20kV设备交接和预防性试验规定Word文档下载推荐.doc
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1、20kV电力变压器及电抗器
1.120kV电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见下表
序号
项目
周期
要求
说明
1
绕组绝缘电阻
1）交接时
2）大修后
3）1～6年
4）必要时
2
绕组直流电阻
3
交流耐压试验
3）必要时
1）全部更换绕组55kV,部分更换绕组或交接时47kV
2）干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；
交接或部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.85倍
1）可采用倍频感应或操作波感应法
2）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
3）电抗器进行外施工频耐压试验
4
铁芯和夹件（有外引接地线的）绝缘电阻
1）与以前测试结果相比无显著差别
2）运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A
1）采用2500V兆欧表，对怀疑有缺陷的铁芯，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计
2）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量
5
穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带等的绝缘电阻
1）大修后
2）必要时
1）采用2500V兆欧表。
怀疑有缺陷时，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计
2）连接片不能拆开者可不进行
6
绕组所有分接的电压比
2）更换绕组后
3）分接开关引线拆装后
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阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±
1%
7
校核三相变压器的组别或单相变压器极性
1）交接时
必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致
8
空载电流和空载损耗
与前次试验值相比，无明显变化
1）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值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）
9
短路阻抗和负载损耗
单相短路阻抗相间或与原始数据相比变化不大于2%
试验电流可用额定值或较低电流值
10
气体继电器及其二次回路试验
1）整定值符合运行规程要求，动作正确
2）二次回路绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
11
压力释放器校验
必要时
动作值与铭牌值相差应在±
10%范围内或按制造厂规定
12
整体密封检查
1）35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验（约5kPa压力），对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验（约2.5kPa压力），试验时间12h无渗漏
试验时带冷却器，不带压力释放装置
13
变压器零序阻抗
接地变压器
2）更换绕组后
14
绝缘油试验
15
局部放电测量
干式变压器按GB6450规定执行
1）试验方法符合GB1094.3的规定
2）周期中“必要时”试验要求可自行规定
16
红外测温
1）必要时
参照:
DL664-2006《带电设备红外诊断应用规范》
新设备及大修设备投运后一月内
1.220kV油浸电力变压器
1.2.1交接试验项目见上表中序号1～14
1.2.2大修试验项目
a）一般性大修见上表中序号1～6、8～11、14
b）更换绕组的大修见上表中序号1～14
1.2.3定期试验项目见上表中序号1～2、4、14
1.320kV干式电力变压器
1.3.1交接试验项目见上表中序号1～9、13、15
1.3.2大修试验项目
a）一般性大修见表5中序号1～6、8、9
b）更换绕组的大修见表5中序号1～9、13、15
1.3.3定期试验项目见表5中序号1～2、4、5
1.4消弧线圈
1.4.1交接、大修试验项目见上表中序号1～9、13，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻（参照上表中序号1）。
1.4.2定期试验项目见上表中序号1～2、4、5
1.4.3对于自动调谐消弧线圈，还应进行如下试验：
消弧线圈电抗测量
1）交接时2）大修后
3）1～6年4）必要时
与以前（出厂）相同档位测得值比较，其变化不应大于2%
电容器电容量测量
（调容式）
与以前（出厂）测得值比较，其变化不应大于2%
装置阻尼电阻阻值测量与短接试验
阻值与前次（出厂）测量值的误差不大于2％
（模拟）接地故障后应可靠短接
装置电容电流测量精度试验
测量误差不大于2%
装置接地故障判断定值试验
与出厂数据相比误差不大于5％
装置控制器功能试验
所有功能与制造厂技术说明书符合并动作正确
1.4.4自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核；
单相接地故障时，消弧线圈装置应不超过60ms的时间内稳定的补偿电容电流。
1.5干式电抗器试验项目
1.5.1交接、在所连接的系统设备大修时，交流耐压试验见上表中序号3，并联干式电抗器加做绕组直流电阻测试见第1.1条表中序号2。
1.5.2干式空心并联电抗器应增加以下项目：
内部风道检查
交接、必要时
使用内窥镜检查，风道应无开裂、无堵塞
外表面检查
日常巡视
表面应无开裂
1.6接地变压器
1.6.1交接、大修试验项目见第1.1条表中序号1～5、7、13，其中7、13项适用于更换绕组时进行。
1.6.2定期试验项目见第1.1条表中序号1、2、4、5
2.电流互感器
2.1油纸绝缘和固体绝缘电流互感器的试验项目、周期和要求见下表
绕组及末屏的绝缘电阻
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对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ
采用2500V兆欧表
tgδ及电容量
3）必要时
1）主绝缘tgδ（%）不应大于以下数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：
油纸电容型:
交接、大修后:
2.5%；
运行中:
3.0%
2）电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±
5%范围时应查明原因
1）主绝缘tgδ试验电压为10kV，
2）固体绝缘互感器可不进行tgδ测量
油中溶解气体色谱分析
3）必要时
油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意：
总烃100μL/L，H2150μL/L，C2H21μL/L
1）全密封互感器周期按制造厂要求进行
1）一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的按47kV进行
2）二次绕组之间及末屏对地为2kV
3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行
局部放电测量电压和允许放电（pC）水平如下:
1）无条件的，应到制造厂见证试验
试验按GB5583进行
系统接地方式
测量电压
绝缘型式
液体浸渍
固体
中性点低电阻接地
Um
50
20
中性点消弧线圈或不接地
1.2Um
极性检查
与铭牌标志相符
各分接头的变比检查
更换绕组后应测量比值差和相位差
校核励磁特性曲线
与同类型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
继电保护有要求时进行
密封检查
（油浸式）
应无渗漏油现象
试验方法按制造厂规定
一次绕组直流电阻测量
与初始值或出厂值比较，应无明显差别
绝缘油击穿电压
全密封电流互感器按制造厂要求
（1）新设备投运后一月内
2.2油纸绝缘电流互感器各类试验项目:
2.2.1交接试验项目见上表中序号1～11
2.2.2大修后试验项目见上表中序号1～5、8～11
2.2.3定期试验项目见上表中序号1～2、10、11
2.3干式电流互感器各类试验项目:
2.3.1交接试验项目见上表中序号1、4～8、10
2.3.2定期试验项目见表7-1中序号1、10
3电压互感器
3.1电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见下表:
绝缘电阻
4）必要时
自行规定
一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表
tgδ
（20kV）
1）绕组绝缘tgδ（%）不应大于下表中数值：
温度℃
30
40
20kV
交接时大修后
1.5
2.5
3.0
5.0
7.0
运行中
2.0
3.5
5.5
8.0
油中溶解气体的色谱分析
4）必要时
总烃100μL/L
H2150μL/L
C2H21μL/L
1）新投运互感器的油中不应含有C2H2
2）全密封互感器按制造厂要求进行
1）一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按47kV电压进行试验
3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行
1）串级式互感器用倍频感应耐压试验
2）进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压
3）倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤
20kV固体绝缘：
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
一次绕组的连接方式
相对地
相对相
空载电流测量
1）在额定电压下，空载电流与出厂数值比较不应大于10％
2）中性点非有效接地系统，接在相对地的在电压下，空载电流不应大于额定电压下的空载电流的10倍；
接在线间的在电压下，空载电流不应大于额定电压下的空载电流的8倍
联接组别和极性
2）接线变动后
3）更换绕组后
与铭牌和端子标志相符
电压比
全密封电压互感器按制造厂要求
一、二次绕组的直流电阻
与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别
（3）必要时
3.2各类试验项目：
3.2.1交接试验项目见上表中序号1～11中全部试验项目，其中序号2、3、7、10不适用于固体绝缘互感器
3.2.2大修时或大修后试验项目按上表中序号1～11,其中序号2、3、7、10不适用于固体绝缘互感器
3.2.3定期试验项目见上表中序号1～2，6、10、11，其中序号2、10不适用于固体绝缘互感器
4开关设备
4.1SF6断路器和GIS
4.1.1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见下表:
断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目
SF6气体泄漏试验
年漏气率不大于1%或按制造厂要求
按GB11023方法进行
辅助回路和控制回路绝缘电阻
绝缘电阻不低于2MΩ
采用500V或1000V兆欧表
耐压试验
1）交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%
1）试验在SF6气体额定压力下进行
2）对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验电压值为Um的5min耐压试验
辅助回路和控制回路交流耐压试验
2）大修后
试验电压为2kV，耐压时间1min
耐压试验后的绝缘电阻值不应降低
机械行程特性曲线
符合技术要求，与出厂试验数据相比无明显差异
参照制造厂提供的机械行程特性曲线测量方法测试。
断路器的时间参量
2）机构大修后
除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：
相间合闸不同期不大于5ms
相间分闸不同期不大于3ms
同相各断口间合闸不同期不大于3ms
同相各断口间分闸不同期不大于2ms
分、合闸电磁铁的动作电压
1）操动机构及分、合闸电磁铁或合闸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
3）进口设备按制造厂规定
导电回路
电阻
1）敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120%
2）对GIS中的断路器按制造厂规定
用直流压降法测量，电流不小于100A
分、合闸线圈直流电阻
应符合制造厂规定
SF6气体密度监视器（包括整定值）检验
动作正确
制造厂有明确要求的按照制造厂要求执行
压力表校验（或调整）
指示准确
GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器
按制造厂规定
测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值
不应低于10MΩ
（2）必要时
1）新设备投运后至少24小时后进行红外测温
4.1.2各类试验项目
a）交接试验项目见上表中序号1～14。
b）大修后试验项目见上表中序号1～14，其中6、7、8适用于机构大修后。
c）定期试验项目见上表中序号1～3、7～14、
4.2真空断路器
4.2.1真空断路器的试验项目、周期和要求见下表
1）整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定
2）断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值：
MΩ
试验类别
额定电压（kV）
＜24
24～40.5
交接时
1200
3000
大修后
1000
2500
300
交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）
3）1～6年（40.5kV及以下）
断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按第4.5条“开关类设备交流耐压值”
1）相间、相对地及断口的耐压值相同
导电回路电阻
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
断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程
在额定操作电压下进行
操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压
合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻
1）绝缘电阻不应小于2MΩ
2）直流电阻应符合制造厂规定
采用1000V兆欧表
真空灭弧室真空度的测量
必要时
4.2.2各类试验项目：
a）交接、大修时或大修后试验项目见上表中序号1～8
b）定期试验项目见表13中序号1～4、7
4.3隔离开关
4.3.1隔离开关的试验项目、周期和要求见表4-3
有机材料支持绝缘子的绝缘电阻
1）用兆欧表测量胶合元件分层电阻
2）有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值：
MΩ
额定电压kV
二次回路的绝缘电阻
1）GIS内隔离开关交接时
2）必要时
1）试验电压值按按第4.5条“开关类设备交流耐压值”
1）在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻；
耐压后的阻值不得降低
二次回路交流耐压试验
操作机构的最低动作电压
最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内
气动或液压应在额定压力下进行
导电回路电阻测量
不大于制造厂规定值的1.5倍
用直流压降法测量，电流值不小于100A
操动机构的动作情况
1）电动、气动或液压操动机构在额定的操作电压（气压、液压）下分、合闸5次，动作正常
2）手动操动机构操作时灵活，无卡涩
3）闭锁装置应可靠
（2）必要时
1）新设备投运后至少24小时后进行红外测温；
4.3.2各类试验项目：
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