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輸變電設備狀態檢修試驗規程ppt課件

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這是輸變電設備狀態檢修試驗規程ppt課件下載,主要介紹了前言;范圍;規范性引用文件;定義和符號;總則;油浸式變壓器、電抗器;電流互感器;電磁式電壓互感器;電容式電壓互感器,歡迎點擊下載。

國家電網公司企業標準Q/GDW 168-2008 輸變電設備狀態檢修試驗規程 2008年1月21日發布并實施 前言 對于開展狀態檢修的單位和設備,執行本規程。對于沒有開展狀態檢修的單位和設備,仍然執行DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》開展預防性試驗。 前言 本規程與DL/T 596的差異 1 范圍 本規程適用于國家電網公司電壓等級為66kV~750kV的交流和直流輸變電設備,35kV 及以下電壓等級設備由各單位自行規定。 2 規范性引用文件 下列文件中的條款通過本規程的引用而成為本規程的條款,其最新版本適用于本規程。 GB/T 264-1983《石油產品酸值測定法》 GB/T 507-2002《絕緣油擊穿電壓測定法》 GB/T 511-1988《石油產品和添加劑機械雜質測定法(重量法)》 GB 1094.3-2003《電力變壓器第3部分:絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙》 GB/T 1094.10-2003《電力變壓器第10部分:聲級測定》 GB 1207-2006《電磁式電壓互感器》 GB 1208-2006《電流互感器》 2 規范性引用文件 2 規范性引用文件 GB/T 10229-1988《電抗器》(正在修訂,歸入1094系列) GB/T 11022-1999《高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件》 GB/T 11023-1989《高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗導則》 GB 11032-2000《交流無間隙金屬氧化物避雷器》 GB/T 14542-2005《運行變壓器油維護管理導則》 GB/T 19519-2004《標稱電壓高于1000V的交流架空線路用復合絕緣子―定義、試驗方法及驗收準則》 GB 50150-2006《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》 2 規范性引用文件 2 規范性引用文件 2 規范性引用文件 DL/T 887-2004《桿塔工頻接地電阻測量》 DL/T 911-2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法》 DL/T 1093-2008《電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則》(應增加) DL/T 914-2005《六氟化硫氣體濕度測定法(重量法)》 DL/T 915-2005《六氟化硫氣體濕度測定法(電解法)》 DL/T 916-2005《六氟化硫氣體酸度測定法》 DL/T 917-2005《六氟化硫氣體密度測定法》 DL/T 918-2005《六氟化硫氣體中可水解氟化物含量測定法》 2 規范性引用文件 DL/T 919-2005《六氟化硫氣體中礦物油含量測定法(紅外光譜分析法)》 DL/T 920-2005《六氟化硫氣體中空氣、四氟化碳的氣相色譜測定法》 DL/T 921-2005《六氟化硫氣體毒性生物試驗方法》 DL/T 984-2005《油浸式變壓器絕緣老化判斷導則》 DL/T 5092-1999《110~500kV架空送電線路設計技術規程》 DL/T 5224-2005《高壓直流輸電大地返回運行系統設計技術規定》 Q/GDW 152-2006《電力系統污區分級與外絕緣選擇標準》 3 定義和符號 3.1 狀態檢修 Condition-based Maintenance 狀態檢修是企業以安全、可靠性、環境、成本為基礎,通過設備狀態評價、風險評估,檢修決策,達到運行安全可靠,檢修成本合理的一種檢修策略。 3 定義和符號 3.2 設備狀態量 Equipment Condition Indicators 直接或間接表征設備狀態的各類信息,如數據、聲音、圖像、現象等。 3.3 例行檢查 Routine Maintenance 定期在現場對設備進行的狀態檢查,含各種簡單保養和維修,如污穢清掃、螺絲緊固、腐處理、自備表計校驗、易損件更換、功能確認等。 3.4 巡檢 Routine Inspection 為掌握設備狀態,對設備進行的巡視和檢查。 3.5 例行試驗 Routine Test 為獲取設備狀態量,評估設備狀態,及時發現事故隱患,定期進行的各種帶電檢測和停試驗。需要設備退出運行才能進行的例行試驗稱為停電例行試驗。 3 定義和符號 3.6 診斷性試驗 Diagnostic Test 巡檢、在線監測、例行試驗等發現設備狀態不良,或經受了不良工況,或受家族缺陷警,或連續運行了較長時間,為進一步評估設備狀態進行的試驗。 3.7 帶電檢測 Energized Test 在運行狀態下,對設備狀態量進行的現場檢測。 在線監測 Online Monitor 3.8 初值 Initial Value 指能夠代表狀態量原始值的試驗值。初值可以是出廠值、交接試驗值、早期試驗值、設核心部件或主體進行解體性檢修之后的首次試驗值等。初值差定義為:(當前測量值-初)/初值×100%。 3 定義和符號 3.9 注意值 Attention Value 狀態量達到該數值時,設備可能存在或可能發展為缺陷。 3.10 警示值 Warning Value 狀態量達到該數值時,設備已存在缺陷并有可能發展為故障。(新名詞)超過警示值要求時,務必注意。 3.11 家族缺陷 Family Defect 經確認由設計、和/或材質、和/或工藝共性因素導致的設備缺陷稱為家族缺陷。如出現這類缺陷,具有同一設計、和/或材質、和/或工藝的其它設備,不論其當前是否可檢出同類缺陷,在這種缺陷隱患被消除之前,都稱為有家族缺陷設備。(新名詞) 通常同批次 同結構不同廠 通材料不同設備 3 定義和符號 3.12 不良工況 Undesirable Service Condition 設備在運行中經受的、可能對設備狀態造成不良影響的各種特別工況。 3.13 基準周期Benchmark Interval 本規程規定的巡檢周期和例行試驗周期。 3.14 輪試 In Turn Testing 對于數量較多的同廠同型設備,若例行試驗項目的周期為2年及以上,宜在周期內逐年分批進行,這一方式稱為輪試。 輪式作為一種策略,是推薦性的。 4 總則 4.2.2 試驗說明 若存在設備技術文件要求但本規程未涵蓋的檢查和試驗項目,按設備技術文件要求進行。若設備技術文件要求與本規程要求不一致,按嚴格要求執行。 新設備投運滿1年(220kV及以上)、或滿1至2年(110kV/66kV),以及停運6個月以上重新投運前的設備,應進行例行試驗。對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設備,可參照新設備要求執行。 新設備投運滿1年(220kV及以上)、或滿1至2年(110kV/66kV)…應進行例行試驗。 基本上做不到,也沒有必要。值得商榷。 在進行與環境溫度、濕度有關的試驗時,除專門規定的情形之外,環境相對濕度不宜大于80%,環境溫度不宜低于5℃,絕緣表面應清潔、干燥。若前述環境條件無法滿足時,可采用第4.3.5條進行分析。 4 總則 4.2.2 試驗說明 在進行與環境溫度、濕度有關的試驗時,除專門規定的情形之外,環境相對濕度不宜大于80%,環境溫度不宜低于5℃,絕緣表面應清潔、干燥。若前述環境條件無法滿足時,可采用第4.3.5條進行分析。 4.3.5 易受環境影響狀態量的縱橫比分析 本方法可作為輔助分析手段。如a、b、c三相(設備)的上次試驗值和當前試驗值分別為a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析設備a當前試驗值a2是否正常時,根據a2/(b2+c2)與a1)/(b1+c1)相比有無明顯差異進行判斷,一般不超過±30%可判為正常。 建立在環境因素對三相狀態量的影響一致的基礎上。 4 總則 4.3 設備狀態量的評價和處置原則 4.3.1 設備狀態評價原則 設備狀態的評價應該基于巡檢及例行試驗、診斷性試驗、在線監測、帶電檢測、家族缺陷、不良工況等狀態信息,包括其現象強度、量值大小以及發展趨勢,結合與同類設備的比較,做出綜合判斷。 4.3.2 注意值處置原則 有注意值要求的狀態量,若當前試驗值超過注意值或接近注意值的趨勢明顯,對于正在運行的設備,應加強跟蹤監測;對于停電設備,如懷疑屬于嚴重缺陷,不宜投入運行。 4.3.3 警示值處置原則 有警示值要求的狀態量,若當前試驗值超過警示值或接近警示值的趨勢明顯,對于運行設備應盡快安排停電試驗;對于停電設備,消除此隱患之前,一般不應投入運行。 4.3.4 狀態量的顯著性差異分析 在相近的運行和檢測條件下,同一家族設備的同一狀態量不應有明顯差異,否則應進行顯著性差異分析,分析方法見附錄A。 4 總則 4.4 基于設備狀態的周期調整 4.4.1 周期的調整 本規程給出的基準周期適用于一般情況。對于停電例行試驗,其周期可以依據設備狀態、地域環境、電網結構等特點,在基準周期的基礎上酌情延長或縮短,調整后的周期一般不小于1年,也不大于本規程所列基準周期的1.5倍。 基準周期的調整權限應該在網省公司一級。 4.4.2 可延遲試驗的條件 符合以下各項條件的設備,停電例行試驗可以在4.4.1條周期調整后的基礎上延遲1個年度。 如果基準周期為3年,根據4.4.1調整的停電例行試驗周期為1~4.5年,根據4.4.2最長可以到5.5年。 關于0.5年,可以靈活掌握,上取整或下取整均可。 5 交流設備 5.1 油浸式電力變壓器和電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 巡檢 項目:外觀、油溫和繞組溫度、呼吸器干燥劑(硅膠)(當2/3干燥劑受潮時應予更換)、冷卻系統、聲響及振動。 基準周期: 330kV及以上,2周 220kV,1月 110kV/66kV,3月 本規程其它設備巡檢的基準周期基本與油浸式變壓器一致。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:紅外熱像檢測 基準周期: 330kV及以上,1月 220kV,3月 110kV/66kV,半年 本規程其它設備紅外熱像檢測的基準周期基本與油浸式變壓器一致。 DL/T 596中沒有紅外測溫項目,DL/T 664第一版是1999年《帶電設備紅外診斷技術應用導則》,最新版本是2008年的《帶電設備紅外測溫應用規范》。 紅外測溫是應用最廣泛的帶電檢測技術,幾乎涵蓋到所有的電氣設備,還擴展其內涵,不僅測溫,還能檢漏。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:油中溶解氣體分析 基準周期: 330kV及以上,3月 220kV,6月 110kV/66kV,1年 要求:新投運、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的變壓器,在投運后的第1、4、10、30天各進行1次。 注意值:乙炔、氫氣、總烴、絕對產氣速率和相對產氣速率 總烴起始含量很低時不宜采用相對產氣速率。 與GB/T 7252的規定一致。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:繞組電阻(直流電阻) 基準周期:3年 無勵磁調壓變壓器改變分接位置后、有載調壓變壓器分接開關檢修后及更換套管后,也應測量一次。 有載分接開關試驗通常是正反調結構,可測量一半加一個分接。 要求:1.相間互差不大于2%(警示值) 2.同相初值差不超過±2%(警示值) 相間互差:指任意兩相繞組電阻之差,除以兩者中的小者,再乘以100%。三相有三個值。并且不能采用線電阻,可先測量線電阻,然后換算到相電阻,再計算相間互查。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:繞組電阻(直流電阻) DL/T 596采用相間差別,三相之間的最大值減去最小值,再除以三相平均值。三相只有一個相間差別?梢灾苯硬捎镁電阻。相間差別不大于2%,線間差別不大于1%。 極限舉例: 220kV及以上繞組電阻測量電流宜為5A,且鐵心的磁化極性應保持一致。測量電流過大,可能產生較大的剩磁。變壓器沖擊合閘時勵磁涌流過大造成變壓器誤跳。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:絕緣油例行試驗 基準周期: 330kV及以上:1年 220kV及以下:3年 包括:外觀檢查、擊穿電壓、水分、介質損耗因數、酸值和油中含氣量。 要求:見第7章。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:套管試驗 基準周期:3年 要求:見第5.6。 項目:鐵心絕緣電阻 基準周期:3年 當油中溶解氣體分析異常時,作為診斷性試驗。 要求:≥100MΩ(新投運1000MΩ)(注意值)。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:繞組絕緣電阻 基準周期:3年 當絕緣油例行試驗中水分偏高,或者懷疑箱體密封被破壞,作為診斷性試驗。 要求:1.絕緣電阻無顯著下降;2.吸收比≥1.3或極化指數≥1.5或絕緣電阻≥10000MΩ(注意值)。 絕緣電阻下降顯著時,應結合介質損耗因數及油質試驗進行綜合判斷。 DL/T 596只規定了吸收比或極化指數,沒有規定注意值。注意值10000MΩ,引用交接標準GB 50150-2006的要求。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:繞組絕緣介質損耗因數(20℃) 基準周期:3年 要求: 330kV及以上:≤0.005(注意值) 220kV及以下:≤0.008(注意值) DL/T 596規定330kV及以上:≤0.006 有的網(省)公司規定,預防性試驗并不進行本項目,通常在繞組絕緣電阻試驗結果異常后再增加本項目。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:有載分接開關檢查(變壓器) 基準周期: 1年,檢查項目(略) 3年,檢查項目和試驗項目 要求: 在繞組電阻測試之前檢查動作特性,測量切換時間;有條件時測量過渡電阻,電阻值的初值差不超過±10%。 油質試驗:要求油耐受電壓≥30kV;如果裝備有在線濾油器,要求油耐受電壓≥40kV。不滿足要求時,需要對油進行過濾處理,或者換新油。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:測溫裝置檢查 基準周期: 3年檢查1次 6年校驗1次 要求: 檢查:要求外觀良好,運行中溫度數據合理,相互比對無異常。 校驗:可與標準溫度計比對,或按制造商推薦方法進行,結果應符合設備技術文件要求。同時采用1000V兆歐表測量二次回路的絕緣電阻,一般不低于1MΩ。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗 例行試驗 項目:氣體繼電器檢查 基準周期和要求: 每3年檢查一次氣體繼電器整定值,應符合運行規程和設備技術文件要求,動作正確。 每6年測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻,應不低于1MΩ,采用1000V兆歐表測量。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.2 油浸式電力變壓器、電抗器診斷性試驗 項目:空載電流和空載損耗測量 要求:診斷鐵心結構缺陷、匝間絕緣損壞等時進行本項目。試驗電壓盡可能接近額定值。試驗電壓值和接線應與上次試驗保持一致。測量結果與上次相比,不應有明顯差異。 項目:短路阻抗測量 診斷繞組是否發生變形時進行本項目。應在最大分接位置和相同電流下測量。試驗電流可用額定電流,亦可低于額定值,但不應小于5A。 低電壓(電流)下測量短路阻抗,參見DL/T 1093-2008。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.2 油浸式電力變壓器、電抗器診斷性試驗 項目:感應耐壓和局部放電測量 驗證絕緣強度,或診斷是否存在局部放電缺陷時進行本項目。電壓的頻率應在100Hz~400Hz。 感應耐壓試驗電壓為出廠試驗值的80%。在進行感應耐壓試驗之前,應先進行低電壓下的相關試驗以評估感應耐壓試驗的風險。 局部放電測量:1.3Um/√3下:≤300pC(注意值) 交接試驗時,建議采用1.5Um/√3下:≤500pC,嚴格要求。 診斷性試驗,降低到1.3Um/√3下是考慮運行設備的安全性。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.2 油浸式電力變壓器、電抗器診斷性試驗 項目:繞組頻率響應分析 診斷是否發生繞組變形時進行本項目。當繞組掃頻響應曲線與原始記錄基本一致時,即繞組頻響曲線的各個波峰、波谷點所對應的幅值及頻率基本一致時,可以判定被測繞組沒有變形。測量和分析方法參考DL/T 911。 建議本項目與(低電壓)短路阻抗測量同時進行,結合頻率響應分析結果和阻抗測量結果,并與其它試驗(比如油中溶解氣體分析、絕緣電阻、直流電阻等)進行綜合分析,判斷繞組是否發生危害變壓器安全運行的變形。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.2 油浸式電力變壓器、電抗器診斷性試驗 項目:繞組各分接位置電壓比 對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或懷疑繞組存在缺陷時,進行本項目。結果應與銘牌標識一致。 項目:紙絕緣聚合度測量 診斷絕緣老化程度時,進行本項目。測量方法參考DL/T 984。 測量紙絕緣聚合度需要停電、放油后對紙絕緣取樣后才能進行。 另,測量變壓器油中的糠醛含量也是一種非常有效的分析方法,該方法不需要停電,對運行15年以上或長期過負荷運行的變壓器建議進行糠醛含量分析。 5.1 油浸式變壓器、電抗器 5.1.2 油浸式電力變壓器、電抗器診斷性試驗 項目:繞組直流泄漏電流測量 懷疑絕緣存在受潮等缺陷時進行本項目,測量繞組短路加壓,其它繞組短路接地,施加直流電壓值為40kV(330kV及以下繞組)、60kV(500kV及以上繞組),加壓60s時的泄漏電流與初值比應沒有明顯增加,與同型設備比沒有明顯差異。 DL/T 596和GB 50150對直流泄漏電流測試試驗電壓規定更合理,建議采用。 直流泄漏電流受環境溫度、濕度的影響非常大。 有的網省公司不要求進行該試驗。 5.2 SF6氣體絕緣變壓器 5.2 SF6氣體絕緣電力變壓器 SF6氣體絕緣變壓器(Gas-InsulatedTransformer,GIT)具有絕緣性能和冷卻效果好、不易燃易爆、安裝方便、結構緊湊、噪聲低等優點,GIT安裝于大城市中,深受歡迎,且前景廣闊。目前國內能生產110kV電壓等級的GIT(國外已具備生產300MVA、275kV等級以上的GIT的能力),在北京、廣州、重慶、深圳等大城市已得到應用。 SF6氣體絕緣電力變壓器的大部分內容同油浸式電力變壓器一致,不再贅述。 5.2 SF6氣體絕緣變壓器 5.2 SF6氣體絕緣電力變壓器 5.2.2 SF6氣體絕緣電力變壓器診斷性試驗 項目:氣體密度表(繼電器)校驗 數據顯示異;蜻_到制造商推薦的校驗周期時,進行本項目。校驗按設備技術文件要求進行。 項目:SF6氣體密封性檢測 當氣體密度(壓力)顯示有所降低,或定性檢測發現氣體泄漏時,進行本項目。檢測方法可參考GB/T 11023。 要求:≤0.1%/年或符合設備技術文件要求(注意值)。 0.1%的依據:DL/T 941-2005《運行中變壓器用六氟化硫質量標準》?刹欢ㄆ谶M行定性檢測,采用先進的紅外(室外)或激光(室內)檢漏儀。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.1 電流互感器巡檢及例行試驗 項目:油中溶解氣體分析(油紙絕緣) 基準周期: 正立式≤3年 倒置式≤6年 要求:分別規定了氫氣、乙炔和總烴的注意值。 取樣時,需注意設備技術文件的特別提示(如有),并檢查油位應符合設備技術文件之要求。制造商明確禁止取油樣時,宜作為診斷性試驗。 互感器屬于少油設備,取油樣須謹慎,但也不要能一刀切不做分析。油中溶解氣體色譜分析對判斷互感器內部缺陷還是非常有效的。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.1 電流互感器巡檢及例行試驗 項目:絕緣電阻 基準周期:3年 要求: 1.一次繞組:初值差不超過-50%(注意值),應大于3000MΩ 2.末屏對地(電容型):>1000MΩ(注意值) 末屏絕緣電阻不能滿足要求時,應增加末屏介損試驗。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.1 電流互感器巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(固體絕緣或油紙絕緣) 基準周期:3年 要求: 1.電容量初值差不超過±5%(警示值) 2.介質損耗因數tgδ滿足下表要求(注意值) 聚四氟乙烯纏繞絕緣(干式):≤0.005 當末屏絕緣電阻不能滿足要求時,可通過測量末屏介質損耗因數作進一步判斷,測量電壓為2kV,通常要求小于0.015(DL/T 596規定為0.02)。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.1 電流互感器巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(固體絕緣或油紙絕緣) 如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質損耗因數與測量電壓之間的關系曲線,測量電壓從10kV到Um/√3,介質損耗因數的增量應不大于±0.003,且介質損耗因數不超過0.007(Um≥550kV)、0.008(Um為363kV/252kV)、0.01(Um為126kV/72.5kV)。 國家電網生[2009]819號(2009.8.14印發),《預防油浸式電 互感器、套管設備事故補充措施》中規定:對于1995年以前出廠的110kV及以上電壓等級油浸電流互感器,應結合例行試驗,補充進行一次高電壓條件下電容量和介質損耗因數測量,以驗證設備工況。測量電壓從10kV到Um/√3,電容量的變化量不得大于1%、介質損耗因數增量不得大于0.003。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.1 電流互感器巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(固體絕緣或油紙絕緣) GB 1208《電流互感器》要求:當測量電壓從0.5Um/√3到Um/√3,介質損耗因數的增量應不大于0.001。 隨著高壓介損試驗的應用和普及,試驗裝備技術的進步,嚴格要求應考慮采用GB 1208的要求執行。 SF6電流互感器不必進行該試驗,有些制造廠為滿足部分用戶要求提供的出廠試驗數據也沒有多大參考價值。 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.2 電流互感器診斷性試驗 項目:交流耐壓試驗 需要確認設備絕緣介質強度時進行本項目。一次繞組的試驗電壓為出廠試驗值的80%、二次繞組之間及末屏對地的試驗電壓為2kV,時間為60s。 如SF6電流互感器壓力下降到0.2MPa以下,補氣后應做老練和交流耐壓試驗。 老練和耐壓試驗的加壓順序和時間如下圖 5.3 電流互感器 5.3 電流互感器 5.3.2 電流互感器診斷性試驗 項目:交流耐壓試驗 老練和耐壓的加壓順序和時間依據國家電力公司發輸電輸[2002]158號附件2《預防110千伏-500千伏互感器事故措施》的要求。 老練最后施加的電壓U3達到耐壓值U41min,則老練試驗可以代替耐壓試驗,時間不必3+1=4min 5.4 電磁式電壓互感器 5.4 電磁式電壓互感器 5.4.2 電磁式電壓互感器診斷性試驗 項目:支架介質損耗測量 要求:支架介質損耗≤0.05 由于支架的電容量很小(一般為lOpF~25pF),如果直接測量,測量的靈敏度很低,在強電場干擾下往往不易測準,因此建議使用間接法,經過兩次測量后,再計算出絕緣支架的電容C和介質損耗因數tgδ。 接線圖和計算公式詳見DL/T 474.3-2006《現場絕緣試驗實施導則介質損耗因數tgδ試驗》。 5.5 電容式電壓互感器 5.5 電容式電壓互感器 5.5.1 電容式電壓互感器巡檢和例行試驗 項目:分壓電容器試驗 要求:極間絕緣電阻≥5000MΩ(注意值) 電容量初值差不超過±2%(警示值) 介質損耗因數:≤0.005(油紙絕緣)(注意值) ≤0.0025(膜紙復合)(注意值) 在測量電容量時宜同時測量介質損耗因數,多節串聯的,應分節獨立測量。試驗時應按設備技術文件要求并參考DL/T 474.3進行。 目前膜紙復合絕緣的CVT占大多數,有兩膜兩紙和兩膜三紙,型號OWF,GB/T4703規定的膜紙復合≤0.0015。 現場試驗,要準確測量膜紙復合介損,需要精度高的電橋,變頻電橋更好。 5.6 高壓套管 5.6 高壓套管 套管包括各類設備套管和穿墻套管,“充油”包括純油絕緣套管、油浸紙絕緣套管和油氣混合絕緣套管;“充氣”包括SF6絕緣套管和油氣混合絕緣套管;“電容型”包括所有采用電容屏均壓的套管等。 5.6.1 高壓套管巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(20℃)(電容型) 要求:1.電容量初值差不超過±5%(警示值) 2.介質損耗因數符合下表要求: 500kV及以上≤0.006(注意值) 其它(注意值):油浸紙:≤0.007 聚四氟乙烯纏繞絕緣:≤0.005 樹脂浸紙:≤0.007 樹脂粘紙(膠紙絕緣):≤0.015 5.6 高壓套管 5.6 高壓套管 5.6.1 高壓套管巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(20℃)(電容型) 對于變壓器套管,被測套管所屬繞組短路加壓,其它繞組短路接地。如果試驗電壓加在套管末屏的試驗端子,則必須嚴格控制在設備技術文件許可值以下(通常為2000V),否則可能導致套管損壞。 測量前應確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質損耗因數與測量電壓之間的關系曲線,測量電壓從10kV到Um/√3,介質損耗因數的增量應不大于±0.003,且介質損耗因數不超過0.007(Um≥550kV)、0.008Um為363kV/252kV)、0.01(Um為126kV/72.5kV)。分析時應考慮測量溫度影響。 5.6 高壓套管 5.6 高壓套管 5.6.1 高壓套管巡檢及例行試驗 項目:電容量和介質損耗因數(20℃)(電容型) 不便斷開高壓引線且測量儀器負載能力不足時,試驗電壓可加在套管末屏的試驗端子,套管高壓引線接地,把高壓接地電流接入測量系統。此時試驗電壓必須嚴格控制在設備技術 文件許可值以下(通常為2000V)。要求與上次同一方法的測量結果相比無明顯變化。出現異常時,需采用常規測量方法驗證。 5.6 高壓套管 5.6 高壓套管 5.6.2 高壓套管診斷性試驗 項目:油中溶解氣體分析(充油) 要求:乙炔≤1(220kV及以上); ≤2(其它)(μL/L)(注意值) 氫氣≤500(μL/L)(注意值) 甲烷≤100(μL/L)(注意值) 在懷疑絕緣受潮、劣化,或者懷疑內部可能存在過熱、局部放電等缺陷時進行本項目。取樣時,務必注意設備技術文件的特別提示(如有),并檢查油位應符合設備技術文件之要 求。 5.6 高壓套管 5.6 高壓套管 5.6.2 高壓套管診斷性試驗 項目:末屏(如有)介質損耗因數 要求:≤0.015(注意值) 當套管末屏絕緣電阻不能滿足要求時(<1000MΩ),可通過測量末屏介質損耗因數作進一步判斷。試驗電壓應控制在設備技術文件許可值以下(通常為2000V)。 DL/T 596要求末屏介損不大于0.02。 5.7 SF6斷路器 5.7 SF6斷路器 5.7.1 SF6斷路器巡檢及例行試驗 項目:主回路電阻測量 基準周期:3年 要求:≤制造商規定值(注意值) 當紅外熱像顯示斷口溫度異常、相間溫差異常,或自上次試驗之后又有100次以上分、合閘操作,也應進行本項目。 DL/T 596要求: 1)敞開式斷路器的測量值不大于制造廠規定值的120%。 2)對GIS中的斷路器按制造廠規定。 5.7 SF6斷路器 5.7 SF6斷路器 5.7.1 SF6斷路器巡檢及例行試驗 項目:斷口間并聯電容器電容量和介質損耗因數 基準周期:3年 要求:電容量初值差不超過±5%(警示值) 介質損耗因數:油浸紙≤0.005 膜紙復合≤0.0025(注意值) 500kV斷路器的電容器10kV下進行tanδ測量,有時由于強干擾的原因,測試結果容易超標,拆下來試驗往往又合格。在高電壓下進行測量反而能合格,因此建議開展高電壓下的tanδ測量,最高電壓可以到Um/√3。 5.7 SF6斷路器 5.7 SF6斷路器 5.7.1 SF6斷路器巡檢及例行試驗 項目:例行檢查和測試 基準周期:3年 要求:測試項目 分、合閘線圈電阻檢測,檢測結果應符合設備技術文件要求,沒有明確要求時,以線圈電阻初值差不超過±5%作為判據 額定操作電壓下測試時間特性,要求:合、分指示正確;輔助開關動作正確;合、分閘時間,合、分閘不同期,合-分時間滿足技術文件要求且沒有明顯變化;必要時,測量行程特性曲線做進一步分析。除有特別要求的之外,相間合閘不同期不大于5ms,相間分閘不同期不大于3ms;同相各斷口合閘不同期不大于3ms,同相分閘不同期不大于2ms。 5.7 SF6斷路器 5.7 SF6斷路器 5.7.2 SF6斷路器診斷性試驗 項目:交流耐壓試驗 對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或必要時,進行本項試驗。包括相對地(合閘狀態)和斷口間(罐式、瓷柱式定開距斷路器,分閘狀態)兩種方式。試驗在額定充氣壓力下進行,試驗電壓為出廠試驗值的80%,頻率不超過300Hz,耐壓時間為60s,試驗方法參考DL/T 593。 DL/T 593規定: 當相對地、相間和斷口間的試驗電壓相同時,斷口耐壓采用兩端輪流加壓的方式; 5.7 SF6斷路器 5.7 SF6斷路器 5.7.2 SF6斷路器診斷性試驗 項目:交流耐壓試驗 DL/T 593規定:當開關裝置斷口間的試驗電壓高于相對地的耐受電壓時 應優先使用聯合電壓試驗的方法,使用處在反相條件下的兩個不同的電壓源來獲得規定的試驗電壓,加在兩側端子上的兩個試驗電壓均不應低于額定相對地耐受電壓的1/3。 替代方法:如果只用一個電壓源對開關斷口(或隔離斷口)進行工頻,可按下述方法進行: 把總的試驗電壓施加在一個端子上,對側的端子接地。 5.7 SF6斷路器 聯合電壓試驗回路示意圖。聯合電壓試驗是兩個單獨電源產生的電壓分別在試品的兩端施加對地電壓,在這種試驗中可以是雷電沖擊、操作沖擊、直流或工頻交流電壓中任意兩個電壓的聯合。GB/T 16927.1。 5.8 GIS 5.8 氣體絕緣金屬封閉開關設備(GIS) 除傳統結構的GIS外,包括HGIS、PASS都可歸到GIS大類中。 H-GIS(Hybrid Gas Insulated Switch或Half GIS) 一種緊湊型組合式高壓開關設備,它將斷路器、一個或多個隔離開關、CT、PT以及它們的控制系統組合在一起,它是一個獨立完整的進出、線間隔,是由以上多個模塊組裝到一起且各相均有自己的獨立氣室。上世紀末首先由ABB公司推出。 PASS:ABB瑞士 MITS: Mitsubishi (三菱) HIS(Highly Integrated Switchgear,高集成開關設備) :Simens GIM: Alstom 5.8 GIS 5.8 氣體絕緣金屬封閉開關設備(GIS) PASS: ①1臺SF6斷路器;②1個組合式光電電流、電壓互感器;③1個或2個母線隔離開關及接地開關(它沒有出線隔離開關及接地開關)。 HIS: ①單斷口SF6斷路器;②隔離開關及接地開關;③快速接地開關;④電流互感器;⑤電容式電壓互感器;⑥戶外出線套管。 5.8 GIS 5.8 氣體絕緣金屬封閉開關設備(GIS) 5.8.1 GIS診斷性試驗 項目:主回路交流耐壓試驗 要求:試驗電壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。 對核心部件或主體進行解體性檢修之后,或檢驗主回路絕緣時,進行本項試驗。有條件時,可同時測量局部放電量。試驗時,電磁式電壓互感器和金屬氧化物避雷器應與主回路斷開,耐壓結束后,恢復連接,并應進行電壓為Um、時間為5min的試驗。 電磁式電壓互感器和金屬氧化物避雷器進行Um、5min的試驗,電壓偏高?捎肬m/√3、5min的老練試驗代替,同時應校核PT二次電壓和測量避雷器泄漏電流。 有的GIS中的PT允許在一定的頻率范圍內和母線一起進行耐壓試驗,需要經過制造廠家確認。 5.10 真空斷路器 5.10 真空斷路器 5.10.1 真空斷路器巡檢及例行試驗 例行試驗基準周期:3年 目前真空斷路器主要應用在35kV及以下電壓等級,3年的基準周期偏短,可適當考慮將基準周期調整到6年。 5.10.2 真空斷路器的診斷性試驗 試驗項目:滅弧室真空度的測量 滅弧室真空度測量由于儀器和效果的原因,目前應用不是很廣泛。 5.10 真空斷路器 5.10 真空斷路器 5.10.2 真空斷路器的診斷性試驗 試驗項目:交流耐壓試驗 要求:試驗電壓為出廠試驗值的80% 1)目前檢測真空斷路器的技術手段非常有限,本標準規定的巡檢和例行試驗項目(紅外、絕緣電阻和主回路電阻)均不能有效的檢測真空斷路器的缺陷,特別是滅弧室的真空度,僅有交流耐壓試驗是比較有效的替代技術手段。因此,將交流耐壓試驗作為診斷性試驗欠妥,建議作為例行試驗項目,基準周期可6年。 2)80%的試驗標準偏低,建議100%。 5.11 隔離開關和接地開關 5.11 隔離開關和接地開關 5.12 耦合電容器 5.12 耦合電容器 5.13 高壓并聯電容器和集合式電容器 5.13 高壓并聯電容器和集合式電容器 5.13.1 高壓并聯電容器和集合式電容器巡檢和例行試驗項目 試驗項目:電容量測量 基準周期:自定(≤6年);新投運1年內 電容器組的電容量與額定值的標準偏差應符合下列要求: a)3Mvar以下電容器組:-5%~10%; b)從3Mvar到30Mvar電容器組:0%~10%; c)30Mvar以上電容器組:0%~5%。 且任意兩線端的最大電容量與最小電容量之比值,應不超過1.05。 當測量結果不滿足上述要求時,應逐臺測量。單臺電容器電容量與額定值的標準偏差應在-5%~10%之間,且初值差小于±5%。 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14.1 金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗 試驗項目:直流1mA電壓(U1mA)及0.75U1mA下漏電流測量 基準周期:3年(無持續電流檢測) 6年(有持續電流檢測) 國網公司十八項反措要求:35kV及以上電壓等級金屬氧化物避雷器可用帶電測試替代定期停電試驗,但對500kV金屬氧化物避雷器應3-5年進行一次停電試驗。 要求:1)U1mA初值差不超過±5%且不低于GB11032規定值(注意值) 2)0.75U1mA漏電流初值差≤30%或≤50µA(注意值) 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14.1 金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗 試驗項目:直流1mA電壓(U1mA)及0.75U1mA下漏電流測量 DL/T474.5-2006《現場絕緣試驗實施導則避雷器試驗》中規定:0.75U1mA下的漏電流值與初始值或與制造廠給定值相比較,變化量增加應不大于2倍,且漏電流值應不大于50µA。對于多柱并聯和額定電壓216kV以上的避雷器,漏電流值應不大于制造廠標準的規定值。測量0.75U1mA下漏電流時的U1mA電壓值應選用UlmA初始值或制造廠給定的UlmA值。 額定電壓216kV以上(電阻片面積大)的避雷器,泄漏電流初始值可能已大于50μA,因此只要求不應大于制造廠規定值。 因此,本規程規定0.75U1mA漏電流初值差≤30%與DL/T474.5相比要嚴格些。 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14 金屬氧化物避雷器 5.14.2 金屬氧化物避雷器診斷性試驗 試驗項目:工頻參考電流下的工頻參考電壓 診斷內部電阻片是否存在老化、檢查均壓電容等缺陷時進行本項目,對于單相多節串聯結構,應逐節進行。方法和要求參考GB11032。 避雷器的內部均壓系統:以專用的均壓電容器、電阻器及內部均壓電極與避雷器的放電間隙或非線性電阻片適當連結,使避雷器的放電間隙或非線性電阻片上的電壓分布均勻所采用的一種裝置。 高電壓等級(500kV及以上)的避雷器一般都有內部均壓系統,采用均壓電容器。直流試驗很難發現均壓電容器的內部缺陷,需要進行交流試驗。 5.15 電力電纜 5.15 電力電纜 5.15.1 電力電纜巡檢及例行試驗 試驗項目:交叉互聯系統 基準周期:3年 a)電纜外護套、絕緣接頭外護套、絕緣夾板對地直流耐壓試驗。試驗時應將護層過電壓保護器斷開,在互聯箱中將另一側的所有電纜金屬套都接地,然后每段電纜金屬屏蔽或金屬護套與地之間加5kV直流電壓,加壓時間為60s,不應擊穿; b)護層過電壓保護器檢測。護層過電壓保護器的直流參考電壓應符合設備技術要求;護層過電壓保護器及其引線對地的絕緣電阻用1000V兆歐表測量,應大于10MΩ; 5.15 電力電纜 5.15 電力電纜 5.15.1 電力電纜巡檢及例行試驗 試驗項目:交叉互聯系統 c)檢查互聯箱閘刀(或連接片)連接位置,應正確無誤;在密封互聯箱之前測量閘刀(或連接片)的接觸電阻,要求不大于20μΩ,或符合設備技術文件要求。 除例行試驗外,如在互聯系統大段內發生故障,應對該大段進行試驗;如互聯系統內直接地的接頭發生故障,與該接頭連接的相鄰兩個大段都應進行試驗。 交叉互聯:相鄰單元段電纜的金屬屏蔽層交叉連接,使每個金屬屏蔽層的連續回路依次包圍三相導體的一種特殊互聯方式。 5.15 電力電纜 5.15 電力電纜 5.15.1 橡塑絕緣電纜巡檢及例行試驗 試驗項目:電纜主絕緣交流耐壓試驗 基準周期:220kV及以上:3年;110kV/66kV:6年 要求:220kV及以上:電壓為1.36U0,時間為5min 110kV/66kV:電壓為1.6U0,時間為5min 電壓值實際上是交接試驗值的80%。 采用諧振電路,諧振頻率應在300Hz以下。如試驗條件許可,宜同時測量介質損耗因數和局部放電。新做終端、接頭或受其它試驗項目警示,需要檢驗主絕緣強度時,也應進行本項目。 不宜將主絕緣交流耐壓試驗作為例行試驗,建議作為診斷性試驗或新做終端、接頭或受其它試驗項目警示時,進行本試驗。 5.15 電力電纜 5.15 電力電纜 橡塑絕緣電纜主絕緣交流耐壓試驗 需要特別注意:直流試驗對檢驗交聯聚乙烯絕緣電纜效果不明顯,而且還可能產生負作用,主要表現在以下幾個方面: 1)交聯聚乙烯絕緣電纜在交、直流電壓下的電場分布不同。交聯聚乙烯絕緣層是采用聚乙烯經化學交聯而成,屬整體型絕緣結構,其介電常數小于2.3,受溫度變化的影響較小。在交流電壓下,電纜絕緣層內的電場分布是由介電常數決定的,即電場強度是按介電常數反比例分配的,這種分布比較穩定。在直流電壓作用下,其絕緣層中的電場強度是按絕緣電阻系數正比例分配的,而絕緣電阻系數分布是不均勻的。因為電纜在交聯過程中不可避免地溶入一定量的副產品,它們具有相對小的絕緣電阻系數,但在絕緣層徑向分布是不均勻的,所以在直流電壓下電纜絕緣層中的電場分布不同于理想的圓柱體絕緣結構,與材料的不均勻性有關。 5.15 電力電纜 5.15 電力電纜 橡塑絕緣電纜主絕緣交流耐壓試驗 2)交聯聚乙烯絕緣電纜在直流電壓下會積累單極性電荷,釋放由直流耐壓試驗引起的單極性空間電荷需要很長時間。電纜如果在直流殘余電荷未完全釋放之前投入運行,直流電壓便會疊加在工頻電壓峰值上,電纜上的電壓值將遠遠超過其額定電壓。這會導致電纜絕緣老化加速,使用壽命縮短,嚴重的會發生絕緣擊穿。 3)交聯聚乙烯絕緣電纜的半導體凸出處和污穢點等處容易產生空間電荷,但如果在試驗時電纜終端接頭發生表面閃絡或電纜附件擊穿,會造成電纜芯線中產生波振蕩,危害其他正常的電纜和接頭的絕緣。交聯聚乙烯絕緣電纜一個致命弱點是絕緣內容易產生水樹枝,在直流電壓下,水樹枝會迅速轉變為電樹枝,并形成放電,加速了絕緣水劣化,以致于在運行工頻電壓作用下形成擊穿。 5.16 接地裝置 5.16 接地裝置 5.16.1 接地裝置巡檢及例行試驗 試驗項目:設備接地引下線導通檢查 基準周期:220kV及以上:1年;110kV/66kV:3年 要求:變壓器、避雷器、避雷針等:≤200mΩ且導通電阻初值差≤50%(注意值);一般設備:導通情況良好 DL/T 475-2006《接地裝置特性參數測量導則》中該項目叫作:接地裝置電氣完整性測試 國網公司十八項反措要求:該項目的檢測周期是1~3年。隨著近年來接地引下線的反措改造,接地引下線的導通良好,可以適當延長該項目的基準周期,因為該項目的工作量還是比較大的。 5.17 串聯補償裝置 5.17 串聯補償裝置 國內串聯補償裝置應用還不廣泛。 5.18 變電站設備外絕緣及絕緣子 5.18 變電站設備外絕緣及絕緣子 5.19 輸電線路 5.19 輸電線路 6 直流設備 6 直流設備 6.1 換流變壓器 6.2 平波電抗器 分為:油浸式和干式 6.8 直流電流互感器(零磁通型) 6.9 光電式電流互感器 6.10 直流分壓器 6.14 直流斷路器 6.17 交、直流濾波器及并聯電容器組、中性線母線電容器 6.20 直流接地極及線路 6.22 晶閘管換流閥 7 絕緣油試驗 7 絕緣油試驗 7.1 絕緣油例行試驗 7 絕緣油試驗 7 絕緣油試驗 7.1 絕緣油例行試驗 項目:擊穿電壓 現有標準:DL/T 429.9-1991 《絕緣油介電強度測定法》 GB/T 507-2002 《絕緣油 擊穿電壓測定法》Eqv IEC 156:1995 7 絕緣油試驗 7 絕緣油試驗 7.1 絕緣油例行試驗 項目:擊穿電壓 GB 50150-2006規定: 1)按GB/T 507《絕緣油 擊穿電壓測定法》或DL/T 429.9《電力系統油質試驗方法 絕緣油介電強度測定法》的有關要求進行試驗 2)該指標為平板電極測定值,其他電極可按GB/T 7595《運行中變壓器油質量標準》及GB/T 507《絕緣油 擊穿電壓測定法》的有關要求進行試驗 7 絕緣油試驗 7 絕緣油試驗 7.1 絕緣油例行試驗 項目:擊穿電壓 電力系統為什么多采用平板電極,而不采用球形電極? 1)用油量少,特別是對油量較少的互感器。 2)絕緣油擊穿試驗的目的是檢查油中水分、纖維等雜質,即判斷絕緣油被污染的程度。平板電極極間電場分布均勻,易使油中雜質連成“小橋”,擊穿電壓較大程度上決定于雜質的多少。如用球形電極,由于球間電場強度比較集中,雜質有較多的機會碰到球面,接受電荷后又被強電場斥去,故不容易構成“小橋”。因此采用平板形電極較好。 7 絕緣油試驗 7 絕緣油試驗 7.1 絕緣油例行試驗 項目:擊穿電壓 平板電極試驗結果的分散性小,6次結果的算術平均值低。 原因是:油的擊穿過程實際上是隨機的,與油隙電場的瞬間狀態密切相關。油中雜質分布的不均勻性和雜質顆粒的運動,導致油隙間雜質顆粒的分布隨時間改變而不同,因此小橋在電場中的位置是不可預知的。尤其是對于平板形電極而言,相對均勻的電場比球形和球蓋形電極所形成的同等強度的電場所占的空間體積要大得多,小橋形成的位置更加不可預知,形成的概率也要大得多。這也是平板倒角形電極測定油的擊穿電壓值比另兩種電極的測定值低的根本原因。 從用戶的角度,絕緣油擊穿電壓越高、油中雜質越少越好,因此電力系統傾向采用平板電極。 7 絕緣油試驗 GB/T 507-2002的應用問題: 1)在標準化工作中,方法標準應向國際標準靠攏。目前IEC 156的試驗方法是得到世界上大多數國家承認的,其通用性、先進性不容置疑。按理應優先采用先進的、國際通用的標準制訂本國的標準是一條很重要的原則,GB/T 507-2002基本上是參照IEC 156制訂的,要求基本相同。 2)GB/T 507修訂日期比DL/T 429.9-1991要晚,根據誰新使用誰的原則,應優先使用GB/ T507。 3)GB/T 507接近于絕緣油的實際使用情況,充油電氣設備中發生油隙擊穿是在場強較高又相對集中的區域,與球形或球蓋形電極間隙更相似,而不同于平板電極間隙。 4)GB/T 507 是由石化行業牽頭起草的,考慮電力系統的實際情況因素較少。另外標準中沒有對擊穿電壓標準作出詳細規定。 8 SF6氣體濕度和成分檢測 8 SF6氣體濕度和成分檢測 8.1 SF6 氣體濕度檢測 a) 新投運測一次,若接近注意值,半年之后應再測一次; b) 新充(補)氣48小時之后至2周之內應測量一次; c) 氣體壓力明顯下降時,應定期跟蹤測量氣體濕度。 8 SF6氣體濕度和成分檢測 8 SF6氣體濕度和成分檢測 8.2 SF6氣體成分分析 懷疑SF6氣體質量存在問題,或者配合事故分析時,可選擇性地進行SF6氣體成分分析。

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