云南电网公司一次电气设备交接试验规定

《云南电网公司一次电气设备交接试验规定》由会员分享，可在线阅读，更多相关《云南电网公司一次电气设备交接试验规定（50页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、QG/YW-SC-17-2008QG/YW云南电网公司企业管理制度QG/YW-SC-17-2008云南电网公司一次电气设备交接试验规定（试行）2008-06-30发布2008-11-01试行云南电网公司发布1QG/YW-SC-17-2008目次前言31范围.42规范性引用文件.43术语及定义44试验项目及要求44.1电力变压器.44.2电抗器及消弧线圈104.2.1500kV电抗器.104.2.235kV及以下油浸式电抗器、消弧线圈.114.2.335kV及以下干式电抗器及消弧线圈.134.3互感器.134.3.1电流互感器.134.3.1.1油浸式电流互感器的试验项目.134.3.1.2干式

2、电流互感器的试验项目.154.3.1.3SF6式电流互感器的试验项目164.3.1.4套管式电流互感器的试验项目.184.3.2电压互感器194.3.2.1油浸电磁式电压互感器的试验项目.194.3.2.2干式电磁式电压互感器的试验项目.204.3.2.3电容式电压互感器的试验项目.214.3.2.4放电线圈的试验项目和要求.234.4SF6断路器和GIS设备.234.4.1SF6断路器试验项目和要求234.4.2GIS设备试验项目和要求.264.5真空断路器.274.6高压开关柜.284.7隔离开关.294.8负荷开关.304.9高压熔断器.314.10套管.314.11悬式绝缘子和支柱绝缘

3、子、合成绝缘子.334.12电力电缆线路.334.12.1纸绝缘电力电缆线路.344.12.2橡塑绝缘电力电缆.364.13电容器.364.13.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器.364.13.2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器364.13.3断路器电容器.374.13.4集合式电容器.374.13.5电容器保护用熔断器.382QG/YW-SC-17-20084.14金属氧化物避雷器.384.15母线.384.161kV及以下的配电装置和电力布线.394.171kV以上的架空电力线路.394.18接地装置.39附录A适用说明.43附录B支柱绝缘子的交流耐压试验电压.45附录

4、C绝缘油新油验收的试验项目.45附录D六氟化硫新气验收的试验项目.46编制说明.473QG/YW-SC-17-2008前言交接试验是保证电气设备健康投产，防止缺陷设备进行电网运行的重要检测手段之一。2006年由国家建设部和国家质量监督检验检疫局发布了GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准，南方电网公司2004年发布的Q/CSG10007-2004电力设备预防性试验规程和Q/CSG10008-2004继电保护及安全自动装置检验条例。近年来，由于电网迅速发展，新设备不断涌现，试验技术不断进步，为适应当前公司电网发展的要求，需要对有关规程进行修编完善。根据国家和南方电网公司的有

5、关规程，结合云南电网公司电气设备交接的经验和历年反事故措施要求，公司制定了电气设备交接试验要求（试行），作为云南电网公司的企业标准。本要求是在按照国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑现行设备的实际要求而提出，适用于云南电网公司电气设备交接试验。本要求由云南电网公司生产技术部提出并归口。本要求起草单位：云南电网公司生产技术部、电力调度中心、电力研究院、送变电公司、火电建设公司。本要求主要起草人：蒋石林、姜红云、赵现平、黄星、张少泉、陈郑、李毅、孔旭辉、子宏等。本要求主要审核人：薛武、周海、魏杰、文华、李文云、杨坤丽等。本要求由廖泽龙批准。本要求自2008年11月1日实施。本标准由云南电

6、网公司生产技术部负责解释。4序号项目试验性质要求说明1绝缘油试验外状透明、无杂质或悬浮物外观目测水溶性酸（pH值）5.4检测方法按GB/T7598、GB/T259执行酸值，mgKOH/g0.03检测方法按GB/T264执行闪点（闭口），10号、25号油140检测方法按GB/T261执行45号油135水分，mg/L1）热油循环过程中：500kV，10；220kV，15；110kV及以下，202）设备投产前：500kV，10；检测方法按GB/T7600执行QG/YW-SC-17-2008云南电网公司一次电气设备交接试验规定（试行）1范围本要求适用于500kV及以下新安装投产电气设备的交接试验，不适

7、用于安装在煤矿井下或其它有爆炸危险场所的电气设备。农网新投产电气设备的试验要求可参照执行。2规范性引用文件GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准Q/CSG10007-2004电力设备预防性试验规程Q/CSG10008-2004继电保护及安全自动装置检验条例3术语及定义无4试验项目及要求4.1电力变压器表1电力变压器试验5220kV，15；110kV及以下，20界面张力（25），mN/m35检测方法按GB/T6541执行介质损耗因数（90），tan1）热油循环过程中：0.52）设备投产前：500kV，0.7220kV及以下，1.0检测方法按GB/T5654执行击穿电压，kV

8、1）热油循环过程中：500kV，60；220kV，50；110kV及以下，402）设备投产前：500kV，60；220kV，40；110kV及以下，35检测方法按GB/T507执行体积电阻率（90），m61010检测方法按GB/T5654执行油中含气量（体积分数），1)热油循环过程中：500kV，1；2)设备投产前：500kV，1检测方法按DL/T703、DL/T423执行油中溶解气体组分含量色谱分析油中氢气（H2）与总烃类气体含量（L/L）任一项不超过下列数值：总烃：20；氢气（H2）：10；乙炔（C2H2）：0。检测方法按GB/T17623执行2绕组连同套管直流电阻1)1.6MVA以上变压

9、器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%；1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%2)与同温下产品出厂相同部位实测值比较，其变化不应大于1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中2)项执行2)不同温度下的电阻值按下式换算T+t2R2=R1T+t1式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225QG/YW-SC-17-200862%；3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量4）有载调压变压器需在

10、变压器的每个分接档位进行测量；5）调档后的终了位置需进行直流电阻测试；3检查所有分接头的变压比1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合电压比的规律2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过1%对所有的分头档位均应进行测量4检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相一致5测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线）绝缘电阻1）进行器身检查时，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁

11、夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；2）不进行器身检查时，安装工作结束后，对铁芯和夹件的绝缘电阻进行测量；3）变压器有专用的铁芯接地引出套管时，注油前测量其对外壳绝缘电阻3）铁芯必须为一点接地。采用2500V兆欧表，持续时间为1min6测绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)绝缘电阻不低于产品出厂值的70%；2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符时，应进行温度换算；3)35kV及以上且容量在4MVA及以上，应测量吸收比，测量值与产品出厂值相比应无明显差异，常温下不低于1.3；当R60s大于3000M时

12、，吸收比可不作考核；4）220kV及以上且容量1)220kV及以上且容量120MVA变压器采用5000V兆欧表，其它设备采用2500V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2=R11.5(t1t2)/10式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值QG/YW-SC-17-20087120MVA及以上，应测量极化指数，测量值与产品出厂值相比应无明显差异，常温下不低于1.3；当R60s大于10000M时，极化指数可不作考核；5)吸收比和极化指数不进行温度换算7绕组连同套管的介质损

13、耗介正切值tan1)35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，进行该项试验；2）被测绕组的tan值不应大于产品出厂值的130%；3）测量时的的温度与产品出厂试验时不符合时，应进行温度换算；4)20时tan不大于下列数值：1)非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组tg的要求值相同3)测量温度以顶层油温为准4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tg值一般可按下式换算tan2=tan11.3(t2t1)/10式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tg值5）新版的交接规程中对介损的绝对值仅提出最大许可值，该值与原规程相比偏大，建议按原规程要求执行；电压等级tan%35kV及以下1.

14、5%110220kV0.8%500kV0.6%5)试验电压如下：绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下Un8非纯瓷套管试验参照第10章相关内容9有载调压切换装置的检查和试验1）切换过程检查检查性条款1）检查切换开关的全部动作顺序2）测量过渡电阻3）测量切换时间在带绕组进行测量时，应注意绕组电感或是切换开关表面油膜的影响2）操作循环检查无电状态下，手动操作不少于2个循环，电动操作不少于5个循环，操作无卡涩，连动程序、电气和机构限位正常3）带电条件下有载调压开关电动操作动作正常，各侧电压应在系统电压允许范围内4）绝缘油击穿电压试验参见第14章相关内容1绕组连同套管1）35kV及以下且容

15、量在1）电压35kV及以下容量为8000kVA以QG/YW-SC-17-200880交流耐压试验8000kVA及以下变压器，进行绕组交流耐压试验，试验电压值如下：上变压器，考虑到试验设备要求，现场可不进行绕组线端交流耐压试验；2）交流耐压试验可采用感应耐压试验和外施交流耐压试验。试验电压波形尽可能接近正弦波，试验电压值为测量电压的峰值除以2，试验电压在高压端监测。3）感应耐压试验频率应适当大于额定频率，除另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验频率大于2倍频率时，全电压下试验时间为：额定频率120(s)，但不少于15s试验频率4）外施交流耐压试验电压的

16、频率应为4565Hz，全电压下的耐受时间为60s；系统电压(kV)交流耐压(kV)油浸式干式620171028242044433568602）绕组额定电压110kV及以上变压器，需进行中性点交流耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%，试验标准如下系统电压(kV)接地方式出厂值(kV)交接值(kV)110不直接接地9576220直接接地8568不直接接地200160500直接接地8568经小阻抗接地14011211变压器绕组变形试验1）对110kV及以上电压等级变压器，采用频率响应法测量绕组特征图谱12绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电试验1）电压等级220kV及以上变压器进行该项试验；2

17、）在线端电压为1.5Um/3时，局部放电量不大于500pC；在线端电压为1.3Um/3时，局部放电量不大于300pC具体方法和程序参见GB1094.3中相关条款规定执行；13空载电流和空载损耗1）500kV变压器需进行现场空载试验；2）220kV及110kV变压器按供应商年供货量的适当比例进行该项试验的抽查；3）对于220kV及110kV新进入云南电网的供应商的变压器，该年度的所有变压器均应进行该项试验。其后按2）要求执行；4）35kV及以下变压器按各供应商供货量的5%比例进行抽查，每种型号最少不得少于1QG/YW-SC-17-20089台；5）空载试验结果应满足技术协议要求。11变压器中性点

18、间隙工频放电电压试验1）对中性点安装有棒间隙的变压器，需对间隙进行工频放电电压试验；2）根据云南电网公司下发的“云南电网110、220kV分级绝缘的变压器中性点保护方案”，相关电压标准如下：工频放电电压值取10次放电电压的平均值工放电压范围(kV)110kV中性点605%220kV中性点1025%12额定电压下的冲击合闸试验在额定电压下对变压器冲击合闸5次，每次间隔5min，应无异常现象。1)在使用分接上进行2)冲击合闸宜在变压器高压侧进行3)中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；4)发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行；5）无电流差动保护的干式变压器可冲击3次；13

19、检查相位检查变压器的相位，必须与电网相位一致14压力式温度计校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司压力式温度计现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确15温度显示控制仪校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司温度显示控制仪现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确16测温元件热电阻校验按云南电网公司测温元件热电阻现场校验作业指导进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求17温度变送器校验按云南电网公司温度变送器现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求QG/YW-SC-17-20084.2电抗

20、器及消弧线圈4.2.1500kV电抗器表2.1序号项目试验性质要求说明101绝缘油的试验参照表1.1中“绝缘油的试验”执行参照表1.1中“绝缘油的试验”执行2测量绕组连同套管的直流电阻1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；2）电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%；3）实测值与出厂值的变化规律应一致；1）测量应在各分接头的所有位置进行；2）温度换算见第一章第2项中的相应公式；3测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数符合第一章第6项中相关规定4测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan1）20时，介损值不大于0.6%；2）测试值不大于

21、出厂试验值的130%；3)测量温度与出厂试验温度不相符时，应换算到同一温度下进行比较；温度换算见第一章第7项中相关规定5绕组连同套管的交流耐压试验1）分级绝缘设备，其耐压试验电压标准，按接地端或其末端绝缘的电压等级进行；2）耐压值为出厂试验电压值的80%，耐受时间为60s进行外施交流耐压试验6测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻符合第一章第5项中相关规定7非纯瓷套管的试验参见第10章相关内容8额定电压下冲击合闸试验在额定电压下，进行5次，每次间隔时间5min，应无异常现象仅对变电所及线路的并联电抗器连同线路进行冲击合闸试验9测量噪音满足相关技术要求1）投运后，若声响异常进行测量；2）测量方法和要

22、求按GB/T1094.10-2003规定进行10测量箱壳表面温度对500kV电抗器测量箱壳表面温度，温升不应大于65K用红外测温装置进行测量11压力式温度计校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司压力式温度计现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确QG/YW-SC-17-200811序号项目试验性质要求说明1测量绕组连同套管的直流电阻1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；2）电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%；3）实测值与出厂值的变化规律应一致；1）测量应在各分接头的所有位置进行；2）温度换

23、算见第一章第2项中的相应公式；2测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数符合第一章第6项中相关规定3测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan符合第一章第7项中相关规定10kV及以下设备不进行该项试验4绕组连同套管的交流耐压试验1）试验电压值符合第一章第10项1）中电压值的规定；2）分级绝缘设备，其耐压试验电压标准，按接地端或其末端绝缘的电压等级进行；5测量与铁芯绝缘的各紧固件符合第一章第5项中相关规定12温度显示控制仪校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司温度显示控制仪现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确13测温元件热电阻校验按云南电网公司测

24、温元件热电阻现场校验作业指导进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求14温度变送器校验按云南电网公司温度变送器现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求QG/YW-SC-17-20084.2.235kV及以下油浸式电抗器、消弧线圈12的绝缘电阻6非纯瓷套管的试验35kV设备进行该项试验7额定电压下冲击合闸试验在额定电压下，进行5次，每次间隔时间5min，应无异常现象仅电抗器进行冲击合闸试验8噪音测量测试结果应符合相关技术条件要求1）投运后，若声响异常进行测量；2）测量方法和要求按GB/T1094.10-2003规定进行9压力式温度计校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司

25、压力式温度计现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确10温度显示控制仪校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司温度显示控制仪现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确11测温元件热电阻校验按云南电网公司测温元件热电阻现场校验作业指导进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求12温度变送器校验按云南电网公司温度变送器现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求序号项目试验性质要求说明1测量绕组连同套管的直流电阻1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；2）电抗器和消弧线圈的直流电

26、阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%；3）实测值与出厂值的变化规律应一致；1）测量应在各分接头的所有位置进行；2）温度换算见第一章第2项中的相应公式；2测量绝缘电阻符合第一章第6项中相关规定3交流耐压试验1）试验电压值符合第一章第10项1）中电压值的规定；2）分级绝缘设备，其耐压试验电压QG/YW-SC-17-20084.2.335kV及以下干式电抗器及消弧线圈13序号项目试验性质要求说明1绕组及末屏的绝缘电阻1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻，绝缘阻值不低于1500M；2）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘阻值不低于1000M；3）测量互感器一次绕组段间绝缘电阻，不低于1

27、000M；4）测量电容式电流互感器末屏对地绝缘电阻，不低于1000M1）采用2500V兆欧表2）由于结构原因无法进行段间绝缘电阻测试时可不进行2测量20kV及以上电流互感器一次绕组连同套管的tan及电容量1)tan(%)不应大于下表中的数值，且与出厂数据比较，不应有显著变化：1)主绝缘tan试验电压为10kV，末屏对地tan试验电压为2kV2)油纸电容型tan一般不进行温度换算，当tan值与出厂值比较有明显增长时，综合分析tan与温度、电压的关系，当tan随温度明显变化或试验电压在（0.51）Um/3范围，tan变化量不大于0.2%，电容变化量不大于0.5%3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电

28、阻小于1000M时，应测量末屏对地tan电压等级(kV)2035110220500主绝缘2.50.80.60.5末屏22)电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值差别超出5%范围时应查明原因3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tan，其值不大于2%标准，按接地端或其末端绝缘的电压等级进行；4额定电压下冲击合闸试验在额定电压下，进行5次，每次间隔时间5min，应无异常现象仅对电抗器进行冲击合闸试验5测量噪音测试结果应符合相关技术条件要求1）半铁芯电抗器进行2）测量方法和要求按GB/T1094.10-2003规定进行6测量表面温度局部热点温升不应大于65K用红外测温装

29、置进行测量QG/YW-SC-17-20084.3互感器4.3.1电流互感器4.3.1.1油浸式电流互感器的试验项目表3.1.1油浸式电流互感器的试验项目要求143绝缘油试验水分，mg/L500kV，10；220kV，15；110kV及以下，20检测方法按GB/T7600执行1）制造厂明确要求不能取油样分析时可不进行；2）全密封电流互感器按制造厂要求进行油中溶解气体组分含量色谱分析油中氢气（H2）与总烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值：总烃：10；氢气（H2）：50；乙炔（C2H2）：0。检测方法按GB/T17623执行击穿电压，kV500kV，60；110kV、220kV，40；35

30、kV，35检测方法按GB/T507执行4交流耐压试验1）一次绕组试验电压按出厂试验值的80%；2）二次绕组之间及对外壳试验电压标准为2kV；3）电压等级为110kV及以上的电流互感器末屏试验电压标准为3kV；110kV及以上互感器一次绕组不进行耐压试验5绕组直流电阻测量1）分别测量一、二次绕组直流电阻值；2）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%；当有怀疑时，应提高施加的测量电流，但其值一般不宜超过额定电流的50%6极性检查符合设计要求，并应与铭牌和标志相符7校核励磁特性曲线与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。对保护

31、绕组进行励磁特性曲线试验；当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量；（核对方法见GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准附录E）8误差试验满足产品相应准确度等级的要求。1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部份可只进行变比检查；3）保护用绕组进行变比检查；检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互QG/YW-SC-17-200815序号项目试验性质要求说明1绕组绝缘电阻1）测量一次绕组对

32、二次绕组及外壳绝缘电阻，绝缘阻值不低于1500M；2）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘阻值不低于1000M；采用2500V兆欧表2交流耐压试验1）一次绕组试验电压按出厂试验值的80%；2）二次绕组之间及对外壳试验电压标准为2kV；3局部放电测量1）局部放电试验宜与交流耐压试验同时进行2）试验电压应在高压侧监测3）局部放电测量电压及视在放电量应满足以下要求：1）测试方法参照GB/T7354-2003执行2）35kV干式互感器适用范围按以下进行：a母线和分段回路互感器应逐台进行该项试验；b主变出线回路互感器应逐台进行该项试验；c线路互感器按10%的比例进行抽检，如存在不合格情况则应增大抽查比

33、例，或全检；3)10kV互感器原则由柜体制造厂逐台进行检测，并提供试验报告测量电压(kV)允许的视在放电量水平（pC）1.2Um/3501.2Um(必要时)1004绕组直流电阻测量1）分别测量一、二次绕组直流电阻值；2）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%；当有怀疑时，应提高施加的测量电流，但其值一般不宜超过额定电流的50%5极性检查符合设计要求，并应与铭牌和标志相符6校核励磁特性曲线与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。对保护绕组进行励磁特性曲线试验；当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量；（核对方法见

34、GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准附录E）7误差试满足产品相应准确度等级的要求。QG/YW-SC-17-2008感器，可只检查使用分接头的变比。4.3.1.2干式电流互感器的试验项目表3.1.2干式电流互感器的试验项目要求16序号项目试验性质要求说明1绕组及末屏绝缘电阻1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻，绝缘阻值不低于1500M；2）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘阻值不低于1000M；3）末屏绝缘电阻一般不低于1000M；采用2500V兆欧表2交流耐压试验1）一次绕组试验电压按出厂试验值的80%；2）二次绕组之间及对外壳试验电压标准为2kV；220kV及以

35、上气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场耐压试验。老炼试验电压为运行电压；老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%。4绕组直流电阻测量1）分别测量一、二次绕组直流电阻值；2）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%；当有怀疑时，应提高施加的测量电流，但其值一般不宜超过额定电流的50%5电容量测量1）测量高压端与接地屏蔽罩间的电容量；2）测试结果与出厂值比较，偏差不应大于5%宜用正接线测量6极性检查符合设计要求，并应与铭牌和标志相符7校核励磁特性曲线与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。对保护绕组进行励磁特性曲线

36、试验；当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量；（核对方法见GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准附录E）QG/YW-SC-17-2008验1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部份可只进行变比检查；3）保护用绕组进行变比检查；检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。4.3.1.3SF6式电流互感器的试验项目表3.1.2SF6式电流互感器的试验项目要求

37、178误差试验满足产品相应准确度等级的要求。1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部份可只进行变比检查；3）保护用绕组进行变比检查；检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。9SF6气体试验气体湿度检测250L/L1）按GB5832.2、DL/T920方法执行2）在充气48小时后进行。气体成分分析SF6，99.9%；CF4，0.04%；Air，0.04%10泄漏检查定性检查无泄漏1）

38、按GB12023-1989方法执行；2）采用灵敏度不低于-6110（体积比）的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；11气体密度继电器校验及其二次回路传动试验1)按云南电网公司SF6气体密度测量装置现场校验作业指导书进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求2)二次回路信号正确有校验接口、逆止阀的或单体到现场的，应进行校验。否则，可在充气过程中检查气体密度继电器的动作值，应符合产品技术条件的规定。序号项目试验性质要求说明1绕组绝缘电阻测量各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘阻值不宜低于1000M；采用2500V兆欧表2绕组直流电阻测量1）测量二次绕组直流电阻值；2）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%；3极性检查符合设计要求，并应与铭牌和标志相符4校核励磁特性曲线与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。对保护绕组进行励磁特性曲线试验；当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大QG/YW-SC-17-20084.3.1.4套管式电流互感器的试验项目表3.1.4套管式电流互感器的试验项目要求18序号项目试验性质要求说明1