【正文】 絕緣型式液體浸漬固體中性點接地Um1050520中性點絕緣非有效接地10505206極性檢查1)交接時2)大修后3)必要時與銘牌標志相符7各分接頭的變比檢查1)交接時2)大修后3)必要時與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差8校核勵磁特性曲線1)交接時2)必要時與同類型互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較，應無明顯差別繼電保護有要求時進行9密封檢查1)交接時2)大修后3)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定10一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比較，應無明顯差別11絕緣油擊穿電壓1)交接時2)大修后3)必要時見第13章12絕緣油水分1)交接時2)大修后3)必要時見第13章13充氮互感器測氮壓1）必要時氮壓維持正壓氮壓不足時應予以補充注：投運前是指交接后長時間(6個月)未投運而準備投運之前，及庫存的新設備投運之前。 各類試驗項目交接試驗項目見表7中序號1～12，其中序號5適用于110kV及以上和35kV固體絕緣互感器。大修后試驗項目見表7中序號1～12(不更換繞組，可不進行8項) ，其中序號5適用于110kV及以上和35kV固體絕緣互感器。定期試驗項目見表7中序號1～4。 電壓互感器 電磁式和電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求分別見表8和表9。表8 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)大修后3)投運前4) 1～3年5)必要時自行規(guī)定一次繞組用2500V兆歐表，二次繞組用1000V或2500V兆歐表2tgδ(20kV及以上)1)繞組絕緣：a)交接時b)大修后c)投運前d) 1～3年e)必要時2)110～220kV串級式電壓互感器支架：a)大修后b)交接時c)必要時1)繞組絕緣tgδ(%)不應大于下表中數(shù)值：串級式電壓互感器的tgδ試驗方法建議采用末端屏蔽法，其它試驗方法與要求自行規(guī)定溫度℃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2)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值不應大于出廠試驗值的130%。3)支架絕緣tgδ一般不大于6%3油中溶解氣體的色譜分析 (110kV及以上)1)交接時2)大修后3）1～3年4)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴100181。l/lH2 150181。l/lC2H2 2181。l/l1)新投運互感器的油中不應含有C2H22)全密封互感器按制造廠要求進行4交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)3年(20kV及以下)4)必要時1)一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應耐壓試驗2)進行倍頻感應耐壓試驗時應考慮互感器的容升電壓3)倍頻耐壓試驗前后，應檢查有否絕緣損傷電壓等級kV3610152035試驗電壓kV1521303847722)二次繞組之間及末端對地為2kV3)全部更換繞組絕緣后按出廠值進行5局部放電測量110kV及以上和35kV固體絕緣：1)交接時2)大修后3)必要時局部放電測量電壓和允許放電(pC)水平如下:1)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系統(tǒng)接地方式一次繞組的連接方式測量電壓(方均根值)絕緣型式液體浸漬固體中性點接地相對地Um1050520相對相520中性點絕緣非有效接地相對地1050520相對相5206空載電流測量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，空載電流不應大于最大允許電流（如廠家沒有提供最大允許電流，按額定電流的7倍）中性點非有效接地系統(tǒng)中性點接地系統(tǒng)試驗方法按制造廠規(guī)定7密封檢查1)交接時2)大修后3)投運前4)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定8鐵芯夾緊螺栓(可接觸到的)絕緣電阻1)大修后2）必要時自行規(guī)定采用2500V兆歐表9聯(lián)接組別和極性1)交接時2)接線變動后3)更換繞組后與銘牌和端子標志相符10電壓比1)交接時2)接線變動后3)更換繞組后與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差11絕緣油擊穿電壓1)交接時2)大修后3)必要時見第13章12絕緣油水分1)交接時2)大修后3)必要時見第13章13一、二次繞組的直流電阻1)交接時2)大修后3)必要時與產(chǎn)品出廠值或同批相同型號產(chǎn)品的測得值相比，應無明顯差別注：投運前指交接后長時間（6個月）未投運而準備投運之前，及庫存的新設備投運之前表9 電容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電壓比1)交接時2)大修后3)必要時與銘牌標志相符2中間變壓器的絕緣電阻1)交接時2)大修后3)必要時自行規(guī)定采用2500V兆歐表3中間變壓器的tgδ1)大修后2)必要時與初始值相比不應有顯著變化4阻尼電阻檢查1)交接時2)投運后1年內(nèi)3)13年阻值與出廠值比較不應有明顯變化注：電容式電壓互感器的電容分壓器部分的試驗項目、周期和要求見第12章 各類試驗項目：交接試驗項目見表8中全部試驗項目和表9中序號3，其中表8中序號5適用于110kV及以上和35kV固體絕緣互感器。大修時或大修后試驗項目見表8中序號1～11(不更換繞組可不進行10項)和表9中序號3，其中序號5適用于110kV及以上和35kV固體絕緣互感器。定期試驗項目見表8中序號1～5，其中序號5適用于110kV及以上和35kV固體絕緣互感器。8 開關設備 SF6斷路器和GIS SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求見表10。表10 SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1斷路器和GIS內(nèi)SF6氣體的濕度以及氣體的其它檢測項目見第13章2SF6氣體泄漏試驗1)交接時2)大修后3)必要時年漏氣率不大于1%或按制造廠要求1)按GB11023方法進行2)對電壓等級較高的斷路器以及GIS，因體積大可用局部包扎法檢漏，每個密封部位包扎后歷時5h，測得的SF6氣體含量(體積分數(shù))不大于301063輔助回路和控制回路絕緣電阻1)交接時2)大修后3)1～3年絕緣電阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆歐表4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) 對110kV及以上斷路器耐壓試驗只對罐式斷路器和500kV定開距瓷柱式斷路器的斷口進行。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，但在投運前應對它們進行試驗電壓值為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)兩端輪流加壓，另一端接地。建議在交流耐壓試驗的同時測量局部放電4)對瓷柱式定開距型斷路器只作斷口間耐壓5輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1)交接時2)大修后 試驗電壓為2kV耐壓試驗后的絕緣電阻值不應降低6斷口間并聯(lián)電容器的絕緣電阻、電容量和tgδ1)交接時2)大修后3)1~3年4)必要時1)對瓷柱式斷路器和斷口同時測量，測得的電容值和tgδ與原始值比較，應無明顯變化2)罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)按制造廠規(guī)定3)單節(jié)電容器按第12章規(guī)定1)大修時，對瓷柱式斷路器應測量電容器和斷口并聯(lián)后整體的電容值和tgδ，作為該設備的原始數(shù)據(jù)2)對罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)必要時進行試驗，試驗方法按制造廠規(guī)定7合閘電阻值和合閘電阻的投入時間1)交接時2)大修后3)1～3年(罐式斷路器除外)1)除制造廠另有規(guī)定外，阻值變化允許范圍不得大于177。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，只有解體大修時才能測定8斷路器的速度特性1)交接時2)大修后測量方法和測量結(jié)果應符合制造廠規(guī)定制造廠無要求時不測9斷路器的時間參量1)交接時2)機構(gòu)大修后除制造廠另有規(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2ms10分、合閘電磁鐵的動作電壓1)交接時2)機構(gòu)大修后3) 1～3年1)操動機構(gòu)分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%之間2)在使用電磁機構(gòu)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11導電回路電阻1)交接時2)大修后3)1～3年1)敞開式斷路器的測量值不大于制造廠規(guī)定值的120%2)對GIS中的斷路器按制造廠規(guī)定用直流壓降法測量，電流不小于100A12分、合閘線圈直流電阻1)交接時2)大修后應符合制造廠規(guī)定13SF6氣體密度監(jiān)視器(包括整定值)檢驗1)交接時2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定14壓力表校驗(或調(diào)整)，機構(gòu)操作壓力(氣壓、液壓)整定值校驗，機械安全閥校驗1)交接時2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定對氣動機構(gòu)應校驗各級氣壓的整定值(減壓閥及機械安全閥)15操動機構(gòu)在分閘、合閘、重合閘下的操作壓力(氣壓、液壓)下降值1)交接時2)機構(gòu)大修后應符合制造廠規(guī)定16液(氣)壓操動機構(gòu)的泄漏試驗1)交接時2)大修后3)1～3年4)必要時按制造廠規(guī)定應在分、合閘位置下分別試驗17油(氣)泵補壓及零起打壓的運轉(zhuǎn)時間1)交接時2)大修后3)1～3年4)必要時應符合制造廠規(guī)定18液壓機構(gòu)及采用差壓原理的氣動機構(gòu)的防失壓慢分試驗1)交接時2)機構(gòu)大修時按制造廠規(guī)定19閉鎖、防跳躍及防止非全相合閘等輔助控制裝置的動作性能1)交接時2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定20GIS中的電流互感器、電壓互感器和避雷器1)交接時2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定，或分別按第7章、第14章進行21測量絕緣拉桿的絕緣電阻值1)交接時2)大修后3)必要時緣電阻值不應低于下表的規(guī)定額定電壓kV)2424～126～220550絕緣電阻值（MΩ)1200300060001000022測量斷路器分、合閘線圈的絕緣電阻值1)交接時2)大修后3)必要時不應低于10MΩ23GIS的聯(lián)鎖和閉鎖性能試驗1)交接時2)大修后3)必要時動作應準確可靠檢查GIS的電動、氣動聯(lián)鎖和閉鎖性能，以防止誤動作 各類試驗項目：交接試驗項目見表10中序號1～23。大修后試驗項目見表10中序號1～23，其中118適用于機構(gòu)大修后。定期試驗項目見表10中序號1117。 多油斷路器和少油斷路器 多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求見表11。表11 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)大修后3)1～3年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不應低于下表數(shù)值： MΩ使用2500V兆歐表試驗類別額定電壓kV＜2424～126～252交接時120030006000大修后100025005000運行中3001000300021)交接時2)大修后3)1～3年1)20℃時多油斷路器的非純瓷套管的tgδ(%)值見表202)20℃時非純瓷套管斷路器的tgδ(%)值，可比表20中相應的tgδ(%)值增加下列數(shù)值：1)在分閘狀態(tài)下按每支套管進行測量。測量的tgδ超過規(guī)定值或有顯著增大時，必須落下油箱進行分解試驗。對不能落下油箱的斷路器，則應將油放出，使套管下部及滅弧室露出油面，然后進行分解試驗2)斷路器大修而套管不大修時，應按套管運行中規(guī)定的相應數(shù)值增加3)帶并聯(lián)電阻斷路器的整體tgδ(%)可相應增加1額定電壓kV≥126＜126DW1—35DW1—35Dtgδ(%)值的增