1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB/T50832-2013

前言

1 总则

1.0.1 为提高1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验水平，确保电气设备正常投入运营，制定本标准。
1.0.2 本标准适用于1000kV电压等级交流电气装置工程电气设备交接试验。
1.0.3 交接试验的检测数据应综合分析和比较，应对照制造厂例行试验结果，并应比较同类设备检测数据，经全面分析后应给出判断结果。
1.0.4 对于1000kV充油电气设备，在真空注油和热油循环后应静置不小于168h，方可进行耐压试验。
1.0.5 在进行与温度和湿度有关的各种试验时，应同时测量被试品的温度和环境空气的温度与湿度。变压器油温测量应注意阳光照射对测量值的影响。在与制造厂例行试验数据比较时，可采取同类设备相互比较的方法。
1.0.6 进行绝缘试验时，应在良好天气、被试物及仪器周围温度不应低于5℃、空气相对湿度不宜高于80％的条件下进行。
1.0.7 对试验系统有特殊要求，且技术难度大、要求高，被列为特殊试验项目的，应按本规范附录A进行试验。
1.0.8 1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2 术语和符号

2.1 术语
2.2 符号

2.1 术语

2.1.1 交接试验 acceptance test
    新的电气设备在现场安装后、调试期间所进行的检查和试验。某些设备的交接试验项目实际上在安装工程中已经开展，也属于交接试验范畴。
2.1.2 主体变压器 main transformer
    当1000kV变压器采用变压器本体与调压补偿变压器分箱布置时，变压器的本体部分。
2.1.3 调压补偿变压器 voltage regulating and compensating transformer
    与主体变压器分箱布置的变压器的调压补偿部分。补偿器的作用是在中性点调压过程中减小变压器第三绕组的电压波动。
2.1.4 主体变压器试验 test of main transformer
    单独对主体变压器进行的试验。
2.1.5 调压补偿变压器试验 test of voltage regulating and compensating transformer
    单独对调压补偿变压器进行的试验。
2.1.6 变压器整体试验 integral test of transformer
    把主体变压器和调压补偿变压器全部连接完成后进行的试验。
2.1.7 电压抽头 voltage tap
    是一个容易从套管外面接线，与法兰或其他紧固件绝缘并与电容式套管的一个外导电层相连的引线，用以在套管运行时提供一个电压源。
2.1.8 气体绝缘金属封闭电磁式电压互感器 gas-insulated metal-enclosed inductive voltage transformers
    采用六氟化硫(SF₆)气体作为绝缘介质，用于气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)中的电磁式电压互感器。

2.2 符号

U_r——电气设备的额定电压；
    I_r——电气设备的额定电流；
    U_m——电气设备的最高工作电压；
    tanδ——介质损耗因数。

3 电力变压器

3.0.1 1000kV变压器交接试验应按主体变压器试验、调压补偿变压器试验和整体试验进行，并应包括下列试验内容：
    1 主体变压器试验项目应包括下列内容：
        1)密封试验；
        2)绕组连同套管的直流电阻测量；
        3)绕组电压比测量；
        4)引出线的极性检查；
        5)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数的测量；
        6)绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量的测量；
        7)铁心及夹件的绝缘电阻测量；
        8)套管试验；
        9)套管电流互感器的试验；
        10)绝缘油试验；
        11)油中溶解气体分析试验；
        12)低电压空载试验；
        13)绕组连同套管的外施工频耐压试验；
        14)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量；
        15)绕组频率响应特性测量；
        16)小电流下的短路阻抗测量。
    2 调压补偿变压器试验项目应包括下列内容：
        1)密封试验；
        2)绕组连同套管的直流电阻测量；
        3)绕组所有分接头的电压比测量；
        4)变压器引出线的极性检查；
        5)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数测量；
        6)绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量的测量；
        7)铁心及夹件的绝缘电阻测量；
        8)套管试验；
        9)套管电流互感器的试验；
        10)绝缘油性能试验；
        11)油中溶解气体分析试验；
        12)低电压空载试验；
        13)绕组连同套管的外施工频耐压试验；
        14)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量；
        15)绕组频率响应特性测量；
        16)小电流下的短路阻抗测量。
    3 整体试验项目应包括以下内容：
        1)绕组所有分接头的电压比测量；
        2)引出线的极性和联接组别检查；
        3)额定电压下的冲击合闸试验；
        4)声级测量。
3.0.2 密封试验，应在变压器油箱储油柜油面上施加0.03MPa静压力，持续24h后，不应有渗漏及损伤。
3.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻应符合下列规定：
    1 测量应在所有分接位置上进行，1000kV绕组测试电流不宜大于2.5A，500kV绕组测试电流不宜大于5A，110kV绕组测试电流不宜大于20A；当测量调压补偿变压器直流电阻时，非测量绕组应至少有一端与其他回路断开。
    2 主体变压器、调压补偿变压器的直流电阻，各相测得值的相互差值应小于三相平均值的2％。
    3 主体变压器、调压补偿变压器的直流电阻应与同温下产品例行试验数值比较，相应变化不应大于2％。
    4 无励磁调压变压器直流电阻应在分接开关锁定后测量。
    5 测量温度应以油平均温度为准，不同温度下的电阻值应按下式换算：

R₂＝R₁×(T＋t₂)/(T＋t₁)      (3.0.3)

式中：R₁、R₂——分别为在温度t₁、t₂时的电阻值(Ω)；
                    T——电阻温度常数，铜导线取235；
             t₁、t₂——不同的测量温度(℃)。
3.0.4 测量绕组电压比应符合下列规定：
    1 各相应分接的电压比顺序应符合铭牌给出的电压比规律，应与铭牌数据相比无明显差别。调压补偿变压器电压比应与制造厂例行试验结果无明显差别。
    2 额定分接电压比的允许偏差应为±0.5％，其他分接电压比的允许偏差应为±1％。
3.0.5 应检查引出线的极性与联接组别。引出线的极性应与变压器铭牌上的符号和油箱上的标记相符，三相联接组别应与变电站设计要求一致。
3.0.6 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数应符合下列规定：
    1 应使用5000V的兆欧表测量。
    2 绝缘电阻值不宜低于例行试验值的70％。
    3 测量温度应以油平均温度为准，测量时应在10℃～40℃温度下进行。当测量温度与例行试验时的温度不同时，可换算到相同温度的绝缘电阻值进行比较，吸收比和极化指数不应进行温度换算。测试温度不同时，绝缘电阻值应按下式换算：

R₂＝R₁×1.5^{(t₁－t₂)/10}      (3.0.6)

    4 吸收比不应低于1.3或极化指数不低于1.5，且与制造厂例行试验值进行比较时，应无明显变化。
    5 当绝缘电阻R_60s大于10000MΩ、吸收比及极化指数较低时，应根据绕组连同套管的介质损耗因数等数据进行综合判断。
3.0.7 测量绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量应符合下列规定：
    1 测量时非被试绕组应短路接地，被试绕组应短路接测试仪器，试验电压应为10kV交流电压。
    2 绕组连同套管的介质损耗因数tanδ值不应大于例行试验值的130％，电容值与例行试验值相比应无明显变化。
    3 测量温度应以油平均温度为准，应在10℃～40℃温度下进行测量。当测量温度与例行试验时的温度不同时，可换算到相同温度的tanδ值进行比较，应按下式换算：

tanδ₂＝tanδ₁×1.3^{(t₂－t₁)/10}      (3.0.7)

式中：tanδ₁、tanδ₂——分别为温度t₁、t₂时的介质损耗因数。
3.0.8 测量铁心及夹件的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 应使用2500V兆欧表进行测量，持续时间为1min，应无异常。
    2 测量铁心对油箱的绝缘电阻，绝缘电阻值与例行试验结果相比应无明显差异。
    3 测量夹件对油箱的绝缘电阻，并测量铁心与夹件二者相互间的绝缘电阻，绝缘电阻值与例行试验结果相比应无明显差异。
3.0.9 套管试验应按本标准第10章的规定进行。
3.0.10 套管式电流互感器的试验应按本标准第7章的规定进行。
3.0.11 绝缘油试验应按本标准第13章的规定进行。
3.0.12 油中溶解气体分析应符合下列规定：
    1 应在变压器注油前、静置24h后、外施交流耐压试验和局部放电试验24h后、冲击合闸后及额定电压运行24h及168h后各进行一次分析。
    2 试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252的有关规定执行。
    3 油中溶解气体含量应无乙炔，且总烃小于或等于20μL/L，氢气小于或等于10μL/L。
    4 各次测得的数据应无明显差别，当气体组份含量有增长趋势时，可结合相对产气速率综合分析判断，必要时应缩短色谱分析取样周期进行追踪分析。
3.0.13 低电压空载试验应符合下列规定：
    1 应测量变压器在380V电压下的空载损耗和空载电流，低电压空载试验宜在直流电阻试验前进行。
    2 380V电压下测量的空载损耗和空载电流与例行试验时在相同电压下的测试值相比应无明显变化。
    3 三相间在380V电压下测量的空载损耗和空载电流应无明显差异。
3.0.14 绕组连同套管的外施工频耐压试验应符合下列规定：
    1 变压器中性点及110kV绕组应进行外施交流耐压试验，并监测局部放电。
    2 试验电压应为例行试验电压值的80％，外施耐压试验电压应符合表3.0.14的规定，耐压时间为1min。

表3.0.14 外施耐压试验电压(kV)

  3 试验电压应尽可能接近正弦波形，试验电压值应为测量电压的峰值除以 。
  4 试验过程中变压器应无异常现象。
3.0.15 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量应符合下列规定：
    1 应对主体变压器、调压补偿变压器分别进行绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量，试验前应考虑剩磁的影响。
    2 试验方法和判断方法应按现行国家标准《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3的有关规定执行。
    3 进行局部放电试验时，施加电压应符合下列程序：
        1)进行主体变压器局部放电试验时，U_m为1100kV，对地电压值应为：

式中：U₁——激发电压；
           U₂——测量电压。
         2)进行调压补偿变压器局部放电试验时，U_m应为126kV，对地电压值应为：

        

        3)在不大于U₂/3的电压下接通电源。
        4)电压上升到预加电压1.1U_m/  ，保持5min。
        5)电压上升到U₂，保持5min。
        6)电压上升到U₁，当试验电源频率等于或小于2倍额定频率时，试验持续时间应为60s，当试验频率超过2倍额定频率时，试验持续时间应为120×额定频率/试验频率(s)，但不少于15s。
        7)电压不间断地降低到U₂，并至少保持60min，进行局部放电测量。
        8)电压降低到1.1U_m/  ，保持5min。
        9)当电压降低到U₂/3以下时，方可断开电源。
    4 局部放电的观察和评估应符合现行国家标准《局部放电测量》GB/T 7354的有关规定，并应满足下列要求：
        1)应在所有绕组的线路端子上进行测量。对自耦联接的一对绕组的较高电压和较低电压的线路端子应同时测量。
        2)接到每个所用端子的测量通道，都应在该端子与地之间施加重复的脉冲波来校准；当局部放电测量过程中出现异常放电脉冲时，增加局部放电超声波监测，并进行综合判定。
        3)在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平。
        4)在电压上升到U₂及由U₂下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在1.1U_m/  下测量局部放电视在电荷量。
        5)在电压U₂的第一个阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值。
        6)在电压U₁期间内应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值。
        7)在电压U₂的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次。
    5 当满足下列要求时，应判定试验合格：
        1)试验电压不产生突然下降。
        2)在U₂的长时试验期间，主体变压器1000kV端子局部放电量的连续水平不应大于100pC，500kV端子的局部放电量的连续水平不应大于200pC，110kV端子的局部放电量的连续水平不应大于300pC；调压补偿变压器110kV端子局部放电量的连续水平不应大于300pC。
        3)在U₂下，局部放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现较高幅值的脉冲以及明显的外部电晕放电脉冲可以不计入。
        4)在1.1U_m/  下，视在电荷量的连续水平不应大于100pC。
3.0.16 绕组频率响应特性测量应符合下列规定：
    1 应对变压器各绕组分别进行频率响应特性试验。
    2 同一组变压器中各台变压器对应绕组的频率响应特性曲线应基本相同。
3.0.17 小电流下的短路阻抗测量应符合下列规定：
    1 应测量变压器在5A电流下的短路阻抗。
    2 变压器在5A电流下测量的短路阻抗与例行试验时在相同电流下的测试值相比应无明显变化。
3.0.18 额定电压下的冲击合闸试验应符合下列规定：
    1 应在额定电压下对变压器进行冲击合闸试验，试验时变压器中性点应接地，分接位置应置于使用分接上。
    2 第1次冲击合闸后的带电运行时间不应少于30min，而后每次合闸后的带电运行时间可逐次缩短，但不应少于5min。
    3 冲击合闸时，应无异常声响等现象，保护装置不应动作。
    4 冲击合闸时，可测量励磁涌流及衰减时间。
3.0.19 声级测量应符合下列规定：
    1 变压器开启所有工作冷却装置情况下，距主体变压器基准声发射面2m处，距调压补偿变压器基准声发射面0.3m处的噪声值应符合要求。
    2 测量方法和要求按现行国家标准《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10的有关规定执行。

4 电抗器

4.0.1 电抗器的交接试验应按1000kV并联电抗器、1000kV并联电抗器配套用中性点电抗器分别进行，并应包含下列试验项目：
    1 1000kV并联电抗器试验项目应包括下列内容：
        1)密封试验；
        2)绕组连同套管的直流电阻测量；
        3)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数测量；
        4)绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量测量；
        5)铁心和夹件的绝缘电阻测量；
        6)套管试验；
        7)套管式电流互感器的试验；
        8)绝缘油试验；
        9)油中溶解气体分析；
        10)绕组连同套管的外施工频耐压试验；
        11)额定电压下的冲击合闸试验；
        12)声级测量；
        13)油箱的振动测量；
        14)油箱表面的温度分布及引线接头的温度测量。
    2 1000kV并联电抗器配套用中性点电抗器试验项目应包括下列内容：
        1)密封试验；
        2)绕组连同套管的直流电阻测量；
        3)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数测量；
        4)绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量测量；
        5)绕组连同套管的外施工频耐压试验；
        6)铁心和夹件的绝缘电阻测量；
        7)绝缘油的试验；
        8)油中溶解气体分析；
        9)套管试验；
        10)套管式电流互感器的试验。
4.0.2 密封试验，应在1000kV并联电抗器和配套用中性点电抗器储油柜油面上施加0.03MPa静压力，试验时间连续24h，不应有渗漏和损伤。
4.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻应符合下列规定：
    1 各相绕组直流电阻相互间的差值不应大于三相平均值的2％。
    2 实测值与例行试验值比较，换算到相同温度下的差值不应大于2％。
    3 测量温度应以油平均温度为准。不同温度下的电阻值应按下式换算：

R₂＝R₁×(235＋t₂)/(235＋t₁)      (4.0.3)

4.0.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数应符合下列规定：
    1 应使用5000V兆欧表测量。
    2 测量温度应以油平均温度为准，测量时应在油温10℃～40℃时进行，当测量温度与例行试验时的温度不同时，绝缘电阻值可按下式换算到相同温度下进行比较：

R₂＝R₁×1.5^{(t₁－t₂)/10}      (4.0.4)

    绝缘电阻值不宜低于例行试验值的70％。
    3 吸收比不应低于1.3或极化指数不应低于1.5，且与例行试验值相比应无明显差别。
    4 当绝缘电阻R_60s大于10000MΩ、吸收比及极化指数较低时，应根据绕组连同套管的介质损耗正切值tanδ进行综合判断。
4.0.5 测量绕组连同套管的介质损耗因数tanδ和电容量应符合下列规定：
    1 试验电压应为10kV交流电压。
    2 绕组连同套管的介质损耗因数tanδ不应大于例行试验值的130％。
    3 测量温度应以油平均温度为准，测量时应在油温10℃～40℃时进行。当测量温度与例行试验时的温度不同时，可按下式换算到相同温度下的tanδ值进行比较：

tanδ₂＝tanδ₁×1.3^{(t₂－t₁)/10}      (4.0.5)

    4 绕组连同套管的电容值与例行试验值相比应无明显变化。
4.0.6 测量铁心和夹件的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 应使用2500V兆欧表进行测量，持续时间为1min，应无异常。
    2 分别测量铁心对油箱、夹件对油箱、铁心和夹件间的绝缘电阻，测量值与例行试验值相比应无明显差别。
4.0.7 套管试验应按本标准第10章的规定进行。
4.0.8 套管式电流互感器试验应按本标准第7章的规定进行。
4.0.9 绝缘油性能试验应按本标准第13章的规定进行。
4.0.10 油中溶解气体分析应符合下列规定：
    1 应在电抗器注油前、静置后24h、外施工频耐压试验后、冲击合闸后、额定电压运行24h后及168h后，各进行一次分析。
    2 试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252的有关规定执行。
    3 油中溶解气体含量应无乙炔，且总烃小于或等于20μL/L，氢气小于或等于10μL/L。
    4 各次测得的数据应无明显差别，当气体组份含量有增长趋势时，可结合相对产气速率综合分析判断，必要时应缩短色谱分析取样周期进行追踪分析。
4.0.11 绕组连同套管的外施工频耐压试验应符合下列规定：
    1 试验电压按例行试验时中性点外施耐受电压值的80％进行，试验时间为1min。
    2 外施工频耐压试验过程中，试验电压应无突然下降、无放电声等异常现象。
    3 试验过程中应进行局部放电量监测，中性点电抗器不应进行局部放电量监测。
4.0.12 额定电压下的冲击合闸试验应符合下列规定：
    1 冲击合闸试验应结合系统调试进行。
    2 冲击合闸时，应无异常声响等现象，保护装置不应动作。
    3 冲击合闸后24h应取油样进行油中溶解气体色谱分析，分析结果与冲击合闸前应无明显差别。
4.0.13 电抗器声级测量应符合下列规定：
    1 测量方法和要求按现行国家标准《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10的有关规定执行。
    2 电抗器运行中，噪声值不应大于合同规定值。
    3 当采用自然油循环自冷(ONAN)方式冷却时，测量点距基准发射面应为0.3m。
    4 当采用自然油循环风冷(ONAF)方式冷却时，风扇投入运行时测量点距基准发射面应为2m。
    5 当采用ONAF方式冷却且有隔音屏蔽时，基准发射面应将隔音室包括在内。
4.0.14 油箱的振动测量应符合下列规定：
    1 测量方法和要求应按现行国家标准《电抗器》GB 10229的有关规定执行。
    2 在额定工况下，油箱壁振动振幅双峰值不应大于100μm，且与出厂试验数据相比无明显变化。
4.0.15 油箱表面的温度分布及引线接头的温度测量应符合下列规定：
    1 在运行中，使用红外测温仪进行油箱温度分布及引线接头温度测量。
    2 电抗器油箱表面局部热点的温升不应超过80K。
    3 引线接头不应有过热现象。

5 电容式电压互感器

5.0.1 1000kV电容式电压互感器的交接试验项目应包括下列内容：
    1 电容分压器低压端对地的绝缘电阻测量；
    2 分压电容器的介质损耗因数tanδ和电容量测量；
    3 电容器分压的交流耐压试验；
    4 分压电容器渗漏油检查；
    5 电磁单元线圈部件的绕组直流电阻测量；
    6 电磁单元各部件的绝缘电阻测量；
    7 电磁单元各部件的连接检查；
    8 电磁单元的密封性检查；
    9 准确度(误差)测量；
    10 阻尼器检查。
5.0.2 电容分压器低压端对地的绝缘电阻测量应符合下列规定：
    1 应使用2500V兆欧表测量。
    2 常温下的绝缘电阻不应低于1000MΩ。
5.0.3 分压电容器的介质损耗因数tanδ和电容量测量应符合下列规定：
    1 应在10kV电压下测量每节分压电容器的tanδ和电容量，中压臂电容应在额定电压下测量tanδ和电容量，tanδ值不应大于0.2％。
    2 每节电容器的电容值及中压臂电容允许偏差应为额定值的－5％～＋10％。
    3 当tanδ值不符合要求时，可测量额定电压下的tanδ值，若额定电压下的tanδ满足上述要求，则可投运。
5.0.4 电容分压器的交流耐压试验应符合下列规定：
    1 当怀疑绝缘有问题时，宜对电容分压器整体进行交流耐压试验。
    2 交流试验电压应为例行试验施加电压值的80％，时间1min。
    3 交流耐压试验前后应进行电容量和tanδ测量，两次测量结果不应有明显变化。
5.0.5 分压电容器渗漏油检查应符合下列规定：
    1 用目视观察法进行检查。
    2 如果发现分压电容器有渗漏油痕迹，应停止使用并予以更换。
5.0.6 电磁单元线圈部件的绕组直流电阻测量应符合下列规定：
    1 中间变压器各绕组、补偿电抗器及阻尼器的直流电阻均应进行测量，其中中间变压器一次绕组和补偿电抗器绕组直流电阻可一并测量。
    2 绕组直流电阻值与换算到同一温度下的例行试验值比较，中间变压器及补偿电抗器绕组直流电阻偏差不宜大于10％，阻尼器直流电阻偏差不应大于15％。
5.0.7 电磁单元各部件的绝缘电阻测量应符合下列规定：
    1 应使用2500V兆欧表。
    2 中间变压器各二次绕组间及对地的绝缘电阻、中间变压器一次绕组和补偿电抗器绕组对地的绝缘电阻及阻尼器对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ。
5.0.8 电磁单元各部件的连接应符合设计要求，并应与铭牌标志相符。
5.0.9 电磁单元的密封性检查应符合下列规定：
    1 可用目视观察法进行检查。
    2 发现渗漏油应及时进行处理。
5.0.10 准确度(误差)测量应符合下列规定：
    1 关口计量用互感器应进行误差测量。
    2 用于互感器误差测量的方法应符合现行国家计量检定规程《测量用电压互感器》JJG 314的有关规定，不应用变比测试仪测量变比的方法替代误差测量。
    3 极性检查宜与误差试验同时进行，同时核对各接线端子标识是否正确。
    4 准确度(误差)测量可以采用差值法，也可采用测量电压系数的方法。
    5 试验应对每个二次绕组分别进行，除剩余绕组外，被检测绕组接入负荷应为25％～100％额定负荷，其他绕组负荷应为0～100％额定负荷，没有特殊规定时二次负荷的功率因数应为1。
    6 当测量0.2级、0.5级绕组时，应分别在80％、100％和105％的额定电压下进行。
    7 保护级绕组误差特性测量应分别在2％、5％和100％的额定电压下进行。
    8 测量时的高压引线布置应与实际使用情况接近。
5.0.11 阻尼器的检查应符合下列规定：
    1 阻尼器的励磁特性和检测方法可按制造厂的规定进行。
    2 电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器是否已接入规定的二次绕组端子。

6 气体绝缘金属封闭电磁式电压互感器

6.0.1 电磁式电压互感器交接试验项目应包括下列内容：
    1 绕组的绝缘电阻测量；
    2 交流耐压试验；
    3 绝缘介质性能试验；
    4 绕组的直流电阻测量；
    5 接线组别和极性检查；
    6 准确度(误差)测量；
    7 电磁式电压互感器的励磁特性测量；
    8 密封性能检查。
6.0.2 测量绕组的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表。
    2 测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。
6.0.3 交流耐压试验应符合下列规定：
    1 交流耐压试验应与GIS耐压试验同时进行，试验电压应为例行试验的80％，试验频率应满足制造厂要求。
    2 二次绕组间及其对外壳的工频耐压试验电压应为3kV。
6.0.4 绝缘介质性能试验应符合本标准第8章的相关规定。
6.0.5 绕组直流电阻测量应符合下列规定：
    1 一次绕组直流电阻值与换算到同一温度下的例行试验值比较，相差不宜大于10％。
    2 二次绕组直流电阻值与换算到同一温度下的例行试验值比较，相差不宜大于15％。
6.0.6 检查互感器的接线组别和极性，应符合设计要求，并应与铭牌和标识相符。
6.0.7 准确度(误差)测量应满足下列规定：
    1 关口计量用互感器应进行误差测量。
    2 用于互感器误差测量的方法应符合现行国家计量检定规程《测量用电压互感器》JJG 314的有关规定，不应用变比测试仪测量变比的方法替代误差测量。
    3 极性检查宜与误差试验同时进行，同时核对各接线端子标识是否正确。
    4 准确度(误差)测量可以采用差值法，也可采用测量电压系数的方法。
    5 试验应对每个二次绕组分别进行，除剩余绕组外，被检测绕组接入负荷应为25％～100％额定负荷，其他绕组负荷应为0～100％额定负荷，没有特殊规定时二次负荷的功率因数应为1。
    6 当测量0.2级、0.5级绕组时，应分别在80％、100％和105％的额定电压下进行。
    7 保护级绕组误差特性测量应分别在2％、5％和100％的额定电压下进行。
6.0.8 电磁式电压互感器的励磁特性测量应符合下列规定：
    1 励磁特性曲线测量点为额定电压的20％、50％、80％、100％。
    2 对于额定电压测量点，励磁电流不宜大于例行试验报告和型式试验报告的测量值的30％，同批次、同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30％。
6.0.9 密封性能检查应符合本标准第8章的相关规定。

7 套管式电流互感器

7.0.1 电流互感器的交接试验项目应包括下列内容：
    1 绕组的绝缘电阻测量；
    2 绕组直流电阻测量；
    3 二次绕组短时工频耐压试验；
    4 准确度(误差)测量及极性检查；
    5 励磁特性测量。
7.0.2 测量绕组的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 应使用2500V兆欧表。
    2 二次绕组对地及绕组间的绝缘电阻应大于1000MΩ。
7.0.3 测量绕组的直流电阻应符合下列规定：
    1 二次绕组的直流电阻测量值与换算到同一温度下的例行试验值比较，直流电阻相互间的差异不应大于10％。
    2 同型号、同规格、同批次电流互感器二次绕组的直流电阻相互间的差异不宜大于10％。
7.0.4 应进行二次绕组短时工频耐压试验。电流互感器二次绕组之间及对地的工频耐受试验电压应为方均根值3kV，试验时间1min。
7.0.5 准确度(误差)测量及极性检查应符合下列规定：
    1 用于GIS设备关口计量的互感器应进行误差测量。
    2 用于互感器误差测量的方法应符合互感器检定规程。
    3 极性检查可与误差测量同时进行，也可以采用直流法进行，同时核对各接线端子标识是否正确。
    4 对于多变比绕组，可以仅测量其中一个变比的全量限误差，其他变比可以仅复核20％额定电流(I_r)点的误差。各绕组所有变比必须与铭牌参数相符。
    5 误差测量以直接差值法为准，如果施加电流达不到规定值，可采用间接法检测，使用间接法的前提条件是用直接法测量20％I_r点的误差。
7.0.6 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量。当电流互感器为多抽头时，可在使用的抽头或最小变比的抽头测量，测量值应符合产品技术条件要求。当励磁特性曲线测量时施加的电压高于峰值电压4.5kV时，应降低试验电源频率。

8 气体绝缘金属封闭开关设备

8.0.1 气体绝缘金属开关设备交接试验项目应包括下列内容：
    1 检查与核实；
    2 控制及辅助回路绝缘试验；
    3 SF₆气体含水量测量；
    4 SF₆气体密封性试验；
    5 SF₆气体纯度检测；
    6 主回路电阻测量；
    7 SF₆气体密度继电器及压力表校验；
    8 断路器试验；
    9 隔离开关、接地开关试验；
    10 设备内部各配套元件的试验；
    11 主回路绝缘试验。
8.0.2 检查与核实应符合下列规定：
    1 应检查气体绝缘金属封闭开关设备整体外观，包括油漆是否完好、有无锈蚀损伤、出线套管有无损伤等，所有安装应符合制造厂的图纸要求。
    2 应检查各种充气、充油管路，阀门及各连接部件的密封是否良好；阀门的开闭位置是否正确；管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。
    3 应检查断路器、隔离开关及接地开关分、合闸指示器的指示是否正确，抄录动作计数器的数值。
    4 应检查和记录各种压力表数值，检查油位计的指示值是否正确。
    5 应检查汇控柜上各种信号指示、控制开关的位置是否正确。
    6 应检查各类箱、门的关闭情况是否良好，内部有无渗水。
    7 应检查隔离开关、接地开关连杆的螺丝是否紧固，检查波纹管螺丝位置是否符合制造厂的技术要求。
    8 应检查所有接地是否可靠。
8.0.3 控制及辅助回路绝缘试验应符合下列规定：
    1 控制回路和辅助回路应进行2kV、1min工频耐受试验，试验时电流互感器二次绕组应短路并与地绝缘。
    2 试验前应先检查辅助和控制回路的接线是否与接线图相符，信号装置、加热器和照明能否正确动作。
8.0.4 SF₆气体含水量测量应在设备充气至额定压力120h后方可进行。有电弧气室含水量应小于150μL/L，无电弧气室含水量应小于250μL/L。
8.0.5 SF₆气体密封性试验应符合下列规定：
    1 设备安装完毕，充入SF₆气体至额定压力4h后，采用局部包扎法对所有连接部位进行泄漏值的测量，测量设备灵敏度不应低于1×10^－2Pa·cm³/s。
    2 包扎24h后应进行泄漏值的测量，每个气室年漏气率应小于0.5％。
8.0.6 SF₆气体纯度检测应符合下列规定：
    1 气体绝缘金属封闭开关设备所用SF₆气体均应为新气，且应按本标准第14章的规定进行验收后方可使用。
    2 设备安装完毕，充入SF₆气体至额定压力4h后，从取样口抽取气体进行纯度检测，纯度应大于97％。
8.0.7 主回路电阻测量应符合下列规定：
    1 主回路的回路电阻测量应在现场安装后进行。
    2 电阻测量应采用直流压降法，测量电流不应小于300A。
    3 所测电阻值应符合技术条件规定并与例行试验值相比无明显变化，且不应超过型式试验中温升试验时所测电阻值的1.2倍。
8.0.8 SF₆气体密度继电器及压力表均应进行校验，校验合格后方可使用。
8.0.9 断路器试验应满足下列规定：
    1 气体绝缘金属封闭开关设备中的断路器交接试验应符合现行国家标准《1100kV高压交流断路器规范》GB/Z 24838-2009中第12.2.1条和《高压交流断路器》GB 1984-2003中第10.2.101条的规定，所测的值应符合技术条件规定，并应和例行试验值对比。
    2 应测量SF₆气体的分闸、合闸和重合闸的闭锁压力动作值和复位值，以及SF₆气体低压力报警值和报警解除值，所测值应符合产品技术条件。
    3 应测量液压操动机构的分闸、合闸和重合闸的闭锁压力动作值和复位值，以及低压力报警值和报警解除值，安全阀的动作值和复位值。
    4 应测量操作过程中的消耗。当各个储能装置处于泵装置的相应闭锁压力下时，切断油泵电源，分别进行分闸、合闸和“O—0.3s—CO”操作，测量压力损耗值并记录操作完成后的稳态压力值。
    注：O表示一次开断操作，CO表示一次关合操作后立即进行开断操作，立即指无任何故意的时延。
    5 应验证额定操作顺序。各个储压缸处于重合闸闭锁压力下，泵装置处于工作状态，进行额定操作顺序“O—0.3s—CO—180s—CO”操作，验证泵装置能否满足要求。
    注：O表示一次开断操作，CO表示一次关合操作后立即进行开断操作，立即指无任何故意的时延。
    6 时间参量测量应符合下列规定：
        1)液压机构的操动试验应按照表8.0.9的要求进行，测量分闸、合闸和合-分时间及同期性，其值应符合技术条件的规定。当操作电源低于30％额定操作电压时，不应分、合闸；当操作电源大于65％额定操作电压时，应可靠分闸；当操作电源大于80％额定操作电压时，应可靠合闸。当带有脱扣线圈时，应对所有脱扣线圈进行试验并记录每一个的时间。
        2)应测量控制和辅助触头的动作时间。当断路器进行分闸和合闸时，测量控制和辅助触头与主触头之间的动作配合时间，配合时间应符合技术条件要求。
        3)应测量液压操动机构的储能时间和保压时间。应测量油泵零起打压至允许的最高压力的储能时间和从闭锁打压至合闸、分闸、重合闸解除闭锁所用的储能时间。将液压操动机构储能至额定压力，应记录24h内油泵的启动次数；测量并记录停泵24h后的压力降，应符合技术条件的规定。
    7 液压油和氮气的检查应符合下列规定：
        1)液压操作机构所用的液压油和氮气的质量应符合技术条件的规定；
        2)液压油的油位应符合技术条件要求，油的水分含量应在规定的范围内，以防止锈蚀；
        3)储压缸中氮气的预充入压力应符合技术条件的规定，氮气的纯度应符合要求。
    8 应测量机械行程特性。断路器液压机构的操动试验应按表8.0.9的要求进行，应按照制造厂在例行试验时相同的测量方法记录机械行程特性曲线，并应与出厂试验时测得的特性曲线一致。

表8.0.9 液压机构的操动试验

 9 应校验防慢分、防跳跃和防非全相合闸功能。断路器应对防止失压后重新打压时发生慢分的功能是否可靠进行校验，同时应进行防跳跃和防非全相合闸功能的校验。
    10 应测量分、合闸电阻值。断路器如果装有合闸电阻或分闸电阻，应测量并联电阻的阻值，其值应满足技术条件的规定，并测量并联电阻的接入时间。
    11 应测量并联电容器的电容量和介质损耗因数。断路器如装有断口间的均压电容，应测量其电容量和介质损耗因数，并应满足技术条件的规定。
8.0.10 隔离开关、接地开关试验应符合下列规定：
    1 隔离开关、接地开关时间特性试验应满足制造厂要求。
    2 应进行机械操作试验。在额定电源电压、最低电源电压和最高电源电压下各进行5次合闸和分闸操作，并应对快速隔离开关和接地开关记录分、合闸时间和速度，确认辅助触头和主触头的动作配合、位置指示器的动作正确性。带有分、合闸电阻的隔离开关应测量电阻的接入时间。
    3 应进行联锁检验。进行分、合闸操作，检查隔离开关和接地开关、隔离开关和断路器之间的联锁装置是否可靠；检查手动操动和电动操动之间的联锁。
8.0.11 设备内部的避雷器、电流互感器、套管等配套元件的试验应按本标准的有关规定进行，对无法分开的设备可不单独进行试验。
8.0.12 电流互感器试验应按本标准第7章的规定进行。
8.0.13 出线套管试验除外观检查外，气体绝缘套管试验与气体绝缘金属封闭开关设备一起进行，试验项目应满足本标准第10章套管现场试验的要求。
8.0.14 罐式避雷器试验除应满足GIS常规试验外，还应进行下列试验：
    1 运行电压下的全电流和阻性电流测量。
    2 计数器检查。
8.0.15 主回路绝缘试验应符合下列规定：
    1 气体绝缘金属封闭开关设备安装完毕并通过其他交接试验后，应在充入额定气压的SF₆气体下，进行现场绝缘试验。对要求较高的充电电流元件、有限压元件，试验时可进行隔离。
    2 气体绝缘金属封闭开关设备进出线应断开，并保持足够的绝缘距离。应断开罐式避雷器与主回路的连接。对电磁式电压互感器应与制造厂沟通，确定是否参加主回路绝缘试验。
    3 气体绝缘金属封闭开关设备上所有电流互感器的二次绕组应短接并接地。
    4 应将气体绝缘金属封闭开关设备被试段内的所有隔离开关合闸、接地开关分闸，应将非被试段内的接地开关合闸。
    5 耐压试验前，应用不低于2500V兆欧表测量每相导体对地绝缘电阻。
    6 交流耐压试验应满足下列规定：
        1)试验程序可根据气体绝缘金属封闭开关设备状况和现场条件，由用户和制造厂商定。
        2)试验电源可采用工频串联谐振装置和变频串联谐振装置，交流电压频率应在10Hz～300Hz范围内。
        3)现场交流耐受电压值U_f应为例行试验电压的80％，时间为1min。
        4)耐压试验前应先进行老练试验，老练试验加压程序为：从零电压升压至U_m/  ，持续10min，再升压至1.2U_m/  ，持续5min，老练试验结束。老练试验结束后进行耐压试验，电压应升至U_f，持续1min。耐压试验结束后降至1.1U_m/  ，直接进行局部放电测试。主回路老练、耐压试验加压程序应按图8.0.15进行。
        5)规定的试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他的导体应与接地的外壳相连。

图8.0.15 主回路老练、耐压试验加压程序示意图

        6)每个部件都至少加一次试验电压。在制订试验方案时，必须同时注意要尽可能减少固体绝缘的重复试验次数。
        7)当怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受损时，或者设备经历过解体，应做断口间的耐压试验。
        8)如果气体绝缘金属封闭开关设备的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个气体绝缘金属封闭开关设备通过试验。
        9)在试验过程中如果发生击穿放电，应进行重复试验，如果设备还能经受规定的试验电压时，则认为是自恢复放电，耐压试验通过。如果重复耐压失败，则应解体设备，打开放电间隔，仔细检查损坏情况，采取必要的修复措施，再进行规定的耐压试验。
    7 局部放电测试可在耐压试验后进行，也可在老练试验期间进行。为了提高局部放电测试的效果，需尽量减少电源和环境干扰，避免高压引线电晕的发生。局部放电试验宜采用以下几种方法：
        1)特高频法(UHF)。应通过检测GIS内部局部放电产生的电磁波发现GIS内部的缺陷。频率范围应为300MHz～1000MHz。UHF电磁波信号由GIS内部传感器获得。
        2)振动法。应通过放置在GIS外壳上的传感器接收放电产生的振动脉冲检测放电故障。测量频率应在10kHz～30kHz范围内。
        3)声测法。通过放置在GIS外壳上的声传感器接收放电产生的超声波信号，测量频率应在20kHz～100kHz范围内。

9 接地开关

9.0.1 接地开关交接试验项目应包含下列内容：
    1 外观检查；
    2 控制及辅助回路的绝缘试验；
    3 机械操作试验；
    4 操动机构试验。
9.0.2 外观检查结果应符合技术条件要求。
9.0.3 控制及辅助回路的绝缘试验应符合下列规定：
    1 耐压试验前，用2000V兆欧表测量，绝缘电阻值应大于2MΩ。
    2 控制及辅助回路应耐受2000V工频电压，时间1min。耐压试验后的绝缘电阻值不应降低。
9.0.4 机械操作试验应符合下列规定：
    1 试验应在主回路上无电压和无电流流过的情况下进行，应验证当其操动机构通电时接地开关能正确地分闸和合闸。
    2 试验期间，不应进行调整，且应操作无误。在每次操作循环中，应到达合闸位置和分闸位置，应有规定的指示和信号。
    3 试验后，接地开关的部件不应损坏。
    4 机械操作试验应在装配完整的设备上进行。
9.0.5 操动机构试验应符合下列规定：
    1 电动操动机构的电动机端子的电压应在其额定电压值的85％～110％范围内，保证接地开关可靠地合闸和分闸。
    2 当二次控制线圈和电磁闭锁装置线圈接线端子的电压在其额定电压值的80％～110％范围内时，应保证接地刀闸可靠地合闸或分闸。
    3 机械或电气闭锁装置应准确可靠。

10 套管

10.0.1 1000kV套管的交接试验应包括下列内容：
    1 油浸式套管试验项目：
        1)外观检查；
        2)套管主绝缘的绝缘电阻测量；
        3)主绝缘介质损耗因数tanδ和电容量测量；
        4)末屏对地和电压抽头对地的绝缘电阻测量；
        5)末屏对地的介质损耗因数tanδ测量；
        6)电压抽头对地耐压试验。
    2 SF₆气体绝缘套管试验项目：
        1)外观检查；
        2)套管主绝缘的绝缘电阻测量；
        3)SF₆套管气体试验。
10.0.2 套管应无破损、裂纹、划痕、鼓包、渗漏油，压力和油位正常。
10.0.3 测量套管主绝缘的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 测量主绝缘的绝缘电阻，应使用5000V或2500V兆欧表；
    2 主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ；
    3 测量时电压抽头应和测量末屏一并接地。
10.0.4 测量主绝缘介质损耗因数tanδ和电容量应符合下列规定：
    1 套管安装后，在10kV下测量变压器、电抗器用套管主绝缘的介质损耗因数tanδ和电容量；测量时应采用“正接法”，电压抽头应与测量末屏短接。
    2 油浸式套管的实测电容值与产品铭牌数值相比，其偏差应小于±5％，tanδ值应无明显差别。
10.0.5 测量末屏对地和电压抽头对地的绝缘电阻应符合下列规定：
    1 测量末屏对地的绝缘电阻应使用2500V兆欧表，其绝缘电阻值不应低于1000MΩ，当低于该值时，应结合介质损耗因数tanδ综合判断；
    2 测量电压抽头对地的绝缘电阻，应使用2500V兆欧表，其绝缘电阻值不应低于2000MΩ，当低于该值时，应结合介质损耗因数tanδ综合判断。
10.0.6 测量末屏对地的介质损耗因数tanδ应符合下列规定：
    1 试验电压为2kV，采用“反接法”，测量时电压抽头应处于屏蔽状态；
    2 末屏对地介质损耗因数tanδ应与制造厂试验值无明显差异。
10.0.7 电压抽头对地耐压试验应符合下列规定：
    1 电压抽头对地试验电压应为抽头额定工作电压的2倍，持续时间为1min；
    2 如果运行中电压抽头处于接地状态，不应进行该项目。
10.0.8 SF₆套管气体试验应符合下列规定：
    1 SF₆水分含量在20℃时的体积分数不应大于250μL/L；
    2 定性检漏无泄漏点，当有怀疑时进行定量检漏，年泄漏率应小于0.5％。

11 避雷器

11.0.1 1000kV避雷器交接试验项目应包含以下内容：
    1 避雷器绝缘电阻测量；
    2 底座绝缘电阻测量；
    3 直流参考电压及0.75倍直流参考电压下的漏电流试验；
    4 运行电压下的全电流和阻性电流测量；
    5 避雷器用监测器检验。
11.0.2 避雷器绝缘电阻测量应符合下列规定：
    1 绝缘电阻测量应在避雷器元件上进行；
    2 绝缘电阻测量采用5000V兆欧表，测得的绝缘电阻不应小于2500MΩ。
11.0.3 底座绝缘电阻测量应采用2500V及以上兆欧表，测得的绝缘电阻不应小于2000MΩ。
11.0.4 直流参考电压及0.75倍直流参考电压下漏电流测量应符合下列规定：
    1 试验应在整只避雷器或避雷器元件上进行。
    2 整只避雷器直流8mA参考电压值不应低于1114kV，但不应大于制造厂宣称的上限值，并记录直流4mA参考电压值；当试验在避雷器元件上进行时，整只避雷器直流参考电压应等于各元件之和。
    3 0.75倍直流8mA参考电压下，避雷器或避雷器元件的漏电流不应大于200μA。
11.0.5 运行电压下的全电流和阻性电流值不应大于制造厂额定值。
11.0.6 避雷器监测器检查应符合下列规定：
    1 放电计数器的动作应可靠；
    2 避雷器监视电流表指示应良好。

12 悬式绝缘子、支柱绝缘子和复合绝缘子

12.0.1 悬式绝缘子交接试验应满足下列要求：
    1 安装前应采用5000V兆欧表测量每片悬式绝缘子绝缘电阻，不应低于5000MΩ；
    2 应进行交流耐压试验，试验电压值应为60kV。
12.0.2 支柱绝缘子交接试验应满足下列要求：
    1 安装前在运输单元上应进行绝缘电阻测量；
    2 绝缘电组测量应使用5000V兆欧表，测得绝缘电阻值不应小于5000MΩ。
12.0.3 复合绝缘子安装前应逐只进行外观检查，伞裙不应有裂纹或缺陷，端部金具与芯棒联结处的封胶不得有开裂移位，均压环表面应光滑，不应有凹凸等缺陷。

13 绝缘油

13.0.1 1000kV充油电气设备中绝缘油的试验项目及标准应满足表13.0.1的规定。

表13.0.1 1000kV充油电气设备中绝缘油的试验项目及标准

13.0.2 电力变压器和电抗器的绝缘油应在注入设备前和注入设备后、热油循环结束静置后24h分别取油样进行试验，其结果均应满足本标准表13.0.1中第7、9、10、11、12、13项的要求。

14 SF6气体

14.0.1 六氟化硫(SF₆)新气到货后，充入设备前应按现行国家标准《工业六氟化硫》GB 12022的有关规定验收，对气瓶的抽检率应为十分之一。同一批相同出厂日期的气体应按现行国家标准《工业六氟化硫》GB 12022的有关规定验收其中一个气样后，其他气样可只测定含水量和纯度。
14.0.2 六氟化硫(SF₆)新气的试验项目和要求应符合表14.0.2的规定：

15 二次回路

15.0.1 应对电气设备的操作、保护、测量、信号等回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表等二次回路进行试验。
15.0.2 二次回路试验项目应包括下列内容：
    1 绝缘电阻测量；
    2 交流耐压试验。
15.0.3 测量绝缘电阻应满足下列要求：
    1 小母线在断开所有其他并联支路时，绝缘电阻不应小于10MΩ；
    2 二次回路的每一支路和断路器、隔离开关的操动机构的电源回路等均不应小于1MΩ。在比较潮湿的地方，可不小于0.5MΩ。
15.0.4 交流耐压试验应符合下列规定：
    1 试验电压应为1000V。当回路绝缘电阻在10MΩ以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验时间应持续1min，或符合产品技术规定。
    2 回路中有电子元件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。

16 架空电力线路

16.0.1 架空电力线路的试验项目应包括下列内容：
    1 绝缘子和线路的绝缘电阻测量；
    2 线路的工频参数测量；
    3 相位检查；
    4 冲击合闸试验。
16.0.2 测量绝缘子和线路的绝缘电阻应满足下列要求：
    1 绝缘子绝缘电阻的试验应按本标准第12章的规定进行；
    2 测量并记录线路的绝缘电阻。
16.0.3 线路的工频参数测量可根据继电保护、过电压等专业的要求进行。
16.0.4 各相两侧相位应一致。
16.0.5 冲击合闸试验应满足下列要求：
    1 应在额定电压下对空载线路进行冲击合闸试验；
    2 冲击合闸试验应结合系统调试进行；
    3 合闸过程中线路绝缘不应有损坏。

17 接地装置

17.0.1 接地装置的试验项目应包括以下内容：
    1 变电站、开关站接地装置接地阻抗测量；
    2 变电站、开关站接地引下线导通试验；
    3 接触电压试验；
    4 跨步电压试验；
    5 线路杆塔接地体的接地阻抗测量。
17.0.2 变电站、开关站接地装置的接地阻抗测量应满足下列要求：
    1 接地装置接地电阻测量应采用大电流法或异频法进行测量；
    2 测得的接地装置接地电阻应满足设计要求。
17.0.3 变电站、开关站接地引下线导通试验应满足下列要求：
    1 当采用接地导通测试仪逐级对设备引下线与地网主干线进行导通试验时，直流电阻值不应大于0.2Ω；
    2 不应有开断、松脱现象，且必须符合设计要求。
17.0.4 接触电压试验可采用变频法测量再进行折算，结果不应超过设计值。
17.0.5 跨步电压试验可采用变频法测量再进行折算，结果不应超过设计值。
17.0.6 线路杆塔接地体的接地电阻测量应满足下列要求：
    1 测量时应将杆塔的接地体与杆塔主体断开；
    2 采用接地测试仪逐级对杆塔接地体进行测量；
    3 杆塔接地体接地电阻应满足设计要求。

附录A 特殊试验项目表

附录A 特殊试验项目表

本标准用词说明

1 为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
    1)表示很严格，非这样做不可的：
      正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
    2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
      正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
    3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
      正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
    4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录

《闪点的测定 宾斯基-马丁闭口杯法》GB/T 261
    《石油产品酸值测定法》GB 264
    《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507
    《石油产品凝点测定法》GB/T 510
    《电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3
    《电力变压器 第10部分：声级测定》GB/T 1094.10
    《高压交流断路器》GB 1984
    《液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量》GB/T 5654
    《石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)》GB 6541
    《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252
    《局部放电测量》GB/T 7354
    《运行中变压器油水溶性酸测定法》GB/T 7598
    《运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)》GB/T 7600
    《运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)》GB/T 7601
    《电抗器》GB 10229
    《工业六氟化硫》GB/T 12022
    《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T 17623
    《1100kV高压交流断路器技术规范》GB/Z 24838
    《变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)》GB/T 28552
    《绝缘油中含气量测定方法 真空压差法》DL/T 423
    《电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法》DL/T 429.9
    《电力用油中颗粒污染度测量方法》DL/T 432
    《绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)》DL/T 450
    《变压器油中溶解气体分析与判断导则》DL/T 722
    《六氟化硫气体酸度测定法》DL/T 916
    《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》DL/T 918
    《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)》DL/T 919
    《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气象色谱测定法》DL/T 920
    《六氟化硫气体毒性生物试验方法》DL/T 921
    《测量用电压互感器》JJG 314
    《油中颗粒数及尺寸分布测量方法(自动颗粒计数仪法)》SD 313