输变电的设备状态检修试验规程pdf

  ICS 29.240ICS29.240 Q/GDW 国 家 电 网 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程 forElectricEquipment 2008-01-21 发布 2008-01-21 实施 国家电网公司发布 Q/GDW 168—2008 目 次 4.3 设备状态量的评价和处置原 4.4 基于设备状态的周期调 4.5 解体性检修的适用原 5.1 油浸式电力变压器和电抗 5.2SF气体绝缘电力变压 6 5.7SF 6 5.8 气体绝缘金属封闭开关设备（ 5.13高压并联电容器和集合式电容 5.18变电站设备外绝缘及绝缘 6.3 油浸式电力变压器和电抗 6.4SF气体绝缘电力变压 6 6.8 直流电流互感器（零磁通型 6.12SF 6 I Q/GDW 168—2008 6.13气体绝缘金属封闭开关设 6.17交、直流滤波器及并联电容器组、中性线—2008 前 言 按照国家电网公司设备状态检修管理规定，为规范和有效开展设备状态检修工作，参考国内外有关 标准，并结合国家电网公司真实的情况，制订本规程。为了标准的规范和统一，本规程内容涵盖交流、直 流电网的所有高压电气设备，其中直流电网的高压电气设备部分直接引用了《高压直流输电系统电气设 备状态维修和试验规程（试行）》，部分重叠的内容采取引用交流电网高压电气设备的相关章节方式。 对于开展状态检修的单位和设备，执行本规程。对于没有开展状态检修的单位和设备，仍然执行DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》开展预防性试验。 本规程由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本规程由国家电网公司科技部归口。 本规程主要起草单位：中国电力科学研究院。 本规程参加起草单位：山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、江苏电力公司、浙江电 力公司、福建电力公司。 本规程的主要起草人：刘有为、、王献丽、高克利、李光范、宋杲、李金忠、于坤山、王晓宁、 王承玉、王瑞珍、黄华、曹诗玉、佘振球、寻凯、朱玉林、李安伟、杜勇、徐玲铃。 本规程自发布之日起实施。 III Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程 1范围 本规程规定了交流、直流电网中各类高压电气设备巡检、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。 本规程适用于国家电网公司电压等级为66kV～750 kV的交流和直流输变电设备，35kV 及以下电压等级设备由各单位自行规定。 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/T264《石油产品酸值测定法》 GB/T507《绝缘油击穿电压测定法》 GB/T511《石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）》 GB1094.3《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/T1094.10《电力变压器 第10部分: 声级测定》 GB1207《电磁式电压互感器 》 GB1208《电流互感器》 GB/T4109《高压套管技术条件》 GB/T4703《电容式电压互感器》 GB/T5654《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/T6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》 GB/T7252《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 GB/T7600《运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法）》 GB/T7601《运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）》 GB/T7602《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/T10229《电抗器》 GB/T11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件》 GB/T11023《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》 GB11032《交流无间隙金属氧化物避雷器》 GB/T14542《运行变压器油维护管理导则》 GB/T19519《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》 GB50150《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 GB50233《110~500kV架空送电线路施工及验收规范》 DL/T417《电力设备局部放电现场测量导则》 DL/T421《绝缘油体积电阻率测定法》 DL/T423《绝缘油中含气量的测定线《电力系统油质试验方法 透明度测定法》 DL/T429.2《电力系统油质试验方法 颜色测定法》 DL/T437《高压直流接地极技术导则》 DL/T450《绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法》 DL/T474.1《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/T474.3《现场绝缘试验实施导则 介电损耗因数tanδ试验》 DL/T475《接地装置特性参数测量导则》 DL/T506《六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法》 DL/T593《高压开关设备和控制设备标准的共用技术方面的要求》 DL/T664《带电设备红外诊断技术应用导则》 DL/T703《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》 DL/T864《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》 1 Q/GWD 168—2008 DL/T887《杆塔工频接地电阻测量》 DL/T911《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》 DL/T914《六氟化硫气体湿度测定法（重量法）》 DL/T915《六氟化硫气体湿度测定法（电解法）》 DL/T916《六氟化硫气体酸度测定法》 DL/T917《六氟化硫气体密度测定法》 DL/T918《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》 DL/T919《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）》 DL/T920《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》 DL/T921《六氟化硫气体毒性生物试验方法》 DL/T984《油浸式变压器绝缘老化判断导则》 DL/T5092《110～500kV架空送电线路设计技术规程》 DL/T5224《高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定》 Q/GDW152《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》 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 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。 3.3 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。 3.4 巡检 Routine Inspection 为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。 3.5 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。 3.6 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。 3.7 带电检测 Energized Test 在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。 3.8 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%。 3.9 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。 3.10 2 Q/GDW 168—2008 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。 3.11 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。 3.12 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。 3.13 基准周期 Benchmark Interval 本规程规定的巡检周期和例行试验周期。 3.14 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。 3.15 U 0 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。 3.16 U m 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 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。 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4.3.5条进行分析。 3 Q/GWD 168—2008 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a、b、c、a、b、c,在分析设备a当前试验值a是否正常时，根据a /(b c ) +a /(b与c ) + 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 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 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。 4 Q/GDW 168—2008 5交流设备 5.1油浸式电力变压器和电抗器 5.1.1油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验 表1油浸式电力变压器和电抗器巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 外观 无异常 见5.1.1.1a）条 330kV 及以上：2 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见5.1.1.1b）条 周 呼吸器干燥剂（硅胶） 1/3 以上处于干燥状态 见5.1.1.1c）条 220kV：1月 冷却系统 无异常 见5.1.1.1d）条 110kV/66kV：3月 声响及振动 无异常 见5.1.1.1e）条 表2油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 无异常 见5.1.1.2条 110kV/66kV：半年 乙炔≤1（330kV及以上）(μL/L) ≤5（其它）(μL/L)（注意值） 氢气≤150(μL/L)（注意值） 330kV及以上：3月 总烃≤150(μL/L)（注意值） 油中溶解气体分析 220kV：半年 见5.1.1.3条 绝对产气速率： 110kV/66kV：1年 ≤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） 1.相间互差不大于2%（警示值） 绕组电阻 3年 见5.1.1.4条 2.同相初值差不超过±2%（警示值） 330kV及以上：1年 绝缘油例行试验 见7.1条 见7.1条 220kV及以下：3年 套管试验 3年 见5.6条 见5.6条 ≥100MΩ（新投运1000Ω）M 铁心绝缘电阻 3年 见5.1.1.5条 （注意值） 1.绝缘电阻无显著下降 绕组绝缘电阻 3年 2.吸收比≥1.3或极化指数≥1.5见5.1.1.6条 或绝缘电阻≥1000Ω0M（注意值） 绕组绝缘介质损耗因数 330kV及以上：≤0.005（注意值） 3年 见5.1.1.7条 （20℃） 220kV及以下：≤0.008（注意值） 有载分接开关检查（变压 见5.1.1.8条 见5.1.1.8条 见5.1.1.8条 器） 测温装置检查 无异常 见5.1.1.9条 气体继电器检查 3年 无异常 见5.1.1.10条 冷却装置检查 无异常 见5.1.1.11条 压力释放装置检查 解体性检修时 无异常 见5.1.1.12条 5.1.1.1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/T1094.10测量变压器声级；如振动异常， 可定量测量。 5 Q/GWD 168—2008 5.1.1.2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/T664。 5.1.1.3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/T7252， 同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。 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。 5.1.1.4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。 T t + R2 R( 1 = ) k 2 （1） T t + k 1 式中，R、R分别表示温度为t、t时的电阻；T为常数，铜绕组T为235，铝绕组T为225。 1 2 1 2 K K K 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。 5.1.1.5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。 5.1.1.6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/T474.1。 t (t − ) /10 R =R × 1.5 1 2 （2） 2 1 式中，R、R分别表示温度为t、t时的绝缘电阻。 1 2 1 2 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。 5.1.1.7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/T474.3。 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。 5.1.1.8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： 6 Q/GDW 168—2008 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。 5.1.1.9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。 5.1.1.10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。 5.1.1.11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 件要求进行。 5.1.1.12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。 5.1.2油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验 表3油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 空载电流和空载损耗测量 见5.1.2.1条 见5.1.2.1条 短路阻抗测量 初值差不超过±3%（注意值） 见5.1.2.2条 感应耐压：出厂试验值的80% 感应耐压和局部放电测量 见5.1.2.3条 局部放电：1.3U / 3 下：≤300pC（注意值） m 绕组频率响应分析 见5.1.2.4条 见5.1.2.4条 初值差不超过±0.5%（额定分接位置）； 绕组各分接位置电压比 见5.1.2.5条 ±1.0%（其它）（警示值） 直流偏磁水平检测（变压器） 见5.1.2.6条 见5.1.2.6条 电抗器电抗值测量 初值差不超过±5%（注意值） 见5.1.2.7条 纸绝缘聚合度测量 聚合度≥250（注意值） 见5.1.2.8条 绝缘油诊断性试验 见7.2条 见7.2条 整体密封性能检查 无油渗漏 见5.1.2.9条 铁心接地电流测量 ≤100mA（注意值） 见5.1.2.10条 声级及振动测定 符合设备技术文件要求 见5.1.2.11条 绕组直流泄漏电流测量 见5.1.2.12条 见5.1.2.12条 外施耐压试验 出厂试验值的80％ 见5.1.2.13条 5.1.2.1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。 5.1.2.2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。 5.1.2.3感应耐压和局部放电测量 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 方法参考GB/T1094.3。 7 Q/GWD 168—2008 120 [ ] × 额定频率 t = （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。 5.1.2.4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/T911。 5.1.2.5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。 5.1.2.6直流偏磁水平检测 当变压器声响、振动异常时，进行本项目。 5.1.2.7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GB10229。 5.1.2.8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/T984。 5.1.2.9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。 5.1.2.10铁心接地电流测量 在运行条件下，测量流经接地线声级及振动测定 当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T1094.10。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。 5.1.2.12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 流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。 5.1.2.13外施耐压试验 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。 5.1.2.14干式电抗器 巡检项目包括表1所列外观、声响及振动；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电 阻、绕组绝缘电阻；诊断性试验包括表3中电抗器电抗值测量、声级及振动、空载电流和空 载损耗测量。 5.2SF气体绝缘电力变压器 6 5.2.1SF气体绝缘电力变压器巡检及例行试验 6 表4SF气体绝缘电力变压器巡检项目 6 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 外观及气体压力 无异常 见5.2.1.1a）条 220kV 及以上：1 气体和绕组温度 月 符合设备技术文件之要求 见5.2.1.1b）条 110kV/66kV：3月 声响及振动 无异常 见5.2.1.1c）条 表5SF气体绝缘电力变压器例行试验项目 6 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 红外热像检测 半年 无异常 见5.2.1.2条 1.相间互差不大于2%（警示值） 绕组电阻 3年 见5.1.1.4条 2.同相初值差不超过±2%（警示值） 铁心(有外引接地线条 缘电阻 a)绝缘电阻无显著下降 绕组绝缘电阻 3年 见5.1.1.6条 b)吸收比≥1.3或极化指数≥1.5 8 Q/GDW 168—2008 或绝缘电阻≥10000MΩ（注意值） 绕组绝缘介质损耗因数 3年 ＜0.008（注意值） 见5.1.1.7条 （20℃） SF气体湿度检测 1年 见8.1条 见8.1条 6 有载分接开关检测 220kV：1年 见5.1.1.8条 见5.1.1.8条 110kV/66kV：3年 测温装置检查 无异常 见5.1.1.9条 压力释放装置检查 解体性检修时 无异常 见5.1.1.12条 5.2.1.1巡检说明 a)外观无异常，气体压力指示值正常； b)记录油温、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； c)变压器声响无异常；如果振动异常，可定量测量。 5.2.1.2红外热像检测 检测变压器箱体、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。检测及分析方法参考DL/T664。 5.2.2SF气体绝缘电力变压器诊断性试验 6 表6SF气体绝缘电力变压器诊断性试验项目 6 诊断性试验项目 要求 说明条款 空载电流测量 见5.1.2.1条 见5.1.2.1条 短路阻抗测量 初值差不超过±3%（注意值） 见5.1.2.2条 感应耐压：出厂试验值的80% 感应耐压和局部放电测量 局部放电： 下：≤300pC（注意值） 见5.1.2.3条 1.3U / 3 m 或符合制造商要求 绕组频率响应分析 见5.1.2.4条 见5.1.2.4条 初值差不超过±0.5%（额定分接位置）； 绕组各分接位置电压比 见5.1.2.5条 ±1.0%（其它）（警示值） 气体密度表（继电器）校验 符合设备技术条件要求 见5.2.2.1条 SF 气体成分分析 见8.2条 见8.2条 6 SF 气体密封性检测 ≤0.1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见5.2.2.2条 6 5.2.2.1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。 5.2.2.2SF气体密封性检测 6 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，进行本项目。检测方 法可参考GB/T11023。 5.3电流互感器 5.3.1电流互感器巡检及例行试验 表7电流互感器巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：2周 外观检查 220kV：1月 外观无异常 见5.3.1.1条 110kV/66kV：3月 表8 电流互感器例行试验项目 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 无异常 见5.3.1.2条 110kV/66kV：半年 乙炔≤2（110kV/66kV）（μL/L） 油中溶解气体分析 正立式≤3年 ≤1（220kV及以上）（μL/L）（注意值） 见5.3.1.3条 （油纸绝缘） 倒置式≤6年 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） 见5.3.1.4条 9 Q/GWD 168—2008 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） 电容量和介质损耗 2. 介质损耗因数tg δ满足下表要求（注意值） 因数 U（kV）126/72.5252/363≥550 3年 m 见5.3.1.5条 (固体绝缘或油纸 tg δ ≤0.008≤0.007≤0.006 绝缘) 聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.005 超过注意值时，参考5.3.1.5条原则判断 SF气体湿度检测 6 3年 ≤500µL/L（注意值） 见8.1条 (SF绝缘) 6 5.3.1.1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。 5.3.1.2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/T664。 5.3.1.3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。 5.3.1.4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。 5.3.1.5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kV到U/ ，介质损耗因数的 m 3 增量应不大于±0.003,且介质损耗因数不超过0.007（U≥550kV）、0.008（U为363kV/252kV）、 m m 0.01（U为126kV/72.5kV）。 m 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。 5.3.2电流互感器诊断性试验 表9电流互感器诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 绝缘油试验（油纸绝缘） 见7.1条 见7.1条 一次绕组：试验电压为出厂试验值的80%； 交流耐压试验 见5.3.2.1条 二次绕组之间及末屏对地：2kV 3 1.2U/ 下， m ≤20pC(气体)； 局部放电测量 见5.3.2.2条 ≤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 符合设备技术文件要求 见5.3.2.3条 绕组电阻测量 与初值比较,应无明显差别 见5.3.2.4条 气体密封性检测(SF绝缘) ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见5.3.2.5条 6 气体密度表（继电器）校验 见5.3.2.6条 见5.3.2.6条 5.3.2.1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SF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 6 参考GB1208。 10 Q/GDW 168—2008 5.3.2.2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。 5.3.2.3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。 5.3.2.4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。 5.3.2.5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/T11023。 5.3.2.6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。 5.4电磁式电压互感器 5.4.1电磁式电压互感器巡检及例行试验 表10电磁式电压互感器巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：2周 外观检查 220kV：1月 外观无异常 见5.4.1.1条 110kV/66kV：3月 表11电磁式电压互感器例行试验项目 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 无异常 见5.4.1.2条 110kV/66kV：半年 一次绕组：初值差不超过-50%（注 绕组绝缘电阻 3年 意值） 见5.4.1.3条 二次绕组：≥10MΩ（注意值） ≤0.02（串级式）（注意值） 绕组绝缘介质损耗因数 3年 见5.4.1.4条 ≤0.005（非串级式）（注意值） 乙炔≤2（μL/L）（注意值） 油中溶解气体分析 3年 氢气≤150（μL/L）（注意值）见5.4.1.5条 (油纸绝缘) 总烃≤100（μL/L）（注意值） SF气体湿度检测(SF绝缘) 3年 ≤500（μL/L）（注意值） 见8.1条 6 6 5.4.1.1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；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（SF绝缘）； 6 c)二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。 5.4.1.2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/T664。 5.4.1.3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。 5.4.1.4绕组绝缘介质损耗因数 11 Q/GWD 168—2008 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/T474.3。 5.4.1.5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。制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。 5.4.2电磁式电压互感器诊断性试验 表12电磁式电压互感器诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 一次绕组耐受80%出厂试验电压； 交流耐压试验 见5.4.2.1条 二次绕组之间及末屏对地2kV 1.2U/ 3 下： m 局部放电测量 见5.4.2.2条 ≤20pC(气体)；≤20pC(液体浸渍)；≤50pC(固体)（注 意值） 绝缘油试验(油纸绝缘) 见7.1条 见7.1条 SF气体成分分析(SF绝缘) 见8.2条 见8.2条 6 6 支架介质损耗测量 支架介质损耗≤0.05 - 电压比校核 符合设备技术文件要求 见5.4.2.3条 励磁特性测量 见5.4.2.4条 见5.4.2.4条 气体密封性检测（SF绝缘) ≤1%/年或符合设备技术文件要求（注意值） 见5.3.2.5条 6 气体密度表（继电器）(SF绝缘) 符合设备技术文件要求 见5.3.2.6条 6 5.4.2.1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GB1207。 5.4.2.2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1.2U/ 下测量，测量结果 m 3 符合技术方面的要求。测量方法参考GB1207。 5.4.2.3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。 5.4.2.4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%。 5.5电容式电压互感器 5.5.1电容式电压互感器巡检及例行试验 表13电容式电压互感器巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：2周 外观检查 220kV：1月 外观无异常 见5.5.1.1条 110kV/66kV：3月 表14电容式电压互感器例行试验项目 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 无异常 见5.5.1.2条 110kV/66kV：半年 12 Q/GDW 168—2008 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： 见5.5.1.3条 ≤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5.5.1.4条 5.5.1.1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；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。 5.5.1.2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。检测和分析方法参考DL/T664。 5.5.1.3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 设备技术文件要求并参考DL/T474进行。 除例行试验外，当二次电压异常时，也应进行本项目。 5.5.1.4二次绕组绝缘电阻 二次绕组绝缘电阻可用1000V兆欧表测量。 5.5.2电容式电压互感器诊断性试验 表15电容式电压互感器诊断性试验项目 诊断性试验项目 要求 说明条款 局部放电测量 1.2U/ 下：≤10pC 见5.5.2.1条 m 3 试验电压为出厂试验值的80% 电磁单元感应耐压试验 见5.5.2.2条 或按设备技术文件要求 电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量 见7.1条 见5.5.2.3条 阻尼装置检查 符合设备技术文件要求 - 5.5.2.1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 3 行。在电压值为1.2U/ 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 m 将分压电容按单节进行。 5.5.2.2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/T4703。 5.5.2.3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，进行本项目。 5.6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SF绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型”包 6 括所有采用电容屏均压的套管等。 5.6.1高压套管巡检及例行试验 表16高压套管巡检项目 巡检项目 基准周期 要求 说明条款 外观检查 无异常 330kV及以上：2周 油位及渗漏检查(充油) 220kV：1月 无异常 见5.6.1.1条 110kV/66kV：3月 气体密度值检查（充气） 符合设备技术文件要求 13 Q/GWD 168—2008 表17高压套管例行试验项目 例行试验项目 基准周期 要求 说明条款 330kV及以上：1 红外热像检测 月220kV：3月无异常 见5.6.1.2条 110kV/66kV：半年 a)主绝缘：≥10000MΩ（注意值） 绝缘电阻 3年 见5.6.1.3条 b)末屏对地：≥1000MΩ（注意值） 1.电容量初值差不超过±5%（警示值） 2.介质损耗因数符合下表要求： 500kV及以上≤0.006（注意值） 电容量和介质损耗因数 其它（注意值）： 3年 见5.6.1.4条 （20℃）（电容型） 油浸纸：≤0.007 聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.005 树脂浸纸：≤0.007 树脂粘纸（胶纸绝缘）：≤0.015 SF气体湿度检测（充气） 3年 符合设备技术文件要求 见8.1条 6 5.6.1.1巡检说明 a)高压引线、末屏接地线等连接正常；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；无影响设备正常运行的异物； b)充油套管油位正常、无油渗漏；充气套管气体密度值正常。 5.6.1.2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/T664。 5.6.1.3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兆欧表测量。 5.6.1.4电容量和介质损耗因数测量 对于变压器套管，被测套管所属绕组短路加压，其它绕组短路接地。如果试验电压加在 套管末屏的试验端子，则必须严格控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V），否则 可能导致套管损坏。 测量

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