QCSG114002-2011電力設備預防性試驗規(guī)程.doc

中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準 電力設備預防性試驗規(guī)程 2011 10 26 發(fā)布 2011 10 26 實施 中國南方電網(wǎng)有限責任公司 發(fā) 布 Q CSG Q CSG114002 2011 Q CSG114002 2011 目 次 前 言 II 1 范圍 1 2 規(guī)范性引用文件 1 3 術語和定義 2 4 總則 3 5 電力變壓器及電抗器 4 6 互感器 16 7 開關設備 24 8 套管 34 9 支柱絕緣子 盤形懸式絕緣子和復合絕緣子 35 10 電力電纜線路 37 11 電容器 41 12 絕緣油和六氟化硫氣體 43 13 避雷器 46 14 母線 49 15 1KV 以上的架空電力線路 49 16 接地裝置 50 17 串補裝置 54 18 旋轉電機 56 附錄 A 規(guī)范性附錄 絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準 63 附錄 B 資料性附錄 污穢等級與現(xiàn)場污穢度 64 附錄 C 資料性附錄 有效接地系統(tǒng)接地裝置 接地網(wǎng) 安全性狀態(tài)評估的內容 項目和要求 64 附錄 D 資料性附錄 變電站鋼材質接地網(wǎng)土壤腐蝕性評價方法 65 附錄 E 規(guī)范性附錄 同步發(fā)電機和調相機定子繞組的交流試驗電壓 老化鑒定和硅鋼片單位損耗 68 Q CSG114002 2011 前 言 預防性試驗是電力設備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié) 是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手 段之一 預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術監(jiān)督工作的主要依據(jù) 2004 年以來 中國南方電網(wǎng)有限 責任公司企業(yè)標準 Q CSG 1 0007 2004 電力設備預防性試驗規(guī)程 對電力生產(chǎn)起到了重要的作 用 但近年來 隨著對供電可靠性要求的提高 新設備大量涌現(xiàn) 帶電測試 在線監(jiān)測技術不斷進 步 為減少定期停電時間 提高設備可用率 促進狀態(tài)監(jiān)測 檢測 技術開展 適應南方電網(wǎng)公司 管理與設備的實際情況 需要對原標準進行修編 本標準的提出以 2004 年以來新頒布的相關國家標準 行業(yè)標準和有關反事故技術措施規(guī)定為 依據(jù) 結合電力設備管理現(xiàn)狀 充分考慮未來發(fā)展需求 適用于中國南方電網(wǎng)有限責任公司的電力 設備預防性試驗工作 本標準的附錄 A 是規(guī)范性附錄 附錄 B 附錄 C 附錄 D 附錄 E 是資料性附錄 本標準由中國南方電網(wǎng)有限責任公司生產(chǎn)技術部提出 歸口并解釋 本標準主要起草單位 廣東電網(wǎng)公司電力科學研究院 廣東電網(wǎng)公司廣州供電局 廣東電網(wǎng)公 司佛山供電局 本標準主要起草人 何宏明 王紅斌 吳瓊 李謙 盧啟付 劉平原 王勇 喇元 付強 莊 賢盛 梁文進 姚森敬 歐陽旭東 李端姣 陸國俊 黃松波 黃慧紅 趙衛(wèi)民 金向朝等 本標準主要審查人 皇甫學真 陳建福 黃志偉 謝植飚 姜虹云 劉輝 黃星 趙現(xiàn)平等 本標準由中國南方電網(wǎng)有限責任公司標準化委員會批準 本標準自 2011 年 10 月 26 日起實施 本標準自實施之日起 原 Q CSG 1 0007 2004 電力設備預防性試驗規(guī)程 廢止 凡公司執(zhí) 行的其它標準涉及電力設備預防性試驗的項目 內容 要求等與本標準有不相符的 以本標準為準 執(zhí)行中如有問題和意見 請及時反饋中國南方電網(wǎng)有限責任公司生產(chǎn)技術部 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 電力設備預防性試驗規(guī)程 1 范圍 本標準規(guī)定了各種電力設備預防性試驗的項目 周期和要求 用以判斷設備是否符合運行條 件 預防設備損壞 保證安全運行 本標準適用于中國南方電網(wǎng) 500kV 及以下的交流輸變電設備 高壓直流輸電設備及其他特殊 條件下使用的電力設備可參照執(zhí)行 進口設備應按照本標準 參考產(chǎn)品技術要求執(zhí)行 2 規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過在本標準的引用而成為本標準的條款 凡是注日期的引用文件 其隨 后所有的修改單 不包括勘誤的內容 或修訂版均不適用于本標準 然而 鼓勵使用本標準的各方 探討使用這些文件的最新版本 凡是不注日期的引用文件 其最新版本適用于本標準 GB T 311 1 1997 高壓輸變電設備的絕緣配合 GB T 311 2 2002 高壓輸變電設備的絕緣配合使用導則 GB 1094 1 2 1996 電力變壓器 總則 GB 1094 3 2003 電力變壓器 絕緣水平和絕緣試驗 GB 1094 4 2005 電力變壓器 電力變壓器和電抗器的雷電沖擊和操作沖擊試驗導則 GB 1094 11 2007 電力變壓器 干式變壓器 GB 1207 2006 電磁式電壓互感器 GB 1208 2006 電流互感器 GB 1984 2003 高壓交流斷路器 GB 1985 2004 高壓交流隔離開關和接地開關 GB 2536 1990 變壓器油 GB 3906 2006 3 6kV 40 5kV 交流金屬封閉式開關設備和控制設備 GB T 4109 2008 交流電壓高于 1000V 的絕緣套管 GB T 4703 2007 電容式電壓互感器 GB T 4787 1996 斷路器電容器 GB 6115 1 2008 電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器 第 1 部分 總則 GB T 6451 2008 油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求 GB T 7252 2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 GB T 7595 2008 運行中變壓器油質量 GB 7674 2008 額定電壓 72 5kV 及以上氣體絕緣金屬封閉開關設備 GB T 8905 2008 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗導則 GB 9326 1 5 2008 交流 500kV 及以下紙或聚丙烯復合紙絕緣金屬套充油電纜及附件 GB 10229 1988 電抗器 GB 10230 1 2 2007 分接開關 GB T 11017 1 3 2008 額定電壓 110kV 交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜及其附件 GB T 11022 1999 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求 GB 11023 1989 高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法 GB 11032 2000 交流無間隙金屬氧化物避雷器 GB 12022 2006 工業(yè)六氟化硫 GB 12706 1 4 2002 額定電壓 1kV Um 1 2kV 到 35kV Um 40 5kV 擠包絕緣電力電 纜及附件 GB Z 18890 1 3 2002 額定電壓 220kV Um 252kV 交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜及其附件 GB T 19749 2005 耦合電容器及電容分壓器 GB 50150 2006 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準 DL T 366 2010 串聯(lián)電容器補償裝置一次設備預防性試驗規(guī)程 DL T 402 2007 交流高壓斷路器訂貨技術條件 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 DL T 432 2007 電力用油中顆粒污染度測量方法 DL T 459 2000 電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術條件 DL T 475 2006 接地裝置特性參數(shù)測量導則 DL T 574 1995 有載分接開關運行維修導則 DL T 593 2006 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件 DL T 596 1996 電力設備預防性試驗規(guī)程 DL T 620 1997 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合 DL T 621 1997 交流電氣裝置的接地 DL T 626 2005 劣化盤形懸式絕緣子檢測規(guī)程 DL T 664 2008 帶電設備紅外診斷應用規(guī)范 DL T 722 2000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 DL T 864 2004 標稱電壓高于 1000V 交流架空線路用復合絕緣子使用導則 DL T 911 2004 電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法 DL T 1093 2008 電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則 DL T 1094 2008 電力變壓器用絕緣油選用指南 DL T 1096 2008 變壓器油中顆粒度限值 JB T 7111 1993 高電壓并聯(lián)電容器裝置 JB T 7112 2000 集合式高電壓并聯(lián)電容器 3 術語和定義 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進行的試驗 3 2 在線監(jiān)測 在不影響設備運行的條件下 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 帶電測試 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試 3 4 紅外檢測 利用紅外技術對電力系統(tǒng)中具有電流 電壓致熱效應或其他致熱效應的帶電設備進行檢測和 診斷 3 5 繞組變形測試 利用頻率響應分析及電抗法對變壓器繞組的特性進行測試 判斷其是否存在扭曲 斷股 移 位 松脫等變形現(xiàn)象 3 6 局部放電帶電測試 利用特高頻 超聲波 地電波等技術對運行中的電氣設備 如 GIS 變壓器 電纜系統(tǒng) 開 關柜等 進行局部放電帶電測試 判斷其是否存在絕緣缺陷 3 7 接地網(wǎng)安全性狀態(tài)評估 對表征變電站接地網(wǎng)狀態(tài)的接地阻抗 地線分流系數(shù) 接觸電壓 跨步電壓 地網(wǎng)電位分布 等參數(shù)進行實測和數(shù)值分析 結合接地網(wǎng)完整性和腐蝕性檢查與診斷 綜合評價變電站發(fā)生短路 故障情況下 地網(wǎng)電位升高 接觸電壓和跨步電壓等指標是否滿足一 二次設備安全和人員安全 的要求 3 8 現(xiàn)場污穢度 SPS 在參照絕緣子連續(xù)積污 3 5 年后開始測量 在整個合適的時段內所記錄到的 ESDD NSDD 的最 大值 3 9 等值附鹽密度 簡稱鹽密 ESDD 溶解后具有與從給定絕緣子的絕緣體表面清洗的自然沉積物溶解后相同電導率的氯化鈉總量 除以表面積 一般表示為 mg cm2 3 10 不溶物密度 簡稱灰密 NSDD 從給定絕緣子的絕緣體表面清洗的非可溶殘留物總量除以表面積 一般表示為 mg cm2 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 3 11 固定串聯(lián)電容器補償裝置 將電容器串接于輸電線路中 并配有旁路斷路器 隔離開關 串補平臺 支撐絕緣子 控制 保護系統(tǒng)等附屬設備組成的裝置 簡稱固定串補 3 12 晶閘管控制串聯(lián)電容器補償裝置 將并聯(lián)有晶閘管閥及其電抗器的電容器串接于輸電線路中 并配有旁路斷路器 隔離開關 串補平臺 支撐絕緣子 控制保護系統(tǒng)等附屬設備組成的裝置 簡稱可控串補 3 13 金屬氧化物限壓器 由電阻值與電壓呈非線性關系的電阻組成的電容器組過電壓保護設備 3 14 觸發(fā)型間隙 在規(guī)定時間內承載被保護部分的負載電流或 和 故障電流 以防止電容器過電壓或金屬氧 化物限壓器過負荷的受控觸發(fā)間隙 3 15 阻尼裝置 用來限制電容器相組保護設備旁路操作時產(chǎn)生的電容器放電電流的幅值和頻率 并使之快速 衰減的設備 阻尼裝置有阻尼電阻和阻尼電抗器 3 16 旁路斷路器 旁路斷路器是一種專用的斷路器 要求其具有快速合閘能力 用來旁路串聯(lián)補償設備 是串 聯(lián)補償裝置投入和退出運行的主要操作設備 3 17 電阻分壓器 利用串聯(lián)電阻對高電壓進行分壓的分壓器 3 18 符號 Un 設備額定電壓 Um 設備最高電壓 U0 U 電纜額定電壓 其中U0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 lmA 下的參考電壓 tan 介質損耗因數(shù) 3 19 常溫 本標準中使用常溫為 10 40 4 總則 4 1 本標準所規(guī)定的各項試驗標準 是電力設備技術監(jiān)督工作的基本要求 是電力設備全過程管 理工作的重要組成部分 在設備的維護檢修工作中必須堅持預防為主 積極地對設備進行維護 使其能長期安全 經(jīng)濟運行 4 2 本標準給出的設備試驗項目 周期與要求適用于一般情況 對一些特定設備 如 擔負為重 要用戶供電的設備 存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的設備等 進行的帶電檢測與停電 試驗 其試驗項目 要求和安排可另行規(guī)定 4 3 設備進行試驗時 試驗結果應與該設備歷次試驗結果相比較 與同類設備的試驗結果相比較 參照相關的試驗結果 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 4 特殊情況下 需要改變設備的試驗方法 延長試驗周期 增刪試驗項目 降低試驗標準時 由各供電局負責生產(chǎn)的總工或副局長批準執(zhí)行 220kV及以上電氣設備應報分 省 公司生產(chǎn)技術 部 電力科學研究院 試驗中心 備案 對老舊設備 運行20年以上 可根據(jù)設備狀態(tài)適當縮短 試驗周期 4 5 在試驗周期的安排上應盡量將同間隔設備調整為相同試驗周期 需停電取油樣或氣樣的化學 試驗周期調整到與電氣試驗周期相同 4 6 對于新投運 投運時間不超過一年 的設備 在投運后及時進行首次預防性試驗檢查 可以 及早獲取設備運行后的重要狀態(tài)信息 在編制設備預防性試驗計劃時對新投運設備應盡可能及早 安排進行投運后首次試驗 4 7 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 制造廠裝配的成套設備不在 此限 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 試驗電壓應采用所連設備中的最 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 低試驗電壓 4 8 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 a 當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時 應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓 b 當采用額定電壓較高的設備作為代用時 應按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓 c 為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設備時 應在安裝地點按實際使用的額定工 作電壓確定其試驗電壓 4 9 在進行與溫度和濕度有關的各種試驗 如測量直流電阻 絕緣電阻 tan 泄漏電流等 時 應同時測量被試品的溫度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 戶外試驗應在良好的天氣下進行 且空氣相對 濕度一般不高于 80 4 10 110kV 及以上設備經(jīng)交接試驗后超過 6 個月未投入運行 或運行中設備停運超過 6 個月的 35kV 及以下設備經(jīng)交接試驗后超過 12 個月未投入運行 或運行中設備停運超過 12 個月的 在投 運前應進行測量絕緣電阻 tan 絕緣油的水分和擊穿電壓 絕緣氣體濕度等試驗 4 11 有條件進行帶電測試或在線監(jiān)測的設備應積極開展帶電測試或在線監(jiān)測 當帶電測試或在線 監(jiān)測發(fā)現(xiàn)問題時應進行停電試驗進一步核實 如經(jīng)實際應用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術能 達到停電試驗的效果 可以延長停電試驗周期或不做停電試驗 同時報分 省 公司生產(chǎn)技術部 電力科學研究院 試驗中心 備案 4 12 如不拆引線不影響對試驗結果的相對判斷時 宜采用不拆引線試驗的方法進行 4 13 本標準未包含的電力設備的試驗項目 按制造廠規(guī)定進行 5 電力變壓器及電抗器 5 1 油浸式電力變壓器 油浸式電力變壓器的試驗項目 周期和要求見表 1 表 1 油浸式電力變壓器的試驗項目 周期和要求 序號項目周 期要 求說 明 1 油中 溶解氣 體色譜 分析 1 新投運及 大修后投運 500kV 1 4 10 30 天 220kV 4 10 30 天 110kV 4 30 天 2 運行中 500kV 3 個 月 220kV 6 個 月 35kV 110kV 1 年 3 必要時 1 根據(jù) GB T 7252 2001 新裝變 壓器油中 H2與烴類氣體含量 L L 任一項不宜超過下列數(shù)值 總烴 20 H2 30 C2H2 0 2 運行設備油中 H2與烴類氣體含 量 L L 超過下列任何一項值時應 引起注意 總烴 150 H2 150 C2H2 5 35kV 220kV 1 500kV 3 烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于 6mL d 開放式 和 12mL d 密封式 或相對產(chǎn)氣速率大于 10 月則認為設 備有異常 1 總烴包括 CH4 C2H4 C2H6和 C2H2四種氣體 2 溶解氣體組份含量有增長趨 勢時 可結合產(chǎn)氣速率判斷 必要 時縮短周期進行跟蹤分析 3 總烴含量低的設備不宜采用 相對產(chǎn)氣速率進行判斷 4 新投運的變壓器應有投運前 的測試數(shù)據(jù) 5 必要時 如 出口 或近區(qū) 短路后 巡視發(fā)現(xiàn)異常 在線監(jiān)測系統(tǒng)告警等 2 油中 水分 mg L 1 準備注 入110kV及以 上變壓器的新 油 2 投運前 3 110kV及 以上 運行中1 年 4 必要時 投運前 110kV 20 220kV 15 500kV 10 運行中 110kV 35 220kV 25 500kV 15 1 運行中設備 測量時應注意 溫度的影響 盡量在頂層油溫高于 50 時取樣 2 必要時 如 繞組絕緣電阻 吸收比 極化 指數(shù) 測量異常時 滲漏油等 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 3 油中 含氣量 體 積分數(shù) 500kV 1 新油注 入前后 2 運行中 1年 3 必要時 投運前 1運行中 31 限值規(guī)定依據(jù) GB T 7595 2008 運行中變壓器油質量 2 必要時 如 變壓器需要補油時 滲漏油 1 含量超過下表值時 一般為非 正常老化 需跟蹤檢測 運行 年限 1 55 10 10 15 15 20 糠醛 含量 0 10 20 40 75 4 油中 糠醛含 量 mg L 必要時 2 跟蹤檢測時 注意增長率 3 測試值大于 4mg L 時 認為絕緣 老化已比較嚴重 1 變壓器油經(jīng)過處理后 油中 糠醛含量會不同程度的降低 在作 出判斷時一定要注意這一情況 2 必要時 如 油中氣體總烴超標或 CO CO2 過高 需了解絕緣老化情況時 如長 期過載運行后 溫升超標后等 5油中 顆粒度 測試 500kV 1 投運前 2 投運 1 個 月或大修后 3 運行中1 年 4 必要時 1 投運前 熱循環(huán)后 100mL 油中 大于 5 m 的顆粒數(shù) 2000 個 2 運行時 含大修后 100mL 油中 大于 5 m 的顆粒數(shù) 3000 個 1 限值規(guī)定依據(jù) DL T 1096 2008 變壓器油中顆粒度限值 2 檢驗方法參考 DL T 432 2007 電力用油中顆粒污染度測量 方法 3 如果顆粒有明顯的增長趨勢 應縮短檢測周期 加強監(jiān)控 6絕緣 油試驗 見 12 1 節(jié) 7繞組 直流電 阻 1 110kV 及以下 6 年 220kV 500kV 3 年 2 大修后 3 無載分 接開關變換分 接位置 4 有載分 接開關檢修后 5 必要時 1 1600kVA 以上變壓器 各相繞組 電阻相互間的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 2 1600kVA 及以下的變壓器 相間 差別一般不大于三相平均值的 4 線間差別一般不大于三相平均值的 2 3 與以前相同部位測得值比較 其變化不應大于 2 1 如電阻相間差在出廠時超過 規(guī)定 制造廠已說明了這種偏差的 原因 則與以前相同部位測得值比 較 其變化不應大于 2 2 有載分接開關宜在所有分接 處測量 無載分接開關在運行分接 測量 無載分接開關在運行分接測量 3 不同溫度下電阻值按下式換 算 R2 R1 T t2 T t1 式中 R1 R2分別為在溫度 t1 t2下的電 阻值 T 為電阻溫度常數(shù) 銅導線 取 235 鋁導線取 225 4 封閉式電纜出線或 GIS 出線 的變壓器 電纜 GIS 側繞組可不 進行定期試驗 5 必要時 如 本體油色譜判斷有熱故障 紅外檢測判斷套管接頭或引線 過熱 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 8繞組 連同套 管的絕 緣電阻 吸收比 或極化 指數(shù) 1 110kV 及以下 6 年 220kV 500kV 3 年 2 大修后 3 必要時 1 絕緣電阻換算至同一溫度下 與前一次測試結果相比應無顯著變化 一般不低于上次值的 70 2 35kV 及以上變壓器應測量吸收 比 吸收比在常溫下不低于 1 3 吸 收比偏低時可測量極化指數(shù) 應不低 于 1 5 3 絕緣電阻大于 10000 M 時 吸收比不低于 1 1 或極化指數(shù)不低于 1 3 1 使用 2500V 或 5000V 兆歐表 對 220kV 及以上變壓器 兆歐表容 量一般要求輸出電流不小于 3mA 2 測量前被試繞組應充分放電 3 測量溫度以頂層油溫為準 各次測量時的溫度應盡量接近 4 盡量在油溫低于 50 時測量 不同溫度下的絕緣電阻值按下式換 算 10 12 21 5 1 tt RR 式中 R1 R2分別為溫度 t1 t2 時的絕緣電阻值 5 吸收比和極化指數(shù)不進行溫 度換算 6 封閉式電纜出線或 GIS 出線 的變壓器 電纜 GIS 側繞組可在 中性點測量 7 鑒于不拆高 中壓側引線的 試驗方法能夠提高供電可靠性 增 進工作效率 并已在一些地區(qū)成功 應用 因此鼓勵開展不拆線試驗方 法的研究 積累經(jīng)驗 條件成熟者 按規(guī)定程序批準后可采用不拆線的 試驗方法 8 必要時 如 運行中油介損不合格或油中水 分超標 滲漏油等可能引起變壓器受潮 的情況 9 繞組 連同套 管的 tan 1 大修后 2 必要時 1 20 時不大于下列數(shù)值 500kV 0 6 110kV 220kV 0 8 35kV 1 5 2 tan 值與出廠試驗值或歷年的 數(shù)值比較不應有顯著變化 增量一般 不大于 30 3 試驗電壓 繞組電壓 10kV 及以上 10kV 繞組電壓 10kV 以下 Un 1 非被試繞組應短路接地或屏 蔽 2 同一變壓器各繞組 tan 的 要求值相同 3 測量溫度以頂層油溫為準 各次測量時的溫度盡量相近 4 盡量在油溫低于 50 時測量 不同溫度下的 tan 值一般按下式 換算 10 12 12 3 1tantan tt 式中 tan 1 tan 2分別為溫度 t1 t2時的 tan 值 5 封閉式電纜出線或 GIS 出線 的變壓器 電纜 GIS 側繞組可在 中性點加壓測量 6 必要時 如 繞組絕緣電阻 吸收比或極化 指數(shù)異常時 油介損不合格或油中水分超標 滲漏油等 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 10 電容 型套管 的 tan 和電容 值 見第 8 章1 用正接法測量 2 測量時記錄環(huán)境溫度及變壓 器頂層油溫 3 只測量有末屏引出的套管 tan 和電容值 封閉式電纜出線 或 GIS 出線的變壓器 電纜 GIS 側套管從中性點加壓 非被試側短 路接地 11 繞組 連同套 管的交 流耐壓 試驗 1 10kV 及以 下 6 年 2 更換繞組 后 全部更換繞組時 按出廠試驗電壓 值 部分更換繞組時 按出廠試驗電 壓值的 0 8 倍 1 110kV 及以上進行感應耐壓試 驗 2 10kV 按 35kV 0 8 28kV 進 行 3 額定電壓低于 1000V 的繞組 可用 2500V 兆歐表測量絕緣電阻代 替 12 鐵芯 及夾件 絕緣電 阻 1 110kV 及以下 6 年 220kV 500kV 3 年 2 大修后 3 必要時 1 與以前測試結果相比無顯著差 別 2 運行中鐵芯接地電流一般不應 大于 0 1A 1 采用 2500V 兆歐表 對運行年 久的變壓器可用 1000V 兆歐表 2 只對有外引接地線的鐵芯 夾件進行測量 3 必要時 如 油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時 13 穿心 螺栓 鐵軛夾 件 綁 扎鋼帶 鐵芯 繞組壓 環(huán)及屏 蔽等的 絕緣電 阻 大修中220kV 及以上 一般不低于 500M 110kV 及以下 一般不低于 100M 1 用 2500V 兆歐表 2 連接片不能拆開可不進行 14 局部 放電試 驗 220kV 及以上 1 大修更換 絕緣部件或部 分繞組后 2 必要時 在線端電壓為 1 5Um 3時 放電 量一般不大于 500pC 在線端電壓為 1 3Um 3時 放電量一般不大于 300pC 1 110kV 電壓等級的變壓器大修 后 可參照執(zhí)行 2 必要時 如 運行中變壓器油色譜異常 懷疑 存在放電性故障時 15 繞組 所有分 接的電 壓比 1 分接開關 引線拆裝后 2 更換繞組 后 1 各分接的電壓比與銘牌值相比 應無明顯差別 且符合規(guī)律 2 35kV 以下 電壓比小于 3 的變 壓器電壓比允許偏差為 1 其它所 有變壓器 額定分接電壓比允許偏差 為 0 5 其它分接的電壓比應在變 壓器阻抗電壓值 的 1 10 以內 但 偏差不得超過 1 16 校核 三相變 壓器的 組別或 單相變 壓器極 性 更換繞組后 必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子 標志相一致 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 17 空載 電流和 空載損 耗 1 更換繞組 后 2 必要時 與前次試驗值相比無明顯變化1 試驗電源可用三相或單相 試驗電壓可用額定電壓或較低電壓 如制造廠提供了較低電壓下的測 量值 可在相同電壓下進行比較 2 必要時 如 懷疑磁路有缺陷等 18 短路 阻抗和 負載損 耗 1 更換繞組 后 2 必要時 與前次試驗值相比無明顯變化1 試驗電源可用三相或單相 試驗電流可用額定值或較低電流 如制造廠提供了較低電流下的測 量值 可在相同電流下進行比較 2 必要時 如 出口短路后 19 繞組 變形測 試 110kV 及以上 1 更換繞組 后 2 必要時 1 采用頻率響應分析法與初始結 果相比 或三相之間結果相比無明顯 差別 無初始記錄時可與同型號同廠 家對比 2 采用電抗法分析判斷同一參數(shù) 的三個單相值的互差 橫比 和同一 參數(shù)值與原始數(shù)據(jù)及上一次測試值相 比之差 縱比 其差值不應超過注 意值 注意值參見 DL T1093 2008 1 每次測試時 宜采用同一種 儀器 接線方式應相同 2 對有載開關應在最大分接下 測試 對無載開關應在同一運行分 接下測試以便比較 3 發(fā)電廠廠高變可參照執(zhí)行 4 必要時 如 發(fā)生近區(qū)短路后 20 全電 壓下空 載合閘 更換繞組后1 全部更換繞組 空載合閘 5 次 每次間隔 5min 2 部分更換繞組 空載合閘 3 次 每次間隔 5min 1 在運行分接上進行 2 由變壓器高壓側或中壓側加 壓 3 110kV 及以上的變壓器中性點 接地 4 發(fā)電機變壓器組的中間連接 無斷開點的變壓器 可不進行 21 有載 分接開 關的試 驗和檢 查 1 按制造廠 規(guī)定 2 大修后 3 必要時 按 DL T574 1995 有載分接開關運 行維修導則 執(zhí)行 1 應在整個操作循環(huán)內進行 2 必要時應檢查開關切換程序 及時間 動作順序 過渡電阻及觸 頭的接觸電阻等結果 3 必要時 如 懷疑有故障時 22 測溫 裝置校 驗及其 二次回 路試驗 1 110kV 及以下 6 年 二次回路 220kV 500kV 3 年 二次 回路 2 大修后 3 必要時 1 按制造廠的技術要求 2 密封良好 指示正確 測溫電 阻值應和出廠值相符 3 絕緣電阻一般不低于 1 M 1 采用 2500V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 23 氣體 繼電器 校驗及 其二次 回路試 驗 1 110kV 及以下 6 年 二次回路 220kV 500kV 3 年 二次回 路 2 大修后 3 必要時 1 按制造廠的技術要求 2 整定值符合運行規(guī)程要求 動 作正確 3 絕緣電阻一般不低于 1M 1 采用 1000V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 24 壓力 釋放器 校驗及 其二次 回路試 驗 1 110kV 及以下 6 年 二次回路 220kV 500kV 3 年 二次 回路 2 必要時 1 動作值與銘牌值相差應在 10 范圍內或符合制造廠規(guī)定 2 絕緣電阻一般不低于 1M 1 采用 1000V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 25 冷卻 裝置及 其二次 回路檢 查試驗 1 110kV 及以下 6 年 二次回路 220kV 500kV 3 年 二次 回路 2 大修后 3 必要時 1 投運后 流向 溫升和聲響正常 無滲漏油 2 強油水冷裝置的檢查和試驗 按 制造廠規(guī)定 3 絕緣電阻一般不低于 1M 1 采用 1000V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 26 整體 密封檢 查 1 大修后 2 必要時 1 35kV 及以下管狀和平面油箱變 壓器采用超過油枕頂部 0 6m 油柱試 驗 約 5kPa 壓力 對于波紋油箱和 有散熱器的油箱采用超過油枕頂部 0 3m 油柱試驗 約 2 5kPa 壓力 試 驗時間 12h 無滲漏 2 110kV 及以上變壓器在油枕頂部 施加 0 035MPa 壓力 試驗持續(xù)時間 24h 無滲漏 1 試驗時帶冷卻器 不帶壓力釋 放裝置 2 必要時 如 懷疑密封不良時 27 套管 中的電 流互感 器試驗 大修時1 絕緣電阻測試 2 變比測試 3 極性測試 4 伏安特性測試 見第 6 章 28 絕緣 紙 板 聚合度 必要時當聚合度小于 250 時 應引起注意1 試樣可取引線上絕緣紙 墊塊 絕緣紙板等數(shù)克 2 對運行時間較長 如 20 年 的 變壓器盡量利用吊檢的機會取樣 3 必要時 如 懷疑紙 板 老化時 29 絕緣 紙 板 含水量 必要時水分 質量分數(shù) 一般不大于下值 500kV 1 220kV 3 1 可用所測繞組的 tan 值推算 或取紙樣直接測量 2 必要時 如 懷疑紙 板 受潮時 30 噪聲 測量 必要時與出廠值比較無明顯變化1 按 GB7328 1987 變壓器和電 抗器的聲級測量 要求進行 2 必要時 如 發(fā)現(xiàn)噪音異常時 31 箱殼 振動 必要時與出廠值比不應有明顯差別必要時 如 發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時 32 紅外 檢測 運行中 500kV 1 年 6 次或以上 220kV 1 年 4 次或以上 110kV 1 年 2 次或以上 按 DL T664 2008 帶電設備紅外診 斷應用規(guī)范 執(zhí)行 1 用紅外熱像儀測量 2 測量套管及接頭 油箱殼等部 位 3 結合運行巡視進行 試驗人員 每年至少進行一次紅外檢測 同時 加強對電壓致熱型設備的檢測 并 記錄紅外成像譜圖 5 2 干式變壓器 干式接地變壓器 干式變壓器 干式接地變壓器的試驗項目 周期和要求見表 2 表 2 干式變壓器的試驗項目和周期 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 序號項 目周 期要 求說 明 1 繞組 直流電 阻 1 6 年 2 必要時 1 相間差別一般不大于平均值的 4 線間差別一般不大于平均值的 2 2 與以前相同部位測得值比較 其 變化不應大于 2 1 不同溫度下電阻值按下式換 算 R2 R1 T t2 T t1 式中 R1 R2分別為在溫度 t1 t2下的 電阻值 T 為電阻溫度常數(shù) 銅 導線取 235 2 必要時 如 紅外檢測異常時 2 繞組 鐵芯絕 緣電阻 1 6 年 2 必要時 絕緣電阻換算至同一溫度下 與前一 次測試結果相比應無顯著變化 一般不 低于上次值的 70 1 采用 2500V 或 5000V 兆歐表 2 必要時 如 紅外檢測異常時 3 交流 耐壓試 驗 1 6 年 2 必要時 一次繞組按出廠試驗電壓值的 0 8 倍 1 10kV 變壓器高壓繞組按 35kV 0 8 28kV 進行 2 額定電壓低于 1000V 的繞組 可用 2500V 兆歐表測量絕緣電阻 代替 3 必要時 如 紅外檢測異常時 4 測溫 裝置及 其二次 回路試 驗 1 6 年 2 必要時 1 按制造廠的技術要求 2 指示正確 測溫電阻值應和出廠 值相符 3 絕緣電阻一般不低于 1 M 必要時 如 紅外檢測異常時 5 噪聲 測試 必要時必要時 如 運行巡視發(fā)現(xiàn)噪聲異常時 6 紅外 檢測 1 年 1 次按 DL T664 2008 帶電設備紅外診斷 應用規(guī)范 執(zhí)行 1 用紅外熱像儀測量 2 測量套管及接頭 油箱殼等 部位 5 3 SF6氣體絕緣變壓器 SF6氣體絕緣變壓器的試驗項目 周期和要求見表 3 表 3 SF6氣體絕緣變壓器的試驗項目和周期 序號項 目周 期要 求說 明 1 SF6氣 體的濕度 20 的 體積分數(shù) 1 1 年 2 大修后 3 必要時 運行中 不大于 500 L L 大修后 不大于 250 L L 1 按GB12022 工業(yè)六氟化硫 DL T915 2005 六氟化硫氣體濕 度測定法 電解法 和DL T506 2007 六氟化硫電氣設備中絕緣 氣體濕度測量方法 進行 2 必要時 如 新裝及大修后 1 年內復測濕 度不符合要求 漏氣超過表 3 中序號 2 的要 求 設備異常時 2 SF6氣 體泄漏試 驗 1 大修后 2 必要時 應無明顯漏點1 按 DL T 596 1996 電力設 備預防性試驗規(guī)程 DL T 941 2005 運行中變壓器用六氟化硫 質量標準 GB 11023 高壓開關 設備六氟化硫氣體密封試驗方法 進行 2 對檢測到的漏點可采用局部 包扎法檢漏 每個密封部位包扎 后歷時 5 小時 測得的 SF6氣體含 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 量 體積分數(shù) 不大于 30 L L 3 現(xiàn)場分 解產(chǎn)物測 試 1 投產(chǎn)后 1 年 1 次 如無 異常 3 年 1 次 2 大修后 3 必要時 超過以下參考值需引起注意 SO2 不大于3 L L H2S 不大于2 L L CO 不大于 100 L L 1 建議結合現(xiàn)場濕度測試進行 參考 GB8905 2008 六氟化硫電氣 設備中氣體管理和檢驗導則 2 必要時 如 懷疑有故障時 4 實驗室 分解產(chǎn)物 測試 必要時檢測組分 CF4 SO2 SOF2 SO2F2 SF4 S2OF10 HF 必要時 如 現(xiàn)場分解產(chǎn)物測試超參考值或 有增長時 5 繞組直 流電阻 1 6 年 2 大修后 3 必要時 1 1600kVA 以上變壓器 各相繞組 電阻相互間的差別不應大于平均值的 2 無中性點引出的繞組 線間差別不 應大于平均值的 1 2 1600kVA 及以下的變壓器 相間 差別一般不大于平均值的 4 線間差 別一般不大于平均值的 2 3 與以前相同部位測得值比較 其 變化不應大于 2 1 如電阻相間差在出廠時超 過規(guī)定 制造廠已說明了這種偏 差的原因 則與以前相同部位測 得值比較 其變化不應大于 2 2 預試時有載分接開關宜在 所有分接處測量 無載分接開關 在運行分接測量 3 不同溫度下電阻值按下式 換算 R2 R1 T t2 T t1 式中 R1 R2分別為在溫度 t1 t2下 的電阻值 T 為電阻溫度常數(shù) 銅導線取 235 4 封閉式電纜出線或 GIS 出 線的變壓器 電纜 GIS 側繞組 可不進行定期試驗 5 必要時 如 紅外檢測判斷套管接頭或引線 過熱時 6 繞組連 同套管的 絕緣電阻 吸收比或 極化指數(shù) 1 6 年 2 大修后 3 必要時 1 絕緣電阻換算至同一溫度下 與 前一次測試結果相比應無顯著變化 一 般不低于上次值的 70 2 35kV 及以上變壓器應測量吸收比 吸收比在常溫下不低于 1 3 吸收比偏 低時可測量極化指數(shù) 應不低于 1 5 3 絕緣電阻大于 10000 M 時 吸 收比不低于 1 1 或極化指數(shù)不低于 1 3 1 采用 2500V 或 5000V 兆歐 表 兆歐表容量一般要求輸出電 流不小于 3mA 2 測量前被試繞組應充分放 電 3 必要時 如 SF6氣體試驗異常時 7 繞組連 同套管的 tan 35kV 及以上 1 大修后 2 必要時 1 20 時不大于下列數(shù)值 110kV 0 8 35kV 1 5 2 tan 值與出廠試驗值或歷年的 數(shù)值比較不應有顯著變化 增量一般不 大于 30 3 試驗電壓 繞組電壓 10kV 及以上 10kV 繞組電壓 10kV 以下 Un 1 非被試繞組應短路接地或 屏蔽 2 同一變壓器各繞組 tan 的要求值相同 3 封閉式電纜出線或 GIS 出線的變壓器 電纜 GIS 側繞 組可在中性點加壓測量 4 必要時 如 繞組絕緣電阻 吸收比或極化 指數(shù)異常時 8 鐵芯及 夾件絕緣 1 6 年 2 大修后 1 與以前測試結果相比無顯著差別 2 運行中鐵芯接地電流一般不應大 1 采用 2500V 兆歐表 2 只對有外引接地線的鐵芯 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 電阻 于 0 1A夾件進行測量 9 交流耐 壓試驗 1 大修后 2 必要時 全部更換繞組時 按出廠試驗電壓值 部分更換繞組時 按出廠試驗電壓值的 0 8 倍 110kV 變壓器采用感應耐壓 必要時 如 SF6氣體試驗異常時 10 測溫裝 置的校驗 及其二次 回路試驗 1 6 年 2 大修后 3 必要時 1 按制造廠的技術要求 2 密封良好 指示正確 測溫電阻 值應和出廠值相符 3 絕緣電阻一般不低于 1 M 1 采用 2500V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 11 紅外檢 測 運行中 500kV 1 年 6 次或以上 220kV 1 年 4 次或以上 110kV 1 年 2 次或以上 按 DL T664 2008 帶電設備紅外診斷 應用規(guī)范 執(zhí)行 1 用紅外熱像儀測量 2 測量套管及接頭 箱殼等 部位 3 結合運行巡視進行 試驗 人員每年至少進行一次紅外檢測 同時加強對電壓致熱型設備的檢 測 并記錄紅外成像譜圖 5 4 油浸式電抗器 500kV 油浸式電抗器的試驗項目 周期和要求見表 4 表 4 500kV 油浸式電抗器的試驗項目 周期和要求 序號項目周 期要 求說 明 1油中 溶解氣 體色譜 分析 1 新投運 及大修投運后 1 4 10 30 天 2 運行中 3 個月 3 必要時 1 根據(jù) GB T 7252 2001 新裝電 抗器油中 H2與烴類氣體含量 L L 任 一項不宜超過下列數(shù)值 總烴 20 H2 30 C2H2 0 2 運行中 H2與烴類氣體含量 L L 超過下列任何一項值時應引起 注意 總烴 150 H2 150 C2H2 1 3 烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超 過 12mL d 或相對產(chǎn)氣速率大于 10 月 則認為設備有異常 4 當出現(xiàn)痕量 小于 1 10 6 L L 乙 炔時也應引起注意 如氣體分析雖已出 現(xiàn)異常 但判斷不至于危及繞組和鐵芯 安全時 可在超過注意值較大的情況下 運行 1 總烴包括 CH4 C2H4 C2H6 和 C2H2四種氣體 2 溶解氣體組份含量有增長 趨勢時 可結合產(chǎn)氣速率判斷 必要時縮短周期進行跟蹤分析 3 總烴含量低的設備不宜采 用相對產(chǎn)氣速率進行判斷 4 新投運的電抗器應有投運 前數(shù)據(jù) 5 必要時 如 巡視發(fā)現(xiàn)異常 2油中水 分 mg L 1 注入電抗 器前后的新油 2 運行中1年 3 必要時 投運前 10運行中 151 運行中設備 測量時應注意 溫度的影響 盡量在頂層油溫高 于 50 時取樣 2 必要時 如 繞組絕緣電阻 吸收比或極 化指數(shù)異常時 滲漏油等 3油中 含氣量 體積 分數(shù) 1 注入電抗 器前后的新油 2 運行中 1年 3 必要時 投運前 1運行中 51 限值規(guī)定參考 GB T7595 2008 運行中變壓器油質量 2 必要時 如 需要補油時 滲漏油時 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 1 超過下表值時 一般為非正常老 化 需跟蹤檢測 運行 年限 1 55 1010 15 15 20 糠醛 含量 0 10 20 40 75 4油中 糠醛含 量 mg L 必要時 2 跟蹤檢測時 注意增長率 3 測試值大于 4mg L 時 認為絕緣 老化已比較嚴重 必要時 如 油中氣體總烴超標或 CO CO2過高 需了解絕緣老化情況時 長期過載運行后 溫升超標 后等 5絕緣 油試驗 見第 12 1 節(jié) 6阻抗 測量 必要時與出廠值相差在 5 范圍內 與三 相或三相組平均值相差在 2 范圍內 如受試驗條件限制可在低電壓 下測量 7 繞組 直流電 阻 1 3 年 2 大修后 3 必要時 1 各相繞組電阻相互間的差別不應 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 2 與以前數(shù)值比較 其變化不應大 于 2 1 如電阻相間差在出廠時超 過規(guī)定 制造廠已說明了這種偏 差的原因 則與以前數(shù)值比較 其變化不應大于 2 2 不同溫度下電阻值按下式 換算 R2 R1 T t2 T t1 式中 R1 R2分別為在溫度 t1 t2下的 電阻值 T 為電阻溫度常數(shù) 銅 繞組取 235 3 必要時 如 本體油色譜判斷有熱故障 紅外檢測判斷套管接頭或引 線過熱 8 繞組 連同套 管的絕 緣電阻 吸收比 或極化 指數(shù) 1 3 年 2 大修后 3 必要時 1 絕緣電阻換算至同一溫度下 與 前一次測試結果相比應無顯著變化 一般不低于上次值的 70 2 吸收比在常溫下不低于 1 3 吸 收比偏低時可測量極化指數(shù) 應不低 于 1 5 3 絕緣電阻大于 10000M 時 吸 收比不低于 1 1 或極化指數(shù)不低于 1 3 即可 1 采用 2500V 或 5000V 兆歐 表 兆歐表容量一般要求輸出電 流不小于 3mA 2 測量前被試繞組應充分放 電 3 測量溫度以頂層油溫為準 各次測量時的溫度應盡量接近 4 盡量在油溫低于 50 時測 量 不同溫度下的絕緣電阻值按 下式換算 10 12 21 5 1 tt RR 式中 R1 R2分別為溫度 t1 t2 時的絕緣電阻值 5 吸收比和極化指數(shù)不進行 溫度換算 6 必要時 如 運行中油介損不合格或油中 水分超標 滲漏油等 Q CSG114002 2011 專業(yè)文檔供參考 如有幫助請下載 9 繞組 連同套 管的 tan 1 大修后 2 必要時 1 20 時不大于 0 6 2 tan 值與出廠試驗值或歷年的 數(shù)值比較不應有顯著變化 一般不大于 30 3 試驗電壓 10kV 1 測量溫度以頂層油溫為準 各次測量時的溫度盡量相近 盡 量在油溫低于 50 時測量 不同 溫度下的 tan 值一般按下式換 算 10 12 12 3 1tantan tt 式中 tan 1 tan 2分別為溫 度 t1 t2時的 tan 值 2 必要時 如 繞組絕緣電阻 吸收比或極 化指數(shù)測量異常時 油介損不合格或油中水分超 標 滲漏油等 10 電容 型套管 的 tan 和電容 值 見第 8 章1 用正接法測量 2 測量時記錄環(huán)境溫度及電 抗器頂層油溫 11 繞組 連同套 管的交 流耐壓 試驗 大修后全部更換繞組時 按出廠試驗電壓 值 部分更換繞組時 按出廠試驗電 壓值的 0 8 倍 12 鐵芯 及夾件 的絕緣 電阻 1 3 年 2 必要時 1 與以前測試結果相比無顯著差別 2 運行中鐵芯接地電流一般不應大 于 0 1A 1 采用 2500V 兆歐表 2 夾件引出接地的可單獨對 夾件進行測量 3 必要時 如 油色譜分析懷疑鐵芯多點接地 時 13 穿心 螺栓 鐵軛夾 件 綁 扎鋼帶 鐵芯 繞組壓 環(huán)及屏 蔽等的 絕緣電 阻 大修中一般不低于 500M 1 采用 2500V 兆歐表 2 連接片不能拆開者可不進 行 14 氣體 繼電器 校驗及 其二次 回路試 驗 1 3 年 二次 回路 2 大修后 3 必要時 1 按制造廠的技術要求 2 整定值符合運行規(guī)程要求 動作 正確 3 絕緣電阻一般不低于 1M 1 采用 1000V 兆歐表 2 必要時 如 懷疑有故障時 15 壓力 釋放器 校驗及 其二次 回路試 驗 1 3 年 二次 回路 2 必要時 1 動作值與銘牌值相差應在 10 范圍內或符合制造廠規(guī)定 2 絕緣電阻一般不低于