安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程(試行)

1、安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）及ICS備案號：安徽省電力公司企業(yè)標準Q/ADLQ/代替Q/安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）2012-XX-XX 實施2012-XX-XX發(fā)布安徽省電力公司前言根據(jù)國家電網(wǎng)公司設(shè)備狀態(tài)檢修工作管理規(guī)定，為規(guī)范安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修工作，特制訂本規(guī)程。本標準依據(jù)DL/T800-2001電力企業(yè)標準編制規(guī)則編制。本標準由安徽省電力公司生產(chǎn)技術(shù)部提出。本標準由安徽省電力公司科技信息部歸口。本標準由安徽省電力公司生產(chǎn)技術(shù)部解釋。本標準負責起草單位：銅陵供電公司、安徽省電力科學研究院。本標準主要起草人：潘靜、朱寧、朱德亮、王

2、劉芳、鄭浩、謝輝、邱欣杰、胡振斌、田宇、張健、王慶軍。本標準在執(zhí)行過程中的意見或建議反饋至安徽省電力公司生產(chǎn)技術(shù)部（合肥市黃山路9號，230022）。461555121623242424425559808389101103108109116安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）1范圍2規(guī)范性引用文件3定義和符號4總則5 狀態(tài)檢修儀器配置6 一次設(shè)備檢修6.1 一般規(guī)定6.2 變壓器（電抗器）類6.3 開關(guān)設(shè)備6.4 高壓組合電器6.5 互感器6.6 高壓開關(guān)柜6.7 串并聯(lián)補償裝置6.8 絕緣子、母線、電力電纜6.9 耦合電容器6.10 防雷及接地裝置7公共系統(tǒng)檢修8狀態(tài)檢修技術(shù)管

3、理編制說明安徽電網(wǎng)智能變電站一次設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）1 范圍本規(guī)程規(guī)定了智能變電站中各類一次電氣設(shè)備狀態(tài)檢修巡檢、檢查和試驗的項目、周期和技術(shù)要求，用以判斷設(shè)備是否符合運行條件，保證安全運行。本規(guī)程適用于安徽電力公司所屬智能變電站中電壓等級為10kV500kV的交流變電設(shè)備。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本規(guī)程的引用而成為本規(guī)程的條款，其最新版本適用于本規(guī)程。GB/T264石油產(chǎn)品酸值測定法GB/T507絕緣油擊穿電壓測定法GB/T511石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質(zhì)測定法（重量法）GB1094.3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/T1094.10電力變壓器

4、第10部分:聲級測定GB1207電磁式電壓互感器GB1208電流互感器GB/T4109高壓套管技術(shù)條件GB/T4703電容式電壓互感器GB/T5654液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)和體積電阻率的測量GB/T6541石油產(chǎn)品油對水界面張力測定法（圓環(huán)法）GB/T7252變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T7600運行中變壓器油水分含量測定法（庫侖法）GB/T7601運行中變壓器油水分測定法（氣相色譜法）GB/T7602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/T10229電抗器GB/T11022高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)條件GB/T11023

5、高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗導則GB11032交流無間隙金屬氧化物避雷器GB/T14542運行變壓器油維護管理導則GB/T19519標稱電壓高于1000V的交流架空線路用復(fù)合絕緣子定義、試驗方法及驗收準則GB5015O電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準GB50233110500kV架空送電線路施工及驗收規(guī)范GB/T20840.7-2007互感器第7部分：電子式電壓互感器GB/T20840.8-2007互感器第8部分：電子式電流互感器DL/T393輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程DL/T417電力設(shè)備局部放電現(xiàn)場測量導則DL/T421絕緣油體積電阻率測定法DL/T423絕緣油中含氣量的測定真空差

6、壓法DL/T429.1電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法透明度測定法DL/T429.2電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法顏色測定法DL/T437高壓直流接地極技術(shù)導則DL/T450絕緣油中含氣量的測試方法二氧化碳洗脫法DL/T474.1現(xiàn)場絕緣試驗實施導則絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)試驗DL/T474.3現(xiàn)場絕緣試驗實施導則介電損耗因數(shù)tanS試驗DL/T475接地裝置特性參數(shù)測量導則DL/T506六氟化硫氣體絕緣設(shè)備中水分含量現(xiàn)場測量方法DL/T593高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)要求DL/T664帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范DL/T703絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法DL/T864標稱電壓高于1000V交流架空線路用

7、復(fù)合絕緣子使用導則DL/T887桿塔工頻接地電阻測量DL/T911電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法DL/T914六氟化硫氣體濕度測定法（重量法）DL/T915六氟化硫氣體濕度測定法（電解法）DL/T916六氟化硫氣體酸度測定法DL/T917六氟化硫氣體密度測定法DL/T918六氟化硫氣體中可水解氟化物含量測定法DL/T919六氟化硫氣體中礦物油含量測定法（紅外光譜分析法）DL/T920六氟化硫氣體中空氣、四氟化碳的氣相色譜測定法DL/T921六氟化硫氣體毒性生物試驗方法DL/T984油浸式變壓器絕緣老化判斷導則DL/T5092110500kV架空送電線路設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T5224高壓直流輸

8、電大地返回運行系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)定QXGDW152電力系統(tǒng)污區(qū)分級與外絕緣選擇標準0/GDW_393-2009110(66)kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范QXGDW_394-2009330kV750kV智能變電站設(shè)計規(guī)范0/GDW_428-2010智能變電站智能終端技術(shù)規(guī)范及編制說明0/GDW_431-2010智能變電站自動化系統(tǒng)現(xiàn)場調(diào)試導則及編制說明Q/GDW_430-2010智能變電站智能控制柜技術(shù)規(guī)范Q7GDW_410-2010高壓設(shè)備智能化技術(shù)導則Q/GDW_424-2010電子式電流互感器技術(shù)規(guī)范Q/GDW_425-2010電子式電壓互感器技術(shù)規(guī)范QGDW168-2008輸變電設(shè)備狀態(tài)

9、檢修試驗規(guī)程及編制說明3 定義和符號下列定義和符號適用于本規(guī)程。3.1 狀態(tài)檢修condition-basedmaintenance狀態(tài)檢修是企業(yè)以安全、可靠性、環(huán)境、成本為基礎(chǔ)，通過設(shè)備狀態(tài)評價、風險評估，檢修決策，達到運行安全可靠，檢修成本合理的一種檢修策略。3.2 智能設(shè)備intelligentequipment一次設(shè)備與智能組件的有機結(jié)合體。具有測量數(shù)字化、控制網(wǎng)絡(luò)化、狀態(tài)可視化、功能一體化和信息互動化特征的高壓設(shè)備，是高壓設(shè)備智能化的簡稱。3.3 在線監(jiān)測裝置onlinemonitoringdevice通過傳感器、計算機、通信網(wǎng)絡(luò)等技術(shù)，在線獲取設(shè)備的各種特征參量并傳送至專家系統(tǒng)進行

10、分析后，顯示監(jiān)測數(shù)據(jù)和結(jié)果等。3.4 設(shè)備狀態(tài)量equipmentconditionindicators直接或間接表征設(shè)備狀態(tài)的各類信息，如數(shù)據(jù)、聲音、圖像、現(xiàn)象等。3.5 例行檢查routinemaintenance定期在現(xiàn)場對設(shè)備進行的狀態(tài)檢查，含各種簡單保養(yǎng)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。3.6 巡檢routineinspection為掌握設(shè)備狀態(tài)，對設(shè)備進行的巡視和檢查。3.7 例行試驗routinetest為獲取設(shè)備狀態(tài)量，評估設(shè)備狀態(tài)，及時發(fā)現(xiàn)事故隱患，定期進行的各種帶電檢測和停電試驗。需要設(shè)備退出運行才能進行的例行試驗稱為停電例行試驗

11、。3.8 診斷性試驗diagnostictest巡檢、在線監(jiān)測、例行試驗等發(fā)現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)不良，或經(jīng)受了不良工況，或受家族缺陷警示，或連續(xù)運行了較長時間，為進一步評估設(shè)備狀態(tài)進行的試驗。3.9 帶電檢測energizedtest在運行狀態(tài)下，對設(shè)備狀態(tài)量進行的現(xiàn)場檢測。3.10 初值initialvalue指能夠代表狀態(tài)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(shè)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%。3.11 注意值attentionvalue狀態(tài)量達到該數(shù)值時，設(shè)備可能存在或可能發(fā)展為缺陷。3.12 警示值warni

12、ngvalue狀態(tài)量達到該數(shù)值時，設(shè)備已存在缺陷并有可能發(fā)展為故障。3.13 家族缺陷familydefect經(jīng)確認由設(shè)計、和/或材質(zhì)、和/或工藝共性因素導致的設(shè)備缺陷稱為家族缺陷。如出現(xiàn)這類缺陷，具有同一設(shè)計、和/或材質(zhì)、和/或工藝的其它設(shè)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，都稱為有家族缺陷設(shè)備。3.14 不良工況undesirableservicecondition設(shè)備在運行中經(jīng)受的、可能對設(shè)備狀態(tài)造成不良影響的各種特別工況。3.15 基準周期benchmarkinterval本規(guī)程規(guī)定的巡檢周期和例行試驗周期。3.16 輪試inTurnTesting對于數(shù)量較多的

13、同廠同型設(shè)備，若例行試驗項目的周期為2年及以上，宜在周期內(nèi)逐年分批進行，這一方式稱為輪試。3.17 U0電纜設(shè)計用的導體與金屬屏蔽或金屬套之間的額定電壓有效值。3.18 Um設(shè)備最高工作電壓有效值。4 總則4.1 設(shè)備巡檢在設(shè)備運行期間，按規(guī)定的巡檢內(nèi)容和巡檢周期對各類設(shè)備進行巡檢，巡檢內(nèi)容還應(yīng)包括設(shè)備技術(shù)文件特別提示的其它巡檢要求。巡檢情況應(yīng)有書面或電子文檔記錄。在雷雨季節(jié)前，大風、降雨（雪、冰雹）、沙塵暴之后，應(yīng)對相關(guān)設(shè)備加強巡檢；新投運的設(shè)備、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設(shè)備，宜加強巡檢；日最高氣溫35以上或大負荷期間，宜加強紅外測溫。4.2 試驗分類和說明4.2.1 試驗

14、分類本規(guī)程將試驗分為例行試驗和診斷性試驗。例行試驗通常按周期進行，診斷性試驗只在診斷設(shè)備狀態(tài)時根據(jù)情況有選擇地進行。4.2.2 試驗說明若存在設(shè)備技術(shù)文件要求但本規(guī)程未涵蓋的檢查和試驗項目，按設(shè)備技術(shù)文件要求進行。若設(shè)備技術(shù)文件要求與本規(guī)程要求不一致，按嚴格要求執(zhí)行。新設(shè)備投運滿1至2年，可根據(jù)狀態(tài)評價結(jié)果確定是否開展例行試驗；停運6個月以上重新投運前的設(shè)備，應(yīng)進行例行試驗。對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的設(shè)備，可參照新設(shè)備要求執(zhí)行?，F(xiàn)場備用設(shè)備應(yīng)視同運行設(shè)備進行例行試驗；備用設(shè)備投運前應(yīng)對其進行例行試驗；若更換的是新設(shè)備，投運前應(yīng)按交接試驗要求進行試驗。除特別說明，所有電容和介質(zhì)損

15、耗因數(shù)一并測量的試驗，試驗電壓均為10kV。在進行與環(huán)境溫度、濕度有關(guān)的試驗時，除專門規(guī)定的情形之外，環(huán)境相對濕度不宜大于80%,環(huán)境溫度不宜低于5，絕緣表面應(yīng)清潔、干燥。若前述環(huán)境條件無法滿足時，可采用第0條進行分析。4.3 設(shè)備狀態(tài)量的評價和處置原則4.3.1 設(shè)備狀態(tài)評價原則設(shè)備狀態(tài)的評價應(yīng)該基于巡檢及例行試驗、診斷性試驗、在線監(jiān)測、帶電檢測、家族缺陷、不良工況等狀態(tài)信息，包括其現(xiàn)象強度、量值大小以及發(fā)展趨勢，結(jié)合與同類設(shè)備的比較，做出綜合判斷。4.3.2 注意值處置原則有注意值要求的狀態(tài)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(shè)備，應(yīng)加強跟蹤監(jiān)測；對于停電設(shè)備，

16、如懷疑屬于嚴重缺陷，不宜投入運行。4.3.3 警示值處置原則有警示值要求的狀態(tài)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(shè)備應(yīng)盡快安排停電試驗；對于停電設(shè)備，消除此隱患之前，一般不應(yīng)投入運行。4.3.4 狀態(tài)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(shè)備的同一狀態(tài)量不應(yīng)有明顯差異，否則應(yīng)進行顯著性差異分析，分析方法見附錄A。4.3.5 易受環(huán)境影響狀態(tài)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(shè)備)的上次試驗值和當前試驗值分別為a1、bi、ci、a?、b2、C2,在分析設(shè)備a當前試驗值a2是否正常時，根據(jù)a2/(b2c2)與ai/(bi°)相

17、比有無明顯差異進行判斷，一般不超過±30%可判為正常。4.4 基于設(shè)備狀態(tài)的周期調(diào)整4.4.1 周期的調(diào)整本規(guī)程給出的基準周期適用于一般情況。對于停電例行試驗，其周期可以依據(jù)設(shè)備狀態(tài)、地域環(huán)境、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等特點，在基準周期的基礎(chǔ)上酌情延長或縮短，調(diào)整后的周期一般不小于1年,也不大于本規(guī)程所列基準周期的1.5倍。4.4.2 可延遲試驗的條件符合以下各項條件的設(shè)備，停電例行試驗可以在4.4.1條周期調(diào)整后的基礎(chǔ)上延遲1個年度：a) 巡檢中未見可能危及該設(shè)備安全運行的任何異常；b) 帶電檢測(如有)顯示設(shè)備狀態(tài)良好；c) 上次例行試驗與其前次例行(或交接)試驗結(jié)果相比無明顯差異；d) 沒有任

18、何可能危及設(shè)備安全運行的家族缺陷；e) 上次例行試驗以來，沒有經(jīng)受嚴重的不良工況。4.4.3 需提前試驗的情形有下列情形之一的設(shè)備，需提前，或盡快安排例行或/和診斷性試驗：a) 巡檢中發(fā)現(xiàn)有異常，此異常可能是重大質(zhì)量隱患所致；b) 帶電檢測(如有)顯示設(shè)備狀態(tài)不良；c) 以往的例行試驗有朝著注意值或警示值方向發(fā)展的明顯趨勢；或者接近注意值或警示值；d) 存在重大家族缺陷；e) 經(jīng)受了較為嚴重不良工況，不進行試驗無法確定其是否對設(shè)備狀態(tài)有實質(zhì)性損害。如初步判定設(shè)備繼續(xù)運行有風險，則不論是否到期，都應(yīng)列入最近的年度試驗計劃，情況嚴重時，應(yīng)盡快退出運行，進行試驗。4.5 解體性檢修的適用原則本條適用

19、于直流系統(tǒng)設(shè)備。存在下列情形之一的設(shè)備，需要對設(shè)備核心部件或主體進行解體性檢修，不適宜解體性檢修的應(yīng)予以更換：a) 例行或診斷性試驗表明，存在重大缺陷的設(shè)備；b) 受重大家族缺陷警示，為消除隱患，需對核心部件或主體進行解體性檢修的設(shè)備；c) 依據(jù)設(shè)備技術(shù)文件之推薦或運行經(jīng)驗，需對核心部件或主體進行解體性檢修的設(shè)備。5 狀態(tài)檢修儀器配置電子式互感器檢測儀器：電子式互感器校驗儀光學互感器檢測儀器：準確度測試儀6 一次設(shè)備檢修6.1 一般規(guī)定智能化高壓設(shè)備為一次設(shè)備和智能組件的有機結(jié)合體，是具有測量數(shù)字化、控制網(wǎng)絡(luò)化、狀態(tài)可視化、功能一體化和信息互動化特征的新型高壓設(shè)備，運行經(jīng)驗相對較短，建議在狀態(tài)

20、檢修周期上從嚴要求，盡量不延長檢修周期。另在試驗周期和時間的安排上應(yīng)將同間隔設(shè)備調(diào)整為相同試驗周期，對需停電取油樣或氣樣的設(shè)備試驗周期調(diào)整到與電氣試驗周期相同；變壓器各側(cè)主進開關(guān)及以內(nèi)設(shè)備的試驗周期應(yīng)與該臺變壓器相同。6.2 變壓器（電抗器）類6.2.1 油浸式電力變壓器及電抗器表6.2.1-1油浸式電力變壓器和電抗器巡檢項目項目基準周期要求說明條款巡檢項目外觀330kV及以上：2周無異常見6.2.1.1條油溫和繞組溫度220kV:1月110kV/66kV/35kV/10kV:3月符合設(shè)備技術(shù)文件之要求見6.2.1.1條呼吸器干燥劑（硅膠）1/3以上處于干燥狀態(tài)見6.2.1.1條冷卻系統(tǒng)尢異常

21、見6.2.1.1條聲響及振動無異常見6.2.1.1條在線監(jiān)測裝置無異常見6.2.1.1條6.2.1.1巡檢說明:a）外觀無異常，油位正常，無油滲漏；b）記錄油溫、繞組溫度，環(huán)境溫度、負荷和冷卻器開啟組數(shù)；c）呼吸器呼吸正常；當2/3干燥劑受潮時應(yīng)予更換；若干燥劑受潮速度異常，應(yīng)檢查密封，并取油樣分析油中水分（僅對開放式）；d）冷卻系統(tǒng)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；e）變壓器聲響和振動無異常，必要時按GB/T1094.10測量變壓器聲級；如振動異常，可定量測量；f）在線監(jiān)測裝置柜柜門關(guān)閉嚴密，無塵土，雨天無漏水積水現(xiàn)象，接線無松動

22、；色譜及微水在線監(jiān)測儀工作正常，載氣壓在要求范圍內(nèi)，氣路、油路密封嚴密，無漏氣漏油現(xiàn)象,進出油口閥門在打開狀態(tài)；繞組光纖測溫、鐵芯接地電流、套管介質(zhì)損耗因數(shù)等監(jiān)測項目正常，在線監(jiān)測測量單元、控制單元無異常；各傳感器安裝牢固。表6.2.1-2油浸式電力變壓器和電抗器例行檢查項目項目基準周期要求說明條款有載分接開關(guān)檢查（變壓器）見6.2.1.2條無異常見6.2.1.2條測溫裝置檢查3年無異常見6.2.1.3條氣體繼電器檢查3年無異常見6.2.1.4條冷卻裝置檢查3年無異常見6.2.1.5條壓力釋放裝置檢查解體性檢修時無異常見6.2.1.6條在線色譜監(jiān)測檢查1年無異常見6.2.1.7條傳感器檢查3年

23、無異常見6.2.1.8條6.2.1.2 有載分接開關(guān)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(shè)備技術(shù)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(yīng)按其技術(shù)文件要求檢查；b) 在線濾油器,應(yīng)按其技術(shù)文件要求檢查濾芯；c) 打開電動機構(gòu)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(shù)；e) 如有可能，通過操作1步再返回的方法，檢查電機和計數(shù)器的功能。每3年檢查一次的項目：f) 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(huán)的操作，無異常；g) 檢查緊急停止功能以及限位裝置；h) 在繞組電阻測試之前檢查動作特性，測量切換時間；有條件時測量過

24、渡電阻,電阻值的初值差不超過±10%；i)油質(zhì)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。6.2.1.3 測溫裝置檢查每3年檢查一次，要求外觀良好，運行中溫度數(shù)據(jù)合理，相互比對無異常。每6年校驗一次，可與標準溫度計比對，或按制造商推薦方法進行，結(jié)果應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件要求。同時采用1000V/K歐表測量二次回路的絕緣電阻，一般不低于1MQ。6.2.1.4 氣體繼電器檢查每3年檢查一次氣體繼電器整定值，應(yīng)符合運行規(guī)程和設(shè)備技術(shù)文件要求，動作正確。每6年測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻，應(yīng)不低于1MQ,采

25、用1000Vos歐表測量。6.2.1.5 冷卻裝置檢查運行中，流向、溫升和聲響正常，無滲漏。強油水冷裝置的檢查和試驗，按設(shè)備技術(shù)文件要求進行。6.2.1.6 壓力釋放裝置檢查按設(shè)備技術(shù)文件要求進行檢查，應(yīng)符合要求。一般要求開啟壓力與出廠值的標準偏差在土10%之內(nèi)或符合設(shè)備技術(shù)文件要求。6.2.1.7 在線色譜監(jiān)測檢查按設(shè)備技術(shù)文件要求進行檢查，應(yīng)符合要求。如載氣壓力的消耗記錄和檢查、與實驗室色譜分析數(shù)據(jù)對比等；6.2.1.8 傳感器檢查變壓器本體、有載調(diào)壓裝置、冷卻裝置的傳感器完整無缺陷，后臺數(shù)據(jù)傳輸正常，接口處密封應(yīng)良好無滲漏。表6.2.1-3油浸式電力變壓器及電抗器例行試驗項目例行試驗項目

26、基準周期要求說明條款紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年35kV/10kV:1年無異常見6.2.1.8條油中溶解氣體分析330kV及以上：3月220kV:半年110kV/66kV：1年35kV:3年（投運后1年）乙快01（330kV及以上）（IL/L）05（其它）（gL/L）（注意值）氫氣150（11L/L）（注意值）總煌0150（IL/L）（注意值）絕對產(chǎn)氣速率：12mL/d（隔膜式）（注意值）或w6mL/d（開放式）（注意值）相對產(chǎn)氣速率010%/月（注意值）見6.2.1.9條繞組電阻3年1. 相間互差不大于2%警示值）2. 同相初值差不超過

27、7;2%（警示值）見6.2.1.10條絕緣油例行試驗330kV及以上：1年220kV及以下：3年參照安徽省電力公司輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）套管試驗3年鐵心絕緣電阻3年）100MQ（新投運1000MQ）（注意值）見6.2.1.11條繞組絕緣電阻3年1. 絕緣電阻無顯著下降2. 吸收比）1.3或極化指數(shù)1.5或絕緣電阻）10000MQ（注意值）見6.2.1.12條繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)（20C）3年330kV及以上：0.005（注意值）220kV及以下：0.008（注意值）見6.2.1.13條6.2.1.8紅外熱像檢測檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜等，紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫

28、升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664c6.2.1.9 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。若有增長趨勢，即使小于注意值，也應(yīng)縮短試驗周期。烴類氣體含量較高時，應(yīng)計算總烴的產(chǎn)氣速率。取樣及測量程序參考GB/T7252，同時注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示（如有）。35kV（對主變進行，若有增長趨勢，即使小于注意值，也應(yīng)縮短試驗周期。當懷疑有內(nèi)部缺陷（如聽到異常聲響）、氣體繼電器有信號、經(jīng)歷了過負荷運行以及發(fā)生了出口或近區(qū)短路故障，應(yīng)進行額外的取樣分析。6.2.1.10 繞組電阻有

29、中性點引出線時，應(yīng)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。測量時鐵心的磁化極性應(yīng)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(yīng)在2被內(nèi)。此外，還要求同一溫度下，各相電阻的初值差不超過土2%電阻溫度修正按式（1）進行。（1）式中，R、R分別表示溫度為ti、t2時的電阻；Tk為常數(shù)，銅繞組Tk為235,鋁繞組Tk為225。無勵磁調(diào)壓變壓器改變分接位置后、有載調(diào)壓變壓器分接開關(guān)檢修后及更換套管后，也應(yīng)測量一次。電抗器參照執(zhí)行。6.2.1.11 鐵心絕緣電阻絕緣電阻測量采用2500V（老舊變壓器1000V）兆歐表。除注意絕緣

30、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(yīng)分別測量鐵心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(yīng)進行本項目。6.2.1.12 繞組絕緣電阻測量時，鐵心、外殼及非測量繞組應(yīng)接地，測量繞組應(yīng)短路，套管表面應(yīng)清潔、干燥。采用5000V/K歐表測量。測量宜在頂層油溫低于50C時進行，并記錄頂層油溫。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(yīng)結(jié)合介質(zhì)損耗因數(shù)及油質(zhì)試驗進行綜合判斷。測試方法參考DL/T474.1。（tt）/10R2R11.5121.1.1.1 2）式中，R、R分別表示溫度為ti、t2時的絕緣電阻。除例行試驗

31、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(yīng)進行本項試驗。6.2.1.13 繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)測量宜在頂層油溫低于50C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(zhì)損耗因數(shù)。測量方法可參考DL/T474.3。測量繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)時，應(yīng)同時測量電容值，若此電容值發(fā)生明顯變化，應(yīng)予以注意。分析時應(yīng)注意溫度對介質(zhì)損耗因數(shù)的影響。表6.2.1-4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見6.2.1.14條見6.2.1.14條短路阻抗測量初值差不超過&#

32、177;3%（注意值）見6.2.1.15條感應(yīng)耐壓和局部放電測量66kV及以上：感應(yīng)耐壓：出廠試驗值的80%局部放電：1.3Um/"3下：0300pC（注意值）見6.2.1.16條繞組頻率響應(yīng)分析66kV及以上：見6.2.1.17條見6.2.1.17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）；見6.2.1.18條±1.0%（其它）（警示值）直流偏磁水平檢測（變壓器）66kV及以上：見6.2.1.19條見6.2.1.19條電抗器電抗值測量初值差不超過±5%（注意值）見6.2.1.20條紙絕緣聚合度測量66kV及以上：聚合度）250（注意值

33、）見6.2.1.21條絕緣油診斷性試驗參照安徽省電力公司輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程（試行）»整體密封性能檢查無油滲漏見6.2.1.22條鐵心接地電流測量0100mA（注意值）見6.2.1.23條聲級及振動測定（66kV及以上）符合設(shè)備技術(shù)文件要求見6.2.1.24條繞組直流泄漏電流測量見6.2.1.25條見6.2.1.25條外施耐壓試驗出廠試驗值的80%見6.2.1.26條6.2.1.14 空載電流和空載損耗測量診斷鐵心結(jié)構(gòu)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(yīng)與上次試驗保持一致。測量結(jié)果與上次相比，不應(yīng)有明顯差異。對單相變壓器相間或三相變壓器

34、兩個邊相，空載電流差異不應(yīng)超過10%分析時一并注意空載損耗的變化。6.2.1.15 短路阻抗測量診斷繞組是否發(fā)生變形時進行本項目。應(yīng)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(yīng)小于5A。6.2.1.16 感應(yīng)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。感應(yīng)電壓的頻率應(yīng)在100Hz400Hz電壓為出廠試驗值的80%時間按式(3)確定，但應(yīng)在15s60s之間。試驗方法參考GB/T1094.3。t120額定頻率試驗頻率(3)在進行感應(yīng)耐壓試驗之前，應(yīng)先進行低電壓下的相關(guān)試驗以評估感應(yīng)耐壓試驗的風險。6.2,1.17繞組頻率響應(yīng)分析診斷是否發(fā)

35、生繞組變形時進行本項目。當繞組掃頻響應(yīng)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(yīng)的幅值及頻率基本一致時，可以判定被測繞組沒有變形。測量和分析方法參考DL/T911。6.2.1.18 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。結(jié)果應(yīng)與銘牌標識一致。6.2.1.19 直流偏磁水平檢測當變壓器聲響、振動異常時，進行本項目。6.2.1.20 電抗器電抗值測量懷疑線圈或鐵心（如有）存在缺陷時進行本項目。測量方法參考GB10229。6.2.1.21 紙絕緣聚合度測量診斷絕緣老化程度時，進行本項目。測量方法參考DL/T984。6.2.1.

36、22 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。采用儲油柜油面加壓法，在0.03MPaEE力下持續(xù)24h,應(yīng)無油滲漏。檢查前應(yīng)采取措施防止壓力釋放裝置動作。6.2.1.23 鐵心接地電流測量在運行條件下，測量流經(jīng)接地線的電流，大于100mA寸應(yīng)予注意。6.2.1.24 聲級及振動測定當噪聲異常時，可定量測量變壓器聲級，測量參考GB/T1094.10。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(yīng)不超過規(guī)定值，且與同型設(shè)備無明顯差異。6.2.1.25 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，測量繞組短路加壓，其它繞組短路接地，

37、施加直流電壓值為40kV（330kV以下繞組）、60kV（500kV及以上繞組），加壓60s時的泄漏電流與初值比應(yīng)沒有明顯增加，與同型設(shè)備比沒有明顯差異。6.2.1.26 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。6.2.2干式變壓器和干式電抗器試驗項目表6.2.2-1干式電力變壓器和電抗器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀35kV:3月10kV:3月無異常見6.2.2.1條聲響及振動無異常見6.2.2.1條6.2.2.1 巡檢說明a）外觀無異常，油位正常，無油滲漏；b）變壓器聲響和振動無異常，必要時按GB/T1094.10測量變壓器聲級；如振動異常

38、，可定量測量。表6.2.2-2干式變壓器和電抗器的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35kV:1年10kV：1年無異常見6.2.2.2條繞組電阻3年3. 相間互差不大于2%（警示值）4. 同相初值差不超過±2%（警示值）見6.2.2.3條鐵心絕緣電阻3年）100MQ（新投運1000MQ）（注意值）見6.2.2.4條繞組絕緣電阻3年3. 絕緣電阻無顯著下降4. 絕緣電阻）10000MQ（注意值）見6.2.2.5條6.2.2.2紅外熱像檢測檢測變壓器引線接頭及電纜等，紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。6.2.2.3 繞組電

39、阻有中性點引出線時，應(yīng)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。6.2.2.4 鐵心絕緣電阻絕緣電阻測量采用2500VIK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。6.2.2.5 繞組絕緣電阻測量時，鐵心、外殼及非測量繞組應(yīng)接地，測量繞組應(yīng)短路，套管表面應(yīng)清潔、干燥。采用2500V兆歐表測量。表6.2.2-2干式變壓器和干式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見6.2.1條見6.2.2.6條短路阻抗測量初值差不超過±3%（注意值）見6.2.2.7條電抗器電抗值測量初值差不超過±5%（注意值）

40、見6.2.2.8條鐵心接地電流測量0100mA（注意值）見6.2.2.9條外施耐壓試驗出廠試驗值的80%見6.2.2.10條6.2.2.6空載電流和空載損耗測量診斷鐵心結(jié)構(gòu)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(yīng)與上次試驗保持一致。測量結(jié)果與上次相比，不應(yīng)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(yīng)超過10%分析時一并注意空載損耗的變化。6.2.2.7 短路阻抗測量診斷繞組是否發(fā)生變形時進行本項目。應(yīng)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(yīng)小于5A。6.2.2.8 電抗器電抗值測量懷疑線圈或鐵心（如

41、有）存在缺陷時進行本項目。測量方法參考GB10229。6.2.2.9 鐵心接地電流測量在運行條件下，測量流經(jīng)接地線的電流，大于100mAt應(yīng)予注意。6.2.2.10 外施耐壓試驗對高低壓繞組進行，耐受電壓為出廠試驗值的80%時間為60s。6.3開關(guān)設(shè)備6.3.1 SF6斷路器表6.3.1-1SF6斷路器巡檢項目項目基準周期要求說明條款外觀檢查500kV及以上：2周220kV/330kV:1月110kV/66kV/35kV/10kV:3月外觀無異常見6.3.1.1條氣體密度值檢查密度符合設(shè)備技術(shù)文件要求操動機構(gòu)狀態(tài)檢查狀態(tài)正常在線監(jiān)測裝置檢查無異常6.3.1.1巡檢說明:a）外觀無異常；無異常聲

42、響；高壓引線、接地線連接正常；瓷件無破損、無異物附著；并聯(lián)電容器無滲漏；b）氣體密度值正常；c）加熱器功能正常（每半年）；d）操動機構(gòu)狀態(tài)正常（分合閘位置指示正確；液壓機構(gòu)油壓正常；氣動機構(gòu)氣壓正常；彈簧機構(gòu)彈簧位置正確）；記錄開斷短路電流值及發(fā)生日期，記錄開關(guān)設(shè)備的操作次數(shù)；e）SF6斷路器在線監(jiān)測裝置接線無松動、脫落,封閉嚴實；斷路器動作特性監(jiān)測、SF6散水及密度等監(jiān)測項目工作正常；各傳感器安裝牢固；測量單元、控制單元無異常。表6.3.1-2SF6斷路器例行檢查項目項目基準周期要求說明條款例行檢查和測試3年（電容器1年1次）無異常傳感器檢查3年無異常6.3.1.2例行檢查和測試a）軸、銷、鎖扣和機械傳動部件檢查，如有變形或損壞應(yīng)予更換；b）瓷絕緣件清潔和裂紋檢查；c）操動機構(gòu)外觀檢查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松動，檢查是否有滲漏等；d) 檢查操動機構(gòu)內(nèi)、外積污情況，必要時需進行清潔；e) 檢查是否存在銹跡，如有需進行防腐處理；f) 按設(shè)備技術(shù)文件要求對操動機構(gòu)機械軸承等活動部件進行潤滑；g) 分、合閘線圈電阻檢測，檢測結(jié)果應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件要求，沒有明確要求時，以線圈電阻初值差不超過±5%作為判據(jù)；h) 儲能電動機工作電流及儲能時間檢測，檢測結(jié)果應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件要求。儲能電動機應(yīng)能在85%110%的