不同电气设备交接试验标准

水利水电工程监理适用 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 全文 企业安全文化建设方案企业安全文化建设导则安全文明施工及保证措施创建安全文明校园实施方案创建安全文明工地监理工作情况 数据库 电气装置安装工程电气设备交接试验 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 GB 50150－91 条文说明 中华人民共和国国家标准 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50150-91 条文说明 前 言 根据国家计委计综[1986]2630号文的要求,由原水利电力部负责主编,具体由能源部电力建设研究所会同有关单位对《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ232-82第十七篇“电气设备交接试验标准篇”修订而成。经中华人民共和国建设部1991年11月15日以建标[1991]818号文批准发布。 为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定,《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》编制组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求,按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的章、节、条顺序,编制了《电气装置安装工程电气设备交接试验标准条文说明》，供国内有关部门和单位参考。在使用中如发现本条文说明有欠妥之处,请将意见直接函寄本标准的管理单位能源部电力建设研究所(北京良乡,邮政编码：102401)。 本《条文说明》仅供国内有关部门和单位执行本标准时使用,不得外传和翻印。 目 录 第一章 总则 第二章 同步发电机及调相机 第三章 直流电机 第四章 中频发电机 第五章 交流电动机 第六章 电力变压器 第七章 电抗器及消弧线圈 第八章 互感器 第九章 油断路器 第十章 空气及磁吹断路器 第十一章 真空断路器 第十二章 六氟化硫断路器 第十三章 六氟化硫封闭式组合电器 第十四章 隔离开关、负荷开关及高压熔断器 第十五章 套管 第十六章 悬式绝缘子和支柱绝缘子 第十七章 电力电缆 第十八章 电容器 第十九章 绝缘油 第二十章 避雷器 第二十一章 电除尘器 第二十二章 二次回路 第二十三章 1kV及以下配电装置和馈电线路 第二十四章 1kV以上架空电力线路 第二十五章 接地装置 第二十六章 低压电器 附录一 高压电气设备绝缘的交流耐压试验电压标准 附录二 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数 附录三 油浸电力变压器绕组泄漏电流值(μA) 第一章 总 则 第1.0.2条 一、规定本标准适用于50OkV及以下新安装电气设备的交接试验。参照现行国家标准《高压输变电设备的绝缘配合》(GB311.1-83)等有关规定,已将试验电压适用范围提高到500kV电压等级的实际情况,予以明确规定。 二、对于安装在煤矿井下或其它有爆炸危险场所的电气设备。因其工作条件特殊,有关部门已制订有专用规程,因此,本标准不适用于安装在煤矿井下或其它有爆炸危险场所的电气设备。 第1.0.3条 本条所列继电保护等,规定其交接试验项目和标准按相应的专用规程进行。 第1.0.4条 过去新安装的变电站在交接试验时,对110kV及以上的电气设备,大多未作交流耐压试验,但在投入试运行后未发生问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 。另外,目前各基建单位大多缺乏进行此项试验的设备,在国内普遍推行有实际困难,故仍保留原条文。 另外,本条中的“进行耐压试验”是指“进行工频交流或直流耐压试验”。 本条补充了对变压器、电抗器及消弧线圈注油后绝缘试验前的静置时间,这是参照国内及美国、日本的安装、试验的实践而制订的,以便使残留在油中的气泡充分析出。 第1.0.7条 一、试验时“要注意湿度对绝缘试验的影响”。因原条文中只考虑温度,而有些试验结果的正确判断不单和温度有关,也和湿度有关。湿度标准规定为空气相对湿度不宜高于80%,因为作外绝缘试验时,若相对湿度大于80%,闪络电压会变得不规则,故希望尽可能不在相对湿度大于80%的条件下进行试验。另外,能源部《交流500kV电气设备交接和预防性试验规程》(试行)第一章第七条中也有规定：“绝缘试验应在……相对湿度一般不高于80%的条件下进行”。为此,规定试验时的空气相对湿度不宜高于80%。 二、规定常温为10～40℃、运行温度为75℃的定义,以便现场试验时容易掌握。 三、规定对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈,应以其上层油温作为测试温度,以便与制造厂及生产运行的测试温度的规定统一起来。 第1.0.8条 增加了极化指数的规定,50OkV级电力变压器等设备用极化指数的指标来判断绝缘的状态。 由于极化指数是此次修订时新加入的概念,故具体标准有待从工作中积累经验数字后再明确。 第1.0.10条 为了与国家标准中关于低压电器的有关规定及现行国家标准《中小型三相异步电动机试验 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 》(GB1 032-68)中的有关规定尽量协调一致。为此将电压等级增加为5档,即1OOV以下,5OOV以下至100V ，30O0V以下至500V, 1000OV以下至3000V和10000V及以上,使规定范围更为严密。 第1.0.11条 规定了本标准的高压试验方法应按现行国家标准《高电压试验技术》(GB311.2-83～GB311.6-83)的规定执行,以资统一,便于将试验结果进行比较分析。 第二章 同步发电机及调相机 本章标题为“同步发电机及调相机”,这里所指的同步发电机包括水轮发电机。因为水轮发电机的交接试验项目和标准,除个别条款外,大部分与汽轮发电机相同,可以列在一起。此外,1982年以前的施工验收规范以及原水电部的《电气设备交接和预防性试验标准》都将水轮发电机的项目,列入同步发电机一章内。 第2.0.1条 一、本条规定了“同步发电机及调相机”的试验项目,其条文说明在下面相应各条中加以说明。 二、本条注①、注②中,具体规定了容量6000kW以下,电压1kV以上的同步发电机及电压1kV及以下、各种容量的同步发电机的试验项目。这是参照苏联电气装置安装法规1985年版拟定的。这样,对电力系统内外各种不同容量的同步发电机,交接试验时应进行的工作,都有了依据。 第2.0.2条 一、本条第二款规定“对沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不应小于1.3；对环氧粉云母绝缘的吸收比不应小于1.6”,以与原水电部《电气设备预防性试验规程》统一；由于绝缘材料质量的提高,试验结果表明,此标准对于干燥的绝缘是能达到的。 二、注④“对水冷电机,应测量汇水管及引水管的绝缘电阻”。因发生过由于汇水管及引水管的绝缘低而影响了发电机定子绕组绝缘电阻的实际值,从而作出错误判断的事例。 第2.0.4条 本条规定了定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量的试验标准、方法及注意事项。特别对氢冷电机,必须严格按本条要求进行耐压试验,以防含氢量超过标准时发生氢气爆炸事故。 第2.0.5条 现场组装的水轮发电机定子绕组工艺过程中的交流耐压试验电压标准明确应按《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-88)的有关规定执行。 第2.0.7条 增加了“当误差超过规定时,还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量”,以便分析判断误差超过标准的原因。 第2.0.8条 关于转子绕组的交流耐压试验,在1982年以前是参照原水电部《电力建设施工及验收暂行技术规范》电气装置篇第二十五章“电气装置的交接试验”第1218条的规定执行。全文为“凸极式转子线圈的试验电压为7.5倍额定励磁电压,但不应低于1200V；隐极式转子不需进行交流耐压试验……”。 1977年原水电部《电气设备交接和预防性试验标准》第二章“同步发电机及调相机”表1序号7转子绕组交流耐压试验的周期为：“(1)显极式转子交接时、大修时和更换绕组后；(2)隐极式转子拆卸套箍后、局部修理槽内绝缘和更换绕组后。”规定隐极式转子绕组交接时不进行交流耐压试验。 原“标准”规定：转子绕组按出厂试验电压的75%进行交流耐压试验,这包括了隐极式转子绕组。理由是“以往隐极式转子接地故障的事故率是不低的,故为了确保运行安全,在交接时与显极式一样均应作交流耐压试验”。关于这条规定的执行情况,调查研究发现全国大多数新安装的汽轮发电机的隐极式转子绕组都未进行交流耐压试验,但在试运行期间未发生过转子接地故障。而且新安装的汽轮发电机在出厂时已作过转子绕组交流耐压试验,在工地安装好后靠交接时进行交流耐压试验来发现接地故障是不可能的。到现在为止发生的转子绕组接地故障多数是在运行数年后发生的,故不属于交接试验范围。近年来引进的日本、苏联、捷克、德国、法国、比利时等国制造的汽轮发电机,现场也未进行过转子绕组的交流耐压试验。因此,本条文规定只有显极式转子绕组才进行交流耐压试验,而隐极式转子绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻来代替。 第2.0.9条 指出当回路中有电子元器件时,测量绝缘电阻时应注意的事项。 第2.0.10条 试验电压应为1000V,这是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》的标准制订的。 第 2.0.16条 一、测量转子绕组的交流阻抗,有的制造厂未列入出厂试验项目,但在交接试验时测量转子绕组的交流阻抗,可以作为运行时判断转子匝间绝缘情况的原始数据,实践证明,当转子绕组有匝间短路时,转子绕组功率损耗的变化也是比较明显的； 二、为了了解转子绕组在强大离心力作用下,其匝间绝缘是否有缺陷,本条规定在超速试验前后的额定转速下分别测量。 第2.0.17条 “对于发电机变压器组,若发电机本身的短路特性有制造厂出厂试验报告时,可只录取整个机组的短路特性,其短路点应设在变压器高压侧”的规定,理由如下： 一、交接试验的目的,主要是检验安装过程中的质量。但发电机的特性不可能在安装的过程中加以改变。因此当发电机短路特性已有出厂报告时,可以此为依据作为原始资料,并进行有关计算,没有必要在交接时重做此项试验。 二、单元接线的发电机变压器组容量很大,整套起动试验时,为了拆装短路母线,需10h以上,推迟了发电时间。 三、30多年的实践证明,起动时测出的短路特性和出厂试验很接近,没有发现由于起动时测出的短路特性不合格从而查出发电机本身有问题的情况。 四、为了给电厂留下一组特性曲线以备检修后复核,因此在变压器高压侧短路,录取整个机组的短路特性。 五、苏联《电气装置安装法规》第一篇第八章“交接试验标准”中1.8.13第9款中规定：对于发电机变压器组,需录取包括变压器在内的整组短路特性。如果已有制造厂出厂试验记录,可不必测定发电机变压器组中的发电机的短路特性。 第 2.0.18条 一、在额定转速下,空载试验的最高电压值,是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》的有关规定制订的。 二、“对于发电机变压器组,如果发电机本身的空载特性及匝间耐压有制造厂出厂试验报告时,可以不将发电机从机组拆开作发电机的空载特性,而只作发电机变压器组的整组空载特性,电压加至定子额定电压值的105%”的规定。理由参见第2.0.17条条文说明中的1、2、3、4各款,而将短路条件视为开路。此外,苏联《电气装置安装法规》中规定：录取发电机变压器组的整组空载特性,电压加至1.15倍额定电压(因受变压器限制)。如制造厂有相应的试验记录,可不测变压器断开时的发电机的空载特性。本标准中,整组空载试验时的最大试验电压值定为额定 电压的1.05倍,这是考虑到变压器运行电压为额定电压的1.05倍的缘故。 第2.0.19条 测录发电机定子开路时的灭磁时间常数,“对发电机变压器组可带空载变压器同时进行”,以便与第2.0.18条相对应。 第2.0.22条 本条分别对汽轮发电机及水轮发电机测得的轴电压提出要求；同时规定测量时发电机的运行工况。 第三章 直流电机 第3.0.3条 规定了直流电阻测量值与制造厂数据比较的标准.这是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》而制订的误差标准。 第3.0.4条 一、本条规定了测量电枢整流片间直流电阻的试验方法和标准： 1.当叠绕组回路有焊接不良、导线断裂或短路故障时,在相邻的两片间测量直流电阻,即能准确发现； 2.对波绕组应在绕组两端的整流片上测量,才能准确发现其缺陷； 3.对蛙式绕组要根据其接线的实际情况来测量其叠绕组和波绕组的片间直流电阻,才能准确而有效地发现绕组回路的缺陷。 二、煤矿电工手册(1980年版)第七章“直流电机”第四节“直流电机电枢绕组的检修”(三)“电枢绕组断路或短路检查”中说： 1.用直流电压降法检查电枢绕组。将直流电源接到换向器片上,两电源线的距离约等于极距,用测试棒逐片测量相邻两片之间的电压降。测量一段后,可移动电源位置继续测量,所有换向片的电压降应基本相等。当误差不超过±5%,则认为电枢绕组没有断路或短路。 2.检查蛙式绕组或有均压线的绕组时,不能采用1项接线,而应将电源线和毫伏表的测棒同时放在被测的换向片上。 三、苏联发电厂和变电站电气设备调试手册(1984年版)中说：除了测量相邻两个整流片的电阻外,对于叠式波式绕组的励磁机,在暴露焊接处的缺陷及匝间短路时,建议在整流片间测量,其距离是换向器的节距。 四、《苏联电气装置安装法规》对直流电机电枢绕组的整流片间的直流电阻测量规定为：除了绕组接线方式造成电阻值有规律的变化外,彼此间的电阻偏差不应大于10%。 第3.0.11条 本条规定测录“以转子绕组为负载的励磁机负载特性曲线”,这就明确了负载特性试验时,励磁机的负载是转子绕组,与以往所规定的“励磁机负载特性曲线”没有指明其负载相比,含义更清楚了,以免在执行中引起误解。 第四章 中频发电机 第4.0.1条 本条规定了中频发电机的试验项目,并在下面相应条文中予以说明。 第4.0.3条 测量绕组的直流电阻时,要注意有的制造厂生产的作为副励磁机使用的感应子式中频发电机,发生过由于引线长短差异以致各相绕组电阻值差别超过标准,但经制造厂检查无异状而投运的事例。为此,要求测得的绕组电阻值应与制造厂出厂数值比较为妥。 第4.0.5条 永磁式中频发电机现已开始在新建机组上使用,测录中频发电机电压与转速的关系曲线,以此检查其性能是否有改变。要求测得的永磁式中频发电机的电压与转速的关系曲线与制造厂出厂数值比较,应无明显差别。 第五章 交流电动机 第5.0.1条 本条注中的电压1000V以下,容量100kw以下,这是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》的规定制订的。其中需进行第十、十一两款的试验,是因为定子绕组极性检查和空载转动检查对这类电动机也是必要的。但有的机械部分已和电动机连接不易拆开的,可以连同机械部分一起试运。 第5.0.2条 一、电动机绝缘多为B级绝缘,参照不同绝缘结构的发电机其吸收比不同的要求,因此规定电动机的吸收比不应低于1.2。 二、苏联近年出版的电动机不经干燥投入运行条件中,规定对于容量为5000kW以下,转速为1500r/ min以下的电动机,在10～30℃时测得的吸收比大于1.2即可。 三、凡吸收比小于1.2的电动机,都先干燥后再进行交流耐压试验。高压电动机通三相380V的交流电进行干燥是很方便的。因为大多是由于绝缘表面受潮,干燥时间短;有的电动机本身有电热装置,所以电动机的吸收比不低于1.2是能达到的。 收集了一些关于新安装电动机的资料,并将测得的绝缘电阻值和吸收比汇总如表及5.0.2。从表中可以看出,新安装电动机的吸收比都可达到1.2的标准。 第5.0.3条 新安装的交流电动机定子绕组的直流电阻测量值与误差计算实例如表5.0.3。 表5.0.3说明,新安装的交流电动机定子绕组的直流电阻的判断标准按最小值比进行判断是可行的。另外,原水电部《电气设备预防性试验规程》中对已运行过的交流电动机定子绕组的直流电阻的标准仍是：“各相绕组的直流电阻相互差别不应超过最小值的2%,线间电阻不超过最小值的1%”。 第5.0.4条 一、目前交流电动机的容量已达4500kW以上,相当于一台小型发电机,对其绝缘性能应加强判断,因此增设定于绕组的直流耐压试验项目。 二、本条规定对1000V以上及1000kW以上中性点连线已引出至出线端子的电动机进行直流耐压试验和测量泄漏电流。试验电压标准参照原水电部《电气设备预防性试验规程》中的有关规定。由于做直流耐压试验时须分相进行,以便将各相泄漏电流的测得值进行比较分析和判断,因此,对中性点已引出的电动机才进行此项试验。 第5.0.12条 一、引用原GBJ232—82第三篇“旋转电机篇”第4.O.3条的内容,规定了电动机空转的时间和测量空载电流的要求。 二、电动机带负荷试运,有时发生电动机发热,三相电流严重不平衡,如果作过空载试验,就可辨别是电机的问题,还是机械的问题,从而使问题简单化,因此增设了此项试验。 第六章 电力变压器 第6.0.1条 本条的附注参照相应的国家标准等要求作了如下补充修改： 一、按《电力变压器》(GB 1094—85)容量等级的划分,对注①、注②根据不同容量,规定了应试验的项目； 二、本条注③、注④、注⑤是按照不同用途的变压器而规定其应试验的项目； 三、对注⑥是根据运行单位的维护与检修工作的需要,同时也为了使较重要的变压器具有完整的技术档案而规定这一附加要求。 关于变压器的瓦斯继电器、信号及电阻温度计、压力释放器、冷却循环油泵、风扇电动机等附件的试验,因已在《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》(GBJ232—90)中作了规定,故不再重复列入本标准中。 第6.0.3条 本条规定了绕组电压等级在220kV及以上的变压器变压比误差标准。 目前在变压器常用结线组别的变压比测试中,电压表法一般均被变压比电桥测试仪所代替,它使用方便,且能较正确地测出变压比误差,对综合判断故障及早发现问题有利。 本条文只规定了220kV及以上电压等级的变压器变压比误差要求,是考虑它们在电力系统中的重要性以及施工单位对这些设备的测试能力。 按照调研资料分析,变压器出厂后曾发现分接头有接错现象,为此对220kV以下等级的变压器,只要施工单位具有变压比误差测试仪器也可进行测试,以便及早发现可能存在的隐患。 对于220kV及以上电力变压器在额定分接头位置上的变压比误差标准是参照《电力变压器》(GB 1094-85)的表4中有关标准而制订的。 第6.0.4条 检查变压器结线组别或极性必须与设计要求相符,主要是指与工程设计的电气主结线相符。目的是为了避免在变压器订货或发货中以及安装结线等工作中造成失误。 第6.0.5条 一、由于考虑到变压器的选用材料、产品结构、工艺方法以及测量时的温度、湿度等因素的影响,难以确定出统一的变压器 绝缘材料和变压器油的极化缓慢,时间常数可达3min以上,因而 R60s/ R15s就不能准确地说明问题,为此本条中引入了“极化指数”的测量方法,即R10min/ R1min,以适应此类变压器的吸收特性,实际测试中要获得准确的数值,还应注意测试仪器、测试温度和湿度等的影响。 三、“变压器电压等级为35kV及以上,且容量在4000kVA及以上时,应测量吸收比”,这是参照国标《35kV级三相油浸电力变压器技术多数和要求》(GB6451.2-86)的规定修订的。 四、为了便于换算各种温度下的绝缘电阻,在本标准表6.0.5下面,增加了注和说明,以便现场应用。 10000kVA及以上,另外也规定了500kV电压等级的直流试验电压标准。 变压器直流泄漏电流在制造厂是不测试的,但多年来预防性试验证明,对发现变压器受潮或局部缺陷是有效的;目前虽因测试的分散性很大,无法列出统一标准,但可供以后运行时对照。 为了使直流泄漏电流值测试能获得较准确的判断,在试验中应注意“电渗现象”,即当绕组施加正极性试验电压时,水分会因电场作用而被排斥渗向油箱,使绝缘物中的水分相对被减少,因而实际测得的泄漏电流值变小,为此在直流泄漏试验时应将负极接到被试绕组上。 500kV绕组的直流泄漏试验电压为60kV。此标准是参照能源部《交流500kV电气设备交接和预防性试验规程》(试行)中的规定。 附录三列出的油浸电力变压器绕组直流泄漏电流值是运行、试验单位多年来实践的总结,以便于各单位测试时参考。 第6.0.8条 随着试验变压器容量及技术水平的提高,本条增加了“容量为 8000kVA及以上,绕组额定电压在110kV以下的变压器,在有试验设备时,可按附录一试验电压标准进行交流耐压试验”的有关内容。对额定电压在11OkV及以上的大容量变压器,目前有些国家采用低电压长时间的绝缘考核方法,在现场宜于实施,但对其标准、方法的可行性还有待科研部门进一步研究与论证。 另外,国内已有某些电网采用操作波感应耐压代替工频或倍频感应耐压,一般利用小型冲击发生器对被试变压器本身的低压绕组来冲击励磁,借助电磁耦合在高压或中压侧感应出预定的试验电压值。 按国际电工委员会(IEC)的推荐,可采用负极性操作冲击波,波形要求如下: 这种试验方法由于其设备比较轻便,试验电源容量不大,同时示伤灵敏,对220kV以上超高压电气设备的现场绝缘试验较适合;但它仍属于破坏性耐压试验,要广泛应用于交接试验中还应在操作方法、试验仪器、采用的标准等方面进一步总结、完善和提高(一般现场操作波耐压值为出)出厂值的0.85倍)。 第6.0.9条 根据(81)一机电联字第327号文,已要求制造厂按IEC标准,对200kV及以上变压器,将局部放电和全波冲击试验列为出厂试验项目。 500kV电压等级的变压器,一般从出厂到工地安装完毕,要经过较长的运输和多道工艺的安装流程,中间可能会出现某种冲击、受潮等不利于绝缘的情况。因此在现场安装完毕后,应积极创造条件做局部放电试验,这是保证安全、顺利投产的有效措施之一;但局部放电试验设备耗资大、试验电压高、设备笨重、测试电源抗干扰等问题还有待于进一步研究解决;测试所用的仪器、设备有待于国产化、标准化;测试人员也应培训、考核,才能使测试的有效性进一步提高。为了使局部放电试验达到预期的效果,在试验时,需按《电力变压器》(GB109.3-85)的11.4规定的标准进行,施加试验电压时,应按图6.0.9所示的时间顺序。 在不大于1/ 3U2的电压下接通电源并增加至U2,持续5min,再增加至U1,保持5s,然后立即将U1降低到U2,保持30min,当电压再降至 1/3U2以下时,方可切断电源。 变压器在感应耐压试验时的局部放电量测量可按《电力变压器》(GB1094.3-85)的附录A进行。 第 6.0.10条 一、明确绝缘测试的时间及要求,以便能更好地发现薄弱环节； 二、施工中曾发现运输用的铁芯支撑件未拆除问题,故规定在注油前要检查接地线引出套管对外壳的绝缘电阻,以免造成较大的返工。 第6.0.12条 变压器的绝缘油是绝缘结构的一个主要部分,为此国内外的有关制造厂和施工、运行单位在测试中都予以极大的重视,普遍认识到变压器绝缘油质量好坏是影响变压器安全可靠运行的重要因素之一。 绝缘油中溶解气体的色谱分析,是目前监视变压器内绝缘局部放电及过热等潜伏性故障的一个有效办法。原水电部科技司在1977年颁发了《用气相色谱法检测充油电气设备内部故障的试验导则》,执行几年来在运行单位都收到了良好的效果,避免了一些恶性事故的发生。 本条第二款的内容及标准主要是参照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(GB7252-87)制订的,但电压等级及容量的划分是根据试验的必要性与经济性综合分析而定。 绝缘油中的微量水及含气量测量对加强绝缘油的质量管理与监视也是很有效的两种指标,但目前我国仅在500kV电压等级上进行得多些,而且测试方法及手段还有待进一步完善。这次制定的标准主要参照了IEC、 JIS、 JEEE的标准以及原水电部《电气设备预防性试验规程》和各网局、电力试验研究所制订的标准综合确定的。 变压器绝缘油的微量水和含气量的有关标准位介绍如下： 一、国际电工委员会IEC标准为： 含水量： 72.5～170kV为15ppm, 170kV以上为10ppm。 含气量：待定。 二、日本JIS标准： 含水量： 50OkV为10ppm, 275kV为15ppm, 154kV为20ppm。 含气量： 500kV为0.5%以下, 275kV为1.0%以下。 三、美国IEEE标准： 含水量：＜115kV为 25ppm, 115～230kV为20PPm,　≥345kV为15ppm。 含气量：115～23OkV为3%, 5O0kV为0.5%以下。 第6.0.13条 本条第三款是参照《低压电器基本标准》(GB 1499-79)修订的,在85%Un操作电压时应可靠动作。第四款中规定了无电压下循环操作次数,以保证在有电压下能可靠操作。对空载下的检查,一般制造厂规定连续切换只允许一个循环,以免因频繁操作使分接开关过渡电阻过热而损坏,为此在条文中规定按产品技术条件的规定进行。另外,规定了三相切换时的同步性要求,以保证有载调压的切换质量。第五款绝缘油的电气强度明确为注入前的耐压值,以确保注入切换开关油箱中的绝缘油质量,以防万一密封不良,开关油渗漏到本体油中会引起不良后果。 第6.0.14条 对于“发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器,可不进行额定电压下的冲击合闸试验”的规定,理由如下： 一、由于发电机变压器组的中间连接无操作断开点,在交接试验时,为了进行冲击合闸试验,需对分相封闭母线进行几次拆装,费时几十小时,将耗费很大的人力物力及投产前的宝贵时间； 二、发电机变压器组单元接线,运行中不可能发生变压器空载冲击合闸的运行方式； 三、历来对变压器冲击合闸主要是考验变压器在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使变压器差动保护误动作,并不是用冲击合闸来考验变压器的绝缘性能； 四、《苏联电气装置安装法规》中规定,对发电机变压器组的结线,建议零起升压投运； 五、1987年10月在《500kV输变电设备交接和预防性试验导则》讨论会上,也同意额定电压下冲击合闸试验对发电机变压器单元结线组一般可不进行。 根据上述情况,这次条文修订中明确：“对发电机-变压器组中间连接无操作断开点的变压器,可不进行冲击合闸试验”。“对中性点接地的电力系统,试验时变压器的中性点必须接地”。 第6.0.16条 本条是参照了IEC551标准及《变压器和电抗器的声级测定》(GB732-87)规定而制订的。 第七章 电抗器及消弧线圈 本章多数试验项目或条款与第六章“电力变压器”的相同,为此以下仅对本章特有的试验项目及条款加以说明。 第7.0.10条 条文中规定并联电抗器的冲击合闸应在带线路下进行。目的是为了防止空载下冲击并联电抗器时产生较高的谐振过电压,从而造成对断路器分、合闸操作后的工况及电抗器绝缘性能等带来不利影响。 第7.0.12条 箱壳的振动标准是参照了IEC有关标准并结合能源部《交流500kV电气设备交接和预防性试验规程》(试行)的规定。试验目的是为了避免在运行中过大的箱壳振动而造成开裂的恶性事故。对于中性点电抗器,因运行中很少带全电压,故对振动测试不作要求。 第7.0.13条 测量箱壳表面的温度分布,主要是检查电抗器在带负荷运行中是否会由于漏磁而造成箱壳法兰螺丝的局部过热,据有的单位介绍,最高可达150～200℃,为此有些制造厂对此已采取了磁短路屏蔽措施予以改进。初期投产时应予以重视,一般可使用红外线测温仪等设备进行测量与监视。 第八章 互感器 第8.0.2条 本条要求对110KV及以上的油纸电容式电流互感器测量末屏对二次绕组及地的绝缘电阻,这是由于在互感器受潮或进入雨水后,其末屏的绝缘降低较为明显,因而对判断比较有效。绝缘电阻的标准值,则取决于不同的产品结构和材料,有待在实践中积累资料(但对同一产品的测试值或投产前后的测试值互相比较可以从中发现问题,故应予以重视。 对500kV电压等级电流互感器,要求测量几个一次绕组之间的绝缘电阻,这是由于在正常运行中它们虽然是同电位的,但当绕组之间绝缘很薄弱时,会在系统故障影响下引起击穿短路,而使继电保护装置误动。 第8.0.3条 本条第二款中的倍频感应耐压标准是参照《高压输变电设备的绝缘配合》(GB311-83)的有关规定以及制造厂的产品技术条件订为出厂试验值的85%。 关于倍频感应耐压试验,应注意以下几点： 一、试验时高压侧的电压升高容许值,根据有关制造厂的推荐,可选用35kV电压级的为30%, 110kV级的为5%, 220kV级的为8%； 二、进行倍频感应耐压时,电容式电压互感器的中间电压变压器必须与分压电容分开,以免损坏中间电压变压器的绕组； 三、“绝缘性能有怀疑”是指：互感器的tgδ(%)值及绝缘电阻值与同批产品相比有明显增大,发现互感器外壳有变形、渗漏油、呼吸器硅胶受潮变色等不正常现象。 第8.0.4条 第一款是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》修订的。 关于介质损耗角正切值tgδ(%)的温度换算问题,从某单位提供的“油浸纸绝缘的电流互感器或套管的tgδ(%)温度换算系数表”(见本标准第15.0.3条的条文说明),可看出对于良好的绝缘,温度变化对tgδ(%)值影响较小。能源部《交流500kV电气设备交接和预防性试验规程》(试行)中就明确了tgδ(%)值一般不进行温度换算。 第二款是参照《电压互感器》(GB1207-86的1.4.11注(2)的规定修订的,条文内容如下： “对额定电压35kV及以上的互感器,根据用户要求,还要进行介质损耗角正切值tgδ(%)的测量,并向用户提供10kV电压下的实测值及相应试验方法。试验要求由各型互感器的技术条件规定”。 第8.0.5条 由于油浸式互感器油量较少,而且采用了微正压全密封结构,为此,在试验证明互感器绝缘性能良好的情况下,不应破坏产品的密封来取油样进行试验。 由于产品在制造厂内作绝缘试验后,在油内剩有各种气体,所以本条第二款中,对供分析判断的油中溶解气体,无法列出定量的标准,只能与产品出厂值进行比较。 关于油中含水量标准的制订理由见本标准第6.0.12条的条文说明。 第8.0.6条 考虑到各制造厂的产品在结构、材料上的不一致,所以规定其电阻值与出厂值及同批产品的测得值相比不应有明显差别。 第8.0.7条 测绘电流互感器的励磁特性曲线,主要是指继电保护装置有要求的才需进行此项试验。 第8.0.8条 参照国标《电压互感器》(GB 1207—86)的规定,出厂试验时应进行产品的励磁特性试验,故本条规定空载电流与出厂数据相比较的要求,这对鉴别有无匝间故障是有一定效果的。 对于电容式电压互感器,主要是对中间电压变压器进行空载特性测试,但须在分压电容与中间电压变压器可拆开时才进行此项试验。 第8.0.9条 参见本标准第6.0.4条的条文说明。 第8.0.12条 对35kV及以上的固体绝缘互感器,虽已通过5min的交流耐压试验,但由于在浇铸环氧树脂等有机物过程中可能有残留的小气泡以及产品可能在运输过程中受到振动而产生微小的裂纹,所以对有机绝缘物的互感器在现场应进行局部放电试验。 110kV及以上的油浸式电压互感器,在对绝缘性能有怀疑时,可在有试验设备时进行局部放电试验。这里所指的对绝缘性能有怀疑,是指互感器tgδ(%)值超过标准、互感器渗漏油、密封破坏或油中溶解气体的色谱分析不符合要求等等。 第8.0.13条 要求注意三相电容量的一致性,是为了防止不平衡电流引起继电保护在运行中误动,同理对三相电容量误差也需按继电保护的要求来进行选配。 第九章 油断路器 第9.0.2条 本条中330～550kV电压等级的有机绝缘拉杆的绝缘电阻标准,是参照了原水电部《电气设备预防性试验规程》1985年修订本中的规定。 第9.0.3条 关于35kV多油断路器的tgδ(%)值,本条是参照了原水电部《电气设备预防性试验规程》并在原《电气装置安装工程施工及验收规范》(GBJ232—82)基础上按断路器的不同型号作了相应的修改。 为了消除油箱、灭弧室及内部绝缘部件的影响,本条规定在卸下油箱进行分解试验时,每只套管的tgδ(%)值应符合本标准第十五章“套管”表15.0.3的规定,以便分清超过标准的原因。 第9.0.4条 本条是参照了原水电部《电气设备预防性试验规程》中的有关规定,对支柱瓷套包括绝缘拉杆的泄漏电流标准作了规定。 对220kV及以上的支柱瓷套的泄漏电流值标准提高到5μA,主要是为了提高灵敏度,以便更好地监视绝缘操作杆的受潮情况。 第9.0.5条 35kV及以下油断路器中有些是三相共一油箱的断路器,相间距离较小,为了防止运行中发生操作过电压等引起相间闪络,故本条规定相对地耐压试验外,还应同时进行相间耐压试验。 为了保证运行人员及设备的安全,35kV及以下的户内少油断路器及联络用断路器断口的耐压,可根据断路器所在的位置及过电压闪络会造成的后果等综合考虑而定。 第9.0.6条 导电回路的导电性能的好坏对保证断路器的安全运行具有重要的作用,因此IEC标准及制造厂的产品说明均规定测导电回路电阻,一般使用直流伏安法在100A左右下进行测试,但对于小容量的断路器,在无大电流测试条件时,也可使用双臂电桥法进行测量。 第9.0.7条 由于产品的规格、型号繁多,故要求调试实测值应符合产品技术条件的规定。 第9.0.8条 修改理由同本标准第9.0.7条。另外考虑到15kV及以下的断路器数量较多,如每一台都要进行测速试验,测速条件、测试设备及人力上均有一定困难,因此对这类断路器的分、合闸速度应由制造厂给予保证。相反15kV及以下的发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器,因其担负的作用关键、断流容量大,工地组装的零部件多,调整工艺也较繁多,为此在条文中采取了不同的规定。 第9.0.10条 现有330kV电网中有采用带合闸电阻的油断路器,故在本条中规定应测量其合闸过程中的投入时间,并在安装前检查其电阻值是否符合要求。 第9.0.11条 本条要求对线圈绝缘电阻值进行测量,并要求其值不低于10MΩ,以确保操作回路的绝缘电阻值能达到1MΩ以上。 第9. 0.12条 本条是参照现行国家标准《交流高压断路器》中“四、操动机构”的有关规定修订的。修改后的条文与原条文对照,有以下不同点： 一、原条文为“检查操动机构合闸接触器(或电磁铁)及分闸电磁铁的最低动作电压”。即“分闸电磁铁最低动作电压不小于30%Un,不大于65%Un；合闸接触器(或电磁铁)的最低动作电压不小于30%Un,不大于80(65)%Un”。修改后将这部分条文取消,改为操动机构的合闸操作及脱扣操作的操作电压范围,即电压在85%～110%Un范围内时,操动机构应可靠合闸；电压在大于65%Un时,操动机构应可靠分闸,并当电压小于30%Un时,操动机构应不得分闸。 二、原条文中规定电压值是在母线处量得为准,修改后的条文规定电压值是在线圈端钮处量得的电压。 第9.0.15条 明确了压力动作阀和压力表等自动元件及仪表的校验项目与标准。 第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.3条 参见本标准第9.0.6条的条文说明。 第10.0.4条 参见本标准第9.0.4条的条文说明。 第10.0.5条 本条规定的分闸状态下的断口耐压,主要考虑由于空气及磁吹断路器断口距离较小,在操作过电压下有可能造成断口闪络或击穿事故。 第10.0.9条 参见本标准第 9.0.11条的条文说明。 第10.0.10条 参见本标准第9.0.12条的条文说明。 第10.0.13条 参见本标准第9.0.15条的条文说明。 第十一章 真空断路器 本章是参照《10kV户内真空断路器通用技术条件》(JB3855—85),并通过对有关制造厂及用户调研后制订的。 第11.0.1条 真空断路器的试验项目基本上同其它断路器类似,但有两点不同： 一、测量合闸时触头的弹跳时间,其标准及测试的必要性,将在第11.0.7条中说明。 二、其它断路器须作分、合闸时平均速度的测试。但真空断路器由于行程很小,一般是用电子示波器及临时安装的辅助触头来测定主触头实际行程与所耗时间之比(不包括操作及电磁转换等时间)。考虑到现场较难进行测试,而且必要性不大,故此项试验未予列入。 第11.0.2条 本条标准是按本标准第9.0.2条的表9.0.2进行制订的。 第11.0.4条 真空断路器断口之间的交流耐压试验,实际上是判断真空灭弧室的真空度是否符合要求的一种监视方法。因此,真空灭弧室在现场存放时间过长时应定期按制造厂的技术条件规定进行交流耐压试验。至于对真空灭弧室的真空度的直接测试方法和所使用的仪器,有待进一步研究与完善。 第11.0.7条 在合闸过程中,真空断路器的触头接触后的弹跳时间是该断路器的主要技术指标之一,弹跳时间过长,弹跳次数也必然增多,引起的操作过电压也高,这样对电气设备的绝缘及安全运行也极为不利。据国外有关资料介绍,其弹跳时间不应大于2ms,我国某些制造厂也表示可以达到这一先进标准。为此在本条文中规定弹跳时间不应大于2ms。 第十二章 六氟化硫断路器 近年来,六氟化硫断路器已在60～500kV各电压等级系统中广泛使用,其中也有不少500kV的进口设备,因此有必要增加这部分的交接试验的项目和标准。 本章主要参照和采用了下列一些资料： 一、《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)、现行国家标准《交流高压断路器》等国标； 二、国际电工委员会(IEC)《高压交流断路器》的标准； 三、原水电部《交流高压断路器技术条件》(SD132-85)中的“SF6断路器及GIS技术条件”； 四、各网局、省局编制的500kV变电设备交接验收规范等。 六氟化硫断路器的一般试验项目和标准均与其它断路器相同,以下仅就其中的一些条文作必要的说明。 第12.0.4条 条文中规定110kV及以上的罐式断路器需进行耐压试验,主要考虑罐式断路器外壳是接地的金属外壳,内部如遗留杂物或运输中引起内部零件位移,就可能会改变原设计的电场分布而造成薄弱环节和隐患,这就可能会在运行中造成重大事故。 瓷柱式断路器,其外壳是瓷套,对地绝缘强度高,另外变开距瓷柱式断路器断口开距大,故对它们的对地及断口耐压试验均未作规定。但定开距瓷柱式断路器的断口间隙小,仅30mm左右,故规定做断口的交流耐压试验,以便在有杂质或毛刺时,也可在耐压试验时被“老练’精除。 本条的耐压试验方式可分为交流耐压和操作冲击耐压,视现场条件和试验设备而定,试验方法可参照《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)的附录B“安装后的现场耐压试验”和附录C“关于现场试验技术和实施方法的建议”,并按产品技术条件规定的试验电压值的80%,作为现场试验的耐压试验标准。现场交流耐压试验时,断路器内部如有微量杂质或毛刺时,升压过程中可能会发生所谓“老练”试验性闪络,即未达到规定试验电压值断路器就自动跳闸,并可能多次出现,这是允许的。故在加电压时,需逐步递增,先升到相电压停留15min,再增至线电压停留3min,然后再增到试验电压了耐压试验1min；之后再由零升电压,若能在规定值下耐压试验1min,表示杂质或毛刺已清除,其交流耐压试验已通过。 对于使用操作冲击耐压,参照《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)的附录C与B中对现场试验程序规定,在操作冲击试验前应先经交流耐压老练性试验,即在不低于最高相电压下耐压试验5min(如果现场设备条件不具备做交流耐压老练试验亦可用六次电压较低的操作冲击代替,先使用操作冲击试验电压的50%耐压,如果良好,按比例递增,每次增电压8%,至第7次达100%,连续冲击5次,反极性的操作冲击方法同上述),然后做冲击试验,正、负极性各3次,如果正(或负)极性的3次冲击中发生1次闪络,即需重复冲击3次,要求不发生闪络,这也就算通过了冲击耐压试验。如重复3次中又发生1次闪络,需重复进行9次试验均不发生闪络,才能表示通过,如断路器冲击闪络次数超过了 2/15,即表示断路器的耐压试验不合格。 第12.0.9条 合闸电阻一般均是碳质烧结电阻片,通流能力大,以合闸于反相或合闸于出口故障的工作条件最为严重,多次通流以后,特性变坏,影响功能。 罐式断路器的合闸电阻布置于罐体内,故应在安装过程中未充人SF 6气体前,对合闸电阻进行检查与测试。 合闸电阻的投入时间是指合闸电阻的有效投入时间,就是从辅助触头刚接通到主触头闭合的一段时间。 第12.0.13条 SF6气体中微量水的含量是较为重要的一个指标,它不但影响绝缘性能,而且水分会在电弧作用下在SF6气体中分解成有毒和有害的低氧化物质,其中如氢氟酸(H20+SF6→SOF2+2HF)对材料还起腐蚀作用。 水分主要来自以下几个方面：(1)在SF6充注和断路器装配过程中带入；(2)绝缘材料中水分的缓慢蒸发；(3)外界水分通过密封部位渗入。据国外资料介绍,SF6气体内的水分达到最高值一般是在3～6个月之间,以后无特殊情况则逐渐趋向稳定。 有的断路器的气室与灭弧室不相连通,如某厂的罐式断路器就是使用盆式绝缘子将套管气室与灭弧室罐体隔开的,这是由于此类气室内SF6充气压力较低,允许的微量水含量比灭弧室高。 断路器SF6气体内微量水含量标准是参照国标《六氟化硫纣闭式组合电器》(GB7674-87)中的相应规定而制订的。 第12.0.14条 泄漏值标准是参照《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)及原水电部的《交流高压断路器技术条件》中有关“SF6断路器及GIS技术条件”等的规定而制订的。 检漏仪的灵敏度不应低于1×10-6(体积比),一般检漏仪则只能做定性分析。据有关单位介绍,用上述灵敏度的检漏仪测量无报警时,一般年漏气率也能控制在1%。另外,在现场也可采用局部包扎法,即将法兰接口等外侧用聚乙烯薄膜包扎5h以上,每个薄膜内的SF6含量不应大于30PPm(体积比)。 第12.0.15条 SF6气体密度继电器是带有温度补偿的压力测定装置。能区分SF6气室的压力变化是由于温度变化还是由于严重泄漏引起的不正常压降。因此安装气体密度继电器前,应先检验其本身的准确度,然后根据产品技术条件的规定,调整好补气报警、闭锁合闸及闭锁分闸等的整定值。 第十三章 六氟化硫封闭式组合电器 第13.0.1条 本条规定的试验项目是参照国标《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)的“7安装后的现场试验”的规定项目而制订的。 第13. 0.2条 本条标准是参照《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674—87)的“7.2主回路电阻测量”的规定而制订的。 第13.0.3条 同本标准第12.0.4条的条文说明。 第13.0.4条 同本标准第12.0.14条的条文说明。 第 13.0.5条 同本标准第12.0.13条的条文说明。 第13.0.7条 本条是参照《六氟化硫封闭式组合电器》(GB7674-87)的“7.4投运试验”而制订的,目的是为了验证封闭式组合电器的高压开关及其操动机构、辅助设备的功能特性。操动试验前,应检查所有管路接头的密封、螺钉、端部的连接；二次回路的控制线路以及各部件的装配是否符合产品图纸及说明书的规定等等。 第十四章 隔离开关、负荷开关 及高压熔断器 第14.0.2条 绝缘电阻值是按本标准表9.0.2有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准制订的。 第14.0.3条 目的是发现熔丝在运输途中有无断裂或局部振断。 第14.0.4条 隔离开关导电部分的接触好坏可以通过在安装中对触头压力接触紧密度的检查来予以保证,但负荷开关与真空断路器及SF6断路器一样,其导电部分好坏不易直观与检测,其正常工作性质也与隔离开关有所不同。所以应测量导电回路的电阻。 第14.0.5条～第14.0.7条 是参照《交流高压隔离开关》(GB1985—80)进行修订的。 第十五章 套 管 第15.0.1条 本条第二款从原条文的35kV及以上改为20kV及以上,以便运行单位在预防性试验时对比。 第15.0.2条 应在安装前测量电容型套管的抽压及测量小套管对法兰外壳的绝缘电阻,以便综合判断其有否受潮,测试标准是参照原水电部《电气设备预防性试验规程》的规定。规定使用2500V兆欧表进行测量,主要考虑测试条件一致,便于分析。大部分国产套管的抽压及测量小套管具有3000V的工频耐压能力,所以使用2500V兆欧表不会损坏小套管的绝缘。 第15.0.3条 本条是参照《交流电压高于1kV的套管通用技术条件》(GB4109—83)以及《高压套管的技术条件》(GB4109-88)的规定进行修订的。本标准表15.0.3的注②是考虑到套管新、老型号的交替需要,便于现场使用。 由某单位提供的油浸纸绝缘电流互感器或套管的tgδ(%)的温度换算系数参考值转载如表15.0.3,供参考。 第15.0.5条 套管中的绝缘油质量好坏是直接关系到套管安全运行的重要一环,但套管中绝缘油数量较少,取油样后可能还要进行补充,本条是在考虑上述因素后修订的,并新增了500kV电压等级的套管以及充电缆油的套管的绝缘油的试验项目和标准。 第十六章 悬式绝缘子和支柱绝缘子 第16.0.2条 明确对悬式绝缘子和35kV及以下的支柱绝缘子进行抽样检查绝缘电阻,目的在于避免母线安装后耐压试验时,因绝缘子击穿或不合格而需要更换,造成施工困难和人力物力的浪费。 第16.0.3条 本条第一款中规定35kV及以下支柱绝缘子在母线安装完后一起进行交流耐压试验。 35kV多元件支柱绝缘子的每层浇合处是绝缘的薄弱环节,往往在整个绝缘子交流耐压试验时不可能发现,而在分层耐压试验时引起击穿,为此本条规定应按每个元件耐压试验电压标准进行交流耐压试验。 表16.0.3规定的悬式绝缘子的交流耐压试验电压标准,是参照《盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性》(GB7253