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护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。 3.12晶闸管控制串联电容器补偿装置
将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。 3.13 金属氧化物限压器
由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。 3.14 触发型间隙
在规定时间内承载被保护部分的负载电流或（和）故障电流，以防止电容器过电压或金属氧化物限压器过负荷的受控触发间隙。 3.15 阻尼装置
用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，并使之快速衰减的设备。阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。 3.16 旁路断路器
旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能力，用来旁路串联补偿设备，是串联补偿装置投入和退出运行的主要操作设备。 3.17 电阻分压器
利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。 3.18 符号
Un 设备额定电压 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lmA下的参考电压 tanδ 介质损耗因数 3.19 常温
本标准中使用常温为10℃～40℃。 4 总则
4.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。
4.2本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。对一些特定设备（如：担负为重要用户供电的设备；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等）进行的带电检测与停电试验，其试验项目、要求和安排可另行规定。
4.3 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，与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。
4.4 特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各供电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。
4.5 在试验周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。
4.6 对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，可以及早获取设备运行后的重要状态信息，在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。
4.7 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，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。
4.8 当电力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： 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；
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b) 当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定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。
4.9 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、tanδ、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下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
4.10 110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。
4.11 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实际应用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。
4.12 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 4.13 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。 5 电力变压器及电抗器
5.1 油浸式电力变压器
油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表1。
表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 周 期 要 求 说 明 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 4）新投运的变压器应有投运前的测试数据 5）必要时，如： —出口(或近区)短路后 —巡视发现异常 —在线监测系统告警等 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)测量异常时 —渗漏油等 1）限值规定依据：GB/T 7595-2008《运行中变压器油质量》 2）必要时，如： —变压器需要补油时 —渗漏油 油中1）新投运及1）根据GB/T 7252—2001新装变压溶解气大修后投运 器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任体色谱500kV：一项不宜超过下列数值： 分析 1,4,10,30天 总烃：20；H2：30；C2H2：0 220kV：2）运行设备油中H2与烃类气体含4,10,30天 量( μL/L)超过下列任何一项值时应110kV：4,30引起注意： 天 总烃：150； H2：150 2）运行中 C2H2：5 (35kV～220kV)，1 (500kV) 500kV：3个月 3）烃类气体总和的产气速率大于220kV：6个月 6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或35kV、110kV：相对产气速率大于10%/月则认为设备1年 有异常 3）必要时 油中水分, mg/L 1）准备注入110kV及以上变压器的新油 2）投运前 3）110kV及以上:运行中1年 4）必要时 500kV 1）新油注入前后 2）运行中：1年 3）必要时 投运前 110kV ≤20 220kV ≤15 500kV ≤10 运行中 110kV ≤35 220kV ≤25 500kV ≤15 2 3 油中含气量, %(体积分数) 投运前：≤1 运行中：≤3 4
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4 油中糠醛含量,mg/L 必要时 1）含量超过下表值时，一般为非正1）变压器油经过处理后，油中糠常老化，需跟踪检测： 醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况 2）必要时，如： 运行 1～5 5～10 10～15 15～20 —油中气体总烃超标或CO、CO2年限 过高 糠醛 —需了解绝缘老化情况时，如长0.1 0.2 0.4 0.75 含量 期过载运行后、温升超标后等 2）跟踪检测时，注意增长率 3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 5 油中颗粒度测试 500kV 1）投运前(热循环后)100mL油中大1）投运前 于5μm的颗粒数≤2000个 2）投运1个2）运行时(含大修后)100mL油中大月或大修后 于5μm的颗粒数≤3000个 3）运行中1年 4）必要时 1）限值规定依据：DL/T 1096-2008《变压器油中颗粒度限值》 2）检验方法参考：DL/T 432-2007《电力用油中颗粒污染度测量方法》 3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控 6 7 绝缘油试验 绕组直流电阻 见12.1节 1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年 2）大修后 3）无载分接开关变换分接位置 4）有载分接开关检修后 5）必要时 1）1600kVA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）1600kVA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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 2）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量 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R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；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）必要时，如： —本体油色谱判断有热故障 —红外检测判断套管接头或引线过热 5
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8 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年 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显著变化，一般不低于上次值的70%% 2）35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5 3）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3 1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA 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，各次测量时的温度应尽量接近 4）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(t?t)/10 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 6）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 7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。 8）必要时，如： —运行中油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等可能引起变压器受潮的情况 129 绕组连同套管的tanδ 1）大修后 2）必要时 1）20℃时不大于下列数值： 500kV 0.6% 110kV～220kV 0.8% 35kV 1.5% 2）tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%%) 3）试验电压： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下： Un 1）非被试绕组应短路接地或屏蔽 2）同一变压器各绕组tanδ的要求值相同 3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近 4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算： tan?2?tan?1?1.3(t2?t1)/10 式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值 5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 6）必要时，如： —绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 —油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等 1）用正接法测量 2）测量时记录环境温度及变压器顶层油温 3）只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，非被试侧短路接地 10 电容型套管的tanδ和电容值 见第8章 6
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11 绕组1）10kV及以全部更换绕组时，按出厂试验电压1）110kV及以上进行感应耐压试连同套下：6年 值；部分更换绕组时，按出厂试验电验 管的交2）更换绕组压值的0.8倍 2）10kV按35kV×0.8=28kV进行 流耐压后 3）额定电压低于1000V的绕组可试验 用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 铁芯及夹件绝缘电阻 1）110kV及1）与以前测试结果相比无显著差别 1）采用2500V兆欧表(对运行年以下：6年；2）运行中铁芯接地电流一般不应大久的变压器可用1000V兆欧表) 220kV、500kV：于0.1A 2）只对有外引接地线的铁芯、夹3年 件进行测量 2）大修后 3）必要时，如： 3）必要时 油色谱试验判断铁芯多点接地时 大修中 220kV及以上：一般不低于500MΩ 110kV及以下：一般不低于100MΩ 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开可不进行 12 13 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 14 局部220kV及以放电试上： 验 1）大修更换绝缘部件或部分绕组后 2）必要时 绕组1）分接开关所有分引线拆装后 接的电2）更换绕组压比 后 在线端电压为1.5Um/3时，放电量1）110kV电压等级的变压器大修一般不大于500pC；在线端电压为后，可参照执行 2）必要时，如： 1.3Um/3时，放电量一般不大于运行中变压器油色谱异常，怀疑300pC 存在放电性故障时 1）各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律 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阻抗电压值(%)的1/10以内，但偏差不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 15 16 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 更换绕组后 17 空载1）更换绕组电流和后 空载损2）必要时 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（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较） 2）必要时，如： 怀疑磁路有缺陷等 1）试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较） 2）必要时，如： 出口短路后 18 短路1）更换绕组阻抗和后 负载损2）必要时 耗 与前次试验值相比无明显变化 7
电力设备预防性试验规程(2016) - 图文
