【文档说明】河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程.doc，共(71)页，5.997 MB，由精品优选上传

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2009-04-30实施Q/GDW04河北省电力公司企业标准Q/GDW04-10501047-2010代替Q/GDW04-10501047-2009河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程2010-04-21发布河北省电力公司发布Q/GDW04-1050104

7-2010I目次前言.........................................................................III1范围........................

...................................................22规范性引用文件...................................................................23定义和符号..............

.........................................................44总则.......................................................

....................65电力变压器及电抗器...............................................................96套管.........................

.................................................157开关设备.....................................................................

...168互感器..........................................................................229电容器....................................

......................................3010绝缘油及SF6气体...................................................

..........3211避雷器.........................................................................3312电力电缆.......

................................................................3513一般母线...............................................................

........3714接地装置.......................................................................3715支柱瓷绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料........................................

......3816输电线路.......................................................................4017输变电设备巡检................................................

.................42附录A状态量显著性差异分析法....................................................49附录B变压器线间电阻到相绕组电阻的

换算方法......................................50附录C部分制造厂开关回路电阻值要求值............................................5

1附录D避雷器的电导电流值和工频放电电压值........................................54附录E合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则..............................56

附录F电力变压器的交流试验电压..................................................59附录G油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值......................................

59附录H绝缘子的交流耐压试验电压标准..............................................59附录I气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法......................................60附录J橡塑电

缆附件中金属层的接地方法............................................63附录K污秽等级与对应附盐密度值..................................................63Q/GDW04-

10501047-2010II附录L家族缺陷认定条件、确认及整改..............................................64附录M输变电设备不良工况及认定...................................

...............64附录N输变电设备试验初值界定....................................................65附录O感应耐压试验程序..............................................

............66附录P高压电气设备的工频耐压试验电压标准........................................67Q/GDW04-10501047-2010III前言为适应河北

省南部电网发展和技术进步要求，积极稳妥推进河北省电力公司（以下简称省公司）输变电设备状态检修工作，依据国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》及国家、行业相关标准、规程，结合省公司实际情况，特制订《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程》，

作为省公司系统开展输变电设备状态检修的试验依据。根据省公司直属各供电公司、超高压分公司的生产部门职责分工，对输变电设备试验、巡检的项目、周期及要求按专业进行了划分。检修专业对输变电设备试验项目、周期及要求执行本规程的第5～17章；运行专业对输变电设备巡检项目、周期及要求执

行本规程第18章。本标准依据GB/T1.1的编制规则起草。本标准附录A-附录P是资料性附录。本标准由河北省电力公司标准化工作委员会提出。本标准由河北省电力公司标准化工作委员会技术标准分委会归口。本标准主要起草单位：河北省电力研究院。本标准参

加起草单位：石家庄供电公司、邯郸供电公司、沧州供电公司、邢台供电公司、保定供电公司、衡水供电公司、超高压分公司。本标准主要起草人：陈志勇、李璠、刘宏亮、陈春鹰、岳国良、甄利、高志、张智远、王炜、张丽芳、刘忠顺、付炜平、刘胜军、魏桂兰、曹康、刘廷众。本标准2009年首次发布，本次为

第一次修订。Q/GDW04-10501047-20102河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程1范围本规程规定了省公司系统开展状态检修的输变电设备试验及巡检的项目、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。本规程适用于省

公司系统电压等级为10（6）kV~500kV的交流输变电设备。进口设备应以该设备的产品技术标准为基础，参照有关规定和本规程执行。2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GB

1207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）GB/T7601运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）GB/T7602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）GB/T1

0229电抗器DL/T593-2006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1

000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准Q/GDW04-10501047-20103则GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50233110～500kV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/T421绝缘油体积电阻率测定法DL/T423绝缘油中含气量的测定真空差压法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/T437高压直流接地极技术导则DL/T450绝缘油中含气

量的测试方法二氧化碳洗脱法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/T596电力设备预防性试验规程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/T914六氟化硫气体湿度测定法（重量法）DL/T915六氟化硫气体湿度测定法（电解法）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/T5092110～500kV架空送电线路设计技术规程DL/T5224高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定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

Q/GDW04-10501047-20104国家电网公司国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）3定义和符号3.1状态检修状态检修是以企业安全、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，达到运行可靠、检修成本合理的一

种检修策略。3.2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。3.3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，及时发现设备故障隐患，定期进行的各种带电试验、在线监测和停电试验。3.6诊断性试验巡检、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停电试验设备需要停电进行的试验，是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。Q/GDW04-10501047-

201053.8带电试验对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的试验，如带电取油样及气样、红外测温、超声局部放电、SF6气体激光检漏等。3.9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。3.10初值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%。输变电设备初值界定详见附录14。3.11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。3.12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。3.13基准周期本规程规定的巡检周期和例行试验周期，作为依据设备状态进行周期调整的基础。3.14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工况。如近区短路、过负荷、过励磁、

侵入波、开断短路电流等。输变电设备不良工况及认定详见附录13。3.15家族缺陷Q/GDW04-10501047-20106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。家族缺陷认定、确认及整改见附录12。3.16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。3.17符号定义Un－设备额定电压；

Um－设备最高工作电压有效值；tanδ－介质损耗因数；Uo/U－电缆额定电压（其中Uo为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压）；U1mA－金属氧化物避雷器直流1mA下的参考电压。4总则4.1基本要求本规程所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要

求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的状态检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、可靠、经济运行。4.2基本原则本规程原则上对省公司输变电设备的巡检、停电试验、带电试验、

在线监测的项目、检验的周期和内容及诊断试验的内容作出规定。在设备故障后或怀疑设备存在故障隐患时，应进行相关项目的例行试验和诊断试验。4.3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。Q/GDW04-10501047-201074.4试验分类本规程将试验分为例行试验和诊断试验二类。其中例行试验包含停电试验、带电试验和在线监测三个方面试验。例行试验通常按周期进行。如果设备发现存在可能影响安全运行的缺陷或劣

化趋势，应尽早进行诊断试验以确认其状态。诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。4.5试验周期4.5.1基准周期及周期调整原则本规程规定的基准试验周期适用于一般情况。对于停电例行试验，输变电设备基准周

期一般为3年。可以依据设备状态，在基准周期的基础上酌情延长或缩短。调整后的周期最短一般不小于1年，最长不大于在基准周期上延长1年。新、扩建变电站2年内和解体检修后设备1年内试验周期为1年；停运超过6个月设备投运前应进行停电例行试验，停运超过

1年的设备投运前应按照交接试验要求进行。因技术改造等原因更换的变压器2年内试验周期为1年；因技术改造等原因更换的其它变电设备，试验周期按基准周期进行，须在2年内加强带电测试；更换的新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。4.5.2可延迟试验的条件符合以下各项条件的设备，其停电试验可以在

调整后周期的基础上延长1年，但本原则不应连续使用：a)巡视检查中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；b)带电试验（如有）显示设备状态良好；c)上次例行试验与其前次例行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。4.5.3需提前

试验的条件有下列条件之一的设备，需提前或尽快安排例行或/和诊断试验：a)巡视检查中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致；b)带电试验显示设备状态不良；c)例行试验表明设备状态有明显劣化趋势；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例行试验计划，情况严重时，须经设备管理者裁定是否需要停电进行诊断性试验。4.6周期安排原则Q/GDW04-105010

47-20108在试验周期和时间的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，对需停电取油样或气样的设备试验周期调整到与电气试验周期相同；变压器各侧主进开关及以内设备的试验周期应与该台变压器相同；宜将线路及两侧变电站相关设备调整为相同试验时间

。4.7带电试验或在线监测本着有效、可靠、有利的原则开展带电试验或在线监测工作，当带电试验或在线监测发现问题时，应按照《河北省电力公司输变电设备状态诊断导则》处理。如经实际应用证明带电试验或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延

长停电试验周期或替代停电试验，同时报省公司生产部备案。4.8设备状态量的评价和处置原则4.8.1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中的在线监测、带电试验和停电试验以及诊断试验、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。4.8.2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。4.8

.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。4.9设备状态量分析方法依据《河北省电力公司输变电设备状态诊断导则》对试验结果

必须进行全面地、历史地综合分析和比较，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。确认设备状态异常或设备状态分析表明设备存在家族性缺陷时，须按本规

程的相关诊断试验项目进行试验，并制定详细的跟踪监测计划。4.9.1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1。4.9.2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断，一般不超过±30%可判为正常。4.10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Q/GDW04-10501047-20109术文件要求与本规程要求不一致，按严格要求执行。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，可采用易受环境影响状态量的纵横比分析法进行分析。4.11试验要求4.11.1记录

温度在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等），应同时测量、记录被试品温度和周围空气的温度、湿度。4.11.2试验条件进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且环境相对湿度一般不高于80%。当温度和湿度超出上述规定时，试验数

据只作为判断设备绝缘好坏的参考，当对试验数据有怀疑时应尽快安排复试。4.11.3静置时间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试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要

求：500kV设备静置时间大于72h，220kV设备静置时间大于48h，110kV设备静置时间大于24h。SF6电力设备在充气后应有足够的静置时间才可进行相关试验，静置时间如无制造厂规定，则应满足以下要求：检漏试验静置

时间大于24h，气体湿度测试静置时间大于48h。4.12进口设备试验原则对引进的国外设备，应按制造厂标准和有关技术协议且满足国内标准要求，参照本规程进行试验。5电力变压器及电抗器5.1油浸式电力变压器

及电抗器的试验项目、周期和要求见表5-1表5-1油浸式电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绕组电阻测量1）3年2）无励磁调压变压器变换分接位置后3）有载调压变压器的分接开关检修后4）更

换套管后1）1.6MVA以上变压器，各相绕组相互间的差别不大于2%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于1%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于±2%（警示值）2）1.6MVA及以下变压器，各相绕组相互间的差别不大于4%（警示值）；无中性点引出的绕

组，线间差别不大于2%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于±4%（警示值）3）与同相初值比较,其变化不大于±2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差的原因，则与初值比较，其变化不大于2%2）相

互间差别指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结果3）测量温度按首末平均温度计，不同温度下的电阻值按下式换算++=1212tTtTRR式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝Q/GDW04-10501047-2010

10序号项目基准周期要求说明导线取2254）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组必要时进行试验5）所有分接头全部测量（指1分接到极性开关转换后二个分接）6）直流电阻线相换算见附录22绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和（或）极化指数测量1）3年2）绝缘油例行试

验中水分偏高或怀疑箱体密封被破坏时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≥10000MΩ1）110kV及以上使用5000V兆欧表。2）测量前被试绕组充分放电3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4

）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：10)(12215.1ttRR−=式中R1、R2分别为温度为t1、t2时的绝缘电阻值5）吸收比和极化指数不做温度换算6）重复测量及更换接线测量时，短路接地放电时间不低于2分钟7）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，

电缆、GIS侧绕组可在中性点测量3绕组连同套管的tanδ及电容量测量35kV及以上：3年1）20℃时tanδ不大于下列数值：500kV：0.005（注意值）110～220kV：0.008（注意值）35kV：0.015（注意值）2）tanδ值与历年的数值比较无显著变化（不大

于30%）（注意值）3）电容量值与出厂值或初值的差别超出±3%（注意值）时,应查明原因1）被试绕组短路接测量，非被试绕组短路接地2）同一变压器各绕组tanδ的注意值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4）尽量在油

温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般可按下式换算：10)(12123.1tantantt−=式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量4铁芯和夹件（有外引接地线的）绝缘电阻测量1）3年

2）当油中溶解气体分析异常需对变压器进行诊断时1）不低于100MΩ（注意值）2）不低于出厂值或初值的70%（注意值）1）采用2500V（老旧变压器采用1000V）兆欧表2）绝缘电阻值不进行换算5测温装置检验及其二次回

路测量110kV及以上：3年密封良好，指示正确，测温电阻值和出厂值相符；检查二次回路绝缘电阻，不低于1MΩ（注意值）测量绝缘电阻用1000V兆欧表6气体继电器检验及其二次回路绝缘电阻测量110kV及以上：3年检查气体继电器整定值，动作正确；检查二次回路绝缘电阻，不低于1MΩ（注意值）测量

绝缘电阻用1000V兆欧表7冷却装置检验及其二次回路绝缘电阻测量110kV及以上：3年1）流向和声响正常、无渗漏2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定3）检查二次回路绝缘电阻，不低于1MΩ（注意值）4）控制逻辑符合厂家技术性能要

求测量绝缘电阻用1000V兆欧表8压力释放器检验解体检修时动作值与铭牌值相差不大于±10%（注意值）或符合制造厂规定例行试验－带电试验1油中溶解气体色谱分析1）220kV及以上：3个月2）110kV：6个月3）220kV及以上投运后第1、4、10、30天1）油中H2与烃类气体

含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150μL/L；H2：150μL/LC2H2：5μL/L（110kV～220kV）1μL/L（500kV）2）烃类气体总和的绝对产气速率大于下表中值时应引起注意mL/d1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、C2H2四

种气体2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时应缩短周期进行追踪分析3）总烃含量低的变压器不宜采用相对产气速率进行判断4）CO和CO2产气速率超过注意值时仅作为参考，应参考其它气体成分的变化判断设备状态气体组分开放式封闭式总烃612乙炔0.10.2Q/GDW04

-10501047-201011序号项目基准周期要求说明氢510一氧化碳50100二氧化碳100200当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析3）相对产气速率不大于10%/月2红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV

：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测3铁芯或夹件（有引出）接地电流测量

1）220kV及以上：6个月2）110kV：1年1）与以前测试结果相比无明显差别2）运行中铁芯接地电流不大于0.1A（注意值）3）夹件接地电流符合厂家规定铁芯和夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当位置，以便在运行中监视是否存在多点接地4油中水分检验1）5

00kV：1年2）110～220kV：3年500kV≤15mg/L（注意值）110～220kV≤25mg/L（注意值）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于60℃时取样5油中含气量%（体积分数）检验500kV：1年≤3%（注意值）按DL/T450或DL/T423进行试验，当

超标时应检查密封6油外观检查110kV及以上：1年透明、无杂质或悬浮物7油中水溶性酸pH值检验220kV及以上：3年≥4.28油中酸值检验(mgKOH/g)1）500kV：1年2）110～220kV：3年≤0.1（mgKOH/g）（注意值）9油击穿电

压试验（kV）1）110kV及以上：1年2）35kV及以下：3年10kV≥25kV（警示值）35kV≥30kV（警示值）110kV≥35kV（警示值）220kV≥40kV（警示值）500kV≥50kV（警示值）例行试验－在线监测1油中溶解气体色谱分析连续气体各组分有明显变化或总烃、氢气、

乙炔超过注意值时，应查明原因运行人员按照巡视周期要求进行记录2超高频局部放电测量连续无明显变化诊断试验1穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻测量变压器解体时诊断过热缺陷和铁心结构缺陷与初值相比无明显差别采用2500V（老旧

变压器采用1000V）兆欧表2局部放电测量检验是否存在严重局部放电时在线端电压为3/U3.1m时，放电量不大于300pC（注意值）1）试验方法应符合GB1094.3的规定2）500kV电抗器没有条件进行局部放电时，可进行运行电压下局部放

电监测3绕组泄漏电流测量怀疑绝缘存在受潮缺陷时1）试验电压如下：（kV）1）读取1分钟时的泄漏电流值2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量3）泄漏电流参考值参见附录7的规定绕组额定电压1035110～220500直流试验电压102040602）在相同温度

下，由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近4变压器绕组电压比测量1)对核心部件或主体进行解体检修后2)怀疑绕组存在缺陷时1）各相应分接的电压比顺序与铭牌相同2）额定分接电压比允许偏差≤±0.5%（警示值），其它分接的偏差≤±1.0%（警示

值）5三相变压1）更换绕组后与变压器的铭牌和出线端子标号相Q/GDW04-10501047-201012序号项目基准周期要求说明器的接线组别或单相变压器的极性检验2）更换分接开关后符6变压器空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏时与出厂或解体检修后试验值相比应无明显变化，对单相变压器

相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不大于10%（注意值）试验电源可用三相或单相,试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）7变压器短路阻抗和负载损耗测量诊断绕组是否发生变形时与出厂或解体检修后试验相比应无明显变化,相对误差

不大于±2%（注意值）试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较，但不小于5A）8超声局部放电测量检验是否存在严重局部放电时测试值与初值比较无显著变化

，不大于10%（注意值）1）在相同位置进行比较2）历次测试应使仪器测试灵敏度相同9绕组频率响应分析诊断绕组是否发生变形时与初始结果相比，或三相之间结果无明显差别1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同2）在第一分接测量10交流（感应）耐压试验需要确定设备绝缘介质强度时交流（感应）耐压值按

出厂试验值的80%，无异常（无出厂值按附录6耐压值进行）1）宜用变频感应法2）电抗器进行外施工频耐压试验3）35kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验4）进行感应耐压时，频率需大于100Hz,具体频率与时间的关系参照附录

1511声级及振动测定·当噪声异常时测定声级·当振动异常时，可测定振动符合设备技术文件要求测定声级参考GB/T1094.1012整体密封检查1）对核心部件或主体进行解体检修后2）重新进行密封处理后无油渗漏采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，无油渗漏或

按“变压器检修工艺导则”的规定执行13油中糠醛含量检验1）油中气体总烃超标，或CO、CO2过高2）需了解绝缘老化情况时3）长期过载运行后,温升超标后1）含量超过下表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限1～55～1010～1515～20糠醛量mg/L0.1

0.20.40.752）跟踪检测并注意增长率3）测量值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重14绝缘纸(板)聚合度检验诊断绝缘老化时当聚合度≥250时应引起注意试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克15电抗器阻抗测量怀疑线圈或铁心存在缺陷时与出厂值相差不大于±5%（注意

值），与整组平均值相差在±2%（注意值）范围内如有试验条件限制，可在运行电压下测量16油中界面张力检验（25℃）（mN/m）新油或例行试验怀疑油质有问题时≥1917油中体积电阻率测检验（90℃）（Ω·m）新油或例行试验怀疑油质有问题时500kV≥1×1010220kV及以下≥5×109方

法参考GB/T5654或者DT/T51118颗粒数检验当怀疑潜油泵油磨损时500kV≤150019抗氧化剂含量检验当油变色或酸值偏高时≥0.1%（注意值）20油泥与沉淀物检验当界面张力小于25mN/m时≤0.02%21油的相当不同牌

号油满足相关技术文件要求测量方法参考GBT14542Q/GDW04-10501047-201013序号项目基准周期要求说明容性试验混合使用时5.2变压器有载调压装置试验项目、周期和要求见表5-2表5-2变压器有载调压装置的试验项目、周期和要

求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1切换时间测量110kV及以上：3年三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符2操作箱检查110kV及以上：3年接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常3切换开关室绝缘油试验110kV及

以上：3年符合制造厂的技术要求，击穿电压不低于30kV（警示值）诊断试验1过渡电阻测量怀疑分接开关有问题时电阻值的初值差不大于±10%有条件时进行2动作顺序检查当分接开关解体时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序符合制造厂技术要求3动作角度测量怀疑分接开关有问题时动作角度与出厂试验记录

相符有条件时候4插入、动静接触情况检查当分接开关解体及怀疑开关有问题时触头平整，触头烧损厚度不大于制造厂的规定值，回路连接良好5单、双触头间放电间隙检查当分接开关解体时候无烧伤或变动5.3干式变压器试

验项目、周期和要求见表5-3表5-3干式变压器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绕组直流电阻测量35kV及以下：3年1）1.6MVA以上变压器，各相绕组相互间的差别不大于2%（警示值）

；无中性点引出的绕组，线间差别不大于1%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于±2%（警示值）2）1.6MVA及以下变压器，各相绕组相互间的差别不大于4%（警示值）；无中性点引出的绕组，线间差别不大于2%（警示值），且换算到相电阻，相间互差不大于±4%（警示值）3）与同相初值比较,其变化不

大于±2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不大于2%2）相互间差别指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结

果3）测量温度按首末平均温度计，不同温度下的电阻值按下式换算++=1212tTtTRR式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2252绕组绝缘电阻测量35kV及以下：3

年三相共体式绕组与绕组间及地不低于1000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表3绕组对地及相间交流耐压试验35kV及以下：3年交流耐压标准如下：额定电压试验电压6kV17kV10kV24kV35kV60kV例行试验－带电试验1

红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日

增加检测诊断试验Q/GDW04-10501047-201014序号项目基准周期要求说明1穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻测量当变压器解体时不低于100MΩ（注意值）1）用2500V兆欧表；2）连接片不能拆开者可不测量2

变压器绕组电压比测量1）对核心部件或主体进行解体检修后2）怀疑绕组存在缺陷时1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%（警示值），其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.

5%，其它分接的偏差为±1%（警示值）3三相变压器的接线组别或单相变压器的极性检验1）更换绕组后2）更换分接开关后与变压器的铭牌和出线端子标与相符4变压器空载电流和空载损耗测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏时与出

厂或解体检修后试验值相比无明显变化，对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不大于10%（注意值）试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行

比较）5变压器短路阻抗和负载损耗测量诊断绕组是否发生变形时与出厂或解体检修后试验相比无明显变化,相对误差不大于±2%（注意值）试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，

可在相同电流下进行比较）6环氧浇注型干式变压器的局部放电测量检验是否存在严重局部放电时满足设备技术文件要求按照GB6450规定的程序加压7测温装置检查及其二次回路检验密封良好，指示正确，测温电阻值和出厂值相符；检查二次回路绝缘电阻，不低于1MΩ（注意值）测绝缘电阻用2500V兆欧表8噪

音测量当噪声有异常时符合设备技术文件要求按GB7328《变压器、电抗器的声级测定》的要求进行5.4油浸串联电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5-4表5-4油浸串联电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绕组直流电阻测量35kV及以下：3年1）三相

绕组间的相互差别不大于±4%（警示值）2）初值差不大于±2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差的原因，则与初值比较，其变化不大于2%2）相互间差别指

任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结果2绕组绝缘电阻测量35kV及以下：3年不低于1000MΩ（20℃）（注意值）采用2500V兆欧表3绕组tanδ测量35kV：3年≤0.035（20℃）

（注意值）4绝缘油的击穿电压试验35kV及以下：3年15kV～35kV：≥30kV（警示值）15kV以下：≥25kV（警示值）例行试验－带电试验1红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL

/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测Q/GDW04-10501047-201015诊断试验1交流耐压试验验证绝缘强度时交流耐压标准如下：（kV）额定电压试验电压620102835682整体

密封检查1）对核心部件或主体进行解体性检修后2）怀疑绕组存在缺陷时无油渗漏按“变压器检修工艺导则”的规定执行5.5干式电抗器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5-5表5-5干式电抗器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求序号项目基准周期

要求说明例行试验－停电试验1绕组的直流电阻测量35kV及以下：3年1）三相绕组间的差别不大于±4%（警示值）2）与以前相同部位测得值比较,其变化不大于2%（警示值）1）进行相绕组电阻比较时，要求扣除原始差异。直流电阻相间差在出厂时就已超过规定，制造厂已说明了偏差的原因，则与初值比较2

）相互间差别指任意两相绕组电阻之差，除以两者中的小者，再乘以100%得到的结果2绕组绝缘电阻测量35kV及以下：3年不低于1000MΩ（注意值）（20℃）采用2500V兆欧表例行试验－带电试验1红外测温检测1）35kV

及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在

大负荷和重大节日增加检测诊断试验1交流耐压试验验证绝缘强度时交流耐压标准按出厂试验值80%，无异常6套管套管的试验项目、周期和要求见表6-1表6–1套管的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测

量35kV及以上：3年1）主绝缘≥10000MΩ（注意值）2）末屏对地≥1000MΩ（注意值）3）不低于初值的70%采用2500V兆欧表2tanδ和电容量测量（20℃）（电容型）35kV及以上：3年1）套管的t

anδ值不大于下表中数值：电压等级35～220kV500kV油浸纸0.0070.006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）0.0152）电容量初值差不超过±5%（警示值）1）测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连绕组的所有端

子连在一起加压，其余绕组端子均接地，采用正接法测量2）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。3油中溶解气体色谱分析110kV及以上：6年运行中油H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意H2：500μL/L；CH4：100μ

L/LC2H2：1μL/L（220～500kV）C2H2：2μL/L（110kV）制造厂有特殊要求的按厂家规定进行例行试验－带电试验Q/GDW04-10501047-2010161红外测温检测1）500kV

：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前检测套管本体、引线接头等，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/T6641）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大

负荷和重大节日增加检测2带电试验tanδ及电容量测量220kV及以上：1年1）参考停电测试标准判断2）tanδ测量值与初值比较变化量≤±0.003（注意值），电容测量值与初值变化率不大于±5%（注意值）对已安装了带电试验信号取样单元的电容型套管进行，超出要求时应：1

）查明原因2）缩短试验周期3）必要时停电复试诊断试验1110kV及以上电容型套管的局部放电测量诊断套管是否存在局部放电3/05.1mU电压下，进行局部放电值测量：1）油浸纸、复合绝缘、树脂浸渍、充气≤10pC（注意值）2）树脂粘纸（胶纸绝缘）≤100pC（注意值）水平存放1年以上投运前应进

行此项试验2末屏（如有）tanδ测量当电容型套管末屏绝缘电阻小于1000MΩ时≤0.015（注意值）试验电压必须严格控制在设备技术条件许可值之下（通常为2000V）3交流耐压试验需要验证绝缘强度时交流耐压标准按出厂试验值80%，无异常4高压tanδ测量（电

容型）当常规tanδ测量值异常时示例当试验电压由10kV升到3/mU时，tanδ变化量不大于±0.003示例Um为550kV：tanδ≤0.007Um为252kV：tanδ≤0.008Um为126kV：tanδ≤0.017开关设备7.1SF6断路器试验项目、周期和

要求见表7-1表7-1SF6断路器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1主回路电阻测量1）12kV及以上：3年2）红外热像检查显示断口温度或温差异常3）自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作≤制造商规定值（注意值）1）用直流压降法测

量，电流≥100A2）断路器回路电阻部分产品制造厂要求值见附表32断口间并联电容器的绝缘电阻、tanδ和电容量测量126kV及以上：3年1）tanδ值：油浸纸≤0.005，膜纸复合≤0.0025（注意值）；电容值偏差

在初值±5%（警示值）范围内2）罐式断路器（包括GIS中的SF6断路器）按制造厂规定3）绝缘电阻不低于5000MΩ（注意值）当tanδ值超过要求时，应解开断口单独对电容器进行介损测量3分、合闸电磁铁的动作电压测量12kV及以上：3年1）并联合闸脱扣器能在其额定电压的85

%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器能在其额定电源电压65%～110%（直流）或85%～110%（交流）范围内可靠动作；当电源电压低至额定值的30%时不脱扣1）采用突然加压法2）进口设备按制造厂规定4合闸电阻值及合闸电阻

预接入时间测量3年1）除制造厂另有规定外，初值差不大于±5%（注意值）2）预接入时间符合设备技术文件要求如无法测量，只在解体性检查时进行Q/GDW04-10501047-201017序号项目基准周期要求说明5断路器的机械特性测量1）126kV及以上：3年2）40

.5kV主进、电容器及母联断路器：3年1）速度特性测量方法和测量结果符合制造厂规定2）断路器的分、合闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间符合制造厂规定3）除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性满足下列要求（警示值）：相间合闸不同期≯5ms相间分闸不同期≯3m

s同相各断口间合闸不同期≯3ms同相各断口间分闸不同期≯2ms1）必要时测量行程特性曲线，综合分析2）72.5kV及以下，必要时测量合分时间6断路器内SF6气体湿度检测（20℃体积）μL/L1）40.5kV及以上：3年2)新投运测一次，若接近注意值，半年之后应再测一次3)新充（补）气48小时之后至

2周之内应测量一次4)气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体湿度1）灭弧室气室不大于300μL/L2）其它气室不大于500μL/L1）按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》和DL506－92《现场SF6气体水分测定方法》进行2）制造厂

有特殊要求的按厂家规定进行7控制回路电缆绝缘电阻检验3年1）控制回路电缆绝缘无明显下降2）绝缘电阻不小于1MΩ用1000V兆欧表例行试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符

合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1分、合闸线圈的直流电阻测量诊断分、合闸线圈状况

时直流电阻符合制造厂规定2辅助回路和控制回路的交流耐压试验需要验证绝缘强度时试验电压为2kV，无异常1）可用2500V兆欧表代替2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低3SF6气体成分分析1）当怀疑气体质量存在问题2）配

合事故分析时见SF6气体标准章节4SF6气体密度监视器（包括整定值）检验1）数据显示异常2）达到制造商推荐校验周期时符合设备技术文件要求5局部放电测量当怀疑GIS内有缺陷时测试值与初值比较无显著变化1）在相同位置进行比较2）历次测试应使仪器测试灵敏度相同3）可

以采取超声局部放电或者超（特、甚）高频局部放电测试方法进行。6交流耐压试验1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）必要时交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值80%，无异常1）试验在SF6气体额定压力下进行2）罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分

闸断口间两种方式3）对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器进行断口间耐压试验7激光检漏试验1）压力降低时2）定性检测发现气体泄漏时年泄漏率大于1%，进行此项目检测Q/GDW04-10501047-2010187.2少油和多油断路器的试验项目、周期和要求见表7-2表7-2少油和多油断

路器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1少油断路器的泄漏电流测量40.5kV及以上：3年1）每一元件的试验电压如下：额定电压40.5kV126kV及以上直流试验电压20kV40kV2）泄漏电流不大于10μA（警

示值）2主回路电阻测量12kV及以上：3年1）少油断路器主回路电阻要求≤制造商规定值（注意值）或初值差小于30%2）多油断路器符合设备技术条件要求（注意值）1）采用直流压降法测量，电流不小于100A2）开关回路电阻部分产品制造厂要求值见附表13并联电容器

的tanδ和电容量测量126kV及以上：3年1）tanδ值：油浸纸≤0.005，膜纸复合≤0.0025注意值）；电容值偏差在初值±5%（警示值）范围内2）绝缘电阻不低于5000MΩ当tanδ值超过要求时，解开断口单独对电容器进行介损测量4非纯瓷套管和

多油断路器的tanδ测量40.5kV及以上：3年1）20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tanδ值（注意值）见下表：在分闸状态下按每支套管进行测量电压等级kV40.5126充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型0.0350.0100.0350.

0300.0350.0150.0100.0200.0150.0202）20℃时额定电压40.5kV非纯瓷套管断路器的tanδ（%）值可比表中相应增加33）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ（注意值）时，测量末屏对地tanδ，其值不大于0.0154）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试

验值的差别大于士5%（警示值）时，应查明原因5绝缘电阻测量12kV及以上：3年1）整体绝缘电阻与初值相比无明显差异2）断口和有机材料制成的提升杆的绝缘电阻不低于下表数值（注意值）：采用2500V兆欧表额定电压<12kV12～40.5kV126kV300M

Ω1000MΩ3000MΩ6断路器的机械特性测量126kV：3年1）速度特性测量方法和测量结果符合制造厂规定2）断路器的分、合闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间符合制造厂规定3）除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性满足下列要求（警示值）：相间合闸不同期≯5ms相间分闸不同

期≯3ms同相各断口间合闸不同期≯3ms同相各断口间分闸不同期≯2ms在额定操作电压（气压或液压）下进行7操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压测量12kV：3年1）并联合闸脱扣器能在其额定电压的85%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器能在其额定电源

电压65%～110%（直流）或85%～110%（交流）范围内可靠动作；当电源电压低至额定值的30%时不脱扣2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于50kA时为85%）时可靠动作采用突然加压法8合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的12kV：3年1）直

流电阻符合制造厂规定2）绝缘电阻不小于1MΩ（注意值）采用1000V兆欧表Q/GDW04-10501047-201019序号项目基准周期要求说明直流电阻和绝缘电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻测量9断路器对地、断口及相间交流耐压试验40

.5kV及以下：3年断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值对地及相间按出厂耐压值80%进行试验对于三相共箱式的油断路器作相间耐压，其试验电压值与对地耐压值相同10断路器本体绝缘油击穿电压试验1）126kV：3年2）40.

5kV多油：3年1）110kV：≥35kV（警示值）2）40.5kV：≥30kV（警示值）按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验例行试验－带电试验1红外测温检测1）126kV：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业

标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验140.5kV及以上断路器提升杆的交流耐压试验诊断设备绝介质强度时

试验电压按附录15规定，无异常1）加压时间为5min2）每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定2辅助回路和控制回路交流耐压试验诊断设备绝介质强度时试验电压为2kV，无异常1）可用2500V兆欧表代替2

）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低7.3GIS的试验项目、周期和要求见表7-3表7-3GIS的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1主回路电阻测量1）按制造商规定或自定2）自上次试验之后又有100次以上分、合

闸操作≤制造商规定值（注意值）1）在合闸状态下测量。当接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连接线，利用回路上两组接地开关的导电杆直接测量主回路电阻2）若接地开关导电杆与外壳的电气连接不能分开，可先测量导体和外壳的并联电阻R0和外壳电阻Rl，然后按式进行计

算主回路电阻0110RRR(RR)=−3）测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法可参考DL/T5932元件检验各元件试验项目和周期按设备技术文件规定或根据状态评价结果确定试验项目的要求参考设备技术文件或本规程有关

章节3GIS内SF6气体湿度检测（20℃体积）μL/L1）40.5kV及以上：3年2)新投运测一次，若接近注意值，半年之后应再测一次3)新充（补）气48小时之后至2周之内4)气体压力明显下降时1）灭弧室气室≤30

0μL/L2）其它气室≤500μL/L1）按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》和DL506－92《现场SF6气体水分测定方法》进行2）制造厂有特殊要求的按厂家规定进行例行试验－带

电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚

进行3）在大负荷和重大节日增加检测Q/GDW04-10501047-201020序号项目基准周期要求说明月4）春检预试前诊断试验1主回路绝缘电阻测量交流耐压试验前无明显下降或符合设备技术文件要求（注意值）采用2500V兆欧表2局部放电测量

1）结合交流耐压试验进行2）当怀疑有绝缘缺陷时1）与初值相比无明显变化2）符合设备技术文件要求3主回路交流耐压试验1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）检验主回路绝缘时交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值80%，无异常1）试验在

SF6气体额定压力下进行2）试验时，电磁式电压互感器和金属氧化物避雷器应与主回路断开，耐压结束后，恢复连接，并应进行电压为Um、时间为5min的试验。4SF6气体成分分析1）怀疑SF6气体质量存在问题2）配合事故

分析时见SF6气体标准章节5SF6气体密度监视器（包括整定值）检验1）当外观破损2）数据异常时3）达到制造商推荐的检验周期符合制造厂规定6激光检漏试验1）发现压力降低2）定性检测发现气体泄漏时年泄漏率大于1%，进行此项目检测7.4真空断路器的试验项目

、周期和要求见表7-4表7-4真空断路器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1主回路电阻测量40.5kV及以下：3年不大于制造厂规定值的120%（注意值）且初值差﹤30%1）用直流压降法测量，电流不小于100A2）开关主回路电阻部分产品制造厂要求值见

附表22绝缘电阻测量40.5kV及以下：3年1）整体绝缘电阻参照制造厂规定2）断口和用有机材料制成的提升杆的绝缘电阻不低于下表中的数值（注意值）：采用2500V兆欧表额定电压kV<1212～40.51200MΩ3000MΩ3真空灭弧室真空度的

检验40.5kV及以下：3年真空灭弧室内部气体压强不大于6.6×10-2Pa（警示值）有条件时开展4断路器的机械特性测量40.5kV及以下主进、母联及电容器组用断路器：3年1）分、合闸时间及分、合闸速度符合制造厂规定（警示值）2）分闸不同期≯2ms，合

闸不同期≯3ms3）合闸弹跳时间对于12kV≯2ms，对于40.5kV≯3ms4）分闸反弹幅值不大于触头开距的20%在额定操作电压下进行5操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压测量40.5kV及以下：3年1）并联合闸脱扣器能在其额定电压的85%～110%范围内可靠动作；并联分闸

脱扣器能在其额定电源电压65%～110%（直流）或85%～110%（交流）范围内可靠动作；当电源电压低至额定值的30%时不脱扣2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于50k

A时为85%）时可靠动作采用突然加压法6合闸接触器和分、40.5kV及以下：3年1）直流电阻符合制造厂规定2）绝缘电阻不小于1MΩ（注意值）采用1000V兆欧表Q/GDW04-10501047-201021序号项目基准周期要求说明合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻测量7交流耐压试验（断路器主回路对

地、相间及断口）40.5kV及以下：3年断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值对地及相间按出厂耐压值80%进行试验，无异常例行试验－带电试验1红外测温检测1）40.5kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外

诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1辅助回路和控制回路交流耐压试验验证绝缘强度时试验电压为2kV，无异常1）可

用2500V兆欧表代替2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低2真空开关老练试验切电容真空断路器应有通过试验的记录连续开合容性电流30次，不发生重燃。7.5高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7-5表7-5高压开关柜的试

验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量40.5kV及以下：3年不低于出厂值或初值的70%（注意值）在交流耐压试验前、后分别进行2断路器、隔离开关及隔离插头的主回路电阻测量40.5kV及以下：3年不

大于制造厂规定值的150%（注意值）隔离开关和隔离插头回路电阻的测量在有条件时进行3交流耐压试验40.5kV及以下：3年试验电压值对地及相间按出厂耐压值80%进行试验，无异常1）试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间；分闸时各相断口2）相间、相对地及断口的试验电压值相同例行

试验－带电试验1红外测温检测1）40.5kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求有条件时开展诊断试验1辅助回路和控制回路绝缘电阻测量

验证绝缘强度时绝缘电阻不低于1MΩ（注意值）用1000V兆欧表2辅助回路和控制回路交流耐压试验验证绝缘强度时试验电压为2kV，无异常1）可用2500V兆欧表代替2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低3电压抽取（带电显示）装置

检验诊断电压抽取装置性能时符合DL/T538-93《高压带电显示装置技术条件》4压力表及密度继电器校验数据显示异常或达到制造商推荐的周期时符合制造厂规定仅对充气柜7.6隔离开关和接地开关的试验项目、周期和要求见表7-6Q/GDW04-10501047-201022表7-6隔离开

关和接地开关的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1主回路电阻测量40.5kV及以上：3年不大于制造厂规定值（注意值）采用直流压降法测量，电流不小于100A2有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻测量126kV及以下：3年1）用兆欧表测量胶合元件分层电阻2）有机材料传

动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值：MΩ（注意值）采用2500V兆欧表试验类别额定电压kV<1212～40.5126运行中300100030003操动机构的动作情况检查6kV及以上：3年1）电动在额定操作电压下分、合闸5次，动作正常2）手动操作机构操作灵活，无卡涩3）闭锁装置

可靠4超声探伤检验110kV及以上：3年，轮试符合《河北省支柱绝缘子超声探伤管理规定》要求5二次回路绝缘电阻测量12kV及以上：3年绝缘电阻不低于1MΩ（注意值）用1000V兆欧表6二次回路交流耐压试验

12kV及以上：3年试验电压为2000V，无异常1）可用2500V兆欧表代替2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低例行试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合

电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1交流耐压试验需要确认设备绝缘介质

强度时试验电压值为出厂值80%，无异常8互感器8.1油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求见表8-1表8-1油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1tanδ和电容量测量35kV及以上：3年1）tanδ不大于下表中的数值（注意值），且

与无显著变化：当tanδ与出厂值或初值比较有明显增长时，应综合分析tanδ与温度、电压关系电压等级kV35110220油纸电容型充油型胶纸电容型充胶式0.0100.0350.0300.0250.0080.0250.0250.0

250.007——－2）电容型电流互感器主绝缘电容量与初值或出厂值变化率大于±5%（警示值）时应查明原因2绕组及末屏的绝缘电阻测量35kV及以上：3年1）一次绕组间及其对末屏、地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与以往测试结果相比无明显差别，不低于出厂值或初值的70%；一次绕组的绝缘电阻大于3

000MΩ（注意值）2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻大于1000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表例行试验－带电试验1红外测温检测1）220kV：3个月2）110kV：6个月3）春检预试前红外热像图显示无异

常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测Q/GDW04-10501047-201023序号项目基准周期要求说明2带电试验

tanδ及电容量测量110kV及以上：1年1）参考停电测试标准判断2）tanδ测量值与初值比较变化量不大于±0.003（注意值），电容测量值与初值变化率不大于±5%（警示值）对已安装了带电试验信号取样单元的电容型电流互感器进行，超出要求时：1）查明原因2）缩短试验周期3）必要时

停电复试3油中溶解气体色谱分析110kV及以上：3年油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意：总烃：100μL/L；H2：150μL/L；C2H2：1μL/L（220kV）；2μL/L（110kV）制造厂明确要求不能取油样进行色谱分析时可不进行诊断试验1极性检查对核心部件或主体进

行解体性检修之后与铭牌标志相符2电流比校核1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）或需要确认电流比时符合设备技术文件要求计量有要求时测量角、比误差，角、比误差符合等级规定3励磁特性曲线测量1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）计

量要求时1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，无明显差别2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不大于2kV4绕组直

流电阻测量1）红外检测温升异常时2）怀疑一次绕组存在接触不良时3）二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷时与出厂值或初值比较，无明显差别5末屏tanδ及电容量测量（电容型）末屏绝缘电阻小于1000MΩ时≤0.015（注意值）6局部放电测量检验

是否存在严重局部放电时35kV及以上油浸式电流互感器在电压为3/2.1mU时，放电量不大于20pC（注意值）试验接线按GB5583进行7高电压tanδ测量当tanδ与出厂值或初值比较有明显增长时测量tanδ与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到3/mU，tanδ的增量不大于±0

.003，3/5.0mU到3/mU增量不大于0.001（警示值）8交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时1）一次绕组交流耐压标准为出厂值80%2）二次绕组之间及末屏对地为2kV二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替9绝缘油击穿电压试验例行试验后怀疑

有问题时35kV≥30kV（警示值）110kV≥35kV（警示值）220kV≥40kV（警示值）全密封电流互感器按制造厂要求进行10绝缘油tanδ检验（90℃）例行试验后怀疑有问题时投入运行前的油运行油1）当电流互感器tanδ较大但绝缘油其它性能正常时进行该项试验2）全密封

电流互感器按制造厂要求进行注入前：≤0.005注入后：220kV及以下≤0.01220kV及以下≤0.0411密封检查例行试验后怀疑有问题时无渗漏油现象参考GB/T1102312油中水分含量检测例行试验后怀疑有问题时油中水分含量（50℃时）（

注意值）：220kV≤25mg/L制造厂明确要求不能取油样可不进行8.2SF6电流互感器的试验项目、周期和要求见表8-2表8-2SF6电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1SF6气体110kV及以上：不大于500μL/L（注意值）1）按GB120

22、SD306《六氟化硫气体Q/GDW04-10501047-201024序号项目基准周期要求说明湿度检测（20℃体积分数）3年中水分含量测定法（电解法）》和DL506－92《现场SF6气体水分测定方法》进行2）制造厂有特殊要求的按厂家规定进行2绕组的绝缘

电阻测量110kV及以上：3年1）一次绕组间及其对末屏、地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与以往测试结果相比无明显差别，不低于出厂值或初值的70%；一次绕组的绝缘电阻大于3000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表例行

试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试

应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1SF6气体泄漏检验1）气体密度表显示密度下降2）定性检测发现气体泄漏时年泄漏率不大于1%/年，或按厂家要求（注意值）日常监控，必要时检测2SF6气体成份分析1）怀疑气体质量2）配合分析事故时纯度：≥97%

（注意值）空气：≤0.2%（注意值）CF4：≤0.1%（注意值）1）有条件时取气分析2）其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控4极性检查1）对核心部件或主体进行解体性检修之后与铭牌标志相符5电流比校核1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）需要确认电流比时符合设备技术文件要求计量有要求时和

更换绕组后测量角、比误差，角、比误差符合等级规定6励磁特性曲线测量1）对核心部件或主体进行解体检修后2）计量有要求时1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，无明显差别2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量在曲线拐点附近至少测量5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电

压不大于2kV7绕组直流电阻测量1）红外检测温升异常或怀疑一次绕组存在接触不良时测量一侧绕组直流电阻2）二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷，测量二次绕组直流电阻与出厂值或初值比较，无明显差别8局部放电测量诊断是否存在严重局部放电缺陷时在电压为3/2.1m

U时，放电量不大于20pC（注意值）9老练及耐压试验1）需要确认设备绝缘介质强度时2）SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后为出厂试验值80%，无异常试验方法参考GB120810SF6气体密度继电器（包括整

定值）检验1）数据显示异常2）达到制造商推荐的校验周期时符合设备技术文件要求8.3干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表8-3Q/GDW04-10501047-201025表8-3干式电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量

110kV及以下：3年1）一次绕组对末屏及地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与以往测试结果相比无明显差别，不低于出厂值或初值的70%（注意值）2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻不小于1000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表2tanδ及电

容量测量35kV及以上：3年1）主绝缘电容量与初值或出厂值差不超过±5%（警示值）2）参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时tanδ≤0.005（注意值），且与历年数据比较，无显著变化聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.005（注意值）对

电容型电流互感器进行此项试验3交流耐压试验35kV及以下：3年试验电压值按出厂耐压值80%进行试验对非电容型电流互感器进行此项试验例行试验－带电试验1红外测温检测1）110kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术

应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测2带电试验tanδ及电容量检测110kV：1年1）参考停电测试标准判断2）tanδ测量值与初值比较变化量不大于±0.

003（注意值），电容测量值与初值变化率不大于±5%（注意值）对已安装了带电试验信号取样单元的电容型电流互感器进行，超出要求时：1）查明原因2）缩短试验周期3）必要时停电复试诊断试验1局部放电测量诊断是否存在严重局部放电缺陷时电压为3/2.1mU时放电量（

注意值）：≤20pC（聚四氟乙烯缠绕绝缘）≤50pC（固体）8.4油浸式电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表8-4表8-4油浸式电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量10kV及以上：3年1）一次绕组与以往测试结

果相比无明显差别，不低于出厂值或初值的70%（注意值）2）二次绕组：≥10MΩ（注意值）采用2500V兆欧表2tanδ测量35kV及以上：3年1）串级式tanδ（%）不大于下表中数值（注意值）：串级式采用末端屏蔽法温度℃5102030401

10kV及以上1.52.02.54.05.52）非串级式110kV以下tanδ不大于0.035（注意值），110kV及以上tanδ不大于0.005（注意值）3）与历次试验结果相比无明显变化例行试验－带电试验1油中溶解气体色谱分析110kV及以上：3年1）一旦发现C2H2增长，应考虑缩

短周期2）油中溶解气体组分含量（μL/L）超过下列任一值时应引起注意：总烃：100；H2：150；C2H2：2全密封互感器按制造厂要求进行2红外测温检测1）220kV：3个月2）110kV及以下：6个月3）春检预试前红外热像图显示无异常温升、

温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1支架tanδ检测诊断支架绝缘性能时≤0.05Q/GDW04-10501

047-201026序号项目基准周期要求说明2局部放电测量检验是否存在严重局部放电时110kV及以上油浸式电压互感器在电压为3/2.1mU时的放电量：不大于20pC（注意值）试验接线按GB5583进行3空载电

流测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘时1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初值比较无明显差别。2）在下列试验电压下，空载电流不大于最大允许电流,中性点非有效接地系统为3/9.1mU，中性点接地系统为3/5.1mU，且其电流增量不大于出厂试验值的10%（警示值）3）与同一批次、同一型号的其它电磁

式电压互感器相比，彼此差异不大于30%（警示值）4铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻测量解体后，对互感器进行绝缘诊断时不得低于10MΩ（注意值）采用2500V兆欧表5联结组别或极性检查对核心部件或主体进行解体性检修之后与铭牌标志相符6电压比检测1）对核心部件或主体进行解

体性检修之后2）需要确认电压比时符合设备技术文件要求计量有要求时测量角、比误差，角、比误差符合等级规定7绕组直流电阻测量1）红外检测温升异常2）怀疑一次绕组存在接触不良时3）二次电流异常，或有二次绕组方面的家族缺陷与出厂值或初值比较，无明显差别8励磁特性检测1）对核心部件或主体进行解

体性检修之后2）计量要求时1）与同一型号、同一批次其他电压互感器相比彼此互查不大于30%2）励磁电流与出厂无明显变化测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍9交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时

1）一次绕组交流耐压值为出厂值80%，无异常2）二次绕组之间及对地为2kV，无异常1）进行感应耐压时，试验时间参考附录15。应考虑容升现象，试验方法参考GB12072）二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替10绝缘油击穿电压试验例行

试验出现异常时35kV≥30kV（警示值）110kV≥35kV（警示值）220kV≥40kV（警示值）500kV≥50kV（警示值）全密封电压互感器按制造厂要求进行11绝缘油tanδ检测当油浸电压互感器t

anδ较大，但绝缘其它性能正常时220kV及以下≤0.04（注意值）全密封电压互感器按制造厂要求进行12油中水分含量检测例行试验出现异常时220kV及以下≤25mg/L（注意值）全密封互感器按制造厂要求进行13密封检查例

行试验出现异常时无渗漏油现象试验方法按制造厂规定8.5干式电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表8-5表8-5干式电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量35kV及以下：3年1）一次绕组与以往测试结果相比无明显差别，不低于出厂值或初

值的70%（注意值）采用2500V兆欧表Q/GDW04-10501047-201027序号项目基准周期要求说明2）二次绕组：≥10MΩ（注意值）例行试验－带电试验1红外测温检测1）110kV及以下：6个月2）春检预试前

红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1局部放电测量检验是否存在严重局部放电时电压为3/2.1mU时的放电量：不大于

50pC（注意值）试验接线按GB5583进行2空载电流测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘时1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初值比较无明显差别。2）在下列试验电压下，空载电流不大于最大允许电流,中性点非有效接地系统为3/9.1mU，中性点接地系统为3/5.1mU，且其电流增量

不大于出厂试验值的10%（警示值）3）与同一批次、同一型号的其它电磁式电压互感器相比，彼此差异不大于30%（警示值）3联结组别或极性检查对核心部件或主体进行解体性检修之后与铭牌标志相符4电压比检测1）对核心部件或主体进行解体性检

修之后2）需要确认电压比时符合设备技术文件要求计量有要求时测量角、比误差，角、比误差符合等级规定5绕组直流电阻测量1）红外检测温升异常2）怀疑一次绕组存在接触不良时3）二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷与出厂值或初值比较，无明显差别6铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘

电阻测量诊断是否存在绝缘强度时不得低于10MΩ（注意值）采用2500V兆欧表7交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时1）一次绕组交流耐压标准为出厂值80%，无异常2）二次绕组之间及对地为2kV，无异常二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替8.6SF6电磁式电压

互感器的试验项目、周期和要求见表8-6表8-6SF6电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量110kV及以上：3年1）一次绕组与以往测试结果相比无明显差别，不低于出厂值或初值的70%（注意值）2）二次绕组：≥10MΩ（注意值）1）

一次绕组采用2500V兆欧表2）二次绕组采用1000V兆欧表3）测量时候非被测试绕组应该接地2tanδ测量110kV及以上：3年tanδ≤0.015（注意值）测量方法参考DL/T474.33SF6气体湿度检测（20℃体积分数）110kV及以上：3

年不大于500μL/L（注意值）1）按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》和DL506－92《现场SF6气体水分测定方法》进行2）制造厂有特殊要求的按厂家规定进行例行试验－带电试验1红外测温检测1）220kV：3个月2）1

10kV及以红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测Q/GDW04-10501047-201028序号

项目基准周期要求说明下：6个月3）春检预试前664）要求诊断试验1SF6气体泄漏检测1）气体密度表显示密度下降2）定性检测发现气体泄漏时年泄漏率不大于1%/年，或按厂家要求日常监控，必要时检测2支架tanδ测量当怀疑绝缘支架有问题时支架tanδ≤0.053SF6气体成份分析1）怀疑气体存在质

量问题2）配合分析事故时纯度：≥97%（注意值）空气：≤0.2%（注意值）CF4：≤0.1%（注意值）1）有条件时取气分析2）其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控4局部放电测量检验是否存在严重局部放电时3/2.1

mU时的放电量≤20pC（注意值）试验接线按GB5583进行5空载电流测量诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘时1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初值比较无明显差别。2）在下列试验电压下，空载电流不大于最大允许电流,中性点非有效接地系统为3/9.1mU，中性点接地系统为3/5.1mU，且其电流增量不大于

出厂试验值的10%（警示值）3）与同一批次、同一型号的其它电磁式电压互感器相比，彼此差异不大于30%（警示值）从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一次绕组空载电流不大于10mA6

励磁特性检测1）对核心部件或主体进行解体性检修之后2）计量要求时1）测量出对应的励磁电流，与出厂值相比应无显著改变2）与同一批次、同一型号的其它电磁式电压互感器相比，差异≤30%1）试验时，电压施加在二次端子上，电压波形为标准正弦波2）测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.

8、1.0、1.2倍7电压比检验1）对核心部件或主体进行解体性检修后2）需确认电压比时符合设备技术文件要求计量有要求时测量角、比误差，角、比误差符合等级规定8SF6气体密度继电器（包括整定值）检验1）数据显示异常2）达到制造商推荐的校验周期时符合制造厂规定9交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时

1）一次绕组感应耐压试验电压为出厂试验值的80%2）二次绕组之间及对地工频耐压试验电压为2kV1）感应耐压试验参照附录152）二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替8.7电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表8-7表8-7电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说

明例行试验－停电试验1tanδ及电容量测量35kV及以上：3年1）10kV下的tanδ值不大于下列数值（注意值）：油纸绝缘：0.005膜纸复合绝缘：0.0022）每节电容量初值差不超过的±2%（警示值）2）YDR的分压电容器及型号中标有OW、OY的耦合电容器为油纸绝缘；

TYD、WVB、WVL的分压电容器及型号中标有OWF的耦合电容器为膜纸绝缘2极间绝缘缘电阻测量35kV及以上：3年不低于5000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表3低压端对地绝缘电阻测量35kV及以上：3年不低于

100MΩ（注意值）采用1000V兆欧表4中间变压器的绝缘电阻测35kV及以上：3年一次绕组对二次绕组及地大于1000MΩ（注意值）；二次绕组之间及对地大于10MΩ（注意值）1）采用1000兆欧表，从X端测量2）应注意内部避雷器的影响Q/GDW04

-10501047-201029序号项目基准周期要求说明量例行试验－带电试验1带电试验电容量检测110kV及以上：3年电容值的偏差超出初值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验；与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；电容值与初

值相差大于+5%时，应增加带电试验次数测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过分压器低压端（指“N”或“J”或“δ”等）接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，计算其电容值2红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个

月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试

验1中间变压器一、二次绕组直流电阻测量1）怀疑一次绕组存在接触不良时2）二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷时与出厂值或初值比较，无明显差别当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测2角、比误差测量计量有要求时符合等级规定计量有要求时进

行3阻尼器检查诊断阻尼器性能时1）绝缘电阻大于10MΩ（注意值）2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行1）采用1000V兆欧表2）在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组的端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时，可不检查4电磁单元感应耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时试验电压为出厂值的80%或按

设备技术文件要求进行试验前把电磁单元与电容分压器分开，若产品结构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验5局部放电测量诊断是否存在严重局部放电缺陷时1.2/3mU保持1min，局部放电量不大于10pC（注意值）6电磁单元

绝缘油击穿电压和水分检测当例行试验存在异常时1）击穿电压（警示值）：500kV≥50kV;220kV≥40kV;110kV≥35kV;水分：≤25mg/L（注意值）7额定电压下tanδ测量当10kVtan

δ值不符合要求时复测值应与10kV下tanδ无明显差别8.8放电线圈的试验项目、周期和要求见表8-8表8-8放电线圈的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量3年绝缘电阻与以往测试结果相比无明显差别，不小于1000MΩ，不低于出厂值或初值的70%

（注意值）一次绕组采用2500V兆欧表，二次绕组采用1000V兆欧表例行试验－带电试验1红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外

诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1一次绕组直流电阻测量1）红外测温异常2）怀疑一次绕组接触不良时与出厂值或初值比较，无明显差别2绕组tanδ测量确认设备绝缘性能时

参照表8－4例行试验－停电试验项目第2项3变比检测1）对核心部件或主体进行解体符合设备技术文件要求Q/GDW04-10501047-201030序号项目基准周期要求说明性检修后2）需确认电压比时4交流耐压试验确认设备绝缘介质强度时1）一次绕组交流耐压标准为出厂

值80%2）二次绕组之间及末屏对地为2kV二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替5绝缘油击穿电压试验当例行试验存在异常时≥25kV（警示值）8.9光电式电流互感器的试验项目、周期和要求见表8-9表8-9光电式电流互感器

的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1火花间隙检查（如有）1年1）清洁间隙表面积尘2）间隙距离符合设备技术文件要求例行试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1月2）220kV：3月3）110kV：半年检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示无异常温升、

温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1电流比检测对

核心部件或主体进行解体性检修之后符合设备技术条件要求在5%～100%额定电流范围内，从一次侧注入任一电流值，测量二次侧电流，校核电流比2激光功率检测在线监测系统显示光功率不正常时1）用光通量计测量到达受端的

激光功率，并与要求值和上次对应位置的测量值进行比较，偏差不大于±5%或符合设备技术文件要求2）可测量光纤系统的衰减值，测量结果应符合设备技术文件要求9电容器9.1高压并联电容器和集合式电容器的试验项目、周期和要求见表9-1表9-1高压并联电容器和集合式电容器的试验项目、周期和要求

序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1电容量测量35kV及以下：3年1）单台电容量器电容值偏差不大于额定的-5%～+10%范围（警示值）且初值差小于±5%2）电容器组的电容量与额定值的标准偏差应符

合下列要求：3Mvar以下：-5%～10%从3Mvar到30Mvar：0%～10%30Mvar以上：0%～5%。且任意两线端的最大电容量与最小电容量之比值，应不超过1.052绝缘电阻测量35kV及以下：3年≥2000MΩ（注意值）1）高压并联电容

器极对壳绝缘电阻2）集合式电容器极对壳绝缘电阻3）有6支套管的三相集合式电容器，应同时测量其相间绝缘电阻4）采用2500V兆欧表测量例行试验－带电试验1红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显

示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验Q/GDW04-10501047-2010311

极对壳交流耐压试验诊断设备绝缘介质强度时按出厂耐压值的80%进行2冲击合闸试验诊断设备性能时在电网额定电压下冲击合闸3次，无闪络及熔断器熔断等异常现象9.2耦合电容器的试验项目、周期和要求见表9-2表9-2耦合电容器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验项目－停电试验1

tanδ及电容量测量110kV及以上：3年1）10kV下的tanδ值不大于下列数值（注意值）：油纸绝缘：0.005膜纸复合绝缘：0.0022）每节电容值偏差不超出初值的±2%（警示值）范围1）当tanδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值

如符合10kV下的要求，可继续投运2）型号中标有OW、OY的耦合电容器为油纸绝缘；标有OWF的耦合电容器为膜纸绝缘2极间绝缘电阻测量110kV及以上：3年≥5000MΩ（注意值）用2500V兆欧表3低压端对地绝缘电阻测量110kV

及以上：3年≥100MΩ（注意值）采用1000V兆欧表例行试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符

合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测2带电试验tanδ及电容量检测110kV及以上：1年电容值的偏差超出初值的-5%～+10%范围时，应停电

进行试验；与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；电容值与初值相差大于+5%时，应增加带电试验次数对已安装了带电试验信号取样单元的进行，超出要求时：1）查明原因2）缩短试验周期3）必要时停电复试诊断试验1局部放电测量诊断是否存在严重局

部放电缺陷时3/1.1mU电压下局部放电量不大于10pC（注意值）2交流耐压试验需要验证绝缘强度时按出厂耐压值的80%进行9.3串联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表9-3表9-3串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电

试验1电容量测量35kV及以下：3年1）电容值偏差不大于额定的-5%～+10%范围（警示值）2）电容值不小于出厂值的95%2绝缘电阻测量35kV及以下：3年不低于2000MΩ（注意值）采用2500V兆欧表测量例行试验－带电试验

1红外测温检测1）35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测

试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1极对壳交流耐压试验需要确认设备绝缘介质强度时按出厂耐压值的80%进行2冲击合闸试验诊断设备性能时在电网额定电压下冲击合闸3次，无闪络及

熔断器熔断等异常现象Q/GDW04-10501047-20103210绝缘油及SF6气体10.1绝缘油绝缘油的试验项目、标准见表10-1表10-1绝缘油的试验项目、周期和标准序号项目要求说明投入运行前的油运行油例行试验1外观检查透明、无杂质或悬浮物将油样注入试管冷却至5

℃在光线充足的地方观察2水溶性酸pH值≥5.4≥4.2按GB7598《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验，均为注意值3酸值（mgKOH/g）≤0.03≤0.1按GB264《石油产品酸值测定法》或GB7599《运行中变压器油、汽轮

机油酸值测定法（BTB）法》进行试验，均为注意值4水份（mg/L）110kV≤20220kV≤15500kV≤10110～220kV≤25500kV≤15运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于60℃时采样，按GB/T7601《运行中变压器油水份含

量测定法（库仑法）》或GB/T7600《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》进行试验，均为注意值5击穿电压试验（kV）10kV以下≥30kV35kV≥35kV110～220kV≥40kV500kV≥60kV10kV≥25kV35kV≥30kV110kV≥35kV220kV≥

40kV500kV≥50kV按GB507和DL429.9方法进行试验，均为警示值6tanδ检测（90℃）注入前：≤0.005注入后：220kV及以下≤0.01500kV≤0.007220kV及以下≤0.04500kV≤0.02按GB5654《液体绝缘材料工频相对介电常数tanδ

和体积电阻率的试验方法》进行试验，均为注意值7油中含气量检测（v/v）（%）≤1≤3按DL423《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL450《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验，均为注意值诊断性项目1体积电阻率（90℃）（Ω·m）≥

6×1010500kV≥1×1010220kV及以下≥5×109按DL421《电阻率测定法》进行试验，均为注意值2油泥与沉淀物（m/m）（%）－≤0.02（注意值）按GB511《机械杂质测定法》方法试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中称重。当界面

张力小于25mN/m时，进行本项目3颗粒数（个/10mL）－≤1500（500kV）表征油的纯净度。每10mL油中大于3～150μm的颗粒数一般不大于1500个，大于1500个应予注意，大于5000个说明油

受到了污染。对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，应进行金属成分及含量分析4界面张力（25℃）（mN/m）≥35≥19按GB6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验，均为注意值。低于注意值时

宜换新油5闪点（闭口）（℃）≥140（10号、25号油）与新油原始测量值相比不低于10℃按GB261《石油产品闪点测定法》进行试验6油中溶解气体色谱分析，见各设备章节见各设备章节取样、试验和判断方法分别按GB7595、SD304和GB7252的规定注：

①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。②有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。③10kV及以下设备试验周期可自行规定。④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目

、周期见有关章节。颗粒数（个/10mL）≤1500（330kV及以上）设备的运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试

验项目，必要时采取处理措施。关于补油或不同牌号油混合使用的规定。Q/GDW04-10501047-201033补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油

样品的油泥析出和tanδ试验，试验结果无沉淀物产生且tanδ不大于原设备内部油的tanδ值时，才可混合。不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。对于国外进口油、

来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不祥，则采用1∶1比例混合。10.2SF

6气体SF6新气到货后，充入设备前应按现行国家标准《工业六氟化硫》GB12022验收，对气瓶的抽检率为10%，其他每瓶只测定含水量。SF6电力设备在充气后应有足够的静置时间才可进行相关试验，静置时间如无制造厂规定，则应满足以下要求

：检漏试验静置时间大于24h，气体湿度测试静置时间大于48h。。关于补气和气体混合使用的规定：1）所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥2）符合新气质量标准的气体均可混合使用。SF6气体的

试验项目、周期和标准见表10-2表10-2SF6气体的试验项目、周期和标准序号项目基准周期标准说明1湿度检测（20℃v/v）1）220kV及以上：3年2）解体检修后1）灭弧室气室（注意值）：交接时及解体检修后≤150μL/L运行

中≤300μL/L2）其他气室（注意值）：交接时及解体检修后≤250μL/L运行中≤500μL/L1）按GB12022《工业六氟化硫》、DL/T915《六氟化硫气体中水份含量测定法（电解法）》进行2）新装及解体检修后1年内复测1次，如湿

度符合要求，则正常运行1～3年测1次2密度测量（标准状态下）怀疑气体质量或者配合事故分析时6.17kg/m3测量方法参考DL/T916、DL/T917、DL/T917、DL/T919、DL/T920、DL/T9213毒性无毒（注意值）4酸度≤0.3μg/g（注意值）5气体纯度≥99.8%（注意值）

6空气（%）1）交接时及解体检修后≤0.05m/m2）运行中≤0.2m/m（注意值）7可水解氟化物≤1.0μg/g（注意值）8矿物油≤10μg/g（注意值）9杂质组分（CO、CO2、HF、SO2、SF

4、SOF2、SO2F2）11避雷器11.1金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表11-1表11-1金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验Q/GDW04-10501047-201034序号项目基准周期要求说明1直流1mA电压U1mA及0.75U

1mA下的泄漏电流测量10kV及以上：3年1）U1mA不低于GB11032规定值（注意值）2）U1mA初值差化不大于±5%（注意值）3）0.75U1mA下的泄漏电流初值差≤30%或不大于50μA（注意值）记录环境温度和相对湿度，测量电流的导线应使用

屏蔽线2底座绝缘电阻测量10kV及以上：3年不小于100MΩ（注意值）采用2500V兆欧表3检查放电计数器功能检测10kV及以上：3年均应正常动作若装有电流表，应同时校核电流表，校核结果应符合设备技术文件要求例行试验－带电试验1红

外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪

测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测2带电试验运行电压下的交流持续电流检测1）雷雨季节前后2）全电流发现异常时测量运行电压下阻性电流或功率损耗，测量值与初值比较无明显变化1）应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压2）带电试验宜在避雷器外套表面干燥时

进行；应注意相间干扰的影响例行试验－在线监测1全电流在线测量连续运行中应每天巡视，每半月进行记录，变化率不大于30%（注意值）1）具备条件时进行本项目2）变化率大时应查明原因诊断试验1工频参考电流下的工频参考电压试验诊断内部电

阻片是否存在老化、检查均压电容等缺陷时应符合GB11032或制造厂规定1）测量时的环境温度宜为20±15℃2）测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换）2全电流在线装置准确度检测对在线装置性能有怀疑时符合准确级要求3均压电容的电容量检测诊断缺陷时电容量初

值差不大于±5%或满足制造商的技术要求装备有均压电容11.2普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求见表11-2表11-2普阀、磁吹避雷器的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值测量110kV及以

下：3年1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录4或制造厂规定值，还应与历年数据比较，无显著变化2）同一相内串联组合元件的非线性因数差值不大于0.05（警示值值）；电导电流相差值不大于30%（警示值）3）直流试验电压如下：

1）由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验2）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录43）如FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，但电导电流合格，允许作换节处理，换节后的非线性因数差值不大于0.054）运行中PBC型避雷

器的电导电流应在300μA～400μA范围内元件额定电压kV3610152030试验电压U1kV---81012试验电压U2kV46101620242绝缘电阻测量110kV及以下：3年1）FZ（PBC.LD）、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻值与出厂值、初值或同类型的测量数据进行比较，无显著变化2

）FS型避雷器绝缘电阻不低于2500MΩ（注意值）1）采用2500V及以上兆欧表2）FZ、FCZ、FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况3工频放电电压试验10kV及以下：3年1）FS型避雷器工频放电电压在下列范围内：额定电压3kV6kV10k

V工频放电8～1215～2123～33Q/GDW04-10501047-201035序号项目基准周期要求说明电压kV2）FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录44底座绝缘电阻测量110kV及以下：3年不小于5MΩ（注意值）采用

2500V及以上兆欧表5放电计数器动作情况检测110kV及以下：3年均应正常动作例行试验－带电试验1红外测温检测1）110kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电

力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测2带电试验泄漏电流检测110kV及以下：1年1）应注意对同一相历次试验结

果的比较，同时也应注意相间试验结果的比较2）泄漏电流相间差值达1倍以上或与上次数据比较增加50%时，应分析原因、加强监测，必要时进行停电测试对具备带电试验条件的进行诊断试验1密封检查当怀疑密封不严时避雷器内腔抽真空至（300～

400）×133Pa后，5min内，其内部气压的增加不大于100Pa12电力电缆12.1纸绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求见表12-1纸绝缘电力电缆包括粘性油纸绝缘电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆。表12-1纸绝缘电

力电缆的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量35kV及以下：3年1）与初值比较不低于70%且三相平衡2）250米及以下电缆绝缘电阻20℃时按如下要求：6～10kV

≮1000MΩ（注意值）35kV≮1500MΩ（注意值）3）250米以上时，绝缘电阻满足GB9326的要求0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV及以上电缆用2500V兆欧表（6/6kV及以上电缆可用

5000V兆欧表）2直流耐压试验及泄漏电流检测35kV及以下：3年1）试验电压值按下表规定，加压5min，不击穿6/6kV及以下电缆泄漏电流小于10μA，8.7/10kV电缆的泄漏电流小于20μA时对不平衡系数不作规定额定电压U。/UkV粘性油纸绝缘kV不滴流油纸绝缘kV0.6

/1441.8/312-3.6/624-6/630-6/1040-8.7/10473021/35105-26/35130-2）耐压5min时的泄漏电流值不大于耐压1min时的泄漏电流值3）三相之间的泄漏电流不平衡系数不大于2例行试验－带电试验1红外测温检测1）

35kV及以下：6个月2）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测12.2橡塑绝缘电力电缆Q/GDW04-105

01047-201036橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。橡塑绝缘电力电缆的试验项

目、周期和要求见表12-2表12-2橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1电缆外护套绝缘电阻测量110kV及以上：3年每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ（注意值）1）采用1000V兆欧表2

）对电缆外护套有引出线者进行2电缆主绝缘绝缘电阻测量110kV及以上：3年初值差不大于10%（注意值）0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表；0.6/1kV到26/35kV电缆用2500V兆欧表,110kV及以上电缆5000V兆

欧表3主绝缘交流耐压试验110kV及以下：6年220kV：3年试验电压频率及时间见下表：推荐使用频率30Hz～300Hz谐振耐压试验试验电压频率加压倍数持续时间0.1Hz2.1U05min30Hz～300Hz1.6U0（110kV及以下）1.36U0（220kV）5min例行试验－带电

试验1红外测温检测1）220kV：3个月2）110kV及以下：6个月3）春检预试前4）红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像

仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1铜屏蔽层电阻和导体电阻比检测（Rp/Rx）1）需要判断屏蔽层是否出现腐蚀时2）重新做好终端或接头后较投运前的电阻比增大时，表明铜屏

蔽层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比减小时表明附件中的导体连接点的电阻有可能增大。1）用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻2）终端以及中间接头的安装工艺，必须符合附录10的要求才能测量，不符合此

附录者不测量2相位检测怀疑相位与电网不同时与电网相位一致3tanδ测量怀疑设备存在受潮缺陷时tanδ在工频电压下或0.1Hz低频电压下测量，测量电压为U0，不大于0.2%（XLPE）（注意值）12.3交叉互联系统的试验项目、

周期和要求见表12-3表12-3交叉互联系统的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1电缆外护套和接头外护套的绝缘夹板对地直流耐压试验110kV及以上：3年在每段电缆金属屏蔽或金属

护套与地之间加试验电压5kV，试验时间1min不击穿试验时必须将保护层过电压保护器断开，在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属套都接地2护层过电压保护器检测1）非线性电阻片的直流伏安特性2）非线性电阻片及其引线对地绝缘110kV及以上：3年1）伏安特性或参考电压应符合产品标准规

定2）用1000V兆欧表测量绝缘电阻应大于10MΩ（注意值）按产品标准规定值加压于碳化硅电阻片，若试验时温度为t℃则被测电流乘以修正系数（120－t）/100Q/GDW04-10501047-201037序号项目基准周期要求说明电阻3互联箱1）闸刀（或连接片）的接触电

阻测量2）检查闸刀（或连接片）连接位置110kV及以上：3年1）在正常工作位置进行测量，接触电阻不大于20μΩ（注意值）或符合技术条件要求2）刀闸连接位置应正确无误密封互联箱之前进行；发现连错改正后必须重测闸刀（或连接片）的接触

电阻例行试验－带电试验1红外测温检测1）220kV：3个月2）110kV及以下：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T664）要求1）红外测温采用红外成像仪

测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测诊断试验1大段范围内试验互联系统大段内发生故障符合技术条件要求试验方法参考5015013一般母线一般母线的试验项目、周期和要求见表13-1表13-1一般母线的试验项目、周期和要求序号项目基准

周期要求说明例行试验－停电试验1绝缘电阻测量35kV及以下：3年不低于1MΩ/kV（注意值）采用2500V兆欧表2交流耐压试验35kV及以下：3年额定电压kV试验电压kV纯瓷绝缘固体有机绝缘63226104238

3510090例行试验－带电试验1红外测温检测1）500kV：1个月2）220kV：3个月3）110kV：6个月4）春检预试前红外热像图显示无异常温升、温差和相对温差，符合电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/

T664）要求1）红外测温采用红外成像仪测试2）测试应尽量在负荷高峰、夜晚进行3）在大负荷和重大节日增加检测14接地装置接地装置的试验项目、周期和要求见表14-1表14-1接地装置的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例

行试验－停电试验1设备接地引下线导通检测110kV及以下：3年220kV及以上：1年1）变压器、避雷器、避雷针等：≤200mΩ且导通电阻初值差≤50%（注意值）2）一般设备：导通情况良好测量条件应与上次相同。测量方法参考DL/T4752接地网接地阻抗测量1）6年2）接地

网结构发生改变时候符合运行要求，且不大于初值的1.3倍按照DL/T475推荐方法进行测量4独立微波站的接地电阻测量1年不大于5Ω（注意值）5独立避雷针（线）的接地电6年不大于10Ω（注意值）在高土壤电阻率地区

难以将接地电阻降到10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等Q/GDW04-10501047-201038序号项目基准周期要求说明阻测量反击的要求，最大不大于30Ω诊断试验1接地装置安装处土壤电阻率检测接地电阻测定有异常时符合国家标准要求1）仅对110kV以上变

电所进行测试时2）用4极法，要求a＞D其中：a—电极间距离D—地网对角线距离2抽样开挖变电所接地网的腐蚀情况检查若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符合设计要求，怀疑接地网被严重腐蚀时无开断、松脱或严重腐蚀等现象1）可根据电气设备的重要性和施工安全性，选择5～8

个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围2）。修复或恢复之后，应进行接地阻抗、接触电压和跨步电压测量，测量结果应符合设计要求3接触电压、跨步电压检测接地阻抗明显增加，或者接地网开挖检查或/和修复之后符合设计要求测量方法参见DL/T47515支

柱瓷绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料15.1支柱绝缘子的试验项目、周期和标准见表15-1表15-1支柱绝缘子的试验项目、周期和标准序号项目基准周期标准说明例行试验－停电试验1超声探伤检测220kV及以上：3年裂纹不大于1mm（注意值）对110kV及以上隔离刀闸进行检测，见省公司相关规定。2外观检查

220kV及以上：3年1）无开裂、脱釉现象2）法兰铁瓷结合部防水层无脱落、起层等现象应使用高空作业车，禁止工作人员踩踏、攀登绝缘子3机械负荷试验220kV及以上：3年无异常抽样检查，各厂家、各批次产品均选择一支绝缘子，该绝缘子应

为该批绝缘子中运行环境最为恶劣的一支；若检测不合格，成倍增加抽检数量4站内盘形绝缘子零值检测1）3年2）自上次检测以来有发生了新的闪络或有新的闪络痕迹应列入计划不小于500MΩ（警示值）1）采用5000V兆欧表，如不满足要求则在绝缘子表面加屏蔽环并接绝缘电阻表屏蔽端子后重新测量，如仍不满足要

求则可判为零值绝缘子2）采用轮试的方法，即每年检测一部分，一个周期内完成全部普测，如某批次盘形绝缘子零值检出率明显高于运行经验，则对该批次绝缘子酌情缩短检测周期例行试验－带电试验1紫外成像检测220kV及以上：1年无电晕2红外热像检测

500kV：1月220kV：3月110kV及以下：半年无异常检查设备外绝缘、支柱绝缘子、悬式绝缘子等可见部分，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T664诊断试验1

66kV及以上绝缘子零值检测当怀疑绝缘子为零值时在运行电压下进行1）根据绝缘子的劣化率调整检测周期2）对多元件针式绝缘子应检测每一胶合元件2绝缘子绝缘电阻测量考察绝缘子绝缘情况1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不低于300MΩ

，500kV悬式绝缘子不低于500MΩ2）35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不低于500MΩ3）半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定1）用2500V及以上兆欧表2）棒式支柱绝缘子不进行此项试验3绝缘子交流耐压当考察绝缘子绝缘强度时1）支柱绝缘的交流耐压试验电

压值见附录82）35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下：两个胶合元件者，每个元件50kV35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本规程规定Q/GDW04-10501047-201039序

号项目基准周期标准说明三个胶合元件者，每个元件34kV3）机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV15.2复合绝缘子的试验项目、周期和标准见表15-2表15-2复合绝缘

子试验项目、周期和标准序号项目基准周期标准说明例行试验－停电试验1憎水性试验1）首次6年2）后续周期根据历次评估结果自定（≤4年）HC1～HC2：继续运行HC3～HC4：继续运行HC5：继续运行，须跟踪检测HC6：取样送实验室做标准的憎

水性迁移试验，以确定是否退出运行1）按家族（制造商、型号和投运年数）从输电线路上随即抽取6～9支进行试验2）检测方法及判据可参见DL/T8643）测试方法见附录52外观检查500kV：1年220kV及以下：3年1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子

表面的局部放电情况2）硅橡胶伞套表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧伤痕迹3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象4）伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱胶等现象5）端部金具连部部位无明显的滑移，密封良好6）钢脚或钢帽锈蚀，钢脚弯曲，电弧烧损，锁紧销缺少检

查时禁止踩踏绝缘子伞套3水煮试验1～5年外观有明显破损为不合格，否则应继续做陡波冲击耐受电压试验1）按家族（制造商、型号和投运年数）从输电线路上随即抽取6～9支进行试验2）试验方法可参考GB/T195194陡波冲击耐受电压

试验1）首次6年2）后续周期根据历次评估结果自定（≤4年）每次冲击应引起电极间的外部闪络；伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿的为不合格5机械破坏负荷试验1）首次6年2）后续周期根据历次评估结果自定（≤4年）Mav-2.0

5Sn应大于0.5SML,且Mav≥0.65SML，其中Mav为破坏负荷的平均值；SML为额定机械负荷；Sn为破坏符合的标准偏差1）按家族（制造商、型号和投运年数）从输电线路上随即抽取6～9支进行试验2）试验方法可参Q/

GDW04-10501047-201040考GB/T19519例行试验－带电试验1紫外成像检测220kV及以上：1年无电晕15.3RTV涂料试验项目、周期和标准见表15-3表15-3RTV涂料试验项目、周期和标准序号项目基准周期标准说明1憎水性试验1）50

0kV：1年；2）220kV及以下：3年HC1～HC2：继续运行HC3～HC4：继续运行HC5：继续运行，须跟踪检测HC6：取样做标准的憎水性迁移试验，以确定是否复涂1）每站的每个厂家的每批涂料产品均选择一个设备作为测量点2）测试方法见附录52外观检查220kV及以上：3年1）在雨、雾、露、雪

等气象条件下绝缘子表面的局部放电情况及憎水性能是否减弱或消失；2）表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧伤痕迹；3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象；检查时禁止踩踏绝缘子15.4变电站现场污秽度评估每3年或有下列情形之一进行一次现场污秽度评估：a）附近10km范围内发生了污闪事故；b）附近10km

范围内增加了新的污染源（同时也需要关注远方大、中城市的工业污染）；c）降雨量显著减少的年份；d）出现大气污染与恶劣天气相互作用所带来的湿沉降（城市和工业区及周边地区尤其要注意）。现场污秽度测量参见Q/GDW152-2006。如果现场污秽度等级接近变电站内设备

外绝缘及绝缘子（串）的最大许可现场污秽度，应采取增加爬电距离或采用复合绝缘等技术措施。16输电线路输电线路的试验项目、周期和要求见表16-1表16-1输电线路的试验项目、周期和要求序号项目基准周期要求说明例行试验－停电试验1盘形瓷绝缘子零值检测500kV：6年220kV及以下：10年

绝缘电阻不低于500MΩ1）宜用5000V兆欧表，测试中达不到500MΩ时，采用在绝缘子表面加屏蔽环并接兆欧表屏蔽端子后重新测量，若仍小于500MΩ时，可判定为零值绝缘子2）采用轮试的方法，即每年检测一部分，一个周期内完成全部普测3）如某批次的盘形瓷绝缘子零值检出率明显高于运行经验值，

则对于该批次绝缘子应缩短零值检测周期4）自上次检测以来又发生了新的闪络、或有新的闪络痕迹的，也应列入最近的检测计划2导线接点温度测量500kV：1年220kV及以下：3接点温度可略高于导线温度，但不大于10℃，且不高于导线允许运行温度分析要综合考虑当时及前1小时的

负荷变化以及大气环境条件Q/GDW04-10501047-201041序号项目基准周期要求说明年3杆塔接地阻抗检测1）2km进线保护段及大跨越：500kV：1年；其它：2年2）其它首次：投运后3年；500kV：4年；其

它：8年不低于设计值（或要求值）的50%1）除2km进线保护段和大跨越外，一般采用每隔3基（500kV及以上）或每隔7基（其它）检测1基轮式的方式2）对于地形复杂、难以到达的区段，轮式方式可酌情自行掌握3）如某基杆塔的测量值超过设计值时，补测与此相邻的2基杆塔4）检测宜在雷暴

季节之前进行4现场污秽度评估1）3年2）附近10km范围内发生了污闪事故3）附近10km范围内增加了新的污染源（且关注远方大、中城市的工业污染）4）降雨量显著减少的年份5）出现大气污染与恶劣天气相互作用所带来的湿沉

降现场污秽度测量参见Q/GDW152-20061）现场污秽度等级接近变电站内设备外绝缘及绝缘子（串）的最大许可现场污秽度，应采取增加爬电距离或采用复合绝缘等技术措施2）污秽等级与对应附盐密度值见附录115复合绝缘子的机械破坏负荷

、界面试验（输电线路上随机抽取6～9只）1）首次：6年2）根据历次评估结果自定,但≤4年1）界面试验程序和判据参考GB/T195192）机械破坏负荷试验要求Mav-2.05Sn应大于0.5SML，且Mav

≥0.65SML。其中，SML为额定机械负荷，Mav为破坏负荷的平均值，Sn为破坏负荷的标准偏差1）界面试验包括水煮试验和陡波前冲击电压试验两项2）机械破坏负荷试验方法可参考GB/T195196复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层检查和试验（输电线路上随机抽取6～9只）1）首次：3

年2）根据历次评估结果自定,但≤2年1）检测方法和判据可参见DL/T8642）按涂敷材料、涂敷时间和涂敷地点，抽样检查涂层的附着性能,要求无龟裂、粉化、脱落和剥离等现象试验项目包含憎水性、憎水性迁移特性、憎水性丧失特性和憎水性恢复时间测定7线路避雷器检查及试验1）纯空气间

隙距离复核及连接金具检查：3年2）本体及支撑绝缘子绝缘电阻：停电时候且3年未测1）纯空气间隙距离复核及连接金具检查，无异常2）本体及支撑绝缘子绝缘电阻＞1000MΩ绝缘电阻使用5000V兆欧表例行试验－带电试验1紫外检测检测500kV：1年220kV及以下：3年无电晕有条件的开展2飞机巡线检测5

00kV：1年无异常3红外检测检测1年无异常诊断试验1导地线（含大跨越）振动测量怀疑导地线存在异常振动时测量结果符合设计要求2地线机械强度试验存在此类家族缺陷时取样进行机械拉力试验，要求不低于额定机械强度的80%3导线弧垂测量根据线路巡检结果，实时安排导线弧垂测量方法和要求参考GB50233

4杆塔接地开挖检查1）杆塔接地阻抗显著增加2）显著超过规定值3）怀疑严重腐接地导体截面不小于设计值的80%开挖检查并修复之后，应进行杆塔接地阻抗测量Q/GDW04-10501047-201042序号项目基准

周期要求说明蚀时17输变电设备巡检17.1油浸式电力变压器及电抗器巡检项目、周期和要求见表17－1表17－1油浸式电力变压器及电抗器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观无异常500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月外观无异常，油位正常，无油渗漏油

温和绕组温记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数呼吸器干燥剂（硅胶）1/3以上处于干燥状态；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，并取油样分析油中水分（仅对开放式）冷却系统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声响及振动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，可定量测量温度计检查变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度

曲线相对应套管油位检查套管油位正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象压力释放器、安全气道及防爆膜压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损气体继电器检查气体继电器内应无气体控制箱和二次端子箱、机构箱

检查各控制箱和二次端子箱、机构箱密封严密，无进水受潮现象，温控装置工作正常指示、灯光、信号检查各类指示、灯光、信号应正常变压器室检查变压器室的门、窗、照明完好，房屋不漏水，室内温度正常接地部分检查变压器各部件的接地应完好监控数据核对监视变压器的各种数据与现场监控或监控中心遥测数据一致，遥

信对应17.2有载开关巡检项目、周期和要求见表17－217.2有载开关巡检项目、周期和要求见表17－1巡检项目基准周期要求储油柜、呼吸器和油位指示器1年按技术文件要求检查在线滤油器按其技术文件要求检查滤芯电动机构箱检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常动作次数记录动作

次数电机和计数器的功能如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能分接位置500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月检查分接位置及电源指示正常在线滤油装置检查在线滤油装置工作位置及电源指示正常；运行时应无异常的振动和噪声，压力符合制造厂规定；各管道连接处密

封良好；各部位应无残余气体（制造厂有特殊规定除外）气体继电器气体继电器内无气体17.3高压套管巡检项目、周期和要求见表17－3表17－3高压套管巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV：3月高压引线、末屏接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套

无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物油位及渗漏检查（充油）充油套管油位正常、无油渗漏17.4SF6断路器巡检项目、周期和要求见表17－4Q/GDW04-10501047-201043表

17－4SF6断路器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月外观无异常；无异常声响；高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着；并联

电容器无渗漏气体密度值检查检查气体密度值正常，符合设备技术文件要求气体压力表检查SF6气体压力表在正常范围内分、合位置检查断路器分、合位置指示正确，与实际运行方式相符连杆部分检查各连杆、传动机构无弯曲、变形、锈腐，轴销齐全接地部分接地完好基础部分基础无下沉

、倾斜操动机构状态检查加热器功能正常（每半年）；操动机构状态正常（液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）；记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数。17.5气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）巡检项目、周期和要求见表17－5表17－5GIS巡检项目、

周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV：3月外观无异常；无异常声响；高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着气体密度值检查检查气体密度值正常，符合设备技术文件要求操动机构状态检查操动机构状态正常（液压机构油压正常；

气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）；记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数仪表检查各气室压力在正常范围，并记录压力值；各种压力表、液压机构油位计的指示正常汇控柜检查汇控柜无异常信号发出，操动切换把手与实际运行位置相符，控制、电源开关位置正常，连锁位置指示正常

，柜内封堵严密、加热器及驱潮电阻正常17.6少油断路器巡检项目、周期和要求见表17－6表17－6少油断路器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查110kV及以下：3月外观无异常；声音无异常；高压引线

、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着、无渗漏油分、合位置检查断路器的分、合位置指示正确，与实际运行方式相符套管的油位检查本体套管的油位在正常范围内，油色透明无碳黑悬浮物放油阀关闭严密，无渗、漏油现象套管、瓷瓶无裂痕，无异常放电声和电晕引线连

接部位无发热变色现象连杆部分连杆、转轴拐臂无裂纹、变形排气装置排气装置完好，隔栅完整接地部分接地完好，基础无下沉、倾斜操动机构状态检查操动机构状态正常（液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）；记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数17.7真空断路器巡检

项目、周期和要求见表17－7表17－7真空断路器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查3个月外观无异常；高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着分、合位置检查指示器与运行方式相符灭弧室无放电、无异音、无破损引线部分连接部位接触良好，无发热变色现象

接地部分接地完好操动机构状态检查操动机构状态正常（液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）；记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数17.8隔离开关和接地开关巡检项目、周期和要求见表17－8Q

/GDW04-10501047-201044表17－8隔离开关和接地开关巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月无影响设备安全运行的异物；支柱绝缘子无破损、裂纹；传动部件、触头、高压引

线、接地线等外观无异常；分、合闸位置及指示正确接头部分无松动、发热，引线驰度适中刀口刀口完全合入，触头接触良好，无过热变色及位移等异常现象传动机构连杆无弯曲、无锈蚀操作灵活，销子应无脱落闭锁装置检查闭锁装置完好机构箱机构箱门平整，关闭紧密，电缆孔洞封堵严密电动操作机构检查操作电

源在断开位置架构及传动杆架构及传动杆无变形法兰连接处法兰连接处无裂痕，连接螺丝无松动锈蚀、变形接地部分操作机构接地良好，无锈蚀17.9电流互感器巡检项目、周期和要求见表17－9表17－9电流互感器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下

：3月高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物；充油的电流互感器，无油渗漏，油位正常，膨胀器无异常升高；充气的电流互感器，气体密度值正常，气体密度表（继电器）无异常；二次电流无异常引线一、二次引线接触良好，接头无过

热，各连接引线无发热、变色金属部位无锈蚀，无倾斜变形架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆端子箱引线端子无松动、过热、打火现象防爆膜无破裂硅胶无受潮变色膨胀器膨胀位置指示正常，无渗漏接地部分各部位接地可靠、良好17.10电磁式电压互感器巡检项目、周期和要

求见表17－10表17.10电磁式电压互感器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月高压引线、接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影

响设备运行的异物；油位正常（油纸绝缘），或气体密度值正常（SF6绝缘）；二次电压无异常。，必要时带电测量二次电压引线一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色金属部位无锈蚀，无倾斜变形架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆端子箱引线端子无松动、过热、打火现象，熔断器和二次空

气开关正常接地部分各部位接地可靠17.11电容式电压互感器巡检项目、周期和要求见表17－11表17－11电容式电压互感器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月高压引线、接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹

；无影响设备运行的异物；油位正常二次电压二次电压无异常，必要时带电测量二次电压引线一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色金属部位无锈蚀，无倾斜变形架构、遮栏、器身外涂漆层清洁、无爆皮掉漆接地部分各部位接地可靠Q/GDW04-10501047-20104517

.12耦合电容器巡检项目、周期和要求见表17－12表17－12耦合电容器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月电容器无油渗漏；瓷件无裂纹；无

异物附着引线部分高压引线、接地线连接正常，引线接触牢固，接地线良好，接地刀闸位置符合运行要求电压抽取装置电压抽取装置无异常放电间隙放电间隙无异常避雷器避雷器无异常17.13高压并联电容器和集合式电容器

巡检项目、周期和要求见表17－13表17－13高压并联电容器和集合式电容器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查1年或自定电容器无油渗漏、无鼓起；高压引线、接地线连接正常17.14金属氧化物避雷器巡检项目、周期和要求见表17－14

表17－14金属氧化物避雷器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月瓷套无裂纹；复合外套无电蚀痕迹；无异物附着；均压环无错位；高压引线、接地线连接正常；若计数器装有电流表，应记录当前电流值，并与同等运

行条件下其它避雷器的电流值进行比较，要求无明显差异；记录计数器的指示数低式布置的避雷器遮拦内有无杂草接地线连接牢固，无断股、腐蚀、损伤等串联间隙带串联间隙的金属氧化物避雷器或串联间隙是否与原来位置发生偏移17.15电力电缆巡检项目、周期和要求见表17－15表17－15电

力电缆巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查220kV：1月110kV及以下：3月电缆终端外绝缘无破损和异物，无明显的放电痕迹；无异味和异常声响；充油电缆油压正常，油压表完好；引入室内的电缆入口封堵完好，电缆支架牢固，接地良好橡塑绝缘电力电缆带电测试外护层接地电流（适用时）电

流满足设计值要求；三相不平衡度不应有明显变化17.16接地装置巡检项目、周期和要求见表17－16表17－16接地装置巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求接地引下线检查1月变电站设备接地引下线连接正常，无松脱、位移、断裂及严重腐蚀等情况17.1

7串联补偿装置巡检项目、周期和要求见表17－17表17－17串联补偿装置巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求Q/GDW04-10501047-201046外观检查500kV：2周220kV：1月串联补偿装置无异常声响；各电气设备绝缘表面无异物附着；瓷件无裂纹；复合绝缘外套无电蚀和破损

；阻尼电抗器线圈表面无电蚀和放电痕迹；各电气连接处、高压引线、均压罩等无残损、错位、松动和异常放电；测量电缆、控制电缆、光纤外观无异常；自备监测系统运行正常17.17外绝缘及绝缘子巡检项目、周期和要求见表17－18表17－18外绝缘及绝缘子

巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观检查500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子及设备瓷套或复合绝缘护套无裂纹、破损和电蚀；无异物附着；雾、雨等潮湿天气下的设备外绝缘及绝缘子表面无异常放电绝缘支柱高压瓷柱绝

缘支柱无受力（引线），支柱无倾斜，底座螺栓紧固结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好法兰及铁件法兰及铁件等部位无裂纹、裂缝现象连接部位无松动现象，金具和螺栓是否锈蚀，无过热现象17.19输电线路巡检项目、周期和要求见表17－19表17－19输电线路

巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求导线与架空地线1月导线和地线无腐蚀、抛股、断股；导线和地线无异常振动、舞动、覆冰、分裂导线无鞭击和扭绞；压接管耐张引流板无过热；压接管无严重变形、裂纹和受拔位移；导线和地线在线夹内无滑移；导线和地线各种电气距离无异常；导线

上无异物悬挂；OPGW引下线金具、线盘及接线盒无松动、变形、损坏、丢失；OPGW接地引流线无松动、损坏金具均压环、屏蔽环、联板、间隔棒、阻尼装置、重锤等设备无缺件、松动、错位、烧坏、锈蚀、损坏等现象。绝缘子串绝缘子串无异物附着；绝缘子钢帽、钢脚无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落；

绝缘子串无移位或非正常偏斜；绝缘子无破损；绝缘子串无严重局部放电现象、无明显闪络或电蚀痕迹；室温硫化硅橡胶涂层无龟裂、粉化、脱落；复合绝缘子无撕裂、鸟啄、变形；端部金具无裂纹和滑移；护套完整杆塔与接地、拉线与基础杆塔结构无倾斜，横担无弯扭；杆塔部件无松动、锈蚀、损坏和缺件；拉线及金具无松弛、断股和

缺件；张力分配应均匀；杆塔和拉线基础无下沉及上拔，基础无裂纹损伤，防洪设施无坍塌和损坏，接地良好；塔上无危及安全运行的鸟巢和异物通道和防护区无可燃易爆物和腐蚀性气体；树木与输电线路间绝缘距离的观测；无土方挖掘、地下采矿、施工爆破；无架设或敷设影响输电线路安全运行的电力线路、通信线路、架空索道、各

种管道等；未修建鱼塘、采石场及射击场等；无高大机械及可移动式的设备；无其它不正常情况，如山洪爆发、森林起火等辅助设施各种在线监测装置无移位、损坏或丢失；线路杆号牌及路标、警示标志、防护桩等无损坏或丢失；线路的其它辅助设施无损坏或丢失线路避雷器线路避雷器本体及间隙无异物附着；

法兰、均压环、连接金具无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落；线路避雷器本体及间隙无移位或非正常偏斜；线路避雷器本体及支撑绝缘子的外绝缘无破损和明显电蚀痕迹；线路避雷器本体及支撑绝缘子无弯曲变形17.20电磁操作机构巡检项目、周期和要求见表17－20表17－20电磁

操作机构巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求机构箱220kV：1月110kV及以下：3月机构箱门平整、开启灵活无变形、密封良好，无锈迹合闸电源断路器位置正确合闸保险合闸保险完好线圈分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟、异味、变色直流

电源回路接线端子无松脱、无锈蚀二次接线二次接线压接良好，无过热变色、断股现象Q/GDW04-10501047-20104717.21液压机构巡检项目、周期和要求见表17－21表17－21液压机构巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求机

构箱500kV：2周220kV：1月110kV及以下：3月机构箱门平整、开启灵活无变形、密封良好，无锈迹油箱油位油位正常、无渗漏油计数器计数器动作正确，无异常储能电源开关指示位置正确高压油油压在允许范围内油泵部分油管接头无渗油，活塞、工作缸、油泵无渗漏油加热器加热器正常完好17.22弹簧

机构巡检项目、周期和要求见表17－22表17－22弹簧机构巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求机构箱220kV：1月110kV及以下：3月机构箱门平整、开启灵活无变形、密封良好，无锈迹，关闭紧密储能电源开关储能指示器位置指示正确机构部分储能电动机、行程开关

接点无卡涩和变形，分、合闸线圈无冒烟异味分闸备用状态分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能二次线压接良好，无过热变色、断股现象加热器加热器良好17.23气动机构巡检项目、周期和要求见表17－23表17－23气动机构巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求机构箱220kV：1月110kV及以

下：3月机构箱门平整、开启灵活无变形、密封良好，无锈迹，关闭紧密压力表压力表指示正常，并记录实际值接头、管路、阀门检查接头、管路、阀门无漏气现象空压机空压机运转正常，油位正常贮气罐每周排水一次,排水时需将空气配管上的换

气管螺帽松开，排除配管及控制阀中的水分加热器适时投入正常；具有自动温、湿度控制的加热器，检查运行在自动位置17.24高压开关柜巡检项目、周期和要求见表17－24表17－24高压开关柜巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求指示灯1月屏上指示灯、带电显示器指示应正常，操作方式选择开关、机械操

作把手投切位置应正确，驱潮加热器工作应正常表计屏面表计、继电器工作正常，无异声、异味及过热现象绝缘子完好，无破损外观无放电声、异味和不均匀的机械噪声，柜体、母线槽应无过热、变形、下沉，各封闭板螺丝应齐全，无松动

、锈蚀，接地应牢固油断路器油位、油色应正常；真空断路器灭弧室应无漏气，灭弧室内屏蔽罩如为玻璃材料的表面应呈金黄色光泽，无氧化发黑迹象；六氟化硫断路器气体压力应正常；瓷质部分及绝缘隔板应完好，无闪络放电痕迹，接头及断路器无过热操动机构操动机构完好，直流接触器

无积尘，二次端子无锈蚀接地部分牢固可靠，封闭性能及防小动物设施应完好Q/GDW04-10501047-20104817.25母线巡检项目、周期和要求见表17－25表17－25母线巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观1月检查软母线导线驰度的变化声响母线无振动声响，无电晕、放电现象

17.26电抗器巡检项目、周期和要求见表17－26表17－26电抗器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求外观1月各接头应无过热现象，周围无杂物，无杂草；垂直绑扎带和水平绑扎带无损坏；支持瓷瓶应清洁并安装牢固；无倾斜，线圈无变形；本体无渗漏油且接地良好油位计检查油色，油位正

常外包封表面清洁、无裂纹，无爬电痕迹，无油漆脱落现象，憎水性良好支柱绝缘子金属部位无锈蚀，无倾斜变形，无明显污染情况声响无异常振动和声响接地部分可靠，周边金属物无异常发热现象17.27消弧线圈巡检项目、周期和要求见表17－27表17－27消弧线圈巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期

要求外观1月各接头应无过热现象，周围无杂物，无杂草；垂直绑扎带和水平绑扎带无损坏；支持瓷瓶应清洁并安装牢固；无倾斜，线圈无变形；本体无渗漏油且接地良好油位计检查油色，油位正常，无渗漏油现象套管清洁完整，无破损及放电痕迹引线接头检查引线接头紧固良好声响无异常振动和声响接地部分可靠，

周边金属物无异常发热现象17.28阻波器巡检项目、周期和要求见表17－28表17－28阻波器巡检项目、周期和要求巡检项目基准周期要求引线1月无断股和松散。接头接触良好，无打火放电现象。大风时摆动应满足相间和对地距离的要求落地式阻波器

安装牢固，绝缘子无放电痕迹外观检查内部无杂物声响无异常振动和声响Q/GDW04-10501047-201049附录A（资料性附录）状态量显著性差异分析法状态量显著性差异分析方法如下：设n（n≥5）台同一家族设备（如同制造厂同批次设备），某个状态量X的当前试验值的

平均值为X，样本标准偏差为S（不含被诊断设备）；被诊断设备的当前试验值为x，则有显著性差异的条件为：劣化表现为状态量值减少时：x<X-kS劣化表现为状态量值增加时：x>X+kS劣化表现为偏离初值时：)kSX,kSX(x+

−上列各式中k值根据n的大小选取：附表1k值与n的关系n5678910111315202535≥45k2.572.452.362.312.262.232.202.162.132.092.062.032.01易受环境影响的状态量，本方法仅供参考；家族设备台数n＜5

时，不适宜应用本方法。以上分析方法也适用于同一设备同一状态量历年试验结果的分析。Q/GDW04-10501047-201050附录B（资料性附录）变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法对于星形联结，应测量各相绕组电阻，无中性点

引出线的星形联结，可测量各线间电阻，按下式计算各相绕组电阻。2RRRRBCCAABA−+=2RRRRCAABBCB−+=2RRRRABCABCC−+=对于三角形联结，可测量各线间的电阻，然后按下式计算各相绕组电

组。)(2)()()(222222AABCABCABCACABCBCABCABCABRRRRRRRRRRRRR−+−−−−−−++=)(2)()()(222222BBCCAABABCACABCBCABCABCABRRRRRRRRRRRRR−+−−

−−−−++=)(2)()()(222222CCAABBCABCACABCBCABCABCABRRRRRRRRRRRRR−+−−−−−−++=式中，RAB、RBC、RCA为线间电阻，RA、RB、RC为相绕组电阻。Q/GDW04-10501047-201051附录C（资料性附录）部

分制造厂开关回路电阻值要求值部分制造厂开关回路电阻值要求值见附表3附表3部分制造厂开关回路电阻值要求断路器型号额定工作电流（A）额定开断电流（kA）每相回路电阻（μΩ）备注油断路器12kVSN10－10ⅠSN10－10ⅠC≯100≯5

5SN10－10ⅡSN10－10ⅡC≯60SN10－10Ⅲ1250A2000A3000A≯40≯25≯1740.5kVSN10－35Ⅰ≯100SN10－35Ⅱ≯75SN10－35Ⅲ≯40SW2－35SW2－35

C≯70SW4－35≯120DW1－35≯550DW2－35（1000MVA）≯200（750MVA）≯250（不包括套管）DW2－35（GR）≯300石家庄高压开关厂DW8－35≯250DW8－35Ⅱ≯145DW12－35≯170西安开关厂DW13－35≯145山西开关厂DW14－

35≯250湖南开关厂126kVSW2－110ⅠSW3－110GSW3－110GASW6－110GASW2－110Ⅱ≯180沈高SW3－110≯160西安开关厂SW4－110≯300SW6－110≯180SW6－110有油时≯200无油时≯180北京开关厂SW7－

110SW7－110Z每个灭弧室≯95252kVSW2－220SW6－220G≯400SW4－220≯600SW6－220≯400SW6－220≯450沈高SW7－220每个灭弧室≯80真空断路器12kV

ZN－10（X）630A1250A1600A2000A≯80≯45≯45≯40Q/GDW04-10501047-201052断路器型号额定工作电流（A）额定开断电流（kA）每相回路电阻（μΩ）备注ZN－

10≯150苏州开关厂ZN12－10额定电压10kV63012501600200025003150≯35ZN12－10额定电压11.5kV12501600200025003150≯25ZN22－103150≯40ZN22－12202531.5≯60ZN22－124050≯30ZN28－1

0≯40ZN28A－10≯40ZN28－12202531.5≯40ZN28－1240≯20ZN33－10≯100ZN65A－12≯40ZN68－1231.540≯40≯2540.5kVZN－35≯170ZN－35Ⅱ≯90ZN－40.5≯100石家庄高压开关厂ZN12－35≯25ZN39－35≯

50ZW－40.5≯100石家庄高压开关厂ZW23－35≯50SF6断路器12kVLW3－10Ⅰ40≯13040.5kVLW4－35CG≯120LW8－35≯120湖南开关厂LW8－35（A）160020002500≯120（带

CT150）≯100（带CT120）≯80（带CT100）泰安高压开关厂LW16－40.5≯40（带CT55）LW24－40.5≯90126kVLW—110W≯70LW6—110LW6—110ⅡW≯35LW11—110PLW11—145P≯70LW14—126≯30LW25—126200031

50≯45≯40HGF112/1≯30HCGF114（112）/1A（不包括套管）≯263AP1FG－145≯25LTB145E1≯40252kVLW－220≯250LW6B—252≯35LW10B—252≯45LW11—220P≯40LW15—25

2（西高）≯42（沈高）≯40Q/GDW04-10501047-201053断路器型号额定工作电流（A）额定开断电流（kA）每相回路电阻（μΩ）备注LW25－22030003150≯45≯40HGF114/1A≯3

0HCGF114（112）/1A（不包括套管）≯30SB6245≯45Q/GDW04-10501047-201054附录D（资料性附录）避雷器的电导电流值和工频放电电压值避雷器的电导电流值和工频放电电压值见附表4-1

～4-4。附表4－1FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值型号FZ-10（FZ2-10）FZ-35FZ-40FZ-60FZ-110JFZ-110FZ-220J额定电压（kV）10354060110110220试验电压（kV）1016（15kV元件）20（20kV元件）20（2

0kV元件）24（30kV元件）24（30kV元件）24（30kV元件）电导电流（μA）400～600（＜10）400～600400～600400～600400～600400～600400～600工频放电电压有效值（kV）26～3182～9895～1181

40～173224～268254～312448～536注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号附表4－2FS型避雷器的电导电流值型号FS4-3，FS8-3，FS4-3GYFS4-6，FS8-6，FS4-6GYF

S4-10，FS8-10，FS4-10GY额定电压（kV）3610试验电压（kV）4710电导电流（μA）101010附表4－3FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值型号FCZ3-35FCZ3-35LFCZ-30DTFCZ3-110J（F

CZ2-110J）额定电压（kV）353535110试验电压（kV）505018110电导电流（μA）250～400250～400150～300250～400（400～600）工频放电电压有效值（kV）70～8578

～9085～100170～195型号FCZ3-220J（FCZ2220J）FCZ1-330TFCZ-500JFCX-500J额定电压（kV）220330500500试验电压（kV）110160160180电导电流（μA）250～400（400～600）500～7001000

～1400500～800工频放电电压有效值（kV）340～390510～580640～790680～790附表4－4FCD型避雷器电导电流值额定电压（kV）23461013.215试验电压（kV）23461013.215电导电流（μA）FCD为50～100，FCD、FCD

3不大于10，FCD2为5～20几点说明：1）电导电流相差值（%）系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。2）非线性因数按下式计算)I/I(log/)U/U(log1212=Q/GDW04-10501047-201055式中U1、U2—表10-1序号1规定的试验电压；I1、I2

—在U1和U2电压下的电导电流。3）非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。Q/GDW04-10501047-201056附录E（资料性附录）合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则1通则绝缘子

憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎水性的丧失与恢复特性。运行复合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，若遇雨雾天气，应在雨雾停止4天后测量。憎水性状态用静态接触角（θ）和憎水性分极（HC）来表示。2试品准备2.1试品要求试品

的配方及硫化成形工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙与护套的配方及硫化成形工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。静态接触角法（CA法）采用平板试品，面积为30cm2～50cm2，试品厚度3

mm～6mm，试品数量为3个。喷水分级法（HC法）采用平板或伞裙试品，面积50cm2～100cm2，试品数量为5个。2.2清洁表面试品预处理用无水乙醇清洗表面，然后用自来水冲洗，干燥后置于防尘容器内，在实

验室标准环境条件下至少保存24h。2.3试品涂污及憎水性迁移按照DL/T810-2002中的方法涂污，盐密和灰密分别为0.1mg/cm2，0.5mg/cm2。涂污后的试品置于实验室标准环境条件下的防尘容器内

进行憎水性迁移，迁移时间为4天。3测量方法3.1静态接触角法（CA法）静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水性状态的方法。可通过静态接触角测量仪器、测量显微镜或照相等方法来测量静态接触角θ的大小。水珠的体积（4～7）μL左右（即水珠重量4mg

～7mg），每个试品需测5个水珠的静态接触角。（3个试品15个测量点的平均值为θav、最小值为θmin）3.2喷水分级法（HC法）喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水性状态分为6级，分别表示为HC1～H

C6。HC1级对应憎水性很强的表面，HC6级对应完全亲水性的表面。憎水性分级的描述见DL/T810-2002，典型状况见附图。Q/GDW04-10501047-201057对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下：喷水设备喷嘴距试品25cm，每秒喷水1次，共2

5次，喷水后表面应有水分流下。喷射方向尽可能垂直于试品表面，憎水性分级的HC值的读取应在喷水结束后30s以内完成。试品与水平面呈20°～30°左右倾角；喷水设备可用喷壶，每次喷水量为0.7mL～1mL；喷射角为50°～70°。喷射角可采用在距喷嘴25cm远处立一张

报纸，喷射方向垂直于报纸，喷水10～15次，形成的湿斑直径在（25～35）cm的方法进行校正。4判定准则4.1憎水性按3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角θ及憎水性分级HC值。复合绝缘子的伞裙护套材料应满足：静态接触角θav≥100°、θmin≥90°；对出厂绝缘子一

般应为HC1～HC2级，且HC3级的试品不多于1个。4.2憎水性的丧失特性在实验室标准环境条件下，将5片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡96h，水应保证试品被完全浸没。试品要求见2。将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角θ及HC值，

其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程应在10min内完成。试品应满足：静态接触角θav≥90°、θmin≥85°；对出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5级的试品不多于1个；对已运行绝缘子一般应为HC4～HC6级，

且HC5～HC6级的试品不多于1个。4.3憎水性的迁移特性从5个按2.3规定的方法涂污并憎水性迁移4天后的试品中，任选3个，顺序测量其静态接触角θ及HC值，其余两个试品仅测HC值。试品应满足：静态接触角θav≥110°、θmin≥100°；对出厂绝缘子一般应为HC2～HC3级，且HC4～HC5级

的试品不多于1个；对已运行绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5～HC6级的试品不多于1个。4.4憎水性恢复时间完成4.1测量后，从水中取出试品，测量憎水性恢复至4.1条憎水性分级水平的时间，对出厂绝缘子和已运行绝缘子憎水性恢复时间应小于24h

。Q/GDW04-10501047-201058附图5憎水性分级示意图Q/GDW04-10501047-201059附录F（资料性附录）电力变压器的交流试验电压系统标称电压设备最高电压交流耐压（kV）油浸式电力变压器和

电抗器干式电力变压器和电抗器＜1＜1.1--2.533.6148.567.22017101228241517.53632202444433540.568606611072.5126112160----220252316（288）--33050036355

0408（368）544（504）----注：1.上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。2.干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准《

干式电力变压器》GB6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。附录G（资料性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值额定电压（kV）试验电压峰值（kV）在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA）10℃20℃30℃40℃50℃60℃70℃80℃2～351117253955831251

786～15102233507711216625035620～3520335074111167250400570110～220403350741111672504005705006020304567100150235330附录H（资

料性附录）绝缘子的交流耐压试验电压标准支柱绝缘子的耐压试验电压（kV）额定电压最高工作电压交流耐压试验电压纯瓷绝缘固体有机绝缘出厂交接及解体检修出厂交接及解体检修33.62525252267.232323226101242424238151857575750Q/GDW04

-10501047-2010602024686868593540.510010010090110126265265（305）265240（280）220252490490490440注：括号中数值适用于小接地短路电流系统附录I（资料性附录）气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法1老

练试验老练试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式地或连续地加压，其目的是：a）将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对设备的危险性减低，甚至没有危害；b）通过放电烧掉细小的微粒或电极上的毛刺，附着的尘

埃等。老练试验的基本原则是既要达到设备净化的目的，又要尽量减少净化过程中微粒触发的击穿，还要减少对被试设备的损害，即减少设备承受较高电压作用的时间，所以逐级升压时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下

不允许长时间耐压。老练试验应在现场耐压试验前进行。若最后施加的电压达到规定的现场耐压值Ut耐压1min,则老练试验可代替耐压试验。老练试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下方案，可从如下方案选择或与制造厂商定。方案1：加压程序是：3/Um15min→Ut1min，如附图9-1所示。附图9

-1电压与时间关系曲线方案2：加压程序是：0.25Ut2min→0.5Ut10min→0.75Utimin→Ut1min，如附图9-2所示。Q/GDW04-10501047-201061附图9-2电压与时间关系曲线方案3：加压程序是：3/Um5min→Um3min→Ut1min

，如附图9-3所示。附图9-3电压与时间关系曲线方案4：加压程序是：3/Um3min→Um15min→Ut1min→1.1Um3min，如附图9-4所示。附图9-4电压与时间关系曲线2试验判据2.1如GI

S的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。Q/GDW04-10501047-2010622.2在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的声、光、电、化学等各种效应

及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。遇有放电情况，可采取下述步骤：a)进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，则该放电是自恢复放电，认为耐压试验通过。如重复试验再次失败，则应解体进行检查。b)设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再一次进行耐

压试验。3SF6电流互感器老练试验可参照此方案进行。Q/GDW04-10501047-201063附录J（资料性附录）橡塑电缆附件中金属层的接地方法1终端终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm２；铠装层接地线的

截面不小于10mm２。2中间接头中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆

的完整性和延续性。连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。附录K（资料性附录）污秽等级与对应附盐密度值普通悬式绝缘子XP-160（结构高度155mm、盘径255mm

、爬电距离295mm）在灰盐比为5时，附盐密度对应的污秽等级。mg/cm2污秽等级ABCDE线路盐密≤0.025＞0.025～0.050＞0.050～0.100＞0.100～0.250＞0.250发、变电所盐密＞0.025～0.050＞0.050～0.100＞0.100～

0.250＞0.250防污型悬式绝缘子XWP2-160（结构高度155mm、盘径300mm、爬电距离450mm）在灰盐比为5时，附盐密度对应的污秽等级。mg/cm2污秽等级ABCDE线路盐密≤0.020＞0.020～0.040＞0.040～0.080＞0.080～0.200＞

0.200发、变电所盐密＞0.020～0.040＞0.040～0.080＞0.080～0.200＞0.200Q/GDW04-10501047-201064附录L（资料性附录）家族缺陷认定条件、确认及整改1家族性缺陷认定条件家族性缺陷的认定必须同时具备

以下三个条件：1.1国家电网公司系统或省公司系统较短时期内已发生多起类似缺陷；1.2类似缺陷是由于同一种设计、同一种材质或者同一种制造工艺造成的；1.3缺陷经过国家电网公司和省公司组织的专家组认定，具有明确的发生范围。2家族性缺陷认定职责划分依据设备全寿命周期和各部门管

理界限，进行家族性缺陷认定。2.1设备制造过程中发现的疑似家族性缺陷，由省公司招投标管理部门牵头组织认定。2.2设备基建安装、调试过程中发现的疑似家族性缺陷，由省公司基建管理部门牵头组织认定；2.3设备运行中发现的疑似家族性缺陷，由省公司生产管理部门牵头组织认定。3家族性缺陷认定程序3.1国家

电网公司发文或借鉴兄弟省公司的正式发文，并由省公司确认转发；3.2省内未重复发生的缺陷经省公司专家组分析论证并经设备厂家确认，由省公司确认发文；3.3省内重复发生的缺陷经省公司专家组分析论证，由省公司确认发文；3.4省内发生故障

经省公司专家组分析论证并经设备厂家确认，由省公司确认发文。附录M（资料性附录）输变电设备不良工况及认定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工况。如近区短路、过负荷、过励磁、侵入波、开断短路电流等。1变电设备

不良工况1.1设备外绝缘爬距虽然满足要求，但运行过程中电晕现象明显；1.2设备存在过励磁、异常振动或运行环境温度无法满足运行要求；1.3设备时常处于过温或过负荷状态；Q/GDW04-10501047-2010651.4设备动

、热稳定水平、绝缘水平、外绝缘爬距、额定电压或电流等主要性能参数不满足所处地区运行要求，尚未采取措施的；1.5设备超设计寿命运行；1.6变压器出口或近区短路冲击电流在允许短路电流的50%～70%之间，次数累计达到6次及以上，或短路冲击电流在允许短路电流的70%及以上；1.7变压器遭受侵入

波冲击；1.8断路器开断过短路电流且短路电流在额定短路电流的80%及以上。2输电设备不良工况2.1设备长期在浮冰、冻雨、台风、飑线风、沙尘暴、风暴潮、强降雨、地震、雷击等恶劣自然条件下运行。2.2设备

在风速超过设计风速等恶劣自然条件下运行。3其它不良工况若发现不在上述范围的其他不良工况时，应及时上报省公司。附录N（资料性附录）输变电设备试验初值界定初值指能够代表状态量原始值的试验值，是指出厂值、交接试验（解体检修后首次试验）或投运

后首次试验时的测量值。1、初值界定原则1.1新设备投运以出厂值为初值。1.2输变电设备在现场进行试验时，其试验数据受电磁场、接线方式等干扰或干扰较大，以投运后首次试验时的测量值为初值；试验数据不受电磁场、接线方式干扰或干扰较小，以出厂值或交接试验（解体检修后首次试验）时的测量值为初值。2、不受电场

或磁场干扰试验项目输变电设备在进行试验时，不受电磁场、接线方式等干扰或干扰较小的试验项目主要有：油（气）的各种分析试验、泄漏电流测量、电压或电流比测量、空载或负载试验、交（直）流耐压试验、机械试验等。3、受电场或磁场干扰试验项目输变电设备在进行试验时，受电磁场、接线方式等干扰或干扰较大的试验

项目主要有：tanδ及电容量测量、直流电阻测量、绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量、局部放电测量、绕组变形测量、噪音测量、接地电阻等。Q/GDW04-10501047-201066附录O（资料性附录）感应耐压试验程序进行感应耐压时，为防止铁心饱和及励磁

电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除另有规定，当试验电压频率等于或者小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60S；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为：120*t=额定频率试验频

率t不小于15S。Q/GDW04-10501047-201067附录P（资料性附录）高压电气设备的工频耐压试验电压标准工压1min工频耐受电压有效值油浸式电力变压器和电抗器电力变压器中性点交流耐压干式电力变压器和电抗器电

压互感器电流互感器穿墙套管支柱绝缘子、隔纯瓷和纯瓷充油绝缘固体有机绝缘、油浸电容式、干式、SF6式纯瓷出厂交接解体检修中性点接地方式出厂交接解体检修交接解体检修出厂交接解体检修出厂交接解体检修出厂交接解体检修出厂交接解体检修出厂交接解体检修出1－－－－－2.5－－--－－－－--

61814－－－8.525（18）20（14）252025（18）25（18）25（18）20（14）252522520－－－1730（23）24（18）302430（23）30（23）30（23）24（18）32323528－－－2442（28）33（22）423342（28

）42（28）42（28）33（22）424254536－－－3255（40）44（32）554455（40）55（40）55（40）44（32）57575544－－－4365（50）52（40）655265（50）65（50）65（50）5

2（40）686858568－－－6095（80）76（64）957695（80）95（80）95（80）76（64）1001006200160不直接接地9576－200/230160/184200/230160/184200/230200/230200/230160/1842652652360

/395288/316直接接地8568－395/460316/368395/460316/368395/460395/460395/460316/368495495不直接接地2001600630/680504/544直接接地8568－680/740544/592680/740544/592680

/740680/740680/740544/592－－经小阻抗接地140112的数据为全绝缘结构的匝间绝缘水平；下为不同绝缘水平取值。