電力設備交接和預防性試驗規(guī)程

1、q/ q/fjg q/fjg 10029.2-2004福建省電力有限公司 發(fā) 布2005年3月8日 實施2005年3月8日 發(fā)布電力設備交接和預防性試驗規(guī)程（試行）福建省電力有限公司企業(yè)標準2q/fjg 10029.22004目 次 目 次i前 言ii1 范圍12 規(guī)范性引用文件13 定義、符號24 總則35電力變壓器及電抗器46互感器187開關設備288 套管459 支柱絕緣子和懸式絕緣子4710 電力電纜線路4911電容器5512 變壓器油和六氟化硫氣體6113 避雷器6814 母線7115二次回路7216 1kv及以下的配電裝置和電力布線7317 1kv以上的架空電力線路7318接地裝置

2、7419 電除塵器7720 旋轉(zhuǎn)電機7921 帶電設備紅外檢測92附錄a95附錄b96附錄c97附錄d98附錄e99附錄f101附錄g102附錄h103附錄i104附錄j105附錄k109附錄l110附錄m111附錄n115前 言電力設備的交接和預防性試驗規(guī)程（試行）分兩部分：修訂說明（q/fjg10029.1-2004）與標準主體部分(q/fjg10029.2-2004)。電力設備的交接和預防性試驗是安裝、運行和維護工作中的重要環(huán)節(jié),是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。交接和預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)絕緣監(jiān)督工作的主要依據(jù)，1999年原福建省電力工業(yè)局制定頒發(fā)了福建省電網(wǎng)電力設備交接及預防性

3、試驗規(guī)程實施細則，多年來對電力生產(chǎn)起到了重要的作用，并積累了豐富的經(jīng)驗。隨著電力工業(yè)的迅速發(fā)展，新設備的大量出現(xiàn)，試驗技術不斷更新與提高，原規(guī)程的某些內(nèi)容已不能適應當前電力生產(chǎn)的需要。為此，福建省電力有限公司組織有關人員,在廣泛征求意見的基礎上,依據(jù)gb5015091電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準、dl/t5961996電力設備預防性試驗規(guī)程及國家電網(wǎng)公司關于印發(fā)輸變電設備技術標準的通知(國家電網(wǎng)生2004634號)、關于預防輸變電設備事故措施的通知（國家電網(wǎng)生2004641號）等技術標準、反措文件，結(jié)合福建省電網(wǎng)的實際情況,對福建省電網(wǎng)電力設備交接及預防性試驗規(guī)程實施細則進行修訂,并更

4、名為福建省電力有限公司電力設備交接及預防性試驗規(guī)程(試行)。 本標準經(jīng)福建省電力有限公司批準,從生效之日起代替1999年原福建省電力工業(yè)局頒發(fā)的福建省電網(wǎng)電力設備交接及預防性試驗規(guī)程實施細則。福建省電力有限公司所屬各發(fā)供電單位、二級單位、基建單位、設計單位和聯(lián)營單位均應遵照執(zhí)行,省內(nèi)并網(wǎng)發(fā)電廠、縣級供電企業(yè)、其他電力用戶應參照執(zhí)行。本標準由福建省電力有限公司提出。本標準由福建省電力有限公司生產(chǎn)運行部歸口管理并負責解釋。本標準在執(zhí)行中如遇有問題或發(fā)現(xiàn)不盡完善之處，請及時與福建省電力試驗研究院聯(lián)系。本標準主要起草人：張孔林 于建龍 應宗明 連鴻松 王恒山 林冶 周劍 陳泰山 陳德興 周渠 林世勇

5、章開煊 吳虹 鄢慶猛 朱宗毅 廖福旺 施廣宇 施倩 趙道陽 黃維憲 林一泓 毛冠民 王定有本標準審核人：林 韓 鄭家松 李功新 鄭宗安本標準批準人：許新生電力設備交接和預防性試驗規(guī)程（試行）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。本標準適用于500kv及以下的交流電力設備的交接和預防性試驗管理，但。本規(guī)程不適用于高壓直流輸電設備、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(chǎn)的設備以該設備的產(chǎn)品標準為基礎，原則上應按照本標準

6、執(zhí)行。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準標準的引用而成為本標準標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準標準，但鼓勵根據(jù)本標準標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準標準。 gb/t 2611983 石油產(chǎn)品閃點測定法(閉口杯法) gb/t 2641983 石油產(chǎn)品酸值測定法 gb/t 311.11997 高壓輸變電設備的絕緣配合 高電壓試驗技術 gb/t 5072002 絕緣油擊穿電壓測定法gb/t 5111988 石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質(zhì)測定法（重量法）gb 1094.

7、1.21996 電力變壓器gb 1094.3.52003 電力變壓器gb 25361990 變壓器油jb/t 81661995 互感器局部放電測量 gb 56541985 液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質(zhì)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(chǎn)品油對水界面張力測定法(圓環(huán)法) gb/t 72522001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 dl/t 7222000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 gb/t 732887 變壓器和電抗器的聲級測定gb/t 75952000 運行中變壓器油質(zhì)量標準 gb/t 75981987 運行中變

8、壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法(比色法) gb/t 75991987 運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法(btb法) gb/t 76001987 運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)gb/t 76011987 運行中變壓器油水分含量測定法(氣相色譜法)gb/t 17623-1998 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/t 11022-1999 高壓開關設備和控制設備標準的共同技術要求 gb/t 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

9、雷器 gb 120221989 工業(yè)六氟化硫gb 501501991 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準dl/t 5961996 電力設備預防性試驗規(guī)程dl/t 4211991 絕緣油體積電阻率測定法dl/t 4231991 絕緣油中含氣量測定 真空壓差法dl/t 7031999 絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法 dl/t 429.91991 電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法 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 593

10、1996 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 斷路器油國家電力公司防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項重點要求(國電發(fā)2000589號)國家電網(wǎng)公司關于印發(fā)輸變電設備技術標準的通知(國家電網(wǎng)生2004634號)國家電網(wǎng)公司關于預防輸變電設備事故措施的通知(國家電網(wǎng)生2004641號)華東電網(wǎng)公司«華東電網(wǎng)500kv輸變電設備紅外檢測現(xiàn)場應用規(guī)范»（試行）(華東電網(wǎng)生2004290號)3 定義、符號3.1交接試驗 為了發(fā)現(xiàn)新設備在設計、制造、運輸、安裝過程中產(chǎn)生的隱患，診斷是否符合投入運行的條件，對新設備進行的檢查、試驗，也

11、包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.2預防性試驗 為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防設備發(fā)生事故或損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油或氣樣進行的試驗。3.3 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。3.4 帶電測量對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。3.5 絕緣電阻 在絕緣結(jié)構的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄漏電流值之比。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本標準中，若無特別說明，均指加壓lmin時的測得值。3.6 吸收比 在同一次試驗中，lmin時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.7 極化指數(shù) 在同一

12、次試驗中，10min時的絕緣電阻值與lmin時的絕緣電阻值之比。3.8大修 若無特殊說明者均指該設備本身大修，其大修的內(nèi)容和范圍如下：¾ 發(fā)電機、變壓器：按部頒的發(fā)電廠檢修規(guī)程規(guī)定；¾ 互感器及充油電抗器：吊芯檢修；¾ 套管：換油、換膠或解體；¾ 隔離刀閘：傳動機構及刀閘檢修；¾ 避雷器：解體檢修；¾ 斷路器、重合器、分段器：操作機構解體，滅弧室解體；¾ 耦合電容器：吊芯檢修；¾ 高壓硅整流器:吊芯檢修。3.9 本標準所用的符號un 設備額定電壓(對發(fā)電機轉(zhuǎn)子是指額定勵磁電壓)；um 設備最高電壓；u0/u 電纜額

13、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)；u1ma 避雷器直流lma下的參考電壓；tg 介質(zhì)損耗因數(shù)。3.10紅外檢溫利用紅外熱成像儀或紅外點溫儀對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的設備進行檢測和診斷。紅外檢測的設備包括旋轉(zhuǎn)電機、變壓器、電抗器、互感器、斷路器、隔離開關、套管、絕緣子串、電力電容器、避雷器、電力電纜、母線、導線、組合電器、低壓電器及二次回路等。通?？稍谠O備帶電時進行測試。3.11投運前 新安裝的設備交接后長時間未投入而準備投運之前或庫存的新設備投運之前。4 總則4.1試驗結(jié)果應與該設備歷次試驗結(jié)果相比較，與同類設備

14、試驗結(jié)果相比較，參照相關的試驗結(jié)果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析后做出判斷。4.2遇到特殊情況需要改變試驗項目、周期或要求時，對已投運設備由運行單位分管生產(chǎn)的領導或總工程師批準執(zhí)行，對220kv及以上的電力設備須報福建省電力有限公司生產(chǎn)部備案；對新建、擴建項目設備由建設單位分管生產(chǎn)的領導或總工程師審核并上報福建省電力有限公司分管生產(chǎn)的領導或總工程師批準后實施。4.3 110kv以下的電力設備，應按本標準進行耐壓試驗（有特殊規(guī)定者除外）。110kv及以上的電力設備按規(guī)定或在必要時進行耐壓試驗。 50hz交流耐壓試驗，加至試驗標準電壓后的持續(xù)時間，無特別說明，均指lmin；其它耐壓試驗的試驗電

15、壓施加時間在有關設備的試驗要求中規(guī)定。非標準電壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本標準規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法進行計算。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。靜置時間如無制造廠規(guī)定，則應依據(jù)設備額定電壓滿足以下要求： 500kv >72h 220kv >48h 110kv及以下 >24h4.4 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)。但同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。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，也可以連在一起進行試驗。此時試驗電壓應采用所連接設備中的最

16、低試驗電壓。4.5 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應根據(jù)以下原則確定試驗電壓：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。4.6 在進行與溫度和濕度有關的各種試驗時（如測量直流電阻、絕緣電阻、tg、泄漏電流、六氟化硫氣體濕度、絕緣油取樣等），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，戶外試驗應在良好的天氣下進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.7在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。4.8如產(chǎn)品的國家標準或

17、行業(yè)標準有變動，執(zhí)行本標準時應作相應調(diào)整。4.9如經(jīng)實用考核證明利用帶電測量和在線監(jiān)測技術能達到停電試驗的效果，經(jīng)本單位分管生產(chǎn)的領導或總工程師批準,可以不做停電試驗或延長試驗周期。4.10多繞組設備進行絕緣試驗時,非被試繞組應短路接地。4.11 35kv及以上變壓器、電抗器、消弧線圈、互感器、開關設備、套管、電纜、電容器等設備，在新安裝投運后一年內(nèi)應做一次試驗（有特殊規(guī)定者除外）。4.12 新安裝交接后長時間未投入運行的設備(110kv及以上6個月、35kv及以下1年)，在投運前按本標準“投運前”規(guī)定的內(nèi)容進行試驗(試驗要求與交接時相同)；運行后長時間停運的設備(110kv及以上6個月、35

18、kv及以下1年),在投運前應按預試規(guī)程要求進行試驗；庫存、備用的設備在投運前參照投運設備試驗規(guī)程規(guī)定進行試驗。4.13預試周期原則上220kv及以上電氣設備為2年, 110kv及以下電氣設備為3年，10kv及以下配變（不含開關站的配變）為5年。4.14 500kv電氣設備不拆引線試驗參照附錄m執(zhí)行, 如果測量結(jié)果與歷次比較有明顯差別或超過規(guī)程規(guī)定的標準，應拆引線進行試驗。4.15直流電源裝置及蓄電池試驗按福建省電力有限公司電力系統(tǒng)直流電源裝置及蓄電池檢修維護規(guī)程（試行）執(zhí)行。4.16 本標準未包含的電氣設備的交接和預防性試驗，按制造廠規(guī)定進行；制造廠未作要求的，可根據(jù)運行情況自行規(guī)定。4.17

19、上級機關頒布的有關反措、規(guī)定、規(guī)范應遵照執(zhí)行。5 電力變壓器及電抗器5.1 電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求見表5.1。表5.1 電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求序號項 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)新安裝、大修后:a)110kv及以上投運后1天、4天、10天、30天b) 廠用變、35kv站用變投運后4天、30天4)運行中：a)220kv及以上3個月b)110kv半年c)廠用變、35kv站用變1年5)必要時1)新安裝變壓器的油中h2與烴類氣體含量(l/l)不得超過下列數(shù)值：a)110kv及以上總烴：10；h2：20；c2h2：0b)35kv及

20、以下總烴：20；h2：30；c2h2：02)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；c2h2：03)運行設備的油中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；h2：150；c2h2：5(35220kv)；1 (500kv)4)烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過12ml/d(密封式)或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則判斷設備有異常5)對500kv電抗器，當出現(xiàn)少量(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，若經(jīng)其它試驗分析認為還不至于危及繞組和鐵芯安全時，可在超過注意值的情況下運行,但應縮短檢測周期1)總

21、烴包括ch4、c2h4、c2h6和c2h2四種氣體總和2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3)總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運的變壓器應有出廠的有關測試數(shù)據(jù)5)必要時: a)出口或近區(qū)短路b)保護動作后懷疑主變存在異常c)巡視發(fā)現(xiàn)異常d)在線監(jiān)測系統(tǒng)告警e)主變進行耐壓和局放試驗后f）其它2繞組直流電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kv及以上2年b)110kv及以下3年c)10kv及以下配變5年4)無載分接開關變換分接位置5)有載分接開關檢修后(各檔)6)大修前、后7)必要時1)1.6mva以上變壓器，各

22、相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%2)1.6mva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三相平均值的2%3)與以前相同部位測得值比較，其相對變化不應大于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，則按要求3)項執(zhí)行2)不同溫度下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為電阻溫度常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取225。3）無載分接開關應在使用的分接檔鎖定后測量4）必要時:a)本體油色譜判斷有熱故障b)紅外測溫判斷套管接頭發(fā)熱c）其它3

23、繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kv及以上2年b)110kv及以下3年c)10kv及以下配變5年5)大修前、后6)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應無顯著變化，否則應查明原因2)35kv及以上應測量吸收比，吸收比(1030范圍)不低于1.3；吸收比不合格時增加測量極化指數(shù)，極化指數(shù)不低于1.5 ；二者之一滿足要求即可3)220kv及以上應測量極化指數(shù)1)使用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，各次測量時的溫度應盡量接近4)盡量在油溫低于50時測量,不同溫度

24、下的絕緣電阻值按下式換算:式中r1、r2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值或見附錄h5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算6）必要時：a)油介損不合格或油中微水超標b)滲漏油嚴重可能使變壓器受潮c）其它4繞組的tg1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kv及以上2年b)35110kv3年5)大修前、后6)必要時1)20時不大于下列數(shù)值：500kv 0.6%110220kv 0.835kv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：1)同一變壓器各繞組tg的值要求相同2)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應盡量相

25、近3)35kv及以上,且容量在8000kva及以上應進行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值或見附錄h5）必要時：a)繞組絕緣電組(吸收比、極化指數(shù))測量異常時b)油介損不合格或油中微水超標c)滲漏油嚴重d）其它繞組電壓10kv及以上10kv繞組電壓10kv以下額定電壓un5電容型套管的介質(zhì)損耗因數(shù)(tg)和電容值見第8章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12章7交流耐壓試驗1)交接時2)10kv及以下站用變及開關站配變3年；其余配變5年3)更換繞組后4)大修后（35kv及以

26、下）5)必要時1)油浸變壓器（電抗器）試驗電壓值按表5.2(定期試驗按部分更換繞組電壓值)2)干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1)用倍頻感應或操作波感應法2)35kv及以下全絕緣變壓器，交接時和大修后應進行交流耐壓試驗3)電抗器采用外施工頻耐壓試驗4)必要時：a）設備安裝（運輸）過程中發(fā)現(xiàn)異常b）對絕緣有懷疑時c) 其它8鐵芯絕緣電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kv及以上2年b)110kv及以下3年c)10kv及以下配變5年4)大修前、后5)必要時1)與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一

27、般不應大于0.3a1)用2500v兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000v兆歐表)2）夾件有引出接地的可單獨對夾件進行測量3)必要時：a）從油色譜試驗判斷變壓器內(nèi)部有熱故障b）其它9穿芯螺栓、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)大修后3)必要時220kv及以上絕緣電阻一般不低于500m、其它變壓器一般不低于10m1)用2500v兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000v兆歐表)2)連接片不能拆開者可不進行10油中水分mg/l1)交接時2)投運前3)大修后4)運行中：a)220kv及以上半年b)110kv 1年c)廠用變、35kv站用變1年5)必要時交接時、大修后11

28、0kv及以下20220kv15500kv10運行中110kv及以下35220kv25500kv151)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2）必要時：a)繞組絕緣電組(吸收比、極化指數(shù))測量異常時b)滲漏油嚴重c)油中氫氣含量和油介損值偏高d）其它11油中含氣量(體積分數(shù))%1) 220kv及以上交接時2) 220kv及以上大修后投運前3）運行中：a)500kv半年b)220kv 1年4）必要時交接時、大修后500kv1220kv3運行中500kv3220kv5必要時:a)變壓器需要補油時b）滲漏油c）其它12繞組泄漏電流1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4

29、)運行中：a)220kv及以上2年b)35110kv3年5)大修前、后6)必要時1)試驗電壓一般如下：1)在高壓端讀取1min時的泄漏電流值,同一測量接線的泄漏電流i(µa)與絕緣電阻的關系一般應符合:iua=u/r60u直流試驗電壓r601分鐘的絕緣電阻(m)2)35kv容量10000kva及以上應進行3)必要時：a)設備發(fā)生異常時b) 其它繞組額定電壓 kv6102035110220500直流試驗電壓kv102040602)與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化3) 泄漏電流見附錄h13繞組所有分接的電壓比1)交接時2)分接開關引線拆裝后3)更換繞組后4)必要時1)各相應分接頭的電壓比

30、與銘牌數(shù)據(jù)相比應無明顯差別，且符合規(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(nèi)，但不得超過±1%必要時：a)懷疑有匝間短路時b)其它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)交接時(500kv變壓器)2)更換繞組后3)必要時與前次試驗相比無明顯變化 1)試驗電源可用三相或單相；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

31、相同電壓下進行比較)2）可結(jié)合零起升壓啟動試驗時進行3）必要時：a)懷疑磁路有缺陷時b) 其它16阻抗電壓和負載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗值相比,無明顯變化1)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(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)2)必要時：a)出口短路時b)其它17局部放電試驗1)交接時(220kv及以上)2)更換絕緣部件或線圈后(110kv及以上)3)大修后(220kv及以上)4)必要時1)在線端電壓為1.5um/時,視在放電量一般不大于500 pc；線端電壓為1.3 um/時, 視在放電量一般不大于300pc2)干式變壓器按gb645

32、0規(guī)定執(zhí)行1)試驗方法符合gb1094.3的規(guī)定2)電抗器可進行運行電壓下局部放電監(jiān)測3)必要時：a)運行中的變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障時b) 其它18有載調(diào)壓裝置的試驗和檢查1)檢查動作順序2)操作試驗變壓器帶電時手動操作、遠方操作各2個循環(huán)3)檢查和切換測試：a）測量過渡電阻的阻值b）測量切換時間c）檢查插入觸頭、動靜觸頭的接觸情況、電氣回路的連接情況d）單、雙數(shù)觸頭間非線性電阻的試驗e）檢查單、雙觸頭間放電間隙4)檢查操作箱5)二次回路絕緣試驗1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kv及以上 2年b)110kv及以下3年4)大修后5)必要時范圍開關、選擇開關、切

33、換開關的動作順序應符合制造廠的技術要求手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規(guī)定，電動操作應無卡澀，沒有連動現(xiàn)象，電氣和機械限位動作正常與出廠值相差不大于±10%三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術要求相符動靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好按制造廠的技術要求無燒傷或變動接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等工作正常絕緣電阻一般不低于1 m必要時：a)懷疑有故障時b)其它采用2500v兆歐表19有載調(diào)壓裝置切換開關室絕緣油擊穿電壓和水分含量試驗1)交接時2)大修后3）運行中：a)kv及以上半

34、年或每分接變換2000次以后b)35kv2年4)必要時110kv及以上：a)交接時、大修后：油擊穿電壓40，水分含量25mg/lb)運行中 ：油擊穿電壓30，水分含量40mg/l35kv：按制造廠要求1)有在線濾油裝置可延長每年1次2)如果制造廠有規(guī)定時按制造廠規(guī)定執(zhí)行3) 必要時：a)懷疑有絕緣故障時b) 其它20測溫裝置及其二次回路試驗1) 交接時2) 隨相連主設備預試時3)大修后4)必要時1)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符2)絕緣電阻一般不低于1m1）測量絕緣電阻采用2500v兆歐表2）必要時：懷疑有故障時21氣體繼電器及其二次回路試驗1) 交接時2）隨相連主設備預試時3)

35、大修后4)必要時整定值符合運行規(guī)程要求,動作正確，絕緣電阻一般不低于1m1)測量絕緣電阻采用2500v兆歐表2）必要時：懷疑有故障時22壓力釋放器校驗1)交接時2)大修后開啟壓力偏差±5kpa或按制造廠規(guī)定 23整體密封檢查1)交接時2)大修后1)35kv及以下管狀和平面油箱變壓器采用超過油枕頂部0.6m油柱試驗(約5kpa壓力),對于波紋油箱和有散熱器的油箱采用超過油枕頂部0.3m油柱試驗(約2.5kpa壓力),試驗時間12h無滲漏2) 110kv及以上變壓器,在油枕頂部施加0.035mpa壓力,試驗持續(xù)時間24h試驗時帶冷卻器,不帶壓力釋放裝置24冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)

36、交接時2)大修后3)必要時1)投運后,流向、溫升和聲響正常，無滲漏2）強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī)定絕緣電阻一般不低于1m1)測量絕緣電阻采用2500v兆歐表2)必要時:懷疑有故障時25套管中的電流互感器絕緣試驗1)交接時2)大修后3)必要時絕緣電阻一般不低于1m1)采用2500v兆歐表2)必要時: 對絕緣性能有懷疑時26全電壓下空載合閘1)交接時2)更換繞組后3)大修后1)新裝和全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔不少于5min2)部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔不少于5min1)在使用分接上進行2)由變壓器高壓側(cè)加壓或中壓側(cè)加壓3）110kv及以上的變壓器中性點接地4）發(fā)電機變

37、壓器組中間連接無斷開點的變壓器，可不進行27油中糠醛含量1)交接時2)大修前、大修投運后1個月內(nèi)3)投運10年內(nèi)5年1次，其后3年1次4)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，需跟蹤監(jiān)測：1)110kv及以上進行2)必要時：a)油中氣體總烴超標或co、co2過高b)需了解絕緣老化情況時,如溫升過高后或長期過載運行后等運行年限1346791012糠醛含量0.040.070.10.2運行年限1315161819212225糠醛含量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28絕緣紙(板)聚合度必要時當聚合度小于250時

38、，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3）必要時：懷疑絕緣老化比較嚴重29絕緣紙(板)含水量必要時含水量(質(zhì)量分數(shù))一般不大于下列值:500kv 1%220kv 3%1）可用所測繞組的tg值推算或取紙樣直接測量。有條件時，可按部頒dl/t58096用露點儀測定變壓器絕緣紙中平均含水量的方法標準進行測量2）必要時：懷疑絕緣紙(板)受潮時30阻抗測量必要時與出廠值相差不大于±5%，與三相或三相組平均值相差不大于±2%1)適用于電抗器,如受試驗條件限制可在運行電壓下測量2)必要時:懷疑有故障時31振動1)交接時2

39、)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1)適用于500kv油浸電抗器2）必要時：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32噪音1)交接時2)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1）按gb7328要求進行,適用于500kv電壓等級2)必要時：巡視發(fā)現(xiàn)噪音異常時33油箱表面溫度分布1)交接時2)必要時局部熱點溫升不超過80k1)適用于500kv油浸電抗器2)必要時:紅外測溫判斷油箱表面發(fā)熱34變壓器繞組變形試驗1)交接時2)更換繞組后3)大修后4)必要時與初始結(jié)果相比,或三相之間結(jié)果相比無明顯差別1)每次測量時,變壓器外部接線狀態(tài)應相同2)應在最大分接位置下測量3)110kv及以上變壓器進行4）必要時：出口(或近

40、區(qū))短路后35殼式變壓器絕緣油帶電度1)交接時2)3年應小于500pc/ml/2036殼式變壓器線圈泄漏電流1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kv及以上 2年b)110kv3年應小于|-3.5|a在變壓器停電啟動油泵狀態(tài)下測量37殼式變壓器絕緣油體積電阻率1)交接時2)大修后3)1年應大于1×1013·cm/801）如果低于1×1013·cm/80，應及時更換為含硫量低并添加了抗靜電劑的新油2）當油體積電阻率出現(xiàn)較快的下降趨勢時，應進行油中硫化銅含量測試5.2 電力變壓器交流試驗電壓值及操作波試驗電壓值見表5.2。表5.2 電力變壓器

41、的交流試驗電壓電壓值及操作波試驗電壓值額定電壓(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)線端操作波試驗電壓(kv)全部更換繞組部分更換繞組后全部更換繞組部分更換繞組后全部更換繞組部分更換繞組后<1132.532.566.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.585728572170145 110126200170(195)958037531922025236039530633685(200)72(170)7506385005506306805

42、36578851407212010501175892999注：1）括號內(nèi)數(shù)值適用于不固定接地或經(jīng)小電抗接地系統(tǒng) 2）操作波的波形為：波頭大于20us，90%以上幅值持續(xù)時間大于200us，波長大于500us；負極性三次5.3油浸式電力變壓器(1.6mva以上)5.3.1定期試驗項目見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、21、24、27。 5.3.2交接、大修試驗項目a）交接見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、17、18、19、 20、21、22、23、24、25、26、27、32、34、35、36

43、、37，其中32項適用于500 kv變壓器。b）一般性大修見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、17、18、19、 21、22、23、24、27、34、37。c）更換繞組的大修見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24、25、26、27、34、37。5.4油浸式電力變壓器(1.6mva及以下)5.4.1定期試驗項目見表5.1中序號2、3、4、5、6、7、8、20、21，其中4 、5項適用于35kv及以上變壓器,有條件時可做1項。5.4.2交接、大修試驗項目見表5.1

44、中序號2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、18、19、20、21、23，其中13、14、15、16項適用于更換繞組時，4、5項適用于35kv及以上變壓器。5.5油浸電抗器5.5.1定期試驗項目見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、8、10、11、20、21、27（10 kv及以下只做2、3、6、7）。5.5.2交接、大修試驗項目a）交接試驗項目見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27、31、33（10kv及以下只做2、3、6、7、9、23），其中31、33項適用于500 kv電抗器。b）大修試驗項目見表5.1中序號1、

45、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27（10kv及以下只做2、3、6、7、9、23）。5.6 消弧線圈5.6.1定期試驗項目見表5.1中序號1、2、3、4、6。5.6.2交接、大修試驗項目見表5.1中序號1、2、3、4、5、6、7、9、23,裝在消弧線圈內(nèi)電壓、電流互感器的絕緣和變比試驗的二次繞組應測絕緣電阻(參照表5.1序號25)。5.7干式變壓器5.7.1定期試驗項目見表5.1中序號2、3、7、20。5.7.2交接、更換繞組的大修試驗項目見表5.1中序號2、3、7、8、9、13、14、15、16、17、20，其中17項適用于澆注式干式變壓器。5.8氣體絕

46、緣變壓器5.8.1定期試驗項目見表5.1中序號2、3、7、表12.5中序號1和表7.1中序號3。5.8.2交接、大修試驗項目見表5.1中序號2、3、7、20、表12.5中序號1和表7.1中序號2。5.9干式電抗器5.9.1交接、定期試驗項目見表5.1中序號2、3。5.9.2大修試驗項目見表5.1中序號2、3、7（在所連接的系統(tǒng)設備大修時作交流耐壓試驗）。5.10接地變壓器5.10.1定期試驗項目見表5.1中序號3、6、7。5.10.2交接、大修試驗項目見表5.1中序號2、3、6、7、9、13、15、16、23，其中15、16項適用于更換繞組時進行。5.11自動跟蹤補償成套消弧裝置5.11.1自

47、動跟蹤補償成套消弧裝置試驗項目、周期和要求見表5.9。表5.9 自動跟蹤補償成套消弧裝置的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1二次回路絕緣電阻測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi) 3)3年4)必要時絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應無顯著變化1)可用500v或1000v 搖表2)必要時:對絕緣有懷疑時2二次回路交流耐壓試驗1）交接時2）必要時試驗電壓2kv1)可用2500v 搖表試驗2)必要時: 對絕緣有懷疑時3檔位調(diào)節(jié)試驗1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時所有檔位的調(diào)節(jié)過程順利，無卡澀，實際檔位與指示檔位一致。必要時: 懷疑有故障時4阻尼電阻值測量

48、1)交接時2)必要時與名牌數(shù)值對應，誤差不超過±5%。5阻尼電阻的絕緣電阻測量1)交接時2)必要時不小于100m.1)采用2500v搖表2)必要時: 對絕緣有懷疑時6阻尼電阻接觸器或可控硅動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時7并聯(lián)電阻值測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時與銘牌數(shù)值對應，誤差不超過±5%。必要時:設備發(fā)生異常時8并聯(lián)電阻專用開關動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時9補償電容柜電容量測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時與銘牌參數(shù)對應，符合廠家技術要求必要時: 設備發(fā)生異常時10補償電容的可控硅動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時注：成套補償裝置的接地變、消弧線圈、有載調(diào)壓開關、電壓、電流互感器、避雷器、真空開關可參照本標準有關章節(jié)規(guī)定。5.11.2各類試驗項目:交接試驗項目見表5.9中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10。定期試驗項目見表5.9中序號1、3、7、9。5.12 特殊連接結(jié)構變壓器5.12.1 高壓套管通過sf6高壓引線裝