供电局电力设备预防性试验实施细则.docx

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供电局电力设备预防性试验实施细则

QB

XX供电局企业标准

Q/XGD-J05.001-XXXX

电力设备预防性试验实施细则

XXXX-8-1发布XXXX-8-1实施

XX供电局标准化委员会发布

前言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。

按照湖北省电力公司技术监督和反措要求，结合XX供电局多年运行经验，针对XX供电局的实际情况，依照DL/T596-1996电力设备预防性试验规程，制订了XX供电局电力设备预防性试验实施细则。

本实施细则分为四部分。

第一部分为周期性预防试验的试验项目、试验周期和试验要求；第二部分为大修后预防试验的试验项目和试验要求；第三部分为交接性预防试验的试验项目和试验要求。

第四部分为必要时分析性试验项目和要求。

本实施细则从XXXX年8月1日起实施。

本实施细则仅适用于XX供电局所管辖电力设备。

本标准主要起草人：

XXXXXXXXXXXX等。

（第一部分）

前言

1范围…………………………………………………………………1

2引用标准……………………………………………………………1

3定义、符号…………………………………………………………1

4总则…………………………………………………………………2

5电力变压器…………………………………………………………4

5.1220KV油浸式电力变压器…………………………………………4

5.2110KV油浸式电力变压器…………………………………………6

5.335KV油浸式电力变压器（主变）………………………………8

5.435KV及以下油浸式配电变压器…………………………………9

5.5消弧线圈…………………………………………………………10

5.6干式变压器………………………………………………………11

5.7接地变压器………………………………………………………11

6电抗器……………………………………………………………12

7互感器……………………………………………………………13

7.1电流互感器………………………………………………………13

7.2电磁式电压互感器………………………………………………13

7.3电容式电压互感器………………………………………………14

8开关设备…………………………………………………………16

8.1SF6断路器和GIS…………………………………………………16

8.2多油断路器和少油断路器………………………………………17

8.3低压断路器和自动灭磁开关……………………………………18

8.4真空断路器………………………………………………………18

8.5SF6分断器（10KV及以下）………………………………………18

8.6隔离开关…………………………………………………………18

8.7高压开关柜………………………………………………………19

8.8蓄电池直流屏（柜）………………………………………………19

9电容器……………………………………………………………20

9.1高压并联电容器…………………………………………………20

9.2耦合电容器………………………………………………………20

9.3集合式电容器……………………………………………………20

9.4放电线圈…………………………………………………………21

10避雷器……………………………………………………………22

10.1阀式避雷器………………………………………………………22

10.2金属氧化物避雷器………………………………………………22

11母线………………………………………………………………23

12支柱绝缘子和悬式绝缘子………………………………………23

13电力电缆线路……………………………………………………24

141KV以上的架空电力线路………………………………………26

15接地装置…………………………………………………………27

1范围

本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、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。

本标准适用于XX供电局范围内的220kV及以下的交流电力设备。

2引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。

本标准出版时，所示版本均为有效。

所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB261—83石油产品闪点测定法

GB264—83石油产品酸值测定法

GB311—83高压输变电设备的绝缘配合高电压试验技术

GB/T507—86绝缘油介电强度测定法

GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法

GB1094.1～5—85电力变压器

GB2536—90变压器油

GB5583—85互感器局部放电测量

GB5654—85液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量

GB6450—86干式电力变压器

GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）

GB7252—87变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB7328—87变压器和电抗器的声级测定

GB7595—87运行中变压器油质量标准

GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）

GB/T7599—87运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）

GB7600—87运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）

GB7601—87运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）

GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件

GB11022—89高压开关设备通用技术条件

GB11023—89高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则

GB11032—89交流无间隙金属氧化物避雷器

GB12022—89工业六氟化硫

DL/T421—91绝缘油体积电阻率测定法

DL/T423—91绝缘油中含气量测定真空压差法

DL/T429.9—91电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法

DL/T450—91绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）

DL/T459—92镉镍蓄电池直流屏定货技术条件

DL/T492—92发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则

DL/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则

SH0040—91超高压变压器油

SH0351—92断路器油

DL/T596-1996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带电测量

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量。

3.4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流电流值之比。

常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。

本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。

3.5吸收比

在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。

3.6极化指数

在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。

3.7本规程所用的符号

Un设备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压）；

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1mA下的参考电压；

tgδ介质损耗因数。

4总则

4.1试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

4.2遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。

4.3110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验（有特殊规定者除外）。

110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；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。

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计算。

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，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

220kV＞48h

110kV及以下＞24h

4.4进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。

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接设备中的最低试验电压。

4.5当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压：

a）当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；

b）当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压；

c）为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

4.6在进行与温度和湿度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等）时，应同时测量被试品的温度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%。

4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

4.8如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本细则时应作相应调整。

对本细则未明确规定的XX电力局范围内不常见电力设备，其试验项目、周期、要求参照DL/T596-1996电力设备预防性试验规程进行。

4.9各单位可以根据自身情况缩短试验周期，但不得擅自延长试验周期。

4.10如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。

5电力变压器

5.1220KV油浸式电力变压器

5.1.1220KV油浸式电力变压器试验项目、周期和要求，见表1。

表1220KV油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

序号

项目

周期

要求

说明

1

变压器本体油试验

1）

油中溶解气体色谱分析

1）投运后4、10、30天

2）6个月

1）运行设备的油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：

总烃含量大于150×10-6

H2含量大于150×10-6

C2H2含量大于5×10-6

2）烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（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、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析

3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断

4）新投运的变压器应有投运前的测试数据

5）大修后的变压器应在投运后4、10、30天后应进行本试验。

2）

外观

6个月

透明、无杂质或悬浮物

将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察

3）

水溶性酸pH值

6个月

≥4.2

按GB7598进行试验

4）

酸值

mgKOH/g

6个月

≤0.1

按GB264或GB7599进行试验

5）

水分mg/L

6个月

≤25

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℃时采样，按GB7600或GB7601进行试验

6）

击穿电压

kV

6个月

≥35

按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验

7）

tgδ（90℃）

%

6个月

≤4

按GB5654进行试验

2

变压器套管油试验

1）

油中溶解气体色谱分析

2年

油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意：

H2500×10-6

CH4100×10-6

C2H21×10-6

2）

水分mg/L

2年

≤25

按GB7600或GB7601进行试验

3

变压器有载调压开关油试验

1年

符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于30kV

4

绕组直流电阻（所有档位）

1年

1）变压器各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%

2）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，按要求中2）项执行

2）不同温度下的电阻值按公式一式换算

5

绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数

1年

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明显变化

2）吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5

1）采用2500V或5000V兆欧表

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，尽量使每次测量温度相近

4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按公式二进行换算

5）吸收比和极化指数不进行温度换算

表1220KV油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求（续）

序号

项目

周期

要求

说明

6

绕组的tg

1年

1）20℃时tgδ不大于0.8%

2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）

3）试验电压为：

10KV

1）非被试绕组应接地或屏蔽

2）同一变压器各绕组tgδ的要求值相同

3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近

4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般按公式三进行换算

7

绕组泄漏电流

1年

1）试验电压一般如下：

单位KV

读取1min时的泄漏电流值

绕组额定电压

10

35

≥110

直流试验电压

10

20

40

2）与前一次测试结果相比应无明显变化

8

套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

1年

1）主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ

2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ

采用2500V兆欧表

9

套管主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量

1年

1）20℃时的tgδ（%）值应不大于下表中数值：

1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。

当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到

时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行

2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量

电压等级

110KV

220KV

油纸电容型

1.0

0.8

胶纸电容型

1.5

1.0

2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%

3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因

10

铁芯绝缘电阻

1年

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大于0.1A

1）采用2500V兆欧表

2）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量

11

有载调压装置的试验和检查

1年或按制造厂要求

1）

检查动作顺序，动作角度

按制造厂要求

范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符

2）

操作试验：

变压器带电时手动、电动操作、远方操作各2个循环

按制造厂要求

手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常

3）

检查和切换测试：

按制造厂要求

有条件时进行

a）测量过渡电阻的阻值

与出厂值相符

b）测量切换时间

三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符

c）检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况

动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好

表1220KV油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求（续）

序号

项目

周期

要求

说明

d）单、双数触头间非线性电阻的试验

按制造厂的技术要求

e）检查单、双数触头间放电间隙

无烧伤或变动

4）

检查操作箱

按制造厂要求

接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常

5）

二次回路绝缘试验

1年

绝缘电阻一般不低于1MΩ

采用2500V兆欧表

12

测温装置及其二次回路试验

1年

密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符

绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻采用2500V兆欧表

13

气体继电器及其二次回路试验

1年

整定值符合运行规程要求，动作正确

绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻采用2500V兆欧表

14

冷却装置及其二次回路检查试验

1年

1）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ

测量绝缘电阻采用2500V兆欧表

5.2110KV油浸式电力变压器

5.2.1110KV油浸式电力变压器试验项目、周期和要求，见表1。

表2110KV油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

序号

项目

周期

要求

说明

1

变压器本体油试验

1）

油中溶解气体色谱分析

1）投运后10天

2）1年

1）运行设备的油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：

总烃含量大于150×10-6

H2含量大于150×10-6

C2H2含量大于5×10-6

2）烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（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、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析

3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断

4）新投运的变压器应有投运前的测试数据

5）大修后的变压器应在投运后10天后应进行本试验。

2）

外观

1年

透明、无杂质或悬浮物

将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察

3）

水溶性酸pH值

1年

≥4.2

按GB7598进行试验

4）

酸值

mgKOH/g

1年

≤0.1

按GB264或GB7599进行试验

5）

水分mg/L

1年

≤35

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℃时采样，按GB7600或GB7601进行试验

6）

击穿电压

kV

1年

≥35

按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验

7）

tgδ（90℃）%

1年

≤4

按GB5654进行试验

2

变压器套管油试验

1）

油中溶解气体色谱分析

3年

油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意：

H2500×10-6

CH4100×10-6

C2H22×10-6

表2110KV油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求（续）

序号

项目

周期

要求

说明

2）

水分mg/L

3年

≤35

3

变压器有载调压开关油试验

1年

符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于30kV

4

绕组直流电阻（所有档位）

1）1年

2）无励磁调压变压器变换分接位置后测运行档位

1）变压器各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%

2）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，按要求中2）项执行

2）不同温度下的电阻值按公式一进行换算

5

绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数

1年

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明显变化

2）吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5

1）采用2500V或5000V兆欧表

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，尽量使每次测量温度相近

4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按公式二进行换算

5）吸收比和极化指数不进行温度换算

6

绕组的tg

1年

1）20℃时tgδ不大于0.8%

2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）

3）试验电压为：

10KV

1）非被试绕组应接地或屏蔽

2）同一变压器各绕组tgδ的要求值相同

3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近

4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般按公式三进行换算

7

绕组泄漏电流

1年

1）试验电压一般如下：

单位KV

读取1min时的泄漏电流值

绕组额定电压

10

35

110

直流试验电压

10

20

40

2）与前一次测试结果相比应无明显变化

8

套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

1年

1）主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ

2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ

采用2500V兆欧表

9

套管主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量

1年

1）20℃时的110kv套管tgδ（%）值应不大于下表中数值：

1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。

当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到

时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行

2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量

油纸电容型

1.0

胶纸电容型

1.5

2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%