2002年版电气设备交接和预防性试验规程(华北电力集团公司)

2002年版电气设备交接和预防性试验规程(华北电力集团公司) 电力设备 交接和预防性试验规程 华北电力集团公司 二00二年 第1页 共74页 中国华北电力集团公司部室文件 生部(2000)17号 关于下发《电力设备交接 和预防性试验规程》 修订本的通知 天津市电力公司、集团公司直属各发供电单位，华北电科院，直属各施工单位，华北电力 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 院，大唐公司: 华北电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》自97年3月实施以来，在安全生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的经验。随着试验技术水平和电力设备性能的发展，需要对该规程进行补充和修改。为此，集团公司组织有关单位对该规程进行了修订，现批准修订本自2000年2月1日起颁布执行，请各单位认真学习和贯彻执行。各单位在执行过程中，若发现有不妥或需补充之处，请及时报华北电力集团公司生产技术部。 附件:《电力设备交接和预防性试验规程》修订本(另发) 华北电力集团公司生产技术部 2002年1月27日 主题词:预试 规程 修订 通知 抄送:国华公司 第2页 共74页 中国华北电力集团公司文件 华北电集生『2002』10号 关于印发华北电力 集团公司《电力设备交接和 预防性试验规程》2002年修订本的通知 天津市电力公司，北京大唐发电股份有限公司，华北电力科学研究院有限责任公司，集团公司直属各发供电单位、直属各施工单位: 华北电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》(2000版)自实施以来，已生产中发挥了重要作用，并积累了丰富经验。随着试验技术水平的提高和电力设备的发展，需要对该规程进行补充和修订。为此，集团公司组织有关单位对该规程进行了修订，修订的主要内容有: 一、 增加了串联补偿装置、气体变压器和气体电流互感器试验项目。 二、 修订了与最新国家 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 不一致的内容。 三、 实践证明需要修订的项目。 现批准该修订本2002年4月1日起颁布执行，请各单位认真学习和贯彻执行。各单位在执行过程中，若发现有不妥或需补充之处，请及时报华北电力集团公司生产技术部。 附件:华北电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》2002修订本(另发) 2002年3月29日 主题词:电力 设备 规程 通知 抄送:北京国华电力有限公司，国电华北电力设计院工程有限公司 华北电力集团公司总经理工作部 2002年3月29日印发 第3页 共74页 目 录 1总则„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „„5 2 旋转电机„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „„6 3 电力变压器及电抗器(消弧线圈)„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „14 4 互感器„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „23 5 开关设备„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „27 6 套管„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „„36 7 支柱绝缘子和悬式绝缘子„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „37 8 电力电缆线路„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „38 9 电容器„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „42 10 绝缘油和六氟化硫气体„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „46 11 避雷器„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „50 12 母线„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 53 13 二次回路„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „53 14 1KV及以下的配电装置和电力馈线„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54 15 1KV以上的架空线路„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „54 16 接地装置„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ „55 17电除尘器„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 58 18 串联补偿装置„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 59 19 110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器„„„„„„„„„„„„„„„„„61 附录A 同步发电机和调相机的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗„„„„„„„„„62 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„69 附录C 污秽等级与对应附盐密度值(参考件)„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„69 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法(参考件)„„„„„„„„„„„„„69 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法(参考件)„„„„„„„„„„„„„„„„„„70 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值(参考件)„„„„„„„„„„„„„„„„70 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„71 附录H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压„„„„„„„„„„„„„„„„„„71 附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„72 附录J 2005年规程修订部分„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„72 第4页 共74页 1 总则 1(1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合华北电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。 1(2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。 1(3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。 1(4 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。对于华北电网各发、供电基建等基层单位应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报集团公司批准。 1(5 本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。 1(6 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min;其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定， 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求: 500KV 设备静置时间大于72h 220KV设备静置时间大于48h 110KV及以下设备静置时间大于24h 1(7 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，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，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。 1(8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压: 第5页 共74页 a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压; b)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压; 1(9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正切值、泄漏电流等)，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于，5?，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80,。 1(10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 1(11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。 1(12 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术 协议 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 并参照本规程进行试验， 1(13预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短;绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后一年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。 2(旋转电机 2(1同步发电机和调相机 2(1(1容量为6000KW以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 2-1，6000KW以下者可参照执行。 表2——1同步发电机试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 定子绕组1)交接时2)1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件1)额定电压为1000V以上者，用 的绝缘电大修前、后 (温度、湿度)下，绝缘电阻值低到历年正常2500V兆欧表，量程一般不低于 阻、吸收3)小修时 值的1/3以下时，应查明原因。 10000MΩ 比或极化2)各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小2)水内冷定子绕组用专用兆欧 指数 值的100%。 表，测量时发电机引水管电阻在1 3)吸收比或极化指数:沥青浸胶及烘卷云母100KΩ以上 绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于3)200MW及以上机组推荐测量极 1.5:环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或化指数 极化指数不应小于2.0:水内冷定子绕组自行 规定 定子绕组1)交接时 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校1) 在冷态下测量，绕组表面温 的直流电2)大修时 正了由于引线长度不同而引起的误差后相互度与周围空气温度之差不应 阻 3)出口短路间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比大于?3? 后 较，相差值不得大于最小值的1。5%(水轮发2) 汽轮发电机相间(或分支间) 4)小修时电机为1%)。超出要求者，应查明原因 差别及其历年的相对变化大2 (200MW及于1%时应引起注意 以上国产汽3) 电阻值超出要求时，可采用 轮发电机) 定子绕组通入10%——20%额 定电流(直流)，用红外热像 仪查找 3 定子绕组1) 交接时 1) 试验电压如下: 1)应在停机后清除污秽前热状态 第6页 共74页 泄漏电流2) 大修下进行。交接时或处于备用状态新装的;大修中全部更换定子绕组并修好 和直流耐前、后 时，可在冷状态下进行。氢冷发后3.0Un 压 3) 小修时 电机应在充氢后氢纯度为96%以运行机组重新安装时;局部更换定子绕组 4) 更换绕上或排氢后含氢量在3%以下时进并修好后2.5Un 组后 行，严禁在置换过程中进行试验。 大运行20年及以下者2.5Un 2)试验电压按每级0.5Un分阶段修运行20年以上与架空线路直接连 升高，每阶段停留1min 前 接者2.5Un 3)不符合标准2)3)之一者，应运行20年以上不与架空线路直接 尽可能找出原因并消除，但并非连接者2.0~2.5Un 不能运行 小修时和大修后2.5Un 4)泄漏电流随电压不成比例显著2)在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不 增长时，应注意分析 应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20µA 5)试验时，微安表应接在高压侧，以下者,相间与历次试验结果比较,不应有显 并对出线套管表面加以屏敝。水著的变化。 内冷发电机汇水管有绝缘者，应3)泄漏电流不应随时间延长而增大 采用低压屏蔽法接线;汇水管直 接接地者，应在不通水和引水管 吹净条件下进行试验。冷却水质 应透明纯净，无机械混杂物，导 电率在水温20?时要求;对于开 2µS/m;对启式水系统不大于5x10 于独立的密闭循环水系统为 2µ1.5x10µS/m 定子绕组1)交接时 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如1)应在停机后清除污秽前热状态 交流耐压 2)大修前 下: 下进行.交接时或备用状态时,可3)更换绕组在冷状态上进行.。氢冷发电机试额定电压容量KW或KVA 试验电压(v) 后 验条件见本表序号3说明1) Un(v) 2)水内冷电机一般应在通水的情2Un+1000但最况下进行试验;进口机组按厂家小于10000 36以上 低为1500 规定;水质要求同本表序号3说 6000以下 2.5Un 明5) 3)有条件时，可采用超低频 6000~18000 2.5Un 10000及以上 (0.1Hz)耐压,试验电压峰值为 工频试验电压峰值的1.2倍,持续4 18000以上 按专门协议 时间为1min 4)全部或局部更换定子绕组的工2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.75倍 艺过程中的试验电压见附录A1及3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电A2 压为: 运行20年及以下者 1.5Un 运行20年以上与架空线路1.5Un 直接连接者 运行20年以上不与架空线 路直接连接者 (1.3-1.5)U n 5 转子绕组1)交接时 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0。5MΩ 1)用1000V兆欧表测量。水内冷 第7页 共74页 的绝缘电2)大个中转2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般发电机用500V及以下兆欧表或其阻 子清扫前、不应小于5KΩ 它测量仪器 后 2)对于300MW以下的隐极式电机， 3)小修时 当定子绕组已干燥，如果转子绕 组的绝缘电阻值在75?时不小于 2KΩ也可投入运行 3)对于300MW及以上隐极式机组 在10-30?转子绕组绝缘电阻值 不应小于0。5MΩ 转子绕组1)交接时 与初次(交接或大修)所测结果比较其差别一1) 在冷态下进行测量 6 的直流电2)大修时 般不超过2% 2)显极式转子绕组还应对各磁极阻 线圈间的连接点进行测量 1) 隐极式转子拆卸套箍只修理转子绕组1)显极式转试验电压如下: 端部绝缘时和交接时，可用交流耐压 子交接时大显极式和隐极式额定励磁电压500V 2500兆欧表代替 修时和更换转子全部更换绕及以下者为10Un但 2) 隐极式转子若在端部有铝绕组后 组并修好后，显不低于1500V;500V 鞍，则在拆卸套箍后作绕组2)隐极式转极式转子交接时 以上者为2Un+4000V 对铝鞍的耐压试验。试验时子拆卸套箍显极式转子大修5Un，但不低于7 将转子绕组与轴连接，在铝后，局部修时及局部更换绕1000V，不大于2000V 鞍上加电压2000V 理槽内绝缘组并修好后 3) 全部更换转子绕组工艺过程和更换绕组隐极式转子局部5Un，但不低于 中的试验电压值按制造厂规后 修理槽内绝缘后1000V，不大于2000V 定 及局部更换绕组 并修好后 发电机和1)交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并1) 小修时用1000V兆欧表 励磁机的2)大修时 消除 2) 大修时用2500V兆欧表 励磁回路3)小修时 3) 回路中有电子元器件设备所连接的时，试验时应取出插件或将设备(不两端短接 8 包括发电 机转子和 励磁机电 枢 )的绝缘 电阻 发电机和1)交接时 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测量绝缘电阻励磁机的2)大修时 代替 励磁回路 所连接发 电机的设9 备(不包 括发电机 转子和励 磁机电 枢)的交 第8页 共74页 流耐压。 定子铁芯1)交接时 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25?，齿1)交接时，若厂家已进行过试验，试验 2)重新组装的最大温差不大于15?，单位损耗不大于1.3且有试验记录者，可不进行试验。 或更换、修倍参考值，在1.4T下自行规定 2)在磁密为1T下持续试验时间 理硅钢片后 2)单位损耗参考值见附录A 为90min在磁密为1.4下持续时10 3)必要时 3)对运行年久的电机自行规定 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 3)可用红外热像仪测温。 发电机和1)交接时 1)汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ 安装前后分别用1000V兆欧表测励磁机轴2)大修时 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不量内端盖、密封瓦、端盖轴承等承的绝缘得低于100Ω，油槽充油并顶起转子时，不得处的绝缘电阻 11 电阻 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100MΩ 灭磁电阻1)交接时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超非线性电阻按厂家要求 器(或自2)大修时 过10% 12 同期电阻 器)的直 流电阻 灭磁开关1)交接时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 13 的并联电2)大修时 阻 转子绕组1)交接时 阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件1) 隐极式转子在膛外或膛内以的交流阻2)大修时 下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差及不同转速下测量，显极式抗和功率10%应引起注意 转子对每一个磁极转子测损耗 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14 不超过额定励磁电压(显极 式转子自行规定) 3) 本试验可用动态匝间短路监 测法代替。 4) 交接时，超速试验前后进行 测量 检温计绝1)交接时 1) 绝缘电阻值自行规定 1) 用250V及以下兆欧表 15 缘电阻和2)大修时 2) 检温计指示值误差不应超过制造厂规定 2) 检温计除埋入式外还包括引温度误差 水管定子出水温度计 定子槽部必要时 不大于10V 1) 运行中测温元件电压升高、线圈防晕槽楔松动或防晕层损坏时测层对地电量 16 位 2) 试验时对定子绕组施加额定 交流电压值，用高内阻电压 表测量线棒表面对地电位 17 汽轮发电1)交接时 自振频率不得介于基频和倍频的-10%~~+15%交接时有厂家测量数据时可不进 第9页 共74页 机定子绕2大修时范围内 行 组端部动(200MW及 态特性 以上) 3)必要时 1)200MW及以上国产水氢氢汽轮定子绕组1)交接时 1)直流试验电压值为Un 发电机应进行试验,其它机组不端部手包2)大修时 2)测试结果一般不大于下表值 作规定 绝缘表面3)小修时 机组 不同Un下之限值 2)交接时,若厂家已进行过试验,对地电位 4)必要时 状态 测量部位 (KV) 且有试验记录者,可不进行试验。15.7 18 20 而交接时在现场包裹绝缘的过渡交接手包绝缘引线 引线并联块必须在绝缘施工后进时或接头及汽机侧1.0 1.2 1.3 行。 现场隔相接头 3)定子端部表面极端脏污时(如处理端部接头(包 事故后等)可采用测量局部泄漏绝缘括引水管锥体18 1.5 1.7 1.9 电流的方法来试验，标准规定如后 绝缘)及过渡 下:表中表面电位法中限值不1、引线并联块 2、3、KV，则局部泄漏电流法相大修 手包绝缘引线 应电流限值不10、20、30、µA，时。 接头及汽机侧2.0 2.3 2.5 其余依此类推 小修隔相接头 时 端部接头(包 括引水管锥体3.0 3.5 3.8 绝缘)及过渡 引线并联块 轴电压 1)交接时 1)在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子1) 测量时采用高内阴(不小于 2)大修后 两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的是100KΩ/V)的交流电压表 19 电压 2) 对于端盖式轴承可测轴对地 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 电压。 3)水轮发电机不作规定 定子绕组大修时 见附录A4、A5 1) 累计运行时间20年以上且运绝缘老化行或预防性试验中绝缘频繁鉴定 击穿的机组应进行，其它机 20 组不作规定。 2) 新机投产后第一次大修有条 件时可对定子绕组做试验， 以留取初始值。 空载特性1)交接时 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应1)交接时有出厂数据时只做带交曲线 2)大修后 在测量的范围以内 变压器的空载特性曲线试验;若 3)更换绕组2)在额定转速下的定子电压最高试验值: 无出厂数据时应分别做带与不带 后 a)水轮发电机为1.5Un(以不超过额定励磁电变压器的空载特性曲线试验。 21 流为限) 2)大修时一般可以仅做变压器的 b)汽轮发电机为1.3 Un(带变压器时为1.1 Un) 试验。 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时 间为5min。 三相稳定1)交接时 与制造厂(或以前测得的)数据比较，其差别交接时有出厂数据时只做带变压22 短路特性2)必要时 应在测量误差的范围以内。 器的短路特性曲线试验;若无出 第10页 共74页 曲线 厂数据时应分别做带变压器下的 试验。 发电机定1)交接时 时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异 子开路时2)更换灭磁23 的灭磁时开关后 间常数 次瞬态电交接时 电抗值不作规定 已有厂家形式试验数据时，可不24 抗和负序进行 电抗 测量自动交接时 残压值不作规定(一般在200V以下) 灭磁装置25 分闸后的 定子残压 检查相序 1)交接时 应与电网的相序一致 26 2)改动接线 后 温升 1)第一次大应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑 修前 时应用带电测平均温度的方法进 2)定子或转行校核 27 子绕组更换 后、冷却系 统改进后 3)必要时 2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定 2.1.2.1发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量不10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行: (A)分相测得沥青胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5;对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。 (B)在40?时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数不同)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组不是40?，绝缘电阻应进行换算。换算公式及图表见附录A7。 2.2直流电机 2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表2—2所示 表2—2直流电机的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1)交接时 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1) 用1000V兆欧表 1 阻 2)大修时 2) 对励磁机应测量电枢绕组对轴和 3)小修时 金属绑线的绝缘电阻。 绕组的直流电1)交接时 1) 与制造厂试验数据或以前测得值 阻 2)大修时 比较，相差一般不大于2%;补极 2 绕组自行规定 2) 100KW以下的不重要电机自行规 定 电枢绕组片间1)交接时 相互间的差值不应超过最小值的10% 1) 由于均压线产生的有规律变化，应3 的直流电阻 2)大修时 与各相应的片间进行比较。 第11页 共74页 2) 对波绕组或蛙绕组应根据在整流 子上实际节距测量。 3) 交接时6000KW以上发电机及调相 机的励磁机进行测量 绕组的交流耐1)交接时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电100KW以下不重要的直流电机可用 压 2)大修时 压: 2500V兆欧表测绝缘电阻代替 4 1) 交接时为0.75(2Un+1000)V,但不 小于1200V 2) 大修时为1000V 磁场可变电阻1)交接时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应在所有接头位置测量，电阻值变化应5 器的直流电阻 2)大修时 应大于10% 有规律性 励磁回路所有1)交接时 一般不低于0.5MΩ 用1000V兆欧表 6 连接设备的绝2)大修时 缘电阻 碳刷中心位置 1)交接时 核对位置是否正确，应满足良好换向要必要时可做无火花换向试验 7 2)大修时 求 绕组极性及其1)交接时 极性和连接均应正确 8 连接 2)接线变 动时 直流发电机的1)交接时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差1) 空载特性:测录到最大励磁电压值 特性 2)更换绕范围内 为止 9 组后 2) 励磁电压的增长速度:在励磁机空 载额定电压下进行 2.3 中频发电机 2.3.1 中频发电机的试验项目\周期和标准见表2——3所示 表2——3中频发电机的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1)交接时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1000V以下的中频发电机使用1000V兆1 阻 2)大修时 欧表;1000V及以上者使用2500V兆欧 3)小修时 表 绕组的直流电1)交接时 1)各相绕组直流电阻值相互差别不超 阻 2)大修时 过最小值的2% 2 2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较 不应有显著差别 绕组的交流耐1)交接时 试验电压为出厂试验电压值的75% 副励磁机制交流耐压试验可用1000V3 压 2)大修时 兆欧表测量绝缘电阻代替 可变电阻器或1)交接时 与制造厂数值或最初测得值比较相差1000V及以上中频发电机应在所有当4 起动电阻器的2)大修时 不得超过10% 接头上测量 直流电阻 空载特性曲线 1)交接时 与制造厂出厂值比较应无明显差别 5 2)大修时 6 检查相序 交接时 应符合运行要求 2.4 交流电动机 第12页 共74页 2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表2—4所示 表2—4交流电动机的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1)交接时 1)绝缘电阻值 1)500KW及以上的电动机，应测量有阻、吸收比或2)大修时 (1)额定电压3000V以下者，在室温为收比(或极化指数)。 极化指数 3)小修时 下不应低于0.5MΩ 2)3KV以下的电动机使用1000V兆欧 (2)额定电压3000V及以上者，交流表。 耐压前，定子绕组在接近运行温度时的3)小修时定子绕组可与其所连接的电1 绝缘电阻值不应低于每千伏1MΩ;投缆一起测量 ，转子绕组可与起动设备 运前室温下(包括电缆)不应低于每千一起测量 。 伏1 MΩ 4)有条件时应分相测量 。 (3)转子绕组不就低于0.5MΩ 2)吸收比或极化指数自行规定 绕组直流电阻 1)交接时 1)3KV及以上或100KW及以上的电动 2)大修时 机各相绕相直流电阻值的相互差值不 3)更换绕应超过最小值的2%;中性点未引出者， 2 组后 可测量线间电阻，相互差值不应超过最 小值的1% 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化 定子绕组泄漏1)交接时 1)3KV及以上或500KW及以上的电动有条件时应分相进行试验 电流和直流耐2)大修时 机应进行试验，其它电动机自行规定 压 更换绕组2)交接时，全部更换绕组时试验电压 3 后 为3Un;大修或局部更换绕组时为 2.5Un。 3)泄漏电流相互差别一般不大于最小 值的100%，20µA以下者不作规定 定子绕组的交1)交接时 1)全部更换绕组后试验电压为1)低压和100KW及以下不重要的电动流耐压 2)大修时 (2Un+1000)V，但不低于1500V 机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测 4 3)更换绕2)交接时试验电压0.75(2Un+1000)V 绝缘电阻代替 组后 3)大修时或局部更换定子绕组后,试验2)更换定子绕组时工艺过程中的交流 电压为1.5Un,但不低于1000V 耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电机已改为直接起动者,可不绕线式电动机1)交接时 试验电压如下: 做交流耐压 转子绕组的交2)大修时 电动机不可逆式 可逆式 2)UK不转子静止时,在定子绕组上加流耐压 3)更换绕状态 额定电压于滑环上测得的电压 组后 全部更 3)交接时,3000V以上电动机进行试验 换转子2Uk+1000V 4Uk+1000V 绕组后 5 交接时 0.75(2Uk 0.75(4Uk +10000V +1000)V 大修时 或局部1.5Uk,但3.0Uk但 更换定不小于不小于 子绕组1000V 2000V 后 第13页 共74页 同步电动机转1)交接时 交接时试验电压为出厂值的0.75倍,可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 6 子绕组交流耐2)大修时 且不应低于1200V ;大修时为1000V 压 可变电阻器或1)交接时 与制造厂数值或最初测得结果相比较，3000V及以上的电动机应在所有分头7 起动电阻器的2)大修时 相差不应超过10% 上测量 直流电阻 可变电阻器与1)交接时 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低用2500V兆欧表 8 同步电阻器的2)大修时 于0.5MΩ 绝缘电阻 同步电动机及1)交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 1) 在油管安装完毕后测量 9 其励磁机轴承2)大修时 2) 用1000V兆欧表 的绝缘电阻 转子金属绑线1)交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 用2500V兆欧表 10 的绝缘电阻 2)大修时 定子绕组的极1)交接时 定子绕组的极性与连接应正确 1) 对双绕组的电动机，应检查两分支11 性 2)接线变间连接的正确性 动时 2) 中性点无引出者可不检查极性 空载电流和空1)交接时 1)转动应正常，宽载电流自行规定 1)空转检查时间一般不小天1h 载损耗 2)大修时 2)额定电压下空载损耗值不得超过上2)测定空载电流公在对电动机有怀疑12 次值的50% 时进行 3)3000V以下电动机内参测空载电流 不测空载损耗 3、电力变压器及电抗器 3、1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3——1 表3——135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 油中溶解气1)交接时 1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、 体色谱分析 2)投运前 超过下列数值: 和C2H2四种气体 3)大修后 总烃:20µl/1;H2:30µL/1;C2H2:不应含有 2)溶解气体组份含量的单位为 4)运行中 2)大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不µL/1 (1)500KV得超过下列数值: 3)溶解气体组份含量有增长趋 变压器、3) 运行设备的油中任一项溶解气体含量超过势时，可结合产气速率判断，必 电抗器3下列数值时应引起注意: 要时缩短周期进行追踪分析 个月一总烃:150µL/1;H2:150µL/1;C2H2:4)总烃含量低的设备不宜采用 次;对新5.1µL/1(500KV设备为1.0µL/1) 相对产气速率进行分析判断 1 装、大修、4)烃类气体总和的产气速率在 5)新投运的变压器应有投运前 更换绕组0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气的测试数据 后增加第速率大于10%月,则认为设备有异常 6)从实际带电之日起，即纳入 1、4、10、5)500KV电抗器当出现少量(小于5.0µL/1)C2H2监测范围 30天。 时也应引起注意:如气体分析虽已出现异常,但7)对110KV及以上变压器的油 (2)220KV判断不至于危及绕组和铁芯安全时,可在超过注中一旦出现C2H2，即应缩短检 变压器和意值较大的情况下运行 测周期，跟踪变化趋势 发电厂8)封闭式电缆出线的变压器电 120MVA以缆侧绕组当不进行绕组直流电 第14页 共74页 上的变压阻定期试验时，应缩短油中溶解器3-6个气体色谱分析检测周期KV变压月台票器不超过3个月，110KV变压器次;对新最长不应超过6个月 大修、更 换绕组后 增加第4、 10、30天。 (3)110KV 变压器新 装、大修、 更换绕组 后30天和 180天内 各做1次， 以后1年 一次 (4)35KV 变压器 8MVA以上 1年1次， 8MVA以下 2年1次。 5)必要时 绕组直流电1)交接时 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的1)如电阻线间差在出厂时已超 阻 2)大修后 差别，不应大于三相平均值的2%;无中性点引过规定，制造厂虽然说明了产生3)1-3年 出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 这种偏差的原因，但不能超过4)列激磁2)1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大2% 调压变压于三相平均值的4%;线间差别一般不应大于三2)不同温度下的电阻值按下式器变换分相平均值的2% 换算:R2=R1(T+t2)/(T+t1)接位置 3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下式中R1、R2分别为在t1、t2下5)有载调的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不的电阻值;T为电阻温度常数，压变压器大于2%，当超过1%时应引起注意 铜导线取235，铝导线取225; 的分接开4)电抗器参照执行 3)无激磁调压变压器投入运行 2 关检修后时，应在所选分接位置锁定后测(在所有量直流电阻 分接) 4)有载调压变压器定期试验中，6)必要时 可在经常运行的当接上下几个 分接处测量直流电阻 5)封闭式电缆出线的变压器电 缆侧绕组可不进行定期试验，但 应缩短油中溶解 气体色谱分析 检测周期，220KV变压器不超过 3个月，110KV变压器最长不应 超过6个月 第15页 共74页 1)交接时 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验1)用2500V及以上兆欧表 2)投运前 结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的2)测量前被试绕组应充分放电 3)大修后 70% 3)测量温度以顶层油温为准， 4)1-3年 2)在10-30?范围内，吸收比一般不低于1.3;尽量在相近的温度下试验 5)必要时 极化指数不低于1.5 4)尽量在油温低于50?时试验， 3)220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，不同温度下的绝缘值一般可用 用以判断绝缘状况 下式换算: R2=R1×1.5(t1-t2)/10 绕组绝缘电式中R1.R2分别为在t1.t2下的3 阻、吸收比绝缘电阻值 或极化指数 5)吸收比和极化指数不进行温 度换算 6变压器绝缘电阻大于10000M Ω时,吸收比和极化指数可公作 为参考 7)电缆出线变压器的电缆出线 侧绕组绝缘电阻由中性点套管 处测量 绕组的tg1)交接时 1)20?时的tgδ不大于下列数值: 1) 非被试绕组应接地，被试绕δ 2)大修后 500kV 0.6% 组应短路 3)必要时 110-220kV 0.8% 2) 同一变压器个绕组的tgδ 4)500kV35kV 1.5% 标准值相同 变压器、2)tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化(一3) 测量温度以顶层油温为准， 电抗器和般不大于30%) 尽量在相近的温度下试验 水冷变压3)试验电压如下: 4) 尽量在油温低于50?时试4 器1-3年 绕组电压10 kV及以上: 10 kV 验，不同温度下的tgδ值 绕组电压10 kV以下: Un 一般可用下式换算:tgδ ()/10=tgδ×1.3t-t 2121 式中tgδ、tgδ分别为在温度12 t、t下的tgδ值 12 5)封闭式电缆出线的变压器只 测量非电缆出线侧绕组的tgδ 电容型套管110kV及见第6章 1) 用正接法测量 的tgδ和以上变压2) 测量时记录环境温度和设电容值 器和备的顶层油温 500kV电3) 封闭式电缆出线的变压器 5 抗器: 只测量有末屏引出的套管 1)交接时 tgδ和电容值 2)大修后 3)1-3年 4)必要时 6 绝缘油试验 见第10章 交流耐压试1)35kV有浸设备验电压值按附录G 1) 可用倍频感应或操作波感 7 验 变压器: 应法; ?交接时 2) 35kV全绝缘变压器，现场 第16页 共74页 ?大修后 条件不具备时，可只进行外 ?必要时 施工频耐压试验; 2)110kV3) 电抗器进行外施工频耐压 及以上变试验 压器、电 抗器: ?交接 时、大修 后在有条 件时进行 ?更换绕 组后 ?必要时 铁芯(有外110kV及1)与以前试验结果相比无明显差别; 1)用2500V兆欧表 引接地线以上变压2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般2)夹件也有单独外引接地线的的)绝缘电器、电抗不大于0.1A 需分别测量 阻 器: 1)交接时 8 2)大修后 3)更换绕 组后 4)1-3年 5)必要时 穿芯螺栓、1)交接时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ;1) 用2500V兆欧表; 夹件、绑扎2)大修后 其它变压器一般不低于10 MΩ 2) 连接片不能拆开者可不测钢带、铁芯、3)必要时 量 9 线圈压环及 屏蔽等的绝 缘电阻 10 油中含水量 见第10章 11 油中含气量 见第10章 绕组泄漏电1)交接时 1)试验电压一般如下: 1)读取1分钟时的泄漏电流值 流 2)大修后 2)封闭式电缆出线变压器的电绕组额定3 6-10 35 110-220 500 3)1-3年 缆出线侧绕组泄漏电流由中性电压(kV) 4)必要时 点套管处测量 直流试验12 电压(kV) 5 10 20 40 60 2)由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所 测值相近(在相同温度下) 变压器绕组1)交接时 1)个相应分接的电压比顺序应与名牌相同 电压比 2)更换绕2)额定分接电压比允许偏差为?0.5%，其它分 组后 接的偏差应在变压器阻抗值(%)的1/10以内，13 3)分接开但不得超过1% 关引线拆 装后 第17页 共74页 4)必要时 三相变压器1)交接时 必须与变压器的名牌和出线端子标号相符 的接线组别2)更换绕14 或单相变压组后 器的极性 3)必要时 变压器空载1)500kV与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1) 试验电源可用三相或单相，电流和空载变压器交试验电压可用额定电压或损耗 接时 较低电压值(如制造厂提供 2)更换绕了较低电压下的值，可在相15 组后 同电压下进行比较) 3)必要时 2) 500kV变压器交接时在5% 额定电压下试验(如出厂提 供低电压下的值，可不做) 变压器短路1)更换绕与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验阻抗和负载组后 电流可用额定电流或较低电流 16 损耗 2)必要时 值(如制造厂提供了较低电流下 的值，可在相同电流下进行比 较) 局部放电 1)交接时 在线端电压为1.5Um/?3时，放电量一般不大于1)试验方法应符合GB1094.3的 220kV、500pC，在线端电压为1.3Um/?3时，放电量一规定 120MVA及般不大于300pC 2)500kV电抗器可进行运行电 以上 压下局部放电监测 17 2)大修后 (220kV及 以上变压 器) 3)必要时 有载调压装1)交接时 1)交接时按GB50150-91 置的试验和2)大修后 2)按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》 检查 3)1-3年执行 18 或按制造 厂要求 4)必要时 测温装置及1)交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相测量绝缘电阻用2500V兆欧表 19 其二次回路2)大修后 符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不 试验 3)1-3年 低于1 MΩ 气体继电器1)交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻测量绝缘电阻用2500V兆欧表 20 及其二次回2)大修后 一般不低于1 MΩ 路试验 3)1-3年 压力释放器必要时 动作值与名牌值相差应不大于10%或符合制造厂 21 试验 规定 整体密封检1)交接时 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 22 查 2)大修后 冷却装置及1)交接时 1)投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 23 其二次回路2)大修后 2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定 第18页 共74页 试验 3)1-3年 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 套管电流互1)交接时 按表4-1 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 24 感器试验 2)大修后 3)必要时 变压器全电1)交接时 1)新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间1)在使用分接上进行: 压下冲击合2)更换绕隔5min 2)由变压器高压侧加压; 闸 组后 2)部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔3)合闸前110kV及以上的变压25 5min 器中性点接地; 4)发电机变压器组中间无断开 点时，可不进行 油中糠醛含必要时 1) 含量超过表数值时，一般为非正常老化，需出现以下情况时可进行: 量 跟踪检测: 1)油中气体总烃超标或CO、CO2 过高; 运行年限 1-5 5-10 10-15 15-20 2)500kV变压器和电抗器及 150MVA以上升压变压器投运26 糠醛含量0.1 0.2 0.4 0.75 3-5年后; (mg/l) 3)需了解绝缘老化情况时 2) 跟踪检测时注意增长率 3) 测量值大于4 mg/l时，认为绝缘老化已比 较严重 绝缘纸(板)必要时 当聚合度小于250时应引起注意 试样可取引线上绝缘纸、垫块、聚合度 绝缘纸板等数克。运行年限超过27 20年，应利用吊罩机会采样试 验。 绝缘纸(板)必要时 含水量(m/m)一般不大于以下数值: 可用所测绕组的tgδ值推算，含水量 500kV---1%;220kV---3% 或取纸样直接测量。有条件时， 28 可按部颁《用露点法测量变压器 纸中平均含水量的方法》进行测 量 电抗器阻抗必要时 与出厂值相差?5%，与整组平均值相差在?2%如有试验条件限制，可在运行电29 测量 范围内 压下测量 振动 必要时 与出厂值相比，不应有明显差别 30 噪音 1)500kV在额定电压及测量频率下一般不大于80dB(A) 按GB7323《变压器和电抗器的 变压器、声级测定》的要求进行 电抗器交 接时 31 2)500kV 变压器、 电抗器更 换绕组时 3)必要时 油箱表面温必要时 局部热点温升不超过80K 1)用红外测温仪或温度计测量 32 度分布 2)在带较大负荷时进行 变压器绕组110kV及与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别 1)每次测量时，变压器外部接33 频率响应 以上变压线状态应相同; 第19页 共74页 器(安装2)应在最大分接下测量 地点的短3)出口短路后应创造条件进行 路容量为试验 变压器额4)制造厂有数据时交接时可不 定容量的做。 10倍以 上): 1)交接时 2)更换绕 组后 3)必要时 4)不超过 10年 变压器零序110kV及 1) 三相五柱式可不做。 阻抗 以上变压2) 如有制造厂试验值，交接时 器: 可不测 34 1)交接时 2)更换绕 组后 变压器相位1)交接时 必须与电网相位一致 检查 2)更换绕 35 组后 3)外部接 线变更后 注:油浸电抗器试验项目、标准、周期见表3-1中序号1-12、17、19-22、24、26-32。 3.2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准见表3-2 表3-2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绕组直流电1)交接时 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的1)如果电阻相间差在出厂时已阻 2)大修后 差别，不应大于三相平均值的2%;无中性点引超过规定，制造厂说明了产生这 3)厂用出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 种偏差的原因，可按3项执行 变、消弧2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不应2)不同温度下的电阻值按下式 线圈1-3大于三相平均值的4%;线间差别一般不应大于换算: 年 三相平均值的2% R=R(T+t)/(T+t)式中R、21211 4)有载调3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下R分别为在温度t、t下的电阻212 1 压变压器的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般值;T为电阻温度常数，铜导线 分接开关应不大于2% 取235，铝导线取225; 检修后4)电抗器参照执行 3)无激磁调压变压器投入运行 (在所有时，应在所选分接位置锁定后测 分接) 量直流电阻; 5)必要时 4)有载调压变压器定期试验中， 可在经常运行的分接上下几个 分接处测量直流电阻 绕组绝缘电1)交接时 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果1) 用2500V及以上兆欧表 2 阻、吸收比、投运前 相比应无明显变化 2) 测量前被试绕组应充分放 第20页 共74页 或极化指数 2)大修后 电 3)厂(所) 用变、接 地变、消 弧线圈 1-3年， 干式和气 体变压器 1-5年 4)必要时 油浸变压器必要时 1)20?时的tgδ不大于1.5% 不同温度下的tgδ值一般可用和消弧线圈2)tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化(一下式换算: ()/10=tgδ×1.3t-t 绕组的tg般不大于30%) tgδ21213 式中tgδ、tgδ分别为在温度δ 3)试验电压如下: 12 t、t下的tgδ值 绕组电压10 kV及以上: 10 kV 12 绕组电压10 kV以下: Un 绝缘油试验 1)交接时 见第10章 投运前和大修后的试验项目和 、投运前 标准与交接时相同，厂(所)用 2)大修后 变按110 kV及以上对待 4 3)厂(所) 用变、消 弧线圈 1-3年 交流耐压试1)交接时 1)油浸设备试验电压值按附录H 消弧线圈大修后只在更换绕组验 2)大修后 2)干式变压器试验电压值按附录G全部更换绕时进行 3)干式、组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按5 气体变压交接试验值 器1-5年 4)必要时 穿芯螺栓、1)交接时 一般不低于10 MΩ 1) 用2500V兆欧表 夹件、绑扎2)大修时 2) 连接片不能拆开者可不测钢带、铁芯、量 6 线圈压环及3) 气体变压器只在更换绕组屏蔽等的绝时进行 缘电阻 变压器绕组1)交接时 1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 气体变压器只在更换绕组时做 电压比 2)更换绕2)电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电 组后 压比允许偏差为?1%，其它所有变压器的额定分7 3)必要时 接电压比允许偏差为?0.5%，其它分接的偏差应 在变压器阻抗值(%)的1/10以内，但不得超过 1% 三相变压器1)交接时 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 气体变压器只在更换绕组时做 的接线组别2)更换绕8 或单相变压组后 器的极性 第21页 共74页 变压器空载1)交接时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电流和空载2)必要时 电压可用额定电压或较低电压损耗 3)10 kV值(如制造厂提供了较低电压下 油浸变压的值，可在相同电压下进行比9 器和接地较) 变压器大 修后可选 做 变压器短路1)交接时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验阻抗和负载2)更换绕电压可用额定电压或较低电压损耗 组后 值(如制造厂提供了较低电压下 3)10 kV的值，可在相同电压下进行比 10 油浸变压较) 器和接地 变压器大 修后可选 做 环氧浇注型1)交接时 干式变压器按G2B6450规定进行 试验方法符合GB1094.3规定 干式变压器2)更换绕11 的局部放电 组后 3)必要时 有载调压装1)交接时 按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》 置的试验和2)大修后 的规定执行 检查 3)1年或12 制造厂要 求 4)必要时 测温装置及1)交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相测绝缘电阻用2500V兆欧表 其二次回路2)更换绕符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于 试验 组后 1 MΩ 3)大修时 (10 kV13 油浸变压 器和接地 变压器大 修后可选 做) 气体继电器1)交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻测绝缘电阻用2500V兆欧表 14 及其二次回2)大修后 一般不低于1 MΩ 路试验 3)必要时 气体变压器1)交接时 符合制造厂规定 15 的压力指示2)大修后 装置 3)必要时 整体密封检1)交接时 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 干式变压器不进行 16 查 2)大修时 第22页 共74页 4 电流互感器 4.1电流互感器 4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4—1。 表4—1电流互感器的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绕组及末1)交接时、1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始1)用2500V兆欧表 屏的绝缘投运前 值的60% 2)测量时非被试绕组(或末屏)、外电阻 2)1~3年 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻壳应接地 1 3)大修后 一般不低于1000MΩ 3)500KV电流互感器具有二个一次绕 4)必要时 组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电 阻 tgδ及电1)交接时、1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数1)主绝缘tgδ试验电压为10KV，末容量 投运前 值，且与历年的数据比较，不应有显著的屏对地tgδ试验电压为2KV 2)1~3年 变化: 2)油纸电容型充油型tgδ一般不进行 3)大修后 温度换算，当tgδ值与出厂值或上一电压等级35 110 220 500 4)必要时 次试验电压值比较有明显增长时，应KV 综合分析tgδ与温度电压的关系，当交油纸— 1.0 0.7 0.6 tgδ随温度明显变化或试验电压由接 电容3.0 2.0 10KV升到U/?3时，tgδ增量超过?m、 型充 0.3%，不应继续运行 大 油型 3)固体绝缘电流互感器一般不进行tg修 胶纸2.5 2.0 δ测量 后 电容 型 2 运油纸— 1.0 0.8 0.7 行电容3.5 2.5 — — 中 型充 油型 胶纸3.0 2.5 — — 电容 型 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与出 厂值或初始值差别超出?5%时应查明原 因 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电 阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ， 其值不应大于2% 110KV及以1)交接时 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显只有厂家明确要求不做油色谱分析上电流互2)1~3年 变化，且不应含有CH 时，才可以不进行。 22 感器油中3)大修后 2)运行中油中溶解气体组合分含量超过 3 溶解气体4)必要时 下列任一值时应引起注意 的色谱分总烃:100μΙ/Ι 析 H: 150μΙ/Ι 2 CH: 2μΙ/Ι(110KV级) 22 第23页 共74页 1μΙ/Ι(220~500KV级) 全密封电流互感器按制造厂要求进行 110KV级以1)交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值: 上电流互2)大修后 电压等级KV 110 220 500 4 感器油中3)必要时 水份mg/l 20 15 10 含水量 交流耐压 1)交接时1)一次绕组交流耐压标准见附表G 1)二次绕组交流耐压可用2500V兆欧 (35KV及2)二次绕组之间及对地为2KV 表代替。 以下) 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进2)SF6气体电流互感器对各电压等级 2)1,5年行 均应进行交流耐压试验 5 一次(35KV 以下) 3)大修后 4)必要时 局部放电 1)35KV固1)固体绝缘电流互感器在电压为 1)试验按GB5583进行 体绝缘电1.1Um/?3时放电量:交接时不大于50pC 2)110KV及以上的油浸电流互感器交 流互感器 ，运行中不大于100pC。在电压为1.1Um接时若有出厂试验值可不进行或只进 (1)交接时时(必要时)放电量:交接时不大于250Pc,行个别抽试。 (2)1,3运行中不大于500pC 年(开关内2)110KV及以上油浸式电流互感器在电压 附式)3,6为1.1Um/?3时，放电量不大于20pC 年(开关外6 附式) 2)110KV 及以上油 浸电流互 感器: (1)交接时 (2)大修后 (3)必要时 极性 1)交接时 与铭牌标志相符 7 2)大修后 3)必要时 各分接头1)交接时 与铭牌标志相符 计量有要求时和更换绕组后应测量 8 的变化 2)大修后 角、比误差，角、比误差应符合等级 3)必要时 规定 励磁特性1)交接时 1)与同类型电流互感器特性曲线或制造在继电保护有要求时进行 曲线 2)大修后 厂的特性曲线比较，应无明显差别 9 3)必要时 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最 大抽头测量 绕组直流1)交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 10 电阻 2)大修后 3)必要时 绝缘油击1)交接时:见第10章 全密封电流互感器按制造厂要求进行 11 穿电压 35KV及以 上 第24页 共74页 2)大修后 3)必要时 绝缘油tg1)交接时新油90?时应不大于0.5,，注入设备后1)当电流互感器tgδ较大但绝缘油其 δ 110KV及应不大于0.7, 他性能正常时应进行该项试验 12 以上 2)全密封电流互感器按制造厂要求进 2)必要时 行 密封检查 1)交接时 应无渗漏油现象 13 2)大修后 3)必要时 注:套管式电流互感器按表4,1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。 SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件式按表4,1中序号1、7、8、9、10进行。 4(2电压互感器 4(2(1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4,2和表4,3 表4,2电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准 序项目 周期 标准 说明 号 绕组的绝1)交接时、绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60, 1) 使用2500V兆欧表 缘电阻 投运前 2) 测量时非被试绕组、外壳应接1 2)1,3年 地 3)大修后 4)必要时 tgδ(20KV1)绕组绝1)绕组绝缘:tgδ(,)不应大于下表中数值: 串级式电压互感器的tgδ试验方 及以上) 缘:(1)交额定法建议采用末端屏蔽法，其他试验温度 5 10 20 30 40 电压 接时，投运? 方法与要求自行规定，分级绝缘电 前(2)1,3压互感器试验电压为3000V 35KV交接时1(5 2(5 3(0 5(0 7(0 年(3)大修及以大修后 后(4)必要上 运行是 2(0 2(5 3(5 5(5 8(0 2 时 110K交接时1(0 1(5 2(0 3(5 5(0 2)串级式V及大修后 电压互感以下 运行是 1(5 2(0 2(5 4(0 5(5 器支架:2)支架绝缘tgδ应不大于10, (1)交接时 (2)必要时 110KV及以1)交接时 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，只有厂家明确要求不作油色谱分 上电压互2)1,3年 且不应含有C2H2 析时，才可不进行。 感器油中3)大修后 2)运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一 3 溶解气体4)必要时 值时应引起注意 的色谱分总烃 100μl/l 析 H2: 150μl/l C2H2: 2μl/l 110KV及以1)交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值: 全密封电压互感器按制造厂要求 上电压互2)大修后 进行 4 感器油中3)必要时 电压等级KV 110 220 500 含水量 水份mg/L 20 15 10 5 交流耐压 1)交接时 1)一次绕组交流耐压标准见附录G 1)耐压试验的频率f为150H及以Z 第25页 共74页 2)1~5年2)二次绕组之间及对地为2KV 上时,试验持续时间t按下式计 (35KV以算:t=60×00/f; 下) 但不应小于20s,且f不应大于 3)大修后 400HZ 2)二次绕组可用2500KV兆欧表测4)必要时 绝缘电阻代替 局部放电 1)15.75KV1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1U/1)实验按GB5583进行 m 固体绝缘?3时的放电量:交接时不大于50pC;运行中不2)110KV及以上油浸电压互感器 电压互感大于100pC。固体绝缘相对地电压互感器，在电交接时若有出厂试验值可不进行 器: 压为1.1U时的放电量:交接时不大于50pC;运或只进行个别抽试，但不绝缘有怀m (1)交接时 行中不大于100pC 疑时应进行 (2)1~3年 2)110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.1 U/m 2)110KV及?3时的放电量:不大于20 pC 6 以上油浸 电压互感 器:(1)交 接时、投运 前(2)大 修后(3) 必要时 空载电流1)交接时 1)在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值 测试 2)更换绕比较应无明显差别。 7 组后 2)在下列试验电压下，空载电流不应大于最大 3)必要时 允许电流。中性点非有效接地系统为1.9 U/?3，m 中性点接地系统为1.5 U/?3 m 联结组别1)交接时 与铭牌标志相符 或极性 2)更换绕 8 组后 3)变动接 线后 电压比 1)交接时 与铭牌标志相符 计量有要求时或更换绕组后测量 2)更换绕角、比误差，角、比误差应符合等9 组后 级规定 3)必要时 绕组直流1)交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 10 电阻 2)大修后 3)必要时 绝缘油击1)交接时 见第10章 全密封电压互感器按制造厂要求 11 穿电压 2)大修后 进行 3)必要时 绝缘油tg1)交接时 新油90?时不应大于0.5% 1)当油浸电压互感器tgδ较大，δ 2)必要时 注入设备后不应大于0.7% 但绝缘油其他性能正常时，应进行 12 该项试验 2)全密封电压互感器按制造厂要 求进行 第26页 共74页 铁芯夹紧1)交接时 一般不低于10MΩ 1)用2500V兆欧表 螺栓(可接2)大修后 2)吊芯时进行 13 触到的)绝 缘电阻 密封检查 1)交接时 应无剩漏油现象 试验方法按制造厂规定 14 2)大修后 3)必要时 封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-2中的序号1、7、8、9、10 注:SF6 表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准 序项目 周期 标准 说明 号 中间变压器1)交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 当一次绕组与分压电容器在内部连接而1 一、二次绕组2)大修后 无法测量时可不测 直流电阻 3)必要时 中间变压器的1)交接时 一次绕组对二次绕组及地应不大于用2500 V兆欧表，从X端测量 2 绝缘电阻 2)大修后 1000MΩ 3)必要时 二次绕组之间及对地应大雨10MΩ 3 角、比误差 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 阻尼器检查 1)交接时 1)绝缘电阻应大于10 MΩ 1)用1000V兆欧表 2)大修后 2)阻尼器特性检查按制造厂要求进行 2)电容式电压互感器在投入前应检查阻4 3)必要时 尼器已接入规定的二次绕组端子上。当 阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部 时，可不检查。 注:电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和标准见第9章 5 开关设备 5.1 SF断路器和GIS 6 5.1.1 SF断路器和GIS的试验项目、周期和标准见表5-1。 6 表5-1 SF断路器和GIS的试验项目、周期和标准 6 序号 项目 周期 标准 说明 断路器和GIS见第10章 见第10章 见第10章 内的SF气体6 1 的湿度以及 气体的其他 检测项目 SF气体泄露 1)交接时 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1)按GB11023方法进行 6 2)大修后 2)对电压等级较高的断路器及GIS，因2 3)必要时 体积大可用局部包扎法检漏，每个密封 部位包扎后历时24h，测得的SF气体含6 -6量(体积比)不大于30×10 辅助回路和1)交接时 绝缘电阻不低于1 MΩ 用1000V兆欧表 3 控制回路绝2)1~3年 缘电阻 3)大修后 耐压试验 1)交接时 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为1)试验在SF气体额定压力下进行 6 4 2)大修后 出厂试验电压值的80%，当试验电压低2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电 3)必要时 于G的规定值时，按附录G的规定进行压互感器及避雷器，但在投运前应对他 第27页 共74页 试验 们进行电压值为最高运行电压的5min 检查试验 3)罐式断路器的耐压试验包括合闸对地 和分闸断口间两种方式 4)对柱式断路器，仅对定开距式断路器 进行断口间耐压实验。 辅助回路和1)交接时 试验电压为1KV 1)可用2500V兆欧表代替 5 控制回路的2)大修后 2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 交流耐压 断口间并联1)交接时 1)瓷柱式断路器，与断口同时测量，测1)交接大修时，对瓷柱式应测量电容器电容器的绝2)1~3年 得的电容值和tgδ与原始值比较，应无和断口并联后的整体电容值和tgδ，作缘电阻、电容3)大修后 明显变化 为该设备的原始数据 6 量tgδ 4)必要时 2)罐式断路器(GIS中的断路器)按制2)对罐式断路器(包括GIS中的断路器) 造厂规定 必要时进行试验，试验方法按制造厂规 3)单节电容器按第9章规定 定 合闸电阻值1)交接时 1)除按制造厂另有规定外，阻值变化允罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内和合闸的投2)1~3年 许范围不得大于?5% 部，只在解体大修时测定 7 入时间 3)大修后 2)合闸电阻的提前投入时间按制造厂规 4)必要时 定校核 断路器的速1)交接时 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 制造厂有要求时测 度特性 2)机构大 8 修后 3)必要时 断路器的时1)交接时 1)断路器的合、分闸时间及合分(金属 间特性 2)机构大 短接)时间，主、辅触头的配合时间应 修后 符合制造厂规定 3)必要时 2)除制造厂另有规定外，断路器的分合 9 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 分、合闸电磁1)交接时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电采用突然加压法 铁的动作电2)1~3年 压的85% ~ 110%范围或直流额定电压的 压 3)机构大 80% ~ 110%范围内可靠动作;并联分闸 修后 脱扣器应能在其额定电源电压65% 4)必要时 ~120%范围内可靠动作，当电源电压低至10 额定值的30%或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈 的端电压为操作电压额定值的80%(关 合电流峰值大于50KA时为85%)时应可 靠动作 导电回路电1)交接时 1)交接时的回路电阻值应符合制造厂规如用直流压降法测量，电流不小于100A 11 阻 2)1~3年 定 3)大修后 2)运行中，敞开式断路器的回路电阻值 第28页 共74页 4)必要时 不大于交接试验值的120%，GIS中的断 路器应符合制造厂的规定 分合闸线圈1)交接时 1) 直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表 12 的直流电阻2)机构大2) 绝缘电阻不小于1MΩ 及绝缘电阻 修后 气体密度1)交接时 1)应符合制造厂规定 SF6 继电器检查2)大修后 13 及压力表校3)1~3年 验 4)必要时 机构压力表1)交接时 按制造厂规定 对气动机构应校验各级气阀的整定值 校验(或调2)机构大(减压阀及机构安全阀) 整)，机构操修后 作压力(气3)必要时 14 压、液压)整 定值校验，机 构安全阀校 验 操动机构在1)交接时 应符合制造厂规定 分闸、合闸及2)机构大 重合闸下的修后 15 操作压力(气 压，液压)下 降值 液(气)压操1)交接时 按制造厂规定 应在分、闸下分别试验 动机构的泄2)机构大16 露试验 修后 3)必要时 油(气)泵补1)交接时 应符合制造厂规定 压及零起打2)1~3年 17 压的运转时3)大修后 间 4)必要时 液压机构及1)交接时 按制造厂规定 采用差压原2)机构大 18 理的气动机修后 构的防失压 慢分试验 闭锁、防跳跃1)交接时 按制造厂规定 及防止非全2)大修后 19 相合闸等辅3)必要时 助控制装置 的动作性能 GIS中的电流1)交接时 按制造厂规定或分别按第4章、第11 互感器、电压2)大修后 章进行 20 互感器和避3)必要时 雷器 第29页 共74页 GIS的联锁和1)交接时 动作应准确可靠 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，闭锁性能试2)1~3年 以防止误动作 21 验 3)大修后 4)必要时 5.2 多油断路器和少油断路器 5.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准表5 – 2。 表5 – 2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1) 交接时 1) 整体绝缘电阻自行规定 用2500V兆欧表 2) 1 ~3年 2) 断口和有机物制成的提升杆的绝 3) 大修后 缘电阻(MΩ)不应低于下表数值: (20?) 试验额定电压(KV) 类 别 ，24 24~40.5 126~252 1 交接 时 1200 3000 6000 大修 后 运行 中 600 1500 3000 40.5KV及以1) 交接时 1)20?时多油断路器的非纯瓷陶管1)在分闸状态下按每支套管进行测量，上非纯瓷套2) 1 ~3年 的tgδ(%)值见表6 测得的tgδ超过规定值或有显著增大管和多油断3) 大修后 2)20?时非纯瓷套管断路器的tgδ时，必须落下油箱进行分解试验。对落路器的tgδ (%)值，可比表6中相应的tgδ(%)下油箱的断路器，则应将油放出，使套 值增加下列数值: 管下部及灭弧室露出油面，然后进行分2 解试验 额定电压 2)断路器大修而套管不大修时，应按(KV) ?126 40.5 套管运行中规定的相应数值增加 tgδ(%) 3)带并联电阻断路器的整体tgδ可相值的增加1 3 应增加1% 数 40.5KV及以1) 交接时 1)每一元件的试验电压如下: 220KV少油断路器提升杆(包括支持瓷上少油断路2) 1 ~3年 套)的泄漏电流大于5μA时，应引起额定电压(KV) 45.5 126~252 器的泄漏电3) 大修后 注意 3 直流试验电压20 40 流 (KV) 2)泄漏电流不应大于10μA 断路器对地、1) 交接时 断路器在分、合状态下分别进行，试验1) 对于三相共箱式的油断路器应做断口及相间2) 1 ~3年电压按G规定值。 相间耐压试验，其试验电压值与对交流耐压 (12KV地耐压值相同 J及以2)断口耐压的定植试验可不做 4 下 3) 大修后 (45.5KV) 4)必要时 第30页 共74页 (126KV及 以上 126KV及以1)交接时 试验电压按G规定值。 1)耐压设备不能满足要求时可分段段上断路器提2)大修后 进行，分段数不应超过6段(252KV)升杆的交流3)必要时 或3段(126KV)，加压时间为5min 5 耐压 2)每段试验电压可取整段试验电压值 除以分段数所得值的1.2倍或自行规 定 辅助回路和1) 交接时 试验电压为1KV 可涌2500V兆欧表代替 6 控制回路交2) 1~3年 流耐压 3)必要时 导电回路电1) 交接时 1)大修后及交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流不小于100A 7 阻 2) 1~3年 2)运行中自行规定 3)必要时 灭弧室的并1)交接时 1)并联电阻值应符合制造厂规定 交接、大修时应测量电容器和断口并联联电阻值，并2)大修后 2)并联电容值与断口同时测量，测得后的整体电容器和tgδ，作为该设备8 联电容器的3)必要时 的电容值和tgδ与原始值比较，应无的原始数据 电容值tgδ 明显变化 3)单节并联电容器按第9章规定 断路器的速1)交接时 断路器的分闸及合闸速度均应符合制在额定操作电压(气压或液压)下进行 9 度特性 2)大修后 造厂规定 3)必要时 断路器的时1)交接时 断路器的分、合闸时间及分、合闸的同在额定操作电压(气压或液压)下进行 10 间特性 2)大修后 期性均应符合制造厂规定 3)必要时 合闸接触器1)交接时 1)直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表 合分、合闸电2)机构大修2)绝缘电阻不小于1MΩ 磁铁线圈的后 直流电阻和3)必要时 12 绝缘电阻辅 助回路和控 制回路绝缘 电阻 断路器本体 见第10章 13 和套管中绝 缘油试验 断路器的电1)交接时 见第4章 14 流互感器 2)大修后 3)必要时 机构压力表1)交接时 应符合制造厂规定 校验(或调2)机构大修 整)，机构操后 15 作压力(液 压)整定值检 验，机构安全 第31页 共74页 阀校验 操作机构在1)交接时 应符合制造厂规定 合闸、分闸及2)机构大修 16 重合闸下的后 操动压力(液 压)下降值 液压操动机1)交接时 应符合制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 构的泄漏试2)机构大修17 验 后 3)必要时 油泵补压及1)交接时 应符合制造厂规定 零起打压的2)1~3年 18 运转时间 3)机构大修 后 4)必要时 液压机构防1)交接时 按制造厂规定 失压慢分试2)机构大修19 验 后 5(3 真空断路器 5.3.1 真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-3 表5-3 真空断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 1)整体绝缘电阻参照制造长的规定或用2500V兆欧表 2)1~3年 自行规定 3)大修后 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘 电阻(MΩ不应低于下表数值(20?时): 额定电压(KV) 1 试验类别 <24 24~40.5 交接时大1200 3000 修后 运行中 300 1000 断路器主回1)交接时 断路器在分、合状态下分别进行，试验1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进 路对地、断口2)1~3年电压值按G规定值 行耐压试验 及相间交流(35KV及以2)相间、相对地及断口的耐压值相同 2 耐压 下) 3)大修后 4)必要时 辅助回路和1)交接时 试验电压为1KV 可涌500V兆欧表代替 3 控制回路交2)1~3年 流耐压 3)大修后 导电回路电1)交接时 1)大修后及交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流应不小于 4 阻 2)1~3年 2)运行中自行规定，建议不大于1.2100A 3)大修后 倍出厂值 第32页 共74页 4)必要时 断路器的合1)交接时 1)应符合制造厂规定 在额定操作电压下进行 闸时间和分2)1~3年 2)合闸弹跳时间不大于2ms 闸时间，合3)大修后 闸、分闸的同5 期性，合闸弹 跳时间与分 闸反弹幅值， 分、合闸速度 灭弧室的触1)交接时 应符合制造厂规定 6 头开距及超2)1~3年 行程 3)大修后 操动机构合1) 交接时 1) 并联合闸脱扣器应能在其交流额采用突然加压法 闸接触器及2) 1 ~ 3定电压的85% ~ 110%范围内或直 分、合闸电磁年 流额定电压的80% ~ 110%范围内 铁的最低动3) 大修后 可靠动作;并联分闸脱扣器应能在 作电压 其额定电源电压的65% ~ 120%范7 围内可靠动作，当电源电压低至额 定值的30%或更低时不应脱扣 2) 在使用电磁机构时，合闸电磁铁线 圈的端电压为操作电压额定值的 80%(关合峰值电流大于50KA时为 85%)时应可靠动作。 合闸接触器1) 交接时 1) 直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表 和分、合闸电2) 更换线2) 绝缘电阻不小于1MΩ 8 磁铁线圈的圈后 直流电阻和3) 必要时 绝缘电阻 灭弧室真空1)交接时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 9 度测试 2)1-3年 3)必要时 5.3 高压开关柜 5.4 高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5—4。 表5—4高压开关柜的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 辅助回路和1) 交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 控制回路绝2) 1 ~ 31 缘电阻 年 3) 大修后 辅助回路和1) 交接时 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2 控制回路交2) 大修后 流耐压 操动机构合1) 交接时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定采用突然加压法 3 闸接触器及2) 机构大电压的80 ~ 110%范围内或直流额定电 第33页 共74页 分合闸电磁修后 压的80% ~ 110%范围内可靠动作;并 铁的最低动联分闸脱扣器应能在其额定电源电压 作电压 的65% ~ 120%范围内可靠动作，当电 源电压低至额定值的30%或更低时不应 脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线 圈的端电压为操作电压额定值的80% (关合峰值电流大于50KA时为85%) 时应可靠动作。 合闸接触器1) 交接时 1) 直流电阻应符合制造厂规定 测绝缘电阻用1000V兆欧表 和分、合闸电2) 机构大2) 绝缘电阻不小于1MΩ 4 磁铁线圈的修后 直流电阻和3) 必要时 绝缘电阻 断路器的速1) 交接时 根据断路器型式，应分别符合5.1、5.2、 度特性、时间2) 大修后 5.3条中的有关规定 5 特性及其它3) 必要时 要求 绝缘电阻 1) 交接时 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、分别进行 2) 1 ~ 3 年 6 (12KV 及以 下) 3)大修后 交流耐压 1) 接时 试验电压值按附录G规定 1) 施加方式;合闸时各相对地及相 2) 1~ 3年间，分闸时各断口间 (12KV2) 相间、相对地及断口间的试验电压7 及以值 下) 3) 大修后 检查电压抽1) 交接时 应符合行业标准DL/T583—93《高压带 8 取(带电显2) 大修后 电显示装置技术条件》 示)装置 3) 必要时 灭弧室真空1) 交接时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 度测试 2) 1 ~ 39 年 3) 必要时 开关柜中断1) 交接时 1) 交接时和大修后应符合制造厂规隔离开关和隔离插头的回路电阻在有 路器、隔离开2) 1 ~ 3定 条件时进行测量 10 关及隔离插年 2) 运行中不应大于制造厂规定值的 头的导电回3) 大修后 1.5倍。 路电阻 五防性能检1) 交接时 应符合制造厂规定 五防指:?防止误分、误合断路器;?11 查 2) 1 ~ 3防止带负荷拉合隔离开关;?防止带电 第34页 共74页 年 (挂)合接地(线)开关;?防止带接 3) 大修后 地(线)开关合断路器;?防止误入带 电间隔 高压开关柜1) 交接时 见第4章 12 中的电流互2) 大修后 感器 3) 必要时 注:计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验项目、周期和要求可参照5—4中有关序号进行，柜内主要元部件(如:互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本规程有关章节规定。 5(5 自动灭磁开关 自动灭磁开关的试验项目、周期和标准见表5-2中的序号11和12 5.5 隔离开关 5.6.1 隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-5 表5-5 隔离开关的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 有机绝1) 交接a) 用兆欧表测量胶合元件分层电阻 用2500V兆欧表 缘支持时 b) 有机材料传动提升杆的绝缘电阻(MΩ)值 绝缘子2) 1 ~ 3不得低于下表数值: 及提升年 额定电压(KV) 试验类别 1 杆的绝3) 大修<24 24~40.5 缘电阻 后 交接时 1200 3000 大修后 运行中 300 1000 二次回1)交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 2 路绝缘2)大修后 电阻 3)必要时 二次回1)交接时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代 路交流2)大修后 替 3 耐压试 验 交流耐1)交接时 1)试验电压按附录G规定 1)在交流耐压试验前、后测量绝 压 2)大修后 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开缘电阻，耐压后的阻值不应降低 4 关进行整体耐压有困难时,可对个胶合元件分2)110KV及220KV设备在有条件 别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 时进行耐压试验 电动、气1)交接时 最低动作电压一般在操作电源额定电压的气动或液压应在额定压力下进行 动或液2)大修后 30%~80%范围内 压操动 5 机构线 圈的最 低动作 电压 导电回1)交接时 1)交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流不大 路电阻 2)大修后2)大修后不大于制造厂规定值的1.5倍 于100A 6 (仅对 500KV) 第35页 共74页 操动机1)交接时 1)电动、气动或液压操动机构在额定操作电压 构的动2)大修后 (气动或液压)下分、合闸5次，动作应正常 7 作情况 2)手动操动机构操作应灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠 6 套管 6.1 套管的试验项目、周期和标准见表6 表6 套管的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 主绝缘1)交接时 1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下用2500V兆欧表 及电容2)大修(包列数值: 型套管括主设备大110KV以下5000MΩ 1 及末屏修)后 110KV及以上10000MΩ 对地的3)投运前 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000M绝缘电4)1~3年 Ω 阻 5)必要时 油中溶1)交接时 油中溶解气体组份含量(V/ V)超过下 解气体2)大修后 列任一值时应引起注意: 色谱分3)6~10年H: 500μI/I 22 析 (110KV及CH: 100μI/I 4 以上) CH:1μI/I(200~500KV) 22 4)必要时 2μI/I(110KV及以下) 主绝缘1)交接时 1)主绝缘20?时的tgδ值不应大于下1)油纸电容型套管的tgδ一般不进行 及电容2)大修(包表中数值: 温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测 型套管括主设备大试值比较有明显增长或接近左表数值电压等级20~35 110 220~500 末屏对修)后 时，应综合分析tgδ与温度、电压的关KV 地的tg3)投运前 系，若tgδ随温度升高明显增大，或试交充油2.5 110 1.0 δ与电4)1~3年 验电压由10KV升到Um/?3，tgδ增量接型 容量 5)必要时 超过?0.3%时不应继续运行 时 油纸0.7 0.7 0.5 2)测量变压器套管tgδ时，与被试套电容 管相连的所有绕组端子连在一起加压，型 其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正胶纸1.5 1.0 1.0 接线测量 电容 3)存放1年以上的套管应做额定电压下型 3 的tgδ。 大充油3.0 1.5 1.5 修型 后 油纸1.0 1.0 0.8 电容 型 胶纸2.0 1.5 1.0 电容 型 运充油3.5 1.5 1.5 行型 中 油纸1.0 1.0 0.8 第36页 共74页 电容 型 胶纸3.0 1.5 1.0 电容 型 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于 1000M时应测量末屏对地的tgδ;加压 2KV，其值不大于2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一 次试验值的差别超过?5%时应查明原因 交流耐1)交接时 试验电压值见附录G 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘 压 2)大修后 子一起耐压 3)6~10年4 (110KV及 以上) 4)必要时 1)交接时制造厂提供数据时可不进行此110KV1)交接时 1)变压器及电抗器套管的试验电压为 项试验 及以上2)大修后 1.5Um/?3，其它套管的试验电压为1.05 2)存放1年以上投运前应进行此项试验 电容型3)必要时 Um/?3 C)不大3)左表括号内的局部放电值用于非变压套管的2)在试验电压下局部放电值(P 于下列数值: 器、电抗器的套管 局部放5 电 油纸电容胶纸电容型 型 交接及大10 250(100) 修后 运行中 20 自行规定 注:?充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管 ?油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管 ?胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管 7支柱绝缘子和悬式绝缘子 7.1发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准见表7 表7发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 110kV及1) 根据绝缘子的劣化率调整检测周期 以上绝缘1 1-5年 在运行电压下进行 2) 对多元件针式绝缘子应检测每一胶子零值检和元件 测 1) 交接时 1) 针式支柱绝缘子的每一胶合元件和 2) 悬式绝每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低 缘子于300 MΩ，500kV悬式绝缘子不绝缘子绝1) 用2500V及以上兆欧表 2 1-5年 应低于500 MΩ 缘电阻 2) 棒式支柱绝缘子不进行此项试验 3) 针式支2) 35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘 柱绝缘电阻不应低于500 MΩ 子1-53) 半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规 第37页 共74页 年 定 1) 交接时 2) 单元件 支柱绝 缘子1) 支柱绝缘子的交流耐压试验电压值 1-5年 见附录B 3) 悬式绝2) 35kV针式支柱绝缘子交流耐压试1)棒式绝缘子不进行此项试验 缘子验电压值如下: 绝缘子交2)35kV及以下的支柱绝缘子，可在母3 1-5年 两个胶合元件者，每个元件50kV 流耐压 线安装完毕后一起进行，试验电压按本4) 针式绝三个胶合元件者，每个元件34kV 标准规定 缘子3)机械破坏负荷为60~300kN的盘行悬 1-5年 式绝缘子交流耐压试验电压值均为取 5) 随主设60kV 备 6) 更换绝 缘子时 参照附录C污秽等级与对应符盐密度值 绝缘子表检查所测盐密值与当地污秽等级是否一应分别在户外能代表当地污染程度的至 面污秽物致。结合运行经验，将测量值作为调整少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘4 1年 的等值盐耐污秽水平和监督绝缘安全运行的依子取样，测量应在当地积污量最重的时 密 据。盐密值超过规定时，应根据情况采期进行 取调爬、清扫、涂料等措施 注:运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。 8电力电缆线路 8.1一般规定 8.1.1对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作直流耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地(装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地)。 8.1.2对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。 8.1.3进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压(至少3段)每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时间达到规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况的参考，不做为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压(不宜超过产品标准规定的出厂试验电压)或是延长试验时间，确定能否继续运行。 8.1.4除自容式冲油电缆线路外，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，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:作规定直流耐压试验值的50%耐压1min。 c)停电超过1年的电缆线路必须作常规直流耐压试验。 8.1.5新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应作1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。 8.2纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1 表8-1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 第38页 共74页 1) 交接时 电缆U 兆欧表电压 2) 直流耐1kV及以下 1000V 1 绝缘电阻 压试验自行规定 1kV以上 2500V 前 6kV及以上 2500V或5000V 3)必要时 1) 试验电压值按下表规定:加压时间 交接时10min,其余不少于5 min 电缆额定电压直流试验电压(kV) /U(kV) U0 0.6/1 4 1) 交接时 1.8/3 12 2) 新作终6 kV及以下电缆的泄漏电流小于10µA，3.6/6 24 2 直流耐压 端或接10 kV及以上电缆的泄漏电流小于20µA6/6 30 头后 时，对不平衡系数不作规定 6/10 40 3) 1-3年 8.7/10 47 21/35 105 26/35 130 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于 1min时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数(最 大值与最小值之比)不应大于2 1) 交接时 3 相位检查 与电网相位一致 2) 必要时 8.3橡塑绝缘电力电缆线路 橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯、交联聚乙烯与乙丙橡皮绝缘电力电缆。 8.3.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-2 表8-2橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 电缆主绝缘1)交接时 自行规定 0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表 绝缘电阻 2)耐压试0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆1 验前 欧表 3)必要时 电缆外护套、1)交接时 1) 用500兆欧表 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 内衬层绝缘2)耐压试2) 当绝缘电阻低于标准时应采用附录2 电阻 验前 D中叙述的方法判断是否进水 3)必要时 3) 110kV及以上电缆进行外护套测试， 无外电极时不做 铜屏蔽层电1)交接时 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽1) 用双臂电桥测量在相同温度下的铜 阻和导体电2)重作终层的直流电阻增大，有可能被腐蚀;电屏蔽层和导体的直流电阻 3 阻比(Rp/Rx) 端或接头阻比减小时表明附件中的导体连接点的2) 终端以及中间接头的安装工艺，必 后 电阻有可能增大。数据自行规定 须符合附录E的要求才能测量，不 3)必要时 符合此附录者不测量。 第39页 共74页 电缆主绝缘1)交接时 交流耐压 1)110kV及以上一端为空气绝缘终端， 交流耐压试2)新作终(1)0.1Hz耐压试验(35kV及以下) 另一端为GIS的电缆和两端均为空气绝 60min 验 端或接头交接时:3U缘终端的电缆应进行定期试验 0 预试时:2.1 U5 min 后 2)两端均为密闭式终端的电缆可不进行0 (2)1-300Hz谐振耐压试验 3)1-3年 定期试验 交接时: 电压等级 试验电压 时间 35kV及以下 2U 60min 0 4 66kV、110kV 1.7U 60min 0 220kV 1.4U 60min 0 预试时: 电压等级 试验电压 时间] 35kV及以下 1.6U 5min 0 66kV、110kV 1.36U5min 0 220kV 1.12U 5min 0 交叉互联系1)交接时 见表8-4 统 2)2-3年 5 3)互联系 统故障时 相位检查 1)交接时 与电网相位一致 6 2)必要时 8.4 自容式充油电缆线路 8.4.1自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-3 表8-3自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 主绝缘直流1)交接时 左表中数据皆为kV值 试验电压值按下表: 耐压 2)因失去冲击交接修复、作油压导致 U/U 耐受时头后5 0受潮或进 电压 15min min 气修复后 1 450 225 3)新作终64/110 286 550 275 端或接头 850 425 后 127/220 950 506 475 1050 510 电缆外护套1)交接时 试验电压5kV,加压时间1min 1)根据历次试验记录积累经验后可以用 和接头外护2)2-3年 测量绝缘电阻代替,有疑问时再作直流2 套的直流耐耐压 压 2)可与交叉互连系统中的直流耐压结合 一起进行 压力箱 与其直接1) 压力箱的供油量不应小于供油特性压力供油特性的试验方法按GB9326.5 1) 供油特连接的终曲线所代表的标称供油量的90% 第6.3条进行 第40页 共74页 3 性 端或塞止2) 不低于50kV 2) 电缆油接头发生3) 不大于0.5%(100?时) 击穿电故障后 压 3) 电缆油 tgδ 的 油压示警系1)交接时 合上示警系统信号装置的试验开关应能 统: 2)6个月 正确发出相应的示警信号 4 1)信号指示 2)控制电缆1)交接时 用100V或250V兆欧表 每公里绝缘电阻不小于1MΩ 线芯对地绝2)1-2年 缘 交叉互联系1)交接时 见表8-4 统 2)2-3年 5 3)互联系 统故障时 电缆及附件1)交接时 1)新油不低于50kV，运行中油不低于1)油中溶解气体的试验只在交接时，或 内的电缆油 2)2-3年 45 kV 是当怀疑电缆绝缘过热老化或塞止接头 1) 击穿电3)必要时 2)油温100?1?和场强1MV/m下新油存在严重局部放电时进行 压 不大于0.5%;运行中油不大于1.0% 2)试验方法和要求按GB7252规定进行， 2) tgδ 3)电缆油中溶解气体组分含量的注意值 标准栏所列注意值不是判断充油电缆有 3) 油中溶 无故障的唯一指标，应参照SD304，进 解气体 行追踪分析查明原因 注意值µl/l(v/v) 6 可燃气体总量 H 500 21500 CH痕量 CO 100 22 CO1000 CH200 2 4 CH200 CH200 24 26 相位检查 1)交接时 与电网相位一致 7 2)必要时 8.4.2交叉互联系统的试验项目、周期和标准见表8-4 表8-4交叉互联系统的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 电缆外护套、1)交接时 在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之试验时必须将护层过电压保护器断开， 绝缘接头外2)2-3年 间加5kV，加压时间1min不应击穿 在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属1 护套及其绝套都接地 缘夹板对地 直流耐压 护层过电压1)交接时 1)伏安特性或参考电压应符合产品标准按产品标准规定值加压于炭化硅电阻 保护器:1)2)2-3年 的规定 片，若试验时温度为t?则被测电流应2 非线性电阻2)用1000V兆欧表测量绝缘电阻不应低乘以修正系数(120-t)/100 第41页 共74页 片的直流伏Ω 于10M 安特性 2)非线性电 阻片及其引 线对地的绝 缘电阻 互联箱: 1)交接时 1)在正常工作位置进行测量，接触电阻1)用双臂电桥 1)闸刀(或2)2-3年 2)在密封互联箱之前进行;发现连错改不应大于20µΩ 连接片)的接2)应正确无误 正后必须重测闸刀(或连接片)的接触 3 触电阻 电阻 2)检查闸刀 (或连接片) 连接位置 注:互联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两大 段均应进行试验 9 电容器 9.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 9.1.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表9-1 表9-1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标 准 说 明 极对壳绝缘1)交接时 1) 用2500V兆欧表 不低于2000MΩ 1 电阻 2)2-3年 2) 单套管电容器不试 电容值 1)交接时 1)电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%用电桥法或电压电流法 2 2)必要时 范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 并联电阻值1)交接时 电阻值与出厂值的偏差应在?10%范围用自放电法 3 测量 2)1-5年 内 3)必要时 极对壳交流交接时 接出厂耐压值的75%进行 4 耐压 渗漏油检查 1)交接时 漏油者应停止使用 观察法 2)运行中5 不大于6 个月 冲击合闸 交接时 在电网额定电压下冲击合闸3次，无闪 6 络及熔断器熔断等异常现象 9.1.2 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。 9.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 9.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器试验项目、周期和标准见表9-2 表9-2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 极间绝缘电1)交接时 用2500V兆欧表 一般不低于5000MΩ 阻 2)投运后 第42页 共74页 1 1年内 3)1-3年 4)必要时 电容值 1)交接时 1)每节电容值偏差不超出额定值的1)用交流电桥法 2)投运后-5%-+10%范围 2)一相中任两节实测电容值之差是指实 1年内 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短测电容之比值与这两单元额定电压之比 2 3)1-3年 试验周期 值倒数之差 4)极间耐3)一相中任两节实测电容值差不应超 压后 过5% 5)必要时 tgδ 1)交接时 以10kV电压测量时tgδ值不应大于下电容式电压互感器中压电容的试验电压 2)投运后列数值: 自定。 1年内 交接时: 3)1-3年 油纸绝缘0.005;膜纸复合绝缘0.0015 4)必要时 运行中: 3 1)油纸绝缘0.005，如超过0.005但 与历年测试值比较无明显变化且不大 于0.008，可监督运行。 2)膜纸绝缘0.003。运行中若测试值 超过0.0015，应加强监视，且测量值 超过0.003时，应予以更换 时，则只做 交流耐压和1)交接时试验电压为出厂值的75%，当电压升至1)若耐压值低于0.8×1.3Um 历局部放电试验。 局部放电 (500kV) 试验电压后1min，降至0.8×1.3Um 时10s，再降至1.1U/?3保持1min，2)U为最大工作线电压 4 2)必要时 mm 局部放电量不大于10pC 渗漏油检查 1)交接时 漏油时停止使用 用观察法 5 2)不小于 6个月 低压端对地1)交接时 1)交接时不低于100MΩ 用2500V兆欧表 绝缘电阻 2)投运后2)运行中不低于10MΩ 6 1年内 3)1-3年 9.2.2电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出?2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验。 9.2.3带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。 9.2.3.1测量方法:在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。 9.2.3.2判断方法 a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%范围内时，应停电进行试验; b)与上次测量相比，电容值变化超出?10%时，应停电进行试验; c)电容值与出厂值相差超出?5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。 9.3断路器断口并联电容器 9.3.1断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准见表9-3 第43页 共74页 表9-3断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 极间绝缘电1)交接时 一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 阻 2)断路器1 大修后 3)必要时 电容值 1)交接时 电容值偏差应在额定值的?5%范围内 用交流电桥法 2)断路器2 大修后 3)必要时 tgδ 1)交接时 10kV电压下的tgδ值不大于下列数 2)断路器值:油纸绝缘0.005 3 大修后 膜纸复合绝缘0.0015 3)必要时 渗漏油检查 不大于6漏油时停止使用 用观察法 4 个月 9.4集合式电容器 9.4.1集合式电容器的试验项目、周期和标准见表9-4 表9-4集合式电容器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 相间和极对1)交接时 自行规定 1) 用2500V兆欧表 1 壳绝缘电阻 2)1-3年 2) 试验时极间应用短路线短接 3)必要时 电容值 1)交接时 1)每相电容值偏差应在额定值的 2)1-3年 -5%-+10%范围内，且电容值与出厂值比 3)必要时 较应在测量误差范围内 2)三相电容值比较，最大值与最小值2 之比大于1.06 3)每相有三个套管引出的电容器，应 测量每两个套管之间的电容量，与出厂 值相差不得超过?5% 相间和极对1)交接时 试验电压为出厂值的75% 试验时间应用导线短路 3 壳的交流耐2)必要时 压 绝缘油击穿1)交接时 参照表10-1的标准 4 电压 2)1-3年 3)必要时 渗漏油检查 不大于6应修补渗漏油处 观察法 5 个月 冲击合闸 交接时 在电网额定电压下冲击合闸3次无闪 6 络、击穿故障 9.5 并联电容器组用串联电抗器 9.5.1并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表9-5 表9-5并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准 第44页 共74页 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绕组绝缘电1)交接时 不低于1000MΩ 用2500V兆欧表 阻 2)1-3年 1 3)大修后 4)必要时 绕组直流电1)交接时 1)三相绕组之间差别不应大于三相平 2 阻 2)大修后 均值的4% 3)必要时 2)与上次测试结果相差不大于2% 电抗(或电1)交接时 与出厂值比较不大于5% 3 感)值 2)必要时 3)大修后 绝缘油击穿1)交接时 参照表10-1中标准 4 电压 2)大修后 3)1-3年 绕组对铁芯1)交接时 1)油浸铁芯电抗器为出厂试验电压值 和外壳交流2)大修后 的85% 5 耐压及相间3)必要时 2)干式空芯电抗器同支柱绝缘子 交流耐压 轭铁梁和穿1)大修时 不小于10MΩ 1) 吊芯时进行 芯螺栓(可2) 用2500V兆欧表 6 接触到)的 绝缘电阻 9.6放电线圈 9.6.1放电线圈的试验项目、周期和标准见表9-6 表9-6放电线圈的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 不低于1000MΩ 一、二次绕组间及对壳均用2500V兆欧 2)1-3年 表 1 3)大修后 4)必要时 交流耐压 1)交接时 试验电压为出厂值的85% 2 2)大修后 3)必要时 绝缘油击穿1)交接时 参照表10-1中标准 3 电压 2)大修后 3)必要时 一次绕组直1)交接时 与上次测量值相比较无明显变化 可用万用表 流电阻 2)大修后 4 3)1-3年 4)必要时 电压比 1)交接时 符合厂家标准 5 2)大修后 3)必要时 第45页 共74页 10绝缘油和六氟化硫气体 10.1变压器油 10.1.1新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040《超高压变压器》的规定。 10.1.2变压器油试验项目、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。 10.1.3设备和运行条件不同，会导致釉质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表10-1变压器油试验项目、周期和标准 标 准 序号 项 目 周 期 说 明 投入运行前油 运行油 外观 1)注入设透明、无杂质或悬浮物 将油样注入试管冷却至5?在光线充足 备前后的的地方观察 新油 1 2)运行中 取油样时 进行 水溶性酸pH1)注入设?5.4 ?4.2 按GB7598《运行中变压器油、气轮机油 值 备前后的水溶性酸测定法(比色法)》进行试验 新油 2)运行中:2 (110-500 kV)1年， 其余自行 规定 酸值1)注入设?0.03 ?0.1 按GB264《石油产品酸值测定法》或 (mgKOH/g) 备前后的GB7599《运行中变压器油、气轮机油酸 新油 值测定法(BTB)法》进行试验 2)运行中:3 (110-500 kV)1年， 其余自行 规定 闪点(闭口)1)准备注?140(10号、25与新油原始测量按GB261《石油产品闪点测定法》进行 (?) 入设备的号油) 值相比不低于试验 新油 ?135(45号) 10? 4 2)注入 500kV设 备后的新 油 水份(mg/l) 1)准备注110kV?20 110kV?35 运行中设备，测量时应注意温度影响， 入110kV220kV?15 220kV?25 尽量在顶层油温高于50?是采样，按 5 及以上设500kV?10 500kV?15 GB7600《运行中变压器油水份含量测定 备的新油 法(库仑法)》或GB760《运行中变压器 第46页 共74页 2)注入油水份测定法(气相色谱法)》运行试验 500kV设 备后的新 油 3)运行中 500kV设 备半年， 110-220kV 设备1年 4)必要时 击穿电压1)注入设15kV以下?30 15kV以下?25 按GB507和DL429.9方法试验。 (kV) 备前后的15-35kV?35 15-35kV?30 新油 110-220kV?40 110-220kV?35 2)运行中500kV?60 500kV?50 6 (35kV及 以上设备、 厂用变、消 弧线圈) 1-3年 界面张力必要时 ?35 ?19 按GB6541《石油产品油对水界面张力测7 (25?)定法(圆环法)》进行试验 (mN/m) tgδ(90?) 1)准备注注入前:?0.5 ?2 按GB5654《液体绝缘材料工频相对介电 (%) 入设备的注入后: 常数介质损耗因数和体积电阻率的试验 新油 220 kV及以下?1 方法》进行试验 2)注入500 kV?0.7 110-500 kV设备后 8 的新油 3)运行中: 500 kV设 备1年; 220 kV设 备5年 4)必要时 10 10 体积电阻率必要时 ?6×10500 kV?1×10按DL421《电阻率测定法》进行试验 9 (90?) 220 kV及以下?3 9(Ω.m) ×10 油中含气量 1)注入?1 一般不大于3 按DL423《绝缘油中含气量的测试方法 (v/v)(%) 500 kV设(真空法)》或DL450《绝缘油中含气量 备前后的的测试方法(二氧化碳洗脱法)》进行试10 新油 验 2)运行中 500 kV设 备1年 第47页 共74页 3)必要时 油泥与沉淀必要时 一般不大于0.02 按GB511《机械杂质测定法》方法试验， 物(m/m) 若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇11 (%) 一苯(1:4)将油泥洗于恒重容器中称 重 油中溶解气见各设备见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB7595、12 体色谱分析 章节 SD304、和GB7252的规定 注:?对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。 ?有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。 ?10 kV及以下设备试验周期可自行规定。 ?互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。 10.1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。 10.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。 10.1.4.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。 10.1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。 10.1.4.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1:1比例混合。 10.2断路器油 10.2.1断路器专用油的新油应按SH0351《断路器油》进行验收。 10.2.2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准见表10-2。 表10-2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准 标 准 序号 项 目 周期 说 明 投入运行前油 运行油 水溶性1)交接时 ?5.4 ?4.2 见表10-1序号2 酸pH值 2)110 kV 1 及以上新 设备投运 前及大修 后检验项机械杂无 外观目测 2 目序号质 1-6年，运3 游离碳 无较多碳悬浮于油中 外观目测 行中为1 击穿电110 kV及以下?110 kV及以下?1)按GB507和DL424.9方法进行试验 年，检验项 压(kV) 35 30 2)进行直流泄漏试验的油开关，可不进 目为序号4 110 kV以上?40 110 kV以上?35 行顶期油耐压试验 4 3)110 kV 以下新设 酸值?0.03 ?0.1 见表10-1序号3 备投运前 (mgKOH 或大修后5 /g) 检验项目 序号1-6 第48页 共74页 闪点(闭年，运行中?140(10号、25不应比左栏要求见表10-1序号4 口)(?) 不大于3号油) 低5? 年，检查项?135(45号油) 目序号4 4)少油断6 路器(油量 为60kg以 下)小于3 年或以换 油代替 气体 10.3 SF6 10.3.1 SF新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。每批产品按十分之三的抽检率复核主要技术指标。 6 10.3.2 SF气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 6 10.3.3关于补气和气体混合使用的规定: 1)所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥; 2)符合新气质量标准的气体均可混合使用。 10.3.4交接时及运行中SF气体的试验项目、周期和标准见表10-3 6 表10-3交接时及运行中SF气体的试验项目、周期和标准 6 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 湿度1)交接时 1)断路器灭弧室气室: 1)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306 (20?2)1-3年交接时及大修后不大于150 《六氟化硫气体中水分含量测定法(电 v/v)(110 kV运行中不大于300 解法)》进行 (µl/l) 及以上) 2)其他气室: 2)新装及大修后1年内复测1次，如湿 1 3)大修后 交接时及大修后不大于250 度符合要求，则正常运行1-3年测1次 4)必要时 运行中不大于500 3)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5-1中序号2的要求时，按实际情 况增加的检测 密度(标必要时 6.16 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》 准状态进行 2 下) 3(kg/m) 毒性 必要时 无毒 按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验3 方法》进行 酸度1)大修后 ?0.3 按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》 4 (µg/g) 2)必要时 或用检测管进行测量 四氟化碳1)大修后 ?0.05 按SD311《六氟化硫新气中空气、四氟 5 (m/ m)2)必要时 化碳的气相色谱测定法》进行 (%) 空气(m/ 1)大修后 1)交接时及大修后?0.05 见序号5 6 m)(%) 2)必要时 2)运行中?0.2 可水解氟1)大修后 ?1.0 按SD309《六氟化硫新气中可水解氟化7 化物2)必要时 物含量测定法》进行 第49页 共74页 (µg/g) 矿物油1)大修后 ?10 按SD310《六氟化硫新气中矿物油含量8 (µg/g) 2)必要时 测定法(红外光脯法)》进行 11 避雷器 11.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准见表11-1 表11-1阀式避雷器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 1)FZ(PBC，LD)、和FCD型避雷器的绝1)用2500V及以上兆欧表 2)大修后 缘电阻自行规定，但与前一次及同类型的2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电 3)发电测量数据进行比较，不应有显著变化。 阻通断和接触情况。 厂、变电2)FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 所避雷器MΩ 每年雷雨 季前 4)35kV 1 及以上线 路上避雷 器1-3年 5)10kV 及以下线 路上避雷 器自行规 定 6)必要时 电导电流及1)交接时1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参1)施加的直流电压应符合 串联组合元2)大修后 考值见附录F，还应与历年数据比较，不GB/T16927.1-1997的要求，应利用屏 件的非线性3)每年雷应有显著变化。 蔽线在高压侧测量。 因数差值 雨季前 2)同一相内串联组合元件的非线性因数2)由两个以上元件组成的避雷器应对 4)必要时 差值，不应大于0.05，电导电流差值(%)每个元件进行试验。 不应大于30%。 3)非线性因数差值及电导电流相差值 3)试验电压如下: 计算见附录F。 4)可用带电测量方法进行测量，如对2 测量结果有疑问时，应根据停电测量元件额定 3 6 10 15 20 30 的结果做出判断。 电压(kV) 5)如果FZ型避雷器的非线性因数差试验电压U1 值大于0.05，但电导电流合格允许做(kV) - - - 8 10 12 换节处理，换节后的非线性因数差值 不应大于0.05。 试验电压U2 6)运行中PBC型避雷器的电导电流一(kV) 4 6 10 16 20 24 般应在300-400µA范围内。 工频放电电1)交接时 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范带有非线性并联电阻的阀型避雷器， 压 2)大修后 围内 只在解体大修后进行。 第50页 共74页 3 3)发电额定电压(kV) 3 6 10 厂、变电 放电电交接 所避雷器 压(kV) 时大9-11 16-19 26-31 1-3年， 修后 其他自行 规定 运行8-12 15-21 23-33 4)必要时 中 2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电 电压参考值见附录F 3)有间隙金属氧化物避雷器的工频放电 电压应符合制造厂的规定 底座绝缘电1)交接时 自行规定 用2500V及以上兆欧表 阻 2)发电 厂、变电 所避雷器 每年雷雨 4 季前 3)线路上 避雷器 1-3年 4)大修后 5)必要时 放电计数器1)交接时 测试3-5次，均应正常动作。 动作检查 2)发电 厂、变电 所避雷器 每年雷雨 5 季前 3)线路上 避雷器 1-3年 4)大修后 5)必要时 密封检查 1)大修后 避雷器内腔抽真空至(300-400)×133Pa 6 2)必要时 后，在5min内，其内部气压的增加不应 超过100Pa 注:变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期 11-2金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表11-2 表11-2金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 1)35kV以上，不低于2500 MΩ 用2500V及以上兆欧表 2)发电2)35kV及以下，不低于1000MΩ 1 厂、变电 所避雷器 第51页 共74页 1-3年 (6-10kV 避雷器) 3)3-5年 (500kV 避雷器) 4)必要时 1)交接时 1)不得低于GB11032规定值 直流1mA电压1)测量时应记录环境温度和相对湿度 mA及2)发电2)UmA实测值与初始值或制造厂规定值U2)测量电流的导线应使用屏蔽线 11 0.75UmA下厂、变电比较，变化不应大于?5% 3)初始值系指交接试验或投产试验时1 的泄漏电流所避雷器3)0.75UmA下的泄漏电流不应大于50µA 的测量值 1 1-3年 (6-10kV2 避雷器) 3)3-5年 (500kV 避雷器) 4)必要时 运行电压下1)交接时 1)测量运行电压下的全电流、阻性电流测量时应记录环境湿度，相对温度， 的交流泄漏2)新投运或功率损耗，测量值与初始值比较，不应和运行电压，应注意瓷套表面状况的 电流 的35kV有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必影响及相间干扰的影响。 及以上须停电检查 者，投运2)当阻性电流增加到初始值的150%时， 3个月后应适当缩短检测周期。 3 带电测量 一次，以 后每个雷 雨季前、 后各测量 一次 3)必要时 工频参考电1)交接时应符合GB11032或制造厂规定 1) 测量时的环境温度宜为20?15? 流下的工频(35kV2) 测量应每节单独进行，整相避雷4 参考电压 及以上器有一节不合格，应更换该节避 者) 雷器(或整相更换) 2)必要时 底座绝缘电1)交接时 自行规定 1) 用2500V及以上兆欧表 阻 2)发电2) 可在带电状态下检查 厂、变电 5 所避雷器 每年雷雨 季前 3)必要时 放电计数器1)交接时 测试3-5次，均应正常动作 可在带电状态下检查 动作检查 2)发电 第52页 共74页 6 厂、变电 所避雷器 每年雷雨 季前 3)必要时 11.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准: 气体按表10-3的规定 a)避雷器大修时，其SF6 b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定 c)其他有关项目按表11-2中的规定。 11.4避雷器带电试验 a)系统电压等级35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应3-5 年进行一次停电试验。 b)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，标准可自行规定。 c)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判别标准见表11-2序号3。 12 母线 12.1封闭母线 12.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表12-1所示。 表12-1封闭母线的试验项目、周期和标准见 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 1)额定电压为15kV及以上全连式离相封用2500V兆欧表 2)大修后 闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于 1 100MΩ 2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘 电阻值不小于6MΩ 交流耐压 1)交接时 额定试验电压(kV) 2)大修后 电压 出厂 现场 (kV) 6 42 32 2 15 57 43 20 68 51 24 70 53 12.2一般母线 12.2.1一般母线的试验项目、周期和标准见表12-2 表12-2一般母线的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 不应低于1 MΩ/ kV 用2500V兆欧表 1 2)大修后 3)1-5年 交流耐压1)交接时 额定电压在1 kV以上时，试验电压参照“支 2 试验 2)大修后 柱绝缘子和悬式绝缘子”规定;额定电压在 3)1-5年 1 kV及以下时，试验电压为1 kV 13 二次回路 13.1二次回路的试验项目、周期和标准见表13 第53页 共74页 表13二次回路的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，用500V或1000V兆欧表 2)大修后 在断开所有其它并联支路时不应小于10 3)更换二MΩ 1 次线时 2)二次回路的每一支路和断路器、隔离 开关、操作机构的电源回路不小于1 MΩ， 在比较潮湿的地方，允许降到0.5 MΩ 交流耐压 1)交接时 试验电压为1000V 1) 不重要回路可用2500V兆欧表测 2)大修后 量绝缘电阻代替 2 3)更换二2) 48V及以下回路不做交流耐压 次线时 3) 带有电子元件的回路，试验时应 将插件取出或两端短接 14 1kV及以下的配电装置和馈电线路 14.1 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表14 表141kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻1)交接时 配电装置没一段或馈电线路的绝缘电阻1)用1000V兆欧表 测量 2)设备大应不小于0.5MΩ 2测量电力馈电线路的绝缘电阻时应将1 修时 相连的断路器,熔断器,用电设备和仪表 等断开. 赔电装置1)交接时 试验电压为1000V 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2 的交流耐2)设备大2)可用2500V兆欧表代替 压试验 修时 检查相位 1)交接时 连接相位应正确 2)更动设3 备或接线 时 注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。 15 1kV以上的架空电力线路 15.1 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准见表15 表151kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 检查导线连1)交接时 1)外观检查无异常 铜线的连接管检查周期可延长至5年 接管的连接2)2年 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要1 情况 3)线路检求 修时 110kV及以上1)1-5年 在运行电压下检测 1)根据绝缘子的劣化率调整检测周期 线路悬式绝2)必要时 2)玻璃绝缘子不进行此项试验自破后 2 缘子串的零应及时更换 值绝缘子检 测 绝缘子和线1)交接时 1)悬式绝缘子的绝缘电阻标准见第7章 1)用2500V及以上的兆欧表 路的绝缘电2)更换绝2)线路绝缘电阻值自行规定 2)有同杆架设或较近的平行线路时， 第54页 共74页 3 阻检测 缘子 线路的绝缘电阻不测 3)线路检 修后 检查相位 1)交接时 线路两端相位应与电网一致 2)线路连4 接有变动 时 间隔棒检查 1)交接时 状态完好，无松动无胶垫脱落等情况 2)3年 5 3)线路检 修时 阻尼设施的1)交接时 无磨损松动等情况 检查 2)1-3年 6 3)线路检 修时 绝缘子表面1)1年 参照附录C污秽等级与对应附盐密度值在污秽地区积污最重的时期进行测 等值附盐密2)必要时 与当地污秽等级是否一致。结合运行经验量。根据沿线路污染状况，每5-10km 度 将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督选一串悬垂绝缘子测试。 7 绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定 时，应根据情况采取爬距、清扫、涂料等 措施。 35kV及以上1)交接时 应与设计值接近 根据继电保护、过电压专业要求进行。 8 线路的工频2)线路变 参数测量 更时 额定电压下1)交接时 全电压冲击三次绝缘应无损坏。 对空载线路2)大修后 9 冲击合闸试 验 杆塔接地电1)交接时 标准见第16章 运行中周期第16章规定 10 阻测量 2)1-5年 3)必要时 16 接地装置 16.1接地装置的试验项目、周期和标准见表16 表16接地装置的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 有效接地系1)交接时 R?2000/I或R?0.5M(当I,4000A时)1)测量接地电阻时，如在必须的最下 统的接地装2)不超过式中:I—经接地装置流入地中的短路电布极范围内土壤电阻率基本均匀，可 置的接地电6年 流，A; 采用各种补偿法，否则采用远离法 阻 3)可以根R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 2)测试时应断开架空地线，应注意地1 据该接地中电流的影响 网挖开检3)在高土壤电阻率地区，接地电阻如 查的结果按规定值要求，在技术经济上极不合 斟酌延长理时，允许有较大的数值，但必须采 或缩短周取措施以保证发生接地短路时，在该 第55页 共74页 期 接地装置上: ?接触电压和跨步电压均不超过允许 的数值 ?不发生高电位引外和低电位引内 ?3-10kV阀式避雷器不动作。 ?在预防性试验前或每3年以及必要 时，验算一次?值并校验设备接地引 下线的热稳定。 非有效接地1)交接时 1)当接地装置与1 kV及以下设备共用接测量时，应断开架空地线。 系统的接地2)不超过地时，接地电阻R?120/I 装置的接地16年 2)当接地装置仅用于1 kV及以上设备时， 电阻 3)可以根接地电阻R?250/I 据该接地3)在上述任一情况下，接地电阻一般不2 装置挖开得大于10Ω 检查的结 式中:I—经接地装置流入地中的短路电 果斟酌延流，A; 长或缩短R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 周期 1 kV以下电1)交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设备，对于在电源处接地的低压电网(包括 力设备的接2)不超过当总容量达到或超过100kVA时，其接地孤立运行的低压电力网)中的用电设 地电阻 6年 电阻不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA备，只进行接零不做接地，所用零线3 时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过的接地电阻就是电源设备的接地电 10Ω。 阻，其要求按序号2确定，但不得大 于相同容量的低压设备的接地电阻 独立微波站1)交接时 不宜大于5Ω 测试时应断开电源零线(若零线与地4 的接地电阻 2)不超过网相连。) 6年 独立的燃油、1)交接时 不宜大于30Ω(无独立避雷针保护的露 易燃气体贮2)不超过天贮罐不应超过10Ω) 5 罐及其管道6年 的接地电阻 露天配电装1)交接时 不宜大于10Ω 1)与接地网连在一起的可不测量，但 置避雷针的2)不超过按序号12要求检查与接地网的连接情 集中接地装6年 况。 置的接地电2)在高土壤电阻率地区难以将接地电6 阻及独立避阻降至10Ω时，允许有较大的数值， 雷针(线)的但应符合防止避雷针(线)对罐体及 接地电阻 管、阀等反击的要求 3)测量时，应避免地网的影响。 发电厂烟囱1)交接时 不宜大于10Ω 1)与地网连在一起的可以不测量，但 附近的吸风2)不超过按序号12的要求检查与接地网的连接7 机及引风机6年 情况 处装设的集2)测量时，应注意地网的影响。 中接地装置 第56页 共74页 的接地电阻 与架空线直1)交接时 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别不 接连接的旋2)与所在大于5Ω和3Ω，但对于300-500kW的小 转电机进线进线段上型直配电机，如不采用SDJ7-79《电力设 8 段上排气式杆塔的接备过电压保护设计技术规程》中相应接线 和阀式避雷地电阻的时，此值可酌情放宽 器的接地电测量周期 阻 相同 有架空地线1)交接时 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，对于高度在40m以下的杆塔，如土壤 的线路杆塔2)发电厂如杆塔高度达到或超过40m时，则取下表电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω 的接地电阻 或变电所值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ωm时，可采用6-8根总长不超过500m的 进出线时，接地电阻难以达到15Ω时，可增加放射形接地体或连续伸长接地体，其 1-2km内至20Ω 接地电阻可不受限制，但对于高度达 的杆塔到或超过40m的杆塔，其接地电阻也土壤电阻率接地电阻Ω 9 1-2年 不超过20Ω Ωm 3)其他线100及以下 10 路杆塔不100-500 10 超过5500-1000 20 年。 1000-2000 25 2000以上 30 无架空地线1)交接时 种类 接地电阻Ω 的线路杆塔2)发电厂 接地电阻 或变电所 非有效接地进出线 系统的钢筋1-2km内30 混凝土杆、金的杆塔 属杆 1-2年 10 中性点不接3)其他线 地的低压电路杆塔不 网的线路钢50 超过5 筋混凝土杆、年。 金属杆 低压进户线30 绝缘子铁脚 接地装置安必要时 仅对110kV以上发电厂或变电所进行 测试时用4极法，要求a,D 11 装处土壤电其中:a—电极间距离 阻率 D—地网对角线距离 检查有效接不超过3不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 如采用测量接地引下线与接地网(或 地系统的电年 与相邻设备)之间的电阻值来检查其 力设备接地连接情况，可将所测的数据与历次数12 引下线与接据比较和相互比较，通过分析决定是 地网的连接否进行挖开检查。 情况 抽样开挖检1)本项目不得有开断，松脱或严重腐蚀等现象 1)土壤电阻率,10Ωm者应缩短周期 第57页 共74页 查发电厂、变只限于已8年 13 电所地中接经运行2)可根据电气设备的重要性和施工的 地网的腐蚀10年以安全，选择5—8个点沿接地引下线进 情况 上(包括行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖 改造后重的范围。 新运行达 到这个年 限)的接 地网 2)以后的 检查年限 可根据前 次开挖检 查的结果 自行规定 17 电除尘器 17.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表17-1 表17-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 高压绕组对1)交接时 ,500 MΩ 用2500V兆欧表 低压绕组及2)大修时 1 对地的绝缘3)必要时 电阻 低压绕组的1)交接时 ,300 MΩ 用1000V兆欧表 2 绝缘电阻 2)大修时 3)必要时 硅整流元件1)交接时 ,2000MΩ 用2500V兆欧表 及高压套管2)大修时 3 对地的绝缘3)必要时 电阻 穿芯螺栓对1)交接时 自行规定 1) 用1000V兆欧表 4 地的绝缘电2)大修时 2) 在吊芯检查时进行 阻 3)必要时 高、低压绕组1)交接时 与出厂值相差不超出?2%范围 换算到75? 5 的直流电阻 2)大修时 3)必要时 变压器油试1)交接时 参照表10-1中序号1、2、3、6 6 验 2)大修时 3)必要时 油中溶解气1)交接时 参照表3-1中序号1，注意值自行规定 7 体色谱分析 2)1年 3)大修时 第58页 共74页 4)必要时 空载升压 1)交接时 输出1.5Um(或产品技术条件规定的允许不带电除尘器电场 2)大修时 值)，保持1min，应均无闪络、无击穿现 8 3)更换绕象，并记录空载电流。 组后 4)必要时 17.2低压电抗器的试验项目、周期和标准见表17-2 表17-2低压电抗器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 穿芯螺杆对1)交接时 自行规定 1 地的绝缘电2)大修时 阻 绕组对地的1)交接时 ,300 MΩ 2 绝缘电阻 2)大修时 绕组各抽头1)交接时 与出厂值相差不超出?2%范围 换算到75? 3 的直流电阻 2)大修时 变压器油击1)交接时 ,20kV 4 穿电压 2)大修时 17.3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准见表17-4 表17-4绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 ,1500 MΩ 用2500V兆欧表 2)大修时 1 3)重作电 缆头时 直流耐压1)交接时 1)交接时耐压值为电缆工作电压的2倍， 及泄漏电2)大修时 10min 流 3)重作电2)大修和重作电缆头时耐压值为工作电2 缆头时 压的1.7倍，10min 3)当电缆长度小于100 m时，泄漏电流 一般小于30µA 17.5电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω 17.6高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。 18串联补偿装置 18.1平台金属氧化物避雷器(MOV)试验项目、周期和标准见表18-1 表18-1平台金属氧化物避雷器(MOV)试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时 不低于2500 MΩ 用2500V兆欧表 1 2)必要时 工频参考电1)交接时 应在制造厂家规定值范围内 测量时应记录环境温度和相对湿度 2 流下的工频2)必要时 参考电压 第59页 共74页 实测值较制造厂规定值(或 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 规 直流1mA电压1)交接时 U1mA 及0.75倍定)，变化不大于?5% U2)必要时 1mA U下的泄漏3 1mA 电流 18.2串联电容器组的试验项目、周期和标准见表18-2 表18-2串联电容器组的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 极对壳绝缘1)交接时 不低于2500 MΩ 用2500V兆欧表 1 电阻 2)1-3年 3)必要时 电容值 1)交接时 1)电容值偏差不超出额定值的,5%-，1)采用专用测试仪 2)1-3年 10%范围。 2)必要时一般指不平衡电流超过报警2 3)必要时 2)电容值不应小于出厂值的95% 时，对所有电容器单元进行测量。采 用专用测试仪，测量时不必断开电容 器组的内部连接。 极对壳交流1)交接时 出厂耐压值的75% 3 耐压 2)必要时 渗漏油检查 1)交接时 漏油者应停止使用 观察法 2)结合预 4 试检修进 行 3)必要时 电容器组平1)交接时 小于保护动作值的20% 衡检查 2)更换电5 容器后 3)必要时 18.3阻尼电抗器试验项目、周期和标准见表18-3 表18-3阻尼电抗器试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 例行检查 1)交接时 无异常状况 1)例行检查项目包括外观完整、连接 2)1-3年 是否松动、线圈异常、异物、泄漏、 3)必要时 污染、防护漆等。 2)必要时一般指以下几种情况: 1 ?电抗器受到严重的操作或环境应力 后; ?电抗器受到严重的短路电流冲击 后; 3)环境恶劣时适当缩短检查周期 噪音检查 运行中设电抗器振动噪音无明显异常 声音异常时停电检查 2 备巡视时 18.4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准见表18-4 第60页 共74页 表18-4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 外观检查 1)交接时 电极表面光滑 观察法 1 2)必要时 参数测量 1)交接时 符合制造厂要求 2 2)必要时 触发变压1)交接时 项目及标准符合制造厂要求 3 器检查 2)必要时 18.5旁路断路器的试验项目、周期、标准见表18,5 表18,5旁路断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 耐压试验 1)交接时 端口耐压的试验电压为出厂试验电压的观察法 1 2)大修时 80, 3)必要时 操作机构1)交接时 并联合闸脱扣器应能在其额定电源电压采用突然加压法 合闸接触2)大修时 的65,,120,范围内可靠动作，当电源 器及分、3)必要时 电压低至额定值的30%或更低时不应脱2 合闸电磁扣，并联分闸脱扣器应能在其交流额定 铁的最低电压的85,,110,范围或直流额定电 动作电压 压的85,,110%范围内可靠动作; 旁路断路 器的其他 试验项目3 及周期参 照表5,1 进行 19 110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器 表19,1 110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器有关SF6气体试验项目、周期、标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 SF6气体1)交接时 1)有载调压箱: 1) 按GB12022《工业六氟化硫》、SD 湿度2)大修时 交接及大修后不大于150 《六氟化硫气体中水分含量测定 (20? 3)新装及运行中不大于 300 法(电解法)》进行 V/V)(υ大修后12)其他: 2) 当新装及大修后1年内复测湿度1 l/l) 年内复测 交接及大修后不大于250 不符合要求或漏气超过要求合设 4)1,3运行中不大于500 备异常时，按实际情况增加检测。 年 5)必要时 SF6气体1)交接时 年泄漏率不大于1,/年或按厂家要求 日常监控，必要时检测 2 泄漏 2)大修后 3)必要时 SF6气体必要时 纯度 ?97, 1) 有条件时取气分析 3 成分分析 空气 ?0.2, 2) 其余CO、CO2、SO2、HF有条件时 第61页 共74页 CF4 ?0.1, 可加以监控 SF6气体见第10见第10章 见第10章 4 其他检测章 项目 注:1、110KV及以上SF6变压器、SF6电流互感器其他试验项目同油浸式变压器、油浸式电流互感器 2、110KV及以上SF6变压器、SF6电流互感器交接和大修后应进行耐压试验，试验电压参照附录G 附录A 同步发电机和调相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、表A2 表A1不分瓣定子圈式线圈的试验电压 KV ,10MW(MVA) ?10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 ?2 2-6 10.5-18 线圈绝缘后，1 , 2.75Un+4.5 2.75Un+4.5 2.75Un+6.5 下线前 2 下线打槽楔后 , 2.5Un+2.5 2.5Un+2.5 2.5Un+4.5 并头、连接绝3 分相 2.25Un+2.0 2.25Un+2.0 2.25Un+4.0 缘后 4 电机装配后 分相 2.0Un+1.0 2.5Un 2.0Un+3.0 表A2不分瓣定子条式线圈的试验电压 ,10MW(MVA) ?10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 ?2 2-6 10.5-18 线圈绝缘后，1 , 2.75Un+4.5 2.75Un+4.5 2.75Un+6.5 下线前 下层线圈下线2 , 2.5Un+2.5 2.5Un+2.5 2.5Un+4.5 后 上层线圈下线 3 后打完槽楔与, 2.5Un+1.5 2.5Un+1.5 2.5Un+4.0 下层线同试 焊好并头，装 4 好连线、引线分相 2.25Un+2.0 2.5Un+2.0 2.25Un+4.0 包好绝缘 5 电机装配后 分相 2.0Un+1.0 2.5Un 2.0Un+3.0 A2交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A3、表A4。 表A3整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 KV ,10MW(MVA) ?10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 ?2 2-6 10.5-18 拆故障线圈 1 后，留在槽中, 0.8(2.0Un+1.0) 0.8(2.0Un+3.0) 0.8(2.0Un+3.0) 的老线圈 2 线圈下线前 , 2.75Un 2.75Un 2.75Un+2.5 下线后打完槽3 , 0.75×2.5Un 0.75(2.5Un+0.5) 0.75(2.5Un+2.5) 楔 第62页 共74页 并头连接绝缘4 分相 0.75(2.0Un+1.0) 0.75×2.5Un 0.75(2.5Un+3.0) 后，定子完成 5 电机装配后 分相 1.5Un 1.5Un 1.5Un 注;1)对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。 2)20KV电压等级可参照10.5-18KV电压等级的有关规定。 表A4整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 KV ,10MW(MVA) ?10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 ?2 2-6 10.5-18 拆故障线圈 1 后，留在槽中, 0.8(2.0Un+1.0) 0.8(2.0Un+3.0) 0.8(2.0Un+3.0) 的老线圈 2 线圈下线前 , 2.75Un 2.75Un 2.75Un+2.5 下层线圈下线3 , 0.75(2.5Un+0.5) 0.75(2.0Un+1.0) 0.75(2.5Un+2.0) 后 上层线圈下线 后，打完槽楔4 , 0.75×2.5Un 0.75(2.5Un+0.5) 0.75(2.5Un+1.0) 与下层线圈同 试 焊好并头，装 好接线，引线5 分相 0.75(2.0Un+1.0) 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un+3.0) 包好绝缘，定 子完成 6 电机装配后 分相 1.5Un 1.5Un 1.5Un 注;1)对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。 2)20KV电压等级可参照10.5-18KV电压等级的有关规定。 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。 A4同步发电机、调相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 表A5同步发电机、调相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 序号 项目 要求 说明 整相绕组(或1) 整相绕组(或分支)的?tgδ值不大于下列 分支)及单根值: 线棒的tgδ增定子电压等级(KV) ?tgδ(,) 量(?tgδ) 6 6(5 10 6(5 ?tgδ(,)值指额定电压下和起始游离电压下 1) 在绝缘不受潮的状态下进行试验; ?tgδ(,)之差值。对于6KV及10KV电压 2) 槽外测量单根线棒?tgδ时，线棒两等级，起始游离电压分别取3KV和4KV。 1 端应加屏蔽环。 2)定子电压为6KV和10KV的单根线棒在两个 3) 可在环境温度下试验。 不同电压下的?tgδ(,)值不大于下列值: 1(5Un和相邻0.2Un0(8Un和 0.5Un下之电压间隔下0.2Un下之 差值 之差值 差值 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 第63页 共74页 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下?tgδ值。 整相绕组(或1) 整相绕组(分支)Pi2在额定电压Un以内1) 在绝缘不受潮的状态下进行试验; 分支)及单根明显出现者(电流增加倾向倍数m2,1.6)2) 按下图作出电流电压特性曲线; 线棒的第二急属于老化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或3) 电流增加率?I,(I-I0)/I0×100, 增点Pi2，测量在Un以上不明显出现。 式中:I—在Un下的实际电容电流 整相绕组电流2) 单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电I0――在Un下I=f(U) 增加率?(,)I 压，不小于(2.5-3)Un 曲线中按线性关系求得电容电流 3) 整相绕组电流增加率不大于下列值: 2 4) 电流增加倾向倍数 定子电压等6 10 m2,tgθ2/ tgθ0 级(KV) 式中tgθ2,I,f(U) 试验电压KV 6 10 特性曲线出现Pi2点之斜率; 额定电压下tgθ0,I,f(U)特性曲线中出现Pi1点以下电流增加率8(5 12 之斜率。 (,) 整相绕组(或1) 整相绕组(或分支)之局部放电量不大于 分支)及单根下列值: 线棒之局部放定子电压等6 10 电量 级KV 最高试验电6 10 3 压KV 局部放电试4 6 验电压KV ,8,8最大放电量 1.5×10 1.5×10 2)单根线棒参照整相绕组要求执行。 整相绕组(或 4 分支)交直流应符合表2,1中序号3、4有关规定 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，其中采用方式，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。 第64页 共74页 A5 同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见部颁DL/T492-92《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》 A6 硅钢片的单位损耗见表A6 表A6硅钢片的单位损耗 单位损耗 硅钢片品种 代号 厚度mm 1T下 1(5T下 D21 0.5 2(5 6(1 2(2 5(3 D22 0.5 D23 0.5 2(1 5(1 D32 0.5 1(8 4(0 D32 0.35 1(4 3(2 热轧硅钢片 D41 0.5 1(6 3(6 D42 0.5 1(35 3(15 D43 0.5 1(2 2(9 D42 0.35 1(15 2(8 D43 0.35 1(05 2(5 W21 0.5 2(3 5(3 W22 0.5 2(0 4(7 W32 0.5 1(6 3(6 无取向 W33 0.5 1(4 3(3 W32 0.35 1(25 3(1 冷扎硅 钢片 W33 0.35 1(05 2(7 Q3 0.35 0(7 1(6 Q4 0.35 0(6 1(4 单取向 Q5 0.35 0(55 1(2 Q6 0.35 0(44 1(1 A7定子绕组绝缘换算问题 下面推荐几种换算公式，现场可以根据具体条件验证选择。 1) 定子绕组绝缘电阻一般可按常用IEEE Std43,1974推荐公式换算: Rc=KtRt 式中:Rc----换算至75?或40?时的绝缘电阻值，MΩ Rt----试验温度为t?时的绝缘电阻值，MΩ Kt----绝缘电阻温度换算系数。 α(t,t1) 绝缘电阻温度换算系数(Kt)按下列公式换算:Kt,10 式中:t――,试验时的温度，? t1―――换算温度值(75?、40?或其他温度);? ,1α―――温度系数?此值与绝缘材料的类别有关，如对于A级绝缘为0.025;B级绝缘为0.030，按上述公式计算的，换算温度为75?和40?的Kt值，见表A7-1和图A7-2。 表A7-1定子绕组绝缘电阻温度换算因数(Kt) A级绝缘材料 B级绝缘材料 定子绕组温度? 换算至75? 换算至40? 换算至75? 换算至40? 75 1(0 7(5 1(0 11(4 70 0(75 5(6 0(71 8(0 60 0(42 3(2 0(35 4(0 第65页 共74页 50 0(24 1(6 0(18 2(0 40 0(13 1(0 0(088 1(0 30 0(075 0(56 0(044 0(5 20 0(042 0(32 0(022 0(25 10 0(024 0(18 0(011 0(125 5 0(011 0(13 0(0078 0(088 2) 定子绕组绝缘电阻按苏联“电气设备试验规程”(1978年第5版)推荐方式换算:对于75?以内(不低于10?)发 电机定子绕组绝缘电阻按表A7-2列出的温度换算因数换算，对原苏联产品推荐采用表A7-2中绝缘电阻温度换算因 数。 表A7-2定子绕组绝缘电阻温度换算因数(Kt) 定子绕组温度? 换算至75? 75 1(0 70 0(88 60 0(59 50 0(41 40 0(29 30 0(21 20 0(15 10 0(11 计算实例:B级定子绕组试验温度20?下的绝缘电阻为10000MΩ，要换算至75?时的绝缘电阻，查表A7-1或查表A7-2得到Kt值为0.022，则:Rc=Kt×Rt=0.022×10000MΩ=220 MΩ 3) 对于具体机组有条件时可在干燥完毕后测量不同温度下的绝缘电阻值，并在半对数坐标纸上绘出绝缘电阻与温度的 关系曲线图，此关系图近似为一条直线，查处40?(或75?)下的绝缘电阻值。 A8转子绕组交流耐压试验 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流耐压有关厂家标准: 1) 隐极式发电机转子绕组耐压值有关厂家规定见表A8-1至表A8-4和图A8-1 表A8-1哈尔滨电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值 序号 试验程序 试验电压(V) 1 槽衬绝缘完成后 2Um+7500 2 a)引出线零件装好后;b)集电环装配后c)槽衬嵌入槽内后 2Um+6000 3 单个线圈嵌入槽内后 2Um+5500 4 第一次热压后 2Um+5200 5 打入永久槽楔后 2Um+5000 6 装套箍之前 2Um+4700 7 装套箍之后 2Um+4500 8 成品在额定转速及绕组温度为100? 2Um+4000 注:Um为额定励磁电压，V. 表A8-2东方电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值 试验电压 序号 试验程序 计算实例 计算公式 Um=150 Um=350 1 槽衬绝缘完成后 13Um+2500 4450 7050 2 槽衬嵌入槽内后，集电环及引出线零件装配后 11Um+1800 3450 5650 3 槽衬嵌入槽内后 10Um+1500 3000 5000 第66页 共74页 2800 4800 4 线圈热压后 10Um+1300 5 打入永久槽楔后 10Um+1000 2500 4500 6 装套箍之前 10Um+800 2300 4300 7 装套箍之后 10Um+500 2000 4300 8 转子装配后 10Um 1500 3500 注;1)Um为额定励磁电压，V 2) 当Um,150V时，试验电压按Um,150V计算;当Um,350V时，试验电压按Um,350V计算 表A8-3北京重型电机厂额定励磁电压在500V以下的交流耐压试验 试验电压 序号 试验程序 额定励磁电压 试验值 Um?250 8000 1 槽绝缘成品试验 250,Um?500 12000 Um?250 7000 2 绝缘放入槽内后试验 250,Um?500 10500 Um?250 3000 3 每下完一槽线圈后试验 250,Um?500 17Um Um?250 2500 4 线圈热压后试验 250,Um?500 14Um 100Um 5 出厂试验 最小值为1500 注:Um为额定励磁电压，V 表A8-4上海电机厂额定励磁电压为302V的交流耐压试验值 序号 试验程序 被试部分 试验部分V 试验时间s 1 槽绝缘完成后，开通风孔前 槽绝缘对地 12000 3 2 槽绝缘开好通风孔后 槽绝缘对地 7000 15 3 T形磁极引线 引线对地 8500 15 4 槽绝缘放入槽后，开通风孔后 槽绝缘对地 6500 15 5 轴向引线，接绕组前 引线对地 5500 60 6 线圈嵌入槽后(对2号、1号及6号线圈) 线圈对地 6000 15 7 线圈嵌入槽后(对1号、8号、3号、5号及7号线圈) 线圈对地 5500 15 8 线圈嵌入槽、冷压、热烘、冷却后 线圈对地 5000 15 9 线圈打入槽楔后 线圈对地 4500 15 10 线圈在装好护环后 线圈对地 3500 15 11 转子出厂试车时 线圈对地 3020 60 3) 凸极式转子绕组交流耐压值有关厂家规定见表A8-5、A8-6 A8-5东方电机厂凸极式转子绕组(Um?750V)交流耐压试验值 序号 试验阶段 试验电压V 1 极身绝缘后 10Um+1500,最低为3000，最高为5000 2 装入铁心后未并头前 10Um+1000,最低为2500，最高为4500 3 线圈并头及引线连接后 10Um+500,最低为2000，最高为4000 4 电机总装完成未装箱 10Um,最低为1500，最高为3500 注:Um为额定励磁电压，V 表A8-6哈尔滨电机厂水轮发电机转子绕组交流耐压试验值 序号 试验阶段 试验电压V 第67页 共74页 Um=400 Um=500 Um?500 Um=220 Um=300 1 线圈套入磁极后 2Um+2600 2Um+3400 2Um+4200 2Um+5000 2Um+5000 2 磁极装入转子磁轭、打磁极键后 2Um+2350 2Um+3150 2Um+3950 2Um+4750 2Um+4750 极间引线连接，绕组与集电环连接后，转子起3 2Um+2100 2Um+2900 2Um+3700 2Um+4500 2Um+4500 吊前 电机试验完成后装箱前，安装工地组装的电机4 10Um 10Um 10Um 10Um 2Um+4000 在短路干燥和过速后，正式升压前 A9低压及小容量交流电机定子绕组交流耐压规定 表A9-1北京重型电机厂3KW(KVA)及以上的低压电机 (未包对地绝缘，散下式线圈或半开槽成型线圈的交流试验电压) 试验电压V 序号 试验阶段 被试部分 计算公式 Um=220 Um=230 Um=380 Um=400 Um=500 1 成品线圈 , , , , , , , 下线后未每相与机 焊头 座间，另两2 2Um+2500 2940 2960 3260 3300 3500 相连座接 地 焊头包绝三相与机 3 缘后 座间，机座2Um+2000 2440 2460 2760 2800 3000 接地 出厂试验 三相与机2Um+1000 4 座间，机座不小于1500 1500 1760 1800 2000 接地 1500 注:Um为额定励磁电压，V 表A9-2北京重型电机厂容量未10000KW(KVA)以下的电机 (已包对地绝缘的开口槽式线圈的交流试验电压) 试验电压V 序试验 被试部分 计算公式 Um=380 Um=400 Um=3000 Um=3150 Um=6000 Um=6300 Um=10000 Um=10500 号 阶段 线圈与接2.75Um+4成品1 5540 5600 12750 13200 21000 21830 32000 33400 地铜箔间 线圈 500 线圈与机下线 座间，其余后未2.5Um+452 3458 3500 10000 10400 17500 18300 27500 28750 线圈同机焊头 00 座接地 每相与机焊头 座间，另两包头2.25Um+22860 2900 8750 9100 15500 16200 24500 25630 3 相连机座后 000 接地 三相与机出厂 座间或每试验 相与机座4 2Um+1000 1760 1800 7000 7300 13000 13600 21000 22000 间另两相 接地 注: 1) Um为额定励磁电压，V 第68页 共74页 2) 对于高速二级电机，线圈下线较困难并可能有较大损伤时，对于序号1中成品线圈试验电压可以提高，对于3000V 级增加2000V、6000V级增加3000V及10000V级增加4000V，而对于特难下线的电机，3000V级增加4000V、6000V 级增加6000V及10000V级增加8000V. 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准 表B1 支柱绝缘子的耐压试验电压 KV 交流耐压试验电压 额定电压 最高工作电压 纯瓷绝缘 固体有机绝缘 出厂 交接及大修 出厂 交接及大修 3 3.5 25 25 25 22 6 6.9 32 32 32 26 10 11.5 42 42 42 38 15 17.5 57 57 57 50 20 23.0 68 68 68 59 35 40.5 100 100 100 90 110 126.0 265 265(305) 265 240(280) 220 252.0 490 490 490 440 注:括号中数值适用于小接地短路电流系统。 附录C 污秽等级与对应盐密度值 (参考件) 表C1 普通悬式绝缘子(X-4.5,XP-70,XP-160)附盐密度对应的污秽等级 2 Mg/cm 污秽等级 0 1 2 3 4 线路盐密 ?0.03 ,0.03-0.06 ,0.06-0.10 ,0.10-0.25 ,0.25-0.35 发、变电所盐密 - ?0.06 ,0.06-0.10 ,0.10-0.25 ,0.25-0.35 表C2普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 2 Mg/cm 污秽等级 1 2 3 4 2盐密Mg/cm ?0.02 ,0.02-0.05 ,0.05-0.1 ,0.1-0.2 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 (参考件) 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，或者受外力破坏而又未完全破坏时，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坏进水。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 铅 铁 锌 铝 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-0.76的电位，如内衬层也破坏进水后，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，镀锌钢管为“负”极。 当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用高内阻万用表的“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 第69页 共74页 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，就可以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，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 (参考件) E1终端 终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2;铠装层接地线的截面不应小于10mm2。 E2中间接头 中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接凯装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值 (参考件) F1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1-F4 表F1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 型号 FZ-3 FZ-6 FZ-10 FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J 额定电压KV 3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220 16(15KV20(20KV20(20KV24(30KV24(30KV24(30KV试验电压KV 4 6 10 16 20 元件) 元件) 元件) 元件) 元件) 元件) 电导电流 450-650 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 μA ,10 ,10 ,10 工频放电电9-11 16-19 26-31 41-49 51-61 82-98 95-118 140-173 224-268 254-312 448-536 压有效值KV 注:括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 表F2 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F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 -110J -220J FCZFCZ333)型号 FCZ-35 FCZ-35L FCZ-30DT 33(FCZ-110J) (FCZ-220J) 22额定电压KV 35 35 35 110 220 1)2)试验电压KV 50 50 18 110(100) 110(100) 250,400 250,400 电导电流μA 250,400 250,400 150,300 (400,600) (400,600) 工频放电电压70,85 78,90 85,100 170,195 340,390 有效值KV 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海拔以上应加直流试验电压60KV。 第70页 共74页 3) FCZ-30DT适用于热带多雷地区。 表F4 FCD型避雷器电导电流值 额定电压KV 2 3 4 6 10 13(2 15 试验电压KV 2 3 4 6 10 13(2 15 、FCD不超过10，FCD为5,20 电导电流μA FCD为50,100，FCD132 F2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,log(U2/U1)/log(I2/I1) 式中: U1 U2—表11,1序号2中规定的试验电压; I2 I1—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。 F3 金属氧化物避雷器部分带电测试数据 表F5 MOA带电测试数据 Ix全电流 Ir阻性电流 Ir/Ix 厂家 统计相序 μA ms μA Peak (,) 西瓷 90 272,953 85,317 20(6,36.9 抚瓷 44 440,717 100,222 17.1-31.7 良乡 54 333,984 71,274 17.9-36.5 注:系统电压等级110,220KV 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 1min工频耐受电压有效值 额最高定穿墙套管 工作油浸电力并联电抗电压互感断路器 干式电抗干式电力电纯瓷和纯瓷固体有机绝隔离开关 电压 变压器 器 器 电流互感器 器 变压器 压 充油绝缘 缘 交交 出接 出交接 出交接 出交接 出接 出交接 出交接 出交接 出交接 KV KV 厂 大厂 大修 厂 大修 厂 大修 厂 大厂 大修 厂 大修 厂 大修 厂 大修 修 修 20 17 20 17 25 23 25 23 25 25 25 25 25 23 25 25 10 8(5 3 3(6 25 21 25 21 30 27 30 27 30 30 30 30 30 27 32 32 20 17(0 6 7(2 20 17 20 17 20 18 20 18 20 20 20 20 20 18 20 20 35 30 35 30 42 38 42 38 42 42 42 42 42 38 42 42 28 24 10 12 28 24 28 24 28 25 28 25 28 28 28 28 28 25 28 28 45 38 45 38 55 50 55 50 55 55 55 55 55 50 57 57 38 32 15 18 55 47 55 47 65 59 65 59 65 65 65 65 65 59 68 68 50 43 20 24 50 43 50 43 85 72 85 72 95 85 95 85 95 95 95 95 95 85 100 100 70 60 35 40.5 150 128 150 128 155 140 155 140 155 155 155 155 155 140 155 155 66 72.5 200 170 200 170 200 180 200 180 200 200 200 200 200 180 230 230 110 126 395 335 395 335 395 356 395 356 395 396 395 395 395 356 395 395 220 252 680 578 680 578 680 612 680 612 680 680 680 680 680 612 680 680 500 550 注:红字为低电阻接地系统 附录H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压 第71页 共74页 线端交流试验电压值KV 中心点交流试验电压值KV 线端操作波试验电压值KV 最高工作电额定电压KV 出厂或全部 交接或部分 出厂或全部 交接或部分 出厂或全部 交接或部分 压KV 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 ,1 ?1 3 2(5 3 2(5 - - 3 3(5 18 15 18 15 35 30 6 6(9 25 21 25 21 50 40 10 11(5 35 30 35 30 60 50 15 17(5 45 38 45 38 90 75 20 23(0 55 47 55 47 105 90 35 40(5 85 72 85 72 170 145 110 126(0 200 170(195) 95 80 375 319 220 252(0 360 395 306 336 85(200) 72(170) 750 638 500 550(0 630 680 536 578 85 140 72 120 1050 1175 892 999 注: 1)括号内数值适用于小接地短路电流系统; 2)操作波的波形为『100×1000(0)×200(90)』μs 负极性三次。 附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 额定电压试验电压 (KV) 峰值KV 10? 20? 30? 40? 50? 60? 70? 80? 2,3 5 11 17 25 39 55 83 125 178 6,15 10 22 33 50 77 112 166 250 356 20,35 20 33 50 74 111 167 250 400 570 110,220 40 33 50 74 111 167 250 400 570 500 60 20 30 45 67 100 150 235 330 附录J 2005年规程修订部分 二、旋转电机 1、表2,1中序号1:定子绝缘电阻测量，新国标已报批1年，主要变化是10KV及以上电压等级的绕组要求使用5KV摇表。不再测量吸收比，仅测1min/10min的极化指数。 2、表2,1中序号4:定子交流耐压，按照GB/T7409-2002规定，是两倍电压加1000V，不再是两倍电压加3000V。 3、表2,1中序号17:频率范围把现在,10,——，15,改为,6,——，15,;现场应进行交接试验并与出厂试验对比，取消“有厂家试验数据时可不进行”这句话。 4、表2,1中序号18:试验周期取消“小修时”。(两次大修之间作一次)。 5、附录表A1----表A4耐压试验规定值，新版JB/T6204-2002《高压交流电机定子线圈及绝缘耐压试验规范》有一些变化，应当照新标准修改，具体修改意见需要仔细核对对应表格。 6、名词“套箍”修改为“护环”。 三、电力变压器及电抗器 1、表3,1序号2直流电阻 增加:三相不平衡率判断――变化大于0.5%应引起注意,变化大于1%应处理. 增加:三相大小顺序不变。 2、表3,1序号3绝缘电阻 大型变压器不进行温度换算。大于10000M时不以下降70,判断。 3、表3,1序号13变比 单相变压器组成的三相变压器组应在组成后检查组别。 4、表3,1序号17局部放电 第72页 共74页 增加110KV交接时; 5、表3,1序号21压力释放阀 交接时(出厂有报告可不作);5年或大修后。 6、表3,2 序号9、10、11进行讨论，建议序号9、10交接时不进行该项试验; 四、互感器 电流互感器 1、表4,1序号9励磁特性曲线 在说明中加入:“应在拐点附近测量5,6个点;对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV。” 2、表4,1序号6局部放电 2(1 35KV固体绝缘CT试验周期改为:交接时、必要时; 2(2 试验程序及标准应按GB1208-1997《电流互感器》进行更新; 局部放电允许水平(1998年5月后) 局部放电允许水平PC CT绝缘类型 预加电压KV 局放测量电压KV 交接时/大修后 35KV固体绝缘 工频交流耐压值得1(2Um 50 80, 1.2Um/?3 20 110KV及以上油浸式、SF6Um 10 气体绝缘 1.2Um/?3 5 3、SF6绝缘电流互感器 3(1气体湿度 在说明中加:安装后，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。 3(2气体密度继电器校验 周期:交接时1,3年。 3(3老练及耐压试验。周期:交接时、必要时。说明:现场安装、充气后必须进行老练及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验。试验程序按照原国家电力公司发输电输『2002』58号附件2《预防110KV――500KV互感器事故措施》的要求进行:气体湿度测量合格后进行老练试验:1.1Un(10min)?0?1.0Un(5min)?1.73Un(3min)?0(Un指额定相对地电压).老练试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%. 电压互感器 电磁式电压互感器 1表4-2序号6局部放电 1(1 15.75—35KV,固体绝缘PT试验周期改为:交接时、必要时; 1(2 试验程序及标准应按GB1207-1997《电压互感器》进行更新: 局部放电允许水平(1998年5月后) 局部放电允许水平PC 绝缘类型 预加电压KV 局放测量电压KV 交接时 15(75,35KV固体预加电压为其感应耐压值相对地电压1(2Um 50 绝缘 得80, 互感器 1.2Um/?3 20 相对相电压20 1.2Um 互感器 110KV及以上，油预加电压为其感应耐压值相对地电压10 Um 第73页 共74页 浸式 得80, 互感器 5 1.2Um/?3 相对相电压5 1.2Um 互感器 2、表4,2序号7空载电流测量 2(1周期改为:交接时、1,5年、必要时。 电容式电压互感器、电容器 在电容量及介损测量:在说明部分加:若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。 五、开关设备 1、表5,1序号4说明改为“对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行断口间耐压试验。 说明中增加“罐式断路器应在耐压试验前进行老练试验，老练试验施加的电压与时间可由制造厂与用户协商，也可参照以下程序: a)1(1倍设备额定相对地电压10min，然后下降到0。 b)1(0倍设备额定相对地电压5min，然后升到1.73倍设备额定相对地电压3min，最后上升到现场交流耐压额定值1min” 2、表5,1序号8将“制造厂有要求时测”删掉。 3、表5,1序号9:项目:断路器的时间特性:应改为:断路器合、分闸时间、合分时间、及不同期性。同期增加“1,3年”。 4、表5,3序号5:项目名称应改为:机械特性试验。周期增加“1,3年”，标准里补充: 1)分、合闸时间、分、合闸速度应符合制造厂规定; 2)分闸不同期不大于2ms，合闸同期不大于3ms; 3)合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms、对于40.5KV不大于3ms，分闸反弹幅值不大于触头开距的20,”。 5、另:关于控制和辅助回路的耐压值在DL/T593的最新修改中有新的规定，但还未发布，如果有改动意见按照新标准实施。 八、电力电缆线路 8(1(4 b)停电超过1个月但不满1年的:作规定耐压试验值得50,，耐压1分钟。 c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。 8(1(5 新敷设的电缆投入运行3,12个月，一般应作1次耐压试验。 表8,2第4标准中(2)1,300Hz谐振耐压试验 交接时:35KV及以下 2U0 5min 66KV 110KV 1.7U0 5min 220KV 1.4U0 60min 十一、避雷器 金属氧化锌避雷器试验项目: 序号2预试时采用的75,U1mA中的U1mA应采用交接时的数据，而不能使用预试时测量得到的U1mA。 表11,2序号5、6中说明里删掉“可在带电状态下检查”以免引起误会。 十二、接地装置 1、项目1中的《标准》修改为: R?2000/I (1) 式中I――经接地装置流入地中的短路电流，A; R---考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω;但必须采取措施以保证发生接地短路时，在接地装置上: 1) 接触电压和跨步电压均不超过允许的数值;2)做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生;3)3,10KV避 雷器不动作 项目1中的《说明》去掉第3) 4)，保留1)、2) 需要单独增加的项目: 线路避雷器:按照华北电集生『2003』14文增加线路用金属氧化锌避雷器试验项目及标准。 第74页 共74页