运超过 12 个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tan、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。有条件进行带电测试或在线
17、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。如经实际应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，同时报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。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。本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。5电力变压器及电抗器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1项目周期要求说明1）总烃包括 CH4、C2H4、C2H6和 C2H2四种气体2）溶解气体
18、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1）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1）限 值 规 定 依 据：GB/T7595-2008运行中变压器油质量2）必要时，如：变压器需要补油时渗漏油油 中1）新投运及1）根据 GB/T 72522001 新装变压溶 解 气大修后投运器油中 H2与烃类气体含量(L/L)任体 色 谱50
19、0kV：一项不宜超过下列数值：分析1,4,10,30 天总烃：20；H2：30；C2H2：0220kV：2）运行设备油中 H2与烃类气体含4,10,30 天量(L/L)超过下列任何一项值时应110kV：4,30引起注意：天总烃：150；H2：1502）运行中C2H2：5(35kV220kV)，1(500kV)500kV：3 个月3）烃类气体总和的产气速率大于220kV：6 个月6mL/d(开放式)和 12mL/d(密封式)，或35kV、110kV：相对产气速率大于 10%/月则认为设备1 年有异常3）必要时油 中水分,mg/L1）准备注入110kV 及 以 上变压器的新油2）投运前3）110k
20、V及以上:运行中1年4）必要时500kV1）新油注入前后2）运行中：1年3）必要时投运前110kV 20220kV 15500kV 10运行中110kV 35220kV 25500kV 1523油 中含气量,%(体积分数)投运前：1运行中：34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1）变压器油经过处理后，油中糠常老化，需跟踪检测：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：运行15510 1015 1520油中气体总烃超标或CO、CO2年限过高糠醛需了解绝缘老化情况时，如长含量2）跟踪检测时，注意增长率期过载运行后、温升超标后等3）测试值大
21、于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重5油 中颗 粒 度测试500kV1）投运前(热循环后)100mL 油中大1）投运前于 5m 的颗粒数2000 个2）投运 1 个2）运行时(含大修后)100mL 油中大月或大修后于 5m 的颗粒数3000 个3）运行中1年4）必要时1）限 值 规 定 依 据：DL/T1096-2008变压器油中颗粒度限值2）检验方法参考：DL/T 432-2007电力用油中颗粒污染度测量方法3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控67绝 缘油试验绕 组直 流 电阻见节1）110kV 及以下：6 年；220kV、500kV：3 年2）大修后3）无载分接开关
22、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
23、+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 2254）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检测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）110kV 及以下：6 年；220kV、500kV：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着变化，一般不低于上次值的 70%2）35kV 及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于3）绝缘
24、电阻大于 10000 M时，吸收比不低于或极化指数不低于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）吸收比和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）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验
25、方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。8）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1）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：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、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1）用正接法测量2）测量时记录
26、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和电容值，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9绕 组连 同 套管的tan1）大修后2）必要时1）20时不大于下列数值：500kV%110kV220kV%35kV%2）tan值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显着变化(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：Un10电 容型 套 管的tan和 电 容值见第 8 章11绕 组1）10kV 及以全部更换绕组时，按出厂试验电压1）110kV 及以上进行感应耐压试连 同 套下：6 年
27、值；部分更换绕组时，按出厂试验电验管 的 交2）更换绕组压值的倍2）10kV 按 35kV=28kV 进行流 耐 压后3）额定电压低于 1000V 的绕组可试验用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代替铁 芯及 夹 件绝 缘 电阻1）110kV 及1）与以前测试结果相比无显着差别1）采用 2500V 兆欧表(对运行年以下：6 年；2）运行中铁芯接地电流一般不应大久的变压器可用 1000V 兆欧表)220kV、500kV：于2）只对有外引接地线的铁芯、夹3 年件进行测量2）大修后3）必要时，如：3）必要时油色谱试验判断铁芯多点接地时大修中220kV 及以上：一般不低于 500M110kV 及以下：一
28、般不低于 100M1）用 2500V 兆欧表2）连接片不能拆开可不进行1213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14局 部220kV 及以放 电 试上：验1）大修更换绝缘部件或部分绕组后2）必要时绕 组1）分接开关所 有 分引线拆装后接 的 电2）更换绕组压比后1）110kV 电压等级的变压器大修在线端电压为3时，放电量一般不大于 500pC；在线端电压为3时，放后，可参照执行2）必要时，如：电量一般不大于 300pC运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时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）35kV 以下，电压比小于
29、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%，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%必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致1516校 核三 相 变压 器 的组 别 或单 相 变压 器 极性更换绕组后17空 载1）更换绕组电 流 和后空 载 损2）必要时耗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，如：怀疑磁路有缺陷等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，
30、可在相同电流下进行比较）2）必要时，如：出口短路后18短 路1）更换绕组阻 抗 和后负 载 损2）必要时耗与前次试验值相比无明显变化19绕 组110kV 及以1）采用频率响应分析法与初始结果1）每次测试时，宜采用同一种仪变 形 测上：相比，或三相之间结果相比无明显差器，接线方式应相同试1）更换绕组别，无初始记录时可与同型号同厂家2）对有载开关应在最大分接下测后对比试，对无载开关应在同一运行分接2）必要时2）采用电抗法分析判断同一参数的下测试以便比较三个单相值的互差（横比）和同一参3）发电厂厂高变可参照执行数值与原始数据及上一次测试值相比4）必要时，如：之差（纵比），其差值不应超过注意发生近区短
31、路后值，注意值参见 DL/T1093-2008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，1）在运行分接上进行每次间隔 5min2）由变压器高压侧或中压侧加压2）部分更换绕组，空载合闸 3 次，3）110kV 及以上的变压器中性点每次间隔 5min接地4）发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行按 DL/T574-1995有载分接开关运行维修导则执行1）应在整个操作循环内进行2）必要时应检查开关切换程序及时间、动作顺序、过渡电阻及触头的接触电阻等结果3）必要时，如：怀疑有故障时1）采用 2500V 兆欧表2）必要时，如：怀疑有故障时2021有 载1）按制造厂分
32、 接 开规定关 的 试2）大修后验 和 检3）必要时查测 温装 置 校验 及 其二 次 回路试验221）110kV 及1）按制造厂的技术要求以下：6 年(二2）密封良好，指示正确，测温电阻次回路)；值应和出厂值相符220kV、500kV：3）绝缘电阻一般不低于 1 M3 年(二次回路)2）大修后3）必要时1）110kV 及1）按制造厂的技术要求以下：6 年(二2）整定值符合运行规程要求，动作次回路)；正确220kV、500kV：3）绝缘电阻一般不低于 1M3年(二次回路)2）大修后3）必要时1）110kV 及1）动作值与铭牌值相差应在 10%以下：6 年(二范围内或符合制造厂规定次回路)；2）
33、绝缘电阻一般不低于 1M220kV、500kV：3 年(二次回路)2）必要时1）110kV 及1）投运后，流向、温升和声响正常，以下：6 年(二无渗漏油次回路)；2）强油水冷装置的检查和试验，按220kV、500kV：制造厂规定3 年(二次回3）绝缘电阻一般不低于 1M路)2）大修后3）必要时1）大修后2）必要时23气 体继 电 器校 验 及其 二 次回 路 试验压 力释 放 器校 验 及其 二 次回 路 试验冷 却装 置 及其 二 次回 路 检查试验1）采用 1000V 兆欧表2）必要时，如：怀疑有故障时241）采用 1000V 兆欧表2）必要时，如：怀疑有故障时251）采用 1000V 兆
34、欧表2）必要时，如：怀疑有故障时26整 体密 封 检查1）35kV 及以下管状和平面油箱变1）试验时带冷却器，不带压力释压器采用超过油枕顶部油柱试验(约放装置5kPa 压力)，对于波纹油箱和有散热2）必要时，如：器的油箱采用超过油枕顶部油柱试验怀疑密封不良时(约压力)，试验时间 12h 无渗漏2）110kV 及以上变压器在油枕顶部施加压力，试验持续时间 24h 无渗漏27套 管中 的 电流 互 感器试验绝 缘纸(板)聚合度大修时1）绝缘电阻测试2）变比测试3）极性测试4）伏安特性测试当聚合度小于 250 时，应引起注意见第 6 章28必要时1）试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克2）对运
35、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)含水量噪 声测量必要时水分(质量分数)一般不大于下值：1）可用所测绕组的 tan值推算500kV：1%或取纸样直接测量220kV：3%2）必要时，如：怀疑纸(板)受潮时与出厂值比较无明显变化1）按 GB73281987变压器和电抗器的声级测量要求进行2）必要时，如：发现噪音异常时必要时，如：发现箱壳振动异常时1）用红外热像仪测量2）测量套管及接头、油箱壳等部位3）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图30必要时3132箱 壳
36、振动红 外检测必要时运行中500kV：1 年6 次或以上220kV：1 年4 次或以上110kV：1 年2 次或以上与出厂值比不应有明显差别按 DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范执行干式变压器、干式接地变压器干式变压器、干式接地变压器的试验项目、周期和要求见表2。表 2干式变压器的试验项目和周期序号项目1绕 组直 流 电阻周期1）6 年2）必要时要求说明1）相间差别一般不大于平均值的 4%，1）不同温度下电阻值按下式换线间差别一般不大于平均值的 2%算:2）与以前相同部位测得值比较，其R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中 R1、变化不应大于 2%R2分别为在温度 t1、t2下
37、的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取 2352）必要时，如：红外检测异常时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着变化，一般不低于上次值的 70%一次绕组按出厂试验电压值的倍1）采用 2500V 或 5000V 兆欧表2）必要时，如：红外检测异常时1）10kV 变压器高压绕组按35kV=28kV 进行2）额定电压低于 1000V 的绕组可用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代替3）必要时，如：红外检测异常时必要时，如：红外检测异常时2绕组、铁 芯 绝缘电阻交 流耐 压 试验1）6 年2）必要时1）6 年2）必要时34测 温装 置 及其 二 次回 路 试验噪 声测试红 外1）6 年
38、2）必要时1）按制造厂的技术要求2）指示正确，测温电阻值应和出厂值相符3）绝缘电阻一般不低于 1 M56必要时1 年 1 次按 DL/T664-2008带电设备红外诊断必要时，如：运行巡视发现噪声异常时1）用红外热像仪测量检测应用规范执行2）测量套管及接头、油箱壳等部位 SF6气体绝缘变压器SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表3。表 3 SF6气体绝缘变压器的试验项目和周期序号项目1SF6气体的湿度(20 的体 积 分数)周期1）1 年2）大修后3）必要时要求运行中：不大于 500L/L大修后：不大于 250L/L说明1）按GB12022工业六氟化硫、DL/T915-2005 六氟化
39、硫气体湿度测定法(电解法)和DL/T506-2007六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法进行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3中序号2的要求设备异常时1）按 DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程、DL/T 941-2005运行中变压器用六氟化硫质量标准、进行2）对检测到的漏点可采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时 5 小时，测得的 SF6气体含量（体积分数）不大于 30L/L1）建议结合现场湿度测试进行，参考 GB8905-2008六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则2）必要时，如：怀疑有故障时必要时，如：现场分解产物测试超参考值或有增长时1）
40、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，铜导线取 2354）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：红外检测判断套管接头或引线过热时1）采用 2500V 或 5000V 兆欧2SF6气体泄漏试验1）大修后2）必要时应无明显漏点3现场分1）投产后 1解产物测 年 1 次，如
41、无异试常，3 年 1 次2）大修后3）必要时实验室分解产物测试绕组直流电阻必要时超过以下参考值需引起注意：SO2：不大于3L/LH2S：不大于2L/LCO：不大于 100L/L4检测组分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、S2OF10、HF51）6 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%6绕组连1）6 年1）绝缘电阻换算
42、至同一温度下，与同套管的绝 缘 电阻、吸收比或极化指数2）大修后3）必要时前一次测试结果相比应无显着变化，一表，兆欧表容量一般要求输出电般不低于上次值的 70%流不小于 3mA2）35kV 及以上变压器应测量吸收比，2）测量前被试绕组应充分放吸收比在常温下不低于；吸收比偏低时电可测量极化指数，应不低于3）必要时，如：3）绝缘电阻大于 10000 M时，吸收SF6气体试验异常时比不低于，或极化指数不低于1）20时不大于下列数值：110kV：%35kV：%2）tan值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显着变化，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 10k
43、V 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4）必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时1）采用 2500V 兆欧表2）只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量110kV 变压器采用感应耐压必要时，如：SF6气体试验异常时1）采用 2500V 兆欧表2）必要时，如：怀疑有故障时7绕组连同套管的tan35kV 及以上：1）大修后2）必要时8铁芯及夹件绝缘电阻交流耐压试验1）6 年2）大修后1）与以前测试结果相比无显着差别2）运行中铁芯接地电流一般不应大于全部更换绕组时，按
44、出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的倍1）按制造厂的技术要求2）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符3）绝缘电阻一般不低于 1 M91）大修后2）必要时10测温装置的校验及其二次回路试验红外检测1）6 年2）大修后3）必要时11运行中按 DL/T664-2008带电设备红外诊断500kV：1 年 6应用规范执行次或以上220kV：1 年 4次或以上110kV：1 年 2次或以上1）用红外热像仪测量2）测量套管及接头、箱壳等部位3）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图油浸式电抗器500kV 油浸式电抗器的试验
45、项目、周期和要求见表4。表 4 500kV 油浸式电抗器的试验项目、周期和要求序号1项目周期要求说明1）总烃包括 CH4、C2H4、C2H6和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：巡视发现异常油 中1）新投运及1）根据 GB/T 72522001，新装电溶 解 气大修投运后：抗器油中 H2与烃类气体含量(L/L)任体 色 谱1,4,10,30 天一项不宜超过下列数值：分析2）运行中：3总烃：20；H2：30；C2H2：0；个月2）运行中 H2
46、与烃类气体含量(L/L)3）必要时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 1106L/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芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行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1）限值规定参考：GB/T75
47、95-2008运行中变压器油质量2）必要时，如：需要补油时渗漏油时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：54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：运行15年限糠醛含量510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1015 1520长期过载运行后，温升超标后等2）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 缘油试验阻 抗测量绕 组直 流 电阻见第节67必要时1）3 年2）大修后3）必要时与出厂值相差在5%范围内，与三相如受试验条件
48、限制可在低电压或三相组平均值相差在 2%范围内下测量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）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，铜绕组取 2353）必要时，如：本体油色谱判断有热故障红外检测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）
49、大修后3）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度下，与1）采用 2500V 或5000V 兆欧表，前一次测试结果相比应无显着变化，一兆欧表容量一般要求输出电流不般不低于上次值的 70%小于 3mA2）吸收比在常温下不低于，吸收比2）测量前被试绕组应充分放电偏低时可测量极化指数，应不低于3）测量温度以顶层油温为准，3）绝缘电阻大于 10000M时，吸收各次测量时的温度应尽量接近比不低于，或极化指数不低于即可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）吸收比和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
50、渗漏油等1）20时不大于%2）tan值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显着变化(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值一般按下式换算：式中 tan1、tan2分别为温度 t1、t2时的 tan值2）必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等1）用正接法测量2）测量时记录环境温度及电抗器顶层油温9绕 组连 同 套管的 tan1）大修后2）必要时10电 容型 套 管的tan和 电 容值绕 组连 同 套管 的 交流 耐 压试验铁 芯及 夹 件的 绝