宁夏宝丰能源集团有限公司高压电气设备试验规程_(下发版)

宁夏宝丰能源集团有限公司交流高压电气设备试验规程2010年版2013年6月15日发布宁夏宝丰能源集团有限公司发布目录1范围22规范性引用文件23定义、符号34总则45电力变压器及电抗器76互感器217高压套管338开关设备369电容器4710过电压保护器5211电力电缆6112接地装置6513支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料6714变电站设备外绝缘、母线及引流线7515二次回路77161KV及以下的配电装置和馈电线路78171KV以上的架空电力线路及线路阻波器7818绝缘油试验8119SF6气体84附录A（规范性附录）状态量显著性差异分析法86附录B（规范性附录）变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法87附录C（规范性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值87附录D（规范性附录）高压电气设备的交流能源试验电压标准87附录E（规范性附录）气体绝缘设备老练试验方法89附录F（规范性附录）抽检试验抽样规则91附录G（规范性附录）断路器操作机构的试验92附录H（规范性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值94附录I（规范性附录）橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法95附录J（规范性附录）橡塑电缆附件中金属层的接地方法95附录K（规范性附录）高压支柱瓷绝缘子的外观检查要求95附录L（规范性附录）高压支柱瓷绝缘子超声探伤检测方法及判断依据98附录M（规范性附录）复合绝缘子和R防污闪涂料憎水性测量方法及判断准则98附录N（参考的附录）旋转电机101附录O（参考的附录）同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗110附录P（参考的附录）封闭母线120附录Q（参考的附录）电除尘120范围本试验规程规定了宁夏宝丰能源集团公司电网中各类高压电气设备投运前试验，以及运行中的巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求，用以判断设备是否符合运行条件，保证安全运行，适用于宁夏宝丰能源集团公司所管辖的110KV及以下电压等级的交流电气设备。宁夏宝丰能源集团公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）引自宁夏电力公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）自2013年6月5日起实施。原宁夏电力电气设备预防性试验实施规程（2006年版）、宁夏电力公司输变电设备状态检修试验实施规程（2008年版）同时作废，公司所属各单位自行制定的相关规程规定，凡涉及交流高压电气设备试验的项目、周期和技术要求等，如与本规程有抵触，应以宁夏宝丰能源集团公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）为准。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标准的条文。在本规程出版时，所示标准版本均为有效。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。GB31111997高压输变电设备的绝缘配合GB109411996电力变压器第一部分总则GB109432003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GB1094112007电力变压器第11部分干式变压器GB12072006电磁式电压互感器GB12081996电流互感器GB19842003高压交流断路器GB47032007电容式电压互感器GB19852004高压交流隔离开关和接地开关GB73302008交流电力系统阻波器GB/T828712008标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子第1部分瓷或玻璃绝缘子的试验GB120222006工业六氟化硫GB/T2084072007互感器第7部分电子式电流互感器GB/T2084082007互感器第8部分电子式电流互感器GB/T208762标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件第2部分尺寸和电气特性GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T47452006现场绝缘试验实施导则第5部分避雷器试验DL/T4752006接地装置特性参数测试导则DL/T5552004气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则DL/T5961996电力设备预防性试验规程DL/T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T6211997交流电气装置的接地DL/T6272004绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料DL/T6642008带电设备红外诊断技术应用导则DL/T7222000变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T8042002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T8642003标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T9112004电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T10482007标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子定义、试验方法及验收规则DL/T10932008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则Q/GDW1682008输变电设备状态检修试验规程Q/GDW4072010高压支柱瓷绝缘子现场检测导则Q/GDW4152010电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规范Q/GDW51512010交流架空线路用绝缘子使用导则第1部分、玻璃绝缘子Q/GDW51522010交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子国家电网公司（协调统一基建类和生产类标准差异条款变电部分办基建200820号国家电网公司（国家电网公司十八项电网重点反事故措施（国家电网生计2005400号）定义、符号31定义311状态检修CONDITIONBASEDMAINTENANCE状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。312设备状态EQUIPMENTCONDITIONINDICATORS直接或间接表征设备状态的各信息，如数据、声音、图像现象等。313投运前试验EXAMBEFOREOPERATION新安装完毕，经过A级或B级检修的设备应进行的试验。314例行检查ROUTINEMAINTENANCE定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维护，如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。315巡检ROUTINEINSPECTION为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。316例行试验ROUTINETEST为获取设备状态，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的各种带电检测盒停电试验。需要设备退出运行才能进行的试验称停电例行试验。317诊断性试验DIAGNOSTICTEST巡检、在线监测例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行时间了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。318在线测试ONLINEMONITORING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。319带电检测ENERGIZEDTEST对在运行电压下的设备，采用专业仪器，由人员参与进行的测试。3110初值INITIALVALUE指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、投运前试验值、早期试验值。初始值定义为（当前测量值初值）/初值100。3111注意值ATTENTIONVALUE状态量达到该数值时，设备可能存在或发展为缺陷。3112警示值WARNINGVALUE状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为事故。3113家族缺陷FAMILYDEFECT经确认由设计、和/或材料、和/或工艺共性因数导致的设备缺陷为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材料、和/或工艺的其他设备，不论当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷。3114不良工况UNDESIRABLESERVICECONDITION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。3115基准周期BENCHMARKINTERVAL本规程规定的巡检周期和例行试验周期。3116轮试INTURNTESTING对于数量较多的同厂同型设备，如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。3117老旧设备OLD或者接近注意值或警示值。4存在重大家族缺陷。5经受了较为严重的不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质损害。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试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。444解体性检修的适用原则存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或主体进行解体性检修，不适宜解体性检修的应予以更换。1例行或诊断性试验表明，存在重大缺陷的设备。2受重大家族缺陷警示，为消除隐患，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备。3依据设备技术文件之推荐或运行经验，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备。5电力变压器、电抗器及消弧线圈电力变压器的试验项目，应包括下列内容1、绝缘油试验；2、测量绕组连同套管的直流电阻；3、检查所有分接头的电压比；4、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；5、测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6、非纯瓷套管的试验；7、有载调压切换装置的检查和试验；8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值TAN；10、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；11、变压器绕组变形试验；12、绕组连同套管的交流耐压试验；13、额定电压下的冲击合闸试验；14、检查相位；注除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行1、容量为1600KVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、13、14款的规定进行；2、干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、13、14款的规定进行；3、穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准互感器的试验项目进行试验。4、分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容1测量绕组连同套管的直流电阻；2测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；3测量绕组连同套管的介质损耗角正切值TAN；4测量绕组连同套管的直流泄漏电流；5绕组连同套管的交流耐压试验；6测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻；7绝缘油的试验；8非纯瓷套管的试验；9额定电压下冲击合闸试验；注1干式电抗器的试验项目可按本条第1、2、5、9款规定进行；2消弧线圈的试验项目可按本条第1、2、5、6款规定进行；对35KV及以上油浸式消弧线圈应增加第3、4、7、8款；3油浸式电抗器的试验项目可按本条第1、2、5、6、7、9款规定进行；对35KV及以上电抗器应增加第3、4、8款；51油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈511油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验表1油浸式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验序号项目标准说明1绝缘油试验见1811条及1812条见1811条及1812条2油中溶解气体色谱分析H2与烃类气体含量L/L超过下列任何一项不得超过下列数值总烃20；H210；C2H20见5112条3绝缘油击穿电压见1811条及1812条见1811条及1812条4油中含气量体积分数见1811条见181110条5油中含水量MG/L见1811条及1812条见5112条6绕组直流电阻116MVA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。三相不平衡率较初始值变化量大于05应引起注意，大于1应查明处理216MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4；线间差别一般不应大于三相平均值的23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，其差别不应大于2，当超过1时应引起注意4电抗器参照执行见5113条7绕组绝缘电阻吸收比或极化指数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著变化，一般不低于上次值的70235KV及以上变压器、电抗器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于13；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于15见5114条8绕组的TAN及电容量120时不大于下列数值110KV220KV0835KV及以下152TAN值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化增量一般不大于303试验电压绕组电压10KV及以上10KV见5115条序号项目标准说明绕组电压10KV以下UN9电容型套管TAN和电容见71条见5116条10绕组泄漏电流见5117条见5117条11铁芯有外引接地线绝缘电阻1大于1000M2应无闪络及击穿现象见5118条12有载分接开关检测见5119条见5119条13绕组所有分接电压比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235KV以下，电压比小于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05，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114三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致见51110条15频响法绕组变形测试频响曲线三相之间相比无明显差别见51111条16低电压短路阻抗测试短路阻抗与铭牌值相比，或短路阻抗、短路电抗三相互比，变化率超过2时，应引起注意，变化率超过5时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。见51112条17外施交流耐压试验试验耐受电压标准见附录D，或去出厂试验电压值得80见51113条18感应电压及局部放电试验1试验电压不产生忽然下降。2在线端电压为15UM/3时，放电量一般不大于500PC；在线端电压为13UM/时，放电量一般不大于300PC在线端电压为11UM/时，放电量一般不大于100PC见51114条19测温装置校验及二次回路试验无异常见51115条序号项目标准说明20气体继电器校验及二次回路试验无异常见51116条21压力释放器校验动作值与铭牌值相差应在10范围内或符合制造厂规定见51117条22冷却装置及其二次回路检查试验无异常见51118条23整体密封检查135KV管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部06M油柱试验约5KPA压力，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部03M油柱试验约25KPA压力，试验时间12H无渗漏2110KV及以上变压器在油枕顶部施加0035MPA压力，试验持续时间24H无渗漏见51119条24套管中的电流互感器试验无异常见51120条25消弧线圈电压、电流互感器绝缘和变比试验见611条、621条见611条、621条26变压器相位检查必须与电网相位一致27全电压下空载合闸空载合闸5次，每次间隔5MIN，应无异常现象见51121条28噪声测量距设备轮廓线2米处的噪音值应不大于80DB见51122条29振动测量额定工况下测得得箱壳振动振幅双峰值不应大于100UM见51123条30油箱表面温度测量温升应不大于65K见51124条5111油中溶解气体色谱分析1电压等级在35KV及以上的变压器、电抗器，应在注油静置后、耐压和局部放电试用前24H后、冲击合闸及额定电压下运行24H后，各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析；各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显变化。2电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。3试验应按国家标准（变压器油中溶解气体分析和判断导则）GB/T7252进行。4总烃包括CH4C2H4C2H6和C2H2四种气体。5溶解气体组份含量的单位为UL/L。5112油中含水量1电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器进行。2投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。5113绕组直流电阻1变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。2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，则在换算至同一温度下时与以前相同部位测得值比较，其差值不应大于2，当超过1时应引起注意。3无激磁调压变压器应在分接位置锁定后测量直流电阻。4不同温度下电阻值按下式换算R2R1TT2/TT1式中R1、R2分别在温度T1、T2下的电阻值；T为电阻温度常数。铜导线取235，铝导线取225。5YO联接的变压器绕组可采用三相测量方式，但必须在额定档采用单相测量方式进行测试。6如无中性点引出线，应测量各线端的电阻，必要时可换算的相绕组，换算方法参见附录B。5114绕组绝缘电阻吸收比或极化指数1变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。2测量前被试绕组应充分放电。3测量温度以顶部油温为准。4见量在油温50时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下列式换算R2R115（T1T2/10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绝缘电阻大于10000M时，吸收比和极化指数可仅作参考。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电压等级在110/66KV及以上电压等级设备，投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。5115绕组的TAN及电容量1电压等级为35KV及以上且容量在8000KVA以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测量介质损耗角正切值TAN。2非被试绕组接地，被试绕组应短路。3同一变压器各绕组TAN的要求值相同。4尽量在油温低于50时测量，不同温度下的TAN值一般可用下式换算TAN2TAN113T2T1/10式中TAN1、TAN2分别为在温度T1、T2下的TAN值5封闭式电缆出线变压器只测量非电缆出线侧绕组的TAN。6测量绕组绝缘介质损耗因数时，所测得的电容值与出厂值比较应无明显变化。5116电容性套管TAN和电容1用正接法测量，测量时相同电压等级的三相绕组及中性点短接加压，非测量的其他绕组三相短路接地。2测量时记录环境温度及变压器顶层油温。3封闭式电力出线的变压器只测量有为屏引出的套管，电缆侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地。4投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。5117绕组泄漏电流1电压等级为35KV及以上且容量在8000KVA及以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测试直流泄漏电流。2试验电压的选取见附录C。3读取1分钟的泄漏电流值，泄漏电流参考见附录C的规定。由泄漏电流换算成绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近在相同温度下。4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。5118铁芯有外引接地线绝缘电阻1绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。2只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量。5119有载分接开关检查1）变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关接触头的全部动作顺序，测量过度电阻和切换时间。测得的过度电阻阻值、三星同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验。2）在变压器无电压下手动操作不少于2个循环，电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的80及以上，操作无卡涩、连动程序，电气何机械限位正常。3循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本规程表1之序号4和序号11的要求。4在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。5绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不小于35KV。6二次回路绝缘性试验见152条。51110三相变压器的接线组别或单相变压器的极性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。51111频响法绕组变形测试1电压等级110/66KV及以上电压等级变压器进行。2对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试。51112低电压短路阻抗测试1电压等级110/66KV及以上电压等级变压器进行。2）测试在较低的电压一般不超过400V下进行。3测试中应注意电源波形和频率对测试结果的影响，必要时，应对测试过程中的电源频率进行记录。4对有载开关应在最大分接、额定分接及最小分接下测试，对无载开关应在运行分接下测试。51113外施交流耐压试验1额定电压为66KV及以上的变压器绕组，110KV及以上电压等级变压器中性点，66KV及以上电压等级消弧线圈、电抗器应进行外施交流耐压试验。2分级绝缘的消弧线圈、电抗器的交流耐压试验电压标准，应按接地端或末端绝缘的电源等级来进行。3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根号2，试验时应在高压端监测。4外施交流电压试验的电压的频率应在4565HZ,全电压下耐受时间为60S。51114感应电压及局部放电试验1对于电压等级为110KV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。2试验中电压的施加，从1/315UM/、11UM/3、15UM/、17UM/3、15UM/、11UM/31/315UM/时间为5MIN、5MIN、15S、30MIN、5MIN。T120额定频率/试验频率3对地电压值U117UM/3，U215UM/3或U213UM/3。其中，新出厂变压器的U2按较高电压选取，已经过运行的变压器，U2的取值需经协商确定。4在施加试验电压的前后，应测试所有测量通道上的背景噪声水平。5在电压上升到U1及由U2下降过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在11UM/3下测量局部放电视在电荷量。6）在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数，对该阶段不规定其视在电荷量值，在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值。在电压U2的第二阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5MIN记录一次。51115测温装置校验及其二次回路试验1应符合JJG310压力式温度计检定规程的规定。2密闭良好，指示正确，测温电阻值应与指示值相符，整定值符合运行规程要求，动作正确。3二次回路绝缘性能试验见152条。51116气体继电器校验及其二次回路试验1整定值应符合运行规程要求，动作正确。2二次回路绝缘性能试验见152条。51117压力释放器校验出厂有报告的，投运前可不进行。51118冷却装置及二次回路检查试验1投运前，流向、温升和声响正常无渗漏油。2强油水冷装置的检查试验，按制造厂规定。3二次回路绝缘性能试验见152条。51119整体密封检查试验时应带冷却器，但不带压力释放装置。51120套管中的电流互感器试验1检查二次端子的极性和接线应与铭牌标志相符。2二次绕组绝缘性能试验见152条。3测量各绕组的比值差和角差，应与铭牌标志相符。4校核励磁特性，应满足继电保护要求，与制造厂提供的励磁特性应无明显差别。5密封性检查，应无渗漏油且有防潮措施。51121全电压下空载合闸1在运行分接上进行。2）由变压器高压侧或中压侧加压。3110KV及以上的变压器中性点应接地。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。51122噪声测量135KV及以上电压等级电抗器，应进行噪声测量。2）噪声测量应在额定工况下就，开启所需冷却装置条件下进行。3测量方法和要求按GB109410变压器和电抗器的声级测定的规定进行，测点不少于10个。51123振动测量135KV及以上电压等级电抗器，应进行振动测量。2测量应在系统最高电压下或电抗器额定电压下进行。3测量方法和要求应符合GB10229电抗器的有关规定。51124油箱表面温度测量135KV及以上电压等级电抗器，应进行油箱表面温度测量。2测量应在电抗器额定电压和额定频率下进行。3使用红外测温仪进行温度分布测量。512油浸式变压器、电抗器和消弧线圈巡检及例行试验表2油浸式变压器、电抗器和消弧线圈巡检项目序号巡检项目基本周期要求说明条款1外观无异常见512IA条2油温和绕组温度符合设备技术文件之要求见512IA条3呼吸器干燥剂硅胶1/3以上处于干燥状态见512IA条4冷却系统无异常见512IA条5声响及振动110/66KV3个月，35KV及以下半年无异常见512IA条表3油浸式变压器、电抗器和消弧线圈例行试验序号项目基准周期要求说明条款1红外热像检测110KV/66KV及以上6月；35KV及以下1年无异常见5122条2油中溶解气体分析35KV110KV1年乙炔5UL/L注意值氢气150UL/L注意值总烃150UL/L（注意值绝对产气速率025ML/H开放式注意值05ML/H密闭式注意值相对产气速率10/月注意值见5123条3绕组电阻110KV/66KV及以上3年；35KV及以下6年116MVA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1216MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4；线间差别一般不应大于三相平均值的23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，其差别一般应不大于24电抗器参照执行见5124条4绝缘油例行试验110KV/66K220KV3年；35KV及以下6年见182条见182条5套管试验见72条见72条见72条6铁心及夹件绝缘电阻110KV/66KV及以上3年；35KV及以下6年100M注意值见5125条7铁心及夹件接地电流测量1年100MA注意值见5126条8110KV/66KV及以上31、绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次序号项目基准周期要求说明条款绕组绝缘电阻年；35KV及以下6年测试结果相比无显著变化，一般不低于上次值的70。2、35KV及以上的变压器、电抗器测量吸收比13或极化指数15或绝缘电阻10000M注意值见5127条9绕组绝缘介质损耗因数20110KV/66KV及以上3年；35KV及以下6年110KV/66K220KV08注意值；35KV及以下15注意值见5128条10有载分接开关检查51295129见5129条11测温装置检查及校验110KV/66KV及以上3年；35KV6年无异常见51210条12气体继电器检查及校验见51211条无异常见51211条13冷却装置检查3年无异常见51212条14压力释放装置检查解体性检修时无异常见51213条5121巡检说明1外观无异常，油温正常，无油渗漏。2记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数。3呼吸器正常，当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分仅对开放式。4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，油流指示器指示正常。5设备声响和振动无异常，必要时按GB/T109410测量变压器声级；若振动异常，可定量测量。5122红外热像检测检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆，红外热像图显示应无异常，温升、温差和/或柜体温差。检测盒分析方法参考DL/L664。5123油中溶解气体分析1除例行试验外，新投运、及解体性检修后从新投运的变压器，在投运前的第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，同时注意设备技术文件的特别提示如有。2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。3设备从实际带电之日起，即纳入监测范围。4实施了绝缘油色谱在线监测的设备，在确定在线监测结果可靠、有效的前提下，其离线监测的周期可延长至基准周期的2倍，但每次离线检查结果须与在线监测结果进行对比。5其他要求参照5111条。5124绕组电阻1如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得量比较，应符合表3序号3之要求4，或表7序号2之要求4。2无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后，也应测量一次。3有载调压变压器例行试验中，应测量所有档位的直阻。4除例行试验外，当油中溶解气体分析异常，怀疑存在发热性故障或放电性故障时，在诊断时也应进行本项目。5其他要求参照5113条。5125铁心及夹件绝缘电阻1绝缘电阻采用2500V老旧变压器1000V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夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。3除例行试验外，当油中溶解气体分析异常，怀疑存在发热性故障或放电性故障时，在诊断时也应进行本项目。5126铁心及夹件接地电流测量1只对有外引接地线的铁心、夹件进行测量。2在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100MA时应予注意。5127绕组绝缘电阻1测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近。2除例行试验外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。3其他要求参照5114条。5128绕组绝缘介质损耗因数1测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近。2测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。3分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。4其他要求参照5115条。5129有载分接开关检查以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件1每年检查一次的项目A储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术要求检查。B在线滤油器应按其技术文件要求检查滤芯。C打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常。D记录动作次数。E如有可能，通过操作1次再返回的方法，检查电动和计数器的功能。2每3年检查1次的项目A在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一次循环的操作，无异常。B检查紧急停止功能以及限位装置。C在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件是测量过渡电阻，电阻值的初值差不超过10。D油质试验要求油耐受电压30KV；如果装有在线滤油器，要求油耐受电压40KV。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。51210测温装置检查1要求外观良好，运行中温度合理，相比对无异常。2其他要求参照51115条。51211气体继电器检查1每3年检查一次的继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求。2）每6年检查一次继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1M，采用1000V兆欧表测量。3其他要求参照51116条。51212冷却装置检查运行中，流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进51213压力释放装置的检查按设备技术文件要求进行，应符合要求。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。513油侵式变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验表4油侵式变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验序号诊断性试验项目要求说明条款1空载电流和空载损耗测量见5131条见5131条2短路阻抗测量1、与铭牌或初始值相比，短路电抗与初始值相比，或三相互比，变化率超过2注意值时，应引起注意。2、变化率超过5警示值时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。见5132条3感应耐压和局部放电试验感应耐压见附录D，或取出厂试验值的80局部放电13UM/下300PC注意值见5133条4绕组频率响应分析见5134条见5134条5绕组各分接位置电压比初始值不超过05额定分接位置05其他（警示值见5135条6直流偏磁水平检测变压器见5136条见5136条7电抗器电抗值测量初始值不超过5注意值整组平均值相差不超过2注意值见5137条8纸绝缘聚合度测量聚合度250注意值见5138条9绝缘油诊断性试验见183条见183条10整体密闭性能检查无油渗漏见5139条11声级及振动测定符合设备技术文件要求见51310条12绕组直流泄漏电流测量见51311条见51311条13外施耐压试验见附录D,或取出厂试验值的80见51312条14超高频局部放电检测测得的UHF信号幅度不大于65DBM注意值见51313条5131空载电流和空载损耗测量1诊断铁芯结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。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。测量结果与上次相比，不应有明显差异；对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10，分析时一并注意空载损耗的变化。2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。5132短路阻抗测量1诊断绕组是否发生变形时进行本项目。2每次测试时，接线方式应相同，各侧绕组的分接档应一致。3其他要求参照51112条。5133感应耐压和局部放电测试1验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。2在进行感应耐压试验前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验风险。3其他要求参照51114条。5134绕组频率响应分析1诊断是否发生绕组变形时进行本项目。2）每次试验时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同，各侧绕组的分接档位应一致。3频响曲线与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点对应的幅值及频率基本一致时，可以判断被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T911。4其他要求参照51111条。5135绕组各分接位置电压比对核心部件或主体进行解体性检查之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。结果应与铭牌标识一致。5136直流偏磁水平检测当变压器声响、振动异常时，进行本项目。5137电抗器电抗值测量1怀疑线圈或铁心如有存在缺陷时进行本项目。测量方法见GB10229。2如受试验条件限制可在低电压下测量。5138纸绝缘聚合度测量1诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T984。2试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。5139整体密闭性能检查1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，进行本项目。2采用储油柜油面加压法，在0035MPA压力下持续24H，应无漏渗油。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。51310声级及振动测定1当噪声异常时，可定量测量变压器生级，测量参考GB/T109410。2如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。51311绕组直流泄漏电流测量1怀疑纯瓷套管开裂等局部缺陷时进行本项目。2测量绕组短路加压，其他绕组短路接地，施加直流电压值10KV（610KV绕组、20KV（20KV35KV绕组、40KV66KV330KV绕组,加压时间60S时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。51312外施耐压试验1怀疑设备存在绝缘缺陷时进行。2其他要求参照51113条。51313超高频局部放电检测1对于具备检测条件的变压器，在怀疑其内部存在放电性缺陷时进行本项目。2试验在设备运行中进行，对于变压器，测得的UHF信号幅度如不大于65DBM，则可认为具备放电量水平在300PC以下。6绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1绝缘电阻，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70235KV及以上变压器、电抗器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于13；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于153220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况见5113条7铁心有外引接地线绝缘电阻1、大于1000M2、应无闪络及击穿现象见5118条8有载分接开关检查见5119条见5119条9绕组所有分接电压比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235KV以下，电压比小于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05，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110三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致见51110条11频响法绕组变形试验频响曲线与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别见51111条12低电压短路阻抗测试短路阻抗与铭牌值或初始值相比，短路电抗与初始值相比，或三相互比，变化率超过2时，应引起注意，变化率超过5时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。见51112条13外施交流耐压试验试验耐受电源标准为出厂试验电压80见51113条14局部放电1）试验电压不产生忽然下降。2）在线端电压为15UM/3时，放电量一般不大于500PC；在线端电压为13UM/时，放电量一般不大于300PC在线端电压为11UM/时，放电量一般不大于100PC见51114条15测温装置的校验及其二次回路试验无异常见51115条16气体密度继电器校验无异常17套管中的电流互感器试验无异常见51120条18变压器相位检查必须与电网相位一致19全电压下空载合闸空载合闸5次，每次间隔5MIN，应无异常见51121条52干式变压器、电抗器及消弧线圈521干式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验表9干式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验项目序号项目要求说明条款1绕组直流电阻116MVA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。216MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4；线间差别一般不应大于三相平均值的23电抗器参照执行见5113条2绝缘电阻换算至同一温度下，与出厂值相比应无显著变化，绕组绝缘电阻一般不低于上次值的703铁心有外引接地线绝缘电阻1大于1000M2应无闪络及击穿现象见5118条4绕组所有分接电压比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235KV以下，电压比小于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05，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15三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致见511106消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变比试验见611条、621条见611条、621条7电抗器电抗值测量测量并提供电抗器现场安装后的电抗值8交流耐压试验试验耐受电压标准为出厂试验电压的80见附录D见51113条9变压器相位检查必须与电网相位一致10全电压下空载合闸空载合闸3次，每次间隔5MIN，应无异常现象见51121条522干式变压器、电抗器及消弧线圈巡检及例行试验表10干式变压器、电抗器及消弧线圈巡检项目序号巡检项目基准周期要求说明条款1外观检查半年无异常见512IA条2声响及振动半年无异常见512IE条表11干式变压器、电抗器及消弧线圈例行试验项目序号例行试验项目基准周期要求说明条款1红外热像检测1年无异常见5122条2绕组电阻6年116MVA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。且三相不平衡率变化量大于05应引起注意，大于1应查明处理216MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4；线间差别一般不应大于三相平均值的23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，其差别应不大于2，当超过1时应引起注意4电抗器参照执行见5124条3绕组绝缘电阻6年绝缘电阻换算至同一温度下，与出厂值相比应无显著变化，一般不低于上次值的70见5127条4铁心及夹件绝缘电阻6年100M注意值523干式变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验表12干式变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验项目序号诊断性试验项目要求说明条款1空载电流和空载损耗测量见5131条见5131条2电抗器电抗值测量1、初值差不超过5注意值2、整租平均值相差不超过2注意值见5137条3声级及振动测定符合设备技术文件要求见51310条4交流耐压试验试验耐受电压标准为出厂试验电压的80（见附录D）见51312条6互感器互感器的试验项目，应包括下列内容1测量绕组的绝缘电阻；2测量35KV及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值TAN；3局部放电试验；4交流耐压试验；5绝缘介质性能试验；6测量绕组的直流电阻；7检查接线组别和极性；8误差测量；9测量电流互感器的励磁特性曲线；10测量电磁式电压互感器的励磁特性；11电容式电压互感器（CVT）的检测；12密封性能检查；13测量铁心夹紧螺栓的绝缘电阻。注六氟化硫SF6封闭式组合电器中的电流互感器和套管式电流互感器的试验，应按本条的第1、6、7、8、9款规定进行；61电流互感器611电流互感器投运前试验表13电流互感器投运前试验项目序号项目要求说明条款1绕组及末屏的绝缘电阻1一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻不应低于出厂值的60，且不宜低于1000M。2、一次绕组段间的绝缘电阻不宜低于1000M，但由于结构原因而无法测量时可不进行。2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M见6111条2TAN及电容量1油浸式的电流互感器TAN不应大于下列数值35KV25110/66KV082）35KV及以上的电压等级聚四氟乙烯缠绕绝缘电流互感器的TAN不应大于053电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值差别超出5时应查明原因4电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地TAN，其值不应大于15见6112条3绝缘介质性能试验1油浸式电流互感器A绝缘油性能应符合1811条及1812条的规定。B35KV及以上电压等级油浸式电流互感器绝缘油色谱分析，气体组分含量UL/L不应超过下列任意值总烃1220_时，150OOLHH以MM计）。见13114条5超声波探伤检测见附录L见13115条6机械弯曲破坏负荷试验应能耐受产品订货技术文件所规定的机械负荷，而不发生破坏。7空隙型试验瓷件剖面应均质致密，经孔隙性试验后不应有任何渗透现象。见13116条13111绝缘电阻1阻测量可按同批产品数量的10进行抽查。2支柱绝缘子不进行。13112交流耐压试验1）35KV及支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行。2110KV/66KV及以上电压等级支柱绝缘子不进行。13113外观检查应在110/66KV及以上棒式支柱绝缘子的安装前进行。13114高度检查1应在110/66KV及以上棒式支柱绝缘子的安装前进行。2）具的精确度一般应不低于05MM。13115超声波探伤检测应在110/66KV及以上棒式支柱绝缘子的安装调试后进行。13116机械弯曲破坏负荷试验、孔隙性试验1属于非强制项目。2棒式支柱瓷绝缘子的机械性能、瓷件质密度存在怀疑时，或对超声波探伤检测结果存在争议时，可进行考核验证。1312支柱绝缘子巡检及例行试验表97支柱绝缘子巡检项目序号巡检项目基准周期要求说明条款1外观检查220KV及以上1月110/66KV3月35KV及以下半年外观无异常见13121条表98绝缘子例行试验项目序号例行试验项目基准周期要求说明条款1绝缘电阻6年135KV及以下电压等级的支柱绝缘子的绝缘电阻值，不应低于500M2半导体釉绝缘子的绝缘电阻，应符合产品技术条件的规定见13121条2例行检查110/66KV3年35KV及以下6见13122条见13122条3超声波探伤检测见13123条见附录L见13123条13121外观检查1瓷件不得有破损，或出现裂纹，无异物附着。2无异常声响或放电声；雾、雨等