電氣設備交接和預防性試驗規程(2005版)【整理版】-資料下載頁

　　

【正文】 其二次回路試驗1）交接時；2）大修后；3）1—3年密封良好，指示準確，測溫電阻值應和出廠值相符，在規定的檢定周期內使用，絕緣電阻一般不低于1MΩ測絕緣電阻用2500V兆歐表20變壓器繞組變形試驗110KV及以上變壓器：1）交接時；2）更換繞組后；3）必要時；4）不超過10年與初始結果相比，或三相之間結果相比無明顯差別1）每次測量時，變壓器外部接線狀態相同。2）應在最大分接下測量。3）出口短路后應創造條件進行試驗。4）可采用頻率響應法或低壓電壓阻抗法21變壓器零序阻抗1）交接時；2）更換繞組后1）三相五柱式可以不做。2）如有制造廠試驗值，交接時可不測量22變壓器相位檢查1）交接時；2）更換繞組后3）外部接線變更后必須與電網相位一致4 互感器4 .1 電流互感器、周期和標準見表4—1。表4—1電流互感器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1繞組及末屏的絕緣電阻1）交接時、投運前：2）1—3年；3）大修后；4）必要時1）繞組絕緣電阻不應低于出廠值或初始值的60%2）電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ1）用2500V兆歐表2）測量時非被試繞組（或末屏）、外殼應接地3）500KV電流互感器具有二個一次繞組時，尚應測量一次繞組間的絕緣電阻2tgδ及電容量1）交接時、投運前：2）1—3年；3）大修后；4）必要時1）主絕緣 (%)不應大于下表中的數值，且與歷年的數據比較，不應有顯著的變化：電壓等級KV35110220500交接大修后油紙電容型充油型—充油型膠紙電容型運行中油紙電容型充油型膠紙電容型2）電容型電流互感器主絕緣電容量與出廠值或初始值差別超出177。5%時應查明原因3）當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不應大于2%1）主絕緣試驗電壓為10KV，末屏對地tg試驗電壓為2KV。2）油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tgδ與溫度電壓的關系，當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10KV升到Um/√3時，tgδ增量超過177。%，不應繼續運行。3）固體絕緣電流互感器一般不進行tgδ測量3110KV及以上電流互感器油中溶解氣體的色譜分析1）交接時、投運前：2）1—3年；3）大修后；4）必要時1）交接時與制造廠試驗值比較應無明顯變化，且不應含有C2H22）運行中油中溶解氣體組合分含量超過下列任一值時應引起注意總烴：100μΙ/ΙH2： 150μΙ/ΙC2H2： 2μΙ/Ι（110KV級） 1μΙ/Ι（220—500KV級）全密封電流互感器按制造廠要求進行4110KV級以上電流互感器油中含水量1）交接時；2）大修后；3）必要時油中微量水含量不應大于下表中數值：電壓等級KV110220500水份mg/l201510全密封電流互感器按制造廠要求進行5交流耐壓1）交接時（35KV及以下）2）1—5年一次（35KV以下）；3）大修后4）必要時1）一次繞組交流耐壓標準見附表G2）二次繞組之間及對地為2KV3）全部更換繞組絕緣后，應按出廠值進行二次繞組交流耐壓可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替6局部放電1）35KV固體絕緣電流互感器；a）交接時；b）投運后3年內；c）必要時。2）110KV及以上油侵電流互感器a）交接時；b）大修后；c）必要時；1）√3時放電量：交接時不大于20pC。；交接時不大于50pC2）√3時放電時，放電量不大于5pC，1）試驗接線按GB5583—1995進行。2）110KV及以上的油浸電流互感器交接時若有出廠試驗值可不進行或只進行個別抽試。3）預加電壓為出廠工頻耐壓值的80%。測量電壓在兩值中任選其一進行7極性1）交接時；2）大修后；3）必要時與銘牌標志相符8各分接頭的變化1）交接時；2）大修后；3）必要時與銘牌標志相符計量有要求時和更換繞組后應測量角、比誤差，角、比誤差應符合等級規定9勵磁特性曲線1）交接時；2）大修后；3）必要時1）與同類型電流互感器特性曲線或制造廠的特性曲線比較，應無明顯差別2）多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量測量在繼電保護有要求時進行。應在曲線拐點附近至少測量5—6個點，對于拐點電壓較高的繞組，現場試驗電壓不超過2KV10繞組直流電阻1）交接時；2）大修后；3）必要時與出廠值或初始值比較，應無明顯差別11絕緣油擊穿電壓1）交接時（35KV及以上）；2）大修后3）必要時見第10章全密封電流互感器按制造廠要求進行12絕緣油tgδ%1）交接時（110KV及1）當電流互感器tgδ較大但絕緣油其他性能正常時應進行該項試驗。2）全密封電流互感器按制造廠要求進行投入運行前的油運行油注入前：≤ 注入后：220KV及以下≤1：500KV≤≤213密封檢查1）交接時；2）大修后；3）必要時應無滲漏油現象 SF6氣體電流互感器110KV及以上SF6氣體電流互感器的試驗項目、周期和標準見表4—2。表4—2 110KV及以上SF6電流互感器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1SF6氣體濕度（20℃ǖ/ǖ）（181。l/l）1）交接時；2）大修后；3）新裝及大修后1年內復測；4）1—3年；5）必要時1）交接時及大修后：不大于2）運行中：不大于5001）按GB 12022—1989〈工業六氟化硫〉、SD 306—1989〈六氟化硫氣體中水分含量測定法（電解法）進行。2）當新裝及大修后1年內復測溫度不符和要求或漏氣超過要求和設備異常時，按實際情況增加檢測。3）安裝后、密封檢查合格后方可充氣至額定壓力，靜置24h后進行濕度檢測2SF6氣體泄漏1）交接時；2）大修后；3）必要時年泄漏率不大于1%/年，或按出廠家要求日常監控，必要時檢測3SF6氣體成分分析1）老練試驗后；2）必要時；純度≥97%；空氣≤；CF4≤%1）有條件時取氣分析。2）其余CO、CO2 S06 有條件時可加以監控4SF6氣體其他檢測項目見第10章見第10章見第10章5氣體密度繼電器1）交接時；2）1—3年；應符合制造廠規定6繞組及末屏的絕緣電阻1） 交接時、投運前：2）1—3年；3）大修后；4）必要時1）繞組絕緣電阻不應低于出廠值或初始值的60%2）電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ1）用2500V兆歐表2）測量時非被試繞組（或末屏）、外殼應接地3）500KV電流互感器具有二個一次繞組時，尚應測量一次繞組間的絕緣電阻7tgδ（%）1） 交接時、投運前：2）1—3年；3）大修后；4）必要時符合制造廠規定8極性1）交接時；2）大修后；3）必要時與銘牌標志相符9各分接頭的變化1）交接時；2）大修后；3）必要時與銘牌標志相符計量有要求時和更換繞組后應測量角、比誤差，角、比誤差應符合等級規定10勵磁特性曲線1）交接時；2）大修后；3）必要時1）與同類型電流互感器特性曲線或制造廠的特性曲線比較，應無明顯差別2）多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量在測量在繼電保護有要求時進行。應在曲線拐點附近至少測量5—6個點，對于拐點電壓較高的繞組，現場試驗電壓不超過2KV11繞組直流電阻1）交接時；2）大修后；3）必要時與出廠值或初始值比較，應無明顯差別12老練及交流耐壓1）交接時；2）大修時；3）必要時1）老練試驗程序：（10min）→0→ （5min）→ （3min）→0，老練試驗后進行耐壓試驗。2）一次繞組交流耐壓試驗電壓為出廠試驗值的90%，低于附錄G時，按附錄G進行。3）二次繞組之間及對地的工頻耐壓試驗電壓為2KV，可用2500V兆歐表代替1）現場安裝、充氣后、氣體濕度測量后進行老練及耐壓試驗，條件具備時還應進行局部放電試驗。2）Un指額定相對地電壓3）耐壓值參考附錄G13局部放電試驗必要時√3時放電時，放電量不大于5pC，4．2電壓互感器4．2．1電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和標準見表4－3表4－3電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1繞組的絕緣電阻1）交接時、投運前；2）13年；3）大修后4）必要時繞組絕緣電阻不應低于出廠值或初始至的 60%1）使用2500V兆歐表。2）測量時非被試繞組、外殼應接地。2tgδ（20KV及以上油浸式電流互感器）1）繞組絕緣：a）交接時、投運前：b）1～3年c）大修后；d）必要時。2）串級式電壓互感器支架；a）交接時；b）必要時額定電壓溫度℃51020304035KV及以下交接時大修后1．52．53．05．07．0運行中110KV及以上交接時大修后1．01．52．03．55．0運行中1）繞組絕緣：tgδ（%）不應大于下表中數值：2）支架絕緣tgδ應不大于10%串級式電壓互感器的tgδ試驗方法建議采用末端屏蔽法，其他試驗方法與要求自行規定，分級絕緣電壓互感器試驗電壓為3000V3110KV及以上電壓互感器油中溶解氣體的色譜分析1）交接時；2）1～3年；3）大修后；4）必要時1）交接時與制造廠試驗值比較應無明顯變化，且不應含有C2H2運行中油中溶解氣體組份含量超過下列任一值時應引起注意a) 總烴 100μl/lb) H2: 150μl/lc) C2H2: 2μl/l只有廠家明確要求不作油色譜分析時，才可不進行。只有廠家明確要求不做油色譜分析時，才可不進行4110KV及以上電壓互感器油中含水量1）交接時；2）大修后；3）必要時；油中微量水含量不應大于下表中數值：電壓等級KV110220500水份mg/L交接時201510運行中352515全密封電壓互感器按制造廠要求進行5交流耐壓1）交接時；2）1～5年（35KV以下）；3）大修后；4）必要時1）一次繞組交流耐壓標準見附錄G2）二次繞組之間及對地為2KV感應耐壓試驗的頻率f為150HZ及以上時，試驗持續時間表t=60100/f。但不應小于20s,且f 不應大于300HZ.2）二次繞組可用2500KV兆歐表測絕緣電阻代替3）預試時有條件時進行6局部放電1）發電機出口固體絕緣電壓互感器；a）交接時；b）必要時；2）110KV及以上油浸電壓互感器；a）交接時、投運前b）大修后c）必要時1）√3時的放電量：交接時不大于20pC。；，：交接時不大于20pC2） Um/√3時的放電量：不大于5 pC4）110KV及以上油浸電壓互感器交接時若有出廠試驗值可不進行或只進行個別抽試，但不絕緣有懷疑時應進行1）實驗接線按GB 55831985進行2）110kV 及以上油浸式電壓互感器交接時若有出廠試驗值可不進行或只進行個別抽試，但對絕緣有懷疑時應進行。3）預加電壓為其感應的80%測量電壓在兩值中任選其一進行7空載電流測量1）交接時；2）更換繞組后；3）必要時；4）發電機出口TV:1～5年1）在額定電壓下的空載電流與出廠值或初始值比較應無明顯差別。2）在下列試驗電壓下，空載電流不應大于最大允許電流。 Um/√3, Um/√3從二次繞組加壓試驗，同時測量一次和二次繞組工頻空載電流，且一次繞組空載電流不應大于10mA8連接組別或極性1）交接時；2）更換繞組后；3）變動接線后與銘牌標志相符9電壓比1）交接時；2）更換繞組后；3）必要時與銘牌標志相符計量有要求時或更換繞組后測量角、比誤差，角、比誤差應符合等級規定10繞組直流電阻1）交接時；2）大修后；3）必要時與出廠值或初始值比較，應無明顯差別11絕緣油擊穿電壓1）交接時；2）大修后；3）必要時見第10章全密封電壓互感器按制造廠要求進行12絕緣油tanδ1）交接時；2）必要時；1）新油90℃%2）%1）當油浸式電壓互感器tanδ較大，但絕緣其他性能正常時，應進行該項試驗。2） 全密封電壓互感按制造廠要求進行13鐵芯夾緊螺栓（可接觸到的）絕緣電阻1）交接時；2）大修后；一般不低于10MΩ1）用2500V兆歐表2）吊芯時進行14密封檢查1）交接時；2）大修后；3）必要時應無剩漏油現象試驗方法按制