最新电力设备状态检修试验规程 - 图文

北京市电力公司

（节选）

（2011年版）

北京市电力公司 发布

2011年6月

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电力设备状态检修试验规程

北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

目 录

1 范围、引用标准、定义、符号 ........................................................... 4 2 总则 ................................................................................. 9 3 电力变压器和电抗器 .................................................................. 12 4 互感器 .............................................................................. 30 5 开关设备 ............................................................................ 39 6 套管 ................................................................................ 527 设备外绝缘及绝缘子 .................................................................. 558 电力电缆线路 ........................................................................ 579 电容器 .............................................................................. 6610 避雷器 ............................................................................. 7311 母线 ............................................................................... 7712 接地装置 ........................................................................... 7813 1kV以上的架空线路 ................................................................. 8114 1kV及以下的配电装置和馈电线路 ..................................................... 84附录A （规范性附录）高压电气设备的工频耐压试验电压标准 ................................ 86附录B （规范性附录）电力变压器的交流试验电压 .......................................... 87附录C （资料性附录）红外成像测温 ..................................................... 88

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北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

前 言

电力设备状态检修试验是对在运设备进行电气、机械、化学等各项性能试验，获取设备状态、判断设备是否符合运行条件的手段。为了适应电力设备的更新换代和试验技术的不断进步，北京市电力公司组织有关单位在广泛征求意见的基础上，结合北京电网的实际情况，依据国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》、《电力设备带电检测技术规范（试行）》以及有关反事故技术措施，对《北京市电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则（试行）》、《北京市电力公司电力设备预试规程(试行)》进行了修订，形成《北京市电力公司电力设备状态检修试验规程（2011年版）》。

本规程未包含的电力设备的试验项目，按相关国家行业标准及制造厂规定进行。 本规程适用于北京市电力公司所属各单位。接入北京电网的发电厂、电力用户可参照执行。

本规程经北京市电力公司批准，从发布之日起实施。

本规程解释权属北京市电力公司。各单位在执行本规程过程中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与北京市电力公司生产技术部联系。

规程起草单位：北京市电力公司

规程主要起草人：郑秀玉、李伟、陆宇航、周恺、石磊、程序、叶宽、段大鹏、赵宇彤等

规程主要审核人：干银辉、牛进苍、孙白、常立智、王鹏、韩良、李华春、黄鹤鸣、王进昌、竺懋渝、马锋、郑秀玉、赵永强、谭磊、朱民、李明春、丛光、沈光中、赵颖、黄博瑜、王伟、韩晓昆、姚建实、杨延斌、藤海军、余康等

规程批准人：刘润生

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1 范围、引用标准、定义、符号 1.1 范围

本规程适用于500kV及以下电压等级电气设备的例行试验、诊断性试验以及巡检工作。 本规程不适用于高压直流输变电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备。 对进口设备的试验，应按合同规定的标准执行。 1.2 规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文，当下列标准与本规程条文不一致的，原则上按更严格的标准条文执行。本规程发布时，下列标准的所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB/T 261-2008 《闪点测定宾斯基—马丁闭口杯法》 GB/T 264-1983 《石油产品酸值测量法》 GB/T 311.2-2002 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB/T 507-2002 《绝缘油击穿电压测定法》

GB/T 511-2010 《石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法》 GB 1094.1-1996 《电力变压器 第1部分：总则》 GB 1094.2-1996 《电力变压器 第2部分：温升》

GB 1094.3-2003 《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 1094.4-2005 《电力变压器 第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》 GB 1094.5-2008 《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》 GB 1094.10-2003 《电力变压器 第10部分：声级测定》 GB 1094.11-2007 《电力变压器 第11部分：干式变压器》 GB 1207-2007 GB 1208-2006 GB 2536-1990

《电磁式电压互感器》 《电流互感器》 《变压器油》

GB/T 3048.1-2007《电线电缆电性能试验方法 第1部分：总则》

GB/T 3048.4-2007《电线电缆电性能试验方法 第4部分：导体直流电阻试验》 GB 4109-2008 GB 4703-2007

《交流电压高于1000V的绝缘套管》 《电容式电压互感器》

GB/T 4909-2009 《裸电线试验方法》 GB 5654-2007

《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 6541-1986 《石油产品油对水界面张力测量法(圆环法）》 GB/T 6451-2008 《油浸式电力变压器技术参数和要求 》 GB/T 7252-2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》

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GB/T 7595-2008 《运行中变压器油质量标准》 GB 7597-2007

《电力用油(变压器油、汽轮机油）取样方法》

GB/T 7598-2008 《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法）》 GB 7600-1987 《运行中变压器油水分含量测量法(库仑法)》

GB 7601-2008

《运行中变压器油、汽轮机油水分含量测量法(气相色谱法》

GB/T 7354-2003 《局部放电测量》

GB/T 7602-1987 《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 7674-2008 《额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备》 GB 8905-1996

《六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则》

GB/T 17623-1998 《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》 GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》

GB 11022-1999 《高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件》 GB 11032-2010 《交流无间隙金属氧化物避雷器》 GB 12022-2006 《工业六氟化硫》

GB 12706-2008 《额定电压35kV及以下铜铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆》 GB/T 16927.1-1997《高电压试验技术 第一部分：一般试验要求》 GB/T 16927.2-1997《高电压试验技术 第二部分： 测量系统》 GB／T 11024_2001《标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器》 GB/T 10229-1988 《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 11023-1989 《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》

GB/T 11017.1-2002《额定电压110V交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件试验方法和要求》 GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50233-2005 《110-500kV架空送电线路施工及验收规范》 DL/T 402-2007 《交流高压断路器订货技术条件》 DL/T 421-2009 《绝缘油体积电阻率测量法》

DL/T 423-2009 《绝缘油中含气量测量方法 真空压差法》 DL/T 840-2003 《高压并联电容器使用技术条件》 DL/T 417-2006 《电力设备局部放电现场测量导则》 DL 419-1991

《电力用油名词术语》

DL/T 429.1-1991 《电力系统油质试验方法 透明度测定法》 DL/T 429.2-1991 《电力系统油质试验方法 颜色测定法》

DL/T 429.9-1991 《电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法绝缘油介电强度测定法》5

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DL/T 437-1991 《高压直流接地极技术导则》

DL/T 450-1991 《绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法》 DL/T 474-2006 《现场绝缘试验实施导则》 DL/T 475-2006 《接地装置特性参数测量导则》

DL/T 506-1992 《六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法》 DL/T 573-2010 《电力变压器检修导则》 DL/T 574-2010 《变压器分接开关运行维修导则》

DL/T 593-2006 DL/T 596-1996 DL/T 620-1997 DL/T 621-1997 DL/T 626-2005 DL/T 628-1997 DL/T 664-2008 DL/T 703-1999 DL/T 722-2000 DL/T 741-2001 DL/T 887-2004 DL/T 911-2004 DL/T 914-2005 DL/T 915-2005 DL/T 916-2005 DL/T 917-2005 DL/T 918-2005 DL/T 919-2005 DL/T 920-2005 DL/T 921-2005 DL/T 984-2005 DL/T 1093-2008 DL/T 1096-2008 DL/T 5092-1999 JB/T 5357-2002 JB/T 10549-2006

》 》

》

110～500kV架空送电线路设计技术规程》

SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件》

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《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》《电力设备预防性试验规程》《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》《交流电气装置的接地》《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》《集合式高压并联电容器订货技术条件》《带电设备红外诊断技术应用导则》《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》《变压器油中溶解气体分析和判断导则》《架空送电线路运行规程》《杆塔工频接地电阻测量》《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》《六氟化硫气体湿度测定法（重量法）《六氟化硫气体湿度测定法（电解法）《六氟化硫气体酸度测定法》《六氟化硫气体密度测定法》《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法） 《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》《六氟化硫气体毒性生物试验方法》《油浸式变压器绝缘老化判断导则》《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》《变压器油中颗粒度限值》《《电压互感器试验导则》《

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JB/T 9674-1999 《超声波探测瓷件内部缺陷》 JB/T 501-2006 《电力变压器试验导则》 SH 0040-1991

《超高压变压器油》

SH/T 0804-2007 《电器绝缘油腐蚀性硫试验 银片试验法》 Q/GDW152 Q/GDW168

《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》 《输变电设备状态检修试验规程》 《十八项电网重大反事故措施（试行）》

国家电网公司

北京市电力公司 《十八项电网重大反事故措施实施细则（试行）》 1.3 定义

下列定义适用于本规程。 1.3.1 状态检修

状态检修是企业以安全、环境、效益为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设

备检修工作，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。 1.3.2 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。 1.3.3 巡检

为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。 1.3.4 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，定期进行的各种检测和试验，分为带电检测和停电例行试验。其中带电检测指在运行状态下，对设备进行的现场例行检测（包括加压到运行电压下进行的检测）；停电试验指需要设备退出运行才能进行的试验。 1.3.5 诊断性试验

发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族性缺陷警示，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。 1.3.6 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%。 1.3.7 注意值

状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。 1.3.8 警示值

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。 1.3.9 家族性缺陷

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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性缺陷。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，都称为有家族性缺陷设备。 1.3.10 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。 1.3.11 轮试

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。 1.4 符号

Un 设备额定电压 Um 设备最高工作线电压 U0 设备额定相对地电压

U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆设计用的导体与金属套或金属屏蔽之间的额定电压有效值，U为电缆设计用的导体与导体之间的额定电压有效值)

U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压 tanδ 介质损耗因数

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2 总则 2.1 试验分类

本规程将试验分为巡检、例行试验（包括停电例行试验和带电检测）、诊断性试验，其中巡检和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。 2.2 试验说明

2.2.1 巡检和带电检测是获取设备状态信息的手段之一，以下情况应对相关设备加强巡检，并增加带电检测：

2.2.1.1 在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴之后；

2.2.1.2 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； 2.2.1.3 日最高气温35℃以上、高峰负荷期间或负荷有较大变化时； 2.2.1.4 经受故障电流冲击、过电压等不良工况后。

2.2.2 设备进行试验时，对试验结果必须进行全面地、系统地综合分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。

2.2.3 工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。

2.2.4 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算；小电阻接地系统中的设备，按其绝缘水平进行交流耐压。

2.2.5 进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。同一试验标准的设备可以连在一起试验。为便于现场试验工作，已有试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。

2.2.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压： 2.2.6.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；

2.2.6.2 当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，可按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。 2.2.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 2.2.8 除特别说明，介质损耗因数试验电压均为10kV。

2.2.9 对引进的国外设备，当与本规程有冲突时，应按制造厂标准和有关技术协议进行试验。

2.2.10 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压和局部放电试验。静置时间如无制造厂规定，则依据设备的额定电压确定：

500kV：大于72h 220kV：大于48h

110kV及以下：大于24h

2.2.11 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 2.2.12 试验环境温度和湿度的相关规定

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2.2.12.1 在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物周围的温度及湿度并注意环境温度对试验的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。

2.2.12.2 绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5℃，空气相对湿度不宜高于80%的条件下进行。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投入运行。

2.2.12.3 本规程中规定的常温范围为10~40℃。

2.2.13 目前带电检测刚刚走向实用化阶段且受环境因素影响较大，规程中的标准还是经验值，测试过程中要注意信号的可重复性，重复性包括周期、幅值、波形、频率等，还要注重多项带电检测技术的组合应用，当通过一项技术诊断存在异常，要采取多项技术加以验证。

2.2.14 新设备投运满1年，35kV以上设备停运6个月以上、35kV及以下设备停运1年以上重新投运前，应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体检修后重新投运的设备，可参照新设备的交接试验规程要求执行。

2.2.15 设备诊断性试验具体项目不得少于本规程中对每一症状要求进行的诊断性试验。为全面掌握被诊断设备的状况，可以根据情况扩大诊断性试验项目内容。当发现设备状态不良等情况时，尽早进行诊断性试验。

2.3 试验初值的选取原则

初值可根据不同情况，在设备出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备检修后的首次试验值中，按以下原则选取：

2.3.1 设备试验项目的试验结果与设备所处环境基本没有关系时，初值采用出厂值。 2.3.2 设备试验项目的试验结果与设备所处环境有关系时，一般采用交接试验值。

2.3.3 若交接试验的仪器精度、试验方法、试验接线等因素不可控时，可采用本单位进行的首次现场试验值。

2.3.4 设备核心部件或主体进行解体性检修之后，采用修后现场试验的首次试验值。 2.3.5 采用设备早期试验值时应首先选择上一次试验数值。 2.4 设备试验数据处置原则 2.4.1 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。 2.4.2 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。 2.5 试验周期调整原则

2.5.1 本规程给出的周期适用于一般情况。

2.5.2 对于停电例行试验，其周期可以依据具体设备状态评价和风险评估结果，酌情缩短。有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验:

2.5.2.1 经评估，状态为异常及以上的设备；

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2.5.2.2 巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致； 2.5.2.3 带电检测（如有）显示设备状态不良；

2.5.2.4 以往的例行试验结果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; 2.5.2.5 发现重大家族性缺陷；

2.5.2.6 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。

2.5.2.7 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例行试验计划，情况严重时，须经综合考虑诊断是否需要停电进行诊断性试验。

2.5.3 本规程中的“条件具备时”仅针对设备本身的试验条件而言，对于因其它条件不具备而降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等情况，必须由本单位总工程师审批，对110kV及以上设备不能执行本规程的情况，应报北京市电力公司生产技术部备案。

2.5.4 本规程中所涉及到的“试验周期”，按年进行考核管理，执行范围适用于变电站内6kV及以上设备和变电站外35kV及以上设备的试验，若规程中有特殊规定的按规程规定执行。

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3 电力变压器和电抗器

3.1 35kV及以上油浸式电力变压器、电抗器

表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 1 项目 外观 分类 周期 标准 外观无异常，油位正常，无油渗漏 说明 对套管油位高于变压器油枕油位的220kV、500kV等变压器，尤其应注意套管油位的检查确认，防止套管内渗漏油缺陷 2 油温和绕组温度 3 呼吸器干燥剂（硅胶） 4 冷却系统 巡检 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，指针无异常抖动或晃动 5 声响及振动 巡检 变压器、电抗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，可定量测量或作振动、噪声的频谱分析 6 红外热像检测 带电1）新投运后1周小时） 2） 500kV变电站：1个月；220 kV变电站：3个月；其它：6个月 3）必要时 7 高频局部放电测量 带电1）1年 解体检修后1周内完成 3）必要时 1）无典型放电图谱 2）与同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时，应跟踪检测 3）有典型放电图谱时，应查明原因 绝缘油 油中溶解气体分析 带电1）新投运、解体110kV及以上：第1、4、10、30天各进行一次 1）溶解气体含量： 总烃：≤150μL/L（注意值） H2： ≤150μL/L（注意值） C2H2： 500kV：≤1 (μL/L） 220kV及以下：≤5 (μL/L） （注意值） 1）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 2）若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气1）与标准图谱（附录H）比较。 2）检测时从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）以及铁芯、夹件接地线取信号，其它结构参照执行。 3）异常情况应跟踪检测或停电处理。 8 8.1 红外热像图显示无异常温升、温差和/或相对温差 1）检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等 2）测量和分析方法可参考DL/T 664 和附录C 3）异常红外热像图应存档 巡检 呼吸器呼吸正常，1/3 以上处于干燥状态 巡检 符合设备技术文件要求 在周期内应记录油温、油位、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数具体数值 当2/3干燥剂受潮时应予更换 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 检测 内（但应超过24检测 2）新设备投运、检测 检修后： 12

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 35kV：第30天1次 2）运行中 500kV：3个月 220kV： 180MVA以上：3个月；其它：6个月 110kV：1年 35kV：3年 6）必要时 诊断性例行试验 8.2 外观 带电检测 取油样时 解体检修后 解体检修后油中溶解气体含量不应比解体检修前有明显增长，且不超过下列数值： 总烃： 50μL/L H2： 50μL/L C2H2： 1μL/L 透明、无杂质或悬浮物 标准 2）运行设备的油中溶解气体的绝对产气速率不超过下列数值（注意值）（单位：mL/d）： 组分 开放式 密封式 总烃 6 12 C2H2 0.1 0.2 H2 5 10 3）总烃相对产气速率：≤10%/月（注意值） 说明 体含量较高时，应计算总烃的产气速率 3）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 4）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，油中溶解气体色谱分析检测周期不应超过6个月 1）凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。 2）评估方法可参考DL 429.1和DL 429.2 8.3 8.4 1）66kV及以上：500kV：≤15mg/L（注意值） 1）测量时应注意油温，并尽量在检测 1年 220kV：≤25mg/L（注意值） 顶层油温高于60℃时取样。 2）怀疑受潮时 66~110kV：≤35mg/L（注意值） 2）测量方法参考GB/T 7600或3）解体检修时 GB/T 7601。 4）必要时 击穿电带电1）66kV及以上：500kV：≥50 kV（警示值） 1）击穿电压值达不到规定要求220kV：≥40 kV（警示值） 压(kV） 检测 3年 时，应进行处理或更换新油。 66~110kV：≥35 kV（警示值） 2）解体检修后 2）测量方法参考GB/T 507。 35kV：≥30 kV（警示值） 3）必要时 水份 带电tanδ带电1）220kV及以2）解体检修后 3）必要时 1）66kV及以上：≤0.1 mg(KOH)/g（注意值） 2）解体检修后 3）必要时 1）66kV及以上：≥4.2 2）解体检修后 3）必要时 介质损耗因数测量方法参考GB/T 220kV及以下：≤0.04（注意值） 5654 500kV：≤0.02（注意值） 8.5 （90℃） 检测 上：3年 8.6 酸值 带电1）酸值大于标准值时，应进行再生处理或更换新油。 2）油的酸值按GB/T 264测定。 检测 3年 8.7 水溶性带电酸pH值 检测 3年 8.8 油中含带电1年 ≤3% 1）适用于500kV设备 13

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 气量 分类 检测 周期 标准 说明 2）500kV以下设备可作为诊断性试验 3）油中含气量测量方法参考DL/T 703、DL/T 450或DL/T 423 8.9 界面张力诊断性试必要时 10必要时 ≥19 mN/m 1）油对水的界面张力测量方法参考GB/T 6541 2）低于标准时宜换新油 体积电阻率测量方法参考GB/T 5654或DL/T 421 （25℃） 验 8.10 体积电阻率诊断性试对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时 1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高时 2）500kV变压器投运10年后 3）需了解绝缘老化情况时 4）变压器更换绝缘油前后 5）必要时 8.13 油泥与沉淀物(m/m） 8.14 颗粒数（3~150μm） 诊断性试验 诊断性试验 必要时 ≤1500个/10mL 界面张力小于25mN/m时 500kV：≥1×10Ω·m 220kV及以下：≥5×10Ω·m ≥0.1% 9（90℃） 验 8.11 抗氧化剂含量 诊断性试验 1）抗氧化剂含量减少，应按规定添加新的抗氧化剂，采取上述措施前，应咨询生产厂家的意见。 2）测量方法参考GB 7602。 8.12 绝缘油糠醛含量 诊断性试验 1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 运行年限 1-5 5-10 10-15 15-20 糠醛量(mg/L) 0.1 0.2 0.4 0.75 试验方法参考：GB/T 7252。 2）跟踪检测时，注意增长率测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 ≤0.02% 测量方法参考GB/T 511 1）适用于500kV设备 2）测量方法参考DL/T1096 3）对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，必要时应进行金属成分及含量分析 8.15 油的相容性试验 诊断性试验 混合使用不同牌号油时 1）一般不宜将不同牌号的油混合使用。 2）测量方法和要求参考GB/T 14542。 8.16 绝缘油带电倾向度测试 8.17 腐蚀性硫测试

诊断性试验 必要时 1）新投运变压器一般应小于100pC/ml(20℃） 2）运行中设备应小于500pC/ml(20℃） 非腐蚀性 1）仅适用于强油循环变压器 诊断性试1）当变压器绕组导线采用裸铜1）暂仅适用于使用尼纳斯绝缘油的变压器 14

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 验 周期 导线，且变压器运行油温偏高时 2）必要时 9 绕组电阻 停电例行1）6年 1）解体检修后 变压器变换分接位置后 3）有载调压变器的分接开关检修后（在所有分接） 4）更换套管后 5）必要时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量不大于1% （警示值） 2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别一般不大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%（警示值），当超过1%时应查明原因 4）电抗器参照执行 1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2?R1(T?t2)/(T?t2) 标准 说明 2）试验方法参考SH/T 0804。 试验 2）无励磁调压式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 3）无励磁调压变压器投入运行时，应在所在分接位置锁定后测量直流电阻 4）有载调压变压器例行试验中，可在经常运行的分接上下2个分接处测量直流电阻 5）220kV及以上绕组测试电流不宜大于10A 6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行 10 套管试验 停电例行试验 见表6.1套管部分 见表6.1套管部分 见表6.1套管部分。 11 铁芯、夹件（有外引接地线的）绝缘电阻 停电例行1）110kV及以上： 6年 3）更换绕组后 4）油中溶解气体分析异常时 5）必要时 ≥100MΩ 且与以前试验结果比较无明显变化 1）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 2）铁芯对地、夹件对地、铁芯与夹件间的绝缘电阻应分别测量 试验 2）解体检修后 12 绕组绝吸收比或极化指数 停电1）6年 2）解体检修后 试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏时 4）必要时 1）绝缘电阻与上一次试验结果相比无明显变化，一般不低于上次值的70%或大于10000MΩ 2）在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5（注意值） 3）220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 1）用2500V及以上兆欧表 2）测量前被试绕组应充分放电 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算： 缘电阻、例行试验 3）绝缘油例行R2?R1?1.5(t2?t1)/10 式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值 15

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 说明 4）尽量在油温低于50℃时试验 5）吸收比和极化指数不进行温度换算 6）变压器绝缘电阻大于10000 MΩ（20℃）时，吸收比和极化指数可仅作为参考 7）电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 8）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。 13 绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量 停电例行1）6年 2）解体检修后 1）20℃时的介质损耗因数： 500kV：≤0.005（注意值） 220kV及以下：≤0.008（注意值） 35kV：≤0.015（注意值） 2）绕组电容量： 与上次试验结果相比变化≤2% 3）试验电压如下： 绕组电压10kV及以上： 10kV 绕组电压10kV以下 ： Un。 1）非被试绕组应短路接地，被试绕组应短路 2）同一变压器各绕组的tanδ标准值相同 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在油温低于50℃时试验；尽量在相近的温度下试验 不同温度下的tanδ值一般可用下式换算： tan?2?tan?1?1.3(t2?t1)/10 式中tanδ1、tanδ2分别为在温度t1、t2下的tanδ值 4）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ 14 有载分接开关检查 停电例行1）6年 2）有载开关检3）制造厂规定时 14.2 动作顺序 停电例行1）6年 2）有载开关检3）吊芯检查时 14.3 过渡电阻阻值 停电例行1）6年 2）有载开关检1）符合制造厂规定 2）过渡电阻阻值与铭牌比较偏差不大于±10% 每对触头不大于500μΩ 条件具备时进行。 条件具备时进行。 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常 分接选择器、转换选择器、切换开关或选择开关触头的全部动作顺序，符合产品技术要求 应在整个操作循环内进行 在手摇操作正常情况下，就地电动和远方各进行一个循环操作 试验 3）必要时 14.1 操作试验 试验 修时 试验 修时 试验 修时 14.4 触头接触电阻 停电例行1）6年 2）有载开关检试验 修时 16

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 停电例行周期 1）6年 2）有载开关检3）制造厂规定时 14.6 切换过程程序与时间 诊断性试验 1）6年 2）有载开关检修时 3）制造厂规定时 14.7 检查插动静触头的接触情况，电气回路的连接情况 14.8 有载开关的油中水分 停电例行1）6年 2）有载开关检3）必要时 14.9 有载开关的油击穿电压 停电例行1）6年 2）有载开关检3）必要时 14.10 有载开关的油质 停电例行1）6年 2）有载开关检3）必要时 15 测温装置检查及其二次回路试验 16 气体继电器检查及其二次回

停电例行1）6年 2）解体检修后 1）检查气体继电器整定值，符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确 2）气体继电器二次回路的绝缘17

绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量 停电例行1）6年 2）解体检修后 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的要求内使用，绝缘电阻一般不低于1MΩ。 采用1000V兆欧表测量 油质清澈、透明、无大量游离碳等放电杂质 作为判断是否进行有载开关检修因素之一 有载开关额定电压： 110～220kV：≥40 kV 35kV：≥35 kV 参照同电压等级变压器油标准， 制造厂有要求时按制造厂要求执行 停电1）6年 2）有载开关检3）制造厂规定时 符合制造厂要求；无开路现象， 正反方向的切换程序与时间均其主弧触头分开与另一侧过渡弧触头闭合的时间不得小于10ms 动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好。 标准 绝缘电阻一般不低于1MΩ 说明 采用1000V兆欧表 14.5 辅助回路的绝缘试验 试验 修时 入触头、例行试验 修时 试验 修时 试验 修时 试验 修时 试验 3）必要时 试验 3）必要时 北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 路试验 17 冷却装置检查及其二次回路试验 18 压力释放装置检查 诊断性试验 6年 1）解体检修后 2）必要时 符合技术文件要求。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 19 绕组直流泄漏电流 停电例行试验 1）测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为： 绕组额定电压 3 （kV） 直流试验电压5 10 20 40 60 （kV） 2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在相同温度下），且与同型设备比没有明显差别 20 空载电流和空载损耗 诊断性试验 1）拆铁芯后 2）更换绕组后 3）诊断铁芯结构缺陷、匝间绝缘损坏时 21 短路阻抗 诊断性试验 22 交流耐压试验 诊断性试验 1）更换绕组后 2）诊断绕组是否发生变形时 1）解体检修后 2）更换绕组后 3）验证绝缘强度时 1）试验电压值按附录B,附录B没有明确规定的，按照出厂试验值的80%。 2）外施交流电压试验电压的频率应为45～65Hz，全电压下耐受时间为60s。 3）感应电压试验时，试验电压的频率应适当大于额定频率。试验电压频率等于或小于2倍额1）测量结果与上次相比，无明显差异 2）对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不超过10% 与出厂或解体检修后试验相比不超过±3%（注意值） 1）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 2）分析时同时注意空载损耗的变化 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，但不小于5A 1）110kV及以上变压器及电抗器，应进行中性点交流耐压试验。 2）66kV及以下变压器及电抗器，应进行线端及中性点工频耐压试验。 3）交流耐压试验可采用外施工频耐压方法，也可采用感应耐压试验方法。 4）试验电压波形尽可能接近正6～10 11035 ～500 220 1）读取1分钟时的泄漏电流值 2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 3）泄漏电流参考值参见附录L的规定 停电例行1）6年 2）解体检修后 分类 周期 标准 电阻，不低于1MΩ 1）强油水冷装置的检查和试验按制造厂规定 2）绝缘电阻一般不低于1MΩ 绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量 说明 试验 3）必要时 18

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间t?120?[额定频率][试验频率]， 但说明 弦，试验电压值为测量电压的峰值除以√2 ，试验时应在高压端监测。 为： 不少于15秒。 23 局部放电（长时感应耐压试验） 24 绕组频率响应 诊断性试验 诊断性试验 1）解体检修后 2）诊断是否存在局部放电缺陷时 1）出口短路、近区短路后 2）更换绕组后 3）诊断是否发生绕组变形时 1.3 Um/意值）或 1.5 Um/意值） 与初值相比，或三相之间结果相比无明显差别 1）适用于110kV及以上变压器 2）试验方法和测量分析参考DL/T 911 3）每次测量时，变压器外部接线状态应相同 4）应尽量在最大分接下测量，变压器发生出口短路后，应在事故发生时所在分接处测量 5）宜在直流项目测试前进行 25 绕组各分接位置电压比 诊断性试验 1）更换绕组后 2）分接开关引线拆装后 3）解体检修后，或怀疑绕组存在缺陷时 4）必要时 26 电抗器电抗值 诊断性试验 27 纸绝缘聚合度 诊断性试验 怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时 诊断绝缘老化程度时 与出厂值相差不超过±5%（注意值），与整组平均值相差在±2%范围内 聚合度≥250（注意值） 1）运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验 2）试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 28 整体密封性能检查 诊断性试验 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 29 铁心接地电流 诊断性试验 30

声级及诊断 怀疑有铁芯多点接地时 1）噪声异常时，1）符合设备技术文件要求 试验方法参考GB/T 1094.10 19

≤100mA（注意值） 采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，无油渗漏 1）试验方法参考 DL/T 573。 2）检查前应采取措施防止压力释放装置动作 如有试验条件限制，可在运行电压下测量 1）各相应分接的电压比顺序与铭牌相同 2）额定分接电压比允许初值差不超过±0.5%，其它分接的偏差在变压器阻抗值(%）的1/10以内，但不超过1%（警示值） 宜在直流项目测试前进行测试 3下：≤300pC（注3下：≤500pC（注试验方法参考GB/T 1094.3。 北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 振动 分类 性试验 周期 可定量测量变压器声级 2）振动异常时，可定量测量振动水平 31 局部放电超声测量 诊断性试验 变压器运行中，色谱特征为放电性缺陷时 无明显局部放电超声信号 1）测试前应进行色谱跟踪，以确定放电缺陷仍在持续的情况下进行 2）当放电性故障涉及固体绝缘，并可能迅速演变成事故时，应立即将设备停运，不宜进行此测试 32 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 33 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 34 套管电流互感器试验 35 变压器全电压下冲击合闸 36 变压器零序阻抗 37 绝缘纸（板）含水量（m/m） 38

直流偏诊断当变压器声响、根据测试结果判断是否存在直 20

诊断性试验 诊断性试验 必要时 含水量一般不大于3% 1）适用于220 kV及以上 2）可用所测绕组的tanδ算，或取纸样直接测量 值推更换绕组后 诊断性试验 诊断性试验 更换绕组后 1）全部更换绕组后，冲击合闸5次；每次间隔5min 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次；每次间隔5min 1）在运行分接上进行 2）由变压器高压侧加压 3）合闸前110kV及以上的变压器中性点接地 1）仅适用于110kV及以上变压器 2）三相五柱式可以不做 套管电流互感器解体检修时 见互感器部分 见互感器部分 诊断性试验 更换绕组后 1）与变压器的铭牌和出线端子标号相符 2）单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查 诊断性试验 解体检修时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500M?；其它变压器一般不低于100M? 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者可不测量 标准 2）振动波主波峰的高度不超过规定值，且与同型设备无明显差异 说明

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表3.1 35kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 磁水平检测（变压器）

分类 性试验 周期 振动异常时 流偏磁 标准 说明 3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器

表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准 序号 项目 分类 巡检 周期 按照公司相关专业运行规程2 油温和绕组温度 3 呼吸器干燥剂（硅胶） 4 冷却系统 巡检 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，指针无异常抖动或晃动 5 声响及振动 巡检 变压器、电抗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，可定量测量或作振动、噪声的频谱分析 6 红外热像检测 带电检测 1）新投运后1周内（但应超过24小时） 2）500kV变电站：1个月；220 kV变电站：3个月；35kV~110kV变电站：6个月；其它：1年 3）必要时 7 超声波局部放电测量 8 绝缘油 适用于油浸设备，全密封设备可不进行 8.1 外观 停电例行试验

取油样时进 透明、无杂质或悬浮物 1）凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。 2）评估方法可参考DL 429.1和21

带电检测 1）1年 2）必要时 无明显局部放电超声 条件具备时进行 红外热像图显示无异常温升、温差和/或相对温差 1）检测箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等 2）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 3）异常红外热像图应存档 巡检 呼吸器呼吸正常，1/3 以上处于干燥状态 巡检 执行 标准 外观无异常，油位正常，无油渗漏 符合设备技术文件之要求（能否给出具体要求） 在周期内应记录油温、油位、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数具体数值 当2/3干燥剂受潮时应予更换 说明 1 外观 北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准 序号 项目 分类 周期 标准 DL 429.2 8.2 油中溶解气体色谱分析 停电例行试验 1）220kV及以上变电站内所用变：6年 2）解体检修后 3）必要时 1）解体检修后油中溶解气体含量与检修前相比，无明显增长，且不超过下列数值： 总烃： 50μL/L H2： 50μL/L C2H2： 1μL/L 2）溶解气体含量超过下列数值时应引起注意： 总烃： 150μL/L H2： 150μL/L C2H2： 5μL/L 8.3 击穿电压 停电例行试验 1）220kV及以上变电站内所用变、消弧线圈6年；35kV消弧线圈： 6年 2）解体检修后 3）必要时 1）220kV及以上变电站内所用变：6年 2）必要时 1）220kV及以上变电站内所内变：6年 2）必要时 8.6 闪点 停电例行试验 9 绕组直流电阻 停电例行试验 1）：6年 2）无励磁调压变压器变换分接位置后 4）必要时 1）1.6 MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不大于三相平均值的2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明原因 2）1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别一般不大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，无明显差别，其差别不大于

1）试验方法参考 JB/T 501 2）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂即使说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 3）不同温度下的电阻值按下式换算： R2?R1(T?t2)/(T?t2) 说明 全密封变压器可不进行 15～35kV：≥30 kV 15kV以下：≥25 kV 1）击穿电压值达不到规定要求时，应进行处理或更换新油 2）测量方法参考GB/T 507 8.4 酸值 停电例行试验 ≤0.1 mg（KOH）/g 1）酸值大于标准值时，应进行再生处理或更换新油 2）油的酸值按GB/T 264测定 8.5 水溶性停电试验 ≥4.2 酸pH值 例行1）解体检修后 25号油：≥135℃ 2）必要时 45号油：≥130℃ 3）解体检修后 大于三相平均值的1%。且三相不式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 4）无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 22

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表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准 序号 项目 分类 周期 2% 4）电抗器参照执行 10 绕组绝缘电阻 停电例行试验 6年 绝缘电阻换算至同一温度下，与初值相比无明显变化，一般不低于初值的70% 标准 说明 5）自动调谐消弧线圈应在所有分接测量 1）用2500V及以上兆欧表 2）测量前被试绕组应充分放电 3）尽量在相近的温度下试验，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：（油浸式） R2?R1?1.5(t2?t1)/10 式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值 11 交流耐停电试验 1）干式变压器、干式并联电抗器：6年 3）必要时 1）设备更换绕组时按出厂试验值进行 2）空芯电抗器同支柱绝缘子，3）附录A、B没有明确规定的 ，按出厂试验值的80%进行 12 绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量（20℃） 诊断性试验 必要时 1）20℃时的介质损耗因数不大于0.015 2）介质损耗因数与历年的数值比较无明显变化（一般不大于30%） 3）绕组电容量与初值相比变化≤2% 1）适用于油浸式变压器和消弧线圈 2）测量宜在顶层油温低于50℃且高于0℃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。 3）测量方法可参考DL/T 474.3 13 绕组各分接位置电压比 诊断性试验 1）解体检修后 1）各相应分接的电压比顺序应2）怀疑绕组存在缺陷时 与铭牌相同 2）电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1.0%，其他所有变压器额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1.0% 14 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 诊断性试验 1）解体检修后 与变压器的铭牌和出线端子标2）怀疑绕组存在缺陷时 识相符 1）消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 2）条件具备时进行 压试验 例行2）解体检修后 试验电压值按附录A。 23

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表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准 序号 15 项目 测温装置及其二次回路检查 16 气体继电器及其二次回路检查 17 冷却装置及其二次回路检查 18 整体密封性能检查 诊断性试验 1）解体检修后 采用储油柜油面加压法，在2）重新进行密封处理后 0.03MPa压力下持续24h，无油渗漏 停电例行试验 1）6年 3）必要时 1）流向、温升和声响正常，无2）绝缘电阻一般不低于1MΩ 1）冷却装置的检查和试验按制造厂的规定进行 2）绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量 1）试验方法参考 DL/T 573。 2）检查前应采取措施防止压力释放装置动作 19 空载电流和空载损耗测量 诊断性试验 1）10kV油浸变压器和接地变解体检修后 2）诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等 3）必要时 20 短路阻抗测量 诊断性试验 诊断绕组是否发生变形时 与出厂或解体检修后试验相比无明显变化，不超过±3%（注意值） 1）试验方法参见DL/T 1093。 2）在最大分接位置和相同电流下测量。 3）试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A 21 干式变压器的局部放电测量 诊断性试验 1）更换绕组后 小于10pC 2）验证绝缘强度或诊断是否存在局部放电缺陷时。 22 干式变压器声级及振动测定 诊断性试验 当噪声异常时，1）符合设备技术文件要求且与可定量测量变压器声级；如果振动异常，可定量测量振动水平 23 消弧线圈的电

诊断性试1）解体检修后 见表4.1 2）必要时 绝缘电阻测量采用2500V兆欧表测量 24

出厂值相比无明显变化 2）振动波主波峰的高度不超过规定值，且与同型设备无明显差异 试验方法参考GB/T 1094.10 试验方法符合GB 1094.11 规定 1）结果与上次相比，无明显差异 2）单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不超过10% 1）试验方法参考 JB/T 501 2）试验电压尽可能接近额定值 3）试验电压值和接线与上次试验保持一致 4）分析时同时注意空载损耗的变化 停电例行试验 1）6年 3）必要时 分类 停电例行试验 周期 1）6年 3）必要时 标准 密封良好，指示正确，测温电阻周期内使用，绝缘电阻不低于1MΩ 整定值符合运行规程要求，动作绝缘电阻测量采用1000V兆欧说明 绝缘电阻测量采用1000V兆欧表测量 2）解体检修后 值和出厂值相符，在规定的检定2）解体检修后 正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ 表测量 2）解体检修后 渗漏 北京市电力公司电力设备状态检修试验规程

表3.2 消弧线圈、干式电抗器、干式变压器、35kV以下油浸变压器的试验项目、分类、周期和标准 序号 项目 压、电流互感器绝缘和变比试验 24 接地变压器的零序阻抗 25 穿芯螺栓、夹件、梆扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 注：电容器组用串联电抗器试验项目、分类、周期和标准见表9.6

诊断性试验 解体检修时 一般不低于10M? 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者可不测量 诊断性试验 1）更换绕组后 分类 验 周期 标准 说明 3.3 SF6气体变压器

表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 无异常，气体压力指示值正常。 说明 分别记录本体、电缆仓、有载开关气室压力 1 外观及气体密度 2 气体和绕组温度 3 冷却系统 4 声响及振动 5 红外热像检测 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 巡检 符合设备技术文件要求 记录气体和绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数，冷却器工作状态正常 巡检 无异常 冷却系统无渗漏,各部件运行正常 巡检 无异常 变压器声响无异常；如果振动异常，可定量测量 带电1）新投运后超过24小时） 2）6个月 3）必要时 红外热像图显示无异常温升、温差和/或相对温差 1）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 2）异常红外热像图应存档 检测 1周内（但应6 高频局部放电测量 带电1）1年 运、解体检修后1周内 1）应无典型放电图谱 2）与同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时，应跟踪检测 1）与标准图谱（附录H）比较。 2）适用于电容末屏接地线，其它结构参照执行。 检测 2）新设备投3）有典型放电图谱时，应查明原因 3）异常情况应跟踪检测或停电25

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表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 3）必要时 7 解体检修后： 1）1年 本体≤125μL/L （补）体湿检测 2）新充开关≤125μL/L 气48小时之度电缆箱≤220μL/L 后至2周之内 （20℃3）气体压力运行中： 本体和开关≤220μL/L（注意）（v/v） 明显下降时 值） 电缆箱≤375μL/L（注意值） SF6气带电标准 处理。 1）分别测量变压器本体及电缆仓内气体 2）有载分接开关调压箱内气体测试周期与本体相同 3）制造厂有明确规定的，按制造厂规定执行 4）SF6气体可从密度监视器处取样，测量方法可参考DL/T 506、DL/T 914和DL/T 915 5）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 1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2?R1(T?t2)/(T?t2) 说明 8 绕组直流电阻 停电例行1）6年 2）无励磁调1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不大于三相平均值试验 压变压器变的2%；无中性点引出的绕组，线间差换分接位置 别不大于三相平均值的1%。且三相不3）有载调压平衡率变化量大于1%应查明处理 变器的分接开关检修后（在所有分接） 及更换套管后 5）必要时 2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别一般不大于三相平均值的2% 各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，应无明显差别，其差别不大于1%。 式中R1，R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 3）无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 4）调压变压器试验时，可在经常运行的分接上下2个分接处测量直流电阻 5）220kV及以上绕阻测试电流不宜大于10A 6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行 9 铁心停电例行1）6年 2）解体检修3）更换绕组后 4）必要时 ≥100MΩ，与以前试验结果比较无明显变化 1）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 2）铁芯对地、夹件对地、铁芯与夹件间的绝缘电阻应分别测量 (有外引接地线）绝缘电阻 试验 后 10 绕组绝缘电阻 停电例行1）6年 2）解体检修3）必要时 1）绝缘电阻与初值相比无明显变化，1）用2500V及以上兆欧表 一般不低于初值的70%或不小于10000MΩ（注意值） 2）在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5（注意值） 2）测量前被试绕组应充分放电 3）变压器绝缘电阻大于10000 MΩ 时，吸收比和极化指数可仅作为参考 4）电缆出线变压器的电缆出线试验 后 26

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表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 3）220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 说明 侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 5）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。 11 绕组绝缘介质损耗因数(20℃） 12 套管 停电例行试验 13 测温装置及其二次回路检查 14 有载调压装置 停电例行1）有载开关检修时或制2）必要时 14.2 动作顺序 停电例行1）有载开关检修时或制2）必要时 14.3 过渡电阻阻值 停电例行1）有载开关检修时 时 14.4 触头接触电阻 14.5 辅助回路的绝缘试验 14.6 切换过程程序与时间 试验 有载开关检修时 停电例行1）有载开关检修时 每对触头不大于500μΩ 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用1000V兆欧表 1）符合制造厂规定 2）过渡电阻阻值与铭牌比较偏差不大于±10% 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常 分接选择器、转换选择器、切换开关或选择开关触头的全部动作顺序，应符合产品技术要求 应在整个操作循环内进行 在手摇操作正常情况下，就地电动和远方各进行一个循环操作 停电例行1）6年 2）解体检修3）必要时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的要求内使用，绝缘电阻一般不低于1MΩ。 用1000V兆欧表测量 见表6.1 见表6.1 停电例行1）6年 2）解体检修3）必要时 20℃时的介质损耗因数： ≤0.008（注意值） 1）非被试绕组应短路接地，被试绕组应短路 2）同一变压器各绕组的tanδ标准值相同 3）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ 条件具备时进行 试验 后 试验 后 14.1 操作试验 试验 造厂规定时 试验 造厂规定时 试验 2）吊芯检查试验 2）必要时 停电例行1）有载开关检修时或制2）必要时 正反方向的切换程序与时间均应符合制造厂要求；无开路现象，其主弧触头分开与另一侧过渡弧触头闭合的时间不得小于10ms 动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好 试验 造厂规定时 14.7 检查插入触头、动静触头

停电例行1）有载开关检修时或制试验 造厂规定时 27

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表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 的接触情况，电气回路的连接情况 14.8 SF6 气体湿度(20℃v/v） 带电1）1年 检修时或按制造厂规定 3）必要时 14.9 SF6气诊断体泄漏 性试验 1）有载开关检修时或制造厂规定时 2）必要时 15 空载电流测量 诊断性试验 1）拆铁芯后 1）测量结果与上次相比，无明显差2）更换绕组后 3）铁芯结构缺陷 4）匝间绝缘损坏 16 短路阻抗测量 诊断性试验 1）更换绕组后 2）诊断绕组是否发生变形时 1）解体检修后 2）更换绕组后 与出厂或大修后试验相比不超过±3% 1）在最大分接位置和相同电流下测量。 2）试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A 异 2）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% ≤0.5%/年（或按厂家要求小于该数值） 1）按GB11023方法进行 2）用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得的SF6气体含量（体积比）不大于20μL/L 1）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 2）分析时同时注意空载损耗的变化 ≤150μL/L 检测 2）有载开关分类 周期 2）必要时 标准 说明 交流耐压试验 诊断性试验 1）110kV及以上变压器，应进行明确规定的，按照出厂试验值的80%。 中性点交流耐压试验。 2）66kV及以下变压器，应进行线2）外施交流电压试验电压的频率应端及中性点工频耐压试验。 为45～65Hz，全电压下耐受时间为3）交流耐压试验可采用外施工60s。 频耐压方法，也可采用感应耐压感应电压试验时，试验电压的频率应试验方法。 4）试验电压波形尽可能接近正适当大于额定频率。试验电压频率等弦，试验电压值为测量电压的峰于或小于2倍额定频率时，全电压下值除以√2 ，试验时应在高压端试验时间为60s；当试验电压频率大监测 于2倍额定频率时，全电压下试验时 1）试验电压值按附录B,附录B没有t?120?[额定频率][试验频率]， 但不间为： 1）解体检修后 2）诊断是否存在局部放电缺陷时 少于15秒。 17 局部放电测量（长时感应耐诊断性试验 1.3 Um/1.5 Um/。 试验方法参考GB/T 1094.3 3下：≤300pC（注意值） 3下：≤500pC（注意值） 28

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表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 压试1）出口短路、近区短路后 2）更换绕组后 3）诊断是否发生绕组变形时 1）更换绕组后 2）分接开关引线拆装后 3）解体检修后，或怀疑绕组存在缺陷时 20 气体密度表（继电器）校验 21 SF6气体成分分析 22 SF6气体密封性检测 诊断性试验 诊断性试验 当气体密度（压力）显示有所降低，或定性检测发现气体泄漏时 23 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 诊断性试验 解体检修时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500M?；其它变压器一般不低于100M? 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者可不测量 必要时 纯度：≥99.8% 空气：≤0.2% CF4：≤0.1% ≤0.1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 1）有条件取气时进行 2）其余CO、CO2、SO2、SF4、SOF2、SO2F2有条件时可加以监控 检测方法可参考GB/T11023 诊断性试验 数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时 符合设备技术条件要求 1）仅适用于110kV及以上变压器 2）试验方法和测量分析参考DL/T 911 3）每次测量时，变压器外部接线状态应相同 4）应尽量在最大分接下测量，变压器发生出口短路后，应在事故发生时所在分接处测量 5）宜在直流项目测试前进行 宜在直流项目测试前进行 分类 周期 标准 说明 验） 18 绕组频率响应分析 诊断性试验 与初值相比，或三相之间结果相比无明显差别 19 绕组各分接位置电压比 诊断性试验 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值(%）的1/10以内，但不得超过1%（警示值） 29

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表3.3 SF6 气体变压器的试验项目、分类、周期和标准

序号 24 项目 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 25 套管电流互感器试验 26 变压器全电压下冲击合闸 27 变压器零序阻抗 28 变压器相位检查

诊断性试验 诊断性试验 1）更换绕组后 2）外部接线变更后 必须与电网相位一致 更换绕组后 1）适用于110kV及以上变压器 2）三相五柱式可以不做 诊断性试验 诊断性试验 套管电流互感器解体检修时 更换绕组后 1）更换绕组后，冲击合闸5次；每次间隔5min 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次；每次间隔5min 1）在使用分接上进行 2）由变压器高压侧加压 3）合闸前110kV及以上的变压器中性接地 见表4.1互感器部分 见表4.1互感器部分 分类 诊断性试验 周期 更换绕组后 标准 1）与变压器的铭牌和出线端子标号相符 2）单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查 说明 4 互感器 4.1 电流互感器

表4.1 电流互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 1）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； 2）油纸绝缘电流互感器，无油渗漏，油位正常，膨胀器无异常升高； 3）SF6气体绝缘电流互感器，气体密度值正常，气体密度表（继电器）无异常； 4）二次电流无异常 1）检测高压引线连接处、电流互感器本体等 2）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 3）异常红外热像图应存档 说明 1 外观检查 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 2 红外热像检测 1）新投运后红外热像图显示无异常温升、温差和（但应/或相对温差 检测 1周内超过24小时） 2）500kV变电站：1个月；220 kV变电站：3个月； 带电 30

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表4.1 电流互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 35kV~110 kV变电站：6个月；其它：1年 3）必要时 3 相对介质损耗因数 1）1年 检测 2）新设备投运、解体检修后1周内 3）必要时 带电1）初值差≤10% 2）当初值差＞10%且≤30%，应跟踪检测 3）当初值差＞30%，应查明原因 1）采用相对值比较法，单根测试线长度应安全和测量精度 2）初值宜选取：设备停电状态下的介质损耗因数为合格，带电后立即检测的数值作为初值 3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改 4）适用于末屏处已安装取样单元的设备 1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证安全和测量精度 2）初值宜按下述方法选取：设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值 3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改 4）适用于末屏处已安装取样单元的设备 标准 说明 4 相对电容量比值 1）1年 检测 2）新设备投运、解体检修后1周内 3）必要时 带电1）初值差≤5% 2）当初值差＞5%且≤20%，应跟踪检测 3）当初值差＞20%，应查明原因 5 高频局部放电检测 1）1年 检测 2）新设备投运、解体检修后1周内 3）必要时 带电1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电1）与标准图谱（附录H）比较 2）与同等条件下同类设备检测的图2）异常情况应跟踪检测或停电处理 谱有明显区别时，应跟踪检测 3）适用于末屏处已安装取样单元3）有典型放电图谱时，应查明原因 的设备 1）应无典型放电图谱 乙炔≤2（110kV）（μL/L） ≤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） 1）适用于110kV及以上油纸绝缘电流互感器 2）试验方法参考DL/T 703。取样及测量程序参考GB/T 7252，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。 3）全密封互感器或制造商明确禁止取油样时，可不进行例行试验，宜作为诊断性试验 1）试验方法参见DL/T474.1。 2）采用2500V兆欧表测量。 3）当有二个一次绕组时，还应测量一次绕组间的绝缘电阻 6 油中溶解气体分析 7 绕组及末屏的绝缘电阻 1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电1）一次绕组： 35kV及以上： 绕组绝缘电阻不低于初值的60%（注意值）； 35kV以下： 不低于1000M? 2）末屏对地(电容型）:＞1000MΩ（注意值） 8 电容量和介质损耗因数 1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电1）电容量与出厂值差别不超过±5%（警示值） 2）介质损耗因数tanδ及电容量不大于下表中的数值要求（注意值），1）适用于35kV及以上固体绝缘或油纸绝缘电流互感器 2）试验方法参见DL/T 474.3 3）主绝缘tanδ试验电压为 31

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表4.1 电流互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 且与历年数据比较，无显著差异。 Um（kV） 40.5 126 252 550 tanδ(%） - 0.8 0.7 0.6 说明 10kV，末屏对地tanδ试验电压为2kV 4）油纸电容型tanδ一般不进行温度换算，当tanδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tanδ与温度电压的关系，当tanδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，介质损耗因数的增量应不大于±0.3%,且介质损耗因数不超过0.7%（≥550kV）、0.8%（252kV）、1%（126kV/72.5kV） 5）固体绝缘电流互感器一般不进行tanδ测量 6）变压器中性点电流互感器可不进行tanδ测量 7）110kV及以上电流互感器解体检修后应加做Um/3电压下介损，当试验电压由10kV升到Um/3，tanδ增量超过士0.3％，不应投入运行 适用于SF6 绝缘电流互感器 3）聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.5% 9 SF6气体度20℃v/v） 湿1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电解体检修后：≤250μL/L 运行中：≤500μL/L（注意值） 10 SF6气体成分分析 诊断性试验 停电例行试验 必要时 纯度：≥97% 空气：≤0.2% CF4：≤0.1% 憎水性级别： HC1～HC4 检测周期3－6年 HC5 检测周期1年 HC6 退出运行 1）适用于SF6 绝缘电流互感器 2）有条件取气时进行 3）其余CO、CO2、SO2、SF4、SOF2、SO2F2有条件时，可加以监控 1）硅橡胶外套憎水性检查试验方法参见DL/T 864-2004和附录O 2）当硅橡胶外套在憎水性下降到HC5级时应立即更换或复涂 3）对于不能停电的设备，可在雨天观察其憎水性 11 硅橡胶外套憎水性检查（硅橡胶复合套管） 6年 12 绝缘油 诊断性试验 取油样时 透明、无杂质或悬浮物 仅适用于油纸绝缘电流互感器 评估方法可参考DL 429.1和DL 429.2 12.1 外观 12.2 水份 诊断性试验 1）解体检修后 2）必要时 1）解体检修后 2）必要时 500kV：≤15mg/L（注意值） 220kV：≤25mg/L（注意值） 110kV：≤35mg/L（注意值） 500kV：≥50 kV（警示值） 220kV：≥40 kV（警示值） 110kV：≥35 kV（警示值） 适用于110kV及以上设备 12.3 击穿电压 诊断性试适用于110kV及以上设备 32

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表4.1 电流互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 验 12.4 tanδ(90℃） 诊断性试验 13 老炼和交流耐压试验 停电1）解体检修后 2）必要时 500kV： ≤2%（注意值） 220kV及以下：≤4%（注意值） 适用于110kV及以上设备 周期 标准 说明 1）35kV以6年； 干例行下：式35kV： 3试验 年，开关柜内的随开关柜试验周期 2）需要确认设备绝缘介质强度时 诊断性试验 检验是否存在严重局部放电时 1）一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s 2）二次绕组之间及末屏对地：2kV，时间为60s 1）试验方法参考DL/T 474.4。 2）如SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后如现场条件满足应做老练和交流耐压试验，试验方法参考GB 1208 3）老练试验程序： 1.1Uo(10min)→0→1.0Uo（5min）→1.73Uo（3min）→0。 1）测量方法参考GB 1208 2）预加电压为出厂工频耐压值的80%。 14 局部放电测量 110kV及以上：1.2Um/ ≤20Pc（气体）； 3下， ≤20pC（油纸绝缘及聚四氟乙烯缠绕绝缘）； ≤50pC（固体）（注意值） 35kV：在电压为1.2Um/电量不大于50pC 3时放电量不大于20pC；在电压为1.2Um时放1）解体检修后 2）确认电流比时 1）红外检测温升异常，或怀疑一次绕组存在接触不良时，测量一次绕组电阻 2）二次电流异常，或怀疑有二次绕组方面的缺陷时，测量二次绕组电阻 1）发生差动保护误动时 2）怀疑励磁特性异常时 方法参考GB 1208 15 电流比校核 诊断性试验 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，应符合设备技术文件要求 16 绕组电阻测量 诊断性试验 与初值比较，无明显差别，并符合设备技术文件要求 1）试验方法参考GB 1208 2）分析时应考虑温度的影响 17 励磁特性曲线 诊断性试验 1）符合产品要求 2）与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较,应无明显差别 1）试验方法参考JBT_5357。 2）当互感器为多抽头时,在使用抽头或最大抽头进行测量 3）应在曲线拐点附近至少测量3—5个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2kV 1）适用于SF6绝缘电流互感器 2）试验方法可参考GB/T 11023 18 气体密封性检测 诊断性试验 当气体密度表显示密度下降或定性≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 33

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表4.1 电流互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 检测发现气体泄漏时 19 气体密度表（继电器）校验 20 极性 诊断性试验 21 各分接头变比 诊断性试验

1）解体检修后 2）必要时 1）解体检修后 2）必要时 与铭牌标志相符 诊断性试验 1）数据显示异常时 2）达到制造商推荐的校验周期时 校验按设备技术文件要求进行 1）适用于SF6绝缘电流互感器 2）试验方法参考JB/T 10549 标准 说明 与铭牌标志相符 计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 4.2 电压互感器 4.2.1 电磁式电压互感器

表4.2 电磁式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 1）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 2）正常（油纸绝缘），或气体密度值正常（SF6绝缘） 3）电压无异常，必要时带电测量二次电压 说明 1 外观检查 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 2 红外热像检测 1）新投运红外热像图显示无异常温升、温差和/（但或相对温差 检测 后1周内应超过24小时） 2） 500kV：1月；220 kV：3月；35kV~110 kV变电站：6个月；其它：1年 3）必要时 带电1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电1）一次绕组绝缘电阻不低于初值的60%。（注意值） 二次绕组：≥10MΩ 2）同等或相近测量条件下，绝缘电阻应无显著降低（注意值） 1）检测高压引线连接处、本体等 2）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 3）异常红外热像图应存档 3 绕组绝缘电阻 1）用2500V兆欧表。 2）试验方法参见JB/T 5357。 3）测量时非被测绕组、外壳应接地。 34

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表4.2 电磁式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 4 项目 绕组绝缘介质损耗因数 分类 停电周期 标准 tanδ不大于下表数值： 额定温度5 10 20 30 40 说明 1）适用于35kV及以上设备 2）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。 1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 电压 （℃） 35 解体检1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 3）试验方法参考DL/T 474.3和修后 kV 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 JB/T 5357 110 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 验方法建议采用末端屏蔽法，其它修后 kV 分级绝运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 试验方法与要求自行规定，缘电压互感器试验电压为3000V 解体检4）串级式电压互感器的tanδ试5 油中溶解气体分析 1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）必要时 停电乙炔≤2（110kV）（μL/L） ≤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） 1）适用于110kV及以上油纸绝缘设备 2）试验方法参考DL/T 703。取样及测量程序参考GB/T 7252，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。 3）全密封互感器或制造商明确禁止取油样时，可不进行例行试验，宜作为诊断性试验 1）一次绕组感应耐压试验，当频率在100Hz~400Hz时，持续时间应按下式确定，但不少于15s 6 交流耐压试验 1）35kV以例行下:6年 2）需确认试验 设备绝缘介质强度时 停电1）一次绕组采用感应耐压，耐受80%出厂试验电压；时间为60s 2）二次绕组采用外施耐压，二次绕组之间及末屏对地 2kV t?120?[额定频率][试验频率] 进行感应耐压试验时应考虑容升现象。 2）试验方法参考GB 1207 3）条件具备时进行 7 局部放电测量 诊断性试验 绝缘油 外观 诊断性试验 8.2 水份 诊断性试验 8.3 击穿电压(） 诊断性试验 1）解体检修后 2）必要时 1）解体检修后 2）必要时 500kV：≤15mg/L（注意值） 220kV：≤25mg/L（注意值） 110kV：≤35mg/L（注意值） 500kV：≥50 kV（警示值） 220kV：≥40 kV（警示值） 110kV：≥35 kV（警示值） 取油样时 透明、无杂质或悬浮物 检验是否存在严重局部放电时 1.2Um/3下， ≤20Pc（气体）； ≤20pC（液体浸渍）； ≤50pC（固体）（注意值） 1）适用于110kV及以上设备 2）测量方法参考GB 1207 8 8.1 适用66kV及以上油纸绝缘设备 评估方法可参考DL 429.1和DL 429.2 35

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表4.2 电磁式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 8.4 项目 tanδ(90℃） 分类 诊断性试验 8.5 支架介质损耗测量 8.6 电压比校核 诊断性试验 诊断性试验 1）解体性修后 2）需确认电压比时 1）解体修后 2）更换组后 3）计量求时 1）更换组后 2）变动线后 检绕要绕接与铭牌标志相符 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 与铭牌标志相符 在80%～100%的额定电压范围内（简单检查可取较低电压），在一次侧施加任一电压值，测量二次侧电压，符合设备技术文件要求，验证电压比 9 励磁特性测量 诊断性试验 1）励磁电流与出厂值相比无显著差别 2）与同一批次、同一型号的其它电磁式电压互感器相比，差异不大于30% 1）测量方法参考GB 1207 2）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 1）试验方法参见JB/T 5357 2）计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 周期 1）解体检修后 2）必要时 必要时 标准 500kV：≤0.02（注意值） 220kV及以下：≤0.04（注意值） 说明 支架介质损耗≤0.05 10 联结组别或极性 诊断性试验 诊断性试验 11 电压比 1）更换绕组后 2）必要时

4.2.2 电容式电压互感器

表4.3 电容式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 1）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 2）油位正常 3）二次电压无异常，必要时带电测量二次电压 说明 1 外观检查 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 2 红外热像检测 1）新投运红外热像图显示无异常温升、温差和/检测 后1周内或相对温差 （但应超过24小时） 2） 500kV：1个月；220 kV：3个月；35kV~110 kV变电站：6个月；其它：1年 3）必要时 带电1）检测高压引线连接处、本体等 2）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 3）异常红外热像图应存档 36

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表4.3 电容式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 3 项目 相对介质损耗因数 分类 带电周期 标准 1）初值差≤10% 2）当初值差＞10%且≤30%，应跟踪检测 3）当初值差＞30%，应查明原因 说明 1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证安全和测量精度 2）初值宜选取：设备停电状态下的介质损耗因数为合格，带电后立即检测的数值作为初值 3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改 4）适用于末屏处已安装取样单元的设备 1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证安全和测量精度 2）初值宜按下述方法选取：设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值 3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改 4）适用于末屏处已安装取样单元的设备 1）与标准图谱（附录H）比较 2）适用于末屏处应已安装取样单元的设备 3）异常情况应跟踪检测或停电处理 用2500V兆欧表 1）1年 检测 2）必要时 4 相对电容量比值 1）1年 检测 2）必要时 带电1）初值差≤5% 2）当初值差＞5%且≤20%，应跟踪检测 3）当初值差＞20%，应查明原因 5 高频局部放电检测 1）1年 检测 2）新设备投运、解体检修后1周内 3）必要时 带电停电例行试验 停电例行试验 1）6年 2）二次电压异常时 1）6年 2）二次电压异常时 1）6年 2）二次电压异常时 1）无典型放电图谱 2）与同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时，应跟踪检测 3）有典型放电图谱时，应查明原因 极间绝缘电阻≥5000MΩ(注意值) 6 电容器极间绝缘电阻 7 电容器值 电容量初值差不超过±2%（警示值） 1）用交流电桥法 2）多节串联的，应分节独立测量 8 tanδ 停电例行试验 ≤0.005(油纸绝缘）（注意值）,如超过但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.008，可监督运行 ≤0.0025(膜纸复合）（注意值）,若超过0.0025应加强监视，超过0.003应更换 1）多节串联的，应分节独立测量。 2）试验时应按设备技术文件要求并参考DL/T 474.3进行 9 低压端对地绝缘电阻 停电例行试验 停电例行试验 停电6年 不低于100M? 1）用2500V兆欧表 2）低压端指“N”或“J”或“δ”等 1）试验方法参考DL/T 474.1 2）二次绕组绝缘电阻用2500V兆欧表测量 用2500V兆欧表，从X端测量，当一次绕组与分压电容器在内部连37

10 二次绕组绝缘电阻 6年 ≥10MΩ 11 中间变6年 1）一次绕组对二次绕组及地应大于1000M?

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表4.3 电容式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 压器的绝缘电阻 12 中间变压器一、二次绕组直流电阻 13 局部放电测量 诊断性试验 14 电磁单元感应耐压试验 诊断性试验 存在严重局部放电缺陷时 怀疑电磁单元绝缘性能时 1.2Um/试验方法参考GB/T 7354或DL/T417 诊断性试验 1）解体检与初值比较，无明显差别 修后 2）必要时 当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测 分类 例行试验 周期 标准 说明 2）二次绕组之间及对地应大于10M? 接而无法测量时可不测 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，时间为60s 1）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， 2）进行感应耐压试验时，耐压时间按下式进行折算，但应在15s~60s之间 t?120?[额定频率][试验频率] 3）试验方法参考GB/T 4703 15 接线组别和极性 诊断性试验 1）二次绕组绝缘电阻不能满足要求 2）存在密封缺陷时 符合设计要求,并与铭牌和标志相符 试验方法参考GB/T 507 16 16.1 绝缘油 电磁单元绝缘油色谱 诊断性试验 1）解体检乙炔≤2（μL/L） 修后 氢气≤150（μL/L） 2）怀疑绝总烃≤100（μL/L） 缘受潮、劣化，或内部可能存在过热、局部放电等缺陷时 3）必要时 取油样时 透明、无杂质或悬浮物 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 16.2 外观 诊断性试验 评估方法可参考DL 429.1和DL 429.2 16.3 水份 诊断性试验 1）解体检修后 2）必要时 1）解体检修后 2）必要时 500kV：≤15mg/L（注意值） 220kV：≤25mg/L（注意值） 110kV：≤35mg/L（注意值） 500kV：≥50 kV（警示值） 220kV：≥40 kV（警示值） 110kV：≥35 kV（警示值） 16.4 击穿电诊断验 压(kV） 性试 38

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表4.3 电容式电压互感器的试验项目、分类、周期和标准

序号 16.5 项目 tanδ(90℃） 分类 诊断性试验 17 阻尼装置检查 诊断性试验 周期 1）解体检修后 2）必要时 必要时 标准 500kV：≤0.02（注意值） 220kV及以下：≤0.04（注意值） 1）绝缘电阻应大于10M? 2）阻尼器特性符合设备技术文件要求 1）用1000V兆欧表 2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组的端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时，可不检查 说明 18 角、比误差 诊断性试验 1）电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时 2）计量有要求时 应符合等级规定

5 开关设备

5.1 SF6断路器和GIS

表5.1 SF6 断路器及GIS的试验项目、分类、周期和标准

序号 项目 分类 周期 标准 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 气体密度值正常，符合设备技术文件要求 1）记录开断短路电流值及发生日期 2）记录开关设备的操作次数 1）检测断口及断口并联元件、引线接头、绝缘子等 2）判断时，应该考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情况 3）测量和分析方法可参考DL/T 664和附录C 4）异常红外热像图应存档 说明 1 外观检查 巡检 按照公司相关专业运行规程执行 2 气体密度值检查 巡检 3 操动机构状态检查 巡检 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） 4 红外热像检测 1）新投运后红外热像图显示无异常温升、温差和（但应/或相对温差。 检测 1周内超过24小时） 2） 500kV：1个月；220 kV：3个月；35kV~110 kV变电站：6个月；其它：1年 3）必要时 带电 39

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表5.1 SF6 断路器及GIS的试验项目、分类、周期和标准

序号 5 项目 超高频局放检测 分类 带电周期 标准 1）应无典型放电图谱 说明 1）1年 检测 2）必要时 1）与标准图谱（附录I）比较 2）与同等条件下同类设备检测的图2）适用于110kV及以上罐式断路器、非金属法兰绝缘盆子GIS设谱有明显区别时，应跟踪检测 备，其它结构设备参照执行。 3）有典型放电图谱时，应查明原因 3）异常情况应跟踪检测或停电处理 4）必要时：如在投运前加压到运行电压进行检测。 1）应无典型放电波形或音响，且不大于5dB。 2）当超过5dB应跟踪检测 3）当超过10dB应查明原因 敞开式断路器回路电阻值应符合制造厂的规定且不大于交接值120%（参考H）(注意值) ； GIS中的断路器符合制造厂的规定 若检测到异常信号可利用超高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器和手段进行综合判断 1）在合闸状态下，测量进、出线之间的主回路电阻 2）如用直流压降法测量，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 6 超声波局放检测 1）1年 检测 2）必要时 带电7 主回路电阻测量 1）6年 例行2）断口温度异常、相间温试验 差异常时 3）自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作 停电1）6年 例行2）解体检修后 试验 3）数据显示异常时 4）达到制造商推荐的校验周期时 停电停电例行试验 1）6年 2）解体检修后 8 气体密度表（继电器）校验 符合设备技术文件要求 试验方法参考JB/T 10549。校验按设备技术文件要求进行 9 断口间并联电容器电容量和介质损耗因数 1）电容量初值差不超过±5%（警示值） 2）介质损耗因数： 油浸纸≤0.005 1）试验方法参考DL/T 474.3 2）在分闸状态下测量 3）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 膜纸复合≤0.002（注意值） 件规定进行 4）测试结果不符合要求时，可对电容器独立进行测量 1）除制造厂另有规定外，合闸电阻的初值差不超过±5%（注意值） 2）合闸电阻的预接入时间符合设备技术文件要求 1）试验方法和要求参考DL/T 593。 2）对于不解体无法测量的情况，只在解体性检修时进行 10 合闸电阻阻值 及合闸电阻预接入时间 停电例行试验 1）6年 2）解体检修后 11 外观停电检查 1）6年 例行2）机构解体检修后 试验 3）必要时 停电1）轴、销、锁扣和机械传动部件无 变形或损坏 2）瓷绝缘件清洁、无裂纹 3）操动机构无渗漏，螺栓、螺母无松动、内外无积污 4）设备无锈迹 5）操动机构机械轴承润滑、无卡涩 6）缓冲器、防跳跃装置正常动作 40

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