UDC

中華人民共和國國家標準

PGB/T50XXX-201X

1000kV系統(tǒng)電氣裝置安裝工程

電氣設備交接試驗標準

Standardforhand-overtestofelectricequipmentof

1000kVsystemelectricequipmentinstallationengineering

（征求意見稿）

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

·1·

·2·

目次

1總則......................................................................................................1

2術語和符號..........................................................................................2

1.1術語.......................................................................................2

1.2符號.......................................................................................2

3電力變壓器..........................................................................................3

4電抗器..................................................................................................7

5電容式電壓互感器..............................................................................9

6氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器............................................11

7套管式電流互感器............................................................................12

8氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）.............................................13

9氣體絕緣金屬封閉輸電線路(GIL)..................................................16

10接地開關..........................................................................................20

11套管..................................................................................................21

12避雷器..............................................................................................22

13懸式絕緣子、支柱絕緣子和復合絕緣子.....................................23

14絕緣油..............................................................................................24

15SF6氣體.............................................................................................25

16二次回路..........................................................................................26

17架空電流線路..................................................................................27

18接地裝置..........................................................................................28

附錄A1000kV電氣設備的絕緣水平..............................................29

附錄B特殊試驗項目表..................................................................30

本標準用詞說明....................................................................................31

引用標準名錄........................................................................................32

·1·

·2·

1總則

1.0.1為提高1000kV交流電氣裝置電氣設備交接試驗水平，確保電氣設備正常投入運營，制定本標準。

1.0.2本標準適用于1000kV電壓等級交流電氣裝置工程電氣設備交接試驗。

1.0.3交接試驗的檢測數據應對照制造廠例行試驗結果，并比較同類設備檢測數據，經全面分析后給出判斷。

1.0.4對于1000kV充油電氣設備，在真空注油和熱油循環(huán)后應靜置不小于168小時，方可進行絕緣考核試驗。

如需縮短靜置時間，因經過制造廠同意。

1.0.5在進行與溫度和濕度有關的各種試驗時(如測量直流電阻、絕緣電阻、tanδ等)，應同時測量被試品的溫度

和環(huán)境空氣溫度與濕度。變壓器油溫測量應注意陽光照射對測量值的影響。在與制造廠例行試驗數據比較時，

可采取同類設備相互比較的方法。

1.0.6進行絕緣試驗時，應在良好天氣下進行，被試物及儀器周圍溫度不宜低于5℃、空氣相對濕度不宜高于

80%。

1.0.7對試驗系統(tǒng)有特殊要求，且技術難度大、要求高的試驗項目，被列為特殊試驗項目應按本規(guī)范附錄B進

行試驗。

1.0.81000kV系統(tǒng)電氣安裝工程電氣設備交接試驗，除應符合本規(guī)范規(guī)定外，尚應符合國家現行相關標準的規(guī)

定。

1.0.91000kV變壓器（電抗器）經交接試驗后超過6個月未投入運行，投運前應重新進行交接試驗。

·1·

2術語和符號

1.1術語

2.0.1交接試驗hand-overtest

新的電氣設備在現場安裝、調試期間所進行的檢查和試驗。

2.0.2主體變壓器maintransformer

當1000kV變壓器采用變壓器本體與調壓補償變壓器分箱布置時變壓器的本體部分。

2.0.3調壓補償變壓器voltageregulatingandcompensatingtransformer

與主體變壓器分箱布置的變壓器的調壓補償部分，由調壓變壓器和補償變壓器組成。作用是實現主體變壓

器的中性點調壓并在調壓過程中減小變壓器第三繞組的電壓波動。

2.0.4主體變試驗testofmaintransformer

單獨對主體變壓器進行的試驗。

2.0.5調壓補償變試驗testofvoltageregulatingandcompensatingtransformer

單獨對調壓補償變壓器進行的試驗。

2.0.6變壓器整體試驗integraltest

把主體變壓器和調壓補償變壓器全部連接完成后進行的試驗。

2.0.7電壓抽頭voltagetap

是一個容易從套管外面接線、與法蘭或其他緊固件絕緣并與電容式套管的一個外導電層相連的引線，用以

在套管運行時提供一個電壓源。

2.0.8氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器gas-insulatedmetal-enclosedinductivevoltagetransformers

采用六氟化硫（SF6）氣體作為絕緣介質，用于氣體絕緣金屬封閉電器（GIS）中的電磁式電壓互感器。

2.0.9氣體絕緣金屬封閉輸電線路（GIL）Gasinsulatedmetalenclosedtransmissionline

金屬封閉線路，其內絕緣至少部分是通過不同于大氣壓下的空氣的絕緣氣體實現的，且其外殼是接地的

部分或全部采用不同于大氣壓下空氣的氣體絕緣封閉線路，其外殼接地。

GIL的絕緣介質是無腐蝕的絕緣氣體。

在GIL的每一個末端，應有一個專門部件用于GIL和其他設備，如變壓器、電抗器，隔離開關、套管、電

纜終端、電壓互感器、避雷器、GIS等之間的連接。

2.0.10解體式變壓器Dissembledtransformer

為滿足運輸條件，將變壓器按照運輸單元進行模塊化設計，在制造廠內生產完畢并完成全部試驗后，拆解

成多個運輸單元進行運輸，在現場進行重新組裝和相關工藝處理的電力變壓器。

1.2符號

Ur——電氣設備的額定電壓

Ir——電氣設備的額定電流

Um——電氣設備的最高工作電壓

U8mA——避雷器直流8mA下的參考電壓

UP——電氣設備的雷電沖擊電壓

tanδ——介質損耗因數

·2·

3電力變壓器

3.0.11000kV變壓器交接試驗應分別按主體變壓器試驗、調壓補償變壓器試驗和整體試驗進行。應包括以下試

驗內容：

1主體變壓器試驗項目，應包括下列內容：

1)密封試驗；

2)繞組連同套管的直流電阻測量；

3)繞組電壓比測量；

4）引出線的極性檢查；

5)繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數的測量；

6)繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量的測量；

7)鐵心及夾件的絕緣電阻測量；

8)套管試驗；

9)套管式電流互感器的試驗；

10)絕緣油試驗；

11)油中溶解氣體分析；

12）繞組連同套管的外施耐壓試驗；

13）繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量；

14)繞組頻率響應特性測量；

15)小電流下的短路阻抗測量；

16）解體式變壓器現場空載試驗；

17）解體式變壓器現場負載試驗。

2調壓補償變壓器試驗項目，應包括下列內容：

1)密封試驗；

2)繞組連同套管的直流電阻測量；

3)繞組所有分接頭的電壓比測量；

4)變壓器引出線的極性檢查；

5)繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數測量；

6)繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量的測量；

7)鐵心及夾件的絕緣電阻測量；

8)套管試驗；

9)套管式電流互感器的試驗；

10)絕緣油性能試驗；

11)油中溶解氣體分析；

12繞組連同套管的外施耐壓試驗；

13)繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量；

14）繞組頻率響應特性測量；

15)小電流下的短路阻抗測量。

3整體試驗項目，應包括以下內容：

1)繞組所有分接頭的電壓比測量；

2)引出線的極性和聯(lián)接組別檢查；

3)額定電壓下的沖擊合閘的試驗；

4)聲級測量。

3.0.2密封試驗，應符合下列規(guī)定：

應在變壓器油箱儲油柜油面上施加0.03MPa靜壓力，應持續(xù)24h后，不應有滲漏及損傷。

·3·

3.0.3測量繞組連同套管的直流電阻，應符合下列規(guī)定：

1測量應在所有分接位置上進行，1000kV繞組測試電流不宜大于2.5A，500kV繞組測試電流不宜大于5A，

110kV及以下繞組測試電流不宜大于20A；

2主體變壓器、調壓補償變壓器的直流電阻，各相測得值的相互差值應小于三相最小值的2%；

3主體變壓器、調壓補償變壓器的直流電阻，應與同溫下產品例行試驗數值比較，相應變化不應大于2%；

4無勵磁調壓變壓器直流電阻應在分接開關鎖定后測量；

5測量溫度應以平均油溫為準，不同溫度下的電阻值按下式換算：

R2=R1×（T+t2）/（T+t1）（3.0.3）

式中：R1、R2——分別為在溫度t1、t2時的電阻值（Ω）；

T——為電阻溫度常數，銅導線取235；

t1、t2——不同的測量溫度（℃）。

3.0.4測量繞組電壓比，應符合下列規(guī)定：

1各分接的電壓比順序應符合銘牌給出的電壓比的規(guī)律；

2各分接的電壓比應與銘牌數據相比應無明顯差別。額定分接電壓比的允許偏差應為±0.5%，其它分接電

壓比的允許偏差應為±1%。

3.0.5應檢查引出線的極性與聯(lián)結組別。引出線的極性應與變壓器銘牌上的符號和油箱上的標記相符。三相聯(lián)

結組別應與變電站設計要求一致。

3.0.6測量繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數，應符合下列規(guī)定：

1應使用5000V的兆歐表測量；

2絕緣電阻值不宜低于例行試驗值的70%；

3測量溫度應以平均油溫為準，測量時應在10℃～40℃溫度下進行。當測量溫度與例行試驗時的溫度不同

時，可按公式（3.0.6）換算到相同溫度的絕緣電阻值進行比較，吸收比和極化指數不進行溫度換算。測試溫度

不同時絕緣電阻值應按下式換算：

(t1t2)/10

R2R11.5（3.0.6）

4吸收比不應低于1.3或極化指數不低于1.5，且與制造廠例行試驗值進行比較時，應無明顯變化；

5當絕緣電阻R60s大于10000MΩ、吸收比及極化指數較低時，應根據繞組連同套管的介質損耗因數等數據

進行綜合判斷。

3.0.7測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量，應符合下列規(guī)定：

1測量時非被試繞組應短路接地，被試繞組應短路接測試儀器，試驗電壓應為10kV交流電壓；

2繞組連同套管的介質損耗因數tanδ值不應大于例行試驗值的130%，電容值與例行試驗值相比應無明顯

變化；

3測量溫度應以平均油溫為準，應在10℃～40℃溫度下進行測量，并宜與例行試驗時的測量溫度接近。當

測量溫度與例行試驗時的溫度不同時，可換算到相同溫度的tanδ值進行比較，應按下式換算：

(t2-t1)/10

tanδ2=tanδ1×1.3（3.0.7）

式中tanδ1、tanδ2————分別為在溫度t1、t2時的介質損耗因數；

t1、t2——不同的測量溫度（℃）。

3.0.8測量鐵心及夾件的絕緣電阻，應符合下列規(guī)定：

1應測量鐵心對油箱、夾件對油箱、鐵心對夾件的絕緣電阻；

2使用2500V兆歐表進行測量，持續(xù)時間為1min，應無異常；

3絕緣電阻值與例行試驗結果相比應無明顯差異。

3.0.9套管試驗應按本標準第10章的規(guī)定進行。

3.0.10套管式電流互感器的試驗應按本標準第7章的規(guī)定進行。

3.0.11絕緣油性能試驗應按本標準第14章的規(guī)定進行。

3.0.12油中溶解氣體分析，應符合下列規(guī)定：

1應在變壓器注油前、靜置后24h、外施交流耐壓試驗和局部放電試驗24h后、沖擊合閘后及額定電壓運

·4·

行24h后及168h后，分別進行一次分析；

2試驗應按現行標準《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》DL/T722的有關規(guī)定執(zhí)行；

3油中溶解氣體含量應無乙炔，且總烴應不大于20μL/L，H2應不大于10μL/L；

4各次測得的數據應無明顯差別，若氣體組份含量有增長趨勢時，可結合相對產氣速率綜合分析判斷，必

要時應縮短色譜分析取樣周期進行追蹤分析。

3.0.13繞組連同套管的外施交流耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：

1.應對主體變壓器高壓中性點、低壓繞組和調壓補償變壓器所有繞組分別進行外施交流耐壓試驗，必要

時監(jiān)測局部放電；

2.試驗電壓為出廠試驗電壓值的80%，試驗頻率為40Hz～60Hz，時間為1min；

3.試驗電壓應盡可能接近正弦波形，試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以2；

4.試驗過程中變壓器應無異?，F象。

3.0.14繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量，應符合下列規(guī)定：

1應對主體變壓器、調壓補償變壓器分別進行繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量，試驗前

應考慮剩磁的影響；

2試驗方法和判斷方法，應按現行國家標準《電力變壓器第3部分：絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣

間隙》GB1094.3的有關規(guī)定執(zhí)行；

3進行局部放電試驗時，施加電壓應符合下列程序（解體變除外）：

1)在不大于U2/3的電壓下接通電源；

2)上升到1.1Um／3，保持5min；

3)上升到U2，保持5min；

4)上升到U1，當試驗電源頻率等于或小于兩倍額定頻率時，試驗持續(xù)時間應為60s，當試驗頻率超過

額定頻率

兩倍額定頻率時，試驗持續(xù)時間應為120（s），但不少于15s；

試驗頻率

5)不間斷地降低到U2，并至少保持60min，進行局部放電測量；

6)降低到1.1Um／3，保持5min；

7)當電壓降低到U2/3以下時，方可斷開電源；

8)進行主體變壓器局部放電試驗時，Um＝1100kV，對地電壓值應為：U1＝1.5Um／3，U2＝1.3Um

／3；

9)進行調壓補償變壓器局部放電試驗時，Um＝126kV，對地電壓值應為：U1＝1.7Um／3，U2＝1.5Um

／3；

4局部放電的觀察和評估應滿足下列要求，同時應符合現行國家標準《局部放電測量》GB/T7354的相關

規(guī)定。

1）應在所有繞組的線路端子上進行測量。對自耦聯(lián)接的一對繞組的較高電壓和較低電壓的線路端子應

同時測量；

2）接到每個所用端子的測量通道，都應在該端子與地之間施加重復的脈沖波來校準。在變壓器任何一

個指定端子上測得的視在電荷量，應是指最高的穩(wěn)態(tài)重復脈沖并經合適的校準而得出的。偶然出現的

高幅值局部放電脈沖可以不計入。在每隔任意時間的任何時間段中出現的連續(xù)放電電荷量，只要此局

部放電不出現穩(wěn)定的增長趨勢，且不大于技術條件規(guī)定值，是可以接受的，當局部放電測量過程中出

現異常放電脈沖時，增加局部放電超聲波監(jiān)測，并進行綜合判；

·5·

3）在施加試驗電壓的前后，應測量所有測量通道上的背景噪聲水平；

4）在電壓上升到U2及由U2下降的過程中，應記錄可能出現的局部放電起始電壓和熄滅電壓。應在

1.1Um／3下測量局部放電視在電荷量；

5）在電壓U2的第一個階段中應讀取并記錄一個讀數。對該階段不規(guī)定其視在電荷量值；

6）在電壓U1期間內應讀取并記錄一個讀數。對該階段不規(guī)定其視在電荷量值；

7）在電壓U2的第二個階段的整個期間，應連續(xù)地觀察局部放電水平，并每隔5min記錄一次。

5如果滿足下列要求，則試驗合格：

1）試驗電壓不產生突然下降；

2）在U2的長時試驗期間，主體變壓器1000kV端子局部放電量的連續(xù)水平應不大于100pC、500kV

端子的局部放電量的連續(xù)水平應不大于200pC、110kV端子的局部放電量的連續(xù)水平應不大于300pC；

調壓補償變壓器110kV端子局部放電量的連續(xù)水平應不大于300pC；

3）在U2下，局部放電不呈現持續(xù)增加的趨勢，偶然出現較高幅值的脈沖以及明顯的外部電暈放電脈

沖可以不計入；

3.0.15繞組頻率響應特性測量，應符合下列規(guī)定：

1應對變壓器各繞組分別進行頻率響應特性試驗；

2同一組變壓器中各臺變壓器對應繞組的頻響特性曲線應基本相同。

3.0.16小電流下的短路阻抗測量，應符合下列規(guī)定：

1應測量變壓器在5A或380V電流下的短路阻抗；

2變壓器在5A或380V電流下測量的短路阻抗與例行試驗時在相同電流下的測試值相比應無明顯變化。

3.0.17解體式變壓器現場空載試驗，本試驗宜在局部放電試驗前進行，應符合下列規(guī)定：

1在額定電壓下進行空載試驗；

2空載電流和空載損耗與出廠試驗數據相差宜小于3%，如偏差大于3%，要結合安裝工藝、其他試驗等進

行綜合分析。

3.0.18解體式變壓器現場負載試驗，本試驗宜在局部放電試驗前進行，應符合下列規(guī)定：

1在不小于50%的額定電流下進行現場負載試驗；

2負載損耗和短路阻抗與出廠試驗數據相差宜小于2%，如偏差大于2%，要結合安裝工藝、其他試驗等進

行綜合分析。

3.0.19額定電壓下的沖擊合閘試驗，應符合下列規(guī)定：

1應在額定電壓下對變壓器進行沖擊合閘試驗，試驗時變壓器中性點應接地，分接位置應置于使用分接上；

2第1次沖擊合閘后的帶電運行時間不應少于30min，而后每次合閘后帶電運行時間可逐次縮短，但不應

少于5min；

3沖擊合閘時，應無異常聲響等現象，保護裝置不應動作；

4沖擊合閘時，可測量勵磁涌流及衰減時間；

3.0.20聲級測量，應符合下列規(guī)定：

1變壓器開啟所有工作冷卻裝置情況下，距主體變壓器基準聲發(fā)射面2m處，距調壓補償變壓器基準聲發(fā)

射面0.3m處的噪聲值應符合要求；

2測量方法和要求按現行國家標準《電力變壓器第10部分聲級測定》GB1094.10的有關規(guī)定執(zhí)行。

·6·

4電抗器

4.0.1電抗器的交接試驗應按1000kV并聯(lián)電抗器、1000kV并聯(lián)電抗器配套用中性點電抗器分別進行，應包含

下列試驗項目：

11000kV并聯(lián)電抗器試驗項目，應包括下列內容：

1）密封試驗；

2）繞組連同套管的直流電阻測量；

3）繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數測量；

4）繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量測量；

5）鐵心和夾件的絕緣電阻測量；

6）套管試驗；

7）套管式電流互感器的試驗；

8）絕緣油試驗；

9）油中溶解氣體分析；

10）繞組連同套管的外施耐壓試驗；

11）額定電壓下的沖擊合閘試驗；

12）聲級測量；

13）油箱的振動測量；

14）油箱表面的溫度分布及引線接頭的溫度測量。

21000kV并聯(lián)電抗器中性點接地電抗器試驗項目，應包括下列內容：

1）密封試驗；

2）繞組連同套管的直流電阻測量；

3）繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數測量；

4）繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量測量；

5）繞組連同套管的外施工頻耐壓試驗；

6）鐵心和夾件的絕緣電阻測量；

7）絕緣油的試驗；

8）油中溶解氣體分析；

9）套管試驗；

10）套管式電流互感器的試驗。

4.0.2密封試驗，應在電抗器（包括1000kV并聯(lián)電抗器和配套用中性點電抗器）儲油柜油面上施加0.03MPa

靜壓力，試驗時間連續(xù)24h，不應有滲漏和損傷。

4.0.3測量繞組連同套管的直流電阻，應符合下列規(guī)定：

1各相繞組直流電阻相互間的差值不應大于三相最小值的2%。

2實測值與例行試驗值比較，換算到相同溫下的差值不應大于2%。

3測量溫度應以平均油溫為準。不同溫度下的電阻值應按下式換算。

R2=R1×（T+t2）/（T+t1）（4.0.3）

式中：R1、R2——分別為在溫度t1、t2時的電阻值；

T——為電阻溫度常數，銅導線取235；

t1、t2——不同的測量溫度（℃）。

4.0.4測量繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數，應符合下列規(guī)定：

1應使用5000V兆歐表測量。

2測量溫度應以平均油溫為準，測量時應在油溫10℃～40℃時進行，并宜與例行試驗時的測量溫度接近，

當測量溫度與例行試驗時的溫度不同時，絕緣電阻值可按下式換算到相同溫度下進行比較。

(t1-t2)/10

R2=R1×1.5（4.0.4）

式中：R1、R2——分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值；

t1、t2——不同的測量溫度（℃）。

絕緣電阻值不宜低于例行試驗值的70%。

3吸收比不應低于1.3或極化指數不低于1.5，且與例行試驗值相比應無明顯差別。

4當絕緣電阻R60s大于10000M?、吸收比及極化指數較低時，應根據繞組連同套管的介質損耗正切值tanδ

進行綜合判斷。

·7·

4.0.5測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量，應符合下列規(guī)定：

1試驗電壓應為10kV交流電壓。

2繞組連同套管的介質損耗因數tanδ不應大于例行試驗值的130%。

3測量溫度應以平均油溫為準，測量時應在油溫10℃～40℃時進行。當測量溫度與例行試驗時的溫度不同

時，可按下式換算到相同溫度下的tanδ值進行比較。

(t2t1)/10（）

tan2tan11.34.0.5

式中：tanδ1、tanδ2——分別是溫度t1、t2時的介質損耗因數；

t1、t2——不同的測量溫度（℃）。

4繞組連同套管的電容值與例行試驗值相比應無明顯變化。

4.0.6測量鐵心和夾件的絕緣電阻，應符合下列規(guī)定：

1應使用2500V兆歐表進行測量，持續(xù)時間為1min，應無異常。

2分別測量鐵心對油箱（地）、夾件對油箱（地）、鐵心和夾件間的絕緣電阻，測量值與例行試驗值相比

應無明顯差別。

4.0.7套管試驗，應按本標準第10章的規(guī)定進行。

4.0.8套管式電流互感器試驗，應按本標準第7章的規(guī)定進行。

4.0.9絕緣油性能試驗，應按本標準第13章的規(guī)定進行。

4.0.10油中溶解氣體分析，應符合下列規(guī)定：

1應在電抗器注油前、靜置后24h、外施工頻耐壓試驗后、沖擊合閘后、額定電壓運行24h后及168h后，

分別進行一次分析。

2試驗應按現行國家標準《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》GB/T7252的有關規(guī)定執(zhí)行。

3油中溶解氣體含量應符合無乙炔，且總烴小于等于20μL/L，H2小于等于10μL/L。

4各次測得的數據應無明顯差別，當氣體組份含量有增長趨勢時，可結合相對產氣速率綜合分析判斷，必

要時應縮短色譜分析取樣周期進行追蹤分析。

4.0.11繞組連同套管的外施耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：

1試驗電壓按例行試驗時中性點外施耐受電壓值的80%進行，試驗時間為1min。

2外施工頻耐壓試驗過程中，試驗電壓應無突然下降，無放電聲等異?，F象。

3試驗過程中應進行局部放電量監(jiān)測，中性點電抗器可不進行局部放電量監(jiān)測.

4.0.12額定電壓下的沖擊合閘試驗，應符合下列規(guī)定：

1沖擊合閘試驗應結合系統(tǒng)調試進行。

2沖擊合閘時，應無異常聲響等現象，保護裝置不應動作。

3沖擊合閘后24h應取油樣進行油中溶解氣體色譜分析，分析結果與沖擊合閘前應無明顯差別。

4.0.13電抗器聲級測量，應符合下列規(guī)定：

1測量方法和要求按現行國家標準《電力變壓器第10部分：聲級測定》GB1094.10的有關規(guī)定執(zhí)行。

2電抗器運行中，聲級不應大于合同規(guī)定值。

3當冷卻方式為ONAN時，測量點距基準發(fā)射面應為0.3m。

4當冷卻方式為ONAF時,測量點距基準發(fā)射面應為2m。

5當電抗器帶有隔音屏蔽時，基準發(fā)射面應將隔音室包括在內，測量點距基準發(fā)射面應為0.3m。

4.0.14油箱的振動測量，應符合下列規(guī)定：

1測量方法和要求應按現行國家標準《電抗器》GB10229的有關規(guī)定執(zhí)行。

2在額定工況下，油箱壁振動振幅雙峰值不應大于100μm，且與出廠試驗數據相比無明顯變化。

4.0.15油箱表面的溫度分布及引線接頭的溫度測量，應符合下列規(guī)定：

1在運行中，使用紅外測溫儀進行油箱溫度分布及引線接頭溫度測量；

2電抗器油箱表面局部熱點的溫升不應超過80K。

3引線接頭不應有過熱現象。

·8·

5電容式電壓互感器

5.0.11000kV電容式電壓互感器的交接試驗項目，應包括下列內容：

1電容分壓器低壓端對地的絕緣電阻測量；

2分壓電容器的介質損耗因數tanδ和電容量測量；

3電容器分壓器的交流耐壓試驗；

4分壓電容器滲漏油檢查；

5電磁單元線圈部件的繞組直流電阻測量；

6電磁單元各部件的絕緣電阻測量；

7電磁單元各部件的連接檢查；

8電磁單元的密封性檢查；

9準確度（誤差）測量；

10阻尼器檢查。

5.0.2電容分壓器低壓端對地的絕緣電阻測量，應符合下列規(guī)定：

1應使用2500V兆歐表測量；

2常溫下的絕緣電阻不應低于1000MΩ。

5.0.3分壓電容器的介質損耗因數tanδ和電容量測量，應符合下列規(guī)定：

1應在10kV電壓下測量每節(jié)分壓電容器的tanδ和電容量，中壓臂電容應在額定電壓下測量tanδ和電容量，

tanδ值不應大于0.2%；

2每節(jié)電容器的電容值及中壓臂電容值與出廠值比變化量不超過±5%；

5.0.4電容分壓器的交流耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：

1當懷疑絕緣有問題時，可對電容分壓器整體或單節(jié)電容器進行交流耐壓試驗；

2交流試驗電壓應為例行試驗施加電壓值的80%，時間1min。

3交流耐壓試驗前后應進行電容量和介質損耗因數tanδ測量，兩次測量結果不應有明顯變化。

5.0.5分壓電容器滲漏油檢查，應符合下列規(guī)定：

1用目視觀察法進行檢查；

2如果發(fā)現分壓電容器有滲漏油痕跡，應停止使用并予以更換。

5.0.6電磁單元線圈部件的繞組直流電阻測量，應符合下列規(guī)定：

1中間變壓器各繞組、補償電抗器及阻尼器的直流電阻均應進行測量，其中中間變壓器一次繞組和補償電

抗器繞組直流電阻可一并測量；

2繞組直流電阻值與換算到同一溫度下的例行試驗值比較，中間變壓器及補償電抗器繞組直流電阻偏差不

宜大于10％，阻尼器直流電阻偏差不應大于15％。

5.0.7電磁單元各部件的絕緣電阻測量，應符合下列規(guī)定：

1應使用2500V兆歐表；

2中間變壓器各二次繞組間及對地的絕緣電阻、中間變壓器一次繞組和補償電抗器繞組對地的絕緣電阻及

阻尼器對地的絕緣電阻不應低于1000MΩ。

5.0.8電磁單元各部件的連接應符合設計要求，并應與銘牌標志相符。

5.0.9電磁單元的密封性檢查，應符合下列規(guī)定：

1可用目視觀察法進行檢查；

2發(fā)現滲漏油應及時進行處理。

5.0.10準確度(誤差)測量，應符合下列規(guī)定：

1關口計量用互感器應進行誤差測量；

2用于互感器誤差測量的方法應符合行業(yè)標準《電力互感器檢定規(guī)程》JJG1021的有關規(guī)定，不應用變比

測試儀測量變比的方法替代誤差測量；

3極性檢查宜與誤差試驗同時進行，同時核對各接線端子標識是否正確；

·9·

4準確度（誤差）測量可以采用差值法，也可采用測量電壓系數的方法；

5試驗應對每個二次繞組分別進行，除剩余繞組外，被檢測繞組接入負荷應為25％～100％額定負荷，其

它繞組負荷應為0～100%額定負荷，沒有特殊規(guī)定時二次負荷的功率因數應為1；

6計量繞組和測量繞組（0.2級、0.5級繞組），應分別在80%、100%和105％的額定電壓下進行；

7保護級繞組誤差特性測量，應分別在2%、5%和100%的額定電壓下進行；

8測量時的高壓引線布置應與實際使用情況接近；

5.0.11阻尼器的檢查，應滿足下列要求：

1阻尼器的勵磁特性和檢測方法可按制造廠的規(guī)定進行；

2電容式電壓互感器在投入前應檢查阻尼器是否已接入規(guī)定的二次繞組端子。

·10·

6氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器

6.0.1電磁式電壓互感器交接試驗項目，應包括下列內容：

1繞組的絕緣電阻測量；

2交流耐壓試驗；

3絕緣介質性能試驗；

4繞組的直流電阻測量；

5接線組別和極性檢查；

6準確度（誤差）測量；

7電磁式電壓互感器的勵磁特性測量；

8密封性能檢查。

6.0.2測量繞組的絕緣電阻，應符合下列規(guī)定：

1絕緣電阻測量應使用2500V兆歐表；

2測量一次繞組對二次繞組及外殼、各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻，絕緣電阻值不應低于1000MΩ。

6.0.3交流耐壓試驗，應符合下列規(guī)定：

1交流耐壓試驗應與氣體絕緣金屬封閉電器（GIS）耐壓試驗同時進行，試驗電壓應為例行試驗的100%，

試驗頻率應滿足制造廠要求；

2二次繞組間及其對外殼的工頻耐壓試驗電壓應為3kV。

3耐壓試驗前后，對互感器進行空載電流試驗，結果應無明顯差異。

6.0.4絕緣介質性能試驗，應符合本標準第8章的相關規(guī)定。

6.0.5繞組直流電阻測量，應符合下列要求：

1一次繞組直流電阻值與換算到同一溫度下的例行試驗值比較，相差不宜大于10%；

2二次繞組直流電阻值與換算到同一溫度下的例行試驗值比較，相差不宜大于15%。

6.0.6檢查互感器的接線組別和極性，應符合設計要求，并應與銘牌和標志相符。

6.0.7準確度（誤差）測量，應滿足下列規(guī)定：

1關口計量用互感器應進行誤差測量；

2用于互感器誤差測量的方法應符合行業(yè)標準《電力互感器檢定規(guī)程》JJG1021的有關規(guī)定，不應用變比

測試儀測量變比的方法替代誤差測量；

3極性檢查宜與誤差試驗同時進行，同時核對各接線端子標識是否正確；

4準確度（誤差）測量可以采用差值法，也可采用測量電壓系數的方法；

5試驗應對每個二次繞組分別進行，除剩余繞組外，被檢測繞組接入負荷應為25％～100％額定負荷，其

它繞組負荷應為0～100%額定負荷，沒有特殊規(guī)定時二次負荷的功率因數應為1；

6計量繞組和測量繞組（0.2級、0.5級繞組），應分別在80%、100%和105％的額定電壓下進行；

7保護級繞組誤差特性測量，應分別在2%、5%和100%的額定電壓下進行

6.0.8電磁式電壓互感器的勵磁特性測量，應符合下列要求：

1勵磁特性曲線測量點為額定電壓的20%、50%、80%、100%；

2對于額定電壓測量點（100%），勵磁電流不宜大于例行試驗報告和型式試驗報告的測量值的30%，同

批次、同型號、同規(guī)格電壓互感器此點的勵磁電流不宜相差30%。

6.0.9密封性能檢查，應符合本標準第8章的相關規(guī)定。

·11·

7套管式電流互感器

7.0.1電流互感器的交接試驗項目應包括下列內容：

1繞組的絕緣電阻測量；

2繞組直流電阻測量；

3二次繞組短時工頻耐壓試驗；

4準確度（誤差）測量及極性檢查；

5勵磁特性測量。

7.0.2測量繞組的絕緣電阻，應符合下列規(guī)定：

1應使用2500V兆歐表；

2二次繞組對地及繞組間的絕緣電阻應大于1000MΩ。

7.0.3測量繞組的直流電阻，應符合下列規(guī)定：

1二次繞組的直流電阻測量值與換算到同一溫度下的例行試驗值比較，直流電阻相互間的差異不應大于

10%；

2同型號、同規(guī)格、同批次電流互感器二次繞組的直流電阻相互間的差異不宜大于10%；

7.0.4應進行二次繞組短時工頻耐壓試驗。電流互感器二次繞組之間及對地的工頻耐受試驗電壓應為3kV(方均

根值)，試驗時間1min。

7.0.5準確度（誤差）測量及極性檢查，應符合下列規(guī)定：

1用于氣體絕緣金屬封閉電器（GIS）設備關口計量的互感器應進行誤差測量；

2用于互感器誤差測量的方法應符合行業(yè)標準《電力互感器檢定規(guī)程》JJG1021的有關規(guī)定；

3極性檢查可與誤差測量同時進行，也可以采用直流法進行，同時核對各接線端子標識是否正確；

4對于多變比繞組，可以僅測量其中一個變比的全量限誤差，其它變比可以僅復核20％額定電流（Ir）點

的誤差。各繞組所有變比必須與銘牌參數相符；

5誤差測量以直接（差值）法為準，如果施加電流達不到規(guī)定值，可采用間接法檢測，使用間接法的前提

條件是用直接法測量20％額定電流（Ir）點的誤差。

7.0.6當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時，應進行勵磁特性曲線測量。當電流互感器為多抽頭時，

可在使用的抽頭或最小變比的抽頭測量，測量值應符合產品技術條件要求。當勵磁特性測量時施加的電壓高于

繞組允許值（電壓峰值4.5kV）時，應降低試驗電源頻率。

·12·

8氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）

8.0.1氣體絕緣金屬開關設備交接試驗項目應包括下列內容：

1檢查與核實；

2輔助回路絕緣試驗；

3氣體含水量測量；

4氣體密封性試驗；

5氣體純度檢測；

6主回路電阻測量；

7氣體密度繼電器及壓力表校驗；

8斷路器試驗；

9隔離開關、接地開關試驗；

10設備內部各配套元件的試驗；

11主回路絕緣試驗。

8.0.2檢查與核實，應符合下列規(guī)定：

1應檢查氣體絕緣金屬封閉開關設備整體外觀，包括油漆是否完好、有無銹蝕損傷、出線套管有否損傷等，

所有安裝應符合制造廠的圖紙要求；

2應檢查各種充氣、充油管路，閥門及各連接部件的密封是否良好；閥門的開閉位置是否正確；管道的絕

緣法蘭與絕緣支架是否良好；

3應檢查斷路器、隔離開關及接地開關分、合閘指示器的指示是否正確，抄錄動作計數器的數值。

4應檢查和記錄各種壓力表數值、檢查油位計的指示值是否正確；

5應檢查匯控柜上各種信號指示、控制開關的位置是否正確；

6應檢查各類箱、門的關閉情況是否良好，內部有無滲水；

7應檢查隔離開關、接地開關連桿的螺絲是否緊固，檢查波紋管螺絲位置是否符合制造廠的技術要求；

8應檢查所有接地是否可靠。

8.0.3輔助回路絕緣試驗應符合下列規(guī)定：

1輔助回路應采用2500V兆歐表進行絕緣電阻測試，絕緣電阻應不小于10MΩ；試驗時電流互感器二次

繞組應短路并與地絕緣；

2試驗前應先檢查輔助和控制回路的接線是否與接線圖相符，信號裝置、加熱器和照明能否正確動作。

8.0.4氣體含水量測量，應符合下列規(guī)定：

1應在GIS充氣至額定壓力120h后進行；

2有電弧氣室含水量應小于150μL/L，無電弧氣室含水量應小于250μL/L。

8.0.5氣體密封性試驗，應符合下列規(guī)定：

1設備安裝完畢，充入六氟化硫（SF6）氣體至額定壓力4h后，采用局部包扎法對所有連接部位進行泄漏

值的測量，測量設備靈敏度不應低于10-2Pacm3/s；

2包扎24h后應進行泄漏值的測量，每個氣室年漏氣率應小于0.5%。

8.0.6氣體純度檢測，應符合下列規(guī)定：

1GIS所用SF6氣體均應為新氣，且應按本標準第14章的規(guī)定進行驗收后方可使用；

2設備安裝完畢，充入SF6氣體至額定壓力4h后，從取樣口抽取氣體進行純度檢測。斷路器滅弧室純度

應大于99%，其它氣室純度應大于97%

8.0.7主回路電阻測量，應符合下列規(guī)定：

1主回路的回路電阻測量應在GIS安裝后進行；

2電阻測量應采用直流壓降法，測量電流不應小于300A；

3測得的電阻值應符合技術條件規(guī)定，且不應超過例行試驗所測電阻值的1.2倍。

8.0.8SF6氣體密度繼電器及壓力表均應進行校驗，校驗合格后方可使用。

8.0.9斷路器試驗，應符合下列規(guī)定：

1GIS中的斷路器交接試驗應符合現行國家標準《1000kV高壓交流斷路器》GB/T24838-2018中12.2.1和

《高壓交流斷路器》GB1984-2014(核實)中10.2.101的規(guī)定，所測的值應符合技術條件規(guī)定，并應和例行試驗值

對比。

2應測量SF6氣體的分閘、合閘和重合閘的閉鎖壓力動作值和復位值，以及SF6氣體低壓力報警值和報警

解除值，所測值應符合產品技術條件。

·13·

3應測量液壓操動機構的分閘、合閘和重合閘的閉鎖壓力動作值和復位值，及低壓力報警值和報警解除值，

安全閥的動作值和復位值。

4應測量操作過程中的消耗。當各個儲能裝置處于泵裝置的相應閉鎖壓力下，切斷油泵電源，分別進行分

閘、合閘和“分-0.3s-合分”操作，測量壓力損耗值并記錄操作完成后的穩(wěn)態(tài)壓力值。

5應驗證額定操作順序。各個儲壓缸處于重合閘閉鎖壓力下，泵裝置處于工作狀態(tài)，進行額定操作順序“分

-0.3s-合分-180s-合分”操作，驗證泵裝置能否滿足要求。

6時間參量測量應符合下列要求：

1）液壓機構的操動試驗應滿足表8.0.9的要求進行，測量分閘、合閘和合-分時間及同期性，其值應符

合技術條件的規(guī)定，當操作電源低于30%額定操作電壓時，不應分、合閘；當操作電源大于65%額定操作電壓

時，應可靠地分閘；當操作電源大于80%額定操作電壓時，應可靠地合閘。當帶有脫扣線圈時，應對所有脫扣

線圈進行試驗并記錄每一個的時間；

2）應測量控制和輔助觸頭的動作時間。當斷路器進行分閘和合閘時，測量控制和輔助觸頭與主觸頭之

間的動作配合時間，配合時間應符合技術條件要求；

3）液壓操動機構儲能時間和保壓時間的測量。應測量油泵零起打壓至允許的最高壓力的儲能時間和從

閉鎖打壓至合閘、分閘、重合閘解除閉鎖所用的儲能時間。將液壓操動機構儲能至額定壓力，應記錄24h內油

泵的啟動次數；測量并記錄停泵24h后的壓力降，應符合技術條件的規(guī)定。

7液壓油和氮氣的檢查應符合下列規(guī)定：

1）液壓操作機構所用的液壓油和氮氣的質量應符合技術條件的規(guī)定；

2）液壓油的油位應符合要求，油的水分含量應在規(guī)定的范圍內，以防止銹蝕；

3）儲壓缸中氮氣的預充入壓力應符合規(guī)定，氮氣的純度應符合要求。

8應測量機械行程特性。斷路器液壓機構的操動試驗應按表8.0.9的要求進行，應按照制造廠在例行試驗

時相同的測量方法記錄機械行程特性曲線，并應與出廠試驗時測得的特性曲線一致。

表8.0.9液壓機構的操動試驗

操作順序操作線圈端鈕電壓操作液壓操作次數

合、分額定額定5

合、分最高最高5

合、分最低最低5

合-分額定額定5

分-0.3s-合分額定額定5

9應校驗防慢分、防跳躍和防非全相合閘功能。斷路器應進行防止失壓后重新打壓時發(fā)生慢分的功能是

否可靠校驗，同時應進行防跳躍和防非全相合閘功能的校驗。

10應測量分、合閘電阻值。斷路器如果裝有合閘電阻或分閘電阻，應測量并聯(lián)電阻的阻值，其值應滿足

技術條件的規(guī)定，并測量并聯(lián)電阻的接入時間。

11應測量并聯(lián)電容器的電容量和介質損耗因數。斷路器如裝有斷口間的均壓電容，應測量其電容量和介

質損耗因數，并應滿足技術條件的規(guī)定。

8.0.10隔離開關、接地開關試驗，應滿足下列要求：

1隔離開關、接地開關時間特性試驗，應滿足制造廠要求。

2應進行機械操作試驗。在額定電源電壓、最低電源電壓和最高電源電壓下各進行5次合閘和分閘操作，

并記錄分、合閘時間和速度（僅對快速隔離開關和接地開關），確認輔助觸頭和主觸頭的動作配合、位置指示

器的動作正確性。帶有分、合閘電阻的隔離開關應測量電阻的接入時間。

3應進行聯(lián)鎖檢驗。進行分、合閘操作，檢查隔離開關和接地開關、隔離開關和斷路器之間的聯(lián)鎖裝置是

否可靠；檢查手動操動和電動操動之間的聯(lián)鎖。

8.0.11設備內部各配套元件的試驗，應符合下列規(guī)定：

1設備內部的電流互感器、出線套管、罐式避雷器等配套元件的試驗，應按本標準的有關規(guī)定進行，對無

法分開的設備可不單獨進行。

2電流互感器試驗，按本標準第7章的規(guī)定進行。

3出線套管試驗，除外觀檢查外，氣體絕緣套管試驗與GIS一起進行，試驗項目應滿足第10章套管現場

試驗的要求。

4罐式避雷器試驗，除應滿足GIS常規(guī)試驗外，還應進行下列試驗：

1）運行電壓下的全電流和阻性電流測量；

·14·

2）計數器檢查。

8.0.12主回路絕緣試驗，應符合下列規(guī)定：

1主回路絕緣試驗應在GIS全部安裝完畢并充有額定充入壓力的SF6氣體，及其它交接試驗合格后進行。

2由于某些元件要求較高的充電電流，或有限壓元件，試驗時這些元件可以隔離：

——進出線應與GIS主回路斷開，并保持足夠的絕緣距離；

——罐式避雷器應與主回路斷開；

——電磁式電壓互感器必要時可與主回路斷開。如果能防止電磁式電壓互感器飽和，試驗時電磁式電壓互

感器可與主回路保持連接，電壓互感器二次繞組開路并接地。。電磁式電壓互感器是否參加主回路絕緣試驗，

應與制造廠溝通確定。

3GIS外殼應接地；GIS上所有電流互感器的二次繞組應短接并接地；

4GIS被試段內的所有隔離開關處于合閘狀態(tài)、接地開關處于分閘狀態(tài)，非被試段內的接地開關處于合

閘狀態(tài)。

5GIS每個新安裝的部件都應進行絕緣試驗，宜減少固體絕緣的重復試驗次數。

1）耐壓試驗前，應使用5000V兆歐表測量GIS每相導體對地絕緣電阻。

2）當懷疑斷路器、隔離開關的斷口存在異常，可做斷口間的耐壓試驗，試驗電壓為Uf（1100kV），持

續(xù)1min。

3）在耐壓試驗前，宜布置閃絡定位裝置，以便進行試驗過程中放電位置的輔助判斷。

6耐壓試驗程序和試驗電壓，應滿足下列規(guī)定：

1)試驗程序可根據現場狀況，與用戶和制造廠商定。優(yōu)先選擇圖8.0.15的試驗程序，主要包括電壓互感

器空載電流測量、老練試驗、耐壓試驗和局部放電測量等階段。

圖8.0.15主回路絕緣試驗程序

2)試驗電源可采用變頻串聯(lián)諧振裝置或工頻串聯(lián)諧振裝置，試驗頻率應在10Hz～300Hz范圍內。

3)電壓互感器空載電流測量，記錄相關數據。

4)老練試驗：試驗電壓從零電壓升至Um/3(635kV)，持續(xù)10min，再升至1.2Um/3(762kV)，持續(xù)20min，

老練試驗結束。

5)耐壓試驗：老練試驗結束后，試驗電壓升至Uf（1100kV）進行耐壓試驗，持續(xù)1min，耐壓試驗結束。

6)局部放電測量：耐壓試驗結束后，試驗電壓降至1.2Um/3(762kV)，30min后進行局部放電測量。測

量結束后，試驗電壓降至零電壓。

7)規(guī)定的試驗電壓應施加到GIS每相導體與地之間，非被試相的導體應接地。