电力设备预防及交接试验培训课件.docx
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电力设备预防及交接试验培训课件
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电力设备预防及交接试验培训课件
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目次
前言
1范围…………………………………………………………………………………………………………1
2规范性引用文件……………………………………………………………………………………………1
3定义、符号…………………………………………………………………………………………………2
4总则…………………………………………………………………………………………………………2
5电力变压器及电抗器………………………………………………………………………………………3
6互感器………………………………………………………………………………………………………12
7开关设备……………………………………………………………………………………………………17
8套管…………………………………………………………………………………………………………25
9支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………………26
10电力电缆线路………………………………………………………………………………………………27
11电容器………………………………………………………………………………………………………30
12绝缘油和六氟化硫气体……………………………………………………………………………………32
13避雷器………………………………………………………………………………………………………35
14母线…………………………………………………………………………………………………………37
15二次回路……………………………………………………………………………………………………38
161kV及以下的配电装置和电力布线………………………………………………………………………38
171kV及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………38
18接地装置……………………………………………………………………………………………………39
19旋转电机……………………………………………………………………………………………………40
附录A（规范性附录）绝缘子的交流耐压试验电压标准……………………………………………………48
附录B（资料性附录）污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………48
附录C（资料性附录）避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………48
附录D（规范性附录）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…50
附录E（资料性附录）带电设备红外诊断方法和判断依据…………………………………………………54
附录F（资料性附录）参考资料………………………………………………………………………………55
电力设备预防性试验规程
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。
本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。
高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。
进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。
2规范性引用文件
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。
在标准出版时，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。
GB/T311.2—2002高压输变电设备的绝缘配合
GB1094.1～.2—1996电力变压器
GB1094.3、.5—2003电力变压器
GB1207—1997电压互感器
GB1208—1997电流互感器
GB1984—1989交流高压断路器
GB1985—1989交流高压隔离开关和接地开关
GB2536—1990变压器油
GB3906—19913kV～35kV交流金属封闭式开关设备
GB4109—1999高压套管技术条件
GB4703—2001电容式电压互感器
GB4787—1996断路器电容器
GB6115—1998电力系统用串联电容器
GB6450—1986干式电力变压器
GB6451—1999三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/T7595—2000运行中变压器油质量标准
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
GB9326.1～.5—1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB10229—1988电抗器
GB10230—1988有载分接开关
GB11017—1989额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆
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
GB12706.1～.3—1991额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆
GB12976.1～.3—1991额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆
GB50150—1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T402—1999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/T574—1995有载分接开关运行维修导则
DL/T593—1996高压开关设备的共用订货技术导则
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—1999带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T864—2003标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
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
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
利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。
3.7本标准所用的符号
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
3.8常温
本标准中使用常温为10℃～40℃。
4总则
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，是电力设备全过程管理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，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。
4.3遇到特殊情况（例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出），需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门（省公司、超高压公司）备案。
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。
发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。
4.5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。
4.6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；
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作电压确定其试验电压。
4.7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、tanδ、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下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
4.8110kV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，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。
35kV及以下设备按1年执行。
4.9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，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报省一级公司备案。
4.10应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。
4.11如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。
4.12本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。
4.13各省公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定。
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5.1。
表1油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
5.2干式变压器
干式变压器的试验项目、周期和要求见表2。
表2干式变压器的试验项目和周期
5.3SF6气体绝缘变压器
SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表5.3。
表5.3SF6气体绝缘变压器的试验项目和周期
5.4油浸式电抗器
500kV油浸式电抗器的试验项目、周期和要求见表5.4。
表5.4油浸式电抗器的试验项目、周期和要求
5.5油浸式串联电抗器
油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求见表5.5
表5.5油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求
5.6干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈
干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.6。
表5.6干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求
5.7油浸式消弧线圈
油浸式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.7。
表5.7油浸式消弧线圈的试验项目、周期和要求
6互感器
6.1油浸式电流互感器
油浸式电流互感器（35kV及以上）的试验项目、周期和要求见表6.1。
表6.1油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求
6.2SF6电流互感器
SF6电流互感器（35kV及以上）的试验项目、周期和要求见表6.2。
表6.2SF6电流互感器的试验项目、周期和要求
6.3干式电流互感器
干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.3。
表6.3干式电流互感器的试验项目、周期和要求
6.4电磁式电压互感器
6.4.1电磁式电压互感器（油浸式绝缘）
电磁式电压互感器（油浸式绝缘）的试验项目、周期和要求见表6.4.1。
表6.4.1电磁式电压互感器（油浸式绝缘）的试验项目、周期和要求
6.4.2电磁式电压互感器（SF6气体绝缘）
电磁式电压互感器（SF6气体绝缘）的试验项目、周期和要求见表6.4.2。
表6.4.2电磁式电压互感器（SF6气体绝缘）的试验项目、周期和要求
6.4.3电磁式电压互感器（固体绝缘）
电磁式电压互感器（固体绝缘）的试验项目、周期和要求见表6.4.3。
表6.4.3电磁式电压互感器（固体绝缘）的试验项目、周期和要求
6.5电容式电压互感器
电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第11.2节,其它部分不作要求。
6.6放电线圈
放电线圈的试验项目、周期和要求见表6.6。
表6.6放电线圈的试验项目、周期和要求
7开关设备
7.1SF6断路器和GIS（含H-GIS）
SF6断路器和GIS（含H-GIS）的试验项目、周期和要求见表7.1。
表7.1SF6断路器和GIS（含H-GIS）的试验项目、周期和要求
7.2多油断路器和少油断路器
多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。
表7.2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求
7.3真空断路器
真空断路器的试验项目、周期和要求见表7.3。
表7.3真空断路器的试验项目、周期和要求
7.4低压断路器和自动灭磁开关
低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表7.4。
表7.4低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求
对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。
对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。
7.5重合器（包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器）
重合器的试验项目、周期和要求见表7.5。
表7.5重合器的试验项目、周期和要求
7.6分段器（包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV分段器）
分段器的试验项目、周期和要求见表7.6。
表7.6分段器的试验项目、周期和要求
7.7隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.7。
表7.7隔离开关的试验项目、周期和要求
7.8高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.8。
表7.8高压开关柜的试验项目、周期和要求
其它型式开关柜，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表7.8中有关序号进行。
柜内主要元件（如互感器、电容器、避雷器等）的试验项目按本标准有关章节规定。
8套管
套管（20kV及以上）的试验项目、周期和要求见表8。
表8套管的试验项目、周期和要求
9支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子
9.1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表9.1。
表9.1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求
注：
运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。
玻璃绝缘子不进行1、2、3项中的试验。
运行中自爆（破）的绝缘子应及时更换。
9.2合成绝缘子的试验项目、周期和要求见表9.2。
表9.2合成绝缘子的试验项目、周期和要求
注：
其它试验项目如憎水性检测、湿工频耐受电压试验、水煮试验、陡波冲击耐受电压试验、密封性能试验、机械破坏负荷试验等，在必要时按DL/T864-2003《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》执行。
10电力电缆线路
10.1纸绝缘电力电缆线路
本条仅适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。
纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.1。
表10.1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求
10.2橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。
塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。
橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.2。
表10.2橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求
10.3自容式充油电缆线路
自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.3。
表10.3自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求
注:
油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB/T7252（或DL/T722）规定。
注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，当气体含量达到注意值时，应进行追踪分析查明原因，试验和判断方法参照GB/T7252（或DL/T722）进行。
10.4交叉互联系统
交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表10.4。
表10.4交叉互联系统的试验项目、周期和要求
11电容器
11.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表11.1。
表11.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求
注：
交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器的调谐要求
11.2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
11.2.1耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表11.2。
表11.2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求
11.2.2电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压器分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。
11.2.3局部放电试验可在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。
放电量超过规定时，应综合判断。
局部放电量无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。
11.3断路器电容器
断路器电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。
表11.3断路器电容器的试验项目、周期和要求
11.4集合式电容器
集合式电容器的试验项目、周期和要求见表11.4。
表11.4集合式电容器的试验项目、周期和要求
11.5高压并联电容器装置
装置中的开关、串联电抗器、并联电容器、电压互感器、电流互感器、放电线圈、母线支架、避雷器及二次回路按本标准的有关规定。
12绝缘油和六氟化硫气体
12.1变压器油
12.1.1变压器油（包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油）的试验项目、周期和要求见表12.1。
如试验周期与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。
表12.1变压器油的试验项目、周期和要求
注：
1.互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见相关章节；对全密封式的互感器和套管，
不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样；
2.有载调压开关用的变压器油的其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定；
3.对变压器及电抗器，取样油温为40℃～60℃；
4.项目5正在被修订。
12.1.2关于补充油和混油的规定
12.1.2.1关于补充油的规定
a）充油电气设备已充入油（运行油）的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。
电气设备原已充入的油品称为“已充油”；拟补加的油品称为“补加油”。
补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额”。
已充油混入补加油后成为“补后油”。
b）补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补充油（不论是新油或已使用的油）的各项特性指标不应低于已充油。
c）如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近表12.1或表12.2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。
因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合试验（DL/T429.7油泥析出测定法）；确定无沉淀物产生，且介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。
d）如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守b）、c）项的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化试验（DL/T429.6运行油开口杯老化测定法）。
经老化试验的混合油样质量不低于已充油质量，方可进行补充油过程。
补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。
12.1.2.2关于混油的规定
a）尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。
b）对混油的要求应参照12.1.2.1“关于补充油的规定”。
c）油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用的混合比不明确，则采用1:
1比例混合。
12.2断路器油
12.2.1断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。
12.2.2投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表12.2。
试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。
表12.2投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求
12.3SF6气体
12.3.1SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。
抽检率为十分之三。
同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。
12.3.2SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。
12.3.3关于补气和气体混合使用的规定：
—所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥；
—符合新气质量标准的气体均可混合使用。
12.3.4大修后及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表12.3。
试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。
表12.3SF6气体的试验项目、周期和要求
13避雷器
13.1普阀、磁吹型避雷器
普通阀式避雷器、磁吹型阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表13.1。
表13.1普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求
13.2金属氧化物避雷器
金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.2。
表13.2金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
注:
每年定期进行运行电压下全电流及阻性电流带电测量的,对序号1、2、3及5的项目可不做定期试验
13.3GIS用金属氧化物避雷器
GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.3。
表13.3GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
13.4线路用金属氧化物避雷器
线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.4。
表13.4线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
14母线
14.1封闭母线
封闭母线的试验项目、周期和要求见表14.1。
表14.1封闭母线的试验项目、周期和要求
14.2一般母线
一般母线的试验项目、周期和要求见表14.2。
表14.2一般母线的试验项目、周期和要求
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