电力电缆设备状态检修试验规程.doc

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1、电力电缆设备状态检修试验规程1.1电力电缆巡检及例行试验表62 电力电缆巡检项目巡检项目周期要求说明外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月电缆终端及可见部分外观无异常1）按公司相关运行规程2）见1.1.1条表63 橡塑绝缘电缆例行试验项目例行试验项目周期要求说明条款红外热像检测500kV：1月110-220kV：3月35kV及以下：半年电缆终端及接头无无异常 (若可测)见1.1.2条外护层接地电流1） 交接后一周内2） 3个月1次3）必要时正常： 满足下表全部条件时；异常： 满足下表任何一项条件时；接地电流绝对值100A接地电流与负荷比值20单相接地电流最大值/最小值1

2、dB且3dB。3）缺陷：数值3dB。见1.1.5条运行检查220kV及以上：1年110kV：3年见1.1.6条见1.1.6条主绝缘绝缘电阻6年无显著变化（注意值）见1.1.7条外护套及内衬层绝缘电阻6年见1.1.8条见1.1.8条交叉互联系统6年应符合相关技术要求见1.1.9条电缆主绝缘交流耐压试验220kV及以上：6年35-110kV：9年10 kV：6年220kV及以上：电压为1.36U0，时间为5min35-110kV：电压为1.6U0，时间为5min10 kV：电压为2U0，时间为5min1）35kV及以上电缆不作首检耐压试验2）不具备试验条件或有特殊规定时，可采用施加正常系统相对地电

3、压方法代替交流耐压。3）见1.1.10条表64 充油电缆例行试验项目例行试验项目周期要求说明条款红外热像检测 220kV：3月110kV：半年 电缆终端及其接头无异常（若可测）见1.1.2条运行检查220kV：1年110kV：3年见16.1.3条见1.1.3条交叉互联系统6年见16.1.6条见1.1.6条油压示警系统6年见1.1.11条见1.1.11条压力箱6年见1.1.12条见1.1.12条表65 纸绝缘电力电缆线路的例行试验项目项目周 期要 求说 明红外热像检测500kV：1月110-220kV：3月35kV及以下：半年电缆终端及接头无无异常 (若可测)见1.1.2条绝缘电阻1)在直流耐压

4、试验前、后自行规定额定电压0.6/1kV电缆用1000V兆欧；0.6/lkV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表)直流耐压试1）5-6年 2)新做终端或接头后1)试验电压值和加压时间按下表规定，不击穿6/6kV及以下电缆的泄漏电流小于10A，8.7/10kV电缆的泄漏电流小于20A时，对不平衡系数不作规定额定电压U0/U直流试验电压(kV)加压时间(min)51.0/3123.0/6173.6/6246/6306/10408.7/104721/3510526/351302)耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压lmin时的泄漏电流值3)三相之间的泄漏电流不平衡

5、系数不应大于21.1.1巡检说明a) 检查电缆终端外绝缘是否有破损和异物，是否有明显的放电痕迹；是否有异味和异常声响；b) 充油电缆油压正常，油压表完好；c) 引入室内的电缆入口应该封堵完好，电缆支架牢固，接地良好。1.1.2红外热像检测红外热像检测电缆终端、中间接头、电缆分支处及接地线（如可测），红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664、福建电网带电设备红外检测管理规定。1.1.3 电缆终端及中间接头高频局部放电检测检测从电缆终端接地线上取信号，在电缆本体取同步信号。正常时应无典型放电图谱。当怀疑有局部放电时，应结合其它检测方法的检测结果进行综合分析

6、。1.1.4电缆终端及中间接头特高频局部放电检测检测从电缆中间接头或交叉互联箱接地线上取信号，在电缆本体取同步信号。正常时应无典型放电图谱。当怀疑有局部放电时，应结合其它检测方法的检测结果进行综合分析。1.1.5电缆终端及中间接头超声波局部放电检测一般检测频率在20100kHz之间的信号，若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析。若dB值显示为0，或无显示，但通过检测仪器可以听到疑似放电声音，也应引起注意。1.1.6运行检查通过人孔或者类似入口，检查电缆是否存在过度弯曲、过度拉伸、外部损伤、敷设路径塌陷、雨水浸泡、接地连接不良、终端（含中间接头）电气连接松动、金属附件腐蚀等危及电缆安全运行的现

7、象。特别注意电缆各支撑点绝缘是否出现磨损。1.1.7主绝缘绝缘电阻用5000V兆欧表测量。绝缘电阻与上次相比不应有显著下降，否则应做进一步分析，必要时进行诊断性试验。1.1.8外护套及内衬层绝缘电阻采用1000V兆欧表测量。当外护套或内衬层的绝缘电阻（M）与被测电缆长度（km）的乘积值小于0.5时，应判断其是否已破损进水。用万用表测量绝缘电阻，然后调换表笔重复测量，如果调换前后的绝缘电阻差异明显，可初步判断已破损进水。对于110kV及以上电缆，测量外护套绝缘电阻。1.1.9交叉互联系统a) 电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘夹板对地直流耐压试验。试验时应将护层过电压保护器断开，在互联箱中将另一侧

8、的所有电缆金属套都接地，然后每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5kV直流电压，加压时间为60s，不应击穿。b) 护层过电压保护器检测。护层过电压保护器的直流参考电压应符合设备技术要求；护层过电压保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V兆欧表测量，应大于10M。c) 检查互联箱闸刀(或连接片)连接位置，应正确无误；在密封互联箱之前测量闸刀(或连接片)的接触电阻，要求不大于20，或符合设备技术文件要求。除例行试验外，如在互联系统大段内发生故障，应对该大段进行试验；如互联系统内直接接地的接头发生故障，与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。试验方法参考GB 50150。1.1.10电缆主绝缘交流耐

9、压试验采用谐振电路，谐振频率应在300Hz以下。220kV及以上，试验电压为1.36U0；110kV，试验电压为1.6U0，时间5min。如试验条件许可，宜同时测量介质损耗因数和局部放电。新做终端、接头或受其它试验项目警示，需要检验主绝缘强度时，也应进行本项目。1.1.11油压示警系统每半年检查一次油压示警系统信号装置，要求合上试验开关时，应能正确发出相应的示警信号。每4.5年测量一次控制电缆线芯对地绝缘电阻，采用250V兆欧表，绝缘电阻（M）与被测电缆长度（km）的乘积值应不小于1。1.1.12压力箱a) 供油特性：压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供油量的90%，试验方法参考G

10、B 9326.5；b) 电缆油击穿电压：50kV，测量方法参考GB/T 507；c) 电缆油介质损耗因数：0.005，在油温1001和场强1MV/m的测试条件下测量，测量方法参考GB/T 5654。采用电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于110-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tg不得大于510-5，在100及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5或更小，升温至试验温度100的时间不得超过1h。1.2电力电缆诊断性试验表66 橡塑绝缘电缆诊断性试验项目诊断性试验项目要求说明条款铜屏蔽层电阻和导体电阻比见1.2.1条见1.2.1条介质损耗因

11、数测量见1.2.2条见1.2.2条表67 自容式充油电缆诊断性试验项目诊断性试验项目要求说明条款电缆及附件内的电缆油见1.2.3条见1.2.3条电缆及附件内的电缆油见1.2.3条见1.2.3条主绝缘直流耐压试验直流试验电压：电缆U0，kV雷电冲击耐受电压，kV直流试验电压，kV4832516535017564450225550275127850425950475105051019010505251175585见1.2.4条1.2.1铜屏蔽层电阻和导体电阻比需要判断屏蔽层是否出现腐蚀时，或者重做终端或接头后进行本项目。在相同温度下，用双臂电桥测量铜屏蔽层和导体的电阻，屏蔽层电阻和导体电阻之比应无

12、明显改变。比值增大，可能是屏蔽层出现腐蚀；比值减少，可能是附件中的导体连接点的电阻增大。1.2.2介质损耗因数测量未老化的交联聚乙烯电缆（XLPE），其介质损耗因数通常不大于0.001。介质损耗因数可以在工频电压下测量，也可以在0.1Hz低频电压下测量，测量电压为U0。同等测量条件下，如介质损耗因数较初值有明显增加，或者大于0.002时（XLPE），需作进一步试验。1.2.3电缆及附件内的电缆油a) 击穿电压：45kV；b) 介质损耗因数：在油温1001和场强1MV/m的测试条件下，对于U0=190kV的电缆，应不大于0.01，对于U0127kV的电缆，应不大于0.03，采用电桥以及带有加热套

13、能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于110-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tg不得大于510-5，在100及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5或更小，升温至试验温度100的时间不得超过1h；c) 油中溶解气体分析：各气体含量满足下列注意值要求（L/L）,可燃气体总量1500；H2500；C2H2痕量；CO100；CO21000；CH4200；C2H4200；C2H6200。试验方法按GB 7252。1.2.4主绝缘直流耐压试验失去油压导致受潮、进气修复后或新做终端、接头后进行本项目。直流试验电压值根据电缆电压并结合其雷电冲击耐受电压值选取，耐压时间为5min。