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6)SF6互感器补气较多时(压力小于0.2MPa),应进行工频耐压试验
13 误差测量
1)交接时 1)用于关口计量的互感器必须进行误差测及变比检2)大修后 量,且进行误差检测的机构(实验室)必须是查
3)必要时
国家授权的法定计量检定机构
2)用于非关口计量,35kV及以上的互感器,宜进行误差测量
3)用于非关口计量,35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的互感器,可只检查使用分接头的变比 4)非计量用绕组应进行变比检查
14 测量励磁继电1)交接时
1)当互感器为多抽头时,可在使用抽头或最特性曲线 保护2)必要时
大抽头测量
有要2)测量后核对是否符合产品要求,与同类互求时
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
注: GIS中的电流互感器试验,应按第7、8、9、13、14款的规定进行。
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更换绕组后应进行误差测量
核对方法见附录G ..
6.2 电磁式电压互感器
表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、范围、周期和要求 序 项目
1 红外测温 2 测量SF6气体湿度(20℃的体积分数) (μL/L) 3 SF6气体密度继电器和压力表检查 4 密封性能检查
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范围 周期
1年至少1次 110k
1)交接时
V及2) 2～3年 以上 3)大修后 4)必要时
1)交接时 2) 2～3年 3)必要时
1)交接时 2)大修后 3)必要时 要求
1)交接时和大修后不大于250 2)运行中不大于500
按制造厂的要求进行
1)油浸式互感器外表应无可见油渍现象 2)SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点,有怀疑时进行定量检漏,年漏气率应小于0.1%
说明
SF6气体湿度的测量应在充气24h后进行
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5 绝缘油试验
6 油中溶解气体色谱分析
7 测量绕组..下载可编辑..
110k
1)对绝缘性能有怀疑时 V及2)必要时 以上
110k1、非全密封结构 V及1)交接时(耐压试验后) 以上2)投运后第1年取1次,以后2～3年1次 油浸3)大修后 式
4)对绝缘性能有怀疑时 5)必要时 2、全密封结构 1)对绝缘性能有怀疑时 2)必要时
1)交接时
1)试验项目主要包括含水量、击穿电压和tanδ(90℃)等,具体要求见第12章“绝缘油和SF6气体”表12.1序5、6、8
2)绝缘油结果异常,可增加(0.5～1) Um/3下的高电压tanδ测量
1)新投运的互感器油中溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过下列任一值: 总烃:10; H2:50; C2H2:0
2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意: 总烃: 100; H2:150; C2H2:2
1)测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足
要求时: 主绝缘的绝缘电阻及tanδ和本体红外测温异常
对绝缘性能有怀疑时,可考虑包括以下几个方面不满足
要求时: 主绝缘的绝缘电阻及tanδ
用2500V兆欧表
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的绝缘电2)投运前
组间及其对外壳的绝缘电阻;不宜低于1000M
阻
8 测量绕组的直流电阻
9 检查接线组别和极性 10 测
量tanδ
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3)110kV及以上: 2～3年; 110kV以下: 3～5年 4)大修后 5)必要时
1)交接时 2)大修后 3)必要时
1)交接时 2)更换绕组后 3)接线变动后 1)20
1)绕组tanδ
kV及a)交接时 以上 b)投运前
2)测量接地端(N)对外壳(地)的绝缘电阻,不宜小于1000MΩ
一次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于15%
必须符合设计要求,并应与铭牌和标志相符 1)绕组绝缘tanδ(%)不应大于下表中数值: 温度(℃) 5
10
20
30
40
35
交接1.5 2.5 3.0 5.0 7.0
当有怀疑,应提高施加的测量电流,测量电流(直流值)一般不宜超过额定电流(方均根值)的50%
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2)不c)110kV及以上: 2～3年;110kV以下:3～5年 kV及时 11 局部放电试验
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包括d)大修后 SF6
e)必要时
气体2)110～220kV串级式支架tanδ 绝
a)交接时
缘、b)必要时 环氧树脂绝缘式
35kV
1)交接时 及以2)大修后 上
3)必要时
以下 大修
后
运行2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 中
35 交接1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 kV
时
以上 大修
后
运行1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 中
2)支架绝缘tanδ(%)不应大于6
1)35～110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测,若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例
2)220kV及以上互感器在绝缘性能有怀疑时,宜进行局部放电测量
电力设备交接和预防性试验规程
