南网电力设备防性试验规程(详细版)01

电力设备预防性试验规程

1 范围

本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。

本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。

2 规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB/T 311.2—2002 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1～.2—1996 电力变压器 GB 1094.3、.5—2003 电力变压器 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—19 交流高压断路器

GB 1985—19 交流高压隔离开关和接地开关

GB 2536—1990 变压器油

GB 3906—1991 3kV～35kV交流金属封闭式开关设备 GB 4109—1999 高压套管技术条件 GB 4703—2001 电容式电压互感器 GB 4787—1996 断路器电容器

GB 6115—1998 电力系统用串联电容器 GB 50—1986 干式电力变压器

GB 51—1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 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 7674—1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 05—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则

GB 9326.1～.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 10229—1988 电抗器

GB 10230—1988 有载分接开关

GB 11017—19 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆 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 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器

GB 12706.1～.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 GB 12976.1～.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准

DL/T 402—1999 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则

DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则

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合 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地

DL/T 6—1999 带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T 8—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 JB/T 7111—1993 高电压并联电容器装置 JB/T 7112—2000 集合式高电压并联电容器 JB/T 8169—1999 耦合电容器和电容分压器

3 定义、符号

3.1 预防性试验

为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测

在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.3 带电测试

对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测试。 3.4 红外测温

利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。

3.5 绕组变形测试

利用频率响应等方法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。 3.6 GIS局部放电测试

利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。

3.7本标准所用的符号

Un 设备额定电压 Um 设备最高电压

U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)

U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压 tanδ 介质损耗因数 3.8 常温

本标准中使用常温为10℃～40℃。 4 总则

4.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。 4.2 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。

4.3遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。

4.4 在试验周期的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。 4.5 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。

4.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压： a) 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； b) 当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压； c) 为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

4.7在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。 4.8 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，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行。

4.9 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报省一级公司备案。 4.10 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T6—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。

4.11 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 4.12 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。

4.13 各省公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定。

5 电力变压器及电抗器

5.1 油浸式电力变压器

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表5.1。

表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周 期 要 求 说 明

1 油中溶解气1)新投运及大体色谱分析 修后投运 30天 天 2)运行中 500kV:3个月 220kV:6个月 年 3)必要时 2 油中水分， mg/L 1)准备注入110kV及以上变压器的新油 2)注入500kV变压器后的新油 3)110kV及以上:运行中1年 4)必要时 3 油中含气量， 500kV变压器 投运前: 1)新油注入前%(体积分数) ≤1 后 2)运行中:1年 序号 4 项目 油中糠醛 周 期 必要时 要 求 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 运行 年限 1～5 5～10 10～15 20 说 明 1)变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况 15～2)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，如长期过载3)必要时 运行中: ≤3 1)新装变压器油中H2与烃类气体含量1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气(μL/L)任一项不宜超过下列数值： 体 2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可500kV:1,4,10,总烃:20；H2:10；C2H2:0 2)运行设备油中H2与烃类气体含量( μ结合产气速率判断，必要时缩短周期进意： C2H2:5 (35kV～220kV)，1 (500kV) 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220kV:4,10,30L/L)超过下列任何一项值时应引起注行跟踪分析 110kV:4,30天 总烃：150； H2:150 3)烃类气体总和的产气速率大于据 6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相5)必要时,如: 常 投运前 110kV ≤20 220kV ≤15 500kV ≤10 运行中 110kV ≤35 220kV ≤25 500kV ≤15 —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 3)注:本项目正在被修订 必要时，如： —变压器需要补油时 —渗漏油 35kV、110kV:1对产气速率大于10%/月则认为设备有异－出口(或近区)短路后 含量，mg/L

糠醛含 量 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 油中洁净度500kV：必要时 标准在制定中，每100ml油中大于5μm 测试 6 的颗粒数不超过3000个 0.1 0.2 0.4 0.75 运行后、温升超标后等 绝缘油试验 见12.1节 7 绕组直流电1)3年 阻 2)大修后 1)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相1)如电阻相间差在出厂时超过规定，互间的差别不应大于三相平均值的2%，无制造厂已说明了这种偏差的原因，则不应大于2% 3)无载分接开中性点引出的绕组，线间差别不应大于三与以前相同部位测得值比较，其变化关变换分接位相平均值的1% 置 关检修后 5)必要时 2)1600kVA及以下的变压器，相间差别一2)有载分接开关宜在所有分接处测不大于三相平均值的2% 应大于2% 3)不同温度下电阻值按下式换算: 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 —红外测温判断套管接头或引线过热 4)有载分接开般不大于三相平均值的4%，线间差别一般量，无载分接开关在运行分接测量 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别

8 绕组连同套1)3年 管的绝缘电2)大修后 阻、吸收比或3)必要时 极化指数 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次1)使用2500V或5000V兆欧表，对测试结果相比应无显著变化，一般不低于220kV及以上变压器，兆欧表容量一般上次值的70％ 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 要求输出电流不小于3mA 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 2)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收2)测量前被试绕组应充分放电 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)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 序号 9 项目 周 期 要 求 1)20℃时不大于下列数值： 500kV 0.6% 110kV～220kV 0.8% 35kV 1.5% 说 明 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，各次测量绕组连同套1)3年 管的tanδ 2)大修后 3)必要时 2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比时的温度尽量相近 较不应有显著变化(增量一般不大于30％) 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同3)试验电压： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下： Un 温度下的tanδ值一般按下式换算 tan  .3  tan   1 式中tanδ1、tanδ2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

10 电容型套管见第8章 的tanδ和电容值 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tanδ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 11 绕组连同套1)10kV及以下：全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部1)110kV及以上进行感应耐压试验 管的交流耐6年 压试验 12 分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.82)10kV按35kV×0.8=28kV进行 2)更换绕组后 倍 1)与以前测试结果相比无显著差别 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 3)必要时，如： 油色谱试验判断铁芯多点接地时 13 穿心螺栓、铁大修中 轭夹件、绑扎 钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 14 局部放电试220kV及以上： 在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般1)110kV电压等级的变压器大修后，可验 1)大修更换绝缘部件或部分绕组后 2)必要时 15 绕组所有分1)分接开关引接的电压比 线拆装后 2)更换绕组后 不大于500pC；在线端电压为1.3Um/3参照执行 时，放电量一般不大于300pC 2)必要时，如： 运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时 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% 16 校核三相变更换绕组后 压器的组别 或单相变压器极性 序号 项目 周 期 要 求 说 明 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 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 铁芯及夹件1)3年 绝缘电阻 2)大修后 3)必要时 2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A 压器可用1000V兆欧表)

17 空载电流和空载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 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 18 短路阻抗和1)更换绕组后 负载损耗 2)必要时 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 19 绕组变形测110kV及以上： 与初始结果相比，或三相之间结果相比无1)每次测试时，宜采用同一种仪器，试 1)6年 2)更换绕组后 3)必要时 明显差别，无初始记录时可与同型号同厂接线方式应相同 家对比 2)对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较 3)发电厂厂高变可参照执行 4)必要时，如： 发生近区短路后 20 全电压下空更换绕组后 载合闸 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次间1)在运行分接上进行 隔5min 隔5min 2)由变压器高压侧或中压侧加压 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 21 有载分接开1)按制造厂规关的试验和定 检查 22 2)大修后 按DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行 1)按制造厂的技术要求 出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 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1 MΩ 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如： 怀疑有故障时 1)采用2500V兆欧表 怀疑有故障时 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间3)110kV及以上的变压器中性点接地 与前次试验值相比无明显变化 测温装置校1)3年(二次回验及其二次路) 回路试验 2)大修后 3)必要时 2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和2)必要时，如： 23 气体继电器1)3年(二次回校验及其二路) 次回路试验 2)大修后 3)必要时 24 压力释放器1)3年(二次回校验及其二路) 次回路试验 2)必要时 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1 MΩ 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如： 怀疑有故障时

25 冷却装置及1)3年(二次回其二次回路路) 检查试验 2)大修后 3)必要时 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏1)采用2500V兆欧表 油 定 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 26 整体密封检1)大修后 查 2)必要时 1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采用1)试验时带冷却器，不带压力释放装置 超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压超过油枕顶部0.3m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 27 套管中的电大修时 流互感器试 验 1)绝缘电阻测试 2)变比测试 3)极性测试 4)伏安特性测试 序号 28 项目 周 期 要 求 当聚合度小于250时，应引起注意 说 明 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)必要时 含水量 水分(质量分数)一般不大于下值： 500kV： 1% 220kV： 3% 1)可用所测绕组的tanδ值推算或取纸样直接测量 2)必要时,如： 怀疑纸(板)受潮时 30 噪声测量 必要时 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 31 箱壳振动 必要时 与出厂值比不应有明显差别 必要时，如： 发现箱壳振动异常时 32 红外测温 运行中 110kV、220kV: 1年1次 按DL/T6—1999 《带电设备红外诊断1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等部位 见第6章 2)必要时,如： 力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用怀疑密封不良时 2)必要时,如： 2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规怀疑有故障时 绝缘纸(板)必要时 聚合度 500kV:1年2次 技术应用导则》执行