江苏省电力设备交接和预防性试验规程12.docx
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江苏省电力设备交接和预防性试验规程12
江苏省电力设备
交接和预防性试验规程
江苏省电力公司
二ΟΟ六年十一月
前言
交接试验和预防性试验是保证电力设备安全运行的有效手段之一。
2001年江苏省电力公司在《电气设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）和《电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的基础上，组织有关单位研究制定了《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》，将交接和预试标准有机地统一起来。
几年来的实践表明，《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》对维护设备安全稳定运行起到了重要作用。
随着电网规模的逐步扩大，新设备、新技术的大量使用以及社会对供电可靠性要求的不断提高，传统的1－3年一次的定期停电试验模式已不能适应当前的设备维护需要。
为适应国家电网公司和我省电气设备状态检修要求，江苏省电力公司组织有关单位，在广泛征求意见的基础上，对2001年12月颁发的《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》进行了修订。
本次修订根据设备的运行经验和带电检测开展情况，结合输变电设备状态检修需要，对设备的预防性试验项目、周期做了适当调整，并根据各种试验的有效性和有关设备反措要求，对部分试验项目和标准做了修订。
为保持本规程的完整性，对旋转电机部分未作修改，仍保持原版本内容。
本规程适用于江苏省电力公司所属各供电公司、基建和设计单位。
江苏省电力系统外施工单位在省内承担的基建工程也应执行本规程的规定。
省内各发电厂（公司）、电力用户可参照执行。
本规程从2006年11月1日起实施。
本规程解释权属江苏省电力公司。
1范围
本规程规定了各种电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备状态，预防设备损坏，保证安全运行。
本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。
本规程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，参照本规程执行。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。
本规程出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB261—83石油产品闪点测定法
GB264—83石油产品酸值测定法
GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T507—2002绝缘油介电强度测定法
GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法
GB1094.1～2—1996电力变压器
GB1094.3～5—2003电力变压器
GB2536—1990变压器油
GB5583—85互感器局部放电测量
GB5654—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
GB6450—86干式电力变压器
GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）
GB7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB7328—87变压器和电抗器的声级测定
GB7595—2000运行中变压器油质量标准
GB7597—1987电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法
GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）
GB7600—87运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
GB7601—87运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）
GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB/T11022—99高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB11023—89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
GB/T11017－2002额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
GB12022—1989工业六氟化硫
GB/T14542-2005运行中变压器油维护管理导则
GB/T16927.1—1997高电压试验技术第一部分:
一般试验要求
GB/Z18890－2002额定电压220kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
DL/T421—1991绝缘油体积电阻率测定法
DL/T423—1991绝缘油中含气量测定真空压差法
DL/T429.9—1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法
DL/T450—1991绝缘油中含气量的测定方法（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
DL506—92现场SF6气体水分测定方法
DL/T555气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则
DL/T580—96《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》
DL/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则
DL/T621—1997交流电气装置的接地
DL/T664－2006带电设备红外诊断应用规范
DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
SD304—1989绝缘油中溶解气体组分含量测定法
SD306－1989六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）
SD307-89《六氟化硫新气中酸度测定法》
SD308-89《六氟化硫新气中密度测定法》
SD309-89《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》
SD310-89《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱法）》
SD311-89《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测定法》
SD312-89《六氟化硫气体毒性生物试验方法》
SH0040—91超高压变压器油
SH0351—92断路器油
3定义、符号
3.1交接、预防性试验
为了发现新安装及运行中设备的隐患，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跟踪测试
在不影响设备安全运行的情况下采取的时间间隔较短的取油样或带电、在线测试。
3.5红外精确测量
主要用于检测电压致热型设备内部缺陷，部分电流致热型设备，以便对设备的故障进行精确判断。
对检测的环境和仪器要求较高，特别要排除风速和其他热辐射的影响。
3.6老旧设备
达到设计寿命的设备以及虽然没有达到设计寿命，但由于具有家族性缺陷，省公司及以上级别的部门发文要求改造或更换的设备。
3.7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漏电流值之比。
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。
3.8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。
3.9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。
3.10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总则
4.1本规程为适应输变电设备状态检修需要，进行了必要的修改。
在确定输变电设备试验周期、项目时，应充分考虑设备状况。
若设备状态评价为正常、具备必要的带电测试或在线检测手段、且处于稳定期的设备，可以考虑适当延长预试周期，但220－110kV设备最长不得超过6年。
500kV设备的预试周期仍按1~3年。
老旧设备、运行业绩较差的设备、评价结果为可靠性下降的设备，应缩短检测周期。
4.2预试周期延长（由“1-3年”延长为“1-6年”）的输变电设备，应加强带电测试和在线检测等不停电检测工作。
在日常运行维护中，应根据设备情况，加强设备巡视及情况记录，并做好在线监测及不停电测试数据的管理及分析工作，确保设备定期状态评估参量的充分完善。
”
4.3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。
4.4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。
4.5110kV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
220kV＞48h
110kV及以下＞24h
4.6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。
4.7预防性试验时，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。
4.8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%。
本规程中使用常温为10～40℃；运行温度为75℃。
4.9在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
4.10110千伏及以上设备（不含母线、隔离开关）、35千伏主变压器、消弧线圈以及安装在变电站内的35千伏避雷器，新安装投运后第一年应进行一次预防性试验，之后两年内再进行一次预防性试验，各项指标均合格后，转入正常周期。
4.11设备若长期未带电运行（110kV及以上达到半年；35kV及以下达到一年），投运前应按照预防性试验规程进行试验。
停电时间未达上述规定的设备应根据设备状态自行规定试验项目。
4.12各单位在安排预试计划时，对于互感器、避雷器、断路器等设备，同批次的设备每年宜安排一定数量进行预试，以达到抽样检测和及时发现家族性缺陷的目的。
4.13如设备状态评价结果为可靠性下降状态时，试验周期应适当缩短，并加强带电检测和跟踪测试，或采用有效的在线监测技术。
4.14设备红外测温工作有关办法按照DL/T664-2006《带电设备红外诊断应用规范》执行，检测周期见附录G。
4.15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。
4.16本规程未作规定的其它电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，按制造厂的要求执行，制造厂未作要求的自行规定。
4.17如设备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。
4.18执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的预试执行周期。
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
项目
周期
要求
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1）交接时
2）大修后
3）投运前
4）运行中
（1）220kV及以上变压器、电抗器3个月；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天
（2）110kV变压器半年；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天
（3）35kV主变压器及8MVA及以上变压器1年
5）必要时
1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列注意值：
总烃：
20μL/L；
H2：
30μL/L；
C2H2：
0μL/L
2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：
总烃：
50μL/L；
H2：
50μL/L；
C2H2：
痕量（小于0.5μL/L）
3）运行变压器的油中任一项溶解气体含量超过下列注意值时，应按照第4）条要求进一步分析判断：
总烃：
150μL/L；
H2：
150μL/L；
C2H2：
5.0μL/L（500kV变压器为1.0μL/L）
4）总烃产气速率大于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
5）500kV电抗器，当出现痕量乙炔时也应引起注意；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、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）溶解气体组分含量超过注意值时，应缩短检测周期，跟踪变化趋势
4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断
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，应适当缩短色谱监测周期
7）装有绝缘油气体在线监测装置（经证明检测数据能反映绝缘油气体变化趋势的）的设备，经批准可以适当延长周期
2
绕组直流电阻
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
4）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接侧）
5）无励磁调压变压器变换分接位置后
6）必要时
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，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%
3）与以前（出厂）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
5）平衡绕组无论三端子或二端子引出均应测量直流电阻，变化量不应大于2%。
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：
式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225
3）无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量
4）二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断
3
绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
4）必要时
1）交接时绝缘电阻不低于出厂值的70%
2）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
3）吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5
4）220kV及以上变压器应测量极化指数
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tgδ及电容值
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
4）必要时
1）20℃时tgδ不大于下列数值：
220～500kV0.6%
35～110kV0.8%
35kV及以下1.5%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（tgδ值≥0.4%时，变化量一般不大于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值一般可按下式换算：
tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10
式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值
5）当本体介损有明显增大且排除进水受潮时，应测量绝缘油介损。
6）当绕组电容值出现较大变化时，应怀疑绕组存在变形可能，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。
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un
4）电容值变化量注意值为±5%
5）用M型试验器时试验电压自行规定
5
电容型套管的tgδ和电容值
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
4）必要时
见第9章
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
6
绝缘油试验
见第13章
7
交流耐压试验
1）35kV及以下变压器：
a）交接时
b）大修后
c）必要时
2）110kV及以上变压器、电抗器：
a）交接时、大修后有条件时进行
b）更换绕组后
c）必要时
1）油浸变压器（电抗器）试验电压值按表6-1（定期试验按部分更换绕组电压值）
2）干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；交接或部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.85倍
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
铁芯和夹件（有外引接地线的）绝缘电阻
1）交接时
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
1）采用2500V兆欧表，对怀疑有缺陷的铁芯，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计
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、绑扎钢带等的绝缘电阻
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
1）采用2500V兆欧表。
怀疑有缺陷时，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计
2）连接片不能拆开者可不进行
10
油中含水量
见第13章
11
油中含气量
见第13章
12
绕组泄漏电流
1）交接时
2）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
3）必要时
1）试验电压一般如下：
1）此周期要求仅对带有纯瓷套管的绕组适用
2）读取1min时的泄漏电流值
3）交接时泄漏电流不宜超过表6-2的规定
4）油气套管出线的变压器不做此项试验
绕组额定电压
kV
3
6
～10
20
～35
110
～220
500
直流试验电压
kV
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）交接时
2）更换绕组后
3）分接开关引线拆装后
4）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
1）交接时
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）交接时
2）更换绕组后
3）必要时
与前次试验值相比，无明显变化
1）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）
2）35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证
16
短路阻抗和负载损耗
1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时
单相短路阻抗相间或与原始数据相比变化不大于2%
1）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
2）35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证
17
局部放电测量
1）交接时（220kV及以上）
2）更换绕组或绝缘部件后（220kV及以上）
3）必要时
1）测量电压为
时，自耦变中压端不大于200pC；其它不大于100pC。
或按订货技术协议要求执行。
2）干式变压器按GB6450规定执行
1）试验方法符合GB1094.3的规定
2）周期中“必要时”试验要求可自行规定
3）电抗器可进行运行电压下局部放电监测
18
有载调压装置的试验和检查
1）交接时
2）检修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年或按制造厂要求
4）必要时
有条件时进行
1）检查动作顺序，动作角度
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
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
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
3）检查和切换测试：
a）测量过渡电阻的阻值
与出厂值相符
b）测量切换时间和波形
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
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
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
d）单、双数触头间非线性电阻的试验
按制造厂的技术要求
e）检查单、双数触头间放电间隙
无烧伤或变动
4）检查操作箱
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
5）切换开关室绝缘油试验
符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV
6）二次回路绝缘试验
绝缘电阻一般不低于1MΩ
采用2500V兆欧表
19
测温装置及其二次回路试验
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年
4）必要时
1）测温装置密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符
2）二次回路绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
20
气体继电器及其二次回路试验
1）交接时
2）大修后
3）500kV：
1~3年；其他：
1～6年（二次回路）
4）必要时
1）整定值符合运行规程要求，动作正确
2）二次回路绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
21
压力释放器校验
必要时
动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定
22
整体密封检查
1）交接时
2）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0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏
试验时带冷却器，不带压力释放装置
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