电力设备检修试验规程.pdf

《电力设备检修试验规程.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力设备检修试验规程.pdf（325页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、中 国 南 方 电 网 有 限 责 任 公 司 企 业 标 准 电力设备检修试验规程 2017-06-01 发布 2018-01-01 实施 中国南方电网有限责任公司 发布 Q/CSG Q/CSG1206007-2017 代替 Q/CSG114002-2011，Q/CSG1205001-2014 Q/CSG1206007-2017 I 目 次 前前 言言 . III 1 范围范围 . 1 2 规范性引用文件规范性引用文件. 1 3 3 术语和定义术语和定义 . 5 4 总则总则 . 9 5 5 检修策略制定检修策略制定 . 11 6 电力变压器及电抗器电力变压器及电抗器 . 15 7 互感器互

2、感器 . 53 8 敞开式断路器敞开式断路器. 67 9 敞开式隔离开关敞开式隔离开关. 84 10 GIS（含（含 HGIS） . 90 11 高压开关柜高压开关柜. 103 12 避雷器避雷器 . 111 13 电容器电容器 . 116 14 电力电缆电力电缆 . 126 15 35KV 及以上的架空输电线路及以上的架空输电线路 . 131 16 母线母线 . 135 17 绝缘子绝缘子 . 137 18 接地网接地网 . 139 19 中性点接地装置中性点接地装置. 144 20 套管（穿墙套管）套管（穿墙套管） . 148 21 站用电源站用电源 . 151 22 直流设备直流设备 .

3、 154 23 串补装置串补装置 . 220 24 固定式直流融冰装置固定式直流融冰装置 . 226 25 发电设备发电设备 . 230 26 绝缘油绝缘油 . 247 27 SF6气体气体 . 250 附录附录 A(资料性附录资料性附录)干式空心电抗器匝间绝缘检测试验方法干式空心电抗器匝间绝缘检测试验方法 . 252 附录附录 B(规范性附录规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准绝缘子的交流耐压试验电压标准 . 255 Q/CSG1206007-2017 II 附录附录 C(资料性附录资料性附录) 污秽等级与现场污秽度污秽等级与现场污秽度 . 256 附录附录 D(资料性附录资料性附录)

4、有效接地系统接地网安全性状态评估的条件、有效接地系统接地网安全性状态评估的条件、项目和周期项目和周期 . 257 附录附录 E(资料性附录资料性附录) 消弧线圈模拟测量电容电流操作方法消弧线圈模拟测量电容电流操作方法 . 259 附录附录 F(资料性附录资料性附录)蓄电池检测维护指标蓄电池检测维护指标 . 261 附录附录 G(规范性附录规范性附录) 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老化鉴定和硅钢片单位损耗 . 263 附录附录 H(资料性附录资料性附录) 其他发电设备的检修项目、周期、要求和负责其他发电设备的检修项目、

5、周期、要求和负责专业专业 . 267 H.1 直流电机直流电机 . 267 H.2 交流电动机交流电动机 . 268 H.3 主进水阀主进水阀 . 270 H.4 尾闸尾闸 . 271 H.5 调速系统调速系统 . 273 H.6 励磁系统励磁系统 . 276 H.7 静止变频器静止变频器 . 277 H.8 发电机出口母线设备发电机出口母线设备 . 279 H.9 机组监控系统机组监控系统 . 283 H.10 厂用电系统厂用电系统 . 284 H.11 电厂直流电源系统电厂直流电源系统 . 285 H.12 UPS 系统系统 . 285 H.13 水工建筑物水工建筑物 . 286 H.14

6、 水工观测系统水工观测系统 . 289 H.15 水情测报系统水情测报系统 . 290 H.16 公用油系统公用油系统 . 293 H.17 压缩空气系统压缩空气系统 . 294 H.18 厂房水系统厂房水系统 . 296 H.19 水工机械设备（常规电厂）水工机械设备（常规电厂）. 297 H.20 水工机械设备（蓄能电厂）水工机械设备（蓄能电厂）. 300 H.21 厂房通风空调系统厂房通风空调系统 . 304 H.22 厂房消防系统厂房消防系统 . 311 H.23 机组振动系统机组振动系统 . 314 H.24 时间同步设备时间同步设备 . 315 H.25 同期装置同期装置 . 31

7、6 H.26 桥式起重机桥式起重机 . 317 Q/CSG1206007-2017 III 前 言 公司 2011 年 11 月 14 日修订颁布了 Q/CSG 114002-2011电力设备预防性试验规程 （南方电网生201149 号文） ，2014 年 9 月 22 日颁布了 Q/CSG 1205001-2014电力设备检修规程 （南方电网设备201423 号文） ，上述两规程自颁布以来为公司电网安全运行发挥了重要作用。为全面实施精益管理，落实“总部抓总、省公司做实、基层强基”的管控思路，逐步实现由周期性检修向状态检修过渡的目标，公司将上述两规程合编为新的电力设备检修试验规程 （以下简称本

8、标准） 。本标准通过总结规范化检修的执行情况，应用规范化检修的研究成果，对运维巡检、检修、试验等多专业的工作内容进行全面的优化融合，旨在减少传统不同工种因执行不同规程而产生的矛盾，减少设备重复停电，提高生产效率，提高供电可靠性，同时也使相关生产管理部门更方便、更全面掌握设备健康信息，从而更有利于保障设备安全运行。 本标准与 Q/CSG 114002-2011 和 Q/CSG 1205001-2014 相比，主要变化如下： 增加了相关的术语、定义（见 3） ； 增加了变压器中性点保护间隙（见 6.3） ； 增加了变压器中性点隔直装置（见 6.4） ； 增加了输电线路用无间隙金属氧化物避雷器（见

9、12.3） ； 增加了静止无功补偿装置（见 13.3） ； 增加了接地网巡维相关内容(见 18)； 完善了中性点接地装置相关内容，并增加了故障相接地装置(见 19)； 增加了站用交流电源（见 21.3） ； 增加了交流滤波器 SF6断路器（见 22.12） ； 增加了直流输电接地极（见 22.15） ； 增加了固定式直流融冰装置（见 24） ； 增加了发电设备和设施(见规范性附录 H)； 增加了根据、管控级别设备需要关注的运维和检测内容； 完善了电力电缆部分的相关内容 (见 14 章)。 本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。 本标准主要起草单位：广东电网有限责任公司、中

10、国南方电网超高压输电公司、中国南方电网调峰调频发电公司 本标准主要起草人：梁文进、李志强、陈曦、欧阳旭东、杨贤、吕鸿、王锐、郝志杰、杨小龙、樊灵孟、喇元、李战鹰、刘昌、李谦、欧小波、赵东生、钱艺华、黎晓淀、余欣、王伟平、龙启、黄小凤、周海滨、马志钦、梅成林、马明、黄杨珏、黄振、王流火、万四维、盛康、伍衡、李德华、梁莉雪、王晓翼、姚远、苏贲、郭杏、阙陡博 本标准参与起草人： 广东电网有限责任公司：胡卫、魏俊涛、肖磊石、冉旺、黄成吉、陈锐、涂小涛、付强、张英、姚Q/CSG1206007-2017 IV 积坤、张乾良、谢志杨、金向朝、何满棠、邓岳华、张云、寨战争、蔡仲宁、林悦德、陈权、张贤超、魏东亮

11、、何文、孙剑平、廖雁群、杨震洋、袁智斌、陈剑平 中国南方电网超高压输电公司：梁家豪、侯明春、何平、黎建平、梁秉岗、石延辉、陆春玉、崔鹏飞、王竣、隆世锋、楚金伟、瞿少君、梁晨、朱旭东、陈伟民、韦晓星、郭树永、叶建铸、钟红乐、张富春、李成、余海翔 中国南网电网调峰调频发电公司：冯焕、彭铖、高彦明、蔡进高、陈龙骧、杨伟坡、冯时、王乐、梁尧昌、黄果芳、金垚、陈强、孙玉明、王晶喆、李燚、千鑫、周海荣、曾勇滔、张鑫、刘军、姚永博、莫理、彭纬伟、张彬、余传宽、雍学模、李奇罡、郑方航、周密、李应启、胡道平 广西电网有限责任公司：于荣华、朱立平、蒲金雨、范彬、刘陈瑶、黄静雯、林瑞强、郭剑、钟红乐 贵州电网有限责

12、任公司：邢懿、陈林、陈东、朱凡、刘浩凡、韦远武、王富林 云南电网有限责任公司：孙海斌、王建伟、李骞、程志万、高振宇、杨春欢、朱劲松 海南电网有限责任公司：郑鸿彦、卢家祥、符显伟、程范贤、马前、符国柄、张健全、蓝志晖 广州供电局有限公司：熊俊、夏永强、李广茂、周哲、洪海程、乔亚军、蔡蒂、邹志良、商国东、黄丹青、罗红、黄嘉盛、陈文教、黄晓天、易鹭 深圳供电局有限公司：刘昕鹤、廖伟兴、江韬、骆思佳、黄炜昭、罗智奕 南方电网科学研究院有限责任公司：张曦、彭在兴、张巍、王颂 本标准主要审查人：牛保红、马辉、李林发、何宏明、陈剑光、夏谷林、巩宇、谢植飚、肖宁、陈宇民、邢锋、林李波、伍国兴 本标准由中国南方

13、电网有限责任公司标准化委员会批准。 本标准自 2018 年 1 月 1 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 Q/CSG 1205001-2014电力设备检修规程即行废止。凡公司执行的其他标准（包括企业标准、行业标准、国家标准）涉及电力设备预防性试验和检修的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准（强制性条款除外） 。 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技术部。 Q/CSG1206007-2017 1 电力设备检修试验规程 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

14、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、试验工作。 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 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅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/T 311.1 绝缘配合 第 1 部分：定义、原则和规则 GB/T 507 绝缘油 击穿电压测定法 GB/T 1032 三相异步电动机试验方法 GB/T 1094.1.12 电力变压器 GB 1984 高压交流断路器 GB 1985 高压交流隔离开关和接地开关 GB 25

15、36 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 GB/T 3048.12 电线电缆电性能试验方法 第 12 部分：局部放电试验 GB 3906 3.6kV40.5kV 交流金属封闭式开关设备和控制设备 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7354 局部放电测量 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 7597 电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法 GB/T 7894 水轮发电机基本技术条件 GB/T 8349 金属封闭母线 GB/T 8564 水轮发

16、电机组安装技术规范 Q/CSG1206007-2017 2 GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB/T 8926 在用的润滑油不溶物测定法 GB 9326.1 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 1 部分: 试验 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 10230.1.2 分接开关 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法 GB/T 11024.1 标称电压 1000V 以上交流电

17、力系统用并联电容器 第 1 部分：总则 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 11120 涡轮机油 GB 12022 工业六氟化硫 GB/T 14478 大中型水轮机进水阀门基本技术条件 GB/T 18494.2 变流变压器 第 2 部分：高压直流输电用换流变压器 GB 20840.1.8 互感器 GB/T 20990.1 高压直流输电晶闸管阀 第 1 部分：电气试验 GB/T 20992 高压直流输电用普通晶闸管的一般要求 GB/T 21420 高压直流输电用光控晶闸管的一般要求 GB/T 25091 高压直流隔离开关和接地开关 GB/T 25092 高压直流输电用干式空心平波

18、电抗器 GB/T 26166 800kV 直流系统用穿墙套管 GB/T 26218.1 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定 第 1 部分：定义、信息和一般原则 GB/T 26218.2 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 GB/T 26218.3 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定 第 3 部分：交流系统用复合绝缘子 GB/T 32508 绝缘油中腐蚀性硫(二苄基二硫醚)定量检测方法 GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范 Q/CSG1206007-2017 3 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB

19、 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB 50545 110kV750kV 架空输电线路设计规范 DL/T 253 直流接地极接地电阻、地电位分布、跨步电压和分流的测量方法 DL/T 263 变压器油中金属元素的测定方法 DL/T 345 带电设备紫外诊断技术应用导则 DL/T 352 直流断路器检修导则 DL/T 354 换流变压器、平波电抗器检修导则 DL/T 355 滤波器及并联电容器装置检修导则 DL/T 417 电力设备局部放电现场测量导则 DL/T 429.6 电力系统油质试验方法-运行油开口杯老化测定法 DL/T 429.7 电力系统油质试验方法-油泥析出测定法

20、 DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法 DL/T 437 高压直流接地极技术导则 DL/T 475 接地装置特性参数测量导则 DL/T 486 高压交流隔离开关和接地开关订货技术条件 DL/T 506 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 DL/T 507 水轮发电机组启动试验规程 DL/T 540 气体继电器检验规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 574 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 593 高压开关设备和控制标准的共用技术条件 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 617 气体绝缘金属封闭开关设备技术

21、条件 DL/T 626 劣化盘形悬式绝缘子检测规程 DL/T 627 绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 664 带电设备红外诊断应用规范 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 Q/CSG1206007-2017 4 DL/T 727 互感器运行检修导则 DL/T 741 架空输电线路运行规程 DL/T 780 配电系统中性点接地电阻器 DL/T 817 立式水轮发电机检修技术规程 DL/T 835 水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程 DL/T 840 高压并联电容器技术条件 DL/T 862 水电厂非电量变送器、传感器运行管理与检验规程 DL/T 887 杆塔工频接地电

22、阻测量 DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 915 六氟化硫气体湿度测定法(电解法) DL/T 941 运行中变压器用六氟化硫质量标准 DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则 DL/T 1000.3 标称电压高于 1000V 交流架空线路用绝缘子使用导则 DL/T 1009 水电厂计算机监控系统运行及维护规程 DL/T 1014 水情自动测报系统运行维护规程 DL/T 1057 自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件 DL/T 1093 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 DL/T 1096 变压器油中颗粒度限值 DL/T 1205 六氟化硫电气设备分解产

23、物试验方法 DL/T 1218 固定式直流融冰装置通用技术条件 DL/T 1253 电力电缆线路运行规程 DL/T 1278 海底电力电缆运行规程 DL/T 1299 直流融冰装置试验导则 DL/T 1359 六氟化硫电气设备故障气体分析和判断方法 DL/T 1366 电力设备用六氟化硫气体 DL/T 1459 矿物绝缘油中金属钝化剂含量的测定 高效液相色谱法 DL/T 1532 接地网腐蚀诊断技术导则 DL/T 1554 接地网土壤腐蚀性评价导则 DL/T 1568 换流阀现场试验导则 Q/CSG1206007-2017 5 DL/T 1582 直流输电阀冷系统仪表检测导则 DL/T 250

24、93 高压直流系统交流滤波器 DL/T 25308 高压直流输电系统直流滤波器 JB/T 4730 承压设备无损检测 JB/T 7490 霍尔电流传感器 JB/T 8168 脉冲电容器及直流电容器 SL 105 水工金属结构防腐蚀规范 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161 号） Q/CSG 1203003-2013 变电站直流电源系统技术规范 南方电网公司变电站充电机、蓄电池维护检修手册（试行）(设备20143 号文) 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

25、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 类检修类检修是指设备需要停电进行的整体检查、维修、更换、试验工作。 B 类检修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；需要停电或不停电进行周期性的试验工作。 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 检修是指设备需要停电或不停电进行的周期性试验工作。 C 类检修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 检修是指专业巡维和动态巡维，即特定条件下，针对设备开展的诊断

26、性检查、特巡、维修、更换、试验工作。 3.2 管控级别 供电局根据设备健康度和重要度评价结果，按照设备风险矩阵（见图 1）确定设备的管控级别，设备管控级别从高到低划分为“级、级、级和级”。 Q/CSG1206007-2017 6 图图 1 1 设备风险矩阵设备风险矩阵 3.3 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。 3.4 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。 3.5 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。 3.6 红外检测 利用红

27、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。 3.7 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。 3.8 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。 3.9 电容隔直装置 一种串接在变压器中性点与大地之间、使用电容器隔离直流偏磁流入变压器绕组的电气装置。 3.10 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

28、布等参Q/CSG1206007-2017 7 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、网内电位差、跨步电位差和接触电位差等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。 3.11 现场污秽度(SPS) 在经过适当的积污时间后记录到 ESDD/NSDD 的最大值。 3.12 等值盐密（简称“盐密” ，ESDD) 溶解在给定的去离子水中时与从绝缘子一个给定表面清洗下的自然沉积物有相同体积电导率的氯化钠（NaCl）的量除以该表面的面积，一般用 mg/cm2表示。 3.13 不溶沉积物密度（简称“灰密” ，NSDD） 从绝缘子一个给

29、定表面上清洗下的不溶残留物的量除以该表面的面积，一般用 mg/cm2表示。 3.14 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” ） 。 3.15 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” ） 。 3.16 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。 3.17 触发型间隙 在规定时间内承载被保护部分的负载电流或

30、（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。 3.18 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。 3.19 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。 3.20 电阻分压器 利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。 Q/CSG1206007-2017 8 3.21 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

31、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两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 通过移动铁心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心段，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，改变铁心的磁饱和程

32、度，从而改变消弧线圈电抗值的目的。 3.22 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。 3.23 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。 3.24 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。 3.25 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。 3.26 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

33、的滤波器。 3.27 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。 3.28 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。 Q/CSG1206007-2017 9 3.29 接地极 可持续地为直流系统传递直流电流的接地装置，由若干组接地导体和活性填充材料组成。 3.30 发电设备 主要包括机组及其附属设备，含（水泵）水轮机、 （电动）发电机、进水阀、发电机出口母线设备、励磁系统、静止变频器系统、调速器、直流及 UPS、尾闸以及主要水工设施和建筑物（大坝、闸门、压

34、力水管道、调压井等）等。 3.31 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 RTV 泛指常温固化硅橡胶防污闪涂料（Room temperature vulcanized silicone rubber anti-pollution coating） ， RTV 依照 DL/T 627 分为普通 RTV-型和加强 RTV-型 MSC 多模星形耦合器（Multimode Star Coupler） RPU 恢复保护单

35、元（Recovery Protection Unit） SER 事件记录顺序（Sequence of Events Recording） TVM 晶闸管电压监测（板） （Thyristor Voltage Monitoring） 3.32 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标准的要求进行维护检修工作。 本标准所规定的各项试验和检修标准， 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

36、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，在充分开展综合状态评价的基础上，合理制定Q/CSG1206007-2017 10 检修策略，实现由周期性检修逐步向状态检修过渡的目标。 （具体要求详见第 5 章） 。 4.3 本标准未包含的电力设备或检修试验项目，其检修试验要求可参照厂家说明书（维护检修手册）执行。 4.4 本标准给出的设备检修试验项目的周期为基准周期，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

37、带电检测与停电试验， 其试验项目、要求和安排可另行规定。 4.5 特殊情况需要改变设备的试验方法、增删试验项目、降低试验标准时，由各供电局（电厂）负责生产的总工或副局长（副厂长）批准执行，发电厂主设备、220kV 及以上电气设备应报分（子）公司生产技术部、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。 4.6 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。 4.7 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和机构检查，可以及早获取设备运行后的重要状

38、态信息。预防性试验和检修周期在首检完成后开始计算。 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，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。 4.9 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

39、(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。 4.10 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。 4.11 在进行与温度

40、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%。 4.12 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（子）公司生产技术部、电力科学研究院Q/CSG1206007-2017 11 （试验中心）备案。 4.13 检修试验用仪器、仪表及工器

41、具的准确级及技术特性应符合国家、行业等要求，并在检验合格有效期内。 4.14 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。 4.15 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，做出正确结论。 4.16 因产品结构原因无法实施的项目，应提出替代的试验检修项目和要求，报分（子）公司审批。 5 检修策略制定 5.1 总体要求 检修试验工作要以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。 “应”就是指要通过综合状态评价，全面准确的掌

42、握设备的健康状态，根据设备状态评价的结果合理制定检修策略，明确设备检修试验的周期及项目，最终形成可执行的检修计划。 检修策略的制定是指在确定检修试验需求的基础上， 根据设备运行的状态， 确定每台设备检修试验的周期及项目，即明确每台设备何时修，如何修的过程。应按照以下要求顺序进行。 5.2 设备状态评价 5.2.1 状态评价是指通过收集获取直接或间接表征设备运行状态的各类信息数据， 准确评估设备运行健康状态的过程。状态评价是设备检修工作开展的基础，分为基准状态评价及综合状态评价。 5.2.1.1 基准状态评价： 是对设备运行健康状态的预评价， 即按照公司相关评价导则对设备健康状态进行扣分式评估。

43、 5.2.1.2 综合状态评价：是指在基准状态评价的基础上，综合设备运行的多维度数据信息，全面准确的对设备的健康状态进行综合评估，应包含以下维度（不限于此） ： 设备巡视检查信息； 离线试验数据（包括出厂、交接及历次试验结果等） ； 在线监测及带电检测的数据（包括趋势分析结果等） ； 运行工况信息（如开关累积开断电流、变压器遭受短路冲击次数、变压器运行负荷等） ； 设备关键信息（有无家族批次性缺陷、同类设备隐患，设备历次检修情况、消缺情况等） ； 设备故障风险； 全生命周期综合成本。 综合状态评价应由具备综合多维度数据分析能力， 熟悉设备状态评价原则要求及设备结构特性的专业人员开展。 应以综合

44、状态评价结果为依据开展检修策略制定。 Q/CSG1206007-2017 12 5.2 梳理检修需要 制定相关设备的检修试验需求，形成设备检修需求计划。其依据来源主要包括： 本标准规定的检修试验项目、周期及要求， 厂家说明书（维护检修手册）中规定的检修试验项目、周期及要求； 5.3 确定检修策略 5.3.1 检修策略的来源 确定设备的检修策略，其依据来源主要包括： 设备综合状态评价的结果 设备检修需求计划； 5.3.2 检修试验项目根据其开展周期的特性，可分为定期检修试验项目及非定期检修试验项目。针对不同周期特性要求的项目，其检修策略制定原则要求分别如下： 5.3.2.1 定期检修策略制定要求

45、 5.3.2.1.1 定期检修试验项目指本标准中规定了检修试验周期的项目（含 A 修、B1 修、B2 修、C1 修及C2 修） 。根据设备综合状态评价的结果，其检修策略制定要求（如表 1、图 1）所示。 表 1 定期检修策略制定要求 设备状态 正常状态 注意状态 异常状态 严重状态 定期检修试验周期调整要求 详见 5.3.2.1.2 不大于基准周期 适时开展（1 年内） 尽快开展 说明如下： .当设备综合状态评价为“严重状态”时，应根据状态评价的结果，以问题为导向，确定检修试验类型、内容及方案，尽快安排检修试验工作。实施前应加强设备巡视和监视。 .当设备综合状态评价为“异常状态”时，应根据状态

46、评价结果，以问题为导向，确定检修试验类型、内容及方案，适时安排检修试验工作（1 年以内） 。实施前应加强设备巡视和监视。 .当设备综合状态评价为“注意状态”时，应首先考虑加强设备巡视和监视，检修试验周期不得超过基准周期。 .当设备综合状态评价为“正常状态”时，其固定周期（基准周期）可酌情延长，具体要求见 5.3.1.2。 图 1 定期检修策略制定要求 5.3.2.1.2 当设备综合状态评价为“正常状态”时，检修策略制定应按如下要求执行： Q/CSG1206007-2017 13 B2 修项目属于获取表征设备健康状态量的基础，其固定周期不得延长。 C1、C2 修项目，本标准中规定的固定周期为开展

47、此类项目的基准周期，其具体实施周期可按差异化运维策略的制定情况进行调整。 A、 B1 修项目， 本标准中规定的固定周期为开展此类项目的基准周期， 根据不同设备类型及特点，检修周期调整要求如表 2 所示。每次延期最长不能超过 3 年，延期不超过 2 次，累积延期最长不超过 6 年。 表 2 输变电一次主设备定期检修试验周期调整规定表（正常状态下） 序号序号 设备类型设备类型 检修类别检修类别 延期条件延期条件 延期要求延期要求 说明说明 1 电力变压器及电抗器 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无定期 A 修项目 2 瓷柱式断路器本体 A、B1 修 综合状态评价无异常 累积最长不超过

48、6 年 / 3 瓷柱式断路器机构 A、B1 修 / 不得延期 / 4 瓷柱式隔离开关 A、B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 / 5 GIS 本体 B1 修 综合状态评价无异常 累积最长不超过 6 年 无定期 A 修项目 A 修 见“注 1” / 6 GIS 机构 A、B1 修 / 不得延期 / 7 高压开关柜 B1 修 综合状态评价无异常 累积最长不超过 6 年 无定期 A 修项目 8 互感器 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无定期 A 修项目 9 避雷器 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无 A 修项目 10 电容器 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次

49、 无 A 修项目 11 电力电缆线路 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无定期 A 修项目 12 架空线路 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无 A 修项目 13 接地装置 A 修 综合状态评价无异常 累积最长不超过 6 年 B 修项目不得延期 14 蓄电池 B1 修 / 不得延期 无定期 A 修项目 15 直流设备 直流断路器本体 A、B1 修 综合状态评价无异常 累积最长不超过 6 年 / 其他直流设备 A、B1 修 / 不得延期 / 16 串补装置 B1 修 综合状态评价无异常 最多延期一次 无 A 修项目 17 发电设备 A、B1 修 / 不得延期 / 注 1：对于

50、 GIS 设备当达到厂家规定的 A 修周期或运行达到 24 年（厂家无明确规定） ，可抽取同厂家、同型号、同批次产品中运行状况最差的 2-3 个间隔进行解体检查（以分子公司为单位） 。如解体检查确认设备状况良好，则应与厂家沟通协商后明确下一次抽检的周期；如解体检查发现存在问题，则应与厂家共同对发现的问题进行深入分析，并需增加抽检 2-3 个间隔，以确定是否为批次性问题。若确认为批次性问题，则应安排对该批次设备全部进行解体检修。 5.3.2.1.3 经研判需延长设备检修周期时，应执行以下管理及技术措施： Q/CSG1206007-2017 14 （1）属于 III 级、IV 级管控级别的设备，应