安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程试行及.doc

安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程试行及

92
2020年5月29日
文档仅供参考
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ICS

备案号:

-6XX-06XX发布

安徽省电力公司 发 布

安徽电网智能变电站一次设备
状态检修试验规程(试行)

Q/ —
代替Q/ —
安徽省电力公司企业标准

-6XX-06XX实施

前 言

根据国家电网公司设备状态检修工作管理规定,为规范安徽电网智能变电站一次设备状态检修工作,特制订本规程。
本标准依据DL/T800- <电力企业标准编制规则>编制。
本标准由安徽省电力公司生产技术部提出。
本标准由安徽省电力公司科技信息部归口。
本标准由安徽省电力公司生产技术部解释。
本标准负责起草单位:铜陵供电公司、安徽省电力科学研究院。
本标准主要起草人:潘静、朱宁、朱德亮、王刘芳、郑浩、谢辉、邱欣杰、胡振斌、田宇、张健、王庆军。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至安徽省电力公司生产技术部(合肥市黄山路9号,230022)。
目 次
前 言 1
安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行) 3
1 范围 3
2 规范性引用文件 3
3 定义和符号 5
4 总则 6
5 状态检修仪器配置 8
6一次设备检修 10
6.1 一般规定 10
6.2 变压器(电抗器)类 10
6.3 开关设备 17
6.4 高压组合电器 22
6.5 互感器 24
6.6 高压开关柜 33
6.7 串并联补偿装置 34
6.8 绝缘子、母线、电力电缆 37
6.9 耦合电容器 42
6.10 防雷及接地装置 43
7 公共系统检修 46
8 状态检修技术管理 46
编制说明 48
前 言 1
安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行) 3
1 范围 3
2 规范性引用文件 3
3 定义和符号 5
4 总则 6
5 状态检修仪器配置 8
6一次设备检修 9
6.1 一般规定 9
6.2 变压器(电抗器)类 9
6.3 开关设备 16
6.4 高压组合电器 21
6.5 互感器 23
6.6 高压开关柜 32
6.7 串并联补偿装置 34
6.8 绝缘子、母线、电力电缆 36
6.9 耦合电容 41
6.10 防雷及接地装置 42
7 公共系统检修 45
8 状态检修技术管理 45

安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行)

1 范围
本规程规定了智能变电站中各类一次电气设备状态检修巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求,用以判断设备是否符合运行条件,保证安全运行。
本规程适用于安徽电力公司所属智能变电站中电压等级为10kV～500 kV的交流变电设备。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款经过本规程的引用而成为本规程的条款,其最新版本适用于本规程。
GB/T 264<石油产品酸值测定法>
GB/T 507<绝缘油击穿电压测定法>
GB/T 511<石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法) >
GB 1094.3<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<电力变压器 第10部分: 声级测定>
GB 1207<电磁式电压互感器 >
GB 1208<电流互感器>
GB/T 4109<高压套管技术条件>
GB/T 4703<电容式电压互感器>
GB/T 5654<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/T 6541<石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)>
GB/T 7252<变压器油中溶解气体分析和判断导则>
GB/T 7600<运行中变压器油水分含量测定法 (库仑法)>
GB/T 7601<运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)>
GB/T 7602<运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法(分光光度法)>
GB/T 10229<电抗器>
GB/T 11022<高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件>
GB/T 11023<高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则>
GB 11032 <交流无间隙金属氧化物避雷器>
GB/T 14542<运行变压器油维护管理导则>
GB/T 19519<标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准则>
GB 50150<电气装置安装工程电气设备交接试验标准>
GB 50233<110~500kV架空送电线路施工及验收规范>
GB/T 20840.7- <互感器 第7部分:电子式电压互感器>
GB/T 20840.8- <互感器 第8部分:电子式电流互感器>
DL/T 393<输变电设备状态检修试验规程>
DL/T 417<电力设备局部放电现场测量导则>
DL/T 421<绝缘油体积电阻率测定法>
DL/T 423<绝缘油中含气量的测定 真空差压法>
DL/T 429.1<电力系统油质试验方法 透明度测定法>
DL/T 429.2<电力系统油质试验方法 颜色测定法>
DL/T 437<高压直流接地极技术导则>
DL/T 450<绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法>
DL/T 474.1<现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验>
DL/T 474.3<现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数tanδ试验>
DL/T 475<接地装置特性参数测量导则>
DL/T 506<六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法>
DL/T 593<高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求>
DL/T 664<带电设备红外诊断应用规范>
DL/T 703<绝缘油中含气量的气相色谱测定法>
DL/T 864<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 887<杆塔工频接地电阻测量>
DL/T 911<电力变压器绕组变形的频率响应分析法>
DL/T 914<六氟化硫气体湿度测定法(重量法)>
DL/T 915<六氟化硫气体湿度测定法(电解法)>
DL/T 916<六氟化硫气体酸度测定法>
DL/T 917<六氟化硫气体密度测定法>
DL/T 918<六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法>
DL/T 919<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<六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法>
DL/T 921<六氟化硫气体毒性生物试验方法>
DL/T 984<油浸式变压器绝缘老化判断导则>
DL/T 5092<110～500kV架空送电线路设计技术规程>
DL/T 5224<高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定>
Q／GDW 152<电力系统污区分级与外绝缘选择标准>
Q／GDW_393- <110(66)kV～220kV智能变电站设计规范>
Q／GDW_394- <330kV～750kV智能变电站设计规范>
Q／GDW_428- <智能变电站智能终端技术规范>及编制说明
Q／GDW_431- <智能变电站自动化系统现场调试导则>及编制说明
Q／GDW_430- <智能变电站智能控制柜技术规范>
Q／GDW_410- <高压设备智能化技术导则>
Q／GDW_424- <电子式电流互感器技术规范>
Q／GDW_425- <电子式电压互感器技术规范>
Q／GDW 168- <输变电设备状态检修试验规程>及编制说明

3 定义和符号
下列定义和符号适用于本规程。
3.1状态检修 condition-based maintenance
状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础,经过设备状态评价、风险评估,检修决策,达到运行安全可靠,检修成本合理的一种检修策略。
3.2智能设备intelligent equipment
一次设备与智能组件的有机结合体。具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备,是高压设备智能化的简称。
3.3 在线监测装置online monitoring device
经过传感器、计算机、通信网络等技术,在线获取设备的各种特征参量并传送至专家系统进行分析后,显示监测数据和结果等。
3.4 设备状态量 equipment condition indicators
直接或间接表征设备状态的各类信息,如数据、声音、图像、现象等。
3.5例行检查 routine maintenance
定期在现场对设备进行的状态检查,含各种简单保养和维修,如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。
3.6巡检 routine inspection
为掌握设备状态,对设备进行的巡视和检查。
3.7例行试验 routine test
为获取设备状态量,评估设备状态,及时发现事故隐患,定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。
3.8诊断性试验 diagnostic test
巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良,或经受了不良工况,或受家族缺陷警示,或连续运行了较长时间,为进一步评估设备状态进行的试验。
3.9带电检测 energized test
在运行状态下,对设备状态量进行的现场检测。
3.10初值 initial value
指能够代表状态量原始值的试验值。初值能够是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为:(当前测量值-初值)/初值100%。
3.11注意值 attention value
状态量达到该数值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。
3.12警示值 warning value
状态量达到该数值时,设备已存在缺陷并有可能发展为故障。
3.13家族缺陷 family defect
经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷,具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备,不论其当前是否可检出同类缺陷,在这种缺陷隐患被消除之前,都称为有家族缺陷设备。
3.14不良工况 undesirable service condition
设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。
3.15基准周期 benchmark interval
本规程规定的巡检周期和例行试验周期。
3.16轮试 in Turn Testing
对于数量较多的同厂同型设备,若例行试验项目的周期为2年及以上,宜在周期内逐年分批进行,这一方式称为轮试。
3.17U0
电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。
3.18Um
设备最高工作电压有效值。

4 总则
4.1设备巡检
在设备运行期间,按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检,巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。
在雷雨季节前,大风、降雨(雪、冰雹)、沙尘暴之后,应对相关设备加强巡检;新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,宜加强巡检;日最高气温35℃以上或大负荷期间,宜加强红外测温。
4.2试验分类和说明
4.2.1试验分类
本规程将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验一般按周期进行,诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。
4.2.2试验说明
若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目,按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致,按严格要求执行。
新设备投运满1至2年,可根据状态评价结果确定是否开展例行试验;停运6个月以上重新投运前的设备,应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,可参照新设备要求执行。
现场备用设备应视同运行设备进行例行试验;备用设备投运前应对其进行例行试验;若更换的是新设备,投运前应按交接试验要求进行试验。
除特别说明,所有电容和介质损耗因数一并测量的试验,试验电压均为10kV。
在进行与环境温度、湿度有关的试验时,除专门规定的情形之外,环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5℃,绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时,可采用第Error! Reference source not found.条进行分析。
4.3设备状态量的评价和处理原则
4.3.1设备状态评价原则
设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等状态信息,包括其现象强度、量值大小以及发展趋势,结合与同类设备的比较,做出综合判断。
4.3.2注意值处理原则
有注意值要求的状态量,若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显,对于正在运行的设备,应加强跟踪监测;对于停电设备,如怀疑属于严重缺陷,不宜投入运行。
4.3.3警示值处理原则
有警示值要求的状态量,若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显,对于运行设备应尽快安排停电试验;对于停电设备,消除此隐患之前,一般不应投入运行。
4.3.4状态量的显著性差异分析
在相近的运行和检测条件下,同一家族设备的同一状态量不应有明显差异,否则应进行显著性差异分析,分析方法见附录A。
4.3.5易受环境影响状态量的纵横比分析
本方法可作为辅助分析手段。如a、b、c三相(设备)的上次试验值和当前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备a当前试验值a2是否正常时, 根据与相比有无明显差异进行判断,一般不超过±30%可判为正常。
4.4基于设备状态的周期调整
4.4.1周期的调整
本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验,其周期能够依据设备状态、地域环境、电网结构等特点,在基准周期的基础上酌情延长或缩短,调整后的周期一般不小于1年,也不大于本规程所列基准周期的1.5倍。
4.4.2可延迟试验的条件
符合以下各项条件的设备,停电例行试验能够在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度:
a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常;
b) 带电检测(如有)显示设备状态良好;
c) 上次例行试验与其前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异;
d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷;
e) 上次例行试验以来,没有经受严重的不良工况。
4.4.3需提前试验的情形
有下列情形之一的设备,需提前,或尽快安排例行或/和诊断性试验:
a) 巡检中发现有异常,此异常可能是重大质量隐患所致;
b) 带电检测(如有)显示设备状态不良;
c) 以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势;或者接近注意值或警示值;
d) 存在重大家族缺陷;
e) 经受了较为严重不良工况,不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。
如初步判定设备继续运行有风险,则不论是否到期,都应列入最近的年度试验计划,情况严重时,应尽快退出运行,进行试验。
4.5 解体性检修的适用原则
本条适用于直流系统设备。存在下列情形之一的设备,需要对设备核心部件或主体进行解体性检修,不适宜解体性检修的应予以更换:
a) 例行或诊断性试验表明,存在重大缺陷的设备;
b) 受重大家族缺陷警示,为消除隐患,需对核心部件或主体进行解体性检修的设备;
c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验,需对核心部件或主体进行解体性检修的设备。
5 状态检修仪器配置
电子式互感器检测仪器:电子式互感器校验仪
光学互感器检测仪器:准确度测试仪
6一次设备检修
6.1 一般规定
智能化高压设备为一次设备和智能组件的有机结合体,是具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的新型高压设备,运行经验相对较短,建议在状态检修周期上从严要求,尽量不延长检修周期。另在试验周期和时间的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期,对需停电取油样或气样的设备试验周期调整到与电气试验周期相同;变压器各侧主进开关及以内设备的试验周期应与该台变压器相同。
6.2 变压器(电抗器)类
6.2.1 油浸式电力变压器及电抗器
表6.2.1-1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目
项目
基准周期
要求
说明条款
巡检项目
外观
330kV及以上:2周
220kV:1月
110kV/66kV/35kV/10kV:
3月
无异常
见6.2.1.1条
油温和绕组温度
符合设备技术文件之要求
见6.2.1.1条
呼吸器干燥剂(硅胶)
1/3 以上处于干燥状态
见6.2.1.1条
冷却系统
无异常
见6.2.1.1条
声响及振动
无异常
见6.2.1.1条
在线监测装置
无异常
见6.2.1.1条
6.2.1.1巡检说明:
a) 外观无异常,油位正常,无油渗漏;
b) 记录油温、绕组温度,环境温度、负荷和冷却器开启组数;
c) 呼吸器呼吸正常;当2/3干燥剂受潮时应予更换;若干燥剂受潮速度异常,应检查密封,并取油样分析油中水分(仅对开放式);
d) 冷却系统的风扇运行正常,出风口和散热器无异物附着或严重积污;潜油泵无异常声响、振动,油流指示器指示正确;
e) 变压器声响和振动无异常,必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级;如振动异常,可定量测量;
f) 在线监测装置柜柜门关闭严密,无尘土,雨天无漏水积水现象,接线无松动;色谱及微水在线监测仪工作正常,载气压在要求范围内,气路、油路密封严密,无漏气漏油现象,进出油口阀门在打开状态;绕组光纤测温、铁芯接地电流、套管介质损耗因数等监测项目正常,在线监测测量单元、控制单元无异常;各传感器安装牢固。
表6.2.1-2 油浸式电力变压器和电抗器例行检查项目
项目
基准周期
要求
说明条款
有载分接开关检查(变压器)
见6.2.1.2条
无异常
见6.2.1.2条
测温装置检查
3年
无异常
见6.2.1.3条
气体继电器检查
3年
无异常
见6.2.1.4条
冷却装置检查
3年
无异常
见6.2.1.5条
压力释放装置检查
解体性检修时
无异常
见6.2.1.6条
在线色谱监测检查
1年
无异常
见6.2.1.7条
传感器检查
3年
无异常
见6.2.1.8条

6.2.1.2有载分接开关检查
以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异,必要时参考设备技术文件。
每年检查一次的项目:
a) 储油柜、呼吸器和油位指示器,应按其技术文件要求检查;
b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯;
c) 打开电动机构箱,检查是否有任何松动、生锈;检查加热器是否正常;
d) 记录动作次数;
e) 如有可能,经过操作1步再返回的方法,检查电机和计数器的功能。
每3年检查一次的项目:
f) 在手摇操作正常的情况下,就地电动和远方各进行一个循环的操作,无异常;
g) 检查紧急停止功能以及限位装置;
h) 在绕组电阻测试之前检查动作特性,测量切换时间;有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过±10%;
i) 油质试验:要求油耐受电压≥30kV;如果装备有在线滤油器,要求油耐受电压≥40kV。不满足要求时,需要对油进行过滤处理,或者换新油。
6.2.1.3测温装置检查
每3年检查一次,要求外观良好,运行中温度数据合理,相互比对无异常。
每6年校验一次,可与标准温度计比对,或按制造商推荐方法进行,结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻,一般不低于1MΩ。
6.2.1.4气体继电器检查
每3年检查一次气体继电器整定值,应符合运行规程和设备技术文件要求,动作正确。
每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻,应不低于1MΩ,采用1000V兆欧表测量。
6.2.1.5冷却装置检查
运行中,流向、温升和声响正常,无渗漏。强油水冷装置的检查和试验,按设备技术文件要求进行。
6.2.1.6压力释放装置检查
按设备技术文件要求进行检查,应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在±10％之内或符合设备技术文件要求。
6.2.1.7在线色谱监测检查
按设备技术文件要求进行检查,应符合要求。如载气压力的消耗记录和检查、与实验室色谱分析数据对比等;
6.2.1.8传感器检查
变压器本体、有载调压装置、冷却装置的传感器完整无缺陷,后台数据传输正常,接口处密封应良好无渗漏。
表6.2.1-3 油浸式电力变压器及电抗器例行试验项目
例行试验项目
基准周期
要求
说明条款
红外热像检测
330kV及以上:1月
220kV:3月
110kV/66kV:半年
35kV/10kV:1年
无异常
见6.2.1.8条
油中溶解气体分析
330kV及以上:3月
220kV:半年
110kV/66kV:1年
35kV:3年(投运后1年)
乙炔≤1(330kV及以上)(μL/L)
≤5(其它)(μL/L)(注意值)
氢气≤150(μL/L)(注意值)
总烃≤150(μL/L)(注意值)
绝对产气速率:
≤12mL/d(隔膜式)(注意值)
或≤6mL/d(开放式)(注意值)
相对产气速率≤10%/月(注意值)
见6.2.1.9条
绕组电阻
3年
1. 相间互差不大于2%(警示值)
2. 同相初值差不超过±2%(警示值)
见6.2.1.10条
绝缘油例行试验
330kV及以上:1年
220kV及以下:3年
参照<安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程(试行)>

套管试验
3年

铁心绝缘电阻
3年
≥100MΩ(新投运1000 MΩ)
(注意值)
见6.2.1.11条
绕组绝缘电阻
3年
1. 绝缘电阻无显著下降
2. 吸收比≥1.3或极化指数≥1.5
或绝缘电阻≥10000 MΩ(注意值)
见6.2.1.12条
绕组绝缘介质损耗因数
(20℃)
3年
330kV及以上:≤0.005(注意值)
220kV及以下:≤0.008(注意值)
见6.2.1.13条
6.2.1.8红外热像检测
检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。
6.2.1.9油中溶解气体分析
除例行试验外,新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器,在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势,即使小于注意值,也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时,应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252,同时注意设备技术文件的特别提示(如有)。35kV仅对主变进行,若有增长趋势,即使小于注意值,也应缩短试验周期。
当怀疑有内部缺陷(如听到异常声响)、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障,应进行额外的取样分析。
6.2.1.10绕组电阻
有中性点引出线时,应测量各相绕组的电阻;若无中性点引出线,可测量各线端的电阻,然后换算到相绕组,换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后,同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。另外,还要求同一温度下,各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按式(1)进行。
(1)
式中,R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻;TK为常数,铜绕组TK为235,铝绕组TK为225。
无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后,也应测量一次。
电抗器参照执行。
6.2.1.11铁心绝缘电阻
绝缘电阻测量采用2500V(老旧变压器1000V)兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外,要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的,应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。
除例行试验之外,当油中溶解气体分析异常,在诊断时也应进行本项目。
6.2.1.12绕组绝缘电阻
测量时,铁心、外壳及非测量绕组应接地,测量绕组应短路,套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行,并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式(2)进行近似修正。绝缘电阻下降显著时,应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1。
(2)
式中,R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。
除例行试验之外,当绝缘油例行试验中水分偏高,或者怀疑箱体密封被破坏,也应进行本项试验。
6.2.1.13绕组绝缘介质损耗因数
测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行,测量时记录顶层油温和空气相对湿度,非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。
测量绕组绝缘介质损耗因数时,应同时测量电容值,若此电容值发生明显变化,应予以注意。
分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。
表6.2.1-4 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目
诊断性试验项目
要求
说明条款
空载电流和空载损耗测量
见6.2.1.14条
见6.2.1.14条
短路阻抗测量
初值差不超过±3%(注意值)
见6.2.1.15条
感应耐压和局部放电测量
66kV及以上:感应耐压:出厂试验值的80%,局部放电:下:≤300pC(注意值)
见6.2.1.16条
绕组频率响应分析
66kV及以上:见6.2.1.17条
见6.2.1.17条
绕组各分接位置电压比
初值差不超过±0.5%(额定分接位置);
±1.0%(其它)(警示值)
见6.2.1.18条
直流偏磁水平检测(变压器)
66kV及以上:见6.2.1.19条
见6.2.1.19条
电抗器电抗值测量
初值差不超过±5%(注意值)
见6.2.1.20条
纸绝缘聚合度测量
66kV及以上:聚合度≥250(注意值)
见6.2.1.21条
绝缘油诊断性试验
参照<安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程(试行)>

整体密封性能检查
无油渗漏
见6.2.1.22条
铁心接地电流测量
≤100mA(注意值)
见6.2.1.23条
声级及振动测定(66kV及以上)
符合设备技术文件要求
见6.2.1.24条
绕组直流泄漏电流测量
见6.2.1.25条
见6.2.1.25条
外施耐压试验
出厂试验值的80％
见6.2.1.26条
6.2.1.14空载电流和空载损耗测量
诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比,不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相,空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。
6.2.1.15短路阻抗测量
诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流,亦可低于额定值,但不应小于5A。
6.2.1.16感应耐压和局部放电测量
验证绝缘强度,或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz~400Hz。电压为出厂试验值的80%,时间按式(3)确定,但应在15s~60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。
(3)
在进行感应耐压试验之前,应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。
6.2.1.17绕组频率响应分析
诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时,即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时,能够判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。
6.2.1.18绕组各分接位置电压比
对核心部件或主体进行解体性检修之后,或怀疑绕组存在缺陷时,进行本项目。结果应与铭牌标识一致。
6.2.1.19直流偏磁水平检测
当变压器声响、振动异常时,进行本项目。
6.2.1.20电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁心(如有)存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。
6.2.1.21纸绝缘聚合度测量
诊断绝缘老化程度时,进行本项目。测量方法参考DL/T 984。
6.2.1.22整体密封性能检查
对核心部件或主体进行解体性检修之后,或重新进行密封处理之后,进行本项目。采用储油柜油面加压法,在0.03MPa压力下持续24h,应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。
6.2.1.23铁心接地电流测量
在运行条件下,测量流经接地线的电流,大于100mA时应予注意。
6.2.1.24声级及振动测定
当噪声异常时,可定量测量变压器声级,测量参考GB/T 1094.10。如果振动异常,可定量测量振动水平,振动波主波峰的高度应不超过规定值,且与同型设备无明显差异。
6.2.1.25绕组直流泄漏电流测量
怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目,测量绕组短路加压,其它绕组短路接地,施加直流电压值为40kV(330kV及以下绕组)、60kV(500kV及以上绕组),加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加,与同型设备比没有明显差异。
6.2.1.26施耐压试验
仅对中性点和低压绕组进行,耐受电压为出厂试验值的80%,时间为60s。
6.2.2 干式变压器和干式电抗器试验项目
表6.2.2-1干式电力变压器和电抗器巡检项目
巡检项目
基准周期
要求
说明条款
外观
35kV:3月
10kV:3月
无异常
见6.2.2.1条
声响及振动
无异常
见6.2.2.1条
6.2.2.1巡检说明
a) 外观无异常,油位正常,无油渗漏;
b) 变压器声响和振动无异常,必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级;如振动异常,可定量测量。
表6.2.2-2干式变压器和电抗器的试验项目
例行试验项目
基准周期
要求
说明条款
红外热像检测
35kV:1年
10kV:1年
无异常
见6.2.2.2条
绕组电阻
3年
3. 相间互差不大于2%(警示值)
4. 同相初值差不超过±2%(警示值)
见6.2.2.3条
铁心绝缘电阻
3年
≥100MΩ(新投运1000 MΩ)
(注意值)
见6.2.2.4条
绕组绝缘电阻
3年
3. 绝缘电阻无显著下降
4. 绝缘电阻≥10000 MΩ(注意值)
见6.2.2.5条
6.2.2.2红外热像检测
检测变压器引线接头及电缆等,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。
6.2.2.3绕组电阻
有中性点引出线时,应测量各相绕组的电阻;若无中性点引出线,可测量各线端的电阻,然后换算到相绕组。
6.2.2.4铁心绝缘电阻
绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外,要特别注意绝缘电阻的变化趋势。
6.2.2.5绕组绝缘电阻
测量时,铁心、外壳及非测量绕组应接地,测量绕组应短路,套管表面应清洁、干燥。采用2500V兆欧表测量。
表6.2.2-2 干式变压器和干式电抗器诊断性试验项目
诊断性试验项目
要求
说明条款
空载电流和空载损耗测量
见6.2.1条
见6.2.2.6条
短路阻抗测量
初值差不超过±3%(注意值)
见6.2.2.7条
电抗器电抗值测量
初值差不超过±5%(注意值)
见6.2.2.8条
铁心接地电流测量
≤100mA(注意值)
见6.2.2.9条
外施耐压试验
出厂试验值的80％
见6.2.2.10条
6.2.2.6空载电流和空载损耗测量
诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比,不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相,空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。
6.2.2.7短路阻抗测量
诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流,亦可低于额定值,但不应小于5A。
6.2.2.8 电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁心(如有)存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。
6.2.2.9铁心接地电流测量
在运行条件下,测量流经接地线的电流,大于100mA时应予注意。
6.2.2.10 外施耐压试验
对高低压绕组进行,耐受电压为出厂试验值的80%,时间为60s。

6.3 开关设备
6.3.1 SF6断路器
表6.3.1-1 SF6断路器巡检项目
项目
基准周期
要求
说明条款
外观检查
500kV及以上:2周
220kV/330kV: 1月
110kV/66kV/35kV/10kV:
3月

外观无异常
见6.3.1.1条
气体密度值检查
密度符合设备技术文件要求
操动机构状态检查
状态正常
在线监测装置检查
无异常
6.3.1.1巡检说明:
a) 外观无异常;无异常声响;高压引线、接地线连接正常;瓷件无破损、无异物附着;并联电容器无渗漏;
b) 气体密度值正常;
c) 加热器功能正常(每半年);
d) 操动机构状态正常(分合闸位置指示正确;液压机构油压正常;气动机构气压正常;弹簧机构弹簧位置正确);记录开断短路电流值及发生日期,记录开关设备的操作次数;
e) SF6断路器在线监测装置接线无松动、脱落,封闭严实;断路器动作特性监测、SF6微水及密度等监测项目工作正常;各传感器安装牢固;测量单元、控制单元无异常。

表6.3.1-2 SF6断路器例行检查项目
项目
基准周期
要求
说明条款
例行检查和测试
3年(电容器1年1次)
无异常

传感器检查
3年
无异常

6.3.1.2例行检查和测试
a) 轴、销、锁扣和机械传动部件检查,如有变形或损坏应予更换;
b) 瓷绝缘件清洁和裂纹检查;
c) 操动机构外观检查,如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松动,检查是否有渗漏等;
d) 检查操动机构内、外积污情况,必要时需进行清洁;
e) 检查是否存在锈迹,如有需进行防腐处理;
f) 按设备技术文件要求对操动机构机械轴承等活动部件进行润滑;
g) 分、合闸线圈电阻检测,检测结果应符合设备技术文件要求,没有明确要求时,以线圈电阻初值差不超过±5%作为判据;
h) 储能电动机工作电流及储能时间检测,检测结果应符合设备技术文件要求。储能电动机应能在85%~110%的额定电压下可靠工作;
i) 检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好;用1000V兆欧表测量电缆的绝缘电阻,应无显著下降;
j) 缓冲器检查,按设备技术文件要求进行;
k) 防跳跃装置检查,按设备技术文件要求进行;
l) 联锁和闭锁装置检查,按设备技术文件要求进行;
m) 并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%~110%范围内,应可靠动作;并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%~