最新光伏电站预防性试验规程Word文档格式.docx
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4.2新能源电力负责光伏电站电力设备预防性试验。
5规程总则
5.1试验结果应与该设备历次试验结果相比较,与同类设备试验结果相比较,参照相关的试验结果,根据变化规律和趋势,进行全面分析后做出判断。
5.2遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时,对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行;
5.335kV以下的电力设备,应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。
5.4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。
5.5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,应根据下列原则确定试验电压:
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;
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。
6.电力变压器
6.1110KV电力变压器、周期和要求见表1。
表1110KV电力变压器及以下油变的试验项目、周期和要求
序
号
项目
周期
要求
说明
1
绕组直流电阻
1)1~3年或自行
规定
2)无励磁调压变压器变换分接位置
后
3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)
4)大修后
5)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%
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,按要求中3)项执行
2)不同温度下的电阻值按下式换算
T+t
R=R2
21T+t
1
式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值;
T为计算用常数,铜导线取235,铝导线取225
3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量
2
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)1~3年或自行规定
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明显变化
2)吸收比(10~30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5
1)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
R=R×
1.5(t1−t2)/10
21
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
3
绕组的tgδ
1)20℃时tgδ不大于下列数值:
330~500kV0.6%
66~220kV0.8%
35kV及以下1.5%
2)tgδ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tgδ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tgδ值一般可按下式换算
tgδ=tgδ×
1.3(t2−t1)/10
式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un
4)用M型试验器时试验电压自行规定
4
交流耐压试验
1)1~5年(10
kV及以下)
2)大修后(66kV
及以下)
3)更换绕组后
4)必要时
1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按按出厂试验电压值
2)干式变压器全部更换绕组时,按出厂试验电压
值;
部分更换绕组和定期试验时,按出厂试验电压
值的0.85倍
1)可采用倍频感应或操作波感应法
2)66kV及以下全绝缘变压器,现场条件不具备时,可只进行外施工频耐压试验
5
绕组所有分接的电压比
1)分接开关引线拆装后
2)更换绕组后
1)各相应接头的电压比与铭牌值相比,不应有显著
差别,且符合规律
2)电压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,但不得超过±
1%
6
校核三相变
压器的组别或单相变压器极性
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
7
测温装置
及其二次回路试验
1)1~3年
密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相
符
绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
8
冷却装置
及其二次回路检查试验
1)自行规定
1)投运后,流向、温升和声响正常,无渗漏
2)强油水冷装置的检查和试验,按制造厂规定
3)绝缘电阻一般不低于1MΩ
9
套管中的
电流互感器绝缘试验
1)大修后
2)必要时
采用2500V兆欧表
10
压力释放
器校验
必要时
动作值与铭牌值相差应在±
10%范围内或按制造
厂规定
11
气体继电器及其二次回路试验
1)1~3年(二次
回路)
整定值符合运行规程要求,动作正确绝缘电阻一般不低于1MΩ
12
阻抗测量
与出厂值相差在±
5%,与三相或三相组平均值相差
在±
2%范围内
适用于电抗器,如受试验条件限制可在运
行电压下测量
6.2干式变压器(箱变)
定期试验项目见表1中序号2、3、4、5、6、7、8、12。
6.3接地变压器
定期试验项目见表1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12。
7互感器
7.1电流互感器
7.1.1电流互感器的试验项目、周期和要求:
表2电流互感器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
绕组
及末屏的绝缘电阻
1)投运前
2)1~3年
3)大修后
1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化
2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于
1000MΩ
tgδ
及电容量
3)大修后
1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值,且与历
年数据比较,不应有显著变化:
1)主绝缘tgδ试验电
压为10kV,末屏对地
tgδ试验电压为2kV
2)油纸电容型tgδ
电压等级
kV
20~
35
66~
110
220
330~
500
大
修后
油纸电容型
充油型胶纸电容型
—
3.0
2.5
1.0
2.0
0.7
0.6
一般不进行温度换算,
当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时,应综合分析tgδ与温度、电压的关系,当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到
Um/3时,tgδ增量超过±
0.3%,不应继续运行
3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量
运
行中
3.5
0.8
2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±
5%范围时应查明原因
3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于
1000MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值不大于2%
1)1~3年(20kV及以下)
1)一次绕组按出厂值的85%进行。
出厂值不明的
按下列电压进行试验:
电压
等级
15
20
66
试验
电压
21
30
38
47
72
120
2)二次绕组之间及末屏对地为2kV
3)全部更换绕组绝缘后,应按出厂值进行
极性
检查
与铭牌标志相符
各分接头的变比检查
更换绕组后应测量
比值差和相位差
密封
应无渗漏油现象
试验方法按制造厂规
定
一次
绕组直流电阻测量
与初始值或出厂值比较,应无明显差别
7.2电压互感器
7.2.1电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表3和表4。
表3电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求
项
目
绝缘电阻
自行规定
一次绕组用
2500V兆欧表,二次绕组用1000V或2500V兆欧表
tgδ(20kV及以上)
1)绕组绝
缘:
a)1~3年b)大修后c)必要时
2)66~
220kV串级式电压互感器支架:
a)投运前b)大修后c)必要时
1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值:
串级式电压互
感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法,其它试验方法与要求自行规定
温度
℃
40
35kV
及以下
大修后
1.5
5.0
7.0
运行中
5.5
8.0
35kV以上
4.0
2)支架绝缘tgδ一般不大于6%
交流耐压试验
1)3年(20kV及以下)
1)一次绕组按出厂值的85%进行,出厂值不明的,按
下列电压进行试验:
1)串级式或分
级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验
2)进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压
3)倍频耐压试验前后,应检查有否绝缘损伤
电压等
级
试验电
压
3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行
空载电
流测量
1)在额定电压下,空载电流与出厂数值比较无明显差
别
2)在下列试验电压下,空载电流不应大于最大允许电
流
中性点非有效接地系统1.9Un/3
中性点接地系统1.5Un/3
密封
试验方法按制
造厂规定
铁芯夹
紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻
大修时
采用2500V兆欧表
联接组别和极性
1)更换绕
组后
2)接线变动后
与铭牌和端子标志相符
电压比
更换绕组后应测量比值差和相位差
注:
投运前指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前
表4电容式电压互感器的试验项目、周期和要求
中间变压器的绝缘
电阻
中间变压器的
tgδ
与初始值相比不应有显著变化
其它项目与电磁式电压互感器相同
8开关设备
8.1SF6断路器和GIS(110KV、66KV)
8.1.1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表5。
表5SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求
SF6气体
泄漏试验
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30×
10-6
辅助回路
和控制回路绝缘电阻
绝缘电阻不低于2MΩ
采用500V或1000V兆欧
表
耐压试验
交流耐压或操作冲击耐压的试验电压
为出厂试验电压值的80%
1)试验在SF6气体额定
压力下进行
2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器,但在投运前应对它们进行
试验电压值为Um的5min耐压试验
3)罐式断路器的耐压试验方式:
合闸对地;
分闸状态两端轮流加压,另一端接地。
建议在交流耐压试验的同时测量局部放电
4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压
和控制回路
交流耐压试验
试验电压为2kV
耐压试验后的绝缘电阻
值不应降低
断口间并
联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ
1)对瓷柱式断路器和断口同时测量,
测得的电容值和tgδ与原始值比较,应无明
显变化
2)罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)按制造厂规定
1)大修时,对瓷柱式断路
器应测量电容器和断口并联后整
体的电容值和tgδ,作为该设备的原始数据
2)对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验,试验方法按制造厂规定
合闸电阻
值和合闸电阻的投入时间
1)1~3年
(罐式断路器除外)
1)除制造厂另有规定外,阻值变化允
许范围不得大于±
5%
2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核
罐式断路器的合闸电阻
布置在罐体内部,只有解体大修时才能测定
断路器的速
度特性
测量方法和测量结果应符合制造厂规
制造厂无要求时不测
断路器的
时间参量
2)机构大修后
除制造厂另有规定外,断路器的分、
合闸同期性应满足下列要求:
相间合闸不同期不大于5ms相间分闸不同期不大于3ms同相各断口间合闸不同期不大于3ms同相各断口间分闸不同期不大于2ms
分、合闸电
磁铁的动作电压
3)机构大修后
1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接
触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%~65%之间
2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的
80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为
85%)时应可靠动作
3)进口设备按制造厂规定
导电回路电
阻
1)敞开式断路器的测量值不大于制造
厂规定值的120%
2)对GIS中的断路器按制造厂规定
用直流压降法测量,电流
不小于100A
分、合闸
线圈直流电阻
应符合制造厂规定
密度监视器(包括整定值)检验
按制造厂规定
13
压力表校
验(或调整),机构操作压力(气压、液压)整定值校验,机械安全阀校验
对气动机构应校验各级
气压的整定值(减压阀及机械安全阀)
14
操动机构
在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值
液(气)压
操动机构的泄漏试验
应在分、合闸位置下分别
试验
16
闭锁、防
跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能
8.2真空断路器
8.2.1真空断路器(35KV)的试验项目、周期和要求见表6。
表6真空断路器的试验项目、周期、要求
绝缘电阻
1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定
2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值:
MΩ
试验类别
额定电压
<24
24~40.5
72.5
1000
2500
5000
300
3000
交流耐压
试验(断路器主回路对地、相间及断口)
(12kV及以下)
3)必要时(40.5、
72.5kV)
断路器在分、合闸状态下分别进行,试验电压值按DL/T593规定值
1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验,耐压设备不能满足时可分段进行
2)相间、相对地及断口的耐压值相同
辅助回路
和控