电力设备交接和预防性试验规程(主要部分).doc

电力设备交接和预防性试验
1 总则 1
3 电力变压器及电抗器 2
4 互感器 11
5 开关设备 18
8 电力电缆线路 28
9 电容器 31
10 绝缘油和六氟化硫气体 33
11 避雷器 37
13 二次回路 39
15 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 45
2005年规程修订部分 45

1 总则
1．1 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。
1．2 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。
1．3 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，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。
1．4 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。
1．5 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。
1．6 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(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24h
1．7 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。
1．8 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；
1．9 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。
1．10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
1．11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。
1．12 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，
1．13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3——1
表3——135KV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年1次。
(3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次
(4)必要时
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：20µl/1；H2：30µL/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：50µl/1；H2：50µL/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：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.0µL/1(500KV设备为1.0µL/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5.0µL/1)C2H2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µL/1
3）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

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10A
3
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%（10000MΩ以上）；
2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.5
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，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：
R2=R1×1.5(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10000MΩ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tgδ
1）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tgδ不大于下列数值：
500kV 0.6%
110-220kV 0.8%
35kV 1.5%
2）tgδ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 kV
绕组电压10 kV以下： Un
1） 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tgδ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tgδ值一般可用下式换算：tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10
式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的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
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
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10章

7
交流耐压试验
1）35kV变压器：
⑴交接时
⑵大修后
⑶必要时
2）110kV及以上变压器、电抗器：
⑴交接时、大修后在有条件时进行
⑵更换绕组后
⑶必要时
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；
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A
1）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 MΩ；其它变压器一般不低于10 MΩ
1） 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

12
绕组泄漏电流
1）交接时
2）大修后
3）1-3年
4）必要时
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I的规定。
绕组额定电压（kV）
3
6-10
20～35
66-220
500
直流试验电压（kV）
5
10
20
40
60
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）
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
4）必要时
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%

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300pC
1）试验方法应符合GB1094.3的规定
2）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GB50150-91
2）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
3）1-3年
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 MΩ
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
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 MΩ
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
21
压力释放器试验
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 MΩ
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5min
2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min
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
26
油中糠醛含量
必要时
1） 含量超过表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
出现以下情况时可进行：
1）油中气体总烃超标或CO、CO2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
运行年限
1-5
5-10
10-15
15-20
糠醛含量（mg/l）
0.1
0.2
0.4
0.75
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
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tgδ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）
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）更换绕组后
3）外部接线变更后
必须与电网相位一致

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+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225；
3）无载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）必要时
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可不测吸收比和极化指数
3
油浸变压器和消弧线圈绕组的tgδ
必要时
1）20℃时的tgδ不大于1.5%
2）tgδ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 kV
绕组电压10 kV以下： Un
不同温度下的tgδ值一般可用下式换算：
tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10
式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ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H
2）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 MΩ
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号相符

9
变压器空载电流和空载损耗
1）交接时
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）大修时（10 kV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1 MΩ
测绝缘电阻用2500V兆欧表
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，绝缘电阻一般不低于1 MΩ
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 MΩ
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4－1、4－2
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4—1。
表4—1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）1～3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1000MΩ
1）用2500V兆欧表
2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地
3）500KV电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻
2
tgδ及电容量
1）交接时、投运前
2）1～3年
3）大修后
4）必要时
1）主绝缘tgδ(%)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KV
35
110
220
500
交接大修后
油纸电容型
—
0.8
0.6
0.5
充油型
3.0
2.0

胶纸电容型
2.5
2.0

运行中
油纸电容型
—
1.0
0.8
0.7
充油型
3.5
2.5
—
—
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1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2%
1）主绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV
2）油纸电容型充油型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ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/√3时，tgδ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tgδ测量
3
110KV及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析
1）交接时
2）1～3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C2H2
2）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
总烃：100μΙ/Ι
H2： 150μΙ/Ι
C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级）
1μΙ/Ι（220~500KV级）
全密封电流互感器按制造厂要求进行
4
110KV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KV
110
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）1－5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G
2）二次绕组之间及对地为2KV
3）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 pC
2）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 pC
1）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）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
2）大修后
3）必要时
见第10章
全密封电流互感器按制造厂要求进行
12
绝缘油tgδ
1）交接时110KV及以上
2）必要时
投入运行前的油
运行油
1）当电流互感器tgδ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
注入前：≤0.5
注入后：220KV及以下≤1，500KV≤0.7
≤2
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4－1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4－1中序号1、7、8、9、10进行。
4．1．2 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4－2110KV及以上SF6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
SF6气体湿度(20℃V/V)(υl/l)
1)交接时
2)大修后
3)新装及大修后1年内复测
4)1～3年
5)必要时
交接及大修后：不大于250
运行中：不大于500
1)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)老炼试验后
2)必要时
纯度≥97%
空气≤0.2%
CF4≤0.1%
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)1～3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)1～3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1000MΩ
1)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
tgδ（%）
1)交接时
2)1～3年
3)大修后
4)必要时
符合制造厂规定

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5～6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV
11
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：1.1Un(10min)→0→1.0Un(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G
13
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10pC

4．2电压互感器
4．2．1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4－3和表4－4
表4－3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）1－3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
2
tgδ（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)1－3年(3)大修后(4)必要时
2）串级式电压互感器支架：(1)交接时(2)必要时
1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值：
额定电压
温度
℃
5
10
20
30
40
35KV及以上
交接时大修后
1．5
2．5
3．0
5．0
7．0
运行是
2．0
2．5
3．5
5．5
8．0
110KV及以下
交接时大修后
1．0
1．5
2．0
3．5
5．0
运行是
1．5
2．0
2．5
4．0
5．5
2）支架绝缘tgδ应不大于10％
串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方法与要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验电压为3000V
3
110KV及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析
1）交接时
2）1－3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C2H2
2）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 100μl/l
H2: 150μl/l
C2H2: 2μl/l
只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。
4
110KV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
油中微量水含量不应大于下表中数值：

电压等级KV
110
220
500
水份mg/L
交接
20
15
10
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）1~5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G
2）二次绕组之间及对地为2KV
1)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=60×00/f;
但不应小于20s,且f不应大于300HZ
2)二次绕组可用2