1、word格式文檔刖曰本規程僅適用于永煤公司供電處，為規范和有效開展設備狀態檢修工作，參考國家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程管理標準,并結合永煤公司供電處實際情況起草編訂本規程。為了標準的規范和統一，本標準內容涵蓋交流電網的所有高壓電氣設備。各專業應按照分管業務執行本標準。本標準由永煤公司供電處提出并負責解釋。本標準參加起草單位：生產技術科、安全監察科、電氣試驗工區、變電運行工區、調度工區、變電檢修工區。本標準白發布之日起實施專業整理輸變電設備狀態檢修試驗規程（試行）1總則設備巡檢在設備運行期間，按規定的巡檢內容和巡檢周期對各類設備進行巡檢，巡檢內容還應包括設備技術文件特別提示的其他巡檢要求

2、。巡檢情況應有書面或電子文檔記錄。在雷雨季節前，大風、降雨（雪、冰雹）、沙塵暴及有感地震之后，應對相關的設備加強巡檢；新投運的設備、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設備，宜加強巡檢；日最高氣溫35C以上或大負荷期間，宜加強紅外測溫。1.2.1 試驗分類和說明試驗分類本標準將試驗分為例行試驗和診斷性試驗。例行試驗通常按周期進行，診斷性試驗只在診斷設備狀態時根據情況有選擇的進行。1.2.2 試驗說明若存在設備技術文件要求但本標準未涵蓋的檢查和試驗項目，按設備技術文件要求進行。若設備技術文件要求與本標準要求不一致,按嚴格要求執行。110kV及以上新設備投運滿1-2年，以及停運6個月以上重新

3、投運前的設備，應進行例行試驗。對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設備，可參照新設備要求執行。6kV、10kV開關，根據現場備用情況選（1-2臺）進行例行試驗以作備用互換；已試驗的備用開關，變電站在現場做好標記。除特別說明，所有電容和介質損耗因數一并測量的試驗，試驗電壓均為10kV。在進行與環境溫度、濕度有關的試驗時，除專門規定的情形之外，環境相對濕度不宜大于80%環境溫度不宜低于5C,絕緣表面應清潔、干燥。若前述環境條件無法滿足時，可米用第1.3.5條進行分析。1.3.1 1.3設備狀態量的評價和處置原則設備狀態評價原則設備狀態的評價應基于巡檢及例行試驗、診斷性試驗、在線監測、帶電檢測

4、、家族缺陷、不良工況等狀態信息，包括其現象強度、量值大小以及發展趨勢，結合與同類設備的比較，做出綜合判斷。1.3.2 注意值處置原則有注意值要求的狀態量，若當前試驗值超過注意值或接近注意值的趨勢明顯，對于正在運行的設備，應加強跟蹤監測；對于停電設備，如懷疑屬于嚴重缺陷，則不宜投入運行。1.3.3 警示值處置原則有警示值要求的狀態量，若當前試驗值超過警示值或接近警示值的趨勢明顯，對于運行設備應盡快安排停電試驗；對于停電設備，消除此隱患之前，一般不應投入運行。1.3.4 易受環境影響狀態量的縱橫比分析本方法可作為輔助分析手段。如A、B、C三相（設備）的上次試驗值和當前試驗值分別為ai>bi、

5、ci、a2、b2、C2,在分析設備A當前試驗值&是否正常時，根據a2/（b2+C2）與ai/（b1+Ci）相比有無明顯差異進行判斷，一般不超過士30宛判為正常。1.4.1 基于設備狀態的周期調整周期的調整本標準給出的基準周期適用于一般情況。在下列情況可作調整：a）對于停電例行試驗，其周期可依據設備狀態、地域環境、電網結構等特點，在基準周期的基礎上酌情延長或縮短試驗周期，調整后的周期一般不小于1年，也不大于本標準所列基準周期的2倍。b）對于未開展帶電檢測設備，試驗周期不大于基準周期的1.4倍；未開展帶電檢測老舊設備（大于20年運齡），試驗周期不大于基準周期。c）對于巡檢及例行帶電檢測試驗

6、項目，試驗周期即為本標準所列基準周期。d）同間隔設備的試驗周期宜相同，變壓器各側主進開關及相關設備的試驗周期應與變壓器相同。可延遲試驗的條件符合以下各項條件的設備，停電例行試驗可以在1.4.1條周期調整后的基礎上延遲1個年度：a）巡檢中未見可能危及該設備安全運行的任何異常；b）帶電檢測（如有）顯示設備狀態良好；c）上次例行試驗與其前次例行（或交接）試驗結果相比無明顯差異；d）沒有任何可能危及設備安全運行的家族缺陷；e）上次例行試驗以來，沒有經受嚴重的不良工況。需提前試驗的情形有下列情況之一的設備，需提前或盡快安排例行或/和診斷性試驗：a）巡檢中發現有異常，此異常可能是重大質量隱患所致；b）帶電

7、檢測（如有）顯示設備狀態不良；c）以往的例行試驗有朝著注意值或警示值方向發展的明顯趨勢，或者接近注意值或警示值；d）存在重大家族隱患；e）經受了較為嚴重的不良工況，不進行試驗無法確定其是否對設備狀態有實質性損害。如初步判定設備繼續運行有風險，則不論是否到期，都應列入最近的年度試驗計劃，情況嚴重時，應盡快退出運行，進行試驗。規程上規定的所有電氣設備的巡檢項目，各專業應按照分管業務開展,巡檢應荀映2定義和符號下列定義和符號適用于本標準。狀態檢修狀態檢修是企業以安全、可靠性、環境、成本為基礎，通過設備狀態評價、風險評估、檢修決策，達到運行安全可靠、檢修成本合理的一種檢修策略。2.1 設備狀態量直接或

8、間接表征設備狀態的各類信息，如數據、聲音、圖像、現zfe華家寺。2.2 例行檢查定期在現場對設備進行的狀態檢查，含各種簡單保養和維修，如污穢清掃、螺絲緊固、防腐處理、白備表計校驗、易損件更換、功能確認等。2.3 巡檢為掌握設備狀態，對設備進行的巡視和檢查。2.4 例行試驗為獲取設備狀態量，評估設備狀態，及時發現事故隱患，定期進行的各種帶電檢測和停電試驗。需要設備退出運行才能進行的例行試驗稱為停電例行試驗。2.5 診斷性試驗巡視、在線監測、例行試驗等發現設備狀態不良，或經受了不良工況，或家族缺陷警示，或連續運行了較長時間，為進一步評估設備狀態進行的試驗。2.6 帶電檢測在運行狀態下，對設備狀態量

9、進行的現場檢測。其檢測方式為帶電短時間內檢測，有別于長期連續的在線監測。2.7 初值指能夠代表狀態量原始值的試驗值。初值可以是出廠值、交接試驗值、早期試驗值、設備核心部件或主體進行解體性檢修之后的首次試驗值等。初值差=（當前測量值一初值）/初值x100%注意值狀態量達到該數值時，設備可能存在或可能發展為缺陷。警示值狀態量達到該數值時，設備已存在缺陷并有可能發展為故障。2.8 家族缺陷經確認由于制造廠設計、材質、工藝等同一共性因素導致的設備缺陷或隱患稱為家族缺陷。如出現這類缺陷，具有同一設計、和/或材質、和/或工藝的其他設備，不論其當前是否可檢出同類缺陷，在這種缺陷或隱患被消除之前，都稱為有家族

10、缺陷設備。2.9 不良工況設備在運行中經受的、可能對設備狀態造成不良影響的各種特別工況。基準周期本標準規定的巡檢周期和例行試驗周期。輪試對于數量較多的同廠同類型的設備，若例行試驗項目的周期為2年及以上，宜在周期內逐年分批進行，這一方式稱為輪試。2.10 符號下列符號適用于本標準。U電纜設計用的導體與金屬屏蔽或金屬套之間的額定電壓有效值。LL設備最高工作電壓有效值。3交流設備3.1油浸式電力變壓器和電抗器3.1.1油浸式電力變壓器和電抗器巡檢及例行試驗（見表1、表2）表1油浸式電力變壓器和電抗器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀1.110kV/35kV:3月無異常見3.1.1.1a）條油溫

11、和繞組溫度符合設備技術文件之要求見3.1.1.1b）條呼吸器十燥劑（硅膠）1/3以上處于十燥狀態見3.1.1.1c）條冷卻系統無異常見3.1.1.1d）條聲響及振動無異常見3.1.1.1e）條表2油浸式電力變壓器和電抗器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1.110kV/35kV:半年無異常見3.1.1.2條油中溶解氣體分析1.35kV-110kV:1年1. 乙略5卜L/L（注意fi）;2. 氫氣V15成L/L（注意苗）；3. 總輕V15成L/L（注意值）；4. 朝產瑚率：<12mL/d隔膜式）"伯）；或w6mL/d（F放式）（注意fi）;5. 產瑚率w10

12、的（面仰見3.1.1.3條繞組電阻3年1. 1.6MVAU:相問互差不燈2%（警示值）；線所燈1%（注意O;1.6MV似下相問互差不燈4%（警示值）；線1、評大于2%（注意仙；2. 同相初值差彳超過±2%（警示值）>見3.1.1.4條絕緣油例行試驗3年；擊穿電壓：110kV»35kV35kV»30kV15kV以下>25kV見4.1套管試驗110kV及以上：3年見3.5條見3.5條鐵芯絕緣電阻1.110kV:3年2.35kV及以下：4年100（新投運100岫（注意值）見3.1.1.5條鐵芯接地電流測量（帶電）110kV及以下：2年<100mfi）見

13、3.1.1.13條繞組絕緣電阻1.110kV:3年2.35kV及以下：4年1. 猝電阻MW降；2. 吸收比1.3或極化指數1.5或絕緣電阻1000盛（注意值）見3.1.1.6條繞組絕緣介質損耗因數（20C）1.110kV:3年2.35kV及以下：4年1.110kM以下：0.008（面仰2.35kM以下：W0.015（面仰見3.1.1.7條有載分接開關檢查（變壓器）見3.1.1.8條見3.1.1.8條見3.1.1.8條測溫裝置檢查無異常見3.1.1.9條氣體繼電器檢查1.110kV:3年2.35kV及以下：4年無異常見3.1.1.10條冷卻裝置檢查無異常見3.1.1.11條壓力釋放裝置檢查解體性

14、檢修時無異常見3.1.1.12條a）外觀無異常，油位正常，無油滲漏。b）記錄油溫、繞組溫度、環境溫度、負荷和冷卻器開啟組數。c）呼吸器呼吸正常；當2/3的干燥劑受潮時應予以更換；若干燥劑受潮速度異常，應檢查密封，并取油樣分析油中水分（僅對開放式）。d）冷卻系統的風扇運行正常，出風口和散熱器無異物附著或嚴重積污；潛油泵無異常聲響、振動，油流指示器指示正確。e）變壓器聲響和振動無異常，必要時按GB/T1094.10測量變壓器聲級；如振動異常，可定量測量。3.1.1.2 紅外熱像檢測檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL

15、/T664。3.1.1.3 油中溶解氣體分析除例行試驗外，新投運、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的變壓器，在投運后的第1、4、10、30天各進行一次本項試驗。若有增長趨勢，即使小于注意值，也應縮短試驗周期。炷類氣體含量較高時，應計算總炷的產氣速率。取樣及測量程序參考GB/T7252,同時注意設備技術文件的特別提不'（如有）。當懷疑有內部缺陷（如聽到異常聲響）、氣體繼電器有信號、經歷了過負荷運行以及發生了出口或近區短路故障，應增加取樣分析。繞組電阻測量時，繞組電阻測量電流不宜超過20A,鐵芯的磁化極性應保持一致。要求在扣除原始差異之后，同一溫度下各繞組電阻的相間差別或線間差別不

16、大于規定值。此外，還要求同一溫度下，各相電阻的初值差不超過士2%電阻溫度修正按式(1)進行R2=R(Tk+12/TK+ti)(1)式中，R、R分別表示溫度為ti、t2時的電阻；TK為常數，銅繞組TK為235,鋁繞組Tk為225。無勵磁調壓變壓器改變分接位置后，有載調壓變壓器分接開關檢修后及更換套管后，也應測量一次。電抗器參照執行。3.1.1.4 鐵芯絕緣電阻絕緣電阻測量采用2500V(老舊變壓器1000V絕緣電阻表。除注意絕緣電阻的大小外，要特別注意絕緣電阻的變化趨勢。夾件引出接地的，應分別測量鐵芯對夾件及夾件對地絕緣電阻。除例行試驗之外，當油中溶解氣體分析異常，在診斷時也應進行本項目。繞組絕

17、緣電阻測量時，鐵芯、外殼及非測量繞組應接地，測量時應短路，套管表面應清潔、干燥。采用5000V絕緣電阻表測量。測量宜在頂層油溫低于50C時進行，并記錄頂層油溫。絕緣電阻受溫度的影響可按式(2)進行修正。絕緣電阻下降顯著是，應結合介質損耗因數及油質試驗進行綜合判斷。測試方法參考DL/T474.1R=R1X1.5(t1-t2)/10(2)式中，R、R分別表示溫度為ti、t2時的絕緣電阻。除例行試驗之外，當絕緣油例行試驗中水分偏高，或懷疑箱體密封被破壞，也應進行本項試驗。3.1.1.5 繞組絕緣介質損耗因數測量宜在頂層油溫低于50C且高于零度時進行，測量時記錄頂層油溫和空氣相對濕度，非測量繞組及外殼

18、接地，必要時分別測量被測量繞組對地、被測繞組對其他繞組的絕緣介質損耗因數。測試方法參考DL/T474.3。測量繞組絕緣介質損耗因數時應同時測量電容值，若此電容值發生明顯變化應予以注意。分析時應注意溫度對介質損耗因數的影響。3.1.1.6 有載分接開關檢查以下步驟可能會因制造商或型號的不同有所差異，必要時參考設備技術文件。1.每年檢查一次的項目：a）儲油柜、呼吸器和油位指示器應按技術文件要求檢查。b）在線濾油器應按其技術文件要求檢查濾芯。c）在打開電動機構箱，檢查是否有任何松動、生銹；檢查加熱器是否正常。d）記錄動作次數。e）如有可能，通過操作1步再返回的方法，檢查電機和計數器的功能。2.110

19、kV及以上基準周期為3年、35kV及以下基準周期為4年的檢查項目：a）在手搖操作正常的情況下，就地電動和遠方各進行一個循環的操作，無異常。b）檢查緊急停止功能以及限位裝置。c）在繞組電阻測試之前檢查動作特性，測量切換時間；有條件時測量過渡電阻，電阻值的初值差不超過士10%。d）油質試驗：要求油耐受電壓A30kV,不滿足要求時，需要對油進行過濾處理，或者換新油。測溫裝置檢查要求外觀良好，運行中溫度數值合理，相互比對無異常。每兩個試驗周期校驗一次，可與標準溫度計比對，或按制造商推薦方法進行，結果應符合設備技術文件要求。同時采用1000V絕緣電阻表測量二次回路的絕緣電阻，一般不低于1修。3.1.1.

20、7 氣體繼電器檢查檢查一次氣體繼電器整定值，應符合運行標準和設備技術文件要求，動作正確。每兩個試驗周期測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻，應不低于1修，采用1000V絕緣電阻表測量。3.1.1.8 冷卻裝置檢查運行中，流向、溫升和聲響正常，無滲漏。強油水冷裝置的檢查和試驗按設備技術文件要求進行。3.1.1.9 壓力釋放裝置檢查按設備技術文件要求進行檢查，應符合要求。一般要求開啟壓力與出廠值的標準偏差在士10%之內或符合設備技術文件要求。鐵芯接地電流測量（帶電）當鐵芯接地電流無異常時，可不進行鐵芯絕緣電阻測試。3.1.2油浸式電力變壓器和電抗器診斷性試驗（見表3）表3油浸式電力變壓器和電抗器診

21、斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款整體密封性能檢查無油滲漏見3.1.2.1條短路阻抗測量見3.1.2.2條見3.1.2.2條繞組直流泄漏電流測量見5.1.2.12條見3.1.2.3條外施耐壓試驗出廠試驗值的80%見3.1.2.4條電抗器電抗值測量初值差v士5%（注息值）見3.1.2.5條3.1.2.1 整體密封性能檢查對核心部件或主體進行解體性檢修之后，或重新進行密封處理之后進行本項目。采用儲油柜油面加壓法，在0.03MPa壓力下持續24h,應無油滲漏。檢查前應采取措施防止壓力釋放裝置動作。短路阻抗測量診斷繞組是否發生變形時進行本項目。試驗方法參見DL/T1093。宜在最大分接位置和相同電

22、流下測量。試驗電流可用額定電流，亦可低于額定值，但不宜小于5A。不同容量及電壓等級的變壓器，要求如下：a、容量100MV版以下且電壓等級220kV以下的變壓器初值差不超過士2%b、容量100MV版以下且電壓等級220kV以下的變壓器三相之間3.1.2.2 的最大相互差不應大于士2.5%繞組直流泄漏電流測量懷疑絕緣存在受潮等缺陷時進行本項目，測量繞組短路加壓，其他繞組短路接地，施加直流電壓值為40kV（330kV及以下繞組），加壓60s時泄漏電流與初值應沒有明顯增加，與同型設備比沒有明顯差異。外施耐壓試驗分級絕緣變壓器，僅對中性點和低壓繞組進行；全絕緣變壓器，對各繞組分別進行。耐受電壓為出廠試驗

23、值的80%時間60s。電抗器電抗值測量懷疑線圈或鐵心（如有）存在缺陷時進行本項目。測量方法參考GB102293.2電流互感器3.2.1電流互感器巡檢及例行試驗（見表4、表5）表4電流互感器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1.110kV/35kV:3月35kv及以下：1年外觀無異常見3.2.1.1條表5電流互感器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1.110kV/35kV:半年無異常見3.2.1.2條絕緣電阻110kV及以上：3年1.一次繞組：一次繞組的絕緣電阻應大丁3000修，或與上次測量值相比無顯著變化；2.末屏對地（電容型）1000修（注意值）見3.2.1.

24、3條電容量和介質損耗因數（固體絕緣或油紙絕緣）110kV及以上：3年1. 電容量初值差不超過土5%（注意值）；2. 介質損耗因數tan8滿足下表要求（注意值）見3.2.1.4條UmkV）126/72.5tand<0.01聚四氟乙烯纏繞絕緣V0.005超過注意值時，親3.2.1.4條原則判斷S點體濕度檢測（SF絕緣）110kV及以上：3年500HL/L（注意值）見3.6.1.5條油中溶解氣體分析（油紙絕緣）110kV及以上：正立式v3年倒置式6年1. 乙快2L/L（110kV/35kV）1pL/L（220kV及以上）（注意值）；2. 氫氣V150pL/L110kV及以上（注意值）；3. 總

25、輕V100卜L/L110kV及以上（注意值）；見3.2.1.5a）高壓引線、接地線等連接正常；本體無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物。b）充油的電流互感器無油滲漏，油位正常，膨脹器無異常升高；充氣的電流互感器氣體密度值正常，氣體密度表（繼電器）無異常。c）二次電流無異常。3.2.1.2紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。監測和分析方法參考DL/T6643.2.1.3絕緣電阻采用2500V絕緣電阻表測量。當有兩個一次繞組時，還應測量一次繞組間的絕緣電阻。一次繞組的絕緣電阻應大于3000修

26、，或與上次測量值相比無顯著變化。有末屏端子的，測量末屏對地絕緣電阻。測量結果應符合要求。3.2.1.4電容量和介質損耗因數測量前應確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常（測量值偏大或增量偏大），可測量介質損耗因數與測量電壓之間的關系曲線，測量電壓從10kV到U/3后，介質損耗因數的增量應不超過士0.003,且介質損耗因數不超過0.01（U為126kV/72.5kV）。當末屏絕緣電阻不能滿足要求時，可通過測量末屏介質損耗因數作進一步判斷，測量電壓為2kV,通常要求小于0.015。3.2.1.5油中溶解氣體分析取樣時，需注意設備技術文件的特別提示（如有），并檢查油位應符合設備技術文件之要求。制造

27、商明確禁止取油樣時，宜作為診斷性試驗。3.2.2電流互感器診斷性試驗（見表6）表6電流互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款絕緣油試驗（油紙絕緣）見4.1見4.1交流耐壓試驗1. 一次繞組：試驗電壓為出廠試驗值的80%2. 二次繞組之間及末屏對地2kV見3.2.2.1條電流比校核符合設備技術文件要求見3.2.2.2條繞組電阻測量與初值比較，應無明顯差別見3.2.2.3條氣體密封性檢測（SFW）<0.5%/年或符合設備技術文件要求（注意值）見3.2.2.4條氣體密度表（繼電器）校驗見3.2.2.5條見3.2.2.5條見3.2.2.6條交流耐壓試驗需要確認設備絕緣介質強度時進行本項目

28、。一次繞組的試驗電壓為出廠試驗值的80%二次繞組之間及末屏對地的試驗電壓為2kV,時間為60s如SF電流互感器壓力下降到0.2MPa以下，補氣后應做老練和交流耐壓試驗。試驗方法參考GB120&電流比校核對核心部件或主體進行解體性檢修之后或需要確認電流比時進行本項目。在5吮100%®定電流范圍內，從一次側注入任一電流值，測量二次電流，校核電流比。繞組電阻測量紅外檢測溫升異常或或懷疑一次繞組接觸不良時，應測量一次繞組電阻。要求測量結果與初值比沒有明顯增加，并符合設備技術文件要求。二次電流異常或有二次繞組方面的家族缺陷時，應測量二次繞組電阻，分析時應考慮溫度的影響。氣體密封性檢測當

29、氣體密度表顯示密度下降或定性檢測發現氣體泄漏時應進行本項試驗。方法可參考GB11023氣體密度表（繼電器）校驗數據顯示異常或達到制造商推薦的校驗周期時進行本項目。校驗按設備技術文件要求進行。3.3電磁式電壓互感器3.3.1電磁式電壓互感器巡檢及例行試驗（見表7、表8）表7電磁式電壓互感器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1.110kV/35kV:3月外觀無異常見3.3.1.1條表8電磁式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1.110kV/35kV半年無異常見3.3.1.2條繞組絕緣電阻110kM以上：3年1. 一次繞組初值差不超過-50%（注意仙；2.

30、二次縫10修（注意值）見3.3.1.3條繞組絕緣介質損耗因數（20C）110kM以上：3年1. <0.02（申級式）（注意值）；2. <0.005（非申級式）（而值）見3.3.1.4條油中溶解氣體分析（油紙絕緣）110kM以上：3年1. 乙略2L/L（面仙；2. 氫氣V150卜L/L（注意仰；3. 總輕V100卜L/L注意仰見3.3.1.5條SF氣體濕度檢測（SE絕緣）110kM以上：3年<500HL/L（注意值）見3.6.1.5條巡檢說明a）高壓引線、接地線等連接正常；無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物。b）油位正常（油紙絕緣

31、）或氣體密度值正常（SF猝）。G）二次電壓無異常，必要時帶電測量二次電壓。3.3.1.1 紅外熱像檢測紅外熱像檢測高壓引線連接處、本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。測量和分析方法參考DL/T664。3.3.1.2 繞組絕緣電阻一次繞組用2500V絕緣電阻表，二次繞組采用1000V絕緣電阻表。測量時非被測繞組應接地，同等或相近測量條件下，絕緣電阻應無顯著降低。3.3.1.3 繞組絕緣介質損耗因數測量一次繞組絕緣介質損耗因數，一并測量電容量，作為綜合分析的參考。測量方法參考DL/T474.3。3.3.1.4 油中溶解氣體分析取樣時，需注意設備技術文件的特別提示（如有），并檢查

32、油位應符合設備技術文件之要求。制造商明確禁止取油樣時，宜作為診斷性試驗。電磁式電壓互感器診斷性試驗（見表9）表9電磁式電壓互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款交流耐壓試驗1. 一次繞組耐受80知廠2鵡僉5;2. 二游gWM地2kV見3.3.2.1條絕緣油試驗（油紙絕緣）見4.1.1條電壓比校核符合設備技術文件要求見3.3.2.2條勵磁特性測量見3.3.2.4條見3.3.2.3條氣體密度表（繼電器）校驗見3.2.2.5條見3.2.2.5I條交流耐壓試驗需要確認絕緣介質強度時進行本項目。試驗電壓為出廠試驗值的80%時間為60s。一次繞組采用感應耐壓，二次繞組采用外施耐壓。對于感應耐壓試驗

33、，當頻率在100Hz400Hz時，持續時間應按照式（3）確定，但不少于15s。進行感應耐壓試驗時應考慮容升現象。試驗方法參考GB1207。電壓比較核對核心部件或主體進行解體性檢修之后或需要確認電壓比時進行本項目。在80吮100漩定電壓范圍內，在一次側施加任一電壓值，測量二次電壓，驗證電壓比。簡單檢查可取更低電壓。勵磁特性測量對核心部件或主體進行解體性檢修之后或計量要求時進行本項目。試驗時，電壓施加在二次端子上，電壓波形為標準正弦波。測量點至少包括額定電壓的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍，測量出對應的勵磁電流,與出廠值相比應無顯著改變；與同一批次、同一型號的其他電磁式電壓互感器相比，彼

34、此差異不應大于30%3.4電容式電壓互感器3.4.1電容式電壓互感器巡檢及例行試驗（見表10、表11）表10電容式電壓互感器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1.110kV/35kV:3月外觀無異常見3.4.1.1條表11電容式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測3.110kV/35kV:半年無異常見3.4.1.2條分壓電容器試驗110k及以上：3年1. 極問絕緣電阻5000修（注意值）；2. 電容量初值差V土2%（警示值）;3. 介因數：<0.005（油紙絕緣）（注意值）；見3.4.1.3條<0.0025（膜紙復合）（注意值）二次繞組絕緣電

35、阻110kVL"：3年>10修（注意值）見3.4.1.4條巡檢說明a）高壓引線、接地線等連接正常；無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；無影響設備運行的異物。b）油位正常。G）二次電壓無異常，必要時帶電測量二次電壓。3.4.1.1 紅外熱像檢測紅外熱像檢測高壓引線連接處、本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。測量和分析方法參考DL/T664。分壓電容器試驗在測量電容量時宜同時測量介質損耗因數，多節串聯的應分節獨立測量。試驗時應按照設備技術文件要求并參考DL/T474進行。除例行試驗外，當二次電壓異常時也應進行本項目。二次繞組絕緣電阻二次繞組絕緣電阻可用1000V絕緣

36、搖表測量。3.4.2 電容式電壓互感器診斷性試驗（見表12）診斷性試驗項目要求說明條款局部放電測量1.2UZ/3后下，10pC見3.4.2.1條電磁單兀感應耐壓試驗試驗電壓為出廠試驗值的80%或核:設備技術文件要求見3.4.2.2條電磁單元絕緣油擊穿電壓和水分測量見4.1條見3.4.2.3條阻尼裝置檢查符合設備技術文件要求.表12電容式電壓互感器診斷性試驗項目3.4.2.1 局部放電測量診斷是否存在嚴重局部放電缺陷時進行本項目。試驗在完整的電容式電壓互感器上進行。在電壓值為1.2U/73下測量，測量結果符合技術要求。試驗電壓不能滿足要求時可將分壓電容按單節進行。3.4.2.2 電磁單元感應耐壓

37、試驗試驗前應把電磁單元與電容分壓器分開，若產品結構原因在現場無法拆開的可不進行耐壓試驗。試驗電壓為出廠試驗值的80源按設備技術文件要求進行，時間為60s。進行感應耐壓試驗時，耐壓時間按式（3）進行折算，但應在15s60s之間。試驗方法參考GB/T4703。電磁單元絕緣油擊穿電壓和水分測量當二次繞組絕緣電阻不能滿足要求或存在密封缺陷時，進行本項目。2.5 高壓套管本節所述套管包括各類設備套管和穿墻套管，“充油”包括純油絕緣套管、油浸紙絕緣套管和油氣混合絕緣套管；“充氣”包括SF6絕緣套管和油氣混合絕緣套管；容電容型”包括所有采用電容屏均壓的套管等。高壓套管巡檢及例行試驗（見表13、表14）表13

38、高壓套管巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查3.110kV/35kV:3月無異常見3.5.1.1條油位及滲漏檢查（充油）無異常氣體密度值檢查（充氣）符合設備技術文件要求表14高壓套管例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測3.110kV/35kV半年無異常見3.5.1.2條絕緣電阻110k及"：3年1. 主絕緣：1000修（面值）；2. 末屏對地：1000修（面值）見3.5.1.3條電容量和介質損耗因數（20C）（電容型）1. 電容量初值差±5%（警示值）；2. 介質損耗因數符合以下要求：（注意值）110k及"：3年Um(kV)tana12

39、6/72.5<0.01見3.5.1.4條聚四氟乙烯纏繞絕緣V0.005介質損耗因數超過注意值時，3.5.1.4條多勺巡檢說明a）高壓引線、接地線等連接正常；無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物。b）充油套管油位正常、無油滲漏；充氣套管氣體密度值正常。2.5.1.1 紅外熱像檢測檢測套管本體、引線接頭等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。2.5.1.2 絕緣電阻包括套管主絕緣和末屏對地絕緣的絕緣電阻，采用2500V絕緣電阻表測量。2.5.1.3 電容量和介質損耗因數對于變壓器套管，被測套管所屬繞組

40、短路加壓，其他繞組短路接地。如果試驗電壓加在套管末屏的試驗端子，則必須嚴格控制在設備技術文件許可值以下（通常為2000V,否則可能導致套管損壞。測量前應確認外絕緣表面干燥。如測量值異常（測量值偏大或增量偏大），可測量介質損耗因數與測量電壓之間的關系曲線，測量電壓從10kV到IV0介質損耗因數的增量不大于士0.003,且介質損耗因數不超過0.007（U>550kV）、0.008（M363k"252kV、0.01（U為126kV/72.5kV>。分析時應考慮測量溫度影響。不便斷開高壓引線且測量儀器負載能力不足時，試驗電壓可加在套管末屏的試驗端子，套管高壓引線接地，把高壓接地電

41、流接入測量系統。此時試驗電壓必須嚴格控制在設備技術文件許可值以下（通常為2000V。要求與上次同一方法的測量結果相比無明顯變化。出現異常時需要采用常規測量方法驗證。3.5.2高壓套管診斷性試驗（見表15）表15高壓套管診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款油中溶解氣體分析（充油）1. 乙煥110kVgL/L（注意fi）;2. 氫氣V140L/L（注意值）；3. 甲烷V40卜L/L（注意伯）;同時應根據氣體含量有效比S"分析見3.5.2.1條末屏（如有）介質損耗因數<0.015（面值）見3.5.2.2條交流耐壓和局部放電測量1. 交流耐壓：涮僉5為出n鵡僉值的80%2. 局部放

42、電：（1.0叫如3扼）：油浸紙、復檢緣、樹!很流充氣v10pC樹!酷占紙（膨氏猝）<100pC注意值）見3.5.2.3條氣體密封性檢測（充氣）<0.5%/年或符合設備技術文件要求（注意值）見3.2.2.5條氣體密度表（繼電器）校驗（充氣）符合設備技術文件要求見3.2.2.6條3.5.2.1 油中溶解氣體分析在懷疑絕緣受潮、劣化，或懷疑內部可能存在過熱、局部放電等缺陷時進行本項目。取樣時，務必注意設備技術文件的特別提示（如有），并檢查油位應符合設備技術文件之要求。3.5.2.2 末屏介質損耗因數當套管末屏絕緣電阻不能滿足要求時，可通過測量末屏介質損耗因數作進一步判斷。試驗電壓應控制在

43、設備技術文件許可值以下（通常為2000V。交流耐壓和局部放電測量需要驗證絕緣強度或診斷是否存在局部放電缺陷時進行本項目。如有條件應同時測量局部放電。交流耐壓為出廠試驗值的80%時間60s。對于電壓器（電抗器）套管，應拆下并安裝在專門的油箱中單獨進行。試驗方法參考GB/T4109。SF6斷路器SF6斷路器巡檢及例行試驗（見表16、表17）表16SF6斷路器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1.110kV/35kV:3月外觀無異常見3.6.1.1條氣體密度值檢查密度符合設備技術文件要求操動機構狀態檢查狀態正常表17SF6斷路器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1.1

44、10kV/35kV:半年無異常見3.6.1.2條主回路電阻測量1.110kM以上：3年2.35kV及以下：4年v制造冏規定值（注意值）見3.6.1.3條例行檢查和測試1.110kVt以上：3年2.35kV及以下：4年見3.6.1.4條見3.6.1.4條S鬲氣體濕度檢測1.110kVt以上：3年2.35kV及以下：4年<300pL/L（注意值）見3.6.1.5條巡檢說明a）外觀無異常；無異常聲響；高壓引線、接地線等連接正常；瓷件無破損、無異物附著；并聯電容器無滲漏。b）氣體密度值正常。G）加熱器功能正常（每半年）。d）操動機構狀態正常（液壓機構油壓正常；氣動機構氣壓正常；彈簧機構彈簧位置正

45、確）。記錄開斷短路電流值及發生日期，記錄開關設備的操作次數。紅外熱像檢測檢測斷口及斷口并聯原件、引線接頭、絕緣子等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。判斷時，應考慮測量時及前3h負荷電流的變化情況。測量和分析方法可參考DL/T664。主回路電阻測量在合閘狀態下，測量進、出線的主回路電阻。測量電流可取100A到額定電壓之間的任一值。測量方法和要求參考DL/T593。例行檢查和測試a）軸、銷、鎖扣和機械傳動部件檢查，如有變形或損壞應予更換。b）瓷絕緣件清潔和裂紋檢查。c）操動機構外觀檢查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松動，檢查是否有滲漏等。d）檢查操動機構內、外積污情況，必要時需

46、進行清潔。e）檢查是否存在銹跡，如有需進行防腐處理。f）按設備技術文件要求對操動機構機械軸承等活動部件進行潤滑。g）分、合閘線圈電阻測量，檢測結果應符合設備技術文件要求，沒有明確要求時，以線圈電阻初值差不超過士5%乍為判斷依據。h）儲能電動機工作電流及儲能時間檢測，檢測結果應符合設備技術文件要求。儲能電動機應能在85吮110%勺額定電壓下工作。i）檢查輔助回路和控制回路電纜、接地線是否完好；用1000V絕緣電阻表測量電纜的絕緣電阻，應無顯著下降。j）緩沖器檢查，按設備技術文件要求進行。k）防跳躍裝置檢查，按設備技術文件要求進行。l）連鎖和閉鎖裝置檢查，按設備技術文件要求進行。m并聯合閘脫扣器在

47、合閘裝置額定電源電壓的85吟ii0%E圍內，應可靠動作；并聯分閘脫扣器在分閘裝置額定電源電壓的65吟110%（直流）或85吮110%（交流）范圍內，應可靠動作；當電源電壓低于額定電壓的30%寸，脫扣器不應脫扣。n）在額定操作電壓下測試時間特性，要求：合、分指示正確；輔助開關動作正確；合、分閘時間，合、分閘不同期，合一分時間滿足設備技術文件要求且沒有明顯變化；必要時，測量行程特性曲線做進一步分析。除有特別要求的之外，相間合閘不同期不大于5m§相間分閘不同期不大于3ms同相各端口合閘不同期不大于3ms,同相分閘不同期不大于2ms2.6.1.1 SF6濕度和成分監測a）新投運測一次，若接近

48、注意值，半年之后應再測一次；b）新充氣48h之后2周之內應測量一次；c）氣體壓力明顯下降時，應定期跟蹤測量氣體；SF6氣體可從密度監視器處取樣，測量方法可參考DL/T506、DL/T914、和DL/T915.測量完成之后，按要求恢復密度監視器，注意按力矩要求緊固。測量結果應滿足下表要求：S鬲氣體濕度檢測說明試驗項目要求濕度（H2O）（20C,0.1013MPa）新充氣后運行中有電弧分解物隔離（GIS開關設備）<150pL/LW300pL/L（注怠值）無電弧分解物隔室（GIS開關設備、電流互感器、電磁式電壓互感器）<250pL/L<500HL/L（注意值）箱體及開關（SF6絕緣

49、變壓器）<125pL/L<220HL/L（注意值）電纜箱及其他（SF6絕緣變壓器）<220pL/L<375HL/L（注意值）SF6斷路器診斷性試驗（見表18）表18SH斷路器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款氣體密封性檢測<1%/年或符合設備技術文件要求（注意值）見3.2.2.5條氣體密度表（繼電器）校驗符合設備技術文件要求見3.2.2.6條交流耐壓試驗見3.6.2.1條見3.6.2.1條交流耐壓試驗對核心部件或主體進行解體性檢修之后或必要時進行本項目。包括相對地（合閘狀態）和斷口間（罐式、瓷柱式定開距斷路器，分閘狀態）兩種方式。試驗在額定充氣壓力下進行，試

50、驗電壓為出場試驗值的80%頻率不超過300H乙耐壓時間為60s，試驗方法參考DL/T593。3.7真空斷路器真空斷路器巡檢及例行試驗（見表19、表20）表19真空斷路器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查3月外觀無異常見3.7.1.1條表20真空斷路器例行試驗項目巡檢項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測35kV及以下：1年無異常見3.6.1.2絕緣電阻測量35kV及以下：4年>3000MQ見3.7.1.2條主回路電阻測量35kV及以下：4年初值差30%見3.6.1.3條例行檢查和測試35kV及以下：4年見3.7.1.3見3.7.1.3巡檢說明a）外觀無異常；高壓引線、接地線等連接

51、正常；瓷件無破損、無異物附著。b）操動機構狀態檢查正常（液壓機構油壓正常；氣動機構氣壓正常；彈簧機構彈簧位置正確）。G）記錄開斷短路電流值及發生日期，記錄開關設備的操作次數。3.7.1.1 絕緣電阻測量采用2500V絕緣電阻表測量，分別在分、合閘狀態下進行。要求絕緣電阻大于3000修，且沒有顯著下降。測量時注意外必表明泄露的影響。例行檢查和測試檢查動觸頭上的軟連接夾片，應無松動；其他項目參見3.6.1.4條c真空斷路器診斷性試驗（見表21）表21真空斷路器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款火弧室真空度的測量符合設備技術文件要求見3.7.2.1條交流耐壓試驗試驗電壓為出廠試驗值的80%見3

52、.7.2.2條滅弧是真空度的測量按設備技術文件要求或受家族缺陷警示進行真空滅弧室真空度的測量，測量結果應符合設備技術文件要求。交流耐壓試驗對核心部件或主體進行解體性檢修之后，或必要時，進行本試驗。包括相對地（合閘狀態）、斷口間（分閘狀態）和相鄰相間三種方式。試驗電壓為出廠試驗值的80%耐壓時間為60s，試驗方法參考DL/T593。3.8高壓并聯電容器和集合式電容器高壓并聯電容器和集合式電容器巡檢及例行試驗（見表22、表23）表22高壓并聯電容器和集合式電容器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1年或自定外觀無異常，無滲油現象見3.8.1.1條表23高壓并聯電容器和集合式電容器例行試驗項

53、目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1年或自定無異常見3.8.1.2條絕緣電阻自定（V6年）;新投運1年內>2000MQ見3.8.1.3條電容量測量自定（v6年）;新投運1年內見3.8.1.4條見3.8.1.4條3.8.1.1巡檢說明電容器無油滲漏、無鼓起；高壓引線、接地線等連接正常。3.8.1.2 紅外熱像檢測檢測電容器及其所有電氣連接部位，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。測量和分析方法可參考DL/T664。3.8.1.3 絕緣電阻a）高壓并聯電容器及對殼絕緣電阻；b）集合時電容器極對殼絕緣電阻；有6套套管的三相集合式電容器,應同時測量其相間絕緣電阻。電容量測

54、量采用2500V絕緣電阻表測量。3.8.1.4電容器組的電容量與額定值的相對偏差應符合下列要求：a）3Mvar以下電容器組：-5%10%b）3Mvar30Mvar電容器組：0吟10%c）30Mvar以上電容器組：0吮5%且任意兩線端的最大電容量與最小電容量之比值應不超過1.05。當測量結果不滿足上述要求時，應逐臺測量。單臺電容器電容量與額定值的相對偏差應在-5%10/間，且初值差小于士5%3.9金屬氧化物避雷器3.9.1金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗（見表24、表25）表24金屆氧化物避$器巡檢試驗項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查3.110kV/35kV:3月外觀無異常見3.9.1.1條表25金屆氧化物避富器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測3.110kV/35kV:半年無異常見3.9.1.2條運行中持續電流檢測1.110kVL以上：1年阻性電流初值差50%且全電流20%見3.9.1.3條直流1mM壓（原對及0.75U1mA下泄漏電流測量1.110kVL以上：3年2.35kV及以下：4年1. U1mA初值差V土5%且不低于GB11032規定值（面值）；2. 0.75U1mA®漏電流初伯差30咐V50