输变电设备状态检修试验规程实施细则.docx
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输变电设备状态检修试验规程实施细则
福建省电力有限公司发布
2011-XX-XX实施
2011-XX-XX发布
输变电设备状态检修试验规程
Q/FJGXX—2011
Q/FJG
福建省电力有限公司企业标准
目次
目次I
前言III
1范围1
2规范性引用文件1
3定义和符号2
4总则3
5油浸式电力变压器和电抗器4
6电流互感器10
7电磁式电压互感器13
8电容式电压互感器15
9高压套管17
10SF6断路器19
11气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）21
12少油断路器22
13隔离开关和接地开关23
14真空断路器。
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25
15高压开关柜。
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27
16耦合电容器29
17并联电容器……………………………………………………………………………………………..31
18集合电容器。
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32
19断口并联电容器。
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33
20串联电抗器。
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33
21放电线圈。
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34
22金属氧化物避雷器35
23电力电缆36
24接地装置40
25变电站设备外绝缘及绝缘子41
26输电线路42
27绝缘管母.........................................................................48
28封闭母线及一般母线................................................................。
49
29二次回路..........................................................................。
50
301kV及以下的配电装置和电力布线.....................................................。
51
31绝缘油试验.........................................................................。
52
32SF6气体湿度和成分检测54
33在线监测…………………………………………………………………………………………………。
58
附录A电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准。
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附录B状态量显著性差异分析法60
附录C变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法61
附录D轮试安排原则62
附录E变压器判断故障时选用的试验项目。
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63
1前言
为适应我省开展输变电设备状态检修的需要，规范省公司系统开展输变电设备状态检修后的试
验周期与项目，依据国家电网公司企业标准《输变电设备状态检修试验规程》、《电力设备带电检
测技术规范》和省公司《电力设备预防性试验规程》，对2008年福建省电力有限公司制定颁发的《输
变电设备状态检修试验规程实施细则》进行修订，形成《输变电设备状态检修试验规程》。
本标准经福建省电力有限公司批准,从生效之日起代替2008年原福建省电力有限公司制定颁发
的《输变电设备状态检修试验规程实施细则》。
对于开展状态检修的单位应执行本规程开展巡视检
查、首检试验、例行试验、诊断性试验。
对于没有开展状态检修的单位对已投运的设备仍然执行
Q/FJGXX-2011《电力设备预防性试验规程》开展预防性试验，但对在本规程颁布实施后的
新投运设备应执行本规程开展巡视检查、首检试验、例行试验（按基准周期3年实施）、诊断性试
验。
本规程由福建省电力有限公司提出。
本规程由福建省电力有限公司生产技术部归口管理并负责解释。
本规程在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力科学研究院联系。
本实施细则主要起草人：
本标准审核人：
本标准批准人：
输变电设备状态检修试验规程
范围
本规程规定了交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。
本标准适用于500kV及以下电压等级的交流输变电设备（不含配网设备）。
规范性引用文件
下列文件的条款，通过本标准的引用而成为本标准的条款，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《液体绝缘材料相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量》
GB/T7598《运行中变压器油水溶性酸测定法》
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）》
DL/T704《变压器油、汽轮机油中T501抗氧化剂含量测定法（液相色谱法）》
GB/T5832.2《气体中微量水分的测定第2部分：
露点法》
GB/T17040《石油和石油产品硫含量的测定能量色散X射线荧光光谱法》
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》
GB50150-2006《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/T429.1《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/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》
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/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/T385 变压器油带电倾向性检测方法
DL/T1096变压器油中颗粒度限值
DL/T5092《110～500kV架空送电线路设计技术规程》
Q/GDW152《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》
国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》
国家电网公司《电力设备带电检测技术规范》
IEC62535《绝缘液体—检测已用和新绝缘油中潜在腐蚀性硫的试验方法》
IEC61198《绝缘矿物油中2-糠醛和有关化合物的测定方法》
定义和符号
下列定义和符号适用于本标准。
状态检修
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。
设备状态量
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。
例行检查
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
为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。
3.5
例行试验
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
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
在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。
3.8
在线监测
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。
3.9
初值
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%。
3.10
注意值
状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。
3.11
警示值
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。
3.12
家族缺陷
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。
3.13
不良工况
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。
3.14
周期
本规程规定的巡检周期和例行试验周期。
3.15
轮试
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。
3.16
U0
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。
3.17
Um
设备最高工作电压有效值。
3.18大修
若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的内容和范围如下：
--变压器：
按DL/T573-1995《电力变压器检修导则》规定
−
−互感器及充油电抗器：
吊芯检修；
−套管：
换油、换胶或解体；
−隔离刀闸：
传动机构及刀闸检修；
−避雷器：
解体检修；
−断路器、重合器、分段器：
操作机构解体，灭弧室解体；
−耦合电容器：
吊芯检修；
−高压硅整流器:
吊芯检修。
总则
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。
试验分类和说明
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。
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。
35kV及以上新设备投运满1-2年应按本规程进行首检例行试验（除特殊规定之外）。
对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可按照Q/FJGX-2011《电力设备交接试验规程》开展试验。
新安装交接后长时间未投入运行的设备（110kV及以上6个月、35kV及以下1年）以及停运6个月以上重新投运前的设备应按本规程进行例行试验。
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。
试验结果应与该设备历次试验结果以及同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。
4.2.3如经实用化评价证明利用在线监测、带电测量技术能达到停电例行试验效果的，在线监测可以替代一次带电测量或停电例行试验；带电测量可以替代一个周期的停电例行试验。
设备状态量的评价和处置原则
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。
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。
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。
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。
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
与
相比有无明显差异进行判断，一般不超过±30%可判为正常。
基于设备状态的周期调整
遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，应由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220kV及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案。
周期的调整
按照国网试验规程，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，也不大于国网规程所列基准周期（3年）的1.5倍。
根据福建省实际情况，对于停电例行试验周期4.5年，宽限期0.5年，设备停电例行试验周期调整为5年，但状态评价为正常且符合延迟试验条件的设备停电例行试验周期最长可延长为6年。
可延迟试验的条件
符合以下各项条件的设备，停电例行试验可在调整周期的基础上延迟1年：
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。
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）在线监测、带电检测（如有）显示设备数据异常并确认设备状态不良；
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。
油浸式电力变压器和电抗器
35kV及以上电力变压器及电抗器巡检及例行试验
表135kV及以上油浸式电力变压器和电抗器巡检项目
巡检项目
周期
要求
说明条款
外观
500kV：
2周
220kV：
1月
110kV：
3月
无异常
见5.1.1a）条
油温和绕组温度
符合设备技术文件之要求
见5.1.1b）条
呼吸器干燥剂（硅胶）
1/3以上处于干燥状态
见5.1.1c）条
冷却系统
无异常
见5.1.1d）条
声响及振动
无异常
见5.1.1e）条
表235kV及以上油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目
例行试验项目
周期
要求
说明条款
红外热像检测
1）新投运1周内
2）500kV：
1月
220kV：
3月
110kV：
半年
无异常
见5.1.2条
高频局部放电检测
1）1年
2）投运后
3）必要时
1）正常：
无典型放电图谱。
2）异常：
在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。
3）缺陷：
具有典型局部放电的检测图谱。
1）与标准图谱（附录）比较。
2）新设备投运、A类检修后1周内完成。
3）适用于铁芯、夹件及电容末屏接地线，其它结构参照执行。
4）异常情况应缩短检测周期。
铁芯接地电流测量
1）1年
2）投运后
3）必要时
≤100mA
当怀疑有铁芯多点接地时进行该项测量
油中溶解气体分析
1）大修前
2）220kV及以上：
3月
110kV：
半年
35kV：
1年
乙炔≤1（500kV）（μL/L）
≤5（其它）（μL/L）（注意值）
氢气≤150（μL/L）（注意值）
总烃≤150（μL/L）（注意值）
绝对产气速率：
≤12mL/d（隔膜式）（注意值）
相对产气速率≤10%/月（注意值）
见5.1.3条，对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期
本体绝缘油例行试验
6年
见31.1条
见31.1条
有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量
1）大修后
2）110kV：
1年
35kV：
2年
油击穿电压≥30ｋＶ（警示值）
水分含量≤40mg/L（警示值）
见5.1.8条，对安装在线滤油装置的，可延长一个周期
绕组电阻
6年
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）
见5.1.4条
套管试验
6年
见9条
见9条
铁心绝缘电阻
6年
≥100MΩ（新投运1000MΩ）（注意值）
见5.1.5条
绕组绝缘电阻
6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≥10000MΩ（注意值）
见5.1.6条
绕组绝缘介质损耗因数（20℃）
6年
500kV：
≤0.005（注意值）
100-220kV：
≤0.008（注意值）
35kV及以下：
0.015
见5.1.7条
有载分接开关检查（变压器）
见5.1.8条
见5.1.8条
见5.1.8条
测温装置检查
6年
无异常
见5.1.9条
气体继电器检查
无异常
见5.1.10条
冷却装置检查
无异常
见5.1.11条
压力释放装置检查
解体性检修时
无异常
见5.1.12条
变压器绕组变形试验
1）6年
2）大修后
与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别
见5.1.13条
外施耐压试验
1）大修后
35KV按附录A，附录A无规定出厂试验值的80％
见5.1.14条
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；
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。
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、《福建电网带电设备红外检测管理规定》。
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（110kV及以上），4、30天（35kV）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。
取样按GB/T7597、测量按GB/T17623、分析诊断按GB/T7252或DL/T722程序进行，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）、在线监测系统告警、气体继电器有信号、经历了过负荷运行、发生了出口或近区短路故障以及进行耐压和局放试验后，应进行额外的取样分析。
对安装多组分油色谱在线监测装置的，可延长一个周期。
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。
（1）
式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；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、更换套管后、变压器本体油中溶解气体分析判断有热故障以及红外热像检测判断套管接头发热时，也应测量一次。
电抗器参照执行。
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。
绕组绝缘电阻
测量前，被试绕组应充分放电。
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。
吸收比和极化指数不进行温度换算。
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。
（2）
式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。
除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分或介质损耗因数偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。
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。
介质损耗因数受温度的影响可按式（3）进行近似修正
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