输变电设备状态检修试验规程

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1、Q/GWD 2005福建省电力有限公司发布2011-XX-XX实施2011-XX-XX发布输变电设备状态检修试验规程Q/FJGXX2011Q/FJG福建省电力有限公司企业标准IQ/FJGXX2011目 次目 次I前 言III1 范围12 规范性引用文件13 定义和符号24 总则35 油浸式电力变压器和电抗器46 电流互感器107 电磁式电压互感器138 电容式电压互感器159 高压套管1710 SF6断路器1911 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）2112 少油断路器2213 隔离开关和接地开关2314真空断路器。2515高压开关柜。2716耦合电容器2917并联电容器 .3118集合电容器

2、。3219断口并联电容器。3320串联电抗器。3321放电线圈。3422金属氧化物避雷器3523 电力电缆3624 接地装置4025变电站设备外绝缘及绝缘子4126输电线路4227绝缘管母. 4828封闭母线及一般母线.。 4929二次回路.。 5030 1kV及以下的配电装置和电力布线.。 5127 31绝缘油试验.。52452832 SF6气体湿度和成分检测54472933在线监测 。458附录A电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准。 。5954附 录 B状态量显著性差异分析法5660附 录C变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法57561附 录 D轮试安排原则变电设备在线监测替代停电预防性（

3、例行）试验评价规则58642附录E输变电设备不良工况及认定59附录F轮试安排原则60附录G家族缺陷确认流程及输变电设备家族分类规则61附录E 变压器判断故障时选用的试验项目。63I前 言 为适应我省开展输变电设备状态检修的需要，规范省公司系统开展输变电设备状态检修后的试 验周期与项目，依据国家电网公司企业标准输变电设备状态检修试验规程和、电力设备带电检 测技术规范和省公司电力设备预防性试验规程，对2008年福建省电力有限公司制定颁发的输 变电设备状态检修试验规程实施细则进行修订，形成输变电设备状态检修试验规程。DL/T 393输变电设备状态检修试验规程特制定本规程。 本标准经福建省电力有限公司

4、批准,从生效之日起代替2008年原福建省电力有限公司制定颁发 的输变电设备状态检修试验规程实施细则。对于开展状态检修的单位应执行本规程开展巡视检查、首检试验、例行试验、诊断性试验。对于没有开展状态检修的单位对已投运的设备仍然执行Q/FJG XX-2011电力设备交接和预防性试验规程（试行）开展预防性试验。，但对在本规程颁布实施后的新投运设备应执行本规程开展巡视检查、首检试验、例行试验（按基准周期3年实施）、诊断性试验。本规程由福建省电力有限公司提出。本规程由福建省电力有限公司生产运行技术部归口管理并负责解释。本规程在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力试验科学研究院联系。本实

5、施细则主要起草人：本标准审核人：本标准批准人： II编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第81页 共86页输变电设备状态检修试验规程1 范围本规程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，用以判断设备是否符合运行条件，保证安全运行。本标准适用于福建省电力有限公司500kV及以下电压等级的交流输变电设备（不含配网设备）。2 规范性引用文件下列文件的条款，通过本标准的引用而成为本标准的条款，其最新版本适用于本规程。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石油产品和添加剂机械杂质测定法 (重量法

6、) GB 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 1207电磁式电压互感器 GB 1208电流互感器GB/T 4109高压套管技术条件GB/T 4703电容式电压互感器GB/T 5654-2007 液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量GB/T 7598运行中变压器油水溶性酸测定法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 7600运行中变压器油水分含量测定法 (库仑法)DL/T 704变压器油、汽轮机油中T50

7、1抗氧化剂含量测定法(液相色谱法)GB/T 5832.2气体中微量水分的测定 第2部分：露点法GB/T 17040石油和石油产品硫含量的测定 能量色散X射线荧光光谱法GB 7602运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法(分光光度法)GB/T 10229 电抗器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导则GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器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、试验方法及验收准则GB 50150-2006电气装

8、置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50233110500kV架空送电线路施工及验收规范DL/T 417电力设备局部放电现场测量导则DL/T 429.1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 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现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数tan试验DL/T 475 接地装置特性参数测量导则DL/T 506 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 664带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 703绝缘油

9、中含气量的气相色谱测定法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杆塔工频接地电阻测量DL/T 911电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 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 984 油浸式变压

10、器绝缘老化判断导则DL/T 385变压器油带电倾向性检测方法DL/T 1096变压器油中颗粒度限值DL/T 1096变压器油中颗粒度限值DL/T 5092110500kV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DL/T 393国家电网公司输变电设备状态检修试验规程国家电网公司电力设备带电检测技术规范IEC 62535绝缘液体检测已用和新绝缘油中国家电网公司电力设备带电检测技术规范IEC 62535绝缘液体检测已用和新绝缘油中潜潜在腐蚀性硫的试验方法IEC 61198绝缘矿物油中2-糠醛和有关化合物的测定方法3 定义和符号下列定义和符号适用于本标准。3.1状态检

11、修状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，达到运行安全可靠，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态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。3.3例行检查定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维修，如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。3.4 巡检为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。3.5例行试验为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验3.6诊断性试验巡检、在线监测、例行试验等发现设备

12、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。3.7带电检测在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。3.8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。3.9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、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值初值）/初值100%。3.10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。3.11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。3.12 家族缺陷经确认由设计、和/或

13、材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷设备。3.13不良工况设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。3.14周期本规程规定的巡检周期和例行试验周期。3.15轮试对于数量较多的同厂同型设备，若例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进行，这一方式称为轮试。3.16 U0电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。3.17 Um设备最高工作电压有效值。3.18大修 若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的

14、内容和范围如下：变压器：按- 部颁的发电厂检修规程规定；变压器：按DL/T573-1995电力变压器检修导则规定互感器及充油电抗器：吊芯检修；套管：换油、换胶或解体；隔离刀闸：传动机构及刀闸检修；避雷器：解体检修；断路器、重合器、分段器：操作机构解体，灭弧室解体；耦合电容器：吊芯检修；高压硅整流器:吊芯检修。4 总则4.1 设备巡检在设备运行期间，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子文档记录。在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴之后，应对相关设备加强巡检；新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重

15、新投运的设备，宜加强巡检；日最高气温35以上或大负荷期间，宜加强红外测温。4.2 试验分类和说明4.2.1 试验分类本规程将试验分为例行试验和诊断性试验。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根据情况有选择地进行。4.2.2 试验说明若存在设备技术文件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。 35kV及以上新设备投运满1年（220kV及以上）或满1-2年（110kV及以下），以及停运6个月以上重新投运前的设备，应按本规程进行首检例行试验（除特殊规定之外）。对核心部件或主体进行解体性检修后（A类大修）重新投运

16、的设备，可按照Q/FJG xX-2011电力设备交接和预防性试验规程（试行）开展预防性试验。 新安装交接后长时间未投入运行的设备(110kV及以上6个月、35kV及以下1年)以及停运6个月以上重新投运前的设备应按本规程进行例行试验。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。若前述环境条件无法满足时，可采用第4.3.5

17、条进行分析。试验结果应与该设备历次试验结果以及同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。4.2.3按输变电设备在线监测替代停电例行试验评价规则（见附录C），如经实用化评价证明利用在线监测、带电测量技术能达到停电例行试验效果的，在线监测可以替代一次带电测量或停电例行试验；带电测量可以替代一个周期的停电例行试验。、带电测量可以替代一次或一个周期的带电或例行试验。4.3 设备状态量的评价和处置原则4.3.1 设备状态评价原则设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等状态信息，包括其现象强度、量值大小以及发展

18、趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。4.3.2 注意值处置原则有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在运行的设备，应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺陷，不宜投入运行。 4.3.3 警示值处置原则有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运行设备应尽快安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前，一般不应投入运行。4.3.4 状态量的显著性差异分析在相近的运行和检测条件下，同一家族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。4.3.5 易受环境影响状态量的纵横比分析本方法可作为辅助分

19、析手段。如a、b、c三相（设备）的上次试验值和当前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备a当前试验值a2是否正常时，根据与相比有无明显差异进行判断，一般不超过30%可判为正常。4.4 基于设备状态的周期调整遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，应由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220kV 及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案。4.4.1 周期的调整按照国网试验规程，对于停电例行试验，其周期可以依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一般不小于1年，也不大于国网规程所列基准周期（3年）的1.5倍。根据福

20、建省实际情况，对于停电例行试验试验周期4.5年，宽限期0.5-1.5年，设备停电实际例行试验周期可调整为4.55-6年。，但状态评价为正常且符合延迟试验条件的设备停电例行试验周期最长可延长为6年。4.4.2 可延迟试验的条件符合以下各项条件的设备，停电例行试验可在调整周期的基础上延迟0.5-1.5年：a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；b) 带电检测(如有)显示设备状态良好；c) 上次例行试验与其前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异；d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷；e) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。4.4.3 需提前试验的情形有下列情形之一的设备，

21、需提前，或尽快安排例行或/和诊断性试验：a) 巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致；b) 在线监测、带电检测(如有)显示设备数据异常并确认设备状态不良；c) 以往的例行试验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；d) 存在重大家族缺陷；e) 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。如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。5 油浸式电力变压器和电抗器5.1 35kV及以上电力变压器及电抗器油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验表1 35kV及以上油浸式电力变压

22、器和电抗器巡检项目巡检项目 周期要求 说明条款外观 500kV：2周220kV：1月110kV：3月无异常见5.1.1a）条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态 见5.1.1c）条 冷却系统无异常 见5.1.1d）条 声响及振动无异常 见5.1.1e）条 表2 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器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1)新投运1周内2）500kV：1月220kV：3月110kV：半年无异常 见5.1.2条高频局部放电检测1）1年至2年2）投运后3）必要时1）正常：无典型放电图谱。2）异常：

23、在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。3）缺陷：具有典型局部放电的检测图谱。1）与标准图谱（附录）比较。2）新设备投运、A类检修后1周内完成。3）适用于铁芯、夹件及电容末屏接地线，其它结构参照执行。4）异常情况应缩短检测周期。铁芯接地电流测量1）1年至2年2）投运后3）必要时100mA当怀疑有铁芯多点接地时进行该项测量油中溶解气体分析大修前1） 220kV及以上：3月110kV：半年35kV：1年乙炔1（500kV）(L/L)5（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/L)（注意值）绝对产气速率：12mL/d（隔膜式）（注意值）相对产气速率10%/月（注意值

24、）见5.1.3条，对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期本体绝缘油例行试验见20.1条6年见2731.1条见2731.1条有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量大修后1） 110kV：1年35kV：2年油击穿电压30（警示值）水分含量40mg/L（警示值）见5.1.8条见27.1条，对安装在线滤油装置的，可延长一个周期绕组电阻35-6年1. 相间互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超过2%（警示值）见5.1.4条套管试验35-6年见9条见9条铁心绝缘电阻35-6年100M（新投运1000 M）（注意值）见5.1.5条绕组绝缘电阻35-6年1. 绝缘电阻无显著下降2. 吸

25、收比1.3或极化指数1.5 或绝缘电阻10000 M（注意值）见5.1.6条绕组绝缘介质损耗因数（20）35-6年500kV：0.005（注意值）100-220kV：0.008（注意值）35 kV及以下：0.015见5.1.7条有载分接开关检查（变压器）见5.1.8条见5.1.8条见5.1.8条测温装置检查35-6年无异常见5.1.9条气体继电器检查无异常见5.1.10条冷却装置检查无异常见5.1.11条压力释放装置检查解体性检修时无异常见5.1.12条变压器绕组变形试验1）6-9年2）大修后与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别见5.1.13条外施耐压试验1）3 5-6年大修后35KV

26、及以下按附录A，附录A无规定出厂试验值的80见5.1.14条5.1.1 巡检说明a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；b) 记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数； c) 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封；d) 冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确；e) 变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。5.1.2 红外热像检测检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测

27、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。5.1.3 油中溶解气体分析除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天（110kV及以上），4、30天（35kV）第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样按GB/T7597、测量按GB/T 17623、分析诊断按GB/T 7252 或DL/T 722程序进行及测量程序按GB/T 7252要求进行，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、在

28、线监测系统告警、气体继电器有信号、经历了过负荷运行、发生了出口或近区短路故障以及进行耐压和局放试验后，应进行额外的取样分析。对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期。5.1.4 绕组电阻有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过2%。电阻温度修正按式（1）进行。（1）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK为225。

29、无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后、更换套管后、变压器本体油中溶解气体分析判断有热故障以及红外热像检测判断套管接头发热时，也应测量一次。电抗器参照执行。5.1.5 铁心绝缘电阻绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。5.1.6 绕组绝缘电阻测量前，被试绕组应充分放电。测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层

30、油温低于50时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。吸收比和极化指数不进行温度换算。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1。（2）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分或介质损耗因数偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。5.1.7 绕组绝缘介质损耗因数测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，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的绝缘介质损耗因数。介质损耗因数受温度的影响可按式（3

31、）进行近似修正。测量方法可参考DL/T 474.3。（3）式中，tg1、tg2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分或介质损耗因数偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。5.1.8 有载分接开关检查以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。每年检查一次的项目：a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查；b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯；c) 打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常；d) 记录动

32、作次数；e) 如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。油质试验：要求油耐受电压30kV，水分含量40mg/L；如果装备有在线滤油器，可延长一个周期，要求油耐受电压40kV，水分含量40mg/L。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。每4.56年检查一次的项目：f) 检查动作顺序，换位开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求；g) 在变压器带电时，手动、就地电动和远方各进行两个循环的操作，手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常；h) 检查紧急停止功能以及限位装置；i) 在绕组

33、电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间，三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符；有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过10%；j) 油质试验：要求油耐受电压30kV，水分含量40mg/L；如果装备有在线滤油器，要求油耐受电压40kV，水分含量40mg/L。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。5.1.9 测温装置检查每4.56年检查一次，要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。每96年校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1M。5.

34、1.10 气体继电器检查每4.5年检查一次气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。每96年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1M，采用1000V兆欧表测量。5.1.11 冷却装置检查运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。5.1.12 压力释放装置检查按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在5kPa之内或符合制造厂设备技术文件要求。5.1.13变压器绕组变形试验110kV及以上变压器进行5.1.14外施耐压试验35kV及以下变压器和电抗器进行。5.2 油浸式电力变压器和电抗器诊

35、断性试验当变压器故障后，可参照 附录FQ/FJG XX-2011电力设备交接和预防性试验规程（试行）5.13条进行试验项目的选择。表3 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目诊断性试验项目要求说明空载电流和空载损耗测量见5.2.1条见5.2.1条短路阻抗测量初值差不超过3%（注意值）见5.2.2条感应耐压和局部放电测量外施交流或感应耐压：出厂试验值的80%局部放电：下：300pC（注意值）干式变压器局部放电：10PC或满足设备技术条件见5.2.3条绕组频率响应分析见5.2.4条见5.2.4条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）（警示值）见5.2.5条直流偏磁水

36、平检测（变压器）见5.2.6条见5.2.6条电抗器电抗值测量初值差不超过5%（注意值）见5.2.7条纸绝缘聚合度测量聚合度250（注意值）见5.2.8条绝缘油诊断性试验见27.2条见27.2条整体密封性能检查无油渗漏见5.2.9条铁心接地电流测量100mA（注意值）见5.2.10条声级及振动测定符合设备技术文件要求见5.2.11条绕组直流漏电流测量见5.2.12条见5.2.12条外施耐压试验1） 出厂试验值的802） 35KV及以下按附录A，附录A无规定出厂试验值的80见5.2.13条5.2.1 空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电源可用三相或单相，试验电

37、压尽可能接近额定值(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较)。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。5.2.2 短路阻抗测量诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流，亦可低于额定值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)，但不应小于5A。5.2.3 感应耐压和局部放电测量验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz40

38、0Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（4）确定，但应在15s60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。 （4）在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。110KV及以上主变仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。5.2.4 绕组频率响应分析诊断是否发生绕组变形时进行本项目。每次测量时变压器外部接线状态应相同，并应在最大分接位置下测量，当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。5.2.5 绕组各分接位

39、置电压比对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时应进行本项目。结果应与铭牌标识一致。5.2.6 直流偏磁水平检测当变压器声响、振动异常时，应进行本项目。5.2.7 电抗器电抗值测量怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。5.2.8 纸绝缘聚合度测量诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。5.2.9 整体密封性能检查对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。5.2.10 铁心接地电流测量在运

40、行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。5.2.11 声级及振动测定当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。5.2.12 绕组直流泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目，测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为10kV(6kV10kV绕组)、20kV（20kV35kV绕组）、40kV（110kV220kV绕组）、60kV（500kV绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。外施耐压试验110KV及以

41、上主变仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。5.3消弧线圈、35kV及以下变压器和并联电抗器5.3.1消弧线圈、35kV以下变压器、并联电抗器巡检及例行试验表4消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器巡检项目巡检项目 周期要求 说明条款外观 运行规程无异常见5.1.1a）条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态 见5.1.1c）条 冷却系统无异常 见5.1.1d）条 声响及振动无异常 见5.1.1e）条 表5消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器例行试验项目项 目周期要 求说 明绝缘油试验1）5

42、-6年2）大修后见2731.1条1）全密封设备可不进行。2）10kV设备一般只进行油耐压试验。油中溶解气体色谱分析1）5-6年2）大修后乙炔（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/L)（注意值）绝对产气速率：12mL/d（隔膜式）（注意值）相对产气速率10%/月（注意值1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和2) 新投运的变压器应有出厂的有关测试数据3)全密封设备可不进行。4）站（所）用变压器、消弧线圈应进行。红外热像检测 1)新投运1周内2）500kV：1月220kV：3月110kV：半1年无异常 见5.1.2条绕组直流电阻1）5-6年2

43、）大修后1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3) 变压器的直流电阻实测值与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2%4) 三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；5）电抗器和消弧线圈的直流电阻实测值与出厂值的变化规律应一致，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于 2%。 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则按要求3)项执行2）不同温度下的电阻值按下

44、式换算：R2=（T+t2）/（T+t1）式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。3）应在所选分接头的位置锁定后进行绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1）5-6年2）大修后1)绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果及出厂试验相比应无明显变化，一般不低于上次值的701)使用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3) 尽量在相近的温度下试验；不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：（油浸式）R2=R11.5（t1-t2）/10式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值。交流耐压试验1）5-6年2）大修后1)设备试验

45、电压值见附录CA干式变压器、干式电抗器应进行交流耐压试验消弧线圈大修后只在更换绕组时进行用外施工频耐压试验测温装置及其二次回路试验1）5-6年2）大修后1)密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相符2)绝缘电阻一般不低于1M1）测量绝缘电阻采用1000V兆欧表气体继电器及其二次回路试验1）5-6年2）大修后整定值符合运行规程要求,动作正确，绝缘电阻一般不低于1M1)测量绝缘电阻采用100V兆欧表冷却装置及其二次回路检查试验1）5-6年2）大修后冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1M。测量绝缘电阻用1000V兆欧表。5.3.2消弧线圈、35kV以下变压器、并联电抗器诊断性试

46、验表6消弧线圈、35kV以下变压器和并联电抗器诊断性试验项目项 目要 求说 明绕组的tg1)20时不大于下列数值： 35kV以下 1.5%2)试验电压：绕组电压10kV及以上，10kV绕组电压10kV以下，额定电压Un1)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近2)消弧线圈、油浸变压器3)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值按下式换算：式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值或见附录H穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1）采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。2）一般不低于10M。1）用2500V兆欧表。2）连接

47、片不能拆开者可不测量。 绕组所有分接的电压比1)各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且符合规律2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过1%校核三相变压器的组别或单相变压器极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致变压器空载电流和空载损耗与上次试验相比应无明显变化试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）。变压器短路阻抗和负载损耗与上次试验相比应无明显变化，短路阻抗3引起注

48、意1）试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）。2） 对于35kV以下电压等级变压器，有条件采用低电压短路阻抗法测量变压器局部放电变压器短路阻抗和负载损耗10PC或满足设备技术条件与上次试验相比应无明显变化，短路阻抗3引起注意适用于干式变压器试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）。2） 对于35kV以下电压等级变压器，有条件采用低电压短路阻抗法测量5.3 干式电抗器 巡检项目包括表1；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组绝缘电阻、耐压试验

49、；诊断性试验包括表3。5.5消弧线圈巡检项目包括表1；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组绝缘电阻；诊断性试验包括表3。5.5干式变压器巡检项目包括表1；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组绝缘电阻、耐压试验；诊断性试验包括表3。5.7气体绝缘变压器 按制造厂规定。5.8接地变压器巡检项目包括表1；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组绝缘电阻、耐压试验；诊断性试验包括表3。5.9所用变同5.8。5.104自动跟踪补偿成套消弧装置 5.8.1巡检项目同消弧线圈 自动跟踪补偿成套消弧装置巡检项目.表7 自动跟踪补偿成套消弧装置巡检项目巡检项目周期要求说明外观检查

50、6月无漏水异常 5.8.2 自动跟踪补偿成套消弧装置例行试验项目表48 自动跟踪补偿成套消弧装置的例行试验项目序号项 目周 期要 求说 明1二次回路绝缘电阻测量1)新安装投运后1年内 2)3年5-6年3)必要时绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化1)可用500V或1000V 摇表2)必要时:对绝缘有怀疑时2档位调节试验5-6年1)新安装投运后1年内2)3年3)必要时所有档位的调节过程顺利，无卡涩，实际档位与指示档位一致。必要时: 怀疑有故障时3并联电阻值测量1)新安装投运后1年内2)3年5-6年3)必要时与铭牌数值对应，误差不超过5%。必要时:设备发生异常时4补偿电容柜电

51、容量测量1)新安装投运后1年内2)3年3)必要时5-6年与铭牌参数对应，符合厂家技术要求必要时: 设备发生异常时注：成套补偿装置的接地变、消弧线圈、有载调压开关、电压、电流互感器、避雷器、真空开关可参照本标准有关章节规定。 5.8.2 自动跟踪补偿成套消弧装置诊断性试验表5 9 自动跟踪补偿成套消弧装置的诊断性试验项目序号项 目要 求说 明1二次回路交流耐压试验试验电压2kV1)可用2500V 摇表试验2阻尼电阻值测量与名牌数值对应，误差不超过5%。3阻尼电阻的绝缘电阻测量不小于100M.1)采用2500V摇表4阻尼电阻接触器或可控硅动作特性测量应符合制造厂规定5并联电阻专用开关动作特性测量应

52、符合制造厂规定6补偿电容的可控硅动作特性测量应符合制造厂规定6 电流互感器 6.1 电流互感器巡检及例行试验表610 电流互感器巡检项目巡检项目周期要求说明条款外观检查500kV：2周220kV：1月110kV：3月外观无异常见6.1.1条表7 11 电流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：半年无异常见6.1.2条高频局部放电检测1）1年至2年2）投运后3）必要时1）正常：无典型放电图谱。2）异常：在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。3）缺陷：具有典型局部放电的检测图谱。1）与标准图谱（附录）比较。2）新设备投运、A类检修后1

53、周内完成。3）适用于电容末屏接地线，其它结构参照执行。4）异常情况应缩短检测周期。相对介质介质损耗因数1）1年至2年2）投运后3）必要时1）正常：初值差10%。2）异常：初值差10%且30%3）缺陷：初值差30%1） 采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。2） 初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数合格，带电后立即检测的数值作为初值。3） 相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。相对电容量比值1）1年至2年2）投运后3）必要时1）正常：初值差5%。2）异常：初值差5%且20%3）缺陷：初值差20%1） 采用相对值比较法，单根测试线长度应

54、保证在15米以内。2） 初值宜按下述方法选取：设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值。3） 相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。油中溶解气体分析（油纸绝缘）35kV及以上： 5-6年4.5年110kV及以上：3年35kV：6年乙炔2（110kV）（L/L）1（220kV及以上）（L/L）（注意值）氢气150（L/L）（注意值）总烃100（L/L）（注意值）见6.1.3条油中水份，mg/L35kV及以上：4.55-6年年110kV及以上：3年35kV：6年500kV15（注意值）220kV25（注意值）110kV及以下35（注意值

55、）见6.1.4条绝缘电阻35-6年1. 一次绕组：3000M或初值差不超过-50%（注意值）2. 二次绕组之间及对地：500M（注意值）3. 末屏对地（电容型）：1000M（注意值）见6.1.5条电容量和介质损耗因数3-6年5-6年1. 电容量初值差不超过5%（警示值）2. 介质损耗因数(固体绝缘或油纸绝缘)满足下表要求（注意值）Um（kV）126252550tg0.0080.0070.006 聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005超过注意值时，参考6.1.5条原则判断3. 20-35kV介质损耗因数满足下表要求（注意值）充 油 型:0.033胶纸电容型:0.035SF6、固体绝缘：按制造厂规定4.、

56、运行15年以上110油浸电流互感器采用高压法进行试验，在10-Um3 范围内进行，tan增量不应大于0.3% ，电容变化量不应大于1%； 见6.1.6条交流耐压试验3-6年5-6年一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%；二次绕组之间及末屏对地：2kV325kV及以下设备局部放电测量5-6年3-6年1.2Um/下，20pC(气体)；20pC（聚四氟乙烯缠绕绝缘）；50pC(固体)（注意值）35kV固体绝缘互感器进行SF6气体湿度检测(SF6绝缘)110kV及以上：5-6年4.5年 110kV及以上：3年35kV：6年500L/L（注意值）见2128.1条SF6气体分解产物含量测试大修前1） 110kV及以上：4.5年5-6年 110kV及以上：3年2） 35kV：6年SO2+SOF2、HF或H2S2L/L（注意值）总量50L/L（警示值）SO2+SOF2、HF或H2S2L/L应引起注意；当超过50L/L时，应停电查明原因。见2128.12条6.1.1 巡检说明a) 高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响