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1、Q/GDW04河北省电力公司企业标准Q/GDW04-10501047-2010代替 Q/GDW04-10501047-2009河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程2009-04-30实施2010-04-21发布河北省电力公司 发 布Q/GDW04-10501047-2010目 次前 言III1 范围22 规范性引用文件23 定义和符号44 总则65 电力变压器及电抗器96 套管157 开关设备168 互感器229 电容器3010 绝缘油及SF6气体3211 避雷器3312 电力电缆3513 一般母线3714 接地装置3715 支柱瓷绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料3816 输电线路4017
2、输变电设备巡检41附录A状态量显著性差异分析法49附录B变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法50附录C部分制造厂开关回路电阻值要求值51附录D避雷器的电导电流值和工频放电电压值54附录E合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则56附录F电力变压器的交流试验电压59附录G油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值59附录H绝缘子的交流耐压试验电压标准59附录I气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法60附录J橡塑电缆附件中金属层的接地方法63附录K污秽等级与对应附盐密度值63附录L家族缺陷认定条件、确认及整改64附录M输变电设备不良工况及认定64附录N输变电设备试验初值界定65附录O感应耐压试验程序
3、66附录P高压电气设备的工频耐压试验电压标准67I前 言IIIQ/GDW04-10501047-2010为适应河北省南部电网发展和技术进步要求，积极稳妥推进河北省电力公司（以下简称省公司）输变电设备状态检修工作，依据国家电网公司输变电设备状态检修试验规程及国家、行业相关标准、规程，结合省公司实际情况，特制订河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程，作为省公司系统开展输变电设备状态检修的试验依据。根据省公司直属各供电公司、超高压分公司的生产部门职责分工，对输变电设备试验、巡检的项目、周期及要求按专业进行了划分。检修专业对输变电设备试验项目、周期及要求执行本规程的第517章；运行专业对输变电设备巡
4、检项目、周期及要求执行本规程第18章。本标准依据GB/T 1.1的编制规则起草。本标准附录A-附录P是资料性附录。本标准由河北省电力公司标准化工作委员会提出。本标准由河北省电力公司标准化工作委员会技术标准分委会归口。本标准主要起草单位：河北省电力研究院。本标准参加起草单位：石家庄供电公司、邯郸供电公司、沧州供电公司、邢台供电公司、保定供电公司、衡水供电公司、超高压分公司。本标准主要起草人：陈志勇、李璠、刘宏亮、陈春鹰、岳国良、甄利、高志、张智远、王炜、张丽芳、刘忠顺、付炜平、刘胜军、魏桂兰、曹康、刘廷众。本标准2009年首次发布，本次为第一次修订。河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程1 范
5、围本规程规定了省公司系统开展状态检修的输变电设备试验及巡检的项目、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。本规程适用于省公司系统电压等级为10（6）kV500kV的交流输变电设备。进口设备应以该设备的产品技术标准为基础，参照有关规定和本规程执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款，其最新版本适用于本规程。GB/T 264 石油产品酸值测定法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 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
6、力变压器 第 10 部分： 声级测定 GB 1207 电磁式电压互感器GB 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 7600 运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法）GB/T 7601 运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）GB/T 7602 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/T 10229 电抗器DL/T 5
7、93-2006 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导则GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T 14542 运行变压器油维护管理导则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 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 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/T 423 绝缘油中含气量的测定 真空差压法DL/T 429.1 电力系统油质试验方法 透
8、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 474.1 现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验DL/T 474.3 现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数 tan试验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 596 电力设备预防性试验规程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D
9、L/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
10、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DL/T 5224 高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定Q/GDW 152 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 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）3 定义和符号3.1 状态检修状态检修是以企业安全、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
11、，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，及时发现设备故障隐患，定期进行的各种带电试验、在线监测和停电试验。3.6 诊断性试验巡检、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，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。3.7 停电试验设备需要停电进行的试验，是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。3.8 带电试验对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的试验，如带电取油样及气样、红外测温、超声局部放电
12、、SF6气体激光检漏等。3.9 在线监测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。3.10 初值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%。输变电设备初值界定详见附录14。3.11 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。3.12 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。3.13 基准周期本规程规定的巡检周期和例行试验周期，作为依据设备状态进行周期调整的基础。3.14 不良工况设备在运行中
13、经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种工况。如近区短路、过负荷、过励磁、侵入波、开断短路电流等。输变电设备不良工况及认定详见附录13。3.15 家族缺陷经确认由设计、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，都称为有家族缺陷设备。家族缺陷认定、确认及整改见附录12。3.16 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。3.17 符号定义Un 设备额定电压；Um 设备最高工作电压有效值；tan 介
14、质损耗因数；Uo/U 电缆额定电压（其中Uo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）；U1mA 金属氧化物避雷器直流1mA下的参考电压。4 总则4.1 基本要求本规程所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的状态检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、可靠、经济运行。4.2 基本原则本规程原则上对省公司输变电设备的巡检、停电试验、带电试验、在线监测的项目、检验的周期和内容及诊断试验的内容作出规定。在设备故障后或怀疑设备存在故障隐患时，应进行相关项目的例行试验和诊断试验。4.
15、3 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，宜加强红外测温。4.4 试验分类本规程将试验分为例行试验和诊断试验二类。其中例行试验包含停电试验、带电试验和在线监测三个方面试验。例行试验通常按周期进行。如果设备发现存在可能影响安全运行的缺陷或劣化趋势，应尽早进行诊断试验以确认其状态。诊断性试验只在诊断设备状态时
16、根据情况有选择地进行。4.5 试验周期4.5.1基准周期及周期调整原则本规程规定的基准试验周期适用于一般情况。对于停电例行试验，输变电设备基准周期一般为3年。可以依据设备状态，在基准周期的基础上酌情延长或缩短。调整后的周期最短一般不小于1年，最长不大于在基准周期上延长1年。新、扩建变电站2年内和解体检修后设备1年内试验周期为1年；停运超过6个月设备投运前应进行停电例行试验，停运超过1年的设备投运前应按照交接试验要求进行。因技术改造等原因更换的变压器2年内试验周期为1年；因技术改造等原因更换的其它变电设备，试验周期按基准周期进行，须在2年内加强带电测试；更换的新设备，投运前应按交接试验要求进行试
17、验。4.5.2可延迟试验的条件符合以下各项条件的设备，其停电试验可以在调整后周期的基础上延长1年，但本原则不应连续使用：a) 巡视检查中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；b) 带电试验（如有）显示设备状态良好；c) 上次例行试验与其前次例行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缺陷；e) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。4.5.3需提前试验的条件有下列条件之一的设备，需提前或尽快安排例行或/和诊断试验：a) 巡视检查中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致；b) 带电试验显示设备状态不良；c) 例行试验表明设备状态有明显劣化趋势；d) 存在重大家族缺陷
18、；e) 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。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，须经设备管理者裁定是否需要停电进行诊断性试验。4.6 周期安排原则在试验周期和时间的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，对需停电取油样或气样的设备试验周期调整到与电气试验周期相同；变压器各侧主进开关及以内设备的试验周期应与该台变压器相同；宜将线路及两侧变电站相关设备调整为相同试验时间。4.7 带电试验或在线监测本着有效、可靠、有利的原则开展带电试验或在线监测工作，当带电试验或在线监测发现问题时，应按照河北省电力公司输变电设
19、备状态诊断导则处理。如经实际应用证明带电试验或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或替代停电试验，同时报省公司生产部备案。4.8 设备状态量的评价和处置原则4.8.1 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中的在线监测、带电试验和停电试验以及诊断试验、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。4.8.2 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。4.8.3 警示值处置原则有警示值
20、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。4.9 设备状态量分析方法依据河北省电力公司输变电设备状态诊断导则对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，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。确认设备状态异常或设备状态分析表明设备存在家族性缺陷时，须按本规程的相关诊断试验项目进行试验，并制定详细的跟踪监测计划。4.9.1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，
21、分析方法见附录1。4.9.2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a2/（b2+c2）与a1/（b1+c1）相比有无明显差异进行判断，一般不超过30%可判为正常。4.10 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，按严格要求执行。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
22、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，可采用易受环境影响状态量的纵横比分析法进行分析。4.11 试验要求4.11.1记录温度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、tan、泄漏电流等），应同时测量、记录被试品温度和周围空气的温度、湿度。4.11.2试验条件进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气进行，且环境相对湿度一般不高于80%。当温度和湿度超出上述规定时，试验数据只作为判断设备绝缘好坏的参考，当对试验数据有怀疑时应尽快安排复试。4.11.3静置时间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
23、试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：500kV设备静置时间大于72h，220kV设备静置时间大于48h，110kV设备静置时间大于24h。SF6电力设备在充气后应有足够的静置时间才可进行相关试验，静置时间如无制造厂规定，则应满足以下要求：检漏试验静置时间大于24h，气体湿度测试静置时间大于48h。4.12 进口设备试验原则对引进的国外设备，应按制造厂标准和有关技术协议且满足国内标准要求，参照本规程进行试验。5 电力变压器及电抗器5.1 油浸式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 油浸式电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要
24、求说明例行试验停电试验1绕组电阻测量1）3年2）无励磁调压变压器变换分接位置后3）有载调压变压器的分接开关检修后4）更换套管后1）1.6MVA以上变压器，各相绕组相互间的差别不大于2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于1%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于2%（警示值）2）1.6MVA及以下变压器，各相绕组相互间的差别不大于4%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于2%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于4%（警示值）3）与同相初值比较,其变化不大于2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差
25、的原因，则与初值比较，其变化不大于2%2）相互间差别指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结果3）测量温度按首末平均温度计，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时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2254）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组必要时进行试验5）所有分接头全部测量（指1分接到极性开关转换后二个分接）6）直流电阻线相换算见附录22绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和（或）极化指数测量1）3年2）绝缘油例行试验中水分偏高或怀疑箱体密封被破坏时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
26、阻10000M1）110kV及以上使用5000V兆欧表。2）测量前被试绕组充分放电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时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：式中R1、R2分别为温度为t1、t2时的绝缘电阻值5）吸收比和极化指数不做温度换算6）重复测量及更换接线测量时，短路接地放电时间不低于2分钟7）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量3绕组连同套管的tan及电容量测量35kV及以上：3年1）20时tan不大于下列数值：500kV： 0.005（注意值）110220kV： 0.008（注意值）35kV： 0.015
27、（注意值）2）tan值与历年的数值比较无显著变化（不大于30%）（注意值）3）电容量值与出厂值或初值的差别超出3%（注意值）时,应查明原因1）被试绕组短路接测量，非被试绕组短路接地2）同一变压器各绕组tan的注意值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4）尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值一般可按下式换算：式中tan1、tan2分别为温度t1 、t2时的tan值5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量4铁芯和夹件（有外引接地线的）绝缘电阻测量1）3年2）当油中溶解气体分析异常需对变压器进行诊断时1）不低于100M（注意值）2）不低于
28、出厂值或初值的70%（注意值）1）采用2500V（老旧变压器采用1000V）兆欧表2）绝缘电阻值不进行换算5测温装置检验及其二次回路测量110kV及以上：3年密封良好，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（注意值）测量绝缘电阻用1000V兆欧表6气体继电器检验及其二次回路绝缘电阻测量110kV及以上：3年检查气体继电器整定值，动作正确；检查二次回路绝缘电阻，不低于1M（注意值）测量绝缘电阻用1000V兆欧表7冷却装置检验及其二次回路绝缘电阻测量110kV及以上：3年1）流向和声响正常、无渗漏2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定3）检查二次回路绝缘电阻，不低于
29、1M（注意值）4）控制逻辑符合厂家技术性能要求测量绝缘电阻用1000V兆欧表8压力释放器检验解体检修时动作值与铭牌值相差不大于10%（注意值）或符合制造厂规定例行试验带电试验1油中溶解气体色谱分析1）220kV及以上：3个月2）110kV：6个月3）220kV及以上投运后第1、4、10、30天1）油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150L/L；H2：150L/LC2H2：5L/L（110kV220kV） 1L/L（500kV）2）烃类气体总和的绝对产气速率大于下表中值时应引起注意 mL/d1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、C2H2四种气体2）溶解气
30、体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时应缩短周期进行追踪分析3）总烃含量低的变压器不宜采用相对产气速率进行判断4）CO和CO2产气速率超过注意值时仅作为参考，应参考其它气体成分的变化判断设备状态气体组分开放式封闭式总烃612乙炔0.10.2氢510一氧化碳50100二氧化碳100200当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析3）相对产气速率不大于10%/月2红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前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
31、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3铁芯或夹件（有引出）接地电流测量1）220kV及以上：6个月2）110kV：1年1）与以前测试结果相比无明显差别2）运行中铁芯接地电流不大于0.1A（注意值）3）夹件接地电流符合厂家规定铁芯和夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当位置，以便在运行中监视是否存在多点接地4油中水分检验1）500kV：1年2）110220kV：3年500kV15mg/L（注意值）110220kV25mg/L（注意值）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60时取样5油中含气量%（体积分数）检验500kV：1
32、年3%（注意值）按DL/T450或DL/T423进行试验，当超标时应检查密封6油外观检查110kV及以上：1年透明、无杂质或悬浮物7油中水溶性酸pH值检验220kV及以上：3年4.28油中酸值检验(mgKOH/g)1）500kV：1年2）110220kV：3年0.1（mgKOH/g） （注意值）9油击穿电压试验（kV） 1）110kV及以上：1年2）35kV及以下：3年10kV25kV（警示值）35kV30kV（警示值）110kV35kV（警示值）220kV40kV（警示值）500kV50kV（警示值）例行试验在线监测1油中溶解气体色谱分析连续气体各组分有明显变化或总烃、氢气、乙炔超过注意值时
33、，应查明原因运行人员按照巡视周期要求进行记录2超高频局部放电测量连续无明显变化诊断试验1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测量变压器解体时诊断过热缺陷和铁心结构缺陷与初值相比无明显差别采用2500V（老旧变压器采用1000V）兆欧表2局部放电测量检验是否存在严重局部放电时在线端电压为时，放电量不大于300pC（注意值）1）试验方法应符合GB1094.3的规定2）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3绕组泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮缺陷时1）试验电压如下：（kV）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
34、中性点套管处测量3）泄漏电流参考值参见附录7的规定绕组额定电压1035110220500直流试验电压102040602）在相同温度下，由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近4变压器绕组电压比测量1) 对核心部件或主体进行解体检修后2) 怀疑绕组存在缺陷时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偏差0.5%（警示值），其它分接的偏差1.0%（警示值）5三相变压器的接线组别或单相变压器的极性检验1）更换绕组后2）更换分接开关后与变压器的铭牌和出线端子标号相符6变压器空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏时与出厂或解体检修后试验值相比应无明显变化，对单相变压
35、器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不大于10%（注意值）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）7变压器短路阻抗和负载损耗测量诊断绕组是否发生变形时与出厂或解体检修后试验相比应无明显变化,相对误差不大于2%（注意值）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5A）8超声局部放电测量检验是否存在严重局部放电时测试值与初值比较无显著变化，不大于10%（注意值）1）在相同位置进行比较2）历次测试应使仪器测试灵敏度相同9绕组频率响应分析诊断绕组是否
36、发生变形时与初始结果相比，或三相之间结果无明显差别1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同2）在第一分接测量10交流（感应）耐压试验需要确定设备绝缘介质强度时交流（感应）耐压值按出厂试验值的80%，无异常（无出厂值按附录6耐压值进行）1）宜用变频感应法2）电抗器进行外施工频耐压试验3）35kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验4）进行感应耐压时，频率需大于100Hz,具体频率与时间的关系参照附录1511声级及振动测定 当噪声异常时测定声级 当振动异常时，可测定振动符合设备技术文件要求测定声级参考GB/T1094.1012整体密封检查1） 对核心部件或主体进行解体检修后2） 重新进行密封
37、处理后无油渗漏采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，无油渗漏或按“变压器检修工艺导则”的规定执行13油中糠醛含量检验1）油中气体总烃超标，或CO、CO2过高2）需了解绝缘老化情况时3）长期过载运行后,温升超标后1）含量超过下表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限1551010151520糠醛量mg/L0.10.20.40.752）跟踪检测并注意增长率3）测量值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重14绝缘纸(板)聚合度检验诊断绝缘老化时当聚合度250时应引起注意试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克15电抗器阻抗测量怀疑线圈或铁心存在缺陷时与出厂值相差不大于5
38、%（注意值），与整组平均值相差在2%（注意值）范围内如有试验条件限制，可在运行电压下测量16油中界面张力检验（25）（mN/m）新油或例行试验怀疑油质有问题时1917油中体积电阻率测检验（90）（m）新油或例行试验怀疑油质有问题时500kV11010220 kV 及以下5109方法参考GB/T5654或者DT/T51118颗粒数检验当怀疑潜油泵油磨损时500kV150019抗氧化剂含量检验当油变色或酸值偏高时0.1%（注意值）20油泥与沉淀物检验当界面张力小于25mN/m时0.02%21油的相容性试验当不同牌号油混合使用时满足相关技术文件要求测量方法参考GBT145425.2 变压器有载调压装
39、置试验项目、周期和要求见表5-2表5-2 变压器有载调压装置的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验停电试验1切换时间测量110kV及以上：3年三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符2操作箱检查110kV及以上：3年接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常3切换开关室绝缘油试验110kV及以上：3年符合制造厂的技术要求，击穿电压不低于30kV（警示值）诊断试验1过渡电阻测量怀疑分接开关有问题时电阻值的初值差不大于10%有条件时进行2动作顺序检查当分接开关解体时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序符合制造厂技术要求 3
40、动作角度测量怀疑分接开关有问题时动作角度与出厂试验记录相符有条件时候4插入、动静接触情况检查当分接开关解体及怀疑开关有问题时触头平整，触头烧损厚度不大于制造厂的规定值，回路连接良好5单、双触头间放电间隙检查当分接开关解体时候无烧伤或变动5.3 干式变压器试验项目、周期和要求见表5-3表5-3 干式变压器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验停电试验1绕组直流电阻测量35kV及以下：3年1）1.6MVA以上变压器，各相绕组相互间的差别不大于2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于1%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于2%（警示值）2）1.6MVA及以下变压器，各
41、相绕组相互间的差别不大于4%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于2%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于4%（警示值）3）与同相初值比较,其变化不大于2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不大于2%2）相互间差别指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结果3）测量温度按首末平均温度计，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时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2252绕组绝缘电阻测量35kV及以下：3年
42、三相共体式绕组与绕组间及地不低于1000M（注意值）采用2500V兆欧表3绕组对地及相间交流耐压试验35kV及以下：3年交流耐压标准如下：额定电压试验电压6kV17kV10kV24kV35kV60kV例行试验带电试验1红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前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诊断试验1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测量当变压器解体时不低于100M（注意值）1）用2500V
43、兆欧表；2）连接片不能拆开者可不测量2变压器绕组电压比测量 1）对核心部件或主体进行解体检修后2）怀疑绕组存在缺陷时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%（警示值），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%（警示值）3三相变压器的接线组别或单相变压器的极性检验1）更换绕组后2）更换分接开关后与变压器的铭牌和出线端子标与相符4变压器空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏时与出厂或解体检修后试验值相比无明显变化，对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不大于10%（注意值）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）5变压器短路阻抗和负载损耗测量诊断绕组是否发生变形时与出厂或解体检修后试验相比无明显变化,相对误差不大于2%（注意值）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（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电
