国网冀北电力公司《电力设备交接和检修后试验规程》技术标准qgdw

1、q/gdw07国网冀北电力有限公司企业标准q/gdw07 001-2013- 10501代替 q/gdw07 001-2012-10501电力设备交接和检修后试验规程2013-12-31 实施2013-12-31 发布国网冀北电力有限公司、户 -刖百1范围2规范性引用文件13术语、定义和符号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、悬式绝缘子、复合绝缘子、rtv涂料 10电力电缆线路11电容器12绝缘油和六氟化硫气体3313避雷器14母线15二次回路16 1kv及以下的配电装置和馈电线路 17 1kv以上的架空电力线路 18接地装置19串联补偿装置 附 附附 附 附 附

2、附 附 附 附 附 附录 录录 录 录 录 录 录 录 录 录 录fgh i（规范性附录） （规范性附录） （规范性附录） （规范性附录） （资料性附录） （资料性附录） （资料性附录） （规范性附录） （资料性附录） （资料性附录） （资料性附录） （资料性附录）电力变压器的交流试验电压油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 分接开关的试验项目开展要求和标准 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 断路器回路电阻厂家标准 绝缘子的交流耐压试验电压标准 复合绝缘子和rtv涂料憎水性测量方法及判断准则 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 一 橡塑电缆附件中金

3、属层的接地方法 59接触电位差和跨步电位差的计算 污秽等级与等值盐密/灰密的关系附 录 m （资料性附录） 绝缘子表面灰密测量与计算方法编制说明 q/gdw07 001-2013-10501电力设备交接和检修后试验规程根据最新的国家标准、行业标准、反事故技术措施 以及冀北电 网的具体情 况，修订并明 确了最新技 术要求。 本标准彳弋替 q/gdw07 001-2012-10501输变电设备交接和预防性试验规程，所修订的主要内容如下： 删除了试验项目中有周期性规定、必要时”、运行中的条目，仅保留交接试验、大修后的试验要求； 删除了少油断路器、阀式避雷器等逐渐淘汰的产品型式，删除了发电专业相关设备

4、； 增加了 110 (66) kv及以上主变压器的空载、负载试验，干式所用变压器的局部放电试验，110(66) kv及以上电流互感器的交流耐压试验，sf6气体纯度试验等试验项目； 删除了变电站接地装置场区地表电位梯度测量项目； 根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)明确了主变绕组变形测试同时采用频率响应分析法和电抗法，sf6电流互感器气体年泄漏率从不大于“1%/三”改为“0.5%”，明确了套管、电流互感器的取油分析要求； 根据国家电网公司关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施，提高了断 路器、组合电器设备的交流耐压试验电压； 根据电力行业标准输变电设备状态检修试验规程，

5、将串联补偿电容器的电容量由不超出额定值的-5%+10%范围”改为 不超过3%等。详细修订内容参见编制说明。本标准的附录e、f、g、i、j、k、l、m为资料性附录，附录 a、b、c、d、h为规范性附录。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部提出并解释。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部归口。本标准起草单位：国网冀北电力有限公司运维检修部、国网冀北电力有限公司电力科学研究院。本标准主要起草人：于德明、杜维柱、刘亚新、吕志瑞、邓春、张章奎、蔡巍、孙云生、吕明、 马继先、郭亮、杨大伟、徐党国、钱欣、王建新、潘卓、李凤海、毛婷、刁嘉、路杰、王应高、李雨、 龙凯华、罗毅、彭珑、沈丙申、陈原、卢毅、刘亮

6、、杨晓琳、杨海超。本标准审核人：杜维柱本标准批准人：于德明本标准2012年08月首次发布，2013年12月第一次修订。电力设备交接和检修后试验规程1范围本标准规定了各种电力设备交接和检修（ a、b类）后试验工作时的项目、开展条件和标准。本标 准不适用于高压直流输电设备、矿用及其他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、测量装置等电力设备和安全用具。本标准适用于国网冀北电力有限公司直属供电、基建施工、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注

7、日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。gb 261石油产品闪点测定法gb 264石油产品酸值测定法gb 507绝缘油介电强度测定方法gb 760运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）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 2536超高压变压器gb 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试验方法gb 6450干式电力变压器gb/t 7252变压器油中溶解气体分析和判断导则gb/t 7595运行中变压器油质量gb 7598运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）gb 7599运行中变压器油、汽轮机油酸值测

8、定法（btb）法gb 7601运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）gb 9326.5交流500kv及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件第5部分：压力供油箱gb 11032交流无间隙金属氧化物避雷器gb 12022工业六氟化硫gb 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准dl/t 393输变电设备状态检修试验规程dl 423绝缘油中含气量的测试方法（真空法）dl 429.9电力系统油质试验方法9.绝缘油介电强度测定法dl 450绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）dl/t 573变压器检修工艺导则dl/t574有载分接开关运行维修导则dl/t596电力设备预防性试验规程d

9、l/t538高压带电显示装置dl/t864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 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 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sd304电力用油与六氟化硫的测定方法q / gdw 407高压支柱瓷绝缘子现场检测导则国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352号）关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施（国家电网生20111223

10、号）3术语、定义和符号下列术语、定义和符号适用于本标准。3.1 术语和定义3.1.1 交接试验新设备出厂后、投运前为获取设备状态所开展的试验。3.1.2 大修对设备实施a类或b类检修，可以是返厂检修，也可以是现场检修。3.1.3 a类检修对电力设备的本体进行整体性检查、维修、更换和试验。3.1.4 b类检修对电力设备进行局部性的检修，重要组部件的解体检查、维修、更换和试验。3.1.5 检修后试验本标准中检修后试验指对设备实施了a类或b类检修后，在投运前为获取设备状态所开展的试验。3.1.6 出厂值新设备在制造厂整体组装完成后试验测量值。3.1.7 设计值根据工程实际，设计单位给出的要求值。3.

11、1.8 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。3.2 符号um :设备最高工作电压有效值。un :设备额定工作电压有效值。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。4 总则4.1 电力设备的交接和检修后试验是检查、评估设备的状态，防止设备在投运后发生损坏的重要措施。4.2 新投设备状态的评估应基于交接试验、出厂试验、安装工艺、运输过程等信息，检修后设备状态 的评估应基于检修后试验、检修方案、检修质量、更换组部件等信息，包括测试信号强度、量值大小以 及发展趋势，结合与同类设备或不同相别的比较，经全面分析后做出综合判断。4.3 若存在设备技术文件要求但本标准

12、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 技术文件要求与本标准要求不一致，按严格要求执行。4.4 交接试验结束后，超半年未启动设备应重做部分交接试验项目，具体项目参照输变电设备状态 检修试验规程所规定设备例行试验项目执行。4.5 工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为 1min;其它耐压方法的 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，可根据本规程规定的相邻电压等级按 插入法计算。4.6 充油设备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

13、：500 kv设备静置时间大于72 h220 kv设备静置时间大于48 h110 kv及以下设备静置时间大于 24 h如果真空注油工艺满足要求，静置时间可适当缩短，以油中无气体析出为标准。4.7 充气设备静置时间充气电力设备在充气后需要静置24小时方可进行气体湿度试验。4.8 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（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以连在一起进行试验。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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测

14、量直流电阻、绝缘电阻、 tan 泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。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 5c ,绝缘表面应清洁、干燥。对不满足上述温度、湿度条 件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。4.10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.11 对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。5电力变压器及电抗器5.1 35 kv及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准表1 35 kv及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展

15、条件和标准序号项目开展要求标准说明1油中溶解气 体色谱分析1）交接时2）投运前3）大修后1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烧：20rl/l; h2： 30 ii l/l; c2h2：不应含有2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烧：50 ii l/l; h2： 50 ii l/l; c2h2：痕量1）总煌包括：ch4、c2 h6、c2h4和c2h 2四种气体2）溶解气体组份含量的单位为11 l/l2绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）无激磁调压 变压器变换分接位置1）1.6 mva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

16、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 0.5%应引 起注意，大于1%应查明原因1）如电阻线间差在出厂时已超 过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2）不同温度下的电阻值按下式序号项目开展要求标准说明4）有载调压变 压器的分接开 关检修后（在所 有分接）2）1.6 mva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2%3）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，其差别不 应大于2%,当超过1%时应引起注意4）电抗器参照执行换算：r2= r1（t+t2）/（t+t

17、1）式中 r1, &分别为在温度t1、t2下的 电阻值；t为电阻温度常数， 铜导线取235,铝导线取2253） 无激磁调压变压器投入运行时， 应在所选分接位置锁定后测量 直流电阻4）220 kv及以上绕组测试电流 不宜大于10a3绕组绝缘电 阻、吸收比或 极化指数1）交接时2）大修后1）绝缘电阻与出厂试验结果相比应无明显变化，一般不低于出厂值的 70%（大于100003 以上不考虑）2）在10c30c范围内，吸收比一般不低于1.3;极化指数不低于1.53）220 kv 及120 mva 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1）用2500 v及以上兆欧表2）测量前被试绕组应充分放电3）测量

18、温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4）尽量在油温低于 50 c时试验5）吸收比和极化指数不进行温 度换算6）变压器绝缘电阻大于10000 mq时，吸收比和极化指数可仅 作为参考4绕组的tan s1）交接时2）大修后1）20 c时的tan s不大于下列数500kv0.00566kv 220kv0.00835kv0.0152） tan植与出厂比较不应有明显变化（一般不 大于30%）3）试验电压如下：绕组电压10 kv及以上：10 kv;绕组电压10 kv以下：un1）非被试绕组应接地，被试绕组 应短路2）同一变压器各绕组的tan s标准值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽 量在相近的温度下

19、试验4）尽量在油温低于 50 c时试验5）封闭式电缆出线的变压器只 测量非电缆出线侧绕组的tan s5套管试验/见8套管/6绝缘油试验/见12.1变压器油/7交流耐压试 验1）交接时2）大修后交流耐压试验电压为出厂试验电压的80%油浸设备试验电压值按附录 a1）宜用变频感应法2）66kv全绝缘变压器，现场条 件不具备时，可只进行外施工频 耐压试验3）电抗器进行外施工频耐压试 验；4） 66kv及以下绕组、变压器中 性点应进行外施耐压试验；8铁芯（有外引 接地线的）绝 缘电阻110kv/66kv 及 以上变压器、电 抗器1）交接时2）大修后1）与以前试验结果相比无明显差别；2）出现两点接地现象时

20、，运行中接地电流一般不大于0.1a1）用2500 v兆欧表；2）夹件有外引接地线的也需测 量绝缘电阻；9穿芯螺栓、夹 件、绑扎钢1）交接时2）大修时220 kv及以上的绝缘电阻一般不低于500mq ;其它变压器一般不低于10 mq1）用2500 v兆欧表；2）连接片不能拆开者可不测量；序号项目开展要求标准说明带、铁芯、线 圈压环及屏 蔽等的绝缘 电阻10油中含水量/见12.1变压器油/11油中含气量/见12.1变压器油/12绕组泄漏电流1）交接时2）大修后1）试验电压一般如下：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中性点套管处测量3）泄漏电流参考值参

21、见附录b的规定绕组额 定电压（kv）36 1020 35110/66 220500直流试 验电压（kv）5102040602）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧 表所测值相近（在相同温度下）13变压器绕组电压比1）交接时2）更换绕组后3）分接开关引 线拆装后1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2）额定分接电压比允许偏差为 毛.5%,其它分 接的偏差应在变压器阻抗值（）的1/10以内， 但不得超过1%/14三相变压器 的接线组别 或单相变压 器的极性1）交接时2）更换绕组后1）必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符2）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/15变压器空载 电

22、流和空载 损耗1）交接时2）拆铁芯后3）更换绕组后与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验 值相比应无明显变化1）三相变压器试验电源应使用 三相试验电源或单相2）220kv及以下变压器试验电压 应达到额定电压；500kv变压器 试验电压应不小于80%额定电压3）测量用互感器精度应不大于 0.01%,功率测量仪精度应不大 于 0.1%16变压器短路 阻抗和负载 损耗1）交接时2）更换绕组后与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验值相比应无明显变化1）三相变压器应使用三相试验 电源2）110kv/66kv及以下变压器试验电流应达到 50%额定电流以上；220kv及以上变压器试验电流应达到20%额定

23、电流以上3）测量用互感器精度应不大于0.01%,功率测量仪精度应不大于 0.1%17局部放电1）交接时（66kv及以上变交接试验：在线端电压为1.5 um/m时，放电量一般不大于100 pc1）试验方法应符合gb1094.3电力变压器第三部分绝缘水序号项目开展要求标准说明压器,66kv及 以上并联电抗 器）2）大修后（220 kv 或 120 mva 及以上变压器，66kv及以上并 联电抗器）大修后试验：在线端电压为 1.5 uh，对，放 电量一般不大于 500 pc,在线端电压为 1.3 um/，田寸，放电量一般不大于 300 pc平和绝缘试验的规定2）老旧变压器按照1.3 um/，3施 加

24、电压18有载调压装 置的试验和 检查1）交接时2）大修后1）交接时参照 gb50150执行2）按dl/t574有载分接开关运行维修导则执行，试验项目、开展要求、标准见附录 c/19测温装置及 其二次回路 试验1）交接时2）大修后密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值 相符，在规定的周期内使用， 绝缘电阻一般不 低于1 mq测量绝缘电阻用2500 v兆欧表20气体继电器 及其二次回 路试验1）交接时2）大修后整定值符合 dl/t540要求，动作正确，绝缘 电阻一般不低于1mq测量绝缘电阻用2500 v兆欧表21压力释放器 试验1）交接时2）大修后动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定

25、/22整体密封检查1）交接时2）大修后按dl/t 573的规定执行/23冷却装置及 其二次回路 试验1）交接时2）大修后1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规 3）绝缘电阻一般不低于 1 mq测量绝缘电阻用2500 v兆欧表24套管电流互 感器试验1）交接时2）大修后见表5/25变压器全电 压下冲击合 闸1）交接时2）更换绕组后1）新装和更换绕组后，变压器高、中压两侧冲 击合闸合计5次；每次间隔5 min2）部分更换绕组后，变压器高、中压两侧冲击合闸合计3次；每次间隔5 min1）在使用分接上进行2）由变压器高压侧或中压侧加压3）合闸前110 kv及以

26、上的变压 器中性点必须接地26油中糠醛含量交接时（220kv及以上变压器和电抗器）交接时应无糠醛/27噪音1）500 kv 变压器、电抗器交接 时2）500 kv 变压 器、电抗器更换 绕组后1）与技术协议规定值、出厂试验值相比应无明显变化2）在额定电压及频率下一般不大于70db（a）试验方法按 gb 1094.10电力 变压器 第10部分：声级测定 的要求进行，可仅在变压器下部 测点测量比较28变压器绕组变形试验110kv/66kv 及以上变压器1）交接时1）应进行频率响应分析法和电抗法两种方法 的测量2）试验方法及判断标准按dl/t911电力变压1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同2）

27、应在最大分接下测量序号项目开展要求标准说明2）更换绕组后器绕组变形的频率响应分析法和dl/t1093电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则执行3）电抗法测量时应采用三相短 路、单相测量的方式29变压器零序 阻抗110kv/66kv 及以上变压器：1）交接时2）更换绕组后/1）三相五柱式可以不做。2）如有制造厂试验值，交接时可不测30变压器相位检查1）交接时2）更换绕组后3）外部接线变 更后必须与电网相位一致/注：油浸电抗器试验项目、标准、开展要求见表1中序号112、17、1922、24、26、27。5.2 消弧线圈、35 kv以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、开展要求和标准表2消

28、弧线圈、35 kv以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验项目、开展要求标准序号项目开展要求标准说明1绕组直流电 阻1）交接时2）大修后3）有载调压变压 器分接开关检 修后（在所有分 接）4）无励磁调压 变压器变换分接位置后1）1.6 mva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）1.6 mva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2%3）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2%4）电抗器参照执行1）如电

29、阻相间差在出厂时已超过 规定，制造厂说明了产生这种偏 差的原因，可按标准第 3条执行 2）不同温度下的电阻值按下式换 算：r2 = r1（t+t2）/（t+t1）式中r1、r2分别为在温度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 3）无励磁调压变压器投入运行 时，应在所选分接位置锁定后测 量直流电阻2绕组绝缘电 阻、吸收比或 极化指数1）交接时2）大修后绝缘电阻换算至同一温度下， 与上一次试验结 果相比应无明显变化1）用2500 v及以上兆欧表2）测量前被试绕组应充分放电3）绝缘电阻大于10000 mq时，可 不测吸收比或极化指数3绝缘油试验1）交接时2）大修

30、后见12.1变压器油大修后的试验项目和标准与交接 时相同。厂（所）用变按110 kv及 以上对待4交流耐压试 验1）交接时2）大修后1）油浸设备试验电压值按附录 a2）干式变压器试验电压值按附录 d,全部更换 绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试 验按交接试验值；交流耐压试验电压为出厂试 验电压的80%消弧线圈大修后只在更换绕组时 进行5穿芯螺栓、夹 件、绑扎钢 带、铁芯、线1）交接时2）大修时一般不低于10 mq1）用2500 v 兆欧表2）连接片不能拆开者可不测量序号项目开展要求标准说明圈压环及屏 蔽等的绝缘 电阻6变压器绕组 电压比1）交接时2）更换绕组后1）各相应分接的电压比顺序应

31、与铭牌相同2）电压35 kv以下，电压比小于3的变压器电 压比允许偏差为七,其它所有变压器的额定 分接电压比允许偏差为幻.5%,其它分接的偏 差应在变压器阻抗值（）的1/10以内，但不得 超过1%/7三相变压器 的接线组别 或单相变压 器的极性1）交接时2）更换绕组后必须与变压器的铭牌和出线端子标与相符/8变压器空载 电流和空载 损耗1）交接时抽样试 验2）10 kv油浸变 压器和接地变压器大修后可 选做与出厂或大修后试验相比应无明显变化1）试验电源可用三相或单相2）交接时抽样试验同一厂家、同一批次，按5%抽样，至少3台9变压器短路 阻抗和负载 损耗1）交接时抽样 试验2）更换绕组3）10 k

32、v油浸变 压器和接地变 压器大修后可 选做与出厂或大修后试验相比应无明显变化1）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流下 的值，可在相同电流下进行比较） 2）交接时抽样试验同一厂家、同 一批次，按5%抽样，至少3台10干式变压器 的局部放电所用变交接时按gb6450干式电力变压器规定执行1）试验方法符合 gb6450规定 2）用作所用变的干式变压器需进 行此项目，接地变兼作所用变的 也进行此项目11有载调压装 置的试验和 检查1）交接时2）大修后按dl/t574有载分接开关运行维护导则 的规定执行，试验项目、开展要求、 标准见附 录c/12测温装置

33、及 其二次回路 试验1）交接时2）更换绕组后3）大修时（10 kv 油浸变压器和 接地变压器大 修后可选做）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值 相符，在规定的检定周期内使用， 绝缘电阻不 低于1 mq测绝缘电阻用2500 v兆欧表13气体继电器 及其二次回 路试验1）交接时2）大修后整定值符合运行规程要求， 动作正确，绝缘电 阻一般不低于1 mq测量绝缘电阻用2500 v兆欧表14整体密封检 查1）交接时2）大修时按变压器检修工艺导则的规定执行干式变压器不进行15冷却装置及 其二次回路1）交接时2）大修后冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1 mq测量绝缘电阻用2500

34、 v兆欧表序号项目开展要求标准说明试验16消弧线圈的 电压、电流互 感器绝缘和 变比试验1）交接时2）大修后见表4、5测量绝缘电阻用2500 v兆欧表17接地变压器的零序阻抗1）交接时2）更换绕组后/交接时如有制造厂数据，可不测5.3 sf6气体变压器35kv及以上sf6气体变压器的试验项目、开展要求和标准见表3。表3sf6气体变压器试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1$56气体湿度(20 c g l/l)1）交接时2）大修后不大于2501）按gb12022工业六氟化硫、sd306六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）进行2）安装后、密封检查合格后方可 充气至额定压力，静置 24

35、h后进 行湿度检测2sf6气体泄漏1）交接时2）大修后 0.1%/年或符合设备技术文件要求检测方法可参考 gb/t 110233$56气体成份 分析交接时纯度1 97%空气wcf4 01男其余co、co2、so2有条件时可加以监控4sf6气体其它 检测项目见 12.3 sf6 气体见12.3 sf6气体见12.3 sf6气体5气体密度继 电器校验交接时应符合制造厂规定/6绕组直流电 阻1）交接时2）大修后3）无励磁调压 变压器变换分接位置4）有载调压变 器的分接开关 检修后（在所 有分接）1）1.6 mva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

36、，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 0.5%应引起注 意，大于1%应查明处理2）1.6 mva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2%3）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，其差别应大于2%,当超过1%时应引起注意1）如电阻线间差在出厂时已超 过规定，制造厂虽然说明了产生 这种偏差的原因，但不能超过2%2）不同温度下的电阻值按下式 换算：r2= r1 （t+t2）/（t+t1）式中r1, r2分别为在温度 3 t2下的 电阻值；t为电阻温度常数， 铜导线取235,铝导线取2253）

37、无励磁调压变压器投入运行 时，应在所选分接位置锁定后测 量直流电阻7绕组连同套 管的绝缘电 阻、吸收比或 极化指数1）交接时2）投运前3）大修后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 70%（大于100003 以上不考虑）2）在1030c范围内，吸收比一般不低于1.3;极化指数不低于1.51）用2500v及以上兆欧表，测量前被试绕组应充分放电2）吸收比和极化指数不进行温 度换算3）变压器绝缘电阻大于10000序号项目开展要求标准说明3）220 kv 及120 mva以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况mq时，吸收比和极化指数可仅 作为参考4）电缆出线变压器的

38、电缆出线 侧绕组绝缘电阻由中性点套管 处测量8交流耐压试验1）交接时2）大修后3）更换绕组后试验电压值按附录 a宜用倍频感应法9铁心（有外引 接地线的）绝 缘电阻1）交接时2）大修后3）更换绕组后1）与以前试验结果相比无明显差别；2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1a1）用2500兆欧表2）夹件有外引接地线的需单独 测量10穿芯螺栓、夹 件、绑扎钢 带、铁芯、线 圈压环及屏 蔽的绝缘电 阻1）交接时2）大修时220 kv及以上的绝缘电阻一般不低于500mq ;其它变压器一般不低于 10mq1）用2500 v兆欧表2）连接片不能拆开者可不测量11绕组泄漏电 流1）交接时2）大修

39、后1）试验电压一般如下：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中性 点套管处测量绕组额 定电压（kv）36102035110/66 220500直流试 验电压（kv）5102040602）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表 所测值相近（在相同温度下）12变压器绕组 电压比1）交接时2）更换绕组后3）分接开关引 线拆装后1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2）额定分接电压比允许偏差为毛.5%,其它分接 的偏差应在变压器阻抗值（）的1/10以内，但不 得超过1%/13三相变压器 的接线组别 或单相变压 器的极性1）交接时2）更换绕组后1）必须与变压

40、器的铭牌和出线端子标号相符2）单相变压器组成的三相变压器现应在联结完 成后进行组别检查/14变压器空载 电流和空载 损耗1）交接时 （35kv、66kv及110kv变压 器）2）拆铁芯后3）更换绕组后与出厂或大修后试验相比应无明显变化试验电源可用三相或单相16变压器短路 阻抗和负载 损耗1）交接时 （35kv、66kv及110kv变压器）2）更换绕组后与出厂或大修后试验相比应无明显变化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）序号项目开展要求标准说明17局部放电1）交接时110kv/66kv及以上2）大修后交接时：在

41、线端电压为 1.5um/，对，放电量一 般不大于100 pc大修后：在线端电压为 1.5um/m孙放电量一 般不大于500pc,在线端电压为1.3 um/m时， 放电量一力不大于 300 pc试验方法应符合gb1094.3的规定18有载调压装 置的试验和 检查1）交接时2）大修后1）交接时参照 gb50150执行2）按dl/t574执行，试验项目、开展要求、标 准见附录c/19测温装置的 校验及其二 次回路试验1）交接时2）大修后密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值 相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不 低于1 mq测量绝缘电阻用2500 v兆欧表20变压器绕组 变形试验110kv/6

42、6kv及以上变压器1）交接时2）更换绕组后1）应进行频率响应分析法和电抗法两种方法的 测量2）试验方法及判断标准按 dl/t911和dl/t1093 检测判断导则执行1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同2）应在最大分接下测量21变压器零序阻抗1）交接时2）更换绕组后/1）三相五柱式可以不做2）如有制造厂试验值，交接时可不测22变压器相位检查1）交接时2）更换绕组后3）外部接线变 更后必须与电网相位一致/6互感器6.1 电流互感器6.1.1 电流互感器的试验项目、开展要求和标准见表4表4 电流互感器的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1绕组及末屏的绝缘电阻1）交接时、投、一汪刖

43、2）大修后1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值且不宜低于1000mq2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 mq1）用2500 v兆欧表2）测量时非被试绕组（或末屏）、 外壳应接地3）500 kv电流互感器具有两个 一次绕组时，尚应测量一次绕组 间的绝缘电阻，其值不宜低于1000miq2tan s及电容量1）交接时、投、一汪刖2）大修后1）主绝缘tan s不应大于下表中的数值：1）主绝缘tan s试验电压为 10 kv ,末屏对地 tan试验电压为2kv2）油纸电容型tan s一般不进行 温度换算,当tan 6值与出厂值 或上一次试验值比较有明显增 长时，应综合分析tan s与温度电

44、压等级kv35110/66220500交 接 大油纸 电容 型/0.0080.0060.005序号项目开展要求标准说明修后充油型0.030.02/电压的关系，当tans随温度明 显变化或试验电压由 0.5u m/ 3 升到um/v3时，tan s增量超过 0.2%,不应继续运行3）固体绝缘电流互感器一般不 进彳f tan s测量4）充硅脂及其它干式电容式电 流互感器的tan龈值参照厂家标准，一般不超过0.5%胶纸 电容 型0.0250.02/2）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3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1 000 mq 时，应测量末屏对地 tan户其

45、值不应大于2%3110kv/66kv 及 以上电流互感 器油中溶解气 体的色谱分析1）交接时2）大修后h250 v l/l, c2h 2 无，总烧 10rl/l耐压试验后取油4110kv/66kv 及 以上电流互感 器油中含水量1）交接时2）大修后油中微量水含量不应大于下表中数值：耐压试验后取油电压等级kv110/66220500水份mg/l2015105交流耐压1）交接时2）大修后1） 一次绕组交流耐压标准见附录 d2）二次绕组之间及末屏对地为 2 kv3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行二次绕组交流耐压可用2500 v兆欧表测绝缘电阻代替6局部放电1）35 kv固体 绝缘电流互感器：交接

46、时抽样试验2）110kv/66kv及以上油 浸电流互感器：（1）交接时（2）大修后1）固体绝缘电流互感器在电压为 1.2 um/m时放 电量：交接时不大于50 pc。在电压为1.2 um时 放电量（必要时）：交接时不大于100 pc 2）110kv/66kv及以上油浸式电流互感器在电压 为1.2 um/，m,放电量不大于20 pco在电压为 umf寸放电量（必要时）不大于 50 pco1）110kv/66kv 及以上的油浸电 流互感器交接时若有出厂试验 值可不进行或只进行个别抽试2）预加电压为出厂工频耐压值 的80%3）交接时抽样按10% ,抽样若 有一台不合格，则应对所有互感 器进行试验7极

47、性1）交接时2）大修后与铭牌标志相符/8各分接头的变比1）交接时2）大修后与铭牌标志相符计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定9励磁特性曲线1）交接时2）大修后1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特 性曲线比较，应无明显差别2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头 测量在继电保护有要求时进行。应在 曲线拐点附近至少测量5-6个 点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2 kv10绕组直流电阻1）交接时2）大修后与出厂值或初始值比较，应无明显差别 一次绕组不超过5011 q倒立式不开展11绝缘油击穿电1）交接时：35见12.1变压器油全密封电流互感器按制造

48、厂要序号项目开展要求标准说明压kv及以上2）大修后求进行12密封检查1）交接时2）大修后应无渗漏油现象/注：套管式电流互感器按完 断路器或封闭式组合电器qi 4中序号1、5、7、8、9、10,其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。sf6二的电流互感器，有条件时按表4中序号1、7、8、9、10进行。6.1.2 sf6气体电流互感器110kv/66kv及以上sf6气体电流互感器的试验项目、开展要求和标准见表5表5 110kv/66kv及以上sf6电流互感器试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1sf6气体湿度(20 c v/v) g l/l1）交接时2）大修后交接及大修后：不

49、大于2501）按gb12022工业六氟化硫、sd306六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）运行2）安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静置24h后进行湿度检测2$56气体泄漏1）交接时2）大修后年泄漏率不大于0.5%/年，或按厂家要求/3sf6气体成份 分析老练试验后纯度：? 空气：0.2% cf4： 0.1%其余co、co2、so2有条件时可 加以监控4$56气体其它检测项目见第12.3 $尸6气体见第12.3 sf6气体见第12.3 sf6气体5气体密度继 电器校验交接时符合制造厂规定/6绕组及末屏的绝缘电阻1）交接时2）大修后1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的2）电容型电流

50、互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 mq1）用2500 v兆欧表2）测量时非被试绕组（或末屏）、外 壳应接地3）500 kv电流互感器具有两个 一次绕组时，尚应测量一次绕组 间的绝缘电阻7tan s1）交接时2）大修后符合制造厂规定 不大于0.00051）试验室采用正接线2）有电容屏的进行8极性1）交接时2）大修后与铭牌标志相符/9各分接头的 变化1）交接时2）大修后与铭牌标志相符计量有要求时和更换绕组后应测 量角、比误差，角、比误差应符 合等级规定10励磁特性曲线1）交接时2）大修后1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的 特性曲线比较，应无明显差别2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽 头测量在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过 2 kv11绕组直流电1）交接时与出厂值或初始值比较，应无明显差别/序号项目开展要求标准说明阻2）大修后12老炼及交流 耐压试验1）交接时2）大修后1）老炼试验