预防性试验规程(2005正式版)

1、Q/TGS 30122006Q/TGS 天津市电力公司 发 布2006-8-1 实施2006-8-1 发布电力设备预防性试验规程Q/TGS 30122006天津市电力公司企业标准35目 次 前言II1范围32规范性引用文件33总则34电力变压器及电抗器45套管96互感器107电容器128避雷器149接地装置1410串联补偿装置1611开关设备1612母线20131kV以上的架空电力线路2014电力电缆线路2015绝缘油和六氟化硫气体2316支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料2517接地电阻器2518红外成像检测26附录A （规范性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法27

2、附录B （规范性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法28附录C （规范性附录） 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值29附录D （规范性附录） 合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则30附录E （规范性附录） 断路器回路电阻厂家标准32附录F （规范性附录） 高压电气设备的工频耐压试验电压标准34前 言 预防性试验是评估电力设备状态，保证电力设备安全的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是从事电力设备预防性试验工作的主要技术依据，多年来由原电力工业部颁发的电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）和由华北电网有限公司颁发的华北电网有限公司电力设备

3、交接和预防性试验规程对电力生产起到了重要的作用。近年来，天津电网有了很大的发展，为了适应当前天津市电网发展的实际需要，在2005版华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程基础上，依据电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）和国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施等技术标准和规定，结合天津电网的实际情况，组织编制了天津市电力公司电力设备预防性试验规程，作为天津市电力公司开展电力设备预防性试验的技术依据。与2005版华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程相比较，新规程主要作了以下几方面修订：删除了电力设备交接试验规定部分；明确和调整了电力设备的预防性试验周期；增加了过电压吸收

4、器试验、电缆户外终端热成像测温、电缆户外充油终端油位检查、电缆金属护层接地线环流测量等试验项目。增加了封闭式电缆出线变压器、电阻器的试验项目。本标准由天津市电力公司标准化委员会提出。本标准由生产技术部归口。本标准起草单位：生产技术部、技术中心、高压供电公司、滨海供电公司、城东供电分公司、修试中心本标准主要起草人：郭浩、朱晓辉、胡志芳、卢欣、张东斐、刘宝成、吴东、项添春、钱滨、唐庆华、张树民、陈沛然、王荣亮、王永福。本标准审查人：蒋亦兵。本标准批准人：赵鹏本标准委托生产技术部负责解释。电力设备预防性试验规程1 范围本规程规定了电力设备预防性试验工作的总则、电气设备的试验项目、周期和标准。本规程适

5、用于天津市电力公司35kV及以上电压等级变电站内电力设备预防性试验工作，用户变电站内电力设备预防性试验工作参照本规程执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改版或修订版均不适用于本标准，但鼓励根据本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。GB 50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程GB 12022 工业六氟化硫 DL/T915-2005 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）华北电网有限公司电力设备交接

6、和预防性试验规程（华北电网生200530号）国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施（国家电网生技2005400号）3 总则3.1 本规程所规定的各项试验标准，是从事高压电力设备预防性试验的技术依据，是评估电力设备运行状态的重要技术手段，是保证设备长期安全运行的技术保障，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。3.2 本规程原则上只对处于常规状态的运行设备的预防性试验周期和内容作出要求。电力设备（电缆除外）新投运、大修后和必要时的试验和检验应遵照执行电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB5015091）、电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）、华北电网有限公司电力设备交接和预防

7、性试验规程和国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施等技术标准和规定。3.3 在进行设备预防性试验时，除应注重试验结果与本规程标准的比对，还应注重与该设备出厂值、历次试验结果、同类设备或不同相别的试验结果相比对，通过对试验数据的变化规律、变化趋势和与群体数据差异性的分析，综合给出结论和评判。3.4 电气设备预防性试验周期一般规定（条款中另有规定的除外）：500kV，1年；220kV，3年；110kV，3年；35kV，3年；10kV，6年。试验宽限期为35kV及以上 3个月，10kV 6个月。遇到特殊情况需要延长试验周期或改变试验项目、要求时，对220kV及以上变电站的主要设备需经上一级主管部门

8、审查批准后执行；对其它设备可由本单位主管生产领导审查批准后执行。3.5 各基层单位在制定设备试验具体时间，应在各自管辖范围内按照轮试模式，以试验周期长度为单位，将整体试验工作基本均匀地分配在各年度中进行。既避免了试验工作量在特定高峰年中突增，又可使各电压等级的设备始终处于监控状态。3.6 110kV及以上设备、35kV电力变压器及其两侧间隔设备新投运和大修1年内预试周期为1年，各项指标均合格后转入正常周期。运行达20年以上的一般电气设备（条款中另有规定的除外），各基层单位根据设备状况自行缩短预试周期。3.7 如制造厂对设备的预试周期、项目有明确规定的，可根据设备的特点，由本单位主管生产领导审查

9、批准后参照执行。3.8 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试验周期调整到与电气试验周期相同；变压器各侧开关及以内设备的预试周期应与该台变压器相同；将同间隔设备、相关线路及对端变电站设备调整为相同试验时间。3.9 如果发现设备异常或分析表明同类型设备存在群体性或规律性缺陷时，须按电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）的要求适当缩短预试周期和增加试验项目，并制定和实施详细的跟踪监测措施。3.10 本规程不适用于直流输电设备、矿用及其他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、测量装置等电力设备和安全用具。3.11

10、 50 Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1 min；其它耐压方法的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，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。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： 500 kV设备静置时间大于72 h； 220 kV设备静置时间大于48 h； 110 kV及以下设备静置时间大于24 h。3.12 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(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以连在一起进行

11、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。3.13 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压： 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。3.14 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、tan、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。3.15 在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于5o

12、C，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80。对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。4 电力变压器及电抗器4.1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表1。表1 35 kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1)500 kV 变压器、电抗器3个月1次2)220 kV 变压器和发电厂120 MVA 以上的变压器3个月1次3)110 kV 变压器6个月1次。4)35 kV 变压器6个月1次1)对 110 kV 及以上变压器的油中一旦出现C2H2，即应缩

13、短检测周期，跟踪变化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常4)500 kV 电抗器当出现少量(小于5.0 l/ 1 )C2H2时也应引起注意：如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量的单位为 l/l3)溶解气体组

14、份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析4)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断5)从实际带电之日起，即纳入监测范围6)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 kV 变压器不超过3个月，110 kV 变压器最长不应超过6个月2绕组直流电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)1.6 MVA 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1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6

15、MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意4)电抗器参照执行1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无激磁调压变压器调换分头时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接

16、上下几个分接处测量直流电阻5)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 kV 变压器不超过3个月，110 kV 变压器最长不超过6个月6)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)500kV 1年2)35220kV 3年1)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)220kV及以上用5000V兆欧表，其他可用2500 V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，尽量在相近的温度下试验

17、4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绕组的tan1)500kV 1年2)35220kV 3年1)20时的 tan 不大于下列数500 kV 0.6%110220 kV 0.8%35 kV 1.5%2) tan 值与历年的数值比较不应有明显变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压 10 kV 及以上： 10 kV；绕组电压 10 kV 以下： Un1)非被试绕组应接地，被试绕组应短路2)同一变压器各绕组的 tan 标准值相同3)测

18、量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tan5电容型套管的tan 和电容值1)500kV 1年2)35220kV 3年见第5章1)用正接法测量2)测量时记录环境温度和设备的顶层油温3)封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管6绝缘油试验见第15章7铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量8油中含水量见第15章9油中含气量

19、见第15章10绕组泄漏电流1)500kV 1年2)35220kV 3年1)试验电压一般如下：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绕组额定电压(kV)3610203566220500直流试验电压(kV)5102040602)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)11有载调压装置的试验和检查1)500kV 1年2)35220kV 3年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行12测温装置及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，

20、绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表13气体继电器及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表14冷却装置及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年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的规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表15变压器绕组变形试验35 kV 及以上6年与初始结果相比，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)应在最大分接下测量3)

21、可用频率响应法和低电压阻抗法注： 油浸电抗器试验项目、标准、周期见表1中序号110、1213。4.2 封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、周期和标准见表2。表2 封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1) 220 kV 3个月1次。2) 110 kV及以下6个月1次。1) 110 kV 及以上变压器油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意： 总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率

22、在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断2绕组直流电阻非电缆侧绕组6年1)1.6 MVA 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1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；

23、线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 3)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻4) 220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年1)在1030范围内，吸收比一般

24、不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)用2500 V 及以上兆欧表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，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绝缘油试验见第15章5铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻6年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的

25、需分别测量6油中含水量见第15章7油中含气量见第15章8有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行9测温装置及其二次回路试验6年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表10气体继电器及其二次回路试验6年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表11冷却装置及其二次回路试验6年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的规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表4.3

26、消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和标准见表3。表3 消弧线圈、35kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验项目、周期标准序号项目周期标准说明1绕组直流电阻6年1)1.6 MVA 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1%2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%4)电抗器参照执行1)如电阻相间差在出厂时已超过规定，

27、制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3执行2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中 R1、R2分别为在温度 t1、t2 下的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化；1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3）绝缘电阻大于10000 M时，可不测吸收比或极化指数3绝缘油试验6年见第15章投运前

28、和大修后的试验项目和标准与交接时相同。厂(所)用变按110 kV 及以上对待4有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维护导则的规定执行5干式变压器交流耐压试验6年试验电压见附录F4.4 SF6气体变压器110kV及以上SF6气体变压器的试验项目、周期和标准见表4。表4 SF6气体变压器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1SF6气体湿度(20v/v)(l/l)3年运行中： 不大于5001)按GB12022工业六氟化硫、DL/T915-2005 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）进行2)当新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过要求和设备异常时，按实际情况增加检测

29、3)安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静置24h后进行湿度检测2SF6气体泄漏泄漏率不大于1%/年，或按厂家要求日常监控，必要时检测3SF6气体其它检测项目见第15章见第15章见第15章4气体密度继电器校验3年应符合制造厂规定5绕组直流电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)1.6 MVA 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1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%

30、3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应大于2%，当超过1%时应引起注意1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1 (T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无激磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻5)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A6绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1

31、)500kV 1年2)35220kV 3年1)绝缘电阻，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%2)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.53)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)吸收比和极化指数不进行温度换算4)变压器绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考5)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量7绕组连同套管的tan1)500kV 1年2)35220kV 3年1)20时的 tan 不大于下列数值：500 kV

32、0.6%110220 kV 0.8%2)tan 值与历年的数值比较不应有明显变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压10 kV 及以上： 10 kV；绕组电压 10 kV 以下： Un1)非被试绕组应接地，被试绕组应短路2)同一变压器各绕组的 tan 标准值相同3)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tan8铁心(有外引接地线的)绝缘电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量9绕组泄漏电流1)500kV 1年2)3522

33、0kV 3年1)试验电压一般如下：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绕组额定电压(kV)36102035110220500直流试验电压(kV)5102040602)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)10有载调压装置的试验和检查1)500kV 1年2)35220kV 3年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行11测温装置的校验及其二次回路试验3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表12变压器绕组变形试验110 k

34、V 及以上6年与初始结果相比，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)应在最大分接下测量3)出口短路后应创造条件进行试验4)可采用频率响应法或低电压阻抗法5 套管套管的试验项目、周期和标准见表5。表5 套管的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1主绝缘及电容型套管及末屏对地的绝缘电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：110 kV以下5000 M110 kV及以上10000 M2)未屏对地的绝缘电阻不应低于 1000M用 2500V兆欧表2主绝缘及电容型套管未屏对地的tan与电容量1)500kV 1年2)

35、35220kV 3年1) 主绝缘20时的tan%值不应大于下表中数值：1)油纸电容型套管的tan一般不进行温度换算，当tan与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tan与温度、电压的关系，若tan随温度升高明显增大，或试验电压由 10 kV 升到 Um/3，tan增量超过±0.3%时不应继续运行2)测量变压器套管tan时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，未屏接电桥，正接线测量3)存放1年以上的套管应做额定电压下的tan电压等级kV203566110220500充油型3.51.51.5油纸电容型1.01.00.8胶纸电容型3.01

36、.51.02)当电容型套管未屏对地绝缘电阻低于 1000M时应测量未屏地对地的tan；加压 2 kV，其值不大于 2%3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过±5%时应查明原因3油中溶解气体色谱分析110 kV及以上6年油中溶解气体组份含量(v/v)超过下列任一值时应引起注意：H2： 500l/lCH4：100l/lC2H2：ll/l(220500 kV)2l/l(110 kV 及以下)6 互感器6.1 电流互感器6.1.1 电流互感器的试验项目、周期和标准见表6。表6 电流互感器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组及末屏的绝缘电阻1)500 kV 1年2)

37、35220kV 3年3) 10kV及以下6年1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 M1)用2500 V兆欧表2)测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应接地3)500kV电流互感器具有二个一次绕组时，应测量一次绕组间的绝缘电阻2tan 及电容量1)500 kV 1年2)35220kV 3年3) 10kV及以下6年1)主绝缘 tan (%)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：1)主绝缘tan试验电压为10 kV，末屏对地tan试验电压为2 kV 2)油纸电容型tan一般不进行温度换算，当tan值与出厂值或上一次试验值比

38、较有明显增长时，应综合分析tan与温度电压的关系，当tan随温度明显变化或试验电压由10 kV 升到 Um/3时，tan增量超过±0.3%，不应继续运行3)固体绝缘型不进行tan测量电压等级 kV35110220500运行中油纸电容型1.00.80.7充油型3.52.5胶纸电容型3.02.52)电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%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1000 M 时，应测量末屏对地 tan，其值不应大于2%3110 kV 及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析1)500 kV 1年2)35220kV 3年3) 10kV

39、及以下6年1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有 C2H22)运行中油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意总烃： 100l/lH2： 150l/lC2H2：2l/l(110kV)1l/l(220500kV)全密封电流互感器按制造厂要求进行4交流耐压10kV及以下6年1)二次绕组之间及末屏对地为2 kV2)一次绕组交流耐压标准见附录F二次绕组交流耐压可用2500 V 兆欧表测绝缘电阻代替注： SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时进行。6.1.2 SF6气体电流互感器110 kV及以上SF6气体电流互感器的试验项目、周期和标准见表7。表7 110 kV及以上S

40、F6电流互感器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1SF6气体湿度(20v/v)(l/l)1)500kV 1年2)110220kV 3年运行中： 不大于5001)按GB12022工业六氟化硫、DL/T915-2005 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）运行2气体密度继电器校验3年符合制造厂规定3绕组及末屏的绝缘电阻1)500kV 1年2)110220kV 3年1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 M1)用2500 V兆欧表2)测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应接地3)500 kV 电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间

41、的绝缘电阻6.2 电压互感器6.2.1 电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准见表8。表8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组的绝缘电阻1) 35kV及以上3年2) 10kV及以下6年在相同环境条件下，绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%1)使用2500 V 兆欧表2)测量时非被试绕组、外壳应接地2tan (20 kV 及以上油浸式电压互感器3年1)绕组绝缘：tan(%)不应大于下表中数值：串级式电压互感器的 tan 试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验电压为3000 V额定电压温度51020304035kV及以下运

42、行中2.02.53.55.58.0110 kV及以上运行中1.52.02.54.05.52)支架绝缘 tan 应不大于10%3110 kV 及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析110220kV 3年 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有 C2H22)运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意总烃： 100 l/lH2： 150 l/lC2H2： 2 l/l只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行。6.2.2 电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见表9。表9 电容式电压互感器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1中间变压器的绝缘电阻1)500 kV 1年2

43、)35220kV 3年一次绕组对二次绕组及地应大于1000M二次绕组之间及对地应大于10 M用1000兆欧表，从X端测量2电容器极间绝缘电阻1)500 kV 1年2)35220kV 3年一般不低于5000 M用2500 V兆欧表3电容值1)500 kV 1年2)35220kV 3年1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%+10%范围2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期3)一相中任两节实测电容值差不应超过5%1)用交流电桥法2)若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行3)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差4tan(%)1)500 kV 1年2)

44、35220kV 3年1)油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行2)膜纸绝缘0.2。若测试值超过0.2应加强监视，超过0.3应更换上节电容器测量电压10 kV，中压电容的试验电压自定5低压端对地绝缘电阻1)500 kV 1年2)35220kV 3年不低于10 M1)用2500 V兆欧表2)低压端指“N”或“J”或“”等6.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验。6.2.4 带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监

45、测。6.2.4.1 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“”等)接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。6.2.4.2 判断方法：a) 计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%+10%范围时，应停电进行试验；b) 与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；c) 电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。7 电容器7.1 耦合电容器7.1.1 耦合电容器试验项目、周期和标准见表10。表10 耦合电容器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1极间绝缘电

46、阻3年一般不低于 5000 M用 2500 V 兆欧表2电容值3年1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%+10%范围2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期3)一相中任两节实测电容值差不应超过5%1)用交流电桥法2)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差3tan(%)3年以 10 kV 电压测量时tan值不应大于下列数值：1)油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行2)膜纸绝缘0.2。运行中若测试值超过0.2，应加强监视，当测量值超过0.3时，应予以更换4低压端对地绝缘电阻3年不低于10 M用 2500 V 兆

47、欧表7.1.2 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。7.1.2.1 测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。7.1.2.2 判断方法：a) 计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%10%范围时，应停电进行试验；b) 与上次测相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；c) 电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。7.2 集合式电容器集合式电容器的试验项目、周期和标准见表11。 表11 集合式电容器的试验项目、周期

48、和标准序号项目周期标准说明1相间和极对壳绝缘电阻1)35kV 3年2)10kV 6年自行规定1) 用 2500 V 兆欧表2) 试验时极间应用短路线短接2绝缘油击穿电压1)35kV 3年2)10kV 6年参照表30的标准7.3 并联电容器组用串联电抗器并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表12。 表12 并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组绝缘电阻1)35kV 3年2)10kV 6年不低于 1000 M用 2500 V 兆欧表7.4 放电线圈放电线圈的试验项目、周期和标准见表13。 表13 放电线圈的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘

49、电阻1)35kV 3年2)10kV 6年不低于 1000 M一、二次绕组间及对壳均用 2500 V 兆欧表2一次绕组直流电阻1)35kV 3年2)10kV 6年与上次测量值相比无明显变化可用万用表7.5 过电压吸收器过电压吸收器的试验项目、周期和标准见表14。 表14 过电压吸收器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻1)35kV 3年2)10kV 6年不低于 1000 M用 2500 V 兆欧表2电阻值1)35kV 3年2)10kV 6年与标称值相差不超过±10%可用万用表3电容值1)35kV 3年2)10kV 6年与标称值相差不超过±10%应采用电压电流法

50、8 避雷器8.1 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表15。表15 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻1)500 kV 1年2)35220kV 3年3)10kV及以下6年1)35 kV 以上，不低于2500 M2)35 kV 及以下，不低于1000 M用2500 V 及以上兆欧表2直流 lmA 电压 UlmA及0.75 UlmA下的泄漏电流1)500 kV 1年2)35220kV 3年3)10kV及以下6年1)不得低于 GB 11032 规定值2) UlmA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%3)0.75 UlmA下的泄

51、漏电流不应大于50 A1)测量时应记录环境温度和相对湿度2)测量电流的导线应使用屏蔽线3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值3运行电压下的交流泄漏电流每个雷雨季前、后各测量一次1)测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必须停电检查2)当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短监测周期。1)测量时应记录环境温度，相对湿度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰影响的2)可用第一次带电测试代替交接试验,并作为初始值8.2 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表16。表16 输电线路用无间隙金属氧化物

52、避雷器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻1)110220kV 3年2)35kV及以下6年与上次试验结果比较无明显变化2直流1mA电压U1mA和75%U1mA下的泄漏电流1)110220kV 3年2)35kV及以下6年1)不得低于GB11032的规定值2)U1mA实测值与初始值或出厂值比较变化不应大于±5%3)75%U1mA下的泄漏电流不应大于50A或制造厂规定1)测量时应记录环境温度和相对湿度2)测量电流的导线应使用屏蔽线3)初始值系指交接试验时的测量值9 接地装置接地装置的试验项目、周期和标准见表17。 表17 接地装置的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1有效接地系统的接地装置的接地阻抗1) 6年2)可以根椐该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期Z2000/I式中：I为经接地装置流入地中的短路电流，A；Z为考虑到季节变化的最大接地阻抗，。如不能满足