電力設備交接和預防性試驗規(guī)程(試行)

1、電力設備交接和預防性試驗規(guī)程（試行）電儀車間電氣專業(yè)2012年11月09日目錄1 范圍2 引用標準3 定義、符號4 總則5 旋轉電機6 電力變壓器及電抗器7 互感器8 開關設備9 套管10 支柱絕緣子和懸式絕緣子11 電力電纜線路12 電容器13 絕緣油和六氟化硫氣體14 避雷器15 母線16 二次回路17 1kv及以下的配電裝置和電力布線18 1kv及以上的架空電力線路19 接地裝置20 低壓電器附錄a（標準的附錄） 絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準附錄b（提示的附錄） 污穢等級與對應附鹽密度值附錄c（提示的附錄） 橡塑電纜內襯層和外護套破壞進水的確定方法附錄d（提示的附錄） 橡塑電纜附件中金屬

2、層的接地方法附錄e（提示的附錄） 避雷器的電導電流值和工頻放電電壓值附錄f（提示的附錄） 油浸電力變壓器繞組支流泄露電流參考值附錄g（標準的附錄） 高壓電氣設備的工頻耐壓試驗標準附錄h（提示的附錄） 參考資料1 范圍本標準規(guī)定了各種電力設備交接和預防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設備是否符合運行條件，預防設備損壞，保證安全運行。本標準不適用于高壓支流輸電設備、礦用及其它特殊條件下使用的電力設備，也不適用于電力系統(tǒng)的繼電保護裝置、自動裝置、測量裝置等電氣設備和安全用具。進口設備和合資企業(yè)生產的設備以該設備的產品標準為基礎，參照本標準執(zhí)行。引用標準下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構成

3、為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。dl/t5961996 電力設備預防性試驗規(guī)程gb 501501991 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準gb/t 2611983 石油產品閃點測量法gb/t 2641983 石油產品酸值測量法gb/t 3111997 高壓輸變電設備緣配合gb/t 5071986 絕緣油介電強度測量法gb/t 5111988 石油產品和添加劑機械雜質測量法gb 1094.1.21996、gb 1094.3.5 電力變壓器gb 25361990 變壓器油gb 55831985 互感器局部放電

4、測量gb 56541985 液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質損耗因數(shù)和體積電阻率的測量gb 64501986 干式電力變壓器gb/t 65411986 石油產品油對水界面張力測量法（圓環(huán)法）gb/t 72522001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則gb/t 7222000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則gb 73281987 變壓器和電抗器的聲級測量gb/t 75952000 運行中變壓器油質量標準gb/t 75981987 運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測量法（比色法）gb/t 75991987 運行中變壓器油、汽輪機油酸值測量法（btb法）gb 76001987 運行中變壓器油水分

5、含量測量法（庫侖法）gb 76011987 運行中變壓器油水分含量測量法（氣相色譜法）gb/t 176231998 絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定法gb 9326.1.51988 交流330kv及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件gb 110221989 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件gb 110231989 高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗導則gb 110322000 交流無間隙金屬氧化物避雷器gb 120221989 工業(yè)六氟化硫dl/t 4211991 絕緣油體積電阻率測量法dl/t 4231991 絕緣油中含氣量測量真空壓差法dl/t 429.91991 電力系統(tǒng)油質試

6、驗方法 絕緣油介電強度測量法dl/t 4501991 絕緣油中含氣量的測量方法（二氧化碳洗脫法）dl/t 4592000 電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術條件dl/t 4921992 發(fā)電機定子繞組環(huán)氧粉云母絕緣老化鑒定導則dl/t 5931996 高壓開關設備的共用訂貨技術導則sh 00401991 超高壓變壓器油sh 03511992 斷路器油3 定義、符號3.1 預防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣或氣樣進行的試驗。.在線監(jiān)測在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3 帶電測量 對在運行電

7、壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。3.4 絕緣電阻 在絕緣結構的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經該對電極的泄流電流值之比。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本規(guī)程中，若無說明，均指加壓1min時的測得值。3.5 吸收比 在同一次試驗中，1min時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.6 極化指數(shù) 在同一次試驗中，10min時的絕緣電阻值與1min時的絕緣電阻值之比。3.7 本規(guī)程所用的符號 un 設備額定電壓(對發(fā)電機轉子是指額定勵磁電壓)； um 設備最高電壓； u0/u 電纜額定電壓(其中u0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓，u為導體與導體之間的設計電壓)； u

8、1ma 避雷器直流1ma下的參考電壓； tg 介質損耗因數(shù)。4 總則4.1 設備進行試驗時，試驗結果應與本設備歷次試驗結果相比較，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析和判斷后做出正確結論。4.2 山東電力各發(fā)、供電、基建等單位應遵守本標準開展絕緣試驗工作。在執(zhí)行標準過程中，遇到特殊情況，如延長設備的試驗周期、降低試驗標準、增、刪試驗項目時，應組織有關人員認真分析討論，提出建議由本單位負責生產的領導批準執(zhí)行，110k及以上電氣設備并報上一級主管部門備案。4.3 50hz交流耐壓試驗，加至試驗電壓后的持續(xù)時間，無特殊說明，均為1min；其它耐壓試驗的試驗電壓施加時間在有關設備的試驗要求中規(guī)定。非標準電

9、壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本規(guī)程規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法計算。耐壓試驗電壓值以額定電壓的倍數(shù)計算時，發(fā)電機和電動機應按銘牌額定電壓計算，電纜可按電纜額定電壓計算。 4.4 充油電力設備在充滿合格油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間按產品要求，當制造廠無規(guī)定時，則應依據(jù)設備的額定電壓滿足以下要求： 500kv 72h 220 kv 48h 110kv及以下 24h4.5 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分離開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)。同一試驗電壓的設備可以連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也

10、可以連在一起進行試驗。此時試驗電壓應采用各種設備中的最低試驗電壓。4.6 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定工作電壓不同時，應根據(jù)下列原則確定試驗電壓： a)當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓； b)當采用額定電壓較高的設備作為代用設備時，應按照實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓；4.7 當進行與設備的環(huán)境條件如溫度、濕度、油樣等有關的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tg、泄漏電流等)時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5，空氣相對濕度一般不高于80%。本標準中使用常溫為1040。試驗時，應注意環(huán)境

11、溫度的影響，對油浸式變壓器電抗器及消弧線圈，應以變壓器、電抗器及消弧線圈的上層油溫作為測試溫度。4.8 110kv及以上6個月、35kv及以下1年未投入運行的設備，在投運前按本標準“投運前”規(guī)定的內容進行。4.9 電氣設備紅外測溫工作應加強，具體要求按dl/t6641999帶電設備紅外診斷技術應用導則執(zhí)行。4.10 預防周期原則上110kv及以上電氣設備為3年。35kv及以下電氣設備可延長至6年，具體執(zhí)行周期由各單位做好統(tǒng)計分析，根據(jù)本單位的實際情況自定。4.11 不拆頭不影響試驗結果的預防性試驗可以按照本標準要求采用不拆試驗的方法進行。4.12 本標準未包含的電氣設備的交接和預防性試驗，按制

12、造廠規(guī)定進行。4.13 交接試驗時，本標準未涉及到的內容仍以電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準為準。5 旋轉電機5.1 交流電動機5.1.1 交流電動機的試驗項目、周期和要求見表5.4。5.1.2 容量在100kw以下的電動機一般只進行1、2、4、14，對于特殊電動機的試驗項目按制造廠規(guī)定。 表5. 1 交流電動機的試驗項目、周期和要求序 號項 目周 期要 求說 明1 繞組的絕緣電阻和吸收比（或極化指數(shù)）1)交接時2)小修時3)大修時4)必要時 1)絕緣電阻值： a)額定電壓1000v以下者，室溫下不應低于0.5m b)額定電壓1000v及以上者，交流耐壓前，定子繞組在接近運行溫度時的絕緣

13、電阻值不應低于每千伏1m；投運前室溫下(包括電纜)不應低于每千伏1m c)轉子繞組絕緣電阻不應低于0.5m 2)吸收比(或極化指數(shù))自行規(guī)定1)容量為500kw及以上的電動機，應測量吸收比(或極化指數(shù))，參照發(fā)電機中有關規(guī)定2)3kv以下的電動機使用1000v兆歐表；3kv及以上者使用2500v兆歐表3)小修時定子繞組可與其所連接的電纜一起測量，轉子繞組可與其起動設備一起測量4)有條件時可分相測量2繞組的直流電阻1)交接時2)大修時3)必要時1) 1kv及以上或100kw及以上的電動機各相繞組直流電阻值的相互差別不應超過最小值的2%；中性點未引出者，可測量線間電阻，其相互差別不應超過1%2)其

14、余電動機自行規(guī)定3)應注意相互間差別的歷年相對變化 3定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗1)交接時2)大修時3)更換繞組后1) 試驗電壓：交接或全部更換繞組時為3un.大修或局部更換繞組時為2.5un2)泄漏電流相間差別一般不大于最小值的100%，泄漏電流為20a以下者不作規(guī)定3)500kw以下的電動機自行規(guī)定 有條件時可分相進行4定子繞組的交流耐壓試驗1)大修后2)更換繞組后1)大修時不更換或局部更換定子繞組后試驗電壓為1.5un，但不低于1000v2)全部更換定子繞組后試驗電壓為(2un+1000)v，但不低于1500v3)交接時試驗電壓0.75(2un+1000)v1)低壓和100

15、kw以下不重要的電動機，交流耐壓試驗可用2500v兆歐表測量代替2)更換定子繞組時工藝過程中的交流耐壓試驗按制造廠規(guī)定5 繞線式電動機轉子繞組的交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)更換繞組后試驗電壓如下： 1)繞線式電機已改為直接短路起動者，可不做交流耐壓試驗 2)uk為轉子靜止時在定子繞組上加額定電壓于滑環(huán)上測得的電壓3)交接時,3000v及以上電動機進行試驗 不可逆式可逆式大修不更換轉子繞組或局部更換轉子繞組1.5uk，但不小于1000v3.0uk，但不小于2000v全部更換轉子繞組后(2uk+1000)v(4uk+1000)v交接時0.75(2uk+1000)v0.75(4uk

16、+1000)v6同步電動機轉子繞組交流耐壓試驗1)交接時2)大修時1)交接時試驗電壓為額定勵磁電壓的7.5倍,且不應低于1200v,但不應高于出廠試驗電壓值是75%2)大修時試驗電壓為1000v可用2500v兆歐表測量代替7可變電阻器、起動電阻器、滅磁電阻器的直流電阻1）交接時2）大修時 與制造廠數(shù)值或最初測得結果比較，相差不應超過10%3kv及以上的電動機應在所有分接頭上測量直流電阻8可變電阻器、起動電阻器、滅磁電阻器的直流電阻1)交接時2)大修時與回路一起測量時,絕緣電阻值不應低于0.5m用2500v兆歐表9 可變電阻器與同步電動機滅磁電阻器的交流耐壓試驗1）交接時2）大修時 試驗電壓為1

17、000v可用2500v兆歐表測量代替10同步電動機及其勵磁機軸承的絕緣電阻1）交接時2）大修時 絕緣電阻不應低于0.5m 在油管安裝完畢后，用1000v兆歐表測量11轉子金屬綁線的交流耐壓1）交接時2）大修時絕緣電阻不應低于0.5m 可用2500v兆歐表測量12 檢查定子繞組的極性1)交接時2)接線變動時 定子繞組的極性與連接應正確1)對雙繞組的電動機，應檢查兩分支間連接的正確性2)中性點無引出者可不檢查極性13定子鐵芯試驗1)全部更換繞組時或修理鐵芯后2)必要時 參照表5.1中序號10 1)3kv或500kw及以上電動機應做此項試驗 2)如果電動機定子鐵芯沒有局部缺陷，只為檢查整體疊片狀況，

18、可僅測量空載損耗值14電動機空轉并測空載電流和空載損耗1)交接時2)必要時 1)轉動正常，空載電流自行規(guī)定 2)額定電壓下的空載損耗值不得超過原來值的50%1)空轉檢查的時間一般不小于1h2)測定空載電流僅在對電動機有懷疑時進行3)3kv以下電動機僅測空載電流,不測空載損耗15 雙電動機拖動時測量轉矩轉速特性 必要時 兩臺電動機的轉矩轉速特性曲線上各點相差不得大于10%1)應使用同型號、同制造廠、同期出廠的電動機2)更換時，應選擇兩臺轉矩轉速特性相近似的電動機6 電力變壓器及電抗器6.1 電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求見表6.1表6. 1 電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求序

19、號項 目周 期要 求說 明1油中溶解氣體色譜分析1)交接時2)投運前3)新裝、大修后的變壓器在投運后1天、4天、10天、30天各1次 4)運行中：a500kv變壓器和電抗器為1個月1次；b)220kv變壓器為3個月1次；c)110kv變壓器為6個月1次；5)出口（或近區(qū)）短路后6)必要時1)新裝變壓器的油中h2與烴類氣體含量(l/l)不得超過下列數(shù)值：總烴:20；h2:10；c2h2:不應含有2)大修后變壓器的油中h2與烴類氣體含量（l/l）不得超過下列數(shù)值：總烴:50；h2:50；c2h2:不應含有3)運行設備中油中h2與烴類氣體含量(l/l)超過下列任何一項值時應引起注意：總烴:150；h

20、2:150；c2h2:5(35220kv) 1(500kv)4)烴類氣體總和的絕對產氣速率超過12ml/d或相對產氣率大于10%/月,則認為設備有異常5)對500kv電抗器，當出現(xiàn)痕量(小于1l/l)乙炔時,也應引起注意,如分析氣體雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時，可跟蹤監(jiān)督運行 1)總烴包括：ch4、c2h6、c2h4和c2h2四種氣體 2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結合產氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析 3)總烴含量低的設備不宜采用相對產氣速率進行判斷 2繞組直流電阻1)交接時2)3年 3)大修前、后4)無載分接開關變換分接位置5)有載分接開關檢修后(所有分接)6

21、)必要時 1)1600kva以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于平均值的1% 2)1600kva及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于平均值的2% 3)與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2% 4)電抗器參照執(zhí)行1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則與以前相同部分測得值比較,起變化不應大于2%2)預試時有載分接開關可在經常運行的分接上下幾個餓飯內接處測量,無載分接開關在運行分接測量3)不同溫度下的電阻值按下式換算 式中r1、r2分別為在溫度t1、t2時的電阻值；t為電阻溫度

22、常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取2253繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)交接時2)3年3)大修前、后4)投運前5)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化2)35kv及以上應測量吸收比,吸收比在常溫下不低于1.33)220kv及以上應測量極化指數(shù),極化指數(shù)在常溫下不低于1.54)預試時可不測量極化指數(shù);吸收比不合格時增加測量極化指數(shù),二者之一滿足要求即可1)采用2500v或5000v兆歐表2)測量前被試繞組應充分放電3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算式中r1、r2分別為溫度t1

23、、t2時的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算4繞組的介質損耗因數(shù)tg1)交接時2)大修前、后3)必要時4)繞組絕緣電阻(吸收比、極化指數(shù))測量異常時1)20時不大于下列數(shù)值：500kv 0.6%110220kv 0.8%35kv及以下 1.5%2)tg值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化(一般不大于30%)3)試驗電壓如下：1)非被試繞組應接地或屏蔽2) 同一變壓器各繞組tg的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tg值按下式換算 式中tg1、tg2分別為溫度t1、t2時的tg值繞組電壓10kv及以上10kv繞

24、組電壓10kv以下額定電壓un5電容型套管的介質損耗因數(shù)(tg）和電容值 1) 3年 2)大修后 3)必要時見第9章“套管”1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(或電抗器)頂層油溫6絕緣油試驗見第13章7繞組連同套管的交流耐壓試驗 1)交接時 2)更換繞組后 3)必要時1)容量8000kva以下、額定電壓35kv及以上交接時應進行交流耐壓試驗2)容量8000kva及以上、額定電壓35kv及以下交接時有試驗設備可進行交流耐壓試驗3）油浸變壓器（電抗器）試驗電壓按表6.21)可采用倍頻感應或操作波感應法2)35kv及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3)電抗器進

25、行外施工頻耐壓試驗8鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)交接時 2)3年3)大修前后4)必要時 1)與以前測試結果相比無顯著差別 2)運行中鐵芯接地電流一般不大于0.3a1)采用2500v兆歐表2)夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻 1)交接時 2)大修中 220kv及以上者絕緣電阻一般不低于500m，其它與出廠值和以前測試結果相比應無顯著差別1)采用2500v兆歐表2)連接片不能拆開者可不進行10油中含水量mg/l1)交接時2)投運前3)220kv及以上半年1次,110kv1年1次4)必要時投入運行前的油110kv20220kv1

26、5500kv10運行油110kv35220kv25500kv15運行中設備,測量時應注意溫度的影響,盡量在頂層油溫高于50時取樣11油中含氣量(體積分數(shù))%1)500kv交接時2)500kv1年3)220kv及以上必要時投運前的油500kv1220kv3運行油220kv5500kv312繞組泄漏電流(35kv及以上,且容量在10000kva及以上)1)交接時2)投運前3)3年4)大修前、后5）必要時1)試驗電壓一般如下：讀取1min時的泄漏電流值，交接時的泄露電流不宜超過附錄g 規(guī)定繞組額定電壓kv3615.751835110220500直流試驗電壓kv5102040602)與前一次測試結果相

27、比應無明顯變化13繞組所有分接的電壓比1)交接時 2)分接開關拆裝后3)更換繞組后4)必要時1)各相應接頭的電壓比與銘牌值相比應無顯著差別，且符合變壓比的規(guī)律2)電壓35kv以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內，但不得超過±1% 14校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性1）交接時2）更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致 15 空載電流和空載損耗 1)更換繞組后 2)必要時 與前次試驗值相比，無明顯變化試驗電源可

28、用三相或單相；試驗電壓可用額定電壓或較低電壓 (如制造廠提供了較低電壓下的測量值，可在相同電壓下進行比較)16 阻抗電壓和負載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗相比，無明顯變化試驗電源可用三相或單相；試驗電流可用額定值或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的測量值，可在相同電流下進行比較)17 繞組變形測量（110kv及以上主變壓器和高壓廠用變壓器）1）交接時2）更換繞組后3）大修后4）出口（或近區(qū)）短路后5）10年按山東電力集團公司集團生工200212號變壓器繞組變形測試應用導則執(zhí)行 18局部放電實驗（220kv及以上電壓登記和容量120mwa及以上）1) 交接時2) 大修更換絕緣部件或

29、部分線圈后3)必要時1)在線端電壓為時，視在放電量不宜大于500pc；線端電壓為時，放電量不宜大于300pc2)新安裝的變壓器交接試驗中，要求加于匝間和主絕緣的試驗電壓為1) 110kv電壓登記的新安裝變壓器，可比照執(zhí)行2)運行中的變壓器油色異常，懷疑存在放電性故障時可進行局部放電試驗19有載分接開關的試驗和檢查1)交接時2)按制造廠規(guī)定3)大修后4）必要時 按dl/t57495有載分接開關運行維修導則執(zhí)行 20測溫裝置及其二次回路試驗1)交接時 2)按制造廠規(guī)定3)大修后4)必要時 按制造廠的技術要求 21氣體繼電器及其二次回路試驗1)交接時2)大修后3)必要時 按制造廠的技術要求

30、 22壓力釋放器校驗 必要時動作值與銘牌值相差應不大于10%范圍或符合制造廠規(guī)定 23全電壓下空載合閘1)交接時2)更換繞組后1)新裝和全部更換繞組，沖擊合閘5次，第一次間隔10min,以后每次間隔5min2)部分更換繞組，沖擊合閘3次，第一次間隔10min,以后每次間隔5min1)在運行分接上進行2)由變壓器高壓側或中壓側加壓3)110kv及以上的變壓器中性點接地4)發(fā)電機變壓器組的中間連接無斷開點時可不進行24 220kv及以上油中糠醛含量1)投運后10年內3年1次,其后5年一次2)必要時1) 糠醛含量(mg/l)超過下列注意值時，應視為非正常老化，需跟蹤檢測：建議在以下情況進行

31、：1)油中氣體總烴超標或co、co2過高2)需了解絕緣老化情況運行年限1346791012糠醛量0.040.070.10.2運行年限1315161819212225糠醛量0.40.6122)跟蹤檢測時，注意增長率3) 糠醛含量大于2mg/l時，認為絕緣老化已比較嚴重25 絕緣紙(板)聚合度懷疑絕緣老化比較嚴重當聚合度小于250時，應引起注意1)試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數(shù)克2)對運行時間較長的變壓器盡量利用吊檢的機會取樣26 絕緣紙(板)含水量必要時含水量(質量分數(shù))一般不大于下值：可用所測繞組的tg值推算或取紙樣直接測量。500kv1%220kv3%27電抗器阻抗測量必要時與出廠

32、值相差在±5%，與三相或三相組平均值相差在±2%范圍內如受試驗條件限制可在運行電壓下測量28箱殼振動1)500kv電抗器交接時2)必要時在額定工況下測得的箱殼振動振幅雙峰值不應大于100m 29500kv噪音測量1)交接時2)更換繞組后3)必要時在額定電壓及額定頻率下不大于80db(a)30油箱表面溫度分布1)500kv電抗器交接時2)必要時1)500kv電抗器交接時溫升不應大于65k2)局部熱點溫升不超過80k 31110kv及以上變壓器零序阻抗1)交接時2)更換繞組后如有制造廠出廠試驗值,交接時可以不做32殼式變壓器絕緣油帶電度1)交接時2)3年3)

33、必要時應小于500pc/ml/2033殼式變壓器線圈泄露電流1)交接時2)3年3)必要時應小于-3.5a在變壓器停電啟動油泵狀態(tài)下測量6.2 電力變壓器交流試驗電壓值見表6.2表 6.2 電力變壓器交流試驗電壓額定電壓kv最高工作電 壓kv線端交流試驗電壓值kv中性點交流試驗電壓值kv全部更換繞組部分更換繞組全部更換繞組部分更換繞組66.9252125211011.5353035301517.5453845382023.0554755473540.585728572110126.0200170(195)9580 22025236039530633685(230)72(170)5005

34、50 6306805365788514072120注： 括號內數(shù)值適用于不固定接地或經小電抗接地系統(tǒng)；6.3 干式變壓器6.3干式變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時2繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)交接時、3年、大修后、必要時3交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時4穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵心、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻交接時、大修時5繞組所有分接的電壓比交接時、更換繞組后、必要時6校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性交接時、更換繞組后7空載電流和空載損耗交接時、更換繞組后8短路阻抗和負載損耗交接時、更換繞組后9環(huán)氧澆注型

35、干式變壓器的局部放電測量交接時、更換繞組后、必要時10測溫裝置及其二次回路試驗交接時、更換繞組后6.4干式電抗器干式點抗器試驗項目：所連接的系統(tǒng)設備大修時作交流耐壓試驗（表6.1中序號7）6.5接地變壓器和變壓器中性點高阻裝置6.5接地變壓器和變壓器中性點高阻裝置的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時2繞組絕緣電阻、吸收比交接時、3年、大修后、必要時3絕緣油試驗交接時、投運前、3年、大修后、必要時4交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時5穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵心、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻交接時、大修時6空載電流和空載損耗交接時、更換繞組

36、后7短路阻抗和負載損耗交接時、更換繞組后8整體密封檢查交接時、大修后6.6 氣體絕緣變壓器6.6氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1sf6氣體的濕度（20的體積分數(shù)）交接時、3年、大修后、必要時2sf6氣體泄露試驗交接時、大修后、必要時3繞組直流電阻交接時、3年、大修后、必要時4繞組絕緣電阻、吸收比或（和）極化指數(shù)交接時、3年、大修后、必要時5交流耐壓試驗交接時、3年、大修后、必要時6二次回路試驗交接時、大修后、必要時6.7 箱式變壓器6.7箱式變壓器的試驗項目和周期序號試 驗 項 目周 期1繞組直流電阻必要時2繞組絕緣電阻、吸收比必要時3絕緣油試驗必要時4交流耐壓試驗必要

37、時6.8 特殊連接結構變壓器6.8.1 高壓套管通過sf6高壓引線裝置與gis連接的變壓器a.交接和大修后試驗 按本標準規(guī)定的項目和要求進行b.預防性試驗 試驗項目按以下內容進行，各項目的周期和要求按表6.1執(zhí)行。實驗項目：1）sf6高壓引線裝置中sf6氣體的濕度檢測和泄漏試驗分別按表8.1序號1和序號2進行；2）變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄露、介質損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3）變壓器鐵心試驗；4）變壓器高壓繞組和gis一起進行絕緣電阻試驗，采用5000v兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5）變壓器其它項目和gis試驗分別按表6.1和表8.1進行。6.8.2 高壓套管通過充油全密封高壓引線裝置與

38、高壓充油電纜連接的變壓器a.交接和大修后試驗 按本標準規(guī)定的項目和要求進行b.預防性試驗 試驗項目按以下內容進行，各項目的周期和要求按表6.1執(zhí)行。實驗項目：1）變壓器和充油全密封高壓引線裝置每月次絕緣油色譜分析，沒半年1次絕緣油中含水量分析；高壓充油電纜的絕緣油試驗周期和項目按表11.3進行；2）變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄露、介質損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3）變壓器鐵心試驗；4）變壓器高壓繞組及其連帶的高壓引線裝置和高壓充油電纜一起進行絕緣電阻試驗，采用5000v兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5）電力電纜外護套和外護套避雷器試驗；6）其它項目參照表6.1。6.9 判斷故障時可供選用的試驗

39、項目本條主要針對容量為1.6mva以上變壓器和500kv電抗器，其它設備可作參考。 a)當油中氣體分析判斷有異常時可選擇下列試驗項目： 繞組直流電阻 鐵芯絕緣電阻和接地電流 空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載下)運行，用油中氣體分析及局部放電檢測儀監(jiān)視 長時間負載(或用短路法)試驗，用油中氣體色譜分析監(jiān)視 油泵及水冷卻器檢查試驗 有載調壓開關油箱滲漏檢查試驗 絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tg、泄漏電流) 絕緣油的擊穿電壓、tg 絕緣油含水量 絕緣油含氣量(500kv) 局部放電(可在變壓器停運或運行中測量) 絕緣油中糠醛含量 耐壓試驗 油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度 b

40、)氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體分析。 c)變壓器出口短路后可進行下列試驗： 油中溶解氣體分析 繞組直流電阻 短路阻抗 繞組的頻率響應 空載電流和損耗 d)判斷絕緣受潮可進行下列試驗： 絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tg、泄漏電流) 絕緣油的擊穿電壓、tg、含水量、含氣量(500kv) 絕緣紙的含水量 e)判斷絕緣老化可進行下列試驗： 油中溶解氣體分析(特別是co、co2含量及變化) 絕緣油酸值 油中糠醛含量 油中含水量 絕緣紙或紙板的聚合度 f)振動、噪音異常時可進行下列試驗： 振動測量 噪聲測量 油中溶解氣體分析 阻抗測量7 互感器7.1 電流互感器電流互

41、感器的試驗項目、周期和要求，見表7.1。表 7 電流互感器的試驗項目、周期和要求序 號項 目周 期要 求說 明1 繞組及末屏的絕緣電阻1)交接時2)投運前3) 3年4)大修后5)必要時1)一次繞組對二次繞組及外殼、各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻與出廠值及歷次數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化2)電容型電流互感器末屏絕緣電阻不宜小于1000m1)用2500v兆歐表2)500kv交接時尚應測量一次繞組間的絕緣電阻,由于結構原因無法測量時可不進行2介質損耗因數(shù)tg(%)及電容量(20kv及以上)1)交接時2)投運前3)3年4)大修后5)必要時6)sf6、固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)主絕緣tg(%)不應大于

42、下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：1)當主絕緣tg試驗電壓為10kv，末屏對地tg試驗電壓為2kv2)當tg值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tg與溫度、電壓的關系，當tg隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kv升到時，tg增量超過±0.3%，不應繼續(xù)運行3)主絕緣tg試驗電壓為10kv,末屏對地tg試驗電壓為2kv電壓等級kv2035110220500大修后油紙電容型充油型膠紙電容型充膠式3.02.52.01.02.02.02.00.72.00.6運行中油紙電容型充油型膠紙電容型充膠式3.53.02.51.02.52.52.50.82.50.72)電容型電

43、流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超出±5%范圍時應查明原因3)交接試驗和投運前,應測量末屏對地tg及電容量, tg值不大于2%4)預試時當末屏對地絕緣電阻小于1000m時或主絕緣tg超標時應測量末屏對地tg，其值不大于2%3 油中溶解氣體色譜分析1)交接時2)大修后3)投運后前3年1年1次,以后3年1次4)必要時1)新投運的互感器中的氣體含量應符合:h250；總烴10；c2h2不應含有2)油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意： 總烴 100×10-6 h2 150×10-6 c2h2 1 (220500kv) ，2(110kv及以下)

44、 1)新投運互感器的油中不應含有c2h2 2)運行中制造廠要求明確要求不進行色譜分析時，才可不進行4局部放電試驗(35kv及以上) 1)交接時 2)大修后 3)必要時1) 固體絕緣互感器在電壓為時，視在放電量不大于100pc，在電壓為1.1um時(必要時)，視在放電量不大于500pc2)110kv及以上油浸式互感器在電壓為時，視在放電量不大于20pc3)sf6電流互感器交接時,在老煉試驗和工頻耐壓試驗后,應進行局部放電試驗 5極性檢查1)交接時2)大修后3)必要時 與銘牌標志相符 6交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時 1)一次繞組按出廠值的85%進行,出廠值不明的按下列電壓進

45、行試驗： 110kv及以上有條件時進行電壓等級kv3610152035試驗電壓kv1521303847722)二次繞組之間及及對外殼的工頻耐壓試驗電壓為2kv,可用2500v兆歐表代替3)全部更換繞組絕緣后，應按出廠值進行4)110500kv sf6電流互感器交接試驗:a.老練試驗:預加1.1倍設備額定相對地電壓0分鐘,然后降至0;施加1.0倍設備額定相對地電壓5分鐘,接著升至設備額定電壓3分鐘,然后降至0b.老煉試驗后應進行工頻耐壓試驗,所加試驗電壓值為出廠試驗值的90%5)110500kv sf6電流互感器補氣較多時(表至小于0.2mpa),應進行工頻耐壓試驗,試驗電壓為出廠值的

46、8090%7各分接頭的變比檢查1)交接時2)大修后3)必要時 與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差8校核勵磁特性曲線1)交接時2)必要時與同類互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較，應無明顯差別繼電保護有要求時進行9絕緣油擊穿電壓kv1)交接時2)大修后3)必要時投運前35kv及以下35110220kv40500kv60運行中35kv及以下30110220kv35500kv5010絕緣油90介損%1)交接時2)大修后3)必要時新油:0.5注入設備后:0.7運行中220kv及以下4500kv211絕緣油含水量mg/l1)交接時2)大修后3)必要時投運前110kv20220kv2550

47、0kv15運行中110kv35220kv25500kv1512sf6電流互感器氣體的濕度(20的體積分數(shù))l/l1)交接時2)投產后每半年測量一次,運行1年如無異常,3年測1次3)大修后4)必要時交接時和大修后不大于150,運行中不大于300 13sf6電流互感器氣體泄露試驗1)交接時2)大修后3)必要時 年漏氣率不大于1%7.2電壓互感器電磁式和電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求分別見表7.2和表7.3表 8 電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1絕緣電阻1)交接時2）投運前3) 3年4) 大修后5）必要時與歷次試驗結果和同類設備的試驗結果相比無顯

48、著差別用2500v兆歐表 2tg(20kv及以上)   1)繞組絕緣tga)交接時b )投運前c )3年d)大修后e)必要時2)110kv220kv串級式電壓互感器支架tg： a)交接時 b)必要時3)sf6、固定絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)繞組絕緣tg(%)不應大于下表中數(shù)值：  串級式電壓互感器的tg試驗方法宜采用末端屏蔽法溫度51020304035kv及以下交接時大修后1.52.53.05.07.0運行中2.02.53.55.58.035kv以上交接時大修后1.01.52.03.55.0運行中1.52.02.54.05.5交接時:35kv以上電壓互感器,在試驗電壓為10

49、kv時,按制造廠試驗方法測得的tg不應大于出廠試驗值的130%2)支架絕緣tg一般不大于6%3 油中溶解氣體的色譜分析1)交接時2)大修后3)投運后第1年取1次，以后3年1次4)必要時1） 新投運的互感器中的氣體含量應符合：h250；總烴10；c2h不應含有2）油中溶解氣體組分含量(l/l)超過下列任一值時應引起注意： 總烴:100； h2 150 c2h :2(220500kv),3(110及以下) 1)新投運互感器的油中不應含有c2h2 2)運行中制造廠明確要求不進行色譜分析時,才可不進行4交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時 1)一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應耐壓試驗2)倍頻感應耐壓試驗時應考慮互感器的容升電壓3)耐壓試驗前后，應檢查有否絕緣損傷電壓等級kv361015203535k