各类高压电气设备试验项目及要求标准资料.doc

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1、电力设备预防性实验规程(缩减）1. 范围本标准规定了各种电力设备预防性实验的项目、周期和要求,用以判断设备是否符合条件，预防设备损坏、保证安全运行。本标准适用于500KV以下的交流电力设备。本标准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、测量装置等电器设备和安全用具。从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。2定义、符号21 预防性实验 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。22 在

2、线监测在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或顶事进行的监测，通常是自动进行的。23 带电测量对在运行电压下的设备，采用专用一起，由人员参与进行的测量。24 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流电流值之比。常采用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。25 吸收比 在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。26 极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。27 本规程所用的符号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

3、（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1mA下的参考电压；tg 介质损耗因数；3总则31 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。32 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行，对其他设备可由本单位总工程师审查批准后执行。33 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，在必要时应进行耐压试验。50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，

4、凡无特殊说明者，均为1min；其他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实验值，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 72h220及330KV 48h110kv及以下 24h34 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。已有单独实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

5、压应采用所连接设备中的最低试验电压。35 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，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工作电压确定其试验电压；c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。3.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tg、泄漏电流等)时，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进行，

6、且空气相对湿度一般不高于80%。37 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。38 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。39 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，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。310 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。4 交流电动机41 交流电动机的试验项目、周期和要求见表1。表 1 交流电动机的试验项目、周期和要求序 号项 目周 期要 求说 明1 绕组的绝缘电阻和吸收比（吸收比：同一次实验中1min时的电阻值和15s时的绝缘电阻值之比） 1)小修时 2)大修时 1)绝缘电阻值： a)额定电压3

7、000V以下者，室温下不应低于0.5M b)额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于UnM(取Un的千伏数，下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnM c)转子绕组不应低于0.5M 2)吸收比自行规定 1)500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照表1序号1 2)3kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV及以上者使用2500V兆欧表 3)小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测量 4)有条件时可分相测量2 绕组的直流电阻 1)1年(3kV及以上或100kW及以上) 2)大修时 3)必要时 1) 3k

8、V及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1% 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1)大修时 2)更换绕组后 1) 试验电压：全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%，泄漏电流为20A以下者不作规定 3)500kW以下的电动机自行规定 有条件时可分相进行4 定子绕组的交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后 1)大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000

9、V 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V 1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后试验电压如下： 1)绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压不可逆式可逆式大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后1.5Uk，但不小于1000V3.0Uk，但不小于2000V全部更换转子绕组后2Uk+1000V4Uk+1000V6同步电动机转子绕组

10、交流耐压试验大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替7可变电阻器或起动电阻器的直流电阻大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10%3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量8 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 大修时 试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替9 同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻 大修时 绝缘电阻不应低于0.5M 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量10 转子金属绑线的交流耐压 大修时 试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替11 检查定子绕组的极性 接线变动时 定子绕组的极性与连接应正确1)对双绕组的电动机，应检查两

11、分支间连接的正确性2)中性点无引出者可不检查极性12 定子铁芯试验 1)全部更换绕组时或修理铁芯后 2)必要时 1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定。2）单位损耗参考值见附录A。3）运行年久的电机自行规定。1）在磁密为1T下持续试验时间为90min，磁密为1.4T下持续时间为45min。用红外热像仪测温。1)3kV或500kW及以上电动机应做此项试验2)如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值13 电动机空转并测空载电流和空载损耗 必要时 1)转动正常，空载电流自行规定 2)额定电

12、压下的空载损耗值不得超过原来值的50% 1)空转检查的时间一般不小于1h 2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 3)3kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗14 双电动机拖动时测量转矩转速特性 必要时 两台电动机的转矩转速特性曲线上各点相差不得大于10% 1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机 2)更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机42 各类试验项目： 定期试验项目见表1中序号1、2。 大修时试验项目见表1中序号1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表1中序号4、5。 容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造

13、厂规定。5 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。表 2 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)220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天(500kV设备还应增加1次在投运后1天) 2)运行中：a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月；c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月；d)其余8MVA及以上的变压器为1年；e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定 3)大修后 4)必要时 1)运

14、行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于15010-6H2含量大于15010-6 C2H2含量大于510-6 (500kV变压器为110-6) 2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 3)对330kV及以上的电抗器，当出现痕量(小于510-6)乙炔时也应引起注意；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)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判

15、断，必要时缩短周期进行追踪分析 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投运前的测试数据 5)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器2 绕组直流电阻 1)13年或自行规定 2)无励磁调压变压器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 4)大修后 5)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，其变化不应大于

16、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，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量3 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 1)13年或自行规定 2)大修后 3)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明显变化 2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 1)采用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，尽量使

17、每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算4 绕组的tg 1)13年或自行规定 2)大修后 3)必要时1)20时tg不大于下列数值：330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下： 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2) 同一变压器各绕组tg的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换

18、算 式中tg1、tg2分别为温度t1、t2时的tg值绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下Un4)用M型试验器时试验电压自行规定5 电容型套管的tg和电容值 1)13年或自行规定 2)大修后 3)必要时见第9章 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温6 绝缘油试验 1)13年或自行规定 2)大修后 3)必要时见第13章7交流耐压试验 1) 15年(10kV及以下) 2)大修后(66kV及以下) 3)更换绕组后 4)必要时 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(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

19、和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)66kV及以下全绝缘变压器，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8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 1)13年或自行规定 2)大修后 3)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大于0.1A 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量9 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 1)大修后 2)必要时 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定 1

20、)采用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 油中含水量见第13章11 油中含气量见第13章12 绕组泄漏电流 1)13年或自行规定 2)必要时1)试验电压一般如下：读取1min时的泄漏电流值绕组额定电压kV3610203566330500直流试验电压kV5102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化13绕组所有分接的电压比1)分接开关引线拆装后 2)更换绕组后 3)必要时1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，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

21、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校核三相变压器的组别或单相变压器极性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)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 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)16 短路阻抗和负载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 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值(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)17 局部放电测量 1)大修

22、后(220kV及以上) 2)更换绕组后(220kV及以上、120MVA及以上) 3)必要时 1)在线端电压为时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为时，放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按GB6450规定执行 1)试验方法符合GB1094.3的规定 2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的试验可自行规定 3)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)1年或按制造厂要求 2)大修后 3)必要时 1)检查动作顺序，动作角度 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，其动作角度应与出厂试验记录相符 2)操作试验：变压器带电时手动

23、操作、电动操作、远方操作各2个循环 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 3)检查和切换测试： 有条件时进行 a)测量过渡电阻的阻值 与出厂值相符 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 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 d)单、双数触头间非线性电阻的试验 按制造厂的技术要求 e)检查单、双数触头间放电间隙 无烧伤或变动 4)检查操作箱 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点

24、、位置指示器、计数器等工作正常 5)切换开关室绝缘油试验 符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV 6)二次回路绝缘试验 绝缘电阻一般不低于1M 采用2500V兆欧表19 测温装置及其二次回路试验 1)13年 2)大修后 3)必要时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于1M 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表20 气体继电器及其二次回路试验 1)13年(二次回路) 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1M 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表21 压力释放器校验 必要时 动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂规定22

25、整体密封检查 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无渗漏 试验时带冷却器，不带压力释放装置23 冷却装置及其二次回路检查试验 1)自行规定 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 3)绝缘电阻一般不低于1M 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表24 套管中的电流互感器绝缘试验 1)大

26、修后 2)必要时 绝缘电阻一般不低于1M 采用2500V兆欧表25 全电压下空载合闸 更换绕组后 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min1) 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压侧加压 3)110kV及以上的变压器中性点接地 4)发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行26 油中糠醛含量必要时 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高 2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运35年后 3)需了解绝缘老化情况运行年限15510

27、10151520糠醛量mg/L0.10.20.40.75 2)跟踪检测时，注意增长率 3)测试值大于4mg/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 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28 绝缘纸(板)含水量必要时含水量(质量分数)一般不大于下值： 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/T58096用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法标准进行测量500kV1%330kV2%220kV3%29阻抗测量必要时与出厂值相差在5%，与三相或三相组平均值相差

28、在2%范围内 适用于电抗器，如受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比不应有明显差别31噪声必要时与出厂值比不应有明显差别按GB7328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80K6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)6.3.1 定期试验项目 见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。6.3.2 大修试验项目表 6 电力变压器交流试验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

29、点交流试验电压值kV线端操作波试验电压值kV全部更换绕组部分更换绕组全部更换绕组部分更换绕组全部更换绕组部分更换绕组1132.532.533.518151815353066.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.5857285721701456672.5140120140120270230110126.0200170(195)9580375319220252.036039530633685(200)72(170)750638330363.046051039143485(230)72(19

30、5)850950722808500550.0630680536578851407212010501175892999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20S，90%以上幅值持续时间大于200S，波长大于500S；负极性三次。 a)一般性大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 b)更换绕组的大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、

31、11项适用于330kV及以上变压器。6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)6.4.1 定期试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。6.4.2 大修试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。6.5 油浸式电抗器6.5.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。6.5.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、

32、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。6.6 消弧线圈6.6.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。6.6.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。6.7 干式变压器6.7.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。6.8 干式电抗器试验项目 在所连接的

33、系统设备大修时作交流耐压试验见表5中序号7。6.9 判断故障时可供选用的试验项目 本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中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(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视 长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 油泵及水冷却器检查试验 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、tg、泄漏电流) 绝缘油的击穿电压、tg 绝缘油含水量 绝缘油含气量(500kV) 局部放电(可在变压器

34、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分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验： 油中溶解气体分析 绕组直流电阻 短路阻抗 绕组的频率响应 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、tg、泄漏电流) 绝缘油的击穿电压、tg、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

35、验： 振动测量 噪声测量 油中溶解气体分析 阻抗测量7 互感器7.1 电流互感器7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。表 7 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)投运前 2)13年 3)大修后 4)必要时 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M 采用2500V兆欧表2 tg及电容量 1)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，且与历年数据比较，不应有显著变化： 1)主绝缘tg试验电压为10kV，末屏对地t

36、g试验电压为2kV 2)油纸电容型tg一般不进行温度换算，当tg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升到时，tg增量超过0.3%，不应继续运行 3)固体绝缘互感器可不进行tg测量电压等级kV203566110220330500大修后油纸电容型充油型胶纸电容型3.02.51.02.02.00.70.6运行中油纸电容型充油型胶纸电容型3.53.01.02.52.50.80.7 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出5%范围时应查明原因 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

37、对地tg，其值不大于2%3 油中溶解气体色谱分析 1)投运前 2)13年(66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃 10010-6 H2 15010-6 C2H2 210-6(110kV及以下) 110-6(220500kV) 1)新投运互感器的油中不应含有C2H2 2)全密封互感器按制造厂要求(如果有)进行4 交流耐压试验 1)13年 (20kV及以下) 2)大修后 3)必要时 1)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kV361015203566试验电压kV152130384772120 2

38、)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行5局部放电测量 1)13年(2035kV固体绝缘互感器) 2)大修后 3)必要时 1) 固体绝缘互感器在电压为时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC 2)110kV及以上油浸式互感器在电压为时，放电量不大于20pC 试验按GB5583进行6极性检查 1)大修后 2)必要时 与铭牌标志相符7各分接头的变比检查 1)大修后 2)必要时 与铭牌标志相符更换绕组后应测量比值差和相位差8校核励磁特性曲线必要时 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别继电保护有要求时

39、进行9密封检查 1)大修后 2)必要时 应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定10一次绕组直流电阻测量 1)大修后 2)必要时与初始值或出厂值比较，应无明显差别11绝缘油击穿电压 1)大修后 2)必要时见第13章 注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前。7.1.2 各类试验项目 定期试验项目见表7中序号1、2、3、4、5。 大修后试验项目见表7中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更换绕组，可不进行6、7、8项)。7.2 电压互感器7.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表8和表9。表 8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

40、序号项 目周 期要 求说 明1 绝缘电阻 1)13年 2)大修后 3)必要时 自行规定 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表2 tg(20kV及以上) 1)绕组绝缘： a)13年 b)大修后 c)必要时 2)66220kV串级式电压互感器支架： a)投运前 b)大修后 c)必要时1) 1)绕组绝缘tg(%)不应大于下表中数值： 串级式电压互感器的tg试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定温度51020304035kV及以下大修后1.52.53.05.07.0运行中2.02.53.55.58.035kV以上大修后1.01.52.03.55.0运行中1.52.02.54.05.5 2)支架绝缘tg一般不大于6%3 油中溶解气体的色谱分析1)投运前 2)13年(66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 油中溶解气体组分含量