1、2010年3月31日前言前言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。n 状态检修是大势所趋，是国家电网公司建设坚强智能电网的必然选择。n 电力行业标准DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程中的很多内容落后于电力工业的发展，新设备、新试验方法和手段没有反应，陪试率高(99%)，且与新版的其他标准有很多矛盾的地方，基本不再使用，各网(省)公司基本都在DL/T 596-1996基础上修订并发布了各网(省)公司的预防性试验规程。n 新版DL/T 596-201X标准正在修订中。前言前言
2、本规程与本规程与DL/T 596DL/T 596的差异的差异比较内容比较内容DL/T 596DL/T 596本规程本规程目标和内容目标和内容目标：预防性试验目标：预防性试验内容：试验内容：试验目标：状态检修目标：状态检修内容：巡检、检查、功能确认和试验内容：巡检、检查、功能确认和试验试验数据分试验数据分析析与注意值比较与注意值比较1.1.注意值注意值2.2.警示值警示值3.3.纵横比分析纵横比分析4.4.显著性差异分析显著性差异分析试验项目试验项目未分类未分类1.1.试验项目分为例行和诊断两大类试验项目分为例行和诊断两大类2.2.例行例行( (较少的项目，适用所有的设备较少的项目，适用所有的设
3、备) )3.3.诊断诊断( (较多的项目，适用需要的设备较多的项目，适用需要的设备) )设备状态信设备状态信息息未分类未分类1.1.巡检信息巡检信息2.2.试验数据试验数据( (含带电检测含带电检测/ /在线监测数据在线监测数据) )3.3.家族缺陷家族缺陷4.4.运行经历运行经历( (不良工况不良工况) )试验周期试验周期定期定期1.1.基准周期基准周期2.2.轮试轮试( (抽样控制抽样控制) )3.3.实际周期实际周期=f(=f(基准周期，设备状态基准周期，设备状态) )1 范围范围本规程适用于国家电网公司电压等级为66kV750kV的交 流 和 直 流 输 变 电 设 备 ， 3 5 k
4、 V及以下电压等级设备由各单位自行规定。n 800kV特高压直流：Q/GDW 299-2009800kV特高压直流设备预防性试验规程。n 1000kV特高压交流：Q/GDW 322-20091000kV交流电气设备预防性试验规程。n 各单位在制定35kV及电压等级设备状态检修规程时，主要考虑将基准周期定为6年，其它内容可基本和Q/GDW 168-2008一致。2 规范性引用文件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 264-1983石油产品酸值测定法GB/T 507-2002绝缘油击穿电压测定法GB/T 511-1988石油产品和添加
5、剂机械杂质测定法(重量法)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/T 1094.10-2003电力变压器第10部分:声级测定GB 1207-2006电磁式电压互感器GB 1208-2006电流互感器2 规范性引用文件规范性引用文件2 规范性引用文件规范性引用文件GB/T 10229-1988电抗器(正在修订，归入1094系列)GB/T 11022-1999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 11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T 14542-2005运行变
6、压器油维护管理导则GB/T 19519-2004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 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2 规范性引用文件规范性引用文件2 规范性引用文件规范性引用文件2 规范性引用文件规范性引用文件DL/T 887-2004杆塔工频接地电阻测量DL/T 911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 1093-2008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则(应增加)DL/T 914-2005六氟化硫气体湿度测定法(重量法)DL/T 915-2005六氟化硫气体湿度测定法(电解法)DL/T 916-200
7、5六氟化硫气体酸度测定法DL/T 917-2005六氟化硫气体密度测定法DL/T 918-2005六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法2 规范性引用文件规范性引用文件DL/T 919-2005六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)DL/T 920-2005六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T 921-2005六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T 984-2005油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T 5092-1999110500kV架空送电线路设计技术规程DL/T 5224-2005高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定Q/GDW 152-2006电力系统污区分级与
8、外绝缘选择标准3 定义和符号定义和符号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。n 检修模式事故检修：定期检修：举例：DL/T 573-1995(2005)电力变压器检修导则规定，在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修1次大修。现在基本不采用，改为状态检修。状态检修：3 定义和符号定义和符号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。
9、3 . 3 例 行 检 查 R o u t i n e M a i n t e n a n c e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、腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。3 . 4 巡 检 R o u t i n e I n s p e c t i o n为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。3 . 5 例 行 试 验 R o u t i n e T e s t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 定义和符号定义和符号3 . 6 诊 断 性 试
10、 验 D i a g n o s t i c T e s t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，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 E n e r g i z e d T e s t在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。在线监测 Online Monitor3 . 8 初 值 I n i t i a l V a l u e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)/初值100%。3 定义和符
11、号定义和符号3 . 9 注 意 值 A t t e n t i o n V a l u e状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。3 . 1 0 警 示 值 W a r n i n g V a l u e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。(新名词)超过警示值要求时，务必注意。3 . 1 1 家 族 缺 陷 F a m i l y D e f e c t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。(
12、新名词)通常同批次同结构不同厂通材料不同设备3 定义和符号定义和符号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 . 1 3 基 准 周 期 B e n c h m a r k I n t e r v a l本规程规定的巡检周期和例行试验周期。3 . 1 4 轮 试 I n T u r n T e s t i n g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。轮式作为一种策略，是推荐性的。4 总则总则4.2.2 试验说明若存在设备技术文件
13、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 年 ( 2 2 0 k V 及 以 上 ) 、 或 满 1 至 2 年(110kV/66kV)，以及停运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。新 设 备 投 运 满 1 年 ( 2 2 0 k V 及 以 上 ) 、 或 满 1 至 2 年(110kV/66kV)应进行例行试验。基本上做不到，也没有必要。值得商榷。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
14、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。4 总则总则4.2.2 试验说明在进行与环境温度、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。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
15、断，一般不超过30%可判为正常。建立在环境因素对三相状态量的影响一致的基础上。4 总则总则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
16、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 总则总则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。基准周期的调整权限应该在网省公司一级。基准周期的调整权限应该在网省公司一级。4.4.2 可延迟试验的条件符合以
17、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。如果基准周期为如果基准周期为3 3年，根据年，根据4.4.14.4.1调整的停电例行试验周期为调整的停电例行试验周期为1 14.54.5年，根据年，根据4.4.24.4.2最长可以到最长可以到5.55.5年。年。关于关于0.50.5年，可以灵活掌握，上取整或下取整均可。年，可以灵活掌握，上取整或下取整均可。5 交流设备交流设备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巡检项目：外观、油温和绕组温度、呼吸器干燥剂(硅胶)(当2/3干燥剂受潮时应予更换)、冷却系统、声响及振动。基
18、准周期：330kV及以上，2周220kV，1月110kV/66kV，3月本规程其它设备巡检的基准周期基本与油浸式变压器一致。本规程其它设备巡检的基准周期基本与油浸式变压器一致。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：红外热像检测基准周期：330kV及以上，1月220kV，3月110kV/66kV，半年本规程其它设备红外热像检测的基准周期基本与油浸式变压本规程其它设备红外热像检测的基准周期基本与油浸式变压器一致。器一致。DL/T 596DL/T 596中没有红外测温项目，中没有红外测温项目，DL/T 664DL/T 664第
19、一版是第一版是19991999年年带电设备红外诊断技术应用导则带电设备红外诊断技术应用导则，最新版本是，最新版本是20082008年的年的带电设备红外测温应用规范带电设备红外测温应用规范。红外测温是应用最广泛的带电检测技术，几乎涵盖到所有的红外测温是应用最广泛的带电检测技术，几乎涵盖到所有的电气设备，还扩展其内涵，不仅测温，还能检漏。电气设备，还扩展其内涵，不仅测温，还能检漏。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：油中溶解气体分析基准周期：330kV及以上，3月220kV，6月110kV/66kV，1年要求：新投运、对核
20、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1次。注意值：乙炔、氢气、总烃、绝对产气速率和相对产气速率总烃起始含量很低时不宜采用相对产气速率。总烃起始含量很低时不宜采用相对产气速率。与与GB/T 7252GB/T 7252的规定一致。的规定一致。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：绕组电阻(直流电阻)基准周期：3年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。有载分接开关试验通常是正反调结构，可测量一半加一个分有载分接开关试验通常是正反调
21、结构，可测量一半加一个分接。接。要 求 ： 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)相间互差：指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，相间互差：指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以再乘以100%100%。三相有三个值。并且不能采用线电阻，可先测。三相有三个值。并且不能采用线电阻，可先测量线电阻，然后换算到相电阻，再计算相间互查。量线电阻，然后换算到相电阻，再计算相间互查。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：绕组电阻(直流电阻)DL/T 596DL/T
22、 596采用相间差别，三相之间的最大值减去最小值，再采用相间差别，三相之间的最大值减去最小值，再除以三相平均值。三相只有一个相间差别。可以直接采用线除以三相平均值。三相只有一个相间差别。可以直接采用线电阻。相间差别不大于电阻。相间差别不大于2%2%，线间差别不大于，线间差别不大于1%1%。极限举例：极限举例：220kV220kV及以上绕组电阻测量电流宜为及以上绕组电阻测量电流宜为5A5A，且铁心的磁化极性，且铁心的磁化极性应保持一致。测量电流过大，可能产生较大的剩磁。变压器应保持一致。测量电流过大，可能产生较大的剩磁。变压器冲击合闸时励磁涌流过大造成变压器误跳。冲击合闸时励磁涌流过大造成变压器
23、误跳。测试数据相间差别相间互差A A：100.00100.00B B：102.01102.01C C：102.01102.011.98%2%1.98%2%2.01%2%BCBC：0 0CACA：2.01%2%2.01%2%5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：绝缘油例行试验基准周期：330kV及以上：1年220kV及以下：3年包括：外观检查、击穿电压、水分、介质损耗因数、酸值和油中含气量。要求：见第7章。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：套管试
24、验基准周期：3年要求：见第5.6。项目：铁心绝缘电阻基准周期：3年当油中溶解气体分析异常时，作为诊断性试验。要求：100M(新投运1000M)(注意值)。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：绕组绝缘电阻基准周期：3年当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，作为诊断性试验。要求：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10000M(注意值)。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。综合判断。DL/T 596DL
25、/T 596只规定了吸收比或极化指数，没有规定注意值。注只规定了吸收比或极化指数，没有规定注意值。注意值意值10000M10000M，引用交接标准，引用交接标准GB 50150-2006GB 50150-2006的要求。的要求。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：绕组绝缘介质损耗因数(20)基准周期：3年要求：3 3 0 k V 及 以 上 ： 0 . 0 0 5 ( 注 意 值 )220kV及以下：0.008(注意值)DL/T 596DL/T 596规定规定330kV330kV及以上：及以上：0.0060.006有的
26、网有的网( (省省) )公司规定，预防性试验并不进行本项目，通常在公司规定，预防性试验并不进行本项目，通常在绕组绝缘电阻试验结果异常后再增加本项目。绕组绝缘电阻试验结果异常后再增加本项目。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：有载分接开关检查(变压器)基准周期：1年，检查项目(略)3年，检查项目和试验项目要求：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%。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
27、者换新油。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：测温装置检查基准周期：3年检查1次6年校验1次要求：检查：要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。校验：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1M。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验例行试验项目：气体继电器检查基准周期和要求：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
28、一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1M，采用1000V兆欧表测量。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.2 油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目：空载电流和空载损耗测量要求：诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等时进行本项目。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。项目：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。低电压(电流)下测量短路阻抗，参见DL/T 1093-2008。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器
29、5.1.2 油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目：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。电压的频率应在100Hz400Hz。感应耐压试验电压为出厂试验值的80%。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。局部放电测量：1.3Um/3下：300pC(注意值)交接试验时，建议采用1.5Um/3下：500pC，严格要求。诊断性试验，降低到1.3Um/3下是考虑运行设备的安全性。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.2 油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目：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
30、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。建议本项目与(低电压)短路阻抗测量同时进行，结合频率响应分析结果和阻抗测量结果，并与其它试验(比如油中溶解气体分析、绝缘电阻、直流电阻等)进行综合分析，判断绕组是否发生危害变压器安全运行的变形。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.2 油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目：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。项目：纸绝缘聚合度测量诊断绝缘老
31、化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。测量纸绝缘聚合度需要停电、放油后对纸绝缘取样后才能进行。另，测量变压器油中的糠醛含量也是一种非常有效的分析方法，该方法不需要停电，对运行15年以上或长期过负荷运行的变压器建议进行糠醛含量分析。5.1 油浸式变压器、电抗器油浸式变压器、电抗器5.1.2 油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目：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。DL/T
32、 596和GB 50150对直流泄漏电流测试试验电压规定更合理，建议采用。直流泄漏电流受环境温度、湿度的影响非常大。有的网省公司不要求进行该试验。绕组额定电压(kV) 615.75183563330500直流试验电压直流试验电压(kV)(kV)10102020404060605.2 SF6气体绝缘变压器气体绝缘变压器5.2 SF6气体绝缘电力变压器SF6气体绝缘变压器(Gas-InsulatedTransformer,GIT)具有绝缘性能和冷却效果好、不易燃易爆、安装方便、结构紧凑、噪声低等优点，GIT安装于大城市中，深受欢迎，且前景广阔。目前国内能生产110kV电压等级的GIT(国外已具备生
33、产300MVA、275kV等级以上的GIT的能力)，在北京、广州、重庆、深圳等大城市已得到应用。SF6气体绝缘电力变压器的大部分内容同油浸式电力变压器一致，不再赘述。5.2 SF6气体绝缘变压器气体绝缘变压器5.2 SF6气体绝缘电力变压器5.2.2 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验项目：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。项目：SF6气体密封性检测当气体密度(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/T 11023。要求：0.1%/年或符合设备技术文件要求(注意值)。0.1%的依据：D
34、L/T 941-2005运行中变压器用六氟化硫质量标准。可不定期进行定性检测，采用先进的红外(室外)或激光(室内)检漏仪。5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.1 电流互感器巡检及例行试验项目：油中溶解气体分析(油纸绝缘)基准周期：正立式3年倒置式6年要求：分别规定了氢气、乙炔和总烃的注意值。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。互感器属于少油设备，取油样须谨慎，但也不要能一刀切不做分析。油中溶解气体色谱分析对判断互感器内部缺陷还是非常有效的。5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.
35、3.1 电流互感器巡检及例行试验项目：绝缘电阻基准周期：3年要求：1.一次绕组：初值差不超过-50%(注意值)，应大于3000M2.末屏对地(电容型)：1000M(注意值)末屏绝缘电阻不能满足要求时，应增加末屏介损试验。5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.1 电流互感器巡检及例行试验项目：电容量和介质损耗因数(固体绝缘或油纸绝缘)基准周期：3年要求：1.电容量初值差不超过5%(警示值)2 . 介 质 损 耗 因 数 t g 满 足 下 表 要 求 ( 注 意 值 )聚四氟乙烯缠绕绝缘(干式)：0.005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
36、电压为2kV, 通常要求小于0.015(DL/T 596规定为0.02)。Um(kV)126/72.5252/363550tgtg0.0080.0080.0070.0070.0060.0065.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.1 电流互感器巡检及例行试验项目：电容量和介质损耗因数(固体绝缘或油纸绝缘)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(Um550kV)、0.008(Um为363kV/252kV)、0.01(Um为126kV/72.
37、5kV)。国家电网生2009819号(2009.8.14印发)，预防油浸式电互感器、套管设备事故补充措施中规定：对于1995年以前出厂的110kV及以上电压等级油浸电流互感器，应结合例行试验，补充进行一次高电压条件下电容量和介质损耗因数测量，以验证设备工况。测量电压从10kV到Um/3，电容量的变化量不得大于1%、介质损耗因数增量不得大于0.003。5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.1 电流互感器巡检及例行试验项目：电容量和介质损耗因数(固体绝缘或油纸绝缘)GB 1208电流互感器要求：当测量电压从0.5Um/3到Um/3，介质损耗因数的增量应不大于0.001。随着高压介损
38、试验的应用和普及，试验装备技术的进步，严格要求应考虑采用GB 1208的要求执行。SF6电流互感器不必进行该试验，有些制造厂为满足部分用户要求提供的出厂试验数据也没有多大参考价值。5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.2 电流互感器诊断性试验项目：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。老练和耐压试验的加压顺序和时间如下图U1=1.1U1=1.1Un/3Un/3U2=Un/3U2=Un/3U3=Un
39、;U3=Un;U4=U4=出厂试验电压出厂试验电压0.80.8UnUn为为CTCT额定电压额定电压5.3 电流互感器电流互感器5.3 电流互感器5.3.2 电流互感器诊断性试验项目：交流耐压试验老练和耐压的加压顺序和时间依据国家电力公司发输电输2002158号附件2预防110千伏-500千伏互感器事故措施的要求。老练最后施加的电压U3达到耐压值U41min，则老练试验可以代替耐压试验,时间不必3+1=4min5.4 电磁式电压互感器电磁式电压互感器5.4 电磁式电压互感器5.4.2 电磁式电压互感器诊断性试验项目：支架介质损耗测量要求：支架介质损耗0.05由于支架的电容量很小(一般为lOpF2
40、5pF)，如果直接测量，测量的灵敏度很低，在强电场干扰下往往不易测准，因此建议使用间接法，经过两次测量后，再计算出绝缘支架的电容C和介质损耗因数tg。接线图和计算公式详见DL/T 474.3-2006现场绝缘试验实施导则介质损耗因数tg试验。5.5 电容式电压互感器电容式电压互感器5.5 电容式电压互感器5.5.1 电容式电压互感器巡检和例行试验项目：分压电容器试验要 求 ： 极 间 绝 缘 电 阻 5 0 0 0 M ( 注 意 值 )电 容 量 初 值 差 不 超 过 2 % ( 警 示 值 )介 质 损 耗 因 数 ： 0 . 0 0 5 ( 油 纸 绝 缘 ) ( 注 意 值 )0.0
41、025(膜纸复合)(注意值)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 474.3进行。目前膜纸复合绝缘的CVT占大多数，有两膜两纸和两膜三纸，型号OWF，GB/T4703规定的膜纸复合0.0015。现场试验，要准确测量膜纸复合介损，需要精度高的电桥，变频电桥更好。5.6 高压套管高压套管5.6 高压套管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SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型”包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项目：电容量和介
42、质损耗因数(20)(电容型)要 求 ： 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：5 0 0 k V 及 以 上 0 . 0 0 6 ( 注 意 值 )其 它 ( 注 意 值 ) ： 油 浸 纸 ： 0 . 0 0 7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)：0.0155.6 高压套管高压套管5.6 高压套管5.6.1 高压套管巡检及例行试验项目：电容量和介质损耗因数(20)(电容型)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
43、许可值以下(通常为2000V)，否则可能导致套管损坏。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(Um550kV)、0.008Um为363kV/252kV)、0.01(Um为126kV/72.5kV)。分析时应考虑测量温度影响。5.6 高压套管高压套管5.6 高压套管5.6.1 高压套管巡检及例行试验项目：电容量和介质损耗因数(20)(电容型)不便断开高压引线且测量仪器负载能力不足时，试验电压可加在套管末屏的试验端子，套管
44、高压引线接地，把高压接地电流接入测量系统。此时试验电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下(通常为2000V)。要求与上次同一方法的测量结果相比无明显变化。出现异常时，需采用常规测量方法验证。5.6 高压套管高压套管5.6 高压套管5.6.2 高压套管诊断性试验项目：油中溶解气体分析(充油)要 求 ： 乙 炔 1 ( 2 2 0 k V 及 以 上 ) ；2(其它)(L/L)(注意值)氢气500(L/L)(注意值)甲烷100(L/L)(注意值)在怀疑绝缘受潮、劣化，或者怀疑内部可能存在过热、局部放电等缺陷时进行本项目。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
45、之要求。5.6 高压套管高压套管5.6 高压套管5.6.2 高压套管诊断性试验项目：末屏(如有)介质损耗因数要求：0.015(注意值)当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时(1000M)，可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断。试验电压应控制在设备技术文件许可值以下(通常为2000V)。DL/T 596要求末屏介损不大于0.02。5.7 SF6断路器断路器5.7 SF6断路器5.7.1 SF6断路器巡检及例行试验项目：主回路电阻测量基准周期：3年要求：制造商规定值(注意值)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。DL/T 596要求：1
46、)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120%。2)对GIS中的断路器按制造厂规定。5.7 SF6断路器断路器5.7 SF6断路器5.7.1 SF6断路器巡检及例行试验项目：断口间并联电容器电容量和介质损耗因数基准周期：3年要 求 ： 电 容 量 初 值 差 不 超 过 5 % ( 警 示 值 )介质损耗因数：油浸纸0.005膜纸复合0.0025(注意值)500kV断路器的电容器10kV下进行tan测量,有时由于强干扰的原因,测试结果容易超标,拆下来试验往往又合格。在高电压下进行测量反而能合格，因此建议开展高电压下的tan测量,最高电压可以到Um/3。5.7 SF6断路器断路器5.7 SF
47、6断路器5.7.1 SF6断路器巡检及例行试验项目：例行检查和测试基准周期：3年要求：测试项目分、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。5.7 SF6断路器断路器5.7 SF6断路器5.7.2 SF6断路器诊断性试验项目：
48、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。DL/T 593规定：当相对地、相间和断口间的试验电压相同时，断口耐压采用两端轮流加压的方式；5.7 SF6断路器断路器5.7 SF6断路器5.7.2 SF6断路器诊断性试验项目：交流耐压试验DL/T 593规定：当开关装置断口间的试验电压高于相对地的耐受电压时应优先使用联合电压试验的方法，使用处在反相条件下的两个不同的电
49、压源来获得规定的试验电压，加在两侧端子上的两个试验电压均不应低于额定相对地耐受电压的1/3。替代方法：如果只用一个电压源对开关断口(或隔离断口)进行工频，可按下述方法进行:把总的试验电压施加在一个端子上，对侧的端子接地。5.7 SF6断路器断路器联合电压试验回路示意图。联合电压试验是两个单独电源产生的电压分别在试品的两端施加对地电压，在这种试验中可以是雷电冲击、操作冲击、直流或工频交流电压中任意两个电压的联合。GB/T 16927.1。5.8 GIS5.8 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)除传统结构的GIS外，包括HGIS、PASS都可归到GIS大类中。H-GIS(Hybrid Gas In
50、sulated Switch或Half GIS)一种紧凑型组合式高压开关设备，它将断路器、一个或多个隔离开关、CT、PT以及它们的控制系统组合在一起，它是一个独立完整的进出、线间隔，是由以上多个模块组装到一起且各相均有自己的独立气室。上世纪末首先由ABB公司推出。 PASS：ABB瑞士MITS： Mitsubishi (三菱)HIS(Highly Integrated Switchgear,高集成开关设备) ：SimensGIM： Alstom5.8 GIS5.8 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)PASS：1台SF6断路器；1个组合式光电电流、电压互感器；1个或2个母线隔离开关及接地开关(它
