1、Q/TGS 天津市電力公司 發 布2010-10-20 實施2010-10-20 發布輸變電設備狀態檢修試驗規程Q/TGS 10312010代替Q/TGS 10312008天津市電力公司企業標準目 次 前 言II1范圍12規范性引用文件13定義和符號24總則35交流設備75.1油浸式電力變壓器和電抗器75.2干式變壓器、干式電抗器及干式消弧線圈125.335kV及以下油浸串聯電抗器、油浸式消弧線圈135.4電流互感器135.5電壓互感器155.6高壓套管185.7SF6斷路器195.8氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS、充氣柜）215.9真空斷路器225.10少油斷路器235.11高壓開關柜24

2、5.12隔離開關和接地開關255.13耦合電容器255.14高壓并聯電容器和集合式電容器265.15避雷器和過電壓吸收器275.16電力電纜285.17接地裝置295.18變電站設備外絕緣及絕緣子315.19架空線路326絕緣油試驗347SF6氣體濕度和成分檢測36附錄 A （規范性附錄） 狀態量顯著性差異分析法37附錄 B （規范性附錄） 變壓器線間電阻到相間繞組電阻的換算方法38附錄 C （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39附錄 D （資料性附錄） 橡塑電纜附件中金屬層的接地方法40附錄 E （規范性附錄） 合成絕緣子和RTV涂料憎水性測量方法及判斷準則41前 言

3、為貫徹國家電網公司輸變電設備狀態檢修工作，參照國網公司頒布的輸變電設備狀態檢修試驗規程（以下簡稱規程），公司于2008年編制了天津市電力公司輸變電設備狀態檢修試驗規程（Q/TGS 10312008）。2010年公司根據輸變電設備的實際狀態及狀態檢修試驗的執行情況，并結合其他網省公司輸變電設備運行檢修經驗，對Q/TGS 10312008進行了修訂，主要修訂內容為進一步明確了不良工況項目及要求，修改了對輸變電設備巡檢周期的規定，對例行試驗周期進行了調整，即將500kV電壓等級的變電設備例行試驗基準周期由原來的1年調整為3年，35kV電壓等級的變電設備由原來的3年調整為6年，但35kV主變仍為3年，

4、此外增加了部分帶電監測及在線監測項目及要求，調整了部分試驗項目內容及要求。本標準的附錄A、附錄B、附錄E為規范性附錄。附錄C、附錄D為資料性附錄。本標準由天津市電力公司標準化委員會提出。本標準由天津市電力公司科技信息部歸口。本標準主要起草單位：生產技術部、技術中心。本標準主要起草人：郗曉光、方瓊、劉寶成、郭浩、胡志芳、吳東、付艷華、張東斐、周文濤、栗微、王永福。本標準審查人：楊華 本標準批準人：趙鵬本標準委托生產技術部負責解釋。輸變電設備狀態檢修試驗規程1 范圍本規程規定了天津市交流電網中各類高壓輸變電設備巡檢和試驗的項目、周期和技術要求。本規程適用于通過天津市電力公司狀態檢修驗收的單位，設備

5、電壓等級為35kV500kV的交流輸變電設備。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據本標準達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GB/T 7599 運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法GB/T 507 絕緣油擊穿電壓測定法GB/T 511 石油產品和添加劑機械雜質測定法（重量法）GB/T 1094.3 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/T 1094.10電力變壓器 第10部分: 聲級測定GB/T 1

6、094.11電力變壓器 第11部分：干式電力變壓器GB/T 1207 電磁式電壓互感器 GB/T 1208 電流互感器GB/T 4109 高壓套管技術條件GB/T 4703 電容式電壓互感器GB/T 5654 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 石油產品油對水界面張力測定法（圓環法）GB/T 7252 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T 14542 運行變壓器油維護慣例導則GB/T 7597 電力用油(變壓器油、汽輪機油)取樣方法GB/T 7600 運行中變壓器油水分含量測定法 （庫侖法）GB/T 7601 運行中變壓器油水分測定法（氣相色譜法

7、）GB/T 10229 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 高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法GB/T 11032 交流無間隙金屬氧化物避雷器GB/T 17623 絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定法GB/T 19519 標稱電壓高于1000V的交流架空線路用復合絕緣子定義、試驗方法及驗收準則GB/T 50150 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準GB/T 50233 110500kV架空送電線路施工及驗收規范DL/T 417 電力設備局部放電現場測量導則DL/T 421 絕緣油體積電阻率測定法DL/T 423 絕緣油中含氣量的測

8、定 真空壓差法DL/T 429.1 電力系統油質試驗方法 透明度測定法DL/T 429.2 電力系統油質試驗方法 顏色測定法DL/T 437 高壓直流接地極技術導則DL/T 450 絕緣油中含氣量的測試方法（二氧化碳洗脫法）DL/T 475 接地裝置特性參數測量導則DL/T 506 六氟化硫氣體絕緣設備中水分含量現場測量方法DL/T 593 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求DL/T 664 帶電設備紅外診斷技術應用導則DL/T 703 絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法DL/T 429.6 運行油開口杯老化測定法DL/T 429.7 油泥析出測定法DL/T 429.9 絕緣油介電強度測定法

9、DL/T 722 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則DL/T 864 標稱電壓高于1000V交流架空線路用復合絕緣子使用導則DL/T 887 桿塔工頻接地電阻測量DL/T 911 電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法DL/T 914 六氟化硫氣體濕度測定法（重量法）DL/T 915 六氟化硫氣體濕度測定法（電解法）DL/T 916 六氟化硫氣體酸度測定法DL/T 917 六氟化硫氣體密度測定法DL/T 918 六氟化硫氣體中可水解氟化物含量測定法DL/T 919 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 六氟化硫氣體中空氣、四氟化碳的氣相色譜測定法DL/T 921 六氟化硫

10、氣體毒性生物試驗方法DL/T 984 油浸式變壓器絕緣老化判斷導則DL/T 5092 110500kV架空送電線路設計技術規程Q/GDW 152 電力系統污區分級與外絕緣選擇標準Q/GDW 168-2008 輸變電設備狀態檢修試驗規程Q/TGS 1016-2007 天津市電力公司電力設備交接試驗規程Q/TGS 3012-2006 天津市電力公司電力設備預防性試驗規程Q/TGS 1029-2008 天津市電力公司輸變電設備狀態評價導則Q/TGS 1030-2008 天津市電力公司輸變電設備狀態檢修導則3 定義和符號下列定義和符號適用于本規程。3.1 狀態檢修 狀態檢修是企業以安全、環境、效益為基

11、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。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。3.3 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、自備表計校驗、易損件更換、功能確認等。3.4 巡檢 為掌握設備狀態，對設備進行的巡視和檢查。3.5 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。3.6 診斷性試驗 巡檢、在線監測、例行試驗等發現設備

12、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。3.7 帶電檢測 在運行狀態下，對設備狀態量進行的現場檢測。3.8 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%。3.9 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。3.10 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。3.11 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

13、，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。3.12 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。3.13 基準周期 規程規定的巡檢周期和例行試驗周期。3.14 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。3.15 U0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。3.16 Um設備最高工作電壓有效值。4 總則4.1 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

14、技術文件特別提示的其它巡檢要求。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）、沙塵暴之后，應對相關設備加強巡檢；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35以上或大負荷期間，宜加強巡檢、紅外測溫等工作。4.2 試驗說明若存在設備技術文件要求但本規程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規程要求不一致，嚴格按規定要求執行。110kV設備、35kV電力變壓器及其兩側間隔設備新投運滿2年，220kV新設備投運滿1年、或所有停運半年以上重新投運前的設備，應進行例行試驗。對核心部件或主體進行解體性檢修后重

15、新投運的設備，可參照新設備要求執行。備用設備投運前應對其進行例行試驗；若更換的是新設備，投運前應按交接試驗要求進行試驗。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5，絕緣表面應清潔、干燥。若前述環境條件無法滿足時，可采用第4.7.5條進行分析。4.3 狀態檢修試驗的分類本試驗規程將試驗分為例行試驗和診斷性試驗。例行試驗通常按基準周期進行，診斷性試驗只在診斷設備狀態時根據情況有選擇地進行。4.3.1 例行試驗是為獲取設備狀態量，評估設備狀態，及時發現事故隱患，定期進

16、行的各種帶電檢測和停電試驗。4.3.2 診斷性試驗是在巡檢、在線監測、例行試驗等發現設備狀態不良、經受了不良工況、受家族性缺陷警示或連續運行了較長時間的情況下，為進一步評價設備狀態進行的試驗。4.4 設備初始狀態量的選取原則初始值可根據不同情況，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，按以下原則選取：4.4.1 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，初始值采用出廠值。4.4.2 設備試驗項目的試驗結果與設備所處環境有關系時，一般采用交接試驗值。4.4.3 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。4.4.

17、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。4.5 設備不良工況范圍及影響分析細則輸變電設備設備主要不良工況及其影響見表1。表1 輸變電設備主要不良工況及其影響設備名稱主要不良工況主要可能的影響備注變壓器（電抗器）1）中、低壓側出現外部短路故障2）變壓器過負荷3）過勵磁4）發生雷電侵入波1）發生繞組變形。2）動穩定性能下降。3）絕緣加速老化。4）繞組縱向絕緣損傷。斷路器（GIS）1）開斷狀態時雷電侵入波2）開斷接近額定短路電流3）累計開斷短路電流值和累計開斷負荷電流次數超限1）斷口擊穿或損傷。2）損傷主絕緣或導致控制信號回路絕緣破壞。3）滅弧室觸頭損傷或絕緣下降。電

18、流互感器1）長期過負荷2）變電站雷電侵入波1）長時間過熱，使絕緣老化加速。2）主絕緣損傷。電壓互感器1）經歷過鐵磁諧振2）變電站雷電侵入波 1）長時間過熱，使絕緣老化加速或爆炸。2）主絕緣損傷。并聯電容器1）系統諧波含量過高（1.3In），過電壓（避雷器動作）2）運行電壓偏高(1.1Un)3）環境溫度過高（45）1）系統諧波含量過高、過電壓，使絕緣老化加速。造成電容器壽命降低。2）場強過高，絕緣損傷。3）導致電容器過熱，絕緣老化。耦合電容器1）變電站雷電侵入波1）絕緣損傷。避雷器（金屬氧化物）1）操作和雷電過電壓動作次數2）運行電壓偏高和系統諧波含量過高1）加速閥片老化。2）荷電率過高，閥片易

19、老化。隔離開關1）長期過負荷2）發生覆冰1）長時間過熱，使觸頭受損。2）可能導致瓷瓶裂紋。套管1）長期過負荷2）變電站雷電侵入波3）覆冰1）長時間過熱，使絕緣老化加速。2）主絕緣損傷。3）應力加大，機械穩定可能受損。電纜1）長期過負荷2）環境溫度過高3）雷電侵入波4）電纜遭遇腐蝕性液體侵蝕5）地面沉降1）線芯溫度超過允許值導致絕緣老化。2）主絕緣溫度超過允許值導致絕緣老化。3）主絕緣破壞。4）造成外護套損壞，絕緣降低。5）導致電纜過分受力損壞輸電線路1）長時間過負荷2）超設計值覆冰3）導、地線舞動4）風速超設計值的大風5）桿塔基礎長時間浸泡在水中6）發生雷擊故障1）導線過熱，弧垂過大導致交叉跨

20、越和對地距離不能滿足設計要求，有可能造成放電。2）超設計覆冰可造成倒塔、斷線隱患。導地線損傷、金具損傷、桿塔變形、 3）導、地線舞動可造成倒塔、斷線、塔身變形、導線損傷（斷股）、金具損傷等。4）風速超設計值的大風可造成倒塔、斷線、塔身變形、導線對塔身放電等。5）桿塔基礎長時間浸泡在水中，可能導致基礎缺土、外露、沉降。6）可能導致絕緣子、導地線、金具損傷。絕緣子1）覆冰2）導、地線舞動3）風速超設計值的大風4）重污區5）濕沉降6）鹽霧1）覆冰可造成絕緣子閃絡，導、地覆冰可造成絕緣子承受異常負荷而導致機械強度下降或斷串。2）導、地線舞動可造成絕緣子承受異常負荷而導致機械強度下降或斷串。3）超設計值

21、的大風可造成絕緣子承受異常負荷，并可能造成導線風偏放電。4）重污區可造成絕緣子快速積污，又可造成臟霧、濃霧，易發生污閃事故。5）濕沉降可造成絕緣子快速積污，易發生污閃事故。6）鹽霧可造成絕緣子快速積污，易發生污閃事故。4.6 診斷性試驗項目的適用要求當巡檢、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，或受家族性缺陷警示等，或經設備評價認為需要進行設備狀態診斷時，開展設備診斷性試驗。4.6.1 設備診斷性試驗具體項目確定a) 設備診斷性試驗具體項目不得少于國家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規定和本規程中，對每一癥狀要求進行的診斷性試驗。b) 為全面掌握被診斷設備的狀況，可以根據情況擴

22、大診斷性試驗項目內容。4.6.2 設備診斷性試驗時間要求當發現設備狀態不良等情況時，結合停電機會進行，盡早進行診斷性試驗。4.7 設備狀態量的評價和處置原則4.7.1 設備狀態評價原則設備狀態的評價應該基于巡檢及例行試驗、診斷性試驗、在線監測、帶電檢測、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。4.7.2 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，不宜投入運行。 4.7.3 警示值處置原則有警示值要求的狀態量，若當前試驗值超

23、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。4.7.4 狀態量的顯著性差異分析在相近的運行和檢測條件下，同一家族設備的同一狀態量不應有明顯差異，否則應進行顯著性差異分析，分析方法見附錄A。4.7.5 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a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析設備a當前試驗值a2是否正常時， 根據與相比有無明顯差異進行判斷，一般不超過±30%可判為正常。4.8 狀態檢修停電例行試驗的基準周期確定根據Q/GDW168-2008國

24、家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程的要求，制定天津市電力公司35kV及以上輸變電設備狀態檢修停電例行試驗基準周期如下（見表2和表3）。具體試驗項目周期以試驗規程規定為準。表2 狀態檢修變電設備停電例行試驗的基準周期設備名稱電壓等級試驗基準周期（年）備注GIS（充氣柜）110kV及以上3具體試驗項目周期以試驗規程規定為準35 kV6變壓器（電抗器）35 kV及以上3斷路器110kV（66 kV）及以上335 kV6互感器110kV（66 kV）及以上335 kV6電容器110kV（66 kV）及以上335 kV6避雷器（金屬氧化物）110kV（66 kV）及以上335 kV6套管110kV（6

25、6 kV）及以上335 kV6隔離開關110kV（66 kV）及以上335 kV6電纜110kV（66 kV）及以上335kV6接地裝置和接地電阻器35kV及以上6變電站設備外絕緣及絕緣子例行試驗項目110kV及以上335kV6表3 狀態檢修輸電線路停電例行試驗的基準周期例行試驗項目周期（年）架空線路見5.18.14.9 基于設備狀態的停電例行試驗周期調整原則本規程給出的基準周期適用于一般情況。對于停電例行試驗，實際檢修周期可以依據具體設備狀態評價和風險評估確定的檢修策略，酌情延長或縮短。調整后的周期一般不小于一年，也不大于本規程所列基準周期的1.5倍輸變電設備的具體試驗項目如無特殊要求，應按

26、照相應設備基準周期進行。4.9.1 停電例行試驗延遲的條件根據天津市電力公司輸變電設備狀態評價導則，狀態評價結果為“正常狀態”或扣分主要是一般狀態量的設備，符合以下各項條件的，其停電例行試驗周期可在4.9周期調整后的基礎上延長1年。a) 巡檢中未見可能危及該設備安全運行的任何異常;b) 安裝有經校驗合格的帶電檢測裝置，并且通過對檢測數據分析，顯示狀態良好的設備;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性缺陷;e) 上次例行試驗以來，沒有經受嚴重的不良工況；f) 質量可靠、技術成熟、運行穩定的設備。4.9.2 停電例行試驗提前的條件

27、根據天津市電力公司輸變電設備狀態評價導則，狀態等級為異常及以下的設備或有下列情形之一的設備，應提前或盡快進行試驗:a) 巡檢中發現有異常，此異常可能是重大隱患所致;b) 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;c) 發現重大家族性缺陷;d) 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損害。e) 安裝有經校驗合格的帶電檢測裝置，并且通過對檢測數據分析，顯示狀態不良的設備。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。若設備的技術文件要求與試驗規

28、程要求不一致時，按嚴格要求執行。4.10 巡檢基準周期本規程規定沒有特殊要求的變電設備巡檢基準周期為：有人值班變電站應每天進行巡視；無人值班變電站按不同電壓等級分為：500kV1周，220kV 10天，110kV及以下2周。各單位可根據實際情況，適當縮短巡檢周期。輸電線路巡檢基準周期為：1個月。各單位可根據實際情況，適當調整巡檢周期，最長不能超過三個月。4.11 進口設備試驗原則對引進的國外設備，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。5 交流設備5.1 油浸式電力變壓器和電抗器5.1.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗表4 油浸式電力變壓器和電抗器巡檢項目巡檢項目

29、基準周期 要求 說明條款外觀 無異常見5.1.1.1a）條 油溫和繞組溫度 符合設備技術文件之要求 見5.1.1.1b）條 呼吸器干燥劑（硅膠）1/3 以上處于干燥狀態 見5.1.1.1c）條 冷卻系統無異常 見5.1.1.1d）條 聲響及振動無異常 見5.1.1.1e）條 鐵芯接地電流測量1個月100mA（注意值）見5.1.1.1f）條表5 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500kV：1個月220kV：3個月110kV及以下：6個月無異常見5.1.1.2條油中溶解氣體分析220kV及以上：三個月110kV及以下：半年使用油色譜在線監測的變壓

30、器：220kV及以上：半年110kV及以下：一年乙炔：500kV：1 (L/L) 220kV及以下：5 (L/L) （注意值）氫氣150(L/L)（注意值）總烴150(L/L)（注意值）絕對產氣速率： 12mL/d（隔膜式）（注意值） 或6mL/d（開放式）（注意值）相對產氣速率10%/月（注意值）見5.1.1.3條繞組直流電阻1. 相間互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超過±2%（警示值）見5.1.1.4條絕緣油例行試驗220kV及以上：1年110kV及以下：3年見6.1條見6.1條套管試驗見5.6條見5.6條鐵芯絕緣電阻100M（新投運1000 M）（注意值）見5.1.1

31、.5條繞組絕緣電阻1. 絕緣電阻無顯著下降2. 吸收比1.3或極化指數1.5 或絕緣電阻10000 M（注意值）見5.1.1.6條繞組絕緣介質損耗因數及電容量測量（20）介質損耗因數：500kV：0.005（注意值）110-220kV：0.008（注意值） 35kV: 0.015（注意值）繞組電容量：電容量值與出廠值或上一次試驗值的差別超出±5%時,應查明原因見5.1.1.7條有載分接開關檢查（變壓器）見5.1.1.8條見5.1.1.8條測溫裝置檢查無異常見5.1.1.9條氣體繼電器檢查無異常見5.1.1.10條冷卻裝置檢查無異常見5.1.1.11條壓力釋放裝置二次回路檢查解體性檢修

32、時1M見5.1.1.12條5.1.1.1 巡檢說明a) 外觀無異常，油位正常，無油滲漏；對套管油位高于油枕油位的220kV、500kV等變壓器，尤其應注意套管油位的檢查確認，防止套管內漏缺陷；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干燥劑受潮時應予更換；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，指針無異常抖動或晃動；e) 變壓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

33、測量。f) 在運行條件下，測量流經接地線的電流，大于100mA時應予注意。5.1.1.2 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。檢測方法和像圖分析參考DL/T 664。5.1.1.3 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。試驗方法參考GB/T 17623。取樣及測量程序參考GB/T7597，同時注意設備技術文件的特別提示（如有）。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。當

34、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，應進行額外的取樣分析。5.1.1.4 繞組直流電阻試驗方法參考 JB/T 501。有中性點引出線時，應測量各相繞組的電阻；若無中性點引出線，可測量各線端的電阻，然后換算到相繞組，換算方法參見附錄B。測量時鐵芯的磁化極性應保持一致。要求在扣除原始差異之后，同一溫度下各相繞組電阻的相互差異應在2%之內。此外，還要求同一溫度下，各相電阻的初值差不超過±2%。電阻溫度修正按式（1）進行。( 1 )式中： R1、R2分別表示溫度為t1、t2時的電阻；TK為常數，銅繞組TK為235，鋁繞組TK為22

35、5。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。5.1.1.5 鐵芯絕緣電阻試驗方法參考DL/T 474.1。絕緣電阻測量采用2500V（老舊變壓器1000V）兆歐表。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。5.1.1.6 繞組絕緣電阻試驗方法參考DL/T 474.1。測量時，鐵芯、外殼及非測量繞組應接地，測量繞組應短路，套管表面應清潔、干燥。采用5000V兆歐表測量。測量宜在頂層油溫低于50時進行，并

36、記錄頂層油溫。絕緣電阻受溫度的影響可按式（2）進行近似修正。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。( 2 )式中： R1、R2分別表示溫度為t1、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，或者懷疑箱體密封被破壞，也應進行本項試驗。5.1.1.7 繞組絕緣介質損耗因數及電容量測量測量宜在頂層油溫低于50且高于零度時進行，測量時記錄頂層油溫和空氣相對濕度，非測量繞組及外殼接地,必要時分別測量被測繞組對地、被測繞組對其它繞組的絕緣介質損耗因數。測量方法可參考DL/T 474.3。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

37、意。分析時應注意溫度對介質損耗因數的影響。5.1.1.8 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。每年檢查一次的項目：a) 儲油柜、呼吸器和油位指示器，應按其技術文件要求檢查；b) 在線濾油器, 應按其技術文件要求檢查濾芯；c) 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。每3年檢查一次的項目：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

38、時間；有條件時測量過渡電阻,電阻值的初值差不超過±10%；d) 油質試驗：要求油耐受電壓30kV；如果裝備有在線濾油器，要求油耐受電壓40kV。不滿足要求時，需要對油進行過濾處理，或者換新油。5.1.1.9 測溫裝置及二次回路檢查測溫裝置及回路每年檢驗一次，二次回路的絕緣電阻，一般不低于1M。5.1.1.10 氣體繼電器檢查每6年（結合停電），進行氣體繼電器定值檢驗。每3年（結合停電），測量氣體繼電器二次回路的絕緣電阻，應不低于1M，采用1000V兆歐表測量。5.1.1.11 冷卻裝置檢查運行中,流向、溫升和聲響正常，無滲漏。5.1.1.12 壓力釋放裝置二次回路檢查測壓力釋放裝置二

39、次回路絕緣電阻，應不低于1M，采用1000V兆歐表測量。5.1.2 油浸式電力變壓器和電抗器診斷性試驗表6 油浸式變壓器、電抗器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款空載電流和空載損耗測量測量結果與上次相比，不應有明顯差異。見5.1.2.1條短路阻抗測量初值差不超過±3%（注意值）見5.1.2.2條感應耐壓和局部放電測量感應耐壓：出廠試驗值的80%局部放電：下：300pC（注意值）見5.1.2.3條繞組頻率響應分析和原始記錄比較見5.1.2.4條繞組各分接位置電壓比初值差不超過±0.5%（額定分接位置）； ±1.0%（其它）（警示值）見5.1.2.5條電抗器電抗

40、值測量初值差不超過±5%（注意值）見5.1.2.6條紙絕緣聚合度測量聚合度250（注意值）見5.1.2.7條絕緣油診斷性試驗見6.2條見6.2條整體密封性能檢查無油滲漏見5.1.2.8條聲級及振動測定符合設備技術文件要求見5.1.2.9條繞組直流泄漏電流測量見5.1.2.10條見5.1.2.10條外施耐壓試驗出廠試驗值的80見5.1.2.11條局部放電超聲測量無明顯局部放電超聲信號見5.1.2.12條5.1.2.1 空載電流和空載損耗測量診斷鐵芯結構缺陷、匝間絕緣損壞等可進行本項目。試驗方法參考 JB/T 501。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。測量結

41、果與上次相比，不應有明顯差異。對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相，空載電流差異不應超過10%。分析時同時注意空載損耗的變化。5.1.2.2 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/T 1093。應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，但不應小于5A。5.1.2.3 感應耐壓和局部放電測量驗證絕緣強度，或診斷是否存在局部放電缺陷時進行本項目。試驗方法參考GB/T 1094.3。感應電壓的頻率應在100Hz400Hz。電壓為出廠試驗值的80%，時間按式（3）確定，但應在15s60s之間。 ( 3 )在進行感應耐壓試驗之前，應先進行低電壓下的

42、相關試驗以評估感應耐壓試驗的風險。5.1.2.4 繞組頻率響應分析診斷是否發生繞組變形時進行本項目。試驗方法和測量分析參考DL/T 911。當繞組掃頻響應曲線與原始記錄基本一致時，即繞組頻響曲線的各個波峰、波谷點所對應的幅值及頻率基本一致時，可以判定被測繞組沒有變形。5.1.2.5 繞組各分接位置電壓比對核心部件或主體進行解體性檢修之后，或懷疑繞組存在缺陷時，進行本項目。試驗方法參考 JB/T 501。測試結果應與銘牌標識一致。5.1.2.6 電抗器電抗值測量懷疑線圈或鐵芯（如有）存在缺陷時進行本項目。試驗測量方法參考GB 10229。5.1.2.7 紙絕緣聚合度測量診斷絕緣老化程度時，進行本

43、項目。試驗方法參考DL/T 984。5.1.2.8 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。試驗方法參考 DL/T 573。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。5.1.2.9 聲級及振動測定當噪聲異常時，可定量測量變壓器聲級，試驗方法參考GB/T 1094.10。如果振動異常，可定量測量振動水平，振動波主波峰的高度應不超過規定值，且與同型設備無明顯差異。5.1.2.10 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。試驗方法參考DL/T 474.2。測量繞組短路加壓，

44、其它繞組短路接地，施加直流電壓值為40kV（220kV及以下繞組）、60kV（500kV及以上繞組），加壓60s時的泄漏電流與初值值比應沒有明顯增加，與同型設備比沒有明顯差異。5.1.2.11 外施耐壓試驗僅對中性點和低壓繞組進行，耐受電壓為出廠試驗值的80%，時間為60s。試驗方法參考DL/T 474.4。5.1.2.12 局部放電測試分為電測法和非電測法1）電測法:在線端電壓為時，放電量不大于300pC；2) 非電測法：測試值與上次數值比較無顯著變化(不大于30%)。500kV電抗器沒有條件進行局部放電時，可進行運行電壓下局部放電監測。5.1.3 判斷故障時可同時選用的診斷性試驗項目本條主

45、要針對容量為1.6MVA以上變壓器和500kV電抗器，其它設備可作參考。5.1.3.1 當油中氣體分析判斷有異常時可選擇下列診斷性試驗項目有載調壓開關油箱滲漏檢查試驗（如變壓器為有載調壓時）（放電特征） 鐵芯絕緣電阻和接地電流（放電或過熱特征） 繞組直流電阻（放電或過熱特征） 空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載下)運行，用油中氣體分析及局部放電檢測儀監視。（過熱特征） 長時間負載(或用短路法)試驗，或調節負荷，用油中氣體色譜分析監視（過熱特征、未涉及固體絕緣） 油泵檢查試驗（低能放電） 絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數、tan、泄漏電流)（低能放電） 絕緣油的擊穿電壓、tan（放

46、電或過熱特征） 絕緣油含水量（氫氣異常增長） 絕緣油含氣量(500kV) 感應耐壓、局部放電試驗 運行中局部放電超聲測量（放電性特征，未涉及固定絕緣） 絕緣油中糠醛含量（過熱性特征） 耐壓試驗（放電性特征） 油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度（過熱性特征） 繞組變形測試（過熱或放電性特征） 中性點直流電流測量（放電或過熱性特征）5.1.3.2 氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體分析。5.1.3.3 變壓器出口短路后可進行下列試驗： 油中溶解氣體分析 繞組直流電阻 短路阻抗 繞組變形測試 空載電流和損耗 繞組電容量測試5.1.3.4 判斷絕緣受潮可進行下列試驗： 絕緣特性(

47、絕緣電阻、吸收比、極化指數、tan、泄漏電流) 絕緣油的擊穿電壓、tan、含水量、含氣量(500kV) 絕緣紙的含水量5.1.3.5 判斷固體紙絕緣老化可進行下列試驗： 油中溶解氣體分析(特別是CO、CO2含量及變化) 絕緣油酸值 油中糠醛含量 油中含水量 絕緣紙或紙板的聚合度5.1.3.6 絕緣電阻異常下降時可進行下列試驗： 絕緣油微水（應在絕緣油油溫>20時取樣） 絕緣油體積電阻率 變壓器繞組直流泄漏 絕緣油介損（取樣時應注意避光） 變壓器本體介損測試5.1.3.7 振動、噪音異常時可進行下列試驗： 振動測量 噪聲測量 油中溶解氣體分析 阻抗測量 變壓器運行時中性點直流電流測量5.2

48、 干式變壓器、干式電抗器及干式消弧線圈表7 干式電力變壓器、干式電抗器及干式消弧線圈巡檢項目巡檢項目 基準周期 要求 說明條款外觀 無異常見5.1.1.1a）條 繞組溫度 符合設備技術文件之要求 見5.1.1.1b）條 聲響及振動 無異常 見5.1.1.1c）條 5.2.1巡檢說明a）外觀應光滑、清潔，無嚴重積污及受潮現象，尤其應注意環氧樹脂絕緣套筒表面無破損、開裂及電弧放電痕跡；b) 記錄繞組溫度、環境溫度、負荷；c) 聲響和振動無異常。如聲響和振動異常，可定量測量。表8 干式變壓器、干式電抗器及干式消弧線圈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成像6個月紅外熱像圖顯示無異常溫升

49、、溫差和相對溫差，符合電力行業標準帶電設備紅外診斷技術應用導則（DL/T 664）要求1）紅外測溫采用紅外成像儀測試2）測試應盡量在負荷高峰、夜晚進行3）在大負荷和重大節日增加檢測繞組直流電阻1）相間互差不大于±2%,變壓器繞組換算方法參照附錄B2）同相初值差不大于2%見5.1.1.4條繞組絕緣電阻三相共體式繞組與繞組間及地不低于1000M以交接試驗值為初值，采用2500V兆歐表繞組對地及相間交流耐壓交流耐壓標準如下：額定電壓試驗電壓35kV60kV測溫裝置及其二次回路試驗密封良好，指示正確，測溫電阻值和出廠值相符；檢查二次回路絕緣電阻，不低于1M驗證二次回路絕緣強度時進行本試驗，測

50、絕緣電阻用2500V兆歐表穿芯螺栓、夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環及屏蔽等的絕緣電阻不低于100M1)需驗證絕緣強度時進行2)2500V兆歐表；3)連接片不能拆開者可不測量表9 干式變壓器、干式電抗器及干式消弧線圈診斷試驗項目診斷試驗項目要求說明條款變壓器繞組電壓比1)各相應分接的電壓比順序應與銘牌相同2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%，其它所有變壓器的額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的偏差為±1%懷疑繞組存在缺陷時，進行本項目。變壓器空載電流和空載損耗與初值相比無明顯變化，對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相，空載電流差

51、異不大于10%1)斷鐵芯結構缺陷、匝間絕緣損壞等可進行本項目。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。測量結果與上次相比，不應有明顯差異。對單相變壓器相間或三相變壓器兩個邊相，空載電流差異不應超過10%。分析時一并注意空載損耗的變化。2)驗電源可用三相或單相,試驗電壓可用額定電壓或較低電壓值(如制造廠提供了較低電壓下的值，可在相同電壓下進行比較)3)交接試驗值為初值變壓器短路阻抗與出廠試驗相比無明顯變化,短路阻抗相對誤差不大于±3%1)斷繞組是否發生變形時進行本項目。試驗電源可用三相或單相，試驗電流可用額定電流或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的值，可在相

52、同電流下進行比較，但不小于5A2)交接試驗值或者上次解體檢修后的試驗值為初值環氧澆注型干式變壓器的局部放電符合國家標準要求。懷疑存在局部放電缺陷時進行噪音測量符合設備技術文件要求當噪聲異常時可進行定量測量變壓器聲波，按GB7328變壓器、電抗器的聲級測定的要求進行5.3 35kV及以下油浸串聯電抗器、油浸式消弧線圈表10 35kV及以下油浸串聯電抗器、油浸式消弧線圈巡檢項目巡檢項目 基準周期 要求 說明條款外觀 無異常外觀無異常，油位正常，無油滲漏油溫和繞組溫度 符合設備技術文件之要求 記錄油溫、繞組溫度、環境溫度呼吸器干燥劑（硅膠）1/3 以上處于干燥狀態 呼吸器呼吸正常；當2/3干燥劑受潮時應予更換聲響及振動無異常 聲響和振動無異常表11 35kV及以下油浸串聯電抗器、油浸式消弧線圈例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求條款說明繞組絕緣電阻不低于10000M（20）采用2500V兆歐表繞組直流電阻1）相間互差不大于±2%,變壓器繞組換算方法參照附錄B2）同相初值差不大于2%。見5.1.1.4條絕緣油的擊穿電壓3年35kV：30kV紅外測溫紅外熱像圖顯示無異常溫升、溫差和相對溫差，符合電力行業標準帶電設備紅外診斷技術應用導則（DL/T 664）要求1