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江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)


江苏省发电企业电力设备

交接和预防性试验规程
(试行)

江苏方天电力技术有限公司 二〇一三年二月

前 言
交接试验和预防性试验是保证电力系统安全运行的有效手段之一。原电力工业部颁 发的 DL/T596-1996《电气设备预防性试验规程》 ,和江苏省电力公司 2001 年 12 月颁发的 《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》 ,作为电力企业绝缘监督的主要依据,在发电 企业一直沿用至今。上述两个规程在生产中发挥了重要作用,并积累了丰富经验。随着电 力生产规模的扩大和技术水平的提高,以及新设备、新技术的不断应用,以上规程的部分 内容已不符合当前设备交接与预防性试验的实际要求。 为此, 根据国家标准 GB50150-2006 《电气设备交接试验标准》 、行业标准 DL/T393-2010《输变电设备状态检修试验规程》 , 结合多年来的交接验收、运行维护经验,江苏方天电力技术有限公司组织对《江苏省电力 设备交接和预防性试验规程》进行了修订。 本次对发电企业电力设备的交接试验项目和要求进行了修订,将设备的各类预防性 试验项目分为例行试验和诊断试验, 对例行试验的周期作了适当调整, 并增加了各类设备 红外检测等带电检测项目的要求。 本规程修订为 《江苏省发电企业电力设备交接和预防性 试验规程(试行) 》 ,发布后替代 2001 年 12 月颁发的《江苏省电力设备交接和预防性试验 规程》 。 本规程主要起草单位:江苏方天电力技术有限公司。 本规程参加起草单位:国电谏壁发电厂、华能金陵发电有限公司、新海发电有限公 司、南热发电有限责任公司、常熟发电有限公司、盐城发电有限公司、国华太仓发电有限 公司、张家港华兴电力有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、江苏核电有限公司、南京化 工园热电有限公司、大唐吕四港发电有限责任公司、利港电力有限公司、华电戚墅堰发电 有限公司。 本规程主要起草人:张霁、王成亮、黄磊、冒士平、花炜、封建宝。 本规程参加起草人:张劲松、吴德才、黄论军、徐新达、薛建根、张峥、陶晓明、 蔡光德、王声学、刘成钧、董志江、王之刚、俞华峰。 本规程由江苏方天电力技术有限公司修订并负责解释。

本规程自发布之日起实施
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前 目 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23.



言 ................................................................................................................................................................... I 录 .................................................................................................................................................................. II 范围 ............................................................................................................................................................. 1 引用标准 ..................................................................................................................................................... 1 术语、定义和符号 .................................................................................................................................... 2 总则 .............................................................................................................................................................. 3 旋转电机 ...................................................................................................................................................... 5 电力变压器及电抗器 ................................................................................................................................ 27 电流互感器 ................................................................................................................................................ 40 电压互感器 ................................................................................................................................................ 45 高压套管 .................................................................................................................................................... 51 SF6 断路器 ............................................................................................................................................ 54 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)(HGIS 参照执行) ..................................................................... 59 隔离开关、接地开关及高压熔断器 .................................................................................................... 65 高压开关柜 ............................................................................................................................................ 67 耦合电容器 ............................................................................................................................................ 70 金属氧化物避雷器 ................................................................................................................................ 71 电力电缆 ................................................................................................................................................ 73 接地装置 ................................................................................................................................................ 82 变电站设备外绝缘、绝缘子、封闭母线及一般母线 ........................................................................ 84 绝缘油 .................................................................................................................................................... 87 SF6 气体湿度和成分检测..................................................................................................................... 91 红外检测 ................................................................................................................................................ 92 1KV 及以下的配电装置和电力布线 ................................................................................................... 95 电除尘器 ................................................................................................................................................ 95

附录 A 高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准................................................................................. 97 附录 B 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数............................................................. 97 附录 C 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 ......................... 98 附录 D 变压器局部放电试验方法 .............................................................................................................. 102 附录 E 憎水性检查方法............................................................................................................................... 104
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附录 F 电流互感器保护级励磁曲线测量方法 ........................................................................................... 106 附录 G 电力电缆线路交叉互联系统试验方法和要求 ...............................................................................110 附录 H 特殊试验项目 ................................................................................................................................... 111 附录 I 状态量显著性差异分析法.................................................................................................................112 附录 J 变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法.....................................................................................113

附录 K 金属氧化物避雷器直流 1MA 电压 .................................................................................................114 附录 L 红外检测诊断判据............................................................................................................................116 附录 M 变压器状态诊断时可选用的试验项目...........................................................................................119 附录 N 污秽等级与对应附盐密度值 .......................................................................................................... 121 附录 O 外绝缘配置原则 .............................................................................................................................. 122

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范围 本规程规定了电力设备交接试验、例行试验、诊断试验的项目、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。 本规程适用于江苏省发电企业500kV及以下的电力设备。 本规程不适用于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。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础,参照本规程执行。 1. 引用标准 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款,引用文件均不注日期,其最新版本适 用于本规程。 GB 1094.3 电力变压器 第3部分:绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1094.6 电力变压器 第6部分:电抗器 GB 1094.11 电力变压器 第11部分:干式变压器 GB 1207 电磁式电压互感器 GB 1208 电流互感器 GB 1984 高压交流断路器 GB 2536 变压器油 GB 7674 额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验规程 GB 50233 110~500kV架空送电线路施工及验收规范 GB/T 264石油产品酸值测定法 GB/T 507绝缘油击穿电压测定法 GB/T 511石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法) GB/T 1094.10 电力变压器 第10部分: 声级测定 GB/T 4109高压套管技术条件 GB/T 4703电容式电压互感器 GB/T 5654液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 GB/T 6541石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7064隐极同步发电机技术要求 GB/T 7252变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7600运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB/T 7601运行中变压器油水分测定法(气相色谱法) GB/T 8905 六氟化硫设备中气体管理和检验导则 GB/T 10230.1 分接开关技术要求 GB/T10230.2 分接开关应用导则 GB/T 11017.1~GB/T 11017.3 额定电压 110 kV 交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件 GB/T 11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB/T 11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB/T 12706.2 额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV( Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 第2部分:额定电压6kV(Um=7.2kV)到30kV(Um=36kV)电缆 GB/T 12706.3 额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV( Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 第3部分:额定电压35kV(Um=40.5kV)电缆 2.
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GB/Z 18890.1~GB/Z 18890.3 额定电压220kV(Um=252kV)交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件 GB/T 19519标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准则 DL/T 393输变电设备状态检修试验规程 DL/T 492发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 401高压电缆选择导则 DL/T 417电力设备局部放电现场测量导则 DL/T 421绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 423绝缘油中含气量的测定 真空差压法 DL/T 429.1电力系统油质试验方法 透明度测定法 DL/T 429.2电力系统油质试验方法 颜色测定法 DL/T 432电力用油颗污染粒度测量方法 DL/T 450绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法 DL/T 474.1 现场绝缘试验试验导则 第1部分:绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 DL/T 474.3 现场绝缘试验试验导则 第3部分:介电损耗因数tanδ试验 DL/T 475接地装置特性参数测量导则 DL/T 459镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T 506六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法 DL/T 593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 621 交流电气装置的接地 DL/T 664带电设备红外诊断应用规范 DL/T 703绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 864标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 887杆塔工频接地电阻测量 DL/T 911电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 914六氟化硫气体湿度测定法(重量法) DL/T 915六氟化硫气体湿度测定法(电解法) DL/T 916六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917六氟化硫气体密度测定法 DL/T 918六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 DL/T 919六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) DL/T 920六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法 DL/T 921六氟化硫气体毒性生物试验方法 DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则 DL/T 1096 变压器油中颗粒度限值 DL/T 5092 110~500kV架空送电线路设计技术规程 JJG 310 国家计量检定规程压力式温度计 国家电网公司生变电[2010]11号 电力设备带电检测技术规范(试行) Q/GDW 152电力系统污区分级与外绝缘选择标准 Q/GDW-10-J394江苏省电力公司支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则 3. 术语、定义和符号 下列术语、定义和符号适用于本标准 3.1 交接试验 Hand-over Test

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为了确定新安装设备的状态,对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 例行试验 Routing Test 为了确定运行中设备的状态并及时发现存在的隐患按确定的周期进行的试验。 3.3 诊断试验 Diagnostic Test 巡检、在线监测、例行试验等发现设备存在缺陷,或经受了不良运行工况,或受家族缺陷警示, 进一步诊断设备缺陷进行的试验。 3.4 在线监测 On-line Detect 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。 3.5 带电测量 Energized Test 一般采用便携式检测仪器,对运行设备的状态量进行短时间的现场检测,有别于长期连续的在线 监测。 3.6 家族性缺陷 Family Defect 经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族性缺陷。如出现这类缺 陷,具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备,不论其当前是否可检出同类缺陷,在这种缺 陷隐患被消除之前,都称为有家族性缺陷设备。 3.7 不良工况 Undesirable Service Condition 设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。 3.8 设备状态量 Equipment condition indicators 直接或间接表征设备状态的各类信息,如数据、声音、图像、现象等。 3.9 初值 Initial value 能够代表状态量原始值的试验值,初值可以是出厂试验值、交接试验值、早期试验值、大修后的 首次试验值等。初值差的定义为:(当前测量值-初值)/初值×100%。 3.10 注意值 Attention value 状态量达到该数值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.11 警示值 Warning value 状态量达到该数值时,设备已经存在缺陷并有可能发展为故障。 3.12 本规程所用的符号 Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压); Um 设备最高电压; U0/U 电缆额定电压(其中 U0 为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压,U 为导体与导体 之间的设计电压); U1mA 避雷器直流 1mA 下的参考电压; δ 介质损耗因数; If 励磁电流。 4. 总则 4.1 设备巡检 在设备运行期间,应按规定的巡检内容和巡检周期对设备进行巡检,巡检情况应有书面或电子文
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档记录。 在雷雨季节、大风、大雨、大雪、冰雹、大雾、沙尘暴及有明显震感(烈度 4 级及以上)地震之 后,应对相关设备加强巡检;新投运和大修后投运的设备应加强巡检;日最高气温 35℃以上或大负荷 期间应加强红外检测。 4.2 试验说明 4.2.1 设备技术文件与本标准不一致的处置原则 若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目,按设备技术文件要求进行。若设备 技术文件要求与本标准要求不一致,按严格要求执行。 4.2.2 首次例行试验时间要求 新设备(66kV 及以上、容量 2MVA 及以上变压器和容量 6MW 及以上发电机)投运满 1 年,以 及停运 6 个月以上重新投运前,应进行例行试验。大修后设备重新投运前可参照新设备要求执行。 4.2.3 现场备用设备例行试验要求 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验;备用设备投运前应对其进行例行试验;若更换的是 新设备,投运前应按交接试验要求进行试验。 4.2.4 介质损耗因数试验说明 除特别说明,所有电容量和介质损耗因数一并测量的试验,试验电压均为 10kV,tanδ 限值均为 20℃温度下的值。 4.2.5 耐压试验说明 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。静置时间如无制造厂规定,则应 依据设备的额定电压满足以下要求: 500kV>72h 220kV>48h 110kV 及以下>24h 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,试验电压应采用所连接设备中的最低试 验电压。 4.2.6 试验时, 如电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同, 应根据下列原则确定试验 电压: 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工作电压确定其试验电压; c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时,应在安装地点按实际使用的额定工作 电压确定其试验电压。 交接试验时,耐压试验电压值以额定电压的倍数计算,发电机和电动机应按铭牌额定电压计算, 电缆可按电缆额定电压计算。 4.2.7 试验时温度湿度要求 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、δ、泄漏电流等)时,应同时 测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 在进行与环境温度、湿度有关的试验时,除专门规定的情形之外,环境相对湿度不宜大于 80%, 环境温度不宜低于 5℃,绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时,可采用 4.3.4 进行分析。

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本规程中使用常温为 10~40℃;运行温度为 75℃。 4.2.8 直流耐压要求 在进行直流高压试验时,应采用负极性接线。 4.3 设备状态量的评价和处置原则 4.3.1 注意值处置原则 有注意值要求的试验项目,若当试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显,对于正在运行的设 备,应加强跟踪监测;对于停电设备,如怀疑属于严重缺陷,则不宜投入运行。 4.3.2 警示值处置原则 有警示值要求的试验项目,若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显,对于运行设备应 尽快安排停电试验;对于停电设备,消除此隐患之前一般不应投入运行。 4.3.3 试验值的显著性差异分析 在相近的运行和检测条件下,同一家族设备的同一试验值不应有明显差异,否则应进行显著性差 异分析,分析方法见附录 A。 4.3.4 易受环境影响的试验值的纵横比分析 设 A、B、C 三台设备的上次试验值和当前试验值分别为 a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备 A 当前试验值 a2 是否正常时,根据 a2/(b2+c2)与 a1/(b1+c1)相比有无明显差异进行判断,一般不超过± 30%可作为判断正常与否的参考。a1、b1、c1 宜选择初值。 4.4 基于设备状态的周期调整 4.4.1 延长试验周期的条件 符合以下各项条件的设备,需停电进行的例行试验可以在原有周期的基础上延迟 1 个年度。 a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常。 b) 带电检测(如有)显示设备状态良好。 c) 上次例行试验与前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异。 d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族性缺陷。 e) 上次例行试验以来,没有经受严重的不良工况。 4.4.2 需提前试验的情形 有下列情形之一的设备,需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验: a) 巡检中发现有异常,此异常可能是重大质量隐患所致。 b) 带电检测(如有)显示设备状态不良。 c) 之前的例行试验数据有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势,或接近注意值或警示值。 d) 存在重大家族缺陷。 e) 经受了较为严重的不良工况。 4.5 解体性检修的适用原则 存在下列情形之一的设备,需要对设备核心部件或主体进行解体性检修,不适宜检修的应进行更 换。 a) 例行或诊断试验表明存在重大缺陷的设备。 b) 受重大家族缺陷警示,需要消除重大家族缺陷的设备。 c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验,达到解体性检修条件的设备。 旋转电机 5.1 同步发电机和调相机 本规程对容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求做了相应规定,6000kW 以下者可参照执行。 5.

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5.1.1 有关定子绕组干燥问题的规定。 5.1.1.1 发电机和同步调相机大修中更换绕组时, 容量为 10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况 应满足下列条件,而容量为 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)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于 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自行规定,在具备测量极化指 数的条件下,极化指数自行规定。 b)在 40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ (取 Un 的千伏数,下同),分相试验 时,不小于 2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是 40℃,绝缘电阻值应进行换算。 5.1.1.2 运行中的发电机和同步调相机,在大修中未更换绕组时,除在绕组中有明显进水或严重 油污(特别是含水的油)外,满足上述条件时,一般可不经干燥投入运行。 5.1.2 同步发电机和调相机的交接试验项目和要求见表 1。 表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的交接试验项目及要求 序号 项目 要求 说明 1. 额定电压为 1000V 以上者,采用 2500V 兆 欧表,量程一般不低于 10000MΩ 2. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 3. 200MW 及以上机组,在具备测量极化指数的 条件下,推荐测量极化指数 4. 水内冷电机应在消除剩水影响的情况下进行 5. 交流耐压试验合格的电机,当其绝缘电阻在 接近运行温度、环氧粉云母绝缘的电机则在常 温下不低于其额定电压每千伏 1MΩ时, 可不经 干燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进 行内部作业 6. 对水冷电机,应测量汇水管及引水管的绝 缘电阻,阻值应符合制造厂的规定 7. 对于汇水管死接地的电机应在无水情况下 进行;对汇水管非死接地的电机,应分别测量 绕组及汇水管绝缘电阻, 绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响, 测量结果应符合制 造厂规定 1. 在冷态下测量,绕组表面温度与周围空气 温度之差不应大于±3℃ 2. 汽轮发电机相间 ( 或分支间 ) 差别及其出厂 值的相对变化大于 1%时,应引起注意 1. 氢冷发电机应在充氢后氢纯度为 96%以上 或排氢后含氢量在 3%以下时进行,严禁在置 换过程中进行试验 2. 试验电压按每级 0.5Un 分阶段升高, 每阶段 停留 1min

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定子绕组 的绝缘电 阻、吸收 比或极化 指数

1. 绝缘电阻值自行规定。若在相近 试验条件(温度、湿度)下,绝缘电阻 值降低到出厂正常值的 1/3 以下时, 应查明原因。 2. 各相或各分支绝缘电阻值的差值 不应大于最小值的 100% 3. 吸收比或极化指数:沥青浸胶及 烘卷云母绝缘吸收比不应小于 1.3 或极化指数不应小于 1.5;环氧粉云 母绝缘吸收比不应小于 1.6 或极化 指数不应小于 2.0;水内冷定子绕组 自行规定

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定子绕组 的直流电 阻

汽轮发电机各相或各分支的直流电 阻值,在校正了由于引线长度不同 而引起的误差后相互间差别以及与 出厂时测量值比较,相差不得大于 最小值的 1.5%(水轮发电机为 1%)。 超出要求者,应查明原因 在制造厂无特殊电压要求下: 1. 试验电压为 3.0Un 2. 在规定试验电压下,各相泄漏电 流的差别不应大于最小值的 50%; 最大泄漏电流在 20μA以下者,根
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定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验

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据绝缘电阻值和交流耐压试验结果 综合判断为良好时,各相间差值可 不考虑 3. 泄漏电流不应随时间延长而增大

3. 不符合要求 2.和 3.之一者,应找出原因并 消除 4. 泄漏电流随电压不成比例显著增长时,应 注意分析 5. 试验时,微安表应接在高压侧,并对出线 套管表面加以屏蔽。 水内冷发电机汇水管有绝 缘者,应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:对于开启式水系统 不大于 5.0×102μS/m;对于独立的密闭循环 水系统现暂可执行 2.0×102μS/m,但应力争 达到 1.5×102μS/m 6. 制造厂有特殊规定时,按制造厂要求进行

在制造厂无特殊电压要求下,试验 电压要求如下: 容量 kW 定子绕组 交流耐压 试验 小于 10000 额定电压 Un V 36 以上 6000 以下 10000 及以 上 6000~ 24000 24000 以上 试验电压 V 1.6Un+800 但最低为 1500 2U n 1.6Un+800 按专门协 议 1. 氢冷发电机试验条件同本表序号 3 的说明 1. 2. 水内冷电机一般应在通水的情况下进行试 验,进口机组按厂家规定,水质要求同本表序 号 3 说明 5. 3. 有条件时,可采用超低频(0.1Hz) 耐压,试 验电压峰值为工频试验电压峰值的 1.2 倍,持 续时间为 1min 4. 制造厂有特殊规定时,按制造厂要求进行

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转子绕组 的绝缘电 阻

1. 当转子额定电压为 200V 以上时,采用 2500V 兆欧表,当转子额定电压为 200V 及以 下时, 采用 1000V 兆欧表测量。 水内冷发电机 1. 绝缘电阻值在室温时一般不小于 用 500V 及以下兆欧表或其它测量仪器 0.5MΩ 2. 对于 300MW 以下的隐极式电机, 当定子绕 2. 水内冷转子绕组绝缘电阻值在室 组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕, 如果转 温时一般不应小于 5kΩ 子绕组的绝缘电阻值在 75℃时不小于 2kΩ, 或在 20℃时不小于 20kΩ,允许投入运行 3. 对于 300MW 及以上的隐极式电机, 转子绕 组的绝缘电阻值在 10~30℃时不小于 0.5MΩ 与出厂时所测结果换算到同温度下 比较,其差别一般不超过 2% 1. 在冷态下进行测量 2. 显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连 接点进行测量

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转子绕组 的直流电 阻

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转子绕组 交流耐压 试验 发电机或 励磁机的 励磁回路 所连接的 设备(不 包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的绝 缘电阻 发电机或 励磁机的 励磁回路 所连接的 设备(不 包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的交 流耐压试 验

试验电压要求如下: 1.对显极式转子要求 额 定 励磁 电压 500V 及 以下 者 为 2. 隐 极 式 转 子 可 不 进 行 交 流耐 压 试 验 , 用 10Un,但不低于 1500V;500V 以上 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 者为 2Un+4000V

8

1.用 2500V 兆欧表 绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ,否则 2.回路中有电子元器件设备的,试验时应将插 应查明原因并消除 件拔出或将其两端短路

9

试验电压为 1kV

可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替

10

定子铁心 试验

1. 在磁密为 1T 下持续试验时间为 90min,在磁 密为 1.4T 下持续时间为 45min。 对直径较大的 1. 磁密在 1T 下齿的最高温升不大 水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度 于 25K,齿的最大温差不大于 15K, 分布不均匀所引起的误差 单位损耗不大于 1.3 倍参考值,在 2. 用红外热像仪测温 1.4T 下自行规定 3. 本试验可用 EL CID 试验代替 2. 单位损耗参考值见附录 A 4. 当制造厂已进行试验,且有出厂试验报告 时,可不进行此项试验 1. 汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5MΩ 2. 立式水轮发电机组的推力轴承每 一轴瓦不得低于 100MΩ; 油槽充油 并顶起转子时,不得低于 0.3MΩ 3. 所有类型的水轮发电机,凡有绝 缘的导轴承,油槽充油前,每一轴 瓦不得低于 100MΩ 与铭牌数值或出厂数值比较,其差 别不应超过 10%
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11

发电机、 励磁机绝 缘轴承和 转子进水 支座的绝 缘电阻 灭磁电阻 器(或自

1. 汽轮发电机组的轴承绝缘,用 1000V 兆欧 表在安装好油管后进行测量 2. 氢冷发电机应测量内、外挡板的绝缘电阻, 其值应符合制造厂的规定 3.制造厂有特殊规定时,按制造厂要求进行

12

非线性电阻按厂家要求

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同步电阻 器)的直 流电阻 13 灭磁开关 的并联电 阻 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 1. 隐极式转子在膛内或膛外,以及超速前、 后的额定转速下测量, 显极式转子对每一个转 子绕组测量 2. 试验应在相同条件、相同电压下进行,试 验电压峰值不超过额定励磁电压( 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. 无刷励磁机组,无测量条件时,可以不测 量

14

转子绕组 的交流阻 抗和功率 损耗

阻抗和功率损耗值自行规定。在相 同试验条件下与出厂时数值比较, 不应有显著变化

15

检温计绝 缘电阻和 温度误差 检验 定子绕组 端部及引 线的固有 频率测试 及端部模 态分析

1. 绝缘电阻值自行规定 1. 用 250V 及以下的兆欧表 2. 检温计指示值误差不应超过制造 2. 检温计除埋入式外还包括水内冷定子绕组 厂规定 引水管出水温度计

16

自振频率 fz 不得介于基频的±10% 当制造厂已进行过试验,且有出厂试验报告 范围内且要求≤94Hz 和≥115Hz 时,可不进行此项试验

1. 直流试验电压值为 Un 2. 测试结果一般不大于下表中的值 定子绕组 端部手包 绝缘施加 直流电压 测量 手包绝缘引线 接头, 汽机侧隔 相接头 端部接头 ( 包括 引水管锥体绝 缘 ) 和过渡引线 并联块 100M Ω电阻上 的电压降值为 1300V 100M Ω电阻上 的电压降值为 1900V

17

1. 本项试验适用于 200MW 及以上的国产水 氢氢汽轮发电机,还应包括 300MW 双水内冷 汽轮发电机 2. 可在通水条件下进行试验, 以发现定子接头 漏水缺陷 3. 尽量在投产前进行, 若未进行则投产后应尽 快安排试验 4. 当制造厂已进行过试验, 且有出厂试验报告 时,可不进行此项试验,而在现场包裹绝缘的 过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行

18

轴电压

1. 汽轮发电机的轴承油膜被短路 时,转子两端轴上的电压一般应等 于轴承与机座间的电压,轴承与机 座间的电压与轴两端电压相比不应 测量时采用高内阻(不小于 100kΩ/V)宽频的 相差 10% 交流电压表。 2. 汽轮发电机大轴对地电压应小于 20V 3. 水轮发电机不作规定
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19

空载特性 曲线

1. 与制造厂数据比较,应在测量误 差的范围以内 2. 在额定转速下的定子电压最高 值: 1. 无起动电动机的同步调相机不作此项试验 a) 水轮发电机为 1.5Un( 以不超过额 2. 新机交接未进行本项试验时,应在 1 年内 定励磁电流为限) 做不带变压器的 1.3Un 空载特性曲线试验 b) 汽轮发电机为 1.3Un( 带变压器时 为 1.1Un) 3. 对于有匝间绝缘的电机最高电压 时持续时间为 5min 与制造厂出厂数据比较,其差别应 在测量误差的范围以内 1. 无起动电动机的同步调相机不作此项试验 2. 新机交接未进行本项试验时应在 1 年内做 不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验

20

三相稳定 短路特性 曲线 发电机定 子开路时 的灭磁时 间常数 检查相序 测量超瞬 态电抗和 负序电抗 测量发电 机自动灭 磁装置分 闸后的定 子残压

21

时间常数与出厂试验或更换前相比 较应无明显差异 应与电网的相序一致 不作规定 当无制造厂型式试验数据时,应进行测量

22 23

24

不作规定

发电机在空载额定电压下自动灭磁装置分闸 后测量定子残压

5.1.3 同步发电机和调相机的例行试验项目和要求见表 2。 发电机例行试验主要包括发电机大、小修试验。 发电机大修对应为 A 级检修,小修对应为 B、C 级检修:A 级检修是指对发电机组进行全面解 体检查和修理,以保持、恢复或提高设备性能;B 级检修是指针对机组某些设备存在问题,对机组部 分设备进行解体检查和修理;C 级检修是指根据设备的磨损、老化规律,有重点的对机组进行检查、 评估、修理和清扫。 表 2 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的例行试验项目及要求 序 号 项目 周期 要求 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近 试验条件( 温度、湿度)下,绝缘电 阻值降低到历年正常值的 1/3 以下 时,应查明原因 2)各相或各分支绝缘电阻值的差值 不应大于最小值的 100%
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说明 1. 额定电压为 1000V 以上者, 采用 2500V 兆欧表,量程一般不低于 10000MΩ 2. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 3. 200MW 及以上机组,在具备测量 极化指数的条件下,推荐测量极化

1

定子绕组 1. 大修前、 的绝缘电 后 阻、吸收 2. 1 年或小 比或极化 (中)修时 指数

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3)吸收比或极化指数:沥青浸胶及 烘卷云母绝缘吸收比不应小于 1.3 或极化指数不应小于 1.5; 环氧粉云 母绝缘吸收比不应小于 1.6 或极化 指数不应小于 2.0; 水内冷定子绕组 自行规定

指数。 4. 水内冷电机应在消除剩水影响的 情况下进行。 5. 交流耐压试验合格的电机,当其 绝缘电阻在接近运行温度、 环氧粉云 母绝缘的电机则在常温下不低于其 额定电压每千伏 1MΩ时,可不经干 燥投入运行。 但在投运前不应再拆开 端盖进行内部作业。 6. 对水冷电机, 应测量汇水管及引 水管的绝缘电阻。阻值应符合制造 厂的规定 7. 对于汇水管死接地的电机应在 无水情况下进行;对汇水管非死接 地的电机,应分别测量绕组及汇水 管绝缘电阻,绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响,测量结 果应符合制造厂规定 1. 在冷态下测量, 绕组表面温度与 周围空气温度之差不应大于±3℃ 2. 汽轮发电机相间(或分支间)差别 及其历年的相对变化大于 1% 时, 应引起注意

2

定子绕组 的直流电 阻

1.大修时 2.小修或中 修时

汽轮发电机各相或各分支的直流电 阻值,在校正了由于引线长度不同 而引起的误差后相互间差别以及与 初次( 出厂或交接时) 测量值比较, 相差不得大于最小值的 1.5%(水轮 发电机为 1%)。超出要求者,应查 明原因 1. 试验电压如下:

3

定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验

1.大修前、 后 2. 小修或 中修时

1. 应在停机后清除污秽前热状态 下进行。处于备用状态时,可在冷 运行 20 年及 态下进行。氢冷发电机应在充氢后 2.5Un 以下者 氢纯度为 96%以上或排氢后含氢量 运行 20 年以 在 3%以下时进行,严禁在置换过 大 上与架空线直 2.5Un 程中进行试验 修 接连接者 2. 试验电压按每级 0.5Un 分阶段升 前 运行 20 年以 高,每阶段停留 1min (2.0~ 上不与架空线 3. 不符合要求 2.和 3.之一者, 应尽 2.5)Un 直接连接者 可能找出原因并消除,但并非不能 运行 小修时和大修后 2.0Un 2. 在规定试验电压下, 各相泄漏电 4. 泄漏电流随电压不成比例显著 流的差别不应大于最小值的 100%; 增长时,应注意分析 最大泄漏电流在 20μA以下者, 相 5. 试验时,微安表应接在高压侧, 间差值与历次试验结果比较,不应 并对出线套管表面加以屏蔽。水内 冷发电机汇水管有绝缘者,应采用 有显著的变化 3. 泄漏电流不随时间的延长而增大 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

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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:对于开启式水系统不大于 5.0×102μS/m;对于独立的密闭循 2 环水系统现暂可执行 2.0×10 μ 2 S/m,但应力争达到 1.5×10 μS/m 6. 制造厂有特殊规定时, 按制造厂 要求进行 试验电压为: 运行 20 年及以下 者 4 定子绕组 交流耐压 试验 大修前 运行 20 年以上与 架空线路直接连接 者 运行 20 年以上不 与架空线路直接连 接者 1.5Un 1. 应在停机后清除污秽前热状态 下进行。处于备用状态时,可在冷 状态下进行。氢冷发电机试验条件 同本表序号 3 的说明 1. 2. 水内冷电机一般应在通水的情 况下进行试验,进口机组按厂家规 定,水质要求同本表序号 3 说明 5. 3. 有条件时, 可采用超低频(0.1Hz) 耐压,试验电压峰值为工频试验电 压峰值的 1.2 倍,持续时间为 1min 1. 采用 1000V 兆欧表测量。 水内冷 发电机用 500V 及以下兆欧表或其 它测量仪器 2. 对于 300MW 以下的隐极式电 机,当定子绕组已干燥完毕而转子 绕组未干燥完毕,如果转子绕组的 绝缘电阻值在 75℃时不小于 2kΩ, 或在 20℃时不小于 20kΩ,允许投 入运行 3. 对于 300MW 及以上的隐极式电 机, 转子绕组的绝缘电阻值在 10~ 30℃时不小于 0.5MΩ 1. 在冷态下进行测量 2. 显极式转子绕组还应对各磁极 线圈间的连接点进行测量

1.5Un

(1.3~ 1.5)Un

5

转子绕组 的绝缘电 阻

大、中、小 修时

1. 绝缘电阻值在室温时一般不小 于 0.5MΩ 2. 水内冷转子绕组绝缘电阻值在 室温时一般不应小于 5kΩ

6

转子绕组 的直流电 阻 转子绕组 交流耐压 试验 发电机或 励磁机的 励磁回路 所连接的 设备(不

与初次 ( 交接或大修 ) 所测结果比 大、中修时 较,其差别一般不超过 2%

7

大修时

1.对显极式转子要求 试验电压为 5Un, 但不低于 1000V, 2.隐极式转子可不进行交流耐压试 不大于 2000V 验, 用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代 替 1. 小修时用 1000V 兆欧表 2. 大修时用 2500V 兆欧表 3. 回路中有电子元器件设备的, 试 验时应将插件拔出或将其两端短路

8

大、中、小 修时

绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ, 否则 应查明原因并消除

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包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的绝 缘电阻 发电机或 励磁机的 励磁回路 所连接的 设备(不 包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的交 流耐压试 验 发电机、 励磁机绝 缘轴承和 转子进水 支座的绝 缘电阻 灭磁电阻 器(或自 同步电阻 器)的直 流电阻 灭磁开关 的并联电 阻

9

大修时

试验电压为 1kV

可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替

10

大修时

1) 汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5MΩ 2)立式水轮发电机组的推力轴承每 一轴瓦不得低于 100MΩ;油槽充 油并顶起转子时, 不得低于 0.3MΩ 3)所有类型的水轮发电机,凡有绝 缘的导轴承,油槽充油前,每一轴 瓦不得低于 100MΩ

1. 汽轮发电机组的轴承绝缘,用 1000V 兆欧表在安装好油管后进行 测量 2. 制造厂有特殊规定时, 按制造厂 要求进行

11

大修时

与铭牌数值或交接数值比较,其差 别不应超过 10%

非线性电阻按制造厂要求

12

大修时

与初始值比较应无显著差别

电阻值应分段测量 1. 隐极式转子在膛内或膛外, 以及 不同转速下测量(300MW 双水内 冷机组必要时)显极式转子对每一 个转子绕组测量 2. 每次试验应在相同条件、 相同电 压下进行,试验电压峰值不超过额 定励磁电压(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 1. 用 250V 及以下的兆欧表 2. 检温计除埋入式外还包括水内

13

转子绕组 的交流阻 抗和功率 损耗

大修时

阻抗和功率损耗值自行规定。在相 同试验条件下与历年数值比较,不 应有显著变化

14

检温计绝 缘电阻和

大修时

1. 绝缘电阻值自行规定 2. 检温计指示值误差不应超过制
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温度误差 检验 定子绕组 端部及引 线的固有 频率测试 及端部模 态分析

造厂规定

冷定子绕组引水管出水温度计

15

大修时

自振频率 fz 不得介于基频的±10% 范围内且要求≤94Hz 和≥115Hz

16

定子绕组 端部手包 绝缘施加 直流电压 测量

1. 直流试验电压值为 Un 2. 测试结果一般不大于下表中的 值 手包绝缘引线 接头,汽机侧 隔相接头 端部接头( 包括 引水管锥体绝 缘) 和过渡引线 并联块 100MΩ电阻上 的电压降值为 2000V 100MΩ电阻上 的电压降值为 3000V

大修时

1.本项试验适用于 200MW 及以上 的国产水氢氢汽轮发电机,还应包 括 300MW 双水内冷汽轮发电机 2.可在通水条件下进行试验,以发 现定子接头漏水缺陷

17

轴电压

大、中、小 修后

1. 汽轮发电机的轴承油膜被短路 时,转子两端轴上的电压一般应等 于轴承与机座间的电压,轴承与机 座间的电压与轴两端电压相比不应 相差 10% 2. 汽轮发电机大轴对地电压应小 于 20V 3. 水轮发电机不作规定 1. 与制造厂(或以前测得的)数据比 较,应在测量误差的范围以内 2. 在额定转速下的定子电压最高 值: a)水轮发电机为 1.5Un(以不超过额 定励磁电流为限) b)汽轮发电机为 1.3Un(带变压器时 为 1.1Un) 3. 对于有匝间绝缘的电机最高电 压时持续时间为 5min

用高内阻(不小于 100kΩ/V)宽频 的交流电压表测量。

18

空载特性 曲线

大修后

1. 无起动电动机的同步调相机不 作此项试验 2. 新机交接未进行本项试验时, 应 在 1 年内做不带变压器的 1.3Un 空 载特性曲线试验;一般性大修时可 以带主变压器试验

5.1.4 同步发电机和调相机的诊断性试验项目和要求见表 3。 表 3 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的诊断性试验项目及要求 序号 1 项目 要求 说明 1. 必要时进行 2. 额定电压为 1000V 以上者,采用 2500V 兆 定子绕组 1. 绝缘电阻值自行规定。若在相近 的绝缘电 试验条件(温度、 湿度)下, 绝缘电阻
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阻、吸收 值降低到出厂正常值的 1/3 以下时, 比或极化 应查明原因。 指数 2. 各相或各分支绝缘电阻值的差 值不应大于最小值的 100% 3. 吸收比或极化指数:沥青浸胶及 烘卷云母绝缘吸收比不应小于 1.3 或极化指数不应小于 1.5; 环氧粉云 母绝缘吸收比不应小于 1.6 或极化 指数不应小于 2.0; 水内冷定子绕组 自行规定

欧表,量程一般不低于 10000MΩ 3. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 4. 200MW 及以上机组,在具备测量极化指数的 条件下,推荐测量极化指数 5. 水内冷电机应在消除剩水影响的情况下进行 6. 交流耐压试验合格的电机,当其绝缘电阻在 接近运行温度、环氧粉云母绝缘的电机则在常 温下不低于其额定电压每千伏 1MΩ时, 可不经 干燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进 行内部作业 7. 对水冷电机, 应测量汇水管及引水管的绝缘 电阻,阻值应符合制造厂的规定 8. 对于汇水管死接地的电机应在无水情况下 进行;对汇水管非死接地的电机,应分别测量 绕组及汇水管绝缘电阻, 绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响, 测量结果应符合制 造厂规定 1. 在发电机出口短路后或必要时开展 2. 在冷态下测量, 绕组表面温度与周围空气温 度之差不应大于±3℃ 3. 汽轮发电机相间 ( 或分支间) 差别及其历年 的相对变化大于 1%时,应引起注意

2

汽轮发电机各相或各分支的直流电 阻值,在校正了由于引线长度不同 定子绕组 而引起的误差后相互间差别以及与 的直流电 初次(出厂或交接时)测量值比较, 相 阻 差不得大于最小值的 1.5%( 水轮发 电机为 1%)。超出要求者,应查明 原因

3

1. 在更换绕组后或必要时开展 2. 氢冷发电机应在充氢后氢纯度为 96%以上 或排氢后含氢量在 3%以下时进行,严禁在置 换过程中进行试验 1. 试验电压如下: 3. 试验电压按每级 0.5Un 分阶段升高, 每阶段 全部更换定子绕组并修 3.0Un 停留 1min 好后 4. 不符合要求 2.和 3.之一者, 应尽可能找出原 局部更换定子绕组并修 因并消除,但并非不能运行 2.5Un 定子绕组 好后 5. 泄漏电流随电压不成比例显著增长时, 应注 泄漏电流 2. 在规定试验电压下,各相泄漏电 意分析 和直流耐 流的差别不应大于最小值的 100%; 6. 试验时, 微安表应接在高压侧, 并对出线套 压试验 最大泄漏电流在 20μA以下者,相 管表面加以屏蔽。 水内冷发电机汇水管有绝缘 间差值与历次试验结果比较,不应 者,应采用低压屏蔽法接线;汇水管直接接地 有显著的变化 者,应在不通水和引水管吹净条件下进行试 3. 泄漏电流不随时间的延长而增 验。冷却水质应透明纯净,无机械混杂物,导 大 电率在水温 20℃时要求: 对于开启式水系统不 2 大于 5.0×10 μS/m;对于独立的密闭循环水系 统现暂可执行 2.0×102μS/m,但应力争达到 1.5×102μS/m
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7. 制造厂有特殊规定时,按制造厂要求进行 1. 全部更换定子绕组并修好后的 试验电压如下: 容量 kW 或 kVA 小于 10000 额定电 压 Un V 36 以上 6000 以 下 10000 及以上 6000~ 24000 24000 以上 试验电压 V 2Un+1000 但 最低为 1500 2.5Un 2Un+1000 按专门协议 1. 在更换绕组后或必要时开展 2. 应在停机后清除污秽前热状态下进行。 处于 备用状态时,可在冷状态下进行。氢冷发电机 试验条件同本表序号 3 的说明 1. 3. 水内冷电机一般应在通水的情况下进行试 验,进口机组按厂家规定,水质要求同本表序 号 3 说明 5. 4. 有条件时,可采用超低频(0.1Hz) 耐压,试 验电压峰值为工频试验电压峰值的 1.2 倍,持 续时间为 1min 5. 全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的 试验电压见附录 B

4

定子绕组 交流耐压 试验

2. 局部更换定子绕组并修好后试 验电压为: 运行 20 年及以下者 运行 20 年以上与架 空线路直接连接者 运行 20 年以上不与 架空线路直接连接者 1.5Un 1.5Un (1.3 ~ 1.5)Un

5

1. 绝缘电阻值在室温时一般不小 转子绕组 于 0.5MΩ 的绝缘电 2. 水内冷转子绕组绝缘电阻值在 阻 室温时一般不应小于 5kΩ

1. 在转子清扫前、后开展 2. 采用 1000V 兆欧表测量。水内冷发电机用 500V 及以下兆欧表或其它测量仪器 3. 对于 300MW 以下的隐极式电机, 当定子绕 组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕, 如果转 子绕组的绝缘电阻值在 75℃时不小于 2kΩ, 或在 20℃时不小于 20kΩ,允许投入运行 4. 对于 300MW 及以上的隐极式电机, 转子绕 组的绝缘电阻值在 10~30℃时不小于 0.5MΩ

试验电压如下: 显极式和 隐极式转 子全部更 换绕组并 修好后 显极式转 子局部更 换绕组并 修好后 隐极式转 子局部修 理槽内绝 额定励磁电压 500V 及 以 下 者 为 10Un , 但 不 低 于 1500V; 500V 以上者 为 2Un+4000V 5Un, 但 不 低 于 1000V , 不 大 于 2000V 5Un, 但 不 低 于 1000V , 不 大 于 2000V
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6

转子绕组 交流耐压 试验

1. 在显极式转子更换绕组后或者隐极式转子 拆卸套箍后, 局部修理槽内绝缘和更换绕组后 开展 2. 隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时, 可 用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 3. 隐极式转子若在端部有铝鞍, 则在拆卸套箍 后作绕组对铝鞍的耐压试验。 试验时将转子绕 组与轴连接,在铝鞍上加电压 2000V 4. 全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压 值按制造厂规定

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缘后及局 部更换绕 组并修好 后 1. 磁密在 1T 下齿的最高温升不大 于 25K, 齿的最大温差不大于 15K, 定子铁心 单位损耗不大于 1.3 倍参考值,在 试验 1.4T 下自行规定 2. 单位损耗参考值见附录 A 3. 对运行年久的电机自行规定 定子槽部 线圈防晕 不大于 10V 层对地电 位 定子绕组 端部及引 线的固有 自振频率 fz 不得介于基频的±10% 频率测试 范围内且要求≤94Hz 和≥115Hz 及端部模 态分析 1. 直流试验电压值为 Un 2. 测试结果一般不大于下表中的 值 手包绝缘引线 接头, 汽机侧隔 相接头 端部接头 ( 包括 引水管锥体绝 缘 ) 和过渡引线 并联块 100MΩ电阻上 的电压降值为 2000V 100MΩ电阻上 的电压降值为 3000V 1. 在重新组装或更换、 修理硅钢片后或必要时 开展 2. 在磁密为 1T 下持续试验时间为 90min,在磁 密为 1.4T 下持续时间为 45min。 对直径较大的 水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度 分布不均匀所引起的误差 3. 可用 ELCID 方法代替 1. 在运行中 (至少在大修停机前) 检温元件电 位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量 2. 在试验时对定子绕组施加额定交流相电压 值, 用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值 3. 有条件时可采用超声法探测槽放电

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8

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在必要时开展

10

定子绕组 端部手包 绝缘施加 直流电压 测量

1. 在必要时开展, 适用于 200MW 及以上的国 产水氢氢汽轮发电机,还应包括 300MW 双水 内冷汽轮发电机 2. 可在通水条件下进行试验, 以发现定子接头 漏水缺陷

11

定子绕组 绝缘老化 见附录 A 鉴定 1. 与制造厂( 或以前测得的) 数据比 较,应在测量误差的范围以内 2. 在额定转速下的定子电压最高 空载特性 值: 曲线 a) 水轮发电机为 1.5Un( 以不超过额 定励磁电流为限) b) 汽轮发电机为 1.3Un( 带变压器时
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1. 在累计运行时间 20 年以上且运行或预防性 试验中绝缘频繁击穿时开展 2. 新机投产后第一次大修有条件时可对定子 绕组做试验,取得初始值

12

在更换绕组后开展

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为 1.1Un) 3. 对于有匝间绝缘的电机最高电 压时持续时间为 5min 13 三相稳定 与制造厂出厂( 或以前测得的) 数据 短路特性 比较,其差别应在测量误差的范围 曲线 以内 发电机定 子开路时 时间常数与出厂试验或更换前相比 的灭磁时 较应无明显差异 间常数 检查相序 应与电网的相序一致 在更换绕组后或必要时开展

14

在更换灭磁开关后开展

15

在改动接线时开展 1. 在定、 转子绕组更换后; 冷却系统改进后或 必要时开展 2. 如对埋入式温度计测量值有怀疑时, 用带电 测平均温度的方法进行校核

16

温升试验

应符合制造厂规定

17

测量发电 机自动灭 发电机在空载额定电压下自动灭磁 磁装置分 装置分闸后测量定子残压,数值不 闸后的定 作规定 子残压 5.2 直流电机 5.2.1 直流电机的交接试验项目和要求见表 4。

在必要时开展

表 4 直流电机的交接试验项目和要求 序号 1 项目 绕组的绝缘电 阻 绕组的直流电 阻 要求 绝缘电阻值一般不低于 0.5MΩ 1)与制造厂试验数据或以前测得值比较, 相 差一般不大于 2%;补偿绕组自行规定 2)100kW 以下的不重要的电机自行规定 1.由于均压线产生的有规律变化, 应在各相应的片间进行比较判断 2. 对波绕组或蛙绕组应根据在整 流子上实际节距测量电阻值 100kW 以下不重要的直流电机电 枢绕组对轴的交流耐压可用 2500V 兆欧表试验代替 应在不同分接头位置测量, 电阻值 变化应有规律性 1. 磁场可变电阻器可随同励磁回 路进行 说明 1.用 1000V 兆欧表 2. 对励磁机应测量电枢绕组对轴 和金属绑线的绝缘电阻

2

3

电枢绕组片间 的直流电阻

相互间的差值不应超过正常最小值的 10%

4

绕组的交流耐 压试验 磁场可变电阻 器的直流电阻 磁场可变电阻 器的绝缘电阻

励磁绕组对外壳和电枢绕组对轴的交流耐 压试验电压,应为额定电压的 1.5 倍加 750V,并不应小于 1200V 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大 于 10% 绝缘电阻值一般不低于 0.5MΩ

5 6

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2.用 2500V 兆欧表 7 调整碳刷的中 心位置 测量电枢及磁 极间的空气间 隙 核对位置是否正确,应满足良好换向要求 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范 围: 3mm 以下气隙±10% 3mm 及以上气隙±5% 1)空载特性: 测录至最大励磁电压 值 2)负载特性: 仅测录励磁机负载特 性; 测量时, 以同步发电机的励磁 绕组作为负载 3)外特性:必要时进行 4)励磁电压的增长速度: 在励磁机 空载额定电压下进行 空转检查的时间一般不小于 1h 必要时可做无火花换向试验

8

9

直流发电机的 特性试验

与制造厂试验数据比较,应在测量误差范 围内

10

直流电动机的 空转检查 测量励磁回路 连同所有连接 设备的绝缘电 阻 5.2.2

1)转动正常 2)调速范围合乎要求 测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电 阻值不应低于 0.5MΩ

11

不包括励磁调节装置回路的绝缘 电阻测量

直流电机的例行试验项目、周期和要求见表 5。 表 5 直流电机的例行试验项目、周期和要求

序号 1

项目 绕组的绝 缘电阻

周期 1) 大修时 2) 小修时

要求 绝缘电阻值一般不低于 0.5MΩ 1) 与制造厂试验数据或以前测得 值比较,相差一般不大于 2%;补 偿绕组自行规定 2)100kW 以下的不重要的电机自 行规定 相互间的差值不应超过正常最小 值的 10%

说明 1.用 1000V 兆欧表 2.对励磁机应测量电枢绕组对轴和 金属绑线的绝缘电阻

2

绕组的直 流电阻

大修时

3

电枢绕组 片间的直 流电阻 绕组的交 流耐压试 验 磁场可变 电阻器的

大修时

1.由于均压线产生的有规律变化, 应 在各相应的片间进行比较判断 2. 对波绕组或蛙绕组应根据在整流 子上实际节距测量电阻值 100kW 以下不重要的直流电机电枢 绕组对轴的交流耐压可用 2500V 兆 欧表试验代替 应在不同分接头位置测量,电阻值 变化应有规律性

4

大修时

磁场绕组对机壳和电枢对轴的试 验电压为 1000V 与铭牌数据或最初测量值比较相 差不应大于 10%
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5

大修时

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直流电阻 6 磁场可变 电阻器的 绝缘电阻 调整碳刷 的中心位 置 测量电枢 及磁极间 的空气间 隙 直流电动 机的空转 检查 测量励磁 回路连同 所有连接 设备的绝 缘电阻 5.2.3 大修时 绝缘电阻值一般不低于 0.5MΩ 1. 磁场可变电阻器可随同励磁回路 进行 2.用 2500V 兆欧表 必要时可做无火花换向试验

7

大修时

核对位置是否正确,应满足良好 换向要求 各点气隙与平均值的相对偏差应 在下列范围: 3mm 以下气隙±10% 3mm 及以上气隙±5% 1)转动正常 2)调速范围合乎要求

9

大修时

10

大修后

空转检查的时间一般不小于 1h

11

大修后

测量励磁回路连同所有连接设备 的绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ

不包括励磁调节装置回路的绝缘电 阻测量

直流电机的诊断性试验项目和要求见表 6。 表 6 直流电机的诊断性试验项目和要求

序号 1

项目 检查绕组的 极性及其连 接的正确性

要求 极性和连接均应正确

说明 在接线变动时开展 在更换绕组后或必要时开展 1)空载特性:测录至最大励磁电压值 2)负载特性: 仅测录励磁机负载特性; 测 量时,以同步发电机的励磁绕组作为负 载 3)外特性:必要时进行 4)励磁电压的增长速度: 在励磁机空载额 定电压下进行 1.由于均压线产生的有规律变化, 应在各 相应的片间进行比较判断 2. 对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上 实际节距测量电阻值 在更换绕组后开展 空转检查的时间一般不小于 1h 在更换绕组后开展 不包括励磁调节装置回路的绝缘电阻测

2

直流发电机 的特性试验

与制造厂试验数据比较,应在测量误 差范围内

3

电枢绕组片 间的直流电 阻 4 5 直流电动机 的空转检查 测量励磁回 路连同所有

相互间的差值不应超过正常最小值的 10% 1)转动正常 2)调速范围合乎要求 测量励磁回路连同所有连接设备的绝 缘电阻值不应低于 0.5MΩ
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连接设备的 绝缘电阻 5.3 中频发电机 5.3.1 中频发电机的交接试验项目和要求见表 7。



表 7 中频发电机的交接试验项目和要求 序号 1 项目 绕组的绝缘电 阻 要求 绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ 1) 各相绕组直流电阻值的相互 间差别不超过最小值的 2% 2) 励磁绕组直流电阻值与出厂 值比较不应有显著差别 试验电压为出厂试验电压的 75% 与制造厂数值或最初测得值比 较相差不得超过 10% 副励磁机的交流耐压试验可用 1000V 兆欧 表测绝缘电阻代替 1000V 及以上中频发电机应在所有分接头 上测量 1)空载特性:测录至最大励磁电压值 2)负载特性:仅测录励磁机的负载特性; 测录时,以同步发电机的励磁绕组为负载 3)外特性:必要时进行 1. 本试验适用于采用三机励磁的 125MW 及以上机组的主励磁机 2.在膛内或膛外测量 3.每次试验应在相同条件、相同电压下进 行,试验电压峰值不超过额定励磁电压。 说明 1000V 以下的中频发电机使用 1000V 兆欧 表测量;1000V 及以上者使用 2500V 兆欧 表测量

2

绕组的直流电 阻 绕组的交流耐 压试验 可变电阻器或 起动电阻器的 直流电阻 中频发电机的 特性试验

3

4

5

与制造厂试验数据比较应在测 量误差范围内

6

转子绕组的交 流阻抗和功率 损耗

阻抗和功率损耗值自行规定。 在 相同试验条件下与历年数值比 较,不应有显著变化。 电机出线端子标号应与相序一 致

7

测量相序

5.3.2 中频发电机的例行试验项目、周期和要求见表 8。 表 8 中频发电机的例行试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绕组的绝缘 电阻 周期 要求 说明 1000V 以 下 的 中 频 发 电 机 使 用 绝缘电阻值不应低于 0.5M 大、 小修时 1000V 兆欧表测量;1000V 及以上 Ω 者使用 2500V 兆欧表测量 1) 各相绕组直流电阻值的 相互间差别不超过最小值 的 2% 2) 励磁绕组直流电阻值与
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2

绕组的直流 电阻

大修时

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出厂值比较不应有显著差 别 3 绕组的交流 耐压试验 可变电阻器 或起动电阻 器的直流电 阻 大修时 试验电压为出厂试验电压 的 75% 与制造厂数值或最初测得 值比较相差不得超过 10% 副励磁机的交流耐压试验可用 1000V 兆欧表测绝缘电阻代替 1000V 及以上中频发电机应在所有 分接头上测量 1. 本 试 验 适 用 于采 用 三 机励 磁 的 125MW 及以上机组的主励磁机 2.在膛内或膛外测量 3. 每次试验应在相同条件、相同电 压下进行,试验电压峰值不超过额 定励磁电压。

4

大修时

5

转子绕组的 交流阻抗和 功率损耗

大修时

阻抗和功率损耗值自行规 定。在相同试验条件下与 历年数值比较,不应有显 著变化。

5.3.3 中频发电机的诊断性试验项目和要求见表 9。 表 9 中频发电机的诊断性试验项目和要求 序号 项目 要求 说明 在更换绕组后或必要时开展 1)空载特性:测录至最大励磁电压值 2)负载特性:仅测录励磁机的负载特性; 测录时, 以同步发电机的励磁绕组为负载 3)外特性:必要时进行 在必要时开展 新机投运后创造条件进行 在必要时开展

1

中频发电机的 特性试验

与制造厂试验数据比较应在测 量误差范围内

2 3

温升 测量相序

按制造厂规定 电机出线端子标号应与相序一 致

交流电动机 容量在 100kW 以下的电动机一般只进行序号 1、2、4 项试验,对于特殊电动机的试验项目按制 造厂规定。 5.4.1 交流电动机的交接试验项目和要求见表 10。 5.4 表 10 交流电动机的交接试验项目、周期和要求 序号 项目 要求 说明 1.500kW 及以上的电动 机,应测量吸收比( 或极 化指数), 参照表 2 序号 1 2.3kV 以下的电动机使用 1000V 兆欧表; 3kV 及以 上者使用 2500V 兆欧表 3.有条件时可分相测量 1)绝缘电阻值: a)额定电压 3000V 以下者,室温下不应低于 0.5MΩ 绕 组 的 绝 b)额定电压 3000V 及以上者, 交流耐压前, 定子绕组在 缘 电 阻 和 折算至运行温度时的绝缘电阻值不应低于 UnMΩ(取 Un 吸收比 的千伏数,下同) ;投运前室温下( 包括电缆) 不应低于 UnMΩ c)转子绕组不应低于 0.5MΩ
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1

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2)3000V 及以上的电动机应测量吸收比, 吸收比不应低 于 1.2 1)3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机各相绕组直流 电阻值的相互差别不应超过最小值的 2%;中性点未引 绕组的直 出者,可测量线间电阻,其相互差别不应超过 1% 流电阻 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的相对变化 定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验 1)试验电压为 3Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的 100%,泄漏 电流为 20μA 以下者不作规定 3)500kW 以下的电动机自行规定

2

3

有条件时可分相进行

4

定 子 绕 组 试验电压为: 的交流耐 额定电压(kV) 压试验 试验电压(kV)

3 5

6 10

10 16

1.低压和 100kW 以下不 重要的电动机, 交流耐压 试验可用 2500V 兆欧表 测量代替 2. 制 造 厂 有 特 殊 规 定 时,按制造厂要求进行 1. 绕 线式 电机 已改 为 直 接短路起动者, 可不做交 流耐压试验 2.Uk 为转子静止时在定 子绕组上加额定电压于 滑环上测得的电压

5

绕线式电 动 机 转 子 试验电压如下: 不可逆式 绕组的交 流耐压试 可逆式 验

1.5Uk+750 3.0Uk+750

6

同步电动 机 转 子 绕 试验电压值为额定励磁电压的 7.5 倍,且不应低于 组 交 流 耐 1200V,但不应高于出厂试验电压值的 75%。 压试验 可变电阻 器或起动 与制造厂数值比较,相差不应超过 10% 电阻器的 直流电阻 可变电阻 器与同步 电动机灭 试验电压为 1000V 磁电阻器 的交流耐 压试验 同步电动 机及其励 磁 机 轴 承 绝缘电阻不应低于 0.5MΩ 的绝缘电 阻
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7

3kV 及以上的电动机应 在所有分接头上测量

8

可用 2500V 兆欧表测量 代替

9

在油管安装完毕后,用 1000V 兆欧表测量

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10

转子金属 绑 线 的 交 试验电压为 1000V 流耐压 电动机空 转 并 测 空 转动正常,空载电流自行规定 载电流

可用 2500V 兆欧表测量 代替 空转检查的时间一般不 小于 2h,测定空载电流 仅在对电动机有怀疑时 进行

11

5.4.2

交流电动机的例行试验项目、周期和要求见表 11。 表 11 交流电动机的例行试验项目、周期和要求

序 号

项目

周期

要求

说明

1

绕组的绝 缘电阻和 吸收比

1) 小 修 时 2) 大 修 时

1)500kW 及以上的电 动机,应测量吸收比 (或极化指数),参照表 1)绝缘电阻值: 2 序号 1 a)额定电压 3000V 以下者, 室温下不应低于 0.5M 2)3kV 以下的电动机 Ω 使用 1000V 兆欧表; b)额定电压 3000V 及以上者,交流耐压前,定子 3kV 及 以 上 者 使 用 绕组在折算至运行温度时的绝缘电阻值不应低于 2500V 兆欧表 UnMΩ(取 Un 的千伏数, 下同); 投运前室温下(包 3) 小修时定子绕组可 括电缆)不应低于 UnMΩ 与其所连接的电缆一 c)转子绕组不应低于 0.5MΩ 起测量, 转子绕组可与 2)吸收比自行规定 起动设备一起测量 4) 有条件时可分相测 量 1)3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机各相绕组 直流电阻值的相互差别不应超过最小值的 2%; 中性点未引出者,可测量线间电阻,其相互差别 不应超过 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 1)试验电压: 全部更换绕组时为 3Un;局部更换绕 组时为 2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的 100%, 有条件时可分相进行 泄漏电流为 20μA 以下者不作规定 3)500kW 以下的电动机自行规定

2

绕组的直 流电阻

大修时

3

定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验

大修时

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4

定子绕组 的交流耐 压试验

大修后

试验电压为 1.5Un,但不低于 1000V

1.低压和 100kW 以下 不重要的电动机, 交流 耐压试验可用 2500V 兆欧表测量代替 2.更换定子绕组时工 艺过程中的交流耐压 试验按制造厂规定 3.制造厂有特殊规定 时, 按制造厂要求进行 1) 绕线式电机已改为 直接短路起动者, 可不 做交流耐压试验 2)Uk 为转子静止时在 定子绕组上加额定电 压于滑环上测得的电 压 大修时可用 2500V 兆 欧表代替

5

绕线式电 动机转子 绕组的交 流耐压试 验 同步电动 机转子绕 组交流耐 压试验 可变电阻 器或起动 电阻器的 直流电阻 可变电阻 器与同步 电动机灭 磁电阻器 的交流耐 压试验 同步电动 机及其励 磁机轴承 的绝缘电 阻 转子金属 绑线的交 流耐压

试验电压如下: 大修后 不可逆式 可逆式 1.5Uk,但不小 于 1000V 3.0Uk,但不小 于 2000V

6

大修时

试验电压为 1000V

7

大修时

与制造厂数值或最初测得结果比较,相差不应超 过 10%

3kV 及以上的电动机 应在所有分接头上测 量

8

大修时

试验电压为 1000V

可用 2500V 兆欧表测 量代替

9

大修时

绝缘电阻不应低于 0.5MΩ

在油管安装完毕后, 用 1000V 兆欧表测量

10

大修时

试验电压为 1000V

可用 2500V 兆欧表测 量代替

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5.4.3

交流电动机的诊断性试验项目和要求见表 12。 表 12 交流电动机的诊断性试验项目和要求

序 号

项目

周期

要求 1)3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机各相绕组 直流电阻值的相互差别不应超过最小值的 2%; 中性点未引出者,可测量线间电阻,其相互差别 不应超过 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

说明

1

绕组的 直流电 阻

必要时

在必要时开展

2

定子绕 组泄漏 电流和 直流耐 压试验

1)试验电压: 全部更换绕组时为 3Un;局部更换绕 组时为 2.5Un 1. 在更换绕组后开展 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的 100%, 2. 有条件时可分相进 泄漏电流为 20μA 以下者不作规定 行 3)500kW 以下的电动机自行规定 1. 在更换绕组后开展 2. 低压和 100kW 以下 不重要的电动机, 交流 耐压试验可用 2500V 兆欧表测量代替 3. 更换定子绕组时工 艺过程中的交流耐压 试验按制造厂规定 1. 在更换绕组后开展 2. 绕线式电机已改为 直接短路起动者, 可不 做交流耐压试验 3. Uk 为转子静止时在 定子绕组上加额定电 压于滑环上测得的电 压 1. 在接线变动时开展 2. 对 双 绕 组 的 电 动 机, 应检查两分支间连 接的正确性 3. 中性点无引出者可 不检查极性 1. 在全部更换绕组时 或修理铁心后或必要 时 2. 3kV 或 500kW 及以 上电动机应做此项试

3

定子绕 组的交 流耐压 试验

更换绕组 后

1. 局部更换定子绕组后试验电压为 1.5Un,但不 低于 1000V 2.全部更换定子绕组试验电压为(2Un+1000)V, 但 不低于 1500V

4

绕线 电动 转子 组的 流耐 试验

式 机 绕 交 压

试验电压如下: 不可逆式 更换绕组 后 不更换转子绕 组或局部更换转 子绕组后 全部更换转子 绕组 1.5Uk, 但不 小于 1000V 2Uk+1000V 可逆式 3.0Uk, 但不 小于 2000V 4Uk+1000V

5

检查定 子绕组 的极性

接线变动 时

定子绕组的极性与连接应正确

6

定子铁 心试验

1)

参照表 1 中序号 10

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验 3. 如果电动机定子铁 心没有局部缺陷, 只为 检查整体叠片状况, 可 仅测量空载损耗值 电动机 空转并 测空载 电流 1. 在必要时开展 2. 空转检查的时间一 般不小于 1h 3. 测定空载电流仅在 对电动机有怀疑时进 行 1. 在必要时开展 2. 应使用同型号、同 制造厂、 同期出厂的电 动机 3. 更换时,应选择两 台转矩?转速特性相 近似的电动机

7

必要时

转动正常,空载电流自行规定

8

双 机 时 转 转 性

电 拖 测 矩 速

动 动 量 — 特

必要时

两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不 得大于 10%

6.

电力变压器及电抗器 6.1 电力变压器及电抗器的交接试验项目和要求见表 13。 表 13 油浸式电力变压器和电抗器交接试验项目及要求

序号

试验项目

要求

说明 1.220kV及以上新投运变压器(电抗 器)或对核心部件进行解体性检修后 重新投运的变压器,应在绝缘油注入 变压器前进行本项试验;

新安装变压器和电抗器投运前, 油 中溶解气体含量不宜超过下列注 意值: 1 油中溶解气体分析 (色谱) 溶 解 气 体 含 量 (μL/L) 电 压 kV ≥110 10~35 氢气 30 50 总烃 20 20 乙炔 0 0.5

2.110kV 及以上变压器(电抗器), 应在耐压、局部放电试验24h后、冲击 合闸、额定电压下运行24h后,各进行 一次本项试验; 3 . 10~ 35kV变压器(电抗器)在耐 压试验前后应进行本项试验; 4.当怀疑有内部缺陷(如听到异常声 响)、气体继电器有信号,应进行本 项试验; 5.取样及测量程序参考GB/T 7252, 同时注意设备技术文件的特别提示 (如有)

2

绝缘油交接试验

见第 19 章

见第 19 章

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1.测量应在各分接头的所有位置 上进行; 2.相间互差要求见下表: 容量(kVA) 测量项目 3 绕组连同套管的直 流电阻测量 相电阻互差 值应小于平 均值 线电阻互差 值应小于平 均值 ≤1600 4﹪ >1600 2﹪

1.有中性点引出线时,应测量各相绕 组的电阻;若无中性点引出线,可测 量各线端的电阻,测量时铁心的磁化 极性应保持一致; 2. 不同温度下电阻温度修正按下式进 行:
R2 ? R1 ( Tk ? t 2 ) Tk ? t1

2﹪

1﹪

式中,R1、R2 分别表示温度为 t1、t2 时的电阻;Tk 为常数,铜绕组 Tk 为 235,铝绕组 Tk 为 225; 3.如电阻相间差在出厂时超过规定, 制造厂已说明了这种偏差的原因,按 本条款要求中第 3 项执行

3.与同温度下产品出厂实测数据 比较,相应变化≤2﹪ 1.额定分接位置电压比允许误差 ≤±0.5 ﹪,其他分接位置电压比允 许误差≤±1﹪; 2. 电压比小于 3 的 20kV 及以下变 压器, 所有分接位置电压比允许偏 差≤±1﹪ 必须与设计要求及铭牌上的标记 和外壳上的端子标志相一致

4

所有分接位置的电 压比检查

与铭牌数据相比应无明显差别,且应 符合电压比的规律

5

三相接线组别和单 相变压器引出线的 极性检查

1.测量前被试绕组应充分放电; 1.绝缘电阻值≥出厂试验值的 70%; 2. 35kV 及以上且容量在 4000kVA 及以上时,应测量吸收比。吸收比 与出厂试验值相比应无明显差别, 在 常 温 下 应 ≥1.3 ; 当 R60S 大 于 3000MΩ 时,吸收比可不做考核要 求; 2.测量时,铁心、外壳及非测量绕组 应接地,被测量绕组应短路,套管表 面应清洁干燥; 3.变压器电压等级为 220kV 及以上 且容量为 120MVA 及以上时,宜用 5000V 兆欧表测量极化指数; 4. 测量宜在顶层油温低于 50℃且高 于 0℃时进行,并记录顶层油温。绝 缘电阻受温度的影响按下式进行修 正:

绕组连同套管的绝 缘电阻、吸收比或 (和)极化指数测量

3 . 110kV 及 以 上 且 容 量 在 63000kVA 及以上时,应测量极化 指数。 极化指数与出厂试验值相比 R2 =R1×1.5(t1-t2)/10 应无明显差别,在常温下应≥1.5, 式中,R1、R2 分别表示温度为 t1、 当 R60S 大于 10000MΩ 时,极化指 t2 时的绝缘电阻,吸收比和极化指数 数可不作考核要求 不进行温度换算; 5.绝缘电阻下降显著时,应结合介质
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损耗因数及油质试验进行综合判断, 测试方法参考 DL/T 474.1 1.测量宜在顶层油温低于 40℃且不 1.35kV 及以上变压器(电抗器) 低于 0℃时进行,测量时记录顶层油 且容量在 8000kVA 及以上时,应 温和空气相对湿度,非测量绕组及外 测量 tanδ 值; 壳接地,必要时分别测量被测绕组对 2.20℃时 tanδ 限值: 地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质 损 耗 因 数 。 测 量 方 法 可 参 考 DL/T 500kV:tanδ≤0.005 474.3; 220kV:tanδ≤0.006 110 kV:tanδ≤0.008 10-35kV:tanδ≤0.015 110kV-500kV 变压器(电抗器)当 出厂试验值≥0.004 时,现场 tanδ 值不应大于出厂试验值的 130﹪; 3.绕组电容量: 与出厂试验值相比变化≤ ±5% 8 9 铁心及夹件的绝缘 电阻测量 套管试验 ≥500MΩ 见第 9 章 2.测量绕组绝缘介质损耗因数时,应 同时测量电容值,若此电容值发生明 显变化,应予以注意; 3. 测量时的温度与出厂试验温度不符 合时 tanδ 值按下式换算: tanδ2= tanδ1×1.3(t2-t1)/10 式中 tanδ1、tanδ2 分别为温度 t1、t2 时 的 tanδ 值 采用 2500V 兆欧表测量,持续时间 1min 见第 9 章 1 . 适 用 于 35kV 及 以 上 或 容 量 在 8000kVA 及以上变压器(电抗器) ; 10 绕组连同套管的直 流泄漏电流测量 泄漏电流值不宜超过本标准表 18 的规定 2. 加压 60s 时在高压端读取泄漏电流; 3. 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压 等级的标准 1.220kV 及以上电压等级: a)相间偏差≤2%; 11 单相低电压短路阻 抗测量 b)与出厂试验值偏差≤3%。 2.110kV 及以下电压等级: a)相间偏差应≤3%; b) 与出厂试验值偏差≤5% 1.测量结果与出厂试验值相比, 不应有明显差异; 2.对单相变压器相间或三相变压 器两个边相,空载电流差异≤10% 1.110kV 及以上变压器适用;
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7

绕组连同套管的介 质损耗因数和电容 量测量

1. 应采用单相法在最大分接位置和相 同电流下测量,试验电流≥ 5A; 2.相间偏差=(最大-最小)/平均

12

低电压空载电流和 空载损耗测量

应在相同试验电压下测量,试验电压 ≥380V

13

绕组频率响应分析

1.测量前各绕组应充分放电,铁心去

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2.当绕组频响曲线的各个波峰、 波谷点所对应的幅值及频率与出 厂试验值基本一致且三相之间结 果相比无明显差别, 可以判定被测 绕组没有变形

磁; 2.测量和分析方法参考 DL/T 911; 3. 无原始纪录时可与同型号同厂家对 比 1.对分级绝缘的耐压试验电压标准, 应按接地端或末端绝缘的电压等级来 进行; 2. 交流耐压试验可以采用外施工频电 压,也可采用感应电压试验,试验方 法参见GB 1094.3或GB 1094.11; 3.绕组额定电压在110kV及以上的 变压器,其线端的感应耐压试验: 110kV 变 压 器 在 对 绝 缘 有 怀 疑 时 进 行,220kV变压器结合局部放电进行, 试验电压为出厂试验电压的 80% ,参 见表8 1.220kV及以上电压等级变压器,交 接时必须进行现场局部放电试验;

14

绕组连同套管的交 流耐压试验

1. 绕组额定电压在 35kV 及以下的 设备, 线端试验电压为出厂试验电 压的 80%,参见表 4; 2.绕组额定电压在 110kV 及以上 的设备, 其中性点应进行交流耐压 试验, 试验耐受电压标准为出厂试 验电压值的 80%,参照表 8

15

局部放电试验

油 浸 变 压 器 1.5Um/√3 时 , ≤100 pC(绕组额定电压 110kV 及以上)

2. 110kV变压器, 当对绝缘有怀疑时, 应进行局部放电试验; 3.500kV变压器局部放电试验前应进 行去磁; 4. 试验方法参见GB 1094.3

16

有载调压装置的试 验和检查

1.变压器带电前应进行切换过程 试验, 检查切换开关的全部动作顺 序,测量过渡电阻阻值和切换时 间。测得的过渡电阻阻值、三相同 步偏差、 切换时间的数值、正反相 切换时间偏差均符合制造厂技术 要求。 由于变压器结构及接线原因 无法测量的,不进行该项试验; 2.在变压器无电压下,手动操作 不少于2个循环、 电动操作不少于5 个循环。 其中电动操作时电源电压 为额定电压的85%及以上。 操作无 卡涩或连动,电气和机械限位正 常; 3.循环操作后进行绕组连同套管 在所有分接下直流电阻和电压比
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使用2500V兆欧表测量二次回路绝缘 电阻

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测量,结果应符合本表序号 4 、5 的要求; 4.在变压器带电条件下进行有载 调压开关电动操作,动作应正常。 操作过程中, 各侧电压应在系统电 压允许范围内; 5.绝缘油注入切换开关油箱前, 其击穿电压和微水应符合本标准 第 19 章要求。 6. 测量二次回路绝缘电阻不低于 1 MΩ 1.校验测温装置,符合 JJG310 的 要求;

17

测温装置及其二次 回路试验

1.密封良好,温度指示正确; 2. 如一台变压器有两只油温度计, 2.可与标准温度计比对,或按制造商 要求两只温度计显示温度偏差 推荐方法进行,结果应符合设备技术 ≤5℃; 文件要求; 3.二次回路绝缘电阻一般≥1MΩ; 3.采用 1000V 兆欧表测量二次回路 4.检查温度控制器控制、信号接 的绝缘电阻 点,各接点整定值应正确,远方、 就地显示误差≤2℃ 1.重瓦斯动作的油流速度校验, 整定值应符合产品技术要求或与 出厂校验值相符; 2.轻瓦斯动作气体容积校验,应 符合产品技术要求; 3.二次回路绝缘电阻一般≥1MΩ 1.二次端子极性和接线应与铭牌 标志相符; 2.二次绕组对外壳绝缘电阻及二 次回路绝缘电阻≥1 MΩ; 3.各绕组比差和角差应与出厂试 验结果相符; 4.校核励磁特性,应满足继电保 护要求, 与制造厂提供的励磁特性 应无明显差别 绝缘电阻应采用 1000V 兆欧表测量。

18

气体继电器及其二 次回路试验

1. 检查气体继电器 (轻瓦斯) 整定值, 应符合运行规程和设备技术文件要 求,动作正确; 2.应采用 1000V 兆欧表测量

19

套管中的电流互感 器试验

20

冷却装置及其二次 回路试验

1.潜油泵电动机、风扇电机及二 次回路绝缘电阻≥1 MΩ; 2.潜油泵转动试验,开启潜油泵
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绝缘电阻应采用 1000V 兆欧表测量

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后,运转平稳,无异常声音,油流 向正确,电动机三相电流基本平 衡; 3.风扇转动试验,风扇转动后, 转动方向正确,运转平稳,无异常 声音,电动机三相电流平衡 1.动作压力校验,其开启压力与 动作压力校验应在压力释放装置未 关闭压力应符合产品的技术要求, 1. 或 与出厂试 验值偏差 在 ±10 % 之 安装在变压器上时进行,如制造厂能 够提供合格的检验报告,现场交接时 内; 可不做此项目; 2.检查微动开关动作情况,触点 2.绝缘电阻应采用 1000V 兆欧表测 接触应良好,信号正确; 量 3.二次回路绝缘电阻应≥1 MΩ 1.35kV 及以上变压器,在储油柜 油面施加 0.03MPa 静压力,持续 24h,应无油渗漏; 1. 对核心部件或主体进行解体性检修 之后,或重新进行密封处理之后,进 行本项目;

21

压力释放装置检查

22

整体密封检查

2. 35kV 以下变压器, 现场注油后, 2. 检查前应采取措施防止压力释放装 静止 24 小时,无渗漏 置动作 23 24 25 电抗器油箱表面温 度测量 电抗器振动测量 电抗器电抗值测量 油箱表面局部热点的温升应≤80K 与出厂试验值不应有明显差别 与出厂试验值偏差≤ ±5%(额定电 压下) 与出厂试验值不应有明显差别 1.变压器空载合闸,电抗器可带 线路冲击合闸,冲击合闸 5 次,每 次间隔 5min; 额定电压下的冲击 合闸试验 2.变压器部分更换绕组,空载合 闸 3 次,每次间隔 5min; 3.冲击合闸时,应无异常声响等 现象,保护装置不应动作; 4.冲击合闸前后的油色谱分析结 果应无明显差别 速动油压继电器二 次回路试验 使用红外仪在额定电压、额定频率下 进行温度分布测量。 测量方法参见 GB 1094.6 测量方法参见 GB 1094.6 测量方法参见 GB/T 1094.10《变压器 和电抗器的声级测定》 ,测点不少于 10 个 1. 冲击合闸试验宜在变压器高压侧进 行 3 次,中压侧进行 2 次,在使用分 接上进行; 2.110kV 及以上变压器试验时,中性 点必须接地; 3. 500kV 及以上电压等级变压器冲击 合闸前应进行去磁,冲击合闸时,可 测量励磁涌流及其衰减时间 1.检查继电器整定值,应符合运行规 程和设备技术文件要求,动作正确; 2.应采用 1000V 兆欧表测量
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26

电抗器噪声测量

27

28

二次回路绝缘电阻≥1MΩ

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29

变压器相位检查

必须与电网相位一致

6.2 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目及要求

表 14 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 要求 说明 1.烃类气体含量较高时,应计算总 烃的产气速率,总烃含量低的设备 不宜采用相对产气速率进行判断; 2. 取样及测量程序参考GB/T 7252, 同时注意设备技术文件的特别提示 (如有); 3.当怀疑有内部缺陷(如听到异常 声响)、气体继电器有信号、经历 了过负荷运行以及发生了出口或近 区短路故障,应进行分析; 4.如气体分析虽已出现异常,但判 断不至于危及绕组和铁心安全时, 可在超过注意值较大的情况下运 行; 5.在线监测数据有异常变化时,应 及时取样进行比对测试; 6.变压器频繁过负荷运行,应适当 缩短色谱检测周期; 7.110kV 及以上电压等级变压器, 应在投运后 1、4、10、30 天分别取 油样进行色谱分析 1.有中性点引出线时,应测量各相 绕组的电阻;若无中性点引出线, 可测量各线端的电阻,测量时铁心 的磁化极性应保持一致。线电阻需 折算成相电阻再进行互差计算;

注意值: 1.220kV 及以上: 乙炔≤1 (μL/L) 220kV 及 其他电压等级: 以上: 3 月; 乙炔≤5(μL/L) 110kV:半 氢气≤150(μL/L) 年; 总烃≤150(μL/L) 35kV 及以 2.绝对产气速率: 下:1 年 ≤12mL/d(隔膜式) 或≤6mL/d(开放式) 3.相对产气速率≤10%/月

1

油中溶解气 体分析(色 谱)

2

绕组连同套 管的直流电 阻测量

; 10kV 及以 1.相间互差≤2%(警示值) 上 1~3 年; 2. 同相初值差≤±2% (警示值) ; 2.不同温度下电阻温度修正按表 5 10kV 以下 3 .与同温度下出厂试验值比 序号 6 说明进行; 3~6 年 较,差值≤±2%(警示值) 3. 无励磁调压变压器改变分接位置 后,有载调压变压器分接开关检修 后及更换套管后应进行本项目; 4 .如电阻相间差在出厂时超过规
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定,制造厂已说明了这种偏差的原 因,按本试验项目要求中第 3 项执 行 5.如测量电流大于 20A,测量后必 须去磁 3 4 绝缘油例行 试验 套管试验 见第 19 章 见第 9 章 见第 19 章 见第 9 章 见第 20 章 见第 9 章 1.绝缘电阻测量采用 2500V 兆欧 表,对老旧变压器或怀疑有缺陷的 铁心,为便于查找,可采用 1000V 兆欧表或较低电压表计;除注意绝 缘电阻的大小外,要特别注意绝缘 电阻的变化趋势; 2.夹件引出接地的,应分别测量铁 心对夹件及铁心、夹件对地绝缘电 阻 1.绝缘电阻值应≥70%的初 1.测量时,铁心、外壳及非测量绕 组应接地,测量绕组应短路,套管 值; 表面应清洁、干燥; 2 . 35kV 及 以 上 且 容 量 在 4000kVA 及以上时,应测量吸 2.采用 5000V 兆欧表测量; 收比。吸收比与初值相比应无 3.测量宜在顶层油温低于 50℃时 明显差别, 在常温下应≥1.3 (注 进行,并记录顶层油温。绝缘电阻 意值) ;当 R60S 大于 3000MΩ 受温度的影响可按表 5 序号 6 进行 时,吸收比可不作考核要求; 近似修正; 3 . 110kV 及 以 上 且 容 量 在 63000kVA 及以上时, 应测量极 化指数。极化指数与初值相比 应 无 明显 差 别, 在常 温 下应 ≥1.5 (注意值) ;当 R60S 大于 10000MΩ 时,极化指数可不作 考核要求 1.tanδ (20℃)限值: 绕组绝缘介 质损耗因数 及电容量测 量(20℃) 110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年 500kV:≤0. 005(注意值) 4. 吸收比和极化指数不进行温度换 算。绝缘电阻下降显著时,应结合 介质损耗因数及油质试验进行综合 判断。测试方法参考 DL/T 474.1; 5.除例行试验外,当绝缘油例行试 验中水分偏高,或者怀疑箱体密封 被破坏,也应进行本项试验 1. 当变压器电压等级为 35kV 及以 上或容量在 8000kVA 及以上时, 应 测量介质损耗因数;

5

铁心和夹件 绝缘电阻测 量

10kV 及以 上 1~3 年; 10kV 以下 3~6 年

≥100MΩ(注意值)

6

绕组连同套 管的绝缘电 阻、吸收比或 (和)极化指数 测量

10kV 及 以上 1~3 年; 10kV 以下 3~6 年

7

220kV 及以下:≤0.008(注意 2.测量宜在顶层油温低于 40℃且 值) ; 高于 0℃时进行,测量时记录顶层 2.绕组电容量: 油温和空气相对湿度,非测量绕组 与 初 值 相 比 变 化 ≤5% ( 注 意 及外壳接地,必要时分别测量被测
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值) ;

绕组对地、被测绕组对其它绕组的 3. tanδ 值与历年的数值比较不 绝缘介质损耗因数。测量方法可参 应有显著变化 (tanδ 值 ≥ 0.004 考 DL/T 474.3; 时,变化量一般≤ 30%) 3.测量绕组绝缘介质损耗因数时, 应同时测量电容值,若此电容值发 生明显变化,应予以注意绕组是否 存在变形可能,注意检查变压器出 口及线路故障情况,并增加绕组变 形测试; 4. 分析时应注意温度对介质损耗因 数的影响。不同温度下的 tanδ 值换 算按表 13 序号 7 进行; 5.当本体 tanδ 有明显增大且排除 进水受潮时,应测量绝缘油 tanδ; 110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年 1 .适用于 35kV 及以上且容量在 8000kVA 或以上变压器(电抗器) ; 泄漏电流值不宜超过本标准表 2. 加压 60s 时在高压端读取泄漏电 18 的规定(注意值) 流; 3. 分级绝缘变压器仍按被试绕组电 压等级的标准

8

绕组连同套 管的直流泄 漏电流测量

以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异,必要时参考设备技术文件。 每年检查一次的项目: 1.储油柜、呼吸器和油位指示器,应按其技术文件要求检查; 2.在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯; 3.打开电动机构箱,检查是否有任何松动、生锈;检查加热器是否正常; 4.记录动作次数; 5.如有可能,通过操作1步再返回的方法,检查电机和计数器的功能; 9 变压器有载 分接开关检 查 6.油质试验:要求油耐受电压35 kV变压器:≥25kV ,110 kV及以上变压器: ≥30kV;如果装备有在线滤油器,要求油耐受电压≥40kV。不满足要求时,需要 对油进行过滤处理,或者换新油。 每3年检查一次的项目: 1.变压器带电前应进行切换过程试验,检查切换开关的全部动作顺序,测量过 渡电阻阻值和切换时间。 测得的过渡电阻阻值、 三相同步偏差、 切换时间的数值、 正反相切换时间偏差均符合制造厂技术要求,其中电阻值的初值差≤±10% 。由 于变压器结构及接线原因无法测量的,不进行该项试验; 2.在变压器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其 中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩或连动,电气和机 械限位正常;
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3.循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻测量,结果应符合本表 序号2的要求; 4. 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作, 动作应正常。 操作过程中, 各侧电压应在系统电压允许范围内; 5.绝缘油注入切换开关油箱前,其击穿电压应符合本标准第 19 章要求; 6.测量二次回路绝缘电阻≥1 MΩ 1. 校验测温装置, 符合 JJG310 的要求; 110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年 2. 如一台变压器有两只油温 1.密封良好,温度指示正确; 度计,要求两只温度计显示温 2. 可与标准温度计比对,或按制 度偏差≤5℃; 造商推荐方法进行,结果应符合设 3 . 二 次 回 路 绝 缘 电 阻 一 般 备技术文件要求; ≥1MΩ; 3.采用 1000V 兆欧表测量二次回 4.检查温度控制器控制、 信号 路的绝缘电阻 接点,各接点整定值应正确, 远方、就地显示误差≤2℃ 1.检查气体继电器(轻瓦斯)整定 1.气体继电器无异常; 值,应符合运行规程和设备技术文 2 . 二 次 回 路 绝 缘 电 阻 一 般 件要求,动作正确; ≥1MΩ 2. 测量气体继电器二次回路的绝缘 电阻,应采用 1000V 兆欧表测量 1.潜油泵电动机、风扇电机及 二次回路绝缘电阻≥1 MΩ; 冷却装置及 其二次回路 试验 110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年 2.潜油泵转动试验,开启潜油 泵后,运转平稳,无异常声音, 电动机三相电流基本平衡; 绝缘电阻应采用 1000V 兆欧表测量 3. 风扇转动试验, 风扇转动后, 转动方向正确,运转平稳,无 异常声音,电动机三相电流平 衡 1.检查微动开关动作情况,触 点接触应良好,信号正确; 2. 二次回路绝缘电阻不应低于 1 MΩ 见第 21 章

10

测温装置及 其二次回路 试验

11

气体继电器 及其二次回 路试验

110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年

12

13

压力释放装 置检查

110kV 及 以上 1~3 年; 35kV 及以 下 3~6 年 见第 21 章

绝缘电阻应采用 1000V 兆欧表测量

14

红外测温

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6.3 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验项目及要求 表 15 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 要求 1.测量结果与初值相比,不应有明 显差异; 2.对单相变压器相间或三相变压器 两个边相,空载电流差异≤10% 说明 1.诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损 坏等可进行本项目; 2.应在相同试验电压下测量,试验 电压值和接线与上次试验保持一致 1. 怀疑绕组发生变形时进行本项目, 应在最大分接位置和相同电流下测 量。试验电源可用三相或单相,试验 电流可用额定电流,亦可低于额定 值,但不应小于5A; 2.相间偏差=(最大-最小)/平均 1.适用于 110kV 及以上变压器,怀疑 绕组发生变形时进行本项目; 2.测量前各绕组应充分放电,铁心 去磁; 3.测量和分析方法参考 DL/T 911; 4.无原始始纪录时可与同型号同厂 家产品对比

1

空载电流和空载 损耗测量

2

短路阻抗测量

初值差≤±3%(注意值)

3

绕组频率响应分 析

当绕组扫频响应曲线与原始记录基 本一致时, 即绕组频响曲线的各个波 峰、 波谷点所对应的幅值及频率基本 一致且三相之间结果相比无明显差 别,可以判定被测绕组没有变形

4

所有分接位置的 电压比检查

1 .额定分接位置电压比允许误差 ≤±0.5﹪,其他分接位置电压比允许 误差≤±1﹪; 2. 电压比小于 3 的 20kV 及以下变压 器,允许偏差≤±1﹪ 符合设备技术条件要求 初值差≤±5%(注意值)

对核心部件或主体进行解体性检修 之后,或怀疑绕组存在缺陷时,进行 本项目。结果应与铭牌标识一致

5

变压器直流偏磁 水平检测 电抗器电抗值测 量

当变压器声响、 振动异常时进行本项 目 怀疑线圈或铁心存在缺陷时进行本 项目 1.诊断绝缘老化程度时,进行本项 目。测量方法参考 DL/T 984;

6

7

纸绝缘聚合度测 量

聚合度≥250(注意值)

2.试样可取引线上绝缘纸、垫块、 绝缘纸板等数克; 3.对运行时间较长的变压器尽量利 用吊检的机会取样

8

绝缘油诊断试验

见第 19 章

见第 19 章

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9

整体密封性能检 查

在 0.03MPa 压力下持续 24h,应无油 渗漏。

1.对核心部件或主体进行解体性检 修后, 或重新进行密封处理后进行本 项目; 2.采用储油柜油面加压法

10

铁心接地电流测 量

≤100mA(注意值) 在系统最高电压或电抗器额定电压 下, 油箱壁振动波峰的最大值不大于 100μm,并与同型设备无明显差异 与出厂试验值或交接值应无明显差 别

在运行条件下, 测量流经接地线的电 流, 单相变压器要排除绕组电容电流 的影响 测量方法按 GB 1094.6 规定进行 测量方法和要求按 GB/T 1094.10 规 定进行,测点不少于 10 个 1 . 适用于 35kV 及以上或容量在 8000kVA 及以上变压器;

11

振动测量

12

噪声测量

13

绕组连同套管的 直流泄漏电流测 量

泄漏电流值不宜超过本标准表 18 的 规定

2.加压 60s 时在高压端读取泄漏电 流; 3.分级绝缘变压器仍按被试绕组电 压等级的标准

14

绕组连同套管的 交流耐压试验

1. 绕组额定电压在 35kV 及以下油 浸或干式电力变压器、电抗器,线端 试验电压为出厂试验电压的 80%, 参 见表 8; 2.绕组额定电压在 110kV 及以上的 变压器, 其中性点应进行交流耐压试 验, 试验耐受电压标准为出厂试验电 压值的 80%,参照表 8

1. 对分级绝缘的耐压试验电压标准, 应按接地端或末端绝缘的电压等级 来进行; 2.交流耐压试验可以采用外施工频 电压,也可采用感应电压试验,试验 方法参见GB 1094.3或GB 1094.11; 3.试验前应评估试验风险 1.验证绝缘强度,或诊断是否存在 局部放电缺陷时进行本项目, 试验前 应评估试验风险。 感应电压的频率应 在100Hz~400Hz。时间按下式确定, 但应在 15s~60s之间。试验方法参考 GB 1094.3,
t? 120 ? [额定频率] [试验频率]

1.感应耐压:出厂试验值的 80%; 15 感应耐压和局部 放电试验 2. 局部放电: 1.3Um/√3 时, ≤300 pC; 3.干式变压器按 GB 1094.11 规定执 行

2.在进行感应耐压试验之前,应先 进行低电压下的相关试验以评估感 应耐压试验的风险; 3. 500kV变压器局部放电试验前应进 行去磁

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16

超声局部放电测 量

无明显放电信号

气体绝缘变压器(电抗器) 交接试验项目参见表 13 中序号 3、4、5、6、7、8、11、12、13、14、15、16、17、19、27、29; SF6 气体成分与湿度见第 20 章; SF6 气体密封性检测符合设备技术文件要求; 气体密度表校验见表 33 序号 4。 例行试验项目及周期参见表 14 中序号 2、5、6、7、9、10、14;SF6 气体湿度见第 20 章。 诊断试验项目参见表 15 中序号 1、2、4、5、6、7、11、12、13、15、16、17。SF6 气体成分与 湿度见第 20 章。 干式变压器、接地变压器 交接试验项目参见表 13 中序号 3、4、5、6、8、11、12、14、16、17、29。 例行试验项目及周期参见表 14 中序号 2、6。 诊断试验项目参见表 15 中序号 1、2、5、15、16;对于浇注型干式变压器:要求局部放电试验 在 1.3Ut 时,局放量≤10 pC,试验方法参照 GB 1094.11。 干式电抗器 交接试验项目参见表 13 序号 3、6、14、24、25。 诊断试验项目参见表 15 中序号 7、12、13。 消弧线圈 油浸式消弧线圈交接试验项目参见表 13 中序号 1、2、3、6、8、14、16。 干式消弧线圈交接试验项目参见表 13 中序号 3、6、8、14、16。装在消弧线圈内的电压、电流互 感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照相关设备进行)。 油浸式消弧线圈例行试验项目及周期参见表 14 中序号 1、2、5、6。 干式消弧线圈例行试验项目及周期参见表 14 中序号 2、5、6。 表 16 66kV 及以下电力变压器和电抗器线端交流耐压试验电压标准(kV) 系统标称电压 <1 3 6 设备最高电压 ≤1 3.6 7.2 线端交流耐受电压 油浸式 14 20
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干式 2.5 8.5 17

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10 15 20 35 66 110 220 500

12 17.5 24 40.5 72.5 126 252 550

28 36 44 68 112 160 (288) 316 (504) 544

24 32 43 60 -

注: 上表中试验电压是 GB1094.3、GB1094.11 规定的出厂试验电压的 80%

表 17 110kV 及以上电力变压器中性点交流耐压试验电压标准(kV) 系统标称电压 110 220 550 500 设备最高电压 126 252 中性点接地方式 不直接接地 直接接地 不直接接地 直接接地 不直接接地 出厂交流耐压值 140 85 200 85 140 交接交流耐压值 112 68 160 68 112

表 18 电力变压器绕组直流泄漏电流 额定电压 (kV) 3 6~10 20~35 110~220 500 7. 电流互感器 试验电压 峰值(kV) 5 10 20 40 60 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 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

7.1 电流互感器交接试验项目及要求 表 19 电流互感器交接试验项目及要求 序 号 试验项目 要求 说明

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1.测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕 组间及其对外壳的绝缘电阻;绝缘电阻应 ≥1000MΩ; 1 绝缘电阻测量 2.测量电流互感器一次绕组匝间的绝缘电阻, 绝缘电阻测量应使用 2500V 绝缘电阻应≥1000 MΩ,但由于结构原因而无法 兆欧表 测量时可不进行; 3. 测量电容式电流互感器的末屏绝缘电阻, 绝缘 电阻值应≥1000 MΩ 1. 油纸绝缘倒置式电流互感器 主屏介损试验应按照出厂试验 1.油纸绝缘电容型电流互感器,介质损耗因数 和例行试验时的接线方式分别 tanδ%及电容量应满足下表要求 进行; Um (kV) 2 电容量和介质损 耗因数测量 10k Um/ 3 ?C 20~35 66~110 ≤1 ≤1.3 ≤±5% ≤0.8 ≤1 220 ≤0.6 ≤0.8 ≥330 ≤0.5 ≤0.7 2. 正立式电容型电流互感器应 测量末屏介质损耗因数,测量 电压为2kV,且tanδ%≤2; 3.SF6绝缘的互感器不进行本 项目; 4.对绝缘性能有怀疑时,可采 用高压法进行试验,在(0.5~ 1) Um/ 3 范围内, ?tanδ%不应 大于0.2,?C不应大于0.5% 1.35~66kV电流互感器的局 部 放 电 测 量 可 按 10% 进 行 抽 测,若局部放电量达不到规定 要求,应增大抽测比例; 2.110kV及以上有家族缺陷或 对绝缘性能有怀疑时宜进行局 部放电测量 3. 局部放电测量宜与交流耐压 试验同时进行; 1. 新投运的110kV及以上油浸 式电流互感器试验前要保证 静置时间:

2.充硅脂及其他干式绝缘:tanδ%≤0.5

1.2Um/ 3 下: 3 局部放电试验 ≤20pC(气体绝缘); ≤20pC(油纸绝缘); ≤50pC(环氧浇注及其他干式绝缘)

1.试验电压为出厂试验值的80%,见表22 交流耐压试验

4

2 .二次绕组之间及其对外壳的工频耐压值为 110(66)kV:24小时 2kV; 220kV:48小时 3.110kV 及以上的电流互感器末屏的工频耐压 500kV:72小时 值为3kV 2.SF6电流互感器现场补气后 应做老练和交流耐压试验。试 验方法参考GB 1208
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5

SF6气体湿度测 量( SF6绝缘)

≤250μL/L

见第21章

6

110kV及以上油浸式电流互感 110kV及以上设备油中溶解气体组分含量(μL/L) 油中溶解气体分 不宜超过下列任一值: 器耐压前后应各进行一次油 析(油纸绝缘) 总烃:10,氢气:50,乙炔:0 色谱分析,两次测得值相比不 应有明显差异 绕组直流电阻测 量 接线组别和极性 检查 同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕 倒置式互感器一次绕组的直流 组的直流电阻和平均值的差异≤10% 电阻测量不作要求 与铭牌一致 1. 更换绕组后应测量比值差和 相位差; 2.关口,非关口要求不同

7

8

9

变比误差测量

与铭牌标志相符

10

励磁特性曲线测 量 密封性能检测

与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲 直流电阻试验后应注意剩磁 线相比较,应无明显差别,测量方法见附录E 影响 1.油浸式互感器外表应无可见油渍现象; 2.SF6 气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点 测量完成之后,应按规定正确 恢复拆动的元器件,为确保气 体回路密封性应在拆动处定 性检漏 对绝缘性能有怀疑的互感器, 应进行绝缘油性能试验

11

12

压力表及气体密 度继电器校验 ( SF6绝缘) 绝缘油性能试验 (油纸绝缘)

符合设备技术文件要求

13

见第 19 章

7.2 电流互感器例行试验项目及要求 表 20 电流互感器例行试验项目及要求 序号 试验项目 油中溶 解气体分 析(油纸 绝缘) 周期 110kV及以 上3年,35 kV及以下6 年; 要求 乙炔:≤2(66~110kV)(μL/L), ≤1(220kV及以上) (μl/L) (注意值); 氢气:≤150(μL/L)(注意值); 总烃:≤100(μL/L)(注意值) 110kV及以 1.一次绕组对地:一次绕组的绝缘电阻 上 1~3年; 应>3000MΩ,初值差≤-50%(注意值) ; 35 kV及以 下3~6年 2.末屏对地(电容型) :>1000MΩ(注 意值) 说明 取样时,需注意设备技术文 件的特别提示(如有) ,并检 查油位应符合设备技术文件 之要求。制造商明确禁止取 油样时,宜作为诊断性试验

1

2

绝缘电阻 测量

采用 2500V 绝缘兆欧表测量

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1.电容量初值差≤±5%(警示值) ; 电容量和 介质损耗 因数测量 3 (油纸绝 缘或固体 绝缘)

1.测量前应确认外绝缘表面 清洁、干燥;

2.介质损耗因数 tanδ%及电容量应满足 2.正立式电流互感器末屏绝 110kV及以 下表要求(注意值) 缘电阻不能满足要求时,可 上 1~3年; 通过测量末屏介质损耗因数 Um(kV) 20~35 66~110 220 ≥330 作进一步判断,测量电压为 35 kV及以 δ% ≤3.5 ≤0.8 ≤0.7 ≤0.6 2kV, 通常要求 tanδ%小于 2; 下3~6年 ?C ≤±5% 3.倒置式电流互感器不考核 末屏介质损耗因数; 充硅脂及其他干式绝缘 tanδ%:≤0. 5 4.测量结果不进行温度换算

4

SF6气 体湿度测 量(SF6 绝缘)

3年

≤500?L/L(注意值)

5

硅橡胶外 套憎水性 检查(硅 橡胶复合 套管)

硅橡胶外套憎水性检查按 DL/T864-2004 进行,见附录 E 3~6年 憎水性级别:<HC5 1.当硅橡胶外套在憎水性下 降到 HC5 级时应立即更换或 喷涂 RTV 涂料; 2.对于不能停电的设备,可 在雨天观察其憎水性

6

绝缘油 水分测量 (油纸绝 缘)

110kV及以 上: 3年, 35 kV及以 下:6年;

见第19章

制造商明确禁止取油样时, 宜作为诊断性试验

7

红外测温

见第 21 章

见第 21 章

7.3 电流互感器诊断性试验项目及要求 表 21 电流互感器诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 要求 1.绝缘油的性能应符合本标准第20章要 1 绝缘介质性能 求; 测量 2.SF6成份分析应符合本标准第 21章要 求 说明

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2

电流比校核

符合设备技术文件要求

对核心部件或主体进行解体性检修之 后,或需要确认电流比时,进行本项 目。在 5%~100%额定电流范围内, 从一次侧注入任一电流值,测量二次 侧电流,校核电流比 1. 红外检测温升异常, 或怀疑一次绕 组存在接触不良时,应测量一次绕组 电阻。要求测量结果与初值比没有明 显增加,并符合设备技术文件要求; 2. 二次电流异常, 或有二次绕组方面 的家族性缺陷时,应测量二次绕组电 阻,分析时应考虑温度的影响

3

绕组电阻测 量

与初值比较,应无明显差别

4

气体密封性 检 测 (SF6 绝 缘) 压力表及气 体密度继电 器校验 (SF6绝缘)

≤1%/年漏气率或符合设备技术文件要求 (注意值)

当气体密度表显示密度下降或定性检 测发现气体泄漏时,进行本项试验。 方法可参考 GB/T 11023 1. 数据显示异常或达到制造商推荐的 校验周期时,进行本项目;

5

符合设备技术文件要求

2. 测量完成之后, 应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏

6

如 SF6 电 流 互 感 器 压 力 下 降 到 1.试验电压为出厂试验值的80% ,试 0.2MPa 以下(或厂家规定报警值) , 验电压参见表22; 交流耐压试验 补气后如现场条件许可,应做老练和 2.二次绕组之间及其对外壳的工频耐压 交流耐压试验。试验方法参考 GB 试验电压标准应为 2kV 1208 1.2Um/ 3 下: ≤20pC(气体); ≤20pC (油纸绝缘及充硅脂聚四氟乙烯缠 绕绝缘); ≤50pC(固体)(注意值) Um≥363kV 下:tanδ%≤0.7 Um 为 252kV 下:tanδ%≤0.8 Um 为 72.5-126kV 下:tanδ%≤1.0 测 量 电 压 从 10kV 到 Um/ ?tanδ%≤±0.3
3 ,

7

局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本 项目,测量方法参考 GB 1208

8

高压介质损耗 因数测量

如果 10kV 介质损耗因数测量值异常 (测量值偏大或增量偏大) , 可测量介 质损耗因数与测量电压之间的关系曲 线

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表 22 电流互感器的工频耐压试验电压标准 交流耐受电压(kV) 出厂试验 30 42 55 95 140/185 200/230 395/460 680/740 交接试验 24 33 44 76 112/148 160/184 316/368 544/592

额定电压(kV) 6 10 20 35 66 110 220 500

最高工作电压(kV) 7.2 12 24 40.5 72.5 126 252 550

注:①表中斜杠上下为不同绝缘水平取值,以出厂(铭牌)值为准。 ②试验电源频率 30—400Hz,当试验频率小于 100Hz 时,试验时间为 1min; 试验电源频率 100—400Hz 时,试验时间为 t ?

6000 (s) [试验频率]

8.

电压互感器

8.1 电磁式电压互感器 8.1.1 电磁式电压互感器交接试验项目及要求 表 23 电磁式电压互感器交接试验项目及要求 序号 试验项目 绝缘电阻测 量 要求 1.一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及 其对外壳:≥1000 MΩ 2.≥70%出厂试验值 1. 测量一次绕组的介质损耗 2.35kV及以上电压互感器,在试验电压为10kV 因数,一并测量电容量,作 时,按制造厂试验方法测得的tanδ值不应大于出厂 为综合分析的参考,测量方 法参考 DL/T 474.3; 试验值的130% 2.串级式电压互感器的tanδ 试验方法建议采用末端屏蔽 法; tanδ%≤6 3.测量时的温度与出厂试 验温度不符时按表 13 序号 7 进行换算 1.tanδ%(20℃)限值:见表25 说明

1

使用 2500V 兆欧表

绕组绝缘介 质损耗因数 测量 2 支架绝缘介 质损耗因数 测量

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3

绝缘油性能 试验 油中溶解气 体分析(色 谱)

见第19章 电压等级在 35kV 及以上的油浸式电压互感器油中 溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过下列任一值: 总烃:10,氢气:50,乙炔:0 一次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的 出厂试验值比较,相差≤10%。二次绕组直流电阻测 量值,与换算到同一温度下的出厂试验值比较,相 差≤15% 与铭牌一致

对绝缘性能有怀疑时进行

4

5

绕组直流电 阻测量 接线组别和 极性检查 变比误差测 量

6

7

与铭牌标志相符

1 .更换绕组后应测量比值 差和相位差; 2.关口,非关口要求不同 1.用于励磁曲线测量的仪表 为方均根值表;

1.在额定电压测量点(100%),励磁电流不宜大 于其出厂测量值的30%,同批次、同型号、同规格 电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%; 8 励磁特性曲 线测量 2.中性点非有效接地系统在190%Un 测点的I0不应大 于100%Un测点的 I0的10倍; 中性点有效接地系统在 150%Un 测点的 I0 不应大于 100%Un测点的 I0的8倍

2 .励磁曲线测量点为额 定 电 压 的 20% 、 50% 、 80% 、 120% 和 150% 或 190% ;对于中性点非有效 接地系统,最高测量点为 190%Un ;中性点有效接地 系统,其最高测量点为 150%Un;

9

密封性能检 测

1.油浸式互感器外表应无可见油渍现象; 2.SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点 1.在做器身检查时,应对外 露的或可接触到的铁心夹紧 用 2500V 兆欧表测量,试验时间为 1min,应无闪 螺栓进行测量; 络及击穿现象 2.穿芯螺栓一端与铁心连接 者, 测量时应将连接片断开, 不能断开的可不进行测量 1.2Um/ 3 下 1.10kV及以上固体绝缘电压 互 感 器应 进行 局部 放电 测 试; 2.110kV 及以上有家族性缺 陷或对绝缘性能有怀疑时宜 进行局部放电测量

10

铁心夹紧螺 栓绝缘电阻 测量

11

局部放电试 验

≤20pC(气体); ≤20pC(油纸绝缘及聚四氟乙烯缠绕绝缘); ≤50pC(固体)。
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遇 到 铁心 磁密 较高 的情 况 下,宜按下列规定进行感应 耐压试验: 1.交流耐压试验可以采用外施工频电压,也可采用 1. 试验电源频率和试验电压 感应电压试验的方法。 时间参照表16说明执行; 2.试验电压波形尽可能接近正弦,试验电压值为测 2. 感应耐压试验前后, 应各 量电压的峰值除以√2,试验时应在高压端测量。 进行—次额定电压时的空载 3.一次绕组按出厂试验值的 80%进行,试验电压值 电流测量,两次测得值相比 参见表 16。 不应有明显差别; 3.电压等级66kv及以上油浸 式互感器耐压试验前仍应各 进行一次油色谱分析,两次 测得值相比不应有明显差别 8.1.2 电磁式电压互感器例行试验项目及要求 表 24 电磁式电压互感器例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 要求 1.一次绕组:初值差≤-50% (注意值); 2.二次绕组:≥10MΩ(注 意值) 10~35 kV: tanδ% ≤2.0 (20℃) 66~110kV: 串级式: tanδ%≤2.5(20℃) (注意值) 非串级式:tanδ%≤1.5 (20℃)(注意值) 220 kV: 串级式: tanδ%≤2.0(20℃) (注意值) 非串级式:tanδ%≤1.0 (20℃)(注意值) 支架绝缘一般不大于 tanδ% ≤6(注意值) 说明 一次绕组用 2500V 兆欧表, 二次绕组采用 1000V 兆欧 表。测量时非被测绕组应接 地。同等或相近测量条件 下,绝缘电阻应无显著降低

12

交流耐压试 验

1

绕组绝缘电 阻测量

110kV 及以上 1~ 3 年; 35 kV 及以下 3~6 年

2

绕组绝缘介 质损耗因数 测量

110kV 及以上 1~3 年; 35 kV 及以下 3~6 年

1.测量一次绕组的介质损耗 因数,一并测量电容量,作 为综合分析的参考。测量方 法参考 DL/T 474.3; 2.不同温度下的 tanδ 按表 13 序号 7 换算

3

油中溶解气 体分析(色 谱)

1~3 年

取样时,需注意设备技术文 件的特别提示(如有),并 乙炔≤2(μL/L)(注意值); 检查油位应符合设备技术 氢气≤150 (μL/L) (注意值) ; 文件之要求。制造商明确禁 总烃≤100 (μL/L) (注意值) 止取油样时,宜作为诊断性 试验
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4 5

SF6 气体湿 度检测(微 水) 红外测温 见第 21 章

3年

≤500(μL/L)(注意值) 见第 21 章

见第 20 章

表 25 油浸电磁式电压互感器 tanδ%限值(20℃) 额定电压 tanδ% (非串极式) tanδ% (串极式) 交接 运行中 交接 运行中 10~35kV 1.5 2.0 - - 66~110kV 0.8 1.5 2.0 2.5 220kV 0.5 1.0 1.5 2.0

8.1.3 电磁式电压互感器诊断性试验项目及要求 表 26 电磁式电压互感器诊断性试验项目及要求 序号 1 试验项目 支架介质损耗测量 要求 ≤6% 对核心部件或主体进行解体性检 修之后,或需要确认电压比时,进 行本项目。 在 80%~100%的额定电 压范围内,在一次侧施加任一电压 值, 测量二次侧电压, 验证电压比。 简单检查可取更低电压 对核心部件或主体进行解体性检 修之后,或计量要求时,进行本项 目。试验时,电压施加在二次端子 上,电压波形为标准正弦波。测量 点至少包括额定电压的 0.2、0.5、 0.8、1.0、1.2 倍,测量出对应的励 磁电流,与出厂试验值相比应无显 著改变;与同一批次、同一型号的 其它电磁式电压互感器相比,彼此 差异不应大于 30% 当气体密度表显示密度下降或定 性检测发现气体泄漏时,进行本项 试验。方法可参考 GB/T 11023 1.数据显示异常或达到制造商推 荐的校验周期时,进行本项目; 说明

2

电压比校核

符合设备技术文件要求

3

励磁特性测量

曲线与初值一致

4

气体密封性检测(SF6 绝缘) 压力表及密度继电器 校验(SF6绝缘)

≤1%/ 年漏气率或符合设备技术 文件要求(注意值) 符合设备技术文件要求

5

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2.测量完成之后,应按规定正确 恢复拆动的元器件,为确保气体回 路密封性应在拆动处定性检漏 1.在额定电压下, 空载电流与出 厂数值比较≤110%; 2.中性点有效接地系统在
1 .5U n / 3 电压下,空载电流不应

大于额定电压下的空载电流的 8 倍; 6 空载电流测量 3.中性点非有效接地系统, 接在 相对地的在1 . 9U n
/ 3

电压下,空

载电流不应大于额定电压下的空 载电流的 10 倍;接在线间的在
1 .5U n / 3 电压下,空载电流不应

大于额定电压下的空载电流的 8 倍 一次绕组直流电阻测量值,与换 算到同一温度下的出厂试验值比 较,相差≤10%。二次绕组直流电 阻测量值,与换算到同一温度下 的出厂试验值比较,相差≤15% 1. 绝缘油的性能应符合本标准第 20章要求; 2.SF6成份分析应符合本标准第 21章要求 需要确认设备绝缘介质强度时进 1.一次绕组耐受电压:出厂试验 行本项目。试验电压为出厂试验值 的 80%,时间为 60s。一次绕组采 电压的80%; 用感应耐压,二次绕组采用外施耐 2. 二次绕组之间及其对外壳的工 压。对于感应耐压试验,当频率在 频电压:2kV; 100Hz~400Hz 时,持续时间应按式 3.电压互感器接地端(N)对地的 (3)确定,但不少于 15s。进行感 工频耐压标准:3kV 应耐压试验时应考虑容升现象。试 验方法参考 GB 1207 1.2Um/ 3 电压下: ≤20pC(气体);
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7

一次绕组直流电阻

8

绝缘介质性能测量

9

交流耐压试验

检验是否存在严重局部放电时进 行本项目。 在电压幅值为 1.2Um/ 3

10

局部放电试验

江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)

≤20pC(液体浸渍); ≤50pC(固体)(注意值) 8.2 电容式电压互感器 8.2.1 电容式电压互感器交接试验项目及要求

下测量,测量结果符合技术要求。 测量方法参考 GB 1207

表 27 电容式电压互感器交接试验项目及要求 序号 试验项目 要求 1.极间绝缘电阻≥5000MΩ; (2500V 兆 欧表) 1 分压电容器试 验 2.电容量初值差≤±2%; 3.介质损耗因数 tanδ%:(20℃) ≤0.5(油纸绝缘) ≤0.15(膜纸复合) 说明 1.对电容分压器绝缘有怀疑时,应 解开电磁单元连线进行额定电压下的 电容量和介质损耗因数的测量; 2 .条件许可时,测量单节电容器在 10kV 至额定电压范围内,电容量的 变化量大于 1%时判为不合格

1.阻尼器、 补偿电抗器感抗测量, 阻值与 出厂试验值比较不应有明显变化; 1.如电磁单元结构许可时进行; 2 电磁单元检查 2.励磁曲线测量, 与出厂值比较额定电压 2.交流耐压参照电磁式电压互感器,施 下 I0 不大于出厂值的 30%; 加电压按出厂试验的 80%执行 3.交流耐压试验 中间变压器绝 缘电阻测量 电压比校核 密封性能检测 1.一次绕组对二次绕组及外壳、各二次 绕组间及其对外壳:≥1000 MΩ 使用 2500V 兆欧表 2.≥70%出厂试验值 与铭牌标志相符 应无渗漏油现象 1.CVT 误差试验应在支架 (柱) 上进行; 6 CVT误差试验 与铭牌标志相符 2. 电磁单元因结构原因不能将中压连 线引出时必须进行误差试验

3

4 5

8.2.2 电容式电压互感器例行试验项目及要求 表 28 电容式电压互感器例行试验项目及要求 序号 试验项目 分压电容 器试验 周期 要求 1. 极间绝缘电阻≥5000MΩ (注 意值); 2.电容量初值差≤±2%(警示
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说明条款 1.在测量电容量时宜同时测量介 质损耗因数, 多节串联的, 应分节 独立测量。 试验时应按设备技术文

1

1~3年

江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)

值); 3.tanδ%:

件要求并参考 DL/T 474 进行;

2.除例行试验外,当二次电压异 ≤0. 5%(油纸绝缘)(注意值) 常时,也应进行本项目 ≤0. 25%(膜纸复合)(注意值) 3.使用 2500V 兆欧表 二次绕组 绝缘电阻 测量 红外测温 1~3 年 见第 21 章 ≥10MΩ(注意值) 见第 21 章 二次绕组绝缘电阻可用 1000V 兆 欧表测量

2

3

8.2.3 电容式电压互感器诊断性试验项目及要求 表 29 电容式电压互感器诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 要求 说明条款 诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项目。 试验在完整的电容式电压互感器上进行。在电压 1 局部放电试验 1.2Um/ 3 下:≤10pC 值为 1.2Um/ 3 下测量。试验电压不能满足要求 时,可将分压电容按单节进行 试验前把电磁单元与电容分压器分开,若产品结 构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验。试 验电压为出厂试验值的 80%,或按设备技术文件 要求进行。进行感应耐压试验时,耐压时间按式 (3)进行折算,但应在 15s~60s 之间。试验方法 参考 GB/T 4703 当二次绕组绝缘电阻不能满足要求、二次电压异 常或存在密封缺陷时,进行本项目

2

电磁单元感应耐压 试验

试验电压为出厂试验值 的80%,或按设备技术文 件要求

3 4 9.

电磁单元绝缘油试 验及油中色谱分析 阻尼装置检查 高压套管

见第 19 章 符合设备技术文件要求

本节所述套管包括各类设备套管和穿墙套管。 9.1 高压套管交接试验项目及要求 表 30 高压套管交接试验项目及要求 序号 试验项目 要求 1.主绝缘:≥10000MΩ; 1 绝缘电阻测 量 2.末屏对地:≥1000MΩ; 3.套管有分压抽头,其试验要求与末屏相 同
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说明

包括套管主绝缘和末屏对地绝缘电 阻,采用2500V兆欧表测量

江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)

1.电容量初值差≤±5%; 2.tanδ%在环境温度≥10℃下限值: 20kV及以上 电容型套管 电容量和介 质损耗因数 测量 电压kV 项目 油浸纸绝缘 聚四氟乙烯缠 绕绝缘 树脂浸纸绝缘 胶纸绝缘 0.5 0.7 0.2 0.7 1.0 0.7 0.2 0.7 1.5 1.当电容型套管末屏对地绝缘电阻小 于 1000 MΩ 时,应测量末屏对地介质 损耗,试验电压为 2000V; 2.干式套管不作要求 1 .套管局放试验后应进行油色谱分 析; 2 .现场不具备取样条件,与制造厂 协商; 3.主变压器局部放电试验超标时, 套管 应取样进行油色谱分析 500 110~220 20~66

2

3

末屏(如有) 电容量和介 1.电容量不应有明显变化; 质损耗因数 2.介质损耗因数 tanδ%:≤2 (电容型)

4

油纸绝缘电 容型套管油 中溶解气体 分析

油中溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过 下列任一值: 总烃:10,氢气:150,乙炔:0

5

交流耐压和 局部放电试 验

1. 交流耐压: 出厂试验值的 80%, 时间 60s; 1.35kV 及以下纯瓷穿墙套管可随母 线绝缘子一起耐压; 2.局部放电( 1.05U m / 3 ): 2.全密封套管可参考厂家要求; 油浸纸、 复合绝缘、 树脂浸渍、 充气≤10pC; 3.套管局部放电结合变压器局部放电 树脂粘纸(胶纸绝缘)≤100pC(注意值) 试验进行 1.SF6 气体充入设备 24 小时后取样, SF6 气体水份含量≤250μL/L (20℃ 体积分数) ; 2.SF6 气体成分分析,应符合设备技术文 件要求

6

SF6气体试验 (充气) (SF6 气体绝缘)

见第 20 章

7

压力表及气 体密度继电 器校验

1.数据显示异常或达到制造商推荐的 校验周期时,进行本项目; 符合设备技术文件要求 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏

8

气体密封性 检查(SF6气 体绝缘)

<1%/年漏气率或符合设备技术文件要求

9.2 高压套管例行试验项目及要求

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江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)

表 31 高压套管例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 要求 1.主绝缘:≥10000MΩ(注意值); 1 绝缘电阻测 量 1~3年 2.末屏对地:≥1000MΩ(注意值); 3.套管有分压抽头,其试验要求与末屏相 同 1.电容量初值差≤±5%(警示值); 2.tanδ%在环境温度≥10℃下注意值: 电容量和介 质损耗因数 测量(电容 型) 500 kV 1~3年 油浸纸绝缘 聚四氟乙烯缠 绕绝缘 树脂浸纸绝缘 胶纸绝缘 末屏(如有) 介质损耗因 数(电容型) 测量 SF6气体湿度 检测(微水) 红外测温 0.6 110~220 kV 0.7 0.2 0.7 1.5 20~66 kV 0.7 0.2 0.7 1.5 包括套管主绝缘和末屏对 地绝缘的绝缘电阻。采用 2500V兆欧表测量 1.对于变压器套管,被测 套管所属绕组短路加压,其 它绕组短路接地,正接线测 量; 2.测量前应注意外绝缘表 面潮污的影响; 3.20kV以下纯瓷套管及与 变压器油连通的油压式套 管不测tanδ 当电容型套管末屏对地绝 缘电阻小于 1000 MΩ 时, 应测量末屏对地介质损耗 说明

2

3

1~3年

tanδ%≤2(注意值)

4 5

1~3 年 见第 21 章

≤500?L/L 见第 21 章

9.3 高压套管诊断性试验 表 32 高压套管诊断性试验项目 序号 试验项目 要求 说明条款

1

油中溶解气体 分析(油纸绝缘 电容型)

全密封及油量较少的套管可按制造厂要 求进行。运行中,在怀疑绝缘受潮、劣 乙炔:≤1(220kV 及以上) , 化,或者怀疑内部可能存在过热、局部 ≤2(110kV 及以下)(μL/L)(注意值) ; 放电等缺陷时进行本项目,包括微水测 氢气:≤500(μL/L)(注意值) ; 量。取样时,务必注意设备技术文件的 甲烷:≤100(μL/L)(注意值) 特别提示(如有) ,并检查油位应符合设 备技术文件之要求 当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时, 可通过测量末屏介质损耗因数及电容量 作进一步判断。试验电压应控制在设备 技术文件许可值以下(通常为 2kV)

2

末屏(如有)介 质损耗因数(电 容型)测量

tanδ%≤2(注意值)

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测量电压从 10kV 到 Um/ 3 ,介质损 3 高压介质损耗 因数测量(油纸 绝缘电容型) 耗因数的增量应≤±0.003,且介质损耗 因数≤0.007(Um≥550kV) 、 ≤0.008(Um 为 363kV/252kV) 、 ≤0.01(Um 为 126kV/72.5kV) 1.交流耐压:出厂试验值的 80%; 2.局部放电( 1.05U m / 3 ): 4 交流耐压和局 部放电试验 1.交流耐压时间60s,如有条件,应同 时测量局部放电; 如果测量值异常(测量值偏大或增量偏 大) ,可测量介质损耗因数与测量电压之 间的关系曲线

油浸纸、复合绝缘、树脂浸渍、充气 2.对于变压器(电抗器)套管,应拆下 ≤10pC; 并安装在专门的油箱中单独进行。试验 树脂粘纸(胶纸绝缘)≤100pC(注意 方法参考 GB/T 4109 值) 当气体密度表显示密度下降或定性检测 发现气体泄漏时,进行本项试验。方法 可参考 GB/T 11023 1.数据显示异常或达到制造商推荐的校 验周期时,进行本项目; 符合设备技术文件要求 2.测量完成之后,应按规定正确恢复拆 动的元器件,为确保气体回路密封性应 在拆动处定性检漏

5

气体密封性检 测(充气)

≤1%/年漏气率或符合设备技术文件要 求(注意值)

6

压力表及气体 密度继电器校 验

10.

SF6 断路器

10.1 SF6 断路器交接试验项目及要求 表 33 序号 试验项目 SF6 断路器交接试验项目及要求 要求 说明 1. 充气后测量, 测量方法见 DL/T 920 ; 2.测量完成之后,应按规定正确 恢复拆动的元器件,为确保气体 回路密封性应在拆动处定性检漏 1. 测量方法参考 DL/T 506、 DL/T 914 和 DL/T 915; (20℃,0.1013MPa)≤150μL/L 2.测量完成之后,应按规定正确 恢复拆动的元器件,为确保气体 回路密封性应在拆动处定性检漏

1

SF6 气体纯度检测

≥99.8%

2

SF6 气体的湿度检 测(微水)

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3

SF6 气体密封性检 测

年漏气率≤1%或按制造厂要求

1.测量方法见 GB11023; 2.采用灵敏度不低于 1×10-6(体 积比)的检漏仪对断路器各密封 部位、管道接头等处进行检测时, 检漏仪不应报警; 3.必要时可采用局部包扎法进行 气体泄漏测量。以 24h 的漏气量 换算; 4.测量完成之后,应按规定正确 恢复拆动的元器件,为确保气体 回路密封性应在拆动处定性检漏 测量完成之后,应按规定正确恢 复拆动的元器件,为确保气体回 路密封性应在拆动处定性检漏 采用 1000V 兆欧表,辅助回路如 有储能电机用 500V 兆欧表。 1 . 试 验 方 法 见 DL/T 593 ; 2.在 SF6 气体额定压力下进行; 3.罐式断路器在交流耐压试验的 同时测量局部放电 1.在分闸状态下测量。对于瓷柱 式断路器,与断口一起测量;对 于罐式断路器,按设备技术文件 规定进行; 2.测试结果不符合要求时,可对 电容器独立进行测量; 3.电容器应在安装前后分别进行 电容量和 tanδ 测量 1.同等测量条件下,合闸电阻与 出厂试验值应满足要求; 2.合闸电阻的投入时间按设备技 术文件规定校核。对于不解体无 法测量的情况,只在解体性检修 时进行

4

压力表及气体密度 继电器校验

符合设备技术文件要求

5

辅助回路和控制回 路绝缘电阻测量

≥2MΩ 1.交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为 出 厂 试 验 电 压 值 的 80% , 见 表 45 ; 2.110kV 及以上断路器耐压试验只对罐式 断路器和定开距瓷柱式断路器的断口进行

6

主回路绝缘试验

7

断口间并联电容器 的绝缘电阻、电容 量和 δ 测量

1 . 电 容 量 与 出 厂 试 验 值 比 ≤±5% ; 2 . 介 质 损 耗 因 数 tanδ% : 油 浸 纸 ≤0.5 膜纸复合≤0.25; 3.罐式断路器按制造厂规定

8

合闸电阻值和合闸 电阻的投入时间测 量

1.除制造厂另有规定外,阻值变化允许范 围不得大于±5%; 2.合闸电阻的投入时间按制造厂规定校核

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江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行)

9

分、合闸时间测量

1.除制造厂有特别要求的之外,相间合闸 不同期≤5ms,相间分闸不同期≤3ms;同相 1.应在断路器的额定操作电压、 各断口合闸不同期≤3ms,同相分闸不同期 气 压 或 液 压 下 进 行 ; ≤2ms; 2.40.5kV 断路器可参照执行 2.合、分闸时间、合-分时间满足技术文件 要求,与出厂试验数据相比无明显差异 1.应在断路器的额定操作电压、 气压或液压下进行; 2.126kV 及以上断路器应提供机 械行程特性曲线,测量方法按制 造厂要求,传感器由制造厂提供

10

分、合闸速度测量

合、分闸速度满足技术文件要求,与出厂试 验数据相比无明显差异

11

分、合闸线圈的动 作电压测量 分、合闸线圈直流 电阻测量 断路器分、合闸线 圈的绝缘电阻测量 导电回路电阻 液压或气动机构压 力表校验,机械安 全阀校验 机构操作压力(气 压、液压)整定值校 验, 油(气)泵补压及 零起打压的运转时 间,,弹簧机构储 能电动机工作电流 及储能时间检测 防跳跃及防止非全 相合闸等辅助控制 装置的动作性能检 测 液压机构及采用差 压原理的气动机构 的防慢分试验

1.操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器 端子上的最低动作电压应在操作电压额定 值的 30%~65%之间; 2.进口设备按制造厂规定 应符合制造厂规定 采用 1000V 兆欧表 用直流压降法测量,电流≥100A

12

13 14

≥10MΩ 测量值不大于制造厂规定值的 120%

15

应符合制造厂规定

1.制造厂有明确要求的按照制造 厂要求执行; 应符合制造厂规定 2.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); 3.储能电动机应能在 85%-110% 额定电压下工作 1.相关继电器校验报告应列入交 接报告; 2. 应严格检查防跳、 非全相回路, 防 止 寄 生 回 路 等 原 理和 接 线 错 误,确保动作正确

16

17

1.防跳跃功能正常; 2.非全相动作时间,按调度规定整定

18

按制造厂规定

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10.2

SF6 断路器例行试验项目及要求 表 34 SF6 断路器例行试验项目及要求 要求 说明 1.测量方法参考 DL/T 506、DL/T 914 和 DL/T 915;

序号

试验项目

周期

1

SF6 气体的湿 度检测(微 水)

110 kV及以 上:1~3年

1 . 35kV 及 以 下 不 要 求 ; 2.运行中≤300μL/L(注意值) 2.测量完成之后,应按规定正确恢 复拆动的元器件,为确保气体回路 密封性应在拆动处定性检漏

2

辅助回路和 控制回路绝 缘电阻测量

110 kV及以 上:1~3年 35 kV及以 下:3~6年 ≥2MΩ

采用 1000V 兆欧表,辅助回路如有 储能电机用 500V 兆欧表

3

断口间并联 电容器的绝 缘电阻、 电容 量和 δ 测量

1~3年

1.在分闸状态下测量。对于瓷柱式 1. 电容量初值差≤±5% (警示值) 断路器,与断口一起测量;对于罐 式断路器,按设备技术文件规定进 2.介质损耗因数 tanδ%: 油浸纸绝缘≤0. 5 (注意值); 行。初值应为交接试验电容器安装 膜纸复合绝缘≤0. 25 (注意值) ; 后的测量值; 3.罐式断路器按制造厂规定 2.测试结果不符合要求时,可对电 容器独立进行测量 同等测量条件下,合闸电阻的初值 1.除制造厂另有规定外,阻值 差应满足要求。合闸电阻的投入时 变 化 允 许 范 围 ≤±5% ; 间按设备技术文件规定校核。对于 2.合闸电阻的有效投入时间按 不解体无法测量的情况,只在解体 制造厂规定校核 性检修时进行 1.操动机构分、合闸电磁铁或 合闸接触器端子上的最低动作 电压应在操作电压额定值的 30%~65%之间; 2.进口设备按制造厂规定

4

合闸电阻值 和合闸电阻 的投入入时 间测量

1~3年

5

分、 合闸线圈 的动作电压 测量

110 kV及以 上:1~3年 35 kV及以 下:3~6年 110 kV及以 上:1~3年 35 kV及以 下:3~6年 110 kV及以 上:1~3年 35 kV及以 下:3~6年 110 kV及以

6

分、 合闸线圈 直流电阻测 量

应符合制造厂规定

7

断路器分、 合 闸线圈的绝 缘电阻测量 导电回路电

≥10MΩ

采用 1000V 兆欧表

8

测量值不大于制造厂出厂值的 用直流压降法测量,电流≥100A
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阻测量

上:1~3年 35 kV及以 下:3~6年

120%(注意值)

9

机构操作压 力(气压、液 压)整定值校 验,油(气)泵 补压及零起 打压的运转 时间测量 红外测温

1~3年

应符合制造厂规定

制造厂有明确要求的按照制造厂要 求执行,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)

10

见第 21 章

见第 21 章

10.3

SF6 断路器诊断性试验项目及要求 表 35 SF6 断路器诊断性试验项目及要求 要求 说明

序号

试验项目

1

SF6 气体纯度检测

1 . 测 量 方 法 见 DL/T 920 ; 1.有电弧分解物的气室 ≥99.5%; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 2.无电弧分解物的气室 ≥97% 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏 1.正常范围:SO2<1.0μL/L,H2S <0.5μL/L; 2.可疑范围:1.0 μL/L ≤SO2<5.0 μL/L,0.5 μL/L≤H2S<2.0μL/L; 3.异常范围:SO2≥5.0 μL/L, H2S≥2.0μL/L; 4. 结合其近期开断电流的情况进 行综合分析

2

SF6 气体分解物检 测

1.测量方法参考 DL/T917、DL/T918、 DL/T919 、 DL/T920 、 DL/T921 ; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏

3

SF6 气体密封性检 测

年漏气率≤1%或按制造厂要求

1 . 测 量 方 法 见 GB11023 ; 2. 采用灵敏度不低于 1×10-6 (体积比) 的检漏仪对断路器各密封部位、管道 接头等处进行检测时,检漏仪不应报 警 ; 3.必要时可采用局部包扎法进行气体 泄漏测量。以 24h 的漏气量换算,每 一 个 气 室 年 漏 气 率不 应 大 于 1% ; 4.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏

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4

压力表及气体密度 继电器校验

1.数据显示异常或达到制造商推荐的 校验周期时,进行本项目; 符合设备技术文件要求 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性应在拆动处定性检漏 1 . 试 验 方 法 见 DL/T 593 ; 2.试验在 SF6 气体额定压力下进行; 3.对灭弧室进行解体性检修之后,或 必 要 时 , 进 行 本 项 试 验 ; 4.罐式断路器在交流耐压试验的同时 测量局部放电

5

主回路绝缘试验

交流耐压或操作冲击耐压的试验 电压为出厂试验电压值的 80% 或 与制造厂协商

6

分、合闸时间测量

1.除制造厂有特别要求的之外, 相间合闸不同期 ≤5ms ,相间分闸 不同期 ≤3ms ,同相各断口合闸不 应在断路器的额定操作电压、气压或 同期≤3ms, 同相分闸不同期≤2ms; 液压下进行; 2.合、分闸时间、合-分时间满足 技术文件要求, 与出厂试验数据相 比无明显差异 1.应在断路器的额定操作电压、气压 或液压下进行;

7

分、合闸速度测量

合、分闸速度满足技术文件要求, 2.126kV 及以上断路器应提供机械行 与出厂试验数据相比无明显差异 程特性曲线,测量方法按制造厂要求, 传感器由制造厂提供 无明显放电 在每个瓷套的端部靠近法兰下方 处进行超声波检测, 不应出现明显 的裂纹或点状缺陷 检 测 和 分 析 方 法 见 Q/GDW-10-J394-2008《江苏省电力公 司支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术 导则》

8

紫外电晕试验 瓷套超声波探伤试 验

9

11. 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)(HGIS 参照执行) 11.1 GIS 交接试验项目及要求 表 36 序号 试验项目 GIS 交接试验项目及要求 要求 说明 1.充气后测量测量方法见 DL/T 920; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封性 应在拆动处定性检漏

1

SF6 气体纯度检测

≥99.8%

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(20℃,0.1013MPa) SF6 气体的湿度检 测(微水)

2

1.测量方法参考 DL/T 506、DL/T 914 1 .有电弧分解物隔室:新充气后 和 DL/T 915; ≤150μL/L; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 2 .无电 弧分解 物隔室 :新充 气后 ≤250μL/L 拆动的元器件,为确保气体回路密封性 应在拆动处定性检漏 1.测量方法参考 DL/T917、DL/T918、 DL/T919 、 DL/T920 、 DL/T921 ; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封性 应在拆动处定性检漏 1 . 测 量 方 法 见 GB11023 ; 2.采用灵敏度不低于 1×10-6(体积比) 的检漏仪对断路器各密封部位、管道接 头等处进行检测时,检漏仪不应报警; 3.必要时可采用局部包扎法进行气体 泄漏测量。以 24h 的漏气量换算,每一 个 气 室 年 漏 气 率 不 应 大 于 1% ; 4.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封性 应在拆动处定性检漏 测量完成之后,应按规定正确恢复拆动 的元器件,为确保气体回路密封性应在 拆动处定性检漏 采用 1000V 兆欧表, 辅助回路如有储能 电机用 500V 兆欧表 1.试验方法见 DL/T 593; 2.试验在 SF6 气体额定压力下进行; 交流耐压或操作冲击耐压的试验电 3.应进行相对地(合闸状态)试验及 断路器、隔离开关断口耐压试验; 压为出厂试验电压值的 80%, 见表 45 4.在交流耐压试验后电压降低到 频率≤300Hz,耐压时间为 60s 1.1Um/ 3 下测量超声局部放电或超高 频局部放电,应无明显异常

3

SF6 气体分解物检 测

SO2、H2S 为 0

4

SF6 气体密封性检 测

各独立气室年漏气率≤1%或按制造厂 要求

5

压力表及气体密 度继电器校验 辅助回路和控制 回路绝缘电阻测 量

符合设备技术文件要求

6

绝缘电阻≥2MΩ

7

主回路绝缘试验

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8

断路器分、合闸时 间测量

1.除制造厂有特别要求的之外,相 间合闸不同期≤5ms, 相间分闸不同期 ≤3ms;同相各断口合闸不同期≤3ms, 应在断路器的额定操作电压、气压或液 同 相 分 闸 不 同 期 ≤2ms ; 压下进行 2.合、分闸时间、合-分时间满足技 术文件要求,与出厂试验数据相比无 明显差异 1.应在断路器的额定操作电压、气压 或液压下进行;

9

断路器分、合闸速 度测量

合、分闸速度满足技术文件要求,与 出厂试验数据相比无明显差异

2.126kV 及以上断路器应提供机械行 程特性曲线,测量方法按制造厂要求, 传感器由制造厂提供

10

分、合闸线圈的动 作电压测量

1.操动机构分、合闸电磁铁端子上 的最低动作电压应在操作电压额定 值的 30%~65%之间; 2.进口设备按制造厂规定

11

分、合闸线圈直流 电阻测量 断路器分、合闸线 圈的绝缘电阻值 导电回路电阻测 量 液压或气动机构 压力表校验,机械 安全阀校验 机构操作压力(气 压、 液压)整定值校 验,油(气)泵补压 及零起打压的运 转时间测量 防跳跃及防止非 全相合闸等辅助 控制装置的动作 性能检测 GIS 中的电流互感 器试验

应符合制造厂规定 采用 1000V 兆欧表 1.回路电阻应按厂家要求进行分段测 量,与出厂试验值进行比较; 2.用直流压降法测量,电流≥100A 应符合制造厂规定

12

≥10MΩ

13

测量值不大于出厂试验值的 120%

14

15

应符合制造厂规定

1.制造厂有明确要求的按照制造厂要 求执行; 2.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) 1.相关继电器校验报告应列入交接报 告; 2.应严格检查防跳、非全相回路,防 止寄生回路等原理和接线错误,确保动 作正确

1.防跳跃功能正常; 2.非全相动作时间,按定值规定整 定

16

17

见第 7 章
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18

GIS 中的电压互感 器极性、变比、绝 缘电阻、绕组电阻 测量 GIS 中的避雷器运 行电压下持续电 流测量 GIS 的联锁和闭锁 性能试验 液压机构及采用 差压原理的气动 机构的防慢分试 验

见8章

19

三相电流比较应无明显差异,最高相 在 GIS 老练试验过程中读取避雷器总 差(最大-最小)/最小≤5% 电流 动作应准确可靠 检查 GIS 本间隔及相邻间隔的联锁和 闭锁性能,以防止误操作

20

21

按制造厂规定执行

11.2

GIS 例行试验项目及要求 表 37 GIS 例行试验项目及要求 要求 1. 35kV 及以下不要求; 2.(20℃0.1013MPa) SF6 气体湿度 检测(微水) 说明 1. 测量方法参考 DL/T 506、 DL/T 914 和 DL/T 915; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复 拆动的元器件,为确保气体回路密封 性,应在拆动处定性检漏

序号

试验项目

周期

1

1~3年

有电弧分解物隔室: ≤300μL/L(注意值)无 电弧分解物隔室: ≤500μL/L(注意值)

2

辅助回路和 控制回路绝 缘电阻测量

110 kV及以上: 1~3年 35 kV及以下充气 柜:3~6年 110 kV及以上: 1~3年 35 kV及以下充气 柜:3~6年 110 kV及以上: 1~3年 35 kV及以下充气 柜:3~6年

绝缘电阻≥2MΩ

采用 1000V 兆欧表,辅助回路如有储 能电机用 500V 兆欧表

3

分、 合闸线圈 的动作电压 测量

1.操动机构分、合闸电 磁铁端子上的最低动作 电压应在操作电压额定 值的 30%~65%之间; 2. 进口设备按制造厂规 定

4

分、 合闸线圈 直流电阻测 量

应符合制造厂规定

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5

断路器分、 合 闸线圈的绝 缘电阻测量 机构操作压 力(气压、液 压)整定值校 验,油(气)泵 补压及零起 打压的运转 时间测量 GIS 内金属氧 化物避雷器 检测 红外测温

110 kV及以上: 1~3年 35 kV及以下充气 柜:3~6年 ≥10MΩ

采用 1000V 兆欧表

6

1~3年

应符合制造厂规定

制造厂有明确要求的按照制造厂要求 执行,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)

7

1~3 年 见第 21 章

见第 15 章 见第 21 章

8 11.3

GIS 诊断性试验项目及要求 表 38 GIS 诊断性试验项目及要求 说明 1 . 测 量 方 法 见 DL/T 920 ; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复拆动的元 器件,为确保气体回路密封性应在拆动处定性 检漏

序号

试验项目 SF6 气体 纯度检测

要求 1.有电弧分解物的气室 ≥99.5% 2.无电弧分解物的气室 ≥97% 1.非断路器气室: 正 常 范 围 : SO2 < 1.0μL/L , H2S < 0.5μL/L

1

2

SF6 气体 分解物检 测

可疑范围:1.0 μL/L ≤SO2<5.0 μL/L, 0.5 μL/L≤H2S<2.0 μL/L 异常范围: SO2≥5.0 μL/L, H2S≥2.0 μL/L; 2.断路器气室: 可参照上述非断路器气室标准,但要 结合其运行时间以及历史上开断故障 电流的情况进行综合分析

1. 测量方法参考 DL/T917、 DL/T918、 DL/T919、 DL/T920、DL/T921; 2.测量完成之后,应按规定正确恢复拆动的元 器件,为确保气体回路密封性应在拆动处定性 检漏

3

SF6 气体 密封性检 测

1.测量方法见 GB11023; 各独立气室年漏气率 ≤1%或按制造厂 2.采用灵敏度不低于 1×10-6(体积比)的检漏 要求 仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检 测时,检漏仪不应报警;
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3.必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测 量。以 24h 的漏气量换算,每一个气室年漏气 率应≤1%; 4.测量完成之后,应按规定正确恢复拆动的元 器件,为确保气体回路密封性应在拆动处定性 检漏 压力表及 气体密度 继电器校 验 1.数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期 时,进行本项目; 符合设备技术文件要求 2.测量完成之后,应按规定正确恢复拆动的元 器件,为确保气体回路密封性应在拆动处定性 检漏 1.试验方法见 DL/T 593; 2.试验在 SF6 气体额定压力下进行; 5 主回路绝 缘试验 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压 3.应进行相对地(合闸状态)试验及断路器、 为出厂试验电压值的 80%,见表 45, 隔离开关断口耐压试验; 频率≤300Hz,耐压时间为 60s 4.在交流耐压试验后电压降低到 1.1Um/ 3 下 测量超声局部放电,应无明显异常 1.除制造厂有特别要求的之外,相间 合闸不同期 ≤5ms ,相间分闸不同期 ≤3ms;同相各断口合闸不同期≤3ms, 应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进 同 相 分 闸 不 同 期 不 大 于 2ms ; 行 2.合、分闸时间、合- 分时间满足技 术文件要求,与出厂试验数据相比无 明显差异 1.应在断路器的额定操作电压、气压或液压下 进行;

4

6

断路器 分、合闸 时间测量

7

断路器 分、合闸 速度测量

合、分闸速度满足技术文件要求,与 2.126kV 及以上断路器应提供机械行程特性曲 出厂试验数据相比无明显差异 线,测量方法按制造厂要求,传感器由制造厂 提供

8

瓷套超声 波探伤试 验 紫外电晕 试验 SF6 气体 红外或激 光检漏试 验

在每个瓷套的端部靠近法兰下方处进 检测和分析方法见 Q/GDW-10-J394-2008《江苏 行超声波检测,不应出现明显的裂纹 省电力公司支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术 或点状缺陷 导则》 无明显放电现象。

9

10

无明显漏气点。

可采用红外或激光检漏方式,进行 SF6 气体泄 漏。

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11

X 光探测

设备连接处的尺寸满足制造厂规定。

采用工业 X 光成像技术对连接部位进行间隙测 量,如导杆连接处等。

12

超声局部 放电检测

1.正常:无典型放电波形或音响,且 一般检测频率在 20-100kHz 之间的信号, 若有 ≤5dB; 数值显示,可根据显示的 dB 值进行分析。若检 2.异常:数值>5dB; 测到异常信号可利用超高频检测法、频谱仪和 高速示波器等仪器、手段进行综合判断 3.缺陷:数值>10dB 1.适用于非金属法兰绝缘盆子,带有金属屏蔽 的绝缘盆子可利用浇注开口进行检测;其它结 构参照执行;

1.正常:无典型放电图谱; 超高频局 部放电检 测

13

2.异常:在同等条件下同类设备检测 2.在检测前应尽量排除环境的干扰信号。检测 的图谱有明显区别; 中对干扰信号的判别可综合利用超高频法典型 3.缺陷:具有典型局部放电的检测图 干扰图谱、频谱仪和高速示波器等仪器和手段 进行。进行局放定位时,可采用示波器(采样 谱 精度至少 1GHz 以上) 等进行精确定位, 必要时 也可通过改变电气设备一次运行方式进行

12. 隔离开关、接地开关及高压熔断器 12.1 隔离开关、接地开关及高压熔断器交接试验项目及要求 表 39 隔离开关、接地开关及高压熔断器交接试验项目及要求 序号 1 2 3 试验项目 辅助及控制回路的 绝缘电阻测量 导电回路电阻测量 熔断器直流电阻测 量 110kV 及以上支柱 绝缘子超声波探伤 试验 要 绝缘电阻≥2MΩ 不大于出厂试验值的 120% 应符合设备技术文件要求 在每个支柱绝缘子元件的端部靠 近法兰处进行超声波检测,不应 出现明显的裂纹或点状缺陷 检测和分析方法见 Q/GDW-10-J394-2008 《江苏省电力公司支柱绝缘子及瓷套超 声波检验技术导则》 1.高压熔断器和隔离开关一起进行; 5 35kV及以下交流耐 压试验 见表45 2.用单个或多个元件支柱绝缘子组成的 隔离开关进行整体耐压有困难时,可对各 胶合元件分别做耐压试验 求 说 采用 1000V 兆欧表 用直流压降法测量,电流值≥100A 明

4

6

检查操动机构接触 器的最低动作电压 测量 触指压力测量

应符合制造厂的规定 符合制造商规定

7

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12.2 隔离开关、接地开关及高压熔断器例行试验项目及要求 表 40 隔离开关、接地开关及高压熔断器例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 110 kV及以 上:1~3年; 35 kV及以 下:3~6年 110 kV及以 上:1~3年; 35 kV及以 下:3~6年 110 kV及以 上:1~3年; 35 kV及以 下:3~6年 见第 21 章 要 求 说 明

1

辅助及控制回路的 绝缘电阻测量

绝缘电阻≥2MΩ

采用 1000V 兆欧 表

2

主回路电阻测量

应符合制造厂规定。

3

辅助接点切换和导 通性试验

应符合制造厂规定。

4

红外测温

见第 21 章

12.3 隔离开关、接地开关及高压熔断器诊断性试验项目及要求 表 41 隔离开关、接地开关及高压熔断器诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 要求 说明条款 下列情形之一,测量主回路电阻: 1.红外热像检测发现异常; 2.上一次测量结果偏大或呈明显增长趋势,且又有 2 年未进行测量; 1 主回路电阻测量 符合制造厂规定值 3.自上次测量之后又进行了 100 次以上分、合闸操 作; 4.对核心部件或主体进行解体性检修之后。 测量电流可取 100A 到额定电流之间的任一值, 测量 方法参考 DL/T 593 支柱绝缘子探伤 试验 下列情形之一,对支柱绝缘子进行超声探伤抽检: 无缺陷 1.有此类家族性缺陷,隐患尚未消除; 2.经历了 5 级以上地震 3 交流耐压试验 触指压力测量 耐压试验电压见表45 符合制造厂规定
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2

用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行 整体耐压有困难时,可对各胶合元件分别做耐压试 验

4

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13. 高压开关柜 13.1 高压开关柜交接试验项目及要求 表 42 高压开关柜交接试验项目及要求 序号 试验项目 辅助回路和 控制回路绝 缘电阻测量 断路器的合 闸时间、分 闸时间和三 相分、合闸 同期性测量 绝缘电阻≥2MΩ 要求 说明 采用 1000V 兆欧表

1

2

应符合制造厂规定

3

导电回路电 阻测量

1.符合制造厂规定; 2.测量电流≥100A

1.应测量断路器直流电阻、本间隔 导电回路电阻、主母线回路电阻; 2.固定柜有条件时应测量隔离开关 和隔离插头回路电阻

4

操动机构 分、合闸线 圈的最低动 作电压测量 合闸接触器 和分合闸线 圈的绝缘电 阻测量 分合闸线圈 直流电阻测 量 主回路绝缘 电阻试验 交 流 耐 压 试 验

1.操动机构分、合闸线圈的最低动作电 压应在操作电压额定值的 30%~65%间; 2.操动机构分、合闸线圈通流时的端电 压为操作电压额定值的 80% 时应可靠动 作

5

绝缘电阻应>2MΩ

采用 1000V 兆欧表

6

应符合制造厂规定

7

应符合制造厂规定

在交流耐压试验前、后分别进行

8

断路器

耐压值要求见表 45

1.试验电压施加方式:合闸时各相 对地及相间;分闸时各相断口; 2.相间、相对地及断口的试验电压 值相同

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耐压值要求如下: 绝缘子 Un(kV) 纯瓷绝缘 固体绝缘 9 SF6 气体泄 漏试验 压力表及密 度继电器校 验 高压开关 (充气)柜 内电流互感 器、电压互 感器、避雷 器试验 6 32 26 10 42 38 15 57 50 20 68 59 35 100 90 测量相间及相对地

应符合制造厂规定

10

符合设备技术文件要求

测量完成之后, 应按规定正确恢复拆 动的元器件, 为确保气体回路密封性 应在拆动处定性检漏

11

见第 7、8、15 章

13.2 高压开关柜例行试验项目及要求 表 43 高压开关柜例行试验项目及要求 序号 试验项目 辅助回路和控 制回路绝缘电 阻测量 断路器的合闸 时间、分闸时 间和三相分、 合闸同期性测 量 周期 3~6年 绝缘电阻≥2MΩ 要求 说明 采用 1000V 兆欧表

1

2

3~6年

应符合制造厂规定

3

断路器导电回 路电阻测量

3~6年

应不大于制造厂规定值的 120%

测量断路器直流电阻, 测量电流≥100A

4

分合闸线圈直 流电阻测量 断路器绝缘电 阻测量

3~6年 3~6年

应符合制造厂规定 应符合制造厂规定

5

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断 路 器

耐压值要求见表 45

6

交流耐 压试验

1.试验电压施加方式: 合闸时各相对地及相 间,分闸时各相断口; 2. 相间、 相对地及断口 的试验电压值相同

3~6年 绝 缘 子 耐压值要求如下: Un(kV) 纯瓷绝缘 固体绝缘 6 32 26 10 42 38 15 57 50 20 68 59 35 100 90 1.测量相间及相对地; 2.有条件时进行

7

高压开关柜内 电流互感器、 电压互感器、 避雷器等其它 一次元件试验 红外测温

3~6年

参照本规程有关章节规定执行

有条件时进行

8

见第 21 章

见第 21 章

13.3 高压开关柜诊断性试验项目及要求 表 44 高压开关柜诊断性试验项目及要求 序号 1 试验项目 SF6 气体泄漏试验 要求 应符合制造厂规定 1. 数据显示异常或达到制造厂 推荐的校验周期时,进行本项 目; 符合设备技术文件要求 2. 测量完成之后, 应按规定正 确恢复拆动的元器件,为确保 气体回路密封性应在拆动处定 性检漏 说明

2

压力表及密度继电器校 验

3 4 5

真空度检测 超声局部放电检测 暂态地电位升高法 (TEV)局部放电检测

<1.33×10-3 Pa 无明显局部放电信号 无明显局部放电信号

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表 45 开关设备的交流耐压试验电压(kV) 出厂试验电压 额定电压kV 7.2 12 24 40.5 126 相对地、相间及断路器断口 32(21) 42(30) 65(50) 95 230 230+70 460+100 252 460 460+145 740+220 550 740 740+315 注1:系统中性点为有效接地时,绝缘水平采用括号中的数值。 注 2:参考标准 DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 注 3:126kV 及以上隔离断口出厂试验电压两个数值为可选。 注 4:现场试验电压为出厂试验电压的 80%。 注 5:现场一般不进行断口的耐压试验,如需进行时,试验电压与现场相对地试验电压相同。 14. 耦合电容器 14.1 耦合电容器交接试验项目及要求 表 46 耦合电容器交接试验项目及要求 序号 1 试验项目 极间绝缘电阻测 量 低压端对地绝缘 电阻测量 要 一般不低于 5000MΩ 一般不低于 100MΩ 求 说 采用 2500V 兆欧表 采用 1000V 兆欧表 1.用交流电桥法; 3 电容值测量 1. 每节电容量偏差不超过出厂值的±5% 2.一相中任两节实测电容值相差≤5% 2.一相中任两节实测电容值之差是 指实测电容之比值与这两单元额定 电压之比值倒数之差 多节串联的应分节测量,测量前应 确认外绝缘表面清洁、干燥,分析 时应注意温度影响 明 592 368 隔离断口 36(26) 48(36) 79(64) 118 230+50 184 现场试验电压 相对地及相间 26(17) 34(24) 52(40) 76

2

4

介质损耗测量

tanδ%值不应大于下列数值: 油纸绝缘 0.5,膜纸复合绝缘 0.15

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14.2 耦合电容器例行试验项目及要求 表 47 耦合电容器例行试验项目及要求 序号 1 试验项目 极间绝缘电 阻测量 低压端对地 绝缘电阻测 量 周期 1~3 年 要求 不低于 5000MΩ(注意值) 说明 采用 2500V 兆欧表

2

1~3 年

不低于 100MΩ

采用 1000V 兆欧表 1.用交流电桥法;

3

电容值测量

1~3 年

1. 每节电容量初值差不超过±5% (警 示值) 2. 一相中任两节实测电容值相差≤5%

2.一相中任两节实测电容 值之差是指实测电容之比 值与这两单元额定电压之 比值倒数之差 多节串联的应分节测量, 测 量前应确认外绝缘表面清 洁、干燥,分析时应注意温 度影响

δ 值不应大于: 4 介质损耗测 量 1~3 年 油纸绝缘 0.5%(注意值) 膜纸复合绝缘 0.25%(注意值) 5 红外测温 见第 21 章 见第 21 章

14.3 耦合电容器诊断性试验项目及要求 表 48 耦合电容器诊断性试验项目及要求 序号 1 2 试验项目 局部放电试验 交流耐压试验 在 1.1Um/
3









下,≤10pC

诊断是否存在严重局部放电缺陷时进 行本项目。测量方法参见DL/T 417 需要验证绝缘强度时进行本项目

试验电压为出厂试验电压的 80%

15. 金属氧化物避雷器 15.1 金属氧化物避雷器交接试验项目及要求 表 49 金属氧化物避雷器交接试验项目及要求 序号 试验项目 直流参考电压 U1mA和0.75倍 U1mA下的泄漏 电流测量 要 求 说 明

1

1.金属氧化物避雷器对应于直流参考电 流下的直流参考电压,整支或分节进行 的测试值,不应低于现行国家标准《交 流无间隙金属氧化物避雷器》GB 11032 规定值,并符合产品技术条件的规定。 实测值与制造厂规定值比较,变化
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1.测量电流的导线应使用屏蔽线; 2.直流试验电压纹波系数应小于或等 于±0.5%,试验电压应在高压侧测量; 3.直流参考电压见附录 D

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≤±5%; 2 . 0.75 倍 U1mA 下 的 泄 漏 电 流 值 应 ≤50μA,或符合产品技术条件的规定 金属氧化物避 雷器及底座绝 缘电阻测量 放电计数器及 泄漏电流表校 验 1.35kV 以上,≥2500MΩ; 2.35kV及以下,≥1000MΩ; 3.底座绝缘:≥100MΩ 1.计数器:脉冲电压测试3~5次,均应 正常动作; 2.泄漏电流表:与0.5级电流表比对,指 示正常 1.工频参考电流下的工频参考电压,整 支或分节进行的测试值,应符合《交流 无间隙金属氧化物避雷器》GB11032 或 产品技术条件的规定 35kV 以上使用 5000V 的兆欧表测量, 35kV 及以下使用 2500V 的兆欧表测量

2

3

测试后计数器尾数应调整到“0”

4

工频参考电压 和持续电流测 量

1.金属氧化物避雷器持续运行电压值 参见现行国家标准《交流无间隙金属 2.持续运行电压下的持续电流,其阻性 氧化物避雷器》GB11032; 电流或总电流值应符合产品技术条件的 2.对于单相多节串联结构,应逐节进 规定; 行 3.新投运的泄漏电流有功分量(峰值) 测量值应≤全电流 (有效值)的25%

备注

1.GIS用避雷器试验项目参照执行。 2.阻波器内避雷器试验项目参照相应电压等级避雷器试验要求执行。

15.2 金属氧化物避雷器例行试验项目及要求 表 50 金属氧化物避雷器例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 要 求 说 明

1

运行中持 续电流检 测

110kV 及 以上:1~3 年

1. 通过与同组间其它金属氧化物避雷 器的测量结果相比较做出判断,相间 应无显著差异;

1.检测时,宜在雷雨季节前进行 本项目;

2.当发现在线泄漏电流表数据异 应在 24h 2. 测量运行电压下的全电流、 阻性电 常或红外检测有疑问时, 流或功率损耗, 测量值与初始值比较, 内安排带电测试; 有明显变化时应加强监测,当阻性电 3.如年度有停电试验,此项目可 流增加1倍时,应停电检查 不进行 1 . U1mA 初 值 差 ≤±5% 且 不 低 于 GB 11032规定值(注意值); 2 . 0.75U1mA 漏 电 流 初 值 差 ≤30% 或 ≤50μA(注意值)
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2

直流参考 电压和 0.75倍直 流参考电 压下的泄

110kV 及 以上:1~3 年 110kV 及

1.对于单相多节串联结构,应逐 节进行。 U1mA偏低或0.75U1mA下漏 电流偏大时,应先排除电晕和外 绝缘表面漏电流的影响。除例行 试验之外,有下列情形之一的金

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漏电流测 量

以下:3~6 年

属氧化物避雷器,也应进行本项 目: 1) 红外热像检测时,温度同比异 常; 2)运行电压下持续电流偏大; 3) 有电阻片老化或者内部受潮的 家族性缺陷,隐患尚未消除; 2 .测量电流的导线应使用屏蔽 线; 3.直流参考电压见附录D

3

金属氧化 物避雷器 及底座绝 缘电阻测 量 放电计数 器及泄漏 电流表检 查校验 红外测温

1.35kV 以上,≥2500MΩ; 1~3年 2.35kV及以下,≥1000MΩ; 3.底座绝缘:≥100MΩ 1.计数器:脉冲电压测试3~5次,均 应正常动作,测试后计数器尾数应调 整到“0”; 2.泄漏电流表:与0.5级电流表比对, 指示正常 见第 21 章 见第 21 章 GIS用避雷器试验项目参照执行。 使用 2500V 的兆欧表测量

4

1~3年

5 备注

15.3 金属氧化物避雷器诊断性试验项目及要求 表 51 金属氧化物避雷器诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 最高持续运行 电压交流泄漏 电流测量 工频参考电流 下的工频参考 电压测量 均压电容的电 容量测量 要 求 说 明

1

泄漏电流有功分量(峰值)测量值应≤全 电流 (有效值)的25%

2

符合GB 11032或制造商规定

对于单相多节串联结构,应逐节进行 如果金属氧化物避雷器装备有均压电 容,为诊断其缺陷,可进行本项目。 对于单相多节串联结构,应逐节进行

3

电容量初值差 ≤±5% 或满足制造商的技 术要求

16. 电力电缆
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16.1 橡塑电力电缆 16.1.1 橡塑电力电缆交接试验项目及要求 表 52 橡塑电力电缆交接试验项目及要求 序号 试验项目 要求 说明 1.0.6/1kV电缆用1000V兆欧表;0.6/1kV 以上电缆用 2500V 兆欧表(代替耐压试 验); 绝缘电阻与出厂试验结果相比不应有显 著下降 2.6/6kV及以上电缆使用5000V兆欧表; 3.应分别在每一相上进行。对一相进行 试验或测量时,其它两相导体、金属屏蔽 或金属套和铠装层一起接地 采用 500V 兆欧表测量。当外护套或内衬 层的绝缘电阻( MΩ )与被测电缆长度 (km)的乘积值小于 0.5 时,应判断其是 否已破损进水。用万用表测量绝缘电阻, 然后调换表笔重复测量,如果调换前后的 绝缘电阻差异明显,可初步判断已破损进 水。 对于 110kV 及以上电缆, 测量外护套 绝缘电阻 在相同温度下,测量铜屏蔽层和导体的电 阻,屏蔽层电阻和导体电阻之比应无明显 改变。 比值增大, 可能是屏蔽层出现腐蚀; 比值减少,可能是附件中的导体连接点的 电阻增大

1

电缆主绝 缘绝缘电 阻测量

2

电缆外护 套(内衬 层)绝缘电 阻测量

每千米绝缘电阻值≥0.5MΩ

3

金属屏蔽 层电阻和 导体电阻 比测量 电缆线路 两端的相 位检查

金属屏蔽层和导体电阻比应无异常

4

电缆两端相位应一致 1.电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘 夹板对地直流耐压试验;

5

交叉互联 系统试验

2.护层过电压保护器检测; 3. 检查互联箱闸刀(或连接片)连接位置和 接触电阻 20-300HZ 谐振耐压试验,试验电压值按 下表规定,不击穿

见附录 F

1.推荐使用20-300Hz谐振耐压试验; 2 .耐压前后摇绝缘电阻 , 采用 2500 伏或 5000伏摇表; 3.110kV 及以上 GIS 盒式电缆头之电缆 根据 IEC-840 可采用 1) 加线电压 5 分钟; 2)施加正常系统相对地电压 24 小时方法

6

交流耐压 试验

额定电压 U0/U(kV) 18/30 及 以 下

试验电压

时间(min)

2.5 U0

5

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21/35 64/110 127/220 290/500



2 U0 1.7 U0 1.7 U0

60

替代,对升压站出线电缆也可考虑此方 法; 4.新做终端、接头或受其它试验项目警 示,需要检验主绝缘强度时,也应进行本 项目; 5.不具备上述试验条件或有特殊规定时, 可采用施加正常系统相对地电压 24h方法 代替交流耐压; 6.试验条件不具备时可适当缩短耐压时 间或降低试验电压,但试验时间不得低于 5分钟,试验电压不得低于1.4 U0(U=220 kV) 、1.1 U0(U=500 kV)

60 60

16.1.2 橡塑电力电缆例行试验项目及要求 表 53 橡塑电力电缆例行试验项目及要求 序号 试验项目 周期 要求 说明 1.0.6/1kV电缆用1000V兆欧表;0.6/1kV以上 电缆用2500V兆欧表(代替耐压试验); 电缆主绝缘 绝缘电阻测 量 绝缘电阻与出厂试验 或上次试验结果相比 不应有显著下降 2.6/6kV及以上电缆使用5000V兆欧表; 3.应分别在每一相上进行。对一相进行试验 或测量时,其它两相导体、金属屏蔽或金属套 和铠装层一起接地; 4.如结果有显著变化,应做进一步分析,必 要时进行诊断性试验 采用 500V 兆欧表测量。当外护套或内衬层的 绝缘电阻(MΩ)与被测电缆长度(km)的乘 积值小于 0.5 时,应判断其是否已破损进水。 用万用表测量绝缘电阻,然后调换表笔重复测 量,如果调换前后的绝缘电阻差异明显,可初 步判断已破损进水。对于 110kV 及以上电缆, 测量外护套绝缘电阻

1

结合停电

2

电缆外护套 (内衬层) 绝缘电阻测 量

结合停电

每千米绝缘电阻值不 应低于 0.5MΩ

1 .电缆外护套、绝缘 接头外护套、绝缘夹板 对地直流耐压试验; 3 交叉互联系 统试验 3年 2 .护层过电压保护器 检测; 3.检查互联箱闸刀(或 连接片 ) 连接位置和接 触电阻 4 红外测温 见第 21 章 见第 21 章
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见附录 F

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16.1.3 橡塑电力电缆诊断性试验项目及要求 表 54 橡塑电力电缆诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 金属屏蔽 层电阻和 导体电阻 比测量 离线局部 放电试验 要求 说明 需要判断屏蔽层是否出现腐蚀时,或者重做终端或接头 后进行本项目。在相同温度下,测量铜屏蔽层和导体的 电阻,屏蔽层电阻和导体电阻之比应无明显改变。比值 增大,可能是屏蔽层出现腐蚀;比值减少,可能是附件 中的导体连接点的电阻增大 局部放电测试电压频率应满足 IEC60270 规程规定

1

金属屏蔽层和导体电阻比 应无异常

2

应无明显局部放电情况 1.未老化的交联聚乙烯电 缆( XLPE ) ,其介质损耗 因数通常不大于0.001; 2.介质损耗因数可以在工 频电压下测量,也可以在 0.1Hz低频电压下测量,测 量电压为U0 1.接地电流绝对值< 100A;

3

介质损耗 测量

1. 同等测量条件下, 如介质损耗因数较初值有增加明显, 或者大于0.002时(XLPE),需进一步试验; 2.也可采用振荡波电压测量

4

接地电流 检测

1.交接后一周内; 2.对运行环境差、设备陈旧、负荷变化后及缺陷设备, 要增加检测次数

2.接地电流与负荷比值< 20%; 3.单相接地电流最大值比 最小值<3

5

带电局部 放电试验

应无明显局部放电情况 1.耐压前后测量绝缘电阻,采用2500V或5000V摇表; 2.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 作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; 3.110kV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,对升压站出线电缆也可考 虑此方法; 4.新做终端、接头或受其它试验项目警示,需要检验主 绝缘强度时,也应进行本项目
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1.采用 20-300Hz 谐振耐 压; 6 交流耐压 试验 2.220kV 及以上,试验电 压为 1.36U0,110kV 及以 下,试验电压为 1.6U0 ; 加压时间 5min,无闪络、 无击穿.

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16.2 纸绝缘电力电缆 16.2.1 纸绝缘电力电缆交接试验项目及要求 表 55 纸绝缘电力电缆交接试验项目及要求 序 号 试验项目 要求 说明 1 . 0.6/1kV 电 缆 用 1000V 兆 欧 表 ; 0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(代 替耐压试验); 1 电缆主绝 缘绝缘电 阻测量 绝缘电阻与出厂试验结果相比不应有显著下 降 2.6/6kV及以上电缆使用5000V兆欧 表; 3. 应分别在每一相上进行。 对一相进 行试验或测量时,其它两相导体、金 属屏蔽或金属套和铠装层一起接地 1. 试验电压值按下表规定, 加压时间 5min, 无闪络、无击穿; 2.耐压 5min 时的泄漏电流值不应大于耐压 1min 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 直流耐压 试验 电缆额定 电压 U0/U 1.8/3 2.6/6 3.6/6 6/6 电缆线路 两端的相 位检查 直 流 试 验 电压 12 17 24 30 电缆额 定电压 U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35 直流试验 电压 40 47 105 130 6/6kV 及以下电缆的泄漏电流小于 10μA,8.7/10kV 电缆的泄漏电流小于 20μA 时,对不平衡系数不作规定

2

3

电缆两端相位应一致

16.2.2 纸绝缘电力电缆例行试验项目及要求 表 56 纸绝缘电力电缆例行试验项目及要求 序号 试验 项目 绝缘 电阻 测量 周期 要求 说明 额定电压 0.6/1kV 电缆用 1000V 兆欧表; 0.6/1kV 以上电缆用 2500V 兆欧 表 (6/6kV 及以上电缆也 可用 5000V 兆欧表)

1

1~3 年

绝缘电阻与出厂试验或上次试验结果相比不应有 显著下降

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1.试验电压值按下表规定,加压时间 5min,不击 穿; 2.耐压 5min 时的泄漏电流值不应大于耐压 1min 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 1~3 年 电缆额定电 压 U0/U 1.8/3 2.6/6 3.6/6 6/6 3 红外 测温 见第 21 章 见第 21 章 直流试 验电压 12 17 24 30 电缆额定 直 流 试 电 压 验电压 U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35 40 47 105 130 6/6kV 及以下电缆的泄漏 电流小于 10μA, 8.7/10kV 电缆的泄漏电流小于 20μA 时,对不平衡系数 不作规定

2

直流 耐压 试验 及泄 漏电 流测 量

16.2.3 纸绝缘电力电缆诊断性试验项目及要求 表 57 纸绝缘电力电缆诊断性试验项目及要求 序号 试验项目 要求 说明

1

绝缘电阻测量

额定电压 0.6/1kV 电缆用 1000V 兆欧 绝缘电阻与出厂试验或上次试验结果 表;0.6/1kV 以上电缆用 2500V 兆欧 相比不应有显著下降 表(6/6kV 及以上电缆也可用 5000V 兆 欧表) 1.试验电压值按下表规定,加压时间 5min,不击穿; 2. 耐压 5min 时的泄漏电流值不应大于 耐压 1min 时的泄漏电流值; 3.三相之间的泄漏电流不平衡系数≤2 6/6kV 及以下电缆的泄漏电流小于 10μA, 8.7/10kV 电缆的泄漏电流小于 20μA 时,对不平衡系数不作规定

2

直流耐压试验及 泄漏电流测量

电缆额 定电压 U0/U 1.8/3 2.6/6 3.6/6 6/6

直流 试验 电压 12 17 24 30

电 缆 额 定 电 压 U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35

直流 试验 电压 40 47 105 130

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16.3 自容式充油电力电缆 16.3.1 自容式充油电缆交接试验项目及要求 表 58 自容式充油电缆交接试验项目及要求 序号 试验项目 绝缘电阻测量 要求 绝缘电阻与出厂试验结果相比不 应有显著下降 试验时,试验电压可分 4~6 阶 段均匀升压,每阶段停留 1min, 并读取泄漏电流值。试验电压升 至规定值后维持 15min, 其间读取 1min 和 15 min 时泄漏电流。测量 时应消除杂散电流的影响。试验 电压值按下表规定,不击穿 电 缆 额 定 电 压 U0/U 64/110 550 850 127/220 950 1050 1425 290/500 1550 1675 275 425 475 510 710 775 835 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 雷电冲 击耐受 电压 450 直 流试 验 电压 225 雷电冲击电压依据现行国家标准《高压输 变电设备的绝缘配合》GB 311.1 规定 说明 额定电压 0.6/1kV 电缆用 1000V 兆欧表; 0.6/1kV 以上电缆用 2500V 兆欧表(6/6kV 及以上电缆也可用 5000V 兆欧表)

1

2

电缆主绝缘直流耐 压试验及泄漏电流 测量

3

电缆外护套和接头 外护套的直流耐压 试验

试验电压 6kV,试验时间 1min, 不击穿

绝缘油试验 1.电缆及附件内,对于 64/110~ 190/330KV , ≥50kV , 对 于 290/500KV,≥60KV; 2.压力箱中,≥50kV

4

1)电缆油击穿电压 测量

试验按 GB/T507 规定进行。在室温下测量 油的击穿电压

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2)电缆油的 δ 测量

1.电缆及附件内,对于 64/110~ 127/220KV 的 ≤0.005 , 对 于 190/330KV 的≤0.003; 2.压力箱中,≤0.003

采用电桥以及带有加热套能自动控温的专 用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于 1×10-5,准确度不得低于 1.5%,油杯的固 有 δ 不得大于 5×10-5,在 100℃及以下的 电容变化率不得大于 2%。 加热套控温的控 温灵敏度为 0.5℃或更小, 升温至试验温度 100℃的时间不得超过 1h 试验方法参照 GB50150 附录 F 执行

5 6

交叉互联系统试验 相位检查

应符合相关技术要求 线路的两端相位应一致,并与电 网相位相符合

16.3.2 自容式充油电力电缆例行试验项目及要求 表 59 自容式充油电缆例行试验项目及要求 序号 试验项目 油压示警系统检查 1)信号指示检查 2)控制电缆线芯对 地绝缘测量 3年 能正确发出相应的示警 信号 每千米绝缘电阻≤1MΩ 采用 250V 兆欧表测量 交叉互联系统除进行定期试验外, 如在 交叉互联大段内发生故障, 则也应对该 大段进行试验。 如交叉互联系统内直接 接地的接头发生故障时, 则与该接头连 接的相邻两个大段都应进行试验 周期 要求 说明

1

2

交叉互联系统试验

3年

见附录 F

1.供油特性:压力箱的 供油量不应小于供油特 性曲线所代表的标称供 油量的90%; 3 压力箱试验 3年 2.电缆油击穿电压: ≥50Kv; 3. 电缆油介质损耗因数: <0.005 4 红外测温 见第 21 章 见第 21 章

1. 油击穿电压测量方法参考GB/T 507; 2.油介质损耗在油温 100±1℃和场强 1MV/m 的测试条件下测量,测量方法 参考 GB/T 5654

16.3.3 自容式充油电力电缆诊断性试验项目及要求

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表 60 自容式充油电力电缆诊断性试验项目及要求 序号 试验 项目 电缆 外护 套和 接头 外护 套的 直流 耐压 试验 电缆 及附 件的 绝缘 油试 验 1)电 缆油 击穿 电压 测量 2 2)电 缆油 的δ测 量 要求 说明

1

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

≥45kV

试验按 GB/T507 规定进行。在室温 下测量油的击穿电压

采用电桥以及带有加热套能自动控 温的专用油杯进行测量。电桥的灵 敏度不得低于 1×10-5,准确度不得 在油温 100±1℃和场强 1MV/m 的测试条件下,对于 低于 1.5%,油杯的固有 δ 不得大于 U0=190kV 的电缆, 应≤0.01, 对于 U0≤127kV 的电缆, 5×10-5,在 100℃及以下的电容变化 应不大于 0.03 率不得大于 2%。 加热套控温的控温 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 各气体含量满足下列注意值要求(μl/l),可燃气体总 量<1500;H2<500;C2H2 痕量;CO<100;CO2 试验方法按 GB 7252 <1000;CH4<200;C2H4<200;C2H6<20

3) 油 中溶 解气 体分 析

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3

交叉 互联 系统 试验

见附录 F

交叉互联系统除进行定期试验外, 如在交叉互联大段内发生故障,则 也应对该大段进行试验。如交叉互 联系统内直接接地的接头发生故障 时,则与该接头连接的相邻两个大 段都应进行试验

试验电压值按下表规定,加压时间 5min,不击穿 电缆 U0,kV 48 电缆 主绝 缘直 流耐 压试 验 350 450 64 550 850 127 950 1050 1050 190 1175 1300 275 425 475 510 525 585 650 175 225 1.失去油压导致受潮、进气修复后 或新做终端、接头后进行本项目; 2. 直流试验电压值根据电缆电压并 结合其雷电冲击耐受电压值选取 雷电冲击耐受电 压,kV 325 直流试验电压 kV 165

4

17. 接地装置 17.1 接地装置试验交接试验项目及要求 表 61 接地装置交接试验项目及要求 序号 1 试验项目 接地网电气完整性测量 (导通) 要求 设备接地线之间的导通电阻:≤20mΩ R ≤2000 / I, 或 Z≤0.5Ω, (当 I>4000A 时) 2 有效接地系统接地装置 的接地阻抗测量 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 非有效接地系统接地装 置的接地阻抗测量 1. 当接地网与 1kV 及以下设备共用接 地时,接地电阻: R≤120/I
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说明 测量方法参考 DL/T 475

按 DL/T 475 推荐方法测量,测 量结果应符合设计要求

3

按 DL/T 475 推荐方法测量,测 量结果应符合设计要求

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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 ≤4Ω 。 如 总 容 量 小 于 100kVA 时, 则接地电阻允许大于 4Ω, 但≤10Ω 接地阻抗≤5Ω 按 DL/T 475 推荐方法测量,测 量结果应符合设计要求 1.按 DL/T 475 推荐方法测量, 测量结果应符合设计要求; 2.当与接地网连在一起时可不 单独测量

4

1kV 以下电力设备的接 地阻抗测量

5

独立微波站接地阻抗测 量

6

独立避雷针接地阻抗测 量

接地阻抗≤10Ω

17.2 接地装置试验例行试验项目及要求 表 62 接地装置例行试验项目及要求 序号 1 试验项目 独立微波站接地阻抗 测量 周期 1~ 3年 要求 接地阻抗≤5Ω 说明 按 DL/T 475 推荐方法测量,测 量结果应符合设计要求 1.按 DL/T 475 推荐方法测量,

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