20kV设备交接和预防性试验规定

江苏省电力公司20kV设备交接和预防性试验规定一、范围本规定规范了江苏省电力公司所属20kV电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备状态，预防设备损坏，保证安全运行。从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本规定执行。110千伏级以上变压器交接和预防性试验项目周期参照“江苏省电力设备交接和预防性试验规程”中的相关项目执行。二、规范性引用文件下列文件所包含的条文，通过在本规定中引用而构成为本规定的条文。本规定出版时，所示版本均为有效。所有文件都会被修订，使用本规定的各方应探讨使用下列文件最新版本的可能性。GB261—83石油产品闪点测定法GB264—83石油产品酸值测定法GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合GB/T16927.1—1997高电压试验技术第一部分:一般试验要求GB/T507—86绝缘油介电强度测定法GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法GB1094.1～2—1996电力变压器GB1094.3～5—85电力变压器GB2536—90变压器油GB5583—85互感器局部放电测量GB5654—85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GB6450—86干式电力变压器GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB7252—87变压器油中溶解气体分析和判断导则GB7328—87变压器和电抗器的声级测定GB7595—87运行中变压器油质量标准GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T7599—87运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)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—2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022—89工业六氟化硫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/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则三、20千伏变电配电设备试验项目及规定：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1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时3交流耐压试验1)交接时2)大修后3)必要时1)全部更换绕组55kV,部分更换绕组或交接时47kV2)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)交接时2)大修后3)必要时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0.1A1)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1)交接时2)更换绕组后3)分接开关引线拆装后4)必要时电压比小于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2)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8空载电流和空载损耗1)交接时2)更换绕组后3)必要时与前次试验值相比，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1)交接时2)更换绕组后3)必要时单相短路阻抗相间或与原始数据相比变化不大于2%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值10气体继电器及其二次回路试验1)交接时2)大修后4)必要时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)交接时2)大修后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，不带压力释放装置序号项目周期要求说明13变压器零序阻抗接地变压器1)交接时2)更换绕组后14绝缘油试验1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时15局部放电测量3)必要时干式变压器按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1～141.2.2大修试验项目a)一般性大修见上表中序号1～6、8～11、14b)更换绕组的大修见上表中序号1～141.2.3定期试验项目见上表中序号1～2、4、141.320kV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、151.3.2大修试验项目a)一般性大修见表5中序号1～6、8、9b)更换绕组的大修见表5中序号1～9、13、151.3.3定期试验项目见表5中序号1～2、4、51.4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、51.4.3对于自动调谐消弧线圈，还应进行如下试验：序号项目周期要求1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%2电容器电容量测量（调容式）1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时与以前(出厂)测得值比较，其变化不应大于2%3装置阻尼电阻阻值测量与短接试验1)交接时2)大修后3)必要时阻值与前次（出厂）测量值的误差不大于2％(模拟)接地故障后应可靠短接4装置电容电流测量精度试验1)交接时2)必要时测量误差不大于2%5装置接地故障判断定值试验1)交接时2)必要时与出厂数据相比误差不大于5％6装置控制器功能试验1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时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：项目周期要求内部风道检查交接、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、52.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、周期和要求见下表序号项目周期要求说明1绕组及末屏的绝缘电阻1)交接时2)大修后3)1～6年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2tgδ及电容量1)交接时2)大修后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3油中溶解气体色谱分析1)交接时2)大修后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/L1)全密封互感器周期按制造厂要求进行4交流耐压试验1)交接时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47kV进行2)二次绕组之间及末屏对地为2kV3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行5局部放电测量1)交接时2)大修后3)必要时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Um1050321/U.m520中性点消弧线圈或不接地1.2Um1050321/U.m5206极性检查1)交接时2)大修后3)必要时与铭牌标志相符7各分接头的变比检查1)交接时2)大修后3)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序号项目周期要求说明8校核励磁特性曲线1)交接时2)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(油浸式)1)交接时2)大修后3)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)交接时2)大修后3)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)交接时2)大修后3)必要时全密封电流互感器按制造厂要求12红外测温1)必要时参照:DL664-2006《带电设备红外诊断应用规范》(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1～112.2.2大修后试验项目见上表中序号1～5、8～112.2.3定期试验项目见上表中序号1～2、10、112.3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、102.3.2定期试验项目见表7-1中序号1、103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:序号项目周期要求说明1绝缘电阻1)交接时2)大修后3)1～6年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2tgδ(20kV)1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值：温度℃51020304020kV交接时大修后1.52.53.05.07.0运行中2.02.53.55.58.03油中溶解气体的色谱分析1)交接时2)大修后3)1～6年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100μL/LH2150μL/LC2H21μL/L1)新投运互感器的油中不应含有C2H22)全密封互感器按制造厂要求进行序号项目周期要求说明4交流耐压试验1)交接时2)大修后3)1～6年4)必要时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2)二次绕组之间及末屏对地为2kV3)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5局部放电测量20kV固体绝缘：1)交接时2)大修后3)必要时局部放电测量电压和允许放电(pC)水平如下:1)试验按GB5583进行2)出厂时有试验报告者投