【正文】 2）操作波的波形為：波頭大于20us，90%以上幅值持續(xù)時間大于200us，波長大于200us；負極性三次、21（10 kV及以下只做7）、122225，其中11項適用于500 kV電抗器（10kV及以下只做23） 消弧線圈、23,裝在消弧線圈內(nèi)電壓、電流互感器的絕緣和變比試驗的二次繞組應(yīng)測絕緣電阻()、1111120，其中17適用于澆注式干式變壓器、11123，其中116項適用于更換繞組時進行 自動跟蹤補償成套消弧裝置的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1二次回路絕緣電阻測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi) 3)運行中： a)35kV3年b)10kV及以下3～5年4)必要時絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無顯著變化1)可用500V或1000V 搖表2)必要時:對絕緣有懷疑時2二次回路交流耐壓試驗1）交接時2）必要時試驗電壓2kV1)可用2500V 搖表試驗2)必要時: 對絕緣有懷疑時3檔位調(diào)節(jié)試驗1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中： a)35kV3年b)10kV及以下3～5年4)必要時所有檔位的調(diào)節(jié)過程順利，無卡澀，實際檔位與指示檔位一致。5%。b)預(yù)防性試驗 試驗項目按以下內(nèi)容進行。試驗項目：1)充油全密封高壓引線裝置每3個月1次絕緣油色譜分析，每半年1次絕緣油中含水量分析；；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)。 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)35～110kV 3年c)10kV及以下3～5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(yīng)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(yīng)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(yīng)采用2500V兆歐表2)測量時對非被測繞組(或末屏),外殼應(yīng)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(yīng)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(yīng)大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應(yīng)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(yīng)綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系,當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到Um/時，%，不應(yīng)繼續(xù)運行3)SF固體絕緣互感器中帶有電容末屏的宜進行4)必要時：a)繞組絕緣電組(吸收比)測量異常時b)油介損不合格或油中微水超標c)滲漏油嚴重d）其它電壓等級kV20～35110220500交接大修油紙電容型充 油 型膠紙電容型充 膠 式——————運行中油紙電容型充 油 型膠紙電容型充 膠 式——————2)電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值偏差應(yīng)不大于177。 電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1 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)220 kV及以上2年b)35～110kV 3年c)10kV及以下3～5年5)大修后6)必要時1）一、二次繞組間絕緣電阻＞1000MΩ2)一次繞組對鐵芯絕緣電阻＞500 MΩ；二次繞組對鐵芯絕緣電阻＞1000 MΩ1)一次繞組用2500V兆歐表，二次繞組用1000V或2500V兆歐表2)必要時: 懷疑有絕緣缺陷時2tgδ（20 kV及以上）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～220kV 串級式電壓互感器支架1)交接時2)投運前3)大修后4)必要時 、固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定 1)繞組絕緣tgδ(%)不應(yīng)大于下表中數(shù)值：1)串級式電壓互感器的tgδ試驗方法采用末端屏蔽法，其它試驗方法與要求自行規(guī)定2)必要時： a)繞組絕緣電組(吸收比)測量異常時b)油介損不合格或油中微水超標c)滲漏油嚴重d)其它溫度℃51020304035kV及以下交接時、大修后運行中35kV以上交接時、大修后運行中交接時：35kV以上電壓互感器，在試驗電壓為10kV時，按制造廠試驗方法測得的tgδ不應(yīng)大于出廠試驗值的130%2）支架絕緣tgδ一般不大于6%3油中溶解氣體的色譜分析μL/L1)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，35kV及以下自行規(guī)定5)必要時運行中油中溶解氣體組分含量(μL/L)超過下列任一值時應(yīng)引起注意：總烴： 100H2： 150C2H2： 21)新投運互感器的油中不應(yīng)含有C2H2，氫氣不超過50μL/L，總烴不超過10μL/L2)對全密封式設(shè)備，如不易取樣或補充油，可根據(jù)具體情況決定是否采樣3)對運行中單純H2組分偏高的參照附錄L4)必要時:懷疑有內(nèi)部放電時4交流耐壓試驗1)交接時2)3～5年(10kV及以下)3)大修后4)必要時1)一次繞組按G表進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣的互感器用倍頻感應(yīng)耐壓試驗2)進行倍頻感應(yīng)耐壓試驗時應(yīng)考慮互感器的容升電壓3)倍頻耐壓試驗前后，應(yīng)檢查有否絕緣損傷4)二次繞組交流耐壓試驗可用2500V兆歐表代替5)必要時:對絕緣性能有懷疑時電壓等級kV3610152035試驗電壓kV1521303847722)二次繞組之間及其對外殼的工頻耐壓標準為2kV3)全部更換繞組絕緣后按出廠值進行5局部放電測量1)交接時2)投運前3)不超過4年(20～35kV固體絕緣互感器) 4)大修后5)必要時1)，放電量不大于100pC，(必要時)，放電量不大于500pC；固體絕緣相對相電壓互感器，放電量不大于100pC2)，放電量不大于20pC1)試驗按GB5583進行2)出廠時有試驗報告者投運前可不進行試驗或只進行抽查試驗3)110kV及以上油浸式電壓互感器大修后進行4)必要時:a)對絕緣性能有懷疑時b)其它6空載電流和勵磁特性1)交接時2)大修后3)必要時1)在額定電壓下，空載電流與出廠數(shù)值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下，空載電流不應(yīng)大于最大允許電流 Um / Um /1)中性點直接接地系統(tǒng)電壓互感器測量最后一點的持續(xù)時間不得超過30s2）對GIS中的互感器無法分開的可不單獨進行3)必要時：a)懷疑磁路有缺陷時b) 其它7密封檢查1)大修后2)必要時應(yīng)無滲漏現(xiàn)象1)試驗方法按制造廠規(guī)定2)必要時: 懷疑密封不良時8鐵芯夾緊螺栓（可接觸到的）絕緣電阻大修時＞100MΩ采用1000V兆歐表9聯(lián)接組別和極性1)交接時2)更換繞組后3)接線變動后與銘牌和端子標志相符10電壓比1)交接時2)更換繞組后3)接線變動后與銘牌標志相符更換繞組后應(yīng)測量比值差和相位差11絕緣油擊穿電壓kV1)交接時2)大修后3)必要時交接時或大修后35kV及以下 ≥35110～220kV≥40500kV≥60運行中35kV及以下 ≥30110～220kV≥35500kV≥501)交接時有制造廠提供報告的可不做2)35kV及以下自行規(guī)定3)必要時:對絕緣性能有懷疑時12絕緣油含水量mg/L1)交接時2)大修后3)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每3年1次,35kV及以下自行規(guī)定4)必要時交接時或大修后110kV≤20220kV≤15500kV≤10運行中110kV≤35220kV≤25500kV≤151)對全密封式設(shè)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)必要時：a)繞組絕緣電組(吸收比)測量異常時b)滲漏油嚴重等c）其它13一次繞組直流電阻測量1)交接時2)大修后3)必要時與初始值或出廠值相比較，應(yīng)無明顯差別1)運行中應(yīng)定期進行紅外測溫2)必要時:a)本體油色譜判斷有熱故障b)紅外測溫判斷接頭發(fā)熱c)其它14絕緣油90℃介損%1)交接時2)大修后3)必要時交接時或大修后新油：≤注入設(shè)備后：≤運行中220kV及以下 ≤4500kV≤21)交接時有制造廠提供介損的報告可不做2)35kV及以下自行規(guī)定3)必要時：對油有懷疑時15SF6電壓互感器氣體的濕度(20℃)μL/L1)交接時2)大修后3)運行中：新安裝或大修后投運1年內(nèi)1次；若無異常，220 kV及以上 2年1次，110kV 3年1次，35kV及以下自行規(guī)定或5年1次4)補氣后5)必要時交接時和大修后不大于250，運行中不大于500必要時：對絕緣性能有懷疑時16SF6電壓互感器氣體泄漏試驗1)交接時2)大修后1)不存在明顯漏點2)年漏氣率不大于1%定性測量發(fā)現(xiàn)有泄漏再進行定量分析17SF6分解產(chǎn)物含量測試1)運行中：新安裝或大修后投運1年內(nèi)1次；若無異常，220 kV及以上 2年1次，110kV 3年1次，35kV及以下自行規(guī)定或5年1次2)必要時當出現(xiàn)痕量SOHF或H2S（小于2μL/L）時，應(yīng)引起注意；當超過50μL/L時，應(yīng)停電查明原因。必要時:設(shè)備有異常時，故障設(shè)備大修后4測量絕緣拉桿絕緣電阻1)交接時2)大修中3)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5交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時1)SF6斷路器的交流耐壓的試驗電壓見附表G，操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓的80%2)GIS的交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓的80%3)35kV及以下應(yīng)進行4)對110kV及以上罐式SF6斷路器進行5)對500kV定開距瓷柱式SF6斷路器的斷口進行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(yīng)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。 多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1絕緣電阻1)交接時2)運行中: 126kV及以上1年；；12kV及以下3年(發(fā)電機斷路器1年) 3)大修后1)整體絕緣電阻自行規(guī)定2)斷口和有機物制成的提升桿的絕緣電阻在常溫下不低于下表數(shù)值：MΩ使用2500V兆歐表試驗類別額定電壓kV＜2424～126～252550交接、大修后12003000600010000運行中30010003000500021)交接時2)運行中: 126kV及以上1年；3)大修后1)20℃時多油斷路器的非純瓷套管的tgδ(%)值見表82)20℃時非純瓷套管斷路器的tgδ(%)值，可比表9中相應(yīng)的tgδ(%)值增加下列數(shù)值：1)在分閘狀態(tài)下按每支套管