1、ICSQ/ZD 浙江省電力公司發布I 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 電力變壓器和電抗器. 46 電流互感器. 77 電磁式電壓互感器. 88 電容式電壓互感器. 109 高壓套管. 10 10 SF6斷路器. 1111 氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS ）. 1312 隔離開關和接地開關. 1513 耦合電容器. 1614 金屬氧化物避雷器. 1615 電力電纜. 1716 接地裝置. 2017 變電站設備外絕緣及絕緣子. 2018 輸電線路. 2119 絕緣油試驗. 2420 SF6氣體濕度和成分檢測. 25 附 錄 A 狀態

2、量顯著性差異分析法（資料性附錄）. 27附 錄 B判斷變壓器故障時可選用的試驗項目（資料性附錄）. 28附 錄 C高壓并聯電容器和集合式電容器的試驗項目（規范性附錄）. 29附 錄 D干式電抗器的試驗項目（規范性附錄）. 30II前 言根據國網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程，結合浙江電網設備運行、檢修、管理的具體情況和經驗，制訂本試驗規程。符合輸變電設備狀態檢修驗收管理辦法開展狀態檢修的設備，執行本標準；沒有開展狀態檢修的設備，仍然按浙電技監2003 1223號浙江省電力系統電力設備預防性試驗規定和DL/T596-1996電力設備預防性試驗規程開展預防性試驗。本標準附錄A 、附錄B 為資料性附

3、錄，附錄C 和附錄D 為規范性附錄。本標準由浙江省電力公司生產部提出。本標準由浙江省電力公司科技信息部歸口。本標準主要起草單位： 浙江省電力公司生產部、浙江省電力試驗研究院本標準主要起草人： 何文林、樓其民、金李鳴、吳明祥、俞培祥、劉浩軍、金祖山、趙啟承、孫翔、林群、吳健兒、張一軍。本標準由浙江省電力公司生產部負責解釋。1 輸變電設備狀態檢修試驗規程1 范圍本標準規定了交流電網中各類高壓電氣設備巡檢、檢查和試驗的項目、周期和技術要求。本標準適用于浙江省電力公司所屬電壓等級為110kV 500kV 的交流電氣設備，35kV 及以下電壓等級設備參照執行。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過在本標

4、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(不包括勘誤的內容 或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵使用本標準的各方探討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 1207 電磁式電壓互感器GB 1208 電流互感器GB 10229 電抗器GB 11032 交流無間隙金屬氧化物避雷器GB 13395 電力設備帶電水沖洗規程GB 50150電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗規程GB 50233 110500kV架空送電線路施工與驗收規范GB/T 264 石油產品酸值測定法GB/T 507 絕緣油 擊穿電壓測定法GB/T 511 石油產品和

5、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 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 7595 運行中變壓器油質量標準GB/T 7598 運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法 (比色法GB/T 7600 運行中變壓器油水分含量測定法 (

6、庫侖法GB/T 7601 運行中變壓器油水分測定法 (氣相色譜法GB 7602-87 運行中汽輪機、變壓器油T501抗氧化劑含量測定法GB/T 8905 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢測導則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 14542 運行變壓器油維護管理導則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、試驗方法和驗收準則DL 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定：真空差壓法DL/T 429

7、.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 450 絕緣油中含氣量的測試方法：二氧化碳洗脫法DL/T 474.1 現場絕緣試驗實施導則：絕緣電阻、吸收比和極化指數試驗DL/T 474.3 現場絕緣試驗實驗導則：介電損耗因數tan 試驗DL/T 474.6現場絕緣試驗實施導則：變壓器操作感應耐壓試驗DL/T 475 接地裝置特性參數測量導則DL/T 506 六氟化硫氣體絕緣中水分含量現場測量方法DL/T 596電力設備預防性試驗規程DL/T 593 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求2 DL/T 603 氣體絕緣金屬封閉開關設備運

8、行及維護規程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 741 架空送電線路運行規程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 桿塔工頻接地阻抗測量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

9、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 六氟化硫氣體毒性生物試驗方法DL/T 941 運行中變壓器用六氟化硫質量標準DL/T 5092 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/ZDL 2263 變壓器（電抗器）非電量保護管理規程Q/GDW-11-106115 輸變電設備狀態評價導則浙電技監2004 215號 電力電纜交接和預防性試驗補充規定Q/ZDJ05-2001 架空送電線路狀態維修規程3 定義和符號下列定義和符號適用于本標準。3.1狀態檢修以安全、可靠性、環境、成本為基礎，通過設備狀態評價、風險評估、檢修

10、決策，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況的各種技術指標、性能和運行情況等參數的總稱。3.3巡檢定期進行的為獲取設備狀態量的巡視和檢查。3.4例行試驗定期進行的為獲取設備狀態量的各種帶電檢測和停電試驗。3.5診斷性試驗巡檢、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。3.6帶電檢測在運行狀態下，對設備狀態量進行的現場檢測。3.7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、大修后首次試驗值等。3.8初值差（當前測量值-初值）/初

11、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家族缺陷由設計、材質、工藝共性因素導致的設備缺陷。 3.12不良工況設備在運行中經受的可能導致設備狀態劣化的異常或特殊工況。 4 總則4.1 試驗分類輸變電設備狀態檢修試驗分為巡檢、例行試驗和診斷性試驗三類。巡檢、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有選擇地進行。 4.2 試驗說明在設備運行期間，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

12、子文檔記錄。在雷雨季節前、惡劣天氣后、滿負荷（含接近）運行等特殊工況后以及新投運或大修之后，宜加強對相關設備的巡檢工作。高溫及大負荷期間宜加強紅外測溫。若設備技術文件有要求，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，按嚴格要求執行。本規程未涉及的設備及項目按Q/GDW*-2007執行。新設備投運滿1年（220kV 及以上）、或滿1至2年（110kV ），以及停運6個月以上重新投運前的設備，應進行例行試驗。現場備用設備應視同運行設備進行例行試驗；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

13、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。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試驗。靜置時間如無制造廠規定，則應依據設備的額定電壓滿足以下要求：500kV 72h 220 kV 48h 110kV 24h 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分離開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限 ，但同一試驗電壓的設備可以連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電

14、壓應采用所連接設備中的最低試驗電壓。當電力設備的額定電壓與實際使用的額定工作電壓不同時，應根據下列原則確定試驗電壓： a 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；b 當采用額定電壓較高的設備作為代用設備時，應按照實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓；交流耐壓試驗時若無特殊說明，試驗頻率范圍應為45Hz65Hz，加至試驗標準電壓后的持續時間應為 1min。在相近的運行和檢測條件下，同型號同批次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 。若某臺設備某個狀態量與同型號同批次設備有顯著性差異，即使未超過注意值或警示值要求，也應引起注意

15、。作為本規程對部分狀態量要求“沒有明顯變化”或類似要求的判斷依據。本方法可作為輔助分析手段。如a 、b 、c 三相（同類設備）的上次試驗值和當前試驗值分別為a 1、b 1、c 1、a 2、b 2、c 2, 在分析設備a 當前試驗值a 2是否正常時， 要求 /(222c b a +與 /(111c b a +相比應無顯著差異，一般不超過±30%。4.4 基于設備狀態的周期調整經評估，狀態等級為良好設備或扣分主要是輔助狀態量的正常設備，并符合以下各項條件的設備，需要停電才能進行的例行試驗，在規定周期的基礎上，最多可以再延遲1個年度：a 巡檢中未見可能危及該設備安全運行的任何異常； b 帶

16、電檢測(如有 顯示設備狀態良好；經評估，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。 5 電力變壓器和電抗器5.1 油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗表1 油浸式電力變壓器和電抗器巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明外觀 無異常外觀無異常，油位正常，無滲漏油，呼吸暢通油溫和繞組溫度符合設備技術文件之要求 同時記錄當時的環境溫度、負荷

17、和冷卻器開啟組數呼吸器干燥劑（硅膠） 1/3 以上處于干燥狀態冷卻系統 無異常 1 檢查冷卻系統的風扇是否正常運行，出風口和散熱器是否有異物附著或嚴重積污。2 檢查潛油泵有無異常聲響、振動，油流指示器指示是否正確聲響及振動 500kV ：2周 220kV ：1月110kV ：3月無異常 2 測量方法可參考DL/T474.3有載分接開關試驗（變壓器）4.5年 1 檢查動作順序，動作角度2 操作試驗：手搖操作正常情況下，電動操作、遠方操作各1個循環 3 測量切換時間；有條件時測量過渡電阻（初值差不超過±10%）、動靜觸頭的接觸情況（接觸電阻）； 4 檢查操作箱、在線濾油裝置5 切換開關室

18、絕緣油試驗，絕緣油擊穿電壓一般不低于30kV符合制造廠技術條件要求. 測溫裝置檢查 密封良好，指示正確，測溫電阻值與出廠值相符 每4.5年校驗1次氣體繼電器檢查 整定值符合運行規程要求，動作正確每4.5年校驗1次冷卻裝置檢查 4.5年 1 投運后, 流向、溫升和聲響正常，無滲漏2 強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規定 3 回路切換試驗壓力釋放裝置檢查 大修時一般要求開啟壓力與出廠值的偏差在±10之內或符合設備技術文件要求。測溫裝置、氣體繼電器、冷卻裝置等二次回路 4.5年 1）絕緣電阻一般不低于1M 2）各種繼電器的動作性能正常3）控制邏輯及功能正常5.2 油浸式電力變壓器和電抗器

19、診斷性試驗 析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%（其它分接）（警示值）直流偏磁水平檢測（變壓器） 符合變壓器設備技術條件要求電抗器電抗值測量初值差不超過±5%測量方法參考GB10229油中糠醛含量及紙絕緣聚合度 1 聚合度250（注意值） 2 糠醛測試結果滿足：t f 08. 065. 1 log(+=，式中，f 表示正常老化時油中糠醛含量的上限值（mg/l）；t 表示運行年數 絕緣油診斷性試驗見第19章 整體密封性能檢查無滲漏一般采用儲油柜油面加壓法，施加油壓0.03MPa 壓力, 持續24h ，檢查前應采取措施防止壓力釋放裝

20、置動作鐵心接地電流測量聲級測定符合設備技術文件要求測量方法參考GB/T 1094.10 繞組直流漏電流測量加壓1min 時的漏電流與上次測量結果比沒有明顯增加，與同型設備比沒有明顯差異施加直流電壓值為：繞組額定電壓 kV220 2035 610 試驗電壓 kV外施耐壓試驗 出廠試驗值的80僅對中性點和低壓繞組進行，采用40Hz 及以上的合適頻率6 電流互感器6.1 電流互感器巡檢及例行試驗表4 電流互感器巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明外觀檢查500kV ：2周220kV ：1月 110kV ：3月外觀無異常充油電流互感器，要求無滲漏油，油位正常注意膨脹器無異常升高。充氣電流互感器，要求氣體

21、密度繼電器指示無異常；注意二次電流有無異常8例行試驗項目 周期 要求 說明 紅外成像檢測500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年無異常溫升、溫差、相對溫差 細則可參考DL/T664絕緣電阻年1 一次繞組：3000 M（注意值） 2 末屏對地（電容型）：1000M 3 必要時結合末屏介損綜合判斷 2500V 兆歐表 電容量和介質損耗因數4.5年1 電容量初值差不超過±5%（警示值） 2 介質損耗因數滿足下表要求（注意值） 電壓等級（kV ） 110 介質損耗因數 0.0080.007倒置式電流互感器宜采用反接法測量 SF 6氣體濕度(20年500µL/L（注意值

22、）見第20章油中溶解氣體色譜分析1）正立式：新設備投運后半年，之后每年1次2）倒置式：34.5年（制造廠有特殊規定者除外） 乙炔 1（L/L）（注意值）氫氣150（L/L）（注意值） 總烴100（L/L）（注意值）檢查油位應符合設備技術文件要求 互感器誤差測量必要時符合互感器設備技術條件要求關口計量用互感器進行6.2 電流互感器診斷性試驗 7.1 電磁式電壓互感器巡檢及例行試驗9巡檢項目 周期 要求 說明外觀檢查500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月外觀無異常充油電壓互感器，要求無滲漏油，油位正常，膨脹器無異常升高；充氣電壓互感器，要求氣體密度值正常，氣體密度繼電器無異常表

23、8 電磁式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明紅外熱像檢測500kV ：1月 220kV ：3月 110kV ：半年溫升、溫差、相對溫差無異常 細則可參考DL/T 664一次繞組絕緣電阻4.5年初值差不超過-50%（注意值） 2500V 兆歐表 介質損耗因數年0.02（串級式）（注意值）0.005（非串級式）（注意值）油中溶解氣體分析 新設備投運后半年，之后每年1次乙炔1（L/L）（注意值）氫氣150（L/L）（注意值） 總烴100（L/L）（注意值）SF 6氣體濕度（20）4.5年 500（L/L）（注意值）互感器誤差測量 必要時 符合互感器設備技術條件要求 關口計量用互感器

24、進行 7.2 電磁式電壓互感器診斷性試驗 108 電容式電壓互感器8.1 電容式電壓互感器巡檢及例行試驗表10 電容式電壓互感器巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明外觀檢查 500kV ：2周220kV ：1月110kV ：3月 外觀無異常 無滲漏油、油位正常。 二次電壓 500kV ：2周220kV ：1月110kV ：3月3U0、同相比較無異常 無在線監測裝置時應進行人工測量表11 電容式電壓互感器例行試驗項目例行試驗項目周期要求說明 紅外熱像檢測 500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年溫升、溫差、相對溫差無異常測量分析方法參考DL/T664 分壓電容器試驗年極間絕緣電阻5

25、000M （注意值） 電容量初值差不超過±2%（警示值）介質損耗因數0.005(油紙絕緣）（注意值）0.0025(膜紙復合 （注意值） 試驗接線按制造廠規定進行并參考DL/T474 二次繞組絕緣電阻年 10M （注意值）用1000V 兆歐表測量 互感器誤差測量必要時符合互感器設備技術條件要求關口計量用互感器進行9.1 高壓套管巡檢及例行試驗本章所述套管包括各類設備套管和穿墻套管。除非特別說明，在下表中，所述“充油”包括油浸紙和油氣混合型；所述“充氣”包括SF 6絕緣和油氣混合型；所述“電容型”包括所有采用電容屏均壓的套管等。表13 高壓套管巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明 外觀 無

26、異常油位及滲漏檢查(充油無異常氣體密度值檢查（充氣）500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月 符合設備技術文件要求 1 充油套管，要求油位正常、無滲漏油；充氣套管，要求氣體密度值顯示正常2 干式硅橡膠套管外觀無開裂11表14 高壓套管例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明紅外熱像檢測 500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年溫升、溫差和（或）相對溫差無異常 細則參考DL/T664絕緣電阻年 1 主絕緣：10000M （注意值）2 末屏對地：1000 M（注意值）3 必要時結合末屏介損綜合判斷。 采用2500V兆歐表測量電容量和介質損耗因數（20） 4.5年1

27、 電容量初值差不超過±5%（警示值） 2 介質損耗因數符合下表要求（注意值） 500kV：0.006其它電壓等級：油浸紙：0.007聚四氟乙烯纏繞絕緣：0.005 樹脂浸紙：0.007樹脂粘紙（膠紙絕緣）：0.015 油中溶解氣體分析4.5年 乙炔1（220kV 及以上） 2（其它）(L/L（注意值） 氫氣500(L/L（注意值）甲烷100(L/L（注意值）變壓器套管周期與變壓器例行試驗同步 SF 6氣體濕度年 符合設備技術文件要求 9.2 高壓套管診斷性試驗610.1 SF6斷路器巡檢及例行試驗表16 SF 6斷路器巡檢項目巡檢項目 周期 要 求 說 明外觀檢查500kV ：2周

28、220kV ：1月 110kV ：3月1 外觀無異常；高壓引線、接地線連接正常；瓷件無殘損、無異物掛接；并聯電容器無滲漏 2）聲音無異常12氣體密度值檢查氣體密度值正常操動機構狀態檢查 1 操動機構狀態正常（液壓機構油壓正常；氣壓機構氣壓正常；彈簧機構彈簧位置正確），無滲漏；2）記錄操作次數和開斷短路電流的幅值及發生日期3）合、分指示正確4 加熱器功能正常（每半年）表17 SF 6斷路器例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明紅外熱像檢測 500kV ：1月 220kV ：3月 110kV ：半年 溫升、溫差、相對溫差無異常 1）檢測引線接頭2）判斷時，應考慮測量時及前3小時負荷電流的變化情

29、況主回路電阻測量 紅外熱像異常時；4.5年1.2倍初值（注意值） 測量電流100A 斷口間并聯電容器電容量和介質損耗因數測量4.5年 1）電容量初值差不超過±5%（警示值） 2）介質損耗因數：油浸紙0.005 膜紙復合0.0025（注意值）1）瓷柱式斷路器與斷口一起測量2）罐式斷路器（包括GIS 中的斷路器）不進行 合閘電阻阻值 及合閘電阻預接入時間測量 4.5年 1）初值差不超過±5%（注意值） 2）預接入時間符合設備技術文件要求 1）僅對瓷柱式斷路器進行測量 2）罐式斷路器（包括GIS 中的斷路器）不進行 SF 6氣體濕度（20）年 300µL/L（注意值）1

30、）新投運時，若接近注意值，半年之后應再測1次2）新充（補）氣24小時之后至2周之內應測量1次3）氣體壓力明顯下降時，應定期跟蹤測量氣體濕度時間特性測試 本體大修后 機構大修后 1）相間合閘不同期不大于5ms 2）相間分閘不同期不大于3ms 3）同相各斷口合閘不同期不大于3ms4）同相分閘不同期不大于2ms5）分合閘時間、合分時間沒有明顯變化或符合設備技術文件要求在額定操作電壓下進行防跳躍裝置檢查 機構大修后 符合設備技術文件要求13機構壓力表校驗、機構操作壓力（氣壓、液壓）整定值校驗和機械安全閥校驗機構大修后 符合設備技術文件要求操動機構在分、合及重合閘下操作壓力（氣壓、液壓）下降值檢測 機構

31、大修后 符合設備技術文件要求壓力泄漏檢測機構大修后 符合設備技術文件要求 在分、合閘位置分別進行防失壓慢分和非全相合閘試驗機構大修后符合設備技術文件要求操動機構檢查和測試年1）合閘脫扣器在額定電源電壓的85%110%范圍內應可靠動作；并聯分閘脫扣器在額定電源電壓的65%110%（直流），應可靠動作；當電源電壓低于額定電壓的30%時，脫扣器不應脫扣；最低動作電壓初值差應無明顯變化2）分、合閘線圈電阻測量，結果應符合設備技術文件要求或與線圈電阻初值差不超過±5%作為判據3）儲能電動機工作電流及儲能時間檢測，檢測結果應符合設備技術文件要求。儲能電動機應能在85%110%的額定電壓下可靠工作

32、 4）測量輔助回路和控制回路的絕緣電阻，應無顯著下降采用一次加壓法 絕緣電阻采用1000V 兆歐表 罐式斷路器中的電流互感器大修后參考電流互感器進行控制、測量等二次回路 4.5年1）絕緣電阻一般不低于1M 2）各種繼電器的動作性能正常 3）控制邏輯及功能正常10.2 SF6斷路器診斷性試驗表18 SF 6斷路器診斷性試驗項目診斷性試驗項目 要 求 說 明氣體密封試驗 漏氣率1%/年或符合設備技術文件要求（注意值）壓力有所降低或定性檢測發現氣體泄漏時氣體密度表（繼電器）校驗 符合設備技術文件要求 懷疑密度不正常時耐壓試驗 采用交流或操作沖擊，幅值為出廠試驗值的80%。試驗部位對地（合閘狀態）、斷

33、口間（分閘狀態）。交流耐壓時間為60s ，頻率不超過400Hz大修后或檢驗主絕緣可靠性時進行SF6氣體成分分析 見第20章 懷疑SF 6氣體質量存在問題，或缺陷分析時11 氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS ）HGIS 、Compass 及Pass 等參照GIS 進行。 11.1 GIS巡檢及例行試驗14表19 GIS 巡檢項目巡檢項目 周期要求說明 外觀檢查外觀無異常；高壓引線、接地線連接正常；瓷件無殘損、無異物掛接；聲音無異常氣體密度值檢查 氣體密度值正常操動機構狀態檢查500kV ：2周 220kV: 1月 110kV ：3月1 操動機構狀態正常（液壓機構油壓正常；氣壓機構氣壓正常；彈簧機

34、構彈簧位置正確），無滲漏2 記錄斷路器開斷短路電流的幅值及發生日期；記錄各開關設備的操作次數 3 合、分指示正確4 加熱器功能正常（每半年） 1511.2 GIS診斷性試驗表21 GIS診斷性試驗項目診斷性試驗項目 要 求 說明主回路交流耐壓試驗 試驗電壓為出廠試驗電壓的80%局部放電測量可帶電測量或結合耐壓試驗同時進行大修后或檢驗主絕緣可靠性時進行氣體密封試驗漏氣率1%/年或符合設備技術文件要求（注意值）壓力有所降低或定性檢測發現氣體泄漏時氣體密度表（繼電器）校驗 符合設備技術文件要求 懷疑密度不正常時SF 6氣體成分分析見第20章懷疑SF 6氣體質量存在問題，或缺陷分析時12 隔離開關和接

35、地開關12.1 隔離開關和接地開關巡檢及例行試驗表22 隔離開關和接地開關巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明外觀檢查 500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月 1）是否有影響設備安全運行的異物2）檢查支撐絕緣子是否有破損、裂紋3）檢查觸頭、高壓引線、接地線等外觀是否有異常4）檢查分、合閘位置及指示是否正確表23 隔離開關和接地開關例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明紅外熱像檢測 500kV ：1月220kV ：3月110kV ：半年相對溫差60% 溫升40K 1）檢測觸頭和電氣連接部位2）判斷時，應考慮檢測前3小時內的負荷電流及其變化情況例行檢查和維護 4.5年 1）就

36、地和遠方各進行2次操作，檢查傳動部件是否靈活2）抽查螺栓、螺母是否有松動，是否有部件磨損或腐蝕3）檢查支柱絕緣子表面和膠合面是否有破損、裂紋4）檢查觸頭等主要部件是否因電弧、機械負荷等作用，出現破損或燒損，情況嚴重時應予更換5）檢查聯鎖裝置功能是否正常 6）檢查加熱器功能是否正常7）對操動機構機械軸承等部件進行潤滑 采用1000V 兆歐表控制、測量等二次回路4.5年 1）絕緣電阻一般不低于1M 2）各種繼電器的動作性能正常3）控制邏輯及功能正常12.2 隔離開關和接地開關診斷性試驗表24 隔離開關和接地開關診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求 說明主回路電阻測量 不大于制造廠規定值（注意值）測量電

37、流100A ，在以下情況時進行測量1）紅外熱像發現異常2）有此類家族缺陷，且該設備隱患尚未消除163）上一年度測量結果呈現明顯增長趨勢，或自上次測量之后又進行了100次以上分、合閘操作 4）大修之后支柱絕緣子探傷 無裂紋在以下情況時進行進行超聲探傷抽檢 1）有此類家族缺陷，隱患尚未消除 2）經歷了5級以上地震或地基嚴重下沉3）運行10年，懷疑存在安裝不合理，瓷瓶受力，機械疲勞現象的13 耦合電容器13.1 耦合電容器巡檢及例行試驗 表25 耦合電容器巡檢項目巡檢項目周期要求說明 外觀檢查500kV ：2周 220kV ：1月 110kV ：3月外觀無異常 1 巡檢時注意電容器是否有滲漏油，若有

38、要及時更換2 注意瓷件是否存在破損或裂紋，是否有影響設備運行的異物附著3 注意高壓引線、接地線連接是否完好表26 耦合電容器的例行試驗例行試驗項目周期 要求 說明紅外熱像檢測 500kV ：1月220kV: 3月110kV ：半年無異常溫升、溫差、相對溫差檢測電容器及其所有電氣連接部位是否有異常。檢測方法參考DL/T664。極間絕緣電阻年 5000 M 低壓端對地絕緣電阻4.5年100M 1 極間絕緣電阻采用2500V 兆歐表測量，低壓端對地絕緣電阻采用1000V 兆歐表測量2 要求測量結果符合技術要求，且同類電容器相比無顯著性差異。電容量和介質損耗因數4.5年1、電容量初值差不超過±

39、;5%（警示值）2、介質損耗因數： 膜紙復合0.0025 油浸紙0.005（注意值）1 多節串聯的，應分節獨立測量 2 介質損耗因數也受溫度影響，分析時注意測量溫度，但不進行溫度修正13.2 耦合電容器診斷性試驗14.1 金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗表28 金屬氧化物避雷器巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明17外觀檢查 500kV ：2周220kV ：1月 110kV ：3月外觀無異常1 外表面無影響安全運行的異物、無破損、裂紋和電蝕痕跡、均壓環無異常2 記錄計數器的示數。若裝有漏電流帶電測量儀，應記錄漏電流值，并與同等運行條件下其它金屬氧化物避雷器進行比較，應無明顯差異3 高壓引線、接地線

40、應連接正常表29 金屬氧化物避雷器例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明紅外熱像檢測 500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年溫升無異常檢查金屬氧化物避雷器本體及電氣連接部位無異常溫升（注意與同等運行條件其它金屬氧化物避雷器的進行比較），細則參考DL/T 664有關條款運行中持續電流（阻性電流）檢測 500kV ：1年 220kV ：23年或漏電流帶電測試異常時110kV ：23年或漏電流帶電測試異常時與同母線上其它同型號的金屬氧化物避雷器測量結果相比較無顯著性差異 宜雷雨季節前 直流1mA 電壓(U1mA 及在0.75U 1mA 下漏電流測量4.5年 U 1mA 初值差不

41、超過±5%且不低于GB11032規定值（注意值） 0.75U 1mA 漏電流初值差30%或50A （注意值）除定期試驗之外，有下列情形之一的金屬氧化物避雷器，應進行本項試驗1 紅外熱像檢測時，溫度同比異常2 運行電壓下持續電流偏大3 有電阻片老化或者內部受潮的家族缺陷，尚未消除隱患對于單相多節串聯結構，應逐節進行。U 1mA 偏低或0.75U 1mA 下漏電流偏大時，應先排除電暈和外絕緣表面漏電流的影響 底座絕緣電阻100M 用2500V 的兆歐表測量，通常應大于100M 放電計數器功能檢查4.5年功能正常檢查完畢應記錄當前基數。避雷器泄漏電流指示異常時宜校驗電流表，結果應符合設備技

42、術文件之要求14.2 金屬氧化物避雷器診斷性試驗表30 金屬氧化物避雷器診斷性試驗診斷性試驗項目 要求 說明 工頻參考電流下的工頻參考電壓 應符合GB11032 或制造廠規定逐節進行。方法和要求參考GB11032均壓電容的電容量 電容量初值差不超過±5%或滿足制造廠的技術要求逐節進行15 電力電纜15.1 電力電纜巡檢及例行試驗表31 電力電纜巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說 明設備及通道外觀檢查 500kV ：1周 220kV ：2周 電纜終端及可見部分外觀無異常，通道正常 1 電纜終端外絕緣無破損和異物，無明顯的放電痕跡；18110kV ：2月無異味和異常聲響；注意通道檢查，防止

43、外力破壞 2 充油電纜油壓及油壓表正常完好3 電纜屏蔽層及外護套接地良好4 引入室內的電纜入口封堵完好，電纜支架牢固，接地良好運行維護500kV ：1年220kV ：1年110kV ：3年電纜應無過度彎曲、過度拉伸、外部損傷、敷設路徑塌陷、雨水浸泡、接地連接不良、終端（含中間接頭）電氣連接松動、金屬附件腐蝕等危及電纜安全運行的現象注意電纜各支撐點絕緣是否出現磨損橡塑絕緣電力電纜帶電環流測試500kV ：1月220kV ：3月 110kV ：半年一般不大于10A 分別對交叉互聯接地、保護接地、直接接地進行測量橡塑絕緣電力電纜金屬護層電壓500kV ：半年220kV ：1年 110kV ：1年 有

44、保護措施不超過100V ；無保護措施不超過50V 1 保護措施指：防止人員任意接觸金屬護套或屏蔽層的安全措施。2 在非直接接地側測量自容式充油電纜油壓示警系統220kV ：半年110kV ：半年合上試驗開關時應能正確發出相應的示警信號19表32 橡塑絕緣電纜例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求說 明 紅外熱像檢測 500kV 及以上：1月220kV ：3月110kV ：半年電纜終端及接頭無無異常溫升、溫差、相對溫差 (如可測細則參考DL/T 664有關條款主絕緣絕緣電阻4.5年 無顯著變化用2500或5000V 兆歐表測量外護套及內襯層絕緣電阻 4.5年 絕緣電阻（M ）與被測電纜長度（km

45、）的乘積值一般不小于0.5采用1000V 兆歐表測量主絕緣交流耐壓試驗 4.5年；重做終端或接頭時220kV 、500kV ：電壓為1.36U 0， 110kV ：電壓為1.6U 0， 1 現場具備條件時進行，時間為5min 、頻率為30300Hz ；2 重做終端或接頭后如無條件時可用電纜空載運行24h 代替表33 充油電纜例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說 明紅外熱像檢測220kV ：3月 110kV ：半年 測量電纜終端及其接頭無異常溫升、溫差、相對溫差（若可測）細則參考DL/T 664有關控制電纜線芯對地絕緣電阻4.5年 絕緣電阻（M ）與被測電纜長度（km ）的乘積值一般不小于1

46、采用100V 或250V 兆歐表壓力箱的供油特性、電纜油擊穿電壓和電纜油介質損耗因數測量4.5年 1 壓力箱的供油量不應小于供油特性曲線所代表的標稱供油量的90%；2 電纜油擊穿電壓：50kV ；3 電纜油介質損耗因數：0.005(100時1 電纜外護套、絕緣接頭外護套、絕緣夾板對地直流耐壓試驗。試驗方法是，先將電纜護層過電壓保護器斷開，在互聯箱中將另一側的所有電纜金屬套都接地，然后在每段電纜金屬屏蔽或金屬護套與地之間加5kV 直流電壓，加壓時間為1min ，不應擊穿。2 護層過電壓保護器測試。護層過電壓保護器的直流參考電壓應符合設備技術要求；用1000V 兆歐表測量護層過電壓保護器及其引線對

47、地的絕緣電阻，不應低于10M 。3 互聯箱閘刀(或連接片 連接位置正確無誤，在密封互聯箱之前測量閘刀(或連接片 的接觸電阻，要求不大于20或符合設備技術要求。除定期試驗外，如在互聯系統大段內發生故障，則也應對該大段進行試驗；如互聯系統內直接接地的接頭發生故障，則與該接頭連接的相鄰兩個大段都應進行試驗。 15.2 電力電纜診斷性試驗表34 橡塑絕緣電纜診斷性試驗項目診斷性試驗項目 要求 說 明 銅屏蔽層電阻和導體電阻比 屏蔽層電阻和導體電阻比不應有明顯變化在同等條件下測量介質損耗因數 一般不大于0.001在運行電壓下測量，也可以采用0.1Hz 低頻電源20交流耐壓試驗 試驗電壓為1.36U 0（

48、500kV 、220kV ）、1.6U 0（110kV ）, 持續時間60min頻率為30300Hz表35 自容式充油電纜診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求 說明電纜及附件內的電纜油1 擊穿電壓：45kV 2 介質損耗因數：新油不大于0.005；運行中的油不大于0.013 油中溶解氣體分析：各氣體含量滿足下列注意值要求（l/l）, 可燃氣體總量1500；H 2500；C 2H 2痕量；CO 100；CO 21000；CH 4200；C 2H 4200；C 2H 6200 在油溫100±1和場強1MV/m的測試條件下 主絕緣直流耐壓試驗直流試驗電壓電纜U 0/U，kV 雷電沖擊耐受電壓，

49、kV 直流試驗電壓，kV 64/110127/220 失去油壓導致受潮或進氣修復后，或新作終端或接頭后進行本項目。直流試驗電壓值按表中根據電纜電壓并結合其雷電沖擊耐受電壓值選取，耐壓時間為5min16 接地裝置16.1 接地裝置巡檢及例行試驗表36 接地裝置巡檢項目巡檢項目 周期 要求 說明接地引下線檢查 1月 無異常檢查變電站設備接地引下線不得有松脫、位移、斷裂及嚴重腐蝕等情況表37 接地裝置例行試驗項目例行試驗項目 周期 要求 說明設備接地引下線導通測試500kV 變電所：1年220kV 變電所：1年 110kV 變電所：4.5年1 變壓器、避雷器、避雷針等：200m 且導通電阻初值差50

50、%（注意值）2 其它設備應導通良好應在與上次同等測量條件下進行。測量方法參考DL/T 475 接地網接地阻抗測量 6年符合運行要求，且不大于初值的1.3倍 按DL/T475推薦方法測量，測量結果應符合設計要求 16.2 接地裝置診斷性試驗表38 接地裝置診斷性試驗項目診斷性試驗項目 要求 說明 接觸電壓、跨步電壓測量 符合設計要求接地阻抗明顯增加，或者接地網大修之后進行本項目，測量方法參見DL/T475開挖檢查 無異常若接地網接地阻抗或接觸電壓和跨步電壓測量不符合設計要求，懷疑接地網被嚴重腐蝕時，應進行開挖檢查。修復或恢復之后，要進行接地阻抗、接觸電壓和跨步電壓測量，測量結果應符合設計要求17 變電站設備外絕緣及絕緣子17.1 變電站設備外絕緣及絕緣子巡檢及例行