最新电力设备状态检修试验规程.doc

北京市电力公司电力设备状态检修试验规程北京市电力公司电力设备状态检修试验规程（节选）（2011年版）北京市电力公司 发布2011年6月目 录1 范围、引用标准、定义、符号52 总则103 电力变压器和电抗器134 互感器315 开关设备406 套管537 设备外绝缘及绝缘子568 电力电缆线路589 电容器6710 避雷器7411 母线7812 接地装置7913 1kV以上的架空线路8214 1kV及以下的配电装置和馈电线路85附录A （规范性附录）高压电气设备的工频耐压试验电压标准86附录B （规范性附录）电力变压器的交流试验电压87附录C （资料性附录）红外成像测温88前 言电力设备状态检修试验是对在运设备进行电气、机械、化学等各项性能试验，获取设备状态、判断设备是否符合运行条件的手段。为了适应电力设备的更新换代和试验技术的不断进步，北京市电力公司组织有关单位在广泛征求意见的基础上，结合北京电网的实际情况，依据国家电网公司输变电设备状态检修试验规程、电力设备带电检测技术规范（试行）以及有关反事故技术措施，对北京市电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则（试行）、北京市电力公司电力设备预试规程(试行)进行了修订，形成北京市电力公司电力设备状态检修试验规程（2011年版）。本规程未包含的电力设备的试验项目，按相关国家行业标准及制造厂规定进行。本规程适用于北京市电力公司所属各单位。接入北京电网的发电厂、电力用户可参照执行。本规程经北京市电力公司批准，从发布之日起实施。本规程解释权属北京市电力公司。各单位在执行本规程过程中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与北京市电力公司生产技术部联系。规程起草单位：北京市电力公司规程主要起草人：郑秀玉、李伟、陆宇航、周恺、石磊、程序、叶宽、段大鹏、赵宇彤等规程主要审核人：干银辉、牛进苍、孙白、常立智、王鹏、韩良、李华春、黄鹤鸣、王进昌、竺懋渝、马锋、郑秀玉、赵永强、谭磊、朱民、李明春、丛光、沈光中、赵颖、黄博瑜、王伟、韩晓昆、姚建实、杨延斌、藤海军、余康等规程批准人：刘润生1 范围、引用标准、定义、符号1.1 范围本规程适用于500kV及以下电压等级电气设备的例行试验、诊断性试验以及巡检工作。本规程不适用于高压直流输变电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备。对进口设备的试验，应按合同规定的标准执行。1.2 规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文，当下列标准与本规程条文不一致的，原则上按更严格的标准条文执行。本规程发布时，下列标准的所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T 261-2008闪点测定宾斯基马丁闭口杯法GB/T 264-1983石油产品酸值测量法GB/T 311.2-2002高压输变电设备的绝缘配合GB/T 507-2002绝缘油击穿电压测定法GB/T 511-2010石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法GB 1094.1-1996电力变压器 第1部分：总则GB 1094.2-1996电力变压器 第2部分：温升GB 1094.3-2003电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1094.4-2005电力变压器 第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB 1094.5-2008电力变压器 第5部分：承受短路的能力GB 1094.10-2003电力变压器 第10部分：声级测定GB 1094.11-2007电力变压器 第11部分：干式变压器GB 1207-2007电磁式电压互感器GB 1208-2006电流互感器GB 2536-1990变压器油GB/T 3048.1-2007电线电缆电性能试验方法 第1部分：总则GB/T 3048.4-2007电线电缆电性能试验方法 第4部分：导体直流电阻试验GB 4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管GB 4703-2007电容式电压互感器GB/T 4909-2009裸电线试验方法GB 5654-2007液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 6541-1986石油产品油对水界面张力测量法(圆环法）GB/T 6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7595-2008运行中变压器油质量标准GB 7597-2007电力用油(变压器油、汽轮机油）取样方法GB/T 7598-2008运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法）GB 7600-1987运行中变压器油水分含量测量法(库仑法)GB 7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分含量测量法(气相色谱法GB/T 7354-2003局部放电测量GB/T 7602-1987运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法 (分光光度法）GB 7674-2008额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB 8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T 10228-2008干式电力变压器技术参数和要求GB 11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件GB 11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器GB 12022-2006工业六氟化硫GB 12706-2008额定电压35kV及以下铜铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆GB/T 16927.1-1997高电压试验技术 第一部分：一般试验要求GB/T 16927.2-1997高电压试验技术 第二部分： 测量系统GBT 11024_2001标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 GB/T 10229-1988电抗器GB/T 11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件GB/T 11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB/T 11017.1-2002额定电压110V交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件试验方法和要求GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50233-2005110-500kV架空送电线路施工及验收规范DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件DL/T 421-2009 绝缘油体积电阻率测量法DL/T 423-2009 绝缘油中含气量测量方法 真空压差法DL/T 840-2003高压并联电容器使用技术条件DL/T 417-2006电力设备局部放电现场测量导则DL 419-1991电力用油名词术语DL/T 429.1-1991电力系统油质试验方法 透明度测定法DL/T 429.2-1991电力系统油质试验方法 颜色测定法DL/T 429.9-1991电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法绝缘油介电强度测定法DL/T 437-1991高压直流接地极技术导则DL/T 450-1991绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法DL/T 474-2006现场绝缘试验实施导则DL/T 475-2006接地装置特性参数测量导则DL/T 506-1992六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 573-2010电力变压器检修导则DL/T 574-2010变压器分接开关运行维修导则DL/T 593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997交流电气装置的接地DL/T 626-2005劣化盘形悬式绝缘子检测规程DL/T 628-1997集合式高压并联电容器订货技术条件DL/T 664-2008带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703-1999绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 741-2001架空送电线路运行规程DL/T 887-2004杆塔工频接地电阻测量DL/T 911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 914-2005六氟化硫气体湿度测定法（重量法）DL/T 915-2005六氟化硫气体湿度测定法（电解法）DL/T 916-2005六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917-2005六氟化硫气体密度测定法DL/T 918-2005六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T 919-2005六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）DL/T 920-2005六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T 921-2005六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T 984-2005油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T 1093-2008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则DL/T 1096-2008变压器油中颗粒度限值DL/T 5092-1999110500kV架空送电线路设计技术规程JB/T 5357-2002电压互感器试验导则JB/T 10549-2006SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件JB/T 9674-1999超声波探测瓷件内部缺陷JB/T 501-2006电力变压器试验导则SH 0040-1991超高压变压器油SH/T 0804-2007电器绝缘油腐蚀性硫试验 银片试验法Q/GDW152电力系统污区分级与外绝缘选择标准Q/GDW168输变电设备状态检修试验规程国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）北京市电力公司十八项电网重大反事故措施实施细则（试行）1.3 定义下列定义适用于本规程。1.3.1 状态检修状态检修是企业以安全、环境、效益为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。1.3.2 设备状态量直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。1.3.3 巡检为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。1.3.4 例行试验为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种检测和试验，分为带电检测和停电例行试验。其中带电检测指在运行状态下，对设备进行的现场例行检测（包括加压到运行电压下进行的检测）；停电试验指需要设备退出运行才能进行的试验。1.3.5 诊断性试验发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族性缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。1.3.6 初值 指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。1.3.7 注意值 状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。1.3.8 警示值 状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。1.3.9 家族性缺陷经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族性缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族性缺陷设备。1.3.10 不良工况设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。1.3.11 轮试 对于数量较多的同厂同型设备，若例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进行，这一方式称为轮试。1.4 符号Un 设备额定电压Um 设备最高工作线电压U0 设备额定相对地电压U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆设计用的导体与金属套或金属屏蔽之间的额定电压有效值，U为电缆设计用的导体与导体之间的额定电压有效值)U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压tan 介质损耗因数2 总则2.1 试验分类本规程将试验分为巡检、例行试验（包括停电例行试验和带电检测）、诊断性试验，其中巡检和例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。2.2 试验说明2.2.1 巡检和带电检测是获取设备状态信息的手段之一，以下情况应对相关设备加强巡检，并增加带电检测：2.2.1.1 在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴之后；2.2.1.2 新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备；2.2.1.3 日最高气温35以上、高峰负荷期间或负荷有较大变化时；2.2.1.4 经受故障电流冲击、过电压等不良工况后。2.2.2 设备进行试验时，对试验结果必须进行全面地、系统地综合分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。2.2.3 工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。2.2.4 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算；小电阻接地系统中的设备，按其绝缘水平进行交流耐压。2.2.5 进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。同一试验标准的设备可以连在一起试验。为便于现场试验工作，已有试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。2.2.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压：2.2.6.1 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；2.2.6.2 当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，可按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。2.2.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。2.2.8 除特别说明，介质损耗因数试验电压均为10kV。2.2.9 对引进的国外设备，当与本规程有冲突时，应按制造厂标准和有关技术协议进行试验。2.2.10 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压和局部放电试验。静置时间如无制造厂规定，则依据设备的额定电压确定：500kV：大于72h 220kV：大于48h 110kV及以下：大于24h2.2.11 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。2.2.12 试验环境温度和湿度的相关规定2.2.12.1 在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物周围的温度及湿度并注意环境温度对试验的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。2.2.12.2 绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5，空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投入运行。2.2.12.3 本规程中规定的常温范围为1040。2.2.13 目前带电检测刚刚走向实用化阶段且受环境因素影响较大，规程中的标准还是经验值，测试过程中要注意信号的可重复性，重复性包括周期、幅值、波形、频率等，还要注重多项带电检测技术的组合应用，当通过一项技术诊断存在异常，要采取多项技术加以验证。2.2.14 新设备投运满1年，35kV以上设备停运6个月以上、35kV及以下设备停运1年以上重新投运前，应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体检修后重新投运的设备，可参照新设备的交接试验规程要求执行。2.2.15 设备诊断性试验具体项目不得少于本规程中对每一症状要求进行的诊断性试验。为全面掌握被诊断设备的状况，可以根据情况扩大诊断性试验项目内容。当发现设备状态不良等情况时，尽早进行诊断性试验。2.3 试验初值的选取原则初值可根据不同情况，在设备出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备检修后的首次试验值中，按以下原则选取：2.3.1 设备试验项目的试验结果与设备所处环境基本没有关系时，初值采用出厂值。2.3.2 设备试验项目的试验结果与设备所处环境有关系时，一般采用交接试验值。2.3.3 若交接试验的仪器精度、试验方法、试验接线等因素不可控时，可采用本单位进行的首次现场试验值。2.3.4 设备核心部件或主体进行解体性检修之后，采用修后现场试验的首次试验值。2.3.5 采用设备早期试验值时应首先选择上一次试验数值。2.4 设备试验数据处置原则2.4.1 注意值处置原则有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在运行的设备，应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺陷，不宜投入运行。 2.4.2 警示值处置原则有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运行设备应尽快安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前，一般不应投入运行。 2.5 试验周期调整原则2.5.1 本规程给出的周期适用于一般情况。2.5.2 对于停电例行试验，其周期可以依据具体设备状态评价和风险评估结果，酌情缩短。有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验:2.5.2.1 经评估，状态为异常及以上的设备；2.5.2.2 巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致；2.5.2.3 带电检测（如有）显示设备状态不良；2.5.2.4 以往的例行试验结果有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势;或者接近注意值或警示值;2.5.2.5 发现重大家族性缺陷；2.5.2.6 经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。2.5.2.7 如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度例行试验计划，情况严重时，须经综合考虑诊断是否需要停电进行诊断性试验。2.5.3 本规程中的“条件具备时”仅针对设备本身的试验条件而言，对于因其它条件不具备而降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等情况，必须由本单位总工程师审批，对110kV及以上设备不能执行本规程的情况，应报北京市电力公司生产技术部备案。2.5.4 本规程中所涉及到的“试验周期”，按年进行考核管理，执行范围适用于变电站内6kV及以上设备和变电站外35kV及以上设备的试验，若规程中有特殊规定的按规程规定执行。3 电力变压器和电抗器3.1 35kV及以上油浸式电力变压器、电抗器表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准序号项目分类周期标准说明1外观巡检按照公司相关专业运行规程执行外观无异常，油位正常，无油渗漏对套管油位高于变压器油枕油位的220kV、500kV等变压器，尤其应注意套管油位的检查确认，防止套管内渗漏油缺陷2油温和绕组温度巡检符合设备技术文件要求在周期内应记录油温、油位、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数具体数值3呼吸器干燥剂（硅胶）巡检呼吸器呼吸正常，1/3 以上处于干燥状态当2/3干燥剂受潮时应予更换4冷却系统巡检冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确，指针无异常抖动或晃动5声响及振动巡检变压器、电抗器声响和振动无异常必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量或作振动、噪声的频谱分析6红外热像检测带电检测1） 新投运后1周内（但应超过24小时）2） 500kV变电站：1个月；220 kV变电站：3个月；其它：6个月 3） 必要时红外热像图显示无异常温升、温差和/或相对温差1） 检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等2） 测量和分析方法可参考DL/T 664 和附录C3） 异常红外热像图应存档7高频局部放电测量带电检测1） 1年2） 新设备投运、解体检修后1周内完成3） 必要时1） 无典型放电图谱2） 与同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时，应跟踪检测3） 有典型放电图谱时，应查明原因1） 与标准图谱（附录H）比较。2） 检测时从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）以及铁芯、夹件接地线取信号，其它结构参照执行。3） 异常情况应跟踪检测或停电处理。8绝缘油8.1油中溶解气体分析带电检测1）新投运、解体检修后：110kV及以上：第1、4、10、30天各进行一次35kV：第30天1次2）运行中500kV：3个月220kV：180MVA以上：3个月；其它：6个月110kV：1年35kV：3年6）必要时1） 溶解气体含量：总烃：150L/L（注意值）H2： 150L/L（注意值）C2H2： 500kV：1 (L/L） 220kV及以下：5 (L/L） （注意值）2） 运行设备的油中溶解气体的绝对产气速率不超过下列数值（注意值）（单位：mL/d）：组分开放式密封式总烃612C2H20.10.2H25103） 总烃相对产气速率：10%/月（注意值）1） 取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示2） 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3） 当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析4） 封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，油中溶解气体色谱分析检测周期不应超过6个月 诊断性例行试验解体检修后解体检修后油中溶解气体含量不应比解体检修前有明显增长，且不超过下列数值：总烃： 50L/LH2： 50L/LC2H2： 1L/L8.2外观带电检测取油样时透明、无杂质或悬浮物1） 凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。2） 评估方法可参考DL 429.1和DL 429.28.3水份带电检测1）66kV及以上：1年2）怀疑受潮时3）解体检修时4）必要时500kV：15mg/L（注意值）220kV：25mg/L（注意值）66110kV：35mg/L（注意值）1） 测量时应注意油温，并尽量在顶层油温高于60时取样。2） 测量方法参考GB/T 7600或GB/T 7601。8.4击穿电压(kV）带电检测1） 66kV及以上：3年2） 解体检修后3） 必要时500kV：50 kV（警示值）220kV：40 kV（警示值）66110kV：35 kV（警示值）35kV：30 kV（警示值）1） 击穿电压值达不到规定要求时，应进行处理或更换新油。2） 测量方法参考GB/T 507。8.5tan（90）带电检测1） 220kV及以上：3年2） 解体检修后3） 必要时500kV：0.02（注意值）220kV及以下：0.04（注意值）介质损耗因数测量方法参考GB/T 56548.6酸值带电检测1） 66kV及以上：3年2） 解体检修后3） 必要时0.1 mg(KOH)/g（注意值）1） 酸值大于标准值时，应进行再生处理或更换新油。2） 油的酸值按GB/T 264测定。8.7水溶性酸pH值带电检测1） 66kV及以上：3年2） 解体检修后3） 必要时4.28.8油中含气量带电检测1年3%1） 适用于500kV设备2） 500kV以下设备可作为诊断性试验3） 油中含气量测量方法参考DL/T 703、DL/T 450或DL/T 4238.9界面张力（25） 诊断性试验必要时19 mN/m 1） 油对水的界面张力测量方法参考GB/T 65412） 低于标准时宜换新油8.10体积电阻率（90）诊断性试验必要时500kV：11010m220kV及以下：5109m体积电阻率测量方法参考GB/T 5654或DL/T 4218.11抗氧化剂含量诊断性试验对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时0.1%1） 抗氧化剂含量减少，应按规定添加新的抗氧化剂，采取上述措施前，应咨询生产厂家的意见。2） 测量方法参考GB 7602。8.12绝缘油糠醛含量诊断性试验1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高时2）500kV变压器投运10年后3）需了解绝缘老化情况时4）变压器更换绝缘油前后5）必要时1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限糠醛量(mg/L) 1-50.1 5-100.210-150.415-200.752）跟踪检测时，注意增长率测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重试验方法参考：GB/T 7252。8.13油泥与沉淀物(m/m）诊断性试验界面张力小于25mN/m时0.02%测量方法参考GB/T 5118.14颗粒数（3150m）诊断性试验必要时1500个/10mL1） 适用于500kV设备2） 测量方法参考DL/T10963） 对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，必要时应进行金属成分及含量分析8.15油的相容性试验诊断性试验混合使用不同牌号油时1） 一般不宜将不同牌号的油混合使用。2） 测量方法和要求参考GB/T 14542。8.16绝缘油带电倾向度测试诊断性试验必要时1） 新投运变压器一般应小于100pC/ml(20）2） 运行中设备应小于500pC/ml(20）1） 仅适用于强油循环变压器8.17腐蚀性硫测试诊断性试验1） 当变压器绕组导线采用裸铜导线，且变压器运行油温偏高时2） 必要时非腐蚀性1） 暂仅适用于使用尼纳斯绝缘油的变压器2） 试验方法参考SH/T 0804。9绕组电阻停电例行试验1） 6年1） 解体检修后2） 无励磁调压变压器变换分接位置后3） 有载调压变器的分接开关检修后（在所有分接）4） 更换套管后5） 必要时1） 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量不大于1% （警示值）2） 1.6MVA及以下变压器，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） 各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%（警示值），当超过1%时应查明原因4） 电抗器参照执行1） 如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2） 不同温度下的电阻值按下式换算：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2253） 无励磁调压变压器投入运行时，应在所在分接位置锁定后测量直流电阻4） 有载调压变压器例行试验中，可在经常运行的分接上下2个分接处测量直流电阻5） 220kV及以上绕组测试电流不宜大于10A6） 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10套管试验停电例行试验见表6.1套管部分见表6.1套管部分见表6.1套管部分。11铁芯、夹件（有外引接地线的）绝缘电阻停电例行试验1） 110kV及以上： 6年2） 解体检修后3） 更换绕组后4） 油中溶解气体分析异常时5） 必要时100M且与以前试验结果比较无明显变化1） 绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势2） 铁芯对地、夹件对地、铁芯与夹件间的绝缘电阻应分别测量12绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数停电例行试验1） 6年2） 解体检修后3） 绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏时4） 必要时1） 绝缘电阻与上一次试验结果相比无明显变化，一般不低于上次值的70%或大于10000M2） 在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5（注意值）3） 220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1） 用2500V及以上兆欧表2） 测量前被试绕组应充分放电3） 测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值4） 尽量在油温低于50时试验5） 吸收比和极化指数不进行温度换算6） 变压器绝缘电阻大于10000 M（20）时，吸收比和极化指数可仅作为参考7） 电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量8） 绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。13绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量停电例行试验1） 6年2） 解体检修后3） 必要时1） 20时的介质损耗因数：500kV：0.005（注意值）220kV及以下：0.008（注意值）35kV：0.015（注意值）2） 绕组电容量：与上次试验结果相比变化2%3） 试验电压如下：绕组电压10kV及以上： 10kV绕组电压10kV以下 ： Un。1） 非被试绕组应短路接地，被试绕组应短路2） 同一变压器各绕组的tan标准值相同3） 测量温度以顶层油温为准，尽量在油温低于50时试验；尽量在相近的温度下试验不同温度下的tan值一般可用下式换算：式中tan1、tan2分别为在温度t1、t2下的tan值4） 封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tan14有载分接开关检查14.1操作试验停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 制造厂规定时手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常在手摇操作正常情况下，就地电动和远方各进行一个循环操作14.2动作顺序停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 吊芯检查时分接选择器、转换选择器、切换开关或选择开关触头的全部动作顺序，符合产品技术要求应在整个操作循环内进行14.3过渡电阻阻值停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时1） 符合制造厂规定2） 过渡电阻阻值与铭牌比较偏差不大于10%条件具备时进行。14.4触头接触电阻停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时每对触头不大于500条件具备时进行。14.5辅助回路的绝缘试验停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 制造厂规定时绝缘电阻一般不低于1M采用1000V兆欧表14.6切换过程程序与时间诊断性试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 制造厂规定时正反方向的切换程序与时间均符合制造厂要求；无开路现象，其主弧触头分开与另一侧过渡弧触头闭合的时间不得小于10ms14.7检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 制造厂规定时动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好。14.8有载开关的油中水分停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 必要时参照同电压等级变压器油标准，制造厂有要求时按制造厂要求执行14.9有载开关的油击穿电压停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 必要时有载开关额定电压：110220kV：40 kV35kV：35 kV14.10有载开关的油质停电例行试验1） 6年2） 有载开关检修时3） 必要时油质清澈、透明、无大量游离碳等放电杂质作为判断是否进行有载开关检修因素之一15测温装置检查及其二次回路试验停电例行试验1） 6年2） 解体检修后3） 必要时密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的要求内使用，绝缘电阻一般不低于1M。采用1000V兆欧表测量16气体继电器检查及其二次回路试验停电例行试验1） 6年2） 解体检修后3） 必要时1） 检查气体继电器整定值，符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确2） 气体继电器二次回路的绝缘电阻，不低于1M绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量17冷却装置检查及其二次回路试验停电例行试验1） 6年2） 解体检修后3） 必要时1） 强油水冷装置的检查和试验按制造厂规定 2） 绝缘电阻一般不低于1M绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量18压力释放装置检查诊断性试验1） 解体检修后2） 必要时符合技术文件要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在10%之内或符合设备技术文件要求19绕组直流泄漏电流停电例行试验6年1） 测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为：绕组额定电压（kV）361035110220500直流试验电压（kV）5102040602） 由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在相同温度下），且与同型设备比没有明显差别1） 读取1分钟时的泄漏电流值2） 封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量3） 泄漏电流参考值参见附录L的规定20空载电流和空载损耗诊断性试验1） 拆铁芯后2） 更换绕组后3） 诊断铁芯结构缺陷、匝间绝缘损坏时1） 测量结果与上次相比，无明显差异2） 对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不超过10%1） 试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致2） 分析时同时注意空载损耗的变化21短路阻抗诊断性试验1） 更换绕组后2） 诊断绕组是否发生变形时与出厂或解体检修后试验相比不超过3%（注意值）在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不小于5A22交流耐压试验诊断性试验1） 解体检修后2） 更换绕组后3） 验证绝缘强度时1） 试验电压值按附录B,附录B没有明确规定的，按照出厂试验值的80%。2） 外施交流电压试验电压的频率应为4565Hz，全电压下耐受时间为60s。3） 感应电压试验时，试验电压的频率应适当大于额定频率。试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为： ， 但不少于15秒。1） 110kV及以上变压器及电抗器，应进行中性点交流耐压试验。2） 66kV及以下变压器及电抗器，应进行线端及中性点工频耐压试验。3） 交流耐压试验可采用外施工频耐压方法，也可采用感应耐压试验方法。4） 试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以2 ，试验时应在高压端监测。23局部放电（长时感应耐压试验）诊断性试验1） 解体检修后2） 诊断是否存在局部放电缺陷时1.3 Um/下：300pC（注意值）或1.5 Um/下：500pC（注意值）试验方法参考GB/T 1094.3。24绕组频率响应诊断性试验1） 出口短路、近区短路后2） 更换绕组后3） 诊断是否发生绕组变形时与初值相比，或三相之间结果相比无明显差别1） 适用于110kV及以上变压器2） 试验方法和测量分析参考DL/T 9113） 每次测量时，变压器外部接线状态应相同4） 应尽量在最大分接下测量，变压器发生出口短路后，应在事故发生时所在分接处测量5） 宜在直流项目测试前进行25绕组各分接位置电压比诊断性试验1） 更换绕组后2） 分接开关引线拆装后3） 解体检修后，或怀疑绕组存在缺陷时4） 必要时1） 各相应分接的电压比顺序与铭牌相同2） 额定分接电压比允许初值差不超过0.5%，其它分接的偏差在变压器阻抗值(%）的1/10以内，但不超过1%（警示值）宜在直流项目测试前进行测试26电抗器电抗值诊断性试验怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时与出厂值相差不超过5%（注意值），与整组平均值相差在2%范围内如有试验条件限制，可在运行电压下测量27纸绝缘聚合度诊断性试验诊断绝缘老化程度时聚合度250（注意值）1） 运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验2） 试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克28整体密封性能检查诊断性试验对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，无油渗漏1） 试验方法参考 DL/T 573。2） 检查前应采取措施防止压力释放装置动作29铁心接地电流诊断性试验怀疑有铁芯多点接地时100mA（注意值）30声级及振动诊断性试验1） 噪声异常时，可定量测量变压器声级2） 振动异常时，可定量测量振动水平1） 符合设备技术文件要求2） 振动波主波峰的高度不超过规定值，且与同型设备无明显差异试验方法参考GB/T 1094.1031局部放电超声测量诊断性试验变压器运行中，色谱特征为放电性缺陷时无明显局部放电超声信号1） 测试前应进行色谱跟踪，以确定放电缺陷仍在持续的情况下进行2） 当放电性故障涉及固体绝缘，并可能迅速演变成事故时，应立即将设备停运，不宜进行此测试32穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻诊断性试验解体检修时220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500M；其它变压器一般不低于100M1） 用2500V兆欧表2） 连接片不能拆开者可不测量33三相变压器的接线组别或单相变压器的极性诊断性试验更换绕组后1） 与变压器的铭牌和出线端子标号相符2） 单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查34套管电流互感器试验诊断性试验套管电流互感器解体检修时见互感器部分见互感器部分35变压器全电压下冲击合闸诊断性试验更换绕组后1） 全部更换绕组后，冲击合闸5次；每次间隔5min2） 部分更换绕组后，冲击合闸3次；每次间隔5min1） 在运行分接上进行2） 由变压器高压侧加压3） 合闸前110kV及以上的变压器中性点接地36变压器零序阻抗诊断性试验更换绕组后1） 仅适用于110kV及以上变压器2） 三相五柱式可以不做37绝缘纸（板）含水量（m/m）诊断性试验必要时含水量一般不大于3%1） 适用于220 kV及以上2） 可用所测绕组的tan值推算，或取纸样直接测量38直流偏磁水平检测（变压器）诊断性试验当变压器声响、振动异常时根据测试结果判断是否存在直流偏磁3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准序号项目分类周期标准说明1外观巡检按照公司相关专业运行规程执行外观无异常，油位正常，无油渗漏2油温和绕组温度巡检符合设备技术文件之要求（能否给出具体要求）在周期内应记录油温、油位、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数具体数值3呼吸器干燥剂（硅胶）巡检呼吸器呼吸正常，1/3 以上处于干燥状态当2/3干燥剂受潮时应予更换4冷却系统巡检冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确，指针无