3.1.41水轮发电机空气冷却是利用空气作为冷却介质,对水轮发电机定子、转子绕组及定子铁芯表面进行冷却。( )

2.2.143油纸电容型套管安装前,如有水平运输、存放情况,安装就位后,带电前必须进行一定时间的静放,其中750kV套管应大于( )H,500(330)kV套管应大干( )H,,110kV~220kV套管应大于( )H。

2.2.142依据DL/T664—2016《带电设备红外诊断应用规范》开展红外检测工作。新建、改扩建或大修后的变压器,应在投运带负荷后不超过( )个月内(但至少在24H以后)进行一次精确检测。

2.2.141选用满足毫安级量程的专用表计,每季度至少测量一次变压器铁芯、夹件接地电流。运行中接地电流异常变化或大于( )mA时,应尽快查明原因,注意变压器油色谱对比分析,严重时应采取措施及时处理。

2.2.140110kV及以上电压等级的变压器每( )年应进行一次油中糠醛含量测试,按照DL/T984—2018《油浸式变压器绝缘老化判断导则》开展变压器老化评估。

2.2.139110kV及以上电压等级的变压器在交接及大修时,应进行现场局部放电试验,110kV及以上电压等级变压器高压端的局部放电量不大于( )pC;220kV~750kV电压等级变压器中压端的局部放电量不大于( )C。

2.2.138发电机出口电压等级及以上的油浸式变压器在投运前,应采用频响法和低电压短路阻抗法进行绕组变形试验,并留存原始记录。正常运行的变压器绕组变形试验周期不应超过( )年。

2.2.137变压器器身暴露在空气中的时间∶空气相对湿度不大于65%为( )H,相对湿度不大于75%为( )H。对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。

2.2.136实测变压器中性点直流偏磁电流超过( )A,则可考虑配置直流偏磁抑制装置。若变压器存在噪声、振动等异常情况,经技术评估认为有必要的,可配置直流偏磁抑制装置。

2.2.135充气运输的变压器气体露点应低于( )℃,密切监视气体压力,压力低于0.01MPA时要补气,现场充气保存时间不应超过3个月,否则应注油保存,并装上储油柜。

2.2.134出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/√3时,110kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于( )pC;220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于( )pC。但若有明显的局部放电量,即使小于要求值也应查明原因。