电力设备预防性试验及检修规程(报批稿).docx

设备201675号Q/CSG中国南方电网有限责任公司发布中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG*-201*电力设备预防性试验及检修规程201*-*-*实施201*-*-*发布附件1目 次前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义54总则75电力变压器及电抗器86互感器507敞开式断路器698敞开式隔离开关899GIS（含HGIS）9510高压开关柜11011避雷器11912电容器12613电力电缆1311435KV及以上的架空输电线路13815母线14316绝缘子14617接地网14918中性点接地装置15519套管（穿墙套管）15920站用电源16421直流设备16622发电设备23923绝缘油26124SF6气体264附录A(规范性附录)绝缘子的交流耐压试验电压标准267266附录B(资料性附录)污秽等级与现场污秽度267附录C(资料性附录) 有效接地系统接地网安全性状态评估的条件、项目和周期268附录D(资料性附录)消弧线圈模拟测量电容电流操作方法269附录E(资料性附录)蓄电池内阻270附录F(规范性附录) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗272270附录G(规范性附录) 其它发电设备的检修项目、周期、要求和负责专业275273G.1直流电机275273G.2交流电动机276274G.3主进水阀279277G.4尾闸281279G.5调速系统284282G.6励磁系统286284G.7静止变频器288286G.8发电机出口母线设备290288G.9机组监控系统293291G.10继电保护及安自装置295293G.11厂用电系统298296G.12电厂直流电源系统298296G.13UPS系统299297G.14功角测量装置(PMU)299297G.15水工建筑物300298G.16水工观测系统304302G.17水情测报系统305303G.18公用油系统309307G.19压缩空气系统309307G.20厂房水系统312310G.21水工机械设备（常规电厂）313311G.22水工机械设备（蓄能电厂）316314G.23厂房通风空调系统320318G.24厂房消防系统327325G.25机组振动系统331329G.26电力监控系统安全防护设备332330G.27时间同步设备337335G.28同期装置338336G.29桥式起重机339337前 言公司于2011年11月14日引发南方电网生201149号文修订颁布了Q/CSG 114002-2011 电力设备预防性试验规程、于2014年9月22日下发南方电网设备201423号文印发了电力设备检修规程，上述两规程自颁布以来为公司电网设备安全运行发挥了重要作用。为适应公司精益化管理需求，避免不必要的重复停电，减少协调检修、维护、试验的停电工作量，提高工作效率，满足人们对供电可靠性越来越高的需要，为此公司将上述两规程合编为新的电力设备预防性试验及检修规程。本标准与Q/CSG 114002-2011和原电力设备检修规程相比，主要技术变化如下：增加了与直流输电相关的术语、定义（见3章）增加了变压器中性点保护间隙（见5.3）；增加了变压器中性点隔直装置及相关的术语、定义（见5.4）；增加了输电线路用无间隙金属氧化物避雷器（见11.4）增加了静止无功补偿装置（见12.3）增加消弧装置的调试内容(见18.1)增加故障接地装置(见18.3)增加了直流输电接地极（见21.7）增加了交流滤波器SF6断路器（见21.12）增加了直流GIL设备（见21.13）增加了发电设备和设施(见规范性附录G)对电力电缆部分的相关内容进行了调整(见13章)本标准由中国南方电网有限责任公司生产设备部提出、归口并解释。本标准主要起草单位：本标准主要起草人： 本标准主要审查人：本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本标准自2016年*月*日起实施。本标准自实施之日起，原Q/CSG 114002-2011电力设备预防性试验规程和原南方电网设备201423号文印发的电力设备检修规程即行废止。凡公司执行的其它标准涉及电力设备检修和预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准。执行中如有问题和意见，请及时反馈中国南方电网有限责任公司生产设备部。电力设备预防性试验及检修规程1范围本标准规定了各种电力设备预防性试验及检修的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件以及指导运维人员开展设备的维护检修工作。本标准适用于中国南方电网800kV及以下的交直流发输变电设备。2规范性引用文件下列文件中的条款通过在本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励使用本标准的各方探讨使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB(/T)311.1.3绝缘配合GB/T7722005高压绝缘子瓷件技术条件GB(/T)1094.1.12电力变压器GB19842014高压交流断路器GB19852014高压交流隔离开关和接地开关GB25362011电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB2900.122008电工名词术语避雷器、低压电涌保护器及元件GB/T2900.191994电工名词术语高电压试验技术和绝缘配合GB/T2900.201994电工术语高压开关设备GB390620063.6kV40.5kV交流金属封闭式开关设备和控制设备GB/T41092008交流电压高于1000V的绝缘套管GB42082008外壳防护等级（IP代码）GB/T4787-2010高压交流断路器用均压电容器GB52731985变压器、高压电器和套管的接线端子GB6115.12008电力系统用串联电容器第1部分：总则GB/T64512015油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T72522001变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7354-2003局部放电测量GB/T75952008运行中变压器油质量GB76742008额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件GB/T8287.12008标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验GB/T8287.22008标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第2部分：尺寸与特性GB/T8564-2003水轮发电机组安装技术规范GB/T8905六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则GB9326.1.52008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GB10230.1.2分接开关GB/T11017.1.32014额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB/T110222011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB110231989高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB/T11024.1.4-2001标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器GB110322010交流无间隙金属氧化物避雷器GB11120-2011涡轮机油GB116041989高压电气设备无线电干扰测试方法GB12022工业六氟化硫GB12706.1.42008额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件GB/T133842008机电产品包装通用技术条件GB/T13499-2002电力变压器应用导则GB/T135402009高压开关设备抗地震性能试验GB/T137292002远动终端设备GB15116.1.62008交流高压熔断器GB/T15972.10-2008光纤试验方法规范第10部分：测量方法和试验程序总则GB/T16927.12011高电压试验技术第1部分一般试验要求GB/T16927.32010高电压试验技术第3部分：现场试验的定义及要求GB/T17468-2008电力变压器选用导则GB/T17626.12006电磁兼容试验和测量技术GB/T18482-2010可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程GB/Z18890.1.32002额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB/T19749-2005耦合电容器及电容分压器GB/T19826-2014电力工程直流电源设备通用技术条件及安全要求GB/T20990.1-2007高压直流输电晶闸管阀第1部分：电气试验GB/T20992-2007高压直流输电用普通晶闸管的一般要求GB/T21420-2008高压直流输电用光控晶闸管的一般要求GB/T26218.2-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘GB268602011电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB268612011电力安全工作规程高压试验室部分GB20840.1.8互感器GB/T500652011交流电气装置的接地设计规范GB50147-2010电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB501682006电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50169-2006电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB501712012电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB501722012电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB502272008并联电容器装置设计规范GB 26164.1-2011 电力安全工作规程（热力和机械部分）GB 10069.32008 旋转电机噪声测定方法及限值 第3部分：噪声限值GB 147112006 中小型旋转电机安全要求GB 19712006 旋转电机线端标志与旋转方向GB 501702006 电气装置安装工程 旋转电机施工及验收规范GB 7552008 旋转电机定额和性能GB 10890-1989 泵的噪声测量与评价方法GB7021-86 离心泵名词术语GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB/T 10322005 三相异步电动机试验方法GB/T 2900.252008 电工术语旋转电机GB/T 3214-1991 水泵流量的测定方法GB/T 5656-2008 离心泵 技术条件(类)GB/T 37972005 电气控制设备GB/T 142852006 继电保护和安全自动装置技术规程GB 29629-2013静止无功补偿装置水冷却设备DL/T288-2012架空输电线路直升机巡视技术导则DL/T3552010滤波器及并联电容器装置检修导则DL/T364-2010光纤通道传输保护信息通用技术条件DL/T3662010串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程DL/T376-2010复合绝缘子用硅橡胶绝缘材料通用技术条件17DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程DL/T4022016交流高压断路器DL/T4-1996进口252（242）550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范DL/T4172006电力设备局部放电现场测量导则DL/T4322007电力用油中颗粒污染度测量方法DL4421991高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件DL/T444-1991反击式水轮机气蚀损坏评定标准DL/T4592000电力系统直流电源柜订货技术条件DL4621992高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件DL/T4752006接地装置特性参数测量导则DL/T486-2010高压交流隔离开关和接地开关DL 506 现场SF6气体水分测量方法DL/T507-2014水轮发电机组启动试验规程DL/T5382006高压带电显示装置DL/T5402013气体继电器校验规程DL/T547-2010电力系统光纤通信运行管理规程DL/T572-2010电力变压器运行规程DL/T573-2010电力变压器检修导则DL/T5742010变压器分接开关运行维修导则DL/T5862008电力设备用户监造技术导则DL/T5932016高压开关设备和控制标准的共用技术条件DL/T5961996电力设备预防性试验规程DL/T6042009高压并联电容器装置订货技术条件DL/T6172010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T6281997集合式高压并联电容器订货技术条件DL/T6642008带电设备红外诊断应用规范DL/T7222014变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T7272013互感器运行检修导则DL/T741-2010架空输电线路运行规程DL/T7822001110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T8042002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T810-2012500kV及以上电压等级直流棒形悬式复合绝缘子技术条件DL/T8152012交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器DL/T817-2014立式水轮发电机检修技术规程DL/T838-2003发电企业设备检修导则DL/T8402003高压并联电容器技术条件DL/T887-2004杆塔工频接地电阻测量DL/T9112016电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T1000.1.32015标称电压高于1000V交流架空线路用绝缘子使用导则DL/T10572007自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件DL/T10932008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则DL/T10942008电力变压器用绝缘油选用指南DL/T10962008变压器油中颗粒度限值DL/T1249-2013架空输电线路运行状态评估技术导则DL/T1253-2013电力电缆线路运行规程DL/T1278-2013海底电力电缆运行规程DL/T15712016机器人检测劣化盘形悬式瓷绝缘子技术规范DL5009.32013电力建设安全工作规程第3部分：变电站DL/T5161.22002电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T52222005导体和电器选择设计技术规定DL/T 1568-2016换流阀现场试验导则DL/T 10722007 核电厂水泵定期试验规范DL/T 11322009 电站炉水循环泵电机检修导则DL/T 5161.72002 电气装置安装工程质量检验及评定规程 第7部分：旋转电机施工质量检验DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 862 2004水电厂非电量变送器、传感器运行管理与检验规程DL/T 1582-2016直流输电阀冷系统仪表检测导则NB/T47013.1.14-2015承压设备无损检测SHS 03060-2004 磁力泵维护检修规程JB/T70682002互感器用金属膨胀器JB/T71111993高电压并联电容器装置JB/T71122000集合式高电压并联电容器JB/T87511998500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求JB/T89581999自愈式高电压并联电容器JB/T96942008高压交流六氟化硫断路器JB/T10492-2011金属氧化物避雷器用监测装置JB/T 8097-1999 泵的振动测量与评价方法JB/T 8098-1999 泵的噪声测量与评价方法JB/T 8059-2008 高压锅炉给水泵 技术条件JB/T 2932-1999 水处理设备技术条件JB/T 5833-1991 电力变流器用纯水冷却装置IEC61378-22001换流变压器第2部分：高压直流用变压器IECTR2616391996大功率变压器与额定电压大于72.5kV的气体绝缘金属封闭开关设备的直接连接IEC621992004直流设备的套管Q/CSG100012004变电站安健环设施标准Q/CSG100042004电气工作票技术规范（发电、变电部分）Q/CSG200012004变电运行管理标准Q/CSG1203003-2013变电站直流电源系统技术规范Q/CSG123005.2-20112220kV交流高压隔离开关和接地开关技术规范Q/CSG 1 00042004 电气工作票技术规范（发电、变电部分）南方电网变电站充电机、蓄电池维护检修手册（试行）(设备20143号)南方电网直流电源系统运行维护管理办法（暂行）南方电网公司架空输电线路直升机巡视技术导则3术语和定义3.1检修（A、B、C）： 检修是指为保障设备的健康运行，对其进行检查、检测、维护和修理的工作，设备的检修分为A，B，C三类。 原则上A类检修应包括所有B类检修项目，B类检修应包含C类检修项目。A类检修是指设备需要停电进行的整体检查、维修、试验工作。B类检修是指设备需要停电进行的局部检查、维修、更换、试验工作及周期性的试验工作。B1检修是指设备需要停电进行的局部检查、维修、更换、试验工作。B2检修是指设备需要进行的周期性试验工作。C类检修是指设备不需要停电进行的检查、维修、更换、试验工作C1检修是指一般巡维，即日常巡视过程中需对设备开展的检查、试验、维护工作。C2检修是指专业巡维，即特定条件下，针对设备开展的诊断性检查、特巡、维修、更换、试验工作。3.2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。3.3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。3.4带电测试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试。3.5红外检测利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。3.6绕组变形测试利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。3.7局部放电带电测试利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如GIS、变压器、电缆系统、开关柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。3.8接地网安全性状态评估对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。3.9现场污秽度(SPS)在参照绝缘子连续积污35年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的ESDD/NSDD的最大值。3.10 等值附盐密度（简称盐密，ESDD)溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量除以表面积，一般表示为mg/cm2。3.11不溶物密度（简称灰密，NSDD）从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶残留物总量除以表面积，一般表示为mg/cm2。3.12固定串联电容器补偿装置 将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。3.13晶闸管控制串联电容器补偿装置 将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。3.14金属氧化物限压器由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。3.15触发型间隙 在规定时间内承载被保护部分的负载电流或（和）故障电流，以防止电容器过电压或金属氧化物限压器过负荷的受控触发间隙。3.16阻尼装置用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，并使之快速衰减的设备。阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。3.17旁路断路器 旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能力，用来旁路串联补偿设备，是串联补偿装置投入和退出运行的主要操作设备。3.18电阻分压器 利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。3.19消弧线圈调匝式消弧线圈采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。高短路阻抗式消弧线圈是把高短路阻抗变压器的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，调节可控硅的导通角由0180之间变化，使可控硅的等效阻抗在无穷大至零之间变化，进而实现电感连续可调。调容式消弧线圈是在消弧线圈的二次侧并联若干组用可控硅(或真空开关)通断的电容器，用来调节二次侧电容的容抗值，从而实现一次侧电感的调节调气隙式消弧线圈通过移动铁芯改变磁路磁阻实现电感连续可调。直流偏磁式消弧线圈采用交流线圈内布置一个磁化铁芯段，通过施加直流励磁电流改变铁心的磁导，从而实现电感的连续可调。磁阀式消弧线圈利用可控硅轮流导通在消弧线圈回路中形成直流励磁电流，改变铁芯的磁饱和程度，从而改变消弧线圈电抗值的目的。3.20换流阀换流阀是将交流电变成直流电（称为整流），或者把直流电变换为交流电（称为逆变）的电气设备，通常包括六脉动换流阀和十二脉动换流阀。3.21内冷却水在换流阀冷却系统管路内循环流动，用来作为换流阀热转移介质的纯水，一般指阀内一次冷却水。3.22外冷却水通过热交换器与阀内冷却水进行热交换，将热量带出室外的冷却水，一般指对阀冷却水进行冷却的二次冷却水。 3.23风冷却器使用空气作为媒介与阀内冷却水进行热交换，将热量带出室外的冷却装置。3.24交流滤波器为降低交流母线上的谐波电压和注入相连的交流系统的谐波电流而设计的滤波器。 3.25平波电抗器在直流侧与换流器单元或换流器单元组串联的，主要用于平滑直流电流和降低暂态电流的电抗器。3.26直流滤波器与平波电抗器和直流冲击电容器（如有）配合，主要功能是降低高压直流输电线和（或）接地极线路电流或电压波动的滤波器。3.27符号Un 设备额定电压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lmA下的参考电压tan 介质损耗因数3.28常温本标准中使用常温为1040。4总则4.1本标准是发输变电设备预防性试验和维护检修应遵守的基本原则，中国南方电网有限责任公司所辖相关设备均应按本规程的要求进行维护检修工作。本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。4.2预试检修工作应以发现、消除隐患和缺陷为重点，恢复设备性能和延长设备使用寿命为目标，坚持“应试必试、试必试全，应修必修、修必修好”的原则，设备不应超期开展预试、检修工作，不应任意调整预试检修项目。4.3在运设备的维护检修和试验周期应按照本标准，具体项目、内容与质量管控标准应结合本标准、设备的检修维护手册及厂家说明书要求。如厂家说明书中规定的维护检修周期长于本标准规定的周期要求，可按厂家要求的周期执行。本标准未包含的电力设备，其维护检修试验项目，按制造厂规定执行。4.4本标准中的周期是指在固定时间内至少完成一次检修试验工作，各单位可根据自身实际情况调整周期，但频率不得低于本标准。4.5本标准给出的设备检修试验项目、周期与要求适用于一般情况。VI级管控设备的检修试验项目、周期可在设备运维策略中明确，适当延长。对一些特定设备（如：担负为重要用户供电的设备；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等）进行的带电检测与停电试验，其试验项目、要求和安排可另行规定。4.6特殊情况需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各供电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司设备管理部、电力科学研究院（试验中心）备案。对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期或增加试验项目。4.7特殊情况需延长检修周期，应对设备进行状态评估，并经各供电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司设备管理部、电力科学研究院（试验中心）备案后，可适当延长检修周期。4.8在试验检修周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。4.9对于新投运的设备，在投运后一年内及时进行首次预防性试验检查，可以及早获取设备运行后的重要状态信息。在编制设备检修试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。4.10110kV及以上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，35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行、或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tan、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等非破坏性试验，其中对于GIS完整备用间隔经交接试验后未超1年投入运行，或运行中设备停运未满1年的，在投运前，若其绝缘气体组分、湿度等测试结果合格者，可不进行耐压试验或采取空充替代常规耐压。4.11进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(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设备中的最低试验电压。4.12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时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；c) 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。4.13在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、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，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。4.14有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实际应用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报分（省）公司设备管理部、电力科学研究院（试验中心）备案。4.15检修试验用仪器、仪表及工器具的准确级及技术特性应符合国家、行业等要求。4.16如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。4.17设备进行维护检修时，检查结果应与该设备历次检查结果和同类设备的检查结果相比较，进行全面分析和判断，根据变化规律和趋势，作出正确结论。5电力变压器及电抗器5.1电力变压器5.1.1油浸式电力变压器油浸式电力变压器的检修项目、周期、要求和负责专业见表1：表1油浸式电力变压器的检修项目、周期、要求和负责专业序号项目类别周期要求负责专业备注1变压器本体温度检查C11个月1）顶层温度计、绕组温度计外观应完整，表盘密封良好，无进水、凝露现象2）温度指示正常。与远方温度显示比较，相差不超过10运行运行巡视中（特别是在雨季及气温变化较大的天气时）要加强对110kV及以上主变油面温度计、绕组温度计等内部是否存在凝露情况的检查。防止由于凝露导致接点短路而引起变压器跳闸油位检查C11个月1）油位计外观完整，密封良好，无进水、凝露现象2）对照油温与油位的标准曲线检查油位指示在合格范围内运行渗漏油检查C11个月1）法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密封连接处应密封良好，无渗漏痕迹2）油箱、升高座等焊接部位质量良好，无渗漏油迹象运行声响和振动检查C11个月无异常振动声响运行铁心接地检查C11个月铁心、夹件外引接地应良好，测试接地电流在100mA以下（接地线引下至下部，具备运行中测量的条件时开展）运行红外测温C11个月1）具体按DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范执行2）检查引线接头、等电位连接片等导电部位3）检查本体温度分布，相间温差不大于23K，红外检查油面无异常，记录温度及负荷电流，温度异常时保存红外成像谱图。运行运行人员红外测试结果怀疑有异常时，高压试验人员开展复测。C2I、II级管控下触发1）具体按DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范执行2）检查本体温度分布，相间温差不大于23K，红外检查油面无异常，记录温度及负荷电流，并保存红外成像谱图。试验B21年温升对比检查C2I、II级管控下触发根据主变负荷电流、环境温度、上层油温、绕组温度、油位指示，对比以前类似运行条件下的温升无明显异常。油温限值参照DL/T572执行。运行油中溶解气体色谱分析B21）新投运及大修后投运新的或大修后的66kV及以上的变压器和电抗器至少应在投运后1天、4天、10天、30天各做一次检测。2）运行中500kV：3个月；220kV：6个月；35kV110kV：1年3）必要时1）根据DL/T722-2014新装变压器油中H2与烃类气体含量(L/L)任一项不宜超过下列数值：500kV：总烃：10；H2：10；C2H2：0.1220kV及以下：总烃：20；H2：30；C2H2：0.12）运行设备油中H2与烃类气体含量( L/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150； H2：150；C2H2：5 (35kV220kV)，1 (500kV)3）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常试验1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量有异常时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析，具体检测要求按照DL/T 722标准5.4章节执行3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据5）必要时，如：出口(或近区)短路后巡视发现异常在线监测系统告警等6）变压器油中溶解气体含C2H2且缓慢增长时，应缩短预防性试验周期（500kV变压器应安排专人每天分析在线监测数据，220kV变压器缩短为3个月1次，110kV变压器缩短为6个月1次），同时关注产气速率是否超过“规程”注意值。连续两年C2H2含量稳定，可恢复正常试验周期7）变压器油中总烃或H2超注意值（150L/L）时，应查明超注意值原因，同时关注气体产气速率是否超过“规程”注意值。如果产气速率超过“规程”注意值应安排停电检查检修；如果产气速率未超过“规程”注意值，应缩短色谱分析试验周期（500kV变压器应安排专人每天分析在线监测数据，220kV变压器缩短为3个月1次，110kV变压器缩短为6个月1次）。连续两年试验结果稳定，可恢复正常试验周期。油中水分,mg/LB21）准备注入110kV及以上变压器的新油2）投运前3）110kV及以上:运行中1年4）必要时投运前110kV 20220kV 15500kV 10运行中110kV 35220kV 25500kV 15试验1）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50时取样2）必要时，如：绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时渗漏油等油中含气量,%(体积分数)B2500kV 1）新油注入前后2）运行中：1年3）必要时投运前：1运行中：3试验1）限值规定依据：GB/T 7595运行中变压器油质量2）必要时，如：变压器需要补油时渗漏油油中糠醛含量,mg/LB2必要时1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限1551010151520糠醛含量0.10.20.40.752）跟踪检测时，注意增长率3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重试验1）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况2）必要时，如：油中气体总烃超标或CO、CO2过高需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等油中颗粒度测试B2500kV1）投运前2）大修后3）必要时1）投运前(热循环后)100mL油中大于5m的颗粒数2000个2）运行时(含大修后)100mL油中大于5m的颗粒数3000个试验1）限值规定依据：DL/T 1096 变压器油中颗粒度限值2）检验方法参考：DL/T 432-2007电力用油中颗粒污染度测量方法3）必要时，如：变压器需要补油时变压器油污染时绝缘油试验B2见24.1节绕组直流电阻B21）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）无载分接开关变换分接位置4）有载分接开关检修后5）必要时直流电阻测量结果应符合GB/T7354的要求。1）1600kVA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）1600kVA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%试验1）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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2）有载分接开关应在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量无载分接开关在运行分接测量3）不同温度下电阻值按下式换算：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2254）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验5）必要时，如：本体油色谱判断有热故障红外检测判断套管接头或引线过热绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数B21）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）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显著变化，一般不低于上次值的70%2）35kV及以上变压器应测量吸收比，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1.53）绝缘电阻大于10000 M时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3试验1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA2）测量前被试绕组应充分放电3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4）尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：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6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。8）必要时，如：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起变压器受潮的情况绕组连同套管的tanB21）大修后2）必要时1）20时不大于下列数值：500kV 0.6%110kV220kV 0.8%35kV 1.5%2）tan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试验1）非被试绕组应短路接地或屏蔽2）同一变压器各绕组tan的要求值相同3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近4）尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值一般按下式换算：式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量6）必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等绕组连同套管的交流耐压试验B21）10kV及以下：6年2）更换绕组后全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍试验1）110kV及以上进行感应耐压试验2）各电压等级绕组的出厂试验电压值按其所连接出线端的最小绝缘水平进行。绕组绝缘水平参见GB1094.33）额定电压低于1000V的绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替铁芯及夹件绝缘电阻B21）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）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应大于0.1A试验1）采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)2）只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量3）必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻B2大修中220kV及以上：一般不低于500M110kV及以下：一般不低于100M试验1）用2500V兆欧表2）连接片不能拆开可不进行局部放电试验B2220kV及以上：1）大修更换绝缘部件或部分绕组后2）必要时在线端电压为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试验1）110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行2）新建直流工程换流变压器投运前应逐台进行局放试验3）必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时4）试验方法按照GB/T7354执行，试验电压和加压程序按照GB1094.3执行绕组所有分接的电压比B21）分接开关引线拆装后2）更换绕组后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%试验校核三相变压器的组别或单相变压器极性B2更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致试验空载电流和空载损耗B21）更换绕组后2）必要时与前次试验值相比无明显变化试验1）试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较）2）必要时，如：怀疑磁路有缺陷等短路阻抗和负载损耗B21）更换绕组后2）必要时与前次试验值相比无明显变化试验1）试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较）2）针对运行超过15年的110kV及以上老旧变的主变可能出现的最大短路电流情况，对主变抗短路能力进行校核，对于最大短路电流超标的主变，应及时落实设备风险防控措施3）必要时，如：出口短路后压器，应根据每年核算绕组变形测试B21）投运年限达15年时，110kV及以下：6年一次；220kV、500kV：3年一次2）更换绕组后3）必要时1）采用频率响应分析法与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比。典型曲线见DL/T911-20162）采用电抗法分析判断同一参数的三个单相值的互差（横比）和同一参数值与原始数据及上一次测试值相比之差（纵比），其差值不应超过注意值，注意值参见DL/T1093-2008试验1）每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同2）对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较3）发电厂厂高变可参照执行4）变压器交接、大修和近区或出口短路造成变压器跳闸时应进行绕组变形试验，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。对判明线圈有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故5）必要时，如：发生近区短路后,近区短路电流值按DL/1093标准执行全电压下空载合闸B2更换绕组后1）全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min2）部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min试验1）在运行分接上进行2）由变压器高压侧或中压侧加压3）110kV及以上的变压器中性点接地4）发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行整体密封检查B11）大修后2）必要时1）35kV及以下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无渗漏检修1）试验时带冷却器，不带压力释放装置2）必要时，如：怀疑密封不良时绝缘纸(板)聚合度B2必要时当聚合度小于250时，应引起注意试验1）试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克2）对运行时间较长(如20年)的变压器尽量利用吊检的机会取样3）必要时，如：怀疑纸(板)老化时绝缘纸(板)含水量B2必要时水分(质量分数)一般不大于下值：500kV：1%220kV：3%试验1）可用所测绕组的tan值推算或取纸样直接测量2）必要时，如：怀疑纸(板)受潮时噪声测量B2必要时与出厂值比较无明显变化试验1）按GB7328变压器和电抗器的声级测量要求进行2）必要时，如：发现噪音异常时箱壳振动B2必要时与出厂值比不应有明显差别试验必要时，如：发现箱壳振动异常时变压器油的处理A必要时1）过滤后或更换新油准备注入变压器的油质量要求应符合20.1节中变压器油的质量标准2）110kV及以上的变压器必须采用真空注油，真空度、真空保持时间等处理工艺符合厂家技术要求3）按厂家技术要求，补油至标准油位4）热油循环，按照厂家技术要求执行5）真空注油后及热油循环后，分别取样进行油化验与色谱分析，质量标准符合20.1节要求6）若滤油无效须更换新油检修必要时：如怀疑变压器内部存在缺陷或隐患时承受出口短路后且经绕组变形测试等综合手段判断绕组存在严重变形或加重时存在变压器内部家族性缺陷时运行20年以上者，对设备进行状态评价、风险评估及经济效益的综合分析判断，需要开展时2冷却装置运行状况检查C11个月1）运行中的风扇和油泵的运转平稳，无异常声音和振动2）油泵油流指示器密封良好，指示正确，无抖动现象3）水冷却器压差继电器和压力表的指示正常运行渗漏油检查C11个月冷却装置及阀门、油泵、油路等无渗漏运行散热