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电力设备交接和预防性试验规程


电力设备交接和预防性试验规程

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范围
本规程规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。 本规程适用于 500kV 及以下的交流电力设备。 本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它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。

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引用标准
下列标准所包含的条文,通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时,所示版本均为有

效。所有标准都会被修订,使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T 596—1996 GB 50150—1991 GB/T 261—1983 GB/T 264—1983 GB/T 311.1—1997 GB/T 507—1986 GB/T 511—1988 电力设备预防性试验规程 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 石油产品闪点测量法 石油产品酸值测量法 高压输变电设备的绝缘配合 绝缘油介电强度测量法 石油产品和添加剂机械杂质测量法

GB 1094.1~.2—1996 电力变压器 GB 1094.3~.5-1985 电力变压器 GB 2536—1990 GB 5583—1985 GB 5654—1985 GB 6450—1986 GB/T 6541—1986 GB/T 7252—2001 DL/T 722—2000 GB 7328—1987 GB/T 7595—2000 GB/T 7598—1987 GB/T 7599—1987 GB 7600—1987 GB 7601—1987 GB/T 17623-1998 变压器油 互感器局部放电测量 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 干式电力变压器 石油产品油对水界面张力测量法(圆环法) 变压器油中溶解气体分析和判断导则 变压器油中溶解气体分析和判断导则 变压器和电抗器的声级测量 运行中变压器油质量标准 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB 法) 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) 运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法) 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法

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 GB 11023—1989 GB 11032—2000 GB 12022—1989 DL/T 421—1991 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 交流无间隙金属氧化物避雷器 工业六氟化硫 绝缘油体积电阻率测量法
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电力设备交接和预防性试验规程 DL/T 423—1991 DL/T 429.9—1991 DL/T 450—1991 DL/T 459—2000 DL/T 593—1996 SH 0040—1991 SH 0351—1992 绝缘油中含气量测量--真空压差法 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) 电力系统直流电源柜订货技术条件 高压开关设备的共用订货技术导则 超高压变压器油 断路器油

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定义、符号
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

3.1 预防性试验

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 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。本规程中,若无特别说明,均指加压lmin时的测得值。 3.5 吸收比 在同一次试验中,lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。 3.6 极化指数 在同一次试验中,10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。 3.7 本规程所用的符号 Un Um 设备额定电压 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 lmA 下的参考电压 tgδ 介质损耗因数

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总则

4.1 本规程所规定的各项试验标准,是电力设备绝缘技术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。在设备的交接验收和维护检修工作中必须坚持预防为主,积极地对设备进行维护,使其 能长期安全、经济运行。 4.2 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, 参照相关的试验结果,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。 4.3 公司所属单位应遵守本规程开展绝缘试验工作。在执行规程过程中,遇到特殊情况,如延长设备的试验 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领导
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电力设备交接和预防性试验规程 批准执行,110kV 及以上电气设备并报公司主管生产部门备案。 4.4 50Hz交流耐压试验,加至试验标准电压后的持续时间,无特别说明者,均指lmin,其它耐压试验的试验 电压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进行计算。 4.5 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间按产品要求,当制造厂 无规定时,则应依据设备额定电压满足以下要求: 500kV 220kV 110kV及以下 >72小时 >48小时 >24小时

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,试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。 4.7 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 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ 、 泄漏电流等),应同时测量被试品和周围空气的温度和湿度。 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%。 本规程中使用常温为 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, 应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。 4.9 在进行直流高压试验时,应采用负极性接线方式。 4.10 设备 6 个月未投入运行的,在投运前按本规程“投运前”规定的内容进行试验。对于某些设备,需要

缩短时间的,由各单位根据实际情况决定。 4.11 有末屏引出头的套管、耦合电容器、电流互感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应进行停电试验进一步核实。 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果,经本单位负责生产的领导批准 可以不做停电试验或适当延长周期,110kV 及以上电气设备并报公司主管生产部门备案。 4.12 电力设备红外测温工作应加强,具体要求按 DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.13 利用红外热像仪(热电视)对变电所高压电气设备进行检测的周期:500kV 变电所为 1 个月,220 kV 变电所为 3 个月,110kV 变电所为 6 个月。35kV 变电所和 10kV 城市配电网设备的检测周期由各单位做好统 计分析,根据本单位的实际情况自定。 4.14 不拆引线不影响试验结果的预防性试验,可以按照本规程要求采用不拆引线试验的方法进行。 4.15 本规程未包含的电力设备的交接和预防性试验项目,按制造厂规定进行。 4.16 交接试验时,本规程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》为准。 4.17 如产品的国家标准或行业标准有变动,执行本规程时应作相应调整。

5 电力变压器及电抗器类
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电力设备交接和预防性试验规程

5.1 电力变压器及电抗器 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表 5.1。
表 5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序号 项目 1 周 期 要 求 说 明

油 中 1)交接时 溶 解 2)投运前

1)新装变压器的油中 H2 与烃类气体含 1)总烃包括 CH4、C2H4、C2H6 和 C2H2 量(μ L/L)任一项不得超过下列数值: 四种气体 2)溶 解 气 体 组 份 含 量有增 长 趋 势

气 体 3)新装、大修后 总烃:20;H2:30;C2H2:不应含有

色 谱 的 110kV 及以上 2)大修后变压器的油中 H2 与烃类气体 时,可结合产气速率判断,必要时 分析 变压器在投运后 含量(μ L/L)不得超过下列数值: 1、4、10、30 天 总烃:50;H2:50;C2H2:不应含有 4)运行中 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

3)运行设备的油中 H2 与烃类气体含量 产气速率进行判断

a)500kV,1 个月 ( μ L/L)超过下列任何一项值时应引 b)220kV,3 个月 起注意: c)110kV,6 个月 总烃:150;H2:150; 5)35kV8MVA 及以 C2H2:5 (35?220kV),1 (500kV) 上 1 年,8MVA 以 4)烃类气体总和的绝对产气速率超过 下2年1次 6mL/d 或相对产气速率大于 10%/月,

6) 出口(或近区) 则认为设备有异常 短路后 7)必要时 5)对 500kV 电抗器, 当出现少量(小于 5μ L/L)乙炔时,也应引起注意,如分 析气体虽已出现异常,但判断不至于 危及绕组和铁芯安全时,可跟踪监督 运行 2 绕 组 1)交接时 直 流 2)3 年 电阻 3)大修前、后 1)1600kVA 以上变压器,各相绕组电 1)如 电 阻 相 间 差 在 出厂时 超 过 规 阻相 互间的差别不 应大于平 均值的 定,制造厂已说明了这种偏差的原 2%,无中性点引出的绕组,线间差别 因, 则与以前相同部位测得值比较, 其变化不应大于 2%

4)无载分接开关 不应大于平均值的 1% 变换分接位置

2)1600kVA 及以下的变压器,相间差 2)预试时有载分接开关可在经常运

5)有载分接开关 别一般不大于平均值的 4%,线间差别 行的分接上下几个分接处测量,无 检 修 后 ( 所 有 分 一般不大于平均值的 2% 接) 6)必要时 载分接开关在运行分接测量

3)与以前相同部位测得值比较,其变 3)不同温度下电阻值按下式换算: 化不应大于 2% 4)电抗器参照执行 R2=R1(T+t2)/(T+t1),式中 R1、 R2 分别为在温度 t1、t2 下的电阻值; 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
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电力设备交接和预防性试验规程

序号 3

















绕 组 绝 缘 1)交接时 电 阻 、 吸 2)3 年

1)绝缘电阻换算至同一温度下,与 1)使用 2500V 或 5000V 兆欧表 前 一 次 测 试 结果 相 比 应无 显 著 变 2)测量前被试绕组应充分放电 3)测量温度以顶层油温为准,各

收 比 或 极 3)大修前、后 化,一般不低于上次值的 70% 化指数 4)投运前 5)必要时

2)35kV 及以上应测量吸收比,吸收 次测量时的温度应尽量接近 比在常温下不低于 1.3 4)尽量在油温低于 50℃时测量, 换算 R2 ? R1 ? 1.5
( t1 ?t 2 ) / 10

3)220kV 及以上应测量极化指数, 不同温度下的绝缘电阻值按下式 极化指数在常温下不低于 1.5

4)预试时可不测量极化指数;吸收 式中 R1、R2 分别为温度 t1、t2 时 比不合格时增加测量极化指数,二 的绝缘电阻值 者之一满足要求即可 5)吸收比和极化指数不进行温度

5)绝缘电阻大于 10000 MΩ 时,吸 换算 收比和极化指数可仅作为参考 6) 封闭式电缆出线的变压器电缆 侧绕组绝缘电阻由中性点套管处 测量 4 绕 组 的 介 1)交接时 质 损 耗 因 2)大修前、后 数 tgδ 3)必要时 4)绕组绝缘电 1)20℃时不大于下列数值: 500kV 110~220kV 35kV 及以下 0.6% 0.8% 1.5% 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组 tgδ 的要求 值相同 3)测量温度以顶层油温为准,各

阻(吸收比、 2)tgδ 值与出厂试验值或历年的数 次测量时的温度尽量相近 极 化 指 数 ) 测 量 值比较不应有显著变化(一般不大 4)尽量在油温低于 50℃时测量, 异常时 于 30%) 3)试验电压: 绕组电压 10kV 及以上:10kV 绕组电压 10kV 以下: Un 不同温度下的 tgδ 值一般按下式 换算

tg? 2 ? tg? 1 ? 1.3(t2 ?t1 ) / 10

式中 tgδ 1、 tgδ 2 分别为温度 t1、 t2 时的 tgδ 值 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

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电容型套 管的 tgδ 和电容值 见第 8 章“套管”

1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器 (或电抗器)顶层油温 3) 封闭式电缆出线的变压器只测 量有末屏引出的套管 tgδ 和电容 值

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绝缘油试 验

见第 12.1 节“变压器油”

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 连 同 1)交接时

1)分级绝缘的变压器绕组按低级绝 1)可采用倍频或变频感应及操 作波感应法

套 管 的 交 2)更换绕组后 缘水平进行交流耐压试验 流 耐 压 试 3)大修后 验 4)必要时

2)油浸变压器(电抗器)和干式变压 2)35kV 及以下全绝缘变压器现 器全部更换绕组时,按出厂试验电压 场条件不具备时,可只进行外 值;部分更换绕组和交接试验时,按 施工频耐压试验 出厂试验电压值的 0.85 倍 3)电抗器进行外施工频耐压试 验

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铁 芯 ( 有 1)交接时 外 引 接 地 2)3 年

1)与以前测试结果相比无显著差别

1)用 2500V 兆欧表

2)运行中铁芯接地电流一般不应大 2)夹件引出接地的可单独对夹 件进行测量

线 的 ) 绝 3)大修前、后 于 0.3A 缘电阻 9 4)必要时

穿 芯 螺 1)交接时(吊 栓 、 铁 轭 罩检查时) 夹 件 、 绑 2)大修中 扎 钢 带 、 3)必要时 铁芯、线 圈压环及 屏蔽等的 绝缘电阻

220kV 及以上绝缘电阻一般不低于 1)用 2500V 兆欧表 500MΩ ; 其它与出厂值和以前测试结 2)连接片不能拆开者可不进行 果相比应无显著差别,一般不低于 10 MΩ

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油中含水 量 mg/L

1) 准 备 注 入 投入运行前的油 110kV 及 以 上 110kV≤20 设备的新油 220kV≤15

运行油 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15

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)注入500kV 500kV≤10 设备后的新 油 3) 110kV,1年 220?500kV,6 个月 4)必要时 11 油中含气 量(体积 分数) % 1) 注 入 500kV 投入运行前的油 设 备 前 后 的 500kV≤1 新油 2)运行中 500kV1年 3)必要时 220kV≤3

运行油 500kV≤3 220kV≤5

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 12 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 泄 漏 1)交接时 电 流 2)投运前

1)试验电压一般如下:(kV)
绕组 额定 电压 直流 试验 电压 6~ 110 35 ~ 220

1)读取 1min 时的泄漏电流值, 交接时的泄漏电流不宜超过附录 500 F 的规定 2)由泄漏电流换算成的绝缘电阻 值应与兆欧表所测值相近 (在相同

(35kV 及 3)3 年 以 上 , 且 4)大修前、后 容 量 在 5)必要时 10000 kVA 及以上)

3

10

5

10

20

40

60

温度下) 3)封闭式电缆出线的变压器电缆 侧绕组泄漏电流由中性点套管处 测量

2)与前一次测试结果相比应无明 显变化 13 绕 组 所 有 1)交接时 分 接 头 的 2)分接开关引 电压比 线拆装后 3)更换绕组后 4)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, 且应符合变 压比的规律 2)电压 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 压比应在变压器阻抗电压值(%)的 1/10 以内,但不得超过±1% 14 校 核 三 相 1)交接时 变 压 器 的 2)更换绕组后 组 别 或 单 3)必要时 相变压器 极性 15 空载电流 1)110kV 及 以 和空载损 上变压器交接 耗 时 2)更换绕组后 3)必要时 与前次试验相比无明显变化 必须与变压器铭牌和顶盖上的端 子标志相一致

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) 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)

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阻 抗 电 压 1)110kV 及以 和 负 载 损 上交接时 耗 2) 出口短路后 3) 更换绕组后 4)必要时

与前次试验相比无明显变化

试验电源可用三相或单相; 试验电 流可用额定值或较低电流(如制造 厂提供了较低电流下的测量值, 可 在相同电流下进行比较)

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 17 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 变 形 1)交接时 (频率响应) 2)更换绕组后 测 量 (110kV 3)出口短路后 及以上 主变 4) 10 年 压器) 5)必要时

与初始结果相比, 或三相之间结果相 1)每次测量时,变压器外 比无明显差别 部接线状态应相同 2)应在最大分接下测量

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局部放 电试 1)交接时 验(220kV 及 2)大修更换绝缘 以上电 压等 部件或部分线圈 级 或 容 量 后 120 MVA 及 3)必要时 以上)

1)220kV 及以上变压器,测量电压为 1)110kV 电压等级的新安装 1.5Um/ 3 时,自耦变中压端不大于 变压器,可比照执行。测量 200pC,其它不大于 100pC;测量电 电压为 1.3Um/ 3 时, 不大 压为 1.3Um/ 3 时,不大于 100pC 于 300pC 2)新安装的变压器交接试验中, 要求 2)运行中的变压器油色谱 加 于 匝 间 和 主 绝 缘 的 试 验 电 压 为 异常, 怀疑存在放电性故障 1.5Um/ 3 时,可进行局部放电试验

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有载分 接开 1)交接时

按 DL/T574—95《有载分接开关运行

关的试 验和 2)按制造厂规定 维修导则》执行 检查 3)大修后 4)必要时 20 测温装 置校 1)交接时 验及其 二次 2)3 年 回路试验 3)必要时 1)按制造厂的技术要求 测量绝缘电阻采用 2500V

2)密封良好,指示正确,测温电阻值 兆欧表 应和出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

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气体继 电器 1)交接时

1)按制造厂的技术要求

测量绝缘电阻采用 2500V

校验及 其二 2) 3 年(二次回 2)整定值符合运行规程要求,动作正 兆欧表 次回路试验 路) 3) 大修后 4)必要时 22 压力释 放器 必要时 校验 23 整体密 封检 1)交接时 查 2)大修后 动作值与铭牌值相差应在±10%范围 内或符合制造厂规定 1)35kV 及以下管状和平面油箱变压 器采用超过油枕顶部 0.6m 油柱试验 (约 5kPa 压力),对于波纹油箱和有 散热器的油箱采用超过油枕顶部 0.3m 油柱试验(约 2.5kPa 压力),试验时 间 12h 无渗漏 2)110kV 及以上变压器,在油枕顶部 施加 0.035MPa 压力,试验持续时间 24h 无渗漏
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确 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

电力设备交接和预防性试验规程 序号 24 项 目 周 期 要 求 说 明

冷 却 装 置 1)交接时 及 其 二 次 2) 3 年 回路试验 3) 大修后 4)必要时

1)投运后,流向、温升和声响正常、 测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表 无渗漏 2) 强油水冷装置的检查和试验按制造 厂规定 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

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套 管 电 流 1)交接时 互 感 器 试 2)大修后 验 3)必要时

按表 6.1

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全 电 压 下 1)交接时 空载合闸 2)更换绕组 后

1)新装和全部更换绕组,冲击合闸 5 1)在运行分接上进行 次,每次间隔 5min 2)由变压器高压侧或中压侧加压

2)部分更换绕组,冲击合闸 3 次,每 3)110kV 及以上的变压器中性点 次间隔 5min 接地 1)110kV 变压器可参照执行

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220kV 及 以上油中 糠醛含量

1)投运后 10 1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值

年内 3 年 1 时,应视为非正常老化,需跟踪监测 2)建议在以下情况进行: 次,其后 5 年1次 2)必要时 运行 年限 糠醛 含量 运行 年限 糠醛 含量 1~3 4~6 7~9 10~ 12 0.2 a)油中气体总烃超标或 CO、CO2 过高 b)需了解绝缘老化情况时 0.04 13 ~ 15 0.4 0.07 0.1

16~ 18

19~ 21

22~ 25

0.6

1

2

2)跟踪监测时,应注意增长率 3)糠醛含量大于 2mg/L 时, 认为绝缘 老化已比较严重 28 绝 缘 纸 必要时 (板)聚合 度 当聚合度小于 250 时,应引起注意 1)试样可取引线上绝缘纸、垫 块、绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长(如 20 年) 的变压器尽量利用吊检的机会 取样 29 绝 缘 纸 (板)含水 量 30 电抗器阻 抗测量 必要时 必要时 含水量(质量分数)一般不大于下值 可用所测绕组的 tgδ 值推算或 500kV 220kV 1% 3% 取纸样直接测量

与出厂值相差在±5%范围内, 与三相 如受试验条件限制可在运行电 或三相组平均值相差在±2%范围内
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压下测量

电力设备交接和预防性试验规程 序号 31 项 目 周 期 要 求 说 明

箱壳振动

1)500kV 电 抗器交接时 2)必要时

1)在额定工况下测得的箱壳振动振 幅双峰值不应大于 100μ m 2)与出厂值比不应有明显差别 在额定电压及额定频率下不应大于 80dB(A)

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500kV 噪音 测量

1)交接时 2)更换绕组 后 3)必要时

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油箱表面 温度分布

1)500kV 电 抗器交接时 2)必要时

1)500kV 电抗器交接时温升不应大于 1) 用红外热像仪或测温仪测量 65K 2)局部过热点温升不超过 80K 1)三相五柱式可以不做 2)如有制造厂出厂试验值,交 接时可以不做 应小于 500pC/mL/20℃ 2)在带较大负荷时进行

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110kV 及以 上变压器 零序阻抗

1)交接时 2)更换绕组 后 1)交接时 2)3 年 3)必要时 1)交接时 2)3 年 3)必要时 应小于|-3.5|μ A

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壳式变压 器绝缘油 带电度

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壳式变压 器线圈泄 漏电流

在变压器停电且启动油泵状态 下测量

5.2 消弧线圈 消弧线圈的试验项目、周期和要求见表 5.2。
表 5.2 消弧线圈的试验项目和周期 序号 1 2 3 4 5 6 7 试 验 项 目 油中溶解气体色谱分析 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比 绕组的 tgδ 绝缘油试验 交流耐压试验 消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘和变比试验 周 期

交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、必要时 交接时、投运前、3 年、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时

5.3 干式变压器 干式变压器的试验项目、周期和要求见表 5.3。

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电力设备交接和预防性试验规程 表 5.3 干式变压器的试验项目和周期 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 交流耐压试验 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及 屏蔽等的绝缘电阻 绕组所有分接的电压比 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 空载电流和空载损耗 短路阻抗和负载损耗 环氧浇注型干式变压器的局部放电测量 测温装置及其二次回路试验 交接时、更换绕组后、必要时 交接时、更换绕组后 交接时、更换绕组后 交接时、更换绕组后 交接时、更换绕组后、必要时 交接时、更换绕组后 试 验 项 目 周 期

交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、大修时

5.4 干式电抗器
干式电抗器试验项目:所连接的系统设备大修时作交流耐压试验(表 5.l 中序号 7)。

5.5 变电所用变压器、接地变压器和变压器中性点高阻装置 变电所用变压器、接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目、周期和要求见表 5.4。
表 5.4 接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目和周期 序号 1 2 3 4 5 6 7 试 验 项 目 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比 绕组所有分接头的电压比 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 绝缘油试验 交流耐压试验 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、 线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 8 9 10 空载电流和空载损耗 短路阻抗和负载损耗 整体密封检查 交接时、更换绕组后、必要时 更换绕组后、必要时 大修后、必要时 周 期

交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时 交接时、投运前、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 大修时、必要时

5.6 气体绝缘变压器 气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表 5.5。

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电力设备交接和预防性试验规程 表 5.5 气体绝缘变压器的试验项目和周期 序号 1 2 3 4 5 6 7 试 验 项 目 SF6 气体的湿度(20℃的体积分数) SF6 气体成分分析 SF6 气体泄漏试验 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 交流耐压试验 二次回路试验 周 期

交接时、1 年、大修后、必要时 交接时、1 年、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、3 年、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时

5.7 箱式变压器和 10kV 配电变压器 箱式变压器和 10kV 配电变压器的试验项目、周期和要求见表 5.6。
表 5.6 箱式变压器的试验项目和周期 序号 1 2 3 4 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比 绝缘油试验 交流耐压试验 试 验 项 目 周 交接时、必要时 交接时、必要时 交接时、必要时 交接时、必要时 期

5.8 特殊连接结构变压器
5.8.1 高压套管通过 SF6 高压引线装置与 GIS 连接的变压器 a. 交接和大修后试验 按本规程规定的项目和要求进行。 b. 预防性试验 试验项目按以下内容进行,各项目的周期和要求按表 5.1 执行。 试验项目: 1)SF6 高压引线装置中 SF6 气体的湿度检测和泄漏试验分别按表 7.1 中序号 1 和序号 2 进行; 2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验; 3)变压器铁芯试验; 4)变压器高压绕组和 GIS 一起进行绝缘电阻试验,采用 5000V 兆欧表测量吸收比和极化指数; 5)变压器其它项目和 GIS 试验分别按表 5.1 和表 7.1 进行。 5.8.2 高压套管通过充油全密封高压引线装置与高压充油电缆连接的变压器 a. 交接和大修后试验 按本规程规定的项目和要求进行。 b. 预防性试验 试验项目按以下内容进行,各项目的周期和要求按表 5.1 执行。 试验项目: 1)变压器和充油全密封高压引线装置每月 1 次绝缘油色谱分析,每半年 1 次绝缘油中含水量分析;高压
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电力设备交接和预防性试验规程 充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表 10.3 进行; 2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验; 3)变压器铁芯试验; 4)变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验,采用 5000V 兆欧表 测量吸收比和极化指数; 5)电力电缆外护套和外护套避雷器或护层保护器试验; 6)其它项目参照表 5.1。

5.9 判断故障时可供选用的试验项目
主要针对 1600kVA 以上变压器和 500kV 电抗器,其它设备可作参考。 a)当油中溶解色谱气体分析判断有异常时可选择下列试验项目: —绕组直流电阻 —铁芯绝缘电阻和接地电流 —空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载)运行,用油中气体色谱分析及局部放电监测仪监视 —长时间负载(或用短路法)试验,用油中气体色谱分析监视 —油泵检查试验 一有载调压开关油箱渗漏检查试验 —绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流) —绝缘油的介电强度、介质损耗因数 —绝缘油含水量 —绝缘油含气量(500kV) —局部放电(可在变压器停运或运行中测量) —绝缘油中糠醛含量 —耐压试验 —油箱表面温度分布和套管端部接头温度 b)气体继电器报警后,进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体色谱分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验: —油中溶解气体色谱分析 —绕组直流电阻 —绕组变形测量 —短路阻抗 —空载电流和损耗 d)判断绝缘受潮可进行下列试验: —绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流) —绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量、含气量(500kV) —绝缘纸的含水量 e)判断绝缘老化可进行下列试验: —油中溶解气体分析(特别是 CO、CO2 含量及变化)
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电力设备交接和预防性试验规程 —绝缘油酸值 —油中糠醛含量 —油中含水量 —绝缘纸或纸板的聚合度 f)振动、噪音异常时可进行下列试验: —振动测量 —噪音测量 —油中溶解气体分析 —阻抗测量

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互感器
电流互感器的试验项目、周期和要求见表 6.1。
表 6.1 电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 周 期 要 求 说 明

6.1 电流互感器

绕 组 1)交接时 及 末 2)投运前 屏 的 3)3 年 绝 缘 4)大修后 电阻 5)必要时

1)一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其 对外壳的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较,不应 有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的 60%。 2) 电 容 型 电 流 互 感 器 末 屏 绝 缘 电 阻 不 宜 小 于 1000MΩ

1)用 2500V 兆欧表 2)500kV 交接时尚应 测量一次绕组间的 绝缘电阻,由于结构 原因无法测量时可 不进行

2

介 质 1)交接时 损 耗 2)投运前 因 数 3)3 年 tg δ (%) 及

1)主绝缘 tgδ (%)不应大于下表中的数值, 且与历年 数据比较,不应有显著变化: 电压等级 kV 油纸电容型 充 油 型 胶纸电容型 充 胶 式 油纸电容型 充 油 型 胶纸电容型 充 胶 式 20~35 — 3.0 2.5 2.0 — 3.5 3.0 2.5 110 1.0 2.0 2.0 2.0 1.0 2.5 2.5 2.5 220 0.7 — — 2.0 0.8 — — 2.5 500 0.6 — — — 0.7 — — —

1)当 tgδ 值与出厂 值或上一次试验值 比较有明显增长时, 应综合分析 tgδ 与 温度、电压的关系, 当 tgδ 随温度明显 变化,或试验电压由 10kV 到 Um/ 3 , tg δ 增量超过±0.3%, 不应继续运行 2)主绝缘 tgδ 试验 电压为 10kV, 末屏 对地 tgδ 试验电压

(35kV1 年) 交 4)大修后 接 大 修 运 行 中

电 容 5)必要时 量 (20kV 6)SF6 、 固 体绝缘互

及 以 感器按制 上) 造厂规定

2)电容型电流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)交接试验和投运前,应测量末屏对地 tgδ 及电容 为 2kV 量,tgδ 值不大于 2% 4)预试时当末屏绝缘电阻小于 1000M?, 或主绝缘 tg δ 超标时应测量末屏对地 tgδ ,其值不大于 2%
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电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 项目 周 期 要 求 说 明

油 中 1)交接时、 投运 溶 解 前 气 体 2)大修后 色 谱 3)投运后前 3 年 分析 1 年 1 次,以后 3年1次 4)必要时

1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 2)运行中油中溶解气体组分含量(μ L/L)超过下列任 一值时应引起注意: 总烃:100 H2: 150

1) 新 投 运 互 感 器的油中不应 含有 C2H2 2) 运 行 中 制 造 厂明确要求不 进行色谱分析 时,才可不进行

C2H2: 1(220~500kV) 2(110kV 及以下)

4

局 部 1) 35kV 固体绝 放 电 缘电流互感器 试 验 交接时 (35kV 2) 110kV 及以

1)固体绝缘电流互感器在电压为 1.1Um/ 3 时,视在 110kV 及以上油 放电量不大于 100pC;在电压为 1.1Um 时(必要时), 视在放电量不大于 500 pC 2)110kV 及 以 上 油 浸 式 电 流 互 感 器 在 电 压 为 1.1Um/ 3 时,视在放电量不大于 20pC 3)SF6 电流互感器交接时,在老练试验和工频耐压试 验后,应进行局部放电试验 浸式电流互感 器交接时若有 出厂试验值可 不进行或只进 行个别抽试,但 对绝缘有怀疑 时应进行。 与铭牌标志相符合

及 以 上电流互感器 上) (a)交接时 (b)大修后 (c)必要时 5 极 性 1)交接时 检查 2)大修后 3)必要时 6 交 流 1)交接时 耐 压 2)大修后 试验 3)必要时

1)必要时,一次绕组按出厂值的 85%进行,出厂值不 明的按下列电压进行试验。 电压等级(kV) 试验电压(kV) 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72

2)二次 绕组之间及对外壳的工 频耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后,应按出厂值进行 4) 110?500kV SF6 电流互感器交接试验: a.老练试验:预加 1.1 倍设备额定相对地电压 10 分 钟,然后降至 0;施加 1.0 倍设备额定相对地电压 5 分钟,接着升至设备额定电压 3 分钟,然后降至 0 b. 老练试验后应进行工频耐压试验,所加试验电压 值为出厂试验值的 90% 5) 110?500kV SF6 电流互感器补气较多时(表压小于 0.2MPa),应进行工频耐压试验,试验电压为出厂值 的 80?90%

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项目 各 分 接 头 的 变 比检查 周 期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要 1)与铭牌标志相符合 2)交接时的比值差和相位差与制造厂试验值 比较应无明显变化,并符合等级规定 求 说 明

1)交接时对于计量 计费用绕组应测量 比值差和相位差 2)更换绕组后应测 量比值差和相位差

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校 核 励 磁 特 性 曲线

1)交接时 2)必要时

1)与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特 性曲线相比较,应无明显差别 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽 头测量

继电保护有要求时 进行

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绕 组 直 流电阻

1)交接时 2)大修后 3)必要时

与出厂值或初始值比较,应无明显差别

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绝 缘 油 击 穿 电 压 kV

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 35kV 及以下 ≥35 110~220kV ≥40 500kV ≥60

运行中 35kV 及以下 ≥30 110~220kV ≥35 500kV 运行中 220kV 及以下 ≤4 500kV ≤2 ≥50 1)当电流互感器 tg δ 较大但绝缘油其它 性能正常时应进行 2)全密封电流互感器 按制造厂要求进行

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绝缘油 90 ℃ 介 损 %

1)交接时 2)大修后 3)必要时

新油:≤0.5 注入设备后:≤0.7

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绝缘油 含水量 mg/L

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10

运行中 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15

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SF6 电 流 互 感 器 气 体 的 湿

1)交接时 2)投产后每半 年测量1次,运

交接时和大修后不大于 150,运行中不大于 300

度 行1年如无异 常,3年测1次 3)大修后 4)必要时

(20 ℃ 的 体 积 分 数) μ L/L

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电力设备交接和预防性试验规程 14 SF6 电 流 互 感 器 气 体 泄 漏试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 年漏气率不大于 1%

6.2 电压互感器
6.2.1 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表 6.2。 表 6.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 1 项 目 绝缘电 阻 周 1)交接时 2)投运前 3)3 年 4)大修后 5)必要时 2 tgδ (20kV 及以 上) 1)绕组绝缘 tgδ a)交接时 b)投运前 c)3 年(35kV1 年) d)大修后 e)必要时 2)110~220kV 串级 式电压互感器支架 tgδ a)交接时 b)必要时 3)SF6、固体绝缘互 感器按制造厂规定 3 110kV 1)交接时 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 1)新投运互感器 35kV 以上 1)绕组绝缘 tgδ (%)不应大于下表中数值: 温度℃ 35kV 及 以 下 交接时 大修后 运行中 交接时 大修后 运行中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 串级式电压互 感器的 tgδ 试 验方法宜采用 末端屏蔽法 期 要 求 说 明

1)与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无 显著差别 2)不应低于出厂值或初始值的 60%

用 2500V 兆欧 表

交接时: 35kV 以上电压互感器, 在试验电压为 10kV 时,按制造厂试验方法测得的 tgδ 不应大于出厂 试验值的 130% 2)支架绝缘 tgδ 一般不大于 6%

及 以 上 2)大修后 电 压 互 3)投运后第 1 年取 1 感 器 油 次,以后 3 年 1 次 中 溶 解 4)必要时 气体色 谱分析 4 交 流 耐 1)交接时 压试验 2)大修后 3)必要时

2)运行中油中溶解气体组分含量(μ L/L)超过下列 的油中不应含有 任一值时应引起注意: 总烃: 100 H2: 150 C2H2 2) 运 行 中 制 造 厂明确要求不 进行色谱分析 时,才可不进行 1)必要时,一次绕组按出厂值的 85%进行,出厂值 不明的,按下列电压进行试验: 电压等级 kV 试验电压 kV 3 15 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72 1) 串 级 式 或 分 级绝缘式的互 感器用倍频感 应耐压试验, 同 时应考虑互感 器的容升电压 2) 耐 压 试 验 前 后, 应检查有否 绝缘损伤

C2H2: 2

2)二 次绕组之 间及其对外壳 的工频耐压 标准为 2kV,可用 2500V 兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行

序号

项 目













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电力设备交接和预防性试验规程 5 局 部 放 1)交接时 电 测 量 2)大修后 (35kV 及 3)必要时 以上) 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为 1.1Um/ 3 110kV 及以上 时, 放电量不大于 100pC, 在电压为 1.1Um 时(必要时), 油浸式电压互 放电量不大于 500pC;固体绝缘相对相电压互感器, 感器交接时若 在电压为 1.1Um 时,放电量不大于 100pC 有出厂试验值

2)油浸式相对地电压互感器在电压为 1.1Um/ 3 时, 可不进行或只 放电量不大于 20pC; 油浸式相对相电压互感器在电压 进行个别抽 为 1.1Um 时,放电量不大于 20pC 试,但对绝缘 有怀疑时应进 行。 6 空 载 电 1)交接时 流 和 励 2)大修后 磁特性 3)必要时 1)在额定电压下,空载电流与出厂值比较无明显差别 2)在下列试验电压下,空载电流的增量不应大于出厂 试验值的 10%: 中性点非有效接地系统 1.9Un/ 3 中性点接地系统 7 联 接 组 1)交接时 别 和 极 2)更换绕组后 性 8 电压比 3)接线变动后 1)交接时 2)更换绕组后 3)接线变动后 9 绝缘油 1)交接时 投运前 35kV 及以下 ≥35 110~220kV ≥40 500kV 10 绕 组 直 流 电 阻 测量 11 绝缘油 90 ℃ 介 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 新油:≤0.5 注入设备后:≤0.7 运行中 220kV 及以下 ≤4 500kV 投运前 110kV ≤20 220kV ≤15 500kV ≤10 运行中 110kV ≤35 220kV ≤25 500kV ≤15 ≤2 ≥60 运行中 35kV 及以下 ≥30 110~220kV ≥35 500kV ≥50 与铭牌标志相符 更换绕组后应 测量比值差和 相位差 与铭牌和端子标志相符 1.5Un/ 3

击 穿 电 2)大修后 压 (kV) 3)必要时

与初始值或出厂值相比较,应无明显差别

损 (%) 3)必要时 12 绝缘油 含水量 mg/L 1)交接时 2)大修后 3)必要时

6.2.2 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表 6.3。 表 6.3 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期
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电力设备交接和预防性试验规程 1 电压比 1)交接时 2)大修后 3)必要时 2 中间变压 器的绝缘 电阻 1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时 1)与历次试验结果和同类型设备的试验结 果相比无显著差别 2)一次绕组对二次绕组及地应大于 1000M Ω ,二次绕组之间及对地应大于 10MΩ 1)用 2500V 兆欧表, 从 X 端测量 2)当一次绕组与分 压电容器在内部连 接而无法测量时可 不测 3 中间变压 器的 tgδ 1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时 4 中间变压 器一、二次 绕组直流 电阻 5 阻尼器检 查 1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)绝缘电阻应大于 10MΩ 2)阻尼器特性检查按制造厂要求进行 与出厂值或初始值相比,应无明显差别 与出厂值或初始值相比不应有显著变化 当一次绕组与分压 电容器在内部连接 而无法测量时可不 测 当一次绕组与分压 电容器在内部连接 而无法测量时可不 测 1)用 1000V 兆欧表 2)电容式电压互感 器在投入前应检查 阻尼器已接入规定 的二次绕组的端子 上。当阻尼器在制造 厂已装入中间变压 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、周期和要求见第 11 章。 与铭牌标志相符 计量有要求时应测 量比值差和相位差

7

开关设备
SF6 断路器和 GIS 的试验项目、周期和要求见表 7.1。 表 7.1 SF6 断路器和 GIS 的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 见第 12 章 期 要 求 说 明

7.1 SF6 断路器和 GIS

断路器和 GIS 内 SF6 气体的湿度以及气 体的其它检测项目

序号












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电力设备交接和预防性试验规程 2 SF6 气体泄 漏试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 3 辅助回路 和控制回 路绝缘电 阻 4 耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 交流耐压或操作冲击 耐压的试验电压为出 厂试验电压的 80%,当 该试验电压低于附录 G 的规定值时,按附录 G 的规定进行试验 5 辅助回路 和控制回 路交流耐 压试验 6 断口间并 联电容器 的绝缘电 阻、电容 量和 tgδ 1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时 1)对瓷柱式断路器,与 断口同时测量,测得的 电容值和 tgδ 与原始 值比较,应无明显变化 2) 罐 式 断 路 器 ( 包 括 GIS 中的断路器)按制 造厂规定 3)单节电容器按第 12 章规定 7 合闸电阻 值和合闸 电阻的投 入时间 1)交接时 2)3 年 3)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 8 断路器的 速度特性 1)交接时 2)大修后 测量方法和测量结果 应符合制造厂规定 制造厂有要求时测量 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部,只在 解体大修时测量 交接和大修时,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 tgδ ,作为该设 备的原始数据 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验电压为 2kV 1)试验在 SF6 气体额定压力下进行 2)对 GIS 试验时不包括其中的电磁式电压互感 器及避雷器,但在投运前应对它们进行试验电 压为 Um 的 5min 耐压试验 3)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 1)可用 2500V 兆欧表代替 2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 1)交接时 2)大修后 3)3 年 绝缘电阻不低于 2MΩ 年漏气率不大于 1%或 按制造厂要求 对电压等级较高的断路器以及 GIS, 因体积大可 用局部包扎法检漏, 每个密封部位包扎历时 5h, 测得的 SF6 气体含量(体积分数)不大于 30μ L/L 采用 500V 或 1000V 兆欧表

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电力设备交接和预防性试验规程 序号 9 项 目 周 期 要 求 说 明

断 路 器 的 1)交接时 时间参量 2) 机 构 大 修后 3)必要时

1)断路器的分、合闸时间,主、辅触头的配合 时间应符合制造厂规定 2)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

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分、合闸 电磁铁的 动作电压

1)交接时 2)3 年 3) 机 构 大 修后 4)必要时

1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的 85%~110%范围或直流额定电压的 80%~ 110%范围内可靠动作;并联分闸脱扣器应能在 其额定电源电压的 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)操作机构分、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 3)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 4)进口设备按制造厂规定

采用突然加压法

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导电回路 电阻

1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时

1)交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 2)运行中,敞开式断路器的测量值不大于制造 厂规定值的 120% 3)GIS 中的断路器按制造厂规定或自行规定 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

用直流压降法测量,电 流不小于 100A

12

分、合闸 线圈的绝 缘电阻和 直流电阻

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

13

SF6 气体密 度继电器 (包括整 定值)检 验

按制造厂规定

运行中应创造条件每 3 年进行一次。

22

电力设备交接和预防性试验规程

序号 14





周 1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时



要 按制造厂规定







压力表校验(或调整),机 构操作压力(气压、液压) 整定值校验

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)

15

操作机构在分闸、合闸、 1)交接时 重合闸操作下的压力(气 压、液压)下降值 2)机构大修后 3)必要时 (同上)

符合制造厂规定

16

液(气 )压操作机构 的泄 漏试验

按制造厂规定

应在分、合闸位置 下分别试验

17

油(气)泵补压及零起打压 的运转时间

1)交接时 2)3 年 3)大修后 4)必要时

应符合制造厂规定

18

液压机构及采用差压原理 1)交接时 的气动机构的防失压慢分 2)机构大修后 试验 3)必要时

按制造厂规定

19

闭锁、防跳跃及防止非全 1)交接时 相合闸等辅助控制装置的 2)大修后 动作性能 3)必要时

按制造厂规定

20

GIS 中的联锁和闭锁性能 1)交接时 试验 2)大修后 3)必要时

动作应准确可靠

检查 GIS 的电动、 气动联锁和闭锁性 能,以防止误动作

21

GIS 中的互感器和避雷器

按制造厂规定,或分别按第 6 章、第 13 章进行

7.2 多油断路器和少油断路器
多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表 7.2。 表 7.2 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电阻

1)交接时 2)1 年 3)大修后 4)必要时

1)整体绝缘电阻自行规定 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻在 常温下不低于下表数值:MΩ 试验 类别 交接时 大修后 <24 1200 1000
23

使用 2500V 兆欧表

额定电压 kV 24~40.5 3000 2500 72.5~252 6000 5000

电力设备交接和预防性试验规程 运行中 序号 2 项 目 周 期 300 要 求 1000 3000 说 明

40.5kV 及以上 非纯瓷 套管和 多油断 路器的 tgδ

1)交接时 2)1 年 3)大修后 4)必要时

1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的 tgδ (%)值见表 8

1)在分闸状态下按每支套管 进行测量。 测量的 tgδ 超过规

2)20℃时非纯瓷套管断路器的 tgδ (%)值, 定值或有显著增大时,必须落 可比表 8 中相应的 tgδ (%)值增加下列数 值: 额定电压 kV tgδ (%) 值增加数 40.5 ≥126 <126 (DW1-35 DW1-35D) 1 2 3 下油箱进行分解试验。对不能 落下油箱的断路器,则应将油 放出,使套管下部及灭弧室露 出油面,然后进行分解试验 2)断路器大修而套管不大修 时,应按套管运行中规定的相 应数值增加 3)带并联电阻断路器的整体 tgδ (%)可相应增加 1

3

40.5kV 及以上 少油断 路器的 直流泄 漏电流

1)交接时 2)1 年 3)大修后 4)必要时

1)每一元件试验电压如下 额定电压 kV 试验电压 kV 40.5 20 72.5~252 40

预试时 252kV 少油断路器提升 杆(包括支持瓷套)的泄漏电 流大于 5μ A 时,应引起注意

2)交接时泄漏电流:252kV 不宜大于 5μ A, 126 及以下不应大于 10μ A;预试时一般不 大于 10μ A

4

断路器 对地、 断口及 相间交 流耐压 试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

断路器在分、合闸状态下分别进行,试验 电压值如下: 12~40.5kV 断路器对地及相间按 DL/T593 规定值; 72.5kV 及以上者按 DL/T593 规定值的 80%

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

5

126kV 及以上 油断路 器提升 杆的交 流耐压 试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

试验电压按 DL/T593 规定值的 80%

1)耐压试验不能满足要求时 分段进行,分段数不应超过 6 段(252kV),或 3 段(126kV), 加压时间为 5min 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

24

电力设备交接和预防性试验规程 6 辅助回 路和控 制回路 交流耐 压试验 1)交接时 2)1 年 3)大修后 4)必要时 试验电压为 2kV 可用 2500V 兆欧表代替

序号 7

















导电回路 电阻

1)交接时 2)1 年 3)大修后 4)必要时

1) 交接时和大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定(可以考虑不大于制造厂规 定值的 2 倍)

用直流压降法测量,电 流不小于 100A

8

灭弧室的 并联电阻 值,并联 电容器的 电容量和 tgδ

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)并联电阻值应符合制造厂规定 2) 并联电容器与断口同时测量,测得的电容 值和 tgδ 与原始值比较,应无明显变化 3)单节并联电容器按第 12 章规定

交接和大修时,应测量 电容器和断口并联后 整体的电容值和 tgδ , 作为该设备的原始数 据

9

断路器的 合闸时间 和分闸时 间

1)交接时 2)大修后 3)必要时

应符合制造厂规定

在额定操作电压(气 压、液压)下进行

10

断路器的 分、合闸 速度

1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时

应符合制造厂规定

在额定操作电压(气 压、液压)下进行

11

断路器主 触头的三 相或同相 各 断 口 分、合闸 的同期性

应符合制造厂规定

25

电力设备交接和预防性试验规程 12 操作机构 合闸接触 器和分、 合闸电磁 铁的最低 动作电压 1)交接时 2) 操 作 机 构大修后 3)必要时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的 85%~110%范围或直流额定电压的 80%~ 110%范围内可靠动作;并联分闸脱扣器应能 在其额定电源电压的 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)操作机构分、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 3)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

序号













说 明

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,辅助回路 和控制回路绝缘电阻

1)交接时 2)3 年 3)机构大修后 4)必要时

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





500V 或 1000V 兆 欧表

14 15

断路器本体和套管中绝缘油试验 断路器的电流互感器

见第 12 章 见第 6 章

7.3

低压断路器和自动灭磁开关
低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表 7.3。 表 7.3 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求

序号 1





周 期 1)交接时 2) 操 作 机 构大修后 3)必要时





说明

操作机构合闸接触 器和分、合闸电磁 铁的最低动作电压

1)操作机构分、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

2

合闸接触器和分、 合闸电磁铁线圈的 绝缘电阻和直流电 阻,辅助回路和控 制回路绝缘电阻

1)交接时 2)3 年 3) 更 换 线 圈后 4)必要时

1) 绝缘电阻:交接时不应小于 10MΩ ,运行时不应小 于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定





500V 或 1000V 兆欧表

对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序,主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及
26

电力设备交接和预防性试验规程 灭弧栅是否完整等检查。对新换的 DM 型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。

7.4 真空断路器
真空断路器的试验项目、周期和要求见表7.4。 表7.4 真空断路器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绝 缘 电阻 周 期 要 求 说明 用 2500 V 兆 72.5 6000 5000 3000 欧表

1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时

1)整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻(MΩ )不应低于下表中数值 试验类别 交接时 大修后 运行中 额定电压kV 3?15 1200 1000 300 20~40.5 3000 2500 1000

序号 2

















交流耐压试验 (断路器主回 路对地、相间 及断口)

1)交接时 2)3年(电 容器用真 空断路器 1年) 3)大修后 4)必要时

断路器在分、合闸状态下分别进行,试验电压 值按DL/T593规定值 额定电压(kV) 7.2 12 40.5 试验电压为2kV 交接试验电压(kV) 32 42(中性点有效接地系统28) 95

1)更换或干燥后的 绝缘提升杆必须进 行耐压试验,耐压 设备不能满足时可 分段进行 2)相间、相对地及 断口的耐压值相同 可 用 2500V 兆 欧 表 代替

3

辅助回路和控 制回路交流耐 压试验

1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时

4

导电回路电阻

1)交接时 2)3年 3)大修后

1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中不宜大于出厂值的120%

用直流压降法测 量,电流不小于 100A

5

断路器的合闸 时间和分闸时 间,分、合闸 的同期性,触 头开距,合闸 时的弹跳过程

1)交接时 2) 机 构 大 修后 3)必要时

1)分、合闸时间,分、合闸同期性和触头开距 应符合制造厂规定 2)合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms

在额定操作电压下 进行

27

电力设备交接和预防性试验规程 6 操作机构合闸 接触器和分、 合闸电磁铁的 最低动作电压 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的 85%~110%范围或直流额定电压的80%~ 110%范围内可靠动作;并联分闸脱扣器应能 在其额定电源电压的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)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 3)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时 的端电压为额定值的80%(关合峰值电流等于 或大于50kA时为85%)时应可靠动作 7 合闸接触器和 分合闸电磁铁 线圈的绝缘电 阻和直流电阻 序号 8 项 目 1)交接时 2) 更 换 线 圈后 3)必要时 周 1)交接时 2) 3年(电容器用 真空断路器1年) 3)必要时 9 检查动触头上的 软连接夹片有无 松动 10 灭弧室的触头开 距及超行程 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂规定 应无松动 期 要 求 说 明 1) 绝缘电阻:交接时不应小于10MΩ ,运行时 不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用1000V兆欧表 采用突然加压法

真空灭弧室真空 度的测量

2) 应符合制造厂规定 2)与历次试验结果和同类型设备试 验结果相比无明显差别

可以用断口耐压代 替,但应创造条件 开展真空度测试

7.5 重合器(包括以油、真空及 SF6 气体为绝缘介质的各种 12kV 重合器)
重合器的试验项目、周期和要求见表 7.5。 表 7.5 重合器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 绝缘电阻 目 周 期 要 求 说 明

1)交接时 2)6 年 3)大修后

1)整体绝缘电阻自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低 于下列数值: 交接时 1200 MΩ ; 大修后 1000M Ω ;运行中 300MΩ

采用 2500V 兆欧 表测量

28

电力设备交接和预防性试验规程 2 SF6 重合器内气体的 湿度 1)交接时 2)大修后 3)必要时 3 SF6 气体泄漏试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 4 控制回路的绝缘电 阻 1)交接时 2)6 年 3)大修后 5 交流耐压试验 1)交接时 2)6 年 3)大修后 6 辅助和控制回路的 交流耐压试验 7 合闸时间,分闸时 间,三相触头分、合 闸同期性,触头弹跳 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂的规定 试验电压为 2kV 试验电压为 42kV 试验在主回路 对地及断口间 进行 可用 2500V 兆欧 表代替 在额定操作电 压(液压、气压) 下进行 交接时不应低于 10MΩ ,运行时不应低于 2M Ω 采用 1000V 兆欧 表 年漏气率不大于 1%或按制造厂规定 见第 13 章

序号 8









要 应符合制造厂的规定







油重合器分、合 闸速度

1)交接时 2)大修后

在额定操作电压(液 压、气压)下进行, 或按制造厂规定

9

合闸电磁铁线 圈的操作电压

1)交接时 2)大修后 3)必要时

在额定电压的 85%~115%范围内应可靠动 作

10

导电回路电阻

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1) 交接时和大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定

用直流压降法测量, 电流值不得小于 100A

11

分闸线圈直流 电阻

1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后

应符合制造厂规定

12

分闸起动器的 动作电压

应符合制造厂规定

13

合闸电磁铁线 圈直流电阻

应符合制造厂规定

14

最小分闸电流

应符合制造厂规定

29

电力设备交接和预防性试验规程 15 额定操作顺序 1)交接时 2)大修后 16 利用远方操作 装置检查重合 器的动作情况 17 检查单分功能 可靠性 18 绝缘油试验 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 将操作顺序调至单分,操作 2 次,动作应 正确 见第 12 章 1)交接时 2)大修后 按规定操作顺序在试验回路中操作 3 次, 动作应正确 操作顺序应符合制造厂要求

7.6
7.6.1

分段器(仅限于 12kV 级)
SF6 分段器 SF6 分段器的试验项目、周期和要求见表 7.6。 表 7.6 SF6 分段器的试验项目、周期和要求

序号 1

















绝缘电阻

1)交接时 2)6 年 3)大修后

1)整体绝缘电阻值自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻值不 应低于下列数值:交接时:1200 MΩ ; 大修后:1000MΩ ;运行中:300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于 2MΩ

一次回路用 2500V 兆欧 表;控制回路用 1000V 兆欧表

序号 2









要 试验电压为 42kV







交流耐压试 验

1)交接时 2)6 年 3)大修后

试验在主回路对地及断 口间进行

3

导电回路电 阻

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时和大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定

用直流压降法测量,电 流值不小于 100A

4

合闸电磁铁 线圈的操作 电压

1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后

在制造厂规定的电压范围内应可靠动作

5

合闸时间、分 闸时间、两相 触头分、合闸 的同期性

应符合制造厂的规定

在额定操作电压(液压、 气压)下进行

6

分、合闸线圈 的直流电阻

1)交接时 2)大修后

应符合制造厂的规定

30

电力设备交接和预防性试验规程 7 利用远方操 作装置检查 分段器的动 作情况 8 SF6 气 体 泄 漏 试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 9 SF6 气体湿度 1)交接时 2)大修后 3 必要时 见第 12 章 年漏气率不大于 1% 或按制造厂规定 1)交接时 2)大修后 在额定操作电压下分、合闸各 3 次,动 作应正确

7.6.2 油分段器 油分段器的试验项目、周期和要求除按表 7.6 中序号 1、2、3、4、5、6、7 进行外,还应按表 7.7 进行。 表 7.7 油分段器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 见第 12 章 求 说 明

绝缘油试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

2

自动计数操作

1)交接时 2)大修后

按制造厂的规定完成计数操作

7.6.3 真空分段器 真空分段器的试验项目、周期和要求按表 7.6 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 7.7 中序号 2 进行。

7.7 隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.8。 表7.8 序号 1 项 目 周 期 隔离开关的试验项目、周期和要求 要 求 说 明

有机材料支 1)交接时 持绝缘子及 2)6 年 提升杆的绝 3)大修后 缘电阻 4)必要时

1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻(MΩ )不得低于 下表数值: 试验类 别 交接时 大修后 运行中 3?15 1200 1000 300 额定电压 kV 20~40.5 3000 2500 100O

采用 2500V 兆欧表

31

电力设备交接和预防性试验规程 2 二次回路的 1)交接时 绝缘电阻 2)3 年 3)大修后 4)必要时 3 交流耐压试 1)交接时 验 2)大修后 3)必要时 1)试验电压值按 DL/T593 规定 在交流耐压试验 交接时不应低于 10MΩ ,运行时不应低于 2MΩ 采用 1000V 兆欧表

2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进 前、 后应测量绝缘 行整体耐压有困难时,可对各胶合元件分别做耐压 电阻; 耐压后的阻 试验。其试验周期和要求按第 10 章的规定进行 值不得降低 可用 2500V 兆欧表 代替

4

二次回路交 1)交接时 流耐压试验 2)大修后 3)必要时

试验电压为 2kV

5

电动、气动 1)交接时 或液压操作 2)大修后 机构线圈的 3)必要时 最低动作电 压

最低动作电压一般在操作电源额定电压的 30%? 气 体 或 液 压 应 在 80%范围内 额定压力下进行

6

导电回路电 1)交接时 阻测量 2)大修后 3)必要时

1)交接时应符合制造厂规定 2)大修后和运行中不大于制造厂规定值的 150%

用直流压降法测 量, 电流值不小于 100A

7

操动结构的 1)交接时 1) 电动、 气动或液压操动结构在额定操作电压(液压、 动作情况 2)大修后 气压)下分、合闸 5 次,动作应正常 2)手动操作机构操作时灵活,无卡涩 3)闭锁装置应可靠

7.8 高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.9。 表7.9 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

辅 助 回 路 和 控 制 1)交接时 回路绝缘电阻 2)6 年 3)大修后

交接时不应低于 10MΩ ,运行时不应低于 2M 采用 1000V 兆欧表 Ω

2

辅 助 回 路 和 控 制 1)交接时 回 路 交 流 耐 压 试 2)大修后 验 3)必要时

试验电压为 2kV

用 2500V 兆欧表代替

3

断路器、 隔离开关 1)交接时 及 隔 离 插 头 的 导 2)大修后 电回路电阻 3)必要时

1)交接时和大修后应符合制造厂规定 2)运行中应不大于制造厂规定值的 150%

隔离开关和隔离插头 回路电阻的测量在有 条件时进行

32

电力设备交接和预防性试验规程 4 操 作 机 构 合 闸 接 1)交接时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压 采用突然加压法

触器和分、 合闸电 2)大、小修 的 85 % ~ 110 % 范 围 或 直 流 额 定 电 压 的 磁铁的最低动作 后 电压 80%~110%范围内可靠动作;并联分闸脱

3) 机 构 大 扣器应能在其额定电源电压的65%~120% 修后 4)必要时 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)操作机构分、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 3)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流 时的端电压为额定值的 80%(关合峰值电流 等于或大于 50kA 时为 85%)时应可靠动作

5

合 闸 接 触 器 和 分 1)交接时 合 闸 电 磁 铁 线 圈 2)大修后 的 绝 缘 电 阻 和 直 3)必要时 流电阻

1) 绝缘电阻:交接时不应低于 10MΩ ,运行 采用 1000V 兆欧表 时不应低于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定

6

绝缘电阻试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

应符合制造厂规定

在交流耐压试验前、 后分别进行

7

交流耐压试验

1)交接时 2)大修后 3)3 年 4)必要时

试验电压值按附录 G 出厂试验电压。相间、 1) 试 验 电 压 施 加 方 相对地及断口的试验电压值相同。 式:合闸时各相对地 及相间;分闸时各相 断口 2)运行中有停电机会 时每 3 年进行一次

序号 8









要 应符合制造厂规定







检查电压抽取(带电显 1)交接时 示)装置 2)大修后 3)必要时

9 10

SF6 气体泄漏试验

(同上)

应符合制造厂规定 应符合制造厂规定

压 力 表 及 密 度 继 电 器 1)交接时 校验 2)6 年 3)必要时

11

五防性能检查

1)交接时 2)大修后 3)必要时

应符合制造厂规定

33

电力设备交接和预防性试验规程 12 断路器的速度特性、 (同上) 时 间特性及其它要求 13 真空灭弧室真空度的 测量 1)交接时 2)3年(电容器用真 空断路器1年) 3)必要时 根据断路器型式,应符合相应的规 定 2) 应符合制造厂规定 2)与历次试验结果和同类型设备 试验结果相比无明显差别 可以用断口耐 压代替,但应 创造条件开展 真空度测试。

7.8.2 其它型式高压开关柜的各类试验项目: 其它型式,如计量柜,电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表7.9中有关序号进 行。柜内主要元件(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。

7.9

镉镍蓄电池直流屏
镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表 7.10。 表 7.10 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求

序号 1





周 1)交接时 2)1 年 3)必要时











镉镍蓄电池组容量测试

按 DL/T459 规定

2 3

蓄电池放电终止电压测试 各项保护检查

(同上) 1)交接时 2)1 年

按 DL/T459 规定 各项功能均应 正常 检查项目有: a)闪光系统;b)绝缘监察系统; c)电压监视系统;d)光字牌; e)声响

4

镉镍屏(柜)中控制母线和 动力母线的绝缘电阻

1)交接时 2)必要时

绝缘电阻不应 低于 10MΩ

采用 1000V 兆欧表。有两组电 池时轮流测量

8

套管
套管的试验项目、周期和要求见表8。 表8 套管的试验项目、周期和要求 要 求 说 明

序号 1









主 绝 缘 及 1)交接时 电 容 型 套 2)3 年

1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值: 采用 2500V 兆欧表 110kV 以下:5000MΩ ;

管 末 屏 对 3)大修 (包 110kV 及以上:10000MΩ 地 绝 缘 电 括 主 设 备 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ 阻 大修)后 4)投运前 5)必要时

34

电力设备交接和预防性试验规程 2 主 绝 缘 及 1)交接时 电 容 型 套 2)3 年 1)交接时在室温下 tgδ (%)不应大于下列数值: 油纸电容型:0.7;浇注绝缘和气体绝缘:1.0; 1)油纸电容型套管 的 tgδ 一般不进行

管 末 屏 对 3)大修 (包 胶纸电容型:35kV 及以下 1.5,110kV 及以上 1.0; 温度换算,当 tgδ 地 tgδ 与 括 主 设 备 充胶型:2.0;胶纸型:2.5 电容量 大修后) 4)投运前 5) 新 安 装 的变压器 套管及事 故抢修所 装上的套 管,投运后 1 年内 6)必要时 运 行 中 大 修 后 2)大修后和运行中 20℃时的 tgδ (%)值应不大于下 表中数值: 电压等级 kV 充 油 型 35 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 66~110 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 220?500 — 0.8 — 1.0 — — 0.8 — 1.0 — 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 tgδ 与温度、电压 的关系。当 tgδ 随 温度增加明显增大 或试验电压由 10kV 升到 Um/ 3 时,tg δ 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

油纸电容型 充 胶 型

胶纸电容型 胶 充 纸 油 型 型

油纸电容型 充 胶 型

胶纸电容型 胶 纸 型

3)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于 1000MΩ 时, 通 的 油 压 式 套 管 不 应测量末屏对地 tgδ ,其值不大于 2% 测 tgδ 4)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的 3) 测 量 变 压 器 套 管 差别超出±5%时,应查明原因 tgδ 时, 与被试套管 5)作为备品的 110kV 及以上套管, 安装前应进行额定 相 连 的 所 有 绕 组 端 电压下的介损试验 子连在一起加压, 其 6)110kV 及以上变压器套管解体检修后应进行额定电 余绕组端子均接地, 压下的介损试验 7)干式套管按制造厂要求 末屏接电桥, 正接线 测量

序号 3

















油 中 溶 解 1)交接时 气 体 色 谱 2)大修后 分析 3)6 年 4)必要时

油中溶解气体组分含量(μ L/L)超过下列任何一值 对保存期超过 1 年的 时应引起注意: H2:500;CH4:100 C2H2:2(110kV 及以下) 1(220~500kV) 110kV 及以上套管, 安装前应进行色谱 分析 35kV 及以下纯瓷穿 墙套管可随母线绝 缘子一起耐压

4

交 流 耐 压 1)交接时 试验 2)大修后 3)必要时

试验电压值为出厂值的 85%

35

电力设备交接和预防性试验规程 5 110kV 及 1)交接时 以 上 电 容 2)大修后 1)变压器及电抗器套管的试验电压为 1.5Um/ 3 2)其它套管的试验电压为 1.05Um/ 3 1)对保存期超过 1 年 的 110kV 及以上套 管,安装前应进行局 部放电试验 2) 左 表 括 号 内 的 局 部放电量适用于非 变压器、 电抗器套管 3)有条件时进行 注:1、充油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; 2、油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管; 3、充胶套管指以胶为主绝缘的套管; 4、胶纸电容型套管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; 5、胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管(如一般室内无瓷套胶纸套管)

型 套 管 的 3) 变 压 器 3)在试验电压下视在放电量(pC)不大于: 局部放电 套 管 解 体 测量 检修后 4)必要时 交接时、大修后 运行中 油纸电容型 胶纸电容型 10 20 250(100) 自行规定

9

支柱绝缘子和悬式绝缘子
支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表 9。 表 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 在运行电压下检测 求 说 明

零 值 绝 缘 1)投运后前 3 年 1 年 1 次 子 检 测 2) 如 果 年 劣 化 率 低 于 (35kV 及 5/10000,5 年 1 次 以上) 3) 如 果 年 劣 化 率 高 于 5/10000,3 年 1 次

对多元件针式绝缘 子应检测每一元件

2

绝缘电阻 1)交接时 2)悬式绝缘子同序号 1 3)针式绝缘子 2?5 年

1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片 1) 采用 2500V 兆欧 悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于 300M 表,500kV 悬式绝 Ω ,500kV 悬式绝缘子不低于 500MΩ 缘子用 5000V 兆欧

2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规 表 定 2) 棒式支柱绝缘子 不进行此项试验

序号

















36

电力设备交接和预防性试验规程 3 交流耐压试验 1)交接时 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见 1)棒式绝缘子不进 行此项试验

2) 单 元 件 支 柱 绝 附录 A 中表 A 缘子 2?5 年

2)机械破坏负荷为 60?300kN 的盘形悬 2)35kV 及以下的支 柱绝缘子, 可在母线 安装完毕后一起进 行, 试验电压按本标 准规定 参照附录 B 污秽等级与对应附盐密度值 检查所测盐密值与当地污秽等级是否 一致。结合运行经验,将测量值作为调 整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行 的依据。盐密值超过规定时,应根据情 况采取调爬、清扫、涂料等措施。 应分别在户外能代 表当地污秽程度的 至少一串悬垂绝缘 子和一根棒式支柱 绝缘子上取样,测 量应在当地积污最 重的时期进行

3) 悬 式 绝 缘 子 3 式绝缘子交流耐压均取 60kV ?5 年 4)随主设备 5)更换绝缘子时 4 绝缘子表面污 秽物的等值盐 密测量 1年

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 。

10 电力电缆线路
10.1 一 般 规 定
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、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层一起接地。 10.1.2 新设的电缆线路投入运行 3~12 个月,一般应作 1 次耐压试验,以后再按正常周期试验。 10.1.3 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。 10.1.4 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。 10.1.5 耐压试验后,使导体放电时,必须通过每千伏约 80kΩ 的限流电阻反复几次放电直至无火花后,才允 许直接接地放电。 10.1.6 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。凡停电 超过一星期但不满一个月的电缆线路,应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻,如有疑问时,必须用低于 常规耐压试验电压的电压进行试验,加压时间1min;停电超过一个月但不满一年的电缆线路,必须做50%规 定试验电压值的耐压试验,加压时间1min;停电超过一年的电缆线路必须作常规的耐压试验。 10.1.7 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。 10.1.8 直 流 耐 压 试 验 时 , 应 分 阶 段 均 匀 升 压 ( 至 少 3段 ) , 每 段 停 久 1min读 取 泄 漏 电 流 , 在 试 验 电 压 升 至 规 定 值 后 lmin以 及 加 压 时 间 达 到 规 定 值 时 测 量 泄 漏 电 流 。 泄 漏 电 流 值 和 不 平 衡 系 数 (最 大 值 与 最 小 值 之 比 )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 。 但 如 发 现 泄漏电流与上次试验值相比有很大变化,或泄漏电流不稳定,随试验电压的升高或加压时间的
37

电力设备交接和预防性试验规程 增加而急剧上升时,应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响,则 应 加 以 消 除 ; 如 怀 疑 电 缆 线 路 绝 缘 不 良 , 则 可 提 高 试 验 电 压 (以 不 超 过 产 品 标 准 规 定 的 出 厂 试 验 直 流 电 压 值 为 宜 )或 延 长 试 验 时 间 , 确 定 能 否 继 续 运 行 。

10.2 纸 绝 缘 电 力 电 缆 线 路
本条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。 纸 绝 缘 电 力 电 缆 线 路 的 试 验 项 目 、 周 期 和 要 求 见 表 10.1。 表 10.1 序号 1 项目 绝 缘 电 阻 周 期 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 要 求 说 明

1)交接时 自行规定 2) 在 直 流 耐压试验 前、后 3)4 年 4)必要时

额 定 电 压 0.6/1kV 电缆用 1000V 兆欧 表;0.6/lkV 以上电 缆用 2500V 兆欧表; 6/6kV 及以上电缆也 可用 5000V 兆欧表

2

直 流 耐 压 试 验

1)交接时 1)试验电压值(kV)按下表规定,加压时间交接时 10min, 6/6kV 及以下电缆的 2) 新 做 终 其余不少于 5min,不击穿 端或接头 后 3)4 年 4)必要时 额定电压 U0/U 0.6/1 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 21/35 26/35 粘性油纸绝缘 交接时/其余 6/4 18/12 36/24 36/30 60/40 60/47 175/105 175/130 37/30 不滴流油纸绝缘 交 接 时 /其 余 6.7/4 泄漏电流小于 10μ A,8.7/10kV 电缆的 泄漏电流小于 20μ A 时, 对不平衡系数不 作规定

2)耐压结束时的泄漏电流值不应大于耐压 lmin 时的泄 漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于 2

10.3 橡 塑 绝 缘 电 力 电 缆 线 路
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。 橡 塑 绝 缘 电 力 电 缆 线 路 的 试 验 项 目 、 周 期 和 要 求 见 表 10.2。

表 10.2

橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求
38

电力设备交接和预防性试验规程 序号 1 项 目 周 1)交接时 期 要 求 说 明

电缆主绝 缘的绝缘 电阻

与历次试验结果和同类型电缆

0.6/1kV电缆用1000V兆欧表; 0.6/1kV 以 上 电 缆 用 2500V 兆 欧表; 6/6kV及 以 上 电 缆 用 5000V 兆 欧表

2)耐压试验前、后 试验结果相比无显著差别 3)110kV 及 以 上 3 年,35kV及以下6年 4)必要时

2

电缆外护 套绝缘电 阻

1)交接时

每千米绝缘电阻值不低于0.5M

1)采用500V兆欧表。 当每千米 的绝缘电阻低于0.5MΩ 时应 采用附录D中叙述的方法判断 外护套是否进水 2)本项试验只适用于三芯电 缆的外护套, 单芯电缆外护套 试验按本表第7项

2)耐压试验前、后 Ω 3)110kV 及 以 上 3 年,35kV及以下6年 3)必要时

3

电 缆 内 衬 1)交接时

每 千 米 绝 缘 电 阻 值 不 应 低 于 采用 500V 兆欧表。 当每千米的 绝缘电阻低于 0.5MΩ 时应采用 附录 D 中叙述的方法判断内衬 层是否进水 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 1) 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 2) 终 端 以 及 中 间 接 头 的 安 装 工 艺 必 须 符 合 附 录 D的 要求才能测量,不符合此 附录者不测量

层 绝 缘 电 2)110kV及以上3年, 0.5MΩ 阻 35kV及以下6年 3)必要时 4 铜 屏 蔽 层 1)交接时 电 阻 和 导 2)投运前 体电阻比 3)重作终端或接头 后 4) 内 衬 层 破 损 进 水 后

5

5)必要时 增 大 的 可 能 。数据自行规定 外 护 套 直 1)交接时 1)交接时 10kV,可用 10000V 流 耐 压 试 2)110kV 及以上 3 兆欧表代替 验 年,35kV 及以下 6 2)预试时 5kV,可用 5000V 兆 年 欧表代替 3)必要时 相位检查 1)交接时 2)必要时 与电网相位一致

6

7

红外测温 1)新电缆投运后 2)1 年

年度检测应在负荷最高时进行

有条件时进行

39

电力设备交接和预防性试验规程 序号 8 项 目 周 期 1)直流耐压 要 求 说 明

电 缆 主 绝 1)交接时

1) 推荐使用 30~300Hz

缘 耐 压 试 2)新作终端或接 ①塑料绝缘电缆试验电压按下表,加压时 谐振耐压试验; 验 头后 3)必要时 间交接时 15min,其余 5min 额定电压 U0/U(kV) 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 试验电压(kV) 交接/其余 15/15 24/24 24/24 35/35 2)0.1Hz 超低频耐压试 验仅适用于 26/35kV 及 以下电压等级的电缆; 3)直流耐压试验仅适 用于8.7/10kV及以下电 压等级的电缆。 4)110kV 及以上 GIS 盒式电缆头之电缆根 据 IEC-840 可采用①导 体与屏蔽层间加线电 压 5 分钟②施加正常系 统相对地电压 24 小时 方法替代。 5)110kV及以上系统, 一端为空气绝缘终端、 另一端为GIS的电缆和 时间 60min 60min 60min 5min 5min 5min 两端均为空气绝缘终 端的电缆,在条件允许 的前提下3~5年做一 次交流耐压试验。两端 均为密闭式终端的电 缆可不进行定期试验。

②额定电压 U=6kV 的橡皮绝缘电缆,试验 电压 15kV,时间 5min ③耐压结束时的泄漏电流不应大于耐压 lmin 时的泄漏电流 2)交流耐压 ①0.1Hz 耐压试验(35kV 及以下) 周期 交接时 其 它 试验电压 3Uo 2.1Uo 时间 60min 5min

②20~300Hz 谐振耐压试验 周期 交 接 时 电压等级 35kV 及以下 110kV 220kV 35kV 及以下 其它 110kV 220kV 9 交叉互联 系统 1)交接时 2) 110kV及以上 3年,35kV及以 下6年 3) 互联系统故 障时 10 屏 蔽 层 避 按 14 章 雷器 见表 10.5 试验电压 2Uo 1.7Uo 1.4Uo 1.6Uo 1.36Uo 1.12Uo

注:为了实现序号2、3和4项的测量,必须对橡塑电缆附件安装工艺中金属层的传统接地方法按附录D 加以改变

10.4

自容式充油电缆线路
40

电力设备交接和预防性试验规程 10.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表 10.3。 表 10.3 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 自行规定 求 说 用 5000V 兆欧表 明

主绝缘绝缘电 阻

1)交接时 2)2~3 年 1)交接时 2) 电 缆 失 去 油压并导致 受潮或进气 经修复后 3) 新 作 终 端 或接头后

2

主绝缘直流耐 压试验

试验电压值和加压时间 按表 10.4 规定,不击穿

3

外护套和接头 外护套的直流 耐压试验

1)交接时 2)2~3 年

试验电压 6kV, 试验时间 1min,不击穿

1)根据以往的试验成绩,积累经验后, 可以用测量绝缘电阻代替,有疑问时再 作直流耐压试验 2)本试验可与交叉互联系统中绝缘接 头外护套的直流耐压试验结合在一起 进行

4

压力箱 a)供油特性 b)电缆油击穿 电压 c)电缆油的 tg δ

1)交接时 2) 与 其 直 接 连接的终端 或塞止接头 发生故障后

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 tg δ 不大于 0.5%

1)压力箱供油特性的试验按 GB9326.5 中 6.3 进行 2)电缆油击穿电压试验按 GB/T507 规定 在室温下测量油的击穿电压 3)tgδ 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 , 准确度不得低于 1.5%,油杯的固有 tgδ 不得大于 5× 10 , 100℃及以下的电容变化率不得 在 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
-5 -5

5

油压示警系统 a)信号指示 b)控制电缆线 芯对地绝缘电 阻

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)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

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

41

电力设备交接和预防性试验规程 序号 6 项 目 周 期 1)交接时 2)2~3 年 3)互联系统故障时 7 电缆及附件 内的电缆油 a)击穿电压 b)tgδ c) 油 中 溶 解 气体 1)交接时 2) 击 穿 电 压 和 tg δ :2~3 年; 油中溶解气体:怀 疑电缆绝缘过热老 化,或终端或塞止 接头存在严重局部 放电时 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 tgδ 不 1)电缆油击穿电压试验按 GB/T507 规定 在室温下测量油的击穿电压 2)tgδ 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 , 准确度不得低于
-5 -5

要 见表 10.5







交叉互联系 统

应大于下列数值: 1.5%,油杯的固有 tgδ 不得大于 5× 交接时:0.5% 其 余:3% 3) 油 中 溶 解 气 体 见表 10.6 10 , 100℃及以下的电容变化率不得 在 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

表 10.4 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压 (kV) 电缆额定电压 GB311.1 规定的 雷电冲击耐受电压 450 550 850 127/220 950 1050 506 交接时试验电压 15min 286 修复、作头后试验电压 5min 225 275 425 475 510

U0/U
64/110

10.4.2 交叉互联系统
交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表 10.5。 表 10.5 交叉互联系统的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 电缆外护套、绝缘接 头外护套与绝缘夹板 的直流耐压试验 周 期 1)交接时 2)2~3 年 要 求 说 明

在每段电缆金属屏蔽或金 属套与地之间施加直流电 压 5kV,加压时间 1min, 不应击穿

试验时必须将护层过电压保护 器断开,在互联箱中将另一侧 的三段电缆金属套都接地

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

1)交接时 2)2~3 年

1)伏安特性或参考电压应 符合制造厂的规定 2)用 1000V 兆欧表测量引 线与外壳之间的绝缘电 阻,其值不应小于 10MΩ

按制造厂规定值加压于碳化硅 电阻片,若试验时温度为 t℃, 则被测电流值应乘以修正系数 (120-t )/100

42

电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 互联箱 a) 闸 刀 ( 或 连 接 片 ) 接 触电阻 b) 检 查 闸 刀 ( 或 连 接 片)连接位置 项 目 周 期 1)交接时 2)2~3 年 要 求 说 1)用双臂电桥 2)在交叉互联系统的试验合格 后密封互联箱之前进行;如发 现连接错误重新连接后必须重 测闸刀(或连接片)的接触电阻 明

1)在正常工作位置进行测 量,接触电阻不应大于 20 μ Ω 2)连接位置应正确无误

10.4.3 油中溶解气体分析的试验方法和要求按 GB7252(DL/T722)规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的 注意值见表 10.6,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 GB7252(DL/T722)进行。 表 10.6 电缆油中溶解气体组分含量的注意值 (μ L/L) 电缆油中溶解气体的组分 可燃气体总量 H2 C2H2 CO 注意值 1500 500 痕量 100 电缆油中溶解气体的组分 CO2 CH4 C2H6 C2H4 注意值 1000 200 200 200

11

电容器

11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
11.1.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表11.1。 表11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 1)交接时 2)投运后前3年和15年 后每年1次,其余3年 2 电容值 1)交接时 2) 投 运 后 前 3 年 和 15 年后每年1次,其余3年 1)电容值偏差不超过 额定 值的-5%~+10%范围 2)电容值不应小于出 厂值 的95% 3 相间、相对地 或极对壳交 流耐压试验 4 并联电阻值 测量 1)交接时 2) 投 运 后 前 3 年 和 15 年后每年1次,其余3年 5 凸肚、渗漏油 检查 巡视时 发现凸肚、漏油时停止使用 观察法 电阻值与出厂值的偏 差应 在±10%之内 用自放电法测量 交接时 试验电压按出厂值的75% 高 压 并 联 电 容 器 按 DL/T604进行 要 不低于2000MΩ 求 说 明

极对壳绝缘 电阻

1)串联电容器用1000V兆 欧表,其它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 用电桥法或电流电压法测 量

43

电力设备交接和预防性试验规程 序号 6 项 目 交接时 周 期 要 求 说 明

冲击合闸

在电网额定电压下冲 击合 闸3次,无闪络及熔断器熔 断等异常现象

11.1.2 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。

11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
11.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表11.2。 表11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 极 间 绝 缘电阻 周 1)交接时 2)投运前 3)投运后1年内 4)3年 2 电容值 1)交接时 2)投运前 3) 投运后1年内 4)极间耐压后 5)3年 1)每节电容值偏差不超 出额定值的-5%~+10% 范围 2)电容值大于出厂值的 102%时应缩短试验周期 3)一相中任何两节实测 电容值相差不超过5% 1)一相中任两节实测电容值之差是指实 测电容之比与这两单元额定电压之比倒 数之差 2)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tgδ 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, 2电容量大的产 对C 品应适当降低试验电压 3 tgδ 1)交接时 2)投运前 3) 投运后1年内 4)3年 4 渗 漏 油 检查 5 低 压 端 对 地 绝 缘电阻 1)交接时 2)巡视时 1)交接时 2) 投运后1年内 3)3年 4)必要时 一般不低于100MΩ 采用1000V兆欧表 10kV下的tgδ 值不大于 下列数值: 油纸绝缘 膜纸复合绝缘 漏油时停止使用 0.5% 0.2% 用观察法 当tgδ 值不符合要求时,可在额定电压 下复测,复测值如符合10kV下的要求, 可继续投运 期 要 求 用2500V兆欧表 说 明

一般不低于5000MΩ

44

电力设备交接和预防性试验规程 序号 6 项 目 周 1)交接时 2)必要时 期 要 求 说 明

局部放电试 验

预加电压0.8×1.3Um,持续时 间不小于10s,然后在测量电 压1.1Um/ 3 下保持1min,局 部放电量一般不大于10pC

1) 有条件时进行。 2)对绝缘性能或密封有怀疑 时应进行。 3)多节组合的耦合电容器可 分节试验。

7

交流耐压试 验

1)交接时 2)必要时

试验电压为出厂试验电压的 75%

有条件时进行

11.2.2 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,或电容分压器分压比与出 厂试验实测分压比相差超过2%时,准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。 11.2.3 局部放电试验可在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时,应综合判断。 局部放电量无明显增长时一般仍可用,但应加强监视。 11.2.4 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况,可以在运行中随时进行测量。 11.2.4.1 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, 然后计算其电容值。 11.2.4.2 判断方法: a) 计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%?+10%范围时,应停电进行试验。 b) 与上次测量相比,电容值变化超过±10%时,应停电进行试验。 c) 电容值与出厂试验值相差超过±5%时,应增加带电测量次数,若测量数据基本稳定,可以继续运行。 11.2.4.3 对每台由两节组成的耦合电容器,仅对整台进行测量,判断方法中的偏差限值均除以2。本方法

不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。

11.3 断路器断口并联电容器
断路器断口并联电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。 表11.3 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 1)交接时 2)3年 3)断路器大修后 4)必要时 2 电容值 1)交接时 2)3年 3)断路器大修后 4)必要时 电容值偏差在额定值的±5%范 围内 用交流电桥法 期 要 求 说 明

极间绝缘 电阻

一般不低于5000MΩ

采用2500V兆欧表

45

电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 tgδ 项 目 周 1)交接时 2)3年 3)断路器大修后 4)必要时 4 渗漏油检查 1)交接时 2)巡视时 漏油时停止使用 用观察法 期 要 求 说 明

10kV下的tgδ 值不大于下列数值: 油纸绝缘 膜纸复合绝缘 0.5% 0.25%

11.4 集合式电容器
集合式电容器的试验项目、周期和要求见表11.4。 表11.4 集合式电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 自行规定 要 求 说 明

相间和极对 壳绝缘电阻

1)交接时 2) 投 运 后 前 3 年 和 15 年 后 每 年1次,其余3年 3)吊芯修理后

1)采用2500V兆欧表 2) 试 验 时 极 间 应 用 短路线短接 3)仅对有六个套管 的三相电容器测量 相间绝缘电阻

2

电容值

1)交接时 2) 投 运 后 前 3 年 和 15 年 后 每 年1次,其余3年 3)吊芯修理后

1) 每相电容值偏差应在额定值的-5%? +10%的范围内,且不小于出厂值的96% 2)三相中每两线路端子间测得的电容值 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

3

相间、极间 和极对壳交 流耐压试验

1)交接时 2)必要时 3)吊芯修理后 1)交接时 2) 投 运 后 前 3 年 和 15 年 后 每 年1次,其余3年 3)吊芯修理后

试验电压为出厂值的75%

仅对有六个套管的 三相电容器进行相 间耐压

4

绝缘油 击穿电压 kV

投运前 15kV 以下 ≥30 15~35kV ≥35

运行中 15kV 以下 ≥25 15~35kV ≥30

5 6

渗漏油检查 冲击合闸

巡视时 交接时

漏油应修复 在电网额定电压下冲击合闸3次,无闪络 及熔断器熔断等异常现象

观察法

11.5 高压并联电容器装置
46

电力设备交接和预防性试验规程 装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本规程的有关 规定。 11.5.1 单台保护用熔断器 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表11.5。 表11.5 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 与出厂值相差不大于20% 求 说 明

直流电阻

1)交接时 2)必要时

2

检查外壳及弹 簧情况

1)交接时 2)必要时

无明显锈蚀现象,弹簧拉力无明显变化,工作 位置正确,指示装置无卡死等现象。

11.5.2 串联电抗器 11.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表11.6 表11.6 串联电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绕组绝缘电阻

1)交接时 2)3年 2)大修后

一般不低于1000 MΩ (20℃)

用 2500V 兆 欧 表

2

绕组直流电阻

(同上)

1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2%

3

电抗(或电感)值

1)交接时 2)必要时 3)大修后

与出厂值比较不大于5%

4

绝缘油 击穿电压 kV

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

投运前 15kV 以下 ≥30 15~35kV ≥35

运行中 15kV 以下 ≥25 15~35kV ≥30 仅 对 800kvar 以上的油浸铁 芯电抗器进行

5

绕组tgδ

20℃下的tgδ 值不大于: 35kV及以下 3.5%

6

绕组对铁芯和外 壳交流耐压及相 间交流耐压

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)油浸铁芯电抗器,试验电压为出厂试验电压 的85% 2)干式空心电抗器只需对绝缘支架进行试验, 试验电压同支柱绝缘子

7

轭铁梁和穿芯螺 栓(可接触到)的 绝缘电阻

大修时

1)与历次试验结果相比无显著差别 2)一般不小于10 MΩ

用 2500V 兆 欧 表

11.5.3 放电线圈
47

电力设备交接和预防性试验规程 放电线圈的试验项目、周期和要求见表11.7。 表11.7 放电线圈的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 不低于1000MΩ 要 求 说 明

绝缘电阻

1)交接时 2)3年 3)大修后

一次绕组用 2500V 兆 欧 表,二次绕组 用 1000V 兆 欧 表

2

绕组 tgδ

1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时

绕组的tgδ (%)不应大于下表中数值: 温度℃ 35kV 及 以下 交接时 大修后 运行中 交接时 大修后 运行中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5

10kV 可 不 进 行

35kV 以 上

交接时:35kV以上,在试验电压为10kV时,按制造 厂试验方法测得的tgδ 不应大于出厂试验值的130% 3 交流耐压试 验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 4 绝缘油 击穿电压 kV 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 5 一次绕组直 流电阻 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 6 电压比 1)交接时 2)必要时 符合制造厂规定 与上次测量值相比无明显差异 可用万用表 测量 投运前 15kV 以下 ≥30 15~35kV ≥35 运行中 15kV 以下 ≥25 15~35kV ≥30 试验电压为出厂试验电压的85% 用感应耐压 法

12

绝缘油和六氟化硫气体

12.1 变压器油
12.1.1 新变压器油的验收,应按GB2536或SH0040的规定。 12.1.2 变压器油的试验项目、周期和要求见表12.1。 12.1.3 设备和投运条件的不同, 会导致油质老化速度不同, 当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深, 其它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。
48

电力设备交接和预防性试验规程 12.1.4 发现油的闪点下降时,应按GB/T17623分析油中溶解气体组分含量,并按GB/T7252(或DL/T722)进行 判断以查明原因。 表12.1 变压器油的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 外观 周 期 1)注入设备前后的新油 2)运行中取油样时进行 要 投运前 透明、无杂质或悬浮物 求 运行中 说 明

将油样注入试管中 冷却至5℃在光线 充足的地方观察

2

水 溶 性酸 pH值

1)注入设备前后的新油 2)110~500kV 为3年,其 余自行规定 1)注入设备前后的新油 2)110~500kV 为3年,其 余自行规定 1)准备注入设备的新油 2)注入500kV设备后的新 油 3)500kV必要时

>5.4

≥4.2

按 GB/T7598 进 行 试 验

3

酸性 mgKO H/g

≤0.03

≤0.1



GB/T264



GB/T7599进行试验

4

闪 点 ( 闭 口 ) ℃

≥140(10号、25号 油) ≥135(45号油)

1)与新油原始测 量值相比不低 10℃ 2)不应比上次测 定值低5℃

按 GB/T261 进 行 试 验

5

水分 mg/L

1) 准 备 注 入 110kV 及 以 上 设备的新油 2)注入500kV设备后的新 油 3) 110kV,1年 220?500kV,6个月

110kV及以下≤20 220kV≤15 500kV≤10

110kV及以下≤35 220kV≤25 500kV≤15

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 采 样 , 按 GB/T7600 或 GB/T7601进行试验

6

击 穿 电压 kV

1)注入设备前后的新油 2)投运前或大修后 3)3年 1) 交接时 2)大修时 3)6个月或分接变换 2000~4000次

35kV及以下 ≥35 110?220kV≥40 500kV≥60 交接或大修时与 变压器本体相同

35kV及以下 ≥30 110?220kV≥35 500kV≥50 运行中不小于 30kV,小于30kV时 停止使用自动控 制器,小于25kV时 停止分接变换。



GB/T507



DL/T429.9 方 法 进 行试验 1)应符合制造厂规 定 2)运行中的ZY型分 接开关油室绝缘油 的含水量不大于 40ppm ( 110kV 及 以 下的分接开关不作 规定)

7

切 换 或 选 择 开 关 油 室 绝 缘 油 击 穿 电 压 kV

49

电力设备交接和预防性试验规程 序 号 8 项 目 界面张力 (25℃) mN/m 周 期 要 投运前 ≥35 ≥19 求 运行中 按 GB/T6541 进 行 试 验 说 明

1) 准 备 注 入 110kV 及 以 上设备的新油 2)注入500kV设备后的 新油 3)500kV 3年 4)220kV及以下必要时

9

tg

δ

1)准备注入设备的新油 2)注入110kV及以上设 备后的新油 3)500kV1年,220kV3年

新油:≤0.5 注入设备后:≤ 0.7

220kV及以下≤4; 按 GB/T5654 进 行 试 500kV≤2 验

(90℃) %

10

体积电阻 率(90℃) Ω ?m

1) 准 备 注 入 110kV 及 以 上设备的新油 2)注入500kV设备后的 新油 3)运行中500kV 1年 4)必要时

≥6×10

10

500kV≥1×10 ; 220kV≥5×10
9

10



DL/T421



GB/T5654进行试验

11

油中含气 量 ( 体 积 分 数) %

1) 注 入 500kV 设 备 前 后 的新油 2)运行中500kV1年 3)必要时 必要时

220kV≤3 500kV≤1

220kV≤5 500kV≤3

按 DL/T450 进 行 试 验

12

油泥与沉 淀物 ( 质 量 分 数) %

<0.02(以下可忽略不计)

按GB/T511试验,若 只测量油泥含量, 试验最后采用乙醇 — 苯 (1:4) 将 油 泥 洗于衡重容器中, 称重

13

油中溶解 气体色谱 分析

变压器、电抗器 互感器 套管 电力电缆

见第5章 见第6章 见第8章 见第10章

取样、试验和判断 方法按GB7597、 SD304和GB/T 7252的规定进行

注:1 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 2 有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求可按制造厂规定 3 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、周期见相关章节

12.1.5 关于补充油和混油的规定
50

电力设备交接和预防性试验规程 12.1.5.1 关于补充油的规定 12.1.5.1.1 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” 。 12.1.5.1.2 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。 12.1.5.1.3 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(DL/T429.7油泥析出测定法);确定无沉淀物产生,且介质损耗因数不大于已充油数值,方可进行补充油 过程。 12.1.5.1.4 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12.1.5.1.2、12.1.5.1.3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DL/T429.6给定的方法)。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。 12.1.5.2 关于混油的规定 12.1.5.2.1 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” 。 12.1.5.2.2 对混油的要求应比照12.1.5.1“关于补充油的规定” 。 12.1.5.2.3 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。

12.2 断路器油
12.2..1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。 12.2.2 投运前和运行中断路油的试验项目、周期和要求见表12.2。 表12.2 投运前和运行中断路器油的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周期 1)投运前或大修后 2) 3年 1)投运前或大修后 2) 3年 3 游离碳 1)投运前或大修后 2) 3年 4 击穿电压 kV 1)投运前或大修后 2)1年 3)油量为60kg以下 的少油断路器3年 或以换油代替 110kV以上: 投运前或大修后 ≥40 运行中 110kV及以下: 投运前或大修后 ≥35 运行中 ≥30 ≥35 按GB/T507和DL/T429.9方法进 行试验 透明、无游离水分、无杂质或 悬浮物 无较多碳悬浮于油中 外观目测 外观目测 ≥4.2 要 求 说 明

水溶性酸 pH值

按GB/T7598进行试验

2

外观

51

电力设备交接和预防性试验规程 序号 5 项 水分 mg/L 目 周期 投运前或大修后 要 110kV以上: 投运前或大修后 ≤15 运行中 110kV及以下: 投运前或大修后 ≤20 运行中 6 酸性 mgKOH/g 7 闪点(闭 口)℃ 投运前或大修后 与新油原始测量值相比不低 于10 按GB/T261进行试验 投运前或大修后 ≤0.1 ≤35 按GB/T264或GB/T759进行试验 ≤25 求 说 明

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,按GB/T7600或 GB/T7601进行试验

12.3
12.3.1

SF6气体
SF6新气到货后,充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的,只测

定含水量和纯度。 12.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。 12.3.3 关于补气和气体混合使用的规定: a) 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; b) 符合新气质量标准的气体均可混合使用。 12.3.4 交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表12.3。 表12.3 SF6气体的试验项目、周期和要求 序号 1 项 湿度 (20 ℃ 体 积 分 数) μ L/L 目 周 期 1)交接时 2) 新 装 或 大 修后每半年1 次,运行1年 如无异常,3 年1次 3)大修后 4)必要时 要 求 说 明

1)断路器灭弧室气室 交接 和大修后不大于150,运行 中不大于300 2)其它气室交接和大 修后 不大于250,运行中:额定 绝对气压≤0.35Mpa的不大 于 1000 , 额 定 绝 对 气 压>0.35Mpa的不大于500

1) 按 GB12022 《 工 业 六 氟 化 硫 》 、 SD306《六氟化硫气体中水分含量测 量法(电解法)》和DL506-92《现场 SF6气体水分测量方法》进行 2)周期中的“必要时”是指新装及 大修后1年内复测湿度不符合要求 或漏气超过表7.1中序号2的要求和 设备异常时,按实际情况增加的检 测

2 3

密度(标准状 态下)kg/m 毒性
3

必要时

6.16

按SD308《六氟化硫新气中密度测量 法》进行

必要时

无毒

按SD312《六氟化硫气体毒性生物试 验方法》进行

4

酸度 μ g/g

1)大修后 2)必要时

≤0.3

按SD307《六氟化硫新气中酸度测量 法》或用检测管测量

52

电力设备交接和预防性试验规程 序号 5 项 目 周 期 要 求 说 明

四氟化碳(质量 百分数) %

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0

按SD311《六氟化硫新气中空气—四 氟化碳的气相色谱测量法》进行 按SD311《六氟化硫新气中空气—四 氟化碳的气相色谱测量法》进行 按SD309《六氟化硫气体中可溶解氟 化物含量测量法》进行

6

空气(质量百分 数) %

7

可水解氟化物 μ g/g

8

矿物油 μ g/g

≤10

按SD310《六氟化硫气体中矿物油含 量测量法(红外光谱法)》进行

13

避雷器
普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求见表13.1。 表13.1 普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求

13.1 普阀、磁吹型避雷器

序号 1

项目 绝 缘 电阻













1) 交 接 时 2)3年 3) 必 要 时

1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电 阻值与出厂值、前一次或同类型的测量数据 进行比较,不应有显著变化 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ

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

2

电 导 电 流 及 串 联 组 合 元 件 的 非 线 性 因 数 差 值

1) 交 接 时 2)3年 3) 大 修 后 4) 必 要 时

1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值 见附录E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 电压kV 试验电压 U1 (kV) 试验电压 U2 (kV) 3 4 6 6 10 15 20 30

1)整流回路中应加滤波电容器, 其电容值一般为0.01?0.1μ F, 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E 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

--

8

10

12

10

16

20

24

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300?400μ A范围内

53

电力设备交接和预防性试验规程 序号 项 目 周 期 应注意相对变化量 要 求 说 明

运行电压 3 下的交流 泄漏电流 4 工频放电 电压

1) 每 年 雷 雨季节前 2)必要时 1)交接时 2)3年 3)必要时

没有安装在线监测 装置的每季度1次

1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内: 额定电压kV 放电电 压kV 交接时 运行中 3 9?11 8?12 6 16?19 15?21 10 26?31 23?33

带有非线性并联电 阻的避雷器只在解 体大修后进行

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E 底座绝缘 5 电阻 1)交接时 2)3年 3)必要时 检查放电 6 计数器动 作情况 7 检查密封 情况 1)交接时 2)3年 3)必要时 必要时 避 雷器 内腔抽 真空 至 (300 ? 400)?133Pa后 ,在 5min内其内部气压的增加不应超过100Pa 测试3?5次,均应正常动作 自行规定 采用2500V及以上兆 欧表

注:变压器10kV侧及变压器中性点避雷器,随变压器试验周期。 13.2 金属氧化物避雷器
金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.2。 表13.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电阻

1)交接时 2)3年 3)必要时

1)35kV以上,不低于2500MΩ 2)35kV及以下,不低于1000MΩ

采用2500V及以上兆欧表

2

直 流 1mA 电 压 (U1mA) 及 0.75U1mA 下 的泄漏电流

1)交接时 2)3年 3)必要时

1)不得低于GB11032规定值 2)U1mA 实测值与初始值或制造厂 规定值比较,变化不应大于±5% 3)0.75U1mA 下的泄漏电流不应大 于50μ A

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)初始值系指交接试验或投产试 验时的测量值

54

电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 项 目 周 期 要 求 说 明

运行电压 下的交流 泄漏电流

1)35kV 及 以 上 投运时 2)110kV 及 以 上 新投3、6个月 3)每年雷雨季 节前 4)必要时

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,当阻性 电流增加1倍时,必须停电检查 2)当阻性电流增加到初始值的 150%时,应适当缩短监测周期

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

4

工频参考 电流下的 工频参考 电压

1)35kV 及 以 上 交接时 2)必要时

应符合GB11032或制造厂规定

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

5

底座绝缘 电阻 检查放电

1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)3年 3)必要时

自行规定

1)采用2500V及以上兆欧表 2)可在带电状态下检查

测试3?5次,均应正常动作

可在带电状态下检查

6

计数器动 作情况

注:变压器10kV侧及变压器中性点避雷器,随变压器试验周期。

13.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求: a)避雷器大修时,其SF6气体按表12.3的规定; b)避雷器运行中的密封检查按表7.1的规定; c)其它有关项目按表13.2中序号3、4、6规定。 13.4 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年进行一次停电试验。 b)35kV及以上的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为运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗,判别标准见表13.2序号3。

14

母线
封闭母线的试验项目、周期和要求见表14.1。

14.1 封闭母线

表14.1 封闭母线的试验项目、周期和要求
55

电力设备交接和预防性试验规程 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电阻

1)交接时 2)大修时

1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下 分相绝缘电阻值不小于50MΩ 2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ

采 用 2500V 兆欧表

2

交流耐压 试验

1)交接时 2)大修时

额定电压kV 6 10 20 24

试验电压kV 出厂 42 42 68 70 现场 32 38 51 53

14.2 一般母线
一般母线的试验项目、周期和要求见表14.2。 表14.2 一般母线的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 不应低于1MΩ /kV 要 求 说 明

绝缘电阻

1)交接时 2)大修时 3)必要时

用 2500V 兆 欧表

2

交流耐压 试验

(同上)

额定电压在1kV以上时,试验电压参照“支柱绝缘子和悬式 绝缘子”规定;额定电压在1kV及以下时,试验电压为1kV

15

二次回路
二次回路的试验项目、周期和要求见表15。 表15 二次回路的试验项目、周期和要求

序号 1

项目 绝 缘 电阻













1)交接时 2)大修时 3) 更 换 二 次线时

1)直流小母线和控制盘的电压小母线,在 断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ 2)二次回路的每一支路和断路器大修、隔 离开关、操作机构的电源回路不小于1M Ω ;在比较潮湿的地方,允许降到0.5MΩ

采用500V或1000V兆欧表

2

交 流 耐 压 试验

1)交接时 2)大修时 3) 更 换 二 次线时

试验电压为1000V

1) 绝 缘 电 阻 在 10M Ω 时 , 可 用 2500V兆欧表代替 2)48V及以下回路不做交流耐压 试验 3)带有电子元件的回路,试验时 应将其取出或两端短接

16

1kV 及以下的配电装置和电力布线
56

电力设备交接和预防性试验规程 1kV 及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表 16。 表 16 1kV 及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 1)交接时 2)大修时 期 要 求 说 明

绝 缘 电 阻

1)配电装置每一段的绝缘电阻不 应小于 0.5MΩ 2)电力布线绝缘电阻一般不小于 0.5MΩ

1)采用 1000V 兆欧表 2)测量电力布线的绝缘电阻 时应将熔断器、用电设备、 电器和仪表等断开 1) 配 电 装 置 耐 压 为 各 相 对 地, 及以下的配电装置不 48V 做交流耐压试验 2)可用 2500V 兆欧表代替

2

配 电 装 置 的 交 流 耐 压 试验

1)交接时 2)大修时

试验电压为 1000V

3

检 查 相 位

1)交接时 2)更动设备或接线 时

各相两端及其连接回路的相位应 一致

注:1)配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分; 2)电力布线不进行交流耐压试验。

17

1kV 以上的架空电力线路
1kV 以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表 17。 表 17 1kV 以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 1

项 目 检查导线连接管的连 接情况

周 1)交接时 2)3 年











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

铜线的连接管检查 周期可延长至 5 年

3)线路检修时 2 悬式绝缘子串的零值 绝缘子检测(110kV 及 以上) 3 线路的绝缘电阻(有 带电的平行线路时不 测) 4 检查相位 1)交接时 2)线路连接有变动时 5 间隔棒检查 1)3 年 2)线路检修时 6 阻尼设施的检查 1)3 年 2)线路检修时 1)交接时 2)线路检修后 见表 9

自行规定

采用 2500V 及以上的 兆欧表

线路两端相位应一致

状态完好,无松动、无胶 垫脱落等情况 无磨损松动等情况

57

电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项 目 周 1)2 年 2)必要时 期 要 求 说 明

绝缘子表面等 值附盐密度

参照附录 B 污秽等级与对应附盐密度值检

在污秽地区积污最

查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。 重的时期进行测量。 结合运行经验,将测量值作为调整耐污绝 缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密 值超过规定时,应根据情况采取调爬、清 扫、涂料等措施。 根据沿线路污秽状 况,每 10~30km 选 一串悬垂绝缘子测 试。 根据继电保护、过电 压等专业要求进行

8

110kV 及以上线 路工频参数

1)交接时 2) 线 路 变 更时

应与设计值接近

9

冲击合闸试验

1)交接时 2 线路大修 后

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

有条件时,冲击合闸 前,110kV 及以上线 路宜先进行递升加 压试验

注:关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查,杆塔和过电 压保护装置的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查,导线断股检查等项目,应按架空电力线路和电气 设备接地装置有关规程的规定进行。

18

接地装置
接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表18。 表18 接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号 1

















有 效 接 地 系 统 的 电 力 设 备 的 接 地 电 阻

1)交接时 2)不超过6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

R≤2000/I或R≤0.5Ω (当I>4000A时) 式中I-经接地网流入 地中的短路电流,A; R-考虑到季节变化的 最大接地电阻,Ω

1)测量接地电阻时,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)测试时应断开线路的架空地线,应注意 地中电流的影响 3)在高土壤电阻率地区,接地电阻如按规 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 4)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

58

电力设备交接和预防性试验规程 序号 2 项 目 周 期 1)交接时 2) 不 超 过 6年 3) 可 以 根 据接地网 挖开检查 的结果斟 酌延长或 缩短周期 3 1kV 以 下 电 力 设备的接地 电阻 1)交接时 2) 不 超 过 6年 要 求 说 明

非有效接地 系统的电力 设备的接地 电阻

1)当接地网与1kV及以下设备共用接 地时,接地电阻R≤120/I 2)当接地网仅用于1kV以上设备时,接 地电阻R≤250/I 3)在上述任一情况下,接地电阻一般 不得大于10Ω 式中I-经接地网流入地中的短路电 流,A; R-考虑到季节变化最大接地电阻,Ω 使用同一接地装置的所有这类电力设 备,当总容量达到或超过100kVA时, 其接地电阻不宜大于4Ω 。如总容量小 于100kVA时,则接地电阻允许大于4 Ω ,但不超过10Ω

测试时应消除线路的架空地 线所造成的影响

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 线的接地电阻就是电源设备 的接地电阻,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

4

独立微波站 的接地电阻

(同上)

不宜大于5Ω

5

露天配电装 置避雷针的 集中接地装 置的接地电 阻

(同上)

不宜大于10Ω

与接地网连在一起的可不测 量,但按序号13的要求检查 与接地网的连接情况

6

独立避雷针 (线)的接地 电阻

1)交接时 2)6年

不宜大于10Ω

1)在高土壤电阻率地区难以 将接地电阻降到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 2)测试时应注意地网的影响

59

电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项 目 周 期 1)交接时 2) 变 电 所 进 出 线 1 ~ 2km 内的杆塔3年 3) 其 它 线 路 杆塔不超过6 年 要 求 说 明

有架空地线 的线路杆塔 的接地电阻

当杆塔高度在40m以下时,按下列 要求,如杆塔高度达到或超过40m 时则取下表值的50%,但当土壤电 阻率大于2000Ω ·m,接地电阻难 以达到15Ω 时可增加20Ω 土壤电阻率Ω ·m 100及以下 100~500 500~1000 1000~2000 2000以上 接地电阻Ω 10 15 20 25 30 接地电阻Ω

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。 但对于高度达到或超 过40m 的杆塔,其接地电阻也不宜 超过20Ω

8

无架空地线 的线路杆塔 接地电阻

1)交接时 2) 变 电 所 进 出 线 1 ~ 2km 内的杆塔3年 3) 其 它 线 路 杆塔不超过6 年





非有效接地系统的 钢筋混凝土杆、金 属杆 中性点不接地的低 压电力网线路钢筋 混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子 铁脚 30 1)采用测量接地引下线与接 地网(或相邻设备)之间的电 阻值来检查其连接情况,可 将所测的数据与历次数据比 较和相互比较,通过分析决 定是否进行挖开检查 2)可采用抽查的方式,抽查 率不小于20% 50 30

9

检查有效接 地系统的电 力设备的接 地引下线与 接地网的连 接情况

1)交接时 2)2年

不得有开断、松脱或严重腐蚀等现 象

序号 10





周 期 1)本项目只限于已经运行10 年以上(包括改造后重新运 行达到这个年限)的接地网 2)以后的检查年限可根据前 次挖开检查结果自行决定

要 求 不得有开 断、松脱 或严重腐 蚀等现象





抽样开挖检 查变电所地 中接地网的 腐蚀情况

1) 土壤电阻率<10Ω · m者应缩短周期, 8年 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,如有疑问还应扩大开挖 的范围

19

低压电器
60

电力设备交接和预防性试验规程 低压电器的试验项目、周期和要求见表 19。 表 19 低压电器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说明

低压电器连同所连电缆及 二次回路的绝缘电阻

交接时

绝缘电阻不应小于 1MΩ ;在比较潮湿的地方,可 不小于 0.5MΩ

2

电压线圈动作值校验

交接时

吸合电压不应大于额定电压的 85%, 释放电压不应 小于额定电压的 5%;短时工作的合闸线圈应在额 定电压的 85?110%范围内,分励线圈应在额定电 压的 85?110%范围内均能可靠工作

3

低压电器动作情况检查

交接时

除产品另有规定外,当电压、液压或气压在额定 值的 85?110%范围内,电器应可靠工作

4

低压电器采用的脱扣器的 整定

交接时

按使用条件进行整定,其误差不得超过产品技术 条件的规定

5

电阻器和变阻器的直流电 阻

交接时

符合产品技术条件的规定

6

低压电器连同所连电缆及 二次回路的交流耐压试验

交接时

试验电压为 1000V。当回路绝缘电阻在 10 MΩ 以 上时,可采用 2500V 兆欧表代替

61

电力设备交接和预防性试验规程

附录 A(规程的附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准
表 A 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 kV 交 流 耐 压 试 验 电 压 额定电压 最高工作电压 出 3 6 10 15 20 35 44 60 110 154 220 330 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 177.0 252.0 363.0 490 630 165 265 25 32 42 57 68 100 纯 瓷 绝 缘 厂 交接及大修 25 32 42 57 68 100 125 165 265 (305) 330 490 630 490 165 265 出 25 32 42 57 68 100 固 体 有 机 绝 缘 厂 交接及大修 22 26 38 50 59 90 110 150 240 (280) 360 440

注:括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录 B(提示的附录) 污秽等级与对应附盐密度值
表 B1 普通悬式绝缘子(X-4.5,XP-70,XP-160)附盐密度与对应的污秽等级 污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 — 1 >0.03~0.06 ≤0.06 2 >0.06~0.10 >0.06~0.10 3 >0.10~0.25 >0.10~0.25 mg/cm
2

mg/cm

2

4 >0.25~0.35 >0.25~0.35

表 B2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 污秽等级 1 2 3

4

62

电力设备交接和预防性试验规程 盐 密
2

mg/cm

≤0.02

>0.02~0.05

>0.05~0.1

>0.1~0.2

附录 C(提示的附录) 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 电位(V) 铜 Cu +0.334 铅 Pb -0.122 铁 Fe -0.44 锌 Zn -0.76 铝 Al -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。

附录 D(提示的附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法
D1 终端 终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于 25mm ; 铠装层接地线的截面不应小于 10mm 。
2 2

D2

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,

而且还必须与铜屏蔽层绝缘。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。连接铠装层的地线外部必须有外护
63

电力设备交接和预防性试验规程 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的完整性和延续性。

附录 E(提示的附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值
E1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表 E1~E4。 表 E1 FZ 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
FZ-10 型号 (FZ2-10) 额定电压 kV 试验电压 kV 10 10 (15kV 元件) 400~600 电导电流μ A (<10) 工频放电电 26~31 压有效值 kV 82~98 95~118 140~173 224~268 254~312 448~536 400~600 400~600 400~600 400~600 400~600 400~600 (20kV 元件) (20kV 元件) (30kV 元件) (30kV 元件) (30kV 元件) FZ-35 35 16 FZ-40 40 20 FZ-60 60 20 FZ-110J 110 24 FZ-110 110 24 FZ-220J 220 24

注:括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 表 E2 FS 型避雷器的电导电流值 型 号 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流μ A FS4-3,FS8-3,FS4-3GY 3 4 10 FS4-6,FS8-6,FS4-6GY 6 7 10 FS4-10,FS8-10,FS4-10GY 10 10 10

表 E3 FCZ 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型 号 FCZ3-35 35 50


FCZ3-35L 35 50


FCZ3-110J (FCZ2-110J)

FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110 250~400

FCZ-500J 500 160 1000~1400

FCX-500J 500 180 500~800

额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流μ A 工频放电电压

110 110 250~400

250~400

250~400 (400~600) (400~600) 340~390

70~85 有效值 kV

78~90

170~195

640~790

680~790

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; ③ FCZ-30DT 适用于热带多雷地区。 表 E4 FCD 型避雷器电导电流值额定电压
64

电力设备交接和预防性试验规程 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流μ A 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15

FCD 为 50~100,FCD、FCD3 不超过 10,FCD2 为 5~20

E2

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 13.1 序号 2 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。

E3

金属氧化物避雷器部分带电测试数据见表 E5 表 E5 厂家 西瓷 抚瓷 良乡 统计相次 90 44 54 MOA 带电测试数据 Ir 阻性电流 (μ A, Peak) 85~317 100~222 71~274 Ir/Ix(%) 20.6~36.9 17.1~31.7 17.9~36.5

Ix 全电流(μ A,rms) 272~953 440~717 333~984

注:系统电压等级 110~220kV

附录 F(提示的附录)

油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
额定电压 (kV) 2?3 6?15 20?35 110?220 500 试验电压 峰值(kV) 5 10 20 40 60 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μ A) 30℃ 25 50 74 74 45 40℃ 39 77 111 111 67 50℃ 55 112 167 167 100 60℃ 83 166 250 250 150 70℃ 125 250 400 400 235 80℃ 178 356 570 570 330

65

附录 G(规程的附录)

高压电气设备的工频耐压试验电压标准 额 定 电 压 kV 3 6 10 15 20 35 66 110 220 500 最高 工作 电压 kV 3.6 7.2 12 18 24 40.5 72.5 126 252 550 油浸电力变 压器 出厂 18 25 35 45 55 85 140 200 395 680 交接 大修 15 21 30 38 47 72 120 170 335 578 18 25 35 45 55 85 140 200 395 680 并联 电抗器 出厂 交接 大修 15 21 30 38 47 72 120 170 335 578 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 电压、电流 互感器 出厂 交接 大修 22 27 38 50 59 85 126 180 356 612 25 32 42 55 65 95 155 230 395 680 1min 工频耐压电压有效值(kV) 断路器 出厂 交接 大修 22 29 38 50 59 85 140 207 356 612 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 干式 电抗器 出厂 交接 大修 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 穿墙套管 纯瓷和纯瓷 充油绝缘 出厂 交接 大修 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 25 30 42 55 65 95 140 200 395 680 出厂 固体有机绝 缘 交接 大修 22 27 38 50 59 85 126 180 356 612 25 32 42 55 65 95 155 230 395 680 出厂 交接 大修 25 32 42 55 65 95 155 230 395 680 隔离开关 干式电力 变压器 出 厂 10 20 28 38 50 70 交接 大修 8.5 17 24 32 43 60

注:1)额定电压为 1kV 及以下的油浸电力变压器交接试验电压为 4kV,干式电力变压器为 2.6kV。 2)油浸电抗器和消弧线圈采用油浸电力变压器试验标准。 (说明:对于出厂试验电压值,断路器和隔离开关依据 DL/T593-1996 确定,干式电力变压器依据 GB6450-1986 和 GB50150-1991 确定,其余依据 GB311.1-1997 确定。交接、大修试验电压值与出厂试验电压值之间的倍数关系依据 GB50150-1991 确定。 )

附录 H(提示的附录) 参
GB 1001—1986 GB 1207—1997 GB 1208—1997 GB 1984—1989 GB 1985—1989 GB 3906—1991 JB/T 7111—1993 JB/T 7112—2000 GB 4109—1999 GB 4703—2001 JB/T 8169—1999 GB 4787—1996 GB 6115—1998 GB 6451—1999 GB 7253—1987 GB 7327—1987 GB 7674—1997 GB 8349—2000 GB 8905—1996 GB 10229—1988 GB 10230—1988 GB 11017—1989 GB 12706.1~.3—1991 GB 12976.1~.3—1991 GBJ 233—1990 DL 417—1991 DL 474—1992 DL 474.1—1992 DL 474.2—1992 DL 474.3—1992 DL 474.4—1992 DL 474.5—1992 DL 474.6—1992 电压互感器 电流互感器 交流高压断路器 交流高压隔离开关和接地开关 3~35kV 交流金属封闭式开关设备 高电压并联电容器装置 集合式高电压并联电容器 高压套管技术条件 电容式电压互感器 耦合电容器和电容分压器 断路器电容器 电力系统用串联电容器 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 交流系统用碳化硅阀式避雷器 72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备 金属封闭母线 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 电抗器 有载分接开关 额定电压 110kV 铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆 额定电压 35kV 及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 额定电压 35kV 及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 110?500kV 架空送电线路施工及验收规范 电力设备局部放电现场测量导则 现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 直流高电压试验 介质损耗因数(tgδ )试验 交流耐压试验 避雷器试验 变压器操作波感应耐压试验







盘形悬式绝缘子技术条件


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