电力设备交接和预防性试验规程doc41页docWord文档格式.docx
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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，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；
tgδ介质损耗因数。
4.1设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后做出正确结论。
4.2山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。
在执行标准过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kＶ及以上电气设备并报上一级主管部门备案。
4.350Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，无特殊说明，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。
耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，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。
4.4充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。
静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备的额定电压满足以下要求：
500kV＞72h
220kV＞48h
110kV及以下＞24h
4.5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）。
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各种设备中的最低试验电压。
4.6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；
4.7当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油样等有关的各种试验（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℃，空气相对湿度一般不高于80%。
本标准中使用常温为10~40℃。
试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。
4.8110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。
4.9电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。
4.10预防周期原则上110kV及以上电气设备为3年。
35kV及以下电气设备可延长至6年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。
4.11不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。
4.12本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行。
电力变压器及电抗器
电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表6.1
表6.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1）交接时
2）投运前
3）新装、大修后的变压器在投运后1天、4天、10天、30天各1次
4）运行中：
a500kV变压器和电抗器为1个月1次；
b）220kV变压器为3个月1次；
c）110kV变压器为6个月1次；
5）出口（或近区）短路后
6）必要时
1）新装变压器的油中H2与烃类气体含量（μL/L）不得超过下列数值：
总烃:
20；
H2:
10；
C2H2:
不应含有
2）大修后变压器的油中H2与烃类气体含量（μL/L）不得超过下列数值：
50；
3）运行设备中油中H2与烃类气体含量（μL/L）超过下列任何一项值时应引起注意：
150；
5（35~220kV）
1（500kV）
4）烃类气体总和的绝对产气速率超过12ml/d或相对产气率大于10%/月,则认为设备有异常
5）对500kV电抗器，当出现痕量（小于1μL/L）乙炔时,也应引起注意,如分析气体虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可跟踪监督运行
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
2
绕组直流电阻
2）3年
3）大修前、后
4）无载分接开关变换分接位置
5）有载分接开关检修后（所有分接）
1）1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%
2）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%
3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
4）电抗器参照执行
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，则与以前相同部分测得值比较,起变化不应大于2%
2）预试时有载分接开关可在经常运行的分接上下几个饿饭内接处测量,无载分接开关在运行分接测量
3）不同温度下的电阻值按下式换算
式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；
T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225
3
绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数
2）3年
4）投运前
5）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化
2）35kV及以上应测量吸收比,吸收比在常温下不低于1.3
3）220kV及以上应测量极化指数,极化指数在常温下不低于1.5
4）预试时可不测量极化指数;
吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可
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准，尽量使每次测量温度相近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算
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
绕组的介质损耗因数tgδ
2）大修前、后
3）必要时
4）绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异常时
1）20℃时不大于下列数值：
500kV0.6%
110～220kV0.8%
35kV及以下1.5%
2）tgδ值与出厂试验值或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：
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值按下式换算
式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值
绕组电压
10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
额定电压Un
5
电容型套管的介质损耗因数（tgδ）和电容值
1）3年
2）大修后
3）必要时
见第9章“套管”
1）用正接法测量
2）测量时记录环境温度及变压器（或电抗器）顶层油温
6
绝缘油试验
见第13章
7
绕组连同套管的交流耐压试验
1）交接时
2）更换绕组后
1）容量8000KVA以下、额定电压35KV及以上交接时应进行交流耐压试验
2）容量8000kVA及以上、额定电压35KV及以下交接时有试验设备可进行交流耐压试验
3）油浸变压器（电抗器）试验电压按表6.2
1）可采用倍频感应或操作波感应法
2）35kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验
3）电抗器进行外施工频耐压试验
8
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
1）交接时
3）大修前\后
4）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0.3A
1）采用2500V兆欧表
2）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量
9
穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
2）大修中
220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别
2）连接片不能拆开者可不进行
13
绕组所有分接的电压比
2）分接开关拆装后
3）更换绕组后
1）各相应接头的电压比与铭牌值相比应无显著差别，且符合变压比的规律
2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±
1%；
其它所有变压器：
额定分接电压比允许偏差为±
0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±
1%
14
校核三相变压器的组别或单相变压器极性
2）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（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较）
16
阻抗电压和负载损耗
1）更换绕组后
2）必要时
与前次试验相比，无明显变化
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）
20
测温装置及其二次回路试验
2）按制造厂规定
3）大修后
按制造厂的技术要求
21
气体继电器及其二次回路试验
2）大修后
22
压力释放器校验
必要时
动作值与铭牌值相差应不大于10%范围或符合制造厂规定
23
全电压下空载合闸
1）新装和全部更换绕组，冲击合闸5次，第一次间隔10min,以后每次间隔5min
2）部分更换绕组，冲击合闸3次，第一次间隔10min,以后每次间隔5min
1）在运行分接上进行
2）由变压器高压侧或中压侧加压
3）110kV及以上的变压器中性点接地
4）发电机变压器组的中间连接无断开点时可不进行
25
绝缘纸（板）聚合度
怀疑绝缘老化比较严重
当聚合度小于250时，应引起注意
1）试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克
2）对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样
27
电抗器阻抗测量
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
如受试验条件限制可在运行电压下测量
电力变压器交流试验电压值见表6.2
表6.2电力变压器交流试验电压
额定电压
kV
最高工作电压kV
线端交流试验电压值kV
中性点交流试验电压值kV
全部更换绕组
部分更换绕组
6.9
10
11.5
35
30
17.5
45
38
23.0
55
47
40.5
85
72
110
126.0
200
170（195）
95
80
220
252
360
395
306
336
（230）
（170）
500
550
630
680
536
578
140
120
注：
括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；
6.3消弧线圈
6.3消弧线圈的试验项目和周期
序号
试验项目
交接时、1年、大修后、必要时
交接时、3年、大修后、必要时
绕组绝缘电阻、吸收比
绕组的tgδ
交接时、必要时
交接时、投运前、3年、大修后、必要时
交流耐压试验
交接时、大修后、必要时
消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘和变比试验
6.4干式变压器
6.4干式变压器的试验项目和周期
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
交接时、大修时
交接时、更换绕组后、必要时
交接时、更换绕组后
空载电流和空载损耗
短路阻抗和负载损耗
环氧浇注型干式变压器的局部放电测量
6.5干式电抗器
干式点抗器试验项目：
所连接的系统设备大修时作交流耐压试验（表6.1中序号7）
6.8箱式变压器
6.4箱式变压器的试验项目和周期
7互感器
7.1电流互感器
电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7.1。
表7电流互感器的试验项目、周期和要求
绕组及末屏的绝缘电阻
3）3年
4）大修后
1）一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化
2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ
1）用2500V兆欧表
2）500kV交接时尚应测量一次绕组间的绝缘电阻,由于结构原因无法测量时可不进行
介质损耗因数tgδ（%）及电容量（20kV及以上）
3）3年
6）SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定
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：
1）当主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV
2）当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到
时，tgδ增量超过±
0.3%，不应继续运行
3）主绝缘tgδ试验电压为10kV,末屏对地tgδ试验电压为2kV
电压等级kV
20～35
大
修
后
油纸电容型
充油型
胶纸电容型
充胶式
—
3.0
2.5
2.0
1.0
0.7
0.6
运
行
中
3.5
0.8
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）交接试验和投运前,应测量末屏对地tgδ及电容量,tgδ值不大于2%
4）预试时当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时或主绝缘tgδ超标时应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%
局部放电试验（35kV及以上）
1）固体绝缘互感器在电压为
时，视在放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时（必要时），视在放电量不大于500pC
2）110kV及以上油浸式互感器在电压为
时，视在放电量不大于20pC
3）SF6电流互感器交接时,在老炼试验和工频耐压试验后,应进行局部放电试验
极性检查
与铭牌标志相符
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：
110kV及以上有条件时进行
试验电压kV
2）二次绕组之间及及对外壳的工频耐压试验电压为2kV,可用2500V兆欧表代替
3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行
4）110~500kVSF6电流互感器交接试验:
a.老练试验:
预加1.1倍设备额定相对地电压0分钟,然后降至0;
施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟,接着升至设备额定电压3分钟,然后降至0
b.老炼试验后应进行工频耐压试验,所加试验电压值为出厂试验值的90%
5）110~500kVSF6电流互感器补气较多时（表至小于0.2MPa）,应进行工频耐压试验,试验电压为出厂值的80~90%
各分接头的变比检查
更换绕组后应测量比值差和相位差
校核励磁特性曲线
与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别
继电保护有要求时进行
7.2电压互感器
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7.2和表7.3
表8电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求
绝缘电阻
4）大修后
与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无显著差别
用2500V兆欧表
tgδ（20kV及以上）
1）绕组绝缘tgδ
a）交接时
b）投运前
c）3年
d）大修后
e）必要时
2）110kV～220kV串级式电压互感器支架tgδ：
a）交接时
b）必要时
3）SF6、固定绝缘互感器按制造厂规定
1）绕组绝缘tgδ（%）不应大于下表中数值：
串级式电压互感器的tgδ试验方法宜采用末端屏蔽法
温度℃
40
35kV
及以下
交接时
大修后
1.5
5.0
7.0
运行中
5.5
8.0
以上
4.0
交接时:
35kV以上电压互感器,在试验电压为10kV时,按制造厂试验方法测得的tgδ不应大于出厂试验值的130%
2）支架绝缘tgδ一般不大于6%
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：
1）串级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验
2）倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压
3）耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤
35kV以上
31
2）二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2kV,可用2500V兆欧表代替
3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行
局部放电测量
1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为
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）油浸式电压互感器在电压为
时，放电量不大于20pC;
油浸式相对相电压互感器在电压为1.1Um时,放电量不大于20pC
空载电流和励磁特性
1）在额定电压下，空载电流与出厂
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