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)更换绕组后
1)必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符
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)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量的单位为μL/L
2
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
——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、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。
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
GB 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
5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ
5
套管试验
/
见8套管
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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A
1)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验；
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500kV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
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
3)大修后
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：
总烃：20μL/L；H2：30μL/L；C2H2：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：50μL/L；H2：50μL/L；C2H2：痕量
4
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
4
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
4
5
5
表135 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
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 MΩ；其它变压器一般不低于10 MΩ
1)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
/
12
绕组泄漏电流
出厂值
新设备在制造厂整体组装完成后试验测量值。
设计值
根据工程实际，设计单位给出的要求值。
注意值
状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。
3
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
4
4
4
4
4
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。
Q/GDW07
国网冀北电力有限公司企业标准
Q/GDW07001－2013－10501
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
目
前
Q/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：
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 MΩ时，吸收比和极化指数可仅作为参考
4
绕组的tanδ
1)交接时
2)大修后
1)20℃时的tanδ不大于下列数
500kV0.005
66kV～220kV0.008
35kV0.015
2) tanδ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：Un
1)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tanδ标准值相同
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
3
下列术语、定义和符号适用于本标准。
3
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。
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。
A
对电力设备的本体进行整体性检查、维修、更换和试验。
B
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。
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。
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〔2012〕352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〔2011〕1223号）
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%
4
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下要求：
500 kV设备静置时间大于72 h
220 kV设备静置时间大于48 h
110 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。
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、t2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10A
3
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
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
DL/T538高压带电显示装置
DL/T864标称电压高于1000V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
——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；