最新电力设备状态检修试验规程范本模板.docx
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最新电力设备状态检修试验规程范本模板
北京市电力公司
电力设备状态检修试验规程
（节选）
（2011年版）
北京市电力公司发布
2011年6月
前言
电力设备状态检修试验是对在运设备进行电气、机械、化学等各项性能试验，获取设备状态、判断设备是否符合运行条件的手段。
为了适应电力设备的更新换代和试验技术的不断进步，北京市电力公司组织有关单位在广泛征求意见的基础上，结合北京电网的实际情况，依据国家电网公司《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（试行）》以及有关反事故技术措施,对《北京市电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则（试行）》、《北京市电力公司电力设备预试规程（试行）》进行了修订,形成《北京市电力公司电力设备状态检修试验规程（2011年版）》.
本规程未包含的电力设备的试验项目，按相关国家行业标准及制造厂规定进行。
本规程适用于北京市电力公司所属各单位.接入北京电网的发电厂、电力用户可参照执行。
本规程经北京市电力公司批准，从发布之日起实施.
本规程解释权属北京市电力公司。
各单位在执行本规程过程中如遇有问题或发现不尽完善之处,请及时与北京市电力公司生产技术部联系.
规程起草单位:
北京市电力公司
规程主要起草人:
郑秀玉、李伟、陆宇航、周恺、石磊、程序、叶宽、段大鹏、赵宇彤等
规程主要审核人：
干银辉、牛进苍、孙白、常立智、王鹏、韩良、李华春、黄鹤鸣、王进昌、竺懋渝、马锋、郑秀玉、赵永强、谭磊、朱民、李明春、丛光、沈光中、赵颖、黄博瑜、王伟、韩晓昆、姚建实、杨延斌、藤海军、余康等
规程批准人：
刘润生
1
范围、引用标准、定义、符号
范围
本规程适用于500kV及以下电压等级电气设备的例行试验、诊断性试验以及巡检工作。
本规程不适用于高压直流输变电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备。
对进口设备的试验，应按合同规定的标准执行。
规范性引用文件
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文，当下列标准与本规程条文不一致的，原则上按更严格的标准条文执行。
本规程发布时，下列标准的所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB/T261-2008《闪点测定宾斯基-马丁闭口杯法》
GB/T264—1983《石油产品酸值测量法》
GB/T311.2—2002《高压输变电设备的绝缘配合》
GB/T507-2002《绝缘油击穿电压测定法》
GB/T511-2010 《石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法》
GB1094。
1—1996《电力变压器第1部分：
总则》
GB1094。
2—1996《电力变压器第2部分：
温升》
GB1094。
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》
GB1094。
4-2005《电力变压器第4部分：
电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》
GB1094.5—2008《电力变压器第5部分：
承受短路的能力》
GB1094。
10—2003《电力变压器第10部分:
声级测定》
GB1094。
11-2007《电力变压器第11部分：
干式变压器》
GB1207—2007《电磁式电压互感器》
GB1208—2006《电流互感器》
GB2536-1990《变压器油》
GB/T3048.1-2007《电线电缆电性能试验方法第1部分：
总则》
GB/T3048。
4—2007《电线电缆电性能试验方法第4部分：
导体直流电阻试验》
GB4109-2008《交流电压高于1000V的绝缘套管》
GB4703—2007《电容式电压互感器》
GB/T4909-2009《裸电线试验方法》
GB5654—2007《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的测量》
GB/T6541—1986《石油产品油对水界面张力测量法（圆环法）》
GB/T6451-2008《油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
GB/T7595—2008《运行中变压器油质量标准》
GB7597—2007《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》
GB/T7598—2008《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法（比色法）》
GB7600—1987《运行中变压器油水分含量测量法（库仑法）》
GB7601—2008《运行中变压器油、汽轮机油水分含量测量法（气相色谱法》
GB/T7354-2003《局部放电测量》
GB/T7602—1987《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）》
GB7674-2008《额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备》
GB8905-1996《六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则》
GB/T17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》
GB/T10228—2008《干式电力变压器技术参数和要求》
GB11022-1999《高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件》
GB11032—2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》
GB12022—2006《工业六氟化硫》
GB12706—2008《额定电压35kV及以下铜铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆》
GB/T16927.1-1997《高电压试验技术第一部分：
一般试验要求》
GB/T16927.2-1997《高电压试验技术第二部分：
测量系统》
GB／T11024_2001《标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器》
GB/T10229—1988《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/T11023-1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》
GB/T11017。
1—2002《额定电压110V交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件试验方法和要求》
GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
GB50233—2005《110—500kV架空送电线路施工及验收规范》
DL/T402—2007《交流高压断路器订货技术条件》
DL/T421—2009《绝缘油体积电阻率测量法》
DL/T423—2009《绝缘油中含气量测量方法真空压差法》
DL/T840—2003《高压并联电容器使用技术条件》
DL/T417—2006《电力设备局部放电现场测量导则》
DL419—1991《电力用油名词术语》
DL/T429.1-1991《电力系统油质试验方法透明度测定法》
DL/T429.2-1991《电力系统油质试验方法颜色测定法》
DL/T429.9-1991《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法绝缘油介电强度测定法》
DL/T437-1991《高压直流接地极技术导则》
DL/T450-1991《绝缘油中含气量的测试方法二氧化碳洗脱法》
DL/T474—2006《现场绝缘试验实施导则》
DL/T475—2006《接地装置特性参数测量导则》
DL/T506-1992《六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法》
DL/T573—2010《电力变压器检修导则》
DL/T574—2010《变压器分接开关运行维修导则》
DL/T593—2006《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
DL/T621-1997《交流电气装置的接地》
DL/T626—2005《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》
DL/T628-1997《集合式高压并联电容器订货技术条件》
DL/T664-2008《带电设备红外诊断技术应用导则》
DL/T703-1999《绝缘油中含气量的气相色谱测定法》
DL/T722—2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
DL/T741-2001《架空送电线路运行规程》
DL/T887—2004《杆塔工频接地电阻测量》
DL/T911-2004《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》
DL/T914-2005《六氟化硫气体湿度测定法（重量法）》
DL/T915—2005《六氟化硫气体湿度测定法（电解法）》
DL/T916-2005《六氟化硫气体酸度测定法》
DL/T917-2005《六氟化硫气体密度测定法》
DL/T918—2005《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》
DL/T919—2005《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）》
DL/T920—2005《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》
DL/T921-2005《六氟化硫气体毒性生物试验方法》
DL/T984-2005《油浸式变压器绝缘老化判断导则》
DL/T1093—2008《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》
DL/T1096—2008《变压器油中颗粒度限值》
DL/T5092—1999《110~500kV架空送电线路设计技术规程》
JB/T5357—2002《电压互感器试验导则》
JB/T10549-2006《SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件》
JB/T9674—1999《超声波探测瓷件内部缺陷》
JB/T501—2006《电力变压器试验导则》
SH0040-1991《超高压变压器油》
SH/T0804-2007《电器绝缘油腐蚀性硫试验银片试验法》
Q/GDW152《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》
Q/GDW168《输变电设备状态检修试验规程》
国家电网公司《十八项电网重大反事故措施（试行）》
北京市电力公司《十八项电网重大反事故措施实施细则（试行）》
定义
下列定义适用于本规程。
状态检修
状态检修是企业以安全、环境、效益为基础,通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠,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。
巡检
为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。
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，定期进行的各种检测和试验,分为带电检测和停电例行试验。
其中带电检测指在运行状态下，对设备进行的现场例行检测（包括加压到运行电压下进行的检测）；停电试验指需要设备退出运行才能进行的试验。
诊断性试验
发现设备状态不良,或经受了不良工况,或受家族性缺陷警示，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。
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％.
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。
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。
家族性缺陷
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性缺陷。
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,都称为有家族性缺陷设备。
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。
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。
符号
Un设备额定电压
Um设备最高工作线电压
U0设备额定相对地电压
U0/U电缆额定电压（其中U0为电缆设计用的导体与金属套或金属屏蔽之间的额定电压有效值，U为电缆设计用的导体与导体之间的额定电压有效值）
U1mA避雷器直流lmA下的参考电压
tanδ介质损耗因数
2
总则
试验分类
本规程将试验分为巡检、例行试验（包括停电例行试验和带电检测）、诊断性试验，其中巡检和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
巡检和带电检测是获取设备状态信息的手段之一，以下情况应对相关设备加强巡检，并增加带电检测：
在雷雨季节前,大风、降雨（雪、冰雹）、沙尘暴之后；
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；
日最高气温35℃以上、高峰负荷期间或负荷有较大变化时；
经受故障电流冲击、过电压等不良工况后.
设备进行试验时，对试验结果必须进行全面地、系统地综合分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。
工频交流耐压试验,加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者,均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定.
非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算；小电阻接地系统中的设备，按其绝缘水平进行交流耐压。
进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。
同一试验标准的设备可以连在一起试验。
为便于现场试验工作,已有试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备,在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。
当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压：
当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；
当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，可按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
除特别说明，介质损耗因数试验电压均为10kV。
对引进的国外设备，当与本规程有冲突时,应按制造厂标准和有关技术协议进行试验.
充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压和局部放电试验。
静置时间如无制造厂规定,则依据设备的额定电压确定：
500kV：
大于72h
220kV：
大于48h
110kV及以下:
大于24h
SF6气体在充入电气设备24h后,方可进行试验。
试验环境温度和湿度的相关规定
在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物周围的温度及湿度并注意环境温度对试验的影响,对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以被试物上层油温作为测试温度。
绝缘试验应在良好天气且被试物及仪器周围温度不宜低于5℃,空气相对湿度不宜高于80％的条件下进行。
对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验数据，应进行综合分析，以判断电气设备是否可以投入运行。
本规程中规定的常温范围为10~40℃。
目前带电检测刚刚走向实用化阶段且受环境因素影响较大,规程中的标准还是经验值，测试过程中要注意信号的可重复性,重复性包括周期、幅值、波形、频率等，还要注重多项带电检测技术的组合应用,当通过一项技术诊断存在异常，要采取多项技术加以验证。
新设备投运满1年,35kV以上设备停运6个月以上、35kV及以下设备停运1年以上重新投运前，应进行例行试验。
对核心部件或主体进行解体检修后重新投运的设备,可参照新设备的交接试验规程要求执行.
设备诊断性试验具体项目不得少于本规程中对每一症状要求进行的诊断性试验。
为全面掌握被诊断设备的状况，可以根据情况扩大诊断性试验项目内容.当发现设备状态不良等情况时,尽早进行诊断性试验.
试验初值的选取原则
初值可根据不同情况，在设备出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备检修后的首次试验值中,按以下原则选取:
设备试验项目的试验结果与设备所处环境基本没有关系时,初值采用出厂值。
设备试验项目的试验结果与设备所处环境有关系时，一般采用交接试验值.
若交接试验的仪器精度、试验方法、试验接线等因素不可控时，可采用本单位进行的首次现场试验值。
设备核心部件或主体进行解体性检修之后，采用修后现场试验的首次试验值。
采用设备早期试验值时应首先选择上一次试验数值。
设备试验数据处置原则
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。
试验周期调整原则
本规程给出的周期适用于一般情况.
对于停电例行试验，其周期可以依据具体设备状态评价和风险评估结果,酌情缩短。
有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验:
经评估，状态为异常及以上的设备;
巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致；
带电检测（如有）显示设备状态不良;
以往的例行试验结果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；
发现重大家族性缺陷；
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例行试验计划,情况严重时，须经综合考虑诊断是否需要停电进行诊断性试验。
本规程中的“条件具备时"仅针对设备本身的试验条件而言，对于因其它条件不具备而降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等情况，必须由本单位总工程师审批，对110kV及以上设备不能执行本规程的情况，应报北京市电力公司生产技术部备案。
本规程中所涉及到的“试验周期"，按年进行考核管理，执行范围适用于变电站内6kV及以上设备和变电站外35kV及以上设备的试验,若规程中有特殊规定的按规程规定执行.
3
电力变压器和电抗器
35kV及以上油浸式电力变压器、电抗器
表3。
135kV及以上油浸式电力变压器和电抗器的试验项目、分类、周期和标准
序号
项目
分类
周期
标准
说明
1
外观
巡检
按照公司相关专业运行规程执行
外观无异常，油位正常，无油渗漏
对套管油位高于变压器油枕油位的220kV、500kV等变压器，尤其应注意套管油位的检查确认,防止套管内渗漏油缺陷
2
油温和绕组温度
巡检
符合设备技术文件要求
在周期内应记录油温、油位、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数具体数值
3
呼吸器干燥剂（硅胶）
巡检
呼吸器呼吸正常，1/3以上处于干燥状态
当2/3干燥剂受潮时应予更换
4
冷却系统
巡检
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,指针无异常抖动或晃动
5
声响及振动
巡检
变压器、电抗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，可定量测量或作振动、噪声的频谱分析
6
红外热像检测
带电检测
1）新投运后1周内（但应超过24小时）
2）500kV变电站：
1个月；220kV变电站:
3个月；其它：
6个月
3）必要时
红外热像图显示无异常温升、温差和/或相对温差
4）检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等
5）测量和分析方法可参考DL/T664和附录C
6）异常红外热像图应存档
7
高频局部放电测量
带电检测
1）1年
2）新设备投运、解体检修后1周内完成
3）必要时
1）无典型放电图谱
2）与同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时,应跟踪检测
3）有典型放电图谱时，应查明原因
1）与标准图谱（附录H）比较。
2）检测时从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）以及铁芯、夹件接地线取信号，其它结构参照执行。
3）异常情况应跟踪检测或停电处理。
8
绝缘油
8.1
油中溶解气体分析
带电检测
1）新投运、解体检修后:
110kV及以上：
第1、4、10、30天各进行一次
35kV：
第30天1次
2）运行中
500kV：
3个月
220kV：
180MVA以上：
3个月；其它：
6个月
110kV：
1年
35kV：
3年
6）必要时
1）溶解气体含量:
总烃：
≤150μL/L（注意值）
H2:
≤150μL/L（注意值）
C2H2：
500kV:
≤1（μL/L）
220kV及以下:
≤5（μL/L）（注意值）
2）运行设备的油中溶解气体的绝对产气速率不超过下列数值（注意值）（单位：
mL/d）：
组分
开放式
密封式
总烃
6
12
C2H2
0.1
0.2
H2
5
10
3）总烃相对产气速率：
≤10%/月（注意值）
1）取样及测量程序参考GB/T7252，同时注意设备技术文件的特别提示
2）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
3）当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析
4）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时,油中溶解气体色谱分析检测周期不应超过6个月
诊断性例行试验
解体检修后
解体检修后油中溶解气体含量不应比解体检修前有明显增长，且不超过下列数值：
总烃：
50μL/L
H2:
50μL/L
C2H2:
1μL/L
8.2
外观
带电检测
取油样时
透明、无杂质或悬浮物
1）凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。
2）评估方法可参考DL429。
1和DL429.2
8.3
水份
带电检测
1）66kV及以上：
1年
2）怀疑受潮时
3）解体检修时
4）必要时
500kV：
≤15mg/L（注意值）
220kV：
≤25mg/L（注意值）
66～110kV：
≤35mg/L（注意值）
1）测量时应注意油温，并尽量在顶层油温高于60℃时取样。
2）测量方法参考GB/T7600或GB/T7601.
8.4
击穿电压（kV）
带电检测
1）66kV及以上：
3年
2）解体检修后
3）必要时
500kV：
≥50kV（警示值）
220kV：
≥40kV（警示值）
66~110kV：
≥35kV（警示值）
35kV：
≥30kV（警示值）
1）击穿电压值达不到规定要求时,应进行处理或更换新油。
2）测量方法参考GB/T507。
8.5
tanδ（90℃）
带电检测
1）220kV及以上：
3年
2）解体检修后
3）必要时
500kV：
≤0。
02（注意值）
220kV及以下:
≤0。
04（注意值）
介质损耗因数测量方法参考GB/T5654
8.6
酸值
带电检测
1）66kV及以上：
3年
2）解体检修后
3）必要时
≤0。
1mg（KOH）/g（注意值）
1）酸值大于标准值时，应进行再生处理或更换新油.
2）油的酸值按GB/T264测定。
8.7
水溶性酸pH值
带电检测
1）66kV及以上：
3年
2）解体检修后
3）必要时
≥4。
2
8.8
油中含气量
带电检测
1年
≤3%
1）适用于500kV设备
2）500kV以下设备可作为诊断性试验
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