国网冀北电力有限公司电力设备交接和检修后试验规程技术标准QGDW070012013.doc
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1、 Q/GDW07国网冀北电力有限公司企业标准Q/GDW07 001201310501代替 Q/GDW07 001-2012-10501电力设备交接和检修后试验规程2013-12-31发布2013-12-31实施国网冀北电力有限公司发布目次前言IV1 范围12 规范性引用文件13 术语、定义和符号24 总则35 电力变压器及电抗器36 互感器127 开关设备178 套管239 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料2410 电力电缆线路2611 电容器3012 绝缘油和六氟化硫气体3313 避雷器3614 母线3815 二次回路3816 1kV及以下的配电装置和馈电线路3917 1kV以
2、上的架空电力线路3918 接地装置4019 串联补偿装置42附录A (规范性附录) 电力变压器的交流试验电压44附录B (规范性附录) 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值45附录C (规范性附录) 分接开关的试验项目开展要求和标准46附录D (规范性附录) 高压电气设备的工频耐压试验电压标准48附录E (资料性附录) 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法49附录F (资料性附录) 断路器回路电阻厂家标准52附录G (资料性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准54附录H (规范性附录) 复合绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则55附录I (资料性附录) 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确
3、定方法58附录J (资料性附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法59附录K (资料性附录) 接触电位差和跨步电位差的计算60附录L (资料性附录) 污秽等级与等值盐密/灰密的关系64附录M (资料性附录) 绝缘子表面灰密测量与计算方法65编制说明67前言Q/GDW07 001-2013-10501电力设备交接和检修后试验规程根据最新的国家标准、行业标准、反事故技术措施以及冀北电网的具体情况,修订并明确了最新技术要求。本标准代替Q/GDW07 001-2012-10501输变电设备交接和预防性试验规程,所修订的主要内容如下:删除了试验项目中有周期性规定、“必要时”、运行中的条目,仅保留交接试验、
4、大修后的试验要求;删除了少油断路器、阀式避雷器等逐渐淘汰的产品型式,删除了发电专业相关设备;增加了110(66)kV及以上主变压器的空载、负载试验,干式所用变压器的局部放电试验,110(66)kV及以上电流互感器的交流耐压试验,SF6气体纯度试验等试验项目;删除了变电站接地装置场区地表电位梯度测量项目;根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)明确了主变绕组变形测试同时采用频率响应分析法和电抗法,SF6电流互感器气体年泄漏率从不大于“1%/年”改为“0.5%”,明确了套管、电流互感器的取油分析要求;根据国家电网公司关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施,提高了断路器、组合电
5、器设备的交流耐压试验电压;根据电力行业标准输变电设备状态检修试验规程,将串联补偿电容器的电容量由“不超出额定值的-5%+10%范围”改为“不超过3%”等。详细修订内容参见编制说明。本标准的附录E、F、G、I、J、K、L、M为资料性附录,附录A、B、C、D、H为规范性附录。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部提出并解释。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部归口。本标准起草单位:国网冀北电力有限公司运维检修部、国网冀北电力有限公司电力科学研究院。本标准主要起草人:于德明、杜维柱、刘亚新、吕志瑞、邓春、张章奎、蔡巍、孙云生、吕明、马继先、郭亮、杨大伟、徐党国、钱欣、王建新、潘卓、李凤海、毛婷、刁
6、嘉、路杰、王应高、李雨、龙凯华、罗毅、彭珑、沈丙申、陈原、卢毅、刘亮、杨晓琳、杨海超。本标准审核人:杜维柱本标准批准人:于德明本标准2012年08月首次发布,2013年12月第一次修订。电力设备交接和检修后试验规程1 范围本标准规定了各种电力设备交接和检修(A、B类)后试验工作时的项目、开展条件和标准。本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其他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、测量装置等电力设备和安全用具。本标准适用于国网冀北电力有限公司直属供电、基建施工、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不
7、可少的。凡是注日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB 261 石油产品闪点测定法GB 264 石油产品酸值测定法GB 507 绝缘油介电强度测定方法GB 760 运行中变压器油水份测定法(气相色谱法) 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 2536 超高压变压器GB 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试验方法GB 6450 干式电力变压器GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB 7598
8、 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB)法GB 7601 运行中变压器油水份含量测定法(库仑法)GB 9326.5 交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件 第5部分: 压力供油箱GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 12022 工业六氟化硫GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程DL 423 绝缘油中含气量的测试方法(真空法)DL 429.9 电力系统油质试验方法 9.绝缘油介电强度测定法DL 450 绝缘油中含气量的测试方法(二氧化
9、碳洗脱法)DL/T 573 变压器检修工艺导则DL/T574 有载分接开关运行维修导则DL/T596 电力设备预防性试验规程DL/T538 高压带电显示装置DL/T864 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 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 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SD304 电力用油与六氟化硫的测定方法Q / GDW 407 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则国
10、家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)(国家电网生2012352号)关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施(国家电网生20111223号)3 术语、定义和符号下列术语、定义和符号适用于本标准。3.1 术语和定义3.1.1 交接试验新设备出厂后、投运前为获取设备状态所开展的试验。3.1.2 大修对设备实施A类或B类检修,可以是返厂检修,也可以是现场检修。3.1.3 A类检修对电力设备的本体进行整体性检查、维修、更换和试验。3.1.4 B类检修对电力设备进行局部性的检修,重要组部件的解体检查、维修、更换和试验。3.1.5 检修后试验本标准中检修后试验指对设备实施了A类或B类检修后
11、,在投运前为获取设备状态所开展的试验。3.1.6 出厂值新设备在制造厂整体组装完成后试验测量值。3.1.7 设计值根据工程实际,设计单位给出的要求值。3.1.8 注意值状态量达到该数值时,设备可能存在或可能发展为缺陷。3.2 符号Um :设备最高工作电压有效值。Un :设备额定工作电压有效值。U0 :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。4 总则4.1 电力设备的交接和检修后试验是检查、评估设备的状态,防止设备在投运后发生损坏的重要措施。4.2 新投设备状态的评估应基于交接试验、出厂试验、安装工艺、运输过程等信息,检修后设备状态的评估应基于检修后试验、检修方案、检修质量、更换
12、组部件等信息,包括测试信号强度、量值大小以及发展趋势,结合与同类设备或不同相别的比较,经全面分析后做出综合判断。4.3 若存在设备技术文件要求但本标准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标准要求不一致,按严格要求执行。4.4 交接试验结束后,超半年未启动设备应重做部分交接试验项目,具体项目参照输变电设备状态检修试验规程所规定设备例行试验项目执行。4.5 工频交流耐压试验,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。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。
13、4.6 充油设备静置时间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:500 kV设备静置时间大于72 h220 kV设备静置时间大于48 h110 kV及以下设备静置时间大于24 h如果真空注油工艺满足要求,静置时间可适当缩短,以油中无气体析出为标准。4.7 充气设备静置时间充气电力设备在充气后需要静置24小时方可进行气体湿度试验。4.8 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
14、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。4.9 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、tan、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。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。4.10 在进行直流高压试验时,应采用负极性接线。4.11 对引进的国外设备,应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。5 电力变压器及电抗器5
15、.1 35 kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准表1 35 kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准序号项目开展要求标准说明1油中溶解气体色谱分析1) 交接时2) 投运前3) 大修后1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值:总烃:20L/L;H2:30L/L;C2H2:不应含有2)大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值:总烃:50L/L;H2:50L/L;C2H2:痕量1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量的单位为L/L2绕组直流电阻1)交接时2)大修后3) 无激磁调压变压器变换分接位置
16、4)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接)1)1.6 MVA 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%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意,大于1%应查明原因2)1.6 MVA 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,不应有明显差别,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1)如电阻线间差在出厂时已超过规定,制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因,但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按
17、下式换算:R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1,R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值; T 为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取2253)无激磁调压变压器投入运行时,应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)交接时2)大修后1)绝缘电阻与出厂试验结果相比应无明显变化,一般不低于出厂值的70%(大于10000M以上不考虑)2)在1030范围内,吸收比一般不低于1.3;极化指数不低于1.53)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数,用以判断绝缘状况1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试
18、绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准,尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时,吸收比和极化指数可仅作为参考4绕组的tan1)交接时2)大修后1)20时的 tan 不大于下列数500kV0.00566kV220kV0.00835kV0.0152) tan 值与出厂比较不应有明显变化(一般不大于30%)3)试验电压如下:绕组电压10 kV 及以上: 10 kV;绕组电压 10 kV 以下: Un1)非被试绕组应接地,被试绕组应短路2)同一变压器各绕组的 tan 标准值相同3)测量温度以顶层油温为准,尽量在相近
19、的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tan5套管试验/见8 套管/6绝缘油试验/见12.1 变压器油/7交流耐压试验1)交接时2)大修后交流耐压试验电压为出厂试验电压的80%油浸设备试验电压值按附录A1)宜用变频感应法2)66kV 全绝缘变压器,现场条件不具备时,可只进行外施工频耐压试验3)电抗器进行外施工频耐压试验;4)66kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验;8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻110kV/66kV 及以上变压器、电抗器1)交接时2)大修后1)与以前试验结果相比无明显差别;2)出现两点接地现象时,运行中接地电流一
20、般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表;2)夹件有外引接地线的也需测量绝缘电阻;9穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)交接时2)大修时220 kV 及以上的绝缘电阻一般不低于500 M;其它变压器一般不低于10 M1)用2500 V 兆欧表;2)连接片不能拆开者可不测量;10油中含水量/见12.1变压器油/11油中含气量/见12.1变压器油/12绕组泄漏电流1)交接时2)大修后1)试验电压一般如下:1)读取1分钟时的泄漏电流值;2)封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量3)泄漏电流参考值参见附录B的规定绕组额定电压(kV)36102035
21、110/66220500直流试验电压(kV)5102040602)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)13变压器绕组电压比1)交接时2)更换绕组后3)分接开关引线拆装后1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2)额定分接电压比允许偏差为0.5%,其它分接的偏差应在变压器阻抗值(%)的1/10以内,但不得超过1%/14三相变压器的接线组别或单相变压器的极性1)交接时2)更换绕组后1)必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符2)单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查/15变压器空载电流和空载损耗1)交接时2)拆铁芯后3)更换绕组后与技术协议规定值、出厂试验值或
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