标准规范下载简介
Q／GDW-10-J206-2010 输变电设备交接和状态检修试验规程.pdf6.2.3直流电流互感器诊断性试验项目及要求
表70直流电流互感器诊断性试验项目及要求
6.3.1光电式电流互感器交接试验项目及要求
JTG 2111-2019 小交通量农村公路工程技术标准这个规范光电式电流互感器交接
6.3.2光电式电流互感器例行试验项目及要求
果应符合设备技术文件要求
表72光电式电流互感器例行试验项且及要求
表73光电式电流互感器诊断性试验项目及要求
6.4.1直流分压器交接试验项目及要求
6.4.1直流分压器交接试验项目及要求
74直流分压器交接项
6.4.2直流分压器例行试验项目及要求
表75直流分压器例行试验项目及要求
表76直流分压器诊断性试验项目及要求
6.5.1直流断路器交接试验项目及要求
6.5.1直流断路器交接试验项目及要求
6.5.3直流断路器诊断性试验项目及要求
表79直流断路器诊断性试验项目及要求
6.6.1交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器交接试验项目及要求
6.6.2交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器例行试验项目及要求
、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容
6.7.1接地极及线路交接试验项目及要求
6.7.2接地极及线路例行试验项目及要求
表84接地极及线路例行试验项目及要求
6.7.3接地极及线路诊断性试验项目及要求
表85接地极及线路诊断性试验项目及要求
6.8.1晶闸管换流阀交接试验项目及要求
表86晶闸管换流阀交接试验项目及要求
6.8.2晶闸管换流阀例行试验项目及要求
表87晶闸管换流阀例行试验项目及要求
6.8.3晶闸管换流阀诊断性试验项目及要
7.1绝缘油交接试验项目及要求
表89绝缘油交接试验项目及要求
7.3绝缘油诊断性试验
7.3绝缘油诊断性试验
缘油诊断性试验项目及
8SF气体湿度和成分检测
8.1SF6气体湿度和成分检测交接试验
SF6新气体到货后，在充入设备前，应按现场国家标准GB12022《工业六氟化硫》验收，对气瓶的抽 检率为10%，其他每瓶仅测定含水量。 充入设备的SF6气体，24h后方可进行试验。 8.2SF气体湿度检测 8.2.1新投运测一次，若接近注意值，半年之后应再测一次； 8.2.2新充（补）气48小时之后至2周之内应测量一次； 8.2.3气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体湿度； 8.2.4制造厂有明确规定的，按制造厂规定执行。 SE气体可从密度监视
SF6新气体到货后，在充入设备前，应按现场国家标准GB12022《工业六氟化硫》验收，对气瓶的抽 检率为10%，其他每瓶仅测定含水量。 充入设备的SF6气体，24h后方可进行试验。 8.2SF6气体湿度检测
8.2.4制造厂有明确规定的，按制造厂规定执行。 SF6气体可从密度监视器处取样，测量方法可参考DL/T506、DL/T914和DL/T915。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92的要求
SF6气体可从密度监视器处取样，测量方法可参考DL/T506、DL/T914和DL/T915。测量完成之后 灰复密度监视器，注意按力矩要求紧固。测量结果应满足表92的要求
表92SF6气体湿度检测
8.3SF。气体成分分析
怀疑SF6气体质量存在问题，或者配合事故分析时，可选择性地进行SF气体成分分析。项目和要求见 表93，测量方法参考DL/T916、DL/T917、DL/T918、DL/T919、DL/T920、DL/T921。
年度红外检测工作应该尽量安排在迎峰度夏前进行。对于重要设备、陈旧设备、缺陷设备，或负荷突 然增加的设备，需增加检测次数 新建、扩改建或大修投运的110kV及以上电气设备，红外检测应在投运（24小时）后、≤1个月内进行。 每年必须对110kV及以上断路器、避雷器、互感器、变压器、套管、电缆终端等设备进行一次精确测 温
表94输变电设备红外检测周期表
椎部位、金属屏蔽接地部位、中间接头、 电缆分支处及接地线（如可测），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/T664《带电设备红外诊断 技术应用导则》
附录 A （规范性附录） 状态量显著性差异分析法
表Alk值与n的关系
竟影响的状态量，本方法仅供参考；设备台数n<5时，不适宜应用本方法。若不受试验条件影 差异分析法也适用于同一设备同一状态量历年试验结果的分析
RBc、RcA为线端间电阻；RA、RB、Rc为相绕组
（规范性附录） 变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法
RB + Rca RR Rac + Ra Rca (B1) R Rc + Rca Rae
表C3开关设备基准试验周期
表C7电容器基准试验周期
表C8消弧线圈基准试验周期
表C9输电线路基准试验周期
晶闸管换流阀基准停电试验周期：3年。
附录 D （资料性附录） 金属氧化物避雷器直流1mA电压
T／CCMA0065-2018 全断面隧道掘进机检验与验收通用规范.pdf表D1典型的电站和配电用避雷器直流1mA电压（参考）
红外检测诊断判据 红外检测过程中对缺陷的诊断方法，以《带电设备红外诊断应用规范》DL/T664为依据。检测中发现 的设备过热缺陷同其它设备缺陷一样，纳入设备缺陷管理制度范围，按照设备缺陷管理流程进行处理，为 方便运行人员现场操作判断并及时发现超温点，缺陷的认定及上报按《电流致热型设备缺陷诊断判据表》 和《电压致热型设备缺陷诊断判据表》
表1电流致热型设备缺陷诊断判据表
表2电压致热型设备缺陷诊断判据表
变压器状态诊断时可选用的试验项目参考
三要针对容量为1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考， 由中气体分析判断有异常时 可选择下列诊断性试验项目： a）有载调压开关油箱渗漏检查试验（如变压器为有载调压时）（放电特征） b）铁芯绝缘电阻和接地电流（放电或过热特征） c）绕组直流电阻（放电或过热特征） d）空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测 视。（过热特征） e）长时间负载(或用短路法)试验，或调节负荷，用油中气体色谱分析监视（过热特征、未涉及 绝缘） f）油泵检查试验（低能放电） g）绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgo、泄漏电流）（低能放电） h）绝缘油的击穿电压、tgo（放电或过热特征） i）绝缘油含水量（氢气异常增长） j）绝缘油含气量(500kV） k）感应局部放电试验 1） 运行中局部放电超声测量（放电性特征，未涉及固定绝缘） m 绝缘油中糠醛含量（过热性特征） n）耐压试验（放电性特征） o）油箱表面温度分布和套管端部接头温度（过热性特征） p）绕组变形测试（过热或放电性特征） q）中性点直流电流测量（放电或过热性特征） ）带电度测试 气体继电器报警时 应进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析， 变压器出口短路后 可进行下列试验： a）油中溶解气体分析 b）绕组直流电阻 c）短路阻抗
DB33T 178-2016 林木种子检验规程d）绕组的频率响应 e）空载电流和损耗 f）绕组电容量测试 4、绝缘电阻异常下降时 可进行下列试验： a）绝缘油微水（应在绝缘油油温>20℃时取样） b）绝缘油体积电阻率 c） 变压器绕组直流泄漏 d）绝缘油介损（取样时应注意避光） 变压器本体介损测试 f) 带电度测试 5、振动、噪音异常时 可进行下列试验： a）振动测量 b）噪声测量 c）油中溶解气体分析 d）阻抗测量 e）变压器运行时中性点直流电流测量 6、判断绝缘受潮时 可进行下列试验： a）绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgo、泄漏电流) b）绝缘油的击穿电压、tgo、含水量、含气量(500kV) c）绝缘纸的含水量 7、判断固体纸绝缘老化时 可进行下列试验： a）油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) b）绝缘油酸值 c）油中糠醛含量 d）油中含水量 e）绝缘纸或纸板的聚合度