电力设备交接和预防性试验规程.docx
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电力设备交接和预防性试验规程
《电力设备交接和预防性试验规程》（试行）
1范围
1.1本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、范围、周期和要求,用以判断设备是否符合运行条件,预防设备损坏,保证安全运行。
进口电力设备（或电力设备的进口附件）执行《中石化总公司引进电气设备预防性试验规程》（1992年版）。
1.2本标准适用于公司各单位。
2规范性引用文件
下列文件中的一些条款,通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。
GB/T261-1983石油产品闪点测量法（闭口杯法）
GB/T264-1983石油产品酸值测定法
GB/T311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T511-1988石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）
GB1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB/T1094.10-2003电力变压器第10部分声级测定
GB2536-1990变压器油
GB/T4703-2001电容式电压互感器
GB/T5654-1985液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量
GB6450-1986干式电力变压器
GB/T6541-1986石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）
GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
GB/T7598-1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）
GB/T7599-1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）
GB/T7600-1987运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
GB/T7601-1987运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）
GB/T8349-2000金属封闭母线
GB9326.1～.5-1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB/T11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB/T11024.1-2001标称电压1kV以及交流电力系统用并联电容器第1部分:
总则性能、试验和定额安全要求安装和运行导则
GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB12022-2006工业六氟化硫
GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB/T19749-2005耦合电容器及电容分压器
GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T421-1991绝缘油体积电阻率测量法
DL/T429.9-1991绝缘油介电强度测定法
DL/T450-1991绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）
DL/T475-2006接地装置特性参数测量导则
DL/T492-1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T506-1992六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法
DL/T574-1995有载分接开关运行维修导则
DL/T593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T626-2004劣化盘形绝缘子检测规程
DL/T664-1999带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T703-1999绝缘油中含气量的气相色谱测定法
DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T735-2000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定－绕组端部固有振动频率测试及模态分析
DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
DL/T911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T914-2005六氟化硫气体湿度测定法（重量法）
DL/T915-2005六氟化硫气体湿度测定法（电解法）
DL/T916-2005六氟化硫气体酸度测定法
DL/T917-2005六氟化硫气体密度测定法
DL/T918-2005六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法
DL/T919-2005六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）
DL/T920-2005六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法
DL/T921-2005六氟化硫气体毒性生物试验方法
DL/T941-2005运行中变压器用六氟化硫质量标准
DL/T984-2005油浸式变压器绝缘老化判断导则
JB/T7112-2000集合式高电压并联电容器
JB/T8970-1999高电压并联电容器用放电线圈
SH0351-1992断路器油
3术语与定义
3.1预防性试验
为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏,对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。
3.2在线监测
在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测,通常是自动进行的。
3.3带电测量
对在运行电压下的设备,采用专用仪器,由人员参与进行的测量。
3.4红外测温
利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应的带电设备进行检测和诊断。
3.5绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。
常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。
本标准中,若无特别说明,均指加压1min时的测得值。
3.6吸收比
在同一次试验中,1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。
3.7极化指数
在同一次试验中,10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。
3.8现场污秽度
在适当的时间段内测量到的污秽严重程度等值附盐密度/不溶物密度（灰密）或现场等值盐密的最大值。
3.9避雷器的内部均压系统
以专用的均压电容器、电阻器及内部均压电极与避雷器的放电间隙或非线性电阻片适当连结,使避雷器的放电间隙或非线性电阻片上的电压分布均匀所采用的一种装置。
3.10本标准所用的符号
Un:
设备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压）
Um:
设备最高电压
U0/U:
电缆额定电压（其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压,U为导体与导体之间的设计电压）
U1mA:
避雷器直流1mA下的直流参考电压
tanδ:
介质损耗因数
4总则
4.1设备进行试验时,试验结果应与该设备历次试验结果相比较,与同类设备或不同相别的试验结果相比较,参考相关的试验结果,根据变化规律和趋势,进行全面分析和判断后作出正确结论。
4.2各单位应遵照本标准开展工作。
在执行标准过程中,遇到特殊情况,需要延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时,应组织有关人员认真分析讨论,提出建议,由本单位负责生产的总工程师批准执行,6kV及以上设备并报上级主管部门备案。
对老、旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。
4.3在预防性试验时间的安排上宜将同间隔设备调整为同一时间,发电厂设备的预防性试验宜结合设备大、小修进行。
4.4工频交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间,无特别说明时,应为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。
非标准电压等级的交流耐压试验值,可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。
耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时,发电机和电动机应按铭牌额定电压计算,电缆可按电缆额定电压计算。
4.5充油设备应在充满合格油,静置一定时间,待气泡消除后方可进行耐压试验。
静置时间按制造厂要求进行,当制造厂无规定时,电压等级为220kV的,须48h以上;110kV及以下的,须24h以上。
4.6进行耐压试验时,应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限）。
同一试验电压的设备可连在一起进行试验。
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,也可以连在一起进行试验。
此时试验电压应采用各种设备中的最低试验电压。
4.7当设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时,应根据以下原则确定试验电压:
4.7.1当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者,应按照设备的额定电压确定其试验电压;
4.7.2当采用额定电压较高的设备作为代用者,应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。
4.8在进行与温度与湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等）,应同时测量被试物周围的温度及湿度。
绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5℃,空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。
对不满足上述温度、湿度条件下测得的试验数据,应进行综合分析,以判断设备是否可以投入运行。
本标准中常温范围为10℃〜40℃。
试验时,应注意环境温度的影响,对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈,应以被试物上层油温作为测试温度。
4.9110kV及以上设备交接试验后超过6个月未投入运行,或运行中设备停运超过6个月的,在投运前按本标准周期中“投运前”规定的内容进行。
35kV及以下设备按1年执行。
4.10应加强设备的红外测温工作,用红外热像仪测量,具体要求按《带电设备红外诊断技术应用导则》DL/T664-1999执行。
4.11如不拆引线不影响试验结果的相对判断时,可采用不拆引线试验的方法进行。
4.12本标准未包含设备的交接和预防性试验,按制造厂规定进行。
4.13交接试验时,本标准未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006为准。
4.14测量绝缘电阻,在本标准未作特殊规定时,采用的兆欧表应按下列规定执行:
1）100V以下的设备或回路,采用250V、50MΩ及以上兆欧表;
2）100V～500V的设备或回路,采用500V、100MΩ及以上兆欧表;
3）500V～3000V的设备或回路,采用1000V、2000MΩ及以上兆欧表;
4）3000V～10000V的设备或回路,采用2500V、10000MΩ及以上兆欧表;
5）10000V及以上的设备或回路,采用2500V或5000V、10000MΩ及以上兆欧表;
6）用于极化指数测量的兆欧表短路电流不应低于3mA。
4.15本标准的高压试验方法,应按现行国家标准《高电压试验技术第一部分一般试验要求》GB/T16927.1、《高电压试验技术第二部分测量系统》GB/T16927.2、《现场绝缘试验实施导则》DL/T474.1～.5-2006及相关设备标准的规定进行。
4.16对进口设备的交接试验,应按合同规定的标准执行。
但在签订设备合同时应注意,其相同试验项目的试验标准,不得低于《中石化总公司引进电气设备预防性试验规程》的规定。
5电力变压器及电抗器
5.1电力变压器
表5.1电力变压器（油浸式、SF6气体绝缘）的试验项目、范围、周期和要求
序
项目
范围
周期
要求
说明
1
红外测温
1年至少1次
2
油中溶解气体色谱分析
1600kVA以上油浸式
1）35kV及以上交接时（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1次）
2）35kV及以上投运前
3）新装、大修后
220kV或120MVA及以上的变压器在投运后1天、4天、10天、30天各1次
4）运行中
a）所有发电厂升压变压器:
1个月1次
b）220kV或120MVA及以上:
3个月1次
c）110kV或8MVA及以上:
6个月1次
d）0.8MVA至8MVA:
1年至少1次
e）0.8MVA以下，2年至少1次
5）出口（或近区）短路后
6）必要时
1）新装变压器的油中H2与烃类气体含量（μL/L）不宜超过下列数值:
总烃:
20;H2:
10;C2H2:
0
2）大修后变压器的油中H2与烃类气体含量（μL/L）不宜超过下列数值:
总烃:
50;H2:
50;C2H2:
0
3）运行设备的油中H2与烃类气体含量（μL/L）超过下列任何一项值时应引起注意:
总烃:
150;H2:
150;
C2H2:
5（220kV及以下）
4）总烃绝对产气速率大于6mL/d（开放式）或12mL/d（密封式）,或相对产气速率大于10%/月,则认为设备有异常
1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体
2）溶解气体组份含量有增长趋势时,可结合产气速率判断,必要时缩短周期进行跟踪分析
3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断
3
油中含水量
（mg/L）
110kV及以上或8000kVA及以上油浸式
1）交接时
2）投运前
3）大修后
4）220kV:
6个月1次;
110kV:
1年1次
5）必要时
投运前
110kV及以下:
≤20
220kV:
≤15
运行中
110kV及以下:
≤35
220kV:
≤25
1）运行中设备,测量时应注意温度的影响,尽量在顶层油温高于50℃时取样
2）必要时,如:
－绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）异常时
－严重渗漏油等
4
油中含气量（体积分数）
（%）
220kV及以上油浸式
220kV必要时
投运前
≤1
运行中
≤3
5
本体绝缘油试验
见第12章“绝缘油和SF6气体”
表12.1序1、2、3、4、6、7、8、9、11
不包括油中溶解气体色谱分析、油中含水量和油中含气量
6
测量SF6气体湿度（20℃的体积分数）
（μL/L）
1）交接时
2）1年
3）大修后
4）必要时
1）交接时和大修后不应大于250
2）运行中不应大于500
7
密封性检查
1）交接时
2）SF6:
1年
3）必要时
1）油浸式变压器外表应无可见油渍现象
2）SF6变压器应无明显泄漏点,年漏气率不超过0.1%,可按照每个检测点泄漏值不大于30μL/L执行
8
SF6气体成分分析
1）大修后
2）必要时
见第12章“绝缘油和SF6气体”
表12.3序2、3、4、5、6、7、8
9
切换开关或选择开关油室绝缘油的击穿电压
1）交接时
2）大修时
3）按变压器预试周期或分接变换2000～4000次或按制造厂规定
1）应符合制造厂规定
2）交接或大修时标准与变压器本体油相同
3）运行中油的击穿电压不小于30kV
10
有载调压切换装置的检查和试验
1）交接时
2）按制造厂规定
3）大修后
4）必要时
1）变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验,检查切换开关切换触头的全部动作顺序,测量过渡电阻阻值和切换时间。
测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均应符合制造厂技术要求。
由于变压器结构及接线原因无法测量的,不进行该项试验
2）在变压器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。
其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。
操作无卡涩、连动程序,电气和机械限位正常
3）循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量,试验结果应符合表5.1序11和序16的要求
4）在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作,动作应正常。
操作过程中,各侧电压应在系统电压允许范围内
11
测量绕组连同套管的直流电阻
1）交接时（所有分接位置）
2）110kV及以上:
2～3年;
110kV以下:
3～5年
3）大修前、后
4）无载分接开关变换分接位置时
5）有载分接开关检修后（所有分接位置）
6）出口（或近区）短路后
7）必要时
1）1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的2%,无中性点引出的绕组,线间差别应小于三相平均值的1%
2）1600kVA及以下变压器,相间差别应小于三相平均值的4%,线间差别应小于三相平均值的2%
3）与以前相同部位测得值比较,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差的原因,则与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%
2）预试时带有分接的绕组,宜在所有分接下测量。
有载调压变压器如有正、反励磁开关（极性选择器）时,可在一个方向上测量所有分接的电阻,在另一个方向上只测量1～2个分接。
无载分接开关在运行分接测量
3）不同温度下电阻值按下式换算
R2=R1×（T＋T2）/（T＋T1）
式中T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取225
4）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验
5）试验电流不宜超过20A;测量大容量的五柱变压器低压D联结绕组时,宜采用助磁法
12
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
35kV及以上且4MVA及以上测量吸收比;
220kV及以上或120MVA及以上测量极化指数
1）交接时
2）110kV及以上:
2～３年;
110kV以下:
3～5年
3）大修前、后
4）投运前
5）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品出厂试验值或前一次试验值的70%
2）吸收比在常温下不低于1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可不做考核要求
3）极化指数在常温下不低于1.5;当R60s大于10000MΩ时,极化指数可不做考核要求
4）预试时可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可
1）使用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）尽量在油温低于50℃时测量,不同温度下的绝缘电阻值按下式换算
R2=R1×1.5（t1-t2）/10
R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值
4）吸收比和极化指数不进行温度换算
5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕组可在中性点测量
13
测量绕组连同套管的tanδ
35kV及以上且8000kVA及以上的油浸式
1）交接时
2）大修前、后
3）绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异常时
4）必要时
1）20℃时tanδ（%）不大于下列数值:
110～220kV:
0.8
35kV:
1.5
2）tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较,其变化不应大于30%
3）试验电压:
绕组额定电压
10kV及以上
10kV
绕组额定电压
10kV以下
绕组额定电压Un
14
电容型套管的tanδ和电容量
1）交接时
2）110kV及以上:
2～3年;
110kV以下:
3～5年
3）大修后
4）投运前
5）必要时
见第8章“套管”
表8序4
用正接法测量有末屏引出的套管tanδ和电容值;封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧套管从中性点加压
15
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
10kV及以上且10000kVA及以上油浸式
1）交接时
2）投运前
3）110kV及以上:
2～3年;
110kV以下:
3～5年
4）大修前、后
5）必要时
1）试验电压一般如下:
读取1min时的直流泄漏电流值,泄漏电流不宜超过本标准附录D的规定
绕组额定
电压（kV）
3
6～
15.75
18～
35
110～
220
直流试验
电压（kV）
5
10
20
40
2）与前一次测试结果相比应无明显变化
16
测量所有分接头的电压比
1）交接时
2）大修后
3）分接开关拆装后
4）更换绕组后
5）必要时
1）各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别,且应符合电压比的规律
2）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偏差为±0.5%,其它分接的电压比应在变压器短路阻抗值（%）的1/10以内,但不得超过±1%
17
检查变压器的三相接线组别或单相变压器引出线的极性
1）交接时
2）更换绕组后
必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的端子标志相一致
18
绕组连同套管的交流耐压试验
1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时
1）绕组额定电压110kV以下变压器,应进行线端交流耐压试验,试验电压标准为出厂试验电压值的80%,或按表5.1A
2）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,试验电压标准为出厂试验电压值的80%,或按表5.1B
1）交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法,也可采用倍频感应法
2）试验电压波形尽可能接近正弦,试验电压值为测量电压的峰值除以
试验时应在高压端监测
3）外施交流电压试验电压的频率应为45～65HZ,全电压下耐受时间为60s
4）感应电压试验时,为防止铁芯饱和及励磁电流过大,试验电压的频率应适当大于额定频率。
除非另有规定,当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时,全电压下试验时间为60s;当试验电压频率大于2倍额定频率时,全电压下试验时间为:
120×
（s）,但不少于15s
19
测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
1）交接时（包括注油前）
2）110kV及以上:
2～3年;
110kV以下:
3～5年
3）大修前、后
4）必要时
绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别
1）用2500V兆欧表
2）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量
3）对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时,应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻
20
测量铁芯（有外接引下接地线的）接地电流
1）投运后
2）3个月1次
运行中铁芯接地电流不应大于0.3A
21
测量穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1）器身检查时
2）大修中
220kV及以上绝缘电阻不应低于500MΩ,其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别
1）用2500V兆欧表
2）连接片不能拆开者可不进行
22
绕组变形试验
1600kVA以上油浸式
1）交接时
2）更换绕组后
3）大修后
4）出口（或近区）短路后
5）110kV及以上变压器和发电厂高厂变：
3～5年
1）35kV及以下变压器,宜采用低电压短路阻抗法
2）110kV及以上变压器和发电厂高厂变,宜采用频率响应法
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