电力设备交接和预防性试验规程.docx
- 文档编号:15880237
- 上传时间:2023-07-08
- 格式:DOCX
- 页数:264
- 大小:136.57KB
电力设备交接和预防性试验规程.docx
《电力设备交接和预防性试验规程.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《电力设备交接和预防性试验规程.docx(264页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
电力设备交接和预防性试验规程
Q/GXD
广西电网公司企业标准
Q/GXD126.01-2009
代替Q/GXD126.01-2006
2009-07-01发布
2009-08-01实施
广西电网公司发布
电力设备交接和预防性试验规程
目次
前言
公司2006版《电力设备交接和预防性试验规程》的印发执行,对规范公司系统电气设备的交接和预防性试验起到了积极的指导作用,对保证电气设备安全可靠运行起了重要作用。
为适应电力设备和试验技术的发展,公司在广泛征求意见的基础上,对2006版《电力设备交接和预防性试验规程》进行了补充和完善,修订的主要内容有:
一、修订了与最新国标、反措不一致的内容;
二、修订了不适应电网要求的试验项目、试验周期、试验标准。
三、增加了阻波器调谐电容、调容式消弧线圈补偿装置电容器、绝缘管型母线和部分配电网设备,删除了多油断路器和少油断路器、自容式充油电缆、断路器油的内容。
本规程(修订版)从实施之日起,凡其它标准涉及电力设备交接和预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的,以本规程为准。
原装进口设备以该设备的产品标准为基础,参照本规程执行。
本标准自实施之日起,Q/GXD126.01-2006标准废除。
附录A和附录G为规范性附录。
附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H、附录I、附录J和附录K为资料性附录。
本标准由广西电网公司标准化委员会提出并归口。
本标准由广西电网公司生产技术部负责解释。
本标准由广西电网公司标准化委员会技术标准分委会组织审定。
本标准起草单位:
广西电网公司。
本标准主要起草人:
刘辉。
本标准审查人(按姓氏拼音排列):
范耀波、郭宏华、郭丽娟、黄静雯、黄瑜、黄云光、蒋蔚譞、罗传胜、钱晓东、石湘明、苏雪梅、谭德海、唐胜、韦建宇、谢植飚、张晓沙、赵坚。
本标准主要审定人:
江革力。
本标准批准人:
何朝阳。
电力设备交接和预防性试验规程
1范围
本规程规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、周期和要求,用以判断设备是否符合运行条件,预防设备损坏,保证安全运行。
本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。
本规程不适用于高压直流输电设备及特殊条件下使用的电力设备,也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
2规范性引用文件
下列标准所包含的条文,通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。
本规程出版时,所示版本均为有效。
所有标准都会被修订,使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB/T311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合
GB1094.1—1996电力变压器第1部分总则
GB1094.2—1996电力变压器第2部分温升
GB1094.3—2003电力变压器第3部分:
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB1094.5—2003电力变压器第5部分:
承受短路的能力
GB1207—2006电磁式电压互感器
GB1208—1997电流互感器
GB1984—2003高压交流断路器
GB1985—2004高压交流隔离开关和接地开关
GB2536—1990变压器油
GB3906—20063.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备
GB4109—1999高压套管技术条件
GB/T4703—2007电容式电压互感器
GB4787—1996断路器电容器
GB1094.11—2007电力变压器第11部分:
干式变压器
GB6451—2008三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7354-2003局部放电测量
GB/T7595—2008运行中变压器油质量
GB7674—199772.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
GB8905—1996六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
GB10229—1988电抗器
GB10230—2007分接开关
GB/T11017—2002额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
GB/T11022—1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T12706.1~GB/T12706.4—2002额定电压1kV到35kV挤包绝缘电力电缆及附件
GB/T14542-2005运行变压器油维护管理导则
GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T402—2007交流高压断路器订货技术条件
DL/T459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T474.1~DL/T474.5-2006现场绝缘试验实施导则
DL/T574—1995有载分接开关运行维修导则
DL/T593—2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
DL/T596—1996电力设备预防性试验规程
DL/T620—1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T621—1997交流电气装置的接地
DL/T664—2008带电设备红外诊断应用规范
DL/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T864—2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
DL/T887-2004杆塔工频接地电阻测量
DL/T911—2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T941—2005运行中变压器用六氟化硫质量标准
DL/T984-2005油浸式变压器绝缘老化判断导则
DL/T1093-2008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
JB/T501-2006电力变压器试验导则
JB/T7111—1993高电压并联电容器装置
JB/T7112—2000集合式高电压并联电容器
JB/T8169—1999耦合电容器和电容分压器
Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程
3定义、符号
3.1预防性试验
为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏,对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。
3.2在线监测
在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测,通常是自动进行的。
3.3带电测试
对在运行电压下的设备,采用专用仪器,由人员参与进行的测试。
3.4红外测温
利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。
3.5绕组变形测试
利用频率响应、低电压短路阻抗等方法对变压器绕组的特性进行测试,判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。
3.6GIS局部放电测试
利用甚(或特)高频、超声波等检测技术对GIS进行局部放电检测,判断其是否存在绝缘缺陷。
3.7绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。
常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。
本规程中,若无特别说明,均指加压lmin时的测得值。
3.8吸收比
在同一次试验中,lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。
3.9极化指数
在同一次试验中,10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。
3.10家族设备和家族缺陷
相同厂家,相同设计、和/或材质、和/或工艺的设备称为家族设备。
经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。
如出现这类缺陷,则其家族设备,不论当前是否可检出同类缺陷,在这种缺陷隐患被消除之前,都称为有家族缺陷设备。
3.11本规程所用的符号
Un设备额定电压
Um设备最高电压
U0/U电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压,U为导体与导体之间的设计电压)
U1mA避雷器直流lmA下的参考电压
tanδ介质损耗因数
R60s利用兆欧表测量60s时的绝缘电阻值
4总则
4.1本规程所规定的各项试验标准,是电力设备绝缘技术监督工作的基本要求,也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。
在设备的交接验收和维护检修工作中必须坚持预防为主,积极地对设备进行维护,使其能长期安全、经济运行。
4.2设备进行试验时,试验结果应与该设备历次试验结果相比较,与同类设备或不同相别的试验结果相比较,参照相关的试验结果,根据变化规律和趋势,进行全面分析和判断后作出正确结论。
在相近的运行和检测条件下,同一家族设备的同一状态量不应有显著性差异。
因此,若某台设备某个状态量与同一家族其他设备相比,出现显著性差异时,即使满足要求值的规定,也应引起注意。
4.3公司所属单位应遵守本规程开展绝缘试验工作。
在执行规程过程中,遇到特殊情况,如延长设备试验的基准周期、降低试验标准、增删试验项目时,应组织有关人员认真分析讨论,提出建议由本单位负责生产的领导批准执行,110kV以上电气设备并报公司主管生产部门备案。
本规程给出的基准周期适用于一般情况。
可以依据设备状态、地域环境、电网结构等特点,在基准周期的基础上酌情延长或缩短,延长的周期不得大于本规程所列基准周期的1.2倍。
如果在预防性试验中发现存在可能影响设备安全运行的家族缺陷,同一家族的其余设备应打破周期惯例,尽早通过试验确认状态并消除隐患。
对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。
4.4在试验周期的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期,需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。
4.5新安装投运的110kV以上变压器、电抗器、互感器、套管、耦合电容器、断路器、避雷器在一年内进行电气试验一次,各项指标均合格后,转入正常周期。
4.6工频交流耐压试验,加至试验标准电压后的持续时间,无特别说明者,均指lmin,其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。
工频频率为45~65Hz,未说明是工频的,可采用近似工频(30~300Hz)的交流耐压试验。
非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值,可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法进行计算。
4.7充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。
静置时间按产品要求,当制造厂无规定时,则应依据设备额定电压满足以下要求:
500kV>72h
220kV>48h
110kV及以下>24h
4.8进行耐压试验时,应尽量将连接在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。
同一试验电压的设备可连在一起进行试验。
已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备,在单独试验有困难时,也可以连在一起进行试验,此时,试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。
敞开式安装的断路器、隔离开关、互感器等,如果试验电压不同,则应各自通过试验合格后方可进行一次引线连接。
4.9当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时,应根据以下原则确定试验电压:
4.9.1当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者,应按照设备的额定电压确定其试验电压;
4.9.2当采用额定电压较高的设备作为代用者,应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。
4.10当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等),应同时测量被试品和周围空气的温度和湿度。
进行绝缘试验时,被试品温度不应低于5℃,户外试验应在良好的天气进行,且空气相对湿度一般不高于80%。
本规程中使用常温为10~40℃。
试验时,应注意环境温度的影响,对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈,应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。
4.11在进行直流高压试验时,应采用负极性接线方式。
4.12设备经交接试验后超过6个月未投入运行,或运行中设备停运(即设备不带电压)超过6个月的,在投运前按本规程“投运前”规定的内容进行试验。
如该设备无“投运前”规定的内容或需要缩短时间的,由各单位根据实际情况决定。
4.13有条件进行带电测试或在线监测的设备,如有末屏引出头的套管、耦合电容器、电流互感器和避雷器等,应积极开展电容电流和泄漏电流等带电测试或在线监测。
当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。
如经实用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果,经本单位负责生产的领导批准可以不做停电试验或适当延长周期,110kV以上电气设备并报公司主管生产部门备案。
4.14应加强电力设备红外测温工作,具体要求按DL/T664—2008《带电设备红外诊断应用规范》执行。
4.15利用红外热像仪(热电视)对变电所高压电气设备进行检测的周期:
500kV变电所为3个月,220kV变电所为6个月,110kV变电所为12个月,35kV变电所由各单位自定。
4.16如不拆引线不影响试验结果的预防性试验,可以按照本规程要求采用不拆引线试验的方法进行。
4.17对于本规程未包含的电力设备(如电缆分接箱,户外跌落式熔断器,交流接触器,可控硅等),其交接和预防性试验项目按制造厂规定进行。
原则上必须进行绝缘试验(如绝缘电阻、交流耐压)和主要技术参数的校核,试验周期依从同一间隔或组合装置的主要设备,或参照同类设备。
对于35kV及以下配电网设备的试验项目、周期,各单位可制定实施细则。
4.18交接试验时,本规程未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》为准。
4.19如产品的国家标准或行业标准有变动,执行本规程时应经过研究后决定是否作相应调整。
5电力变压器及电抗器类
5.1油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)
油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)的试验项目、周期和要求见表5.1。
表5.1油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1)交接时
2)投运前
3)新装、大修后,在投运后
500kV:
第1、4、10、30天
220kV:
第4、10、30天
110kV:
第4、30天
4)运行中
a)110~500kV,6个月
b)35kV,1年
5)必要时
1)交接时,110kV以上的变压器,应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次,各次无明显差异。
2)新装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不得超过下列数值:
总烃:
20;H2:
10;C2H2:
0
3)大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值:
总烃:
50;H2:
50;C2H2:
0
4)运行设备的油中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意:
总烃:
150;H2:
150;
C2H2:
5(35~220kV),1(500kV)
5)烃类气体总和的绝对产气速率超过6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月,则认为设备有异常
1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体
2)溶解气体组份含量有增长趋势时,可结合产气速率判断,必要时缩短周期进行跟踪分析
3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断
4)对于500kV,油中溶解气体在线监测装置不正常或未装该装置时,周期缩短为3个月
5)必要时,如:
—出口(或近区)短路后
—巡视发现异常
—在线监测系统告警等
2
绕组直流电阻
1)交接时
2)3年
3)大修前、后
4)无载分接开关变换分接位置
5)有载分接开关检修后(所有分接)
6)必要时
1)1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%,无中性点引出的绕组,线间差别不应大于平均值的1%
2)1600kVA及以下的变压器,相间差别一般不大于平均值的4%,线间差别一般不大于平均值的2%
3)与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%
1)如电阻相间差在出厂时超过规定,制造厂已说明了这种偏差的原因,则与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%
2)交接时在所有分接处测量。
预试时,有载分接开关可从第1档测量到额定档的后一档(如17档开关,测量1~10档;19档开关,测量1~12档),无载分接开关在运行分接测量,发现异常时全部档位进行。
3)不同温度下电阻值按下式换算:
R2=R1(T+t2)/(T+t1)
式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值;T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取225。
4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验,但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期
5)必要时,如:
—本体油色谱判断有热故障
—红外测温判断套管接头或引线过热
表5.1油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)试验项目、周期和要求(续)
序号
项目
周期
要求
说明
3
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)交接时
2)3年
3)大修前、后
4)投运前
5)必要时
1)绝缘电阻换算至同一温度下,与前一次测试结果相比应无显著变化,一般不低于上次值的70%
2)交接时:
35~110kV变压器应测量吸收比,吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不低于1.3;当R60s大于3000MΩ且满足1)时,吸收比不低于1.1。
220kV以上变压器应测量极化指数,极化指数与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不低于1.5;当R60s大于10000MΩ时,极化指数不低于1.3。
3)预试时:
吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.5。
一般可不测量极化指数;吸收比不合格时增加测量极化指数,二者之一满足要求即可。
绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可仅作为参考,一般吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3。
1)使用2500V或5000V兆欧表,对220kV以上变压器,兆欧表一般要求输出电流不小于3mA
2)测量前被试绕组应充分放电
3)测量温度以顶层油温为准,各次测量时的温度应尽量接近
4)尽量在油温低于50℃时测量,绕组在不同温度下的绝缘电阻值按下式换算:
式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值
5)吸收比和极化指数不进行温度换算
6)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕组可在中性点测量
7)在不拆引线时,可进行绕组间、绕组对铁芯(和夹件)的测量
8)必要时,如:
—运行中油介质损耗不合格或油中水分超标
—渗漏油等可能引起变压器受潮的情况
4
绕组连同套管的tanδ
1)交接时
2)3年
3)大修前、后
4)必要时
1)20℃时不大于下列数值:
500kV0.006
110~220kV0.008
35kV0.015
2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)。
交接时如不大于1)值的一半,则不要求。
3)试验电压:
绕组电压10kV以上:
10kV
绕组电压10kV以下:
Un
1)非被试绕组应接地或屏蔽
2)同一变压器各绕组tanδ的要求值相同
3)测量温度以顶层油温为准,各次测量时的温度尽量相近
4)尽量在油温低于50℃时测量,不同温度下的tanδ值一般按下式换算
tanδ2=tanδ1×1.3(t2-t1)/10
式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值
5)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量
6)在不拆引线时,可进行绕组间、绕组对铁芯(和夹件)的测量
7)必要时,如:
—绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时
—油介质损耗不合格或油中水分超标
—渗漏油等
表5.1油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)试验项目、周期和要求(续)
序号
项目
周期
要求
说明
5
电容型套管的tanδ和电容值
见第8章“套管”
1)用正接法测量
2)测量时记录环境温度及变压器(或电抗器)顶层油温
3)只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值,封闭式电缆出线或GIS出线的变压器,电缆、GIS侧套管从中性点加压,非被试侧短路接地
6
绝缘油试验
见第12.1节“变压器油”
7
绕组连同套管的交流耐压试验
1)交接时
2)更换绕组后
3)大修后
4)必要时
1)分级绝缘的变压器绕组按低级绝缘水平进行交流耐压试验
2)油浸变压器和干式变压器全部更换绕组时,按出厂试验电压值;部分更换绕组和交接试验时,按出厂试验电压值的0.85倍;其它按附录G。
1)采用外施电压法,也可采用倍频或变频感应法
2)额定电压35kV及以下的变压器绕组进行线端交流耐压试验;额定电压110kV以上的变压器绕组进行中性点交流耐压试验
8
铁芯及夹件绝缘电阻
1)交接时
2)3年
3)大修前、后
4)必要时
1)与以前测试结果相比无显著差别
2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.3A
1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)
2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量
3)必要时,如:
油色谱试验怀疑铁芯多点接地时
9
穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1)交接时(吊罩检查时)
2)大修中
3)必要时
220kV以上绝缘电阻一般不低于500MΩ;110kV及以下绝缘电阻一般不低于100MΩ;其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别,一般不低于10MΩ
1)用2500V兆欧表
2)连接片不能拆开者可不进行
10
油中含水量
(mg/L)
1)准备注入110kV以上设备的新油
2)注入500kV设备后的新油
3)220~500kV,6个月
110kV,1年
35kV,3年
4)必要时
投入运行前的油
35~110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
运行油
35~110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15
1)运行中设备,测量时应注意温度的影响,尽量在顶层油温高于50℃时取样
2)必要时,如:
—绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时
—渗漏油等
3)注:
本项目正在被修订
表5.1油浸式电力变压器(35kV以上主变压器)试验项目、周期和要求(续)
序号
项目
周期
要求
说明
11
油中含气量(体积分数,
%)
1)注入500kV设备前后的新油
2)运行中500kV,1年
3)必要时
投入运行前的油
500kV≤1
220kV≤3
运行油
500kV≤3
220kV≤5
必要时,如:
—变压器需要补油时
—渗漏油
12
绕组泄漏电流
1)交接时
2)大修前、后
3)必要时
1)试验电压一般如下:
(kV)
1)对35kV以上,且容量在8000kVA以上变压器进行。
读取1min时的泄漏电流值,交接时的泄漏电流不宜超过附录F的规定
2)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)
3)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量
4)在不拆引线时,可进行绕组间、绕组对铁芯(和夹件)的测量
5)必要时,如:
—绝缘电阻低
—介质损耗因数大
绕组额定电压
3
6~
10
35
110~
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 电力设备 交接 预防性 试验 规程