3.10 输变电设备状态检修试验规程
状态检修是近几年推广的一种新的检修策略，其试验规程早期的有国家电网公司企业标准Q/GDW 168—2008《输变电设备状态检修试验规程》，后来国家能源局发布了电力行业标准DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程》，两者起草单位、起草人员及内容几乎完全相同。为提高标准的适应性和有效性，国家电网公司对Q/GDW 168—2008进行了修订，于2013年12月5日发布了：Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》。该规程有8章：1范围、2规范性引用文件、3术语和定义、4总则、5交流设备、6直流设备、7绝缘油试验、8 SF6气体湿度和成分检测。其中第5、6两章是核心部分，对每一种设备都分别用3个表格列出了巡检、例行试验、诊断性试验的项目。本节汇总了Q/GDW 1168—2013中第5、7、8三章的内容，其中设备巡检特指设备专业巡检，有别于变电站日常巡检，巡检情况应有书面或电子文档记录。其他方面可参考本书9.7节。
变电站建成投运之后，保证其安全、可靠运行的一项重要措施就是进行状态检修试验或预防性试验，但在很多企业都没有给予应有的重视，大部分都没按时进行，这就给变电站留下了很大的安全隐患。例如，某企业变电站有两台S10系列40000kVA/110kV变压器，自2005年投运至2015年连续运行10年，没做过任何试验，连变压器油也没取样试验过。考虑到本章是全书中唯一一章专门的标准汇编，因此，本节将Q/GDW1168—2013中与变电站部分有关的主要条款汇编于此，尽管不是变电站设备安装及验收的内容。
3.10.1 油浸式电力变压器和电抗器[44]
3.10.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验
1.油浸式电力变压器和电抗器巡检及例行试验项目（见表3-76、表3-77）
表3-76 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目
㊁ 本节层次结构：“3.10.1”称作节，小节及以下各层次内容称作条或款，“3.10.1.1”称作小节。除非特别说明，表中“见××”均指本小节下面的层次内容。
表3-77 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目
（续）
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下：
（1）外观无异常，油位正常，无油渗漏。
（2）记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数。
（3）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）。
（4）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。
（5）变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10—2003测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。
3.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—2008。
4.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—2001，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。
当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、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，应增加取样分析。
5.绕组电阻
测量时，绕组电阻测量电流不宜超过20A，铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各绕组电阻的相间差别或线间差别不大于规定值。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按下式进行。
R2=R1（Tk+t2）/（Tk+t1） （3.10.1-1）
式中 R1、R2——温度为t1、t2时的电阻；
Tk——常数，铜绕组Tk为235，铝绕组Tk为225。
无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后，也应测量一次。
电抗器参照执行。
6.铁心接地电流测量（带电）
当铁心接地电流无异常时，可不进行铁心绝缘电阻测试。
7.铁心绝缘电阻
绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）绝缘电阻表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地的绝缘电阻。
除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目试验。
8.绕组绝缘电阻
电压等级为220kV及以上且容量为120MV·A及以上时，宜采用输出电流不小于3mA的绝缘电阻表。
测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V绝缘电阻表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按下式进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参DL/T 474.1—2006。
R2=R11.5（t1-t2）/10 （3.10.1-2）
式中 R1、R2——温度为t1、t2时的绝缘电阻。
除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。
9.绕组绝缘介质损耗因数
测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳应接地，必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其他绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3—2006。
测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。
10.有载分接开关检查
以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。
基准周期为1年的检查项目如下。
（1）储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查。
（2）在线滤油器，应按其技术文件要求检查滤芯。
（3）打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常。
（4）记录动作次数。
（5）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。
110（66）kV及以上基准周期为3年、35kV及以下基准周期为4年的检查项目如下。
（1）在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常。
（2）检查紧急停止功能以及限位装置。
（3）在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值的初值差不超过±10%。
（4）油质试验：要求油耐受电压≥30kV；不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。
11.测温装置检查
要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。
每两个试验周期校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V绝缘电阻表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MΩ。
12.气体继电器检查
检查气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，动作正确。
每两个试验周期测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，采用1000V绝缘电阻表测量，一般不低于1MΩ。
13.冷却装置检查
运行中，流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。
14.压力释放装置检查
按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在±10%之内或符合设备技术文件要求。
3.10.1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验
1.油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验项目（见表3-78）
表3-78 油浸式变压器和电抗器诊断性试验项目
①“3.10.1.1.5”指“3.10.1.1”小节中的下一级层次中的“5.”，下同。
2.空载电流和空载损耗测量
诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目试验，试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。
3.短路阻抗测量
诊断绕组是否发生变形时进行本项目试验，试验方法参见DL/T 1093—2008，宜在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不宜小于5A。
不同容量及电压等级的变压器，要求分别如下：
（1）容量100MV·A及以下且电压等级220kV以下的变压器，初值差不超过±2%。
（2）容量100MV·A以上或电压等级220kV以上的变压器，初值差不超过±1.6%。
（3）容量100MV·A及以下且电压等级220kV以下的变压器三相之间的最大相对互差不应大于2.5%。
（4）容量100MV·A以上或电压等级220kV以上的变压器三相之间的最大相对互差不应大于2%。
4.感应耐压和局部放电测量
验证绝缘强度或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目试验。感应电压的频率应在100～300Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3.10.1-3）确定，但应在15～60s之间。试验方法参考GB 1094.3—2003。
t=120×额定频率/试验频率 （3.10.1-3）
在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。
5.绕组频率响应分析
诊断是否发生绕组变形时进行本项目试验。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911—2004。
6.绕组各分接位置电压比
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目试验，结果应与铭牌标识一致。
7.直流偏磁水平检测
当变压器声响、振动异常时，进行中性点直流电流测量。
8.电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目试验。
9.纸绝缘聚合度测量
诊断绝缘老化程度时，进行本项目试验，测量方法参考DL/T 984—2005。
10.整体密封性能检查
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目试验。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。
11.声级及振动测定
当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10—2003。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。
12.绕组直流泄漏电流测量
怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目试验，测量绕组短路加压，其他绕组短路接地，施加直流电压值为20kV（35kV绕组）、40kV（66～330kV绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。
13.外施耐压试验
分级绝缘变压器，仅对中性点和低压绕组进行本项目试验；全绝缘变压器，对各绕组分别进行本项目试验。耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。
14.高频局部放电检测（带电）
检测从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）、铁心和夹件接地线上号。
当怀疑有局部放电时，比较其他检测方法，如油中溶解气体分析、特高频局部放电检测、超声波局部放电检测等方法对该设备进行综合分析。
3.10.2 SF6气体绝缘电力变压器
3.10.2.1 SF6气体绝缘电力变压器巡检及例行试验
1.SF6气体绝缘电力变压器巡检及例行试验项目（见表3-79、表3-80）
表3-79 SF6气体绝缘电力变压器巡检项目
表3-80 SF6气体绝缘电力变压器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下：
（1）外观无异常，气体压力指示值正常。
（2）记录绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数，冷却器工作状态正常。
（3）变压器声响无异常；如果振动异常，可定量测量。
3.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—2008。
4.绕组绝缘电阻
参考3.10.1.1小节8.部分。条件不具备时，可不进行。
3.10.2.2 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验
1.SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验项目（见表3-81）
表3-81 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验项目
2.气体密度表（继电器）校验
数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时，进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。
3.SF6气体密封性检测
当气体密度（压力）显示有所降低，或定性检测发现气体泄漏时，进行本项目。检测方法可参考GB/T 11023—1989。
3.10.3 干式变压器、电抗器和消弧线圈
3.10.3.1 干式变压器、电抗器、消弧线圈巡检及例行试验项目（见表3-82、表3-83）
表3-82 干式变压器、电抗器和消弧线圈巡检项目
表3-83 干式变压器、电抗器和消弧线圈例行试验项目
3.10.3.2 干式变压器、电抗器和消弧线圈诊断性试验（见表3-84）
表3-84 干式变压器、电抗器和消弧线圈诊断性试验项目
3.10.4 电流互感器
3.10.4.1 电流互感器巡检及例行试验
1.电流互感器巡检及例行试验项目（见表3-85、表3-86）
表3-85 电流互感器巡检项目
表3-86 电流互感器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）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。
（3）二次电流无异常。
3.红外热像检测
检测高压引线连接处、电流互感器本体等，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—2008。
4.油中溶解气体分析
取样时，需注意设备技术文件的特别提示（如有），并检查油位应符合设备技术文件的要求。制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。
5.绝缘电阻
采用2500V绝缘电阻表测量。当有两个一次绕组时，还应测量一次绕组间的绝缘电阻。一次绕组的绝缘电阻应大于3000MΩ，或与上次测量值相比无显著变化。有末屏端子的，测量末屏对地绝缘电阻。测量结果应符合要求。
6.电容量和介质损耗因数
测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常（测量值偏大或增量偏大），可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um/1.732，介质损耗因数的增量应不超过±0.003，且介质损耗因数不大于0.007（Um≥550kV）、0.008（Um为363kV/252kV）、0.01（Um为126kV/72.5kV）。当末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数做进一步判断，测量电压为2kV时，通常要求小于0.015。
7.相对介质损耗因数（带电）
具备条件时做本项试验，检测从末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取异相电流互感器或同相的套管末屏电流换算与自身末屏电流相位差值的正切值。
变化量=|本次试验值-初值|。初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
8.相对电容量比值（带电）
具备条件时做本项试验，检测从末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取异相电流互感器或同相的套管末屏电流换算电容值与本身电容的比值。
初值宜选取设备停电状态下的电容量为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
3.10.4.2 电流互感器诊断性试验
1.电流互感器诊断性试验项目（见表3-87）
表3-87 电流互感器诊断性试验项目
2.交流耐压试验
需要确认设备绝缘介质强度时进行本项试验。一次绕组的试验电压为出厂试验值的80%、二次绕组之间及末屏对地的试验电压为2kV，时间为60s。
如SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后应做老练和交流耐压试验。
3.局部放电测量
检验是否存在严重局部放电时进行本项试验。
4.电流比校核
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或需要确认电流比时，进行本项试验。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。
5.绕组电阻测量
红外检测温升异常，或怀疑一次绕组存在接触不良时，应测量一次绕组电阻。要求测量结果与初值比没有明显增加，并符合设备技术文件要求。
二次电流异常，或有二次绕组方面的家族缺陷时，应测量二次绕组电阻，分析时应考虑温度的影响。
6.气体密封性检测
当气体密度表显示密度下降或定性检测发现气体泄漏时，进行本项试验，方法可参考GB/T 11023—1989。
7.气体密度表（继电器）校验
数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时，进行本项试验。校验按设备技术文件要求进行。
8.高频局部放电检测（带电）
油纸绝缘电流互感器检测可从套管末屏接地线上取信号。当怀疑有局部放电时，应结合其他检测方法的检测结果进行综合分析。
3.10.5 电磁式电压互感器
3.10.5.1 电磁式电压互感器巡检及例行试验
1.电磁式电压互感器巡检及例行试验项目（见表3-88、表3-89）
表3-88 电磁式电压互感器巡检项目
表3-89 电磁式电压互感器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）油位正常（油纸绝缘），或气体密度值正常（SF6绝缘）。
（3）二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。
3.红外热像检测
红外热像检测高压引线连接处、本体等，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/T 664—2008。
4.绕组绝缘电阻
一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组采用1000V绝缘电阻表。测量时非被测绕组应接地。同等或相近测量条件下，绝缘电阻应无显著降低。
5.绕组绝缘介质损耗因数
测量一次绕组的介质损耗因数，一并测量电容量，作为综合分析的参考，测量方法参考DL/T 474.3—2006。
6.油中溶解气体分析取样时，需注意设备技术文件的特别提示（如有），并检查油位应符合设备技术文件的要求。制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。
3.10.5.2 电磁式电压互感器诊断性试验
1.电磁式电压互感器诊断性试验项目（见表3-90）
表3-90 电磁式电压互感器诊断性试验项目
2.交流耐压试验
需要确认设备绝缘介质强度时进行本项试验。试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s。一次绕组采用感应耐压，二次绕组采用外施耐压。对于感应耐压试验，当频率在100～300Hz时，持续时间应按式（3.10.1-3）确定，但不少于15s。进行感应耐压试验时应考虑容升现象。试验方法参考GB 1207—2006。
3.局部放电测量
检验是否存在严重局部放电时进行本项试验。在电压幅值为1.2Um/1.732下测量，测量结果符合技术要求。测量方法参考GB 1207—2006。
4.电压比校核
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或需要确认电压比时，进行本项试验。在80%～100%的额定电压范围内，在一次侧施加任一电压值，测量二次侧电压，验证电压比。简单检查可取更低电压。
5.励磁特性测量
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或有计量要求时，进行本项试验。试验时，电压施加在二次端子上，电压波形为标准正弦波。测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍，测量出对应的励磁电流，与出厂值相比应无显著改变；与同一批次、同一型号的其他电磁式电压互感器相比，彼此差异不应大于30%。
6.高频局部放电检测（带电）
当怀疑有局部放电时，应结合其他检测方法的检测结果进行综合分析。
3.10.6 电容式电压互感器
3.10.6.1 电容式电压互感器巡检及例行试验
1.电容式电压互感器巡检及例行试验项目（见表3-91、表3-92）
表3-91 电容式电压互感器巡检项目
表3-92 电容式电压互感器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）油位正常。
（3）二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。
3.红外热像检测
红外热像检测高压引线连接处、本体等，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—2008。
4.分压电容器试验
在测量电容量时宜同时测量介质损耗因数，多节串联的，应分节独立测量。试验时应按设备技术文件要求并参考DL/T 474—2006进行。
除例行试验外，当二次电压异常时，也应进行本项试验。
5.二次绕组绝缘电阻
二次绕组绝缘电阻可用1000V绝缘电阻表测量。
3.10.6.2 电容式电压互感器诊断性试验
1.电容式电压互感器诊断性试验项目（见表3-93）
表3-93 电容式电压互感器诊断性试验项目
2.局部放电测量
诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项试验。试验在完整的电容式电压互感器上进行。在电压值为1.2Um/3下测量，测量结果符合技术要求。试验电压不能满足要求时，可将分压电容按单节进行。
3.电磁单元感应耐压试验
试验前把电磁单元与电容分压器分开，若因产品结构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验。
试验电压为出厂试验值的80%，或按设备技术文件要求进行，时间为60s。进行感应耐压试验时，耐压时间按式（3.10.1-3）进行折算，但应在15～60s之间。试验方法参考GB/T 20840.5—2013。
4.电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量
当二次绕组绝缘电阻不能满足要求，或存在密封缺陷时，进行本项试验。
5.相对介质损耗因数（带电）
具备条件时做本项试验，检测从电容末端接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取临近同相的电流互感器末屏电流与本身电流相位差值的正切值。
变化量=|本次试验值-初值|。初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
6.相对电容量比值（带电）
具备条件时做本项试验，检测从电容末端接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取临近同相的电流互感器末屏电流换算电容值与本身电容的比值。
初值宜选取设备停电状态下的电容量为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
3.10.7 高压套管
本节所述套管包括各类设备套管和穿墙套管，“充油”包括纯油绝缘套管、油浸纸绝缘套管和油气混合绝缘套管；“充气”包括SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型”包括所有采用电容屏均压的套管等。
3.10.7.1 高压套管巡检及例行试验
1.高压套管巡检及例行试验项目（见表3-94、表3-95）
表3-94 高压套管巡检项目
表3-95 高压套管例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）充油套管油位正常、无油渗漏；充气套管气体密度值正常。
3.红外热像检测
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/T 664—2008。
4.绝缘电阻
包括套管主绝缘和末屏对地绝缘的绝缘电阻，采用2500V绝缘电阻表测量。
5.电容量和介质损耗因数测量
对于变压器套管，被测套管所属绕组短路加压，其他绕组短路接地。如果试验电压加在套管末屏的试验端子，则必须严格控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V），否则可能导致套管损坏。
测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常（测量值偏大或增量偏大），可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um/1.732，介质损耗因数的增量应不超过±0.003，且介质损耗因数不大于0.007（Um≥550kV）、0.008（Um为363kV/252kV）、0.01（Um为126kV/72.5kV）。分析时应考虑测量温度影响。
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。
6.相对介质损耗因数（带电）
具备条件时做本项试验，检测从套管末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取同相的电流互感器末屏电流与本身末屏电流相位差值的正切值。
变化量=|本次试验值-初值|。初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
7.相对电容量比值（带电）
具备条件时做本项试验，检测从套管末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取同相的电流互感器电容与本身电容的比值。
初值宜选取设备停电状态下的电容量为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
3.10.7.2 高压套管诊断性试验
1.高压套管诊断性试验项目（见表3-96）
表3-96 高压套管诊断性试验项目
（续）
2.油中溶解气体分析
在怀疑绝缘受潮、劣化，或者怀疑内部可能存在过热、局部放电等缺陷时进行本项试验。取样时，务必注意设备技术文件的特别提示（如有），并检查油位应符合设备技术文件的要求。判断和检方测法参考GB/T 24624—2009。
3.末屏介质损耗因数
当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数做进一步判断。试验电压应控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V）。
4.交流耐压和局部放电测量
需要验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项试验。如有条件，应同时测量局部放电。交流耐压为出厂试验值的80%，时间60s。
对于变压器（电抗器）套管，应拆下并安装在专门的油箱中单独进行。试验方法参考GB/T 4109—2008。
5.高频局部放电检测（带电）
检测从套管末屏接地线上取信号。
当怀疑有局部放电时，应结合其他检测方法的检测结果进行综合分析。当套管应用于变压器或电抗器时，其内部局部放电会在套管测试数据表征出来，因此要结合变压器或电抗器本体测试结果综合分析。
3.10.8 SF6断路器
3.10.8.1 SF6断路器巡检及例行试验
1.SF6断路器巡检及例行试验项目（见表3-97、表3-98）
表3-97 SF6断路器巡检项目
表3-98 SF6断路器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）气体密度值正常。
（3）加热器功能正常（每半年检查一次）。
（4）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）。
（5）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。
3.红外热像检测
检测断口及断口并联元件、引线接头、绝缘子等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。判断时，应该考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况，注意与同等运行条件下其他断路器进行比较。测量和分析方法可参考DL/T 664—2008。
4.主回路电阻测量
在合闸状态下，测量进、出线之间的主回路电阻。测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法和要求参考DL/T 593—2006。
当红外热像显示断口温度异常、相间温差异常，或自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作，也应进行本项试验。
5.断口间并联电容器电容量和介质损耗因数
在分闸状态下测量。对于瓷柱式断路器，与断口一起测量；对于罐式断路器（包括GIS中的断路器），按设备技术文件规定进行。测试结果不符合要求时，可对电容器独立进行测量。
6.合闸电阻阻值及合闸电阻预接入时间
同等测量条件下，合闸电阻的初值差应满足要求。合闸电阻的预接入时间按设备技术文件规定校核。对于不解体无法测量的情况，只在解体性检修时进行。
7.例行检查和测试
（1）例行检查和测试时，具体要求说明如下。
1）轴、销、锁扣和机械传动部件检查，如有变形或损坏应予更换；
2）瓷绝缘件清洁和裂纹检查；
3）操动机构外观检查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松动，检查是否有渗漏等；
4）检查操动机构内、外积污情况，必要时需进行清洁；
5）检查是否存在锈迹，如有需进行防腐处理；
6）按设备技术文件要求对操动机构机械轴承等活动部件进行润滑；
7）分、合闸线圈电阻的检测结果应符合设备技术文件要求，没有明确要求时，以线圈电阻初值差不超过±5%作为判据；
8）储能电动机工作电流及储能时间的检测结果应符合设备技术文件要求。储能电动机应能在85%～110%的额定电压下可靠工作；
9）检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V绝缘电阻表测量电缆的绝缘电阻，应无显著下降；
10）缓冲器检查按设备技术文件要求进行；
11）防跳跃装置检查按设备技术文件要求进行；
12）联锁和闭锁装置检查按设备技术文件要求进行；
13）并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%～110%范围内，应可靠动作；并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%～110%（直流）或85%～110%（交流）范围内，应可靠动作；当电源电压低于额定电压的30%时，脱扣器不应脱扣；
14）在额定操作电压下测试时间特性，要求：合、分指示正确；辅助开关动作正确；合、分闸时间，合、分闸不同期，合-分时间满足技术文件要求且没有明显变化；必要时，测量行程特性曲线做进一步分析。除有特别要求的之外，相间合闸不同期不大于5ms，相间分闸不同期不大于3ms；同相各断口合闸不同期不大于3ms，同相分闸不同期不大于2ms。
（2）对于液（气）压操动机构，还应进行下列各项检查或试验，结果均应符合设备技术文件要求。
1）机构压力表、机构操作压力（气压、液压）整定值和机械安全阀校验；
2）分闸、合闸及重合闸操作时的压力（气压、液压）下降值；
3）在分闸和合闸位置分别进行液（气）压操动机构的泄漏试验；
4）液压机构及气动机构，进行防失压慢分试验和非全相合闸试验。
3.10.8.2 SF6断路器诊断性试验
1.SF6断路器诊断性试验项目（见表3-99）
表3-99 SF6断路器诊断性试验项目
2.交流耐压试验
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或必要时，进行本项试验。包括相对地（合闸状态）和断口间（罐式、瓷柱式定开距断路器，分闸状态）两种方式。试验在额定充气压力下进行，试验电压为出厂试验值的80%，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T593—2006。
3.超声波局部放电检测（带电）
本项试验适用于罐式断路器。
3.10.9 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）
3.10.9.1 GIS巡检及例行试验
1.GIS巡检及例行试验项目（见表3-100、表3-101）
表3-100 GIS巡检项目
表3-101 GIS例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）气体密度值正常。
（3）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）。
（4）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。
3.红外热像检测
检测各单元及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。分析时，应该考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T664—2008。
4.元件试验
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书有关章节。
5.特高频局部放电检测（带电）
本项试验适用于非金属法兰绝缘盆子，带有金属屏蔽的绝缘盆子可利用浇注开口进行检测，具备内置探头的和其他结构参照执行。
检测前应尽量排除环境的干扰信号。检测中对干扰信号的判别可综合利用特高频法典型干扰图谱、频谱仪和高速示波器等仪器和手段进行。进行局部放电定位时，可采用示波器（采样精度至少1GHz以上）等进行精确定位，必要时也可通过改变电气设备一次运行方式进行。异常情况应缩短检测周期。
6.超声波法局部放电检测（带电）
一般检测频率在20～100kHz之间的信号。若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析。对于以mV为单位显示的仪器，可根据仪器生产厂建议值及实际测试经验进行判断。若检测到异常信号可利用特高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器、手段进行综合判断。异常情况应缩短检测周期。
3.10.9.2 GIS诊断性试验
1.GIS诊断性试验项目（见表3-102）
表3-102 GIS诊断性试验项目
2.主回路绝缘电阻
交流耐压试验前进行本项试验，用2500V绝缘电阻表测量。
3.主回路电阻测量
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；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R1，然后按式（3.10.9-1）进行计算主回路电阻R。若GIS母线较长、间隔较多，宜分段测量。
R=R0R1/（R1-R0） （3.10.9-1）
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/T 593—2006。
自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作，也应进行本项试验。
4.主回路交流耐压试验
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或检验主回路绝缘时，进行本项试验。试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s。有条件时，可同时测量局部放电量。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，耐压试验结束后，恢复连接，并应进行电压为Um/1.732、时间为5min的试验。
3.10.10 少油断路器
3.10.10.1 少油断路器的巡检及例行试验
1.少油断路器巡检及例行试验项目（见表3-103、表3-104）
表3-103 少油断路器巡检项目
表3-104 少油断路器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）操动机构状态正常（液压机构油压正常；气压机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）。
（3）记录开断短路电流值及发生日期（如有）；记录开关设备的操作次数。
3.绝缘电阻测量
采用2500V绝缘电阻表测量，分别在分、合闸状态下进行。要求绝缘电阻大于3000MΩ，且没有显著下降。测量时，注意外绝缘表面泄漏的影响。
4.直流泄漏电流
110（66）kV及以上元件的试验电压为40kV，35kV元件的试验电压为20kV。试验时应避免高压引线及连接处电晕的干扰，并注意外绝缘表面泄漏的影响。
5.断口并联电容器的电容量和介质损耗因数
在分闸状态下测量。测量结果不符合要求时，可以对电容器独立进行测量。
3.10.10.2 少油断路器诊断性试验项目
1.少油断路器诊断性试验项目（见表3-105）
表3-105 少油断路器诊断性试验项目
2.交流耐压试验
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或必要时，进行本项试验。包括相对地（合闸状态）和断口间（分闸状态）两种方式。试验电压为出厂试验值的80%，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593—2006。
3.10.11 真空断路器
3.10.11.1 真空断路器巡检及例行试验
1.真空断路器巡检及例行试验项目（见表3-106、表3-107）
表3-106 真空断路器巡检项目
表3-107 真空断路器例行试验项目
（续）
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）操动机构状态检查正常（液压机构油压正常；气压机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正）确。
（3）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。
3.例行检查和测试
检查动触头上的软连接夹片，应无松动；其他项试验参见3.10.8.1节7.部分。
3.10.11.2 真空断路器诊断性试验
1.真空断路器诊断性试验项目（见表3-108）
表3-108 真空断路器的诊断性试验项目
2.灭弧室真空度的测量
按设备技术文件要求，或受家族缺陷警示，进行真空灭弧室真空度的测量，测量结果应符合设备技术文件要求。
3.交流耐压试验
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或必要时，进行本项试验。包括相对地（合闸状态）断口间（分闸状态）和相邻相间三种方式。试验电压为出厂试验值的80%，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593—2006。
3.10.12 高压开关柜
3.10.12.1 高压开关柜巡检及例行试验
1.高压开关柜巡检及例行试验项目（见表3-109、表3-110）
表3-109 高压开关柜巡检项目
表3-110 高压开关柜例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）外观无异常，柜门未变形，柜体密封良好，螺钉连接紧密。
（2）照明、温控装置工作正常，风机运转正常。
（3）储能状态指示正常，带电显示、开关分合闸状态指示正确。
（4）电流表、电压表指示正确。
3.红外热像检测
检测开关柜及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。对大电流柜酌情考虑。注意与同等运行条件下相同开关柜进行比较。测量时记录环境温度、负荷及其近3h内的变化情况，以便分析参考。检测和分析方法参考DL/T664—2008。
4.辅助回路和控制回路绝缘电阻绝缘电阻测量
可采用1000V绝缘电阻表测量。
5.交流耐压试验
合闸时，试验电压施加于各相对地及相间；分闸时，施加于各相断口。相间、相对地及断口的试验电压值相同。
6.绝缘电阻测量
在交流耐压前、后分别进行测量。
7.五防性能检查
五防性能检查包括以下内容。
（1）防止误分、误合断路器。
（2）防止带负荷拉、合隔离开关。
（3）防止带电（挂）合接地（线）开关。
（4）防止带接地线（开关）合断路器。
（5）防止误入带电间隔。
8.操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压
操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%范围内。在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流等于或大于50kA时为85%）时应可靠动作。
3.10.12.2 高压开关柜诊断性试验
1.高压开关柜诊断性试验项目（见表3-111）
表3-111 高压开关柜诊断性试验项目
2.辅助回路和控制回路交流耐压试验
可采用2500kV绝缘电阻表测量。
3.超声波法局部放电检测（带电）
一般检测频率在20～100kHz之间的信号。若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析；对于以mV为单位显示的仪器，可根据仪器生产厂建议值及实际测试经验进行判断。
若检测到异常信号可利用特高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器和手段进行综合判断。异常情况应缩短检测周期。
3.10.13 隔离开关和接地开关
3.10.13.1 隔离开关和接地开关巡检及例行试验
1.隔离开关和接地开关巡检及例行试验项目（见表3-112、表3-113）
表3-112 隔离开关和接地开关巡检项目
表3-113 隔离开关和接地开关例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）检查是否有影响设备安全运行的异物。
（2）检查支柱绝缘子是否有破损、裂纹。
（3）检查传动部件、触头、高压引线、接地线等外观是否有异常。
（4）检查分、合闸位置及指示是否正确。
3.红外热像检测
检测开关触头等电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。判断时，应考虑检测前3h内的负荷电流及其变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664—2008。
4.例行检查
例行检查时，具体要求说明如下。
（1）就地和远方各进行2次操作，检查传动部件是否灵活。
（2）接地开关的接地连接良好。
（3）检查操动机构内、外积污情况，必要时需进行清洁。
（4）抽查螺栓、螺母是否有松动，是否有部件磨损或腐蚀。
（5）检查支柱绝缘子表面和胶合面是否有破损、裂纹。
（6）检查动、静触头的损伤、烧损和脏污情况，情况严重时应予更换。
（7）检查触指弹簧压紧力是否符合技术要求，不符合要求的应予更换。
（8）检查联锁装置功能是否正常。
（9）检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；用1000V绝缘电阻表测量电缆的绝缘电阻，应无显著下降。
（10）检查加热器功能是否正常。
（11）按设备技术文件要求对轴承等活动部件进行润滑。
3.10.13.2 隔离开关和接地开关诊断性试验
1.隔离开关和接地开关诊断性试验项目（见表3-114）
表3-114 隔离开关和接地开关诊断性试验项目
2.主回路电阻
下列情形之一，应测量主回路电阻。
（1）红外热像检测发现异常。
（2）上一次测量结果偏大或呈明显增长趋势，且又有2年未进行测量。
（3）自上次测量之后又进行了100次以上分、合闸操作。
（4）对核心部件或主体进行解体性检修之后。
测量电流可取100A到额定电流之间的任一值，测量方法参考DL/T 593—2006。
3.支柱绝缘子探伤
下列情形之一，对支柱绝缘子进行超声探伤抽检。
（1）有此类家族缺陷，隐患尚未消除。
（2）经历了有明显震感的地震。
（3）出现基础沉降。
3.10.14 耦合电容器
3.10.14.1 耦合电容器巡检及例行试验
1.耦合电容器巡检及例行试验项目（见表3-115、表3-116）
表3-115 耦合电容器巡检项目
表3-116 耦合电容器的例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）电容器无油渗漏。
（2）瓷件无裂纹。
（3）无异物附着。
（4）高压引线、接地线连接正常。
3.红外热像检测
检测电容器及其所有电气连接部位，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—2008。
4.绝缘电阻
极间绝缘电阻采用2500V绝缘电阻表测量，低压端对地绝缘电阻采用1000V绝缘电阻表测量。
5.电容量和介质损耗因数
多节串联的，应分节测量。测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥，分析时应注意温度影响。
6.相对介质损耗因数（带电）
具备条件时做本项试验，检测从电容末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取临近同相的电流互感器末屏电流与本身电流相位差值的正切值。
变化量=|本次试验值-初值|。初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
7.相对电容量比值（带电）
具备条件时做本项试验，检测从电容末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15m以内。可取临近同相的电流互感器末屏电流换算电容值与本身电容的比值。
初值宜选取设备停电状态下的电容量为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
3.10.14.2 耦合电容器诊断性试验
1.耦合电容器诊断性试验项目（见表3-117）
表3-117 耦合电容器诊断性试验项目
2.交流耐压试验
需要验证绝缘强度时进行本项试验。试验电压为出厂试验值的80%，耐受时间为60s。
3.局部放电测量
诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项试验。测量方法参见DL/T 417—2006。
4.高频局部放电检测（带电）
适用于从电容末端抽取信号，其他结构参照执行。
当怀疑有局部放电时，应结合其他检测方法的检测结果进行综合分析。
3.10.15 高压并联电容器和集合式电容器
1.高压并联电容器和集合式电容器巡检及例行试验项目（见表3-118、表3-119）
表3-118 高压并联电容器和集合式电容器巡检项目
表3-119 高压并联电容器和集合式电容器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）电容器无油渗漏、无鼓起。
（2）高压引线、接地线连接正常。
3.红外热像检测
检测电容器及其所有电气连接部位，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/T 664—2008。
4.绝缘电阻
绝缘电阻检测包括下列内容。
（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；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。
采用2500V绝缘电阻表测量。
5.电容量测量
电容器组的电容量与额定值的相对偏差应符合下列要求。
（1）3Mvar以下电容器组：-5%～10%。
（2）从3～30Mvar电容器组：0%～10%。
（3）30Mvar以上电容器组：0%～5%。
且任意两线端的最大电容量与最小电容量的比值应不超过1.05。
当测量结果不满足上述要求时，应逐台测量。单台电容器电容量与额定值的相对偏差应在-5%～10%之间，且初值差不超过±5%。
3.10.16 金属氧化物避雷器
3.10.16.1 金属氧化物避雷器巡检及例行试验
1.金属氧化物避雷器巡检及例行试验项目（见表3-120、表3-121）
表3-120 金属氧化物避雷器巡检项目
表3-121 金属氧化物避雷器例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）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他避雷器的电流值进行比较，要求无明显差异。
（3）记录计数器的指示数。
3.红外热像检测
检测避雷器本体及电气连接部位，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/T 664—2008。
4.运行中持续电流检测（带电）
具备带电检测条件时，宜在每年雷雨季节前进行本项试验。
通过与历史数据及同组间其他金属氧化物避雷器的测量结果相比较做出判断，彼此应无显著差异。当阻性电流增加0.5倍时应缩短试验周期并加强监测，增加1倍时应停电检查。
5.直流1mA电压（U1m（1）及0.75 U1mA）下漏电流测量
对于单相多节串联结构，应逐节进行。U1mA偏低或0.75U1mA下漏电流偏大时，应先排除电晕和外绝缘表面漏电流的影响。除例行试验之外，有下列情形之一的金属氧化物避雷器，也应进行本项试验。
（1）红外热像检测时，温度同比异常。
（2）运行电压下持续电流偏大。
（3）有电阻片老化或者内部受潮的家族缺陷，隐患尚未消除。
6.底座绝缘电阻
用2500V的绝缘电阻表测量。当运行中持续电流异常减小时，也应进行本项试验。
7.放电计数器功能检查
如果已有基准周期以上未检查，有停电机会时进行本项试验。检查完毕应记录当前基数。若装有电流表，应同时校验电流表，校验结果应符合设备技术文件要求。
3.10.16.2 金属氧化物避雷器诊断性试验
1.金属氧化物避雷器诊断性试验项目（见表3-122）
表3-122 金属氧化物避雷器诊断性试验项目
2.工频参考电流下的工频参考电压
诊断内部电阻片是否存在老化、检查均压电容等缺陷时进行本项试验，对于单相多节串联结构，应逐节进行。方法和要求参考GB 11032—2010。
3.均压电容的电容量
如果金属氧化物避雷器装备有均压电容，为诊断其缺陷，可进行本项试验。对于单相多节串联结构，应逐节进行。
4.高频局部放电检测（带电）
检测应从避雷器末端抽取信号。
当怀疑有局部放电时，应结合其他检测方法的检测结果进行综合分析。
通过与同组间其他避雷器的测量结果相比较做出判断，应无显著差异。本项试验宜在每年雷雨季节前进行。
3.10.17 电力电缆
3.10.17.1 电力电缆巡检及例行试验
1.电力电缆巡检及例行试验项目（见表3-123～表3-125）
表3-123 电力电缆巡检项目
表3-124 橡塑绝缘电缆例行试验项目
（续）
表3-125 充油电缆例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）检查电缆终端外绝缘是否有破损和异物，是否有明显的放电痕迹；是否有异味和异常声响。
（2）充油电缆油压正常，油压表完好。
（3）引入室内的电缆入口应该封堵完好，电缆支架牢固，接地良好。
3.红外热像检测
检测电缆终端、中间接头、电缆分支处及接地线（如可测），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/T 664—2008。
检测时，应注意对电缆线路各处分别进行测量，避免遗漏测量部位；电缆带电运行时间应该在24h以上，最好在设备负荷高峰状态下进行；尽量移开或避开电缆与测温仪之间的遮挡物，记录环境温度、负荷及其近3h内的变化情况，以便分析参考。
当电缆线路负荷较重（超过50%）时，应适当缩短红外热像检测周期。
4.外护层接地电流（带电）
本项试验适用于单相电缆。
在每年大负荷来临之前、大负荷过后或者度夏高峰前后，应加强接地电流的检测；对于运行环境差、陈旧或者缺陷的设备，应增加接地电流的检测次数。
对接地电流数据的分析，要结合电缆线路的负荷情况，并综合分析接地电流异常的发展变化趋势进行判断。
5.运行检查
通过人孔或者类似入口，检查电缆是否存在过度弯曲、过度拉伸、外部损伤、敷设路径塌陷、雨水浸泡、接地连接不良、终端（含中间接头）电气连接松动、金属附件腐蚀等危及电缆安全运行的现象。特别注意电缆各支撑点绝缘是否出现磨损。
直埋式电缆可不进行。
6.主绝缘绝缘电阻
用5000V绝缘电阻表测量。绝缘电阻与上次相比不应有显著下降，否则应做进一步分析，必要时进行诊断性试验。
7.外护套及内衬层绝缘电阻
采用1000V绝缘电阻表测量。当外护套或内衬层的绝缘电阻（MΩ）与被测电缆长度（km）的乘积值小于0.5时，应判断其是否已破损进水。用万用表测量绝缘电阻，然后调换表笔重复测量，如果调换前后的绝缘电阻值差异明显，可初步判断已破损进水。对于110（66）kV及以上电缆，测量外护套绝缘电阻。
8.交叉互联系统
例行试验时，具体要求说明如下。
（1）电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘夹板对地直流耐压试验。试验时应将护层过电压保护器断开，在互联箱中将另一侧的所有电缆金属套都接地，然后每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5kV直流电压，加压时间为60s，不应击穿。
（2）护层过电压保护器检测。护层过电压保护器的直流参考电压应符合设备技术要求；护层过电压保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V绝缘电阻表测量，应大于10MΩ。
（3）检查互联箱刀闸（或连接片）连接位置，应正确无误；在密封互联箱之前测量刀闸（或连接片）的接触电阻，要求不大于20μΩ，或符合设备技术文件要求。
（4）除例行试验外，如在互联系统大段内发生故障，应对该大段进行试验；如互联系统内直接接地的接头发生故障，与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。试验方法参考GB 50150—2006。
9.油压示警系统
每半年检查一次油压示警系统信号装置，合上试验开关时，应能正确发出相应的示警信号。
每3年测量一次控制电缆线芯对地绝缘电阻，采用250V绝缘电阻表，绝缘电阻（MΩ）与被测电缆长度（km）的乘积值应不小于1。
10.压力箱
例行试验时，具体要求说明如下。
（1）供油特性：压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供油量的90%。
（2）电缆油击穿电压：≥50kV，测量方法参考GB/T 507—2002。
（3）电缆油介质损耗因数：＜0.005，在油温100±1℃和场强1MV/m的测试条件下测量，测量方法参考GB/T 5654—2007。
3.10.17.2 电力电缆诊断性试验
1.电力电缆诊断性试验项目（见表3-126、表3-127）
表3-126 橡塑绝缘电缆诊断性试验项目
表3-127 自容式充油电缆诊断性试验项目
2.铜屏蔽层电阻和导体电阻比
需要判断屏蔽层是否出现腐蚀时，或者重做终端或接头后进行本项试验。在相同温度下，测量铜屏蔽层和导体的电阻，屏蔽层电阻和导体电阻之比应无明显改变。比值增大，可能是屏蔽层出现腐蚀；比值减少，可能是附件中的导体连接点的电阻增大。
3.介质损耗因数测量
未老化的交联聚乙烯电缆（XLPE），其介质损耗因数通常不大于0.001。介质损耗因数可以在工频电压下测量，也可以在0.1Hz低频电压下测量，测量电压为U0。同等测量条件下，如介质损耗因数较初值有明显增加，或者大于0.002时（XLPE），需进一步试验。
4.电缆主绝缘交流耐压试验
采用谐振电路，谐振频率应在300Hz以下。220kV及以上，试验电压为1.36U0；110（66）kV，试验电压为1.6U0；10～35kV，试验电压为2U0。试验时间为5min。如试验条件许可，宜同时测量介质损耗因数和局部放电。
新做终端、接头或受其他试验项目的警示，需要检验主绝缘强度时，也应进行本项试验。
5.局部放电检测（带电）
适用于电缆终端及中间接头。
6.电缆及附件内的电缆油
做诊断性试验时，具体要求说明如下。
（1）击穿电压：≥45kV。
（2）介质损耗因数：在油温100±1℃和场强1MV/m的测试条件下，对于U0=190kV的电缆，应不大于0.01，对于U0≤127kV的电缆，应不大于0.03。
（3）油中溶解气体分析：各气体含量满足下列注意值要求（μL/L），可燃气体总量<1500；H2＜500；C2H2痕量；CO＜100；CO2＜1000；CH4＜200；C2H4＜200；C2H6＜200。试验方法按GB/T 7252—2001。
7.主绝缘直流耐压试验
失去油压导致受潮、进气修复后或新做终端、接头后进行本项试验。直流试验电压值根据电缆电压并结合其雷电冲击耐受电压值选取，耐压时间为5min。
3.10.18 接地装置
3.10.18.1 接地装置巡检及例行试验
1.接地装置巡检及例行试验项目（见表3-128、表3-129）
表3-128 接地装置巡检项目
表3-129 接地装置例行试验项目
2.巡检说明
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。
3.接地引下线导通检查
检查设备接地线之间的导通情况，要求导通良好；变压器及避雷器、避雷针等设备应测量接地引下线导通电阻。测量条件应与上次相同，测量方法参考DL/T 475—2006。
4.变电站接地网接地阻抗测量
按DL/T 475—2006推荐方法测量，测量结果应符合设计要求。应注意与上次的测量方式保持一致。
当接地网结构发生改变时也应进行本项试验。
3.10.18.2 接地装置诊断性试验
1.接地装置诊断性试验项目（见表3-130）
表3-130 接地装置诊断性试验项目
2.接触电压和跨步电压测量
接地阻抗明显增加，或者接地网开挖检查或/和修复之后，进行本项试验，测量方法参见DL/T 475—2006。
3.开挖检查
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，应进行开挖检查。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。
3.10.19 串联补偿装置
3.10.19.1 串联补偿装置巡检及例行试验
1.串联补偿装置巡检及例行试验项目（见表3-131、表3-132）
表3-131 串联补偿装置巡检项目
表3-132 串联补偿装置例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）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。
（2）阻尼电抗器线圈表面无电蚀和放电痕迹。
（3）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。
（4）测量电缆、控制电缆、光纤外观无异常。
（5）自备监测系统运行正常。
3.红外热像检测
检测平台上各设备（可视部分）、电气连接处等，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/T 664—2008。
4.例行检查
例行检查时，具体要求如下。
（1）按力矩要求抽检平台的部分螺钉，如有两个以上出现松动，按力矩要求紧固所有螺钉；检查平台上各设备的电气连接是否牢固，必要时进行紧固处理。
（2）检查平台支柱绝缘子是否存在裂纹，必要时可以采用超声探伤仪检测。
（3）检查电容器是否发生渗漏和铁壳鼓起，发生渗漏或鼓起的电容器应予更换。
（4）检查平台各金属部件是否有锈蚀，若有进行防腐处理。
（5）检查火花间隙护网是否完整，如有破损需要进行修复；检查火花间隙表面是否有严重积尘或者飞虫，如有则需要清理；检查火花间隙的间距是否符合设备技术文件要求，必要时进行调整；火花间隙触发功能检查正常。
（6）检查各测量、控制电缆、光纤，是否连接良好，外观正常。
（7）测控系统按设备技术文件要求进行功能检查。
5.串联电容器
要求逐台进行测量，极对壳绝缘电阻不低于2500MΩ。电容量与出厂值的差异不超过±5%，否则应予更换。更换的新电容器的电容量以及更换后整组的电容量应符合技术文件要求。
6.阻尼电抗器
在相同测量条件下，线圈电阻的初值差不超过±3%；在额定频率下，电感量的初值差不超过±3%。
除例行试验外，出现下列情形也应进行本项试验。
（1）经历了短路电流冲击。
（2）红外热像检测异常。
（3）电抗器表面存在异常放电。
（4）电抗器线圈的内、外表面存在碳化、电弧痕迹等异常现象。
7.分压器分压比校核及参数测量
校核分压器的分压比（参考第3.10.5.2.4）。测量高压臂、低压臂参数。结果应符合设备技术文件要求。
3.10.19.2 串联补偿装置诊断性试验（见表3-133）
表3-133 串联补偿装置诊断性试验项目
3.10.20 变电站设备外绝缘及绝缘子
3.10.20.1 变电站设备外绝缘及绝缘子巡检及例行试验
1.变电站设备外绝缘及绝缘子巡检及例行试验项目（见表3-134、表3-135）
表3-134 变电站设备外绝缘及绝缘子巡检项目
表3-135 变电站设备外绝缘及绝缘子例行试验项目
2.巡检说明
巡检时，具体要求说明如下。
（1）支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合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。
（2）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。
3.红外热像检测
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/T 664—2008。
4.例行检查
例行检查时，具体要求说明如下。
（1）清扫变电站设备外绝缘及绝缘子（复合绝缘除外）。
（2）仔细检查支柱绝缘子及瓷护套的外表面及法兰封装处，若有裂纹应及时处理或更换；必要时进行超声探伤检查。
（3）检查法兰及固定螺栓等金属件是否出现锈蚀，必要时进行防腐处理或更换；抽查固定螺栓，必要时按力矩要求进行紧固。
（4）检查室温硫化硅橡胶涂层是否存在剥离、破损，必要时进行复涂或补涂；抽查复合绝缘和室温硫化硅橡胶涂层的憎水性，应符合技术要求。
（5）检查增爬伞裙，应无塌陷变形，表面无击穿，粘接界面牢固。
（6）检查复合绝缘的蚀损情况。
5.现场污秽度评估
现场污秽度测量参见Q/GDW 1152.1～1152.2—2014。如果现场污秽度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。每个基准周期内或有下列情形之一进行一次现场污秽度评估。
（1）附近10km范围内发生了污闪事故。
（2）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）。
（3）降雨量显著减少的年份。
（4）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）。
6.站内盘形瓷绝缘子零值检测
参照3.10.21.1.9。条件不具备时，进行红外热像精确测温，着重温度分布的测量。
3.10.20.2 变电站设备外绝缘及绝缘子诊断性试验
1.变电站设备外绝缘及绝缘子诊断性试验项目（见表3-136）
表3-136 变电站外绝缘及绝缘子诊断性试验项目
2.超声探伤检查
有下列情形之一，对瓷质支柱绝缘子及瓷护套进行超声探伤检查。
（1）若有断裂、材质或机械强度方面的家族缺陷，对该家族瓷件进行一次超声探伤抽查。
（2）经历了有明显震感的地震后要对所有瓷件进行超声探伤。
3.机械弯曲破坏负荷试验
有支柱瓷绝缘子应能耐受产品订货技术文件所规定的机械负荷，而不发生破坏。
4.孔隙性试验
瓷件剖面应均质致密，经试验后不应有任何渗透现象。
3.10.21 输电线路
3.10.21.1 输电线路巡检及例行试验
1.输电线路巡检及例行试验项目（见表3-137、表3-138）
表3-137 输电线路巡检项目
表3-138 输电线路例行试验项目
2.导线与架空地线（含OPGW光纤复合地线）
巡检时，具体要求说明如下。
（1）导线和地线无腐蚀、抛股、断股、损伤和闪络烧伤。
（2）导线和地线无异常振动、舞动、覆冰、分裂，导线无鞭击和扭绞。
（3）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。
（4）导线和地线在线夹内无滑移。
（5）导线和地线各种电气距离无异常。
（6）导线上无异物悬挂。
（7）OPGW引下线金具、线盘及接线盒无松动、变形、损坏、丢失。
（8）OPGW接地引流线无松动、损坏。
3.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。
4.绝缘子串
巡检时，具体要求说明如下。
（1）绝缘子串无异物附着。
（2）绝缘子钢帽、钢脚无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落。
（3）绝缘子串无移位或非正常偏斜。
（4）绝缘子无破损。
（5）绝缘子串无严重局部放电现象，无明显闪络或电蚀痕迹。
（6）室温硫化硅橡胶涂层无龟裂、粉化、脱落。
（7）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。
5.杆塔与接地、拉线与基础
巡检时，具体要求说明如下。
（1）杆塔结构无倾斜，横担无弯扭。
（2）杆塔部件无松动、锈蚀、损坏和缺件。
（3）拉线及金具无松弛、断股和缺件；张力分配应均匀。
（4）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。
（5）塔上无危及安全运行的鸟巢和异物。
6.通道和防护区
巡检时，具体要求说明如下。
（1）无可燃易爆物和腐蚀性气体。
（2）树木与输电线路间绝缘距离的观测。
（3）无土方挖掘、地下采矿、施工爆破。
（4）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。
（5）未修建鱼塘、采石场及射击场等。
（6）无高大机械及可移动式的设备。
（7）无其他不正常情况，如山洪暴发、森林起火等。
7.辅助设施
巡检时，具体要求说明如下。
（1）各种在线监测装置无移位、损坏或丢失。
（2）线路杆号牌及路标、警示标志、防护桩等无损坏或丢失。
（3）线路的其他辅助设施无损坏或丢失。
8.线路避雷器
巡检时，具体要求说明如下。
（1）线路避雷器本体及间隙无异物附着。
（2）法兰、均压环、连接金具无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落。
（3）线路避雷器本体及间隙无移位或非正常偏斜。
（4）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。
（5）线路避雷器本体及支撑绝缘子无弯曲变形。
9.盘形瓷绝缘子零值检测
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。
零值测量必要时采用5000V绝缘电阻表，绝缘电阻应不低于500MΩ，达不到500MΩ时，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，若仍小于500MΩ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。
10.杆塔接地阻抗检测
检测周期见表3-139。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（其他）检测1基的轮试方式。对于地形复杂、难以到达的区段，轮试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%，则轮试周期可延长50%～100%。检测宜在雷暴季节之前进行。方法参考DL/T 887—2004。
表3-139 杆塔接地阻抗检测周期
11.线路避雷器检查及试验
检测及试验的周期和要求见表3-140。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—2008。
表3-140 线路避雷器检查及试验项目
3.10.21.2 输电线路诊断性试验
1.输电线路诊断性试验项目（见表3-141）
表3-141 输电线路诊断性试验项目
2.复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的状态评估
评估周期见表3-142，重点对复合绝缘子的机械破坏负荷、界面，以及复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的憎水性进行评估。
表3-142 复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的状态评估
3.导线接点温度测量
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1h的负荷变化以及大气环境条件。
按家族（制造商、型号和投运年数），从输电线路上随机抽取6～9只，依次进行下列三项试验，试验结果应符合要求。此外，用户还应根据多次评估试验结果的稳定性，调整评估周期。
（1）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。检测方法和判据可参见DL/T 864—2004。
（2）界面试验。包括水煮试验和陡波前冲击电压试验两项。试验程序和判据参照GB/T19519—2004。
（3）机械破坏负荷试验。要求Mav-2.05Sn应大于0.5 SML，且Mav≥0.65 SML。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。试验方法可参考GB/T 19519—2004。
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。抽样检查憎水性，检测方法和判据可参见DL/T 864—2004，不符合要求时应进行复涂。
4.导地线（含大跨越）振动测量
怀疑导地线存在异常振动时进行本项试验，测量结果应符合设计要求。
5.地线机械强度试验
需要检验地线的机械强度，或存在此类家族缺陷时进行本项试验。取样进行机械拉力试验，要求不低于额定机械强度的80%。
6.导线弧垂测量
根据线路巡检结果，实时安排导线弧垂测量。方法和要求见GB 50233—2014。
7.杆塔接地开挖检查
杆塔接地阻抗显著增加，或者显著超过规定值，怀疑严重腐蚀时进行本项试验。开挖检查并修复之后，应进行杆塔接地阻抗测量。
8.线路避雷器本体试验
当巡检、绝缘电阻测量或红外热像检测显示线路避雷器本体异常时，进行本项试验；当巡检、绝缘电阻测量或红外热像检测显示支撑绝缘子异常时，应予更换。
3.10.22 绝缘油试验
3.10.22.1 绝缘油例行试验
油样提取应遵循GB/T 7597—2007，特别是少油设备。例行试验项目如表3-143所示。
表3-143（表98）㊀ 绝缘油例行试验项目
㊀ 节3.10.22～3.10.23节巾表3-143～表3-148分别对应原规程巾表98～表103。
1.视觉检查
凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。评估方法见表3-144，也可参考DL/T 429.1—1991和DL/T 429.2—1991。
表3-144 油质视觉检查及油质初步评估
2.击穿电压
击穿电压值达不到规定要求时，应进行处理或更换新油。测量方法参考GB/T507—2002。
3.水分
测量时应注意油温，并尽量在顶层油温高于60℃时取样。测量方法参考GB/T 7600—2014或GB/T 7601—2008。怀疑受潮时，应随时测量油中水分。
4.介质损耗因数
介质损耗因数测量方法参考GB/T 5654—2007。
5.酸值
酸值大于注意值时（见表3-145），应进行再生处理或更换新油。油的酸值按GB/T264—1983测定。
表3-145 酸值及油质评估
6.油中含气量
油中含气量测量方法参考DL/T 703—2015、DL/T 450—1991和DL/T 423—2009。
3.10.22.2 绝缘油诊断性试验
新油或例行试验后怀疑油质有问题时应进行诊断试验，试验结果应符合要求，试验项目见表3-146。
表3-146 绝缘油诊断性试验项目
1.界面张力
油对水的界面张力测量方法参考GB/T 6541—1986，低于注意值时宜换新油。
2.抗氧化剂含量检测
对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时应测量抗氧化剂含量。抗氧化剂含量减少，应按规定添加新的抗氧化剂；采取上述措施前，应咨询制造商的意见。测量方法参考GB/T 7602—2008。
3.体积电阻率
体积电阻率测量方法参考GB/T 5654—2007或DL/T 421—2009。
4.油泥与沉淀物
当界面张力小于25mN/m时，进行本项试验。测量方法参考GB/T 14542—2005附录A。
5.颗粒数
本项试验可以用来表征油的纯净度。每100mL油中大于5μm的颗粒数一般不大于3000个，大于3000个时应予注意，查明原因，必要时用精密滤油机对油进行处理。对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，必要时应进行金属成分及含量分析。测量方法和要求可参考DL/T 432—2007和DL/T 1096—2008。
6.油的相容性试验
一般不宜将不同牌号的油混合使用。如混合使用，应进行本项试验。测量方法和要求参考GB/T 14542—2005。
7.铜金属含量检测
当发现介损和绝缘油发现明显劣化时，进行本项试验。测量方法参考DL/T 263—2012。
3.10.23 SF6气体湿度和成分监测
3.10.23.1 SF6气体湿度
（1）新投运测一次，若接近注意值，半年以后应再测一次。
（2）新充（补）气48h之后至2周以内应再测一次。
（3）气体压力明显下降时应定期跟踪测量气体湿度。
SF6气体可从密度监视器处取样，取样方法参见DL/T 1032—2006。测量方法可参考DL/T 506—2007、DL/T 914—2005和DL/T 915—2005。测量完成之后，按要求恢复密度监视器，注意按力矩要求紧固。测量结果应满足表3-147要求。
表3-147 SF6气体湿度检测说明
3.10.23.2 SF6气体成分分析
怀疑SF6气体质量存在问题，或配合事故分析时，可选择性地进行SF6气体成分分析，项目和要求见表3-148，参考GB/T 12022—2014。测量方法参考DL/T 916—2005、DL/T917—2005、DL/T 918—2005、DL/T 919—2005、DL/T 920—2005和DL/T 921—2005。
对运行中的SF6设备，若检出SO2或H2 S等杂质组分异常，应结合CO、CF4含量及其他检测结果、设备电气特性、运行工况等进行综合分析。
表3-148 SF6气体成分分析项目和要求
章节编号与相应原标准章对应关系一览表。
表3-149 章节编号与相应原标准章对应关系
（续）
（续）
