高压电气设备状态维修规范.doc

高压电气设备状态维修规定1 范围本规定规定了10220kV交流高压电气设备状态维修和试验的条件、项目、实施范围和要求。2 规范性应用文件下列文件中的条款通过在本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程。山东电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程。高压电气设备状态维修试验规程（编制中）3 术语和定义3.1设备状态设备在额定条件下的安全运行能力。3.2设备状态参量（简称参量）直接或间接反映设备状态的数据或信息。3.3设备状态评分（简称状态评分）以百分制对设备状态进行表述的一种方法。100分表示设备状态优良，0分表示设备需要立即维修。其它情形的状态评分介于100-0之间。3.4状态维修基于设备状态需要，确定维修试验实施的时机和项目。3.5缺陷导致或可能导致设备状态不良的质量、设计或工艺瑕疵。3.6家族缺陷若两台或两台以上同厂同型同批次设备出现相同或类似缺陷，则这种缺陷称为家族缺陷。与发生家族缺陷设备属于同厂同型同批次的所有其它设备，不论当前是否存在缺陷，都称为有家族缺陷设备。家族缺陷的概念可以扩展到采用相同设计（缺陷原因属设计）、相同材质（缺陷原因属材质）和工艺（缺陷原因属工艺）的所有设备。3.7在线状态监测（简称在线监测）在运行状态下对设备状态参量进行的自动实时监测。3.8不良运行工况设备在运行中经历的、可能对设备状态造成不良影响的各种事件，如近区短路、过负荷、雷击，开断短路电流等3.9巡视对运行设备按约定程序和方法定期进行的、以排查安全隐患为目的视、听、嗅觉检查。3.10例行维修试验（简称例行试验）为确认设备状态、预防设备在运行中发生事故，定期或依据设备状态需要，对设备进行的维修和试验。除油、气等少数项目可以带电完成试验外，一般需要在设备退出运行的情况下进行。3.11诊断性试验例行试验不足以确认设备状态，或者例行试验数据接近或超过注意值，需要进一步诊断而进行的试验。诊断试验不按周期而是根据需要进行。3.12检修通过解体方式，对设备部件或者设备主体进行的检验及修复。3.13检修性试验检修试验分检修前、检修中和检修后试验。其中修前试验是指设备退出运行之后，但没有进行任何维修之前进行的试验，目的在于检测设备至上次检修以来可能滋生的各种劣化或缺陷，作为检修的指导。检修中试验是检修过程中确认某些关键检修工序效果进行的试验。检修后试验则是检验整个检修质量，并对设备是否可以投运做出评估的试验，同时作为下次例行试验或检修前试验的比较基础。检修试验不按周期而是根据需要进行。3.14初值及初值差初值表示状态参量的原始值。根据情况初值可以是出厂值、交接试验值、首次预试值、大修后试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。3.15基值参量高于（负劣化）或低于（正劣化）该数值时，参量值的大小与设备状态之间尚没有实质性联系。3.16注意值参量达到该数值时反映设备有可能存在或有可能发展为某种缺陷。3.17警示值参量达到该数值时，已不能确保设备继续安全运行，应尽快进行必要的维修处理。3.18轮试对于周期（N）较长（N2年）的例行试验项目，一般每年大致维修试验同类设备的1/N，一个周期之内所有设备至少维修试验一次，这一方式称为轮试。1/N具有抽样检验的功能，因此，在划分1/N时，要具有代表性。3.19运行监测在运行状态下对设备状态参量进行的监测。包括人工现场监测和自动实时监测。3.20 应试设备依据计划或设备状态，应该进行年度维修试验的设备。3.21 周期调整依据设备状态，对设备维修试验日期进行提前或者推迟的行为。3.22 在线监测在不影响设备运行的条件下，对设备连续或者定时进行的监测，通常是自动进行的。3.23 状态信息对设备状态进行评分所依据的信息称为状态信息。运行工况是重要的状态信息，如变压器的过负荷程度及时间、遭受短路情况（出口还是远端）、操作过电压（峰值、次数等）、避雷器的动作次数等；各种试验也是重要的状态信息，包括从监造、出厂和交接到运行期间的所有预试；缺陷、检修、家族质量史、在线监测也是状态信息的一部分。依据状态信息对设备进行评分首先需要对状态信息进行评分。3.24 信息权重不同的状态信息对设备状态评分影响效果不一样，信息愈多，评价愈全面，推荐可以获得更多信息的试验、巡视和监测方法。4 总则4.1 关于巡视4.1.1 巡视人员应具备高压电气安全知识，清楚巡视要点，能熟练使用巡视用仪器设备，并做好巡视记录。4.1.2 巡视应按固定的路径和程序进行。巡视路径应能确保巡视人员安全，且易于全方位观测和听辨源自设备的异常。4.1.3 注意充油设备的油位指示（如果有的话），确认在允许值范围。注意与前一次或与同类设备相比，特别是温度低、负荷小的时候。4.1.4 注意充气设备的压力（密度）指示，确认在允许值范围内。注意与前一次或与同类设备相比。4.1.5 注意充油或充其它液体设备可能存在的渗漏现象。4.1.6 设备自备监测仪表读数在正常范围。4.1.7 检查设备外绝缘、以及有较高电压梯度的其它可见部位是否存在放电或电蚀痕迹。4.1.8 观测、听辨所有绝缘表面、电气连接部位、均压部件等强电场区域，检查是否存在异常电晕放电。4.1.9 检查设备绝缘外套、支柱绝缘子等是否有破损、裂纹。4.1.10 用红外热像仪扫描所有设备本体、电气连接部位等，检查是否存在异常温升。每年用红外测温仪对所有设备接头温度进行测量3次。设备检修前后进行红外测量跟踪4.1.11 检查是否有影响设备安全运行的障碍物、附着物。4.1.12 除在具体设备中另有规定外，巡视应定期进行。4.1.13 除在具体设备中另有规定外，巡视时间间隔不大于一周，大风、大雾及降雨后要巡视一次，日最高气温35以上及雷雨季节应至少两天巡视一次。新投运或彻底检修的设备重新投运之后，应一天巡视一次，二个月之后恢复正常巡视。对无人职守变电站的巡视见公司相关制度。4.1.14 在大风、大雾、降雨（雪、冰雹）、雷暴日、日最高气温35以上等特殊时间，以及接近满负荷运行、新投运或全面检修之后重新投运的设备，应适当加强巡视。4.1.15 当超参数运行、事故后送电、应增加巡视次数。4.1.16 防雷设备一般长期投入运行，并监视监测仪电流状态。4.1.17 巡视发现的状态信息及时录入状态维修系统，进行评估。4.1.18 定时监督在线监测系统运行情况。4.1.19 制造商特别提示的其它巡视要求。4.2 关于维修试验4.2.1 所有维修试验人员应熟悉其承担维修试验工作的实施要点、人身及设备安全事项。维修试验负责人还应熟知各维修试验项目的目的、意义、实施细则和数据分析的基本知识。高压试验必须2人及以上方可进行。若维修试验人员的视野不能顾及整个危险区域，必须设置必要的警示标志。4.2.2 维修试验实施前，维修试验负责人应该确认维修试验中要用到的试验设备、计量监控仪表状态良好，其特性和精度符合维修试验的要求，并在检定的有效期内。同时，优化配置人力、工具、试验设备及计量监控仪表资源，在保证维修试验质量的同时尽可能缩短维修试验时间。需要退出运行才能进行的维修试验项目，实施前，维修试验负责人应确认被试设备已退出运行，并采取了防止意外带电导致人员伤亡的必要措施，如临时的保护性接地。维修试验完成之后，务必恢复被试设备的电气连接，拆除临时的保护性接地（如果有的话）。4.2.3 若设备制造商提供了维修试验手册，维修试验负责人务必仔细阅读。对于制造商要求但本规定未涵盖的维修试验项目，按制造商提供的指导和要求进行。若与本规定的维修试验项目要求不一致的，按保守一方执行。4.2.4 应对所有设备逐一记录下列信息：a) 设备铭牌，投运日期及运行历史；b) 出厂试验和交接试验；c) 运行中的巡视情况；d) 经历的不良工况；e) 缺陷（事故）部件、部位、原因、处置方式；f) 历次维修试验的时间、项目、所用仪表、状态信息、环境温度和湿度；g) 历次检修的原因、时间、项目、程序、工艺、发现的缺陷以及部件更换情况等；h) 在线监测数据（如果有的话）。4.2.5 例行试验项目，应定期逐台进行。适宜轮试的，尽可能轮试。若轮试中发现存在可能影响安全运行的家族缺陷，其余同型设备也应打破周期惯例，尽早安排维修试验以便确认状态或消除隐患。4.2.6 本规定给出的周期（N）是基于正常使用条件。对于设备所处环境条件恶劣（如重污染、高湿热、有腐蚀性气体等）、或运行条件严酷（如操作频繁、不良工况频发等），应酌情缩短周期（N）；相反，工作在户内、甚至有空调的环境，可酌情延长周期（N）。4.2.7 因电力调度等原因，不能按周期安排例行试验的设备，可以宽限0.5年或周期（N）的25%（取大者）。但有下列情形之一的设备，不宜宽限：a) 巡视发现异常，且不能排除此异常可能危及设备安全运行；b) 经历了严重的不良运行工况，不能排除可能导致的质量隐患；c) 有严重家族缺陷，隐患尚未消除。4.2.8 基于状态维修思想，例行试验计划可按下述原则进行适度调整：符合以下条件的设备（表示为Y），例行试验可以延迟1年，但本原则不得连续应用。a) 巡视中未见异常；b) 上次例行试验与交接试验或前两次例行试验结果相比无明显差异；c) 没有家族缺陷；d) 上次例行试验以来，没有经历严重的不良运行工况。若采用附录中的量化评价方法，状态评分高于80分的设备等效符合上述a）-d）之条件。存在下列情形之一的设备（表示为X），不论是否到期，应列入最近的例行试验计划：a) 巡视中发现有异常；b) 历次例行试验显示参量有明显劣化趋势；c) 经历了不良运行工况，且无法确定对设备状态没有实质性损害；d) 有致命性家族缺陷；e) 其它异常（见各设备例行试验项目及说明表中的指导条款）。若采用附录中的量化评价方法，状态评分低于45分的设备等效符合上述a）-e）之条件。基于上述状态维修思想，例行试验计划通常表达为，其中X表示因故需要提前试验以便确认其状态的设备；Y表示可延长1年的状态良好设备。4.2.9 对于所有关键参量都已实现在线监测的设备，如确认在线监测系统工作可靠、数据准确度足以反映设备状态、且实时数据反映设备状态良好，可以免除例行试验。对于只有非关键参量、或者只有部分关键参量实现在线监测的设备，不应免除例行试验，但已被监测的项目可以免除。4.2.10 在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境湿度不宜大于75%,环境温度不宜低于5。绝缘表面必须清洁、干燥。并记录试验时的环境温度、湿度。4.2.11 本规定中，对一些不宜明确状态参量注意值的情形，大都使用了“没有明显变化”或“同比无异常”等类似描述。实践中，除了凭经验可以明确认定是否有明显变化的情形之外，可以采用附录B的方法辅助判断。4.2.12 下列情形之一，需进行诊断性试验，以确定设备状态。a) 例行性维护试验发现异常，但不能确认原因；b) 有重大家族缺陷；c) 经历了重大不良工况；d) 诊断性试验间隔达到制造商推荐检修周期的1/2或者3个例行试验周期。若采用附录中的量化评价方法，状态评分低于50分的设备等效符合上述a）-c）之条件。4.2.13 下列情形之一，需要对设备进行检修：a) 诊断性试验不能排除设备缺陷；b) 受重大家族缺陷警示，需要消除缺陷隐患；c) 依据制造商推荐或者运行经验，需要定期检修的。状态评分低于50分的设备投运前，或者状态评分低于20分的运行设备需要继续运行，应经过至少3名工程师以上相关专业人员的评审，并达成一致，技术负责人批准。必要时咨询制造商的意见。4.3 关于维修试验计划4.3.1 应急计划平时做好维修试验的应急预案，只要有停电的机会，在时间许可的情形下，应按下列优先次序充分利用停电时间安排设备的维修试验：a) 巡视、运行监测、保护等发现的异常设备；b) 有致命性家族缺陷的设备；c) 有家族缺陷的设备；d) 积污严重的瓷（玻璃）外绝缘的清扫；e) 检查在运行中不易巡视到的死角；f) 下一次例行试验的应试设备；g) 其它设备。4.3.2 正常计划各类设备的例行试验计划按原则制订。其中1/N不应被机械地理解为设备总数的1/N,而是基于有利于电网的运行、N年至少轮试一次、能够起到抽样检验作用的原则，予以确定，且相对固定。若受停电时间所限，无法完成正常轮式计划时，要优先保证X部分，缩减1/N部分。若停电时间的瓶颈不是维修试验，在时间许可的情形下，参照4.3.1的原则尽可能扩大维修试验的范围。4.3.3 N值确定对于例行试验项目，规定N年所有设备至少进行一次(N1)，每年大致轮试设备总数的1/N。在划分1/N时，既要有代表性，也要兼顾电网的运行。根据国家、行业、公司有关规定，对于110及以上电压等级设备，N一般为3，对于35及以下电压等级设备，N一般为6。4.3.4 环境信息在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5。绝缘表面必须清洁、干燥。并记录试验时的环境温度、湿度。4.3.5 试验设备 所有维修试验项目所用测量仪器必须在检定的有效期内，且被测参量应在其有效测量范围。对测量确定度有明确要求的，应满足要求。4.4 关于机构设置4.4.1 生技部负责状态维修有关制度的规定、修订和解释。4.4.2 变电工区负责一次设备台帐的正确和完备，线路队负责线路设备的正确和完备。4.4.3 检修公司负责检修记录、防污闪记录、试验记录、盘表检定记录的录入和维护。4.4.4 生技部负责试验、维修、防污闪计划的产生。4.4.5 信息中心负责软件的备份和服务器维护5 油浸式变压器、电抗器5.1 巡检5.1.1 巡检项目及说明表1 油浸式变压器、电抗器巡视项目及说明巡检项目周期要求外观及红外热像检测220kV1月110kV3月35kV6月按照公司红外技术管理规定进行油温和绕组温度符合制造商要求，或不超过90呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态（通过颜色判断）冷却系统散热面无严重污染附着，风扇正常噪声及振动无异常5.1.2 巡视a) 油位正常，各部位无油渗漏；套管外护套完整、无异物附着、无异常放电痕迹或放电声，红外测温正常；油枕、本体及电缆、引线接头无异常温升；压力释放器、安全气道及防爆膜无异常；b) 持续跟踪并记录油温和绕组温度，特别是峰值负荷时的温度。如果变压器温度有明显的增长趋势，而负荷并没有增加，在确认温度计正常的情况下，要检查了冷却器是否积污严重；c) 检查呼吸器中干燥剂的颜色，当大约2/3干燥剂的颜色显示已受潮时，应予更换或进行再生处理；若干燥剂变色速度异常（横比或纵比），应检查呼吸器和膨胀器的所有垫圈、导管，可能泄漏处要重新予以密封处理，并取油样分析油中含水量；d) 检查冷却系统是否正常运行，散热面积污严重时，可用高压水冲洗。通常情况下不必对冷却系统内部（油侧）进行清洗，但如果油中曾有油泥，油泥可能沉积在内表面，怀疑因此导致散热效果下降时，需用清洁油进行冲洗；e) 仔细听辩变压器的噪声，必要时可用噪声计、或通过振动传感器直接测量变压器的振动波谱，同比应无异常。变压器超负荷运行时，应监视噪声和油温的变化。5.2 例行试验5.2.1 例行试验项目及说明表2 油浸式变压器、电抗器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标铁心接地电流220kV6月110kV1年其它自定注意值100mA本体油中气体分析220kV半年110kV1年其它自定乙炔(l/l):注意值5氢气(l/l):注意值 150总烃(l/l):注意值 150本体油品质试验220kV1年110kV1年其它自定套管电容量、介质损耗及末屏绝缘电阻测量220kV2年110kV3年其它自定电 容 量：警示值 初值差5%介质损耗：注意值 0.8%末屏绝缘：注意值 2M且初值差-100%套管SF6气体湿度（油气混合型）1年警示值 50l/l有载分接开关检查1年-5.2.2 在运行状态下，用钳形电流表按周期测量。亦可通过在线监测装置测量。测量值同比应无明显差异,通常应小于100mA。量化分析 正劣化，常规法，基值0mA。5.2.3 油中气体分析油中气体分析应定期进行，取样及测量程序按GB7252变压器油中溶解气体分析和判断导则要求进行，同时注意制造商的特别提示（如果有的话）。运行中，各气体成分注意值不超过表2规定。新投运72小时监测，应无乙炔，且总烃（C2H2+C2H4+C2H6）和氢气不大于50l/l。即使是在注意值之下，若同比异常或属新投运设备，应缩短周期，直至确认在掌控之中。量化分析 乙炔：正劣化，常规法，基值0l/l；氢气：正劣化，常规法，基值10l/l；总烃：正劣化，常规法，基值10l/l。5.2.4 本体油品质试验油品质试验应定期进行，有简单、全面和专项分析。若怀疑受潮，应随时分析油中含水量。表3 油浸式变压器、电抗器油品质试验项目及说明试验项目周期技术指标指导索引视觉检查220kV1年110kV1年其它自定清澈、无杂质5.2.4.1含水量系统标称电压投运前运行中110kV220kV15l/l20l/l其它25l/l30l/l击穿电压系统标称电压投运前运行中110kV220kV40kV35kV其它35kV30kV酸值警示值0.1(新投运0.03) mg(KOH)/g抗氧化剂含量检测5.2.4.2注意值0.1%5.2.4.2介质损耗因素警示值0.6%（90）(新投运0.07%)表面张力警示值15(25) (新投运35) N/m油中糠醛含量5.2.4.3运行年数561011151520糠醛量mg/L0.10.20.40.755.2.4.35.2.4.1. 油品质简单分析a) 视觉检查：要求清澈、无杂质；b) 含水量：当油温60时，警示值已考虑了采样过程中可能出现的污染。如果超过警示值，首先应重新取油样，若结果仍然很高，变压器或电抗器必须进行全面的干燥处理。量化分析 正劣化，常规法，基值 0。c) 击穿电压：如果试验值达不到警示值以上，推荐首先进行过滤和脱气处理。如果多次处理后仍然达不到要求，应换新油。量化分析 负劣化，常规法，基值 60。d) 酸值: 如果酸值大于警示值时，应更换新油，若油的氧化非常轻微，也可以再生处理。量化分析 正劣化，常规法，基值 0。5.2.4.2. 油品质全面分析a) 5.2.4.1的a)d)；b) 对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时应测量抗氧化剂含量。抗氧化剂含量（GC法）：注意值0.1%。单纯性的抗氧化剂含量减少，可以再加少量新的抗氧化剂；采取上述措施前，应咨询制造商的意见；c) 介质损耗因素：警示值0.6%（90）(新投运0.07%)；d) 表面张力：警示值15N/m(25) (新投运35N/m)，低于警示值时建议换新油。5.2.4.3. 专项分析频繁过负荷工作、怀疑绝缘老化或累计运行15年之后，测量油中糠醛含量，通常不高于表3中的注意值。大于3mg/L，认为老化严重。5.2.5 有载调压开关5.2.5.1. 检查及步骤a) 检查呼吸器（参考变压器说明）；b) 检查油位（如果分接开关有自己的油枕）；c) 装有滤油器的,检查是否需要更换；d) 打开电驱机构箱门，将选择开关合到本地操作位置，然后将控制开关合到上升（或下降）位置；e) 确认电机工作正常，位置指示器增加（或减少）一档，计数器记录每一步操作；f) 将控制开关合到下降（或上升）位置，确认在相反方向电机工作正常，位置指示器减少（或增加）一档，计数器再进一步，并记录计数器的数值，作为检修参考；g) 检查紧急停止：给一个上升或下降脉冲，大约1秒钟后，按紧急停止按钮，操作应中断；紧急停止复位后，被中断的操作继续并完成；恢复到运行位置；h) 检查接地故障保护器（如果有的话）；i) 切断引入的辅助电源；j) 打开控制面板，用指头检查加热器在正常工作；k) 关闭控制面板，恢复辅助电源；l) 将开关置到远动位置，并关闭箱门。5.2.5.2. 下列情形之一，应予检修a) 触头寿命每损失预期值的15%；b) 5年未予检修。5.2.5.3. 检修a) 油试验：要求油耐受电压30kV（共用一个油枕时先关闭通向油枕管路上的阀）；如果装备有滤油器，要求油耐受电压40kV；b) 吊出并清洁分接开关，用油冲洗；c) 清洁分接开关护套和过滤器：先用尼纶刷清洁护套内壁，然后用油冲洗；放油，用抹布清洁内壁和底部。为了防止分接开关内部的油通过连接油枕的管子污染变压器主油箱的油，通常在连接管子内装有过滤器，卸下并用油冲洗；d) 过滤油：放出来的油应该进行过滤，使油击穿电压值至少达到40kV；e) 检查呼吸器：按照变压器的有关说明执行；f) 检查触头位置：检查所有静触头和动触头，在各分接位置，彼此之间的空隙符合制造商之规定；g) 检查触头磨损：符合制造商之规定；h) 检查过渡电阻：检查过渡电阻是否有损坏，要求电阻值的初值差不超过10%；i) 检查压力继电器：将阀门掷于试验位置，连接一台气泵和压力表，打压直至压力继电器触发断路器，读取压力值，要求与铭牌值的偏差在10%内；j) 添加润滑剂：需要时添加润滑剂，要求采用制造商推荐的润滑剂；k) 检查电动驱动机构：检查电动驱动机构，同时在需要的部位添加润滑剂（参考产品手册）；l) 操作试验：首先手动操作、然后电动操作，要求电器和机械限位正常，当试图通过电动方式超越末端位置时，电动机不应启动。整个操作试验中，要求手动、电驱无异常；m) 补油：检修完成之后，补油到规定油位，方法参考产品手册。5.3 诊断性试验5.3.1 诊断性试验项目及说明表4 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目及说明诊断性试验项目要求绕组直流电阻警示值 初值差2% 绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数绝缘电阻：注意值 初值差 -100% 吸收比：注意值 1.1 激化指数：注意值 1.3绕组泄漏电流警示值 5分钟时电流值初值差 20%绕组功率因数注意值 0.8%铁心对地及等对铁心的绝缘电阻铁心对地绝缘 注意值 初值差 -100% 铁轭夹件绝缘 注意值 初值差 -100%局部放电测量时，注意值 500pC 时，注意值 300pC 绕组频率响应特性三相峰谷频点、幅值基本一致5.3.2 绕组直流电阻当本体油中气体分析异常、发生出口或近区短路等，怀疑绕组可能存在问题时，可测量绕组直流电阻。要求仪器测量值有效位数不少于4位，测量不确定度不大于0.5%。测量时记录绕组的平均温度，并将测量结果按式（3）进行温度修正。初次试验，若各相（极）绕组直流电阻之间的差别大于其平均值的2%，须咨询制造商并有明确的非缺陷原因，否则不得投运。之后，各次例行试验，先修正到同一温度下，同一绕组与初值之差不大于2%（警示值）。（3）式（3）中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的直流电阻。量化分析 初值差法。5.3.3 绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数需要判断绝缘是否受潮时，测量绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数。测量尽可能在顶层油温低于50时进行，推荐使用5000V兆欧表，非测量绕组接地。测量前，先将被测绕组接地，使其充分放电。记录顶层油温。绝缘电阻受温度影响可按式（4）修正。（4）式（4）中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。要求测量结果与前一次测量结果相比，或与同等测量条件下各相（极）同类绕组测量结果相比，无明显差异。吸收比定义为1分钟和15秒绝缘电阻之比值，计算吸收比时不需要进行温度修正。要求吸收比大于1.1。极化指数定义为10分钟和1分钟绝缘电阻之比值，计算极化指数时不需要进行温度修正。要求极化指数大于1.3。量化分析 绝缘电阻：负劣化，初值差法；吸收比：负劣化，常规法；激化指数：负劣化，常规法。5.3.4 绕组泄漏电流判断主绝缘性能时，测量绕组泄漏电流。测量时，其它绕组接地。在被试绕组的套管出线端上加直流电压，并在大约60秒时间内逐步将电压升至40kV，之后每隔1分钟记录1次泄漏电流值，5分钟之后将电压降至0。要求泄漏电流值随时间呈下降趋势，幅值与前次试验结果比没有明显差异。量化分析 5分钟泄漏电流，正劣化，初值差法5.3.5 绕组介质损耗因数要求仪器的测量不确定度不大于。测量时，非测量绕组及外壳接地（必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组）。要求测量结果与前一次测量结果相比，或与同等测量条件下各相（极）同类绕组测量结果相比，无明显差异。5.3.6 铁心对地绝缘电阻及铁轭夹件等对铁心的绝缘电阻采用1000V兆欧表测量，要求测量结果与前一次测量结果相比无明显差异。（运行铁心电流）5.3.7 局部放电参考相关标准。5.3.8 绕组频率响应特性测量运输、安装中经历了机械冲击，或运行中经历了出口或者近区短路，或怀疑绕组存在变形时进行。推荐采用专用的绕组频响分析仪器。频率范围1kHz1MHz，检测灵敏度不低于-80db。首先看ABC三相频响曲线各波峰波谷的幅值及频点的一致性，若一致可判断为被测绕组没有变形，否则，需要与同型设备的同相别测量结果比，判断标准同上。在与历史数据比时，注意仪器特性及接线方式的影响。5.4 检修试验更换绕组之后，应进行下列试验：a) 绕组所有分接头的电压比；采用专用变比电桥在空载状态下测量，仪器的不确定度应不大于0.2%。要求额定分接档位的偏差不大于0.5%，其它档位的偏差不大于1%。b) 极性检查；要求与铭牌或端子标识相一致。c) 短路阻抗和负载阻抗；要求符合设计规范并与出厂值一致。d) 空载电流和空载损耗。要求符合设计规范并与出厂值一致。6 干式电抗器6.1 巡视a) 检查线圈表面绝缘（可见部分）是否存在电蚀痕迹。b) 是否在有电压梯度的表面附着有杂物（特别是大风之后）。c) 检查支柱绝缘子是否有破损、裂纹。d) 用红外成像仪扫描所有设备本体、电气连接部位等，检查是否存在异常温升。e) 裸视或用紫外测量仪扫描，检查绝缘表面、电气连接部位、均压部件等强电场区域是否存在异常电晕放电。6.2 例行试验表5 干式电抗器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标绕组直流电阻测量6年警示值 初值差2%工频电压下电感值测量6年警示值 初值差3%6.2.1 直流电阻测量推荐使用直流电阻自动化仪器，仪器的测量不确定度不大于0.5%。 量化分析 偏差性劣化，初值差法6.2.2 工频电压下电感值测量推荐采用施加工频电压、测量工频电流来计算电感值的方法。测量时，通过调压器将工频电压施加到电抗器的引线端子上，用电压表和电流表监视电压和电流，逐步升高电压，直至电流达到1A，读取电压值U，电感值。量化分析 偏差性劣化，初值差法7 金属氧化物避雷器7.1 巡视a) 检查是否有影响设备安全运行的障碍物、附着物；b) 检查绝缘外套有破损、裂纹和电蚀痕迹；c) 用红外成像仪扫描避雷器本体、电气连接部位等，检查是否存在异常温升；7.2 例行试验表6 金属氧化物避雷器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标运行电压下泄漏电流220kV110kV3年其它自定注意值 交流避雷器 阻性电流初值差50% 绝缘电阻220kV110kV3年其它自定注意值 1000M(35kV及以上)，2500M(其它)直流电压下泄漏电流注意值 初值差50%底座绝缘电阻注意值 初值差-50%计数器动作检查动作正常7.2.1 运行电压下泄漏电流在避雷器低压端，通过在线监测或可带电测量装置进行测量。同等条件下（系统电压和环境温湿度相近），对于交流避雷器，注意值为阻性电流初值差50%；直流避雷器泄漏电流的注意值为初值差50%。尽可能在相对湿度低于65%时测量。当相对湿度超过65%时，外护套泄漏电流会影响测量结果，此时可以通过比较ABC三相或同母线上其它避雷器阻性电流（交流）或泄漏电流（直流）涨幅的一致性来做出判断。7.2.2 绝缘电阻单相多节结构，应逐节测量。采用2500V或以上的兆欧表。由于该项试验的主要目的是检测护套内部是否受潮，因此阀厅内无护套的金属氧化物避雷器不必进行此项试验。7.2.3 直流电压下泄漏电流试验时高压引线和避雷器端部不应有电晕，以防止电晕影响测量结果。对于单相多节结构，试验应分节单独进行。首次试验的直流电压等于其75%的U1ma（对于制造商没有给出U1ma的情形，根据其它参数推算之），之后取初次试验电压值。注意值为泄漏电流初值差50%、且同比无异常。以下情形之一，测量直流电压下的泄漏电流a) 红外巡视时，温度同比异常（阀厅内以及不易在运行中进行红外扫描的，可在停电之后立即进行或安装红外遥测系统）；b) 运行电压下的泄漏电流偏大的（如果有运行监测装置）；c) 有电阻片老化或者护套内壁受潮家等族缺陷记录，尚未消除隐患的。8 隔离开关和接地开关8.1 巡视8.1.1 红外检查触头、引线接头等异常发热现象。8.1.2 支柱绝缘子表面为电蚀或放电痕迹，无裂纹、无残伞。8.2 例行试验表7 隔离开关和接地开关例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标例行维护1年主回路直流电阻220kV110kV3年其它自定注意值 初值差30%。8.3 例行维护8.3.1 检查操作机构是否状态良好，如机构内、外有积尘，予以清扫；8.3.2 检查螺钉、螺母、垫圈以及连接器是否良好，替换那些已经磨损或腐蚀的部件；8.3.3 支柱绝缘子表面无破损、裂纹，绝缘电阻没有明显下降；若绝缘电阻下降明显，检查是否有纵向裂纹，必要时进行交流耐压试验，试验方法按DL/T593规定进行；8.3.4 检查触头是否因电弧、机械负荷等作用，出现破损或烧损，情况严重时应予更换；8.3.5 检查安全连锁装置；8.3.6 检查二次控制线路和加热器（如果有），二次线路绝缘电阻不小于2M（1000V兆欧表）；8.3.7 进行分、合操作2次，要求分、合闸过程及安全联锁装置功能正常，操动机构的线圈最低动作电压应不大于供电电源额定电压的80%；8.3.8 每隔2年给主轴承、联结杆的支点等添加制造商规定的润滑剂。8.3.9 主回路直流电阻下列情形之一，测量主回路直流电阻：a) 红外扫描显示异常；b) 有此类家族缺陷；c) 自上一次测量以来又进行了50次以上操作；d) 上一次测量结果偏大。推荐使用自动化仪器，测量电流不小于1A。量化分析 偏差性劣化，初值差法9 高压套管9.1 巡视9.1.1 红外检查接头、本体等异常发热现象；9.1.2 外绝缘表面无电蚀或放电痕迹，无裂纹、无残伞、无异物；9.1.3 无内液体绝缘介质溢出或渗漏；9.1.4 充油或油气混合型套管，油位在制造商许可范围；9.1.5 充气或油气混合型套管，气压在制造商许可范围，特别注意环境温度的修正；9.2 例行试验表8 高压套管（电容型）例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标电容量测量220kV3年110kV3年35kV6年电容 电容型：警示值 初值差5%介质损耗因素测量介损 电容型：注意值 0.8% 充油/胶型：注意值 1.5%末屏绝缘电阻注意值 2M且初值差-100%SF6气体湿度1年警示值 50l/l 9.2.1 电容量和介质损耗因素测量9.2.1.1. 安全事项由于C2（末屏对地电容）通常相对较小，在套管上施加电压时，务必将末屏直接接地或通过一个外部阻抗接地，否则可能导致套管损坏。9.2.1.2. 测量指导电容量的变化往往预示着致命性缺陷的存在（如电容屏的击穿）。因此，在排除环境温度、湿度以及仪器的测量不确定度等影响因素外，电容量的初值差达到5%为警示值。介质损耗因素注意值为0.8%。可以采用电桥或自动化仪器，要求被测设备电容量在所用仪器的有效测量范围，且测量的不确定度不大于1%；要求被测设备介质损耗因素在其有效测量范围，且测量的不确定度不大于。不便断高压引线时，试验电压加在套管末屏的试验端子，电压严格控制在制造商许可值以下，从套管高压引线引测量电容电流。同比结果异常时，采用常规测量方法验证。测量结果中，电容C1（导电芯棒和末屏之间）的初值差应小于5%，介质损耗因素应小于0.8%。介质损耗因素的测量结果随着测量时的温度而变化，应将测量结果按式（5）修正到20。（5）式（5）中表示修正到20的值，为温度等于t时的测量值，单位。量化分析 电容量：偏差性劣化，初值差法；介质损耗：基值0.1%，正劣化，常规法。9.2.2 末屏对地绝缘电阻用2500V兆欧表测量，末屏对地绝缘电阻的初值差不应低于-100%。量化分析 负劣化，初值差法。9.2.3 SF6气体湿度本项试验仅对油气混合型套管，按制造商要求取样，警示值 50l/l。量化分析 正劣化，常规法。9.3 诊断性试验表9 高压套管诊断性试验项目及说明诊断性试验项目要求油中气体分析注意值：乙炔(l/l):注意值5氢气(l/l):注意值 150总烃(l/l):注意值 150局部放电测量注意值：油纸电容/干式 10pC9.3.1 油中气体分析本项试验仅对充油电容型套管，且按制造商规定方式取样，必要时咨询制造商的意见。9.3.2 局部放电测量本项试验仅对电容型套管，变压器套管需要从本体拆卸下来单独进行。试验环境背景干扰水平应小于10pC；试验电压分别为：变压器、电抗器套管为最高运行电压的1.5倍；其它套管试验电压为最高运行电压的1.05倍。10 接地网、接地极10.1 例行试验表10 接地网、接地极例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标例行检查1年接地电阻测量220kV6年110kV6年35kV6年接地网0.5或设计值10.1.1 例行检查检查接地引下线及与接地极连接情况是否良好，检查接地极周围是否被洪水冲毁和发生塌陷。10.1.2 接地电阻测量采用电压-电流长线法，注意工频干扰。初值差不大于20%。10.2 诊断性试验开挖检查：若接地网或者接地极的接地电阻不符合设计要求，且怀疑属因腐蚀引起时，应开挖检查。修复或恢复之后，要进行接地电阻测量，并要求符合设计标准。11 断路器11.1 巡视a) 各子部件位置、连接正常；瓷套、支柱绝缘子无裂纹、残损；无异物挂接；b) 红外检测断口、引线接头、支柱绝缘子、断口并联元件等无异常温升。11.2 例行试验表10断路器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标例行维护1年导电回路直流电阻220kV3年110kV4年其它自定直流电压下泄漏电流并联电容试验合闸电阻操作及时间特性试验11.2.511.2.1 例行维护弹簧储能型操作机构，在维修前弹簧必须在伸展状态。a) 如果阀门的过滤器过脏，需更换；b) 必要时用真空吸尘器清洁操作机构；c) 按制造商安装和维修指南给出的扭矩要求，紧固所有螺栓；d) 检查所有外绝缘瓷件是否存在裂纹，外绝缘污染明显时，予以清洁。11.2.2 导电回路直流电阻a) 分合闸操作100次以上,应进行本项试验；b) 测量在合闸状态断路器进、出线之间进行。推荐使用自动化仪器，仪器的测量不确定度不大于1%，在同等测量条件下，直流电阻的初值差不大于30%。11.2.3 直流电压下泄漏电流a) 至上次试验，又进行了150次以上机械分、合操作，需进行本项试验；b) 在分闸状态下，将提升杆及断口临时接成并联方式，加50kV直流电压，测量总的漏电流，要求漏电流不大于5A。11.2.4 操作及时间特性试验a) 运行3年或者100次机械分、合操作之后，进行本项试验；b) 测量分、合闸线圈动作电压，要求在85%额定电压下可以进行合闸操作，70%额定电压下可以进行分闸操作；c) 接好时间特性仪器，在额定（正常）操作状态下分、合操作3次，要求：合、分指示正确；转换开关动作正确；分、合时间的5次平均值及标准偏差与初值没有明显差别；交流断路器同相各断口以及相间合闸不同期要求小于3ms，分闸不同期要求小于2ms。11.2.5 并联电容试验a) 运行3年或者分合闸操作100次以上；b) 电容量及介质损耗因素测量：分闸状态，与断口一起测量。要求电容量与初值比偏差不大于5%，介质损耗因素不大于0.3%。11.2.6 合闸电阻值测量a) 分合闸操作100次以上；b) 合闸电阻值测量：要求仪器的测量不确定度不大于1%。要求合闸电阻值的初值差不大于5%。11.3 检修a) 1000次带负荷分、合操作，或者15000kA或经验值（I指短路电流）；b) 机械故障需要检修的；c) 红外扫描时各相温度差达到 以上；d) 连续5年没有检修。12 电容式电压互感器12.1 巡视a) 检查油泄漏痕迹，不允许有油泄漏；b) 检查电磁单元油位，油位不得低于油标的一半；c) 检查绝缘件的破损或裂纹，不允许有破损或裂纹。12.2 例行试验表11 电容式电压互感器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标分压电容器试验220kV3年110kV3年其它自定电磁单元试验12.2.1 分压电容器试验可以采用电桥或专门的自动化仪器，要求仪器电容量的测量不确定度不大于1%，测量结果的初值差不超过3%；要求仪器介质损耗因数的测量不确定度不大于，测量结果不大于0.8%。13 电流互感器（电容型）13.1 巡视a) 检查油泄漏痕迹，不允许有油泄漏；b) 检查绝缘件的破损或裂纹，不允许有破损或裂纹。13.2 例行试验表12 电流互感器（电容型）例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标电容量、介质损耗及末屏绝缘电阻测量220kV3年110kV3年其它自定电 容 量：警示值 初值差5%介质损耗：注意值 0.8末屏绝缘：注意值 2M且初值差-100%13.2.1 电容量、介质损耗及末屏绝缘电阻测量13.3 诊断性试验表13 高压套管诊断性试验项目及说明诊断性试验项目要求油中气体分析注意值：乙炔(l/l):注意值 1（220kV），2（其它）氢气(l/l):注意值 150总烃(l/l):注意值 150局部放电测量注意值：油纸电容/干式 10pC14 电力电缆14.1 巡视a) 检查电缆终端是否存在渗漏油现象（充油型）；b) 检查电缆终端外绝缘是否有破损、异物挂接、是否有明显的放电痕迹；c) 用红外设备检查电缆终端及其接头是否有异常发热。14.2 例行试验表14 纸绝缘电缆例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标电容量、介质损耗及末屏绝缘电阻测量220kV2年110kV3年其它自定电 容 量：警示值 初值差5%介质损耗：注意值 0.8末屏绝缘：注意值 2M且初值差-100%15 并联电容装置15.1 巡视15.1.1 电容器a) 检查是否有渗漏油现象；b) 检查是否有油漆破损或剥落；c) 红外热像仪检查是否有异常温升。15.1.2 电抗器a) 检查设备完整性；b) 顶部、底部辐射式紧箍拉条装置是否松动；c) 检查线圈可视部位是否存在碳化、电弧痕迹等异常；d) 检查线圈顶部等，是否有鸟巢等异物；e) 检查接地引下线，是否存在松动、腐蚀等；f) 检查电抗器的保护漆，是否有局部不完整或漆剥落。 15.1.3 电阻器a) 检查空气进、出口没有被堵塞。15.2 例行试验表15交、直流滤波器及并联电容器例行试验项目及说明例行试验项目周期技术指标例行维护1年电容器电容量测量2年+15.2.3.1电抗器电阻值和电感值测量电阻器电阻值测量15.2.1 安全说明a) 电容器一般都有一内部放电电阻，用以减少离线之后电容器的电压。在短路电容器组之前应等待10分钟。在接触电