安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程试行及模板.doc

ICS 立案号：-6XX-06XX公布安徽省电力企业 发 布安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程（试行）Q/ 替换Q/ 安徽省电力企业企业标准-6XX-06XX实施前 言依据国家电网企业设备状态检修工作管理要求，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- 电力企业标准编制规则编制。本标准由安徽省电力企业生产技术部提出。本标准由安徽省电力企业科技信息部归口。本标准由安徽省电力企业生产技术部解释。本标准负责起草单位：铜陵供电企业、安徽省电力科学研究院。本标准关键起草人：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。 本标准在实施过程中意见或提议反馈至安徽省电力企业生产技术部（合肥市黄山路9号，230022）。 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）31 范围32 规范性引用文件33 定义和符号54 总则65 状态检修仪器配置86一次设备检修106.1 通常要求106.2 变压器（电抗器）类106.3 开关设备176.4 高压组合电器226.5 互感器246.6 高压开关柜336.7 串并联赔偿装置346.8 绝缘子、母线、电力电缆376.9 耦合电容器426.10 防雷及接地装置437 公共系统检修468 状态检修技术管理46编制说明48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）31 范围32 规范性引用文件33 定义和符号54 总则65 状态检修仪器配置86一次设备检修96.1 通常要求96.2 变压器（电抗器）类96.3 开关设备166.4 高压组合电器216.5 互感器236.6 高压开关柜326.7 串并联赔偿装置346.8 绝缘子、母线、电力电缆366.9 耦合电容416.10 防雷及接地装置427 公共系统检修458 状态检修技术管理45安徽电网智能变电站一次设备状态检修试验规程（试行）1 范围本规程要求了智能变电站中各类一次电气设备状态检修巡检、检验和试验项目、周期和技术要求，用以判定设备是否符合运行条件，确保安全运行。本规程适适用于安徽电力企业所属智能变电站中电压等级为10kV500 kV交流变电设备。2 规范性引用文件下列文件中条款经过本规程引用而成为本规程条款，其最新版本适适用于本规程。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定导则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GB 50233110500kV架空送电线路施工及验收规范GB/T 20840.7- 互感器 第7部分：电子式电压互感器GB/T 20840.8- 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tan试验DL/T 475接地装置特征参数测量导则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共用技术要求DL/T 664带电设备红外诊疗应用规范DL/T 703绝缘油中含气量气相色谱测定法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定导则DL/T 5092110500kV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要求QGDW 152电力系统污区分级和外绝缘选择标准QGDW_393-110（66）kV220kV智能变电站设计规范QGDW_394-330kV750kV智能变电站设计规范QGDW_428-智能变电站智能终端技术规范及编制说明QGDW_431-智能变电站自动化系统现场调试导则及编制说明QGDW_430-智能变电站智能控制柜技术规范QGDW_410-高压设备智能化技术导则QGDW_424-电子式电流互感器技术规范QGDW_425-电子式电压互感器技术规范QGDW 168- 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，经过设备状态评价、风险评定，检修决议，达成运行安全可靠，检修成本合理一个检修策略。3.2智能设备intelligent equipment 一次设备和智能组件有机结合体。含有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功效一体化和信息互动化特征高压设备，是高压设备智能化简称。3.3 在线监测装置online monitoring device 经过传感器、计算机、通信网络等技术，在线获取设备多种特征参量并传送至教授系统进行分析后，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各类信息，如数据、声音、图像、现象等。3.5例行检验 routine maintenance定时在现场对设备进行状态检验，含多种简单保养和维修，如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功效确定等。3.6巡检 routine inspection为掌握设备状态，对设备进行巡视和检验。3.7例行试验 routine test为获取设备状态量，评定设备状态，立即发觉事故隐患，定时进行多种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行例行试验称为停电例行试验。3.8诊疗性试验 diagnostic test巡检、在线监测、例行试验等发觉设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺点警示，或连续运行了较长时间，为深入评定设备状态进行试验。3.9带电检测 energized test在运行状态下，对设备状态量进行现场检测。3.10初值 initial value指能够代表状态量原始值试验值。初值能够是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备关键部件或主体进行解体性检修以后首次试验值等。初值差定义为：（目前测量值-初值）/初值100%。3.11注意值 attention value状态量达成该数值时，设备可能存在或可能发展为缺点。3.12警示值 warning value状态量达成该数值时，设备已存在缺点并有可能发展为故障。3.13家族缺点 family defect经确定由设计、和/或材质、和/或工艺共性原因造成设备缺点称为家族缺点。如出现这类缺点，含有同一设计、和/或材质、和/或工艺其它设备，不管其目前是否可检出同类缺点，在这种缺点隐患被消除之前，全部称为有家族缺点设备。3.14不良工况 undesirable service condition设备在运行中经受、可能对设备状态造成不良影响多种尤其工况。3.15基准周期 benchmark interval本规程要求巡检周期和例行试验周期。3.16轮试 in Turn Testing对于数量较多同厂同型设备，若例行试验项目标周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进行，这一方法称为轮试。3.17U0电缆设计用导体和金属屏蔽或金属套之间额定电压有效值。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，按要求巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应包含设备技术文件尤其提醒其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档统计。在雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴以后，应对相关设备加强巡检；新投运设备、对关键部件或主体进行解体性检修后重新投运设备，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疗性试验。例行试验通常按周期进行，诊疗性试验只在诊疗设备状态时依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检验和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求和本规程要求不一致，按严格要求实施。新设备投运满1至2年，可依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设备，应进行例行试验。对关键部件或主体进行解体性检修后重新投运设备，可参考新设备要求实施。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；若更换是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。除尤其说明，全部电容和介质损耗因数一并测量试验，试验电压均为10kV。在进行和环境温度、湿度相关试验时，除专门要求情形之外，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，可采取第Error! Reference source not found.条进行分析。4.3设备状态量评价和处理标准4.3.1设备状态评价标准设备状态评价应该基于巡检及例行试验、诊疗性试验、在线监测、带电检测、家族缺点、不良工况等状态信息，包含其现象强度、量值大小和发展趋势，结合和同类设备比较，做出综合判定。4.3.2注意值处理标准有注意值要求状态量，若目前试验值超出注意值或靠近注意值趋势显著，对于正在运行设备，应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺点，不宜投入运行。 4.3.3警示值处理标准有警示值要求状态量，若目前试验值超出警示值或靠近警示值趋势显著，对于运行设备应立即安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前，通常不应投入运行。4.3.4状态量显著性差异分析在相近运行和检测条件下，同一家族设备同一状态量不应有显著差异，不然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）上次试验值和目前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备a目前试验值a2是否正常时， 依据和相比有没有显著差异进行判定，通常不超出30%可判为正常。4.4基于设备状态周期调整4.4.1周期调整本规程给出基准周期适适用于通常情况。对于停电例行试验，其周期能够依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期基础上酌情延长或缩短，调整后周期通常大于1年，也小于本规程所列基准周期1.5倍。4.4.2可延迟试验条件符合以下各项条件设备，停电例行试验能够在4.4.1条周期调整后基础上延迟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) 上次例行试验和其前次例行（或交接）试验结果相比无显著差异；d) 没有任何可能危及设备安全运行家族缺点；e) 上次例行试验以来，没有经受严重不良工况。4.4.3需提前试验情形有下列情形之一设备，需提前，或立即安排例行或/和诊疗性试验：a) 巡检中发觉有异常，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) 以往例行试验有朝着注意值或警示值方向发展显著趋势；或靠近注意值或警示值；d) 存在重大家族缺点；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，则不管是否到期，全部应列入最近年度试验计划，情况严重时，应立即退出运行，进行试验。4.5 解体性检修适用标准本条适适用于直流系统设备。存在下列情形之一设备，需要对设备关键部件或主体进行解体性检修，不宜解体性检修应给予更换：a) 例行或诊疗性试验表明，存在重大缺点设备；b) 受重大家族缺点警示，为消除隐患，需对关键部件或主体进行解体性检修设备；c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验，需对关键部件或主体进行解体性检修设备。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：正确度测试仪6一次设备检修6.1 通常要求智能化高压设备为一次设备和智能组件有机结合体，是含有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功效一体化和信息互动化特征新型高压设备，运行经验相对较短，提议在状态检修周期上从严要求，尽可能不延长检修周期。另在试验周期和时间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设备试验周期调整到和电气试验周期相同；变压器各侧主进开关及以内设备试验周期应和该台变压器相同。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基准周期 要求 说明条款巡检项目外观 330kV及以上：2周220kV：1月110kV/66kV/35kV/10kV：3月无异常见6.2.1.1条 油温和绕组温度 符合设备技术文件之要求 见6.2.1.1条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态 见6.2.1.1条 冷却系统无异常 见6.2.1.1条 声响及振动无异常 见6.2.1.1条 在线监测装置无异常见6.2.1.1条6.2.1.1巡检说明：a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；b) 统计油温、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，应检验密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）；d) 冷却系统风扇运行正常，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，必需时按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；各传感器安装牢靠。表6.2.1-2 油浸式电力变压器和电抗器例行检验项目项目基准周期 要求 说明条款有载分接开关检验（变压器）见6.2.1.2条无异常见6.2.1.2条 测温装置检验3年无异常见6.2.1.3条 气体继电器检验3年无异常见6.2.1.4条 冷却装置检验3年无异常见6.2.1.5条 压力释放装置检验解体性检修时无异常见6.2.1.6条 在线色谱监测检验1年无异常见6.2.1.7条 传感器检验3年无异常见6.2.1.8条6.2.1.2有载分接开关检验以下步骤可能会因制造商或型号不一样有所差异，必需时参考设备技术文件。每十二个月检验一次项目：a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检验；b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检验滤芯；c) 打开电动机构箱，检验是否有任何松动、生锈；检验加热器是否正常；d) 统计动作次数；e) 如有可能，经过操作1步再返回方法，检验电机和计数器功效。每3年检验一次项目：f) 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，无异常；g) 检验紧急停止功效和限位装置；h) 在绕组电阻测试之前检验动作特征，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻,电阻值初值差不超出10%；i) 油质试验：要求油耐受电压30kV；假如装备有在线滤油器，要求油耐受电压40kV。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或换新油。6.2.1.3测温装置检验每3年检验一次，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，可和标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。同时采取1000V兆欧表测量二次回路绝缘电阻，通常不低于1M。6.2.1.4气体继电器检验每3年检验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绝缘电阻，应不低于1M，采取1000V兆欧表测量。6.2.1.5冷却装置检验运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置检验和试验，按设备技术文件要求进行。6.2.1.6压力释放装置检验按设备技术文件要求进行检验，应符合要求。通常要求开启压力和出厂值标准偏差在10之内或符合设备技术文件要求。6.2.1.7在线色谱监测检验按设备技术文件要求进行检验，应符合要求。如载气压力消耗统计和检验、和试验室色谱分析数据对比等；6.2.1.8传感器检验变压器本体、有载调压装置、冷却装置传感器完整无缺点，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 要求 说明条款红外热像检测330kV及以上：1月220kV：3月110kV/66kV：六个月35kV/10kV：1年无异常 见6.2.1.8条油中溶解气体分析330kV及以上：3月220kV：六个月110kV/66kV：1年35kV：3年（投运后1年）乙炔1（330kV及以上）(L/L) 5（其它）(L/L)（注意值）氢气150(L/L)（注意值）总烃150(L/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）见6.2.1.9条绕组电阻3年1. 相间互差小于2%（警示值）2. 同相初值差不超出2%（警示值）见6.2.1.10条绝缘油例行试验330kV及以上：1年220kV及以下：3年参考安徽省电力企业输变电设备状态检修试验规程（试行）套管试验3年铁心绝缘电阻3年100M（新投运1000 M）（注意值）见6.2.1.11条绕组绝缘电阻3年1. 绝缘电阻无显著下降2. 吸收比1.3或极化指数1.5 或绝缘电阻10000 M（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。6.2.1.9油中溶解气体分析除例行试验外，新投运、对关键部件或主体进行解体性检修后重新投运变压器，在投运后第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增加趋势，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尤其提醒（如有）。35kV仅对主变进行，若有增加趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。当怀疑有内部缺点（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行和发生了出口或近区短路故障，应进行额外取样分析。6.2.1.10绕组电阻有中性点引出线时，应测量各相绕组电阻；若无中性点引出线，可测量各线端电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁心磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异以后，同一温度下各相绕组电阻相互差异应在2%之内。另外，还要求同一温度下，各相电阻初值差不超出2%。电阻温度修正按式（1）进行。 （1）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时电阻；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。电抗器参考实施。6.2.1.11铁心绝缘电阻绝缘电阻测量采取2500V（破旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻大小外，要尤其注意绝缘电阻改变趋势。夹件引出接地，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，在诊疗时也应进行本项目。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。采取5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50时进行，并统计顶层油温。绝缘电阻受温度影响可按式（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定。测试方法参考DL/T 474.1。 （2）式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时绝缘电阻。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测量宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时统计顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳接地,必需时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组绝缘介质损耗因数。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，若此电容值发生显著改变，应给予注意。分析时应注意温度对介质损耗因数影响。表6.2.1-4 油浸式变压器、电抗器诊疗性试验项目诊疗性试验项目要求说明条款空载电流和空载损耗测量见6.2.1.14条见6.2.1.14条短路阻抗测量初值差不超出3%（注意值）见6.2.1.15条感应耐压和局部放电测量66kV及以上：感应耐压：出厂试验值80%，局部放电：下：300pC（注意值）见6.2.1.16条绕组频率响应分析66kV及以上：见6.2.1.17条见6.2.1.17条绕组各分接位置电压比初值差不超出0.5%（额定分接位置）； 1.0%（其它）（警示值）见6.2.1.18条直流偏磁水平检测（变压器）66kV及以上：见6.2.1.19条见6.2.1.19条电抗器电抗值测量初值差不超出5%（注意值）见6.2.1.20条纸绝缘聚合度测量66kV及以上：聚合度250（注意值）见6.2.1.21条绝缘油诊疗性试验参考安徽省电力企业输变电设备状态检修试验规程（试行）整体密封性能检验无油渗漏见6.2.1.22条铁心接地电流测量100mA（注意值）见6.2.1.23条声级及振动测定（66kV及以上）符合设备技术文件要求见6.2.1.24条绕组直流泄漏电流测量见6.2.1.25条见6.2.1.25条外施耐压试验出厂试验值80见6.2.1.26条6.2.1.14空载电流和空载损耗测量诊疗铁心结构缺点、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能靠近额定值。试验电压值和接线应和上次试验保持一致。测量结果和上次相比，不应有显著差异。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出10%。分析时一并注意空载损耗改变。6.2.1.15短路阻抗测量诊疗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验证绝缘强度，或诊疗是否存在局部放电缺点时进行本项目。感应电压频率应在100Hz400Hz。电压为出厂试验值80%，时间按式（3）确定，但应在15s60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。 （3）在进行感应耐压试验之前，应优异行低电压下相关试验以评定感应耐压试验风险。6.2.1.17绕组频率响应分析诊疗是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线和原始统计基础一致时，即绕组频响曲线各个波峰、波谷点所对应幅值及频率基础一致时，能够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关键部件或主体进行解体性检修以后，或怀疑绕组存在缺点时，进行本项目。结果应和铭牌标识一致。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）存在缺点时进行本项目。测量方法参考GB 10229。6.2.1.21纸绝缘聚合度测量诊疗绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。6.2.1.22整体密封性能检验对关键部件或主体进行解体性检修以后，或重新进行密封处理以后，进行本项目。采取储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下连续24h，应无油渗漏。检验前应采取方法预防压力释放装置动作。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。假如振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰高度应不超出要求值，且和同型设备无显著差异。6.2.1.25绕组直流泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮等缺点时进行本项目，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时泄漏电流和初值比应没有显著增加，和同型设备比没有显著差异。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80%，时间为60s。6.2.2 干式变压器和干式电抗器试验项目表6.2.2-1干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 35kV：3月10kV：3月无异常见6.2.2.1条 声响及振动无异常 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，必需时按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试验项目例行试验项目基准周期 要求 说明条款红外热像检测35kV：1年10kV：1年无异常 见6.2.2.2条绕组电阻3年3. 相间互差小于2%（警示值）4. 同相初值差不超出2%（警示值）见6.2.2.3条铁心绝缘电阻3年100M（新投运1000 M）（注意值）见6.2.2.4条绕组绝缘电阻3年3. 绝缘电阻无显著下降4. 绝缘电阻10000 M（注意值）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，应测量各相绕组电阻；若无中性点引出线，可测量各线端电阻，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取2500V兆欧表。除注意绝缘电阻大小外，要尤其注意绝缘电阻改变趋势。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。采取2500V兆欧表测量。表6.2.2-2 干式变压器和干式电抗器诊疗性试验项目诊疗性试验项目要求说明条款空载电流和空载损耗测量见6.2.1条见6.2.2.6条短路阻抗测量初值差不超出3%（注意值）见6.2.2.7条电抗器电抗值测量初值差不超出5%（注意值）见6.2.2.8条铁心接地电流测量100mA（注意值）见6.2.2.9条外施耐压试验出厂试验值80见6.2.2.10条6.2.2.6空载电流和空载损耗测量诊疗铁心结构缺点、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能靠近额定值。试验电压值和接线应和上次试验保持一致。测量结果和上次相比，不应有显著差异。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出10%。分析时一并注意空载损耗改变。6.2.2.7短路阻抗测量诊疗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）存在缺点时进行本项目。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基准周期要求说明条款外观检验500kV及以上：2周220kV/330kV: 1月110kV/66kV/35kV/10kV：3月外观无异常见6.3.1.1条气体密度值检验密度符合设备技术文件要求操动机构状态检验状态正常在线监测装置检验无异常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) 加热器功效正常（每六个月）；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）；统计开断短路电流值及发生日期，统计开关设备操作次数；e) SF6断路器在线监测装置接线无松动、脱落，封闭严实；断路器动作特征监测、SF6微水及密度等监测项目工作正常；各传感器安装牢靠；测量单元、控制单元无异常。表6.3.1-2 SF6断路器例行检验项目项目基准周期要求说明条款例行检验和测试3年（电容器1年1次）无异常传感器检验3年无异常6.3.1.2例行检验和测试a) 轴、销、锁扣和机械传动部件检验，如有变形或损坏应予更换；b) 瓷绝缘件清洁和裂纹检验；c) 操动机构外观检验，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松动，检验是否有渗漏等；d) 检验操动机构内、外积污情况，必需时需进行清洁；e) 检验是否存在锈迹，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出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%额定电压下可靠工作；i) 检验辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V兆欧表测量电缆绝缘电阻，应无显著下降；j) 缓冲器检验，按设备技术文件要求进行；k) 防跳跃装置检验，按设备技术文件要求进行；l) 联锁和闭锁装置检验，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30%时，脱扣器不应脱扣；n) 在额定操作电压下测试时间特征，要求：合、分指示正确；辅助开关动作正确；合、分闸时间，合、分闸不一样期，合-分时间满足技术文件要求且没有显著改变；必需时，测量行程特征曲线做深入分析。除有尤其要求之外，相间合闸不一样期小于5ms，相间分闸不一样期小于3ms；同相各断口合闸不一样期小于3ms，同相分闸不一样期小于2ms；o) 开关设备本体加装传感器