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电气设备预防性试验规程596


电力设备预防性试验规程 Preventive test code for electric power equipment DL/T 596—1996 中华人民共和国电力行业标准 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 Preventive test code for electric power equipment 中华人民共和国电力工业部 1996-09-25 批

准 1997-01-01 实施

前 言 预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节, 是保证电力系统安全运行的有效手段 之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据,在我国已有 40 年的使用经验。1985 年 由原水利电力部颁发的《电气设备预防性试验规程》 ,适用于 330kV 及以下的设备,该规程在生产中 发挥了重要作用, 并积累了丰富的经验。 随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高, 电力设备品种、 参数和技术性能有较大的发展,需要对 1985 年颁布的规程进行补充和修改。1991 年电力工业部组织 有关人员在广泛征求意见的基础上,对该规程进行了修订,同时把电压等级扩大到 500kV,并更名为 《电力设备预防性试验规程》 。 本标准从 1997 年 1 月 1 日起实施。 本标准从生效之日起代替 1985 年原水利电力部颁发的 《电气设备预防性试验规程》 凡其它规程、 , 规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的,以本标准为准。 本标准的附录 A、附录 B 是标准的附录。 本标准的附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G 是提示的附录。 本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心提出。 本标准起草单位:电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、电力工业部西安热 工研究院、华北电力科学研究院、 西北电力试验研究院、华中电力试验研究所、 东北电力科学研究院、 华东电力试验研究院等。 本标准主要起草人:王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、 盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。 范围 本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、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。 本标准适用于 500kV 及以下的交流电力设备。 本标准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。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础,参照本标准执行。 2 引用标准 1

下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所示版本 均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 261—83 石油产品闪点测定法 GB 264—83 石油产品酸值测定法 GB 311—83 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 507—86 绝缘油介电强度测定法 GB/T 511—88 石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB 1094.1~5—85 电力变压器 GB 2536—90 变压器油 GB 5583—85 互感器局部放电测量 GB 5654—85 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 6450—86 干式电力变压器 GB/T 6541—86 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 7252—87 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328—87 变压器和电抗器的声级测定 GB 7595—87 运行中变压器油质量标准 GB/T 7598—87 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7599—87 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法) GB 7600—87 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB 7601—87 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB 9326.1~.5—88 交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 11022—89 高压开关设备通用技术条件 GB 11023—89 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 11032—89 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—89 工业六氟化硫 DL/T 421—91 绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 423—91 绝缘油中含气量测定 真空压差法 DL/T 429.9—91 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法 DL/T 450—91 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 459—92 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T 492—92 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用定货技术导则 SH 0040—91 超高压变压器油 SH 0351—92 断路器油 3 定义、符号 3.1 预防性试验 为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏,对设备进行的检查、试验或监测,也包 括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测,通常是自动进行的。 3.3 带电测量 对在运行电压下的设备,采用专用仪器,由人员参与进行的测量。 3.4 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流电流值之比。 常用兆欧表直

接测得绝缘电阻值。本规程中,若无说明,均指加压 1min 时的测得值。 3.5 吸收比 在同一次试验中,1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。 3.6 极化指数 在同一次试验中,10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝缘电阻值之比。 3.7 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, 为导体与导体 U 之间的设计电压); U1mA 避雷器直流 1mA 下的参考电压; tgδ 介质损耗因数。 4 总则 4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较,与同类设备试验结果相比较,参照相关的试验结果, 根据变化规律和趋势,进行全面分析后做出判断。 4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时,对主要设备需经上一级主管部门审查批准后 执行;对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。 4.3 110kV 以下的电力设备,应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV 及以上的电力设 备,在必要时应进行耐压试验。 50Hz 交流耐压试验,加至试验电压后的持续时间,凡无特殊说明者,均为 1min;其它耐压试验 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 220 及 330kV >48h 110kV 及以下 >24h ? 4.4 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。 4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时,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。 4.6 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、tgδ 、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。 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%。 4.7 在进行直流高压试验时,应采用负极性接线。 4.8 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。

4.9 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,经批准可以不做停电 试验或适当延长周期。 4.10 执行本规程时,可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。 5 旋转电机 5.1 同步发电机和调相机 5.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表 1,6000kW 以下者可参照 执行。 表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 1)1 年 或 小 修 时 2)大修 前、后 要 求 说 明

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% 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 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)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 及以上机组推荐测量 极化指数

2

定子绕组的直 流电阻

1)大修 时 2)出口 短路后

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

3

定子绕组泄 漏电流和直流 耐压试验

1)1 年 或 小 修 时 2)大修 前、后 3) 更 换 绕组后

1)试验电压如下:

1)应在停机后清除污秽前热状态 下进行。处于备用状态时,可在冷 态下进行。氢冷发电机应在充氢后 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 3)不符合 2)、 3)要求之一者, 应尽 可能找出原因并消除,但并非不能 运行 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 5.0×102 ?μ S/m;对于独立的密闭 循环水系统为 1.5×102μ S/m 3.0Un 2.5Un 2.5Un 2.5Un (2.0~ 2.5)Un 2.0Un

全部更换定子绕组并修好后 局部更换定子绕组并修好后 运行 20 年及以下者 大修前 运行 20 年以上与架空 线直接连接者 运行 20 年以上不与架 空线直接连接者 小修时和大修后 2) 在 规 定 试 验 电 压 下,各相泄漏电流的差 别不应大于最小值的 100%; 最大泄漏电流在 20μ A以下者,相间差 值与历次试验结果比 较,不应有显著的变化 3)泄漏电流不随时间 的延长而增大

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定子绕组交流 耐压试验

1)大修 前 2)更换 绕组后

1)全部更换定子绕组 并修好后的试验电压如 下:

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 4)全部或局部更换定子绕组的工艺 过程中的试验电压见附录 A 额定电压 Un V 试验 电压 V 2 Un +1000 但最 低为 1500 2.5 Un 2 Un +3000 按专 门协 议

容 量 kW 或 kVA

小于 10000

36 以上

6000 以下 6000~18000 10000 及以上 18000 以上

2)大修前或局部更换定子绕组并修好后试 验电压为: 运行 20 年及以下者 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 5 转子绕组的绝 缘电阻 1)小修时 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于 2)大修 0.5MΩ 中 转 子 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室 清扫前、 温时一般不应小于 5kΩ 后 1.5 Un 1.5 Un (1.3~ 1.5) Un 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 6 转子绕组的直 流电阻 大修时 与初次(交接或大修)所测结果比较, 1) 在 冷 态 下 进 行 测 其差别一般不超过 2% 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 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 额 定 励 磁 电 压 500V 及 以 下 者 为 10Un,但 不 低 于 1500V ; 500V 以 上者为 2 Un +4000V 5Un, 但 不 低 于 1000V , 不 大 于 2000V 5Un, 但 不 低 于 1000V , 不 大 于 2000V 1) 小 修 时 用 1000V 兆欧表 2) 大 修 时 用 2500V 兆欧表 1) 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 2) 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 3) 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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转子绕组交流 耐压试验

1)显极 式 转 子 大 修 时 和 更 换 绕组后 2)隐极 式 转 子 拆 卸 套 箍后,局 部 修 理 槽 内 绝 缘 和 更 换 绕 组 后

显极式转子大修时及局 部更换绕组并修好后

隐极式转子局部修理槽内 绝缘后及局部更换绕组并 修好后

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发电机和励 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

1)小修 时 2)大修 时

绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ ,否则应 查明原因并消除

绝缘电阻 9 ?发电机和励 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 定子铁芯试验 大修时 试验电压为 1kV 可用 2500V 兆欧表测 绝缘电阻代替

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1)重新 组 装 或 更换、修 理 硅 钢 片后 2)必要 时

1)磁密在 1T 下齿的最高温升不大于 25K,齿的最大温差不大于 15K,单位 损耗不大于 1.3 倍参考值,在 1.4T 下 自行规定 2)单位损耗参考值见附录 A 3)对运行年久的电机自行规定

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 45 ? min。对 直径较大的水轮发电 机试验时应注意校正 由于磁通密度分布不 均匀所引起的误差 2) 用 红 外 热 像 仪 测 温 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

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发电机组和励 磁机轴承的绝 缘电阻

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 与铭牌或最初测得的数据比较, 其差 别不应超过 10%

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灭磁电阻器 (或自同期电 阻器)的直流 电阻 灭磁开关的并 联电阻 转子绕组的交 流阻抗和功率 损耗

大修时

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大修时 大修时

与初始值比较应无显著差别 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

电阻值应分段测量 1) 隐 极 式 转 子 在 膛 外或膛内以及不同转 速下测量。 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

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检温计绝缘电 阻和温度误差 检验

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造 厂规定

1)用 250V 及以下的 兆欧表 2) 检 温 计 除 埋 入 式 外还包括水内冷定子 绕组引水管出水温度 计 1) 运 行 中 检 温 元 件 电位升高、 槽楔松动或 防晕层损坏时测量 2) 试 验 时 对 定 子 绕 组施加额定交流相电 压值, 用高内阻电压表 测量绕组表面对地电 压值 3) 有 条 件 时 可 采 用 超声法探测槽放电

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定子槽部线圈 防晕层对地电 位

必要时

不大于 10V

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汽轮发电机定 子绕组引线的 自振频率 定子绕组端部 手包绝缘施加 直流电压测量

必要时

自振频率不得介于基频或倍频的± 10%范围内 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 20μ A; 100M Ω ? 电 阻 上 的 电 压 降 值 为 2000V 30μ A; 100M Ω 电 阻 上 的 电 压 降 值 为 3000V 1) 本 项 试 验 适 用 于 200 ? MW ?及以上 的国产水氢氢汽轮发 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

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1)投产 后 2)第一 次 大 修 时 3)必要 时

端部接头(包括引水管锥体 绝缘)和过渡引线并联块

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轴电压

大修后

1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时, 测量时采用高内阻(不 转子两端轴上的电压一般应等于轴承 小于 100kΩ /V)?的交 与机座间的电压 流电压表 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小 于 10V 3)水轮发电机不作规定 见附录 A 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

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定子绕组绝缘 老化鉴定

累 行 20 上 行

计 运 时 间 年以 且 运 或 预

防 性 试 验 中 绝 缘 频 繁 击穿时 21 空载特性曲线 1)大修 后 2)更换 绕组后 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 1.5 Un(以不超过额 定励磁电流为限) b)汽轮发电机为 1.3 Un(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(或以前测得的)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 1.3 Un 空 载 特 性 曲 线 试 验; 一般性大修时可以 带主变压器试验 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

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三相稳定短路 特性曲线

1)更换 绕组后 2)必要 时

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发电机定子开 路时的灭磁时 间常数 检查相序 温升试验

更 换 灭 磁 开 关 后 改 动 接 线时 1)定、 转 子 绕 组 更 换 后 2)冷却 系 统 改 进后 3)第一 次 大 修 前 4)必要 时

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 应符合制造厂规定 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

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5.1.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 1 中序号 1、3。 大修前试验项目见表 1 中序号 1、3、4。 大修时试验项目见表 1 中序号 2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。

大修后试验项目见表 1 中序号 1、3、19、21。 5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。 5.1.3.1 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和极化指数自行规定。 b)在 40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(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。 5.1.3.2 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。 5.2 直流电机 5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表 2。 5.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 2 中序号 1。 大修时试验项目见表 2 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9。 大修后试验项目见表 2 中序号 11。 5.3 中频发电机 表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 绕组的绝缘电阻 1)小修时 2)大修时 绝缘电阻值一般不低于 0.5MΩ 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

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% 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

3

电枢绕组片间的直 流电阻

大修时

4

绕组的交流耐压试 验

大修时

磁场绕组对机壳和电枢对轴 的试验电压为 1000V

5

磁场可变电阻器的 直流电阻 磁场可变电阻器的 绝缘电阻

大修时

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

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大修时

2)用 2500V ?兆欧表 7 8 9 调整碳刷的中心位 置 检查绕组的极性及 其连接的正确性 测量电枢及磁极间 的空气间隙 大修时 接线变动时 大修时 核对位置是否正确,应满足 良好换向要求 极性和连接均应正确 各点气隙与平均值的相对偏 差应在下列范围: 3mm 以下气隙 ±10% ? 3mm 及以上气隙 ± 5% 与制造厂试验数据比较,应 在测量误差范围内 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

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直流发电机的特性 试验

1) 更 换 绕 组后 2)必要时

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直流电动机的空转 检查

1)大修后 2) 更 换 绕 组后

1)转动正常 2)调速范围合乎要求

5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表 3。 表 3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 绕组的绝缘电阻 1)小修时 2)大修时 绝缘电阻值不应低于 0.5M 1000V 以下的中频发电 Ω 机使用 1000V 兆欧表测 量;1000V 及以上者使用 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% 与制造厂试验数据比较应 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

2

绕组的直流电阻

大修时

3

绕组的交流耐压试验

大修时

4

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

大修时

5

1) 更 换 绕



组后 2)必要时

在测量误差范围内

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 新机投运 后创造条 件 进行

6

温升

必要时

按制造厂规定

5.3.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 3 中序号 1。 大修时试验项目见表 3 中序号 1、2、3、4。 5.4 交流电动机 5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表 4。 表 4 交流电动机的试验项目、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)绝缘电阻值: a)额定电压 3000V 以下者,室温下 不应低于 0.5MΩ b)额定电压 3000V 及以上者,交流 耐压前,定子绕组在接近运行温度时 的绝缘电阻值不应低于 UnMΩ (取 Un 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 2)吸收比自行规定 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;大修或局部更换绕组时为 2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最 小值的 100%,泄漏电流为 20μ A 以 下者不作规定 3)500kW 以下的电动机自行规定 1)大修时不更换或局部更换定子绕

1)500kW 及 以 上 的 电 动 机,应测量吸收比(或极化指 数),参照表 1 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)小修时定子绕组可与其 所连接的电缆一起测量,转 子绕组可与起动设备一起测 量 4)有条件时可分相测量

2

绕组 的直 流电阻

1)1 年 (3kV 及以 上 或 100kW 及 以上) 2) 大 修 时 3) 必 要 时 1) 大 修 时 2) 更 换 绕组后 1) 大 修

3

定子 绕组 泄漏电流和 直流耐压试 验 定子 绕组

有条件时可分相进行

4

1)低压和 100kW 以下不重

的交流耐压 试验

后 2) 更 换 绕组后

组 后试 验电 压为 1.5Un , 但不 低于 1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为 (2Un+1000)V,但不低于 1500V 试验电压如下: 不可逆式 大修不 更换转 子绕组 或局部 更换转 子绕组 后 全部更 换转子 绕组后 可逆式

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 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 动机转子绕 组的交流耐 压试验

1) 大 修 后 2) 更 换 绕组后

1.5Uk,但不 小于 1000V

3.0Uk,但不 小于 2000V

2Uk+1000V

4Uk+1000V 可用 2500V 兆欧表测量代替

6

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 检查 定子 绕组的极性

大修时

试验电压为 1000V 3kV 及以上的电动机应在所 有分接头上测量

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%

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 1)对双绕组的电动机,应 检查两分支间连接的正确性 2)中性点无引出者可不检 查极性 1)3kV 或 500kW 及以上电 动机应做此项试验 2)如果电动机定子铁芯没 有局部缺陷,只为检查整体

11

接线变 动时 1) 全 部 更换绕组 时或修理 铁芯后

定子绕组的极性与连接应正确

12

定子 铁芯 试验

参照表 1 中序号 10

2) 必 要 时 电动 机空 转并测空载 电流和空载 损耗

叠片状况,可仅测量空载损 耗值 1)空转检查的时间一般不 小于 1h 2)测定空载电流仅在对电 动机有怀疑时进行 3)3kV 以下电动机仅测空 载电流不测空载损耗 1)应使用同型号、同制造 厂、同期出厂的电动机 2)更换时,应选择两台转 矩?转速特性相近似的电动 机

13

必要时

1)转动正常,空载电流自行规定 2)额定电压下的空载损耗值不得超 过原来值的 50%

14

双电 动机 拖动时测量 转矩—转速 特性

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%

5.4.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 4 中序号 1、2。 大修时试验项目见表 4 中序号 1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表 4 中序号 4、5。 容量在 100kW 以下的电动机一般只进行序号 1、4、13 项试验,对于特殊电动机的试验项目按制 造厂规定。? 6 电力变压器及电抗器 6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表 5。 表 5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

油中溶 解气体色 谱分析

1)220kV 及 以上的所有变 压器、容量 120MVA 及以 上的发电厂主 变 压 器 和 330kV 及以上 的电抗器在投 运后的 4、10、 30 天(500kV 设 备还应增加 1 次在投运后 1 天) 2) 运 行 中 : a)330kV 及 以 上变压器和电 抗器为 3 个月; b)220kV 变 压 器为 6 个月;

1)运行设备的油中 H2 与烃类气 体含量(体积分数)超过下列任何 一项值时应引起注意:?总烃含 量大于 150× -6 10 ? H2 含量大于 150× -6 10 C2H2 含量大于 5× -6 (500kV 10 -6 变压器为 1× ) 10 2)烃类气体总和的产气速率大 于 0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密 封式), 或相对产气速率大于 10%/ 月则认为设备有异常 3)对 330kV 及以上的电抗器, 当出现痕量(小于 5× -6)乙炔时 10 也应引起注意;如气体分析虽已 出现异常,但判断不至于危及绕 组和铁芯安全时,可在超过注意 值较大的情况下运行

1)总烃包括:CH4 、 C2H6 、 C2H4 和 C2H2 四种气体 2)溶解气体组分含量有增 长趋势时, 可结合产气速率判 断, 必要时缩短周期进行追踪 分析 3)总烃含量低的设备不宜 采用相对产气速率进行判断 4)新投运的变压器应有投 运前的测试数据 5)测试周期中 1)项的规定 适用于大修后的变压器

c)120MVA 及 以上的发电厂 主变压器为 6 个 月 ; d)其余 8MVA 及以上 的变压器为 1 年; e)8MVA 以 下的油浸式变 压器自行规定 3)大修后 4)必要时 2 1)1~3 年或 自行规定 2) 无 励 磁 调 压变压器变换 分接位置后 3) 有 载 调 压 变压器的分接 开关检修后(在 所有分接侧) 4)大修后 5)必要时 1)如电阻相间差在出厂时 超过规定, 制造厂已说明了这 种偏差的原因,按要求中 3) 项执行 2)不同温度下的电阻值按 下式换算

绕组直 流电阻

1)1.6MVA 以上变压器, 各相绕 组电阻相互间的差别不应大于三 相平均值的 2%, 无中性点引出的 绕组,线间差别不应大于三相平 均值的 1% 2)1.6MVA 及以下的变压器,相 ? T ? t2 ? R2 ? R1 ? ?T ?t ? ? 间差别一般不大于三相平均值的 1 ? ? 4%,线间差别一般不大于三相平 式中 R1、R2 分别为在温度 均值的 2% t1、t2 时的电阻值;T 为计算 3)与以前相同部位测得值比较, 用常数,铜导线取 235,铝导 其变化不应大于 2% 线取 225 4)电抗器参照执行 3)无励磁调压变压器应在 使用的分接锁定后测量 1)采用 2500V 或 5000V 兆 欧表 2)测量前被试绕组应充分 放电 3)测量温度以顶层油温为 1)绝缘电阻换算至同一温度下, 准, 尽量使每次测量温度相近 与前一次测试结果相比应无明显 4)尽量在油温低于 50℃时 变化 测量, 不同温度下的绝缘电阻 2)吸收比(10~30℃范围)不低 值一般可按下式换算 于 1.3 或极化指数不低于 1.5 ( t ?t ) / 10

3

绕组绝 缘电阻、 吸 收 比 或 (和)极化 指数

1)1~3 年或 自行规定 2)大修后 3)必要时

R2 ? R1 ?1.5

1

2

式中 R1、R2 分别为温度 t1、 t2 时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进 行温度换算

4

绕组的 tgδ

1)1~3 年或 自行规定 2)大修后 3)必要时

1)20℃时 tgδ 不大于下列数值: 330~500kV 0.6% 66~220kV 0.8% 35kV 及以下 1.5% 2)tgδ 值与历年的数值比较不应 有显著变化(一般不大于 30%) 3)试验电压如下: 绕组电压 10kV 及以上 绕组电压 10kV 以下 10kV Un

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, 尽量使每次测量的温度相 近 4)尽量在油温低于 50℃时 测量, 不同温度下的 tgδ 值一 般可按下式换算 ? 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 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及 变压器(电抗器)顶层油温

4)用 M 型试验器时试验电压自行 规定

5

电容型 套管的 tg δ 和电容 值 绝缘油 试验

1)1~3 年或 自行规定 2)大修后 3)必要时 1)1~3 年或 自行规定 2)大修后 3)必要时 1) 1 ~ 5 年 (10 ? kV 及以 下) 2) 大 修 后 (66kV 及以下) 3) 更 换 绕 组 后 4)必要时

见第 9 章

6

见第 13 章

7

交流耐压 试验

1) 可 采 用 倍 频 感 应 或操作波感应法 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表 2)66kV 及以下全 6(定期试验按部分更换绕组电压值) 绝缘变压器, 现场条 2)干式变压器全部更换绕组时,按出厂 件不具备时, 可只进 试验电压值; 部分更换绕组和定期试验时, 行 外 施工 频 耐压 试 按出厂试验电压值的 0.85 倍 验 3) 电 抗 器 进 行 外 施工频耐压试验 1)采用 2500V 兆 欧表(对运行年久的 变 压器可 用 1000V 兆欧表) 2) 夹 件 引 出 接 地 的 可 单独 对 夹件 进 行测量 1)采用 2500V 兆 欧表(对运行年久的 变 压器可 用 1000V 兆欧表) 2) 连 接 片 不 能 拆 开者可不进行

8 铁芯(有 外引接地 线的)绝缘 电阻 1)1~3 年或 自行规定 2)大修后 3)必要时

1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于 0.1A

9

穿心螺 栓、 铁轭夹 件、 绑扎钢 带、铁芯、 线圈压环 及屏蔽等

1)大修后 2)必要时

220kV 及以上者绝缘电阻一般不低于 500MΩ ,其它自行规定

的绝缘电 阻 10 11 12 油中含 水量 油中含 气量 见第 13 章 见第 13 章 1)试验电压一般如下: 绕组额 定电压 kV 直流试 验电压 kV 6 ~ 10 20 ~ 35 66 ~ 330 读取 1min 时的泄漏 电流值 500

绕组泄 漏电流

1)1~3 年或 自行规定 2)必要时

3

5

10

20

40

60

2)与前一次测试结果相比应无明显变化 13 绕组所有 分接的电 压比 1)分 接 开 关引 线拆装后 2) 更 换 绕 组 后 3)必要时 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比,不 应有显著差别,且符合规律 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 变压器的 组别或单 相变压器 极性

更换绕组后

必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相 一致

15 空载电 流和空载 损耗 1) 更 换 绕 组 后 2)必要时 与前次试验值相比,无明显变化

试验电源可用三 相或单相; 试验电压 可 用 额定 电 压或 较 低电压值(如制造厂 提 供 了较 低 电压 下 的值, 可在相同电压 下进行比较) 试验电源可用三 相或单相; 试验电流 可 用 额定 值 或较 低 电流值(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) 1) 试 验 方 法 符 合 GB1094.3 的规定 2) 周 期 中 “ 大 修

16 短路阻 抗和负载 损耗 1) 更 换 绕 组 后 2)必要时 与前次试验值相比,无明显变化

17

局部放 电测量

1) 大 修 后 (220kV 及 以 上)

1)在线端电压为1.5U m

/ 3 时,放电量

一般不大于 500pC;在线端电压为

2) 更 换 绕 组 后(220kV 及以 上 、 120MVA 及以上) 3)必要时 18 有载调 压装置的 试验和检 查 1) 检 查 动作顺序, 动作角度 2) 操 作 试验: 变压 器带电时 手动操作、 电动操作、 远方操作 各 2 个循 环 3) 检 查 和切换测 试: a) 测 量 过渡电阻 的阻值 b) 测 量 切换时间 c) 检 查 插入触头、 动静触头 的接触情 况, 电气回 路的连接 情况 d)单、 双 数触头间 非线性电 阻的试验 e) 检 查 单、 双数触 头间放电 间隙 1)1 年 或 按 制造厂要求 2)大修后 3)必要时

1.3U m / 3 时,放电量一般不大于 300pC
2)干式变压器按 GB6450 规定执行

后” 系指消缺性大修 后, 一般性大修后的 试验可自行规定 3) 电 抗 器 可 进 行 运 行 电压 下 局部 放 电监测

范围开关、选择开关、切换开关的动作 顺序应符合制造厂的技术要求,其动作角 度应与出厂试验记录相符

手动操作应轻松,必要时用力矩表测量, 其值不超过制造厂的规定,电动操作应无 卡涩,没有连动现象,电气和机械限位动 作正常

有条件时进行

与出厂值相符

三相同步的偏差、切换时间的数值及正 反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要 求相符 动、静触头平整光滑,触头烧损厚度不 超过制造厂的规定值,回路连接良好

按制造厂的技术要求

无烧伤或变动

4) 检 查 操作箱 5) 切 换 开关室绝 缘油试验 6) 二 次 回路绝缘 试验 19 测温装 置及其二 次回路试 验 气体继 电器及其 二次回路 试验 压力释 放器校验 1)1~3 年 2)大修后 3)必要时 1)1~3 年(二 次回路) 2)大修后 3)必要时 必要时

接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、 位置指示器、计数器等工作正常 符合制造厂的技术要 求,击穿电压一般不低于 25kV 采用 2500V 兆欧 表

绝缘电阻一般不低于 1MΩ

密封良好,指示正确,测温电阻值应和 出厂值相符 绝缘电阻一般不低于 1MΩ

测量绝缘电阻采 用 2500V 兆欧表

20

整定值符合运行规程要求,动作正确 绝缘电阻一般不低于 1MΩ 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内 或按制造厂规定

测量绝缘电阻采 用 2500V 兆欧表

21 22

整体密 封检查

大修后

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 试验时带冷却器, 0.035MPa 压力,试验持续时间 24h 无渗漏 不带压力释放装置 1)投运后,流向、温升和声响正常,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 1MΩ

23

冷却装 置及其二 次回路检 查试验 套管中 的电流互 感器绝缘 试验

1)自行规定 2)大修后 3)必要时

测量绝缘电阻采 用 2500V 兆欧表

24

1)大修后 2)必要时

绝缘电阻一般不低于 1MΩ

采用 2500V 兆欧 表

25

全电压 下空载合 闸

更换绕组后

1)1)在使用分接上 进行 1)全部更换绕组,空载合闸 5 次,每次 2) 由 变 压 器 高 压 间隔 5min 或中压侧加压 2)部分更换绕组,空载合闸 3 次,每次 3)110kV 及以上的 间隔 5min 变压器中性点接地 4) 发 电 机 变 压 器 组 的 中间 连 接无 断 开点的变压器, 可不

进行 26 1)含量超过下表值时,一般为非正常老 化,需跟踪检测: 运行 年限 油中糠 醛含量 必要时 糠醛量 mg/L 1~5 0.1 5~10 0.2 10 ~ 15 0.4 15~ 20 0.75 建议在以下情况 进行: 1) 油 中 气 体 总 烃 超标或 CO、CO2 过 高 2)500kV 变压器和 电 抗 器 及 150MVA 以 上 升压 变 压器 投 运 3~5 年后 3) 需 了 解 绝 缘 老 化情况 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 的 变压 器 尽量 利 用吊检的机会取样 可用所测绕组的 tg δ 值 推 算 或 取 纸 样直接测量。 有条件 时 , 可 按 部 颁 DL/T580—96《用露 点 法 测定 变 压器 绝 缘 纸 中平 均 含水 量 的方法》 标准进行测 量 适用于电抗器, 如 受 试 验条 件 限制 可 在运行电压下测量 按 GB7328 要求进行

2)跟踪检测时,注意增长率 3)测试值大于 4mg/L 时,认为绝缘老化 已比较严重 27 绝缘纸 (板)聚合 度

必要时

当聚合度小于 250 时,应引起注意

28

含水量(质量分数)一般不大于下值: 500kV 330kV 绝缘纸 (板)含水 量 必要时 220kV 3% 1% 2%

29 阻抗测量 30 31 32 振动 噪声 油箱表面 温度分布 必要时 必要时 必要时 必要时

与出厂值相差在±5%,与三相或三相组平 均值相差在±2%范围内 与出厂值比不应有明显差别 与出厂值比不应有明显差别 局部热点温升不超过 80K

6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表 6。 6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA 以上) 6.3.1 定期试验项目 见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23,其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。 6.3.2 大修试验项目 表 6 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值

额定电 压 kV <1 3 6 10 15 20 35 66 110

最高工 作 电 压 kV ≤1 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0

线端交流试验电压值 kV 全部更换 绕组 3 18 25 35 45 55 85 140 200 360 395 460 510 630 680 部分更换绕 组 2.5 15 21 30 38 47 72 120 170 (195) 306 336 391 434 536 578

中性点交流试验电压值 kV 全部更换绕 组 3 18 25 35 45 55 85 140 95 85 (200) 85 (230) 85 140 部分更换绕 组 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 72 (170) 72 (195) 72 120

线端操作波试验电压值 kV 全部更换 绕组 — 35 50 60 90 105 170 270 375 750 850 950 1050 1175 部分更换 绕组 — 30 40 50 75 90 145 230 319 638 722 808 892 999

220 330 500 363.0 550.0

注:1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统; 2 操作波的波形为:波头大于 20μ S,90%以上幅值持续时间大于 200μ S,波长大于 500μ S; 负极性三次。 a)一般性大修见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、 24,其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。 b)?更换绕组的大修见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、 18、19、20、22、23、24、25,其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。 6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA 及以下) 6.4.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、4、5、6、7、8、19、20,其中 4、5 项适用于 35kV 及以上 变电所用变压器。 6.4.2 大修试验项目见表 5 中序号 2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22,其中 13、14、15、16 适用于更换绕组时,4、5 项适用于 35kV 及以上变电所用变压器。 6.5 油浸式电抗器 6.5.1 定期试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV 及以下只作 2、3、6、7)。 6.5.2 大修试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24,其中 10、11 项适用于 330kV 及以上电抗器(10kV 及以下只作 2、3、6、7、9、22)。 6.6 消弧线圈 6.6.1 定期试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、6。 6.6.2 大修试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、6、7、9、22,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(参照表 5 中序号 24)。 6.7 干式变压器 6.7.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、7、19。 6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表 5 中序号 2、3、7、9、13、14、15、16、17、19,其中 17 项适

用于浇注型干式变压器。 6.8 气体绝缘变压器 6.8.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、7 和表 38 中序号 1。 6.8.2 大修试验项目见表 5 中序号 2、3、7、19,表 38 中序号 1 和参照表 10 中序号 2。 6.9 干式电抗器试验项目 在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表 5 中序号 7。 6.10 接地变压器 6.10.1 定期试验项目见表 5 中序号 3、6、7。 6.10.2 大修试验项目见表 5 中序号 2、3、6、7、9、15、16、22,其中 15、16 项适用于更换绕组时 进行。 6.11 判断故障时可供选用的试验项目 本条主要针对容量为 1.6MVA 以上变压器和 330、500kV 电抗器,其它设备可作参考。 a)当油中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(或轻负载下)运行,用油中气体分析及局部放电检测 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 ——油泵及水冷却器检查试验 ——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、tgδ 、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——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分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验: ——油中溶解气体分析 ——绕组直流电阻 ——短路阻抗 ——绕组的频率响应 ——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、tgδ 、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ 、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) ——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 ——噪声测量 ——油中溶解气体分析 ——阻抗测量 7 互感器 7.1 电流互感器 7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求,见表 7。 表 7 电流互感器的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 绕组 及 末屏 的 绝缘 电阻 周 期 要 求 说 明

1

1)投运前 2)1~3 年 3)大修后 4)必要时

1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较, 不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般 不低于 1000MΩ 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 大 修 后 油纸电容 型 充油型 胶纸电容 型 油纸电容 型 充油型 胶纸电容 型 20~ 35 — 3.0 2.5 66~ 110 1.0 2.0 2.0 220 330~ 500 0.6 — —

采用 2500V 兆欧表

2

tg δ 及 电容 量

1)投运前 2)1~3 年 3)大修后 4)必要时

0.7 — —

运 行 中

— 3.5 3.0

1.0 2.5 2.5

0.8 — —

0.7 — —

1)主绝缘 tgδ 试验 电压为 10kV,末屏对 地 tg δ 试 验 电 压 为 2kV 2)油纸电容型 tgδ 一般不进行温度换算, 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, tgδ 随温度明 当 显变化或试验电压由 10kV 升到 U m

/ 3

2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值 或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小 于 1000MΩ 时,应测量末屏对地 tgδ ,其值不 大于 2% 油中 溶 解气 体 色谱 分析 交流 耐 压试 1)投运前 2)1~3 年 (66kV 及以 上) 3)大修后 4)必要时 1)1~3 年 (20kV 及 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列 任一值时应引起注意: 总烃 100× -6 10 H2 150× -6 10 C2H2 2× -6 ?(110kV 及以下) 10 1× -6 ?(220~500kV) 10 1)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:

时,tgδ 增量超过± 0.3%,不应继续运行 3) 固 体 绝 缘 互 感 器 可不进行 tgδ 测量

3

1) 新 投 运 互 感 器 的 油中不应含有 C2H2 2) 全 密 封 互 感 器 按 制造厂要求(如果有) 进行

4



以下) 2)大修后 3)必要时

电压 等级 kV 试验 电压 kV

3

6

10

15

20

35

66

15

21

30

38

47

72

120

2)二次绕组之间及末屏对地为 2kV 3)全部更换绕组绝缘后,应按出厂值进行 1)1~3 年 (20 ~ 35kV 固体绝缘互 感器) 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1) 固体绝缘互感器在电压为 1.1 m / 3 时, U 放电量不大于 100pC,在电压为 1.1Um 时(必要 时),放电量不大于 500pC 2)110kV 及以上油浸式互感器在电压为 试验按 GB5583 进行

5

局 部放 电测量

1.1U m / 3 时,放电量不大于 20pC
与铭牌标志相符 更换绕组后应测量 比值差和相位差

6

极 性检 查 各 分 接头 的 变比 检查 校核 励 磁特 性曲线 密 封检 查 一 次绕 组 直流 电 阻测 量 绝 缘油 击 穿电 压

7

与铭牌标志相符

8

必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

与同类型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 应无渗漏油现象

继电保护有要求时 进行 试验方法按制造厂规 定

9

10

与初始值或出厂值比较,应无明显差别

11

1)大修后 2)必要时

见第 13 章

注:投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前。 7.1.2 各类试验项目 定期试验项目见表 7 中序号 1、2、3、4、5。 大修后试验项目见表 7 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更换绕组,可不进行 6、7、 8 项)。 7.2 电压互感器 7.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表 8 和表 9。 表 8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序 项 周 期 要 求 说 明



目 1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后 3) 必 要 时 1) 绕 组 绝缘: a)1 ~ 3 年 b) 大 修 后 c) 必 要 时 tgδ (20kV 及 以上) 2)66 ~ 220kV 串 级式电压 互感器支 架: a) 投 运 前 b) 大 修 后 c) 必 要 时 1)投运前 2)1 ~ 3 年 (66kV 及以上) 3) 大 修 后 4) 必 要 时 1)3 年 (20kV 及 以下) 2) 大 修 后 1)新投运互感器 的油中不应含有 C2H2 2)全密封互感器 按制造厂要求(如 果有)进行 1)1)绕组绝缘 tgδ (%)不应大于下表中数值: 温度 ℃ 35kV 及以 下 35kV 以上 大修后 运行中 大修后 运行中 自行规定 一 次 绕 组 用 2500V 兆欧表,二 次绕组用 1000V 或 2500V 兆欧表

1

绝 缘 电阻

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 建议采用末端屏蔽 法,其它试验方法 与要求自行规定

2

2)支架绝缘 tgδ 一般不大于 6%

3

油 中 溶 解 气 体 的 色 谱分析

油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任 一值时应引起注意: 总烃 100×10-6 H2 150×10-6 C2H 22×10-6

4

交 流 耐 压试验

1)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 3 6 10 15 20 35 66

1)串级式或分级 绝缘式的互感器用 倍频感应耐压试验 2)进行倍频感应 耐压试验时应考虑

3) 必 要 时

试验电 压 kV

15

21

30

38

47

72

120

2)二次绕组之间及末屏对地为 2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 1) 投 运 前 2)1 ~ 3 年 (20 ~ 35kV 固体 绝缘互感 器) 3) 大 修 后 4) 必 要 时 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为

互感器的容升电压 3)倍频耐压试验 前后,应检查有否 绝缘损伤 1) 试 验 按 GB5583 进行 2)出厂时有试验 报告者投运前可不 进行试验或只进行 抽查试验

1.1U m / 3 时,放电量不大于 100pC,在电压为
1.1Um 时(必要时),放电量不大于 500pC。固体绝 缘相对相电压互感器,在电压为 1.1Um 时,放电 量不大于 100pC 2)110kV 及以上油浸式电压互感器在电压为

5

局 部 放 电 测 量

1.1U m / 3 时,放电量不大于 20pC
1)在额定电压下, 空载电流与出厂数值比较无明 显差别 2)在下列试验电压下, 空载电流不应大于最大允 许电流 中性点非有效接地系统 中性点接地系统

6

空 载 电 流 测 量

1) 大 修 后 2) 必 要 时

1.9U n / 3

1.5U n / 3
试验方法按制造 厂规定

1) 大 修 7 密 封 检查 铁 芯 夹 紧 螺 栓(可接 触到的) 绝 缘 电 阻 联 接 组 别 和 极性 后 2) 必 要 时 应无渗漏油现象

8

大修时

自行规定

采用 2500V 兆欧 表

9

1) 更 换 绕组后 2) 接 线 变动后 1) 更 换 绕组后 2) 接 线 变动后 1) 大 修 后

与铭牌和端子标志相符

10

电 压 比 绝 缘 油 击 穿

与铭牌标志相符

更换绕组后应测 量比值差和相位差

11

见第 13 章

电压 时

2) 必 要

注:投运前指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前 表 9 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 3 项 电压比 中间变压器的 绝缘电阻 中间变压器的 tgδ 目 周 期 要 与铭牌标志相符 自行规定 与初始值相比不应有显著变化 采用 2500V 兆欧表 求 说 明

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

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 12 章 7.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 8 中序号 1、2、3、4、5。 大修时或大修后试验项目见表 8 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11(不更换绕组可不进 行 9、10 项)和表 9 中序号 1、2、3。 8 开关设备 8.1 SF6 断路器和 GIS 8.1.1 SF6 断路器和 GIS 的试验项目、周期和要求见表 10。 表 10 SF6 断路器和 GIS 的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 见第 13 章 说 明

断路器 和 GIS 内 SF6 气 体 的湿度以 及气体的 其它检测 项目 SF6 气 体泄漏试 验 1)大修后 2)必要时

2

年漏气率不大于 1%或按制造厂 要求

1)按 GB11023 方法进行 2)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 个密封部位包扎后历时 5h,测得的 SF6 气体含量 (体积分数)不大于 30× -6 10 采用 500V 或 1000V 兆 欧表

3

辅助回 路和控制 回路绝缘 电阻 耐压试

1)1~3 年 2)大修后

绝缘电阻不低于 2MΩ

4

1)大修后

交流耐压或操作冲击耐压的试验电压

1)试验在 SF6 气体额定



2)必要时

为出厂试验电压值的 80%

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 试验电压值为 Um 的 5min 耐压试验 3)罐式断路器的耐压试 验方式:合闸对地;分闸 状态两端轮流加压,另一 端接地。建议在交流耐压 试验的同时测量局部放电 4)对瓷柱式定开距型断 路器只作断口间耐压 耐压试验后的绝缘电阻 值不应降低

5

辅助回 路和控制 回路交流 耐压试验 断口间 并联电容 器的绝缘 电阻、电 容量和 tg δ

大修后

试验电压为 2kV

6

1)1~3 年 2)大修后 3)必要时

1)对瓷柱式断路器和断口同时测量, 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 SF6 断路 器)按制造厂规定 3)单节电容器按第 12 章规定

1)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 2)对罐式断路器(包括 GIS 中的 SF6 断路器)必要 时进行试验,试验方法按 制造厂规定 罐式断路器的合闸电阻 布置在罐体内部,只有解 体大修时才能测定 制造厂无要求时不测

7

合闸电 阻值和合 闸电阻的 投入时间 断路器 的速度特 性 断路器 的时间参 量

1)1~3 年 (罐式断路 器除外) 2)大修后 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 测量方法和测量结果应符合制造厂规 定 除制造厂另有规定外,断路器的分、 合闸同期性应满足下列要求: 相间合闸不同期不大于 5ms 相间分闸不同期不大于 3ms 同相各断口间合闸不同期不大于 3ms 同相各断口间分闸不同期不大于 2ms 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接 触器端子上的最低动作电压应在操作电 压额定值的 30%~65%之间 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线

8

9

1)大修后 2) 机 构 大 修后

10

分、合 闸电磁铁 的动作电 压

1)1~3 年 2)大修后 3) 机 构 大 修后

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 3)进口设备按制造厂规定 11 导电回 路电阻 分、合 闸线圈直 流电阻 SF6 气 体密度监 视器(包括 整定值)检 验 压力表 校验(或调 整),机构 操作压力 (气压、液 压)整定值 校验,机 械安全阀 校验 1)1~3 年 2)大修后 1)大修后 2) 机 构 大 修后 1)1~3 年 2)大修后 3)必要时 1)敞开式断路器的测量值不大于制造 厂规定值的 120% 2)对 GIS 中的断路器按制造厂规定 应符合制造厂规定 用直流压降法测量,电 流不小于 100A

12

13

按制造厂规定

14

1)1~3 年 2)大修后

按制造厂规定

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

操动机 1)大修后 构 在 分 2) 机 构 大 闸、合闸、 修后 重合闸下 的操作压 力(气压、 液压)下降 值 液(气) 压操动机 构的泄漏 试验 油(气) 泵补压及 零起打压 的运转时 间 液压机 构及采用 差压原理 1)1~3 年 2)大修后 3)必要时 1)1~3 年 2)大修后 3)必要时

应符合制造厂规定

16

按制造厂规定

应在分、合闸位置下分 别试验

17

应符合制造厂规定

18

1)大修后 2) 机 构 大 修时

按制造厂规定

的气动机 构的防失 压慢分 试验 19 闭锁、 防跳跃及 防止非全 相合闸等 辅助控制 装置的动 作性能 GIS 中 的电流互 感器、电 压互感器 和避雷器 1)大修后 2)必要时 按制造厂规定

20

1)大修后 2)必要时

按制造厂规定,或分别按第 7 章、第 14 章进行

8.1.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 10 中序号 1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。 大修后试验项目见表 10 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、 18、19、20。 8.2 多油断路器和少油断路器 8.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表 11。 表 11 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 序 号 1 阻 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后

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 不应低于下表数值: MΩ 试验 类别 大修 后 运行 中 额定电压 kV <24 1000 300 24~40.5 2500 1000 72.5~ 252 5000 3000 363 10000 5000

使用 2500V 兆欧表

2

40.5kV 及 以上非纯 瓷套管和 多油断路

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后

1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的 tgδ 1)在分闸状态下按 (%)值见表 20 每支套管进行测量。 2)20℃时非纯瓷套管断路器的 tgδ (%)值, 可 测量的 tgδ 超过规定 比表 20 中相应的 tgδ (%)值增加下列数值: 值或有显著增大时,

器的 tgδ

额定电 压 kV

≥ 126

< 126

40.5 (DW1—35 DW1—35D)

tg δ (%) 值的增加 数

1

2

3

必须落下油箱进行分 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 252kV 及以上少油 断 路器 提升 杆 (包 括 支 持瓷 套 )的 泄漏 电 流大于 5μ A 时,应 引起注意

3

40.5kV 及 以上少油 断路器的 泄漏电流

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后

1)每一元件的试验电压如下: 额定电 压 kV 直流试 验电压 kV 40.5 72.5~252 ≥363

20

40

60

2)泄漏电流一般不大于 10μ A 4 断路器对 地、断口 及相间交 流耐压试 验 1)1 ~ 3 年 (12kV 及以下) 2) 大 修 后 3) 必 要 时 (72.5kV 及以上) 1) 大 修 后 2) 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

试验电压按 DL/T593 规定值的 80%

1)耐压设备不能满足 要求时可分段进行, 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

6

辅助回 路和控制 回路交流 耐压试验

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后

试验电压为 2kV

7

导电回 路电阻

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后 1) 大 修 后 2) 必 要 时

1)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 断路器 的合闸时 间和分闸 时间 断路器 分闸和合 闸的速度 断路器 触头分、 合闸的同 期性 操动机 构合闸接 触 器 和 分、合闸 电磁铁的 最低动作 电压 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 断路器 本体和套 管中绝缘 油试验

1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第 12 章规定

9

大修后

应符合制造厂规定

在额定操作电压 (气压、液压)下进行

10

大修后

应符合制造厂规定

在额定操作电压 (气压、液压)下进行

11

1) 大 修 后 2) 必 要 时 1) 大 修 后 2) 操 动 机构大修 后

应符合制造厂规定

12

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%间 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流 时的端电压为操作电压额定值的 80%(关合电 流峰值等于及大于 50kA 时为 85%)时应可靠动 作 1)绝缘电阻不应小于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采 用 500V 1000V 兆欧表 或

13

1)1 ~ 3 年 2) 大 修 后

14

见第 13 章

15

断路器 的电流互 感器

1) 大 修 后 2) 必 要 时

见第 7 章

8.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 11 中序号 1、2、3、4、6、7、13、14。 大修后试验项目见表 11 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。 8.3 磁吹断路器 8.3.1 磁吹断路器的试验项目、周期、要求见表 11 中的序号 1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.3.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 11 中序号 1、4、6、13。 大修后试验项目见表 11 中序号 1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.4 低压断路器和自动灭磁开关 8.4.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表 11 中序号 12 和 13。 8.4.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 11 中序号 13。 大修后试验项目见表 11 中序号 12 和 13。 8.4.3 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。 8.5 空气断路器 8.5.1 空气断路器的试验项目、周期和要求见表 12。 表 12 空气断路器的试验项目、周期和要求 序 号 1 40.5kV 及 以上的支持 瓷套管及提 升杆的泄漏 电流 1)1 ~ 3年 2) 大 修后 项 目 周 期 额定电压 kV 直流试验 电压 kV 要 1)试验电压如下: 40.5 72.5~ 252 40 ≥363 求 说 明

20

60

2)泄漏电流一般不大于 10μ A,252kV 及以 上者不大于 5μ A 大 修 后 1)1 ~ 3年 2) 大 修后 1)1 ~ 3年 2) 大 12~40.5kV 断路器对地及相间试验电压 值按 DL/T593 规定值;72.5kV 及以上者按 DL/T593 规定值的 80% 126kV 及以上有条件 时进行

2 耐压试验 3 辅助回路 和控制回路 交流耐压试 验 导电回路 电阻

试验电压为 2kV

4

1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中的电阻值允许比制造厂规定值 提高 1 倍

用直流压降法测量,电 流不小于 100A

修后 5 灭弧室的 并联电阻, 均压电容器 的电容量和 tgδ 主、辅触 头分、合闸 配合时间 断路器的 分、合闸时 间及合分时 间 同相各断 口及三相间 的分、合闸 同期性 分、合闸 电磁铁线圈 的最低动作 电压 分闸和合 闸电磁铁线 圈的绝缘电 阻和直流电 阻 分闸、合 闸和重合闸 的气压降 断路器操 作时的 最低动作气 压 压缩空气 系统、阀门 及断路器本 体严密性 低气压下 不能合闸的 自卫能力试 验

大 修 后

1)并联电阻值符合制造厂规定 2)均压电容器按第 12 章规定

6

大 修 后

应符合制造厂规定

7

大 修 后

连续测量 3 次均应符合制造厂规定

8

大 修 后

应符合制造厂规定,制造厂无规定时,则 相间合闸不同期不大于 5ms;分闸不同期不 大于 3ms;同相断口间合闸不同期不大于 3ms;分闸不同期不大于 2ms 在额定气压下测量 操动机构分、 合闸电磁铁的最低动作电压 应在操作电压额定值的 30%~65%间

9

大 修 后

10

大 修 后

1)绝缘电阻不应小于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定

采用 1000V 兆欧表

11

大 修 后

应符合制造厂规定

12

大 修 后

应符合制造厂规定

13

大 修 后

应符合制造厂规定

14

大 修 后

应符合制造厂规定

8.5.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 12 中序号 1、3、4。

大修后试验项目见表 12 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14。 8.6 真空断路器 8.6.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表 13。 表 13 真空断路器的试验项目、周期、要求 序 号 1 阻 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电

1)1~3 年 2)大修后

1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行 规定 2)断口和用有机物制 成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的 数值: MΩ 试验类 别 额定电压 kV <24 1000 300 24~40.5 2500 1000 72.5 5000 3000 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

大修后 运行中 2 交流耐压 试验(断路 器主回路 对地、 相间 及断口) 1)1~3 年 (12kV 及以 下) 2)大修后 3)必要时 (40.5 、 72.5kV) 1)1~3 年 2)大修后

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

3

辅助回 路和控制 回路交流 耐压试验 4 导电回 路电阻 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 操动机

试验电压为 2kV

1)1~3 年 2)大修后 大修后

1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定, 建议不大于 1.2 倍出 厂值

用直流压降法测量, 电流不小于 100A

5

应符合制造厂规定

在额定操作电压下进 行

6

大修后

1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触

构合闸接 触器和分、 合闸电磁 铁的最低 动作电 压

器端子上的最低动作电压应在操作电压额 定值的 30%~65%间 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%(关合峰 值电流等于或大于 50kA 时为 85%)时应可 靠动作 2)进口设备按制造厂规定 1)1~3 年 2)大修后 1)绝缘电阻不应小于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用 1000V 兆欧表

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 真空灭 弧室真空 度 的测量 检查动 触头上的 软联结夹 片有无松 动 时

8

大、小修 自行规定 有条件时进行

9

大修后 应无松动

8.6.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 13 中序号 1、2、3、4、7。 大修时或大修后试验项目见表 13 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.7 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) 8.7.1 重合器的试验项目、周期和要求见表 14。 表 14 重合器的试验项目、周期和要求 序 号 1 绝缘电 阻 2 SF6 重 合器内气 体的湿度 SF6 气 体泄漏 控制回 路的绝缘 1)1~3 年 2)大修后 项 目 周 期 要 求 说 明

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:大修后 1000MΩ 运行中 300MΩ 见第 13 章

采用 2500V 兆欧表测 量

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)1~3 年 2)大修后

3 4

年漏气率不大于 1%或按制造厂规定 绝缘电阻不应低于 2MΩ 采用 1000V 兆欧表

电阻 5 6 交流耐 压试验 辅助和 控制回路 的交流耐 压试验 合闸时 间,分闸 时间,三 相 触 头 分、合闸 同期性, 触头弹跳 油重合 器分、合 闸速度 合闸电 磁铁线圈 的操作电 压 导电回 路电阻 分闸线 圈直流电 阻 分闸起 动器的 动作电压 合闸电 磁铁线圈 直流电阻 最小分 闸电流 额定操 作顺序 利用远 方操作装 置检查重 合器的动 作情况 检查单 分功能可 1)1~3 年 2)大修后 试验电压为 42kV 试验在主回路对地及 断口间进行

大修后

试验电压为 2kV

7

在额定操作电压(液压、 气压)下进行 大修后 应符合制造厂的规定

8

大修后

应符合制造厂的规定

在额定操作电压(液压、 气压)下进行, 或按制造厂 规定

9

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 大修后

在额定电压的 85%~115%范围内应 可靠动作 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 应符合制造厂规定 用直流压降法测量,电 流值不得小于 100A

10 11

12

大修后

应符合制造厂规定

13

大修后

应符合制造厂规定

14 15 16

大修后 大修后

应符合制造厂规定

操作顺序应符合制造厂要求

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

17

大修后

将操作顺序调至单分,操作 2 次,动 作应正确

靠性 18 绝缘油 试验 大修后 见第 13 章

8.7.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 14 中序号 1、4、5。 大修后试验项目见表 14 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、 18。 8.8 分段器(仅限于 12kV 级) 8.8.1 SF6 分段器 8.8.1.1 SF6 分段器的试验项目、周期和要求见表 15。 表 15 SF6 分段器的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

绝缘电 阻

1)1~3 年 2)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: 大修后 1000MΩ 运行中 300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于 2MΩ 试验电压为 42kV 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 在制造厂规定的电压范围内应可靠动 作

一次回路用 2500V 兆 欧表 控制回路用 1000V 兆 欧表

2 3

交流耐 压试验 导电回 路电阻 合闸电 磁铁线圈 的操作电 压 合闸时 间、分闸 时间两相 触头分、 合闸的同 期性 分、合 闸线圈的 直流电阻 利用远 方操作装 置检查分 段器的动 作情况 SF6 气 体泄漏

1)1~3 年 2)大修后 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

试验在主回路对地及 断口间进行 用直流压降法测量,电 流值不小于 100A

4

5

大修后

应符合制造厂的规定

在额定操作电压(液压、 气压)下进行

6

大修后

应符合制造厂的规定

7

大修后

在额定操作电压下分、合各 3 次,动 作应正确

8

1)大修后 2)必要时

年漏气率不大于 1%或按制造厂规定

9

SF6 气 体湿度

1)大修后 2)必要时

见第 13 章

8.1.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 15 中序号 1、2。 大修后试验项目见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.8.2 油分段器 8.8.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 进行外,还应按 表 16 进行。 表 16 油分段器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 项 目 周 期 要 求 见第 13 章 按制造厂的规定完成计数操作 说 明

绝缘油试 验 自动计数 操作

1)大修后 2)必要时 大修后

8.8.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 15 中序号 1、2。 大修后试验项目见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 及表 16 中序号 1、2。 8.8.3 真空分段器 8.8.3.1 真空分段器的试验项目、周期和要求按表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 16 中序号 1、 2 进行。 8.8.3.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 15 中序号 1、2。 大修后试验项目见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 16 中序号 1、2。 8.9 隔离开关 8.9.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表 17。 表 17 隔离开关的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

有机材 料支持绝 缘子及提 升杆的绝 缘电阻

1)1~3 年 2)大修后

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值 不得低于下表数值: MΩ 试验类别 <24 大修后 运行中 1000 300 额定电压 kV 24~40.5 2500 1000

采用 2500V 兆欧表

2 3

二次回路 的绝缘电 阻 交流耐

1)1~3 年 2)大修后 3)必要时 大修后

采用 1000V 兆欧表 绝缘电阻不低于 2MΩ 1)试验电压值按 DL/T593 规定 在交流耐压试验前、 后

压试验

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, 其试验周期 和要求按第 10 章的规定进行 大修后 试验电压为 2kV

应测量绝缘电阻; 耐压后 的阻值不得降低

4

二次回 路交流耐 压试验 电动、 气动或液 压操动机 构线圈的 最低动作 电压 导电回 路电阻测 量 操动机 构的动作 情况

气动或液压应在额定 压力下进行 大修后 最低动作电压一般在操作电源额定电 压的 30%~80%范围内

5

6

大修后

不大于制造厂规定值的 1.5 倍 1)电动、气动或液压操动机构在额定的 操作电压(气压、液压)下分、合闸 5 次, 动作正常 2)手动操动机构操作时灵活,无卡涩 3)闭锁装置应可靠

用直流压降法测量, 电 流值不小于 100A

7

大修后

8.9.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 17 中序号 1、2。 大修后试验项目见表 17 中 1、2、3、4、5、6、7。 8.10 高压开关柜 8.10.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表 18。 8.10.2 配少油断路器和真空断路器的高压开关柜的各类试验项目。 定期试验项目见表 18 中序号 1、5、8、9、10、13。 大修后试验项目见表 18 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。 表 18 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

辅助回 路和控制 回路绝缘 电阻 辅助回 路和控制 回路交流 耐压试验 断路器 速度特性

1)1~3 年 2)大修后

绝缘电阻不应低于 2MΩ

采用 1000V 兆欧表

试验电压为 2kV 大修后

2

3

大修后

应符合制造厂规定

如制造厂无规定可不进 行

4

断路器 的合闸时 间、 分闸时 间和三相 分、 合闸同期 性 断路器、 隔离开关 及隔离插 头的导电 回路电 阻

大修后

应符合制造厂规定

5

1)1~3 年 2)大修后

1)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 1.5 倍

隔离开关和隔离插头回 路电阻的测量在有条件时 进行

6

操动机 构合闸接 1)大修后 触器和分、 2) 机 构 大 合闸电磁 修后 铁的最低 动作电压 合闸接 触器和分 合闸电磁 铁线圈的 绝缘电阻 和直流电 阻 绝缘电 阻试验

参照表 11 中序号 12

7

大修后

1)绝缘电阻应大于 2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定

采用 1000V 兆欧表

8

1)1~3 年 (12kV 及 以 上) 2)大修后 1)1~3 年 (12kV 及 以 上) 2)大修后

应符合制造厂规定

在交流耐压试验前、后 分别进行 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

9

交流耐 压试验

试验电压值按 DL/T593 规定

10

检查电 压抽取(带 电显示)装 置 SF6 气体 泄漏试验 压力表 及密度继 电器校验

1)1 年 2)大修后 1)大修后 2)必要时 1~3 年

应符合制造厂规定

11

应符合制造厂规定

12

应符合制造厂规定

13

五防性能 检查

1)1~3 年 2)大修后

应符合制造厂规定

五防是:①防止误分、 误合断路器;②防止带负 荷拉、合隔离开关;③防 止带电(挂)合接地(线)开 关; ④防止带接地线(开关) 合断路器;⑤防止误入带 电间隔

14

对断路 器的其它 要求 高压开 关柜的电 流互感器

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

根据断路器型式,应符合 8.1、8.2、 8.6 条中的有关规定

15

见第 7 章

8.10.3 配 SF6 断路器的高压开关柜的各类试验项目: 定期试验项目见表 18 中序号 1、5、8、9、10、12、13。 大修后试验项目见表 18 中 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。 8.10.4 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 18 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。 8.11 镉镍蓄电池直流屏 8.11.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表 19。 表 19 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周期 1)1 年 2)必要时 按 DL/T459 规定 1)1 年 2)必要时 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 要 求 说 明

镉镍蓄电 池组容量测 试 蓄电池放 电终止电压 测试

2

3

各项保护 检查

1年

各项功能均应正常

4

镉 镍 屏 (柜 )中 控 制 母线和动力 母线的绝缘 电阻

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

8.11.2 各类试验项目:

定期试验项目见表 19 中序号 1、2、3。 9 套管 9.1 套管的试验项目、周期和要求见表 20。 表 20 套管的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 主绝缘及 电容 型套管末屏 对地绝缘电 阻 主绝缘及 电容型套管 对地末屏 tg δ 与电容量 1)1~3 年 2)大修(包括 主设备大修) 后 3)必要时 1)1~3 年 2)大修(包括 主设备大修) 后 3)必要时 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于 10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ

采用 2500V 兆欧表

2

1)20℃时的 tgδ (%)值应不大于下表中数值: 电压等级 kV 充 大 修 后 充 胶 充 运 行 中 充 胶 油 型 胶 型 纸 型 油 型 胶 型 纸 型 油纸电容型 胶纸电容型 20~35 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 —

1)油纸电容型套管 一般不进行温度换算 δ 与出厂值或上一次 比较有明显增长或接 数值时, 应综合分析 度、 电压的关系。 当 度增加明显增大或试 由 10kV 升到 U m

/

油纸电容型 胶纸电容型

2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于 1000MΩ 时,应测量末屏对地 tgδ ,其值不大于 2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值 的差别超出±5%时,应查明原因 油中溶解 气体色谱分 析 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一 值时应引起注意: H2 500×10-6 CH4 100×10-6 C2H ? 22×10-6(110kV 及以下) 1×10-6(220~500kV) 试验电压值为出厂值的 85% 1)变压器及电抗器套管的试验电压为 1.5U m / 3 2)其它套管的试验电压为 1.05 m / 3 U 1)大修后 2)必要时 3)在试验电压下局部放电值(pC)不大于: 油纸电容型 胶纸电容型

δ 增量超过±0.3%, 不 运行 2)20kV 以下纯瓷套 变压器油连通的油压 不测 tgδ 3)测量变压器套管 与被试套管相连的所 端子连在一起加压, 其 端子均接地,末屏接 接线测量

3

1)投运前 2)大修后 3)必要时

4 5

交流耐压 试验 66kV 及 以上电容型 套管的局部 放电测量 66kV 及 以上电容型

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

35kV 及以下纯瓷穿 可随母线绝缘子一起

1)垂直安装的套管水 年以上投运前宜进行 试验

2)括号内的局部放 用于非变压器、 电抗器

套管的局部 放电测量

大修后 运行中

10 20

250(100) 自行规定

注:1.充油套管指以油作为主绝缘的套管; 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; 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)。 9.2 各类试验项目 定期试验项目见表 20 中序号 1、2。 大修后试验项目见表 20 中序号 1、2、3、4、5。 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表 21。 表 21 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 1~5 年 期 要 在运行电压下检测 求 说 明

零值绝 缘子检测 (66kV 及 以上) 绝缘电 阻

1)可根据绝缘子的劣化 率调整检测周期 2)对多元件针式绝缘子 应检测每一元件 1)采用 2500V 及以上兆 欧表 2)棒式支柱绝缘子不进 行此项试验

2

1) 悬 式 绝 缘 子 1~5 年 2) 针 式 支 柱 绝缘子 1~5 年

1)针式支柱绝缘子的每一元件和 每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低 于 300MΩ ,500kV 悬式绝缘子不低 于 500MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自 行规定 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电 压值见附录 B 2)35kV 针式支柱绝缘子交流耐压 试验电压值如下: 两个胶合元件者,每元件 50kV; 三个胶合元件者,每元件 34kV 3)机械破坏负荷为 60~300kN 的 盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压 值均取 60kV 参照附录 C 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

3

交流耐 压试验

1) 单 元 件 支 柱绝缘子 1~5 年 2) 悬 式 绝 缘 子 1~5 年? 3) 针 式 支 柱 绝缘子 1~5 年 4)随主设备 5) 更 换 绝 缘 子时 1年

1)35kV 针式支柱绝缘 子 可 根据 具体 情况 按左 栏要求 1)或 2)进行 2)棒式绝缘子不进行此 项试验

4

绝缘子 表面污秽 物的等值 盐密

应分别在户外能代表 当 地 污染 程度 的至 少一 串 悬 垂绝 缘子 和一 根棒 式支柱上取样,测量在当 地积污最重的时期进行

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。玻璃悬式绝缘子不进行序号 1、2、3 项中的试验,运行中自破的绝缘子应及时更换。 11 电力电缆线路 11.1 一般规定 11.1.1 对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时,应分别在每一相上进行。对一相进行试 验或测量时,其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。 11.1.2 新敷设的电缆线路投入运行 3~12 个月,一般应作 1 次直流耐压试验,以后再按正常周期试 验。 11.1.3 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。 11.1.4 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直流耐压 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。 11.1.5 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。 11.1.6 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, 必须用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进行试验,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%规定试验电压值的直流耐压试验,加压时间 1min;停电超过一年的电缆 线路必须作常规的直流耐压试验。 11.1.7 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。 11.1.8 直流耐压试验时,应在试验电压升至规定值后 1min 以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。 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 流电压为宜)或延长试验时间,确定能否继续运行。 11.1.9 运行部门根据电缆线路的运行情况、以往的经验和试验成绩,可以适当延长试验周期。 11.2 纸绝缘电力电缆线路 本条规定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 22。 表 22 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序 号 1 阻 项 目 周 期 要 自行规定 求 说 明

绝缘电

在直流耐 压试验之前 进行

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) 6/6kV 及以下电缆的 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

直流耐 压试验

1)1~3 年 2)新 作 终端或接头 后进行

1) 试验电压值按表 23 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 表 23 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 电缆额定电压 U0/U 1.0/3 3.6/6 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 kV 直流试验电压 40 47 105 130

11.3 橡塑绝缘电力电缆线路 橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。 11.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表 24。 表 24 橡塑绝缘电力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 明

电缆主 绝缘 绝缘电阻

1)重要电缆:1 年 2)一般电缆: a)3.6/6kV 及 以 上3年 b)3.6/6kV 以下 5 年 1)重要电缆:1 年 2)一般电缆: a)3.6/6kV 及 以 上3年 b)3.6/6kV 以下 5 年 1)重要电缆:1 年 2)一般电缆: a)3.6/6kV 及 以 上3年 b)3.6/6kV 以下 5 年 1)投运 前 2)重作终端或接 头后 3)内衬层破损进 水后 新作终端或 接头后

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)

2

电缆外 护套绝缘 电阻

每千米绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ

采用 500V 兆欧表。当每 千米的绝缘电阻低于 0.5M Ω 时应采用附录 D 中叙述的 方法判断外护套是否进水 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 6 项 采用 500V 兆欧表。当每 千米的绝缘电阻低于 0.5M Ω 时应采用附录 D 中叙述的 方法判断内衬层是否进水

3

电缆内 衬层绝缘 电阻

每千米绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ

4

铜屏蔽 层电阻和 导体电阻 比

对照投运前测量数据 自行规定

试验方法见 11.3.2 条

5

电缆主 绝缘直流

1)试验电压值按表 25 规定, 加压时间 5min,不击穿

耐压试验

2)耐压 5min 时的泄漏电流不 应大于耐压 1min 时的泄漏电 流 2~3 年 见 11.4.4 条

6

交叉互 联系统

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 E 加以改变。 表 25 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 电缆额定电压 U0/U 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 直流试验电压 11 18 25 25 37 电缆额定电压 U0/U 21/35 26/35 48/66 64/110 127/220 kV 直流试验电压 63 78 144 192 305

11.3.2 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法: a)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。 b)当前者与后者之比与投运前相比增加时,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少时,表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。 11.4 自容式充油电缆线路 11.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表 26。 表 26 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 求 说 明

电缆主绝缘直 流 耐压试验

1)电缆失 去油压并导 致受潮或进 气经修复后 2)新作终 端或接头后 2~3 年

试验电压值按表 27 规定,加压 时间 5min,不击穿

2

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, 1) 根 据 以 往 的 试 验 成 不击穿 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 见 11.4.2 条 不低于 50kV 不大于 0.005(100℃时) 见 11.4.2 条 见 11.4.5.1 条 见 11.4.5.2 条

3

压力箱 a)供油特性 b)电 缆 油 击 穿 电压 c)电缆油的 tg

与其直接 连接的终端 或塞止接头 发生故障后

δ 4 油压示警系统 a)信号指示 b)控 制 电 缆 线 芯对地绝缘 交叉互联系统 电缆及附件内 的电缆油 a)击穿电压 b)tgδ c) 油 中 溶 解 气 体 6 个月 1~2 年 能正确发出相应的示警信号 每千米绝缘电阻不小于 1MΩ 见 11.4.3 条 采用 100V 或 250V 兆 欧表测量

5 6

2~3 年

见 11.4.4 条 不低于 45kV 见 11.4.5.2 条 见表 28

2~3 年 2~3 年 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

表 27 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压 电缆额定电压 U0/U 48/66 64/110 GB311.1 规定的雷电冲击耐受电压 325 350 450 550 850 950 1050 1050 1175 1300 1425 1550 1675

kV 直流试验电压 163 175 225 275 425 475 510 525 590 650 715 775 840

127/220

190/330

290/500

11.4.2 压力箱供油特性的试验方法和要求: 试验按 GB9326.5 中 6.3 进行。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%。 11.4.3 油压示警系统信号指示的试验方法和要求: 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。 11.4.4 交叉互联系统试验方法和要求: 交叉互联系统除进行下列定期试验外, 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。 11.4.4.1 电缆外护套、 绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验: 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,使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验,

然后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。 11.4.4.2 非线性电阻型护层过电压保护器。 a)碳化硅电阻片:将连接线拆开后,分别对三组电阻片施加产品标准规定的直流电压后测量流过 电阻片的电流值。这三组电阻片的直流电流值应在产品标准规定的最小和最大值之间。如试验时的温 度不是 20℃,则被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100(t 为电阻片的温度,℃)。 b)氧化锌电阻片:对电阻片施加直流参考电流后测量其压降,即直流参考电压,其值应在产品标 准规定的范围之内。 c)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻:将非线性电阻片的全部引线并联在一起与接地的外壳 绝缘后,用 1000V 兆欧计测量引线与外壳之间的绝缘电阻,其值不应小于 10MΩ 。 11.4.4.3 互联箱。 a)接触电阻:本试验在作完护层过电压保护器的上述试验后进行。将闸刀(或连接片)恢复到正常 工作位置后,用双臂电桥测量闸刀(或连接片)的接触电阻,其值不应大于 20μ Ω 。 b)闸刀(或连接片)连接位置:本试验在以上交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行。连 接位置应正确。如发现连接错误而重新连接后,则必须重测闸刀(或连接片)的接触电阻。 11.4.5 电缆及附件内的电缆油的试验方法和要求。 11.4.5.1 击穿电压:试验按 GB/T507 规定进行。在室温下测量油的击穿电压。 11.4.5.2 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 -5,准确度不得低于 1.5%,油杯的固有 tgδ 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。 电缆油在温度 100±1℃和场强 1MV/m 下的 tgδ 不应大于下列数值: 53/66~127/220kV 0.03 190/330kV 0.01 11.4.6 油中溶解气体分析的试验方法和要求按 GB7252 规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注 意值见表 28,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 进行。 表 28 电缆油中溶解气体组分含量的注意值 电缆油中溶解气体的组 分 可燃气体总量 H2 C2H2 CO 注意值×10-6(体积分 数) 1500 500 痕量 100 电缆油中溶解气体的组 分 CO2 CH4 C2H6 C2H4 注意值×10-6(体积分数) 1000 200 200 200

12 电容器 12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 12.1.1 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 29。 表 29 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 要 不低于 2000MΩ 求 说 明

极对壳 绝缘电阻

1)投运后 1 年 内 2)1~5 年

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

2

电容值 内

1)投运后 1 年 2)1~5 年

1)电容值偏差不超出额定值的 -5%~+10%范围 2) 电 容 值 不 应 小 于 出 厂 值 的 95% 电阻值与出厂值的偏差应在± 10%范围内 漏油时停止使用

用电桥法或电流电压法 测量

3

并联电 阻值测量 渗漏油 检查

1)投运后 1 年 内 2)1~5 年 6 个月

用自放电法测量

4

观察法

12.1.2 定期试验项目见表 29 中全部项目。 12.1.3 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。 12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 12.2.1 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 30。 表 30 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 周 期 要 一般不低于 5000MΩ 求 说 明

极间绝缘 电阻 电容值

1) 投 运 后 1 年内 2)1~3 年 1) 投 运 后 1 年内 2)1~3 年

用 2500V 兆欧表

2

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)一相中任两节实测电容值相差不超 过 5% 10kV 下的 tgδ 值不大于下列数值: 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002

用电桥法

3

tgδ

1) 投 运 后 1 年内 2)1~3 年

1)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 2)电容式电压互感器 低压电容的试验电压 值自定 用观察法 采用 1000V 兆欧表 如受试验设备限制 预加电压可以适当降 低

4 查 5 6

渗漏油检 低压端对 地绝缘电阻 局部放电 试验

6 个月 1~3 年 必要时

漏油时停止使用 一般不低于 100MΩ 预加电压 0.8× 1.3Um,持续时间不小 于 10s,然后在测量电压 1.1 m / 3 下 U 保持 1min,局部放电量一般不大于 10pC

7

交流耐压

必要时

试验电压为出厂试验电压的 75%

试验 12.2.2 定期试验项目见表 30 中序号 1、2、3、4、5。 12.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时,或电容分压比与出 厂试验实测分压比相差超过 2%时,准确度 0.5 级及 0.2 级的互感器应进行准确度试验。 12.2.4 局部放电试验仅在其他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。 12.2.5 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。 12.2.5.1 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。 12.2.5.2 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出±5%时,应增加带电测量次数,若测量数据基本稳定,可以继续 运行。 12.2.5.3 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。 12.3 断路器电容器 断路器电容器的试验项目、周期和要求见表 31。 表 31 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 阻 电容值 项 目 周 期 要 求 说 明

极间绝缘电

1)1~3 年 2)断路器大修后 1)1~3 年 2)断路器大修后 1)1~3 年 2)断路器大修后 6 个月

一般不低于 5000MΩ 电容值偏差应在额定值的±5% 范围内 10kV 下的 tgδ 值不大于下列数 值: 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.0025 漏油时停止使用

采用 2500V 兆欧 表 用电桥法

3

tgδ

4

渗漏油检查

12.4 集合式电容器 集合式电容器的试验项目、周期和要求见表 32。 表 32 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)1~5 年 2) 吊 芯 修 理后

1)采用 2500V 兆欧 表 2) 仅 对 有 六 个 套 管 的三相电容器测量相 间绝缘电阻

2

电容值

1) 投 运 后

1) 每 相 电 容 值 偏 差 应 在 额 定 值 的

1 年内 2)1~5 年 3) 吊 芯 修 理后

-5%~+10%?的范围内, 且电容值不小 于出厂值 的 96% 2)三相中每两线路端子间测得的电 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 试验电压为出厂试验值的 75% 仅对有六个套管 的 三相电容器进行相间 耐压

3

相间和极 对壳交流耐 压试验 绝缘油击 穿电压 渗漏油检 查

1)必要时 2) 吊 芯 修 理后 1)1~5 年 2) 吊 芯 修 理后 1年

4

参照表 36 中序号 6

5

漏油应修复

观察法

12.5 高压并联电容器装置 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。 12.5.1 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 33。 表 33 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 项 目 周 期 要 求 说 明

直流电阻 检查外壳及 弹簧情况

必要时 1年

与出厂值相差不大于 20% 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

12.5.2 串联电抗器。 12.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表 34。 表 34 串联电抗器的试验项目、周期和要求 序 号 1 阻 绕组直流电 阻 电抗(或电 感)值 绝缘油击穿 项 目 周 期 要 求 说 明

绕组绝缘电

1)1~5 年 2)大修后 1)必要时 2)大修后 1)1~5 年 2)大修后 1)1~5 年

一般不低于 1000MΩ (20℃) 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% 自行规定 参照表 36 中序号 6

采用 2500V 兆欧表

2

3 4

电压 5 绕组 tgδ 绕组对铁芯 和外壳交流耐 压及相间交流 耐压 轭铁梁和穿 芯螺栓(可接 触到)的绝缘 电阻

2)大修后 1)大修后 2)必要时 20℃下的 tgδ (%)值不大于: 35kV 及以下 3.5 66kV 2.5 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 仅对 800kvar 以上 的油浸铁芯电抗器进 行

6

1)大修后 2)必要时

7

大修时

自行规定

12.5.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 34 中序号 1、3、4。 大修时或大修后试验项目见表 34 中序号 1、2、3、4、5、6、7。 12.5.3 放电线圈 12.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表 35。 表 35 放电线圈的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 不低于 1000MΩ 求 说 明

绝缘电阻

1)1~5 年 2)大修后 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 必要时

一次绕组用 2500V 兆欧 表,二次绕组用 1000V 兆 欧表 参照表 8 中序号 2

2 3 验 4 5 6

绕组的 tgδ 交流耐压试 绝缘油击穿 电压 一次绕组直 流电阻 电压比

试验电压为出厂试验电压的 85%

用感应耐压法

参照表 36 中序号 6 与上次测量值相比无明显差异 符合制造厂规定

12.5.3.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 35 中序号 1。 大修后试验项目见表 35 中序号 1、2、3、4、5。 13 绝缘油和六氟化硫气体 13.1 变压器油 13.1.1 新变压器油的验收,应按 GB2536 或 SH0040 的规定。 13.1.2 运行中变压器油的试验项目和要求见表 36,试验周期如下: a)300kV 和 500kV 变压器、电抗器油,试验周期为 1 年的项目有序号 1、2、3、5、6、7、8、9、 10;

b)66~220kV 变压器、电抗器和 1000kVA 及以上所、厂用变压器油,试验周期为 1 年的项目有序 号 1、2、3、6,必要时试验的项目有 5、8、9; c)35kV 及以下变压器油试验周期为 3 年的项目有序号 6; d)新变压器、电抗器投运前、大修后油试验项目有序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9(对 330、500kV 的设备增加序号 10); e)互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进行,项目按第 7、9 章有关规定; f)序号 11 项目在必要时进行。 13.1.3 设备和运行条件的不同,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。 表 36 变压器油的试验项目和要求 序号 1 2 3 4 5 项 目 要 投入运行前的油 外观 水溶性酸 pH 值 酸值 mgKOH/g 闪点(闭口) ℃ 水分 mg/L ≥5.4 ≤0.03 ≥140(10 号、25 号油) ≥135(45 号油) 66~110kV ≤20 220kV ≤15 330~500kV ≤10 15kV 以下 ≥30 15~35kV ≥35 66~220kV ≥40 330kV ≥50 500kV ≥60 ≥35 330kV 及以下≤1 500kV ≤0.7 ≥6× 10 10 330kV 500kV) 求 运 行 油 说 明

透明、无杂质或悬浮物 ≥4.2 ≤0.1 1)不应比左栏要求低 5℃ 2)不应比上次测定值低 5℃ 66~110kV ≤35 220kV ≤25 330~500kV ≤15 15kV 以下 ≥25 15~35kV ≥30 66~220kV ≥35 330kV ≥45 500kV ≥50 ≥19 300kV 及以下≤4 500kV ≤2 500kV≥1× 10 10 330kV 及以下≥3× 9 10 一般不大于 3 ≤1 一般不大于 0.02 — 变压器、电抗器 互感器 套管 见第 6 章 见第 7 章 见第 9 章

将油样注入试管中冷却至 5 充足的地方观察 按 GB7598 进行试验

按 GB264 或 GB7599 进行试 按 GB261 进行试验

运行中设备, 测量时应注意 响,尽量在顶层油温高于 50℃ 按 GB7600 或 GB7601 进行试

6

击穿电压 kV

按 GB/T507 和 DL/T429.9 方 验

7 8 9 10

界面张力(25℃) mN/m tgδ (90℃) % 体积电阻率(90℃) Ω ·m 油中含气量(体积分 数) % 油泥与沉淀物(质量 分数) % 油中溶解气体色谱 分析

按 GB/T6541 进行试验 按 GB5654 进行试验

按 DL/T421 或 GB5654 进行

按 DL/T423 或 DL/T450 进

11

按 GB/T511 试验,若只测 量,试验最后采用乙醇—苯( 泥洗于恒重容器中,称重

12

取样、试验和判断方法 GB7597、SD304 和 GB7252 行

电力电缆

见第 11 章

注:1.对全密封式设备如互感器,不易取样或补充油,应根据具体情况决定是否采样; 2.有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。 13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。 13.1.4.1 补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的 设备油中,有时会导致油中迅速析出油泥,故应预先进行混油样品的油泥析出和 tgδ 试验。试验结果 无沉淀物产生且 tgδ 不大于原设备内油的 tgδ 值时,才可混合。 13.1.4.2 不同牌号新油或相同质量的运行中油,原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实 测的凝点决定是否可用。 13.1.4.3 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油,如需要与不同牌号 油混合时,应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。 13.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致,如实际使用比不详,则采用 1∶1 比例混合。 13.2 断路器油 13.2.1 断路器专用油的新油应按 SH0351 进行验收。 13.2.2 运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表 37。 表 37 运行中断路器油的试验项目、周期和要求 序 号 1 值 2 3 4 机械杂质 游离碳 击穿电压 kV 无 无较多碳悬浮于油中 110kV 以上:投运前或大修后 ≥40 运 行 中 ≥35 110kV 及以下:投运前或大修后 ≥35 运 行 中 ≥30 110kV 以上: 投运前或大修后 ≤ 15 运 行 中 ≤25 110kV 及以下:投运前或大修后 ≤20 运 行 中 ≤35 6 酸值 mgKOH/g 闪点(闭口) ℃ ≤0.1 按 GB264 或 GB7599 进 行试验 按 GB261 进行试验 项 目 要求 ≥4.2 周 期 说 明

水 溶 性 酸 pH

5

水分 mg/L

1)110kV 及以上新设 备投运前或大修后检 验项目为序号 1~7, 运 行中为 1 年,检验项目 序号 4 2)110kV 以下新设备 投运前或大修后检验 项目为序号 1~7。 运行 中不大于 3 年,检验项 目为序号 4 3)少油断路器 (油量 为 60kg 以下)小于 3 年 或以换油代替

按 GB7598 进行试验 外观目测 外观目测 按 GB/T507 和 DL/T429.9 方 法进行试验

见表 36 序 号5

7

不应比新油低 5

13.3 SF6 气体 13.3.1 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。 13.3.2 SF6 气体在充入电气设备 24h 后,方可进行试验。 13.3.3 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。 13.3.4 运行中 SF6 气体的试验项目、周期和要求见表 38。 表 38 运行中 SF6 气体的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

湿度(20℃ 体 积 分 数)10-6

1)1 ~ 3 年 (35kV 以上) 2)大修后 3)必要时

1)断路器灭弧室气 室 大修后不大于 150 运行中不大于 300 2)其它气室 大修后不大于 250 运行中不大于 500

1)按 GB12022、SD306《六氟化硫气体 中水分含量测定法(电解法)》和 DL506—92《现场 SF6 气体水分测定方 法》进行 2)新装及大修后 1 年内复测 1 次, 如湿 度符合要求,则正常运行中 1~3 年 1 次 3)周期中的 “必要时” 是指新装及大修 后 1 年内复测湿度不符合要求或漏气超 过表 10 中序号 2 的要求和设备异常时, 按实际情况增加的检测 按 SD308《六氟化硫新气中密度测定 法》进行 按 SD312《六氟化硫气体毒性生物试 验方法》进行 按 SD307《六氟化硫新气中酸度测定 法》或用检测管进行 测量 按 SD311《六氟化硫新气中空气—四 氟化碳的气相色谱测定法》进行 见序号 5

2

密度(标准 状态下) kg/m3 毒性 酸度 μ g/g 四氟化碳 ( 质 量 分 数)% 空气 (质量分 数) % 可水解氟 化物 μ g/g 矿物油 μ g/g

必要时

6.16

3 4

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

无毒 ≤0.3

5

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

6

7 8

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

≤1.0 ≤10

按 SD309《六氟化碳气体中可水解氟 化物含量测定法》进行 按 SD310《六氟化硫气体中矿物油含 量测定法(红外光谱法)》进行

14 避雷器

14.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表 39。 表 39 阀式避雷器的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绝 缘 电阻

1) 发 电 厂、 变电所 避雷器每 年雷雨季 前 2) 线 路 上避雷器 1~3 年 3) 大 修 后 4) 必 要 时 1) 每 年 雷 雨季前 2) 大 修 后 3) 必 要 时

1)FZ(PBC.LD)、FCZ 和 FCD 型避雷器的绝 缘电阻自行规定,但与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 和 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)FZ、FCZ、FCD 型避雷器的电导电流参考 值见附录 F 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 3 6 10 15 20 30







8

10

12

试验电 压 U2 kV

4

6

10

16

20

24

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 F 4)可用带电测量方法 进行测量,如对测量结 果有疑问时,应根据停 电测量的结果作出判 断 5)如 FZ 型避雷器的 非线性因数差值大于 0.05, 但电导电流合格, 允许作换节处理,换节 后的非线性因数差值 不应大于 0.05 6)运行中 PBC 型避 雷器的电导电流一般 应在 300~400μ A 范 围内 带有非线性并联电

3

工频放

1)1~3 年

1)FS 型避雷器的工频放电电压在下列范围内:

电电压 后

2) 大 修 3) 必 要 时 放 电 电 压 kV

额定电压 kV 大修后

3 9~11

6 16~ 19 15~ 21

10 26~31

阻的阀型避雷器只在 解体大修后进行

运行中

8~12

23~33

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 F 4 底座绝 缘电阻 1) 发 电 厂、 变电所 避雷器每 年雷雨季 前 2) 线 路 上避雷器 1~3 年 3) 大 修 后 4) 必 要 时 1) 发 电 厂、 变电所 内避雷器 每年雷雨 季前 2) 线 路 上避雷器 1~3 年 3) 大 修 后 4) 必 要 时 1) 大 修 后 2) 必 要 时 自行规定 采用 2500V 及以上 的兆欧表

5

检 查 放电计 数器的 动作情 况

测试 3~5 次,均应正常动作,测试后计数 器指示应调到“0”

6

检 查 密封情 况

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

14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表 40。 表 40 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

绝缘电阻

1) 发 电 厂、变电所 避雷器每年 雷雨季节前 2)必要时 1) 发 电 厂、变电所 避雷器每年 雷雨季前 2)必要时 1) 新 投 运 的 110kV 及 以上者投运 3 个月后测 量 1 次;以 后每半年 1 次;运行 1 年后,每年 雷雨季节前 1次 2)必要时 必要时

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

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)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 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,有明显变化时应加强监测, 当阻性电流增加 1 倍时,应停电检 查

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 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

3

运行电压下 的交流泄漏电 流

4

工频参考电 流下的工频参 考电压

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 采用 2500V 及以上兆欧 表

5

底座绝缘电 阻

1) 发 电 厂、变电所 避雷器每年 雷雨季前 2)必要时 1) 发 电 厂、变电所 避雷器每年 雷雨季前 2)必要时

自行规定

6

检查放电计 数器动作情况

测试 3~5 次,均应正常动作, 测试后计数器指示应调到“0”

14.3 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 38 的规定; b)避雷器运行中的密封检查按表 10 的规定; c)其它有关项目按表 40 中序号 3、4、6 规定。

15 母线 15.1 封闭母线 15.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表 41。 表 41 封闭母线的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

绝缘电阻

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 额定电压 kV 试验电压 kV 出厂 4.2 42 57 68 70 现场 3.2 32 43 51 53

采用 2500V 兆欧表

2

交流耐压 试验

大修时

≤1 6 15 20 24

15.1.2 各类试验项目: 大修时试验项目见表 41 中序号 1、2。 15.2 一般母线 15.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表 42。 表 42 一般母线的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 不应低于 1MΩ /kV 额定电压在 1kV 以上时,试验电压参照 表 21 中序号 3; 额定电压在 1kV 及以下时, 试验电压参照表 44 中序号 2 求 说 明

绝缘电阻 交流耐压 试验

1)1~3 年 2)大修时 1)1~3 年 2)大修时

2

15.2.2 各类试验项目: 定期试验项目见表 42 中序号 1、2。 大修时试验项目见表 42 中序号 1、2。 16 二次回路 16.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表 43。 表 43 二次回路的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电 阻

1)大修时 2)更换二

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

采用 500V 或 1000V 兆欧 表

次?线时

于 10MΩ 2)二次回路的每一支路和断路器、 隔 离开关、操作机构的电源回路不小于 1MΩ ;在比较潮湿的地方,允许降到 0.5MΩ 试验电压为 1000V 1)不重要回路可用 2500V 兆欧表试验代替 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

2

交流耐 压试验

1)大修时 2)更换二 次?线时

16.2 各类试验项目 大修时试验项目见表 43 中序号 1、2。 17 1kV 及以下的配电装置和电力布线 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 44。 18 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 45。 表 44 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 期 要 求 说 明

绝缘电 阻

设备大修 时

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 试验电压为 1000V

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,48V 及以下的配电装置 不做交流耐压试验 2)可用 2500V 兆欧表试验 代替

2

配电装 置的交流 耐压试验

设备大修 时

3

检查相 位

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。 表 45 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 周 期 要 求 说 明

检查导线连 接管的连接情 况

1)2 年 2) 线 路 检 修时

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

2

悬式绝缘子 串的零值绝缘 子检测(66kV 及 以上) 线路的绝缘 电 阻(有带电 的 平行线路时不 测) 检查相位 间隔棒检查 后

必要时

在运行电压下检测

玻璃绝缘子不进行 此项试验,自破后应 及时更换 采用 2500V 及以上 的兆欧表

3

线路 检修

自行规定

4 5

线路 连接 有变动时 1)3 年 2) 线 路 检 修时 1)1~3 年 2) 线 路 检 修时 1年 况

线路两端相位应一致 状态完好,无松动无胶垫脱落等情

6

阻尼设施的 检查 绝缘子表面 等值附盐密度

无磨损松动等情况

7

参照附录 C 污秽等级与对应附盐密 度值检验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, 应根据情况采取调整爬距、清扫、涂 料等措施

在污秽地区积污最 重的时期进行测量。 根据沿线路污染状 况,每 5~10km 选一 串悬垂绝缘子测试

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。 19 接地装置 19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表 46。 表 46 接地装置的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明

1

有效接地系 统的电力设备 的接地电阻

1)不超过 6 年 2) 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 , I>4000A 时) (当 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)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 以保证发生接地短路时,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 c)3~10kV 阀式避雷器不动 作 3)在预防性试验前或每 3 年 以及必要时验算一次 I 值,并 校验设备接地引下线的热稳 定

2

非有效接地 系统的电力设 备的接地电阻

1)不超过 6 年 2) 可 以 根 据该接地网 挖开检查的 结果斟酌延 长或缩短周 期

1)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 1)长久利用时,接地电阻为

3

利用大地作 导体的电力设 备的接地电阻

1年

R?

50 I 100 I

2)临时利用时,接地电阻为

R?

式中 I—接地装置流入地中 的电流,A; R—考虑到季节变化的 最大接地电阻,Ω 4 1kV 以下电 力设备的接地 不超过 6 年 使用同一接地装置的所有这 类电力设备,当总容量达到或 对于在电源处接地的低压 电力网(包括孤立运行的低压

电阻

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 4Ω ,但不超过 10Ω

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

5

独立微波站 的 接地电阻

不超过 6 年

不宜大于 5Ω

6

独立的燃 油、易爆气体 贮罐及其管道 的接地电阻 露天配电装 置避雷针的集 中接地装置的 接地电阻 发电厂烟囱 附近的吸风机 及引风机处装 设的集中接地 装置的接地电 阻 独立避雷针 (线)的接地电 阻

不超过 6 年

不宜大于 30Ω

7

不超过 6 年

不宜大于 10Ω

与接地网连在一起的可不 测量,但按表 47 序号 1 的要 求检查与接地网的连接情况

8

不超过 6 年

不宜大于 10Ω 与接地网连在一起的可不 测量,但按表 47 序号 1 的要 求检查与接地网的连接情况

9

不超过 6 年

不宜大于 10Ω

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

10

与架空线直 接连接的旋转 电机进线段上 排气式和阀式 避雷器的接地 电阻 有架空地线 的线路杆塔的 接地电阻

与所在进 线段上杆塔 接地电阻的 测量周期相 同

排气式和阀式避雷器的接地 电阻,分别不大于 5Ω 和 3Ω , 但对于 300~1500kW 的小型 直配电机,如不采用 SDJ7《电 力设备过电压保护设计技术规 程》中相应接线时,此值可酌 情放宽 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 时可增加至 20Ω 土壤电阻率 Ω ·m 100 及以下 接地电阻 Ω 10 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 时, 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制。 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

11

1) 发 电 厂 或变电所进 出线 1~2km 内的杆塔 1~ 2年 2) 其 它 线 路杆塔不超 过5年

100~500 500~1000 1000~2000 2000 以上 12 无架空地线 的线路杆塔接 地电阻 1) 发 电 厂 种 类 或变电所进 出线 1~2km 内的杆塔 1~ 非有效接地系统 2年 的钢筋混凝土杆、 金 2) 其 它 线 属杆 路杆塔不超 中性点不接地的 过5年 低 压 电力 网的 线路 钢筋混凝土杆、 金属 杆 低压进户线绝缘 子铁脚

15 20 25 30 接地电 阻 Ω 30

50

30

注:进行序号 1、2 项试验时,应断开线路的架空地线。 19.2 接地装置的检查项目、周期和要求见表 47。 表 47 接地装置的检查项目、周期和要求 序 号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

检查有效接地系 统的电力设备接地 引下线与接地网的 连接情况

不超过 3 年

不得有开断、松脱或 严重腐蚀等现象

如采用测量接地引下线 与接地网(或与相邻设备)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 可根据电气设备的重要 性和施工的安全性,选择 5~8 个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

2

抽样开挖检查发 电厂、 变电所地中接 地网的腐蚀情况

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 开挖检查的结果 自行决定

不得有开断、松脱或 严重腐蚀等现象

20 电除尘器 20.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表 48。 表 48 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求 序 项 目 周 期 要 求 说 明

号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 高压绕组对低压绕组及 对地的绝缘电阻 低压绕组的绝缘电阻 硅整流元件及高压套管 对地的绝缘电阻 穿芯螺杆对地的绝缘电 阻 高、 低压绕组的直流电阻 电流、电压取样电阻 各桥臂正、反向电阻值 变压器油试验 油中溶解气体色谱分析 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)大修时 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修时 2)必要时 1)大修时 2)必要时 1)1 年 2)大修后 1)1 年 2)大修后 1)大修时 2)更换绕组后 3)必要时 >500MΩ >300MΩ >2000MΩ 不作规定 与出厂值相差不超出± 2%范围 偏差不超出规定值的± 5% 桥臂间阻值相 差小于 10% 参照表 36 中序号 1、2、3、6 参照表 5 中序号 1,注意值自行规定 输出 1.5Un,保持 1min, 不带电除尘 应无闪络,无击穿现象,并 器电场 记录空载电流 换算到 75℃ 采用 2500V 兆 欧表 采用 1000V 兆 欧表

10

空载升压

20.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表 49。 表 49 低压电抗器的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 3 4 阻 变压器油击穿电压 项 目 周 期 要 不作规定 >300MΩ 与出厂值相差不超 出± 2%范围 >20kV 换算到 75℃ 参照表 36 序号 6 求 说 明 穿心螺杆对地的绝缘 电阻 绕组对地的绝缘电阻 绕组各抽头的直流电

大修时 大修后 必要时 大修后

20.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表 50。 表 50 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 项 绝缘电阻 耐压试验 目 周 更换后 更换后 期 要 >500MΩ 直流 100kV 或交 流 72kV,保持 1min 无闪 络 求 说 明 采用 2500V 兆欧表

20.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表 51。 表 51 高压直流电缆的试验项目、周期和要求

序 号 1

项 绝缘电阻







要 >1500MΩ







大修后 1)大修后 2)重做电缆 头时

采用 2500V 兆欧表

2

直流耐压并测量泄漏 电流

电缆工作电压的 1.7 倍,10min,当电缆长 度小于 100m 时,泄漏 电流一般小于 30μ A

20.5 电除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般小于 1Ω 。 20.6 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。 附 录 A 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 A1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表 A1、表 A2。 表 A1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压 kV 序 号 1 2 3 4 试 验 阶 段 试验形式 — — 分相 分相 <10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.0 Un +1.0 2~6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.5Un
n

≥10MW(MVA) 10.5~18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0 kV ≥10MW(MVA) 2~6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.5Un 10.5~18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.5Un +4.0 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0

线圈绝缘后,下线前 下线打槽楔后 并头、连接绝缘后 电机装配后

表 A2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 序 号 1 2 3 4 5 试 验 阶 段 试验形式 — — — 分相 分相 <10MW(MVA) ≥2 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.0Un +1.0

线圈绝缘后,下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后打完 槽楔与下层线圈同试 焊好并头,装好连线, 引线包好绝缘 电机装配后

A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表 A3、表 A4。 表 A3 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 序 号 1 2 3 4 5 试 验 阶 段 试验形式 — — — 分相 分相 <10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0Un+1.0) 2.75Un 0.75× 2.5Un 0.75(2.0Un +1.0) 1.5Un 2~6 0.8(2.0Un +3.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75× 2.5Un 1.5 Un

kV ≥10MW(MVA) 10.5~18 0.8(2.0Un +3.0) 2.75Un+2.5 0.75(2.5Un +2.5) 0.75(2.0Un +3.0) 1.5Un

拆除故障线圈后,留 在槽中的老线圈 线圈下线前 下线后打完槽楔 并头、连接绝缘后, 定子完成 电机装配后

注:1.对于运行年久的电机,序号 1,4,5 项试验电压值可根据具体条件适当降低; 2.20kV 电压等级可参照 10.5~18kV 电压等级的有关规定。 表 A4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 序 号 试 验 阶 段 试验形式 <10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0 Un +1.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75× 2.5 Un 2~6 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un kV ≥10MW(MVA) 10.5~18 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un +2.5

1 2 3 4

拆除故障线圈后,留 在槽中的老线 圈 线圈下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后,打 完槽楔与下层线圈同 试 焊好并头, 装好接线, 引线包好绝缘,定子 完成 电机装配后

— — — —

0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.5 Un +2.0) 0.75(2.5Un +0.5) 0.75(2.5 Un +1.0)

5 6

分相 分相

0.75(2.0Un +1.0) 1.5Un

0.75× 2.5 Un 1.5 Un

0.75(2.0 Un +3.0) 1.5 Un

注:1.对于运行年久的电机,试验电压值可根据具体条件适当降低; 2.20kV 电压等级可参照 10.5~18kV 电压等级的有关规定。 A3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。 A4 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表 A5。 表 A5 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母 和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求 序 号 项 目 要 求 说 明

1)整相绕组(或分支)的Δ tgδ 值不大于下 列值: 定子电压等级 kV 整相绕 组(或分 支)及单根 线棒的 tg δ 增量(Δ tgδ ) 6 10 Δ tgδ % 6.5 6.5

1)在绝缘不受潮的状态下进行试 验 2)槽外测量单根线棒 tgδ 时, 线棒 两端应加屏蔽环 3)可在环境温度下试验

1

Δ tgδ (%)值指额定电压下和起始游离电压 下 tgδ (%)之差值。 对于 6kV 及 10kV 电压等 级,起始游离电压分别取 3kV 和 4kV 2)定子电压为 6kV 和 10kV 的单根线棒在 两个不同电压下的Δ tgδ (%)值不大于下列 值: 1.5Un 0.5Un 11 和 相邻 0.2Un 电 压间隔 2.5 0.8Un 和 0.2Un 3.5

凡现场条件具备者,最高试验电压可选择 1.5Un; 否则也可选择(0.8~1.0)Un。 相邻 0.2Un ?电压间隔值,即指 1.0Un 和 0.8Un、0.8Un 和 0.6Un,0.6Un ?和 0.4Un、0.4Un 和 0.2Un ? 1)整相绕组(或分支)Pi2 在额定电压 Un 以 内明显出现者(电流增加倾向倍数 m2>1.6), 属于有老化特征。绝缘良好者,Pi2 不出现 或在 Un 以上不明显出现 2)单根线棒实测或由 Pi2 预测的平均击穿 电压,不小于(2.5~3)Un 3)整相绕组电流增加率不大于下列值: 整相绕 组(或分 支)及单根 线棒的第 二电流增 加 率 Δ I(%) 定子电压等级 kV 试验电压 kV 6 6 10 10 3)电流增加率 1)在绝缘不受潮的状态下进行试 验 2)按下图作出电流电压特性曲线

2

?I ?

I ? I0 ?100% I0

额定电压下电流增 加率 %

8.5

12

式中 I—在 Un 下的实际电容电流; I0—在 Un 下 I=f(U)曲线中按 线性关系求得的电容电流 4)电流增加倾向倍数 ? m2=tgθ 2/tgθ 0 式中 tgθ 2—I=f(U)特性曲线出现 Pi2 点之斜率; tgθ 0—I=f(U)特性曲线中出 现 Pi1 点以下之斜率

1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下 列值: 定子电压等 级 kV 最高试验电 压 kV 局部放电试 验电压 kV 最大放电量 C 整相绕 组(或分 支)交、直 6 10

3

整相绕组 (或分支) 及单根线 棒之局部 放电量

6

10

4

6

1.5× -8 10

1.5× -8 10

2)单根线棒参照整相绕组要求执行 4 应符合表 1 中序号 3、4 有关规定

流耐压试 验 注:1.进行绝缘老化鉴定时,应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次 检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析,对绝缘运行状况作出评定。 2.当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时,应考虑处理或更换绝缘,其采用方式包 括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。 a)累计运行时间超过 30 年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为 20 年),制造工艺不良者,可以适当 提前; b)运行中或预防性试验中,多次发生绝缘击穿事故; c)外观和解剖检查时,发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝 缘破坏等老化现象; d)鉴定试验结果与历次试验结果相比,出现异常并超出表中规定。 3.鉴定试验时,应首先做整相绕组绝缘试验,一般可在停机后热状态下进行,若运行或试验中出 现绝缘击穿,同时整相绕组试验不合格者,应做单根线棒的抽样试验,抽样部位以上层线棒为主,并 考虑不同电位下运行的线棒,抽样量不作规定。 A5 同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见 DL/T492。 A6 硅钢片的单位损耗见表 A6。 表 A6 硅钢片的单位损耗 硅钢片品种 代 D21 D22 D23 D32 热轧硅钢片 D32 D41 D42 D43 D42 D43 W21 W22 无取向 冷轧硅钢片 W32 W33 W32 W33 Q3 单取向 Q4 Q5 Q6 附 号 厚 mm 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 录 B 度 2.5 2.2 2.1 1.8 1.4 1.6 1.35 1.2 1.15 1.05 2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 单位损耗 W/kg 1T 下 1.5T 下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1

绝缘子的交流耐压试验电压标准 表 B1 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 交 额定电压 3 6 10 15 20 35 44 60 110 154 220 330 最高工作电压 出 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 厂 瓷 绝 缘 交接及大修 25 32 42 57 68 100 125 165 265 (305) 330 490 630 490 165 265 固 出 25 32 42 57 68 100

kV 体 有 机 绝 缘 厂 交接及大修 22 26 38 50 59 90 110 150 240 (280) 360 440

流 耐 压 试 验 电 压

注:括号中数值适用于小接地短路电流系统。 附 录 C 污秽等级与对应附盐密度值 表 C1 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 mg/cm2 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 4 >0.25~0.35 >0.25~0.35

表 C2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 污秽等级 盐 密 mg/cm2 1 ≤0.02 2 >0.02~0.05 3 >0.05~0.1

mg/cm2 4 >0.1~0.2

附 录 D 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 铜 Cu +0.334 铅 Pb -0.122 铁 Fe -0.44 锌 Zn -0.76 铝 Al -1.33

V 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 E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 E1 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 2 2 25mm ;铠装层接地线的截面不应小于 10mm 。 E2 中间接头 中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起, 对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线 相连,而且还必须与铜屏蔽层绝缘。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 F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值 F1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表 F1~F4。 表 F1 FZ 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 型 号 额 定 电 压 k V 试 验 电 FZ-3 (FZ2 -3) FZ-6 (FZ2-6 ) FZ-10 (FZ2-10 ) FZ-1 5 FZ-2 0 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110 J FZ-11 0 FZ-220 J

3

6

10

15

20

35

40

60

110

110

220

4

6

10

16

20

16 (15k V元

20 (20k V元

20 (20k V元

24 (30kV 元件)

24 (30kV 元件)

24 (30kV 元件)

压 k V 电 导 电 流 μ A 工 频 放 电 电 压 有 效 值 k V 450 ~ 650 (< 10)

件)

件)

件)

400~ 600 (<10)

400~ 600 (<10)

400 ~ 600

400 ~ 600

400~ 600

400~ 600

400~ 600

400~ 600

400~ 600

400~ 600

9~ 11

16~19

26~31

41~ 49

51~ 61

82~ 98

95~ 118

140~ 173

224~ 268

254~ 312

448~ 536

注:括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 表 F2 型 号 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流μ A 表 F3 型 号 额 定 电 压 k V 试 验 电 压 k V FCZ3-3 5 FCZ3-35 L 3 4 10 FS 型避雷器的电导电流值 FS4-6,FS8-6,FS4-6GY 6 7 10 FS4-10,FS8-10,FS4-10GY 10 10 10

FS4-3,FS8-3,FS4-3GY

FCZ 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 FCZ3-110J (FCZ2-110J ) FCZ3-220J (FCZ2-220J ) FCZ1-330 T FCZ-500 J FCX-500 J

FCZ-30D ③ T

35

35

35

110

220

330

500

500

50



50



18

110

110

160

160

180

电 导 电 流 μ A 工 频 放 电 电 压 有 效 值 k V

250~ 400

250~400

150~300

250~400 (400~600)

250~400 (400~600)

500~700

1000~ 1400

500~ 800

70~85

78~90

85~100

170~195

340~390

510~580

640~ 790

680~ 790

注:①FCZ3-35 在 4000m(包括 4000m)海拔以上应加直流试验电压 60kV; ②FCZ3-35L 在 2000m 海拔以上应加直流电压 60kV; ③FCZ-30DT 适用于热带多雷地区。 表 F4 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流 μ A 2 2 3 3 FCD 型避雷器电导电流值额定电压 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

F2 几点说明: 1)电导电流相差值(%)系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2)非线性因数按下式计算 α =log(U2/U1)/log(I2/I1) 式中 U1、U2——表 39 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。

GB GB GB GB

755—87 1001—86 1207—86 1208—87

附 录 G 参 考 资 料 旋转电机基本技术要求 盘形悬式绝缘子技术条件 电压互感器 电流互感器

GB 1984—89 GB 1985—89 GB 3906—91 GB 3983.2—89 GB 4109—88 GB 4703—84 GB 4705—92 GB 4787—84 GB 6115—85 GB 6451.1~5—86 GB 7064—86 GB 7253—87 GB 7327—87 GB 7674—87 GB 8349—87 GB 8564—88 GB 8905—88 GB 10229—88 GB 10230—88 GB 11017—89 GB 12706.1~.3—91 GB 12976.1~.3—91 GBJ 233—90 DL 417—91 DL 474—92 DL 474.1-92 DL 474.2-92 DL 474.3-92 DL 474.4-92 DL 474.5-92 DL 474.6-92 JB 3373—83

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 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 串联电容器 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 汽轮发电机通用技术条件 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 六氟化硫封闭式组合电器 离相封闭母线 水轮发电机组安装技术规范 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 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 大型高压交流电机定子绝缘耐压试验规范


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