| 序号 | 项 目 | 周 期 | 要 求 | 说 明 | |||||||||||
| 1 | 油中溶解气体色谱分析 |
①新投运及大修后投运： 500kV：1，4，10， 30天 220kV：4，10，30天 110kV：4，30天 ②运行中： 500kV：3个月 220kV：6个月 35kV、110kV：1年 ③必要时 |
①新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL／L)任一项不宜超过下列数值： 总烃：20 H2：10 C2H2：0 ②运行设备油中H2与烃类气体含量(μL／L)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃：150 H2：150 C2H2：5(35kV～220kV)， 1(500kV) ③烃类气体总和的产气速率大于6mL／d(开放式)和12mL／d(密封式)，或相对产气速率大于10%／月则认为设备有异常 |
①总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体 ②溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析 ③总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断 ④新投运的变压器应有投运前的测试数据 ⑤必要时，如： ——出口(或近区)短路后 ——巡视发现异常 ——在线监测系统告警等 |
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| 2 | 油中水分mg／L |
①准备注入110kV及以上变压器的新油 ②注入500kV变压器后的新油 ③110kV及以上：运行中1年 ④必要时 |
投运前： 110kV：≤20 220kV：≤15 500kV：≤10 |
运行中： 110kV；≤35 220kV：≤25 500kV：≤15 |
①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50℃时取样 ②必要时，如： ——绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 ——渗漏油等 |
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| 3 | 油中含气量%(体积分数) |
500kV变压器 ①新油注入前后 ②运行中：1年 ③必要时 |
投运前：≤1 | 运行中：≤3 |
必要时，如： ——变压器需要补油时 ——渗漏油 |
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| 4 | 油中糠醛含量mg／L | 必要时 |
①含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
②跟踪检测时，注意增长率 ③测试值大于4mg／L时，认为绝缘老化已比较严重 |
①变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况 ②必要时，如： ——油中气体总烃超标或CO、CO2过高 ——需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等 |
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| 5 | 油中洁净度测试 | 500kV：必要时 | 标准在制定中 | ||||||||||||
| 6 | 绝缘油试验 | 见文章《变压器油的试验项目和要求》 | 采用ZC-210B全自动绝缘油介电强度测试仪进行试验。 | ||||||||||||
| 7 | 绕组直流电阻 |
①3年 ②大修后 ③无载分接开关变换分接位置 ④有载分接开关检修后 ⑤必要时 |
①1600kVA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% ②1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% ③与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% |
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，其变化不应大于2% ②有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接处测量 ③不同温度下电阻值按下式换算： 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 ④封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 ⑤必要时，如： ——本体油色谱判断有热故障 ——红外测温判断套管接头或引线过热 ⑥使用ZC-205A直流电阻测试仪测量 |
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| 8 | 绕组连同套管的绝缘电阻吸收比或极化指数 |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
①绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70% ②35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5 ③绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3 |
①使用ZC-430A绝缘电阻测试仪，对220kV及以上变压器，绝缘电阻测试仪容量—般要求输出电流不小于3mA ②测量前被试绕组应充分放电 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按下式换算： R2＝R1×1.5(t1－t2)/10 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 ⑤吸收比和极化指数不进行温度换算 ⑥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 ⑦必要时，如： ——运行中油介损不合格或油中水分超标 ——渗漏油等可能引起变压器受潮的情况 |
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| 9 | 绕组连同套管的tanδ |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
①20℃时不大于下列数值： 500kV：06％ 110kV～220kV：0.8％ 35kV：1.5％ ②tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%) ③试验电压： 绕组电压l0kV及以上：l0kV 绕组电压10kV以下：Un |
①非被试绕组应短路接地或屏蔽 ②同一变压器各绕组tanδ的要求值相同. ③测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近 ④尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算： tanδ2＝tanδ1×1.3(t2－t1)/10 式中：tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值 ⑤封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 ⑥必要时，如： ——绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 ——油介损不合格或油中水分超标 ——渗漏油等 ⑦使用ZC-221全自动抗干扰介质损耗测试仪测量tanδ。 |
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| 10 | 电容型套管的tanδ和电容值 | 见文章《套管的试验项目、周期和要求》 |
①用ZC-221全自动抗干扰介质损耗测试仪正接法测量 ②测量时记录环境温度及变压器顶层油温 ③只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地 |
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| 11 | 绕组连同套管的交流耐压试验 |
①l0kV及以下：6年 ②更换绕组后 |
全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍 |
①110kV及以上进行感应耐压试验 ②10kV按35kV×0.8＝28kV进行 |
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| 12 | 铁芯及夹件绝缘电阻 |
①3年 ②大修后 ③必要时 |
①与以前测试结果相比无显著差别 ②运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪(对运行年久的变压器可用ZC-430A绝缘电阻测试仪) ②只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 ③必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时 |
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| 13 | 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 | 大修中 |
220kV及以上：一般不低于500MΩ 110kV及以下：一般不低于100MΩ |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪 ②连接片不能拆开可不进行 |
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| 14 | 局部放电试验 |
220kV及以上： ①大修更换绝缘部件或部分绕组后 ②必要时 |
在线端电压为1.5Um／√3时，放电量一般不大于500pc；在线端电压为1.3Um／√3时，放电量一般不大于300pC |
①110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行 ②必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时 |
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| 15 | 绕组所有分接的电压比 |
①分接开关引线拆装后 ②更换绕组后 |
①各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律 ②35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1／10以内，但偏差不得超过土1% |
采用ZC-203B全自动变比测试仪测量电压比 | |||||||||||
| 16 | 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 | 更换绕组后 | 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 | ||||||||||||
| 17 | 空载电流和空载损耗 |
①更换绕组后 ②必要时 |
与前次试验值相比无明显变化 |
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(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较) ②必要时，如：怀疑磁路有缺陷等 ③使用ZC-202A变压器空载负载特性测试仪测量空载电流和空载损耗 |
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| 18 | 短路阻抗和负载损耗 |
①更换绕组后 ②必要时 |
与前次试验值相比无明显变化 |
①试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较) ②必要时，如：出口短路后 ③使用ZC-204A变压器短路阻抗测试仪短路阻抗和负载损耗 |
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| 19 | 绕组变形测试 |
110kV及以上： ①6年 ②更换绕组后 ③必要时 |
与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比 |
①每次测试时，宜采用同一种变压器绕组变形测试仪，接线方式应相同 ②对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较 ③发电厂厂用高压变压器可参照执行 ④必要时，如：发生近区短路后 ⑤采用ZC-206A变压器绕组变形测试仪测量 |
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| 20 | 全电压下空载合闸 | 更换绕组后 |
①全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min ②部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min |
①在运行分接上进行 ②由变压器高压侧或中压侧加压 ③110kV及以上的变压器中性点接地 ④发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行 |
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| 21 | 有载分接开关的试验和检查 |
①按制造厂规定 ②大修后 |
按DL／T574—1995执行 | 采用ZC-220变压器有载分接开关测试仪 | |||||||||||
| 22 | 测温装置校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①按制造厂的技术要求 ②密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 23 | 气体继电器校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①按制造厂的技术要求 ②整定值符合运行规程要求，动作正确 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 24 | 压力释放器校验及其二次回路试验 |
①3年(二次回路) ②必要时 |
①动作值与铭牌值相差应在±10％范围内或符合制造厂规定 ②绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 25 | 冷却装置及其二次回路检查试验 |
①3年(二次回路) ②大修后 ③必要时 |
①投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油 ②强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定 ③绝缘电阻一般不低于1MΩ |
①采用ZC-430A绝缘电阻测试仪 ②必要时，如：怀疑有故障时 |
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| 26 | 整体密封检查 |
①大修后 ②必要时 |
①35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kPa压力)，试验时间12h无渗漏 ②110kV及以上变压器在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 |
①试验时带冷却器，不带压力释放装置. ②必要时，如：怀疑密封不良时 |
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| 27 | 套管中的电流互感器试验 | 大修时 |
①绝缘电阻测试 ②变比测试 ③极性测试 ④伏安特性测试 |
见文章《电流互感器的试验项目、周期和要求》 | |||||||||||
| 28 | 绝缘纸(板)聚合度 | 必要时 | 当聚合度小于250时，应引起注意 |
①试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克 ②对运行时间较长(如20年)的变压器尽量利用吊检的机会取样 ③必要时，如：怀疑纸(板)老化时 |
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| 29 | 绝缘纸(板)含水量 | 必要时 |
水分(质量分数)一般不大于下值： 500kV：1% 220kV：3% |
①可用所测绕组的tanδ值推算或取纸样直接测量 ②必要时，如：怀疑纸(板)受潮时 |
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| 30 | 噪声测量 | 必要时 | 与出厂值比较无明显变化 |
①按GB7328—1987的要求进行 ②必要时，如：发现噪声异常时 |
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| 31 | 箱壳振动 | 必要时 | 与出厂值比不应有明显差别 | 必要时，如：发现箱壳振动异常时 | |||||||||||
| 32 | 红外测温 |
运行中 500kV：1年2次 110kV、220kV：1年1次 |
按DL／T 664—999执行 |
①用红外热像仪测量 ②测量套管及接头、油箱壳等部位 |
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鄂公网安备 42011502000849号