电力设备试验规程.docx

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电力设备试验规程

宁夏宝丰能源

集团公司

交流高压电气设备试验规程

（2010年版）

范围

电力设备预防性试验是电力设备运行和维护工作中的重要环节，是保证电力设备和电力系统安全运行的有效手段。

电力设备预防性试验规程是电力系统关于高压电气设备预防性试验的重要规程，也是绝缘技术监督的主要依据。

本规程引用宁夏电力公司2010版（电力设备预防性试验实施规程），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。

适用于宁夏宝丰能源110kV及以下的交流电力设备，

规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本标准的条文。

在本规程出版时，所示标准版本均为有效。

所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB311.1－1997高压输变电设备的绝缘配合

GB1094.1－1996电力变压器第一部分总则

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

GB1094.11—2007电力变压器第11部分：

干式变压器

GB1207—2006电磁式电压互感器

GB1208—1996电流互感器

GB1984—2003高压交流断路器

GB4703—2007电容式电压互感器

GB1985—2004高压交流隔离开关和接地开关

GB7330—2008交流电力系统阻波器

GB/T8287.1-2008标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子第1部分:

瓷或玻璃绝缘子的试验

GB12022—2006工业六氟化硫

GB/T20840.7—2007互感器第7部分:

电子式电流互感器

GB/T20840.8—2007互感器第8部分:

电子式电流互感器

GB/T20876.2标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件第2部分:

尺寸和电气特性

GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T474.5—2006现场绝缘试验实施导则第5部分:

避雷器试验

DL/T475—2006接地装置特性参数测试导则

DL/T555—2004气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则

DL/T596—1996电力设备预防性试验规程

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/T627—2004绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料

DL/T664—2008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/T804—2002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则

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

DL/T1048—2007标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子-定义、试验方法及验收规则

DL/T1093—2008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则

Q/GDW168—2008输变电设备状态检修试验规程

Q/GDW407—2010高压支柱瓷绝缘子现场检测导则

Q/GDW415—2010电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规范

Q/GDW515.1—2010交流架空线路用绝缘子使用导则第1部分、玻璃绝缘子

Q/GDW515.2—2010交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子

国家电网公司（协调统一基建类和生产类标准差异条款（变电部分）（办基建200820号）

国家电网公司（（国家电网公司十八项电网重点反事故措施）（国家电网生计（2005）400号）

定义、符号

3.1定义

3.1.1状态检修Condition-basedMaintenance

状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、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。

3.1.2设备状态EquipmentConditionIndicators

直接或间接表征设备状态的各信息，如数据、声音、图像现象等。

3.1.3投运前试验ExambeforeOperation

新安装完毕，经过A级或B级检修的设备应进行的试验。

3.1.4例行检查RoutineMaintenance

定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维护，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。

3.1.5巡检RoutineInspection

为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。

3.1.6例行试验RoutineTest

为获取设备状态，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的各种带电检测盒停电试验。

需要设备退出运行才能进行的试验称停电例行试验。

3.1.7诊断性试验DiagnosticTest

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，或连续运行时间了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。

3.1.8在线测试OnlineMonitoring

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。

3.1.9带电检测EnergizedTest

对在运行电压下的设备，采用专业仪器，由人员参与进行的测试。

3.1.10初值InitialValue

指能够代表状态量原始值的试验值。

初值可以是出厂值、投运前试验值、早期试验值。

初始值定义为：

（当前测量值-初值）/初值*100%。

3.1.11注意值AttentionValue

状态量达到该数值时，设备可能存在或发展为缺陷。

3.1.12警示值WarningValue

状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为事故。

3.1.13家族缺陷FamilyDefect

经确认由设计、和/或材料、和/或工艺共性因数导致的设备缺陷为家族缺陷。

如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材料、和/或工艺的其他设备，不论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。

3.1.14不良工况UndesirableServiceCondition

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。

3.1.15基准周期BenchmarkInterval

本规程规定的巡检周期和例行试验周期。

3.1.16轮试InTurnTesting

对于数量较多的同厂同型设备，如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。

3.1.17老旧设备Old&AgedEquipment

一般指运行年限在20年及以上的设备。

3.1.18U0/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）

3.1.19Un

设备额定电压

3.1.20Um

设备最高工作电压有效值

U1mA避雷器直流lmA下的参考电压

tanδ介质损耗因数

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他巡检要求。

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

本规程将试验分为投运前试验、例行试验和诊断性试验。

投运前试验对新安装完毕以及经过A级、B级检修的设备进行。

例行试验和诊断性试验对运行中设备进行，例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择的进行。

4.2.2试验说明

4.2.2.1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。

4.2.2.2关于投运前试验的特殊规定:

1）新安装完毕及经过A级检修后设备的投运前试验应按本规程所列的全部投运前试验项目进行。

2）经过A级检修后设备的投运前试验项目应根据检修所涉及的范围进行选择。

3）110kV及以上充油或充气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，在投入运行前应按标准中规定的试验项目进行试验。

35kV及以下设备按1年执行。

4.2.2.3关于例行试验的特殊规定:

1）110/66KV及以上电压等级新设备，基准周期为3年的例行试验项目，设备投运满1年时应进行。

2）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，投运前应按本规程投运前试验要求进行试验。

4.2.2.4除特别说有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10KV。

4.2.2.5在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。

必要时，在温度、湿度达到要求的条件下，应安排复测。

4.2.2.6在进行直流高压试验时应采取负极性接线。

4.2.2.7如不拆引线不影响对试验结果的判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。

4.2.2.8关于交流耐压试验的规定:

1）50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。

2）非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。

3）充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。

静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

110kV及以下设备静置时间大于24h。

4）进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。

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接设备中的最低试验电压。

5）当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压：

a）当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

b）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。

4.2.2.9测量绝缘时采用兆欧表的电压等级级量程，在本规程未作特殊规定时，应按下列规定执行

1）100V以下的电气设备或回路，采用250V且量程为50MΩ及以上兆欧表。

2）500V以下至100V的电气设备或回路,采用500V且量程为2000MΩ及以上兆欧表。

3）3000V以下至500V的电气设备或回路，采用1000V且量程为2000MΩ及以上兆欧表。

4）10000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V且量程为10000MΩ及以上兆欧表。

5）10000V以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V且量程为10000MΩ及以上兆欧表。

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，对于运行的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a2/（b2+c2）与a1/（b1+c1）相比有无明显差异进行判断，一般不超过

±3%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，其周期可以依据设备状态评价结果、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。

35KV及以下电压等级设备运行后的停电例行试验的周期不得延长。

4.4.2可延迟试验的条件

符合以下各项条件的设备，110/66KV及以上电压等级设备的停电例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1-2个年度:

1）巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常。

2）带电检测、在线监测（如有）可靠的显示设备状态良好。

3）上次例行试验与前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异。

4）没有任何能危及设备安全运行的家族缺陷。

5）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/诊断性试验:

1）巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致。

2）带电检测、在线监测（如有）显示设备状态不良。

3）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。

4）存在重大家族缺陷。

5）经受了较为严重的不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质损害。

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。

4.4.4解体性检修的适用原则

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。

1）例行或诊断性试验表明，存在重大缺陷的设备。

2）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。

3）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电力变压器、电抗器及消弧线圈

5.1油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈

5.1.1油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验

表1油浸式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验

序号

项目

标准

说明

绝缘油试验

见18.1.1条及18.1.2条

见18.1.1条及18.1.2条

2

油中溶解气体色谱分析

H2与烃类气体含量（μL/L）超过下列任何一项不得超过下列数值:

总烃：

20；H2：

10；C2H2：

0

见5.1.1.2条

3

绝缘油击穿电压

见18.1.1条及18.1.2条

见18.1.1条及18.1.2条

4

油中含气量%（体积分数）

见18.1.1条

见18.1.1.10条

5

油中含水量

mg/L

见18.1.1条及18.1.2条

见5.1.1.2条

6

绕组直流

电阻

1）1.6MVA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%。

三相不平衡率较初始值变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理

2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%

3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意

4）电抗器参照执行

见5.1.1.3条

7

绕组绝缘电阻吸收比

或极化指数

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）35kV及以上变压器、电抗器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5

见5.1.1.4条

8

绕组的tanδ及电容量

1）20℃时不大于下列数值：

110kV～220kV0.8%

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

见5.1.1.5条

9

电容型套管tanδ和电容

见7.1条

见5.1.1.6条

10

绕组泄漏电流

见5.1.1.7条

见5.1.1.7条

11

铁芯（有外引接地线）绝缘电阻

1）大于1000MΩ

2）应无闪络及击穿现象

见5.1.1.8条

12

有载分接开关检测

见5.1.1.9条

见5.1.1.9条

13

绕组所有分接电压比

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%

14

三相变压器的接线组别或单相变压器的极性

必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致

见5.1.1.10条

15

频响法绕组变形测试

频响曲线三相之间相比无明显差别

见5.1.1.11条

16

低电压短路阻抗测试

短路阻抗与铭牌值相比，或短路阻抗、短路电抗三相互比，变化率超过2%时，应引起注意，变化率超过5%时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。

见5.1.1.12条

17

外施交流耐压试验

试验耐受电压标准见附录D，或去出厂试验电压值得80%

见5.1.1.13条

18

感应电压及局部放电试验

1）试验电压不产生忽然下降。

2）在线端电压为1.5Um/

时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为1.3Um/

时，放电量一般不大于300pC;在线端电压为1.1Um/

时，放电量一般不大于100pC;

见5.1.1.14条

19

测温装置校验及二次回路试验

无异常

见5.1.1.15条

20

气体继电器校验及二次回路试验

无异常

见5.1.1.16条

21

压力释放器校验

动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定

见5.1.1.17条

22

冷却装置及其二次回路检查试验

无异常

见5.1.1.18条

23

整体密封检查

1）35kV管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验（约5kPa压力），对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部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

见5.1.1.19条

24

套管中的电流互感器试验

无异常

见5.1.1.20条

25

消弧线圈电压、电流互感器绝缘和变比试验

见6.1.1条、6.2.1条

见6.1.1条、6.2.1条

26

变压器

相位检查

必须与电网相位一致

27

全电压下空载合闸

空载合闸5次，每次间隔5min，应无异常现象

见5.1.1.21条

28

噪声测量

距设备轮廓线2米处的噪音值应不大于80dB

见5.1.1.22条

29

振动测量

额定工况下测得得箱壳振动振幅双峰值不应大于100um

见5.1.1.23条

30

油箱表面温度测量

温升应不大于65K

见5.1.1.24条

5.1.1.1油中溶解气体色谱分析

1）电压等级在35KV及以上的变压器、电抗器，应在注油静置后、耐压和局部放电试用前24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析；各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显变化。

2）电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。

3）试验应按国家标准（变压器油中溶解气体分析和判断导则）GB/T7252进行。

4）总烃包括CH4C2H4C2H6和C2H2四种气体。

5）溶解气体组份含量的单位为uL/l。

5.1.1.2油中含水量

1）电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器进行。

2）投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。

5.1.1.3绕组直流电阻

1）变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。

2）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，则在换算至同一温度下时与以前相同部位测得值比较，其差值不应大于2%，当超过1%时应引起注意。

3）无激磁调压变压器应在分接位置锁定后测量直流电阻。

4）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。

5）Yo联接的变压器绕组可采用三相测量方式，但必须在额定档采用单相测量方式进行测试。

6）如无中性点引出线，应测量各线端的电阻，必要时可换算的相绕组，换算方法参见附录B。

5.1.1.4绕组绝缘电阻吸收比或极化指数

1）变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。

2）测量前被试绕组应充分放电。

3）测量温度以顶部油温为准。

4）见量在油温50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下列式换算

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）吸收比和极化指数不进行温度换算。

6）绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比和极化指数可仅作参考。

7）电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量。

8）电压等级在110/66KV及以上电压等级设备，投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。

5.1.1.5绕组的tanδ及电容量

1）电压等级为35KV及以上且容量在8000KVA以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测量介质损耗角正切值tanδ。

2）非被试绕组接地，被试绕组应短路。

3）同一变压器各绕组tanδ的要求值相同。

4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般可用下式换算：

tanδ2＝t