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电气预防性试验规程

2020-11-05 来源:华佗健康网
1总则

试验结果应与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。

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工程师审查批准后执行。

110KV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止时间才可进行耐压试

验。静止时间如无

制厂规定,则应依据设备的额定电压满足以要求:

500KV >72小时

220及330KV >48小时 110KV及以下 >24小时

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耐压试验。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,也可以边在一起进行试验,此时,试验电压采用所连接设备中最低试验电压。

当电力设备的额定电压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电压确定其试验电压。

在进行与温度有关各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损、泄漏电流等),应同时测量被度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℃,且空气湿度不应高于80%

在进行直流耐压试验时应采用负极性接线。

1.8 如产品的国家标准或行业标准有变动时,执行本规程时应做相

应的调整。

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。

执行本规程时,可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。 2旋转电机

同步发电机和调相机

容量为6000KW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1,6000KW以下者可参照执行。

表1 容量为6000KW及以上的同步发电机的试验项目、周期5

和要求

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 1)绝缘电阻值自行规定。若1) 通水状态水 定子绕组的绝缘电1 阻、吸收比或极化指数 2)大修前、后 因,沾化电厂#1、2发电机绕组用专用兆在通水、水质合格(导电度∠欧表测量,进出5)的情况下,应>400KΩ。 汇水管对地绝1)1年或小修时 在相近试验条件(温度、湿度)质合格时,用万下,绝缘电阻值降低到历年常用表测量。 值的1/3以下时,应查明原2) 水内冷定子2)各相或各分支绝缘电阻值缘大于30KΩ。 的差值不应大于最小值的3) 200MW及以100%。 上机组推荐测3)吸收比或极化指数: 量极化指数。 用水内冷专用兆欧表测量时不应小于 各相或各分支的直流电阻在1) 大修时 定子绕2 组的直流电阻 2) 出口短路后 应大于最小值的%。与初次(出度与周围空气厂或交接)测量的差别比较,温度之差不应相对变化也不得大于1%时,应引起注意。 大于±3℃ 校正了由于引线长度不同则1)在冷态下测引起的误差后,相互间差别不量,绕组表面温1) 试验电压标准: 全部更换绕组并修好后:3倍1) 试验电压按额定电压; 每级分阶段升1)1年或小修定子绕组泄漏3 电流和直流耐压试验 后 时 局部更换绕组并修好后:2倍高,每阶段停留额定电压; 1min。 大修前: 倍额定电压 2) 不符合2)、3)之一要求者,2)大修前 大修或大修后:倍额定电压 应尽可能找出2) 在规定试验电压下,各相泄漏电流产差别不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在3) 泄漏电流随20uA以下者,相间差值与历次电压不成比例试验结果比较不应有显着的显着增长时,应变化。 注意分析。 3) 泄漏电流不随时间的延长而增大。 原因并消除,但并非不能运行。 3)更换绕组后 表一(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 (1)试验电压标准如下: 全部更换绕组并修好后: 1) 应在停机后清除污秽前热状态下进行.处于备用 定子1) 大修前 大修前或局部更换绕组并修好后试验电压为: 状态时,可在冷态下进行。 1000KW(或KVA)及以或额定电压为6KV-17KV,试验电压为3000+2Ue 绕组交4 流耐压试验 2)更换绕组后 (2)我厂#1、2发电机大修时做倍额定电压。 2) 水内冷发电机试验一般应在通水的情况下进行。 (3)局部或全部更换定子绕阻工艺过程中的绝缘子交流耐压试验标准: A) 拆除故障线圈后,留在槽中的老线圈(2U+) B) 线圈重嵌前a)新线圈 +;b)备品线圈+;c)老线圈(+)Х C) 线圈重嵌后a)新线圈 +;b)备品线圈2u+;c)老线圈(+)Х 1) 绝缘电阻值在室温时一般1) 采用1)小修 转子绕组的5 绝缘电阻 2)大修中转子3) 当定子绕组已干燥完毕而水时,可用万清扫前 转子绕组未干燥完毕,如果用表测量。 转子绕组的绝缘电阻不小时 2) 水内冷转子绕组在室温时一般不上于5KΩ 2) 转子内有欧表测量. 不小于 1000V兆于2 KΩ允许投入运行。 转子 与初次(交接或大修)所测1) 在冷态下进行测量 绕组的6 直流电2%。 阻 大修时 结果比较,其差别一般不超过2) 使用QJ44臂电桥 表一(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时,可用2500V兆试验电压如下: 隐极式转子绕组拆卸转子绕套箍后,组交流7 耐压试理槽内验 绝缘和更换绕组后。 局部修(2) 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 试验时将转子绕组与轴连接,在铝鞍上加电压2000V 5Un,但不低于1000V,不大于2000V 3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值参照定子说明项进行。 欧表测绝缘电阻代替。 (1)全部更换绕组并修好后,试验电压标准,试验电压标准:10倍额定励磁电压,但不低于1500V。 2)隐极式转子若在端部有铝鞍的耐压试验。 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设8 备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻。 2) 大修时 则应查明原因并消除。 2) 大修时用2500V兆欧表。 1) 小修时 绝缘电阻不应低于 M,否1) 小修时用1000V兆欧表。 发电 可用2500V大修时 试验电压为1KV 兆欧表测量绝缘电阻代替。 机和励9 磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验 表一(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 (1)试验用10000х10-4T 重新定子铁10 芯试验 更换 大于15℃ 组装或不大于25℃,齿的最大温差不 磁密在1T下齿的最高升温(持续时间为90分钟)的磁通,或密度用14000х10-4T(持续时间为45分钟) 2) 用红外测温仪测温 发电 1) 汽轮发电机组的轴承不得低于 汽轮发电机组的轴承绝缘,机组和励磁机11 轴承的绝缘电阻 大修时 2) 所有类型的发电机,凡有绝缘的导轴承,油槽充油前,每一轴瓦不得低于100 MΩ 用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量 灭磁电阻器(或自同12 期电阻器)的直流电阻 大修时 比较,其差别不应超过10% 与铭牌或最初测得的数据13 灭磁电阻值应分段大修时 与初始值比较应无显着差别。 测量 开关的并联电阻 1)用250V及以 检温1) 绝缘电阻自行规定 2)检温计除埋2) 检温计指示值误差不应超入式外还包括过制造厂规定。 水冷定子绕组引水管出水温度计。 下的兆欧表。 计绝缘14 电阻和大修时 温度计检验 1)每次试验应1)阻隐极式转子在膛外或膛在相同条件、相 转子内以及不同的转速下测量,显同电压下进行,极式转子对每个转子线圈测试验电压峰值量。 不超过额定电压。 2)抗和功率损耗值自行规定,在相同试验条件下与历年数2)本试验可用绕组的15 交流阻大修时 抗和功率损耗 值比较,不应有明显变化。 动态匝间短路监测法代替 表一(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 1)运行中检温元件电位升高,槽楔松动或防晕层损坏时测量。 定子2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值,用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值。 槽部线16 圈防晕必要时 不大于10V 层对地电位 3)有条件时可用超声波法探测槽放电。 1)本项试验适1)直流试验电压为Un 用于100MW及上的国产定子1)投产 定子后 绕组端部手包2)第一17 绝缘施次大修加直流时 电压测3)必要量。 时 手包绝缘引线接头,汽机2)可在通水的侧隔相接头:100MΩ电阻情况下进行试上的电压降值为2000V; 验,以发现定端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块:100MΩ电阻上的电压3)尽量在投产降值为3000V; 前进行,若未进行则投产后子接头漏水缺陷 3) 测试结果一般不大于下表水内冷汽轮发中的值: 电机。 应尽快安排试验。 1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时,转子两端轴上的电压 测量时应采一般等于轴承与机座间的电用高内阻(不压 18 轴电压 大修后 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V。 小于100 KΩ/V)的交流电压表。 3)水轮发电机不作规定 1) 大 空载1)与制造厂(或以前测得的)修后 数据比较,应在测量误差的范围以内 2) 更换绕2)对于有匝间绝缘的电机最有单独的试验措施 19 特性曲线 组后 高电压持续时间为5min。 3)在额定转速下的定子电压最高值:升至额定电压的130% 表一(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 1) 必 三相要时 与制造厂出厂(或以前测有单独的试验2) 更换绕组后 得的)数比较,其差别应在测措施 量误差的范围以内。 稳定短20 路特性曲线 检查相21 序 改动接与电网的相序一致 线时 1)定、转子绕组更换温升试22 验 及冷却系统改进后。 应符合制造厂规定 用带电测量平均温度的方法加以校对。 如埋入式温度计准确度有怀疑时,可2)必要时 累计运行20年以上且定子老23 化鉴定 中或在试验中击穿时 组做试验,取得初始值 在运行见部颁规程附录A 件时可对定绕新机投产后第一次大修有条 直流电机

表2 直流电机的试验项目、周期和要求

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 1)用1000V兆欧表。 1) 大绕组的1 绝缘电阻 2) 小对轴和金属绑修时 线的绝缘电阻。 修时 绝缘电阻值一般不低于 MΩ 2)对励磁机应测量电枢绕组 与制造厂试验数据比较,绕组的其差别一般不大于2%;补偿绕2 直流电大修时 组自行规定。100KW以下的不阻 重要的电机自行规定。 电枢 相互间的差别不应超过正大修时 常最小值的10%。 由于均压线产生的有规律变化,应在各相应的片间进行片间的3 直流电阻 比较判断。 表2(续)

序项 目 号 周 期 标 准 说 明 100KW以下不重要的的直 绕组流电机电枢绕的交流4 耐压试验 2500V兆欧表代替。 大修时 轴的试验电压为1000V。 耐压试验可用 磁场绕组对机壳和电枢对组对轴的交流 磁场 应在不同分拉接头位置 与铭牌数据或最初测量值测量,电阻值比较差别不应超过10%。 变化应有规律性 可变电5 阻器的大修时 直流电阻 磁场1)磁场可变电阻器可随同励绝缘电阻值一般不低于 MΩ 动时 磁回路进行。 2)用2500V兆欧表。 可变电接线变6 阻器的绝缘电阻 调整碳 必要时可做刷的中7 心线位置 大修时 好换向的要求 验 核对是否正确,应满足良无火花换向试 检查绕组的极性及8 其连接的正确性 动时 接线变磁性和连接均应正确 空载特性,测录至最大励磁(1)大直流发电机的9 特性试验 (2)更换绕组后 测量误差范围以内。 磁电压增长速度,在励磁机空载额定电压的情况下进行。 修后必要时 与制造厂试验资料比较应在电压为止;负载特性仅测录励磁特性;励 交流电动机

2.3.1交流电动机的试验项目、周期和要求见表3。

2.3.2 容量在100KW以下的电动机一般只进行1、4、13;对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。

表3 交流电动机的试验项目、周期和要求

序项 目 号 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻1)小修时 1)绝缘电阻值 1) 容量为500KW及以上的电动机,应测 a) 额定电压3000V以量其吸收比(或极化2)大修和吸收时 比 b) 额定电压3000V及2) 3000V以下的电以上者,交流耐压前,定动机使用1000V兆欧子绕组在接近运行温度表,3000C及以上的时的绝缘电阻值不应低使用2500V兆欧表 于Un MΩ(取Un千伏数,下同);投产前室温下(包3) 小修时定子绕组括电缆)不应低于Un MΩ 可与其所连接的电缆一起测量,转子绕 c) 转子绕组不应低于 组可与其起动设备MΩ 一起测量 2)吸收比自行规定 4) 有条件时应分相测量 MΩ 中有关规定 下者,在常温下不应低于 指数),参考发电机1) 3000V及以上或100KW以上的电动机各相绕组的直流电阻的相互间的差别应不超过最1) 大修 绕2 组的直流电阻 2) 必要时 2) 其余电动机自行规定。 时 小值的2%.中性点未引出时,可测量线间电阻,其相互差别不应超过 1%。 3) 应注意相互间差别的历年相对变化。 1)试验电压 全部更换绕组:3Un 定子绕组泄漏电3 流和直流耐压试验 2) 更换绕组后 1) 大修时 2)泄漏电流相互间差别有条件时应分相进一般不大于最小值的行 100%,泄漏电流为20uA以下者不做规定 大修或局部更换绕组: 3) 500KW以下的电动机自行规定 表3 (续)

序 号 项 目 周 期 要 求 说 明 1)低压和100KW以下试验电压: 1) 大 定子绕组的4 交流耐压 2) 更换绕组后 1000V 修后 不重要的电动机,交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 大修中不更换或局部更换定子绕组后: 但不低于全部更换定子绕组后:(2Un+1000)V但不低于1500V 2)全部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 检查接线变定子绕组的极性与连接应正确 对双绕组的电动机,应检查两分支间连接的正确性 定子绕动时 组的极性 不性点无引出者可不检查极性 3. 电力变压器

电力变压器的试验项目、周期和标准见表4

表4

序 项 目 号 周 期 要 求 说 明 1 油中1) 新投1)运行设备的油中H2与烃类 总烃包括:溶解气入运行的气体含量超过下列任何一项值CH4、C2H4、C2H6体色谱变压器在时应引起注意 和C2H2 分析 投运后1 总烃:150PPM 天、4天、 H2 :150PPM 10天、30 C2H2:5PPM 天跟踪分析一次 2)烃类气体的总和的产气速率在0。5mL/h时,相对于产气率2)运行大于10%/月则认为设备有异中: 常 220KV3个月一次;110KV6个月一次; 35KV及以下1年一次 3)大修后 4)必要时 表4(续)

序 项 目 号 周 期 要 求 说 明 3 绕组绝1) 2-3年 1) 绝缘电阻换算至同一温1) 使用2500V或度下,与前一次测试结果比5000V兆欧表 2) 大修较应无明显变化 前、后 2) 测量前被试绕2)吸收比(10-30℃范围)组应充分接地放电 缘、吸收比、极化3) 必要不低于或极化指数不低于 指数 时 3) 测量温度以顶3) 预防性试验规程20℃层油温为准,各次时,3-10KV绝缘电阻大于测量时的温度应尽300MΩ;20—35KV绝缘电量接近 阻大于400 MΩ。4) 尽量在油温低63-220KV绝缘电阻大于于50℃时测量 800 MΩ。 5) 吸收比和极化指数不进行温度换算 1) 6MVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大1)2-3年 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% 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见差的原因,按要求中第3项执1) 分接开关检修前后 2) 以下的变压器,相间差别一般不大于三相平均值的4%,线间差别不大于三相平均值的2% 4)必要时 3)与以前相同部位测得的值比较,其变化不应大于2% 2) 预试时有载分接开关在所有分接测,无载分接开关在使用分接测 行 2)大修 绕组的2 直流电阻 前、后 4 绕组的介质1) 大修前后 1)20℃时不大于下列数值: 1)非被试绕组应接地或屏蔽 66-220KV % 2) 必要损耗时 因数2) tgδ值与历年比较不应tgδ 有显着的变化(一般不大于30%) 3)测量温度以顶层油温为准.各次测3)试验电压: 量时的温度尽量相绕组电压10KV及以上者 10KV 4) 尽量在油温低绕组电压10KV以下者 额定电压 于50℃测量,不同温度下的tgδ值按下式换算: 近 的要求值相同 35KV及以下% 组tgδ 2)同一变压器各绕tgδ2=tgδ1×(t2-t1)/10(式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ 表4(续)

序 号 项 目 周 期 要 求 说 明 5 电容1)2-3年 1、 主绝缘不应低于10000MΩ;1) 用正接线型套管1) 大修的绝缘后 电阻及2、油纸电容型套管的介质损: 介质损2) 必要及变压器顶耗因数 时 66-110KV % 层油温 220KV % 录环境温度于1000 MΩ。 2) 测量时记末屏对地的绝缘电阻不应低测量 6 交流1) 更换耐压试验 2) 必要时 绕组 油浸变压器试验电压值按表5 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 8 铁芯1)2-3年 1) 与以前测试结果无明显差绝缘电2)大修阻 时 2) 运行中铁芯接地电流不应大于安 3) 必要别 1) 用2500V兆欧表 2) 夹件引出线接地的可单独对夹件时 进行测量 9 穿芯1) 大修螺栓、铁轭夹2) 必要件、绑时 扎钢后 220KV及以上不低于500M,其1) 用2500V兆它自行规定 欧表 2) 连接片不能拆开着可不进行 带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 1 绕组1)2-3年 1)试验电压如下: 0 泄漏电3) 大修流 后 电压(KV) 10 35 00 绕组的额定6—20_66_2读取一分钟时的泄漏电流值 4) 必要时 直流试验电压(KV) 10 20 40 2)与前一次试验结果相比应无明显变化 表4(续)

序 项 目 号 周 期 要 求 说 明 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比,不应有显着1)分接开关拆 绕组装后 所有分11 接头的绕组后 电压比 3)必要时 2)更换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误差为±%,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% 差别,且符合规律 校核三相变压器的 更换12 组别或绕组后 盖上的端子标志相一致 单相变压器的极性 必须与变压器铭牌和顶 试验电源可用三1) 更换空载电13 流和空载损耗 2) 必要时 显变化 了较低电压下的值,可在相同电压下进行比较) 绕组后 与前一次试验相比无明低电压(如制造厂提相或单相;试验电压可用额定电压或较14 局部1) 更放电测换绕组量 后 1)在线端电压为√3时,1) 应创造条件使试放电量一般不大于500PC;验电压和方法符合在线端电压为√3时,放电量一般不大于300PC 的规定 2) 必要时 套管中的电15 流互感器绝缘试验 1) 大修后 绝缘电阻一般不小于1MΩ 采用2500V兆欧表 2) 必要时 表4(续)

序 项 目 号 周 期 要 求 说 明 16 绝缘油试验 击穿电压(KV): 1) 投入运行前的油: 15KV以下≥30;15—35KV≥35; 66—220KV≥40。 运行中的油: 15KV以下≥25;15—35KV≥30; 66—220KV≥35。 2) 介质损: tgδ(90℃)%≦4 3.2电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表5

表5电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压

额定最高线端交流试验电压值 中性点交流试验电压值 线端操作波试验电压值 点压 工作电压(KV) (KV) (KV) (KV) (KV) 全部更部分更全部更部分更全部更部分换绕组 换绕组 换绕组 换绕组 换绕组 更换绕组 <1 ≤1 3 3 - - 3 18 15 18 15 35 30 6 25 21 25 21 50 40 10 35 30 35 30 60 50 15 45 38 45 38 90 75 20 55 47 55 47 105 90 35 85 72 85 72 170 145 66 140 120 140 120 270 230 110 200 170 95 80 375 319 (195) 220 360 306 85 72 750 638 395 336 (230) (170) 330 460 391 85 72 850 722 510 434 (230) (195) 950 808 550 630 536 85 72 1050 892 680 578 140 120 1175 999 注:1)括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统. 2)操作波头为波头大于20uS,90%以上幅值持续时间大于200uS,波长大于500uS,负极性三次. 3.1 判断故障时可供选用的试验项目: 主要针对以上变压器,其它设备可供参考.

A. 当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目:

__绕组直流电阻

__铁芯绝缘电阻和接地电阻

__空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行,用油中气体分析及局部放电检测仪监视

__长时间负载试验,用油中气体色谱分析监视

__油泵及水冷却器渗油漏检查试验 __绝缘油的介电强度,介质损耗因数 __绝缘油含水量 __绝缘油含气量(500KV)

__局部放电(可在变压器停运或运行中测量) __绝缘油中糠醛含量 __耐压试验

__油箱中表面温度分布和套管端部接头温度

B.气体继电器报警后,进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析.

C.变压器出口短路后可进行下列试验:

__油中溶解气体分析 __绕组直流电阻

__短路阻抗 __空载电流和损耗

D.判断绝缘受潮可进行下列试验:

__绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)

—绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量、含气量(500KV) —绝缘纸的含水量 4.互感器

电流互感器的试验项目、周期和要求见表6。

表6 电流互感器的试验项目、周期和要求

序 项 目 号 周 期 要 求 明 说 1) 投运前 绕组末1 的缘阻 4)必要时 绝电3)大修后 2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻一般不小于10000 MΩ 欧表 及屏2)2-3年 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显着变化 用2500V兆1)投运介质损耗因数2 (tgδ)及电容量 3)大修后 前 1) 20℃时主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值,且与历年数据比较,不应有显着变化: 1)当tgδ值与出厂值或上一次试验值2)2-3年 电压等级 20-35 66-220 KV 110 显增长时,油纸电大修4)必要后 时 充油型 - - 容型 应综合分析与温度、电压的关系,当tgδ比较有明油纸电运行中 充油型 - - 容型 随温度明显变化,或试验电压由10KV到Um/√3,tgδ增量超过±%,不应继续运行 2)气体、2)电容量超出初始值±5%时应查明原因 固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 3)末屏对地不大于2% 3)主绝缘tgδ试验电压为10KV,末屏对地试验电压为2KV 表6 电流互感器的试验项目、周期和要求

序 项 目 号 周 期 要 求 说 明 1)进口全密封油中溶解气体组分含量(体积分 油结构设备,投数)超过下列任一值应引起注意 新投运互感总烃:100PPM 解气谱;运行1年3 体色后再取样做一谱分次,如无异常,C2H2 1PPM(220-550) 析 改为必要时进行。 2PPM(110KV级以下) C2H2 H2: 150PPM 中不应含有器的油中溶运前做一次色2)国产全密封或自行改造的全密封设备,在确认内部为全密封状态下,投产前做一次色谱分析,运行后3年每年1次,如无异常,改为必要时进行

3) 非全密封设备2-3年一次 4 交流1) 大修后 耐压2) 必要时 试验 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

电压等级KV 6 10 15 20 35 66 试验电21 30 38 38 72 120 压KV 2) 二次绕组之间末屏对地为2000V 3) 全部更换绕组后,应按出厂值进行 续表6

序 项 目 号 周 期 要 求 明 说 5 局部放1) 大修后 1)固体绝缘互感器在电压为√3试验按时,放电量一般不大于100PC;在GB5583进2)必要时 电压为时(必要时),放电量不大行 于500PC。 电试验 2)110KV以上油浸互感器在电压为√3时,放电量一般不大于20PC 6 极性1) 大修检查 后 与铭牌标志符合 2) 必要时 7 各分1) 大修接头的变2) 必要比试时 验 后 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 8 一次绕1)大修后 与初始值比较或出厂值比较,应无明显差别 2)必要时 组直流电阻测量 注:投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前

4.2 电压互感器

表7 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

序项周 要 求 号 目 期 说 明 1 绝缘1) 2-3年 自行规定 一次绕组用兆2) 大修后 电 必要时 阻 3)2500V欧表,二次绕组用1000V欧表 兆2 tgδ 1)绕组绝缘: 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下 新投运表中的数值: 互感器的油中不应(20KVa)2-3年 温度℃ 5 10 20 30 40 含有C2H2 b)大修后 35KV及以上) c)必要时 下 大 及以修后 2)运行中 66-220KV串级式电压互感器35KV支架: 大 以上 修a)2-3年 后 b)大修后 运行 c)必要时 中 1) 支架tgδ一般不大于6% 表7 (续)

序项目 号 期 周 要 求 说 明 4 交流耐压1) 大修后 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: 2) 必要试验 时 电压等3 6 1级KV 120 35 66 0 5 试验电1压KV 23347 72 120 5 1 0 8 2)二次绕组之间及末屏对地为2KV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 5 局部放电1) 投运前 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为√3时,放电量一般不大于100PC;在电压为时(必要时),放1) 试验按GB5583进行 2) 大修测量 后 电量不大于500PC。 2)110KV以上油浸式电压互感器在电压为√3时,放电量一般不大于20PC 2) 出厂时有试验报告者投运前可不进行试验或只进行抽查试验 3) 必要时 6 空载电流测1) 大修后 1) 在额定电压下,空载电流与出厂数值比较无明显差别 2)在下列试验电压下,空载电流不应大于最大允许电流 2) 必要量 时 中性点非有效接地系统 √3 中性点接地系统 √3 联接组7 别和2) 接线极性 变动时 1) 更换绕组后 与铭牌和端子标志相符 电1 )更换绕与铭牌标志相符 更换绕组后应测量压比 组后 8 2 )接线变比值差动时 和相位差 9 一次绕1)大修后 与初始值比较或出厂值比较,应无明显差别 2)必要时 组直流电阻测量 注:投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前

5.开关设备

5.1少油断路器的试验项目、 周期和要求见表8

表8 少油断路器的试验项目、周期和要求

序项 目 周 期 号 要 求 明 说 绝缘电1 阻 1)2-3年 1)整体绝缘电阻自行规定 使用2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘2500V兆电阻不应低于下表数值:MΩ 2)大修试 验 后 类别 <24 额定电压 欧表 363 大修1002500 后 0 5000 10000 运行300 1000 中 3000 5000 1)每 一元件的试验电压如下: 1)2-3 及以上少油2 断路器的泄漏电流 年 直流试验电2)大修压KV 后 2)泄漏电流一般不大于10uA 20 40 60 额定电压KV ≥363 1)63KV及以上断路器必要时 断路器3 对1)大修1) 见附录A 后 进行 2)更换地、断2)110KV绝缘拉杆的交流耐压为或干燥口及相2)必要240KV。 后的绝间交流时及以缘拉杆耐压试3)220KV绝缘拉杆的交流耐压为。 上) 必须进验 行。耐压设备不能满足可分段进行 表8 (续)

序项 目 周 期 号 要 求 说 明 用直1)2-3 导电回4 路电阻 2)大修后 运行中:SW6-110KV:360uΩ;SW6-220KV:800uΩ 电流不小于100A 年 大修中:SW6-110KV:180uΩ;SW6-220KV:400uΩ 流压降法测量, 并联电容器的绝缘5 电阻、电容量和tgδ 2)必要时 ∽-5%) 1) 大修后 1) 油纸电容器运行中不应大于%. 2) 电容量偏差不超过标称值(+10%3)绝缘电阻不小于5000 MΩ 断路器的合闸时间6 和分闸时间和同期性 大修后 标准如下(单位:ms) 在额合闸 分闸 定操作其它应符合厂家规定. 电压(气制造同相固 同相固压、液厂 相间相间有压)下进行 在额 断路器的分、7 合闸速度 大修后 应符合制造厂规定 压、液压)下进行 定操作电压(气 操作机构合闸接触1) 大1)操作机构分、合闸电磁铁接触器修后 端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%-65%之间 作机构大2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关、合电流峰值等于及 2) 操8 器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 修后 大于50KA时为85%)时应可靠动作 110KV以上: 1)2-3投运前或大修后:≥40 绝缘油试验9 (击穿电压) 年 运行中 ≥35 2)投入运行前或大修投运前或大修后:≥35 后 运行中 ≥30 110KV及以下: 5.2 真空断路器

5.2.1真空断路器的试验项目、周期和要求见表9

表9 真空断路器的试验项目、周期和要求

序项目 号 周期 要求 说明 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 2)断口和有机物制成的提升1)2-3年 杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值: 阻 2)大修后 额定电压小于24KV的: 绝缘电1 大修后 1000 MΩ 运行中 300 MΩ 交流耐压试1)2-3年(12KV及 相间、相 断路器在分合闸状态下分对地及断口别进行,试验电压值按2)大修后 的耐压值相DL/T593规定值 同 1) 必要时 验(断路以下) 2 器主回路对地、相间及断口) 导电4 回路电阻 1) 大修后应符合制造厂规定 1)2-3年 2) 运行中自行规定,建议不2)大修后 大于倍出厂值 用直流压降法测量,电流不小于100A 合闸接触器和分、合闸电磁线5 圈的绝缘电阻和直流电阻 2)大修后 定 1)2-3年 2)直流电阻应符合制造厂规1)绝缘电阻不应小于2 MΩ 采用1000V兆欧表 SF6断路器

SF6断路器的试验项目、同期和要求见表10

表10 SF6断路器试验项目、周期和要求

序项目 号 周期 要求 说明 断口并联电容器绝缘电1 阻、电容量和tgδ 1)2-3年 与原始值比较无明显变2)大修后 化 3)必要时 相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于断路器的速2 度特性 大修后 同相各断口间合闸不同期不大于3 ms 3 ms 同相各断口间分闸不同期不大于2 ms 用直流1)2-3年 压降法不大于制造厂规定值的测量,电阻 2)大修后 120% 流不小于100A 导电回路电3 6.支柱绝缘子和悬式绝缘子

7.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表11

表11 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

序号 项 周 期 目 要 求 说 明 1)投运后1-3年, 零值绝2)如果年劣化率缘子低于5/10000,1 检测3-5年测量一次。 (35KV及以3)如果年劣化率上) 高于5/10000,2-3年测量一次。 量 元件 在运行电压下测缘子应检测每一对多元件针式绝每年测量一次。 !)针式支柱绝缘子的每一元件和每片1)220KV及以下悬式绝缘子的绝缘1)悬式绝缘子同电阻不应低于 300 绝缘2 电阻 2)针式绝缘子2-5年 2)半导体釉绝缘子验 的绝缘电阻自行规定 序号1 MΩ,500KV悬式绝2)棒式支柱绝缘缘子不低于500 MΩ 子不进行此项试2500V兆欧表。 悬式绝缘子用表11 (续)

序号 项 周 期 目 要 求 说 明 3 交流1) 单元件支柱绝1)支柱绝缘子的交耐压缘子2-5年 试验 2)悬式绝缘子流耐压试验电压值见附录B中表B1 1)35KV针式绝缘子可根据具体情况按左栏要求1或2项进行。 3-5年 2)35KV针式支柱绝缘子交流耐压试验2)棒式绝缘子不进行此项试验 3)针式支柱绝缘电压值如下: 子2-5年 两个胶合元件者,4)随主设备 每一元件50KV,三5)更换绝缘子 个胶合元件者,每一元件35KV。 3)机械破坏负荷为60-30KN的盘形悬式绝缘子交流耐压均取60KV 4 绝 电厂室外升压站1年一次,每年春季第一场雨前(3月缘子中旬前)对悬式垂串的上、中、下三片测量,取平均值。表面测量方法按《盐密指导输电线清扫的技术要求》进行 污秽 输电线路绝缘子的测量周期和方法按《盐密指导输电线物的清扫的技术要求》进行。 等值盐密测量 注:运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃绝缘子不进行1、2、3项目中的试验。运行中自爆的绝缘子应及时更换。 7.电力电缆线路 7.1 一般规定

7.1.1 对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时,应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时,其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。

7.1.2 新敷设的电缆线路投入运行3-12个月,一般应作1次直流耐压试验,以后再按正常周期试验.

7.1.3 试验结果异常,但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路,其试验周期应缩短,如在不少于6个月时间内,经连续3次以上试验,试验结果不变坏,则以后可按正常周期试验.

7.1.4 对金属屏蔽或金属套一端接地,另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时,必须将护层过电压保护器短接,使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地.

7.1.5 耐压试验后,使导体放电时,必须通过每千约80KΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后,才允许直接接地放电. 7.1.6 除自容式充油电缆线路外,其它电缆线路在停电后投运之前,必须确诊电缆的绝缘善良好.凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路,应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻,如有疑问时,必须用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进行试验,加压时间1min;停电超过一个月但不满一年的电缆线路,必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验.加压时间1min;停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验.

7.1.7 对额定电压为KV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验.

7.1.8 直流耐压试验时,应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达到规定时测量泄漏电流.泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)只作为判断绝缘状况的参考.不作为是否投入运行的判据.但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化,或泄漏电流不稳定,随试验电压的升高或加压时间的增加而上升时,应查明原因.如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响,则应加以消除,如怀疑电缆线路绝缘不良,则可提高试验电压(以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜)或延长试验时间,确定能否继续运行.

7.1.9运行部门根据电缆线路的运行情况,以往的经验和试验成绩,可以适当延长试验周期. 7.2 纸绝缘电力电缆线路

本条规定适用于粘性纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路.纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表12

表12 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序号 项 周 期 目 要 求 说 明 1)自行规定 额定电压KV电缆 绝缘1 电阻 2)在直流耐压试验之前进行 用1000V兆欧表;KV以自行规定 上电缆用2500V兆欧表(6/6KV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 表12 (续)

序号 项 周 期 目 要 求 说 明 1)试验电压值按表13规定,加压时间1)新作终5min,不击穿 直流2 耐压试验 2)自行规定 流不平衡系数不应大于2 表13 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压KV

电 缆 额 定 电 压 直 流 试 验 电 压 U0/Un 端头后进行 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值 6/6KV及以下电缆的泄漏电流小于10uA,10KV电缆的泄漏电流小于20uA时,对不平衡系数不作规3)三相之间的泄漏电定 3 12 3.6/6 17 6 24 6/6 30 6/10 40 10 47 21/35 105 26/35 130 7.3 橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。

7.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表14 7.3.2 橡塑绝缘电力电缆线路的试验方法:

a)用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻.

b)当前者与后者之比增加时时,表明铜屏蔽层的直流电阻增大,铜屏蔽层有可能被腐蚀;当该比值与投运前相比减少时,表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能.

表14 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 电缆主绝缘1 绝缘电阻 2-3年 自行规定 1KV电缆用1000V兆欧表;1KV以上电缆用2500V兆欧表(6/6KV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 电缆外护套2 绝缘电MΩ 阻 2-3年 电阻值不应低于 采用500V兆欧表.当每千 每千米绝缘米的绝缘电阻低于 MΩ时,应采用附录C中叙述方法判断外护套是否进水 本项试验只适用于三芯电缆的外护套 电缆 每千米绝缘电内衬套3 绝缘电Ω 阻 2-3年 阻值不应低于 M 采用500V兆欧表.当每千米的绝缘电阻低于 MΩ时,应采用附录C中叙述方法判断外护套是否进水 1)投运前 铜屏2) 重作蔽层电终端接 对照投运前测4 阻和导头后 体电阻比 3)内衬层破坏进水后 量数据自行规定 试验方法见 1) 试验电压值按表15规定,加 电缆主绝缘新作终 的直流端头或耐压试接头后 验 压时间5min,不击穿 2) 耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压1min时的泄漏电流 表15 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 KV

3 11 6 18 6/6 25 6/10 25 10 37 21/35 63 26/35 78 48/66 144 64/110 192 127/220 305 8.电容器

8.1耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表17

表16耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项

目、周期和要求

序项 周 期 要 求 说 明 号 目 极间绝1 缘电阻 1)投运后1年内 一般不低于5000 MΩ 2)2-3年 表 用2500V兆欧1)每节电容值偏差不超出额定值的 1) 投运后1电容2 值 2)2-3年 3)一相中任一两节实测电容值相差不超过5% 年内 2)电容值大于出厂的102%时应缩短周期 -5%-+10%范围 用电桥法 1)当tgδ不符合要求时,可在额定电压下2) 投运后13 tgδ 年内 油纸绝缘 2)2-3年 膜纸复合绝缘 2)电容式电压互感器低压电容的试验电压值自定 10KV下的tgδ值不大于下列数值: 复测,复测值符合10KV下的要求,可继续投运 表16(续)

序项 周 期 号 目 要 求 说 明 4 低压端对地绝缘电阻 2-3年 一般不低于100 MΩ 采用1000V兆欧表 5 局部放电试验 必要时 预加电压ⅹ,持续时间不小于 如受试验设10s,然后在测量电压√3下保持备限制预加电1min,局部放电量一般不大于压可以适当降10PC 低 8.2 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超过±2%范围时,或电容分压器与出厂试验实测分压相差超差超过2%时,准确度级及级的互感器应进行准确度试验.

8.3 局部放电试验仅在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行.放电量超过规定时.应综合判断.局部放电量无明显增长是一般仍可用,但应加强监视.

8.4 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况,可以在运行中随时进行测量. 8.4.1 测量方法:

在运行电压下,用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流,并同时记录运行电压,然后计算其电容值.

8.4.2 判断方法:

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%时,应增加带电测量次数,若测量数据基本稳定,可以继续运行.

b)与上次测量相比,电容值超过±10时,应停电进行试验. c)电容值与出厂试验值相差超过±5%时,应增加带电测量的次数.若测量数据基本稳定,可以继续运行.

8.4.3 对每台同两节组成的耦合电容器,仅对整台进行测量,判断方法中的偏差限值均除以 2。本方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器. 9 避雷器

9.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表19

表17阀式避雷器的试验项目、周期和要求阀式避雷器的试验项目、

周期和要求

序项目 号 期 周 要 求 说 明 1)FZ()、FCZ和FCD型避雷1)采用2500V及以器的绝缘电阻自行规定,但与上兆欧表 绝缘1 电阻 年 2-3前一次或同类的测量数据进行比较,不应有显着变化 2)FZ、FCZ、FCD型主要检查并联电阻2)FS型避雷器绝缘电阻应不通断和接触情况 低于2500 MΩ 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F或制造厂规定值,还应与历年数据比较,不应有显着变化 电3) 同一相内串联组合元件的导电1)2-3流及年 串联应大于30%。 组合2 元件的非3)必线性要时 因数试验电压如下: 差值 FCZFCZFCZ元件型号 FCZN2-N2-3-23-6 110220 20J J 250-400A, 其电导电流为修后 FCZN2-220J型,400-600A,FCZ3-220J型为2)大于;电导电流相差值(%)不非线性因数差值,不应大1)整流回路中应加滤波电容器,其电容值一般为并应在高压侧测量电流 2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验 3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录E 4)可用带电测量方法进行测量,如对测量结果有疑问时,应根据停电测量的结果作出判断 元件额定电压KV 6 5)如FZ型避雷器的110 220 220 非线性因数差值大于,但电导电流合格,允许作换节处试验电理,换节后的非线性压U1 KV 6 50 50 55 因数不应大于 试验电100 100 110 压U2 1)FS型避雷器的工频放电电1) 大压标准:运行中额定电压为修工频3 放电电压 后 6KV者工放电压为15-21KV,大修后工放电压为16-19KV。 带有非线性并联电阻的阀型避雷2) 必2)FZ、FCZ和FCD型避雷器器只在解体大修后要时 的电导电流值及FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录E 进行 放电记录器动2-34 作试年 验及底座绝缘 记数器动作正确 进行 避雷器预试时一块9.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表18

表18 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

序项 目 号 周 期 要 求 说 明 1) 35KV以上,不绝缘电1 阻 2)必要时 2)35KV及以下不低于1000 MΩ 1)2-3年 低于2500 MΩ 采用2500V兆欧表 1) 不得低于GB11032规定值 直流1mA2) U1mA实测值与初下的电2 压及下的泄漏电流 3) U1mA下的泄漏电流不应大于50uA 2)必要时 比较,变化不应大于±5% 1)2-3年 始值或制造厂规定值1) 要记录试验时的环境温度和相对湿度 2) 测量电流的导线应使用屏蔽线 3) 初始值第指交接试验或投产试验时的测量值 1) 新投运的1) 应记录测量时的110KV及 运行电压下3 产交流泄漏电流试验 以上者投运3个月全电流正常范围后测量1450-750uA;阻性电流行。应注意相间干扰次;以后峰值正常范围为每年四60-180 uA;警告值为次; 40-300 uA 前、后各1次 2) 必要时 2) 每年雷雨季节的影响 在瓷套表面干燥时进测量运行电压下的全环境温度、相对湿度电流,阻性电流。 和运行电压。测量宜1)测量环境温度20±15℃ 工频参考电4 流下的工频参考电压 2) 2-3年 制造厂规定 1) 必要2)测量应每节单独进时 应符合GB11032或行,整相避雷器有一节不合格,更换该节避雷器(或整相更换),使该相避雷器为合格 底座5 绝缘电阻 1)2-3年 自行规定 2)必要时 采用2500V及以上兆欧表 检查放电计6 数器动作情况 2)必要时 1)2-3年 测试3-5次,记录下试验后指针指示 数。 10. 接地装置

10.1接地装置的试验项目、周期和要求见表18

表18 接地装置的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 要 求 期 说明 1 我厂1)不R≤2000/I 110KV超过6或R≤Ω(当、220KV2)可升压以根站 据该路电流,A; 接地网挖R__考虑到季节变开检化的最大接地电查的阻, Ω 网流入地中的短式中 I__经接地年 I>4000A时) 1) 测量接地电阻时,如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀,可采用各种补偿法,否则,应采用远离法 在高土壤电阻率地区,接地电阻如按规定值要求,在技术经济上极不合理时,允许采取措施以保证发生接短路时,在该接地网上 a) 接触电压和跨步电压均结果不超过允许的数值 斟酌延长或缩短周 c)3-10KV阀式避雷器不动期 作 b)不发生高电位引外和低电位引内 2)在预防性试验前或每3年以及必要时验算一次I值,并校验设备接地引下线的热稳定 3 利用大地作1年 1) 长久利用时,接地电阻为 R≤50/I 导体的电力设备的 R≤100/I 接地电阻 式中 I__经接地网流入地中的短路电流,A; 2) 临时利用时,接地电阻为 R__考虑到季节变化的最大接地电阻, Ω 4 1KV以下电力设备的接地电阻 不超 使用同一接地 对于在电源处接地的低压电过6年 装置的所有这类力网(包括弧立运行的低压电电力设备,当总容力网)中的用电设备,只进行接量达到工超过零,不作接地.所用零线的接地100KVA时,其接地电阻就是电源设备的接地电电阻不宜大于4阻,其要求按序号2确定,但不Ω.如总容量小于得大于相同容量的低压设备的100KVA时,则接地接地电阻 电阻允许大于4Ω,但不超过10Ω 表23接地装置的试验项目、周期和要求

序项 目 号 期 周 要 求 说明 不超 独立微波站的接5 地电阻 年 过6Ω 不宜大于5 独立的燃油、易 不超不宜大于306 爆气体贮罐及其管过道的接地电阻 年 6Ω 与接地网连在一起 露天配电装置避 不超不宜大于107 雷针集中接地装置过的接地电阻 年 与接地网的连接情况 6Ω 24序号1的要求检查的可不测量,但按表 发电机烟囱附近 不的吸风机及引风机8 处装设的集中接地年 装置的接地电阻 超过6Ω 与接地网连在一起不宜大于10的可不测量,但按表24序号1的要求检查与接地网的连接情况 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降 不 独立避雷针9 (线)的接地电阻 年 避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求 超过6Ω 的数值,但应符合防止不宜大于10到10Ω,允许有较大注:进行序号1、2项试验时,应断开线路的架空地线

10.2 接地装置的检查项目、周期和要求见

表18 接地装置的检查项目、周期和要求

序项 目 号 周 期 求 要 说 明 如采用测量接地引下 检查有效线与接地网(或与相邻设接地系统的 不得开断、备)之间的电阻值来检查电力设备接1 地引下线与腐蚀等现象 接地网的连过分析决定是否开挖检接情况 查 数据与历次数据比较,通3年 松脱或严重其连接情况,可将所测的 抽样开挖 不得有开检查发电断松脱或严2 厂、变电所地中接地网象 的腐蚀情况 三年一次 重腐蚀等现 可根据电气设备的重要性和施工的安全性,选择5-8个点沿接地引下线进行开挖检查,如有疑问还应扩大开挖的范围 11.电气设备的带电红外测温

11.1电气设备的带电红外测温周期、项目和要求见表19

表19 电气设备的带电红外测温周期、项目和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1)新设备投运后3个月之内 变压器、互感器、电抗器、110KV及1 以上电缆终端头、耦合电容器 2)每年秋检之前 每次测量结果存 3)通过绝缘油色谱分析发现内部存在过热性缺陷时 档,以备查用 4)必要时 1)新设备投运后3个月之内 每次测量结果 2 避雷器 2)每年秋检之前 存档,以备查用 3)带电测量发现异常时 4)必要时 1)新设备投运后3每次测量断路器、隔离开3 关、支柱绝缘子、2)每年秋检之前 架空母线、套管 查用 3)必要时 个月之内 结果存档,以备1) 每次测量结果1) 新设备投运 真空开关灭弧4 室 2) 1年1次 后3个月之内 存档,以备查用 3) 用红外点温仪 12 常用电气绝缘工具

12.1 电气绝缘工具试验项目、周期和标准见表20

表20 电气绝缘工具试验项目、周期和标准

序项目 号 周 期 要 求 明 说 应不变色、绝缘1 棒 )级(KV 压(KV) (min) 电压等交流耐时间不冒烟,不发热 电压等交流耐时间级(KV) 压(KV) (min) 验电2 笔 每六个月一次 橡胶每六个3 绝缘月一次 鞋 耐压15KV,1分钟 绝缘4 手套 每六个月一次 高压手套:8KV,1分钟 低压手套:,1分钟 13 电除尘器

13.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表21

表21 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 高压绕组对低压1 绕组及对地的绝缘电阻 1) 大修后 大于500MΩ 2) 必要时 采用2500V兆表 低压绕组的绝缘2 电阻 1) 大修后 大于300 MΩ 2) 必要时 采用1000V兆欧表 硅整流元件及高3 压套管对地的绝缘电阻 1) 大修后 大于2000 MΩ 2) 必要时 穿芯螺杆对地的4 绝缘电阻 1)大修后 不作规定 2)必要时 表21 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求(续) 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 高低压绕组的直5 流电阻 1) 大修后 与出厂值相差不超出±2% 换算到75℃ 2) 必要时 电流、电压取样电6 阻 1) 大修时 偏差不超过规定值的±5% 2) 必要时 各桥臂正反向电7 阻 1)大修时 桥臂间阻值相差不小于10% 击穿电压(KV): 1)投入运行前的油: 15KV以下≥30;1)1年 8 变压器油试验 2)大修后 66—220KV≥40。 15—35KV≥35; 2)运行中的油: 15KV以下≥25;15—35KV≥30; 66—220KV≥35。 1) 大修时 输出倍Un,保持2) 更换绕组9 空载升压 后 无击穿现象,并记尘电场 录空载电流 3) 必要时 1min,应无闪络,不带电除13.2低压电抗器的试验项目、周期和要求见表22

表22 低压电抗器的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 穿芯螺杆对地的1 绝缘电阻 大修时 不作规定 绕组对地的绝缘2 电阻 大修后 大于300 MΩ 绕组各抽头击穿3 电压 必要时 与出厂值相差不超出±2%范围 换算到75℃ 变压器油击穿电4 压 大修后 大于20KV 14 其它设备的试验

14.1 母线的绝缘电阻和交流耐压在母线清扫后进行,1∽3年一次。

14.1.1 6KV母线试验电压32KV/min,耐压前后应使

得2500V兆欧表测量绝缘电阻。

14.1.2 400V母线使用2500V兆欧表,持续1min。

14.1.3 13.8KV母线试验电压53KV/min。

14.1.4 悬式绝缘子检零试验三年一次,在清扫后进行,每片绝

缘电阻不得小于300兆欧。

附录A

高压电气设备绝缘的交流耐压试验电压标准:

交流耐压试验电压(KV) 额定电最高工电力变压器 电压互感器 断路器和电流隔离开关和干支柱绝缘子和套管 压作互感器 式电抗器 纯瓷和固体有纯瓷充机绝缘 油绝缘 KV 电压 KV 交接出及厂 大修 厂 出交接出及厂 大修 交接出及厂 大修 交接出及厂 大修 交接出及厂 大修 交接及大修 33 .5 18 15 24 22 24 22 24 24 25 22 25 22 66 .9 25 21 32 28 32 28 32 32 32 32 32 28 10 35 30 42 28 42 38 42 42 42 42 42 38 15 45 38 55 50 55 50 55 57 57 57 57 50 20 23 55 47 65 59 65 59 65 65 68 68 68 59 35 85 72 95 85 95 85 95 95 10101090 0 0 0 1044 95 81 0 105 105 125 110 1460 69 0 120 140 125 155 140 155 155 165 165 165 150 110 126 200 170 200 180 250 235 250 250 265 265 265 240 220 252 400 340 400 360 470 425 470 470 470 490 490 440 注:(1)电力变压器的500V以下绕组绝缘交流耐压试验电压为出厂为5KV,大修为4KV。

(2)互感器二次绕组绝缘的交流耐压试验电压出厂为2KV,大修为1KV。

附录B

电力变压器绕组绝缘电阻及泄漏电流允许值

1. 绝缘电阻允许值: 高压绕组电压等级10 20 30 40 50 60 70 80 KV 温度(℃) 3-10 450 300 200 130 90 60 40 25 20-35 600 400 270 180 120 80 50 35 63-220 1200 800 540 360 240 160 100 70 2.泄漏电流允许值: 高压绕组电压等级KV 试验10 20 30 40 50 60 70 80 电压 温度(℃) 2-3 5 11 17 25 39 55 83 12175 0 6-15 10 12 33 50 77 112 166 250 240 20-35 20 33 50 74 111 167 250 400 570 63-330 40 33 50 74 111 167 250 400 570 附录C

橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法

直埋橡塑电缆的外护套,特别是聚氯乙烯外护套,受地下水的长期浸泡吸水后,或者受到外力破坏而又未完全破损时,其绝缘电阻均有可能下降至规定值一下,因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破损进水.为此,提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法.

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示: 金属种类 铜CU 铅Pb 铁Fe 锌Zn 铝Al 电位 V + 当橡塑电缆的外护套破坏并进水后,由于地下水是电解质,在铠装层的镀锌钢带上会产生对地的电位,如内衬层也破坏进水后,在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池,会产生≈的电位差,当进水很多时,测到的电位差会变小.在原电池中铜为“正”极,镀锌钢带为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后,用兆欧表测量时,每千米绝缘电阻值低于Ω时,用万用表的“正”、“负表笔轮换测量铠层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻,此时在测量回路内由于形成的原电池相串联,当极性组合使电压相加时,测得的电阻值较小;反之,测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时,表明已形成原电池,就可判断外护套和内衬层已破坏进水。

外护套破坏不一定要立即修理,但内衬层破坏进水后,水分直接与电缆芯接触并可能会腐蚀铜屏蔽层应尽快检修。

附录D橡塑电缆附件中金属层的接地方法

C1 终端

终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合导线单独接地.铜屏蔽层接地线截面不得小于25mm2;铠装层接地线的载面不应小于10mm2. C2中间接头

中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起,对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连,而且还必须与铜屏蔽层绝缘.如接头的原结构中无内衬层时,应

在铜屏蔽层外部增加内衬层,而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好,即必须保证电缆的完整性和延续性.连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能,即必须确保电缆外护套的完整性和延续.

附录E

1. 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表E1-E4

表E1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FZ-FZ-3 型号 (FZ2(FZ2-3) -6) 6 FZ-10(FZ-FZ215 -10) 20 35 40 60 J FZ-FZ-FZ-FZ-110110 220 FZ-FZ-FZ-额定电压3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220 KV 试16(1验5KV电压件) KV 件) 件) 件) 件) 件) 4 6 10 16 20 元元元元元元0KV0KV0KV0KV0KV20(224(324(324(324(3电导电流uA 450-650 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 (﹤(﹤(﹤10) 10) 10) 工频放电电压有1409-11 16-19 26-31 41-49 51-61 82-95--1498 118 3 8 2 6 -26-31-53224254448效值KV 表E2 FS型避雷器的电导电流值 型号 FS4-3,FS8-3,FS4-3GY FS3-6,FS8-6,FS4-6GY FS4-10,FS8-10,FS4-10GY 额定电压KV 3 6 10 试验电压KV 4 7 10 电导电流uA 10 10 10 表E3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FCZ-FCZ3-型号 35 35L ③FCZ3-30DT FCZ3-110J(FCZ2FCZ3-220J(FCZ2-FCXFCZ1-330T FCZ-5-5000T 0J -110J) 220J) 额定电压 KV 35 35 35 110 220 330 500 500 试验电压 KV 50① 50② 18 110 110 160 160 180 250-250-40电导250-4电流 00 uA 00 300 250-4150-(40(400-0-60600) 0) 400 0 500-700 1000--801400 0 500工频680放电70-85 78-90 85-1电压KV 有效值 KV 00 KV KV KV 195 0 KV 80 KV 90 KV 0 170-340-39510-5640-7-79注:①FCZ3-35在400m(包括400m)海拔以上应加直流试验电压60KV

②FCZ3-35L在200m海拔以上应加直流电压60KV ③FCZ-30D适用于热带多雷地区

表E4 FCD型避雷器电导电流值 额定电2 压KV 3 4 6 10 15 试验电2 压KV 3 4 6 10 15 FCD为50-100,FCD、FCD3不超过10,FCD电导电流uA 为5-10 F4 几点说明

1) 电导电流相差值(%)系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。

2) 非线性因数按下式计算:а=Log(U2/U1)/Log(I2/I1) 式中U1、U2———表19序号2中规定的试验电压; I1、I2———在U1、U2电压下的电导电流

3) 非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

附录F

表F 发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量限值

不同额定电压下之限值 测量部位 18KV 20KV 22KV 手包绝缘引线汇漏电流 13 18 20 23 25 27 uA 接头及汽侧隔离相接头 100 MΩ上的压降V 1300 1800 2000 2300 2500 2700 端部接头及过滤引线泄漏电流20 uA 26 30 35 38 41 100 MΩ上并联块的压降V 等部位 2000 2600 3000 3500 3800 4100 电气设备试验规程目录

1 总

则 ……………………………………………………………….……(1)

2 旋转电

机…………………………………………………………….…….(2)

3电力变压

器 ……………………………………………………………(10)

4互感

器 ………………………………………………………………….(16)

5开关设

备…………………………………………………………………(20)

6支柱绝缘子和悬式绝缘

子……………………………………………..(23)

7电力电缆线

路…………………………………………………………..(24)

8电容

器…………………………………………………………………..(28)

9避雷

器…………………………………………………………………..(29)

10接地装

置……………………………………………………………….(32)

11电气设备的带电红外测

温………………………………………….. (33)

12常用电气绝缘工

具…………………………………………………….(34)

13电除尘

器……………………………………………………………….(35)

14其它电气设

备………………………………………………………….(35)

附录A 高压电气设备绝缘的交流耐压试验电压标准………………….(38)

附录B 电力变压器绕组绝缘电阻及泄漏电流允许值………………….(38)

附录C 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法……………….(39)

附录D橡塑电缆附件中金属层的接地方法……………………………..(39)

附录

E……………………………………………………………………….(40)

附录

F……………………………………………………………………….(41) 附

G……………………………………………………………………….(41)

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