电力设备交接和预防性试验规程

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 2-1983 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

1

GB/T 4703-2001 电容式电压互感器

GB/T 56-1985 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 GB 50-1986 干式电力变压器

GB/T 61-1986 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 9326.1～.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 11023-19 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

2

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 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 6-1999 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

3

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 8-2004 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 JB/T 7112-2000 集合式高电压并联电容器 JB/T 70-1999 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

4

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。

5

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 tanδ: 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

6

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、tanδ、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 6-1999执行。

7

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、50MΩ及以上兆欧表; 2) 100V～500V的设备或回路,采用500V、100MΩ及以上兆欧表; 3) 500V～3000V的设备或回路,采用1000V、2000MΩ及以上兆欧表; 4) 3000V～10000V的设备或回路,采用2500V、10000MΩ及以上兆欧表; 5) 10000V及以上的设备或回路,采用2500V或5000V、10000MΩ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)的试验项目、范围、周期和要求

8

序 项目 范围 周期

1年至少1次

要求

说明

1 红外测温 2 油中溶解气体色谱分析

1600

1)35kV及以上交接时(注油静置后、耐压和局kVA部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运以上行24h后各1次) 油浸2)35kV及以上投运前 式

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) 0.8MVA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

9

1)新装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/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(μL/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(μL/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、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

3 油中含水110k

量

1)交接时 投运前 运行中 1)运行中设备,测

V及2)投运前

110kV及以下:≤20 110kV及以下:≤35 量时应注意温度的220kV: ≤15 220kV: ≤25 影响,尽量在顶层(mg/L) 以上3)大修后

4 油中含气量(体积分数) (%)

5 本体绝缘 或4)220kV: 6个月1次; 8000110kV: 1年1次 kVA5)必要时

及以上油浸式

220k

220kV必要时 V及以上油浸式

见第12章“绝缘油和SF6气体”

投运前 ≤1

10

运行中 ≤3

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

不包括油中溶解气

油试验 表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11 体色谱分析、油中

6 测量SF6气体湿度(20℃的体积分数) (μL/L) 7 密封性检查

8 SF6气体成分分析

1)交接时 2)1年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2)SF6: 1年 3)必要时

1)大修后 2)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

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30μL/L执行

见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.3序2、3、4、5、6、7、8

11

含水量和油中含气量

9 切换开关

或选择开关油室绝1)交接时 2)大修时

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)按变压器预试周期或分接变换2000～40003)运行中油的击穿电压不小于30kV 缘油的击穿电压 10 有载调压

切换装置的检查和试验

次或按制造厂规定

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

12

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)必要时

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

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%

13

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

11

14

性选择器)时,可在一个方向上测量所有分接的电阻,在另一个方向上只测量1～2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 4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕

测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

35kV

1)交接时

及以2)110kV及以上:2～３年; 上且110kV以下: 3～5年 4MVA

3)大修前、后

及以4)投运前 上测5)必要时 量吸收比; 220k

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3000MΩ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10000MΩ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

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

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换算 R2= R1×1.5（t1-t2）/10 R1、R2分别为温度

12 测量绕组连同套管的tanδ

V及以上或120MVA及以上测量极化指数

35kV

1)交接时

及以2)大修前、后 上且3)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异8000常时 kVA4)必要时

及以

16

1)20℃时tanδ(%)不大于下列数值: 110～220kV: 0.8 35kV: 1.5

2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较,其变化不应大于30% 3)试验电压:

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 电容型套管的tanδ

和

电容量

测量绕组连同套管的直流泄漏电流

上的油浸式

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

10kV1)交接时 及以2)投运前

上且3)110kV及以上:2～3年; 1000110kV以下:3～5年 0kVA

4)大修前、后

及以5)必要时

绕组额定电压 10kV 10kV及以上

绕组额定电压 绕组额定电压Un

10kV以下

见第8章“套管” 表8序4

1)试验电压一般如下:

绕组额3 6～

18～

110～ 定 15.75 35

220

电

压

(kV)

17

用正接法测量有末屏引出的套管tanδ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

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14 15

上油浸式

直流试5 验 10 20 40

测量所有

分接头的电压比

检查变压

器的三相接线组别或单相变

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)交接时 2)更换绕组后

电

压

(kV)

2)与前一次测试结果相比应无明显变化

1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别,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%

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

18

16 17 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

19

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×

额定频率试验频率(s),但

不少于15s

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 20 测量铁芯

(有外接引下接地线的)接地电流 21 测量穿芯

螺栓、铁

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

1)投运后 2)3个月1次

1)器身检查时 2)大修中

绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别

运行中铁芯接地电流不应大于0.3A 220kV及以上绝缘电阻不应低于500MΩ,其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别

21

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

1)用2500V兆欧表 2)连接片不能拆开

轭夹件、绑扎钢带、铁芯、者可不进行

线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻

22 绕组变形试验

23 绕组连同 1600

1)交接时 kVA

2)更换绕组后

以上3)大修后

油浸4)出口(或近区)短路后 式

5)110kV及以上变压器和发电厂高厂变：3～5

年

110 1)220kV或120MVA及以上交接时

22

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

1)线端电压为1.5Um/3时,视在放电量不宜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[2002]12号执行

必要时,如:

套管的长kV2)220kV大修更换绝缘部件或部分线圈后

大于500pC;线端电压为1.3Um/3时,视在放－ 运行中的变压时感应电压试验带局部放电试验 24 测量零序阻抗

25 测量空载电流和空载损耗

及以3)110kV变压器对绝缘有疑问时 上油4)必要时 浸式

继电保护有要求时

1)更换绕组后 2)必要时

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

按继电保护专业的要求进行

与前次试验相比无明显变化 23

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

如有制造厂出厂试验值,交接时可以不做

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的测量值,可在相同电压下进行比较)

2)必要时,如:

26 测量短路阻抗和负载损耗

27 测温装置校验

28 气体继电器校验

1)更换绕组后 2)必要时

1)交接时 2)2～3年 3)大修时 4)必要时

油浸1)交接时

式

2)2～3年 3)大修时 4)必要时

与前次试验相比无明显变化

按制造厂的技术要求

按制造厂的技术要求

24

－ 怀疑磁路有缺陷等

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)

29 压力释放油浸必要时

器校验

式

交接时 动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造 厂规定

必须与电网相位一致

30 检查相位 31 额定电压下的冲击合闸试验

32 油中糠醛含量测量

1)交接时 2)更换绕组后

220 1)需要了解绝缘老化情况时

kV

2)油中气体色谱分析判断有过热故障,需确25

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

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

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器,可不进行冲击合闸试验

油浸定是否涉及纸绝缘时 式

3)取绝缘纸测聚合度前

4)大修前和变压器重新投运1～2个月后 33 绝缘纸(板)聚合度测量

34 绝缘纸(板)含水量测量

35 测量壳式变压器绝缘油带电度

5)超过注意值,可在1年内检测1次

220 1)油中糠醛含量超过注意值时

kV2)负载率较高的变压器运行25年左右

油浸式

220 必要时

kV 油浸必要时

式 1)当聚合度小于250时,应引起注意 2)聚合度小于150,变压器应退出运行不大于下列值: 220kV: 3%

应小于500pC/mL/20℃

26

1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板

2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样

36 套管电流

1)交接时 互感器试2)大修时

验

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

<1 ≤1.1 3 3.6 6 7.2 10 12 15 17.5 20 24 35 40.5 66 72.5 110

126

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

交流耐受电压

油浸式、SF6变压器和电抗器- 14 20 28 36 44 68 112 160

27

见第6章“互感器” 表6.1序7、9、13、14

干式变压器和电抗器 2.5 8.5 17 24 32 43 60 - -

220 152 （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规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

表5.1B 额定电压110kV 及以上的变压器中性点交流耐压试验电压标准(kV) 系统标称电压 110 220

设备最高电压 126 252

中性点接地方式 不直接接地 直接接地 不直接接地

5.2 油浸式电抗器

表5.2 油浸式电抗器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

范围 周期

1年至少1次

要求

说明

出厂交流耐受电压 95 85 200

交接交流耐受电压 76 68 160

1 红外测温 2 油中溶解35kV

1)交接时(注油静置后、耐压试验24h后、冲1)新装电抗器的油中H2与烃类气体含量1)总烃包括CH4、C2

(μL/L)不宜超过下列数值: 总烃:20; H2:10; C2H2:0

2)大修后电抗器的油中H2与烃类气体含量

H4、C2H6和C2H2四种气体

2)溶解气体组份含

气体色谱及以击合闸及额定电压下运行24h后各1次) 分析

上且2)投运前 8000

3)新装、大修后

28

kvar

220kV及以上的电抗器在投运后1天、4天、10(μL/L)不宜超过下列数值:

量有增长趋势时,3 油中含水量

(mg/L) 及以天、30天各1次 上

4)运行中

a) 220kV: 3个月1次 b) 110kV: 6个月1次 c) 35kV: 1年1次 5)必要时

110k

1)交接时

V及2)投运前

以上 3)220kV及以上: 6个月1次;

110kV: 1年1次 4)必要时

总烃:50; H2:50; C2H2:0

3)运行设备的油中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意: 总烃: 150; H2:150; C2H2: 5(35kV〜220kV)

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

投运前 运行中 110kV: ≤20 110kV: ≤35 220kV: ≤15 220kV: ≤25

29

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

4)必要时,如: － 在线监测系统告警等

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

4 油中含气量(体积分数) (%) 5 本体绝缘油试验

6 切换开关或选择开关油室绝缘油的击穿电压 7 有载调压 220k

1) 220kV必要时

V

见第12章“绝缘油和SF6气体”

表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11

1)交接时 2)大修时

3)按电抗器预试周期或分接变换2000～4000次或按制造厂规定

1)交接时

30

投运前 运行中 ≤1

≤1

1)应符合制造厂规定

2)交接或大修时标准与电抗器本体油相同

3)运行中油的击穿电压不小于30kV 1)电抗器带电前应进行有载调压切换装置切(吸收比、极化指数)异常时 － 严重渗漏油等

不包括油中溶解气体色谱分析、油中含水量和油中含气量

切换装置的检查和试验

8 测量绕组 2)按制造厂规定 3)大修后 4)必要时

1)交接时(所有分接位置) 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的,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下直流电阻测量,试验结果应符合表5.2序8的要求

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

1)1600kvar以上电抗器,各相绕组电阻相互31

如电阻相间差在

1)连同套管的直流电阻

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后 5)有载分接开关检修后(所有分接位置) 6)必要时

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)1600kvar及以下的电抗器,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%

32

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的电阻,在另一个方向上只测量1～2个分接。无载分接开关在运行

9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

35kV

1)交接时

及以2)110kV及以上:2～3年; 上测110kV以下:3～5年 量吸3)大修前、后 收4)投运前

比; 5)必要时 220kV测量极

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3000MΩ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10000MΩ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

33

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

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换算

R2=R1×1.5(t1−t2)/10

测量绕组连同套管的tanδ

电容型套管的tanδ

化指数

35kV1)交接时

及以2)大修前、后 上且3)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异8000 常时 kvar4)必要时

以上油浸式

1)交接时

2)110kV及以上:2～3年;

34

1)20℃时tanδ(%)不大于下列数值: 110～220kV: 0.8 35kV: 3.5

2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应大于30% 3)试验电压: 绕组额定电压 10kV

10kV及以上 绕组额定电压 绕组额定电压Un 10kV以下

见第8章“套管” 表8序4

式中R1、R2分别为温度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

用正接法测量有末屏引出的套管

10 11 和电容量 110kV以下: 3～5年 tanδ和电容值 测量绕组连同套管的直流泄漏电流

绕组连同套管的交流耐压试验

3)大修后 4)投运前 5)必要时

35kV1)交接时 及以2)投运前

上且3) 110kV及以上:１～３年; 8000110kV以下: 3～5年 kvar

4)大修前、后

及以5)必要时 上

1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时

1)试验电压一般如下: 绕组额定 3

6～

18～

110～ 电压(kV) 15.75 35 220 直流试验 5 10

20

40

电压(kV)

2)与前一次测试结果相比应无明显变化

1)绕组额定电压110kV以下电抗器,应进行线端交流耐压试验

2)绕组额定电压为110kV及以上的电抗器,其中性点应进行交流耐压试验

3)油浸式电抗器交流耐压试验电压标准为出厂试验电压值的80%,或按表5.1A和表5.1B

35

1)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

12 13 套管电流互感器试验

测量与铁芯绝缘的

1)交接时 2)大修时

1)交接时(包括注油前) 2) 110kV及以上:2～3年;

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

绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别

36

2)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 3)对分级绝缘的耐压试验标准,应按接地端或其末端绝缘的电压等级进行,试验电压标准为出厂试验电压值的80%

见第6章“互感器” 表6.1序7、9、13、14

1)用2500V兆欧表 2)夹件引出接地的14

15

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 测量铁芯(有外接引下接地线的)接地电流

测量穿芯螺栓、铁轭夹件、

110kV以下: 3～5年 3)大修前、后 4)必要时

1)投运后 2)3个月1次

1)器身检查时 2)大修中

运行中铁芯接地电流不应大于0.3A 220kV绝缘电阻不应低于500MΩ,其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别

37

可单独对夹件进行测量

3)对电抗器上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

1)用2500V兆欧表 2)连接片不能拆开者可不进行

16

17

绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻

18 测温装置校验

19 气体继电器校验

20 压力释放器校验

21 测量阻抗

1)交接时 2) 2～3年3)大修时 4)必要时

油浸1)交接时

式

2) 2～3年3)大修时 4)必要时

油浸必要时

式

必要时

按制造厂的技术要求

按制造厂的技术要求

动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定

与出厂值相差不大于±5%,与三相或三相组38

如受试验条件 22 额定电压下的冲击合闸试验

23 油中糠醛含量测量 24 绝缘纸(板)聚合度测量

1)交接时 2)更换绕组后

220k

1)需要了解绝缘老化情况时

V

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)大修前和电抗器重新投运1～2个月后 5)超过注意值,可在1年内检测1次

220k

1)油中糠醛含量超过注意值时 V 2)运行25年左右

39

平均值相差不大于±2% 1)新装和全部更换绕组的电抗器,在额定电压下对电抗器的冲击合闸试验,应进行5次,每次间隔时间宜为5min,应无异常现象

2)部分更换绕组的电抗器,应进行3次,每次间隔时间宜为5min,应无异常现象

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 1)当聚合度小于250时,应引起注意 2)聚合度小于150,电抗器应退出运行

可在运行电压下测量

1)在运行分接上进行 2)对中性点接地的

电力系统,试验时电抗器中性点必须接地

1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等

25 绝缘纸220k

必要时

(板)含水V 量测量 5.3 消弧线圈

表5.3 消弧线圈的试验项目、范围、周期和要求

序 项目

范围 周期

1 红外测温 1年至少1次

2 油中溶解35kV

1)交接时(耐压试验后)

气体色谱油浸2)3～5年 分析

式

3)投运前 4)必要时

不应大于下列值: 220kV: 3%

要求

1)新装消弧线圈的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值: 总烃: 20; H2: 10; C2H2: 0

2)大修后消弧线圈的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值: 总烃: 50; H2: 50; C2H2: 0

40

2)对运行时间较长的电抗器尽量利用吊检的机会取样

说明

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

3 绝缘油试验 4 测量绕组连同套管的直流电阻

5 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比

6 绕组连同 3)运行设备的油中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意: 总烃: 150; H2: 150; C2H2: 5

4)总烃绝对产气速率超过12mL/d或相对产气速率大于10%/月,则认为设备有异常

见第12章“绝缘油和SF6气体”

表12.1序1、5(只对交接时作要求)、6、8、9 1)交接时(所有分接位置) 与以前相同部位测得值比较,其变化不应大2)3～5年 于2%

3)大修后 4)必要时 1)交接时 1)绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品2)3～5年 出厂试验值或前一次试验值的70% 3)大修后 2)35kV应测量吸收比,吸收比在常温下不低4)投运前 于1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可以不5)必要时 作考核要求

1)交接时

1)油浸式消弧线圈交流耐压试验电压标准为41

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

对分级绝缘的耐压

套管的交2)大修后 流耐压试3)必要时

验

7 测量与铁

1)交接时 芯绝缘的2)3～5年 各紧固件3)必要时

及铁芯的绝缘电阻 5.4 干式变压器

表5.4 干式变压器的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 红外测温 1年至少1次

2 测量绕组

1)交接时(所有分接位置) 连同套管

2)3～5年

出厂试验电压值的80%,或按表5.1A 2)干式消弧线圈交流耐压试验电压标准为出厂试验电压值的85%,或按表5.1A

绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 要求

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

42

试验标准,应按接

地端或其末端绝缘的电压等级进行,试验电压标准为出厂试验电压值的80%

用2500V兆欧表

说明

的直流电阻

3 测量绕组连同套管的绝缘电阻 4 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻 5 测量绕组所有分接

3)大修后

4)变换分接位置后 5)必要时

1)交接时 2)3～5年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2)3～5年 3)大修后

1)交接时 2)更换绕组后

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%

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%

绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别

1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别,且应符合电压比的规律

43

头的电压比

6 检查变压器的三相接线组别或单相变压器引出线的极性 7 绕组连同套管的交流耐压试验

3)必要时 1)交接时 2)换绕组后

1)交接时 2)大修后 3)必要时

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(%)的1/10以内,但不得超过±1%

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

1)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的85%,或按表5.1A 2)绕组额定电压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

44

8 测量空载

电流和空载损耗 9 测量短路

阻抗和负载损耗 10 环氧浇注

型的局部放电试验 11 检查相位 12 额定电压

下的冲击合闸试验

1)更换绕组后 2)必要时

1)更换绕组后 2)必要时

1)更换绕组后 2)必要时

交接时 1)交接时 2)更换绕组后

与前次试验相比无明显变化

与前次试验相比无明显变化

必须与电网相位一致 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。无电流差动保护的干式变可冲击3次

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

45

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

5.5 干式电抗器

表5.5 干式电抗器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

1 红外测温 2 测量绕组连同套管的直流电阻

3 测量绕组连同套管的绝缘电阻 4 绕组连同套管的交流耐压试验 5 额定电压 范围 周期

1年至少1次

1)交接时 2)必要时

1)交接时 2)必要时

1)交接时 2)必要时

交接时 要求

1)各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的4%

2)与上次测量值相差不大于2%

不应低于1000MΩ

空心电抗器只需对绝缘支架进行试验,试验电压标准同支柱绝缘子耐压标准

在额定电压下对电抗器的冲击合闸试验,应46

说明

用2500V兆欧表

下的冲击进行5次,每次间隔时间宜为5min,应无异常合闸试验

现象

5.6 接地变压器和变压器中性点高阻装置

表5.6 接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

范围 周期

要求 1 红外测温 1年至少1次

2 绝缘油试

1)交接时 参考油浸式变压器的绝缘油试验标准进行

验

2)投运前 3)35kV:3～5年 4)大修后 5)必要时

3 测量绕组

1)交接时 1)1600kVA以上,各相绕组电阻相互间的差别的直流电2)3～5年 应小于三相平均值的2%,无中性点引出的绕阻

3)大修后

组,线间差别应小于三相平均值的1% 4)变换分接位置后 2)1600kVA及以下,相间差别应小于三相平均5)必要时

值的4%,无中性点引出的绕组,线间差别应小 47

说明

4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比

5 测量穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻

1)交接时 2) 3～5年3)大修后 4)必要时

1)交接时 2) 3～5年3)大修后 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)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)35kV及以上应测量吸收比,吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可不做考核要求

绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别

48

用2500V兆欧表

6 测量绕组所有分接头的电压比

7 检查变压器的三相接线组别或单相变压器引出线的极性 8 交流耐压试验

兼作1)交接时

站用2)更换绕组后 变的3)必要时 接地变压器

兼作1)交接时

站用2)更换绕组后 变的接地变压器

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无 明显差别,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(%)的1/10以内,但不得超过±1%

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

1)均应进行交流耐压试验,油浸式试验电压 标准为出厂试验电压值的80%,干式试验电压标准为出厂试验电压值的85%

49

2)对分级绝缘的耐压试验电压标准,应按接地端或末端绝缘的电压等级来进行

5.7 特殊连接结构变压器（参照国家电网山东电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》）

50

6 互感器

6.1 电流互感器

表6.1 电流互感器的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 红外测温 1年至少1次 2 测量SF6110k

1)交接时

气体湿度V及2) 2～3年 (20℃的以上 3)大修后 体积分4)必要时

数) (μL/L) 3 SF6气体

1)交接时 密度继电2) 2～3年 器和压力3)必要时 表检查 4 密封性能

1)交接时 检查

2)大修后

要求

1)交接时和大修后不大于250 2)运行中不大于500

按制造厂的要求进行

1)油浸式互感器外表应无可见油渍现象 2)SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点,有

51

说明

SF6气体湿度的测量应在充气24h后进行

3)必要时

怀疑时进行定量检漏,年漏气率应小于0.1%

5 绝缘油试验

6 油中溶解气体色谱分析

110k

1)对绝缘性能有怀疑时

V及2)必要时 以上油浸式

110k1、非全密封结构 V及1)交接时(耐压试验后) 以上2)投运后第1年取1次,以后2～3年1次油浸3)大修后 式

4)对绝缘性能有怀疑时 5)必要时 2、全密封结构 1)对绝缘性能有怀疑时

1)试验项目主要包括含水量、击穿电压和tanδ(90℃)等,具体要求见第12章“绝缘油和SF6气体”表12.1序5、6、8

2)绝缘油结果异常,可增加(0.5～1) Um/3下的高电压tanδ测量

1)新投运的互感器油中溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过下列任一值: 总烃:10; H2:50; C2H2:0

2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意: 总烃: 100; H2:150

3)当C2H2含量超过1时,应立即停止运行,进行检查

52

对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足要求时: 主绝缘的绝缘电阻及tanδ、末屏绝缘电阻及tanδ和本体红外测温异常

1)对于H2单值升高的,可以考虑缩短周期2)对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足要求时:主绝缘的绝缘电阻及tanδ、末屏绝缘电

7 测量绕组及末屏的绝缘电阻

8 测量绕组的直流电阻

2)必要时

1)交接时 2)投运前

3)110kV及以上:2～3年; 110kV以下: 3～5年 4)大修后 5)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

4)色谱分析异常,可增加(0.5～1) Um/3下的高电压tanδ测量

1)测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻,不宜低于1000M

2)测量一次绕组段间的绝缘电阻,不宜低于1000MΩ,但由于结构原因而无法测量时可不进行

3)测量电容型电流互感器末屏绝缘电阻,不宜小于1000MΩ。若末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏tanδ

同型号、同规格、同批次互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%

53

阻及tanδ 用2500V兆欧表 当有怀疑,应提高施加的测量电流,测量电流(直流值)一般不宜超过额定电流(方均根值)的

50%

9 检查极性

1)交接时 必须符合设计要求,并应与铭牌和标志相符

10 测量tanδ及电容量 2)大修后 3)必要时

1)20

1)交接时

kV及2)投运前

以

3)110kV及以上: 2～3年; 110kV以下: 3～5

上)年 不包4)大修后 括5)必要时

SF6气体绝缘、环氧树脂

1)主绝缘tanδ应在10kV下测量,tanδ与历次数据比较应无明显变化,且20℃时tanδ(%)不应大于下表中的数据 电压等级kV

20～35

110 220 交接 油纸电1.0 0.8 0.6 大修 容型

2.5

0.8

－

充 油 型

运行油纸电1.5 1.0 0.8 中

容型 3.5 2.5

－

充 油 型

当对绝缘性能有怀疑时,可采用高压法进行试验,在(0.5～1) Um/3范围内进行,tanδ (%)变化量不应大于0.2,电容变化量不应大于0.5%

局部放电试验

绝缘式和穿芯式

35kV

1)交接时及以2)大修后上

3)必要时

注: 复合绝缘型应符合制造厂技术条件的要求,无制造厂技术条件时,主绝缘tanδ(%)不超过0.5

2)电容型互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因 3)电容型互感器末屏绝缘电阻小于

或主绝缘tanδ超标时,应测量末屏

对地tanδ及电容量,测量电压为2kV,tanδ(%)不应大于2

1)35～110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测,若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例

2)220kV及以上互感器在绝缘性能有怀疑时宜进行局部放电测量

3)局部放电测量时,应在高压侧监测电压 4)局部放电测量的测量电压及允许的视在放电量应满足下表中的规定

55

局部放电测量宜与交流耐压试验同时进行

11

交流耐压试验

1)交接时2)大修后3)必要时

测量电压(kV) 视在放电量水平(pC)

环氧树脂及油浸式和气其它干式

体式 1.2Um/3

50

20 1.2Um(必要时) 100

50

1)一次绕组应按出厂试验电压的80%进行

2)二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

3)全部更换绕组绝缘后,应按出厂值进行 4)110kV及以上的末屏对地的工频耐压试验电压标准应为3kV

5)SF6互感器应在安装完毕的情况下进行交流老练和耐压试验:

①老练试验: 预加1.1倍设备额定相对地电压10min,然后降至0;施加1.0倍设备额定相对地电压5min,接着升至设备额定电压3min,

56

出厂试验电压以铭

牌为准,可参考附录F 12

误差测量及变比检查

测量励磁特性曲线

1)交接时2)大修后3)必要时继电1)交接时保护2)必要时有要求时

然后降至0

②老练试验后进行交流耐压试验

6)SF6互感器补气较多时(压力小于0.2MPa),应进行工频耐压试验

1)用于关口计量的互感器必须进行误差测量,且进行误差检测的机构(实验室)必须是国家授权的法定计量检定机构

2)用于非关口计量,35kV及以上的互感器,宜进行误差测量

3)用于非关口计量,35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的互感器,可只检查使用分接头的变比 4)非计量用绕组应进行变比检查

1)当互感器为多抽头时,可在使用抽头或最大抽头测量

2)测量后核对是否符合产品要求,与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比

57

更换绕组后应进行误差测量

核对方法见附录G 13

14

较,应无明显差别

注: GIS中的电流互感器试验,应按第7、8、9、13、14款的规定进行。 6.2 电磁式电压互感器

表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 红外测温 1年至少1次 2 测量SF6110k

1)交接时

气体湿度V及2) 2～3年 (20℃的以上 3)大修后 体积分4)必要时

数) (μL/L) 3 SF6气体

1)交接时 密度继电2) 2～3年 器和压力3)必要时 表检查 4 密封性能

1)交接时 要求

1)交接时和大修后不大于250 2)运行中不大于500

按制造厂的要求进行

1)油浸式互感器外表应无可见油渍现象58

说明

SF6气体湿度的测量应在充气24h后进行

检查 5 绝缘油试验

6 油中溶解气体色谱分析

2)大修后 3)必要时

110k

1)对绝缘性能有怀疑时

V及2)必要时 以上

110k

1、非全密封结构

V及1)交接时(耐压试验后) 以上2)投运后第1年取1次,以后2～3年1次油浸3)大修后 式

4)对绝缘性能有怀疑时 5)必要时 2、全密封结构 1)对绝缘性能有怀疑时

2)SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点,有怀疑时进行定量检漏,年漏气率应小于0.1%

1)试验项目主要包括含水量、击穿电压和tanδ(90℃)等,具体要求见第12章“绝缘油和SF6气体”表12.1序5、6、8

2)绝缘油结果异常,可增加(0.5～1) Um/3下的高电压tanδ测量

1)新投运的互感器油中溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过下列任一值: 总烃:10; H2:50; C2H2:0

2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意: 总烃: 100; H2:150; C2H2:2

59

对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足要求时:

主绝缘的绝缘电阻及tanδ和本体红外测温异常

对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足要求时: 主绝缘的绝缘电阻及tanδ

2)必要时

7 测量绕组

的绝缘电1)交接时 2)投运前

1)测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕用2500V兆欧表 组间及其对外壳的绝缘电阻;不宜低于1000M

阻

8 测量绕组的直流电阻

9 检查接线组别和极性

10 测量tanδ 3)110kV及以上: 2～3年; 110kV以下: 3～5年 4)大修后 5)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2)更换绕组后 3)接线变动后 1)20

1)绕组tanδ

2)测量接地端(N)对外壳(地)的绝缘电阻,不宜小于1000MΩ

一次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于15%

必须符合设计要求,并应与铭牌和标志相符

1)绕组绝缘tanδ(%)不应大于下表中数值:

60

当有怀疑,应提高施加的测量电流,测量电流(直流值)一般不宜超过额定电流(方均根值)的50%

kV及a)交接时 以上 b)投运前

温度(℃) 35

5 10 20 30 40

交接1.5 2.5 3.0 5.0 7.0

2)不c)110kV及以上: 2～3年;110kV以下:3～5年 kV及时 局部放电试验

包括d)大修后 SF6

e)必要时

气体2)110～220kV串级式支架tanδ 绝a)交接时 缘、b)必要时

环氧树脂绝缘式

35kV

1)交接时 及以2)大修后 上

3)必要时

以下 大修

后

运行2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 中

35 交接1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 kV

时

以上 大修

后

运行1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 中

2)支架绝缘tanδ(%)不应大于6

1)35～110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测,若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例

61

11

2)220kV及以上互感器在绝缘性能有怀疑时,宜进行局部放电测量

3)局部放电测量时,应在高压侧(包括感应电压)监测施加的一次电压

4)局部放电测量的测量电压及允许视在放电量应满足下表中的规定 种类

测量电压允许的视在放电量水(kV)

平(pC)

环氧树脂 油浸式和 及其它干气体式 式

110kV及以1.2Um/上

50

20

3

1.2Um(必100 要时)

50

35 全绝1.2Um kV 缘结1.2Um/

100 50

50 20

62

交流耐压试验

1)交接时2)大修后3)必要时

构

3

半绝1.2Um/50

20

缘结3 构

1.2Um

100

50

1)一次绕组应按出厂试验电压的80%进行

2)二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 3)全部更换绕组绝缘后,应按出厂值进行

4)110kV及以上接地端(N)对地的工频耐压试验电压标准应为3kV

5)电压互感器(包括CVT的电磁单元)在遇到铁芯磁密较高的情况下,宜按下列规定进行感应耐压试验:

①感应耐压试验电压应为出厂试验电压的80%; ②试验电源频率和试验电压时间参照本标准表

5.1序18的说明执行; ③感应耐压试验前后,应63

1)串级式或分级绝

缘式的互感器用倍频感应耐压试验时,如果无法在高

压端测量电压值,应考虑互感器的容

升电压(110kV 5%, 220kV 8%) 2)耐压试验前后,

应检查绝缘情况

3)出厂试验电压以

设备铭牌为准,可

参考附录F

12

误差测量及变比检查

1)交接时 2)更换绕组后3)接线变动后

各进行一次额定电压时的空载电流测量,两次测得值相比不应有明显差别; ④110kV及以上的油浸式互感器,感应耐压试验前后,应各进行一次绝缘油的色谱分析,两次测得值相比不应有明显差别; ⑤感应耐压试验时,应在高压端测量电压值; ⑥对电容式电压互感器的中间电压变压器进行感应耐压试验时,应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时,可不进行感应耐压试验

1)用于关口计量的互感器必须进行误差测量,且进行误差检测的机构(实验室)必须是国家授权的法定计量检定机构

2)用于非关口计量,35kV及以上的互感器,宜进行误差测量

3)用于非关口计量,35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的

13

互感器,可只检查使用分接头的变比 4)非计量用绕组应进行变比检查

14 测量励磁

1)交接时 1)一般情况下,励磁特性曲线测量点为Un/3特性曲线

2)大修后 的20%、50%、80%、100%和120%。对于中性点直3)必要时

接接地的电压互感器(N端接地),35kV及以下的电压互感器最高测量点为Un/3的190%;110kV及以上的电压互感器最高测量点为Un/3的150%;在最高测量电压下,空载电流的增量不应大于出厂试验值的10%

2)对于额定电压测量点(Un/3),励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告的测量值的30%,同批次、同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%

注: GIS中的电压互感器试验,应按第7、8、9、13、14款的规定进行。 6.3 电容式电压互感器(CVT)

表6.3 电容式电压互感器的试验项目、范围、周期和要求

65

核对方法见附录G

序 项目 范围 周期

1年至少1次 要求

说明

1 红外测温 2 测量绝缘电阻

3 测量分压电容器的tanδ和电容量

4 检查接线 35kV

1)交接时

及以2)投运前 上

3)110kV及以上: 2～3年; 35kV:3～5年 4)大修后 5)必要时

35kV1)交接时 及以2)110kV及以上: 2～3年; 上 35kV:3～5年 3)大修后 4)投运前 5)必要时

1)交接时 1)低压端对地绝缘电阻不小于1000MΩ 2)测量各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻;绝缘电阻值不小于1000M

1)电容量与出厂值比较其变化量超过-5%或10%时要引起注意

2)10kV下20℃时的tanδ(%)值不大于下列数值: 油纸绝缘: 0.5 膜纸复合绝缘: 0.25

3)条件允许时,进行单节电容器从10kV至Um/3下的试验,电容量的变化量大于1%时判为不合格

必须符合设计要求,并应与铭牌和标志相符 66

分压电容器绝缘电阻的测量应在极间进行

结构允许时进行

组别和极性

5 误差测量

及变比检查

6 电磁单元

检查

7 密封性能

2)更换绕组后 3)必要时 1)交接时

2)更换分压电容器后3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时

1)用于关口计量的互感器必须进行误差测量,且进行误差检测的机构(实验室)必须是国家授权的法定计量检定机构

2)用于非关口计量,35kV及以上的互感器,宜进行误差测量

3)用于非关口计量,35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的互感器,可只检查使用分接头的变比 4)非计量用绕组应进行变比检查

如果电磁单元结构许可,电磁单元检查包括中间变压器的励磁曲线测量、补偿电抗器感抗测量、阻尼器和限幅器的性能检查,交流耐压试验参照电磁式电压互感器,施加电压值按出厂试验值的80%进行

1)互感器外表应无可见油渍现象

67

非计量用绕组变比检查的试验电压不应低于10kV

检查 2)大修后 3)必要时

7 开关设备

7.1 SF6断路器

表7.1 SF6断路器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

范围 周期

1 红外测温 1年至少1次 2 测量SF6110k

1)交接时

气体湿度V及2)新装或大修后1年内1次,以后2～3年1次 (20℃的以上 3)大修后 体积分 4)必要时

数) (μL/L) 3 密封性试

1)交接时 验 2)大修后

3)必要时

68

2)分压电容器表面一旦出现渗漏,应立即停止运行

要求

1)与灭弧室相通的气室: 交接和大修后应小于150; 运行中应小于300 2)不与灭弧室相通的气室: 交接和大修后应小于250; 运行中应小于500

1)采用灵敏度不低于1×10－6(体积比)的检漏仪对断路器各密封部位、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

说明

SF6气体湿度的测量应在断路器充气24h后进行

在额定压力下进行

量。以24h的漏气量换算,年漏气率不大于0.5%

4 测量辅助

回路和控制回路绝缘电阻 5 辅助回路

和控制回路交流耐压试验 6 测量绝缘

电阻 7 测量断路

器电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ

1)交接时 2)大修后 3) 2～3年

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时

2)耐压试验前、后1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

不低于2MΩ

试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

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、后绝缘电阻应无明显变化

1)对瓷柱式断路器和断口同时测量,测得的电容值和tanδ与原始值比较,应无明显变化

2)单节电容器按第11.3“断路器电容器”的规定

69

采用500V或1000V兆欧表

采用5000V兆欧表

交接时、大修后,对瓷柱式断路器应

测量电容器和断口

并联后整体的电容

值和tanδ,作为该设备的原始数据

8 测量断路

器合闸电阻的投入时间和电阻值 9 交流耐压

试验

10 测量断路

器的分、

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后

1)除制造厂另有规定外,阻值变化允许范围不得大于±5%

2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核

1)交流耐压试验电压为出厂试验电压的80% 2)35kV及以下进行合闸对地和断口间耐压试验 3)罐式断路器应进行合闸对地和断口间耐压试验

4) GIS中的SF6断路器断口可抽查试验

测量方法和测量结果应符合制造厂规定

70

1)试验在SF6气体

额定压力下进行 2)罐式断路器的耐压试验方式:合闸对地;分闸状态两端轮流加压,另一端接地

3)出厂试验电压以设备铭牌为准,可参考表7.1A

应在断路器的额定操作电压、气压或

合闸速度 11 测量断路

器的分、合闸时间

12 测量分、

合闸电磁铁的动作电压

13 测量导电

回路电阻

3)必要时 1)交接时 2)机构大修后 3)必要时

1)交接时

2)110kV及以上: 2～3年110kV以下: 3～5年 3)机构大修后 4)必要时

1)交接时 2) 3～5年 3)大修后 4)必要时

除制造厂另有规定外,断路器的分、合闸同期性应满足下列要求:

相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms

同相各断口间合闸不同期不大于3ms 同相各断口间分闸不同期不大于2ms

1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值30%～65%之间

2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作

1)交接时不应大于产品技术条件的规定值 2)运行中敞开式断路器的测量值不大于产品技术条件规定值的120%

71

液压下进行

应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行

应采用电流不小于

100A的直流压降法

14 应采用电

流不小于100A的直流压降法

15 气体密度

继电器(包括整定值)检查

16 压力表校

验(或调整),机构操作压力(气压、液压)整定

1)交接时 2)机构大修后 3)必要时

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

1)交接时绝缘电阻不应低于10MΩ 2)直流电阻符合制造厂规定

应符合产品技术条件的规定

应符合产品技术条件的规定 72

对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及机械安全阀)

值校验 17 操动机构

在分闸、合闸、重合闸操作下的压力(气压、液压)下降值

18 液(气)压

操动机构的泄漏试验

19 油(气)泵

补压及零起打压的运转时间

1)交接时 2)机构大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

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

应符合产品技术条件的规定

应符合产品技术条件的规定

73

应在分、合闸位置下分别试验

20 液压机构

及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验 21 闭锁、防

跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作 22 测量断路

器主、辅触头分、合闸的同期性及配

1)交接时 2)机构大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

交接时

应符合产品技术条件的规定

应符合产品技术条件的规定

应符合产品技术条件的规定

74

合时间 23 操动机构

1)交接时 试验 2)大修后 3)必要时

表7.1A 断路器的出厂交流耐压试验标准

见第7.2章“断路器操动机构试验”

75

额定电压 (kV) 3.6 7.2 12 24 40.5 72.5 126 252

1min工频耐受电压(kV)有效值 相对地 25/18 30/23 42/30 65/50 95/80 140 160 185 230 395 460

相间 25/18 30/23 42/30 65/50 95/80 140 160 185 230 395 460

开关断口 25/18 30/23 42/30 65/50 95/80 140 160 185 230 395 460

隔离断口 27/20 34/27 48/36 79/ 118/103 180 200 185 230 395 460

注: 1) 本表数据引自《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》DL/T 593。斜线下的数值为中性点接地系统使用的数值。 2) 设备无特殊规定时,采用最高一级试验电压。 7.2 断路器操动机构试验 7.2.1 合闸操作

76

1) 当操作电压、液压在表7.2.1范围内时,操动机构应可靠动作; 表7.2.1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围

电压 直流

(85%～110%)Un

交流

(85%～110%)Un

按产品规定的最低及最高值 液压

注：对电磁机构,当断路器关合电流峰值小于50kA时,直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定操作电源电压。 2) 弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求,均应符合上项的规定。 7.2.2 脱扣操作

1) 直流或交流的分闸电磁铁,在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时,应可靠地分闸;当此电压小于额定值的30%时,不应分闸;

2) 附装失压脱扣器的,其动作特性应符合表7.2.2-1的规定;

表7.2.2-1 附装失压脱扣器的脱扣试验

电源电压与额定电源电压的比值 小于35%*) 失压脱扣器的工作状态

大于65%

大于85% 铁芯应可靠地吸合

铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放

*)：当电压缓慢下降至规定比值时,铁芯应可靠地释放。

3) 附装过流脱扣器的,其额定电流规定不小于2.5A,脱扣电流的等级范围及其准确度,应符合表7.2.2-2的规定。

77

表7.2.2-2 附装过流脱扣器的脱扣试验

过流脱扣器的种类 脱扣电流等级范围(A) 每级脱扣电流的准确度 同一脱扣器各级脱扣电流准确度

延时动作的 2.5～10 ±10% ±5%

瞬时动作的 2.5～15

注：对于延时动作的过流脱扣器,应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外,还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时,脱扣器不应动作。 7.2.3 模拟操动试验

1) 当具有可调电源时,可在不同电压、液压条件下,对断路器进行就地或远控操作,每次操作断路器均应正确,可靠地动作,其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求;当无可调电源时,只在额定电压下进行试验;

2) 直流电磁或弹簧机构的操动试验,应按表7.2.3-1的规定进行;液压机构的操动试验,应按表7.2.3-2的规定进行。 表7.2.3-1 直流电磁或弹簧机构的操动试验

操作类别 合、分 合闸 分闸 合、分、重合

操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值(%) 操作次数 110 85(80) 65

3 3 3 3

78

注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表7.2.1“注”的情况。 表7.2.3-2 液压机构的操动试验

操作类别

操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值(%)

合、分

110

合、 100 合

85(80)

分 65 合、分、重合 100 注：1) 括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器;

2) 模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行; 3) 操动时,液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。 3) 对于具有双分闸线圈的回路,应分别进行模拟操动试验。

79

操作液压 产品规定的最高操作压力

额定操作压力

产品规定的最低操作压力

产品规定的最低操作压力

产品规定的最低操作压力

操作次数

3 3 3 3 3

4) 对于断路器操动机构本身具有三相位置不一致自动分闸功能的,应根据需要做投入或退出处理。 7.3 GIS(含H-GIS、PASS)

表7.3 GIS(含H-GIS、PASS)的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

范围 周期

1 测量SF6

1)交接时

气体湿度2)新装或大修后1年内1次,无异常, 2～3年1(20℃的次 体积分3)大修后 数) 4)必要时

(μL/L) 2 密封性试

1)交接时

验 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

3 测量回路

1)交接时

绝缘电阻

2)耐压试验前、后

80

要求

1)与灭弧室相通的气室: 交接和大修后应小于150; 运行中应小于300 2)不与灭弧室相通的气室:交接和大修后应小于250;运行中,额定绝对气压≤0.35Mpa的应小于1000,额定绝对气压>0.35的应小于500

1)采用灵敏度不低于1×10－6(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%

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,绝缘电阻应无明显变化

说明

SF6气体湿度的测

量应在断路器充气

24h后进行 在额定压力下进行

采用5000V兆欧表 4 主回路交

流耐压试验

5 测量导电

回路电阻

6 GIS内各

元件(断

1)交接时 2)扩建后 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后

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

1)不应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

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 81

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

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

7 气体密度继电器(包括整定值)检验

8 压力表校验(或调

3)必要时

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2) 2～3年

应符合产品技术条件的规定应符合产品技术条件的规定82

对气动机构应校验各级气压的整定值

整),机构3)大修后 操作压力4)必要时

(气压、液压)整定值校验 9 操动机构

1)交接时 试验

2)大修后 3)必要时

10 运行中局

必要时 部放电测试 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

1 红外测温 1年至少1次

2 断路器本

见第12.2章“断路器用绝缘油” 体和套管

见第7.2章“断路器操动机构试验” 应无明显局部放电信号 要求

83

(减压阀及机械安全阀)

说明

中绝缘油试验 3 测量绝缘电阻

4 测量少油断路器的直流泄漏电流

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

40.5

1)交接时

kV及2) 2～3年 以上 3)大修后 4)必要时

1)整体绝缘电阻,应符合制造厂规定 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(MΩ) 试验 额定电压(kV) 类别

<24

24

～126～

40.5

252 交接时 1200 3000 6000 大修后 1000 2500 5000 预试时 300

1000

2000

1)断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆,以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV,并在高压侧读取1min时的泄漏电流值

2)交接时或大修后测得的泄漏电流值不应大于10μA;220kV及以上的,泄漏电流值不宜大于5μA 84

预试时252kV及以上少油断路器提升杆(包括支持瓷

套)的泄漏电流大于5μA时,应引起

注意

5 断路器对

地、断口及相间交流耐压试验 6 辅助回路

和控制回路交流耐压试验 7 测量导电

回路电阻

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2) 2～3年 3)大修后 4)必要时

3)预试时测得的泄漏电流值不应大于10μA

1)应在分、合闸状态下分别进行

2)交接试验电压按照表7.1A的规定执行;其它周期时按表7.1A规定值的80%执行

试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

1)交接时或大修后电阻值应符合产品技术条件的规定

2)运行中可不大于产品技术条件规定值的2倍 85

对于三相共箱式的

油断路器应作相间耐压,其试验电压值与对地耐压值相同

1)应用电流不小于100A的直流压降法

测量

2)主触头与灭弧触头并联的断路器,应分别测量其主触头和灭弧触头导电

回路的电阻值

8 测量灭弧

室的并联1)交接时 2) 2～3年 1)并联电阻值应符合制造厂规定

2)并联电容器按第11.3章“断路器电容器”规定

电阻值、并联电容器的电容量和tanδ 9 测量断路

器的分、合闸时间 10 测量断路

器的分、合闸时间

3)大修后 4)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时

应符合产品技术条件的规定

应符合产品技术条件的规定 86

在额定操作电压(气压、液压)下进行

15kV及以下的断路器交接时只测量发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器、主变压器出线断路器,其余的可不进行

11 断路器主

触头分、合闸的同期性 12 操动机构

合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 13 合闸接触

器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻,辅助

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时

2)操动机构大修后3)必要时

1)交接时 2) 2～3年 3)必要时

应符合产品技术条件的规定 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%之间

2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作

1)交接时合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻不应低于10MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定

87

采用500V1000V兆欧表

或 回路和控制回路绝缘电阻 14 测量断路

1)交接时 器合闸电2)大修后 阻的投入3)必要时

时间及电阻值 15 操动机构

1)交接时 的试验

2)机构大修后 3)必要时

7.5 真空开关

表7.5 真空开关的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 红外测温 户外1年至少1次

式

2 测量绝缘

1)交接时

应符合产品技术条件的规定

见第7.2章“断路器操动机构试验”

要求

1)整体绝缘电阻,应符合制造厂的规定88

说明

电阻 3 交流耐压试验

4 辅助回路和控制回路交流耐压试验

2) 3～5年 3)大修后

4)交流耐压试验前、后 5)必要时

1)交接时 2) 3～5年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2) 3～5年 3)大修后 4)必要时

2)耐压试验前、后,绝缘电阻应无明显变化 3)绝缘拉杆的绝缘电阻,在常温下不应低于下表数值(MΩ) 试验 额定电压(kV) 类别

<24

24～40.5 126～252 交接时 1200 3000 6000 大修后 1000 2500 5000 预试时 300

1000

2000

1)应在合闸及分闸状态下进行交流耐压试验 2)当在合闸状态下进行时,试验电压应符合表7.1A的规定;当在分闸状态下进行时,真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定,试验中不应发生贯穿性放电

试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

5 测量导电

回路电阻

6 测量断路

器主触头的分、合闸时间,测量分、合闸的同期性,测量合闸时触头的弹跳时间 7 操动机构

合闸接触器和分、

1)交接时 2) 3～5年 3)大修后

1)交接时 2)机构大修后3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时或大修后电阻值应符合产品技术条件的规定

2)运行中可不大于产品技术条件规定值的1.2倍

1)分、合闸时间,分、合闸同期性和触头开距应符合产品技术条件的规定 2)合闸时触头的弹跳时间: 40.5kV以下断路器不应大于2ms; 40.5kV及以上断路器不应大于3ms

1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%之间

90

应用电流不小于100A的直流压降

法测量 在额定操作电压下进行

合闸电磁铁的最低动作电压 8 测量分、

合闸线圈和分、合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻 9 检查动触

头上的软连接夹片有无松动

7.6 12kV重合器7.7 12kV分段器7.8 隔离开关

2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 1)交接时 1)交接时绝缘电阻不应低于10MΩ 2)大修后 2)直流电阻应符合制造厂规定

3)必要时

1)交接时 应无松动 2)大修后 3)必要时 （参照国家电网山东电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》） 91

（参照国家电网山东电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》）

表7.8 隔离开关的试验项目、范围、周期和要求 序 项目

范围 周期

要求 说明 1 红外测温 2 测量绝缘

电阻

3 测量二次

回路的绝缘电阻

4 二次回路

交流耐压试验

1年至少1次 1)交接时 2)3～5年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2) 3～5年 3)大修后 4)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)绝缘拉杆的绝缘电阻,在常温下不应低于下列数值(MΩ) 试验 额定电压(kV) 类别 <24 24～40.5 交接时 1200 3000 大修后 1000 2500 预试时

300

1000

不低于2MΩ

试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

92

采用1000V兆欧表

5 交流耐压

1)交接时 试验

2)大修后 3)必要时

6 测量导电

1)交接时 回路电阻

2)大修后 3)必要时

7 电动操动

1)交接时 机构的试2)大修后 验

3)必要时

7.9 高压开关柜

表7.9 高压开关柜的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 测量辅助

1)交接时 回路和控

2) 3～5年

1)35kV及以下应进行交流耐压试验 2)110kV及以上宜进行交流耐压试验 3)试验电压与出厂试验电压之比: 纯瓷 100% 固体有机绝缘

90%

4)出厂试验电压以设备铭牌为准,可参考附录F

1)交接时应符合产品技术条件的规定

2)大修后或运行中可不大于产品技术条件规定值的2倍

当电动机接线端子的电压在其额定电压的80%～110%范围内时,应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸

要求 不应低于2MΩ

93

在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻;耐压后的阻值不得降低

采用电流不小于

100A的直流压降法测量

说明

采用1000V兆欧表

制回路绝缘电阻 2 辅助回路

和控制回路交流耐压试验 3 测量开关

柜整体的导电回路电阻 4 开关柜内

各元件的试验 5 测量绝缘

电阻

6 交流耐压 3)大修后

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时

试验电压为2000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

应符合产品技术条件的规定 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

1)绝缘电阻应符合制造厂规定

2)耐压试验前、后,绝缘电阻应无明显变化

试验电压值按表7.1A的规定 94

在交流耐压试验前、后分别进行

试验 2)大修后 3)必要时

7 检查电压

1)交接时 抽取(带2)大修后 电显示)3)必要时

装置 8 SF6气体

1)交接时 泄漏试验

2)大修后 3)必要时

9 压力表及

1)交接时 密度继电2) 3～5年 器校验

3)必要时

8 套管

表8 套管的试验项目、范围、周期和要求序 项目

范围 周期

1 红外测温

1年至少1次

应符合制造厂规定

应符合制造厂规定

应符合制造厂规定

要求

95

说明

重点测量套管引出线联板的发热情况

2 油中溶解气体色谱分析

3 绝缘油(含水量、击穿电压)试验

4 测量主绝缘及电容型套管对

110k

1)对绝缘性能有怀疑时

V及2)必要时 以上

110k1)对绝缘性能有怀疑时 V及2)必要时 以上 20kV1)交接时

及以2)110kV及以上:2～3年; 110kV以下:3～5年 上

3)大修后

96

1)新投运的套管中的气体含量应符合: H2<150; 总烃<10; C2H2不应含有

2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任何一值时应引起注意: H2: 500; CH4: 100

C2H2: 2(220kV及以下); 1(500kV)

见第12章“绝缘油和SF6气体” 表12.1序5、6

1)交接时在室温下tanδ(%)不应大于: 主绝缘类型 tanδ(%)最大值

电

油浸纸

0.7 (500kV:0.5) 和油位

对绝缘性能有怀疑时,如:

－ 主绝缘tanδ超标;密封损坏,抽压或测量小套管绝缘电阻不符合要求 对绝缘性能有怀疑时,如:

－ 主绝缘tanδ超标;密封损坏,抽压或测量小套管绝缘电阻不符合要求

1)油纸电容型套管的tanδ可不进行

温度换算,当tanδ

地末屏的4)投运前 tanδ与电5)必要时

容量

容 胶浸纸 0.7 式

胶粘纸

1.0 (35kV及以下:1.5)

浇铸树脂 1.5 气体 1.5 有机复合绝缘

0.7 非电 浇铸树脂 2.0

容式

复合绝缘

由供需双方商定 其它套管

由供需双方商定

2)大修后和运行中20℃时的tanδ(%)值不应大于下表中数值: 电压等级(kV)

20～35 110

220 充 油 型 3.0 1.5 - 大 油纸电容1.0 1.0

0.8

修 型

后 充 胶 型 3.0

2.0 - 胶纸电容2.0

1.5

1.0

97

与出厂值或上一次

试验值比较有明显增长或接近左表数值时,应综合分析tanδ与温度、电压的关系。当tanδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升

到

Um/

3

时,tanδ增量超过±0.3%,不应继续运行

2)20kV以下纯瓷套管及与变压器油连

通的油压式套管不

5 测量绝缘 交接时

型

胶 纸 型 2.5 2.0 - 充 油 型 3.5 1.5 - 油纸电容1.0 1.0

0.8

运 型

行 充 胶 型 3.0 2.0 - 中 胶纸电容2.0

1.5

1.0

型

胶 纸 型 2.5

2.0

-

运行中其它结构型式(浇铸树脂、气体、复合绝缘)的tanδ标准按交接试验标准的130%执行 3)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏对地tanδ(%),其值不大于2

4)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时,应查明原因

1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ

98

测tanδ 3)测量变压器套管tanδ时,与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压,其余绕组端子均接地,末屏接电桥,正接线测量

采用2500V兆欧

1)

电阻 2)110kV及以上:2～3年; 2)电容型套管末屏对地的绝缘电阻不应低于110kV以下:3～5年 1000MΩ

3)大修后 4)投运前 5)必要时

6 交流耐压

1)交接时 1)试验电压应符合下列规定:纯瓷和纯瓷充油试验

2)大修后 绝缘套管按出厂值;其它型式套管按出厂值80%3)必要时

进行

2)出厂试验电压以设备铭牌为准,可参考附录F

9 绝缘子

9.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子

表9.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、范围、周期和要求

序 项目 范围 周期 要求 1 零(低)值35kV1)投运后前2年检测1次 对多元件针式绝缘子应检测每一元件

绝缘子检及以2)如果年劣化率低于5/10000,5年1次 测 上 3)如果年劣化率高于5/10000,3年1次

99

表

穿墙套管、断路器套管、变压器套管、电抗器、GIS及消

弧线圈套管,均可

随母线或设备一起进行交流耐压试验

说明

2 绝缘电阻

4)运行第7或第8年时,所测瓷绝缘子年均低(零)值率低于0.1/10000,周期可延长到10年 1)交接时 1)交接时 220kV及以下悬式3 交流耐压试验

4 绝缘子表面现场污秽度(等值盐密和灰密)的测量

5 超声波探伤检测 6 机械试验 2)悬式绝缘子同序1 2)悬式绝缘子同序1 3)针式绝缘子2〜5年 3)针式绝缘子2〜5年

1)交接时

1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录2)单元件支柱绝缘子必要时 F 3)悬式绝缘子必要时 2)盘形悬式绝缘子交流耐压均取60kV 4)随主设备

5)更换绝缘子时

1)电厂室外升压站1～3年1次,在春季第一场测量方法按《高压架空线路和变电站污区分雷雨前测量 级与外绝缘选择标准》进行 2)输电线路绝缘子的测量周期按污区划分要求,对参照绝缘子进行检测

110k必要时

V及

以上支柱绝缘子

悬式必要时

当机械强度下降到50%额定机电破坏负荷时,100

绝缘子用2500V兆欧表,500kV悬式绝缘子用5000V兆欧表,支柱绝缘子用2500V兆欧表

必要时,如: － 同类(批)绝缘子故障(缺陷)率升

高时

绝缘判定为劣化绝缘子 子

注: 运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃绝缘子不进行1、2、3项中的试验。运行中自爆(破)的绝缘子应及时更换。 9.2 复合绝缘子

表9.2 复合绝缘子的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 1 憎水性试 1)HC1～HC2:3～5年(选点) 验 2)HC3～HC4:2～3年(选点) 3)HC5:1年(选点) 2 湿工频耐 必要时 受电压试验

3 水煮试验 必要时 4 陡波冲击 必要时 耐受电压试验

5 密封性能 必要时 试验 6 机械破坏 必要时 负荷试验 10 电力电缆线路

10.1 一般规定

要求 1) HC1～HC2: 继续运行 2) HC3～HC4: 继续运行 3) HC5: 继续运行,须跟踪检测 4) HC6: 退出运行

符合《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 8的要求 符合《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 8的要求

符合《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 8的要求 符合《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 8的要求 符合《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 8的要求

101

说明 HC:绝缘子憎水性

级别

10.1.1 对电缆的主绝缘做耐压试验或测量绝缘电阻时,应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时,其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。对金属屏蔽或金属套一端接地,另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作耐压试验时,必须将护层过电压保护器短接,使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。

10.1.2 试验结果异常,但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路,其试验周期应缩短,如在不少于6个月时间内,经连续3次以上试验,试验结果不变坏,则以后可以按正常周期试验。

10.1.3 除自容式充油电缆线路外,其它电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好,可分别采取以下试验确定: a) 停电超过1周但不满1个月的,测量绝缘电阻(异常时按b处理); b) 停电超过1个月但不满1年的,做规定试验电压值的50%耐压1min; c) 停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。

10.1.4 对U0/U为0.6/1kV的电缆线路可采用2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试验,试验时间为1min。 10.2 纸绝缘电力电缆线路

本节仅适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。 表10.2 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、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 测量绝缘 1)交接时 耐压试验前后,绝缘电阻测量应无明显变化 1)0.6/1kV电缆用1000V兆欧表

电阻 2)耐压试验前、后 2)0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧

3)4年 表;6/6kV及以上电缆也可用5000V4)必要时 兆欧表

3 检查电缆 交接时 电缆线路的两端相位应一致,并与电网相位相符合

线路两端的相位

4 直流耐压 1)交接时 1)纸绝缘电缆直流耐压试验电压Ut可采用下式计算: 1)试验时,试验电压可分4～6阶段

试验 2)新做终端或接头对于统包绝缘(带绝缘): Ut=5×（U0＋U）/2 均匀升压,每阶段停留1min,并读

后 对于分相屏蔽绝缘:Ut=5×U0 取泄漏电流值。试验电压升至规定3)4年 2)加压时间:交接时15min,其它周期时5min 值后维持加压时间,其间读取1min

102

4)必要时

3)泄漏电流的三相不平衡系数(最大值与最小值之比)不应大于2;当6/10kV及以上电缆的泄漏电流小于20μA和6kV及以下电缆的泄漏电流小于10μA时,其不平衡系数不作规定。泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考,不作为是否能投入运行的判据

和加压时间时的泄漏电流。测量时应消除杂散电流的影响

2)泄漏电流具有下列情况之一者,绝缘可能有缺陷,应找出缺陷部位,并予以处理: ①泄漏电流很不稳定

②泄漏电流随试验电压升高急剧上升

③泄漏电流随试验时间延长有上升现象

10.3 橡塑绝缘电力电缆

橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆;橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。

表10.3 橡塑绝缘电力电缆的试验项目、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 测量主绝 1)交接时 1)耐压试验前、后,绝缘电阻测量应无明显变化 1)0.6/1kV电缆用

缘和外护2)110kV及以上: 2～3年; 35kV2)外护套、内衬层的绝缘电阻不低于0.5MΩ/km 1000V兆欧表 套、内衬及以下: 3～5年 3)外护套绝缘电阻不符合要求时,应采用附录H中叙述的2)0.6/1kV以上电层的绝缘3)必要时 方法判断外护套是否进水 缆用2500V兆欧电阻 表;6/6kV及以上电

缆也可用5000V兆欧表

3)外护套、内衬层的测量用500V兆欧表

103

3 外护套直

流耐压试验 4 测量金属

屏蔽层电阻和导体电阻比

5 交叉互联

系统

6 屏蔽层避

雷器试验

7 检查电缆

线路两端的相位

8 交流耐压

试验

1)交接时

2)110kV及以上2～3年,35kV及以下3～5年 3)必要时 1)交接时

2)重作终端或接头后 3)内衬层破损进水后 4)必要时 1)交接时

2)110kV及以上:2～3年 35kV及以下:3～5年 3)必要时 1)交接时

2)110kV及以上: 2～3年 35kV及以下: 3～5年 3)必要时 交接时

1)交接时

2)重作终端或接头后 3)必要时

1)交接时试验电压为10kV,可用10000V兆欧表测量绝缘电阻代替

2)预试时试验电压为5kV,可用5000V兆欧表测量绝缘电阻代替

当电阻比与投运前相比增大时,表明铜屏蔽层的直流电阻增大,铜屏蔽层有可能被腐蚀;当该比值与投运前相比减小时,表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。数据自行规定

见表10.5“交叉互联系统”

见表10.5“交叉互联系统” 序2

电缆线路的两端相位应一致,并与电网相位相符合 1)优先采用20～300Hz交流耐压试验,可采用0.1Hz耐压试验。不具备试验条件或有特殊规定时,可采用施加正常系统相对地电压24h方法代替交流耐压

2)交接时20～300Hz交流耐压试验电压和时间见下表: 额定电压U0/U(kV) 试验电压 时间(min)

18/30及以下

2.5U0 5

2U0 60

104

用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻

21/35～/110 2U0 60 127/220 1.7U0 60

其它周期时试验电压按上表的80%进行,时间为5min 3)0.1Hz耐压试验(35kV及以下) 周期 试验电压 时间(min) 交接时 3U0 60 其 它 2.1U0 5

试验后,任何中间接头或终端头,应无明显发热现象

10.4 自容式充油电缆线路

表10.4 自容式充油电缆线路的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 1 测量主绝 1)交接时 耐压试验前、后,绝缘电阻应无明显变化

缘和外护2)2～3年 套、内衬3)必要时 层的绝缘电阻

2 外护套的 1)交接时 1)交接时试验电压为10kV,可采用10000V兆欧表测量绝缘

直流耐压2)2～3年 电阻代替 试验 3)必要时 2)预试时试验电压为5kV,可采用5000V兆欧表测量绝缘电

阻代替

3 检查电缆 交接时 电缆线路的两端相位应一致,并与电网相位相符合

线路两端的相位

4 主绝缘直 1)交接时 1)直流试验电压按电缆雷电冲击耐受电压的50%,如下表

流耐压试2)电缆失去油压并导致受(kV): 验 潮或进气经修复后 额定电压雷电冲击耐受电压 直流试验电压

说明

1)主绝缘用5000V兆欧表

2)外护套、内衬层的测量用500V兆欧表

用2500V兆欧表

试验时,试验电压可分4～6阶段均匀升压,每阶段停留1min,并读取

105

5 压力箱 1)供油特性

2)电缆油击穿电压 3)电缆油的tanδ

3)新作终端或接头后

1)交接时 2)与其直接连接的终端或塞止接头发生故障后

U0/U

/110

450 225

550 275

2)交接时耐压时间为15min,其它周期时耐压时间为5min,不应击穿

3)泄漏电流的三相不平衡系数(最大值与最小值之比)不应大于2;泄漏电流小于20μA时,其不平衡系数不作规定。泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考,不作为是否能投入运行的判据

4)泄漏电流具有下列情况之一者,绝缘可能有缺陷,应找出缺陷部位,并予以处理: ①泄漏电流很不稳定

②泄漏电流随试验电压升高急剧上升 ③泄漏电流随试验时间延长有上升现象

1)压力箱的供油量不应小于压力箱供油特性曲线所代表的标称供油量的90% 2)电缆油击穿电压不低于50kV 3)100℃时电缆油的 tanδ(%)不大于0.5 106

泄漏电流值。试验电压升至规定值后维持加压时间,其间读取1min和加压时间时的泄漏电

流。测量时应消除杂散电流的影响 1)压力箱供油特性的试验按《交流330 kV 及以下油纸绝缘自容式充油

电缆及附件压力供油

箱》GB 9326.5中6.3进行

2)电缆油击穿电压试验按《绝缘油介电强度测定法》DL/T 429.9规定在室温下测量油的击穿电压

3)tanδ采用电桥以及

6 油压示警系统 1)信号指示

2)控制电缆线芯对地绝缘电阻

7 交叉互联系统 8 电缆及附件内的电缆油

1)交接时 2)信号指示6个月;控制电缆线芯对地绝缘2～3年

1)交接时 2)2～3年

3)互联系统故障时 1)交接时

2)击穿电压和tanδ: 2～3年;

1)信号指示能正确发出相应的示警信号

2)控制电缆线芯对地绝缘每千米绝缘电阻不小于1MΩ 见表10.5 1)击穿电压不低于45kV 2)电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tanδ(%)不应大于下列数值: 107

带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于1×10-5,准确度不得低于1.5%,油杯的固有tanδ不得大于5×10-5,在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5℃或更小,升温至试验温度100℃的时间不得超过1h

1)合上示警信号装置的试验开关应能正确发出相应的声、光示警信号 2)绝缘电阻采用100V或250V兆欧表测量

1)电缆油击穿电压试验按《绝缘油介电强度测定法》DL/T 429.9规定

在室温下测量油的击穿电压

2)tanδ采用电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于1×10-5,准确度不得低于1.5%,油杯的固有tanδ不得大于5×10-5,在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5℃或更小,升温至试验温度100℃的时间不得超过1h

油中溶解气体分析的试验方法和要求按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB 7252(DL/T 722)规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注意值见表10.4A,但注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标,当气体含量达到注意值时,应进行追踪分析查明原因,试验和判断方法参照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB 7252(DL/T 722)进行。 表10.4A 电缆油中溶解气体组分含量的注意值(μL/L)

电缆油中溶解气体的注意值 电缆油中溶解气体的组分 注意值

组分

可燃气体总量 1500 CO2 1000 H2 500 CH4 200 C2H2 痕量 C2H6 200 CO 100 C2H6 200

1)击穿电压

2)tanδ 3)油中溶解气体

油中溶解气体:疑问电缆绝交接时: 0.5 缘过热老化或终端或塞止其 余: 3

接头存在严重局部放电时 3)油中溶解气体见表10.4A

108

10.5 交叉互联系统

表10.5 交叉互联系统的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 1 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验

2 护层过电压保护器 1)非线性电阻片的直流伏安特性 2)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻

3 互联箱 1)闸刀(或连接片)接触 范围 周期 要求 1)交接时试验电压为10kV,可用10000V兆欧 表测量绝缘电阻代替 2)预试时试验电压为5kV,可用5000V兆欧表测量绝缘电阻代替 1)伏安特性或参考电压应符合制造厂的规定 按制造厂规定值加压于碳化硅电阻片,若试2)用1000V兆欧表测量引线与外壳之间的绝验时温度为t℃,则被测电流值应乘以修正系缘电阻,其值不应小于10MΩ 数(120-t)/100 1)在正常工作位置进行测量,接触电阻不应1)在交叉互联系统的试验合格后密封互联箱大于20μΩ 之前进行;如发现连接错误重新连接后必须2)连接位置应正确无误 重测闸刀(或连接片)的接触电阻 2)只在交接时进行

109

说明

电阻 2)检查闸刀(或连接片)连接位置

11 电容器

11.1 串联电容器和交流滤波电容器

表11.1 串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 1 红外测温 1年至少1次 2 测量极对 1)交接时 大于5000MΩ

壳绝缘电2)3～5年 阻 3 测量电容

1)交接时 1)电容值偏差不超过额定值的-5%～+10%范量

2)3～5年

围

2)电容值不应小于出厂值的95%

4 并联电阻 1)交接时

电阻值与出厂值的偏差应在±10%之内 值测量 2)3～5年 5 冲击合闸 交接时

试验

6 凸肚、渗 巡视时 发现凸肚、漏油,应停止使用

漏油检查

11.2 耦合电容器和CVT的电容分压器

表11.2 耦合电容器和CVT的电容分压器的试验项目、范围、周期和要求

110

说明

串联电容器用1000V兆欧表,交流滤波电容器用2500V兆欧表

序 项目 范围 周期 1 红外测温 1年至少1次 2 测量极间 1)交接时

绝缘电阻 2)投运前

3)110kV及以上:2～3年 35kV及以下:3～5年

3 低压端对 1)交接时

地绝缘电2)投运前 阻 3)110kV及以上:2～3年

35kV及以下:3～5年

4 测量电容 1)交接时

量 2)投运前

3)110kV及以上:2～3年 35kV及以下: 3～5年

要求

不应低于5000MΩ

说明

不应低于100MΩ 采用1000V兆欧表

1)单节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围

2)叠柱中任两单元电容之比对这两单元额定电压之比的倒数之间相差不应大于5%

5 测量

tanδ

6 渗漏油检

查

11.3 断路器电容器

表11.3 断路器电容器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 1 测量绝缘 1)交接时

1)交接时

2)投运前

3)110kV及以上:2～3年 35kV及以下: 3～5年 1)交接时 2)巡视时

当采用电磁单元作为电源测量电容式电压互感器分压电容器C1和C2的电容量和tanδ时,应按制造厂说明书进行,一般控制中压端子对地电压不超过2.5kV,以保证安全。测量C2时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏,对C2电容量大的产品应适当降低试验电压

10kV下20℃时的tanδ(%)值不大当tanδ值不符合要求时,可在额定电压下复测,于下列数值: 复测值如符合10kV下的要求,可继续投运 油纸绝缘: 0.5

膜纸复合绝缘: 0.25 漏油应停止使用

要求

不应低于5000MΩ 说明

采用2500V兆欧表

111

2) 2～3年 3)断路器大修时 4)必要时

2 测量电容 1)交接时 电容值偏差在额定值的±5%范围内

量 2) 2～3年

3)断路器大修时 4)必要时

3 测量 1)交接时 在10kV下进行测量,20℃时的tanδ(%)值不大

tanδ 2) 2～３年 于下列数值:

3)断路器大修时 油纸绝缘: 0.5 4)必要时 膜纸复合绝缘: 0.25

4 渗漏油检 1)交接时 漏油时停止使用

查 2)巡视时 11.4 高压并联电容器装置

高压并联电容器装置由并联电容器组及相应的一次和二次配套设备组成;配套设备一般包括：断路器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、电容器单台保护用熔断器及保护和自动装置。 11.4.1 高压并联电容器

表11.4.1 高压并联电容器的试验项目、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 大于5000MΩ 2 测量极对 1)交接时

壳绝缘电2) 3～5年 阻

3 测量电容 1)交接时 1)电容值偏差不超过额定值的-5%～＋10%范

量 2) 3～5年 围;电容器组中各相电容的最大值与最小值之

比不大于1.08

电阻

112

4 并联电容 1)交接时

器极对壳2)必要时 2)电容值不应小于出厂值的95%

1)试验电压按出厂外绝缘干耐受电压值的75% 2)出厂试验电压以设备铭牌为准,可参考附录F

交流耐压试验

5 凸肚、渗 巡视时

漏油检查 6 冲击合闸 交接时

试验

11.4.2 集合式并联电容器

表11.4.2 集合式并联电容器的试验序 项目 范围 周期 1 红外测温 1年至少1次 2 绝缘油击 1)交接时

穿电压 2) 3～5年 (kV) 3)吊芯修理后3 测量相间 1)交接时

和极对壳2) 3～5年 绝缘电阻 3)吊芯修理后4 测量电容 1)交接时

值 2) 3～5年

3)吊芯修理后5 相间和极 1)交接时

发现凸肚、漏油时,应停止使用

要求

交接时: ≥35 运行中: ≥30 自行规定

1)每相电容值偏差应在额定值的-5%〜+10%的范围内,且电容值不小于出厂值的96%

2)三相中每两线路端子间测得的原电容值的最大值与最小值之比不大于1.06

3)每相用三个套管引出的电容器组,应测量每两个套管之间的电容量,其值与出厂值相差在±5%范围内 1)试验电压为出厂试验电压的75% 113

说明

无油枕的电容器,必要时进行

1)采用2500V兆欧表

2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻

仅对有六个套管的三相电容

对壳交流2)必要时 2)出厂试验电压以设备的铭牌为准,可参考附录F 器进行相间耐压 耐压试验 3)吊芯修理后 11.4.3 单台保护用熔断器

表11.4.3 单台保护用熔断器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 说明 1 测量直流 1)交接时 与出厂值相差不大于20%

电阻 2)必要时 2 检查外壳 1)交接时 无明显锈蚀现象,弹簧拉力无明显变化,工作位

及弹簧情2)必要时 置正确,指示装置无卡死等现象。 况

11.4.4 串联电抗器

高压并联电容器装置中串联电抗器的试验项目、范围、周期和要求见第5.2章和第5.5章。 11.4.5 放电线圈

表11.4.5 放电线圈的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 说明 1 测量绝缘 1)交接时 1)测量一次绕组对二次绕组、铁芯和外壳的绝缘电阻,不应低一次绕组用2500V兆欧表,

电阻 2)6年 于1000MΩ 二次绕组用1000V兆欧表

2)测量二次绕组对铁芯和外壳的绝缘电阻,不小于500MΩ

2 测量油浸35kV 1)交接时 在10kV下测量,20℃时测得的tanδ(%)不大于3.0,且不大于出

式的绕组2)必要时 厂试验值的130% tanδ

3 交流耐压 1)交接时 1)一次绕组对二次绕组、铁芯和外壳的试验电压为出厂试验电一次绕组出厂试验电压以

试验 2)必要时 压的80% 设备铭牌为准,可参考附

2)二次绕组对铁芯和外壳的试验电压为3kV 录F

4 测量一次 1)交接时 与上次测量值相比无明显差异

绕组直流2)必要时

114

电阻

5 测量电压

比和极性

1)交接时 2)必要时 1)电压比符合要求

2)极性应符合设计要求,并应与铭牌和标志相符

12 绝缘油和SF6气体

12.1 变压器用绝缘油

表12.1 变压器用绝缘油的试验项目、范围、周期和要求序 项目 范围 周期 1 外状

1)交接时

2)大修后

3)运行中取油样时进行 2 水溶性酸110k

1)交接时 (pH值) V及

2)大修后 以上 3)3～5年 4)必要时 3 酸值

110k1)交接时 (mgKOH/gV及2)大修后 )

以上

3)3～5年 4)必要时 4 闪点(闭110k

1)交接时 口) V及2)大修后

(℃) 以上 3)220kV及以上: 必要时 5 含水量 1)交接时 (mg/L)

2)大修后

要求

投运前*) 运行中 透明、无杂质或悬浮物

>5.4 ≥4.2

≤0.03 ≤0.1

≥140(10号、25号油) 不应比新油≥135(45号油) 原始测量值

低10

110kV及以下: ≤20 110kV及以220kV: ≤15 下: ≤35 115

说明

将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 按GB/T 7598进行试验

按GB/T 2或GB/T 7599进行试验

按GB/T 261进行试验 运行中设备,测量时应注意温度的影响,尽量在顶层油

6

3)110kV: 1年 220kV:6个月

击穿电压 1)交接时

220kV: ≤25 温高于50℃时采样,按GB/T 7600或GB/T 7601进行试验

35kV及以下： ≥35 35kV及以下： 按DL/T 429.9方法进行试验 (kV) 7

界面张力 (25℃) (mN/m) 8

tanδ (90℃) (%) 9

体积电阻率 (90℃) (Ω∙m) 10

油中含气量 (体积分数) (%)

11

油泥与沉淀物 (质

2)大修后

3)110kV及以上: 2～3年110kV以下: 3～5年

110 1)交接时 kV及2)大修后 以上 3)必要时 35kV1)交接时 及以2)大修后 上 3)110kV及以上: 2～3年110kV以下: 3～5年 4)必要时

35kV1)交接时 及以2)大修后 上 3)110kV及以上: 2～3年110kV以下: 3～5年

4)必要时

220k1) 220kV必要时 V 必要时 110kV〜220kV: ≥40 ≥30 500kV: ≥60 110kV〜

220kV: ≥35 ≥35 ≥19 新油: ≤0.5

220kV及以注入设备后: ≤0.7

下: ≤4

≥6×1010

220kV及以

下: ≥5×109

≤1 ≤3 <0.02(以下可忽略不计)

116

按GB/T 61进行试验

按GB/T 56进行试验 按DL/T 421或GB/T 56进行

试验

按DL/T 703进行试验

按GB/T 511进行试验,若只测量油泥含量,试验最后采

量分数) 用乙醇－苯(1:4)将油泥洗(%) 于衡重容器中,称重 12 油中溶解 见本标准的有关章节 取样、试验和判断方法按GB

气体色谱7597、GB/T 17623和GB/T 分析 7252、DL/T 722的规定进行 注: *)本栏中的“投运前”指周期栏中的“交接时”和“大修后”。

12.1.1 新油验收及充油电气设备的绝缘油试验分类,应符合表12.1A的规定。 表12.1A 电气设备绝缘油试验分类

试验类别 适 用 范 围 击穿电压 1)6kV以上电气设备内的绝缘油或新注入设备前、后的绝缘油;

2)对下列情况之一者,可不进行击穿电压试验: ①35kV以下互感器,其主绝缘试验已合格的;

②15kV以下油断路器,其注入新油的击穿电压已在35kV及以上的; ③按本标准有关规定不需取油的

简化分析 1)准备注入变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、套管的新油,应按表

12.1中的第1～9项规定进行

2)准备注入油断路器的新油,应按表12.1中的第1、2、3、4、5、6、规定进行

全分析 对油的性能有怀疑时,应按表12.1中的全部项目进行

12.1.2 关于补充油和混油的规定 12.1.2.1 关于补充油的规定

12.1.2.1.1 充油电气设备已充入油(运行油)的量不足,需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。电气设备原已充入的油品称为“已充油”;拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额”。已充油混入补加油后成为“补后油”。

12.1.2.1.2 补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品,并且补充油(不论是新油或已使用的油)的各项特性指标不应低于已充油。

117

12.1.2.1.3 如补加油的补加分额大于5%,特别当已充油的特性指标已接近表12.1或表12.2规定的运行油质量指标极限值时,可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合试验(《油泥析出测定法》DL/T 429.7);确定无沉淀物产生,tanδ不大于已充油数值,方可进行补充油过程。

12.1.2.1.4 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同,除应遵守12.1.2.1.2、12.1.2.1.3的规定外,还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化试验(按《运行油开口杯老化测定法》DL/T 429.6)。经老化试验的混合样质量不低于已充油质量,方可进行补充油过程。补加油牌号与已充油不同时,还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。 12.1.2.2 关于混油的规定

12.1.2.2.1 尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。 12.1.2.2.2 对混油的要求应比照12.1.2.1“关于补充油的规定”。 12.2 断路器用绝缘油

表12.2 断路器用绝缘油的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 说明

投运前*) 运行中

1 外状 35kV1)交接时 透明、无游离水分、无杂质或悬浮物

及以2)大修后 上 3)110kV及以上:

2〜3年

35kV:3〜5年

2 机械杂质35kV1)交接时 无较多机械杂质和游离碳悬浮于油中

和游离碳 及以2)大修后

上 3)110kV及以上: 2〜3年

35kV:3〜5年

3 水溶性酸 35kV1)交接时 ≥4.2 按GB/T 7598进行

(pH值) 及以2)大修后 试验

上

4 酸值 1)交接时 ≤0.1 按GB/T 2或GB/T

118

(mgKOH/g)

5 闪点(闭

口) (℃)

6 击穿电压 35kV

(kV) 及以

上

2)大修后 1)交接时 2)大修后

不应比新油低5

7599进行试验

1)交接时 35kV及以下： ≥35 35kV及以下： ≥30 2)投运前 110kV〜220kV: ≥40 110kV〜220kV: ≥35 3)大修后

4)110kV及以上:2〜3年 35kV:3〜5年

5)油量为60kg以下的少油断路器3年或换油

注: *)本栏中的“投运前”指周期栏中的“交接时”、“投运前”和“大修后”。 12.3 SF6气体

表12.3 SF6气体的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 说明 1 湿度 1)交接时 1)断路器灭弧室气室交接和大修后不大于1)按GB 12022、DL/T 914或DL/T

(20℃体2)新装或大修后1年内1次,无异150,运行中不大于300 915和DL/T 506进行 积分数) 常,3年1次 2)其它气室 2)周期中的“必要时”是指新装(μL/L) 3)大修后 交接和大修后:不大于250 及大修后1年内复测湿度不符合

4)必要时 运行中:额定绝对气压≤0.35Mpa的不大于要求或漏气超过表7.1中序3或表

1000,额定绝对气压>0.35Mpa的不大于500 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 必要时 6.16 按DL/T 917进行

准状态 下) (kg/m3)

119

3 毒性 必要时 无毒 4 酸度

1)大修后 ≤0.3

(μg/g) 2)必要时 5 四氟化碳

1)大修后 1)大修后≤0.05 (质量百2)必要时 2)运行中≤0.1 分数)(%) 6 空气

1)大修后 1)大修后≤0.05 (质量百2)必要时 2)运行中≤0.2 分数)(%) 7 可水解氟

1)交接时 ≤1.0 化物2)大修后 (μg/g) 8 矿物油

1)大修后 ≤10

(μg/g) 2)必要时

13 避雷器

13.1 普阀、磁吹型避雷器

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

1 红外测温 1年至少1次

120

按DL/T 921进行 按DL/T 916进行 按DL/T 920进行

按DL/T 920进行

按DL/T 918进行

按DL/T 919进行

说明

2 测量绝缘

电阻

1)交接时 2)1～3年 3)必要时 1)交接时 2必要时 1)交接时 2)1～3年 3)必要时

3 测量底座

绝缘电阻 4 测量电导

电流及串联组合元件的非线性因数差值

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2500MΩ 不低于5MΩ

1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录I或制造厂规定值,还应与历年数据比较,不应有显著变化 2)同一相内串联组合元件的非线性因数差值,不应大于0.05;电导电流相差值不应大于30% 3)试验电压如下: 元件额定 3 6 10 15 20 30 电压(kV)

试验电压-- -- -- 8 10 12 U1(kV)

6

10

16

20

24

试验电压4 U2(kV)

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 采用2500V兆欧表

1)整流回路中应加滤波电容器,其电容值一般为0.01μF〜0.1μF,并应在高压侧测量电流

2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验

3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录I

4)可用带电测量方法进行测量,如对测量结果有疑问时,应根据停电测量的结果作出判断

5)如FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05,但电导电流合格,允许作换节处理,换节后的非线性因数差值不应大于0.05

6)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300μA〜400μA范围内

121

5 测量运行

1)每年雷雨季节1)应注意对同一相历次试验结果的比较,同时也应注意相电压下的前 间试验结果的比较 交流泄漏2)必要时 2)泄漏电流相间差值达1倍以上或与上次数据比较增加

电流

50%时,应该分析原因、加强监测,必要时进行停电测试

6 工频放电

1)交接时 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内: 电压

2)1～3年 额定电压(kV) 3 6 10 3)必要时 放电电压交接9～11 16～19 26～31

(kV) 时

运行8～12 15～21 23～33 中

2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值及FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录I

7 检查放电

1)交接时 放电计数器测试3〜5次,均应正常动作 计数器动2)每周巡视并记作情况及录1次 在线监测3)必要时

装置指示 8 检查密封 必要时 避雷器内腔抽真空至(300〜

后,在5min内其情况 内部气压的增加不应超过100Pa 13.2 金属氧化物避雷器

表13.2 金属氧化物避雷器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 1 红外测温 1年至少1次 2 测量绝缘 1)交接时 1)35kV以上,不低于2500MΩ

电阻 2)110kV及以上: 2)35kV及以下,不低于1000MΩ

2～3年

122

1)没有安装在线监测装置的每季度1次

2)测试结果同时与在线监测装置电流值校核

带有非线性并联电阻的避雷器只在解体大修后进行

发电厂每天巡视1次,每周记录1次在线监测装置电流表指示值

说明

采用2500V兆欧表

3 测量底座绝缘电阻 4 测量直流参考电压及0.75倍直流参考电压下的泄漏电流 5 运行电压下的交流泄漏电流 6 测量工频参考电压和持续电流 7 检查放电 110kV以下: 3～5年

3)必要时

1)交接时

2)必要时

无间1)不带内部均压

隙 系统的交接时 2)110kV及以上: 2～3年 110kV以下:3～5年

3) 必要时

110k1)每年雷雨季节V及前 以上2)必要时 无间隙 无间1)带内部均压系隙 统的交接时 2)必要时 无间1)交接时

不低于5MΩ

1)U1mA不得低于GB 11032的规定值,并且与初始值或制造厂给定值相比较,变化率不应大于±5%

2)0.75U1mA下的泄漏电流值与初始值或制造厂给定值相比较,变化量增加不应大于2倍，且泄漏电流值不应大于50μA。对于额定电压216kV以上避雷器,泄漏电流不应大于制造厂的规定值

1)测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗,测量值与初始值比较不应有明显变化 2)测量值与初始值比较,当阻性电流增加50%时应分析原因,加强监测、适当缩短检测周期;当阻性电流增加1倍时应停电检查 应符合GB 11032或制造厂规定 放电计数器测试3〜5次,均应正常动作 123

采用2500V及以上兆欧表

1)要记录试验时的环境温度和相对湿度

2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)不满足要求应增加交流试验 4)测量0.75U1mA下泄漏电流时的U1mA电压值应选用U1mA初始值或制造厂给定的U1mA值 5）110kV及以上没有安装在线检测装置的1年

1)应记录测量时的环境温度、相对湿

度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响

2)没有安装在线监测装置的每季度1次

3)测试结果同时与在线监测装置电流值校核

1)测量环境温度20±15℃

2)测量应每节单独进行,整相避雷器有一节不合格,应更换该节避雷器(或整相更换),使该相避雷器为合格

计数器动隙 2)必要时 作情况及在线监测装置电流表指示

8 工频放电有间1)交接时

电压试验 隙 2)必要时

应符合产品技术条件的规定

放电后应快速切除电源,切断电源时间不大于0.5s,过流保护动作电流控制在0.2～0.7A

14 母线

14.1 金属封闭母线

表14.1 金属封闭母线的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 1 测量绝缘 1)交接时

电阻 2)大修时

2 交流耐压 试验 1)交接时 2)大修时

要求

1)离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不应小于50MΩ

2)共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于10MΩ

3)应测量金属封闭母线导体(相)对导体(相)、导体(相)对外壳(地)间的绝缘电阻

按出厂1min工频干试耐受电压值的75%进行,如下表(kV): Un Um 出厂值 现场值 1 1.2 4.2 3.2 3.15 3.5 25 19 6.3 7.2 32 24 10.5 12 42 32

说明

额定电压为1000V时,采用1000V兆欧表;额定电压3000V及以上时,采用2500V兆欧表

124

14.2 一般母线

表14.2 一般母线的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 1 红外测温 1年至少1次 2 测量绝缘 1)交接时

电阻 2)大修时

3) 3～5年

3 交流耐压 1)交接时

试验 2)大修时

3)3～5年 4 相位检查

1)交接时 2)大修时

15 1kV以上的架空电力线路

表15 1kV以上的架空电力线路的试验项目、范围、周期和要求

（13.8） 15.8 51 38 15.75 18 57 43 （18） 21 61 46 20 24 68 51 （24） 27.6 75 56 (26)*) （30） （80） （60） 35 40.5 100 75

注：*)《金属封闭母线》GB 8349-2000中没有电压等级26kV的标准,是根据相邻电压等级按插值法计算得到的,供参考

要求

不应低于1MΩ/kV

1)交流耐压试验标准按照第9章“绝缘子”中有关交流耐压试验的标准

2)运行中交流耐压试验可以用10000V兆欧表测量绝缘电阻代替

各相两端及其连接回路的相位应一致 125

说明

序 项目 范围 1 红外测温 周期

1年至少1次

要求

说明

2 测量绝缘子的绝缘电阻

3 测量线路的绝缘电阻 4 零(低)值绝缘子检测

5 检查相位 6 检查导线

连接管的连接情况 7 间隔棒检

查

8 阻尼设施

的检查 9 测量线路

的工频参数

10 冲击合闸

试验

见第9章“绝缘子”表9.1序2

1)交接时

2)线路检修后

见第9章“绝缘子” 表9.1序1

1)交接时

2)线路连接有变动时

1)交接时

2)线路检修时

1)3年

2)线路检修时 1)3年

2)线路检修时 110k1)交接时

V及2)线路变更时 以上 1)交接时

2线路检修后

线路两端相位应一致

1)外观检查无异常

2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 状态完好,无松动、无胶垫脱落等情况 无磨损松动等情况

根据继电保护、过电压等专业要求进行

在额定电压下对空载线路的冲击合闸试验,应进行3次,合闸过程中线路绝缘不应有损坏 126

1)采用2500V及以上兆欧表

2)有带电的平行线路时不测

铜线的连接管检查周期可延长至5年

有条件时,冲击合闸前,110kV及以上

11 测量杆塔

见第16章“接地装置” 表16序11和序12

的接地阻抗

12 绝缘子表

见第9章“绝缘子” 表9.1序4 面现场污秽度(等值盐密和灰密)的测量

16 接地装置

表16 接地装置的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 1 测量有效 1)交接时 Z≤2000/I

接地系统2)1年 或Z≤0.5Ω,(当I> 4000A时) (包括小3)可以根据该接地式中I: 经接地网流入地中的短路电流(A); 电阻接地网挖开检查的结果Z: 考虑到季节变化的最大接地阻抗(Ω) 系统)的斟酌延长或缩短周接地网的期 接地阻抗

127

线路宜先进行递升加压试验

说明

1)测量接地阻抗时,如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀,可采用各种补偿法,否则,应采用远离法

2)在高土壤电阻率地区,接地阻抗如按规定值要求,在技术经济上极不合理时,允许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地时,在该接地网上:

a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值

b)不发生高电位引外和低电位引内

2 测量非有

效接地系统的接地网的接地阻抗

3 测量利用

大地作导体的电力设备的接地阻抗

4 测量1kV

以下电力设备的接地阻抗 5 测量

微波站的接地阻抗 6 测量

的燃油、易爆气体

1)交接时 2)1～3年 3)可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1)交接时 2)1～3年 1)交接时 2)1～3年

1)交接时 2)不超过6年 1)交接时 2)不超过1年

1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时,接地阻抗Z≤120/I 2)当接地网仅用于1kV以上设备时,接地阻抗Z≤250/I

3)在上述任一情况下,接地阻抗不应得大于10Ω 式中I: 经接地网流入地中的短路电流(A);

Z: 考虑到季节变化最大接地阻抗(Ω)

1)长久利用时,接地阻抗为Z=50/I 2)临时利用时,接地阻抗为Z=100/I

式中I: 接地装置流入地中的电流(A); Z: 考虑到季节变化的最大接地阻抗(Ω) 使用同一接地装置的所有这类电力设备,当总容量≥100kVA时,接地阻抗不宜大于4Ω。如总容量<100kVA时,则接地阻抗允许大于4Ω,但不大于10Ω 不宜大于5Ω

1)不宜大于30Ω 2)无避雷针保护的露天储罐不应大于10Ω

128

3)在预防性试验前或每3年以及必要时验算1次I值,并校验设备接地引下线的热稳定 4)应断开线路的架空地线

应断开线路的架空地线 对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备,只进行接零,不作接地。所用零线的接地阻抗就是电源设备的接地阻抗,其要求按序2确定,但不得大于相同容量的低压设备的接地阻抗

储罐及其管道的接地阻抗 7

测量露天

配电装置避雷针的集中接地装置的接地阻抗 8

测量发电

厂烟囱附近的吸风机及该处装设的集中接地装置的接地阻抗 9

测量

避雷针(线)的接地阻抗 10

测量与架

空线直接连接的旋转电机进线段上避

1)交接时 2)不超过1年

1)交接时 2)1～3年

1)交接时 2)1～3年

1)交接时 2)变电所进出线1～2km内的杆塔不超过1年

3)其它线路杆塔

不宜大于10Ω

不宜大于10Ω

不宜大于10Ω

不宜大于3Ω,但对于300～1500kW的小型直配电机,如不采用DL/T 620中相应接线时,此值可酌情放宽 129

与接地网连在一起的可不测量,但应按序13的要求进行电气完整性测试

与接地网连在一起的可不测量,但应按序13的要求进行电气完整性测试

在高土壤电阻率地区难以将接地阻抗降到10Ω时,允许有较大的数值,但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求

雷器的接地阻抗

11 测量有架

空地线的线路杆塔的接地阻抗

12 测量无架

空地线的线路杆塔接地电阻

13 接地装置

电气完整性测试

14 通过开挖

抽查等手段确定发

1～3年

1)交接时

2)变电所进出线1～2km内的杆塔不超过1年

3)其它线路杆塔3～5年

1)交接时

2)变电所进出线1～2km内的杆塔不超过1年

3)其它线路杆塔不超过3～5年 1)交接时 2)1～3年 1)第1次开挖： a)沿海及盐碱地区不超过5年

1)当杆塔高度在40m以下时,按下列要求:如杆塔高度≥40m时,则取下表值的50%;但当土壤电阻率大于2000Ω·m,接地阻抗难以达到15Ω时,可放宽至20Ω

土壤电阻率(Ω·m) 接地阻抗(Ω) ≤500 10 500～1000 20 1000～2000 25 >2000 30

2)110kV及以上变电站前两基杆塔接地阻抗必须小于5Ω

接地阻抗不宜大于下表数值 种类 接地阻抗(Ω) 非有效接地系统的钢筋混凝土30 杆、金属杆

中性点不接地的低压电力网的50 线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 30

1)状况良好的接地装置测试值应在50mΩ以下 2)电气完整性测试方法、范围、测试仪器及结果的判断和处理见附录J

1)不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象

2)可根据电气设备的重要性和施工的安全性,选择5〜8点沿接地引下线进行开挖检查,如有疑问

130

对于高度在40m以下的杆塔,如土壤电阻率很高,接地电阻难以降到30Ω,可采用6〜8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体,其接地电阻可不受限。但对于高度≥40m的杆塔,其接地阻抗也不宜大于20Ω

b)采用降阻剂的不还应扩大开挖的范围 超过3年 3)铜质材料接地网只检查接地引下线及其与接电厂、变电所接地网的腐蚀c)其它不超过5年 地网的连接点 情况

2)以后开挖周期根据前次检查结果自行决定

注: 扩建接地网应在与原接地网连接后进行测试。

131

17 旋转电机

17.1 同步发电机

表17.1 同步发电机试验项目、范围、周期及要求 序 项目 范围 周期 要求 1 测量定子200M1)交接时 1)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系

绕组绝缘W及2)大修前、后 数不应大于2 电阻和吸以上3)小修时 2)吸收比:沥青浸胶及烘卷云母绝缘收比或极测量4)2〜3年 不应小于1.3;环氧粉云母绝缘不应小化指数 极化5)必要时 于1.6

指数 3)极化指数:沥青浸胶及烘卷云母绝

缘不应小于1.5;环氧粉云母绝缘不应小于2.0

2 测量定子

1)交接时 1)各相或各分支的直流电阻值,在校绕组的直2)大修时 正了由于引线长度不同而引起的误差流电阻

3)出口短路后,相互间差别不应大于最小值的 132

说明

1)交流耐压试验之前,绕组绝缘应满足本条要求

2)测量水内冷发电机定子绕组绝缘电阻,宜在通水水质合格情况下进行,也可在消除剩水影响的情况下进行

3)对于汇水管死接地的电机宜在无水情况下进行;对汇水管非死接地的电机,应分别测量绕组及汇水管绝缘电阻,绕组绝缘电阻测量时应采用屏蔽法消除水的影响

4)交流耐压试验合格的电机,当其绝缘电阻换算至运行温度后(环氧粉云母绝缘的电机在常温下)不低于其额定电压1MΩ/kV时,可不经干燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进行内部作业。换算系数见附录B

5)若在相近试验条件(温度、湿度)下,绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时,应查明原因,设法消除 6)水内冷电机自行规定

1)在冷态下测量,测量时绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃

2)汽轮发电机相间(或分支间)差别及其历年的相对变化

1.5%(水轮发电机为1%) 大于1%,应引起注意 2)与初次(出厂或交接时)测量值换算至同温度下的数值比较,其相对变化不应大于2%,超出要求者,应查明原因

后

3 定子绕组

泄漏电流测量和直流耐压试验

60001)交接时 kW及2)大修前、后 以上 3)2〜3年或小修时 4)更换绕组后 1)试验电压: 交接时 3Un 全部更换绕组并修好3Un 后

局部更换绕组并修好2.5Un 后

运行20年及以下 2.5Un

运行20年以上与2.5Un

大 架空线路直接连

修 接

前 运行20年以上不(2.0～与架空线路直接2.5)Un

连接

小修时、预试和大修后 2.0Un

2)在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20μA以下者,相间差值与历次试验结果相比较,不应有明显变化,根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时,各相间差值可不考虑

3)泄漏电流不应随时间的延长而增大

133

1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时,可在冷态下进行。氢冷发电机必须在充氢前或充氢后含氢量96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行,严禁在

置换氢过程中进行试验 2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高,每阶段停1min,并记录泄漏电流 3)不符合左栏2)、3)之一者,应找出原因,并将其消除 4)泄漏电流随电压不成比例的显著增长时,应及时分析 5)试验时,微安表应接在高压侧,并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机试验时,应采用低压屏蔽法接线;对于汇水管死接地的电机,可不进行该试验。冷却水质应透明

纯净,无机械混杂物,在水温20℃时导电率应满足:开启式水系统不大于5.0μS/cm;的密闭循环水系统不大于1.5μS/cm 4 定子绕组

交流耐压试验

5 测量转子

绕组的绝缘电阻

6 测量转子

绕组的直

1)交接时 2)大修前 3)更换绕组后

1)交接时 2)大修中转子清扫前、后 3)小修时 4)超速试验前、后 1)交接时 2)大修时

1)全部更换绕组并修好后的试验电压为: 容量 额定电压试验电压(MW) Un(V) (V) <10 >36 2Un+1000

但最低为1500

≥10 <24000 2Un+1000 2)交接时试验电压按上表值的80% 3)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为: 运行20年及以下者 1.5Un 运行20年以上与架空线1.5Un 路直接连接者

运行20年以上不与架空(1.3〜线路直接连接者 1.5)Un 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A

1)不应低于0.5MΩ

2)水内冷转子绕组在室温下不应小于5kΩ 与初次(出厂、交接或大修)数值换算至同温度下比较,其差值不应超过2%

134

1)应在停机清除污秽前热状态下进行,处于备用状态时,

可在冷状态下进行。氢冷发电机应在充氢前或充氢后含氢量96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行,严禁在置换氢过程中进行试验

2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验,进口机组按制造厂规定。冷却水质应透明纯净,无机械混杂物,在水温20℃时导电率应满足:开启式水系统不大于5.0μS/cm;的密闭循环水系统不大于1.5μS/cm

3)交流耐压试验,宜采用工频交流耐压试验设备;也可采用谐振耐压试验设备,频率在45～65Hz之间;也可采用0.1Hz超低频耐压试验设备,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍,持续时间为1min

1)水内冷转子绕组用500V及以下兆欧表测量

2)转子绕组额定电压在200V以上,采用2500V兆欧表;200V及以下,采用1000V兆欧表

3)当水内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求,而转子绕组的绝缘电阻值不低于2kΩ时,可允许投入运行 1)应在冷状态下进行测量,绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃

流电阻 7 转子绕组

交流耐压试验

8 测量发电

机或励磁机的励磁回路连同所连接的设备(不

1)交接时 2)显极式转子大修时和更换绕组后 3)隐极式转子拆卸护环后、局部修理槽内的绝缘和更换绕组后

1)交接时 2)大修时 3)小修时

试验电压

整体到货的显极7.5Un,但不应低式交接时 于1200V

显极式和隐极式额定励磁电压转子全部更换绕500V及以下者为组并修好后 10Un,但不应低于工地组装的显极1500V;500V以上式组装后交接时 者2Un+4000V 显极式转子大修5Un,但不应低于时及局部更换绕1000V,不大于组并修好后 2000V

隐极式转子局部5Un,但不应低于修理槽内绝缘后1000V,不大于及局部更换绕组2000V 并修好后

交接时,隐极式转子绕组不进行交流耐压试验,可采用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 不应低于否则应查明原因并消除 135

2)显极式转子绕组,应对各磁极绕组进行测量;当误差超

过规定时,还应对各磁极绕组间的连结点电阻进行测量 1)隐极式转子拆卸护环只修理端部绝缘时,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

2)全部更换转子绕组时工艺过程中的试验电压值按制造厂规定

3)工地组装的显极式转子,其单个磁极耐压试验应按制造厂规定进行

1)用1000V兆欧表 2)回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将其两端短接

包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻

9 发电机或励磁机的励磁回路连同所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验

10 定子铁芯试验

11 测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转

1)交接时 2)大修时

1)重新组装或更换、修理硅钢片后 2)更换绕组时

3)必要时

60001)交接时

kW及2)大修时 以上

试验电压应为1000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K,齿的最大温差不大于15K,单位损耗不大于1.3倍参考值,在1.4T下自行规定

2)单位损耗参考值见附录A

3)对于运行年久的发电机自行规定 1)汽轮发电机组的轴承不应低于0.5M

2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴不得低于100M;油槽充油并顶起

136

1)水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压,应按序7的规定进行 2)回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将

其两端短接

1)磁密1T下持续试验时间为90min,磁密1.4T下持续时间为45min,对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 2)应用红外热像仪测温

1)汽轮发电机组的轴承绝缘,用1000V兆欧表在安装好后进行测量

2)氢冷发电机应测量内、外挡油盖的绝缘电阻,其值应符合制造厂的规定

子进水支座的绝缘电阻 灭磁电阻器、自同期电阻器的直流电阻

测量灭磁开关的并联电阻

测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗

埋入式测温计的检查

测量定子槽部线圈防晕层对地电位

1)交接时2)大修时大修时

1)交接时2)大修时1)交接时2)大修时必要时

转子时,不得低于0.3MΩ

3)所有类型的水轮发电机,凡有绝缘的导轴承,油槽充油前,每一轴瓦不得低于100M

与铭牌或最初测得的数据比较,其差别不应超过10% 与初始值比较应无显著差别 交流阻抗和功率损耗值在相同试验条件下与出厂值或历年数值比较,不应有明显变化 1)绝缘电阻值自行规定 2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定 不大于10V 137

非线性电阻按制造厂要求

电阻值应分段测量

1)应在静止状态下的定子膛内、膛外和超速试验前、后的额定转速下测量;显极式转子,可在膛外对每一个磁极绕组进行测量

2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行,试验电压峰值不超过额定励磁电压

3)本试验可用动态匝间短路监测法代替 4)无刷励磁机组,当无测量条件时,可以不测

1)用250V兆欧表

2)除埋入式检温计外还包括水冷定子绕组引水管出水温度计 1)运行中测温元件电位升高,槽楔松动或防晕层损坏时测

量

2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值,用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值

12

13

14

15

16

17 定子绕组

端部固有振动频率测试及模态分析

18 定子绕组

端部表面电位测量 19 测量轴电

压

20 定子绕组绝缘老化鉴定

21 测录空载 200M1)交接时 W及2)大修时 以上3)必要时

汽轮发电机 100M1)交接时 W及2)大修时 以上 3)必要时

1)交接时 2)大修后

累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时

6000

1)交接时

模态试验固有频率在94～115Hz之间,且振型为椭圆的为不合格,应与制造厂联系解决

1)直流试验电压为Un

2)测试结果不应大于附录C中的值

1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时,转子两端轴上的电压应接近于轴承与机座间的电压

2)分别在空载额定电压时和带负荷后测量

3)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V

4)水轮发电机应测量轴对机座的电压

见附录A 1)与制造厂(或以前测得的)数据比138

3)有条件时可用超声法探测槽放电

1)水内冷发电机应在定子水压试验后,在通水条件下进行试验,以发现定子接头漏水缺陷 2)其它类型发电机可参照执行

1)测量时应采用高内阻的交流电压表 2)对于端盖式轴承可测轴对地电压 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验,取得初始值 对于发电机变压器组,当发电机本身的空载特性及匝间耐

特性曲线 kW及2)大修后 较,应在测量误差的范围内

以上 3)更换绕组2)在额定转速下的定子电压最高值:

压有制造厂出厂试验报告时,可只测录发电机变压器组的整组空载特性,电压加至定子额定电压值的105%

22 测录三相短路特性曲线 23 测量发电机定子开路时间的灭磁时间常数和转子过电压倍数

24 测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压

后 60001)交接时 kW及2)大修后 以上 3)更换绕组后

4)必要时

1)交接时 2)更换灭磁开关后 1)交接时 2)大修后 a)水轮发电机为1.3Un,但不应超过额

定励磁电流

b)汽轮发电机为1.2Un,但不应超过额定励磁电流

3)对于有匝间绝缘的电机,应进行匝间感应试验,最高电压时持续时间为5min

与制造厂(或以前测得的)数据比较,

其差别应在测量误差的范围之内

时间常数与出厂试验或更换前相比较

应无明显差别 残压值不作规定(一般在200V以下)

139

对于发电机变压器组,当发电机本身的短路特性有制造厂出厂试验报告时,可只测录发电机变压器组的短路特性曲线,其短路点应设在变压器高压侧

对发电机变压器组,可带空载变压器同时进行

在空载试验后进行

25 测量相序

1)交接时 应与电网的相序一致

2)改动接线时

26 温升试验

1)定、转子绕应符合制造厂规定 组更换及冷却系统改进后

2)必要时 27 进相运行

必要时 应符合运行规程的要求

试验

17.2 直流电机

表17.2 直流电机试验项目、范围、周期和要求 序 项目 范围 周期 要求 1 测量励磁 1)交接时 不应低于0.5M

绕组和电2)大修时 枢的绝缘3)必要时 电阻

2 测量励磁 1)交接时 1)与制造厂试验数据或以前测得的值

绕组的直2)大修时 比较,其差别不应大于2%,补偿绕组自流电组 行规定

2)100kW以下电机自行规定

3 测量电枢 1)交接时 相互间的差值不应超过正常最小值的

绕组整流2)大修时 10%,由于均压线或绕组结构而产生的片间的直有规律变化时,应在各相应的片间进流电阻 行比较判断 4 励磁绕组 1)交接时 励磁绕组对外壳和电枢对轴的交流耐

140

如对埋入式温度计准确度有怀疑时,可用带电测平均温度

的方法加以校对

说明

1)采用1000V兆欧表

2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻

对于叠绕组,可在整流片间测量;对于波绕组,测量时两整流片间的距离等于换向器节距;对于蛙式绕组,要根据其接线的实际情况来测量其叠绕组和波绕组的片间直流电阻

100kW以下直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V

和电枢的交流耐压试验 5 测量励磁

可变电阻器的直流电阻 6 测量励磁

回路连同所有连接设备的绝缘电阻 7 测量并调

整电机电刷,使其处在磁场中心位置 8 检查电机

绕组的极性及其连接的正确性

9 测量电枢

及磁极间的空气间

2)大修时

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)必要时

1)交接时 2)接线变动时

大修时

压试验电压: 1)交接时为1.5Un＋750V,并不应小于1200V

2)大修时为1000V

与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过10% 不应低于0.5MΩ

核对位置是否正确,应满足良好的换向要求

极性和连接均应正确 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围内:

3mm以下气隙: ±10%

141

兆欧表测量绝缘电阻代替 应在不同分接头位置测量,调节过程中应接触良好,无开路现象,电阻变化应有规律性

1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行 2)用1000V兆欧表

3)不包括励磁调节装置回路的绝缘电阻测量

必要时可做无火花换向试验

隙

10 测录直流

发电机的空载特性和以转子绕组为负载的励磁机负载特性曲线 11 励磁回路

连同所有连接设备的交流耐压试验

12 直流电动

机的空转检查和空载电流测量

17.3 中频发电机

1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 4)必要时 交接时

1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后

3mm及以上气隙: ±5%

与制造厂试验数据相比较,应在测量误差范围内 试验电压应为1000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

1)转动正常,电刷与换向器接触面应无明显火花 2)调速范围符合要求 142

1)空载特性:测录至最大励磁电压值 2)负载特性:仅测录励磁机负载特性;测量时,以同步发电机的励磁绕组作为负载 3)外特性:必要时进行 4)励磁电压的增长速度:在励磁机空载额定电压的情况下

进行

空转检查的时间不应小于1h,记录直流电机的空转电流

17.4 交流电动机

表17.4 交流电动机的试验项目、范围、周期和要求 序 项目 1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比 2 测量绕组的直流电阻 3 定子绕组泄漏电流测量和直流耐压试验 范围 周期 1)交接时 2)大修时 3)小修时 4)必要时 1)交接时 2)大修时 3)必要时 10001)交接时 V及2)大修时 以上 3)更换绕组后 要求 1)绝缘电阻值: a)额定电压1000V以下者,常温下不应低于0.5MΩ b)额定电压1000V及以上者,换算到运行温度时,定子绕组不应低于1MΩ/kV,转子绕组不应低于0.5MΩ/kV 2)1000V及以上的电动机应测量吸收比。吸收比不应低于1.2,中性点可拆开的应分相测量

1)100kW及以上各相绕组直流电阻值的相互间差别不应超过最小值的2%,中性点未引出时,可测量线间电阻,其

相互间差别不应超过最小值的1%;100kW及以上特殊结构的,电阻相互间差别自行规定

2)100kW以下电动机自行规定

3)应注意相互间差别的历年相对变化

1)试验电压: 交接及全部更换绕组: 3Un; 大修或局部更换绕组: 2.5Un 2)泄漏电流相间差别不应大于最小值的100%;当最大泄漏电流在20μA以下

时,各相间应无明显差别

143

说明 1)进行交流耐压试验时,绕组的绝缘应满足本条的要求

2)交流耐压试验合格的电动机,当其绝缘电阻换算至运行温度后(环氧粉云母绝缘的电动机在常温下)不低于其额定电压1MΩ/kV时,可不经干燥投入运行。但在投运前不应

再拆开端盖进行内部作业 3)小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量,转子绕组可与其起动设备一起测量 4)绝缘电阻换算系数见附录B

中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行

直流耐压试验

4 定子绕组

的交流耐1)交接时 2)大修后 1)大修中不更换或局部更换定子绕组1)低压电动机的交流耐压试验可用2500V兆欧表测量绝缘后试验电压为1.5Un,但不低于1000V 电阻代替

压试验

5 绕线式电

动机转子绕组的交流耐压试验

6 同步电动

机转子绕组交流耐压试验

3)更换绕组后

1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 1)交接时 2)大修时 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V,但不低于1500V 3)交接时试验电压0.75(2Un+1000)V或按下表 额定电压3 6 10 (kV)

试验电压5 10 16 (kV)

试验电压(V)如下: 转子工况 不可逆式 可逆式 大修不更1.5Uk,但3.0Uk,但换转子绕不小于不小于组或局部1000 2000 更换转子绕组

全部更换 2Uk+1000 4Uk+1000 转子绕组后 交接时 0.75(2Uk+ 0.75(4Uk+

1000) 1000)

1)交接时试验电压为额定励磁电压的7.5倍,且不应低于1200V,但不应高于

出厂试验电压值的75%

2)大修时试验电压为1000V,可用

144

2)全部更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电动机已改为直接短路起动者,可不做交流耐压试验

2)Uk为转子静止时,在定子绕组上加额定电压,转子绕组开路时测得的电压(V)

7 测量可变

电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻 8

测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的绝缘电阻 9

可变电阻器与灭磁电阻器的交流耐压试验

10

电动机轴承的绝缘电阻

11

检查定子绕组的极性及其连接的正确

10001)交接时 V及2)大修时 以上或100kW及以上

1)交接时 2)大修时 大修时 1)交接时 2)大修时 接线变动时 2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

与制造厂数值或最初测得的结果比较,相差不应超过10%;调节过程中应接触良好,无开路现象,电阻值的变化应有规律性。

与回路一起测量时,不应低于0.5 MΩ 试验电压为1000V,可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替

不应低于0.5MΩ

定子绕组的极性与连接应正确

145

3000V及以上的电动机应在所有分接头上测量直流电阻 用1000V兆欧表

在安装完毕后用1000V兆欧表测量

1)对双绕组的电动机,应检查两分支间的连接的正确性 2)中性点无引线者可不检查极性

性

12 定子铁芯

1)全部更换参照表17.1序10 试验

绕组或修理铁芯后 2)必要时 13 电动机空

1)交接时 1)转动正常 载转动和2)必要时 2)空载电流自行规定

空载电流测量

14 双电动机

必要时

两台电动机的转矩－转速特性曲线上拖动时测各点相差不得大于10% 量转矩－转速特性

18 电除尘器

18.1 高压硅整流变压器

表18.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求 序 项目 周期 1 测量高压绕组对低压绕组及对地的绝缘1)交接时

>500MΩ 电阻 2)大修后

3)必要时

2 测量低压绕组的绝缘电阻 1)交接时

>300MΩ 2)大修后 3)必要时

3 测量硅整流元件及高压套管对地的绝缘1)交接时

>2000MΩ 电阻 2)大修后

146

1)3000V或500kW及以上电动机应做此试验

2)如果电动机定子铁芯没有缺陷,只为检查整体叠片状况,可仅测量空载损耗值 空转检查的时间不应小于2h

1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机 2)更换时,应选择两台转矩－转速特性相近的电动机

要求

说明

采用2500V兆欧表

采用1000V兆欧表

4 测量穿芯螺杆对地的绝缘电阻

5 测量高、低压绕组的直流电阻

6 测量电流、电压取样电阻

7 测量各桥臂正、反向电阻值

8 变压器油试验

9 油中溶解气体色谱分析

10 空载升压

3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)1年 3)大修后 1)交接时 2)1年 3)大修后 1)交接时 2)大修时 3)更换绕组后4)必要时

与出厂值相差不超出±2%范围

偏差不超出规定值的±5%

桥臂间阻值相差小于10% 参照表12.1中序1、2、3、6

参照表5.1中序2,注意值自行规定

输出1.5Un,保持1min,应无闪络,无击穿现象,并记录空载电流

147

不带电除尘器电场 18.2 低压电抗器

表18.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求 序 项目 周期 1 测量穿芯螺杆对地的绝缘电阻 1)交接时

2)大修时

2 测量绕组对地的绝缘电阻 1)交接时

2)大修时

3 测量绕组各抽头的直流电阻 1)交接时

2)必要时

4 变压器油击穿电压 1)交接时

2)大修时

18.3 绝缘支撑及连接元件

表18.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求 序 项目 周期 1 测量绝缘电阻 1)交接时

2)更换后

2 耐压试验 1)交接时

2)更换后

18.4 高压直流电缆

表18.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求 序 项目 周期 1 测量绝缘电阻 1)交接时

2)更换后

2 直流耐压试验及泄漏电流测量 1)交接时

2)大修后

3)重做电缆头时

要求

>300MΩ

与出厂值相差不超出±2%范围 >20kV

要求

>500MΩ 直流100kV或交流72kV,保持1min无闪络

要求

>1500MΩ 电缆工作电压的1.7倍,10min,当电缆长度小于100m时,泄漏电流一般小于30μA

148

说明

说明

采用2500V兆欧表

说明

采用2500V兆欧表

19 附录

附录A(规范性附录)

同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 A1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1-1、表A1-2。 表A1-1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压(kV)

序 试验阶段

试验形<10MW(MVA)

式 Un≥2

1 线圈绝缘后,下线前 － 2.75Un+4.5 2 下线打槽楔后 － 2.5Un+2.5 3 并头、连接绝缘后 分相 2.25Un+2.0 4 电机装配后 分相 2.0Un +1.0 表A1-2 不分瓣定子条式线圈的试验电压(kV)

序 试验阶段

试验形<10MW(MVA)

式 Un≥2

1 线圈绝缘后,下线前 － 2.75Un+4.5 2 下层线圈下线后 － 2.5Un+2.5 3 上层线圈下线后打完槽楔与下层－ 2.5Un+1.5

线圈同试

4 焊好并头,装好连线,引线包好分相 2.25Un +2.0

绝缘

5 电机装配后 分相 2.0Un +1.0

149

≥10MW(MVA)2≤Un≤6.3 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.25Un+2.0 2.0Un+1.0 ≥10MW(MVA)2≤Un≤6.3 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.5Un+1.5

2.25Un+2.0 2.0Un+1.0

6.36.32.25Un+4.0 2.0Un+1.0

A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A2-1、表A2-2。 表A2-1 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压(kV)

序 试验阶段

试验形<10MW(MVA)

式 Un≥2

1 拆除故障线圈后,留在槽中的－ 0.8(2.0Un+1.0)

老线圈 2 线圈下线前 － 2.75Un 3 下线后打完槽楔 － 0.75×2.5Un 4

并头、连接绝缘后,定子完成

分相

0.75(2.0Un+1.0

)

5 电机装配后 分相 1.5Un

注:对于运行年久的电机,序1,4,5项试验电压值可根据具体条件适当降低。 表A2-2 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压(kV)

序 试验阶段

试验形<10MW(MVA)

式 Un≥2

1 拆除故障线圈后,留在槽中的－ 0.8(2.0Un+1.0)

老线圈 2 线圈下线前 － 2.75Un 3 下层线圈下线后 － 0.75(2.5Un+0.5

)

4 上层线圈下线后,打完槽楔与下层－ 0.75×2.5Un

线圈同试

5 焊好并头,装好接线,引线包好绝分相 0.75(2.0Un+1.0

缘,定子完成 ) 6 电机装配后 分相 1.5Un

150

≥10MW(MVA)

2≤Un≤6.3 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un

0.75(2.5Un+0.5)

0.75×2.5Un 1.5Un

≥10MW(MVA) 2≤Un≤6.3 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un

0.75(2.5Un+1.0)

0.75(2.5Un+0.5)

0.75(2.0Un+1.0)

1.5Un

6.30.75(2.0Un+3.0) 1.5Un

6.30.75(2.5Un+1.0)

0.75(2.0Un+1.0) 1.5Un

注: 1) 对于运行年久的电机,试验电压值可根据具体条件适当降低;

2) 如果下层线圈下线后与留在槽中的老线圈一起试验,则表A2-2中序3、4中的值再乘0.9。 A3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。

151

A4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表A4。 表A4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求 序 项目 1 整相绕组(或分支)及单根线棒的tanδ增量(Δtanδ) 2 整相绕组(或分支) 及单根线棒的第二电流增加率ΔI(%) 要求

1)整相绕组(或分支)的Δtanδ值不大于下列值:

定子电压等级(kV) Δtanδ(%) 6 6.5 10 6.5 Δtanδ(%)值指额定电压下和起始游离电压下tanδ(%)之差值。

对于6kV及10kV电压等级,起始游离电压分别取3kV和4kV

2)定子电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的Δtanδ(%)值不大于下列值: 1.5Un和0.5Un 相邻0.2Un电压间0.8Un和0.2Un

隔

11 2.5 3.5

凡现场条件具备者,最高试验电压可选择1.5Un;否则也可选择(0.8～1.0)Un。相邻0.2Un电压间隔值,即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un,0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un

1)整相绕组(或分支)Pi2 在额定电压Un 以内明显出现者(电流增

加倾向倍数m2>1.6),属于有老化特征。绝缘良好者,Pi2 不出现或在Un 以上不明显出现

2)单根线棒实测或由Pi2 预测的平均击穿电压,不小于(2.5～3)Un

3)整相绕组电流增加率不大于下列值: 定子电压等级(kV) 6 10 试验电压(kV) 6 10 额定电压下电流增加率(%) 8.5 12

152

说明

1)在绝缘不受潮的状态下进行试验

2)槽外测量单根线棒tanδ时,线棒两端应加屏蔽环

3)可在环境温度下试验

1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 2)按下图作出电流电压特性曲线 3)电流增加率 ΔI= （I−I0 ）/I × 100%

式中 I－在Un 下的实际电容电流;

I0－在Un 下I=f (U)曲线中按线性关系求得的电容电流

4)电流增加倾向倍数 m2=tanθ2/tanθ0

式中:tanθ2 － I=f (U) 特性曲线出现Pi2 点之斜率;tanθ0－I=f (U)特性曲线中出现Pi1 点以下之斜率

3 整相绕组(或

分支)及单根线棒之局部放电量

1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值: 定子电压等级(kV) 6 10 最高试验电压(kV) 6 10 局部放电试验电压(kV) 4 6 最大放电量(pC) 15000 15000 2)单根线棒参照整相绕组要求执行

4 整相绕组(或应符合表17.1序4、3有关规定

分支)交、直流耐压试验

注:1)进行绝缘老化鉴定时,应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析,对绝缘运行状况作出评定。

2)当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时,应考虑处理或更换绝缘,其采用方式包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。

a)累计运行时间超过30年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20年),制造工艺不良者,可以适当提前; b)运行中或预防性试验中,多次发生绝缘击穿事故;

c)外观和解剖检查时,发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象; d)鉴定试验结果与历次试验结果相比,出现异常并超出表中规定。

3)鉴定试验时,应首先做整相绕组绝缘试验,一般可在停机后热状态下进行,若运行或试验中出现绝缘击穿,同时整相绕组试验不合格者,应做单根线棒的抽样试验,抽样部位以上层线棒为主,并考虑不同电位下运行的线棒,抽样量不作规定。

A5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》DL/T 492。

153

A6 硅钢片的单位损耗见表A6。 表A6 硅钢片的单位损耗

硅钢片品种 代号 厚度(mm) 单位损耗(W/kg) 热轧硅钢片 冷轧硅钢片 D21 0.5 D22 0.5 D23 0.5 D32 0.5 D32

0.35 D41 0.5 D42 0.5 D43 0.5 D42 0.35 D43

0.35 W21

0.5 W22 0.5 W32

0.5 W33 0.5 W32 0.35 W33 0.35 Q3

0.35 Q4 0.35 Q5 0.35 Q6

0.35

1T下 2.5 2.2 2.1 1.8 1.4 1.6 1.35 1.2 1.15 1.05 2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 1

1.5T下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1

附录B(资料性附录)

电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数 表B 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数

定子绕组温度(℃) 70 60 50 40 30 20 10 5 换算系数K 热塑性绝缘 1.4 2.8 5.7 11.3 22.6 45.3 90.5 128 B级热固性4.1 6.6 10.5 16.8 26.8 43 68.7 87

绝缘

本表的运行温度,对于热塑性绝缘为75℃,对于B级热固性绝缘为100℃。

当在不同温度测量时,可按上表所列温度换算系数进行换算。例如某热塑性绝缘发电机在t=10℃时测得绝缘电阻值为100MΩ,则换算到t=75℃时的绝缘电阻值为100/K=100/90.5=1.1MΩ。 也可按下列公式进行换算: 对于热塑性绝缘:

75tRt=R×210 （MΩ） 对于B级热固性绝缘:

75tRt=R×1.610 （MΩ）

式中R － 绕组热状态的绝缘电阻值; Rt － 当温度为t℃时的绝缘电阻值; t － 测量时的温度。

155

附录C(资料性附录)

发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值 表C 定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值

测量部位

不同额定电压下之限值 10.5kV

13.8kV 15.75kV 18kV 手包绝缘引线接泄漏电流(μA) 13 18 20 23 头及汽机侧隔相100MΩ电阻上的压降1300 1800

2000 2300

接头

(V)

端部接头及过滤泄漏电流(μA) 20 26 30 35 引线并联块等部100MΩ电阻上的压降2000 2600 3000 35000 位

(V)

附录D(资料性附录)

油浸式变压器绕组直流泄漏电流参考值

表D 油浸式变压器和电抗器绕组直流泄漏电流参考值

额定电压

试验电压 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA)

(kV)

峰值10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃

(kV)

2〜3 5 11 17 25 39 55 83 6〜15 10 22 33 50 77 112 166 20〜35 20 33 50 74 111 167 250 110〜40 33 50 74 111 167 250 220 500 60 20 30 45 67 100 150

156

20kV

22kV 25 27 2500 2700 38 41 3800

4100

70℃ 80℃125

178 250 356 400 570 400 570 235

330

附录E(规范性附录)

变压器局部放电试验方法

E1 110kV 及以上的变压器应进行长时感应电压及局部放电测量试验,所加电压、加压时间及局部放电视在电荷量应符合下列规定: 三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行试验。 施加电压应按图E 所示的程序进行。

图E 变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序 在不大于U2/3的电压下接通电源;

电压上升到1.1Um/3,保持5min,其中Um为设备最高运行线电压; 电压上升到U2,保持5min; 电压上升到U1,持续时间T= 120×

额定频率（s）,但不少于15s;

试验频率然后立刻不间断地将电压降到U2,并保持,进行局部放电测量; 电压降低到1.1Um/3,保持5min;

当电压降低到U2/3以下时,方可切断电源。

除U1阶段的持续时间以外,其余阶段的持续时间与试验频率无关。 在施加试验电压的整个期间,应监测视在电荷量。 对地电压值应为: U1=1.7Um/3 U2=1.5Um/3或U2=1.3Um/3

157

在施加试验电压的前后,应测量所有测量通道上的背景噪声水平;

在电压上升到U2及由U2下降的过程中,应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在1.1Um/3下测量视在电荷量; 在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值; 在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值;

在电压U2的第二个阶段的整个期间,应连续地观察局部放电水平,并每隔5min记录一次视在电荷量。 如果满足下列要求,则试验合格: 试验电压不产生忽然下降; 在U2=1.5Um/3或U2=1.3Um/3

下的长时试验期间,视在电荷量的连续水平不大于500pC或300pC;

在U2下,视在电荷量不呈现持续增加的趋势,偶然出现的较高幅值的脉冲可以不计入; 在1.1Um/3下,视在电荷量的连续水平不大于100pC。

E2 试验方法及在视在电荷量超出上述规定时的判断方法,均按现行国家标准《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中的有关规定进行。

158

附录F(规范性附录)

高压电气设备绝缘的工频耐压出厂试验电压标准 表F 高压电气设备绝缘的工频耐压出厂试验电压标准 额定电最高工作电1min工频耐压出厂试验电压标准(有效值,kV) 压 Un(kV) 3 6 10 15 20 35 110 220 压1) Um(kV) 3.6/3.5

7.2/6.9 12/11.5

17.5/17.5

24.0/23 40.5/40.5 126/126 252/252 电磁式电压互感电流互感器器2) 3) 18/25 18/25 23/30 23/30 40/42 30/42 40/55 40/55 50/65 50/65 85/95 85/95 185/200 185/200 230 360 360 395 395 穿墙套管支柱绝缘子5) 隔并联电容器4) 离开关5) 6) 18/25 18/25 18/25

23/30 23/32 23/30

23/2.1

)

30/42 30/42 30/42

40/55 40/57 40/55

50/65 50/65 50/65

50/584.1

)

85/95 85/100 85/95

80/9.1

)

200 185/265 185/20

185/20

30

395 360/450 360

460 395/495 395

159

集合式并联电容器7) 18/25 23/30

30/42 50/65

85/95 放电线

圈8) 23/30

30/42 50/65

85/95

460

500 550/50630 630 680 680 630

0 680 680 740 740 680

740 740 740

注：1) “最高工作电压”列中斜线下数值为并联电容器的最高工作电压,其它列斜线下的数值为设备外绝缘干状态下的耐受电压值。 2) 电磁式电压互感器出厂试验标准参照现行国家标准《电磁式电压互感器》GB 1207-2006,不接地电磁式电压互感器的感应耐压试验采用斜线上的值,以出厂(铭牌)值为准。

3) 电流互感器出厂试验标准参照现行国家标准《电流互感器》GB 1208-2006,以出厂(铭牌)值为准。 4) 穿墙套管出厂试验标准参照现行国家标准《高电压输变电设备的绝缘配合》GB 311.1-1997和《高压套管技术条件》GB/T 4109-1999 (表中注4.1),以出厂(铭牌)值为准。

5) 支柱绝缘子和隔离开关出厂试验标准参照现行国家标准《高电压输变电设备的绝缘配合》GB 311.1-1997。隔离开关的标准可能与《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》DL/T 593-2006不一致,以出厂(铭牌)值为准。

6) 并联电容器出厂试验标准参照现行国家标准《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/T 11024.1-2001,以出厂(铭牌)值为准。

7) 集合式并联电容器出厂试验标准参照现行国家标准《集合式高压并联电容器》JB/T 7112-2000,以出厂(铭牌)值为准。 8) 放电线圈出厂试验标准参照现行国家标准《高压并联电容器用放电线圈》JB/T 70-1999,以出厂(铭牌)值为准。 附录G(资料性附录)

电流互感器保护级励磁曲线测量方法

G1 P级励磁曲线的测量与检查,应满足下列要求：

核查电流互感器保护级(P级)准确限值系数是否满足要求有两种间接的方法,励磁曲线测量法和模拟二次负荷法。 1) 励磁曲线测量法

P级绕组的V-I(励磁)曲线应根据电流互感器铭牌参数确定施加电压,二次电阻r2可用二次直流电阻r2替代,漏抗x2可估算,电压与电流的测量用方均根值仪表。 x2估算值见表G1-1。

160

附录H(资料性附录)

橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法

直埋橡塑电缆的外护套,特别是聚氯乙烯外护套,受地下水的长期浸泡吸水后,或者受到外力破坏而又未完全破损时,其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下,因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破损进水。为此,提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示:

金属种类 铜Cu 铅Pb 铁Fe 锌Zn 铝Al 电位(V) +0.334 -0.122 -0.44 -0.76 -1.33

当橡塑电缆的外护套破损并进水后,由于地下水是电解质,在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V的电位,如内衬层也破损进水后,在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池,会产生0.334-(-0.76)≈1.1V的电位差,当进水很多时,测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极,镀锌钢带为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后,用兆欧表测量时,每千米绝缘电阻值低于0.5MΩ时,用万用表的“正”、“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻,此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联,当极性组合使电压相加时,测得的电阻值较小;反之,测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时,表明已形成原电池,就可判断外护套和内衬层已破损进水。

外护套破损不一定要立即修理,但内衬层破损进水后,水分直接与电缆芯接触并可能会腐蚀铜屏蔽层,一般应尽快检修。

161

附录I(资料性附录)

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

I1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表I1～I4。 表I1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 型 号 FZ-3(FZ2FZ-6(FZ2FZ-10(FZ2FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J

-3) -6) -10)

额定电压3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 200 (kV)

试验电压4 6 10 16 20 16(15kv16(20kv元16(20kv元16(30kv元16(30kv元16(30kv元(kV) 元件) 件) 件) 件) 件) 件) 电导电流450～400～400～400～400～400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～(μA) 650(<10) 600(<10) 600(<10) 600 600 600 工频放电电9～11 16～19 26～41～49 51～61 82～98 95～118 140～224～268 2～312 448～压 31 173 536 (有效值,kV)

表 I2 FS型避雷器的电导电流值

型 号 FS4-3,FS8-3,FS4-3GY FS4-6,FS8-6,FS4-6GY FS4-10,FS8-10,FS4-10GY 额定电压(kV) 3 6 10 试验电压(kV) 4 7 10 电导电流(μA) 10 10 10

表I3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ3-110J(FCZ2-110J) FCZ3-220J(FCZ2-220J) 号

额定35 35 110 220

162

电压(kV)

试验电501) 502) 110 压(kV)

电导250～400 250～400 250～400(400～600) 电流(μA)

工频放70～85 78～90 170～195 电电压 (有效值,kV)

注: 1) FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV; 2) FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV;

163

110

250～400(400～600)

340～390

额定电压2 (kV)

试验电压(kV) 2 3 4 6 10 电导电流FCD为50～100,FCD、FCD3不超过10,FCD2为5～20 (μA)

I2 几点说明:

1)电导电流相差值系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2)非线性因数按下式计算 α=

logU2/U1

logI2/I1表I4 FCD型避雷器电导电流值额定电压 3 4 6 10

13.2 13.2

15 15

式中: U1、U2 － 表13.1序4中规定的试验电压;

I1、I2 － 在U1和U2电压下的电导电流。

3)非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

1

附录J(规范性附录)

接地装置的电气完整性测试

(节选自《接地装置特性参数测量导则》DL/T 475-2006) J1 术语与定义

接地装置的电气完整性 electric integrity of grounding connection

接地装置中应该接地的各种电气设备之间,接地装置的各部分及与各设备之间的电气连接性,即直流电阻值,也称为电气导通性。 J2 方法

首先选定一个很可能与主地网连接良好的设备的接地引下线为参考点,再测试周围电气设备接地部分与参考点之间的直流电阻。如果开始即有很多设备测试结果良好,宜考虑更换参考点。 J3 测试范围

a) 变电所的接地装置: 各个电压等级的场区之间;各高压和低压设备,包括架构、分线箱、汇控箱、电源箱等;主控及内部各接地干线,场区内和附近的通信及内部各接地干线;避雷针及微波塔与主地网之间;其它必要部分和主地网之间。

b) 电厂的接地装置: 除变电所部分按a)进行外,还应测试其它局部地网与主地网之间;厂房与主地网之间;各发电机单元与主地网之间;每个单元内部各重要设备及部分;避雷针,油库,水电厂的大坝;其它必要的部分与主电网之间。 J4 测试中应注意的问题

测试中应注意减小接触电阻的影响。当发现测试值在50mΩ以上时,应反复测试验证。 J5 测试仪器

测试宜采用专门仪器,仪器的分辨率为1mΩ,准确度不低于1.0级。也可借鉴直流电桥的原理,在被试电气设备的接地部分与参考点之间加恒定直流电流,再用高内阻电压表测试由该电流在参考点通过接地装置到被试设备的接地部分这段金属导体上产生的电压降,并换算到电阻值。采用其它方法时应注意扣除测试引线的电阻。 J6 测试结果的判断和处理

a) 状况良好的设备测试值应在50mΩ以下;

b) 50mΩ～200mΩ的设备状况尚可,宜在以后例行测试中重点关注其变化,重要的设备宜在适当时候检查处理; c) 200mΩ～1Ω的设备状况不佳,对重要的设备应尽快检查处理,其它设备宜在适当时候检查处理; d) 1Ω以上的设备与主地网未连接,应尽快检查处理; e) 避雷针的测试值应在500mΩ以上;

165

f) 测试中相对值明显高于其它设备,而绝对值又不大的,按状况尚可对待。

166

附录K(资料性附录) 参考资料

GB 755-2000 旋转电机 定额和性能

GB/T 1001.1-2003 标称电压高于1000V的架空线路绝缘子 第1部分:交流系统用瓷或玻璃绝缘子元件 定义、试验方法和判定准则 GB 1207-2006 电瓷式电压互感器 GB 1208-2006 电流互感器 GB 1984-19 交流高压断路器

GB 1985-19 交流高压隔离开关和接地开关

GB 3906-2006 3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 GB/T 4109-1999 高压套管技术条件 GB/T 4703-2001 电容式电压互感器 GB/T 4787-1996 断路器电容器

GB/T 6115.1-1998 电力系统用串联电容器 第1部分: 总则--性能、试验和额定值--安全要求--安全导则

GB/T 51-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 70-2002 透平型同步电机技术要求

GB/T 7253-2005 标称电压高于1000V的架空线路绝缘子 交流系统用瓷或玻璃绝缘子元件盘形悬式绝缘子元件的特性

GB 7327-1987 交流系统用碳化硅阀式避雷器

GB 7674-1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 85-2003 水轮发电机组安装技术规范

GB/T 05-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 10229-1988 电抗器

GB/T 10230-1988 有载分接开关

GB/T 11017-2002 额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件

GB/T 12706.1～.4-2002 额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件

GB 12976.1～.3-1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆

GB/Z 180-2002 额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件 GBJ 233-1990 110〜500kV架空送电线路施工及验收规范 DL/T 417-2006 电力设备局部放电现场测量导则

DL/T 474.1-2006 现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 DL/T 474.2-2006 现场绝缘试验实施导则 直流高电压试验

DL/T 474.3-2006 现场绝缘试验实施导则 介质损耗因数tanδ试验 DL/T 474.4-2006 现场绝缘试验实施导则 交流耐压试验 DL/T 474.5-2006 现场绝缘试验实施导则 避雷器试验

DL/T 474.6-1992 现场绝缘试验实施导则 变压器操作波感应耐压试验 JB/T 6204-2002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范 JB/T 7111-1993 高电压并联电容器装置 JB/T 8169-1999 耦合电容器和电容分压器

国家电网公司 高压架空线路和变电站污区分级与外绝缘选择标准

20 附则

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20.1 本规程自印发之日起执行。

20.2 执行过程中如遇有与上级规范相冲突的，执行上级标准。 12.3 本规程的解释权属齐鲁分公司动力计量部。

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