福建省电力公司企业标准电力设备交接及预防性试验规程

1、福建省电力有限公司企业标准Q/FJGQ/FJG10029.2-2004电力设备交接和预防性试验规程（试行）2005年3月8日实施2005年3月8日发布福建省电力有限公司发布目次目次 、户 、.前言 1 范围 2 规范性引用文件3 定义、符号4 总则 5 电力变压器及电抗器 6 互感器 7 开关设备 8 套管 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子10 电力电缆线路 11 电容器 12 变压器油和六氟化硫气体 13 避雷器 14 母线 15 二次回路 161kV 及以下的配电装置和电力布线171kV 以上的架空电力线路18 接地装置 19 电除尘器 20 旋转电机 21 带电设备红外检测 附 录 A 附录B

2、附录C附 录 D 附录E附录F附 录 G 附 录 H 附录I 附录J 附 录 K 附录L附 录 M 附 录 N 、户 、.刖百电力设备的交接和预防性试验规程（试行）分两部分：修订说明（Q/FJG10029.1-2004）与标准主体部分（Q/FJG10029.2-2004）。电力设备的交接和预防性试验是安装、运行和维护工作中的重要环节 , 是保证电力系统安全运行的有效手段之一。交接和预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据， 1999 年原福建省电力工业局制定颁发了 福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则，多年来对电力生产起到了重要的作用，并积累了丰富的经验。随着电力工业的迅速发展

3、，新设备的大量出现，试验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。为此，福建省电力有限公司组织有关人员 ,在广泛征求意见的基础上 , 依据GB50150 91电气装置安装工程电气设备交接试验标准、DL/T5961996电力设备预防性试验规程及国家电网公司关于印发输变电设备技术标准的通知 （ 国家电网生2004634 号） 、 关于预防输变电设备事故措施的通知（国家电网生2004641 号） 等技术标准、反措文件，结合福建省电网的实际情况, 对福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则进行修订, 并更名为福建省电力有限公司电力设备交接及预防性试验规程（ 试行 ） 。本

4、标准经福建省电力有限公司批准, 从生效之日起代替1999 年原福建省电力工业局颁发的福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则。福建省电力有限公司所属各发供电单位、二级单位、基建单位、设计单位和联营单位均应遵照执行, 省内并网发电厂、县级供电企业、其他电力用户应参照执行。本标准由福建省电力有限公司提出。本标准由福建省电力有限公司生产运行部归口管理并负责解释。本标准在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力试验研究院联系。本标准主要起草人：张孔林于建龙应宗明连鸿松王恒山林冶周剑陈泰山陈德兴周渠林世勇章开煊吴虹鄢庆猛朱宗毅廖福旺施广宇施倩赵道阳黄维宪林一泓毛冠民王定有本标准审核人

5、：林韩郑家松李功新郑宗安本标准批准人：许新生电力设备交接和预防性试验规程（试行）范围本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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，保证安全运行。本标准适用于500kV 及以下的交流电力设备的交接和预防性试验管理，但。本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，原则上应按照本标准执行。规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准标准的引用而成为本标准标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有

6、的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准标准，但鼓励根据本标准标准达成协议的各方研究是否可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标准。GB/T261 1983石油产品闪点测定法（ 闭口杯法 ）GB/T264 1983石油产品酸值测定法GB/T311.1 1997高压输变电设备的绝缘配合高电压试验技术GB/T507 2002绝缘油击穿电压测定法GB/T511 1988石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB1094.1.2 1996电力变压器GB1094.” .5 2003电力变压器GB2536 1990变压器油JB/T8166 1995互感器局部

7、放电测量GB5654 1985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GB6450 1986干式电力变压器GB/T6541 1986石油产品油对水界面张力测定法（ 圆环法 ）GB/T7252 2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T722 2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7328 87变压器和电抗器的声级测定GB/T7595 2000运行中变压器油质量标准GB/T7598 1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（ 比色法 ）GB/T7599-1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）GB/T7600 1987运行中变压器油水分含

8、量测定法 （库仑法 ）GB/T7601 1987运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB9326.1.5 1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB/T11023 1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB11032 2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022 1989工业六氟化硫GB50150 1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T596 1996 电力设备预防性试验规程DL/T421 1991 绝缘油体积

9、电阻率测定法DL/T423 1991 绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T703 1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T429.9 1991 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法DL/T450 1991 绝缘油中含气量的测量方法（ 二氧化碳洗脱法）DL/T459 2000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T492 1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T593 1996高压开关设备的共用订货技术导则SH0040 1991 超高压变压器油SH0351 1992 断路器油国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 （ 国电发 2000589 号 ）国家电网

10、公司关于印发输变电设备技术标准的通知（ 国家电网生2004634 号 ）国家电网公司关于预防输变电设备事故措施的通知（ 国家电网生2004641 号 ）华东电网公司华东电网500kV 输变电设备红外检测现场应用规范（试行）（ 华东电网生2004290 号）定义、符号3.1 交接试验为了发现新设备在设计、制造、运输、安装过程中产生的隐患，诊断是否符合投入运行的条件，对新设备进行的检查、试验，也包括取油样或气样进行的试验。3.2 预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防设备发生事故或损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油或气样进行的试验。3.3 在线监测在不影响设备运行的条件下，对设备状况

11、连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。3.4 带电测量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量。3.5 绝缘电阻在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中，若无特别说明，均指加压lmin 时的测得值。3.6 吸收比在同一次试验中，lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.7 极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。3.8 大修若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的内容和范围如下：3.9 本标准所用的符号U破备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压）；Um设

12、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属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压） ；UmA1雷器直流lmA下的参考电压；tg 6介质损耗因数。3.10 红外检温利用红外热成像仪或红外点温仪对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的设备进行检测和诊断。红外检测的设备包括旋转电机、变压器、电抗器、互感器、断路器、隔离开关、套管、绝缘子串、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、组合电器、低压电器及二次回路等。通常可在设备带电时进行测试。3.11 投运前新安装的设备交接后长时间未投入而准备投运之前或库存的新设备投运之前。总则4.1 试验结果应与该设备历次

13、试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对已投运设备由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220kV 及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案；对新建、扩建项目设备由建设单位分管生产的领导或总工程师审核并上报福建省电力有限公司分管生产的领导或总工程师批准后实施。4.3110kV以下的电力设备，应按本标准进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110kV及以上的电力设备按规定或在必要时进行耐压试验。50Hz交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明，均指 l

14、min ;其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备额定电压满足以下要求：500kV>72h220kV>48h110kVR 以下 >24h4.4 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 ） 。但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

15、电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.5 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设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tg 6、泄漏电流、 六氟化硫气体湿度、绝缘油取样等），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%。4.7 在进行直流高压试验时，应采

16、用负极性接线。4.8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本标准时应作相应调整。4.9 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经本单位分管生产的领导或总工程师批准, 可以不做停电试验或延长试验周期。4.10 多绕组设备进行绝缘试验时，非被试绕组应短路接地。4.1135kV及以上变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、开关设备、套管、电缆、电容器等设 备，在新安装投运后一年内应做一次试验（有特殊规定者除外）。4.12 新安装交接后长时间未投入运行的设备（110kV及以上6个月、35kV及以下1年），在投 运前按本标准“投运前”规定的内容进行试验 （试验要求与交接时相同）；运

17、行后长时间停运 的设备（110kV及以上6个月、35kV及以下1年），在投运前应按预试规程要求进行试验；库 存、备用的设备在投运前参照投运设备试验规程规定进行试验。4.13 预试周期原则上220kV及以上电气设备为2年,110kV及以下电气设备为3年，10kV及 以下配变（不含开关站的配变）为 5年。4.14500kV电气设备不拆引线试验参照附录 M执行，如果测量结果与历次比较有明显差别或 超过规程规定的标准，应拆引线进行试验。4.15 直流电源装置及蓄电池试验按福建省电力有限公司电力系统直流电源装置及蓄电池检 修维护规程（试行）执行。4.16 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造

18、厂规定进行；制造厂未作要求 的，可根据运行情况自行规定。4.17 上级机关颁布的有关反措、规定、规范应遵照执行。5电力变压器及电抗器5.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表 5.1。表5.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求在舁 厅P项目周期要求说明1油中溶 解气体色 谱分析1）交接时2）投运前3）新安装、大 修后：a）110kV及以上 投运后1天、4天、10天、30 天b）厂用变、35kV站用变投运后4天、30 天4）运行中： a）220kV及以上 3个月b）110kV 半年 c）厂用变、35kV站用变1 年5）必要时1）新安装变压器的油中 代与姓类 气体含量（以L/L）不得

19、超过卜列数 值：a）110kV及以上总烧：10;氏 20; GH: 0b）35kV及以下总烧：20; H2: 30; GH: 02）大修后变压器的油中 H与姓类 气体含量（叱L/L）不得超过卜列数 值：总烧：50; H2: 50; GH: 03）运行设备的油中H与姓类气体 含量（祖L/L）超过卜列任何一项值 时应起注意：总烧：150; H: 150;C2H2: 5（35 220kV）; 1（500kV）4）姓类气体总和的绝对产气速率 超过12mL/d（密封式）或相对产气速 率大于10%/M则判断设备有异常5）对500kV电抗器，当出现少量 （小于1 uL/L）乙快时，也应引起注1）总姓包括CH

20、、 GH4、GH6 和 C2H2 四种 气体总和2）溶解气体组分含 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）总姓含量低的设 备不宜米用相对产气 速率进行判断4）新投运的变压器 应有出厂的有关测试 数据5）必要时：a）出口或近区短路b）保护动作后怀疑 上变存在异常c）巡视发现异常d）在线监测系统告 壁在舁 厅P项目周期要求说明意，如分析气体虽已出现异常，若 经其它试验分析认为还/、至于危及 绕组和铁芯安全时，可在超过注意 值的情况卜运行，但应缩短检测周 期e）生变进行耐压和局放试验后f）其它2绕组直流 电阻1）交接时2）新安装投运后1年内3）运行中：a）220kV

21、 及以上2年b）110kV 及以下3年c）10kV及以卜配变5年4）兀成分接 “关变换分接 立置5）启载分接 开关检修后（各 档）6）大修前、7）必要时1）1.6MVA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）1.6MVA及以下的变压器，相问 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，其相对变化不应大于 2%4）电抗器参照执行1）如电阻相向差在 出厂时超过规定，制 造厂已说明了这种偏 差的原因，则按要求 3）项执行2）不同温度卜.电阻 值按下式换算cc T+T

22、2R2 = R1T+T1式中R、R2分别为在 温度K、T2时的电阻 值,T为电阻温度常 数，铜导线取235, 铝导线取225。3）无载分接开关应 在使用的分接档锁定 后测量4）必要时:a）本体油色谱判断有 热故障b）红外测温判断套管 接头发热c）其它3绕组绝 缘电阻、 吸收比或 （和）极化 指数1）交接时2）投运前3）新安装投运后1年内4）运行中：a）220kV 及以上2年b）110kV 及以下3年c）10kV及以卜配变5年5）大修前、卜6）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度卜， 与前一次测试结果相比应无显着变 化，否则应查明原因2）35kV及以上应测量吸收比，吸 收比（1030c范围）不低于1

23、.3; 吸收比不合格时增加测量极化指 数，极化指数不低于1.5;二者之 一满足要求即可3）220kV及以上应测量极化指数1）使用2500V或5000V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，各次测量 时的温度应尽量接近4）尽量在油温低于50 c时测量,/、同温 度卜的绝缘电阻值按 下式换算：式中R、R2分别为 温度t1、t2时的绝缘 电阻值或见附录H5）吸收比和极化指在舁 厅P项目周期要求说明数不进行温度换算6）必要时：a）油介损不合格或油中微水超标b）渗漏油严重可能使 变压器受潮c）其它4绕组的tg 61）交接时2）投运前3）新安装投 运后1年内4）运行中： a）2

24、20kV 及以 上2年b）35 110kV3 年5）大修前、 后6）必要时1）20 C时不大于卜列数值：500kV0.6%110220kV0.8%35kV及以下1.5%2）tg 6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：1）同一变压器各绕 组tg 6的值要求相 同2）测量温度以顶层 油温为准，各次测量 时的温度应尽量相近3）35kV及以上，且 容量在8000kVAM以上应进行4）尽量在油温低于 50 c时测量，不同温皮卜的tg 6值按下式换算：tg每 2=tg61M1.3（tj）/10式中tg占1、tg 6 2分 别为温度t1、t2时的tg 6值或见附

25、录H5）必要时：a）绕组绝缘电组（吸 收比、极化指数）测 量异常时b）油介损不合格或 血中微水超标c）渗漏油严重d）其它绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下额定电压Un5电容型 套管的介 质损耗因 数（tg 6） 和电容值见第8章1）用正接法测量2）测量时记录环境 温度及变压器（或电 抗器）顶层油温6绝缘油 试验见第12章在舁 厅P项目周期要求说明7交流耐 压试验1）交接时2）10kV及以 下站用变及开M配变3年； 其余配变5年3）更换绕组 后4）大修后（35kV及以下） 5）必要时1）油浸变压器（电抗器）试验电 压值按表5.2（定期试验按部分更换 绕组电压值）2）干式变压器全部

26、更换绕组时， 按出厂试验电压值；部分更换绕组 和定期试验时，按出厂试验电压值 的0.85倍1）用倍频感应或 操作波感应法2）35kV及以下全 绝缘变压器，交接 时和大修后应进行 交流耐压试验3）电抗器采用外 施工频耐压试验4）必要时： a）设备安装（运输） 过程中发现异常 b）对绝缘有怀疑时 c）其它8铁芯绝 缘电阻1）交接时2）新安装投运后1年内3）运行中： a）220kV及以上 2年b）110kV及以下 3年c）10kV及以下配变5年4）大修前、后5）必要时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 0.3A1）用2500V兆欧表 （对运行年久的变压 器可用1000V

27、兆欧 表）2）夹件后引出接地 的可单独对夹件进行 测量3）必要时：a）从油色谱试验判 断变压器内部有热 故障b）其它9穿芯螺 栓、铁腕 夹件、绑 扎钢带、 铁芯、线 圈压环及 屏敝等的 绝缘电阻1）交接时2）大修后3）必要时220kV及以上绝缘电阻一般不低 于500MQ、其它变压器般不低于 10MQ1）用2500V兆欧表 （对运行年久的变压 器可用1000V兆欧 表）2）连接片不能拆开 者可/、进行在舁 厅P项目周期要求说明10油中水mg/L1）交接时2）投运前3）大修后4）运行中： a）220kV及以上 半年b）110kV1 年 c）厂用变、35kV站用变1 年5）必要时交接时、大修后110

28、kV及以下0 20220kV< 15500kV< 10运行中110kV及以下035220kV< 25500kV< 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 c时取样2）必要时：a）绕组绝缘电组（吸 收比、极化指数）测 量异常时b）渗漏油严重c）油中氢气含量和油 介损值偏局d）其它11油中 含气量 （体积分 数）%1）220kV 及以 上交接时2）220kV 及以 上大修后投运 刖3）运行中：a）500kV 半年 b）220kV1 年4）必要时交接时、大修后500kV< 1220kV< 3运行中500kV< 3220kV&

29、lt; 5必要时：a）变压器需要补油时b）渗漏油c）其它12绕组泄 漏电流1）交接时2）投运前3）新安装投运后1年内4）运行中： a）220kV及以上2年b）35 110kV3年5）大修前、后6）必要时1）试验电压一般如下：1）在高压端读取 1min时的泄漏电流 值，同一测量接线的 泄漏电流I（ nA）与 绝缘电阻的关系一 股应符合：I uA=U/Rou一直流试验电压Ro1分钟的绝 缘电阻（MQ）2）35kV容量 10000kVA及以上应进 行3）必要时：a）设备发生异常时 b）其它绕组 额定 电压 kV6102035110220500直流 试验 电压 kV102040602）与前一次测试结果

30、相比应尢明 显变化3）泄漏电流见附录H13绕组所 有分接的 电压比1）交接时2）分接开大 引线拆装后3）更换绕组 后1）各相应分接头的电压比与铭牌 数据相比应无明显差别，且符合规 律2）电压35kV以下，电压比小于 3 的变压器电压比允许偏差为± 1%必要时：a）怀疑启匝间短路时b）其它在舁 厅P项目周期要求说明4）必要时其它所有变压器：额定分接电压比 允许偏差为土 0.5%,其它分接的电 压比应在变压器阻抗电压值（）的 1/10以内，但不得超过± 1%14校核二 相变压器 的组别或 单相变压 器极性1）交接时2）更换绕组 后必须与变压器铭牌和顶盖上的端 子标志相致15空载

31、电 流和空载 损耗1）交接时（500kV变压器）2）更换绕组后3）必要时与前次试验相比无明显变化1）试验电源口用 二相或单相；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 相同电压卜进行比 较）2）可结合零起升 压启动试验时进行3）必要时：a）怀疑磁路有缺陷 时b）其它16阻抗电 压和负裁 损耗1）更换绕组 后2）必要时与前次试验值相比，无明显变化1）试验电源可用二 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 较低电流卜的测量 值，可在相同电流卜 进行比较）2）必要时：a）出口短路时b）其它17局部放 电试验1）交接时 （220kV及以 上）2

32、）更换绝缘 部件或线圈后 （110kV及以上）3）大修后（220kV及以上） 4）必要时1）在线端电压为 "Um/f时，视 在放电量一般不大于500pC;线端 电压为1.3Um/V3时，视在放电量一 般不大于300pC2）干式变压器按GB645M定执行1）试验方法符合 GB1094.3的规定2）电抗器可进行运 行电压卜局部放电 监测3）必要时:a）运行中的变压器 油色谱异常，怀疑存 在放电性故障时b）其它在舁 厅P项目周期要求说明18有载调 压装置的 试验和检1）检查动 作顺序 2）操作试 验变压器 带电时手 动操作、 远方操作 各2个循 环3）检查和 切换测 试：a）测量过 渡电阻

33、的 阻值b）测量切 换时间c）检查插 入触头、 动静触头 的接触情 况、电气 回路的连 接情况 d）单、双 数触头问 非线性电 阻的试验 e）检查 单、双触 头间放电 间隙4）检查操 作箱5）二次回 路绝缘试 验1）父接时2）新安装投运后1年内3）运行中：a）220kV及以上2年b）110kV及以下3年4）大修后5）必要时范围开关、选择开关、切换开关的 动作顺序应符合制造厂的技术要求 手动操作应轻松，必要时用力矩表 测量，其值/、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止常 与出厂值相差不大于土 10%三相同步的偏差、切换时间的数 值及正反向切换时间的偏差均与制

34、 造厂的技术要求相符动静触头平整光滑，触头烧损厚 度/、超过制造厂的规定值，回路连 接良好按制造厂的技术要求无烧伤或父动接触器、电动机、传动齿轮、辅 助接点、位置指示器、计数器等工 作止常绝缘电阻一般不彳氐于1MQ必要时：a）怀疑后故障时b）其它采用2500V兆欧表在舁 厅P项目周期要求说明19有载调 压装置切 换开关室 绝缘油击 穿电压和 水分含量 试验1）交接时2）大修后3）运行中：a） 1 1 0 kV 及 以上半年或每 分接变换2000 次以后b）35kV2 年4）必要时110kV及以上：a）交接时、大修后：油击穿电压方40k V,水分含量0 25mg/Lb）运行中：油击穿电压方30k

35、 V,水分含量0 40mg/L35kV:按制造厂要求1）后在线滤油装 置可延长每年1次2）如果制造J后 规定时按制造厂规 定执行3）必要时：a）怀疑有绝缘故障 时b）其它20测温装 置及其二 次回路试 验1）交接时2）随相连主设备预试时3）大修后4）必要时1）密封良好，指示正确，测温电阻 值应和出厂值相符2）绝缘电阻一般不彳氐于1MQ1）测量绝缘电阻采 用2500V兆欧表2）必要时：怀疑有 故障时21气体继 电器及其 二次回路 试验1）交接时2）随相连主 设备预试时 3）大修后4）必要时整定值符合运行规程要求，动作正 确，绝缘电阻一般不彳氐于1MQ1）测量绝缘电阻采 用2500V兆欧表2）必要

36、时：怀疑有 故障时22压力释 放器校验1）交接时2）大修后开启压力偏差± 5kPa或按制造厂 规定23整体密 封检查1）交接时2）大修后1）35kV及以下管状和平面油箱变 压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试 验（约5kpa压力）,对于波纹油箱和 后散热器的油箱采用超过油枕顶部 0.3m油柱试验（约2.5kpa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0.035Mpa压力，试验持续时 问24h试验时带冷却器， /、带压力释放装置24冷却 装置及 其二次 回路检 查试验1）交接时2）大修后3）必要时1）投运后，流向、温升和声响正 常，无渗漏2）强油水冷装置

37、的检查和试验， 按制造厂规定绝缘电阻一般不低于 1MQ1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2）必要时：怀疑有 故障时25套管 中的电 流互感 器绝缘 试验1）交接时2）大修后3）必要时绝缘电阻一般不彳氐于1MQ1）采用2500V兆 欧工2）必要时:对绝缘 性能有怀疑时26全电压 下空载合1）交接时2）更换绕组1）新装和全部更换绕组，空载合 闸5次，每次间隔/、少于 5min1）在使用分接上进 行在舁 厅P项目周期要求说明闸后3）大修后2）部分更换绕组，空载合闸3 次，每次间隔不少于5min2）由变压器高压侧 加压或中压侧加压3） 110kV及以上的 变压器中性点接地4）发电机变压器组 中间连接

38、尤断开点的 变压器，可不进行27油中 糠 醛含量1）交接时2）大修前、 大修投运后1 个月内3）投运10年 内5年1次， 其后3年1次4）必要时1）糠醛含重（mg/L）超过卜列注思 值时，应视为非正常老化，需跟踪 监测：1）110kV及以上进行2）必要时：a）油中气体总姓超 标或CO CO过高b）需了解绝缘老化 情况时，如温升过高 后或长期过载运行后 等运行 年限1346791012糠醛 含量0.040.070.10.2运行 年限1315161819212225糠醛 含量0.40.6122）跟踪检测时，注意增长率3）糠醛含量大于2mg/L时，认为 绝缘老化已比较严重28绝缘纸 （板）聚合 度必

39、要时当聚合度小于250时，应起注 息1）试样可取引线上 绝缘纸、垫块、绝缘 纸板等数克2）对运行时I日较长 的变压器尽量利用吊 检的机会取样3）必要时：怀疑绝 缘老化比较严重29绝缘纸 （板）含水 量必要时含水量（质量分数）一般不大于卜. 列值：500kV1%220kV3%1）可用所测绕组的 tg 6值推算或取纸样 直接测量。有条件 时，可按部颁 DL/T580 96用露点 仪测定变压器绝缘纸 中平均含水量的方 法标准进行测量2）必要时：怀疑绝 缘纸（板）受潮时30阻抗测量必要时与出厂值相差不大于± 5%匕二 相或二相组平均值相差不大十± 2%1）适用于电抗器， 如受试验条

40、件限制可在舁 厅P项目周期要求说明在运行电压卜测量2）必要时：怀疑有 故障时31振动1）交接时2）必要时与出厂值或交接值比不应有明显 差别1）适用于500kV油浸电抗器2）必要时：发现箱 壳振动异常时32噪音1）交接时2）必要时与出厂值或交接值比不应有明显 差别1）按GB732瞰求 进行，适用于500kV 电压等级2）必要时：巡视 发现噪音异常时33油箱表 面温度 分布1）交接时2）必要时局部热点温升不超过80k1）适用于500kV 油浸电抗器2）必要时:红外测 温判断油箱表面发 热34变压器 绕组变形 试验1）交接时2）更换绕组后3）大修后4）必要时与初始结果相比，或二相之间结 果相比无明显

41、差别1）每次测量时，变 压器外部接线状态 应相同2）应在最大分接 位置卜测量3）110kV及以上变压器进行4）必要时：出口 （或近区）短路后35壳式及 压器绝缘 油带电度1）交接时2）3年应小于 500pC/mL/20 c36壳式及 压器线圈 泄漏电流1）交接时2）新安装投 运后1年内3）运行中： a）220kV 及以 上2年b）110kV3 年应小于|-3.5|卜A在变压器停电启动 油泵状态卜测量37壳式及 压器绝缘 油体积电 阻率1）交接时2）大修后3）1年应y 1X1013Q cm/80 c1）如果低于1X一13°、10 Q - cm/80C,应 及时更换为含硫量低 并添加了抗

42、静电剂的新油2）当油体积电阻率 出现较快的下降趋势厅P项目周期要求说明时，应进行油中硫化 铜含量测试5.2电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表5.2表5.2电力变压器的交流试验电压电压值及操作波试验电压值额定 电压 (kV)最lb工 作电压 (kV)线端交流试验电压值 (kV)中性点交流试验电压值 (kV)线端操作波试验电 压(kV)全部更 换绕组部分更换 绕组后全部更 换绕组部分更换 绕组后全部更 换绕组部分更 换绕组 后<1< 132.532.5一一66.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055

43、475547105903540.585728572170145110126200170(195)95803753192202523603068572750638395336(200)(170)50055063053685721050 892 16805781401201175999注：1)括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统2)操作波的波形为：波头大于 20us, 90蛆上幅值持续时间大于 200us,波长大于500us；负极性三次5.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)见表 5.1 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、21、24、27。a)

44、交接见表 5.1 中序号 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、37,其中 32 项适用于 500kV 变压器。b) 一股性大修见表 5.1 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、17、18、 19、21、22、23、24、27、34、37。c)更换绕组的大修见表 5.1中序号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

45、电力变压器(1.6MVA及以下)、5项适用于35kV及以上变压器，有条件时可做1项。5项适用于35kV及以上变压器。5.5 油浸电抗器kV及以下只做2、3、6、7）。a）交接试验项目见表 5.1 中序号 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 项适用于 500kV 电抗b）大修试验项目见表 5.1 中序号 1、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 消弧线圈5.7 干式变压器5.8

46、 气体绝缘变压器5.9 干式电抗器5.10 接地变压器5.11 自动跟踪补偿成套消弧装置试验项目、周期和要求见表5.9。表5.9自动跟踪补偿成套消弧装置的试验项目、周期和要求在舁 厅P项目周期要求说明1二次 回路绝 缘电阻 测量1）交接时2）新安装 投运后1年 内3）3年4）必要时绝缘电阻换算至同一温度卜 与前一次测试结果相比应无显着 变化1）可用 500VE1000V摇表2）必要时：对绝缘有 怀疑时2二次 回路交 流耐压 试验1）交接时2）必要时试验电压2kV1）可用2500Vl表试 验2）必要时：对绝缘有 怀疑时3档位 调节试 验1）交接时2）新安装 投运后1年 内3）3年4）必要时所有档

47、位的调节过程顺利，无 卡涩，实际档位与寸斤档位一 致。必要时：怀疑有故障 时4阻尼 电阻值 测量1）交接时2）必要时与名牌数值对应，误差不超过 ±5%5阻尼 电阻的 绝缘电 阻测量1）交接时2）必要时不小于100MQ .1）采用2500Vl表2）必要时：对绝缘有 怀疑时6阻尼电 阻接触 器或可 控硅动 作特性 测量1）交接时2）必要时应符合制造厂规定必要时：设备发生异 常时在舁 厅P项目周期要求说明7并联电 阻值测 量1）交接时2）新安装 投运后1年 内3）3年4）必要时与铭牌数值对应，误差不超过±5%必要时 常时:设备发生异8并联 电阻专 用开关 动作特 性测量1）交接时

48、2）必要时应符合制造厂规定必要时 常时:设备发生异9补偿 电容柜 电容量 测量1）交接时2）新安装 投运后1年 内3）3年4）必要时与铭牌分数对应，符合厂豕技 术要求必要时 常时:设备发生异10补偿 电容的 可控硅 动作特 性测量1）交接时2）必要时应符合制造厂规定必要时 常时:设备发生异注：成套补偿装置的接地变、消弧线圈、有截调压开关、电压、电流互感器、避雷器、 真空开关可参照本标准有美章节规定。交接试验项目见表 5.9中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10 定期试验项目见表5.9中序号1、3、7、9。5.12 特殊连接结构变压器6高压引线装置与GIS连接的变压器a）交接和大修后试验

49、按本标准规定的项目和要求进行。b）预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。试验项目：1）SF6高压引线装置中SF6气体的湿度检测和泄漏试验分别按表 7.1中序号1和序号2进行;2）变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验；3）变压器铁芯试验；4）变压器高压绕组和GIS一起进行绝缘电阻试验，采用 5000V兆欧表测量吸收比和极化指5）变压器其它项目和GIS试验分别按表5.1和表7.1进行。a）交接和大修后试验按本标准规定的项目和要求进行。b）预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。试验项目：1) 充油全密封高压引线装

50、置每6 个月 1 次绝缘油色谱分析和绝缘油中水分分析；高压充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表10.3 进行；2) 变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验；3) 变压器铁芯试验；4) 变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；5) 电力电缆外护套和外护套避雷器试验；6) 其它项目参照表5.1 。5.13 判断故障时可供选用的试验项目主要针对1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。a) 当油中溶解气体色谱分析判断有异常时可选择下列试验项目：绕组直流电阻铁芯绝缘电阻和接地电流空载损耗

51、和空载电流测量或长时间空载( 或轻负载下) 运行，用油中气体色谱分析及局部放电监测仪监视长时间负载( 或用短路法) 试验，用油中气体色谱分析监视油泵及水冷器检查试验一有载调压开关油箱渗漏检查试验绝缘特性( 绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)绝缘油的介电强度、介质损耗因数绝缘油含水量绝缘油含气量(500kV)局部放电( 可在变压器停运或运行中测量)绝缘油中糠醛含量耐压试验- 油中金属元素含量油箱表面温度分布和套管端部接头温度b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体色谱分析。c) 变压器出口短路后可进行下列试验：油中溶解气体色谱分析绕组直流电阻绕组的频率响应短路阻抗空载电流和损耗各绕组的电容量d) 判断绝缘受潮可进行下列试验：绝缘特性( 绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、介质损耗因数、含水量、油中气体色谱分析、含气量(500kV)绝缘纸的含水量e) 判断绝缘老化可进行下列试验：一油中溶解气体分析，且特别注意 CO CO含量及变化绝缘油酸值油中糠醛