牵引供电设备试验标准电子版副本

1、1、总则充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定则应依据设备额定电压满足以下要求：500kV72h200及330kV48h110kV及以下24h2、取油样方法及要求 在绝缘油的试验中，取油样是很重要的一个环节，由于取样方法不正确，能使试验得出错误的结论，可能把好油当成了坏油，或者延长了滤油的周期，因此必须保证所取得油样要如实地反映绝缘油的本来状态，为此必须按以下要求及操作方法进行。（一）一般要求1、取样瓶最好应用500-1000mL的广口带磨口塞的棕色玻璃瓶，使用前应先用洗涤剂（纯净的汽油、无水酒精或笨）进行清洗，然后用蒸馏水洗净，洗后放入105的烘箱中烘

2、干，并在烘箱内冷却后盖紧瓶塞，在取样前部应开启。2、取样瓶应贴有标签，内容包括单位、油样名称、设备名称、取样日期和气候条件等。3、在户外设备中取样时，应尽可能在气候干燥时进行。4、油样数量必须足够试验的需要，简化分析试验不少于1000mL;全分析试验不少于2000mL；耐压试验不少于500mL.(二)操作1、电气设备中取样（1）对于变压器、油断路器或其它设备，应从下部阀门处取样。取样前油阀门需先用赶紧面纱或细布擦净，再放油冲洗干净，所用取样瓶还应用油清洗两次，然后再取油样，取样时应使油注沿着样瓶壁流下，避免产生大量的气泡，待样瓶注满油后，将盖塞紧。运输时应尽量避免碰撞。（2）对需要取样的高压套

3、管，在停电检修时，从取样孔取样。（3）没有放有管或取样阀门的设备，可在停电检修时设法取样。2、油桶中取样（1）开启桶盖前需用干净棉纱或不带毛的细布将桶盖外部擦净，然后用清洁干燥的取样管取样。如用事先洗净烘干的玻璃管取样，将管插入油中时用拇指压紧管子上口，然后放松拇指，使油进入，再将油样注入，再将油样注入瓶中，切忌用嘴吸油入管。（2）试样油应从污染最严重的底部采取，必要时也可从上部取样（取样前应先将油桶滚动或晃动，以使油混合均匀）。（3）在整批油桶内取样时，取样的桶数应能足够代表该批油的质量。一般可取两份样品进行试验；一为混合样品，就是取有代表性的数个容器底部的油样，混合均匀；一为单一样品，就是

4、从一个容器底部取得样品。3、油罐中取样（1）样品应从污染最严重的油罐底部取出。必要时，可抽查上部油样。（2）从油罐或槽车中取样前，应排去取样管内存油，然后取样。4、油浸变电压器和油浸电抗器4.1 油浸变压器的试验项目周期和标准序号项目周期标 准说明1绝缘油试验1）交接时2）大修后3）每年一次4）投运前见第17章注：全密封设备严禁取油2总装后对散热器和油箱作密封油压试验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油柱压力，试验时间12h无泄漏。2）110KV及以上变压器在油枕顶部施加0.035MP

5、a压力，试验持续时间24h无泄漏。试验时带冷却器不带压力释放装置。3油中溶解气体的色谱分析1）电压为35KV以上且容量为10000KVA以上的主变每年2次2）35KV及以下变压器根据情况进行；3）日产变压器1-2年4）必要时5）投运前见第17章1）对有疑问的变压器缩短试验周期；2）变压器至少在投运后4、10、30天各做一次检测。4检查运行中的热虹吸油再生装置1）交接时2）大小修后应符合制造厂规定；一般当热虹吸油再生装置吸油过滤器下部出口油的酸值又达到0.10.15mg/g油时，应换吸附剂。吸附剂再生法见供电技术规程汇编（加热至400500使附着的油和酸气燃烧化为气体散去）。5油中微量水测量必要

6、时参考值如下：220KV及以下，30PPm以下；300KV， 25 PPm以下；500KV， 15 PPm以下；4.2 1600KVA以下变压器试验项目、周期和标准：大修后的试验参照上表中序号1、4、5、7、8、9、10、11、14、15等项进行。12、13有条件进行。预防性试验参照上表中序号1、5、9、等项进行，周期自行规定。吸流变压器的检修周期为必要时，项目比照1600KVA以下变压器。4.6 并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明4绝缘油击穿电压1）交接时2）大修后见第17章5.互感器5.1 互感器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明4绝缘油试验1）交接

7、时2）大修后3）必要时4）13年见17章1263KV及以上互感器油中溶解气体的色谱分析1）必要时2）投运前3）大修后4）交接时油中溶解气体含量超过下表任一值时，应开始引起注意。气体含量（PPm）烃类总合100氢150乙炔21）全封闭设备不进行此项试验。2）新投运的互感器应在三个月内至少做一次且油中不应含有C2H2。13油中微量水测量必要时110KV及以上互感器的参考值不大于20PPm。8 充油型套管套管的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明4绝缘油中溶解气体色谱分析必要时油中溶解气体超过下列任一值应引起注意。 H2 500×10-6CH4 100×10-6C2H2 2&

8、#215;10-6（110KV及以下）1×10-6（220500KV）介损不合格时，做此项。注：（1）充油型套管指以油作为绝缘的套管，不包括与变压器内油压式套管。 （2）油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管。 （3）胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管。11 电力电缆电力电缆的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明3充油电缆绝缘油的电气强度试验1）交接时2）必要时新油不小于50KV；运行中不小于45KV。4充油电缆绝缘油的介质损耗因数tg2-3年一次在100±2时新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0%。17. 绝缘油的试验周期、

9、标准、项目说明：17.1 属于下列情况之一时，进行全分析和色谱分析：1、 验收新油；2、 废油再生后；3、 对油质有怀疑；4、 主变压器每年二次色谱分析，新变压器和大修后变压器投运后第4、10、30天就进行色谱分析。17.2 属于下列情况之一时，进行简化分析：1、新安装的充油设备在投入运行前2、充油设备大、中修后3、运行中的设备、电压为27.5KV以上的设备每年进行一次简化分析。27.5KV以下的设备每3年进行一次简化分析。4、备用绝缘油每年进行一次简化分析。17.3 属于下列情况之一时，进行介质损失角正切值的测量。1、充油设备的介质损失增大；2、 设备中绝缘油显著劣化；3、 63KV及以上变

10、压器、电抗器、互感器套管的绝缘油注入前后。17.4 需注意的事项：1、 当油质逐渐老化，水溶性酸PH值接4.2或酸值近0.1毫克氢氧化钾/克油时，方进行17.7中14、15项试验；2、粘度试验方法按国家标准GB26575石油产品运动粘度测定法；3、 20测量有困难时可只作50的测量；4、凝固点试验方法按国家标准GB51077；5、 酸值试验方法按国家标准GB26477；6、水容性酸和碱试验方法按国家标准GB25977；7、闪点试验方法按国家标准GB26177；8、 机械杂质试验方法按国家标准GB51177，游离碳测定方法；9、水份按国家标准GB26077；10、电气强度试验方法按国家标准GB5

11、0777；11、介质损失正切值按SY265466方法。17.5 简化分析，只做17.7中612项，若绝缘油中有抗凝剂时还应作凝固点试验。 设备大修后，绝缘油应达到新油标准。设备中修后，除水深性酸和碱、闪点及介质损失外，其余项目应达到新油标准。17.6 关于补油或不同牌号油混合使用的规定：1、混合的质量符合下列规定时，可以混合使用：（1） 两种运行中相混合油的质量不应低于其中最差的一种油；（2） 新油与运行油相混合时，混合油的质量不低于运行中油的质量；2、 补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油，补加油量少于5%，通常不会出现问题，如果补加量较多，并加到已严重老化（接近运行油质量要求下限）的

12、油中，就可能导致油中迅速析出油泥，必须预先进行混油样品的油泥析出试验，无沉淀物产生，才可能采用。3、不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用，如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。4、对于国外进口油来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的各种油及混合样老化试验。5、油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1:1比例混合。17.7 变压器、互感器油的试验周期、标准和项目序号项 目标 准新油及再生油运行中的油15时的透明度透明2苛性钠抽出不大于2级3安定性氧化后酸值不大于0.2毫米氢氧化钾/克油氧化后沉淀

13、物不大于0.05%4粘 度不大于下列数值： 温 度（）项 别2050运动（厘拖）309.65凝 固 点1）户外断路器用油的凝固点：气温不低于-10的地区为-25；气温低于-10的地区为-45。2）变压器油的凝固点为-25（气温不限）或10（气温不低于-10的地区）6酸 值不大于0.03毫克氢氧化钾/克油。不大于0.1毫克氢氧化钾/克油。7水深性酸和碱酸5.4PH值大于或等于4.28闪 点（闭口）不低于135DB-45不低于140DB-251）不应比新油标准低5及其以上。2）不应比前次测量值降低5及其以上。9机械杂物无无10水 分66110KV201/L60110KV351/L11游 离 碳 无

14、无12电气强度试验1）用于电压为15千伏及以下的设备：30千伏2）用于电压为2035千伏及以下的设备：35千伏3）用于电压为66220千伏及以下的设备：45千伏1）用于电压为15千伏及以下的设备：25千伏2）用于电压为2035千伏及以下的设备：30千伏3）用于电压为66220千伏及以下的设备：35千伏13介质损失角正切值90时不大于0.7%90时不大于2%14油泥测定（羰基含量）0.02%（重量）15界面张力（25）不小于35mN/m不小于19 mN/m17.9 不同故障产生的气体成分故 障 类 型主 要 气 体 成 分次 要 气 体 成 分油 过 热CH2 C2H4H2 C2H6油和纸过热C

15、H4 C2H4 CO CO2H2 C2H6油纸绝缘中局部放电H2 CH4 C2H2 COC2H6 CO2油中火花放电C2H2 H2油 中 电 弧H2 C2H2CH4 C2H4 C2H2油和纸中电弧H2 C2H2 CO CO2CH4 C2H4 C2H6进水受潮或油中气泡H217.10 油中气体含量的注意值设 备气 体 组 成 分含量（PPm）变压器和电抗器总 烃乙 炔氢1505150互 感 器总 烃乙 炔氢1003150套 管甲 烷乙 炔氢1005500注：（1）气体浓度达到注意值，应进行追踪分析，查明原因。注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。 （2）影响电容互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，若增加较快，也应引起注意。有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增加趋势，也可判断为正常。 （3）本表所指的总烃是指甲烷（简称C1）乙烷、乙炔、乙稀（以上三者统称C2）四种气体的总和，可简写为C1+ C2。 （4）新投运的设备，油中一般不应含乙炔，其它各组分也应很低。运行中乙炔从无到有，虽