備案號：29017-2010輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程2010-05-24發(fā)布2010-10-01實施國家能源局發(fā)布I Ⅱ 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語、定義和符號 2 35交流設(shè)備 56直流設(shè)備 377絕緣油試驗 8SF?氣體濕度和成分檢測 附錄A(規(guī)范性附錄)狀態(tài)量顯著性差異分析法 附錄B(規(guī)范性附錄)變壓器線間電阻到相繞組電阻的換算方法 附錄C(資料性附錄)設(shè)備狀態(tài)量化評價法 本標準是根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于印發(fā)2007年行業(yè)標準修訂、制定工業(yè)[2007]1415號)的安排制定的。GB/T507絕緣油擊穿電壓測定法(GB/T507—2002,IEC60156:1995,EQV)NEQ)GB/T1094.10電力變壓器第10部分：聲級測定(GB/T1094.10—2003,IEC60076-10:2001,GB/T4109交流電壓高于1000V的234在雷雨季節(jié)前，大風、降雨(雪、冰雹)、沙塵暴及有明顯震感(烈度4度及以上)的地震之后，新設(shè)備投運滿1年(220kV及以上)或滿1～2年(110kV/66kV),以及停運6個月以上重新投運前在進行與環(huán)境溫度、濕度有關(guān)的試驗時，除專門規(guī)定的情形之外，環(huán)境相對濕度不宜大于80%,環(huán)境溫度不宜低于5℃,絕緣表面應(yīng)清潔、干燥。若前述環(huán)境條件無法滿足時，可采用4.3.5進行分析。前試驗值a?是否正常時，根據(jù)a?/(b?+c?)與a?/(b?+c?)相比有無明顯差異進行判斷，一般不超過±30%可境、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)等，酌情延長或縮短基準周期，調(diào)整后的基準周期一般不小于1年，基準周期的1.5倍。4.4.2可延遲試驗的條件5b)帶電檢測(如有)顯示設(shè)備狀態(tài)良好。c)上次例行試驗與其前次例行(或交接)試驗結(jié)果相比無明顯差異。有下列情形之一的設(shè)備，需提前或盡快安排b)帶電檢測(如有)顯示設(shè)備狀態(tài)不良。c)依據(jù)設(shè)備技術(shù)文件之推薦或運行經(jīng)驗5.1.1油浸式電力變壓器、電抗器巡檢及例行試驗(見表1、表2)330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.1.1.1a)見5.1.1.1b)呼吸器干燥劑(硅膠)1/3以上處于干燥狀態(tài)見5.1.1.1c)見5.1.1.1d)聲響及振動見5.1.1.1e)例行試驗和檢查項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年見5.1.1.2330kV及以上：3月110kV/66kV:1年乙炔≤1μL/L(330kV及以上)≤5μL/L(其他)(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤150μL/L(注意值)≤12mL/d(隔膜式)(注意值)或≤6mL/d(開放式)(注意值)≤10%/月(注意值)見5.1.1.36表2(續(xù))例行試驗和檢查項目1.相間互差不大于2%(警示值)2.同相初值差不超過±2%(警示值)見5.1.1.4見7.1見7.1見5.6≥100MΩ(新投運1000MQ)(注意值)見5.1.1.51.絕緣電阻無顯著下降或絕緣電阻≥10000MQ(注意值)見5.1.1.6330kV及以上：≤0.005(注意值)220kV及以下：≤0.008(注意值)見5.1.1.7(變壓器)見5.1.1.8見5.1.1.8見5.1.1.9見5.1.1.11示(如有)。7Tk——常數(shù)，銅繞組Tk為235,鋁繞組Tk為2考DL/T474.18每3年檢查一次，要求外觀良好，運行中溫度數(shù)據(jù)合理，相互比對無異常。同時采用1000V絕緣電阻表測量二次回路的絕緣電阻，一般不低于1MQ。每3年檢查一次氣體繼電器整定值、應(yīng)符合運行規(guī)程和設(shè)備技每6年測量一次氣體繼電器二次回路的絕緣電阻，應(yīng)不低于1MQ,采用1000V絕緣電阻表測量。按設(shè)備技術(shù)文件要求進行檢查，應(yīng)符合要求。一般要求開啟壓力與出廠值的標5.1.2油浸式電力變壓器和電抗器診斷性試驗(見表3)診斷性試驗項目見5.1.2.1見5.1.2.1初值差不超過±3%(注意值)見5.1.2.2見5.1.2.3見5.1.2.4初值差不超過土0.5%(額定分接位置);±1.0%(其他)(警示值)見5.1.2.5直流偏磁水平檢測(變壓器)見5.1.2.6電抗器電抗值初值差不超過士5%(注意值)見5.1.2.7聚合度≥250(注意值)見5.1.2.8見7.2見5.1.2.9≤100mA(注意值)聲級及振動見5.1.2.11邊相，空載電流差異不應(yīng)超過10%。分析時一并注意空載損耗的變化。9電壓為出廠試驗值的80%,時間按式(3)確定，但應(yīng)在15s～60s之間。試驗方法參考GB/T1094.3。外觀及氣體壓力220kV及以上：1月110kV/66kV:3月見5.2.1.1a)見5.2.1.1b)聲響及振動見5.2.1.1c)表5SF?氣體絕緣電力變壓器例行試驗和檢查項目例行試驗和檢查項目紅外熱像檢測見5.2.1.21.相間互差不大于2%(警示值)2.同相初值差不超過±2%(警示值)見5.1.1.4鐵心(有外引接地線)≥100MQ(新投運1000MQ)(注意值)見5.1.1.51.絕緣電阻無顯著下降或絕緣電阻≥10.000MO(注意值)見5.1.1.6<0.008(注意值)見5.1.1.7SF?氣體濕度1年見8.1見8.1有載分接開關(guān)檢測220kV:1年110kV/66kV:3年見5.1.1.8見5.1.1.95.2.2SF?氣體絕緣電力變壓器診斷性試驗(見表6)表6SF?氣體絕緣電力變壓器診斷性試驗項目診斷性試驗項目見5.1.2.1見5.1.2.1初值差不超過±3%(注意值)見5.1.2.2見5.1.2.3見5.1.2.4初值差不超過±0.5%(額定分接位置);±1.0%(其他)(警示值)見5.1.2.5見5.2.2.1SF?氣體成分分析見8.2SF?氣體密封性檢測≤0.1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見5.2.2.25.2.2.1氣體密度表(繼電器)校驗當氣體密度(壓力)顯示有所降低或定性檢測發(fā)現(xiàn)氣體泄漏時進行本項目。檢測方法可參考GB/T5.3.1電流互感器巡檢及例行試驗(見表7、表8)表7電流互感器巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.3.1.1表8電流互感器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:平年(油紙絕緣)乙炔≤2μL/L(110kV/66kV)≤1μL/L(220kV及以上)(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤100μL/L(注意值)1.繞組：初值差不超過-50%(注意值)2.末屏對地(電容型):>1000MQ(注意值)電容量(固體或油紙絕緣)1.電容量初值差不超過±5%(警示值)2.介質(zhì)損耗因數(shù)滿足下表要求(注意值)SF?氣體濕度(SF?絕緣)≤500μL/L(注意值)見8.1值正常，氣體密度表(繼電器)無異常。測和分析方法參考DL/T664。取樣時，需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。制造不低于1000MQ,或與上次測量值相比無顯著變化。測量前應(yīng)確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質(zhì)損耗因數(shù)與測量電壓之間的關(guān)系曲線，測量電壓從10kV到Um/√3,介質(zhì)損耗因數(shù)的變化量應(yīng)在±0.0015之內(nèi)，且介質(zhì)損耗因數(shù)不超過0.007(Um≥550kV)、0.008(Um為363kV/252kV)、0.01(Um為5.3.2電流互感器診斷性試驗(見表9)診斷性試驗項目絕緣油試驗(油紙絕緣)見7.1見7.11.一次繞組：試驗電壓為出廠試驗值的80%;見5.3.2.1≤20pC(氣體):≤20pC(油紙絕緣及聚四氟乙烯纏繞絕緣);≤50pC(固體)(注意值)見5.3.2.2電流比校核見5.3.2.3與初值比較，應(yīng)無明顯差別見5.3.2.4氣體密封性檢測(SF?絕緣)≤1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見5.3.2.5見5.3.2.6需要確認設(shè)備絕緣介質(zhì)強度時進行本項目。一次繞組的試間及末屏對地的試驗電壓為2kV,時間為60s。對核心部件或主體進行解體性檢修之后或需要確認電流比時進行本項目。在5%～100%額定電流范5.3.2.6氣體密度表(繼電器)校驗5.4.1電磁式電壓互感器巡檢及例行試驗(見表10、表11)表10電磁式電壓互感器巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.4.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年3年初值差不超過-50%(注意值)3年≤0.02(串級式)(注意值)≤0.005(非串級式)(注意值)(油紙絕緣)3年乙炔≤2μL/L(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤100μL/L(注意值)SF?氣體濕度(SF?絕緣)3年≤500μL/L(注意值)見8.1b)油位正常(油紙絕緣),氣體密度值正常(SF?絕緣)。一次繞組用2500V絕緣電阻表，二次繞組采用1000V絕緣電阻表。測量時非被測繞組應(yīng)接地。同取樣時，需注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并確認油位符合設(shè)備技術(shù)文件之要求。制造商5.4.2電磁式電壓互感器診斷性試驗(見表12)診斷性試驗項目1.一次繞組耐受80%出廠試驗電壓；見5.4.2.1≤20pC(氣體);≤20pC(液體浸漬):≤50pC(固體)見5.4.2.2絕緣油試驗(油紙絕緣)見7.1見7.1SF?氣體成分分析(SF?絕緣)見8.2電壓比校核見5.4.2.3見5.4.2.4與初值比較，應(yīng)無明顯差別見5.3.2.4氣體密封性檢測(SF?絕緣)≤1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見5.3.2.5氣體密度表(繼電器)校驗(SF?絕緣)見5.3.2.6需要確認設(shè)備絕緣介質(zhì)強度時進行本項目。試驗電壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。一次繞組采用感應(yīng)耐壓，二次繞組采用外施耐壓。對于感應(yīng)耐壓試驗，當頻率在100Hz～400Hz時，持續(xù)時間應(yīng)按式(3)確定，但不少于15s。進行感應(yīng)耐壓試驗時應(yīng)考慮容升現(xiàn)象。試驗方法參考GB1207。檢驗是否存在嚴重局部放電時進行本項目。在電壓幅值為1.2Um/√3下測量，測量結(jié)果符合技術(shù)要對核心部件或主體進行解體性檢修之后或需要確認電壓比時進行本項目。在80%～100%的額定電大于30%。5.5.1電容式電壓互感器巡檢及例行試驗(見表13、表14)表13電容式電壓互感器巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.5.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年見5.5.1.21.極間絕緣電阻≥5000MQ(注意值)2.電容量初值差不超過±2%(警示值)≤0.005(油紙絕緣)(注意值)≤0.0025(膜紙復(fù)合)(注意值)見5.5.1.3初值差不超過-50%(注意值)見5.5.1.4和分析方法參考DL/T664。5.5.2電容式電壓互感器診斷性試驗(見表15)診斷性試驗項目見5.5.2.1電磁單元感應(yīng)耐壓試驗電磁單元絕緣油擊穿電壓和水分見7,1阻尼裝置檢查表16高壓套管巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.6.1.1油位及滲漏油檢查(充油)氣體密度值檢查(充氣)例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年1.主絕緣：≥10000MQ(注意值)2.末屏對地：≥1000MΩ(注意值)電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)(20℃)(電容型)1.電容量初值差不超過±5%(警示值)500kV及以上≤0.006(注意值)其他(注意值):SF?氣體濕度(充氣)見8.1包括套管主絕緣和末屏對地絕緣的絕緣電阻。采用2500V絕緣電阻表測量。對于變壓器套管，被測套管所屬繞組短路加壓，其他繞組短路接地。如果試驗電壓加在套管末屏的試驗端子，則必須嚴格控制在設(shè)備技術(shù)文件許可值以下(通常為2000V),否則可能導(dǎo)致套管損測量前應(yīng)確認外絕緣表面清潔、干燥。如果測量值異常(測量值偏大或增量偏大),可測量介質(zhì)損耗因數(shù)與測量電壓之間的關(guān)系曲線，測量電壓從10kV到Um/√3,介質(zhì)損耗因數(shù)的變化量應(yīng)在之內(nèi)，且介質(zhì)損耗因數(shù)不超過0.007(Um≥550kV)、0.008(Um為363kV/252kV)、0.01(Um為不便斷開高壓引線且測量儀器負載能力不足時，試驗電壓可加在套管末屏的試驗端子，套管高壓引線接地，把高壓接地電流接入測量系統(tǒng)。此時試驗電壓必須嚴格控制在設(shè)備技術(shù)文件許可值以下(通常為2000V)。要求與上次同一方法的測量結(jié)果相比無明顯變化。出現(xiàn)異常時，需采用常規(guī)測5.6.2高壓套管診斷性試驗(見表18)表18高壓套管診斷性試驗項目診斷性試驗項目油中溶解氣體分析(充油)乙炔≤1μL/L(220kV及以上);≤2μL/L(其他)(注意值)氫氣≤500μL/L(注意值)甲烷≤100μL/L(注意值)見5.6.2.1≤0.015(注意值)交流耐壓和局部放電樹脂粘紙(膠紙絕緣)≤100pC(注意值)氣體密封性檢測(充氣)≤1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)氣體密度表(繼電器)校驗(充氣)SF?氣體成分分析(充氣)注意設(shè)備技術(shù)文件的特別提示(如有),并檢查油位，油位應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件的要求。制在設(shè)備技術(shù)文件許可值以下(通常為2000V)。流耐壓為出廠試驗值的80%,時間為60s。對于變壓器(電抗器)套管，應(yīng)拆下并安裝在專門的油箱中單獨進行。試驗方法參考GB/T4109。5.7.1SF?斷路器巡檢及例行試驗(見表19、表20)表19SF?斷路器巡檢項目500kV及以上：2周220kV/330kV:1月110kV/66kV:3月見5.7.1.1表20SF?斷路器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測500kV及以上：1月330kV/220kV:3月110kV/66kV:半年3年≤制造商規(guī)定值(注意值)3年1.電容量初值差不超過±5%(警示值)膜紙復(fù)合≤0.0025(注意值)及合閘電阻預(yù)接入時間3年1.初值差不超過±5%(注意值)3年SF?氣體濕度3年見8.1見8.1c)加熱器功能正常(每半年檢查1次)。d)操動機構(gòu)狀態(tài)正常(液壓機構(gòu)油壓正常；氣動機構(gòu)氣壓正常；彈簧機構(gòu)彈簧位置正確)。差。判斷時應(yīng)該考慮測量時及前3h負荷電流的變化情況。測量和分析方法DL/T393—2010定電源電壓的65%～110%(直流)或85%～110%(交流)范圍內(nèi)，并聯(lián)分閘脫扣器應(yīng)可靠5.7.2SF?斷路器診斷性試驗(見表21)表21SF?斷路器診斷性試驗項目診斷性試驗項目氣體密封性檢測≤1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見5.7.2SF?氣體成分分析驗電壓為出廠試驗值的80%,頻率不超過300Hz,耐壓時間為60s。試驗方法參考DL/T593。5.8.1GIS巡檢及例行試驗(見表22、表23)表22GIS巡檢項目500kV及以上：2周220kV/330kV:1月110kV/66kV:3月見5.8.1.1表23GIS例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測500kV及以上：1月330kV/220kV:3月110kV/66kV:半年≤制造商規(guī)定值(注意值)SF?氣體濕度見8.1見8.1DL/T393—20105.8.2.GIS診斷性試驗(見表24)診斷性試驗項目或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)見5.8.2.1≤1%/年或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)SF?氣體成分分析220kV:1月110kV/66kV:3月外觀無異常見5.9.1.1表26少油斷路器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測220kV:3月110kV/66kV:半年≤制造商規(guī)定值(注意值)≤10μA(66kV～220kV)(注意值)斷口間并聯(lián)電容器的電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)1.電容量初值差不超過±5%(警示值)油紙絕緣≤0.005(注意值)診斷性試驗項目狀態(tài))和斷口間(分閘狀態(tài))兩種方式。試驗電壓為出廠試驗值的80%,頻率不超過400Hz,耐壓時間表28真空斷路器巡檢項目見5.10.1.1表29真空斷路器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測3年3年3年5.10.2真空斷路器的診斷性試驗(見表30)表30真空斷路器的診斷性試驗項目診斷性試驗項目見5.10.2.1對核心部件或主體進行解體性檢修之后或必要時進行本項試驗。包括相對地(合閘狀態(tài))、斷口間(分閘狀態(tài))和相鄰相間3種方式。試驗電壓為出廠試驗值的100%,頻率不超過400Hz,耐壓時間為5.11.1隔離開關(guān)和接地開關(guān)巡檢及例行試驗(見表31、表32)表31隔離開關(guān)和接地開關(guān)巡檢項目500kV及以上：2周220kV/330kV:1月110kV/66kV:3月見5.11.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測500kV及以上：1月220kV/330kV:3月110kV/66kV:半年3年a)就地和遠方各進行2次操作，檢查傳動部件是否靈活。f)檢查動、靜觸頭的損傷、燒損和臟污情診斷性試驗項目≤制造商規(guī)定值(注意值)見5.11.2.1無缺陷b)經(jīng)歷了有明顯震感(烈度4級及以上)的地震。表34耦合電容器巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.12.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)1.電容量初值差不超過±5%(警示值)油浸紙≤0.005(注意值)極間絕緣電阻采用2500V絕緣電阻表測量，低壓端對地絕緣電阻采用1000V絕緣電阻表測量。5.12.2耦合電容器診斷性試驗(見表36)表36耦合電容器診斷性試驗項目診斷性試驗項目見5.12.2.1需要驗證絕緣強度時進行本項目。試驗電壓為出廠試驗值的80%,耐受時間為60s。5.13.1高壓并聯(lián)電容器和集合式電容器巡檢及例行試驗項目(見表37、表38)1年或自定見5.13.2表38高壓并聯(lián)電容器和集合式電容器例行試驗項目例行試驗項日紅外熱像檢測1年或自定自定(≤6年)新投運1年內(nèi)電容量自定(≤6年)新投運1年內(nèi)析方法參考DL/T664。絕緣電阻的例行試驗采用2500V絕緣電阻表測采用2500V絕緣電阻表測量。a)3Mvar以下電容器組：-5%～+10%。b)從3Mvar到30Mvar電容器組：0%～10%。之間，且初值差小于±5%。5.14.1金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗(見表39、表40)表39金屬氧化物避雷器巡檢項目500kV及以上：2周220kV/330kV:1月110kV/66kV:3月見5.14.1.1電流值無異常表40金屬氧化物避雷器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測500kV及以上：1月220kV/330kV:3月110kV/66kV:半年1年直流1mA電壓(U1mA)(無持續(xù)電流檢測)(有持續(xù)電流檢測)1.UmA初值差不超過±5%且不低于GB11032規(guī)定值(注意值)或≤50μA(注意值)對于單相多節(jié)串聯(lián)結(jié)構(gòu)，應(yīng)逐節(jié)進行。UmA偏低或0.75UmA下的漏電流偏大時，應(yīng)先排除電暈和外絕緣表面漏電流的影響。除例行試驗之外，有下列情形之一的金屬氧化物避雷器也應(yīng)進行本項目：a)紅外熱像檢測時，溫度同比異常。b)運行電壓下持續(xù)電流偏大。c)有電阻片老化或者內(nèi)部受潮的家族缺陷，隱患尚未消除。用2500V的絕緣電阻表測量。如果已有3年以上未檢查，有停電機會時進行本項目。檢查完畢應(yīng)記錄當前基數(shù)。若裝有電流表，應(yīng)同時校驗電流表，校驗結(jié)果應(yīng)符合設(shè)備技術(shù)文件要求。5.14.2金屬氧化物避雷器診斷性試驗(見表41)表41金屬氧化物避雷器診斷性試驗診斷性試驗項日見5.14.2.1電容量初值差不超過士5%或滿足制造商的技術(shù)要求5.14.2.1工頻參考電流下的工頻參考電壓診斷內(nèi)部電阻片是否存在老化、檢查均壓電容缺陷時進行本項目。對于單相多節(jié)串聯(lián)結(jié)構(gòu)應(yīng)逐節(jié)進行。方法和要求參考GB11032。5.14.2.2均壓電容的電容量如果金屬氧化物避雷器裝備有均壓電容，為診斷其缺陷可進行本項目。對于單相多節(jié)串聯(lián)結(jié)構(gòu)應(yīng)逐5.15.1電力電纜巡檢及例行試驗(見表42、表43和表44)表42電力電纜巡檢項目330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月電纜終端及可見部分外觀無異常見5.15.1.1外護層接地電流(適用時)1.電流值符合設(shè)計要求表43橡塑絕緣電纜例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年電纜終端及接頭無異常(若可測)110kV/66kV:3年無顯著變化(注意值)表43(續(xù))例行試驗項目電纜主絕緣交流耐壓試驗110kV/66kV:6年電壓為1,36Uo,時間為5min電壓為1.6U?,時間為5min見5.15.1.7表44充油電纜例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測220kV/330kV:3月110kV/66kV:半年電纜終端及其接頭無異常(若可測)110kV/66kV:3年c)檢查互聯(lián)箱閘刀(或連接片)連接位置，應(yīng)正確無誤；在密封互聯(lián)箱之前測量閘刀(或連接片)采用諧振電路，諧振頻率應(yīng)在300Hz以下。220kV及以上，試驗電壓為1.36U?;110kV/66kV,試每半年檢查一次油壓示警系統(tǒng)信號裝置。合上試驗開關(guān)時，應(yīng)能正確發(fā)出相應(yīng)測量一次控制電纜線芯對地絕緣電阻。采用250V絕緣電阻表測量，要求所測絕緣電阻(MQ)與被測a)供油特性：壓力箱的供油量不應(yīng)小于供油特性曲線所代表的標稱供油量的90%。b)電纜油擊穿電壓：≥50kV,測量方法參考GB/T507。c)電纜油介質(zhì)損耗因數(shù)：<0.005,在油溫(100±1)℃和場強1MV/m的測試條件下測量，測量5.15.2電力電纜診斷性試驗(見表45、表46)表45橡塑絕緣電纜診斷性試驗項目診斷性試驗項目見5.15.2.1見5.15.2.1診斷性試驗項目電纜及附件內(nèi)的電纜油雷電沖擊耐受電壓(kV)直流試驗電壓(kV)未老化的交聯(lián)聚乙烯電纜(XLPE),其介質(zhì)損耗因數(shù)通常不大于0.001。介質(zhì)損耗因數(shù)可以在工頻值有明顯增加，或者大于0.002時(XLPE),需進一步試驗。b)介質(zhì)損耗因數(shù)：在油溫(100±1)℃和場強1MV/m的測試條件下，對于Uo=190kV的電纜，應(yīng)不大于0.01,對于U?≤127kV的電纜，應(yīng)不大于0.03。c)油中溶解氣體分析，各氣體含量滿足下列注意值要求(μL/L):可燃氣體總量<1500;H?<500;5.16.1接地裝置巡檢及例行試驗(見表47、表48)見5.16.1.1表48接地裝置例行試驗項目例行試驗項目110kV/66kV:3年6年5.16.1.2接地引下線導(dǎo)通檢查5.16.2接地裝置診斷性試驗(見表49)表49接地裝置診斷性試驗項目診斷性試驗項目見5.16.2.15.17.1串聯(lián)補償裝置巡檢及例行試驗(見表50、表51)330kV及以上：2周220kV:1月外觀無異常見5.17.2表51串聯(lián)補償裝置例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月串聯(lián)電容器阻尼電抗器330kV及以上：2周220kV:1月110kV/66kV:3月見5.18.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測330kV及以上：1月220kV:3月110kV/66kV:半年3年3年3年診斷性試驗項目見5.19.2.1表55輸電線路巡檢項目導(dǎo)線與架空地線見5.19.1.1.1絕緣子串通道和防護區(qū)例行試驗項目導(dǎo)線接點溫度f)無高大機械及可移動式的設(shè)備。應(yīng)用絕緣電阻檢測零值時，宜用5000V絕緣電表。絕緣電阻應(yīng)不低于500MQ,達不到500MQ時，在絕緣子表面加屏蔽環(huán)并接絕緣電阻表屏蔽端子后重新測量，若仍小于500MQ時，可判定為零值絕緣子。500kV及以上直線連接管、耐張引流夾1年測量一次，其他3年測量一次。接點溫度可略高于導(dǎo)線溫度，但不應(yīng)超過10℃,且不高于導(dǎo)線允許運行溫度。在分析時，要綜合考慮當時及前1h的負荷變化檢測周期見表57。除2km進線保護段和大跨越外，一般采用每隔3基(500kV及以上)或每隔7基(其他)檢測1基的輪試方式。對于地形復(fù)雜、難以到達的區(qū)段，輪式方式可酌情自行掌握。如某基桿塔的測量值超過設(shè)計值時，補測與此相鄰的2基桿塔。如果連續(xù)2次檢測的結(jié)果低于設(shè)計值(或要求值)的50%,則輪式周期可延長50%～100%。檢測宜在雷暴季節(jié)之前進行。方法參考表57桿塔接地阻抗檢測周期1.500kV及以上：1年；1.首次：投運后3年：2.500kV及以上：4年；表58線路避雷器檢查及試驗項目線路避雷器檢查及試驗項目紅外熱像檢測1年>1000MQ(5000V絕緣電阻表)(注意值)且3年未測5.19.2輸電線路診斷性試驗(見表59)表59輸電線路診斷性試驗項目診斷性試驗項目復(fù)合絕緣子和室溫硫化硅橡膠涂層的見5.19.2.1導(dǎo)地線(含大跨越)振動狀態(tài)評估項目首次評估基準周期6年根據(jù)歷次評估結(jié)果自定(≤4年)3年根據(jù)歷次評估結(jié)果自定(≤2年)按家族(制造商、型號和投運年數(shù)),從輸電線路上隨機抽取6～9只，依次進行下列3項試驗，試a)憎水性、憎水性遷移特性、憎水性喪失特性和憎水性恢復(fù)時間測定。檢測方法和判據(jù)可參見5.19.2.2導(dǎo)地線(含大跨越)振動于額定機械強度的80%。DL/T393—20102周見5.1.1.1a)見5.1.1.1b)呼吸器干燥劑(硅膠)1/3以上處于干燥狀態(tài)見5.1.1.1c)見5.1.1.1d)聲響及振動見5.1.1.1e)例行檢查和試驗項目紅外熱像檢測1.溶解氣體；乙炔≤1μL/L(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤150μL/L(注意值)≤12mL/d(隔膜式)(注意值)或≤6mL/d(開放式)(注意值)≤10%/月(注意值)網(wǎng)側(cè)繞組電阻1.相間互差不大于2%(警示值)2.同相初值差不超過士2%(警示值)見7.1見7.1見7.1≥100MQ(新投運1000MQ)(注意值)見5.1.1.8見5.1.1.116.1.2換流變壓器診斷性試驗(見表63)表63換流變壓器診斷性試驗項目診斷性試驗項目閥側(cè)繞組電阻1.相間互差不大于2%(警示值)2.同相初值差不超過±2%(警示值)見6.1.2.11.絕緣電阻無顯著下降或絕緣電阻≥10000MQ(注意值)≤0.005(注意值)初值差不超過±3%(注意值)初值差不超過土0.5%(額定檔);士1%(其他)(警示值)聚合度≥250(注意值)聲級和振動測定見5.1.2.11電壓為出廠試驗值的80%,時間按式(3)確定，但應(yīng)在15s～60s之間。耐壓幅值應(yīng)依據(jù)變壓器狀態(tài)審6.2.1油浸式平波電抗器巡檢及例行檢查和試驗(見表64、表65)2周見5.1.1.1a)見5.1.1.1b)呼吸器干燥劑(硅膠)1/3以上處于干燥狀態(tài)見5.1.1.1c)見5.1.1.1d)聲響及振動見5.1.1.le)DL/T393—2010例行試驗和檢查項目紅外熱像檢測乙炔≤1μL/L(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤150μL/L(注意值)見7.1見7.1見7.1≥100MQ(新投運1000MQ)(注意值)診斷性試驗項目初值差不超過±2%(警示值)1.絕緣電阻無顯著下降或絕緣電阻≥10000MQ(注意值)繞組絕緣介質(zhì)損耗因數(shù)(20℃)≤0.005(注意值)電感量初值差不超過±3%(注意值)見6.2.2.1聚合度≥250(注意值)聲級同等測量條件下聲級沒有明顯變化≤200μm(注意值)2周見6.8.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測3年初值差不超過-50%(注意值)電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)3年1.電容量初值差不超過±5%(警示值)2.介質(zhì)損耗因數(shù)≤0.006(注意值)診斷性試驗項目見5.3.2.1診斷性試驗項目≤20pC(氣體);≤20pC(油紙絕緣及聚四氟乙烯纏繞絕緣):≤50pC(固體)(注意值)見5.3.2.2電流比校核見5.3.2.3與初值比較，應(yīng)無明顯差別見5.3.2.46.9光電式電流互感器6.9.1光電式電流互感器巡檢及例行試驗(見表70、表71)表70光電式電流互感器巡檢項目500kV:2周220kV:1月110kV:3月見6.9.1.1表71光電式電流互感器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測500kV:1月220kV:3月110kV:半年火花間隙檢查(如有)1年a)高壓引線、接地線等連接正常；本體無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復(fù)合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設(shè)備運行的異物附著。b)每月對傳輸通道的光電流、功率、奇偶校驗值等參數(shù)進行監(jiān)視，應(yīng)無異常。c)二次電流無異常。6.9.1.2紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等，紅外熱像圖顯示應(yīng)無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。6.9.1.3火花間隙檢查(如有)若電流傳感器裝備了火花間隙，應(yīng)清潔間隙表面積塵，并確認間隙距離符合設(shè)備技術(shù)文件要求。6.9.2光電式電流互感器診斷性試驗(見表72)表72光電式電流互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目電流比校核激光功率，在線監(jiān)測系統(tǒng)顯示光功率不正常時，進行本項目。用光通量計測量到達受端的激光功率，并與要求值和上次對應(yīng)位置的測量值進行比較，偏差不大于±5%或符合設(shè)備技術(shù)文件要求。必要時可表73直流分壓器巡檢項目2周見6.10.1.1表74直流分壓器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測電壓限制裝置功能驗證3年3年SF?氣體濕度(SF?絕緣)3年≤500μL/L(警示值)見8.1b)油位(充油)、氣體密度(充氣)符合設(shè)備技術(shù)條件要求；氣體密度表(繼電器)無異常。診斷性試驗項目見6.10.2:1油中溶解氣體分析(油紙絕緣)乙炔≤2μL/L(注意值)氫氣≤150μL/L(注意值)總烴≤150μL/L(注意值),見6.10.2.2絕緣油試驗(油紙絕緣)SF?氣體成分分析(SF?絕緣)見6.14,1.1a)氣體密度值檢查(SF?型)見6.14.1.1b)見6.14.1.1c)表77直流斷路器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測3年初值差≤50%或≤制造商規(guī)定值(注意值)見5.7.1.3SF?氣體濕度檢測3年見8.1見8.13年6年1.UmA初值差不超過±5%(注意值)初值差≤30%或≤50μA(注意值)空氣斷路器直流泄漏3年≤10μA(注意值)6年2.電阻的初值差不超過±3%(注意值)b)SF?絕緣斷路器，氣體密度(壓力)正常。診斷性試驗項日見6.14.2.1氣體密封試驗(SF?型)≤1%/年，或符合設(shè)備技術(shù)文件要求(注意值)氣體密度監(jiān)視器校驗(SF?型)SF?氣體成分分析投運9年或達到機械壽命的50%,之后每6年，進行一次如間(分閘狀態(tài))兩種方式。試驗在額定充氣壓力下進行，試驗電壓為出廠試驗值的80%,頻率不超過6.17.1交、直流濾波器及并聯(lián)電容器組、中性線母線電容器巡檢及例行試驗(見表79、表80)外觀檢查2周外觀無異常見6.17.1.1例行試驗項目紅外熱像檢測1年1年檢查電容器是否有滲漏油、鼓起，若有要及時更換(可臨時退出運行的);注意電抗器線圈可視部檢測(如有)電容器、電抗器、電阻器、電流互感器和金屬氧化物避雷器等各部件及其所有電氣連異常時，重新投運之前應(yīng)查明原因(必要時咨詢制造商)電容器組電容量的初值差應(yīng)不超過±2%。如超過±2%,或者退出運行前不平衡電流超過運行保護值的50%,應(yīng)逐一測量每只電容器的電容量，方法和要求參見6.17.2.1。6.17.2交、直流濾波器及并聯(lián)電容器組診斷性試驗(見表81)診斷性試驗項目與額定值的差異在-5%～+10%之間(注意值)見6.17.2.1電阻器電阻值初值差不超過±3%(注意值)電抗器電感量電感量初值差不超過±3%(注意值)線圈電阻值初值差不超過士3%(注意值)電流互感器見5.3a)電容器組(臂)的電容量測試結(jié)果不能滿足表80的要求。b)有維修試驗機會，且退出運行前不平衡電流超過了50%的運行保護值。單臺電容器電容量的初值差應(yīng)不超過10%,否則應(yīng)予更換。新的電容器與被更換的電容器的電容量差別應(yīng)在1%之內(nèi)(參考銘牌值或例行試驗值)。更換電容器之后，不平衡電流應(yīng)小于20%的運行保護值。6.18.1金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗(見表82、表83)表82金屬氧化物避雷器巡檢項目500kV及以上：2周220kV:1月110kV:3月見6.18.1.1電流值無異常表83金屬氧化物避雷器例行試驗項目例行試驗項目紅外熱像檢測500kV及以上：1月220kV:3月110kV:半年運行中持續(xù)電流檢測1年DL/T393—2010表83(續(xù))例行試驗項目3年(無持續(xù)電流檢測)6年(有持續(xù)電流檢測)9年(安裝于閥廳內(nèi)的)1.UmA初值差不超過±5%且不低于GB11032規(guī)定值(注意值)≤50μA(注意值)見5.14.1.5診斷性試驗項目見5.14.2.1電容量初值差不超過±5%或滿足制造商的技術(shù)要求見6.20.1.1例行試驗項目診斷性試驗項目見6.20.2.1b)接地極壽命(通常以安時數(shù)計算)損失達到60%、80%和90%時。極，在半徑為1m的圓弧上用另一電極探測，找出電位差較大的幾點6.22晶閘管換流閥6.22.1晶閘管換流閥巡檢及例行試驗(見表88、表89)表88晶閘管換流閥巡檢項目≤1周無異常(包括一次關(guān)燈檢查)見6.22.1.2例行試驗項目紅外熱像檢測≤2周≤3年閥檢查3年≤6年6年初值差不超過±5%(警示值)初值差不超過±5%(警示值)初值差不超過±3%(警示值)晶閘管閥試驗3年1年見6.22.1.10晶閘管換流閥廳內(nèi)的相對濕度在60%以下。如果維修期間相對濕度超過60%應(yīng)采取相應(yīng)措施，保證維修期間相對濕度應(yīng)控制在60%以下。條件許可時，用紅外熱像儀對換流閥可視部分進行檢測，紅外熱像圖顯示應(yīng)d)檢查晶閘管控制單元(TE、TVM或TCU)以及反向恢復(fù)器保護板(RPU),要求外觀無異常，蝶彈彈性形變的專用工具校核(只在新安裝和更換之后才進行)。對水冷系統(tǒng)施加110%～120%額定靜態(tài)壓力15min(如制造商有明確要求，按制造商要求),對冷測量組件電容和均壓電容的電容量，采用專用測量儀，不必斷開接線。要求初值差不超過±5%。測量均壓電阻的電阻值，采用專用測量儀，不必斷開接線。要求初值差不超過±3%。b)如果監(jiān)測系統(tǒng)顯示在同一單閥內(nèi)晶閘管正向保護觸發(fā)(BOD觸發(fā))的晶閘管數(shù)為冗余數(shù)-1時d)檢查晶閘管閥控制單元或閥基電子設(shè)備(VCU或VBE)和晶閘管閥監(jiān)測裝置(THM或TM),6.22.2晶閘管換流閥診斷性試驗(見表90)表90晶閘管換流閥診斷性試驗項目及說明診斷性試驗項目見6.22.2.1閥電抗器參數(shù)閥回路電阻值