电力设备交接和预防性试验要求.pdf

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1、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的项目、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 (或电力设备的进口附件 )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 下列文件中的一些条款 ,通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件 ,其随后所有的修改单 (不包括勘误的内容 ) 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的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其 最新

2、版本适用于本标准。 GB/T 261-1983 石油产品闪点测量法 (闭口杯法 ) GB/T 264-1983 石油产品酸值测定法 GB/T 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 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 2 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的测量 G

3、B 6450-1986 干式电力变压器 GB/T 6541-1986 石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.

4、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 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 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 3 GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB/T 19749-2005 耦合电容器及电容分压器 GB 5015

5、0-2006 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 绝缘油中含气量的测试方法(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的共用技术要求 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规

6、程 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 626-2004 劣化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 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 4 DL/T 735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的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的频率响应分析法 DL/T 914-2005 六氟化

7、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 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、四氟化碳的气相色谱测定法 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 J

8、B/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 0351-1992 断路器油 3 术语与定义 5 3.1 预防性试验 为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏 ,对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测,通常是自动进行的。 3.3 带电测量 对在运行电压下的设备 ,采用专用仪器 ,由人员参与进行的测量。 3.4 红外测温 利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应的带电设备进行检测和诊断。 3.5 绝缘电阻 在绝缘结构的

9、两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。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 时的测得值。 3.6 吸收比 在同一次试验中 ,1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。 3.7 极化指数 在同一次试验中 ,10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝缘电阻值之比。 3.8 现场污秽度 在适当的时间段内测量到的污秽严重程度等值附盐密度/不溶物密度 (灰密)或现场等值盐密的最大值。 6 3.9 避雷器的内部均压系统 以专用的均压电容器、 电阻器及内部均压电极与避雷器的放电间隙或非线性电阻片适当连结,使避雷器的放电间隙或非线

10、性电阻片上的 电压分布均匀所采用的一种装置。 3.10 本标准所用的符号 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为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压,U为导体与导体之间的设计电压) U1mA: 避雷器直流 1mA 下的直流参考电压 tan : 介质损耗因数 4 总 则 4.1 设备进行试验时 ,试验结果应与该设备历次试验结果相比较,与同类设备或不同相别的试验结果相比较,参考相关的试验结果 ,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

11、况 ,需要延长设备的试验周期、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 ,由本单位负责生产的总工程师批准执行,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 在预防性试验时间的安排上宜将同间隔设备调整为同一时间,发电厂设备的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的持续时间,无特别说明时 ,应为1min, 其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的 7 试验要求中规定。非标准电压等级的交流耐压试验值,可根据本标准规定的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 压的倍

12、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 的,须48h 以上;110kV 及以下的 ,须24h 以上。 4.6 进行耐压试验时 ,应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。 同一试验电压的设备可连在一 起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备,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 用各种设备中的最低试验电压。 4.7 当设备的额定电压与实际

13、使用的额定电压不同时,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的设备以加强绝缘者,应按照设备的额定电压确定其试验电压; 4.7.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者,应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。 4.8 在进行与温度与湿度有关的各种试验时(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的温度及湿度。 绝缘试验应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% 的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条 件下测得的试验数据 ,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 10 ? 40 。试验

14、时 ,应注意环境温度的影 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个月的 ,在投运前按本标准周期中 “ 投运前 ” 规定的内 容进行。 35kV 及以下设备按 1年执行。 4.10 应加强设备的红外测温工作,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。 8 4.11 如不拆引线不影响试验结果的相对判断时,可采用不拆引线试验的方法进行。 4.12 本标准未包含设备的交接和预防性试验,按制造厂规定进行。 4.13 交接试验时 ,本标准未

15、涉及到的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, 采用的兆欧表应按下列规定执行: 1) 100V以下的设备或回路 ,采用250V 、50M 及以上兆欧表 ; 2) 100V500V 的设备或回路 ,采用500V 、100M 及以上兆欧表 ; 3) 500V3000V 的设备或回路 ,采用1000V 、2000M 及以上兆欧表 ; 4) 3000V10000V 的设备或回路 ,采用2500V 、10000M 及以上兆欧表 ; 5) 10000V及以上的设备或回路 ,采用2500V 或5000V 、10000M

16、 及以上兆欧表 ; 6) 用于极化指数测量的兆欧表短路电流不应低于3mA 。 4.15 本标准的高压试验方法 ,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及相关设备标准的规定进行。 4.16 对进口设备的交接试验 ,应按合同规定的标准执行。但在签订设备合同时应注意,其相同试验项目的试验标准,不得低于中石化 总公司引进电气设备预防性试验规程的规定。 5 电力变压器及电抗器 5.1 电力变压器 表 5.1 电力变压器 (油浸式、 SF6 气体绝缘

17、)的试验项目、范围、周期和要求 9 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 1600 kVA 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及以上的变压器在投运后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) 0.8M

18、VA至8MVA: 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 的 油 中 H2与 烃 类 气 体 含量 ( L/L) 不宜超过下列数值 : 总烃:20; H2:10; C2H2:0 2) 大修后变压器的油中H2与烃类气体含量 ( L/L) 不宜超过下列数值 : 总烃:50; H2:50; C2H2:0 3) 运行设备的油中 H2 与烃类气体含量 ( 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

19、 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 、 C2H4 、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)总烃含量低的设 备不宜采用相对产 气速率进行判断 10 3 油中 含水 量 (mg/L) 110k V 及 以上 或 8000 kVA 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 :

20、 35 220kV: 25 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 ( 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) (%) 220k V 及 以上 油浸 式 220kV必要时投运前 1 运行中 3 5 本体 绝缘见第12 章“ 绝缘油和 SF6 气体” 不包括油中溶解气 11 油试验表 12.1 序 1、2、3、4、6、7、8、9、11 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 的 体 积 分 数) ( L/L) 1)交接时 2)1年

21、 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 30 L/L 执行 8 SF6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 12 9 切换 开关 或选 择开 关油 室绝 缘油 的击 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

22、制造厂规定 1) 应符合制造厂规定 2) 交接或大修时标准与变压器本体油相同 3) 运行中油的击穿电压不小于30kV 10 有载 调压 切换 装置 的检 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的全部 动作顺序 , 测量过渡电阻阻值和切换时间。测 得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时 间的数值、正反向切换时间偏差均应符合制 造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因 无法测量的 , 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

23、 时电源电压为额定电压的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 13 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的要求 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 的直 流电 阻 1)交接时 ( 所有分接位置 ) 2)110kV及以上 :2 3年; 110kV以下:3 5年 3)大修前、后 4)无载分接开关变换分接位置时 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

24、时 1)1600kVA以上变压器 , 各相绕组电阻相互间 的差别应小于三相平均值的2%,无中性点引 出的绕组 , 线间差别应小于三相平均值的1% 2)1600kVA及以下变压器 , 相间差别应小于三 相平均值的 4%,线间差别应小于三相平均值 的2% 3) 与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 种偏差的原因, 则 与以前相同部位测 得值比较 , 其变化 不应大于 2% 2)预试时带有分接 的绕组 , 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 14 性选择器 ) 时, 可在 一个方向上测

25、量所 有分接的电阻, 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（ 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出线的变压 器, 电缆、 GIS侧绕 15 组可不进行定期试 验 5)试验电流不宜超 过 20A; 测量 大容 量的五柱变压器低 压 D 联结绕组时 , 宜采用助磁法 12 测量 绕组 连同 套管 的绝 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; 220k 1)交接时 2)110kV

26、及以上 :2 年; 110kV以下: 3 5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的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 温度下的绝缘电阻 值按下式

27、换算 R2= R1 1.5 （t1-t2 ）/10 R1、 R2 分别为温度 16 V 及 以上 或 120M VA 及以 上测 量极 化指 数 t1 、t2 时的绝缘电 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出线的变压 器, 电缆、GIS侧绕 组可在中性点测量 13 测量 绕组 连同 套管 的 tan 35kV 及以 上且 8000 kVA 及以 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 值与出厂试

28、验值或历年的数值比较, 其变化不应大于 30% 3) 试验电压 : 17 上的 油浸 式 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 管的 tan 和 电容量 1)交接时 2)110kV及以上 :2 3年; 110kV以下:3 5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 的 套 管 tan 和电容值 ; 封 闭 式 电 缆 出 线 或 GIS出 线 的 变 压 器,电缆、 GIS 侧套 管从中性点加压 15 测量 绕组 连同 套管 的直 流泄 漏电流 10kV 及以

29、 上且 1000 0kVA 及以 1)交接时 2)投运前 3)110kV及以上 :2 3年; 110kV以下:3 5年 4)大修前、后 5)必要时 1) 试验电压一般如下 : 读取 1min时的直 流泄漏电流值, 泄 漏电流不宜超过本 标准附录 D 的规定 绕组额 定 电压 (kV) 3 6 15.75 18 35 110 220 18 上油 浸式 直流试 验 电压 (kV) 5 10 20 40 2) 与前一次测试结果相比应无明显变化 16 测量 所有 分接 头的 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) 各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无 明显

30、差别 , 且应符合电压比的规律 2)35kV 以下, 电压比小于3 的变压器电压比 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%,其它分接的电压比 应在变压器短路阻抗值 (%)的 1/10 以内, 但不 得超过 1% 17 检查 变压 器的 三相 接线 组别 或单 相变 1)交接时 2)更换绕组后 必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的 端子标志相一致 19 压器 引出 线的极性 18 绕组 连同 套管 的交 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

31、值的 80%,或按表 5.1A 2) 绕组额定电压为 110kV及以上的变压器 , 其 中性点应进行交流耐压试验, 试验电压标准 为出厂试验电压值的80%,或按表 5.1B 1)交流耐压试验可 以采用外施工频电 压试验的方法, 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 的 峰 值 除 以 2 , 试验时应在高 压端监测 3)外施交流电压试 验电压的频率应为 45 65HZ,全电 压 下耐受时间为 60s 4) 感 应 电 压 试 验 20 时, 为防止铁芯饱 和 及 励 磁 电 流 过 大, 试验电压的频 率应适当大于额定 频率。除非另有规 定, 当试

32、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 试验频率 额定频率 (s),但 不少于 15s 21 19 测量 与铁 芯绝 缘的 各紧 固件 ( 连 接 片 可 拆 开 者 ) 及 铁 芯 ( 有 外 引接 地线 的 ) 绝 缘 电阻 1)交接时 ( 包括注油前 ) 2)110kV及以上 :2 3年; 110kV以下:3 5年 3)大修前、后 4)必要时 绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别1)用2500V兆欧表 2)夹件引出接地的 可单独对夹件进行 测量 3)对变压器上

33、有专 用的铁芯接地线引 出套管时 , 应在注 油前测量其对外壳 的绝缘电阻 20 测量 铁芯 ( 有 外 接 引下 接地 线 的 ) 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0.3A 21 测量 穿芯 螺栓 、铁 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 与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)连接片不能拆开 22 轭夹 件、 绑 扎 钢 带、铁芯、 线圈 压环 及屏 蔽等 的绝 缘电 阻 者可不进行 22 绕组 变形 试验 1600 kVA 以上 油浸 式 1)交接时 2)更换绕组后 3)大修

34、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：3 5 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 组变形的频率响应 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110 1)220kV或120MVA 及以上交接时 1) 线端电压为 1.5Um/3 时, 视在放电量不宜 必要时 ,如: 23 套管 的长 时感 应电 压试 验带 局部 放电 试验 kV 及以 上油 浸

35、式 2)220kV大修更换绝缘部件或部分线圈后 3)110kV变压器对绝缘有疑问时 4)必要时 大于 500pC;线端电压为 1.3Um/3 时, 视在放 电量不宜大于 300pC 2) 新安装的变压器交接试验中, 要求加于匝 间和主绝缘的试验电压为1.5Um/3 3) 局部放电试验方法及判断方法参见附录E 运行中的变压 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的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 与前次试验相比无明显变化1)试验电源

36、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 下的测量值, 可在 相同电压下进行比 较) 2)必要时 , 如: 24 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 与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 供了较低电流下的 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 按制造厂的技术要求 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 按制造厂的技术

37、要求 25 29 压力 释放 器校验 油浸 式 必要时动作值与铭牌值相差不大于10% 或符合制造 厂规定 30 检查相位交接时必须与电网相位一致 31 额定 电压 下的 冲击 合闸试验 1)交接时 2)更换绕组后 1) 新装和全部更换绕组的变压器, 在额定电 压下对变压器的冲击合闸试验, 应进行 5次, 每次间隔时间宜为 5min, 应无异常现象 2) 部分更换绕组的变压器, 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)对中性点接地的 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 开点的变压

38、器, 可 不进行冲击合闸试 验 32 油中 糠醛 含量测量 220 kV 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 符合现行国家标准油浸式变压器绝缘老化 判断导则 DL/T 984的要求 26 油浸 式 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 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)负载率较高的变压器运行 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

39、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 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 27 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 ” 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

40、变压器和电抗器干式变压器和电抗器 0.35的应小于 500 SF6气体湿度的测 量应在断路器充气 24h后进行 2 密封 性试 验 1)交接时 2)新装或大修后 1年内1次, 无异常 , 2 3年1 次 3)大修后 4)必要时 1) 采用灵敏度不低于1 106(体积比 ) 的检漏 仪对 GIS各密封部位、管道接头等处进行检测 时, 检漏仪不应报警 2) 必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测 量。以 24h的漏气量换算 , 年漏气率不大于 0.5% 在额定压力下进行 3 测量 回路 绝缘电阻 1)交接时 2)耐压试验前、后 1) 整体绝缘电阻值测量 , 应符合制造厂的规定 2) 耐压试验前、后

41、, 绝缘电阻应无明显变化 采 用 5000V兆 欧 表 81 4 主回 路交 流耐 压试 验 1)交接时 2)扩建后 3)大修后 4)必要时 1) 交流耐压试验电压为出厂试验电压的80% 2) 交流耐压试验程序和方法, 应按产品技术条 件或国家现行标准气体绝缘金属封闭电器现 场耐压试验导则 DL/T 555的规定进行 对GIS 工频耐压试 验时如不包括其中 的电磁式电压互感 器及避雷器, 应在 投运前对它们进行 试验电压为 Um/3 的 5min 老练试验 , 试验时 应校核电压互感器 的二次电压及测量 避雷器的持续电流 5 测量 导电 回路电阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1) 不应

42、超过产品技术条件的规定值 2) 应采用电流不小于 100A的直流压降法 6 GIS 内 各 元 件 ( 断 1)交接时 2)大修后 应按本标准相应章节的有关规定进行, 但对无 法分开的设备可不单独进行 82 路器 、隔 离开 关、 负 荷 开 关、 接地 开关 、避 雷器 、互 感器 、套 管和 母线 等 ) 的 试 验 3)必要时 7 气体 密度 继 电 器 ( 包 括 整 定 值 ) 检 验 1)交接时 2) 2 3年 3)大修后 4)必要时 应符合产品技术条件的规定 8 压力 表校 验 ( 或 调 1)交接时 2) 2 3年 应符合产品技术条件的规定对气动机构应校验 各级气压的整定值 8

43、3 整 ), 机 构 操作 压力 (气压、液 压 ) 整 定 值校验 3)大修后 4)必要时 ( 减压阀及机械安 全阀) 9 操动 机构 试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第7.2 章“ 断路器操动机构试验 ” 10 运行 中局 部放 电测 试 必要时应无明显局部放电信号 7.4 油断路器 表 7.4 油断路器的试验项目、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 断路 器本 体和 套管 见第12.2 章“ 断路器用绝缘油 ” 84 中绝 缘油 试验 3 测量 绝缘 电阻 1)交接时 2) 2 3年 3)大修后 4)必要时 1) 整体绝缘电阻 , 应符合

44、制造厂规定 2) 断口和绝缘拉杆的绝缘电阻, 在常温下不应 低于下表数值 (M ) 试验 类别 额定电压 (kV) 5.4 4.2按GB/T 7598进行试验 3 酸值 (mgKOH/g ) 110k V 及 以上 1)交接时 2)大修后 3)35年 4)必要时 0.03 0.1 按GB/T 264或GB/T 7599进行 试验 4 闪 点 ( 闭 口) ( ) 110k V 及 以上 1)交接时 2)大修后 3)220kV及以上 : 必要时 140(10号、 25号油) 135(45号油 ) 不 应 比 新 油 原 始 测 量 值 低10 按GB/T 261进行试验 5 含水量 (mg/L)

45、 1)交接时 2)大修后 110kV及以下: 20 220kV: 15 110kV 及 以 下: 35 运行中设备 , 测量时应注意 温度的影响 , 尽量在顶层油 116 3)110kV: 1 年 220kV:6个月 220kV: 25 温高于 50时采样 , 按GB/T 7600或GB/T 7601进行试验 6 击穿电压 (kV) 1)交接时 2)大修后 3)110kV及以上 : 2 3年 110kV以下: 3 5年 35kV及以下：35 110kV? 220kV: 40 500kV: 60 35kV及以下： 30 110kV? 220kV: 35 按DL/T 429.9 方法进行试验 7

46、界面张力 (25) (mN/m) 110 kV及 以上 1)交接时 2)大修后 3)必要时 35 19 按GB/T 6541进行试验 8 tan (90) (%) 35kV 及以 上 1)交接时 2)大修后 3)110kV及以上 : 2 3年 110kV以下: 3 5年 4)必要时 新油: 0.5 注入设备后 : 0.7 220kV 及 以 下: 4 按GB/T 5654进行试验 9 体积 电阻 率 (90) ( ? m) 35kV 及以 上 1)交接时 2)大修后 3)110kV及以上 : 2 3年 110kV以下: 3 5年 4)必要时 610 10 220kV 及 以 下: 510 9

47、按DL/T 421或GB/T 5654进行 试验 10 油中 含气 量 ( 体 积 分 数) (%) 220k V 1) 220kV 必要时1 3 按DL/T 703进行试验 11 油泥 与沉 淀物 ( 质 必要时0.35Mpa的不大于 500 1)按GB 12022、DL/T 914 或DL/T 915和DL/T 506进行 2)周期中的“必要时”是指新装 及大修后 1年内复测湿度不符合 要求或漏气超过表 7.1 中序3或表 7.3 中序 2的要求和设备异常时, 按实际情况增加的检测 2 密 度 ( 标 准 状 态 下) (kg/m 3) 必要时6.16 按DL/T 917进行 120 3

48、毒性必要时无毒按DL/T 921进行 4 酸度 ( g/g) 1)大修后 2)必要时 0.3 按DL/T 916进行 5 四氟化碳 ( 质 量 百 分数)(%) 1)大修后 2)必要时 1) 大修后 0.05 2) 运行中 0.1 按DL/T 920进行 6 空气 ( 质 量 百 分数)(%) 1)大修后 2)必要时 1) 大修后 0.05 2) 运行中 0.2 按DL/T 920进行 7 可水 解氟 化物 ( g/g) 1)交接时 2)大修后 1.0 按DL/T 918进行 8 矿物油 ( g/g) 1)大修后 2)必要时 10 按DL/T 919进行 13 避雷器 13.1 普阀、磁吹型避

49、雷器 表13.1 普阀、磁吹型避雷器的试验项目、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 121 2 测量 绝缘 电阻 1)交接时 2)13年 3)必要时 1)FZ(PBC.LD)、FCZ 和FCD 型避雷器的绝缘电阻值与出厂 值、前一次或同类型的测量数据进行比较, 不应有显著变 化 2)FS型避雷器绝缘电阻 , 不应低于 2500M 1)采用2500V 及以上兆欧表 2)FZ、FCZ 、FCD 型主要检查并联电阻 通断和接触情况 3 测量 底座 绝缘电阻 1)交接时 2必要时 不低于5M 采用2500V 兆欧表 4 测量 电导 电流 及串 联组 合元 件的 非线 性因 数差 值 1)交接时 2)13年 3)必要时 1)FZ、FCZ