1、.北京市電力公司電力設備狀態檢修試驗規程（2011年版）北京市電力公司 發布2011年6月目 錄1 范圍、引用標準、定義、符號52 總則103 電力變壓器和電抗器134 互感器315 開關設備406 套管537 設備外絕緣及絕緣子568 電力電纜線路589 電容器6710 避雷器7411 母線7812 接地裝置7913 1kv以上的架空線路8214 1kv及以下的配電裝置和饋電線路85附錄a （規范性附錄）高壓電氣設備的工頻耐壓試驗電壓標準87附錄b （規范性附錄）電力變壓器的交流試驗電壓88附錄c （資料性附錄）紅外成像測溫89附錄d （資料性附錄）變壓器線間電阻到相繞組電阻的換算方法90附

2、錄e （資料性附錄）橡塑電纜附件中金屬層的接地方法91附錄f （資料性附錄）橡塑電纜內襯層和外護套被破壞進水確定方法92附錄g （資料性附錄）高頻局部放電93附錄h （資料性附錄）高頻局部放電檢測典型圖譜94附錄i （資料性附錄）gis超高頻局部放電檢測典型圖譜97附錄j (資料性附錄）氣體絕緣金屬封閉開關設備老練試驗方法105附錄k （資料性附錄）斷路器回路電阻廠家標準108附錄l (資料性附錄）油浸電力變壓器繞組直流泄漏電流參考值109附錄m （資料性附錄）復合絕緣子和rtv涂料憎水性測量方法及判斷準則110附錄n （資料性附錄）設備狀態量顯著性差異分析法113前 言電力設備狀態檢修試驗是

3、對在運設備進行電氣、機械、化學等各項性能試驗，獲取設備狀態、判斷設備是否符合運行條件的手段。為了適應電力設備的更新換代和試驗技術的不斷進步，北京市電力公司組織有關單位在廣泛征求意見的基礎上，結合北京電網的實際情況，依據國家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程、電力設備帶電檢測技術規范（試行）以及有關反事故技術措施，對北京市電力公司輸變電設備狀態檢修試驗規程實施細則（試行）、北京市電力公司電力設備預試規程(試行)進行了修訂，形成北京市電力公司電力設備狀態檢修試驗規程（2011年版）。本規程未包含的電力設備的試驗項目，按相關國家行業標準及制造廠規定進行。本規程適用于北京市電力公司所屬各單位。接入北京

4、電網的發電廠、電力用戶可參照執行。本規程經北京市電力公司批準，從發布之日起實施。本規程解釋權屬北京市電力公司。各單位在執行本規程過程中如遇有問題或發現不盡完善之處，請及時與北京市電力公司生產技術部聯系。規程起草單位：北京市電力公司規程主要起草人：鄭秀玉、李偉、陸宇航、周愷、石磊、程序、葉寬、段大鵬、趙宇彤等規程主要審核人：干銀輝、牛進蒼、孫白、常立智、王鵬、韓良、李華春、黃鶴鳴、王進昌、竺懋渝、馬鋒、鄭秀玉、趙永強、譚磊、朱民、李明春、叢光、沈光中、趙穎、黃博瑜、王偉、韓曉昆、姚建實、楊延斌、藤海軍、余康等規程批準人：劉潤生1 范圍、引用標準、定義、符號1.1 范圍本規程適用于500kv及以下

5、電壓等級電氣設備的例行試驗、診斷性試驗以及巡檢工作。本規程不適用于高壓直流輸變電設備、礦用及其他特殊條件下使用的電力設備。對進口設備的試驗，應按合同規定的標準執行。1.2 規范性引用文件下列標準所包含的條文，通過在本規程中引用而構成為本規程的條文，當下列標準與本規程條文不一致的，原則上按更嚴格的標準條文執行。本規程發布時，下列標準的所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本規程的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。gb/t 261-2008閃點測定賓斯基馬丁閉口杯法gb/t 264-1983石油產品酸值測量法gb/t 311.2-2002高壓輸變電設備的絕緣配合gb/t 507-2002

6、絕緣油擊穿電壓測定法gb/t 511-2010石油和石油產品及添加劑機械雜質測定法gb 1094.1-1996電力變壓器 第1部分：總則gb 1094.2-1996電力變壓器 第2部分：溫升gb 1094.3-2003電力變壓器 第3部分：絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙 gb 1094.4-2005電力變壓器 第4部分：電力變壓器和電抗器的雷電沖擊和操作沖擊試驗導則gb 1094.5-2008電力變壓器 第5部分：承受短路的能力gb 1094.10-2003電力變壓器 第10部分：聲級測定gb 1094.11-2007電力變壓器 第11部分：干式變壓器gb 1207-2007電磁式電壓互感

7、器gb 1208-2006電流互感器gb 2536-1990變壓器油gb/t 3048.1-2007電線電纜電性能試驗方法 第1部分：總則gb/t 3048.4-2007電線電纜電性能試驗方法 第4部分：導體直流電阻試驗gb 4109-2008交流電壓高于1000v的絕緣套管gb 4703-2007電容式電壓互感器gb/t 4909-2009裸電線試驗方法gb 5654-2007液體絕緣材料工頻相對介電常數、介質損耗因數和體積電阻率的測量gb/t 6541-1986石油產品油對水界面張力測量法(圓環法）gb/t 6451-2008油浸式電力變壓器技術參數和要求 gb/t 7252-2001變壓

8、器油中溶解氣體分析和判斷導則gb/t 7595-2008運行中變壓器油質量標準gb 7597-2007電力用油(變壓器油、汽輪機油）取樣方法gb/t 7598-2008運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測量法(比色法）gb 7600-1987運行中變壓器油水分含量測量法(庫侖法)gb 7601-2008運行中變壓器油、汽輪機油水分含量測量法(氣相色譜法gb/t 7354-2003局部放電測量gb/t 7602-1987運行中汽輪機油、變壓器油t501抗氧化劑含量測定法 (分光光度法）gb 7674-2008額定電壓72.5kv及以上氣體絕緣金屬封閉開關設備gb 8905-1996六氟化硫電氣設備

9、中氣體管理和檢驗導則gb/t 17623-1998絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定法gb/t 10228-2008干式電力變壓器技術參數和要求gb 11022-1999高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件gb 11032-2010交流無間隙金屬氧化物避雷器gb 12022-2006工業六氟化硫gb 12706-2008額定電壓35kv及以下銅銅芯、鋁芯塑料絕緣電力電纜gb/t 16927.1-1997高電壓試驗技術 第一部分：一般試驗要求gb/t 16927.2-1997高電壓試驗技術 第二部分： 測量系統gbt 11024_2001標稱電壓1kv以上交流電力系統用并聯電容器 gb/

10、t 10229-1988電抗器gb/t 11022高壓開關設備和控制設備標準的共用技術條件gb/t 11023-1989高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗導則gb/t 11017.1-2002額定電壓110v交聯聚乙烯絕緣電力電纜及其附件試驗方法和要求gb 50150-2006電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準gb 50233-2005110500kv架空送電線路施工及驗收規范dl/t 402-2007 交流高壓斷路器訂貨技術條件dl/t 421-2009 絕緣油體積電阻率測量法dl/t 423-2009 絕緣油中含氣量測量方法 真空壓差法dl/t 840-2003高壓并聯電容器使用技術條件d

11、l/t 417-2006電力設備局部放電現場測量導則dl 419-1991電力用油名詞術語dl/t 429.1-1991電力系統油質試驗方法 透明度測定法dl/t 429.2-1991電力系統油質試驗方法 顏色測定法dl/t 429.9-1991電力系統油質試驗方法 絕緣油介電強度測定法絕緣油介電強度測定法dl/t 437-1991高壓直流接地極技術導則dl/t 450-1991絕緣油中含氣量的測試方法 二氧化碳洗脫法dl/t 474-2006現場絕緣試驗實施導則dl/t 475-2006接地裝置特性參數測量導則dl/t 506-1992六氟化硫氣體絕緣設備中水分含量現場測量方法dl/t 57

12、3-2010電力變壓器檢修導則dl/t 574-2010變壓器分接開關運行維修導則dl/t 593-2006高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求dl/t 596-1996電力設備預防性試驗規程dl/t 620-1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合dl/t 621-1997交流電氣裝置的接地dl/t 626-2005劣化盤形懸式絕緣子檢測規程dl/t 628-1997集合式高壓并聯電容器訂貨技術條件dl/t 664-2008帶電設備紅外診斷技術應用導則dl/t 703-1999絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法dl/t 722-2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則dl/t 741-20

13、01架空送電線路運行規程dl/t 887-2004桿塔工頻接地電阻測量dl/t 911-2004電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法dl/t 914-2005六氟化硫氣體濕度測定法（重量法）dl/t 915-2005六氟化硫氣體濕度測定法（電解法）dl/t 916-2005六氟化硫氣體酸度測定法dl/t 917-2005六氟化硫氣體密度測定法dl/t 918-2005六氟化硫氣體中可水解氟化物含量測定法dl/t 919-2005六氟化硫氣體中礦物油含量測定法（紅外光譜分析法）dl/t 920-2005六氟化硫氣體中空氣、四氟化碳的氣相色譜測定法dl/t 921-2005六氟化硫氣體毒性生物試驗方

14、法dl/t 984-2005油浸式變壓器絕緣老化判斷導則dl/t 1093-2008電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則dl/t 1096-2008變壓器油中顆粒度限值dl/t 5092-1999110500kv架空送電線路設計技術規程jb/t 5357-2002電壓互感器試驗導則jb/t 10549-2006sf6氣體密度繼電器和密度表通用技術條件jb/t 9674-1999超聲波探測瓷件內部缺陷jb/t 501-2006電力變壓器試驗導則sh 0040-1991超高壓變壓器油sh/t 0804-2007電器絕緣油腐蝕性硫試驗 銀片試驗法q/gdw152電力系統污區分級與外絕緣選擇標準q/

15、gdw168輸變電設備狀態檢修試驗規程國家電網公司十八項電網重大反事故措施（試行）北京市電力公司十八項電網重大反事故措施實施細則（試行）1.3 定義下列定義適用于本規程。1.3.1 狀態檢修狀態檢修是企業以安全、環境、效益為基礎，通過設備狀態評價、風險評估、檢修決策等手段開展設備檢修工作，達到設備運行安全可靠，檢修成本合理的一種檢修策略。1.3.2 設備狀態量直接或間接表征設備狀態的各類信息，如數據、聲音、圖像、現象等。1.3.3 巡檢為掌握設備狀態，對設備進行的巡視和檢查。1.3.4 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，定期進行的各種檢測和試驗，分為帶電檢測和停電例行試

16、驗。其中帶電檢測指在運行狀態下，對設備進行的現場例行檢測（包括加壓到運行電壓下進行的檢測）；停電試驗指需要設備退出運行才能進行的試驗。1.3.5 診斷性試驗發現設備狀態不良，或經受了不良工況，或受家族性缺陷警示，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。1.3.6 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。初值差定義為：（當前測量值-初值）/初值100%。1.3.7 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。1.3.8 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

17、障。1.3.9 家族性缺陷經確認由設計、和/或材質、和/或工藝共性因素導致的設備缺陷稱為家族性缺陷。如出現這類缺陷，具有同一設計、和/或材質、和/或工藝的其它設備，不論其當前是否可檢出同類缺陷，在這種缺陷隱患被消除之前，都稱為有家族性缺陷設備。1.3.10 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。1.3.11 輪試 對于數量較多的同廠同型設備，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。1.4 符號un 設備額定電壓um 設備最高工作線電壓u0 設備額定相對地電壓u0/u 電纜額定電壓(其中u0為電纜設計用的導體與金屬套或金屬屏蔽之

18、間的額定電壓有效值，u為電纜設計用的導體與導體之間的額定電壓有效值)u1ma 避雷器直流lma下的參考電壓tan 介質損耗因數2 總則2.1 試驗分類本規程將試驗分為巡檢、例行試驗（包括停電例行試驗和帶電檢測）、診斷性試驗，其中巡檢和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地進行。2.2 試驗說明2.2.1 巡檢和帶電檢測是獲取設備狀態信息的手段之一，以下情況應對相關設備加強巡檢，并增加帶電檢測：2.2.1.1 在雷雨季節前，大風、降雨（雪、冰雹）、沙塵暴之后；2.2.1.2 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；2.2.1.3 日最高氣溫35

19、以上、高峰負荷期間或負荷有較大變化時；2.2.1.4 經受故障電流沖擊、過電壓等不良工況后。2.2.2 設備進行試驗時，對試驗結果必須進行全面地、系統地綜合分析和比較，既要對照歷次試驗結果，也要對照同類設備或不同相別的試驗結果，根據變化規律和趨勢，經全面分析后做出判斷。2.2.3 工頻交流耐壓試驗，加至試驗電壓后的持續時間，凡無特殊說明者，均為1min；其它耐壓方法的施加時間在有關設備的試驗要求中規定。2.2.4 非標準電壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值，可根據本規程規定的相鄰電壓等級按插入法計算；小電阻接地系統中的設備，按其絕緣水平進行交流耐壓。2.2.5 進行絕緣試驗時，除制造廠裝配的成套

20、設備外，宜將連接在一起的各種設備分離開來單獨試驗。同一試驗標準的設備可以連在一起試驗。為便于現場試驗工作，已有試驗記錄的同一電壓等級不同試驗標準的電氣設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，試驗標準應采用連接的各種設備中的最低標準。2.2.6 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應根據下列原則確定其試驗電壓：2.2.6.1 當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；2.2.6.2 當采用額定電壓較高的設備作為代用設備時，可按照實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。2.2.7 在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。2.2.8 除特別說明，介

21、質損耗因數試驗電壓均為10kv。2.2.9 對引進的國外設備，當與本規程有沖突時，應按制造廠標準和有關技術協議進行試驗。2.2.10 充油電力設備在注油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓和局部放電試驗。靜置時間如無制造廠規定，則依據設備的額定電壓確定：500kv：大于72h 220kv：大于48h 110kv及以下：大于24h2.2.11 sf6氣體在充入電氣設備24h后，方可進行試驗。2.2.12 試驗環境溫度和濕度的相關規定2.2.12.1 在進行與溫度及濕度有關的各種試驗時，應同時測量被試物周圍的溫度及濕度并注意環境溫度對試驗的影響，對油浸式變壓器、電抗器及消弧線圈，應以被試物上層油溫作為

22、測試溫度。2.2.12.2 絕緣試驗應在良好天氣且被試物及儀器周圍溫度不宜低于5，空氣相對濕度不宜高于80%的條件下進行。對不滿足上述溫度、濕度條件情況下測得的試驗數據，應進行綜合分析，以判斷電氣設備是否可以投入運行。2.2.12.3 本規程中規定的常溫范圍為1040。2.2.13 目前帶電檢測剛剛走向實用化階段且受環境因素影響較大，規程中的標準還是經驗值，測試過程中要注意信號的可重復性，重復性包括周期、幅值、波形、頻率等，還要注重多項帶電檢測技術的組合應用，當通過一項技術診斷存在異常，要采取多項技術加以驗證。2.2.14 新設備投運滿1年，35kv以上設備停運6個月以上、35kv及以下設備停

23、運1年以上重新投運前，應進行例行試驗。對核心部件或主體進行解體檢修后重新投運的設備，可參照新設備的交接試驗規程要求執行。2.2.15 設備診斷性試驗具體項目不得少于本規程中對每一癥狀要求進行的診斷性試驗。為全面掌握被診斷設備的狀況，可以根據情況擴大診斷性試驗項目內容。當發現設備狀態不良等情況時，盡早進行診斷性試驗。2.3 試驗初值的選取原則初值可根據不同情況，在設備出廠試驗值、交接試驗值、早期試驗值、設備檢修后的首次試驗值中，按以下原則選?。?.3.1 設備試驗項目的試驗結果與設備所處環境基本沒有關系時，初值采用出廠值。2.3.2 設備試驗項目的試驗結果與設備所處環境有關系時，一般采用交接試驗

24、值。2.3.3 若交接試驗的儀器精度、試驗方法、試驗接線等因素不可控時，可采用本單位進行的首次現場試驗值。2.3.4 設備核心部件或主體進行解體性檢修之后，采用修后現場試驗的首次試驗值。2.3.5 采用設備早期試驗值時應首先選擇上一次試驗數值。2.4 設備試驗數據處置原則2.4.1 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，不宜投入運行。 2.4.2 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

25、患之前，一般不應投入運行。 2.5 試驗周期調整原則2.5.1 本規程給出的周期適用于一般情況。2.5.2 對于停電例行試驗，其周期可以依據具體設備狀態評價和風險評估結果，酌情縮短。有下列情形之一的設備，應提前或盡快進行試驗:2.5.2.1 經評估，狀態為異常及以上的設備；2.5.2.2 巡檢中發現有異常，此異?？赡苁侵卮箅[患所致；2.5.2.3 帶電檢測（如有）顯示設備狀態不良；2.5.2.4 以往的例行試驗結果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;2.5.2.5 發現重大家族性缺陷；2.5.2.6 經受了較為嚴重不良工況，不進行試驗無法確定其是否對設備狀態有實質性

26、損害。2.5.2.7 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例行試驗計劃，情況嚴重時，須經綜合考慮診斷是否需要停電進行診斷性試驗。2.5.3 本規程中的“條件具備時”僅針對設備本身的試驗條件而言，對于因其它條件不具備而降低試驗標準、刪減試驗項目以及判斷設備能否投入運行等情況，必須由本單位總工程師審批，對110kv及以上設備不能執行本規程的情況，應報北京市電力公司生產技術部備案。2.5.4 本規程中所涉及到的“試驗周期”，按年進行考核管理，執行范圍適用于變電站內6kv及以上設備和變電站外35kv及以上設備的試驗，若規程中有特殊規定的按規程規定執行。3 電力變壓器和電抗器

27、3.1 35kv及以上油浸式電力變壓器、電抗器表3.1 35kv及以上油浸式電力變壓器和電抗器的試驗項目、分類、周期和標準序號項目分類周期標準說明1外觀巡檢按照公司相關專業運行規程執行外觀無異常，油位正常，無油滲漏對套管油位高于變壓器油枕油位的220kv、500kv等變壓器，尤其應注意套管油位的檢查確認，防止套管內滲漏油缺陷2油溫和繞組溫度巡檢符合設備技術文件要求在周期內應記錄油溫、油位、繞組溫度、環境溫度、負荷和冷卻器開啟組數具體數值3呼吸器干燥劑（硅膠）巡檢呼吸器呼吸正常，1/3 以上處于干燥狀態當2/3干燥劑受潮時應予更換4冷卻系統巡檢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

28、重積污；潛油泵無異常聲響、振動，油流指示器指示正確，指針無異常抖動或晃動5聲響及振動巡檢變壓器、電抗器聲響和振動無異常必要時按gb/t 1094.10測量變壓器聲級；如振動異常，可定量測量或作振動、噪聲的頻譜分析6紅外熱像檢測帶電檢測1） 新投運后1周內（但應超過24小時）2） 500kv變電站：1個月；220 kv變電站：3個月；其它：6個月 3） 必要時紅外熱像圖顯示無異常溫升、溫差和/或相對溫差1） 檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜等2） 測量和分析方法可參考dl/t 664 和附錄c3） 異常紅外熱像圖應存檔7高頻局部放電測量帶電檢測1） 1年2） 新設備投運、解體檢修后1

29、周內完成3） 必要時1） 無典型放電圖譜2） 與同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別時，應跟蹤檢測3） 有典型放電圖譜時，應查明原因1） 與標準圖譜（附錄h）比較。2） 檢測時從套管末屏接地線、高壓電纜接地線（變壓器為電纜出線結構）以及鐵芯、夾件接地線取信號，其它結構參照執行。3） 異常情況應跟蹤檢測或停電處理。8絕緣油8.1油中溶解氣體分析帶電檢測1）新投運、解體檢修后：110kv及以上：第1、4、10、30天各進行一次35kv：第30天1次2）運行中500kv：3個月220kv：180mva以上：3個月；其它：6個月110kv：1年35kv：3年6）必要時1） 溶解氣體含量：總烴：150

30、l/l（注意值）h2： 150l/l（注意值）c2h2： 500kv：1 (l/l） 220kv及以下：5 (l/l） （注意值）2） 運行設備的油中溶解氣體的絕對產氣速率不超過下列數值（注意值）（單位：ml/d）：組分開放式密封式總烴612c2h20.10.2h25103） 總烴相對產氣速率：10%/月（注意值）1） 取樣及測量程序參考gb/t 7252，同時注意設備技術文件的特別提示2） 若有增長趨勢，即使小于注意值，也應縮短試驗周期。烴類氣體含量較高時，應計算總烴的產氣速率3） 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，應進行額外

31、的取樣分析4） 封閉式電纜出線的變壓器電纜側繞組當不進行繞組直流電阻定期試驗時，油中溶解氣體色譜分析檢測周期不應超過6個月 診斷性例行試驗解體檢修后解體檢修后油中溶解氣體含量不應比解體檢修前有明顯增長，且不超過下列數值：總烴： 50l/lh2： 50l/lc2h2： 1l/l8.2外觀帶電檢測取油樣時透明、無雜質或懸浮物1） 憑視覺檢測油的顏色，粗略判斷油的狀態。2） 評估方法可參考dl 429.1和dl 429.28.3水份帶電檢測1）66kv及以上：1年2）懷疑受潮時3）解體檢修時4）必要時500kv：15mg/l（注意值）220kv：25mg/l（注意值）66110kv：35mg/l（注

32、意值）1） 測量時應注意油溫，并盡量在頂層油溫高于60時取樣。2） 測量方法參考gb/t 7600或gb/t 7601。8.4擊穿電壓(kv）帶電檢測1） 66kv及以上：3年2） 解體檢修后3） 必要時500kv：50 kv（警示值）220kv：40 kv（警示值）66110kv：35 kv（警示值）35kv：30 kv（警示值）1） 擊穿電壓值達不到規定要求時，應進行處理或更換新油。2） 測量方法參考gb/t 507。8.5tan（90）帶電檢測1） 220kv及以上：3年2） 解體檢修后3） 必要時500kv：0.02（注意值）220kv及以下：0.04（注意值）介質損耗因數測量方法參考

33、gb/t 56548.6酸值帶電檢測1） 66kv及以上：3年2） 解體檢修后3） 必要時0.1 mg(koh)/g（注意值）1） 酸值大于標準值時，應進行再生處理或更換新油。2） 油的酸值按gb/t 264測定。8.7水溶性酸ph值帶電檢測1） 66kv及以上：3年2） 解體檢修后3） 必要時4.28.8油中含氣量帶電檢測1年3%1） 適用于500kv設備2） 500kv以下設備可作為診斷性試驗3） 油中含氣量測量方法參考dl/t 703、dl/t 450或dl/t 4238.9界面張力（25） 診斷性試驗必要時19 mn/m 1） 油對水的界面張力測量方法參考gb/t 65412） 低于標

34、準時宜換新油8.10體積電阻率（90）診斷性試驗必要時500kv：11010m220kv及以下：5109m體積電阻率測量方法參考gb/t 5654或dl/t 4218.11抗氧化劑含量診斷性試驗對于添加了抗氧化劑的油，當油變色或酸值偏高時0.1%1） 抗氧化劑含量減少，應按規定添加新的抗氧化劑，采取上述措施前，應咨詢生產廠家的意見。2） 測量方法參考gb 7602。8.12絕緣油糠醛含量診斷性試驗1）油中氣體總烴超標或co、co2過高時2）500kv變壓器投運10年后3）需了解絕緣老化情況時4）變壓器更換絕緣油前后5）必要時1）含量超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢測：運行年限糠醛量(m

35、g/l) 1-50.1 5-100.210-150.415-200.752）跟蹤檢測時，注意增長率測試值大于4mg/l時，認為絕緣老化已比較嚴重試驗方法參考：gb/t 7252。8.13油泥與沉淀物(m/m）診斷性試驗界面張力小于25mn/m時0.02%測量方法參考gb/t 5118.14顆粒數（3150m）診斷性試驗必要時1500個/10ml1） 適用于500kv設備2） 測量方法參考dl/t10963） 對于變壓器，過量的金屬顆粒是潛油泵磨損的一個信號，必要時應進行金屬成分及含量分析8.15油的相容性試驗診斷性試驗混合使用不同牌號油時1） 一般不宜將不同牌號的油混合使用。2） 測量方法和要

36、求參考gb/t 14542。8.16絕緣油帶電傾向度測試診斷性試驗必要時1） 新投運變壓器一般應小于100pc/ml(20）2） 運行中設備應小于500pc/ml(20）1） 僅適用于強油循環變壓器8.17腐蝕性硫測試診斷性試驗1） 當變壓器繞組導線采用裸銅導線，且變壓器運行油溫偏高時2） 必要時非腐蝕性1） 暫僅適用于使用尼納斯絕緣油的變壓器2） 試驗方法參考sh/t 0804。9繞組電阻停電例行試驗1） 6年1） 解體檢修后2） 無勵磁調壓變壓器變換分接位置后3） 有載調壓變器的分接開關檢修后（在所有分接）4） 更換套管后5） 必要時1） 1.6mva以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別，

37、不大于三相平均值的2%（警示值）；無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%。且三相不平衡率變化量不大于1% （警示值）2） 1.6mva及以下變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%；線間差別一般不大于三相平均值的2%3） 各相繞組電阻與以前相同部位、相同溫度下的歷次結果相比，不應有明顯差別，其差別不應大于2%（警示值），當超過1%時應查明原因4） 電抗器參照執行1） 如電阻線間差在出廠時已超過規定，制造廠雖然說明了產生這種偏差的原因，但不能超過2%2） 不同溫度下的電阻值按下式換算：式中r1，r2分別為在溫度t1、t2下的電阻值，t為電阻溫度常數，銅導線取235，鋁導線取225

38、3） 無勵磁調壓變壓器投入運行時，應在所在分接位置鎖定后測量直流電阻4） 有載調壓變壓器例行試驗中，可在經常運行的分接上下2個分接處測量直流電阻5） 220kv及以上繞組測試電流不宜大于10a6） 封閉式電纜出線或gis出線的變壓器，電纜、gis側繞組可不進行10套管試驗停電例行試驗見表6.1套管部分見表6.1套管部分見表6.1套管部分。11鐵芯、夾件（有外引接地線的）絕緣電阻停電例行試驗1） 110kv及以上： 6年2） 解體檢修后3） 更換繞組后4） 油中溶解氣體分析異常時5） 必要時100m且與以前試驗結果比較無明顯變化1） 絕緣電阻測量采用2500v兆歐表。除注意絕緣電阻的大小外，要特

39、別注意絕緣電阻的變化趨勢2） 鐵芯對地、夾件對地、鐵芯與夾件間的絕緣電阻應分別測量12繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數停電例行試驗1） 6年2） 解體檢修后3） 絕緣油例行試驗中水分偏高，或者懷疑箱體密封被破壞時4） 必要時1） 絕緣電阻與上一次試驗結果相比無明顯變化，一般不低于上次值的70%或大于10000m2） 在1030范圍內，吸收比一般不低于1.3；極化指數不低于1.5（注意值）3） 220 kv 及120 mva 以上變壓器應測量極化指數，用以判斷絕緣狀況1） 用2500v及以上兆歐表2） 測量前被試繞組應充分放電3） 測量溫度以頂層油溫為準，盡量在相近的溫度下試驗，不同溫度下的絕緣值

40、一般可用下式換算：式中r1、r2分別為在溫度t1、t2下的絕緣電阻值4） 盡量在油溫低于50時試驗5） 吸收比和極化指數不進行溫度換算6） 變壓器絕緣電阻大于10000 m（20）時，吸收比和極化指數可僅作為參考7） 電纜出線變壓器的電纜出線側繞組絕緣電阻由中性點套管處測量8） 絕緣電阻下降顯著時，應結合介質損耗因數及油質試驗進行綜合判斷。13繞組絕緣介質損耗因數及電容量測量停電例行試驗1） 6年2） 解體檢修后3） 必要時1） 20時的介質損耗因數：500kv：0.005（注意值）220kv及以下：0.008（注意值）35kv：0.015（注意值）2） 繞組電容量：與上次試驗結果相比變化2%

41、3） 試驗電壓如下：繞組電壓10kv及以上： 10kv繞組電壓10kv以下 ： un。1） 非被試繞組應短路接地，被試繞組應短路2） 同一變壓器各繞組的tan標準值相同3） 測量溫度以頂層油溫為準，盡量在油溫低于50時試驗；盡量在相近的溫度下試驗不同溫度下的tan值一般可用下式換算：式中tan1、tan2分別為在溫度t1、t2下的tan值4） 封閉式電纜出線的變壓器只測量非電纜出線側繞組的tan14有載分接開關檢查14.1操作試驗停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 制造廠規定時手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規定，電動操作應無卡澀，沒有連動現象，電氣和機械限位

42、動作正常在手搖操作正常情況下，就地電動和遠方各進行一個循環操作14.2動作順序停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 吊芯檢查時分接選擇器、轉換選擇器、切換開關或選擇開關觸頭的全部動作順序，符合產品技術要求應在整個操作循環內進行14.3過渡電阻阻值停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時1） 符合制造廠規定2） 過渡電阻阻值與銘牌比較偏差不大于10%條件具備時進行。14.4觸頭接觸電阻停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時每對觸頭不大于500條件具備時進行。14.5輔助回路的絕緣試驗停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 制造廠規定時絕緣電阻一般不低于1m采用1000v兆

43、歐表14.6切換過程程序與時間診斷性試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 制造廠規定時正反方向的切換程序與時間均符合制造廠要求；無開路現象，其主弧觸頭分開與另一側過渡弧觸頭閉合的時間不得小于10ms14.7檢查插入觸頭、動靜觸頭的接觸情況，電氣回路的連接情況停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 制造廠規定時動靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規定值，回路連接良好。14.8有載開關的油中水分停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 必要時參照同電壓等級變壓器油標準，制造廠有要求時按制造廠要求執行14.9有載開關的油擊穿電壓停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3）

44、必要時有載開關額定電壓：110220kv：40 kv35kv：35 kv14.10有載開關的油質停電例行試驗1） 6年2） 有載開關檢修時3） 必要時油質清澈、透明、無大量游離碳等放電雜質作為判斷是否進行有載開關檢修因素之一15測溫裝置檢查及其二次回路試驗停電例行試驗1） 6年2） 解體檢修后3） 必要時密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符，在規定的要求內使用，絕緣電阻一般不低于1m。采用1000v兆歐表測量16氣體繼電器檢查及其二次回路試驗停電例行試驗1） 6年2） 解體檢修后3） 必要時1） 檢查氣體繼電器整定值，符合運行規程和設備技術文件要求，動作正確2） 氣體繼電器二次回路的絕

45、緣電阻，不低于1m絕緣電阻測量采用1000v兆歐表測量17冷卻裝置檢查及其二次回路試驗停電例行試驗1） 6年2） 解體檢修后3） 必要時1） 強油水冷裝置的檢查和試驗按制造廠規定 2） 絕緣電阻一般不低于1m絕緣電阻測量采用1000v兆歐表測量18壓力釋放裝置檢查診斷性試驗1） 解體檢修后2） 必要時符合技術文件要求。一般要求開啟壓力與出廠值的標準偏差在10%之內或符合設備技術文件要求19繞組直流泄漏電流停電例行試驗6年1） 測量繞組短路加壓，其它繞組短路接地，施加直流電壓值為：繞組額定電壓（kv）361035110220500直流試驗電壓（kv）5102040602） 由泄漏電流換算成的絕緣

46、電阻值應與兆歐表所測值相近（在相同溫度下），且與同型設備比沒有明顯差別1） 讀取1分鐘時的泄漏電流值2） 封閉式電纜出線變壓器的電纜出線側繞組泄漏電流由中性點套管處測量3） 泄漏電流參考值參見附錄l的規定20空載電流和空載損耗診斷性試驗1） 拆鐵芯后2） 更換繞組后3） 診斷鐵芯結構缺陷、匝間絕緣損壞時1） 測量結果與上次相比，無明顯差異2） 對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相，空載電流差異不超過10%1） 試驗電壓盡可能接近額定值。試驗電壓值和接線應與上次試驗保持一致2） 分析時同時注意空載損耗的變化21短路阻抗診斷性試驗1） 更換繞組后2） 診斷繞組是否發生變形時與出廠或解體檢修后試驗相

47、比不超過3%（注意值）在最大分接位置和相同電流下測量。試驗電流可用額定電流，亦可低于額定值，但不小于5a22交流耐壓試驗診斷性試驗1） 解體檢修后2） 更換繞組后3） 驗證絕緣強度時1） 試驗電壓值按附錄b,附錄b沒有明確規定的，按照出廠試驗值的80%。2） 外施交流電壓試驗電壓的頻率應為4565hz，全電壓下耐受時間為60s。3） 感應電壓試驗時，試驗電壓的頻率應適當大于額定頻率。試驗電壓頻率等于或小于2倍額定頻率時，全電壓下試驗時間為60s；當試驗電壓頻率大于2倍額定頻率時，全電壓下試驗時間為： ， 但不少于15秒。1） 110kv及以上變壓器及電抗器，應進行中性點交流耐壓試驗。2） 66

48、kv及以下變壓器及電抗器，應進行線端及中性點工頻耐壓試驗。3） 交流耐壓試驗可采用外施工頻耐壓方法，也可采用感應耐壓試驗方法。4） 試驗電壓波形盡可能接近正弦，試驗電壓值為測量電壓的峰值除以2 ，試驗時應在高壓端監測。23局部放電（長時感應耐壓試驗）診斷性試驗1） 解體檢修后2） 診斷是否存在局部放電缺陷時1.3 um/下：300pc（注意值）或1.5 um/下：500pc（注意值）試驗方法參考gb/t 1094.3。24繞組頻率響應診斷性試驗1） 出口短路、近區短路后2） 更換繞組后3） 診斷是否發生繞組變形時與初值相比，或三相之間結果相比無明顯差別1） 適用于110kv及以上變壓器2） 試

49、驗方法和測量分析參考dl/t 9113） 每次測量時，變壓器外部接線狀態應相同4） 應盡量在最大分接下測量，變壓器發生出口短路后，應在事故發生時所在分接處測量5） 宜在直流項目測試前進行25繞組各分接位置電壓比診斷性試驗1） 更換繞組后2） 分接開關引線拆裝后3） 解體檢修后，或懷疑繞組存在缺陷時4） 必要時1） 各相應分接的電壓比順序與銘牌相同2） 額定分接電壓比允許初值差不超過0.5%，其它分接的偏差在變壓器阻抗值(%）的1/10以內，但不超過1%（警示值）宜在直流項目測試前進行測試26電抗器電抗值診斷性試驗懷疑線圈或鐵心（如有）存在缺陷時與出廠值相差不超過5%（注意值），與整組平均值相差

50、在2%范圍內如有試驗條件限制，可在運行電壓下測量27紙絕緣聚合度診斷性試驗診斷絕緣老化程度時聚合度250（注意值）1） 運行年限超過20年，應利用吊罩機會采樣試驗2） 試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數克28整體密封性能檢查診斷性試驗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采用儲油柜油面加壓法，在0.03mpa壓力下持續24h，無油滲漏1） 試驗方法參考 dl/t 573。2） 檢查前應采取措施防止壓力釋放裝置動作29鐵心接地電流診斷性試驗懷疑有鐵芯多點接地時100ma（注意值）30聲級及振動診斷性試驗1） 噪聲異常時，可定量測量變壓器聲級2） 振動異常時，可定量測量振

51、動水平1） 符合設備技術文件要求2） 振動波主波峰的高度不超過規定值，且與同型設備無明顯差異試驗方法參考gb/t 1094.1031局部放電超聲測量診斷性試驗變壓器運行中，色譜特征為放電性缺陷時無明顯局部放電超聲信號1） 測試前應進行色譜跟蹤，以確定放電缺陷仍在持續的情況下進行2） 當放電性故障涉及固體絕緣，并可能迅速演變成事故時，應立即將設備停運，不宜進行此測試32穿芯螺栓、夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環及屏蔽等的絕緣電阻診斷性試驗解體檢修時220kv及以上的絕緣電阻一般不低于500m；其它變壓器一般不低于100m1） 用2500v兆歐表2） 連接片不能拆開者可不測量33三相變壓器的接線組別

52、或單相變壓器的極性診斷性試驗更換繞組后1） 與變壓器的銘牌和出線端子標號相符2） 單相變壓器組成的三相變壓器組應在聯結完成后進行組別檢查34套管電流互感器試驗診斷性試驗套管電流互感器解體檢修時見互感器部分見互感器部分35變壓器全電壓下沖擊合閘診斷性試驗更換繞組后1） 全部更換繞組后，沖擊合閘5次；每次間隔5min2） 部分更換繞組后，沖擊合閘3次；每次間隔5min1） 在運行分接上進行2） 由變壓器高壓側加壓3） 合閘前110kv及以上的變壓器中性點接地36變壓器零序阻抗診斷性試驗更換繞組后1） 僅適用于110kv及以上變壓器2） 三相五柱式可以不做37絕緣紙（板）含水量（m/m）診斷性試驗必要時含水量一般不大于3%1） 適用于220 kv及以上2） 可用所測繞組的tan值推算，或取紙樣直接測量38直流偏磁水平檢測（變壓器）診斷性試驗當變壓器聲響、振動異常時根據測試結果判斷是否存在直流偏磁3.2 消弧線圈、干式電抗器、