电力检测项目要求

2013-03-23

电力检测项目要求

　 检测项目参数名称 标准条款检测细则 仪器设备名称型号、规格 国标要求 一 电力漯河油浸式变压器 GB50150-1991 1 测量绕组和套管漯河油浸式变压器 第6.0.2 漯河油浸式变压器 1.测量应在各分接头的所有位置上进行；2.1600KVA及以下三相漯河油浸式变压器,各相测的相互差值应小于平于平均值的2%;线间测得值的相互差值勤应小于平均值的1%;值的1%;3.漯河油浸式变压器的漯河油浸式变压器与同温下产品出厂实测值比较,相应变化不应大于2%;4.由于漯河油浸式变压器结构等原因,差值超过第二条时,可只按第三条进行比较. 2 检查所有分接头变压比 第6.0.3 变比、组别、极性综合漯河油浸式变压器 检查所有分接头的变压比,与制造厂铭牌数据相比应无明显差别,且应符合变压比的规律;绕组电压等级在220KV及以的电力漯河油浸式变压器,其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5% 3 检查漯河油浸式变压器三相接线组别和单相漯河油浸式变压器引出线极性 第6.0.4 4 测量绕组和套管绝缘漯河油浸式变压器值,吸收比或极化指数. 第6.0.5 漯河油浸式变压器 1.绝缘漯河油浸式变压器值不应低于产品出厂值的70%,且应换算到同一温度下,2.漯河油浸式变压器电压等级为35KV应小于1.3;3.漯河油浸式变压器电压等级为220KV及以上且容量为120MVA及以上时,宜测量极化指数,测得值与产品出厂值相比较,应无明显差别. 5 测量绕组和套管介质损耗角下正切值tgδ 第6.0.6 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 1.当漯河油浸式变压器电压等级为35KV及以上,且容量在8000KVA及以上时,应测量介质损耗角正切值tgδ;2.被测绕组的tgδ值勤不应大于产品出厂值的130%;3.当测量时的温度与产品出厂温度不符合时,必须换算到同一温度下的数值进行比较, 6 绕组和套管泄漏电流 第6.0.7 漯河油浸式变压器、泄漏电流自动漯河油浸式变压器 1.当漯河油浸式变压器电压等级为35KV及以上,且容量在10000KVA及以上时,应测量泄漏电流;2.电压标准应符合附表2的规定.当施加电压达1分钟时,在端读取泄漏电流.泄漏电流值不宜超过附表2的规定. 7 绕组和套管交流耐压 第6.0.8 漯河油浸式变压器 1.容量为8000KVA以下,绕组额定电压在110KV以下的漯河油浸式变压器,应按附表1电压标准进行交流耐压;2.容量为8000KVA及以上,绕组额定电压在110KV以下的漯河油浸式变压器,在有设备时,可按附表1电压标准进行义流耐压. 8 与铁心绝缘的各紧固件及铁心接地线引出套管对外壳的绝缘漯河油浸式变压器 第6.0.10 数字式漯河油浸式变压器 1.进行器身检查的漯河油浸式变压器,应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组部分压环的绝缘材料漯河油浸式变压器；2。采用2500V漯河油浸式变压器测量，持续时间为1分钟，应无闪络及击穿现象；3当轭铁梁及穿芯连接时，应将连接断开后进行；4。铁芯必须为一点接地；对漯河油浸式变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘漯河油浸式变压器 9 非纯瓷套管的 第6.0.11 见套管 见九套管 10 绝缘油 第6.0.12 见绝缘油 见十三绝缘油 11 额定电压下的冲击合闸 第6.0.14 漯河油浸式变压器 在额定电压下对漯河油浸式变压器的冲击合闸，应进行5次，每次间隔时间宜为5分钟，无异常现象；冲击合闸宜在漯河油浸式变压器侧进行轰动中性点接地的电力系统，时漯河油浸式变压器中性一点必须接地；发电机漯河油浸式变压器绕组中间连接无操作断开点的漯河油浸式变压器，可不进行了冲击合闸。检查漯河油浸式变压器的相位必须与电网的相位一致 12 检查相伴位 第6.0.15 相位仪 二 电抗器及消弧线圈 GB50150-1991 1 绕组和套管漯河油浸式变压器值 第7.0.2 漯河油浸式变压器 1.测量应在各分在接头的所有位置上进行;2.实测值与出厂值的变化规律应一致;3.三相电抗器绕组漯河油浸式变压器值相差值不应大于三相平均值的2%;4.电抗器和消弧线圈的漯河油浸式变压器,与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2% 2 绕组和套管绝缘漯河油浸式变压器值、吸收比或极化指数 第7.0.3 漯河油浸式变压器 见一电力漯河油浸式变压器 3 绕组和套管介质损耗角正切值 第7.0.4 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 见一电力漯河油浸式变压器 4 绕组和套管泄漏电流 第7.0.5 漯河油浸式变压器 见一电力漯河油浸式变压器 5 绕组和套管交流耐压 第7.0.6 交漯河油浸式变压器 1额定电压在110KV及以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压，电压应符合附表1的规定.2对分级绝缘的耐压电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。 6 与铁心绝缘的各紧固件的绝缘漯河油浸式变压器 第7.0.7 数字式漯河油浸式变压器 见一电力漯河油浸式变压器 7 绝缘油 第7.0.8 见绝缘油 见十三绝缘油 8 非纯瓷套管的 第7.0.9 见套管 见九套管 9 额定电压下的冲击合闸 第7.0.10 交漯河油浸式变压器 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸，应进行5次，每次间隔时间为5分钟，应无异常现象 　 　 　 　 　 三 互感器 GB50150-1991 　 1 绕组绝缘漯河油浸式变压器值 第8.0.2 漯河油浸式变压器 1.测量一次绕组对二次绕组及外壳、和二次绕组及其对外壳的绝缘漯河油浸式变压器；2.电压等级制为500KV的电流互感器应测量一次绕组间的绝缘漯河油浸式变压器，但由于结构原因而无法测量时可不进行；3.35KV及以上的互感受器的绝缘漯河油浸式变压器值与产品出厂值比较,应无明显差别;4.110KV及以上的油浸纸电容式电流互感器,应测末屏对二次绕组及地的绝缘漯河油浸式变压器,采用2500V漯河油浸式变压器测量,绝缘漯河油浸式变压器值不宜小于1000MΩ 2 绕组连同套管对外壳交流耐压 第8.0.3 漯河油浸式变压器 见附表一 3 35KV及以上互感器一次绕组连同套管介质损耗角正切值tgδ 第8.0.4 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 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tgδ应符合下列规定:1.电流互感器:①介质损耗角正切值tgδ（％）不应大于附表３的规定；②220KV及以上的油纸电容式电流互感器,在测量tgδ的同时,应测量主绝缘的电容值,实测值与出厂值或产品铭牌值相比,其差值宜在±10%范围内;2.电压互感器:①35KV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ（%）,不应大于附表4的规定;②35KV及以上电压互感器,在电压为10KV时,按制造厂方法测得的tgδ值不应大于出厂的130% 4 油浸式互感器绝缘油 第8.0.5 见绝缘油 见十三绝缘油 5 电压互感器一次绕组漯河油浸式变压器 第8.0.6 漯河油浸式变压器 测量电压互感器一次绕组的漯河油浸式变压器,与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比,应无明显差别 6 电流互感器的励磁特性曲线 第8.0.7 CT伏安特性,变比极性综合漯河油浸式变压器 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时,应进行励磁特性曲线.当电流互感器为多抽头时,可在使用抽头或zui大抽头测量.同型式电流互感器特性相互比较,应无明显差别. 7 1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性 第8.0.8 CT伏安特性、变比、极性综合漯河油浸式变压器 1.应在互感受器的铭牌额定电压下测量空载电流.空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较.应无明显差别2电容式电压互感器的中间电压漯河油浸式变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项. 8 互感器三相接线组别和单相互感器引出线极性 第8.0.9 变比组别极性综合漯河油浸式变压器 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性,必须符合设计要求,并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符，检查互感器的变比应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的互感器,可只查使用分接头的变比 9 互感器变比 第8.0.10 　 　 　 　 　 四 油断路器 GB50150-1991 　 1 绝缘拉杆绝缘漯河油浸式变压器 第9.0.2 漯河油浸式变压器 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘漯河油浸式变压器在常温下不应低于附表5的规定 2 35KV多油断路器介质损耗角正切值tgδ 第9.0.3 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 1.在20℃时测得的tgδ值,对DW2.DW8型油断路器,不应大于附表6中相应套管的（tgδ%）值增加2后的数值;对DW1型油断路器,不应大于附表6中相应值加3后的数值;2.应在分闸状态下测量每只套管的tgδ.当测得值超过标准时,应卸下油箱后进行分解,此时测得的套管的tgδ（%）值,应符合附表6的规定. 3 35KV以上少油断路器的泄漏电流 第9.0.4 漯河油浸式变压器 35KV及以上的少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的泄漏电流电压应为40KV,并在侧读取1分钟时的泄漏电流值,测得的泄漏电流值不应大于10μA;220KV及以上的,泄漏电流值不宜大于5μA. 4 交流耐压 第9.0.5 漯河油浸式变压器 1.断路器的交流耐压应在合闸状态下进行,电压应符合附表1的规定;2.35KV及以下的油断路器应按相间及对地进行了耐压;3.对35KV及以下户内少油断路器及联络用的断路器,可在分闸状态下按标准进行断口耐压 5 每相导电回路漯河油浸式变压器 第9.0.6 回路（接触）漯河油浸式变压器 1.漯河油浸式变压器值及测试方法应符合产品技术条件的规定;2,主触头与灭弧触礁头并联的断路器,应分别测量其主触礁头和灭弧触礁头导电回路的漯河油浸式变压器值 6 分、合闸时间 第9.0.7 开关动特性漯河油浸式变压器 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定 7 分、合闸速度 第9.0.8 1.测量应在产品额定操作电压,液压下进行.实测数值应符合产品技术条件的规定;2.电压等级在15KV及以下的断路器,除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外,其余的可不进行. 8 主触头分,合闸同期性 第9.0.9 测量断路器主触头的三相或同相各断口分,合闸同期性,应符合产品技术条件的规定. 9 合闸漯河油浸式变压器的投入时间及漯河油浸式变压器值 第9.0.10 测量断路器合闸漯河油浸式变压器的投入时间及漯河油浸式变压器值,应符合产品技术条件的规定. 10 分,合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘漯河油浸式变压器及漯河油浸式变压器 第9.0.11 数字式漯河油浸式变压器 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘漯河油浸式变压器值不应低于10MΩ， 漯河油浸式变压器 漯河油浸式变压器值与产品出厂值相比应无明显差别。 11 操动机构 第9.0.12 　 　 12 断路器电容器实验 第9.0.13 见电容器实验 见十二电容器 13 绝缘油 第9.0.14 见绝缘油 绝缘油应按十三绝缘油的有关规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样 五 真空断路器 GB50150-1991 　 1 绝缘拉杆绝缘漯河油浸式变压器 第11.0.2 数字式漯河油浸式变压器 测量绝缘拉杆的绝缘漯河油浸式变压器值，不应低于附表5的规定 2 每相导电回路漯河油浸式变压器 第11.0.3 数字式回路漯河油浸式变压器 测量每相导电回路的漯河油浸式变压器值及测试方法，应符合产品技术条件的规定 3 交流耐压 第11.0.4 漯河油浸式变压器 应在断路器合闸状态下进行交流耐压。当在合闸状态下进行时，电压标准应符合附表1的规定。当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的电压应按产品技术条件的规定，中不应发生贯穿性放电。 4 分、合闸时间 第11.0.5 开关动特性漯河油浸式变压器 测量断路器的分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。 5 主触头分、合闸同期 第11.0.6 测量断路器主触头分、合闸的同期性，应符合产品技术条件规定。 6 合闸时触头时间 第11.0.7 测量断路器合闸过程中触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms. 7 断路器电容器实验 第11.0.8 见电容器 见十二电容器。 8 分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘漯河油浸式变压器及漯河油浸式变压器 第11.0.9 漯河油浸式变压器 测量分、合闸线圈及合闸线圈的绝缘漯河油浸式变压器值，不应低于10MΩ；漯河油浸式变压器与产品出厂值相比应无明显差别。 漯河油浸式变压器 9 操动机构 第11.0.11 检查项目 见四油断路器。 10 灭弧室真空度测试 　 真空度漯河油浸式变压器 应符合产品技术条件的规定。 　 　 　 　 　 六 六氟化硫断路器 GB501501991 　 1 绝缘拉杆绝缘漯河油浸式变压器 第12.0.2 数字式漯河油浸式变压器 测量绝缘拉杆的绝缘漯河油浸式变压器值，不应低于附表5的规定。 2 每相导电回路的漯河油浸式变压器 第12.0.3 回路漯河油浸式变压器 测量每相导电回路的漯河油浸式变压器及测试方法，应符合产品技术条件的规定。 3 交流耐压 第12.0.4 漯河油浸式变压器 一、应在断路器合闸状态下，且SF6气压为额定值时进行，电压按出厂电压的80%。二、耐压只对110kv及以上罐式断路器和500kv定开距瓷柱式断路器的断口进行 4 断路电容器实验 第12.0.5 见电容器 　 5 分合闸时间 第12.0.6 开关动特性漯河油浸式变压器 测量断路器的分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液态下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。 6 分合闸速度 第12.0.7 测量分、合闸的速度，应在额定操作电压及液态下进行，实测数值应符合产品技术条件规定。 7 主、辅触头分、合闸同期及配合时间 第12.0.8 测量断路器主辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件的规定 8 合闸漯河油浸式变压器的投入时间及漯河油浸式变压器值 第12.0.9 测量断路器合闸漯河油浸式变压器的投入时间及漯河油浸式变压器值，应符合产品技术条件的规定。 9 分、合闸线圈绝缘漯河油浸式变压器及漯河油浸式变压器 第12.0.10 漯河油浸式变压器 测量分、合闸线圈的绝缘漯河油浸式变压器值，不应低于10MΩ，漯河油浸式变压器值与产品出厂值相比较应无明显差别 漯河油浸式变压器 10 操动机构 第12.0.11 检查项目 11 套管式电流互感器 第12.0.12 互感器 见三互感器 七 六氟化硫封闭组合电器 GB50150-1991 　 1 主回路的导电漯河油浸式变压器 第13.0.2 回路漯河油浸式变压器 测量主回路的导电漯河油浸式变压器值，不应超过产品技术条件规定值的1.2倍 2 主回路的耐压 第13.0.3 漯河油浸式变压器 主回路的耐压程序和方法,应按产品技术条件的规定进行,电压为出厂电压的80%. 3 封闭式组合电器内各元件的 第13.0.6 相关 　 4 组合电器的操动 第13.0.7 相关 当进行组合电器的操动时,联锁与闭锁装置动作应准确可靠.电动,气动或液压装置的操动,应按产品技术条件的规定进行 八 隔离开关负荷开关熔断器 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第14.0.2 漯河油浸式变压器 隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘漯河油浸式变压器值,不应低于附表5的规定. 2 限流熔丝管熔丝的漯河油浸式变压器 第14.0.3 漯河油浸式变压器 测量限流熔丝的漯河油浸式变压器值,与同型号产品相比不应有明显差别. 3 负荷开关导电回路漯河油浸式变压器 第14.0.4 回路漯河油浸式变压器 测量负荷开关导电回路的漯河油浸式变压器及测试方法,应符合产品技术条件的规定 4 交流耐压 第14.0.5 漯河油浸式变压器 三相同一箱体的负荷开关,应按相间及相对地进行耐压,其余均按相对地或外壳进行.电压应符合附表1中"断路器"规定.对负荷开关还应按产品技术条件规定进行每个断口的交流耐压 5 操动机构线圈zui低电压 第14.0.6 继电保护漯河油浸式变压器 操动机构线圈的zui低动作电压,应符合制造厂的规定 6 操动机构 第14.0.7 操作观察 一,动力操动的分、合闸操作，当其电压或气压在下列范围时，应保证隔离开关的主闸刀或接地闸可靠地分闸和合闸：1电动操动机构：当电动接线端子的电压在其额定电压的80%-110%范围内时；2。压缩空气操动机构：当气压在其额定气压的85-110%范围内时：3。二次控制线圈和电磁闭锁装置：当其线圈接线端子的电压在其额定电压的80-110%范围内时：二。隔离开关、负荷开关的机械或电气闭锁装置动作应准确可靠。 　 　 　 　 　 九 套管 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第15.0.2 漯河油浸式变压器 一.测量套管主绝缘的绝缘漯河油浸式变压器;二.63KV及以上的电容型套管,应测量"抽压小套管"对法兰或"测量小套管"对法兰的绝缘漯河油浸式变压器,采用2500V漯河油浸式变压器测量,绝缘漯河油浸式变压器值不应低于1000MΩ 2 20KV及以上非纯瓷套管介质损耗角正切值及电容值 第15.0.3 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 一.在室温不低于10℃的条件下,套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于附表6的规定;二.电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂值相比,其差值应在±10%范围内. 3 交流耐压 第15.0.4 漯河油浸式变压器 一.电压标准应符合附表1的规定;二.纯瓷套管、多油断路器套管、漯河油浸式变压器套管、电抗器及消弧线圈套管，均可随母线或设备一起进行交流耐压 4 绝缘油 第15.0.5 见绝缘油 套管中的绝缘油可不进行,但当有下列情况之一者,应取油样进行;1.套管的介质损耗角正切值超过附表6的规定值;2.套管密封损坏,抽压或测量小套管的绝缘漯河油浸式变压器不符合要求;3.套管.由于渗漏等原因需要重新补油时 十 悬式柱式绝缘子 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第16.0.2 漯河油浸式变压器 一.瓷片悬式绝缘子的绝缘漯河油浸式变压器值,不应低于300MΩ;二.35KV及以下的支柱绝缘子的绝缘漯河油浸式变压器值,不应低于500MΩ;三.采用2500V漯河油浸式变压器测量绝缘子绝缘漯河油浸式变压器值时,可按同批产品数量的10%抽查;四.柱式绝缘子不进行此项 2 交流耐压测试 第16.0.3 漯河油浸式变压器 一.35KV及以下的支柱绝缘子,可在母线安装完毕后一起进行,电压应符合附表1的规定;二.35KV多无件支柱绝缘子的交流耐压值,应符合下列规定:1.两个胶合元件者,每元件50KV;2.三个胶合元件者,每件34KV;三.悬式绝缘子的交流耐压电压应符合附表7的规定. 　 　 　 　 　 十一 电力电缆 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第17.0.2 漯河油浸式变压器 测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘漯河油浸式变压器 2 耐压及泄漏电流 第17.0.3 漯河油浸式变压器 一.耐压电压标准:1.粘性油浸纸绝缘电缆耐压电压,应符合附表8的规定;2.不滴流油浸纸绝缘电缆耐压电压,应符合附表9的规定;3.塑料绝缘电缆耐压电压,应符合附表10的规定;4橡皮绝缘电力电缆耐压电压,应符合附表11的规定;5.充油绝缘电缆耐压电压.应符合附表12的规定;二.时,电压可分4-6阶段均匀升压,每阶段停留1min,并读取泄漏电流值.测量时应消除杂散电流的影响;三.粘型油浸纸绝缘及不滴流油浸纸绝缘电缆泄漏电流的三相不平衡系数不应大于2;当10KV及以上电缆的泄漏电流小于20μA和平6KV及以下电缆泄漏电流小于10μA时,其不平衡系数不作规定;四.电缆的泄漏电流具有以下情况之一者,电缆可能有缺陷,应找出缺陷部位,并予以处理:1.泄漏电流很不稳定;2.泄漏电流随电压升高急剧上升;3.泄漏电流随时间延长有上升现象. 3 电缆线路相位检测 第17.0.5 相位仪 检查电缆的两端相位应一致并与电网相位相符合 4 充油电缆的绝缘油 第17.0.6 绝缘油介电强度漯河油浸式变压器 充油电缆的绝缘油,应符合附表13的规定 十二 电容器 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第18.0.2 漯河油浸式变压器 测量耦合电容器、断路电容器的绝缘漯河油浸式变压器应在二极间进行，并联电容器应在电极对外壳这间进行。，并采用1000V漯河油浸式变压器测量小套管对地绝缘漯河油浸式变压器 2 耦合电容器、断路电容器的介质损耗角正切值tgδ及电容值 第18.0.3 全自动介质损耗漯河油浸式变压器 一.测得的介质损耗角正切值tgδ应符合产品技术条件的规定;二.耦合电容器电容值的偏差应在额定电容值的+10%-- -5%范围内,电容器叠柱中任何单元的实测电容之比值与这两单元的额定电压之比值的倒数之差不应大于5%;断路电容器电容值的偏差应在额定电容值勤的±5%范围内,对电容器组,还应测量总的电容值 全自动电容电桥漯河油浸式变压器 3 并联电容器交流耐压 第18.0.5 漯河油浸式变压器 一.并联电容器电极对外壳交流耐压电压值应符合附表14的规定;二.当产品出厂电压值不符合附表14的规定时,交接电压应按产品出厂电压值的75%进行. 4 冲击合闸 第18.0.6 操作观察 在电网额定电压下,对电力电容器组的冲击合闸,应进行3次,熔断器不应熔断;电容器驵各相电流相互间的差值不宜超过5% 十三 绝缘油 GB5015O-1991 　 1 外观检查 第19.0.1 　 透明,无沉淀及悬浮物 2 电气强度 第19.0.2 绝缘油介电强度漯河油浸式变压器 使用于15KV及以下者:不应低于25KV;使用于20-35KV者:不应低于35KV;使用于60-220KV者:不应低于40KV;使用于330KV者:不应低于50KV;使用于500KV者:不应低于60KV. 3 介质损耗角正切值tgδ 第19.0.1 油介质损耗漯河油浸式变压器 90℃时不应大于0.5 十四 避雷器 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第20.0.2 漯河油浸式变压器 一.阀式避雷器如FZ型,磁吹避雷器如FCZ及FCD型和金属氧化物避雷器的绝缘漯河油浸式变压器值,与出厂值应无明显差别;二.FS型避雷器的绝缘漯河油浸式变压器值不应小于2500MΩ 2 电导或泄漏电流,组合元件的非线性系数 第20.0.3 漯河油浸式变压器\氧化锌避雷器参数漯河油浸式变压器 　 3 金属氧化物避雷器的持续电流 第20.0.5 氧化锌避雷器漯河油浸式变压器 测量金属氧化物避雷器在运行电压下的持续电流,其阻性电流或总电流值应符合产品技术条件的规定,阻性电流值一般为总电流的10-20%. 4 金属氧化物避雷器的工频参考电压或参考电压 第20.0.6 氧华锌避雷器参数漯河油浸式变压器 一.金属氧化物避雷器对应于工频参考电流下的工频参考电压,整支或分支进行的测试值,应符合产品技术条件的规定;二.金属氧化物避雷器对应于参考电流下的电参考电压,整支或分支进行的测试值,应符合产品技术条件的规定. 5 FS型阀式避雷器的工频放电电压 第20.0.7 漯河油浸式变压器 　 6 避雷器动作情况检查及底座绝缘情况 第20.0.8 避雷器放电计数器漯河油浸式变压器 检查放电计数器的动作应可靠,避雷器基座绝缘应良好. 十五 电除尘器 GB50150-1991 　 1 整流漯河油浸式变压器及电抗器铁芯穿芯螺栓的绝缘漯河油浸式变压器 第21.0.2 漯河油浸式变压器 　 　 2 整流漯河油浸式变压器绕组及电抗器绕组的绝缘漯河油浸式变压器、漯河油浸式变压器 第21.0.3 漯河油浸式变压器 　 漯河油浸式变压器 　 3 整流漯河油浸式变压器低压绕组的绝缘漯河油浸式变压器及漯河油浸式变压器 第21.0.4 漯河油浸式变压器 　 漯河油浸式变压器 　 4 绝缘油的 第21.0.5 见绝缘油 　 5 绝缘子及瓷套的绝缘漯河油浸式变压器测量和交流耐压 第21.0.6 漯河油浸式变压器 　 　 6 电力电缆绝缘漯河油浸式变压器 第21.0.7 漯河油浸式变压器 　 7 电力电缆耐压及泄漏电流 第21.0.8 漯河油浸式变压器 　 8 电除尘器振打装置电气设备 第21.0.10 相关 　 9 接地漯河油浸式变压器 第21.0.11 接地漯河油浸式变压器 　 十六 二次回路 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第22.0.1 漯河油浸式变压器 一.小母线在断开所有其它并联支路时,不应小于10MΩ;二.二次回路的*支路和断路器隔离开关的操动机构的电源回路等均不应小于1MΩ。在比较潮湿的地方，可不小于0.5MΩ 2 交流耐压 第22.0.2 漯河油浸式变压器 一.电压为1000V,当回路绝缘漯河油浸式变压器值在10MΩ以上时可采用2500V漯河油浸式变压器代替,持续时间为1min;二.48V及以下回路可不作交流耐压;三.回路中有电子元器件设备的,时应将插件拔出或将其两端短接. 十七 1KV及以下配电和馈电线路 GB50150-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 第23.0.1 漯河油浸式变压器 一.配电装置及馈电线路的绝缘漯河油浸式变压器值不应小于0.5MΩ.二.测量馈电线路绝缘漯河油浸式变压器时,应将断路器、用电设备、电器仪表等断开。 2 动配装置交流耐压测试 第23.0.2 漯河油浸式变压器 电压为1000V.当回路绝缘漯河油浸式变压器值在10MΩ以上时,可采用2500V漯河油浸式变压器代替,时间为1min 3 相位检查 第23.0.3 相位仪 检查配电装置内不同电源的馈线间或馈线两侧的相位一致. 十八 1KV以上架空电力线路 GB50150-1991 　 1 绝缘子和线路的绝缘漯河油浸式变压器 第24.0.2 漯河油浸式变压器 一.绝缘子的应按十悬式、柱式绝缘子的规定进行；二.测量并记录线路的绝缘漯河油浸式变压器值。 2 相位检查 第24.0.4 核相器 检查各相两侧的相位应一致。 3 冲击合闸 第24.0.5 操作观察 在额定电压下对空载线路的冲击合闸,应进行3次,合闸过程中线路绝缘不应有损坏.有条件时冲击合闸前,35KV以上线路宜先进行递升加压. 4 杆塔的接地漯河油浸式变压器 第24.0.6 接地漯河油浸式变压器 测量杆塔的接地漯河油浸式变压器值,应符合设计的规定. 十九 接地装置 GB50150-1991 　 1 电气设备的接地漯河油浸式变压器 第25.0.1 接地漯河油浸式变压器 电气设备和防雷设施的接地装置的项目标准,应符合设计规定. 2 防雷设施的接地漯河油浸式变压器 二十 低压电器 　 　 1 低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘漯河油浸式变压器 第26.0.2 漯河油浸式变压器 测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘漯河油浸式变压器值,不小于1MΩ;在比较潮湿的地方,可不小于0.5MΩ 2 电压线圈动作值校验 第26.0.3 继电保护校验仪 线圈的吸合电压不应大于额定电压的85%,释放电压不应小于额定电压的5%;短时工作的合闸线圈应在额定电压的85%-110%范围内,分励线圈应在额定电压的75%-110%的范围内均能可靠工作. 3 低压电器动作情况检查 第26.0.4 继电保护校验仪 对采用电动机或液压、气压传动方式操作的电器，除产品另有规定外，当电压、液压或气压在额定值的85-110%范围内，电器应可靠工作。 4 低压电器脱扣器的整定 第26.0.5 继电保护校验仪 各类过电流表脱扣器、失压和分励脱扣器、延时装置等，应按使用要求进行整定，其整定值误差不得超过产品技术条件的规定。 5 漯河油浸式变压器器及变阻器漯河油浸式变压器 第26.0.6 漯河油浸式变压器 测量漯河油浸式变压器器和变阻器的漯河油浸式变压器,其差值应分别符合产品技术条件的规定. 6 低压电器连同所连接电缆及二次回路交流耐压 第26.0.7 漯河油浸式变压器 电压为1000V.当回路的绝缘漯河油浸式变压器值在10MΩ以上时,可采用2500V漯河油浸式变压器代替,持续时间1min 二十一 绝缘工具、绝缘材料 DL480-1991 　 1 绝缘漯河油浸式变压器 　 漯河油浸式变压器 　 2 交流耐压 　 漯河油浸式变压器 　 3 泄漏电流 　 漯河油浸式变压器