交流500kV电气设备交接和预防性试验规程.docx

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1、沟通 500kV 电气设备交接和预防性试验规程SD 301-88中华人民共和国能源部 1988-12-30 批准1989-06-01 实施1 总则1.1 为适应沟通 500kV 电网基建和运行的需要，保证电气设备的安全运行，特制订本规程。1.2 本规程的各项规定，是沟通 500kV 电气设备的交接和预防性试验的根本要求，应认真执行。1.3 必需坚持科学的态度，对试验结果应进展全面的历史的综合分析，把握设备性能变化的规律和趋势。1.4 本规程在执行中，如需要变更其试验工程、周期和标准，或个别工程达不到本规程的标准时，应报请主管部门 批准。1.5 凡所使用的设备及器材均应符合国家或部颁的现行技术标

2、准，并有合格证件，设备应有铭牌。1.6 进口设备应按合同技术条件和制造厂规定进展试验，但原则上也应符合本规程的规定。1.7 绝缘试验应在良好天气、被试物温度及四周空气温度不低于+5、空气相对湿度一般不高于 80%的条件下进展。1.8 本规程适用于沟通 500kV 电气设备的交接和预防性试验。沟通 500kV 电气设备中其他电压等级的局部除符合本规程所列条目外，尚应按各有关的规程执行。1.9 对电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具，以及阻波器和放电指示器等的交接 预防性检查试验，应分别依据相应的专用规程或按制造厂规定进展。1.10 沟通 500kV 电气设备中绝缘油的电

3、气及理化性能试验应按第9 章执行，但油中溶解气体的色谱分析、含水量、含气量的试验仍按各设备的有关条目进展。1.11 本规程不包括SF6气体安全治理、空气开关、GIS 和充油电缆的试验条目。2 电力变压器和电抗器2.1 电力变压器的试验工程、周期和标准如表1 所示：序号项 目周 期标准说 明测量绕组连同套管的绝缘电阻和极化指数(1) 交接时(2) 大修时(3)13 年 1 次(4)必要时一样温度下的绝缘电阻不小于出厂值的 70%； 20 时最低阻值不得小于2023M1(1) 绝缘电阻应测 10min 并记录每分钟值(2) 与发电机连接的绕组难于断开时，绝缘电阻值预试中不作规定(3) 极化指数RP

4、I1:minR1min一般不小于 1.52测量绕组连同套管的介质损耗因数(1) 交接时(2) 大修时(3) 预试周期自定(4)必要时(1)交接时20下 tg 值不大于 0.6%；同温下，一般不大于出厂值的 130%3测量绕组连同试验电压标准如下：应尽量消退其它因素对读表 1电力变压器的试验工程、周期和标准套管的泄漏电流(2) 大修时(3) 预试周期自定(4)必要时绕组客定电压：500kV； 直流试验电压：60kV；泄漏电流值不作规定，一般不大于 30 A数的影响测量绕组直流(1) 交接时(1) 相间互差不大于三相平均值的 2%，(1)交接和大修时应在各分电阻(2)大修时(3)13 年 1 次(

5、4)必要时4R- R即manRotc式中：Rmin100% 2%接位置测量(2) 预试时在运行分接位置测量(3) 周期中(4)必要时系指无绕组直流电阻最大值manR绕组直流电阻最小值minR三相直流电阻平均值atc载调压开关更换分接位置和出口短路后等状况(4) 对有载调压，一般应在测量绕组全部5分接位置的电压比检查三相变压器接线组别或6单相变压器引出线的极性测量空载损耗及空载电流7(1) 交接时(2) 大修时(3) 必要时(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时(2) 必要时(2)同温下测量值与出厂值比较，无明显差异额定分接位置，偏差不大于 0.5%； 其它分接位置不大于1%应与变压器铭牌相

6、符(1) 额定电压下损耗与出厂值比较无明显差异(2) 一般在额定电压下，与设计保证值比较，损耗偏差不大于15%；空载电流偏差不大于 30%全局部接位置测量(1) 有条件时， 在不低于95%U 下进展，试验方法按nJB501-64电力变压器试验方法(2) 制造厂供给低电压下空载电流数据可在同电压下核对变压器操作波(1)更换绕组或引试验电压为出厂值的85%，最低不得8耐压试验线时低于 75%(2)必要时测量铁芯对地(1)交接时绝缘电阻值自行规定分段绝缘的铁芯应测量段9的绝缘电阻(2)大修时间绝缘电阻(3)13 年 1 次测 量 穿 芯 螺必要时一般不小于 1000M用 2500V 兆欧表，量程栓、

7、铁轭夹件及10000M10绑扎钢带对铁芯、线圈压环及油箱的绝缘电阻绝缘11 油试验(1)含水量(1) 交接时(2) 大修时(3) 1 年至少 2 次(3)必要时交接和大修时不大于 10ppm；运行中不大于 20ppm(2)含气量(1) 交接时(2) 大修时(3) 必要时交接和大修时不大于 1%，运行中一般不大于 3%(3)色谱分(1)交接及大修时(1)投运设备，油中一般不应含有乙(1)总烃是指甲烷、乙烷、析(2) 耐压及局部放电试验前后(3) 投运第 1 年每 3个月至少一次，以后半年 1 次炔，其他各组份也应很低，耐压及局放试验前后和冲击合闸试验前后，一般应无明显差异(2)运行中设备内部氢与

8、烃类气体含量超过以下任何一项数值时应引起留意：乙烯和乙炔四种气体总和 (2)标准中所列数值的单位 为 ppm，即每升油中含有该气体的微升数(3)溶解气体含量到达引起(4) 冲击合闸试验后(5) 出口短路冲击后总烃：150ppm 乙炔：5ppm 氢：150ppm(3) 烃 类 气 体 总 的 产 气 速 率 在留意值时，可结合产气速率来推断有无内部故障；必要时应缩短周期进展追踪分 析(6)必要时0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密封式)或(4)设备及大修后的设备相对产气速率大于 10%/月可推断为设投运前应作一次检测；投运备内部存在特别 (总烃含量低的设备不后，在短期内应屡次检测，宜

9、承受相对产气速率进展推断)以推断该设备运行是否正常有(1)动作顺(1)交接时检查范围选择开关、快速机构、动静触载序(2)大修时头，全部动作挨次应符合产品技术要求调(2)操作试(3)必要时全部切换过程中应无任何开路现象和无电压下操作 10 个循环；压验(4)动作 1 万次后，特别，电气和机械限位动作正确符合制额定电压下操作 2 个循环装或按制造厂规定造厂要求置(3)切换时(1)交接时正反向切换时间均应符合制造厂要求，的间(2)大修时每次一般在 60ms 以下，且三一样步12检(3)必要时查(4)动作 1 万次后，和或按制造厂规定试(4)切换开(1)交接时(1)符合制造厂规定验关室的油(2)大修时

10、(2)运行中油应符合：的击穿强(3)2 年 1 次2.5mm 间隙的平板电极不小于 25kV；度及酸值(4)必要时酸值不大于 0.3mg(KOH)/g(油)温度计及测温(1)交接时动作敏捷，指示正确，密封良好，测温13电阻的检查和(2)大修时电阻值应和出厂值相符校验(3)3 年 1 次气体继电器的(1)交接时动作正确14校验(2)大修时(3)必要时压力释放器的15校验本体密封试验16(1) 大修时(2) 必要时(1) 交接时(2) 大修时动作值与铭牌值偏差小于10%在油枕顶部施加压力，使油箱盖上所承受的压强为 0.035MPa，24h 无渗漏交接时按制造厂规定带散热器进展检查油泵及散(1)交接

11、时投运后，检查流向、温升和噪音无特别， 必要时应解体检查17热器(2)大修时(3)13 年 1 次24h 无渗漏关心装置的电(1)交接时绝缘电阻不小于1M， 沟通耐压(1)用 1000V 兆欧表18气回路绝缘试验(2)大修时(3)13 年 1 次1000V、1min(2)可用 2500V 兆欧表播1min 代替沟通耐压额定电压下冲(1) 交接时交接时冲击合闸五次；大修更换绕组(1) 一般在高压侧进展击合闸试验(2)大修更换绕组时 时，冲击合闸三次，每次间隔5min，无19特别(2) 试验时中性点必需接地(3)发电机与变压器单元接线中间无操作断开点的可制造条件做噪音水平20(1) 交接时(2)

12、大修时在额定电压及测量频率下一般不大于80dB(A)结合系统调试进展，用一般噪音计按GB7323-87变压器和电抗器声级测定的规定进展测量局部放电试验(1)交接时(2) 大修更换线圈(1)1.3U/3 (Umm为最大工作线电压，应制造条件使试验电压及方法到达GB1094-85电力时下同)下 30min，视在放电量一般不大于变压器的规定21 (3)必要时300pC；或1.5U大于 500pC/3 下 30min，一般不m(2) 放电量与出厂值相比方有明显差异应查明缘由22 套管CT 试验工程、周期、标准按第 3.1 条的规定2.2 电抗器(包括中性点小电抗)的试验工程、周期和标准如表 2 所示：

13、序号项 目周 期标准说 明测量绕组连同套管 (1)交接时的绝缘电阻和极化(2)大修时指数(3)13 年 1 次一样温度下的绝缘电阻不小于出厂值的 70%；20时最低阻值不小于2023M1(1) 使用 2500V 兆欧表 ， 量 程 不 小 于10000M(2) 绝 缘 电 阻 应 测10min 并记录每分钟值(3)极化指数PI=R1min/R1min一般不小于 1.52测量绕组连同套管的介质损耗因数(1) 交接时(2) 大修时20时tg 值不大于 0.6%表 2电抗器(包括中性点小电抗)的试验工程、周期和标准测量绕组连同套管3的泄漏电流(3) 预试周期自定(1)交接时(2) 大修时(3) 预试

14、周期自定中性点施加直流电压 60kV,泄漏电流值不作规定，一般不大于 30 A读数应尽量消退其他因素的影响测量绕组直流电阻 (1)交接时(2)大修时4(3)13 年 1 次(4)必要时同温下，相(台)间最大差值一般不超过平均值的 2%；运行实测值与出厂值无明显差异，且相(台)间差值规律全都测量阻抗56测量损耗振 动7噪音水平8局部放电试验(1) 交接时(2) 大修更换线圈时(4)必要时必要时(1) 交接时(2) 必要时(1) 交接时(2) 必要时与出厂值相差不大于5%；与整组平均值相差不大于2%损耗值不应超过设计保证值的+15% 按合同技术条件，一般不大于 100 m(双峰值)按合同技术条件，

15、 一般不大于80dB(A)1.3U /3 下 30min，视在放电量一m承受电桥法中性点小电抗不作 用 普 通 噪 音 计 按GB7323-87 的规定进展测量中性点小电抗不作般不大于 300pC9必要时应制造条件进展1.5U /m500pC3 下 30min一般不大于本体密封试验1011绝缘油试验气体继电器校验12压力释放器校验13温度计及测温电阻14的检查和校验测量油箱外表的温15度分布16套管CT 试验(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时(2) 大修时(1) 大修时(2) 必要时(1) 交接时(2) 必要时在油枕顶部施加压力使箱盖上所承 受的压强为 0.035MPa，24h 无渗漏

16、； 中性点小电抗加 0.049MPa 压力，24h 无渗漏与 变 压 器 同动作正确动作值与铭牌值偏差不大于10%与 变 压 器 同油箱及附件温升不大于 80工程、周期、标准按第 3.1 条的规定交接时按制造厂规定3 互感器3.1 电容式电压互感器的试验工程、周期和标准如表3 所示：表 3电容式电压互感器的试验工程、周期和标准序号项目周期标准说明测量单元件分压电(1)交接时与出厂值或交接值比较应无明显变用 2500V 或以上兆欧1容器两极间的绝缘(2)13 年 1 次化，20时一般不低于 2023M表电阻(3)必要时测量单元件分压电(1)交接时(1)交接时按制造厂规定(1)进展耐压试验时，容器

17、的介质损耗因(2)13 年 1 次(2)运行中：油纸电容 tg 0.5%；聚应在耐压前后分别测数和电容值(3)必要时丙烯膜电容 tg 0.3%；电容值偏差试不超过出厂值的+2%(2)有条件时，应在额2定电压下测量(3) 与中间变压器在内部连接时，其数值不作规定(4) 一般不进展温度换算单元件分压电容器3的沟通耐压试验检查电压互感器的4变比单元件分压电容器必要时(1) 交接时(2) 必要时必要时按出厂试验值的 75% 与铭牌值全都预加压 0.81.3U ，停留时间不小于m的局部放电试验510s，降至 1.1U/3 、1min 后，测量m中间变压器试验：(1)交接时局部放电量，进口产品一般不大于1

18、0pC，国产产品应符合制造厂规定(1)绝缘电阻不作规定绝缘油色谱分析周期(1) 绝缘电阻6(2)介质损耗因数(3) 绝缘油色谱分析(2) 大修时(3)13 年 1 次(2) 介质损耗因数(20时)交接大修时不大于 3.5%，运行中不大于 5.0%(3) 油色谱分析按第 2.1 条表 1 规定为必要时进展注：电容式电压互感器的其它附属设备如放电间隙、避雷器、轭流线圈的试验工程，参照制造厂的规定进展。3.2 电流互感器的试验工程、周期和标准如表4 所示。序号项 目周 期标准说 明1测量绕组的绝缘电阻2测量一次绕组对末屏的介质损耗因数及电容值(1) 交接时(2) 大修时(3)13 年 1 次(1)交

19、接时(2)大修时(3)13 年 1 次3二次绕组沟通耐压(1)交接时一次绕组对二次绕组及地；一次绕组(1)用 2500V 兆欧表间；二次绕组间及对地均不低于出厂(2)预试时仅测末屏对值 70%，末屏对地不低于 1000M地绝缘电阻(1) 一次绕组对末屏tg 值：一般不进展温度换算交接和大修时0.6%；运行中0.7%(2) 电容值与出厂值比较应无明显变化，允许偏差5%二次绕组对地 2023V、1min表 4电流互感器的试验工程、周期和标准试验(2) 大修时(3) 必要时检查互感器各分接头的变化(1) 交接时(2) 大修时与铭牌值相符极性检查(1) 交接时(2) 大修时与铭牌值相符校核电流互感器的

20、必要时与制造厂供给的特性曲线相比无明励磁特性曲线显差异绝(1)含气量(1)交接时不大于 1%(1)特征气体到达留意456缘油(2)含水量试验(3)色谱分析7(2) 大修时(3) 投运后三个月 (4)投运后前三年每年一次，以后自行规定交接时不大于 10ppm；运行中不大于15ppm交接时：总烃：100ppm 乙炔：0氢气：150ppm 运行中：总烃：100ppm 乙炔：3ppm氢气：150ppm值且增长速率较快时，应停顿运行，更换品(2)有牢靠保证的全密封构造可不作此项试验(3)必要时可测量绝缘油的介质损耗因数4 断路器SF 断路器的试验工程、周期和标准如表 5 所示：66序号项 目周 期标准说

21、 明测量断路器内 SF6气体的含水量(1) 交接时(2) 大修时(3) 运行中每年 1 次1(1) 灭弧气室及与其相遇的气室交接时及大修后不大于 150ppm(体积比)； 运行中允许最大值为 300ppm(体积比)(2) 不与灭弧室相遇的气室，交接时及大修后不大于 250ppm(体积比)；运行中允许最大值为 500ppm(体积比)66(1)沟通耐压按产品技术条件规定试 开距瓷柱式断路器在断表 5SF断路器的试验工程、周期和标准SF 气体泄漏试验(1)交接时每个气室的年漏率不大于 1%2(2) 大修时(3) 必要时测量关心回路和(1)交接时绝缘电阻值不小于 1M用 1000V 兆欧表3掌握回路绝

22、缘电阻(2)大修时(3)13 年 1 次断路器的耐压试(1)交接时沟通耐压或操作冲击波耐压试验(在(1) 罐式断路器作对地4验(2)大修时SF 最低工作气压下)：(合闸状态)和断口间；定验电压值的 80%，耐压 1min(2)操作冲击耐压试验，先以电压值口间作耐压试验(2) 操作冲击耐压试验不低于 U/3 下作沟通耐压 5min，m前的沟通耐压 5min 如现场设备条件不具备，亦可再以产品技术条件规定的操作冲击用电压值较低的操作冲试验电压值的 80%，正负极性各试三 击代替次关心和掌握回路(1)交接时2kV 下耐压 1min工频耐压试验(2)大修时测量瓷柱式断路(1)交接时(1) 电容值偏差为

23、出厂实测值的罐式断路器按制造厂规器断口间并联电容器电容值和介质损(2)大修时(3)13 年 1 次5%(2)tg不大于 0.5%(20时)定执行耗因数测量合闸电阻阻(1)交接时阻值变化在制造厂规定的范围内567值测量断路器速度(2)大修时(3)13 年 1 次(1) 交接时应符合制造厂规定8特性测量断路器的合(2) 大修时(1)交接时应符合制造厂规定“合分时间”即通常所称闸时间、分闸时间、 (2)大修时9 分合闸同期性、合分时间和合闸电阻的有效接人时间“金属短接时间”测量分合闸电磁铁的动作电压值10测量每相导电回(1) 交接时(2) 大修时(3)13 年 1 次(1) 交接时断路器在额定油压或

24、额定气压下操动机构的动作电压应符合：牢靠分、合闸电压应能调整在30% 65%额定电压之间，低于 30%额定电压值时不应动作；但牢靠动作电压值不得大于 65%额定电压值(1) 交接时应符合制造厂规定此处所指动作电压系电磁铁线圈端子上的电压直流电流不小于 100A11路电阻测量分合闸线圈12直流电阻密度继电器校验13压力表校验： SF6气压及机构操作液14( 气) 压的整定值校验；安全阀校验(2) 大修时(3)13 年 1 次(1)交接时(2)大修时(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时(2) 大修时(3)13 年 1 次(2)大修及运行中不大于制造厂规定值的 120%应符合制造厂规定按制造厂

25、规定按制造厂规定测量分闸、合闸、(1)交接时15重合闸下操动机构(2)大修时应符合制造厂规定压试验(2)机构大修后值，应符合制造厂规定测量补压及零起(1)交接时应符合制造厂规定17打压油 ( 气) 泵运转(2)机构大修后时间液压机构及承受(1)交接时按制造厂规定18差压原理的气动机(2)机构大修后构防慢分试验利用远方操作装(1)交接时断路器在以下不同操作电源母线电压和操作液(气)压下操作，置在不同液 ( 气) 压(2)机构大修后应牢靠动作：和操作电压下检查(3) 机构部份零件额定操作操作压力操作次数断路器的动作状况更换后电压的%(液或气)19110制造厂规定最高压力分、合各 3 次110制造厂

26、规定最低压力分、合各 3 次65制造厂规定最高压力分、合各 3 次65制造厂规定最低压力分、合各 3 次100制造厂规定额定压力分、合各 3 次检查联锁、防跳及(1)交接时按制造厂规定防止非全相合闸等(2)大修时16液(气)压的下降值液(气)压机构的泄(1)交接时按制造厂规定的方法测量压力下降20关心掌握装置的动作性能套管CT 试验(3)13 年 1 次21工程、周期和标准按第 3.1 条的规定5 隔离开关隔离开关的试验工程、周期和标准如表6 所示：序号项 目周 期标准说 明测量主回路电阻1(1) 交接时(2) 大修时(3) 必要时(1) 交接时(2) 大修时(3)13 年 1 次(1)交接时

27、(2)大修时(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时应符合制造厂规定(2) 大修及运行中不大于制造厂规定值的 120%绝缘电阻不小于 1M直 流 电 流 不 小 于100A测量关心回路和掌握回路绝缘电阻用 1000V 兆欧表23关心回路和掌握回路工频耐压试验测量操动机构分、合闸线圈最低动作电压测量电动机接线端正常动作的电压变化范围2kV 下耐压 1min4应符合制造厂规定5应符合制造厂规定表 6隔离开关的试验工程、周期和标准机械操作试验：6 (1)整组(包括接地刀)操作(2)测量分、合闸时间主刀与接地刀之间的联锁试7验测量电气闭锁线圈动作电压8(1) 交接时(2)

28、 大修时(1) 交接时(2) 大修时(1) 交接时(2) 大修时应符合制造厂规定应符合制造厂规定应符合制造厂规定6 套管套管的试验工程、周期和标准如表7 所示：序号项目周表 7期套管的试验工程、周期和标准标准说明测量绝缘电阻(1)交接时20时绝缘电阻值不小于 5000M(1)用 2500V 兆欧表1(2)大修前后(3)13 年 1 次末屏对地的绝缘电阻值不小于1000M(2)预试中只测末屏对地绝缘电阻测量电容式套管的(1)交接时(1)交接和大修时tg 值不大于 0.6%一般不进展温度换算2介质损耗因数及电(2)大修时运行中不大于 0.7%容值(3)13 年 1 次(2)电容值允许偏差5%3绝缘

29、油试验必要时同电流互感器注：在进展变压器及电抗器局部放电试验中，假设疑心套管有放电缺陷，必要时可进展局部放电试验。7 悬式绝缘子和支柱绝缘子悬式绝缘子和支柱绝缘子的试验工程、周期和标准如表8 所示：序号项 目周 期标准说 明1测量绝缘电阻(1) 交接时(2) 必要时交接时每单元支柱绝缘子1000M ；每片悬式绝缘子500M (适用于线路用绝缘子)按厂家干闪电压的 90%进展用 2500V 兆欧表2沟通耐压试验线路用悬式绝缘子可不作；支柱绝缘子必要时也可进展表 8悬式绝缘子和支柱绝缘子的试验工程、周期和标准8 耦合电容器耦合电容器的试验工程、周期和标准如表9 所示：序号项 目周 期标 准说 明测

30、量两极间的绝缘电阻(1)交接时(2)13 年 1 次1交接值与出厂值比较或预试时与交接值比较，应无明显变化，20时一般不小于 2023M2测量介质损耗因(1)交接时(1)交接时按制造厂规定(1) 用 2500V 或以上的兆欧表(2) 必要时用 1000V 兆欧表测量小套管对地绝缘电阻，标准自行规定(1)进展耐压试验时应在表 9耦合电容器的试验工程、周期和标准数和电容值(2)13 年 1 次必要时必要时(2)运行中：油纸电容tg 0.5%； 耐压前后分别测量聚丙烯膜电容tg 0.3%；电容值偏(2)有条件时应在额定电差不超过出厂值的+2%压下测量按出厂试验值的 75%3沟通耐压试验局部放电试验预

31、加压 0.81.3U ，停留时间大于m410s，测量电压 1.1U /3 维持 1minm后，测量局部放电量，一般不大于10pC注：多节组合的耦合电容器应分节测量。9 绝缘油9.1 绝缘油的试验工程、周期和标准如表10 所示：表 10绝缘油的试验工程、周期和标准序项 目周 期标准说 明号水溶性酸(pH)1值酸值(1) 交接时(2) 大修时(3) 每年 12 次(1)交接时交接和大修时5.4；运行中4.2检验方法按GB7598-87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)交接和大修时0.03mg(KOH)/g(油)；检验方法按GB7599-87运2闪点(闭口)(2) 大修时(3) 每年

32、12 次(1)交接时运行中0.1mg(KOH)/g(油)；交接和大修时135；运行中不比行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)或 GB264石油产品酸值测定法 超高压油为 140。检3(2) 大修时(3) 每年 12 次油标准降低 5验方法按 GB261石油产品闪点测定法(闭口杯法)机械杂质(1)交接时无外观目视4(2) 大修时(3) 每年 12 次游离碳(1)交接时无外观目视5(2) 大修时(3) 每年 12 次水 分(1)交接时交接和大修时：检验方法按GB7600-87运(2)大修时变压器、互感器套管10ppm行中变压器油水分含量测定6(3)每年 12 次运行中：变压器 20ppm

33、； 互感器、套管法(库仑法)或 GB7601-87运行中变压器油水分测定15ppm法(气相色谱法)界面张力(1)交接时交接和大修时 35；运行中19单检验方法按 GB6541石油(2)大修时位：(25)mN/m产品油对水界面张力测定法(3)每年 12 次(圆环法)或 YS-6-1-84界面张力测定法78介值损耗因数(1)交接时注入设备前0.5%(90)；交接和大修检验方法按GB5654-85液(2)大修时时0.7%(90)；运行中2%(90)体绝缘材料工频相对介电常(3)每年 12 次数、介质损耗因数和体积电阻 率 的 试 验 方 法 或YS-30-1-84介质损耗因数和体积电阻率测定法击穿电

34、压(1)交接时交接和大修时60kV；运行中50kV检验方法按GB507-86 电气9(2) 大修时(3) 每年 12 次用油绝缘强度测定法含气量(1)交接时交接和大修时1%；运行中3%检验方法按YS-C-3-2-84 气10(2) 大修时(3) 必要时体含量测定法(二氧化碳洗脱法)注：变压器、油浸电抗器的绝缘油每年第2 次检验，可只作水分，击穿电压。互感器油的检验周期为 13 年 1 次，只检验1、5、6、9 项，假设为密封构造而制造厂又不允许取油者，可不进展上述检测。套管油的检验周期为 3 年 1 次，只检验 1、5、6、9 项，假设为密封构造而制造厂又不允许取油者，可不进展上述检测。设备中

35、绝缘油的色谱分析，含气量和含水量等工程试验另见各有关条目。绝缘油取样方法按GB7597-87电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法。本章所指绝缘油不包括断路器用油。9.2 混油试验的试验工程、周期和标准如表11 所示：序号项 目周 期标准说 明123油与不同牌号的油混合运行中的油与同牌号的油混合运行中的油与不同牌号的油混合测混合油样的凝固点不高于原用油的凝固点进展混合油样的油泥析出试验，无沉淀物产生油与不同牌号的油混合同本表 1、2 两项试验检验方法按 YS-27-1-84油泥析出测定法运行中的油与不同牌号的油混合混 合 前4进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合进展参与混合的各种油及混合后

36、油样的老化试验，混油质检验方法按 YS-25-1-84运行量不低于原运行油的质量标油开口杯老化测定法准5进口油或来源不明的油与油相混其混合油的质量标准应不低并作凝固点试验，标准见本表 1于表 11 的规定项表 11混油试验的试验工程、周期和标准注：被混合使用的油，其质量标准必需符合表11 的规定。10 避雷器10.1 磁吹避雷器的试验工程、周期和标准如表12 所示：序号项 目周 期标准说 明表 12磁吹避雷器的试验工程、周期和标准1 测量绝缘电阻测量每节元件在2 直流电压下的电导(1)12 年 1 次(2)大修时(1)12 年 1 次按元件测试，应与前一次试验结果或同类型产品的数据相比较无明显

37、差异电流(2)大修时3测量运行电压下沟通电导电流(1) 每年 1 次(2) 必要时(1)每相避雷器电流值一般在 2.05.4mA 之间(2)与历次测量值比较无明显差异4避雷器动作计数器检查每年 1 次动作正常，每次记数器应动作试验35 次可用动作记数器检测仪抽真空到 0.0510.053MPa 后，在5密封试验解体大修时5min 内其内部气压的增加不应超过133.3Pa10.2 氧化锌避雷器的试验工程、周期和标准如表13 所示：表 13氧化锌避雷器的试验工程、周期和标准序号项 目周 期标准说 明测量绝缘电阻(1)交接时与出厂值比较无明显差异用 2500V 及以上兆欧1(2)12 年 1 次表(3)必要时2测量底座绝缘电阻(1) 交接时(2