1、Q/GDW07 001-2013-10501IQ/ GDW07国 网 冀 北 电 力 有 限 公 司 企 业 标 准Q/GDW07 001201310501代替 Q/GDW07 001-2012-10501电力设备交接和检修后试验规程2013-12-31 发布 2013-12-31 实施国 网 冀 北 电 力 有 限 公 司 发 布II目 次前言 IV1 范围 .12 规范性引用文件 .13 术语、定义和符号 .24 总则 .35 电力变压器及电抗器 .36 互感器 127 开关设备 178 套管 239 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV 涂料 .2410 电力电缆线路 .2611
2、电容器 .3012 绝缘油和六氟化硫气体 .3313 避雷器 .3614 母线 .3815 二次回路 .3816 1kV 及以下的配电装置和馈电线路 .3917 1kV 以上的架空电力线路 .3918 接地装置 .4019 串联补偿装置 .42附 录 A （规范性附录） 电力变压器的交流试验电压 .44附 录 B （规范性附录） 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 .45附 录 C （规范性附录） 分接开关的试验项目开展要求和标准 .46附 录 D （规范性附录） 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 .48附 录 E （资料性附录） 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 .49附 录 F （
3、资料性附录） 断路器回路电阻厂家标准 .52附 录 G （资料性附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准 .54附 录 H （规范性附录） 复合绝缘子和 RTV 涂料憎水性测量方法及判断准则 55附 录 I （资料性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 .58附 录 J （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 .59附 录 K （资料性附录） 接触电位差和跨步电位差的计算 .60附 录 L （资料性附录） 污秽等级与等值盐密/灰密的关系 64附 录 M （资料性附录） 绝缘子表面灰密测量与计算方法 .65编制说明 67Q/GDW07 001-2013-10501III前 言Q/
4、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。本标准代替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；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
5、；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，SF 6电流互感器气体年泄漏率从不大于 “1%/年”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，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
6、、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、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。Q/GDW07 001-2013-105011电力设备交
7、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G
8、B 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50
9、0kV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2DL/T538 高压带电显示装置DL/T864 标称电压高于1
10、000V 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号）3 术语、定义和符号下列术语、
11、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。3.1.8 注意值状态量达到该
12、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Q/GDW07 001-2013-1050134.1 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
13、文件要求但本标准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
14、下要求：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
15、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 5，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
16、抗器的试验项目、开展条件和标准序号 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 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： 1)总烃包括：CH4、 C2H6、C 2H4 和 C2H2 四种4序号 项目 开展要求 标准 说明3) 大修后 总烃：20L/L；H 2：30L/L；C 2H2：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：总烃：50L/L；H 2：50L/L；C 2H2：痕量气体2)溶解气体组份含量的单位为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4)有载调压变压器的分接开关检修后(在
17、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，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：R 2R 1
18、(T+t2)/(T+t1)式中R1， R2 分别为在温度 t1、t 2 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10000M以上不考虑）2)在 1030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
19、前被试绕组应充分放电3)测量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 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考4 绕组的tan 1)交接时2)大修后1)20时的 tan 不大于下列数500kV 0.00566kV220kV 0.00835kV 0.0152) tan 值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 标准值相同3)测量温度以顶
20、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 tan5 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Q/GDW07 001-2013-105015序号 项目 开展要求 标准 说明验；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1
21、10kV/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，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、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)交接时2)大修时220 kV 及以上的绝缘电阻一般不低于 500 M；其它变压器一般不低于 10 M1)用 2500 V 兆欧表；2)连接片不能拆开者可不测量；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 /1)试验电压一般如下：绕组额定电压(kV)3 610 20
22、35 110/66220 500直流试验电压(kV)5 10 20 40 6012 绕组泄漏电流 1)交接时2)大修后2)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)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)泄漏电流参考值参见附录 B的规定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0.5%，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
23、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6序号 项目 开展要求 标准 说明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
24、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（66 kV 及以上变压器，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)交接试验：在线端电压为 1.5 Um/3时，放电量一般不大于 100 pC大修后试验：在线端电压为 1.5 Um/3时，放电量一般不大于 500 pC，在线端电压为 1.3 Um/3时，放电量一般不大于 300
25、pC1)试验方法应符合 GB1094.3电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验的规定2)老旧变压器按照 1.3 Um/3施加电压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 M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 1
26、M 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 /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定3)绝缘电阻一般不低于 1 M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 m
27、in2)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 及以上的变压Q/GDW07 001-2013-105017序号 项目 开展要求 标准 说明器中性点必须接地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
28、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电力变压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)
29、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.
30、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1)如电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、t 2 下的电阻值；T 为电阻温8序号 项目 开展要求 标准 说明接位置后 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)电抗器参照执行度常数，铜导线取 235，铝导线取 2253) 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
31、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 M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
32、5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1)交接时2)大修时 一般不低于10 M1)用2500 V 兆欧表2)连接片不能拆开者可不测量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1%，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
33、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 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，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Q/GDW07 001-2013-105019序号 项目 开展要求 标准 说明10 干式变压器的局部放电 所用变交接时 按 GB6450干式
34、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 M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
35、M 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试验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 M 测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表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 SF 6气体变压器35kV及以上SF 6气体变压器的试验项目、开展要求和标准见表3。表 3 SF 6气体变压器试验项目、开
36、展要求和标准序号 项目 开展要求 标准 说明1 SF6气体湿度(20 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24h后进行湿度检测2 SF6气体泄漏 1)交接时 0.1%/年或符合设备技术文件要求 检测方法可参考 GB/T 1102310序号 项目 开展要求 标准 说明2)大修后3 SF6气体成份分析 交接时纯度97%空气0.2%CF4 0.1%其余 CO、CO 2、SO 2 有条件时可加以监控4 SF6气体其它检测项目 见12.3 SF6气体 见12.
37、3 SF 6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，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
38、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：R 2R 1 (T+t2)/(T+t1)式中R1， R2 分别为在温度 t1、t 2 下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取 235，铝导线取 2253)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10000M以上不考虑）2)在 1030范围内，吸收比一般不低
39、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 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 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考4)电缆出线变压器的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
40、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 500 M；其它变压器一般不低于 10M 1)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Q/GDW07 001-2013-1050111序号 项目 开展要求 标准 说明绕组额定电压(kV)3 610 2035 110/66220 500直流试验电压(kV)5 10
41、20 40 602)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0.5%，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
42、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)17 局部放电1)交接时110kV/66kV及以上2)大修后交接时：在线端电压为 1.5Um/3时，放电量一般不大于 100 pC大修后：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 1.3 Um/3时，放电量一般不大于 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
43、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 M测量绝缘电阻用 2500 V 兆欧表12序号 项目 开展要求 标准 说明20 变压器绕组变形试验110kV/66kV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
44、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、投运前2)大修后1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值且不宜低于1000M2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 M1)用 2500 V 兆欧表2)测量时非被试绕组(或末屏) 、外壳应接地3)50
45、0 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 1000M1)主绝缘 tan 不应大于下表中的数值：电压等级 kV 35110/66 220 500油纸电容型/ 0.008 0.006 0.005充油型 0.03 0.02 / /交 接大修后 胶纸电容型0.025 0.02 / /2 tan 及电容量1)交接时、投运前2)大修后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 M 时，应测量末屏对地 tan，其值不应大于2%1)主绝缘 tan 试验电压为 10 kV，末屏对地 tan试验电压
46、为 2 kV 2)油纸电容型 tan 一般不进行温度换算，当 tan 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 与温度电压的关系，当 tan 随温度明显变化或试验电压由0.5Um/3 升到 Um/3时，tan 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行 tan 测量4)充硅脂及其它干式电容式电流互感器的tan限值参照厂家标准，一般不超过0.5%3 110kV/66kV及 1)交接时 H2100Hz时，试验持续时间 t 按下式计算：t60100/f；但不应小于15 s，且 f 不应大于300 Hz2)二次绕组可用2500 V 兆欧表测绝缘电阻代替6 局部放
47、电1)35kV 固体绝缘电压互感器：交接时2)110kV/66kV及以上油浸电压互感器：(1)交接时(2)大修后1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2 Um/3时的放电量：交接时不大于50 pC，1.2 Um（必要时） 时放电量：交接时不大于100 pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.2 U m 时的放电量：交接时不大于50 pC2)110kV/66kV及以上油浸式电压互感器在电压为1.2 Um /3时的放电量：不大于 20 pC1)试验接线按 GB 5583 进行2)110kV/66kV 及以上油浸式电压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，但对绝缘有怀疑时应进行。
48、3)预加电压为其感应耐压的80% 7 空载电流测量 1)交接时2)更换绕组后1)空载电流与出厂值或初始值比较应无明显差别，增量不大于 5%2)中性点非有效接地系统拐点电压不低于1.9 Un/3，中性点有效接地系统拐点电压不低于1.5 Un/31）从二次绕组加压试验，测量该绕组工频电流2）至少记录2个试验电压下的空载电流：额定电压、1.9 Un/3或1.5 Un/33)线间互感器暂不作此要求，可按照GB1207开展励磁特性曲线测量4）为确定拐点电压，可在拐点附近测多个（至少5-6个）点形成电流电压曲线。拐点电压为曲线中斜率变化最大的点（拐点）对应的电压8 联结组别或极性1)交接时2)更换绕组后3)变动接线后与铭牌标志相符 /9 电压比 1)交接时2)更换绕组后 与铭牌标志相符计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定10 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 /11 绝缘油击穿电压 1)交接时2)大修后 见第12.1 变压器油 耐压试验后取油12 绝缘油 tan 交接时 新油90时应不大于0.005，注入设备后应不大于0.0071)当油浸电压互感器 tan 较大，但绝缘其它性能正常时，应进行该项试验Q/GDW07 001-2013-
