电力设备预防性试验规程南网模板.docx
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电力设备预防性试验规程南网模板
Q/CSG
中国南方电网有限责任公司企业标准
Q/CSG114002-2011
电力设备预防性试验规程
2011-10-26发布
2011-10-26实施
中国南方电网有限责任公司
2011
范围
规范性引用文件
术语和定义
总则
电力变压器及电抗器
互感器
开关设备
套管
支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子
10
电力电缆线路
11
电容器
12
绝缘油和六氟化硫气体
13
避雷器
14
母线
15
1KV以上的架空电力线路
16
接地装置
17
串补装置
18
旋转电机
附录
A（规范性附录
附录
B（资料性附录
附录
C（资料性附录
附录
D（资料性附录
附录
E（规范性附录
II
16
24
35
37
41
43
46
49
50
54
34
49
56
绝缘子的交流耐压试验电压标准
污秽等级与现场污秽度
有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要求
变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法
同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗
63
64
65
65
...68
、八—
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。
预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据，2004年以来，中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG10007—2004《电力设备预防性试验规程》对电力生产起到了重要的作用。
但近年来,随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进
步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应南方电网公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。
本标准的提出以2004年以来新颁布的相关国家标准、行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求，适用于中国南方电网有限责任公司的电力设备预防性试验工作。
本标准由中
本标准的附录A是规范性附录，附录B、附录C、附录D、附录E是资料性附录。
国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。
本标准主要起草单位：
广东电网公司电力科学研究院、广东电网公司广州供电局、广东电网公
司佛山供电局。
本标准主要起草人：
何宏明，王红斌，吴琼，李谦，卢启付，刘平原，王勇，喇元，付强，庄
贤盛，梁文进，姚森敬，欧阳旭东，李端姣，陆国俊，黄松波，黄慧红，赵卫民，金向朝等。
本
标准主要审查人：
皇甫学真陈建福黄志伟谢植飚姜虹云刘辉黄星赵现平等
本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本标准自2011年10月26日起实施。
本标准自实施之日起，原Q/CSG10007—2004《电力设备预防性试验规程》废止。
凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准。
执行中如有问题和意见，请及时反馈中国南方电网有限责任公司生产技术部。
1范围
电力设备预防性试验规程
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，
防设备损坏，保证安全运行。
本标准适用于中国南方电网500kV及以下的交流输变电设备。
高压直流输电设备及其他特殊条件
下使用的电力设备可参照执行。
进口设备应按照本标准，参考产品技术要求执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过在本标准的引用而成为本标准的条款。
所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，
使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
高压输变电设备的绝缘配合
高压输变电设备的绝缘配合使用导则
电力变压器
电力变压器
电力变压器
电力变压器
凡是注日期的引用文件，其随后然而，鼓励使用本标准的各方探讨
GB/T311.1—1997
GB/T311.2—2002
GB1094.1〜.2—1996
GB1094.3—2003
GB1094.4—2005
GB1094.11—2007
总则
绝缘水平和绝缘试验
电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则干式变压器
GB1207
GB1208
GB1984
GB1985
GB2536
GB3906
GB/T4109
GB/T4703
GB/T4787
GB6115.1
GB/T6451
GB/T7252
GB/T7595
—2006
—2006
—2003
—2004
—1990
—2006
—2008
—2007
—1996
—2008
—2008
—2001
—2008
GB7674—2008
GB/T8905—2008
GB9326.1〜.5—2008
GB10229—1988
GB10230.1〜.2—2007
GB/T11017.1〜.3—2008
GB/T11022—1999
GB11023—1989
GB11032—2000
GB12022—2006
GB12706.1〜.4—2002
缆及附件
GB/Z18890.1
电磁式电压互感器
电流互感器
高压交流断路器
高压交流隔离开关和接地开关
变压器油
3.6kV〜40.5kV交流金属封闭式开关设备和控制设备
交流电压高于1000V的绝缘套管
电容式电压互感器
断路器电容器
电力系统用串联电容器第1部分：
总则
油浸式电力变压器技术参数和要求
变压器油中溶解气体分析和判断导则
运行中变压器油质量
额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件电抗器
分接开关
额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法交流无间隙金属氧化物避雷器工业六氟化硫
额定电压1kV（Um=1.2kV）至^35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电
GB/T19749—2005
GB50150—2006
DL/T366—2010
DL/T402—2007
.3—2002额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件耦合电容器及电容分压器
电气装置安装工程电气设备交接试验标准串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程交流高压断路器订货技术条件
DL/T432-
—2007
电力用油中颗粒污染度测量方法
DL/T459-
-2000
电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T475-
—2006
接地装置特性参数测量导则
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条件
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/T626-
-2005
劣化盘形悬式绝缘子检测规程
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/T911-
-2004
电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T1093
—2008
电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
DL/T1094
—2008
电力变压器用绝缘油选用指南
DL/T1096
—2008
变压器油中颗粒度限值
JB/T7111
—1993
高电压并联电容器装置
JB/T7112
—2000
集合式咼电压并联电容器
3术语和定义
3.1预防性试验
为了发现运行中设备的隐患,括取油样或气样进行的试验。
3.2
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
3.3
3.4
在线监测
在不影响设备运行的条件下，
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。
红外检测
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
对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。
断。
3.5
绕组变形测试
利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组的特性进行测试，脱等变形现象。
3.6局部放电带电测试
利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如
柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。
3.7接地网安全性状态评估
对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等
参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障
情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。
3.8现场污秽度（SPS）
在参照绝缘子连续积污3〜5年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的
最大值。
3.9等值附盐密度（简称盐密，ESDD）
溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量
2
除以表面积，一般表示为mg/cm。
3.10不溶物密度（简称灰密，NSDD
从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶残留物总量除以表面积，一般表示为
3.11固定串联电容器补偿装置
判断其是否存在扭曲、断股、移位、松
GIS、变压器、电缆系统、开关
ESDD/NSDD的
mg/cm2。
将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保
护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。
3.12晶闸管控制串联电容器补偿装置
将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串
平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。
3.13金属氧化物限压器
由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。
3.14触发型间隙
在规定时间内承载被保护部分的负载电流或（和）故障电流，以防止电容器过电压或金属氧化
限压器过负荷的受控触发间隙。
3.15阻尼装置
并使之快速衰
用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，的设备。
阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。
3.16旁路断路器
旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能力，用来旁路串联补偿设备，是串联
偿装置投入和退出运行的主要操作设备。
3.17电阻分压器
利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。
3.18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ImA下的参考电压
tan5介质损耗因数
3.19常温
本标准中使用常温为10C〜40C。
4总则
是电力设备全过程管理
使其
4.1本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，
工作的重要组成部分。
在设备的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，
能长期安全、经济运行。
其试
各供
4.2本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。
对一些特定设备（如：
担负为重要用户供电的设备；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等）进行的带电检测与停电试验，
验项目、要求和安排可另行规定。
4.3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，与同类设备的试验结果相比较，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。
4.4特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司生产技术部、
电力科学研究院（试验中心）备案。
对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。
需停电取油样或气样的化学试
4.5在试验周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同试验周期，周期调整到与电气试验周期相同。
4.6对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，可以及
早获取设备运行后的重要状态信息，在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排
行投运后首次试验。
4.7进行耐压试验时，应尽量将连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
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验电压。
4.8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：
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；
2011
b）当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定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电压确定其试验电压。
4.9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、tan5、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+5C，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度
一般不高于80%。
4.10110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，
35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投
运前应进行测量绝缘电阻、tan5、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。
4.11有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线测发现问题时应进行停电试验进一步核实。
如经实际应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，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报分（省）公司生产技术部、电
力科学研究院（试验中心）备案。
4.12女口不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。
4.13本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。
5电力变压器及电抗器
5.1油浸式电力变压器油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表
表1油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
序号
项目
油
溶解
体色
分析
油中
水分，
mg/L
油含量，
%（
积
数）
1）新投运及大修后投运
500kV:
1.4.10.30天
220kV
4.10.30天
110kV:
天
2）运行中
500kV3个月
220kV6个月
35kV、
110kV:
1年
3）必要时
4,30
1）准备注入
110kV及以上变压器的新油
2）投运前
3）110kV
及以上：
运行中1年~4）必要时—
500kV
1）新油注入前后
2）运行中：
1年
3）必要时
1）根据GB/T7252—2001新装变压
器油中H2与烃类气体含量（卩L/L）任一项不宜超过下列数值：
总烃：
20;H2:
30;C2H2:
0
2）运行设备油中H2与烃类气体含量（卩L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃：
150;H2:
150
C2H2：
5（35kV〜220kV），1（500kV）
3）烃类气体总和的产气速率大于
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
投运前
110kV220kV500kV
<20
<15
<10
运行中
110kV220kV500kV
<35
<25
<15
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）新投运的变压器应有投运前的测试数据
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
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50C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
1）限值规定依据：
GB/T
7595-2008《运行中变压器油质量》
2）必要时，如：
—变压器需要补油时
—渗漏油
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油中醛量
L
糠
含
mg/
必要时
1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
运行
年限
糠醛
含量
5〜10
10〜15
15〜2C
0.1
0.2
0.4
0.75
2）跟踪检测时，注意增长率
3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重
1）变压器油经过处理后，油中糠
醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况
2）必要时，如：
—油中气体总烃超标或
CO2
过高
—需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等
CO、
油
颗粒
测试
500kV
1）投运前
2）投运1
个月或大修后
3）运行中1年
4）必要时
1）投运前（热循环后）100mL油中大于5卩m的颗粒数W2000个
2）运行时（含大修后）100mL油中大于5卩m的颗粒数W3000个
绝缘油试验
见12.1节
1）限值规定依据：
DL/T
1096-2008《变压器油中颗粒度限值》
2）检验方法参考：
DL/T432-2007
《电力用油中颗粒污染度测量方法》
3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控
1）110kV及以下：
6年；220kV、500kV:
3年
2）大修后
3）无载分接开关变换分接位置
4）有载分接开关检修后
5）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）1600kVA及以下的变压器，相
间差别一般不大于三相平均值的
4%，线间差别一般不大于三相平均值的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）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量
无载分接开关在运行分接测量
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
5）必要时，如：
—本体油色谱判断有热故障
—红外检测判断套管接头或引线过热
2011
连管缘阻吸比极指
绕组
同套
的绝
电
收
或
化
数
1）110kV及以下：
6年；220kV、500kV:
3年
2）大修后
3）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）35kV及以上变压器应测量吸收
比，吸收比在常温下不低于1.3;吸
收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5
3）绝缘电阻大于10000MQ时，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及以上变压器，兆欧表容量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，次测量时的温度应尽量接近
4）尽量在油温低于50C量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：
&二Rx1.5（t13°
式中R1、R2分别为温度t1、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）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功
应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。
8）必要时，如：
—运行中油介损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
时测
绕
连同
管
tanS
1）大修后
2）必要时
1）20C时不大于下列数值：
500kV0.6%
110kV〜220kV0.8%
35kV1.5%
2）tanS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%%）
3）试验电压：
绕组电压10kV及以上：
绕组电压10kV以下：
（增量
10kV
Un
10
电
套
tan
电
见第8章
1）非被试绕组应短路接地或屏蔽
2）同一变压器各绕组tanS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50C时测量，不同温度下的tanS值一般按下式换算：
ta^^=ta^^X1.3（t2如/10
式中tanS1、tanS2分别为温度
t1、t2时的tanS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）必要时，如：
—绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时
—油介损不合格或油中水分超标
—渗漏油等
1）用正接法测量
2）测量时记录环境温度及变
压器顶层油温
3）只测量有末屏引出的套管tan
S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
2011
11
绕组连同套管的交流耐压试验
1）10kV及以下：
6年
2）更换绕组后
全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍
1）110kV及以上进行感应耐压试验
2）10kV按
升级会员 