预防性试验规程2005正式版

Q/TGS天津市电力公司企业标准Q/TGS30122006电力设备预防性试验规程200681发布200681实施天津市电力公司发布Q/TGS30122006I目次前言II1范围32规范性引用文件33总则34电力变压器及电抗器45套管96互感器107电容器128避雷器149接地装置1410串联补偿装置1611开关设备1612母线20131KV以上的架空电力线路2014电力电缆线路2015绝缘油和六氟化硫气体2316支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料2517接地电阻器2518红外成像检测26附录A（规范性附录）橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法27附录B（规范性附录）橡塑电缆附件中金属层的接地方法28附录C（规范性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值29附录D（规范性附录）合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则30附录E（规范性附录）断路器回路电阻厂家标准32附录F（规范性附录）高压电气设备的工频耐压试验电压标准34Q/TGS30122006II前言预防性试验是评估电力设备状态，保证电力设备安全的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是从事电力设备预防性试验工作的主要技术依据，多年来由原电力工业部颁发的电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）和由华北电网有限公司颁发的华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程对电力生产起到了重要的作用。近年来，天津电网有了很大的发展，为了适应当前天津市电网发展的实际需要，在2005版华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程基础上，依据电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）和国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施等技术标准和规定，结合天津电网的实际情况，组织编制了天津市电力公司电力设备预防性试验规程，作为天津市电力公司开展电力设备预防性试验的技术依据。与2005版华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程相比较，新规程主要作了以下几方面修订删除了电力设备交接试验规定部分；明确和调整了电力设备的预防性试验周期；增加了过电压吸收器试验、电缆户外终端热成像测温、电缆户外充油终端油位检查、电缆金属护层接地线环流测量等试验项目。增加了封闭式电缆出线变压器、电阻器的试验项目。本标准由天津市电力公司标准化委员会提出。本标准由生产技术部归口。本标准起草单位生产技术部、技术中心、高压供电公司、滨海供电公司、城东供电分公司、修试中心本标准主要起草人郭浩、朱晓辉、胡志芳、卢欣、张东斐、刘宝成、吴东、项添春、钱滨、唐庆华、张树民、陈沛然、王荣亮、王永福。本标准审查人蒋亦兵。本标准批准人赵鹏本标准委托生产技术部负责解释。Q/TGS301220063电力设备预防性试验规程1范围本规程规定了电力设备预防性试验工作的总则、电气设备的试验项目、周期和标准。本规程适用于天津市电力公司35KV及以上电压等级变电站内电力设备预防性试验工作，用户变电站内电力设备预防性试验工作参照本规程执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改版或修订版均不适用于本标准，但鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB501501991电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T5961996电力设备预防性试验规程GB12022工业六氟化硫DL/T9152005六氟化硫气体湿度测定法（电解法）华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程（华北电网生200530号）国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施（国家电网生技2005400号）3总则31本规程所规定的各项试验标准，是从事高压电力设备预防性试验的技术依据，是评估电力设备运行状态的重要技术手段，是保证设备长期安全运行的技术保障，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。32本规程原则上只对处于常规状态的运行设备的预防性试验周期和内容作出要求。电力设备（电缆除外）新投运、大修后和必要时的试验和检验应遵照执行电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB5015091）、电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）、华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程和国家电网公司十八项电网重大技术反事故措施等技术标准和规定。33在进行设备预防性试验时，除应注重试验结果与本规程标准的比对，还应注重与该设备出厂值、历次试验结果、同类设备或不同相别的试验结果相比对，通过对试验数据的变化规律、变化趋势和与群体数据差异性的分析，综合给出结论和评判。34电气设备预防性试验周期一般规定（条款中另有规定的除外）500KV，1年；220KV，3年；110KV，3年；35KV，3年；10KV，6年。试验宽限期为35KV及以上3个月，10KV6个月。遇到特殊情况需要延长试验周期或改变试验项目、要求时，对220KV及以上变电站的主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位主管生产领导审查批准后执行。35各基层单位在制定设备试验具体时间，应在各自管辖范围内按照轮试模式，以试验周期长度为单位，将整体试验工作基本均匀地分配在各年度中进行。既避免了试验工作量在特定高峰年中突增，又可使各电压等级的设备始终处于监控状态。36110KV及以上设备、35KV电力变压器及其两侧间隔设备新投运和大修1年内预试周期为1年，各项指标均合格后转入正常周期。运行达20年以上的一般电气设备（条款中另有规定的除外），各基层单位根据设备状况自行缩短预试周期。37如制造厂对设备的预试周期、项目有明确规定的，可根据设备的特点，由本单位主管生产领导审查批准后参照执行。38在试验周期和时间的安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，对需停电取油样或气样的试验周期调整到与电气试验周期相同；变压器各侧开关及以内设备的预试周期应与该台变压器相同；将同间隔设备、相关线路及对端变电站设备调整为相同试验时间。Q/TGS30122006439如果发现设备异常或分析表明同类型设备存在群体性或规律性缺陷时，须按电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）的要求适当缩短预试周期和增加试验项目，并制定和实施详细的跟踪监测措施。310本规程不适用于直流输电设备、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。31150HZ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72H；220KV设备静置时间大于48H；110KV及以下设备静置时间大于24H。312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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。313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其试验电压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。314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、TAN、泄漏电流等），应同时测量、记录被试品温度和周围空气的温度、湿度。315在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于5OC，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。4电力变压器及电抗器4135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表1。表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1500KV变压器、电抗器3个月1次2220KV变压器和发电厂120MVA以上的变压器3个月1次3110KV变压器6个月1次。435KV变压器6个月1次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1501/1；H21501/1；C2H2501/1500KV设备为101/13烃类气体总和的产气速率在025ML/H开放式和05ML/H密封式，相对产气速率大于10月，则认为设备有异常4500KV电抗器当出现少量小于50L/1C2H2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/L3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从实际带电之日起，即纳入监测范围6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，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月Q/TGS301220065序号项目周期标准说明2绕组直流电阻1500KV1年235220KV3年116MVA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05应引起注意，大于1应查明处理216MVA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23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22不同温度下的电阻值按下式换算R2R1TT2/TT1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无激磁调压变压器调换分头时，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变压器最长不超过6个月6220KV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1500KV1年235220KV3年1在1030范围内，吸收比一般不低于13；极化指数不低于152220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1220KV及以上用5000V兆欧表，其他可用2500V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Q/TGS301220066序号项目周期标准说明处测量4绕组的TAN1500KV1年235220KV3年120时的TAN不大于下列数500KV06110220KV0835KV152TAN值与历年的数值比较不应有明显变化一般不大于303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TAN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TAN5电容型套管的TAN和电容值1500KV1年235220KV3年见第5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6绝缘油试验见第15章7铁芯有外引接地线的绝缘电阻1500KV1年235220KV3年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01A1用2500V兆欧表2夹件也有单独外引接地线的需分别测量8油中含水量见第15章9油中含气量见第15章1试验电压一般如下绕组额定电压KV3610203566220500直流试验电压KV51020406010绕组泄漏电流1500KV1年235220KV3年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11有载调压装置的试验和检查1500KV1年235220KV3年按DL/T574有载分接开关运行维修导则执行12测温装置及其二次回路试验1500KV1年235220KV3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表13气体继电器及其二次回路试验1500KV1年235220KV3年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表14冷却装置及其二次回路试验1500KV1年235220KV3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1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表15变压器绕组变形试验35KV及以上6年与初始结果相比，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可用频率响应法和低电压阻抗法注油浸电抗器试验项目、标准、周期见表1中序号110、1213。42封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、周期和标准见表2。Q/TGS301220067表2封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、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1220KV3个月1次。2110KV及以下6个月1次。1110KV及以上变压器油中一旦出现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1501/1；H21501/1；C2H2501/1500KV设备为101/13烃类气体总和的产气速率在025ML/H开放式和05ML/H密封式，相对产气速率大于10月，则认为设备有异常1总烃包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2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3总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断2绕组直流电阻非电缆侧绕组6年116MVA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05应引起注意，大于1应查明处理216MVA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23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22不同温度下的电阻值按下式换算R2R1TT2/TT1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4220KV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6年1在1030范围内，吸收比一般不低于13；极化指数不低于152220KV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10000M时，吸收比和极化指数可仅作为参考7电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绝缘油试验见第15章5铁芯有外引接地线的绝缘电阻6年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01A1用2500V兆欧表2夹件也有单独外引接地线的需分别测量6油中含水量见第15章7油中含气量见第15章8有载调压装置的试验和检查6年按DL/T574有载分接开关运行维修导则执行9测温装置及其二次回路试验6年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表10气体继电器及其二次回路试验6年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表11冷却装置及其二次回路试验6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1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表Q/TGS30122006843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、周期和标准见表3。表3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、周期标准序号项目周期标准说明1绕组直流电阻6年116MVA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1216MVA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23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24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3执行2不同温度下的电阻值按下式换算R2R1TT2/TT1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6年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时，可不测吸收比或极化指数3绝缘油试验6年见第15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110KV及以上对待4有载调压装置的试验和检查6年按DL/T574有载分接开关运行维护导则的规定执行5干式变压器交流耐压试验6年试验电压见附录F44SF6气体变压器110KV及以上SF6气体变压器的试验项目、周期和标准见表4。表4SF6气体变压器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1SF6气体湿度20V/VL/L3年运行中不大于5001按GB12022工业六氟化硫、DL/T9152005六氟化硫气体湿度测定法（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，静置24H后进行湿度检测2SF6气体泄漏泄漏率不大于1/年，或按厂家要求日常监控，必要时检测3SF6气体其它检测项目见第15章见第15章见第15章Q/TGS301220069序号项目周期标准说明4气体密度继电器校验3年应符合制造厂规定5绕组直流电阻1500KV1年235220KV3年116MVA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05应引起注意，大于1应查明处理216MVA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23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22不同温度下的电阻值按下式换算R2R1TT2/TT1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5220KV及以上绕组测试电流不宜大于10A6绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1500KV1年235220KV3年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702在1030范围内，吸收比一般不低于13；极化指数不低于153220KV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吸收比和极化指数不进行温度换算4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5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7绕组连同套管的TAN1500KV1年235220KV3年120时的TAN不大于下列数值500KV06110220KV082TAN值与历年的数值比较不应有明显变化一般不大于303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TAN标准值相同3封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的TAN8铁心有外引接地线的绝缘电阻1500KV1年235220KV3年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01A1用2500兆欧表2夹件也有单独外引接地线的需分别测量1试验电压一般如下绕组额定电压KV36102035110220500直流试验电压KV5102040609绕组泄漏电流1500KV1年235220KV3年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10有载调压装置的试验和检查1500KV1年235220KV3年按DL/T574有载分接开关运行维修导则执行Q/TGS3012200610序号项目周期标准说明11测温装置的校验及其二次回路试验3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表12变压器绕组变形试验110KV及以上6年与初始结果相比，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出口短路后应创造条件进行试验4可采用频率响应法或低电压阻抗法5套管套管的试验项目、周期和标准见表5。表5套管的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1主绝缘及电容型套管及末屏对地的绝缘电阻1500KV1年235220KV3年1主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值110KV以下5000M110KV及以上10000M2未屏对地的绝缘电阻不应低于1000M用2500V兆欧表1主绝缘20时的TAN值不应大于下表中数值电压等级KV203566110220500充油型351515油纸电容型101008胶纸电容型3015102主绝缘及电容型套管未屏对地的TAN与电容量1500KV1年235220KV3年2当电容型套管未屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量未屏地对地的TAN；加压2KV，其值不大于23电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过5时应查明原因1油纸电容型套管的TAN一般不进行温度换算，当TAN与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析TAN与温度、电压的关系，若TAN随温度升高明显增大，或试验电压由10KV升到UM/3，TAN增量超过03时不应继续运行2测量变压器套管TAN时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，未屏接电桥，正接线测量3存放1年以上的套管应做额定电压下的TAN3油中溶解气体色谱分析110KV及以上6年油中溶解气体组份含量V/V超过下列任一值时应引起注意H2500L/LCH4100L/LC2H2LL/L220500KV2L/L110KV及以下6互感器61电流互感器611电流互感器的试验项目、周期和标准见表6。表6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1500KV1年235220KV3年1绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的602电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般1用2500V兆欧表2测量时非被试绕组或末屏、外壳应接地Q/TGS3012200611序号项目周期标准说明310KV及以下6年不低于1000M3500KV电流互感器具有二个一次绕组时，应测量一次绕组间的绝缘电阻1主绝缘TAN不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化电压等级KV35110220500油纸电容型100807充油型3525运行中胶纸电容型30252TAN及电容量1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年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，应测量末屏对地TAN，其值不应大于21主绝缘TAN试验电压为10KV，末屏对地TAN试验电压为2KV2油纸电容型TAN一般不进行温度换算，当TAN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TAN与温度电压的关系，当TAN随温度明显变化或试验电压由10KV升到UM/3时，TAN增量超过03，不应继续运行3固体绝缘型不进行TAN测量3110KV及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年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分含量超过下列任一值时应引起注意总烃100L/LH2150L/LC2H22L/L110KV1L/L220500KV全密封电流互感器按制造厂要求进行4交流耐压10KV及以下6年1二次绕组之间及末屏对地为2KV2一次绕组交流耐压标准见附录F二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替注SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时进行。612SF6气体电流互感器110KV及以上SF6气体电流互感器的试验项目、周期和标准见表7。表7110KV及以上SF6电流互感器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1SF6气体湿度20V/VL/L1500KV1年2110220KV3年运行中不大于5001按GB12022工业六氟化硫、DL/T9152005六氟化硫气体湿度测定法（电解法）运行2气体密度继电器校验3年符合制造厂规定3绕组及末屏的绝缘电阻1500KV1年2110220KV3年1绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的602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3500KV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Q/TGS301220061262电压互感器621电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准见表8。表8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135KV及以上3年210KV及以下6年在相同环境条件下，绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的601使用2500V兆欧表2测量时非被试绕组、外壳应接地1绕组绝缘TAN不应大于下表中数值额定电压温度51020304035KV及以下运行中2025355580110KV及以上运行AN20KV及以上油浸式电压互感器3年2支架绝缘TAN应不大于10串级式电压互感器的TAN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，分级绝缘电压互感器试验电压为3000V3110KV及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析110220KV3年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/LH2150L/LC2H22L/L只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行。622电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见表9。表9电容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中间变压器的绝缘电阻1500KV1年235220KV3年一次绕组对二次绕组及地应大于1000M二次绕组之间及对地应大于10M用1000兆欧表，从X端测量2电容器极间绝缘电阻1500KV1年235220KV3年一般不低于5000M用2500V兆欧表3电容值1500KV1年235220KV3年1每节电容值偏差不超出额定值的510范围2电容值大于出厂值的102时应缩短试验周期3一相中任两节实测电容值差不应超过51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4TAN1500KV1年235220KV3年1油纸绝缘05，如超过05但与历年测试值比较无明显变化且不大于08，可监督运行2膜纸绝缘02。若测试值超过02应加强监视，超过03应更换上节电容器测量电压10KV，中压电容的试验电压自定5低压端对地绝缘电阻1500KV1年235220KV3年不低于10M1用2500V兆欧表2低压端指“N”或“J”或“”等Q/TGS3012200613623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。624带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。6241测量方法在运行电压下。用电流表或电流变换器测量流过分压器低压端指“N”或“J”或“”等接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。6242判断方法A计算得到的电容值的偏差超出额定值的510范围时，应停电进行试验；B与上次测量相比，电容值变化超出10时，应停电进行试验；C电容值与出厂值相差超出5时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。7电容器71耦合电容器711耦合电容器试验项目、周期和标准见表10。表10耦合电容器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1极间绝缘电阻3年一般不低于5000M用2500V兆欧表2电容值3年1每节电容值偏差不超出额定值的510范围2电容值大于出厂值的102时应缩短试验周期3一相中任两节实测电容值差不应超过51用交流电桥法2一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3TAN3年以10KV电压测量时TAN值不应大于下列数值1油纸绝缘05，如超过05但与历年试值比较无明显变化且不大于08，可监督运行2膜纸绝缘02。运行中若测试值超过02，应加强监视，当测量值超过03时，应予以更换4低压端对地绝缘电阻3年不低于10M用2500V兆欧表712带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。7121测量方法在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。7122判断方法A计算得到的电容值的偏差超出额定值的510范围时，应停电进行试验；B与上次测相比，电容值变化超出10时，应停电进行试验；C电容值与出厂值相差超出5时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。72集合式电容器集合式电容器的试验项目、周期和标准见表11。表11集合式电容器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1相间和极对壳绝缘电阻135KV3年210KV6年自行规定1用2500V兆欧表2试验时极间应用短路线短接2绝缘油击穿电压135KV3年210KV6年参照表30的标准Q/TGS301220061473并联电容器组用串联电抗器并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表12。表12并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绕组绝缘电阻135KV3年210KV6年不低于1000M用2500V兆欧表74放电线圈放电线圈的试验项目、周期和标准见表13。表13放电线圈的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻135KV3年210KV6年不低于1000M一、二次绕组间及对壳均用2500V兆欧表2一次绕组直流电阻135KV3年210KV6年与上次测量值相比无明显变化可用万用表75过电压吸收器过电压吸收器的试验项目、周期和标准见表14。表14过电压吸收器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻135KV3年210KV6年不低于1000M用2500V兆欧表2电阻值135KV3年210KV6年与标称值相差不超过10可用万用表3电容值135KV3年210KV6年与标称值相差不超过10应采用电压电流法8避雷器81无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表15。表15无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年135KV以上，不低于2500M235KV及以下，不低于1000M用2500V及以上兆欧表2直流LMA电压ULMA及075ULMA下的泄漏电流1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年1不得低于GB11032规定值2ULMA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于53075ULMA下的泄漏电流不应大于50A1测量时应记录环境温度和相对湿度2测量电流的导线应使用屏蔽线3初始值系指交接试验或投产试验时的测量值3运行电压下的交流泄漏电流每个雷雨季前、后各测量一次1测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必须停电检查2当阻性电流增加到初始值的150时，应适当缩短监测周期。1测量时应记录环境温度，相对湿度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰影响的2可用第一次带电测试代替交接试验,并作为初始值Q/TGS301220061582输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表16。表16输电线路用无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘电阻1110220KV3年235KV及以下6年与上次试验结果比较无明显变化2直流1MA电压U1MA和75U1MA下的泄漏电流1110220KV3年235KV及以下6年1不得低于GB11032的规定值2U1MA实测值与初始值或出厂值比较变化不应大于5375U1MA下的泄漏电流不应大于50A或制造厂规定1测量时应记录环境温度和相对湿度2测量电流的导线应使用屏蔽线3初始值系指交接试验时的测量值9接地装置接地装置的试验项目、周期和标准见表17。表17接地装置的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1有效接地系统的接地装置的接地阻抗16年2可以根椐该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期Z2000/I式中I为经接地装置流入地中的短路电流，A；Z为考虑到季节变化的最大接地阻抗，。如不能满足上式的要求时，在技术经济允许的条件下，Z可适当地增大到不超过05，但必须采取措施以保证发生接地短路时，在接地装置上1接触电压和跨步电压均不超过允许的数值2做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生3310KV避雷器不动作1测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则采用分离法2测试时应断开架空地线，应注意地中电流的影响3每3年或必要时，验算一次I值并校验设备接地引下线的热稳定4铜质材料地网运行中必要时进行2非有效接地系统的接地装置的接地阻抗16年2可以根椐该接地装置挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期1当按地装置与1KV及以下设备共用接地时，接地电阻Z120/I2当接地装置仅用于1KV及以上设备时，接地电阻Z250/I3在上述任一情况下，接地阻抗一般不得大于10测试时，应断开架空地线3小电阻接地系统接地装置的接地阻抗13年2铜质材料地网6年不大于0541KV以下电力设备的接地阻抗3年使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过100KVA时，其接地阻抗不宜大于4，如容量小于100KVA时，则接地阻抗允许大于4，但不超过10对于在电源处接地的低压电力网包括孤立运行的低压电力网中的用电设备，只进行接零不做接地，所用零线的接地阻抗就是电源设备的接地阻抗，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地阻抗5独立微波站的接地阻抗6年不宜大于5测试时应断开电源零线若零线与地网相连6独立的燃油、易爆气体贮罐及其管道6年不宜大于30无独立避雷针保护的露天贮罐不应超过10Q/TGS3012200616序号项目周期标准说明的接地阻抗7露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地阻抗及独立避雷针线的接地阻抗6年不宜大于101与接地网连在一起的可不测量，但按本表序号10要求检查与接地网的连接情况2在高土壤电阻率地区难以将接地阻抗降至10时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针线对罐体及管、阀等反击的要求当杆塔高度在40M以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40M时，则取下表值的50，但当土壤电阻率大于2000M时，接地阻抗难以达到15时，可增加至20土壤电阻率M接地阻抗100及以下101005001550010002010002000258有架空地线的线路杆塔的接地阻抗1发电厂或变电所进出线12KM内的杆塔2年2其他线路杆塔不超过5年2000以上30对于高度在40M以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地阻抗难以降到30时，可采用68根总长不超过500M的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制，但对于高度达到或超过40M的杆塔，其接地阻抗也不宜超过20种类接地阻抗非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆30中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆509无架空地线的线路杆塔接地阻抗1发电厂或变电所进出线12KM内的杆塔2年2其他线路杆塔不超过5年低压进户线绝缘子铁脚3010检查有效接地系统电力设备接地引下线与接地网连接情况3年1不应大于022不得有开断、松脱或严重腐蚀与现象1将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查2应采用测量电流大于1A的接地引下线导通测量仪进行测量11抽样开挖检查变电所地中接地网的腐蚀情况15年2铜质材料接地网及水泥防腐材料接地网10年不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象可根椐电气设备的重要性和施工的安全，选择58个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围10串联补偿装置阻尼电抗器试验项目、周期和标准见表18。表18阻尼电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1例行检查3年无异常状况1例行检查项目包括外观完整、连接是否松动、线圈异常、异物、泄漏、污染、防护漆等2必要时一般指以下几种情况电抗器受到严重的操作或环境应力后电抗器受到严重的短路电流冲击后Q/TGS3012200617序号项目周期标准说明3环境恶劣时适当缩短检查周期11开关设备111SF6断路器和GISSF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准见表19。表19SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明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15章见第15章见第15章2辅助回路和控制回路绝缘电阻1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年绝缘电阻不低于1M用1000V兆欧表3断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和TAN1500KV1年2220KV3年1瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值和TAN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单节电容器按第7章规定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TAN，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，TAN仅作参考4断路器的机械特性试验1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年1速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定2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3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2MS5分、合闸电磁铁的动作电压1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年1并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85110范围或直流额定电压的80110范围内可靠动作；并联分闸扣器应能在其额定电源电压65120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2在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80关合电流峰值大于50KA时为85时应可靠动作采用突然加压法6导电回路电阻1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年运行中回路电阻值不大于出厂值的12倍应采用直流压降法测量，电流不小于100AQ/TGS3012200618序号项目周期标准说明7SF6气体密度继电器检查及压力表校验1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年应符合制造厂规定8油气泵补压及零起打压的运转时间1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年应符合制造厂规定9GIS的联锁和闭锁性能试验1500KV1年235220KV3年310KV及以下6年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112多油断路器和少油断路器多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准表20。表20多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1整体绝缘电阻自行规定2断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻M不应低于下表数值20额定电压KV2424407251262521绝缘电阻135220KV3年210KV及以下6年600150030003000用2500V兆欧表120时多油断路器的非纯瓷套管的TAN值见表6220时非纯瓷套管断路器的TAN值，可比表6中相应的TAN值增加下列数值额定电压KV1267254052405KV及以上非纯瓷套管和油断路器的TAN3年TAN值的增加数1231在分闸状态下按每支套管进行测量，测得的TAN超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭