电力设备交接和预防性试验规程试行文档格式.docx
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GB/T261—1983石油产品闪点测量法
GB/T264—1983石油产品酸值测量法
GB/T311—1997高压输变电设备缘配合
GB/T507—1986绝缘油介电强度测量法
GB/T511—1988石油产品和添加剂机械杂质测量法
GB1094.1~.2—1996、GB1094.3~.5电力变压器
GB2536—1990变压器油
GB5583—1985互感器局部放电测量
GB5654—1985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
GB6450—1986干式电力变压器
GB/T6541—1986石油产品油对水界面张力测量法（圆环法）
GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB7328—1987变压器和电抗器的声级测量
GB/T7595—2000运行中变压器油质量标准
GB/T7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法（比色法）
GB/T7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法（BTB法）
GB7600—1987运行中变压器油水分含量测量法（库仑法）
GB7601—1987运行中变压器油水分含量测量法（气相色谱法）
GB/T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB9326.1~.5—1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB11022—1989高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件
GB11023—1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB12022—1989工业六氟化硫
DL/T421—1991绝缘油体积电阻率测量法
DL/T423—1991绝缘油中含气量测量—真空压差法
DL/T429.9—1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法
DL/T450—1991绝缘油中含气量的测量方法（二氧化碳洗脱法）
DL/T459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T492—1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T593—1996高压开关设备的共用订货技术导则
SH0040—1991超高压变压器油
SH0351—1992断路器油
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，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。
4.13交接试验时，本标准未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》为准。
5.1交流电动机
5.1.1交流电动机的试验项目、周期和要求见表5.4。
5.1.2容量在100kW以下的电动机一般只进行1、2、4、14，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。
表5.1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（或极化指数）
1）交接时
2）小修时
3）大修时
4）必要时
1）绝缘电阻值：
a）额定电压1000V以下者，室温下不应低于0.5MΩ
b）额定电压1000V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每千伏1MΩ；
投运前室温下（包括电缆）不应低于每千伏1MΩ
c）转子绕组绝缘电阻不应低于0.5MΩ
2）吸收比（或极化指数）自行规定
1）容量为500kW及以上的电动机，应测量吸收比（或极化指数），参照发电机中有关规定
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，转子绕组可与其起动设备一起测量
4）有条件时可分相测量
2
绕组的直流电阻
2）大修时
3）必要时
1）1kV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
3
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
3）更换绕组后
1）试验电压：
交接或全部更换绕组时为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20μA以下者不作规定
3）500kW以下的电动机自行规定
有条件时可分相进行
4
定子绕组的交流耐压试验
1）大修后
2）更换绕组后
1）大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V
2）全部更换定子绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但不低于1500V
3）交接时试验电压0.75（2Un+1000）V
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
5
绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验
1）交接时2）大修后
试验电压如下：
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
3）交接时,3000V及以上电动机进行试验
不可逆式
可逆式
大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组
1.5Uk，但不小于1000V
3.0Uk，但不小于2000V
全部更换转子绕组后
（2Uk+1000）V
（4Uk+1000）V
交接时
0.75（2Uk+1000）V
0.75（4Uk+1000）V
6
同步电动机转子绕组交流耐压试验
1）交接时2）大修时
1）交接时试验电压为额定励磁电压的7.5倍,且不应低于1200V,但不应高于出厂试验电压值是75%
2）大修时试验电压为1000V
可用2500V兆欧表测量代替
7
可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻
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直流电阻
8
与回路一起测量时,绝缘电阻值不应低于0.5MΩ
用2500V兆欧表
9
可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验
试验电压为1000V
10
同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻
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
11
转子金属绑线的交流耐压
绝缘电阻不应低于0.5MΩ
可用2500V兆欧表测量
12
检查定子绕组的极性
1）交接时2）接线变动时
定子绕组的极性与连接应正确
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
13
定子铁芯试验
1）全部更换绕组时或修理铁芯后
2）必要时
参照表5.1中序号10
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，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值
14
电动机空转并测空载电流和空载损耗
1）交接时2）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%
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
15
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%
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
6.1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
油中溶解气体色谱分析
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
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
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
绕组的介质损耗因数tgδ
2）大修前、后
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
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
绝缘油试验
见第13章
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
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
1）交接时
3）大修前\后
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
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
油中含水量mg/L
3）220kV及以上半年1次,110kV1年1次
投入运行前的油
110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
运行油
110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15
运行中设备,测量时应注意温度的影响,尽量在顶层油温高于50℃时取样
油中含气量（体积分数）%
1）500kV交接时
2）500Kv1年
3）220kV及以上必要时
投运前的油
500kV≤1
220kV≤3
220kV≤5
500kV≤3
绕组泄漏电流（35kV及以上,且容量在10000kVA及以上）
3）3年
4）大修前、后
1）试验电压一般如下：
读取1min时的泄漏电流值，交接时的泄露电流不宜超过附录G规定
绕组额定电压kV
6～15.75
18～35
110～220
500
直流试验电压kV
20
40
60
2）与前一次测试结果相比应无明显变化
绕组所有分接的电压比
2）分接开关拆装后
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%
校核三相变压器的组别或单相变压器极性
必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致
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
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）
17
绕组变形测量（110kV及以上主变压器和高压厂用变压器）
3）大修后
4）出口（或近区）短路后
5）10年
按山东电力集团公司集团生工[2002]12号《变压器绕组变形测试应用导则》执行
18
局部放电实验（220kV及以上电压登记和容量120MWA及以上）
1）交接时
2）大修更换绝缘部件或部分线圈后
1）在线端电压为
时，视在放电量不宜大于500pC；
线端电压为
时，放电量不宜大于300pC
2）新安装的变压器交接试验中，要求加于匝间和主绝缘的试验电压为
1）110kV电压登记的新安装变压器，可比照执行
2）运行中的变压器油色异常，怀疑存在放电性故障时可进行局部放电试验
19
有载分接开关的试验和检查
2）按制造厂规定
按DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行
测温装置及其二次回路试验
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
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
升级会员 