2020年(电力行业)电力设备交接和预防性试验规程(试行)

Q/—PAGE4（电力行业）电力设备交接和预防性试验规程(试行)

目次TOC\o"1-2"\h\z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 115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》，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号)、《关于预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》。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：许新生电力设备交接和预防性试验规程

（试行）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。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/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3.1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。3.2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。3.3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。3.4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。3.5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。3.6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。3.7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。3.8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。3.9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；tgδ介质损耗因数。3.10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。3.11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4.1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。4.2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。4.3110kV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>24h4.4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。4.5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。4.6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。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%。4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8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。4.9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。4.10多绕组设备进行绝缘试验时,非被试绕组应短路接地。4.1135kV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）。4.12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。4.13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。4.14500kV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。4.15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。4.16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。4.17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5.1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:a)110kV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：a)220kV及以上3个月b)110kV半年c)厂用变、35kV站用变1年5)必要时1)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：a)110kV及以上总烃：10；H2：20；C2H2：0b)35kV及以下总烃：20；H2：30；C2H2：02)大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值：总烃：50；H2：50；C2H2：03)运行设备的油中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：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1μL/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1)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：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年c)10kV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1)1.6MVA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)1.6MVA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2%3)与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2%4)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：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年c)10kV及以下配变5年5)大修前、后6)必要时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2)35kV及以上应测量吸收比，吸收比(10～30℃范围)不低于1.3；吸收比不合格时增加测量极化指数，极化指数不低于1.5；二者之一满足要求即可3)220kV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: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4绕组的tgδ1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)运行中：a)220kV及以上2年b)35～110kV3年5)大修前、后6)必要时1)20℃时不大于下列数值：500kV0.6%110～220kV0.8％35kV及以下1.5%2)tgδ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30％)3)试验电压：1)同一变压器各绕组tgδ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3)35kV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tgδ值按下式换算：式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ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）其它绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下额定电压Un5电容型套管的介质损耗因数(tgδ)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6绝缘油试验见第12章7交流耐压试验1)交接时2)10kV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5.2(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0.85倍1)用倍频感应或操作波感应法2)35kV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：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年c)10kV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0.3A1)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500MΩ、其它变压器一般不低于10MΩ1)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10油中水分mg/L1)交接时2)投运前3)大修后4)运行中：a)220kV及以上半年b)110kV1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≤20220kV≤15500kV≤10运行中110kV及以下≤35220kV≤25500kV≤151)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)%1)220kV及以上交接时2)220kV及以上大修后投运前3）运行中：a)500kV半年b)220kV1年4）必要时交接时、大修后500kV≤1220kV≤3运行中500kV≤3220kV≤5必要时:a)变压器需要补油时b）渗漏油c）其它12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：a)220kV及以上2年b)35～110kV3年5)大修前、后6)必要时1)试验电压一般如下：1)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I(µA)与绝缘电阻的关系一般应符合:IuA=U/R60U—直流试验电压R60—1分钟的绝缘电阻(MΩ)2)35kV容量10000kVA及以上应进行3)必要时：a)设备发生异常时b)其它绕组额定电压kV6～1020～35110～220500直流试验电压kV102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化3)泄漏电流见附录H13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±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%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1.5Um/时,视在放电量一般不大于500pC；线端电压为1.3Um/时,视在放电量一般不大于300pC2)干式变压器按GB6450规定执行1)试验方法符合GB1094.3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4)检查操作箱5)二次回路绝缘试验1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV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、计数器等工作正常绝缘电阻一般不低于1MΩ必要时：a)怀疑有故障时b)其它采用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：a)１１０kV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：a)交接时、大修后：油击穿电压≥40ｋＶ，水分含量≤25mg/Lb)运行中：油击穿电压≥30ｋＶ，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交接时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1MΩ1）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1MΩ1)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1)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2.5kpa压力),试验时间12h无渗漏2)110kV及以上变压器,在油枕顶部施加0.035Mpa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1MΩ1)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1MΩ1)采用2500V兆欧表2)必要时:对绝缘性能有怀疑时26全电压下空载合闸1)交接时2)更换绕组后3)大修后1)新装和全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔不少于5min2)部分更换绕组，空载合闸3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27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：1)110kV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运行年限1～34～67～910～12糠醛含量0.040.070.10.2运行年限13～1516～1819～2122～25糠醛含量0.40.6122)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:500kV1%220kV3%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/T580－96《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±2%1)适用于电抗器,如受试验条件限制可在运行电压下测量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3)110kV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2)3年应小于500pC/mL/20℃36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：a)220kV及以上2年b)110kV3年应小于|-3.5|μA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3)1年应大于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测试5.2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额定电压(kV)最高工作电压(kV)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)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<1≤132.532.5――66.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.585728572170145110126200170(195)958037531922025236039530633685(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20us，90%以上幅值持续时间大于200us，波长大于500us；负极性三次5.3油浸式电力变压器(1.6MVA以上)5.3.1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。5.3.2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、37，其中32项适用于500kV变压器。b）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。c）更换绕组的大修见表5.1中序号1、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。5.4油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)5.4.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、4、5、6、7、8、20、21，其中4、5项适用于35kV及以上变压器,有条件时可做1项。5.4.2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、23，其中13、14、15、16项适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变压器。5.5油浸电抗器5.5.1定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、10、11、20、21、27（10kV及以下只做2、3、6、7）。5.5.2交接、大修试验项目a）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、31、33（10kV及以下只做2、3、6、7、9、23），其中31、33项适用于500kV电抗器。b）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（10kV及以下只做2、3、6、7、9、23）。5.6消弧线圈5.6.1定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、6。5.6.2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、电流互感器的绝缘和变比试验的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5.1序号25)。5.7干式变压器5.7.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、7、20。5.7.2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，其中17项适用于浇注式干式变压器。5.8气体绝缘变压器5.8.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、7、表12.5中序号1和表7.1中序号3。5.8.2交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、7、20、表12.5中序号1和表7.1中序号2。5.9干式电抗器5.9.1交接、定期试验项目见表5.1中序号2、3。5.9.2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）。5.10接地变压器5.10.1定期试验项目见表5.1中序号3、6、7。5.10.2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。5.11自动跟踪补偿成套消弧装置5.11.1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1)交接时2)新安装投运后1年内3)3年4)必要时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1)可用500V或1000V摇表2)必要时:对绝缘有怀疑时2二次回路交流耐压试验1）交接时2）必要时试验电压2kV1)可用2500V摇表试验2)必要时:对绝缘有怀疑时3档位调节试验1)交接时2)新安装投运后1年内3)3年4)必要时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4阻尼电阻值测量1)交接时2)必要时与名牌数值对应，误差不超过±5%。5阻尼电阻的绝缘电阻测量1)交接时2)必要时不小于100MΩ.1)采用2500V摇表2)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1)交接时2)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1)交接时2)新安装投运后1年内3)3年4)必要时与铭牌数值对应，误差不超过±5%。必要时:设备发生异常时8并联电阻专用开关动作特性测量1)交接时2)必要时应符合制造厂规定必要时:设备发生异常时9补偿电容柜电容量测量1)交接时2)新安装投运后1年内3)3年4)必要时与铭牌参数对应，符合厂家技术要求必要时:设备发生异常时10补偿电容的可控硅动作特性测量1)交接时2)必要时应符合制造厂规定必要时:设备发生异常时注：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。5.11.2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。定期试验项目见表5.9中序号1、3、7、9。5.12特殊连接结构变压器5.12.1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：1)SF6高压引线装置中SF6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；2)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；3)变压器铁芯试验；4)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；5)变压器其它项目和GIS试验分别按表5.1和表7.1进行。5.12.2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：1)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试验周期和项目按表10.3进行；2)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；3)变压器铁芯试验；4)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；5)电力电缆外护套和外护套避雷器试验；6)其它项目参照表5.1。5.13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d)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e)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f)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6.1电流互感器6.1.1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绕组及末屏的绝缘电阻1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年5)大修后6)必要时1)110kV及以上一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻>2500MΩ2)110～220KV电容型电流互感器主绝缘(一次/末屏)的绝缘电阻>2000MΩ3)二次绕组之间及地的绝缘电阻>500MΩ4)一次绕组匝间绝缘电阻>500MΩ5)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ,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50MΩ4)必要时:怀疑有故障时2tgδ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：a)220kV及以上2年b)35～110kV3年5)大修后6)必要时7)SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定1)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：1)主绝缘试验tgδ电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压2kV2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ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tgδ与温度、电压的关系,当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行3)SF6、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）其它电压等级kV20～35110220500交接大修油纸电容型充油型胶纸电容型—3.02.51.02.02.00.7——0.6——运行中油纸电容型充油型胶纸电容型—3.53.01.02.52.50.8——0.7——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1000MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值应不大于2%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，35kV3～5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：总烃：100 H2：150C2H2：1(220～500kV)；2(110kV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2)3年(20kV及以下)3)大修后4)必要时1)35kV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2)必要时:a)对绝缘性能有怀疑时b)其它电压等级(kV)610152035试验电压(kV)21303847722)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10分钟，然后降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至1.73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90%3）110～500kVSF6电流互感器补气较多时(表压小于0.2MPa)，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80-90%4)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5局部放电试验1)交接时2)新安装投运后1年内3)3年(20～35kV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1.1Um/时，放电量不大于100pC；在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC2)110kV及以上油浸式电流互感器在电压为1.1Um/时，放电量不大于20pC3)110～500kVSF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验4)更换绕组后，应按出厂局放标准执行2)110kV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校核励磁特性曲线1)交接时2)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1)交接时有制造厂提供的特性曲线可不做2)继电保护有要求时进行91)交接时怀疑密封不良时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≥35110～220kV≥40500kV≥60运行中35kV及以下≥30110～220kV≥35500kV≥501）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3)35kV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，35kV3～5年4)必要时交接时、大修后110kV≤20220kV≤15500kV≤10运行中110kV≤35220kV≤25500kV≤151)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：≤0.5注入设备后：220kV及以下≤1500kV≤0.7运行中220kV及以下≤4500kV≤21）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3)35kV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(20℃)μL/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，35～110kV3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0.35Mpa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：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次必要时当出现痕量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：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压力表检查1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV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6.1.2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项）。定期试验项目见表6.1中序号1、2、3、4、5、12、14、16、17。6.2电磁式电压互感器6.2.1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：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年5)大修后6)必要时2)必要时:如怀疑有绝缘缺陷时2tgδ（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：a)220kV及以上2年b)35～110kV3年5)大修后6)必要时2.110～220kV串级式电压互感器支架1)交接时2)投运前3)大修后4)必要时3.SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值：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)其它温度℃51020304035kV及以下交接时、大修后1.52.53.05.07.0运行中2.02.53.55.58.035kV以上交接时、大修后1.01.52.03.55.0运行中1.52.02.54.05.5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tgδ不应大于出厂试验值的130%2）支架绝缘tgδ一般不大于6%3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，35kV3～5年5)必要时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/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：总烃：100H2：150C2H2：21)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4交流耐压试验1)交接时2)3年(10kV及以下)3)大修后4)必要时1)，出厂值不明的，按下列电压进行试验：4)二次绕组交流耐压试验可用2500V兆欧表代替必要时:如性能电压等级kV3610152035试验电压kV1521303847722)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5局部放电测量1)交接时2)投运前3)新安装投运后1年内4)3年(20～35kV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1.1Um/时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC2)110kV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/时，放电量不大于20pC110kV及以上油浸式电压互感器在大修后进行必要时: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1.9Um/中性点接地系统1.5Um/对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怀疑密封不良时89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≥35110～220kV≥40500kV≥60运行中35kV及以下≥30110～220kV≥35500kV≥501）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3)35kV及以上进行4)必要时: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,35kV3～5年4)必要时交接时、大修后110kV≤20220kV≤15500kV≤10运行中110kV≤35220kV≤25500kV≤151)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：≤0.5注入设备后：220kV及以下≤1500kV≤0.7运行中220kV及以下≤4500kV≤21）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3)35kV及以上进行4)必要时：对油有怀疑时15SF6电压互感器气体的湿度(20℃)μL/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，35～110kV3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0.35Mpa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：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2μL/L）时，应引起注意；当超过50μL/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：a)220kV及以上2年b)110kV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6.2.2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。6.3电容式电压互感器6.3.1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：a)220kV及以上2年b)35～110kV3年4)大修后5)必要时1)用2500V兆欧表2)必要时：3中间变压器的tgδ1)交接时2)大修后3)必要时与初始值相比不应有显著变化.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d）其它4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由于产品结构原因现场无法拆开的可不进行5电磁单元密封检查1)交接时2)大修后3）必要时应密封良好，无渗漏油必要时：对密封有怀疑时6油中气体分析1)交接时2)大修后3）新安装或大修后投运1年内1次4)必要时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：a)交接时、大修后CH4：100；H2：150；C2H2：0b)运行中CH4：300；C2H4：300；H2：500；C2H2：51)对不能取样的，可不进行2）必要时：设备发生异常时7油中水分mg/L1)交接时2)大修后3）新安装或大修后投运1年内1次4)必要时交接时、大修后110kV≤20220kV≤15500kV≤10运行中110kV≤35220kV≤25500kV≤151)对不能取样的，可不进行2)必要时：设备发生异常时注：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。6.3.2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。定期试验项目见表6.3中序号2、6、7。开关设备7.1SF6断路器和GIS7.1.1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表7.1。表7.1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它项目见第12章2SF6气体泄漏试验1)交接时2)大修后3)必要时年漏气率不大于1%或按制造厂要求1）按GB11023方法进行2)定性测量发现有泄漏再进行定量分析3)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:怀疑密封不良时3SF6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6年1次2)必要时当出现痕量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:a)设备有异常时b)故障设备大修后2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年必要时:5SF6断路器直流泄漏电流(110kV大修后3)必要时1)试验电压如下:1）在高压侧读取1分钟泄漏电流值2)必要时:运行中的断路器如发现额定电压kV110～220500直流试验电压kV40602)110kV泄漏电流不大于10μA3)220kV及以上泄漏电流不大于5μA6交流耐压试验大修后3)必要时kV及以下应进行3)大修后除对kV及以上直流泄漏电流试验外，必要时应进行；运行中如发现kV及以上应进行断口1)试验在SF6气体额定压力下进行2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验,电压为Um的5min耐压试验3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；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4)对柱式定开距型断路器只作断口间耐压5)大修后在检修地未做试验的应在现场进行6)必要时:7辅助回路和控制回路绝缘电阻1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)大修后5)必要时绝缘电阻不低于2MΩ1）采用500V或1000V兆欧表2)必要时：8辅助回路和控制回路交流耐压试验1)交接时2)大修后试验电压为2kV1)可用2500V兆欧表代替9断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)大修后5)必要时4)必要时：10合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部,只有在解体大修时才能测定11断路器的速度特性1)交接时2)大修后(包括机构大修后)3)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：a)机构异常重新调整后b)其它12断路器的时间参量1)交接时2)大修后(包括机构大修后)3)必要时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2）除制造厂另有规定外，断路器的分、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必要时：a)机构异常重新调整后b)其它13操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)大修后（包括机构大修后）5)必要时1)合闸脱扣器在额定电源电压的80～110%范围内应可靠动作，当电源电压等于或小于额定电源电压的30%时，不应动作；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压的30%时，不应动作2)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%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作3)进口设备按制造厂规定必要时:设备发生异常时14导电回路电阻1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4）大修后5)必要时1)用直流压降法测量，电流不小于100A2)必要时：怀疑接触不良时15分、合闸线圈的直流电阻1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)机构大修后16SF6气体密度继电器(包括整定值)检验1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)大修后5)必要时按制造厂规定1)交接时可在安装过程中进行2)按福建省电力有限公司《SF6气体密度继电器检测方法》进行检验3)对不能拆卸的可自行规定4)必要时:设备发生异常时17压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验、机构安全校验1)交接时2)新安装投运后1年内3)运行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年4)大修后5)必要时按制造厂规定2)对不能拆卸的可自行规定3)必要时:设备发生异常时18操动机构在分闸、合闸、重合闸下