电气预防性试验规程.doc

1、电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200011 总则1.1 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。1.2 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。1.3 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。50H Z 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

2、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 1.4 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。1.5

3、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。1.6 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%1.7 在进行直流耐压试验时应采用负极性接线。电 气 预

4、防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200021.8 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。1.9 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。1.10 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2.1 同步发电机和调相机2.1.1 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 和要求序号 项 目 周 期 标 准 说 明1定子绕组的绝缘电阻、吸

5、收比或极化指数1）1 年或小修时2）大修前、后1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低到历年常值的 1/3 以下时，应查明原因，沾化电厂1、2 发电机在通水、水质合格（导电度5）的情况下，应400K。2）各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%。3）吸收比或极化指数：用水内冷专用兆欧表测量时不应小于 1.31) 通水状态水质合格时，用万用表测量。2) 水内冷定子绕组用专用兆欧表测量，进出汇水管对地绝缘大于30K。3) 200MW 及以上机组推荐测量极化指数。2定子绕组的直流电阻1) 大修时2) 出口短路后各相或各分支的直流电阻在校正了由于引线长度不同

6、则引起的误差后，相互间差别不应大于最小值的 1.5%。与初次（出厂或交接）测量的差别比较，相对变化也不得大于 1%时，应引起注意。1）在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于3电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200033定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1）1 年或小修时2）大修前后3）更换绕组后1) 试验电压标准：全部更换绕组并修好后：3 倍额定电压；局部更换绕组并修好后：2 倍额定电压；大修前： 2-2.5 倍额定电压大修或大修后：2-2.5 倍额定电压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20uA 以下

7、者,相间差值与历次试验结果比较不应有显著的变化。3) 泄漏电流不随时间的延长而增大。1) 试验电压按每级 0.5Un 分阶段升高,每阶段停留 1min。2) 不符合 2)、3）之一要求者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行。3) 泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。表一（续）序号 项 目 周 期 标 准 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200044定子绕组交流耐压试验1） 大修前2）更换绕组后（1）试验电压标准如下：全部更换绕组并修好后：1000KW（或 KVA）及以或额定电压为 6KV-17KV，试验电压为3000+2Ue大修前或局部更换绕

8、组并修好后试验电压为: 1.5Un（2）我厂#1、2 发电机大修时做 1.5 倍额定电压。（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+3.0）B） 线圈重嵌前 a）新线圈 2.7u+6.5;b)备品线圈2.25u+4.0;c)老线圈（2.0+3.0）0.85C） 线圈重嵌后 a）新线圈 2.5u+4.5;b)备品线圈2u+3.0;c)老线圈（2.0+3.0）0.81) 应在停机后清除污秽前热状态下进行.处于备用状态时,可在冷态下进行。2） 水内冷发电机试验一般应在通水的情况下进行。5转子绕组的绝缘电阻1)小修时2)大修中转子清扫

9、前1) 绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5M2) 水内冷转子绕组在室温时一般不上于 5K3) 当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻不小于2 K 允许投入运行。1） 采用 1000V兆欧表测量. 2） 转子内有水时，可用万用表测量。6转子绕组的直流电阻 大修时与初次(交接或大修)所测结果比较,其差别一般不超过2%。1) 在冷态下进行测量2) 使用 QJ44臂电桥表一（续）序 项 目 周 期 标 准 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.00820005号7转子绕组交流耐压试验隐极式转子绕组拆卸套箍后,局部修理槽内绝缘和更换绕组后。试验电压如

10、下:（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） 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后5Un，但不低于 1000V，不大于2000V1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替。2）隐极式转子若在端部有铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压 2000V3）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。8发电机和励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）的绝缘电阻。1） 小修时2） 大修时绝缘电阻不应低于 0.5 M,否则应查明原因并消除。1

11、) 小修时用1000V 兆欧表。2) 大修时用2500V 兆欧表。电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200069发电机和励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）的交流耐压试验大修时 试验电压为 1KV可用 2500V兆欧表测量绝缘电阻代替。表一（续）序号 项 目 周 期 标 准 说 明10 定子铁芯试验重新组装或更换磁密在 1T 下齿的最高升温不大于 25,齿的最大温差不大于 15（1）试验用1000010 -4T（持续时间为90 分钟）的磁通，或密度用1400010 -4T（持续时间为45 分钟）2) 用红外测温仪测温11发电机组和励磁机轴承

12、的绝缘电阻大修时1) 汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5M2) 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 M汽轮发电机组的轴承绝缘,用 1000V 兆欧表在安装好油管后进行测量12灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻大修时与铭牌或最初测得的数据比较,其差别不应超过 10%电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000713灭磁开关的并联电阻大修时 与初始值比较应无显著差别。 电阻值应分段测量14检温计绝缘电阻和温度计检验大修时1） 绝缘电阻自行规定2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定。1)用 250V 及以下的兆欧表。2)检温计除

13、埋入式外还包括水冷定子绕组引水管出水温度计。15转子绕组的交流阻抗和功率损耗大修时1)阻隐极式转子在膛外或膛内以及不同的转速下测量,显极式转子对每个转子线圈测量。2)抗和功率损耗值自行规定,在相同试验条件下与历年数值比较,不应有明显变化。 1)每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定电压。2)本试验可用动态匝间短路监测法代替表一（续）序号 项 目 周 期 标 准 说 明16定子槽部线圈防晕层对地电位必要时 不大于 10V1）运行中检温元件电位升高，槽楔松动或防晕层损坏时测量。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。3）有条件时可用超声

14、波法探测槽放电。电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000817定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量。1）投产后2）第一次大修时3）必要时1）直流试验电压为 Un3） 测试结果一般不大于下表中的值：手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头：100M 电阻上的电压降值为 2000V；端部接头（包括引水管锥体绝缘）和过渡引线并联块：100M 电阻上的电压降值为 3000V；1）本项试验适用于 100MW 及上的国产定子水内冷汽轮发电机。2）可在通水的情况下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷3）尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验。18 轴电压 大修后1）汽轮发电机的

15、轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般等于轴承与机座间的电压2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于 10V。3）水轮发电机不作规定测量时应采用高内阻（不小于 100 K/V）的交流电压表。19 空载特性曲线1） 大修后2） 更换绕组后1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量误差的范围以内2）对于有匝间绝缘的电机最高电压持续时间为 5min。3）在额定转速下的定子电压最高值：升至额定电压的 130%有单独的试验措施表一（续）序号 项 目 周 期 标 准 说 明20三相稳定短路特性曲线1) 必要时2) 更换绕组后与制造厂出厂(或以前测得的)数比较,其差别应在测量误差的范围以内。有单独的试验措施

16、电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000921 检查相序 改动接线时 与电网的相序一致22 温升试验1）定、转子绕组更换及冷却系统改进后。2）必要时应符合制造厂规定如埋入式温度计准确度有怀疑时，可用带电测量平均温度的方法加以校对。23 定子老化 鉴定累计运行 20 年以上且在运行中或在试验中击穿时见部颁规程附录 A新机投产后第一次大修有条件时可对定绕组做试验，取得初始值2.2 直流电机表 2 直流电机的试验项目、周期和要求序号 项 目 周 期 标 准 说 明1 绕组的绝缘电阻1） 大修时2） 小修时绝缘电阻值一般不低于 0.5 M1）用 1000V 兆欧表。2）

17、对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻。2 绕组的直流电阻 大修时与制造厂试验数据比较,其差别一般不大于 2%;补偿绕组自行规定。100KW 以下的不重要的电机自行规定。3电枢片间的直流电阻大修时 相互间的差别不应超过正常最小值的 10%。由于均压线产生的有规律变化,应在各相应的片间进行比较判断。表 2（续）序 项 目 周 期 标 准 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200010号4绕组的交流耐压试验大修时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为 1000V。100KW 以下不重要的的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压试验可用2500V 兆欧表代替。5磁

18、场可变电阻器的直流电阻大修时 与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过 10%。应在不同分拉接头位置测量,电阻值变化应有规律性6磁场可变电阻器的绝缘电阻接线变动时绝缘电阻值一般不低于 0.5 M1）磁场可变电阻器可随同励磁回路进行。2）用 2500V 兆欧表。7调整碳刷的中心线位置大修时 核对是否正确,应满足良好换向的要求必要时可做无火花换向试验8检查绕组的极性及其连接的正确性接线变动时 磁性和连接均应正确9直流发电机的特性试验（1）大修后必要时（2）更换绕组后与制造厂试验资料比较应在测量误差范围以内。空载特性，测录至最大励磁电压为止；负载特性仅测录励磁特性；励磁电压增长速度，在励磁机空载额定电

19、压的情况下进行。2.3 交流电动机231 交流电动机的试验项目、周期和要求见表 3。232 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。电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200011表 3 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1）小修时2）大修时1）绝缘电阻值a) 额定电压 3000V 以下者，在常温下不应低于 0.5 Mb) 额定电压 3000V 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 Un M(取 Un 千伏数,下同);投产

20、前室温下(包括电缆)不应低于 Un Mc) 转子绕组不应低于0.5 M2)吸收比自行规定1） 容量为 500KW 及以上的电动机,应测量其吸收比(或极化指数),参考发电机中有关规定2） 3000V 以下的电动机使用 1000V 兆欧表,3000C 及以上的使用 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） 有条件时应分相测量2绕组的直流电阻 1) 大修时2) 必要时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%。2） 其余电

21、动机自行规定。3) 应注意相互间差别的历年相对变化。电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000123定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1) 大修时2) 更换绕组后1）试验电压全部更换绕组:3Un大修或局部更换绕组:2.5Un2）泄漏电流相互间差别一般不大于最小值的100%,泄漏电流为 20uA 以下者不做规定3) 500KW 以下的电动机自行规定有条件时应分相进行表 3 （续）序号项 目 周 期 要 求 说 明4定子绕组的交流耐压1) 大修后2) 更换绕组后试验电压:大修中不更换或局部更换定子绕组后:1.5Un 但不低于 1000V全部更换定子绕组后:(2Un+100

22、0)V 但不低于1500V1）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）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 检查定子绕组的极性接线变动时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不性点无引出者可不检查极性3. 电力变压器3.1 电力变压器的试验项目、周期和标准见表 4表 4序 号 项 目 周 期 要 求 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000131 油中溶解气体色谱分析1) 新投入运行的变压器在投运后 1天、4 天、10 天、30 天跟踪分析一次2)运行中：22

23、0KV3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1）运行设备的油中 H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意总烃：150PPMH2 ：150PPMC2H2：5PPM2）烃类气体的总和的产气速率在 0。5mL/h 时，相对于产气率大于 10%/月则认为设备有异常总烃包括：CH4、C 2H4、C 2H6和 C2H2表 4（续）序号项 目 周 期 要 求 说 明3 绕组绝缘、吸收比、极化指数1) 2-3 年2) 大修前、后3) 必要时1) 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果比较应无明显变化2）吸收比（10-30范围）不低于 1.3 或极化指数不

24、低于 1.53） 预防性试验规程 20时，3-10KV 绝缘电阻大于300M；2035KV 绝缘电阻大于 400 M。63-220KV 绝缘电阻大于 800 M。1) 使用 2500V 或5000V 兆欧表2) 测量前被试绕组应充分接地放电3) 测量温度以顶层油温为准,各次测量时的温度应尽量接近4) 尽量在油温低于 50时测量5) 吸收比和极化指数不进行温度换算电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000142绕组的直流电阻1）2-3 年2）大修前、后1) 分接开关检修前后4）必要时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

25、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 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%3)与以前相同部位测得的值比较,其变化不应大于 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见差的原因,按要求中第 3 项执行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4 绕组的介质损耗因数tg1) 大修前后2) 必要时1)20时不大于下列数值:66-220KV 0.8%35KV 及以下 1.5%2) tg 值与历年比较不应有显著的变化(一般不大于30%)3)试验电压:绕组电压 10KV 及以上者 10KV绕

26、组电压 10KV 以下者 额定电压1)非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组 tg的要求值相同3)测量温度以顶层油温为准.各次测量时的温度尽量相近4) 尽量在油温低于50测量,不同温度下的 tg 值按下式换算:tg2=tg11.3 (t2-t1)/10(式中tg1、tg2 分别为温度 t1、t2 时的tg表 4（续）序号项 目 周 期 要 求 说 明5 电容型套管的绝缘电阻及介质损耗因数1）2-3 年1） 大修后2） 必要时1、 主绝缘不应低于 10000M；末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000 M。2、油纸电容型套管的介质损：66-110KV 1.0%220KV 0.8%1) 用正接线测

27、量2) 测量时记录环境温度及变压器顶层油温电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000156 交流耐压试验1) 更换绕组2) 必要时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 铁芯绝缘电阻1)2-3 年2)大修时3) 必要时1) 与以前测试结果无明显差别2) 运行中铁芯接地电流不应大于 0.1 安1) 用 2500V兆欧表2) 夹件引出线接地的可单独对夹件进行测量9 穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1） 大修后2） 必要时220KV 及

28、以上不低于 500M，其它自行规定1） 用 2500V 兆欧表2） 连接片不能拆开着可不进行1）试验电压如下：绕组的额定电压（KV）61020_3566_200直流试验电压（KV）10 20 4010绕组泄漏电流1）2-3年3） 大修后4） 必要时2）与前一次试验结果相比应无明显变化读取一分钟时的泄漏电流值表 4（续）序 号 项 目 周 期 要 求 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.00820001611绕组所有分接头的电压比1）分接开关拆装后2）更换绕组后3）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

29、 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%12校核三相变压器的组别或单相变压器的极性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13空载电流和空载损耗1) 更换绕组后2) 必要时与前一次试验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（如制造厂提了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）14 局部放电测量1) 更换绕组后2) 必要时1）在线端电压为1.5Um/ 3时，放电量一般不大于 500PC；在线端电压为 1.3Um 3时,放电量一般不大于 3

30、00PC 1) 应创造条件使试验电压和方法符合GB1094.3 的规定15套管中的电流互感器绝缘试验1) 大修后2) 必要时绝缘电阻一般不小于 1M 采用 2500V 兆欧表表 4（续）电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200017序 号 项 目 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；1535KV35；66220KV40。运行中的油：15KV 以下25；1535KV30；66220KV35。2） 介质损：tg（90）%432 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

31、压值及操作波试验电压线端交流试验电压值(KV)中性点交流试验电压值(KV)线端操作波试验电压值(KV)额定点压(KV)最高工作电压(KV)全部更换绕组部分更换绕组全部更换绕组部分更换绕组全部更换绕组部分更换绕组1 1 3 2.5 3 2.5 - -3 3.5 18 15 18 15 35 306 6.9 25 21 25 21 50 4010 11.5 35 30 35 30 60 5015 17.5 45 38 45 38 90 7520 23.0 55 47 55 47 105 9035 40.5 85 72 85 72 170 14566 72.5 140 120 140 120 270

32、 230110 126.0 200 170(195)95 80 375 319220 252.0 36039530633685(230)72(170)750 638330 363.0 46051039143485(230)72(195)850950722808550 550.0 630680536578851407212010501175892999电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200018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.31 判断故

33、障时可供选用的试验项目:主要针对 1.6MVA 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

34、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）绝缘纸的含水量电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000194互感器4.1 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 号 项 目 周 期 要 求 说 明1绕组及末屏的绝缘电阻1）投运前2）2-3年3）大修后4）必要时1）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻

35、一般不小于 10000 M用 2500V 兆欧表1）20时主绝缘 tg（%）不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：电压等级KV20-3566-110 220油纸电容型 - 1.0 0.7大修后 充油型 3.0 2.0 -油纸电容型 - 1.0 0.82介质损耗因数(tg)及电容量1）投运前2）2-3年3）大修后4）必要时运行中充油型 3.5 2.5 -1）当 tg值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时,应综合分析与温度、电压的关系,当 tg 随温度明显变化,或试验电压由10KV 到Um/ 3，tg 增量超过0.3%,不应继续运行2）气体、固体绝缘互感器可不进行 tg 测量3

36、）主绝缘tg 试验电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000202)电容量超出初始值5%时应查明原因3)末屏对地不大于 2%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 号 项 目 周 期 要 求 说 明3油中溶解气体色谱分析1）进口全密封结构设备，投运前做一次色谱；运行 1 年后再取样做一次，如无异常，改为必要时进行。油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值应引起注意总烃：100PPMH2： 150PPMC2H2 1PPM（220-550）2PPM（110KV 级以下）新投运互感器的油中不应含有C2H22）国产全密封

37、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 交流耐压试验1） 大修后2） 必要时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 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.008200021电压等级 KV6 10 15 20 35 66试验电压 KV21 30 38 38 72 1202) 二次绕组之间末屏对地为2000V3) 全部更换绕组后，应按出厂值进行续表 6序 号 项 目 周 期 要 求说 明5 局部放电试验1） 大修后2）必要时1）固体

38、绝缘互感器在电压为1.1Um/ 3时，放电量一般不大于100PC；在电压为 1.1Um 时（必要时） ，放电量不大于 500PC。2）110KV 以上油浸互感器在电压为 1.1Um/ 3时,放电量一般不大于 20PC 试验按GB5583 进行6 极性检查1) 大修后2) 必要时与铭牌标志符合7 各分接头的变比试验1) 大修后2) 必要时与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差8 一次绕组直流电阻测量1）大修后2）必要时与初始值比较或出厂值比较,应无明显差别注：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42 电压互感器电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD

39、0602.008200022表 7 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周 期 要 求 说 明1 绝缘电阻1） 2-3 年2） 大修后3） 必要时自行规定 一次绕组用2500V 兆欧表，二次绕组用1000V 兆欧表1）绕组绝缘 tg（%）不应大于下表中的数值：温度 5 10 20 30 40大修后1.5 2.53.0 5.0 7.035KV及以下 运行中2.0 2.53.5 5.5 8.0大修后1.0 1.52.0 3.5 5.035KV以上运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.52 tg（20KV及以上）1）绕组绝缘：a）2-3 年b）大修后c）必要时2）66-220KV 串

40、级式电压互感器支架：a）2-3 年b）大修后c）必要时 1) 支架 tg 一般不大于 6%新投运互感器的油中不应含有 C2H2表 7 （续）序号 项目 周 期 要 求 说 明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 KV3 6 101520 35 66试验电压 KV1521303847 72 1204 交流耐压试验1) 大修后2) 必要时2)二次绕组之间及末屏对地为 2KV3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000235 局部放电测量1) 投运前2) 大修后3) 必要时1）固体绝缘相对地电压互

41、感器在电压为 1.1Um/ 3时，放电量一般不大于 100PC；在电压为 1.1Um 时（必要时） ，放电量不大于 500PC。2）110KV 以上油浸式电压互感器在电压为 1.1Um/ 3时,放电量一般不大于 20PC 1) 试验按GB5583进行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6 空载电流测量1) 大修后2) 必要时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中性点非有效接地系统 1.9Un/ 3中性点接地系统 1.5Un/ 37联接组别和极性1) 更换绕组后2) 接线变动时与铭牌和端子标志相符8电压比1

42、)更换绕组后2 )接线变动时与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差9 一次绕组直流电阻测量1）大修后2）必要时与初始值比较或出厂值比较,应无明显差别注：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51 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、周期和要求序号 项 目 周 期 要 求说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000241）整体绝缘电阻自行规定2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表数值：M额定电压试 验类别 24 24-40.572.5-252 363大修后 1000

43、2500 5000 100001 绝缘电 阻1）2-3年2）大修后运行中 300 1000 3000 5000使用2500V 兆欧表1)每 一元件的试验电压如下:额定电压 KV 40.5 72.5-252 363直流试验电压 KV 20 40 60240.5KV及以上少油断路器的泄漏电流1)2-3年2)大修后2)泄漏电流一般不大于 10uA3断路器对地、断口及相间交流耐压试验1）大修后2）必要时(72.5KV 及以上)1） 见附录 A2）110KV 绝缘拉杆的交流耐压为240KV。3）220KV 绝缘拉杆的交流耐压为47.5KV。1）63KV及以上断路器必要时进行2）更换或干燥后的绝缘拉杆必须

44、进行。耐压设备不能满足可分段进行表 8 （续）序号 项 目 周 期 要 求 说 明电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000254 导电回路电阻1)2-3年2)大修后大修中：SW6-110KV：180u；SW6-220KV：400u运行中：SW6-110KV：360u；SW6-220KV：800u用直流压降法测量,电流不小于100A5并联电容器的绝缘电阻、电容量和 tg1) 大修后2)必要时1) 油纸电容器运行中不应大于0.5%.2) 电容量偏差不超过标称值(+10%-5%)3）绝缘电阻不小于 5000 M6断路器的合闸时间和分闸时间和同期性大修后标准如下(单位:

45、ms)其它应符合厂家规定.在额定操作电压(气压、液压)下进行7断路器的分、合闸速度大修后 应符合制造厂规定在额定操作电压(气压、液压)下进行8操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压1） 大修后2） 操作机构大修后1）操作机构分、合闸电磁铁接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的 30%-65%之间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、合电流峰值等于及大于50KA 时为 85%）时应可靠动作制造厂合闸 分闸同相相间 固有同相相间固有西安 5 10 200 3 5 40沈阳 6 10 200 4 6 40电 气 预 防 性 试 验 规 程

46、 QJ/ZFD0602.0082000269绝缘油试验（击穿电压）1)2-3年2）投入运行前或大修后110KV 以上：投运前或大修后：40运行中 35110KV 及以下：投运前或大修后：35运行中 3052 真空断路器521 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、周期和要求序号 项目 周期 要求 说明1 绝缘电阻 1）2-3 年2）大修后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杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值：额定电压小于 24KV 的：大修后 1000 M运行中 300 M2交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）1）2-3 年（12KV 及以下）2）大修后1） 必要时断路器在分合闸状态下分别进行，试验电压值按 DL/T593规定值相间、相对地及断口的耐压值相同4导电回路电阻1）2-3 年2）大修后1） 大修后应符合制造厂规定2） 运行中自行规定，建议不大于 1.2 倍出厂值用直流压降法测量,电流不小于100A电 气 预 防 性 试 验 规 程 QJ/ZFD0602.0082000275合闸接触器和分、合闸电磁线圈的绝缘电阻和直流电阻1）2-3 年2）大修后1）绝缘电阻不应小于 2 M2）直流电阻应符合