电力设备交接和预防性试验规程

1 范围

本规程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。

本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。

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。

2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程

GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB/T 261—1983 石油产品闪点测量法 GB/T 264—1983 石油产品酸值测量法 GB/T 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 507—1986 绝缘油介电强度测量法

GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 1094.1～.2—1996 电力变压器 GB 1094.3～.5－1985 电力变压器 GB 2536—1990 变压器油

GB 5583—1985 互感器局部放电测量

GB 5654—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 GB 6450—1986 干式电力变压器

GB/T 6541—1986 石油产品油对水界面张力测量法(圆环法) GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328—1987 变压器和电抗器的声级测量 GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准

GB/T 7598—1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) GB/T 7599—1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB法) GB 7600—1987 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) GB 7601—1987 运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法) GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB 9326.1～.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB/T 11022—1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—1989 工业六氟化硫

DL/T 421—1991 绝缘油体积电阻率测量法

DL/T 423—1991 绝缘油中含气量测量--真空压差法

DL/T 429.9—1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 DL/T 450—1991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则 SH 0040—1991 超高压变压器油 SH 0351—1992 断路器油

3 定义、符号

3.1 预防性试验

为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 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。 3.3 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。 3.4 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。本规程中，若无特别说明，均指加压lmin时的测得值。 3.5 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。 3.6 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。 3.7 本规程所用的符号

Un 设备额定电压 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

4 总则

4.1 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘技术监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的交接验收和维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

4.2 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。

4.3公司所属单位应遵守本规程开展绝缘试验工作。在执行规程过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导

批准执行，110kV及以上电气设备并报公司主管生产部门备案。

4.4 50Hz交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明者，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，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法进行计算。 4.5 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。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV >72小时 220kV >48小时 110kV及以下 >24小时

4.6 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)。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设备中的最低试验电压。 4.7 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： 4.7.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其试验电压； 4.7.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。

4.8 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品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进行，且空气相对湿度一般不高于80％。

本规程中使用常温为10 40℃。试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。 4.9 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线方式。

4.10 设备6个月未投入运行的，在投运前按本规程“投运前”规定的内容进行试验。对于某些设备，需要缩短时间的，由各单位根据实际情况决定。

4.11 有末屏引出头的套管、耦合电容器、电流互感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应进行停电试验进一步核实。

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，经本单位负责生产的领导批准可以不做停电试验或适当延长周期，110kV及以上电气设备并报公司主管生产部门备案。

4.12 电力设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.13 利用红外热像仪（热电视）对变电所高压电气设备进行检测的周期：500kV变电所为1个月，220 kV变电所为3个月，110kV变电所为6个月。35kV变电所和10kV城市配电网设备的检测周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。

4.14 不拆引线不影响试验结果的预防性试验，可以按照本规程要求采用不拆引线试验的方法进行。 4.15 本规程未包含的电力设备的交接和预防性试验项目，按制造厂规定进行。

4.16 交接试验时，本规程未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》为准。 4.17 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。

5 电力变压器及电抗器类

5.1 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

电力设备交接和预防性试验规程

序号 3

项

目

周

期

要

求

说

明

绕 组 绝 缘 1)交接时 电 阻 、 吸 2)3 年

1)绝缘电阻换算至同一温度下，与 1)使用 2500V 或 5000V 兆欧表 前 一 次 测 试 结果 相 比 应无 显 著 变 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

收 比 或 极 3)大修前、后 化，一般不低于上次值的 70% 化指数 4)投

运前 5)必要时

2)35kV 及以上应测量吸收比，吸收 次测量时的温度应尽量接近 比在常温下不低于 1.3 4)尽量在油温低于 50℃时测量， 换算 R2 = R1 × 1.5( t1 t 2 ) / 10

3)220kV 及以上应测量极化指数， 不同温度下的绝缘电阻值按下式 极化指数在常温下不低于 1.5

4)预试时可不测量极化指数；吸收 式中 R1、R2 分别为温度 t1、t2 时 比不合格时增加测量极化指数，二 的绝缘电阻值 者之一满足要求即可 5)吸收比和极化指数不进行温度

5)绝缘电阻大于 10000 MΩ时，吸 换算 收比和极化指数可仅作为参考 6) 封闭式电缆出线的变压器电缆 侧绕组绝缘电阻由中性点套管处 测量 4 绕 组 的 介 1)交接时 质 损 耗 因 2)大修前、后 数 tgδ 3)必要时 4)绕组绝缘电 1)20℃时不大于下列数值： 500kV 110~220kV 35kV 及以下 0.6% 0.8% 1.5% 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组 tgδ的要求 值相同 3)测量温度以顶层油温为准，各

阻(吸收比、 2)tgδ值与出厂试验值或历年的数 次测量时的温度尽量相近 极 化 指 数 ) 测 量 值比较不应有显著变化(一般不大 4)尽量在油温低于 50℃时测量， 异常时 于 30%) 3)试验电压： 绕组电压 10kV 及以上：10kV 绕组电压 10kV 以下： Un 不同温度下的 tgδ值一般按下式 换算

tgδ 2 = tgδ 1 × 1.3 ( t2 t1 ) / 10

式中 tgδ1、 tgδ2 分别为温度 t1、 t2 时的 tgδ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 tgδ

5

电容型套 管的 tgδ 和电容值 见第 8 章“套管”

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 3) 封闭式电缆出线的变压器只测 量有末屏引出的套管 tgδ和电容 值

6

绝缘油试 验

见第 12.1 节“变压器油”

电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 连 同 1)交接时

1)分级绝缘的变压器绕组按低级绝 1)可采用倍频或变频感应及操 作波感应法

套 管 的 交 2)更换绕组后 缘水平进行交流耐压试验 流 耐 压 试 3)大修后 验 4)必要时

2)油浸变压器(电抗器)和干式变压 2)35kV 及以下全绝缘变压器现 器全部更换绕组时，按出厂试验电压 场条件不具备时，可只进行外 值；部分更换绕组和交接试验时，按 施工频耐压试验 出厂试验电压值的 0.85 倍 3)电抗器进行外施工频耐压试 验

8

铁 芯 ( 有 1)交接时 外 引 接 地 2)3 年

1)与以前测试结果相比无显著差别

1)用 2500V 兆欧表

2)运行中铁芯接地电流一般不应大 2)夹件引出接地的可单独对夹 件进行测量

线 的 ) 绝 3)大修前、后 于 0.3A 缘电阻 9 4)必要时

穿 芯 螺 1)交接时(吊 栓 、 铁 轭 罩检查时) 夹 件 、 绑 2)大修中 扎 钢 带 、 3)必要时 铁芯、线 圈压

环及 屏蔽等的 绝缘电阻

220kV 及以上绝缘电阻一般不低于 1)用 2500V 兆欧表 500MΩ; 其它与出厂值和以前测试结 2)连接片不能拆开者可不进行 果相比应无显著差别，一般不低于 10 MΩ

10

油中含水 量 mg/L

1) 准 备 注 入 投入运行前的油 110kV 及 以 上 110kV≤20 设备的新油 220kV≤15

运行油 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15

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)注入500kV 500kV≤10 设备后的新 油 3) 110kV,1年 220 500kV,6 个月 4)必要时 11 油中含气 量(体积 分数) % 1) 注 入 500kV 投入运行前的油 设 备 前 后 的 500kV≤1 新油 2)运行中 500kV1年 3)必要时 220kV≤3

运行油 500kV≤3 220kV≤5

电力设备交接和预防性试验规程 序号 12 项 目 周 期 要 求 说 明

绕 组 泄 漏 1)交接时 电 流 2)投运前

1)试验电压一般如下：(kV)绕组 额定 电压 直流 试验 电压 6~ 110 35 ~ 220

1)读取 1min 时的泄漏电流值， 交接时的泄漏电流不宜超过附录 500 F 的规定 2)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

(35kV 及 3)3 年 以 上 ， 且 4)大修前、后 容 量 在 5)必要时 10000 kVA 及以上)

3

10

5

10

20

40

60

温度下) 3)封闭式电缆出线的变压器电缆 侧绕组泄漏电流由中性点套管处 测量

2)与前一次测试结果相比应无明 显变化 13 绕 组 所 有 1)交接时 分 接 头 的 2)分接开关引 电压比 线拆装后 3)更换绕组后 4)必要时 1)各相分接头的电压比与铭牌数 据相比应无明显差别， 且应符合变 压比的规律 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% 14 校 核 三 相 1)交接时 变 压 器 的 2)更换绕组后 组 别 或 单 3)必要时 相变压器 极性 15 空载电流 1)110kV 及 以 和空载损 上变压器交接 耗 时 2)更换绕组后 3)必要时 与前次试验相比无明显变化 必须与变压器铭牌和顶盖上的端 子标志相一致

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) 500kV 变压器交接时在 5%额定 电压下试验 (如出厂提供低电压下 的值，可不做)

16

阻 抗 电 压 1)110kV 及以 和 负 载 损 上交接时 耗 2) 出口短路后 3) 更换绕组后 4)必要时

与前次试验相比无明显变化

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)

电力设备交接和预防性试验规程 序号 17 项 目 周 期 要

求 说 明

绕 组 变 形 1)交接时 (频率响应) 2)更换绕组后 测 量 (110kV 3)出口短路后 及以上 主变 4) 10 年 压器) 5)必要时

与初始结果相比， 或三相之间结果相 1)每次测量时，变压器外 比无明显差别 部接线状态应相同 2)应在最大分接下测量

18

局部放 电试 1)交接时 验(220kV 及 2)大修更换绝缘 以上电 压等 部件或部分线圈 级 或 容 量 后 120 MVA 及 3)必要时 以上)

1)220kV 及以上变压器，测量电压为 1)110kV 电压等级的新安装 1.5Um/ 3 时，自耦变中压端不大于 变压器，可比照执行。测量 200pC,其它不大于 100pC;测量电 电压为 1.3Um/ 3 时， 不大 压为 1.3Um/ 3 时，不大于 100pC 于 300pC 2)新安装的变压器交接试验中， 要求 2)运行中的变压器油色谱 加 于 匝 间 和 主 绝 缘 的 试 验 电 压 为 异常， 怀疑存在放电性故障 1.5Um/ 3 时，可进行局部放电试验

19

有载分 接开 1)交接时

按 DL/T574—95《有载分接开关运行

关的试 验和 2)按制造厂规定 维修导则》执行 检查 3)大修后 4)必要时 20 测温装 置校 1)交接时 验及其 二次 2)3 年 回路试验 3)必要时 1)按制造厂的技术要求 测量绝缘电阻采用 2500V

2)密封良好，指示正确，测温电阻值 兆欧表 应和出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

21

气体继 电器 1)交接时

1)按制造厂的技术要求

测量绝缘电阻采用 2500V

校验及 其二 2) 3 年(二次回 2)整定值符合运行规程要求，动作正 兆欧表 次回路试验 路) 3) 大修后 4)必要时 22 压力释 放器 必要时 校验 23 整体密 封检 1)交接时 查 2)大修后 动作值与铭牌值相差应在±10%范围 内或符合制造厂规定 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 无渗漏8

确 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

电力设备交接和预防性试验规程 序号 24 项 目 周 期 要 求 说 明

冷 却 装 置 1)交接时 及 其 二 次 2) 3 年 回路试验 3) 大修后 4)必要时

1)投运后，流向、温升和声响正常、 测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表 无渗漏 2) 强油水冷装置的检查和试验按制造 厂规定 3)绝缘电阻一般不低于 1 MΩ

25

套 管 电 流 1)交接时 互 感 器 试 2)大修后 验 3)必要时

按表 6.1

26

全 电 压 下 1)交接时 空载合闸 2)更换绕组 后

1)新装和全部更换绕组，冲击合闸 5 1)在运行分接上进行 次，每次间隔 5min 2)由变压器高压侧或中压侧加压

2)部分更换绕组，冲击合闸 3 次，每 3)110kV 及以上的变压器中性点 次

间隔 5min 接地 1)110kV 变压器可参照执行

27

220kV 及 以上油中 糠醛含量

1)投运后 10 1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值

年内 3 年 1 时，应视为非正常老化，需跟踪监测 2)建议在以下情况进行： 次，其后 5 年1次 2)必要时 运行 年限 糠醛 含量 运行 年限 糠醛 含量 1~3 4~6 7~9 10~ 12 0.2 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 0.04 13 ~ 15 0.4 0.07 0.1

16~ 18

19~ 21

22~ 25

0.6

1

2

2)跟踪监测时，应注意增长率 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 必要时 (板)聚合 度 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(如 20 年) 的变压器尽量利用吊检的机会 取样 29 绝 缘 纸 (板)含水 量 30 电抗器阻 抗测量 必要时 必要时 含水量(质量分数)一般不大于下值 可用所测绕组的 tgδ值推算或 500kV 220kV 1% 3% 取纸样直接测量

与出厂值相差在±5%范围内， 与三相 如受试验条件限制可在运行电 或三相组平均值相差在±2%范围内9

压下测量

5.2 消弧线圈

消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.2。

5.3 干式变压器

干式变压器的试验项目、周期和要求见表5.3。

5.4 干式电抗器

干式电抗器试验项目：所连接的系统设备大修时作交流耐压试验(表5.l中序号7)。

5.5变电所用变压器、接地变压器和变压器中性点高阻装置

变电所用变压器、接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目、周期和要求见表5.4。

5.6 气体绝缘变压器

气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表5.5。

5.7 箱式变压器和10kV配电变压器

箱式变压器和10kV配电变压器的试验项目、周期和要求见表5.6。

5.8 特殊连接结构变压器

5.8.1 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

按本规程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。

5.8.2 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

按本规程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)变压器和充油全密封高压引线装置每月1次绝缘油色谱分析，每半年1次绝缘油中含水量分析；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或护层保护器试验； 6)其它项目参照表5.1。

5.9 判断故障时可供选用的试验项目

主要针对1600kVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中溶解色谱气体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)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 —绕组变形测量 —短路阻抗 —空载电流和损耗

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) —绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量、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(特别是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

f)振动、噪音异常时可进行下列试验： —振动测量 —噪音测量 —油中溶解气体分析 —阻抗测量

6 互感器

6.1 电流互感器

电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.1。

电力设备交接和预防性试验规程 序号 3 项目 周 期 要 求 说 明

油 中 1)交接时、 投运 溶 解 前 气 体 2)大修后 色 谱 3)投运后前 3 年 分析 1 年 1 次，以后 3年1次 4)必要时

1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 2)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 H 2: 150

1) 新 投 运 互 感 器的油中不应 含有 C2H2 2) 运 行 中 制 造 厂明确要求不 进行色谱分析 时，才可不进行 110kV 及以上油 浸式电流互感 器交接时若有 出厂试验值可 不进行或只进 行个别抽试，但 对绝缘有怀疑 时应进行。

C2H2: 1(220~500kV) 2(110kV 及以下) 1)固体绝缘电流互感器在电压为 1.1Um/ 3 时，视在 放电量不大于 100pC;在电压为 1.1Um 时(必要时), 视在放电量不大于 500 pC 2)110kV 及 以 上 油 浸 式 电 流 互 感 器 在 电 压 为 1.1Um/ 3 时，视在放电量不大于 20pC 3)SF6 电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试 验后，应进行局部放电试验

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局 部 放 电 试 验 (35kV 及 以 上)

1) 35kV 固体绝 缘电流互感器 交接时 2) 110kV 及以 上电流互感器 (a)交接时 (b)大修后 (c)必要时

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极 性 检查

1)交接时 2)大修后 3)必要时

与铭牌标志相符合

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交 流 耐 压 试验

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)必要时，一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂值不 明的按下列电压进行试验。 电压等级(kV) 试验电压(kV) 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72

2)二次 绕组之间及对外壳的工 频耐压试验电压为 2kV,可用 2500V 兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 4) 110 500kV SF6 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，接着升至设备额定电压 3 分钟，然后降至 0 b. 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% 5) 110 500kV SF6 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%

电力设备交接和预防性试验规程 序号 7 项目 各 分 接 头 的 变 比检查 周 期 要 1)与铭牌标志相符合 2)交接时的比值差和相位差与制造厂试验值 比较应无明显变化，并符合等级规定 求 说 明

1)交接时 2)大修后 3)必要时

1)交接时对于计量 计费用绕组应测量 比值差和相位差 2)更换绕组后应测 量比值差和相位差

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校 核 励 磁 特 性 曲线

1)交接时 2)必要时

1)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 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽 头测量

继电保护有要求时 进行

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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

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绝 缘 油 击 穿 电 压 kV

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 35kV 及以下 ≥35 110~220kV ≥40 500kV ≥60

运行中 35kV 及以下 ≥30 110~220kV ≥35 500kV 运行中 220kV 及以下 ≤4 500kV ≤2 ≥50 1)当电流互感器 tg δ较大但绝缘油其它 性能正常时应进行 2)全密封电流互感器 按制造厂要求

进行

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绝缘油 90 ℃ 介 损 %

1)交接时 2)大修后 3)必要时

新油：≤0.5 注入设备后：≤0.7

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绝缘油 含水量 mg/L

1)交接时 2)大修后 3)必要时

投运前 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10

运行中 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15

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SF6 电 流 互 感 器 气 体 的 湿 度

1)交接时 2)投产后每半 年测量1次，运 行1年如无异 常，3年测1次 3)大修后 4)必要时

交接时和大修后不大于 150,运行中不大于 300

(20 ℃ 的 体 积 分 数) μL/L

6.2电压互感器

6.2.1 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表6.2。

表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

电力设备交接和预防性试验规程 序号 1 项 目 周 1)交接时 2)投运前 3)3 年 4)大修后 5)必要时 2 tgδ (20kV 及以 上) 1)绕组绝缘 tgδ a)交接时 b)投运前 c)3 年(35kV1 年) d)大修后 e)必要时 2)110~220kV 串级 式电压互感器支架 tgδ a)交接时 b)必要时 3)SF6、固体绝缘互 感器按制造厂规定 3 110kV 1)交接时 1)交接时与制造厂试验值比较应无明显变化 1)新投运互感器 35kV 以上 1)绕组绝缘 tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 35kV 及 以 下 交接时 大修后 运行中 交接时 大修后 运行中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 串级式电压互 感器的 tgδ试 验方法宜采用 末端屏蔽法 期 要 求 说 明

绝缘电 阻

1)与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无 显著差别 2)不应低于出厂值或初始值的 60%

用 2500V 兆欧 表

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%

及 以 上 2)大修后 电 压 互 3)投运后第 1 年取 1 感 器 油 次，以后 3 年 1 次 中 溶 解 4)必要时 气体色 谱分析 4 交 流 耐 1)交接时 压试验 2)大修后 3)必要时

2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列 的油中不应含有 任一值时应引起注意： 总烃： 100 H 2: 150 C 2H 2 2) 运 行 中 制 造 厂明确要求不 进行色谱分析 时，才可不进行 1)必要时，一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂值 不明的，按下列电压进行试验： 电压等级 kV 试验电压 kV 3 15 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72 1) 串 级 式 或 分 级绝缘式的互 感器用倍频感 应耐压试验， 同 时应考虑互感 器的容升电压 2) 耐 压 试 验 前 后， 应检查有否 绝缘损伤

C 2H 2: 2

2)二 次绕组之 间及其对外壳 的工频耐压 标准为 2kV,可用 2500V 兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行

序号

项

目

周

期

要

求

说

明

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6.2.2电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表6.3。

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