天津市电力公司输变电设备状态检修试验规程

1、Q/TGS 10312010Q/TGS 天津市电力公司 发 布2010-10-20 实施2010-10-20 发布输变电设备状态检修试验规程Q/TGS 10312010代替Q/TGS 10312008天津市电力公司企业标准43目 次 前 言II1范围12规范性引用文件13定义和符号24总则35交流设备75.1油浸式电力变压器和电抗器75.2干式变压器、干式电抗器及干式消弧线圈125.335kV及以下油浸串联电抗器、油浸式消弧线圈135.4电流互感器135.5电压互感器155.6高压套管185.7SF6断路器195.8气体绝缘金属封闭开关设备（GIS、充气柜）215.9真空断路器225.10少油

2、断路器235.11高压开关柜245.12隔离开关和接地开关255.13耦合电容器255.14高压并联电容器和集合式电容器265.15避雷器和过电压吸收器275.16电力电缆285.17接地装置295.18变电站设备外绝缘及绝缘子315.19架空线路326绝缘油试验347SF6气体湿度和成分检测36附录 A （规范性附录） 状态量显著性差异分析法37附录 B （规范性附录） 变压器线间电阻到相间绕组电阻的换算方法38附录 C （资料性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法39附录 D （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法40附录 E （规范性附录） 合成绝缘子和RTV涂料憎水

3、性测量方法及判断准则41前 言 为贯彻国家电网公司输变电设备状态检修工作，参照国网公司颁布的输变电设备状态检修试验规程（以下简称规程），公司于2008年编制了天津市电力公司输变电设备状态检修试验规程（Q/TGS 10312008）。2010年公司根据输变电设备的实际状态及状态检修试验的执行情况，并结合其他网省公司输变电设备运行检修经验，对Q/TGS 10312008进行了修订，主要修订内容为进一步明确了不良工况项目及要求，修改了对输变电设备巡检周期的规定，对例行试验周期进行了调整，即将500kV电压等级的变电设备例行试验基准周期由原来的1年调整为3年，35kV电压等级的变电设备由原来的3年调整

4、为6年，但35kV主变仍为3年，此外增加了部分带电监测及在线监测项目及要求，调整了部分试验项目内容及要求。本标准的附录A、附录B、附录E为规范性附录。附录C、附录D为资料性附录。本标准由天津市电力公司标准化委员会提出。本标准由天津市电力公司科技信息部归口。本标准主要起草单位：生产技术部、技术中心。本标准主要起草人：郗晓光、方琼、刘宝成、郭浩、胡志芳、吴东、付艳华、张东斐、周文涛、栗微、王永福。本标准审查人：杨华 本标准批准人：赵鹏本标准委托生产技术部负责解释。输变电设备状态检修试验规程1 范围本规程规定了天津市交流电网中各类高压输变电设备巡检和试验的项目、周期和技术要求。本规程适用于通过天津市

5、电力公司状态检修验收的单位，设备电压等级为35kV500kV的交流输变电设备。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本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。GB/T 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法GB/T 507 绝缘油击穿电压测定法GB/T 511 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB/T 1094.3 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/T 1094.10电力变压器 第

6、10部分: 声级测定GB/T 1094.11电力变压器 第11部分：干式电力变压器GB/T 1207 电磁式电压互感器 GB/T 1208 电流互感器GB/T 4109 高压套管技术条件GB/T 4703 电容式电压互感器GB/T 5654 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 石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 14542 运行变压器油维护惯例导则GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法）GB/T 7601 运行

7、中变压器油水分测定法（气相色谱法）GB/T 10229 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 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB/T 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T 17623 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T 19519 标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子定义、试验方法及验收准则GB/T 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB/T 50233 110500kV架空送电线路施工及验收规范DL/T 417 电力设备局部放电现场测量导则DL/T 421 绝缘油体积电阻率测定法DL

8、/T 423 绝缘油中含气量的测定 真空压差法DL/T 429.1 电力系统油质试验方法 透明度测定法DL/T 429.2 电力系统油质试验方法 颜色测定法DL/T 437 高压直流接地极技术导则DL/T 450 绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）DL/T 475 接地装置特性参数测量导则DL/T 506 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T 429.6 运行油开口杯老化测定法DL/T 429.7 油泥析出测定法DL/T

9、429.9 绝缘油介电强度测定法DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 864 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T 887 杆塔工频接地电阻测量DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 914 六氟化硫气体湿度测定法（重量法）DL/T 915 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）DL/T 916 六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917 六氟化硫气体密度测定法DL/T 918 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T 919 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 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱

10、测定法DL/T 921 六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T 5092 110500kV架空送电线路设计技术规程Q/GDW 152 电力系统污区分级与外绝缘选择标准Q/GDW 168-2008 输变电设备状态检修试验规程Q/TGS 1016-2007 天津市电力公司电力设备交接试验规程Q/TGS 3012-2006 天津市电力公司电力设备预防性试验规程Q/TGS 1029-2008 天津市电力公司输变电设备状态评价导则Q/TGS 1030-2008 天津市电力公司输变电设备状态检修导则3 定义和符号下列定义和符号适用于本规程。3.1 状态检修 状态

11、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。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。3.3 例行检查 定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维修，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。3.4 巡检 为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。3.5 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，定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。3.6 诊断性试验 巡

12、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。3.7 带电检测 在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。3.8 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%。3.9 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。3.10 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。3.11 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

13、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。3.12 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。3.13 基准周期 规程规定的巡检周期和例行试验周期。3.14 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。3.15 U0电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。3.16 Um设备最高工作电压有效值。4 总则4.1 设备巡检在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设

14、备进行巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴之后，应对相关设备加强巡检；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，宜加强巡检；日最高气温35以上或大负荷期间，宜加强巡检、红外测温等工作。4.2 试验说明若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致，严格按规定要求执行。110kV设备、35kV电力变压器及其两侧间隔设备新投运满2年，220kV新设备投运满1年、或所有停运半年以上重新投运前的设备，应进行例行试验。对

15、核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。除特别说明，所有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10kV。在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可采用第4.7.5条进行分析。4.3 状态检修试验的分类本试验规程将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按基准周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。4.3.1 例行试验是为获取设备状态量，评估设

16、备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。4.3.2 诊断性试验是在巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良、经受了不良工况、受家族性缺陷警示或连续运行了较长时间的情况下，为进一步评价设备状态进行的试验。4.4 设备初始状态量的选取原则初始值可根据不同情况，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：4.4.1 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，初始值采用出厂值。4.4.2 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。4.4.3 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

17、位进行的首次现场试验值。4.4.4 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。4.5 设备不良工况范围及影响分析细则输变电设备设备主要不良工况及其影响见表1。表1 输变电设备主要不良工况及其影响设备名称主要不良工况主要可能的影响备注变压器（电抗器）1）中、低压侧出现外部短路故障2）变压器过负荷3）过励磁4）发生雷电侵入波1）发生绕组变形。2）动稳定性能下降。3）绝缘加速老化。4）绕组纵向绝缘损伤。断路器（GIS）1）开断状态时雷电侵入波2）开断接近额定短路电流3）累计开断短路电流值和累计开断负荷电流次数超限1）断口击穿或损伤。2）损伤主绝缘或导致控制信号回路绝缘破坏。

18、3）灭弧室触头损伤或绝缘下降。电流互感器1）长期过负荷2）变电站雷电侵入波1）长时间过热，使绝缘老化加速。2）主绝缘损伤。电压互感器1）经历过铁磁谐振2）变电站雷电侵入波 1）长时间过热，使绝缘老化加速或爆炸。2）主绝缘损伤。并联电容器1）系统谐波含量过高（1.3In），过电压（避雷器动作）2）运行电压偏高(1.1Un)3）环境温度过高（45）1）系统谐波含量过高、过电压，使绝缘老化加速。造成电容器寿命降低。2）场强过高，绝缘损伤。3）导致电容器过热，绝缘老化。耦合电容器1）变电站雷电侵入波1）绝缘损伤。避雷器（金属氧化物）1）操作和雷电过电压动作次数2）运行电压偏高和系统谐波含量过高1）加速

19、阀片老化。2）荷电率过高，阀片易老化。隔离开关1）长期过负荷2）发生覆冰1）长时间过热，使触头受损。2）可能导致瓷瓶裂纹。套管1）长期过负荷2）变电站雷电侵入波3）覆冰1）长时间过热，使绝缘老化加速。2）主绝缘损伤。3）应力加大，机械稳定可能受损。电缆1）长期过负荷2）环境温度过高3）雷电侵入波4）电缆遭遇腐蚀性液体侵蚀5）地面沉降1）线芯温度超过允许值导致绝缘老化。2）主绝缘温度超过允许值导致绝缘老化。3）主绝缘破坏。4）造成外护套损坏，绝缘降低。5）导致电缆过分受力损坏输电线路1）长时间过负荷2）超设计值覆冰3）导、地线舞动4）风速超设计值的大风5）杆塔基础长时间浸泡在水中6）发生雷击故障

20、1）导线过热，弧垂过大导致交叉跨越和对地距离不能满足设计要求，有可能造成放电。2）超设计覆冰可造成倒塔、断线隐患。导地线损伤、金具损伤、杆塔变形、 3）导、地线舞动可造成倒塔、断线、塔身变形、导线损伤（断股）、金具损伤等。4）风速超设计值的大风可造成倒塔、断线、塔身变形、导线对塔身放电等。5）杆塔基础长时间浸泡在水中，可能导致基础缺土、外露、沉降。6）可能导致绝缘子、导地线、金具损伤。绝缘子1）覆冰2）导、地线舞动3）风速超设计值的大风4）重污区5）湿沉降6）盐雾1）覆冰可造成绝缘子闪络，导、地覆冰可造成绝缘子承受异常负荷而导致机械强度下降或断串。2）导、地线舞动可造成绝缘子承受异常负荷而导致

21、机械强度下降或断串。3）超设计值的大风可造成绝缘子承受异常负荷，并可能造成导线风偏放电。4）重污区可造成绝缘子快速积污，又可造成脏雾、浓雾，易发生污闪事故。5）湿沉降可造成绝缘子快速积污，易发生污闪事故。6）盐雾可造成绝缘子快速积污，易发生污闪事故。4.6 诊断性试验项目的适用要求当巡检、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，或受家族性缺陷警示等，或经设备评价认为需要进行设备状态诊断时，开展设备诊断性试验。4.6.1 设备诊断性试验具体项目确定a) 设备诊断性试验具体项目不得少于国家电网公司输变电设备状态检修试验规定和本规程中，对每一症状要求进行的诊断性试验。b) 为全面掌握

22、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。4.6.2 设备诊断性试验时间要求当发现设备状态不良等情况时，结合停电机会进行，尽早进行诊断性试验。4.7 设备状态量的评价和处置原则4.7.1 设备状态评价原则设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等状态信息，包括其现象强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。4.7.2 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。 4.7.3 警示值处置原则有警

23、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。4.7.4 状态量的显著性差异分析在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进行显著性差异分析，分析方法见附录A。4.7.5 易受环境影响状态量的纵横比分析本方法可作为辅助分析手段。如a、b、c三相（设备）的上次试验值和当前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备a当前试验值a2是否正常时， 根据与相比有无明显差异进行判断，一般不超过±30%可判为正常。4.8 状态检修停电例行试验的基准周期确定

24、根据Q/GDW168-2008国家电网公司输变电设备状态检修试验规程的要求，制定天津市电力公司35kV及以上输变电设备状态检修停电例行试验基准周期如下（见表2和表3）。具体试验项目周期以试验规程规定为准。表2 状态检修变电设备停电例行试验的基准周期设备名称电压等级试验基准周期（年）备注GIS（充气柜）110kV及以上3具体试验项目周期以试验规程规定为准35 kV6变压器（电抗器）35 kV及以上3断路器110kV（66 kV）及以上335 kV6互感器110kV（66 kV）及以上335 kV6电容器110kV（66 kV）及以上335 kV6避雷器（金属氧化物）110kV（66 kV）及以上

25、335 kV6套管110kV（66 kV）及以上335 kV6隔离开关110kV（66 kV）及以上335 kV6电缆110kV（66 kV）及以上335kV6接地装置和接地电阻器35kV及以上6变电站设备外绝缘及绝缘子例行试验项目110kV及以上335kV6表3 状态检修输电线路停电例行试验的基准周期例行试验项目周期（年）架空线路见5.18.14.9 基于设备状态的停电例行试验周期调整原则本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验，实际检修周期可以依据具体设备状态评价和风险评估确定的检修策略，酌情延长或缩短。调整后的周期一般不小于一年，也不大于本规程所列基准周期的1.5倍输变电设备

26、的具体试验项目如无特殊要求，应按照相应设备基准周期进行。4.9.1 停电例行试验延迟的条件根据天津市电力公司输变电设备状态评价导则，状态评价结果为“正常状态”或扣分主要是一般状态量的设备，符合以下各项条件的，其停电例行试验周期可在4.9周期调整后的基础上延长1年。a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常;b) 安装有经校验合格的带电检测装置，并且通过对检测数据分析，显示状态良好的设备;c) 上次例行试验与其前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异;d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族性缺陷;e) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况；f) 质量可靠、技术成熟、运行稳定的设备。4

27、.9.2 停电例行试验提前的条件根据天津市电力公司输变电设备状态评价导则，状态等级为异常及以下的设备或有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验:a) 巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致;b) 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;c) 发现重大家族性缺陷;d) 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。e) 安装有经校验合格的带电检测装置，并且通过对检测数据分析，显示状态不良的设备。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

28、验。若设备的技术文件要求与试验规程要求不一致时，按严格要求执行。4.10 巡检基准周期本规程规定没有特殊要求的变电设备巡检基准周期为：有人值班变电站应每天进行巡视；无人值班变电站按不同电压等级分为：500kV1周，220kV 10天，110kV及以下2周。各单位可根据实际情况，适当缩短巡检周期。输电线路巡检基准周期为：1个月。各单位可根据实际情况，适当调整巡检周期，最长不能超过三个月。4.11 进口设备试验原则对引进的国外设备，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。5 交流设备5.1 油浸式电力变压器和电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验表4 油浸式电力

29、变压器和电抗器巡检项目巡检项目 基准周期 要求 说明条款外观 无异常见5.1.1.1a）条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态 见5.1.1.1c）条 冷却系统无异常 见5.1.1.1d）条 声响及振动无异常 见5.1.1.1e）条 铁芯接地电流测量1个月100mA（注意值）见5.1.1.1f）条表5 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目例行试验项目基准周期 要求 说明条款红外热像检测500kV：1个月220kV：3个月110kV及以下：6个月无异常见5.1.1.2条油中溶解气体分析220kV及以上：三个月110kV及以

30、下：半年使用油色谱在线监测的变压器：220kV及以上：半年110kV及以下：一年乙炔：500kV：1 (L/L) 220kV及以下：5 (L/L) （注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/L)（注意值）绝对产气速率： 12mL/d（隔膜式）（注意值） 或6mL/d（开放式）（注意值）相对产气速率10%/月（注意值）见5.1.1.3条绕组直流电阻1. 相间互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超过±2%（警示值）见5.1.1.4条绝缘油例行试验220kV及以上：1年110kV及以下：3年见6.1条见6.1条套管试验见5.6条见5.6条铁芯绝缘电阻100M（新投运10

31、00 M）（注意值）见5.1.1.5条绕组绝缘电阻1. 绝缘电阻无显著下降2. 吸收比1.3或极化指数1.5 或绝缘电阻10000 M（注意值）见5.1.1.6条绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量（20）介质损耗因数：500kV：0.005（注意值）110-220kV：0.008（注意值） 35kV: 0.015（注意值）绕组电容量：电容量值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时,应查明原因见5.1.1.7条有载分接开关检查（变压器）见5.1.1.8条见5.1.1.8条测温装置检查无异常见5.1.1.9条气体继电器检查无异常见5.1.1.10条冷却装置检查无异常见5.1.1.11条压

32、力释放装置二次回路检查解体性检修时1M见5.1.1.12条5.1.1.1 巡检说明a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；对套管油位高于油枕油位的220kV、500kV等变压器，尤其应注意套管油位的检查确认，防止套管内漏缺陷；b) 记录油温、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数；c) 呼吸器呼吸正常；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）；d) 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；e) 变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测

33、量变压器声级；如振动异常，可定量测量。f) 在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。5.1.1.2 红外热像检测检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测方法和像图分析参考DL/T 664。5.1.1.3 油中溶解气体分析除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。试验方法参考GB/T 17623。取样及测量程序参考GB/T7597，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。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

34、较高时，应计算总烃的产气速率。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。5.1.1.4 绕组直流电阻试验方法参考 JB/T 501。有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁芯的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按式（1）进行。( 1 )式中： R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕

35、组TK为235，铝绕组TK为225。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。电抗器参照执行。5.1.1.5 铁芯绝缘电阻试验方法参考DL/T 474.1。绝缘电阻测量采用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。夹件引出接地的，应分别测量铁芯对夹件及夹件对地绝缘电阻。除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。5.1.1.6 绕组绝缘电阻试验方法参考DL/T 474.1。测量时，铁芯、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测

36、量宜在顶层油温低于50时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。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。( 2 )式中： R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。5.1.1.7 绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，

37、若此电容值发生明显变化，应予以注意。分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。5.1.1.8 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。每年检查一次的项目：a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查；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步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。每3年检查一次的项目：a) 在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常；b) 检查紧急停止功能以及限位装置；c) 在绕组电

38、阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过±10%；d) 油质试验：要求油耐受电压30kV；如果装备有在线滤油器，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。5.1.1.9 测温装置及二次回路检查测温装置及回路每年检验一次，二次回路的绝缘电阻，一般不低于1M。5.1.1.10 气体继电器检查每6年（结合停电），进行气体继电器定值检验。每3年（结合停电），测量气体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。5.1.1.11 冷却装置检查运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。5.1.1.12 压力释放

39、装置二次回路检查测压力释放装置二次回路绝缘电阻，应不低于1M，采用1000V兆欧表测量。5.1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验表6 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目诊断性试验项目要求说明条款空载电流和空载损耗测量测量结果与上次相比，不应有明显差异。见5.1.2.1条短路阻抗测量初值差不超过±3%（注意值）见5.1.2.2条感应耐压和局部放电测量感应耐压：出厂试验值的80%局部放电：下：300pC（注意值）见5.1.2.3条绕组频率响应分析和原始记录比较见5.1.2.4条绕组各分接位置电压比初值差不超过±0.5%（额定分接位置）； ±1.0%（其它）（警示

40、值）见5.1.2.5条电抗器电抗值测量初值差不超过±5%（注意值）见5.1.2.6条纸绝缘聚合度测量聚合度250（注意值）见5.1.2.7条绝缘油诊断性试验见6.2条见6.2条整体密封性能检查无油渗漏见5.1.2.8条声级及振动测定符合设备技术文件要求见5.1.2.9条绕组直流泄漏电流测量见5.1.2.10条见5.1.2.10条外施耐压试验出厂试验值的80见5.1.2.11条局部放电超声测量无明显局部放电超声信号见5.1.2.12条5.1.2.1 空载电流和空载损耗测量诊断铁芯结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验方法参考 JB/T 501。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和

41、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%。分析时同时注意空载损耗的变化。5.1.2.2 短路阻抗测量诊断绕组是否发生变形时进行本项目。试验方法参见DL/T 1093。应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，但不应小于5A。5.1.2.3 感应耐压和局部放电测量验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。试验方法参考GB/T 1094.3。感应电压的频率应在100Hz400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s60s之间。 ( 3 )在进行感应

42、耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。5.1.2.4 绕组频率响应分析诊断是否发生绕组变形时进行本项目。试验方法和测量分析参考DL/T 911。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。5.1.2.5 绕组各分接位置电压比对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。试验方法参考 JB/T 501。测试结果应与铭牌标识一致。5.1.2.6 电抗器电抗值测量怀疑线圈或铁芯（如有）存在缺陷时进行本项目。试验测量方法参考GB 10229。5.1.2.7 纸绝缘聚合

43、度测量诊断绝缘老化程度时，进行本项目。试验方法参考DL/T 984。5.1.2.8 整体密封性能检查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。试验方法参考 DL/T 573。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。5.1.2.9 声级及振动测定当噪声异常时，可定量测量变压器声级，试验方法参考GB/T 1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。5.1.2.10 绕组直流泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目。试验方法参考DL/T

44、 474.2。测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为40kV（220kV及以下绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。5.1.2.11 外施耐压试验仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。试验方法参考DL/T 474.4。5.1.2.12 局部放电测试分为电测法和非电测法1）电测法:在线端电压为时，放电量不大于300pC；2) 非电测法：测试值与上次数值比较无显著变化(不大于30%)。500kV电抗器没有条件进行局部放电时，可进行运行电压下局部放电监测。5.1.3 判断故障时

45、可同时选用的诊断性试验项目本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。5.1.3.1 当油中气体分析判断有异常时可选择下列诊断性试验项目有载调压开关油箱渗漏检查试验（如变压器为有载调压时）（放电特征） 铁芯绝缘电阻和接地电流（放电或过热特征） 绕组直流电阻（放电或过热特征） 空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视。（过热特征） 长时间负载(或用短路法)试验，或调节负荷，用油中气体色谱分析监视（过热特征、未涉及固体绝缘） 油泵检查试验（低能放电） 绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tan、泄漏电流)（低能放电

46、） 绝缘油的击穿电压、tan（放电或过热特征） 绝缘油含水量（氢气异常增长） 绝缘油含气量(500kV) 感应耐压、局部放电试验 运行中局部放电超声测量（放电性特征，未涉及固定绝缘） 绝缘油中糠醛含量（过热性特征） 耐压试验（放电性特征） 油箱表面温度分布和套管端部接头温度（过热性特征） 绕组变形测试（过热或放电性特征） 中性点直流电流测量（放电或过热性特征）5.1.3.2 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分析。5.1.3.3 变压器出口短路后可进行下列试验： 油中溶解气体分析 绕组直流电阻 短路阻抗 绕组变形测试 空载电流和损耗 绕组电容量测试5.1.3.4 判断绝缘

47、受潮可进行下列试验： 绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tan、泄漏电流) 绝缘油的击穿电压、tan、含水量、含气量(500kV) 绝缘纸的含水量5.1.3.5 判断固体纸绝缘老化可进行下列试验： 油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) 绝缘油酸值 油中糠醛含量 油中含水量 绝缘纸或纸板的聚合度5.1.3.6 绝缘电阻异常下降时可进行下列试验： 绝缘油微水（应在绝缘油油温>20时取样） 绝缘油体积电阻率 变压器绕组直流泄漏 绝缘油介损（取样时应注意避光） 变压器本体介损测试5.1.3.7 振动、噪音异常时可进行下列试验： 振动测量 噪声测量 油中溶解气体分析 阻抗测量 变压

48、器运行时中性点直流电流测量5.2 干式变压器、干式电抗器及干式消弧线圈表7 干式电力变压器、干式电抗器及干式消弧线圈巡检项目巡检项目 基准周期 要求 说明条款外观 无异常见5.1.1.1a）条 绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1.1b）条 声响及振动 无异常 见5.1.1.1c）条 5.2.1巡检说明a）外观应光滑、清洁，无严重积污及受潮现象，尤其应注意环氧树脂绝缘套筒表面无破损、开裂及电弧放电痕迹；b) 记录绕组温度、环境温度、负荷；c) 声响和振动无异常。如声响和振动异常，可定量测量。表8 干式变压器、干式电抗器及干式消弧线圈例行试验项目例行试验项目基准周期要求说明条款红外热成

49、像6个月红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准带电设备红外诊断技术应用导则（DL/T 664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测绕组直流电阻1）相间互差不大于±2%,变压器绕组换算方法参照附录B2）同相初值差不大于2%见5.1.1.4条绕组绝缘电阻三相共体式绕组与绕组间及地不低于1000M以交接试验值为初值，采用2500V兆欧表绕组对地及相间交流耐压交流耐压标准如下：额定电压试验电压35kV60kV测温装置及其二次回路试验密封良好，指示正确，测温电阻值和出厂值相符；检查二次回路绝缘电阻，不低于1M验证

50、二次回路绝缘强度时进行本试验，测绝缘电阻用2500V兆欧表穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻不低于100M1)需验证绝缘强度时进行2)2500V兆欧表；3)连接片不能拆开者可不测量表9 干式变压器、干式电抗器及干式消弧线圈诊断试验项目诊断试验项目要求说明条款变压器绕组电压比1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同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%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差为±1%怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。变压器空载电流和空载损耗与初值相比无明显变化，对单相变压器相间

51、或三相变压器两个边相，空载电流差异不大于10%1)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)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值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较)3)交接试验值为初值变压器短路阻抗与出厂试验相比无明显变化,短路阻抗相对误差不大于±3%1)断绕组是否发生变形时进行本项目。试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值(如制

52、造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较，但不小于5A2)交接试验值或者上次解体检修后的试验值为初值环氧浇注型干式变压器的局部放电符合国家标准要求。怀疑存在局部放电缺陷时进行噪音测量符合设备技术文件要求当噪声异常时可进行定量测量变压器声波，按GB7328变压器、电抗器的声级测定的要求进行5.3 35kV及以下油浸串联电抗器、油浸式消弧线圈表10 35kV及以下油浸串联电抗器、油浸式消弧线圈巡检项目巡检项目 基准周期 要求 说明条款外观 无异常外观无异常，油位正常，无油渗漏油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 记录油温、绕组温度、环境温度呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换声响及振动无异常 声响和振动无异常表11 35kV及以下油浸串联电抗器、油浸式消弧线圈例行试验项目例行试验项目基准周期要求条款说明绕组绝缘电阻不低于10000M（20）采用2500V兆欧表绕组直流电阻1）相间互差不大于±2%,变压器绕组换算方法参照附录B2）同相初值差不大于2%。见5.1.1.4条绝缘油的击穿电压3年35kV：30kV红外测温红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准带电设备红外诊断技术