2007 750kV电气设备预防性试验规程

ICS29.240备案号：CEC69-2008国家电网公司企业标准Q/GDW158—2007750kV电气设备预防性试验规程Standardfor750kVElectricEquipmentPreventiveTest

2007-01-17发布2007-01-17实施

国家电网公司发布目次前言1范围2规范性引用文件3术语和定义4总则5电力变压器6并联电抗器7电容式电压互感器8SF6电流互感器9SF6高压交流断路器10气体绝缘金属封闭开关设备11隔离开关12高压套管13金属氧化物避雷器14悬式绝缘子、支柱绝缘子和复合绝缘子15绝缘油16SF6气体17接地装置附录A（资料性附录）750kV电气设备的额定绝缘水平附录B（资料性附录）电力变压器交流试验电压及操作波试验电压标准附录C（资料性附录）750kV屋外配电装置最小安全净距附录D（资料性附录）750kV电气设备预防性试验的参考标准

前言

《750kV电气设备预防性试验规程》（以下简称规程）用于西北电网750kV输变电工程电力设备的预防性试验。预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，是判断电力设备运行状况的重要准则。1996年电力工业部颁发的《电力设备预防性试验规程》，仅适用于500kV及以下电压等级的设备。750kV电力设备是我国自行研制开发的新型超高压设备，本规程提出的预防性试验项目和标准，依据有关750kV电压等级的科研成果、750kV电力设备订货技术条件和IEC国际标准，并结合330kV电压等级和500kV电力设备的运行经验而制定。本规程只涉及750kV电压等级的相关设备，工程中其他电压等级的电力设备仍执行DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》的相关内容。本规程提出的技术内容仍有待工程投运后的实践检验，并通过不断积累经验而加以完善。本规程的附录A、附录B、附录C、附录D是资料性的附录。本规程由国家电网公司基建部负责解释。本规程由国家电网公司科技部归口。本规程主要起草单位：西北电网有限公司、陕西电力科学研究院（原西北电力试验研究院）。本规程参加起草单位：甘肃电力试验研究所、青海电力试验研究所和西安交通大学。本规程主要起草人：朱跃、王莉英、陈楚羽、霍大渭、刘孝为、王森、郭薇、高宏伟、孙强。

750kV电气设备预防性试验规程1范围本规程规定了750kV电气设备预防性试验的项目、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。本规程的内容只包括750kV电压等级的电力设备的特有部分，凡与现行《电力设备预防性试验规程》内容相同部分，本规程不再重复。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而构成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所用的修改单（不包括勘误的内容）或修订版本不适合本规定，然而，鼓励根据本规程达到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规程。GB1094.1电力变压器第一部分总则GB1094.3电力变压器第三部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1208电流互感器GB1984高压交流断路器GB2536变压器油GB/T4703电容式电压互感器GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则GB10229电抗器IEC60694高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求IEC61109标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子——定义、试验方法和验收标准IEC62271—203额定电压52kV以上气体绝缘金属封闭开关设备DL/T555气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则DL/T596电力设备预防性试验规程GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器Q/GDW103750kV系统用主变压器技术规范Q/GDW104750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范Q/GDW105750kV系统用高压交流断路器技术规范Q/GDW106750kV系统用高压交流隔离开关技术规范Q/GDW107750kV系统用电流互感器技术规范Q/GDW108750kV系统用电压互感器技术规范Q/GDW109750kV系统用金属氧化物避雷器技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1预防性试验PreventiveTest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On-lineMonitor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On-lineMeasurement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InsulationResistance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。常用绝缘电阻表（俗称兆欧表）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。3.5吸收比AbsorptionRatio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。3.6极化指数PolarizationIndex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。3.7局部放电PartialDischarge绝缘结构中仅部分被桥接的电气放电现象。局部放电可能发生在电气设备内部，也可能发生在设备外部的导体附近。3.8本规程所用的符号Ur：设备额定电压；Um：设备最高电压；U1mA：避雷器直流1mA下的参考电压；tanδ：介质损耗因数；Up：设备的雷电冲击耐受电压。4总则4.1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，进行全面分析后作出判断。4.250Hz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；其他耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。4.3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：a）电力变压器、并联电抗器＞96h；b）高压套管、电容式电压互感器、电流互感器＞96h。4.4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。4.5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。4.6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、tanδ、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、湿度。进行绝缘试验时，被试品温度一般不应低于＋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％。4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，需经上一级主管部门审查批准后执行。4.9如产品的IEC标准、国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。4.10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。5电力变压器5.1电力变压器试验项目、周期和要求见表1。

表1电力变压器的试验项目、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）1个月2）大修投运后1天、3天、10天、20天、30天3）必要时1）油中H2和烃类气体含量超过下列任何一项值时要引起注意：H2大于150μL/LC2H2大于1μL/L总烃大于150μL/L2）总烃的相对产气速率大于10％/月或下列几种气体的绝对产气速率大于以下数值后则认为设备有异常：总烃12mL/dC2H20.2mL/dH210mL/dCO100mL/dCO2200mL/d1）新投运的变压器应与投运前的测试数值比较2）油中气体含量有增长时，应结合产气速率判断，必要时应缩短周期追踪分析3）总烃含量低时，不宜采用相对产气速率进行判断2绕组的直流电阻1）1年2）无励磁分接开关变换分接位置后3）有载分接开关检修后4）大修后5）必要时1）各绕组直流电阻值的相间差别不应大于三相平均值的2％2）与以前相同部位测试结果比较，其变化不应大于2％，当变化大于1％就应引起注意1）无励磁调压变压器应在分接开关位置锁定不动后测量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——电阻温度常数，铜导线取2353绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数1）1年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）吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.53）当绝缘电阻值大于10000MΩ时，可不考虑吸收比和极化指数的大小1）采用2500V或5000V电动兆欧表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，并尽量在油温低于50℃时测量4）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tanδ1）1年2）大修后3）必要时1）试验电压为10kV2）20℃时各绕组tanδ均应小于0.5％1）被试绕组短路接仪器，非被试绕组短路接地2）同一变压器各绕组tanδ的要求值相同3）测量温度以顶层油温为准4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般可按下式换算：式中tanδ1、tanδ2——分别为温度t1、t2时的tanδ值5电容型套管tanδ和电容值1）1年2）大修后3）必要时见第10章1）用正接法测量2）测量时记录环境温度及变压器顶层油温6绕组的泄漏电流1）1年2）大修后3）必要时1）直流试验电压如下表绕组电压等级kV试验电压kV750605006063～3304020～35202）泄漏电流参考值μA绕组电压kV不同温度℃1020304050607080750203045671001502353305002030456710015023533063～33033507411116725040057020～353350741111672504005701）被试绕组短路接仪器，非被试绕组短路接地2）读取1min时高压端的泄漏电流值3）试验电压可分为4～6级，读取各级电压下的泄漏电流，并注意其变化趋势7校核引出线的极性1）更换绕组后2）必要时必须与变压器铭牌和箱盖上的端子标志相一致

8绕组的电压比1）分接开关引线拆装后2）更换绕组后3）必要时1）各分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）额定分接电压比允许偏差为±0.5％，其他分接电压比允许偏差不得超过±1％一般应对所有分接位置进行测量9铁心和夹件的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时1）一般应不低于500MΩ2）与前次测量结果相比不应有显著差别3）运行中铁心接地电流一般不应大于0.1A1）使用2500V兆欧表2）夹件单独引出接地的应分别测量

表1（续）序号项目周期要求说明10绑扎钢带、屏蔽、压环等的绝缘电阻1）吊罩大修时2）必要时一般应不低于500MΩ使用2500V兆欧表11绝缘油试验1）1年2）大修后3）必要时见表11绝缘油试验项目和要求

12油中糠醛含量必要时1）含量超过下表数值时为非正常老化运行年限a1～55～1010～1515～20糠醛含量mg/L0.10.20.40.752）大于上表数值后应跟踪检测并用其他试验结果综合判断投运3～5年后开始测量13测量绝缘纸（板）的含水量必要时含水量（质量分数）一般应不大于0.8％1）用露点法测量2）可用绕组tanδ值进行推算14测量空载电流和空载损耗1）更换绕组后2）必要时1）与前次试验值相比应无明显变化2）与出厂试验值相比亦应无明显差别试验电压可用额定电压，也可用低电压15局部放电试验1）消缺性大修后2）更换绕组后3）必要时在线端对地电压为时，放电量一般应不大于300pC；在时，放电量应不大于500pC试验方法参照GB1094.3—2003《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》中ACLD试验的规定16油流静电试验必要时1）测量绕组对地电流应小于0.1μA2）测量铁心对地电流应小于0.1μA3）开启潜油泵4h后进行测量试验时变压器不带电，拆除各侧引出线，但应开启额定负载运行时的全部冷却装置和潜油泵17感应耐压试验1）更换绕组后2）必要时试验电压值按附录B

18绕组变形测量1）出线短路后2）更换绕组后3）必要时1）与以前测量结果比较，应无明显变化2）同一组变压器的三相测量结果比较应无显著差别采用频响法和低电压短路阻抗法测量19有载分接开关的试验1）大修时2）更换绕组后3）必要时1）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2）过渡电阻的阻值应与出厂值相符3）动、静触头平整光滑、无烧损且接触良好，电气回路连接良好4）操作箱的接触器、电动机、传动齿轮等工作正常，位置指示和计数器指示正确5）手动操作轻松，三相同步偏差，正反向切换时间的偏差均与技术要求相符6）电动操作无卡涩，无连调现象，电气和机械限位动作正常7）开关室绝缘油合格8）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表20套管式电流互感器的试验1）大修时2）更换绕组后3）必要时1）二次端子的极性和接线应与铭牌标志相符2）各绕组的比差和角差应在允许范围内3）二次绕组及二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表21测温装置及其二次回路试验1）1年2）大修时3）必要时1）测温元件的电阻值应与出厂试验值相符2）温度指示正确，密封良好3）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表22气体继电器及其二次回路试验1）1年2）大修时3）必要时1）整定值应符合运行规程要求，动作正确2）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表23压力释放器校验1）大修时2）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

24冷却装置及其二次回路试验1）大修时2）必要时1）潜油泵和风扇运转平稳、无异常声响、无渗漏、电动机三相电流基本平衡2）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表25整体密封性检查1）大修后2）必要时在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h应无渗漏

26全电压下空载合闸试验更换绕组后1）部分更换绕组后，空载合闸3次，每次间隔5min2）全部更换绕组后，空载合闸5次，每次间隔5min1）在使用分接上进行2）中性点应接地3）由高压侧或中压测加压27噪声测量必要时1）分别在空载和额定负载下测量2）与出厂值比不应有明显差别测量方法按GB/T1094.10《电力变压器第10部分：声级测定》的规定28测量油箱表面的温度分布必要时局部热点温升应不超过80K用红外热成像仪测量29测量套管表面的温度必要时1）局部热点温度与环境温度之差不超过20℃2）各相套管间的温度差应不超过20℃用红外热成像仪测量5.2判断变压器故障时可供选用的试验项目5.2.1当油中溶解气体色谱分析判断变压器有过热性故障时，可选择下列检查和试验项目：a）检查潜油泵及其电动机；b）测量铁心接地引线中的电流；c）测量铁心对地的绝缘电阻；d）测量绕组的直流电阻；e）测量油箱表面的温度分布；f）测量套管的表面温度；g）测量油中糠醛含量；h）单相空载试验；i）检查套管与绕组连接的接触情况。5.2.2当油中溶解气体色谱分析判断变压器有放电性故障时，可选择下列检查和试验项目：a）检查潜油泵及其电动机；b）测量绝缘油中水分含量；c）测量绝缘油中含气量；d）测量绝缘油的击穿电压和tanδ；e）长时间空载运行，监视油中溶解气体的变化；f）油流静电试验；g）检查分接开关上有无放电痕迹；h）检查分接开关油箱是否渗漏；i）调查近期在变压器油箱上是否焊接堵漏；j）现场局部放电测量及超声波定位；k）倍频感应耐压试验。5.2.3变压器出口短路后，可选择下列检查和试验项目：a）油中溶解气体色谱分析；b）测量绕组的直流电阻；c）测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数；d）测量绕组的频率响应特性；e）在低电压下测量绕组的短路阻抗；f）单相空载试验。5.2.4判断绝缘是否受潮，可选择下列检查和试验项目：a）测量绝缘油的击穿电压和tanδ；b）测量绝缘油中水分含量；c）测量绝缘纸（板）的含水量；d）测量绝缘油中含气量；e）测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数；f）测量绕组的tanδ；h）测量绕组的直流泄漏电流；i）检查水冷却装置是否渗漏；j）整体密封性检查。5.2.5气体继电器动作后，可选择下列检查和试验项目：a）收集气体继电器中的气体作点燃试验；b）收集气体继电器中的气体作色谱分析；c）油中溶解气体色谱分析；d）测量油中含气量；e）对保护回路进行检查试验；f）对气体继电器进行检查和校验；g）检查冷却装置是否漏气；h）整体密封性检查。6并联电抗器6.1并联电抗器的试验项目、周期和要求见表2。

表2750kV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）1个月2）大修投运后1天、3天、10天、20天、30天3）必要时1）油中H2和烃类气体含量超过下列任何一项值时要引起注意：H2大于150μL/LC2H2大于1μL/L总烃大于150μL/L2）总烃的相对产气速率大于10％/月或下列几种气体的绝对产生速率大于以下数值后，则认为设备有异常：总烃12mL/dC2H20.2mL/dH210mL/dCO100mL/dCO2200mL/d1）新投运的电抗器应与投运前的测试数值比较2）油中气体含量有增加时，应结合产气速率判断，必要时应缩短追踪分析3）总烃含量低时，不宜采用相对产气速率进行判断2绕组的直流电阻1）1年2）大修后3）必要时1）直流电阻值的相间差别不应大于三相平均值的2％2）与以前的测试结果比较，其变化不应大于2％，当变化大于1％就应引起注意不同温度下的直流电阻值按下式换算：式中R1、R2——分别为温度t1、t2时的电阻值；T——铜导线的电阻温度常数，取2353阻抗测量必要时1）与出厂试验值相差应小于±5％2）相间差别不应大于三相平均值的2％

4绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数1）1年2）大修后3）必要时1）与前一次测试结果相比应无明显变化2）常温下吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.53）当绝缘电阻值大于10000MΩ时，可不考虑吸收比和极化指数的大小1）使用5000V或2500V电动兆欧表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，并尽量在油温低于50℃时测量4）不同温度下的绝缘电阻值可按下式换算：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5绕组的tanδ1）1年2）大修后3）必要时1）试验电压为10kV2）20℃时绕组的tanδ应小于0.5％1）被试绕组短路接仪器2）测量温度以顶层油温为准，并尽量在油温低于50℃时测量3）不同温度下的tanδ可按下式换算：式中tanδ1、tanδ2——分别为温度t1、t2时的tanδ值6电容型套管的tanδ1）1年2）大修后3）必要时见表8高压套管的试验项目、周期和要求中序号2

7绕组的泄漏电流1）1年2）大修后3）必要时1）直流试验电压为60kV2）不同温度下的泄漏电流参考值如下表温度℃1020304050607080泄漏电流μA203045671001502353301）被试绕组短路加电压2）读取1min时的泄漏电流值3）试验电压可分为4～6级，读取各级电压下的泄漏电流，并注意其变化趋势8铁心和紧固件的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时1）一般应不低于500MΩ2）与前次测量结果相比，不应有显著差别3）运行中铁心接地电流一般应不大于0.1A1）使用2500V兆欧表2）紧固件单独引出接地的，应分别测量9压环，屏蔽等的绝缘电阻1）吊罩大修时2）必要时一般应不低于500MΩ使用2500V兆欧表10绝缘油试验1）1年2）大修时3）必要时见表11绝缘油的试验项目和要求

11油中糠醛含量必要时1）含量超过下表数值时为非正常老化运行年限a1～55～1010～1515～20糠醛含量mg/L0.10.20.40.752）大于上表数值后应跟踪检测，并用其他试验结果综合判断

12绝缘纸板的含水量必要时含水量（质量分数）一般应不大于0.8％1）用露点法测量2）可用绕组tanδ值进行推算13交流耐压试验1）更换绕组后2）必要时试验电压按绕组末端出厂试验值的80％计算，即160kV外施工频耐压或谐振耐压14套管式电流互感器试验1）大修时2）更换绕组后3）必要时1）二次端子的极性和接线应与铭牌标志相符2）各绕组的比差和角差应在允许范围内3）二次绕组及二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表15测温装置及其二次回路试验1）1年2）大修时3）必要时1）测温元件的电阻值应与出厂试验值相符2）温度指示正确，密封良好3）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表16气体继电器及其二次回路试验1）1年2）大修时3）必要时1）整定值应符合运行规程要求，动作正确2）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表17压力释放器校验1）大修时2）必要时动作值与铭牌值相差应在±10％范围内，或按制造厂的规定

18冷却装置及其二次回路试验1）大修时2）必要时1）风扇运转平衡、无异常声响、无渗漏，电动机三相电流基本平衡2）二次回路的绝缘电阻不低于1MΩ测量绝缘电阻时使用2500V兆欧表19整体密封检查1）大修后2）必要时在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h应无渗漏

20全电压下冲击合闸试验更换绕组后1）冲击合闸3次，每次间隔5min以上2）冲击合闸前后的油色谱分析结果应无明显差别可带线路冲击合闸21阻抗测量必要时与出厂试验值或交接试验值相差在±5％，与三相或三相绕组平均值相差在±2％范围内如受试验条件限制可在运行电压下测量22噪声测量必要时与出厂试验值或交接试验值应无明显差别测量方法按GB/T1094.10的规定23油箱振动测量必要时油箱壁振动波的波峰的最大值应不超过100μm测量方法按GB10229—1988《电抗器》的有关规定24测量谐波电流幅值必要时电流的三次谐波分量的幅值应不大于基波值的3％用谐波分析仪测量25测量油箱表面的温度分布必要时局部热点温升应不超过80K用红外热成像仪测量26测量套管表面的温度必要时1）局部热点温度与环境温度之差不超过20℃2）三相套管间的温度差应不超过20℃用红外热成像仪测量6.2判断电抗器故障时可供选用的试验项目6.2.1当油中溶解气体色谱分析判断电抗器有过热性故障时，可选择下列检查和试验项目：a）测量铁心接地引线中的电流；b）测量铁心对地的绝缘电阻；c）测量绕组的直流电阻；d）测量油箱表面的温度分布；e）测量套管的表面温度；f）测量油中糠醛含量；g）检查套管与绕组连接的接触情况。6.2.2当油中溶解气体色谱分析判断电抗器有放电性故障时，可选择下列检查和试验项目：a）测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数；b）测量绕组的tanδ和直流泄漏电流；c）测量绝缘油中水分含量；d）测量绝缘油中含气量；e）测量绝缘油的击穿电压和tanδ；f）超声波定位测量；g）调查近期在油箱上是否焊接堵漏。6.2.3判断绝缘是否受潮，可选择下列检查和试验项目：a）测量绝缘油的击穿电压和tanδ；b）测量绝缘油中水分含量；c）测量绝缘纸（板）含水量；d）测量绝缘油中含气量；e）测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数；f）测量绕组的tanδ；g）测量绕组的直流泄漏电流；h）整体密封性检查。6.2.4电抗器振动和噪声异常时，可选择下列检查和试验项目：a）油中溶解气体色谱分析；b）阻抗测量；c）检查散热器等附件的固定情况；d）振动测量；e）噪声测量。6.2.5气体继电器动作后，可选择下列检查和试验项目：a）收集气体继电器中的气体作点燃试验；b）收集气体继电器中的气体作色谱分析；c）油中溶解气体色谱分析；d）测量油中含气量；f）对保护回路进行检查试验；g）对气体继电器进行检查和校验；h）整体密封性检查。7电容式电压互感器7.1电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表3。

表3电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1分压电容器极间的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时一般应不低于5000MΩ使用2500V兆欧表2电容分压器低压端对地的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时一般应不低于100MΩ使用2500V兆欧表3分压电容器的tanδ和电容量1）1年2）大修后3）必要时1）试验电压为10kV2）油纸绝缘电容器不大于0.5％3）膜纸复合绝缘电容器不大于0.2％4）当tanδ值不符合要求时，可在额定电压下复测。若复测满足要求，可继续运行1）每节电容器的电容值偏差应小于额定值的±5％2）一相中任两节电容器的实测电容值相差应小于5％3）当电容值大于额定值的102％时应缩短试验周期4分压电容器渗漏油检查3个月发现漏油时应停止运行用目视观察法5分压电容器的局部放电试验必要时电压下的局部放电量应不大于20pC试验方法见GB/T47036分压电容器的交流耐压试验必要时试验电压为出厂试验电压的75％

7中间变压器的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时1）高低压绕组间应不低于100MΩ2）低压绕组对地应不低于1MΩ使用2500V兆欧表8中间变压器的tanδ1年1）一般应不大于2.5％2）与初始值相比不应有显著变化

9中间变压器的变比1）大修后2）必要时应与铭牌值相符

10测量中间变压器绕组的直流电阻1）1年2）大修后3）必要时与出厂试验值或上次试验值比较应无明显差别

11保护装置的工频放电电压试验1）大修后2）必要时工频放电电压应不大于2kV，或与出厂试验值无明显差别

12电磁单元的密封性检查1）1年2）大修后3）必要时发现渗漏油要及时进行处理

13中间变压器交流耐压试验必要时1）一次绕组对二次绕组及油箱的试验电压值为出厂试验电压值的80％2）二次绕组对地的工频试验电压为2kV中间变压器与分压电容器无法分开的可不进行8SF6电流互感器8.1SF6电流互感器的试验项目、周期和要求见表4。

表4SF6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绕组的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时1）一、二次绕组间的绝缘电阻值应大于10000MΩ2）一次绕组段间的绝缘电阻值应大于10MΩ3）二次绕组对地及绕组间的绝缘电阻值应大于1MΩ使用2500V兆欧表2检查绕组的极性1）大修后2）必要时应与铭牌及端子的标志相符

3各二次绕组的变比检查1）大修后2）必要时应与铭牌值相符

4SF6气体湿度检测1）1年2）大修后3）必要时1）大修后水分含量应小于200μL/L2）运行中水分含量应小于400μL/L

5SF6气体泄漏试验1）大修后2）必要时年漏气率应小于1％使用灵敏度不低于1μL/L的检漏仪6气体压力表校验1）大修后2）必要时误差应在产品相应等级的允许范围内

7气体密度监视器校验1）1年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

8校核励磁特性曲线必要时与制造厂提供的励磁特性相比较，应无明显差别继电保护有要求时进行9交流耐压试验必要时1）主绝缘的试验电压值应为出厂试验电压值的80％2）交流耐压前应进行老炼试验3）一次绕组段间的试验电压值为3kV主绝缘耐压可用工频试验电压，也可用串联谐振耐压9SF6高压交流断路器9.1SF6高压交流断路器的试验项目、周期和要求见表5。

表5SF6高压交流断路器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1断路器内SF6气体的湿度以及气体的其他检测项目见16章2SF6气体泄漏试验1）大修后2）必要时年漏气率不大于0.5％或符合制造厂规定1）SF6泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行2）采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量不大于30μL/L3辅助回路和控制回路绝缘电阻1）1～3年2）大修后绝缘电阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆欧表4辅助回路和控制回路交流耐压试验大修后试验电压为2kV耐压试验后的绝缘电阻值不应降低5交流耐压试验1）大修后2）必要时进行交流耐压试验，施加电压为出厂试验电压的80％1）试验在SF6气体额定压力下进行2）罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地及端口间耐压3）对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压6导体回路电阻1）1～3年2）大修后测量值不大于出厂实测值用直流压降法测量，电流不小于100A7断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ1）1～3年2）大修后3）必要时1）对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值和tanδ与原始值比较，应无明显变化2）罐式断路器按制造厂规定1）大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值和tanδ，作为该设备的原始数据2）对罐式断路器（包括GIS中的SF6断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定8合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1）1～3年2）大修后3）必要时1）除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5％2）合闸电阻的有效接入时间应符合制造厂规定罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定9断路器的速度特性大修后测量方法和测量结果应符合制造厂规定制造厂无要求时可以不测10断路器分、合闸时间及不同期性的测量1）大修后2）机构大修后分、合闸时间应符合制造厂规定，除制造厂另有规定外，不同期性应符合下列要求：相间分闸不同期≤3ms；相间合闸不同期≤5ms；同相各断口间分闸不同期≤2ms；同相各断口间合闸不同期≤3ms

11分、合闸线圈电阻及直流电阻测量1）大修后2）机构大修后1）分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ2）直流电流值应满足制造厂要求

12SF6气体密度继电器（包括整定值）及压力表校验（或调整）1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

13机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验1～3年2）大修后应符合制造厂规定

14操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力下降值1）大修后2）机构大修后应符合制造厂规定

15液压操动机构的泄漏试验1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

16油（气）泵补压及零起打压的运转时间1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

17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）大修后2）机构大修时应符合制造厂规定

18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）大修后2）必要时应符合制造厂规定

19分闸、合闸电磁铁的动作电压1）大修后2）必要时3）机构大修时1）合闸线圈动作电压为80％～110％额定电压2）双分闸线圈动作电压为65％～120％额定电压3）30％及以下额定电压不动作

20套管式电流互感器大修后1）检查二次端子的极性和接线，应与铭牌标志相符2）各分接头变比检查要求2）针对更换绕组后应测量比值差和相位差9.2各类试验项目：定期试验项目见表5中序号1、3、6、7、8、12、13、15、16、19。大修后试验项目见表5。10气体绝缘金属封闭开关设备10.1气体绝缘金属封闭开关设备的试验项目、周期和要求见表6。

表6气体绝缘金属封闭开关设备的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1断路器内SF6气体的湿度以及气体的其他检测项目见16章2SF6气体泄漏试验1）大修后2）必要时每个气室的年漏气率不大于0.5％或符合制造厂规定1）SF6泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行2）采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量不大于30μL/L3辅助回路和控制回路绝缘电阻1）1～3年2）大修后绝缘电阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆欧表4辅助回路和控制回路交流耐压试验大修后试验电压为2kV耐压试验后的绝缘电阻值不应降低5交流耐压试验1）大修后2）必要时1）交流耐压试验电压为0.8出厂试验电压，交流耐压值为768kV2）在运行电压下，测量局部放电量1）试验在SF6气体额定压力下进行2）交流耐压施加于主回路对地3）应尽量避免未检修间隔进行耐压试验4）局部放电量测试方法见DL/T555—2004《气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则》附录A6导体回路1）1～3年2）大修后测量值不大于出厂实测值用直流压降法测量，电流不小于100A7断口间并联电容器试验必要时应符合制造厂规定

8合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1）大修后2）必要时1）除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5％2）合闸电阻有效接入时间应符合制造厂规定

9断路器的速度特性大修后测量方法和测量结果应符合制造厂规定制造厂无要求时可以不测量10断路器分、合闸时间及不同期性的测量1）大修后2）机构大修后分、合闸时间应符合制造厂规定，除制造厂另有规定外，不同期性应符合下列要求：相间分闸不同期≤3ms；相间合闸不同期≤5ms；同相各断口间分闸不同期≤2ms；同相各断口间合闸不同期≤3ms

11分、合闸线圈电阻及直流电阻测量1）大修后2）机构大修后1）分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ2）直流电流值应满足制造厂要求

12SF6气体密度继电器（包括整定值）及压力表校验（或调整）1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

13机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验1）1～3年2）大修后应符合制造厂规定

14操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力下降值1）大修后2）机构大修后应符合制造厂规定

15液压操动机构的泄漏试验1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定应在分、合闸位置下分别试验16油（气）泵补压及零起打压的运转时间1）1～3年2）大修后3）必要时应符合制造厂规定

17液压机构的防失压慢分试验1）大修后2）机构大修时应符合制造厂规定

18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）大修后2）必要时应符合制造厂规定

19分闸、合闸电磁铁的动作电压1）大修后2）必要时3）机构大修时1）合闸线圈动作电压为80％～110％额定电压2）双分闸线圈动作电压为65％～120％额定电压3）30％及以下额定电压不动作

20套管式电流互感器大修后1）检查二次端子的极性和接线，应与铭牌标志相符2）各分接头变比检查要求2）针对更换绕组后应测量比值差和相位差21电压互感器1）大修后2）必要时按制造厂要求进行

22氧化锌避雷器的运行电压下全电流和阻性电流1）1年2）大修后3）必要时测量结果与交接和历年试验值相比较

10.2各类试验项目：定期试验项目见表6中序号1、3、6、7、8、12、13、15、16、19。大修后试验项目见表6。11隔离开关11.1隔离开关的试验项目、周期和要求见表7。

表7隔离开关的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1二次回路的绝缘电阻1）1～3年2）大修后3）必要时绝缘电阻不低于2MΩ采用500V兆欧表2二次回路交流耐压试验大修后试验电压为2kV

3交流耐压试验大修更换支柱绝缘子后任选下列一项进行：1）施加100％的出厂试验电压2）采用探伤试验代替

4导电回路电阻测量1）大修后2）必要时不大于制造厂规定值的1.5倍用直流压降法测量，电流值不小于100A5电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压大修后最低动作电压一般在操作电源额定电压的30％～80％范围内气动或液压应在额定压力下进行6操动机构的动作情况大修后1）电动、气动或液压操动机构在额定的操作电压（气压、液压）下分、合闸5次，动作正常2）手动操动机构操作时灵活、无卡涩3）闭锁装置应可靠

7探伤试验1）1～5年2）大修后3）必要时1）采用超声波方法，发生频率为2.5MHz～10MHz，斜角纵波探伤2）探伤部位在瓷件法兰根部3）已接收回波信号的强弱为判断标准采用超声波探伤仪探测11.2各类试验项目：定期试验项目见表7中序号1、7。大修后试验项目见表7。12高压套管12.1变压器、电抗器套管和穿墙套管的试验项目、周期和要求见表8。

表8高压套管的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1套管主绝缘和末屏对地的绝缘电阻1）1年2）大修后3）必要时1）主绝缘的绝缘电阻值一般应不低于10000MΩ2）末屏对地的绝缘电阻值应不低于1000MΩ（温度20℃时）使用2500V兆欧表2套管主绝缘及末屏的tanδ和电容量1）1年2）大修后3）必要时1）主绝缘在10kV电压下的tanδ值应不大于下表中数值套管主绝缘类型Tanδ％油浸纸电容式0.8气体绝缘电容式1.0浇注树脂电容式1.02）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3）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的tanδ，试验电压2kV下tanδ值应不大于2％1）电容型套管的tanδ一般不进行温度换算，当tanδ值与出厂试验值或上一次测试值比较有明显增长或接近表中数值时，应综合分析tanδ和温度、电压的关系。必要时可测量电压下的tanδ，且当试验电压，由10kV升到时的tanδ增量超过±0.3％时，不应继续运行2）测量主绝缘tanδ用正接线，测量末屏对地tanδ用反接线3）存放1年以上的套管应测量电压下的tanδ3油中溶解气体色谱分析1）投运前2）大修后3）必要时油中溶解气体含量超过下列任一值时应引起注意：H2500μL/LCH４100μL/LC2H2μL/L1）应密封取油样2）无密封取样阀的套管可不做4交流耐压试验1）套管解体大修后2）必要时试验电压值为出厂试验值的80％，即720kV

5电容型套管的局部放电试验1）套管解体大修后2）必要时1）试验电压值为（变压器、电抗器套管局部放电试验电压为）2）在试验电压下的局部放电量（pC）应不大于下表数值pC套管型式油纸电容型大修后10运行中20

6套管表面温度1）运行中1年2）必要时1）与环境温度温差不大于20℃2）三相互差不大于20℃用红外成像仪测量13金属氧化物避雷器13.1金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表9。

表9金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电阻1）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前2）必要时不低于2500MΩ采用2500V及以上兆欧表2直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的漏电流1）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前2）必要时1）U1mA不得低于技术条件规定值2）U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5％3）0.75U1mA下的漏电流不应大于65μA1）要记录试验时的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运行电压下的交流漏电流1）投运第一年每季测一次后，以后每年雷雨季节前1次2）必要时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，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响4底座绝缘电阻1）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前2）必要时自行规定采用2500V及以上兆欧表5检查放电计数器动作情况1）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前2）必要时测试3～5次，均应正常动作

6记录全电流记数电流值每天巡视全电流值超大至1倍，应进行交流泄漏电流试验

14悬式绝缘子、支柱绝缘子和复合绝缘子14.1悬式绝缘子、支柱绝缘子和复合绝缘子试验项目、周期和要求见表10。

表10悬式绝缘子、支柱绝缘子和复合绝缘子试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1悬式绝缘子检测1）3～8年2）必要时在运行电压下检测1）可根据绝缘子的劣化率调整检测周期2）可采用紫光线、超声等方法代替带电检测2支柱绝缘子探伤检测1）3～8年2）大修后3）必要时1）采用超声波方法，发生频率为2.5MHz～10MHz，斜角纵波探伤2）探伤部位在瓷件法兰根部3）已接收回波信号的强弱为判断标准采用超声波探伤仪探测3复合绝缘子定期抽样试验1）3～8年2）必要时1）抽样数量：每批产品的抽样数量不少于总数的3％，最少不得少于3只2）抽试项目：外观检查、憎水性试验、湿工频耐受电压试验、水煮试验、陡波冲击耐受电压试验、密封性能试验、机械破坏负荷试验试验方法参照IEC61109执行4绝缘子表面污秽物的等值盐密1年参照DL/T596—1996附录C污秽等级与对应附盐密度值检查所测盐密值及当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱上取样，测量在当地积污最重的时期进行注：玻璃悬式绝缘子不进行序号1项中的试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。15绝缘油15.1750kV充油电气设备中变压器油（绝缘油）的试验项目和要求见表11。

表11绝缘油的试验项目和要求序号项目要求说明注入设备前的油运行设备中的油1外观透明、无杂质或悬浮物目测2水溶性酸pH值≥5.4≥4.5按GB7598《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验3酸值mgKOH/g≤0.03≤0.06按GB7599《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）》进行试验4闪点（闭口）℃≥140≥135按GB261《石油产品闪点测定法（闭口杯法）》进行试验5界面张力（25℃）mN/m≥35≥19按GB261《石油产品油对水界面张力测定法（圆杯法）》进行试验6油泥与沉淀物％无＜0.02按GB/T511《石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）》进行试验7击穿电压kV≥70≥60按DL/T429.9《绝缘油介电强度测定法》进行试验8体积电阻率（90℃）Ω·m＞6×1010＞1×1010按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测量》进行试验9tanδ（90℃）％≤0.5≤1.0按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测量》进行试验10油中水分含量mg/L＜10＜15按GB7600《运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）》或GB7601《运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）》进行试验11油中含气量％≤1.0≤2.0按DL/T423《绝缘油中含气量的测定（真空压差法）》或DL/T450《绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验15.2绝缘油的试验周期见各种充油设备预防性试验中的周期规定。15.3关于补油和不同牌号油混合使用的规定。15.3.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油，而且宜用相同牌号的新油。如果补油到已接近运行设备中油的质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tanδ试验。试验结果无沉淀物产生且tanδ不大于原设备内油的tanδ时，才可混合。15.3.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。15.3.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。15.3.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用混合比不详，则采用1:1比例混合。16SF6气体16.1SF6气体试验项目、周期和要求见表12。

表12运行中SF6气体试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1湿度（20℃）μL/L1）1～3年2）大修后3）必要时1）断路器灭弧室气室：大修后不大于150；运行中不大于3002）其他气室大修后不大于250；运行中不大于5001）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）》和DL506—1992《现场SF6气体水分测定方法》进行试验2）新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年测1次3）周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表5和表6中序号2的要求和设备异常时，按实际情况增加的检测2密度（标准状态下）g/L必要时6.16按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行3毒性必要时无毒按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行4酸度μg/g1）大修后2）必要时≤0.3按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量5四氟化碳（质量分数）％1）大修后2）必要时1）大修后≤0.052）运行中≤0.1按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测定法》进行6空气（质量分数）％1）大修后2）必要时1）大修后≤0.052）运行中≤0.2同序号57可水解氟化物μg/g1）大修后2）必要时≤1.0按SD309《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》进行8矿物油μg/g1）大修后2）必要时≤10按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行17接地装置17.1接地装置的试验项目、周期和要求见表13。

表13接地装置的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1变电所、升压站接地装置的接地电阻1）不超过6年2）可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期R≤2000/I或R≤0.5Ω（当I＞4000A时）式中I——经接地网流入地中的短路电流，A；R——考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω1）测量接地电阻时，若在必须的最小电极布置范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则，应采用远离法2）在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地网上：a）接触电压和跨步电压均不超过允许的数值b）不发生高电位引外和低电位引内3）在预防性试验前或每3年以及必要时验算一次I值，并校验设备接地引下线的热稳定2独立微波站的接地电阻不超过6年不宜大于5Ω

3独立避雷针（线）的接地电阻不超过6年不宜大于10Ω在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10Ω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4线路杆塔的接地电阻不超过3年当杆塔高度在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2000Ω·m，接地电阻难以达到15Ω时可增加至20Ω土壤电阻率Ω·m接地电阻Ω100及以下10100～50015500～1000201000～2000252000以上30对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω时，可采用6～8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，其接地电阻也不宜超过20Ω5检查有效地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况不超过3年不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象如采用测量接地引下线与接地网（或与相邻设备）之间的电阻值来检查其连接情况，可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6抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况1）本项目只限于已经运行10年以上（包括改造后重新运行达到这个年限）的接地网2）以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行决定不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象可根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择5～8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注：进行序号1项试验时，应断开线路的架空地线。

附录A（资料性附录）750kV电气设备的额定绝缘水平

750kV电气设备的额定绝缘水平，见表A.1～表A.2。

表A.1750kV电气设备的额定绝缘水平kV系统电压设备名称额定雷电冲击耐受电压（峰值）雷电截波峰值额定操作冲击耐受电压（峰值）工频1min耐受电压（有效值）标称电压最高电压750800变压器195021001550860并联电抗器210022501550860断路器2100

1550830电压互感器（TV）2100

1550975电流互感器（TA）210022501550975隔离开关及其他电器2100

1550830开关断口/隔离断口2100（＋460）

1300（＋650）1150电抗器中性点480

200油浸接地电抗器480200注1：纵绝缘操作冲击反向电压为1倍的工频相电压峰值；雷电冲击反向电压为0.7倍的工频相电压峰值。注2：表中的数据适用于安装地点海拔高度不大于1000m的电气设备。注3：本表摘自Q/GDW101—2003《750kV变电所设计暂行技术规定》。注4：表中未给出GIS额定绝缘水平，西北750kV示范工程所采用GIS的额定绝缘水平与断路器相同。本规程中GIS的工频耐受电压按“IEC62271—203”的规定，工频耐受电压为960kV。注5：表中断路器和隔离开关的工频耐受电压值按“IEC60694：1996”的规定，但在本规程中隔离开关所采用的额定绝缘水平为960kV。

表A.2安装在海拔2000m的750kV电力设备在1000m及以下试验时其外绝缘试验电压值kV系统电压设备名称雷电冲击耐受电压（峰值）操作冲击耐受电压（峰值）工频1min耐受电压（有效值）标称电压最高电压750800变压器22501675973并联电抗器23501675973断路器23501675939电压互感器（TV）235016751100电流互感器（TA）235016751100隔离开关及其他电器23501675939开关断口/隔离断口2350（＋510）1425（＋720）1300注1：表中雷电冲击耐受电压（峰值）、操作冲击耐受电压（峰值）来自750kV课题整合结论，工频1min耐受电压（有效值）是按照GB/T11022—1999《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》标准中规定的海拔修正方法计算的。注2：本表摘自Q/GDW101—2003《750kV变电所设计暂行技术规定》。注3：表中未给出GIS额定绝缘水平，西北750kV示范工程所采用GIS的额定绝缘水平与断路器相同。本规程中GIS的工频耐受电压按“IEC62271—203”的规定，工频耐受电压为1086kV。注4：表中断路器和隔离开关的工频耐受电压值按“IEC60694：1996”的规定，但在本规程中隔离开关所采用的额定绝缘水平为1086kV。

附录B（资料性附录）电力变压器交流试验电压及操作波试验电压标准

电力变压器交流试验电压及操作波试验电压标准见表B.1。

表B.1电力变压器交流试验电压值及操作波试验压值kV绕组额定电压最高工作电压线端交流试验电压值中性点交流试验电压值线端操作波试验电压值全部更换绕组局部更换绕组全部更换绕组局部更换绕组全部更换绕组局部更换绕组6672.5140112140112270216330363.051040885（230）68（184）950760765800.090072015012015501240注：括号内数值适用于不固定接地或经小阻抗接地系统。

附录C（资料性附录）750kV屋外配电装置最小安全净距

750kV屋外配电装置最小安全净距，不宜小于表C.1～表C.2所列数据。

表C.1海拔1000m的750kV屋外配电装置最小安全净距m最小安全净距符号含义数值A带电导体至接地构架距离4.80带电设备至接地构架净距5.50带电导体相间净距7.20（1）带电导体至栅栏距离a（2）运输设备外轮廓线至带电导体距离（3）不同时停电检修的垂直交叉导体之间距离6.25网状遮栏至带电部分之间距离5.60C带电导体至地面距离12.00D（1）不同时停电检修的两平行回路之间水平距离（2）带电导体至围墙顶部距离（3）带电导体至建筑物边缘距离7.50注：本表摘自Q/GDW101—2003《750kV变电所设计暂行技术规定》。aB1值可按绝缘体电位的实际分布进行校验。即允许绝缘体至栅栏的距离小于表C.1的B1值。当无给定的分布电位时，可按线性分布计算。校验相间通道的安全净距，也可按此原则。b当考虑带电作业时，人体活动半径取0.75m。

表C.2海拔2000m的750kV屋外配电装置最小安全净距m最小安全净距符号含义数值A带电导体至接地构架距离5.40带电设备至接地构架净距5.95带电导体相间净距8.00（1）带电导体至栅栏距离a（2）运输设备外轮廓线至带电导体距离（3）不同时停电检修的垂直交叉导体之间距离6.70网状遮栏至带电部分之间距离6.05C带电导体至地面距离12.00D（1）不同时停电检修的两平行回路之间水平距离（2）带电导体至围墙顶部距离（3）带电导体至建筑物边缘距离7.95注：本表摘自Q/GDW101—2003《750kV变电所设计暂行技术规定》。aB1值可按绝缘体电位的实际分布进行校验。即允许绝缘体至栅栏的距离小于表C.2的B1值。当无给定的分布电位时，校验相间通道的安全净距，也可按此原则。b当考虑带电作业时，人体活动半径取0.75m。

附录D（资料性附录）750kV电气设备预防性试验的参考标准

D.1GB7328变压器和电抗器声级测量；D.2GB7354局部放电测量；D.3GB8287高压支柱绝缘子；D.4GB/T5582高压电力设备外绝缘污秽等级；D.5GB/T7595运行中变压器油质量标准；D.6GB/T8905六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则；D.7GB/T16927高电压试验技术；D.8DL/T595六氟化硫电气设备气体监督细则；D.9DL474现场绝缘试验实施细则；D.10DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行和维护规程；D.11DL/T621交流电气装置接地。

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750kV电气设备预防性试验规程（Q/GDW158-2007）标准解读一、标准概况为便于各单位准确理解、统一执行750kV电气设备预防性试验的技术要求，特编制本标准解读。本解读依据《750kV电气设备预防性试验规程》（Q/GDW158-2007）的正式文本编制，供试验、检修、运行、技术监督及设备管理等各环节参照使用；各条款执行口径以标准原文为准。本标准编号为Q/GDW158-2007（备案号CEC69-2008），由国家电网公司发布，2007年1月17日发布、2007年1月17日实施。标准规定了750kV电气设备预防性试验的项目、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；仅涉及750kV电压等级的电气设备，未涉及部分及与《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）相同部分不再重复。标准对象为试验、检修、运行、技术监督及设备管理等相关单位与岗位。适用范围：本规程适用于750kV电气设备的预防性试验；对500kV及以下电压等级设备的预防性试验，执行DL/T596-1996；进口设备以该设备的产品标准为基础参照本规程执行。执行等级：本规程中"应""必须"级条款为强制性执行条款，必须严格执行；"宜"级条款为推荐性条款，在条件允许时应尽量执行；"可"级条款由执行单位结合实际自主裁量。遇特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，需经上一级主管部门审查批准后执行。技术指标概览：本规程以设备类别组织，覆盖电力变压器、并联电抗器、电磁式电压互感器、SF6电流互感器、SF6绝缘高压开关设备（GIS）、变压器套管及电容式电压互感器和套管型电流互感器、绝缘油、悬式绝缘子、交流无间隙金属氧化物避雷器、电磁式母线支柱绝缘子及母线绝缘子和穿墙套管、电缆、SF6气体、接地装置等；每类设备均规定试验项目、周期、要求（限值）及说明，具体取值以标准正文相应章节表格及附录为准。标准目的与核心意义：统一750kV电气设备预防性试验的项目、周期与判定要求，消除理解分歧；通过试验及时发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏；为750kV电网绝缘监督、状态评估、检修决策和技术监督管理提供统一依据，保障特高压电网安全稳定运行。标准方式与分工：采取"统一宣贯、分级培训、清单自查、整改闭环"的方式推进。试验单位负责按标准规定的项目、周期和方法开展试验并出具报告；检修单位负责结合试验结果组织检修消缺；运行单位负责设备状态监测与试验条件保障；技术监督部门负责试验数据的分析、比较与趋势判断，各单位应建立试验数据与缺陷的闭环管理机制。标准周期与阶段：预防性试验应结合设备检修与运行状态，按标准规定的周期有序开展，一般划分为计划编制、试验实施、数据分析、缺陷处置、复查验收等环节；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，并参照相关试验结果，根据变化规律和趋势全面分析后作出判断。二、术语定义本标准涉及的核心专业术语以标准正文"术语和定义"一章的界定为准，执行中应统一口径，避免概念混淆。术语一致性要求：凡标准正文中首次出现的专业术语，均按标准定义执行。预防性试验、在线监测、带电测量、绝缘电阻、吸收比、极化指数、局部放电等术语，应在试验报告、检修记录、监督台账中统一使用，避免因名称不统一造成判定争议。代号符号执行口径：标准涉及的符号应统一理解，如Ur（设备额定电压）、Um（设备最高电压）、U1mA（避雷器直流1mA下的参考电压）、tanδ（介质损耗因数）、Up（设备的雷电冲击耐受电压）等；"应""宜""可"三类表述强度应严格区分，不得相互替代。三、标准整体框架本标准层次结构清晰，主要内容涵盖前言、范围、规范性引用文件、术语和定义、总则以及按设备类别分章的试验项目、周期和要求，主要章节为：电力变压器、并联电抗器、电磁式电压互感器、SF6电流互感器、SF6绝缘高压开关设备、变压器套管及电容式电压互感器和套管型电流互感器、绝缘油、悬式绝缘子、交流无间隙金属氧化物避雷器、电磁式母线支柱绝缘子及母线绝缘子和穿墙套管、电缆、SF6气体、接地装置等；附录A（750kV电气设备的额定绝缘水平）、附录B（变压器和并联电抗器操作冲击、雷电冲击及工频试验电压值）、附录C（750kV变电站最小安全距离）为规范性附录，附录D（750kV电气设备预防性试验的参考基准）为参考基准。结构说明：标准中明确规定"应""必须"的条款为强制性条款，涉及安全、质量、验收的底线要求；表述为"宜""建议""可"的条款为推荐性条款。各类设备的试验项目、周期和要求以标准正文相应表格为准，为标准实施时应优先逐条核对的内容。规范性引用文件：标准引用的GB、GB/T、IEC、DL/T及Q/GDW系列（750kV系统用主变压器、油浸式并联电抗器、高压交流断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、金属氧化物避雷器等设备技术规范）应使用现行有效版本，实施中应注意跟踪引用文件的修订和废止动态。条款拆分执行建议：将标准各设备类别的试验项目、周期、要求逐条拆解为"试验项目—试验周期—限值要求—责任主体"对应关系表，作为检修试验计划编制、现场检测和数据核查的底稿，一台设备一表、逐条签认。章节使用指引：计划编制、现场试验、数据分析、检修决策等不同阶段应分别对照标准相应设备章节开展工作；附录A、B、C为规范性附录，与正文条款具有同等效力，用于确定额定绝缘水平、试验电压值和最小安全距离；附录D供参考。四、核心技术要求（重点）本章为标准重中之重，覆盖各类750kV设备的试验项目、周期与限值等关键硬性要求，各单位应逐条落实：总则性要求：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，并参照相关试验结果，根据变化规律和趋势全面分析后作出判断；50Hz交流耐压试验加至试验电压后持续时间凡无特殊说明者均为1min；充油电力设备在注油后应有足够静置时间才可进行耐压试验，静置时间如无制造厂规定，则电力变压器、并联电抗器、高压套管、电容式电压互感器、电流互感器均应大于96h；进行