电力设备预防性试验规程[1]

电力设备预防性试验规程[1] 2004 Q/CSG 1 0007— 目 次 前 言 1 范围…………………………………………………………………………………………………………1 2 性引用文 件……………………………………………………………………………………………1 3 定义、符 号…………………………………………………………………………………………………2 4 总 则…………………………………………………………………………………………………………2 5 电力变压器及电抗 器………………………………………………………………………………………3 6 互感器………………………………………………………………………………………………………12 7 开关设 备……………………………………………………………………………………………………17 8 套管…………………………………………………………………………………………………………25 9 支柱绝缘子和悬式绝缘 子…………………………………………………………………………………26 10 电力电缆线路………………………………………………………………………………………………27 11 电容 器………………………………………………………………………………………………………30 12 绝缘油和六氟化硫气 体……………………………………………………………………………………32 13 避雷器………………………………………………………………………………………………………35 14 母线…………………………………………………………………………………………………………37 15 二次回 路……………………………………………………………………………………………………38 16 1kV 及以下的配电装置和电力布 线………………………………………………………………………38 17 1kV 及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………38 18 接地装 置……………………………………………………………………………………………………39 19 旋转电 机……………………………………………………………………………………………………40 附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标 准……………………………………………………48 附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………48 附录C(资料性附录) 避 雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………48 附录D(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…50 附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法和判断依据…………………………………………………54 附录F(资料性附录) 参考资料………………………………………………………………………………55 1 Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 1 范围 本标准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。 本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，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下列标准最新版本的可能性。 GB/T 311.2—2002 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1,.2—1996 电力变压器 GB 1094.3、.5—2003 电力变压器 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—1989 交流高压断路器 GB 1985—1989 交流高压隔离开关和接地开关 GB 2536—1990 变压器油 GB 3906—1991 3kV,35kV交流金属封闭式开关设备 GB 4109—1999 高压套管技术条件 GB 4703—2001 电容式电压互感器 GB 4787—1996 断路器电容器 GB 6115—1998 电力系统用串联电容器 GB 6450—1986 干式电力变压器 GB 6451—1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准 GB 7674—1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB 9326.1,.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 10229—1988 电抗器 GB 10230—1988 有载分接开关 GB 11017—1989 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆 GB/T 11022—1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12706.1,.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 GB 12976.1,.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 402—1999 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地 DL/T 664—1999 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 864—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 2 Q/CSG 1 0007—2004 JB/T 7111—1993 高电压并联电容器装置 JB/T 7112—2000 集合式高电压并联电容器 JB/T 8169—1999 耦合电容器和电容分压器 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。 3.4 红外测温 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。 3.5 绕组变形测试 利用频率响应等方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。 3.6 GIS局部放电测试 利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。 3.7本标准所用的符号 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 tanδ 介质损耗因数 3.8 常温 本标准中使用常温为10?,40?。 4 总则 4.1 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 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。 4.3遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。 4.4 在试验周期的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。 4.5 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。 4.6 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。 4.7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、tanδ、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。 3 Q/CSG 1 0007—2004 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%。 4.8 110kV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，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行。 4.9 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，同时报省一级公司备 案。 4.10 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.11 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。 4.12 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。 4.13 各省公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定。 5 电力变压器及电抗器 5.1 油浸式电力变压器 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表5.1。 4 Q/CSG 1 0007—2004 5 Q/CSG 1 0007—2004 6 Q/CSG 1 0007—2004 7 Q/CSG 1 0007—2004 干式变压器的试验项目、周期和要求见表2。 5.3 SF6气体绝缘变压器 SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表5.3。 8 Q/CSG 1 0007—2004 5.4 油浸式电抗器 500kV油浸式电抗器的试验项目、周期和要求见表5.4。 9 Q/CSG 1 0007—2004 10 Q/CSG 1 0007—2004 11 Q/CSG 1 0007—2004 5.5 油浸式串联电抗器 油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求见表5.5 5.6干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.6。 表5.6 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求 12 Q/CSG 1 0007—2004 5.7油浸式消弧线圈 油浸式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.7。 6 互感器 6.1 油浸式电流互感器 油浸式电流互感器(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表6.1。 13 Q/CSG 1 0007—2004 6.2 SF6电流互感器 SF6电流互感器(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表6.2。 14 Q/CSG 1 0007—2004 6.3 干式电流互感器 干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.3。 15 Q/CSG 1 0007—2004 6.4电磁式电压互感器 6.4.1电磁式电压互感器(油浸式绝缘) 电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.1。 表6.4.1电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求 16 Q/CSG 1 0007—2004 6.4.2电磁式电压互感器(SF6气体绝缘) 电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.2。 6.4.3电磁式电压互感器(固体绝缘) 电磁式电压互感器(固体绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.3。 17 Q/CSG 1 0007—2004 6.5电容式电压互感器 电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第11.2节,其它部分不作要求。 6.6 放电线圈 放电线圈的试验项目、周期和要求见表6.6。 7 开关设备 7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS) SF6断路器和GIS(含H-GIS)的试验项目、周期和要求见表7.1。 18 Q/CSG 1 0007—2004 19 Q/CSG 1 0007—2004 20 Q/CSG 1 0007—2004 7.2 多油断路器和少油断路器 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。 21 Q/CSG 1 0007—2004 22 Q/CSG 1 0007—2004 7.3 真空断路器 真空断路器的试验项目、周期和要求见表7.3。 23 Q/CSG 1 0007—2004 7.4 低压断路器和自动灭磁开关 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表7.4。 及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。 7.5 重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器) 重合器的试验 项目、周期和要求见表7.5。 24 Q/CSG 1 0007—2004 6 分段器的试验项目、周期和要求见表7.6。 25 Q/CSG 1 0007—2004 7.7 隔离开关 隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.7。 7.8 高压开关柜 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.8。 26 Q/CSG 1 0007—2004 主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本标准有关章节规定。 8 套管 套管(20kV及以上)的试验项目、周期和要求见表8。 27 Q/CSG 1 0007—2004 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子 9.1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表9.1。 28 Q/CSG 1 0007—2004 玻璃绝缘子不进行1、2、3项中的试验。运行中自爆(破)的绝缘子应及时更换。 9.2合成绝缘子的试验项目、周期和要求见表9.2。 破坏负荷试验等，在必要时按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》执行。 10 电力电缆线路 10.1纸绝缘电力电缆线路 本条仅适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.1。 表10.1 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯 29 Q/CSG 1 0007—2004 绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆;橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.2。 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.3。 30 Q/CSG 1 0007—2004 气体含量达到注意值时，应进行追踪分析查明原因，试验和判断方法参照GB/T 7252(或DL/T722)进行。 10.4 交叉互联系统 交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表10.4。 表10.4 交叉互联系统的试验项目、周期和要求 11 电容器 11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表11.1。 31 Q/CSG 1 0007—2004 11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 11.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表11.2。 32 Q/CSG 1 0007—2004 出厂试验实测分压比相差超过2%时，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。 11.2.3 局部放电试验可在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时，应综合判断。局部放电量无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。 11.3 断路器电容器 断路器电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。 集合式电容器的试验项目、周期和要求见表11.4。 11.5 高压并联电容器装置 装置中的开关、串联电抗器、并联电容器、电压互感器、电流互感器、放电线圈、母线支架、避雷器及二次回路按本标准的有关规定。 12 绝缘油和六氟化硫气体 12.1 变压器油 12.1.1 变压器油(包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油)的试验项目、周期和要求见表12.1。如试验周期与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。 表12.1 变压器油的试验项目、周期和要求 33 Q/CSG 1 0007—2004 不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样; 2 .有载调压开关用的变压器油的其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定; 3 . 对变压器及电抗器，取样油温为40?,60?; 4 .项目5正在被修订。 12.1.2 关于补充油和混油的规定 12.1.2.1 关于补充油的规定 a) 充油电气设备已充入油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。电气设备原已充入的油品称为“已充油”;拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额”。已充油混入补加油后成为“补后油”。 b) 补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补充油(不论是新油或已使 34 Q/CSG 1 0007—2004 用的油)的各项特性指标不应低于已充油。 c) 如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近表12.1或表12.2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合试验(DL/T429.7油泥析出测定法);确定无沉淀物产生，且介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。 d) 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守b)、c)项的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化试验(DL/T429.6 运行油开口杯老化测定法)。经老化试验的混合油样质量不低于已充油质量，方可进行补充油过程。补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。 12.1.2.2 关于混油的规定 a)尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。 b) 对混油的要求应参照12.1.2.1“关于补充油的规定”。 c) 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用的混合比不明确，则采用1:1比例混合。 12.2 断路器油 12.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。 12.2.2 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表12.2。试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。 12.3 SF6气体 12.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。 12.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。 12.3.3 关于补气和气体混合使用的规定: — 所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥; — 符合新气质量标准的气体均可混合使用。 12.3.4 大修后及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表12.3。试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。 表12.3 SF6气体的试验项目、周期和要求 35 Q/CSG 1 0007—2004 13 避雷器 13.1 普阀、磁吹型避雷器 普通阀式避雷器、磁吹型阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表13.1。 36 Q/CSG 1 0007—2004 13.2 金属氧化物避雷器 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.2。 37 Q/CSG 1 0007—2004 13.3 GIS用金属氧化物避雷器 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.3。 13.4 线路用金属氧化物避雷器 线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.4。 38 Q/CSG 1 0007—2004 14 母线 14.1 封闭母线 封闭母线的试验项目、周期和要求见表14.1。 一般母线的试验项目、周期和要求见表14.2。 15 二次回路 二次回路的试验项目、周期和要求见表15。 16 1kV及以下的配电装置和电力布线 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表16。 39 Q/CSG 1 0007—2004 2.电力布线不进行交流耐压试验 17 1kV以上的架空电力线路 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表17。 表17 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求 地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查，导线断股检查等项目，应按架空电力线路和电 气设备接地装置有关规程的规定进行。 18 接地装置 接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表18。 40 Q/CSG 1 0007—2004 41 Q/CSG 1 0007—2004 19 旋转电机 19.1 同步发电机 19.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表19，6000kW 以下者可参照执行。 42 Q/CSG 1 0007—2004 43 Q/CSG 1 0007—2004 44 Q/CSG 1 0007—2004 45 Q/CSG 1 0007—2004 19.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定 19.1.2.1 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下列条件，才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。 19.2 直流电机 直流电机的试验项目、周期和要求见表19.2。 46 Q/CSG 1 0007—2004 19.3 中频发电机 中频发电机的试验项目、周期和要求见表19.3。 19.4 交流电动机 交流电动机的试验项目、周期和要求见表19.4。 47 Q/CSG 1 0007—2004 48 Q/CSG 1 0007—2004 49 Q/CSG 1 0007—2004 附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准 附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值 表 B1 普通悬式绝缘子(X-4.5，XP-70，XP-160) 附录C(资料性附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值 C1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表C1,C4。 50 Q/CSG 1 0007—2004 ? FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV; ? FCZ-30DT适用于热带多雷地区。 C2 几点说明: 1)电导电流相差值(%)系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2)非线性因数按下式计算 α=log(U2/U1)/log(I2/I1) 式中 U1、U2——表13.1序号2中规定的试验电压; I1、I2——在U1和U2电压下的电导电流。 3)非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。 51 Q/CSG 1 0007—2004 附录D(规范性附录) 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 D1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表D1、表D2。 D2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表D3、表D4。 52 Q/CSG 1 0007—2004 2. 20kV电压等级可参照10.5,18kV电压等级的有关规定。 2. 20kV电压等级可参照10.5,18kV电压等级的有关规定。 D3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。 D4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表D5。 53 Q/CSG 1 0007—2004 54 Q/CSG 1 0007—2004 注:1.进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。 2.当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其采用方式包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。 a)累计运行时间超过30年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20年)，制造工艺不良者，可以适当提前; b)运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故; c)外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象; d)鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。 3.鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位 以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。 D5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见DL/T492。 D6 硅钢片的单位损耗见表D6。 55 Q/CSG 1 0007—2004 附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法和判断依据 (摘录于DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》) E1 表面温度判断法 根据测得的设备表面温度值，对照GB 763的有关规定，凡温度(或温升)超过标准者可根据设备温度超标的程度、设备负荷率的大小、设备的重要性及设备承受机械应力的大小来确定设备缺陷的性质，对在小负荷率下温升超标或承受机械应力较大的设备要从严定性。 E2 相对温差判断法 E2.1 对电流致热型设备，若发现设备的导流部分热态异常，应进行准确测温，算出相对温差值，按表E1的规定判断设备缺陷的性质。 E2.2 当发热点的温升值小于10K时，不宜按表E1的规定确定设备缺陷的性质。对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备，如果有条件改变负荷率，可增大负荷电流后进行复测，以确定设备缺陷的性质。当无法进行此类复测时，可暂定为一般缺陷，并注意监视。 E3 同类比较法 E3.1 在同一电气回路中，当三相电流对称和三相(或两相)设备相同时，比较三相(或两相)电流致热型设备对应部位的温升值，可判断设备是否正常。若三相设备同时出现异常，可与同回路的同类设备比较。当三相负荷电流不对称时，应考虑负荷电流的影响。 E3.2 对于型号规格相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。一般情况下，当同类温差超过允许温升值的30%时，应定为重大缺陷。当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响。 E4 热谱图分析法 根据同类设备在正常状态和异常状态下的热谱图的差异来判断设备是否正常。 E5 档案分析法 分析同一设备在不同时期的检测数据(例如温升、相对温差和热谱图)，找出设备致热参数的变化趋势和变化速率，以判断设备是否正常。 54 Q/CSG xxxx—200X 附录F(资料性附录) 参 考 资 料 GB/T 261—1983 石油产品闪点测量法 GB/T 264—1983 石油产品酸值测量法 GB/T 507—1986 绝缘油介电强度测量法 GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 755—2000 旋转电机 定额和性能 GB 763—1990 交流高压电器在长期工作时的发热 GB 1001—1986 盘形悬式绝缘子技术条件 GB/T 1029—1993 GB 1032—1993 GB 5583—1985 GB 5654—1985 GB/T 6541—1986 GB/T 7064—2002 GB 7253—1987 GB 7328—1987 GB/T 7598—1987 GB/T 7599—1987 GB 7600—1987 GB 7601—1987 GB/T 7894—2001 GB 8349—2000 GB 9326.1,.5—1988 GB 11023—1989 GB 12022—1989 GB 14542 GB/T 17623-1998 DL/T 402—1999 DL 417—1991 DL/T 421—1991 DL/T 423—1991 DL/T 429.6—1991 DL/T 429.7—1991 DL/T 429.9—1991 DL/T 450—1991 DL/T 459—2000 DL 474—1992 DL 474.1—1992 DL 474.2—1992 DL 474.3—1992 DL 474.4—1992 DL 474.5—1992 DL 474.6—1992 DL 475—1992 DL/T 492—1992 DL 506—1992 DL/T 595—1996 DL/T 626 DL/T 735—2000 DL/T 815—2002 三相同步电机试验方法 三相异步电机试验方法 互感器局部放电 测量 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 石油产品油对水 界面张力测量法(圆环法) 透平型同步电机技术要求 盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 变 压器和电抗器的声级测量 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) 运行中变压 器油、汽轮机油酸值测量法(BTB法) 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) 运行中变压 器油水分含量测量法(气相色谱法) 水轮发电机基本技术条件 金属封闭母线 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 工业六氟化硫 运行中变压器油维护管理导则 绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法 交流高压断路器订货技术条件 电力设备局部放电现场测量导则 绝缘油体积电阻率测量法 绝缘油中含气量测量--真空压差法 运行油开口杯老化测定法 油泥析出测定法 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) 电力系统直流电源柜订货技术条件 现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 直流高电压试验 介质损耗因数(tanδ)试验 交流耐压试验 避雷器试验 变压器操作波感应耐压试验 接地装置工频特性参数的测量导则 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 现场SF6气体水分测定方法 六氟化硫设备气体监督细则 盘形悬式绝缘子劣化检测规程 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定 交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器 55 Q/CSG 1 0007—2004 DL/T 864-2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 JB/T 6228—1992 汽轮发电机绕组 六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法) SD307 六氟化硫新气中酸度测量法 SD308 六氟化硫新气中密度测量法 SD309 六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法 SD310 六氟化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法) SD311 六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法 SD312 六氟化硫气体毒性生物试验方法 SH 0040—1991 超高压变压器油 SH 0351—1992 断路器油 Q/001—126.01—2002 电力变压器绕组变形测试导则(频率响应法) 电容型设备比较法带电测试导则 关于南网《预试规程》部分条款的修编说明 (绝缘油和SF6部分) 一、关于设备试验周期所涉及的设备和条款 附表1 充油和充SF6气体的确设备有19种，涉及29个试验项目，在有关设备试验周期的条款中，DL/T596-1996规程与南网预试规程相比，没有变化的有8条，新增设备试验项目5项，取消设备试验3项，其余13项条款都做了不同程度的修改。 二、关于试验标准的变化 (一)、DL/T596-1996标准与南网预试规程标准相对应三个主要表格 序号1表格是变压器油的试验项目和质量标准 序号2表格是断路器油的试验项目和质量标准 序号3表格是SF6气体的试验项目和质量标准 上述两个规程，各自使用的三个表格在中许多的设备试验标准被引用，本次修改的南网预试规程中，没有对此进行大的修改，所改动的地方为: 1、从题目上看，表 36对应的表12.1相比，增加了变压器油的试验周期;表 37与对应的56 Q/CSG xxxx—200X 表12.2相比，增加了断路器油投运前质量标准;表 38 与对应的表12.3相比运行中SF6气体的试验项目、周期和要求没有变化。 2、从内容看: 1)、表12.1、12.2质量表格修编所涉及的内容 表12.1变压器油的试验项目和质量标准与原标准相比，除了增加了变压器油的试验周期外，还取消了330kV电压等级的水分，介损，击穿电压，体积电阻率和含气量的试验;将闭口闪点运行标准放宽了5?;将15kV以下绝缘油的击穿电压值提高到 与35 kV同等的水平。 表12.2断路器油的试验项目和质量标准与原标准相比，增加了变压器油的外状项目，取消了机械杂质项目;对于水分的要求，应该不包括500 kV电压等级的标准。 2)、表12.3 增加了SF6气体的纯度试验项目，其原因是考虑了目前SF6设备使用已经有一段 时间，SF6气体的纯度有变化，增加其该试验项目有必要;第二可与GB/T8905-1996接轨;第三 、在必要的检修或解体时有参数准备(SF6气体的纯度试验方法相对简单且有效)。 3)、表12.3明确了无灭弧室气室在低SF6压力状态运行参数:当额定绝对气压?0.35MPa 时，SF6气体的湿度不大于1000，额定绝对气压>0.35MPa的湿度不大于500，为SF6气体变压器 的运行规定了湿度上限标准，为部分变压器在低SF6压力状态湿度运行参数。 (二)、设备分析项目标准的修订 附表2 充油和充SF6气体的确设备有19种，涉及37个试验项目，在有关设备试验标准的条款中，DL/T596-1996规程与南网预试规程相比，没有变化的有13条，新增设备试验标准项目7项，取消设备试验标准4项，其余13项条款都做了不同程度的修改。 三、本规程涉及相关标准的实际情况 1)、本规程有关化学专业方面所包含的条文不违反DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》，所有项目均按实际运行情况，在现有的GB或DL或各行业标准对《电力设备预防性试验规程》做了必要的补充(如关于绝缘油耐压试验:1、GB/T507、DL/T429.9对绝缘油耐压试验方法、使用范围进行了规定，在本规程规定采用GB/T7595- 2000《运行中变压器油质量标准》，明确了标准值为平板电极试验值，采用GB/T507方法的试验值可以校正。2、关于绝缘油取样温度的规定:绝缘油取样温度执行GB/T7595- 2000《运行中变压器油质量标准》取样油温为40-60?等)。 2)、新增加的试验项目标准是根据现有的试验经验，如SF6变压器SF6气体湿度，参考了GIS中CT、PT等运行经验，并参考了相关厂家(三菱、东芝等)的相关标准，但也不排除最新版本应用的可能性。 57 Q/CSG 1 0007—2004 3)、对有争议的较难确定标准的个别试验项目标准，如油的洁净度(颗粒度)标准(NAS)暂时不作为硬性规定执行。 4)、化学专业预试侧重于对设备的状态试验，在试验周期上做了比较多的调整，在试验标准上，有相对严格了的地方，如对部分10kV设备油耐压。目的是在安全的基础上，延长设备预试周期，减少停电次数;另外，一些设备预试周期的延长有依赖红外测作为补充手段(如红外测试有效发现套管接头发热和缺油)。 5)、不满足的地方。由于研究、经验、时间和相对信息等原因，有一些漏写或错写的地方(如断路气油)，部分最新标准不一定含概，还有一些在GB或DL或各行业标准不兼容的地方，部分的标准做了规定。 6)、关于SF6特征气监督标准。绝缘油用于电力设备的用途除绝缘、散热、灭弧以外，现在由于被赋予了新的使命，就是通过对油中气体成分的分析来监督运行设备的状态而逐步的受到重视。SF6气体用于电力设备的用途除了与绝缘油同样的功能外，暂时还没有标准的特征气来表述运行设备的状态，也就是说SF6分解气体只是表明设备中有故障出现，但是故障类型和故障程度不能够定性和量化，并且故障的特征气体的成分的分类和检出还在研究中。 附表: 一、关于设备试验周期所涉及的设备和条款 58 Q/CSG xxxx—200X 59 Q/CSG 1 0007—2004 60 Q/CSG xxxx—200X 61 Q/CSG 1 0007—2004 62 《中国南方电网公司预防性试验规程》修编说明 广东省电力试验研究所 姚森敬 预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据，1996年由原电力工业部颁发的DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》，多年来对电力生产起到了重要的作用。但近 Q/CSG xxxx—200X 年来,我国电力工业发展迅速，涌现大量新设备;试验技术也不断进步，出现了带电测试、在线监测、红外测试等测试手段;在此期间不少国家标准、行业标准的规程也进行了修改;还遇到了一些问题需要协调、明确;部分过时的设备及部分测试项目不合适的 经过2天的讨论，与会专家和成员均对规程的条文提出了许多有益的建议。责成规程起草人会后对根据讨论意见对规程进行修改，对不明白的条文应查找相应的国标、行标依据。 10月28,29日在广州番禺召开第2次讨论修编会议，南方电网公司、广电集团公司、广东省电力试验研究所、广州供电分公司试验研究所、佛山供电分公司、珠海供电分公司、深圳供电分公司、东莞供电分公司、惠州供电分公司、肇庆供电分公司等单位参加了会议。南方电网公司生产技术部皇甫学真副主任出席会议并作了重要讲话，指出网公司的目标要实现“两型两化”，其中标准化编制体现南网公司高起点、高质量，要求规程应比原有行业标准有高质量的提高。广电集团公司运行部王志英副总经理、邓昌辉经理、朱根良高工、梁文进高工等也出席了讨论会。经过2天的讨论，与会专家和成员均对规程的条文提出了许多有益的建议。责成规程起草人会后继续根据讨论意见对规程进行修改。 11月5日至10日，在广州从化召开第3次讨论修编会议，参加会议的全部为广东省电力试验研究所人员。对规程条文进行逐条检查，进一步改正错漏及修改格式。 11月11日，《中国南方电网公司电力设备预防性试验规程》(送审稿)全部完成，由编制小组将规程上交给南方电网公司。 12月，由网公司组织在广东省恩平市召开规程审编会，会议邀请了南方电网下属5省区各运行单位、管理单位及研究院所、中电联、武高所共100名专家对送审稿进行了审核。与会专 63 Q/CSG 1 0007—2004 家提出了许多新的修改意见，会后编制小组根据讨论意见继续对规程进行了修改，形成报批稿，经国家有关部门批准后最后形成网公司的规程。 二、预防性试验规程修编的总原则 1、基础 以原电力部1996年9月25日颁布的预防性试验规程(DL/T 596-1996)为基础，结合1996年以来新颁布的国家标准和行业标准、以及反事故措施提出的内容，总结南网公司先进的生产运行管理经验和测试技术进行修编。 2、范围 所界定的范围包括南网公司目前全部的运行设备，对原规程火电厂部分的设备如“电除尘器” 等进行了删除。由于南方电网公司“旋转电机”部分设备较少，将“旋转电机”一章放在了最后。 3、定性 预防性试验规程应定性为“技术标准”，尽量不要将管理标准加进去;涉及到人员安排、仪器设备条件等内容将不在本规程讨论。并注意与其他标准的区别，如国家标准或行业标准中已有试验导则进行规范的，将不再重复。 4、创新 对新设备、新技术的使用，许多已超出原预防性试验规程的规范，但对于在实际运行中卓有成效的，在本次修改中结合我们的运行经验进行了修编。新的检测技术如增加了带电检测、红外检测;新的设备如SF6变压器、SF6互感器、干式互感器等。 5、可操作性 与原规程相比，强调了可操作性，如: ◎在试验周期的安排上将同间隔设备调整为相同试验周期，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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。 ◎鉴于在实际中由于拆接引线损坏设备、停电时间长、高空作业危险等原因，有的地方预防性试验是采用不拆引线进行， 提出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。 ◎对原规程中的“必要时”进行了详细的解释或界定，使之具有可操作性;以方便试验人员进行综合判断。 6、周期的统一 对原规程存在的问题如弹性较大、周期项目不统一的情况进行了统一;例如对原规程“1-3年”的试验周期根据实际分别按设备进行了规定，或定为1年，或定为3年;避免各行其是的混乱情况。 三、修订说明 64 Q/CSG xxxx—200X 目 次 前 言 1 范围…………………………………………………………………………………………………………1 2 规范性引用文 件……………………………………………………………………………………………1 3 定义、符 号…………………………………………………………………………………………………2 4 总 则…………………………………………………………………………………………………………2 5 电力变压器及电抗 器………………………………………………………………………………………3 6 互感器………………………………………………………………………………………………………12 7 开关设 备……………………………………………………………………………………………………17 8 套管…………………………………………………………………………………………………………25 9 支柱绝缘子和悬式绝缘 子…………………………………………………………………………………26 10 电力电缆线路………………………………………………………………………………………………27 11 电容 器………………………………………………………………………………………………………30 12 绝缘油和六氟化硫气 体……………………………………………………………………………………32 13 避雷器………………………………………………………………………………………………………35 14 母线…………………………………………………………………………………………………………37 15 二次回 路……………………………………………………………………………………………………38 16 1kV 及以下的配电装置和电力布 线………………………………………………………………………38 17 1kV 及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………38 18 接地装 置……………………………………………………………………………………………………39 19 旋转电 机……………………………………………………………………………………………………40 附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标 准……………………………………………………48 附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………48 附录C(资料性附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………48 附录D(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…50 附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法和判断依据…………………………………………………54 附录F(资料性附录) 参考资 料………………………………………………………………………………55 65 Q/CSG 1 0007—2004 1 范围 本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 2 规范性引用文件 本规程涉及到的标准很多，一种是所涉及设备的基本标准;另一种是有关试验方法的标准。与原规程相比，增加了1996年后颁布的许多新标准。考虑到排版问题，分别在正文和附录中列出了所引用的国标或行标，供使用者参考。 3 定义、符号 增加了“红外测温”、 “绕组变形测试”、 “GIS局部放电测试”、 “常温”等定义，删除了“绝缘电阻”、“吸收比”、“极化指数”几个定义。 4 总则 修改后使规程更具有可操作性，如 4.3条增加了“特殊情况”的解释，遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。 4.4条 在试验周期的安排上，采用“综合停电”，这样减少了大量停电机会，并增加了安全和效益。如: ◎应将同间隔设备调整为相同试验周期;如开关，CT间隔同试验周期，主变三侧设备同试验周期，出线开关，CT，YDR同试验周期; ◎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; ◎发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。 4.8条 针对工程项目施工时间较长，设备验收后长期未投运的，或运行中设备停运超过6个月，为避免设备在现场发生绝缘受潮情况，提出本条。“110kV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，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行”。同时，原规程在试验周期中提到的“投运前”试验项目则相应删除。 4.9条提出: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。如经实用证明(删除了原来的“考核”)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，同时报省一级公司备案。 4.10条提出应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.9和4.10体现了新技术的应用，且实际在工作中已取得很好效果;由于不停电就可以试验，因此新规程强调了“应”采用新技术，且在后面具体的试验项目中都给予了很重的份量。 4.11 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。可减少因拆线造成的设备损坏并减少停电时间。 5 电力变压器及电抗器 5.1 前言 本章比原规程作了较大的修改，理解了本章的修改内容，后面几章的修改格式也可类似理解。修改后的规程打破了原规程项目罗列、主次不分、轻重不辨的格局。使修改后的规程更一目了然，大大方便现场人员的操作。修改的内容包括: 1)分类 本章内容分为7部分，即将电力变压器与电抗器的内容按绝缘形式分为油浸式电力变压器、干式变压器、SF6气体绝缘变压器、油浸式电抗器、油浸式串联电抗器、干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈、油浸式消弧线圈，分类后使得更具有可操作性，试验人员可根据不同设备按不同的试验周期和不同的试验项目进行对号入座，而不必来回查找相关条文。与此对应，删除了原规程表4后的大段解释性文字，将其试验项目和要求直接放在相关表格中，使得整体布局更加简洁清晰。 2)关于试验周期的调整 试验周期的改变可以说是本规程修改最大的地方，也是使用新规程必须充分关注的焦点。由于原规程的很多项目对定期试验的周期定为“1,3年或自行规定”，过大的弹性造成了具体执行中的混乱。网公司领导在检查工作时，就发现了以下的一些误区: 66 Q/CSG xxxx—200X ?因为设备停电困难，有些设备(包括500kV主变压器)投产后7、8年从未进行预防性试验。 ?因为人员紧张，有些设备投产后多年从未进行预防性试验。 ?将预防性试验工作量与奖金挂钩，出现了对同一设备在1年间多次进行预试;只要有停电机会，就立刻进行试验;试验的目的是为了增加奖金。 ?有的供电分公司由于仅有一套试验仪器，当有多个工程需要仪器，或仪器损坏时，有些设备就只好不进行试验了。 ?有的地方认为设备有问题时才需要进行预防性试验，设备运行正常时就毋需试验了。失去了预防性试验的意义。 ?认为试验周期越短越好，结果在试验过程中因为过多拆接线造成设备损坏，或由于对少油量设备(如套管)取油样过多造成设备缺油。 凡此种种，使网公司领导下定决心要对定期试验的周期进行规范，要求改变原规程弹性过大、操作性差的局面、要求各执行单位不能放任自流，应有明确规定并坚决贯彻执行。 根据广州供电分公司最近12年的运行经验，对原规程定期试验中需停电的项目执行3年1次的周期是合适的，对于不需要停电的试验项目如油浸式变压器(电抗器)的绝缘油试验、红外测试等则相应加强。 如油浸式电力变压器序号7、8、9、12、22、23、24、25采用了3年1次的定期试验周期;而项目32的“红外测温”则对500kV设备1年2次测温，对110kV及220kV设备1年1次测温。根据调查，目前除了广州外，深圳、佛山、珠海、东莞、中山、茂名等分公司均有采用3年1次的试验周期，实践证明是合理可行的。 3)项目的排列 项目的排列与原规程相比有所调整，按以下顺序重新进行了排列:先绝缘油、气，其次为绝缘试验项目，再为特性试验项目，然后为附件试验项目，最后为整体试验项目。这样的调整更有条理性，有利于现场的使用。 4)增加了“必要时”的解释 在非定期试验中，原规程采用的“必要时”，基层的试验人员反映不好把握:“什么时候必 要,什么时候不必要,”，在本规程中进行了解释。尽管这样的解释还没有包括全部的可能情况，但对于加强试验人员的理解和实际操作，是非常有意义的。 5)对于南网系统没有的电压等级如“66kV、330kV”等情况进行了删除。 5.2 油浸式电力变压器 5.2.1油中溶解气体色谱分析(《规程》表1序号1) 周期1)“新投运及大修后投运”增加“110kV:4,30天”，这是因为与220kV和500kV一样，在投运后进行油中溶解气体色谱分析，可有效发现工程中遗留的缺陷;而且试验时不需停电，较为方便。 周期2)“运行中”删除“8MVA以下的油浸式变压器自行规定”，因为对35kV及110kV已提出了“1年”的要求。 要求1)增加了新装变压器油中H2与烃类气体含量的要求，来自国标。 要求3)按国标的要求将相对产气率的单位从每小时“,,”改为每天“,,”。数值相应改变。 说明5)增加对“必要时”的解释 5.2.2油中水分(《规程》表1序号2) 排序上将其提到前面，使油项目集中在一起。 周期3)提出 “110kV及以上:运行中1年”，将其列为定期试验;说明2)增加“必要时”的解释。 5.2.3油中含气量(《规程》表1序号3) 排序上将其提到前面，使油项目集中在一起。 周期2)提出 “对500kV运行中1年”，将其列为定期试验;说明中增加“必要时”的解释。 5.2.4油中糠醛含量(《规程》表1序号4) 在说明中增加“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”，说明中增加“必要时”的解释。 5.2.5油中洁净度测试(《规程》表1序号5) 也称“油中颗粒度”或“油中颗粒含量”，该项目的国家标准目前由广东省电力试验研究所主持编写，正在报批中，初定为每100ml油中大于5μm的颗粒数不超过3000个。 5.2.6 删除了“绕组泄漏电流测试” 由于受绝缘表面脏污及表面潮气影响，该项目测试结果分散性较大;且通过其他绝缘试验已可以发现绝缘缺陷。根据对广电集团各供电分公司调查结果，广州、深圳、佛山、汕头、江门都未将该项目作为定期试验;而中山、东莞、茂名、珠海近年来的该项目的试验都未发现设备缺陷。可见该项目实用性较差。因此作了删除。 5.2.7绕组直流电阻(《规程》表1序号7) 67 Q/CSG 1 0007—2004 定期试验周期改为3年， 说明2)增加“有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量”，调查中发现对有载开关有的地方采用测量上下各3个分接，有的测量上下各5个分接，有的仅测量运行分接，本条款进行了规范，考虑到利用有载开关改变分接进行测试所用的时间并不多，要求对所有分接进行测量，也使得前后数据对比有了依据。无载分接开关平时比较少动，不必全部测试。 说明4)增加“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”，对封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，预试时进行本项目试验需要拆除电缆连接或GIS连接，工艺要求较高，可能会带来拆接的损坏。实际上经调查，各运行单位基本上均没有为 了预试而去拆除连接。现在以条文进行了规范。 说明5)中增加了“必要时”的解释。 5.2.8绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数(《规程》表1序号8) 定期试验周期改为3年; 要求2)和3)是根据实际经验提出。原规程要求吸收比大于1.3或极化指数大于1.5，现改为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，更具有可操作性。一般说来，中小容量，电压在110kV及以下，采用吸收比较合适;大容量，220kV及以上的，采用极化指数较合适。如果绝缘电阻极高的500kV变压器，极化指数也有低于1.5的情况，并不说明绝缘不良。由于绝缘电阻较大时，吸收现象比较不明显;因此增加要求第3条:当绝缘电阻大于10000 MΩ时，可允许吸收比降低到1.1或极化指数低到1.3。 说明1)对兆欧表的容量提出要求，避免因为兆欧表容量引起的测量误差; 说明6)、7)的解释同上文。 5.2.9绕组连同套管的tanδ(《规程》表1序号9) 要求1)改为对35kV以下的变压器不要求测tanδ; 说明5)、6)的解释同上文。 5.2.10电容型套管的tanδ和电容值(《规程》表1序号10) 增加说明3)的解释同上文。 5.2.11绕组连同套管的交流耐压试验(《规程》表1序号11) 周期1)改为对10kV及以下的变压器6年耐压1次，代替原来的5年;主要考虑到为3年的倍数，可利用综合停电。 要求1)耐压值改为“按出厂试验电压值的0.8倍”代替原来的0.85倍，改动的依据是根据GB 1094.3—2003 《电力变压器》中重复耐压 “按出始试验电压值的0.8倍”;说明2)中10kV电压等级因为出厂试验值有35kV、 38kV 、42kV 等，考虑到35kV已可满足要求，因此进行了统一。 5.2.12铁芯及夹件绝缘电阻(《规程》表1序号12) 周期改为3年，增加了“必要时”的解释。 5.2.13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(《规程》表1序号13) 要求增加了“110kV及以下:一般不低于100MΩ”，考虑到对110kV变压器现场进行大修比较多，应提出要求。 5.2.14局部放电试验(《规程》表1序号14) 考虑到新的国标GB 1094.3—2003 《电力变压器》中对110kV变压器在短时间交流耐压中增加了局部放电测量，因此本条与原规程相比，增加了“110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行”;另外增加了对“必要时”的解释。 5.2.15绕组变形测试(《规程》表1序号19) 绕组变形测试技术自1995年在全国开展以来，取得了极大的成绩。以广东省为例，已经通过测试检查到40多台变压器存在的绕组变形，及时进行了大修，避免了事故。由广东省电力试验研究所参与制订的国家测试标准已在2003年送审，很快就可以颁布。此次将项目单列，体现了其重要性。在周期上建议6年测试1次及发生近区短路后进行测试。在说明中要求“每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同;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”。 5.2.16套管中的电流互感器试验(《规程》表1序号19) 大修时套管中的电流互感器试验项目改为1)绝缘电阻测试2)变比测试3)极性测试4)伏安特性测试，比68 Q/CSG xxxx—200X 原来仅测试绝缘电阻更可行，经调查，当变压器大修需更换套管中的电流互感器时，各运行单位实际都进行了互感器全部项目试验。 5.2.17红外测温(《规程》表1序号32) 利用红外测温技术测量电力设备的发热，进而判断其是否异常，在近年来得到广泛的应用。由于测量时无需停电，操作简单，安全可靠，通过图谱的对比就可以进行直观判断，因而得到了运行人员和试验人员的欢迎。目前已有行业规程DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技术应用导则》给予了测试指导。在本规程中几乎所有的设备试验都用到了红外测温，使用本规程的试验人员应给予充分的重视。周期:运行中500kV设备:1年2次;110kV、220kV设备1年1次为最低要求。可根据实际情况选择在负荷大时测量、在高温时测量等。说明1)中要求用红外热像仪测量，这是由于其操作性和准确性明显比其他测量仪器如点温仪优越。 5.3干式变压器 干式变压器的试验项目、周期和要求以表格单独列出，使规程使用者更方便。同时删除了原规程的文字陈述。周期统一改为6年，并增加红外测温项目。 5.4 SF6气体绝缘变压器 SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求:定期试验除湿度检测周期为1年外，其他项目为3年。项目增加了SF6气体成分分析、SF6气体泄漏试验、绕组连同套管的tanδ、红外测温。目前系统互感器 按类别和绝缘形式分为6类，分表列出试验项目、周期和要求，从而使用更方便。其中补充了SF6互感器及干式互感器的试验标准。 SF6互感器是一种较新的产品，近年来逐步在电力系统内使用，具有无油化、维护工作量小等优点。35kV以上电压等级干式电流互感器仍然是电容屏结构，但主绝缘采用聚四氟乙烯绝缘取代油浸式的油纸绝缘。其整体结构为U型双臂，外绝缘采用硅橡胶伞裙。干式互感器与油浸和气体的相比，有以下特点:无油、无气、无瓷、无可燃可爆介质、无泄露、无环境污染、基本免维护、免充气换油、适用于无人值班变电站、体积小、重量轻、便于施工，虽然干式互感器在国内还没有具体的标准，但在广东已有5年的运行经验，实践证明，干式互感器技术已逐渐成熟，干式互感器在全国运行约10000台次，尚未发生事故。经过对几家厂家的调研，结合运行经验，新规程提出了预防性试验的标准供用户使用，具体指标是否恰当，仍需继续从实践从进行考核。 6.1 油浸式电流互感器 增加了序号3“带电测试tan 及电容量”及序号12“红外测温”，这是因为两种试验技术均比较成熟，可以进行推广，由于不必停电，周期定为1年1次或1年2次;其他试验项目周期仍为3年。其中序号3“带电测试tan 及电容量”提出可采用同相比较法，是根据广东省的应用情况提出的，不同的带电测试设备也可采用相应的试验方法，但要求修订细则进行规范。如广东省已制订了《电容型设备比较法带电测试导则》 项目4增加“油中水分含量测定”，由于周期放宽了，适当加强油样测试;油浸式电流互感器的渗漏问题仍较严重，测量油中水分含量可有效发现互感器是否受潮。而根据国电公司2002年《预防110kV,500kV互感器事故措施》，一旦发现油中含有C2H2，应立即停止运行，进行检查处理。 序号6“局部放电试验”，由于互感器近年来的工艺水平提高较快，在GB1208中对局部放 电测量的要求已有大幅度提高。如GB1208(包括正在修订的GB26044. 1)中，要求对中性点接地系统，测量电压为1.2Um/时，视在放电量不大于5pC。即测量电压比原规程1.1Um/高，而局放量要求却比原来20pC还低。考虑到 69 Q/CSG 1 0007—2004 预试的标准可适当比出厂标准放宽松些，因此仍将放电量选为20pC。 序号8“交流耐压试验” 如参考GB1094，一次绕组耐压值按出厂值的0.8倍进行，代替原来的0.85倍。 6.2 SF6电流互感器 定期试验改为测量“气体湿度”与“气体泄漏”3年1次，其中“气体泄漏”要求改为“无明显漏点”，代替原来1,的年泄漏率;项目增加“红外测温”，因不需要停电，对500kV:1年2次;对220kV及以下:1年1次。“交流耐压试验”试验电压值仍改为按出厂值的0.8倍进行。 6.3干式电流互感器 虽然10kV配网系统早已普遍使用干式CT，但10kV系统的干式是指树脂浇注绝缘，与110kV及以上电压等级的干式绝缘意义上完全不同。90年代中期，在110kV干式高压穿墙套管技术的基础上，北方的电科院下属公司、南方的湖南汨罗电力实业公司先后开发了110kV干式高压电流互感器。它的结构是将干式高压穿墙套管弯成U形作为互感器的一次绕组，将二次绕组套装在U形的底部。经过几年的发展，已形成了4,5次的技术改造，使干式高压电流互感器在技术上逐渐成熟，并进一步发展到了220kV系列。干式电流互感器仍然是电容屏结构，但主绝缘与油浸式不同，采用聚四氟乙烯绝缘取代油浸式的油纸绝缘。其整体结构为U型双臂，外绝缘采用硅橡胶伞裙。特点:无油、无气、无瓷、无可燃可爆介质;无泄露、无环境污染;基本免维护、免充气换油、适用于无人值班变电站;体积小、重量轻、便于施工;适用于多种恶劣环境; 生产工艺简单，周期短。干式电流互感器目前在广东深圳供电分公司、广州供电分公司、中山供电分公司、韶关供电分公司、江门供电分公司等地都有使用，用户反映普遍较好。 根据对厂家和用户的调研，在新规程中提出了预防性试验方法:对35kV及以上电压等级的定期试验为3年1次，测试“绕组及末屏的绝缘电阻”与“tanδ及电容量”，其中“tanδ及电容量”的要求比油浸式严格，要求无厂家技术条件时主绝缘tanδ不应大于0.5%。 “局部放电试验”原规程在电压为1.1Um/时，视在放电量不大于100pC，已明显偏松。新规程采用了GB1208(GB26044.1)，在电压为1.2Um/3时，要求视在放电量不大于50pC。 “带电测试”及“红外测温”项目则与油浸式电流互感器类似。 6.4电磁式电压互感器 修改的运行中?300μL/L;2)其它气室大修后: ?250μL/L、运行中?500μL/L。试验是按GB11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-1992《现场SF6气体水分测量方法》等标准进行，用于测漏的检漏仪灵敏度不应低于1×10(体积比)，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30μL/L。 本规程对开关设备辅助回路和控制回路的交流耐压试验条件作了适当的放宽，以适应现场工作，试验电压为2kV可用2500V兆欧表测量代替，实践证明用兆欧表施加DC2500V电压测量也可以发现设备绝缘问题,而且操作性强。 DL/T596-1996中该部分有些试验项目的试验周期是1,3年，本规程试验周期改为3年， 主要是考虑到产品质量、工艺水平的提高，设备安全运行的可靠性也大大的提高，尤其是SF6开关设备，生产厂家的产品使用说明中就阐述检修周期长的优点，从近几年的预防性试验数据的统计分析也证明了产品质量得到提高，因此将DL/T596-1996中试验周期1,3年的适当放宽至3年。 DL/T596-1996中要求断口间并联电容器的tanδ(%)值与原始值比较，应无明显变化，在本规程中也符合该原则，同时也给出了更具体数值，tanδ(%)值一般不大于0.5，在此数值以下的范围,6 Q/CSG xxxx—200X 局部放电检测是在GIS正常运行的情况下带电进行检测，不需要动GIS的任何部位，检测方便、故障定位准确，能及早发现事故隐患，防范于未然。广东已开展带电检测GIS局部放电有3年了，效果良好，发现绝缘缺陷3起，均得到了及时处理，确保了电力系统安全运行。 红外测温新技术在开关设备的应用效果明显，能有效检出故障所在点，尤其是能准确的检测出导体接触不良发热的缺陷，因此在本规程规定了其试验周期为500kV1年2次、220kV及以下1年1次，试验方法及标准按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 7.2 多油断路器和少油断路器 考虑到油断路器的缺陷率较高，试验周期定为1年。同样增加了红外测温项目。 7.3真空断路器 在DL/T596-1996规程中真空断路器试验周期是1,3年1次，本规程对真空断路器试验周期规定为除母联、变低、电容器组开关每3年1次外，其余6年1次。为什么放宽到6年,主要是根据多年来予试结果、运行经验的总结，以及产品质量的提高，认为母联、变低、电容器组开关比较重要，有必要定为3年1次，其余放宽至6年1次，这样做可以满足电力系统安全运行的需要了。 目前检验真空灭弧室是否漏气有两种方法，一种方法是检测其真空度，另一种方法是对其断口进行工频耐压试验。用检测真空度方法较工频耐压方法灵敏度高，能够及早发现设备漏气，我们曾经在同一个真空灭弧室进行两种方法的试验，检测其真空度已降到10，说明该真空灭弧室是在漏气了，但工频耐压试验42kV1min还是通过，因此在有条件的情况下，应首选测量真空灭弧室真空度 的方法。 真空断路器灭弧室的动、静触头是对接式结构，其开距较小，如10kV真空断路器触头开距一般为8,12mm, 真空断路器在开断电流时，触头会受到电磨损的，开断次数越多触头磨损量越大，在一定范围套管 试验项目增加了“带电测试tan 及电容量”及“红外测温”，原1,3年的定期试验周期改为3年。项目1增加了35kV的绝缘电阻值要求不小于5000 MΩ;项目2参考国标对套管进行了重新分类(电容型:油纸、胶纸、气体、干式;非电容型:充油、充胶、胶纸);项目4按套管反事故措施，要求一旦发现含有C2H2，应立即停止运行。110kV及以上干式套管(采用电容屏结构)已在部分地区开始使用，根据厂家的意见及用户的运行经验， 其试验项目基本可参考油纸电容型套管。 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子 增加了合成绝缘子的试验项目，对全部绝缘子增加了“红外测温”项目;支柱绝缘子和悬式绝缘子参照DL/T626《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》执行。盐密测量仍保持1年的周期，但在说明中增加“悬挂试验串”使得可以实现不停电测量。 10 电力电缆线路 增加“红外测温”对电缆终端接头和非直埋式中间接头进行，橡塑绝缘电力电缆增加用钳型电流表测量“带电测试外护层接地电流”，根据广州分公司的运行经验，该电流一般不大于电缆负荷电流值的10%。由于测试方便有效，因此列入试验项目。 对橡塑绝缘电力电缆，项目5取消原来“主绝缘直流耐压试验” ，改为“主绝缘交流耐压试验”。由于从理论上及实际运行经验上都证明“高电压直流耐压试验”会对电缆的寿命造成影响，因此目前一般改为用“交流耐压试验”代替，其试验电压根据IEC相关标准列表作为参考。 11 电容器 11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 由于电容器组的试验工作量大，加上电容器绝缘缺陷发生情况很少(根据广州分公司2000年至2003年的统计，412组电容器通过试验仅发现缺陷2台)，因此适当延长周期，将需停电的项目试验周期改为6年，与10kV系统其他设备适应;对不需停电的项目“外观及渗漏油检查”与“红外测温”的周期则在1年或巡视时进行。 71 Q/CSG 1 0007—2004 11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 1、10kV下的tanδ值不大于下列数值:膜纸复合绝缘从0.2,改为 0.4%，由于现场的试验是带着断口试验的，造成了一定的误差，按照0.2,的标准将有大量的设备不合格。建议按照佛山等单位的作法放宽到0.4,。同样，对断路器电容器10kV下的tanδ值膜纸复合绝缘从0.25,改为 0.4%。 2、增加带电测试及红外测温项目。 11.4 集合式电容器 增加“绝缘油击穿电压”及“红外测温”项目。 13 避雷器 13.1 普阀、磁吹型避雷器 (1)名称修改 称修改为普阀、磁吹型避雷器，内容限定为普通阀式避雷器(如FZ、FS型)和磁吹型阀式避雷器(如FCZ、FCD型) (2)内容保留 广东电网普阀、磁吹型避雷器运行数量少，广电集团公司应用数量更少，测试经验不多 由于地区差别，普阀和磁吹型避雷器在其它省公司可能挂网较多，所以仍保留本节内容，内容较原规程 没有大的修改 (3)定期试验周期修改 原规程规定的测试项目(本体和底座绝缘电阻、直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值、工频 放电电压、放电计数器动作情况检查)的定期试验周期由原来的每年雷雨季前或1-3年延 长至3年; 新增加的带电测试和红外测温项目试验周期规定为1年 (4)规定底座绝缘电阻 对于普阀、磁吹型避雷器的底座绝缘电阻值，原规程没有具体要求，本次修订考虑到对避雷器进行带电 测试的需要，参照广州供电分公司意见，规定底座绝缘电阻不低于5M 。底座绝缘不影响避雷器正常运行，如果规定的较高，有时可能达不到且没有必要 (5)关于直流电导电流 由于直流电导电流测量需要停电甚至拆除避雷器进行，因此本次修订规定每年定期进行交流泄漏电流带 电测试的本项目可延长至6年进行一次，基本上可由交流泄漏电流带电测试代替 (6)去掉避雷器大修试验内容 由于现在避雷器损坏后一般直接更换，本次修订去掉了避雷器大修后试验内容，如大修后工频放电电压 测量、密封情况检查等 (7)关于交流泄漏电流带电测试 普阀、磁吹型避雷器具备带电测量条件的，应尽量采用带电测试替代停电试验。交流泄漏电流带电测试 应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也应注意相间试验结果的比较。 具体测量应根据本单位带电测试经验和实际情况分析判断，如不同阀式避雷器(FZ、FS或FCZ、FCD) 泄漏电流范围不一样，不同带电测量方式对泄漏电流影响较大等。 (8)增加红外测温项目 增加普阀、磁吹型避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对避雷器包72 Q/CSG xxxx—200X 括普阀、磁吹型避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行。 13.2 金属氧化物避雷器 (1)定期试验周期修改 本体和底座绝缘电阻、放电计数器动作情况检查、直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流定期试验周 期由原来每年雷雨季前延长至3年; 交流泄漏电流带电测试项目定期试验周期为每年雷雨季前1次; 红外测温项目定期试验周期规定为每年1-2次 (2)规定底座绝缘电阻 同普阀、磁吹型避雷器，考虑到避雷器交流泄漏电流带电测试需要，规定底座绝缘电 阻不低于5M 。 (3)关于放电计数器动作情况检查 原规程规定计数器动作测试后计数指示应恢复零位，这适用于机械式单指针计数器，不适用于当前大量 使用的多指针计数器或数字计数器，并且必要性不大，因此本次修订对计数器动作测试后计数指示复零不做要求 (4)关于直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流测量 ——测量结果判断 测量结果不低于GB11032规定值 U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于?5% 0.75U1mA下泄漏电流不应大于50μA 原规程颁布近十年的预试经验表明，上述判据行之有效，故本次修订完全保留没有修改 ——新增要求 避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验 10kV开关柜母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变低压侧避雷器结合主变的停电试验进行 每年定期进行全电流及阻性电流带电测量的,本项目可不做定期试验 (5)交流泄漏电流测量及带电测试 ——避雷器交直流试验的可替代性、交流泄漏电流带电测试的有效性 多年预试经验已经证明，氧化锌避雷器交、直流试验基本上具有可替代性，通过直流试验发现的缺陷交 流试验也能发现，反之亦然 同时，多年来国内和广东电网开展避雷器带电测试积累了丰富的数据，氧化锌避雷器交流泄漏电流带电 测试的有效性基本可以肯定 直流试验需要定期停电且消耗大量人力物力，交流泄漏电流带电测试则不影响设备运行且方便快捷，特 别是广电公司已大量开展氧化锌避雷器带电测量项目，成效显著。另外本次规程修订重要出发点也包括:尽量开展不停电试验、不拆除设备引线试验 ——新投运避雷器试验周期修改 原规程规定:对于110kV及以上新投运3个月后测量1次、以后每半年测量1次，运行一年后每年雷雨季 前1次。考虑到工作量大且时间限制太严格，修改为:对于110kV及以上新投运后半年内测量1次，运行一年后每年雷雨季前1次 ——测量结果判断(新增:强调原因分析) 测量运行电压下全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化 73 Q/CSG 1 0007—2004 当阻性电流增加1倍时应停电检查 新增部分:测量值与初始值比较，当阻性电流增加50,时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期 ——新增要求 35kV及以上运行中避雷器宜采用定期带电测量方式，以代替直流停电试验 避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一 次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试 避雷器放电计数器附带的全电流在线检测装置对于避雷器缺陷的检出作用不容忽视，如最近广东电网发现一起500kVMOA重大缺陷(巡检时发现计数器全电流读数偏大，经红外测温和停电试验证实避雷器存在重大缺陷)，所以应定期记录计数器附带的全电流装置读数，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试，但是由于测值粗略不能替代本项目试验。 (6)增加红外测温项目 增加金属氧化物避雷器红外测温接地装置 (1)关于有效接地系统接地电阻 ——测试结果判据 R?2000/I 或R?0.5Ω(当I,4000A时) 按照新的DL/T621-1997，对有效接地系统接地电阻要求只是R?2000/I，考虑到实际地网工程很难达到这一要求，故仍保留原规程“或 R?0.5Ω(当I,4000A时)”的要求 高土壤电阻率地区允许较大数值但不得大于5Ω，且必须采取均压及电位隔离措施 74 Q/CSG xxxx—200X 按照新的DL/T621-1997增加本要求(不得大于5Ω) 按照设计要求 由于不同的接地工程往往设计要求不同，根据实际情况，对接地电阻值有的可能要求更严格、有的可能要求稍宽松，因此增加本要求 ——试验周期修改 取消定期试验 原规程定期试验周期规定不超过6年，本次修订取消定期试验，规定必要时测量 运行中发、变电站接地电阻测量的局限性 测量发、变电站接地电阻主要是为了检查发、变电站地网施工效果、检验厂、站范围旋转电机 删除调相机部分内容，将“汽轮发电机”改为“透平型发电机” 中国南方电网电力设备预防性试验规程编制说明 (开关部分) 7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS) 本规程对SF6开关设备内的SF6气体的检测项目包括SF6气体湿度的检测、SF6气体泄漏试验、SF6气体成分分析等三部分，把有关的试验周期、要求和说明更具体化，给出了具体数 75 Q/CSG 1 0007—2004 值和要求，便于操作，提高试验人员的工作效率。明确的规定了开关设备每个气室SF6气体年泄漏率不大于1%;SF6气体湿度试验要求， 1)断路器灭弧室气室 : 大修后?150μL/L、 运行中?300μL/L;2)其它气室大修后: ?250μL/L、运行中?500μL/L。试验是按GB11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-1992《现场SF6气体水分测量方法》等标准进行，用于测漏的检漏仪灵敏度不 应低于1×10,6(体积比)，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30μL/L。 本规程对开关设备辅助回路和控制回路的交流耐压试验条件作了适当的放宽，以适应现场工作，试验电压为2kV可用2500V兆欧表测量代替，实践证明用兆欧表施加DC2500V电压测量也可以发现设备绝缘问题,而且操作性强。 DL/T596-1996中该部分有些试验项目的试验周期是1,3年，本规程试验周期改为3年，主要是考虑到产品质量、工艺水平的提高，设备安全运行的可靠性也大大的提高，尤其是SF6开关设备，生产厂家的产品使用说明书中就阐述检修周期长的优点，从近几年的预防性试验数据的统计分析也证明了产品质量得到提高，因此将DL/T596-1996中试验周期1,3年的适当放宽至3年。 DL/T596-1996中要求断口间并联电容器的tanδ(%)值与原始值比较，应无明显变化，在本规程中也符合该原则，同时也给出了更具体数值，tanδ(%)值一般不大于0.5，在此数值以下的范围避雷器 76 Q/CSG xxxx—200X 13.1 普阀、磁吹型避雷器 (1)名称修改 本节名称原规程为阀式避雷器，由于金属氧化物避雷器严格上也属于阀式避雷器，为区别起见，本节名 称修改为普阀、磁吹型避雷器，内容限定为普通阀式避雷器(如FZ、FS型)和磁吹型阀式避雷器(如FCZ、FCD型) (2)内容保留 广东电网普阀、磁吹型避雷器运行数量少，广电集团公司应用数量更少，测试经验不多 由于地区差别，普阀和磁吹型避雷器在其它省公司可能挂网较多，所以仍保留本节内容，内容较原规程 没有大的修改 (3)定期试验周期修改 原规程规定的测试项目(本体和底座绝缘电阻、直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值、工频 放电电压、放电计数器动作情况检查)的定期试验周期由原来的每年雷雨季前或1-3年延长至3年; 新增加的带电测试和红外测温项目试验周期规定为1年 (4)规定底座绝缘电阻 对于普阀、磁吹型避雷器的底座绝缘电阻值，原规程没有具体要求，本次修订考虑到对避雷器进行带电 测试的需要，参照广州供电分公司意见，规定底座绝缘电阻不低于5M 。底座绝缘不影响避雷器正常运行，如果规定的较高，有时可能达不到且没有必要 (5)关于直流电导电流 由于直流电导电流测量需要停电甚至拆除避雷器进行，因此本次修订规定每年定期进行交流泄漏电流带 电测试的本项目可延长至6年进行一次，基本上可由交流泄漏电流带电测试代替 (6)去掉避雷器大修试验内容 由于现在避雷器损坏后一般直接更换，本次修订去掉了避雷器大修后试验内容，如大修后工频放电电压 测量、密封情况检查等 (7)关于交流泄漏电流带电测试 普阀、磁吹型避雷器具备带电测量条件的，应尽量采用带电测试替代停电试验。交流泄漏电流带电测试 应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也应注意相间试验结果的比较。 具体测量应根据本单位带电测试经验和实际情况分析判断，如不同阀式避雷器(FZ、FS或FCZ、FCD) 泄漏电流范围不一样，不同带电测量方式对泄漏电流影响较大等。 (8)增加红外测温项目 增加普阀、磁吹型避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对避雷器包 括普阀、磁吹型避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行。 13.2 金属氧化物避雷器 (1)定期试验周期修改 本体和底座绝缘电阻、放电计数器动作情况检查、直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流定期试验周 期由原来每年雷雨季前延长至3年; 交流泄漏电流带电测试项目定期试验周期为每年雷雨季前1次; 红外测温项目定期试验周期规定为每年1-2次 (2)规定底座绝缘电阻 77 Q/CSG 1 0007—2004 同普阀、磁吹型避雷器，考虑到避雷器交流泄漏电流带电测试需要，规定底座绝缘电阻不低于5M 。 (3)关于放电计数器动作情况检查 原规程规定计数器动作测试后计数指示应恢复零位，这适用于机械式单指针计数器，不适用于当前大量 使用的多指针计数器或数字计数器，并且必要性不大，因此本次修订对计数器动作测试后计数指示复零不做要求 (4)关于直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流测量 ——测量结果判断 测量结果不低于GB11032规定值 U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于?5% 0.75U1mA下泄漏电流不应大于50μA 原规程颁布近十年的预试经验表明，上述判据行之有效，故本次修订完全保留没有修改 ——新增要求 避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验 10kV开关柜母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变低压侧避雷器结合主变的停电试验进行 每年定期进行全电流及阻性电流带电测量的,本项目可不做定期试验 (5)交流泄漏电流测量及带电测试 ——避雷器交直流试验的可替代性、交流泄漏电流带电测试的有效性 多年预试经验已经证明，氧化锌避雷器交、直流试验基本上具有可替代性，通过直流试验发现的缺陷交 流试验也能发现，反之亦然 同时，多年来国内和广东电网开展避雷器带电测试积累了丰富的数据，氧化锌避雷器交流泄漏电流带电 测试的有效性基本可以肯定 直流试验需要定期停电且消耗大量人力物力，交流泄漏电流带电测试则不影响设备运行且方便快捷，特 别是广电公司已大量开展氧化锌避雷器带电测量项目，成效显著。另外本次规程修订重要出发点也包括:尽量开展不停电试验、不拆除设备引线试验 ——新投运避雷器试验周期修改 原规程规定:对于110kV及以上新投运3个月后测量1次、以后每半年测量1次，运 行一年后每年雷雨季 前1次。考虑到工作量大且时间限制太严格，修改为:对于110kV及以上新投运后半年内测量1次，运行一年后每年雷雨季前1次 ——测量结果判断(新增:强调原因分析) 测量运行电压下全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化 当阻性电流增加1倍时应停电检查 新增部分:测量值与初始值比较，当阻性电流增加50,时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期 ——新增要求 35kV及以上运行中避雷器宜采用定期带电测量方式，以代替直流停电试验 避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一 次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试 避雷器放电计数器附带的全电流在线检测装置对于避雷器缺陷的检出作用不容忽视，如最近广东电网发现一起500kVMOA重大缺陷(巡检时发现计数器全电流读数偏大，经红外测温和停电试验证实避雷器存在重78 Q/CSG xxxx—200X 大缺陷)，所以应定期记录计数器附带的全电流装置读数，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试，但是由于测值粗略不能替代本项目试验。 (6)增加红外测温项目 增加金属氧化物避雷器红外测温接地装置 (1)关于有效接地系统接地电阻 ——测试结果判据 R?2000/I 或R?0.5Ω(当I,4000A时) 按照新的DL/T621-1997，对有效接地系统接地电阻要求只是R?2000/I，考虑到实际地网工程很难达到这一要求，故仍保留原规程“或 R?0.5Ω(当I,4000A时)”的要求 高土壤电阻率地区允许较大数值但不得大于5Ω，且必须采取均压及电位隔离措施 按照新的DL/T621-1997增加本要求(不得大于5Ω) 按照设计要求 由于不同的接地工程往往设计要求不同，根据实际情况，对接地电阻值有的可能要求更严格、有的可能要求稍宽松，因此增加本要求 ——试验周期修改 取消定期试验 原规程定期试验周期规定不超过6年，本次修订取消定期试验，规定必要时测量 运行中发、变电站接地电阻测量的局限性 测量发、变电站接地电阻主要是为了检查发、变电站地网施工效果、检验厂、站范围内地网接地电阻值是否满足要求。运行中发、变电站地网都与架空地线连接或与电缆外皮连接， 并且一般都与变电站终端杆塔本体 79 Q/CSG 1 0007—2004 或其基础相连，实际测量时很难完全拆除上述连接，由于地线分流作用导致测量结果一般都偏小(偏小程度取决于分流系数大小)。考虑到上述发、变电站地网整体运行的实际情况，运行中单独测量厂、站范围铺设地网的接地电阻意义不大，因此决定取消定期试验 ——基本要求 应避免土壤结构不均匀影响，土壤电阻率基本均匀时可采用各种补偿法，否则应尽量采用远离法以消除 土壤不均匀影响 每3年及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定 必要时如怀疑地网被腐蚀时、地网改造后进行测试 (2)关于非有效接地系统接地电阻 测试结果判据 按照新的DL/T621-1997，修改为: 当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R?120/I，且不应大于4Ω 当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R?250/I，且不应大于10Ω 取消定期试验，规定必要时测量 (3)检查有效接地系统电力设备接地引下线与接地网连接情况 取消接地电阻定期测试项目，应加强接地引下线与接地网连接情况检查 试验周期:原规程不超过3年，修改为3年 有条件的应采用测量直流回路电阻的方法来检查地网完整性和接地引线连接情况，以消除工频干扰和互 感影响 80