油浸定是否涉及纸绝缘时 式
3)取绝缘纸测聚合度前
4)大修前和变压器重新投运1～2个月后 33 绝缘纸(板)聚合度测量
34 绝缘纸(板)含水量测量
35 测量壳式变压器绝缘油带电度
5)超过注意值,可在1年内检测1次
220 1)油中糠醛含量超过注意值时
kV2)负载率较高的变压器运行25年左右
油浸式
220 必要时
kV 油浸必要时
式 1)当聚合度小于250时,应引起注意 2)聚合度小于150,变压器应退出运行不大于下列值: 220kV: 3%
应小于500pC/mL/20℃
26
1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板
2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样
36 套管电流
1)交接时 互感器试2)大修时
验
表5.1A 变压器和电抗器交流耐压试验电压标准(kV) 系统标称电压
设备最高电压
<1 ≤1.1 3 3.6 6 7.2 10 12 15 17.5 20 24 35 40.5 66 72.5 110
126
1)测量绝缘电阻 2)检查极性 3)变比检查
4)测量励磁特性曲线
交流耐受电压
油浸式、SF6变压器和电抗器- 14 20 28 36 44 68 112 160
27
见第6章“互感器” 表6.1序7、9、13、14
干式变压器和电抗器 2.5 8.5 17 24 32 43 60 - -
220 152 （288）316 -
注: 1) 上表中,变压器试验电压是根据现行国家标准《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 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
表5.1B 额定电压110kV 及以上的变压器中性点交流耐压试验电压标准(kV) 系统标称电压 110 220
设备最高电压 126 252
中性点接地方式 不直接接地 直接接地 不直接接地
5.2 油浸式电抗器
表5.2 油浸式电抗器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目
范围 周期
1年至少1次
要求
说明
出厂交流耐受电压 95 85 200
交接交流耐受电压 76 68 160
1 红外测温 2 油中溶解35kV
1)交接时(注油静置后、耐压试验24h后、冲1)新装电抗器的油中H2与烃类气体含量1)总烃包括CH4、C2
(μL/L)不宜超过下列数值: 总烃:20; H2:10; C2H2:0
2)大修后电抗器的油中H2与烃类气体含量
H4、C2H6和C2H2四种气体
2)溶解气体组份含
气体色谱及以击合闸及额定电压下运行24h后各1次) 分析
上且2)投运前 8000
3)新装、大修后
28
kvar
220kV及以上的电抗器在投运后1天、4天、10(μL/L)不宜超过下列数值:
量有增长趋势时,3 油中含水量
(mg/L) 及以天、30天各1次 上
4)运行中
a) 220kV: 3个月1次 b) 110kV: 6个月1次 c) 35kV: 1年1次 5)必要时
110k
1)交接时
V及2)投运前
以上 3)220kV及以上: 6个月1次;
110kV: 1年1次 4)必要时
总烃:50; H2:50; C2H2:0
3)运行设备的油中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)
4)总烃绝对产气速率大于6mL/d(开放式)或12mL/d(密封式),或相对产气速率大于10%/月,则认为设备有异常
投运前 运行中 110kV: ≤20 110kV: ≤35 220kV: ≤15 220kV: ≤25
29
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)必要时,如: － 在线监测系统告警等
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
4 油中含气量(体积分数) (%) 5 本体绝缘油试验
6 切换开关或选择开关油室绝缘油的击穿电压 7 有载调压 220k
1) 220kV必要时
V
见第12章“绝缘油和SF6气体”
表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11
1)交接时 2)大修时
3)按电抗器预试周期或分接变换2000～4000次或按制造厂规定
1)交接时
30
投运前 运行中 ≤1
≤1
1)应符合制造厂规定
2)交接或大修时标准与电抗器本体油相同
3)运行中油的击穿电压不小于30kV 1)电抗器带电前应进行有载调压切换装置切(吸收比、极化指数)异常时 － 严重渗漏油等
不包括油中溶解气体色谱分析、油中含水量和油中含气量
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