电力设备试验规程05

Q/FJG福建省电力有限公司企业标准Q/FJG1002922004电力设备交接和预防性试验规程（试行）2005年3月8日发布2005年3月8日实施福建省电力有限公司发布Q/FJG1002922004目次目次I前言II1范围12规范性引用文件13定义、符号24总则35电力变压器及电抗器46互感器187开关设备288套管459支柱绝缘子和悬式绝缘子4710电力电缆线路4911电容器5512变压器油和六氟化硫气体6113避雷器6814母线7115二次回路72161KV及以下的配电装置和电力布线73171KV以上的架空电力线路7318接地装置7419电除尘器7720旋转电机7921带电设备红外检测92附录A95附录B96附录C97附录D98附录E99附录F101附录G102附录H103附录I104附录J105附录K109附录L110附录M111附录N115Q/FJG1002922004前言电力设备的交接和预防性试验规程（试行）分两部分修订说明（Q/FJG1002912004）与标准主体部分Q/FJG1002922004。电力设备的交接和预防性试验是安装、运行和维护工作中的重要环节,是保证电力系统安全运行的有效手段之一。交接和预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，1999年原福建省电力工业局制定颁发了福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则，多年来对电力生产起到了重要的作用，并积累了丰富的经验。随着电力工业的迅速发展，新设备的大量出现，试验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。为此，福建省电力有限公司组织有关人员,在广泛征求意见的基础上,依据GB5015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准、DL/T5961996电力设备预防性试验规程及国家电网公司关于印发输变电设备技术标准的通知国家电网生2004634号、关于预防输变电设备事故措施的通知（国家电网生2004641号）等技术标准、反措文件，结合福建省电网的实际情况,对福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则进行修订,并更名为福建省电力有限公司电力设备交接及预防性试验规程试行。本标准经福建省电力有限公司批准,从生效之日起代替1999年原福建省电力工业局颁发的福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则。福建省电力有限公司所属各发供电单位、二级单位、基建单位、设计单位和联营单位均应遵照执行,省内并网发电厂、县级供电企业、其他电力用户应参照执行。本标准由福建省电力有限公司提出。本标准由福建省电力有限公司生产运行部归口管理并负责解释。本标准在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力试验研究院联系。本标准主要起草人张孔林于建龙应宗明连鸿松王恒山林冶周剑陈泰山陈德兴周渠林世勇章开煊吴虹鄢庆猛朱宗毅廖福旺施广宇施倩赵道阳黄维宪林一泓毛冠民王定有本标准审核人林韩郑家松李功新郑宗安本标准批准人许新生Q/FJG10029220041电力设备交接和预防性试验规程（试行）1范围本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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500KV及以下的交流电力设备的交接和预防性试验管理，但。本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，原则上应按照本标准执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准标准的引用而成为本标准标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准标准，但鼓励根据本标准标准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标准标准。GB/T2611983石油产品闪点测定法闭口杯法GB/T2641983石油产品酸值测定法GB/T31111997高压输变电设备的绝缘配合高电压试验技术GB/T5072002绝缘油击穿电压测定法GB/T5111988石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB1094121996电力变压器GB1094352003电力变压器GB25361990变压器油JB/T81661995互感器局部放电测量GB56541985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GB64501986干式电力变压器GB/T65411986石油产品油对水界面张力测定法圆环法GB/T72522001变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T7222000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T732887变压器和电抗器的声级测定GB/T75952000运行中变压器油质量标准GB/T75981987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法比色法GB/T75991987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法BTB法GB/T76001987运行中变压器油水分含量测定法库仑法GB/T76011987运行中变压器油水分含量测定法气相色谱法GB/T176231998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB9326151988交流330KV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB/T110221999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求Q/FJG10029220042GB/T110231989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB110322000交流无间隙金属氧化物避雷器GB120221989工业六氟化硫GB501501991电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T5961996电力设备预防性试验规程DL/T4211991绝缘油体积电阻率测定法DL/T4231991绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T7031999绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T42991991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法DL/T4501991绝缘油中含气量的测量方法二氧化碳洗脱法DL/T4592000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T4921992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T5931996高压开关设备的共用订货技术导则SH00401991超高压变压器油SH03511992断路器油国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发2000589号国家电网公司关于印发输变电设备技术标准的通知国家电网生2004634号国家电网公司关于预防输变电设备事故措施的通知国家电网生2004641号华东电网公司华东电网500KV输变电设备红外检测现场应用规范（试行）华东电网生2004290号3定义、符号31交接试验为了发现新设备在设计、制造、运输、安装过程中产生的隐患，诊断是否符合投入运行的条件，对新设备进行的检查、试验，也包括取油样或气样进行的试验。32预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防设备发生事故或损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油或气样进行的试验。33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。34带电测量对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。35绝缘电阻在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中，若无特别说明，均指加压LMIN时的测得值。36吸收比在同一次试验中，LMIN时的绝缘电阻值与15S时的绝缘电阻值之比。37极化指数在同一次试验中，10MIN时的绝缘电阻值与LMIN时的绝缘电阻值之比。38大修若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的内容和范围如下发电机、变压器按部颁的发电厂检修规程规定；互感器及充油电抗器吊芯检修；套管换油、换胶或解体；隔离刀闸传动机构及刀闸检修；Q/FJG10029220043避雷器解体检修；断路器、重合器、分段器操作机构解体，灭弧室解体；耦合电容器吊芯检修；高压硅整流器吊芯检修。39本标准所用的符号UN设备额定电压对发电机转子是指额定励磁电压；UM设备最高电压；U0/U电缆额定电压其中U0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避雷器直流LMA下的参考电压；TG介质损耗因数。310红外检温利用红外热成像仪或红外点温仪对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的设备进行检测和诊断。红外检测的设备包括旋转电机、变压器、电抗器、互感器、断路器、隔离开关、套管、绝缘子串、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、组合电器、低压电器及二次回路等。通常可在设备带电时进行测试。311投运前新安装的设备交接后长时间未投入而准备投运之前或库存的新设备投运之前。4总则41试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。42遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对已投运设备由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220KV及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案；对新建、扩建项目设备由建设单位分管生产的领导或总工程师审核并上报福建省电力有限公司分管生产的领导或总工程师批准后实施。43110KV以下的电力设备，应按本标准进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110KV及以上的电力设备按规定或在必要时进行耐压试验。50HZ交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明，均指LMIN；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。充油电力设备在充满合格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，则应依据设备额定电压满足以下要求500KV72H220KV48H110KV及以下24H44进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验制造厂装配的成套设备不在此限。但同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。45当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压A）当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；B）当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。46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、TG、泄漏电流、六氟化硫气体湿度、绝缘油取样等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。Q/FJG10029220044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下进行，且空气相对湿度一般不高于80。47在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。48如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本标准时应作相应调整。49如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经本单位分管生产的领导或总工程师批准,可以不做停电试验或延长试验周期。410多绕组设备进行绝缘试验时,非被试绕组应短路接地。41135KV及以上变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、开关设备、套管、电缆、电容器等设备，在新安装投运后一年内应做一次试验（有特殊规定者除外）。412新安装交接后长时间未投入运行的设备110KV及以上6个月、35KV及以下1年，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行试验试验要求与交接时相同；运行后长时间停运的设备110KV及以上6个月、35KV及以下1年,在投运前应按预试规程要求进行试验；库存、备用的设备在投运前参照投运设备试验规程规定进行试验。413预试周期原则上220KV及以上电气设备为2年,110KV及以下电气设备为3年，10KV及以下配变（不含开关站的配变）为5年。414500KV电气设备不拆引线试验参照附录M执行,如果测量结果与历次比较有明显差别或超过规程规定的标准，应拆引线进行试验。415直流电源装置及蓄电池试验按福建省电力有限公司电力系统直流电源装置及蓄电池检修维护规程（试行）执行。416本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行；制造厂未作要求的，可根据运行情况自行规定。417上级机关颁布的有关反措、规定、规范应遵照执行。5电力变压器及电抗器51电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表51。表51电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1油中溶解气体色谱分析1交接时2投运前3新安装、大修后A110KV及以上投运后1天、4天、10天、30天B厂用变、35KV站用变投运后4天、30天4运行中A220KV及以上3个月B110KV半年1新安装变压器的油中H2与烃类气体含量L/L不得超过下列数值A110KV及以上总烃10；H220；C2H20B35KV及以下总烃20；H230；C2H202大修后变压器的油中H2与烃类气体含量L/L不得超过下列数值总烃50；H250；C2H203运行设备的油中H2与烃类气体含量L/L超过下列任何一项值时应引起注意总烃150；H2150；C2H2535220KV；1500KV1总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和2溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4新投运的变压器应有出厂的有关测试数据5必要时A出口或近区短路Q/FJG10029220045序号项目周期要求说明C厂用变、35KV站用变1年5必要时4烃类气体总和的绝对产气速率超过12ML/D密封式或相对产气速率大于10/月则判断设备有异常5对500KV电抗器，当出现少量小于1L/L乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，若经其它试验分析认为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期B保护动作后怀疑主变存在异常C巡视发现异常D在线监测系统告警E主变进行耐压和局放试验后F）其它2绕组直流电阻1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年C10KV及以下配变5年4无载分接开关变换分接位置5有载分接开关检修后各档6大修前、后7必要时116MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1216MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4，线间差别一般不大于三相平均值的23与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于24电抗器参照执行1如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则按要求3项执行2不同温度下电阻值按下式换算122TR式中R1、R2分别为在温度T1、T2时的电阻值,T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。3）无载分接开关应在使用的分接档锁定后测量4）必要时A本体油色谱判断有热故障B红外测温判断套管接头发热C）其它3绕组绝缘电阻、吸收比或和极化指数1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年C10KV及以下配变5年1绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，否则应查明原因235KV及以上应测量吸收比，吸收比1030范围不低于13；吸收比不合格时增加测量极化指数，极化指数不低于15；二者之一满足要求即可3220KV及以上应测量极化指数1使用2500V或5000V兆欧表2测量前被试绕组应充分放电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按下式换算Q/FJG10029220046序号项目周期要求说明5大修前、后6必要时10/1225TR式中R1、R2分别为温度T1、T2时的绝缘电阻值或见附录H5吸收比和极化指数不进行温度换算6）必要时A油介损不合格或油中微水超标B渗漏油严重可能使变压器受潮C）其它120时不大于下列数值500KV06110220KV0835KV及以下152TG值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化一般不大于303试验电压绕组电压10KV及以上10KV绕组电压10KV以下额定电压UN4绕组的TG1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中A220KV及以上2年B35110KV3年5大修前、后6必要时1同一变压器各绕组TG的值要求相同2测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近335KV及以上,且容量在8000KVA及以上应进行4尽量在油温低于50时测量，不同温度下的TG值按下式换算10/1223TT式中TG1、TG2分别为温度T1、T2时的TG值或见附录H5）必要时A绕组绝缘电组吸收比、极化指数测量异常时B油介损不合格或油中微水超标C渗漏油严重D）其它5电容型套管的介质损耗因数TG和电容值见第8章1用正接法测量2测量时记录环境温度及变压器或电抗器顶层油温Q/FJG10029220047序号项目周期要求说明6绝缘油试验见第12章7交流耐压试验1交接时210KV及以下站用变及开关站配变3年；其余配变5年3更换绕组后4大修后（35KV及以下）5必要时1油浸变压器（电抗器）试验电压值按表52定期试验按部分更换绕组电压值2干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的085倍1用倍频感应或操作波感应法235KV及以下全绝缘变压器，交接时和大修后应进行交流耐压试验3电抗器采用外施工频耐压试验4必要时A）设备安装（运输）过程中发现异常B）对绝缘有怀疑时C其它8铁芯绝缘电阻1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年C10KV及以下配变5年4大修前、后5必要时1与以前测试结果相比无显著差别2运行中铁芯接地电流一般不应大于03A1用2500V兆欧表对运行年久的变压器可用1000V兆欧表2）夹件有引出接地的可单独对夹件进行测量3必要时A）从油色谱试验判断变压器内部有热故障B）其它9穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1交接时2大修后3必要时220KV及以上绝缘电阻一般不低于500M、其它变压器一般不低于10M1用2500V兆欧表对运行年久的变压器可用1000V兆欧表2连接片不能拆开者可不进行Q/FJG10029220048序号项目周期要求说明10油中水分MG/L1交接时2投运前3大修后4运行中A220KV及以上半年B110KV1年C厂用变、35KV站用变1年5必要时交接时、大修后110KV及以下20220KV15500KV10运行中110KV及以下35220KV25500KV151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50时取样2）必要时A绕组绝缘电组吸收比、极化指数测量异常时B渗漏油严重C油中氢气含量和油介损值偏高D）其它11油中含气量体积分数1220KV及以上交接时2220KV及以上大修后投运前3）运行中A500KV半年B220KV1年4）必要时交接时、大修后500KV1220KV3运行中500KV3220KV5必要时A变压器需要补油时B）渗漏油C）其它1试验电压一般如下绕组额定电压KV610203511022050012绕组泄漏电流1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中A220KV及以上2年B35110KV3年5大修前、后6必要时直流试验电压KV102040601在高压端读取1MIN时的泄漏电流值,同一测量接线的泄漏电流IA与绝缘电阻的关系一般应符合IUAU/R60U直流试验电压R601分钟的绝缘电阻M235KV容量10000KVA及以上应进行3必要时A设备发生异常时Q/FJG10029220049序号项目周期要求说明2与前一次测试结果相比应无明显变化3泄漏电流见附录HB其它13绕组所有分接的电压比1交接时2分接开关引线拆装后3更换绕组后4必要时1各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且符合规律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；其它所有变压器额定分接电压比允许偏差为05，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值的1/10以内，但不得超过1必要时A怀疑有匝间短路时B其它14校核三相变压器的组别或单相变压器极性1交接时2更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致15空载电流和空载损耗1交接时500KV变压器2更换绕组后3必要时与前次试验相比无明显变化1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如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较2）可结合零起升压启动试验时进行3）必要时A怀疑磁路有缺陷时B其它16阻抗电压和负载损耗1更换绕组后2必要时与前次试验值相比,无明显变化1试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较2必要时A出口短路时B其它Q/FJG100292200410序号项目周期要求说明17局部放电试验1交接时220KV及以上2更换绝缘部件或线圈后110KV及以上3大修后220KV及以上4必要时1在线端电压为15UM/时,视在放3电量一般不大于500PC；线端电压为13UM/时,视在放电量一般不大于3300PC2干式变压器按GB6450规定执行1试验方法符合GB10943的规定2电抗器可进行运行电压下局部放电监测3必要时A运行中的变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时B其它18有载调压装置的试验和检查1检查动作顺序2操作试验变压器带电时手动操作、远方操作各2个循环3检查和切换测试A）测量过渡电阻的阻值B）测量切换时间C）检查插入触头、动静触头的接触情况、电气回路的连接情况D）单、双数触头间非线性电阻的试验E）检查单、双触头间放电间隙1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年4大修后5必要时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常与出厂值相差不大于10三相同步的偏差、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动静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好按制造厂的技术要求无烧伤或变动接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常必要时A怀疑有故障时B其它Q/FJG100292200411序号项目周期要求说明4检查操作箱5二次回路绝缘试验绝缘电阻一般不低于1M采用2500V兆欧表19有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量试验1交接时2大修后3）运行中AKV及以上半年或每分接变换2000次以后B35KV2年4必要时110KV及以上A交接时、大修后油击穿电压40，水分含量25MG/LB运行中油击穿电压30，水分含量40MG/L35KV按制造厂要求1有在线滤油装置可延长每年1次2如果制造厂有规定时按制造厂规定执行3必要时A怀疑有绝缘故障时B其它20测温装置及其二次回路试验1交接时2随相连主设备预试时3大修后4必要时1密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相符2绝缘电阻一般不低于1M1）测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2）必要时怀疑有故障时21气体继电器及其二次回路试验1交接时2）随相连主设备预试时3大修后4必要时整定值符合运行规程要求,动作正确，绝缘电阻一般不低于1M1测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2）必要时怀疑有故障时22压力释放器校验1交接时2大修后开启压力偏差5KPA或按制造厂规定23整体密封检查1交接时2大修后135KV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部06M油柱试验约5KPA压力,对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部03M油柱试验约25KPA压力,试验时间12H无渗漏2110KV及以上变压器,在油枕顶部施加0035MPA压力,试验持续时间24H试验时带冷却器,不带压力释放装置24冷却装置及其二次回路检查试验1交接时2大修后3必要时1投运后,流向、温升和声响正常，无渗漏2）强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定绝缘电阻一般不低于1M1测量绝缘电阻采用2500V兆欧表2必要时怀疑有故障时25套管中的电流互感器绝缘试验1交接时2大修后3必要时绝缘电阻一般不低于1M1采用2500V兆欧表2必要时对绝缘性能有怀疑时26全电压下空载合1交接时2更换绕组后1新装和全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔不少于5MIN1在使用分接上进行2由变压器高压侧加Q/FJG100292200412序号项目周期要求说明闸3大修后2部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔不少于5MIN压或中压侧加压3）110KV及以上的变压器中性点接地4）发电机变压器组中间连接无断开点的变压器，可不进行1糠醛含量MG/L超过下列注意值时，应视为非正常老化，需跟踪监测运行年限1346791012糠醛含量0040070102运行年限1315161819212225糠醛含量04061227油中糠醛含量1交接时2大修前、大修投运后1个月内3投运10年内5年1次，其后3年1次4必要时2跟踪检测时,注意增长率3糠醛含量大于2MG/L时，认为绝缘老化已比较严重1110KV及以上进行2必要时A油中气体总烃超标或CO、CO2过高B需了解绝缘老化情况时,如温升过高后或长期过载运行后等28绝缘纸板聚合度必要时当聚合度小于250时，应引起注意1试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克2对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样3）必要时怀疑绝缘老化比较严重29绝缘纸板含水量必要时含水量质量分数一般不大于下列值500KV1220KV31）可用所测绕组的TG值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T58096用露点仪测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法标准进行测量2）必要时怀疑绝缘纸板受潮时30阻抗测量必要时与出厂值相差不大于5，与三相或三相组平均值相差不大于21适用于电抗器,如受试验条件限制可在运Q/FJG100292200413序号项目周期要求说明行电压下测量2必要时怀疑有故障时31振动1交接时2必要时与出厂值或交接值比不应有明显差别1适用于500KV油浸电抗器2）必要时发现箱壳振动异常时32噪音1交接时2必要时与出厂值或交接值比不应有明显差别1）按GB7328要求进行,适用于500KV电压等级2必要时巡视发现噪音异常时33油箱表面温度分布1交接时2必要时局部热点温升不超过80K1适用于500KV油浸电抗器2必要时红外测温判断油箱表面发热34变压器绕组变形试验1交接时2更换绕组后3大修后4必要时与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别1每次测量时,变压器外部接线状态应相同2应在最大分接位置下测量3110KV及以上变压器进行4）必要时出口或近区短路后35壳式变压器绝缘油带电度1交接时23年应小于500PC/ML/2036壳式变压器线圈泄漏电流1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B110KV3年应小于|35|A在变压器停电启动油泵状态下测量37壳式变压器绝缘油体积电阻率1交接时2大修后31年应大于11013CM/801）如果低于11013CM/80，应及时更换为含硫量低并添加了抗静电剂的新油2）当油体积电阻率出现较快的下降趋势时，应进行油中硫化铜含量Q/FJG100292200414序号项目周期要求说明测试52电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表52。表52电力变压器的交流试验电压电压值及操作波试验电压值线端交流试验电压值KV中性点交流试验电压值KV线端操作波试验电压KV额定电压KV最高工作电压KV全部更换绕组部分更换绕组后全部更换绕组部分更换绕组后全部更换绕组部分更换绕组后2500M2110220KV电容型电流互感器主绝缘一次/末屏的绝缘电阻2000M3二次绕组之间及地的绝缘电阻500M4一次绕组匝间绝缘电阻500M5电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M,否则应测量微水6）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化1二次绕组之间及一次绕组匝间可采用1000V兆欧表,其余应采用2500V兆欧表2测量时对非被测绕组或末屏,外壳应接地3对二次接线板是用小瓷套装在胶木板上的形式,其二次之间及对地绝缘电阻应不低于50M4必要时怀疑有故障时1主绝缘TG不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化2TG及电容量1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中电压等级KV20351102205001主绝缘试验TG电压为10KV，末屏对地TG试验电压2KVQ/FJG100292200419序号项目周期要求说明交接大修油纸电容型充油型胶纸电容型30251020200706运行中油纸电容型充油型胶纸电容型35301025250807A220KV及以上2年B35110KV3年5大修后6必要时7SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定2电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值偏差应不大于5,超出时应查明原因3当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M时,应测量末屏对地TG,其值应不大于22油纸电容型TG一般不进行温度换算，当TG值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析TG与温度、电压的关系,当TG随温度明显变化或试验电压由10KV升到UM/时，TG增量3超过03，不应继续运行3SF6、固体绝缘互感器中带有电容末屏的宜进行4必要时A绕组绝缘电组吸收比测量异常时B油介损不合格或油中微水超标C渗漏油严重D）其它3油中溶解气体色谱分析1交接时2投运前3大修后4运行中新安装或大修后投运1年内1次；其后220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV35年5必要时1交接时、大修后的油中不应含有C2H2，氢气不超过50L/L，总烃不超过10L/L2运行中油中溶解气体组分含量L/L超过下列任一值时应引起注意总烃100H2150C2H21220500KV；2110KV及以下1对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2）对运行中单纯H2组分偏高的参照附录L分析3必要时怀疑有内部放电时4交流耐压试验1交接时23年20KV及以下135KV及以下电流互感器一次绕组按G表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。1）二次绕组交流耐压试验可用2500V兆欧表代替Q/FJG100292200420序号项目周期要求说明电压等级KV610152035试验电压KV21303847723大修后4必要时2110500KVSF6电流互感器交接试验A）老练试验预加11倍设备额定相对地电压10分钟，然后降至0；施加10倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至173倍设备额定相对地电压3分钟，然后降至0B）老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的903）110500KVSF6电流互感器补气较多时表压小于02MPA，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80904二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2KV5全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行2必要时A对绝缘性能有怀疑时B其它5局部放电试验1交接时2新安装投运后1年内33年2035KV固体绝缘互感器4大修后5必要时1固体绝缘电流互感器在电压为11UM/时，放电量不大于100PC；在电压为311UM时必要时，放电量不大于500PC2110KV及以上油浸式电流互感器在电压为11UM/时，放电量不大于20PC3110500KVSF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验4更换绕组后，应按出厂局放标准执行1试验按GB5583进行2110KV及以上油浸式电流互感器在大修后进行3必要时A对绝缘性能有怀疑时B其它6极性检查1交接时2大修后3必要时与铭牌标志相符合7各分接头的变比检查1交接时2大修后3必要时与铭牌标志相符合1更换绕组后应测量比值差和相位差2必要时A怀疑有匝间短路时B其它8校核励1交接时与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特1交接时有制Q/FJG100292200421序号项目周期要求说明磁特性曲线2必要时性曲线相比较，应无明显差别造厂提供的特性曲线可不做2继电保护有要求时进行9密封检查1交接时2大修后3必要时应无渗漏油现象1试验方法按制造厂规定2必要时怀疑密封不良时10一次绕组直流电阻测量1交接时2大修后3必要时与初值或出厂值比较，应无明显差别1运行中应定期进行红外测温2必要时A本体油色谱判断有热故障B红外测温判断接头发热C改变分接位置D其它11绝缘油击穿电压KV1交接时2大修后3必要时交接时、大修后35KV及以下35110220KV40500KV60运行中35KV及以下30110220KV35500KV501）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2交接时有制造厂提供的试验报告可不进行335KV及以上进行4对35KV中性点CT可不做5必要时A怀疑有绝缘故障时B其它12油中水分MG/L1交接时2大修后3运行中新安装或大修后投运1年内1次；其后220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV35年4必要时交接时、大修后110KV20220KV15500KV10运行中110KV35220KV25500KV151对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2必要时A绕组绝缘电阻吸收比测量异常时B渗漏油C）其它Q/FJG100292200422序号项目周期要求说明13绝缘油90介损1交接时2大修后3必要时交接时、大修后新油05注入设备后220KV及以下1500KV07运行中220KV及以下4500KV21）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2交接时有制造厂提供的试验报告可不进行335KV及以上进行4必要时对油有怀疑时14SF6电流互感器气体的湿度20L/L1交接时2大修后3运行中新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220KV及以上2年1次，35110KV3年1次，35KV以下自行规定4补气后5必要时交接时、大修后不大于250，运行中不大于5001）对充气压力低于035MPA且用气量少的35KV及以下电压等级的六氟化硫设备，只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度2必要时对绝缘性能有怀疑时15SF6电流互感器气体泄漏试验1交接时2大修后1不存在明显漏点2年漏气率不大于1定性测量发现有泄漏再进行定量分析16SF6分解产物含量测试1运行中新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV及以下自行规定或6年1次2必要时当出现痕量SO2、HF或H2S（小于2L/L）时，应引起注意；当超过50L/L时，应停电查明原因。必要时A设备有异常时B故障设备大修后17SF6电流互感器气体密度继电器和1交接时2新安装投运后1年内3运行中应符合制造厂规定必要时设备发生异常时Q/FJG100292200423序号项目周期要求说明压力表检查A220KV及以上2年B110KV及以下3年4大修后5必要时612各类试验项目交接时、大修后试验项目见表61中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11、12、13、14、15、17（大修若不更换绕组，可不进行6、7项）。定期试验项目见表61中序号1、2、3、4、5、12、14、16、17。62电磁式电压互感器621电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表62。表62电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电阻1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年5大修后6必要时1）一、二次绕组间绝缘电阻1000M2一次绕组对铁芯绝缘电阻500M；二次绕组对铁芯绝缘电阻1000M1一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表2必要时如怀疑有绝缘缺陷时1绕组绝缘TG不应大于下表中数值温度510203040交接时、大修后152530507035KV及以下运行中2025355580交接时、大修后10152035502TG（20KV及以上）1绕组绝缘1交接时2投运前3新安装投运后1年内4运行中A220KV及以上2年B35110KV3年5大修后6必要时2110220KV串级式电压互感器支架1交接时2投运前35KV以上运行级式电压互感器的TG试验方法采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定2必要时A绕组绝缘电组吸收比测量异常时B油介损不合格或油中微水超标C渗漏油严重D其它Q/FJG1002922004243大修后4必要时3SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定交接时35KV以上电压互感器，在试验电压为10KV时，按制造厂试验方法测得的TG不应大于出厂试验值的1302）支架绝缘TG一般不大于63油中溶解气体的色谱分析1交接时2投运前3大修后4运行中新安装或大修后投运1年内1次；其后220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV35年5必要时1交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢气不超过50L/L，总烃不超过10L/L2运行中油中溶解气体组分含量L/L超过下列任一值时应引起注意总烃100H2150C2H221对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2对运行中单纯H2组分偏高的参照附录L分析3必要时如怀疑有内部放电时1一次绕组按G表进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验电压等级KV3610152035试验电压KV1521303847724交流耐压试验1交接时23年10KV及以下3大修后4必要时2二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2KV3全部更换绕组绝缘后按出厂值进行1串级式或分级绝缘的互感器用倍频感应耐压试验2进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压3倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤4二次绕组交流耐压试验可用2500V兆欧表代替5必要时如对绝缘性能有怀疑时Q/FJG1002922004255局部放电测量1交接时2投运前3新安装投运后1年内43年2035KV固体绝缘互感器5大修后6必要时1固体绝缘相对地电压互感器在电压为11UM/时，放电量不大于100PC，在电压3为11UM时必要时，放电量不大于500PC2110KV及以上油浸式电压互感器在电压为11UM/时，放电量不大于20PC1试验按GB5583进行2出厂时有试验报告者投运前可不进行试验或只进行抽查试验3110KV及以上油浸式电压互感器在大修后进行4必要时A对绝缘性能有怀疑时B其它6空载电流和励磁特性1交接时2大修后3）更换绕组后4必要时1在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别2在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流且空载电流增量不应大于出厂试验值的10中性点非有效接地系统19UM/3中性点接地系统15UM/1中性点直接接地系统电压互感器测量最后一点的持续时间不得超过30S2）对GIS中的互感器无法分开的可不单独进行3必要时A怀疑磁路有缺陷时B其它7密封检查1大修后2必要时应无渗漏现象1试验方法按制造厂规定2必要时怀疑密封不良时8铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻大修时100M采用1000V兆欧表9联接组别和极性1交接时2更换绕组后3接线变动后与铭牌和端子标志相符10电压比1交接时2更换绕组后3接线变动后与铭牌标志相符更换绕组后应测量比值差和相位差Q/FJG10029220042611绝缘油击穿电压KV1交接时2大修后3必要时交接时、大修后35KV及以下35110220KV40500KV60运行中35KV及以下30110220KV35500KV501）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2交接时有制造厂提供报告的可不做335KV及以上进行4必要时对绝缘性能有怀疑时12油中水分MG/L1交接时2大修后3运行中新安装或大修后投运1年内1次；其后220KV及以上2年1次,110KV每3年1次,35KV35年4必要时交接时、大修后110KV20220KV15500KV10运行中110KV35220KV25500KV151对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2必要时A绕组绝缘电组吸收比测量异常时B渗漏油严重C）其它13一次绕组直流电阻测量1交接时2大修后3必要时与初始值或出厂值相比较，应无明显差别1运行中应定期进行红外测温2必要时A本体油色谱判断有热故障B红外测温判断接头发热C其它14绝缘油90介损1交接时2大修后3必要时交接时、大修后新油05注入设备后220KV及以下1500KV07运行中220KV及以下4500KV21）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样2交接时有制造厂提供介损的报告可不做335KV及以上进行4必要时对油有怀疑时Q/FJG10029220042715SF6电压互感器气体的湿度20L/L1交接时2大修后3运行中新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220KV以上2年1次，35110KV3年1次，35KV以下自行规定4补气后5必要时交接时、大修后不大于250，运行中不大于5001）对充气压力低于035MPA且用气量少的35KV及以下电压等级的六氟化硫设备，只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度2必要时对绝缘性能有怀疑时16SF6电压互感器气体泄漏试验1交接时2大修后1不存在明显漏点2年漏气率不大于1定性测量发现有泄漏再进行定量分析17SF6分解产物含量测试1运行中新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220KV及以上2年1次，110KV3年1次，35KV及以下自行规定或6年1次2必要时当出现痕量SO2、HF或H2S（小于2L/L）时，应引起注意；当超过50L/L时，应停电查明原因。必要时A设备有异常时B故障设备大修后18SF6电压互感器气体密度继电器和压力表检查1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B110KV及以下3年4大修后5必要时应符合制造厂规定必要时设备发生异常时622各类试验项目交接时试验项目见表62中序号1、2、3、4、5、6、9、10、11、12、13、14、15、16、18。大修后试验项目见表62中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、18（大修若不更换绕组，可不进行9、10项）。定期试验项目见表62中序号1、2、3、4、5、12、15、17、18。63电容式电压互感器631电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表63表63电容式电压互感器的试验项目、周期和要求Q/FJG100292200428序号项目周期要求说明1电压比1交接时2大修后3必要时与铭牌标志相符必要时怀疑有故障时2中间变压器的绝缘电阻1交接时2新安装投运后1年内3运行中A220KV及以上2年B35110KV3年4大修后5必要时一次绕组对二次绕组及地应大于1000兆欧二次绕组对一次绕组及地应大于10兆欧1用25