光伏电站预防性试验规程Word文档下载推荐.doc
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GB7600—87 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
GB7601—87 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）
GB9326.1～.5—88 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB11022—89 高压开关设备通用技术条件
GB11023—89 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB11032—89 交流无间隙金属氧化物避雷器
DL/T421—91 绝缘油体积电阻率测定法
DL/T423—91 绝缘油中含气量测定 真空压差法
DL/T429.9—91 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL/T450—91 绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）DL/T459—92 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件
DL/T492—92 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T593—1996 高压开关设备的共用定货技术导则。
4主要职责
4.1生产经营中心负责制定光伏电站电力设备预防性试验内容、标准。
4.2新能源电力负责光伏电站电力设备预防性试验。
5规程总则
5.1试验结果应与该设备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。
5.2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；
5.335kV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）。
5.4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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。
5.5当电力设备的额定电压与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工作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工作电压确定其试验电压。
6.电力变压器
6.1 110KV电力变压器、周期和要求见表1。
表1110KV电力变压器及以下油变的试验项目、周期和要求
序
号
项 目
周 期
要 求
说 明
绕组直流电阻
1）1～3年或自行
规定
2）无励磁调压变压器变换分接位置
后
3）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接侧）
4）大修后
5）必要时
1）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及以下的变压器，相间差别一般不大于
三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值
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，按要求中3）项执行
2）不同温度下的电阻值按下式换算
T+t
R=R 2
2 1T+t
1
式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；
T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225
3）无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量
2
绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数
1）1～3年或自行规定
2）大修后
3）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化
2）吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算
R=R×
1.5（t1−t2）/10
2 1
式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值
5）吸收比和极化指数不进行温度换算
3
绕组的tgδ
1）20℃时tgδ不大于下列数值：
330～500kV0.6%
66～220kV 0.8%
35kV及以下1.5%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）
3）试验电压如下：
1）非被试绕组应接地或屏蔽
2）同一变压器各绕组tgδ的要求值相同
3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算
tgδ=tgδ×
1.3（t2−t1）/10
式中 tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un
4）用M型试验器时试验电压自行规定
4
交流耐压试验
1）1～5年（10
kV及以下）
2）大修后（66kV
及以下）
3）更换绕组后
4）必要时
1）油浸变压器（电抗器）试验电压值按按出厂试验电压值
2）干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压
值；
部分更换绕组和定期试验时，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）66kV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
5
绕组所有分接的电压比
1）分接开关引线拆装后
2）更换绕组后
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%
6
校核三相变
压器的组别或单相变压器极性
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
7
测温装置
及其二次回路试验
1）1～3年
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相
符
绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
8
冷却装置
及其二次回路检查试验
1）自行规定
1）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏
2）强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定
3）绝缘电阻一般不低于1MΩ
9
套管中的
电流互感器绝缘试验
1）大修后
2）必要时
采用2500V兆欧表
10
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
11
气体继电器及其二次回路试验
1）1～3年（二次
回路）
整定值符合运行规程要求，动作正确绝缘电阻一般不低于1MΩ
12
阻抗测量
与出厂值相差在±
5%，与三相或三相组平均值相差
在±
2%范围内
适用于电抗器，如受试验条件限制可在运
行电压下测量
6.2 干式变压器（箱变）
定期试验项目见表1中序号2、3、4、5、6、7、8、12。
6.3接地变压器
定期试验项目见表1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12。
7互感器
7.1电流互感器
7.1.1电流互感器的试验项目、周期和要求：
表2 电流互感器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
绕组
及末屏的绝缘电阻
1）投运前
2）1～3年
3）大修后
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
tgδ
及电容量
3）大修后
1）主绝缘tgδ（%）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：
1）主绝缘tgδ试验电
压为10kV，末屏对地
tgδ试验电压为2kV
2）油纸电容型tgδ
电压等级
kV
20～
35
66～
110
220
330～
500
大
修后
油纸电容型
充油型胶纸电容型
—
3.0
2.5
1.0
2.0
0.7
0.6
一般不进行温度换算，
当tgδ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tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到
Um/3时，tgδ增量超过±
0.3%，不应继续运行
3）固体绝缘互感器可不进行tgδ测量
运
行中
3.5
0.8
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
3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于
1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%
1）1～3年（20kV及以下）
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
15
20
66
试验
电压
21
30
38
47
72
120
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
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
密封
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
7.2电压互感器
7.2.1电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表3和表4。
表3电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求
项
目
绝缘电阻
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及以上）
1）绕组绝
缘：
a）1～3年b）大修后c）必要时
2）66 ～
220kV串级式电压互感器支架：
a）投运前b）大修后c）必要时
1）绕组绝缘tgδ（%）不应大于下表中数值：
串级式电压互
感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定
温度
℃
40
35kV
及以下
大修后
1.5
5.0
7.0
运行中
5.5
8.0
35kV以上
4.0
2）支架绝缘tgδ一般不大于6%
交流耐压试验
1）3年（20kV及以下）
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：
1）串级式或分
级绝缘式的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
电压等
级
试验电
压
3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行
空载电
流测量
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/3
密封
试验方法按制
造厂规定
铁芯夹
紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻
大修时
采用2500V兆欧表
联接组别和极性
1）更换绕
组后
2）接线变动后
与铭牌和端子标志相符
电压比
更换绕组后应测量比值差和相位差
注：
投运前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
表4电容式电压互感器的试验项目、周期和要求
中间变压器的绝缘
电阻
中间变压器的
tgδ
与初始值相比不应有显著变化
其它项目与电磁式电压互感器相同
8 开关设备
8.1 SF6断路器和GIS（110KV、66KV）
8.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表5。
表5 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求
SF6气体
泄漏试验
年漏气率不大于1%或按制造厂
要求
1）按GB11023方法进行
2）对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量（体积分数）不大于30×
10-6
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
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
3）罐式断路器的耐压试验方式：
合闸对地；
分闸状态两端轮流加压，另一端接地。
建议在交流耐压试验的同时测量局部放电
4）对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压
和控制回路
交流耐压试验
试验电压为2kV
耐压试验后的绝缘电阻
值不应降低
断口间并
联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ
1）对瓷柱式断路器和断口同时测量，
测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明
显变化
2）罐式断路器（包括GIS中的SF6断路器）按制造厂规定
1）大修时，对瓷柱式断路
器应测量电容器和断口并联后整
体的电容值和tgδ，作为该设备的原始数据
2）对罐式断路器（包括GIS中的SF6断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定
合闸电阻
值和合闸电阻的投入时间
1）1～3年
（罐式断路器除外）
1）除制造厂另有规定外，阻值变化允
许范围不得大于±
5%
2）合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核
罐式断路器的合闸电阻
布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定
断路器的速
度特性
测量方法和测量结果应符合制造厂规
制造厂无要求时不测
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
3）机构大修后
1）操动机构分、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
密度监视器（包括整定值）检验
按制造厂规定
13
压力表校
验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验
对气动机构应校验各级
气压的整定值（减压阀及机械安全阀）
14
操动机构
在分闸、合闸、重合闸下的操作压力（气压、液压）下降值
液（气）压
操动机构的泄漏试验
应在分、合闸位置下分别
试验
16
闭锁、防
跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能
8.2真空断路器
8.2.1 真空断路器（35KV）的试
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