電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程

年5月29日電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程文檔僅供參考Q/CSG中國南方電網(wǎng)有限責任公司發(fā)布中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準Q/CSG114002-電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程-Q/CSG中國南方電網(wǎng)有限責任公司發(fā)布中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準Q/CSG114002-電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程-10-10目次TOC\h\z\t"標題1,1"前言 II1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 24總則 35電力變壓器及電抗器 46互感器 167開關(guān)設(shè)備 248套管 349支柱絕緣子、盤形懸式絕緣子和復(fù)合絕緣子 3510電力電纜線路 3711電容器 4112絕緣油和六氟化硫氣體 4313避雷器 4614母線 49151kV以上的架空電力線路 4916接地裝置 5017串補裝置 5418旋轉(zhuǎn)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(nèi)容、項目和要求 64附錄D(資料性附錄)變電站鋼材質(zhì)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(diào)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前言預(yù)防性試驗是電力設(shè)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(yù)防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術(shù)監(jiān)督工作的主要依據(jù),以來,中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準Q/CSG10007—<電力設(shè)備預(yù)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(shè)備大量涌現(xiàn),帶電測試、在線監(jiān)測技術(shù)不斷進步,為減少定期停電時間,提高設(shè)備可用率,促進狀態(tài)監(jiān)測(檢測)技術(shù)開展,適應(yīng)南方電網(wǎng)公司管理與設(shè)備的實際情況,需要對原標準進行修編。本標準的提出以以來新頒布的相關(guān)國家標準、行業(yè)標準和有關(guān)反事故技術(shù)措施規(guī)定為依據(jù),結(jié)合電力設(shè)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(shè)備預(yù)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(shù)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10本標準自實施之日起,原Q/CSG10007—<電力設(shè)備預(yù)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(shè)備預(yù)防性試驗的項目、內(nèi)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(shù)部。電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程1范圍本標準規(guī)定了各種電力設(shè)備預(yù)防性試驗的項目、周期和要求,用以判斷設(shè)備是否符合運行條件,預(yù)防設(shè)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(shè)備。高壓直流輸電設(shè)備及其它特殊條件下使用的電力設(shè)備可參照執(zhí)行。進口設(shè)備應(yīng)按照本標準,參考產(chǎn)品技術(shù)要求執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款經(jīng)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(nèi)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/T311.1—1997高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合GB/T311.2—高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合使用導(dǎo)則GB1094.1～.2—1996電力變壓器總則GB1094.3—電力變壓器絕緣水平和絕緣試驗GB1094.4—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(dǎo)則GB1094.11—電力變壓器干式變壓器GB1207—電磁式電壓互感器GB1208—電流互感器GB1984—高壓交流斷路器GB1985—高壓交流隔離開關(guān)和接地開關(guān)GB2536—1990變壓器油GB3906—3.6kV～40.5kV交流金屬封閉式開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備GB/T4109—交流電壓高于1000V的絕緣套管GB/T4703—電容式電壓互感器GB/T4787—1996斷路器電容器GB6115.1—電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器第1部分:總則GB/T6451—油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求GB/T7252—變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則GB/T7595—運行中變壓器油質(zhì)量GB7674—額定電壓72.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備GB/T8905—六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)則GB9326.1～.5—交流500kV及以下紙或聚丙烯復(fù)合紙絕緣金屬套充油電纜及附件GB10229—1988電抗器GB10230.1～.2—分接開關(guān)GB/T11017.1～.3—額定電壓110kV交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜及其附件GB/T11022—1999高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)要求GB11023—1989高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗方法GB11032—交流無間隙金屬氧化物避雷器GB12022—工業(yè)六氟化硫GB12706.1～.4—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/Z18890.1～.3—額定電壓220kV(Um=252kV)交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜及其附件GB/T19749—耦合電容器及電容分壓器GB50150—電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準DL/T366—串聯(lián)電容器補償裝置一次設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T402—交流高壓斷路器訂貨技術(shù)條件DL/T432— 電力用油中顆粒污染度測量方法DL/T459—電力系統(tǒng)直流電源柜訂貨技術(shù)條件DL/T475－接地裝置特性參數(shù)測量導(dǎo)則DL/T574—1995有載分接開關(guān)運行維修導(dǎo)則DL/T593—高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)條件DL/T596—1996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T620—1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T621—1997交流電氣裝置的接地DL/T626—劣化盤形懸式絕緣子檢測規(guī)程DL/T664—帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范DL/T722—變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則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/T911—電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法DL/T1093—電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導(dǎo)則DL/T1094—電力變壓器用絕緣油選用指南DL/T1096—變壓器油中顆粒度限值JB/T7111—1993高電壓并聯(lián)電容器裝置JB/T7112—集合式高電壓并聯(lián)電容器3術(shù)語和定義3.1預(yù)防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱患,預(yù)防發(fā)生事故或設(shè)備損壞,對設(shè)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(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。3.3帶電測試對在運行電壓下的設(shè)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(shù)對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應(yīng)或其它致熱效應(yīng)的帶電設(shè)備進行檢測和診斷。3.5繞組變形測試 利用頻率響應(yīng)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(shù)對運行中的電氣設(shè)備(如GIS、變壓器、電纜系統(tǒng)、開關(guān)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(jié)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(shè)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(nèi)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(dǎo)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。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(guān)、串補平臺、支撐絕緣子、控制保護系統(tǒng)等附屬設(shè)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(guān)、串補平臺、支撐絕緣子、控制保護系統(tǒng)等附屬設(shè)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(guān)系的電阻組成的電容器組過電壓保護設(shè)備。3.14觸發(fā)型間隙在規(guī)定時間內(nèi)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(shè)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(shè)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(shè)備,是串聯(lián)補償裝置投入和退出運行的主要操作設(shè)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(shè)備額定電壓Um設(shè)備最高電壓U0/U電纜額定電壓(其中U0為電纜導(dǎo)體與金屬套或金屬屏蔽之間的設(shè)計電壓,U為導(dǎo)體與導(dǎo)體之間的設(shè)計電壓)U1mA避雷器直流lmA下的參考電壓tanδ介質(zhì)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(shè)備技術(shù)監(jiān)督工作的基本要求,是電力設(shè)備全過程管理工作的重要組成部分。在設(shè)備的維護檢修工作中必須堅持預(yù)防為主,積極地對設(shè)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(shè)備試驗項目、周期與要求適用于一般情況。對一些特定設(shè)備(如:擔負為重要用戶供電的設(shè)備;存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的設(shè)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(shè)備進行試驗時,試驗結(jié)果應(yīng)與該設(shè)備歷次試驗結(jié)果相比較,與同類設(shè)備的試驗結(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,進行全面分析和判斷后作出正確結(jié)論。4.4特殊情況下,需要改變設(shè)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(shè)備應(yīng)報分(省)公司生產(chǎn)技術(shù)部、電力科學研究院(試驗中心)備案。對老舊設(shè)備(運行20年以上),可根據(jù)設(shè)備狀態(tài)適當縮短試驗周期。4.5在試驗周期的安排上應(yīng)盡量將同間隔設(shè)備調(diào)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(diào)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(shè)備,在投運后及時進行首次預(yù)防性試驗檢查,能夠及早獲取設(shè)備運行后的重要狀態(tài)信息,在編制設(shè)備預(yù)防性試驗計劃時對新投運設(shè)備應(yīng)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(yīng)盡量將連在一起的各種設(shè)備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設(shè)備不在此限)。同一試驗電壓的設(shè)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(shè)備,在單獨試驗有困難時,也能夠連在一起進行試驗,此時,試驗電壓應(yīng)采用所連設(shè)備中的最低試驗電壓。4.8當電力設(shè)備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時,應(yīng)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(shè)備以加強絕緣時,應(yīng)按照設(shè)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(shè)備作為代用時,應(yīng)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(shè)備時,應(yīng)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(guān)的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tanδ、泄漏電流等)時,應(yīng)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(yīng)低于+5℃,戶外試驗應(yīng)在良好的天氣下進行,且空氣相對濕度一般不高于80%4.10110kV及以上設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過6個月未投入運行,或運行中設(shè)備停運超過6個月的,35kV及以下設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過12個月未投入運行,或運行中設(shè)備停運超過12個月的,在投運前應(yīng)進行測量絕緣電阻、tanδ、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(shè)備應(yīng)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(yīng)進行停電試驗進一步核實。如經(jīng)實際應(yīng)用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術(shù)能達到停電試驗的效果,能夠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(shù)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(jié)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(shè)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/T7252—新裝變壓器油中H2與烴類氣體含量(μL/L)任一項不宜超過下列數(shù)值:總烴:20;H2:30;C2H2:02)運行設(shè)備油中H2與烴類氣體含量(μL/L)超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意:總烴:150;H2:150C2H2:5(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(shè)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(jié)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(shè)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(yīng)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?！诰€監(jiān)測系統(tǒng)告警等2油中水分,mg/L1)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≤20220kV≤15500kV≤10運行中110kV≤35220kV≤25500kV≤151)運行中設(shè)備,測量時應(yīng)注意溫度的影響,盡量在頂層油溫高于50℃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3油中含氣量,%(體積分數(shù))500kV1)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/T7595-<運行中變壓器油質(zhì)量>2)必要時,如:—變壓器需要補油時—滲漏油4油中糠醛含量,mg/L必要時1)含量超過下表值時,一般為非正常老化,需跟蹤檢測: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、溫升超標后等運行

年限1～55～1010～1515～20糠醛

含量0.752)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5油中顆粒度測試500kV1)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5μm的顆粒數(shù)≤個2)運行時(含大修后)100mL油中大于5μm的顆粒數(shù)≤3000個1)限值規(guī)定依據(jù):DL/T1096-<變壓器油中顆粒度限值>2)檢驗方法參考:DL/T432-<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(yīng)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(guān)變換分接位置4)有載分接開關(guān)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(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)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(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,則與以前相同部位測得值比較,其變化不應(yīng)大于2%2)有載分接開關(guān)宜在所有分接處測量,無載分接開關(guān)在運行分接測量無載分接開關(guān)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(dǎo)線取235,鋁導(dǎo)線取2254)封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器,電纜、GIS側(cè)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(jié)果相比應(yīng)無顯著變化,一般不低于上次值的70%%2)35kV及以上變壓器應(yīng)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(yīng)不低于1.53)絕緣電阻大于10000MΩ時,吸收比不低于1.1或極化指數(shù)不低于1.31)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3mA2)測量前被試繞組應(yīng)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(yīng)盡量接近4)盡量在油溫低于50℃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(cè)繞組可在中性點測量7)鑒于不拆高、中壓側(cè)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(yīng)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tanδ1)大修后2)必要時1)20℃500kV0.6%110kV～220kV0.8%35kV1.5%2)tanδ值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)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:Un1)非被試繞組應(yīng)短路接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tanδ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tanδ式中tanδ1、tanδ2分別為溫度t1、t2時的tanδ值5)封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器,電纜、GIS側(cè)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10電容型套管的tanδ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tanδ和電容值,封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器,電纜、GIS側(cè)套管從中性點加壓,非被試側(cè)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(yīng)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(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1)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500MΩ110kV及以下:一般不低于100MΩ1)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/時,放電量一般不大于500pC;在線端電壓為1.3Um/時,放電量一般不大于300pC1)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(guān)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(yīng)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(yīng)在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi),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(yīng)分析法與初始結(jié)果相比,或三相之間結(jié)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(yīng)超過注意值,注意值參見DL/T1093-1)每次測試時,宜采用同一種儀器,接線方式應(yīng)相同2)對有載開關(guān)應(yīng)在最大分接下測試,對無載開關(guān)應(yīng)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5min2)部分更換繞組,空載合閘3次,每次間隔5min1)在運行分接上進行2)由變壓器高壓側(cè)或中壓側(cè)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(guān)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(guān)運行維修導(dǎo)則>執(zhí)行1)應(yīng)在整個操作循環(huán)內(nèi)進行2)必要時應(yīng)檢查開關(guān)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(jié)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(shù)要求2)密封良好,指示正確,測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3)絕緣電阻一般不低于1MΩ1)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(shù)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1MΩ1)采用1000V兆歐表2)必要時,如:懷疑有故障時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(yīng)在±10%范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2)絕緣電阻一般不低于1MΩ1)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1MΩ1)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(yīng)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(zhì)量分數(shù))一般不大于下值:500kV:1%220kV:3%1)可用所測繞組的tanδ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(yīng)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-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)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(jié)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(shè)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(yīng)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(dǎo)線取2352)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(jié)果相比應(yīng)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(shù)要求2)指示正確,測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3)絕緣電阻一般不低于1MΩ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-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)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5.3SF6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3SF6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1SF6氣體的濕度(20℃1)1年2)大修后3)必要時運行中:不大于500μL/L大修后:不大于250μL/L1)按GB12022<工業(yè)六氟化硫>、DL/T915-<六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)>和DL/T506-<六氟化硫電氣設(shè)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(nèi)復(fù)測濕度不符合要求—漏氣超過表3中序號2的要求—設(shè)備異常時2SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時應(yīng)無明顯漏點1)按DL/T596-1996<電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程>、DL/T941-<運行中變壓器用六氟化硫質(zhì)量標準>、GB11023<高壓開關(guān)設(shè)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氣體含量(體積分數(shù))不大于30μL/L3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3μL/LH2S:不大于2μL/LCO:不大于100μL/L1)建議結(jié)合現(xiàn)場濕度測試進行,參考GB8905-<六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)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(yīng)大于平均值的2%,無中性點引出的繞組,線間差別不應(yīng)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(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,則與以前相同部位測得值比較,其變化不應(yīng)大于2%2)預(yù)試時有載分接開關(guān)宜在所有分接處測量,無載分接開關(guān)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(dǎo)線取2354)封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器,電纜、GIS側(cè)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(jié)果相比應(yīng)無顯著變化,一般不低于上次值的70%2)35kV及以上變壓器應(yīng)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(yīng)不低于1.53)絕緣電阻大于10000MΩ時,吸收比不低于1.1,或極化指數(shù)不低于1.31)采用2500V或5000V兆歐表,兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA2)測量前被試繞組應(yīng)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tanδ35kV及以上:1)大修后2)必要時1)20℃110kV:0.8%35kV:1.5%2)tanδ值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)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:Un1)非被試繞組應(yīng)短路接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tanδ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(cè)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鐵芯及夾件絕緣電阻1)6年2)大修后1)與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1)采用2500V兆歐表2)只對有外引接地線的鐵芯、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(yīng)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(shù)要求2)密封良好,指示正確,測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3)絕緣電阻一般不低于1MΩ1)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-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)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(jié)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(shè)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4500kV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/T7252—,新裝電抗器油中H2與烴類氣體含量(μL/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(μL/L)超過下列任何一項值時應(yīng)引起注意:總烴:150;H2:150;C2H2:13)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(shè)備有異常4)當出現(xiàn)痕量(小于1×10-6μL/L)乙炔時也應(yīng)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(jié)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(shè)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(yīng)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/L1)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(shè)備,測量時應(yīng)注意溫度的影響,盡量在頂層油溫高于50℃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-<運行中變壓器油質(zhì)量>2)必要時,如:—需要補油時—滲漏油時4油中糠醛含量,mg/L必要時1)超過下表值時,一般為非正常老化,需跟蹤檢測: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,溫升超標后等運行年限1～55～1010～1515～20糠醛含量0.752)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(nèi),與三相或三相組平均值相差在±2%范圍內(nèi)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(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)與以前數(shù)值比較,其變化不應(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,則與以前數(shù)值比較,其變化不應(yīng)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2353)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(jié)果相比應(yīng)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(yīng)不低于1.53)絕緣電阻大于10000MΩ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3mA2)測量前被試繞組應(yīng)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(yīng)盡量接近4)盡量在油溫低于50℃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9繞組連同套管的tanδ1)大修后2)必要時1)20℃2)tanδ值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化(一般不大于30%%)3)試驗電壓10kV1)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tanδ式中tanδ1、tanδ2分別為溫度t1、t2時的tanδ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tanδ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(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不應(yīng)大于0.1A1)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500MΩ1)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(shù)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1MΩ1)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3年(二次回路)必要時1)動作值與銘牌值相差應(yīng)在±10%范圍內(nèi)或符合制造廠規(guī)定2)絕緣電阻一般不低于1MΩ1)采用1000V兆歐表2)必要時,如:懷疑有故障時16冷卻裝置及其二次回路試驗1)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1MΩ1)采用1000V兆歐表2)必要時,如:懷疑有故障時17整體密封檢查1)大修后2)必要時在油枕頂部施加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18箱殼振動必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時,如:發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時19噪聲測量必要時與出廠值比不應(yīng)有明顯差別必要時,如:發(fā)現(xiàn)噪聲異常時20紅外檢測1年6次或以上按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)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(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖5.5油浸式串聯(lián)電抗器油浸式串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求見表5表5油浸式串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組絕緣電阻1)6年2)大修后3)必要時一般不低于1000MΩ(20℃1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:紅外檢測異常時2繞組直流電阻1)6年2)大修后3)必要時1)三相繞組間的差別不應(yīng)大于三相平均值的4%2)與上次測量值相差不大于2%必要時,如:紅外檢測異常時3阻抗測量1)大修后2)必要時與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)必要時,如:紅外檢測異常時4絕緣油擊穿電壓,kV1)6年2)大修后3)必要時投運前15kV～35kV≥3515kV以下≥30運行中15kV～35kV≥3015kV以下≥25必要時,如:紅外檢測異常時5繞組tanδ1)6年2)大修后3)必要時20℃下的tanδ35kV及以下3.5%1)僅對800kVar以上的油浸鐵芯電抗器進行2)必要時,如:紅外檢測異常時6繞組對鐵芯和外殼交流耐壓及相間交流耐壓1)大修后2)必要時試驗電壓為出廠試驗電壓的0.8倍必要時,如:紅外檢測異常時7軛鐵梁和穿心螺栓(可接觸到)的絕緣電阻大修時1)與歷次試驗結(jié)果相比無顯著差別2)一般不小于10MΩ采用2500V兆歐表8紅外檢測1)1年一次2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)采用紅外熱像儀測量2)測量套管及接頭、油箱殼等部位5.6干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈的試驗項目、周期和要求見表6。表6干式電抗器、阻波器及干式消弧線圈的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1阻抗測量必要時,如懷疑存在匝間短路時與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)如受試驗條件限制可在低電壓下測量2紅外檢測1)1年一次2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)采用紅外熱像儀測量2)應(yīng)注意測量干式電抗器支持瓷瓶及引線接頭、接地引下線等部位3)必要時,如—在高峰負載時—在高溫季節(jié)5.7油浸式消弧線圈、油浸式接地變壓器 油浸式消弧線圈、油浸式接地變壓器的試驗項目、周期和要求見表7。表7油浸式消弧線圈、油浸式接地變壓器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組直流電阻6年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(yīng)大于2%2絕緣電阻6年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,一般不低于上次值的70%%6互感器6.1油浸式電流互感器油浸式電流互感器(35kV及以上)的試驗項目、周期和要求見表8。表8油浸式電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組及末屏的絕緣電阻1)3年2)大修后3)必要時1)一次繞組對末屏及地、各二次繞組間及其對地的絕緣電阻與出廠值及歷次數(shù)據(jù)比較,不應(yīng)有顯著變化。一般不低于出廠值或初始值的70%%2)電容型電流互感器末屏絕緣電阻不宜小于1000MΩ1)有投運前數(shù)據(jù)2)用2500V兆歐表3)必要時,如:懷疑有故障時2tanδ及電容量1)3年2)大修后3)必要時1)主絕緣tanδ(%)不應(yīng)大于下表中的數(shù)值,且與歷次數(shù)據(jù)比較,不應(yīng)有顯著變化:1)當tanδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時,應(yīng)綜合分析tanδ與溫度、電壓的關(guān)系,當tanδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV到Um/,tanδ(%)變化絕對量超過±0.3,不應(yīng)繼續(xù)運行2)必要時,如:懷疑有故障時電壓等級,kV35110220500大修后油紙電容型充油型膠紙電容型充膠式1.03.02.52.01.02.02.02.00.7——2.00.6———運行中油紙電容型充油型膠紙電容型充膠式1.03.53.02.51.00.8——2.50.7———2)電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超過±5%時應(yīng)查明原因3)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應(yīng)測量末屏對地tanδ,其值不大于2%3帶電測試tan及電容量1)投產(chǎn)后半年內(nèi)2)一年3)大修后4)必要時1)可采用同相比較法,判斷標準為:—同相設(shè)備介損測量值差值(tanX-tanN)與初始測量值差值比較,變化范圍絕對值不超過±0.3%,電容量比值(CX/CN)與初始測量電容量比值比較,變化范圍不超過±5%—同相同型號設(shè)備介損測量值(tanX-tanN)不超過±0.3%2)采用其它測試方法時,可根據(jù)實際制定操作細則對已安裝了帶電測試信號取樣單元的電容型電流互感器進行,超出要求時應(yīng):1)查明原因2)縮短試驗周期3)必要時停電復(fù)試4油中溶解氣體色譜分析及油中水分含量測定1)110kV及以上:3年,500kV站35kV:3年2)大修后3)必要時1)油中溶解氣體組份含量(μL/L)超過下列任一值時應(yīng)引起注意:總烴:100H2:150C2H2:1(220kV、500kV)2(110kV)2)油中水分含量(mg/L)不應(yīng)大于下表規(guī)定:1)制造廠明確要求不能取油樣進行色譜分析時可不進行2)對于H2單值升高的,或出現(xiàn)C2H2,但未超注意值能夠考慮縮短周期;C2H2含量超過注意值時,應(yīng)考慮更換3)500kV站35kV互感器具體要求參考110kV規(guī)定執(zhí)行電壓等級,kV投運前運行中1102035220152550010155絕緣油擊穿電壓,kV1)大修后2)必要時投運前35kV:≥35110kV、220kV:≥40500kV:≥60運行中35kV:≥30110kV、220kV:≥35500kV:≥501)全密封電流互感器按制造廠要求進行2)電極形狀應(yīng)嚴格按相應(yīng)試驗方法的規(guī)定執(zhí)行,220kV及以下設(shè)備采用平板電極,500kV設(shè)備采用球形和球蓋型電極,參考GB/T507-或DL429.9-913)必要時,如:懷疑有絕緣故障時6局部放電試驗110kV及以上:必要時在電壓為1.2Um/時,視在放電量不大于20pC必要時,如:對絕緣性能有懷疑時7極性檢查大修后與銘牌標志相符合8交流耐壓試驗1)大修后2)必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行2)二次繞組之間及末屏對地的工頻耐壓試驗電壓為2kV,可用2500V兆歐表代替必要時,如:對絕緣性能有懷疑時9各分接頭的變比檢查1)大修后2)必要時1)與銘牌標志相符合2)比值差和相位差與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化,并符合等級規(guī)定1)對于計量計費用繞組應(yīng)測量比值差和相位差2)必要時,如:改變變比分接頭運行時10校核勵磁特性曲線繼保有要求時1)與同類互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較,應(yīng)無明顯差別2)多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量11繞組直流電阻大修后與出廠值或初始值比較,應(yīng)無明顯差別包括一次及二次繞組12紅外檢測1)500kV:1年6次或以上;220kV:1年4次或以上;110kV:1年2次或以上2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)用紅外熱像儀測量2)結(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖3)必要時,如:懷疑有過熱缺陷時注:每年定期進行運行電壓下帶電測試tanδ及電容量的,對序號1、2的項目周期可調(diào)整為6年。6.2SF6電流互感器SF6電流互感器(35kV及以上)的試驗項目、周期和要求見表9。表9SF6電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1SF6氣體濕度(20℃μL/L1)投產(chǎn)后1年1次,如無異常,3年測1次2)大修后運行中:不大于500μL/L大修后:不大于250μL/L1)按GB12022<工業(yè)六氟化硫>、DL/T915<六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)>和DL506<現(xiàn)場SF6氣體水分測量方法>進行2)必要時,如:—新裝及大修后1年內(nèi)復(fù)測濕度不符合要求—漏氣超過表9中序號2的要求—設(shè)備異常時2SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時應(yīng)無明顯漏點1)按DL/T596-1996<電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程>、DL/T941-<運行中變壓器用六氟化硫質(zhì)量標準>、GB11023<高壓開關(guān)設(shè)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氣體含量(體積分數(shù))不大于30μL/L3現(xiàn)場分解產(chǎn)物測試,μL/L1)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3μL/LH2S:不大于2μL/LCO:不大于100μL/L1)建議結(jié)合現(xiàn)場濕度測試進行,參考GB8905-<六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)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繞組的絕緣電阻1)大修后2)必要時一次繞組對地、各二次繞組間及其對地的絕緣電阻與出廠值及歷次數(shù)據(jù)比較,不應(yīng)有顯著變化。一般不低于出廠值或初始值的70%%1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:懷疑有故障時6極性檢查大修后與銘牌標志相符合7交流耐壓試驗1)大修后2)必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行2)二次繞組之間及對地的工頻耐壓試驗電壓為2kV,可用2500V兆歐表代替3)老練試驗電壓為運行電壓必要時,如:—懷疑有絕緣故障—補氣較多時(表壓小于0.2MPa)—臥倒運輸后8各分接頭的變比檢查1)大修后2)必要時1)與銘牌標志相符合2)比值差和相位差與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化,并符合等級規(guī)定1)對于計量計費用繞組應(yīng)測量比值差和相位差2)必要時,如:改變變比分接頭運行時9校核勵磁特性曲線必要時1)與同類互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較,應(yīng)無明顯差別2)多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量10氣體密度繼電器和壓力表檢查必要時參照廠家規(guī)定11紅外檢測1)500kV:1年6次或以上;220kV:1年4次或以上;110kV:1年2次或以上2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)用紅外熱像儀測量2)結(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖3)必要時,如:懷疑有過熱缺陷時6.3干式電流互感器干式電流互感器的試驗項目、周期和要求見表10。表10干式電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組及末屏的絕緣電阻1)3年2)大修后3)必要時1)一次繞組對末屏及對地、各二次繞組間及其對地的絕緣電阻與出廠值及歷次數(shù)據(jù)比較,不應(yīng)有顯著變化。一般不低于出廠值或初始值的70%%1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:懷疑有故障時2tanδ及電容量1)3年2)大修后3)必要時1)主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超過±5%時應(yīng)查明原因2)參考廠家技術(shù)條件進行,無廠家技術(shù)條件時主絕緣tanδ不應(yīng)大于0.5%,且與歷年數(shù)據(jù)比較,不應(yīng)有顯著變化1)只對35kV及以上電容型互感器進行2)當tanδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時,應(yīng)綜合分析tanδ與溫度、電壓的關(guān)系,當tanδ隨溫度明顯變化,或試驗電壓由10kV到Um/,tanδ變化量絕對值超過±0.3%,不應(yīng)繼續(xù)運行3)必要時,如:懷疑有故障時3帶電測試tan及電容量1)投產(chǎn)后半年內(nèi)2)一年3)大修后4)必要時1)可采用同相比較法,判斷標準為:—同相設(shè)備介損測量值差值(tanX-tanN)與初始測量值差值比較,變化范圍絕對值不超過±0.3%,電容量比值(CX/CN)與初始測量電容量比值比較,變化范圍不超過±5%—同相同型號設(shè)備介損測量值(tanX-tanN)不超過±0.3%2)采用其它測試方法時,可根據(jù)實際制定操作細則只對已安裝了帶電測試信號取樣單元的電容型電流互感器進行,當超出要求時應(yīng):1)查明原因2)縮短試驗周期3)必要時停電復(fù)試4交流耐壓試驗必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行(開關(guān)柜內(nèi))2)二次繞組之間及末屏對地的工頻耐壓試驗電壓為2kV,可用2500V兆歐表代替必要時,如:懷疑有絕緣故障時5局部放電試驗110kV及以上:必要時在電壓為1.2Um/時,視在放電量不大于50pC必要時,如:對絕緣性能有懷疑時6各分接頭的變比檢查必要時1)與銘牌標志相符合2)比值差和相位差與制造廠試驗值比較應(yīng)無明顯變化,并符合等級規(guī)定1)對于計量計費用繞組應(yīng)測量比值差和相位差2)必要時,如:改變變比分接頭運行時7校核勵磁特性曲線必要時1)與同類互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較,應(yīng)無明顯差別2)多抽頭電流互感器可在使用抽頭或最大抽頭測量必要時,如:繼保有要求時8紅外檢測1)220kV:1年4次或以上;110kV:1年2次或以上2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)用紅外熱像儀測量2)結(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖3)必要時,如:懷疑有過熱缺陷時注:每年定期進行運行電壓下帶電測試tanδ及電容量的,對序號1、2的項目周期可調(diào)整為6年。6.4電磁式電壓互感器6.4.1電磁式電壓互感器(油浸式絕緣)電磁式電壓互感器(油浸式絕緣)的試驗項目、周期和要求見表11。表11電磁式電壓互感器(油浸式絕緣)的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1絕緣電阻1)35kV、110kV:6年;220kV:3年2)大修后3)必要時不應(yīng)低于出廠值或初始值的70%%1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:懷疑有絕緣缺陷時2tanδ(35kV及以上)1)繞組絕緣:—35kV、110kV:6年;220kV:3年—大修后—必要時2)110kV及以上串級式電壓互感器支架:—必要時1)tanδ(%)不應(yīng)大于下表中數(shù)值:前后對比宜采用同一試驗方法溫度,℃51020304035kV大修后5.07.0運行中2.08.0110kV及以上大修后1.01.52.03.55.0運行中1.52.02.54.05.52)與歷次試驗結(jié)果相比無明顯變化3)支架絕緣tanδ一般不大于6%3油中溶解氣體色譜分析及油中水分含量測定1)35kV以上設(shè)備:3年2)大修后3)必要時1)油中溶解氣體組份含量(μL/L)超過下列任一值時應(yīng)引起注意:總烴:100H2:150C2H2:2(220kV)3(110kV)2)油中水分含量(mg/L)不應(yīng)大于下表規(guī)定:1)全密封互感器按制造廠要求進行2)出現(xiàn)C2H2時,應(yīng)縮短試驗周期,C2H2含量超過注意值時,應(yīng)考慮更換3)必要時,如:懷疑有內(nèi)部放電時電壓等級,kV投運前運行中220152511020354交流耐壓試驗1)大修后2)必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行2)二次繞組之間及其對地的工頻耐壓標準為2kV,可用2500V兆歐表代替1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應(yīng)耐壓試驗,同時應(yīng)考慮互感器的容升電壓(頻率150Hz時,110kV為5%,220kV為10%)2)耐壓試驗前后,應(yīng)檢查絕緣情況3)必要時,如:懷疑有絕緣缺陷時5局部放電測量必要時油浸式相對地電壓互感器在電壓為1.2Um/時,放電量不大于20pC1)只對110kV及220kV2)必要時,如:對絕緣性能有懷疑時6空載電流和勵磁特性大修后1)在額定電壓下,空載電流與出廠值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下,空載電流不應(yīng)大于最大允許電流:中性點非有效接地系統(tǒng)1.9Un/中性點接地系統(tǒng)1.5Un/7聯(lián)接組別和極性更換繞組后與銘牌和端子標志相符8電壓比更換繞組后與銘牌標志相符9繞組直流電阻測量大修后與初始值或出廠值相比較,應(yīng)無明顯差別10絕緣油擊穿電壓,kV1)大修后2)必要時投運前35kV:≥35110kV、220kV:≥40運行中35kV:≥30110kV、220kV:≥351)電極形狀應(yīng)嚴格按相應(yīng)試驗方法的規(guī)定執(zhí)行,表中指標是220kV及以下設(shè)備采用平板電極2)必要時,如:對絕緣有懷疑時11紅外檢測1)220kV:1年4次或以上;110kV:1年2次或以上2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)用紅外熱像儀測量2)結(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖3)必要時,如:懷疑有過熱缺陷時6.4.2電磁式電壓互感器(SF6氣體絕緣)電磁式電壓互感器(SF6氣體絕緣)的試驗項目、周期和要求見表12。表12電磁式電壓互感器(SF6氣體絕緣)的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1SF6氣體的濕度(20℃μL/L1)投產(chǎn)后1年1次,如無異常,3年1次2)大修后3)必要時運行中:不大于500μL/L大修后:不大于250μL/L1)按GB12022<工業(yè)六氟化硫>、DL/T915<六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)>和DL506<現(xiàn)場SF6氣體水分測量方法>進行2)必要時,如:—新裝及大修后1年內(nèi)復(fù)測濕度不符合要求—漏氣超過表12中序號2的要求—設(shè)備異常時2SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時應(yīng)無明顯漏點1)按DL/T596-1996<電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程>、DL/T941-<運行中變壓器用六氟化硫質(zhì)量標準>、GB11023<高壓開關(guān)設(shè)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氣體含量(體積分數(shù))不大于30μL/L3現(xiàn)場分解產(chǎn)物測試,μL/L1)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3μL/LH2S:不大于2μL/LCO:不大于100μL/L1)建議結(jié)合現(xiàn)場濕度測試進行,參考GB8905-<六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導(dǎo)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絕緣電阻1)大修后2)必要時不應(yīng)低于出廠值或初始值的70%%1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:懷疑有絕緣缺陷時6交流耐壓試驗1)大修后2)必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行。2)二次繞組之間及末屏對地的工頻耐壓試驗電壓為2kV,可用2500V兆歐表代替1)用倍頻感應(yīng)耐壓試驗時,應(yīng)考慮互感器的容升電壓2)必要時,如:—懷疑有絕緣故障時—補氣較多時(表壓小于0.2MPa)7空載電流和勵磁特性大修后1)在額定電壓下,空載電流與出廠值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下,空載電流不應(yīng)大于最大允許電流:中性點非有效接地系統(tǒng)1.9Un/中性點接地系統(tǒng)1.5Un/8聯(lián)結(jié)組別和極性更換繞組后與銘牌和端子標志相符9電壓比更換繞組后與銘牌標志相符10繞組直流電阻大修后與初始值或出廠值比較,應(yīng)無明顯差別11紅外檢測1)220kV:1年4次或以上;110kV:1年2次或以上;2)必要時按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行1)用紅外熱像儀測量2)結(jié)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(shè)備的檢測,并記錄紅外成像譜圖3)必要時,如:懷疑有過熱缺陷時6.4.3電磁式電壓互感器(固體絕緣)電磁式電壓互感器(固體絕緣)的試驗項目、周期和要求見表13。表13電磁式電壓互感器(固體絕緣)的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1絕緣電阻1)35kV:6年2)大修后3)必要時不應(yīng)低于出廠值或初始值的70%%1)采用2500V兆歐表2)必要時,如:懷疑有絕緣缺陷時2交流耐壓試驗1)大修后2)必要時1)一次繞組按出廠值的0.8倍進行。2)二次繞組之間及末屏對地的工頻耐壓試驗電壓為2kV,可用2500V兆歐表代替必要時,如:懷疑有絕緣故障時3局部放電試驗必要時在電壓為1.2Um/時,視在放電量不大于50pC必要時,如:對絕緣性能有懷疑時4空載電流和勵磁特性大修后1)在額定電壓下,空載電流與出廠值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下,空載電流不應(yīng)大于最大允許電流:中性點非有效接地系統(tǒng)1.9Un/中性點接地系統(tǒng)1.5Un/5聯(lián)結(jié)組別和極性更換繞組后與銘牌和端子標志相符合6電壓比更換繞組后與銘牌標志相符7繞組直流電阻1)大修后2)必要時與初始值或出廠值比較,應(yīng)無明顯差別必要時,如:懷疑內(nèi)部有故障時8紅外檢測1年1次按DL/T664-<帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范>執(zhí)行用紅外熱像儀測量6.5電容式電壓互感器電容分壓器部分的試驗項目、周期和要求見第11.2節(jié),其它部分不作要求。6.6放電線圈放電線圈的試驗項目、周期和要求見表14。表14放電線圈的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1絕緣電阻6年不低于1000MΩ一次繞組采用2500V兆歐表,二次繞組采用1000V兆歐表2交流耐壓試驗必要時試驗電壓為出廠試驗電壓的0.8倍1)對全絕緣者采用外施交流耐壓法;對分級絕緣者采用倍頻感應(yīng)耐壓法,試驗時間參照電壓互感器要求進行折算2)必要時,如:懷疑有缺陷時3一次繞組直流電阻6年與上次測量值相比無明顯差異可采用萬用表測量7開關(guān)設(shè)備7.1SF6斷路器和GIS(含H-GIS)SF6斷路器和GIS(含H-GIS)的試驗項目、周期和要求見表15。表15SF6斷路器和GIS(含H-GIS)