96年预防性试验规程.doc

电力行业标准 电力设备预防性试验规程 DL/T 596-1996 中华人民共和国电力行业标准 DL/T 5961996 电力设备 预防性试验规程 Preventive test code for electric power equipment 中华人民共和国电力工业部 1996-09-25批准 1997-01-01实施 目录 前 言4 1 范围4 2 引用标准4 3 定义、符号5 4 总则6 5 旋转电机6 6 电力变压器及电抗器11 7 互感器14 8 开关设备18 9 套管34 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子34 11 电力电缆线路35 12 电容器39 13 绝缘油和六氟化硫气体43 14 避雷器47 15 母线50 16 二次回路51 17 1kV及以下的配电装置和电力布线51 18 1kV以上的架空电力线路52 19 接地装置53 20 电除尘器56 附 录 A发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定57 附 录 B绝缘子的交流耐压试验电压标准61 附 录 C污秽等级与对应附盐密度值62 附 录 D橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法62 附 录 E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法63 附 录 F避雷器的电导电流值和工频放电电压值63 附 录 G参 考 资 料65 前 言 预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，在我国已有40年的使用经验。1985年由原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程，适用于330kV及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的经验。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和技术性能有较大的发展，需要对1985年颁布的规程进行补充和修改。1991年电力工业部组织有关人员在广泛征求意见的基础上，对该规程进行了修订，同时把电压等级扩大到500kV，并更名为电力设备预防性试验规程。 本标准从1997年1月1日起实施。 本标准从生效之日起代替1985年原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的，以本标准为准。 本标准的附录A、附录B是标准的附录。 本标准的附录C、附录D、附录E、附录F、附录G是提示的附录。 本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心提出。 本标准起草单位电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、电力工业部西安热工研究院、华北电力科学研究院、西北电力试验研究院、华中电力试验研究所、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院等。 本标准主要起草人王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。 1 范围 本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、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。 本标准适用于500kV及以下的交流电力设备。 本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 26183 石油产品闪点测定法 GB 26483 石油产品酸值测定法 GB 31183 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 50786 绝缘油介电强度测定法 GB/T 51188 石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB 1094.1～585 电力变压器 GB 253690 变压器油 GB 558385 互感器局部放电测量 GB 565485 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 GB 645086 干式电力变压器 GB/T 654186 石油产品油对水界面张力测定法圆环法 GB 725287 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 732887 变压器和电抗器的声级测定 GB 759587 运行中变压器油质量标准 GB/T 759887 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法比色法 GB/T 759987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法BTB法 GB 760087 运行中变压器油水分含量测定法库仑法 GB 760187 运行中变压器油水分含量测定法气相色谱法 GB 9326.1～.588 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 1102289 高压开关设备通用技术条件 GB 1102389 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 1103289 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 1202289 工业六氟化硫 DL/T 42191 绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 42391 绝缘油中含气量测定 真空压差法 DL/T 429.991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法 DL/T 45091 绝缘油中含气量的测定方法二氧化碳洗脱法 DL/T 45992 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T 49292 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 5931996 高压开关设备的共用定货技术导则 SH 004091 超高压变压器油 SH 035192 断路器油 3 定义、符号 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 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流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。 3.5 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。 3.6 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。 3.7 本规程所用的符号 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下的参考电压； tgδ 介质损耗因数。 4 总则 4.1 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。 4.2 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总工程师审查批准后执行。 4.3 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。 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，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置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求 500kV ＞72h 220及330kV ＞48h 110kV及以下 ＞24h 4.4 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。 4.5 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。 4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等时，应同时测量被试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℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80。 4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 4.8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。 4.9 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。 4.10 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。 5 旋转电机 5.1 同步发电机和调相机 5.1.1 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、周期和要求见附页 5.1.2 各类试验项目 定期试验项目见表1中序号1、3。 大修前试验项目见表1中序号1、3、4。 大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。 大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。 5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。 5.1.3.1 发电机和同步调相机大修中更换绕组时，容量为10MWMVA以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MWMVA及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行 a沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。 b在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于Un1MΩ取Un的千伏数，下同，分相试验时，不小于2Un1MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算。 5.1.3.2 运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污特别是含水的油外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。 5.2 直流电机 5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表2。 5.2.2 各类试验项目 定期试验项目见表2中序号1。 大修时试验项目见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、9。 大修后试验项目见表2中序号11。 5.3 中频发电机 表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻 1小修时 2大修时 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1用1000V兆欧表 2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 1与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2；补偿绕组自行规定 2100kW以下的不重要的电机自行规定 3 电枢绕组片间的直流电阻 大修时 相互间的差值不应超过正常最小值的10 1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 2对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值 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以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V兆欧表试验代替 5 磁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相差不应大于10 应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性 6 磁场可变电阻器的绝缘电阻 大修时 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1磁场可变电阻器可随同励磁回路进行 2用2500V兆欧表 7 调整碳刷的中心位置 大修时 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 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 极性和连接均应正确 9 测量电枢及磁极间的空气间隙 大修时 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围 3mm以下气隙 10  3mm及以上气隙 5 10 直流发电机的特性试验 1更换绕组后 2必要时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 1空载特性测录至最大励磁电压值 2负载特性仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载 3外特性必要时进行 4励磁电压的增长速度在励磁机空载额定电压下进行 11 直流电动机的空转检查 1大修后 2更换绕组后 1转动正常 2调速范围合乎要求 空转检查的时间一般不小于1h 5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表3。 表 3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻 1小修时 2大修时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表测量；1000V及以上者使用2500V兆欧表测量 2 绕组的直流电阻 大修时 1各相绕组直流电阻值的相互间差别不超过最小值的2 2励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 3 绕组的交流耐压试验 大修时 试验电压为出厂试验电压的75 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测绝缘电阻代替 4 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 大修时 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10 1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量 5 中频发电机的特性试验 1更换绕组后 2必要时 与制造厂试验数据比较应在测量误差范围内 1空载特性测录至最大励磁电压值 2负载特性仅测录励磁机的负载特性；测录时，以同步发电机的励磁绕组为负载 3外特性必要时进行 6 温升 必要时 按制造厂规定 新机投运后创造条件进行 5.3.2 各类试验项目 定期试验项目见表3中序号1。 大修时试验项目见表3中序号1、2、3、4。 5.4 交流电动机 5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表4。 表 4 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，室温下不应低于0.5MΩ b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UnMΩ取Un的千伏数，下同；投运前室温下包括电缆不应低于UnMΩ c转子绕组不应低于0.5MΩ 2吸收比自行规定 1500kW及以上的电动机，应测量吸收比或极化指数，参照表1序号1 23kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV及以上者使用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，转子绕组可与起动设备一起测量 4有条件时可分相测量 2 绕组的直流电阻 11年3kV及以上或100kW及以上 2大修时 3必要时 1 3kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1 2其余电动机自行规定 3应注意相互间差别的历年相对变化 3 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时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un 2泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100，泄漏电流为20μA以下者不作规定 3500kW以下的电动机自行规定 有条件时可分相进行 4 定子绕组的交流耐压试验 1大修后 2更换绕组后 1大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V 2全部更换定子绕组后试验电压为2Un1000V，但不低于1500V 1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 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 1大修后 2更换绕组后 试验电压如下 1绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 不可逆式 可逆式 大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后 1.5Uk，但不小于1000V 3.0Uk，但不小于2000V 全部更换转子绕组后 2Uk1000V 4Uk1000V 6 同步电动机转子绕组交流耐压试验 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 7 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 8 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 9 同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻 大修时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 10 转子金属绑线的交流耐压 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 11 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 1对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性 2中性点无引出者可不检查极性 12 定子铁芯试验 1全部更换绕组时或修理铁芯后 2必要时 参照表1中序号10 13kV或500kW及以上电动机应做此项试验 2如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值 13 电动机空转并测空载电流和空载损耗 必要时 1转动正常，空载电流自行规定 2额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50 1空转检查的时间一般不小于1h 2测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 33kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 14 双电动机拖动时测量转矩转速特性 必要时 两台电动机的转矩转速特性曲线上各点相差不得大于10 1应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机 2更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机 5.4.2 各类试验项目 定期试验项目见表4中序号1、2。 大修时试验项目见表4中序号1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表4中序号4、5。 容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。 6 电力变压器及电抗器 6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。 表 5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求（见附页） 6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。 6.3 油浸式电力变压器1.6MVA以上 6.3.1 定期试验项目 见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.3.2 大修试验项目 表 6 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值 额定电压 kV 最高工作 电 压 kV 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 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 30 6 6.9 25 21 25 21 50 40 10 11.5 35 30 35 30 60 50 15 17.5 45 38 45 38 90 75 20 23.0 55 47 55 47 105 90 35 40.5 85 72 85 72 170 145 66 72.5 140 120 140 120 270 230 110 126.0 200 170 195 95 80 375 319 220 252.0 360 395 306 336 85 200 72 170 750 638 330 363.0 460 510 391 434 85 230 72 195 850 950 722 808 500 550.0 630 680 536 578 85 140 72 120 1050 1175 892 999 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 操作波的波形为波头大于20μS，90以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。 a一般性大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 b更换绕组的大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.4 油浸式电力变压器1.6MVA及以下 6.4.1 定期试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 6.4.2 大修试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 6.5 油浸式电抗器 6.5.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、19、2010kV及以下只作2、3、6、7。 6.5.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上电抗器10kV及以下只作2、3、6、7、9、22。 6.6 消弧线圈 6.6.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。 6.6.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，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表5中序号24。 6.7 干式变压器 6.7.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。 6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。 6.8 气体绝缘变压器 6.8.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7和表38中序号1。 6.8.2 大修试验项目见表5中序号2、3、7、19，表38中序号1和参照表10中序号2。 6.9 干式电抗器试验项目 在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表5中序号7。 6.10 接地变压器 6.10.1 定期试验项目见表5中序号3、6、7。 6.10.2 大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。 6.11 判断故障时可供选用的试验项目 本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。 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流 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 长时间负载或用短路法试验，用油中气体色谱分析监视 油泵及水冷却器检查试验 有载调压开关油箱渗漏检查试验 绝缘特性绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流 绝缘油的击穿电压、tgδ 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下列试验 油中溶解气体分析 绕组直流电阻 短路阻抗 绕组的频率响应 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、tgδ、泄漏电流 绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量500kV 绝缘纸的含水量 e判断绝缘老化可进行下列试验 油中溶解气体分析特别是CO、CO2含量及变化 绝缘油酸值 油中糠醛含量 油中含水量 绝缘纸或纸板的聚合度 f振动、噪音异常时可进行下列试验 振动测量 噪声测量 油中溶解气体分析 阻抗测量 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，见表7。 表 7 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 21～3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对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 采用2500V兆欧表 2 tgδ及电容量 1投运前 21～3年 3大修后 4必要时 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 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 2.0 0.7 0.6 运 行 中 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.8 0.7 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 3 油中溶解气体色谱分析 1投运前 21～3年 66kV及以上 3大修后 4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 10010-6 H2 15010-6 C2H2 210-6110kV及以下 110-6220～500kV 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如果有进行 4 交流耐压试验 11～3年 20kV及以下 2大修后 3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 电压等级 kV 3 6 10 15 20 35 66 试验电压 kV 15 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 5 局部放电测量 11～3年20～35kV固体绝缘互感器 2大修后 3必要时 1 固体绝缘互感器在电压为时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时必要时，放电量不大于500pC 2110kV及以上油浸式互感器在电压为时，放电量不大于20pC 试验按GB5583进行 6 极性检查 1大修后 2必要时 与铭牌标志相符 7 各分接头的变比检查 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 校核励磁特性曲线 必要时 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 9 密封检查 1大修后 2必要时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 10 一次绕组直流电阻测量 1大修后 2必要时 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 11 绝缘油击穿电压 1大修后 2必要时 见第13章 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。 7.1.2 各类试验项目 定期试验项目见表7中序号1、2、3、4、5。 大修后试验项目见表7中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11不更换绕组，可不进行6、7、8项。 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8和表9。 表 8 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 11～3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或2500V兆欧表 2 tgδ20kV及以上 1绕组绝缘 a1～3年 b大修后 c必要时 266～220kV串级式电压互感器支架 a投运前 b大修后 c必要时 1 11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 ℃ 5 10 20 30 40 35kV 及以下 大修后 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 35kV 以上 大修后 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 2支架绝缘tgδ一般不大于6 3 油中溶解气体的色谱分析 1投运前 21～3年66kV及以上 3大修后 4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 100