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山西省电力公司电力设备交接和预防性试验规程(2006版)

来源：华佗小知识

（试行）

山西省电力公司 2006年8月

批准：燕福龙

审核：张强穆广祺杨杰

主要编写人员：韩俊玉梁育彬胡晓岑武兰民王仁义

王天正周国华

参加审稿人员：王维效毛晋生闫树玖余鹏刘文先赵雪松王维效秦旭岗杨卫东连建华李冰

电力设备交接和预防性试验规程

1 总则…………………………………………………………………1 2 旋转电机……………………………………………………………4 3 电力变压器及电抗器……………………………………………16 4 互感器……………………………………………………………25 5 开关设备…………………………………………………………33 6 套管………………………………………………………………43 7 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料…………44 8 电力电缆线路……………………………………………………47 9 电容器……………………………………………………………52 10 绝缘油和六氟化硫气体…………………………………………56 11 避雷器……………………………………………………………61 12 母线………………………………………………………………66 13 二次回路…………………………………………………………66 14 1kV及以下的配电装置和馈电线路……………………………67 15 1kV以上的架空电力线路………………………………………67 16 接地装置…………………………………………………………68 17 电除尘器…………………………………………………………71 18 红外检测…………………………………………………………74 19 其它……………………………………………………………76 附录A 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母

和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求………77 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准 …………………………79 附录C 污秽等级与对应附盐密度值 ………………………………80 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 …………81

附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法………………………82 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值…………………83 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准…………………85 附录H 电力变压器的交流试验电压 ………………………………86 附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值………………87 附录J 合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则……88 附录K 气体绝缘金属封闭开关设备老炼试验方法 ………………92 附录L 断路器回路电阻制造厂标准 ………………………………95 附加说明………………………………………………………………97

1 总则

1.1 电力设备的交接和预防性试验是检查、判别设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按DL／T 596—1996《电力设备预防性试验规程》及GB50150—1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合山西电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。

1.2 本规程所规定的各项试验要求，是电力设备性能技术监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的交接验收、运行维护和检修工作中必须坚持以预防为主，使其能长期安全、经济运行。

1.3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，参照运行条件及环境变化，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。

1.4 本规程规定了500kV及以下电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求，山西电网各发、供电和基建单位应遵照本规程开展交接和预防性试验工作。若遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时（如延长设备试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等)，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议，由本单位主管领导批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报山西省电力公司批准。

1.5 110kV以下的电力设备，应按本规程进行现场耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。

交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为lmin；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。

非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。

1 1.6 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。

1.7 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压：(1)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；(2)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。（3)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

1.8 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行绝缘试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

(1) 500kV设备静置时间大于72h； (2) 220kV设备静置时间大于48h； (3) 110kV及以下设备静置时间大于24h。

1.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80％。对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。

1.10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 1.11 有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试和在线监测。若证实该技术能达到停电试验效果，经相应主管领导批准，可适当延长试验周期或不进行停电试验。当带电测

试发现问题时应立即进行停电试验进一步核实。

1.12 预试周期长短应根据设备的具体情况加以选择，新投、重要、有缺陷及运行二十年以上的老旧设备试验周期应缩短，并采取辅助诊断措施。

1.13 对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。

1.14 试验后超过六个月未投入运行的设备，在投运前应按照本规程检查其绝缘性能。

1.15 参照标准

(1) GB 50150-1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；

(2) DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》； (3) 《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》； (4) 《山西省电力公司电力设备预防性试验规程》； (5) “国家电网生[2004]634号 ”《输变电设备技术标准》； (6) GB/Z 1801~180.3-2002《额定电压220kV(Um=252 kV)交联聚乙稀绝缘电力电缆及其附件》；山西省电力公司颁布的有关反事故措施和技术文件。

(7) GB/T 134-1996 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及绝缘选择标准》；

(8) DL/T 8-2004 《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》；

(9) “晋电生技字[2005]770号 ”《山西电网输变电设备现场污秽度测量导则》和《山西电网复合材料现场憎水性测量导则》；

(10) DL/T 627-2004《绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料》；

(11) DL/T 514-93《燃煤电厂电除尘器》；

(12) DL/T 804-2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》

3 2 旋转电机

2.1 同步发电机和调相机

2.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机和调相机的试验项目、周期和要求见表2—1，6000kW以下者可参照执行。

表2-1 同步发电机试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 定子1)交接时； 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试1)额定电压为1000V绕组的2)大修前、验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值低以上者，用2500V～绝缘电后；到历年正常值的1/3以下时，应查明原5000V兆欧表，量程一阻、吸3)小修时因。般不低于10000MΩ 收比或2)各相或各分支绝缘电阻的差值不2)水内冷定子绕组用极化指应大于最小值的100％。专用兆欧表，测量时发数 3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘电机引水管电阻在100k卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化Ω以上，汇水管对地绝指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸缘电阻在30kΩ以上。收比不应小于1.6或极化指数不应小于3)200MW及以上机2.0；水内冷定子绕组自行规定组推荐测量极化指数，当lmin的绝缘电阻在5000MΩ以上时，可不测极化指数 2 定子1)交接汽轮发电机各相或各分支的直流电1)在冷态下测量，绕绕组的时；阻值，在校正了由于引线长度不同而引组表面温度与周围空直流电2)大修起的误差后相互间差别以及与初次(出气温度之差不应大于阻时；厂或交接时)测量值比较.相差值不得大±3℃。 3)发电机于最小值的1.5％(水轮发电机为1％)2)汽轮发电机相间出口短路超出要求者，应查明原因 (或分支间)差别及其历后；年的相对变化大于1％4)小修时时应引起注意。 (200MW及3)电阻值超出要求以上国产汽时，可采用定子绕组通轮发电机入10％-20％额定电流组)； (直流)，用红外热像仪5)必要时查找。 4

续表序号项目周期要求说明 3 定子1)交接时； 1)试验电压如下： 1)应在停机后清除污绕组泄2)大修前、新装的；大修中全部更3.0Un 秽前热状态下进行。交漏电流后；换定子绕组并修好后接时或处于备用状态和直流3)小修时；运行机组重新安装时；2.5Un 时,可在冷状态下进行。耐压 4)更换绕局部更换定子绕组并修氢冷发电机应在充氢后组后好后氢纯度为96％以上或排运行20年2.5Un 氢后含氢量在3％以下及以下者时进行，严禁在置换过大运行20年2.5Un 程中进行试验。 2)试验电压按每级修以上与架空线0.5Un分阶段升高，每前路直接连接者运行20年以2.0～2.5Un 阶段停留1min。上不与架空线3)不符合要求2)、3)路直接连接者之一者，应尽可能找出小修时和大修后 2.5Un 原因并消除，但并非不2)在规定试验电压下，各相泄漏电流能运行。的差别不应大于最小值的50％；最大4)泄漏电流随电压不泄漏电流在20μA以下者，根据绝缘成比例显著增长时，应电阻值和交流耐压试验结果综合判断注意分析。为良好时，各相间差值可不考虑。 5)试验时，微安表应3)泄漏电流不应随时间延长而增大接在高压侧,并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于开启式水系统不大于5×102μS/m；对于的密闭循环水系统为1.5×102μS/m。 5 续表序号项目周期要求说明 4 定子1)交接时； 1)全部更换定子绕组并修好后的试1)应在停机后清除污绕组交2)大修前；验电压如下：秽前热状态下进行。交流耐压 3)更换绕容量(kw额定电压试验电压(V) 接时或备用状态时，可组后或kVA) Un(V) 在冷状态下进行。氢冷小于36以上 2Un+1000但发电机试验条件见本表10000 最低为1500 序号3说明1)。 6000以下 2.5Un 2)水内冷发电机一般10000及6000～应在通水的情况下进行以上 24000 2Un+1000 试验；进口机组按厂家24000以上按专门规定；水质要求同本表协议序号3说明5)。 2)交接时，交流耐压标准按上表值的3)有条件时，可采用80%。超低频(0.1Hz)耐压，试3)大修或局部更换定子绕组并修好验电压峰值为工频试验后试验电压为：电压峰值的1.2倍，持运行20年及以下者 1.5Un 续时间为1min。运行20年以上与架4)全部或局部更换定空线路直接连接者 1.5Un 子绕组的工艺过程中的运行20年以上不与试验电压按制造厂规定架空线路直接连接者 l.3～1.5Un 5 转子1)交接时； 1)绝缘电阻值在室温时—般不小于1)用1000V兆欧表测绕组的2)大修中0.5MΩ。量。水内冷发电机用绝缘电转子清扫2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室500V及以下兆欧表或阻前、后；温时一般不应小于5kΩ 其它测量仪器。 3)小修时 2)对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组尚未干燥，如果转子绕组的绝缘电阻在75℃时不小2kΩ,也可投入运行。 3)对于300MW及以上隐极式机组在10～30℃时转子绕组绝缘电阻值不应小于0.5MΩ 6

续表序号项目周期要求说明 6 转子1)交接时；与初次(交接或大修)所测结果比1)在冷态下进行测绕组的2)大修时较，其差别一般不超过2％。量。直流电2)显极式转子绕组还阻应对各磁极线圈间的连接点进行测量 7 转子1)显极式转试验电压如下： 1)隐极式转子拆卸套绕组交子交接时、大显极式和隐额定励磁电压在箍只修理端部绝缘时和流耐压修时和更换极式转子全部500V及以下者为交接时，可用2500兆欧绕组后；更换绕组并修10Un，但不低于表代替。 2)隐极式转好后，显极式转1500V；500V以上2)隐极式转子若在端子拆卸套箍子交接时者为2Un+4000V 部有铝鞍，则在拆卸套后，局部修理显极式转子槽内绝缘和5U箍后作绕组对铝鞍的耐n，但不低于大修时及局部1000V，不大于压试验。试验时将转子更换绕组后更换绕组并修2000V 绕组与轴连接，在铝鞍好后上加电压2000V。隐极式转子5U3)全部更换转子绕组工n，但不低于艺过程中的试验电压值局部修理槽内1000V，不大于按制造厂规定绝缘后及局部2000V 更换绕组并修好后 8 发电1)交接时；绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否1)小修时用l000V兆机和励2)大修时；则应查明原因并消除欧表。磁机的3)小修时 2）交接时、大修时用励磁回2500V兆欧表。路所连2)回路中有电子元器接的设件设备时，试验时应取备(不包出插件或将两端短接括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 9 发电1)交接时；试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测机和励2)大修时量绝缘电阻代替磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压 7 续表序号项目周期要求说明 10 定子1)交接时； 1)磁密在lT下齿的最高温升不大1)交接时，若厂家已铁芯试2)重新组装于25K，齿的最大温差不大于15K，进行过试验，且有试验验或更换、修理单位损耗不大于l.3倍参考值，在记录者，可不进行试验。硅钢片后； 1.4T下自行规定。 2）在磁密为1T下持3)必要时 2)单位损耗参考值见附录A。续试验时间为90min，3)对运行年久的电机自行规定在磁密为1.4T下持续时间为45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差。 3)可用红外热像仪测温 11 发电1)交接时； 1)汽轮发电机组的轴承不能低于安装前分别用1000V机和励2)大修时 0.5MΩ。兆欧表测量内端盖，密磁机轴2)立式水轮发电机组的推力轴承封瓦、端盖轴承等处的承的绝每一轴瓦不得低于l00MΩ；油槽充绝电阻缘电阻油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ。 3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于l00MΩ 12 灭磁1)交接时；与铭牌或最初测得的数据比较，其非线性电阻按厂家要电阻器2)大修时差别不应超过10％求 (或自同期电阻器)的直流电阻 13 灭磁开1)交接时；与初始值比较应无显著差别电阻值应分段测量关的并联2)大修时电阻 14 转子1)交接时；阻抗和功率损耗值自行规定，在相1)隐极式转子在膛外绕组的2)大修时同试验条件下，与历年数值比较，不或膛内以及不同转速下交流阻应有显著变化，相差10％应引起注意测量，显极式转对每一抗和功个磁极转子绕组测量。率损耗 2)每次试验应在相同条件相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定)。 3)本试验可用动态匝间短路监测法代替(波形法)。 4)交接时，超速试验前后进行测量 8

续表序号项目周期要求说明 15 检温计1)交接时； 1)绝缘电阻值自行规定。 1)用250V兆欧表。绝缘电阻2)大修时 2)检温计指示值误差不应超过制2)检温计除埋入式外和温度误造厂规定还包括引水管定子出水差温度计 16 定子必要时不大于10V 1)运行中测温元件电槽部线压升高、楷楔松动或防圈防晕晕层损坏时测量。层对地2)试验时对定子绕组电位施加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电压 3)有条件是可采用超声法或紫外成像法探测槽内放电 17 定子1)交接时； 1)新机交接时，绕组端部整体模态1)应结合历次测量结绕组端2)大修时；频率在94～115Hz范围之内为不合果进行综合分析部动态3)必要时格。 2)200MW及以上汽特性 2)已运行的发电机，绕组端部整体轮发电机应进行试验，模态频率在94～ll5Hz范围之内且振其他机组；不作规定型为椭圆为不合格。 3)已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94～115Hz范围之内，振型不是椭圆，应结合发电机历史情况综合分析。 4)线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94～115Hz范围之内为不合格 18 定子1)交接时； 1)直流试验电压值为Un 1)200MW及以上国产绕组端2)大修时；2)测试结果一般不大于下表值水氢氢汽轮发电机应进部手包3)必要时行试验，其他机组不作绝缘表规定。面对地2)定子端部表面极电位端脏污时(如事故后等)可采用测量局部泄漏电流的方法来试验， 9 续表序号项目周期要求说明 18 定子不同Uo下之标准规定如下：表中表绕组端机组状态测量限值(kV) 部手包部位绝缘表15.75 18 20 面电位法中限值为1、2、3kV，则局部泄漏电流面对地交手包绝缘法相应电流限值为10、电位接引线接头及时汽机侧隔相1.0 1.2 1.3 20、30μA，其余依此或接头类推。现端部接3)使用内阻为100M场头(包括引Ω的专用测量杆测量处水管锥体理绝缘)及过1.5 1.7 1.9 绝渡引线并缘联块后手包绝缘引线接头及汽机侧隔相2.0 2.3 2.5 大接头修端部接头时 (包括引水管体绝缘)3.0 3.5 3.8 及过渡引线并联块 19 轴电 1)交接时； 1)在汽轮发电机的轴承油膜被短路1)测量时采用高内阻压 2)大修后；时，转子两端轴上的电压一般应等于轴(不小于100kΩ／V)的 3)必要时承与机座间的电压。交流电压表。 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小2)对于端盖式轴承可于10V。测轴对地电压。 3)水轮发电机不作规定 3)有条件时应测量轴电流，符合厂家要求 20 定子必要时见附录A 1)累计运行时间20年绕组绝以上且运行或预防性试缘老化鉴定验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其他机组不作规定。 2)新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值 21 空载1)交接时； 1)与制造厂(或以前测得的)数据比1) 交接时有出厂数特性曲2）大修后；较，应在测量误差的范围以内。据时只做带变压器的空线 3)更换绕2)在额定转速下的定子电压最高试载特性曲线试验；若无组后验值：出厂数据时应分别做带 a)水轮发电机为1.5Un(以不超过额定与不带变压器的空载特励磁电流为限)；性曲线试验。 b)汽轮发电机为1.3Un 2)大修时一般可以仅 (带变压器时为1.1Un)。做带变压器的试验 3)对于有匝间绝缘的发电机最高电压下持续时间为5min 10

续表序号项目周期要求说明 22 三相1)交接时；与制造厂数据比较，其差别交接时有出厂数据时稳定短2)必要时应在测量误差的范围以内只做带变压器的短路特路特性性曲线试验；若无出厂曲线数据时应分别做带与不带变压器的空载特性曲线试验 23 发电机1)交接时；时间常数与出厂或更换前比较，应定子开路2)更换灭磁无明显差异时的灭磁开关后时间常数 24 次瞬态交接时电抗值不作规定已有厂家型式试验数电抗和负据时，可不进行序电抗 25 测量交接时残压值不作规定(一般在200V以自动灭下) 磁装置分闸后的定子残压 26 检查相1)交接时；应与电网的相序一致序 2)改动接线后 27 温升 1)第一次大应符合制造厂规定如对埋人式温度计测修前；量值有怀疑时，应用带2)定子或转电测平均温度的方法进子绕组更换行校核后、冷却系统改进后； 3)必要时 28 发电机1)交接时；符合制造厂规定转子通风2)大修时；道风速试3)必要时验 29 发电机定子1)交接时；符合制造厂规定绕组分2)大修时；路水流3)必要时量试验 2.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定。发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：

11 (1) 分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。 (2) 在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数，下同)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组不是40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式为

Rc=KtRt

式中 Rc——换算至75℃或40℃时的绝缘电阻值，MΩ； Rt——试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ； Kt——绝缘电阻温度换算因数。绝缘电阻温度换算因数(Kt)按下列公式计算

Kt=10

α(t-t1)

式中 t——试验时的温度，℃；

t1——换算温度值(75℃、40℃或其他温度)，℃；

α——温度系数，℃-l，此值与绝缘材料的类别有关，对于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030。

2.2 直流电机

直流电机的试验项目、周期和要求见表2-2所示。

表2-2 直流电机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组的1)交接时；绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1)用1000V兆欧表。绝缘电阻 2)大修时； 2)对励磁机应测量电3)小修时；枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 2 绕组的1)交接时； 1)与制造厂试验数据或以前测得直流电阻 2)大修时值比较，相差一般不大于2％；补偿绕组自行规定。 2)100kW以下的电机自行规定 12

续表序号项目周期要求说明 3 电枢1)交接时；相互间的差值不应超过最小值的1)由于均压线产生绕组片2)大修时 10％的有规律变化，应与各间的直相应的片间进行比较。流电阻 2)对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量。 3)交接时6000kW以上发电机及调相机的励磁机进行测量 4 绕组1)交接时；磁场绕组对机壳和电枢对轴的试l00kW以下直流电的交流2)大修时验电压：机可用2500V兆欧表耐压 1)交接时为0.75(2Un+1000)V，但测绝缘电阻代替。不小于1200V； 2)大修时为1000V。 5 磁场1)交接时；与铭牌数据或最初测量值比较相应在所有接头位置可变电2)大修时差不应大于10％。测量，电阻值变化应有阻器的规律性。直流电阻 6 励磁回1)交接时；一般不低于0.5MΩ 用1000V兆欧表路所有连2)大修时接设备的绝缘电阻 7 碳刷中1)交接时；核对位置是否正确，应满足良好必要时可做无火花心位置 2)大修时换向要求换向试验 8 绕组的1)交接时；极性和连接均应正确极性及其2)接线变连接动时 9 直流1)交接时；与制造厂试验数据比较，应在测1)空载特性：测录到发电机2)更换绕量误差范围内最大励磁电压值为止。的特性组后 2)励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 10 直流1)交接时； 1)转动正常空转检查的时间一电动机2)更换绕后 2)调速范围合乎要求般不小于1小时的空转检查 2.3 中频发电机

中频发电机的试验项目、周期和要求见表2-3所示。

13 表2-3 中频发电机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组的1)交接绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1000V以下的中频发电绝缘电阻时；机使用1000V兆欧表；2)大修1000V及以上者使用时； 2500V兆欧表 3)小修时 2 绕组的1)交接1)各相绕组直流电阻值相互差别直流电阻时；不超过最小值的2％。 2)大修时 2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 3 绕组的1)交接试验电压为出厂试验电压值的副励磁机的交流耐压试交流耐压时； 75％验可用1000V兆欧表测量2)大修时绝缘电阻代替 4 可变电1)交接与制造厂数值或最初测得值比较1000V及以上中频发电阻器或起时；相差不得超过10％机应在所有分接头上测量动电阻器2)大修时的直流电阻 5 空载特1)交接与制造厂出厂值比较应无明显差性曲线时；别 2)大修时 6 检查相序交接时应符合运行要求 2.4 交流电动机

交流电动机的试验、试验周期和要求见表2-4所示。

表2-4 交流电动机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组的1)交接1)绝缘电阻值： 1)500kW及以上的电动绝缘电时； a)额定电压3000V以下者，在室温机，应测量吸收比(或极化阻、吸收2)大修下不应低于0.5MΩ；指数)。比或极化时； b)额定电压3000V及以上者，交流2)3kV以下的电动机使指数 3)小修时耐压前，定于绕组在接近运行温度时用1000V兆欧表，3kV及的绝缘电阻值不应低于1MΩ/kV，投以上的电动机使用2500V运前室温下(包括电缆)不应低于1M兆欧表。 Ω/kV； 3)小修时定子绕组可与c)转子绕组不应低于0.5MΩ。其所连接的电缆一起测2)吸收比或极化指数自行规定量，转子绕组可与起动设备一起测量。 4)有条件时应分相测量。 5)加装变频器的电动机测量前应与变频器隔离 14

续表序号项目周期要求说明 2 绕组1)交接时； 1)3kV及以上或lOOkW及以上的的直流2)大修时；电动机各相绕相直流电阻值的相互电阻 3)一年差值不应超过最小值的2％；中性点(3kV及以上未引出者，可测量线间电阻，相互或l00kW及差值不应超过最小值的1％。以上) 2)其余电动机自行规定。 3)应注意相互间差别的历年相对变化 3 定于1)交接时； 1)3kV及以上或500kW及以上的有条件时应分相进绕组泄2)大修时；电动机应进行试验，其他电动机自行试验漏电流3)更换绕行规定。和直流组后 2)交接时、全部更换绕组时试验电压为耐压 3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un 3)泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100％，20uA以下者不作规定 4 定子1)交接时； 1)全部更换绕组后试验电压为1)低压和l00kW以下绕组交2)大修时； (2Un+1000)V，但不低于1500V。电动机交流耐压试验流耐压 3)更换绕组2)交接时试验电压0.75(2Un十可用2500V兆欧表测绝后 1000)V。缘电阻代替。 3)大修时或局部更换定子绕组后，2)更换定子绕组时工试验电压为1.5Un，但不低于1000V 艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 5 绕线1)交接时；试验电压如下： 1)绕线式电动机已改式电动2)大修时；不可逆式可逆式为直接起动者可不做机转子3)更换绕组全部更换交流耐压。绕组的后转子绕组2Uk+1000 4Uk+1000 2)Uk为转子静止时，交流耐后(V) 在定子绕组上加额定压交接时(V) 0.75(2Uk+l000) 0.75(4Uk+1000) 电压于滑环上测得的大修时或电压。局部更换1.5Uk，但不3.0Uk，但不小3)交接时，3000V及定子绕组小于1000 于2000 以上电动机进行试验后(V) 6 同步1)交接时；交接时试验电压为出厂值的0.75用2500V兆欧表测绝电动机2)大修时倍，且不应低于1200V；大修时为缘电阻代替转子绕1000V 组交流耐压 15 续表序号项目周期要求说明 7 可变电阻1)交接时；与制造厂数值或最初测得结3000V及以上的电动机应在或起动电阻2)大修时果相比较，相差不应超过10％所有分头上测量器的直流电阻 8 可变电阻1)交接与回路一起测量时，绝缘电用2500V兆欧表器与同步电时；阻值不应低于0.5 MΩ 阻器的绝缘2)大修时电阻 9 同步电动1)交接绝缘电阻不应低于0.5MΩ 1)在安装完毕后测机及其励磁时；量。机轴承的绝2)大修时 2)用1000V兆欧表缘电阻 10 转子金属1)交接绝缘电阻不应低于0.5 MΩ 用2500V兆欧表绑线的绝缘时；电阻 2)大修时 11 定子绕组1)交接定子绕组的极性与连接应1)对双绕组的电动机，应的极性时；正确检查两分支间连接的正确2)接线变性。动时 2)中性点无引出者可不检查极性 12 空载电流1)交接1)转动应正常，空载电流自1)空转检查时间一般不小和空载损耗时；行规定。于1h。 2)必要时 2)额定电压下空载损耗值不2)测定空载电流仅在对电得大于历次值的150％动机有怀疑时进行。 3)3000V以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 13 定子铁芯1)交接参照表2-1中序号10 1)3kV或500kW及以上电试验时；动机应做此项试验。 2)全部更2)如果电动机定子铁芯没换绕组时有局部缺陷，只为检查整体或更换铁叠片状况，可仅测量空载损芯后耗值 3)必要时

3 电力变压器及电抗器

3.1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器

35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和要求见表3-1。

表3-1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 油中溶解1)交接时； 1)新装变压器油中任一项溶1)总烃包括：CH4、C2H6、气体色谱分2)大修后；解气体含量不得超过下列数C2H4和C2H2四种气体。析 3)运行中：值：总烃20μl/l；H230μl/l；2)溶解气体组分含量有增a)500kV变C2H2不应含有。长趋势时，可结合产气速率判压器、电抗器2)大修后变压器油中任一项断，必要时缩短周期进行追踪3个月1次；溶解气体含量不得超过下列数分析。对新装、大值：总烃50μl/l；H2 50μl/l；3)总烃含量低的设备不宜修、更换绕组C2H2痕量。采用相对产气速率进行分析后增加第1、3)对110kV及以上变压器的判断。 7、15、30天。油中一旦出现C2H2，即应缩短4)超过3个月未运行的变压b)220kV变检测周期，跟踪变化趋势。器、电抗器在投运前应进行色压器和发电4)运行设备的油中任一项溶谱取样分析。厂120MVA解气体含量超过下列数值时应5)从实际带电之日起，即纳及以上的变引起注意：总烃150μl/l；H2150入监测范围。压器3～6个μl/l;C2H25.0μl/l(500kV设备6)封闭式电缆出线和GIS月1次；对新为1.0μl/l)。出线的变压器电缆侧和GIS装、大修、更5)烃类气体总和的产气速率侧绕组，当无法进行定期试验换绕组后增在0.25ml／h(开放式)和时，应缩短油中溶解气体色谱加第7、15、0.5ml/h(密封式)，相对产气速分析检测周期，500kV变压器30天。率大于10％/月，则认为设备有不应超过2个月，220kV变压c)110kV变异常。器不应超过3个月，110kV变压器和发电6)500kV电抗器当出现少量压器不应超过6个月。厂120MVA(小于5.0μl/l)C2H2时也应引起7)装有色谱在线监测装置以下变压器注意；如气体分析虽已出现异的变压器在运行中可适当调在新装、大常，但判断不至于危及绕组和整色谱取样检测周期。修、更换绕组铁芯安全时，可在超过注意值8)对于薄绝缘、铝线圈、运后30天和较大的情况下运行行20年以上的老旧变压器或180天内各做单主变的变压器发生中低压1次，以后1侧近区短路时，应及时进行色年1次。谱分析 d)35kV变压器1~2年1次。 e)必要时 2 绕组直流1)交接时； 1)1.6MVA以上变压器，各相1)如电阻相间差在出厂时电阻 2)1～3年；绕组电阻相互间的差别，不应已超过规定，制造厂已说明了3)大修后；大于三相平均值的2％；无中产生这种偏差的原因，按要求4)无励磁性点引出的绕组，线间差别不3)项执行。调压变压器应大于三相平均值的1％。 2)不同温度下的电阻值按变换分接位2)1.6MVA及以下变压器，相下式换算：置；间差别一般不应大于三相平均R2=R1(T+t2)/(T+t1)式中：Rl，值的4％；线间差别一般不应R2分别为在温度t1、t2下的电大于三相平均值的2％。阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 17 续表序号项目周期要求说明 2 绕组直流5)有载调3)与以前相同部位、相同温3)无励磁调压变压器投入电阻压变压器的度下的历次结果相比，不应有运行时，应在所选分接位置锁分接开关检明显差别，其差别不应大于2％，定后测量直流电阻。修后(在所有当超过1％时应引起注意。 4)有载调压变压器定期试分接)； 4)电抗器参照执行验中，可在经常运行的分接上6)必要时下几个分接处测量直流电阻。 5)运行中变压器，封闭式电缆出线和GIS出线侧的绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期(按照序号1中说明7)执行)。 3 绕组绝缘1)交接时； 1)交接时，绝缘电阻不低于1)采用2500V或5000V兆电阻、吸收2)1—3年；出厂值的70％。欧表。比或极化指3)大修后； 2)运行中，绝缘电阻与历次2)测量前被试绕组应充分数 4)必要时试验结果相比应无明显变化。放电。 3)在10～30℃范围内，吸收3)测量温度以顶层油温为比一般不低于1.3；极化指数不准，尽量在相近的温度下试低于1.5。验。 4)变压器绝缘电阻大于4)尽量在油温低于50℃时10000MΩ时，吸收比和极化指试验。数可仅作为参考。 5)不同温度的绝缘电阻值一般可按下式换算 R=R（－21×1.5t1t2)/10 6)吸收比和极化指数不进行温度换算。 7)220kV及以上变压器应测量极化指数。 8)运行中变压器，电缆出线和GIS出线侧绕组绝缘电阻在中性点套管处测量。其绝缘电阻值仅作为参考。 4 绕组连同1)交接时； 1)20℃时的tanδ不大于下列1)非被试绕组端子应短路套管的tanδ 2)对220kV数值：接地，被试绕组端子应短路。及以上者l-3 500kV 0.6％ 2)同一变压器各绕组的tanδ年，其余自行 110-220kV 0.8％要求值相同。规定； 35kV 1.5％ 3)测量温度以顶层油温为3)大修后； 2)tanδ值与历年的数值比较准，尽量在相近的温度下试4)必要时不应有明显变化(变化量一般验。不大于30％)。 4)尽量在油温低于50℃时3)试验电压如下：试验。 a)绕组电压l0kV及以上：5)运行中的变压器，封闭式l0kV；电缆出线和GIS出线的只测b)绕组电压l0kV以下：Un 量非电缆和GIS出线侧绕组的tanδ 18

续表序号项目周期要求说明 5 电容型套1)交接时；见第6章 1)用正接法测量。管的tanδ和2)大修时；2)测量时记录环境温度和电容值 3)1-3年；设备的顶层油温。 4)必要时 3)运行中变压器，封闭式电缆和GIS出线的只测量有末屏引出的套管 6 绝缘油试验见第10章 7 交流耐压1)交接时；油浸设备试验电压值按附1)宜用变频感应法。试验 2)大修后；录G 2)35kV全绝缘变压器，现3)更换绕组场条件不具备时，可只进行后；外施工频耐压试验。 4)必要时 3)电抗器进行外施耐压试验。 4)35kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验。 5)110kV及以上变压器在更换绕组后应进行交流耐压试验 8 铁芯(有外1)交接时； 1)与历次试验结果相比无明1)一般用2500V兆欧表。引接地线的)2)1-3年；显差别。 2)夹件有单独外引接地线绝缘电阻 3)大修后； 2)运行中铁芯接地电流一般的应分别测量 4)必要时不大于0.1A 9 穿芯螺栓、1)交接时； 220kV及以上的绝缘电阻一1)一般用2500V兆欧表。夹件、绑扎钢2)大修时；般不低于500MΩ； 2)连接片不能拆开者可不带、铁芯、线3)必要时其它变压器一般不低于10MΩ 测量圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 绕组泄漏1)交接时； 1)试验电压如下： 1)读取lmin时的泄漏电流电流 2)大修后；绕组额 3)1-3年；定电压3 6- 20- 110- 值。 500 4)必要时 (kV) 10 35 220 2)泄漏电流参考值参见附录I的规定直流试验电压 3)运行中变压器，电缆出线(kV) 5 10 20 40 60 和GIS出线侧绕组的泄漏电2)由泄漏电流换算成的绝缘流由中性点套管处测量。泄漏电流值仅作为参考电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下) 续表 19 序号项目周期要求说明 11 变压器绕1)交接时； 1)各相应分接的电压比顺序应与组电压比 2)更换绕组铭牌相同。后； 2)额定分接电压比允许偏差为±3)分接开关0.5％，其他分接的偏差应在变压器引线拆装后；阻抗值(％)的1/10以内，但不得超4)必要时过1％ 12 三相变压1)交接时； 1)必须与变压器的铭牌和出线端器的接线组2)更换绕组子标号相符。别或单相变后； 2)单相变压器组成的三相变压器压器的极性 3)必要时组应在连接完成后进行组别检查 13 变压器空1)拆装铁芯与原出厂试验值相比应无明显试验电源可用三相或载电流和空后变化单相，试验电压可用额定载损耗 2)更换绕组电压或较低电压值(如制后；造厂提供了较低电压下3)必要时的值，可在相同电压下进行比较) 14 变压器短1)更换绕组与出厂或大修后试验相比应无试验电源可用三相或路阻抗和负后；明显变化单相，试验电流可用额定载损耗 2)必要时电流或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较) 15 局部放电 1)交接时； 1)交接时：线端电压为1.5Um／1)试验方法应符合GB 2)大修后3时，放电量一般不大于100pC，1094.3—2003《电力变压(220kV及以自耦变压器中压绕组一般不大于器第三部分绝缘水平和上变压器)； 200pC；绝缘试验》的规定。 3)必要时 2)运行中：线端电压为1.5Um／2)大修更换绝缘部件3时，放电量一般不大于500pC；或部分线圈并经干燥处线端电压为1.3Um／量一般不大于300pC 3时，放电理后的变压器必须进行。 3)110kV变压器在对绝缘有怀疑时应进行局放试验 16 有载调压1)交接时； 1)交接时装置的试验2)运行中 2)运行中按DL／T574--1995《有和检查载分接开关运行维修导则》执行 17 测温装置1)交接时；密封良好，指示正确，测温电阻值测量绝缘电阻用及其二次回2)大修后；应和出厂值相符，在规定的周期内使2500V兆欧表路试验 3)1—3年用，绝缘电阻一般不低于1MΩ 18 气体继电1)交接时；整定值符合DL/T 540—1994测量绝缘电阻用器及其二次2)大修后；《QJ—25/50/80型气体继电器检验2500V兆欧表回路试验 3)1—3年规程》要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ 19 压力释放必要时动作值与铭牌值相差应不大于器试验 10％或符合制造厂规定 20 整体密封1)交接时；按《变压器检修工艺导则》的规定检查 2)大修后执行续表 20

序号项目周期要求说明 21 冷却装置1)交接时； 1)投运后，流向、温升和声响正常，测量绝缘电阻用及其二次回2)大修后；无渗漏。 2500V兆欧表路试验 3)1—3年 2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定。 3)绝缘电阻一般不低于lMΩ 22 套管电流1)交接时；按表4-1中电流互感器试验的有关互感器试验 2)大修后；条款进行 3)必要时 23 变压器全1)交接时； 1)新装和更换绕组后，冲击合闸51)在使用分接上进行。电压下冲击2)更换绕次，每次间隔5min。 2)由变压器高压侧加合闸组后 2)部分更换绕组后，冲击合闸3次，压。每次间隔5min 3)合闸前110kV及以上的变压器中性点接地。 4)发电机变压器组中间无断开点时，可不进行 24 油中糠醛1)交接时； 1)含量超过下表数值时，一般为非1)仅限于220kV及以含量 2)运行中5正常老化，需跟踪检测：上变压器；年(220kV及运行年 2)当油中气体总烃超以上) 限(年) 1-5 5-10 10-15 15-20 标，或CO、CO2过高时3)必要时糠醛量进行； (mg/l) 0.1 0.2 0.4 0.75 3)需了解绝缘老化情2)跟踪检测并注意增长率。况时进行； 3)测量值大于4mg／l时，认为绝4)长期过载运行后，缘老化已比较严重温升超标后进行 25 绝缘纸必要时当聚合度小于250时应引起注意试样可取引线上绝缘(板)聚合度纸、垫块、绝缘纸板等数克，运行年限超过20年，应利用吊罩的机会采样试验 26 绝缘纸必要时含水量(m／m)一般不大于以下按DL／T580--1995(板)含水量数值：500kV为1％；220kV为3％《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量 27 电抗器必要时与出厂值相差±5％，与整组平均如有试验条件，阻抗测量值相差在2％范围内可在运行电压下测量 28 振动必要时与出厂值相比，不应有明显差别 29 噪声 1)220kV与出厂值相比，应无明显差别按GB 7328—1987 及以上变压《变压器和电抗器的声器、电抗器级测定》的要求进行交接时 2)500kV变压器、电抗器更换绕组后； 3)必要时续表21 序号项目周期要求说明 30 油箱表必要时局部热点温升不超过80K 1)用红外测温仪或温面温度分度计测量。布 2)在带较大负荷时进行 31 变压器110kV及与初始结果相比，或三相之间结1)每次测量时，变压绕组变形以上变压器：果相比无明显差别器外部接线状态应相同试验 1)2)交接时；更换绕 2)3)应在最大分接下测量出口短路后应创造。组后；条件进行试验。 3) ) 必要时；年低电压阻抗法4)可用频率响应法或 32 变压器ll0kV及以 1)三相五柱式可以不零序阻抗上变压器：进行。 1)2)交接时；更换绕值，交接时可不进行2)如有制造厂试验组后 33 变压器1)交接时；必须与电网相位一致相位检查 2)更换绕组后；线变更后3)外部接 3.2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和要求见表3-2

表3-2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、

干式变压器的试验项目、周期要求序号项目周期要求说明 1 绕组直1)交接时； 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组1)如电阻相间差在出流电阻 2)1-3年；电阻相互间的差别，不应大于三相平厂时已超过规定，制造3)大修后；均值的2％；无中性点引出的绕组，厂说明了产生这种偏差4)厂用变线间差别不应大于三相平均值的1％。的原因，可按要求3)项压器、消弧线2)1.6MVA及以下变压器，相间差执行。圈1-3年；别一般不应大于三相平均值的4％；2)不同温度下的电阻5)有载调线间差别一般不应大于三相平均值值按下式换算：压变压器分的2％。 R2=R1(T+t2)/(T+t1)，式接开关检修3)各相绕组电阻与历次相同部位、中：Rl、R2分别为在温后(在所有分相同温度下的历次结果相比，不应有度t1、t2下的电阻值；T接)；明显差别，其差别一般应不大于2％。为电阻温度常数，铜导6)无励磁4)电抗器参照执行线取235，铝导线取225。调压变压器3)无励磁调压变压器变换分接位投入运行时，应在所选置后；分接位置锁定后测量直7)必要时流电阻。 4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻 22

续表序号项目周期要求说明 2 绕组绝缘1)交接时；绝缘电阻换算至同一温度下，与1)用2500V及以上兆电阻、吸收2)投运前；上一次试验结果相比应无明显变化欧表。比或极化指3)大修后； 2)测量前被试绕组应数 4)厂(所)用充分放电。变压器、接地3)绝缘电阻大于变压器、消弧10000MΩ时，可不测吸线圈1-3年，收比或极化指数干式变压器1—5年； 5)必要时 3 油浸变压必要时 1)20℃时的tanδ值不大于1.5％。不同温度下的tanδ值器和消弧线2)tanδ值与历次的数值比较不应有一般可用下式换算：圈绕组的明显变化(变化量一般不大于30％)。 tanδ／2=tanδ1×1.3(t2-t1)10 tanδ 3)试验电压如下：式中：tanδl、tanδ2a)绕组电压10kV及以上；l0kV；分别为在温度t1、t2下的b)绕组电压10kV以下：Un tanδ值 4 绝缘油试1)交接时；见第10章投运前和大修后的试验 2)大修后；验项目和要求与交接时3)站(所)、相同。站(所)、厂用变压厂用变压器、器按110kV及以上对待消弧线圈1-3年； 4)必要时 5 交流耐压1)交接时； 1)油浸设备试验电压值按附录H。更换绕组后进行试验 2)大修后； 2)干式变压器试验电压值按附录3)干式变G，全部更换绕组时按出厂试验值，压器3-5年；部分更换绕组和定期试验按交接试4)必要时验值 6 穿芯螺1)交接时；一般不低于10MΩ 1)用2500V兆欧表。栓、夹件、2)大修时； 2)连接片不能拆开者绑扎、钢带、3)干式变可不测量铁芯、线圈压器3-5年压环及屏蔽等的绝缘电阻 7 变压器1)交接时； 1)各相应分接的电压比顺序应与绕组电压2)更换绕铭牌相同。比组后； 2)电压35kV以下，电压比小于33)必要时的变压器电压比允许偏差为±1％，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5％，其他分接的偏差应在变压器阻抗值(％)的1/10以内，但不得超过1％续表 23 序号项目周期要求说明 8 三相变1)交接时；必须与变压器的铭牌和出线端压器的接2)更换绕子标示相符线组别或组后单相变压器的极性 9 变压器空1)交接时；与出厂或大修后试验相比应无试验电源可用三相或载电流和2)必要时；明显变化单相，试验电压可用额空载损耗 3)l0kV油浸定电压或较低电压值(如变压器和接地制造厂提供了较低电压变压器大修后下的值，可在相同电压可选做下进行比较) 10 变压器短1)交接时；与出厂或大修后试验相比应无试验电源可用三相或路阻抗和2)更换绕明显变化单相，试验电流可用额负载损耗组后；定电流或较低电流值(如3)10kV油制造厂提供了较低电流浸变压器和接下的值，可在相同电流地变压器大修下进行比较) 后可选做 11 有载调压1)交接时； 1)交接时装置的试验2)运行中 2)运行中按DL／T 574--1995《有和检查载分接开关运行维修导则》执行 12 测温装置1)交接时；密封良好，指示正确，测温电阻绝缘电阻用2500V兆及其二次回2)1～3年值应和出厂值相符，在规定的检定欧表测量路试验 3)大修时周期内使用，绝缘电阻不低于1MΩ (10kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 13 气体继电1)交接时；整定值符合运行规程要求，动作绝缘电阻用2500V兆器及其二次2)大修后；正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ 欧表测量回路试验 3)必要时 14 整体密封1)交接时；按DL/T573-1995《电力变压器检干式变压器不进行检查 2)大修时修导则》的规定执行 15 冷却装置1)交接时；冷却装置的检查和试验按制造厂测量绝缘电阻用及其二次回2)大修后；的规定；绝缘电阻一般不低于1MΩ 2500V兆欧表路试验 3)必要时 16 消弧线圈1)交接时；见表4-1、表4-2 测量绝缘电阻用的电压、电流2)大修后； 2500V兆欧表互感器绝缘3)必要时和变比试验 17 接地变压1)交接时；交接时如有制造厂数器的零序阻2)更换绕据时可不测量抗组后续表 24

序号项目周期要求说明 18 干式变压必要时按GB7328—1987《变器噪声测量压器和电抗器的声级测定》的要求进行 19 变压器绕50MW及与初始结果相比，或三相之间结组变形试验以上机组的果相比无明显差别 1)每次测量时，变压器高压厂用变外部接线状态应相同。压器： 2)应在最大分接下测1)交接时；量。组后；2)更换绕3)出口短路后应进行3)必要时试验

4 互感器

4.1 电流互感器

4.1.1 油浸、干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表4-1。

表4-1 油浸、干式电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组及末屏1)交接时； 1)绕组绝缘电阻不应低于1)用2500V兆欧表。的绝缘电阻 2)1～3年；出厂值或初始值的70% 2)测量时非被试绕3)大修后； 2)电容型电流互感器末屏组（或末屏)、外壳应4)必要时对地绝缘电阻一般不低于接地。 1000MΩ 3)500kV电流互感器具有二个一次绕组时，还应测量一次绕组间的绝缘电阻 2 tanδ及电1)交接时； 1)主绝缘tanδ（%)不应大于1)主绝缘tanδ试验容量 2)1～3年；下表中的数值，且与历年数据比电压为10kV，末屏对3)大修后；较，不应有显著变化。地tanδ试验电压为4)必要时电压等级(kV) 35 110 220 500 2kV。油纸电交接容型 _ 0.8 0.6 0.5 2)油纸电容型tanδ时、大充油型 3.0 2.0 _ _ 一般不进行温度换算，修后胶纸电当tan容型 2.5 2.0 _ _ δ值与出厂值或油纸电上一次试验比较有明_ 1.0 0.8 0.7 运行容型显增长时，应综合分析中充油型 3.5 2.5 _ _ 胶纸电tanδ与温度电压的关容型 3.0 2.5 _ _ 系，当tanδ随温度明2)电容型电流互感器主绝缘电显变化或试验电压由容量与出厂值或初始值差别超10kV升到Um/3时，出±5%时应查明原因。 tanδ（%）增量超过3)当电容型电流互感器末屏对0.3，不应继续运行。地绝缘电阻小于1000MΩ时，应3)固体绝缘电流互测量末屏对地tanδ，其值不应感器一般不进行tanδ大于2%。测量续表 25 序号项目周期要求说明 3 油中溶1)交接时； 1)交接时与出厂试验值比较应全密封电流互感器按解气体色2)2～3年；无明显变化，且不应含有C2H2 制造厂要求进行谱分析 3)大修后； 2)运行中油中溶解气体组分含4)必要时量超过下列任一值时应引起注意： a)总烃：100μ1/1。 b)H2：150μ1/1。 c)C2H2：2μ1/1（110kV及以下)， 1μl/1（220～500kV级) 4 110kV1)交接时；油中微量水含量不应大于下表全密封电流互感器按及以上电2)大修后；中数值制造厂要求进行流互感器3)必要时电压等级油中微量（kV) 110 220 500 水含量水分（mg/l) 20 15 10 5 35kV及1)交接时； 1)一次绕组交流耐压标准见附二次绕组交流耐压可以下电流2)1～5年一录G 用2500V兆欧表测绝缘互感器交次； 2)二次绕组之间及末屏对地为电阻代替流耐压 3)大修后； 2 kV 4)必要时 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 6 局部放1)20kV及以 1)固体绝缘电流互感器放电量 1)试验接线按电上固体绝缘电试验电压交接时运行中GB5583-1985进行。流互感器：（kV) （pc) (pc) 2)110kV及以上的油a)交接时； 1.2 浸电流互感器对绝缘性b)投运后3年U20 50 m/能有怀疑时应进行。内 3 1.2Um 50 100 3)预加电压为出厂工（20-35kV)； 2)110kV及以上油浸式电流互感器频耐压值的80%。测量c)必要时在电压为1.2 U电压在两值中任选其一2)110kV及 m/3时，放电量不大于5pC。在电压为1.2U进行以上油浸电流m时放电量不大于10pC 互感器：必要时 7 极性 1)交接时；与铭牌标志相符 2)大修后； 3)必要时 8 各分接1)交接时；与铭牌标志相符计量有要求时和更换头的变比 2)大修后；绕组后应测量角、比误3)必要时差，角、比误差应符合等级规定 9 励磁特1)交接时； 1)与同类型电流互感器特性曲在继电保护有要求时进性曲线 2)大修后；线或制造厂的特性曲线比较，应无行。应在曲线拐点附近至3)必要时明显差别少测量5～6个点；对于拐2)多抽头电流互感器可在使用点电压较高的绕组，现场抽头或最大抽头测量试验电压不超过2kV 续表 26

序号项目周期要求说明 10 绕组直1)交接时；与出厂值或初始值比较，应无明流电阻 2)大修后；显差别 3)必要时 11 绝缘油1)交接时；见第10章全密封电流互感器按击穿电压 2)大修后；制造厂要求进行 3)必要时 12 绝缘油110kV及 1)当电流互感器tanδ较90℃时tanδ 以上；投入运行前的油运行油大但绝缘油其它性能正常（%) 1)交接时；注入前：≤0.5 时应进行该项试验。 2)大修后；注入后：220kV及 2)全密封电流互感器按3)必要时以下≤1； ≤2 制造厂要求进行 500kV≤0.7 13 密封检1)交接时；油位正常且无渗漏油现象查 2)大修后； 3)必要时注：套管式电流互感器按表4-1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时按表4-1中序号1、7、8、9、10进行。

4.1.2 SF6气体绝缘电流互感器

110kV及以上SF6气体绝缘电流互感器的试验项目、周期和要求见表4-2。

表4-2 110kV及以上SF6气体绝缘电流互感器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 SF6气体1)交接时； 1)交接及大修后：不大于250μ1)当新装及大修后1湿度（20℃)2)大修后； 1/1；年内复测湿度不符合要（μ1/1) 3)1～32)运行中：不大于500μ1/1 求或漏气超过要求和设年；备异常时，按实际情况4)必要时增加检测。 2)安装充气至额定压力且静置24h后，进行湿度检测 2 SF6气体1)交接时； 1)采用灵敏度不低于1Χ10-6（体积比)日常监控，必要时检泄漏 2)运行中；的检漏仪对各密封部位、管道接头等处测 3)大修后；进行检测，检漏仪应不报警。 4)必要时 2)年泄漏率不大于1%/年，或按厂家要求续表27

序号项目周期要求说明 3 SF6气体必要时纯度：≥97%； 1)有条件时取气分析。成分分析空气：≤0.2%； 2)其余CO、CO2、SO2CF4：≤0.1% 有条件时可加以监控。 4 SF6气体见第10章见第10章见第10章其它检测项目 5 气体密1)交接时；符合制造厂规定度继电器2)1～3年校验 6 绕组及1)交接时； 1)绕组绝缘电阻与出厂值比较无1)用2500V或5000V末屏的绝2)1～3年；明显变化。兆欧表。缘电阻 3)大修后； 2)电容型电流互感器末屏对地绝2)测量时非被试绕组4)必要时缘电阻一般不低于1000MΩ （或末屏)、外壳应接地。 3)500kV电流互感器具有二个一次绕组时，应测量一次绕组间的绝缘电阻 7 tanδ(%) 1)交接时； 500kV : 2)1～3年；绕组 0.4 3)大修后；末屏 1.5 4)必要时 220kV及以下：绕组 0.5 末屏 2.0 8 极性 1)交接时；与铭牌标志相符 2)大修后； 3)必要时 9 各分接头1)交接时；与铭牌标志相符计量有要求时和更换的变比 2)大修后；绕组后应测量角、比误3)必要时差，角、比误差应符合等级规定 10 励磁特性1)交接时； 1)与同类型电流互感器特性曲线在继电保护有要求时曲线 2)大修后；或制造厂的特性曲线比较，应无明进行。应在曲线拐点附近3)必要时显差别。至少测量5～6个点；对2)多抽头电流互感器可在使用抽于拐点电压较高的绕组，头或最大抽头测量现场试验电压不超过2kV 11 绕组直流1)交接时；与出厂值或初始值比较，应无明电阻 2)大修后；显差别 3)必要时续表 28

序号项目周期要求说明 12 老炼及交1)交接时； 1)老炼试验程序：1.1Un(10min)→1)现场安装、充气后、流耐压试验 2)大修后； 1.73Un(3min)→0，老炼试验后进行耐气体湿度测量合格后进3)必要时压试验行老炼及耐压试验，条件2)一次绕组交流耐压试验电压为具备时还应进行局部放出厂试验值的90%，低于附录G时，电试验。按附录G进行 2)Un指额定相对地电3)二次绕组之间及对地的工频耐压。压试验电压为2kV，可用2500V兆3)耐压值参考附录G。欧表代替 13 局部放电必要时在电压为1.2 Um/3，放电量不大试验于5pC。

4.2 电压互感器 4.2.1 电磁式电压互感器

电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求见表4-3

表4-3 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组的绝1)交接时；绕组绝缘电阻不应低于出1)使用2500V兆欧表。缘电阻 2)1～3年；厂值或初始值的70% 2)测量时非被试绕组、外壳3)大修后；应接地 4)必要时 2 tanδ(%) 1)绕组绝1)绕组绝缘：tanδ(%)不应串级式电压互感器的tanδ(20kV及以缘：大于下表中数值。 (%)试验方法建议采用末端屏上油浸式电a)交接时；额定温度蔽法，其他试验方法与要求自压互感器) b)1～3年； 5 10 20 30 40 电压 (℃) 行规定，分级绝缘电压互感器c)大修后；交接试验电压为3000V d)必要时。 35kV 时,大 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 2)串级式电及以修后压互感器支下运架： 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 行中 3)必要时交接 110kV 时,大 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 及以修后上运 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 行中 2)支架绝缘tanδ应不大于10% 续表 29 序号项目周期要求说明 3 110kV及1)交接时； 1)交接时与制造厂试验值比较应全密封电压互感器按以上电压互2)1～3年；无明显变化，且不应含有C2H2。制造厂要求进行感器油中溶3)大修后； 2)运行中油中溶解气体组分含量解气体的色4)必要时超过下列任一值时应引起注意：谱分析 a)总烃：100μl/l； b)H2：150μl/l； c)C2H2：2μl/l 4 110kV及1)交接时；油中微量水含量不应大于下表中全密封电压互感器按以上电压互2)大修后；数值。制造厂要求进行感器油中微3)必要时电压等级 (kV) 110 220 500 量水含量交接水份时、大 20 15 10 (mg/l) 修后运行中 35 25 15 5 35kV及1)交接时； 1)一次绕组交流耐压标准见附录 1)感应耐压试验的频以下电压互2)1～5年； G。率f为150Hz及以上时，感器的交流3)大修后； 2)二次绕组之间及对地为2kV 试验持续时间t=60×耐压 4)必要时 100/f；但不应小于20s，且f不应大于300Hz。 2)二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 3)预试中有条件时进行 6 局部放电 1)20kV及 1)固体绝缘相对地电压互感器在1)试验接线按以上固体绝缘电压为1.2 Um/3时的放电量：交接GB5538-1985进行。电压互感器：时不大于20pC，运行中不大于50pC； 2)预加电压为其感应a) 交接时； 1.2Um时放电量：交接时不大于50pC，耐压的80%，测量电压b)投运后3运行中不大于100pC。固体绝缘相对相在两值中任选一进行年内电压互感器，在电压为1.2Um时的放电(20-35kV)；量：交接时不大于20pC，运行中不大c)必要时。于50pC。 2)110kV2)110kV及以上油浸式电压互感器在及以上油浸电压为1.2 Um/3时，放电量不大于电压互感器： 5pC 3)必要时 7 空载电流1)交接时； 1)在额定电压下的空载电流与出从二次绕组加压试测量 2)更换绕厂值或初始值比较应无明显差别。验，同时测量空载电流组后； 2)在下列试验电压下，空载电流3)必要时；不应大于最大允许电流。中性点非 4)发电机有效接地系统为1.9 Um/3，中性点出口TV：1～有效接地系统为1.5Um/3 5年 30

续表序号项目周期要求说明 8 连接组别1)交接时；与铭牌标志相符或极性 2)更换绕组后； 3)变动接线后 9 电压比 1)交接时；与铭牌标志相符计量有要求或更换绕2)更换绕组后应测量角、比误差，组后；角、比误差应符合等级规3)必要时定 10 绕组直流1)交接时；与出厂值或初始值比较，应无明电阻 2)大修后；显差别 3)必要时 11 绝缘油击1)交接时；见第10章全密封电压互感器按穿电压 2)大修后；制造厂要求进行 3)必要时 12 绝缘油1)交接时； 1)新油90℃时应不大于0.5% 1)当油浸电压互感器tanδ 2)必要时 2)注入设备后应不大于0.7% tanδ较大，但绝缘油其它性能正常时，应进行该项试验。 2)全密封电压互感器按制造厂要求进行 13 铁芯夹紧1)交接时一般不得低于10MΩ 1)用1000V或2500V螺栓(可接2)大修时兆欧表。触到的)绝2)吊芯时进行缘电阻 14 密封检查 1)交接时；油位正常且无渗漏油现象 2)大修后； 3)必要时注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-3中序号1、7、8、9、10进行。

4.2.2 电容式电压互感器。

电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表4-4。

表4-4 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 中间变压1)交接时；与出厂值或初始值比较，应当一次绕组与分压电容器器一、二次2)大修后；无明显差别在内部连接而无法测量时不绕组直流电3)必要时测阻 31 续表序号项目周期要求说明 2 中间变压1)交接时； 1)一次绕组对二次绕组及地应大用1000兆欧表，从X器的绝缘电2)大修后；于1000MΩ；端测量阻 3)1～3年； 2)二次绕组之间及对地应大于4)必要时 10MΩ。 3 电压比必要时应符合等级规定计量有要求时应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 4 阻尼器检1)交接时； 1)绝缘电阻应大于10MΩ 1)用1000V兆欧表。查 2)大修后； 2)阻尼器特性检查按制造厂要求2)电容式电压互感器3)必要时进行在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组的端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时，可不检查 5 电容器极1)交接时；一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表间绝缘电阻 2) 1～3年； 3)必要时 6 电容值 1)交接时； 1)每节电容值偏差不超出额定值1)用交流电桥法。 2) 1～3的-5%～+10%范围 2)若高压电容器分年； 2)电容值大于102%出厂值时应缩节，则试验应针对每节3)极间耐短试验周期单独进行。压后； 3)一相中任两节实测电容值差不3)一相中任两节实测电4)必要时应超过5% 容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差 7 tanδ(%) 1)交接时； 1)油纸绝缘0.5，如超过0.5但与上节电容器测量电压2)1～3年；历年测试值比较无明显变化且不大10kV，中压电容器的试3)必要时于0.8，可监督运行验电压自行规定 2)膜纸绝缘0.2。若测试值超过0.2应加强监视，超过0.3应更换 8 交流耐压必要时试验电压为出厂值的75%，当电1)若耐压值低于0.8×和局部放电压升至试验电压1min后，降至0.81.3Um时，则只进行局部×1.3Um历时10s，再降至1.1 Um/3放电试验。保持1min，局部放电量不大于10pC 2)Um为最大工作线电压 9 渗漏油检1)交接时；中间变压器油位正常，电容元件查 2)巡视检漏油时停止使用查时 10 低压端对1)交接时； 1)交接时不低于100MΩ； 1)用2500V兆欧表。地绝缘电阻 2)1～3年； 2)运行中不低于10MΩ 2)低压端指“N”或“J”或“δ”等 32

4.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验。

4.2.4 带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

4.2.4.1 测量方法：在运行电压下用电流表或电流变换器测量流过分压器低压端(指“N”或“J”或“δ”等)接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。 4.2.4.2 判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验；

b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。

5 开关设备

5.1 SF6断路器和组合电器(GIS、PASS等)的试验项目、周期和要求见表5-1。

表5-1 SF6断路器和组合电器(GIS、PASS等)的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 SF6气体见第10章见第10章见第10章的湿度以及其它检测项目 2 SF6气体1)交接时； 1)采用灵敏度不低于1×按GB11023-19方法进泄漏 2)大修后； 10-6(体积比)的检漏仪对各气行。 3)必要时室密封部位、管道接头等处进行检测，检漏仪应不报警。 2)年漏气率不大于1%或按制造厂要求。 33 续表序号项目周期要求说明 3 辅助回路1)交接时；绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表和控制回路2)1～3年；绝缘电阻 3)大修后 4 交流耐压1)交接时；交流耐压或操作冲击耐压的试验1)在SF6气体额定压力试验 2)大修后；电压为出厂试验电压值的80%，当下进行。 3)必要时试验电压低于附录G的规定值，按2)对GIS试验时不包附录G的规定进行试验括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行电压值为最高运行电压的5min检查试验。 3)罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分闸断口间两种方式；分闸状态下两端轮流加压，另一端接地。 4)对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器必须进行断口间耐压试验。 5)老炼试验程序参照附录K。 6)有条件时，组合电器可在交流耐压试验的同时测量局部放电 5 辅助回1)交接时；试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代路和控制2)大修后；替回路的交流耐压 6 断口间并1)交接时； 1) 瓷柱式断路器可与断口同时测1) 交接和大修时，对联电容器的2)1～3年；量，测得的电容值和tanδ与原始值瓷柱式断路器应测量电绝缘电阻、3)大修后；比较，应无明显变化电容量和4)必要时 2) 罐式断路器(包括GIS中的断容器和断口并联后的整tanδ(%) 路器)按制造厂规定体电容值和tanδ，作为3) 单节电容器按第9章规定该设备的原始数据。 2)对罐式断路器(包括GIS中的断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 7 合闸电阻1)交接时； 1) 除制造厂另有规定外，阻值变值和合闸电2)1～3年；化允许范围不得大于±5% 阻的投入时3)大修后； 2) 合闸电阻的提前投入时间按制间 4)必要时造厂规定校核 34

续表序号项目周期要求说明 8 断路器的1)交接时； 1)速度特性测量方法和测量结果机械特性试2)机构大应符合制造厂规定验修后； 2)断路器的合、分闸时间及合分3)3～5年； (金属短接)时间，主、辅触头的配合4)必要时时间应符合制造厂规定 3)除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求： a)相间合闸不同期不大于5ms； b)相间分闸不同期不大于3ms； c)同相各断口间合闸不同期不大于3ms； d)同相各断口间分闸不同期不大于2ms 9 分、合闸1)交接时； 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额采用突然加压法电磁铁的动2)机构大定电压的85%~110%范围或直流额定作电压修后；电压的80%~110%范围内可靠动作；3)1～3年；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电4) 必要时压的65%~120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值大于50kA时为85%)时应可靠动作 10 导电回路1)交接时；回路电阻值符合制造厂规定值应采用直流压降法测电阻 2)1～3年；量，电流不小于100A 3)大修后； 4)必要时 11 分、合闸1)交接时； 1)直流电阻应符合制造厂规定用1000V兆欧表线圈的直流2)机构大2)绝缘电阻不小于1MΩ 电阻及绝缘修后电阻 12 SF6气体1)交接时；应符合制造厂规定密度继电器2)1～3年；检查及压力3)大修后；表校验 4)必要时 13 机构压力1)交接时；按制造厂规定对气动机构应校验各表校验(或2)机构大修级气阀的整定值(减压阀调整)，机构后；及机构安全阀) 操作压力3)必要时 (气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验 35 续表序号项目周期要求说明 14 操动机构1)交接时；应符合制造厂规定在分闸、合2)机构大修闸及重合闸后；下的操作压3)必要时力(气压、液压)下降值 15 液(气)压1)交接时；按制造厂规定应在分、合闸位置下分操动机构的2)机构大修别试验泄漏试验后； 3)必要时 16 油(气)泵1)交接时；应符合制造厂规定补压及零起2)1～3年；打压的运转3)大修后；时间 4)必要时 17 液压机构1)交接时；按制造厂规定及采用差压2)机构大原理的气动修后机构的防失压慢分试验 18 闭锁、防1)交接时；按制造厂规定跳跃及防止2)大修后；非全相合闸3)必要时等辅助控制装置的动作性能 19 GIS中的1)交接时；按制造厂规定或分别按第4章、电流互感2)大修后；第11章进行器、电压互3)必要时感器和避雷器 20 GIS的联1)交接时；动作应准确可靠检查GIS的电动、气动锁和闭锁性2)1～3年；联锁和闭锁性能，以防止能试验 3)大修后；误动作 4)必要时

5.2 多油断路器和少油断路器

多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表5-2。

表5-2 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)整体绝缘电阻自行规定。用2500V兆欧表 2)1～32)断口和有机物制成的提升年；杆的绝缘电阻(MΩ)不应低于3)大修下表数值(20℃) 后；试验额定电压(kV) 类别＜24 24~40.5 72.5 126~252 交接时大 1200 3000 5000 6000 修后运行中 600 1500 3000 3000 2 40.5kV及1)交接时； 1)20℃时多油断路器的非纯1)在分闸状态下每支套管以上非纯瓷2)1～3瓷套管的tanδ(%)值见表6 进行测量，测得的tanδ超过规套管和油断年； 2)20℃时非纯瓷套管断路器定值或有显著增大时，必须落下路器的tan3)大修的tanδ(%) 值，可比表6中相油箱进行分解试验。对落下油箱δ% 后；应的tanδ(%) 值增加下列数值的断路器，则应将油放出，使套额定管下部及灭弧室露出油面，然后电压 ≥126 72.5 40.5 进行分解试验。 (kV) 2)断路器大修而套管不大修tanδ(%) 值的增加1 2 3 时，应按套管运行中规定的相应数数值增加。 3)带并联电阻断路器的整体tanδ可相应增加1% 3 40.5kV及1)交接时； 1)每一元件的试验电压如下。 220kV少油断路器提升杆以上少油断2)1～3额定电路器的泄漏年；压(kV) 40.5 72.5~252 (包括支持瓷套)的泄漏电流大直流试交接于5μA时，应引起注意。电流 3)大修验电压大修运行后； (kV) 40 20 40 2)泄漏电流不大于10μA 4 断路器对1)交接时断路器在分、合闸状态下分1)对于三相共箱式的油断地、断口及(40.5kV及别进行，试验电压值按照附录路器应做相间耐压试验，其试相间交流耐以下)； G规定值验电压值与对地耐压值相同。压 2)1~3年(12kV及以2)断口耐压的定期试验可下)；不做 3)大修后(40.5kV及以下) 4)必要时 (126kV及以上) 5 126kV及1)更换提试验电压按附录G规定 1)耐压设备不能满足要求以上断路器升杆后；时可分段进行，分段数不应超提升杆的交2)必要时过6段(252kV)或是3段流耐压 (126kV)，加压时间为5min。 2)每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定 37 续表序号项目周期要求说明 6 辅助回路1)交接时；试验电压为1kV 可用2500V兆欧表代和控制回路2)1～3年；替交流耐压 3)大修后； 7 导电回路1)交接时； 1)交接和大修后应符合制造厂规应采用直流压降法测电阻 2)1～3年；定。量，电流不小于100A 3)大修后； 2)运行中，回路电阻值不大于出厂规定值120% 8 灭弧室的1)交接时； 1)并联电阻值应符合制造厂规定。交接和大修时应测量并联电阻2)1～3年； 2)并联电容器与断口同时测量，测电容器和断口并联后的值，并联电3)大修后；得的电容值和tanδ与原始值比较，整体电容值和tanδ，作容器的电容4)必要时应无明显变化。为该设备的原始数据量tanδ% 3)单节并联电容器按第9章规定。 9 断路器的1)交接时；应符合制造厂规定。在额定操作电压(气压机械特性试2)大修后；或液压)下进行验 3)必要时 10 操动机构1)交接时； 1) 并联合闸脱扣器应能在其交流采用突然加压法合闸接触器2)机构大额定电压的85%~110%范围或直流额及分、合闸修后定电压的80%~110%范围内可靠动电磁铁的最作；并联分闸脱扣器应能在其额定电低动作电压源电压的65%~120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣； 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值大于50kA时为85%)时应可靠动作 11 合闸接触1)交接时； 1)直流电阻应符合制造厂规定。用1000V兆欧表器和分、合2)机构大2)绝缘电阻不小于1MΩ。闸电磁铁线修后；圈的直流电3)必要时阻和绝缘电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 12 断路器本见第10章见第10章体和套管中绝缘油试验 13 断路器的1)交接时；见第4章电流互感器 2)大修后； 3)必要时 14 机构压力1)交接时；应符合制造厂规定表校验(或2)机构大调整)，机构修后；操作压力(液压)整定值检验，机械安全阀校验 38

续表序号项目周期要求说明 15 操动机构1)交接时；应符合制造厂规定在合闸、分2)机构大闸及重合闸修后；下的操动压力(液压)下降值 16 液压操动1)交接时；应符合制造厂规定应在分、合闸位置下分机构的泄漏2)机构大别试验试验修后； 3)必要时 17 油泵补压1)交接时；应符合制造厂规定及零起打压2)1~3年；的运转时间 3)机构大修后； 4)必要时 18 液压机构1)交接时；按制造厂规定防失压慢分2)机构大试验修后 5.3 真空断路器

真空断路器的试验项目、周期和要求见表5-3。

表5-3 真空断路器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)整体绝缘电阻参照制造用2500V兆欧表 2)1～3年；厂规定或自行规定。 3)大修后； 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻(MΩ)不应低于下表数值(20℃) 试验额定电压(kV) 类别＜24 24~40.5 72.5 交接时、大1200 3000 5000 修后运行中 300 1000 3000 2 断路器主1)交接时；断路器在分、合闸状态下分1)更换绝缘提升杆后必须回路对地、2)1~3年；别进行进行耐压试验。断口及相间3)大修后； 2)相间、相对地耐压值相同，交流耐压 4)必要时试验电压值按附录G规定值。 3)断口的耐压值按出厂值试验 39 续表序号项目周期要求说明 3 辅助回路1)交接时；试验电压为1kV 可用2500V兆欧表代替和控制回路2)1~3年；交流耐压试3)大修后验 4 导电回路1)交接时； 1)大修后及交接时应符合应采用直流压降法测量，电电阻 2)1~3年；制造厂规定。流应不小于 100A 3)大修后； 2)运行中一般不大于出厂4)必要时值的120% 5 断路器的1)交接时； 1)合闸时间、分闸时间及分、在额定操作电压进行机械特性 2)1~3年合闸速度应符合制造厂规定。 (电容器组用2)分闸不同期不大于2ms，断路器)；合闸不同期不大于3ms。 3)大修后； 3)合闸弹跳时间对于12kV4)必要时不大于2ms，对于40.5kV不大于3ms。 4)分闸反弹幅值不大于触头开距的20% 6 灭弧室的1)交接时；应符合制造厂规定触头开距及2)1~3年；超行程 3)大修后 7 操动机构1)交接时； 1) 并联合闸脱扣器应能在采用突然加压法合闸接触器2)1~3年；其交流额定电压的及分、合闸3)大修后 85%~110%范围或直流额定电磁铁的最电压的80%~110%范围内可低动作电压靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%~120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣； 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值大于50kA时为85%)时应可靠动作 8 合闸接触1)交接时； 1)直流电阻应符合制造厂用1000V兆欧表器和分、合2)更换线规定。闸电磁铁线圈后； 2)绝缘电阻不小于1 MΩ 圈的直流电3)必要时阻和绝缘电阻 9 灭弧室真1)交接时；灭弧室真空度应符合制造有条件时进行空度测试 2)1~3年；厂规定 3)必要时； 40

5.4 高压开关柜

高压开关柜的试验项目、周期和要求见表5-4。

表5-4 高压开关柜的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 辅助回路和1)交接时；绝缘电阻不低于1 MΩ 用1000V兆欧表控制回路绝缘2)1~3年；电阻 3)大修后 2 辅助回路和控1)交接时；试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测绝缘制回路交流耐压 2)大修后电阻代替 3 柜内主要元按本规程有关章节规定。如：断路器、互感器、电容件的试验器、避雷器等 4 绝缘电阻 1)交接时；应符合制造厂规定在交流耐压试验前、后分别2)1~3年；进行 3)大修后 5 交流耐压 1)交接时；试验电压值按附录G规定 2)1~3年(40.5kV及以下)； 3)大修后 6 检查电压抽1)交接时；应符合DL/T 538—1993《高取(带电显示)2)大修后；压带电显示装置技术条件》装置 3)必要时 7 开关柜中断1)交接时； 1)交接时和大修后应符合隔离开关和隔离插头的回路器、隔离开关2)1~3年；制造厂规定。路电阻在有条件时进行测量及隔离插头的3)大修后 2)运行中不应大于制造厂导电回路电阻规定值的1.5倍 8 五防性能检1)交接时；应符合制造厂规定五防指：①防止误分、误合断查 2)1~3年；路器；②防止带负荷拉、合隔离3)大修后；开关；③防止带电(挂)合接地4)必要时 (线)开关；④防止带接地(线)开关合断路器；⑤防止误入带电间隔 5.5 自动灭磁开关

自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表5-2中序号10和11。

5.6 隔离开关

隔离开关的试验项目、周期和要求见表5-5。

41 表5-5 隔离开关的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 有机绝缘1)交接时； 1)用兆欧表测量胶合元件用2500V兆欧表支持绝缘子2)1~3年；分层电阻。及提升杆的3)大修后 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻绝缘电阻(MΩ)值不得低于下表数值试验额定电压(kV) 类别＜24 24~40.5 交接时、大 1200 3000 修后运行中 300 1000 二次回路1)交接时；绝缘电阻不低于1 MΩ 用1000V兆欧表 2 绝缘电阻 2)大修后； 3)必要时 3 二次回路交1)交接时；试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘流耐压试验 2)大修后电阻代替交流耐压 1)交接时； 1)试验电压按附录G规定。 1)在交流耐压试验前、后测2)大修后； 2)用单个或多个元件支柱量绝缘电阻，耐压后的阻值不4 3)必要时绝缘子组成的隔离开关进行应降低。整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别耐压，其试验和要求按第7章的规定进行电动、气1)交接时；最低动作电压一般在操作气动或液压应在额定压力动或液压操2)大修后电源额定电压的30%~80%范下进行 5 动机构线圈围内的最低动作电压导电回路1)交接时；大修后不大于制造厂规定应采用直流压降法测量，电6 电阻 2)1-3年；值的150% 流不小于100A 3)大修后操动机构1)交接时； 1)电动、气动或液压操动机构的动作情况 2)大修后在额定操作电压(气压或液压)下7 分、合闸5次，动作应正常。 2)手动操动机构操作应灵活，无卡涩。 3)闭锁装置应可靠支柱绝缘必要时 1)采用超声波方法 8 子超声探伤 2)探伤部位在瓷件与法兰结合部 42

6 套管

套管的试验项目、周期和要求见表6。

表6 套管的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 主绝缘及1)交接时； 1)主绝缘的绝缘电阻值一用2500V兆欧表电容型套管2)大修(包般不应低于下列数值：末屏对地的括主设备大a)110kV及以上10000MΩ；绝缘电阻修)后； b)110kV以下5000 MΩ。 3)1~3年； 2)末屏对地的绝缘电阻不4)必要时应低于1000MΩ 2 套管主绝1)交接时； 1)主绝缘20℃时的tanδ1)油纸电容型套管的tanδ缘对地及末2)大修(包(%)值不应大于下表中数值。一般不进行温度换算，当tanδ屏对地的括主设备大电压等级与出厂值或历次测试值比较tanδ与电容修)后； (kV) 20~35 66~110 220~500 有明显增长或接近左表数值量 3)1~3年；充胶型 3.0 2.0 — 时，应综合分析tanδ与温度、4)必要时胶纸型 2.5 2.0 — 电压的关系；若tanδ随温度交充油型 2.5 1.0 — 接油纸升高明显增大，或试验电压由时电容型 0.7 0.7 0.5 10kV升到Um/3时，tanδ(%)胶纸电增量超过±0.3时不应继续运容型 1.5 1.0 1.0 行。充胶型 3.0 2．0 — 2)测量变压器套管tanδ时，胶纸型 2.5 2．0 — 与被试套管相连的所有绕组大充油型 3.0 1.5 — 端子连在一起加压，其余绕组修油纸后电容型 1.0 1.0 0.8 端子均接地，末屏接电桥，正接线测量。胶纸电容型 2.0 1.5 1.0 3)存放1年以上的套管有条件时应测额定电压下的tan充胶型 3.5 2．0 — 胶纸型 3.5 2．0 — δ。运充油型 3.5 1.5 — 4)纯瓷套管及与变压器油行油纸连通的油压式套管不做该项中电容型 1.0 1.0 0.8 试验。胶纸电容型 3.0 1.5 1.0 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的tanδ，加压2kV，其值不大于2%。 3)电容型套管的电容值与出厂值或历次试验值的差别超过±5%时应查明原因续表

43 序号项目周期要求说明 3 油中溶解1)交接时；油中溶解气体组分含量制造厂有明确规定不需取气体色谱分2)大修后； (v/v )与出厂数据有明显变化样试验的可不进行该项试验析 3)3~5年；或超过下列任一值时应引起4)必要时注意： 1)H2：500μl/1； 2)CH4：100μl/1； 3)C2H2：1μl/1(220~500kV)，2μl/1(110kV及以下) 4 交流耐压 1)交接时试验电压值见附录G 35kV及以下纯瓷穿墙套管(35kV及以可随主设备一起耐压下)； 2)大修后； 3)必要时 5 110kV及1)交接时； 1)变压器及电抗器套管的1)如有出厂试验数据交接以上电容型2)大修后；试验电压为1.5Um/3，其它时可不进行该项试验。套管的局部3)必要时套管的试验电压为2)水平存放1年以上投运前放电 1.05Um/3。应进行此项试验。 2)在试验电压下局部放电3)左表括号内的局部放电值不大于下列数值。值用于非变压器、电抗器的套油纸电胶纸管容型电容型 (pC) (pC) 交接时大 10 250(100) 修后运行中 20 自行规定注1：充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油通的油压式套管。注2：油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管。

注3：胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管。

注4：其它电缆终端、干式套管、油油过渡和油气过渡套管试验项目和周期参照本规程和相应制造厂说明书执行

7 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料

7.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求(见表7-1)

表7-1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 66kV及以1~5年在运行电压下进行 1)根据绝缘子的劣化率调上绝缘子零整检测周期。值检测 2)对多元件针式绝缘子应检测每一元件 2 绝缘子绝1)交接时； 1)针式支柱绝缘子的每一元1)用2500 V及以上兆欧表。缘电阻 2)1~5年；件和每片悬式绝缘子的绝缘电2)棒式支柱绝缘子不进行阻不应低于300 MΩ，500kV悬此项试验式绝缘子不应低于500 MΩ。 2)35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ。 3)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定。 3 绝缘子交1)交接时； 1)支柱绝缘的交流耐压试验1)66kV及以上棒式绝缘子流耐压 2)1~5年；电压值见附录B。不进行此项试验。 3)随主设2)35kV针式支柱绝缘子交流2)35kV及以下的支柱绝缘备；耐压试验电压值如下：子，可在母线安装完毕后一起4)更换绝a)两个胶合元件者，每个元进行，试验电压按本标准规定缘子时件50kV； b)三个胶合元件者，每个元件34kV。 3)机械破坏负荷为70kN以上的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV。 4 绝缘子现1～3年结合运行经验，将测量值作为在现场污秽度监测点设置3场污秽度（盐调整耐污绝缘水平的依据。串参照绝缘子串，分别按1密和灰密）测盐密值超过规定时，应根据年、2年、3年周期取样测量，量情况采取调整爬距、清扫、涂测量应在当地积污量最重的料等措施。时期进行注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。 7.2 复合绝缘子的试验项目、周期和要求(见表7-2) 表7-2 复合绝缘子的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 外观检查 1)交接时； 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电情检查时禁止踩踏绝缘子伞况及憎水性能是否减弱或消失。裙。 2)硅橡胶伞套表面无蚀损、续表45 序号项目周期要求说明 1 外观检查 2)检修时漏电起痕，树枝状放电或电弧每2~3年选烧伤痕迹。点登杆检查3)无硬化、脆化、粉化、开一次；裂等现象。 3)必要时 4)伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱胶等现象。 5)端部金具连接部位无明显的滑移，密封良好。 6)钢脚或钢帽无锈蚀、钢脚弯曲、电弧烧损、锁紧销缺少等情况。 2 憎水性试1)交接时1)交接时应达到HC1~HC2 每条线路的每个厂家的每批验抽检； 2)运行中产品均选择3支复合绝缘子作2）运行中a.HC1~HC2：继续运行。为固定的憎水性测量点。 1～3年 b.HC3~HC4：加强监视，缩3)必要时短检测周期，跟踪检测。 c.HC5：取样送实验室做标准的憎水性迁移试验，以确定是否退出运行 d.HC6：退出运行 3 水煮试验 1)交接时外观有明显破损为不合格，1)如果仅有一只试品不符抽检；否则应继续做陡波冲击耐受合第3~6项中的任一项时，则2)3~5年电压试验应在同批产品中加倍抽样进抽样1次；行重复试验。若第一次试验时3)必要时有超过一只试品不合格或在4 陡波冲击1)交接时伞裙、护套及芯棒发生局部重复试验中仍有一只试品不耐受电压试抽检；或整体击穿的为不合格合格，则该批复合绝缘子判为验 2)3~5年不合格。抽样1次； 2)样品数量按DL/T 8—3)必要时 2004《标称电压高于1000V交5 密封性能1)交接时端部密封破坏，渗透剂进入流架空线路用复合绝缘子使试验抽检；绝缘子内部的为不合格。用导则》执行。 2)3~5年抽样1次； 3)必要时 6 机械破坏1)交接时机械破坏负荷：负荷试验抽检； 1)＞0.85SML：继续运行； 2)3~5年 2)0.75~0.85SML：继续运抽样1次；行，缩短检测周期； 3)必要时 3)0.65~0.75SML：继续运行，须跟踪检测； 4)＜0.65SML：退出运行 46 7.3 RTV涂料试验项目、周期和要求见表7-3。

表7-3 RTV涂料试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 外观检1)投运前； 1)在雨、雾、露、雪等气象条检查时禁止踩踏绝缘子。查 2)每2～3件下绝缘子表面的局部放电情年选点登杆况及憎水性能是否减弱或消失。检查一次； 2)表面无蚀损、漏电起痕，3)必要时树枝状放电或电弧烧伤痕迹。 3)无硬化、起皮、开裂等现象。 4)无漏涂现象。 2 憎水性试1)施工前抽1)施工前应达到HC1~HC2 每站的每个厂家的每批涂验检； 2)运行中料产品均选择三个固定的憎2)1年； a.HC1~HC2：继续运行。水性测量点。 3)必要时 b.HC3~HC4：加强监视，缩短检测周期，跟踪检测。 c.HC5：取样送实验室做标准的憎水性迁移试验，以确定是否退出运行。 d.HC6：退出运行。注：在施工前须按照山西省电力公司有关规定送样进行实验室检测。

8 电力电缆线路

8.1 一般规定

8.1.1 对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地(装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地)。

8.1.2 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用2500V兆欧表代替直流耐压试验。

8.1.3 进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压(至少3段)，每段停留1min读取泄漏电流。试验电压升至规定值后，在加压时间达到规定时间前，当中至少应读取一次泄漏电流值。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况的参考，不作为是否投入运行的判据。当发现泄漏电流与上次试验值相对比有较大变化、泄漏电流不稳定、随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升时，应查明原因并

47 排除终端表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压(不宜超过产品标准规定的出厂试验电压)或是延长试验时间，确定能否继续运行。

8.1.4 除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定：

a)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻(异常时按b处理)。 b)停电超过1个月但不满1年的：作规定耐压试验值的50%耐压1min。

c)停电超过1年的电缆线路必须作常规耐压试验。

8.1.5 新敷设的电缆投入运行3~12个月，一般应作1次耐压试验，以后再按正常周期试验。

8.2 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表8-1。

表8-1 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时；自行规定电缆U 兆欧表电压 2)直流耐1kV及以下 1000V 压试验前、后； 1kV以上 2500V 3)必要时 6kV及以上 2500V或 5000V 2 直流耐压 1)交接时； 1)试验电压值按下表规定：6kV及以下电缆的泄漏电2)新作终加压时间交接时10min，其余流小于10μA，10kV及以上端或接头不少于5min。电缆的泄漏电流小于20μA后；电缆额定电压直流试验电压时，对不平衡系数不作规定 3)1～3年 U0/U(kV) (kV) 0.6/1 4 1.8/3 12 3.6/6 24 6/6 30 6/10 40 8.7/10 47 21/35 105 26/35 130 48

续表序号项目周期要求说明 2 直流耐压 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压1min时的泄漏电流值。 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数(最大值与最小值之比)不应大于2 3 相位检查 1)交接时；与电网相位一致 2)必要时 8.3 橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表8-2。

表8-2 橡塑绝缘电力电缆线中的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 电缆主绝1)交接时；自行规定 1)0.6/1kV电缆，用1000V缘绝缘电阻 2)耐压试兆欧表。验前、后； 2)0.6/1kV以上电缆用3)必要时 2500V或5000V兆欧表 2 电缆外护1)交接时；每千米绝缘电阻值不应低于1)用500V兆欧表。套、内衬层绝2)耐压试0.5MΩ 2)当绝缘电阻低于要求时缘电阻验前；应采用附录D中叙述的方法3)必要时判断是否进水。 3)110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时可不做 3 铜屏蔽层1)交接时；较投运前的电阻比增大时，表1)用双臂电桥测量在相同电阻和导体2)重做终端明铜屏蔽层的直流电阻增大，有温度下的铜屏蔽层和导体的电阻比或中间接头后；可能被腐蚀；电阻比减少时表明直流电阻。 (RP/RX) 3)必要时附件中的导体连接点的电阻有可2)终端以及中间接头的安能增大。数据自行规定。装工艺，必须符合附录E的要求才能测量，不符合此附录者不测量 4 电缆主绝1)交接时； 1)0.1Hz缘交流耐压2)重做终 a)交接时，耐压试验3U(35kV 30min 及以下) 1)110kV及以上一端为空0 试验端或中间接 b)预试时 2.1U气绝缘终端，另一端为GIS头后； 2)1a)交接时～300Hz谐振耐压试验；0 5min 的电缆或两端均为空气绝缘终端的电缆应进行定期试3)3～5年电压试验耐压时等级电压间(min) 验。 35kV66kV220kV 、及以下110kV 2.0U1.7U0 5 2)两端均为密封式终端的1.4U0 5 0 60 电缆可不进行定期试验 b)预试时电压试验耐压时等级电压间(min) 35kV66kV及以下 220kV 、110kV 1.36U1.6U0 5 1.36U0 5 05 49 续表序号项目周期要求说明 5 交叉互联1)交接时；见表8-4 系统 2) 2～3年； 3）互联系统故障时 6 相位检查 1)交接时；与电网相位一致 2)必要时注：橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘与乙丙橡皮绝缘电力电缆。 8.4 自容式充油电缆线路

8.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见8-3。

表8-3 自容式充油电缆线路试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 主绝缘直流耐压 1)交接时试验电压值按下表： 2)因失去交接时修复、油压导致受U 冲击耐 0/U（kV）受电压 15 min 做头后潮或进气修5min 左表中数据皆复后； /110 450 286 225 3) 新做终550 275 为kV值端或中间接850 425 头后 127/220 950 506 475 1050 510 2 电缆外护1) 根据历次套和接头外试验记录积累经护套的直流验后可以用测量耐压 1)交接时；绝缘电阻代替，2)2～3年试验电压5kV，加压时间1min 有疑问时再作直流耐压。 2) 可与交叉互联系统中的直流耐压结合一起进行 3 压力箱与其直接1)供油特性：压力箱的供油量不应小于供压力供油特性连接的终端油特性曲线所代表的标称供量的90%。的试验方法按或塞止接头2)电缆油击穿电压：不低于50kV。 GB9326.5-1988发生故障后 3)电缆油的tanδ：不大于0.5%(100℃时) 《交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件压力供油箱》第6.3条进行 50

续表序号项目周期要求说明 4 油信号 1)交接时；合上示警系统信号装置的压指示 2)6个月试验开关,应能正确发出相应示的示警信号警控制电缆1)交接时；每千米绝缘电阻不小于1M用250V兆欧表系线芯对地2)1～2年 Ω 统绝缘 5 交叉互联系1)交接时；见表8-4 统 2)2～3 年； 3)互联系统故障时 6 电缆及附件1)交接时； 1) 击穿电压：新油不低于1)油中溶解气体的试验只内的电缆油 2)2～3 50kV，运行中油不低于45kV。在交接时，或是当怀疑电缆年； 2) tanδ：油温100±1℃和绝缘过热老化或塞止接头存3)必要时场强1000kV/m下新油不大于在严重局部放电时进行。 0.5%；运行中油不大于1.0%。 2)试验方法和要求按3) 电缆油中溶解气体组分GB7252-1987《变压器油中溶含量的注意值解气体分析和判断导则》规注意值μl/l(V/V) 定进行，要求栏所列注意值不是判断充油电缆有无故障可燃气体总量的唯一指标，应参照SD304，1500 H2 500 进行追踪分析查明原因 C2H2 痕量 CO 100 CO2 1000 CH4 200 C2H4 200 C2H6 200 7 相位检查 1)交接时；与电网相位一致 2)必要时 8.4.2 交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表8-4。

表8-4 交叉互联系统的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 电缆外护1)交接时；在每段电缆金属屏蔽或金属试验时必须将护层过电压套、绝缘接头2)2～3年护套与地之间加5kV，加压保护器断开，在互联箱中应外护套及其1min不应击穿将另一侧的所有电缆金属套绝缘夹板对都接地地直流耐压 51 续表序号项目周期要求说明 2 护层过电压1)交接时；1)护层过电压保护器的直流保护器 2)2～3年参考电压应符合产品标准的规定。 2)护层保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V兆欧表测量绝缘电阻不应低于10MΩ 3 互联箱 1)交接时； 1)闸刀(或连接片)的接触电 1)用双臂电桥。 2)2～3年阻：在正常工作位置进行测 2)在密封互联箱之前进行；量，接触电阻不应大于20μ发现连错改正后必须重测闸Ω。刀(或连接片)的接触电阻 2)检查闸刀(或连接片)连接位置：应正确无误注：互联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两大段均应进行试验。

9 电容器

9.1 高压并联电容器和交流滤波电容器

高压并联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表9-1。

9-1 高压并联电容器和高压交流滤波电容器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 极对壳绝1)交接时；不低于2000MΩ 1)用2500V兆欧表；缘电阻 2)必要时 2)单套管电容器不试 2 电容值 1)交接时； 1)电容值偏差不超出额定值用电桥法或电压电流法 2)必要时的-5%～+10%范围； 2)电容值不应小于出厂值的95%； 3)交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求 3 并联电阻1)交接时；电阻值与出厂值的偏差应在用自放电法值测量 2)1～5年； ±10%范围 3)必要时 4 极对壳交交接时按出厂耐压值的75%进行流耐压 5 渗漏油检1)交接时；漏油者应停止使用观察法查 2)巡视检查时 6 冲击合闸交接时在电网额定电压下冲击合闸3 次，无闪络及熔断器熔断等异常 52

现象。 9.2 耦合电容器试验项目、周期和要求

9.2.1 耦合电容器试验项目、周期和要求见表9-2。

表9-2 耦合电容器试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 极间绝缘1)交接时；一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表电阻 2)投运后1年内； 3)1～3年； 4) 必要时 2 电容值 1)交接时； 1)每节电容值偏差不超出额1)用交流电桥法。 2)投运后1定值的-5%～+10%范围。 2)一相中任两节实测电容年内； 2)电容值大于出厂值的值之差是指实测电容之比值3)1～3年； 102%时应缩短试验周期。与这两单元额定电压之比值4)极间耐压3)一相中任两节实测电容值倒数之差。后差不应超过5% 5)必要时 3 tanδ 1)交接时；以10kV电压测量时tanδ值 (%) 2)投运后1不应大于下列数值：年内； 1)交接时： 3)1～3年； a)油纸绝缘0.5； 4)必要时 b)膜纸绝缘0.15。 2)运行中： a)油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年试验值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行； b)膜纸绝缘0.2。如超过0.2，应加强监视，当超过0.3时，应予以更换。 4 交流耐压必要时试验电压为出厂值的75%， 1)若耐压值低于0.8×1.3 和局部放电当电压升至试验电压后1min，Um时，则只做局部放电试验。降至0.8×1.3U，再 2)Um为最大工作线电压 m历时10s降至1.1Um/3保持1min，局部放电量不大于10pC 5 渗漏油检1)交接时；漏油时停止使用用观察法查 2)巡视检查时 6 低压端对1)交接时；运行中不低于10 MΩ 用2500V兆欧表地绝缘电阻 2)投运后153 年内； 3)1～3年； 9.2.2 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

9.2.2.1 测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。

9.2.2.2 判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～10%范围时，应停电进行试验；

b)与历次测量值相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。

9.3 断路器断口并联电容器

断路器断口并联电容器的试验项目、周期和要求见表9-3。

表9-3 断路器断口并联电容器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 极间绝缘1)交接时；一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表电阻 2)断路器大修后； 3)必要时 2 电容值 1)交接时；电容值偏差应在额定值的±用交流电桥法 2)断路器5%范围大修后； 3)必要时 3 tanδ 1)交接时； 10kV电压下的tanδ值不应 (%) 2)断路器大于下列数值：大修后； 1)油纸绝缘：0.5； 3) 必要时 2)膜纸复合绝缘：0.15 4 渗漏油检1)交接时；漏油时停止使用用观察法查 2)巡视检查时 54

9.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表9-4。

表9-4 集合式电容器的试验项目、周期和要求

4 绝缘油击穿电压 1)交接时； 2)大修后； 3)1—3年参照表10-1中要求续表55 序号项目周期要求说明 1 相间和极1)交接时; 自行规定用2500V兆欧表。试验时对壳绝缘电2)1～3年；极间用导线短路阻 3)必要时 2 电容值 1)交接时； 1)每相电容值偏差应在额定推荐采用电压电流法 2)1～3年；值的-5%～+10%范围内，且电3)必要时容值不小于出厂值的96%。 2)三相电容值比较，最大值与最小值之比不大于1.06。 3)每相有三个套管引出的电容器，应测量每两个套管之间的电容量，与出厂值相差不得超过±5%。 3 相间和极1)交接时；试验电压为出厂值的75% 试验时极间用导线短路对壳的交流2)必要时耐压 4 绝缘油击1)交接时；参照表10-1的要求穿电压 2)1～3年； 3)必要时 5 冲击合闸交接时在电网额定电压下冲击合闸 3次，无闪络、击穿故障。 9.5 并联电容器组用串联电抗器

并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和要求见表9-5

表9-5 并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绕组绝缘1)交接时；不低于1000MΩ 用2500V兆欧表电阻 2)1～3年； 3)大修后； 4)必要时 2 绕组直流1)交接时； 1)三相绕组之间差别不应大电阻 2)大修后；于三相平均值的4%。 3)必要时 2)与历次测试结果相差不大于2% 3 电抗(或1)交接时；与出厂值比较不大于5% 电感)值 2)大修后； 3)必要时序号项目周期要求说明 5 绕组对铁芯1)交接时； 1)油浸电抗器为出厂试验电和外壳交流耐2)大修后；压值的85%。压及相间交流3)必要时 2)干式空芯电抗器同支柱绝耐压缘子 6 轭铁梁和穿吊芯时不小于10MΩ 用2500V兆欧表芯螺栓(可接触到)的绝缘电阻 9.6 放电线圈

放电线圈的试验项目、周期和要求见表9-6

表9-6 放电线圈的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时；不低于1000MΩ 一、二次绕组间及对壳均用2)1～3年； 2500V兆欧表 3)大修后； 4)必要时 2 交流耐压 1)交接时；试验电压为出厂值的85% 2)大修后； 3)必要时 3 绝缘油击1)交接时；参照表10-1中要求穿电压 2)大修后； 3)必要时 4 一次绕组1)交接时；与历次测量值相比无明显变可用万用表直流电阻 2)1～3年；化 3)大修后； 4)必要时 5 电压比 1)交接时；符合厂家标准对放电线圈兼保护用的应2)大修后；进行误差试验 3)必要时 10 绝缘油和六氟化硫气体

10.1 变压器油

10.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536-1990《变压器油》或SH0040-1991《超高压变压器》的规定。

10.1.2 变压器油试验项目、要求和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

10.1.3 设备的运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

表10-1 变压器油的试验项目、周期和要求序号项目周期要求投入运行前的油运行油说明 1 外观 1)注入设备透明、无杂质或悬浮物将油样注入试管冷却至前后的新油； 5℃在光线充足的地方观察 2)运行中取油样时进行 2 水溶性酸 1)注入设备≥5.4 ≥4.2 按GB7598-1987《运行中pH值前后的新油；变压器油、汽轮机油水溶性2)运行中，酸测定法(比色法)》进行试验 110～500kV1年，其余自行规定 3 酸值 1)注入设备≤0.03 ≤0.1 按GB2-1983《石油产品(mgKOH/g) 前后的新油；酸值测定法》或GB7599-1987 2)运行中，《运行中变压器油、汽轮机110～500kV1油酸值测定法(BTB)法》进行年，其余自行试验规定 4 闪点(闭1)准备注≥140 与新油原始按GB/T267-1988《石油产口)(℃) 入设备的新(10号、25号测量值相比不品闪点与燃点测定法》进行油；油)；低于5℃ 试验 2)注入500kV≥135 设备后的新油 (45号油) 5 水分 1)准备注110kV≤110kV≤35；运行中设备，测量时应注(mg/l) 入110kV及20； 220kV≤25; 意温度影响，尽量在顶层油以上设备的220kV≤500kV≤15 温高于50℃时采样，按新油； 15; GB7601-1987《运行中变压器2)注入500kV≤10 油水分含量测定法(气相色谱500kV设备法)》或GB7600-1987《运行后的新油；中变压器油水分测定法(库伦3)运行中法)》进行试验 500kV设备半57 年，110～220kV设备1年； 4)必要时续表

序号项目周期要求投入运行前的油运行油说明 6 击穿电压 1)注入设备15kV以下15kV以下≥ 按GB507-1986《绝缘油介(kV) 前后的新油； ≥30； 25；电强度测定法》和 2)运行中15～35kV15～35kV≥DL429.9-1991《电力系统油(35kV及以上≥35； 30；质试验方法绝缘油介电强度设备、厂用变110～220kV 110～220kV测定法》进行试验压器、消弧线≥40； ≥35；圈)1～3年 500kV≥60 500kV≥50 7 界面张力必要时 ≥35 ≥19 按GB6541-1986《石油产(25℃) 品油对水界面张力测定法(圆(mN/m) 环法)》进行试验 8 tanδ(90℃) 1)准备注入 1)注入前：≤2 按GB5654-1985《液体绝缘(%) 设备的新油； ≤0.5；材料工频相对介电常数介质2)注入 2)注入后；损耗因数和体积电阻率的试110～500kV a)220kV及验方法》进行试验设备后新油；以下≤1 3)运行中： b)500kV≤500kV设备10.7 年，220kV设备5年； 4)必要时 9 体积电阻必要时 ≥6×1010 500kV≥1× 按DL421-1991《绝缘油体率(90℃) 1010 积电阻率测定法》进行试验 (Ω·m) 220kV及以下≥0.3×1010 10 油中含气1)注入≤1 一般不大于3 按DL423-1991《绝缘油中量(V/V) 500kV设备含气量的测试方法(真空法)》(%) 前后的新油；或DL450-1991《绝缘油中含2)运行中气量的测试方法(二氧化碳洗500kV设备1年；脱法)》进行试验 3)必要时 11 油泥与沉必要时 — 一般不大于按GB511-1988《石油产品淀物(m/m) 0.02 及添加剂机械杂质测定法》(%) 进行试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯(1：4)将油泥洗于恒重容器中称重 12 油中溶解见各设备见各设备章节取样、试验和判断方法分别气体色谱分章节按GB7595-2000《运行中变压析器油质量标准》、DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的规定 58

注1：对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。注2：有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。注3：10kV及以下设备试验周期可自行规定。

注4：互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。

2 3 机械杂质以上: 游离碳 a)新设备投运前及大修无无较多碳悬浮于油中外观目测外观目测 10.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

续表59 10.1.4.1 补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tanδ试验，试验结果无沉淀物产生且tanδ不大于原设备内部油的tanδ值时，才可混合。

10.1.4.2 不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。 10.1.4.3 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

10.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不祥，则采用1：1比例混合。

10.2 断路器油

10.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351-1992《断路器油》进行验收。

10.2.2 投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表10-2。

表10-2 投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和要求要求序号项目周期投入运行前说明运行油的油 1 水溶性酸1)交接时； pH值 2)110kV及≥5.4 ≥4 要求序号项目周期投入运行说明运行油前的油 4 击穿电压后检验项目1)110kV及以1)110kV及按GB507-1986《绝缘油介电(kV) 序号1～6，下≥35；以下≥30；强度测定方法》和DL424-1991b)运行中为2)110kV以上2)110kV以《火电厂用工业硫酸试验方≥40 上≥35 法》进行试验。 1～3年，检验 5 酸值项目为序号4； ≤0.03 ≤0.1 见表10-1序号3 (mgKOH/g) 3)110kV以下: 6 闪点(闭a)新设备投1)≥140 不应比左见表10-1序号4 口) (10号、25号油)；栏要求低5℃ (℃) 运前或大修后检验项目2)≥135 (45号油) 序号1～6 b)运行中不大于3年，检验项目序号4； 4)少油断路器(油量为60kg以下) 1～3年或以换油代替 10.3 SF6气体

10.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB 12022-19验收。每批产品按3/10的抽检率复核主要技术指标。

10.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 10.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

1) 所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥。

2) 符合新气质量标准的气体均可混合使用。

10.3.4 交接时和运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表10-3。

表10-3 交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 湿度1)交接时； 1)断路器灭弧室气室：交接1)按GB12022-19《工业(20℃)(μl/l) 2)1～3年；时和大修后不大于150μl/l；运六氟化硫》、SD 306-19进3)大修后；行中不大于300μl/l。行。 4)必要时 2)其他气室：交接时和大修2)新装及大修后1年内复测后不大于250μl/l；运行中不大1次，如湿度符合要求，则正于500μl/l。常运行1～3年测1次。 2 密度(标准必要时 6.16 按SD308-19《六氟化硫状态下) 新气中密度测定法》进行 (kg/m3) 3 毒性必要时无毒按SD312-19《六氟化硫气毒性生物试验方法》进行 4 酸度 1)大修后； ≤0.3 按SD307-19《六氟化硫(μg/g) 2)必要时新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 5 四氟化碳1)大修后； ≤0.05 按SD311-19《六氟化硫(m/m)(%) 2)必要时新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 6 空气1)大修后； 1)大修后≤0.05；按SD311-19《六氟化硫(m/m)(%) 2)必要时 2)运行中≤0.2 新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 7 可水解氟1)大修后； ≤1.0 按SD309-19《六氟化硫化物(μg/g) 2必要时新气中可水解氟化物含量测定法》进行 8 矿物油 1)大修后； ≤1.0 按SD310-19《六氟化硫(μg/g) 1)大修后；新气中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行 11 避雷器

11.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表11-1。

表11-1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1) FZ(PBC，LD)、FCZ和FCD1)用2500V及以上兆欧2)发电厂、型避雷器的绝缘电阻自行规定，表。变电所避雷但与历次及同类型的测量数据相2) FZ、FCZ和FCD型主器每年雷雨比不应有显著变化。要检查并联电阻通断和接触季前； 2) FS型避雷器的绝缘电阻应情况。 3)必要时不低于2500MΩ 2 电导电流及1)交接时； 1) FZ、FCZ、FCD型避雷器的电1)施加的直流电压应符合串联组合元件2)每年雷导电流参考值见附录F，还应与历次GB/T16927.1-1997《高电压的非线性因数雨季节前；数据相比较，不应有显著变化。试验技术第一部分：一般试差值 3)必要时 2)同一相内串联组合元件的非验要求》的要求，应利用屏线性因数差值，不应大于0.05，蔽线在高压侧测量。电导电流差值不应大于30%。 2)由两个以上元件组成的避3) 试验电压如下：雷器应对每个元件进行试验续表序号项目周期要求说明 2 电导电流及 3)非线性因数差值及电导串联组合元件元件额定电流相差值计算见附录F。的非线性因数电压(kV) 3 6 10 15 20 30 4)如果FZ型避雷器的非差值线性因数差值大于0.05，但试验电压电导电流合格，允许做换节U- - - 8 10 12 1(kV) 处理，换节后的非线性因数试验电压差值不应大于0.05。 U4 6 10 16 20 24 2(kV) 5)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 3 工频放电1)交接时； 1) FS型避雷器的工频放电电电压 2) FS型避压在下列范围内。雷器1¬3年，额定电其它自行规压(KV) 3 6 10 定；放交接3)必要时电时 9~11 16~19 26~31 电大修压后 (KV) 运行中 8~12 15~21 23~33 2) FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F。 4 底座绝缘1)交接时；自行规定用2500及以上兆欧表电阻 2)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前； 3)线路上避雷器1～3年； 4)必要时 5 放电计数1)交接时；测试3～5次，均应正常动作，器动作检查 2)发电厂、测试后计数器指示应调到“0”，不变电所内避便复零时要记录最后指示位置。雷器每年雷雨季前； 3)线路避雷器1～3年 4)必要时注：变压器各侧避雷器的停电试验，随变压器试验周期进行。

11.3 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器

输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和要求按表11～3的规定。

表11-3 输电线路用无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和要求 11.2 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和要求见表11-2。

63 表11-2 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)110kV及以上，不低于用2500V及以上兆欧 2)110kV及2500MΩ；1；以上1～32)110kV以下，不低于1000 年； MΩ 3)110kV以下3～5年； 4)必要时 2 直流1mA1)交接时； 1)不得低于GB11032～20001)测量时应记录环境温度电压U1mA及2)110kV及规定值；和相对湿度。 075U1mA下以上1～3年； 2)UlmA实测值与初始值或制2)测量电流的导线应使用的泄漏电流 3)110kV以造厂规定值比较，变化不应大屏蔽线。下3～5年；于±5％；3)0.75U1mA(U1mA为交3)初始值系指交接试验或4)必要时接时的值)下的泄漏电流不应投产试验时的测量值大于50μA 3 运行电压1)交接时； 1)测量运行电压下的全电1)测量时应记录环境温度，下的交流泄2)新投运流、阻性电流或功率损耗，测相对湿度，和运行电压，应注漏电流的110kV及量值与初始值比较，不应有明意瓷套表面状况的影响及相以上，投运3显变化；当阻性电流增加到初间干扰的影响。个月内带电始值的200％时，必须停电检2)可用第一次带电测试作测量一次，以查。为初始值。后每个雷雨2)当阻性电流增加到初始值季前、后各测的150％时，应适当缩短监测周量一次；期 3)必要时 4 工频参考必要时应符合GB11032-2000《交流1)测量时的环境温度宜为电流下的工无间隙金属氧化物避雷器》或20±15℃。频参考电压制造厂规定 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换) 5 底座绝缘 1)交接时；不小于10MΩ 用2500V及以上兆欧表 2)必要时 6 放电计数1)交接时；测试3～5次，均应正常动作，器动作检查 2)必要时测试后计数器指示应调到“0”，不便复零时要记录最后指示位置。序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)35kV以上，不低于用2500V及以上兆欧表 2)必要时 2500U1mA 2)35kV以下，不低于1000MΩ 2 直流1mA1)交接时； 1)不得低于GB11032-2000的1)测量时应记录环境温度电压U1mA和2)3～5年规定值。和相对湿度。 75％U1mA下(500kV避雷2)U1mA实测值与初始值或出2)测量电流的导线应使用的泄漏电流器)；厂值比较变化不应大于±5％。屏蔽线。 3)必要时 3)75U1mA。(初始值)下的泄漏电3)初始值系指交接试验时的流不应大于50μA或制造厂规定测量值 3 运行电压1)交接时； 1)测量运行电压下的全电1)测量时应记录环境温度下的交流泄2)新投运流、阻性电流或功率损耗，测相对湿度和运行电压，应注意漏电流的35kV及以量值和初始值比较，不应有明瓷套表面状况的影响及相间上者，投运3显变化，当阻性电流增加到初干扰的影响。个月内带电始值的200％时，必须停电检2)可用第一次带电测试作测量—次，以查；为初始值并替代交接试验后每个雷雨2)当阻性电流增加到初始值季前、后各测的150％时，应适当缩短监测周量一次；期 3)必要时 4 工频参考1)交接时；应符合GB11032～2000或制1)测量时的环境温度宜电流下的工2)必要时造厂规定为20±15℃。频参考电压 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避器(或整相更换) 5 放电记数1)交接时；测试3～5次，均应正常动作，器动作检查 2)必要时测试后计数器指示应调到“0”，不便复零时要记录最后指示位置。 11.4 输电线路用带间隙的金属氧化物避雷器外间隙金属氧化锌避雷器试验项目、周期和要求按表11-4的规定。

表11-4 外间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期、要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)35kV以上，不低于2500MΩ；用2500V及以上兆欧表 2)3～5年； 2)35kV及以下，不低于3)必要时 1000MΩ 2 间隙距离1)交接时；间隙距离与厂家标称距离相纯空气间隙避雷器应进行检查 2)必要时比应在±10mm以内测量 3 避雷器本1)交接时； 1)U1mA实测值与初始值或出1)测量电流的导线应使用体直流1mA2)必要时厂值比较变化不应大±5％。屏蔽线。 4 电压U1mA=和75％U1mA下的泄漏电流放电计数器动作 2)75％U1mA(初始值)下的泄2)初始值系指交接试验时漏电流不应大于50μA或制造的测量值厂规定 1)交接时；测试3～5次，均应正常动作， 2)必要时测试后计数器指示应调到“0”，不便复零时要记录最后指示位置。标准可自行规定。

c)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值或功率损耗，判别标准见表11-2序号3。

12 母线 11.5 35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器

35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期、要求见表11-5。

表11-5 35kV及以下带串联间隙金属氧化物

避雷器的试验项目、周期、要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时；绝缘电阻自行规定，但与历用2500V及以上兆欧表 2）3～5年；次及同类型的测量数据进行比3)必要时较不应有显著变化 2 工频放电1)交接时；工频放电电压应符合制造厂试验 2)必要时的规定 3 底座绝缘1)交接时；不小于10MΩ 用2500V及以上兆欧表电阻 2）3～5年； 3)必要时 4 放电计数1)交接时；测试3～5次，均应正常动作，器动作捡查 2)必要时测试后计数器指示应调到“0”，不便复零时要记录最后指示位置 11.6 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 a)避雷器大修时，其SF6气体按表10-3的规定； b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定； c)其它有关项目按表11-2中的规定。 11.7 避雷器带电试验

a)运行中35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应1~3年进行一次停电试验。

b)运行中35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，

12.1 封闭母线

封闭母线的试验项目、周期和要求见表12-1所示。

表12-1 封闭母线的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； 1)额定电压为15kV及以上用2500V兆欧表 2)大修时；全连式离相封闭母线在常温下3)必要时分相绝缘电阻值不小于100MΩ； 2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 2 交流耐压 1)交接时；额定电压试验电压(kV) 2)大修时； (kV) 出厂现场 3)必要时 6 42 32 15 57 43 20 68 51 24 70 53 12.2 一般母线

一般母线的试验项目、周期和要求见表12-2

表12-2 一般母线的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时；不应低于1MΩ/kV 用2500V兆欧表 2)1～3年； 3)必要时 2 交流耐压1)交接时；额定电压在1kV以上时，试验额定电压在1kV及以下时，试验 2)3～5年；电压参照7.1支柱绝缘子和悬式可用2500V兆欧表测绝缘电3)必要时绝缘子的规定；额定电压在1kV阻代替及以下时，试验电压为1kV 13 二次回路

二次回路的试验项目、周期和要求见表13。

表13 二次回路的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接1)直流小母线和控制盘的用500V或100OV兆欧时；电压小母线，在断开所有其表． 2)大修它并联支路时不应小10M时； Ω。 3)更换二2)二次回路的每一支路的次线时断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ，在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 2 交流耐压 1)交接试验电压为1000V 1)不重要回路可用2500V时；兆欧表测绝缘电阻代替。 2)大修2)48V及以下回路不做交时；流耐压。 3)更换二3)带有电子元件的回路，次线时试验时应将插件取出或两端短接

14 1kV及以下的配电装置和馈电线路

1kV及以下配电装置和馈电线路的试验项目、周期和要求见表14。

表14 1kV以下的配电装置和电力馈线的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻1)交接时；配电装置每一段或馈电线路1)用1000V兆殴表。测量 2)设备大的绝缘电阻应不小于0.5MΩ 2)测量电力馈电线路的绝缘修时电阻时应将相连的断路器，熔断器、用电设备和仪表等断开 2 配电装置1)交接时；试验电压为1000V 1)48V配电装置不做交流的交流耐压2)设备大耐压试验。试验修时 2)可用2500兆欧表代替 3 检查相位 1)交接时；连接相位正确 2)更换设备或接线时注：配电装置指配电盘，配电台，配电柜、操作盘及其载流部分。 15 1kV以上的架空电力线路

1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表15。

67 表15 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 110kV及1)3-5年；在运行电压下检测 1)根据绝缘子的劣化率调以上线路悬2)必要时整检测周期。式绝缘子串2)玻璃绝缘子不进行此项的零值绝缘试验子检测 2 绝缘子和1)交接时； 1)悬式绝缘子的绝缘电阻要1)用2500V及以上的兆欧线路的绝缘2)更换绝求见第7章；表。电阻测量缘子后 2)线路绝缘电阻值自行规定 2)有同杆架设或较近的平3)线路检修后行线路时，线路的绝缘电阻可不测 3 检查相位 1)交接时；线路两端相位应与电网一致 2)线路连接有变动时 4 间隔棒检1)交接时；状态完好、无松动无胶垫脱查 2）3年；落等情况 3)线路检修时 5 阻尼设施1)交接时；无磨损松动等情况的检查 2)1-3年； 3)线路检修时 6 绝缘子表1)1年；参照表7－1执行面等值附盐2)必要时密度 7 35kV及以1)交接时；应与设计值接近根据继电保护，过电压专上线路的工2)线路变业要求进行频参数测量更时 8 额定电压下1)交接时；全电压冲击三次对空载线路冲2)大修后击合闸试验 9 杆塔接地1)交接时；要求见第16章运行中周期按第16章规定电阻测量 2) 3-5年； 3)必要时 16 接地装置

接地装置的试验项目、周期和要求见表16。

表16 接地装置的试验顷目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 有效接地1)交接时； Z≤2000/I 1)测量接地阻抗时，如在必系统的接地2)不超过6式中：I为经接地装置流入地须的最小布极范围内土壤电装置的接地年中的短路电流对称分量最大阻率基本均匀，可采用各种补阻抗 3)可以根值，A；Z为考虑到季节变化的偿法，否则采用远离法。据该接地网量大接地阻抗，Ω。 2)测试时应断开架空地线，挖开检查的如I>4000A，可取Z≤0.5Ω，应注意地中电流的影响结果斟酌延当大地土壤电阻率太高，按Z3)每3年或必要时，验算一长或缩短周≤0.5Ω在技术经济上不合理次I值并校验设备接地引下线期时，允许提高到Z≤5Ω，在后的热稳定。两种情况下必须采取措施以保4)铜质材料地网运行中必证发生接地短路时，在接地装要时进行置上： 1)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值； 2)做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生； 3)3-10kV避雷器不动作 2 非有效接1)交接时； 1)当接地装置与1kV及以下测试时，应断开架空地线地系统的接2)不超过6设备共用接地时，接地阻抗Z地装置的接年； ≤120/I，且不大于4Ω；地阻抗 3)可以根据2)当接地装置仅用于1kV及该接地装置挖以上设备时，接地阻抗Z≤开检查的结果25O/I，且不大于10Ω。斟酌延长或缩短周期 3 1kV以下1)交接时；使用同一接地装置的所有这对于在电源处接地的低压电力设备的2)不超过6类电力设备，当总容量达到或电力网(包括孤立运行的低压接地阻抗年超过100kVA时，其接地阻抗电力网)中的用电设备，只进3)必要时不宜大于4Ω，如容量小于行接零不做接地，所用零线的100kVA时，则接地阻抗不超接地阻抗就是电源设备的接过10Ω 地阻抗，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备接地阻抗 4 微波1)交接时；不宜大于5Ω 测试时应断开电源零线站的接地阻2)不超过(若零线与地网相连) 抗 6年； 3)必要时 5 的燃1)交接时；不宜大于30Ω(无避油、易爆气2)不超过雷针保护的露天贮罐不应超体贮罐及其6年；过10Ω) 管道的接地3)必要时阻抗 69 续表序号项目周期要求说明 6 露天配电1)交接时；不宜大于10Ω 1)与接地网连在一起的装置避雷针2)不超过可不测量，但按序号12要的集中接地6年装量的接地3)必要时求检查与接地网的连接情阻抗及况。避雷针(线)2)在高土壤电阻率地区的接地阻抗难以将接地阻抗降至10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求。 3)测试时，应避免地网的影响 7 发电厂烟1)交接时；不大宜于10Ω 1)与地网连在一起的可囱附近的吸2)不超过不测量，但按序号12的要风机及引风6年求检查与接地网的连接情机处装设的3)必要时况。集中接地装2)测试时，应注意地网的置的接地阻影响抗 8 与架空线1)交接时；排气式和阀式避雷器的接直接连接的2)与所在地阻抗，分别不大于5Ω和3旋转电动机进线段上杆进线段上排塔的接地阻Ω，但对于300～1500kW的气式和阀式抗的测量周小型直配电动机，如不采用避雷器的接期相同 SDJ 7-1979《电力设备过电压地阻抗保护设计技术规程》中相应接线时，此值可酌情放宽 9 有架空地1)交接时；当杆塔高度在40m以下对于高度在40m以下的线的线路杆2)发电厂时，按下表要求，如杆塔高杆塔，如土壤电阻率很高，塔的接地阻或变电所进度达到或超过40m时，则取接地阻抗难以降到30Ω时，抗出线2km内下表值的50％．但当土壤电可采用6～8根总长不超过的杆塔1～3阻率大于2000Ω·m时，接500m的放射形接地体或连年；地阻抗难以达到15Ω时，可续伸长接地体，其接地阻抗3)其他线增加至20Ω。可不受，但对于高度达路杆塔不超土壤电阻率接地阻抗到或超过40m的杆塔，其接过5年 (Ω·m) (Ω) 地阻抗也不宜超过20Ω 100及以下 10 100～500 15 500～1000 20 1000～2000 25 2000以上 30 70

续表序号项目周期要求说明 10 无架空地1)交接时；种类接地阻线的线路杆2)发电厂抗(Ω) 塔接地阻抗或变电所进非有效接地系统出线2km内的钢筋混凝土杆、30 的杆塔：1～金属杆 3年；中性点不接地的 3)其他线低压电力网的线路路杆塔不超钢筋混凝土杆，金50 过6年属杆低压进户线绝缘子铁脚 30 11 接地装置必要时仅对110kV以上发电厂或测试时用4极法，要求安装地域的变电所进行 a>D，式中：a为电极间距土壤电阻率离；D为地网对角线距离 12 检查有效1~3年 1)任意两点间电阻值不应1)将所测的数据与历次接地系统的大于0.2欧姆；数据相互比较，通过分析决电力设备接2)不得有开断、松脱或严重定是否进行挖开检查或缩地引下线与腐蚀（有效截面小于60％）短导通性检测周期。接地网的连等现象 2)应采用测量电流大于通情况 1A的接地引下线导通测量专用仪器进行测量抽样开挖1)本项目不得有开断，松脱或严重1)土壤电阻率<10Ω·m检查发电只限于已经腐蚀等现象者或盐碱地等高腐蚀性地区厂、变电所运行10年以以及使用降阻剂时应缩短周地中接地的上或高腐蚀期至8年。腐蚀情况性地区的接2)可根据电气设备的重13 地网；要性和施工的安全，选择2)以后检5～8个固定点沿接地引下查年限可根线进行开挖检查，如有疑问据前次开挖应扩大开挖范围。检查的结果3)铜质材料接地网不必自行决定定期开挖捡查

17 电除尘器

17.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表17-1

71 表17-1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明高压绕组1)交接时； >500MΩ 用2500V兆欧表 1 对低压绕组2)大修时；及对地的绝3)必要时缘电阻低压绕组1)交接时； >300MΩ 用1000V兆欧表 2 的绝缘电阻 2)大修时； 3)必要时硅整流元1)交接时； >2000 MΩ 用2500V兆欧表 3 件及高压套2)大修时；管对地的绝3)必要时缘电阻穿芯螺栓1)交接时；自行规定 1)在吊芯检查时进行 4 对地的绝缘2)大修时；电阻 3)必要时高、低压绕1)交接时；与出厂值相差不超出±2％范换算到75℃ 5 组的直流电2)大修时；围阻 3)必要时变压器油1)交接时；参照表10-1中序号1、6 6 试验 2)大修时； 3)1-3年 4)必要时油中溶解1)交接时；参照表3-1中序号1注意值自 7 气体色谱分2)大修时；行规定析 3)1年 4)必要时 1)交接时；输出1.5Um(或产品技术条件不带电除尘电场 2)大修时；规定的允许值)，保持1min，应8 空载升压 3)更换绕组无闪络、无击穿现象，并记录空后；载电流 4)必要时电除尘器1)交接时；异极距150mm时击穿电压每台电源均需逐点升压，记9 冷态空载升2)大修时 U2≥55kV，异极距每增加录相应表盘的一、二次电压、压伏安特性3)必要时； 10mm，U2至少增加2.5kV 电流值，直至电场闪烙。试验或者符合产品技术条件规定 1)交接时；偏差不超出规定值±5% 10 电流、电压取样电阻 2)大修时 3)必要时； 1)交接时；桥臂间阻值相差小于10% 11 各桥臂正、反向电阻值 2)大修时 3)必要时；

17.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表17—2

表17-2 低压电抗器的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 穿芯螺杆1)交接时；自行规定使用1000V兆欧表对地的绝缘2)大修时电阻 2 绕组对地1)交接时； >300MΩ 使用2500V兆欧表的绝缘电阻 2)大修时 3 绕组各抽1)交接时；与出厂值相差不超出±换算到75℃ 头的直流电2)必要时 2％范围阻 4 变压器油1)交接时； >20kV 击穿电压 2)大修时 17.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表7～3

表17-3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； >500MΩ 用2500V兆欧表 2)更换后 2 耐压试验 1)交接时；直流100kV或交流72kV、 2)更换后 1min无闪络 17.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表17-4

表17-4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求

序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)交接时； >1500MΩ 用2500V兆欧表 2)大修时； 3)重作电缆头时 2 直流耐压1)交接时； 1)交接时时耐压值为电缆及泄漏 2)大修时；工作电压的2倍，10min 电流 3)重作电2)大修和重作电缆头时耐缆头时压值为电缆工作电压的1.7倍，10min 3)当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30μA 73 17.5 电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于0.5Ω。 17.6 高低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。

18 红外检测

电力设备红外检测项目、周期和要求见表18。

表18 电力设备红外检测项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 变压器、电1)交接及按DL/T 6—1999《带电设测量套管及接头、油箱壳、抗器大修后带负备红外诊断技术应用导则》要求油枕、冷却器进出口等部位荷一个月内执行 (但应超过 24h)2) ；110kV 及以上负荷较重的变压器每年2次； 3)其它1年； 4)必要时 2 电流互感1)交接及按DL/T 6—1999要求执行测量引线接头、瓷套表面、器大修后带负二次端子箱等部位荷一个月内(但应超过24h)；以上变电站：2)220kV及每年1次； 3)必要时 3 电压互感1)交接及按DL/T 6—1999要求执行测量引线接头、瓷套表面、器、耦合电容大修后带负二次端子箱等部位器荷一个月内 (但应超过24h)；及以上重要2)220kV枢纽变电站每年1次； 3)必要时 4 开关设备 1)交接及按DL/T6—1999要求执行测量各连接部位、断路器，大修后带负刀闸触头等部位，敞开式断路荷24h后；器在热备用状态应对断口并2)220kV 联电容器测量及以上通流较大的开关设备每年2次；年；3)其他一4)必要时 74

续表 19 其它序号项目周期要求说明 5 电力电缆 1)交接及大按DL/T6—1999要求执测量电缆终端和非直埋式电修后带负荷行缆中间接头、交叉互联箱、外一个月内(但护套屏蔽接地点和电缆夹层等应超过24h)；部位 2)负荷较重电缆：每年2次； 3)其他一年； 4)必要时 6 并联电容1)交接且大按DL/T6—1999要求执测量接头及电容器外壳等器修后带电一行部位个月内(但应超过24h)； 2)1年； 3)必要时 7 避雷器 1)交接且大按DL/T6—1999要求执测量引线接头及瓷套表面修后带电一个行等部位月内(但应超过24h)； 2)220kV及以上每年2次； 3)其它1年； 4)必要时 8 发电机及1)交接及按DL/T6—1999要求执滑环、碳刷、汽轮发电机端重要电动机大修后带电行盖 1个月内； 2)每年2次； 3)必要时 9 其它设备 1)交接及按DL/T6—1999要求执穿墙套管、输电线路、母线、大修后带电行金具和二次回路等。一个月内； 2)一年； 3)必要时注：1、对长期满载或过载的输变电设备应缩短检测周期； 2、对运行环境温度高、存在过热缺陷的设备和老旧设备等应适当缩短检测周期。

19.1 新型设备

19.1.1 电子式互感器绝缘试验项目为：绝缘电阻和交流耐压，要求参照互感器章节有关条款执行；其余试验项目应符合制造厂规定。

19.1.2 箱式变电站、环网柜、柱上断路器、电缆分支箱等参照相应电压等级设备章节有关条款及制造厂规定执行。

19.2 设备外绝缘爬电距离检查

19.2.1 交接时应对设备外绝缘爬电距离进行核实，满足设备订货技术协议要求。

19.2.2 运行中设备实际外绝缘爬电距离不满足当地污秽等级要求时，应采取增装增爬裙、喷涂RTV防污闪涂料等调爬措施。

附录A 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

序号项目要求说明 1 整相绕 1)整相绕组(或分支)的(△tanδ)值不大1)在绝缘不受潮的状态下组(或分支)与下列值：进行试验；及单根线棒定于电压等级(kV) (△tanδ) 2)槽外测量单根线棒△tanδ的tanδ增时，线棒两端应加屏蔽环；量(△tanδ) 6 6.5 3)在环境温度下试验 10 6.5 (△tanδ)(％)值指额定电压下和起始游离电压下血tanδ(％)之差值。对于6kV及 10kV电压等级，起始游离电压分别取3kV 和4kV。 2)定于电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的△tanδ(％)值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un 相邻0.2Un电压0.8Un和0.2Un下之差值间隔下之差值下之差值 11 2.5 3.5 凡现插条件具备者，最高拭验电压可选择1.5Un；否则也可选择(0.8～1 0) Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un、0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un，下△tanδ之差值 2 整相绕组1)整相绕组(或分支) P1)在绝缘不受潮的状态下及i2在额定电压Un（或分支)进行试验单根线棒的以内明显出现者(电流增加倾向倍数m2>l.6)2)按下图作出电流电压特第二急增点属于有老化特征。绝缘良好者，Pi2不出性曲线 P现或在Un以上不明显出现： i2，测量整相绕组电流2)单根线棒实测或由Pi2预测的平均击增加率△穿电压，不小于(2.5～3)Un I(％) 3)整相绕组电流增加率不大于下列值：定子电压 3)电流增加率 △I=（I-I等级(KV) 6 10 0)/I0×100% 式中：I为在Un下的实际试验电压((KV) 6 10 电容电流；I0为在Un下I=F（U)曲线中按线性关系求得的电容电流额定电压下电4)电流增加倾向倍数流增加率(％) 8.5 12 m2=tanθ2/ tanθ0 式中：tanθ2为I=f（U) 特性曲线中出现Pi2点之斜率，anθ2为I=f（U)特性曲线中出现点以下Pi2点之斜率 77 续表序号项目要求说明 3 整相绕组 1)整相绕组(或分支)之局部放电量不（或分支）大于下列值：及单根线棒之局部放电定于电压 6 10 量等级(kv) 量高试验电压(Lv) 6 10 局部放电试验电压(kv) 4 6 最大放电量（C) 1.5×10-8 1.5×10-8 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 4 整相绕应符合表2-1中序号3、4有关规定组(或分支) 交直流耐压试验注1：进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

注2：当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。 (1)累计运行时间超过20年，制造工艺不良者，可以适当提前。 (2)运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故。

(3)外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘硅坏等老化现象。

(4)鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。

注3：鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进

行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不做规定。

同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见DL/T492—1992《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》。

附录B 绝缘子的交流耐压实验电压标准

（规范性附录)

表B.1 支柱绝缘子的耐压试验电压

交流耐压试验电压最高工作额定电压纯瓷绝缘固体有机绝缘电压出厂交接及大修出厂交接及大修 3 3.6 25 25 25 22 6 7.2 32 32 32 26 10 12 42 42 42 38 15 18 57 57 57 50 20 24 68 68 68 59 35 40.5 100 100 100 90 110 126 265 265(305) 265 240(280) 220 252 490 490 490 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

79 附录C 污秽等级与对应盐密度值

（参考件）

表C.1 普通悬式绝缘子（X-45、XP-70、XP-160）

附盐密度对应的污秽等级

污秽等级 0 1 2 3 4 线路盐密 ≤0.03 ＞0.03-0.06 ＞0.06-0.10 ＞0.10-0.25 ＞0.25-0.35 发、变电所盐密 ≤0.06 ＞0.06-0.10 ＞0.10-0.25 ＞0.25-0.35 表C.2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级

污秽等级 1 2 3 4 盐密 ≤0.02 ＞0.02~0.05 ＞0.05~0.1 ＞0.1~0.2 80

附录D 橡塑电缆内衬层和外护套被

破坏进水确定方法(参考件)

直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受到外力破环而又末完全破损时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外扩套破损进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表D.1所示。

表D.1 橡塑电缆的金属层、铠装层及

其涂层用材料的电极电位金属种类铜Cu 铅Pb 铁Fe 锌Zn 铝Al 电位(v) +0.334 -0.112 -0.44 -0.76 -1.33 当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地－0.76V的电位，如内衬层也破损进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334-(-0.76)=1.1 V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢带为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每千米绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用高内阻万用表的“正”、“负”，表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可判断外护套和内衬层已破损进水。

外扩套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水分直接与电缆芯接触并可能会腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。

81 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法

(参考件)

E.1 终端

终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2，；铠装层接地线的截面不应小于10mm2。

E.2 中间接头

中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须与铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。

附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值

（参考件）

F.1 阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1~表F4。

表F.1 FZ避雷器的电导电流值和工频放电电压值

额定电压试验电压电导电流工频放电电型号（KV) （KV) (μA) 压有效值(KV) FZ-3 3 4 450-650 9~11 (FZ2—3) (<10) FZ—6 6 6 400~600 16~19 (FZ2—6) (<10) FZ—1O 400~600 10 10 26~31 (FZ2-10) (<10) FZ-15 15 16 400~600 41~49 FZ-20 20 20 400~600 51~61 FZ-35 35 16(15kV元件) 400~600 82~98 FZ-40 40 20(20kV元件) 400~600 95~118 FZ-60 60 20(20kY元件) 400~600 140~173 FZ-110J 110 24(30kV元件) 400~600 224~268 FZ-110 110 24(30kV元件) 400~600 254~312 FZ-220J 220 24(30kV元件) 400~600 448~536 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。

83 表F.2 FS型避雷器的电导电流值

型号 FS49-3FS8—3， FS4—6．FS8—6， FS4-10．FS8—1O， FS4-3GY FS4-6GY FS4—10GY 额定电压(kv) 3 6 10 试验电压(kv) 4 7 10 电导电流(μA) 10 10 10 F.3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值型号 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ-30DT③ FCZ3-110J FCZ3-220J （FCZ2-110J) （FCZ2-220J）额定电压 (kV) 35 35 35 110 220 试验电压 (kV) 50① 50② 18 110（100) 100（100) 电导电流 (μA) 250-400 250-400 150-300 250-400 250-400 (400-600) (400-600) 工频放电电压有效 70-85 78-90 85-100 170-195 340—390 值（kV) ①FCZ3-35在4000m（包括4000m））海拔以上加直流实验电压60kV ②FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV ③FCZ-300DT适用于热带多雷地区

表F.4 FCD型避雷器电导电流值

额定电压(kV) 2 3 4 6 10 13．2 15 试验电压(kV) 2 3 4 6 10 13．2 15 电导电流(μA) FCD为50~100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5~20 F.2 几点说明：

1) 电导电流相差值(％)系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2) 非线性因数按下式计算 α=log(U2／U1)／log(I2／I1)

式中：U1、U2——表11-1序号2中规定的试验电压；

I1、I2——在U1和U2电压下的电导电流。

3)非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准

1min工频耐受电压有效值(kV) 穿墙套臂额定电压 (kV) 最高工作 (kV) 出3 6 10 15 20 35 66 110 220 500 3.6 7.2 12 18 24 40.5 72.5 126 252 550 20 25 35 45 55 85 交接 17 21 30 38 47 72 厂大修出厂 20 25 35 45 55 85 150 200 395 680 交接大修 17 21 30 38 47 72 128 170 335 578 出厂 25 30 (20) 42 (28) 55 65 95 155 200 395 680 交接大修 23 27 (18) 38 (25) 50 59 85 140 180 356 612 出厂 25 30 42 55 65 95 155 200 395 680 交接大修 23 27 38 50 59 85 140 180 356 612 出厂 25 30 (20) 42 (28) 55 65 95 155 200 395 680 交接大修 25 30 (20) 42 (28) 55 65 95 155 200 395 680 油浸电力变压器并联电抗器电压互感器断路器电流互感器干式电抗器纯瓷和纯瓷充油绝缘出厂 25 30 42 55 65 95 155 200 395 680 交接大修 25 30 42 55 65 95 155 200 395 680 固体有机绝缘出厂 25 30 (20) 42 (28) 55 65 95 155 200 395 680 交接大修 23 27 38 50 59 85 140 180 356 612 隔离开关干式电力变压器交接 8.5 17 24 32 43 60 出厂 25 32 42 57 68 100 155 230 395 680 交接出25 32 (20) 42 (28) 57 68 100 155 230 395 680 10 20 28 38 50 70 大修厂大修 (20) (17) (28) (24) (20) (17) (28) (24) (20) (18) (28) (25) (20) (20) (28) (28) (18) (20) (25) (28) (50) (43) 150 128 200 170 395 335 680 578 (50) (43) 注：括号内为低电阻接地系统。

85 附录H 电力变压器的交流试验电压

额定电压最高工作线端交流试验电压值(kv) 中性点交流试验电压值(kv) (kv) 电压(KV) 出厂或全部交接或部分出厂或部分交接或部分更换绕组更换绕组更换绕组更换绕组 <1 ≤1 3 2.5 3 2.5 3 3.5 18 15 18 15 6 6.9 25 21 25 21 10 11.5 35 30 35 30 15 17.5 45 38 45 38 20 23.0 55 47 55 47 35 40.5 85 72 85 72 110 126 200 170（195) 95 80 360 306 85 72 220 252 395 336 （200) (170) 630 536 85 72 500 550 680 578 140 120 注：括号内数值适用于小接地短路电流系统。

86 附录I 油浸电力变压器绕组

直流泄漏电流参考

额定电压试验电压在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) (kv) 峰值(KV) 10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 80℃ 2～3 5 11 17 25 39 55 83 125 178 6～15 10 22 33 50 77 112 166 250 356 20～35 20 33 50 74 111 167 250 400 570 110～220 40 33 50 74 111 167 250 400 570 500 60 20 30 45 67 100 150 235 330 87

附录J 合成绝缘子和RTV涂料憎水

性测量方法及判断准则

J.1 通则

绝缘子憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎水性的丧失与恢复特性。

运行复合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，若遇雨雾天气，应在雨雾停止4天后测量。

憎水性状态用静态接触角(θ)和憎水性分级(HC)来表示。 J.2 试品准备 J.2.1 试品要求

试品的配方及硫化成形工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙与护套的配方及硫化成形工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。静态接触角法(CA法)采用平板试晶，面积为30cm2～50 cm2，试品厚度3mm～6mm，试品数量为3个。

喷水分级法(HC法)采用平板或伞裙试品，面积50cm2～100 cm2，试晶数量为5个。

J.2.2 清洁表面试品预处理

用无水乙醇清洗表面，然后用自来水冲洗，干燥后置于防尘容器内，在实验室标准环境条件下至少保存24h。 J.2.3 试品涂污及憎水性迁移

按照DL/T 810—2002《±500kV直流棒形悬式复合绝缘子技术条件》附录B中B2.2、B2.3条的方法涂污，盐密和灰密分别为0.1mg/cm2、0.5mg/cm2。涂污后的试品置于实验室标准环境条件下的防尘容器内进行憎水性迁移，迁移时间为4天。

88 J.3 测量方法

J.3.1 静态接触角法(CA法)

静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水性状态的方法。可通过静态接触角测量仪器、测量显微镜或照相等方法来测量静态接触角θ的大小。

水珠的体积4μl～7μl左右(即水珠重量4mg～7mg)，每个试品需测5个水珠的静态接触角(3个试品15个测量点的平均值为θav、最小值为θmin)。

J.3.2 喷水分级法(HC法)

喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水性状态分为6级，分别表示为HCl~HC6。HCl级对应憎水性很强的表面，HC6级对应完全亲水性的表面。憎水性分级的描述及典型状况见DL/T810—2002附录E，典型状况见附图。

对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下：

(1) 喷水设备喷嘴距试品25cm，每秒喷水1次，共25次，喷水后表面应有水分流下。喷射方向尽可能垂直于试品表面，憎水性分级的HC值的读取应在喷水结束后30s以内完成。试品与水平面呈20~30º左右倾角；

(2) 喷水设备可用喷壶，每次喷水量为0.7ml-1ml；喷射角为50 ~70º。喷射角可采用在距喷嘴25cm远处立一张报纸，喷射方向垂直于报纸，喷水10~15次，形成的湿斑直径在25cm~35cm的方法进行校正。

J.4 判定准则 J.4.1 憎水性

图J 1 憎水性分级示意图

按J3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角θ及憎水性分级HC值。复合绝缘子的伞裙护套材料应满足： (1)静态接触角θav≥100°，θmin≥90°；

90 (2)对出厂绝缘子一般应为HCl—HC2级，且HC3级的试品不多于1个。

J.4.2 憎水性的丧失特性

在实验室标准环境条件下，将5片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡96h，水量应保证试品被完全浸没。试品要求见第J2。将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角θ及HC值，其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程应在10min内完成。试品应满足： (1)静态接触角θav≥90°，θmin≥85°；

(2)对出厂绝缘子一般应为HC3—HC4级，且HC5级的试品不多于1个；

(3)对已运行绝缘子一般应为HC4—HC6级，且HC5—HC6 级的试品不多于1个。

J.4.3 憎水性的迁移特性

从5个按J2.3规定的方法涂污并憎水性迁移4天后的试品中，任选3个，顺序测量其静态接触角θ及HC值，其余两个试品仅测HC值。试品应满足：

(1)静态接触角θav≥110，θmin≥100；

(2)对出厂绝缘子一般应为HC2～HC3级，且HC4～HC5级的试品不多于1个；

(3)对已运行绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5～HC6级的试品不多于1个。

J.4.4 憎水性恢复时间

完成J4.1测量后，从水中取出试品，测量憎水性恢复至J4.1条憎水性分级水平的时间，对出厂绝缘子和已运行绝缘于憎水性恢复时间应小于24h。

附录K 气体绝缘金属封闭开关

方案3：

设备老炼试验方法

K.1 老炼试验

老炼试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式地或连续地加压，其目的是：

(1)将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对设备的危险性减低，甚至没有危害； (2)通过放电烧掉细小的微粒或电极上的毛刺，附着的尘埃等。

老炼试验的基本原则是既要达到设备净化的目的，又要尽量减少净化过程中微粒触发的击穿，还要减少对被试设备的损害，即减少设备承受较高电压作用的时间，所以逐级升压时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下不允许长时间耐压。

老炼试验应在现场耐压试验前进行。若最后施加的电压达到规定的现场耐压值Ut，耐压lmin，则老炼试验可代替耐压试验。老炼试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下方案，可从如下方案选择或与制造厂商定。方案1：

加压程序是：Um/3 15min→Ut lmin，如图K.1所示。方案2：

加压程序是：0.25Ut 2min→0.5Ut l0min→0.75Ut lmin→Ut 1min，如图K.2所示。

92 93

加压程序是：Um／3 5 min→Um 3min—Ut 1min，如图K.3所示。

方案4：

加压程序是：Um／3 3min→Um 15min—Ut 1min→ 1.1 Um 3min，如图K.4所示。

K.2 试验判据

K.2.1 如GIS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GIS通过试验。

K.2.2 在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的声、光、电、化学等各种效应及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。遇有放电情况，可采取下述步骤：

(1)进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，则该放电是自恢复放电，认为耐压试验通过。如重复试验再次失败，则应解体进行检查。

(2)设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再一次进行耐压试验。

94 附录L 断路器回路电阻厂家标准

ID 厂家类型电压(kV) 型号电流直阻标准备注 1 沈阳少油 110 SW2-110I 180 2 沈阳少油 110 SW2-110Ⅱ 180 3 沈阳少油 110 SW2-110Ⅲ 140 4 沈阳少油 220 SW2-220I 180 单断口 5 沈阳少油 220 SW2-220Ⅱ 180 单断口 6 沈阳少油 220 SW2-220Ⅲ 180 单断口 7 沈阳少油 220 SW2-220Ⅳ 140 单断口 8 沈阳 SF6 110 LW11-110 70 9 沈阳 SF6 220 LW11-220 3150 40 10 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 40 11 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 80 12 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 90 13 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 190 14 沈阳 SF6 220 LW11-500 200 15 沈阳 SF6 110 LW6-110 35 16 沈阳 SF6 220 LW6-220 35 单断口 17 平顶山 SF6 110 LW6-110 3150 35 单斯口 18 平顶山 SF6 220 LW6-220 3150 90 单断口35 19 平顶山 SF6 500 LW6-500 3150 200 单断口35 20 西安 SF6 220 LW15-252 42 21 西安 SF6 220 LW15-500 42 22 西安 SF6 110 LW14-126 30 西安 SFLW14-145 33 23 6 110 西安 SF6 110 LW25-126 45

续表

ID 厂家类型电压(kv) 型号电流直阻标准备注 23 西安 sF6 220 LW25-252 45 原型号为 24 西安 SF6 500 LW13-500 250 500—SFMT —50B 25 少油 110 SW1-110 600 700 26 少油 110 SW3-110 1000 160 27 少油 110 SW3-110G 1200 180 28 少伯 110 SW4-110 1000 300 29 少油 110 SW6-110 1200 300 30 少油 110 SW7-110 1500 95 31 少油 220 SW2-220 1500 400 32 少油 220 SW4-220 1000 600 33 西安少抽 220 SW6-220 1600 400 34 沈阳少油 220 SW6-220 1200 450 35 sF6 220 LW4-220 120 36 sF6 220 LW17-220 100 37 sF6 110 LW17-145 75 38 西门子 sF6 500 3ASS 3150 275 39 日立 sF6 500 OFPTB 3150 150 40 日立 sF6 220 OFPTB 3150 150 41 美国真空 35 VBM、VBU 200 42 ABB sF6 500 ELFSP7-2 4000 85 43 多油 35 DW8-35 250 44 三菱 SF6 220 250-SFM-50B 2000 35 45 北京ABB SF6 110 LTB145D1/B 3150 40 46 SF6 220 HPL245B1 4000 50 47 SF6 220 HPL245B1 4000 40 48 上海华通 SF6 220 LW31-252 3150 45 单断口 49 SF6 220 ELFSLA-2 3150 50 单断口 50 SF6 110 LW17-125 2500 55 单断口注：以上为断路器厂家标准，若遇上表中未列的继路器型号，可参考相同电压等级、相同载流下的其他类型继路器或与厂家咨询。

附加说明：

本规程由山西省电力公司生产技术部提出，山西电力科学研究院修订。本次修订的主要内容有：

一、增加了交接试验的有关项目和要求。

二、增加了输电线路合成绝缘子、RTV涂料、输电线路用金属氧化物避雷器和红外检测等内容，提出新型电力设备试验要求和不停电检测的原则。

三、对一些新的试验项目和推荐的试验方法，在附录中给出了可供参考的试验标准、试验方法和厂家标准。

四、修订了与最新国标、反措不一致的内容。

本规程由山西省电力公司生技部负责解释。各单位在执行过程中,若发现不妥或需要补充之处,请以书面形式及时报山西省电力公司生技部。

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