2015年设备状态检修和试验规程完整

.wd.前言本规程仅适用于永煤公司供电处，为标准和有效开展设备状态检修工作，参考国家电网公司输变电设备状态检修试验规程管理标准，并结合永煤公司供电处实际情况起草编订本规程。为了标准的标准和统一，本标准内容涵盖交流电网的所有高压电气设备。各专业应按照分管业务执行本标准。本标准由永煤公司供电处提出并负责解释。本标准参加起草单位：生产技术科、安全监察科、电气试验工区、变电运行工区、调度工区、变电检修工区。本标准自发布之日起实施输变电设备状态检修试验规程试行1 总则1.1 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展巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其他巡检要求。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、沙尘暴及有感地震之后，应对相关的设备加强巡检；新投运的设备、对核心部件或主体进展解体性检修后重新投运的设备，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。1.2 试验分类和说明1.2.1 试验分类本标准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展，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择的进展。1.2.2 试验说明假设存在设备技术文件要求但本标准未涵盖的检查和试验工程，按设备技术文件要求进展。假设设备技术文件要求与本标准要求不一致，按严格要求执行。110kV及以上新设备投运满1-2年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进展例行试验。对核心部件或主体进展解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。6kV、10kV开关，根据现场备用情况选1-2台进展例行试验以作备用互换；已试验的备用开关 ，变电站在现场做好标记。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。在进展与环境温度、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，绝缘外表应清洁、枯燥。假设前述环境条件无法满足时，可采用第1.3.5条进展分析。1.3 设备状态量的评价和处置原那么1.3.1 设备状态评价原那么设备状态的评价应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、量值大小以及开展趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。1.3.2 注意值处置原那么有注意值要求的状态量，假设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，如疑心属于严重缺陷，那么不宜投入运行。1.3.3 警示值处置原那么有警示值要求的状态量，假设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。1.3.4 易受环境影响状态量的纵横比分析本方法可作为辅助分析手段。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a2/(b2c2)与a1/(b1c1)相比有无明显差异进展判断，一般不超过30%可判为正常。1.4 基于设备状态的周期调整1.4.1 周期的调整本标准给出的基准周期适用于一般情况。在以下情况可作调整：a对于停电例行试验，其周期可依据设备状态、地域环境、电网构造等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短试验周期，调整后的周期一般不小于1年，也不大于本标准所列基准周期的2倍。b对于未开展带电检测设备，试验周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备大于20年运龄，试验周期不大于基准周期。c对于巡检及例行带电检测试验工程，试验周期即为本标准所列基准周期。d同间隔设备的试验周期宜一样，变压器各侧主进开关及相关设备的试验周期应与变压器一样。1.4.2 可延迟试验的条件符合以下各项条件的设备，停电例行试验可以在1.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度：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。1.4.3 需提前试验的情形有以下情况之一的设备，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 带电检测如有显示设备状态不良；c 以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向开展的明显趋势，或者接近注意值或警示值；d 存在重大家族隐患；e 经受了较为严重的不良工况，不进展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，那么不管是否到期，都应列入最近的年度试验方案，情况严重时，应尽快退出运行，进展试验。1.4.4规程上规定的所有电气设备的巡检工程，各专业应按照分管业务开展，巡检应有记录。2定义和符号以下定义和符号适用于本标准。2.1状态检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，到达运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。2.2 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。2.3例行检查定期在现场对设备进展的状态检查，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。2.4巡检为掌握设备状态，对设备进展的巡视和检查。2.5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，定期进展的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进展的例行试验称为停电例行试验。2.6诊断性试验巡视、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进展的试验。2.7 带电检测在运行状态下，对设备状态量进展的现场检测。其检测方式为带电短时间内检测，有别于长期连续的在线监测。2.8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展解体性检修之后的首次试验值等。初值差=当前测量值初值初值100%2.9注意值状态量到达该数值时，设备可能存在或可能开展为缺陷。2.10 警示值 状态量到达该数值时，设备已存在缺陷并有可能开展为故障。2.11家族缺陷经确认由于制造厂设计、材质、工艺等同一共性因素导致的设备缺陷或隐患称为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其他设备，不管其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷或隐患被消除之前，都称为有家族缺陷设备。2.12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。2.13基准周期本标准规定的巡检周期和例行试验周期。2.14轮试对于数量较多的同厂同类型的设备，假设例行试验工程的周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进展，这一方式称为轮试。2.15符号以下符号适用于本标准。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。Um设备最高工作电压有效值。3交流设备3.1油浸式电力变压器和电抗器3.1.1油浸式电力变压器和电抗器巡检及例行试验见表1、表2表1 油浸式电力变压器和电抗器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观1.110kV/35kV：3月无异常见3.1.1.1a条油温和绕组温度符合设备技术文件之要求见3.1.1.1b条呼吸器枯燥剂硅胶1/3以上处于枯燥状态见3.1.1.1c条冷却系统无异常见3.1.1.1d条声响及振动无异常见3.1.1.1e条表2 油浸式电力变压器和电抗器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测1. 110kV/35kV：半年无异常见3.1.1.2条 油中溶解气体分析1. 35kV- 110kV：1年1.乙炔5L/L 注意值)；2.氢气150L/L注意值)；3.总烃150L/L注意值)；4.绝对产气速率： 12mL/d (隔膜式)注意值)；或6mL/d(开放式)注意值)；5.相对产气速率10%/月注意值)见3.1.1.3条绕组电阻3年1. 1.6MVA以上相间互差不大于2%警示值；线间不大于1%注意值)；1.6MVA以下相间互差不大于4%警示值；线间不大于2%注意值)；2.同相初值差不超过2%警示值见3.1.1.4条绝缘油例行试验3年； 击穿电压：110kV35kV 35kV30kV、15kV以下25kV见4.1套管试验110kV及以上：3年见3.5条见3.5条铁芯绝缘电阻1.110kV ：3年2.35kV及以下：4年100M新投运1000M注意值)见3.1.1.5条铁芯接地电流测量带电110kV及以下：2年100mA(注意值)见3.1.1.13条绕组绝缘电阻1.110kV ：3年2.35kV及以下：4年1.绝缘电阻无显著下降；2.吸收比1.3或极化指数1.5或绝缘电阻10000M注意值)见3.1.1.6条绕组绝缘介质损耗因数201.110kV ：3年2.35kV及以下：4年1.110kV及以下：0.008注意值)2. 35kV及以下：0.015注意值)见3.1.1.7条有载分接开关检查变压器见3.1.1.8条见3.1.1.8条见3.1.1.8条测温装置检查1.110kV ：3年2.35kV及以下：4年无异常见3.1.1.9条气体继电器检查无异常见3.1.1.10条冷却装置检查 无异常见3.1.1.11条 压力释放装置检查解体性检修时无异常见3.1.1.12条3.1.1.1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的枯燥剂受潮时应予以更换；假设枯燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分仅对开放式。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。3.1.1.2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。检测和分析方法参考DL/T 664。3.1.1.3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展解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进展一次本项试验。假设有增长趋势，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。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示如有。当疑心有内部缺陷(如听到异常声响)、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应增加取样分析。3.1.1.4绕组电阻测量时，绕组电阻测量电流不宜超过20A，铁芯的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各绕组电阻的相间差异或线间差异不大于规定值。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进展 R2=R1TK+t2/ TK+t11 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。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及更换套管后，也应测量一次。电抗器参照执行。3.1.1.5铁芯绝缘电阻绝缘电阻测量采用2500V老旧变压器1000V绝缘电阻表。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，应分别测量铁芯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，在诊断时也应进展本工程。3.1.1.6绕组绝缘电阻测量时，铁芯、外壳及非测量绕组应接地，测量时应短路，套管外表应清洁、枯燥。采用5000V绝缘电阻表测量。测量宜在顶层油温低于50时进展，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式2进展修正。绝缘电阻下降显著是，应结合介质损耗因数及油质试验进展综合判断。测试方法参考DL/T474.1R2= R11.5(t1-t2)/102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偏高，或疑心箱体密封被破坏，也应进展本项试验。3.1.1.7绕组绝缘介质损耗因数测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进展，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量绕组对地、被测绕组对其他绕组的绝缘介质损耗因数。测试方法参考DL/T474.3。测量绕组绝缘介质损耗因数时应同时测量电容值，假设此电容值发生明显变化应予以注意。 分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。3.1.1.8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。1.每年检查一次的工程：a储油柜、呼吸器和油位指示器应按技术文件要求检查。b在线滤油器应按其技术文件要求检查滤芯。c在翻开电动机构箱，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。2.110kV及以上基准周期为3年、35kV及以下基准周期为4年的检查工程：a在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进展一个循环的操作，无异常。b检查紧急停顿功能以及限位装置。c在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值的初值差不超过10。d油质试验：要求油耐受电压30kV，不满足要求时，需要对油进展过滤处理，或者换新油。3.1.1.9测温装置检查要求外观良好，运行中温度数值合理，相互比对无异常。每两个试验周期校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进展，结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V绝缘电阻表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1 M。3.1.1.10气体继电器检查检查一次气体继电器整定值，应符合运行标准和设备技术文件要求，动作正确。每两个试验周期测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1 M，采用1000V绝缘电阻表测量。3.1.1.11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展。3.1.1.12压力释放装置检查按设备技术文件要求进展检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在10之内或符合设备技术文件要求。3.1.1.13 铁芯接地电流测量带电当铁芯接地电流无异常时，可不进展铁芯绝缘电阻测试。3.1.2油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验见表3表3 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款整体密封性能检查无油渗漏见3.1.2.1条短路阻抗测量见3.1.2.2条见3.1.2.2条绕组直流泄漏电流测量见5.1.2.12条见3.1.2.3条外施耐压试验出厂试验值的80%见3.1.2.4条电抗器电抗值测量初值差5注意值见3.1.2.5条3.1.2.1整体密封性能检查对核心部件或主体进展解体性检修之后，或重新进展密封处理之后进展本工程。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。3.1.2.2短路阻抗测量诊断绕组是否发生变形时进展本工程。试验方法参见DL/T1093。宜在最大分接位置和一样电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不宜小于5A。不同容量及电压等级的变压器，要求如下：a、容量100MVA及以下且电压等级220kV以下的变压器初值差不超过 2b、容量100MVA及以下且电压等级220kV以下的变压器三相之间的最大相互差不应大于 2.53.1.2.3绕组直流泄漏电流测量疑心绝缘存在受潮等缺陷时进展本工程，测量绕组短路加压，其他绕组短路接地，施加直流电压值为40kV330kV及以下绕组，加压60s时泄漏电流与初值应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。3.1.2.4外施耐压试验分级绝缘变压器，仅对中性点和低压绕组进展；全绝缘变压器，对各绕组分别进展。耐受电压为出厂试验值的80%，时间60s。3.1.2.5电抗器电抗值测量疑心线圈或铁心如有存在缺陷时进展本工程。测量方法参考GB10229。3.2 电流互感器3.2.1 电流互感器巡检及例行试验见表4、表5表4 电流互感器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查1.110kV/35kV：3月35kv及以下：1年外观无异常见3.2.1.1条表5 电流互感器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测1.110kV/35kV：半年 无异常见3.2.1.2条绝缘电阻110kV及以上 ：3年1.一次绕组：一次绕组的绝缘电阻应大于3000M,或与上次测量值相比无显著变化；2.末屏对地电容型1000 M注意值见3.2.1.3条电容量和介质损耗因数固体绝缘或油纸绝缘110kV及以上：3年1.电容量初值差不超过5注意值；2.介质损耗因数 tan满足下表要求注意值UmkV126/72.5tan0.01聚四氟乙烯缠绕绝缘0.005超过注意值时，参考3.2.1.4条原那么判断见3.2.1.4条SF6气体湿度检测SF6绝缘110kV及以上：3年500L/L注意值)见3.6.1.5条油中溶解气体分析油纸绝缘110kV及以上:正立式3年倒置式6年1.乙炔2L/L (110kV /35kV) 1L/L(220kV及以上)注意值)；2.氢气150L/L110kV及以上注意值)；3.总烃100L/L110kV及以上注意值)；见3.2.1.53.2.1.1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；无影响设备运行的异物。b充油的电流互感器无油渗漏，油位正常，膨胀器无异常升高；充气的电流互感器气体密度值正常，气体密度表继电器无异常。c二次电流无异常。3.2.1.2红外热像检测检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。监测和分析方法参考DL/T 664。3.2.1.3绝缘电阻采用2500V绝缘电阻表测量。当有两个一次绕组时，还应测量一次绕组间的绝缘电阻。一次绕组的绝缘电阻应大于3000 M ，或与上次测量值相比无显著变化。有末屏端子的，测量末屏对地绝缘电阻。测量结果应符合要求。3.2.1.4电容量和介质损耗因数测量前应确认外绝缘外表清洁、枯燥。如果测量值异常测量值偏大或增量偏大，可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um3，介质损耗因数的增量应不超过0.003，且介质损耗因数不超过0.01Um为126kV72.5kV。 当末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断，测量电压为2kV，通常要求小于0.015。3.2.1.5油中溶解气体分析取样时，需注意设备技术文件的特别提示如有，并检查油位应符合设备技术文件之要求。制造商明确制止取油样时，宜作为诊断性试验。3.2.2电流互感器诊断性试验见表6表6 电流互感器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款绝缘油试验油纸绝缘见4.1见4.1交流耐压试验1.一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%；2.二次绕组之间及末屏对地2kV见3.2.2.1条电流比校核符合设备技术文件要求见3.2.2.2条绕组电阻测量 与初值比较，应无明显差异见3.2.2.3条气体密封性检测 SF6绝缘 0.5%年或符合设备技术文件要求注意值见3.2.2.4条气体密度表继电器校验见3.2.2.5条见3.2.2.5条见3.2.2.6条3.2.2.1 交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时进展本工程。一次绕组的试验电压为出厂试验值的80%、二次绕组之间及末屏对地的试验电压为2kV，时间为60s。 如SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后应做老练和交流耐压试验。试验方法参考GB 1208。3.2.2.2 电流比校核对核心部件或主体进展解体性检修之后或需要确认电流比时进展本工程。在5%100%额定电流范围内，从一次侧注入任一电流值，测量二次电流，校核电流比。3.2.2.3 绕组电阻测量红外检测温升异常或或疑心一次绕组接触不良时，应测量一次绕组电阻。要求测量结果与初值比没有明显增加，并符合设备技术文件要求。二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷时，应测量二次绕组电阻，分析时应考虑温度的影响。3.2.2.4 气体密封性检测当气体密度表显示密度下降或定性检测发现气体泄漏时应进展本项试验。方法可参考GB 11023。3.2.2.5 气体密度表继电器校验数据显示异常或到达制造商推荐的校验周期时进展本工程。校验按设备技术文件要求进展。3.3 电磁式电压互感器3.3.1电磁式电压互感器巡检及例行试验见表7、表8表7 电磁式电压互感器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查1.110kV/35kV：3月外观无异常见3.3.1.1条表8 电磁式电压互感器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测1.110kV/35kV：半年无异常见3.3.1.2条绕组绝缘电阻110kV及以上：3年1.一次绕组初值差不超过-50%注意值)；2.二次绕组10 M注意值见3.3.1.3条绕组绝缘介质损耗因数20110kV及以上：3年1.0.02串级式注意值；2.0.005非串级式注意值见3.3.1.4条油中溶解气体分析油纸绝缘110kV及以上：3年1.乙炔2L/L注意值) ；2.氢气150L/L注意值)；3.总烃100L/L注意值) 见3.3.1.5条SF6气体湿度检测SF6绝缘110kV及以上：3年500L/L注意值)见3.6.1.5条3.3.1.1 巡检说明a高压引线、接地线等连接正常；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；无影响设备运行的异物。b油位正常油纸绝缘或气体密度值正常SF6绝缘。 c二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。3.3.1.2 红外热像检测红外热像检测高压引线连接处、本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664。3.3.1.3 绕组绝缘电阻一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组采用1000V绝缘电阻表。测量时非被测绕组应接地，同等或相近测量条件下，绝缘电阻应无显著降低。3.3.1.4 绕组绝缘介质损耗因数测量一次绕组绝缘介质损耗因数，一并测量电容量，作为综合分析的参考。测量方法参考DL/T 474.3。3.3.1.5 油中溶解气体分析取样时，需注意设备技术文件的特别提示如有，并检查油位应符合设备技术文件之要求。制造商明确制止取油样时，宜作为诊断性试验。3.3.2 电磁式电压互感器诊断性试验见表9表9电磁式电压互感器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款交流耐压试验1.一次绕组耐受80%出厂试验电压；2.二次绕组之间及对地2kV见3.3.2.1条绝缘油试验油纸绝缘见4.1.1条电压比校核符合设备技术文件要求见3.3.2.2条励磁特性测量见3.3.2.4条见3.3.2.3条气体密度表继电器校验见3.2.2.5条见3.2.2.5条3.3.2.1 交流耐压试验需要确认绝缘介质强度时进展本工程。试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s。一次绕组采用感应耐压，二次绕组采用外施耐压。对于感应耐压试验，当频率在100Hz400Hz时，持续时间应按照式3确定，但不少于15s。进展感应耐压试验时应考虑容升现象。试验方法参考GB 1207。3.3.2.2电压比较核对核心部件或主体进展解体性检修之后或需要确认电压比时进展本工程。在80%100%额定电压范围内，在一次侧施加任一电压值，测量二次电压，验证电压比。简单检查可取更低电压。3.3.2.3励磁特性测量对核心部件或主体进展解体性检修之后或计量要求时进展本工程。试验时，电压施加在二次端子上，电压波形为标准正弦波。测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍，测量出对应的励磁电流，与出厂值相比应无显著改变；与同一批次、同一型号的其他电磁式电压互感器相比，彼此差异不应大于30%。3.4电容式电压互感器3.4.1 电容式电压互感器巡检及例行试验见表10、表11表10 电容式电压互感器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查1.110kV/35kV：3月外观无异常见3.4.1.1条表11电容式电压互感器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测3.110kV/35kV：半年无异常见3.4.1.2条分压电容器试验110kV及以上：3年1.极间绝缘电阻5000 M注意值；2.电容量初值差2%警示值；3.介质损耗因数：0.005油纸绝缘注意值；0.0025膜纸复合注意值见3.4.1.3条二次绕组绝缘电阻110kV及以上：3年10 M注意值见3.4.1.4条3.4.1.1 巡检说明a高压引线、接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；无影响设备运行的异物。b油位正常。c二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。3.4.1.2 红外热像检测红外热像检测高压引线连接处、本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664。3.4.1.3 分压电容器试验在测量电容量时宜同时测量介质损耗因数，多节串联的应分节独立测量。试验时应按照设备技术文件要求并参考DL/T 474进展。除例行试验外，当二次电压异常时也应进展本工程。3.4.1.4 二次绕组绝缘电阻二次绕组绝缘电阻可用1000V绝缘摇表测量。3.4.2 电容式电压互感器诊断性试验见表12诊断性试验工程要 求说明条款局部放电测量1.2Um3下，10pC见3.4.2.1条电磁单元感应耐压试验试验电压为出厂试验值的80% 或按设备技术文件要求见3.4.2.2条电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量见4.1条见3.4.2.3条阻尼装置检查符合设备技术文件要求表12 电容式电压互感器诊断性试验工程3.4.2.1 局部放电测量诊断是否存在严重局部放电缺陷时进展本工程。试验在完整的电容式电压互感器上进展。在电压值为1.2Um下测量，测量结果符合技术要求。试验电压不能满足要求时可将分压电容按单节进展。3.4.2.2 电磁单元感应耐压试验试验前应把电磁单元与电容分压器分开，假设产品构造原因在现场无法拆开的可不进展耐压试验。试验电压为出厂试验值的80%或按设备技术文件要求进展，时间为60s。进展感应耐压试验时，耐压时间按式3进展折算，但应在15s60s之间。试验方法参考GB/T4703。3.4.2.3 电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量当二次绕组绝缘电阻不能满足要求或存在密封缺陷时，进展本工程。3.5 高压套管本节所述套管包括各类设备套管和穿墙套管，“充油包括纯油绝缘套管、油浸纸绝缘套管和油气混合绝缘套管；“充气包括SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型包括所有采用电容屏均压的套管等。3.5.1 高压套管巡检及例行试验见表13、表14表13高压套管巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查3.110kV/35kV：3月无异常见3.5.1.1条油位及渗漏检查充油无异常气体密度值检查充气符合设备技术文件要求表14高压套管例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测3.110kV/35kV：半年无异常见3.5.1.2条绝缘电阻110kV及以上：3年1.主绝缘：1000 M注意值；2.末屏对地：1000 M注意值见3.5.1.3条电容量和介质损耗因数20电容型110kV及以上：3年1.电容量初值差 5%警示值；2. 介质损耗因数符合以下要求：注意值Um(kV)126/72.5tan0.01聚四氟乙烯缠绕绝缘0.005介质损耗因数超过注意值时，参考3.5.1.4条见3.5.1.4条3.5.1.1 巡检说明a高压引线、接地线等连接正常；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；无影响设备运行的异物。b充油套管油位正常、无油渗漏；充气套管气体密度值正常。3.5.1.2 红外热像检测检测套管本体、引线接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。3.5.1.3 绝缘电阻包括套管主绝缘和末屏对地绝缘的绝缘电阻，采用2500V绝缘电阻表测量。 3.5.1.4 电容量和介质损耗因数对于变压器套管，被测套管所属绕组短路加压，其他绕组短路接地。如果试验电压加在套管末屏的试验端子，那么必须严格控制在设备技术文件许可值以下通常为2000V，否那么可能导致套管损坏。测量前应确认外绝缘外表枯燥。如测量值异常测量值偏大或增量偏大，可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um，介质损耗因数的增量不大于0.003，且介质损耗因数不超过0.007Um550kV、0.008Um为363kV252kV、0.01Um为126kV72.5kV。分析时应考虑测量温度影响。不便断开高压引线且测量仪器负载能力缺乏时，试验电压可加在套管末屏的试验端子，套管高压引线接地，把高压接地电流接入测量系统。此时试验电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下通常为2000V。要求与上次同一方法的测量结果相比无明显变化。出现异常时需要采用常规测量方法验证。3.5.2 高压套管诊断性试验见表15表15高压套管诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款油中溶解气体分析充油1.乙炔 110kV2L/L注意值)；2.氢气140L/L注意值)；3.甲烷40L/L注意值)；同时应根据气体含量有效比值进一步分析见3.5.2.1条末屏如有介质损耗因数0.015注意值见3.5.2.2条交流耐压和局部放电测量1.交流耐压：试验电压为出厂试验值的80%；2.局部放电：1.05Um3： 油浸纸、复合绝缘、树脂浸渍、充气10pC 树脂粘纸胶纸绝缘100pC注意值见3.5.2.3条气体密封性检测充气0.5%年或符合设备技术文件要求注意值见3.2.2.5条气体密度表继电器校验充气符合设备技术文件要求见3.2.2.6条3.5.2.1 油中溶解气体分析在疑心绝缘受潮、劣化，或疑心内部可能存在过热、局部放电等缺陷时进展本工程。取样时，务必注意设备技术文件的特别提示如有，并检查油位应符合设备技术文件之要求。3.5.2.2 末屏介质损耗因数当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断。试验电压应控制在设备技术文件许可值以下通常为2000V。3.5.2.3 交流耐压和局部放电测量需要验证绝缘强度或诊断是否存在局部放电缺陷时进展本工程。如有条件应同时测量局部放电。交流耐压为出厂试验值的80%，时间60s。对于电压器电抗器套管，应拆下并安装在专门的油箱中单独进展。试验方法参考GB/T 4109。3.6 SF6断路器3.6.1 SF6断路器巡检及例行试验见表16、表17表16SF6断路器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查1.110kV/35kV：3月外观无异常见3.6.1.1条气体密度值检查密度符合设备技术文件要求操动机构状态检查状态正常表17SF6断路器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测1.110kV/35kV：半年无异常见3.6.1.2条主回路电阻测量1.110kV及以上：3年2.35kV及以下：4年制造商规定值注意值见3.6.1.3条例行检查和测试1.110kV及以上：3年2.35kV及以下：4年见3.6.1.4条见3.6.1.4条SF6气体湿度检测1.110kV及以上：3年2.35kV及以下：4年300L/L注意值)见3.6.1.5条3.6.1.1 巡检说明a外观无异常；无异常声响；高压引线、接地线等连接正常；瓷件无破损、无异物附着；并联电容器无渗漏。b气体密度值正常。c加热器功能正常每半年。d操动机构状态正常液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确。记录开断短路电流值及发生日期，记录开关设备的操作次数。3.6.1.2 红外热像检测检测断口及断口并联原件、引线接头、绝缘子等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。判断时，应考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。3.6.1.3 主回路电阻测量在合闸状态下，测量进、出线的主回路电阻。测量电流可取100A到额定电压之间的任一值。测量方法和要求参考DL/T 593。3.6.1.4例行检查和测试 a 轴、销、锁扣和机械传动部件检查，如有变形或损坏应予更换。 b 瓷绝缘件清洁和裂纹检查。 c 操动机构外观检查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松动，检查是否有渗漏等。d 检查操动机构内、外积污情况，必要时需进展清洁。e 检查是否存在锈迹，如有需进展防腐处理。f 按设备技术文件要求对操动机构机械轴承等活动部件进展润滑。g 分、合闸线圈电阻测量，检测结果应符合设备技术文件要求，没有明确要求时，以线圈电阻初值差不超过5%作为判断依据。h 储能电动机工作电流及储能时间检测，检测结果应符合设备技术文件要求。储能电动机应能在85%110%的额定电压下工作。i 检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V绝缘电阻表测量电缆的绝缘电阻，应无显著下降。j 缓冲器检查，按设备技术文件要求进展。k 防跳跃装置检查，按设备技术文件要求进展。l 连锁和闭锁装置检查，按设备技术文件要求进展。m并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%110%范围内，应可靠动作；并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%110%直流或85%110%交流范围内，应可靠动作；当电源电压低于额定电压的30%时，脱扣器不应脱扣。n在额定操作电压下测试时间特性，要求：合、分指示正确；辅助开关动作正确；合、分闸时间，合、分闸不同期，合分时间满足设备技术文件要求且没有明显变化；必要时，测量行程特性曲线做进一步分析。除有特别要求的之外，相间合闸不同期不大于5ms，相间分闸不同期不大于3ms；同相各端口合闸不同期不大于3ms，同相分闸不同期不大于2ms。3.6.1.5 SF6 湿度和成分监测 a 新投运测一次，假设接近注意值，半年之后应再测一次； b 新充气48h之后2周之内应测量一次； c 气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体； SF6气体可从密度监视器处取样，测量方法可参考DL/T506、DL/T914、和 DL/T915.测量完成之后，按要求恢复密度监视器，注意按力矩要求紧固。测量结果应满足下表要求：SF6 气体湿度检测说明试验工程要求湿度H2O(20,0.1013MPa)新充气后运行中有电弧分解物隔离GIS开关设备150L/L300L/L注意值无电弧分解物隔室GIS开关设备、电流互感器、电磁式电压互感器250L/L500L/L注意值箱体及开关SF6 绝缘变压器125L/L220L/L注意值电缆箱及其他SF6 绝缘变压器220L/L375L/L注意值3.6.2 SF6断路器诊断性试验见表18表18 SF6断路器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款气体密封性检测1%年或符合设备技术文件要求注意值见3.2.2.5条气体密度表继电器校验符合设备技术文件要求见3.2.2.6条交流耐压试验见3.6.2.1条见3.6.2.1条3.6.2.1 交流耐压试验 对核心部件或主体进展解体性检修之后或必要时进展本工程。包括相对地合闸状态和断口间罐式、瓷柱式定开距断路器，分闸状态两种方式。试验在额定充气压力下进展，试验电压为出场试验值的80%。频率不超过300Hz，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593。3.7 真空断路器3.7.1真空断路器巡检及例行试验见表19、表20表19真空断路器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查3月外观无异常见3.7.1.1条表20真空断路器例行试验工程巡检工程基准周期要 求说明条款红外热像检测 35kV及以下：1年无异常见3.6.1.2绝缘电阻测量35kV及以下：4年3000 M见3.7.1.2条主回路电阻测量35kV及以下：4年初值差30%见3.6.1.3条例行检查和测试35kV及以下：4年见3.7.1.3见3.7.1.33.7.1.1 巡检说明a外观无异常；高压引线、接地线等连接正常；瓷件无破损、无异物附着。b 操动机构状态检查正常液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确。c记录开断短路电流值及发生日期，记录开关设备的操作次数。3.7.1.2 绝缘电阻测量采用2500V绝缘电阻表测量，分别在分、合闸状态下进展。要求绝缘电阻大于3000M，且没有显著下降。测量时注意外绝缘说明泄露的影响。3.7.1.3 例行检查和测试检查动触头上的软连接夹片，应无松动；其他工程参见3.6.1.4条。3.7.2真空断路器诊断性试验见表21表21真空断路器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款灭弧室真空度的测量符合设备技术文件要求见3.7.2.1条交流耐压试验试验电压为出厂试验值的80%见3.7.2.2条3.7.2.1灭弧是真空度的测量按设备技术文件要求或受家族缺陷警示进展真空灭弧室真空度的测量，测量结果应符合设备技术文件要求。3.7.2.2交流耐压试验对核心部件或主体进展解体性检修之后，或必要时，进展本试验。包括相对地合闸状态、断口间分闸状态和相邻相间三种方式。试验电压为出厂试验值的80%，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593。3.8 高压并联电容器和集合式电容器3.8.1高压并联电容器和集合式电容器巡检及例行试验见表22、表23表22高压并联电容器和集合式电容器巡检工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查1年或自定外观无异常，无渗油现象见3.8.1.1条表23高压并联电容器和集合式电容器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测1年或自定无异常见3.8.1.2条绝缘电阻自定6年；新投运1年内2000 M见3.8.1.3条电容量测量自定6年；新投运1年内见3.8.1.4条见3.8.1.4条3.8.1.1 巡检说明电容器无油渗漏、无鼓起；高压引线、接地线等连接正常。3.8.1.2 红外热像检测检测电容器及其所有电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法可参考DL/T 664。3.8.1.3 绝缘电阻a高压并联电容器及对壳绝缘电阻；b集合时电容器极对壳绝缘电阻；有6支套管的三相集合式电容器，应同时测量其相间绝缘电阻。采用2500V绝缘电阻表测量。3.8.1.4 电容量测量电容器组的电容量与额定值的相对偏差应符合以下要求：a3Mvar以下电容器组：-5%10%；b3Mvar30Mvar电容器组：0%10%；c30Mvar以上电容器组：0%5%。且任意两线端的最大电容量与最小电容量之比值应不超过1.05。当测量结果不满足上述要求时，应逐台测量。单台电容器电容量与额定值的相对偏差应在-5%10%之间，且初值差小于5%。3.9 金属氧化物避雷器3.9.1金属氧化物避雷器巡检及例行试验见表24、表25表24 金属氧化物避雷器巡检试验工程巡检工程基准周期要 求说明条款外观检查3.110kV/35kV：3月外观无异常见3.9.1.1条表25金属氧化物避雷器例行试验工程例行试验工程基准周期要 求说明条款红外热像检测3.110kV/35kV：半年无异常见3.9.1.2条运行中持续电流检测1.110kV及以上：1年阻性电流初值差50%，且全电流20%见3.9.1.3条直流1mA电压U1mA及0.75 U1mA下泄漏电流测量1.110kV及以上：3年2.35kV及以下：4年1. U1mA初值差5%，且不低于 GB 11032规定值注意值；2. 0.75 U1mA泄漏电流初值差30%或50uA注意值见3.9.1.4条底座绝缘电阻100 M见3.9.1.5条放电计数器功能检查见3.10.1.6条功能正常见3.9.1.6条3.9.1.1 巡检说明a瓷套无裂纹；复合外套无电蚀痕迹；无异物附着；均压环无错位；高压引线、接地线等连接正常。b 假设计数器装有电流表，应记录当前电流值，并与同组等运行条件下其他避雷器的电流值进展比较，要求无明显差异。c 记录计数器的指数。3.9.1.2 红外热像检测用红外热像仪检测避雷器本体及电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法可参考DL/T 664。3.9.1.3 运行中持续电流检测具备带电检测条件时，宜在每年雷雨季节前进展本工程。通过与同组间其他金属氧化物避雷器的测量结果相比较做出判断，彼此应无显著差异。3.9.1.4 直流1mA电压U1mA及0.75 U1mA下泄漏电流测量对于单相多节串联构造应逐节进展。U1mA偏低或0.75 U1mA下漏电流偏大时，应先排除电晕和外绝缘外表漏电的影响。除例行试验之外，有以下情况之一的金属氧化物避雷器，也应进展本工程：a 红外热像检测时，温度同比异常；b 运行电压下持续电流偏大；c 有电阻片老化或者内部受潮的家族缺陷，隐患尚未消除。3.9.1.5 底座绝缘电阻用2500V绝缘电阻表测量。3.9.1.6 放电计数器功能检查如果已有基准周期以上未检查，有停电时机时进展本工程。检查完毕应记录当前基数。假设装有电流表，应同时校验电流表，校验结果符合设备技术文件要求。3.9.2 金属氧化物避雷器诊断性试验见表26表26金属氧化物避雷器诊断性试验工程诊断性试验工程要 求说明条款工频参考电流下的工频参考电压应符合GB 11032或制造商规定见3.9.2.1条均压电容的电容量电容量初值差5%或满足制造商的技术要求见3.9.2.2条3.9.2.1 工频参考电流下的工频参考电压 诊断内部电阻片是否存在老化、检查均压电容等缺陷时进展本工程，对于单项多节串联构造应逐节进展。方法和要求参考GB 11032。3.9.2.2 均压电容的电容量 如果金属氧化