·PAGE1··PAGE2·UDC中華人民共和國國家標準PGB/T50XXX-201X1000kV系統電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準Standardforhand-overtestofelectricequipmentof1000kVsystemelectricequipmentinstallationengineering（征求意見稿）XXXX-XX-XX發布XXXX-XX-XX實施目次TOC\o"1-2"\h\z\u235951總則 1219002術語和符號 2134511.1術語 238671.2符號 2199603電力變壓器 3179614電抗器 776615電容式電壓互感器 9311126氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器 1146577套管式電流互感器 1223608氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS） 13222239氣體絕緣金屬封閉輸電線路(GIL) 161355910接地開關 202685211套管 211443512避雷器 221760013懸式絕緣子、支柱絕緣子和復合絕緣子 231460514絕緣油 241284515SF6氣體 25771916二次回路 26201417架空電流線路 272629918接地裝置 2818252附錄A1000kV電氣設備的絕緣水平 2931375附錄B特殊試驗項目表 3015504本標準用詞說明 314893引用標準名錄 32

·PAGE30· 總則為提高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。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。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。對于1000kV充油電氣設備，在真空注油和熱油循環后應靜置不小于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。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。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%。對試驗系統有特殊要求，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范附錄B進行試驗。1000kV系統電氣安裝工程電氣設備交接試驗，除應符合本規范規定外，尚應符合國家現行相關標準的規定。1000kV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。

術語和符號術語交接試驗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。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。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。主體變試驗testofmaintransformer單獨對主體變壓器進行的試驗。調壓補償變試驗testofvoltageregulatingandcompensatingtransformer單獨對調壓補償變壓器進行的試驗。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。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。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。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。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。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

電力變壓器1000kV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：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。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。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)引出線的極性和聯接組別檢查；3)額定電壓下的沖擊合閘的試驗；4)聲級測量。密封試驗，應符合下列規定：應在變壓器油箱儲油柜油面上施加0.03MPa靜壓力，應持續24h后，不應有滲漏及損傷。測量繞組連同套管的直流電阻，應符合下列規定：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；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%；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%；無勵磁調壓變壓器直流電阻應在分接開關鎖定后測量；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（℃）。測量繞組電壓比，應符合下列規定：各分接的電壓比順序應符合銘牌給出的電壓比的規律；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%。應檢查引出線的極性與聯結組別。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。三相聯結組別應與變電站設計要求一致。測量繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數，應符合下列規定：應使用5000V的兆歐表測量；絕緣電阻值不宜低于例行試驗值的70%；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：（3.0.6）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；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。測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量，應符合下列規定：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；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；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：tanδ2=tanδ1×1.3(t2-t1)/10（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（℃）。測量鐵心及夾件的絕緣電阻，應符合下列規定：應測量鐵心對油箱、夾件對油箱、鐵心對夾件的絕緣電阻；使用2500V兆歐表進行測量，持續時間為1min，應無異常；絕緣電阻值與例行試驗結果相比應無明顯差異。套管試驗應按本標準第10章的規定進行。套管式電流互感器的試驗應按本標準第7章的規定進行。絕緣油性能試驗應按本標準第14章的規定進行。油中溶解氣體分析，應符合下列規定：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行24h后及168h后，分別進行一次分析；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的有關規定執行；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；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。繞組連同套管的外施交流耐壓試驗，應符合下列規定：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，必要時監測局部放電；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；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；試驗過程中變壓器應無異常現象。繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量，應符合下列規定：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；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的有關規定執行；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／，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，試驗持續時間應為60s，當試驗頻率超過兩倍額定頻率時，試驗持續時間應為，但不少于15s；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／，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／，U2＝1.3Um／；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／，U2＝1.5Um／；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的相關規定。1）應在所有繞組的線路端子上進行測量。對自耦聯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，應是指最高的穩態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放電電荷量，只要此局部放電不出現穩定的增長趨勢，且不大于技術條件規定值，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測，并進行綜合判；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／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，應連續地觀察局部放電水平，并每隔5min記錄一次。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水平應不大于100pC、500kV端子的局部放電量的連續水平應不大于200pC、110kV端子的局部放電量的連續水平應不大于300pC；調壓補償變壓器110kV端子局部放電量的連續水平應不大于300pC；3）在U2下，局部放電不呈現持續增加的趨勢，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；繞組頻率響應特性測量，應符合下列規定：應對變壓器各繞組分別進行頻率響應特性試驗；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。小電流下的短路阻抗測量，應符合下列規定：應測量變壓器在5A或380V電流下的短路阻抗；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。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，應符合下列規定：在額定電壓下進行空載試驗；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。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，應符合下列規定：在不小于50%的額定電流下進行現場負載試驗；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。額定電壓下的沖擊合閘試驗，應符合下列規定：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；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；沖擊合閘時，應無異常聲響等現象，保護裝置不應動作；沖擊合閘時，可測量勵磁涌流及衰減時間；聲級測量，應符合下列規定：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射面2m處，距調壓補償變壓器基準聲發射面0.3m處的噪聲值應符合要求；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的有關規定執行。

電抗器電抗器的交接試驗應按1000kV并聯電抗器、1000kV并聯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：1000kV并聯電抗器試驗項目，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。1000kV并聯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。密封試驗，應在電抗器（包括1000kV并聯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24h，不應有滲漏和損傷。測量繞組連同套管的直流電阻，應符合下列規定：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%。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%。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（℃）。測量繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數，應符合下列規定：應使用5000V兆歐表測量。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。R2=R1×1.5(t1-t2)/10（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%。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。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。測量繞組連同套管的介質損耗因數tanδ和電容量，應符合下列規定：試驗電壓應為10kV交流電壓。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%。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。（4.0.5）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（℃）。繞組連同套管的電容值與例行試驗值相比應無明顯變化。測量鐵心和夾件的絕緣電阻，應符合下列規定：應使用2500V兆歐表進行測量，持續時間為1min，應無異常。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。套管試驗，應按本標準第10章的規定進行。套管式電流互感器試驗，應按本標準第7章的規定進行。絕緣油性能試驗，應按本標準第13章的規定進行。油中溶解氣體分析，應符合下列規定：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。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的有關規定執行。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。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。繞組連同套管的外施耐壓試驗，應符合下列規定：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。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。試驗過程中應進行局部放電量監測，中性點電抗器可不進行局部放電量監測.額定電壓下的沖擊合閘試驗，應符合下列規定：沖擊合閘試驗應結合系統調試進行。沖擊合閘時，應無異常聲響等現象，保護裝置不應動作。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。電抗器聲級測量，應符合下列規定：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的有關規定執行。電抗器運行中，聲級不應大于合同規定值。當冷卻方式為ONAN時，測量點距基準發射面應為0.3m。當冷卻方式為ONAF時,測量點距基準發射面應為2m。當電抗器帶有隔音屏蔽時，基準發射面應將隔音室包括在內，測量點距基準發射面應為0.3m。油箱的振動測量，應符合下列規定：測量方法和要求應按現行國家標準《電抗器》GB10229的有關規定執行。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。油箱表面的溫度分布及引線接頭的溫度測量，應符合下列規定：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；電抗器油箱表面局部熱點的溫升不應超過80K。引線接頭不應有過熱現象。

電容式電壓互感器1000kV電容式電壓互感器的交接試驗項目，應包括下列內容：電容分壓器低壓端對地的絕緣電阻測量；分壓電容器的介質損耗因數tanδ和電容量測量；電容器分壓器的交流耐壓試驗；分壓電容器滲漏油檢查；電磁單元線圈部件的繞組直流電阻測量；電磁單元各部件的絕緣電阻測量；電磁單元各部件的連接檢查；電磁單元的密封性檢查；準確度（誤差）測量；阻尼器檢查。電容分壓器低壓端對地的絕緣電阻測量，應符合下列規定：應使用2500V兆歐表測量；常溫下的絕緣電阻不應低于1000MΩ。分壓電容器的介質損耗因數tanδ和電容量測量，應符合下列規定：應在10kV電壓下測量每節分壓電容器的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%；每節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%；電容分壓器的交流耐壓試驗，應符合下列規定：當懷疑絕緣有問題時，可對電容分壓器整體或單節電容器進行交流耐壓試驗；交流試驗電壓應為例行試驗施加電壓值的80%，時間1min。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。分壓電容器滲漏油檢查，應符合下列規定：用目視觀察法進行檢查；如果發現分壓電容器有滲漏油痕跡，應停止使用并予以更換。電磁單元線圈部件的繞組直流電阻測量，應符合下列規定：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；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％。電磁單元各部件的絕緣電阻測量，應符合下列規定：應使用2500V兆歐表；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。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。電磁單元的密封性檢查，應符合下列規定：可用目視觀察法進行檢查；發現滲漏油應及時進行處理。準確度(誤差)測量，應符合下列規定：關口計量用互感器應進行誤差測量；用于互感器誤差測量的方法應符合行業標準《電力互感器檢定規程》JJG1021的有關規定，不應用變比測試儀測量變比的方法替代誤差測量；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；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；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，沒有特殊規定時二次負荷的功率因數應為1；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；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；測量時的高壓引線布置應與實際使用情況接近；阻尼器的檢查，應滿足下列要求： 阻尼器的勵磁特性和檢測方法可按制造廠的規定進行；電容式電壓互感器在投入前應檢查阻尼器是否已接入規定的二次繞組端子。

氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器電磁式電壓互感器交接試驗項目，應包括下列內容：繞組的絕緣電阻測量；交流耐壓試驗；絕緣介質性能試驗；繞組的直流電阻測量；接線組別和極性檢查；準確度（誤差）測量；電磁式電壓互感器的勵磁特性測量；密封性能檢查。測量繞組的絕緣電阻，應符合下列規定：絕緣電阻測量應使用2500V兆歐表；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。交流耐壓試驗，應符合下列規定：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；二次繞組間及其對外殼的工頻耐壓試驗電壓應為3kV。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。絕緣介質性能試驗，應符合本標準第8章的相關規定。繞組直流電阻測量，應符合下列要求：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%；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%。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。準確度（誤差）測量，應滿足下列規定：關口計量用互感器應進行誤差測量；用于互感器誤差測量的方法應符合行業標準《電力互感器檢定規程》JJG1021的有關規定，不應用變比測試儀測量變比的方法替代誤差測量；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；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；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，沒有特殊規定時二次負荷的功率因數應為1；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；保護級繞組誤差特性測量，應分別在2%、5%和100%的額定電壓下進行電磁式電壓互感器的勵磁特性測量，應符合下列要求：勵磁特性曲線測量點為額定電壓的20%、50%、80%、100%；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、同規格電壓互感器此點的勵磁電流不宜相差30%。密封性能檢查，應符合本標準第8章的相關規定。

套管式電流互感器電流互感器的交接試驗項目應包括下列內容：繞組的絕緣電阻測量；繞組直流電阻測量；二次繞組短時工頻耐壓試驗；準確度（誤差）測量及極性檢查；勵磁特性測量。測量繞組的絕緣電阻，應符合下列規定：應使用2500V兆歐表；二次繞組對地及繞組間的絕緣電阻應大于1000MΩ。測量繞組的直流電阻，應符合下列規定：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%；同型號、同規格、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%；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。準確度（誤差）測量及極性檢查，應符合下列規定：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；用于互感器誤差測量的方法應符合行業標準《電力互感器檢定規程》JJG1021的有關規定；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；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；誤差測量以直接（差值）法為準，如果施加電流達不到規定值，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。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。

氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）氣體絕緣金屬開關設備交接試驗項目應包括下列內容：檢查與核實；輔助回路絕緣試驗；氣體含水量測量；氣體密封性試驗；氣體純度檢測；主回路電阻測量；氣體密度繼電器及壓力表校驗；斷路器試驗；隔離開關、接地開關試驗；設備內部各配套元件的試驗；主回路絕緣試驗。檢查與核實，應符合下列規定：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；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；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。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；應檢查匯控柜上各種信號指示、控制開關的位置是否正確；應檢查各類箱、門的關閉情況是否良好，內部有無滲水；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；應檢查所有接地是否可靠。輔助回路絕緣試驗應符合下列規定：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；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。氣體含水量測量，應符合下列規定：應在GIS充氣至額定壓力120h后進行；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。氣體密封性試驗，應符合下列規定：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；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%。氣體純度檢測，應符合下列規定：GIS所用SF6氣體均應為新氣，且應按本標準第14章的規定進行驗收后方可使用；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%主回路電阻測量，應符合下列規定：主回路的回路電阻測量應在GIS安裝后進行；電阻測量應采用直流壓降法，測量電流不應小于300A；測得的電阻值應符合技術條件規定，且不應超過例行試驗所測電阻值的1.2倍。SF6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。斷路器試驗，應符合下列規定：GIS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的規定，所測的值應符合技術條件規定，并應和例行試驗值對比。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。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。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態壓力值。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，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。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定。液壓油和氮氣的檢查應符合下列規定：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定；2）液壓油的油位應符合要求，油的水分含量應在規定的范圍內，以防止銹蝕；3）儲壓缸中氮氣的預充入壓力應符合規定，氮氣的純度應符合要求。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。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，應測量并聯電阻的阻值，其值應滿足技術條件的規定，并測量并聯電阻的接入時間。應測量并聯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定。隔離開關、接地開關試驗，應滿足下列要求：隔離開關、接地開關時間特性試驗，應滿足制造廠要求。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。應進行聯鎖檢驗。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鎖裝置是否可靠；檢查手動操動和電動操動之間的聯鎖。設備內部各配套元件的試驗，應符合下列規定：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定進行，對無法分開的設備可不單獨進行。電流互感器試驗，按本標準第7章的規定進行。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。罐式避雷器試驗，除應滿足GIS常規試驗外，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；2）計數器檢查。主回路絕緣試驗，應符合下列規定：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、接地開關處于分閘狀態，非被試段內的接地開關處于合閘狀態。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，應滿足下列規定：1)試驗程序可根據現場狀況，與用戶和制造廠商定。優先選擇圖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諧振裝置或工頻串聯諧振裝置，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/(635kV)，持續10min，再升至1.2Um/(762kV)，持續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/(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。8)如果GIS每個部件按選定的試驗程序耐受了規定的試驗電壓沒有出現破壞性放電，而且未檢測到異常局部放電信號，則認為GIS通過了試驗。9)在試驗過程中如果GIS內部出現放電，應停止試驗進行解體檢查，待查明放電位置和放電原因并進行處理后再進行試驗。7局部放電測量推薦采用超高頻法、振動法、超聲波法，應滿足下列規定：1）超高頻法（UHF）。通過檢測GIS內部局部放電產生的電磁波發現GIS內部的缺陷。頻率范圍應為300MHz～1000MHz。超高頻法（UHF）電磁波信號由氣體絕緣金屬封閉電器（GIS）內部傳感器獲得；2）振動法。通過放置在GIS外殼上的傳感器接收放電產生的振動脈沖檢測放電故障。測量頻率應在10kHz～30kHz范圍內；3）超聲波法。通過放置GIS外殼上的聲傳感器接收放電產生的超聲波信號，測量頻率應在20kHz～100kHz范圍內。氣體絕緣金屬封閉輸電線路(GIL)氣體絕緣金屬封閉輸電線路交接試驗項目應包括下列內容：檢查與核實；輔助回路絕緣試驗；氣體含水量測量；氣體密封性試驗；氣體純度檢測；主回路電阻測量；氣體密度繼電器及壓力表校驗；元件試驗；主回路絕緣試驗。檢查與核實，應符合下列規定：應檢查氣體絕緣金屬封閉輸電線路整體外觀，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；應檢查各種充氣、充油（如有）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；應檢查匯控柜及感應電流快速釋放裝置（如有）、隔離開關（如有）、接地開關（如有）等元件上各種指示信號、控制開關的位置是否正確，抄錄動作計數器的數值；應檢查密度繼電器及壓力表的指示值是否正確；應檢查匯控柜上各種信號指示、控制開關的位置是否正確；應檢查各類箱、門的關閉情況是否良好，內部有無滲水；應檢查隔離開關（如有）、接地開關（如有）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；應檢查所有接地是否可靠；應檢查伸縮節的安裝是否滿足安裝說明書的要求；安裝型和補償型伸縮節是否有明確的區分標識。安裝完成后，伸縮節運輸支撐螺桿及護環應確認拆除，導流排應預留配合伸縮節補償的形變量，各法蘭面各位置螺栓緊固狀態應正確，限位螺栓安裝位置應正確且間隙值需滿足極限溫度時補償量。對于補償型伸縮節和用于沉降補償的伸縮節，應檢查標尺安裝的完整性和正確性；應檢查帶調節功能的支撐系統的安裝設置是否正確，并滿足安裝說明書的要求?；瑒又Ъ芑蹆葢獰o沙石顆粒等異物，以防出現卡滯現象。滑動支架的緊固螺栓不得缺失、松動，有抱箍的滑動支架抱箍不應傾斜；宜在筒體和支架之間增設焊接墊板，金屬墊板材質宜與殼體相同。輔助回路絕緣試驗，應符合下列規定：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；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。氣體含水量測量，應符合下列規定：應在GIL充氣至額定壓力120h后進行；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。氣體密封性試驗，應符合下列規定：檢漏必須在充入額定壓力的SF6并至少靜置24h后進行；GIL的密封性試驗應對每個獨立的氣室進行。單個氣室最大年漏氣率不應大于0.1%，對于隧道、豎井、斜井和類似通風受限環境應用的GIL，應具有更低的氣體泄漏率，長度≥15m的GIL氣室的年漏氣率不應大于0.01%。如有特殊要求，漏氣率應由用戶和制造廠協商確定。氣體純度檢測，應符合下列規定：GIL所用SF6氣體均應為新氣，且應按本標準第15章的規定進行驗收后方可使用；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，純度應大于97%。主回路電阻測量，應符合下列規定：應在完整的GIL上進行。試驗條件應盡可能和例行試驗相似；主回路電阻測量應采用直流壓降法，測試電流不小于300A，GIL兩側均有引線套管的可利用引線套管注入測量電流進行測量；利用GIL出線套管進行測量，測量方法如下：GIL設備A、B、C三相主回路電阻的測量示意圖如圖9.0.7所示，圖中虛線為出線套管短接導線，測量時接線的接頭應接觸牢固。圖9.0.7GIL設備主回路電阻測量示意圖當GIL單側或兩側無引線套管時，可利用就近的接地開關（或具有接地功能的感應電流快速釋放裝置）導電桿注入測量電流。若接地開關導電桿與外殼是絕緣的（或可以進行絕緣分隔），可臨時解開接地開關的接地連接線，利用回路上兩組接地開關導電桿關合到測量回路上進行測量。若接地開關導電桿與外殼不能絕緣分隔時，可先測量導體與外殼的并聯電阻R0和外殼的直流電阻R1，然后按下式換算：R=R0R1/(R1-R0)；制造廠應提供每個單元主回路電阻的出廠實測值，以及換算后的GIL設備主回路電阻值及控制值Rn（Rn是產品技術條件規定值），并應提供測試區間的測試點示意圖；現場測試值應符合產品技術條件的規定并不得超過工廠提供的控制值Rn。三相主回路結構相同且長度基本一致時，還應注意三相測量結果的平衡度。SF6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。元件試驗，應符合下列規定：如裝有電壓互感器、隔離開關、接地開關、感應電流快速釋放裝置，其性能應符合產品技術條件要求；氣體密度繼電器應校驗其接點動作值與返回值，并符合其產品技術條件的規定。壓力表示值的誤差與回差，均應在表計相應等級的允許誤差范圍內。校驗方法可以用標準表在設備上進行核對，也可在標準校驗臺上進行校驗；感應電流快速釋放裝置的聯鎖功能檢驗。感應電流快速釋放裝置處于合閘位置，GIL所在線路兩端斷路器應不能合閘；GIL所在線路兩端斷路器處于合閘位置，感應電流快速釋放裝置應不能合閘。應做如下檢驗：1）模擬線路斷路器分閘后輸入聯動信號，感應電流快速釋放裝置應能可靠合閘；2）感應電流快速釋放裝置處于合閘位置時，應可靠提供閉鎖線路斷路器合閘的信號；3）模擬線路斷路器輸入合閘位置信號，感應電流快速釋放裝置應不能合閘；以上試驗各進行3次。主回路絕緣試驗，應符合下列規定：主回路絕緣試驗應在GIL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；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GIL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。GIL外殼應接地；GIL上所有電流互感器的二次繞組應短接并接地；GIL被試段內的所有隔離開關處于合閘狀態、接地開關處于分閘狀態，非被試段內的接地開關處于合閘狀態；GIL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；耐壓試驗前，應使用5000V兆歐表測量GIL每相導體對地絕緣電阻；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；考慮GIL的長度因素，可分段進行現場絕緣試驗。耐壓試驗通過后，然后進行相互間導體連接，該連接部分應通過系統施加運行電壓進行檢驗，時間不少于1h；耐壓試驗程序和試驗電壓，應滿足下列規定：1）試驗程序可根據現場狀況，與用戶和制造廠商定。優先選擇圖9.0.9的試驗程序，主要包括老練試驗、耐壓試驗和局部放電測量等階段。圖9.0.9GIL耐壓試驗加壓程序2）試驗電源可采用變頻串聯諧振裝置或工頻串聯諧振裝置，試驗頻率應在10Hz～300Hz范圍內。3）老練試驗：試驗電壓從零電壓升至200kV，保持20min；繼續升壓至300kV，保持20min；繼續升壓至450kV，保持10min；繼續升壓至664kV，保持10min；繼續升壓至797kV，保持5min；繼續900kV，保持1min。4）耐壓試驗：老練試驗結束后，試驗電壓升至1150kV，保持1min。加壓時，每相GIL設備末端電壓值不應超過1150kV，首端電壓值不宜低于1115.5kV（即97%×1150kV）。5）局部放電檢測：耐壓試驗結束后，試驗電壓降至797kV，保持45min，進行局部放電檢測工作。測量結束后，試驗電壓降至零電壓。6）如果GIL每個部件按選定的試驗程序耐受了規定的試驗電壓沒有出現破壞性放電，而且未檢測到異常局部放電信號，則認為GIL通過了試驗。7）在試驗過程中如果GIL內部出現放電，應停止試驗進行解體檢查，待查明放電位置和放電原因并進行處理后再進行試驗。局部放電測量推薦采用超高頻法、振動法、超聲波法，應滿足下列規定：1）超高頻法（UHF）。通過檢測GIL內部局部放電產生的電磁波發現GIL內部的缺陷。頻率范圍應為300MHz～1000MHz。超高頻法（UHF）電磁波信號由GIL內部傳感器獲得；2）振動法。通過放置在GIL外殼上的傳感器接收放電產生的振動脈沖檢測放電故障。測量頻率應在10kHz～30kHz范圍內；3）超聲波法。通過放置GIL外殼上的聲傳感器接收放電產生的超聲波信號，測量頻率應在20kHz～100kHz范圍內。

接地開關接地開關交接試驗項目應包含下列內容：外觀檢查；控制及輔助回路的絕緣試驗；機械操作試驗；操動機構試驗。外觀檢查結果應符合技術條件要求。輔助回路的絕緣試驗應符合下列規定：耐壓試驗前,用2000V兆歐表測量,絕緣電阻值應大于2MΩ；控制及輔助回路應耐受2000V工頻電壓，時間1min。耐壓試驗后的絕緣電阻值不應降低。機械操作試驗應符合下列規定：試驗應在主回路上無電壓和無電流流過的情況下進行，應驗證當其操動機構通電時接地開關能正確地分閘和合閘；試驗期間，不應進行調整且應操作無誤。在每次操作循環中，應到達合閘位置和分閘位置，應有規定的指示和信號；試驗后，接地開關的部件不應損壞；機械操作試驗應在裝配完整的設備上進行。操動機構試驗應符合下列規定：電動操動機構的電動機端子的電壓應在其額定電壓值的85%-110%范圍內，保證接地開關可靠地合閘和分閘；當二次控制線圈和電磁閉鎖裝置線圈接線端子的電壓在其額定電壓值的80%-110%范圍內時，應保證接地刀閘可靠地合閘或分閘；機械或電氣閉鎖裝置應準確可靠。

套管1000kV套管的交接試驗應包括下列內容：油浸式套管試驗項目：1)外觀檢查；2套管主絕緣的絕緣電阻測量；3主絕緣介質損耗因數tanδ和電容量測量；4末屏對地和電壓抽頭對地的絕緣電阻測量；5末屏對地的介質損耗因數tanδ測量；SF6氣體絕緣套管試驗項目：1外觀檢查；2套管主絕緣的絕緣電阻測量；3SF6套管氣體試驗。套管應無破損、裂紋、劃痕、鼓包、滲漏油，壓力和油位正常。測量套管主絕緣的絕緣電阻應符合下列規定：測量主絕緣的絕緣電阻，應使用5000V或2500V兆歐表；主絕緣的絕緣電阻值不應低于10000MΩ；測量時電壓抽頭應和測量末屏一并接地。測量主絕緣介質損耗因數tanδ和電容量應符合下列規定：套管安裝后，在10kV下測量變壓器、電抗器用套管主絕緣的tanδ和電容量；測量時應采用“正接法”，電壓抽頭應與測量末屏短接。油浸式套管的實測電容值與產品銘牌數值相比，其偏差應小于±5%，tanδ值應無明顯差別。測量末屏對地和電壓抽頭對地的絕緣電阻應符合下列規定：測量末屏對地的絕緣電阻，應使用2500V兆歐表，其絕緣電阻值不應低于1000MΩ，當低于該值時，應結合介質損耗因數綜合判斷；測量電壓抽頭對地的絕緣電阻，應使用2500V兆歐表，其絕緣電阻值不應低于2000MΩ，當低于該值時，應結合介質損耗因數綜合判斷。測量末屏對地的介質損耗因數tanδ應符合下列規定：試驗電壓為2kV，采用“反接法”，測量時電壓抽頭應處于屏蔽狀態；末屏對地介質損耗因數tanδ應與制造廠試驗值無明顯差異。SF6套管氣體試驗應符合下列規定：SF6水分含量不應大于250μL/L（20℃體積分數）；定性檢漏無泄漏點，當有懷疑時進行定量檢漏，年泄漏率應小于0.5％。

避雷器1000kV避雷器交接試驗項目應包含以下內容：避雷器絕緣電阻測量；底座絕緣電阻測量；直流參考電壓及0.75倍直流參考電壓下的漏電流試驗；運行電壓下的全電流和阻性電流測量；避雷器用監測器檢驗。避雷器絕緣電阻測量應符合下列規定：絕緣電阻測量應在避雷器元件上進行；絕緣電阻測量采用5000V兆歐表，測得的絕緣電阻不應小于2500MΩ。底座絕緣電阻測量應采用2500V及以上兆歐表，測得的絕緣電阻不應小于2000MΩ。直流參考電壓及0.75倍直流參考電壓下漏電流測量應符合下列規定：試驗應在整只避雷器或避雷器元件上進行；整只避雷器直流8mA參考電壓值不應低于1114kV，但不應大于制造廠宣稱的上限值，并記錄直流4mA參考電壓值；當試驗在避雷器元件上進行時，整只避雷器直流參考電壓應為各元件之和；0.75倍直流8mA參考電壓下，避雷器或避雷器元件的漏電流不應大于200μA，當試驗在避雷器元件上進行時，整只避雷器泄漏電流值應為各元件最大值。運行電壓下的全電流和阻性電流值不應大于制造廠宣稱值。避雷器監測器檢查應符合下列規定：放電計數器的動作應可靠；避雷器監視電流表指示應良好。

懸式絕緣子、支柱絕緣子和復合絕緣子懸式絕緣子交接試驗應滿足下列要求：安裝前應采用5000V兆歐表測量每片懸式絕緣子絕緣電阻，不應低于5000MΩ；應進行交流耐壓試驗，試驗電壓值應為60kV。支柱絕緣子交接試驗應滿足下列要求：安裝前在運輸單元上應進行絕緣電阻測量；絕緣電組測量應使用5000V兆歐表，測得絕緣電阻值不應小于5000MΩ；復合絕緣子安裝前應逐只進行外觀檢查，傘裙不應有裂紋或缺陷，端部金具與芯棒聯結處的封膠不得有開裂移位，均壓環表面應光滑，不應有凹凸等缺陷。

絕緣油1000kV充油電氣設備中絕緣油的試驗項目及標準，應滿足表14.0.1的規定。表14.0.11000kV充油電氣設備中絕緣油的試驗項目及標準序號試驗項目標準說明1外觀透明、無雜質或懸浮物目測：將油樣注入試管冷卻至5℃在光線充足的地方觀察2傾點/℃不高于（換到數字里面）最低冷態投運溫度（LCSET）傾點/℃按現行國家標準《石油產品傾點測定法》GB/T3535的有關規定進行試驗0℃-10-10℃-20-20℃-30--30℃-40-40℃-503閃點（閉口）/℃不低于135按現行國家標準《閃點的測定賓斯基-馬丁閉口杯法》GB261的有關規定進行試驗4界面張力/(mN/m)不小于40按現行國家標準《石油產品油對水界面張力測定法（圓環法）》GB/T6541的有關規定進行試驗5酸值(以KOH計)/(mg/g)不大于0.01按現行國家標準《石油產品酸值測定法》GB264的有關規定進行試驗6水溶性酸PH不低于5.4按現行國家標準《運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法(比色法)》GB/T7598的有關規定進行試驗7油中顆粒含量5μm~100μm的顆粒度≤1000/100mL；無100μm以上顆粒按現行標準《電力用油中顆粒度測定方法》DL/T432的有關規定試驗8體積電阻率(90℃)/(Ω·m)大于6×1010按現行國家標準《液體絕緣材料相對電容率、介質損耗因數和直流電阻率的測量》GB/T5654的有關規定進行試驗9擊穿電壓/kV不低于70按現行國家標準《絕緣油介電強度測定方法》GB/T507的有關規定進行試驗10介質損耗因素tanδ(90℃)不大于注入設備前：0.005注入設備后：0.007按現行國家標準《液體絕緣材料相對電容率、介質損耗因數和直流電阻率的測量》GB/T5654的有關規定進行試驗11水含量/(mg/L)不大于8按現行國家標準《運行中變壓器油和汽輪機油水分含量測定法(庫侖法)》GB/T7600或《運行中變壓器油、汽輪機油水分測定法(氣相色譜法)》GB/T7601的有關規定進行試驗12油中含氣量（V/V）/%不大于0.8按現行標準《絕緣油中含氣量的測定方法真空差壓法》DL/T423的有關規定進行試驗13油中溶解氣體分析見本標準的有關章節按現行標準《絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定法》GB/T17623、《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》DL/T722的有關要求進行試驗電力變壓器和電抗器的絕緣油應在注入設備前和注入設備后（熱油循環結束靜置后24h）分別取油樣進行試驗，其結果均應滿足表14.0.1中第7、9、10、11、12、13項的要求。

SF6氣體SF6新氣到貨后，充入設備前應按現行國家標準《工業六氟化硫》GB12022的有關規定驗收，對氣瓶的抽檢率應為十分之一。同一批相同出廠日期的氣體應按GB12022驗收其中一個氣樣后，其他氣樣可只測定含水量和純度。SF6新氣的試驗項目和要求應符合表15.0.2的規定：表15.0.2SF6新氣的試驗項目和要求序號項目要求1純度(SF6)(質量分數m/m)/%≥99.92毒性生物試驗無毒3酸度（以HF計）的質量分數/%≤0.000024四氟化碳(質量分數m/m)/%≤0.015空氣(質量分數m/m)/%≤0.036可水解氟化物(以HF計）/%≤0.00017礦物油的質量分數/%≤0.00048水分水的質量分數/%≤0.0005露點/℃≤-499六氟乙烷（C2F6）含量(質量分數)/%≤0.0210八氟丙烷（C3F8）含量(質量分數)/%≤0.005

二次回路應對電氣設備的操作、保護、測量、信號等回路中的操動機構的線圈、接觸器、繼電器、儀表等二次回路進行試驗。二次回路試驗項目，包括下列內容：絕緣電阻測量；交流耐壓試驗。測量絕緣電阻，應滿足下列要求：小母線絕緣電阻在斷開所有其他并聯支路時，不應小于10MΩ；二次回路的每一支路和斷路器、隔離開關的操作機構的電源回路等，均不應小于1MΩ。在比較潮濕的地方，可不小于0.5MΩ。交流耐壓試驗，應滿足下列規定:試驗電壓應為1000V。當回路絕緣電阻在10MΩ以上時，可采用2500V兆歐表代替，試驗時間應持續1min，或符合產品技術規定；回路中有電子元件設備的，試驗時應將插件拔出或將其兩端短接。

架空電流線路架空電力線路的試驗項目，包括下列內容：絕緣子和線路的絕緣電阻測量；線路的工頻參數測量；相位檢查；沖擊合閘試驗。測量絕緣子和線路的絕緣電阻，應滿足下列要求：絕緣子絕緣電阻的試驗應按本標準第12章的規定進行；測量并記錄線路的絕緣電阻。線路的工頻參數測量，可根據繼電保護、過電壓等專業的要求進行。各相兩側相位應一致。沖擊合閘試驗，應滿足下列要求：應在額定電壓下對空載線路進行沖擊合閘試驗；沖擊合閘試驗應結合系統調試進行；合閘過程中線路絕緣不應有損壞。

接地裝置接地裝置的試驗項目，應包括以下內容：變電站、開關站接地裝置接地阻抗測量；變電站、開關站接地引下線導通試驗；接觸電壓試驗；跨步電壓試驗；線路桿塔接地體的接地阻抗測量。變電站、開關站接地裝置接地阻抗測量，應滿足下列要求：接地裝置接地電阻測量應采用大電流法或異頻法進行測量；測得的接地裝置接地電阻應滿足設計要求；變電站、開關站接地引下線導通試驗，應滿足下列要求：當采用接地導通測試儀逐一對設備引下線與地網主干線進行導通試驗時，直流電阻值不應大于0.2Ω；不應有開斷、松脫現象，且必須符合設計要求。接觸電壓試驗可采用變頻法測量再進行折算，結果應不超過設計值。跨步電壓試驗可采用變頻法測量再進行折算，結果應不超過設計值。線路桿塔接地體的接地電阻測量應滿足下列要求：測量時應將桿塔的接地體與桿塔主體斷開；采用接地測試儀逐一對桿塔接地體進行測量；桿塔接地體接地電阻應滿足設計要求。

附錄A1000kV電氣設備的絕緣水平表A1000kV電氣設備的絕緣水平單位：kV系統電壓設備名稱雷電沖擊耐受電壓(峰值)操作沖擊耐受電壓(峰值)工頻耐受電壓(/時間)標稱電壓最高電壓全波截波10001100電力變壓器2250240018001100/5min并聯電抗器2250240018001100/5min斷路器2400—18001100/1min電壓互感器2400—18001100/5min隔離開關及其它電器2400—18001100/1min開關斷口/隔離斷口2400(+900)—1675(+900)1100＋635/1min避雷器2400—18001100/1min套管(變壓器類)2400276019501200/5min套管（開關類）2400—18001100/1min注：表中的數值適用于安裝地點海拔高度不大于1000m的電氣設備。

附錄B特殊試驗項目表表B特殊試驗項目表序號條款內容13.0.13低電壓空載試驗23.0.14繞組連同套管的外施工頻耐壓試驗33.0.15繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量43.0.16變壓器繞組頻率響應特性試驗53.0.17小電流下的短路阻抗測量63.0.19聲級測量84.0.11繞組連同套管的外施工頻耐壓試驗94.0.13電抗器聲級測量104.0.14油箱的振動測量114.0.15油箱表面的溫度分布及引線接頭的溫度測量125.0.10準確度（誤差）測量136.0.3交流耐壓試驗146.0.7準確度（誤差）測量157.0.5準確度（誤差）測量及極性檢查167.0.6勵磁特性校驗178.0.15主回路絕緣試驗1811.0.4直流參考電壓及0.75倍直流參考電壓下泄漏電流測量1911.0.5運行電壓下的全電流和阻性電流測量2016.0.3線路的工頻參數測量2117.0.2接地裝置接地阻抗測量

本標準用詞說明1為便于在執行本規范條文時區別對待，對要求嚴格程度不同的用詞說明如下：1）表示很嚴格，非這樣做不可的：正面詞采用“必須”，反面詞采用“嚴禁”；2）表示嚴格，在正常情況下均應這樣做的：正面詞采用“應”，反面詞采用“不應”或“不得”；3）表示允許稍有選擇，在條件許可時首先應這樣做的用詞：正面詞采用“宜”，反面詞采用“不宜”；4）表示有選擇，在一定條件下可以這樣做的用詞，采用“可”。2條文中指明應按其他有關標準執行的寫法為：“應符合……的規定”或“應按……執行”。

引用標準名錄《閃點的測定賓斯基-馬丁閉口杯法》GB261《石油產品酸值測定法》GB264《絕緣油擊穿電壓測定方法》GB/T507《電力變壓器》GB1094《高壓交流斷路器》GB1984《液體絕緣材料相對電容率、極值損耗因數和直流電阻率的測量》GB/T5654《石油產品油對水界面張力測定法（圓環法）》GB/T6541《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》GB/T7252《局部放電測量》GB/T7354《運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法(比色法)》GB/T7598《運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法（BTB）法》GB/T7599《運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)》GB/T7600《運行中變壓器油、汽輪機油水分測定法(氣相色譜法)》GB/T7601《電抗器》GB10229《工業六氟化硫》GB/T12022《絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定方法》GB/T17623《1100kV高壓交流斷路器技術規范》GB/Z24838《絕緣油中含氣量測定法(真空壓差法)》DL/T423《電力系統油質試驗方法絕緣油介電強度測量法》DL/T429.9《油中顆粒污染度測量方法（顯微鏡對比法）》DL432《絕緣油中含氣量的測試方法(二氧化碳洗脫法)》DL/T450《變壓器油中溶解氣體分析與判斷導則》DL/T722《六氟化硫氣體酸度測定法》DL/T916《六氟化碳氣體中可水解氟化物含量測定法》DL/T918《六氟化硫氣體中礦物油含量測定法(紅外光譜法)》DL/T919《六氟化碳氣體中空氣、四氟化碳的氣象色譜測定法》DL/T920《六氟化硫氣體毒性生物試驗方法》DL/T921《電力互感器檢定規程》JJG1021《油中顆粒數及尺寸分部測量方法》SD313 中華人民共和國國家標準1000kV系統電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB/T50XXX-201X條文說明·PAGE48· 制定說明《1000kV系統電氣裝置安裝工程電氣設交接試驗標準》（GB/T50XXX-201X），經住房和城鄉建設部XXXX年XX月XX日以第XX號公告批準發布。本標準編制中主要遵循如下原則：堅持技術上的先進性、經濟上的合理性、安全上的可靠性、實施上的可操作性原則。認真貫徹執行國家的有關法律、法規和方針、政策，密切結合工程實際特點，為1000kV主設備的安全和正常運行創造條件。注意與現行相關技術標準相協調。積極、穩妥地采用新技術、新工藝、新設備、新方法。注意標準的通用性和可操作性。開展必要的現場調研和專題研究，為標準條文的制訂奠定基礎。標準編寫的體例應符合《工程建設標準編寫管理規定》中的相關要求。本標準的編制中充分總結了近年來我國500kV和750kV交流輸變電工程、1000kV特高壓試驗基地及1000kV晉東南-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程、擴建工程主設備交接試驗的實踐經驗，同時借鑒了大量在330kV、500kV、750kV輸電線路工程勘測中積累的豐富和成熟經驗。編制組對新技術在現場交接試驗中的應用情況給予了特別的關注。為了廣大設計、施工、科研、學校等單位有關人員在使用本規范時能理解和執行條文規定，《1000kV架空輸電線路勘測規范》編制組按章、節、條順序編制了本標準的條文說明，對條文規定的目的、依據以及執行中需注意的有關事項進行了說明，還著重對強制性條文的強制性理由做了解釋。但是，本條文說明不具備與標準正文同等的法律效力，僅供使用者作為理解和把握標準規定的參考。

目次1總則………483電力變壓器…………494電抗器………………525電容式電壓互感器…………………536氣體絕緣金屬封閉電磁式電壓互感器……………557套管式電流互感器…………...…….568氣體絕緣金屬封閉開關設備………5711避雷器………………..……….……5913絕緣油………………….…….……60TOC\o"1-2"\h\z\u

制定說明《1000kV系統電氣裝置安裝工程電氣設交接試驗標準》（GB/T50XXX-201X），經住房和城鄉建設部XXXX年XX月XX日以第XX號公告批準發布。本標準編制中主要遵循如下原則：堅持技術上的先進性、經濟上的合理性、安全上的可靠性、實施上的可操作性原則。認真貫徹執行國家的有關法律、法規和方針、政策，密切結合工程實際特點，為1000kV主設備的安全和正常運行創造條件。注意與現行相關技術標準相協調。積極、穩妥地采用新技術、新工藝、新設備、新方法。注意標準的通用性和可操作性。開展必要的現場調研和專題研究，為標準條文的制訂奠定基礎。標準編寫的體例應符合《工程建設標準編寫管理規定》中的相關要求。本標準的