1、Q/CSG中國南方電網有限責任公司企業標準Q/CSG114002-2011電力設備預防性試驗規程 2011-10-26 發布2011-10-26 實施中國南方電網有限責任公司Q/CSG114002-2011目次前言 . II1范圍 . 12規范性引用文件 . 13術語和定義 . 24總則 . 35電力變壓器及電抗器. 46互感器. 167開關設備. 248套管 . 349支柱絕緣子、盤形懸式絕緣子和復合絕緣子 . 3510電力電纜線路 . 3711電容器. 4112絕緣油和六氟化硫氣體 . 4313避雷器. 4614母線 . 49151KV 以上的架空電力線路 . 4916接地裝置. 5017

2、串補裝置. 5418旋轉電機. 56 附錄 A(規范性附錄) 絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準 . 63 附錄 B(資料性附錄) 污穢等級與現場污穢度. 64 附錄 C(資料性附錄) 有效接地系統接地裝置（接地網）安全性狀態評估的內容、項目和要求 . 65 附錄 D(資料性附錄) 變電站鋼材質接地網土壤腐蝕性評價方法 . 65 附錄 E(規范性附錄) 同步發電機和調相機定子繞組的交流試驗電壓、老化鑒定和硅鋼片單位損耗. 68IQ/CSG114002-2011前言預防性試驗是電力設備運行和維護工作中的一個重要環節，是保證電力系統安全運行的有效手 段之一。預防性試驗規程是電力系統技術監督工作的主要依據

3、，2004 年以來，中國南方電網有限責 任公司企業標準 Q/CSG 1 00072004電力設備預防性試驗規程對電力生產起到了重要的作用。 但近年來,隨著對供電可靠性要求的提高，新設備大量涌現，帶電測試、在線監測技術不斷進步，為 減少定期停電時間，提高設備可用率，促進狀態監測（檢測）技術開展，適應南方電網公司管理與 設備的實際情況，需要對原標準進行修編。本標準的提出以 2004 年以來新頒布的相關國家標準、行業標準和有關反事故技術措施規定為依 據，結合電力設備管理現狀，充分考慮未來發展需求，適用于中國南方電網有限責任公司的電力設 備預防性試驗工作。本標準的附錄 A 是規范性附錄，附錄 B、附錄

4、 C、附錄 D、附錄 E 是資料性附錄。 本標準由中國南方電網有限責任公司生產技術部提出、歸口并解釋。 本標準主要起草單位：廣東電網公司電力科學研究院、廣東電網公司廣州供電局、廣東電網公司佛山供電局。 本標準主要起草人：何宏明，王紅斌，吳瓊，李謙，盧啟付，劉平原，王勇，喇元，付強，莊賢盛，梁文進，姚森敬，歐陽旭東，李端姣，陸國俊，黃松波，黃慧紅，趙衛民，金向朝等。 本標準主要審查人：皇甫學真 陳建福 黃志偉謝植飚姜虹云 劉輝黃星 趙現平等本標準由中國南方電網有限責任公司標準化委員會批準。 本標準自 2011 年 10 月 26 日起實施。本標準自實施之日起，原 Q/CSG 1 00072004

5、電力設備預防性試驗規程廢止。凡公司執行 的其它標準涉及電力設備預防性試驗的項目、內容、要求等與本標準有不相符的，以本標準為準。執行中如有問題和意見，請及時反饋中國南方電網有限責任公司生產技術部。IIQ/CSG114002-2011電力設備預防性試驗規程1范圍本標準規定了各種電力設備預防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設備是否符合運行條件， 預防設備損壞，保證安全運行。本標準適用于中國南方電網 500kV 及以下的交流輸變電設備。高壓直流輸電設備及其他特殊條 件下使用的電力設備可參照執行。進口設備應按照本標準，參考產品技術要求執行。2規范性引用文件下列文件中的條款通過在本標準的引用而成為本標準

6、的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后 所有的修改單(不包括勘誤的內容)或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵使用本標準的各方探討 使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GB/T 311.11997高壓輸變電設備的絕緣配合GB/T 311.22002高壓輸變電設備的絕緣配合使用導則GB 1094.1.21996電力變壓器總則GB 1094.32003電力變壓器絕緣水平和絕緣試驗GB 1094.42005電力變壓器電力變壓器和電抗器的雷電沖擊和操作沖擊試驗導則GB 1094.112007電力變壓器干式變壓器GB 12072006電磁式電壓互感器GB 12082006

7、電流互感器GB 19842003高壓交流斷路器GB 19852004高壓交流隔離開關和接地開關GB 25361990變壓器油GB 390620063.6kV40.5kV 交流金屬封閉式開關設備和控制設備GB/T 41092008交流電壓高于 1000V 的絕緣套管GB/T 47032007電容式電壓互感器GB/T 47871996斷路器電容器GB 6115.12008電力系統用串聯電容器 第 1 部分：總則GB/T 64512008油浸式電力變壓器技術參數和要求 GB/T 72522001變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 GB/T 75952008運行中變壓器油質量GB 76742008額定電

8、壓 72.5kV 及以上氣體絕緣金屬封閉開關設備GB/T 89052008六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗導則GB 9326.1.52008交流 500kV 及以下紙或聚丙烯復合紙絕緣金屬套充油電纜及附件GB 102291988電抗器GB 10230.1.22007分接開關GB/T 11017.1.32008 額定電壓 110kV 交聯聚乙烯絕緣電力電纜及其附件GB/T 110221999高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求GB 110231989高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法GB 110322000交流無間隙金屬氧化物避雷器GB 120222006工業六氟化硫GB 12706.1.

9、42002額定電壓 1kV（Um=1.2kV）到 35kV（Um=40.5kV）擠包絕緣電力電纜 及附件GB/Z 18890.1.32002 額定電壓 220kV（Um=252kV）交聯聚乙烯絕緣電力電纜及其附件GB/T 197492005耦合電容器及電容分壓器GB 501502006電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準DL/T 3662010串聯電容器補償裝置一次設備預防性試驗規程DL/T 4022007交流高壓斷路器訂貨技術條件1Q/CSG114002-2011DL/T 4322007電力用油中顆粒污染度測量方法DL/T 4592000電力系統直流電源柜訂貨技術條件DL/T 475200

10、6接地裝置特性參數測量導則DL/T 5741995有載分接開關運行維修導則DL/T 5932006高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件DL/T 5961996電力設備預防性試驗規程DL/T 6201997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T 6211997交流電氣裝置的接地DL/T 6262005劣化盤形懸式絕緣子檢測規程DL/T 6642008帶電設備紅外診斷應用規范DL/T 7222000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則DL/T 8642004標稱電壓高于 1000V 交流架空線路用復合絕緣子使用導則DL/T 9112004電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法DL/T 109320

11、08電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則DL/T 10942008電力變壓器用絕緣油選用指南DL/T 10962008變壓器油中顆粒度限值 JB/T 71111993高電壓并聯電容器裝置 JB/T 71122000集合式高電壓并聯電容器3術語和定義3.1 預防性試驗為了發現運行中設備的隱患，預防發生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監測，也 包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.2 在線監測在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續或定時進行的監測，通常是自動進行的。3.3 帶電測試對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測試。3.4 紅外檢測利用紅外技術對電力系統中具有電流、電壓

12、致熱效應或其他致熱效應的帶電設備進行檢測和診斷。3.5 繞組變形測試利用頻率響應分析及電抗法對變壓器繞組的特性進行測試，判斷其是否存在扭曲、斷股、移位、 松脫等變形現象。3.6 局部放電帶電測試利用特高頻、超聲波、地電波等技術對運行中的電氣設備（如 GIS、變壓器、電纜系統、開關 柜等）進行局部放電帶電測試，判斷其是否存在絕緣缺陷。3.7 接地網安全性狀態評估對表征變電站接地網狀態的接地阻抗、地線分流系數、接觸電壓、跨步電壓、地網電位分布等 參數進行實測和數值分析，結合接地網完整性和腐蝕性檢查與診斷，綜合評價變電站發生短路故障 情況下，地網電位升高、接觸電壓和跨步電壓等指標是否滿足一、二次設備

13、安全和人員安全的要求。3.8 現場污穢度(SPS)在參照絕緣子連續積污 35 年后開始測量，在整個合適的時段內所記錄到的 ESDD/NSDD 的最 大值。3.9 等值附鹽密度（簡稱鹽密，ESDD)溶解后具有與從給定絕緣子的絕緣體表面清洗的自然沉積物溶解后相同電導率的氯化鈉總量 除以表面積，一般表示為 mg/cm2。3.10 不溶物密度（簡稱灰密，NSDD）從給定絕緣子的絕緣體表面清洗的非可溶殘留物總量除以表面積，一般表示為 mg/cm2。3.11 固定串聯電容器補償裝置將電容器串接于輸電線路中，并配有旁路斷路器、隔離開關、串補平臺、支撐絕緣子、控制保2Q/CSG114002-2011護系統等附

14、屬設備組成的裝置，簡稱固定串補。3.12 晶閘管控制串聯電容器補償裝置將并聯有晶閘管閥及其電抗器的電容器串接于輸電線路中，并配有旁路斷路器、隔離開關、串 補平臺、支撐絕緣子、控制保護系統等附屬設備組成的裝置，簡稱可控串補。3.13 金屬氧化物限壓器由電阻值與電壓呈非線性關系的電阻組成的電容器組過電壓保護設備。3.14 觸發型間隙在規定時間內承載被保護部分的負載電流或（和）故障電流，以防止電容器過電壓或金屬氧化 物限壓器過負荷的受控觸發間隙。3.15 阻尼裝置用來限制電容器相組保護設備旁路操作時產生的電容器放電電流的幅值和頻率，并使之快速衰 減的設備。阻尼裝置有阻尼電阻和阻尼電抗器。3.16 旁

15、路斷路器旁路斷路器是一種專用的斷路器，要求其具有快速合閘能力，用來旁路串聯補償設備，是串聯 補償裝置投入和退出運行的主要操作設備。3.17 電阻分壓器利用串聯電阻對高電壓進行分壓的分壓器。3.18 符號Un設備額定電壓Um設備最高電壓U0/U 電纜額定電壓(其中U0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓，U為導體與導體之 間的設計電壓)U1mA 避雷器直流 lmA 下的參考電壓tan 介質損耗因數3.19 常溫本標準中使用常溫為 1040。4總則4.1 本標準所規定的各項試驗標準，是電力設備技術監督工作的基本要求，是電力設備全過程管理 工作的重要組成部分。在設備的維護檢修工作中必須堅持預防

16、為主，積極地對設備進行維護，使其 能長期安全、經濟運行。4.2 本標準給出的設備試驗項目、周期與要求適用于一般情況。對一些特定設備（如：擔負為重要用戶供電的設備；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的設備等）進行的帶電檢測與停電試驗， 其試驗項目、要求和安排可另行規定。4.3 設備進行試驗時，試驗結果應與該設備歷次試驗結果相比較，與同類設備的試驗結果相比較， 參照相關的試驗結果，根據變化規律和趨勢，進行全面分析和判斷后作出正確結論。4.4 特殊情況下，需要改變設備的試驗方法、延長試驗周期、增刪試驗項目、降低試驗標準時，由 各供電局負責生產的總工或副局長批準執行，220kV及以上電氣設備應報分（

17、省）公司生產技術部、電力科學研究院（試驗中心）備案。對老舊設備（運行20年以上），可根據設備狀態適當縮短試驗周期。4.5 在試驗周期的安排上應盡量將同間隔設備調整為相同試驗周期，需停電取油樣或氣樣的化學試 驗周期調整到與電氣試驗周期相同。4.6 對于新投運（投運時間不超過一年）的設備，在投運后及時進行首次預防性試驗檢查，可以及早獲取設備運行后的重要狀態信息，在編制設備預防性試驗計劃時對新投運設備應盡可能及早安排 進行投運后首次試驗。4.7 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在 此限)。同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同

18、試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應采用所連設備中的最低 試驗電壓。4.8 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應根據以下原則確定試驗電壓：a) 當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；3Q/CSG114002-2011b) 當采用額定電壓較高的設備作為代用時，應按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓；c) 為滿足高海拔地區的要求而采用較高電壓等級的設備時，應在安裝地點按實際使用的額定工 作電壓確定其試驗電壓。4.9 在進行與溫度和濕度有關的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tan 、泄漏電流等)時， 應

19、同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5，戶外試驗應在良好的天氣下進行，且空氣相對濕 度一般不高于 80%。4.10 110kV 及以上設備經交接試驗后超過 6 個月未投入運行，或運行中設備停運超過 6 個月的，35kV 及以下設備經交接試驗后超過 12 個月未投入運行，或運行中設備停運超過 12 個月的，在投 運前應進行測量絕緣電阻、tan 、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等試驗。4.11 有條件進行帶電測試或在線監測的設備應積極開展帶電測試或在線監測，當帶電測試或在線 監測發現問題時應進行停電試驗進一步核實。如經實際應用證明利用帶電測試或在線

20、監測技術能達到停電試驗的效果，可以延長停電試驗周期或不做停電試驗，同時報分（省）公司生產技術部、電力科學研究院（試驗中心）備案。4.12 如不拆引線不影響對試驗結果的相對判斷時，宜采用不拆引線試驗的方法進行。4.13 本標準未包含的電力設備的試驗項目，按制造廠規定進行。5電力變壓器及電抗器5.1 油浸式電力變壓器油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要求見表 1。表 1油浸式電力變壓器的試驗項目、周期和要求序號項目周 期要求說明1油 中 溶解氣 體色譜 分析1）新投運及 大修后投運500kV：1,4,10,30 天220kV：4,10,30 天110kV ： 4,30天2）運行中500kV：3 個

21、月220kV：6 個月35kV、110kV：1 年3）必要時1）根據 GB/T 72522001 新裝變壓 器油中 H2 與烴類氣體含量( L/L)任 一項不宜超過下列數值： 總烴：20；H2：30；C2H2：02）運行設備油中 H2 與烴類氣體含 量( L/L)超過下列任何一項值時應 引起注意：總烴：150； H2：150C2H2：5 (35kV220kV)，1 (500kV)3）烴類氣體總和的產氣速率大于6mL/d(開放式)和 12mL/d(密封式)，或 相對產氣速率大于 10%/月則認為設備 有異常1）總烴包括 CH4、C2H4、C2H6 和 C2H2四種氣體2）溶解氣體組份含量有增長趨

22、勢 時，可結合產氣速率判斷，必要時 縮短周期進行跟蹤分析3）總烴含量低的設備不宜采用相 對產氣速率進行判斷4）新投運的變壓器應有投運前的測試數據5）必要時，如：出口(或近區)短路后巡視發現異常在線監測系統告警等2油 中 水分,mg/L1）準備注入110kV 及 以 上 變壓器的新油2）投運前3） 110kV及 以上:運行中1 年4）必要時投運前110kV 20220kV 15500kV 10運行中110kV 35220kV 25500kV 151）運行中設備，測量時應注意 溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50時取樣2）必要時，如：繞組絕緣電阻(吸收比、極化 指數)測量異常時滲漏油等3油 中 含氣

23、 量,%( 體 積分數)500kV1）新油注入 前后2）運行中：1年3）必要時投運前：1運行中：31 ） 限 值 規 定 依 據 ： GB/T7595-2008運行中變壓器油質量2）必要時，如：變壓器需要補油時滲漏油4Q/CSG114002-20114油 中 糠醛含 量 ,mg/L必要時1）含量超過下表值時，一般為非正 常老化，需跟蹤檢測：1）變壓器油經過處理后，油中糠 醛含量會不同程度的降低，在作出 判斷時一定要注意這一情況2）必要時，如：油中氣體總烴超標或 CO、CO2過高需了解絕緣老化情況時，如長 期過載運行后、溫升超標后等運行 年限1551010151520糠醛 含量0.10.20.4

24、0.752）跟蹤檢測時，注意增長率3）測試值大于 4mg/L 時，認為絕緣 老化已比較嚴重5油 中 顆粒度 測試500kV1）投運前2）投運 1 個 月或大修后3）運行中1年4）必要時1）投運前(熱循環后)100mL 油中大 于 5 m 的顆粒數2000 個2）運行時(含大修后)100mL 油中大 于 5 m 的顆粒數3000 個1 ） 限 值 規 定 依 據 ： DL/T1096-2008變壓器油中顆粒度限 值2）檢驗方法參考：DL/T 432-2007 電 力 用 油 中 顆 粒 污 染 度 測 量 方 法3）如果顆粒有明顯的增長趨勢，應縮短檢測周期，加強監控6絕 緣 油試驗見 12.1

25、節7繞 組 直流電 阻1）110kV 及 以下：6 年；220kV、500kV：3 年2）大修后3）無載分接 開關變換分接 位置4）有載分接 開關檢修后5）必要時1）1600kVA 以上變壓器，各相繞組 電阻相互間的差別不應大于三相平均 值的 2%，無中性點引出的繞組，線間 差別不應大于三相平均值的 1%2）1600kVA 及以下的變壓器，相間 差別一般不大于三相平均值的 4%，線 間差別一般不大于三相平均值的 2%3）與以前相同部位測得值比較，其 變化不應大于 2%1）如電阻相間差在出廠時超過規 定，制造廠已說明了這種偏差的原 因，則與以前相同部位測得值比較， 其變化不應大于 2%2）有載分

26、接開關宜在所有分接處 測量，無載分接開關在運行分接測 量無載分接開關在運行分接測量3）不同溫度 下電阻值 按下式換 算：R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中 R1、R2分別為在溫度 t1、t2 下的電阻值；T 為電阻溫度常數，銅導線取 235， 鋁導線取 2254）封閉式電纜出線或 GIS 出線的 變壓器，電纜、GIS 側繞組可不進 行定期試驗5）必要時，如：本體油色譜判斷有熱故障紅外檢測判斷套管接頭或引線 過熱5Q/CSG114002-20118繞 組 連同套 管的絕 緣電阻、吸 收比或 極化指 數1）110kV 及 以下：6 年；220kV、500kV：3 年2）大修后3）必要時1）絕

27、緣電阻換算至同一溫度下，與 前一次測試結果相比應無顯著變化， 一般不低于上次值的 70%2）35kV 及以上變壓器應測量吸收比，吸收比在常溫下不低于 1.3；吸 收比偏低時可測量極化指數，應不低 于 1.53）絕緣電阻大于 10000 M 時，吸 收比不低于 1.1 或極化指數不低于1.31）使用 2500V 或 5000V 兆歐表， 對 220kV 及以上變壓器，兆歐表容 量一般要求輸出電流不小于 3mA2）測量前被試繞組應充分放電3）測量溫度以頂層油溫為準，各 次測量時的溫度應盡量接近4）盡量在油溫低于 50時測量， 不同溫度下的絕緣電阻值按下式換 算：R = R ´1.5(t1

28、 -t2 ) / 1021式中 R1、R2 分別為溫度 t1、t2 時的絕緣電阻值5）吸收比和極化指數不進行溫度 換算6）封閉式電纜出線或 GIS 出線的 變壓器，電纜、GIS 側繞組可在中 性點測量7）鑒于不拆高、中壓側引線的試 驗方法能夠提高供電可靠性，增進工作效率，并已在一些地區成功應 用，因此鼓勵開展不拆線試驗方法 的研究，積累經驗，條件成熟者按 規定程序批準后可采用不拆線的試 驗方法。8）必要時，如：運行中油介損不合格或油中水 分超標滲漏油等可能引起變壓器受潮 的情況9繞 組 連同 套 管的tan1）大修后2）必要時1）20時不大于下列數值：500kV0.6%110kV220kV0.

29、8%35kV1.5%2）tan 值與出廠試驗值或歷年的 數值比較不應有顯著變化(增量一般 不大于 30%)3）試驗電壓：繞組電壓 10kV 及以上：10kV繞組電壓 10kV 以下： Un1）非被試繞組應短路接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組 tan 的要 求值相同3）測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度盡量相近4）盡量在油溫低于 50時測量， 不同溫度下的 tan 值一般按下式 換算：tand = tand ´1.3(t2 -t1) /1021式中 tan 1、tan 2 分別為溫度t1、t2 時的 tan 值5）封閉式電纜出線或 GIS 出線的 變壓器, 電纜、GIS 側繞組可在

30、中性點加壓測量6）必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化 指數異常時油介損不合格或油中水分超標滲漏油等10電 容 型 套 管 的 tan 和 電 容 值見第 8 章1）用正接法測量2）測量時記錄環境溫度及變壓 器頂層油溫3）只測量有末屏引出的套管 tan 和電容值，封閉式電纜出線或 GIS 出線的變壓器，電纜、GIS 側 套管從中性點加壓，非被試側短路 接地6Q/CSG114002-201111繞 組 連同套 管的交 流耐壓 試驗1）10kV 及以 下：6 年2）更換繞組 后全部更換繞組時，按出廠試驗電壓 值；部分更換繞組時，按出廠試驗電 壓值的 0.8 倍1）110kV 及以上進行感應耐壓試

31、 驗2）10kV 按 35kV×0.8=28kV 進行3）額定電壓低于 1000V 的繞組可 用 2500V 兆歐表測量絕緣電阻代替12鐵 芯 及夾件 絕緣電 阻1）110kV 及 以下：6 年；220kV、500kV：3 年2）大修后3）必要時1）與以前測試結果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不應大 于 0.1A1）采用 2500V 兆歐表(對運行年 久的變壓器可用 1000V 兆歐表)2）只對有外引接地線的鐵芯、夾 件進行測量3）必要時，如： 油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時13穿 心 螺栓、 鐵軛夾 件、綁 扎鋼 帶、鐵 芯、繞 組壓環 及屏蔽 等的絕 緣電阻大修中220k

32、V 及以上：一般不低于 500M110kV 及以下：一般不低于 100M1）用 2500V 兆歐表2）連接片不能拆開可不進行14局 部 放電試 驗220kV 及以 上：1）大修更換絕緣部件或部 分繞組后2）必要時在線端電壓為 1.5Um/ 3 時，放電量 一 般 不 大 于 500pC； 在 線 端 電 壓 為1.3Um/ 3 時 ， 放 電 量 一 般 不 大 于300pC1）110kV 電壓等級的變壓器大修 后，可參照執行2）必要時，如：運行中變壓器油色譜異常，懷疑 存在放電性故障時15繞 組 所有分 接的電 壓比1）分接開關 引線拆裝后2）更換繞組 后1）各分接的電壓比與銘牌值相比應 無

33、明顯差別，且符合規律2）35kV 以下，電壓比小于 3 的變 壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變 壓器阻抗電壓值(%)的 1/10 以內，但 偏差不得超過±1%16校 核 三相變 壓器的 組別或 單相變 壓器極 性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子 標志相一致17空 載 電流和 空載損 耗1）更換繞 組 后2）必要時與前次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試 驗 電 壓 可 用 額 定 電 壓 或 較 低 電 壓（如制造廠提供了較低電壓下的測量值，可在相同電壓下進行比較）2）必

34、要時，如： 懷疑磁路有缺陷等18短 路 阻抗和 負載損 耗1）更換繞 組 后2）必要時與前次試驗值相比無明顯變化1）試驗電源可用三相或單相；試 驗電流可用額定值或較低電流（如 制 造 廠 提 供 了 較 低 電 流 下 的 測 量 值，可在相同電流下進行比較）2）必要時，如： 出口短路后7Q/CSG114002-201119繞 組 變形測 試110kV 及以 上：1）更換繞 組 后2）必要時1）采用頻率響應分析法與初始結果 相比，或三相之間結果相比無明顯差 別，無初始記錄時可與同型號同廠家 對比2）采用電抗法分析判斷同一參數的 三個單相值的互差（橫比）和同一參 數值與原始數據及上一次測試值相比

35、 之差（縱比），其差值不應超過注意 值，注意值參見 DL/T1093-20081）每次測試時，宜采用同一種儀 器，接線方式應相同2）對有載開關應在最大分接下測 試，對無載開關應在同一運行分接下測試以便比較3）發電廠廠高變可參照執行4）必要時，如： 發生近區短路后20全 電 壓下空 載合閘更換繞組后1）全部更換繞組，空載合閘 5 次， 每次間隔 5min2）部分更換繞組，空載合閘 3 次， 每次間隔 5min1）在運行分接上進行2）由變壓器高壓側或中壓側加壓3）110kV 及以上的變壓器中性點 接地4）發電機變壓器組的中間連接無斷開點的變壓器，可不進行21有 載 分接開 關的試 驗和檢 查1）按

36、制造廠 規定2）大修后3）必要時按 DL/T574-1995有載分接開關運 行維修導則執行1）應在整個操作循環內進行2）必要時應檢查開關切換程序及 時間、動作順序、過渡電阻及觸頭 的接觸電阻等結果3）必要時，如： 懷疑有故障時22測 溫 裝置校 驗及其 二次回 路試驗1）110kV 及 以下：6 年(二 次回路)；220kV、500kV：3 年 (二次回 路)2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術要求2）密封良好，指示正確，測溫電阻 值應和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于 1 M1）采用 2500V 兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時23氣 體 繼電器 校驗及 其二次 回路試 驗1）110k

37、V 及 以下：6 年(二 次回路)；220kV、500kV：3 年(二次回路)2）大修后3）必要時1）按制造廠的技術要求2）整定值符合運行規程要求，動作 正確3）絕緣電阻一般不低于 1M1）采用 1000V 兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時24壓 力 釋放器 校驗及 其二次 回路試 驗1）110kV 及 以下：6 年(二 次回路)；220kV、500kV：3 年(二次回 路)2）必要時1）動作值與銘牌值相差應在±10%范圍內或符合制造廠規定2）絕緣電阻一般不低于 1M1）采用 1000V 兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時25冷 卻 裝置及 其二次 回路檢 查試驗1）110kV

38、 及 以下：6 年(二 次回路)；220kV、500kV：3 年(二次回 路)2）大修后3）必要時1）投運后，流向、溫升和聲響正常， 無滲漏油2）強油水冷裝置的檢查和試驗，按 制造廠規定3）絕緣電阻一般不低于 1M1）采用 1000V 兆歐表2）必要時，如： 懷疑有故障時8Q/CSG114002-201126整 體 密封檢 查1）大修后2）必要時1）35kV 及以下管狀和平面油箱變 壓器采用超過油枕頂部 0.6m 油柱試 驗(約 5kPa 壓力)，對于波紋油箱和有 散熱器的油箱采用超過油枕頂部 0.3m 油柱試驗(約 2.5kPa 壓力)，試驗時間12h 無滲漏2）110kV 及以上變壓器在油

39、枕頂部 施加 0.035MPa 壓力，試驗持續時間24h 無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋 放裝置2）必要時，如： 懷疑密封不良時27套 管 中的電 流互感 器試驗大修時1）絕緣電阻測試2）變比測試3）極性測試4）伏安特性測試見第 6 章28絕 緣 紙 ( 板 ) 聚合度必要時當聚合度小于 250 時，應引起注意1）試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、 絕緣紙板等數克2）對運行時間較長(如 20 年)的 變壓器盡量利用吊檢的機會取樣3）必要時，如： 懷疑紙(板)老化時29絕 緣 紙 ( 板 ) 含水量必要時水分(質量分數)一般不大于下值：500kV：1%220kV：3%1）可用所測繞組的 tan

40、值推算 或取紙樣直接測量2）必要時，如： 懷疑紙(板)受潮時30噪 聲 測量必要時與出廠值比較無明顯變化1）按 GB73281987變壓器和電 抗器的聲級測量要求進行2）必要時，如：發現噪音異常時31箱 殼 振動必要時與出廠值比不應有明顯差別必要時，如： 發現箱殼振動異常時32紅 外 檢測運行中500kV：1 年6 次或以上220kV：1 年4 次或以上110kV：1 年2 次或以上按 DL/T664-2008帶電設備紅外診 斷應用規范執行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等部 位3）結合運行巡視進行，試驗人員每年至少進行一次紅外檢測，同時 加強對電壓致熱型設備的檢測，并 記錄紅外

41、成像譜圖5.2 干式變壓器、干式接地變壓器干式變壓器、干式接地變壓器的試驗項目、周期和要求見表 2。表 2干式變壓器的試驗項目和周期序號項 目周期要求說明1繞 組 直 流 電 阻1） 6 年2）必要時1）相間差別一般不大于平均值的 4%， 線間差別一般不大于平均值的 2%2）與以前相同部位測得值比較，其 變化不應大于 2%1）不同溫度下電阻值按下式換 算:R2R1(T+t2)/(T+t1)，式中 R1、R2 分別為在溫度 t1、t2 下的電阻值；T 為電阻溫度常數，銅導線取 2352）必要時，如： 紅外檢測異常時2繞組、 鐵 芯 絕 緣電阻1） 6 年2）必要時絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一

42、 次測試結果相比應無顯著變化，一般不 低于上次值的 70%1）采用 2500V 或 5000V 兆歐表2）必要時，如： 紅外檢測異常時9Q/CSG114002-20113交 流 耐 壓 試 驗1） 6 年2）必要時一次繞組按出廠試驗電壓值的 0.8 倍1）10kV 變壓器高壓繞組按35kV×0.8=28kV 進行2）額定電壓低于 1000V 的繞組 可用 2500V 兆歐表測量絕緣電阻 代替3）必要時，如： 紅外檢測異常時4測 溫 裝 置 及 其 二 次 回 路 試 驗1） 6 年2）必要時1）按制造廠的技術要求2）指示正確，測溫電阻值應和出廠 值相符3）絕緣電阻一般不低于 1 M必

43、要時，如： 紅外檢測異常時5噪 聲 測試必要時必要時，如： 運行巡視發現噪聲異常時6紅 外 檢測1 年 1 次按 DL/T664-2008帶電設備紅外診斷 應用規范執行1）用紅外熱像儀測量2）測量套管及接頭、油箱殼等 部位5.3 SF6 氣體絕緣變壓器SF6 氣體絕緣變壓器的試驗項目、周期和要求見表 3。表 3SF6 氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期序號項 目周期要求說明1SF6 氣 體的濕度(20 的 體 積 分 數)1）1 年2）大修后3）必要時運行中：不大于 500 L/L大修后：不大于 250 L/L1）按GB12022工業六氟化硫、 DL/T915-2005六氟化硫氣體濕度 測定法(電

44、解法)和DL/T506-2007六氟化硫電氣設備中絕緣氣體 濕度測量方法進行2）必要時，如：新裝及大修后 1 年內復測濕度 不符合要求漏氣超過表 3 中序號 2 的要求設備異常時2SF6 氣 體泄漏試 驗1）大修后2）必要時應無明顯漏點1）按 DL/T 596-1996電力設備 預防性試驗規程、DL/T 941-2005運行中變壓器用六氟化硫質量 標準、GB 11023高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法進行2）對檢測到的漏點可采用局部 包扎法檢漏，每個密封部位包扎后 歷時 5 小時，測得的 SF6 氣體含量（體積分數）不大于 30 L/L3現場分 解產物測 試1）投產后 1 年 1 次，如無異 常，3 年 1 次2）大修后3）必要時超過以下參考值需引起注意： SO2：不大于3 L/L H2S：不大于2 L/LCO：不大于 100 L/