安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程(试行)及编制说明

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Q/ADL

Q/ — 代替Q/ —

安徽省电力公司企业标准 安徽电网智能变电站一次设备 状态检修试验规程（试行）

2012-XX-XX发布 2012-XX-XX实施 安徽省电力公司 发 布

前 言

根据国家电网公司设备状态检修工作管理规定，为规范安徽电网智能变电站一次设备状态检修工作，特制订本规程。

本标准依据DL/T800-2001 《电力企业标准编制规则》编制。 本标准由安徽省电力公司生产技术部提出。 本标准由安徽省电力公司科技信息部归口。 本标准由安徽省电力公司生产技术部解释。

本标准负责起草单位：铜陵供电公司、安徽省电力科学研究院。

本标准主要起草人：潘静、朱宁、朱德亮、王刘芳、郑浩、谢辉、邱欣杰、胡振斌、田宇、张健、王庆军。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至安徽省电力公司生产技术部（合肥市黄山路9号，230022）。

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目 次

前 言 ................................................................................ 1 安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程（试行） ..................................... 3 1 范围................................................................................. 3 2 规范性引用文件....................................................................... 3 3 定义和符号........................................................................... 5 4 总则................................................................................. 6 5 状态检修仪器配置................................................................... 8 6一次设备检修 ......................................................................... 9 6.1 一般规定 .......................................................................... 9 6.2 变压器（电抗器）类................................................................. 9 6.3 开关设备 ......................................................................... 16 6.4 高压组合电器...................................................................... 21 6.5 互感器 ........................................................................... 23 6.6 高压开关柜........................................................................ 32 6.7 串并联补偿装置.................................................................... 34 6.8 绝缘子、母线、电力电缆............................................................ 36 6.9 耦合电容器........................................................................ 41 6.10 防雷及接地装置................................................................... 42 7 公共系统检修........................................................................ 45 8 状态检修技术管理.................................................................... 45 编制说明.............................................................................. 48

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安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程（试行）

1 范围

本规程规定了智能变电站中各类一次电气设备状态检修巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求，用以判断设备是否符合运行条件，保证安全运行。

本规程适用于安徽电力公司所属智能变电站中电压等级为10kV～500 kV的交流变电设备。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款，其最新版本适用于本规程。 GB/T 264《石油产品酸值测定法》 GB/T 507《绝缘油击穿电压测定法》

GB/T 511《石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法） 》

GB 1094.3《电力变压器 第3部分: 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》 GB/T 1094.10《电力变压器 第10部分: 声级测定》 GB 1207《电磁式电压互感器 》 GB 1208《电流互感器》 GB/T 4109《高压套管技术条件》 GB/T 4703《电容式电压互感器》

GB/T 5654《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量》 GB/T 6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》 GB/T 7252《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 GB/T 7600《运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法）》 GB/T 7601《运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）》

GB/T 7602《运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法（分光光度法）》 GB/T 10229《电抗器》

GB/T 11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件》 GB/T 11023《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》 GB 11032 《交流无间隙金属氧化物避雷器》 GB/T 14542《运行变压器油维护管理导则》

GB/T 19519《标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准则》

GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

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GB 50233《110~500kV架空送电线路施工及验收规范》 GB/T 20840.7-2007 《互感器 第7部分：电子式电压互感器》 GB/T 20840.8-2007 《互感器 第8部分：电子式电流互感器》 DL/T 393《输变电设备状态检修试验规程》 DL/T 417《电力设备局部放电现场测量导则》 DL/T 421《绝缘油体积电阻率测定法》

DL/T 423《绝缘油中含气量的测定 真空差压法》 DL/T 429.1《电力系统油质试验方法 透明度测定法》 DL/T 429.2《电力系统油质试验方法 颜色测定法》 DL/T 437《高压直流接地极技术导则》

DL/T 450《绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法》

DL/T 474.1《现场绝缘试验实施导则 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验》DL/T 474.3《现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数tanδ试验》 DL/T 475《接地装置特性参数测量导则》

DL/T 506《六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法》 DL/T 593《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》 DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》 DL/T 703《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》

DL/T 864《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》 DL/T 887《杆塔工频接地电阻测量》

DL/T 911《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》 DL/T 914《六氟化硫气体湿度测定法（重量法）》 DL/T 915《六氟化硫气体湿度测定法（电解法）》 DL/T 916《六氟化硫气体酸度测定法》 DL/T 917《六氟化硫气体密度测定法》

DL/T 918《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》

DL/T 919《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）》 DL/T 920《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》 DL/T 921《六氟化硫气体毒性生物试验方法》 DL/T 984《油浸式变压器绝缘老化判断导则》 DL/T 5092《110～500kV架空送电线路设计技术规程》 DL/T 5224《高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定》 Q／GDW 152《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》

Q／GDW_393-2009《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》 Q／GDW_394-2009《330kV～750kV智能变电站设计规范》

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Q／GDW_428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q／GDW_431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q／GDW_430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》 Q／GDW_410-2010《高压设备智能化技术导则》 Q／GDW_424-2010《电子式电流互感器技术规范》 Q／GDW_425-2010《电子式电压互感器技术规范》

Q／GDW 168-2008 《输变电设备状态检修试验规程》及编制说明

3 定义和符号

下列定义和符号适用于本规程。 3.1状态检修 condition-based maintenance

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，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。 3.2智能设备intelligent equipment

一次设备与智能组件的有机结合体。具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。 3.3 在线监测装置online monitoring device

通过传感器、计算机、通信网络等技术，在线获取设备的各种特征参量并传送至专家系统进行分析后，显示监测数据和结果等。

3.4 设备状态量 equipment condition indicators

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。 3.5例行检查 routine maintenance

定期在现场对设备进行的状态检查，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。 3.6巡检 routine inspection

为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。 3.7例行试验 routine test

为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。 3.8诊断性试验 diagnostic test

巡检、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，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。 3.9带电检测 energized test

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在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。 3.10初值 initial value

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行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值?100%。

3.11注意值 attention value

状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.12警示值 warning value

状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。 3.13家族缺陷 family defect

经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷设备。 3.14不良工况 undesirable service condition

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。 3.15基准周期 benchmark interval

本规程规定的巡检周期和例行试验周期。 3.16轮试 in Turn Testing

对于数量较多的同厂同型设备，若例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进行，这一方式称为轮试。 3.17U0

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。 3.18Um

设备最高工作电压有效值。 4 总则 4.1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行巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其它巡检要求。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）、沙尘暴之后，应对相关设备加强巡检；新投运的设备、对核心部件或主体进行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。 4.2试验分类和说明

4.2.1试验分类

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本规程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行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。

4.2.2试验说明

若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本规程要求不一致，按严格要求执行。

新设备投运满1至2年，可根据状态评价结果确定是否开展例行试验；停运6个月以上重新投运前的设备，应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。

现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。

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。 在进行与环境温度、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℃，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可采用第0条进行分析。

4.3设备状态量的评价和处置原则

4.3.1设备状态评价原则

设备状态的评价应该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、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。

4.3.2注意值处置原则

有注意值要求的状态量，若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，如怀疑属于严重缺陷，不宜投入运行。

4.3.3警示值处置原则

有警示值要求的状态量，若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。

4.3.4状态量的显著性差异分析

在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进行显著性差异分析，分析方法见附录A。

4.3.5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/(b2?c2)与a1/(b1?c1)相比有无明显差异进行判断，一般不超过±30%可判为正常。 4.4基于设备状态的周期调整

4.4.1周期的调整

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本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验，其周期可以依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一般不小于1年，也不大于本规程所列基准周期的1.5倍。

4.4.2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4.4.1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。 4.4.3需提前试验的情形

有下列情形之一的设备，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发展的明显趋势；或者接近注意值或警

示值；

d) 存在重大家族缺陷；

e) 经受了较为严重不良工况，不进行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，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。 4.5 解体性检修的适用原则

本条适用于直流系统设备。存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或主体进行解体性检修，不适宜解体性检修的应予以更换：

a) 例行或诊断性试验表明，存在重大缺陷的设备；

b) 受重大家族缺陷警示，为消除隐患，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备； c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验，需对核心部件或主体进行解体性检修的设

备。

5 状态检修仪器配置

电子式互感器检测仪器：电子式互感器校验仪 光学互感器检测仪器：准确度测试仪

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6一次设备检修 6.1 一般规定

智能化高压设备为一次设备和智能组件的有机结合体，是具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的新型高压设备，运行经验相对较短，建议在状态检修周期上从严要求，尽量不延长检修周期。另在试验周期和时间的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，对需停电取油样或气样的设备试验周期调整到与电气试验周期相同；变压器各侧主进开关及以内设备的试验周期应与该台变压器相同。 6.2 变压器（电抗器）类

6.2.1 油浸式电力变压器及电抗器

表6.2.1-1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目

项目 巡检项目 外观 油温和绕组温度 呼吸器干燥剂（硅胶） 冷却系统 声响及振动 在线监测装置 330kV及以上：2周 220kV：1月 无异常 符合设备技术文件之要求 1/3 以上处于干燥状态 见6.2.1.1条 见6.2.1.1条 见6.2.1.1条 见6.2.1.1条 见6.2.1.1条 见6.2.1.1条 基准周期 要求 说明条款 110kV/66kV/35kV/10kV： 无异常 3月 无异常 无异常 6.2.1.1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干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，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；

f) 在线监测装置柜柜门关闭严密，无尘土，雨天无漏水积水现象，接线无松动；色谱

及微水在线监测仪工作正常，载气压在要求范围内，气路、油路密封严密，无漏气漏油现象，进出油口阀门在打开状态；绕组光纤测温、铁芯接地电流、套管介质损耗因数等监测项目正常，在线监测测量单元、控制单元无异常；各传感器安装牢固。

表6.2.1-2 油浸式电力变压器和电抗器例行检查项目

项目 有载分接开关检查（变压器） 基准周期 见6.2.1.2条 无异常 要求 说明条款 见6.2.1.2条 9

测温装置检查 气体继电器检查 冷却装置检查 压力释放装置检查 在线色谱监测检查 传感器检查 3年 3年 3年 解体性检修时 1年 3年 无异常 无异常 无异常 无异常 无异常 无异常 见6.2.1.3条 见6.2.1.4条 见6.2.1.5条 见6.2.1.6条 见6.2.1.7条 见6.2.1.8条 6.2.1.2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。 每年检查一次的项目：

a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查； b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯；

c) 打开电动机构箱，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。 每3年检查一次的项目：

f) 在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常； g) 检查紧急停止功能以及限位装置；

h) 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%；

i) 油质试验：要求油耐受电压≥30kV；如果装备有在线滤油器，要求油耐受电压≥

40kV。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。

6.2.1.3测温装置检查

每3年检查一次，要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。

每6年校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MΩ。 6.2.1.4气体继电器检查

每3年检查一次气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。 每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1MΩ，采用1000V兆欧表测量。 6.2.1.5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行。

6.2.1.6压力释放装置检查

按设备技术文件要求进行检查，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。

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6.2.1.7在线色谱监测检查

按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。如载气压力的消耗记录和检查、与实验室色谱分析数据对比等； 6.2.1.8传感器检查

变压器本体、有载调压装置、冷却装置的传感器完整无缺陷，后台数据传输正常，接口处密封应良好无渗漏。

表6.2.1-3 油浸式电力变压器及电抗器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV/66kV：半年 35kV/10kV：1年 乙炔≤1（330kV及以上）(μL/L) 330kV及以上：3月 220kV：半年 油中溶解气体分析 110kV/66kV：1年 35kV：3年（投运后1年） ≤5（其它）(μL/L)（注意值） 氢气≤150(μL/L)（注意值） 总烃≤150(μL/L)（注意值） 绝对产气速率： ≤12mL/d（隔膜式）（注意值） 或≤6mL/d（开放式）（注意值） 相对产气速率≤10%/月（注意值） 绕组电阻 3年 1. 相间互差不大于2%（警示值） 2. 同相初值差不超过±2%（警示值） 见6.2.1.10条 见6.2.1.9条 无异常 见6.2.1.8条 要求 说明条款 绝缘油例行试验 套管试验 铁心绝缘电阻 330kV及以上：1年 参照《安徽省电力公司输变电设备状220kV及以下：3年 态检修试验规程（试行）》 3年 3年 ≥100MΩ（新投运1000 MΩ） （注意值） 1. 绝缘电阻无显著下降 见6.2.1.11条 绕组绝缘电阻 3年 2. 吸收比≥1.3或极化指数≥1.5 或绝缘电阻≥10000 MΩ（注意值） 见6.2.1.12条 绕组绝缘介质损耗因数 （20℃） 3年 330kV及以上：≤0.005（注意值） 220kV及以下：≤0.008（注意值） 见6.2.1.13条 6.2.1.8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。

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6.2.1.9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行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，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）。35kV仅对主变进行，若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。

当怀疑有内部缺陷（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，应进行额外的取样分析。 6.2.1.10绕组电阻

有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。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）进行。

R2?R1(Tk?t2) （1） Tk?t1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。 6.2.1.11铁心绝缘电阻

绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。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，应分别测量铁心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，在诊断时也应进行本项目。 6.2.1.12绕组绝缘电阻

测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1。

R2?R1?1.5(t?t)/1012 （2）

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，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。

6.2.1.13绕组绝缘介质损耗因数

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测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，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绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。

测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若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。

表6.2.1-4 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目

诊断性试验项目 空载电流和空载损耗测量 短路阻抗测量 感应耐压和局部放电测量 要求 见6.2.1.14条 初值差不超过±3%（注意值） 66kV及以上：感应耐压：出厂试验值的80%，局部放说明条款 见6.2.1.14条 见6.2.1.15条 见6.2.1.16条 1.3Um/3下：≤300pC（注意值） 电：66kV及以上：见6.2.1.17条 初值差不超过±0.5%（额定分接位置）； ±1.0%（其它）（警示值） 绕组频率响应分析 绕组各分接位置电压比 见6.2.1.17条 见6.2.1.18条 见6.2.1.19条 见6.2.1.20条 见6.2.1.21条 见6.2.1.22条 见6.2.1.23条 见6.2.1.24条 见6.2.1.25条 见6.2.1.26条 直流偏磁水平检测（变压器） 66kV及以上：见6.2.1.19条 电抗器电抗值测量 纸绝缘聚合度测量 绝缘油诊断性试验 整体密封性能检查 铁心接地电流测量 声级及振动测定（66kV及以上） 绕组直流泄漏电流测量 外施耐压试验 初值差不超过±5%（注意值） 66kV及以上：聚合度≥250（注意值） 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 无油渗漏 ≤100mA（注意值） 符合设备技术文件要求 见6.2.1.25条 出厂试验值的80％ 6.2.1.14空载电流和空载损耗测量 诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。

6.2.1.15短路阻抗测量

诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A。 6.2.1.16感应耐压和局部放电测量

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验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz~400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s~60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。

t?120?[额定频率] （3）

[试验频率]在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。 6.2.1.17绕组频率响应分析

诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。 6.2.1.18绕组各分接位置电压比

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。结果应与铭牌标识一致。

6.2.1.19直流偏磁水平检测

当变压器声响、振动异常时，进行本项目。 6.2.1.20电抗器电抗值测量

怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。 6.2.1.21纸绝缘聚合度测量

诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。 6.2.1.22整体密封性能检查

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目。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。

6.2.1.23铁心接地电流测量

在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。 6.2.1.24声级及振动测定

当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。 6.2.1.25绕组直流泄漏电流测量

怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目，测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为40kV（330kV及以下绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。 6.2.1.26施耐压试验

仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。 6.2.2 干式变压器和干式电抗器试验项目

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表6.2.2-1干式电力变压器和电抗器巡检项目

巡检项目 外观 声响及振动 基准周期 35kV：3月 10kV：3月 无异常 无异常 要求 说明条款 见6.2.2.1条 见6.2.2.1条 6.2.2.1巡检说明 a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；

b) 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。

表6.2.2-2干式变压器和电抗器的试验项目

例行试验项目 红外热像检测 基准周期 35kV：1年 10kV：1年 无异常 3. 相间互差不大于2%（警示值） 绕组电阻 3年 4. 同相初值差不超过±2%（警示值） 铁心绝缘电阻 3年 ≥100MΩ（新投运1000 MΩ） （注意值） 3. 绝缘电阻无显著下降 4. 绝缘电阻≥10000 MΩ（注意值） 见6.2.2.4条 见6.2.2.3条 要求 说明条款 见6.2.2.2条 绕组绝缘电阻 3年 见6.2.2.5条 6.2.2.2红外热像检测 检测变压器引线接头及电缆等，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。

6.2.2.3绕组电阻

有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组。

6.2.2.4铁心绝缘电阻

绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。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。

6.2.2.5绕组绝缘电阻

测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用2500V兆欧表测量。

表6.2.2-2 干式变压器和干式电抗器诊断性试验项目

诊断性试验项目 空载电流和空载损耗测量 短路阻抗测量 电抗器电抗值测量 见6.2.1条 初值差不超过±3%（注意值） 初值差不超过±5%（注意值） 要求 说明条款 见6.2.2.6条 见6.2.2.7条 见6.2.2.8条 15

铁心接地电流测量 外施耐压试验 ≤100mA（注意值） 出厂试验值的80％ 见6.2.2.9条 见6.2.2.10条 6.2.2.6空载电流和空载损耗测量 诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。

6.2.2.7短路阻抗测量

诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A。

6.2.2.8 电抗器电抗值测量

怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。 6.2.2.9铁心接地电流测量

在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。 6.2.2.10 外施耐压试验

对高低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。

6.3 开关设备 6.3.1 SF6断路器

表6.3.1-1 SF6断路器巡检项目

项目 外观检查 气体密度值检查 操动机构状态检查 在线监测装置检查 基准周期 500kV及以上：2周 220kV/330kV: 1月 外观无异常 密度符合设备技术文件要求 见6.3.1.1条 要求 说明条款 110kV/66kV/35kV/10kV： 状态正常 3月 无异常 6.3.1.1巡检说明： a) 外观无异常；无异常声响；高压引线、接地线连接正常；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（分合闸位置指示正确；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；

e) SF6断路器在线监测装置接线无松动、脱落，封闭严实；断路器动作特性监测、SF6

微水及密度等监测项目工作正常；各传感器安装牢固；测量单元、控制单元无异常。

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表6.3.1-2 SF6断路器例行检查项目

项目 例行检查和测试 传感器检查 基准周期 3年（电容器1年1次） 3年 无异常 无异常 要求 说明条款 6.3.1.2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，必要时需进行清洁； e) 检查是否存在锈迹，如有需进行防腐处理；

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行润滑；

g) 分、合闸线圈电阻检测，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%的额定电压下可靠工作；

i) 检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V兆欧表测量电缆的绝缘

电阻，应无显著下降；

j) 缓冲器检查，按设备技术文件要求进行； k) 防跳跃装置检查，按设备技术文件要求进行； l) 联锁和闭锁装置检查，按设备技术文件要求进行；

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；同相各断口合闸不同期不大于3ms，同相分闸不同期不大于2ms；

o) 开关设备本体加装的传感器（含变送器）安装应牢固可靠，不降低设备的绝缘性能。

气室开孔处应密封良好。焊接或粘接方式安装的传感器应牢固可靠。传感器输出信号正常，防护措施完好。

对于液（气）压操动机构，还应进行下列各项检查或试验，结果均应符合设备技术文件要求：

p) 机构压力表、机构操作压力（气压、液压）整定值和机械安全阀校验；

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q) 分闸、合闸及重合闸操作时的压力（气压、液压）下降值； r) 在分闸和合闸位置分别进行液（气）压操动机构的泄漏试验； s) 液压机构及气动机构，进行防失压慢分试验和非全相合闸试验。

表6.3.1-3 SF6断路器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV及以上：1月 330kV/220kV：3月 红外热像检测 110kV/66kV：半年 35kV/10kV：1年 主回路电阻测量 3年（电容器1年1次） ≤制造商规定值（注意值） 电容量初值差不超过±5%（警示值） 断口间并联电容器电容量和介质损耗因数 66kV及以上：3年 介质损耗因数： 油浸纸≤0.005 见6.3.1.5条 见6.3.1.4条 无异常 见6.3.1.3条 要求 说明条款 膜纸复合≤0.0025（注意值） 合闸电阻阻值及合闸电阻预接入时间 SF6气体湿度检测 66kV及以上：3年 初值差不超过±5%（注意值） 预接入时间符合设备技术文件要求 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 见6.3.1.6条 3年 6.3.1.3 红外热像检测 检测断口及断口并联元件、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，应该考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。 6.3.1.4 主回路电阻测量

在合闸状态下，测量进、出线之间的主回路电阻。测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法和要求参考DL/T 593。

当红外热像显示断口温度异常、相间温差异常，或自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作，也应进行本项目。

6.3.1.5 断口间并联电容器电容量和介质损耗因数

在分闸状态下测量。对于瓷柱式断路器，与断口一起测量；对于罐式断路器（包括GIS中的断路器），按设备技术文件规定进行。测试结果不符合要求时，可对电容器独立进行测量。

6.3.1.6 合闸电阻阻值及合闸电阻预接入时间

同等测量条件下，合闸电阻的初值差应满足要求。合闸电阻的预接入时间按设备技术文件规定校核。对于不解体无法测量的情况，只在解体性检修时进行。

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表6.3.1-4 SF6断路器诊断性试验项目

诊断性试验项目 气体密封性检测 气体密度表（继电器）校验 交流耐压试验 SF6气体成分分析 要 求 ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 符合设备技术文件要求 见6.3.1.7条 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 见6.3.1.7条 说明条款 6.3.1.7交流耐压试验 对核心部件或主体进行解体性检修之后，或必要时，进行本项试验。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行，试验电压为出厂试验值的80%，频率不超过300Hz，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593。

6.3.2 真空断路器

表6.3.2-1 真空断路器巡检项目

巡检项目 外观检查 基准周期 3月 外观无异常 要求 说明条款 见6.3.2.1条 6.3.2.1巡检说明

a) 外观无异常；高压引线、接地线连接正常；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；气压机构气压正常；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。

表6.3.2-2 真空断路器例行检查项目

项目 例行检查和测试 基准周期 3年（电容器1年1次） 要求 说明条款 见6.3.2.2条 6.3.2.2例行检查和测试说明 检查动触头上的软连接夹片，应无松动；

表6.3.2-3 真空断路器例行试验项目

例行试验项目 红外热像检测 绝缘电阻测量 主回路电阻测量 基准周期 半年 无异常 要求 说明条款 见6.3.1.2条 见6.3.1.4条 3年（电容器1年1次） ≥3000MΩ 3年（电容器1年1次） 初值差＜30% 表6.3.2-4 真空断路器的诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 19

灭弧室真空度的测量 交流耐压试验 符合设备技术文件要求 试验电压为出厂试验值的80% 见6.3.2.3条 见6.3.2.4条 6.3.2.3灭弧室真空度的测量 按设备技术文件要求，或受家族缺陷警示，进行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。 6.3.2.4交流耐压试验

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或必要时，进行本项试验。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%，频率不超过400Hz，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593。

6.3.3 隔离开关和接地开关

表6.3.3-1 隔离开关和接地开关巡检项目

巡检项目 基准周期 500kV及以上：2周 220kV/330kV：1月 外观检查 110kV/66kV/35kV/10kV： 外观无异常 3月 见6.3.3.1条 要求 说明条款 6.3.3.1巡检说明 检查是否有影响设备安全运行的异物；检查支柱绝缘子是否有破损、裂纹；检查传动部件、触头、高压引线、接地线等外观是否有异常。检查分、合闸位置及指示是否正确。

表6.3.3-2隔离开关和接地开关例行检查项目

项目 例行检查 基准周期 3年 要求 说明条款 见6.3.3.2条 6.3.3.2例行检查

a) 就地和远方各进行2次操作，检查传动部件是否灵活； b) 接地开关的接地连接良好；

c) 检查操动机构内、外积污情况，必要时需进行清洁； d) 抽查螺栓、螺母是否有松动，是否有部件磨损或腐蚀； e) 检查支柱绝缘子表面和胶合面是否有破损、裂纹；

f) 检查动、静触头的损伤、烧损和脏污情况，情况严重时应予更换； g) 检查触指弹簧压紧力是否符合技术要求，不符合要求的应予更换； h) 检查联锁装置功能是否正常；

i) 检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V兆欧表测量电缆的绝缘

电阻，应无显著下降；

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j) 检查加热器功能是否正常；

k) 按设备技术文件要求对轴承等活动部件进行润滑。

表6.3.3-3 隔离开关和接地开关例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV及以上：1月 红外热像检测 220kV/330kV：3月 110kV/66kV：半年 35kV/10kV：1年 无异常 见6.3.3.3条 要求 说明条款 6.3.3.3红外热像检测 用红外热像仪检测开关触头等电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。判断时，应考虑检测前3小时内的负荷电流及其变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。

表6.3.3-4 隔离开关和接地开关诊断性试验项目

诊断性试验项目 主回路电阻 支柱绝缘子探伤 要求 ≤制造商规定值（注意值） 无缺陷 说明条款 见6.3.3.4条 见6.3.3.5条 6.3.3.4主回路电阻 下列情形之一，测量主回路电阻： a) 红外热像检测发现异常；

b) 上一次测量结果偏大或呈明显增长趋势，且又有2年未进行测量； c) 自上次测量之后又进行了100次以上分、合闸操作； d) 对核心部件或主体进行解体性检修之后。

测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法参考DL/T 593。 6.3.3.5支柱绝缘子探伤

下列情形之一，对支柱绝缘子进行超声探伤抽检： a) 有此类家族缺陷，隐患尚未消除； b) 经历了5级以上地震。

6.4 高压组合电器

表6.4-1高压组合电器巡检项目

巡检项目 外观检查 气体密度值检查 操动机构状态检查 在线监测装置检查 500kV：2周 220kV：1月 110kV：3月 状态正常 无异常 基准周期 外观无异常 密度符合设备技术文件要求 见6.4.1条 要求 说明条款 21

6.4.1巡检说明

a) 外观无异常；声音无异常；高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着； b) 气体密度值正常；

c) 操动机构状态正常（分合闸位置指示正确、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）；

d) 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；

e) GIS在线监测装置柜柜门关闭严密，端子排接线无松动；断路器动作特性监测、局

部放电监测、避雷器特性监测、SF6微水及密度监测各指示灯指示正常，无异常告警信号；各传感器安装牢固，气室无漏气现象。

表6.4-2 GIS的例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV及以上：1月 红外热像检测 330kV/220kV：3月 110kV/66kV：半年 主回路电阻测量 元件试验 SF6气体湿度检测 按制造商规定或自定 ≤制造商规定值（注意值） 见6.4.4条 3年 见6.4.4条 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 见6.4.3条 见6.4.4条 无异常 见6.4.2条 要求 说明条款 6.4.2红外热像检测 检测各单元及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。分析时，应该考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。

6.4.3主回路电阻测量

在合闸状态下测量。当接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连接线，利用回路上两组接地开关的导电杆直接测量主回路电阻；若接地开关导电杆与外壳的电气连接不能分开，可先测量导体和外壳的并联电阻R0和外壳电阻Rl，然后按式（4）进行计算主回路电阻R。若GIS母线较长、间隔较多，宜分段测量。

R?R0R1 （4）

R1?R0测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法可参考DL/T 593。 自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作，也应进行本项目。 6.4.4元件试验

各元件试验项目和周期按设备技术文件规定或根据状态评价结果确定。试验项目的要求参考设备技术文件或本规程有关章节。

表6.4-3 GIS诊断性试验项目

诊断性试验项目

要 求 说明条款 22

主回路绝缘电阻 主回路交流耐压试验 局部放电测量 气体密封性检测 气体密度表（继电器）校验 SF6气体成分分析 无明显下降 或符合设备技术文件要求（注意值） 试验电压为出厂试验值的80% 见6.4.6条 可带电测量或结合耐压试验同时进行 ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 符合设备技术文件要求 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 见6.4.5条 6.4.5主回路绝缘电阻 交流耐压试验前进行本项目。用2500V兆欧表测量。 6.4.6主回路交流耐压试验

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或检验主回路绝缘时，进行本项试验。试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s。有条件时，可同时测量局部放电量。试验时，电磁式电压互感器和金属氧化物避雷器应与主回路断开，耐压结束后，恢复连接，并应进行电压为Um、时间为5min的试验。

6.5 互感器

6.5.1油浸式、SF6电流互感器

表6.5.1-1油浸式、SF6电流互感器巡检项目

巡检项目 基准周期 500kV：2周 外观检查 220kV：1月 110kV/66kV/35kV/10kV：3月 外观无异常 见6.5.1.1条 要求 说明条款 6.5.1.1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。

表6.5.1-2油浸式、SF6电流互感器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV：半年 35kV/10kV：1年 油中溶解气体分析 正立式≤3年 乙炔≤2（110kV）（μL/L） 见6.5.1.3条 23

无异常 见6.5.1.2条 要求 说明条款 （油纸绝缘） 倒置式≤6年 ≤1（220kV及以上）（μL/L）（注意值） 氢气≤150（μL/L）（注意值） 总烃≤100（μL/L）（注意值） 绝缘电阻 3年 1. 一次绕组：初值差不超过-50%（注意值） 2. 末屏对地（电容型）：＞1000MΩ（注意值） 1. 电容量初值差不超过±5%（警示值） 见6.5.1.4条 电容量和介质损耗因数(固体绝缘或油纸绝缘) 3年 2. 介质损耗因数tgδ满足下表要求（注意值） Um（kV） 35kV 126/72.5 252/363 ≥550 tgδ ≤0.01 ≤0.008 ≤0.007 ≤0.006 见6.5.1.5条 聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.005 超过注意值时，参考6.5.1.5条原则判断 SF6气体湿度检测 (SF6绝缘) 交流耐压试验（固体绝缘） 3年 ≤500μL/L（注意值） 一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%；二 35kV及以下：3年 次绕组之间及末屏对地：2kV（可用2500V兆欧表代替） 6.5.1.2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。检测和分析方法参考DL/T 664。 6.5.1.3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。制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。 6.5.1.4绝缘电阻

采用2500V兆欧表测量。当有二个一次绕组时，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3000MΩ，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。 6.5.1.5电容量和介质损耗因数

测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。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Um/3，介质损耗因数的增量应不大于±0.003,且介质损耗因数不超过0.007（Um为550kV）、0.008（Um为252kV）、0.01（Um为126kV）。

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。

表6.5.1-3油浸式、SF6电流互感器诊断性试验项目

诊断性试验项目 绝缘油试验（油纸绝缘） 要求 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 24

说明条款

交流耐压试验 一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%； 二次绕组之间及末屏对地：2kV 1.2Um/3下， 局部放电测量 ≤20pC(气体)； ≤20pC（油纸绝缘及聚四氟乙烯缠绕绝缘）； ≤50pC(固体)（注意值） 电流比校核 绕组电阻测量 气体密封性检测(SF6绝缘) 符合设备技术文件要求 与初值比较,应无明显差别 ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见6.5.1.8条 见6.5.1.9条 见6.5.1.10条 见6.5.1.11条 见6.5.1.7条 见6.5.1.6条 气体密度表（继电器）校验 见6.5.1.11条 6.5.1.6交流耐压试验 需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。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。 6.5.1.7局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。测量方法参考GB 1208。 6.5.1.8电流比校核

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或需要确认电流比时，进行本项目。在5%～100%额定电流范围内，从一次侧注入任一电流值，测量二次侧电流，校核电流比。 6.5.1.9绕组电阻测量

红外检测温升异常，或怀疑一次绕组存在接触不良时，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。

6.5.1.10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，进行本项试验。方法可参考GB/T 11023。

6.5.1.11气体密度表（继电器）校验

数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时，进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。

25

6.5.2 电磁式电压互感器

表6.5.2-1电磁式电压互感器巡检项目

巡检项目 基准周期 500kV：2周 外观检查 220kV：1月 110kV/66kV/35kV/10kV： 3月 外观无异常 见6.5.2.1条 要求 说明条款 6.5.2.1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。

表6.5.2-2电磁式电压互感器例行试验项目

巡检项目 基准周期 500kV：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV：半年 35kV/10kV：1年 一次绕组：初值差不超过-50%（注绕组绝缘电阻 3年 意值） 二次绕组：≥10MΩ（注意值） 绕组绝缘介质损耗因数 3年 ≤0.02（串级式）（注意值） ≤0.005（非串级式）（注意值） 乙炔≤2（μL/L）（注意值） 3年 氢气≤150（μL/L）（注意值） 总烃≤100（μL/L）（注意值） 3年 ≤500（μL/L）（注意值） 见6.5.2.5条 见6.5.2.4条 见6.5.2.3条 无异常 见6.5.2.2条 要求 说明条款 油中溶解气体分析 (油纸绝缘) SF6气体湿度检测(SF6绝缘) 6.5.2.2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。 6.5.2.3绕组绝缘电阻

一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组采用1000V兆欧表。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。 6.5.2.4绕组绝缘介质损耗因数

测量一次绕组的介质损耗因数，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。

6.5.2.5油中溶解气体分析

26

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。制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。

表6.5.2-3电磁式电压互感器诊断性试验项目

诊断性试验项目 交流耐压试验 要求 一次绕组耐受80%出厂试验电压； 二次绕组之间及末屏对地 2kV 1.2Um/3下： 局部放电测量 ≤20pC(气体)；≤20pC(液体浸渍)；≤50pC(固体)（注意值） 绝缘油试验(油纸绝缘) 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 66kV及以上:支架介质损耗≤0.05 符合设备技术文件要求 66kV及以上:见6.5.2.9条 ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见6.5.2.7条 说明条款 见6.5.2.6条 SF6气体成分分析(SF6绝缘) 支架介质损耗测量 电压比校核 励磁特性测量 气体密封性检测（SF6绝缘) - 见6.5.2.8条 见6.5.2.9条 见6.5.1.10条 见6.5.1.11条 气体密度表（继电器）(SF6绝缘) 符合设备技术文件要求 6.5.2.6交流耐压试验 需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。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100Hz~400Hz时，持续时间应按式（3）确定，但不少于15s。进行感应耐压试验时应考虑容升现象。试验方法参考GB 1207。 6.5.2.7局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。在电压幅值为1.2Um/3下测量，测量结果符合技术要求。测量方法参考GB 1207。 6.5.2.8电压比校核

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或需要确认电压比时，进行本项目。在80%～100%的额定电压范围内，在一次侧施加任一电压值，测量二次侧电压，验证电压比。简单检查可取更低电压。 6.5.2.9励磁特性测量

对核心部件或主体进行解体性检修之后，或计量要求时，进行本项目。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、同一型号的其它电磁式电压互感器相比，彼此差异不应大于30%。

27

6.5.3 电容式电压互感器

表6.5.3-1 电容式电压互感器巡检项目

巡检项目 基准周期 500kV：2周 外观检查 220kV：1月 110kV：3月 外观无异常 见6.5.3.1条 要求 说明条款 6.5.3.1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。

表6.5.3-2电容式电压互感器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV：半年 极间绝缘电阻≥5000MΩ（注意值） 电容量初值差不超过±2%（警示值） 分压电容器试验 3年 介质损耗因数： ≤0.005(油纸绝缘）（注意值） ≤0.0025(膜纸复合)（注意值） 二次绕组绝缘电阻 3年 ≥10MΩ（注意值） 见6.5.3.4条 见6.5.3.3条 无异常 见6.5.3.2条 要求 说明条款 6.5.3.2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。检测和分析方法参考DL/T 664。 6.5.3.3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。试验时应按设备技术文件要求并参考DL/T 474进行。

除例行试验外，当二次电压异常时，也应进行本项目。 6.5.3.4二次绕组绝缘电阻

二次绕组绝缘电阻可用1000V兆欧表测量。

表6.5.3-3电容式电压互感器诊断性试验项目

诊断性试验项目 局部放电测量 电磁单元感应耐压试验 要求 1.2Um/3下：≤10pC 试验电压为出厂试验值的80% 或按设备技术文件要求 说明条款 见6.5.3.5条 见6.5.3.6条

28

电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量 阻尼装置检查 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 符合设备技术文件要求 见6.5.3.7条 - 6.5.3.5局部放电测量 诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项目。试验在完整的电容式电压互感器上进行。在电压值为1.2Um/3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行。 6.5.3.6电磁单元感应耐压试验

试验前把电磁单元与电容分压器分开，若产品结构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验。试验电压为出厂试验值的80%，或按设备技术文件要求进行，时间为60s。进行感应耐压试验时，耐压时间按式（3）进行折算，但应在15s~60s之间。试验方法参考GB/T 4703。 6.5.3.7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，进行本项目。

6.5.4 电子式电流互感器

表6.5.4-1电子式电流互感器巡检项目

巡检项目 外观检查 室外终端检查 基准周期 500kV：2周 220kV：1月 110kV：3月 无异常 见6.5.4.1条 外观无异常 要求 说明条款 见6.5.4.1条 6.5.4.1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；无影响设备运行的异物；气

体密度值正常，气体密度表（继电器）无异常（如有）；

b) 室外终端门关闭严密，无尘土，雨天无漏水积水现象，接线无松动；指示灯指示正

常；输出信号正常，防护措施完好。

表6.5.4-2 电子式电流互感器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV：半年 绝缘电阻 SF6气体湿度检测(SF6绝缘) 低压器件的工频耐压试验 火花间隙检查（如有） 3年 3年 一次绕组：初值差不超过-50%（注意值） ≤500μL/L（注意值） 见6.5.4.3条 无异常 见6.5.4.2条 要求 说明条款 3年 3年 符合设备技术文件要求 符合设备技术文件要求 见6.5.4.4条 29

电容量和介质损耗因数(油纸绝缘) 3年 见6.5.4.5条 见6.5.4.5条 6.5.4.2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。检测和分析方法参考DL/T 664。 6.5.4.3 绝缘电阻

采用2500V兆欧表测量。一次绕组的绝缘电阻应大于3000MΩ，或与上次测量值相比无显著变化。

6.5.4.4 火花间隙检查

清洁间隙表面积尘，间隙距离应符合设备技术文件要求。 6.5.4.5 电容量和介质损耗因数

适用时进行测量，见GB 1208-2006的9.5。

表6.5.4-3 电子式电流互感器诊断性试验项目

诊断性试验项目 交流耐压试验 局部放电测量 绕组电阻测量 气体密封性检测(SF6绝缘) 气体密度表（继电器）校验（如有） 符合设备技术文件要求 符合设备技术文件要求 与初值比较,应无明显差别 ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见6.5.4.10条 要求 说明条款 见6.5.4.6条 见6.5.4.7条 见6.5.4.8条 见6.5.4.9条 见6.5.4.10条 6.5.4.6交流耐压试验 需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。在绝缘仅由固体绝缘子和常压的空气构成时，如果各导电件与座架之间的距离已通过尺寸测量核查合格，工频耐压试验可以不进行。试验方法参考GB 1208-2006的9.2.1。 6.5.4.7局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。测量方法参考GB 1208-2006的9.2.2。如果在具体结构上不适用，本试验可以不进行。 6.5.4.8绕组电阻测量

红外检测温升异常，或怀疑一次绕组存在接触不良时，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。 6.5.4.9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，进行本项试验。方法可参考GB/T 11023。

6.5.4.10气体密度表（继电器）校验

数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时，进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。

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6.5.5 电子式电压互感器

表6.5.5-1电子式电压互感器巡检项目

巡检项目 外观检查 室外终端检查 基准周期 500kV：2周 220kV：1月 110kV：3月 无异常 见6.5.5.1条 外观无异常 要求 说明条款 见6.5.5.1条 6.5.5.1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；无影响设备运行的异物；气

体密度值正常，气体密度表（继电器）无异常；

b) 室外终端门关闭严密，无尘土，雨天无漏水积水现象，接线无松动；指示灯指示正

常；输出信号正常，防护措施完好。

表6.5.5-2 电子式电压互感器例行试验项目

例行试验项目 基准周期 500kV：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV：半年 绝缘电阻 低压器件的工频耐压试验 电容量和介质损耗因数(油纸绝缘) 3年 3年 3年 一次绕组：初值差不超过-50%（注意值） 符合设备技术文件要求 见6.5.5.4条 见6.5.5.3条 无异常 见6.5.5.2条 要求 说明条款 见6.5.5.4条 6.5.5.2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。检测和分析方法参考DL/T 664。 6.5.5.3 绝缘电阻

采用2500V兆欧表测量。一次绕组的绝缘电阻应大于3000MΩ，或与上次测量值相比无显著变化。

6.5.5.4 电容量和介质损耗因数

适用时进行。试验电路应由制造方和用户协商同意，但电桥法优先。 对电子式电压互感器，本试验应在环境温度下进行，该温度应予记录。

表6.5.5-3 电子式电压互感器诊断性试验项目

诊断性试验项目 交流耐压试验 局部放电测量 要求 符合设备技术文件要求 符合设备技术文件要求 说明条款 见6.5.5.5条 见6.5.5.6条 6.5.5.5交流耐压试验 需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。

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耐压试验应按GB/T 16927.1进行，试验持续时间为60s。 a）—次电压端Um＜300kV

应按设备最髙电压选取GB 1207-2006表4的相应值。 Um＜300kV一次电压端的试验电压，a1）电子式不接地电压互感器

不接地电压互感器应承受以下试验：选取的试验电压施加在连在一起的所有一次电压端子与地之间。座架、箱壳（如果有）和所有的低压端子应连在一起接地。

a2）电子式接地电压互感器

电子式接地电压互感器应承受以下试验：一是选取的试验电压施加在一次电压传感器的髙压端子与地之间，另一是按接地端子规定的试验电压施加在一次电压传感器接地端子与地之间（一次电压传感器要求接地且与外壳或框架绝缘的端子，应能承受1min短时工频耐受电压3 (方均根值〉）。座架、箱壳(如果有）和所有的低压端子应连在一起接地。

b）一次电压端Um＞300kV

电子式电压互感器应承受以下试验：选取的试验电压应为GB 1207-2006的7.1.2.1规定的相应值，试验应按电子式接地电压互感器的耐压试验规定进行。 6.5.5.6局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。采用的试验电路和仪器应按GB/T 7354的规定。试验电路的一些示例见GB 1207-2006的图2～图5,适用于电子式电压互感器。

所用仪器应测量用皮库（pC）表示的视在放电量。其校正应在试验电路中进行（见GB 1207—2006的图5示例〕。

宽频带仪器的频带宽度至少为100kHz，其上限截止频率不超过1.2 MHz。

窄频带仪器的谐振频率范围为0.15MHz至2 MHz。最好是在0.5MHz至2MHz范围内，但如可能，应在灵敏度最高的频率下进行测量。

测量灵敏度应能检测出5pC的局部放电量水平。

6.6 高压开关柜

表6.6-1开关柜巡检项目

巡检项目 外观检查 操作机构状态 基准周期 35kV/10kV：3月 35kV/10kV：3月 外观无异常 操作次数满足运规要求 现场检查无异常 见6.6.1条 振动及声响 在线监测装置 35kV/10kV：3月 35kV/10kV：3月 设备运行中无异常振动、声响、异味 无异常 要求 说明条款 6.6.1开关柜巡检说明

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a) 开关柜及内部部件（可视情况下）外观无异常，设备复合绝缘护套无裂纹、破损和

电蚀；

b) 正常运行时无异常振动或声响；

c) 雾、雨等潮湿天气下的设备外绝缘及绝缘子表面无异常放电；

d) 在线监测装置各部件安装牢固，管路无破损，接线可靠，无异常告警信号。

表6.6-2开关柜例行检查项目

项目 例行检查 基准周期 3年 要求 说明条款 见6.6.2条 6.6.2例行检查 a) 清扫开关柜内设备外绝缘及绝缘子；

b) 仔细检查开关柜内支柱绝缘子及瓷护套的外表面及法兰封装处，若有裂纹应及时处

理或更换；必要时进行超声探伤检查；

c) 检查开关柜内各连接法兰及固定螺栓等金属件是否出现锈蚀，必要时进行防腐处理

或更换；抽查固定螺栓，必要时按力矩要求进行紧固；

表6.6-3高压开关柜的例行试验项目

例行试验项目 红外热像检测 绝缘电阻 交流耐压试验 基准周期 35kV/10kV：1年 要求 说明条款 柜内各设备及接头无异常 (若可测) 见6.6.3条 采用2500V兆欧表 见6.6.4条 3年（电容器柜1年1次） 一般不低于50MΩ 3年（电容器柜1年1次） 12kV对地试验电压为42kV，40.5kV对地试验电压为95kV 导电回路电阻 3年（电容器1年1次） 运行中一般不大于制造厂规定的1.5倍 不低于2 MΩ 采用500V或1000V兆欧表 可用2500V兆欧表持续加压1min代替 辅助回路及控制回路绝3年（电容器1年1次） 缘电阻 辅助回路及控制回路交3年（电容器1年1次） 流耐压试验 试验电压2kV 6.6.3 红外热像检测

检查设备各部件连接处、电流互感器、外绝缘、支柱绝缘子等可见部分，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。 6.6.4 交流耐压试验

开关柜交流耐压试验试验电压加压方式：合闸时各相对地及相间，分闸时各相断口；相 间、相对地及断口的试验电压相同，如柜内设备同时进行试验时试验电压按部件中最低耐受 试验电压的部件进行选取试验电压。

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表6.5-4开关柜诊断性试验项目

诊断性试验项目 断路器灭弧室检查 触头、弹簧检查 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 要求 说明条款 断路器、隔离开关导电回路电阻 应符合制造厂规定 防误操作性能检查 应符合运规及制造厂规定 6.7 串并联补偿装置

6.7.1高压并联电容器和集合式电容器

表6.6.1-1高压并联电容器和集合式电容器巡检项目

巡检项目 外观检查 基准周期 1年或自定 要求 外观无异常，无渗油现象 说明条款 见6.7.1.1条 6.7.1.1巡检说明 电容器无油渗漏、无鼓起；高压引线、接地线连接正常。

表6.7.1-2高压并联电容器和集合式电容器例行试验项目

例行试验项目 红外热像检测 绝缘电阻 基准周期 1年或自定 自定（≤6年） 新投运1年内 自定（≤6年） 新投运1年内 无异常 ≥2000MΩ 要求 说明条款 见6.7.1.2条 见6.7.1.3条 电容量测量 见6.7.1.4条 见6.7.1.4条 6.7.1.2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。测量和分析方法参考DL/T 664。 6.7.1.3绝缘电阻

a) 高压并联电容器极对壳绝缘电阻；

b) 集合式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兆欧表测量。 6.7.1.4电容量测量

电容器组的电容量与额定值的标准偏差应符合下列要求： a) 3Mvar以下电容器组：-5%~10%； b) 从3Mvar到30Mvar电容器组：0%~10%； c) 30Mvar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。

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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标准偏差应在-5%~10%之间，且初值差小于±5%。

表6.7.1-2高压并联电容器和集合式电容器诊断试验项目

例行试验项目 相间和极对壳耐压试验 绝缘油击穿电压 无异常 ≥2000MΩ 要求 说明条款 见6.7.1.5条 见6.7.1.6条 6.7.1.5相间和极对壳耐压试验 极对壳试验电压为出厂值的75%，相间试验电压工频交流电压：0.75×2.15Un 直流电压：0.75×4.3Un 6.7.1.6绝缘油击穿电压

绝缘油击穿电压10kV：≥25kV, 35kV：≥30kV。

6.7.2串联补偿装置

表6.7.2-1串联补偿装置巡检项目

巡检项目 外观检查 基准周期 500kV：2周 220kV：1月 外观无异常 要求 说明条款 见6.7.2.1条 6.7.2.1巡检说明 a) 串联补偿装置无异常声响；各电气设备绝缘表面无异物附着；瓷件无裂纹；复合绝

缘外套无电蚀和破损；

b) 阻尼电抗器线圈表面无电蚀和放电痕迹；

c) 各电气连接处、高压引线、均压罩等无残损、错位、松动和异常放电； d) 测量电缆、控制电缆、光纤外观无异常； e) 自备监测系统运行正常。

表6.7.2-2串联补偿装置例行检查项目

项目 例行检查 基准周期 3年 见6.7.2.2条 要求 说明条款 见6.7.2.2条 6.7.2.2例行检查

a) 按力矩要求抽检平台的部分螺丝，如有两个以上出现松动，按力矩要求紧固所有螺

丝；检查平台上各设备的电气连接是否牢固，必要时进行紧固处理； b) 检查平台支柱绝缘子是否存在裂纹，必要时可以采用超声探伤仪检测； c) 检查电容器是否发生渗漏和铁壳鼓起，发生渗漏或鼓起的电容器应予更换； d) 检查平台各金属部件是否有锈蚀，若有进行防腐处理；

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e) 检查火花间隙护网是否完整，如有破损需要进行修复；检查火花间隙表面是否有严

重积尘或者飞虫，如有则需要清理；检查火花间隙的间距是否符合设备技术文件要求，必要时进行调整；火花间隙触发功能检查正常； f) 检查各测量、控制电缆、光纤，是否连接良好，外观正常； g) 测控系统按设备技术文件要求进行功能检查。

表6.7.2-3串联补偿装置例行试验项目

例行试验项目 红外热像检测 金属氧化物限压器 串联电容器 阻尼电抗器 分压器分压比校核及参数测量 旁路断路器 测量及控制系统 基准周期 330kV及以上：1月 220kV：3月 见6.10.1条 3年 3年 3年 见6.3.1条 3年 无异常 见6.10.1条 见6.7.2.4条 见6.7.2.5条 初值差不超过±2% 见6.3.1条 符合设备技术文件要求 要求 说明条款 见6.7.2.3条 见6.10.1条 见6.7.2.4条 见6.7.2.5条 见6.7.2.6条 见6.3.1条 - 6.7.2.3红外热像检测 检测平台上各设备（可视部分）、电气连接处等，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。 6.7.2.4串联电容器

要求逐台进行测量，极对壳绝缘电阻不低于2500MΩ。电容量与出厂值的差异不超过±5%，否则应予更换。更换的新电容器的电容量以及更换后整组的电容量，应符合技术文件要求。

6.7.2.5阻尼电抗器

在相同测量条件下，线圈电阻的初值差不超过±3%；在额定频率下，电感量的初值差不超过±3%。

除例行试验外，出现下列情形也应进行本项目： a) 经历了短路电流冲击； b) 红外热像检测异常； c) 电抗器表面存在异常放电；

d) 电抗器线圈的内、外表面存在碳化、电弧痕迹等异常现象。 6.7.2.6分压器分压比校核及参数测量

校核分压器的分压比。测量高压臂、低压臂参数。结果应符合设备技术文件要求。

6.8 绝缘子、母线、电力电缆

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6.8.1 绝缘子

表6.7.1-1变电站设备外绝缘及绝缘子巡检项目

巡检项目 外观检查 污秽泄漏电流在线监测检查 基准周期 330kV及以上：2周 220kV：1月 110kV/66kV/35kV/10kV：3月 无异常 见6.8.1.1条 要求 外观无异常 说明条款 见6.8.1.1条 6.8.1.1巡检说明 a) 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子及设备瓷套或复合绝缘护套无裂纹、破损和

电蚀；无异物附着；

b) 雾、雨等潮湿天气下的设备外绝缘及绝缘子表面无异常放电；

c) 污秽泄漏电流在线监测装置安装牢固，接线无松动、脱落，泄漏电流无异常。

表6.8.1-2变电站设备外绝缘及绝缘子例行检查项目

项目 例行检查 基准周期 3年 见6.8.1.2条 要求 说明条款 见6.8.1.2条 6.8.1.2例行检查 a) 清扫变电站设备外绝缘及绝缘子（复合绝缘除外）；

b) 仔细检查支柱绝缘子及瓷护套的外表面及法兰封装处，若有裂纹应及时处理或更

换；必要时进行超声探伤检查；

c) 检查法兰及固定螺栓等金属件是否出现锈蚀，必要时进行防腐处理或更换；抽查固

定螺栓，必要时按力矩要求进行紧固；

d) 检查室温硫化硅橡胶涂层是否存在剥离、破损，必要时进行复涂或补涂；抽查复合

绝缘和室温硫化硅橡胶涂层的憎水性，应符合技术要求； e) 检查增爬伞裙，应无塌陷变形，表面无击穿，粘接界面牢固； f) 检查复合绝缘的蚀损情况。

表6.8.1-3支柱绝缘子的例行试验项目

例行试验项目 基准周期 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV/66kV：半年 35kV/10kV：1年 现场污秽度评估 3年 见6.8.1.4条 更换零值绝缘子 见6.8.1.5条 见6.8.1.4条 见6.8.1.5条 无异常 见6.8.1.3条 要求 说明条款 站内盘形瓷绝缘子零值检测 3年 交流耐压（支柱绝缘子） 35kV及以下：3年 6.8.1.3红外热像检测 检查设备外绝缘、支柱绝缘子、悬式绝缘子等可见部分，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。

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6.8.1.4现场污秽度评估

每3年或有下列情形之一进行一次现场污秽度评估： a) 附近10km范围内发生了污闪事故；

b) 附近10km范围内增加了新的污染源（同时也需要关注远方大、中城市的工业污染）； c) 降雨量显著减少的年份；

d) 出现大气污染与恶劣天气相互作用所带来的湿沉降（城市和工业区及周边地区尤其

要注意）。

现场污秽度测量参见Q/GDW 152-2006。

如果现场污秽度等级接近变电站内设备外绝缘及绝缘子（串）的最大许可现场污秽度，应采取增加爬电距离或采用复合绝缘等技术措施。 6.8.1.5 交流耐压

支柱绝缘子交流耐压可同母线试验一同进行，试验电压参考母线试验电压。

表6.7.1-4变电站外绝缘及绝缘子诊断性试验项目

诊断性试验项目 超声探伤检查 复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的状态评估 无裂纹和材质缺陷 符合相关技术标准 要求 说明条款 见6.8.1.6条 6.8.1.6超声探伤检查 有下列情形之一，对瓷质支柱绝缘子及瓷护套进行超声探伤检查：

a) 若有断裂、材质或机械强度方面的家族缺陷，对该家族瓷件进行一次超声探伤抽查； b) 经历了5级以上地震后要对所有瓷件进行超声探伤。

6.8.2 一般母线

表6.8.2-1 母线巡检项目

巡检项目 外观检查 振动及声响 基准周期 35kV/10kV：6月 35kV/10kV：6月 外观无异常 设备运行中无异常振动、异味或声见6.8.2.1条响 要求 说明条款 6.8.2.1母线巡检说明 a) 母线（可视情况下）外观无异常，设备复合绝缘护套无裂纹、破损和电蚀； b) 正常运行时无异常振动或声响；

c) 雾、雨等潮湿天气下的母线外绝缘及绝缘子表面无异常放电。

表6.8.2-2一般母线例行检查项目

项目 例行检查 基准周期 3年 见6.8.2.2条 要求 说明条款 见6.8.2.2条

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6.8.2.2例行检查

a) 清扫母线外绝缘及绝缘子；

b) 仔细检查母线支柱绝缘子及瓷护套的外表面及法兰封装处，若有裂纹应及时处理或

更换；必要时进行超声探伤检查；

表6.8.2-3 一般母线的例行试验项目

例行试验项目 红外热像检测 绝缘电阻 交流耐压试验 基准周期 35kV/10kV：1年 3年 3年 要求 母线与各设备及接头无异常 (若可测) 一般不低于50MΩ 说明条款 见6.8.2.3条 采用2500V兆欧表 现场交流耐压值按出厂值的80%执行 6.8.2.3 红外热像检测 检查母线与导线连接处等可见部分，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。

表6.8.2-4母线诊断性试验

诊断性试验项目 交流耐压试验 要求 说明条款 现场交流耐压值按出厂值的80%执行 6.8.3 电力电缆

表6.8.3-1电力电缆巡检项目

巡检项目 基准周期 330kV及以上：2周 外观检查 220kV：1月 110kV/66kV/35kV/10kV：3月 橡塑绝缘电力电缆带电测330kV及以上：2周 试外护层接地电流（适用220kV：1月 时） 110kV：3月 要求 电缆终端及可见部分外观无异常 见6.8.3.1条 电流满足设计值要求 三相不平衡度不应有明显变化 说明条款 6.8.3.1巡检说明 a) 检查电缆终端外绝缘是否有破损和异物，是否有明显的放电痕迹；是否有异味和异

常声响；

b) 充油电缆油压正常，油压表完好；

c) 引入室内的电缆入口应该封堵完好，电缆支架牢固，接地良好。

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