安徽电网电力设备预防性试验规程试行.docx
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安徽电网电力设备预防性试验规程试行
安徽电网电力设备预防性试验规程
(报批稿试行)
安徽省电力公司
2005-06-14
前言
我国电力生产半个世纪的经验证明,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绝缘监督工作的主要依据。
1996年由原电力工业部颁发的DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及其在此以前的几个版本,在电力生产中发挥了重要作用。
随着电力工业的规模扩大、大量新型电力设备如SF6和干式电气设备的广泛采用,新的试验仪器和试验方法的不断涌现,例如电力设备的红外测温、变压器绕组变形测量、电容式电压互感器的电容分压器和中压互感器介损测量、在线监测和带电测量技术的发展等,都对电气设备预防性试验提出了新课题。
同时,国民经济对电力供应的需求也对电力设备的运行可靠性提出了新要求。
另一方面,磁吹断路器、空气断路器、多油断路器、磁吹避雷器等老式设备几乎被淘汰殆尽,而少油断路器、普阀式避雷器等也有被淘汰的趋势。
因此,必须对DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》加以补充、细化和必要的修改,使我省电网电力设备预防性试验适应电力工业技术发展的形势。
依据DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》和反事故技术措施等技术文件的有关规定,结合1997年以来新颁布的相关国家标准和行业标准,现编制《安徽电网电力设备预防性试验规程》,作为安徽省电力公司的企业标准,适用于安徽省电网电力设备预防性试验工作。
对于DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》中涉及到旋转电机、封闭母线等发电厂设备和磁吹断路器、空气断路器、多油断路器、磁吹避雷器等老设备的相关内容,本规程根据我省电网的实际情况,进行了调整或删除。
今后的电力设备预防性试验工作中涉及到所删除的内容时,仍按DL/T596《电力设备预防性试验规程》的有效版本执行。
对于新出现的设备如SF6互感器、干式互感器等,则增加了相关内容。
本规程起草单位:
安徽省电力科学研究院。
本规程由安徽省电力公司生产部提出、归口并解释。
本规程由安徽省电力公司批准。
本规程从2006年1月1日起实施。
本规程从生效之日起代替DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》,凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程不一致的,以本规程为准。
目录
1范围……….………………………………………………………………………...1
2规范性引用文件…….……………………………………………………………...1
3定义与符号.………………………………………………………………………...3
4总则.………………………………………………………………………………...4
5电力变压器及电抗器……………………….……………………………………...6
5.1油浸式电力变压器………………...………….………………………………6
5.2500kV油浸式电抗器……………………………………………………...…12
5.3油浸式电抗器...………………………………………….…………………..15
5.4干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈……………………………………..16
5.5油浸式消弧线圈……...…………………………………….………………..16
6互感器……….…………………………………………………………………….17
6.1油浸式电流互感器………...………………………….……………………..17
6.2SF6电流互感器...…………………………………………………………….19
6.3干式电流互感器…...………………………………….……………………..20
6.4电磁式电压互感器…………………………...………………………….…..21
6.5电容式电压互感器…………………...…………………….………………..24
6.6放电线圈……………………………………...…………….………………..25
7开关设备…………………….………………………………….…........................25
7.1SF6断路器和GIS(含H-GIS)………………………………………...….25
7.2少油断路器……...………………………………………….………………..29
7.3真空断路器…...…………………………………….………………………..31
7.4隔离开关……...…………………………………….………………………..32
7.5高压开关柜………...……………………………….………………………..33
8套管…………………..……………………………………………………………34
9绝缘子………….……….…………………………………………………………36
9.1支柱绝缘子和悬式绝缘子………………………………………………….36
9.2合成绝缘子……………………………………………….………………....37
10电力电缆线路……………………………………………………………………37
10.1油纸绝缘电力电缆线路…...……………………….………………………37
10.2橡塑绝缘电力电缆线路…………….……...………………………………38
10.3自容式充油电缆线路……………...…….…………………………………39
10.4交叉互联系统……………………...………….……………………………41
11电容器………………………………………………………...….........................42
11.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器….……………………42
11.2耦合电容器和电容器式电压互感器的电容分压器…….......................….42
11.3断路器电容器……………………………………………………………....43
11.4集合式电容器………………………………………………………………44
11.5高压并联电容器装置……………………………………………………....45
12绝缘油和六氟化流气体………………………………..……………………..…45
12.1变压器油……………………………………………...…………………….45
12.2SF6气体……………………………………………..………………………47
13避雷器…………………………………………………………….……………...48
13.1金属氧化物避雷器………………………………………………...…….…48
13.2GIS用金属氧化物避雷器…………………………………………..……...49
14母线…………………………………………………….………………………...50
14.1封闭母线………………………………………………………………..…..50
14.2一般母线………………………………………………………….…….…..50
151kV以上的架空电力线路…………………………………………….……...…..51
16接地装置……………………………………………...………………………….51
17旋转电机……………………………………………………………………...….54
17.1同步发电机………………………………...……………………………….54
17.2直流电机……………………………………………………………………59
17.3中频发电机…………………………………………………………………60
17.4交流电动机…………………………………………………………………61
18红外测温…………………………………………………………………………63
18.1变电设备的红外检测周期…………………………………………………63
18.2输电设备的红外检测周期…………………………………………………65
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)污秽等级与对应的附盐密度值…...………………………67
附录C(资料性附录)氧化锌避雷器的直流1mA参考电压值……………………68
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…………………………………………………………70
附录E(资料性附录)带电设备红外诊断方法和判断依据………………………72
附录F(资料性附录)参考资料………………………...…………………………74
1范围
本规程规定了安徽省电网电力设备预防性试验的项目、周期和要求,用以判断设备是否满足运行条件,预防设备损坏,保证电网安全运行。
本规程适用于安徽省电力公司所辖500kV及以下的交流电力设备。
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。
进口设备以该设备的产品标准为基础,参照本规程执行。
各发电集团所辖的发电厂、大用户的电力设备预防性试验可参照本规程执行,因此,本规程列入了发电厂特有的旋转电机、封闭母线等内容。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。
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规程;然而,鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可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规程。
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T311.2-2002绝缘配合第2部分:
高压输变电设备的绝缘配合使用导则
GB1094.1-1996电力变压器第1部分总则
GB1094.2-1996电力变压器第2部分温升
GB1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
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
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
GB/T14542运行中变压器油维护管理导则
GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB3906-19913kV~35kV交流金属封闭式开关设备
GB/T4109-1999高压套管技术条件
GB/T4703-2001电容式电压互感器
GB/T4787-1996断路器电容器
GB/T6115-1998电力系统用串联电容器第1部分:
总则性能、试验和额定值安全要求安装导则
GB6450-1986干式电力变压器
GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7674-199772.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
GB/T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
GB9326.1~GB9326.5-1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB/T10229-1988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
GB/T11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法
GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T12706.1~GB12706.4-1991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/T17949.1-2000接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则第一部分:
常规测量
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/T595-1996六氟化硫电气设备气体监督条例
DL/T593-1996高压开关设备的共用订货技术导则
DL/T596-1996电力设备预防性能试验规程
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
DL/T911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法
GB/T11024.1~.4-2001标称电压1kV及以上交流电力系统用并联电容器(交流滤波电容器)
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
华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范(试行)
3定义与符号
3.1
预防性试验
为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏,对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。
3.2
在线监测
在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测,通常是自动进行的。
3.3
带电测量
对在运行电压下的设备,采用专用仪器,由人员参与进行的测试。
3.4
红外测温
利用红外热成像技术,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
精确测温
利用红外热像仪,选取合适参照体,尽可能靠近被侧物体,注意消除风速和其他热辐射的影响,主要检测电压致热引起的内部缺陷,用于设备故障的精确判断。
3.6
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(线)、移位、松脱等变形现象。
3.7
GIS的局部放电测试
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。
3.8
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1mA下的参考电压;
tanδ-介质损耗因数。
3.9
常温
本规程中常温的范围为10℃~40℃。
4总则
4.1本规程所规定的各项试验标准,是电力设备绝缘技术监督工作的基本要求,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性为主,积极地对设备进行维护,使其能长期安全、经济运行。
4.2投运后3年内的设备、出厂时间超过15年的设备、主变间隔电气设备、电容器间隔电气设备的各项试验周期按本规程规定的最短时间执行。
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,进行综合分析和判断后作出正确结论。
4.4遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和明显缺陷),需要调整设备的试验周期时,由各运行单位总工程师批准执行。
220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省电力公司生产部、技术监督办公室)备案。
4.5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。
电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。
4.6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。
4.7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;
4.8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,被试品及周围环境温度不应低于+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%,设备外绝缘对试验结果影响较大时,应采取屏蔽、吹干外绝缘表面等措施。
4.9每次试验应采用特性相近的试验仪器,并记录所用仪器的型号、参数等,以便对历次试验结果进行比较。
4.10110kV及以上设备超过6个月、35kV及以下设备经交接试验后超过1年未投入运行,或运行中设备停运超过以上时间的,在投运前应进行绝缘项目试验是指测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。
4.11有条件进行带电测量或在线监测的设备,应积极开展带电测量或在线监测。
线路耦合电容器利用带电测量其电容电流、氧化锌避雷器利用带电测量阻性电流,并配合红外测温,测量仪器可靠、方法正确且其结果正常时,可以延长停电试验周期,但最多只能延长一个周期。
同时,应报省电力公司生产部、技术监督办公室备案。
主变中性点避雷器无法进行带电测量阻性电流和红外测温,预试周期可与主变同步。
当带电测量或在线监测发现问题时,应尽快安排进行停电或离线试验进一步核实。
带电测量电容式电压互感器二次电压,可以及时发现主电容器、分压电容器和中间变压器等缺陷,应积极开展此项工作,积累经验。
中间变压器二次电压测量值与初始值相比,偏差一般不应大于3%,当偏差大于3%应引起注意,并尽快安排停电预试。
4.12应加强电力设备红外测温工作,具体要求按DL/T664-1999和本规程第18章执行。
4.13如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时,可采用不拆引线试验的方法进行。
4.14本规程未包含的电力设备的试验项目,按制造厂规定进行。
4.15各供电公司可根据本规程,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,经本单位总工程师批准、报省电力公司技术监督办公室备案后执行。
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
序号
项目
周期
要求
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1)投运前
2)新投运及大修后:
500kV:
1、4、10、30天;
220kV:
1、4、10、30天;
110kV:
4、10、30天。
35kV:
30天
3)运行中:
500kV:
3个月
220kV:
3个月
110kV:
6个月
35kV:
1年
4)必要时
1)新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值:
总烃:
20,H2:
10,C2H2:
0。
2)运行设备油中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意:
总烃:
150;H2:
150;C2H2:
5(220kV及以下);1(500kV)。
3)烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式),或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。
1)总烃包括CH2、C2H4、C2H6和C2H2四种气体
2)溶解气体组分含量有增长趋势时,可结合产气速率判断,必要时缩短周期进行跟踪分析
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)必要时是指:
-出口(或近区)短路后
-巡视发现异常
-在线监测系统告警
-试验结果异常等
-设备故障后需判断设备状况情况时
6)35kV仅对主变进行
表1(续)
序号
项目
周期
要求
说明
2
绕组直流电阻
1)投运前
2)1~3年
3)大修后
4)无载分接开关变换分接位置后
5)有载分接开关检修后
6)必要时
1)1600kVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的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)有载分接开关在所有分接头测量,无载分接开关在运行分头处测量
3)不同温度下电阻值按下式换算:
R2=R1(T+t2)/(T+t1)
式中:
R1、R2分别在为温度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)必要是指:
-本体油色谱判断有过热缺陷
-红外测温判断套管接头或引线过热时
-出口(或近区)短路后
-设备故障后需判断设备状况时
3
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)投运前
2)1~3年
3)大修后
4)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)应测量吸收比或(和)极化指数,吸收比在常温下不低于1.3或极化指数不低于1.5
3)绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数只测量记录不用于判断
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:
R2=R1×1.5(t1-t2)/10
式中:
R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值
5)测量应在湿度较小时进行,并应排除套管表面的影响
6)吸收比和极化指数不进行温度换算
7)必要时是指:
-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
表1(续)
序号
项目
周期
要求
说明
4
绕组连同套管的tanδ
1)投运前
2)1~3年
3)大修后
4)必要时
1)20℃时不大于下列数值:
500kV:
0.6%
110kV~220kV:
0.8%
35kV及以下:
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)测量温度以顶层油温为准,各次测量时的温度尽量相近
4)尽量在油温低于50℃时测量,不同温度下的tanδ值一般按下式换算:
tanδ2=tanδ1×1.3(t2-t1)/10
式中:
tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值
5)必要时是指:
-绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数异常时
-油介损不合格或油中水分超标
-变压器渗漏油等
5
电容型套管的tanδ和电容值
1)投运前
2)1~3年
3)大修后
4)必要时
见第8章
1)用正
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