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交流500kV电气设备交接和预防性试验规程

交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
SD 301-88
(试行)

中华人民共和国能源部1988-12-30批准 1989-06-01实施

1 总则
1.1 为适应交流500kV电网基建和运行的需要，保证电气设备的**运行，特制订本规程。
1.2 本规程的各项规定，是交流500kV电气设备的交接和预防性试验的基本要求，应认真执行。
1.3 必须坚持科学的态度，对试验结果应进行**的历史的综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势。
1.4 本规程在执行中，如需要变更其试验项目、周期和标准，或个别项目达不到本规程的标准时，应报请主管部门批准。
1.5 凡所使用的设备及器材均应符合国家或部颁的现行技术标准，并有合格证件，设备应有铭牌。
1.6 进口设备应按合同技术条件和制造厂规定进行试验，但原则上也应符合本规程的规定。
1.7 绝缘试验应在良好天气、被试物温度及周围空气温度不低于+5℃、空气相对湿度一般不高于80%的条件下进行。
1.8本规程适用于交流500kV电气设备的交接和预防性试验。交流500kV电气设备中其他电压等级的部分除符合本规程所列条目外，尚应按各有关的规程执行。
1.9对电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和**用具，以及阻波器和放电指示器等的交接预防性检查试验，应分别根据相应的专用规程或按制造厂规定进行。
1.10交流500kV电气设备中绝缘油的电气及理化性能试验应按第9章执行，但油中溶解气体的色谱分析、含水量、含气量的试验仍按各设备的有关条目进行。
1.11 本规程不包括SF6气体**管理、空气开关、GIS和充油电缆的试验条目。
2 电力变压器和电抗器
2.1 电力变压器的试验项目、周期和标准如表1所示：
表1 电力变压器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绕组连同套管的绝缘电阻和极化指数 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次
(4)必要时相同温度下的绝缘电阻不小于出厂值的70%；20℃时*低阻值不得小于2000MΩ(1)绝缘电阻应测10min并记录每分钟值
(2)与发电机连接的绕组难于断开时，绝缘电阻值预试中不作规定
(3)极化指数

一般不小于1.5
2 测量绕组连同套管的介质损耗因数 (1)交接时
(2)大修时
(3)预试周期自定
(4)必要时 20℃下tgδ值不大于0.6%；同温下，一般不大于出厂值的130%
3 测量绕组连同套管的泄漏电流 (1)交接时
(2)大修时
(3)预试周期自定
(4)必要时试验电压标准如下：
绕组客定电压：500kV；
直流试验电压：60kV；
泄漏电流值不作规定，一般不大于30μA 应尽量消除其它因素对读数的影响
4 测量绕组直流电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次
(4)必要时 (1)相间互差不大于三相平均值的2%，即
式中：
Rman——绕组直流电阻*大值
Rmin——绕组直流电阻*小值
Ratc——三相直流电阻平均值
(2)同温下测量值与出厂值比较，无明显差别 (1)交接和大修时应在各分接位置测量
(2)预试时在运行分接位置测量
(3)周期中(4)必要时系指无载调压开关更换分接位置和出口短路后等情况
(4)对有载调压，一般应在所有分接位置测量
5 测量绕组所有分接位置的电压比 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时额定分接位置，偏差不大于±0.5%；其它分接位置不大于±1%
6 检查三相变压器接线组别或单相变压器引出线的极性 (1)交接时
(2)大修时应与变压器铭牌相符
7 测量空载损耗及空载电流 (1)交接时     交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
(2)必要时 (1)额定电压下损耗与出厂值比较无明显差别
(2)一般在额定电压下，与设计保证值比较，损耗偏差不大于15%；空载电流偏差不大于30%(1)有条件时，在不低于95%Un下进行，试验方法按JB501-64《电力变压器试验方法》
(2)制造厂提供低电压下空载电流数据可在同电压下核对
8 变压器操作波耐压试验 (1)更换绕组或引线时
(2)必要时试验电压为出厂值的85%，*低不得低于75%
9 测量铁芯对地的绝缘电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次绝缘电阻值自行规定分段绝缘的铁芯应测量段间绝缘电阻
10 测量穿芯螺栓、铁轭夹件及绑扎钢带对铁芯、线圈压环及油箱的绝缘电阻必要时一般不小于1000MΩ用2500V兆欧表，量程10000MΩ
11 绝缘油试验 (1)含水量 (1)交接时
(2)大修时
(3)1年至少2次
(3)必要时交接和大修时不大于10ppm；运行中不大于20ppm
(2)含气量 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时交接和大修时不大于1%，运行中一般不大于3%
(3)色谱分析 (1)交接及大修时
(2)耐压及局部放电试验前后
(3)投运第1年每3个月至少一次，以后半年1次
(4)冲击合闸试验后
(5)出口短路冲击后
(6)必要时 (1)新投运设备，油中一般不应含有乙炔，其他各组份也应很低，耐压及局放试验前后和冲击合闸试验前后，一般应无明显差别
(2)运行中设备内部氢与烃类气体含量超过下列任何一项数值时应引起注意：
总烃：150ppm
乙炔：5ppm
氢：150ppm
(3)烃类气体总的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)或相对产气速率大于10%/月可判断为设备内部存在异常(总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断)(1)总烃是指甲烷、乙烷、乙烯和乙炔四种气体总和
(2)标准中所列数值的单位为ppm，即每升油中含有该气体的微升数
(3)溶解气体含量达到引起注意值时，可结合产气速率来判断有无内部故障；必要时应缩短周期进行追踪分析
(4)新设备及大修后的设备投运前应作一次检测；投运后，在短期内应多次检测，以判断该设备运行是否正常
12 有载调压装置的检查和试验 (1)动作顺序 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时
(4)动作1万次后，或按制造厂规定检查范围选择开关、快速机构、动静触头，全部动作顺序应符合产品技术要求
(2)操作试验全部切换过程中应无任何开路现象和异常，电气和机械限位动作正确符合制造厂要求无电压下操作10个循环；额定电压下操作2个循环
(3)切换时间 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时
(4)动作1万次后，或按制造厂规定正反向切换时间均应符合制造厂要求，每次一般在60ms以下，且三相同步
(4)切换开关室的油的击穿强度及酸值 (1)交接时
(2)大修时
(3)2年1次
(4)必要时 (1)符合制造厂规定
(2)运行中油应符合：
2.5mm间隙的平板电极不小于25kV；酸值不大于0.3mg(KOH)/g(油)
13 温度计及测温电阻的检查和校验 (1)交接时
(2)大修时
(3)3年1次动作灵活，指示正确，密封良好，测温电阻值应和出厂值相符
14 气体继电器的校验 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时动作正确
15 压力释放器的校验 (1)大修时
(2)必要时动作值与铭牌值偏差小于±10% 交接时按制造厂规��
16 本体密封试验 (1)交接时
(2)大修时在油枕顶部施加压力，使油箱盖上所承受的压强为0.035MPa，24h无渗漏带散热器进行
17 检查油泵及散热器 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次投运后，检查流向、温升和噪音无异常，24h无渗漏必要时应解体检查
18 辅助装置的电气回路绝缘试验 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次绝缘电阻不小于1MΩ，交流耐压1000V、1min (1)用1000V兆欧表
(2)可用2500V兆欧表播1min代替交流耐压
19 额定电压下冲击合闸试验 (1)交接时
(2)大修更换绕组时交接时冲击合闸五次；大修更换绕组时，冲击合闸三次，每次间隔5min，无异常 (1)一般在高压侧进行
(2)试验时中性点必须接地
(3)发电机与变压器单元接线中间无操作断开点的可创造条件做
20 噪音水平 (1)交接时
(2)大修时在额定电压及测量频率下一般不大于80dB(A)结合系统调试进行，用普通噪音计按GB7323-87《变压器和电抗器声级测定》的规定进行测量
21 局部放电试验 (1)交接时
(2)大修更换线圈时
(3)必要时 (1)1.3Um/ (Um为*大工作线电压，下同)下30min，视在放电量一般不大于300pC；或1.5Um/下30min，一般不大于500pC
(2)放电量与出厂值相比如有明显差别应查明原因应创造条件使试验电压及方法达到GB1094-85《电力变压器》的规定
22 套管CT试验项目、周期、标准按第3.1条的规定

2.2 电抗器(包括中性点小电抗)的试验项目、周期和标准如表2所示：
表2 电抗器(包括中性点小电抗)的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绕组连同套管的绝缘电阻和极化指数 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次相同温度下的绝缘电阻不小于出厂值的70%；20℃时*低阻值不小于2000MΩ(1)使用2500V兆欧表，量程不小于10000MΩ
(2)绝缘电阻应测10min并记录每分钟值
(3)极化指数PI=R1∶min/R1min一般不小于1.5
2 测量绕组连同套管的介质损耗因数 (1)交接时
(2)大修时
(3)预试周期自定 20℃时tgδ值不大于0.6%
3 测量绕组连同套管的泄漏电流 (1)交接时
(2)大修时
(3)预试周期自定中性点施加直流电压60kV,泄漏电流值不作规定，一般不大于30μA 读数应尽量消除其他因素的影响
4 测量绕组直流电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次
(4)必要时同温下，相(台)间*大差值一般不超过平均值的2%；运行实测值与出厂值无明显差别，且相(台)间差值规律一致
5 测量阻抗 (1)交接时
(2)大修更换线圈时
(4)必要时与出厂值相差不大于±5%；与整组平均值相差不大于±2%
6 测量损耗必要时损耗值不应超过设计保证值的+15% 采用电桥法
7 振动 (1)交接时
(2)必要时按合同技术条件，一般不大于100μm(双峰值) 中性点小电抗不作
8 噪音水平 (1)交接时
(2)必要时按合同技术条件，一般不大于80dB(A) 用普通噪音计按GB7323-87的规定进行测量
中性点小电抗不作
9 局部放电试验必要时 1.3×Um/ 下30min，视在放电量一般不大于300pC
1.5×Um/ 下30min一般不大于500pC 应创造条件进行
10 本体密封试验 (1)交接时
(2)大修时在油枕顶部施加压力使箱盖上所承受的压强为0.035MPa，24h无渗漏；中性点小电抗加0.049MPa压力，24h无渗漏
11 绝缘油试验与变压器同
12 气体继电器校验 (1)交接时
(2)大修时动作正确
13 压力释放器校验 (1)大修时
(2)必要时动作值与铭牌值偏差不大于±10% 交接时按制造厂规定
14 温度计及测温电阻的检查和校验与变压器同
15 测量油箱表面的温度分布 (1)交接时
(2)必要时油箱及附件温升不大于80℃
16 套管CT试验项目、周期、标准按第3.1条的规定

3 互感器
3.1 电容式电压互感器的试验项目、周期和标准如表3所示：
表3 电容式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量单元件分压电容器两极间的绝缘电阻 (1)交接时
(2)1～3年1次
(3)必要时与出厂值或交接值比较应无明显变化，20℃时一般不低于2000MΩ 用2500V或以上兆欧表
2 测量单元件分压电容器的介质损耗因数和电容值 (1)交接时
(2)1～3年1次
(3)必要时 (1)交接时按制造厂规定
(2)运行中：油纸电容tgδ≤0.5%；聚丙烯膜电容tgδ≤0.3%；电容值偏差不超过出厂值的+2%(1)进行耐压试验时，应在耐压前后分别测试
(2)有条件时，应在额定电压下测量
(3)与中间变压器在内部连接时，其数值不作规定
(4)一般不进行温度换算
3 单元件分压电容器的交流耐压试验必要时按出厂试验值的75%
4 检查电压互感器的变比 (1)交接时
(2)必要时与铭牌值一致
5 单元件分压电容器的局部放电试验必要时预加压0.8×1.3Um，停留时间不小于10s，降至1.1Um/、1min后，测量局部放电量，进口产品一般不大于10pC，国产产品应符合制造厂规定
6 中间变压器试验：
(1)绝缘电阻
(2)介质损耗因数
(3)绝缘油色谱分析 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次 (1)绝缘电阻不作规定
(2)介质损耗因数(20℃时)交接大修时不大于3.5%，运行中不大于5.0%
(3)油色谱分析按第2.1条表1规定绝缘油色谱分析周期为必要时进行
注：电容式电压互感器的其它附属设备如放电间隙、避雷器、轭流线圈的试验项目，参照制造厂的规定进行。
3.2 电流互感器的试验项目、周期和标准如表4所示。
表4 电流互感器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绕组的绝缘电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次一次绕组对二次绕组及地；一次绕组间；二次绕组间及对地均不低于出厂值70%，末屏对地不低于1000MΩ(1)用2500V兆欧表
(2)预试时仅测末屏对地绝缘电阻
2 测量一次绕组对末屏的介质损耗因数及电容值 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次 (1)一次绕组对末屏tgδ值：
交接和大修时≤0.6%；运行中≤0.7%
(2)电容值与出厂值比较应无明显变化，允许偏差±5% 一般不进行温度换算
3 二次绕组交流耐压试验 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时二次绕组对地2000V、1min
4 检查互感器各分接头的变化 (1)交接时
(2)大修时与铭牌值相符
5 极性检查 (1)交接时
(2)大修时与铭牌值相符
6 校核电流互感器的励磁特性曲线必要时与制造厂提供的特性曲线相比无明显差别
7 绝缘油试验 (1)含气量 (1)交接时
(2)大修时
(3)投运后三个月
(4)投运后前三年每年一次，以后自行规定不大于1% (1)特征气体达到注意值且增长速率较快时，应停止运行，更换新品
(2)有可靠保证的全密封结构可不作此项试验
(3)必要时可测量绝缘油的介质损耗因数
(2)含水量交接时不大于10ppm；运行中不大于15ppm
(3)色谱分析交接时：
总烃：＜100ppm
乙炔：0
氢气：＜150ppm
运行中：
总烃：＜100ppm
乙炔：＜3ppm
氢气：＜150ppm

4 断路器
SF6断路器的试验项目、周期和标准如表5所示：
表5 SF6断路器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量断路器内SF6气体的含水量 (1)交接时
(2)大修时
(3)运行中每年1次(1)灭弧气室及与其相遇的气室交接时及大修后不大于150ppm(体积比)；运行中允许*大值为300ppm(体积比)
(2)不与灭弧室相遇的气室，交接时及大修后不大于250ppm(体积比)；运行中允许*大值为500ppm(体积比)
2 SF6气体泄漏试验 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时每个气室的年漏率不大于1%
3 测量辅助回路和控制回路绝缘电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次绝缘电阻值不小于1MΩ 用1000V兆欧表
4 断路器的耐压试验 (1)交接时
(2)大修时交流耐压或操作冲击波耐压试验(在SF6*低工作气压下)：
(1)交流耐压按产品技术条件规定试验电压值的80%，耐压1min
(2)操作冲击耐压试验，先以电压值不低于Um/下作交流耐压5min，再以产品技术条件规定的操作冲击试验电压值的80%，正负极性各试三次(1)罐式断路器作对地(合闸状态)和断口间；定开距瓷柱式断路器在断口间作耐压试验
(2)操作冲击耐压试验前的交流耐压5min如现场设备条件不具备，亦可用电压值较低的操作冲击代替
5 辅助和控制回路工频耐压试验 (1)交接时
(2)大修时 2kV下耐压1min
6 测量瓷柱式断路器断口间并联电容器电容值和介质损耗因数 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次 (1)电容值偏差为出厂实测值的±5%
(2)tgδ不大于0.5%(20℃时) 罐式断路器按制造厂规定执行
7 测量合闸电阻阻值 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次阻值变化在制造厂规定的范围内
8 测量断路器速度特性 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
9 测量断路器的合闸时间、分闸时间、分合闸同期性、合分时间和合闸电阻的有效接人时间 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定 “合分时间”即通常所称“金属短接时间”
10 测量分合闸电磁铁的动作电压值 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次断路器在额定油压或额定气压下操动机构的动作电压应符合：
可靠分、合闸电压应能调整在30%～65%额定电压之间，低于30%额定电压值时不应动作；但可靠动作电压值不得大于65%额定电压值此处所指动作电压系电磁铁线圈端子上的电压
11 测量每相导电回路电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次 (1)交接时应符合制造厂规定
(2)大修及运行中不大于制造厂规定值的120% 直流电流不小于100A
12 测量分合闸线圈直流电阻 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
13 密度继电器校验 (1)交接时
(2)大修时按制造厂规定
14 压力表校验：SF6气压及机构操作液(气)压的整定值校验；**阀校验 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次按制造厂规定
15 测量分闸、合闸、重合闸下操动机构液(气)压的下降值 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
16 液(气)压机构的泄压试验 (1)交接时
(2)机构大修后按制造厂规定的方法测量压力下降值，应符合制造厂规定
17 测量补压及零起打压油(气)泵运转时间 (1)交接时
(2)机构大修后应符合制造厂规定
18 液压机构及采用差压原理的气动机构防慢分试验 (1)交接时
(2)机构大修后按制造厂规定
19 利用远方操作装置在不同液(气)压和操作电压下检查断路器的动作情况 (1)交接时
(2)机构大修后
(3)机构部份零件更换后断路器在下列不同操作电源母线电压和操作液(气)压下操作，应可靠动作：
额定操作
电压的% 操作压力
(液或气) 操作次数
110 制造厂规定*高压力分、合各3次
110 制造厂规定*低压力分、合各3次
65 制造厂规定*高压力分、合各3次
65 制造厂规定*低压力分、合各3次
100 制造厂规定额定压力分、合各3次
20 检查联锁、防跳及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次按制造厂规定
21 套管CT试验项目、周期和标准按第3.1条的规定

5 隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和标准如表6所示：
表6 隔离开关的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量主回路电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时 (1)交接时应符合制造厂规定
(2)大修及运行中不大于制造厂规定值的120% 直流电流不小于100A
2 测量辅助回路和控制回路绝缘电阻 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表
3 辅助回路和控制回路工频耐压试验 (1)交接时
(2)大修时 2kV下耐压1min
4 测量操动机构分、合闸线圈*低动作电压 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
5 测量电动机接线端正常动作的电压变化范围 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
6 机械操作试验：
(1)整组(包括接地刀)操作
(2)测量分、合闸时间 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
7 主刀与接地刀之间的联锁试验 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定
8 测量电气闭锁线圈动作电压 (1)交接时
(2)大修时应符合制造厂规定

6 套管
套管的试验项目、周期和标准如表7所示：
表7 套管的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绝缘电阻 (1)交接时
(2)大修前后
(3)1～3年1次 20℃时绝缘电阻值不小于5000MΩ
末屏对地的绝缘电阻值不小于1000MΩ (1)用2500V兆欧表
(2)预试中只测末屏对地绝缘电阻
2 测量电容式套管的介质损耗因数及电容值 (1)交接时
(2)大修时
(3)1～3年1次 (1)交接和大修时tgδ值不大于0.6%
运行中不大于0.7%
(2)电容值允许偏差±5% 一般不进行温度换算
3 绝缘油试验必要时同电流互感器
注：在进行变压器及电抗器局部放电试验中，若怀疑套管有放电缺陷，必要时可进行局部放电试验。

7 悬式绝缘子和支柱绝缘子
悬式绝缘子和支柱绝缘子的试验项目、周期和标准如表8所示：
表8 悬式绝缘子和支柱绝缘子的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绝缘电阻 (1)交接时
(2)必要时每单元支柱绝缘子＞1000MΩ；每片悬式绝缘子＞500MΩ(适用于线路用绝缘子) 用2500V兆欧表
2 交流耐压试验交接时按厂家干闪电压的90%进行线路用悬式绝缘子可不作；支柱绝缘子必要时也可进行

8 耦合电容器
耦合电容器的试验项目、周期和标准如表9所示：
表9 耦合电容器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量两极间的绝缘电阻 (1)交接时
(2)1～3年1次交接值与出厂值比较或预试时与交接值比较，应无明显变化，20℃时一般不小于2000MΩ(1)用2500V或以上的兆欧表
(2)必要时用1000V兆欧表测量小套管对地绝缘电阻，标准自行规定
2 测量介质损耗因数和电容值 (1)交接时
(2)1～3年1次 (1)交接时按制造厂规定
(2)运行中：油纸电容tgδ≤0.5%；聚丙烯膜电容tgδ≤0.3%；电容值偏差不超过出厂值的+2%(1)进行耐压试验时应在耐压前后分别测量
(2)有条件时应在额定电压下测量交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
3 交流耐压试验必要时按出厂试验值的75%
4 局部放电试验必要时预加压0.8×1.3Um，停留时间大于10s，测量电压1.1Um/维持1min后，测量局部放电量，一般不大于10pC
注：多节组合的耦合电容器应分节测量。

9 绝缘油
9.1 绝缘油的试验项目、周期和标准如表10所示：
表10 绝缘油的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明    交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
1 水溶性酸(pH)值 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次交接和大修时＞5.4；运行中≥4.2检验方法按GB7598-87《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)》
2 酸值 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次交接和大修时≤0.03mg(KOH)/g(油)；运行中≤0.1mg(KOH)/g(油)；检验方法按GB7599-87《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)》或GB264《石油产品酸值测定法》
3 闪点(闭口)(1)交接时         交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
(2)大修时
(3)每年1～2次交接和大修时≥135℃；运行中不比新油标准降低5℃超高压油为≥140℃。检验方法按GB261《石油产品闪点测定法(闭口杯法)》
4 机械杂质 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次无外观目视
5 游离碳 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次无外观目视
6 水分 (1)交接时
(2)大修时       交流500kV电气设备交接和预防性试验规程
(3)每年1～2次交接和大修时：
变压器、互感器套管≤10ppm
运行中：
变压器≤20ppm；互感器、套管≤15ppm检验方法按GB7600-87《运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)》或GB7601-87《运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)》
7 界面张力 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次交接和大修时≥35；运行中≥19［单位：(25℃)mN/m］检验方法按GB6541《石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)》或YS-6-1-84《界面张力测定法》
8 介值损耗因数 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次注入设备前≤0.5%(90℃)；交接和大修时≤0.7%(90℃)；运行中≤2%(90℃)检验方法按GB5654-85《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试验方法》或YS-30-1-84《介质损耗因数和体积电阻率测定法》
9 击穿电压 (1)交接时
(2)大修时
(3)每年1～2次交接和大修时≥60kV；运行中≥50kV 检验方法按GB507-86《电气用油绝缘强度测定法》
10 含气量 (1)交接时
(2)大修时
(3)必要时交接和大修时≤1%；运行中≤3% 检验方法按YS-C-3-2-84《气体含量测定法(二氧化碳洗脱法)》
注：①变压器、油浸电抗器的绝缘油每年第2次检验，可只作水分，击穿电压。
②互感器油的检验周期为1～3年1次，只检验1、5、6、9项，若为密封结构而制造厂又不允许取油者，可不进行上述检测。
③套管油的检验周期为3年1次，只检验1、5、6、9项，若为密封结构而制造厂又不允许取油者，可不进行上述检测。
④设备中绝缘油的色谱分析，含气量和含水量等项目试验另见各有关条目。
⑤绝缘油取样方法按GB7597-87《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》。
⑥本章所指绝缘油不包括断路器用油。
9.2 混油试验的试验项目、周期和标准如表11所示：
表11 混油试验的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 新油与不同牌号的新油混合混合前测混合油样的凝固点不高于原用油的凝固点新油与不同牌号的新油混合
2 运行中的油与同牌号的新油混合进行混合油样的油泥析出试验，无沉淀物产生检验方法按YS-27-1-84《油泥析出测定法》
3 运行中的油与不同牌号的新油混合同本表1、2两项试验运行中的油与不同牌号的新油混合
4 进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合进行参加混合的各种油及混合后油样的老化试验，混油质量不低于原运行油的质量标准检验方法按YS-25-1-84《运行油开口杯老化测定法》
5 进口新油或来源不明的新油与新油相混其混合油的质量标准应不低于表11的规定并作凝固点试验，标准见本表1项
注：被混合使用的油，其质量标准必须符合表11的规定。

10 避雷器
10.1 磁吹避雷器的试验项目、周期和标准如表12所示：
表12 磁吹避雷器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绝缘电阻 (1)1～2年1次
(2)大修时按元件测试，应与前一次试验结果或同类型产品的数据相比较无明显差别用2500V及以上兆欧表
2 测量每节元件在直流电压下的电导电流 (1)1～2年1次
(2)大修时应符合制造厂规定
3 测量运行电压下交流电导电流 (1)每年1次
(2)必要时 (1)每相避雷器电流值一般在2.0～5.4mA之间
(2)与历次测量值比较无明显差别
4 避雷器动作计数器检查每年1次动作正常，每次记数器应动作试验3～5次可用动作记数器检测仪
5 密封试验解体大修时抽真空到0.051～0.053MPa后，在5min内其内部气压的增加不应超过133.3Pa
10.2 氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准如表13所示：
表13 氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 测量绝缘电阻 (1)交接时
(2)1～2年1次
(3)必要时与出厂值比较无明显差别用2500V及以上兆欧表
2 测量底座绝缘电阻 (1)交接时
(2)每年1次不小于1000MΩ
3 测量运行电压下的电流 (1)交接时
(2)每年1～2次阻性电流或总电流应符合厂家规定试验时记录气温，每年宜在气候条件相近的情况下进行
4 测量对应工频参考电流下的工频参考电压 (1)交接时
(2)2年1次应符合厂家规定 (1)整只或分节进行
(2)测量时应记录环境温度
5 检查动作记数器 (1)交接时
(2)每年1次测试3～5次，每次应正常动作

11 接地装置
接地装置的试验项目、周期和标准如表14所示：
表14 接地装置的试验项目、周期和标准
序号项目周期标准说明
1 外观检查 (1)交接时
(2)3～5年1次(1)每台主设备宜用两根接地线，并应直接与埋地的接地干线牢固连接。用螺栓连接时，应设防松帽或防松垫片。焊接时其搭接长度：扁钢为宽度的2倍，圆钢为直径的6倍
(2)敷设在有腐蚀性气体、蒸汽和潮湿处的接地线其防腐措施应完善可靠新建工程交接验收见《电气装置安装工程施工及验收规范》
2 接地线通断检查 (1)交接时
(2)3～5年抽查1次电力设备与接地装置的电气连接应良好；不应有断开情况。一般接地引下线靠近地表层部份易于腐蚀必要时可挖土检查可用导通法
3 接地网导体的热稳定校核当系统短路容量增大时(至少五年一次) 接地网导体的热稳定应符合设计规程的规定
4 接地装置接地电阻测定 (1)交接时
(2)3年1次接地电阻值应不大于设计值
5 接触电势和跨步电势测定，并绘制电位分布曲线 (1)交接时
(2)接地网扩建或改埋后测定值应符合设计规程的规定