浙江输变电设备状态检修试验规程

1、ICSQ/ZD 浙江省电力公司发布I 目 次前 言. II1 范围. 12 规范性引用文件. 13 定义和符号. 24 总则. 35 电力变压器和电抗器. 46 电流互感器. 77 电磁式电压互感器. 88 电容式电压互感器. 109 高压套管. 10 10 SF6断路器. 1111 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS ）. 1312 隔离开关和接地开关. 1513 耦合电容器. 1614 金属氧化物避雷器. 1615 电力电缆. 1716 接地装置. 2017 变电站设备外绝缘及绝缘子. 2018 输电线路. 2119 绝缘油试验. 2420 SF6气体湿度和成分检测. 25 附 录 A 状态

2、量显著性差异分析法（资料性附录）. 27附 录 B判断变压器故障时可选用的试验项目（资料性附录）. 28附 录 C高压并联电容器和集合式电容器的试验项目（规范性附录）. 29附 录 D干式电抗器的试验项目（规范性附录）. 30II前 言根据国网公司输变电设备状态检修试验规程，结合浙江电网设备运行、检修、管理的具体情况和经验，制订本试验规程。符合输变电设备状态检修验收管理办法开展状态检修的设备，执行本标准；没有开展状态检修的设备，仍然按浙电技监2003 1223号浙江省电力系统电力设备预防性试验规定和DL/T596-1996电力设备预防性试验规程开展预防性试验。本标准附录A 、附录B 为资料性附

3、录，附录C 和附录D 为规范性附录。本标准由浙江省电力公司生产部提出。本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。本标准主要起草单位： 浙江省电力公司生产部、浙江省电力试验研究院本标准主要起草人： 何文林、楼其民、金李鸣、吴明祥、俞培祥、刘浩军、金祖山、赵启承、孙翔、林群、吴健儿、张一军。本标准由浙江省电力公司生产部负责解释。1 输变电设备状态检修试验规程1 范围本标准规定了交流电网中各类高压电气设备巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求。本标准适用于浙江省电力公司所属电压等级为110kV 500kV 的交流电气设备，35kV 及以下电压等级设备参照执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过在本标

4、准的引用而成为本标准的条款。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标准，然而，鼓励使用本标准的各方探讨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标准。GB 1207 电磁式电压互感器GB 1208 电流互感器GB 10229 电抗器GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 13395 电力设备带电水冲洗规程GB 50150电气装置安装工程 电气设备交接试验规程GB 50233 110500kV架空送电线路施工与验收规范GB/T 264 石油产品酸值测定法GB/T 507 绝缘油 击穿电压测定法GB/T 511 石油产品和

5、添加剂机械杂质测定法 (重量法GB/T 1094.3 电力变压器 第3 部分: 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB/T 1094.10 电力变压器 第10 部分: 声级测定GB/T 4109 高压套管技术条件GB/T 4703 电容式电压互感器GB/T 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法 (圆环法GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7595 运行中变压器油质量标准GB/T 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法 (比色法GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法 (

6、库仑法GB/T 7601 运行中变压器油水分测定法 (气相色谱法GB 7602-87 运行中汽轮机、变压器油T501抗氧化剂含量测定法GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件GB/T 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB/T 14542 运行变压器油维护管理导则GB/T 19519 标称电压高于1000V 的交流架空线路用复合绝缘子定义、试验方法和验收准则DL 417 电力设备局部放电现场测量导则DL/T 421 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 423 绝缘油中含气量的测定：真空差压法DL/T 429

7、.1 电力系统油质试验方法 透明度测定法DL/T 429.2 电力系统油质试验方法 颜色测定法DL/T 450 绝缘油中含气量的测试方法：二氧化碳洗脱法DL/T 474.1 现场绝缘试验实施导则：绝缘电阻、吸收比和极化指数试验DL/T 474.3 现场绝缘试验实验导则：介电损耗因数tan 试验DL/T 474.6现场绝缘试验实施导则：变压器操作感应耐压试验DL/T 475 接地装置特性参数测量导则DL/T 506 六氟化硫气体绝缘中水分含量现场测量方法DL/T 596电力设备预防性试验规程DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求2 DL/T 603 气体绝缘金属封闭开关设备运

8、行及维护规程DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T 741 架空送电线路运行规程DL/T 864 标称电压高于1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T 887 杆塔工频接地阻抗测量DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 914 六氟化硫气体湿度测定法（重量法）DL/T 915 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）DL/T 916 六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917 六氟化硫气体密度测定法DL/T 918 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T 919 六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱

9、分析法）DL/T 920 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T 921 六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T 941 运行中变压器用六氟化硫质量标准DL/T 5092 架空送电线路设计技术规程Q/GDW 152电力系统污区分级与外绝缘选择标准Q/ZDL 2263 变压器（电抗器）非电量保护管理规程Q/GDW-11-106115 输变电设备状态评价导则浙电技监2004 215号 电力电缆交接和预防性试验补充规定Q/ZDJ05-2001 架空送电线路状态维修规程3 定义和符号下列定义和符号适用于本标准。3.1状态检修以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修

10、决策，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。3.2设备状态量直接或间接表征设备状况的各种技术指标、性能和运行情况等参数的总称。3.3巡检定期进行的为获取设备状态量的巡视和检查。3.4例行试验定期进行的为获取设备状态量的各种带电检测和停电试验。3.5诊断性试验巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。3.6带电检测在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。3.7初值指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、大修后首次试验值等。3.8初值差（当前测量值-初值）/初

11、值×100%。 3.9注意值状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.10警示值状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。 3.11家族缺陷由设计、材质、工艺共性因素导致的设备缺陷。 3.12不良工况设备在运行中经受的可能导致设备状态劣化的异常或特殊工况。 4 总则4.1 试验分类输变电设备状态检修试验分为巡检、例行试验和诊断性试验三类。巡检、例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时有选择地进行。 4.2 试验说明在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。巡检情况应有书面或电

12、子文档记录。在雷雨季节前、恶劣天气后、满负荷（含接近）运行等特殊工况后以及新投运或大修之后，宜加强对相关设备的巡检工作。高温及大负荷期间宜加强红外测温。若设备技术文件有要求，但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致，按严格要求执行。本规程未涉及的设备及项目按Q/GDW*-2007执行。新设备投运满1年（220kV 及以上）、或满1至2年（110kV ），以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行例行试验。现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。除特别说明，所有

13、电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10kV 。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，环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5，绝缘表面应清洁、干燥。充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：500kV 72h 220 kV 48h 110kV 24h 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

14、压应采用所连接设备中的最低试验电压。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；交流耐压试验时若无特殊说明，试验频率范围应为45Hz65Hz，加至试验标准电压后的持续时间应为 1min。在相近的运行和检测条件下，同型号同批次设备的同一状态量不应有明显差异。否则应进行显著性差异分析，分析方法见附录A 。若某台设备某个状态量与同型号同批次设备有显著性差异，即使未超过注意值或警示值要求，也应引起注意

15、。作为本规程对部分状态量要求“没有明显变化”或类似要求的判断依据。本方法可作为辅助分析手段。如a 、b 、c 三相（同类设备）的上次试验值和当前试验值分别为a 1、b 1、c 1、a 2、b 2、c 2, 在分析设备a 当前试验值a 2是否正常时， 要求 /(222c b a +与 /(111c b a +相比应无显著差异，一般不超过±30%。4.4 基于设备状态的周期调整经评估，状态等级为良好设备或扣分主要是辅助状态量的正常设备，并符合以下各项条件的设备，需要停电才能进行的例行试验，在规定周期的基础上，最多可以再延迟1个年度：a 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常； b 带

16、电检测(如有 显示设备状态良好；经评估，状态等级为异常及以下的设备或有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验： a 巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致；b 以往的例行试验结果有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势；或者接近注意值或警示值； c 发现重大家族缺陷；d 经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。 5 电力变压器和电抗器5.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验表1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目巡检项目 周期 要求 说明外观 无异常外观无异常，油位正常，无渗漏油，呼吸畅通油温和绕组温度符合设备技术文件之要求 同时记录当时的环境温度、负荷

17、和冷却器开启组数呼吸器干燥剂（硅胶） 1/3 以上处于干燥状态冷却系统 无异常 1 检查冷却系统的风扇是否正常运行，出风口和散热器是否有异物附着或严重积污。2 检查潜油泵有无异常声响、振动，油流指示器指示是否正确声响及振动 500kV ：2周 220kV ：1月110kV ：3月无异常 2 测量方法可参考DL/T474.3有载分接开关试验（变压器）4.5年 1 检查动作顺序，动作角度2 操作试验：手摇操作正常情况下，电动操作、远方操作各1个循环 3 测量切换时间；有条件时测量过渡电阻（初值差不超过±10%）、动静触头的接触情况（接触电阻）； 4 检查操作箱、在线滤油装置5 切换开关室

18、绝缘油试验，绝缘油击穿电压一般不低于30kV符合制造厂技术条件要求. 测温装置检查 密封良好，指示正确，测温电阻值与出厂值相符 每4.5年校验1次气体继电器检查 整定值符合运行规程要求，动作正确每4.5年校验1次冷却装置检查 4.5年 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 回路切换试验压力释放装置检查 大修时一般要求开启压力与出厂值的偏差在±10之内或符合设备技术文件要求。测温装置、气体继电器、冷却装置等二次回路 4.5年 1）绝缘电阻一般不低于1M 2）各种继电器的动作性能正常3）控制逻辑及功能正常5.2 油浸式电力变压器和电抗器

19、诊断性试验 析绕组各分接位置电压比初值差不超过±0.5%（额定分接位置）、±1.0%（其它分接）（警示值）直流偏磁水平检测（变压器） 符合变压器设备技术条件要求电抗器电抗值测量初值差不超过±5%测量方法参考GB10229油中糠醛含量及纸绝缘聚合度 1 聚合度250（注意值） 2 糠醛测试结果满足：t f 08. 065. 1 log(+=，式中，f 表示正常老化时油中糠醛含量的上限值（mg/l）；t 表示运行年数 绝缘油诊断性试验见第19章 整体密封性能检查无渗漏一般采用储油柜油面加压法，施加油压0.03MPa 压力, 持续24h ，检查前应采取措施防止压力释放装

20、置动作铁心接地电流测量声级测定符合设备技术文件要求测量方法参考GB/T 1094.10 绕组直流漏电流测量加压1min 时的漏电流与上次测量结果比没有明显增加，与同型设备比没有明显差异施加直流电压值为：绕组额定电压 kV220 2035 610 试验电压 kV外施耐压试验 出厂试验值的80仅对中性点和低压绕组进行，采用40Hz 及以上的合适频率6 电流互感器6.1 电流互感器巡检及例行试验表4 电流互感器巡检项目巡检项目 周期 要求 说明外观检查500kV ：2周220kV ：1月 110kV ：3月外观无异常充油电流互感器，要求无渗漏油，油位正常注意膨胀器无异常升高。充气电流互感器，要求气体

21、密度继电器指示无异常；注意二次电流有无异常8例行试验项目 周期 要求 说明 红外成像检测500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年无异常温升、温差、相对温差 细则可参考DL/T664绝缘电阻年1 一次绕组：3000 M（注意值） 2 末屏对地（电容型）：1000M 3 必要时结合末屏介损综合判断 2500V 兆欧表 电容量和介质损耗因数4.5年1 电容量初值差不超过±5%（警示值） 2 介质损耗因数满足下表要求（注意值） 电压等级（kV ） 110 介质损耗因数 0.0080.007倒置式电流互感器宜采用反接法测量 SF 6气体湿度(20年500µL/L（注意值

22、）见第20章油中溶解气体色谱分析1）正立式：新设备投运后半年，之后每年1次2）倒置式：34.5年（制造厂有特殊规定者除外） 乙炔 1（L/L）（注意值）氢气150（L/L）（注意值） 总烃100（L/L）（注意值）检查油位应符合设备技术文件要求 互感器误差测量必要时符合互感器设备技术条件要求关口计量用互感器进行6.2 电流互感器诊断性试验 7.1 电磁式电压互感器巡检及例行试验9巡检项目 周期 要求 说明外观检查500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月外观无异常充油电压互感器，要求无渗漏油，油位正常，膨胀器无异常升高；充气电压互感器，要求气体密度值正常，气体密度继电器无异常表

23、8 电磁式电压互感器例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明红外热像检测500kV ：1月 220kV ：3月 110kV ：半年温升、温差、相对温差无异常 细则可参考DL/T 664一次绕组绝缘电阻4.5年初值差不超过-50%（注意值） 2500V 兆欧表 介质损耗因数年0.02（串级式）（注意值）0.005（非串级式）（注意值）油中溶解气体分析 新设备投运后半年，之后每年1次乙炔1（L/L）（注意值）氢气150（L/L）（注意值） 总烃100（L/L）（注意值）SF 6气体湿度（20）4.5年 500（L/L）（注意值）互感器误差测量 必要时 符合互感器设备技术条件要求 关口计量用互感器

24、进行 7.2 电磁式电压互感器诊断性试验 108 电容式电压互感器8.1 电容式电压互感器巡检及例行试验表10 电容式电压互感器巡检项目巡检项目 周期 要求 说明外观检查 500kV ：2周220kV ：1月110kV ：3月 外观无异常 无渗漏油、油位正常。 二次电压 500kV ：2周220kV ：1月110kV ：3月3U0、同相比较无异常 无在线监测装置时应进行人工测量表11 电容式电压互感器例行试验项目例行试验项目周期要求说明 红外热像检测 500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年温升、温差、相对温差无异常测量分析方法参考DL/T664 分压电容器试验年极间绝缘电阻5

25、000M （注意值） 电容量初值差不超过±2%（警示值）介质损耗因数0.005(油纸绝缘）（注意值）0.0025(膜纸复合 （注意值） 试验接线按制造厂规定进行并参考DL/T474 二次绕组绝缘电阻年 10M （注意值）用1000V 兆欧表测量 互感器误差测量必要时符合互感器设备技术条件要求关口计量用互感器进行9.1 高压套管巡检及例行试验本章所述套管包括各类设备套管和穿墙套管。除非特别说明，在下表中，所述“充油”包括油浸纸和油气混合型；所述“充气”包括SF 6绝缘和油气混合型；所述“电容型”包括所有采用电容屏均压的套管等。表13 高压套管巡检项目巡检项目 周期 要求 说明 外观 无

26、异常油位及渗漏检查(充油无异常气体密度值检查（充气）500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月 符合设备技术文件要求 1 充油套管，要求油位正常、无渗漏油；充气套管，要求气体密度值显示正常2 干式硅橡胶套管外观无开裂11表14 高压套管例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明红外热像检测 500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年温升、温差和（或）相对温差无异常 细则参考DL/T664绝缘电阻年 1 主绝缘：10000M （注意值）2 末屏对地：1000 M（注意值）3 必要时结合末屏介损综合判断。 采用2500V兆欧表测量电容量和介质损耗因数（20） 4.5年1

27、 电容量初值差不超过±5%（警示值） 2 介质损耗因数符合下表要求（注意值） 500kV：0.006其它电压等级：油浸纸：0.007聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005 树脂浸纸：0.007树脂粘纸（胶纸绝缘）：0.015 油中溶解气体分析4.5年 乙炔1（220kV 及以上） 2（其它）(L/L（注意值） 氢气500(L/L（注意值）甲烷100(L/L（注意值）变压器套管周期与变压器例行试验同步 SF 6气体湿度年 符合设备技术文件要求 9.2 高压套管诊断性试验610.1 SF6断路器巡检及例行试验表16 SF 6断路器巡检项目巡检项目 周期 要 求 说 明外观检查500kV ：2周

28、220kV ：1月 110kV ：3月1 外观无异常；高压引线、接地线连接正常；瓷件无残损、无异物挂接；并联电容器无渗漏 2）声音无异常12气体密度值检查气体密度值正常操动机构状态检查 1 操动机构状态正常（液压机构油压正常；气压机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确），无渗漏；2）记录操作次数和开断短路电流的幅值及发生日期3）合、分指示正确4 加热器功能正常（每半年）表17 SF 6断路器例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明红外热像检测 500kV ：1月 220kV ：3月 110kV ：半年 温升、温差、相对温差无异常 1）检测引线接头2）判断时，应考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情

29、况主回路电阻测量 红外热像异常时；4.5年1.2倍初值（注意值） 测量电流100A 断口间并联电容器电容量和介质损耗因数测量4.5年 1）电容量初值差不超过±5%（警示值） 2）介质损耗因数：油浸纸0.005 膜纸复合0.0025（注意值）1）瓷柱式断路器与断口一起测量2）罐式断路器（包括GIS 中的断路器）不进行 合闸电阻阻值 及合闸电阻预接入时间测量 4.5年 1）初值差不超过±5%（注意值） 2）预接入时间符合设备技术文件要求 1）仅对瓷柱式断路器进行测量 2）罐式断路器（包括GIS 中的断路器）不进行 SF 6气体湿度（20）年 300µL/L（注意值）1

30、）新投运时，若接近注意值，半年之后应再测1次2）新充（补）气24小时之后至2周之内应测量1次3）气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体湿度时间特性测试 本体大修后 机构大修后 1）相间合闸不同期不大于5ms 2）相间分闸不同期不大于3ms 3）同相各断口合闸不同期不大于3ms4）同相分闸不同期不大于2ms5）分合闸时间、合分时间没有明显变化或符合设备技术文件要求在额定操作电压下进行防跳跃装置检查 机构大修后 符合设备技术文件要求13机构压力表校验、机构操作压力（气压、液压）整定值校验和机械安全阀校验机构大修后 符合设备技术文件要求操动机构在分、合及重合闸下操作压力（气压、液压）下降值检测 机构

31、大修后 符合设备技术文件要求压力泄漏检测机构大修后 符合设备技术文件要求 在分、合闸位置分别进行防失压慢分和非全相合闸试验机构大修后符合设备技术文件要求操动机构检查和测试年1）合闸脱扣器在额定电源电压的85%110%范围内应可靠动作；并联分闸脱扣器在额定电源电压的65%110%（直流），应可靠动作；当电源电压低于额定电压的30%时，脱扣器不应脱扣；最低动作电压初值差应无明显变化2）分、合闸线圈电阻测量，结果应符合设备技术文件要求或与线圈电阻初值差不超过±5%作为判据3）储能电动机工作电流及储能时间检测，检测结果应符合设备技术文件要求。储能电动机应能在85%110%的额定电压下可靠工作

32、 4）测量辅助回路和控制回路的绝缘电阻，应无显著下降采用一次加压法 绝缘电阻采用1000V 兆欧表 罐式断路器中的电流互感器大修后参考电流互感器进行控制、测量等二次回路 4.5年1）绝缘电阻一般不低于1M 2）各种继电器的动作性能正常 3）控制逻辑及功能正常10.2 SF6断路器诊断性试验表18 SF 6断路器诊断性试验项目诊断性试验项目 要 求 说 明气体密封试验 漏气率1%/年或符合设备技术文件要求（注意值）压力有所降低或定性检测发现气体泄漏时气体密度表（继电器）校验 符合设备技术文件要求 怀疑密度不正常时耐压试验 采用交流或操作冲击，幅值为出厂试验值的80%。试验部位对地（合闸状态）、断

33、口间（分闸状态）。交流耐压时间为60s ，频率不超过400Hz大修后或检验主绝缘可靠性时进行SF6气体成分分析 见第20章 怀疑SF 6气体质量存在问题，或缺陷分析时11 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS ）HGIS 、Compass 及Pass 等参照GIS 进行。 11.1 GIS巡检及例行试验14表19 GIS 巡检项目巡检项目 周期要求说明 外观检查外观无异常；高压引线、接地线连接正常；瓷件无残损、无异物挂接；声音无异常气体密度值检查 气体密度值正常操动机构状态检查500kV ：2周 220kV: 1月 110kV ：3月1 操动机构状态正常（液压机构油压正常；气压机构气压正常；弹簧机

34、构弹簧位置正确），无渗漏2 记录断路器开断短路电流的幅值及发生日期；记录各开关设备的操作次数 3 合、分指示正确4 加热器功能正常（每半年） 1511.2 GIS诊断性试验表21 GIS诊断性试验项目诊断性试验项目 要 求 说明主回路交流耐压试验 试验电压为出厂试验电压的80%局部放电测量可带电测量或结合耐压试验同时进行大修后或检验主绝缘可靠性时进行气体密封试验漏气率1%/年或符合设备技术文件要求（注意值）压力有所降低或定性检测发现气体泄漏时气体密度表（继电器）校验 符合设备技术文件要求 怀疑密度不正常时SF 6气体成分分析见第20章怀疑SF 6气体质量存在问题，或缺陷分析时12 隔离开关和接

35、地开关12.1 隔离开关和接地开关巡检及例行试验表22 隔离开关和接地开关巡检项目巡检项目 周期 要求 说明外观检查 500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月 1）是否有影响设备安全运行的异物2）检查支撑绝缘子是否有破损、裂纹3）检查触头、高压引线、接地线等外观是否有异常4）检查分、合闸位置及指示是否正确表23 隔离开关和接地开关例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明红外热像检测 500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年相对温差60% 温升40K 1）检测触头和电气连接部位2）判断时，应考虑检测前3小时内的负荷电流及其变化情况例行检查和维护 4.5年 1）就

36、地和远方各进行2次操作，检查传动部件是否灵活2）抽查螺栓、螺母是否有松动，是否有部件磨损或腐蚀3）检查支柱绝缘子表面和胶合面是否有破损、裂纹4）检查触头等主要部件是否因电弧、机械负荷等作用，出现破损或烧损，情况严重时应予更换5）检查联锁装置功能是否正常 6）检查加热器功能是否正常7）对操动机构机械轴承等部件进行润滑 采用1000V 兆欧表控制、测量等二次回路4.5年 1）绝缘电阻一般不低于1M 2）各种继电器的动作性能正常3）控制逻辑及功能正常12.2 隔离开关和接地开关诊断性试验表24 隔离开关和接地开关诊断性试验项目诊断性试验项目要求 说明主回路电阻测量 不大于制造厂规定值（注意值）测量电

37、流100A ，在以下情况时进行测量1）红外热像发现异常2）有此类家族缺陷，且该设备隐患尚未消除163）上一年度测量结果呈现明显增长趋势，或自上次测量之后又进行了100次以上分、合闸操作 4）大修之后支柱绝缘子探伤 无裂纹在以下情况时进行进行超声探伤抽检 1）有此类家族缺陷，隐患尚未消除 2）经历了5级以上地震或地基严重下沉3）运行10年，怀疑存在安装不合理，瓷瓶受力，机械疲劳现象的13 耦合电容器13.1 耦合电容器巡检及例行试验 表25 耦合电容器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 ：3月外观无异常 1 巡检时注意电容器是否有渗漏油，若有

38、要及时更换2 注意瓷件是否存在破损或裂纹，是否有影响设备运行的异物附着3 注意高压引线、接地线连接是否完好表26 耦合电容器的例行试验例行试验项目周期 要求 说明红外热像检测 500kV ：1月220kV: 3月110kV ：半年无异常温升、温差、相对温差检测电容器及其所有电气连接部位是否有异常。检测方法参考DL/T664。极间绝缘电阻年 5000 M 低压端对地绝缘电阻4.5年100M 1 极间绝缘电阻采用2500V 兆欧表测量，低压端对地绝缘电阻采用1000V 兆欧表测量2 要求测量结果符合技术要求，且同类电容器相比无显著性差异。电容量和介质损耗因数4.5年1、电容量初值差不超过±

39、;5%（警示值）2、介质损耗因数： 膜纸复合0.0025 油浸纸0.005（注意值）1 多节串联的，应分节独立测量 2 介质损耗因数也受温度影响，分析时注意测量温度，但不进行温度修正13.2 耦合电容器诊断性试验14.1 金属氧化物避雷器巡检及例行试验表28 金属氧化物避雷器巡检项目巡检项目 周期 要求 说明17外观检查 500kV ：2周220kV ：1月 110kV ：3月外观无异常1 外表面无影响安全运行的异物、无破损、裂纹和电蚀痕迹、均压环无异常2 记录计数器的示数。若装有漏电流带电测量仪，应记录漏电流值，并与同等运行条件下其它金属氧化物避雷器进行比较，应无明显差异3 高压引线、接地线

40、应连接正常表29 金属氧化物避雷器例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明红外热像检测 500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年温升无异常检查金属氧化物避雷器本体及电气连接部位无异常温升（注意与同等运行条件其它金属氧化物避雷器的进行比较），细则参考DL/T 664有关条款运行中持续电流（阻性电流）检测 500kV ：1年 220kV ：23年或漏电流带电测试异常时110kV ：23年或漏电流带电测试异常时与同母线上其它同型号的金属氧化物避雷器测量结果相比较无显著性差异 宜雷雨季节前 直流1mA 电压(U1mA 及在0.75U 1mA 下漏电流测量4.5年 U 1mA 初值差不

41、超过±5%且不低于GB11032规定值（注意值） 0.75U 1mA 漏电流初值差30%或50A （注意值）除定期试验之外，有下列情形之一的金属氧化物避雷器，应进行本项试验1 红外热像检测时，温度同比异常2 运行电压下持续电流偏大3 有电阻片老化或者内部受潮的家族缺陷，尚未消除隐患对于单相多节串联结构，应逐节进行。U 1mA 偏低或0.75U 1mA 下漏电流偏大时，应先排除电晕和外绝缘表面漏电流的影响 底座绝缘电阻100M 用2500V 的兆欧表测量，通常应大于100M 放电计数器功能检查4.5年功能正常检查完毕应记录当前基数。避雷器泄漏电流指示异常时宜校验电流表，结果应符合设备技

42、术文件之要求14.2 金属氧化物避雷器诊断性试验表30 金属氧化物避雷器诊断性试验诊断性试验项目 要求 说明 工频参考电流下的工频参考电压 应符合GB11032 或制造厂规定逐节进行。方法和要求参考GB11032均压电容的电容量 电容量初值差不超过±5%或满足制造厂的技术要求逐节进行15 电力电缆15.1 电力电缆巡检及例行试验表31 电力电缆巡检项目巡检项目 周期 要求 说 明设备及通道外观检查 500kV ：1周 220kV ：2周 电缆终端及可见部分外观无异常，通道正常 1 电缆终端外绝缘无破损和异物，无明显的放电痕迹；18110kV ：2月无异味和异常声响；注意通道检查，防止

43、外力破坏 2 充油电缆油压及油压表正常完好3 电缆屏蔽层及外护套接地良好4 引入室内的电缆入口封堵完好，电缆支架牢固，接地良好运行维护500kV ：1年220kV ：1年110kV ：3年电缆应无过度弯曲、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象注意电缆各支撑点绝缘是否出现磨损橡塑绝缘电力电缆带电环流测试500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年一般不大于10A 分别对交叉互联接地、保护接地、直接接地进行测量橡塑绝缘电力电缆金属护层电压500kV ：半年220kV ：1年 110kV ：1年 有

44、保护措施不超过100V ；无保护措施不超过50V 1 保护措施指：防止人员任意接触金属护套或屏蔽层的安全措施。2 在非直接接地侧测量自容式充油电缆油压示警系统220kV ：半年110kV ：半年合上试验开关时应能正确发出相应的示警信号19表32 橡塑绝缘电缆例行试验项目例行试验项目 周期 要求说 明 红外热像检测 500kV 及以上：1月220kV ：3月110kV ：半年电缆终端及接头无无异常温升、温差、相对温差 (如可测细则参考DL/T 664有关条款主绝缘绝缘电阻4.5年 无显著变化用2500或5000V 兆欧表测量外护套及内衬层绝缘电阻 4.5年 绝缘电阻（M ）与被测电缆长度（km

45、）的乘积值一般不小于0.5采用1000V 兆欧表测量主绝缘交流耐压试验 4.5年；重做终端或接头时220kV 、500kV ：电压为1.36U 0， 110kV ：电压为1.6U 0， 1 现场具备条件时进行，时间为5min 、频率为30300Hz ；2 重做终端或接头后如无条件时可用电缆空载运行24h 代替表33 充油电缆例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说 明红外热像检测220kV ：3月 110kV ：半年 测量电缆终端及其接头无异常温升、温差、相对温差（若可测）细则参考DL/T 664有关控制电缆线芯对地绝缘电阻4.5年 绝缘电阻（M ）与被测电缆长度（km ）的乘积值一般不小于1

46、采用100V 或250V 兆欧表压力箱的供油特性、电缆油击穿电压和电缆油介质损耗因数测量4.5年 1 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%；2 电缆油击穿电压：50kV ；3 电缆油介质损耗因数：0.005(100时1 电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘夹板对地直流耐压试验。试验方法是，先将电缆护层过电压保护器断开，在互联箱中将另一侧的所有电缆金属套都接地，然后在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1min ，不应击穿。2 护层过电压保护器测试。护层过电压保护器的直流参考电压应符合设备技术要求；用1000V 兆欧表测量护层过电压保护器及其引线对

47、地的绝缘电阻，不应低于10M 。3 互联箱闸刀(或连接片 连接位置正确无误，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或符合设备技术要求。除定期试验外，如在互联系统大段内发生故障，则也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，则与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。 15.2 电力电缆诊断性试验表34 橡塑绝缘电缆诊断性试验项目诊断性试验项目 要求 说 明 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 屏蔽层电阻和导体电阻比不应有明显变化在同等条件下测量介质损耗因数 一般不大于0.001在运行电压下测量，也可以采用0.1Hz 低频电源20交流耐压试验 试验电压为1.36U 0（

48、500kV 、220kV ）、1.6U 0（110kV ）, 持续时间60min频率为30300Hz表35 自容式充油电缆诊断性试验项目诊断性试验项目要求 说明电缆及附件内的电缆油1 击穿电压：45kV 2 介质损耗因数：新油不大于0.005；运行中的油不大于0.013 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；H 2500；C 2H 2痕量；CO 100；CO 21000；CH 4200；C 2H 4200；C 2H 6200 在油温100±1和场强1MV/m的测试条件下 主绝缘直流耐压试验直流试验电压电缆U 0/U，kV 雷电冲击耐受电压，

49、kV 直流试验电压，kV 64/110127/220 失去油压导致受潮或进气修复后，或新作终端或接头后进行本项目。直流试验电压值按表中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5min16 接地装置16.1 接地装置巡检及例行试验表36 接地装置巡检项目巡检项目 周期 要求 说明接地引下线检查 1月 无异常检查变电站设备接地引下线不得有松脱、位移、断裂及严重腐蚀等情况表37 接地装置例行试验项目例行试验项目 周期 要求 说明设备接地引下线导通测试500kV 变电所：1年220kV 变电所：1年 110kV 变电所：4.5年1 变压器、避雷器、避雷针等：200m 且导通电阻初值差50

50、%（注意值）2 其它设备应导通良好应在与上次同等测量条件下进行。测量方法参考DL/T 475 接地网接地阻抗测量 6年符合运行要求，且不大于初值的1.3倍 按DL/T475推荐方法测量，测量结果应符合设计要求 16.2 接地装置诊断性试验表38 接地装置诊断性试验项目诊断性试验项目 要求 说明 接触电压、跨步电压测量 符合设计要求接地阻抗明显增加，或者接地网大修之后进行本项目，测量方法参见DL/T475开挖检查 无异常若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符合设计要求，怀疑接地网被严重腐蚀时，应进行开挖检查。修复或恢复之后，要进行接地阻抗、接触电压和跨步电压测量，测量结果应符合设计要求17 变电站设备外绝缘及绝缘子17.1 变电站设备外绝缘及绝缘子巡检及例行