当前位置:首页 >> 电力/水利 >>

中国南方电网有限责任公司企业标准 电力设备预防性试验规程Q-CSG114002-2011


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 发 布

2011-10-26 实施

中国南方电网有限责任公司

Q/CSG114002-2011


前 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18



言 ........................................................................................................................................................... II 范围 .............................................................................................................................................................. 1 规范性引用文件 .......................................................................................................................................... 1 术语和定义 .................................................................................................................................................. 3 总则 .............................................................................................................................................................. 5 电力变压器及电抗器 .................................................................................................................................. 6 互感器 ........................................................................................................................................................ 19 开关设备 .................................................................................................................................................... 26 套管 ............................................................................................................................................................ 36 支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子 ........................................................................................ 37 电力电缆线路 .......................................................................................................................................... 39 电容器 ...................................................................................................................................................... 43 绝缘油和六氟化硫气体 .......................................................................................................................... 46 避雷器 ...................................................................................................................................................... 49 母线 .......................................................................................................................................................... 52 1KV 以上的架空电力线路 ....................................................................................................................... 52 接地装置 .................................................................................................................................................. 53 串补装置 .................................................................................................................................................. 57 旋转电机 .................................................................................................................................................. 59

附录 A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准 ............................................................................. 66 附录 B(资料性附录) 污秽等级与现场污秽度 ............................................................................................. 67 附录 C(资料性附录) 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 .......... 68 附录 D(资料性附录) 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法.............................................................. 68 附录 E(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 .. 71

I

Q/CSG114002-2011





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/CSG 1 0007—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。 本标准由中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
II

Q/CSG114002-2011

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/CSG 1 0007—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。

III

Q/CSG114002-2011

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 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。凡 是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修 订版均不适用于本标准,然而,鼓励使用本标准的各方探讨使用这些 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。 GB/T 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 311.2—2002 高压输变电设备的绝缘配合使用导则 GB 1094.1~.2—1996 电力变压器 总则 GB 1094.3—2003 电力变压器 绝缘水平和绝缘试验 GB 1094.4—2005 电力变压器 电力变压器和电抗器的 雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.11—2007 电力变压器 干式变压器 GB 1207—2006 电磁式电压互感器 GB 1208—2006 电流互感器 GB 1984—2003 高压交流断路器 GB 1985—2004 高压交流隔离开关和接地开关 GB 2536—1990 变压器油 GB 3906—2006 3.6kV~40.5kV 交流金属封闭式开关 设备和控制设备 GB/T 4109—2008 交流电压高于 1000V 的绝缘套管 GB/T 4703—2007 电容式电压互感器 GB/T 4787—1996 断路器电容器 GB 6115.1—2008 电力系统用串联电容器 第 1 部分:总 则 GB/T 6451—2008 油浸式电力变压器技术参数和要求
1

Q/CSG114002-2011

GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595—2008 运行中变压器油质量 GB 7674—2008 额定电压 72.5kV 及以上气体绝缘金属 封闭开关设备 GB/T 8905—2008 六氟化硫电气设备中气体管理和检验 导则 GB 9326.1~.5—2008 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 GB 10229—1988 电抗器 GB 10230.1~.2—2007 分接开关 GB/T 11017.1~.3—2008 额定电压 110kV 交联聚乙烯绝缘电力 电缆及其附件 GB/T 11022—1999 高压开关设备和控制设备标准的共用 技术要求 GB 11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验 方法 GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—2006 工业六氟化硫 GB 12706.1 ~ .4 — 2002 额定电压 1kV ( Um=1.2kV )到 35kV (Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 GB/Z 18890.1~.3—2002 额定电压 220kV(Um=252kV)交联聚乙 烯绝缘电力电缆及其附件 GB/T 19749—2005 耦合电容器及电容分压器 GB 50150—2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验 标准 DL/T 366—2010 串联电容器补偿装置一次设备预防性 试验规程 DL/T 402—2007 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 432—2007 电力用油中颗粒污染度测量方法 DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 475-2006 接地装置特性参数测量导则 DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 593—2006 高压开关设备和控制设备标准的共用 技术条件 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配
2

Q/CSG114002-2011

合 DL/T 621—1997 DL/T 626—2005 DL/T 664—2008 DL/T 722—2000 DL/T 864—2004 复合绝缘子使用导则 DL/T 911—2004 法 DL/T 1093—2008 断导则 DL/T 1094—2008 DL/T 1096—2008 JB/T 7111—1993 JB/T 7112—2000 交流电气装置的接地 劣化盘形悬式绝缘子检测规程 带电设备红外诊断应用规范 变压器油中溶解气体分析和判断导则 标称电压高于 1000V 交流架空线路用 电力变压器绕组变形的频率响应分析 电力变压器绕组变形的电抗法检测判 电力变压器用绝缘油选用指南 变压器油中颗粒度限值 高电压并联电容器装置 集合式高电压并联电容器

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,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,判断 其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。 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 GIS、 变压器、电缆系统、开关柜等)进行局部放电带电测试,判断其是否 存在绝缘缺陷。
3

Q/CSG114002-2011

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 ESDD/NSDD 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 2 解后相同电导率的氯化钠总量除以表面积,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 2 积,一般表示为 mg/cm 。 3.11 固定串联电容器补偿装置 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物限压器过负荷的受控触发间隙。 3.15 阻尼装置 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,并使之快速衰减的设备。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,是串联补偿装置投入和退出运行的主要操作设
4

Q/CSG114002-2011

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 lmA 下的参考电压 tanδ 介质损耗因数 3.19 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 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,其试验 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,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。 4.4 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,由各供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。 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, 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。 4.6 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进行投 运后首次试验。
5

Q/CSG114002-2011

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。 4.8 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; 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。 4.9 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、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%。 4.10 110kV 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、tanδ 、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,当带电测试或在线监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 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。 4.13 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 1。 表 1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
6

Q/CSG114002-2011

序号 1

项目













油 中 1)新投运及 1)根据 GB/T 7252—2001 新装变压 溶 解 气 大修后投运 器油中 H2 与烃类气体含量 (μ L/L) 任 体色谱 500kV : 一项不宜超过下列数值: 分析 1,4,10,30 天 总烃:20;H2:30;C2H2:0 220kV : 2)运行设备油中 H2 与烃类气体含 4,10,30 天 量 ( μ L/L)超过下列任何一项值时应 110kV : 4,30 引起注意: 天 总烃:150; H2:150 2)运行中 C2H2:5 (35kV~220kV),1 (500kV) 500kV: 3 个月 3 )烃类气体总和的产气速率大于 220kV: 6 个月 6mL/d(开放式)和 12mL/d(密封式),或 35kV、 110kV: 相对产气速率大于 10%/月则认为设备 1年 有异常 3)必要时 油 中 水分, mg/L 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 投运前 110kV ≤20 220kV ≤15 500kV ≤10 运行中 110kV ≤35 220kV ≤25 500kV ≤15

1) 总烃包括 CH4、 C 2H 4 、 C 2H 6 和 C 2 H 2 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 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 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

2

3

油 含 量, %( 积 数)

中 气 体 分

投运前:≤ 1

运行中:≤ 3

4

油 中 糠醛含 量 ,mg/ L

必要时

1)含量超过下表值时,一般为非正 1)变压器油经过处理后,油中糠 常老化,需跟踪检测: 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: 运行 1~5 5~10 10~15 15~20 —油中气体总烃超标或 CO 、 CO2 年限 过高 糠醛 —需了解绝缘老化情况时,如长 0.1 0.2 0.4 0.75 含量 期过载运行后、温升超标后等 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

5

油 中 颗粒度 测试

500kV 1)投运前(热循环后)100mL 油中大 1)投运前 于 5μ m 的颗粒数≤2000 个 2)投运 1 个 2)运行时(含大修后)100mL 油中大 月或大修后 于 5μ m 的颗粒数≤3000 个 3)运行中1年 4)必要时

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/T 432-2007 《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

6

绝 缘 油试验

见 12.1 节

7

Q/CSG114002-2011

7

绕 组 直流电 阻

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 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,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, 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)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
R2 ? R1 ?1.5(t1 ?t2 ) / 10

8

绕 组 连同套 管的绝 缘 电 阻、吸 收比或 极化指 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 10000 MΩ 时,吸 收比不低于 1.1 或极化指数不低于 1.3

8

Q/CSG114002-2011

9

绕 组 连同套 管 的 tanδ

1)大修后 2)必要时

1)20℃时不大于下列数值: 500kV 0.6% 110kV~220kV 0.8% 35kV 1.5% 2 )tan δ 值与出厂试验值或历年的 数值比较不应有显著变化 ( 增量一般 不大于 30%%) 3)试验电压: 绕组电压 10kV 及以上:10kV 绕组电压 10kV 以下: Un

1) 非被试绕组应短路接地或屏蔽 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:
tan? 2 ? tan ?1 ? 1.3(t2 ?t1 ) / 10

式中 tanδ 1、tanδ 2 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)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 δ 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

10

电 容 型套管 的 tanδ 和电容 值

见第 8 章

11

绕 组 1)10kV 及以 全部更换绕组时,按出厂试验电压 1)110kV 及以上进行感应耐压试 连 同 套 下:6 年 值;部分更换绕组时,按出厂试验电 验 管的交 2)更换绕组 压值的 0.8 倍 2)10kV 按 35kV×0.8=28kV 进行 流耐压 后 3) 额定电压低于 1000V 的绕组可 试验 用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代替 铁 芯 及夹件 绝缘电 阻 1)110kV 及 1) 与以前测试结果相比无显著差别 1)采用 2500V 兆欧表(对运行年 以下:6 年; 2) 运行中铁芯接地电流一般不应大 久的变压器可用 1000V 兆欧表) 220kV、 500kV: 于 0.1A 2)只对有外引接地线的铁芯、夹 3年 件进行测量 2)大修后 3)必要时,如: 3)必要时 油色谱试验判断铁芯多点接地时 大修中 220kV 及以上:一般不低于 500MΩ 110kV 及以下:一般不低于 100MΩ 1)用 2500V 兆欧表 2)连接片不能拆开可不进行

12

13

穿 心 螺栓、 铁轭夹 件、绑 扎 钢 带、铁 芯、绕 组压环 及屏蔽 等的绝 缘电阻

14

局 部 220kV 及以 放 电 试 上: 验 1)大修更换 绝缘部件或部 分绕组后 2)必要时

在线端电压为 1.5Um/ 3 时, 放电量 1)110kV 电压等级的变压器大修 一 般 不 大 于 500pC ; 在 线 端 电 压 为 后,可参照执行 2)必要时,如: 1.3Um/ 3 时 , 放 电 量 一 般 不 大 于 运行中变压器油色谱异常,怀疑 300pC 存在放电性故障时

9

Q/CSG114002-2011

15

绕 组 1)分接开关 所 有 分 引线拆装后 接的电 2)更换绕组 压比 后

1) 各分接的电压比与铭牌值相比应 无明显差别,且符合规律 2)35kV 以下,电压比小于 3 的变 压器电压比允许偏差为± 1%;其它所 有变压器:额定分接电压比允许偏差 为±0.5% ,其它分接的电压比应在变 压器阻抗电压值(%)的 1/10 以内,但 偏差不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子 标志相一致

16

校 核 三相变 压器的 组别或 单相变 压器极 性

更换绕组后

17

空 载 1 )更换绕组 电流和 后 空载损 2)必要时 耗

与前次试验值相比无明显变化

1)试验电源可用三相或单相;试 验电压可用额定电压或较低电压 (如制造厂提供了较低电压下的测 量值,可在相同电压下进行比较) 2)必要时,如: 怀疑磁路有缺陷等 1)试验电源可用三相或单相;试 验电流可用额定值或较低电流(如 制造厂提供了较低电流下的测量 值,可在相同电流下进行比较) 2)必要时,如: 出口短路后

18

短 路 1 )更换绕组 阻抗和 后 负载损 2)必要时 耗

与前次试验值相比无明显变化

19

绕 组 110kV 及以 1) 采用频率响应分析法与初始结果 1)每次测试时,宜采用同一种仪 变 形 测 上: 相比,或三相之间结果相比无明显差 器,接线方式应相同 试 1 )更换绕组 别,无初始记录时可与同型号同厂家 2) 对有载开关应在最大分接下测 后 对比 试,对无载开关应在同一运行分接 2)必要时 2) 采用电抗法分析判断同一参数的 下测试以便比较 三个单相值的互差(横比)和同一参 3)发电厂厂高变可参照执行 数值与原始数据及上一次测试值相比 4)必要时,如: 之差(纵比),其差值不应超过注意 发生近区短路后 值,注意值参见 DL/T1093-2008 全 电 压下空 载合闸 更换绕组后 1)全部更换绕组,空载合闸 5 次, 1)在运行分接上进行 每次间隔 5min 2) 由变压器高压侧或中压侧加压 2)部分更换绕组,空载合闸 3 次, 3)110kV 及以上的变压器中性点 每次间隔 5min 接地 4)发电机变压器组的中间连接无 断开点的变压器,可不进行 按 DL/T574-1995《有载分接开关运 行维修导则》执行 1)应在整个操作循环内进行 2) 必要时应检查开关切换程序及 时间、动作顺序、过渡电阻及触头 的接触电阻等结果 3)必要时,如: 怀疑有故障时

20

21

有 载 1)按制造厂 分 接 开 规定 关的试 2)大修后 验和检 3)必要时 查

10

Q/CSG114002-2011

22

测 温 装置校 验及其 二次回 路试验

1)110kV 及 1)按制造厂的技术要求 以下:6 年(二 2)密封良好,指示正确,测温电阻 次回路); 值应和出厂值相符 220kV、 500kV: 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ 3 年 (二次回 路) 2)大修后 3)必要时 1)110kV 及 1)按制造厂的技术要求 以下:6 年(二 2)整定值符合运行规程要求,动作 次回路); 正确 220kV、 500kV: 3)绝缘电阻一般不低于 1MΩ 3 年 (二次回路) 2)大修后 3)必要时 1)110kV 及 1)动作值与铭牌值相差应在±10% 以下:6 年(二 范围内或符合制造厂规定 次回路); 2)绝缘电阻一般不低于 1MΩ 220kV、 500kV: 3 年 (二次回 路) 2)必要时 1)110kV 及 1)投运后,流向、温升和声响正常, 以下:6 年(二 无渗漏油 次回路); 2)强油水冷装置的检查和试验,按 220kV、 500kV: 制造厂规定 3 年 (二次回 3)绝缘电阻一般不低于 1MΩ 路) 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时

1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

23

气 体 继电器 校验及 其二次 回路试 验 压 力 释放器 校验及 其二次 回路试 验 冷 却 装置及 其二次 回路检 查试验

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

24

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

25

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

26

整 体 密封检 查

1)35kV 及以下管状和平面油箱变 1)试验时带冷却器,不带压力释 压器采用超过油枕顶部 0.6m 油柱试 放装置 验(约 5kPa 压力), 对于波纹油箱和有 2)必要时,如: 散热器的油箱采用超过油枕顶部 0.3m 怀疑密封不良时 油柱试验(约 2.5kPa 压力), 试验时间 12h 无渗漏 2)110kV 及以上变压器在油枕顶部 施加 0.035MPa 压力,试验持续时间 24h 无渗漏 1)绝缘电阻测试 2)变比测试 3)极性测试 4)伏安特性测试 当聚合度小于 250 时,应引起注意 见第 6 章

27

套 管 中的电 流互感 器试验 绝 缘 纸(板) 聚合度

大修时

28

必要时

1) 试样可取引线上绝缘纸、 垫块、 绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长(如 20 年)的 变压器尽量利用吊检的机会取样 3)必要时,如: 怀疑纸(板)老化时

29

绝 缘 纸(板) 含水量 噪 声 测量

必要时

水分(质量分数 )一般不大于下值: 1)可用所测绕组的 tanδ 值推算 500kV:1% 或取纸样直接测量 220kV:3% 2)必要时,如: 怀疑纸(板)受潮时 与出厂值比较无明显变化 1)按 GB7328—1987《变压器和电 抗器的声级测量》要求进行 2)必要时,如: 发现噪音异常时

30

必要时

11

Q/CSG114002-2011
31 32 箱 壳 振动 红 外 检测 必要时 运行中 500kV:1 年 6 次或以上 220kV:1 年 4 次或以上 110kV:1 年 2 次或以上 与出厂值比不应有明显差别 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 断应用规范》执行 位 3)结合运行巡视进行,试验人员 每年至少进行一次红外检测,同时 加强对电压致热型设备的检测,并 记录红外成像谱图 必要时,如: 发现箱壳振动异常时 1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等部

5.2 干式变压器、干式接地变压器 干式变压器、干式接地变压器的试验项目、周期和要求见表 2。 表 2 干式变压器的试验项目和周期
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 直流电 阻

1) 6 年 2)必要时

1) 相间差别一般不大于平均值的 4%, 1)不同温度下电阻值按下式换 线间差别一般不大于平均值的 2% 算: 2 )与以前相同部位测得值比较,其 R2=R1(T+t2)/(T+t1),式中 R1、 变化不应大于 2% 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 2)必要时,如: 红外检测异常时 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%% 一次绕组按出厂试验电压值的 0.8 倍 1)采用 2500V 或 5000V 兆欧表 2)必要时,如: 红外检测异常时 1)10kV 变压器高压绕组按 35kV×0.8=28kV 进行 2)额定电压低于 1000V 的绕组 可用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻 代替 3)必要时,如: 红外检测异常时 必要时,如: 红外检测异常时

2

绕组、 铁芯绝 缘电阻 交 流 耐压试 验

1) 6 年 2)必要时 1) 6 年 2)必要时

3

4

测 温 装置及 其二次 回路试 验 噪 声 测试 红 外 检测

1) 6 年 2)必要时

1)按制造厂的技术要求 2)指示正确,测温电阻值应和出厂 值相符 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

5 6

必要时 1年1次 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊断 应用规范》执行

必要时,如: 运行巡视发现噪声异常时 1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等 部位

5.3 SF6 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 3。 表 3 SF6 气体绝缘变压器的试验项目和周期
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

12

Q/CSG114002-2011

1

SF6 气 体的湿度 (20 ℃ 的 体 积 分 数)

1)1 年 2)大修后 3)必要时

运行中:不大于 500μ L/L 大修后:不大于 250μ L/L

1)按GB12022《工业六氟化硫》 、 DL/T915-2005 《六氟化硫气体湿度 测定法(电解法)》 和DL/T506-2007 《六氟化硫电气设备中绝缘气体 湿度测量方法》进行 2)必要时,如: —新装及大修后 1 年内复测湿度 不符合要求 —漏气超过表 3 中序号 2 的要求 —设备异常时 1)按 DL/T 596-1996《电力设备 预防性试验规程》 、DL/T 941-2005 《运行中变压器用六氟化硫质量 标准》 、GB 11023《高压开关设备 六氟化硫气体密封试验方法》 进行 2 )对检测到的漏点可采用局部 包扎法检漏, 每个密封部位包扎后 历时 5 小时,测得的 SF6 气体含量 (体积分数)不大于 30μ L/L 1) 建议结合现场湿度测试进行, 参考 GB8905-2008《六氟化硫电气 设备中气体管理和检验导则》 2)必要时,如: 怀疑有故障时 必要时,如: 现场分解产物测试超参考值或 有增长时 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 )预试时有载分接开关宜在 所有分接处测量,无载分接开关 在运行分接测量 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 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: 红外检测判断套管接头或引 线过热时

2

SF6 气 体泄漏试 验

1)大修后 2)必要时

应无明显漏点

3

现场分 1 )投产后 1 解产物测 年 1 次, 如无异 试 常,3 年 1 次 2)大修后 3)必要时 实验室 分解产物 测试 绕组直 流电阻 必要时

超过以下参考值需引起注意: SO2:不大于3μ L/L H2S:不大于2μ L/L CO:不大于 100μ L/L

4

检测组分:CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、 S2OF10、HF

5

1)6 年 2)大修后 3)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%

13

Q/CSG114002-2011

6

绕组连 同套管的 绝 缘 电 阻、吸收 比或极化 指数

1)6 年 2)大修后 3)必要时

1 )绝缘电阻换算至同一温度下,与 1)采用 2500V 或 5000V 兆欧 前一次测试结果相比应无显著变化,一 表,兆欧表容量一般要求输出电 般不低于上次值的 70% 流不小于 3mA 2) 35kV 及以上变压器应测量吸收比, 2)测量前被试绕组应充分放 吸收比在常温下不低于 1.3;吸收比偏 电 低时可测量极化指数,应不低于 1.5 3)必要时,如: 3)绝缘电阻大于 10000 MΩ 时,吸收 SF6 气体试验异常时 比不低于 1.1,或极化指数不低于 1.3 1)20℃时不大于下列数值: 110kV: 0.8% 35kV: 1.5% 2)tanδ 值与出厂试验值或历年的数 值比较不应有显著变化,增量一般不大 于 30% 3)试验电压: 绕组电压 10kV 及以上:10kV 绕组电压 10kV 以下: Un 1)非被试绕组应短路接地或 屏蔽 2) 同一变压器各绕组 tanδ 的 要求值相同 3) 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 4)必要时,如: 绕组绝缘电阻、吸收比或极化 指数异常时 1)采用 2500V 兆欧表 2)只对有外引接地线的铁芯、 夹件进行测量 110kV 变压器采用感应耐压 必要时,如: SF6 气体试验异常时 1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

7

绕组连 同套管的 tanδ

35kV 及以上: 1)大修后 2)必要时

8

铁芯及 夹件绝缘 电阻 交流耐 压试验

1)6 年 2)大修后

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 0.1A 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)按制造厂的技术要求 2)密封良好,指示正确,测温电阻 值应和出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

9

1) 大修后 2) 必要时

10

测温装 置的校验 及其二次 回路试验 红外检 测

1)6 年 2)大修后 3)必要时

11

运行中 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊断 500kV: 1 年 6 应用规范》执行 次或以上 220kV: 1年4 次或以上 110kV: 1年2 次或以上

1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、箱壳等 部位 3)结合运行巡视进行,试验 人员每年至少进行一次红外检 测,同时加强对电压致热型设备 的检测,并记录红外成像谱图

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 4。 表 4 500kV 油浸式电抗器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周 期 要 求 说 明

14

Q/CSG114002-2011

1

油 中 1) 新投运及 1) 根据 GB/T 7252—2001,新装电 溶 解 气 大修投运后: 抗器油中 H2 与烃类气体含量(μ L/L)任 体 色 谱 1,4,10,30 天 一项不宜超过下列数值: 分析 2)运行中:3 总烃:20;H2:30;C2H2:0; 个月 2) 运行中 H2 与烃类气体含量(μ L/L) 3)必要时 超过下列任何一项值时应引起注意: 总烃:150;H2:150;C2H2:1 3 )烃类气体总和的绝对产气速率超 过 12mL/d 或相对产气速率大于 10%/ 月,则认为设备有异常 4)当出现痕量(小于 1×10 6μ L/L)乙 炔时也应引起注意;如气体分析虽已出 现异常,但判断不至于危及绕组和铁芯 安全时,可在超过注意值较大的情况下 运行 油中水 分, mg/L 1 ) 注入电抗 器前后的新油 2)运行中1年 3) 必要时 投运前:≤ 10 运行中:≤ 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) 新投运的电抗器应有投运前 数据 5)必要时,如: —巡视发现异常

2

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、 吸收比或极化 指数异常时 —渗漏油等 1)限值规定参考: GB/T7595-2008 《运行中变压器油 质量》 2)必要时,如: —需要补油时 —渗漏油时

3

油中 含气 量,% (体积 分数)

1 )注入电抗 器前后的新油 2)运行中:1 年 3)必要时

投运前:≤ 1

运行中:≤ 5

4

油 中 糠醛含 量, mg/L

必要时

1) 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 1~5 5~10

0.1

0.2

必要时,如: —油中气体总烃超标或 CO、 CO2 过高 —需了解绝缘老化情况时 10~15 15~20 —长期过载运行后,温升超标 后等 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 5 绝 缘 油试验 阻 抗 测量 见第 12.1 节

6

必要时

与出厂值相差在±5%范围内, 与三相 如受试验条件限制可在低电压 或三相组平均值相差在±2%范围内 下测量

15

Q/CSG114002-2011

7

绕 组 直流电 阻

1)3 年 2)大修后 3)必要时

1 )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)与以前数值比较,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,则与以前数值比较,其 变化不应大于 2% 2) 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,铜绕组 取 235 3)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 1) 采用 2500V 或 5000V 兆欧表, 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, 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,不同温度下的绝缘电阻值按 下式换算:
R2 ? R1 ?1.5(t1 ?t2 ) / 10

8

绕 组 连同套 管的绝 缘电阻、 吸收比 或极化 指数

1)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) 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 10000MΩ 时,吸收 比不低于 1.1,或极化指数不低于 1.3 即可

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)必要时,如: —运行中油介损不合格或油中 水分超标 —渗漏油等 9 绕 组 连同套 管的 tan δ 1)大修后 2)必要时 1)20℃时不大于 0.6% 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%%) 3)试验电压 10kV 1)测量温度以顶层油温为准, 各次测量时的温度尽量相近,尽 量在油温低于 50℃时测量,不同 温度下的 tan δ 值一般按下式换 算: 式中 tanδ 1、tanδ 2 分别为温 度 t1、t2 时的 tanδ 值 2)必要时,如: —绕组绝缘电阻、吸收比或极 化指数测量异常时 —油介损不合格或油中水分超 标 —渗漏油等 10 电 容 型套管 的 tanδ 和电容 值 绕 连同 管的 流耐 试验 组 套 交 压 见第 8 章 1)用正接法测量 2) 测量时记录环境温度及电抗 器顶层油温
tan? 2 ? tan ?1 ? 1.3(t2 ?t1 ) / 10

11

大修后

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

16

Q/CSG114002-2011
12 铁 芯 及夹件 的绝缘 电阻 1)3 年 2)必要时 1)与以前测试结果相比无显著差别 1)采用 2500V 兆欧表 2 )运行中铁芯接地电流一般不应大 2) 夹件引出接地的可单独对夹 于 0.1A 件进行测量 3) 必要时,如: 油色谱分析怀疑铁芯多点接地 时 一般不低于 500MΩ 1)采用 2500V 兆欧表 2) 连接片不能拆开者可不进行

13

穿 心 螺栓、 铁 轭夹件、 绑扎钢 带、铁 芯、 绕组 压环及 屏蔽等 的绝缘 电阻 继 校 其 回 验 气 电 验 二 路 压 放 验 二 路

大修中

14

体 1)3 年(二次 器 回路) 及 2)大修后 次 3)必要时 试 力 器 及 次 试 1) 3 年(二次 回路) 2) 必要时

1)按制造厂的技术要求 2)整定值符合运行规程要求,动作 正确 3)绝缘电阻一般不低于 1MΩ

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

15 释 校 其 回 验 16

1) 动作值与铭牌值相差应在±10%范 围内或符合制造厂规定 2)绝缘电阻一般不低于 1MΩ

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

冷 却 1)3 年(二次 装 置 及 回路) 其二次 2)大修后 回路试 3)必要时 验 整 体 密封检 查 箱壳 振动 噪 声 测量 1)大修后 2)必要时

1)投运后,流向、温升和声响正常, 无渗 2)强油水冷装置的检查和试验,按制 造厂规定 3)绝缘电阻一般不低于 1MΩ 在油枕顶部施加 0.035MPa 压力,试 验持续时间 24h 无渗漏

1)采用 1000V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

17

1)试验时带冷却器,不带压力 释放装置 2)必要时,如: 怀疑密封不良时 必要时,如: 发现箱壳振动异常时 必要时,如: 发现噪声异常时 1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等 部位 3)结合运行巡视进行,试验人 员每年至少进行一次红外检测, 同时加强对电压致热型设备的检 测,并记录红外成像谱图

18 19 20

必要时 必要时

与出厂值比不应有明显差别 与出厂值比不应有明显差别

红 外 1 年 6 次或以 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊断 检测 上 应用规范》执行

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 表5 油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

17

Q/CSG114002-2011
1 绕 组 绝缘电 阻 绕 组 直流电 阻 阻 抗 测量 绝 缘 油击穿 电压,kV 绕 组 tanδ 1 ) 6年 2)大修后 3) 必要时 1 ) 6年 2)大修后 3) 必要时 1)大修后 2)必要时 1 ) 6年 2)大修后 3) 必要时 1 ) 6年 2)大修后 3) 必要时 1) 大修后 2) 必要时 一般不低于1000 MΩ (20℃) 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如: 红外检测异常时 必要时,如: 红外检测异常时 必要时,如: 红外检测异常时 必要时,如: 红外检测异常时 1 )仅对 800kVar 以上的油浸铁 芯电抗器进行 2)必要时,如: 红外检测异常时 必要时,如: 红外检测异常时

2

1) 三相绕组间的差别不应大于三相平 均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 与出厂值相差在±5%范围内 投运前 15kV~35kV≥35 15kV以下≥30 运行中 15kV~35kV≥30 15kV以下≥25

3 4

5

20℃下的tanδ 值不大于: 35kV及以下 3.5%

6

绕 对铁 和外 交流 压及 间交 耐压

组 芯 壳 耐 相 流

试验电压为出厂试验电压的0.8倍

7

轭 铁 梁和穿 心螺栓 ( 可接触 到 ) 的绝 缘电阻 红 外 检测

大修时

1)与历次试验结果相比无显著差别 2)一般不小于10 MΩ

采用2500V兆欧表

8

1)1 年一次 2)必要时

按DL/T664-2008《带电设备红外诊断 应用规范》执行

1)采用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等 部位

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 6。 表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
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

阻 抗 必要时, 如怀 测量 疑存在匝间短 路时 红 外 检测 1)1 年一次 2)必要时

与出厂值相差在±5%范围内

如受试验条件限制可在低电压 下测量 1)采用红外热像仪测量 2) 应注意测量干式电抗器支持 瓷瓶及引线接头、接地引下线等 部位 3)必要时,如 —在高峰负载时 —在高温季节

2

按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊断 应用规范》执行

5.7 油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器 油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器的试验项目、周期和要求见表 7。 表 7 油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器的试验项目、周期和要求
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

18

Q/CSG114002-2011

1

绕 组 直流电 阻 绝 缘 电阻

6年

1 )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% 2)与以前相同部位测得值比较,其 变化不应大于 2% 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

6年

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 8。 表 8 油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 绕 组 及末屏 的绝缘 电阻 周 期 要 求 说 明

1) 3 年 2)大修后 3)必要时

1 )一次绕组对末屏及地、各二次绕 组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及 历次数据比较,不应有显著变化。一般 不低于出厂值或初始值的 70%% 2 )电容型电流互感器末屏绝缘电阻 不宜小于 1000MΩ

1)有投运前数据 2)用 2500V 兆欧表 3)必要时,如: 怀疑有故障时

2

tan δ 及电容 量

1)3 年 2)大修后 3)必要时

1)主绝缘 tanδ (%)不应大于下表中 1)当 tanδ 值与出厂值或上一 的数值,且与历次数据比较,不应有显 次试验值比较有明显增长时,应 著变化: 综合分析 tanδ 与温度、 电压的关 系, 当 tan δ 随温度明显变化或试 电压等级,kV 35 110 220 500 验电压由 10kV 到 Um/ 3 ,tanδ 油纸电容型 1.0 1.0 0.7 0.6 大 充 油 型 3.0 2.0 — — (%) 变化绝对量超过± 0.3 ,不应 修 胶纸电容型 2.5 2.0 — — 继续运行 后 2)必要时,如: 充 胶 式 2.0 2.0 2.0 — 怀疑有故障时 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 0.7 运 充 油 型 3.5 2.5 — — 行 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 中 充 胶 式 2.5 2.5 2.5 — 2 )电容型电流互感器主绝缘电容量 与初始值或出厂值差别超过± 5% 时应 查明原因 3 )当电容型电流互感器末屏对地绝 缘电阻小于 1000MΩ 时,应测量末屏对 地 tanδ ,其值不大于 2%

3

带电 测试 tan? 及 电容量

1) 年内 2) 3) 4)

投产后半 一年 大修后 必要时

1)可采用同相比较法,判断标准为: 对已安装了带电测试信号取样 — 同相设备介损测量值差值(tan?X- 单元的电容型电流互感器进行, tan?N)与初始测量值差值比较,变化范 超出要求时应: 围绝对值不超过± 0.3% ,电容量比值 1)查明原因 (CX/CN)与初始测量电容量比值比较,变 2)缩短试验周期 化范围不超过±5% 3)必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值 (tan?X- tan?N)不超过±0.3% 2 )采用其它测试方法时,可根据实 际制定操作细则

19

Q/CSG114002-2011
中 1) 110kV 及 1)油中溶解气体组份含量(μ L/L)超 气 以 上 : 3 年 , 过下列任一值时应引起注意: 谱 500kV 站 35kV: 总烃:100 及 3年 H2:150 水 2)大修后 C2H2: 1 (220kV、500kV) 量 3)必要时 2 (110kV) 2 )油中水分含量(mg/L) 不应大于下 表规定: 电压等级,kV 110 220 500 5 绝缘 油击穿 电 压 , kV 1)大修后 2)必要时 投运前 20 15 10 运行中 35 25 15

4

油 溶解 体色 分析 油中 分含 测定

1)制造厂明确要求不能取油样 进行色谱分析时可不进行 2)对于 H2 单值升高的,或出现 C2H2,但未超注意值可以考虑缩短 周期; C2H2 含量超过注意值时, 应考虑更换 3) 500kV 站 35kV 互感器具体要 求参考 110kV 规定执行

1) 投运前 2) 运行中 1)全密封电流互感器按制造厂 35kV :≥35 35kV :≥30 要求进行 110kV、220kV: 110 kV、220kV: 2)电极形状应严格按相应试验 ≥40 ≥35 方法的规定执行, 220kV 及以下 500kV:≥60 500kV:≥50 设备采用平板电极, 500kV 设备采 用球形和球盖型电极,参考 GB/T507-2002 或 DL 429.9-91 3)必要时,如: 怀疑有绝缘故障时 在电压为 1.2Um/ 3 时,视在放电量 不大于 20pC 与铭牌标志相符合 1)一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行 2 )二次绕组之间及末屏对地的工频 耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧 表代替 必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时 必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

6

局 部 放电试 验 极 性 检查 交 流 耐压试 验 各 分 接头的 变比检 查

110kV 及以 上:必要时 大修后 1)大修后 2)必要时

7 8

9

1)大修后 2)必要时

1)与铭牌标志相符合 1)对于计量计费用绕组应测量 2 )比值差和相位差与制造厂试验值 比值差和相位差 比较应无明显变化,并符合等级规定 2)必要时,如: 改变变比分接头运行时

10

校 核 继保有要求 1 )与同类互感器特性曲线或制造厂 励磁特 时 提供的特性曲线相比较,应无明显差别 性曲线 2 )多抽头电流互感器可在使用抽头 或最大抽头测量 绕 组 直流电 阻 大修后 别 与出厂值或初始值比较,应无明显差 包括一次及二次绕组

11

12

红 外 1)500kV:1 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊断 1)用红外热像仪测量 检测 年 6 次或以上; 应用规范》执行 2)结合运行巡视进行,试验人 220kV: 1年4次 员每年至少进行一次红外检测, 或以上;110kV: 同时加强对电压致热型设备的检 1 年 2 次或以上 测,并记录红外成像谱图 2)必要时 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

注:每年定期进行运行电压下带电测试 tanδ 及电容量的,对序号 1、2 的项目周期可调整为 6 年。

6.2 SF6 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 9。 表 9 SF6 电流互感器的试验项目、周期和要求
20

Q/CSG114002-2011
序号 1 项目 周 期 要 求 说 明

SF6 气 1)投产后 1 体 湿 度 年 1 次,如无异 (20 ℃的 常,3 年测 1 次 体积分 2)大修后 数), μ L/L

运行中:不大于 500μ L/L 大修后:不大于 250μ L/L

1) 按 GB12022 《工业六氟化硫》 、 DL/T 915 《六氟化硫气体湿度测 定法 ( 电解法) 》和 DL506 《现场 SF6 气体水分测量方法》进行 2)必要时,如: —新装及大修后 1 年内复测湿 度不符合要求 —漏气超过表 9 中序号 2 的要 求 —设备异常时 1)按 DL/T 596-1996《电力设 备 预 防 性 试 验 规 程 》、 DL/T 941-2005 《运行中变压器用六氟 化硫质量标准》 、GB 11023《高压 开关设备六氟化硫气体密封试验 方法》进行 2)对检测到的漏点可采用局部 包扎法检漏,每个密封部位包扎 后历时 5 小时,测得的 SF6 气体含 量(体积分数)不大于 30μ L/L 1 )建议结合现场湿度测试进 行,参考 GB8905-2008《六氟化硫 电气设备中气体管理和检验导 则》 2)必要时,如: 怀疑有故障时 必要时,如: 现场分解产物测试超参考值或 有增长时 1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

2

SF6 气 体泄漏 试验

1)大修后 2)必要时

应无明显漏点

3

现 场 1 )投 产 后 1 分 解 产 年 1 次,如无异 物测试, 常,3 年 1 次 μ L/L 2)大修后 3)必要时 实 验 室分解 产物测 试 绕 组 的绝缘 电阻 极 性 检查 交 流 耐压试 验 必要时

超过以下参考值需引起注意: SO2:不大于3μ L/L H2S:不大于2μ L/L CO:不大于 100μ L/L

4

检测组分: CF4、 SO2、 SOF2、 SO2F2、 SF4、 S2OF10、HF

5

1)大修后 2)必要时

一次绕组对地、 各二次绕组间及其对 地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比 较,不应有显著变化。一般不低于出厂 值或初始值的 70%% 与铭牌标志相符合

6 7

大修后 1)大修后 2)必要时

1)一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行 必要时,如: 2)二次绕组之间及对地的工频耐压 —怀疑有绝缘故障 试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧表代 —补气较多时(表压小于 替 0.2MPa) 3)老练试验电压为运行电压 —卧倒运输后 1)与铭牌标志相符合 1)对于计量计费用绕组应测量 2)比值差和相位差与制造厂试验值 比值差和相位差 比较应无明显变化,并符合等级规定 2)必要时,如: 改变变比分接头运行时 1)与同类互感器特性曲线或制造厂 提供的特性曲线相比较, 应无明显差别 2)多抽头电流互感器可在使用抽头 或最大抽头测量 参照厂家规定

8

各 分 接头的 变比检 查 校 核 励磁特 性曲线 气 密度 电器 压力 检查 体 继 和 表

1)大修后 2)必要时

9

必要时

10

必要时

21

Q/CSG114002-2011

11

红 外 1)500kV:1 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊断 1)用红外热像仪测量 检测 年 6 次或以上; 应用规范》执行 2)结合运行巡视进行,试验人 220kV: 1年4次 员每年至少进行一次红外检测, 或以上;110kV: 同时加强对电压致热型设备的检 1 年 2 次或以上 测,并记录红外成像谱图 2)必要时 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

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 10。 表 10 干式电流互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 绕 组 及末屏 的绝缘 电阻 tan δ 及电容 量 周 期 要 求 说 明

1) 3 年 2)大修后 3)必要时

1)一次绕组对末屏及对地、各二次 绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值 及历次数据比较,不应有显著变化。一 般不低于出厂值或初始值的 70%% 1 ) 主绝缘电容量与初始值或出厂 值差别超过±5%时应查明原因 2)参考厂家技术条件进行,无厂家 技 术 条 件 时 主 绝 缘 tan δ 不 应 大 于 0.5% ,且与历年数据比较,不应有显 著变化

1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时

2

1) 3 年 2)大修后 3)必要时

1)只对 35kV 及以上电容型互 感器进行 2)当 tanδ 值与出厂值或上一 次试验值比较有明显增长时,应 综合分析 tanδ 与温度、 电压的关 系,当 tanδ 随温度明显变化,或 试验电压由 10kV 到 Um/ 3 ,tan δ 变化量绝对值超过±0.3% ,不 应继续运行 3) 必要时,如: 怀疑有故障时

3

带 电 1 ) 投产后半 1)可采用同相比较法,判断标准为: 只对已安装了带电测试信号取 测 试 年内 — 同 相 设 备 介 损 测 量 值 差 值 样单元的电容型电流互感器进 tan? 及 2) 一年 (tan?X- tan?N) 与 初 始 测 量 值 差 值 比 行,当超出要求时应: 电容量 3) 大修后 较,变化范围绝对值不超过±0.3%,电 1)查明原因 4)必要时 容量比值 (CX/CN) 与初始测量电容量比 2)缩短试验周期 值比较,变化范围不超过±5% 3)必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值 (tan?X- tan?N)不超过±0.3% 2)采用其它测试方法时,可根据实 际制定操作细则 交 流 耐压试 验 必要时 1)一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行 (开关柜内) 2)二次绕组之间及末屏对地的工频 耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧 表代替 必要时,如: 怀疑有绝缘故障时

4

5

局 部 110kV 及以上: 在电压为 1.2Um/ 3 时,视在放电量 放 电 试 必要时 不大于 50pC 验 各 分 接头的 变比检 查 必要时

必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

6

1)与铭牌标志相符合 1)对于计量计费用绕组应测量 2)比值差和相位差与制造厂试验值 比值差和相位差 比较应无明显变化,并符合等级规定 2)必要时,如: 改变变比分接头运行时

22

Q/CSG114002-2011

7

校 核 励磁特 性曲线

必要时

1)与同类互感器特性曲线或制造厂 提供的特性曲线相比较, 应无明显差别 2)多抽头电流互感器可在使用抽头 或最大抽头测量

必要时,如: 继保有要求时

8

红 外 1 ) 220kV : 1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 检测 年 4 次或以上; 断应用规范》执行 110kV:1 年 2 次 或以上 2)必要时

1)用红外热像仪测量 2)结合运行巡视进行,试验人 员每年至少进行一次红外检测, 同时加强对电压致热型设备的检 测,并记录红外成像谱图 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

注:每年定期进行运行电压下带电测试 tanδ 及电容量的,对序号 1、2 的项目周期可调整为 6 年。

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 11。 表 11 电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 周 期 要 求 说 明

绝 缘 1) 35kV、 电阻 110kV:6 年; 220kV:3 年 2)大修后 3)必要时 tanδ ( 35kV 及以上) 1)绕组绝缘: — 35kV 、 110kV : 6 年 ; 220kV:3 年 —大修后 —必要时 2)110 kV 及 以上串级式电 压互感器支架: —必要时

不应低于出厂值或初始值的 70%%

1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有绝缘缺陷时

2

1)tanδ (%)不应大于下表中数值: 温度,℃ 35kV 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 110k 大修后 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 V及 以上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 2)与历次试验结果相比无明显变化 3)支架绝缘 tanδ 一般不大于 6% 5 10 20 30 40

前后对比宜采用同一试验方法

大修后 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0

3

油 溶解 体色 分析 油中 分含 测定

中 1)35kV 以上 1 )油中溶解气体组份含量 ( μ L/L) 1)全密封互感器按制造厂要求 气 设备: 3 年 超过下列任一值时应引起注意: 进行 谱 2)大修后 总烃:100 2) 出现 C2H2 时, 应缩短试验周 及 3)必要时 H2:150 期,C2H2 含量超过注意值时,应考 水 C2H2: 2 (220kV) 虑更换 量 3 (110kV) 3)必要时,如: 2)油中水分含量(mg/L)不应大于下 怀疑有内部放电时 表规定: 电压等级,kV 220 110 投运前 15 20 运行中 25 35

23

Q/CSG114002-2011
4 交流 耐压试 验 1)大修后 2)必要时 1)一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行 2)二次绕组之间及其对地的工频耐 压标准为 2kV,可用 2500V 兆欧表代替 1) 串级式或分级绝缘式的互感 器用倍频感应耐压试验,同时应 考虑互感器的容升电压(频率 150Hz 时,110kV 为 5%, 220kV 为 10%) 2)耐压试验前后,应检查绝缘 情况 3)必要时,如: 怀疑有绝缘缺陷时 1)只对 110kV 及 220kV 2)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

5

局 部 放电测 量 空 载 电流和 励磁特 性

必要时

油浸式相对地电压互感器在电压为 1.2Um/ 3 时,放电量不大于 20pC 1)在额定电压下,空载电流与出厂 值比较无明显差别 2)在下列试验电压下,空载电流不 应大于最大允许电流: 中性点非有效接地系统 1.9Un/ 3 中性点接地系统 1.5Un/ 3 与铭牌和端子标志相符

6

大修后

7

联 接 组别和 极性 电压 比 绕 组 直流电 阻测量 绝 缘 油击穿 电 压 , kV

更换绕组后

8 9

更换绕组后 大修后

与铭牌标志相符 与初始值或出厂值相比较, 应无明显 差别 投运前 运行中 1)电极形状应严格按相应试验 35kV:≥35 35kV:≥30 方法的规定执行,表中指标是 110kV、220kV: 110 kV、 220kV: 220kV 及以下设备采用平板电极 ≥40 ≥35 2)必要时,如: 对绝缘有怀疑时

10

1)大修后 2)必要时

11

红 外 1) 220kV:1 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊 1)用红外热像仪测量 检测 年 4 次或以上; 断应用规范》执行 2)结合运行巡视进行,试验人 110kV: 1年2次 员每年至少进行一次红外检测, 或以上 同时加强对电压致热型设备的检 2)必要时 测,并记录红外成像谱图 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

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 12。 表 12 电磁式电压互感器(SF6 气体绝缘)的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 周 期 要 求 说 明

SF6 气 1) 投产后 1 体 的 湿 年 1 次,如无异 度 (20 ℃ 常,3 年 1 次 的体积 2)大修后 分数), 3)必要时 μ L/L

运行中:不大于 500μ L/L 大修后:不大于 250μ L/L

1) 按GB12022 《工业六氟化硫》 、 DL/T 915 《六氟化硫气体湿度测 定法(电解法)》和DL506《现场SF6 气体水分测量方法》进行 2)必要时,如: —新装及大修后 1 年内复测湿 度不符合要求 —漏气超过表 12 中序号 2 的要 求 —设备异常时

24

Q/CSG114002-2011
2 SF6 气 体泄漏 试验 1)大修后 2)必要时 应无明显漏点 1)按 DL/T 596-1996《电力设 备 预 防 性 试 验 规 程 》、 DL/T 941-2005 《运行中变压器用六氟 化硫质量标准》 、GB 11023《高压 开关设备六氟化硫气体密封试验 方法》进行 2)对检测到的漏点可采用局部包 扎法检漏,每个密封部位包扎后 历时 5 小时,测得的 SF6 气体含量 (体积分数)不大于 30μ L/L 1 )建议结合现场湿度测试进 行,参考 GB8905-2008《六氟化硫 电气设备中气体管理和检验导 则》 2)必要时,如: 怀疑有故障时 必要时,如: 现场分解产物测试超参考值或 有增长时 1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有绝缘缺陷时

3

现 场 1)投产后 1 分 解 产 年 1 次,如无异 物测试, 常,3 年 1 次 μ L/L 2)大修后 3)必要时 实 验 室分解 产物测 试 绝 缘 电阻 交 流 耐压试 验 必要时

超过以下参考值需引起注意: SO2:不大于3μ L/L H2S:不大于2μ L/L CO:不大于 100μ L/L

4

检测组分: CF4 、SO2 、 SOF2 、 SO2F2 、 SF4、S2OF10、HF

5

1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时

不应低于出厂值或初始值的 70%%

6

1) 一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行。 1)用倍频感应耐压试验时,应 2)二次绕组之间及末屏对地的工频 考虑互感器的容升电压 耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧 2)必要时,如: 表代替 —怀疑有绝缘故障时 —补气较多时(表压小于 0.2MPa) 1)在额定电压下,空载电流与出厂 值比较无明显差别 2)在下列试验电压下,空载电流不 应大于最大允许电流: 中性点非有效接地系统 中性点接地系统 1.9Un/ 3 1.5Un/ 3

7

空 载 电流和 励磁特 性

大修后

8

联 结 组别和 极性 电 压 比 绕 组 直流电 阻

更换绕组后

与铭牌和端子标志相符

9 10

更换绕组后 大修后 别

与铭牌标志相符 与初始值或出厂值比较, 应无明显差

11

红 外 1 ) 220kV : 1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 检测 年 4 次或以上; 断应用规范》执行 110kV:1 年 2 次 或以上; 2)必要时

1)用红外热像仪测量 2)结合运行巡视进行,试验人 员每年至少进行一次红外检测, 同时加强对电压致热型设备的检 测,并记录红外成像谱图 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

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 13。 表 13 电磁式电压互感器(固体绝缘)的试验项目、周期和要求
序号 项目 周 期 要 求 说 明

25

Q/CSG114002-2011

1

绝 缘 电阻 交 流 耐压试 验 局 部 放电试 验 空 载 电流和 励磁特 性

1)35kV:6 年 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时

不应低于出厂值或初始值的 70%%

1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有绝缘缺陷时 必要时,如: 怀疑有绝缘故障时

2

1) 一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行。 2)二次绕组之间及末屏对地的工频 耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧 表代替 在电压为 1.2Um/ 3 时,视在放电量 不大于 50pC 1 )在额定电压下,空载电流与出厂 值比较无明显差别 2 )在下列试验电压下,空载电流不 应大于最大允许电流: 中性点非有效接地系统 中性点接地系统 1.9Un/ 3 1.5Un/ 3

3

必要时

必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

4

大修后

5

联 结 组别和 极性 电 压 比 绕 组 直流电 阻 红 外 检测

更换绕组后

与铭牌和端子标志相符合

6 7

更换绕组后 1)大修后 2)必要时 1年1次

与铭牌标志相符 与初始值或出厂值比较, 应无明显差 别 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 断应用规范》执行 必要时,如: 怀疑内部有故障时 用红外热像仪测量

8

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14。 表14 放电线圈的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 周 6年 必要时 期 要 不低于1000MΩ 试验电压为出厂试验电压的0.8倍 求 说 明

绝 缘 电阻 交 流 耐压试 验

一次绕组采用2500V兆欧表,二 次绕组采用1000V兆欧表 1)对全绝缘者采用外施交流耐 压法;对分级绝缘者采用倍频感 应耐压法,试验时间参照电压互 感器要求进行折算 2)必要时,如: 怀疑有缺陷时 可采用万用表测量

3

一 次 绕组直 流电阻

6年

与上次测量值相比无明显差异

7

开关设备

7.1 SF6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 15。
26

Q/CSG114002-2011
表 15 SF6 断路器和 GIS(含 H-GIS)的试验项目、周期和要求

序号 项
1



周 期
1)投产后满 1 年 1 次, 如无 异常,其后 3 年1次 2)大修后 3)必要时









SF6 气 体的湿 度(20℃ 的体积 分数) μ L/L

1)断路器灭弧室气室 大修后: ≤150 运行中: ≤300 2)其它气室 大修后: ≤250 运行中: ≤500

1 ) 按 GB12022 《工业六氟化 硫》 、DL/T 915《六氟化硫气体湿 度测定法( 电解法) 》和DL/T 506 《现场SF6气体水分测量方法》进 行 2) 必要时,如: —新装及大修后 1 年内复测湿 度不符合要求 —漏气超过表 15 中序号 2 的要 求 —设备异常时 1) 参考 GB11023 《高压开关设 备六氟化硫气体密封试验方法》 进行 2) 对检测到的漏点可采用局部 包扎法检漏,每个密封部位包扎 后历时 5 小时, 测得的 SF6 气体含 量(体积分数)不大于 30μ L/L 3)必要时,如: 怀疑密封不良时 1 )建议结合现场湿度测试进 行,参考GB8905-2008《六氟化硫 电 气 设 备 中 气 体 管 理 和 检 验导 则》 2)必要时,如: 设备运行有异响,异常跳闸, 开断短路电流异常时 必要时,如: 现场分解产物测试超参考值或 有增长时

2

SF6 气 体泄漏 试验

1)大修后 2)必要时

应无明显漏点

3

现 场 1)投产后满 分 解 产 1 年 1 次, 如无 物测试, 异 常 , 其 后 3 μ L/L 年1次 2)大修后 3)必要时 实 验 室分解 产物测 试 耐 压 试验 必要时

超过以下参考值需引起注意: SO2:不大于3μ L/L H2S:不大于2μ L/L CO:不大于100μ L/L

4

检测组分: CF4、SO2、SOF2、SO2F2、 SF4、S2OF10、HF

5

1) 大修后 2)必要时

交流耐压或操作冲击耐压的试验电 1)试验在 SF6 气体额定压力下 压为出厂试验电压的 0.8 倍 进行 2) 对 GIS 交流耐压试验时不包 括其中的电磁式电压互感器及避 雷器,但在投运前应对它们进行 试验电压为 Um/ 3 的 5min 耐压 试验 3 )罐式断路器的耐压试验方 式:合闸对地;分闸状态两端轮 流加压,另一端接地 4) 对瓷柱式定开距型断路器只 作断口间耐压试验 5) 耐压试验后的绝缘电阻值不 应降低 6)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

27

Q/CSG114002-2011
不低于 2MΩ

6

辅 回路 控制 路绝 电阻

助 和 回 缘

1)110kV:6 年 ; 220kV 、 500kV :3 年; 35kV 及 66kV 补 偿电容器/电抗 器组断路器 3 年 2)大修后 1)110kV:6 年 ; 220kV 、 500kV :3 年; 35kV 及 66kV 补 偿电容器/电抗 器组断路器 3 年 2)大修后 1)110kV:6 年;220kV、 500kV:3 年 2)大修后 3)必要时

1)采用 500V 或 1000V 兆欧表 2)35kV 及 66kV 补偿电容器/ 电抗器组断路器适用于 500kV 变 电站变低侧无功补偿用断路器

7 回 控 路 耐 验

辅 路 制 交 压

助 和 回 流 试

试验电压为 2kV

可用 2500V 兆欧表测量代替

8

断 口 间并联 电容器 的绝缘 电阻、 电 容量和 tanδ

1)对瓷柱式断路器,与断口同时测 量, 测得的电容值偏差应在初始值的± 5%范围内,10kV 试验电压下 tanδ (%) 值不大于下列数值: 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.4% 2)罐式断路器(包括 GIS 中的断路 器)按制造厂规定 3)单节电容器见第 11.3 节规定

1)大修时,对瓷柱式断路器应 测量电容器和断口并联后整体的 电容值和 tanδ 作为原始数据 2)如有明显变化时,应解开断 口单独对电容器进行试验 3)对罐式断路器(包括 GIS 中 的 SF6 断路器)必要时进行试验, 试验方法按制造厂规定 4)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时

9 电 和 电 投 间 10

合 阻 合 阻 入

闸 值 闸 的 时

1 )3 年 2)大修后

1)除制造厂另有规定外,阻值变化 罐式断路器的合闸电阻布置在 允许范围不得大于±5% 罐体内部,只在解体大修时测量 2)合闸电阻的有效接入时间按制造 厂规定校核

断 路 器的速 度特性 断 路 器的时 间参量

大修后

测量方法和测量结果应符合制造厂 规定

制造厂无要求时不测量

11

1 )6 年 2)大修后

1)断路器的分、合闸时间,主、辅 在额定操作电压( 气压、液压) 触头的配合时间应符合制造厂规定 下进行 2)除制造厂另有规定外,断路器的 分、合闸同期性应满足下列要求: —相间合闸不同期不大于 5ms —相间分闸不同期不大于 3ms —同相各断口间合闸不同期不大于 3ms —同相各断口间分闸不同期不大于 2ms 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额 定电压的 85%%%~110%范围或直流额定 电压的 80%~110%范围内可靠动作;并 联分闸脱扣器应能在其额定电源电压 的 65%~120%范围内可靠动作,当电源 电压低至额定值的 30%或更低时不应脱 扣 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁 线圈通流时的端电压为操作电压额定 值的 80%( 关合电流峰值等于及大于 50kA 时为 85%)时应可靠动作 3)或按制造厂规定 28

12

分、 合 闸电磁 铁的动 作电压

1)110kV:6 年 ; 220kV 、 500kV :3 年; 35kV 、66kV 补 偿电容器/电抗 器组断路器 3 年 2)大修后

Q/CSG114002-2011

13

导 电 回路电 阻

1)110kV:6 年 ; 220kV 、 500kV :3 年; 35kV 、66kV 补 偿电容器/电抗 器组断路器 1 年 2)大修后 更换线圈后

1)敞开式断路器的测量值不大于制 1)用直流压降法测量,电流不 造厂规定值的 120% 小于 100A 2)对 GIS 中的断路器按制造厂规定 2)35kV 及 66kV 补偿电容器/ 电抗器组断路器适用于 500kV 变 电站变低侧无功补偿用 3)必要时,如: 怀疑接触不良时 试验结果应符合制造厂规定

14

分、 合 闸线圈 直流电 阻 SF6 气 体密度 继电器 ( 包括整 定值 ) 检 验 压力表 校验(或 调整), 机 构操作压 力(气压、 液压)整 定值校验 操作机 构 在 分 闸、 合闸、 重合闸操 作下的压 力(气压、 液压)下 降值 液(气) 压操作机 构的泄漏 试验 油( 气) 泵补压及 零起打压 的运转时 间

15

1)大修后 2)必要时

试验结果应符合制造厂规定

必要时,如: 怀疑设备有异常时

16

1)大修后 2)必要时

试验结果按制造厂规定要求

1) 对气动机构应校验各级气压 的整定值(减压阀及机械安全阀) 2)必要时,如: 怀疑压力表有问题或压力值不 准确时

17

1 )6 年 2)大修后

试验结果应符合制造厂规定

18

1)大修后 2)必要时

试验结果按制造厂规定要求 验

1)应在分、合闸位置下分别试 2)必要时,如: 怀疑操作机构液( 气)压回路密 封不良时

19

1 )6 年 2)大修后 3)必要时

试验结果应符合制造厂规定

必要时,如: 怀疑操作机构液( 气)压回路密 封不良时

20

液压机 1)6 年 构及采用 2 )机构大修 差压原理 后 的气动机 构的防失 压慢分试 验 闭锁、 防跳跃及 防止非全 相合闸等 辅助控制 装置的动 作性能 1 )6 年 2)大修后

试验结果按制造厂规定要求

21

试验结果按制造厂规定要求

29

Q/CSG114002-2011
22 GIS 中 的联锁和 闭锁性能 试验 GIS 中 的互感器 和避雷器 触头磨 损量测量 1 )6 年 2)大修后 动作应准确可靠 具备条件时,检查 GIS 的电动、 气动联锁和闭锁性能, 以防止防止 拒动或失效

23

大修后

电流互感器见第 6.2 节、电压互感器 见第 6.4.2 节、避雷器见第 13.2 节 试验结果按制造厂规定要求 必要时,如: —投切频繁时 —投切次数接近电寿命时 —开断故障电流次数较多时 1) 只对运行中的 GIS 进行测量 2)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时,巡检发 现异常或 SF6 气体成分分析结果 异常时

24

必要时

25

运 行 中局部 放电测 试 红 外 检测

1)投产 1 年 内每 3 个月 1 次;如无异常 其后, 1年1次 2)必要时

应无明显局部放电信号

26

1 )500kV :1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 1) 敞开式断路器在热备用状态 年 6 次或以上; 断应用规范》执行 下,应对断口并联电容器进行测 220kV: 1年4 量 次或以上; 2)用红外热像仪测量 110kV 及以下: 3)结合运行巡视进行 1 年 2 次或以上 4)必要时,如: 2)必要时 怀疑有过热缺陷时

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 16。
表 16 序号 1 项 目 周 期 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 要 求 说 明

绝 缘 电阻

1)1 年 2)大修后 3)必要时

1)整体绝缘电阻自行规定 2)断口和有机物制成的提升杆的绝 缘电阻在常温下不低于下表数值: MΩ 试验 类别 大修后 运行中 额定电压 kV <24 1000 300 24~40.5 72.5~252 2500 1000 5000 3000

1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑绝缘不良时

2

40.5k V 及以上 非纯瓷 套管和 多油断 路器的 tanδ

1)1 年 2)大修后

1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管 的 tanδ (%)值见表 20 2) 20℃时非纯瓷套管断路器的 tan δ (%)值, 可比表 20 中相应的 tanδ (%) 值增加下列数值: 额定电压,kV 126 40.5 (DW1—35, DW1—35D) 3

tanδ (%)值的 增加数 3 40.5k V 及以上 少 油 断 1 )1 年 2)大修后

1

1) 在分闸状态下按每支套管进 行测量。测量的 tanδ (%)超过规 定值或有显著增大时,必须落下 油箱进行分解试验。对不能落下 油箱的断路器,则应将油放出, 使套管下部及灭弧室露出油面, 然后进行分解试验 2 )断路器大修而套管不大修 时,应按套管运行中规定的相应 数值增加 3 )带并联电阻断路器的整体 tanδ (%)可相应增加 1

1)每一元件试验电压如下 额定电压,kV 试验电压,kV 40.5 20 72.5~252 40

30

Q/CSG114002-2011

路 器 的 直 流 泄 漏电流 4

2) 126 kV 及以下大修后泄漏电流 要求不应大于 10μ A; 预试时一般不大 于 10μ A

断 路 1)1 年(指 1)断路器在分、合闸状态下分别进 1) 对于三相共箱式的油断路器 器对地、 12kV 及以下) 行 应作相间耐压,其试验电压值与 断 口 及 2)大修后 2)试验电压值按 DL/T593 规定值的 对地耐压值相同 相 间 交 3) 必要时 0.8 倍 2)必要时,如: 流 耐 压 对断路器绝缘性能有怀疑时 试验 126kV 及 以 上 油 断 路 器 提 升 杆 的 交 流 耐 压 试验 回 控 路 耐 验 辅 路 制 交 压 助 和 回 流 试 大修后 试验电压按DL/T593规定值的0.8倍 1) 耐压设备不能满足要求时分 段进行,分段数不应超过 6 段 (252kV),或 3 段(126kV),耐压 时间为 5min 2) 每段试验电压可取整段试验 电压值除以分段数所得值的 1.2 倍或自行规定 可用 2500V 兆欧表代替

5

6

1)1 年 2)大修后

试验电压为2kV

7

导 电 回 路 电 阻 灭 弧 室 并 联 电阻值, 并 联 电 容 器 的 电 容 量 和 tanδ 断 器 的 闸 时 和 分 时间 路 合 间 闸

1 )1 年 2)大修后 1) 1 年 2)大修后

1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况规定(可以 考虑不大于制造厂规定值的2倍)

用直流压降法测量,电流不小 于 100A

8

1)并联电阻值应符合制造厂规定 1)大修时,应测量电容器和断 2)并联电容器与断口同时测量,测 口并联后整体的电容值和 tanδ , 得的电容值偏差应在初始值的 ?5% 范 作为该设备的原始数据 围内,tanδ (%)一般不大于 0.5 2)如有明显变化时,应解开断 3)单节并联电容器试验见第11.3节 口单独对电容器进行试验

9

大修后

应符合制造厂规定

在额定操作电压(气压、液压) 下进行

10

断 路 器的分、 合 闸 速 度 断 路 器 主 触 头 三 相 或 同 相 各 断 口 分、合闸 的 同 期 性

大修后

应符合制造厂规定

在额定操作电压(气压、液压) 下进行

11

大修后

应符合制造厂规定

在额定操作电压(气压、液压) 下进行

31

Q/CSG114002-2011
12 操 作 机 构 合 闸 接 触 器和分、 合 闸 电 磁 铁 的 动 作 电 压 1)大修后 2)必要时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额 定电压的 85% ~110% 范围或直流额定 电压的 80%~110%范围内可靠动作; 并 联分闸脱扣器应能在其额定电源电压 的 65%~120%范围内可靠动作, 当电源 电压低至额定值的 30% 或更低时不应 脱扣 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁 线圈通流时的端电压为操作电压额定 值的 80%( 关合电流峰值等于及大于 50kA 时为 85%)时应可靠动作 应符合制造厂规定

13

合 闸 接 触 器 和分、合 闸 电 磁 铁 线 圈 的 直 流 电阻 断 路 器 中 绝 缘 油 试 验 断 路 器 的 电 流 互 感 器

更换线圈后

14

见第 12.2 节

15

大修后

见第 6.3 节

16

红外检 1 ) 500kV : 1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 1) 敞开式断路器在热备用状态 测 年 6 次或以上; 断应用规范》执行 下,应对断口并联电容器进行测 220kV:1 年 4 量 次或以上; 2)用红外热像仪测量 110kV 及以下: 1 3)结合运行巡视进行 年 2 次或以上 4)必要时,如: 2)必要时 怀疑有过热缺陷时

7.3 真空断路器 真空断路器的试验项目、周期和要求见表17。
表 17 序号 1 项目 周 期 真空断路器的试验项目、周期和要求 要 求 说明 1)用红外热像仪测量 2)应结合巡视开展 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷或异常时

红 外 1) 每半年至少 按 DL/T664-2008 《带电设备红外 检测 一次 诊断应用规范》执行 2)必要时

2

绝 缘 1) 母线联络断 1) 整体绝缘电阻按制造厂规定或自 1)采用2500V兆欧表 电阻 路器、主变低压 行规定 2)必要时,如: 侧断路器、电容 2) 断口和有机物制成的提升杆的绝 当带电局部放电测试检测到有 器 组 断 路 器 每 3 缘电阻不应低于下表中数值: 异常信号时或怀疑有绝缘缺陷时 年 1次, 其余6年1 MΩ 次 额定电压,kV 试验 2)必要时 类别 3~15 20~40.5 72.5 大修后 运行中 1000 300 2500 1000 5000 3000

32

Q/CSG114002-2011

3

交 流 耐压试 验 ( 断路 器主回 路对地、 相间及 断口)

1) 母线联络断 试验电压值按DL/T593规定值的0.8 1)更换或干燥后的绝缘提升杆 路器、主变低压 倍 必须进行耐压试验 侧断路器、电容 2)相间、相对地及断口的耐压 器组断路器每3 值相同 年 1次, 其余6年1 3)12kV等级运行中有如下情况 次 的,耐压值为28kV: 2)必要时 —中性点有效接地系统 —进口开关设备其绝缘水平低 于42kV 4)必要时,如: 当带电放电检测有异常信号时 或怀疑有绝缘缺陷时 1) 母线联络断 路器、主变低压 侧断路器、电容 器组断路器每3 年 1次, 其余6年1 次 2)必要时 试验电压为 2kV 1)可用2500V兆欧表代替

4 回 控 路 耐 验 5

辅 路 制 交 压

助 和 回 流 试

1) 母线联络断 导 电 1)大修后应符合制造厂规定 1)用直流压降法测量,电流不 回 路 电 路器、主变低压 2)运行中根据实际情况规定,建议 小于100A 阻 2)必要时,如: 侧断路器、电容 不大于 1.2 倍出厂值 怀疑接触不良时 器组断路器每3 年 1次, 其余6年1 次 2)必要时 断 路 器的合 闸时间 和分闸 时间, 分、 合闸 的同期 性, 合闸 时的弹 跳过程 操 作 机构合 闸接触 器和分、 合闸电 磁铁的 动作电 压 大修后 1)分、合闸时间,分、合闸同期性 和触头开距应符合制造厂规定 2) 合闸时触头的弹跳时间不应大于 2ms 在额定操作电压下进行

6

7

1) 母线联络断 路器、主变低压 侧断路器、电容 器组断路器每3 年 1次, 其余6年1 次 2)必要时

1) 并联合闸脱扣器应能在其交流额 定电压的 85% ~ 110% 范围或直流额定 电压的80%~110%范围内可靠动作; 并 联分闸脱扣器应能在其额定电源电压 的65%~120%范围内可靠动作, 当电源 电压低至额定值的 30% 或更低时不应 脱扣 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁 线圈通流时的端电压为额定值的 80%(关合峰值电流等于或大于50kA时 为85%)时应可靠动作 1) 绝缘电阻:大修后应不小于10M Ω ,运行中应不小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用500V或1000V兆欧表

8 接 和 闸 铁 的 电 直 阻

合 触 分 电 线 绝 阻 流

闸 器 合 磁 圈 缘 和 电

更换线圈后

33

Q/CSG114002-2011
9 1) 母线联络断 真 空 灭 弧 室 路器、主变低压 真 空 度 侧断路器、电容 的测量 器组断路器每3 年 1次, 其余6年1 次 2)必要时 检 动触 上的 连接 片有 松动 查 头 软 夹 无 大修后 应符合制造厂规定 可以用断口耐压代替

10

应无松动

11

灭 弧 室的触 头开距 及超行 程 触 头 磨损量 测量

大修后

应符合制造厂规定

12

必要时

按制造厂技术要求 , 一般要求触头 磨损量不超过2mm

必要时,如: —投切频繁 —开断故障电流接近其型式试 验开断次数 —开断负荷电流次数较多

注:高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的,对馈线断路器序号2、3、4、5、7的项目可不做定期试验; 对110kV站母线联络断路器、主变低压侧断路器序号2、3、4、5、7的项目定期试验周期可调整为6年1次。高 压开关柜内的真空断路器不具备条件时,可不进行序号1的项目。

7.4 隔离开关 隔离开关的试验项目、周期和要求见表18。
表 18 序号 1 材 持 子 升 绝 阻 项目 有 料 绝 及 杆 缘 机 支 缘 提 的 电 周 期 隔离开关的试验项目、周期和要求 要 求 说明 采用 2500V 兆欧表

1) 6 年 2)大修后

有机材料传动提升杆的绝缘电阻 不得低于下表数值: MΩ 试验 类别 大修后 运行中 额定电压, kV 3~15 1000 300 20~40.5 2500 100O

2

交 流 耐压试 验 二 次 回路的 绝缘电 阻 二 次 回路交 流耐压 试验

大修后

试验电压值按 DL/T593 规定值的 0.8 不应低于 2MΩ 采用 500V 或 1000V 兆欧表

3

1 ) 6年 2)大修后

4

1 ) 6年 2)大修后

试验电压为 2kV

可用 2500V 兆欧表代替

34

Q/CSG114002-2011

5

操 动 机构的 动作电 压试验 导 电 回路电 阻测量 操 动 机构的 动作情 况

大修后

电动 机操动机构在 其 额定操作电 压的 80%~110%范围内分、合闸动作 应可靠 应符合制造厂规定 1)用直流压降法测量,电流值 不小于 100A 2)必要时,如: 怀疑接触不良时

6

1)大修后 2)必要时

7

大修后

1 )电动、气动或液压操动机构在 额定操作电压(液压、气压)下分、合 闸 5 次,动作应正常 2)手动操作机构操作时灵活,无卡 涩 3)闭锁装置应可靠 应符合制造厂规定

8

触 头 夹紧力 测试

大修后

9

红 外 1 ) 500kV : 1 1 )按 DL/T664-2008《带电设备红 检测 年 6 次或以上; 外诊断应用规范》执行 220kV:1 年 4 2 )发现温度异常时应停电检修, 次或以上; 并应测量检修前后的导电回路电阻 110kV:1 年 2 次 或以上 2)必要时

1)采用红外热像仪测量 2)结合运行巡视进行 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

7.5 高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和要求见表19。 表 19 序号 1 项 目 周 期 高压开关柜的试验项目、周期和要求 要 求 说 明

红 外 1)每半年 1 次 按 DL/T664-2008 《带电设备红外 1) 用红外测温仪或红外热像仪 检测 或以上 诊断应用规范》执行 测量 2)必要时 2)结合运行巡视进行 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷或异常时 运 行 1)每半年 1 次 中 局 部 或以上 放电带 2)必要时 电测试 无明显局部放电信号 1 )具备条件者可采用特高频 法、超声波法、地电波法等方法 进行 2)必要时,如: 怀疑内部有绝缘缺陷时 1)采用 2500V 兆欧表 2)必要时,如: 怀疑绝缘不良时

2

3

绝 缘 1) 母线联络断 1)一般不低于 50 MΩ 电阻 路器柜、主变低 2 )交流耐压前后应对高压开关柜 压侧断路器柜、 进行绝缘电阻试验,绝缘电阻值在耐 电容器组断路器 压前后不应有显著变化 柜每 3 年 1 次,其 余 6 年1 次 2)必要时

4

交 流 1) 母线联络断 1)大修后:试验电压值按 DL/T593 1)试验电压施加方式:合闸时 耐压 路器柜、主变低 规定值 各相对地及相间;分闸时各相断 压侧断路器柜、 2)运行中:试验电压值按 DL/T593 口 电容器组断路器 规定值的 0.8,如: 2)相间、相对地及断口的试验 柜每 3 年 1 次,其 电压相同 1min 工频耐受电 余 6 年1 次 3)必要时,如: 额定电压,kV 压,kV 2)必要时 怀疑绝缘不良时 7.2 26

35

Q/CSG114002-2011
12 40.5 5 断 路 器、 隔离 开关及 隔离插 头的导 电回路 电阻 辅 回路 控制 路绝 电阻 1) 母线联络断 路器柜、主变低 压侧断路器柜、 电容器组断路器 柜每 3 年 1 次,其 余 6 年1 次 2)必要时 35 76

1)大修后应符合制造厂规定 1) 隔离开关和隔离插头回路电 2) 运行中一般不大于制造厂规定值 阻的测量在有条件时进行 的 1.5 倍 2)必要时,如: 3)对于变压器进线断路器柜,如实 怀疑接触不良时 际运行电流大于额定电流的 80%,则 测量值不应大于制造厂规定值的 1.2 倍 不应低于 2MΩ 1)采用 500V 或 1000V 兆欧表

6

助 1) 母线联络断 和 路器柜、主变低 回 压侧断路器柜、 缘 电容器组断路器 柜每 3 年 1 次,其 余 6 年1 次 2)必要时 助 和 回 流 试 1) 母线联络断 路器柜、主变低 压侧断路器柜、 电容器组断路器 柜每 3 年 1 次,其 余 6 年1 次 2)必要时 1)大修后 2)必要时

7 回 控 路 耐 验 8

辅 路 制 交 压

试验电压为交流 2kV

1)可用 2500V 兆欧表代替

防 误 操作性 能检查

应符合制造厂规定

必要时,如: 对开关柜防误操作性能可靠性 有怀疑时

注 1:对高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的,对馈线断路器柜序号 3、4、5、6、7 的项目可不做定 期试验;对 110kV 站母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜序号 3、4、5、6、7 的项目定期试验周期可调 整为 6 年 1 次。 注 2: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 19 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 (35kV 及以上 ) 的试验项目、周期和要求见表 20,35kV 以下可参照执行。 表 20
序号 1 项 目 周 期

套管的试验项目、周期和要求
要 求 说 明

主绝 缘及电 容型套 管末屏 对地绝 缘电阻

1)3 年 2)变压器套 管、电抗器套管 在变压器、电抗 器大修后 3)必要时

1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应 低于下列数值: 110kV 及以上:10000MΩ 35kV:5000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ

1)采用 2500V 兆欧表 2 )变压器套管、电抗器套管 的试验周期跟随变压器、电抗器 3)必要时,如: —红外检测发现套管发热 —套管油位不正常或气体压力 不正常

2

主 绝 1)3 年 缘及电 2)变压器套 容 型 套 管、电抗器套管 管 对 地 在变压器、电抗

1)20℃时的 tanδ (%)值应不大于 1)油纸电容型套管的 tanδ 一 下表中数值: 般不进行温度换算,当 tan δ 与 电压等级, 220、 出厂值或上一次试验值比较有明 20、35 110 显增长或接近左表数值时,应综 kV 500

36

Q/CSG114002-2011
末 屏 器大修后 tan δ 3)必要时 与电容 量 油纸 胶纸 气体 干式 1.0 3.0 — — 3.5 3.5 3.5 1.0 1.5 1.0 1.0 1.5 2.0 2.0 0.8 1.0 1.0 1.0 — — — 合分析 tan δ 与温度、电压的关 系。当 tan δ 随温度增加明显增 大 或 试 验 电 压 由 10kV 升 到 Um/ 3 时 , tan δ 增 量 超 过 ± 0.3%,不应继续运行 2)测量变压器套管 tanδ 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 3)对具备测试条件的电容型套 管可以用带电测试电容量及 tan δ 代替 4)必要时,如: —红外检测发现套管异常 —套管油位不正常

电 容 型

充油 非电 充胶 容型 胶纸

2) 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 3) 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 tanδ ,其值不大于 2% 3

带 电 1) 投产后半年 1) 可采用同相比较法, 判断标准为: 对已安装了带电测试信号取样 测 试 内 — 同 相 设 备 介 损 测 量 值 差 值 单元的电容型套管进行,超出要 tan? 及 2)一年 (tan?X- tan?N) 与初始测量值差值比 求时应: 电容量 3)大修后 较,变化范围绝对值不超过±0.3%, 1)查明原因 4)必要时 电容量比值(CX/CN)与初始测量电容量 2)缩短试验周期 比值比较,变化范围不超过±5% 3)必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值 (tan?X- tan?N)不超过±0.3%。 2)采用其它测试方法时,可根据实 际制定操作细则 油 中 溶解气 体色谱 分析 必要时 油中溶解气体组份含量 ( μ L/L) 超 过下列任一值时应引起注意,停电检 查: H2:500 CH4:100 C2H2:1 (220kV、500kV) 2 (110kV) 必要时,如: —红外检测发现套管发热 —套管油位不正常 --套管介损超标等

4

5

局 部 110kV 及以上: 1) 变压器及电抗器套管的试验电压 1)垂直安装的套管水平存放 1 为 1.5U m / 3 放 电 测 必要时 年以上投运前宜进行本项目试验 ,对油浸纸式及胶浸纸 量 2)必要时,如: 式要求局放量不大于 20pC,对胶粘纸 —怀疑套管存在绝缘缺陷时 式可由供需双方协议确定 2)其它套管的试验电压为
1.05 Um / 3 ,对油浸纸式及胶浸纸

式要求局放量不大于 20pC,对胶粘纸 式可由供需双方协议确定 6 红外 检测 1 ) 500kV : 1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 1)用红外热像仪测量 年 6 次或以上; 断应用规范》执行 2)结合运行巡视进行,试验人 220kV:1 年 4 次 员每年至少进行一次红外检测, 或以上;110kV: 同时加强对电压致热型设备的检 1 年 2 次或以上 测,并记录红外成像谱图 2)必要时 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

注:对电容型套管, 每年定期进行运行电压下带电测试 tanδ 及电容量的,对序号 1、 2 的项目周期可调整为 6 年。

9

支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子

9.1 支柱绝缘子 9.1 支柱绝缘子的试验项目、周期和要求见表 21。
37

Q/CSG114002-2011 表 21 支柱绝缘子的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 必要时 期 要 求 说 明

交 流 耐压试 验

交流耐压试验电压值见附录 A 中表 A

2

红 外 500kV 变电站: 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 检测 1 年 2 次, 110kV、 断应用规范》执行 220kV 变电站:1 年1次 超 声 波探伤 必要时 根据具体情况进行抽检

用红外热像仪测量

3

必要时,如: —运行超过 15 年的支柱绝缘子 —隔离开关的支柱绝缘子, 在开 关非正常操作, 受到巨大力矩的冲 击后 测量办法参照盘形悬式绝缘子

4

绝缘 子表面 的污秽 度 (ESDD 和 NSDD)

必要时

变电站发生污秽放电或污闪跳闸后

注 : 运 行 中 针 式 支 柱 绝 缘 子 的 试 验 项 目 可 用 绝 缘 电 阻 代 替 交 流 耐 压 试 验 ( 采用 2500V 兆欧表) 。

9.2 盘形悬式绝缘子 9.2 盘形悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表 22。 表 22 盘形悬式绝缘子的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

瓷 质 1)110kV 及以 绝 缘 子 上变电站 3 年 1 零值检 次 测 2)110kV 以上 线路投运 3 年内 普测 1 次,然后 500kV 线路 6 年 1 次, 220kV 线路 9 年1次 绝 缘 电阻 同上

1) 对于投运 3 年内年均劣化率大于 0.04%、3 年后检测周期内年均劣化率 大于 0.02%,或年劣化率大于 0.1%, 应分析原因,并采取相应的措施 2) 劣化绝缘子片数在规定的检测次 数中达到 110kV 线路 2~3 片、220kV 线路 3 片、 500kV 线路 6~8 片时必须 立即整串更换 1 )每片悬式绝缘子的绝缘电阻不 应低于 300MΩ ,500kV 悬式绝缘子不 低于 500MΩ 2 )半导体釉绝缘子的绝缘电阻自 行规定

1 ) 参 照 DL/T626-2005 《 劣 化盘形悬式绝缘子检测规程》 执行 2)在运行电压下测量电压分布 (或火花间隙),有争议时,以绝缘 电阻法为准 3) 对多元件针式绝缘子应检测 每一元件 采用 2500V 兆欧表

2

3

交 流 1)随主设备 机械破坏负荷为 60-300kN 的盘形 耐压试 2) 更换绝缘子 悬式绝缘子交流耐压均取 60kV 验 时 绝 缘 1) 模拟绝缘子 参照附录 B 污秽等级与对应污秽 子 表 面 串:1 年 度,检查所测 ESDD 和 NSDD 与当地污 的污秽 2) 运行绝缘子 秽等级是否一致。超过规定时,应根 度 (ESDD 串:3 年 据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 和 NSDD) 应分别在户外线路每 5 ~ 30km 能代表当地污秽程度的至少一串 悬垂绝缘子( 或悬挂试验串 ) 上取 样, 测量应在当地积污最重的时期 进行

4

38

Q/CSG114002-2011

5

瓷 质 1 ) 500kV 变 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 绝 缘 子 电站:1 年 2 次, 断应用规范》执行 红 外 检 110kV、220kV 变 测 电站:1 年 1 次 2)110kV 及以 上线路:每年按 照不低于 5%的数 量抽检

用红外热像仪测量

注:运行中瓷质盘形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、 5 项 中 的 试 验 , 运 行 中 自 爆 的 绝 缘 子 应 及 时 更 换 。

9.3 复合绝缘子 9.3 复合绝缘子的试验项目、周期和要求见表 23。 表 23 复合绝缘子的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 6年 期 要 求 说 明

外 观 及憎水 性检查

采取抽检方式,结合停电时进 行登杆检查 登杆塔用红外热像仪检测

2

红 外 1 ) 变 电 站 1) 按 DL/T664-2008《带电设备红 检测 500kV: 1 年 2 次, 外诊断应用规范》执行 110kV、220kV:1 2) 红外检测发现有明显发热点时应 年1次 予更换 2)110kV 及以 上线路,每年按 照不低于 5%的数 量抽检

注 : 复 合 绝 缘 子 主 要 强 调 抽 样 试 验 , 抽 检 的 试 验 项 目 按 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》 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 24 。 表 24
序号 1 项目 绝 缘 电 阻 周

纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求
期 要 大于 1000MΩ 求 说 明

6年1次

额 定 电 压 0.6/1kV 电 缆 用 1000V 兆欧表; 0.6/lkV 以上电缆 用 2500V 兆欧表;6/6kV 及以上 电缆也可用 5000V 兆欧表

2

直 流 1) 6 年 1 )试验电压值按下表规定,加压 6/6kV 及以下电缆的泄漏电流 耐 压 2) 大修新做终 时间 5min,不击穿 小于 10μ A,8.7/10kV 电缆的泄 试 验 端或接头后 漏电流小于 20μ A 时,对不平衡 不滴流油 额定电压 粘性油纸绝缘 纸 绝 缘 试 系数不作规定 U0/U,kV 试验电压,kV 验电压,kV 0.6/1 1.8/3 4 12 4 -

39

Q/CSG114002-2011
3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 21/35 26/35 24 30 40 47 105 130 30 -

2 )耐压结束时的泄漏电流值不应 大于耐压 lmin 时的泄漏电流值 3 )三相之间的泄漏电流不平衡系 数不应大于 2 3 红 外 检测 1年 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 用红外热像仪测量,对电缆终 断应用规范》执行 端接头和非直埋式中间接头进行

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 25 。 表 25
序号 1 项 目 周 期

橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求
要 大于1000MΩ 求 说 明

主 绝 新作终端或接 缘 的 绝 头后 缘电阻 外 护 110kV及以上: 套 绝 缘 6年 电阻

0.6/1kV电缆用 1000V兆欧表; 0.6/1kV 以 上 电 缆 用 2500V 兆 欧 表;6/6kV及以上电缆可用 5000V 兆欧表 1)采用500V兆欧表 2)对外护套有引出线者进行 用钳型电流表测量

2

每千米绝缘电阻值不低于 0.5MΩ

3

带 电 110kV及以上: 单回路敷设电缆线路, 一般不大于 测 试 外 1年 电缆负荷电流值的 10% ,多回路同沟 护层接 敷设电缆线路, 应注意外护套接地电 地电流 流变化趋势, 如有异常变化应加强监 测并查找原因 外 护 110kV 及以上: 套 直 流 必要时 耐压试 验 按制造厂规定执行

4

必要时,如: 当怀疑外护套绝缘有故障时

5

主 绝 1) 大修新作终 推荐使用频率 20Hz~300Hz 谐振耐 缘 交 流 端或接头后 压试验 耐压试 2)必要时 电压等级 试验电压 时间 验 2.0U0 5min 35kV 以下 (或 1.6U0) (或 60min) 35kV 110kV 220kV 及以上 1.6U0 1.6U0 1.12U0 (1.36U0) 60min 60min 60min

1) 不具备试验条件时可用施加 正常系统相对地电压24小时方法 替代 2)对于运行年限较久(如5年 以上)的电缆线路,可选用较低 的试验电压或较短的时间。 3)必要时,如: 怀疑电缆有故障时

6

局 部 放电测 试

必要时

按相关检测设备要求,或无明显局 可采用:振荡波、超声波、超 部放电信号 高频等检测方法

40

Q/CSG114002-2011

7

护 层 保护器 的绝缘 电阻或 直流伏 安特性

6年

参见 10.4 表 27 中序号 2、3

8

接 地 110kV 及以上: 箱保、 护 必要时 箱连接 接触电 阻和连 接位置 的检查

参见 10.4 表 27 中序号 2、3

9

红 外 220kV:1 年 4 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊 1) 用红外热像仪测量, 对电缆 检测 次 或 以 上 ; 断应用规范》执行 终端接头和非直埋式中间接头进 110kV:1 年 2 次 行 或以上 2) 结合运行巡视进行, 试验人 员每年至少进行一次红外检测, 同时加强对电压致热型设备的检 测,并记录红外成像谱图

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 26。 表 26 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

主 绝 1)新作终端或 试验电压值按下表规定,加压时间 缘 直 流 接头后 5min,不击穿 耐压试 2)电缆失去油 GB/T 311.1 修复、作头 验 压并导致受潮或 电缆额定 规定的雷电 后试验电 进气经修复后 电压,U0/U 冲击耐受电 压,kV 压,kV 64/110 450 550 850 950 1050 1425 1550 1675 225 275 425 475 510 715 775 840

127/220

290/500 2 外 套和 头外 套的 流耐 试验 护 接 护 直 压 必要时

试验电压 6kV,试验时间 1min,不 1)可以用测量绝缘电阻代替, 击穿 有疑问时再作直流耐压试验 2)本试验可与交叉互联系统中 绝缘接头外护套的直流耐压试验 结合在一起进行

41

Q/CSG114002-2011

3

压力 与其直接连接 1) 压力箱的供油量不应小于压力箱 箱供油 的终端或塞止接 供油特性曲线所代表的标称供油量的 特性、 电 头发生故障后 90% 缆油击 2)电缆油击穿电压不低于 50kV 穿电压 3)100℃时电缆油的 tanδ 不大于 和电缆 0.5% 油的 tan δ

1 )压力箱供油特性的试验按 GB9326.5 中 6.3 进行 2)电缆油击穿电压试验按 GB/T507 规定在室温下测量油的 击穿电压 3 )tan δ 采用电桥以及带有加 热套能自动控温的专用油杯进行 测量。电桥的灵敏度不得低于 1 -5 ×10 , 准确度不得低于 1.5%, 油 -5 杯的固有 tanδ 不得大于 5×10 , 在 100 ℃及以下的电容变化率不 得大于 2%。加热套控温的灵敏度 为 0.5℃或更小, 升温至试验温度 100℃的时间不得超过 1h

4

油 压 信号指示 6 个 1) 信号指示能正确发出相应的示警 1)合上示警信号装置的试验开 示 警 系 月;控制电缆线 信号 关应能正确发出相应的声、光示 统 信 号 芯对地绝缘 3 年 2) 控制电缆线芯对地绝缘每千米绝 警信号。 指示及 缘电阻不小于 1MΩ 2)绝缘电阻采用 100V 或 250V 控制电 兆欧表测量 缆线芯 对地绝 缘电阻 电 缆 及附件 内的电 缆油击 穿电压、 tan δ 及 油中溶 解气体 1) 测量击穿 电压和 tanδ :3 年; 2) 测量油中 溶解气体:怀疑 电缆绝缘过热老 化,或终端或塞 止接头存在严重 局部放电时 1)击穿电压不低于 45kV 2)电缆油在温度 100±1℃和场强 1MV/m 下的 tanδ 不应大于下列数值: 投运前:0.5% 其 余:3% 3) 油中溶解气体组份含量的注意值 见下表, μ L/L 气体 组份 可燃气 体总量 H2 C 2H 2 CO 注意值 1500 500 痕量 100 气体 组份 CO2 CH4 C 2H 6 C 2H 4 注意值 1000 200 200 200 1)电缆油击穿电压试验按 GB/T507 规定在室温下测量油的 击穿电压 2 )tan δ 采用电桥以及带有加 热套能自动控温的专用油杯进行 测量。电桥的灵敏度不得低于 1 -5 ×10 , 准确度不得低于 1.5%, 油 -5 杯的固有 tanδ 不得大于 5×10 , 在 100 ℃及以下的电容变化率不 得大于 2%。加热套控温的灵敏度 为 0.5℃或更小, 升温至试验温度 100℃的时间不得超过 1h

5

6

护层 保护器 的绝缘 电阻或 直流伏 安特性 接地 箱保、 护箱连 接接触 电阻和 连接位 置的检 查

6年

参见 10.4 表 27 中序号 2、3

7

110kV 及以上: 必要时

参见 10.4 表 27 中序号 2、3

42

Q/CSG114002-2011

8

红外 检测

500kV:1 年 6 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊 次或以上; 断应用规范》执行 220kV:1 年 4 次 或以上;110kV: 1 年 2 次或以上

1) 用红外热像仪测量,对电缆 终端接头和非直埋式中间接头进 行 2) 结合运行巡视进行, 试验人 员每年至少进行一次红外检测, 同时加强对电压致热型设备的检 测,并记录红外成像谱图

注:油中溶解气体分析的试验方法和要求按 GB/T 7252(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。

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 27。

表27 交叉互联系统的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

电缆 110kV 及以上: 在每段电缆金属屏蔽或金属套与地 1)试验时必须将护层过电压保 外 护 必要时 之间施加直流电压 5kV ,加压时间 护器断开,在互联箱中将另一侧 套、绝 1min,不应击穿 的三段电缆金属套都接地 缘接头 2)必要时,如: 外护套 怀疑有缺陷时 与绝缘 夹板的 直流耐 压试验 护层 过电压 保护器 的绝缘 电阻或 直流伏 安特性 6年 1) 伏安特性或参考电压应符合制造 厂的规定 2) 用 1000V 兆欧表测量引线与外壳 之间的绝缘电阻,其值不应小于 10M Ω

2

3

互联 110kV 及以上: 1)在正常工作位置进行测量,接触 箱 闸 刀 必要时 电阻不应大于 20μ Ω (或连 2)连接位置应正确无误 接片) 接触电 阻和连 接位置 的检查

1)用双臂电桥或回路电阻测试 仪 2)在交叉互联系统的试验合格 后密封互联箱之前进行;如发现 连接错误重新连接后必须重测闸 刀(或连接片)的接触电阻 3)必要时,如: 怀疑有缺陷时

11 电容器 11.1 组架式高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 组架式高压并联电容器、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28。 表28 组架式高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 不低于2000MΩ 求 说 明

极对 壳绝缘 电阻

1 )6 年1 次 2)必要时

1) 串联电容器用1000V兆欧表, 其它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 3)可以整组进行 4)必要时,如: 保险熔断或保护跳闸时

43

Q/CSG114002-2011

2 值 3

电容

1 )6 年1 次 2)必要时 1 )6 年1 次 2)必要时

1)电容值偏差不超过额定值的 -5%~+10%范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 电阻值与出厂值的偏差应在± 10% 之内 1)自放电法测量 2)必要时,如: 巡视时发现有渗漏油或温度异 常等 观察法

并联 电阻值 测量 外观 及渗漏 油检查 红外 检测

4

巡视时

发现外壳变形及漏油时停止使用

5

1年1次

按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 断应用规范》执行

用红外热像仪测量

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29。 表29 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
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

极 间 绝 缘 电 阻 电 容 值

3 年1 次

一般不低于5000MΩ

采用2500V兆欧表

2

3 年1 次

1)每节电容值偏差不超出额定值的 当采用电磁单元作为电源测量 -5%~+10%范围 电容式电压互感器的电容分压器 2)电容值与出厂值相比,增加量超 C1和C2的电容量及tanδ 时,应按 过+2%时,应缩短试验周期 制造厂规定进行 3)由多节电容器组成的同一相,任 何两节电容器的实测电容值相差不超 过5% 10kV 试验电压下的 tan δ 值不大于 当tanδ 值不符合要求时, 应综 下列数值: 合分析tanδ 与电压的关系, 并查 油纸绝缘 0.5% 明原因。 膜纸复合绝缘 0.4% 漏油时停止使用 一般不低于100MΩ 用观察法 采用1000V兆欧表

3

tanδ

3 年1 次

4 5

渗 漏 油检查 低 压 端 对 地 绝 缘 电 阻 局 部 放 电 试 验

巡视时 3 年1 次

6

必要时

预加电压0.8×1.3Um, 持续时间不小 1) 多节组合的耦合电容器可分 于10s, 然后在测量电压1.1Um/ 3 下保 节试验 2)必要时,如: 持1min,局部放电量一般不大于10pC —对绝缘性能或密封有怀疑时 试验电压为出厂试验电压的0.8倍 1) 多节组合的耦合电容器可分 节试验 2)必要时,如: —对绝缘性能有怀疑时

7

工 频 交 流 耐 压试验

必要时

44

Q/CSG114002-2011

8

带 电 1 )投产后半 1) 可采用同相比较法, 判断标准为: 对已安装了带电测试信号取样 测 试 电 年内 — 同 相 电 容 器 的 电 容 量 比 值 单元的电容器进行,超出要求时 容量 2)一年 (CX/CN) 与初始测量电容量比值比较, 应: 3)大修后 变化范围不超过±2% 1)查明原因 4)必要时 2)采用其它测试方法时,可根据实 2)缩短试验周期 际制定操作细则 3)必要时停电复试 红 外 1)500kV:1 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 检测 年不 6 次或以 断应用规范》 上;220kV:1 年 4 次或以上; 110kV:1 年 2 次或以上 2)必要时 1)用红外热像仪测量 2 )结合运行巡视进行,试验 人 员 每年 至少 进行 一次 红外检 测,同时加强对电压致热型设备 的检测,并记录红外成像谱图 3)必要时,如: 怀疑有过热缺陷时

9

注:每年定期进行运行电压下带电测试者 , 对序号 1、2、3 及 5 的项目周期可调整为 6 年。

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,对准确度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30。 表30 断路器电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 2 3 项 目 周 期 要 不小于5000MΩ 电容值偏差在额定值的±5%范围内 求 说 明

极间绝 参考断路器 缘电阻 有关要求 电容值 tanδ 参考断路器 有关要求

采用2500V兆欧表 用交流电桥法

参考断路器 10kV 试验电压下的 tan δ 值不大于 当 tan δ 值大于要求值后应解 有关要求 下列数值: 开断口单独对电容器进行测量, 油纸绝缘 0.5% 油纸绝缘电容器 tan δ 值应不大 膜纸复合绝缘 0.2% 于0.5%, 膜纸复合绝缘电容器tan δ 值应不大于0.2%。 当tanδ 值不 符合要求时, 应综合分析tanδ 与 电压的关系,查明原因 巡视时 漏油时停止使用 用观察法

4

渗漏油 检查

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31。 表31 集合式电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 6 年 1次 期 要 不小于1000 MΩ 求 说 明

相间 和极对 壳绝缘 电阻 电容 值

1)采用2500V兆欧表 2) 试验时极间应用短路线短接 3) 仅对有六个套管的三相电容 器测量相间绝缘电阻

2

6 年1 次

1 ) 每相电容值偏差应在额定值的 -5%~+10%的范围内,且不小于出厂值 的96% 2)三相中每两线路端子间测得的电 容值的最大值与最小值之比 不大于

45

Q/CSG114002-2011
1.06 3 )每相用三个套管引出的电容器 组,应测量每两个套管之间的电容量, 其值与出厂值相差在±5%范围内 3 绝缘 油击穿 电压 油中 溶解气 体组份 含量色 谱分析 渗漏 油检查 红外 检测 必要时 15kV 以下≥25kV 15~35kV≥30kV 参照 110kV 变压器规定执行 必要时,如: 同类设备缺陷、故障率高时 必要时,如: 同类设备缺陷、故障率高时

4

必要时

5 6

巡视时 必要时

漏油应修复 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 断应用规范》执行

观察法 用红外热像仪测量

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、 避雷器及二次回路预防性试验按本标准的有关规定执行。 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32。如试验周期与设备电气试验周期有不同时,应按设备电气试验周期进行。 表32 变压器油的试验项目、周期和要求
要 序号 1 2 酸 (pH值) 3 g 4 闪点 (闭口), ℃ 水分, mg/L 必要时 ≥135 ≥135 GB/T261-2008 酸值, mgKOH/ 必要时 ≤0.03 ≤0.1 GB264-83 项 目 周期 投运前 外状 水溶性 3年 必要时 运行中 DL 429.1-91 GB/T7598-2008 透明、无杂质或悬浮物 >5.4 ≥4.2 求 检验方法

5

1年

500kV:≤10 500kV:≤15 GB/T7600-1987或 220kV:≤15 220kV:≤25 GB/T7601-1987 110kV 及以下: 110kV 及以下: ≤20 ≤35 ≥35 ≥19 GB/T6541-1986(1991年确认)

6

界面张 力(25℃) mN/m tanδ (90℃) %

必要时

7

3年

500kV:≤0.5 220kV及 以 下 : ≤1.0

500kV:≤2.0 220kV 及以下: ≤4.0

GB/T5654-2007

46

Q/CSG114002-2011

8

击穿电 压, kV

3年

500kV: ≥60 500kV:≥50 110~220kV: ≥ 110~220kV: ≥ 40 35 35kV及以下: ≥ 35kV 及以下 : 35 ≥30 ≥6×10
10

电极形状应严格按相应试验方 法的规定执行, 表中指标是220kV 及以下设备采用平板电极, 500kV 设备采用球形和球盖型电极参考 GB/T507-2002或DL 429.9-91。 DL 421-91或GB/T5654-2007

9

体积电 阻率 (90℃), Ω ?m 油中含 气量,% (体积 分数) 油泥与 沉淀物,% (质量 分数) 油中溶 解气体组 份含量色 谱分析 腐蚀性 硫 析气性 时 带电倾 向 油中颗 粒度

必要时

500kV : ≥ 1 × 10 10 ;220kV: ≥ 9 5×10 500kV:≤3 (电抗器):≤5

10

500kV:1年

500kV:≤1

DL/T 703-1999 、 DL450-91 或 DL/T423-2009

11

必要时

<0.02(以下可忽略不计)

GB/T511-1988、DL 429.7-91

12

变压器、电抗器 互感器 套管 电力电缆 必要时 500kV: 必要 必要时

见第5章 见第6章 见第8章 见第10章 非腐蚀性 报告 报告

GB/T17623-1998 、 GB/T7252-2001或DL/T722-2000

13 14 15 16

ASTM D 1275B-2006 IEC 60628(A)-1985、 GB/T11142-1989 DL/T 1095-2008 DL/T 432-2007

500kV: 1) 投运前(热循环后)100mL 油中大 1)投运1个 于 5μ m 的颗粒数≤2000 个 月或大修后; 2)运行时(含大修后)100mL油中大 2)必要时 于5μ m的颗粒数≤ 3000个

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(如无制造厂规定,则检 验项目按表32第1、8项目,指标参照断路器油要求) ;如设备需停电取样时,应按设备电气试验周期进行; 3 .对变压器及电抗器,取样油温为40℃~60℃。

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32或表33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
47

Q/CSG114002-2011 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32.2.1“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33。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33 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 检验方法 DL429.1-91

外状

1) 3年 透明、无游离水分、无杂质或悬浮 2) 投运前 物 或大修后 1) 3年 2) 投运前 或大修后 ≥4.2

2 酸

水溶性 (pH值)

GB/T7598-2008

3

击穿电 1) 1年后 压, 2) 投运前 kV 或大修 3)油量为 60kg以下的少 油断路器3年 或以换油代替

110kV以上: 投运前或大修后 运行中 110kV及以下: 投运前或大修后 运行中

GB/T507-2002或DL429.9-91 ≥40 ≥35 ≥35 ≥30

12.3 SF6气体 12.3.1 SF6新气到货后,充入设备前应按GB12022-2006《工业六氟化硫》验收。抽检率为10%。其 他每瓶只测定含水量。 12.3.2 SF6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34。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34 SF6气体的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周期 要 求 说 明

湿度 1) 新装及大 1)断路器灭弧室气室大修后不大于 (20 ℃ 修后 1 年内复 150,运行中不大于300 体 积 分 测 1 次,以后 2 )其它气室大修后不大于250 ,运 数), 3年1次 行中:不大于500 μ L/L 2)大修后 3)SF6变压器大修后不大于250,运 3)必要时 行中不大于500

1 )按 GB12022-2006 《工业六 氟化硫》 、DL/T915-2005《六氟化 硫气体湿度测定法(电解法)》和 DL/T506-2007 《六氟化硫电气设 备中绝缘气体湿度测量方法》进 行 2) 必要时,如: —新装及大修后 1 年内复测湿 度不符合要求 —漏气超过表7.1中序号2 的要 求 —设备异常时 按 DL/T917-2005 《六氟化硫气 体密度测定法》进行

2

密度 (标准状 态下), 3 kg/m

必要时

6.16

48

Q/CSG114002-2011

3 4 5

毒性 酸度, μ g/g 四氟化 碳(质量 百 分 数), % 空 气 (质量百 分 数 ) , % 可水解 氟化物, μ g/g 矿物 油, μ g/g 纯度,%

无毒 ≤0.3 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1

按 DL/T921-2005 《六氟化硫气 体毒性生物试验方法》进行 按 DL/T916-2005 《六氟化硫气 体酸度测定法》或用检测管测量 按 DL/T920-2005 《六氟化硫气 体中空气、四氟化碳的气相色谱 测定法》进行 按 DL/T920-2005 《六氟化硫气 体中空气、四氟化碳的气相色谱 测定法》进行

6

1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2

7

≤1.0

按 DL/T918-2005 《六氟化硫气 体中可溶解氟化物含量测定法》 进行 按 DL/T919-2005 《六氟化硫气 体中矿物油含量测定法 ( 红外光 谱分析法)》进行 按 DL/T920-2005 《六氟化硫气 体中空气、四氟化碳的气相色谱 测定法》进行

8

≤10

9

≥99.8

10

现场分 1) 投产后 1 参考指标如下,超过参考值需引起 1 )建议结合现场湿度测试进 解 产 物 测 年 1 次,如无 注意: 行,参考GB8905-2008《六氟化硫 试,μ L/L 异常,3 年 1 SO2≤3 电 气 设 备 中气 体 管理 和 检 验导 次 H2S≤2 则》 2)大修后 CO≤100 2)必要时,如: 3)必要时 设备运行有异响,异常跳闸, 开断短路电流异常时 实 验 室 必要时 分解产物 测试 检测组分:CF4、SO2、SOF2、SO2F2、 SF4、S2OF10、HF 必要时,如: 现场分解产物测试超参考值或 有增长,结合现场分解产物测试 结果进行综合判断

11

13 避雷器 13.1 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35。 表35 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

49

Q/CSG114002-2011

1

运行电 压下的交 流泄漏电 流带电测 试

1) 35kV及以 上:新投运后 半年内测量 一次,运行一 年后每年雷 雨季前1次 2) 怀疑有缺 陷时

1)测量运行电压下全电流、阻性电 流或功率损耗,测量值与初始值比较 不应有明显变化 2)测量值与初始值比较,当阻性电 流增加50%时应该分析原因,加强监 测、适当缩短检测周期;当阻性电流 增加1倍时应停电检查

1) 35kV及以上运行中避雷器应 采用带电(或在线)测量方式,如 避 雷 器 不具 备 带电 测试 条 件时 (如变压器中性点避雷器、500kV 主变变低35kV避雷器等), 应结合 变压器停电周期安排停电测试 2)应记录测量时的环境温度、 相对湿度和运行电压 3) 带电测量宜在避雷器外套表 面干燥时进行;应注意相间干扰 的影响 4) 避雷器(放电计数器)带有全 电流在线检测装置的不能替代本 项目试验, 应定期记录读数(至少 每1个月一次),发现异常应及时 带电或停电进行阻性电流测试

2 测

红外检

1) 500kV: 1 按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊 1)采用红外热像仪 年 6 次或以 断应用规范》执行 2) 发现热像图异常时应结合带 上; 220kV : 1 电测试综合分析,再决定是否进 年 4 次或以 行停电试验和检查 上;110kV:1 3)结合运行巡视进行 年 2 次或以上 2) 怀疑有缺 陷时 1)每年雷 雨季前 2) 怀疑有缺 陷时 1)35kV、 110kV:6年; 220kV、 500kV:3年 2) 怀疑有缺 陷时 测试3~5次,均应正常动作 结合带电测试进行

3

检查放 电计数器 动作情况 绝缘电 阻

4

1)35kV以上:不小于2500MΩ 2)35kV及以下:不小于1000MΩ

采用2500V及以上兆欧表

5

直流 1mA电压 U1mA及 0.75U1mA下 的泄漏电 流 底座绝 缘电阻

1)35kV、 1)不低于GB11032规定值 1 )要记录环境温度和相对湿 110kV:6年; 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定 度,测量电流的导线应使用屏蔽 220kV、 值比较,变化不应大于±5% 线 500kV:3年 3) 0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50 2) 初始值系指交接试验或投产 2) 怀疑有缺 μ A 试验时的测量值 陷时 3) 避雷器怀疑有缺陷时应同时 进行交流试验 1)35kV、 110kV:6年; 220kV、 500kV:3年 2) 怀疑有缺 陷时 35kV及以 上:怀疑有缺 陷时 不小于5MΩ 采用2500V及以上兆欧表

6

7

工频参 考电流下 的工频参 考电压

应符合GB11032或制造厂的规定

1)测量环境温度(20±15)℃ 2)测量应每节单独进行,整相 避雷器有一节不合格,宜整相更 换

注:(1)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4~7的项目可不做定期试验。 (2)安装在变电站终端塔上的无间隙金属氧化物避雷器的预防性试验周期和要求等同于变电站内金属 氧化物避雷器,如进行交流阻性电流带电测试有困难时可加强红外检测、全电流监视和巡视频度,或采取 抽检的方式,也可结合线路停电安排停电试验。

50

Q/CSG114002-2011 13.2 GIS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36。 表 36 GIS 用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

运行电 1 )新 投 运 压下的交 后半年内测 流 泄 漏 电 量一次,运行 流 一年后每年 雷雨季前1次 2)怀疑有 缺陷时 检查放 怀疑有缺 电 计 数 器 陷时 动作情况

1)测量全电流、阻性电流或功率损 耗,测量值与初始值比较,不应有明 显变化 2)当阻性电流增加50%时应分析原 因,加强监测、缩短检测周期;当阻 性电流增加1倍时必须停电检查 测试3~5次,均应正常动作

1)采用带电测量方式,测量时 应记录运行电压 2) 避雷器(放电计数器)带有全 电流在线检测装置的不能替代本 项目试验, 应定期记录读数(至少 每3个月一次),发现异常应及时 进行阻性电流测试

2

13.3 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表 37。 表 37 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 周 期 要 求 说 明

本体绝 缘电阻 本体直 流 1mA 电 压 U1mA 及 0.75U1mA 下的泄漏 电流 本体运 行电压下 的交流泄 漏电流 本体工 频参考电 流下的工 频参考电 压 检查放 电计数器 动作情况 复合外 套、 串联间 隙及支撑 件的外观 检查

必要时 必要时

1)35kV以上不低于2500MΩ 2)35kV及以下不低于1000MΩ 1)不得低于GB11032规定值 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定 值比较,变化不应大于±5% 3) 0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50 μ A 1)测量全电流、阻性电流或功率损 耗,测量值与初始值比较,不应有明 显变化 2)当阻性电流增加50%时应分析原 因;当阻性电流增加1倍时应退出运行 应符合GB11032或制造厂的规定

采用2500V及以上兆欧表

3

必要时

4

必要时

5

必要时

测试3~5次,均应正常动作

6

必要时

1)复合外套及支撑件表面不应有明 显或较大面积的缺陷 ( 如破损、开裂 等) 2)串联间隙不应有明显的变形

注: 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器主要强调抽样试验,必要时指: (1)每年根据运行年限和放电动作次数等因素确定抽样比例,将运行时间比较长或动作次数比较多的 避雷器拆下进行预防性试验。 (2)怀疑避雷器有缺陷时。

51

Q/CSG114002-2011 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38。 表38 封闭母线的试验项目、周期和要求
序号 1 阻 项 目 周 期 要 求 说 明

绝缘电

大修时

1)额定电压为15kV及以上全连式离 相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值 不小于50MΩ 2) 6kV共箱封闭母线在常温下分相绝 缘电阻值不小于6MΩ 试验电压,kV 额定电压,kV 出厂 ≤1 6 15 20 24 4.2 42 57 68 70 现场 3.2 32 43 51 53

采用 2500V 兆欧表

2

交流耐 压试验

大修时

3 测

红外检

1 年 1次

1)参照DL/T664-2008《带电设备红 外诊断应用规范》 2)发现温度异常时应退出运行

注:管型母线试验项目参照封闭母线执行,交流耐压试验电压参考制造厂规定。

14.2 一般母线 一般母线的试验项目、周期和要求见表39。 表39 一般母线的试验项目、周期和要求
序号 1 阻 2 交流耐 压试验 必要时 额定电压在1kV以上时,试验电压参 照表9.1项目3规定;额定电压在1kV及 以下时,试验电压为1kV,可用2500V兆 欧表试验代替, 48V及以下不做交流耐 压试验 1)按DL/T664-2008《带电设备红外 诊断应用规范》执行 2)发现温度异常时应退出运行 必要时,如: 更换支持绝缘子等 项 目 周 期 要 不应低于1MΩ /kV 求 说 明

绝缘电

必要时

采用2500V兆欧表

3 测

红外检

1年

15 1kV 以上的架空电力线路 1kV 以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表 40。 表40 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

52

Q/CSG114002-2011

1

检查导 1)3 年 1)外观检查无异常 铜线的连接管检查周期可延长 线连接管 2 ) 线路检 2)连接管压接后的尺寸及外形应符 至 5 年 的 连 接 情 修时 合要求 况 瓷质绝 缘子串的 零值绝缘 子 检 测 (110kV 及 以上) 见表 9.1

2

3

线路的 线路检修 绝缘电阻 后 ( 有带电的 平行线路 时不测) 检查相 位 间隔棒 检查 线路连接 有变动时

根据实际情况综合判断

采用 2500V 及以上的兆欧表

4 5

线路两端相位应一致

1)3 年 状态完好,无松动、无胶垫脱落等 2 ) 线路检 情况 修时 无磨损松动等情况

6

阻尼设 1)3 年 施 ( 防 振 2 ) 线路检 锤)的检查 修时 红外检 测

7

110kV 及以 按 DL/T664-2008《带电设备红外诊 针对导线压接管、跳线连接板 上线路投运 1 断应用规范》执行 进行 年内测量 1 次, 以后根据 巡视结果决 定

注:关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查,杆塔和过电压 保护装置的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查,导线断股检查等项目,应按架空电力线路和电气设 备接地装置有关规程的规定进行。

16 接地装置 16.1 有效接地系统 有效接地系统(指35kV及以上变电站、发电厂)接地网的试验和检查项目、周期和要求见表 41。 表41 有效接地系统接地网的试验和检查项目、周期和要求
序号 项 目 周 期 要 求 说 明

53

Q/CSG114002-2011
1 检查电 力设备接 地引下线 与接地网 连接情况 (导通性 测试) 1)6年 2)必要时 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现 象。状况良好设备的回路电阻测试值 应在50mΩ 以下; 50 ~200mΩ 者,宜 关注其变化,重要设备宜在适当时候 检查处理;200mΩ ~1Ω 者,对重要设 备应尽快检查处理,其它设备宜在适 当时候检查处理;1Ω 以上者,设备与 主地网未连接,应尽快检查处理 1) 采用测量接地引下线与接地 网(或相邻设备)之间的回路电 阻值来检查其连接情况,可将所 测数据与历次数据比较和相互比 较,通过分析决定是否进行挖开 检查 2) 应采用通以不小于5A的直流 电流测量回路电阻的方法来检查 地网的完整性和接地引下线的连 接情况 3) 必要时,如: 怀疑连接线松脱或被腐蚀时

2

发电厂、 1)10年 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现 1 )传统的方法是抽样开挖检 变电站接 2 ) 位 于 海 象,当外观检查或根据腐蚀量化指标 查,根据电气设备重要性和施工 地 网 的 腐 边、潮湿地区 得出接地网已严重腐蚀的结论时,应 安全性,选择5~8点沿接地引下 蚀 诊 断 检 或有地下污染 安排大修或因地制宜的采用成熟的防 线开挖检查,采用外观检查、取 查 源地区的变电 腐措施 样进行腐蚀率和腐蚀速度等量化 站,可视情况 指标判断变电站接地网的腐蚀情 缩短开挖周期 况,如有疑问还应扩大开挖范围 3) 怀疑地网 2) 判断主网导体腐蚀程度的方 腐蚀情况严重 法有直观法 (肉眼观察腐蚀情况, 时 拍照记录) 、 取样量直径法、 取样 失重法(相对失重法、自然失重 法)和针孔法(以腐蚀深度反映 腐蚀率) 等, 以相对失重法为例, 腐蚀率小于10%的, 腐蚀程度为一 般; 腐蚀率大于等于25%的, 腐蚀 程度为严重。 3) 推荐探索和应用成熟的变电 站接地网腐蚀诊断技术及相应的 专家系统与开挖检查相结合的方 法, 减少抽样开挖检查的盲目性。 “变电站钢材质接地网土壤腐蚀 性评价方法”见附录D。

54

Q/CSG114002-2011
3 接 地网 主要根据 安 全 性 状 运行年限和运 态评估 行情况确定: 1) 运行年限 比较长,建议 220kV 及 以 上 变电站不超 过10年 2)变电站 扩容或负荷 增加导致接 地短路电流 水平有明显 的提高 3) 地网 (尤 其是外扩地 网)遭到局部 破坏 4) 地网腐蚀 严重 5) 运行中发 生过与接地网 有关的设备故 障 6) 怀疑接地 网在雷击或工 频接地短路状 态下性能不满 足要求 7) 地网改造 后 接地网安全性状态评估的内容、项 目和要求详见附录C 1)通过实测接地阻抗值和架空避雷 线(包括 10kV 电缆外皮)的分流系数 确定的接地网接地阻抗应满足设计值 要求(一般不宜大于0.5Ω ) 2)在高土壤电阻率地区,接地阻抗 按上述要求在技术、经济上极不合理 时,允许超过0.5Ω ,且必须采取措施 以保证发生接地时,在该接地网上: 接触电压和跨步电压均不超过允许的 数值;采取措施防止高电位引外和低 电位引内;考虑短路电流非周期分量 的影响,接地网电位升高时, 10kV 避 雷器不应动作或动作后能承受被赋予 的能量而不发生爆炸;二次设备有防 雷措施 3)根据跨步电压和接触电压的实测 值和数值评估值对比其安全限值,要 求跨步电压和接触电压满足人身安全 要求 4)通过数值评估得到的变电站接地 短路故障下地网导体电位升高和场区 电压差应满足一次设备、 二次设备 (或 二次回路)和弱电子设备的绝缘要求 和电磁干扰要求 1) 宜采用夹角法 (电流极和电 压极远离地网,电压线和电流线 成夹角布置,最好为反向布置) 测量地网接地阻抗,电压极和电 流极与接地装置边缘的直线距离 应至少是接地网最大对角线的 4 倍 2)对于110kV及以上的大型地 网,不宜采用直线法进行测量 3) 变电站周围土壤电阻率比较 均匀,可采用30度夹角法进行测 量 4) 电压线和电流线布线前, 应 用GPS对接地网边缘、 电压极和电 流极进行精确定位,确保电压线 和电流线的放线长度满足要求 5) 应采用柔性电流钳表 (罗哥 夫斯基线圈)测量出线构架的避 雷线 (普通地线和OPGW光纤地线) 和10kV电缆外皮对测试电流的分 流,得到分流系数,结合接地阻 抗实测值来推算接地装置真实的 接地阻抗值

注:本表主要针对钢材质接地网,对耐腐蚀性能好、开挖检查存在困难的铜质材料(纯铜、铜包钢、铜镀钢 等)接地网的试验项目、周期和要求可结合实际情况参照本表执行。

16.2 架空输电线路 架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表42。 表42 架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

有架空 1)进线段 地 线 的 线 杆塔2年 路杆塔的 2)其它线 接地电阻 路杆塔不超过 5年 3)必要时 (如线路雷击 跳闸、绝缘子 击穿等故障 后)

当杆塔高度在40m以下时,按下列要 求,如杆塔高度达到或超过40m时则取 下表值的 50% ,但当土壤电阻率大于 2000Ω ·m,接地电阻难以达到15Ω 时 可增加至20Ω 高度40m以下的杆塔,如土壤电阻率 很高,接地电阻难以降到 30Ω ,可采 用6 ~8 根总长不超过 500m 的放射形接 地体或连续伸长接地体,其接地电阻 可不受限。但对于高度达到或超过40m 的杆塔,其接地电阻也不宜超过20Ω 土壤电阻率,Ω ·m 100及以下 100~500 500~1000 1000~2000 2000以上 接地电阻,Ω 10 15 20 25 30

1) 基建工程交接验收时必须采 用三极法布线测量,并用钳表法 测量比对,如果两者结果一致, 预防性试验才能用钳表法直接测 量 2) 线路杆塔改造后的测量程序 和要求同交接验收 3)必要时,如: —巡检时怀疑杆塔地网 —放射延长线存在人为偷盗和 雨水冲刷等外力因素破坏时

55

Q/CSG114002-2011
2 无架空 1) 进线段杆 种 类 地 线 的 线 塔2年 非有效接地系统的 路杆塔接 2) 其它线路 钢筋混凝土杆、金属 地电阻 杆塔不超过5 杆 年 中性点不接地的低 压电力网的线路钢筋 混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子 铁脚 接地电阻,Ω 30

50

30

16.3 非有效接地系统 非有效接地系统接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表43。 表43 非有效接地系统接地装置的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

非有效 接地系统 电力设备 的接地电 阻

必要时

1 )当接地网与 1kV 及以下设备共用 接地时,接地电阻R≤120/I,且不应 大于4Ω 2)当接地网仅用于1kV以上设备时, 接地电阻R≤250/I,且不应大于10Ω , 式中: I -经接地网流入地中的短路电流 (A), R -考虑到季节变化最大接地电阻 (Ω ) 使用同一接地装置的所有这类电力 设备,当总容量达到或超过100kVA时, 其接地电阻不宜大于4Ω 。如总容量小 于 100kVA 时 , 则 接 地 电 阻 允 许 大 于 4Ω ,但不超过10Ω

必要时,如 —怀疑地网被腐蚀时 —地网改造后

2

1kV 以 下 电力设备 的接地电 阻

必要时

对于在电源处接地的低压电力 网(包括孤立运行的低压电力网) 中的用电设备,只进行接零不作 接地。所用零线的接地电阻就是 电源设备的接地电阻,其要求按 序号2确定, 但不得大于相同容量 的低压设备的接地电阻

16.4 其它设备 其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表44。 表44 其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 不宜大于10Ω 要 求 说 明

独 立 避 不超过 6 年 雷针(线) 的接地电 阻 独 立 微 不超过6年 波站的接 地电阻 独立贮 油、贮气罐 及其管道 的接地电 阻 不超过6年

在高土壤电阻率地区接地电阻 难以降到10Ω 时,允许有较大数 值,但应符合防止避雷针(线)对 被保护对象及其它物体反击的要 求

2

不宜大于5Ω

3

不宜大于30Ω

56

Q/CSG114002-2011
4 发电厂 专用设施 集中接地 装置的接 地电阻 露天配 电装置避 雷针的集 中接地电 阻 不超过6年 不宜大于10Ω 与主接地网连在一起的可不测 量,但应检查与接地网的连接情 况(导通性测试)

5

不超过 6 年

不宜大于10Ω

与主接地网连在一起的可不测 量,但应检查与接地网的连接情 况(导通性测试)

6

与架空 与进线段杆 排气式和阀式避雷器的接地电阻, 线 直 接 连 塔接地电阻的 分别应不大于 5Ω 和 3Ω 。对于1500kW 接 的 旋 转 测量周期相同 及以下的小型直配电机,如果不采用 电机进线 DL/T620-1997 中相应接线时,此值可 段上避雷 酌情放宽 器的接地 电阻

17 串补装置 串补装置金属氧化物限压器、旁路断路器、电流互感器等元件试验和检查项目、周期和要求分 别按本标准中金属氧化物避雷器、断路器、电流互感器相关章节要求执行。 17.1 串补装置电容器 串补装置电容器的试验和检查项目、周期和要求见表45。 表45 串补装置电容器的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

电容器 6年或必要 每臂电容值偏差不超过不平衡电流 组桥臂电 时 初始整定值要求 容值测量 电容器 投运后1年, 电容值偏差不超出额定值的± 3% 范 单 元 电 容 以后6年或必 围 值测量 要时(根据不 平衡电流确 定)

用电桥法或其它专用仪器测量

2

用电桥法或其它专用仪器测量

17.2 串补装置阻尼电阻 串补装置阻尼电阻的试验和检查项目、周期和要求见表46。

表46 串补装置阻尼电阻的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 周 期 要 求 说 明

电阻值 6年或必要 按照 DL/T 780-2001 中 4.4.1 执行, 测量 时 与出厂值相差在±5%范围内 阻尼电 6年或必要 阻器间隙 时 外观检查 及间隙距 离测量 外观无烧蚀,距离变化不超过±5% 如有需要,打磨电极烧痕

18.3 串补装置阻尼电抗器
57

Q/CSG114002-2011 串补装置阻尼电抗器的试验和检查项目、周期和要求见表47。 表47 串补装置阻尼电抗器的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

绕组 直 流电阻测 量 绕组电 感值测量

必要时

按照 GB 50150-2006 中 8.0.2 执行, 测量时阻尼电抗器应远离强磁 与出厂值相差在±2%范围内 场源,电抗器绕组温度应与环境 温度基本平衡,电阻测量值应换 算到75℃ 按 照 GB/T 10229-1988 中 28.1.2 执 行,与出厂值相差在±5%范围内 宜采用阻抗法测量

2

必要时

17.4 串补装置电阻分压器 串补装置电阻分压器的试验和检查项目、周期和要求见表48。 表48 串补装置电阻分压器的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明

高压臂 6年或必要 绝 缘 电 阻 不 应 小 于 500M?( 电 压 固定串补通常不需要电阻分压 对串补平 时 1000V) 器 台的绝缘 电阻检查 分压电 6年或必要 按照DL/T 780-2001中4.4.1执行,与 固定串补通常不需要电阻分压 阻一、二次 时 出厂值相差在±0.5%范围内 器 侧阻值测 量 电阻比 检测 必要时 符合制造厂规定 器 固定串补通常不需要电阻分压

2

3

17.5 串补装置触发型间隙 串补装置触发型间隙的试验和检查项目、周期和要求见表49。 表49 串补装置触发型间隙的试验和检查项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 6年 期 要 求 说 明

触发管 绝缘电阻 测量 触发管 闪络放电 电压检测

绝缘电阻不应低于2500MΩ

采用2500V兆欧表测量

2

必要时

记录触发管放电电压,和出厂值相 比较,放电电压偏差不超过额定值 符合照制造厂规定

3

放电间 6年或必要 隙距离检 时 查

4 5 6 7

绝缘电 6年或必要 绝缘支柱和绝缘套管的绝缘电阻不 阻测量 时 应低于500MΩ 限流电 6年或必要 阻值测量 时 触发回 6年或必要 路试验 时 电压同 6年或必要 步回路检 时 查 符合照制造厂规定 可靠触发 符合照制造厂规定

采用2500V兆欧表测量

从保护出口到脉冲变出口

58

Q/CSG114002-2011
注1:利用交流电压发生器或直流电压发生器,对触发管进行自放电试验。试验时,将触发管与其它部件的 电气连接解开。 注2:在电压同步回路的输入端施加50Hz交流电压,并进行点火试验。当施加电压低于触发门槛电压值时, 点火试验时触发装置应可靠不点火;当施加电压高于触发门槛电压值时,点火试验时触发回路应可靠点火。

18 旋转电机 18.1 同步发电机 18.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表 50,6000kW 以下者可参 照执行。 表 50 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 定子绕 组的绝缘 电阻、 吸收 比或极化 指数 周 期 1 )1年 或小修时 2) 大修 前、后 要 求 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条 件(温度、湿度)下,绝缘电阻值降低到历年 正常值的1/3以下时,应查明原因 2) 各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大 于最小值的100% 3)吸收比或极化指数:沥青浸胶及烘卷云 母绝缘吸收比不应小于 1.3 或极化指数不应 小于 1.5 ;环氧粉云母绝缘吸收比不应小于 1.6或极化指数不应小于2.0 透平型发电机各相或各分支的直流电阻 值,在校正了由于引线长度不同而引起的误 差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时) 测量值比较, 相差不得大于最小值的1.5%(水 轮发电机为1%)。超出要求者,应查明原因 说 明 1)采用2500V兆欧表,量程一 般不低于10000MΩ 2)200MW及以上机组推荐测量 极化指数 3 )水内冷定子绕组应在消除 剩水的影响下进行,否则自行规 定 4 )水内冷定子绕组在通水情 况下用专用兆欧表, 同时测量汇 水管及绝缘引水管的绝缘电阻 1 )在冷态下测量,绕组表面 温度与周围空气温度之差不应 大于±3℃ 2)透平型发电机相间(或分支 间) 差别及其历年的相对变化大 于1% 3)接头质量不良的检测见 DL/T664—1999 6.1.1 4)必要时,如: —出现差动保护动作又不能 完全排除定子故障时 —出口短路后 1 )应在停机后清除污秽前热 状态下进行。处于备用状态时, 可在冷态下进行。氢冷发电机应 在充氢后氢纯度为 96% 以上或排 氢后含氢量在3%以下时进行,严 禁在置换过程中进行试验 2)试验电压按每级0.5Un分阶 段升高,每阶段停留1min 3 )不符合要求的 2) 、3) 之一

2

定子绕 组的直流 电阻

1) 大修 时 2) 必要 时

3

定子绕 组泄漏电 流和直流 耐压试验

1 )1年 或小修时 2 )大 修前、后 3) 更换 绕组后 4) 必要 时

1)试验电压如下: 全部更换定子绕组并修好后 局部更换定子绕组并修好后 运行 20 年及以下者 大 运行 20 年以上与架空线 修 直接连接者 前 运行 20 年以上不与架空 线直接连接者 小修时和大修后

3.0Un 2.5Un 2.5Un 2.5Un (2.0~ 2.5)Un 2.0Un

59

Q/CSG114002-2011
2)在规定试验电压下,各相泄漏电流的差 别不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在 20 μ A 以下者,相间差值与历次试验结果比 较,不应有显著的变化 3)泄漏电流不随时间的延长而增大 者,应尽可能找出原因并消除, 但并非不能运行 4 )泄漏电流随电压不成比例 显著增长时,应注意分析 5 )试验时,微安表应接在高 压侧,并对出线套管表面加以屏 蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘 者,应采用低压屏蔽法接线;汇 水管直接接地者,应在不通水和 引水管吹净条件下进行试验。冷 却水质应透明纯净,无机械混杂 物,导电率在水温25℃时要求: 对于开启式水系统不大于 5.0× 102 μ S/m ;对于独立的密闭循 环水系统为1.5×102μ S/m 6)必要时,如: 出现定子绕组单相接地或差 动保护动作又不能完全排除定 子故障时 1 )应在停机后清除污秽前热 状态下进行。处于备用状态时, 可在冷状态下进行。氢冷发电机 试验条件同本表序号3说明1) 2 )水内冷电机一般应在通水 的情况下进行试验,进口机组按 厂家规定,水质要求同本表序号 3说明5) 3 )全部或局部更换定子绕组 的工艺过程中的试验电压见附 录E 1)采用1000V兆欧表测量。水 内冷转子用 500V 及以下兆欧表 或其它测量仪器 2)对于300MW以下的隐极式电 机,当定子绕组已干燥完毕而转 子绕组未干燥完毕,如果转子绕 组的绝缘电阻值在 75 ℃时不小 于2k Ω ,或在20 ℃时不小于 20k Ω ,允许投入运行 3)对于300MW及以上的隐极式 电机,转子绕组的绝缘电阻值在 10~30℃时不小于0.5MΩ 4)必要时,如: 出口短路后 1)在冷态下进行测量 2 )显极式转子绕组还应对各 磁极线圈间的连接点进行测量 3)必要时,如: 出口短路后 1 )隐极式转子拆卸套箍只修 理端部绝缘时,可用 2500V 兆欧 表测绝缘电阻代替 2 )隐极式转子若在端部有铝 鞍,则在拆卸套箍后作绕组对铝 鞍的耐压试验。试验时将转子绕 组与轴连接,在铝鞍上加电压

4

定子绕 组交流耐 压试验

1) 大修 前 2) 更换 绕组后

5

转子绕 组的绝缘 电阻

1) 小修 时 2) 大修 中转子清 扫前、后 3) 必要 时

1) 全部更换定子绕组并修好后的试验电压 如下: 额定电压,V 试验电压,V 6000~18000 2 Un +3000 18000 以上 按专门协议 2) 大修前或局部更换定子绕组并修好后试 验电压为: 运行 20 年及以下者 1.5 Un 运行 20 年以上与架空线路直 1.5 Un 接连接者 运行 20 年以上不与架空线路 (1.3~ 直接连接者 1.5) Un 1)在室温时一般不小于0.5MΩ 2) 水内冷转子绕组在室温时一般不应小于 5kΩ

6

转子绕 组的直流 电阻

1) 小修 时 2) 必要 时

与初次(交接或大修)所测结果比较,在相 同温度下,其差别一般不超过2%

7

转子绕 组交流耐 压试验

1) 显极 式转子大 修时和更 换绕组后 2) 隐极 式转子拆 卸 套 箍

试验电压如下: 显极式和隐极式转子全部 更换绕组并修好后 额定励磁电压 500V 及以下者 为 10Un, 但不低 于 1500V;500V 以 上 者 为 2 Un +4000V

60

Q/CSG114002-2011
后,局部 修理槽内 绝缘和更 换绕组后 5Un, 但 不 低 于 1000V,不大于 2000V 隐极式转子局部修理槽内 5Un, 但 不 低 于 绝缘后及局部更换绕组并 1000V,不大于 修好后 2000V 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ ,否则应查明 原因并消除 显极式转子大修时及局部 更换绕组并修好后 2000V 3 )全部更换转子绕组工艺过 程中的试验电压值按制造厂规 定

8

9

10

发电机 和励磁机 的励磁回 路所连接 的设备(不 包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的绝缘 电阻 发电机 和励磁机 的励磁回 路所连接 的设备(不 包括发电 机转子和 励磁机电 枢)的交流 耐压试验 定子铁 芯试验

1) 小修 时 2 )大 修时

1)小修时用1000V兆欧表 2)大修时用2500V兆欧表

大修时

试验电压为1kV

可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻 代替

1) 重新 组装或更 换、修理 硅钢片后 2) 必要 时

1)磁密在1T下齿的最高温升不大于15K, 齿的最大温差不大于 10K ,单位损耗不大于 1.3倍参考值,在1.4T下自行规定 2)单位损耗参考值见附录E

11

发电机 组和励磁 机轴承的 绝缘电阻

大修时 Ω

1 )透平型发电机组的轴承不得低于 0.5M 2) 立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦 不得低于100MΩ ;油槽充油并顶起转子时, 不得低于0.3MΩ 3)所有类型的水轮发电机,凡有绝缘的导 轴承,油槽充油前,每一轴瓦不得低于100M Ω 与铭牌或最初测得的数据比较,其差别不 应超过10%

1)用红外热像仪测温 2 )在磁密为1T 下持续试验时 间为 90min, 在磁密为 1.4T 下持 续时间为 45min 。对直径较大的 水轮发电机试验时应注意校正 由于磁通密度分布不均匀所引 起的误差 3 ) 200MW 及以上透平型发电 机,试验时磁通密度宜为1.4T或 不小于80%设计磁密 4)必要时,如: —对定子铁心测点温度有怀 疑时 —第一次大修,抽出转子后 —更换定子线棒或槽锲后 透平型发电机组的轴承绝缘, 用 1000V 兆欧表在安装好油管后 进行测量

12

13

灭磁电 阻器(或自 同期电阻 器)的直流 电阻 灭磁开 关的并联 电阻

大修时

大修时

与初始值比较应无显著差别

电阻值应分段测量

61

Q/CSG114002-2011
14 转子绕 组的交流 阻抗和功 率损耗 大修时 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验 条件下与历年数值比较,不应有显著变化 1 )隐极式转子在膛外或膛内 以及不同转速下测量。显极式转 子对每一个转子绕组测量 2 )每次试验应在相同条件、 相同电压下进行,试验电压峰值 不超过额定励磁电压( 显极式转 子自行规定) 3 )本试验可用动态匝间短路 监测法代替 1)用250V及以下的兆欧表 2 )检温计除埋入式外还包括 水内冷定子绕组引水管出水温 度计 3 )对电阻式检温计应测量电 阻值 1)运行中检温元件电位升高、 槽楔松动或防晕层损坏时测量 2 )试验时对定子绕组施加额 定交流相电压值,用高内阻电压 表测量绕组表面对地电压值 3 )有条件时可采用超声法探 测槽放电 必要时,如: —更换线棒后 —改变端部固定结构后

15

检温计 绝缘电阻 和温度误 差检验

大修时

1)绝缘电阻值自行规定 2) 检温计指示值或电阻值误差不应超过制 造厂规定

16

定子槽 部线圈防 晕层对地 电位

必要时

不大于10V

17

18

透平型 发电机定 子绕组端 部固有振 动频率测 试及模态 分析 定子绕 组端部手 包绝缘施 加直流电 压测量

1) 大修 时 2) 必要 时

按DL/T735—2000 《大型汽轮发电机定子绕 组端部动态特性的测量及评定》规定执行

1) 大修 时 2) 必要 时

1)直流试验电压值为Un 2)测试结果一般不大于下表中的值 手包绝缘引线接头,汽机 20μ A;100MΩ 侧隔相接头 电阻上的电压 降值为 2000V 端部接头 ( 包括引水管锥 30μ A;100MΩ 体绝缘 ) 和过渡引线并联 电 阻 上 的 电 压 块 降值为 3000V

19

轴电压

大修后

20

定子绕 组绝缘老 化鉴定

累计运 行时间20 年以上且 运行或预 防性试验 中绝缘频 繁击穿时

1)透平型发电机的轴承油膜被短路时,转 子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间 的电压 2 )透平型发电机大轴对地电压一般小于 10V 3)水轮发电机不作规定 见附录E

1)本项试验适用于200MW及以 上的国产水氢氢透平型发电机 2)可在通水条件下进行试验, 以发现定子接头漏水缺陷 3)宜用反向加压法 4)必要时,如: 水轮发电机和200MW 及以下透 平型发电机在出现三相直流泄 漏电流不符合序号3 要求2) 、3) 的规定时,可利用此方法查找缺 陷 测量时采用高内阻(不小于 100kΩ /V)

新机投产后第一次大修有条 件时可对定子绕组做试验,取得 初始值

62

Q/CSG114002-2011
21 空载特 性曲线 1) 大修 后 2) 更换 绕组后 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较,应 在测量误差的范围以内 2)在额定转速下的定子电压最高值: —水轮发电机为 1.5 Un( 以不超过额定励 磁电流为限) —透平型发电机为 1.3 Un( 带变压器时为 1.1Un) 3)对于有匝间绝缘的电机,施加最高电压 时的持续时间为5min 与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较, 其差别应在测量误差的范围以内 一般性大修时可以带主变压 器试验

22

三相稳 定短路特 性曲线 发电机 定子开路 时的灭磁 时间常数 检查相 序 温升试 验

23

1) 更换 绕组后 2) 必要 时 更换灭 磁开关后

时间常数与出厂试验或更换前相比较应无 明显差异

24 25

26

定、 转子 线棒水流 量试验

改动接 应与电网的相序一致 线时 1)定、 应符合制造厂规定 转子绕组 更换后 2) 冷却 系统改进 后 3) 必要 时 1) 大修 参照JB/T6228—1992《汽轮发电机绕组内 时 部水系统检验方法及评定》 2) 必要 时

如对埋入式温度计测量值有 怀疑时,用带电测平均温度的方 法进行校核

同时测试总进水或总出水的 流量

18.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定 18.1.2.1 发电机大修中更换绕组时,容量为 10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件, 才可以不经干燥投入运行: a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于 1.3 或极化指数不小于 1.5,对于环氧粉云 母绝缘吸收比不小于 1.6 或极化指数不小于 2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。 b)在 40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ (取 Un 的千伏数,下同),分相试验 时,不小于 2(Un+1)MΩ 。若定子绕组温度不是 40℃,绝缘电阻值应进行换算。 19.1.2.2 运行中的发电机,在大修中未更换绕组时,除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是 含水的油)外,满足上述条件时,一般可不经干燥投入运行。 18.2 直流电机 直流电机的试验项目、周期和要求见表 51。 表 51 直流电机的试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 绕组的绝缘电阻 周 期 1)小修时 2)大修时 要 求 绝缘电阻值一般不低于 0.5M Ω 说 明 1)用 1000V 兆欧表 2)对励磁机应测量电枢 绕组对轴和金属绑线的绝 缘电阻

2

绕组的直流电阻

大修时

1)与制造厂试验数据或以前 测得值比较,相差一般不大于 2%;补偿绕组自行规定 2)100kW 以下的不重要的电 机根据实际情况规定

63

Q/CSG114002-2011
3 电枢绕组片间的直流 电阻 大修时 相互间的差值不应超过正常 最小值的 10% 1)由于均压线产生的有 规律变化, 应在各相应的片 间进行比较判断 2)对波绕组或蛙绕组应 根据在整流子上实际节距 测量电阻值 100kW 以下不重要的直 流电机电枢绕组对轴的交 流耐压可用 2500V 兆欧表 试验代替 应在不同分接头位置测 量, 电阻值变化应有规律性 1)磁场可变电阻器可随 同励磁回路进行 2)用 2500V 兆欧表 必要时可做无火花换向 试验

4

绕组的交流耐压试验

大修时

磁场绕组对机壳和电枢对轴 的试验电压为 1000V

5 6

磁场可变电阻器的直 流电阻 磁场可变电阻器的绝 缘电阻 调整碳刷的中心位置 检查绕组的极性及其 连接的正确性 测量电枢及磁极间的 空气间隙

大修时 大修时

与铭牌数据或最初测量值比 较相差不应大于 10% 绝缘电阻值一般不低于 0.5M Ω 核对位置是否正确, 应满足良 好换向要求 极性和连接均应正确 各点气隙与平均值的相对偏 差应在下列范围: 3mm 以下气隙 ±10% 3mm 及以上气隙 ±5% 与制造厂试验数据比较, 应在 测量误差范围内

7 8 9

大修时 接线变动时 大修时

10 验

直流发电机的特性试 后

1) 更换绕组 2)必要时

11 查

直流电动机的空转检 后

1)大修后 2) 更换绕组

1)转动正常 2)调速范围合乎要求

1)空载特性:测录至最 大励磁电压值 2)负载特性:仅测录励 磁机负载特性; 测量时, 以 同步发电机的励磁绕组作 为负载 3)外特性:必要时进行 4) 励磁电压的增长速度: 在励磁机空载额定电压下 进行 空转检查的时间一般不 小于 1h

18.3 中频发电机 中频发电机的试验项目、周期和要求见表 52。 表 52 中频发电机的试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 绕组的绝缘电阻 周 期 1)小修时 2)大修时 要 求 绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ 说 明 1000V 以下的中频发电 机使用 1000V 兆欧表测量; 1000V 及以上者使用 2500V 兆欧表测量

2

绕组的直流电阻

大修时

3

绕组的交流耐压试验

大修时

1) 各相绕组直流电阻值的相 互间差别不超过最小值的 2% 2) 励磁绕组直流电阻值与出 厂值比较不应有显著差别 试验电压为出厂试验电压的 75% 与制造厂数值或最初测得值 比较相差不得超过 10%

4

可变电阻器或起动电 阻器的直流电阻

大修时

副励磁机的交流耐压试 验可用 1000V 兆欧表测绝 缘电阻代替 1000V 及以上中频发电 机应在所有分接头上测量

64

Q/CSG114002-2011
5 验 中频发电机的特性试 后 2)必要时 1) 更换绕组 与制造厂试验数据比较应在 测量误差范围内 1)空载特性:测录至最 大励磁电压值 2)负载特性:仅测录励 磁机的负载特性;测录时, 以同步发电机的励磁绕组 为负载 3)外特性:必要时进行 新机投运后创造条件进 行

6

温升

必要时

按制造厂规定

18.4 交流电动机 交流电动机的试验项目、周期和要求见表 53。 表 53 交流电动机的试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 绕组的绝 缘电阻和吸 收比 周 期 1)小修 时 2)大修 时 要 求 1)绝缘电阻值: a)额定电压 3000V 以下者,室温下不应 低于 0.5MΩ b)额定电压 3000V 及以上者,交流耐压 前,定子绕组在接近运行温度时的绝缘电 阻值不应低于 Un MΩ (取 Un 的千伏数,下 同); 投运前室温下(包括电缆)不应低于 Un MΩ c)转子绕组不应低于 0.5MΩ 2)吸收比根据实际情况规定 1)3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机 各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过 最小值的 2%;中性点未引出者,可测量线 间电阻,其相互差别不应超过 1% 2)其余电动机根据实际情况规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化 说 明 1 )500kW 及以上的电动机, 应测量吸收比(或极化指数), 参 照表 19.1 序号 1 2 ) 3kV 以 下 的 电 动 机 使 用 1000V 兆欧表;3kV 及以上者使 用 2500V 兆欧表 3)小修时定子绕组可与其所 连接的电缆一起测量, 转子绕组 可与起动设备一起测量 4)有条件时可分相测量 必要时,如: —怀疑有匝间短路时

2

绕组的直 流电阻

3

定子绕组 泄漏电流和 直流耐压试 验

1)1 年 (3kV 及 以 上或 100kW 及以上) 2)大修 时 3)必要 时 1)大修 时 2)更换 绕组后

4

定子绕组 的交流耐压 试验

1) 大 修 后 2) 更 换 绕组后

1)试验电压:全部更换绕组时为 3Un; 大修或局部更换绕组时为 2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值 的 100%,泄漏电流为 20μ A 以下者不作规 定 3)500kW 以下的电动机根据实际情况规 定 1)大修时不更换或局部更换定子绕组后 试验电压为 1.5Un,但不低于 1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为 (2Un+1000)V,但不低于 1500V

有条件时可分相进行

5

绕线式电 动机转子绕 组的交流耐 压试验

1)大修 后 2)更换 绕组后

试验电压如下: 不可逆式 大修不 1.5Uk , 但 更换转子 不小于 1000V 绕组或局 部更换转 子绕组后 全部更 2Uk+1000V 换转子绕 组后 试验电压为 1000V 可逆式 3.0Uk , 但 不小于 2000V

1)低压和 100kW 以下不重要 的电动机,交流耐压试验可用 2500V 兆欧表测量代替 2)更换定子绕组时工艺过程 中的交流耐压试验按制造厂规 定 1)绕线式电机已改为直接短 路启动者, 可不做交流耐压试验 2)Uk 为转子静止时在定子绕 组上加额定电压于滑环上测得 的电压

4Uk+1000V

6

同步电动 机转子绕组 交流耐压试 验

大修时

可用 2500V 兆欧表测量代替

65

Q/CSG114002-2011
7 可变电阻 器或起动电 阻器的直流 电阻 可变电阻 器与同步电 动机灭磁电 阻器的交流 耐压试验 同步电动 机及其励磁 机轴承的绝 缘电阻 转子金属 绑线的交流 耐压 检查定子 绕组的极性 大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较,相 差不应超过 10% 3kV 及以上的电动机应在所有 分接头上测量

8

大修时

试验电压为 1000V

可用 2500V 兆欧表测量代替

9

大修时

绝缘电阻不应低于 0.5MΩ

在油管安装完毕后,用 1000V 兆欧表测量

10

大修时

试验电压为 1000V

可用 2500V 兆欧表测量代替

11

接线变 动时

定子绕组的极性与连接应正确

12

定子铁 芯试验

13

电动机 空转并测空 载电流和空 载损耗

1)全部 更换绕组 时或修理 铁芯后 2)必要 时 必要时 定

参照表 19.1 中序号 10

1)对双绕组的电动机,应检 查两分支间连接的正确性 2)中性点无引出者可不检查 极性 1)3kV 或 500kW 及以上电动 机应做此项试验 2)如果电动机定子铁芯没有 局部缺陷, 只为检查整体叠片状 况,可仅测量空载损耗值 1)空转检查的时间一般不小 于 1h 2)测定空载电流仅在对电动 机有怀疑时进行 3 )3kV 以下电动机仅测空载 电流不测空载损耗 1)应使用同型号、同制造厂、 同期出厂的电动机 2)更换时,应选择两台转矩 —转速特性相近似的电动机

1)转动正常,空载电流根据实际情况规 2)额定电压下的空载损耗值不得超过原 来值的 50%

14

15

双电动 机拖动时测 量转矩—转 速特性 运行中故 障检测

必要时

两台电动机的转矩—转速特性曲线上各 点相差不得大于 10%

每年 2 次

检测内容: —鼠笼断条 —气隙偏心 —定子绕组匝间短路

附录 A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准 绝缘子的交流耐压试验电压标准见表 A。 表 A 支柱绝缘子的交流耐压试验电压
交 流 耐 压 试 验 电 压,kV 额定电压,kV 最高工作 电压,kV 出 3 6 10 15 3.5 6.9 11.5 17.5 25 32 42 57 纯 瓷 绝 缘 厂 大修后 25 32 42 57 出 25 32 42 57 固 体 有 机 绝 缘 厂 大修后 22 26 38 50 66

Q/CSG114002-2011
20 35 44 60 110 154 220 330 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 177.0 252.0 363.0 68 100 — 165 265 — 490 630 68 100 125 165 265 (305) 330 490 630 68 100 — 165 265 — 490 — 59 90 110 150 240 (280) 360 440 —

注:括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录 B(资料性附录) 污秽等级与现场污秽度 污秽等级与现场污秽度 从标准化考虑,现场污秽度从非常轻到非常重分为 5 个等级: a 级— 非常轻 b 级— 轻 c 级— 中等 d 级— 重 e 级— 非常重
注 1:该字母表示的污秽等级与GB/T 16434-1996中以数字表示的污秽等级不一一对应,但无本质差异。 注 2:选择绝缘子时,需考虑现场污秽度的具体数值。

图 1 给出了普通盘形悬式绝缘子与每一现场污秽度等级相对应的等值盐密/灰密值的范围,该 值是根据现场测量、经验和污秽试验确定的,是 3 年至 5 年积污的测量结果。 图 1 中数值是基于我国电网参照绝缘子表面自然积污实测结果和 IEC60815“第 2 部分”规定 的各级污区所用统一爬电比距并计及自然污秽与人工污秽的差别计算而得, 而不是简单由人工污秽 试验所得。现场污秽度从一级变到另一级不表明突变。

E7 E6

E4

E1

E2

E3

E5

图1 普通盘形绝缘子现场污秽度与等值盐密/灰密的关系
E1~E7 对应表 1 中的 7 种典型污秽示例,a-b、b-c、c-d、d-e 为各级污区的分界线 三条直线分别为灰密盐密比值为 10?1、5?1、2?1 的等灰盐比线 67

Q/CSG114002-2011

变电站的现场污秽度,同样由盘形绝缘子的等值盐密和灰密来确定,污闪后支柱绝缘子的测量 值参考 IEC60815 进行评估。

附录 C(资料性附录) 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

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 (参见《南方电网公司变电站防雷设备运行管理规定》附录四) 1. 接地网特性参数(接地电阻、避雷线的分流、跨步电压和接触电压)测试 1.1 对接地电阻、跨步电压和接触电压的要求: 1)通过实测接地电阻和避雷线的分流系数确定的接地网接地电阻应满足设计值要求(一般不大于 0.5Ω ) 。 2)在高土壤电阻率地区,接地电阻按上述要求在技术、经济上极不合理时,允许超过0.5Ω ,且必 须采取措施以保证发生接地时, 在该接地网上: (1) 接触电压和跨步电压均不超过允许的数值; (2) 采取措施防止高电位引外和低电位引内。 3)根据跨步电压和接触电压的实测值和数值评估值对比其安全限值, 评价跨步电压和接触电压是否 满足人身安全要求。 1.2 对接地电阻测量方法的要求: 1)测量接地电阻时,采用远离法(夹角法)进行测量,电压线和电流线与接地装置边缘的直线距离 应至少是接地网最大对角线的4倍,以避免土壤结构不均匀和电流、电压线间互感的影响。如变电 站周围土壤电阻率比较均匀,可采用30度夹角法进行测量,此时电压线和电流线与接地装置边缘的 距离为接地网最大对角线的2倍。 2)慎用直线法,对于110kV及以上的大型地网,不宜采用直线法进行测量。 3)电压线和电流线布线前,应用GPS对接地网边缘、电压极和电流极进行精确定位,确保电压极、 电流极与接地网边缘的直线距离满足要求,并根据GPS实测的电压线和电流线夹角按照DL/T 475- 2006《接地装置特性参数测量导则》的有关公式对测量结果进行修正。 3)应采用柔性电流钳表(罗哥夫斯基线圈)测量出线构架的避雷线(普通地线和OPGW光纤地线)对 测试电流的分流,得到分流系数,结合接地电阻实测值来推算接地装置真实的接地电阻值。 2. 变电站站址区域分层土壤电阻率测试 2.1 通过变电站站址土壤电阻率测试,结合相关软件(如CDEGS软件)完成土壤分层结构分析,为 接地网状态的数值评估提供依据。 2.2 对土壤电阻率测量要求: 1)测量的分层土壤深度应与接地网最大对角线长度相当。 2)注意测量线之间的互感对土壤电阻率测量结果的影响。 3. 接地网安全性状态的数值评估 基于相关软件(如CDEGS软件)的接地网状态数值评估内容包括: 1)变电站出线架空地线分流系数和入地最大短路故障电流计算; 2)地网接地阻抗; 3)实际单相接地短路故障情况下,地网接地导体的电位升高和变电站场区电压差,是否满足一次设 备、二次设备(或二次回路)和弱电子设备的运行安全要求; 4)计算变电站跨步电压US和接触电压UT分布情况,对比测试结果以及跨步电压 US和接触电压UT的限 值,分析和评估接触电压和跨步电压是否满足人身安全要求。

附录 D(资料性附录) 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法

68

Q/CSG114002-2011 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法 (佛山供电局推广应用) 变电站钢材质接地网的腐蚀速率主要取决于填埋在接地体周围的土壤,按国家土壤腐蚀标准, 从轻到重可依次分为 I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五级。本评估方法可以在不停电和不截取接地网钢材的情 况下通过土壤参数的测量实现对运行变电站接地网钢材土壤腐蚀环境的评估, 确定接地网钢材的腐 蚀等级, 也可以在新变电站选址时通过土壤参数的测量对新变电站接地网钢材土壤腐蚀环境进行预 测,预测接地网钢材的腐蚀等级,以正确设计选用和校核钢材截面及因地制宜地采用合适的防腐蚀 措施,具有简单、准确、方便现场实施的优点。 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价三指标法和八指标法均可以独立实施, 其中土壤腐蚀性三 指标评价体系及实施方法由于测量土壤参数相对较少, 适合用于广东地区一般变电站接地网土壤腐 蚀环境的评价,应用范围相对较广,而八指标评价体系及实施方法由于测量土壤参数相对稍多,预 测准确率得到进一步提高,适合广东地区重要性较高的变电站接地网土壤腐蚀环境的评价。根据佛 山供电局 41 个变电站的实践,三指标法总体准确度可达 80%,八指标法总体准确度可达 89%。

砂土 砂粉土

-6 -4 0 4 6 -4 -2 0 2 4 -2 0 2 ≤-6 ≥-5且≤0 I级腐蚀 II级腐蚀 III级腐蚀 IV级腐蚀 V级腐蚀 <1g/dm2· a ≥1且<3g/dm2· a ≥3且<5g/dm2· a ≥5且<7g/dm2· a ≥7g/dm2· a

土壤质地 Z1

粉土/粉壤土 粘壤土 粘土 >8.5 >7.0且≤8.5

三指标评价 体系

土壤PH值 Z2

>5.5且≤7.0 >4.5且≤5.5 ≤4.5 >50Ω· m

Z1+Z2+Z3

≥1且≤4 ≥5且≤8 ≥9

土壤电阻率 Z3

>20且≤50Ω· m ≤20Ω· m

图1

三指标法评价框图

69

Q/CSG114002-2011

砂土 砂粉土

-6 -4 0 4 6 -4 -2 0 2 4 -2 0 2

土壤质地 Z1

粉土/粉壤土 粘壤土 粘土 >8.5 >7.0且≤8.5

土壤PH值 Z2

>5.5且≤7.0 >4.5且≤5.5 ≤4.5 >50Ω· m

土壤电阻率 Z3

>20且≤50Ω· m ≤20Ω· m

<0.01% ≥0.01%且<0.05%

-5 -3 0 3 5

土壤含盐量 Z4

≥0.05%且<0.1% ≥0.1%且<0.75% ≥0.75%

<3% ≥3%且<7% 或≥40%

-5 <-8 I级腐蚀 II级腐蚀 III级腐蚀 IV级腐蚀 V级腐蚀 <1g/g/dm2· a ≥1且<3g/dm2· a ≥3且<5g/dm2· a ≥5且<7g/dm2· a ≥7g/dm2· a

-3

八指标评价 体系

土壤含水量 Z5

≥7%且<10% 或≥30%且<40% ≥10%且<12% 或≥25%且<30% ≥12%且<25%

0

Z1+Z2+Z3+ Z4+Z5+Z6+ Z7

≥-8且<-1 ≥0且<6 ≥7且<10 ≥10

3

5

>-0.15V ≤-0.15且>-0.3V

-2 -1 0 1 2 -2 -1 0 1 2

腐蚀电位 Z6

≤-0.3且>-0.45V ≤-0.45且>-0.55V ≤-0.55V <3mmol/kg

Cl-+2SO42(水溶性) Z7

≥3且<10mmol/kg ≥10且<30mmol/kg ≥30且<100mmol/kg ≥100mmol/kg

图2

八指标法评价框图

70

Q/CSG114002-2011 附录 E(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

E1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表 E1、表 E2。 表 E1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压
序 号 1 2 3 4 试 验 阶 段 试验形式 — — 分相 分相 <10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.0 Un +1.0

kV

线圈绝缘后,下线前 下线打槽楔后 并头、连接绝缘后 电机装配后

≥10MW(MVA) 2~6 10.5~18 2.75Un +4.5 2.75Un +6.5 2.5Un +2.5 2.5Un +4.5 2.25Un +2.0 2.25Un +4.0 2.5Un 2.0Un +3.0

表 E2 不分瓣定子条式线圈的试验电压
序 号 1 2 3 4 5 试 验 阶 段 试验形式 — — — 分相 分相 <10MW(MVA) ≥2 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.0Un +1.0

kV
≥10MW(MVA) 2~6 10.5~18 2.75Un +4.5 2.75Un +6.5 2.5Un +2.5 2.5Un +4.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.5Un 2.5Un +4.0 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0

线圈绝缘后,下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后打完槽 楔与下层线圈同试 焊好并头, 装好连线、 引 线,包好绝缘 电机装配后

E2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表 E3、表 E4。 表 E3 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压
2~6 拆除故障线圈后,留在 1 — 0.8(2.0Un+1.0) 0.8(2.0Un +3.0) 槽中的老线圈 2 线圈下线前 — 2.75Un 2.75 Un 3 下线后打完槽楔 — 0.75×2.5Un 0.75(2.5 Un +0.5) 并头、连接绝缘后,定 4 分相 0.75(2.0Un +1.0) 0.75×2.5Un 子完成 5 电机装配后 分相 1.5Un 1.5 Un 注:1. 对于运行年久的电机,序号 1,4,5 项试验电压值可根据具体条件适当降低; 2. 20kV 电压等级可参照 10.5~18kV 电压等级的有关规定。 序 号 试 验 阶 段 试验形式 <10MW(MVA) ≥2

kV
≥10MW(MVA) 10.5~18 0.8(2.0Un +3.0) 2.75Un+2.5 0.75(2.5Un +2.5) 0.75(2.0Un +3.0) 1.5Un

表 E4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压
序 号 试 验 阶 段 试验形式 <10MW(MVA) ≥2 2~6 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.5Un +0.5) 0.75×2.5 Un 1.5 Un

kV
≥10MW(MVA) 10.5~18 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un +2.5 0.75(2.5 Un +2.0) 0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.0 Un +3.0) 1.5 Un

拆除故障线圈后,留在 1 — 0.8(2.0 Un +1.0) 槽中的老线圈 2 线圈下线前 — 2.75 Un 3 下层线圈下线后 — 0.75(2.5 Un +0.5) 上层线圈下线后,打完 4 — 0.75×2.5 Un 槽楔与下层线圈同试 焊好并头,装好接线, 5 引线包好绝缘,定子完 分相 0.75(2.0Un +1.0) 成 6 电机装配后 分相 1.5Un 注:1. 对于运行年久的电机,试验电压值可根据具体条件适当降低; 2. 20kV 电压等级可参照 10.5~18kV 电压等级的有关规定。

E3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。 E4 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表 E5。
71

Q/CSG114002-2011 表 E5 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求
序 号 1 项 目 要 求 说 明

整相绕组 (或分支) 及单根线 棒的 tanδ 增量(Δ tanδ )

2

整相绕组 (或分支) 及单根线 棒的第二 电流增加 率Δ I(%)

1) 整相绕组 ( 或分支 ) 的 Δ tan δ 值不大于下列 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 值: 2)槽外测量单根线棒 tanδ 时,线棒两 端应加屏蔽环 定子电压等级 Δ tanδ 3)可在环境温度下试验 kV % 6 6.5 10 6.5 Δ tanδ (%)值指额定电压下和起始游离电压下 tan δ (%)之差值。对于 6kV 及 10kV 电压等级,起始游 离电压分别取 3kV 和 4kV 2)定子电压为 6kV 和 10kV 的单根线棒在两个不 同电压下的Δ tanδ (%)值不大于下列值: 相邻 0.2Un 电压 1.5Un 和 0.5Un 0.8Un 和 0.2Un 间隔 11 2.5 3.5 凡现场条件具备者, 最高试验电压可选择 1.5Un; 否则也可选择(0.8~1.0)Un。相邻 0.2Un 电压间隔 值,即指 1.0Un 和 0.8Un、0.8Un 和 0.6Un,0.6Un 和 0.4Un、0.4Un 和 0.2Un 1)整相绕组(或分支)Pi2 在额定电压 Un 以内明显 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 出现者(电流增加倾向倍数 m2>1.6), 属于有老化特 2)按下图作出电流电压特性曲线 征。绝缘良好者,Pi2 不出现或在 Un 以上不明显出 现 2)单根线棒实测或由 Pi2 预测的平均击穿电压, 不小于(2.5~3)Un 3)整相绕组电流增加率不大于下列值: 定子电压等级 6 10 kV 试验电压 3)电流增加率 6 10 kV I ? I0 额定电压下电流增加 ?I ? ?100% I0 率 8.5 12 % 式中 I—在 Un 下的实际电容电流; I0—在 Un 下 I=f(U)曲线中按线性关 系求得的电容电流 4)电流增加倾向倍数 m2=tanθ 2/tanθ 0 式中 tanθ 2—I=f(U)特性曲线出现 Pi2 点之斜率; tanθ 0—I=f(U)特性曲线中出现 Pi1 点以下之斜率

3

整相绕组 (或分支) 及单根线 棒之局部 放电量

1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值: 定子电压等 级 6 10 kV 最高试验电 压 6 10 kV 局部放电 试验电压 4 6 kV 最大放电量 -8 -8 1.5×10 1.5×10 C 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 72

Q/CSG114002-2011
整相绕组 (或分支) 应符合表 1 中序号 3、4 有关规定 交、直流耐 压试验 注:1.进行绝缘老化鉴定时,应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的 问题以及试验情况进行综合分析,对绝缘运行状况作出评定。 2.当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时,应考虑处理或更换绝缘,其采用方式包括局部绝缘处 理、局部绝缘更换及全部线棒更换。 a)累计运行时间超过 30 年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为 20 年),制造工艺不良者,可以适当提前; b)运行中或预防性试验中,多次发生绝缘击穿事故; c)外观和解剖检查时,发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化 现象; d)鉴定试验结果与历次试验结果相比,出现异常并超出表中规定。 3.鉴定试验时,应首先做整相绕组绝缘试验,一般可在停机后热状态下进行,若运行或试验中出现绝缘击穿, 同时整相绕组试验不合格者,应做单根线棒的抽样试验,抽样部位 以上层线棒为主,并考虑不同电位下运行的线棒,抽样量不作规定。 4

E5 同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见 DL/T492。 E6 硅钢片的单位损耗见表 D6。 表 E6 硅钢片的单位损耗
硅钢片品种 代 D21 D22 D23 D32 D32 D41 D42 D43 D42 D43 W21 W22 W32 W33 W32 W33 Q3 Q4 Q5 Q6 号 厚 mm 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 度 1T 下 2.5 2.2 2.1 1.8 1.4 1.6 1.35 1.2 1.15 1.05 2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 单位损耗 W/kg 1.5T 下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1

热轧硅钢片

无取向 冷轧硅钢片

单取向

73


相关文章:
中国南方电网有限责任公司企业标准 电力设备预防性试验规程Q-CSG114002-2011
中国南方电网有限责任公司企业标准 电力设备预防性试验规程Q-CSG114002-2011_电力/水利_工程科技_专业资料。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...
中国南方电网有限责任公司企业标准__电力设备预防性试验规程Q-CSG114002-2011
中国南方电网有限责任公司企业标准__电力设备预防性试验规程Q-CSG114002-2011_电力/水利_工程科技_专业资料。Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG114002...
南方电网公司《电力设备预防性试验规程》2011版
南方电网公司《电力设备预防性试验规程》2011版_电力/水利_工程科技_专业资料。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 ...
中国南方电网电力设备预防性试验规程
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。 II Q/CSG114002-2011 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...
电力设备预防性试验规程(Q-CSG114002-2011)
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。 II Q/CSG114002-2011 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...
电力设备预防性试验规程(2011南网)
电力设备预防性试验规程(2011南网)_能源/化工_工程科技_专业资料。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-...
QCSG114002-2011电力设备预防性试验规程
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。 II Q/CSG114002-2011 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...
Q/CSG 1 0007—2004电力设备预防性试验规程
Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 2004-03-01 发布 2004-06-01 实施 中国南方电网有限责任公司 发布 中国...
电力设备预防性试验规程(2016)
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。 II Q/CSG114002-2011 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...
电力设备预防性试验规程
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。 II Q/CSG114002-2011 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...
更多相关标签:
配电网运行规程 | 配电网运行规程下载 | 电力预防性试验规程 | 电气预防性试验规程 | 国家电网安全工作规程 | 预防性试验规程 | 国家电网电力安全规程 | 国家电网电力调度规程 |