国网冀北电力公司电力设备交接和检修后试验规程技术标准QGDW修订稿

集团档案编码：[YTTR-YTPT28-YTNTL98-UYTYNN08]国网冀北电力公司电力设备交接和检修后试验规程技术QGDWQ/FORMTEXT
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国网冀北电力有限公司企业标准Q/GDW07001－2013－10501FORMTEXT
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电力设备交接和检修后试验规程FORMTEXT
     2013-12-31发布2013-12-31实施FORMTEXT
国网冀北电力有限公司   发布目  次TOC\h\z\t"前言、引言标题,1,参考文献、索引标题,1,章标题,1,参考文献,1,附录标识,1"\*MERGEFORMAT前  言Q/GDW0700《电力设备交接和检修后试验规程》根据最新的国家标准、行业标准、反事故技术措施以及冀北电网的具体情况,修订并明确了最新技术要求。本标准代替Q/GDW0700《输变电设备交接和预防性试验规程》，所修订的主要内容如下：——删除了试验项目中有周期性规定、“必要时”、运行中的条目，仅保留交接试验、大修后的试验要求；——删除了少油断路器、阀式避雷器等逐渐淘汰的产品型式，删除了发电专业相关设备；——增加了110（66）kV及以上主变压器的空载、负载试验，干式所用变压器的局部放电试验，110（66）kV及以上电流互感器的交流耐压试验，SF6气体纯度试验等试验项目；——删除了变电站接地装置场区地表电位梯度测量项目；——根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》明确了主变绕组变形测试同时采用频率响应分析法和电抗法，SF6电流互感器气体年泄漏率从不大于“1%/年”改为“%”，明确了套管、电流互感器的取油分析要求；——根据国家电网公司《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》，提高了断路器、组合电器设备的交流耐压试验电压；——根据电力行业标准《输变电设备状态检修试验规程》，将串联补偿电容器的电容量由“不超出额定值的-5%～+10%范围”改为“不超过±3%”等。详细修订内容参见编制说明。本标准的附录E、F、G、I、J、K、L、M为资料性附录，附录A、B、C、D、H为规范性附录。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部提出并解释。本标准由国网冀北电力有限公司运维检修部归口。本标准起草单位：国网冀北电力有限公司运维检修部、国网冀北电力有限公司电力科学研究院。本标准主要起草人：于德明、杜维柱、刘亚新、吕志瑞、邓春、张章奎、蔡巍、孙云生、吕明、马继先、郭亮、杨大伟、徐党国、钱欣、王建新、潘卓、李凤海、毛婷、刁嘉、路杰、王应高、李雨、龙凯华、罗毅、彭珑、沈丙申、陈原、卢毅、刘亮、杨晓琳、杨海超。本标准审核人：杜维柱本标准批准人：于德明本标准2012年08月首次发布，2013年12月第一次修订。电力设备交接和检修后试验规程范围本标准规定了各种电力设备交接和检修（A、B类）后试验工作时的项目、开展条件和标准。本标准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、测量装置等电力设备和安全用具。本标准适用于国网冀北电力有限公司直属供电、基建施工、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB261石油产品闪点测定法GB264石油产品酸值测定法GB507绝缘油介电强度测定方法GB760运行中变压器油水份测定法(气相色谱法)GB电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB2536超高压变压器GB5654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试验方法GB6450干式电力变压器GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7595运行中变压器油质量GB7598运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB7599运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB)法GB7601运行中变压器油水份含量测定法(库仑法)GB交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件第5部分:压力供油箱GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022工业六氟化硫GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T393输变电设备状态检修试验规程DL423绝缘油中含气量的测试方法(真空法)DL电力系统油质试验方法9.绝缘油介电强度测定法DL450绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)DL/T573变压器检修导则DL/T574有载分接开关运行维修导则DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T538高压带电显示装置DL/T864标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T915六氟化硫气体湿度测定法(电解法)DL/T916六氟化硫气体酸度测定法DL/T918六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T919六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)DL/T920六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法SD304电力用油与六氟化硫的测定方法Q/GDW407高压支柱瓷绝缘子现场检测导则《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（修订版）》（国家电网生〔2012〕352号）《关于加强气体绝缘金属封闭开关设备全过程管理重点措施》（国家电网生〔2011〕1223号）术语、定义和符号下列术语、定义和符号适用于本标准。术语和定义交接试验新设备出厂后、投运前为获取设备状态所开展的试验。大修对设备实施A类或B类检修，可以是返厂检修，也可以是现场检修。A类检修对电力设备的本体进行整体性检查、维修、更换和试验。B类检修对电力设备进行局部性的检修，重要组部件的解体检查、维修、更换和试验。检修后试验本标准中检修后试验指对设备实施了A类或B类检修后，在投运前为获取设备状态所开展的试验。出厂值新设备在制造厂整体组装完成后试验测量值。设计值根据工程实际，设计单位给出的要求值。注意值状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。符号Um：设备最高工作电压有效值。Un：设备额定工作电压有效值。U0：电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。总则电力设备的交接和检修后试验是检查、评估设备的状态，防止设备在投运后发生损坏的重要措施。新投设备状态的评估应基于交接试验、出厂试验、安装工艺、运输过程等信息，检修后设备状态的评估应基于检修后试验、检修、检修质量、更换组部件等信息，包括测试信号强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备或不同相别的比较，经全面分析后做出综合判断。若存在设备技术文件要求但本标准未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本标准要求不一致，按严格要求执行。交接试验结束后，超半年未启动设备应重做部分交接试验项目，具体项目参照《输变电设备状态检修试验规程》所规定设备例行试验项目执行。工频交流耐压试验，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。充油设备静置时间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：500kV设备静置时间大于72h220kV设备静置时间大于48h110kV及以下设备静置时间大于24h如果真空注油工艺满足要求，静置时间可适当缩短，以油中无气体析出为标准。充气设备静置时间充气电力设备在充气后需要静置24小时方可进行气体湿度试验。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试验。已有单独试验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。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、tanδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜大于80%，环境温度不宜低于5℃，绝缘表面应清洁、干燥。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。在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术并参照本规程进行试验。电力变压器及电抗器35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、开展条件和标准序号项目开展要求标准说明1油中溶解气体色谱分析1)交接时2)投运前3)大修后1)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：20μL/L；H2：30μL/L；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：50μL/L；H2：50μL/L；C2H2：痕量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μL/L2绕组直流电阻1)交接时2)大修后3)无激磁调压变压器变换分接位置4)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接)1)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%应引起注意，大于1%应查明原因2)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：R2＝R1(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)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)大修后1)绝缘电阻与出厂试验结果相比应无明显变化，一般不低于出厂值的70%（大于10000MΩ以上不考虑）2)在10℃～30℃范围内，吸收比一般不低于；极化指数不低于3)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10000MΩ时，吸收比和极化指数可仅作为参考4绕组的tanδ1)交接时2)大修后1)20℃时的tanδ不大于下列数500kV66kV～220kV35kV2)tanδ值与出厂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10kV及以上：10kV；绕组电压10kV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tanδ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5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ5套管试验/见8套管/6绝缘油试验/见变压器油/7交流耐压试验1)交接时2)大修后交流耐压试验电压为出厂试验电压的80%油浸设备试验电压值按附录A1)宜用变频感应法2)66kV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）66kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验；8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻110kV/66kV及以上变压器、电抗器1)交接时2)大修后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2500V兆欧表；2)夹件有外引接地线的也需测量绝缘电阻；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)大修时220kV及以上的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；2)连接片不能拆开者可不测量；10油中含水量/见变压器油/11油中含气量/见变压器油/12绕组泄漏电流1)交接时2)大修后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3)泄漏电流参考值参见附录B的规定绕组额定电压(kV)36～1020～35110/66～220500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)13变压器绕组电压比1)交接时2)更换绕组后3)分接开关引线拆装后1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2)额定分接电压比允许偏差为±%，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%/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1)必须与变压器的铭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行组别检查/15变压器空载电流和空载损耗1)交接时2)拆铁芯后3)更换绕组后与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验值相比应无明显变化1)三相变压器试验电源应使用三相试验电源或单相2)220kV及以下变压器试验电压应达到额定电压；500kV变压器试验电压应不小于80%额定电压3）测量用互感器精度应不大于%，功率测量仪精度应不大于%16变压器短路阻抗和负载损耗1)交接时2)更换绕组后与技术协议规定值、出厂试验值或大修后试验值相比应无明显变化1)三相变压器应使用三相试验电源2)110kV/66kV及以下变压器试验电流应达到50%额定电流以上；220kV及以上变压器试验电流应达到20%额定电流以上3）测量用互感器精度应不大于%，功率测量仪精度应不大于%17局部放电1)交接时（66kV及以上变压器，66kV及以上并联电抗器）2)大修后(220kV或120MVA及以上变压器，66kV及以上并联电抗器)交接试验：在线端电压为Um/√3时，放电量一般不大于100pC大修后试验：在线端电压为Um/√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为Um/√3时，放电量一般不大于300pC1)试验方法应符合《电力变压器第三部分绝缘水平和绝缘试验》的规定2)老旧变压器按照Um/√3施加电压18有载调压装置的试验和检查1)交接时2)大修后1)交接时参照GB50150执行2)按DL/T574《有载分接开关运行维修导则》执行，试验项目、开展要求、标准见附录C/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，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻用2500V兆欧表20气体继电器及其二次回路试验1)交接时2)大修后整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻用2500V兆欧表21压力释放器试验1)交接时2)大修后动作值与铭牌值相差应不大于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DL/T573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1MΩ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)大修后见表5/25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，变压器高、中压两侧冲击合闸合计5次；每次间隔5min2)部分更换绕组后，变压器高、中压两侧冲击合闸合计3次；每次间隔5min1)在使用分接上进行2)由变压器高压侧或中压侧加压3)合闸前110kV及以上的变压器中性点必须接地26油中糠醛含量交接时(220kV及以上变压器和电抗器)交接时应无糠醛/27噪音1)500kV变压器、电抗器交接时2)500kV变压器、电抗器更换绕组后1)与技术协议规定值、出厂试验值相比应无明显变化2）在额定电压及频率下一般不大于70dB(A)试验方法按GB《电力变压器第10部分：声级测定》的要求进行，可仅在变压器下部测点测量比较28变压器绕组变形试验110kV/66kV及以上变压器1)交接时2)更换绕组后1)应进行频率响应分析法和电抗法两种方法的测量2)试验方法及判断标准按DL/T911《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》和DL/T1093《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》执行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)电抗法测量时应采用三相短路、单相测量的方式29变压器零序阻抗110kV/66kV及以上变压器：1)交接时2)更换绕组后/1)三相五柱式可以不做。2)如有制造厂试验值，交接时可不测30变压器相位检查1)交接时2)更换绕组后3)外部接线变更后必须与电网相位一致/油浸电抗器试验项目、标准、开展要求见表1中序号1～12、17、19～22、24、26、27。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、开展要求和标准消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验项目、开展要求标准序号项目开展要求标准说明1绕组直流电阻1)交接时2)大修后3)有载调压变压器分接开关检修后(在所有分接)4）无励磁调压变压器变换分接位置后1)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)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，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准第3条执行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)无励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2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)交接时2)大修后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10000MΩ时，可不测吸收比或极化指数3绝缘油试验1)交接时2)大修后见变压器油大修后的试验项目和标准与交接时相同。厂(所)用变按110kV及以上对待4交流耐压试验1)交接时2)大修后1)油浸设备试验电压值按附录A2)干式变压器试验电压值按附录D，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；交流耐压试验电压为出厂试验电压的80%消弧线圈大修后只在更换绕组时进行5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10MΩ1)用2500V兆欧表2)连接片不能拆开者可不测量6变压器绕组电压比1)交接时2)更换绕组后1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同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%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±%，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%/7三相变压器的接线组别或单相变压器的极性1)交接时2)更换绕组后必须与变压器的铭牌和出线端子标与相符/8变压器空载电流和空载损耗1)交接时抽样试验2)10kV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2)交接时抽样试验同一厂家、同一批次，按5%抽样，至少3台9变压器短路阻抗和负载损耗1)交接时抽样试验2)更换绕组3)10kV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流下的值，可在相同电流下进行比较)2)交接时抽样试验同一厂家、同一批次，按5%抽样，至少3台10干式变压器的局部放电所用变交接时按GB6450《干式电力变压器》规定执行1)试验方法符合GB6450规定2)用作所用变的干式变压器需进行此项目，接地变兼作所用变的也进行此项目11有载调压装置的试验和检查1)交接时2)大修后按DL/T574《有载分接开关运行维护导则》的规定执行，试验项目、开展要求、标准见附录C/12测温装置及其二次回路试验1)交接时2)更换绕组后3)大修时(10kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做)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1MΩ测绝缘电阻用2500V兆欧表13气体继电器及其二次回路试验1)交接时2)大修后整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻用2500V兆欧表14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15冷却装置及其二次回路试验1)交接时2)大修后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1MΩ测量绝缘电阻用2500V兆欧表16消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变比试验1)交接时2)大修后见表4、5测量绝缘电阻用2500V兆欧表17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SF6气体变压器35kV及以上SF6气体变压器的试验项目、开展要求和标准见表3。SF6气体变压器试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1SF6气体湿度(20℃μL/L)1)交接时2)大修后不大于2501）按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)》进行2)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1)交接时2)大修后≤%/年或符合设备技术文件要求检测方法可参考GB/T110233SF6气体成份分析交接时纯度≥97%空气≤%CF4≤%其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控4SF6气体其它检测项目见SF6气体见SF6气体见SF6气体5气体密度继电器校验交接时应符合制造厂规定/6绕组直流电阻1)交接时2)大修后3)无励磁调压变压器变换分接位置4)有载调压变器的分接开关检修后(在所有分接)1)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%应引起注意，大于1%应查明处理2)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：R2＝R1(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)无励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7绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)交接时2)投运前3)大修后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%（大于10000MΩ以上不考虑）2)在10～30℃范围内，吸收比一般不低于；极化指数不低于3)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，测量前被试绕组应充分放电2)吸收比和极化指数不进行温度换算3)变压器绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比和极化指数可仅作为参考4)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8交流耐压试验1)交接时2)大修后3)更换绕组后试验电压值按附录A宜用倍频感应法9铁心(有外引接地线的)绝缘电阻1)交接时2)大修后3)更换绕组后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)夹件有外引接地线的需单独测量10穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽的绝缘电阻1)交接时2)大修时220kV及以上的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2)连接片不能拆开者可不测量11绕组泄漏电流1)交接时2)大修后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)36～1020～35110/66～220500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)12变压器绕组电压比1)交接时2)更换绕组后3)分接开关引线拆装后1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同2)额定分接电压比允许偏差为±%，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%/13三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1)必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符2)单相变压器组成的三相变压器现应在联结完成后进行组别检查/14变压器空载电流和空载损耗1)交接时（35kV、66kV及110kV变压器）2)拆铁芯后3)更换绕组后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)交接时（35kV、66kV及110kV变压器）2）更换绕组后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，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/66kV及以上2)大修后交接时：在线端电压为√3时，放电量一般不大于100pC大修后：在线端电压为√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为Um/√3时，放电量一般不大于300pC试验方法应符合的规定18有载调压装置的试验和检查1)交接时2)大修后1)交接时参照GB50150执行2)按DL/T574执行，试验项目、开展要求、标准见附录C/19测温装置的校验及其二次回路试验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，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻用2500V兆欧表20变压器绕组变形试验110kV/66kV及以上变压器1)交接时2)更换绕组后1）应进行频率响应分析法和电抗法两种方法的测量2）试验方法及判断标准按DL/T911和DL/T1093检测判断导则执行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21变压器零序阻抗1)交接时2)更换绕组后/1)三相五柱式可以不做2)如有制造厂试验值，交接时可不测22变压器相位检查1)交接时2)更换绕组后3)外部接线变更后必须与电网相位一致/互感器电流互感器电流互感器的试验项目、开展要求和标准见表4电流互感器的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1绕组及末屏的绝缘电阻1)交接时、投运前2)大修后1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值且不宜低于1000MΩ2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ1)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，其值不宜低于1000MΩ2tanδ及电容量1)交接时、投运前2)大修后1)主绝缘tanδ不应大于下表中的数值：1)主绝缘tanδ试验电压为10kV，末屏对地tanδ试验电压为2kV2)油纸电容型tanδ一般不进行温度换算，当tanδ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tanδ与温度电压的关系，当tanδ随温度明显变化或试验电压由√3升到Um/√3时，tanδ增量超过±%，不应继续运行3)固体绝缘电流互感器一般不进行tanδ测量4)充硅脂及其它干式电容式电流互感器的tanδ限值参照厂家标准，一般不超过%电压等级kV35110/66220500交接大修后油纸电容型/充油型//胶纸电容型//2)电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值差别超出±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1000MΩ时，应测量末屏对地tanδ，其值不应大于2%3110kV/66kV及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析1)交接时2)大修后H2<50μL/L，C2H2无，总烃<10μL/L耐压试验后取油4110kV/66kV及以上电流互感器油中含水量1)交接时2)大修后油中微量水含量不应大于下表中数值：耐压试验后取油电压等级kV110/66220500水份mg/L2015105交流耐压1)交接时2)大修后1)一次绕组交流耐压标准见附录D2)二次绕组之间及末屏对地为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兆欧表测绝缘电阻代替6局部放电1)35kV固体绝缘电流互感器：交接时抽样试验2)110kV/66kV及以上油浸电流互感器：(1)交接时(2)大修后1)固体绝缘电流互感器在电压为Um/√3时放电量：交接时不大于50pC。在电压为Um时放电量（必要时）：交接时不大于100pC2)110kV/66kV及以上油浸式电流互感器在电压为Um/√3时，放电量不大于20pC。在电压为Um时放电量（必要时）不大于50pC。1)110kV/66kV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2)预加电压为出厂工频耐压值的80%3)交接时抽样按10%，抽样若有一台不合格，则应对所有互感器进行试验7极性1)交接时2)大修后与铭牌标志相符/8各分接头的变比1)交接时2)大修后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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5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2kV10绕组直流电阻1)交接时2)大修后与出厂值或初始值比较，应无明显差别一次绕组不超过50μΩ倒立式不开展11绝缘油击穿电压1)交接时：35kV及以上2)大修后见变压器油全密封电流互感器按制造厂要求进行12密封检查1)交接时2)大修后应无渗漏油现象/注：套管式电流互感器按表4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，有条件时按表4中序号1、7、8、9、10进行。SF6气体电流互感器110kV/66kV及以上SF6气体电流互感器的试验项目、开展要求和标准见表5110kV/66kV及以上SF6电流互感器试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1SF6气体湿度(20℃v/v)μL/L1)交接时2)大修后交接及大修后：不大于2501)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)》运行2)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1)交接时2)大修后年泄漏率不大于%/年，或按厂家要求/3SF6气体成份分析老练试验后纯度:≥97%空气:≤%CF4:≤%其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控4SF6气体其它检测项目见第SF6气体见第SF6气体见第SF6气体5气体密度继电器校验交接时符合制造厂规定/6绕组及末屏的绝缘电阻1)交接时2)大修后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1000MΩ1)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7tanδ1)交接时2)大修后符合制造厂规定不大于1)试验室采用正接线2)有电容屏的进行8极性1)交接时2)大修后与铭牌标志相符/9各分接头的变化1)交接时2)大修后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10励磁特性曲线1)交接时2)大修后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5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2kV11绕组直流电阻1)交接时2)大修后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1)老炼试验程序：Un(10min)→0→Un(5min)→Un(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D时，按附录D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兆欧表代替。1)现场安装、充气后、气体湿度测量合格后进行老练及耐压试验，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电压互感器电压互感器的试验项目、开展要求和标准见表6和表7电磁式电压互感器的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1绕组的绝缘电阻1)交接时2)大修后绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%，且不宜低于1000MΩ1)使用2500V兆欧表2)测量时非被试绕组、外壳应接地2tanδ(20kV及以上油浸式)(1)交接时(2)大修后绕组tanδ不应大于下表中数值：/额定电压温度℃51020304035kV及以下交接时大修后110kV/66kV及以上交接时大修后3110kV/66kV及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析1)交接时2)大修后H2<50μL/L，C2H2无，总烃<10μL/L耐压试验后取油4110kV/66kV及以上电压互感器油中含水量1)交接时2)大修后油中微量水含量不应大于下表中数值：耐压试验后取油电压等级kV110/66220500水分mg/L2015105交流耐压1)交接时2)大修后1)一次绕组交流耐压标准见附录D2)二次绕组之间及对地为2kV1)感应耐压试验的频率f>100Hz时，试验持续时间t按下式计算：t＝60×100/f；但不应小于15s，且f不应大于300Hz2)二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替6局部放电1)35kV固体绝缘电压互感器：交接时2)110kV/66kV及以上油浸电压互感器：(1)交接时(2)大修后1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为Um/√3时的放电量：交接时不大于50pC，Um（必要时）时放电量：交接时不大于100pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为Um时的放电量：交接时不大于50pC2)110kV/66kV及以上油浸式电压互感器在电压为Um/√3时的放电量：不大于20pC1)试验接线按GB5583进行2)110kV/66kV及以上油浸式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，但对绝缘有怀疑时应进行。3)预加电压为其感应耐压的80%7空载电流测量1)交接时2)更换绕组后1)空载电流与出厂值或初始值比较应无明显差别，增量不大于5%2)中性点非有效接地系统拐点电压不低于Un/√3，中性点有效接地系统拐点电压不低于Un/√31）从二次绕组加压试验，测量该绕组工频电流2）至少记录2个试验电压下的空载电流：额定电压、Un/√3或Un/√33)线间互感器暂不作此要求，可按照GB1207开展励磁特性曲线测量4）为确定拐点电压，可在拐点附近测多个（至少5-6个）点形成电流电压曲线。拐点电压为曲线中斜率变化最大的点（拐点）对应的电压8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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见第变压器油耐压试验后取油12绝缘油tanδ交接时新油90℃时应不大于，注入设备后应不大于1)当油浸电压互感器tanδ较大，但绝缘其它性能正常时，应进行该项试验2)耐压试验后取油13铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻1)交接时2)大修时一般不得低于10MΩ1)用2500V兆欧表2)吊芯时进行14密封检查1)交接时2)大修后应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表6中序号1、7、8、9、10进行。电容式电压互感器电容式电压互感器的试验项目、开展要求和标准见表7电容式电压互感器的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明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大于1000MΩ二次绕组之间及对地应大于10MΩ用1000兆欧表，从X端测量3阻尼器检查1)交接时2)大修后1)绝缘电阻应大于10MΩ2)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的端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时，可不检查4电容器极间绝缘电阻交接时一般不低于5000MΩ用2500V兆欧表5电容值1)交接时2)极间耐压后1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围2)电容值不大于出厂值的102%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6tanδ交接时油纸绝缘；膜纸复合绝缘上节电容器测量电压10kV，中压电容的试验电压自定7交流耐压和局部放电交接时(500kV)试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压1min后，降至×Um历时10s，再降至Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC1)若耐压值低于×Um时，则只进行局部放电试验。2)Um为最大工作线电压8渗漏油检查交接时漏油时停止使用用观察法9低压端对地绝缘电阻交接时不低于100MΩ1)用2500V兆欧表2)低压端指“N”或“J”或“δ”等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。开关设备SF6断路器和GISSF6断路器和GIS的试验项目、开展要求和标准见表8。SF6断路器和GIS的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1断路器和GIS内的SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目见第SF6气体见第SF6气体见第SF6气体2SF6气体泄漏1)交接时2)大修后年漏气率不大于%或使用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪检测各密封面无泄漏1)按GB11023方法进行2)对电压等级较高的断路器及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24h，测得的SF6气体含量(体积比)不大于30×10-6（每个包扎点）3辅助回路和控制回路绝缘电阻1)交接时2)大修后绝缘电阻不低于10MΩ用1000V兆欧表4耐压试验1)交接时2)大修后～252kV的交流耐压值应为出厂值的100%，550kV的交流耐压值应为出厂值的90%～100%，当试验电压低于附录D的规定值时，按附录D的规定进行试验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电压值为最高运行电压的5min检查试验3)罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分闸断口间两种方式。瓷柱式断路器可不进行对地耐压试验，但其断口带有合闸电阻或为定开距结构时，应进行断口间耐压试验4)对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行断口间耐压试验5）GIS老练试验程序参照附录E5局部放电检查试验(110kV/66kV及以上罐式断路器、GIS和HGIS)1)交接时2)大修后交流耐压试验的同时进行局放检测，无异常1)对于罐式断路器和GIS设备进行2)可采用超声法和超高频测试方法3)在运行电压下进行6辅助回路和控制回路的交流耐压1)交接时2)大修后试验电压为1kV1)可用2500V兆欧表代替2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低7断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ1)交接时2)大修后1)瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值和tanδ与原始值比较，应无明显变化2)罐式断路器(包括GIS中的断路器)按制造厂规定3)单节电容器按11电容器规定1)交接大修时，对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tanδ，作为该设备的原始数据2)对罐式断路器(包括GIS中的断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定3）电容量无明显变化时，tanδ仅作参考8合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1)交接时2)大修后1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%2)合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核/9断路器的时间特性试验1)交接时2)大修后1)断路器的合、分闸时间及合分(金属短接)时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定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/10断路器的速度特性试验1)交接时2)机构大修后速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定/11导电回路电阻1)交接时2)大修后不大于出厂值的105％，参见附录F应采用直流压降法测量，电流不小于100A，且应在安装后进行12分、合闸电磁铁的动作电压1)交接时2)机构大修后并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110%范围或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸扣器应能在其额定电源电压65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣采用突然加压法13分、合闸线圈的直流电阻及绝缘电阻1)交接时2)机构大修后1)直流电阻应符合制造厂规定2)绝缘电阻不小于10MΩ用1000V兆欧表14SF6气体密度继电器校验及压力表检查1)交接时2)大修后应符合制造厂规定用于最低温度低于-25℃地区的密度继电器需要进行低温精度校验15机构压力表检查(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机构安全阀校验1)交接时2)机构大修后按制造厂规定/16操动机构在分闸、合闸及重合闸下的操作压力(气压，液压)下降值1)交接时2)机构大修后应符合制造厂规定/17液(气)压操动机构的泄漏试验1)交接时2)机构大修后3)必要时按制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验18油(气)泵补压及零起打压的运转时间或弹簧储能时间1)交接时2)大修后应符合制造厂规定/19液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验1)交接时2)机构大修后按制造厂规定/20闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能1)交接时2)大修后按制造厂规定/21GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器1)交接时2)大修后按制造厂规定或分别按第6章、第13章进行/22GIS的联锁和闭锁性能试验1)交接时2)大修后动作应准确可靠检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作真空断路器真空断路器的试验项目、开展要求和标准见表9。真空断路器的试验项目、开展要求和标准序号项目开展要求标准说明1绝缘电阻1)交接时2)大修后1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻(MΩ)不应低于下表数值(20℃时)：用2500V兆欧表试验类别额定电压(kV)＜2424～交接时、大修后1200300050002断路器主回路对地、断口及相间交流耐压1)交接时2)大修后断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按附录D规定值1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验2)相间、相对地及断口的耐压值相同3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1kV可用2500V兆欧表代替4辅助回路和控制回路绝缘电阻1)交接时2)大修后绝缘电阻不小于10MΩ使用1000V兆欧表5导电回路电阻1)交接时2)大修后符合制造厂规定应采用直流压降法测量，电流应不小于100A6断路器的机械特性1)交接时2)大修后1)合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规定2)分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms3)合闸弹跳时间对于12kV不大于2ms，对于kV不大于3ms4)分闸反弹幅值不大于触头开距的20%在额定操作电压下进行7灭弧室的触头开距及超行程1)交接时2)大修后应符合制造厂规定/8操动机构合闸接