电气设备状态检修试验管理规定Word文档格式.docx
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2．2．5状态检修设备执行Q/GDW168—2008《输变电设备状态检修试验规程》。
2．2．6试验做到数据准确、不超期、不漏项目。
2．3试验报告：
2．3．1例行试验数据正常时两周内录入生产PMS系统。
2．3．2交接试验报告一式四份分别存生产技术部档案室、变电检修部、变电运行部。
2．3．3交接试验数据由变电检修部负责录入生产PMS系统。
工程管理单位督促施工单位积极配合。
2．4试验报告审批：
由试验班录入生产PMS系统，变电检修部专责初审后传至生产技术部专责，生产技术部专责审定后存入生产PMS系统，已审定试验报告数据不得更改。
2．5规定执行范围：
2．5．1焦作供电公司所辖电力设备试验周期执行本规定。
2．5．2焦作供电公司代第三方维护的电网设备，可参照执行。
2．5．3凡涉及电力设备试验周期与本规定有冲突者，以本规定为准。
2．6规定说明：
2．6．1220kV及以下电力设备试验周期为4年。
2．6．2变压器中性点避雷器、10kV出口避雷器可随变压器预试进行。
2．6．36—10kV母线避雷器每年雷雨季节前试验一次，开关柜内非母线避雷器无法带电测试可随设备停电试验时进行。
可进行带电测试避雷器每年雷雨季节前、后各带电测试一次，但连续带电试验不得超过三次。
2．6．4套管的油中溶解气体的色谱分析，应在投运前、大修后、必要时进行。
2．6．5绝缘工具试验后，现场做好记录。
出书面试验报告保存变电运行部各站及使用单位。
2．6．6避雷器动作次数由变电运行部年终汇总报生产技术部。
避雷器的在线检测泄漏电流执行每天巡视，若没有变化，每周记录一次；
若有明显变化，应每天记录一次。
2．6．7运行中变压器、断路器、互感器中变压器油常规检验周期和检验项目执行DLT596-1996。
不便带电取油样的设备可随预防性试验周期进行。
2．6．8新投运的110kV及以上电力设备，运后的1-2年应作一次预防性试验；
试验结果正常时，再按正常周期安排预防性试验，有异常时再根据情况决定加强监督的试验周期。
2．6．9串级式电压互感器介质损试验，采用末端屏蔽法。
当末屏绝缘大于1000MΩ，也可以采用反接法测量。
2．6．10电力设备预防性试验周期、绝缘油、SF6气体试验周期、绝缘油色谱分析周期见附表：
《焦作供电公司电力设备预防试验项目周期（试行）》
2．6．11绝缘子表面污秽物的等值盐密
项目
周期
说明
绝缘子表面污秽物的等值盐密、灰密。
一年
应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱上取样，测量在当地积污最重的时期进行。
2．6．13断路器的交流耐压一律按电力行业标准DL/T593-1996执行，规定如下：
开关设备的1分钟工频耐压（kV，有效值）
额定电压
（kV）
相对地
相间
断路器断口
隔离断口
7．2
32
36
12
42
49
40.5
95
118
126
200
230（200）
265（225）
252
360
395（360）
460（415）
注：
（1）表中额定电压指最高电压，6kV系统套用7.2kV，10kV系统套用12kV，35kV系统套用40.5kV，110kV系统套用126kV，220kV系统套用252kV。
（2）表中126kV和252kV的两级绝缘水平由用户选定。
2．6．14高压开关柜的交流耐压值一律按电力待业标准DL/T593-1996执行，凡1997年元月以前的设备按厂家要求进行，但6kV不得低于28kV，10kV不得低于38kV。
2．6．15变电站运行值班人员应经常巡视避雷器在线监测型计数器的电导电流，并按规定填写记录，当其值较初始值变化较大或三相间差别较大时，应及时汇报生产技术部，由高压班进行带电测试以确定否需要停电试验。
2．6．16变电站有效接地系统中的电力设备（如主变压器、避雷器、断路器、互感器和耦合电容器、刀闸等），其接地引下线与地网连接的测量结果当R≤0.2Ω时，认为合格；
R＞1Ω时认为锈蚀严重，应检查；
R＞30Ω时，认为没有连接上，应尽快处理。
2．7试验缺陷：
对于现场试验中发现的缺陷及时上报变电检修部、生产技术部有关专工。
并于24小时内整理出书面试验报告。
2.8本规定由主管领导解释
附表：
《焦作供电公司电力设备预防试验项目周期（试行）》。
1、电力变压器及油浸式电抗器
序号
试验项目
电压等级
备注
1
500kV
220kV
110kV
35kV
6-10kV
1.1
油中溶解气体色谱分析
周期要求
1）新安装和大修投运后的1、4、10、30天2）运行中为6个月3）必要时
1）新安装和大修投运后的1、4、10、30天2）运行中为6个月3）必要时
1）新安装和大修后8MVA以上的1年2）必要时
必要时
1.2
绕组直流电阻
1）4年2）大修后3）必要时
无励磁调压的变压器变换分接位置。
有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接位置）
1.3
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
1.4
绕组的tgδ
1.5
电容型套管的tgδ和电容值
1.6
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
1.7
绕组泄漏电流
1.8
有载调压装置的试验和检查
1.9
变压器绕组变形试验
1.10
交流耐压试验
1.12
绝缘油
DL/T596-1996
2、油浸式电流互感器
2
2.1
绕组及末屏的绝缘电阻
1）4年2）必要时
2.2
tgδ及电容量
2.3
油中溶解气体色谱分析
2.4
交流耐压试验
2.6
油中含水量
3、SF6气体电流互感器
3
3.1
SF6气体湿度（20℃v/v）（μL/L）
3.2
气体密度继电器校验
3.3
绕组的绝缘电阻
4、电磁式电压互感器
4
4.1
绝缘电阻
4.2
tgδ
4.3
油中溶解气体的色谱分析
4.4
5、电容式电压互感器
5
5.1
中间变压器的绝缘电阻
5.2
电容器极间绝缘电阻
5.3
电容值
5.4
tanδ（%）
5.5
低压端对地绝缘电阻
6、SF6断路器和GIS
6
6.1
断路器和GIS内的SF6气体的湿度（20℃v/v）（μL/L）
6.2
断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ
6.3
导电回路电阻
6.4
SF6气体密度继电器及压力表校验
断路器的机械特性试验
辅助回路和控制回路绝缘电阻
6.6
分、合闸电磁铁的动作电压
7、多油断路器和少油断路器
7.1
7.2
40.5kV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ
7.3
40.5kV及以上少油断路器的泄漏电流
7.4
断路器对地、断口及相间交流耐压试验
7.5
导电回路电阻
7.6
合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻
8、真空断路器
8.1
绝缘电阻
8.2
交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）
8.3
8.4
辅助回路和控制回路交流耐压试验
8.5
合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻
9、隔离开关
9.1
二次回路绝缘电阻
9.2
1）新安装2）大修后
9.3
9.4
有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻
10、套管
10.1
主绝缘及电容型套管末屏对地的绝缘电阻
周期
10.2
主绝缘及电容型套管末屏对地的tanδ与电容量
10.3
1）8年2）必要时
110kV及以上变压器电容式套管6—10年进行油中溶解气体分析（省公司技术监督规定）
11、无间隙金属氧化物避雷器
11.1
绝缘电阻
11.2
直流lmA电压UlmA及0.75UlmA下的泄漏电流
11.3
运行电压下的交流泄漏电流
1）1年2）必要时
10.4
底座绝缘电阻
10.5
放电计数器检查
12、橡塑绝缘电力电缆线路
12.1
电缆主绝缘绝缘电阻
12.2
电缆外护套绝缘电阻
12.3
电缆内衬层绝缘电阻
13、接地装置
13.1
按DL/T596-1996执行
DL/T596-1996执行
不超过6年
14、支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子
14.1
绝缘子低（零）值检测
随设备停电进行
14.2
绝缘子绝缘电阻
14.3
外观检查
14.4
绝缘子现场污秽度
1年
15、高压并联电容器装置（并联电容器、集合电容器、串联电抗器、放电线圈）
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