1、ICS29.240ICS 29.020K41备案号： 36400-2012国家电网公司企业标准Q/GDW 1157 2013代替 Q/GDW 157 2007750kV 电力设备交接试验规程Standard forhand-overtest of750kVelectric equipment2014-03-13 发布 2014-03-13 实施国家电网公司 发 布Q/GDWQ/GDW 1157 2013I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 24 符号、 代号和缩略语 25 总则 26 电力变压器 37 并联电抗器 78 可控并联电抗器 99 电容式电压互感器 12
2、10 套管式电流互感器 1311 电子式电压互感器 1412 电子式电流互感器 1413 气体绝缘金属封闭开关设备 1514 六氟化硫交流高压断路器 1715 隔离开关 1816 高压套管 1917 金属氧化物避雷器 2018 悬式绝缘子、 支柱绝缘子和复合绝缘子 2119 绝缘油 2220 六氟化硫气体 2321 架空电力线路 2322 接地装置 24附录 A（规范性附录） 750kV 电力设备的额定绝缘水平 25附录 B（资料性附录） 750kV 电力设备交接试验规程的参考标准 26附录 C（资料性附录） 特殊试验项目 27编制说明 28Q / GDW 1157 2013II前 言本标准代
3、替 Q/GDW157 2007 750kV 电气设备交接试验标准 ，与 Q/GDW157 2007 相比主要技术性差异如下： 增加了“ 可控并联电抗器” 、 “ 套管式电流互感器” 、 “ 电子式电压互感器” 、 “ 电子式电流互感器” 、“ 架空电力线路” 等五章内容； 修改了电力变压器长时感应电压试验带局部放电试验的预加电压值、 时间及试验电压值，气体绝缘金属封闭开关设备主回路老炼试验程序等内容； 删除了“ SF6 电流互感器” 一章。本标准由国家电网公司运维检修部提出并解释；本标准由国家电网公司科技部归口；本标准起草单位：甘肃省电力公司电力科学研究院；本标准主要起草人：温定筠、 吕景顺、
4、 孙亚明、 马建海、 孙兴彬、 范迪铭、 杨志华、 马淑菁、 郭光焰、 崔威、 吴天存、 李韶瑜；本标准 2007 年 1 月首次发布， 2013 年 8 月第一次修订。Q/GDW 1157 20131750kV 电力设备交接试验规程1 范围本标准规定了 750kV 交流电力设备交接试验的项目、 要求和判断标准。本标准适用于 750kV 交流电力设备的交接试验， 750kV 交流输变电工程中其他电压等级的电气设备执行国家标准 GB50150 等标准的规定。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版
5、本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 261 石油产品闪点测定法GB 264 石油产品酸值测定法GB/T 510 石油产品凝点测定法GB/T 507 绝缘油介电强度测定方法GB 1094.3 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/T 1094.6 2011 电力变压器 第 6 部分：电抗器GB 1094.10 电力变压器 第 10 部分 声级测定GB 2536 2011 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB 5654 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测量GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法GB/T 7252 2
6、011 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 7598 运行中变压器油、 汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB 7601 运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）GB/T 8905 六氟化硫设备中气体管理和检验导则GB 11032 2010 交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022 工业六氟化硫GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T423 绝缘油中含气量的测定（真空压差法）DL/T429.9 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL432 油中颗粒污染度测量方法DL/T450 绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗
7、脱法）DL/T474.1 DL/T474.5 2006 现场绝缘试验实施导则DL506 现场 SF6气体水分测定方法DL/T916 六氟化硫气体酸度测定法DL/T918 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法DL/T919 六氟化硫气体中矿物油含量测定法DL/T920 六氟化硫气体中空气、 四氟化碳的气相色谱测定法Q / GDW 1157 20132SD312 六氟化硫气体毒性生物试验方法3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1交接试验 handovertest电气设备在现场安装后，设备投运前和试运行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
8、验范畴。3.2例行试验 regularsession test例行试验是设备出厂试验的标准名称，是出厂之前每台设备必做的试验。3.3绝缘电阻 insulation resistance在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压与流经绝缘结构中的泄露电流之比值。 试验中常用绝缘电阻表直接测得绝缘电阻值。 本标准中，若无说明，均指加压 1min 时的测得值。3.4吸收比 absorption ratio绝缘结构在同一次试验中 1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。3.5极化指数 polarization index绝缘结构在同一次试验中 10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝
9、缘电阻值之比。3.6介质损耗角正切值 tan dielectric loss tangent绝缘结构的介质在电压作用下有能量损耗（包括电导损耗和极化损耗），简称介质损耗。 介质损耗的有功功率和无功功率的比值称为介质损耗角正切值 tan。4 符号、 代号和缩略语下列符号、 代号和缩略语适用于本文件。rU ：设备的额定电压rI ：设备的额定电流mU ：设备的最高工作电压1mAU ：避雷器直流 1mA 下的参考电压5 总则5.1 目的及判断原则新安装电气设备的交接试验是检验电气设备是否存在缺陷，判断设备能否投入运行的重要措施。750kV交流电气设备，必须按照本标准规定的项目和要求进行交接试验。 交接
10、试验的数据应综合分析和比较，按照本标准提出的要求，结合设备例行试验数据、 同类设备试验数据，经全面分析后作出合理判断。5.2 通用要求750kV 电力设备交接试验的通用要求如下：a） 未经特殊说明时，交流耐压试验加至试验电压后的持续时间应为 1min，其他耐压试验的持续时间在相关设备的技术规范中规定；Q/GDW 1157 20133b） 对于充油电气设备的耐压试验，在真空注油和热油循环后应有足够的静置时间，并充分排气后，才可进行耐压试验， 750kV 充油电力设备的静置时间应不小于 96h；c） 进行耐压等绝缘试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开单独试验（ GIS 除外）；d） 试验时应注意
11、环境温度、 湿度的影响，对变压器、 电抗器等油浸设备应以被试设备上层油温为测试温度。 本标准中规定的常温范围为 10 40 ；e） 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线；f） 进行多绕组设备外施电压绝缘试验时，非被试绕组应接地；g） 进口设备的交接试验，应按合同规定的标准执行，在签订设备合同时，相同试验项目的试验标准，不得低于本标准的规定。6 电力变压器6.1 交接试验项目交接试验项目如下：a） 整体密封检查；b） 测量绕组连同套管的直流电阻；c） 测量绕组电压比；d） 检查三相变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；e） 测量绕组连同套管的绝缘电阻、 吸收比和极化指数；f） 测量绕组
12、连同套管的介质损耗角正切值 tan和电容量；g） 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；h） 测量铁心与夹件的绝缘电阻；i） 套管的试验；j） 套管式电流互感器的试验；k） 绝缘油试验；l） 油中溶解气体色谱分析；m） 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；n） 低压绕组的交流耐压试验；o） 中性点的交流耐压试验；p） 绕组的频率响应特性试验；q） 低电压下的短路阻抗测试；r） 测量噪声。6.2 整体密封检查变压器的本体及储油柜应能承受在最高油面上施加 30kPa 的静压力 ,试验时间持续 24h,不得有渗漏及损伤。6.3 测量绕组连同套管的直流电阻试验要求及判断标准如下：a） 应在变压器各
13、绕组的各分接位置进行测量；b） 各相绕组相互间的差别不大于 2%，相互间的差别指任意两绕组之差，除以两者中的小者，再乘以 100%得到的结果；c） 与相同温度下产品相同部位例行试验值比较，相应变化不应大于 2%；d） 无励磁调压变压器直流电阻应在分接开关锁定后测量；e） 测量温度以顶层油温为准，不同温度下的换算公式见公式（ 1）：Q / GDW 1157 2013422 11T tR RT t （ 1）式中：1R 温度1t 时的电阻值；2R 温度2t 时的电阻值；T 电阻温度常数，铜导线为 235。6.4 测量绕组电压比试验要求及判断标准如下：a） 各相应分接的电压比顺序应符合铭牌给出的电压比
14、的规律；b） 额定分接电压比的允许偏差为 0.5%，其他分接电压比的允许偏差为 1%。6.5 检查三相变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性三相变压器的三相接线组别或单相变压器引出线的极性应与变压器铭牌的标记和油箱上的符号相符。6.6 测量绕组连同套管的绝缘电阻、 吸收比和极化指数试验要求及判断标准如下：a） 使用 5000V 绝缘电阻表测量；b） 绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；c） 吸收比不应低于 1.3，或极化指数不低于 1.5，且与例行试验值比较应无明显差异；d） 测量前应清除套管表面的脏污，被试绕组应充分放电；e） 测量宜在常温下进行 ,测量温度以顶层油温为准，当测量温
15、度与例行试验时的温度不同时，换算到相同温度的绝缘电阻进行比较，吸收比和极化指数不进行温度换算。 绝缘电阻换算公式如下： 1 2102 11.5t tR R （ 2）式中：1R 温度1t 时的电阻值；2R 温度2t 时的电阻值。6.7 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan和电容量试验要求及判断标准如下：a） 测量时，非被试绕组短路接地，被试绕组短路接测试仪器，试验电压为 10kV 交流电压；b） 与例行试验相同温度下测得的介质损耗角正切值 tan，与例行试验值比较应无明显差异；c） 电容量与例行试验值比较应无明显差异；d） 试验时应考虑温度的影响。6.8 测量绕组连同套管的直流泄漏电流试验
16、要求及判断标准如下：a） 测量时非被试绕组短路接地，被试绕组短路施加直流试验电压；b） 直流试验电压应符合表 1 的规定，施加直流试验电压时间 1min 时，在高压侧读取泄漏电流，泄漏电流不宜超过表 2 的规定值；c） 试验时，试验电压可分为四次逐级升压，每次升压待微安表指示稳定后再读取泄漏电流值。表 1 油浸变式变压器直流泄漏试验电压标准表Q/GDW 1157 20135绕组电压等级kV18 35 63 330 750直流试验电压kV20 40 60表 2 浸变式变压器绕组不同温度下直流泄漏电流参考值 单位为 A绕组电压等级kV10 20 30 40 50 60 70 8018 35 33
17、50 74 111 167 250 400 57063 330 33 50 74 111 167 250 400 570750 20 30 45 67 100 150 235 3306.9 测量铁心与夹件的绝缘电阻试验要求及判断标准如下：a） 使用 2500V 绝缘电阻表测量，持续时间 1min，应无闪络及击穿现象；b） 应测量铁心对油箱的绝缘电阻，绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；c） 应测量夹件对油箱的绝缘电阻、 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值比较应无明显差异。6.10 套管的试验按照本标准第 16 章套管部分的规定进行。6.11 套管式电流互感器的试验按照本
18、标准第 10 章套管式电流互感器部分的规定进行。6.12 绝缘油试验按照本标准第 19 章绝缘油部分的规定进行。6.13 油中溶解气体色谱分析试验要求及判断标准如下：a） 应在变压器注油前、 注油后 24h、 外施交流耐压试验和局部放电试验后，冲击合闸后及额定电压运行 24h 后，各进行一次油中溶解气体的色谱分析；b） 试验按 GB/T 7252 2011 的规定进行；c） 油中溶解气体含量应符合下列要求：总烃 20 L/L， H2 10 L/L， C2H2=0；d） 各次测试的数据应无明显差别，若气体组合含量有增长趋势时，可结合相对产气速率综合分析判断，必要时缩短色谱分析周期进行追踪分析。6
19、.14 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验试验要求及判断标准如下：a） 试验方法和判断方法，均按照 GB1094.3 中的有关规定进行；b） 试验电压值为：1 m1.66 3U U （ 3）2 m1.44 3U U （ 4）c） 施加电压按以下程序进行：1） 在不大于23U 的电压下接通电源；2） 上升到m1.1 3U ，保持 5min；Q / GDW 1157 201363） 上升到2U ，保持 5min；4） 上升到1U ，试验持续时间为 60s；5） 试验后立刻不间断地降低到2U ，并至少保持 60min，测量局部放电；6） 降低到m1.1 3U ，保持 5min；7） 当电压
20、降低到23U 以下时，方可断开电源。d） 局部放电的观察方法和评估原则如下所述：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，这种校准是用来对试验时的读数进行计量的。 在变压器任何一个指定端子上测得的视在电荷量，应是指最高的稳态重复脉冲并经合适的校准得出的，偶然出现的高幅值局部放电脉冲可以不计入。 在每隔任意时间的任何时间段中出现的连续放电电荷量，若不大于技术条件规定值，是可以接受的，只要此局部放电不出现稳定的增长趋势，当局部放电测量过程中出现异常放电脉冲时，增
21、加局部放电超声监测，并进行综合判断；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2U 及由2U 下降的过程中，应记录任何可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压，应在m1.1 3U 下测量局部放电视在电荷量；5） 在电压2U 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；6） 在电压1U 期间应读取并记录一个读数，对该阶段不规定其视在电荷量；7） 在电压2U 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。e） 试验过程如果满足下列要求，则试验合格；1） 试验电压不产生突然下降；2） 在2U 的长时试验期间，
22、750kV 端子局部放电量的连续水平应不大于 100pC， 220 330kV端子的局部放电量的连续水平应不大于 200pC， 63kV 端子的局部放电量的连续水平应不大于 300pC；3） 在2U 下，局部放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值脉冲以及明显的外部电晕放电脉冲可以不计入。6.15 低压绕组的交流耐压试验试验要求及判断标准如下：a） 试验电压为例行试验电压值的 80%，试验电压频率为 45Hz 65Hz；b） 试验时，低压绕组短接加压，其他绕组及铁心可靠接地。6.16 中性点的交流耐压试验试验要求及判断标准如下：a） 试验电压为例行试验电压值的 80%，试验电压频率为 45
23、 65Hz；b） 试验时，中性点连接绕组短接加压，其他绕组及铁心可靠接地。6.17 绕组的频率响应特性试验试验要求及判断标准如下：a） 应对变压器各绕组分别进行频率响应特性试验；b） 同一组变压器各相对应绕组的频响特性曲线应基本相同，并且与例行试验结果比较应无明显差异。6.18 低电压下的短路阻抗测试试验要求及判断标准如下：Q/GDW 1157 20137a） 应在低压绕组短路的情况下，分别从高压绕组或中压绕组加电压进行测量；b） 与例行试验比较，各绕组在相同试验条件下的测试值应无明显差异。6.19 测量噪声试验要求及判断标准如下：a） 变压器在满载运行并开启所需的冷却装置情况下，距变压器轮廓
24、线 2m 处的噪声值应符合技术协议；b） 测量方法和要求按照 GB1094.10 的规定进行，测点不少于 10 个。7 并联电抗器7.1 交接试验项目交接试验项目如下：a） 整体密封检查；b） 测量绕组连同套管的直流电阻；c） 测量绕组连同套管的绝缘电阻、 吸收比和极化指数；d） 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan和电容量；e） 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；f） 测量铁心与夹件的绝缘电阻；g） 套管的试验；h） 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；i） 绝缘油的试验；j） 套管式电流互感器的试验；k） 油中溶解气体色谱分析；l） 绕组中性点连同套管的交流耐压试验；m） 测
25、量噪声；n） 测量油箱的振动；o） 测量油箱表面的温度分布及引线接头的温度。7.2 整体密封检查电抗器的本体及储油柜应能承受在最高油面上施加 30kPa 的静压力 ,试验时间持续 24h,不得有渗漏及损伤。7.3 测量绕组连同套管的直流电阻试验要求及判断标准如下：a） 各相绕组相互间的差别不大于 2%，相互间的差别指任意两绕组之差，除以两者中的小者，再乘以 100%得到的结果；b） 与相同温度下产品相同部位例行试验值比较，相应变化不应大于 2%；c） 测量温度以顶层油温为准，不同温度下的换算参照本标准 6.3 的规定。7.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、 吸收比和极化指数试验要求及判断标准如下
26、：a） 使用 5000V 绝缘电阻表测量；b） 绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；c） 吸收比不应低于 1.3，或极化指数不低于 1.5，且与例行试验值比较应无明显差异；d） 测量前应清除套管表面的脏污，被试绕组应充分放电；Q / GDW 1157 20138e） 测量宜在常温下进行 ,测量温度以顶层油温为准，当测量温度与例行试验时的温度不同时，按照本标准 6.6 的规定换算到相同温度进行比较，吸收比和极化指数不进行温度换算。7.5 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 和电容量试验要求及判断标准如下：a） 测量时，非被试绕组短路接地，被试绕组短路接测试仪器，试验电压为 10kV
27、交流电压；b） 与例行试验相同温度下测得的介质损耗角正切值 tan，与例行试验值比较应无明显差异；c） 电容量与例行试验值比较应无明显差异；d） 试验时应考虑温度的影响。7.6 测量绕组连同套管的直流泄漏电流试验要求及判断标准如下：a） 直流试验电压为 60kV；b） 施加直流试验电压达 1min 时，在高压侧读取泄漏电流，不同温度下泄漏电流不宜超过表 3 的规定值；c） 试验时，试验电压可分为四次逐级升压，每次升压待微安表指示稳定后再读取泄漏电流值。表 3 750kV 并联电抗器不同温度下直流泄漏电流参考值绕组温度10 20 30 40 50 60 70 80泄漏电流 A20 30 45 6
28、7 100 150 235 3307.7 测量铁心与夹件的绝缘电阻试验要求及判断标准如下：a） 使用 2500V 绝缘电阻表测量，持续时间 1min，应无闪络及击穿现象；b） 应测量铁心对油箱的绝缘电阻，绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；c） 应测量夹件对油箱的绝缘电阻、 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值比较应无明显差异。7.8 套管的试验按照本标准第 16 章的规定进行。7.9 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验试验要求及判断标准如下：a） 在确有必要并且现场具备条件的情况下，可进行绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；b） 试验加压程序参照本标
29、准 6.14 的规定， 750kV 端子视在局部放电量应不大于 500pC。7.10 绝缘油的试验按照本标准第 19 章绝缘油部分的规定进行。7.11 套管式电流互感器的试验按照本标准第 10 章套管式电流互感器部分的规定进行。7.12 油中溶解气体色谱分析试验要求及判断标准如下：a） 应在注油前、 注油后 24h、 交流耐压试验后，冲击合闸后及额定电压运行 24h 后，各进行一次Q/GDW 1157 20139油中溶解气体的色谱分析；b） 试验按 GB/T 7252 2011 标准中的有关规定进行；c） 油中溶解气体含量应符合下列要求：总烃 20 L/L， H2 10 L/L， C2H2=0
30、；d） 各次测试的数据应无明显差别，若气体组合含量有增长趋势时，可结合相对产气速率综合分析判断，必要时缩短色谱分析周期进行追踪分析。7.13 绕组中性点连同套管的交流耐压试验试验要求及判断标准如下：a） 试验电压为绕组末端例行试验电压值的 80%，试验电压频率为 45 65Hz；b） 试验时，绕组首末端短接对油箱施加交流试验电压。7.14 测量噪声试验要求及判断标准如下：a） 电抗器在额定电压和额定频率下运行，距轮廓线 2m 处的噪声值应符合技术协议；b） 测量方法和要求按照 GB1094.10 的规定进行，测点不少于 10 个。7.15 测量油箱的振动试验要求及判断标准如下：a） 在电抗器额
31、定电压下，油箱振动波峰的最大值应不超过 100 m；b） 测量方法和要求按 GB/T1094.6 2011 的有关规定进行。7.16 测量油箱表面的温度分布及引线接头的温度试验要求及判断标准如下：a） 使用红外测温仪进行油箱温度分布及引线接头温度测量；b） 应在电抗器额定电压和额定频率下进行测量；c） 电抗器油箱表面局部热点的温升应不超过 80K ；d） 引线接头不应有过热现象。8 可控并联电抗器8.1 交接试验项目交接试验项目如下：a） 整体密封检查；b） 测量绕组连同套管的直流电阻；c） 测量绕组电压比；d） 测量绕组连同套管的绝缘电阻、 吸收比和极化指数；e） 测量绕组连同套管的介质损耗
32、角正切值 tan和电容量；f） 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；g） 测量铁心与夹件的绝缘电阻；h） 套管的试验；i） 套管电流互感器的试验；j） 绝缘油试验；k） 油中溶解气体色谱分析；l） 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；m） 低压绕组的交流耐压试验；n） 中性点的交流耐压试验；o） 绕组的频率响应特性试验；Q / GDW 1157 201310p） 低电压下的短路阻抗测试；q） 测量噪声；r） 测量油箱的振动；s） 测量油箱表面的温度分布及引线接头的温度；t） 低压及控制回路的试验。8.2 整体密封检查电抗器的本体及储油柜应能承受在最高油面上施加 30kPa 的静压力 ,试
33、验时间持续 24h,不得有渗漏及损伤。8.3 测量绕组连同套管的直流电阻试验要求及判断标准如下：a） 各相绕组相互间的差别不大于 2%，相互间的差别指任意两绕组之差，除以两者中的小者，再乘以 100%得到的结果；b） 与相同温度下产品相同部位例行试验值比较，相应变化不应大于 2%；c） 测量温度以顶层油温为准，不同温度下的换算参照本标准 6.3 的规定。8.4 测量绕组电压比试验要求及判断标准如下：a） 各相应分接的电压比顺序应符合铭牌给出的电压比的规律，与铭牌参数比较应无明显差别；b） 额定分接电压比的运行偏差为 0.5%，其他分接电压比的允许偏差为 1%。8.5 测量绕组连同套管的绝缘电阻
34、、 吸收比和极化指数试验要求及判断标准如下：a） 使用 5000V 绝缘电阻表测量；b） 绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；c） 吸收比不应低于 1.3，或极化指数不低于 1.5，且与例行试验值比较应无明显差异；d） 测量前应清除套管表面的脏污，被试绕组应充分放电；e） 测量宜在常温下进行，当测量温度与例行试验时的温度不同时，按照本标准 6.6 的规定换算到相同温度进行比较，吸收比和极化指数不进行温度换算。8.6 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 和电容量试验要求及判断标准如下：a） 测量时，非被试绕组短路接地，被试绕组短路接测试仪器，试验电压为 10kV 交流电压；b） 与例
35、行试验相同温度下测得的介质损耗角正切值 tan，与例行试验值比较应无明显差异；c） 电容量与例行试验值比较应无明显差异；d） 试验时应考虑温度的影响。8.7 测量绕组连同套管的直流泄漏电流试验要求及判断标准如下：a） 测量时非被试绕组短路接地，被试绕组短路施加直流试验电压；b） 直流试验电压应符合表 1 的规定，施加直流试验电压达 1min 时，在高压侧读取泄漏电流，泄漏电流不宜超过表 2 的规定值；c） 试验时，试验电压可分为四次逐级升压，每次升压待微安表指示稳定后再读取泄漏电流值。8.8 测量铁心与夹件的绝缘电阻试验要求及判断标准如下：a） 使用 2500V 绝缘电阻表测量，持续时间 1m
36、in，应无闪络及击穿现象；b） 应测量铁心对油箱的绝缘电阻，绝缘电阻值与例行试验值比较应无明显差异；Q/GDW 1157 201311c） 应测量夹件对油箱的绝缘电阻、 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值比较应无明显差异。8.9 套管的试验按照本标准第 16 章套管部分的规定进行。8.10 套管式电流互感器的试验按照本标准第 10 章套管式电流互感器部分的规定进行。8.11 绝缘油试验按照本标准第 19 章绝缘油部分的规定进行。8.12 油中溶解气体色谱分析试验要求及判断标准如下：a） 应在注油前、 注油后 24h、 交流耐压试验后，冲击合闸后及额定电压运行 24h 后，各
37、进行一次油中溶解气体的色谱分析；b） 试验按 GB/T 7252 2011 中的有关规定进行；c） 油中溶解气体含量应符合下列要求：总烃 20 L/L， H2 10 L/L， C2H2=0；d） 各次测试的数据应无明显差别，若气体组合含量有增长趋势时，可结合相对产气速率综合分析判断，必要时缩短色谱分析周期进行追踪分析。8.13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验试验要求及判断标准如下：a） 试验方法及程序参照本标准 6.14 的规定；b） 试验过程如果满足下列要求，则试验合格；1） 试验电压不产生突然下降；2） 在2U 的长时试验期间， 750kV 端子局部放电量的连续水平应不大于 100pC，低压端子的局部放电量的连续水平应不大于 300pC；3） 在2U
