电力设备交接和预防性试验规程.docx
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电力设备交接和预防性试验规程.docx
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电力设备交接和预防性试验规程
1)范围
2)引用标准
3)定义、符号
4)总则
5)旋转电机
6)电力变压器及电抗器
7)互感器
8)开关设备
9)套管
10)支柱绝缘子和悬式绝缘子
11)电力电缆线路
12)电容器
13)绝缘油和六氟化硫气体
14)避雷器
15)母线
16)二次回路
17)1kV及以下的配电装置和电力布线
18)1kV及以上的架空电力线路
19)接地装置
20)电除尘器
21)低压电器
附录A〔标准的附录〕同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗
附录B〔标准的附录〕绝缘子的交流耐压试验电压标准
附录C〔提示的附录〕污秽等级与对应附盐密度值
附录D〔提示的附录〕橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水确实定方法
附录E〔提示的附录〕橡塑电缆附件中金属层的接地方法
附录F〔提示的附录〕避雷器的电导电流值和工频放电电压值
附录G〔提示的附录〕油浸电力变压器绕组支流泄露电流参考值
附录H〔标准的附录〕高压电气设备的工频耐压试验标准
附录I〔提示的附录〕发电机定子绕组端部手包绝缘外表电位测量的限值
附录J〔提示的附录〕电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数
附录K〔提示的附录〕参考资料
1范围
本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。
本标准不适用于高压支流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备,也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础,参照本标准执行。
2引用标准
以下标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时,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以下标准最新版本的可能性。
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
GB50150—1991电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
GB/T261—1983石油产品闪点测量法
GB/T264—1983石油产品酸值测量法
GB/T311—1997高压输变电设备缘配合
GB/T507—1986绝缘油介电强度测量法
GB/T511—1988石油产品和添加剂机械杂质测量法
GB1094.1~.2—1996、GB1094.3~.5电力变压器
GB2536—1990变压器油
GB5583—1985互感器局部放电测量
GB5654—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
GB6450—1986干式电力变压器
GB/T6541—1986石油产品油对水界面张力测量法〔圆环法〕
GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB7328—1987变压器和电抗器的声级测量
GB/T7595—2000运行中变压器油质量标准
GB/T7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法〔比色法〕
GB/T7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法〔BTB法〕
GB7600—1987运行中变压器油水分含量测量法〔库仑法〕
GB7601—1987运行中变压器油水分含量测量法〔气相色谱法〕
GB/T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB9326.1~.5—1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB11022—1989高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件
GB11023—1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB12022—1989工业六氟化硫
DL/T421—1991绝缘油体积电阻率测量法
DL/T423—1991绝缘油中含气量测量—真空压差法
DL/T429.9—1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法
DL/T450—1991绝缘油中含气量的测量方法〔二氧化碳洗脱法〕
DL/T459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T492—1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T593—1996高压开关设备的共用订货技术导则
SH0040—1991超高压变压器油
SH0351—1992断路器油
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流电流值之比。
常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。
本规程中,假设无说明,均指加压1min时的测得值。
3.5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。
3.6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。
3.7本规程所用的符号
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下的参考电压;
tgδ介质损耗因数。
4总则
4.1设备进行试验时,试验结果应与本设备历次试验结果相比较,根据变化规律和趋势,进行全面分析和判断后做出正确结论。
4.2山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。
在执行标准过程中,遇到特殊情况,如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,提出建议由本单位负责生产的领导批准执行,110kV及以上电气设备并报上一级主管部门备案。
4.350Hz交流耐压试验,加至试验电压后的持续时间,无特殊说明,均为1min;其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。
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。
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。
4.4充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。
静置时间按产品要求,当制造厂无规定时,则应依据设备的额定电压满足以下要求:
500kV>72h
220kV>48h
110kV及以下>24h
4.5进行耐压试验时,应尽量将连在一起的各种设备别离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。
同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。
已有单独试验记录的假设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。
4.6当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时,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设备时,应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压;
4.7当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油样等有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、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℃,空气相对湿度一般不高于80%。
本标准中使用常温为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,应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。
4.8110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备,在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。
4.9电气设备红外测温工作应加强,具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。
4.10预防周期原则上110kV及以上电气设备为3年。
35kV及以下电气设备可延长至6年,具体执行周期由各单位做好统计分析,根据本单位的实际情况自定。
4.11不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。
4.12本标准未包含的电气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》为准。
5旋转电机
5.1同步发电机
5.1.1容量为6000kW及以上的同步发电机交接和预防性试验项目、周期和要求见表5.1。
6000kW以下、电压1kV以上的同步发电机应进行除第29项以外的其余各项。
电压1kV及以下的同步发电机不管其容量大小,均应按第1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项进行。
5.1.2有关定子绕组干燥问题的规定
表5.1同步发电机的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)交接时
2)大修前、后
3〕小修时
4〕2~3年
5〕必要时
1)绝缘电阻值自行规定。
假设在相近试验条件(温度、湿度)下,绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时,应查明原因,设法消除
2)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于2
3)吸收比或极化指数:
沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5;环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0;水内冷定子绕组自行规定
1)额定电压为1000V以上者,采用2500V兆欧表,量程一般不低于10000MΩ
2)水内冷定子绕组用专用兆欧表,应测量汇水管及引水管的绝缘电阻,阻值应符合制造厂的规定
3)200MW及以上机组推荐测量极化指数
2
定子绕组的直流电阻
1)交接时
2)大修时
3)出口短路后
汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值,在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差异以及与初次(出厂或交接时)测量值比较,不大于最小值的1.5%(水轮发电机为1%),超出要求者,应查明原因
1)在冷态下测量,绕组外表温度与周围空气温度之差不应大于±3℃
2)汽轮发电机相间(或分支间)差异及其历年的相对变化大于1%,应引起注意
3)电阻值超出要求时,可采用定子绕组通入10%~20%额定电流(直流),用红外热像仪查找
3
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
1)交接时
2)大修前、后
3)2~3年或小修时
4)更换绕组后
1)试验电压
1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。
处于备用状态时,可在冷态下进行。
氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行,严禁在置换过程中进行试验
2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高,每阶段停留1min
3)不符合2)、3)要求之一者,应尽可能找出原因并消除,但并非不能运行
4)泄漏电流随电压不成比例的显著增长时,应注意分析
5)试验时,微安表应接在高压侧,并对出线套管外表加以屏蔽。
水内冷发电机汇水管外表有绝缘者,应采用低压屏蔽法接线;汇水管直接接地者,应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。
冷却水质应透明纯洁,无机械混杂物,导电率在水温20℃时要求:
对于开启式水系统不大于5.0×102μS/m;对于独立的密闭循环水系统为1.5×102μS/m
全部更换定子绕组并修好后
3.0Un
局部更换定子绕组并修好后
2.5Un
大修前
运行20年及以下者
2.5Un
运行20年以上与架空线直接连接者
2.5Un
运行20年以上不与架空线直接连接者
(2.0~2.5)Un
小修时和大修后
2.0Un
2)在规定试验电压下,各相泄漏电流的差异不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20μA以下者,相间差值与历次试验结果比较,不应有显著的变化
3)泄漏电流不随时间的延长而增大
4)交接时:
试验电压为3.0Un,各相泄漏电流的差异不应大于最小值的50%,最大泄漏电流在20μA以下者,相间差值与出厂试验结果相比较,不应有明显差异
4
定子绕组交流耐压试验
1)交接前
2)大修前
3)更换绕组后
1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压为:
1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。
处于备用状态时,可在冷状态下进行。
氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1)
2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验,进口机组按厂家规定,水质要求同本表序号3说明5)
3)有条件时,可采用超低频(0.1Hz)耐压,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍
4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A
容量
kW或kVA
额定电压Un
V
试验电压V
小于10000
36以上
2Un+1000但最低为
1500
10000及以上
6000以下
2.5Un
6000~18000
2Un+3000
18000以上
按专门协议
2)交接时,交流耐压标准按上表值的75%
3)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为:
运行20年及以下者
1.5Un
运行20年以上与架空线路直接连接者
1.5Un
运行20年以上不与架空线路直接连接者
(1.3~1.5)Un
5
转子绕组的绝缘电阻
1)小修时
2)大修中转子清扫前、后
1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ
2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ
1)采用1000V兆欧表测量。
水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器
2)对于300MW以下的隐极式电机,当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕,如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ,或在20℃时不小于20kΩ,允许投入运行
3)对于300MW及以上的隐极式电机,转子绕组的绝缘电阻值在10~30℃时不小于0.5MΩ
4)当氢内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合启动要求,而转子绕组的绝缘电阻值不低于0.5MΩ时,可允许投入运行
6
转子绕组的直流电阻
1)交接时2)大修时
与初次(交接或大修)所测结果比较,其差异一般不超过2%
1)在冷态下进行测量,绕组外表温度与周围空气温度之差不应大于±3℃
2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量
7
转子绕组交流耐压试验
1)显极式转子大修时和更换绕组后
2)隐极式转子拆卸护环后、局部修理槽内绝缘和更换绕组后
试验电压:
1)隐极式转子拆卸护环只修理端部绝缘时,可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
2)隐极式转子假设在端部有铝鞍,则在拆卸护环后作绕组对铝鞍的耐压试验。
试验时将转子绕组与轴连接,在铝鞍上加电压2000V
3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定
4〕交接时,隐极式转子绕组不进行交流耐压试验,可采用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后
额定励磁电压500V及以下者为10Un,但不低于1500V;500V以上者为2Un+4000V
显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后
5Un,但不低于1000V,不大于2000V
隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后
5Un,但不低于1000V,不大于2000V
8
发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻
1)交接时
2〕小修时
3)大修时
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ,否则应查明原因并消除
1)小修时用1000V兆欧表
2)大修时用2500V兆欧表
3)回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将起两段短接
9
发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验
1)交接时2)大修时
试验电压为1kV
1)可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
2)水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压,应按序号7的规定进行
3)回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将起两端短接
10
定子铁芯试验
1)交接时
2)重新组装或更换、修理硅钢片后
3)必要时
1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K,齿的最大温差不大于15K,单位损耗不大于1.3倍参考值,在1.4T下自行规定
2)单位损耗参考值见附录A
3)对运行年久的电机自行规定
1)交接时,假设制造厂已进行过试验,且有出厂试验报告时,可不进行试验
2)在磁密为1T下持续试验时间为90min,在磁密为1.4T下持续时间为45min。
对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差
3)用红外热像仪测温
11
发电机组和励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻
1)交接时
2)大修时
1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MΩ
2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ;油槽充油并顶起转子时,不得低于0.3MΩ
3)所有类型的水轮发电机,凡有绝缘的导轴承,油槽充油前,每一轴瓦不得低于100MΩ
汽轮发电机组的轴承绝缘,用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量
12
灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻
1)交接时
2)大修时
与铭牌或最初测得的数据比较,其差异不应超过10%
非线性电阻按制造厂要求
13
灭磁开关的并联电阻
1)交接时
2)大修时
与初始值比较应无显著差异
电阻值应分段测量
14
转子绕组的交流阻抗和功率损耗
1)交接时
2)大修时
阻抗和功率损耗值自行规定。
在相同试验条件下与历年数值比较,不应有显著变化
1)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量,显极式转子对每一个转子绕组测量
2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行,试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定)
3)本试验可用动态匝间短路监测法代替
15
检温计绝缘电阻和温度误差检验
1)交接时
2)大修时
1)绝缘电阻值自行规定
2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定
1)用250V及以下的兆欧表
2)除埋入式检温外还包括水内冷定子绕组引水管出水温度计
16
定子槽部线圈防晕层对地电位
必要时
不大于10V
1)运行中检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量
2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值,用高内阻电压表测量绕组外表对地电压值
3)有条件时可采用超声法探测槽放电
17
汽轮发电机定子绕组端部振型模态试验
1)交接时
2)大修时(200MW及以上)
3)必要时
模态试验固有频率在94~115Hz之间,且振型为椭圆的为不合格,应进行端部结构改造
交接时有制造厂测量数据时可不进行
18
定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量
1)交接时
2)大修时
3)必要时
1)直流试验电压值为Un
2)测试结果一般不大于下[表I]中中的值
1)本项试验适用于200MW及以上的国产水氢氢汽轮发电机
2)可在通水条件下进行试验,以发现定子接头漏水缺陷
3)尽量在投产前进行,假设未进行则投产后应尽快安排试验
19
轴电压
大修后
1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时,转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压
2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V
3)水轮发电机不作规定
4)水轮发电机应测量轴对机座的电压
1)测量时采用高内阻(不小于100kΩ/V)的交流电压表
2)对于端盖式轴承可测轴对地电压
20
定子绕组绝缘老化鉴定
累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时
见附录A
新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验,取得初始值
21
空载特性曲线
1)交接时
2)大修后
3)更换绕组后
1)与制造厂(或以前测得的)数据比较,应在测量误差的范围以内
2)在额定转速下的定子电压最高值:
a)水轮发电机为1.5Un(以不超过额定励磁电流为限)
b)汽轮发电机为1.3Un(带变压器时为1.1Un)
3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min
22
三相稳定短路特性曲线
1)交接时
2)更换绕组后
3)必要时
与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较,其差异应在测量误差的范围以内
23
发电机定子开路时间灭磁时间常数
1)交接时
2)更换灭磁开关后
时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异
24
测量自动灭磁装置分闸后的定子残压
交接时
残压值不作规定(一般在200V以下)
25
检查相序
1)交接时
2)改动接线时
应与电网的相序一致
26
温升试验
1)定、转子绕组更换及冷却系统改良后
2)增容改造后3)必要时
应符合制造厂规定
如对埋入式温度计测量值有疑心时,用带电测平均温度的方法进行校核
27
进相运行试验
1)交接时
2)增容改造时
3)必要时
应符合运行规程的要求
分备变和厂变带厂用电两个工况进行
28
效率试验
增容改造后
应符合制造厂规定
29
超瞬态电抗和负序电抗
1)交接时
2)必要时
应符合制造厂规定
交接时当无制造厂型式试验数据时应进行测量
5.1.2.1发电机大修中更换绕组时,容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足以下条件,而容量为10MW(MVA)及以下时满足以下条件之一者,可以不经干燥投入运行:
a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5,对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。
水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。
b)在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数,下同),分相试验时不小于2(Un+1)MΩ。
假设定子绕组温度不是40℃,绝缘电阻值应进行换算,换算公式参考附录J。
5.1.2.2运行中的发电机,在大修中未更换绕组时,除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外,满足上述条件时,一般可不经干燥投入运行。
5.1.3有关发电机的在线监测
水冷、水氢氢以及全氢冷的发电机要依据各自的冷区方式分别加装漏水报警或内部过热报警在线监测装置,并在发电机运行中保证在线监测装置可靠工作。
5.2直流电机
直流电机的试验项目、周期和要求见表5.2
表5.2直流电机的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
绕组的绝缘电阻
1)交接时
2)大修时
3)必要时
绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ
1)用1000V兆欧表
2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻
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- 电力设备 交接 预防性 试验 规程