电力设备交接和预防性试验规程.docx

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1、电力设备交接和预防性试验规程（试行）1 范围 1.1本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验项目、范围、周期和要求,用以判断设备是否符合运行条件,预防设备损坏,保证安全运行。进口电力设备(或电力设备进口附件)执行中石化总公司引进电气设备预防性试验规程（1992年版）。1.2本标准适用于公司各单位。2 规范性引用文件 下列文件中一些条款,通过本标准引用而成为本标准条款。凡是注日期引用文件,其随后所有修改单(不包括勘误内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议各方研究是否可使用这些文件最新版本。凡是不注日期引用文件,其最新版本适用于本标准。GB/T 261-1983 石油产品闪点

2、测量法(闭口杯法) GB/T 264-1983 石油产品酸值测定法 GB/T 311.1-1997 高压输变电设备绝缘配合 GB/T 511-1988 石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法) GB 1094.3-2003 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/T 1094.10-2003 电力变压器 第10部分 声级测定 GB 2536-1990 变压器油 GB/T 4703-2001 电容式电压互感器 GB/T 5654-1985 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测量 GB 6450-1986 干式电力变压器 GB/T 6541-1986 石

3、油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB/T 7598-1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB/T 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB/T 7601-1987 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB/T 8349-2000 金属封闭母线 GB 9326.1.5-1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB/T 110

4、22-1999 高压开关设备和控制设备标准共用技术要求 GB/T 11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB/T 11024.1-2001 标称电压1kV以及交流电力系统用并联电容器 第1部分: 总则 性能、试验和定额 安全要求 安装和运行导则 GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022-2006 工业六氟化硫 GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量气相色谱测定法 GB/T 19749-2005 耦合电容器及电容分压器 GB 50150-2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 421-1991 绝缘油体积

5、电阻率测量法 DL/T 429.9-1991 绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991 绝缘油中含气量测试方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 475-2006 接地装置特性参数测量导则 DL/T 492-1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 506-1992 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法 DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 593-2006 高压开关设备和控制设备标准共用技术要求 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 620-1997 交流电气装置过电压保护和绝缘配合 DL/T 626-2004 劣化

6、盘形绝缘子检测规程 DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 703-1999 绝缘油中含气量气相色谱测定法 DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性测量及评定绕组端部固有振动频率测试及模态分析 DL/T 864-2004 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 911-2004 电力变压器绕组变形频率响应分析法DL/T 914-2005 六氟化硫气体湿度测定法(重量法) DL/T 915-2005 六氟化硫气体湿度测定法(电解法) DL/T 916-2005

7、 六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917-2005 六氟化硫气体密度测定法 DL/T 918-2005 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 DL/T 919-2005 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) DL/T 920-2005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳气相色谱测定法 DL/T 921-2005 六氟化硫气体毒性生物试验方法 DL/T 941-2005 运行中变压器用六氟化硫质量标准 DL/T 984-2005 油浸式变压器绝缘老化判断导则 JB/T 7112-2000 集合式高电压并联电容器 JB/T 8970-1999 高电压并联电容器用放电线圈 SH 0351-1

8、992 断路器油3 术语和定义 3.1 预防性试验 为了发现运行中设备隐患,预防发生事故或设备损坏,对设备进行检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行条件下,对设备状况连续或定时进行监测,通常是自动进行。 3.3 带电测量 对在运行电压下设备,采用专用仪器,由人员参和进行测量。 3.4 红外测温 利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应带电设备进行检测和诊断。 3.5 绝缘电阻 在绝缘结构两个电极之间施加直流电压值和流经该对电极泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中,若无特别说明,均指加压1min时测得值。 3.6 吸收比在同一次

9、试验中,1min时绝缘电阻值和15s时绝缘电阻值之比。 3.7 极化指数 在同一次试验中,10min时绝缘电阻值和1min时绝缘电阻值之比。 3.8 现场污秽度 在适当时间段内测量到污秽严重程度等值附盐密度/不溶物密度(灰密)或现场等值盐密最大值。 3.9 避雷器内部均压系统 以专用均压电容器、电阻器及内部均压电极和避雷器放电间隙或非线性电阻片适当连结,使避雷器放电间隙或非线性电阻片上电压分布均匀所采用一种装置。 3.10 本标准所用符号 Un: 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压) Um: 设备最高电压 U0/U: 电缆额定电压(其中U0为电缆导体和金属套或金属屏蔽之间设计电压,U为

10、导体和导体之间设计电压) U1mA: 避雷器直流1mA下直流参考电压 tan: 介质损耗因数4 总 则 4.1 设备进行试验时,试验结果应和该设备历次试验结果相比较,和同类设备或不同相别试验结果相比较,参考相关试验结果,根据变化规律和趋势,进行全面分析和判断后作出正确结论。 4.2 各单位应遵照本标准开展工作。在执行标准过程中,遇到特殊情况,需要延长设备试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时,应组织有关人员认真分析讨论,提出建议,由本单位负责生产总工程师批准执行,6kV及以上设备并报上级主管部门备案。对老、旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。 4.3 在预防性试验时间安排上宜将同间隔设备调

11、整为同一时间,发电厂设备预防性试验宜结合设备大、小修进行。 4.4 工频交流耐压试验时加至试验标准电压后持续时间,无特别说明时,应为1min,其它耐压试验试验电压施加时间在有关设备试验要求中规定。非标准电压等级交流耐压试验值,可根据本标准规定相邻电压等级按插入法进行计算。耐压试验电压值以额定电压倍数计算时,发电机和电动机应按铭牌额定电压计算,电缆可按电缆额定电压计算。 4.5 充油设备应在充满合格油,静置一定时间,待气泡消除后方可进行耐压试验。静置时间按制造厂要求进行,当制造厂无规定时,电压等级为220kV,须48h以上;110kV及以下,须24h以上。 4.6 进行耐压试验时,应尽量将连在一

12、起各种设备分开来单独试验(制造厂装配成套设备不在此限)。同一试验电压设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录若干不同试验电压电力设备,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各种设备中最低试验电压。4.7 当设备额定电压和实际使用额定电压不同时,应根据以下原则确定试验电压: 4.7.1 当采用额定电压较高设备以加强绝缘者,应按照设备额定电压确定其试验电压; 4.7.2 当采用额定电压较高设备作为代用者,应按照实际使用额定电压确定其试验电压。 4.8 在进行和温度和湿度有关各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等),应同时测量被试物周围温度及湿度。绝缘试验应

13、在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5,空气相对湿度不宜高于80%条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件下测得试验数据,应进行综合分析,以判断设备是否可以投入运行。本标准中常温范围为1040。试验时,应注意环境温度影响,对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈,应以被试物上层油温作为测试温度。 4.9 110kV及以上设备交接试验后超过6个月未投入运行,或运行中设备停运超过6个月,在投运前按本标准周期中“投运前”规定内容进行。35kV及以下设备按1年执行。 4.10 应加强设备红外测温工作,用红外热像仪测量,具体要求按带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 664-1999执行。 4.11 如不拆引

14、线不影响试验结果相对判断时,可采用不拆引线试验方法进行。 4.12 本标准未包含设备交接和预防性试验,按制造厂规定进行。 4.13 交接试验时,本标准未涉及到内容仍以电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150-2006为准。4.14 测量绝缘电阻,在本标准未作特殊规定时, 采用兆欧表应按下列规定执行: 1) 100V以下设备或回路,采用250V、50M及以上兆欧表; 2) 100V500V设备或回路,采用500V、100M及以上兆欧表; 3) 500V3000V设备或回路,采用1000V、2000M及以上兆欧表; 4) 3000V10000V设备或回路,采用2500V、10000M

15、及以上兆欧表; 5) 10000V及以上设备或回路,采用2500V或5000V、10000M及以上兆欧表; 6) 用于极化指数测量兆欧表短路电流不应低于3mA。 4.15 本标准高压试验方法,应按现行国家标准高电压试验技术 第一部分 一般试验要求GB/T 16927.1、高电压试验技术 第二部分 测量系统GB/T 16927.2、现场绝缘试验实施导则DL/T 474.1.5-2006及相关设备标准规定进行。 4.16 对进口设备交接试验,应按合同规定标准执行。但在签订设备合同时应注意,其相同试验项目试验标准,不得低于中石化总公司引进电气设备预防性试验规程规定。5 电力变压器及电抗器 5.1 电

16、力变压器 表5.1 电力变压器(油浸式、SF6气体绝缘)试验项目、范围、周期和要求序 项目 范围 周期 要求 说明1红外测温 1年至少1次 2油中溶解气体色谱分析 1600kVA以上油浸式 1)35kV及以上交接时(注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后各1次) 2)35kV及以上投运前 3)新装、大修后 220kV或120MVA及以上变压器在投运后1天、4天、10天、30天各1次 4)运行中 a)所有发电厂升压变压器: 1个月1次 b) 220kV或120MVA及以上: 3个月1次 c) 110kV或8MVA及以上: 6个月1次 d) 0.8MVA至8MVA

17、: 1年至少1次 e) 0.8MVA以下，2年至少1次5)出口(或近区)短路后 6)必要时 1)新装变压器油中H2和烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值: 总烃:20; H2:10; C2H2:0 2)大修后变压器油中H2和烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值: 总烃:50; H2:50; C2H2:0 3)运行设备油中H2和烃类气体含量(L/L)超过下列任何一项值时应引起注意: 总烃: 150; H2: 150; C2H2: 5(220kV及以下) 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 1)总烃包括CH4、C

18、2H4、C2H6和C2H2四种气体 2)溶解气体组份含量有增长趋势时,可结合产气速率判断,必要时缩短周期进行跟踪分析 3)总烃含量低设备不宜采用相对产气速率进行判断 3油中含水量 (mg/L) 110kV及以上或8000kVA及以上油浸式 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)220kV: 6个月1次; 110kV: 1年1次 5)必要时 投运前 110kV及以下:20 220kV: 15 运行中 110kV及以下:35 220kV: 25 1)运行中设备,测量时应注意温度影响,尽量在顶层油温高于50时取样 2)必要时,如: 绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)异常时 严重渗漏油等 4油中含气量

19、(体积分数) (%) 220kV及以上油浸式 220kV必要时 投运前 1 运行中 3 5本体绝缘油试验 见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11 不包括油中溶解气体色谱分析、油中含水量和油中含气量 6测量SF6气体湿度(20体积分数) (L/L) 1)交接时 2)1年 3)大修后 4)必要时 1)交接时和大修后不应大于250 2)运行中不应大于500 7密封性检查 1)交接时 2)SF6: 1年 3)必要时 1)油浸式变压器外表应无可见油渍现象 2)SF6变压器应无明显泄漏点,年漏气率不超过0.1%,可按照每个检测点泄漏值不大于30L/L执行 8SF

20、6气体成分分析 1)大修后 2)必要时 见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.3序2、3、4、5、6、7、8 9切换开关或选择开关油室绝缘油击穿电压1)交接时 2)大修时 3)按变压器预试周期或分接变换20004000次或按制造厂规定 1)应符合制造厂规定 2)交接或大修时标准和变压器本体油相同 3)运行中油击穿电压不小于30kV 10有载调压切换装置检查和试验 1)交接时 2)按制造厂规定 3)大修后 4)必要时 1)变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验,检查切换开关切换触头全部动作顺序,测量过渡电阻阻值和切换时间。测得过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间数值、正反向切换时间偏

21、差均应符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量,不进行该项试验 2)在变压器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压85%及以上。操作无卡涩、连动程序,电气和机械限位正常 3)循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量,试验结果应符合表5.1序11和序16要求 4)在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作,动作应正常。操作过程中,各侧电压应在系统电压允许范围内 11测量绕组连同套管直流电阻 1)交接时(所有分接位置) 2)110kV及以上:23年; 110kV以下:35年 3)大修前、后 4)无载分接开关变换分接位

22、置时 5)有载分接开关检修后(所有分接位置) 6)出口(或近区)短路后 7)必要时 1)1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间差别应小于三相平均值2%,无中性点引出绕组,线间差别应小于三相平均值1% 2)1600kVA及以下变压器,相间差别应小于三相平均值4%,线间差别应小于三相平均值2% 3)和以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2% 1)如电阻相间差在出厂时超过规定,制造厂已说明了这种偏差原因,则和以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2% 2)预试时带有分接绕组,宜在所有分接下测量。有载调压变压器如有正、反励磁开关(极性选择器)时,可在一个方向上测量所有分接电阻,在另一个方向上只

23、测量12个分接。无载分接开关在运行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算R2=R1（TT2）/（TT1）式中T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取225 4)封闭式电缆出线或GIS出线变压器,电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 5)试验电流不宜超过20A;测量大容量五柱变压器低压D联结绕组时,宜采用助磁法 12测量绕组连同套管绝缘电阻、吸收比或极化指数35kV及以上且4MVA及以上测量吸收比; 220kV及以上或120MVA及以上测量极化指数1)交接时 2)110kV及以上:2年; 110kV以下: 35年 3)大修前、后 4)投运前 5)必要时 1)绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品

24、出厂试验值或前一次试验值70% 2)吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000M时,吸收比可不做考核要求 3)极化指数在常温下不低于1.5;当R60s大于10000M时,极化指数可不做考核要求 4)预试时可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可 1)使用2500V或5000V兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)尽量在油温低于50时测量,不同温度下绝缘电阻值按下式换算R2= R11.5（t1-t2）/10 R1、R2分别为温度t1、t2时绝缘电阻值 4)吸收比和极化指数不进行温度换算 5)封闭式电缆出线或GIS出线变压器,电缆、GIS侧绕组可在中性点测

25、量 13测量绕组连同套管tan35kV及以上且8000kVA及以上油浸式1)交接时 2)大修前、后 3)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 4)必要时1)20时tan(%)不大于下列数值: 110220kV: 0.8 35kV: 1.5 2)tan值和出厂试验值或历年数值比较,其变化不应大于30% 3)试验电压: 绕组额定电压 10kV及以上 10kV 绕组额定电压 10kV以下绕组额定电压Un 14电容型套管tan和电容量1)交接时 2)110kV及以上:23年; 110kV以下:35年 3)大修后 4)投运前 5)必要时见第8章“套管” 表8序4 用正接法测量有末屏引出套管tan和

26、电容值;封闭式电缆出线或GIS出线变压器,电缆、GIS侧套管从中性点加压15测量绕组连同套管直流泄漏电流10kV及以上且10000kVA及以上油浸式1)交接时 2)投运前 3)110kV及以上:23年; 110kV以下:35年 4)大修前、后 5)必要时1)试验电压一般如下: 读取1min时直流泄漏电流值,泄漏电流不宜超过本标准附录D规定绕组额定 电压(kV) 36 15.75 18 35 110 220 直流试验 电压(kV) 51020402)和前一次测试结果相比应无明显变化16测量所有分接头电压比 1)交接时 2)大修后 3)分接开关拆装后 4)更换绕组后 5)必要时 1)各相分接头电压

27、比和铭牌数据相比应无明显差别,且应符合电压比规律 2)35kV以下,电压比小于3变压器电压比允许偏差为1%;其它所有变压器:额定分接电压比允许偏差为0.5%,其它分接电压比应在变压器短路阻抗值(%)1/10以内,但不得超过1% 17检查变压器三相接线组别或单相变压器引出线极性1)交接时 2)更换绕组后 必须和设计要求及铭牌上标记和外壳上端子标志相一致 18绕组连同套管交流耐压试验1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 1)绕组额定电压110kV以下变压器,应进行线端交流耐压试验,试验电压标准为出厂试验电压值80%,或按表5.1A 2)绕组额定电压为110kV及以上变压器,其中性点应进行交流耐压

28、试验,试验电压标准为出厂试验电压值80%,或按表5.1B 1)交流耐压试验可以采用外施工频电压试验方法,也可采用倍频感应法 2)试验电压波形尽可能接近正弦,试验电压值为测量电压峰值除以 ,试验时应在高压端监测 3)外施交流电压试验电压频率应为4565HZ,全电压下耐受时间为60s 4)感应电压试验时,为防止铁芯饱和及励磁电流过大,试验电压频率应适当大于额定频率。除非另有规定,当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时,全电压下试验时间为60s;当试验电压频率大于2倍额定频率时,全电压下试验时间为:120(s),但不少于15s 19测量和铁芯绝缘各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(有外引接地线)绝缘电

29、阻1)交接时(包括注油前) 2)110kV及以上:23年; 110kV以下:35年 3)大修前、后 4)必要时 绝缘电阻和以前测试结果相比无显著差别 1)用2500V兆欧表 2)夹件引出接地可单独对夹件进行测量 3)对变压器上有专用铁芯接地线引出套管时,应在注油前测量其对外壳绝缘电阻 20测量铁芯(有外接引下接地线)接地电流 1)投运后 2)3个月1次 运行中铁芯接地电流不应大于0.3A21测量穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等绝缘电阻1)器身检查时 2)大修中 220kV及以上绝缘电阻不应低于500M,其它和出厂值和以前测试结果相比应无显著差别1)用2500V兆欧表 2)连

30、接片不能拆开者可不进行22绕组变形试验 1600kVA以上油浸式1)交接时 2)更换绕组后 3)大修后 4)出口(或近区)短路后 5)110kV及以上变压器和发电厂高厂变：35年1)35kV及以下变压器,宜采用低电压短路阻抗法 2)110kV及以上变压器和发电厂高厂变,宜采用频率响应法 频率响应法标准综合电力变压器绕组变形频率响应分析法DL/T 911以及山东电力集团公司 变压器绕组变形测试应用导则集团生工200212号执行23绕组连同套管长时感应电压试验带局部放电试验110 kV及以上油浸式 1)220kV或120MVA及以上交接时 2)220kV大修更换绝缘部件或部分线圈后 3)110kV

31、变压器对绝缘有疑问时 4)必要时 1)线端电压为1.5Um/时,视在放电量不宜大于500pC;线端电压为1.3Um/时,视在放电量不宜大于300pC 2)新安装变压器交接试验中,要求加于匝间和主绝缘试验电压为1.5Um/3)局部放电试验方法及判断方法参见附录E 必要时,如: 运行中变压器油色谱异常,怀疑存在放电性故障时,可进行局部放电试验 24测量零序阻抗继电保护有要求时按继电保护专业要求进行如有制造厂出厂试验值,交接时可以不做25测量空载电流和空载损耗1)更换绕组后 2)必要时 和前次试验相比无明显变化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(如制造厂提供了较低电压下测量值

32、,可在相同电压下进行比较) 2)必要时,如: 怀疑磁路有缺陷等 26测量短路阻抗和负载损耗1)更换绕组后 2)必要时和前次试验相比无明显变化试验电源可用三相或单相;试验电流可用额定值或较低电流(如制造厂提供了较低电流下测量值,可在相同电流下进行比较)27测温装置校验1)交接时 2)23年 3)大修时 4)必要时 按制造厂技术要求 28气体继电器校验 油浸式 1)交接时 2)23年 3)大修时 4)必要时 按制造厂技术要求29压力释放器校验油浸式必要时动作值和铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定30检查相位交接时必须和电网相位一致 31额定电压下冲击合闸试验1)交接时 2)更换绕组后 1)新装

33、和全部更换绕组变压器,在额定电压下对变压器冲击合闸试验,应进行5次,每次间隔时间宜为5min,应无异常现象 2)部分更换绕组变压器,应进行3次,每次间隔时间宜为5min,应无异常现象 1)在运行分接上进行 2)宜在高压侧进行 3)对中性点接地电力系统,试验时变压器中性点必须接地 4)发电机变压器组中间连接无操作断开点变压器,可不进行冲击合闸试验 32油中糠醛含量测量220 kV油浸式 1)需要了解绝缘老化情况时 2)油中气体色谱分析判断有过热故障,需确定是否涉及纸绝缘时 3)取绝缘纸测聚合度前 4)大修前和变压器重新投运12个月后 5)超过注意值,可在1年内检测1次 符合现行国家标准油浸式变压

34、器绝缘老化判断导则DL/T 984要求33绝缘纸(板)聚合度测量 220 kV油浸式1)油中糠醛含量超过注意值时 2)负载率较高变压器运行25年左右 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)对运行时间较长变压器尽量利用吊检机会取样 34绝缘纸(板)含水量测量220 kV 必要时 不大于下列值: 220kV: 3% 35测量壳式变压器绝缘油带电度 油浸式必要时应小于500pC/mL/20 36套管电流互感器试验1)交接时 2)大修时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 见第6章“互感器

35、” 表6.1序7、9、13、14 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 交流耐受电压 油浸式、SF6变压器和电抗器干式变压器和电抗器 1 1.1 -2.5 33.6148.567.22017101228241517.53632202444433540.568606672.5112-110126160-220152（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规定出厂试验电压乘以0.8制定。表5.1B 额定电压110kV 及以上变压器中性点交流耐压试验电压

36、标准(kV)系统标称电压 设备最高电压 中性点接地方式 出厂交流耐受电压 交接交流耐受电压 110126不直接接地 9576220252直接接地8568不直接接地 2001605.2 油浸式电抗器 表5.2 油浸式电抗器试验项目、范围、周期和要求序 项目 范围 周期 要求 说明1红外测温1年至少1次 2油中溶解气体色谱分析35kV及以上且8000kvar及以上1)交接时(注油静置后、耐压试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后各1次) 2)投运前 3)新装、大修后 220kV及以上电抗器在投运后1天、4天、10天、30天各1次4)运行中 a) 220kV: 3个月1次b) 110kV:

37、6个月1次c) 35kV: 1年1次5)必要时 1)新装电抗器油中H2和烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值: 总烃:20; H2:10; C2H2:0 2)大修后电抗器油中H2和烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值: 总烃:50; H2:50; C2H2:0 3)运行设备油中H2和烃类气体含量(L/L)超过下列任何一项值时应引起注意: 总烃: 150; H2:150; C2H2: 5(35kV220kV) 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 1)总烃包括CH4、C2 H4、C2H6和C2H2四种气体 2)溶

38、解气体组份含量有增长趋势时,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 3油中含水量 (mg/L) 110kV及以上1)交接时 2)投运前 3)220kV及以上: 6个月1次; 110kV: 1年1次 4)必要时 投运前 110kV: 20 220kV: 15 运行中 110kV: 35 220kV: 25 1)运行中设备,测量时应注意温度影响,尽量在顶层油温高于50时取样 2)必要时,如: 绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)异常时 严重渗漏油等 4油中含气量(体积分数) (%) 220kV 1) 220k

39、V必要时投运前 1 运行中1 5本体绝缘油试验 见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11 不包括油中溶解气体色谱分析、油中含水量和油中含气量6切换开关或选择开关油室绝缘油击穿电压1)交接时 2)大修时 3)按电抗器预试周期或分接变换20004000次或按制造厂规定 1)应符合制造厂规定 2)交接或大修时标准和电抗器本体油相同 3)运行中油击穿电压不小于30kV 7有载调压切换装置检查和试验1)交接时 2)按制造厂规定 3)大修后 4)必要时 1)电抗器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验,检查切换开关切换触头全部动作顺序,测量过渡电阻阻值和切换时间

40、。测得过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于电抗器结构及接线原因无法测量,不进行该项试验 2)在电抗器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压85%及以上。操作无卡涩、连动程序,电气和机械限位正常 3)循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻测量,试验结果应符合表5.2序8要求 4)在电抗器带电条件下进行有载调压开关电动操作,动作应正常。操作过程中,各侧电压应在系统电压允许范围内 8测量绕组连同套管直流电阻1)交接时(所有分接位置) 2)110kV及以上: 23年; 110kV以下: 35年

41、 3)大修前、后 4)无载分接开关变换分接位置后 5)有载分接开关检修后(所有分接位置) 6)必要时 1)1600kvar以上电抗器,各相绕组电阻相互间差别应小于三相平均值2%,无中性点引出绕组,线间差别应小于三相平均值1% 2)1600kvar及以下电抗器,相间差别应小于三相平均值4%,线间差别应小于三相平均值2% 3)和以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2% 1)如电阻相间差在出厂时超过规定,制造厂已说明了这种偏差原因,则和以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2% 2)预试时带有分接绕组,宜在所有分接下测量。有载调压电抗器如有正、反励磁开关(极性选择器)时,可在一个方向上测量所有分接

42、电阻,在另一个方向上只测量12个分接。无载分接开关在运行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算 R2=R1(T+T2)/(T+T1) 式中T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取225 9测量绕组连同套管绝缘电阻、吸收比或极化指数35kV及以上测量吸收比; 220kV测量极化指数 1)交接时 2)110kV及以上:23年; 110kV以下:35年 3)大修前、后 4)投运前 5)必要时 1)绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品出厂试验值或前一次试验值70% 2)吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000M时,吸收比可不做考核要求 3)极化指数在常温下不低于1.5;当R60s大于10

43、000M时,极化指数可不作要求 4)预试时可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可 1)使用2500V或5000V兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)尽量在油温低于50时测量,不同温度下绝缘电阻值按下式换算 R2=R11.5(t1t2)/10 式中R1、R2分别为温度t1、t2时绝缘电阻值) 4)吸收比和极化指数不进行温度换算 10测量绕组连同套管tan 35kV及以上且8000 kvar以上油浸式 1)交接时 2)大修前、后 3)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 4)必要时 1)20时tan(%)不大于下列数值: 110220kV: 0.8 35

44、kV: 3.5 2)tan值和出厂试验值或历年数值比较不应大于30% 3)试验电压: 绕组额定电压 10kV及以上 10kV 绕组额定电压 10kV以下 绕组额定电压Un 11电容型套管tan和电容量 1)交接时 2)110kV及以上:23年; 110kV以下: 35年 3)大修后 4)投运前 5)必要时 见第8章“套管” 表8序4 用正接法测量有末屏引出套管tan和电容值 12测量绕组连同套管直流泄漏电流35kV及以上且8000kvar及以上1)交接时 2)投运前 3) 110kV及以上:年; 110kV以下: 35年4)大修前、后 5)必要时 1)试验电压一般如下: 绕组额定 电压(kV) 36 15.75 1835 110 220 直流试验 电压(kV) 510