1、电力设备交接和预防性试验1 总则 13 电力变压器及电抗器 24 互感器 115 开关设备 188 电力电缆线路 289 电容器 3110 绝缘油和六氟化硫气体 3311 避雷器 3713 二次回路 3915 接地装置 40附录 D 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法（参考件） .42附录 E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法（参考件） .43附录 F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件） .43附录 G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 .44附录 H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压 .44附录 I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 .452005 年规程修订部分
2、 .451 总则11 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596电力设备预防性试验规程及 GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准的基本精神，结合大唐集团公司的具体情况，特制定本规程。12 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监控工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。13 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化
3、规律和趋势，经全面分析后作出判断。14 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。中国大唐集团公司各公司各发电企业应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报分公司、集团公司批准。15 本规程不适用于高压直流输电设备、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、测量装置等电气设备和安全用具。16 110KV 以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验
4、(有特殊规定者除外)。110KV 及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。50Hz 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 1min；其他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。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 500KV 设备静置时间大于 72h；220KV 设备静置时间大于 48h； 110KV 及以下设备静置时间大于 24h17 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
5、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，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。18 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电压确定其试验电压；19 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、介质损耗角的正切值、泄漏电流等） ，应同时测量被试品的温度和周围空气
6、的温度和湿度。在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于5，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于 80。对于不满足上述温度、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。110 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。111 有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。112 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，113 预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后 1
7、 年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。3 电力变压器及电抗器3、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 31表 3135KV 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）交接时2）投运前3）大修后4）运行中(1)220KV及以上变压器、电抗器 3 个月一次；对新装、大修、更换绕组后增加第1、4、10、30 天。(2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后 30 天和 180 天内各作 1次，以后1）注入变压器前的新油及新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：
8、20l/1；H2：30L/1；C2H2：不应含有2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：50l/1；H2：50L/1；C2H2：痕量1） 对 110KV 及以上变压器的油中一旦出现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：150L/1；H2：150L/1；C2H2：5.0L/1(500KV设备为 1.0L/1)5）烃类气体总和的产气速率在 0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密封式)，相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常。6）500KV 电抗器当出现少量(小于 5.0L/1)C2H2
9、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/13）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）新投运的变压器应有投运前的测试数据6）从实际带电之日起，即纳入监测范围7）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 KV 变压器不超过 3 个月，110KV 变压器最长不应超过 6 个月1 年 1 次。(
10、3)35KV变压器8MVA 以上1 年 1 次，8MVA 以下2 年 1 次(4)必要时2绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）1-3 年4）无磁调压变压器变换分接位置5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接）6）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%。且三相不平衡率变化量大于 0.5%时应引起注意，大于 1%时应查明处理；2）1.6MVA 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
11、比，不应有明显差别，其差别应不大于 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：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中 R1、R2 分别为在 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）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，可在经常运行的当接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，220KV 变压器不
12、超过 3 个月，110KV 变压器最长不应超过 6 个月6）220KV 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）交接时2）投运前3）大修后4）1-3 年5）必要时1）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，一般不低于上次值的70%（10000M 以上） ；2）在 1030范围内，吸收比一般不低于 1.3或极化指数不低于 1.53）220KV 及 120MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1）用 2500V 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，不同
13、温度下的绝缘值一般可用下式换算：R2=R11.5(t1-t2)/10式中 R1.R2 分别为在 t1.t2 下的绝缘电阻值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10000M 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tg1）交接时2）大修后3）必要时4）500kV变压器、电抗器和水冷变压器 1-3 年1）20时的 tg 不大于下列数值：500kV 0.6%110-220kV 0.8%35kV 1.5%2）tg 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
14、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） 同一变压器个绕组的 tg标准值相同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，不同温度下的 tg 值一般可用下式换算：tg 2=tg 11.3（ t2-t1）/10式中 tg 1、tg 2分别为在温度 t1、t 2下的 tg 值5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tg5电容型套管的 tg 和电容值110kV 及以上变压器和500kV 电抗器：1）交接时2）大修后3）1-3 年4）必要时见第 6 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
15、3） 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管tg 和电容值6 绝缘油试验 见第 10 章7交流耐压试验1）35kV变压器：交接时大修后必要时2）110kV及以上变压器、电有浸设备验电压值按附录 G 1） 宜用倍频感应法；2） 35kV 全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验；3） 电抗器进行外施工频耐压试验4） 35KV 及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试抗器：交接时、大修后在有条件时进行更换绕组后必要时验。8铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻110kV 及以上变压器、电抗器：1）交接时2）大修后3）更换绕组后4）1-3 年5）必要时1）与以前试验结果相比无明显差别；
16、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 2500V 兆欧表2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量9穿芯螺栓、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 及以上的绝缘电阻一般不低于 500 M；其它变压器一般不低于 10 M1） 用 2500V 兆欧表；2） 连接片不能拆开者可不测量10 油中含水量 见第 10 章11 油中含气量 见第 10 章1）试验电压一般如下：绕组额定电压（kV）3 6-10 2035 66-220 500直流试验电压（kV）5 10 20 40 6012绕组泄漏电流1）交接时2）大修后3）1-3 年
17、4）必要时2）又泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）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3）泄漏电流参考值参见附录 I的规定。13变压器绕组电压比1）交接时2）更换绕组后3）分接开关引线1）个相应分接的电压比顺序应与名牌相同2）额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的 1/10 以内，但不得超过 1%拆装后4）必要时14三相变压器的接线组别或单相变压器的极性1）交接时2）更换绕组后3）必要时1）必须与变压器的名牌和出线端子标号相符2）单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进
18、行组别检查。15变压器空载电流和空载损耗1）拆铁芯后2）更换绕组后3）必要时与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相16变压器短路阻抗和负载损耗1）更换绕组后2）必要时与出厂值相差在5%范围内 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）17局部放电 1）交接时110kV 及以上2）大修后(220kV或 120MVA及以上变压器)3）必要时在线端电压为 1.5Um/3 时，放电量一般不大于 500pC，在线端电压为 1.3Um/3 时，放电量一般不大于 300pC1）试验方法应符合 GB1094.3的规定2）
19、500kV 电抗器可进行运行电压下局部放电监测18有载调压装置的试验和检查1）交接时2）大修后3）1-3 年或按制造厂要求4）必要时1）交接时按 GB50150-912）按 DL/T574-95有载分接开关运行维护导则执行19 测温装置及其二次回路试验1）交接时2）大修后密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于 1 M测量绝缘电阻用 2500V 兆欧表3）1-3 年20气体继电器及其二次回路试验1）交接时2）大修后3）1-3 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 2500V 兆欧表21压力释放器试
20、验必要时 动作值与名牌值相差应不大于 10%或符合制造厂规定22整体密封检查1）交接时2）大修后按“变压器检修工艺导则”的规定执行23冷却装置及其二次回路试验1）交接时2）大修后3）1-3 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 2500V 兆欧表24套管电流互感器试验1）交接时2）大修后3）必要时按表 4-1 测量绝缘电阻用 2500V 兆欧表25变压器全电压下冲击合闸1）交接时2）更换绕组后1）新装和更换绕组后，冲击合闸 5 次，每次间隔 5min2）部分更换绕组后，冲击合闸 3 次，每次间隔5min
21、1）在使用分接上进行：2）由变压器高压侧加压；3）合闸前 110kV 及以上的变压器中性点接地；4）发电机变压器组中间无断开点时，可不进行1） 含量超过表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限 1-5 5-10 10-15 15-20糠醛含量（mg/l） 0.1 0.2 0.4 0.7526油中糠醛含量必要时2） 跟踪检测时注意增长率3） 测量值大于 4 mg/l 时，认为绝缘老化已比较严重出现以下情况时可进行：1）油中气体总烃超标或CO、CO 2过高；2）需了解绝缘老化情况时3）长期过载运行后，温升超标后27绝缘纸（板）聚合度必要时 当聚合度小于 250 时应引起注意 试样可取引线上
22、绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。运行年限超过 20 年，应利用吊罩机会采样试验。28绝缘纸（板）含水量必要时 含水量（m/m）一般不大于以下数值：500kV-1%；220kV-3%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/T580用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法进行测量29电抗器阻抗测量必要时 与出厂值相差5%，与整组平均值相差在2%范围内如有试验条件限制，可在运行电压下测量30 振动 必要时 与出厂值相比，不应有明显差别31噪音 1）500kV变压器、电抗器交接时2）500kV变压器、电抗器更换绕组时3）必要时在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A）
23、按 GB7323变压器和电抗器的声级测定的要求进行32油箱表面温度分布必要时 局部热点温升不超过 80K 1）用红外测温仪或温度计测量2）在带较大负荷时进行33变压器绕组频率响应110kV 及以上变压器：1）交接时2）更换绕组后3）出口短路后或多次近区故障后4）必要时5）不超过 10 年与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别 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）可用频率相应法或低电压阻抗法34变压器零序阻抗110kV 及以上变压器：1）交接时2）更换绕组后1） 三相五柱式可不做。2） 如有制造厂试验值，交接时可不测35变压器相位检查1）交接时2）更换必须与电网
24、相位一致绕组后3）外部接线变更后注：油浸电抗器试验项目、标准、周期见表 3-1 中序号 1-12、17、19-22、24、26-32。3.2 消弧线圈 35kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准见表3-2表 3-2 消弧线圈 35kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准序号 项目 周期 标准 说明1绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）厂用变、消弧线圈 1-3年4）有载调压变压器分接开关检修后（在所有分接）5）无载调压变压器变换分接位置后6）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
25、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）如果电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准 3 项执行2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t 2）/（T+t 1）式中 R1、R 2分别为在温度t1、t 2下的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取 225；3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分
26、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1）交接时、投运前2）大修后3）厂（所）用变、接地变、消弧线圈 1-3年，干式和气体变压器 1-5年4）必要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 2500V 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10000M 可不测吸收比和极化指数时3油浸变压器和消弧线圈绕组的 tg必要时 1）20时的 tg 不大于 1.5%2）tg 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
27、及以上： 10 kV绕组电压 10 kV 以下： Un不同温度下的 tg 值一般可用下式换算：tg 2=tg 11.3（ t2-t1）/10式中 tg 1、tg 2分别为在温度 t1、t 2下的 tg 值4绝缘油试验1）交接时、投运前2）大修后3）厂（所）用变、消弧线圈 1-3年4）必要时见第 10 章 投运前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5交流耐压试验1）交接时2）大修后3）干式变压器 5年4）必要时1）油浸设备试验电压值按附录 H2）干式变压器试验电压值按附录 G，全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值消弧线圈大修后只
28、在更换绕组时进行6穿芯螺栓、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）大修时一般不低于 10 M 1） 用 2500V 兆欧表2） 连接片不能拆开者可不测量7变压器绕组电压比1）交接时2）更换绕组后3）必要时1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2）电压 35 kV 以下，电压比小于 3 的变压器电压比允许偏差为1%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的 1/10 以内，但不得超过 1%8 三相变压 1）交接 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相器的接线组别或单相变压器的极性时2）更换绕组后符9变压器空载电流和空载损耗1）交
29、接时2）必要时3）10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做与出厂或大修后试验相比应无明显变化 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值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）2） 如已进行监造，交接时可不进行此项10变压器短路阻抗和负载损耗1）交接时2）更换绕组后3）10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做与出厂或大修后试验相比应无明显变化 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值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）2） 如已进行监造，交接时可不进行此项11环氧浇注型干式变压器的局部放电1）交接时2）更换绕
30、组后3）必要时干式变压器按 G2B6450 规定执行 1） 试验方法符合GB1094.3 规定2） 如已进行监造，交接时可不进行此项12有载调压装置的试验和检查1）交接时2）大修后3）1 年或制造厂要求4）必要时按 DL/T574-95有载分接开关运行维护导则的规定执行13测温装置及其二次回路试验1）交接时2）更换绕组后3）大修密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于 1 M测绝缘电阻用 2500V 兆欧表时（10 kV 油浸变压器和接地变压器大修后可选做）14气体继电器及其二次回路试验1）交接时2）大修后3）必要时整定值符合运行规程要求，动作正确，
31、绝缘电阻一般不低于 1 M测绝缘电阻用 2500V 兆欧表15整体密封检查1）交接时2）大修时按变压器检修工艺导则的规定执行 干式变压器不进行16冷却装置及二次回路试验1)交接时投运前2)大修后3)必要时冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于 1 M测量绝缘电阻用 2500V 兆欧表17消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变比试验1)交接时2)大修后3)必要时见表 41、42 测量绝缘电阻用 2500V 兆欧表18接地变压器的零序阻抗1)交接时2)更换绕组后交接时如有制造厂数据可不测19干式变压器噪音测量必要时 按 GB 7328变压器、电抗器的声级测定的要求进行20变压器绕组变形
32、试验50MW 及以上机组的高厂变1)交接时2)更换绕组后3)出口短路后4)必要时与初始结果比较，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)可用频率响应法或低电压阻抗法4 互感器4.1 电流互感器4.1.1 电流互感器的试验项目、周期和标准见表 41。表 41 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）交接时、投运前2）13年3）大修后4）必要时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 1000M1）用 2500V 兆欧表2）测量时非被试绕组（
33、或末屏） 、外壳应接地3）500KV 电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻2tg 及电容量1）交接时、投运前2）13年3）大修后4）必要时1）主绝缘 tg(%)不应大于下表中的数值，且与历年的数据比较，不应有显著的变化：电压等级KV35 110 220 500油纸电容型 0.8 0.6 0.5充油型3.0 2.0交接大修后胶纸电容型2.5 2.0油纸电容型 1.0 0.8 0.7充油型3.5 2.5 运行中胶纸电容型3.0 2.5 2）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 1000M 时，应测量末屏
34、对地tg，其值不应大于 2%1）主绝缘 tg 试验电压为 10KV，末屏对地 tg 试验电压为 2KV2）油纸电容型充油型 tg 一般不进行温度换算，当 tg 值与出厂值或上一次试验电压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/3 时，tg 增量超过0.3%，不应继续运行3）固体绝缘电流互感器一般不进行tg 测量3110KV 及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析1）交接时2）13年3）大修后4）必要时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合分含量超过下列任一值时应引起注意
35、总烃：100/H2： 150/C2H2： 2/（110KV 级）1/（220500KV 级）全密封电流互感器按制造厂要求进行4110KV 级以上电流互感器油中含水量1）交接时2）大修后3）必要时油中微量水含量不应大于下表中数值：电压等级KV110 220 500水份 mg/l 20 15 10全密封电流互感器按制造厂要求进行5交流耐压 1）交接时（35KV 及以下）2）15年一次（35KV 以下）3）大修后4）必要时1）一次绕组交流耐压标准见附表 G2）二次绕组之间及对地为 2KV3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行二次绕组交流耐压可用 2500V 兆欧表代替。6局部放电 1）35KV固体绝
36、缘电流互感器(1)交接时(2)投运后3 年内(3)必要时2）110KV及以上油浸电流互感器：(1)交接时(2)大修后(3)必要时1）固体绝缘电流互感器在电压为1.2Um/3 时放电量：交接时不大于20pC。在电压为 1.2Um 时放电量：交接时不大于 50 pC2）110KV 及以上油浸式电流互感器在电压为 1.2Um/3 时，放电量不大于 5pC。在电压为 1.2Um 时放电量不大于 10 pC1）试验按 GB5583 进行2）110KV 及以上的油浸电流互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试。3）预加电压为出厂工频耐压值的80%。测量电压在两值中任选其一进行7极性 1）交接时2
37、）大修后3）必要时与铭牌标志相符8各分接头的变化1）交接时2）大修后3）必要时与铭牌标志相符 计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定9励磁特性曲线1）交接时2）大修后3）必要时1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量在继电保护有要求时进行10绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）必要时与出厂值或初始值比较，应无明显差别11绝缘油击穿电压1）交接时：35KV 及以上见第 10 章 全密封电流互感器按制造厂要求进行2）大修后3）必要时投入运行前的油 运行油12绝缘油tg1）交接时110KV 及以上2）
38、必要时注入前：0.5注入后：220KV 及以下1，500KV0.721）当电流互感器 tg 较大但绝缘油其他性能正常时应进行该项试验2）全密封电流互感器按制造厂要求进行13密封检查 1）交接时2）大修后3）必要时应无渗漏油现象注：套管式电流互感器按表 41 中序号 1、5、7、8、9、10，其中序号 5 可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。SF6 断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件式按表 41 中序号 1、7、8、9、10 进行。412 110KV 及以上 SF6 电流互感器的试验项目、周期和标准见表 4-2。表 42110KV 及以上 SF6 电流互感器的试验项目、周期和标准序
39、号 项目 周期 标准 说明1 SF6 气体湿度(20V/V)(l/l)1)交接时2)大修后3)新装及大修后 1 年内复测4)13 年5)必要时交接及大修后：不大于 250运行中：不大于 5001)按 GB 12022工业六氟化硫 、SD306六氟化硫气体中水分含量测定方法（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3)安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静止 24h 后进行湿度检测2 SF6 气体泄漏 1)交接时2)大修后3)必要时年泄漏量不大于 1%/年，或按厂家要求 日常监控，必要时检测3 SF6 气体成分分析1)老炼试
40、验后2)必要时纯度97%空气0.2%CF40.1%1)有条件时取气分析；2)其余 CO、CO2、SO2 有条件时可加以监控4 SF6 气体其他检测项目见第 10 章 见第 10 章 见第 10 章5 气体密度继电器校验1)交接时2)13 年 符合制造厂规定6 绕组及末屏的绝缘电阻1)交接时、投运前2)13 年3)大修后4)必要时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 1000M1)用 2500V 兆欧表2)测量时非被试绕组（或末屏） 、外壳应接地3)500KV 电流互感器具有两个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻7 tg（%） 1)
41、交接时2)13 年3)大修后符合制造厂规定4)必要时8 极性 1)交接时2)大修后3)必要时与铭牌标志相符9 各分接头的变化1)交接时2)大修后3)必要时与铭牌标志相符10 励磁特性曲线 1)交接时2)大修后3)必要时1)与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量 56 个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过 2KV11 绕组直流电组 1)交接时2)大修后3)必要时与出厂值或初始值比较，应无明显差别12 老炼及交流耐压试验1)交接时2)大修后3)必要时1)老炼试验程序：1
42、.1Un(10min)01.0Un(5min)1.73Un(3min)0,老炼试验后进行耐压试验2)一次绕组交流耐压试验电压为出厂试验值的 90%，低于附录 G 时，按附录G 进行；3)二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为 2KV，可用 2500V 摇表代替1)现场安装、充气后、气体湿度测量合格后进行老炼及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验；2)Un 指额定相对地电压3)耐压值参照附表 G13 局部放电试验 必要时 在电压为 1.2Um/3 时，放电量不大于 5pC；在电压为 1.2Um 时放电量不大于 10pC42 电压互感器421 电压互感器的试验项目、周期和标准见表 43 和表
43、44表 43 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）交接时、投运前2）13年3）大修后4）必要时绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的 60 1） 使用 2500V 兆欧表2） 测量时非被试绕组、外壳应接地2tg（20KV 及以上油浸式电压互感器）1）绕组绝缘：(1)交接时，投运前(2)13 年(3)大修后(4)必要时2）串级式1）绕组绝缘：tg（）不应大于下表中数值：额定电压温度5 10 20 30 40交接时大修后152530507035KV及以上 运行是 2025355580串级式电压互感器的 tg 试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方法与
44、要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验电压为 3000V电压互感器支架：(1)交接时(2)必要时交接时大修后1015203550110KV 及以下 运行是 15202540552）支架绝缘 tg 应不大于 103110KV 及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析1）交接时2）13年3）大修后4）必要时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 100l/lH2: 150l/lC2H2: 2l/l只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。4110KV 及以上电压互感器油中含水量1）交接时2）大修后3）必要时油中微量
45、水含量不应大于下表中数值：电压等级 KV 110 220 500交接 20 15 10水份mg/L 运行 35 25 15全密封电压互感器按制造厂要求进行5交流耐压 1）交接时2）15 年(35KV 以下)3）大修后4）必要时1）一次绕组交流耐压标准见附录 G2）二次绕组之间及对地为 2KV1)耐压试验的频率 f 为 150HZ及以上时,试验持续时间 t 按下式计算:t=6000/f;但不应小于 20s,且 f 不应大于300HZ2)二次绕组可用 2500KV 兆欧表测绝缘电阻代替3)预试时有条件进行6局部放电 1)发电机出口固体绝缘电压互感器：(1)交接时(2)必要时2)110KV及以上油浸
46、电压互感器:(1)交接时、投运前（2）大修后（3）必要时1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/3 时的放电量：交接时不大于 20pC；运行中不大于 50pC。固体绝缘相对地电压互感器，在电压为 1.2Um时的放电量：交接时不大于20pC2）110KV 及以上油浸电压互感器在电压为1.12Um/3 时的放电量：不大于 5pC1）试验接线按 GB5583 进行2）110KV 及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试，但不绝缘有怀疑时应进行3）预加电压为其感应耐压的80%，测量电压在两值中任选其一进行7空载电流测试1）交接时2）更换绕组后3）必要时1）在额定电压下的
47、空载电流与出厂值或初始值比较应无明显差别。2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流。中性点非有效接地系统为 1.9 从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一次绕组空载电流不大于 10mA4）发电机出口PT：1 年Um/3，中性点接地系统为 1.5 Um/38联结组别或极性1）交接时2）更换绕组后3）变动接线后与铭牌标志相符9电压比 1）交接时2）更换绕组后3）必要时与铭牌标志相符 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定10绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）必要时与出厂值或初始值比较，应无明显差别11绝缘油击穿电压1）交接时2）大修后3）
48、必要时见第 10 章 全密封电压互感器按制造厂要求进行12绝缘油tg1）交接时2）必要时新油 90时不应大于 0.5%注入设备后不应大于 0.7%1）当油浸电压互感器 tg 较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验2）全密封电压互感器按制造厂要求进行13铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻1）交接时2）大修后一般不低于 10M 1）用 2500V 兆欧表2）吊芯时进行14密封检查 1）交接时2）大修后3）必要时应无剩漏油现象 试验方法按制造厂规定注：SF 6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表 4-2 中的序号 1、7、8、9、10表 4-3 电容式电压互感器的试验项目、周期和标准序号项
49、目 周期 标准 说明1中间变压器一、二次绕组直流电阻1）交接时2）大修后3）必要时与出厂值或初始值比较，应无明显差别当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测2中间变压器的绝缘电阻1）交接时2）大修后一次绕组对二次绕组及地应不大于 1000M二次绕组之间及对地应大雨10M用 2500 V 兆欧表，从 X 端测量3）必要时3 角、比误差 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行4阻尼器检查 1）交接时2）大修后3）必要时1）绝缘电阻应大于 10 M2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行1）用 1000V 兆欧表2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。5电容器极间绝缘电阻1)交接时2)投运后1 年内3
