电力设备交接和预防性试验规程(3)

试验项目：

1)变压器和充油全密封高压引线装置每月1次绝缘油色谱分析，每半年1次绝缘油中含水量分析；高压

充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表10.3进行；

2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验； 3)变压器铁芯试验；

4)变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；

5)电力电缆外护套和外护套避雷器或护层保护器试验； 6)其它项目参照表5.1。

5.9 判断故障时可供选用的试验项目

主要针对1600kVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中溶解色谱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流

—空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载)运行，用油中气体色谱分析及局部放电监测仪监视 —长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 —油泵检查试验

一有载调压开关油箱渗漏检查试验

—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 —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色谱分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验： —油中溶解气体色谱分析 —绕组直流电阻 —绕组变形测量 —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

e)判断绝缘老化可进行下列试验：

—油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化)

—绝缘油酸值 —油中糠醛含量 —油中含水量

—绝缘纸或纸板的聚合度

f)振动、噪音异常时可进行下列试验： —振动测量 —噪音测量 —油中溶解气体分析 —阻抗测量

6 互感器

6.1 电流互感器

电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.1。

电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 项目 周 期 要 求 说 明

油 中 1)交接时、 投运 溶 解 前 气 体 2)大修后 色 谱 3)投运后前 3 年 分析 1 年 1 次，以后 3年1次 4)必要时

1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任 一值时应引起注意： 总烃：100 H 2: 150

1) 新 投 运 互 感 器的油中不应 含有 C2H2 2) 运 行 中 制 造 厂明确要求不 进行色谱分析 时，才可不进行 110kV 及以上油 浸式电流互感 器交接时若有 出厂试验值可 不进行或只进 行个别抽试，但 对绝缘有怀疑 时应进行。

C2H2: 1(220~500kV) 2(110kV 及以下) 1)固体绝缘电流互感器在电压为 1.1Um/ 3 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 500 pC 2)110kV 及 以 上 油 浸 式 电 流 互 感 器 在 电 压 为 1.1Um/ 3 时，视在放电量不大于 20pC 3)SF6 电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试 验后，应进行局部放电试验

4

局 部 放 电 试 验 (35kV 及 以 上)

1) 35kV 固体绝 缘电流互感器 交接时 2) 110kV 及以 上电流互感器 (a)交接时 (b)大修后 (c)必要时

5

极 性 检查

1)交接时 2)大修后 3)必要时

与铭牌标志相符合

6

交 流 耐 压 试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)必要时，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) 试验电压(kV) 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72

2)二次 绕组之间及对外壳的工 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 500kV SF6 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 10 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. 老练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 500kV SF6 电流互感器补气较多时(表压小于 0.2MPa),应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值 的 80 90%

电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项目 各 分 接 头 的 变 比检查 周 期 要 1)与铭牌标志相符合 2)交接时的比值差和相位差与制造厂试验值 比较应无明显变化，并符合等级规定 求 说 明

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时对于计量 计费用绕组应测量 比值差和相位差 2)更换绕组后应测 量比值差和相位差

8

校 核 励 磁 特 性 曲线

1)交接时 2)必要时

1)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 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽 头测量

继电保护有要求时 进行

9

绕 组 直 流电阻

1)交接时 2)大修后 3)必要时

与出厂值或初始值比较，应无明显差别

10

绝 缘 油 击 穿 电 压 kV

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 35kV 及以下 ≥35 110~220kV ≥40 500kV ≥60

运行中 35kV 及以下 ≥30 110~220kV ≥35 500kV 运行中 220kV 及以下 ≤4 500kV ≤2 ≥50 1)当电流互感器 tg δ较大但绝缘油其它 性能正常时应进行 2)全密封电流互感器 按制造厂要求

进行

11

绝缘油 90 ℃ 介 损 %

1)交接时 2)大修后 3)必要时

新油：≤0.5 注入设备后：≤0.7

12

绝缘油 含水量 mg/L

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10

运行中 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15

13

SF6 电 流 互 感 器 气 体 的 湿 度

1)交接时 2)投产后每半 年测量1次，运 行1年如无异 常，3年测1次 3)大修后 4)必要时

交接时和大修后不大于 150,运行中不大于 300

(20 ℃ 的 体 积 分 数) μL/L

6.2电压互感器

6.2.1 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表6.2。

表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

电力设备交接和预防性试验规程 序号 1 项 目 周 1)交接时 2)投运前 3)3 年 4)大修后 5)必要时 2 tgδ (20kV 及以 上) 1)绕组绝缘 tgδ a)交接时 b)投运前 c)3 年(35kV1 年) d)大修后 e)必要时 2)110~220kV 串级 式电压互感器支架 tgδ a)交接时 b)必要时 3)SF6、固体绝缘互 感器按制造厂规定 3 110kV 1)交接时 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 1)新投运互感器 35kV 以上 1)绕组绝缘 tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 35kV 及 以 下 交接时 大修后 运行中 交接时 大修后 运行中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 串级式电压互 感器的 tgδ试 验方法宜采用 末端屏蔽法 期 要 求 说 明

绝缘电 阻

1)与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无 显著差别 2)不应低于出厂值或初始值的 60%

用 2500V 兆欧 表

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 …… 此处隐藏：2661字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……