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电力设备预防性试验项目及周期标准.doc
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1、电力设备预防性试验项目及周期标准1 电力变压器和电抗器表1 电力变压器和电抗器的试验项目及周期序号项目周期标 准备注1油中溶解气体色谱分析1)330kV1个月2)220kV2个月3)110kV6个月4)35kV及发电厂厂用变1年5) 大修后或换油后6)必要时1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意:总烃含量大于15010-6H2含量大于15010-6 C2H2含量大于510-6 (500kV变压器为110-6)2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式),或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常110KV及以上新变
2、压器投运后24小时、1周、1月,无异常后转正常周期2绕组直流电阻1) 投运后1年内2) 220-330kV2年3) 35-110kV 3年4) 10KV及以下6年5) 无励磁变压器变换分接位置后6) 大修后7) 必要时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% 2)1.6MVA及以下的变压器,相间差别一般不大于三相平均值的4%,线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较,其变化不应大于2%220-330 kV有载分接开关各档。110kV有载分接开关运行档3绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极
3、化指数1) 投运后1年内2) 220-330kV 2年3) 35-110kV 3年4) 10KV及以下6年5) 大修后6) 必要时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明显变化 2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.51)采用2500V或5000V兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)测量温度以顶层油温为准,尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50时测量,不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 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4绕阻的tg1)投运后1年内2)220-330kV 2年3)35-110
4、kV 3年4)大修后5)必要时1)20时tg不大于下列数值:66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下: 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2) 同一变压器各绕组tg的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准,尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50时测量,不同温度下的tg值一般可按下式换算 式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下Un4)用M型试验器时试验电压自行规定5电容型套管的tg和电容量1)投运后1年内2)220-330kV 2年3)35-110k
5、V 3年4)大修后5)必要时见套管试验标准。1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温6绝缘油试验:简化分析击穿电压介损1) 220-330kV 半年2) 35-110kV 1年3) 10KV及以下6年4) 必要时见绝缘油简化试验标准7交流耐压试验1)大修后(10kV及以下)2)更换绕组后3)必要时8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)220-330kV 2年2)35-110kV 3年3)大修后4)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2)夹件引出接地的可单独对夹件进行
6、测量9穿心螺杆、铁轭夹件、绑轧钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽的绝缘电阻1)大修时2)必要时10油中含水量1)220-330kV 半年2)35-110kV 1年1) 必要时见绝缘油简化试验标准11油中含气量1)330kV 1年2)大修后(330kV)3)必要时12绕阻泄漏电流1)投运后1年内2)220-330kV 1年3)35-110kV 3年4)大修后5)必要时1、试验电压:绕组额定电压 kV61066330直流试验电压 kV1040(读取1min时的泄漏电流值)2、与前一次测试结果相比应无明显变化13绕阻所有分接的电压比1) 分接开关引线拆装后2) 更换绕组后3) 必要时14校核三相变压器的组别
7、或单相变压器极性更换绕组后15空载电流和空载损耗1) 更换绕组后2)必要时16短路阻抗与负载损耗1) 更换绕组后2)必要时17局部放电测量1) 110kV及以上新变压器投运前2) 110kV及以上更换绕组后3) 220kV及以上消缺性大修后4) 油色谱分析怀疑有放电性故障时5) 必要时1)在线端电压为时,放电量一般不大于500pC;在线端电压为时,放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按GB6450规定执行1)试验方法符合GB1094.3的规定18有载调压装置的试验和检查1) 检查动作顺序,动作角度2) 操作试验。3) 检查和切换测试4) 检查操作箱5) 切换开关室绝缘油试验6)开关切换过
8、渡波形1) 按制造厂要求2) 大修后3) 必要时绝缘油击穿电压试验:动作2000次后或2年1次19压力释放器校验1) 大修时2) 必要时20整体密封检查大修后21冷却装置及其二次回路检查试验1)大修后2)必要时 22套管中的电流互感器绝缘试验1)大修后2)必要时23全电压下空载合闸更换绕组后24油中糠醛含量1) 运行15年后3年1次2) 必要时110kV及以上变压器25绝缘纸(板)聚合度1) 糠醛含量超标后2) 必要时26绝缘纸(板)含水量必要时27阻抗测量必要时28振动必要时29噪声必要时30油箱表面温度分布必要时31绕组变形测量1) 新变压器投运前2) 变压器出口短路后3) 更换绕组后4)
9、 必要时110kV和31.5MVA及以上变压器32分接开关绝缘拉杆的泄漏电流1) 大修后2) 必要时对电缆直接进线变压器,运行中应加装油中溶解气体在线监测装置,并加强色谱分析。当在线监测报警和油色谱分析超过注意之后再作电气试验。备注:1、凡无预试项目、周期内容的,未进行试验标准及说明的内容。需要时,可参阅“电气设备预防性试验规程” 2互感器2.1电流互感器2.1.1电磁式电流互感器表2.1 电磁式电流互感器的试验项目及周期序号项目周期备注1绕组及末屏的绝缘电阻1) 投运后1年内2) 220-330kV 2年3)35-110kV 3年4)10kV及以下3年5)大修后6)必要时2tg及电容量1)
10、投运后1年内2) 220-330kV 2年3)35-110kV 3年4)大修后5)必要时3油中溶解气体色谱分析1) 投运后1年内2) 220-330kV2年3)35-110kV 3年4)大修后5)必要时电磁式互感器3年运行15年以上的110KV以上互感器1年一次4交流耐压试验1) 10kV及以下3年2)必要时5局部放电测量1)大修后(固体绝缘)2)必要时6极性检查1)大修后2)必要时7各分接头的变比检查1)大修后2)必要时8校核励磁特性曲线必要时9密封检查1)大修后2)必要时10一次绕组直流电阻测量1)大修后2)必要时11绝缘油击穿电压1)大修后2)必要时2.1.2 SF6电流互感器表2.2
11、SF6电流互感器的试验项目及周期序号项目周期备注1SF6气体湿度检测1) 投运前2) 投运后1年内3) 3年4) 必要时2SF6气体泄漏试验1) 投运前2) 大修后3) 必要时3压力表校验1) 投运前2) 3年3) 必要时4密度监视器检验1)投运前2)3年3)必要时5局部放电测量必要时2.2电压互感器2.2.1电磁式电压互感器表2 电磁式电压互感器的试验项目及周期序号项目周期备注1绝缘电阻1)投运后1年内2) 220 kV 2年3)35-110kV 3年4)10kV及以下5年2tg 1)投运后1年内2) 220kV 2年3)35-110kV 3年4)大修后5)必要时3油中溶解气体的色谱分析1)
12、投运后1年内2) 220kV 1年3)35-110kV 3年4)大修后5)必要时4交流耐压试验1)10kV及以下5年2)必要时5局部放电测量1)大修后2)必要时6空载电流测量1)大修后2)必要时7密封检查1)大修后2)必要时8铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻大修时9联接组别和极性1)更换绕组后2)接线变动后10电压比1)更换绕组后2)接线变动后11绝缘油击穿电压1)大修后2)必要时12油中微量水分1)110kV及以上1年2)大修后3)必要时2.2.2电容式电压互感器表3 电容式电压互感器的试验项目及周期序号项目周期备注1电压比1)大修后2)必要时2中间变压器的绝缘电阻1)大修后2)必要时3中
13、间变压器的tg1)大修后2)必要时3 开关设备3.1 SF6断路器和GIS表4 SF6断路器和GIS的试验项目和周期序号项目周期备注1断路器和GIS内SF6气体的湿度1) 220kV-330kV1年2) 110kV及以下3年3) 必要时见第13章SF6的其它检测项目1) 大修后2) 必要时2SF6气体泄漏试验1) 大修后2) 必要时年漏气率不大于1%或按制造厂要求1)按GB11023方法进行 2)对电压等级较高的断路器以及GIS,因体积大可用局部包扎法检漏,每个密封部位包扎后历时5h,测得的SF6气体含量(体积分数)不大于3010-63耐压试验1) 大修后2) 必要时4断口间并联电容器的绝缘电
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