中华人民共和国电力行业标准

输变电设备状态检修试验规程

Code of condition-based maintenance & test for electric equipment

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于以下原则判定,同时给出例行停电试验的周期调整建议。

a) 昆好:符合4.6.2.3 要求。 b) 正常:不完全符合4.6.2.3 要求,也未见明显异常。

c) 异常:有4.6.2.4 所列场景之一,按4.3.2、4.4.2 及 4.5.3 给出处置建议。

d) 危急:异常持续加重,有随时发生故障或事故的可能。

5.2.2 停电试验报告中,设备状态可分为良好、正常和缺陷三类,可基于以下原则判定: a) 良好:符合4.6.2.3 要求。

b)正常:不完全符合4.6.2.3 要求,也未见明显异常。

c) 缺陷:发现异常,此种情形宜给出缺陷部位、性质、严重程度及检修方案建议。

6 交流设备

6.1 油浸式电力变压器和电抗器

6.1.1 巡检

6.1.1.1 巡检项目及要求

遵循43的要求,项目及要求见表 1。其中,电抗器仅执行适用项目。

表 1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目及要求

项目	基准周期 基本要求		说明条款
本体检查		无异溶	6.1.1.2
高压套管检查	a) 330 kV 及以上:2 周: b) 220 kV: 1个月; CD 110 kV/66 kV: 3个月	见表 57	6.12.2
储油柜及呼吸器检查		无异溶	6.1.1.3
气体维电器检查		无异溶	6.1.1.4
压力释放变置检查		无异常	6.1.1.5
測温裝置檢查		无异溶	6.1.1.6
冷却系统检查		无异溶	6.1.1.7
有载分接开关检查		无异容	6.1.1.8
智能控制柜/汇控柜检查		无异溶	6.1.1.9
中性点设备检查		无异容	6.1.1.10
消防装置检查		无异常	6.1.1.11
紅外菇像一般粒測		温度无异常	4.86
运行监控信息调阅	同上及告警时	记录不良工况信息: a) b)在线监测信息(如有)无异常	6.1.1.12

6.1.1.2 本体检查

本体检查内容及要求如下:

a) 基础无位移、沉降等异常。

b) 设备标识、接地标识、相序标识等齐全、清晰。

c)出线无位移、散股、断股;线夹无裂纹、滑移;绝缘护套(如有)无破损。

d) 油箱等尤明显锈蚀。

e) 油箱及油(水,如为水冷)管路无变形,无渗漏油(水,如为水冷)。

f) 油箱、铁芯及夹件的接地线连接完好。

g)无异常声响及振动。

6.1.1.3 储油柜及呼吸器检查

储油柜及呼吸器检查内容及要求如下:

a) 油位指示正常,符合铭牌上标示的油位一温度曲线关系。

b) 呼吸器外观完好,呼吸畅通;油封及油位正常。

c) 硅胶潮解变色未超过23:自动干燥型呼吸器(如是)电源及工作指示正常。

6.1.1.4 气体继电器检查

气体继电器检查内容及要求如下:

a) 外观无异常,防雨罩《如有)完好。

b) 无渗漏油或渗漏油损透。

c)集气盆内应无气体,如有且为非缺陷原因,应将集气排尽。

6.1.1.5 压力释放装置检查

压力释放装置检查内容及要求如下:

a) 外观无异常,防雨罩《如有)完好。

b) 压力释放阀防护网(如有)完好,安全气道无堵塞。 c) 未见喷油痕迹。

6.1.1.6 测温装置检查

测温装置检查内容及要求如下:

a) 外观无异常,表盘密封良好,未见进水及凝露。

b)温度示值同比及互比无异常,如有两个测温装置,温度示值相差应在5℃之内。 c) 境场温度示值应与远方终端一致,如属不同数据源,彼此相差不应超过5℃。

6.1.1.7 冷却系统检查

6.1.1.7.1 风冷及自冷系统检查内容及要求如下:

a) 冷却系统外观无异常,散热器无附着物或严重积污。

b) 各组散热器的进、出油阀门处于打开状态。

c) 连接管道无漆漏油,特别关注潜油泵(如有)负压区。

d)控制箱内无凝露或积水:电源指示正常:热电偶控制器手动正常。

e) 油流继电器指示正常:潜油泵、风机运转平稳。无异常声响及振动。

f) 冷却器开启组数及运行状态与当前控制策略一致。 6.1.1.7.2 水冷系统检查内容及要求如下:

a) 水泵、冷却水管路及散热器外观无异常,无漆漏水现象。

b) 压差继电器、压力表、温度表、流量表指示正常,指针无抖动。

c) 冷却塔水位、水温等运行参数在正常范围。

d) 阀门开启正确,电动机、水泵运转平稳,无异常声响及振动。

6.1.1.8 有载分接开关检查

有载分接开关检查内容及要求如下,可能会因制造厂或型号的不同有所差异:

a) 储油柜油位正常,无漆漏油或渗漏油泵进。 b)气体维电器(如有)集气盘内无气体,如有且为非缺陷原因,应将集气排尽。

c) 分接位置就地指示与远方终端一致。

d)对于三相分体式变压器,各相的分接位置一致。

e) 机构箱电源指示正常,密封良好,无积水或积水痕迹:加热、驱潮装置运行正常。 f) 在线滤油装置(如有)工作方式设置正确;电源、压力表猪示正常,无渗漏油:按其技术要求

检查滤芯,达到使用寿命的滤芯应及时更换。

g) 如有机会,宜静听调压过程,应无异常声响。

6.1.1.9 智能控制柜/汇控柜检查

智能控制柜/汇控柜检查内容及要求如下:

a) 基础稳固,外观无异常,柜门锁闭正常。 b) 柜体无明显锈蚀,如有漆层,应无电裂及剥落。

c) 柜门密封良好,打开正常:柜内无积水。

d) 柜内照明设施完好;线缆进出口封堵状态良好:如有通风口,滤网完好,无堵塞。

e)加热除湿装置外观无异常,如符合启动条件,应确认其处于工作状态。 f) 空调设备(如有)外观无异常,如符合启动条件,应确认其处于工作状态。

g) 辅助回路及控制回路二次线缆连接、敷设无异常。

h) 柜内各 IED 通信正常,就地指示灯/屏(如有)显示正常,无告警信息。

6.1.1.10 中性点设备检查

中性点设备检查内容及要求如下:

a) 各设备及部件外观、电气连接及接地线无异常。 b)放电间隙(如有)外观无异常,并检查有无放电痕迹。

c) 中性点电阻(如有)无过热烧损现象。

d) 隔离开关、电流互感器、电抗器、电容器、避雷器等设备(如有)见相应章节的巡检内容及 要求。

e) 控制器(如有)电源指示正常,无告警信号。

6.1.1.11 消防装置检查

消防转置检查内容及要求如下:

a) 水喷淋、泡沫喷雾、消防炮等灭火装置外观完好,阀门位置正确,管道压力正常,密封件良 好,无漆漏现象。

b)感温电缆、火焰探测器等监测装置外观无异常,工作状态正确。 c) 排油装置、充氮灭火装置(如有)排油管、注氮管、法兰、排气旋塞和排油阀无渗漏现象。

d) 消防柜/控制柜电源指示正常。

e) 后台监控信号正常,无异常报警。

f) 消防装置说明文件要求的其他检查(如有)无异常。

6.1.1.12 运行监控信息调阅

通过线上巡检等方式调阅下列运行监控信息(如有):

a) 避雷器动作次数及日期。

b) 出口或近区短路电流幅值、持续时间及日期。

c) 过励磁电压、持续时间及日期。

d) 超过限值要求的直流偏困电流、持续时间及日期。

e) 过负荷水平、持续时间及日期。 f) 有载分接开关动作次数及日期。

g)在线监测信息。

6.1.2 带电检测

6.1.2.1 带电检测项目及要求

遂循 4.4 的变求,项目及要求见表 2和表 3。其中,电抗器仅执行近用项目

表 2 油浸式电力变压器和电抗器例行带电检测项目及要求

项目	非准周期	悲木要求	说明条款
油中溶解气体分析 (主油箱及真空 OLTC 油箱)	330 kV 及以上:3个月: a) 220 kV:半年: b) ਲ ਵ 110 kV/66 kV1 1 CD	见表 189 序号 2	6.1.2.2
油中水分检测 (主油箱及真空 OLTC 油和)		见表 189 序号 4	12.2.5
红外挂像精确检测	330 kV 及以上:半年: 220 kV: 1年: b) 110 kV/66 kV: 日定 e)	a) 储滇柜及套管油位无异常: 油箱及各附件温度无异常 b)	486
铁芯及夹件接地电流测量		接息电流≤100mA:或初值差≤50% (注意值)	6.1.23
水质检测(水冷适用)		a)目视水样无油膜及固体杂质; 7.0≤pH≤8.5(注意值)t b) c)总使度≤300 mg CaCOyL(注意值) 或符合设备技术要求	6.1.2.4
纯缘油检测	330 kV 及以上:1年: a ) b) 220 kV 及以下:2年	见表 189序号1、3、5、6	12.2
高压套管例行需电检测		M #5 48	6.12.3

梭测项目	基本要求	说明条款
绝缘油诊断性试验	见表 189	12.2
局部放电帶电检测	不应检测到放申性缺陷	6.1.25
中性点接地线直流电流测量	a) 个应引起异常噪声成振动: b) 不超过制造厂允许值的 70%(注意值)	6.1.2.6
声级及振动检测	a)声级及振动符合设备技术要求: b)同比及互比应无显著偏大	6.1.2.7
有载分接开关机械特性检测	a) 駆动电机电流波形与原始指纹无明显差异: b)调节过程声响无异常	6.128
高压套管诊断性带电检测	见花 59	6.12.3

6.1.2.2 油中溶解气体分析

除定期检测外,下列情形应进行检测:

a) 新投运或解体维修后重新投运,在投运后的第1、4、10、30天各进行一次。

b>气体继电器有信号,或内部硬似有异常声响时进行一次。

c) 经历了出口及近区短路、严重过励磁、直流偏磁等不良工况后进行一次。

如气体含量呈现增长趋势,或检测出乙炔,即使符合注意值要求,也应跟踪分析:如同时存在c) 项所列事实之一,或局部放电带电检测异常,宜尽快安排停电检修。经类气体含量较高时,应检查总 经产气速率是否符合要求。其他见 12.23。

6.1.2.3 铁芯及夹件接地电流测量

采用钳形电流表进行测量(优先选用抗干扰型)。测量时销口应完全团合,同时尽量让接地线重直 穿过钳口平面。测量期间,沿接地线上下移动并轻微转动钳口,观察测量值,应无较大变化。夹伴独 立引出接地的,应分别测量铁芯及夹件的接地电流。如测量值超过注意值,应结合油中溶解气体等关 联状态量作进一步分析。必要时,可临时在接地线中串联电阻以限制接地电流幅值,等待有停电机会 时修复,期间应跟踪分析。

6.1.2.4 水质检测

仅水冷系统适用。

对水冷系统的水进行取样检测。如水质检测结果不符合要求,应更换符合要求的水或对现有水进 行处理,并查明异常原因。

6.1.2.5 局部放电带电检测

油中溶解气体分析有放电性缺陷,或经历了出口及近区短路、严重过励磁、直流偏盛等不良工 况,或受家族缺陷警示,排查放电性缺陷时适用。

可采用符高频法、超声波法及荷频脉冲电流法班门检测。其中,符高频法可按照 DL/T 1534 的变 求执行,超声波法可按照DL/T 1807的要求执行,高频脉冲电流法是应用高频小电流传感器采集铁芯 和夹件接地引线,或/和中性点接地引线中的高频电流来实现对局部放电的检测,具体可参考检测仪器 的技术说明文件。实践中,可只应用其中一种方法,也可联合应用。如有两种及以上检测方法均提示 有放电性缺陷,应结合油中溶解气体,密切跟踪分析,必要时安排停电检修。

6.1.2.6 中性点接地线直流电流测量

体分析,如有异常,宜尽快安排停电检修。

无直流隔离装置,出现持续异常声响或振动,或临近的变压器出现直流偏磁时适用。 采用钳形直流电流表进行测量。测量时钳口应完全闭合,同时尽量让接地线垂直穿过钳口平面, 期间沿接地线上下移动并轻微转动钳口,测量值应无较大变化。如直流电流分量超过注意值,或声响 及振动明显增大,应尽快在中性点安装直流隔离装置。长时间异常振动或声响后,应进行油中溶解气

6.1.2.7 声级及振动检测

疑似声响或振动异常,需要定量分析声级及振动时透用。

分别采用便携式声级计及振动计进行检测。如噪声及振动具有间歇性,应在严重时段进行。检测 时,应记录分接位置,中性点接地电流的直流分量、系统电压、负荷电流及冷却系统运行情况等。其

他按照 GB/T 1094.10 及 DL/T 1540 的要求执行。如声爱或振动超过设备技术要求,应结合关联状态量 尽快查明并排除诱因。

6.1.2.8 有载分接开关机械特性检测

排查有载分接开关机械性缺陷时达用,在调节分接位置时实施:

a) 采集驱动电机电流波形,并与相同工泥下的原始指纹进行对比,电流幅值、持续时间及波形等 主要特征应无明显改变。

b) 有条件时宜同步记录邻近油箱壁的机械振动信号,用以辅助分析。 c) 有条件时宜通过多次检测以涵盖不同的分接位置。

如上述检测发现异常,宜尽早安排停电试验以查明原因并修复。

6.1.3 停电试验

6.1.3.1 停电试验项目及要求

进循4.6 的要求,项目及要求见表 4 和表 5。其中,电抗器仅执行适用项目。试验时应注意以下 儿点:

a)试验宜在顶层油温介于 5℃~50℃时进行,并记录项层溶温。

b)除特别说明外,有关绕组的试验均包括出线套管或出线电缆。 c) 低压试验前应进行允分放电。

电压比测量

表 4 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目及要求

項目	基准周期	基本要求	说明条款
例行檢查		无异常	613.2
有载分接开关例行检测		无异常	6.13.3
中性点设备检测		无异常	6.13.4
终组缔缘审用测量	3年	绝缘电阻≥10000 MΩ(注意值)。 或者:220 kV 及以上: 1绝缘电阻≥3000 MΩ(注意值): 2极化指数≥1.5(注意值)。 110kV及以下: 1)绝缘电阻≥3000 MΩ(注意值); 2吸收比≥1.3(注意值)	6.13.5
铁芯及夹件绝缘电阻测量		≥100MΩ(新投运≥1000MΩ》(注意值)	6.1.3.6
绕组电阻测量		相电阻|初值差|≤2%(警示值);或线电阻|初值 差 ≤1%(警示值)	6.13.7
绕组介损及电容量测量		a)介损(20℃,注意值): 0.750 kV/550 kV ≤0.005; (2)330 kV/20 kV1 ≤0.006: 3110 kV 及以下: ≤0.008. b)电容量|初值差|≤3%(警示值)	6.13.8
高压卖管例行试验		见表 60	6.12.4

表 5 油浸电力变压器和电抗器诊断性试验项目及要求 可用 菲 本 製 求 说明条款

|初值差|≤0.5%(警示值)

表5(续)

6 139

项目	基本要求	说明条款
空截电流及损耗检测	a)单相变压器相同互差≤10%(注意值); 三相变压器的两个边相互差≤10%(注意值)。 b)同比无明显增大	6.1.3.10
负载损耗及短路阻抗检测	a) 负载损耗: 1)单相变压器相同互差≤10%(注意值); 三相变压器的两个边相互差<10%(注意值)。 2同比无明显增大。 b)短路阻抗:|初值差|≤1.6%(警示值)	6.1.3.11
绕组频率响应检测	频率响应曲线同比无明显改变	6.1.3.12
扫频短路用抗檢測	各频点短路阻抗 初值差 ≤2%(注意值)	6.1.3.13
绕组频域介电话检测	a)与原始指纹比无明显向上偏移;介荷最小值无明显增大。 b) 含水量符合设备技术要求	6.1.3.14
外施交流时压试验	出厂解压值的80%,过程无异常	6.1.3.15
长时感应耐压及局部放电试验	a)副压过程无异常: b) 1.58U1/3 下放电量≤250 pC(注意值)	6.1.3.16
电抗容电感值测量	初值差 ≤2%(警示值)	4.8.8
绝缘纸聚合度检测	聚合度≥250(注意值)	6.1.3.17
整体密封性能检测	0.035 MPa 气压持续时间 24 h,无溶漏	6.1.3.18
泰高型操作波试验	出厂操作冲击耐压值的80%,过程无异溶	6.1.3.19
油流观测量	符合议备技术要求	6.1.3.20
有载分接开关诊断性检测	符合设备技术要求	6.1.3.21
无励磁分接开关诊断性检测	符合设备技术要求	6.1.3.22
高压套管诊断性试验	则表 61	6.12.4

6.1.3.2 例行检查

例行检查内容及要求如下:

a)气体维电器:整定值符合运行规程要求,且动作正确。

b) 压力释放装置:检测开启压力,初值差不应超过±10%或符合设备技术要求。

c) 测温装置:枪查停运前的测温数据,应在合理范围内。如有疑问,可与标准温度计进行比对,

误差应在±2.5℃之内或符合设备技术要求。 d) 冷却系统:逐一检测控制策略的全部选项,均应正确响应,否则应于修复。强油水冷系统应按 制造厂规定的方法和要求进行检测。

e) 储油柜及胶囊:检测呼吸器中是否有绝缘油,如有,可判定为胶囊玻裂,应予更换。如呼吸器 无异常面储油柜油位低时,可打开储油柜上部呼吸器管道连接法兰,用细长探油尺小心探测胶 囊内部,如油尺显示有油,可判定胶囊破裂,应于更换。否则可判定为油位计发生故障,应予 修复或更换。

f) 智能控制柜(汇控柜):工作电源、线缆,温控及湿控设备(如有)无异常;各IED 工作状态 尤异常。清洁或更换滤网(如有)。

g) 二次回路:外观完好,绝缘电阻不小于2 MΩ,其他见4.8.15。

h) 潜油泵、风机:外观完好,绝缘电阻同比及互比应无明显偏低。

6.1.3.3 有载分接开关例行检测

有载分接开关例行检查内容及要求如下,除定期检测外,如有停电检测机会且运行超过1年,宜 进行a)和b) 两项检测:

a) 手动操作无异常:就地电动和远方各操作1个循环,应顺畅无卡滞。必要时,进行6.1.2.8中 a)和b)两项检测。

b) 检查紧急停止功能以及限位装置,应符合设备技术要求。

c) 水平轴、垂直轴和万向轴状态良好,齿轮盆稳固,内部轴承无锈蚀,密封良好,操作分拨开关 过程中,传动轴系应无异形声响。

d) 检查动作特性并测量切换时间。切换时间测量可采用直流法或交流法,直流法测量电流宜大于 或等于3 A,交流法测量电压宜大于或等于500V。同一测量方法测量的切换时间与初值比应

无明显改变。有条件时一并测量过渡电阻,初值差不应超过土10%。 e) 绝缘介质检测:充油型见表 189序号 3、4:充气型见表 196序号 1:真空有载分接开关应进行

油中溶解气体分析。

如上述任何一项有异常或不符合要求,应查明原因,必要时吊芯检查。

6.1.3.4 中性点设备检测

中性点设备检测应根据配置选择进行:

a) 电阻器(如有):外观无异常,阻值符合设计要求。

b)放电间隙(如有):外观无异常,间陈距离符合设计要求。 c) 隔离开关、电流互感器、电抗器、电容器、邂音器等设备(如有)参考相应章节的例行试验内 容及要求。

d) 控制器(如有):外观无异常,测控功能符合设备技术要求。

6.1.3.5 绕组绝缘电阻测量

采用 5000 V、短路电流不低于 3 mA、量程不小于 100GΩ 的绝缘电阻表进行测量。测量时,铁芯、 油箱及非测量绕组接地,被测绕组短路。电缆及封闭管母线出线侧绕组的绝缘电阻可在中性点测量。 其他应按照4.8.1 及 DL/T 474.1 的要求执行。

6.1.3.6 铁芯及夹件绝缘电阻测量

夹件独立引出接地的,应分别测量铁芯对夹件及地和夹件对地绝缘电阻。其中,铁芯与夹件间采 用 1000 V 绝缘电阻表,铁芯对地、夹件对地采用2500V(投运 10年以上采用 1000 V)绝缘电阻表进 行测量。其他应按照 4.8.1 及 DL/T 474.1 的要求执行。

6.1.3.7 绕组电阻测量

采用直流电阻测试仪进行测量。有中性点引出线时,应测量各相绕组电阻;若无,可测量各线端电 阻,然后可按附录D换算至相电阻。分析时应扣除原始差异,其他见4.8.2。如测量结果不满足要求并怀疑 是温度影响所致,可进行三相比对分析,如三相电阻大小次序未改变且互差不超过2%,可判定为正常, 绕组电阻除按周期测量外,当无励磁调压开关改变分按位置,或有载分接开关进行解体维修后, 或更换套管后,也应测量一次。

6.1.3.8 绕组介损及电容量测量

应逐个绕组进行测量,其他应按照4.8.4 及DLT 474.3 的变求执行。测量时,铁芯、油箱及非测量 绕组应按地。对于封闭式电缆出线,可仅对非电缆出线侧绕组进行测量。必要时,宜根据变压器绕组

结构,对电容量进行分解分析,见附录 E。

6.1.3.9 电压比测量

解体维修后,或经历了出口及近区短路、严重过励感或直流偏磁等不良工况,或受相关家族缺陷 警示,或无励磁开关改变分接位置后,排查绕组缺陷时透用。

采用变比测试仪进行测量。对于三绕组变压器,只需测两对绕组的电压比:对于配置了有载分接 开关的三绕组变压器,宜测量带有载分接开关绕组对其他两绕组的电压比,且测量应涵盖所有分接位 置,并由电动装置调节。其他应按照JB/T 501 的要求执行。

6.1.3.10 空载电流及损耗检测

长时间过励磁、高负载率运行,或受家族缺陷警示,排查铁芯及绕组峡陷时适用。

宜在低压绕组加压,其他绕组开路。试验电压为尽可能接近理想正弦波的工频电压(50Hz),幅 值尽可能接近额定值。试验电压与接线宜与上次检测保持一致。其他应按照 JB/T 501 的变求执行。

6.1.3.11 负载损耗及短路阻抗检测

经历了出口及近区短路、严重过励磁或直流偏磁等不良工况,或油中溶解气体分析异常,或受相 关家族缺陷警示,排查磁屏蔽不良或绕组缺陷时选用。 在最大分接位置上进行测量,负载损耗检测时的试验电流不应低于额定电流的25%,并尽量接近 额定电流:短路阻抗检测时的试验电压不应低于380V。各项试验条件及分接位置(如有分接开关)宜

6.1.3.12 绕组频率响应检测

更换绕组后,或运输及安装过程受到冲击,或经历了出口短路、严重过励德、直流保磁等不良工 况,排查绕组变形缺陷时适用。

米用变压器绕组频率画应测试仪对各绕组逐一进行检测,基本要求如下:

a) 检测频率范围应源盖 I kHz~1 MHz。

b) 测量前,应断开套管出线,并使之远离套管。

与上次检测保持一致。其他应按照 DL/T 1093 的要求执行。

c) 使用专用线缆及线夹,根据变压器绕组的联结组别进行接线。同型变压器应采用相同接线,相

同分接位置并在后续检测中保持不变。若带有平衡绕组,宜将其按地端断开。 如何比有明显差异,应检查接线并重测一次,仍有明显差异时应结合关联状态量查明原因。详细 可按 DL/T 911 的規定进行。

6.1.3.13 扫频短路阻抗检测

更换绕组后,或运输及安装过程受到冲击,或经历了出口短路、严重过励磁、直流偏磁等不良工 况,排查绕组变形缺陷时适用。

采用扫频阻抗测试仪器,或扫频信号发生器与宽频功率放大器联合进行检测,频率应覆盖10Hz~ l kHz,相邻测点的频率间隔不宜大于10Hz。试验接线同短路阻抗检测,通过试验获得短路阻抗随频 率变化曲线。要求各频点短路阻抗均符合要求,否则,应结合关联状态量查明原因。

6.1.3.14 绕组频域介电谱检测

需要评估主绝缘受潮或老化状态时适用。

采用频域介电谱测试仪进行检测。对于双绕组变压器,测试仪输出电压施加于高压侧,在低压测 测量响应电流;对于三绕组变压器,测试仪输出电压施加于中压侧,将高压侧和低压侧连接在一起测 量响应电流。其他应按照 4.8.5 及 DL/T 474.3 的要求执行。

6.1.3.15 外施交流耐压试验

直接检验主绝缘强度时适用。

对于分级绝缘变压器,应仅对中性点和低压绕组进行;对于全绝缘变压器,应对各侧绕组分别进 行。其他应按照4.8.11 及 GB/T 1094.3 的要求执行。

6.1.3.16 长时感应前压及局部放电试验

直接检验绕组绝缘强度并定量检测局部放电水平时透用。

试验前,应根据变压器结构选择合适的接线方式和分接位置,以满足相间及对地的耐压试验吸 求。现场可采用单相加压方式。如有条件,宜同步进行局部放电监测,则 6.1.2.5。其他应按照 4.8.11 及 GB/T 1094.3 的要求执行。

6.1.3.17 绝缘纸聚合度检测

运行超过30年或长期高负载率运行,或极醛判断存在严重老化,且有取样机会时适用,

枪测纸样宣分别从引线绝缘、垫块、绝缘纸板等处小心提取,其他应按照 DL/T 984 的要求执行, 要求聚合度不小于250。如检测结果不满足要求,宜退役。

6.1.3.18 整体密封性能检测

解体维修后或密封重新处理后适用。

检测时应带冷却器。采用气泵在储油柜顶部施加 0.035MPa气压,持续时间 24h,其他应按照 GBAT 1094.1 的要求执行。对专门为满足液体膨胀而设计的波纹式油箱,检测前应征询制造厂意见,如 发现渗漏油,应对渗漏处进行处置,并重新进行整体密封性能检测。

6.1.3.19 振荡型操作波试验

检验纵绝缘及主绝缘强度时适用。

试验电压施加于变压器低压绕组,非被试绕组应以适当的方式在一点接地。试验电压为出厂操作 冲击耐压值的80%,具体波形应符合GBT 16927.3 的要求,试验程序应按照GBT 1094.3 的要求执 行。要求试验过程无电压突降或其他异常,否则,应查明原因。

6.1.3.20 油流速测量

顶层油温多个测点间差别较大时适用。

采用超声流量计进行测量,测量结果符合设备技术要求,且同比及互比无明显差异。

6.1.3.21 有载分接开关诊断性检测

例行检测发现异常,或受家族缺陷警示,或达到制造厂要求的吊检条件时适用。

a)动、静触头的接触状态良好,无烧蚀及变色。

b) 触头间的按触压力同比无明显减小,且符合设备技术要求。

c) 绝缘件紧固良好,洁净,无损伤及碳化。 d)电气连接件紧固良好,且导通状态良好。

e) 分接开关在箱盖上的固定状态良好。

f) 转轴灵活无卡滞,螺钉、开口销紧固良好。

g) 测量切换开关主触头的接触电阻,不应大于500μΩ。

h) 绝缘介质试验。充油型见表 189,充气型见表 196。

i) 采用数字电桥或其他适宜方法测量各过渡电阻阻值,初值差不应超过土10%。 j) 需要确认切换时序时,测量切换过程的复合波形,与原始指纹相比应无明显差异。

k) 对于真空型,若切换开关或选择开关触头有电弧痕迹,应枪测真空开关与转换触头的动作配合 情况。其他应按照DL/T 1538 的要求执行,同比应无明显变化。同时,对真空灭弧室断口间进 行幅值为4 倍额定电压、时间为60s的工频耐压试验,应无击穿等异常。 如上述任何一项有异常或不符合要求,应修复后再投运。

6.1.3.22 无励磁分接开关诊断性检测

运行中发现异常,或受家族缺陷警示,或运行超过3年且有检测机会时适用。

a) 动、静触头的楼触状态良好,无烧蚀及变色。

b) 触头间的接触压力同比无明显减小,且符合设备技术要求。

c) 绝缘件紧固良好,洁净、无损伤及碳化。

d)电气连接件紧固良好,且导通状态良好。 e) 转轴灵活无卡需,螺钉、开口销紧固良好。

f) 前述各项检查正常后,应测量分接开关每一分接位置的按触电阻,测量结果应符合设备技术要 求,且同比及互比无明显偏大。

如上述检测任何一项有异常或不符合要求,应修复后再投运。