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电气装置安装工程电气设备交接试验标准__GB_50150-2006

发布时间：2011/1/16 阅读次数：44808 字体大小: 【小】【中】【大】

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8 电抗器及消弧线圈

本章多数试验项目或条款与第7章“电力变压器”的相同，此以下仅对本章特有的试验项目及条款加以说明。

8.0.10 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钮带来不利影响。

8.0.12 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。

8.0.13 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。

9 互感器

9.0.1 将原标准中“测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ”，改为“测量35kV及以上电压等级互感器介质损耗角正切值tanδ”，去掉“一次绕组”是因为正立式电容型油浸电流互感器末屏介损是反映油箱底部是否进水的有效方法，应包括互感器一次绕组的介质损耗角正切值tanδ以外的介损测量；

将油浸式互感器的绝缘油试验改为“绝缘介质性能试验”，是因为SF₆气体绝缘互感器的大量使用，应包括其气体含水量的检测；

将原标准中“检查互感器变比”改为“误差测量”，是因为对部分互感器不仅是变比检查，而是要求测量其精确度。

将CVT的检测单列出来，是因为过去为CVT拟定的试验项目几乎不可操作。

9.0.2 合格的互感器绝缘电阻均大于1000MΩ，预防性试验也规定绝缘电阻限值为1000MΩ，此次修订统一了绝缘电阻限值要求。

9.0.3 考虑到交接试验工作量较大，通常仅进行10kV下的介损测量，尽管10kV下的介损测量结果不一定真实反映互感器的绝缘状态。但是，也预留了空间，即对互感器绝缘状况有疑问时可提出在(0.5～1)U_m/ 范围测量介损。这里还有另一种含义：条件许可或重要的变电站宜在(0.5～1)U_m/ 范围内测量介损。同时，考试到现场条件限值，将 (0.5～1)U_m/ 范围内 tanδ 的变化量要求从0.1%放宽到0.2%。近年注有硅钢脂、硅油的干式电流互感器使用量大量增加，表9.0.3中的相关限值是根据使用单位现场检测经验提供的。此外，互感器的电容量较小，特别是串级式电压互感器(JCC5—220型和JCC6—110型)，受连接线、潮气、污秽物、接地等因素的影响较大，测试数据分散性较大，宜在晴天、相对湿度小、试品清洁的条件下检测。电压互感器电容量在十几至三十几ll

pF范围，不宜用介损测试仪测量介损，大量实测结果表明：介损测试仪的测量数据与高压电桥的测量数据差异较大。高压电桥的工作原理明确，结构清晰，宜以高压电桥的测量数据为准。尽管现场检测出现的许多问题与试验人员的能力、资质和设备有关，但是有关试验人员的资质、使用设备的必备条件(如设备的检定证书、使用周期、生产许可证等)属于实验室体系管理范畴，不宜纳入交接试验规程之中。

9.0.4 互感器的局部放电水平是反映其绝缘状况的重要指标之一。考虑到现场条件限制，220kV及以上电压等级局部放电试验较困难，故将此试验范围限制在110kV及以下电压等级，并以抽样的形式减少工作量。有条件的宜逐台检测互感器的局部放电量。此外，35kV以下电压等级互感器更多的是应用于柜体，互感器应作为购买的元件由柜体制造厂逐台检验。柜体的使用者因故更换互感器时宜进行局部放电量的测量。交接试验允许的局部放电水平取值，比例行试验要求放宽，这也是基于现场条件难以满足要求的考虑。互感器局部放电试验的预加电压可以为交流耐受电压的80%，所以两项试验可以一并完成。

9.0.5 交接试验的交流耐受电压取值，统一按例行(出厂)试验的80%进行，反复进行更高电压的耐受试验有可能损伤互感器的绝缘。SF₆气体绝缘互感器不宜在现场组装，否则应在组装完整的产品上进行交流耐受试验。

9.0.6 某些结构的互感器(如倒立式少油电流互感器)油量少，而且采用了微正压全密封结构，在其他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。

SF₆气体绝缘互感器气体含水量与环境温度有关，还要注意试品与检测仪器连接管本身是否有水分或潮气。

9.0.7 同型号、同规格的互感器绕组直流电阻不应有较大差异，特别是不应与出厂值有较大差异，否则就要检查绕组联接端子是否有松动、接触不良或者有断线，特别是电流互感器的一次绕组。

此外，通过绕组直流电阻一致性(分散性)的检测还可以反映制造厂的工艺水平和用料情况。

9.0.8 极性检查可以和误差试验一并进行。

9.0.9 关口计量涉及电能的贸易结算，对关口计量用的互感器或互感器计量绕组的误差检测必须由政府授权的机构(实验室)进行，这也是国家相关法规文件所规定的。对于非关口计量用互感器或互感器计量绕组进行误差检测的主要目的是用于内部考核，包括对设备、线路的参数(如线损)的测量；同时，误差试验也可发现互感器是否有绝缘等其他缺陷。

9.0.10 励磁特性测量可以初步判断电流互感器本身的特征参数是否符合铭牌标志给出值。考虑到P级电流互感器占有比较大的份额，附录E给出了简单的检测方法以供参考。通过励磁特性测量核查P级电流互感器是否与产品铭牌上标称的参数相符，属于间接测量方法，与采用规定的大电流下直接测量可能会有差异。

但是，间接法核查不满足要求的产品用直接法检测很少有合格的，除非间接测量方法本身的测量误差太大。也可以用间接法(包括直流法、低频电源法)现场检测具有暂态特性要求的T级电流互感器，因对检测人员和设备要求较高的缘故暂不宜推广。PR级和Px级的用量相对较少，有要求时应按规定进行试验。

9.0.11 与电流互感器不同，同一电压等级、同型号、同规格的电压互感器没有那么多的变比、级次组合及负荷的配置，其励磁曲线(包括绕组直流电阻)与出厂检测结果及型式试验报告数据不应有

较大分散性，否则就说明所使用的材料、工艺甚至设计和制造发生了较大变动，应重新进行型式试验来检验互感器的质量。如果励磁电流偏差太大，特别是成倍偏大，就要考虑是否有匝间绝缘损坏、铁芯片问短路或者是铁芯松动的可能。

9.0.12 交接试验及预防性试验都提出CVT的电容分压器电容量及介损测量要求，但是现有多数CVT因结构原因不易将电磁单元与电容分压器分开，使得绝缘试验无法在现场进行。有些单位采用二次励磁法(用电磁单元中的中压变压器)升电压，一不能发现问题，二容易使电磁单元中的元件损坏。大量实例表明：二次励磁法施加在被测电容器上的电压很低(一般不超过2kV)，不足以暴露电容器的缺陷，而且还容易损坏电磁单元中补偿电抗器两端的电压限幅器(避雷器)。单节耦合电容器多为100个左右的电容单元组成，一个电容单元的损坏足以反映在误差的变化量上，一台110kV CVT高压臂出现一个电容单元击穿，其比值误差将偏正1%左右，因而通过误差试验很容易发现承担高压的耦合电容的绝缘缺陷。所以，此次规范修订规定CVT在不具备额定电压下测量耦合电容器介损和电容量时应测量误差。曾经有一台刚刚通过二次励磁测量介损试验的用于500kV变电站关口计量的CVT，检测的误差超过10%，解开电磁单元连线后测量耦合电容器发现了多个电容单元已击穿损坏。9.O.13 油浸式互感器的密封性能主要是目测，气体绝缘互感器通常是在定性检测发现漏点时再进行定量检测。

9.0.14 考虑到铁芯裸露在外面的互感器还有一定数量存在，保留了与铁芯相关的检测项目。

10 油断路器

10.0.2 本条中330～550kV电压等级的有机绝缘拉杆的绝缘电阻标准，是参照了原电力工业部《电力设备预防性试验规程》DL/T 596—1996中的规定。

10.0.4 本条是参照了原电力工业部《电力设备预防性试验规程》DL/T 596—1996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，主要是为提高灵敏度，以便更好地监视绝缘操作杆的受潮情况。

10.0.5 断路器的交流耐压试验标准引自《高压开关设备的共用订货技术导则》DL/T 593～1996。

10.0.6 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。

10.0.7 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。

10.0.8 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。

10.0.10 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。

10.0.11 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。

10.0.12 本条是参照《高压开关设备的共用订货技术导则》DL/T 593—1996等标准中操动机构的有关规定修订的。

1 本条文中规定的操动机构的合闸操作及脱扣操作电压范围，即电压在(85%～110%)U_n范围内时，操动机构应可靠合闸；即电压在大于65% U_n时，操动机构应可靠分闸，并当电压小于30%U_n时，操动机构应不得分闸。

2 本条文中规定电压值是在线圈端钮处量得的电压。

3 对于具有双分闸线圈的回路、断路器操动机构本身具有三相位置不一致自动分闸功能的，提出了相应的规定。

11 空气及磁吹断路器

11.O.3 参见本标准第10.0.6条的条文说明。

11.0.4 参见本标准第10.O.4条的条文说明。

10.0.5 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。断路器的交流耐压试验标准引自《高压开关设备的共用订货技术导则》DI/T 593—1996。

11.0.9 参见本标准第lO.0.11条的条文说明。

11.0.10 参见本标准第10.O.12条的条文说明。

11.0.13 参见本标准第10.0.15条的条文说明。

12 真空断路器

本章是参照《3.6～40.5kV户内交流高压真空断路器》JB/T 3855—1996，并通过对有关制造厂及用户调研后制定的。

12.0.1 真空断路器的试验项目基本上同其他断路器类似，但有两点不同：

1 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12.0.7条中说明。

2 其他断路器须做分、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。

12.0.2 本条标准是按本标准第10.0.2条的表10.0.2制定的。

12.0.4 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。

12.0.5 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。本条标准参照厂家资料及部分国内省份的预防性试验规程规定，其弹跳时间，40.5kV以下断路器不应大于2ms。40.5kV及以上断路器不应大于3ms。

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