设备状态检修及试验规程

年设备状态检修及试验规程

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前言

本规程仅适用于永煤公司供电处，为规范和有效开展设备状态检修工作，参考国家电网公司输变电设备状态检修试验规程管理标准，并结合永煤公司供电处实际情况起草编订本规程。为了标准的规范和统一，本标准内容涵盖交流电网的所有高压电气设备。

各专业应按照分管业务执行本标准。

本标准由永煤公司供电处提出并负责解释。

本标准参加起草单位：生产技术科、安全监察科、电气试验工区、变电运行工区、调度工区、变电检修工区。

本标准自发布之日起实施

输变电设备状态检修试验规程（试行）

1 总则

1.1 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他巡检要求。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）、沙尘暴及有感地震之后，应对相关的设备加强巡检；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。

1.2 试验分类和说明

1.2.1 试验分类

本标准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的进行。1.2.2 试验说明

若存在设备技术文件要求但本标准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标准要求不一致，按严格要求执行。

110kV及以上新设备投运满1-2年，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1

重新投运的设备，可参照新设备要求执行。

6kV、10kV开关，根据现场备用情况选（1-2台）进行例行试验以作备用互换；已试验的备用开关，变电站在现场做好标记。

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1.3.5条进行分析。

1.3 设备状态量的评价和处置原则

1.3.1 设备状态评价原则

设备状态的评价应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。

1.3.2 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，则不宜投入运行。

1.3.3 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。

1.3.4 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。

1.4 基于设备状态的周期调整

1.4.1 周期的调整

本标准给出的基准周期适用于一般情况。在下列情况可作调整：a﹚对于停电例行试验，其周期可依据设备状态、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试验周期，调整后的周期一般不小于1年，也不大于本标准所列基准周期的2倍。

b﹚对于未开展带电检测设备，试验周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备（大于20年运龄），试验周期不大于基准周期。

c﹚对于巡检及例行带电检测试验项目，试验周期即为本标准所列基准周期。

d﹚同间隔设备的试验周期宜相同，变压器各侧主进开关及相关设备的试验周期应与变压器相同。

1.4.2可延迟试验的条件

符合以下各项条件的设备，停电例行试验可以在1.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度：

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。

1.4.3 需提前试验的情形

有下列情况之一的设备，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﹚带电检测（如有）显示设备状态不良；

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﹚存在重大家族隐患；

e﹚经受了较为严重的不良工况，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。

1.4.4 规程上规定的所有电气设备的巡检项目，各专业应按照分管业务开展，巡检应有记录。

2 定义和符号

下列定义和符号适用于本标准。

2.1 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

电力设备预防性试验规程完整

电力设备预防性试验规程第一章围本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。本标准适用于110kV及以下的交流电力设备。第二章引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。 GB 311.1－1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1－1996 电力变压器第一部分总则 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 1094.11—2007 电力变压器第11部分：干式变压器 GB 1207—2006 电磁式电压互感器 GB 1208—1996 电流互感器 GB 1984—2003 高压交流断路器 GB 4703—2007 电容式电压互感器 GB 1985—2004 高压交流隔离开关和接地开关 GB 7330—2008 交流电力系统阻波器 GB/T 8287.1-2008 标称电压高于1000V系统用户盒户外支柱绝缘子第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验 GB 12022—2006 工业六氟化硫 GB/T 20876.2 标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件

第2部分:尺寸和电气特性 GB 50150—2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 474.5—2006 现场绝缘试验实施导则第5部分:避雷器试验 DL/T 475—2006 接地装置特性参数测试导则 DL/T 555—2004 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地 DL/T 627—2004 绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 664—2008 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 804—2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 864—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 DL/T 911—2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 1048—2007 标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子-定义、试验方法及验收规则 DL/T 1093—2008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程 Q/GDW 407—2010 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则 Q/GDW 415—2010 电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规

隔离开关状态检修导则

附件五：黑龙江省电力有限公司隔离开关状态检修导则（试行）黑龙江省电力有限公司二〇〇九年四月

前言按照国家电网公司和黑龙江省电力有限公司输变电设备状态检修管理规定，为规范和有效开展黑龙江省电力有限公司隔离开关状态检修工作，参照相关规程制订本导则。对于开展状态检修的单位及设备，执行本导则。本导则由黑龙江省电力有限公司生产部提出、归口并负责解释。本导则起草单位：黑龙江省电力有限公司黑龙江省电力科学研究院本导则起草人：管国良、陈永辉、刘建军、刘勇军、王开成、陈海伦、金镇山、张大为、张宏伟、王欣、崔春、程学峰、李献群、孙李坚、张金昌、李双厚、费福亮、王昭滨、李建羽。本导则自发布之日起实施。

隔离开关检修导则 1 范围本导则适用于黑龙江省电力有限公司系统110（66）kV 及以上电压等级敞开式高压隔离开关，35kV及以下电压等级的隔离开关可参照执行 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。国家电网公司交流高压隔离开关和接地开关技术标准国家电网公司交流高压隔离开关检修规范国家电网公司高压开关设备运行规范国家电网公司输变电设备状态检修管理规定（试行） Q/GDW 168-2008 输变电设备状态检修试验规程 Q/GDW22-1002 输变电设备状态检修试验规程实施细则（试行）黑龙江省电力有限公司隔离开关状态评价导则（试行）黑龙江省电力有限公司输变电设备状态检修管理规定实施细则（试行） 3 总则 3.1 状态检修实施原则

配网设备状态检修及运维管理措施杜金龙

配网设备状态检修及运维管理措施杜金龙发表时间：2018-12-18T10:30:02.183Z 来源：《基层建设》2018年第31期作者：杜金龙韦先平司逢涛 [导读] 摘要：随着我国国民经济水平的提高，科学技术的不断进步，配网设备状态检修工作也面临着新的挑战。国网洛宁县供电公司国网洛宁县供电公司 471700 摘要：随着我国国民经济水平的提高，科学技术的不断进步，配网设备状态检修工作也面临着新的挑战。业内人士都清楚在电网运行中，配电设备是电网运行环节中的最末端，但是其直接和用户关联，也就是说用户用电评价的好坏直接受到配网设备运行情况的影响，因此一定要了解配网设备状态检修指导思想和维修原则，然后再从技术层面予以解决。关键词：配网设备；状态检修；运维管理前言：电力资源作为促进我国国民经济持续发展的主要动力，且随着人们物质生活水平的不断提高，对供电质量提出了更高的要求。就目前而言，我国电力企业主要将发展重点放在如何保证电网运行的安全性和稳定性上，配网是电力传输过程中的重要环节，加强对配电设备状态进行检修和运维管理，可更有效的保障电力系统供电质量，促进电力行业的持续发展，进而为社会经济发展提供优质的服务。 1 配网设备状态检修和运维管理的概述为了保证所采取的配电设备状态检修与运维管理方式更符合配网运行的实际需求，首先应明确目前我国配电设备状态检修与运维管理中存在的问题，只有这样才能保障后期所采用的方案是恰当合理的。在电力行业发展初期，我国多采用计划检修的方式，这种检修方式的故障检测率较低，需不断投入大量的人力、物力和财力进行设备维护，阻碍我国电力行业持续发展的同时，还会配网运行造成严重损害。一旦配网出现故障，长时间的停电不仅会对当地居民正常生产生活造成影响，同时还会造成巨大的经济损失，因此，为了更好的保证我国配电设备检修与运维管理效率能有所提升，应对其进行周期或定期的检修与维护，提升我国电力设备运行水平。配网设备的状态检修要是对设备运行过程中的运行状态与安全性进行检查，排除一些潜在的安全隐患，而运维管理则是对配网系统的运行状态进行检测，通过运维管理能够对配网设备运行过程中存在的一些问题进行有效分析和处理，进而保证配网设备的持续稳定运行。 2配网设备状态检修思想原则自动化技术的提升，推动了状态检修的发展，其工作原理是分析和监督系统运行状态，然后掌握好整体的运行参数，对这些数据进行科学合理的分析，再结合实际的现场情况，从而确定检修周期和检修项目，该策略不仅节省了大量的工作时间，提高了工作效率，而且是建立在预知诊断基础上进行检修的，把检修工作做到有目的性、有针对性。对配电设备进行状态检修时，在短时间根本达不到目的，因此一定要做一个中长期规划和整体的发展操作，结合供电企业现实情况，坚持以预防为主，防治结合的原则进行状态检修，正对那些在一定时间后需要维修的零件一定要进行维修，坚持修必修好的原则，除此之外，在实践中逐渐使用新技术、新工艺、新材料、新设备，合理提升电网的装备能力。 3 配网设备状态检修和运维管理中存在的问题 3.1 配网结构缺乏合理性配网设备状态检修及运维管理过程中，其较为明显的问题之一就是配网结构不够合理，很大程度上限制了配电设备状态检修及运维管理相关工作的开展。通常电力系统中的配网线路均属于末端手拉手联络，这种线路运行效率较低，且不利于负荷转供。另外，部分变电站分布也存在合理现象，而这些问题的产生都在一定程度上影响了配电设备状态检修及运维管理工作的实施。 3.2 配网线路运行环境差配网线路在运行过程中，随着其使用时间的不断增加，诸多线路和设备会出现问题，其强度会受到破坏，使用寿命也会明显缩短，而这些问题的产生给安全管理造成了一定影响。比如：在配网线路长时间使用后，其刀开关、铁构件、线夹、导线等设备会被腐蚀而生锈，该问题的出现不仅会降低线路的原有强度，同时还增加了线路运行的风险。 3.3 维修设备存在问题在对配网设备状态检修及运维管理的过程中，维修设备存在的问题主要表现在：在检修过程中，部分检修设备以及仪表配置不够完善，难以有效实施检修工作，特别是电缆类设备的检修；在运维管理过程中，工作人员所使用的设备工具等较为陈旧、落后，难以对配网设备进行运维检修，同时在配网设备出现运行异常时，缺乏先进的技术手段或工具对其故障原因进行诊断或分析，故障排除率低。 4配电设备状态检修和运维管理措施 4.1配电设备状态管理配电设备检修时一定是在设备运行过程中，因此检修工作不仅不能影响其正常工作，同时还要满足快速及时的把故障检测出来。在这种条件下，技术人员必须要充分掌握配电系统线路运行状况，与此同时要发现线路运行中所存在的安全隐患，例如观察配电设备沿途是否有不合理的线路、建筑和树木，消除这些因素的影响，同时在一些交通路口，设立警示牌，或者张贴电力设备维护的公共宣传标语，提高附近居民整体设备维护意识，技术人员检测到线路有异常后，及时到设备现场进行维修，同时采用一系列措施把影响因素降低到最小。 4.2电容器状态检修管理分析电容器状态检修和运维管理操作中，应该检查电容器的外观，例如观察是否存在渗油、漏油、喷油问题，是否出现线头过热、开裂、鼓胀问题，发现类似情况，及时停止电容器操作。进行电压值检查时，如果供电负荷发生较大变化，电压就会产生很大波动，一定要普及自动投切装置的应用，一旦发生故障，该装置能迅速做出反应，结合实际负载情况，合理切换和控制，提高了工作效率。电流值检查时，确保设备和仪表都在额定电流下工作，这样能延长各个电力设备的寿命，降低整体的运营成本。电流值要是额定电流值的1.3倍，如果超过这个范围，技术人员立即令其停止工作。完成上述检查工作后，还要对保护装置检查，先检查电容器上方的熔断器，观察其接线端子是否正常，是否出现过热情况，发现后要及时处理，避免问题进一步扩大化。 4.3互感器状态检修管理分析定期检查互感器状态，观察或触摸外表是否有过热情况，线路和互感器外表是否有破损问题，检测是否有放电问题，保证互感器运行时电流电压的正常值。有效控制二次绕组过热而出现烧毁电流互感器的问题，提高整体设备运行的安全性。对电压互感器进行维护和运行时，检查额定电压是否处于正常状态，一般在1.1倍以下运行。利用降压变压器进行空载运行，检查要点是观察是否有二次侧短路问题，整

输电线路设备状态检修试验规程

输电线路设备状态检修试验规程 1.1输电线路巡检及例行试验 26.1.1输电线路巡检分地面巡检和登塔检查。巡视项目及周期按DL/T741-2010进行。表74登塔检查的周期

表75 输电线路例行试验项目 1.1.1盘形瓷绝缘子零值检测绝缘子投运后在3年内普测一次，再根据所测劣化率和运行经验可延长检修周期，但最长不能超过10年。表76瓷绝缘子检测周期

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酌情缩短零值检测周期。应用绝缘电阻检测零值时，500kV线路应用5000V兆欧表，绝缘电阻应不低于500MΩ；220kV及以下线路应用2500兆欧表，绝缘电阻应不低于300MΩ。达不到规定绝缘电阻时，在绝缘子表面加屏蔽环并接兆欧表屏蔽端子后重新测量，若仍小于规定的绝缘电阻时，可判定为零值绝缘子。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。 1.1.2导线接点温度测量 500kV及以上直线连接管、耐张引流夹1.5年测量一次，其它4.5年测量一次。接点温度可略高于导线温度，但不应超过10℃，且不高于导线允许运行温度。在分析时，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。 1.1.3杆塔接地阻抗检测检测周期见表77。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基的

轮试方式。对于地形复杂、难以到达的区段，轮式方式可酌情自行掌握。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。如果连续2次检测的结果低于设计值（或要求值）的50%，则轮式周期可延长50%~100%。检测宜在雷暴季节之前进行。方法参考DL/T 887。表77 杆塔接地阻抗检测周期 1.1.4线路避雷器检查及试验检测及试验的周期和要求见表78。其中，红外热像检测包括线路避雷器本体、支撑绝缘子、电气连接处及金具等，要求无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664、《福建电网带电设备红外检测管理规定》。表78 线路避雷器检查及试验项目

设备状态检修及试验规程

年设备状态检修及试验规程

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前言本规程仅适用于永煤公司供电处，为规范和有效开展设备状态检修工作，参考国家电网公司输变电设备状态检修试验规程管理标准，并结合永煤公司供电处实际情况起草编订本规程。为了标准的规范和统一，本标准内容涵盖交流电网的所有高压电气设备。各专业应按照分管业务执行本标准。本标准由永煤公司供电处提出并负责解释。本标准参加起草单位：生产技术科、安全监察科、电气试验工区、变电运行工区、调度工区、变电检修工区。本标准自发布之日起实施

输变电设备状态检修试验规程（试行） 1 总则 1.1 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他巡检要求。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）、沙尘暴及有感地震之后，应对相关的设备加强巡检；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。 1.2 试验分类和说明 1.2.1 试验分类本标准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的进行。1.2.2 试验说明若存在设备技术文件要求但本标准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标准要求不一致，按严格要求执行。 110kV及以上新设备投运满1-2年，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1

临泉供电公司配网设备状态检修技术导则

配网设备状态检修技术导则 1、范围本标准规定了 10kV 配网设备状态检修的周期、项目和内容。本标准适用于国家电网公司 10kV 配网设备状态检修工作。 2、规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 Q/GDW 455 电力电缆线路状态检修导则 Q/GDW 512 电力电缆线路运行规程 Q/GDW 519 配电网运行规程 Q/GDW 643 配网设备状态检修试验规程 Q/GDW 645 配网设备状态评价导则 3、定义１、状态检修 condition based maintenance 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，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。

２、A 类检修 A-level maintenance 指整体性检修，对配网设备进行较全面、整体性的解体修理、更换。３、B 类检修 B-level maintenance 指局部性检修，对配网设备部分功能部件进行局部的分解、检查、修理、更换。４、C 类检修 C-level maintenance 指一般性检修，对设备在停电状态下进行的例行试验、一般性消缺、检查、维护和清扫。５、D 类检修 D-level maintenance 指维护性检修和巡检，对设备在不停电状态下进行的带电测试和设备外观检查、维护、保养。６、E 类检修 E-level maintenance 指设备带电情况下采用绝缘手套作业法、绝缘杆作业法进行的检修、消缺、维护。４、总则定义１、配网设备实施状态检修必须坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，确保人身、电网、设备的安全。２、根据配网设备的状态评价结果和综合分析，适时做好配网设备的检修工作，做到“应修必修，修必修好”。确保配网设备健康，减少重复停电，提高用户供电可靠性。

状态检修规程解读

油田电网状态检修规程解读供电公司生产技术部引言长期以来，油田电网检修与全国电力行业一样，一直延用1954年从原苏联引进的定期检修制度，即设备运行到一定时间周期，无论状态怎样都要安排停电检修，按照规程规定的项目进行检修试验，也就是“到期必修”。这种制度在设备可靠性不高、数量不多的情况下，确实对保障用户安全可靠供电起到了积极的作用。随着油田电网规模的不断扩大、设备制造质量的不断提高、各种先进检测技术的广泛应用，定期检修的弊端愈发明显，主要表现在停电修试的盲目性，不是修试过剩就是修试不足，不仅增加设备停电时间和生产维修成本，影响供电可靠性和经济效益，而且增加了人身和设备事故风险。据不完全统计，近三年油田电网就发生11起由于设备停电检修造成的误操作和大面积停电事故，教训是十分深刻的。 1 状态检修规程的来源 1999年，供电公司第七届一次职代会上提出了油田电网开关无油化、保护微机化、检修状态化、值班无人化的“四化”工作目标，做为”四化”重要组成部分的检修状态化概念一经提出，就备受供电公司各级管理人员、专业技术人员和广大员工的普遍关注。2010年，随着国家电力行业标准《输变电设备状态检修试验规程》的发布实施，标志着电网状态检修模式正式开始，状态检修成为电网发展的必然趋

势。为全面做好状态检修工作，供电公司结合电网实际，依据国家、电力行业生产技术标准的有关规定，编写了油田电网状态检修规程，涵盖供电公司管辖范围内油田电网各类输变电设备的状态检修管理工作，内容包括检修方式分类、状态评估、检修项目、周期、标准等方面，本规程力求体现实用性和可操作性，用于指导油田电网状态检修工作科学有效开展，细化、量化、规范化管理油田电网状态检修的全过程。 2 状态检修规程内容供电公司编写的油田电网状态检修规程分为输电线路、变电运行、变压器检修等9个专业规程，格式上主要包含范围、规范性引用文件、总则、检修分类、检修项目标准等5个方面内容。范围：依据检修维护管理分界，规定了本规程的适用范围为仅限于大庆油田电网输变电设备。规范性引用文件：在规程编写过程中所参照的国家及行业的相关规程标准，包括国家电网公司相关规定、设备厂家技术说明书等文件资料。总则：明确了“应修必修，修必修好”的状态检修原则，提出了检修后、事故缺陷时、年终三个阶段的状态评价工作要求。检修分类：规定了油田电网状态检修采取A、B、C、D四类检修方式，并对每类检修方式给出准确定义，确定状态评价原则和依据，提出检修基准周期概念及周期调整的条件。

SF6气体绝缘电力变压器检修试验规程

SF6气体绝缘电力变压器检修试验规程 5.2.1 SF6气体绝缘电力变压器巡检及例行试验表4 SF6气体绝缘电力变压器巡检项目巡检项目基准周期要求说明条款外观及气体压力220kV 及以上：1月 110kV/66kV：3 月无异常见 5.2.1.1a）条气体和绕组温度符合设备技术文件之要求见 5.2.1.1b）条声响及振动无异常见 5.2.1.1c）条表5 SF6气体绝缘电力变压器例行试验项目例行试验项目基准周期要求说明条款红外热像检测半年无异常见 5.2.1.2 条绕组电阻 3 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 5.1.1.4 条铁心(有外引接地线)绝缘电阻 3 年≥100M Ω（新投运1000M Ω）（注意值）见5.1.1.5 条绕组绝缘电阻 3 年 a) 绝缘电阻无显著下降 b) 吸收比≥1.3 或极化指数≥1.5或绝缘电阻 ≥10000M Ω（注意值）见 5.1.1.6 条绕组绝缘介质损耗因数（20℃） 3 年＜0.008（注意值）见5.1.1.7 条 SF6气体湿度检测 1 年见8.1 条见8.1 条有载分接开关检测220kV：1 年 110kV/66kV：3 年见 5.1.1.8 条见5.1.1.8 条测温装置检查无异常见 5.1.1.9 条压力释放装置检查解体性检修时无异常见5.1.1.12 条 5.2.1.1 巡检说明 a) 外观无异常，气体压力指示值正常； b) 记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数，冷却器工作状态正常； c) 变压器声响无异常；如果振动异常，可定量测量。 5.2.1.2 红外热像检测检测变压器箱体、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。检测及分析方法参考DL/T 664。 5.2.2 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验

油浸式电力变压器和电抗器检修试验规程

油浸式电力变压器和电抗器检修试验规程 5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验表1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目巡检项目基准周期要求说明条款外观330kV 及以上：2周 220kV：1 月 110kV/66kV：3 月无异常见 5.1.1.1a）条油温和绕组温度符合设备技术文件之要求见 5.1.1.1b）条呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态见 5.1.1.1c）条冷却系统无异常见 5.1.1.1d）条声响及振动无异常见 5.1.1.1e）条表2 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目例行试验项目基准周期要求说明条款红外热像检测330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年无异常见5.1.1.2 条油中溶解气体分析330kV 及以上：3 月 220kV：半年 110kV/66kV：1 年乙炔≤1（330kV 及以上）(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）或≤6mL/d（开放式）（注意值）相对产气速率≤10%/月（注意值）见5.1.1.3 条绕组电阻 3 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5.1.1.4 条绝缘油例行试验330kV 及以上：1 年 220kV 及以下：3 年见7.1 条见7.1 条套管试验 3 年见 5.6 条见5.6 条

铁心绝缘电阻 3 年≥100M Ω（新投运1000 M Ω）（注意值）见5.1.1.5 条绕组绝缘电阻 3 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≥10000 M Ω（注意值）见5.1.1.6 条绕组绝缘介质损耗因数（20℃）3 年 330kV 及以上：≤0.005（注意值） 220kV 及以下：≤0.008（注意值）见5.1.1.7 条有载分接开关检查（变压器）见 5.1.1.8 条见 5.1.1.8 条见5.1.1.8 条测温装置检查 3 年无异常见5.1.1.9 条气体继电器检查无异常见5.1.1.10 条冷却装置检查无异常见5.1.1.1 压力释放装置检查解体性检修时无异常见5.1.1.12 条 5.1.1.1 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，并取油样分析油中水分（仅对开放式）； 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/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。 5.1.1.2 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/T 664。 5.1.1.3 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。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。

风电场检修规程

G L Z D GLZD-2014-003 检修规程 2014-09- 发布 2014-09- 实施

前言为统一华能湖南风电场设备检修的质量工艺，规范检修质量的检验标准，保证机组安全经济运行，特编写本规程。制定本规程的依据是标准化系列法规、标准和与本规程相关的上级部门的技术标准，由于编写人员水平有限及缺乏相关资料支持，在编写过程中本规程难免存在一些问题，本版本为试行版，机组运行一年后，再版时给与修订完善。本规程由华能湖南风电有限责任公司工程部提出。本规程从发布之日起，华能湖南风电有限责任公司风电场及有关部门均应遵照执行。本规程适用于华能湖南风电场设备检修工作，所有运维人员、专业技术人员、生产管理相关人员应熟悉并遵守本规程。

目录前言 (2) 1 适用范围 (4) 2 规范性引用文件 (1) 3 总则 (3) 3.1 总体要求 (3) 3.2 对工器具和备品配件的要求 (3) 3.3 对检修维护人员的要求 (3) 3.4 对检修过程的要求 (4) 3.4.1 检修前准备 (4) 3.4.2 检修过程控制 (4) 3.5.2 检修维护总结与评价 (5) 3.5.3 检修文件整理 (5) 4 电控部分检修维护规程 (5) 4.1 主变压器检修维护规程 (5) 4.1.1 主变概述 (5) 4.1.2 技术参数 (6) 4.1.3 检修项目及周期 (7) 4.1.4 检修程序 (8) 4.1.5 器身各部件检修项目 (9) 4.2 箱式变电站及站用变压器检修维护规程 (10) 4.2.1 概述 (10) 4.2.2 主要技术参数 (11) 4.2.3 检修项目与周期 (12) 4.2.4 异常运行与故障处理 (13) 4.2.5 试验项目及周期 (14) 4.3 电力电缆检修维护规程 (15) 4.3.1 概述 (15) 4.3.2 检修项目及周期 (16)

电网企业开展设备状态检修的思路

电网企业开展设备状态检修的思路、方法及问题分析来源：电力技术网陈伟根钱国超(重庆大学) 摘要电网企业为了降低运行成本、提高设备的利用率和改善电力质量和用户服务，迫切需要由原来的计划检修向状态检修发展，电气设备实行状态检修技术势在必行。目前我国在设备管理与预测、设备可靠性技术以及设备状态监测及故障诊断技术等方面已经取得了一些可实际应用的成果，但还存在不少问题，论文从电网企业开展设备状态检修技术的思路、方法及问题作一些探讨。关键词状态检修思路方法问题 0前言电力系统是一个由众多发、送、输、配、用电设备连接而成的大系统，这些设备的可靠性及运行状况直接决定整个系统的稳定和安全,也决定着供电质量和供电可靠性。检修是保证电力设备健康运行的必要手段，它关系着设备的利用率、事故率、使用寿命、人力物力财力的消耗，以及电力企业的整体效益等诸多问题。所以，做好电气设备的检修工作，及早发现事故隐患并及时予以排除，使其始终以良好的状态投入运行，具有十分重要的意义。随着电力工业的科技进步，电气系统中电力设备的检修体制和技术不断发展。但随着电力系统向高电压、大容量、互联网发展，以及用电部门要求的提高，对电力系统的安全可靠性指标的要求也越来越高。沿用多年的计划检修体制暴露了严重缺陷，如临时性维修频繁、维修不足或维修过剩、盲目维修等，这使得国家每年在设备维修方面耗资巨大。在电力系统中推行状态检修是电气设备检修制度发展的必然选择。其直接效益有：节省大量维修费用，延长设备使用寿命，提高供电可靠性，减少检修风险。美国电力研究院诊断检修中心的统计表明，实施状态检修提高设备利用率在5%以上，节约检修费用25%~30%。 “状态检修”是针对传统的对电气设备进行定期的“计划检修”存在的各种弊端，提出的一种全新的检修概念。“计划检修”是按照预防性试验规程所规定的试验周期，到期必修，而不顾电气设备绝缘的实际状况，具有很大的盲目性和强制性，因而造成设备的“过度检修”，浪费了大量的人力、物力。同时，这种过度检修还有可能引人新的绝缘隐患，或者由于检修的不慎所造成，或者由于频繁的拆装所造成。而“状态检修”则是基于设备的实际工况，根据其在运行电压下各种绝缘特性参数的变化，通过分析比较来确定电气设备是否需要检修，以及需要检修的项日和内容，具有极强的针对性和实时性。因此，可以简单地把状态检修概括为“当修即修，不做无为检修”。正因如此，近年来“状态检修”已引起电力部门及国内外研究者的普遍关注。随着传感技术、微电子、计算机软硬件和数字信号处理技术、人工神经网络、专家系统、模糊集理论等综合智能系统在状态监测及故障诊断中应用，使基于设备状态监测和先进诊断技术的状态检修技术得到发展，成为电力系统中的一个重要研究领域。 1状态检修技术及其理论内涵状态检修CBM(condition based maintenance)，又称预知性检修PDM(predictive diagnostic maintenance)。根据Steed.J.C的定义，它是利用设备在需要维修之前，存在一个使用寿命这一特点而展开的一种预测方法。这种方法充分利用这个设备或者设备的某些重要部件的寿命特征，通过数据采集和数据分析来预测设备状态发展的趋势。这种检修方式是以设备当前的实际状况为依据，通过高科技监测手段，对设备进行纵向(历史和现状)、横向(同类设备的运行

配网设备状态检修及运维管理对策

配网设备状态检修及运维管理对策发表时间：2018-06-19T15:07:04.627Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：周家泳 [导读] 摘要：电网由发电设备、输电设备及配电设备共同组成，配电设备作为电网的最末端，其与用户直接相连，直接关系到供电的质量，所以需要做好配网设备的检修和运行维护管理工作，确保配电设备运行的稳定性。 (广东电网有限责任公司茂名信宜供电局 525300) 摘要：电网由发电设备、输电设备及配电设备共同组成，配电设备作为电网的最末端，其与用户直接相连，直接关系到供电的质量，所以需要做好配网设备的检修和运行维护管理工作，确保配电设备运行的稳定性。文中从配网设备状态检修指标思想入手，对当前我国配电设备运维管理现状及实践措施进行了分析，并进一步对配电设备状态检修及运维管理中应注意的事项进行了具体阐述。关键词：配电网；状态检修；运维管理随着社会经济的发展，电网建设发展迅猛，电网供电保障能力明显提高。在电网建设中，配电设备的运行维护管理至关重要，良好的设备运维管理可以提高配电网的供电可靠性和运营效率，更好地服务地方经济社会发展。因此，详细探究配网设备状态检修及运维管理措施具有十分重要的现实意义。 1.我国配网设备状态检修及运维管理现状分析在我国，配电网设备维护中大部分的配电网设备维护保养，由于长时间的耗用会影响到正常的生产和生活，从而增加了配电网状态检修的成本。在我国配电网络设备国产化改造和提高运营管理水平的基础上，以配电网络设备状态检修为基础，与定期维修相结合，完成了电力系统的运行。然而，随着我国电力工业的快速发展，维护模式已不再适合中国电力系统的发展和电力市场的需求。这种程序维护的可靠性和直接性是无法保证的，维护质量无法达到预期的效果。与此同时，维修过程的停电影响了人们的生产生活，大大降低了检修的服务效果。 1.1安全管理制度不完善在现代管理中，安全事故是由不科学的安全管理系统造成的。造成事故的根本原因是管理上的漏洞，也是造成事故的最根本原因。对于分销网络运营安全管理来说，不完善的管理制度是其主要原因，其他原因包括管理不善导致政策失误，不定期安全管理人员培训等。 1.2设备未能及时更新在网络运行中，电气设备的性能对其安全运行有着重要的影响。电气设备随着使用时间的增加，各种性能指标将逐渐减少，如不及时更换超过固定年限的设备，一旦发生安全事故，后果难以想象。 1.3操作失误或错误配网运行特点是维护的设备多、出现异常和故障的几率大，容易造成工作人员思想上的松懈，如果操作人员在执行中做出错误操作或是设备维护管理不到位，都容易造成经济上的损失，甚至影响设备、电网和人身安全。 2.配网设备的检修维护分布设备的维护和维护有两层含义。首先是做一份好工作的配网设备维护,使设备在最佳运行状态下工作,第二个是在配网设备故障,及时修复尽快恢复供电,减少生活和工作带来的不便。维护配网设备的目的是为了消除潜在的事故，防止配网设备的潜在失效，从而减少可能的经济损失。设备设施的维护主要是针对配网柜和变压器。变压器在断电、清洗变压器外壳、检查变压器油密封垫片、电线接头、绝缘子、接地线等，绝缘电阻和必要的测试检查时需要进行变压器维护。根据现行国家维护的原则，应特别注意已破损或长期运行时间较差、条件较差的设备。配网设备检修是指故障后的配网设备维修。如变压器内部故障和测试,高压断路器调整和测试等。在配网变压器为例,失败的高发病率的形式包括:由于高、低压侧保险丝烧坏配网变压器配备的操作是不理性,理性的解决方案是根据学科融合的需求;长期的三相负载不平衡，导致变压器运行不经济，大量的热导致变压器或低压出口烧坏，需要通过整流调整到变压器三相负载。雷击也是变压器损坏的常见问题之一，它需要可靠的避雷器检测。综上所述，配网设备维护是保证设备的安全运行的必要措施，有效地减少事故的发生。预防性试验是防止在运行配网设备中出现故障的有效措施。在设备和电缆的现场测试中，压力测试是最重要的，由于电缆线路的大容量等效电容，正常的压力设备无法满足测试容量的要求。为了解决这些问题,使各种试图证明一些传统的方法是有效的,如电缆测试直流高电压绝缘电缆的方法适用于油纸,但对高电压等级橡胶绝缘电缆是低效的,它是需要采取进一步措施来解决它。 3.配网设备的管理工作配网设备管理主要包括两个方面:管理相关信息和管理配网设备的运行。配网设备相关信息的管理，是为了在故障快速筛查点失效的时候，查明故障原因提供支持，为快速放电故障和恢复供电提供条件。配网设备运行状态的管理，不仅要求员工对配网设备进行详细的检查和检查，还需要事先详细的科学检查方法。配网设备和输电线路,检查时,需要注意的是:做了一个危险的易燃建筑和积累,沿着导线连接不好,防雷接地,绝缘缺陷,绑线强,拉桩和锚完好,接线器是否良好。对于电缆线路，主要是检查接地良好，瓷套和电缆头有放电痕迹和破碎现象，在电缆沟内有渗漏现象，电缆是否有漏油，油浸纸路线标志齐全，深色沿线缆覆盖完好。近年来，配网设备的问题一直很普遍:电力传输和配网电缆的重要性不高，配网设备的信息和图纸十分缺乏。在施工过程中，没有有效地建立电缆线路的管理，主要体现在铺设规范、施工监理和施工技术等方面。在分销网络重建、扩张和新项目中,尤其是在重建分销网络的扩建工程,由于施工过程将涉及的旧设备更新问题,如果不是在施工过程中加强其的重要性,将会在正常运行的配网系统里埋下安全隐患。电缆的主要特征在系统正常运行条件下很难找到潜在的安全隐患,或已经损坏的电缆在施工的过程中,电缆在很短的时间内运行和测试没有问题,但是,在长时间运行的过程中,在高温过热,淤泥覆盖和水浸情况下,如电缆的破坏将再次导致失败,而通常情况下,在发生故障后,员工很难发现故障点。为了有效地解决这些问题，有关部门和工作人员需要根据当地实际情况，制定科学合理的电力项目改造、扩建和建设的管理方法。在施工过程中，我们必须重视基本材料的收集、管理、施工、归档和再循环，以达到项目的完成，材料也要充分、手拉手。此外，相关人员应事先对电缆的方向画出清晰的画面，施工人员应严格按照图纸进行施工;对施工过程中的关键部位进行检查。 4.配网设备状态检修以及运维管理的注意事项配网设备检修以及运维管理需要主要的事项主要有以下几个方面。首先，在进行配网设备状态检修时，应对配网各个环节进行详尽的

电流互感器检修试验规程

电流互感器检修试验规程 5.3.1 电流互感器巡检及例行试验表7 电流互感器巡检项目巡检项目基准周期要求说明条款外观检查330kV及以上：2周 220kV：1月 110kV/66kV：3月外观无异常见 5.3.1.1条表8 电流互感器例行试验项目例行试验项目基准周期要求说明条款红外热像检测330kV及以上：1月 220kV：3月 110kV/66kV：半年无异常见 5.3.1.2条油中溶解气体分析（油纸绝缘）正立式≤3年倒置式≤6年乙炔≤2（110kV/66kV）（μL/L） ≤1（220kV及以上）（μL/L）（注意值）氢气≤150（μL/L）（注意值）总烃≤100（μL/L）（注意值）见 5.3.1.3条绝缘电阻3年1. 一次绕组：初值差不超过-50%（注意值） 2. 末屏对地（电容型）：＞1000M Ω（注意值）见 5.3.1.4条电容量和介质损耗因数 (固体绝缘或油纸绝缘) 3年电容量初值差不超过±5%（警示值） 2. 介质损耗因数tgδ满足下表要求（注意值） Um（kV） 126/72.5 252/363 ≥550 tgδ≤0.008≤0.007≤0.006 聚四氟乙烯缠绕绝缘：≤0.005 超过注意值时，参考 5.3.1.5 条原则判断见 5.3.1.5条 SF6气体湿度检测 (SF6绝缘) 3年≤500μL/L（注意值）见8.1 条 5.3.1.1 巡检说明 a) 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； b) 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； c) 二次电流无异常。 5.3.1.2 红外热像检测

电气一次设备在线检测和状态检修要点讨论

电气一次设备在线检测和状态检修要点讨论摘要：电厂电气一次设备的状态检修工作包括多方面内容，例如在线设备检测与故障诊断、设备维修等，并由多个设备的状态检修组成，工作量较大。然而和传统的定期维修相比，状态检修对于一次设备来讲显得更为实用。关键词：电气一次设备；检修状态；定期维修引言：在电力系统中，直接用于生产和使用电能，比控制回路电压高的电气设备称为一次设备。其主要包括发电机、变压器、断路器、输电线路等。由一次设备相互连接，构成生产、输送、分配电能或直接用于生产的电气回路称为一次回路。一次设备的主要功能包括进行电力生产和电能转换、接通和断开电路的开关、保护电气、接地装置等。在变电站一次设备运行过程中，其状态检修是非常重要的。 1电力一次设备在线监测 1.1 在线监测的特点在线监测是指在设备正常运行的情况下，对于设备的整体情况进行连续或者定期的监测，这种行为一般自动进行。做好在线监测工作能在第一时间发现设备运行时的异常状况，及时进行整修以延长设备的使用寿命。对于一些旧的或者存在不安全因素的问题设备需跟踪监测，尽量延长其使用寿命；对于正常的设备应随时掌握其健康情况，为设备正常工作提供保障。至今为止，利用在线监测能使一次设备安全运行，保证变压器不因工作量大而受到破损，发生停电状况。由于其为自动操作，所以可使检修、监测过程更加安全，减少投入资金，是我国应用最早、最全面的监测技术，效果非常好，应用最为广泛。 1.2 电力一次设备的在线监测在智能电网中的作用智能电网是在每个输电元件、变电站以及发电站都设有一个具有较强操作系统的单一、独立的处理器，也可用代理器，每个处理器或者代理器彼此间都可以进行双向、迅速的信号传输，进而形成规模庞大的分布式平台。所有处理器都要与其相应部件连接，以了解处理器或代理器的运行情况，再通过高速光纤的通信系统把数据输送至其他的处理器或者代理器，每个处理器的工作既相互独立，又彼此相关，可协调控制工作。智能电网自愈控制是指当出现事故时，在影响电网的整体安全之前将局部地区的故障处理后，进而能自动恢复的功能。因此，电力一次设备的在线监测装置也就是智能电网能够进行自愈控制的基本结构。电力一次设备在线监测开始是对一次设备的状态进行常规检测，之后发展成一次设备状态的检修，取代了旧时的计划检修。现阶段的在线监测还无法实现真正意义上的在线检修，但是，如果以此为基础的状态监测的准确率得到很大程度的提升，并且使监测的频率加快，就能逐渐取代传统技术，成为自愈智能电网中的智能处理器。如此一来，在全新的传感器和在线监测装置投入使用后成为智能代理器，进而使电网的适应性与重组能力加强。 2 状态检修原则电气一次设备状态检修要与电厂的实际情况相结合，制定检修计划，及时对设备出现的各种问题进行维修，确保电气一次设备的正常使用。开展电气一次设备状态检修时，必须遵循以下原则： 2.1 设备绝缘良好电厂对电气一次设备开展状态检修工作时，首先要选择具有良好绝缘性

设备状态检修及试验规程

电力设备预防性试验规程完整

隔离开关状态检修导则

配网设备状态检修及运维管理措施 杜金龙

输电线路设备状态检修试验规程

设备状态检修及试验规程

临泉供电公司配网设备状态检修技术导则

状态检修规程解读

SF6气体绝缘电力变压器检修试验规程

油浸式电力变压器和电抗器检修试验规程

风电场检修规程

电网企业开展设备状态检修的思路

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电气一次设备在线检测和状态检修要点讨论

配网设备状态检修及运维管理措施杜金龙