輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程實施細則

年5月29日輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程實施細則文檔僅供參考福建省電力有限公司發(fā)布-XX-XX實施-XX-XX發(fā)布輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程Q/FJGXX—Q/FJG福建省電力有限公司企業(yè)標準福建省電力有限公司發(fā)布-XX-XX實施-XX-XX發(fā)布輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程Q/FJGXX—Q/FJG福建省電力有限公司企業(yè)標準目次TOC\o"1-2"\h\z\u目次 I前言 III1范圍 12規(guī)范性引用文件 13定義和符號 24總則 35油浸式電力變壓器和電抗器 46電流互感器 107電磁式電壓互感器 138電容式電壓互感器 159高壓套管 1710SF6斷路器 1911氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(GIS) 2112少油斷路器 2213隔離開關(guān)和接地開關(guān) 2314真空斷路器。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。2515高壓開關(guān)柜。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。2716耦合電容器 2917并聯(lián)電容器……………..3118集合電容器。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3219斷口并聯(lián)電容器。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3320串聯(lián)電抗器。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3321放電線圈。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3422金屬氧化物避雷器 3523電力電纜 3624接地裝置 4025變電站設(shè)備外絕緣及絕緣子 4126輸電線路 4227絕緣管母4828封閉母線及一般母線。4929二次回路。50301kV及以下的配電裝置和電力布線。512731絕緣油試驗 。52452832SF6氣體濕度和成分檢測 54472933在線監(jiān)測……………………。458附錄A電氣設(shè)備絕緣的工頻耐壓試驗電壓標準。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。5954附錄B狀態(tài)量顯著性差異分析法 5660附錄C變壓器線間電阻到相繞組電阻的換算方法 57561附錄D輪試安排原則變電設(shè)備在線監(jiān)測替代停電預(yù)防性(例行)試驗評價規(guī)則 58642附錄E輸變電設(shè)備不良工況及認定 59附錄F輪試安排原則 60附錄G家族缺陷確認流程及輸變電設(shè)備家族分類規(guī)則 61附錄E變壓器判斷故障時選用的試驗項目。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。63前言為適應(yīng)我省開展輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修的需要,規(guī)范省公司系統(tǒng)開展輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修后的試驗周期與項目,依據(jù)國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程>和、<電力設(shè)備帶電檢測技術(shù)規(guī)范>和省公司<電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程>,對福建省電力有限公司制定頒發(fā)的<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程實施細則>進行修訂,形成<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程>。DL/T393<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程>特制定本規(guī)程。本標準經(jīng)福建省電力有限公司批準,從生效之日起代替原福建省電力有限公司制定頒發(fā)的<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程實施細則>。對于開展狀態(tài)檢修的單位應(yīng)執(zhí)行本規(guī)程開展巡視檢查、首檢試驗、例行試驗、診斷性試驗。對于沒有開展狀態(tài)檢修的單位對已投運的設(shè)備依然執(zhí)行Q/FJGXX-<電力設(shè)備交接和預(yù)防性試驗規(guī)程>(試行)開展預(yù)防性試驗。,但對在本規(guī)程頒布實施后的新投運設(shè)備應(yīng)執(zhí)行本規(guī)程開展巡視檢查、首檢試驗、例行試驗(按基準周期3年實施)、診斷性試驗。本規(guī)程由福建省電力有限公司提出。本規(guī)程由福建省電力有限公司生產(chǎn)運行技術(shù)部歸口管理并負責解釋。本規(guī)程在執(zhí)行中如遇有問題或發(fā)現(xiàn)不盡完善之處,請及時與福建省電力試驗科學研究院聯(lián)系。本實施細則主要起草人:本標準審核人:本標準批準人:輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程范圍本規(guī)程規(guī)定了交流電網(wǎng)中各類高壓電氣設(shè)備巡檢、檢查和試驗的項目、周期和技術(shù)要求,用以判斷設(shè)備是否符合運行條件,保證安全運行。本標準適用于福建省電力有限公司500kV及以下電壓等級的交流輸變電設(shè)備(不含配網(wǎng)設(shè)備)。規(guī)范性引用文件下列文件的條款,經(jīng)過本標準的引用而成為本標準的條款,其最新版本適用于本規(guī)程。GB/T264<石油產(chǎn)品酸值測定法>GB/T507<絕緣油擊穿電壓測定法>GB/T511<石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質(zhì)測定法(重量法)>GB1094.3<電力變壓器第3部分:絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙>GB/T1094.10<電力變壓器第10部分:聲級測定>GB1207<電磁式電壓互感器>GB1208<電流互感器>GB/T4109<高壓套管技術(shù)條件>GB/T4703<電容式電壓互感器>GB/T5654-<液體絕緣材料相對電容率、介質(zhì)損耗因數(shù)和直流電阻率的測量>GB/T7598<運行中變壓器油水溶性酸測定法>GB/T6541<石油產(chǎn)品油對水界面張力測定法(圓環(huán)法)>GB/T7252<變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則>GB/T7600<運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)>DL/T704<變壓器油、汽輪機油中T501抗氧化劑含量測定法(液相色譜法)>GB/T5832.2<氣體中微量水分的測定第2部分:露點法>GB/T17040<石油和石油產(chǎn)品硫含量的測定能量色散X射線熒光光譜法>GB7602<運行中汽輪機油、變壓器油T501抗氧化劑含量測定法(分光光度法)>GB/T10229<電抗器>GB/T11022<高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)條件>GB/T11023<高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗導(dǎo)則>GB11032<交流無間隙金屬氧化物避雷器>GB/T14542<運行變壓器油維護管理導(dǎo)則>GB/T19519<標稱電壓高于1000V的交流架空線路用復(fù)合絕緣子――定義、試驗方法及驗收準則>GB50150-<電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準>GB50233<110~500kV架空送電線路施工及驗收規(guī)范>DL/T417<電力設(shè)備局部放電現(xiàn)場測量導(dǎo)則>DL/T429.1<電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法透明度測定法>DL/T429.2<電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法顏色測定法>DL/T474.1<現(xiàn)場絕緣試驗實施導(dǎo)則絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)試驗>DL/T474.3<現(xiàn)場絕緣試驗實施導(dǎo)則介電損耗因數(shù)tanδ試驗>DL/T475<接地裝置特性參數(shù)測量導(dǎo)則>DL/T506<六氟化硫氣體絕緣設(shè)備中水分含量現(xiàn)場測量方法>DL/T593<高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)要求>DL/T664<帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導(dǎo)則>DL/T703<絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法>DL/T864<標稱電壓高于1000V交流架空線路用復(fù)合絕緣子使用導(dǎo)則>DL/T887<桿塔工頻接地電阻測量>DL/T911<電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法>DL/T914<六氟化硫氣體濕度測定法(重量法)>DL/T915<六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)>DL/T916<六氟化硫氣體酸度測定法>DL/T917<六氟化硫氣體密度測定法>DL/T918<六氟化硫氣體中可水解氟化物含量測定法>DL/T919<六氟化硫氣體中礦物油含量測定法(紅外光譜分析法)>DL/T920<六氟化硫氣體中空氣、四氟化碳的氣相色譜測定法>DL/T921<六氟化硫氣體毒性生物試驗方法>DL/T984<油浸式變壓器絕緣老化判斷導(dǎo)則>DL/T385

變壓器油帶電傾向性檢測方法DL/T1096變壓器油中顆粒度限值DL/T1096變壓器油中顆粒度限值DL/T5092<110～500kV架空送電線路設(shè)計技術(shù)規(guī)程>Q/GDW152<電力系統(tǒng)污區(qū)分級與外絕緣選擇標準>DL/T393國家電網(wǎng)公司<輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程>國家電網(wǎng)公司<電力設(shè)備帶電檢測技術(shù)規(guī)范>IEC62535<絕緣液體—檢測已用和新絕緣油中國家電網(wǎng)公司<電力設(shè)備帶電檢測技術(shù)規(guī)范>IEC62535<絕緣液體—檢測已用和新絕緣油中潛潛在腐蝕性硫的試驗方法>IEC61198<絕緣礦物油中2-糠醛和有關(guān)化合物的測定方法>定義和符號下列定義和符號適用于本標準。狀態(tài)檢修狀態(tài)檢修是企業(yè)以安全、可靠性、環(huán)境、成本為基礎(chǔ),經(jīng)過設(shè)備狀態(tài)評價、風險評估,檢修決策,達到運行安全可靠,檢修成本合理的一種檢修策略。設(shè)備狀態(tài)量直接或間接表征設(shè)備狀態(tài)的各類信息,如數(shù)據(jù)、聲音、圖像、現(xiàn)象等。例行檢查定期在現(xiàn)場對設(shè)備進行的狀態(tài)檢查,含各種簡單保養(yǎng)和維修,如污穢清掃、螺絲緊固、防腐處理、自備表計校驗、易損件更換、功能確認等。3.4巡檢為掌握設(shè)備狀態(tài),對設(shè)備進行的巡視和檢查。3.5例行試驗為獲取設(shè)備狀態(tài)量,評估設(shè)備狀態(tài),及時發(fā)現(xiàn)事故隱患,定期進行的各種帶電檢測和停電試驗。需要設(shè)備退出運行才能進行的例行試驗稱為停電例行試驗3.6診斷性試驗巡檢、在線監(jiān)測、例行試驗等發(fā)現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)不良,或經(jīng)受了不良工況,或受家族缺陷警示,或連續(xù)運行了較長時間,為進一步評估設(shè)備狀態(tài)進行的試驗。3.7帶電檢測在運行狀態(tài)下,對設(shè)備狀態(tài)量進行的現(xiàn)場檢測。3.8在線監(jiān)測在不影響設(shè)備運行的條件下,對設(shè)備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測,一般是自動進行的。3.9初值指能夠代表狀態(tài)量原始值的試驗值。初值能夠是出廠值、交接試驗值、早期試驗值、設(shè)備核心部件或主體進行解體性檢修之后的首次試驗值等。初值差定義為:(當前測量值－初值)/初值100%。3.10注意值狀態(tài)量達到該數(shù)值時,設(shè)備可能存在或可能發(fā)展為缺陷。3.11警示值狀態(tài)量達到該數(shù)值時,設(shè)備已存在缺陷并有可能發(fā)展為故障。3.12家族缺陷經(jīng)確認由設(shè)計、和/或材質(zhì)、和/或工藝共性因素導(dǎo)致的設(shè)備缺陷稱為家族缺陷。如出現(xiàn)這類缺陷,具有同一設(shè)計、和/或材質(zhì)、和/或工藝的其它設(shè)備,不論其當前是否可檢出同類缺陷,在這種缺陷隱患被消除之前,都稱為有家族缺陷設(shè)備。3.13不良工況設(shè)備在運行中經(jīng)受的、可能對設(shè)備狀態(tài)造成不良影響的各種特別工況。3.14周期本規(guī)程規(guī)定的巡檢周期和例行試驗周期。3.15輪試對于數(shù)量較多的同廠同型設(shè)備,若例行試驗項目的周期為2年及以上,宜在周期內(nèi)逐年分批進行,這一方式稱為輪試。3.16U0電纜設(shè)計用的導(dǎo)體與金屬屏蔽或金屬套之間的額定電壓有效值。3.17Um設(shè)備最高工作電壓有效值。3.18大修若無特殊說明者均指該設(shè)備本身大修,其大修的內(nèi)容和范圍如下:變壓器:按--部頒的<發(fā)電廠檢修規(guī)程>規(guī)定;變壓器:按DL/T573-1995<電力變壓器檢修導(dǎo)則>規(guī)定互感器及充油電抗器:吊芯檢修;套管:換油、換膠或解體;隔離刀閘:傳動機構(gòu)及刀閘檢修;避雷器:解體檢修;斷路器、重合器、分段器:操作機構(gòu)解體,滅弧室解體;耦合電容器:吊芯檢修;高壓硅整流器:吊芯檢修?？倓t設(shè)備巡檢在設(shè)備運行期間,按規(guī)定的巡檢內(nèi)容和巡檢周期對各類設(shè)備進行巡檢,巡檢內(nèi)容還應(yīng)包括設(shè)備技術(shù)文件特別提示的其它巡檢要求。巡檢情況應(yīng)有書面或電子文檔記錄。在雷雨季節(jié)前,大風、降雨(雪、冰雹)、沙塵暴之后,應(yīng)對相關(guān)設(shè)備加強巡檢;新投運的設(shè)備、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設(shè)備,宜加強巡檢;日最高氣溫35℃以上或大負荷期間,宜加強紅外測溫。試驗分類和說明試驗分類本規(guī)程將試驗分為例行試驗和診斷性試驗。例行試驗一般按周期進行,診斷性試驗只在診斷設(shè)備狀態(tài)時根據(jù)情況有選擇地進行。試驗說明若存在設(shè)備技術(shù)文件要求但本規(guī)程未涵蓋的檢查和試驗項目,按設(shè)備技術(shù)文件要求進行。若設(shè)備技術(shù)文件要求與本規(guī)程要求不一致,按嚴格要求執(zhí)行。35kV及以上新設(shè)備投運滿1年(220kV及以上)或滿1-2年(110kV及以下),以及停運6個月以上重新投運前的設(shè)備,應(yīng)按本規(guī)程進行首檢例行試驗(除特殊規(guī)定之外)。對核心部件或主體進行解體性檢修后(A類大修)重新投運的設(shè)備,可按照Q/FJGxX-<電力設(shè)備交接和預(yù)防性試驗規(guī)程>(試行)開展預(yù)防性試驗。新安裝交接后長時間未投入運行的設(shè)備(110kV及以上6個月、35kV及以下1年)以及停運6個月以上重新投運前的設(shè)備應(yīng)按本規(guī)程進行例行試驗?，F(xiàn)場備用設(shè)備應(yīng)視同運行設(shè)備進行例行試驗;備用設(shè)備投運前應(yīng)對其進行例行試驗;若更換的是新設(shè)備,投運前應(yīng)按交接試驗要求進行試驗。除特別說明,所有電容和介質(zhì)損耗因數(shù)一并測量的試驗,試驗電壓均為10kV。在進行與環(huán)境溫度、濕度有關(guān)的試驗時,除專門規(guī)定的情形之外,環(huán)境相對濕度不宜大于80%,環(huán)境溫度不宜低于5℃,絕緣表面應(yīng)清潔、干燥。若前述環(huán)境條件無法滿足時,可采用第4.3.5條進行分析。試驗結(jié)果應(yīng)與該設(shè)備歷次試驗結(jié)果以及同類設(shè)備試驗結(jié)果相比較,參照相關(guān)的試驗結(jié)果,根據(jù)變化規(guī)律和趨勢,進行全面分析后做出判斷。4．.2．.3按輸變電設(shè)備在線監(jiān)測替代停電例行試驗評價規(guī)則(見附錄C),如經(jīng)實用化評價證明利用在線監(jiān)測、帶電測量技術(shù)能達到停電例行試驗效果的,在線監(jiān)測能夠替代一次帶電測量或停電例行試驗;帶電測量能夠替代一個周期的停電例行試驗。、帶電測量能夠替代一次或一個周期的帶電或例行試驗。設(shè)備狀態(tài)量的評價和處理原則設(shè)備狀態(tài)評價原則設(shè)備狀態(tài)的評價應(yīng)該基于巡檢及例行試驗、診斷性試驗、在線監(jiān)測、帶電檢測、家族缺陷、不良工況等狀態(tài)信息,包括其現(xiàn)象強度、量值大小以及發(fā)展趨勢,結(jié)合與同類設(shè)備的比較,做出綜合判斷。注意值處理原則有注意值要求的狀態(tài)量,若當前試驗值超過注意值或接近注意值的趨勢明顯,對于正在運行的設(shè)備,應(yīng)加強跟蹤監(jiān)測;對于停電設(shè)備,如懷疑屬于嚴重缺陷,不宜投入運行。警示值處理原則有警示值要求的狀態(tài)量,若當前試驗值超過警示值或接近警示值的趨勢明顯,對于運行設(shè)備應(yīng)盡快安排停電試驗;對于停電設(shè)備,消除此隱患之前,一般不應(yīng)投入運行。狀態(tài)量的顯著性差異分析在相近的運行和檢測條件下,同一家族設(shè)備的同一狀態(tài)量不應(yīng)有明顯差異,否則應(yīng)進行顯著性差異分析,分析方法見附錄A。易受環(huán)境影響狀態(tài)量的縱橫比分析本方法可作為輔助分析手段。如a、b、c三相(設(shè)備)的上次試驗值和當前試驗值分別為a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析設(shè)備a當前試驗值a2是否正常時,根據(jù)與相比有無明顯差異進行判斷,一般不超過±30%可判為正常?；谠O(shè)備狀態(tài)的周期調(diào)整遇到特殊情況需要改變試驗項目、周期或要求時,應(yīng)由運行單位分管生產(chǎn)的領(lǐng)導(dǎo)或總工程師批準執(zhí)行,對220kV及以上的電力設(shè)備須報福建省電力有限公司生產(chǎn)部備案。周期的調(diào)整按照國網(wǎng)試驗規(guī)程,對于停電例行試驗,其周期能夠依據(jù)設(shè)備狀態(tài)、地域環(huán)境、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等特點,在周期的基礎(chǔ)上酌情延長或縮短,調(diào)整后的周期一般不小于1年,也不大于國網(wǎng)規(guī)程所列基準周期(3年)的1.5倍。根據(jù)福建省實際情況,對于停電例行試驗試驗周期4.5年,寬限期0.5-1.5年,設(shè)備停電實際例行試驗周期可調(diào)整為4.55-6年。,但狀態(tài)評價為正常且符合延遲試驗條件的設(shè)備停電例行試驗周期最長可延長為6年?？裳舆t試驗的條件符合以下各項條件的設(shè)備,停電例行試驗可在調(diào)整周期的基礎(chǔ)上延遲0.5-1.5年:巡檢中未見可能危及該設(shè)備安全運行的任何異常;帶電檢測(如有)顯示設(shè)備狀態(tài)良好;上次例行試驗與其前次例行(或交接)試驗結(jié)果相比無明顯差異;沒有任何可能危及設(shè)備安全運行的家族缺陷;上次例行試驗以來,沒有經(jīng)受嚴重的不良工況。需提前試驗的情形有下列情形之一的設(shè)備,需提前,或盡快安排例行或/和診斷性試驗:巡檢中發(fā)現(xiàn)有異常,此異?？赡苁侵卮筚|(zhì)量隱患所致;在線監(jiān)測、帶電檢測(如有)顯示設(shè)備數(shù)據(jù)異常并確認設(shè)備狀態(tài)不良;以往的例行試驗有朝著注意值或警示值方向發(fā)展的明顯趨勢;或者接近注意值或警示值;存在重大家族缺陷;經(jīng)受了較為嚴重不良工況,不進行試驗無法確定其是否對設(shè)備狀態(tài)有實質(zhì)性損害。如初步判定設(shè)備繼續(xù)運行有風險,則不論是否到期,都應(yīng)列入最近的年度試驗計劃,情況嚴重時,應(yīng)盡快退出運行,進行試驗。油浸式電力變壓器和電抗器35kV及以上電力變壓器及電抗器油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗35kV及以上油浸式電力變壓器和電抗器巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀500kV:2周220kV:1月110kV:3月無異常見5.1.1a)條油溫和繞組溫度符合設(shè)備技術(shù)文件之要求見5.1.1b)條呼吸器干燥劑(硅膠)1/3以上處于干燥狀態(tài)見5.1.1c)條冷卻系統(tǒng)無異常見5.1.1d)條聲響及振動無異常見5.1.1e)條35kV及以上油浸式電力變壓器和電抗器例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明條款紅外熱像檢測1)新投運1周內(nèi)2)500kV:1月220kV:3月110kV:半年無異常見5.1.2條高頻局部放電檢測1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:無典型放電圖譜。2)異常:在同等條件下同類設(shè)備檢測的圖譜有明顯區(qū)別。3)缺陷:具有典型局部放電的檢測圖譜。1)與標準圖譜(附錄)比較。2)新設(shè)備投運、A類檢修后1周內(nèi)完成。3)適用于鐵芯、夾件及電容末屏接地線,其它結(jié)構(gòu)參照執(zhí)行。4)異常情況應(yīng)縮短檢測周期。鐵芯接地電流測量1)1年至2年2)投運后3)必要時≤100mA當懷疑有鐵芯多點接地時進行該項測量油中溶解氣體分析大修前220kV及以上:3月110kV:半年35kV:1年乙炔≤1(500kV)(μL/L)≤5(其它)(μL/L)(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤150(μL/L)(注意值)絕對產(chǎn)氣速率:≤12mL/d(隔膜式)(注意值)相對產(chǎn)氣速率≤10%/月(注意值)見5.1.3條,對安裝多組分油色譜在線監(jiān)測裝置的,可延長一個周期本體絕緣油例行試驗見20.1條6年見2731.1條見2731.1條有載調(diào)壓裝置切換開關(guān)室絕緣油擊穿電壓和水分含量大修后110kV:1年35kV:2年油擊穿電壓≥30ｋＶ(警示值)水分含量≤40mg/L(警示值)見5.1.8條見27.1條,對安裝在線濾油裝置的,可延長一個周期繞組電阻35-6年相間互差不大于2%(警示值)同相初值差不超過±2%(警示值)見5.1.4條套管試驗35-6年見9條見9條鐵心絕緣電阻35-6年≥100MΩ(新投運1000MΩ)(注意值)見5.1.5條繞組絕緣電阻35-6年絕緣電阻無顯著下降吸收比≥1.3或極化指數(shù)≥1.5

或絕緣電阻≥10000MΩ(注意值)見5.1.6條繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)(20℃)35-6年500kV:≤0.005(注意值)100-220kV:≤0.008(注意值)35kV及以下:0.015見5.1.7條有載分接開關(guān)檢查(變壓器)見5.1.8條見5.1.8條見5.1.8條測溫裝置檢查35-6年無異常見5.1.9條氣體繼電器檢查無異常見5.1.10條冷卻裝置檢查無異常見5.1.11條壓力釋放裝置檢查解體性檢修時無異常見5.1.12條變壓器繞組變形試驗1)6-9年2)大修后與初始結(jié)果相比,或三相之間結(jié)果相比無明顯差別見5.1.13條外施耐壓試驗1)35-6年大修后35KV及以下按附錄A,附錄A無規(guī)定出廠試驗值的80％見5.1.14條巡檢說明外觀無異常,油位正常,無油滲漏;記錄油溫、繞組溫度,環(huán)境溫度、負荷和冷卻器開啟組數(shù);呼吸器呼吸正常;當2/3干燥劑受潮時應(yīng)予更換;若干燥劑受潮速度異常,應(yīng)檢查密封;冷卻系統(tǒng)的風扇運行正常,出風口和散熱器無異物附著或嚴重積污;潛油泵無異常聲響、振動,油流指示器指示正確;變壓器聲響和振動無異常,必要時按GB/T1094.10測量變壓器聲級;如振動異常,可定量測量。紅外熱像檢測檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜等,紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664、<福建電網(wǎng)帶電設(shè)備紅外檢測管理規(guī)定>。油中溶解氣體分析除例行試驗外,新投運、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的變壓器,在投運后的第1、4、10、30天(110kV及以上),4、30天(35kV)第1、4、10、30天各進行一次本項試驗。若有增長趨勢,即使小于注意值,也應(yīng)縮短試驗周期。烴類氣體含量較高時,應(yīng)計算總烴的產(chǎn)氣速率。取樣按GB/T7597、測量按GB/T17623、分析診斷按GB/T7252或DL/T722程序進行及測量程序按GB/T7252要求進行,同時注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有)。當懷疑有內(nèi)部缺陷(如聽到異常聲響)、在線監(jiān)測系統(tǒng)告警、氣體繼電器有信號、經(jīng)歷了過負荷運行、發(fā)生了出口或近區(qū)短路故障以及進行耐壓和局放試驗后,應(yīng)進行額外的取樣分析。對安裝多組分油色譜在線監(jiān)測裝置的,可延長一個周期。繞組電阻有中性點引出線時,應(yīng)測量各相繞組的電阻;若無中性點引出線,可測量各線端的電阻,然后換算到相繞組,換算方法參見附錄B。測量時鐵心的磁化極性應(yīng)保持一致。要求在扣除原始差異之后,同一溫度下各相繞組電阻的相互差異應(yīng)在2%之內(nèi)。另外,還要求同一溫度下,各相電阻的初值差不超過±2%。電阻溫度修正按式(1)進行。 (1)式中,R1、R2分別表示溫度為t1、t2時的電阻;TK為常數(shù),銅繞組TK為235,鋁繞組TK為225。無勵磁調(diào)壓變壓器改變分接位置后、有載調(diào)壓變壓器分接開關(guān)檢修后、更換套管后、變壓器本體油中溶解氣體分析判斷有熱故障以及紅外熱像檢測判斷套管接頭發(fā)熱時,也應(yīng)測量一次。電抗器參照執(zhí)行。鐵心絕緣電阻絕緣電阻測量采用2500V(老舊變壓器1000V)兆歐表。除注意絕緣電阻的大小外,要特別注意絕緣電阻的變化趨勢。夾件引出接地的,應(yīng)分別測量鐵心對夾件及夾件對地絕緣電阻。除例行試驗之外,當油中溶解氣體分析異常,在診斷時也應(yīng)進行本項目。繞組絕緣電阻測量前,被試繞組應(yīng)充分放電。測量時,鐵心、外殼及非測量繞組應(yīng)接地,測量繞組應(yīng)短路,套管表面應(yīng)清潔、干燥。采用5000V兆歐表測量。測量宜在頂層油溫低于50℃時進行,并記錄頂層油溫。絕緣電阻受溫度的影響可按式(2)進行近似修正。吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算。絕緣電阻下降顯著時,應(yīng)結(jié)合介質(zhì)損耗因數(shù)及油質(zhì)試驗進行綜合判斷。測試方法參考DL/T474.1。 (2)式中,R1、R2分別表示溫度為t1、t2時的絕緣電阻。除例行試驗之外,當絕緣油例行試驗中水分或介質(zhì)損耗因數(shù)偏高,或者懷疑箱體密封被破壞,也應(yīng)進行本項試驗。繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)測量宜在頂層油溫低于50℃且高于零度時進行,測量時記錄頂層油溫和空氣相對濕度,非測量繞組及外殼接地,必要時分別測量被測繞組對地、被測繞組對其它繞組的絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)。介質(zhì)損耗因數(shù)受溫度的影響可按式(3)進行近似修正。測量方法可參考DL/T474.3。 (3)式中,tgδ1、tgδ2分別表示溫度為t1、t2時的絕緣電阻。測量繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)時,應(yīng)同時測量電容值,若此電容值發(fā)生明顯變化,應(yīng)予以注意。除例行試驗之外,當絕緣油例行試驗中水分或介質(zhì)損耗因數(shù)偏高,或者懷疑箱體密封被破壞,也應(yīng)進行本項試驗。有載分接開關(guān)檢查以下步驟可能會因制造商或型號的不同有所差異,必要時參考設(shè)備技術(shù)文件。每年檢查一次的項目:儲油柜、呼吸器和油位指示器,應(yīng)按其技術(shù)文件要求檢查;在線濾油器,應(yīng)按其技術(shù)文件要求檢查濾芯;打開電動機構(gòu)箱,檢查是否有任何松動、生銹;檢查加熱器是否正常;記錄動作次數(shù);如有可能,經(jīng)過操作1步再返回的方法,檢查電機和計數(shù)器的功能。油質(zhì)試驗:要求油耐受電壓≥30kV,水分含量≤40mg/L;如果裝備有在線濾油器,可延長一個周期,要求油耐受電壓≥40kV,水分含量≤40mg/L。不滿足要求時,需要對油進行過濾處理,或者換新油。每4.56年檢查一次的項目:檢查動作順序,換位開關(guān)、選擇開關(guān)、切換開關(guān)的動作順序應(yīng)符合制造廠的技術(shù)要求;在變壓器帶電時,手動、就地電動和遠方各進行兩個循環(huán)的操作,手動操作應(yīng)輕松,必要時用力矩表測量,其值不超過制造廠的規(guī)定,電動操作應(yīng)無卡澀,沒有連動現(xiàn)象,電氣和機械限位動作正常;檢查緊急停止功能以及限位裝置;在繞組電阻測試之前檢查動作特性,測量切換時間,三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術(shù)要求相符;有條件時測量過渡電阻,電阻值的初值差不超過±10%;油質(zhì)試驗:要求油耐受電壓≥30kV,水分含量≤40mg/L;如果裝備有在線濾油器,要求油耐受電壓≥40kV,水分含量≤40mg/L。不滿足要求時,需要對油進行過濾處理,或者換新油。測溫裝置檢查每4.56年檢查一次,要求外觀良好,運行中溫度數(shù)據(jù)合理,相互比對無異常。每96年校驗一次,可與標準溫度計比對,或按制造商推薦方法進行,結(jié)果應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件要求。同時采用1000V兆歐表測量二次回路的絕緣電阻,一般不低于1MΩ。氣體繼電器檢查每4.5年檢查一次氣體繼電器整定值,應(yīng)符合運行規(guī)程和設(shè)備技術(shù)文件要求,動作正確。每96年測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻,應(yīng)不低于1MΩ,采用1000V兆歐表測量。冷卻裝置檢查運行中,流向、溫升和聲響正常,無滲漏。強油水冷裝置的檢查和試驗,按設(shè)備技術(shù)文件要求進行。壓力釋放裝置檢查按設(shè)備技術(shù)文件要求進行檢查,應(yīng)符合要求。一般要求開啟壓力與出廠值的標準偏差在±5kPa之內(nèi)或符合制造廠設(shè)備技術(shù)文件要求。5.1.13變壓器繞組變形試驗110kV及以上變壓器進行5.1.14外施耐壓試驗35kV及以下變壓器和電抗器進行。油浸式電力變壓器和電抗器診斷性試驗當變壓器故障后,可參照附錄FQ/FJGXX-<電力設(shè)備交接和預(yù)防性試驗規(guī)程>(試行)5.13條進行試驗項目的選擇。油浸式變壓器、電抗器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明空載電流和空載損耗測量見5.2.1條見5.2.1條短路阻抗測量初值差不超過±3%(注意值)見5.2.2條感應(yīng)耐壓和局部放電測量外施交流或感應(yīng)耐壓:出廠試驗值的80%局部放電:下:≤300pC(注意值)干式變壓器局部放電:10PC或滿足設(shè)備技術(shù)條件見5.2.3條繞組頻率響應(yīng)分析見5.2.4條見5.2.4條繞組各分接位置電壓比初值差不超過±0.5%(額定分接位置);±1.0%(其它)(警示值)見5.2.5條直流偏磁水平檢測(變壓器)見5.2.6條見5.2.6條電抗器電抗值測量初值差不超過±5%(注意值)見5.2.7條紙絕緣聚合度測量聚合度≥250(注意值)見5.2.8條絕緣油診斷性試驗見27.2條見27.2條整體密封性能檢查無油滲漏見5.2.9條鐵心接地電流測量≤100mA(注意值)見5.2.10條聲級及振動測定符合設(shè)備技術(shù)文件要求見5.2.11條繞組直流漏電流測量見5.2.12條見5.2.12條外施耐壓試驗出廠試驗值的80％35KV及以下按附錄A,附錄A無規(guī)定出廠試驗值的80％見5.2.13條空載電流和空載損耗測量診斷鐵心結(jié)構(gòu)缺陷、匝間絕緣損壞等可進行本項目。試驗電源可用三相或單相,試驗電壓盡可能接近額定值(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)。試驗電壓值和接線應(yīng)與上次試驗保持一致。測量結(jié)果與上次相比,不應(yīng)有明顯差異。對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相,空載電流差異不應(yīng)超過10%。分析時一并注意空載損耗的變化。短路阻抗測量診斷繞組是否發(fā)生變形時進行本項目。應(yīng)在最大分接位置和相同電流下測量。試驗電源可用三相或單相,試驗電流可用額定電流,亦可低于額定值(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),但不應(yīng)小于5A。感應(yīng)耐壓和局部放電測量驗證絕緣強度,或診斷是否存在局部放電缺陷時進行本項目。感應(yīng)電壓的頻率應(yīng)在100Hz~400Hz。電壓為出廠試驗值的80%,時間按式(4)確定,但應(yīng)在15s~60s之間。試驗方法參考GB/T1094.3。(4)在進行感應(yīng)耐壓試驗之前,應(yīng)先進行低電壓下的相關(guān)試驗以評估感應(yīng)耐壓試驗的風險。110KV及以上主變僅對中性點和低壓繞組進行,耐受電壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。繞組頻率響應(yīng)分析診斷是否發(fā)生繞組變形時進行本項目。每次測量時變壓器外部接線狀態(tài)應(yīng)相同,并應(yīng)在最大分接位置下測量,當繞組掃頻響應(yīng)曲線與原始記錄基本一致時,即繞組頻響曲線的各個波峰、波谷點所對應(yīng)的幅值及頻率基本一致時,能夠判定被測繞組沒有變形。測量和分析方法參考DL/T911。繞組各分接位置電壓比對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或懷疑繞組存在缺陷時應(yīng)進行本項目。結(jié)果應(yīng)與銘牌標識一致。直流偏磁水平檢測當變壓器聲響、振動異常時,應(yīng)進行本項目。電抗器電抗值測量懷疑線圈或鐵心(如有)存在缺陷時進行本項目。測量方法參考GB10229。紙絕緣聚合度測量診斷絕緣老化程度時,進行本項目。測量方法參考DL/T984。整體密封性能檢查對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或重新進行密封處理之后,進行本項目。采用儲油柜油面加壓法,在0.03MPa壓力下持續(xù)24h,應(yīng)無油滲漏。檢查前應(yīng)采取措施防止壓力釋放裝置動作。鐵心接地電流測量在運行條件下,測量流經(jīng)接地線的電流,大于100mA時應(yīng)予注意。聲級及振動測定當噪聲異常時,可定量測量變壓器聲級,測量參考GB/T1094.10。如果振動異常,可定量測量振動水平,振動波主波峰的高度應(yīng)不超過規(guī)定值,且與同型設(shè)備無明顯差異。繞組直流泄漏電流測量懷疑絕緣存在受潮等缺陷時進行本項目,測量繞組短路加壓,其它繞組短路接地,施加直流電壓值為10kV(6kV~10kV繞組)、20kV(20kV~35kV繞組)、40kV(110kV~220kV繞組)、60kV(500kV繞組),加壓60s時的泄漏電流與初值比應(yīng)沒有明顯增加,與同型設(shè)備比沒有明顯差異。外施耐壓試驗110KV及以上主變僅對中性點和低壓繞組進行,耐受電壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。5.3消弧線圈、35kV及以下變壓器和并聯(lián)電抗器5.3.1消弧線圈、35kV以下變壓器、并聯(lián)電抗器巡檢及例行試驗表4消弧線圈、35kV以下變壓器和并聯(lián)電抗器巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀運行規(guī)程無異常見5.1.1a)條油溫和繞組溫度符合設(shè)備技術(shù)文件之要求見5.1.1b)條呼吸器干燥劑(硅膠)1/3以上處于干燥狀態(tài)見5.1.1c)條冷卻系統(tǒng)無異常見5.1.1d)條聲響及振動無異常見5.1.1e)條表5消弧線圈、35kV以下變壓器和并聯(lián)電抗器例行試驗項目項目周期要求說明絕緣油試驗1)5-6年2)大修后見2731.1條1)全密封設(shè)備可不進行。2)10kV設(shè)備一般只進行油耐壓試驗。油中溶解氣體色譜分析1)5-6年2)大修后乙炔≤(其它)(μL/L)(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤150(μL/L)(注意值)絕對產(chǎn)氣速率:≤12mL/d(隔膜式)(注意值)相對產(chǎn)氣速率≤10%/月(注意值1)總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體總和2)新投運的變壓器應(yīng)有出廠的有關(guān)測試數(shù)據(jù)3)全密封設(shè)備可不進行。4)站(所)用變壓器、消弧線圈應(yīng)進行。紅外熱像檢測1)新投運1周內(nèi)2)500kV:1月220kV:3月110kV:半1年無異常見5.1.2條繞組直流電阻1)5-6年2)大修后1)1.6MVA以上變壓器,各相繞組電阻相互間的差別不應(yīng)大于三相平均值的2%,無中性點引出的繞組,線間差別不應(yīng)大于三相平均值的1%2)1.6MVA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)變壓器的直流電阻實測值與以前相同部位測得值比較,其相對變化不應(yīng)大于2%4)三相電抗器繞組直流電阻值相互間差值不應(yīng)大于三相平均值的2%;5)電抗器和消弧線圈的直流電阻實測值與出廠值的變化規(guī)律應(yīng)一致,與同溫下產(chǎn)品出廠值比較相應(yīng)變化不應(yīng)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,則按要求3)項執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下式換為電阻溫度常數(shù),銅導(dǎo)線取235,鋁導(dǎo)線取225。3)應(yīng)在所選分接頭的位置鎖定后進行繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)5-6年2)大修后1)絕緣電阻換算至同一溫度下,與上一次試驗結(jié)果及出廠試驗相比應(yīng)無明顯變化,一般不低于上次值的70％1)使用2500V或5000V兆歐表2)測量前被試繞組應(yīng)充分放電3)盡量在相近的溫度下試驗;不同溫度下的絕緣值一般可用下式換算:(油浸式)R2=R1×1.5(t1-t2)/10式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的絕緣電阻值。交流耐壓試驗1)5-6年2)大修后1)設(shè)備試驗電壓值見附錄CA干式變壓器、干式電抗器應(yīng)進行交流耐壓試驗消弧線圈大修后只在更換繞組時進行用外施工頻耐壓試驗測溫裝置及其二次回路試驗1)5-6年2)大修后1)密封良好,指示正確,測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符2)絕緣電阻一般不低于1MΩ1)測量絕緣電阻采用1000V兆歐表氣體繼電器及其二次回路試驗1)5-6年2)大修后整定值符合運行規(guī)程要求,動作正確,絕緣電阻一般不低于1MΩ1)測量絕緣電阻采用100V兆歐表冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)5-6年2)大修后冷卻裝置的檢查和試驗按制造廠的規(guī)定;絕緣電阻一般不低于1MΩ。測量絕緣電阻用1000V兆歐表。5.3.2消弧線圈、35kV以下變壓器、并聯(lián)電抗器診斷性試驗表6消弧線圈、35kV以下變壓器和并聯(lián)電抗器診斷性試驗項目項目要求說明繞組的tgδ1)20℃時不大于下列數(shù)值:35kV以下1.5%2)試驗電壓:繞組電壓10kV及以上,10kV繞組電壓10kV以下,額定電壓Un1)測量溫度以頂層油溫為準,各次測量時的溫度應(yīng)盡量相近2)消弧線圈、油浸變壓器3)盡量在油溫低于50℃時測量,不同溫度下的tgδ值按下式換算:式中tgδ1、tgδ2分別為溫度t1、t2時的tgδ值或見附錄H1)采用2500V兆歐表測量,持續(xù)時間為1min,應(yīng)無閃絡(luò)及擊穿現(xiàn)象。2)一般不低于10MΩ。1)用2500V兆歐表。2)連接片不能拆開者可不測量。繞組所有分接的電壓比1)各相應(yīng)分接頭的電壓比與銘牌數(shù)據(jù)相比應(yīng)無明顯差別,且符合規(guī)律2)電壓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(yīng)在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi),但不得超過±1%校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致變壓器空載電流和空載損耗與上次試驗相比應(yīng)無明顯變化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值(如制造廠提供了較低電壓下的值,可在相同電壓下進行比較)。變壓器短路阻抗和負載損耗與上次試驗相比應(yīng)無明顯變化,短路阻抗±3引起注意1)試驗電源可用三相或單相,試驗電流可用額定電流或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的值,可在相同電流下進行比較)。2)對于35kV以下電壓等級變壓器,有條件采用低電壓短路阻抗法測量變壓器局部放電變壓器短路阻抗和負載損耗10PC或滿足設(shè)備技術(shù)條件與上次試驗相比應(yīng)無明顯變化,短路阻抗±3引起注意適用于干式變壓器試驗電源可用三相或單相,試驗電流可用額定電流或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的值,可在相同電流下進行比較)。2)對于35kV以下電壓等級變壓器,有條件采用低電壓短路阻抗法測量干式電抗器巡檢項目包括表1;例行試驗包括表2所列紅外熱像檢測、繞組電阻、繞組絕緣電阻、耐壓試驗;診斷性試驗包括表3。5.5消弧線圈巡檢項目包括表1;例行試驗包括表2所列紅外熱像檢測、繞組電阻、繞組絕緣電阻;診斷性試驗包括表3。5.5干式變壓器巡檢項目包括表1;例行試驗包括表2所列紅外熱像檢測、繞組電阻、繞組絕緣電阻、耐壓試驗;診斷性試驗包括表3。5.7氣體絕緣變壓器按制造廠規(guī)定。5.8接地變壓器巡檢項目包括表1;例行試驗包括表2所列紅外熱像檢測、繞組電阻、繞組絕緣電阻、耐壓試驗;診斷性試驗包括表3。5.9所用變同5.8。5.104自動跟蹤補償成套消弧裝置5.8.1巡檢項目同消弧線圈自動跟蹤補償成套消弧裝置巡檢項目.表7自動跟蹤補償成套消弧裝置巡檢項目巡檢項目周期要求說明外觀檢查6月無漏水異常5.8.2自動跟蹤補償成套消弧裝置例行試驗項目表48自動跟蹤補償成套消弧裝置的例行試驗項目序號項目周期要求說明1二次回路絕緣電阻測量1)新安裝投運后1年內(nèi)2)3年5-6年3)必要時絕緣電阻換算至同一溫度下,與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化1)可用500V或1000V搖表2)必要時:對絕緣有懷疑時2檔位調(diào)節(jié)試驗5-6年1)新安裝投運后1年內(nèi)2)3年3)必要時所有檔位的調(diào)節(jié)過程順利,無卡澀,實際檔位與指示檔位一致。必要時:懷疑有故障時3并聯(lián)電阻值測量1)新安裝投運后1年內(nèi)2)3年5-6年3)必要時與銘牌數(shù)值對應(yīng),誤差不超過±5%。必要時:設(shè)備發(fā)生異常時4補償電容柜電容量測量1)新安裝投運后1年內(nèi)2)3年3)必要時5-6年與銘牌參數(shù)對應(yīng),符合廠家技術(shù)要求必要時:設(shè)備發(fā)生異常時注:成套補償裝置的接地變、消弧線圈、有載調(diào)壓開關(guān)、電壓、電流互感器、避雷器、真空開關(guān)可參照本標準有關(guān)章節(jié)規(guī)定。5.8.2自動跟蹤補償成套消弧裝置診斷性試驗表59自動跟蹤補償成套消弧裝置的診斷性試驗項目序號項目要求說明1二次回路交流耐壓試驗試驗電壓2kV1)可用2500V搖表試驗2阻尼電阻值測量與名牌數(shù)值對應(yīng),誤差不超過±5%。3阻尼電阻的絕緣電阻測量不小于100MΩ.1)采用2500V搖表4阻尼電阻接觸器或可控硅動作特性測量應(yīng)符合制造廠規(guī)定5并聯(lián)電阻專用開關(guān)動作特性測量應(yīng)符合制造廠規(guī)定6補償電容的可控硅動作特性測量應(yīng)符合制造廠規(guī)定電流互感器電流互感器巡檢及例行試驗表610電流互感器巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀檢查500kV:2周220kV:1月110kV:3月外觀無異常見6.1.1條表711電流互感器例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明紅外熱像檢測500kV:1月220kV:3月110kV:半年無異常見6.1.2條高頻局部放電檢測1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:無典型放電圖譜。2)異常:在同等條件下同類設(shè)備檢測的圖譜有明顯區(qū)別。3)缺陷:具有典型局部放電的檢測圖譜。1)與標準圖譜(附錄)比較。2)新設(shè)備投運、A類檢修后1周內(nèi)完成。3)適用于電容末屏接地線,其它結(jié)構(gòu)參照執(zhí)行。4)異常情況應(yīng)縮短檢測周期。相對介質(zhì)介質(zhì)損耗因數(shù)1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤10%。2)異常:初值差>10%且≤30%3)缺陷:初值差>30%采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜選取設(shè)備停電狀態(tài)下的介質(zhì)損耗因數(shù)合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。相對電容量比值1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤5%。2)異常:初值差>5%且≤20%3)缺陷:初值差>20%采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜按下述方法選取:設(shè)備停電狀態(tài)下的電容量合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。油中溶解氣體分析(油紙絕緣)35kV及以上:5-6年4.5年110kV及以上:3年35kV:6年乙炔≤2(110kV)(μL/L)≤1(220kV及以上)(μL/L)(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤100(μL/L)(注意值)見6.1.3條油中水份,mg/L35kV及以上:4.55-6年年110kV及以上:3年35kV:6年500kV≤15(注意值)220kV≤25(注意值)110kV及以下≤35(注意值)見6.1.4條絕緣電阻35-6年一次繞組:≥3000MΩ或初值差不超過-50%(注意值)二次繞組之間及對地:＞500MΩ(注意值)末屏對地(電容型):＞1000MΩ(注意值)見6.1.5條電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)3-6年5-6年電容量初值差不超過±5%(警示值)介質(zhì)損耗因數(shù)(固體絕緣或油紙絕緣)滿足下表要求(注意值)Um(kV) 126 252 550tgδ ≤0.008 ≤0.007 ≤0.006聚四氟乙烯纏繞絕緣:≤0.005超過注意值時,參考6.1.5條原則判斷20-35kV介質(zhì)損耗因數(shù)滿足下表要求(注意值)充油型:0.033膠紙電容型:0.035SF6、固體絕緣:按制造廠規(guī)定4.、運行以上110油浸電流互感器采用高壓法進行試驗,在10-Um√3范圍內(nèi)進行,tanδ增量不應(yīng)大于0.3%,電容變化量不應(yīng)大于1%;見6.1.6條交流耐壓試驗3-6年5-6年一次繞組:試驗電壓為出廠試驗值的80%;二次繞組之間及末屏對地:2kV325kV及以下設(shè)備局部放電測量5-6年3-6年1.2Um/下,≤20pC(氣體);≤20pC(聚四氟乙烯纏繞絕緣);≤50pC(固體)(注意值)35kV固體絕緣互感器進行SF6氣體濕度檢測(SF6絕緣)110kV及以上:5-6年4.5年110kV及以上:3年35kV:6年≤500μL/L(注意值)見2128.1條SF6氣體分解產(chǎn)物含量測試大修前110kV及以上:4.5年5-6年110kV及以上:3年35kV:6年SO2+SOF2、HF或H2S≤2μL/L(注意值)總量≤50μL/L(警示值)SO2+SOF2、HF或H2S≥2μL/L應(yīng)引起注意;當超過50μL/L時,應(yīng)停電查明原因。見2128.12條巡檢說明高壓引線、接地線等連接正常;本體無異常聲響或放電聲;瓷套無裂紋;復(fù)合絕緣外套無電蝕痕跡或破損;無影響設(shè)備運行的異物;充油的電流互感器,無油滲漏,油位正常,膨脹器無異常升高;充氣的電流互感器,氣體密度值正常,氣體密度表(繼電器)無異常;二次電流無異常。紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等,紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法可參考DL/T664、<福建電網(wǎng)帶電設(shè)備紅外檢測管理規(guī)定>。油中溶解氣體分析結(jié)合設(shè)備檢修停電時進行。取樣時,需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。當運行中互感器油中氫氣超過注意值(150μL／L),但H2≤800μL／L,CH4≤60μL／L,C2H2:0μL／L,C2H4≤50μL／L,CO≤500μL／L,總烴≤80μL／L。應(yīng)在一年內(nèi)檢測兩次,若連續(xù)監(jiān)測三次未有增長(產(chǎn)氣速率不大于3%/半年),可判定為非內(nèi)部故障產(chǎn)生氫氣。若以上六種氣體指標中任何一項超過以上值時,均應(yīng)視為內(nèi)部可能存在潛伏性故障,應(yīng)加強監(jiān)視。當油中氫氣含量大于800μL／L,有條件時能夠采用新油置換—抽真空的聯(lián)合處理方法,但應(yīng)確保安全。新投運的互感器,在與生產(chǎn)廠家簽定合同時應(yīng)注明投運前氫氣含量不大于50μL／L。取樣時,需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。當運行中互感器油中氫氣超過注意值(150μL／L),但H2≤800μL／L,CH4≤60μL／L,C2H2:0μL／L,C2H4≤50μL／L,CO≤500μL／L,總烴≤80μL／L。應(yīng)在一年內(nèi)檢測兩次,若連續(xù)監(jiān)測三次未有增長(產(chǎn)氣速率不大于3%/半年),可判定為非內(nèi)部故障產(chǎn)生氫氣。若以上六種氣體指標中任何一項超過以上值時,均應(yīng)視為內(nèi)部可能存在潛伏性故障,應(yīng)加強監(jiān)視。當油中氫氣含量大于800μL,有條件時能夠采用新油置換—抽真真空的聯(lián)合處理方法,但應(yīng)確保證安安全。新投運的互感器,在與生產(chǎn)廠家簽定合同時應(yīng)注明投運前氫氣含量不大于50μL;在投運三個月內(nèi)保證其氫氣量不大于150μL／L,否則退貨。油中水份測量方法參考GB/T7600或GB/T7601。當油中水份超過注意值,應(yīng)檢查設(shè)備是否懷疑受潮。絕緣電阻一次繞組及末屏絕緣電阻采用2500V兆歐表測量,二次繞組絕緣電阻采用1000V兆歐表測量。當有兩個一次繞組時,還應(yīng)測量一次繞組間的絕緣電阻。一次繞組的絕緣電阻應(yīng)大于3000MΩ,或與上次測量值相比無顯著變化。二次繞組之間及對地的絕緣電阻應(yīng)大于500MΩ。有末屏端子的,測量末屏對地絕緣電阻。測量結(jié)果應(yīng)符合要求。電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)測量前應(yīng)確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質(zhì)損耗因數(shù)與測量電壓之間的關(guān)系曲線,測量電壓從10kV到Um/,介質(zhì)損耗因數(shù)的增量應(yīng)不大于±0.003,且介質(zhì)損耗因數(shù)不超過0.007(Um為550kV)、0.008(Um為252kV)、0.01(Um為126kV)。油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算,當tgδ值與初值比較有明顯增長時,應(yīng)綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系。當末屏絕緣電阻不能滿足要求時,可經(jīng)過測量末屏介質(zhì)損耗因數(shù)作進一步判斷,測量電壓為2kV,一般要求小于0.015。除例行試驗之外,當絕緣油例行試驗中水分或介質(zhì)損耗因數(shù)偏高,或者懷疑箱體密封被破壞,也應(yīng)進行本項試驗。電流互感器診斷性試驗表812電流互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款絕緣油擊穿電壓,kV油中溶解氣體分析(油紙絕緣)≥50kV(警示值),500kV≥40kV(警示值),220kV≥35kV(警示值),110kV≥30kV(警示值),35kV及以下乙炔≤2(110kV)(μL/L)≤1(220kV及以上)(μL/L)(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤100(μL/L)(注意值)見6.12831.1.3條絕緣油(90℃)介損,%≤0.02(注意值),500kV≤0.04(注意值),220kV及以下見2831.1條交流耐壓試驗一次繞組:試驗電壓為出廠試驗值的80%;二次繞組之間及末屏對地:2kV見6.2.1條局部放電測量1.2Um/下,≤20pC(氣體);≤20pC(油紙絕緣及聚四氟乙烯纏繞絕緣);≤50pC(固體)(注意值)見6.2.2條電流比校核符合設(shè)備技術(shù)文件要求見6.2.3條繞組電阻測量與初值比較,應(yīng)無明顯差別見6.2.4條氣體密封性檢測(SF6絕緣)≤10.5%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見6.2.5條SF6氣體試驗見28.2見2832.2氣體密度表(繼電器)校驗符合設(shè)備技術(shù)文件要求見6.2.6條交流耐壓試驗需要確認設(shè)備絕緣介質(zhì)強度時進行本項目。一次繞組的試驗電壓為出廠試驗值的80%、二次繞組之間及末屏對地為2kV,時間為60s。如SF6電流互感器壓力下降到0.2MPa以下,補氣后應(yīng)做老練和交流耐壓試驗。試驗方法參考GB1208。局部放電測量檢驗是否存在嚴重局部放電時進行本項目。測量方法參考GB1208。電流比校核對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或需要確認電流比時,進行本項目。在5%～100%額定電流范圍內(nèi),從一次側(cè)注入任一電流值,測量二次側(cè)電流,校核電流比。繞組電阻測量紅外檢測溫升異常,或懷疑一次繞組存在接觸不良時,應(yīng)測量一次繞組電阻。要求測量結(jié)果與初值比沒有明顯增加,并符合設(shè)備技術(shù)文件要求。二次電流異常,或有二次繞組方面的家族缺陷時,應(yīng)測量二次繞組電阻,分析時應(yīng)考慮溫度的影響。氣體密封性檢測當氣體密度表顯示密度下降或定性檢測發(fā)現(xiàn)氣體泄漏時,應(yīng)進行本項試驗。方法可參考GB/T11023。氣體密度表(繼電器)校驗數(shù)據(jù)顯示異?；蜻_到制造商推薦的校驗周期時,應(yīng)進行本項目。校驗按設(shè)備技術(shù)文件要求進行。電磁式電壓互感器電磁式電壓互感器巡檢及例行試驗表913電磁式電壓互感器巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀檢查500kV:2周220kV:1月110kV:3月外觀無異常見7.1.1條表104電磁式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明條款紅外熱像檢測500kV:1月220kV:3月110kV:半年無異常見7.1.2條高頻局部放電檢測1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:無典型放電圖譜。2)異常:在同等條件下同類設(shè)備檢測的圖譜有明顯區(qū)別。3)缺陷:具有典型局部放電的檢測圖譜。1)與標準圖譜(附錄)比較。2)新設(shè)備投運、A類檢修后1周內(nèi)完成。3)適用于從電容末端抽取信號,其它結(jié)構(gòu)參照執(zhí)行。4)異常情況應(yīng)縮短檢測周期。相對介質(zhì)介質(zhì)損耗因數(shù)1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤10%。2)異常:初值差>10%且≤30%3)缺陷:初值差>30采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜選取設(shè)備停電狀態(tài)下的介質(zhì)損耗因數(shù)合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。相對電容量比值1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤5%。2)異常:初值差>5%且≤20%3)缺陷:初值差>20%采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜按下述方法選取:設(shè)備停電狀態(tài)下的電容量合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。繞組絕緣電阻4.5年5-6年一次繞組:初值差不超過-50%(注意值)二次繞組:≥10MΩ(注意值)見7.1.3條繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)4.5年5-6年1)110KV-500kV:≤0.02(串級式)(注意值)≤0.005(非串級式)2)35KV0.035(20℃)見7.1.4條交流耐壓試驗3-65-6年年一次繞組:試驗電壓為出廠試驗值的80%(見附錄B)二次繞組之間及末屏對地:2kV3520kV及以下設(shè)備局部放電測量35-6年-6年1.2Um/下,≤20pC(氣體);≤20pC(聚四氟乙烯纏繞絕緣);≤50pC(固體)(注意值)35kV固體絕緣互感器進行油中溶解氣體分析(油紙絕緣)35kV及以上:5-6年4.5年110kV及以上:3年35kV:6年乙炔≤2μL/L(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤100(μL/L)(注意值)見7.1.5條油中水份,mg/L35kV及以上:4.5年5-6年110kV及以上:3年35kV:6年500kV≤15(注意值)220kV≤25(注意值)110kV及以下≤35(注意值)見7.1.6條SF6氣體濕度檢測(SF6絕緣)110kV及以上:4.5年5-6年110kV及以上:3年35kV:6年≤500μL/L(注意值)見2832.1條SF6氣體分解產(chǎn)物含量測試1)大修前12)10kV及以上:4.55-6年年110kV及以上:3年35kV:6年SO2+SOF2、HF或H2S≤2μL/L(注意值)總量≤50μL/L(警示值)SO2+SOF2、HF或H2S≥2μL/L應(yīng)引起注意;當超過50μL/L時,應(yīng)停電查明原因。見2832.1條巡檢說明高壓引線、接地線等連接正常;無異常聲響或放電聲;瓷套無裂紋;復(fù)合絕緣外套無電蝕痕跡或破損;無影響設(shè)備運行的異物;油位正常(油紙絕緣),或氣體密度值正常(SF6絕緣);二次電壓無異常,必要時帶電測量二次電壓。紅外熱像檢測紅外熱像檢測高壓引線連接處、本體等,紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。測量和分析方法參考DL/T664、<福建電網(wǎng)帶電設(shè)備紅外檢測管理規(guī)定>。繞組絕緣電阻一次繞組用2500V兆歐表,二次繞組采用1000V兆歐表。測量時非被測繞組應(yīng)接地。一次繞組的絕緣電阻應(yīng)大于1000MΩ。同等或相近測量條件下,絕緣電阻應(yīng)無顯著降低。繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)測量一次繞組的介質(zhì)損耗因數(shù),一并測量電容量,作為綜合分析的參考。介質(zhì)損耗因數(shù)測量測量方法參考DL/T474.3。除例行試驗之外,當絕緣油例行試驗中水分或介質(zhì)損耗因數(shù)偏高,或者懷疑箱體密封被破壞,也應(yīng)進行本項試驗。油中溶解氣體分析結(jié)合設(shè)備檢修停電時進行。取樣時,需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。油中水份測量方法參考GB/T7600或GB/T7601。當油中水份超過注意值,應(yīng)檢查設(shè)備是否懷疑受潮電磁式電壓互感器診斷性試驗表115電磁式電壓互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款絕緣油擊穿電壓kV≥50kV(警示值),500kV≥40kV(警示值),220kV≥35kV(警示值),110kV≥30kV(警示值),35kV及以下見2731.1條絕緣油(90℃)介損,%≤0.02(注意值),500kV≤0.04(注意值),220kV及以下見2731.1條交流耐壓試驗一次繞組耐受80%出廠試驗電壓;二次繞組之間及末屏對地2kV見7.2.1條局部放電測量1.2Um/下:≤20pC(氣體);≤20pC(液體浸漬);≤50pC(固體)(注意值)見7.2.2條油中溶解氣體分析(油紙絕緣)乙炔≤2(μL/L)(注意值)氫氣≤150(μL/L)(注意值)總烴≤100(μL/L)(注意值)見7.1.5條SF6氣體成分分析(SF6絕緣)見28.2條見2832.2條支架介質(zhì)損耗測量支架介質(zhì)損耗≤0.05-電壓比校核符合設(shè)備技術(shù)文件要求見7.2.3條勵磁特性測量見7.2.4條見7.2.4條氣體密封性檢測(SF6絕緣)≤0.5%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見6.2.5條SF6氣體試驗見28.2見2832.2氣體密度表(繼電器)(SF6絕緣)符合設(shè)備技術(shù)文件要求見6.2.6條交流耐壓試驗需要確認設(shè)備絕緣介質(zhì)強度時進行本項目。試驗電壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。一次繞組采用感應(yīng)耐壓,二次繞組采用外施耐壓。對于感應(yīng)耐壓試驗,當頻率在100Hz~400Hz時,持續(xù)時間應(yīng)按式(3)確定,但不少于15s。進行感應(yīng)耐壓試驗時應(yīng)考慮容升現(xiàn)象。試驗方法參考GB/T4703。局部放電測量檢驗是否存在嚴重局部放電時進行本項目。在電壓幅值為1.2Um/下測量,測量結(jié)果符合技術(shù)要求。測量方法參考GB1207。電壓比校核對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或需要確認電壓比時,進行本項目。在80%～100%的額定電壓范圍內(nèi),在一次側(cè)施加任一電壓值,測量二次側(cè)電壓,驗證電壓比。簡單檢查可取更低電壓。勵磁特性測量對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或計量要求時,進行本項目。試驗時,電壓施加在二次端子上,電壓波形為標準正弦波。測量點至少包括額定電壓的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍,測量出對應(yīng)的勵磁電流,與出廠值相比應(yīng)無顯著改變;與同一批次、同一型號的其它電磁式電壓互感器相比,彼此差異不應(yīng)大于30%。電容式電壓互感器電容式電壓互感器巡檢及例行試驗表1216電容式電壓互感器巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀檢查500kV:2周220kV:1月110kV:3月外觀無異常見8.1.1條表1317電容式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明紅外熱像檢測500kV:1月220kV:3月110kV:半年無異常見8.1.2條分壓電容器試驗4.55-6年年極間絕緣電阻≥5000MΩ(注意值)電容量初值差不超過±2%(警示值)介質(zhì)損耗因數(shù):≤0.005(油紙絕緣)(注意值)≤0.0025(膜紙復(fù)合)(注意值)見8.1.3條二次繞組絕緣電阻4.55-6年年≥10MΩ(注意值)見8.1.4條油中溶解氣體分析3年油中溶解氣體組分含量(μL/L)超過下列任一值時應(yīng)引起注意:CH4:300;C2H4:300;H2:500;C2H2:5見8.1.5條油中水份,mg/L110kV及以上:3年35kV:6年500kV≤15(注意值)220kV≤25(注意值)110kV及以下≤35(注意值)見8.1.6條巡檢說明高壓引線、接地線等連接正常;無異常聲響或放電聲;瓷套無裂紋;無影響設(shè)備運行的異物;油位正常;二次電壓無異常,必要時帶電測量二次電壓。紅外熱像檢測紅外熱像檢測高壓引線連接處、本體等,紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664、<福建電網(wǎng)帶電設(shè)備紅外檢測管理規(guī)定>。分壓電容器試驗極間絕緣電阻測量采用1000V兆歐表。在測量電容量時宜同時測量介質(zhì)損耗因數(shù),多節(jié)串聯(lián)的,應(yīng)分節(jié)獨立測量。一相中任何兩節(jié)實測電容值相差不超過5%(指實測電容之比與這兩單元額定電壓之比倒數(shù)之差)。當采用電磁單元作為電源測量電容式電壓互感器分壓電容器C1和C2的電容量和tgδ時,應(yīng)按制造廠說明書進行,一般控制中壓端子對地電壓不超過2.5kV,以保證安全。測量C2時應(yīng)防止補償電抗器兩端的限壓元件損壞,控制電流不超過制造廠二次回路規(guī)定值,一般不大于10A;對C2電容量大的產(chǎn)品應(yīng)適當降低試驗電壓。試驗時應(yīng)按設(shè)備技術(shù)文件要求并參考DL/T474進行。除例行試驗外,當二次電壓異常時,應(yīng)進行本項目。二次繞組絕緣電阻二次繞組絕緣電阻可用1000V兆歐表測量。油中溶解氣體分析取樣時,需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。油中水份測量方法參考GB/T7600或GB/T7601。當油中水份超過注意值,應(yīng)檢查設(shè)備是否懷疑受潮電容式電壓互感器診斷性試驗表1418電容式電壓互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款局部放電測量1.2Um/下:≤10pC見8.2.1條電磁單元感應(yīng)耐壓試驗試驗電壓為出廠試驗值的80%或按設(shè)備技術(shù)文件要求見8.2.2條電磁單元絕緣油擊穿電壓kV≥50kV(警示值),500kV≥40kV(警示值),220kV≥35kV(警示值),110kV≥30kV(警示值),35kV及以下見8.2.3條電磁單元絕緣油(90℃)介損,%≤0.02(注意值),500kV≤0.04(注意值),220kV及以下見8.2.3條油中溶解氣體分析CH4≤150、C2H4≤200、H2≤300、C2H2≤5(注意值)見8.2.4條油中水份,mg/L500kV≤15(注意值)220kV≤25(注意值)110kV及以下≤35(注意值)見8.2.5條阻尼裝置檢查符合設(shè)備技術(shù)文件要求-局部放電測量診斷是否存在嚴重局部放電缺陷時進行本項目。試驗在完整的電容式電壓互感器上進行。在電壓值為1.2Um/下測量,測量結(jié)果符合技術(shù)要求。試驗電壓不能滿足要求時,可將分壓電容按單節(jié)進行。電磁單元感應(yīng)耐壓試驗試驗前把電磁單元與電容分壓器分開,若產(chǎn)品結(jié)構(gòu)原因在現(xiàn)場無法拆開的可不進行耐壓試驗。試驗電壓為出廠試驗值的80%,或按設(shè)備技術(shù)文件要求進行,時間為60s。進行感應(yīng)耐壓時,耐壓時間按式(3)進行折算,但應(yīng)在15s~60s之間。試驗方法參考GB/T4703。電磁單元絕緣油擊穿電壓和介損當二次繞組絕緣電阻不能滿足要求,或存在密封缺陷時,進行本項目。油中溶解氣體分析取樣時,需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。油中水份測量方法參考GB/T7600。當油中水份超過注意值,應(yīng)檢查設(shè)備是否受潮高壓套管本節(jié)所述套管包括各類設(shè)備套管和穿墻套管,”充油”包括純油絕緣套管、油浸紙絕緣套管和油氣混合絕緣套管;”充氣”包括SF6絕緣套管和油氣混合絕緣套管;”電容型”包括所有采用電容屏均壓的套管等。高壓套管巡檢及例行試驗表1619高壓套管巡檢項目巡檢項目周期要求說明條款外觀檢查500kV:2周220kV:1月110kV:3月無異常見9.1.1條油位及滲漏檢查(充油)無異常氣體密度值檢查(充氣)符合設(shè)備技術(shù)文件要求表1720高壓套管例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明條款紅外熱像檢測500kV:1月220kV:3月110kV:半年無異常見9.1.2條高頻局部放電檢測1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:無典型放電圖譜。2)異常:在同等條件下同類設(shè)備檢測的圖譜有明顯區(qū)別。3)缺陷:具有典型局部放電的檢測圖譜。1)與標準圖譜(附錄)比較。2)新設(shè)備投運、A類檢修后1周內(nèi)完成。3)適用于電容末屏接地線,其它結(jié)構(gòu)參照執(zhí)行。4)異常情況應(yīng)縮短檢測周期。相對介質(zhì)介質(zhì)損耗因數(shù)1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤10%。2)異常:初值差>10%且≤30%3)缺陷:初值差>30%采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜選取:設(shè)備停電狀態(tài)下的介質(zhì)損耗因數(shù)為合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。相對電容量比值1)1年至2年2)投運后3)必要時1)正常:初值差≤5%。2)異常:初值差>5%且≤20%3)缺陷:初值差>20%采用相對值比較法,單根測試線長度應(yīng)保證在15米以內(nèi)。初值宜按下述方法選取:設(shè)備停電狀態(tài)下的電容量合格,帶電后立即檢測的數(shù)值作為初值。相對設(shè)備宜選擇同相異類設(shè)備,如果因距離原因可選擇同類異相設(shè)備,但一經(jīng)確定就不可更改。絕緣電阻3-65-6年年主絕緣:≥10000MΩ(注意值)末屏對地:≥1000MΩ(注意值)見9.1.3條電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)(20℃)(電容型)3-65-6年年電容量初值差不超過±5%(警示值)介質(zhì)損耗因數(shù)符合下表要求500kV≤0.006(注意值)220kV及以下(注意值):油浸紙:≤0.007聚四氟乙烯纏繞絕緣:≤0.005樹脂浸紙:≤0.007樹脂粘紙(膠紙絕緣):≤0.015見9.1.4條SF6氣體濕度檢測(充氣)5-6年4.5年3年≤500μL/L(注意值)符合設(shè)備技術(shù)文件要求見272832.1條SF6氣體分解產(chǎn)物含量測試(充氣)1)大修前2)運行中:4.55-6年年3年SO2+SOF2、HF或H2S≤2μL/L(注意值)總量≤50μL/L(警示值)SO2+SOF2、HF或H2S≥2μL/L應(yīng)引起注意;當超過50μL/L時,應(yīng)停電查明原因。見272832.1條油中溶解氣體分析(充油)110kV及以上:6年3-6年乙炔≤1(220kV及以上);≤2(110kV)(μL/L)(注意值)氫氣≤500(μL/L)(注意值)甲烷≤100(μL/L)(注意值)見9.1.5條油中水份(充油),mg/L110kV及以上:6年3-6年500kV≤15(注意值)220kV≤25(注意值)110kV及以下≤35(注意值)見9.1.6條巡檢說明高壓引線、末屏接地線等連接正常;無異常聲響或放電聲;瓷套無裂紋;復(fù)合絕緣外套無電蝕痕跡或破損;無影響設(shè)備運行的異物;充油套管油位正常、無油滲漏;充氣套管氣體密度值正常。紅外熱像檢測檢測套管本體、引線接頭等,紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664、<福建電網(wǎng)帶電設(shè)備紅外檢測管理規(guī)定>。絕緣電阻包括套管主絕緣和末屏對地絕緣的絕緣電阻。采用2500V兆歐表測量。電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)測量對于變壓器套管,被測套管所屬繞組短路加壓,其它繞組短路接地。如果試驗電壓加在套管末屏的試驗端子,則必須嚴格控制在設(shè)備技術(shù)文件許可值以下(一般為V),否則可能導(dǎo)致套管損壞。測量前應(yīng)確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質(zhì)損耗因數(shù)與測量電壓之間的關(guān)系曲線,測量電壓從10kV到Um/,介質(zhì)損耗因數(shù)的增量應(yīng)不大于±0.003,且介質(zhì)損耗因數(shù)不超過0.007(Um為550kV)、0.008(Um為252kV)、0.01(Um為126kV)。分析時應(yīng)考慮測量溫度影響。不便斷開高壓引線且測量儀器負載能力不足時,試驗電壓可加在套管末屏的試驗端子,套管高壓引線接地,把高壓接地電流接入測量系統(tǒng)。此時試驗電壓必須