【正文】 的2%3)與以前相同部位測得值比較，其相對變化不應大于2%4)電抗器參照執(zhí)行1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則按要求3)項執(zhí)行2)不同溫度下電阻值按下式換算式中RR2分別為在溫度TT2時的電阻值,T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取225。%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi)，但不得超過177。有條件時，可按部頒DL/T580－96《用露點儀測定變壓器絕緣紙中平均含水量的方法》標準進行測量2）必要時：懷疑絕緣紙(板)受潮時30阻抗測量必要時與出廠值相差不大于177。cm/80℃，應及時更換為含硫量低并添加了抗靜電劑的新油2）當油體積電阻率出現(xiàn)較快的下降趨勢時，應進行油中硫化銅含量測試 。c）、1111111112222222337。、大修試驗項目a）、122222333（10kV及以下只做23），其中333項適用于500 kV電抗器。、20。、3。、。5阻尼電阻的絕緣電阻測量1)交接時2)必要時不小于100MΩ.1)采用2500V搖表2)必要時: 對絕緣有懷疑時6阻尼電阻接觸器或可控硅動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時7并聯(lián)電阻值測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時與銘牌數(shù)值對應，誤差不超過177。、9。 高壓套管通過充油全密封高壓引線裝置與高壓充油電纜連接的變壓器a)交接和大修后試驗 按本標準規(guī)定的項目和要求進行。 a)當油中溶解氣體色譜分析判斷有異常時可選擇下列試驗項目： —繞組直流電阻 —鐵芯絕緣電阻和接地電流 —空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載下)運行，用油中氣體色譜分析及局部放電監(jiān)測儀監(jiān)視 —長時間負載(或用短路法)試驗，用油中氣體色譜分析監(jiān)視 —油泵及水冷器檢查試驗 一有載調(diào)壓開關油箱滲漏檢查試驗 —絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)、泄漏電流)—絕緣油的介電強度、介質(zhì)損耗因數(shù)—絕緣油含水量—絕緣油含氣量(500kV)—局部放電(可在變壓器停運或運行中測量)—絕緣油中糠醛含量—耐壓試驗油中金屬元素含量—油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度b)氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體色譜分析。5%,超出時應查明原因3)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量末屏對地tgδ,其值應不大于2%3油中溶解氣體色譜分析1)交接時2)投運前3)大修后4)運行中：新安裝或大修后投運1年內(nèi)1次；其后220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV3～5年5)必要時1) 交接時、大修后的油中不應含有C2H2，氫氣不超過50μL/L，總烴不超過10μL/L2)運行中油中溶解氣體組分含量(μL/L)超過下列任一值時應引起注意：總烴：100 H2： 150C2H2： 1(220～500kV)；2(110kV及以下)1)對全密封式設備，如不易取樣或補充油，可根據(jù)具體情況決定是否采樣2）對運行中單純H2組分偏高的參照附錄L分析3) 必要時: 懷疑有內(nèi)部放電時4交流耐壓試驗1)交接時2)3年 (20kV及以下)3)大修后4)必要時1) 35kV及以下電流互感器一次繞組按G表進行，出廠值不明的按下列電壓進行試驗。 、。、1117 、18。7 開關設備 SF6斷路器和GIS SF6斷路器和GIS的試驗項目、。5%2)合閘電阻的有效接入時間按制造廠規(guī)定校核罐式斷路器的合閘電阻布置在罐體內(nèi)部,只有在解體大修時才能測定11斷路器的速度特性1)交接時2)大修后(包括機構大修后)3)必要時測量方法和測量結(jié)果應符合制造廠規(guī)定1)應測量機械行程特性曲線2）必要時：a)機構異常重新調(diào)整后b)其它12斷路器的時間參量1)交接時2)大修后(包括機構大修后)3)必要時1)合閘時間、分閘時間、合分閘時間、輔助開關的切換與主斷口動作的配合時間應符合制造廠技術要求2）除制造廠另有規(guī)定外，斷路器的分、合閘同期性應滿足下列要求：相間合閘不同期不大于5ms相間分閘不同期不大于3ms同相各斷口間合閘不同期不大于3ms同相各斷口間分閘不同期不大于2ms必要時：a)機構異常重新調(diào)整后b)其它13操作機構合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的動作電壓1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b) 110kV及以下3年4)大修后（包括機構大修后）5)必要時 1)合閘脫扣器在額定電源電壓的80～110%范圍內(nèi)應可靠動作，當電源電壓等于或小于額定電源電壓的30%時，不應動作；分閘脫扣器在額定電源電壓的65～110%（直流）或80～110%（交流）范圍內(nèi)應可靠動作，當電源等于或小于額定電源電壓的30%時，不應動作2)在使用電磁機構時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作3)進口設備按制造廠規(guī)定必要時:設備發(fā)生異常時14導電回路電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b) 110kV及以下3年4）大修后5)必要時1)交接時的回路電阻值應符合制造廠規(guī)定2)運行中敞開式斷路器的測量值不大于制造廠規(guī)定值的120%3)對GIS中的斷路器按制造廠規(guī)定1)用直流壓降法測量，電流不小于100A2)必要時：懷疑接觸不良時15分、合閘線圈的直流電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b) 110kV及以下3年4)機構大修后應符合制造廠規(guī)定16SF6氣體密度繼電器(包括整定值)檢驗1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)。必要時:a)設備有異常時b)故障設備大修后4測量絕緣拉桿絕緣電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上 2年b) 110kV及以下3年4)大修后5)必要時1)采用2500V或5000V（126kV及以上）兆歐表2)必要時:對絕緣性能有懷疑時5SF6斷路器直流泄漏電流(110kV及以上)1)交接時2)大修后3)必要時1) 絕緣拉桿試驗電壓如下:1）在高壓側(cè)讀取1分鐘泄漏電流值2)必要時: 運行中的斷路器如發(fā)現(xiàn)絕緣拉桿受潮，烘干處理完畢后，應進行試驗額定電壓kV110～220500直流試驗電壓kV40602)110kV泄漏電流不大于10μA3)220kV及以上泄漏電流不大于5μA6交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時1)交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓值的80%2)35kV及以下SF6斷路器應進行3)交接時、大修后除對110kV及以上SF6斷路器進行直流泄漏電流試驗外，必要時應進行；運行中如發(fā)現(xiàn)絕緣拉桿受潮，烘干處理完畢后，應進行4)110kV及以上罐式斷路器應進行5)對500kV帶合閘電阻的柱式、定開距瓷柱式SF6斷路器的斷口進行6)對GIS應進行1)試驗在SF6氣體額定壓力下進行2)對GIS試驗時不包括其中的電磁式電壓互感器及避雷器，但在投運前應對它們進行試驗,電壓為Um的5min耐壓試驗3)罐式斷路器的耐壓試驗方式：合閘對地；分閘狀態(tài)一端加壓，另一端接地。：交接時、7。必要時：a)設備有異常時b)故障設備大修后18SF6電壓互感器氣體密度繼電器和壓力表檢查1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b)110 kV及以下3年4)大修后5)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時:設備發(fā)生異常時：、11111118。必要時：a)設備有異常時b)故障設備大修后17SF6電流互感器氣體密度繼電器和壓力表檢查1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b)110 kV及以下3年4)大修后5)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時:設備發(fā)生異常時：交接時、1111117（大修若不更換繞組，可不進行7項）。 電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1繞組及末屏的絕緣電阻1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年5)大修后6)必要時1)110kV及以上一次繞組對二次繞組及地的絕緣電阻2500MΩ2)110～220KV電容型電流互感器主絕緣(一次/末屏)的絕緣電阻2000MΩ3)二次繞組之間及地的絕緣電阻500MΩ4)一次繞組匝間絕緣電阻500MΩ5)電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ,否則應測量微水6）繞組絕緣電阻與初始值及歷次數(shù)據(jù)比較,不應有顯著變化1)二次繞組之間及一次繞組匝間可采用1000V兆歐表,其余應采用2500V兆歐表2)測量時對非被測繞組(或末屏),外殼應接地3)對二次接線板是用小瓷套裝在膠木板上的形式,其二次之間及對地絕緣電阻應不低于50MΩ4)必要時:懷疑有故障時 2tgδ及電容量1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kV及以上2年b)35～110kV 3年 5)大修后6)必要時7)SF固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)主絕緣tgδ(%)不應大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：1)主絕緣試驗tgδ電壓為10kV，末屏對地tgδ試驗電壓2kV2)油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tgδ與溫度、電壓的關系,當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到Um/時，tgδ增量超過177。試驗項目：1)充油全密封高壓引線裝置每6個月1次絕緣油色譜分析和絕緣油中水分分析；；2)變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄漏、介質(zhì)損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3)變壓器鐵芯試驗；4)變壓器高壓繞組及其連帶的高壓引線裝置和高壓充油電纜一起進行絕緣電阻試驗，采用5000V兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5)電力電纜外護套和外護套避雷器試驗；6)。b)預防性試驗 試驗項目按以下內(nèi)容進行。必要時:設備發(fā)生異常時8并聯(lián)電阻專用開關動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時9補償電容柜電容量測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時與銘牌參數(shù)對應，符合廠家技術要求必要時: 設備發(fā)生異常時10補償電容的可控硅動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時注：成套補償裝置的接地變、消弧線圈、有載調(diào)壓開關、電壓、電流互感器、避雷器、真空開關可參照本標準有關章節(jié)規(guī)定。必要時: 懷疑有故障時4阻尼電阻值測量1)交接時2)必要時與名牌數(shù)值對應，誤差不超過177。、7。、 消弧線圈、6。、111111223，其中11116項適用于更換繞組時，5項適用于35kV及以上變壓器。 、大修試驗項目a）、11111111 2222222333337，其中32項適用于500 kV變壓器。2%1)適用于電抗器,如受試驗條件限制可在運行電壓下測量2)必要時:懷疑有故障時31振動1)交接時2)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1)適用于500kV油浸電抗器2）必要時：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32噪音1)交接時2)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1）按GB7328要求進行,適用于500kV電壓等級2)必要時：巡視發(fā)現(xiàn)噪音異常時33油箱表面溫度分布1)交接時2)必要時局部熱點溫升不超過80k1)適用于500kV油浸電抗器2)必要時:紅外測溫判斷油箱表面發(fā)熱34變壓器繞組變形試驗1)交接時2)更換繞組后3)大修后4)必要時與初始結(jié)果相比,或三相之間結(jié)果相比無明顯差別1)每次測量時,變壓器外部接線狀態(tài)應相同2)應在最大分接位置下測量3)110kV及以上變壓器進行4）必要時：出口(或近區(qū))短路后35殼式變壓器絕緣油帶電度1)交接時2)3年應小于500pC/mL/20℃36殼式變壓器線圈泄漏電流1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上 2年b)110kV3年應小于||μA在變壓器停電啟動油泵狀態(tài)下測量37殼式變壓器絕緣油體積電阻率1)交接時2)大修后3)1年