变电站电气试验Word格式文档下载.docx

1、W120表 W120-1表 W120-38油浸式电流互感器试验W121表 W121-111真空断路器试验W124表 W124-212SF6断路器试验W125表 W125-3表 W125-516电力电缆试验W128表 W128-120接地阻抗试验S022表 S022-1绝缘电阻及直流电阻测试检查表安装位置试验日期W质量控制标准符合GB50150-2006规程标准检查（检验）项目性质质量标准检验方式检查结果是否合格（合格填“1”，反之填“ 0”）变高侧绕组绝缘电阻吸收比（极化指数）主要绝缘电阻值不低于产品岀厂试验值的 70%;当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合 时，可换算到同一温度时的数值进行

2、比较及符合GB50150-2006规程标准仪器测试合格变中侧绕组绝缘电阻变低侧绕组绝缘电阻夹件绝缘电阻当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较5铁芯绝缘电阻6变高侧绕组直流电阻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%;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%。变中侧绕组直流电阻变低侧绕组直流电阻施工单位是否同步执行本质量控制点对应的验评标准 是 否口结论检查（检验）项目数： 合格项数： 不合格项数：合格率（检查（检验）项目口格项数 乂 100%）一 等级：合

3、格（优良中口）检查（检验）项目数不合格检查人（签名）：年 月 日介损及直流泄漏测试检查表序号“1”，反 之填“0 ”）变高侧绕组对变中、低及 地绕组介损测试被测绕组的tan 5值不应大于产品出厂试验 值的130%;当测量时的温度与产品岀厂试验 温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进 行比较。变中侧绕组对变高、低及 地绕组介损测试变低侧绕组对变高、中及 地绕组介损测试变高侧绕组对变中、低及地绕组直流泄漏测试试验电压标准应符合规定。 当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过规程标准的规定。变中侧绕组对变高、低及变低侧绕组对变高、中及合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数

4、 * 100%）= 等级：耐压及局部放电试验检查表变高侧绕组耐压试验对变压器低压绕组、中压绕组、高压绕组试验 电压值按规程试验标准，耐压时间 1min，试验过程无闪络、放电等异常；绕组额定电压为 110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流 耐压试验，试验耐受电压标准为岀厂试验电压 值的80 %变中侧绕组变低侧绕组局放试验试验电压不产生突然下降；在线端电压为1.5Um/j3的长时试验期间，局部放电量的连 续水平不大于100pC;1.5Um/下，局部放电不呈现持续增长的趋 势，偶然出现的较高幅值脉冲可以不计入；在 线端电压为1.1Um/J3下，局部放电量的连续水平不大于100pG合格率（检查（检

5、验）项目口格项数 乂 100%）= 等级：合格（优良口中口）套管试验检查表工程名称：安装日期“ 1 ”，反 之填“0 ”）变高侧套管绝缘试验非纯瓷套管的试验，应符合 GB50150-2006规程及厂家要求变高侧套管介损试验变中侧套管绝缘试验变中侧套管介损试验变低侧套管绝缘试验变低侧套管介损试验中性点套管绝缘试验中性点套管介损试验套管升高座电流互感器测试检查表变高侧套管升高座CT 绝缘试验套管升高座CT的试验，应符合GB50150-2006规程及厂家要求变高侧套管升高座CT变比极性试验励磁特性试验变中侧套管升高座CT绝缘试验变低侧套管升高座CT910中性点套管升高座及间隙CT励磁特性、绝缘、变比

6、、极性试验合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数 乂 100%）= 等级：绝缘油试验检查表工序“1 ”，反之填“ 0 ”）本体油介电强度油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规 定：电压等级在 66kV及以上的变压器， 应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行 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。试验应按变压器油 中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量， 应无明显差别。新装变压器油中 H2与烃类气体含量（口 L/L ）任一项不宜超过下列 数值： 总烃：20, H2： 10， C2H2: 0，油中微量

7、水分的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水分含量，对电压等级 为110kV的，不应大于 20mg/L; 220kV 的，不应大于 15mg/L ; 330500kV的， 不应大于10mg/L。油中含气量的测量， 应符合下述规定：电压等级为330500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量 油中的含气量，其值不应大于1% （体积分 数）。仪器测试油质简化分析油中水份含量油中溶解气体组分含量色谱分析油介损及体积电阻率界面张力含气量分析颗粒度污染度有载调压绝缘电阻及直流测试检查表环境温度C）环境湿度（）绝缘电阻直流电阻1600kVA以上三相站用变，各相测得值的相互 差值应小于平均值的 2%

8、 ;线间测得值的相互 差值应小于平均值的1%;站用变的直流电阻， 与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不 应大于2%。合格率（检查（检验）项目口格项数 X 100%）= 等级：电压比、接线组别及耐压试验测试检查表表 W115-2对变低绕组电压比检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据 相比应无明显差别，且应符合电压比的规律； 其电压比的允许误差在额定分接头位置时为土0.5%对变低绕组接线组别检查变压器的三相接线组别和单相变压器引岀 线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和 外壳上的符号相符变高侧绕组耐压试验对站用变低压绕组、中压绕组、高压绕组试验 电压值按规程试验标准，耐压时间 1min，试

9、验其中性点应进行交 流耐压试验，试验耐受电压标准为岀厂试验电压值的80 %变低侧绕组耐压试验施工单位是否同步执行本质量控制点对应的验评标准是 口否 口检查人（签名）绝缘电阻、直流电阻及耐压试验测试检查表 表W116绕组绝缘电阻绝缘电阻值不低于产品岀厂试验值的 70% ;绕组直流电阻1600kVA以上三相接地变，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% ;接地变的直流电阻， 与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不 应大于2%。绕组耐压试验对接地变绕组试验电压值按规程试验标准，耐 压时间1min，试验过程无闪络、放电等异常；试验耐受电压标准为岀厂试验

10、电压值的 80%合格（优口良中口）绝缘电阻、直流电阻、介损、直流泄漏及交流耐压试验测试检查表 表W117-1“1 ”，反之填“ 0 ”）当测量温度与产品岀厂试验时的温度不符合时， 可换算到同一温度时的数值进行比较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% ;高压并联电抗器的直流电阻， 与同温下产品岀厂实 测数值比较，相应变化不应大于 2%。绕组对地绕组介损测试被测绕组的tans值不应大于产品出厂试验值 的130% ;当测量时的温度与产品岀厂试验温度 不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比 较。绕组对外壳及地对高压并联电抗器绕组试验电压值按规程试验 标

11、准，耐压时间1min，试验过程无闪络、放电 等异常；绕组额定电压为 110kV及以上的高压并联电抗器，其中性点应进行交流耐压试验， 试验耐受电压标准为岀厂试验电压值的 80 %绕组绝缘电阻测试检查表产品型号出厂编号ABC额定电压额定电流额定变比制造厂家一次绕组对末屏、二次 绕组及外壳绝缘电阻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；绝缘电阻不宜低于 1000M Q;测量电流互感器一次绕组段间的绝 缘电阻，绝缘电阻不宜低于 1000 MQ,但由于 结构原因而无法测量时可不进行；测量电容式 电流互感器的末屏对外壳（地）的绝缘电阻， 绝缘电阻值不宜小于 1000MQ ;绝缘电

12、阻测量 应使用2500V兆欧表。绝缘电阻值不低于产品 岀厂试验值的70%;当测量温度与产品岀厂 试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时 的数值进行比较一次绕组对二次绕组 及外壳的绝缘电阻末屏对一次绕组、二次 绕组及外壳绝缘电阻二次绕组对外壳 绝缘电阻二次绕组之间合格率（检查（检验）丿、目口格丿、数 x 100%）= 等级：SF6气体、交流耐压及局部放电试验检查表密封性能施工单位检查结果SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点， 有怀疑时进行定量检漏，年泄漏率应小于 1%测量SF6气体微水SF6气体的性能应符合如下要求： SF6气体充 入设备24小时后取样，SF6气体水份含量不 得大于250卩L/L （ 20 C体积分数）交流耐压试验应按岀厂试验电压的 80%进行；二次绕组之间 及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV。结果通过。局部放电试验合格率（检查（检验）项目口格项数 * 100%） - 等级：绕组绝缘电阻、直流电阻及极性测试检查表环境湿度（%一次绕组对末屏、二次绕组及外壳绝缘电阻绝缘电阻不宜低于 1000M Q ;测量电流互感器一次绕组段间的绝 缘电阻，绝缘电阻不宜低