高压设备预防试验规程Word文件下载.docx
《高压设备预防试验规程Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《高压设备预防试验规程Word文件下载.docx（29页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
2.5多绕组设备进行绝缘试验时，非被试绕组应予短路接地。
2.6测量绝缘电阻时，采用兆欧表的电压等级，在本标准未作特殊规定时，应按下列规定执行：
2.6.110000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V兆欧表；
2.6.210000V及以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V兆欧表。
第二章交流电动机
1.交流电动机的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比；
（小修、大修时）
1.2测量绕组的直流电阻；
（一年、大修、必要时）
1.3定子绕组的直流耐压试验和泄漏电流测量；
（大修时、更换绕组后）
1.4定子绕组的交流耐压试验；
1.5同步电动机转子绕组的交流耐压试验；
（大修时）
1.6测量电动机轴承的绝缘电阻；
（大修时）
1.7检查定子绕组极性及其连接的正确性；
（接线变动后）
1.8电动机空载转动检查和空载电流测量。
（必要时）
2.测量绕组的绝缘电阻和吸收比，应符合下列规定：
2.1额定电压为1000V以下，常温下绝缘电阻值不应低于0.5MΩ；
额定电压为1000V及以上，在运行温度时的绝缘电阻值，定子绕组不应低于每千伏1MΩ，转子绕组不应低于每千伏0.5MΩ。
2.21000V及以上的电动机应测量吸收比。
吸收比不应低于1.2，中性点可拆开的应分相测量。
3.测量绕组的直流电阻，应符合下述规定：
3.11000V以上或容量100kW以上的电动机各相绕组直流电阻值相互差别不应超过其最小值的2%，中性点未引出的电动机可测量线间直流电阻，其相互差别不应超过其最小值的1%。
4.定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量，应符合下述规定：
4.11000V以上及1000kW以上、中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行直流耐压试验。
试验电压为定子绕组额定电压的3倍。
在规定的试验电压下，各相泄漏电流的值不应大于最小值的100%；
当最大泄漏电流在20μA以下时，各相间应无明显差别。
5.定子绕组的交流耐压试验电压，应符合表2-1的规定。
表2-1电动机定子绕组交流耐压试验电压
额定电压
（kV）
3
6
10
试验电压
5
16
6.同步电动机转子绕组的交流耐压试验电压值为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于1200V，但不应高于出厂试验电压值的75%。
7.测量电动机轴承的绝缘电阻，当有油管路连接时，应在油管安装后，采用1000V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。
8.检查定子绕组的极性及其连接应正确。
中性点未引出者可不检查极性。
9.电动机空载转动检查的运行时间可为2h，并记录电动机的空载电流。
当电动机与其机械部分的连接不易拆开时，可连在一起进行空载转动检查试验。
第三章电力变压器
1.电力变压器的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量绕组连同套管的直流电阻；
（1—3年、必要时）
1.2检查所有分接头的变压比；
（更换绕组后、必要时）
1.3检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
（更换绕组后）
1.4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
（1—3年、必要时）
1.5测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；
（1—3年、必要时）
1.6测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
1.7绕组连同套管的交流耐压试验；
（1—5年、大修后、更换绕组后、必要时）
1.8测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；
（1—3
年、必要时）
1.9非纯瓷套管的试验；
1.10绝缘油试验；
（220KV6个月、其它为1年、大修后）
1.11有载调压切换装置的检查和试验；
（1年、大修后、必要时）
注:
①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。
②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1.1、1.2、1.3、1.4、
1.7、1.9、1.10、1.11款的规定进行。
③干式变压器的试验，可按本条的第1.1、1.2、1.3、1.4、1.7、1.9、1.12款的规定进行。
④变流、整流变压器的试验，可按本条的第1.1、1.2、1.3、1.4、1.7、1.9、
1.11款的规定进行。
⑤电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的
出厂试验记录。
2.测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
2.1测量应在各分接头的所有位置上进行；
2.21600kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；
1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；
线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；
2.3变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；
2.4由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。
3.检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；
电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±
0.5%。
4.检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
5.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：
5.1绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。
5.2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表3-1换算到同一温度时的数值进行比较。
表3-1油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差K
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注：
表中K为实测温度减去20℃的绝对值。
5.3变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比。
吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。
5.4变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。
测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。
6.测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
6.1当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tgδ；
6.2被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%；
6.3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表3-2换算到同一温度时的数值进行比较。
表3-2介质损耗角正切值tgδ（%）温度换算系数
1.15
1.3
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
7.测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
7.1当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；
7.2试验电压标准应符合表3-3的规定。
当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。
表3-3油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压（kV）
6～10
20～35
63～330
直流试验电压（kV）
8.绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
8.1容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验；
8.2容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。
9.测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定：
9.1进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻；
9.2采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；
9.3当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；
9.4铁芯必须为一点接地；
对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。
10.非纯瓷套管的试验，应按本规程“套管”的规定进行。
11.绝缘油的试验，应符合下列规定：
11.1绝缘油试验类别应符合本标准表13-2的规定；
试验项目及标准应符合表13-1的规定。
11.2油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：
11.2.1电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。
两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。
试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。
11.3油中微量水的测量，应符合下述规定：
11.3.1变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；
220～330kV的，不应大于15ppm；
500kV的，不应大于10ppm。
上述ppm值均为体积比。
11.4油中含气量的测量，应符合下述规定：
11.4.1电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。
12.有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
12.1在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。
12.2在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。
12.3检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；
电气和机械限位动作正确且符合产品要求；
在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
12.4在变压器无电压下操作10个循环。
在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
第四章互感器
1.互感器的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量绕组的绝缘电阻；
（1—3年、大修后、必要时）
1.2绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；
（1—3年、大修后、必要时）
1.3测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；
（1—3年、
大修后、必要时）
1.4油浸式互感器的绝缘油试验；
（1—3年、大修后、必要时）
1.5测量电压互感器一次绕组的直流电阻；
1.6测量电流互感器的励磁特性曲线；
（大修后、必要时）
1.7测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性；
1.8检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性；
1.9检查互感器变化；
（大修后、必要时）
1.10测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；
①套管式电流互感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；
其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。
②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。
2.测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：
2.1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；
2.2电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行；
2.335kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；
2.4110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。
3.绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：
3.1全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。
3.2二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。
4.测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
4.1电流互感器
4.1.1.介质损耗角正切值tgδ（%）不应大于表4-1的规定。
表4-1电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ（%）
额定电压（kV）
63～220
330
充油式
2
充胶式
胶纸电容式
油纸电容式
1.0
0.8
4.1.2220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的
电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±
10%范围内。
4.2电压互感器
4.2.135kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ（%），不应大于表4-2的规定。
表4-235kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ（%）
温度（℃）
tgδ（%）
2.0
3.5
5.5
8.0
4.2.235kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tg
δ值不应大于出厂试验值的130%。
5.对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：
5.1绝缘油电气强度试验应符合本规程绝缘油电气强度项的规定。
5.2电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。
油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。
5.3电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。
对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；
5.4当互感器的介质损耗角正切值tgδ（%）较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。
6.测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。
7.当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。
当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。
同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。
8.测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：
8.1应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。
空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
8.2电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。
9.检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
10.检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。
11.测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：
11.1在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。
11.2采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。
11.3穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。
第五章真空断路器
1.真空断路器的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
1.2测量每相导电回路的电阻；
（1—3年、大修后）
1.3交流耐压试验；
（大修后）
2.测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于表5-1的规定。
表5-1有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准
额定电压
3～15
绝缘电阻值
（MΩ）
1200
3000
6000
3.测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。
4.应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验。
当在合闸状态下进行时，试验电压应符合本标准附录一的规定。
当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，试验中不应发生贯穿性放电。
第六章六氟化硫断路器
1.六氟化硫（SF6）断路器试验项目，应包括下列内容：
1.3耐压试验；
（大修后）
1.4测量断路器内SF6气体的微量水含量；
2.测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于表6-1的规定。
表6-1有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准
4.耐压试验，应符合下列规定：
4.1应在断路器合闸状态下，且SF6气压为额定值时进行。
试验电压按出厂试验电压的80%；
4.2耐压试验只对110kV及以上罐式断路器和500kV定开距瓷柱式断路器的断口进行。
5.测量断路器内SF6气体的微量水含量，应符合下列规定：
5.1与灭弧室相通的气室，应小于150ppm；
5.2不与灭弧室相通的气室，应小于500ppm；
5.3微量水的测定应在断路器充气24h后进行。
第七六氟化硫封闭式组合电器
1.六氟化硫封闭式组合电器的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量主回路的导电电阻；
（1—3年、大修后、安装时）
1.2主回路的耐压试验；
（安装时、大修后）
1.3测量六氟化硫气体微量水含量；
1.4封闭式组合电器内各元件的试验；
2.测量主回路的导电电阻值，不应超过产品技术条件规定值的1.2倍。
3.主回路的耐压试验程序和方法，应按产品技术条件的规定进行，试验电压值为出厂试验电压的80%。
4.条测量六氟化硫气体微量水含量，应符合下列规定：
4.1有电弧分解的隔室，应小于150ppm；
4.2无电弧分解的隔室，应小于500ppm；
4.3微量水含量的测量应在封闭式组合电器充气24h后进行。
5.条封闭式组合电器内各元件的试验，应按本标准相应章节的有关规定进行，但对无法分开的设备可不单独进行。
本条中的“元件”是指装在封闭式组合电器内的断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等。
第八章隔离开关、负荷开关及高压熔断器
1.隔离开关、负荷开关及高压熔断器的试验项目，应包括下列内容：
1.1测量绝缘电阻；
1.2测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻；
1.3测量负荷开关导电回路的电阻；
1.4交流耐压试验；
2.隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值，不应低于表8-1的规定。
表8-1有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准
3.测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻值，与同型号产品相比不应有明显差别。
4.测量负荷开关导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。
5.交流耐压试验，应符合下述规定：
5.1三相同一箱体的负荷开关，应按相间及相对地进行耐压试验，其余均按相对地或外壳进行。
试验电压应符合本标准附录一“断路器”的规定。
对负荷开关还应按产品技术条件规定进行每个断口的交流耐压试验。
第九章套管
1.套管的试验项目，应包括下列内容：
1.2测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tgδ和电容值；
（1—3年、大修后、
必要时）
1.4绝缘油的试验。
（投运前、后、必要时）
升级会员 