2023年(电力行业)电力设备交接和预防性试验规程

（电力行业）电力设备交接和预防性试验规程(试行)目目次目 次 I前 言 I.I范围 1规范性引用文件 1定义、符号 2总则 3电力变压器及电抗器 4互感器 18开关设备 288 套管 45支柱绝缘子和悬式绝缘子 47电力电缆线路 49电容器 55变压器油和六氟化硫气体 61避雷器 6814母线 71二次回路 721kV及以下的配电装置和电力布线 731kV以上的架空电力线路 73接地装置 74电除尘器 77旋转电机 79带电设备红外检测 92附 录 A 95附 录 B 96附 录 C 97附 录 D. 98附 录 E 99附 录 F 101附 录 G 102附 录 H 103附 录 I 104附 录 J 105附 录 K 109附 录 L 110附 录 M 111附 录 N .前前言《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/FJG10029.1-2004）与标准主体部分(Q/FJG10029.2-2004)。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的作用，并积累了丰富的经验。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GB50150—91《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》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[2004]634防输变电设备事故措施的通知（国家电网生[2004]641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：许新生电力设备交接和预防性试验规程电力设备交接和预防性试验规程（试行）（试行）范围预防设备损坏，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。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，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）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/T261—1983 石油产品闪点测定法(闭口杯法)GB/T264—1983 石油产品酸值测定法GB/T311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术GB/T507—2002 绝缘油击穿电压测定法GB/T511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB1094.1～.2—1996 电力变压器GB1094.3～.5—2003 电力变压器GB2536—1990变压器油JB/T8166—1995互感器局部放电测量GB5654—1985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GB6450—1986干式电力变压器GB/T6541—1986石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T722－2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7328—87变压器和电抗器的声级测定GB/T7595—2000运行中变压器油质量标准GB/T7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB/T7600—1987运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB/T7601—1987运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB9326.1～.5—1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB/T11023—1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022—1989工业六氟化硫GB50150—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DL/T421—1991绝缘油体积电阻率测定法DL/T423—1991 绝缘油中含气量测定 真空压差法DL/T703－1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法DL/T429.9—1991 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法DL/T450—1991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法)DL/T459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T492—1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则SH0040—1991 超高压变压器油SH0351—1992 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[2000]589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[2004]634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[2004]641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[2004]290号)定义、符号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。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。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。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。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。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。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。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；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。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 lmAtgδ介质损耗因数。红外检温测和诊断。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。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。总则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。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。110kV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：500kV >72h220kV >48h110kV及以下 >24h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。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。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、tgδ、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。580%。在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。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。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。多绕组设备进行绝缘试验时,非被试绕组应短路接地。35kV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。新安装交接后长时间未投入运行的设备(110kV及以上635kV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试验规程规定进行试验。预试周期原则上V及以上电气设备为2年,V及以下电气设备为3V（不含开关站的配变）5500kV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。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。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。上级机关颁布的有关反措、规定、规范应遵照执行。电力变压器及电抗器电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5.1。表5.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目1油中溶解气体色谱分析

周 期1)交接时投运前新安装、大修后:110kV及以上

要 求新安装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值：110kV及以上总烃：10；H2：20；C2H2：0b)35kV及以下

说明总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合投运后14天、总烃：20；H2：30；C2H2：0

产气速率判断，必要时10天、30天 2)大修后变压器的油中H2与烃类气体缩短周期进行跟踪分析厂用变、35kV含量(μL/L)不得超过下列数值：站用变投运后4总烃：50；H2：50；C2H2：0

总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率天、30运行中：

3)运行设备的油中H2与烃类气体含量进行判断(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注 4)新投运的变压器应序号项目周期要求说明a)220kV3意：有出厂的有关测试数据个月b)110kV半年c)厂用变、35kV总烃：150；H2：150；C2H2：5(35～220kV)；1(500kV)4)烃类气体总和的绝对产气速率超过必要时:出口或近区短路b)保护动作后怀疑主站用变1年12mL/d变存在异常5)必要时10%/月则判断设备有异常c)巡视发现异常5)对500kV电抗器，当出现少量(小于d)在线监测系统告警1μL/Le)主变进行耐压和局放试验后f）其它过注意值的情况下运行,但应缩短检测周期2 绕组直流1)交接时1)1.6MVA1)如电阻相间差在出电阻2)新安装投运相互间的差别不应大于三相平均值的厂时超过规定，制造厂12%，无中性点引出的绕组，线间差别不已说明了这种偏差的原3)运行中：应大于三相平均值的1%因，则按要求3)项执行a)220kV及以2)1.6MVA2)不同温度下电阻值2一般不大于三相平均值的4%，线间差别按下式换算110kV及以310kV及以下一般不大于三相平均值的2%3变化不应大于2%式中R1R2分别为在温度T1、T2时的电阻值,T为电阻温度常数，铜导序号项目周 期要求说明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4)电抗器参照执行线取235，铝导线取225。无载分接开关应在使用的分接档锁定后测量必要时:本体油色谱判断有热故障红外测温判断套管接头发热c）其它3 绕组绝1)交接时11)使用2500V或2)投运前5000V兆欧表收比或(和)3)新安装投运明原因2)测量前被试绕组应极化指数14)运行中：a)220kV及以22)35kV及以上应测量吸收比，吸收比(10～30℃范围)不低于1.3；吸收比不合1.5；二者之一满足要求即可充分放电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110kV及以310kV及以下220kV及以上应测量极化指数

尽量在油温低于50下的绝缘电阻值按下式换算:序号 项 目 周 期配变5年大修前、后必要时

要求 说明式中R1R2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：油介损不合格或油中微水超标渗漏油严重可能使变压器受潮c）其它4 绕组的tgδ

交接时投运前新安装投运120℃时不大于下列数值：500kV 0.6%110～220kV 0.8％35kV及以下 1.5%

同一变压器各绕组tgδ的值要求相同测量温度以顶层油温为准，各次测量时的4)运行中： 2)tgδ值与出厂试验值或历年的数值 温度应尽量相近220kV及以上2

比较不应有显著变化(一般不大于30％)3)试验电压：35kV及以上,且容量在8000kVA及以上应b)35～110kV3

绕组电压

进行10kV年 10kV及以上 4)尽量在油温低于序号 项 目 周 期 要 求 说 明大修前、后必要时

绕组电压10kV以下

额定电压Un

50℃时测量，不同温度下的tgδ值按下式换算：式中tgδ1tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值或见附录H5）必要时：绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时油介损不合格或油中微水超标渗漏油严重d）其它5电容型套管的介质损耗因数(tgδ电容值见第8章用正接法测量测量时记录环境温度及变压器(或电抗器)顶层油温6绝缘油试验见第12章序号项目周期要求说明7 交流耐1)交接时1（电抗器试验电压值按1)用倍频感应或操作压试验2)10kV及以下表5.2(定期试验按部分更换绕组电压值)波感应法站用变及开关站2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂2)35kV及以下全绝配变3试验电压值；部分更换绕组和定期试验缘变压器，交接时和大5时，按出厂试验电压值的0.85倍修后应进行交流耐压3)更换绕组后试验4（35kV3)电抗器采用外施工及以下）频耐压试验5)必要时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

交接时新安装投运1运行中：a)220kV2年110kV及以下

与以前测试结果相比无显著差别 1)用2500V兆欧表运行中铁芯接地电流一般不应大于 (对运行年久的变压器0.3A 可用1000V兆欧表)夹件有引出接地的可单独对夹件进行测量必要时：从油色谱试验判断变序号 项 目

周 期 要 求 说 明3年 压器内部有热故障10kV及以下配5大修前、后必要时

b）其它9 穿芯螺1)交接时220kV及以上绝缘电阻一般不低于1)用2500V兆欧表2)大修后500MΩ10MΩ(对运行年久的变压器3)必要时可用1000V兆欧表)带、铁芯、2)连接片不能拆开者线圈压环可不进行及屏蔽等的绝缘电阻序号项目周期要求说明10 油中水1)交接时交接时、大修后运行中1)运行中设备，测量分2)投运前110kV及以下≤20110kV及以下≤时应注意温度的影响，mg/L3)大修后220kV≤1535尽量在顶层油温高于4)运行中：500kV≤10220kV≤2550℃时取样a)220kV及以上500kV≤152）必要时：半年a)绕组绝缘电组(吸收b)110kV1年比、极化指数)测量异常c)厂用变、35kV时站用变1年b)渗漏油严重5)必要时c)油中氢气含量和油介损值偏高d）其它序号 项 目 油中含气量(体积

周 期220kV及以

要 求交接时、大修后

运行中

说 明必要时:

上交接时

500kV≤1

500kV≤3

变压器需要补油时% 2)220kV及以220kV≤3上大修后投运前3）运行中：a)500kV半年220kV1年4）必要时

220kV≤5

b）渗漏油c）其它绕组泄漏 1)交接时 1)试验电压一般如下： 1)在高压端读取序号 项 目 周 期 要 求 说 明电流 2)投运前新安装投运1运行中：

绕组额定电压kV直流试

6～ 20～10 35

110～220

1min时的泄漏电流值,500 同一测量接线的泄漏电流I(µA)与绝缘电阻的关系一般应符合:a)220kV2年验电压kV10204060IuA=U/R60U—直流试验电压b)35～110kV3年化2)与前一次测试结果相比应无明显变R60—1分钟的绝缘电阻(MΩ)5)大修前、后3)泄漏电流见附录H2)35kV容量100006)必要时kVA及以上应进行3)必要时：设备发生异常时其它13 绕组所1)交接时1)各相应分接头的电压比与铭牌数据必要时：有分接的2)分接开关引相比应无明显差别，且符合规律a)怀疑有匝间短路时电压比线拆装后2)电压35kV以下，电压比小于3的b)其它3)更换绕组后变压器电压比允许偏差为±1%；其它所4)必要时有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，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%序号 项 目 周 期 要 求 说 明损耗 阻抗电压和负载损耗

更换绕组后必要时更换绕组后必要时

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)14校核三14校核三相变压器的组别或单相变压器极性交接时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1) 交 接时与前次试验相比无明显变化流和空载(500kV变压器)启动试验时进行3）必要时：怀疑磁路有缺陷时其它与前次试验值相比,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)必要时：a)出口短路时b)其它序号 项 目 周 期 要 求 说 明 局部放电试验

交 接 时(220kV及以上)

1)在线端电压为1.5Um/时,视在放电 1)试验方法符合量一般不大于500pC；线端电压为1.3 GB1094.3的规定更换绝缘部件或线圈后(110kV及以上)大修后(220kV及以上)必要时Um/300pC2GB6450电抗器可进行运行电压下局部放电监测3)必要时：运行中的变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时其它18有载调压装置的试验和检查检查动交接时新安装投运1运行中：a)220kV及以上必要时：a)怀疑有故障时b)其它作顺序2)操作试验变压器2b)110kV及以下3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，序号 项 目 周 期 要 求 说 明带电时手4)大修后5)必要时作正常方操作各2个循环3)检查和切换测试：a）测量过与出厂值相差不大于±10%渡电阻的阻值b）测量切换时间反向切换时间的偏差均与制造厂的技术c）检查插要求相符静触头的过制造厂的规定值，回路连接良好接触情况、电气回路的连接情况d）单、双按制造厂的技术要求数触头间非线性电序号项目周期要求说明阻的试验双触头间放电间隙4)检查操无烧伤或变动作箱5)二次回路绝缘试验位置指示器、计数器等工作正常绝缘电阻一般不低于1MΩ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交接时大修后3）运行中：akV及以上半年或每分接变换2000次以后b)35kV2年4)必要时110kV及以上：40ｋＶ，水分含量≤25mg/L运行中：油击穿电压≥30ｋＶ，水分含量≤40mg/L35kV：按制造厂要求有在线滤油装置可延长每年1如果制造厂有规定时按制造厂规定执行必要时：怀疑有绝缘故障时其它20测温装置及其二次回路试验交接时随相连主设备预试时大修后密封良好,指示正确,测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻采用2500V必要时：怀疑有故障时序号 项 目 周 期4)必要时

要 求 说 明气体继 1) 交接时 整定值符合运行规程要求,动作正确绝 1)测量绝缘电阻采用电器及其二次回路试验

随相连主设 缘电阻一般不低于1MΩ备预试时大修后必要时

2500V兆欧表障时压力释放器校验

交接时大修后

开启压力偏差±5kPa或按制造厂规定整体密封检查

交接时大修后35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m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0.3m油柱试验(约2.5kpa12h110kV及以上变压器,在油枕顶部施加0.035Mpa24h

带压力释放装置 冷却装置及其二次回路检查试验

交接时大修后必要时

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1MΩ

测量绝缘电阻采用2500V障时套管中 1)交接时 绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)采用2500V兆欧序号 项 目的电流互感器绝缘试验

周 期2)大修后必要时

要 求 说 明表2)必要时:对绝缘性能有怀疑时 全电压下空载合

交接时更换绕组后

新装和全部更换绕组，空载合闸 次，每次间隔不少于5min

在使用分接上进行由变压器高压侧加闸 3)大修后

2)部分更换绕组，空载合闸3次，每压或中压侧加压次间隔不少于5min 3）110kV及以上的变压器中性点接地发电机变压器组中间连接无断开点的变压器，可不进行油中糠 1)交接时 1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时， 1)110kV及以上进行醛含量

大修前、大 应视为非正常老化，需跟踪监测：

必要时：修投运后1个月运行

10 a)油中气体总烃超标内年限投运10年

1～3 4～6 7～9 ～12

或CO、CO2过高b)需了解绝缘老化情内5年1次，其 后3年1次

0.04

0.07 0.1 0.2

况时,如温升过高后或长期过载运行后等序号 项 目 周 期 要 求 说 明必要时运行

16～

19 2213～15 ～ ～年限 1821 25糠醛0.4含量

0.6 1 2跟踪检测时,注意增长率糠醛含量大于2mg/L老化已比较严重绝缘纸(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老化比较严重绝缘纸(板)含水量

必要时 含水量(质量分数)一般不大于下列值:500kV 1%220kV 3%

1）可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T58096序号项目 周期 要求 说明《用露点仪测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量纸(板)受潮时阻抗测量

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±2%

适用于电抗器,如受试验条件限制可在运行电压下测量必要时:怀疑有故障时振动 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油浸电抗器振动异常时噪音 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油箱表面温度分布

交接时必要时

局部热点温升不超过80k 1)适用于500kV油浸电抗器序号 项 目 周 期 要 求 说 明2判断油箱表面发热变压器绕组变形试验

交接时更换绕组后大修后必要时

与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别

器外部接线状态应相同应在最大分接位置下测量110kV及以上变压器进行4）必要时：出口(或近区)短路后壳式变压器绝缘油带电度

交接时3

应小于500pC/mL/20℃壳式变压器线圈泄漏电流

交接时新安装投运1运行中：a)220kV及以上2b)110kV3年

应小于|-3.5|μA 在变压器停电启动油泵状态下测量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测试序号项目周期要求说明37壳式变压器绝缘油体积电阻率交接时大修后1应大于1×1013Ω·cm/80℃1）如果低于1×1013Ω·cm/80℃，应及时更换为含硫量低并添加了抗静电剂的新油电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表5.2。表5.2 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线端交流试验电压值中性点交流试验电压值线端操作波试验电压(kV)(kV)(kV)额定最高工电压作电压全部更部分更换全部更部分更换全部更部分更换(kV)(kV)换绕组绕组后换绕组绕组后换绕组绕组后<1≤132.532.5――66.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.5857285721701451101262001709580375319(195)22025236039530633685(200)72(170)750638500550630680536578851407212010501175892999注：1）括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统2）操作波的波形为：波头大于注：1）括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统2）操作波的波形为：波头大于20us，90%以上幅值持续时间大于200us，波长大于500us；负极性三次定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、21、24、27。交接、大修试验项目a）交接见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、17、18、19、20、21、22、23、24、25、26、27、32、34、35、36、3732500kV一般性大修见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、17、18、19、21、22、23、24、27、34、37。更换绕组的大修见表5.11、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24、25、26、27、34、37。油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)5.12、3、4、5、6、7、8、20、214、535kV及以上1交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、18、19、20、21、2313、14、15、164、535kV油浸电抗器367。交接、大修试验项目交接试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27、（V及以下只做、67、，其中3项适用于0V电抗器。大修试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27（V及以下只做、、9。消弧线圈定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、6。交接、大修试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、9、23,装在消弧线圈内电压、电流互5.125)。干式变压器定期试验项目见表5.1中序号2、3、7、20。交接、更换绕组的大修试验项目见表5.1中序号2、3、7、8、9、13、14、15、16、17、20，其17气体绝缘变压器5.1中序号2、3、7、表12.51和表7.1中序号3。5.1中序号2、3、7、20、表12.5中序号1和表7.1中序号2。干式电抗器交接、定期试验项目见表5.1中序号2、3。大修试验项目见表5.1中序号2、3、7（在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验。接地变压器定期试验项目见表5.1中序号3、6、7。交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、6、7、9、13、15、16、23，其中15、16项适用于更换绕组时进行。自动跟踪补偿成套消弧装置自动跟踪补偿成套消弧装置试验项目、周期和要求见表5.9。表5.9自动跟踪补偿成套消弧装置的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1二次回路绝缘电阻测量交接时新安装投运后1年内3年次测试结果相比应无显著变化1)可用500V1000V摇表2)必要时:对绝缘有怀疑时4)必要时2二次回路交流耐交接时必要时试验电压2kV可用2500V摇表试验必要时:对绝缘有怀压试验疑时3档位调节试验交接时新安装所有档位的调节过程顺利，无卡涩，实际档位与指示档位一致。必要时:怀疑有故障时序号 项 目 周 期投运后1年内

要 求 说 明3)3年4)必要时4阻尼电1)交接时与名牌数值对应，误差不超过±5%。阻值测量2)必要时5阻尼电阻的绝缘电阻测量交接时必要时不小于100MΩ.采用2500V摇表必要时:对绝缘有怀疑时6阻尼电阻接触器或可控硅动作特性测量交接时必要时应符合制造厂规定必要时:设备发生异常时7并联电阻值测量交接时新安装与铭牌数值对应，误差不超过±5%。必要时:设备发生异常时投运后1年内3)3年4)必要时8并联电阻专用开关动作特性测量交接时必要时应符合制造厂规定时必要时:设备发生异常9补偿电容柜电容1)交接时与铭牌参数对应，符合厂家技术要求时必要时:设备发生异常量测量2)新安装投运后1年内3必要时10 补偿电1)交接时应符合制造厂规定必要时:设备发生异常容的可控硅动作特性测量2)必要时时序号序号项 目周 期要求说明注：成套补偿装置的接地变、消弧线圈、有载调压开关、电压、电流互感器、避雷器、真空开关可参照本标准有关章节规定。各类试验项目:交接试验项目见表5.9中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10。5.91、3、7、9。特殊连接结构变压器高压套管通过SF6高压引线装置与GIS连接的变压器a)交接和大修后试验按本标准规定的项目和要求进行。b)预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。试验项目：SF6SF6气体的湿度检测和泄漏试验分别按表7.1中序号1和序号2进行；变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验；变压器铁芯试验；变压器高压绕组和GIS一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；GIS试验分别按表5.1和表7.1进行。高压套管通过充油全密封高压引线装置与高压充油电缆连接的变压器a)交接和大修后试验按本标准规定的项目和要求进行。b)预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。试验项目：充油全密封高压引线装置每6个月1次绝缘油色谱分析和绝缘油中水分分析；高压充油电缆的绝缘油10.3变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验；变压器铁芯试验；变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；电力电缆外护套和外护套避雷器试验；其它项目参照表5.1。判断故障时可供选用的试验项目主要针对1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。a)当油中溶解气体色谱分析判断有异常时可选择下列试验项目：—绕组直流电阻—铁芯绝缘电阻和接地电流—空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体色谱分析及局部放电监测仪监视—长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视—油泵及水冷器检查试验一有载调压开关油箱渗漏检查试验—绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)—绝缘油的介电强度、介质损耗因数—绝缘油含水量—绝缘油含气量(500kV)—局部放电(可在变压器停运或运行中测量)—绝缘油中糠醛含量—耐压试验--油中金属元素含量—油箱表面温度分布和套管端部接头温度b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体色谱分析。c)变压器出口短路后可进行下列试验：—油中溶解气体色谱分析—绕组直流电阻—绕组的频率响应—短路阻抗—空载电流和损耗—各绕组的电容量判断绝缘受潮可进行下列试验：—绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)—绝缘油的击穿电压、介质损耗因数、含水量、油中气体色谱分析、含气量(500kV)—绝缘纸的含水量判断绝缘老化可进行下列试验：—油中溶解气体分析，且特别注意CO、CO2含量及变化—绝缘油酸值—油中糠醛含量—油中含水量—绝缘纸或纸板的聚合度—绝缘介质恢复电压振动、噪音异常时可进行下列试验：—振动测量—噪音测量—油中溶解气体色谱分析—阻抗测量互感器电流互感器电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.1。表6.1 电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1 绕组及1)交接时1)110kV及以上一次绕组对二次绕组及地1)二次绕组之间末屏的绝2)投运前的绝缘电阻>2500MΩ及一次绕组匝间缘电阻3)新安装投2)110～220KV电容型电流互感器主绝缘可采用1000V兆运后1年内(一次/末屏)的绝缘电阻>2000MΩ欧表,其余应采用4)运行中：3)二次绕组之间及地的绝缘电阻>500MΩ2500Va)220kV及以4)一次绕组匝间绝缘电阻>500MΩ2)测量时对非被25)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一测绕组(或末屏),外b)110kV般不低于1000MΩ,否则应测量微水壳应接地3绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,3)对二次接线板5)大修后不应有显著变化是用小瓷套装在序号 项 目 周 期6)必要时

要求 说明胶木板上的形式,其二次之间及对地绝缘电阻应不50MΩ4)必要时:怀疑有故障时tgδ容量

交接时投运前

主绝缘tgδ(%)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：

主绝缘试验tgδ电压为10kV，新安装投运后1运行中：

电压等级kV

20 110 220 500～35

末屏对地tgδ试验2kV油纸电容型a)220kV及以

交油纸电容型 — 1.0

0.7

0.6

tgδ一般不进行温2b)35～110kV3

接充油型3.0大胶纸电容型2.5修

2.0 —2.0 —

度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有大修后

油纸电容型 —运

1.0

0.8

0.7

明显增长时，应综必要时SF6绝缘互感器按

充 油 型 3.5行胶纸电容型 3.0中

2.5 —2.5 —

合分析tgδ度、电压的关系,当tgδ随温度明显序号 项 目 周 期制造厂规定

要求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%,超出时应查明原因当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值2%

说明变化或试验电压由10kV升到Um/行SF6、固体绝缘互感器中带有电容末屏的宜进行必要时：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渗漏油严重d）其它油中溶

交接时

交接时、大修后的油中不应含有C2H2，1)对全密封式设解气体色谱分析

投运前大修后运行中：

氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意：

备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否序号 项 目 周 期 要 求 说 明新安装或大总烃：100采样1H2： 1502）对运行中单纯1 次；其后220kV2C2H2：1(220～500kV)；2(110kVH2组分偏高的参照附录L分析1110kV3)必要时:怀疑3 年 1 次，有内部放电时35kV3～55)必要时 交流耐压试验

交接时335kV及以下电流互感器一次绕组按G 1）二次绕组交表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。流耐压试验可用(20kV 及以下)3)大修后

电压等级6(kV)

10 15 20 35

2500V兆欧表代替必要时:必要时

试验电压21(kV)

对绝缘性能有怀30 38 47 72 疑时其它序号 项 目 周 期 要 求 说 明2)110～500kVSF6电流互感器交接试验：a）老练试验：预加1.1倍设备额定相对地电压100；施加1.0倍设备额51.7330b）老练试验后应进行工频耐压试验，所加试90%3）110～500kVSF6电流互感器补气较多80-90%二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验2kV全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 局部放电试验

交接时新安装投

1)固体绝缘电流互感器在电压为 1.1Um/时，放电量不大于100pC；在电压为1.1Um

试 验 按GB5583进行运后1年内 时(必要时)，放电量不大于500pC 2)110kV 及以3)3年(20～35kV 固体绝缘互感器)4)大修后110kV1.1Um/20pC110～500kVSF6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

上油浸式电流互感器在大修后进行必要时序号 项 目 周 期必要时 局部放电试验

要 求 说 明对绝缘性能有怀4)更换绕组后，应按出厂局放标准执行

疑时b)其它 极性检查

交接时大修后必要时

与铭牌标志相符合 各分接头的变比检查

交接时大修后必要时

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:怀疑有匝间短路时其它 校核励磁特性曲线

交接时必要时

与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别

交接时有制造厂提供的特性曲线可不做继电保护有要求时进行 密封检查

交接时大修后必要时

应无渗漏油现象 1)试验方法按制造厂规定必要时:怀疑序号 项 目 周 期 要 求 说 明密封不良时10 一次绕1)交接时与初值或出厂值比较，应无明显差别1)运行中应定组直流电2)大修后期进行红外测温阻测量3)必要时2)必要时：a)本体油色谱判断有热故障红外测温判断接头发热改变分接位置d)其它11绝缘油1)交接时交接时、大修后运行中1）对全密封式击穿电压2)大修后35kV及以下≥3535kV及以下≥30设备，如不易取样kV3)必要时110～220kV≥40110～220kV≥35或补充油，可根据500kV≥60500kV≥50具体情况决定是否采样交接时有制造厂提供的试验报告可不进行35kV及以上进行35kV中性序号 项 目 周 期 要 求 说 明点CT可不做必要时：怀疑有绝缘故障时其它12 油中水1)交接时交接时、大修后运行中1)对全密封式设分2)大修后110kV≤20110kV≤35备，如不易取样或mg/L3)运行中：220kV≤15220kV≤25补充油，可根据具新安装或大500kV≤10500kV≤15体情况决定是否采1样1 次；其后2)必要时：220kV2a)绕组绝缘电阻(吸1110kV收比)测量异常时3 年 1 次，b)渗漏油35kV3～5c）其它4)必要时13绝缘油1)交接时交接时、大修后运行中1）对全密封式(902)大修后新油：≤0.5220kV及以下≤4设备，如不易取样损3)必要时注入设备后：500kV≤2或补充油，可根据%220kV及以下≤1具体情况决定是500kV≤0.7否采样序号项目 周期 要求 说明交接时有制造厂提供的试验报告可不进行35kV及以上进行必要时：对油14 SF6 电

交接时大修后

有怀疑时交接时、大修后不大于250，运行中不大于 流互感器气体的湿度(20℃)μL/L

3)运行中： 500新安装或大修后投运11220kV及以上2135～110kV31次，35kV以下自行规定补气后必要时

0.35Mpa35kV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性能有怀疑时 SF6电流互感器气体泄漏

交接时大修后

不存在明显漏点年漏气率不大于1%

定性测量发现有泄漏再进行定量分析序号 项 目试验

周 期 要 求 说 明 SF6分解产物含量测试

运行中：新安装或大修后投运11220kV及以上年1次，110kV31次，35kV及以下自行规定或61

SO2HFH2S（2μL/L）时，应引起注意；当超过50μL/L时，应停电查明原因。

必要时：设备有异常时b)故障设备大修后17 SF6电流互感器气体密度继电器和压力表检查

必要时1)交接时新安装投运后1运行中：a)220kV及以2110kV3大修后

应符合制造厂规定 必要时:设备发生异常时序号序号项 目周 期要求说明5)必要时各类试验项目：交接时、大修后试验项目见表6.1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。定期试验项目见表6.1中序号1、2、3、4、5、12、14、16、17。电磁式电压互感器电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表6.2。表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号序号项 目周 期要求说明1绝缘电1)交接时）Ω1)一次绕组用阻2)投运前02500V3)新安装投对铁芯绝缘电阻0Ω次绕组用1000V运后1年内或2500V兆欧表4)运行中：2)必要时:如a)220kV及以上怀疑有绝缘缺陷2时b)110kV及以3大修后必要时2tgδ（201.绕组绝缘1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值：1)串级式电压互kV1)交接时温度℃510203040tgδ试验方上）2)投运前35 交接法采用末端屏蔽3)新安装投kV 时、法，其它试验方法1.52.53.05.07.0运后1年内及 大修与要求自行规定4)运行中：以 后2)必要时：a)220kV及以上下 运行a)绕组绝缘电组2中2.02.53.55.58.0(吸收比)测量异常压互感器支架压互感器支架交接时：35kV以上电压互感器，在试验电压1)交接时为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ不2)投运前应大于出厂试验值的130%3)大修后2）支架绝缘tgδ一般不大于6%4)必要时3.SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定b)35～110kV3年35交接时、时b)油介损不合格1.01.52.03.55.05)大修后kV大修或油中微水超标6)必要时以后c)渗漏油严重2.110～220上运行1.52.02.54.05.5d)其它kV串级式电中3油中溶解气体的交接时投运前1)交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L1设备，如不易取色谱分析3)大修后2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过样或补充油，可4)运行中：下列任一值时应引起注意：根据具体情况决新安装或大修总烃：100定是否采样后投运1年内1次；其后220kV及以上2年1H2： 150C2H2：22纯H2组分偏高的参照附录L110kV313)必要时:如怀35kV3～5疑有内部放电时5)必要时4交流耐1)交接时1G1)串级式或分级压试验2)3列电压进行试验：绝缘的互感器用倍(10kV及以下)电压等级频感应耐压试验大修后必要时

3kV试验电压15kV

6 10 15 20 3521 30 38 47 72

2)进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准3)倍频耐压试验2kV前后，应检查有否3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行绝缘损伤流耐压试验可用2500V兆欧表代替5)必要时:如对绝缘性能有怀疑时4)必要时:4)必要时:a怀疑时b)其它5局部放1)交接时1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1)试验按电测量 2)投运前1.1Um/时，放电量不大于100pC，在电压为GB5583进行31.1Um500pC2)出厂时有试验12)110kV及以上油浸式电压互感器在电压报告者投运前可不4)3 年(20～为1.1Um/20pC进行试验或只进行35kV固体绝缘抽查试验互感器)3)110kV及以5)大修后上油浸式电压互6)必要时感器在大修后进行 空载电流和励磁特性

交接时大修后必要时

在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别在下列试验电压下，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10%1.9Um/1.5Um/

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）GIS互感器无法分开的可不单独进行必要时：怀疑磁路有缺陷时其它密封检查

应无渗漏现象 1)试验方法按制造厂规定必要时: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＞100MΩ采用1000V兆欧表9联接组别和极性交接时更换绕组后接线变动后与铭牌和端子标志相符22造厂提供报告的可不做3)35kV进行4)必要时:对绝缘性能有怀疑时10电压比交接时更换绕组后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11绝缘油击穿电压kV交接时大修后必要时交接时、大修后 运行中35kV及以下≥35 35kV及以下≥30110～220kV≥40 110～220kV≥35500kV≥60 500kV≥50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12 油中水1)交接时交接时、大修后运行中1分2)大修后110kV≤20110kV≤35设备，如不易取mg/L3)运行中：新安装或大修后投运1年内1次；其后220kV2年1次,110kV每3年1220kV≤15500kV≤10220kV≤25500kV≤15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)测量异常时次,35kV3～54)必要时b)渗漏油严重c）其它13—次绕组直流电阻测量交接时大修后必要时与初始值或出厂值相比较，应无明显差别运行中应定期进行红外测温必要时:本体油色谱判断有热故障红外测温判断接头发热其它1414绝缘油1)交接时交接时、大修后运行中1）对全密封式(90℃)介损2)大修后3)必要时新油：≤0.5注入设备后：220kV及以下≤1500kV≤0.7220kV及以下≤4设备，如不易取%500kV≤2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3)35kV及以上进行4)必要时：对油有怀疑时1515SF 电压6互感器气(20℃)交接时大修后运行中：新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220kV以上21次，35～110kV3年1次，35kV以下自行规定补气后必要时交接时、大修后不大于250，运行中不大于1）对充气压力500低于0.35Mpa体的湿度用气量少的35kV及以下电压等级μL/L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16 SF6电压1)交接时1)不存在明显漏点定性测量发现互感器气体泄漏试验2)大修后21%有泄漏再进行定量分析17SF6分解产物含量测试

运行中：新安装或大修11次；若无异常，220kV及以上2年1135kV及以下自行规定61

当出现痕量SO2、HF或H2S（小于2μL/L）时，应引起注意；当超过50μL/L时，应停电查明原因。

必要时：设备有异常时故障设备大修后18 SF6 压互感器气体密度继电器和压力表检查

必要时交接时新安装投运后1运行中：a)220kV及以2b)110kV及以3大修后必要时

应符合制造厂规定 必要时:设备发生异常时各类试验项目：交接时试验项目见表6.2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6.2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6.2中序号1、2、3、4、5、12、15、17、18。电容式电压互感器电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表6.3表6.3电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号 项 目电压比中间变压器的绝缘电阻

周 期1)交接时大修后必要时交接时新安装投运后1运行中：a)220kV及以2b)35～110kV3大修后必要时

要 求与铭牌标志相符000兆欧0

说 明必要时：怀疑有故障时1)用2500V兆欧表2绝缘性能有怀疑时中间变tgδ

交接时大修后必要时

与初始值相比不应有显著变化. 必要时：绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时油介损不合格或油中微水超标渗漏油 中间变压器空载电流和空载损耗

交接时

与前次试验相比无明显变化

d）其它由于产品结构原因现场无法拆开的可不进行5电磁单1)交接时应密封良好，无渗漏油必要时：对元密封检2)大修后密封有怀疑时查3）必要时6油中气1)交接时油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一1)对不能取体分析2)大修后值时应引起注意：样的，可不进3）新安装或a)交接时、大修后行大修后投运 11次CH4：100；H2：150；C2H2：0b)运行中2）必要时：设备发生异常4)必要时CH4：300；C2H4：300；H2：500；C2H2：5时7油中水1)交接时交接时、大修后 运行中1)对不能取分2)大修后110kV≤20 110kV≤35样的，可不进mg/L3）新安装或220kV≤15 220kV≤25行大修后投运 1500kV≤10 500kV≤152)必要时：1次设备发生异常4)必要时时注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第11章。各类试验项目：交接时、大修后试验项目见表6.3中序号1、2、3、4、5、6、7。6.32、6、7。开关设备SF6GISSF6断路器和GIS7.1。序号项 目周 期要求说明1断路器序号项 目周 期要求说明1断路器和 见第12章GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它项目2SF6气体1)交接时年漏气率不大于1%或按制造厂要求泄漏试验2)大修后3)必要时1）按GB11023方法进行定性测量发现有泄漏再进行定量分析对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于 30μL/L4)必要时:怀疑密序号 项 目 周 期 要 求 说 明封不良时3 SF6分解 1)运行中： 当出现痕量SO2、HF或H2

S（小于2μ

必要时:设备有异常时产物含量测新安装或L/L）时，应引起注意；当超过50μL/L时，b)故障设备大修试大修后投运1应停电查明原因。后年内1次；若无异常，220kV 21110kV31次，35kV及612)必要时4 测量绝缘1)交接时7.21)采用2500V或拉杆绝缘电2)新安装阻1上）兆欧表3)运行中：2a)220kV及性能有怀疑时以上2b)110kV及3年序号 项 目 周 期必要时

要 求 说 明5SF61)交接时11）在高压侧读取器直流泄漏2)大修后1电流(110kV3)必要时额定电压110～5002)必要时:运行kV220中的断路器如发现直流试验电压kV4060绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，应进行110kV泄漏电流不大于10μA 试验6 交流耐压1)交接时3)220kV5μA1)交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出1)试验在SF6气试验2)大修后厂试验电压值80% 体额定压力下进行3)必要时2)35kV及以下SF6断路器应进行 2)对GIS试验时3)交接时大修后除对110kV及以上SF6 不包括其中的电磁断路器进行直流泄漏电流试验外，必要时应式电压互感器及避进行；运行中如发现绝缘拉杆受潮，烘干处雷器，但在投运前理完毕后，应进行110kV及以上罐式断路器应进行

应对它们进行试验,电压为Um的5min对500kV带合闸电阻的柱式式SF6断路器的断口进行6)对GIS应进行

罐式断路器的耐压试验方式：合序号项目 周期 要求 说明闸对地；分闸状态一端加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电对柱式定开距型断路器只作断口间耐压大修后在检修地未做试验的应在现场进行必要时:对绝缘性能有怀疑时7辅助回路和控制回路绝缘电阻

交接时新安装13)运行中：220kV及以上2110kV及3

绝缘电阻不低于2MΩ 1）采用500V或1000V兆欧表2性能有怀疑时序号 项 目 周 期4)大修后5)必要时

要 求 说 明8辅助回路1)交接时试验电压为2kV12500V和控制回路交流耐压试验2)大修后欧表代替2)耐压试验后的绝缘电阻值不得降低9 断口间并1)交接时1)对瓷柱式断路器和断口同时测1)交接时，对瓷柱联电容器的2)新安装tgδ与原始值比较，应无明显变化式断路器应测量电容绝缘电阻、12)罐式断路器（GISSF6）器和断口并联后整体电容量和tg3)运行中：按制造厂规定的电容值和tgδ，作δ220kV及以上2110kV及3大修后必要时311为该设备的原始数据2)无交接试验数据时，以初次测量值作为原始数据3括GIS中SF6必要时进行试验，试验方法按制造厂规定4合闸电阻 1)交接时2)新安装投

性能有怀疑时除制造厂另有规定外阻值变化允许范 罐式断路器的合序号 项 目值和合闸电阻的投入时间

周 期运后1运行中（罐式断路器除外）：a)220kV上2b)110kV及以下3大修后

要 求围不得大于±5%合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核

说明闸电阻布置在罐体内部,只有在解体大修时才能测定断路器的速度特性

交接时大修后(包括机构大修后)必要时

测量方法和测量结果应符合制造厂规定 1)应测量机械行程特性曲线2）必要时：机构异常重新调整后其它断路器的时间参量

交接时大修后(包括机构大

1)合闸时间、分闸时间、合-分闸时间、辅助开关的切换与主断口动作的配合时间应符合制造厂技术要求

必要时：机构异常重新调整后修后)3)必要时操作机构 1)交接时2)新安装

2）除制造厂另有规定外，断路器的分、 b)其它合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms相间分闸不同期不大于3ms同相各断口间合闸不同期不大于3ms同相各断口间分闸不同期不大于2ms合闸脱扣器在额定电源电压的 80～ 必要时:设备发生序号 项 目合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压

周 期13)运行中：220kV及以上2110kV3大修后（包括机构大修后）必要时

要 求110或小于额定电源电压的30分闸脱扣器在额定电源电压的65～110%（直流）或80～110%（交流）范围内应可靠动作，当电源等于或小于额定电源电30%时，不应动作流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作进口设备按制造厂规定

说 明异常时导电回路电阻

交接时新安装投

交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 1)用直流压降法运后13)运行中：220kV及以上2110kV34）大修后5)必要时

120%对GIS中的断路器按制造厂规定

100A2触不良时序号项目分、合闸线圈的直流电阻

周 期1)交接时2)新安装13)运行中：220kV及以上2110kV34)机构大修后

要 求 说 明应符合制造厂规定SF6

交接时

按制造厂规定 1)交接时可在安密度继电器2)新安装装过程中进行12值)检验3)运行中：a)220kV及SF6气体密度继电器检测方以上2年法》进行检验b)110kV及3以下3年可自行规定4)大修后4)必要时:设备发5)必要时生异常时序号项目周期要求说明17 压力表校1)交接时按制造厂规定1)对气动机构应校验(或调整)，2)新安装验各级气压的整定值机构操作压1（减压阀及机械安全力(气压、液3)运行中：阀）压)整定值校a)220kV及2验、机构安以上2年可自行规定全校验b)110kV及3)必要时:设备发以下3年生异常时大修后 操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值

必要时交接时大修后机构大修后

符合制造厂规定 液(气)压操作机构的泄漏试验油(气)泵补压及零起打压的运转时间

交接时大修后必要时交接时大修后必要时

按制造厂规定 1)应在分合闸位置下分别试验必要时:设备发生异常时应符合制造厂规定 必要时:设备发生异常时序号序号项 目周 期要求说明21液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能GIS中的1)交接时按制造厂规定2)大修后3)机构大修后221)交接时按制造厂规定必要时:设备发生2)大修后异常时3)必要时231)交接时按制造厂规定，或分别按第6章、第13电流互感器、2)大修后章进行可不单独进行电压互感器3)必要时24和避雷器电容器组投切试验交接时生异常时现场进行35次电容器组投切，无重击穿 将高一级电压等级为合格 的断路器用于低一级电压等级的电容器装置时,应在使用电压下进行电容器组投切试验各类试验项目：交接时、大修后试验项目见表7.1中序号1、2、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24。定期试验项目见表7.1中序号1、3、4、7、9、10、13、14、15、16、17。多油断路器和少油断路器（额定电压为最高电压）多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。表7.2 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求序号 项 目 绝缘电阻

周 期1)交接时2)运行中:

要 求1)整体绝缘电阻自行规定2)断口和有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻

说 明使用2500V兆欧表126kV及以上 在常温下不低于下表数值：MΩ试验V及以类别

＜24

额定电压kV24～ 126～

550

40.5

2523)大修后

交接、大修后

1200

3000

6000

10000运行中

300

1000

3000 5000240.5kV1)交接时1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的 tgδ1)在分闸状态下按每支套及以上非2)运行中:8管进行测量。测量的tgδ超纯瓷套管126kV及以上2)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，过规定值或有和多油断可比表8中相应的tgδ(%)值增加下列数值：显著增大时，必须落下油箱路器的tgδ年40.5进行分解试验。对不能落3)大修后额定电压 (DW1-35下油箱的断路≥126 ＜126器，则应将油kV DW1-35D放出，使套管)下部及灭弧室露出油面，然tgδ(%)1 2 3后进行分解试验的增加数2)断路器大序号项目 周期 要求 说明修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加带并联电阻断路器的整体tgδ(%)可相应13 40.5kV及以上少油断路器

交接时运行中:126kV及以上

1)每一元件试验电压如下额定电压kV 40.5

126～252

以上少油断路器提升杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于 5μA的直流泄漏电流

年大修后必要时

直流试验电压kV 20 40泄漏电流一般不大于10μA3)252kV及以上少油断路器每一元件泄漏5μA

注意对252kV断路器的支持瓷瓶应视为二个元件在高压侧读取1分钟泄漏电流值4 断路器1)交接时断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电对于三相共对地、断口2)3年(12kV压值如下：12～40.5kV断路器对地及相间按箱式的油断路及相间交附表G规定值；器应作相间耐流耐压试3)大修后126kV80%压，其试验电验(40.5kV及以压值与对地耐下)压值相同4)必要时序号项目5126kV试验电压值除以分段数所得试验电压值除以分段数所得1.26辅助回1)交接时试验电压为2kV可用2500V路和控制2)3兆欧表代替回路交流3)大修后耐压试验7导电回路1)交接时1)交接时、大修后应符合制造厂规定用直流压降电阻2)运行中:2)运行中每相回路电阻与制造厂标准值之比法测量，电流126kV及以上不得超过断路器的额定电流与运行电流比值，不小于100A1年；40.5kV且最大不得超过2倍及以上2年；12kV3年3)大修后8灭弧室的1)交接时1)并联电阻值应符合制造厂规定并联电阻2)大修后211章规定

周 期1)交接时大修后必要时

要 求试验电压按附表G规定值的80%或按制造厂规定

说 明耐压试验不能满足要求时分段进行，分段数不应超6(252k)、3(12