新編高壓試驗規(guī)程講解

1、高壓試驗規(guī)程目次I 范圍 (1)2引用標準 (8)3 同步發(fā)電機(10)4 直流電機 (14)5 中頻發(fā)電機(15)6 交流電動機(16)7 電力變壓器(18)8 電抗器及消弧線圈 (23)9 互感器 (24)10 油斷路器 (28)II 空氣及磁吹斷路器 (31)12 真空斷路器 (32)13 六氟化硫斷路器 (33)14 六氟化硫封閉式組合電器 (35)15 隔離開關、負荷開關及高壓熔斷器(36)16 套管 (37)17 懸式絕緣子和支柱絕緣子 (39)18 電力電纜線路 (40)19 電容器 (43)20 絕緣油和 SF6氣體(44)21 避雷器 (46)22 電除塵器 (47)23 二

2、次回路 (48)24 1kV及以下電壓等級配電裝置和饋電線路 (49)25 1kV以上架空電力線路 (50)26 接地裝置 (51)27 低壓電器 (53)附錄A高壓電氣設備絕緣的工頻耐壓試驗電壓標準(54)附錄B電機定子繞組絕緣電阻值換算至運行溫度時的換算系數(shù)(55)附錄C變壓器局部放電試驗方法(56)附錄D 油浸電力變壓器繞組泄漏電流參考值(58)附錄E電流互感器保護級勵磁曲線測量方法(59)附錄F電力電纜交叉互聯(lián)系統(tǒng)試驗方法和要求(62)附錄 G 特殊試驗項目表 (64)本規(guī)范用詞說明(65)1、范圍本檢修規(guī)程規(guī)定了我廠各種高壓電力設備預防性試驗的項目、 周期和要求， 用以判斷設 備是否

3、符合運行條件，預防設備損壞，保證安全運行。本檢修規(guī)程適用于 500kV 及以下的交流電力設備。 本檢修規(guī)程不適用于高壓直流輸電設備、 礦用及其它特殊條件下使用的電力設備， 繼電 保護、自動、遠動、通訊、測量、整流裝置以及電氣設備的機械部分等的試驗，應分別按有 關標準或規(guī)范的規(guī)定進行。從國外進口的設備應以該設備的產品標準為基礎，參照本檢修規(guī)程執(zhí)行。2、引用標準DL/T 596 1996電力設備預防性試驗規(guī)程GB 311 83高壓輸變電設備的絕緣配合 高電壓試驗技術GB/T 50786絕緣油介電強度測定法GB 1094.1585電力變壓器GB 2536 90變壓器油GB 558385互感器局部放電

4、測量GB 565485液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、 介質損耗因數(shù)和體積電阻率的測量GB 645086干式電力變壓器GB 759587運行中變壓器油質量標準GB 1102289高壓開關設備通用技術條件GB 1103289交流無間隙金屬氧化物避雷器DL/T 429.9 91電力系統(tǒng)油質試驗方法 絕緣油介電強度測定法DL/T 492 92發(fā)電機定子繞組環(huán)氧粉云母絕緣老化鑒定導則DL/T 593 1996高壓開關設備的共用定貨技術導則3、定義3.1 預防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患， 預防發(fā)生事故或設備損壞， 對設備進行的檢查、 試驗或監(jiān) 測，也包括取油樣或氣樣的試驗。3.2 在線監(jiān)測 在不影響設

5、備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3 帶電測量對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。3.4 絕緣電阻常用在絕緣結構的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄漏電流值之比。兆歐表直接測得絕緣電阻值。本規(guī)程中，若無特別說明，均指加壓 1min 時的測得值。3.5 吸收比 在同一次試驗中， 1min 時的絕緣電阻值與 15S 時的絕緣電阻值之比。3.6 極化指數(shù) 在同一次試驗中， 10min 時的絕緣電阻值與 1min 時的絕緣電阻值之比。3.7 本規(guī)程所用的符號Un 設備額定電壓 （對發(fā)電機轉子是指額定勵磁電壓）；Um 設備最高電壓；U

6、O/U 電纜額定電壓（其中Uo為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓，U為導體與導體之間的設計電壓 ）；U1mA 避雷器直流 1mA 下的參考電壓；tg S 介質損耗因數(shù)。4、總則4.1 設備進行試驗時， 試驗結果應與本設備歷次試驗結果相比較， 根據(jù)變化規(guī)律和趨勢， 進 行全面分析和判斷后作出正確結論。4.2 50Hz交流耐壓試驗，加至試驗標準電壓后的持續(xù)時間，無特別說明，均指1min。其它耐壓試驗的試驗電壓施加時間在有關設備的試驗要求中規(guī)定。非標準電壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值， 可根據(jù)標準規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法進行計算。 耐壓試驗電壓值以額 定電壓的倍數(shù)計算時， 發(fā)電機和電動機

7、應按銘牌額定電壓計算，電纜可按電纜額定電壓計算。4.3 充油電力設備在充滿合格油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間按產品要求，當制造廠無規(guī)定時，則應依據(jù)設備額定電壓滿足以下要求：500kV72小時220kV48小時110kV及以下 24 小時4.4 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗。同一試驗電壓的設 備可連在一起進行試驗。 已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備， 在單獨試驗有 困難時，也可以連在一起進行試驗。此時試驗電壓應采用各種設備中的最低試驗電壓。4.5 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時， 應根據(jù)以下原則確定試驗電壓：4.5.1 當

8、采用額定電壓較高的設備以加強絕緣者，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；4.5.2 當采用額定電壓較高的設備作為代用者，應按照實際使用的額定電壓確定其試驗電 壓；4.6 當進行與設備的環(huán)境條件如溫度、濕度、油溫等有關的各種試驗時，應同時測量被試品和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于5 C,空氣相對濕度一般不高于 80。試驗時，應注意環(huán)境溫度的影響，對油浸式變壓器、電抗器及消弧線圈， 應以油浸式變壓器、電抗器及消弧線圈的上層油溫作為測試溫度。4.7 在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。4.8 預試周期原則上 110kV 及以上電氣設備為 3年。 35kV 及以下電氣設備

9、可延長至 6 年。4.9 本標準未包含的電氣設備的交接和預防性試驗，按制造廠規(guī)定進行。5、發(fā)電機預防性試驗5.1 定子繞組的絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)5.1.1 此工作在大修前后、 1 年或小修時進行。5.1.2 拆除發(fā)電機出線與封閉母線的連接。5.1.3 使用發(fā)電機專用絕緣電阻測試儀，分別測量三相定子繞組對地及各相間的絕緣電阻，測量時要求將定子繞組相間及相對地間充分預放電， 且三相繞組首尾均短接， 以免繞組線匝 間分布電容的影響。測量結果要求相近試驗條件下，絕緣電阻值不應降低到歷年正常值的1/3 以下，各相絕緣電阻值的差值不應大于最小值的100%。吸收比不小于 1.3 ；極化指數(shù)不小于 1.

10、5 。5.1.4 每相測試完畢，充分放電后才能拆、接線。5.2 定子繞組的直流電阻5.2.1 此工作在大修時和發(fā)電機出口短路后進行。5.2.2 拆除發(fā)電機出線與封閉母線的連接。5.2.3 測直流電阻時， 發(fā)電機應處于冷狀態(tài)， 即繞組表面溫度與周圍空氣溫度之差不應大于 3 C。一般用六只以上校準的溫度計，分別置于槽楔上、通風孔、繞組端部和靠近繞組的 其它地方，取這些溫度的平均值作為繞組的溫度。也可用紅外線測溫儀測量以作參考。5.2.4 測量結果要求各相的直流電阻值， 在校正了由于引線長度不同而引起的誤差后， 相互間差別以及與初次（出廠或交接）測量值比較，相差不得大于最小值的1.5%，大于 1%時

11、應引起注意。5.3 定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗5.3.1 此項目在大修前后、 1 年或小修及更換繞組后時進行。大修前試驗應在停機后清除污 穢前熱狀態(tài)下進行。532試驗前應檢查冷卻水質應透明純凈，無機械混雜物，導電率在水溫20C時要求：1.52X 10 S/m。5.3.3小修時和大修后,試驗電壓按2.0 U,即：54KV;局部更換定子繞組并修好后 ，試驗電壓按2.5 in,即：67.5KV;全部更換定子繞組并修好后 ，試驗電壓按3.0 U,即:81KV。5.3.4 試驗前應先檢查絕緣電阻合格后方可開始試驗。 試驗電壓按每級 0.5Un 分階段升高， 每 階段停留1min，讀取泄漏電流值。5.

12、3.5 在規(guī)定試驗電壓下，各相泄漏電流的差別不應大于最小值的100%；最大泄漏電流在201 A以下者，相間差值與歷次試驗結果比較，不應有顯著的變化。5.3.6泄漏電流不隨時間的延長而增大。537泄漏電流隨電壓不成比例顯著增長時，應注意分析。5.3.85.3.95.4 定子繞組交流耐壓試驗5.4.1此項目在大修前和更換繞組后進行。5.4.2試驗前應將檢測定子繞組溫度、發(fā)電機鐵芯等發(fā)電機本體的溫度元件的所有熱電偶接地。用截面不小2.5mm2的銅導線作為試驗設備的保護接地和工作接地。5.4.3使用1000V絕緣電阻表測量絕緣電阻。在通水后，絕緣電阻大于 3.9M Q后，可采用諧 振變壓器進行交流耐壓

13、試驗，其原理接線圖如圖1所示。5.4.4接好試驗連線，以及三相交流電源引線，注意相序正確。5.4.5將諧振變原，副邊兩側的過流保護皆要整定好，一般按被試品電容電流的1.11.3倍進行整定。5.4.6 對全裝置進行空試、調整。接上保護球隙，調整間隙，球隙放電電壓為44.5kV，并保持在40.5kV , 1分鐘內不出現(xiàn)放電等異常情況。5.4.7將發(fā)電機出口 CT二次短路接地，發(fā)電機出口三相封閉母線，非被試繞組及轉子繞組 皆短路接地，現(xiàn)場布置安全遮欄并派專人監(jiān)護，各方面具備試驗條件。TB調壓器 GB 變壓器 L 諧振電抗器圖1發(fā)電機交流耐壓試驗接線原理圖5.4.8接入被試相，確認調壓器在零位，合閘分

14、段升壓。5.4.9 升壓到耐壓值（40.5kV ）,操作人員加強監(jiān)視，讀取高、低壓側電流值，保持 1分鐘。然后緩緩降壓到零，斷開電源。放電、換另一相進行試驗。549三相交流耐壓試驗結束后，各相繞組復測絕緣電阻及吸收比，并與耐壓前進行比較。5.5 轉子繞組的絕緣電阻5.5.1此工作在大修中轉子清掃前、后和小修時進行。5.5.2 采用1000V搖表，在10C30C時不小于 0.5MQ。5.6 轉子繞組的直流電阻5.6.1此工作在大修時進行。5.6.2將引線用鱷魚夾緊夾在轉子繞組引出端螺口處，以便于準確測量。5.6.3在冷態(tài)下進行，測量結果要求與初次（交接或大修）所測結果比較，其差別一般不超過2%。

15、5.7 轉子繞組的交流耐壓試驗5.7.1只在拆卸套箍、修理、更換繞組后進行，也可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替。5.8轉子繞組的靜態(tài)交流阻抗及功率損耗測量5.8.1此工作在大修時進行。5.8.2采用圖2接線方式，注意試驗接線的正確性。TB 10kVA單相調壓器GB 隔離變壓器A、W V專用儀器內各表計圖2發(fā)電機交流阻抗試驗接線原理圖5.8.3去除轉子身上的鋼絲繩及其它金屬物件，轉子大軸可靠接地。5.8.4以20V為階段分段升壓，準確記錄每段上的電壓、電流、阻抗及功率值。在升、降過 程中，只能向一個方向操作，不能反向操作。5.8.5 將測試結果與歷年試驗結果相比，不應有顯著變化，相差10%以上

16、應分析，查找原因。5.8.6 也可結合轉子繞組匝間短路測試進行分析判斷。 具體方法是采用開口變壓器和相序表 通過分析每個繞組同試驗電源電流的角度來判斷繞組有無匝間短路。 標準是測試結果與歷年 試驗結果相比不應有明顯變化。5.8 發(fā)電機軸瓦的絕緣電阻測量5.8.1 此工作在大修時進行。582 在油管安裝好后測量，使用1000V搖表，絕緣電阻值不低于 0.5MQ。5.9 轉子繞組的動態(tài)交流阻抗及功率損耗測量5.9.1 此項目在大修后沖轉時進行。5.9.2 采用圖 2 接線方式，注意試驗接線的正確性。5.9.3 提起發(fā)電機轉子滑環(huán)碳刷，轉子大軸經(jīng)接地碳刷可靠接地。5.9.4 用萬用表測量發(fā)電機轉子絕

17、緣電阻。5.9.5 由運行人員控制汽輪機升速，分別在 0， 500， 1000， 1500， 2000， 2500， 3000r/min時用專用儀器測量并記錄轉子繞組電壓、電流、交流阻抗及功率損耗，升壓值為100V。在升、降過程中，只能向一個方向操作，不能忽升忽降。5.9.6 用萬用表測量發(fā)電機轉子絕緣電阻。5.9.7 將測試結果與歷年試驗結果相比， 不應有顯著變化， 相差 10%以上應分析， 查找原 因。5.9.8 試驗結束后，壓上轉子滑環(huán)碳刷。5.11 發(fā)電機空載特性試驗5.11.1 此項目在大修后或更換繞組后進行。5.11.2 發(fā)變組保護全部投入，過電壓保護定值設為1.1Ue。5.11.

18、3 合上滅磁開關。5.11.4 由調節(jié)器手動方式緩緩升壓，升壓至 1.05Ue(28.35kV) 后再緩緩降壓至零，錄取發(fā) 電機空載特性曲線。注意：在升壓和降壓過程中，只能向一個方向調節(jié)。5.11.5 發(fā)電機定子電壓升至額定電壓 27kV，拉開滅磁開關，測量滅磁時間常數(shù)。5.11.6 分析試驗結果5.12 三相穩(wěn)定短路特性曲線。5.12.1 此項目在更換繞組后或必要時進行。5.13 測軸電壓5.13.1 此項目在大修后進行。5.13.2 試驗接線圖如下：圖4發(fā)電機軸電壓測試接線原理圖5.13.3 用高內阻電壓表測量發(fā)電機軸電壓，若軸承絕緣良好，應有U iU 2。6直流電機試驗6.1 絕緣電阻測

19、量6.1.1 此項目在大修、小修時進行。6.1.2 拆開端子B1、B2、C1、C2、H1、H2（其它編號規(guī)則同理）的引線及連片，并認真做好 標記。6.1.3 采用1000V搖表，分別測量電樞繞組對轉子軸、并勵繞組對定子外殼、串勵繞組對定子外殼、換向繞組對定子外殼及碳刷架對外殼的絕緣電阻，其值應不低于0.5 M Q ,過低應進行烘干后再測量。6.2 直流電阻測量6.2.1 此項目在大修時進行。6.2.2 在直流電機外殼處放置酒精溫度計一只，用于記錄溫度，進行直阻溫度換算。6.2.3采用單臂電橋，測量并勵繞組直流電阻，其值換算后與初次測量值比較，相差不大于2%6.2.4采用雙臂電橋，測量串勵繞組直

20、流電阻，其值換算后與初次測量值比較，相差不大于2%6.2.5采用雙臂電橋，測量換向繞組直流電阻，其值換算后與初次測量值比較，相差不大于2%6.3 電樞繞組片間直阻6.3.1此項目在大修時進行。632電樞轉子應放置在干凈的木枕上，便于滾動測量，嚴禁與金屬或地面直接接觸。633使用金相砂紙輕輕打磨整流子表面，清理氧化層。6.3.4 使用毛刷清理干凈每片間的金屬細屑。6.3.5使用標號筆做好片數(shù)記號。6.3.6采用恒流源在兩相鄰片間通一恒定直流，測量兩片間電壓值。記錄各片間電壓值， 計算片間電阻值。6.3.7對每片間電阻值進行比較分析，其相互間的差值不應超過正常最小值的10%若有均壓線，應分析其變化

21、是否有規(guī)律，并在各相應的片間進行比較判斷，否則要重新進行測量。6.4 檢查碳刷的中心位置6.4.1此項目在大修時進行。6.4.2 電機組裝好后，需檢查碳刷中心位置是否正確，以防運行時碳刷接觸處火花過大。首先，將所有碳刷取出，不讓其與整流子接觸6.4.3采用毫伏表、1.5V蓄電池若干節(jié)、探筆、小刀閘按如圖 5進行接線試驗。kB1圖5 檢查碳刷的中心位置接線原理圖6.4.4根據(jù)刷架多少及整流子片數(shù)多少，確定極數(shù)及極間片數(shù)，保持二只探筆極間距，短時合斷刀閘，按一定方向測量感應電勢大小，毫伏表指針擺動最小時，其探筆觸的二片即為中心片，依次尋找，直至所有中心片皆找準，并校對一次，做上明顯記號。6.4.5

22、將刷架作調整，保證碳刷幾何中心位置對準中心片。7交流電動機試驗7.1 高壓電動機7.1.1 定子繞組的絕緣電阻和吸收比7.1.1.1 此項目在小修時和大修時進行。7.1.1.2 拆開定子三相出線與電纜引線連接螺栓及定子中性點短接排（中性點未引出的除外）。小修時定子繞組可與其所連接的電纜一起測量。7.1.1.3 采用2500V兆歐表，分別測量每相對其它相及外殼的絕緣電阻（中性點未引出的只 測量繞組對外殼的絕緣電阻），絕緣電阻不應低于 10MQ。500kW及以上的應測量吸收比， 吸 收比不小于 1.3 。7.1.1.4 測量完畢，應充分放電。7.1.2 定子繞組的直流電阻測量7.1.2.1 此項目

23、在大修時或必要時進行。7.1.2.2 保持定子三相出線與電纜引線成拆開狀，轉子未抽出的，應保持轉子靜止不動。7.1.2.3 在定子鐵芯上放置溫度計，測量試驗時溫度。7.1.2.4 采用雙臂電橋或直阻電阻測試儀， 測量每相直流電阻， 中性點未引出的測量線間直 流電阻。7.1.2.5 雙臂電橋四根引線應等長，并牢靠地連在被測相出線上。7.126 雙臂電橋撳下B鍵充電后，應等待一定的時間， 待充電完畢后，方可進行細致的測 量。7.1.2.7 各相測量完畢后，進行計算比較，各相繞組直阻值的相互差別不應超過最小值的2%，中性點未引出者，可測線間電阻，其相互差別不應超過1%。7.1.2.8 記錄下電動機定

24、子繞組的溫度， 并對直阻值進行溫度換算， 與歷次試驗結果相比較 應無明顯的變化。7.1.3 定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗7.131 此項目對于500kW以上的高壓電動機在大修時或更換繞組后進行。試驗前應清理干凈定子端子及鐵芯。7.1.3.2 有中性點引出者， 應拆開中性點接線， 無中性點引出者， 三相繞組出線應短接加壓。7.1.3.3 電動機外殼應可靠接地。7.1.3.4 其它檢修人員停止作業(yè)，撤離現(xiàn)場，被試電動機周圍應設置安全圍欄，并派專業(yè)人 員監(jiān)護。7.1.3.5 采用直流發(fā)生裝置進行直流加壓。7.1.3.6 將加壓屏蔽線懸空，空試試驗設備的泄漏電流，加壓至直流25kV，讀空試泄漏值。7

25、.1.3.7 降壓至零，并放電，將加壓屏蔽線接于被試電動機定子繞組出線上。7.1.3.8 合上直流發(fā)生器電源，開始緩慢升壓，并隨時注意泄漏電流的變化，將直流電壓 加至25kV時，開始計時，1分鐘時讀取泄漏電流值，然后降壓至零。7.1.3.9 斷開試驗電源，并用放電棒充分放電。7.1.3.10 所讀取的泄漏電流值減去空試泄漏值，即為定子繞組泄漏值，其值相間差別一般不大于最小值的100% （泄漏電流小于20 uA以下不作要求）。中性點未引出者與以前測量值 相比應無明顯變化。7.1.4 定子繞組的交流耐壓試驗7.1.4.1 此項目在大修時或更換繞組后進行， 試驗前定子繞組端部， 槽口及鐵芯皆應清理干

26、凈。7.142 試驗前測量定子繞組每相對地的絕緣電阻應合格。7.143按圖6進行接線。380SB 試驗變壓器T自耦調壓器V1高壓測壓表圖6電動機交流耐壓試驗原理接線圖7.144 試驗現(xiàn)場設置好圍欄，被試電動機及試驗設備外殼應可靠接地，并派專人監(jiān)護。7.145 調試球隙，加壓到16.5kV，球隙應擊穿，并降壓拉開試驗電源。7.1.4.6 將加壓引線接于被試相別出線上，其它相短路接地。中性點未引出者三相短接進行。7.1.4.7 合上試驗電源，將電壓緩慢加至15kV，開始計時，并密切觀察有無擊穿閃絡情況。7.1.4.8 加壓1分鐘時，讀取電容電流值，并降壓至零，拆除接線。7.1.4.9 試驗完后，重

27、新測量定子繞組的絕緣電阻，其值與加壓前相比，應無明顯的下降。7.2 低壓電動機7.2.1 定子繞組的絕緣電阻7.2.1.1 此項目在小修時和大修時進行。7.2.1.2 拆開定子三相出線與電纜引線連接螺栓及定子中性點短接排（中性點未引出的除 外）。小修時定子繞組可與其所連接的電纜一起測量。7.2.1.3 采用1000V兆歐表，分別測量每相對其它相及外殼的絕緣電阻（中性點未引出的只測量繞組對外殼的絕緣電阻），絕緣電阻不應低于 0.5M Qo7.2.1.4 測量完畢，應充分放電。7.2.2 定子繞組的直流電阻測量7.2.2.1 此項目在大修時或必要時進行。7.2.2.2 保持定子三相出線與電纜引線成

28、拆開狀，轉子未抽出的，應保持轉子靜止不動。7.2.2.3 在定子鐵芯上放置溫度計，測量試驗時溫度。7.2.2.4 采用雙臂電橋，測量每相直流電阻，中性點未引出的測量線間直流電阻。7.2.2.5 雙臂電橋四根引線應等長，并牢靠地連在被測相出線上。7.226 雙臂電橋撳下B鍵充電后，應等待一定的時間，待充電完畢后，方可進行細致的測 量。7.227 各相測量完畢后，進行計算比較，大于30kW的電動機，其各相繞組直阻值的相互 差別不應大于最小值的 2%大于1kW小于30kW的電動機，其各相繞組直阻值的相互差別不 應大于最小值的 5%不大于1kW的電動機，其各相繞組直阻值的相互差別不應大于最小值 的10

29、%7.228 記錄下電動機定子繞組的溫度，并對直阻值進行溫度換算，與歷次試驗結果相比較應無明顯的變化。8變壓器及套管試驗8.1 油浸式變壓器試驗8.1.1 繞組的直流電阻測量8.1.1.1 此項目周期不得超過 3年，在大修前后、無載分接開關變換分接位置以及有載分接 開關檢修后或必要時進行。8.1.1.2 測量變壓器頂層油溫，待油溫接近大氣溫度時（相差不超出土 5C）,可進行此項試驗工作。8.1.1.3 拆除變壓器高、低壓側連接排、線。將非測量各繞組短路接地，防止直流電源投入 或斷開時產生高壓，危及安全。8.1.1.4 采用大型變壓器直阻測試儀進行測量，試驗設備皆應置于地面背陽處。接線時注意 夾

30、線鉗的電壓端與電流端的位置，避免不必要的測量誤差。8.1.1.5 采用常規(guī)單通測量方式，注意儀表上接線端子+I、+V -I、-V的正確接線，接地線一定連接牢固，專人檢查后方可打開電源開關。8.1.1.6 一相測量完畢后，先按“復位”鍵，后關斷電源，更換接線前，應先用接地線放電， 后移動測量夾鉗，避免殘余電感電流對人體造成麻電。8.1.1.7測量高備變高壓側直阻應對每一電壓調節(jié)檔進行測量（共17檔）。8.1.1.8 對于主變低壓側繞組的直流電阻測量，常規(guī)接線方式是難以較快地測試出正確的數(shù)值，可以采用助磁法接線進行測量。接線圖如圖7:i+ +VO(a)(b)(c)圖7高壓助磁法接線原理圖圖( a)

31、可測Rac 阻值圖( b)可測Rab 阻值圖( c )可測Rbc 阻值a b ca b ca b cI-I- -VI- -V8.1.1.8 記錄好變壓器上層油溫，電阻值按公式R2=R1（235+t 2）/ （235+t 1）換算，各繞組相間差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的 1%。與以前相同部位測的值相比，其變化不應大于2%。8.1.2 絕緣電阻、吸收比或 （ 和） 極化指數(shù)測量8.1.2.1 此項目周期不得超過 3 年，在大修前后、必要時進行。8.1.2.2 拆除變壓器高、低壓側所有連接排、線。8.1.2.3 將非被試繞組短路接地， 采用 2500

32、V 或 5000V 兆歐表分別測量高壓繞組對低壓繞組 及地、低壓繞組對高壓繞組及地的絕緣電阻及吸收比，吸收比在常溫下不低于 1.3 。主變高 壓側還應測量極化指數(shù)，極化指數(shù)在常溫下不低于 1.5 。每次試驗完畢，加壓部分應充分放 電。8.1.2.4 記錄變壓器頂層油溫，進行不同溫度下絕緣電阻值換算，換算公式為R2= RiX 1.5 “ t2）/10,換算后的絕緣電阻值同前次測試結果相比應無明顯的變化。8.1.2.5 解除鐵芯接地連線， 采用 2500V 兆歐表， 測量鐵芯對地絕緣電阻， 在測試過程中若 出現(xiàn)指針搖擺不定，無法讀出穩(wěn)定的讀數(shù)，應查明原因。測試結束后加壓部分應對地放電。絕緣電阻值與

33、以前相比應無顯著的差別。8.1.2.6 大修后還要進行穿心螺栓、 鐵軛夾件、 綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻。主變、高備變的絕緣電阻一般不低于500MQ。8.1.2.6 恢復試驗前狀態(tài)。8.1.3 繞組的介質損耗因數(shù)tg S測量8.1.3.1 此項目在大修前后、必要時和繞組絕緣電阻測量異常時進行。8.1.3.2 采用自動介損電橋反接線測量， 將變壓器被試繞組短接于電橋高壓引線芯線上， 并 保持懸空狀態(tài)。8.1.3.3 電橋可靠接地，變壓器非被試繞組短路接地，鐵芯接地。8.1.3.4 一切人員撤離變壓器器身，加壓區(qū)拉好圍欄，指定專人監(jiān)護，專人操作。8.1.3.5 開啟電橋進行菜單參數(shù)

34、設定：反接線、內高壓，加壓10kV。8.1.3.6進行測量，其中電容量應無明顯變化，20C時tg 3不大于下列數(shù)值：（1）330 500kV0.6%（2）66220kV0.8%（3）35kV 及以下1.5%（4）且與歷年的數(shù)據(jù)比較相差不大于30%。8.1.3.7 斷開電源，進行放電。然后恢復試驗前狀態(tài)8.138記錄頂層油溫、大氣溫度及濕度。測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相近，且在油溫低于50C時測量，不同溫度下的介損值一般可按下式換算tg S 2=tg S 1 X1 3 2上）/10。8.1.3.9 若對介損值有疑問，應仔細檢查接線并清理擦拭相關部位后重新測試。8.1.4 繞組的泄

35、漏電流測量8.1.4.1 此項目周期不得超過3年，在大修前后或必要時進行。8.1.4.2 非被試繞組短路接地，將試驗繞組短路接于試驗加壓引線，加壓引線與外殼、構架應保持足夠的試驗電壓安全距離，以免影響泄漏電流的準確測量。8.1.4.3 記錄變壓器油溫及環(huán)境溫度、濕度。加壓前所有人員撤離變壓器身，檢查儀器接地是否牢靠，派專人監(jiān)護。8.1.4.4 采用直流發(fā)生器加壓，所加直流試驗電壓如表1所示表1油浸式電力變壓器直流泄漏試驗電壓標準繞組額定電壓（kV）61020 3563 330500直流試驗電壓（kV）102040608.1.4.5 加壓時間為1分鐘，讀取1分鐘時泄漏電流值，其值與前次相比應無明

36、顯變化。8.1.4.6 試驗結束后，應先用放電棒充分放電后，方可更改試驗接線。8.1.4.7 試驗完畢放電，拆除所有繞組上的短接線。8.1.5 電容型套管的絕緣試驗8.1.5.1 此項目周期不超過 3年，在大修（包括主設備大修后）和必要時進行。8.1.5.2 采用2500V兆歐表測量套管主絕緣的絕緣電阻，套管高壓引線及未屏懸空，兆歐表L端接于套管高壓引線處，E端接地，測量絕緣電阻，其絕緣電阻值應不低于10000辰。8.1.5.3 解開未屏小套管接地線，套管高壓引線短路接地。8.1.5.4 采用2500V兆歐表測量未屏小套管對地的絕緣電阻值，其值應不低于1000MQ。若絕緣電阻小于1000 M

37、Q則應測量未屏對地的介損，其值應不大于2%8.1.5.5 測量套管主絕緣對未屏的介損值及電容量，采用正接線測量，與被試套管相連的所有繞組端子連在一起加壓，其余繞組均接地，未屏接電橋引線Cx。8.1.5.6 加壓10kV，讀取電橋上數(shù)顯參數(shù)，其電容量與銘牌值相比超過土5%寸，應查明原因，而介損值應不大于 0.8% （中性點電容套管為 1.0%）,超過0.5%以上要加強監(jiān)視，并取 油樣進行色譜分析并且要結合溫度、電壓等因素綜合分析。8.1.5.7 試驗結束后，拆除一切短接線，恢復未屏小套管接地?；謴退懈?、低壓側連接線。8.1.6 繞組所有分接頭的電壓比、變壓器組別或極性8.1.6.1 此項目在分

38、接開關引線拆裝后、更換繞組后以及必要時進行。8.162 拆除高低壓側全部引線。8.163 使用變壓器變比測試儀， 將測試線分別夾在高低壓側 6個繞組引出端上，注意相別 不要夾錯。儀器接好接地線。8.164 選擇好各參數(shù)后，進入測試狀態(tài)，測試出接線組別、變比值K及誤差E。對于單相 變壓器，測試出極性。8.165 同樣方式測試所有分接位置。8.166 恢復變壓器正常接線。8.1.7 絕緣油的電氣性能試驗8.1.7.1 此項目周期不超過 3年，主變壓器油大修后進行擊穿電壓試驗和介質損耗試驗；高備變、廠變油大修后進行擊穿電壓試驗，必要時進行介質損耗試驗。8.1.7.2 在晴朗天氣，大氣濕度小于75%使

39、用清潔、干燥的專用500ml取油瓶，取出變壓器本體內油樣。8.1.7.3 用油樣清洗標準試油杯 2-3次，將油杯注滿靜放 10分鐘以上，若油杯平板間隙上 有游離碳等附著物應用干凈的絹布輕輕擦試掉。8.1.7.4 接好絕緣油試驗器的外殼接地線及電源線，進行絕緣油絕緣強度試驗，加壓次數(shù)為6次，每次加壓間隔時間為 5分鐘，取后5次加壓的平均值，即為此絕緣油電氣擊穿電壓值， 擊穿電壓標準如表 2所示：表2絕緣油擊穿電壓標準項目投入運行前的油運行油擊穿電壓15kV 以下 3015kV 以下 25kV15 35kV 3515 35kV 3066 220kV 4066 220kV 35330kV 50330

40、kV 45500kV 60500kV 508.1.7.5 用西林電橋測量絕緣油的90C時介損（tg S %）,用干凈的絹布將高溫油杯內、外極輕輕擦試，再用油樣淋洗 2遍，注滿油，插入干凈的溫度計進行加溫，加溫限制開關檔位 放置在90 C。8.1.7.6 溫度加到90C后，先加壓0.5kV，調節(jié)西林電橋，讀取油樣的tg S %和電容量；然后加壓到1.5kV,再調節(jié)西林電橋，讀取油樣的tg S吩口電容量，其值與以前相比不應有明顯 的增大，主變油應小于2%高備變、廠變應小于4%8.1.7.7 降壓拉開電橋電源及加溫器電源，油杯密封存放好。8.2 干式變壓器電氣試驗8.2.1 繞組直流電阻測量8.2.

41、1.1 此項目周期不得超過3年，在大修前后、無載分接開關變換分接位置后或必要時進8.2.1.2 可用紅外線測溫儀測量變壓器溫度，待器身溫度接近大氣溫度時（相差不超出5C）,可進行此項試驗工作。8.2.1.3 拆除變壓器高、低壓側連接排、線。8.2.1.4 采用雙臂電橋或專用直阻測試儀器進行測量。 接線時注意夾線鉗的電壓端與電流端 的位置，避免不必要的測量誤差。821.5 分別測量高壓側各繞組直流電阻， 測量時，應先按下電橋的B鍵，充電約1分鐘后, 再進行細致的測量。821.6 高壓側直阻測量完畢后，應進行溫度換算，1600kVA以上變壓器，其線間電阻值 差別一般不大于三相平均值的 1% 160

42、0kVA及以下變壓器，其線間電阻值差別一般不大于 三相平均值的 2%，與以前相同部位測得值比較，其變化不大于 2%。8.2.1.7 分別測量低壓側各繞組的直流電阻，因低壓側直阻很小，除了要將電橋的靈敏度旋至最大值外， 還要將電橋引線的電壓引線盡量夾在低壓側引出銅排的根部，以便準確地測量。8.2.1.8 低壓側各相電阻測量完畢后，應進行溫度換算， 1600kVA以上變壓器，其相間電 阻值差別一般不大于三相平均值的 2% 1600kVA及以下變壓器，其相間電阻值差別一般不 大于三相平均值的 4%，與以前相同部位測得值比較，其變化不大于 2%。8.2.1.9 若直流電阻出現(xiàn)超標情況，應匯同檢修專業(yè)人

43、員查明原因。8.2.2 繞組絕緣電阻、吸收比測量8.2.2.1 此項目周期不得超過 3 年，在大修前后、必要時進行。8.2.2.2 繼續(xù)保持變壓器高、 低壓側繞組及中性點成拆開狀態(tài)， 并將低壓繞組及中性點短路 接地，將高壓側線圈短路。8.223 采用2500V兆歐表測量高壓繞組對低壓繞組及地的絕緣電阻和吸收比。8.224 測量完畢，先將兆歐表的L端引線脫開，再停止兆歐表，并對變壓器的高壓繞組對 地進行充分放電。8.2.2.5 將高壓繞組短路接地，低壓繞組短路，采用2500V兆歐表測量低壓繞組對高壓繞組 及地的絕緣電阻和吸收比。8.2.2.6 記錄下變壓器本體溫度， 將絕緣電阻進行溫度換算， 與

44、前次測試結果相比應無明顯 的變化。其吸收比（10C -30 C范圍）不低于1.3。8.2.2.7 大修后還要進行穿心螺栓、 鐵軛夾件、 鐵芯等的絕緣電阻。 與前次測試結果相比應 無明顯的變化。8.2.3 繞組所有分接頭的電壓比、變壓器組別或極性8.2.3.1 此項目在分接開關引線拆裝后、更換繞組后以及必要時進行。8.2.3.2 拆除高低壓側全部引線。8.2.3.3 使用變壓器變比測試儀， 將測試線分別夾在高低壓側 6 個繞組引出端上， 注意相別 不要夾錯。儀器接好接地線。8.2.3.4 選擇好各參數(shù)后，進入測試狀態(tài)，測試出接線組別、變比值K及誤差E。對于單相變壓器，測試出極性。8.2.3.5

45、同樣方式測試所有分接位置。8.2.3.6 恢復變壓器正常接線。8.2.4 繞組的交流耐壓試驗34.8.2.4.1 此項目在條件具備時進行。進行周期不得超過 3年，在大修前后、必要時進行。34.8.2.4.2 繼續(xù)保持變壓器高、低壓側線圈出線成拆開狀態(tài)，對高壓側電纜頭及低壓側出線排短路接地，并將高壓側電纜接線頭與變壓器本體移開50cm以上的距離，避免耐壓過程中對電纜的閃絡放電。34.8.2.4.3 將變壓器高壓側線圈短路接地，采用2500V兆歐表對低壓側線圈進行耐壓試驗。在搖動測試的1分鐘內，變壓器內應無放電聲，其絕緣電阻值不應明顯波動，應穩(wěn)中有升， 則耐壓合格。34.8.2.4.4 低壓側線圈

46、測試完畢后，要對其充分放電，并且三相短路接地。34.8.2.4.5 采用試驗變壓器對干式變高壓側線圈進行交流耐壓試驗，其接線圖如圖34.8所示：調ArOn壓C1控R2制_CF-箱LJTB SB R1 AB/YYVX高壓線圈/YYYYTB-調壓器LJ過流繼電器SBR1-水電阻R2水電阻F-球隙V高壓測壓表圖34.8變壓器交流耐壓試驗接線原理圖試驗變壓器348246 按圖接好線后，用遮欄圍好試驗區(qū)域，并在遮欄上掛“止步、高壓危險”的警 示牌。10kV干式變當加壓至 26kV34.8.2.4.7 調整過電壓保護球隙的間隙，接于被試變壓器高壓側的加壓引線應暫時解除。用干凈的絹布將球體擦拭幾遍，同工作監(jiān)

47、護人聯(lián)系，進行加壓。時，球隙應閃絡，并再次加壓至23.8kV，維持1分鐘，球隙應無異常，降壓至零，球隙調整工作結束。27kV勵磁干式變當加壓至 65kV時，球隙應閃絡，并再次加壓至59.3kV，維持1分鐘，球隙應無異常，降壓至零，球隙調整工作結束34.8.2.4.8 將被試變壓器低壓側線圈短路接地，將高壓側線圈短路接上加壓引線。34.8.2.4.9 做好現(xiàn)場安全的監(jiān)護工作，準備好計時秒表。34.8.2.4.10 當工作監(jiān)護人發(fā)出加壓命令后，操作人員緩慢地將電壓加至 23.8/59.3kV ，開 始計時，同時密切觀察變壓器內部有無放電，閃絡現(xiàn)象。試驗電壓、電流應無明顯波動，并 記錄下來， 1 分

48、鐘后將電壓降至零。34.8.2.4.11 斷開試驗電源開關，放電。拆除試驗接線。34.8.2.4.12 使用 2500V 兆歐表，測量變壓器高壓側線圈的絕緣電阻，其值與交流耐壓前數(shù) 值相比，不應有較大變化。34.8.2.4.13 將高、低壓側線圈及中性點連接排裝復，并核對相別是否正確。34.9 電壓互感器電氣試驗34.9.1 500kV 電容型電壓互感器34.9.1.1 極間絕緣電阻測量34.9.1.1.1 此項目周期不超過 3 年。3491.1.2 采用抗干擾型2500V兆歐表，分別測量 A相C11、C12 C13的絕緣電阻。一般 不低于5000 MQ，同時與歷次試驗結果相比，不應有明顯下降

49、。試驗后充分放電。34.9.1.1.3 B 、C相測量步驟同上。34.9.1.2 測量每節(jié)電容介損及電容量34.9.1.2.1 此項目周期不超過 3年。34.9.1.2.2 采用抗干擾自動介損電橋，分別測量C11、C12、C13的介損和電容量。用絕緣桿將電橋高壓引線屏蔽端和電橋Cx線芯線端分別掛接在相應的位置。34.9.1.2.3 橋體可靠接地，做好現(xiàn)場周圍安措，分別指定專人操作，專人監(jiān)護，試驗步驟 按電橋操作說明進行。34.9.1.2.4 記錄好參數(shù)及現(xiàn)場溫度，其介損值不大于0.5%，電容值不超出額定值的-5%10，若電容值大于出廠值的102%時應縮短試驗周期。34.9.1.2.5 斷開電源

50、，拆除引線。34.9.2 發(fā)電機出口電壓互感器電氣試驗34.9.2.1 絕緣電阻測量34.9.2.1.1 此項目周期不超過 3年，在大修后和必要時進行。34.9.2.1.2 采用 2500V 兆歐表,絕緣電阻與歷次試驗結果和同類設備的試驗結果相比無顯著差別。34.9.2.2一次繞組直流電阻測量34.9.2.2.1此項目在大修后或必要時進行。34.9.2.2.2直流電阻與初始值或出廠值相比，應無顯著差別。34.9.2.3感應耐壓試驗349231此項目在條件具備時進行。一般在大修后或必要時進行。34.9.2.3.2 取下一次側熔絲，做好感應耐壓試驗前的準備工作，由于發(fā)電機出口電壓互感器為分級絕緣式

51、，采用常規(guī)工頻耐壓無法進行，選擇三倍頻感應耐壓較為可行，試驗接線如圖 34.9 :PT被試互感器V交直流分壓器圖34.9變壓器感應耐壓試驗原理接線圖34.9.2.3.2 三相分別加壓54.4kV，持續(xù)時間40s，并隨意注意有無異常情況的發(fā)生。34.9.2.3.3 恢復設備正常接線。34.10 電流互感器電氣試驗34.10.1 500kV電流互感器試驗34.10.1.1 繞組的絕緣電阻測量34.10.1.1.1 此項目周期不超過 3年，在大修后或必要時進行。34.10.1.1.2 拉開電流互感器非斷路器側的接地刀閘，確認短路器處于斷開位置。34.10.1.1.3 在就地控制柜里，將二次繞組各出線

52、端子短路接地。34.10.1.1.4 采用抗電場干擾兆歐表測量 A相一次繞組對二次及地的絕緣電阻， 將兆歐表的L端引線用絕緣桿掛在電流互感器一次側繞組連接排上，E端引線接地。絕緣電阻與以前測試值相比無太大變化。34.10.1.1.5 用放電棒碰觸兆歐表L端，進行充分放電。B、C相測量步驟同上。34.10.1.2 主絕緣的tg S (%)及電容量測量34.10.1.2.1 采用抗干擾自動電橋反接法測量A相主絕緣的tg 3。34.10.1.2.2 電橋可靠接地，做好現(xiàn)場安措，指定專人操作，專人監(jiān)護。34.10.1.2.3 開啟電橋電源開關和內高壓允許開關，進行加壓前參數(shù)設置：反接、內Cn、異頻、1

53、0kV。34.10.1.2.4 設置正確后，啟動電橋進入自動加壓、測量狀態(tài)。34.10.1.2.5 記錄試驗數(shù)據(jù)，其電容量與初始值相比差別不超過土5%其介損值不大于0.7%,超過0.5%或低于0.1%應采取相應措施后進行復試。B C相測量步驟同上。34.10.1.2.6 關閉各方面電源，拆除試驗引線，恢復試前安措。34.10.2 220kV 電流互感器試驗34.10.2.1 繞組的絕緣電阻測量34.10.2.1.1 此項目周期不超過 3 年，在大修后或必要時進行。34.10.2.1.2 拆開電流互感器一次繞組非斷路器側的連接線。聯(lián)系網(wǎng)控將斷路器斷開。34.10.2.1.3 在就地控制柜里，將二

54、次繞組各出線端子短路接地。34.10.2.1.4 采用抗電場干擾兆歐表測量A 相一次繞組對二次及地的絕緣電阻，將兆歐表的L 端引線接在用絕緣桿引下的電流互感器 A 相一次側繞組連接排上 ( 絕緣桿要搭接牢靠 ) ， E 端引線接地。絕緣電阻與以前測試值相比無太大變化。34.10.2.1.5 用放電棒碰觸兆歐表 L 端，進行充分放電。 B、C 相測量步驟同上34.1022主絕緣的tg S (%)及電容量測量34.10.2.2.1 采用抗干擾自動電橋反接法測量主絕緣的tg S。電橋引線Cx夾在絕緣桿引下的 A 相引線上。34.10.2.2.2 電橋可靠接地，做好現(xiàn)場安措，指定專人操作，專人監(jiān)護。34.10.2.2.3 開啟電橋電源開關和內高壓允許開關，進行加壓前參數(shù)設置：反接、內Cn、異頻、 10kV。34.10.2.2.4 設置正確后，啟動電橋進入自動加壓、測量狀態(tài)。34.10.2.2.5 記錄試驗數(shù)據(jù)，其電容量與初始值相比差別不超過5%，其介損值不大于0.8%，超過 0.5%或低于 0.1%應采取相應措施后進行復試。34.10.2.2.6 B 、C相