宁夏电力公司交流电气设备试验规程(4)

5.1.2.3 油中溶解气体分析

1) 除例行试验外，新投运、及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。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。

2) 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。

3)设备从实际带电之日起，即纳入监测范围。

4)实施了绝缘油色谱在线监测的设备，在确定在线监测结果可靠、有效的前提下，其离线检测的周期可延长至基准检测周期的2倍，但每次离线检测结果须与在线监测结果进行对比。

5)其它要求参照5.1.1.1条。

5.1.2.4 绕组电阻

1) 如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，应符合表3序号3之要求4，或表7序号2之要求4。

2) 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。

3)有载调压变压器例行试验中，应测量所有档位的直阻。

4)除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，怀疑存在发热性故障或放电性故障时，在诊断时也应进行本项目。

5)其它要求参照5.1.1.3条。

5.1.2.5 铁心绝缘电阻

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。

2) 夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。

3)除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，怀疑存在发热性故障或放电性故障时，在诊断时也应进行本项目。

5.1.2.6 铁心接地电流测量

1) 只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量。

2) 在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。

5.1.2.7 绕组绝缘电阻

1) 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近。

2) 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。

3)其它要求参照5.1.1.4条。

5.1.2.8 绕组绝缘介质损耗因数

1) 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近。

2) 测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。

3)分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。

4)其它要求参照5.1.1.5条

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5.1.2.9 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。

1) 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。

2) 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。

5.1.2.10 测温装置检查

1) 要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。

2) 其它要求参照5.1.1.16条。

5.1.2.11 气体继电器检查

参照5.1.1.17条。

5.1.2.12 冷却装置检查

运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。

5.1.2.13 压力释放装置检查

按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在±10%之内或符合设备技术文件要求。

5.1.3 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验

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5.1.3.1 空载电流和空载损耗测量

1) 诊断铁心结构缺陷、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) 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(如制造厂提供了较低电压下的测量值)。

5.1.3.2 短路阻抗测量

1) 诊断绕组是否发生变形时进行本项目。

2) 每次测试时，接线方式应相同，各侧绕组的分接档位应一致。

3)其它要求参照5.1.1.12条。

5.1.3.3 感应耐压和局部放电测量

1) 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。

2) 在进行感应耐压试验之前，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。

3)其它要求参照5.1.1.14条。

5.1.3.4 绕组频率响应分析

1) 诊断是否发生绕组变形时进行本项目。

2) 每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同，各侧绕组的分接档位应一致。

3)频响曲线与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别，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。测量和分析方法参考DL/T 911。

4)其它要求参照5.1.1.11条。

5.1.3.5 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。结果应与铭牌标识一致。

5.1.3.6 直流偏磁水平检测

当变压器声响、振动异常时，进行本项目。

5.1.3.7 电抗器电抗值测量

1) 怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。

2) 如受试验条件限制可在低电压下测量。

5.1.3.8 纸绝缘聚合度测量

1) 诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。

2) 试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。

5.1.3.9 整体密封性能检查

1) 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。

2) 采用储油柜油面加压法，在0.035MPa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。

5.1.3.10 声级及振动测定

1) 当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10。

2) 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。

5.1.3.11 绕组直流泄漏电流测量

1) 怀疑纯瓷套管开裂等局部缺陷时进行本项目。

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10kV（6～10kV绕组）、20kV（20kV～35kV绕组）、40kV（66kV～330kV绕组）、60kV（750kV绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。

5.1.3.12 外施耐压试验

1) 怀疑设备存在绝缘缺陷时进行。

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2) 其它要求参照5.1.1.13条。

5.1.3.13 超高频局部放电检测

1) 对于具备检测条件的变压器，在怀疑其内部存在放电性缺陷时进行本项目。

2) 试验在设备运行中进行，对于变压器，测得的UHF信号幅度如不大于-65dBm，则可认为局部放电量水平在300pC以下。 5.2 SF6气体绝缘电力变压器

5.2.1 SF6气体绝缘电力变压器投运前试验

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5.2.1.1 SF6气体的湿度、SF6气体的纯度

1) 检测应在气体充入设备48小时后进行。 2) 电压等级在110/66kV及以上的设备，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行气体湿度检测。35kV电压等级设备按1年执行。 5.2.1.2 SF6气体泄漏试验

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1) 单点检测应采用灵敏度不低于1310（体积比）检漏仪进行。

2) 单点泄漏值超标时，可采用定量检测法进行复核，年泄漏率不得大于1‰。 3) 定量检测应在气体充入设备24h后进行。

5.2.1.3 气体密度继电器校验

1) 方法应符合JJG52《弹簧管式一般压力表、压力真空表及真空表检定规程》、JJG544《压力控制器检定规程》的规定。

2) 校验按设备技术文件要求进行。 5.2.2 SF6气体绝缘电力变压器巡检及例行试验

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5.2.2.1 巡检说明

1) 外观无异常，气体压力指示值正常；

2) 记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数，冷却器工作状态正常； 3) 变压器声响无异常；如果振动异常，可定量测量。

5.2.2.2 红外热像检测

检测变压器箱体、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测及分析方法参考DL/T 664。

5.2.2.3 气体密度表（继电器）校验

1) 气体密度表（继电器）数据显示异常时，应进行本项目。 2) 其它要求参照5.2.1.3条 5.2.3 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验

5.2.3.1 SF6气体成分分析

1) 怀疑变压器内部存在放电时，进行本项目。 2) 其它要求见19.3条

5.2.3.2 SF6气体密封性检测

1) 当气体密度（压力）显示明显降低，或补气较为频繁，或定性检测发现气体泄漏时，进行本项目。

2) 其它要求参照5.2.1.2条。 5.3 干式变压器、电抗器及消弧线圈

5.3.1 干式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验

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5.3.2 干式变压器、电抗器及消弧线圈巡检及例行试验

5.3.3 干式变压器、电抗器及消弧线圈诊断性试验

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6 互感器

6.1 电流互感器

6.1.1 电流互感器投运前试验

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6.1.1.1 绕组及末屏的绝缘电阻

1) 测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应接地。

2) 电压等级在110/66kV及以上的互感器，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。35kV及以下电压等级设备按1年执行。

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