1、1电力设备交接和预防性试验规程 （试行）1 范围 1.1本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、范围、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。进口电力设备(或电力设备的进口附件) 执行中石化总公司引进电气设备预防性试验规程（1992年版）。1.2 本标准适用于公司各单位。2 规范性引用文件 下列文件中的一些条款,通过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, 鼓励根据本标准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标准。G
2、B/T 261-1983 石油产品闪点测量法(闭口杯法 ) GB/T 264-1983 石油产品酸值测定法 GB/T 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 511-1988 石油产品和添加剂机械杂质测定法 (重量法) GB 1094.3-2003 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 GB/T 1094.10-2003 电力变压器 第10部分 声级测定 GB 2536-1990 变压器油 2GB/T 4703-2001 电容式电压互感器 GB/T 5654-1985 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 GB 6450-1986
3、干式电力变压器 GB/T 6541-1986 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB/T 7598-1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)GB/T 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB/T 7601-1987 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB/T 8349-2000 金属封闭母线 GB 9326.1.5-1988 交流330kV及
4、以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 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/T 11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB/T 11024.1-2001 标称电压1kV以及交流电力系统用并联电容器 第1部分: 总则 性能、试验和定额 安全要求 安装和运行导则 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 3GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 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
5、设备交接试验标准 DL/T 421-1991 绝缘油体积电阻率测量法 DL/T 429.9-1991 绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991 绝缘油中含气量的测试方法( 二氧化碳洗脱法 ) DL/T 475-2006 接地装置特性参数测量导则 DL/T 492-1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 506-1992 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法 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要求 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 620-1997 交
6、流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 626-2004 劣化盘形绝缘子检测规程 DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 703-1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 4DL/T 735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定绕组端部固有振动频率测试及模态分析 DL/T 864-2004 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 911-2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 914-2005 六氟化硫气体湿度测定法( 重量法 ) DL/T
7、915-2005 六氟化硫气体湿度测定法( 电解法 ) DL/T 916-2005 六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917-2005 六氟化硫气体密度测定法 DL/T 918-2005 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 DL/T 919-2005 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) DL/T 920-2005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法 DL/T 921-2005 六氟化硫气体毒性生物试验方法 DL/T 941-2005 运行中变压器用六氟化硫质量标准 DL/T 984-2005 油浸式变压器绝缘老化判断导则 JB/T 7112-2000 集合式高电压并联
8、电容器 JB/T 8970-1999 高电压并联电容器用放电线圈 SH 0351-1992 断路器油3 术语与定义 53.1 预防性试验 为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏, 对设备进行的检查、试验或监测,也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下,对设备状况连续或定时进行的监测, 通常是自动进行的。 3.3 带电测量 对在运行电压下的设备,采用专用仪器 ,由人员参与进行的测量。 3.4 红外测温 利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应的带电设备进行检测和诊断。 3.5 绝缘电阻 在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏
9、电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中,若无特别说明, 均指加压 1min时的测得值。 3.6 吸收比在同一次试验中,1min时的绝缘电阻值与 15s时的绝缘电阻值之比。 3.7 极化指数 在同一次试验中,10min时的绝缘电阻值与1min 时的绝缘电阻值之比。 3.8 现场污秽度 在适当的时间段内测量到的污秽严重程度等值附盐密度/不溶物密度(灰密) 或现场等值盐密的最大值。 63.9 避雷器的内部均压系统 以专用的均压电容器、电阻器及内部均压电极与避雷器的放电间隙或非线性电阻片适当连结,使避雷器的放电间隙或非线性电阻片上的电压分布均匀所采用的一种装置。 3.10 本标准所用的符号
10、 Un: 设备额定电压 (对发电机转子是指额定励磁电压) Um: 设备最高电压 U0/U: 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压 ,U为导体与导体之间的设计电压) U1mA: 避雷器直流1mA下的直流参考电压 tan: 介质损耗因数4 总 则 4.1 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,参考相关的试验结果,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。 4.2 各单位应遵照本标准开展工作。在执行标准过程中, 遇到特殊情况,需要延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时,应组织有关人员认真分析讨论
11、,提出建议, 由本单位负责生产的总工程师批准执行 ,6kV及以上设备并报上级主管部门备案。对老、旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。 4.3 在预防性试验时间的安排上宜将同间隔设备调整为同一时间, 发电厂设备的预防性试验宜结合设备大、小修进行。 4.4 工频交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间, 无特别说明时,应为1min,其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的7试验要求中规定。非标准电压等级的交流耐压试验值,可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时,发电机和电动机应按铭牌额定电压计算, 电缆可按电缆额定电压计算。 4.5 充油设备应在充
12、满合格油,静置一定时间, 待气泡消除后方可进行耐压试验。静置时间按制造厂要求进行,当制造厂无规定时,电压等级为220kV的,须48h以上 ;110kV及以下的,须24h以上。 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各种设备中的最低试验电压。4.7 当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: 4.7.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者,应按照设备的额
13、定电压确定其试验电压; 4.7.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者, 应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。 4.8 在进行与温度与湿度有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、 tan、泄漏电流等),应同时测量被试物周围的温度及湿度。绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5,空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件下测得的试验数据,应进行综合分析 ,以判断设备是否可以投入运行。本标准中常温范围为 10 40。试验时, 应注意环境温度的影响, 对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈, 应以被试物上层油温作为测试温度。 4.9 110kV及以上设备交接试验
14、后超过6个月未投入运行, 或运行中设备停运超过6个月的,在投运前按本标准周期中“投运前”规定的内容进行。35kV及以下设备按1年执行。 4.10 应加强设备的红外测温工作,用红外热像仪测量,具体要求按带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 664-1999执行。 84.11 如不拆引线不影响试验结果的相对判断时,可采用不拆引线试验的方法进行。 4.12 本标准未包含设备的交接和预防性试验,按制造厂规定进行。 4.13 交接试验时,本标准未涉及到的内容仍以电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150-2006 为准。4.14 测量绝缘电阻,在本标准未作特殊规定时, 采用的兆欧表应按下列规
15、定执行: 1) 100V以下的设备或回路,采用250V、50M 及以上兆欧表 ; 2) 100V500V 的设备或回路 ,采用500V 、100M及以上兆欧表; 3) 500V3000V的设备或回路, 采用1000V、2000M及以上兆欧表; 4) 3000V10000V的设备或回路,采用2500V、10000M及以上兆欧表; 5) 10000V及以上的设备或回路, 采用2500V或5000V、10000M及以上兆欧表; 6) 用于极化指数测量的兆欧表短路电流不应低于3mA。 4.15 本标准的高压试验方法,应按现行国家标准高电压试验技术 第一部分 一般试验要求GB/T 16927.1、高电压
16、试验技术 第二部分 测量系统GB/T 16927.2、现场绝缘试验实施导则DL/T 474.1.5-2006及相关设备标准的规定进行。 4.16 对进口设备的交接试验,应按合同规定的标准执行。但在签订设备合同时应注意 ,其相同试验项目的试验标准 ,不得低于中石化总公司引进电气设备预防性试验规程的规定。5 电力变压器及电抗器 5.1 电力变压器 表 5.1 电力变压器(油浸式、 SF6 气体绝缘)的试验项目、范围、周期和要求9序 项目 范围 周期 要求 说明1 红外测温 1年至少1次 2 油中溶解气体色谱分析 1600kVA以上油浸式 1)35kV及以上交接时(注油静置后、耐压和局部放电试验24
17、h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后各1次) 2)35kV及以上投运前 3)新装、大修后 220kV 或 120MVA 及以上的变压器在投运后1 天、4 天、10 天、30 天各 1 次 4)运行中 a)所有发电厂升压变压器: 1个月1次 b) 220kV或120MVA及以上: 3个月1次 c) 110kV或8MVA及以上: 6个月1次 d) 0.8MVA至8MVA: 1年至少1次 e) 0.8MVA以下，2年至少1次5)出口(或近区)短路后 6)必要时 1)新装变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值 : 总烃:20; H2:10; C2H2:0 2)大修后变压器的油中H2
18、与烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值 : 总烃:50; H2:50; C2H2:0 3)运行设备的油中H2与烃类气体含量(L/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) 4)总烃绝对产气速率大于 6mL/d(开放式) 或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 103 油中含水量 (mg/L) 110kV 及以上或8000kVA及以上油浸式 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)220kV: 6个月1次; 110kV: 1年1次 5)必要时 投运前 110kV及以下:20 220kV: 15 运行中 110kV及以下:35 220kV: 25 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)异常时 严重渗漏油等 4 油中含气量(体积分数) (%) 220kV及以上油浸式 220kV 必要时 投运前 1 运行中 3 5 本体绝缘 见第12章“绝缘油和SF6 气体” 不包括油中溶解气
