2020年(电力行业)江苏省电力设备交接和预防性试验规程

（电力行业）江苏省电力设备交接和预防性

试验规程

1 范围

本规程规定了各种电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。 本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。

本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。

从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本规程执行。 2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB261—83石油产品闪点测定法 GB264—83石油产品酸值测定法

GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合 GB/T16927.1—1997高电压试验技术 第一部分:一般试验要求 GB/T507—86绝缘油介电强度测定法 GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB1094.1～2—1996电力变压器 GB1094.3～5—85电力变压器

GB2536—90变压器油GB5583—85互感器局部放电测量 GB5654—85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 GB6450—86干式电力变压器 GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)

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GB7252—87变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB7328—87变压器和电抗器的声级测定

GB7595—87运行中变压器油质量标准 GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T7599—87运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件

GB7600—87运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB7601—87运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB11022—89高压开关设备通用技术条件 GB11023—89高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器 GB12022—89工业六氟化硫

DL/T421—91绝缘油体积电阻率测定法 DL/T423—91绝缘油中含气量测定真空压差法

DL/T429.9—91电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法 DL/T450—91绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法) DL/T459—92镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T492—92发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则

SH0040—91超高压变压器油 SH0351—92断路器油

3 定义、符号

3.1 交接、预防性试验

为了发现新安装及运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.3 带电测量 对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。

3.4 绝缘电阻 在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。

3.5 吸收比 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。 3.6 极化指数 在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。 3.7 本规程所用的符号

Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)； Um 设备最高电压；

U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)； U1mA 避雷器直流1mA下的参考电压； tgδ 介质损耗因数。

4 总则

4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

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4.2 遇到特殊情况需改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。 4.3 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。

50Hz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1min；其它耐压试验的试验电压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。

充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。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： 500kV＞72h 220kV＞48h 110kV及以下＞24h

4.4 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。 4.5 预防性试验时，如电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同，应根据下列原则确定试验电压： a)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；

b)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；

c)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。 交接试验时，耐压试验电压值以额定电压的倍数计算，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。

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

进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+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%。 本规程中使用常温为10～40℃；运行温度为75℃。 4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

4.8 新安装投运的110千伏及以上设备（包括主变套管）三年内电气试验应每年一次，各项指标均合格后，转入正常周期。新安装投运的35千伏主变压器、消弧线圈、互感器、耦合电容器一年后应做电气试验一次，各项指标均合格后，转入正常周期。 4.9 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。

4.10 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。 4.11 本规程未作规定的其它电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，按制造厂的要求执行，制造厂未作要求的自行规定。 4.12 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的预试执行周期。 5 旋转电机

5.1 同步发电机和调相机

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

表1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 要求 说明 第6页 共110页

1)额定电压为1000V以上者，采用2500V兆欧表，量程1)交接时 定子绕组的1 收比或极化指数 2)大修前、3)1年或小（中）修时 绝缘电阻、吸后 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因 2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100% 3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；水内冷定子绕组自行规定 一般不低于10000MΩ；2)水内冷定子绕组用专用兆欧表； 3)220MW及以上机组，在具备测量极化指数的条件下，推荐测量极化指数。4）水内冷电机应在消除剩水影响的情况下进行。 5）交流耐压试验合格的电机，当其绝缘电阻在接近运行温度、环氧粉云母绝缘的电机则在常温下不低于其额定电压每千伏1MΩ时，可不经干燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进行内部作业。 6）对水冷电机，应测量汇水管及引水管的绝缘电阻。阻值应符合制造厂的规定 1)交接时 2 定子绕组的直流电阻 2)大修时 3)出口短路后 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%(水轮发电机为1%)。超出要求者，应查明原因 1)在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 2)汽轮发电机相间(或分支间)差别及其历年的相对变化大于1%时，应引起注意 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，1)试验电压如下： 全部更换定子绕组并修好后、交接时 3.0Un 1)交接时 后 3)更换绕组后 4)1年或小（中）修时 局部更换定子绕组并修好后 2.5Un 运行20年及以下者 2.5Un 运行20年以上与架空线直接连接者 2.5Un 运行20年以上不与架空线直接连接者 (2.0～2.5)Un 小修时和大修后： 2.0Un 2)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化 3)泄漏电流不随时间的延长而增大 1) 全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下 1)交接时 4 定子绕组交流耐压试验 2)大修前 3)更换绕组后 4)必要时 10000及以上 容量kW或kVA 小于10000 额定电压UnV 36以上 6000以下 6000～18000 18000以上 试验电压V 2Un+1000但最低为1500 2.5Un 2Un+1000 按专门协议 2)大修前、大修前： 定子绕组泄3 漏电流和直流耐压试验 可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验；2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min；3)不符合2)、3)要求之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行；4)泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析；5)试验时，微安表应接在高压侧，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。冷却水质应透开启式水系统不大于5.0×102μS/m；对于独立的密闭的100%（交接时为50%）；最大泄漏电流在20μＡ以下者，明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于循环水系统现暂可执行2.0×102μS/m，但应力争达到1.5×102μS/m水内冷电机试验时，宜采用低压屏蔽法。 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1) 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5) 3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍 第8页 共110页

2)交接时按上表的0.8倍执行 3)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为： 运行20年及以下者 1.5Un 运行20年以上与架空线路直接连接者 1.5Un 运行20年以上不与架空线路直接连接者 (1.3～1.5)Un 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A 1)采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下1)交接时 5 转子绕组的绝缘电阻 2)大修时 3)小修时4)转子清扫前、后 转子绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修时 1)显极式转子交接7 转子绕组交流耐压试验 时大修时和更换绕组后2)隐极式转子拆卸套箍显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后 显极式和隐极式转子交接时或全部更换绕组并修好后 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ 兆欧表或其它测量仪器；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未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ，或在20℃时不小于20kΩ，允许投入运行； 3)对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在10～30℃时不小于0.5MΩ 6 与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不超过2% 试验电压如下： 额定励磁电压500V及以下者为10Un，但不低于1500V；500V以上者为2Un+4000V 5Un,但不低于1000V，不大于2000V 1)在冷态下进行测量 2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量 1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2)隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 发电机和励磁机的励磁回路所连接8 的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接9 的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验 1)交接时2)大修时 试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1)交接时 2)大修时 3)小修时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除 1)小修时用1000V兆欧表 2) 交接、大修时用2500V兆欧表 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 5Un,但不低于1000V，不大于2000V 第10页 共110页

1) 交接时 2)重新组10 定子铁芯试验 装或更换、修理硅钢片后 3)必要时 发电机组、励磁机轴承和11 转子进水支座的绝缘电阻 灭磁电阻器12 (或自同期电阻器)的直流电阻 13 灭磁开关的并联电阻 1)交接时 2)大修时 与初始值比较应无显著差别 1)交接时 2)大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 1)交接时 2)大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MΩ 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；油槽充油并顶起转子时，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100MΩ 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定 2)单位损耗参考值见附录A 3)对运行年久的电机自行规定 1)在磁密为1T下持续试验时间为90min,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 2)用红外热像仪测温；3）交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验 1） 汽轮发电机组的轴承绝 缘，用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量 2） 交接时对氢冷发电机应 测量内、外挡板的绝缘电阻，其值应符合制造厂的规定 电阻值应分段测量 1）隐极式转子在膛内或膛外，以及不同转速下测量转子绕组的14 交流阻抗和功率损耗 （300MW双水内冷机组必要时）显极式转子对每一个转1)交接时 2)大修时 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化 子绕组测量 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 1)交接时 1)绝缘电阻值自行规定 1)用250V及以下的兆欧表 15 检温计绝缘电阻和温度误差检验 定子槽部线16 圈防晕层对地电位 汽轮发电机17 定子绕组引线的自振频率 2)大修时 2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定 2)检温计除埋入式外还包括水内冷定子绕组引水管出水温度计 1)运行中（至少在大修停机前）检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量；2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值；3)有条件时可采用超声法探测槽放电 必要时 不大于10V 1)交接时； 2)第一次大修时； 3)必要时 1)直流试验电压值为Un 2)测试结果一般不大于下表中的值 1)交接时 2)大修时 3)必要时 手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头 （20μA；100MΩ电阻上的电压降值为2000V） 端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块 （30μA；100MΩ电阻上的电压降值为3000V） 1) 交接1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一自振频率fz不得介于基频的±10%范围内且要求≤94Hz和,≥115Hz 1）200MW及以上机组应至少检测一次 2）交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验 1） 本项试验适用于200MW及以上的国产水氢氢汽轮发电机，还应包括300MW双水内冷汽轮发电机。 2） 可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷 1) 尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验 2) 交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验 定子绕组端18 部手包绝缘施加直流电压测量 19 轴电压 时 2)大修后 累计运行般应等于轴承与机座间的电压2)汽轮发电机大轴对地电压一测量时采用高内阻（不小于100kΩ/V宽频的交流电压表。 般小于10V3)水轮发电机不作规定 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值 20 定子绕组绝缘老化鉴定 时间20年以上且运行或预防见附录A 第12页 共110页

性试验中绝缘频繁击穿时 1)交接时 21 空载特性曲线 2)更换绕组后 3)大修后 1)交接时 22 三相稳定短路特性曲线 2)更换绕组后；3)必要时 发电机定子23 开路时的灭磁时间常数 1) 交接时 2)更换灭磁开关后 1) 交接24 检查相序 时；2)改动接线时 1)定、转子绕组更换25 温升试验 后；2)冷却系统改进后； 应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度的方法进行校核 应与电网的相序一致 时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异 与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内；2)在额定转速下的定子电压最高值：a)水轮发电机为1.5Un(以不超过额定励磁电流为限)，b)汽轮发电机为1.3Un(带变压器时为1.1Un)；3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min 1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验 2)新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3Un空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验 1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验 2)新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验 3)第一次大修前； 4)必要时 测量超瞬态26 电抗和负序电抗 测量发电机27 自动灭磁装置分闸后的定子残压 5.1.2 各类试验项目：

交接试验项目见表1中序号1～15、17～19、21～24、26、27。其中序号7适用于显极式。

大修前试验项目见表1中序号1、3、4，大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11～15、18，大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。 定期试验项目见表1中序号1、3。 5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。

5.1.3.1 发电机和同步调相机大修中更换绕组时，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：

a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于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

1）交接时 2）必要时 不作规定 发电机在空载额定电压下自动灭磁装置分闸后测量定子残压 交接时 不作规定 当无制造厂型式试验数据时，应进行测量 第14页 共110页

电机的吸收比自行规定，在具备测量极化指数的条件下，极化指数自行规定。

b)在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ (取Un的千伏数，下同)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算。

5.1.3.2运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。 5.2 直流电机

5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表2。 表2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 周期 1)交接时；绕组的绝缘电阻 2)大修时；3)小修时 2 绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修时 1)交接时 2)大修时 1)交接时 1)与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定 2)100kW以下的不重要的电机自行规定 1)由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判相互间的差值不应超过正常最小值的10% 1)交接时励磁绕组对外壳和电枢绕组对轴的交断 2)对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值 100kW以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 要求 1)用1000V兆欧表 2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 说明 3 4 电枢绕组片间的直流电阻 绕组的交流耐压试验 2)大修时 流耐压试验电压，应为额定电压的1.5倍加750V，并不应小于1200V2)大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为1000V 2500V兆欧表试验代替 5 6 7 8 9 磁场可变电阻器的直流电阻 磁场可变电阻器的绝缘电阻 调整碳刷的中心位置 检查绕组的极性及连接的正确性 测量电枢及磁极间的空气间隙 直流发电机的特性试验 1) 交接时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于2)大修时 1)交接时 2)大修时 1)交接时 2)大修时 10% 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性 1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行；2)用2500V兆欧表 必要时可做无火花换向试验 1)空载特性：测录至最大励磁电压值； 接线变动时 极性和连接均应正确 1)交接时 2)大修时 1)交接时；2)更换绕组后3)必要时 1)交接时2)大修后3)更换绕组后 1)交接时2)大修后3)更换绕组后 1)转动正常 2)调速范围合乎要求 测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围： 3mm以下气隙±10% 3mm及以上气隙±5% 10 2)负载特性：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载；3)外特性：必要时进行； 4)励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 空转检查的时间一般不小于1h 11 直流电动机的空转检查 测量励磁回路连12 同所有连接设备的绝缘电阻 5.2.2 各类试验项目：

不包括励磁调节装置回路的绝缘电阻测量 第16页 共110页

交接试验项目见表2中序号1～7、9～12。

大修时试验项目见表2中序号1～7、9，大修后试验项目见表2中序号11、12。 5.3 中频发电机

5.3.1中频发电机的试验项目、周期和要求见表3。

表3 中频发电机的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绕组的绝缘电阻 时 3)小修时 2 绕组的直流电阻 绕组的交流耐压试验 可变电阻器或起4 动电阻器的直流电阻 5 6 中频发电机的特性试验 温升 1)交接时；2)大修时 1)交接时；2)大修时 1)交接时；2)大修时 1)交接时； 2)必要时； 3)更换绕组后 必要时 按制造厂规定 与制造厂试验数据比较应在测量误差范围内 1)各相绕组直流电阻值的相互间差别不超过最小值的2%；2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 试验电压为出厂试验电压的75% 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10% 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测绝缘电阻代替 1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量 1)空载特性：测录至最大励磁电压值；2)负载特性：仅测录励磁机的负载特性；测录时，以同步发电机的励磁绕组为负载；3)外特性：必要时进行 新机投运后创造条件进行 周期 1)交接时；2)大修绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 要求 说明 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表测量；1000V及以上者使用2500V兆欧表测量 3 1）本试验适用于采用三机励磁的125MW及以上机组的7 转子绕组的交流1)交接时 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件主励磁机；2）在膛内或膛外测量；3）每次试验应在相同下与历年数值比较，不应有显著变化。 条件、相同电压下进行,试验电压峰值不超过额定励磁电压。 8 测量相序 1)交接时；2)必要时 电机出线端子标号应与相序一致 阻抗和功率损耗 2)大修时 5.3.2 各类试验项目：

交接试验项目见表3中序号1～7。 大修时试验项目见表3中序号1～6。 5.4 交流电动机

5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表4。

表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)绝缘电阻值：a)额定电压3000V以下者，室温下不应1)500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极低于0.5MΩ，b)额定电压3000V及以上者，交流耐压前，化指数)，参照表1序号1； 1 绕组的绝缘电阻和吸收比 1)交接时 2)大修时 3)小修时 定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于UnMΩ(取Un的千伏数，下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnMΩ；c)转子绕组不应低于0.5MΩ；2)交接时3000V及以上的电动机应测量吸收比。吸收比不应低于1.2；3)大、小修时吸收比自行规定 2 绕组的直流电阻 1)交接时 2)1年(3kV及以上1)3kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，第18页 共110页

2)3kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV及以上者使用2500V兆欧表； 3)小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测量；4)有条件时可分相测量 或100kW及以上) 可测量线间电阻，其相互差别不应超过1% ；2)其余电动3)大修时；4)必要时 机自行规定；3)应注意相互间差别的历年相对变化 定子绕组泄漏3 电流和直流耐压试验 1)试验电压：交接或全部更换绕组时为3Un；大修或局部1)交接时；2)大修时 更换绕组时为2.5Un ；2)泄漏电流相间差别一般不大于最3)更换绕组后 小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定；3)500kW以下的电动机自行规定 1)大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为4 定子绕组的交流耐压试验 1)交接时；2)大修后 3)更换绕组后 1.5Un，但不低于1000V；2)全部更换定子绕组试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V；3）交接时试验电压 额定电压(kV) 试验电压(kV) 试验电压如下： 绕线式电动机5 转子绕组的交流耐压试验 1)交接时；2)大修后 3)更换绕组后 交接时 大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后 全部更换转子绕组 同步电动机转6 子绕组交流耐压试验 可变电阻器或7 8 起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与1)交接时；2)大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 1)交接时；2)大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10% 不可逆式 1.5Uk+750 1.5Uk，但不小于1000V 2Uk+1000V 可逆式 3.0Uk+750 3.0Uk，但不小于2000V 4Uk+1000V 3 5 6 10 10 16 1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 有条件时可分相进行 1)交接时试验电压值为额定励磁电压的7.5倍，且不应低大修时可用2500V兆欧表代替 1)交接时；2)大修时 于1200V，但不应高于出厂试验电压值的75%。2) 大修时试验电压为1000V 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 同步电动机及9 其励磁机轴承的绝缘电阻 10 11 转子金属绑线的交流耐压 检查定子绕组的极性 定子铁芯试验 1)交接时；2)大修时 试验电压为1000V 接线变动时 1)全部更换绕组时12 或修理铁芯后 2)必要时 电动机空转并13 测空载电流和空载损耗 双电动机拖动14 时测量转矩—必要时 转速特性 5.4.2 各类试验项目：

交接试验项目见表4中序号1～10、13。大修时试验项目见表4中序号1、2、3、6～10，大修后试验项目见表4中序号4、5。

1)交接时；2)必要时 1)转动正常，空载电流自行规定 2)额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50% 参照表1中序号10 定子绕组的极性与连接应正确 可用2500V兆欧表测量代替 1)对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性；2)中性点无引出者可不检查极性 1)3kV或500kW及以上电动机应做此项试验；2)如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值 1)空转检查的时间一般不小于1h（交接时不小于2h）；2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行；3)3kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10% 1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机；2)更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机 1)交接时；2)大修时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 第20页 共110页

定期试验项目见表4中序号2。 容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。 6 电力变压器及电抗器

6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。

表5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 要求 1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超1) 交接时；2）大修运行中：（1）220kV及以上变压器、电抗器3个月；对新安装、大修、更换绕组后投运第1 油中溶解气体色谱分析 110kV变压器1年；对新安装、大修、更换10、30天；（3）35kV以上变压器1年； 5）必要时 过下列数值：总烃：20µl/l；H2：30µl/l；C2H2：2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃：50µl/l；H2：50µl/l；C2H2：1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、C2H2四种气体；痕量（小于0.5µl/l） 3）运行变压器的油中任一项溶解气体含量不得超5.0µl/l（500kV变压器为1.0µl/l）； 4）烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放10%/月则认为设备有异常； 注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析；3)溶解气体组势；4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；5)装有变压器绝缘油气体组分在线监测装置（经证明检测数据能反映绝缘油气体组分变化趋势的）的变压器，经批准可以适当延长周期 后；3）投运前；4）不应含有 说明 1、4、10、30天；（2）过下列数值：总烃：150µl/l；H2：150µl/l；C2H2：分含量超过注意值时，应缩短检测周期，跟踪变化趋绕组后投运第1、4、式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于主变压器及8MVA及5）500kV电抗器，当出现痕量乙炔时也应引起1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的1) 交接时；2) 大修后 差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出3) 1～3年；4) 有载调压变压器的分接开2 绕组直流电阻 关检修后(在所有分接侧)；5) 无励磁调压变6)必要时 的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%；2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%；3)与以前（出厂）相同部位测得值5)平衡绕组无论三端子或二端子引出均应测量直流电阻，变化量不应大于2%。 1）交接时绝缘电阻不低于出厂值的70%； 绕组绝缘电阻、吸3 收比或(和)极化指数 1)交接时；2)大修后 3)1～3年；4)必要时 2)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化；3)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5；4）220kV及以上变压器应测量极化指数 1)20℃时tgδ不大于下列数值：220～500kV 0.6%；110kV 0.8%35kV及以下1.5%；2）tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（tgδ值4 绕组的tgδ 1)交接时；2)大修后； ≥0.4时，变化量一般不大于30%）；3)试验电压3) 1~3年；4)必要时 如下： 绕组电压10kV及以上 10kV 绕组电压10kV以下 Un 4)用M型试验器时试验电压自行规定 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行；2)不同温度下的电阻值按下式换算式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225；3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量； 4）二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断 1)采用2500V或5000V兆欧表；2)测量前被试绕组应充分放电；3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近；4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算式中R1、压器变换分接位置后；比较，其变化不应大于2%；4)电抗器参照执行；R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值；5)吸收比和极化指数不进行温度换算 1)非被试绕组应接地或屏蔽；2)同一变压器各绕组tgδ的要求值相同；3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近；4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算tgδ(t-t)/10式中tgδ、2=tgδ1×1.3211tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 第22页 共110页

5 6 电容型套管的tgδ和电容值 绝缘油试验 1)交接时；2)大修后； 3)1～3年；4)必要时 1)交接时；2)大修后； 3)1～3年；4)必要时 1)35kV及以下变压器： a）交接时，b）大修见第9章 见第13章 1)用正接法测量；2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(1)(定期2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压后，c）必要时；试验按部分更换绕组电压值) 7 交流耐压试验 2)110kV及以上变压器、电抗器：a)交接时、值；交接或部分更换绕组时，按出厂试验电压值大修后有条件时进行，的0.85倍 b)更换绕组后，c)必要时 8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 穿心螺栓、铁轭夹9 件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 油中含水量 11 油中含气量 12 绕组泄漏电流 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第13章 见第13章 1) 交接时；2) 1～1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)35kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压试验 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 1）采用2500V兆欧表，对怀疑有缺陷的铁芯，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计；2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 1）采用2500V兆欧表。怀疑有缺陷时，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计 2)连接片不能拆开者可不进行 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定 1)试验电压一般如下： 1)此周期要求仅对带有纯瓷套管的绕组适用；3年；3)必要时 绕组额定电压 kV 3 直流试验电压 kV 5 610 10 ～2035 20 ～110~220 40 500 60 2)读取1min时的泄漏电流值 3)交接时泄漏电流不宜超过表6(2)的规定 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合1)交接时；2)更换13 绕组所有分接的电压比 绕组后；3)分接开关引线拆装后；4)必要时 规律；2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 试验电源可用三相或单相；试验电压可用额与前次试验值相比，无明显变化 定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 试验电源可用三相或单相；试验电流可用额单相短路阻抗相间或与原始数据相比变化不大于2% 定值或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较) 1)测量电压为时，自耦变中压端不大于200pC；其它不大于100 1)试验方法符合GB1094.3的规定 1 . 5 U m / 3 pC。2)干式变压器按GB6450规定执行 2)周期中“必要时”试验要求可自行规定；3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测 有条件时进行 校核三相变压器14 的组别或单相变压器极性 15 空载电流和空载损耗 短路阻抗和负载损耗 1) 交接时 2)更换绕组后 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 1) 交接时(220kV及以上)；2)更换绕组后(220kV及以上)；3)必要时 16 17 局部放电测量 18 有载调压装置的试验和检查 1)交接时； 2)大修后 第24页 共110页

1)检查动作顺序，3)1~3年或按动作角度 2)操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环 3)检查和切换测试： a)测量过渡电阻的阻值 b)测量切换时间 c)检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况 d)单、双数触头间非线性电阻的试验 e)检查单、双数触头间放电间隙 4)检查操作箱 制造厂要求； 4)必要时 范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常 与出厂值相符 三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符 动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好 按制造厂的技术要求 无烧伤或变动 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常 5)切换开关室绝缘油试验 6)二次回路绝缘试验 19 测温装置及其二次回路试验 气体继电器及其二次回路试验 1)交接时；2)大修后；3)1～3年； 4)必要时 1)交接时；2)大修后；3)1～3年(二次回路)； 4)必要时 符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV 绝缘电阻一般不低于1MΩ 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于1MΩ 整定值符合运行规程要求，动作正确 绝缘电阻一般不低于1MΩ 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定 1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用1)交接时 2)大修后 超过油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kPa压力)，试验时间12h无渗漏； 2)110kV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 1)交接时；2)大修后；3)自行1) 交接时；2)大修后；3)必要时 1) 交接时 1) 交接或全部更换绕组时，空载合闸5次，每次间隔5min 第26页 共110页

采用2500V兆欧表 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 20 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 21 压力释放器校验 必要时 22 整体密封检查 试验时带冷却器，不带压力释放装置 23 冷却装置及其二次回路检查试验 套管中的电流互感器绝缘试验 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏 2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 规定；4)必要时 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 1)在使用分接上进行；2)由变压器高压或中压侧加压；3)110kV及以上的变压器中性点接地；4)发电24 25 全电压下空载合闸 2)更换绕组后 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 运行年限 1～5 0.1 5～10 0.2 10～15 0.4 15～20 0.75 机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高； 2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后； 3)需了解绝缘老化情况 1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板26 油中糠醛含量 必要时 糠醛量mg/L 2)跟踪检测时，注意增长率 3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 27 绝缘纸(板)聚合度 必要时 当聚合度小于250时，应引起注意 含水量(质量分数)一般不大于下值： 28 绝缘纸(板)含水量 必要时 1）交接时 2）必要时 必要时 必要时 必要时 1)交接时；2)更换等数克；2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样 可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T580—96《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量 500kV 1% 220kV 3% 与出厂值相差在±5%，与三相或三相组平均值相差在±2%范围内 与出厂值比不应有明显差别 与出厂值比不应有明显差别 局部热点温升不超过80K 29 阻抗测量 30 振动 31 噪声 32 油箱表面温度分布 适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量 按GB7328要求进行 33 变压器相位检查 34 变压器零序阻抗 绕组后；3)外部接线变更后 110kV及以上变压器和接地变压必须与电网相位一致 1)三相五柱式可以不做 器：1)交接时 2)更换绕组后 2)110kV及以上变压器如有制造厂试验值,交接时可以不测 1)每次测量时,变压器外部接线状态应相同 与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别 2)应在最大分接下测量 3)现场不具备条件暂不进行此项试验 220kV及以上35 变压器绕组频率响应 变压器：1)交接时2)更换绕组后3)必要时 6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6(1)；绕组直流泄漏电流试验时泄漏电流值不宜超过表6(2)的规定。

表6(1) 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值

额定电压 kV ＜1 3 6 10 15 20 35 66 110 220 500 最高工作电压 kV ≤1 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0 550.0 线端交流试验电压值kV 全部更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 140 200 360 395 630 部分更换绕组或交接时 2.5 15 21 30 38 47 72 120 170(195) 306 336 536 中性点交流试验电压值kV 全部更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 140 95 85 (200) 85 第28页 共110页

线端操作波试验电压值kV 全部更换绕组 — 35 50 60 90 105 170 270 375 750 1050 部分更换绕组或交接时 — 30 40 50 75 90 145 230 319 638 892 部分更换绕组或交接时 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 72 (170) 72 680 578 140 120 1175 999 注：1括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统； 2操作波的波形为：波头大于20μS，90%以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。 表6(2) 电力变压器绕组直流泄漏电流

额定电压(kV) 3 6～10 20～35 110～220 500 试验电压峰值(kV) 5 10 20 40 60 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 30℃ 25 50 74 74 45 40℃ 39 77 111 111 67 50℃ 55 112 167 167 100 60℃ 83 166 250 250 150 70℃ 125 250 400 400 235 80℃ 178 356 570 570 330 6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)

6.3.1交接试验项目见表5中序号1～20、23、24、25、29、33、34、35，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器，17项适用于220kV及以上变压器。 6.3.2大修试验项目

a) 一般性大修见表5中序号1～11、18、19、20、22、23、24，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器。 b) 更换绕组的大修见表5中序号1～20、22、23、24、25、35，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器。 6.3.3定期试验项目见表5中序号1～6、10、11、12、18、19、20，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器。

6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)

6.4.1交接试验项目见表5中序号2～9、13、14、15、16、19、20、22，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。

6.4.2大修试验项目见表5中序号2～9、13～16、19、20、22，其中13～16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 6.4.3 定期试验项目见表5中序号2～8、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 6.5 油浸式电抗器

6.5.1 交接、大修试验项目见表5中序号1～6、8～11、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于500kV电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。

6.5.2定期试验项目见表5中序号1～6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。 6.6 消弧线圈

6.6.1 交接、大修试验项目见表5中序号1～4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。 6.6.2 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。 6.7 干式变压器

6.7.1 交接、更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13～17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。 6.7.2 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。

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6.8 气体绝缘变压器

6.8.1 交接、大修试验项目见表5中序号2、3、7、19，表38中序号1和参照表10中序号2。 6.8.2 定期试验项目见表5中序号2、3、7和表38中序号1。 6.9 干式电抗器试验项目

交接、在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表5中序号7，并联干式电抗器加做绕组直流电阻测试见表5中序号2。 6.10 接地变压器

6.10.1 交接、大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。 6.10.2 定期试验项目见表5中序号3、6、7。 6.11 判断故障时可供选用的试验项目

本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目：

——绕组直流电阻 ——铁芯绝缘电阻和接地电流 ——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视 ——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 ——油泵及水冷却器检查试验

——有载调压开关油箱渗漏检查试验 ——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——绝缘油含水量

——绝缘油含气量(500kV) ——局部放电(可在变压器停运或运行中测量) ——绝缘油中糠醛含量 ——耐压试验 ——油箱表面温度分布和套管端部接头温度

b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验：

——油中溶解气体分析 ——绕组直流电阻 ——短路阻抗 ——绕组的频率响应 ——空载电流和损耗

d)判断绝缘受潮可进行下列试验：

——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV) ——绝缘纸的含水量

e)判断绝缘老化可进行下列试验：

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——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) ——绝缘油酸值 ——油中糠醛含量 ——油中含水量 ——绝缘纸或纸板的聚合度

f)振动、噪音异常时可进行下列试验：

——振动测量 ——噪声测量 ——油中溶解气体分析 ——阻抗测量 7 互感器 7.1 电流互感器

7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。

表7 电流互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 tgδ及电容量 周期 1)交接时；2)大修后；3)投运前；4) 1～3年5)必要时 1)交接时 2)大修后 3)投运前 要求 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 说明 采用2500V兆欧表 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末有显著变化： 电压等级kV 20～35 110 220 500 屏对地tgδ试验电压为2kV；2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换2 4) 1～3年 5)必要时 交接大修后 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 油纸电容型 — 3.0 2.5 — 3.5 3.0 1.0 2.0 2.0 1.0 2.5 2.5 0.7 — — 0.8 — — 0.6 — — 0.7 — — 算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析 tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%(交接时±0.1%)，不应继续运行 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 1)新投运互感器的油中不应含有C2H2 2）全密封互感器按制造厂要求进行 运行中 充油型 胶纸电容型 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因；3）35kV等级油纸电容型电流互感器参照110kV等级油纸电容型互感器；4）电容型电流互感器应测量末屏对地tgδ及电容量，tgδ值不大于2% 1)交接时；2)大修后3 油中溶解气体色谱分析 (110kV及以上)；3)5)必要时 1)交接时 4 交流耐压试验 2)大修后 3) 1～3年 (20kV及以下) 4)必要时 110kV及以上和5 局部放电测量 35kV固体绝缘： 1)交接时 2)大修后 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃100µl/l， C2H2 2µl/l验： 电压等级kV 试验电压kV 3 15 6 21 10 30 15 38 20 47 35 72 (110kV及以下)，1µl/l(220～500kV) 投运前 ；4)1～3年； H2 150µl/l， 1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的按下列电压进行试2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 局部放电测量电压和允许放电(pC)水平如下: 系统接地 方式 中性点接地 测量电压 (方均根值) 绝缘型式 液体浸渍 10 固体 50 1)无条件的，应到制造厂见证试验 2)试验按GB5583进行 Um 第34页 共110页

3)必要时 中性点绝缘非有效接地 6 7 8 9 10 11 12 13 极性检查 各分接头的变比检查 校核励磁特性曲线 密封检查 一次绕组直流电阻测量 绝缘油击穿电压 绝缘油水分 充氮互感器测氮压 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1）必要时 氮压维持正压 与铭牌标志相符 与铭牌标志相符 1.2Um 5 10 5 20 50 20 更换绕组后应测量比值差和相位差 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显继电保护有要求时进行 差别 应无渗漏油现象 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 见第13章 见第13章 氮压不足时应予以补充 试验方法按制造厂规定 注：投运前是指交接后长时间(6个月)未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前。 7.1.2 各类试验项目

交接试验项目见表7中序号1～12，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。

大修后试验项目见表7中序号1～12(不更换绕组，可不进行6、7、8项) ，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。 定期试验项目见表7中序号1～4。 7.2 电压互感器

7.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表8和表9。

表8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绝缘电阻 周期 1)交接时；2)大修后；3)投运前；4) 1～3年；自行规定 5)必要时 1)绕组绝缘： a)交接时；b)大修后 c)投运前；d) 1～3年 2 tgδ(20kV及以上) e)必要时 2)110～220kV串级式电压互感器支架： a)大修后 b)交接时 c)必要时 35kV以上 运行中 1.5 交接时大修后 1.0 35kV及以下 运行中 2.0 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 交接时大修后 5 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 串级式电压互感器的tgδ试验方8.0 5.0 5.5 法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 要求 说明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 第36页 共110页

2)35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。 3)支架绝缘tgδ一般不大于6% 油中溶解3 气体的色谱分析 (110kV及以上) 1)交接时；2)大修后3）1～3年；4)必要时 1)交接时 4 交流耐压试验 2)大修后 3)3年(20kV及以下) 4)必要时 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃100µl/l；H2 150µl/l；C2H2 2µl/l 1)新投运互感器的油中不应含有C2H2；2)全密封互感器按制造厂要求进行 15 38 20 47 35 72 用倍频感应耐压试验；2)进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压；3)倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤 绝缘型式 液体浸渍 10 5 5 10 5 5 固体 50 20 20 50 20 20 1)试验按GB5583进行 2)出厂时有试验报告者投运前可不进行试验或只进行抽查试验 1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验： 1)串级式或分级绝缘式的互感器电压等级kV 试验电压kV 3 15 6 21 10 30 2)二次绕组之间及末端对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 局部放电测量电压和允许放电(pC)水平如下: 一次绕组的连接方式 相对地 相对相 中性点绝缘非有效接地 相对地 相对相 测量电压 (方均根值) 110kV5 局部放电测量 及以上和系统接地方式 35kV固体绝缘： 1)交接时 2)大修后 3)必要时 中性点接地 Um 1.2Um 1.2Um 1.2Um 6 空载电流测量 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别 2)在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流（如厂家没有提供最大允许电流，按额定电流的10倍）中性点非有效接地系统；中性点接地系统 试验方法按制造厂规定 7 密封检查 铁芯夹紧1)交接时；2)大修后 3)投运前；4)必要时 1)大修后 2）必要时 1)交接时；2)接线变动后；3)更换绕组后 1)交接时；2)接线变动后；3)更换绕组后 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 8 螺栓(可接触到的)绝缘电阻 联接组别和极性 电压比 绝缘油击穿电压 绝缘油水分 一、二次绕组的直流电阻 自行规定 采用2500V兆欧表 9 10 11 12 与铭牌和端子标志相符 与铭牌标志相符 见第13章 见第13章 更换绕组后应测量比值差和相位差 13 与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别 注：投运前指交接后长时间（6个月）未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前 表9 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 电压比 中间变压器的绝缘电阻 中间变压器的tgδ 项目 周期 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时2)大修后；3)必要时 1)大修后2)必要时 自行规定 要求 与铭牌标志相符 与初始值相比不应有显著变化 说明 采用2500V兆欧表 第38页 共110页

4 阻尼电阻检查 1)交接时；2)投运后1年内；3)1-3年 阻值与出厂值比较不应有明显变化 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第12章 7.2.2 各类试验项目：

交接试验项目见表8中全部试验项目和表9中序号1、2、3，其中表8中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。大修时或大修后试验项目见表8中序号1～11(不更换绕组可不进行9、10项)和表9中序号1、2、3，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。 定期试验项目见表8中序号1～5，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。 8 开关设备

8.1 SF6断路器和GIS

8.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表10。

表10 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求

序号 项目 断路器和GIS内SF6气周期 要求 说明 1 体的湿度以及气体的其它检测项目 1)交接时 见第13章 1)按GB11023方法进行；2)对电压等级较高年漏气率不大于1%或按制造厂要求 的断路器以及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的2 SF6气体泄漏试验 2)大修后 3)必要时 SF6气体含量(体积分数)不大于30×10-6 3 辅助回路和控制回路绝缘电阻 1)交接时；2)大修后3)1～3年 1)试验在SF6气体额定压力下进行 2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互1)交接时 1) 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80% 500kV定开距瓷柱式断路器的断口进行。 感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验电压值为Um的5min耐压试验 闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 绝缘电阻不低于2MΩ 采用500V或1000V兆欧表 4 耐压试验 2)大修后 3)必要时 2) 对110kV及以上断路器耐压试验只对罐式断路器和3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分5 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断口间并联电容器的1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 3)1~3年 4)必要时 1)交接时2)大试验电压为2kV 1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化； 2)罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)按制造厂规定； 3)单节电容器按第12章规定 耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 1)大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值和tgδ，作为该设备的原始数据 2)对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定 6 绝缘电阻、电容量和tgδ 7 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 修后3)1～3年(罐式DL除外) 1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%；2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核 第40页 共110页

8 断路器的速度特性 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)机构大修后 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足制造厂无要求时不测 9 断路器的时间参量 下列要求：相间合闸不同期不大于5ms；相间分闸不同期不大于3ms；同相各断口间合闸不同期不大于3ms；同相各断口间分闸不同期不大于2ms 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间； 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作；3)进口设备按制造厂规定 10 分、合闸电磁铁的动作电压 1)交接时 2)机构大修后 3) 1～3年 1)交接时 11 导电回路电阻 2)大修后 3)1～3年 12 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器(包括整定值)检验 压力表校验(或调整)，14 机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 13 按制造厂规定 按制造厂规定 对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及机械安全阀) 操动机构在分闸、合15 闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值 液(气)压操动机构的泄漏试验 1)交接时 2)机构大修后 1)交接时；2)应符合制造厂规定 16 大修后；3)1～3年，4)必要时 1)交接时；2)按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 17 油(气)泵补压及零起打压的运转时间 液压机构及采用差压大修后；3)1～3年；4)必要时 应符合制造厂规定 18 原理的气动机构的防失压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非1)交接时 2)机构大修时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时2)大修后3)必要时 1)交接时2)大修后3)必要时 1)交接时 按制造厂规定 19 全相合闸等辅助控制装置的动作性能 GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器 测量绝缘拉杆的绝缘电阻值 测量断路器分、合闸线按制造厂规定 20 按制造厂规定，或分别按第7章、第14章进行 缘电阻值不应低于下表的规定 21 额定电压kV) 绝缘电阻值（MΩ) <24 1200 24～40.5 3000 126～220 550 6000 10000 22 不应低于10MΩ 第42页 共110页

圈的绝缘电阻值 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 动作应准确可靠 23 GIS的联锁和闭锁性能试验 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作 8.1.2 各类试验项目：

交接试验项目见表10中序号1～23。

大修后试验项目见表10中序号1～23，其中9、10、15、18适用于机构大修后。 定期试验项目见表10中序号1、3、6、7、10、11、16、17。 8.2 多油断路器和少油断路器

8.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表11。

表11 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 1)整体绝缘电阻自行规定；2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修后 3)1～3年 电阻不应低于下表数值： MΩ 试验 类别 交接时 ＜24 1200 额定电压kV 24～40.5 3000 126～252 6000 使用2500V兆欧表 说明 大修后 运行中 40.5kV及以上非纯2 瓷套管和多油断路器的tgδ 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1000 300 2500 1000 5000 3000 1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的tgδ超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解试验；2)断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加；3)带并联电阻断路器的整体tgδ(%)可相应增加1 252kV及以上少油断路器提升杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于5μA时，应引起注意 126～252 40 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ(%)值见表20 2)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，可比表20中相应的tgδ(%)值增加下列数值： 额定电压kV tgδ(%)值的增加数 ≥126 1 ＜126 2 DW1—35 DW1—35D 3 40.5kV及3 以上少油断路器的泄漏电流 断路器对地、断口4 及相间交流耐压试验 126kV及以上油断5 路器提升杆的交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)交接时；2)大修后；3)1～3年(40.5kV及以下) 4)必要时 1)交接时 2)大修后 3)交接时 1)每一元件的试验电压如下(kV)： 额定电压 直流试验电压 40.5 20 2)泄漏电流一般不大于10μA 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值如下： 12～40.5kV断路器对地及相间按附录B表B2规定值； 72.5kV及以上者按附录B表B2规定值的80% 对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，其试验电压值与对地耐压值相同 1)耐压设备不能满足要求时可分段进行，分段数不应超试验电压按附录B表B2的80%执行 过6段(252kV)，或3段(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 第44页 共110页

辅助回路6 和控制回路交流耐压试验 7 导电回路电阻 灭弧室的并联电阻8 值，并联电容器的电容量和tgδ 1)交接时； 2)大修后 3)1～3年 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1) 交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 试验电压为2kV 用直流压降法测量，电流不小于100A 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第12章规定 断路器的9 合闸时间和分闸时间 断路器分10 闸和合闸的速度 断路器触11 头分、合闸的同期性 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 操动机构合闸接触器和分、12 合闸电磁铁的最低动作电压 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压1)交接时 2)大修后 3)必要时 应在操作电压额定值的30%～65%间 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的13 绝缘电阻和直流 电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 断路器本14 体和套管中绝缘油试验 断路器的15 电流互感器 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第7章 见第13章 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用500V或1000V兆欧表 第46页 共110页

8.2.2 各类试验项目：

交接试验项目见表11中序号1～15。 大修后试验项目见表11中序号1～15。

定期试验项目见表11中序号1、2、3、4、6、7、13、14。 8.3 磁吹断路器（略） 8.4 低压断路器和自动灭磁开关

8.4.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表11中序号12和13。 8.4.2 各类试验项目：

定期试验项目见表11中序号13。

交接、大修后试验项目见表11中序号12和13。

8.4.3 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。 8.5 空气断路器

8.5.1 空气断路器的试验项目、周期和要求见表12（略）。

8.6 真空断路器

8.6.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表13。

表13 真空断路器的试验项目、周期、要求

序号 项目 周期 要求 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修后 3)1～3年 下表中的数值： MΩ 试验类别 交接时 大修后 运行中 1)交接时； 2 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 2)大修后； 3)1～31)交接时； 2)大修后 3)1～3年 1)交接时； 2)大修后； 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 第48页 共110页

说明 额定电压(kV) ＜24 1200 1000 300 24～40.5 3000 2500 1000 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按年附录B表B2规定值 1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，耐压设备不能满足时可分段进行 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 (12kV及以下) 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 试验电压为2kV 4 用直流压降法测量，电流不小于100A 3)1～3年 断路器的合闸时间和分闸时5 间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%6 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 1)交接时 2)大修后 间，在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的 端电压为操作电压额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 2)进口设备按制造厂规定 合闸接触器和分、合闸电磁7 铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 8 9 真空灭弧室真空度的测量 检查动触头上的软联结夹片有无松动 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)交接时 2)大、小修时 1)交接时 2)大修后 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 自行规定 应无松动 采用1000V兆欧表 在额定操作电压下进行 有条件时进行 8.6.2 各类试验项目：

交接、大修时或大修后试验项目见表13中序号1～9。 定期试验项目见表13中序号1～4、7。

8.7 重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器)

8.7.1 重合器的试验项目、周期和要求见表14。

表14 重合器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绝缘电阻 周期 1)交接时；2)大修后 3)1～3年 要求 1)整体绝缘电阻自行规定；2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下列数值：大修后1000MΩ，运行中300MΩ 见第13章 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 采用1000V兆欧表 试验在主回路对地及断口间进行 在额定操作电压(液压、气压)下进行 在额定操作电压(液压、气压)下进行，或按制造厂规定 用直流压降法测量，电流值不得小于100A 采用2500V兆欧表测量 说明 2 3 4 5 6 SF6重合器内气体的湿1)大修后 度 SF6气体泄漏 控制回路的绝缘电阻 交流耐压试验 辅助和控制回路的交流耐压试验 2)必要时 1)大修后；2)必要时 1)交接时；2)大修后；3)1～3年 绝缘电阻不应低于2MΩ 1)交接时；2)大修后；3)1～3年 试验电压为42kV 1）交接时；2)大修后；3)必要时 试验电压为2kV 合闸时间，分闸时间，1)交接时 7 三相触头分、合闸同期2)大修后 性，触头弹跳 8 9 10 3)必要时 应符合制造厂的规定 油重合器分、合闸速度 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂的规定 合闸电磁铁线圈的操作电压 导电回路电阻 1)交接时；2)大修后；3)必要时 在额定电压的85%～115%范围内应可靠动作 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 第50页 共110页

11 12 13 14 15 16 17 18 分闸线圈直流电阻 分闸起动器的动作电压 合闸电磁铁线圈直流电阻 最小分闸电流 额定操作顺序 利用远方操作装置检查重合器的动作情况 检查单分功能可靠性 绝缘油试验 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂规定 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂规定 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂规定 1)大修后；2)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂规定 操作顺序应符合制造厂要求 按规定操作顺序在试验回路中操作3次，动作应正确 1)交接时；2)大修后；3)必要时 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正确 1)大修后；2)必要时 见第13章 8.7.2 各类试验项目：

交接试验项目见表14中序号1、4～13、15、16、17。 大修后试验项目见表14中序号1～18。 定期试验项目见表14中序号1、4、5。 8.8 分段器(仅限于12kV级) 8.8.1 SF6分段器

8.8.1.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求见表15。 表15 SF6分段器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 要求 1)整体绝缘电阻值自行规定；2)用有机物制成的拉杆说明 1 绝缘电阻 1)交接时；2)大修后；3)1～3年 的绝缘电阻值不应低于下列数值：大修后1000MΩ，一次回路用2500V兆欧表；控制运行中300MΩ；3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 回路用1000V兆欧表； 试验在主回路对地及断口间进行 用直流压降法测量，电流值不小于100A 2 3 4 交流耐压试验 导电回路电阻 合闸电磁铁线圈的操作电压 合闸时间、分闸时间两相触头分、合闸的同期性 分、合闸线圈的直流电阻 利用远方操作装置检查分段器的动作情况 SF6气体泄漏 SF6气体湿度 1)交接时；2)大修后；3)1～3年 试验电压为42kV 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 5 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 6 1)交接时；2)大修后；3)必要时 应符合制造厂的规定 7 8 9 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)大修后；2)必要时 在额定操作电压下分、合各3次，动作应正确 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 见第13章 8.8.1.2 各类试验项目：

交接试验项目见表15中序号1～8。

第52页 共110页

大修后试验项目见表15中序号1～9。 定期试验项目见表15中序号1、2。 8.8.2 油分段器

8.8.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表15中序号1、2、3、4、5、6、7进行外，还应按表16进行。

表16油分段器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 项目 绝缘油试验 自动计数操作 周期 1)交接时2)大修后3)必要时 1)交接时2)大修后3)必要时 按制造厂的规定完成计数操作 要求 见第13章 说明 8.8.2.2 各类试验项目：

交接、大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7及表16中序号1、2。 定期试验项目见表15中序号1、2。 8.8.3 真空分段器

8.8.3.1 真空分段器的试验项目、周期和要求按表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2进行。 8.8.3.2 各类试验项目：

交接、大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2。

定期试验项目见表15中序号1、2。 8.9 隔离开关

表17 隔离开关的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 要求 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻；2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值： MΩ 1 有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 试验类别 交接时 大修后 运行中 2 二次回路的绝缘电阻 1)交接时；2)大修后 3)1～3年；4)必要时 1)交接时 2)大修后 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 1)交接时 绝缘电阻不低于2MΩ 1)试验电压值按附录B表B2规定；2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别做耐压试验，其试验周期和要求按第10章的规定进行 试验电压为2kV 额定电压kV ＜24 1200 1000 300 24～40.5 3000 2500 1000 采用1000V兆欧表 在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻；耐压后的阻值不得降低 气动或液压应在额定压力下进行 用直流压降法测量，电流值不采用2500V兆欧表 说明 3 交流耐压试验 二次回路交流耐压试验 电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压 导电回路电阻测量 4 5 6 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内 不大于制造厂规定值的1.5倍 第54页 共110页

2)大修后 7 操动机构的动作情况 1)交接时 2)大修后 合闸5次，动作正常；2)手动操动机构操作时灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠 小于100A 1)电动、气动或液压操动机构在额定的操作电压(气压、液压)下分、 8.9.2 各类试验项目：

交接、大修后试验项目见表17中1～7。 定期试验项目见表17中序号1、2。 8.10 高压开关柜

8.10.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表18。 表18 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 1 2 3 4 项目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断路器速度特性 断路器的合闸时间、分闸时间和三相分、合闸同期性 断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻 操动机构合闸接触器和分、合闸周期 1)交接时2)大修后3)1～3年 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 要求 绝缘电阻不应低于2MΩ 试验电压为2kV 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 1)大修后应符合制造厂规定；1)交接时2)大修后3)1～3年 1)交接时2)机构大修后 2)运行中应不大于制造厂规定值的1.5倍 参照表11中序号12 采用1000V兆欧表 如制造厂无规定可不进行 说明 5 6 隔离开关和隔离插头回路电阻的测量在有条件时进行 电磁铁的最低动作电压 7 合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 绝缘电阻试验 3)大修后 1)绝缘电阻应大于2MΩ 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 3)1～3年(12kV及以上) 1)交接时；2)大修后 3)1～3年(12kV及以上) 1)交接时；2)大修后；3)1年 1)大修后；2)必要时 必要时 2)直流电阻应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 试验电压值按附录B表B2规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 1)试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间；分闸时各相断口 2)相间、相对地及断口的试验电压值相同 五防是：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉、合隔离开关；③防止带电(挂)合接地(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 采用1000V兆欧表 8 9 交流耐压试验 10 检查电压抽取(带电显示)装置 11 SF6气体泄漏试验 12 压力表及密度继电器校验 13 五防性能检查 1)交接时2)大修后3)1～3年 应符合制造厂规定 14 对断路器的其它要求 15 高压开关柜的电流互感器 1)大修后 2)必要时 根据断路器型式，应符合8.1、8.2、8.6条中的有关规定 1)交接时；2)大修后；3)必要时 见第7章 8.10.2 配少油断路器和真空断路器的高压开关柜的各类试验项目。

交接、大修后试验项目见表18中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。 定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、10、13。

第56页 共110页

8.10.3 配SF6断路器的高压开关柜的各类试验项目：

交接、大修后试验项目见表18中1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。 定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、10、12、13。 8.10.4 其它型式高压开关柜的各类试验项目：

其它型式，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表18中有关序号进行。柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本规程有关章节规定。 8.11 镉镍蓄电池直流屏

8.11.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表19。

表19 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 项目 镉镍蓄电池组容量测试 蓄电池放电终止电压测试 各项保护检查 镉镍屏(柜)中控制母线和动力母线的绝缘电阻 时 1)交接时2) 1年3)必要时 1)交接时2)1年 1)交接时 2)必要时 各项功能均应正常 绝缘电阻不应低于10MΩ 检查项目有： a)闪光系统b)绝缘监察系统c)电压监视系统d)光字牌e)声响 采用1000V兆欧表。有两组电池时轮流测量 周期 1)交接时2) 1年3)必要按DL/T459规定 要求 说明 8.11.2各类试验项目：

交接试验项目见表19中序号1、2、3、4。 定期试验项目见表19中序号1、2、3。 9 套管

9.1 套管的试验项目、周期和要求见表20。 表20 套管的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 主绝缘及电容 型套管末屏对地绝缘电阻 周期 1)交接时；2)大修(包括主设备大修)后；要求 1) 主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 2) 末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 电压等级kV 1)交接时 主绝缘及电容型2 套管对地末屏tgδ与电容量 2大修(包括主设备大修)后 3)1～3年 4)必要时 交接 大修后 充油型 油纸电容型 充胶型 胶纸电容型 胶纸型 充油型 运行中 油纸电容型 充胶型 20～35 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 3.5 1.0 3.5 110 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 1.5 1.0 2.0 220～500 — 0.7 — 1.0 — — 0.8 — 采用2500V兆欧表 说明 3)1～3年；4)必要时 3)套管有分压抽头，其试验要求与末屏相同 1)油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到时，tgδ增量超过±0.3%（交接时±0.1%），不应继续运行；2)20kV以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ；3)测量变压器套管第58页 共110页

胶纸电容型 胶纸型 3.0 3.5 1.5 2.0 1.0 — tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%； 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因 3 油中溶解气体色谱分析 交流耐压试验 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意：H2 500µl/l，CH4 100µl/l，C2H2 2µl/l (110kV及以下) 1µl/l (220～500kV) 试验电压值为出厂值的85% 1)变压器及电抗器套管的试验电压为110kV及以上电5 容型套管的局部放电测量 2)其它套管的试验电压为； 1)大修后 2)必要时 3)在试验电压下局部放电值(pC)不大于： 大修后 运行中 油纸电容型 10 20 ； 全密封及油量较少的套管可按厂家要求进行 35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 1)垂直安装的套管水平存放1年以上投运前宜进行本项目试验 4 胶纸电容型 250(100) 自行规定 2)括号内的局部放电值适用于非变压器、电抗器的套管 注：1.充油套管指以油作为主绝缘的套管；2.油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管； 3.充胶套管指以胶为主绝缘的套管； 4.胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管； 5.胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管(如一般室内无瓷套胶纸套管)。 9.2 各类试验项目

交接试验项目见表20中序号1、2、3、4。

大修后试验项目见表20中序号1、2、3、4、5。 定期试验项目见表20中序号1、2。 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子

发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表21。

表21 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 零值绝缘子检测(110kV及以上) 1～4年 1)交接时 2 绝缘电阻 2)针式支柱绝缘子1～4年 3)悬式绝缘子1～4年 周期 在运行电压下检测 1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，500kV悬式绝缘子、1)采用2500V及以上兆欧表 35kV及以下的支柱绝缘子不低于500MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B表1)单元件支柱绝缘子1～43 交流耐压试验 B1 年；2)悬式绝缘子1～4年 2)35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下： 1)35kV针式支柱绝缘子可根据具体情3)针式支柱绝缘子1～4年 两个胶合元件者，每元件50kV；三个胶合元件者，况按左栏要求1)或2)进行 4)随主设备 5)新装、更换绝缘子时 4 绝缘子表面污秽物的1年 每元件34Kv； 3)机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 参照附录C污秽等级与对应附盐密度值检查所测盐应分别在户外能代表当地污染程度的至第60页 共110页

要求 说明 1)可根据绝缘子的劣化率调整检测周期 2)对多元件针式绝缘子应检测每一元件 2)棒式支柱绝缘子不进行此项试验 2)棒式绝缘子不进行此项试验 等值盐密 密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱上取样，测量在当地积污最重的时期进行 注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃悬式绝缘子不进行序号1、2、3项中的试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。 11 电力电缆线路 11.1 一般规定

11.1.1 对电缆的主绝缘作耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。

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

11.1.3 试验结果异常，但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路，其试验周期应缩短，如在不少于6个月时间内，经连续3次以上试验，试验结果不变坏，则以后可以按正常周期试验。

11.1.4 对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。

11.1.5 耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约80kΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。

11.1.6 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。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路，应用

兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻，如有疑问时，必须用低于常规耐压试验电压的电压进行试验，加压时间1min；停电超过一个月但不满一年的电缆线路，必须作50%规定试验电压值的耐压试验，加压时间1min；停电超过一年的电缆线路必须作常规的耐压试验。 11.1.7 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试验。

11.1.8 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)只作为判断绝缘状况的参考，不作为是否能投入运行的判据。但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化，或泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或加压时间的增加而急剧上升时，应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响，则应加以消除；如怀疑电缆线路绝缘不良，则可提高试验电压(以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜)或延长试验时间，确定能否继续运行。 11.1.9 运行部门根据电缆线路的运行情况、以往的经验和试验成绩，可以适当延长试验周期。 11.2 纸绝缘电力电缆线路

本条规定适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表22。

表22 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序号 1 2 项目 绝缘电阻 直流耐压周期 在直流耐压试验前、后进行 1)交接时；2)1～3要求 前、后比较不应有明显变化 1)试验电压值按表23规定，加压时间5min，不击穿 说明 额定电压0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 6/6kV及以下电缆的泄漏电流小于10μA，8.7/10kV第62页 共110页

试验 年；3)新作终端或接头后 1)交接时；2)新作终端或接头后 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压1min时的泄电缆的泄漏电流小于20μA时，对不平衡系数不作规漏电流值；3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于2 定 电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合 3 检查相位 表23 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压kV

电缆额定电压U0/U 1.0/3 3.6/6 3.6/6 6/6 11.3 橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。 11.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表24。

表24 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 电缆主绝缘绝缘电阻 周期 1)交接时；2)必要时 3) 3～5年 1)交接时 2)必要时 自行规定 要求 说明 0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水 直流试验电压 12 17 24 30 电缆额定电压U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35 直流试验电压 40 47 105 130 2 电缆外护套绝缘电阻 3) 3～5年 1)交接时；2)必要时 3) 3～5年 1)交接时 2)重作终端或接头后 3)内衬层破损进水后 本项试验只适用于三芯电缆的外护套，单芯电缆外护套试验按本表第6项 采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断内衬层是否进水 试验方法见11.3.2条 1） 推荐使用30-300Hz谐振耐压试验 2） 耐压前后摇绝缘电阻，采用2500伏或5000伏摇表 3） 110kV及以上GIS盒式电缆头之电缆根据IEC-840可采用①导体与屏蔽层间加线电压5分钟②施加正常系统相对地电压24小时方法替代，对升压站出线电缆也可考虑此方法。4）110kV及以上系统,在条件允许的前提下3-5年做一次交流耐压试验 3 电缆内衬层绝缘电阻 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 对照投运前测量数据 自行规定 1）30-300HZ谐振耐压试验 4 1)交接时 5 电缆主绝缘交流耐压试验 2)新作终端或接头后 3)必要时 4)26/35kV及以下3～5年 试验电压值按表25-1规定，加压时间5min，不击穿；2）0.1HZ超低频耐压试验：试验电压值按表25-2规定，交接和检查受潮, 加压时间60min，不击穿。检查中间接头或终端头制作质量，加压时间20 min，不击穿 6 7 交叉互联系统 检查相位 1)交接时；2)3～5年 1)交接时 2)新作终端或接头后 见11.4.4条 电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合 注：1、为了实现序号2、3和4项的测量，必须对橡塑电缆附件安装工艺中金属层的传统接地方法按附录E加以改变。 2、今后新做或重做电缆头必须按新接地方式要求制作 表25-1 橡塑绝缘电力电缆的30-300HZ的交流耐压试验电压

电缆额定电压 U0/U 倍数 交接试验电压 电压值（kV） 倍数 预防性试验电压 电压值（kV） 第64页 共110页

1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 64/110 127/220 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 1.7U0 1.4U0 3.6 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.36U0 1.15U0 3 6 10 10 14 19 34 42 87 7.2 12 12 24 17.4 42 52 109 178 146 表25-2 橡塑绝缘电力电缆的0.1HZ超低频耐压试验电压

电缆额定电压 U0/U 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 倍数 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 交接试验电压 电压值（kV） 5 11 18 18 26 36 63 78 倍数 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 预试试验电压 电压值（kV） 5 11 18 18 26 36 63 78 11.3.2 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法：

a)用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻。

b)当前者与后者之比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐蚀；当该比值与投运前相比减少时，表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。 11.4 自容式充油电缆线路

11.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表26。

表26 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求

序号 项目 1)交接时 1 电缆主绝缘直流耐压试验 2)电缆失去油压并导致受潮或进气经修复后 3)新作终端或接头后 1)根据以往的试验成绩，积累经验后，可以用测量2 电缆外护套和接头外护套的直流耐压试验 压力箱 3 a)供油特性 b)电缆油击穿电压 c)电缆油的tgδ 4 油压示警系统 1)交接时 2)2～3年 试验电压6kV，试验时间1min，不击穿 绝缘电阻代替，有疑问时再作直流耐压试验 2)本试验可与交叉互联系统中绝缘接头外护套的直流耐压试验结合在一起进行 1)与其直接连接的终端或塞止接头发生故障后 2)必要时 周期 要求 试验电压值按表27规定，加压时间5min，不击穿 说明 见11.4.2条 见11.4.5.1条 见11.4.5.2条 见11.4.2条 不低于50kV 不大于0.5%(100℃时) 第66页 共110页

a)信号指示 b)控制电缆线芯对地绝缘 5 交叉互联系统 电缆及附件内的电缆油 a)击穿电压 6 b)tgδ c)油中溶解气体 7 检查相位 6个月 1～2年 2～3年 1)交接时2)2～3年 1)交接时2)2～3年 怀疑绝缘过热老化或终端、塞止接头存在严重局部放电时 交接时 能正确发出相应的示警信号 每千米绝缘电阻不小于1MΩ 见11.4.4条 不低于45kV 见11.4.5.2条 见表28 电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合 见11.4.3条 采用100V或250V兆欧表测量 表27 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压kV

电缆额定电压U0/U 64/110 GB311.1规定的雷电冲击耐受电压 450 550 850 127/220 950 1050 1425 290/500 1550 1675 11.4.2 压力箱供油特性的试验方法和要求：

直流试验电压 225 275 425 475 510 715 775 840 试验按GB9326.5中6.3进行。压力箱的供油量不应小于压力箱供油特性曲线所代表的标称供油量的90%。 11.4.3 油压示警系统信号指示的试验方法和要求：

合上示警信号装置的试验开关应能正确发出相应的声、光示警信号。 11.4.4 交叉互联系统试验方法和要求：

交叉互联系统除进行下列定期试验外，如在交叉互联大段内发生故障，则也应对该大段进行试验。如交叉互联系统内直接接地的接头发生故障时，则与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。

11.4.4.1 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验：试验时必须将护层过电压保护器断开。在互联箱中将另一侧的三段电缆金属套都接地，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，然后在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压5kV，加压时间1min，不应击穿(交接时按制造厂技术条件要求，但不应低于5kV)。 11.4.4.2 非线性电阻型护层过电压保护器。

a)碳化硅电阻片：将连接线拆开后，分别对三组电阻片施加产品标准规定的直流电压后测量流过电阻片的电流值。这三组电阻片的直流电流值应在产品标准规定的最小和最大值之间。如试验时的温度不是20℃，则被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100(t为电阻片的温度，℃)。 b)氧化锌电阻片：对电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压，其值应在产品标准规定的范围之内。

c)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻：将非线性电阻片的全部引线并联在一起与接地的外壳绝缘后，用1000V兆欧计测量引线与外壳之间的绝缘电

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阻，其值不应小于10MΩ。 11.4.4.3 互联箱。

a)接触电阻：本试验在作完护层过电压保护器的上述试验后进行。将闸刀(或连接片)恢复到正常工作位置后，用双臂电桥测量闸刀(或连接片)的接触电阻，其值不应大于20μΩ。

b)闸刀(或连接片)连接位置：本试验在以上交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行。连接位置应正确。如发现连接错误而重新连接后，则必须重测闸刀(或连接片)的接触电阻。

11.4.5 电缆及附件内的电缆油的试验方法和要求。

11.4.5.1 击穿电压：试验按GB/T507规定进行。在室温下测量油的击穿电压。

11.4.5.2 tgδ：采用电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于1×10-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于5×10-5，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的控温灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h。 电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tgδ不应大于下列数值：64/110～127/220kV0.03

11.4.6 油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB7252规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注意值见表28，但注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，当气体含量达到注意值时，应进行追踪分析查明原因，试验和判断方法参照GB7252进行。

表28 电缆油中溶解气体组分含量的注意值

电缆油中溶解气体的组分 可燃气体总量 H2 C2H2 CO 12 电容器

注意值 (µl/l) 1500 500 痕量 100 电缆油中溶解气体的组分 CO2 CH4 C2H6 C2H4 注意值 (µl/l) 1000 200 200 200 12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器

12.1.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表29。

表29 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 6 项目 极对壳绝缘电阻 电容值 并联电阻值测量 渗漏油检查 极对壳交流耐压 冲击合闸试验（仅对高压并联电容器） 周期 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)必要时 1)交接时；2)必要时 1) 交接时；2)6个月 交接时 交接时 不低于2000MΩ 1)电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内 漏油时停止使用 按出厂耐压值的75%进行 要求 说明 1)串联电容器用1000V兆欧表，其它用2500V兆欧表；2)单套管电容器不测 用自放电法测量 观察法 在电网额定电压下，对电力电容器组的冲击合闸试验，应进行3次，熔断器不应熔断；电容器组各相电流相互间的差值不宜超过5%。 第70页 共110页

12.1.2 交接项目见表29中序号1～6。

12.1.3 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。 12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

12.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表30。

表30 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 极间绝缘电阻 年 3)必要时 1)交接时； 2 电容值 2) 1～3年； 3)必要时 1)交接时 3 tgδ 周期 1) 交接时；2)1～3一般不低于5000MΩ 要求 用2500V兆欧表 说明 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围；2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验1) 用交流电桥法；2)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元1)当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运；2）电容式电压互感器的试验电压值自定 用观察法 采用1000V兆欧表 如受试验设备限制预加电压可以适当降低 周期；3)一相中任两节实测电容值相差不超过5% 额定电压之比值倒数之差 以10kV电压测量时tgδ值不应大于下列数值： 交接时:油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.15% 运行中:油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.2% 漏油时停止使用 2) 1～3年 3)必要时 4 5 6 渗漏油检查 低压端对地绝缘电阻 局部放电试验 1) 交接时；2)6个月 1)交接时；2)1～3年 一般不低于100MΩ 必要时 预加电压0.8×1.3Um，持续时间不小于10s，然后在测量电压下保持1min，局部放电量一般不大于10pC 7 交流耐压试验 必要时 试验电压为出厂试验电压的75% 12.2.2 交接、定期试验项目见表30中序号1～5。

12.2.3 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，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。

12.2.4 局部放电试验仅在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时，应综合判断。局部放电量无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。

12.2.5 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进行测量。 12.2.5.1 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。 12.2.5.2 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，电容值变化超过±10%时，应停电进行试验。

c)电容值与出厂试验值相差超出±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。

12.2.5.3 对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进行测量，判断方法中的偏差限值均除以2。本方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。

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12.3 断路器电容器

断路器电容器的试验项目、周期和要求见表31。

表31 断路器电容器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 项目 极间绝缘电阻 电容值 tgδ 周期 要求 用电桥法 说明 采用2500V兆欧表 1)交接时；2)大修后；3)1 ~3年；4)必要时 一般不低于5000MΩ 1)交接时；2)大修后；3)1 ~3年；4)必要时 电容值偏差应在额定值的±5%范围内 1)交接时；2)大修后；3)1 ~3年；4)必要时 1) 交接时；2)6个月 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.25% 漏油时停止使用 渗漏油检查 12.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表32。

表32集合式电容器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 相间和极对壳绝缘电阻 周期 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)必要时 自行规定 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%的范围内，且电2 电容值 容值不小于出厂值的96%；2)三相中每两线路端子间测得的电容值的最大值与最小值之比不大于1.06；3)每相用三个套管引出的电容器组，应测量每两个套管之间的电容量，其值与出厂 要求 说明 1)采用2500V兆欧表；2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻 值相差在±5%范围内 3 4 5 6 相间和极对壳交流耐压试验 绝缘油击穿电压 渗漏油检查 冲击合闸试验 1)交接时；2）吊芯修理后；3)必要时 1) 交接时；2)1年 交接时 试验电压为出厂试验值的75% 仅对有六个套管的三相电容器进行相间耐压 1)交接时；2)必要时 参照表36中序号6 漏油应修复 观察法 在电网额定电压下，对电力电容器组的冲击合闸试验，应进行3次，熔断器不应熔断；电容器组各相电流相互间的差值不宜超过5%。 12.5 高压并联电容器装置

装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本规程的有关规定。 12.5.1 单台保护用熔断器。

单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表33。

表33单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 项目 直流电阻 检查外壳及弹簧情况 周期 1)交接时；2)必要时 1)交接时；2)1年 与出厂值相差不大于20% 要求 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，工作位置正确，指示装置无卡死等现象 说明 12.5.2 串联电抗器。

12.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表34。

表34串联电抗器的试验项目、周期和要求

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序号 1 2 3 4 5 项目 绕组绝缘电阻 绕组直流电阻 电抗(或电感)值 绝缘油击穿电压 绕组tgδ 周期 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 要求 一般不低于1000MΩ(20℃) 1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 自行规定 参照表36中序号6 20℃下的tgδ值不大于：35kV及以下3.5% 说明 采用2500V兆欧表 仅对800kvar以上的油浸铁芯电抗器进行 6 绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压 轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到)的绝缘电阻 1)油浸铁芯电抗器，试验电压为出厂试验电压的85% 1)大修后；2)必要时 1)大修后； 2)必要时 2)干式空心电抗器只需对绝缘支架进行试验，试验电压同支柱绝缘子 自行规定 7 12.5.2.2 各类试验项目：

交接试验项目见表34中序号1～5。

大修时或大修后试验项目见表34中序号1～7。 定期试验项目见表34中序号1、3、4。 12.5.3 放电线圈

12.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表35。

表35放电线圈的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 6 项目 绝缘电阻 绕组的tgδ 周期 1)交接时；2)大修后；3)必要时 必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)大修后 2)必要时 不低于1000MΩ 参照表8中序号2 要求 说明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 用感应耐压法 交流耐压试验 绝缘油击穿电压 一次绕组直流电阻 电压比 试验电压为出厂试验电压的85% 参照表36中序号6 与上次测量值相比无明显差异 符合制造厂规定 12.5.3.2 各类试验项目：

交接试验项目见表35中序号1、3、4、5。 大修后试验项目见表35中序号1、2、3、4、5。 定期试验项目见表35中序号1。 13 绝缘油和六氟化硫气体 13.1 变压器油

13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。 13.1.2 变压器油的试验项目和要求见表36。

13.1.3 设备和运行条件的不同，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，其它指标接近允许值或不合格时，应缩

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短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

表36 变压器油的试验项目和要求

序号 1 外观 项目 周期 1)注入设备前后的新油 2)运行中取油样时进行 1)注入设备前后的新油；2)运行中 2 水溶性酸pH值 (110~500kV)1年，其余自行规定 3 酸值 mgKOH/g 闪点(闭口) ℃ 1）注入设备前后的新油 2)运行中：（110~500kV）1年，≤0.03 其余自行规定 1) 注入设备前的新油 2)注入500kV设备后的新油 1)注入110kV及以上设备前后的5 水分mg/L 新油；2)运行中500kV设备半年，110~220kV设备1年； 3)必要时 击穿电压 kV 1)注入设备前后的新油 2)运行中（35 kV及以上设备，厂用变，消弧线圈）1~3年 ≥140(10号、25号油) ≥135(45号油) 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10 15kV以下≥30 15～35kV≥35 110～220kV≥40 500kV≥60 ≥35 2) 不应比左栏要求低5℃ 2)不应比上次测定值低5℃ 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15 15kV以下≥25 15～35kV≥30 110～220kV≥35 500kV≥50 ≥19 按GB/T6541进行试验 按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验 按GB261进行试验 运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB7600或GB7601进行试验 ≤0.1 按GB264或GB7599进行试验 ≥5.4 ≥4.2 按GB7598进行试验 要求 交接和投入运行前的油 透明、无杂质或悬浮物 运行油 说明 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 4 6 7 界面张力(25℃) 必要时 mN/m 1)准备注入设备的新油 8 tg(90℃) % δ2)注入110 ~500 kV设备后的新油 3)运行中500 kV设备1年，220 kV设备5年；4)必要时 9 体积电阻率 (90℃) Ω·m 油中含气量(体积分数) % 油泥与沉淀物(质量分数)% 油中溶解气体色谱分析 必要时 1)注入500 kV设备前后的新油 2)运行中500 kV设备1年； 3)必要时 必要时 一般不大于0.02 500kV≤1 一般不大于3 注入前 ≤0.5 注入后： 220 kV及以下≤1 500kV≤0.7 ≥6×1010500kV≥1×1010 220kV及以下≥3×109 按DL/T421或GB5654进行试验 按DL/T423或DL/T450进行试验 按GB/T511试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇—苯(1∶4)将油泥洗于恒重容器中，称重 变压器、电抗器见第6章 互感器见第7章 套管见第9章 电力电缆见第11章 取样、试验和判断方法分别按GB7597、SD304和GB7252的规定进行 ≤2 按GB5654进行试验 10 11 12 注：1对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应根据具体情况决定是否采样，如果(1)制造厂有合格出厂试验报告；(2)交接时电气试验正常；则可以不采样作简化试验。 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。 13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

13.1.4.1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

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行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

13.1.4.2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。

13.1.4.3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。

13.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1∶1比例混合。 13.2 断路器油

13.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。 13.2.2 断路器油的试验项目、周期和要求见表37。

表37 断路器油的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 机械杂质 游离碳 击穿电压 kV 项目 水溶性酸pH值 1) 交接时 2)110kV及以上新设备投运前或大修后检验项目为序号1～6，运行中为1年，检验项目序号4 3)110kV以下新设备投运前或大修后检验项目为序号1～6。运行中不大于3年，检验项目为序号4 4)少油断路器(油量为60kg以下)小于3年或以换 5 酸值 mgKOH/g 油代替 周期 要求 ≥4.2 无 无较多碳悬浮于油中 110kV以上：投运前或大修后≥40 ，运行中≥35；110kV及以下：投运前或大修后≥35，运行中≥30 ≤0.1 外观目测 外观目测 按GB/T507和说明 按GB7598进行试验 DL/T429.9方法进行试验 按GB264或GB7599进行试验 6 闪点(闭口) ℃ 不应比新油低5 按GB261进行试验 13.3 SF6气体

13.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。 13.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 13.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

a)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； b)符合新气质量标准的气体均可混合使用。 13.3.4 SF6气体的试验项目、周期和要求见表38。

表38 SF6气体的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 1)交接时 1 湿度 µl/l 2)大修后 3) 1～3年(35kV以上) 4)必要时 密度(标准状态下)kg/m3 要求 1)断路器灭弧室气室：投运前、大修后不大于150，运行中不大于300； 2)其它气室：投运前、大修后不大于250，运行中不大于500 2 必要时 6.16 说明 1)按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)》和DL506—92《现场SF6气体水分测定方法》进行；2)新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年1次；3)周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表10中序号2的要求和设备异常时，按实际情况增加的检测 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行 第80页 共110页

3 4 5 6 7 毒性 酸度 μg/g 四氟化碳(质量分数)% 空气(质量分数) % 可水解氟化物μg/g 矿物油 μg/g 必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 1)交接时；2)大修后 3)必要时 无毒 ≤0.3 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0 ≤10 按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测定法》进行 见序号5 按SD309《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》进行 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行 8 注：序号4~8对批量新气进行 14避雷器

14.1阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表39。

表39 阀式避雷器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 1)交接时；2)大修后； 1 绝缘电阻 3)线路上避雷器3年； 4)发电厂、变电所避雷器每年；5)必要时 要求 1)间隙并有电阻的避雷器绝缘电阻自行规定，但与前一次或同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ 说明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F或制造厂规定值，还应与历年数据比较，不应有显著变化 2)同一相内串联组合元件的非线性因数差值，不应大于电导电流 2 及串联组合元件的非线性因数差值 1)交接时；2)大修后 3)发电厂、变电所避雷器每年；4)必要时 0.05；电导电流相差值(%)不应大于30%；3)试验电压如下： 元件额定电压 kV 试验电压U1 kV 试验电压U2 kV 4 6 10 16 20 24 — — — 8 10 12 3 6 10 15 20 30 1)整流回路中应加滤波电容器，其电容值一般为0.01～0.1μF，并应在高压侧测量电流； 2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验；3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F；4) FCZ型磁吹避雷器可用在线监测或带电测量电导电流代替，若用在线监测，需制定监测制度；若用带电测量，需新投运第一年内每季一次，以后每年一次，每2-4年停电校核一次。5)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： 1)交接时 3 工频放电电压 2)大修后 3)1～3年 4)必要时 1)交接时；2)大修后 4 底座绝缘电阻 检查放电计数器的3)线路上避雷器3年 4)发电厂、变电所避雷器每年；5)必要时 5 1)交接时；2)大修后 3)线路上避雷器3年 测试3-5次，均应正常动作，测试后计数器（或尾数）指示宜调到“0” 不小于1MΩ 采用2500V及以上的兆欧表 额定电压kV 放电电压kV 大修后 运行中 3 9～11 8～12 6 16～19 15～21 10 26～31 23～33 带有非线性并联电阻的阀型避雷器只在解体大修后进行 2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值及FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 第82页 共110页

动作情况 检查密封情况 4)发电厂、变电所避雷器每年；5)必要时 1)大修后 2)必要时 避雷器内腔抽真空至(300～400)×133Pa后，在5min内其内部气压的增加不应超过100Pa 6 14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表40。

表 40 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 绝缘电阻 直流1mA电压2 (U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 周 期 1)交接时；2)发电厂、变电所避雷器1～3年；3)必要时 1)交接时；2)发电厂、变电所避雷器1～3年；3)必要时 1) 220kV及以上每半年13 带电测量运行电压下的交流泄漏电流 次，110kV每年1次（投运后 半年应测量一次）；2)必要时 最高持续运行电压和4 额定运行电压下的交流泄漏电流 5 工频参考电流下的工频参考电压 1)交接时 2)必要时 要 求 1)35kV以上，不低于2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 1)不得低于附录F规定值；2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%；3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查；2）新投运的泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25% 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查；2）新投运的泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25% 1)交接时；2)必要时 应符合GB11032或制造厂规定 1)测量环境温度20±15℃ 2)测量应每节单独进行，整相避雷器 说 明 采用2500V及以上兆欧表 1)要记录试验时的环境温度和相对湿度；2)测量电流的导线应使用屏蔽线；3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 6 7 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 1)交接时；2)发电厂、变电所避雷器停电试验时；3)必要时 1)交接时；2)发电厂、变电所 自行规定 测试3-5次，均应正常动作，测试后计数器（或尾采用2500V及以上兆欧表 避雷器停电试验时；3)必要时 数）指示宜调到“0” 注：10kV及35kV配电型试验周期和项目自定 14.3 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38的规定； b)避雷器运行中的密封检查按表10的规定； c)其它有关项目按表40中序号3、7规定。 15 母线 15.1 封闭母线

15.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表41。

表 41 封闭母线的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)大修时 要 求 1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ；2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 第84页 共110页

额定电压kV 1)交接时 2)大修时 ≤1 6 15 20 24 15.1.2 各类试验项目：

交接、大修时试验项目见表41中序号1、2。 15.2 一般母线

15.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表42。

试验电压kV 出厂 4.2 42 57 68 70 现场 3.2 32 43 51 53 2 交流耐压试验 表 42 一般母线的试验项目、周期和要求

序号 1 2 项 目 绝缘电阻 交流耐压试验 周 期 1)交接时；2)大修时；3)3～6年 1)交接时；2)大修时；3)3～6年 不应低于1MΩ/kV 额定电压在1kV以上时，试验电压参照表21中序号3；额定电压在1kV及以下时，试验电压参照表44中序号2 要 求 说 明 15.2.2 各类试验项目：

交接、大修和定期时试验项目见表42中序号1、2。 16 二次回路

16.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表43。

表 43 二次回路的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 1)交接时； 1 绝缘电阻 2)大修时； 3)更换二次线时 1)交接时 2 交流耐压试验 2)大修时 3)更换二次线时 16.2 各类试验项目

交接、大修时试验项目见表43中序号1、2。 17 1kV及以下的配电装置和电力布线

1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表44。

表 44 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 试验电压为1000V 要 求 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ；2)二次回路的每一支路和断路器、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 1)不重要回路可用2500V兆欧表试验代替；2)48V及以下回路不做交流耐压试验；3)带有电子元件的回路，试验时应将其取出或两端短接 采用500V或1000V兆欧表 说 明 第86页 共110页

1 2 3 绝缘电阻 配电装置的交流耐压试验 检查相位 1)交接时 2)设备大修时 1)交接时 2)设备大修时 1)交接时；2)更动设备或接线时 1)配电装置每一段的绝缘电阻不应小于0.5M1)采用1000V兆欧表；2)测量电力布线的绝缘电阻时应将1)配电装置耐压为各相对地，48V及以下的配电装置不做交流耐压试验；2)可用2500V兆欧表试验代替 Ω；2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 熔断器、用电设备、电器和仪表等断开 试验电压为1000V 各相两端及其连接回路的相位应一致 注：1.配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分； 2.电力布线不进行交流耐压试验。 18 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45。

表 45 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 情况 悬式绝缘子串的零值绝线路的绝缘电阻(有带电的平行线路时不测) 检查相位 间隔棒检查 项 目 检查导线连接管的连接周 期 1)交接时；2)线路检修时；3) 2年 1)1~3年 1)交接时 2)线路检修后 1)交接时；2)线路连接有变动时 1)交接时；2)线路检修时；3)3年 1)外观检查无异常 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 在运行电压下检测 自行规定 线路两端相位应一致 状态完好，无松动无胶垫脱落等情况 要 求 5年 玻璃绝缘子不进行此项试验，自破后应及时更换 采用2500V及以上的兆欧表 说 明 铜线的连接管检查周期可延长至缘子检测(110kV及以上) 2)必要时 6 阻尼设施的检查 1)交接时；2)线路检修时3) 1～3年 无磨损松动等情况 参照附录C污秽等级与对应附盐密度值检验所测盐密值与当地在污秽地区积污最重的时期进行7 绝缘子表面等值附盐密度 测量35kV以上线路的工频参数 1年 污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘测量。根据沿线路污染状况，每水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情5～10km选一串悬垂绝缘子测况采取调整爬距、清扫、涂料等措施 8 交接时 根据继电保护、过电压等专业的要求进行 表 45 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 9 11 项 目 冲击合闸试验 测量杆塔的接地电阻 周 期 交接时 要 求 在额定电压下对空载线路的冲击合闸试验，应进行3次，合闸过程中线路绝缘不应有损坏。有条件时，冲击合闸前，35kV以上线路宜先进行递升加压试验 说 明 试 见19条接地装置 注：关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查，杆塔和过电压保护装置的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查，导线断股检查等项目，应按架空电力线路和电气设备接地装置有关规程的规定进行。 19 接地装置

19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表46。

表 46 接地装置的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明 第88页 共110页

1)测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则，应采用远离1)交接时； 2)可以根据该接1 有效接地系统接地装置的接地电阻 地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期；3)不超过6年 法；2)在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地网上： a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 b)不发生高电位引外和低电位引内 c)3～10kV阀式避雷器不动作 3)在预防性试验前或每3年以及必要时验算一次I值，并校验设备接地引下线的热稳定4）220kV及以上变电所、发电厂升压站交接时应使用电压、电流法进行测量 1)交接时；2)可以2 非有效接地系统接地装置的接地电阻 根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期3)不超过6年 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I；2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻 R≤250/I；3)在上述任一情况下，接地电阻一般不得大于10Ω 式中 I—经接地网流入地中的短路电流，A； R≤2000/I 或R≤0.5Ω，(当I>4000A时) 式中 I—经接地网流入地中的短路电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω R—考虑到季节变化最大接地电阻，Ω 使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备，只进行接零，不作接地。所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 容量达到或超过100kVA时，其接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω 3 1kV以下电力设备的接地电阻 独立微波站的接地电阻 独立的燃油、易爆1)交接时 2)不超过6年 1)交接时 2)不超过6年 1)交接时 4 5 不宜大于5Ω 不宜大于30Ω 气体贮罐及其管道的接地电阻 露天配电装置避雷6 针的集中接地装置的接地电阻 发电厂烟囱附近的7 吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 8 独立避雷针(线)的接地电阻 与架空线直接连接9 的旋转电机进线段上排气式和阀式避雷器的接地电阻 2)不超过6年 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表47序号1的要求检查与接地网的连接情况 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表47序号1的要求检查与接地网的连接情况 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10Ω时，允1)交接时 2)不超过6年 1)交接时 2)与所在进线段上杆塔接地电阻的测量周期相同 1)交接时 2)发电厂或变电所进出线1～2km内的杆塔1～2年 3)其它线路杆塔不超过5年 不宜大于10Ω 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别不大于5Ω和3Ω，但对于300～1500kW的小型直配电机，如不采用SDJ7《电力设备过电压保护设计技术规程》中相应接线时，此值可酌情放宽 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时，则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以达到15Ω时可增加至20Ω 土壤电阻率Ω·m 100及以下 100～500 500～1000 接地电阻Ω 10 15 20 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 对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω时，可采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制。但对 于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不宜超过20Ω 10 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 第90页 共110页

1000～2000 2000以上 1)交接时； 2)发电厂或变电11 无架空地线的线路杆塔接地电阻 所进出线1～2km内的杆塔1～2年 3)其它线路杆塔不超过5年 种 类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 25 30 接地电阻Ω 30 50 30 1）要求中 Ijd：当时短路电流稳定值 钢接地引下线： S引≥Ijd 接地网导体的热稳定校核 1)当系统短路容量增大时 2)运行10年以上 其中单位： S引：平方毫米 Ijd：安培 td：秒 钢水平地线： S水平≥0.7 S引 注：进行序号1、2项试验时，宜断开线路的架空地线。 19.2 接地装置的检查项目、周期和要求见表47。 表 47 接地装置的检查项目、周期和要求 序号 1 项 目 检查有效接地系统的电力设备接地引下线1)交接时 2)不超过3年 周 期 要 求 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 td（等效持续时间）=t2+t1 t2=f(I″/Ijd×t) tf=0.05(I″/Ijd)2 其中： I″：次暂态短路电流 t2：周期分量等效时间 tf：非周期分量等效时间建议t取0.6秒，此时td与I″/Ijd的函数关系如下所示 I″/Ijd 1.0 1.2 1.4 1.6 td 0.59 0.67 0.83 0.95 12 说 明 如采用测量接地引下线与接地网(或与相邻设备)之间的电阻值来检查其连接情况，可将所测的数据与历次数据与接地网的连接情况 抽样开挖检查发电2 厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 20 电除尘器

20.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表48。

1)本项目只限于已经运行10年以上(包括改造后重新运行达到这个年限)的接地网； 2)以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行决定 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查 可根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择5～8个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围 表 48 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 项 目 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 低压绕组的绝缘电阻 硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻 穿芯螺杆对地的绝缘电阻 高、低压绕组的直流电阻 电流、电压取样电阻 各桥臂正、反向电阻值 变压器油试验 油中溶解气体色谱分析 空载升压 周 期 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)大修后；3)必要时 1)交接时；2)1-3年；3)必要时 1)交接时；2)1-3年；3)必要时 1)交接时；2)大修时； 3)更换绕组后；4)必要时 ＞500MΩ ＞300MΩ ＞2000MΩ 不作规定 与出厂值相差不超出±2%范围 偏差不超出规定值的±5% 桥臂间阻值相差小于10% 参照表36中序号1、2、3、6 参照表5中序号1，注意值自行规定 输出1.5Un，保持1min，应无闪络，无击穿现象，并记录空载电流 不带电除尘器电场 要 求 说 明 采用2500V兆欧表 采用1000V兆欧表 换算到75℃ 20.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表49。

第92页 共110页

表 49 低压电抗器的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 项 目 穿心螺杆对地的绝缘电阻 绕组对地的绝缘电阻 绕组各抽头的直流电阻 变压器油击穿电压 周 期 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后 不作规定 ＞300MΩ 与出厂值相差不超出±2%范围 ＞20kV 要 求 换算到75℃ 参照表36序号6 说 明 20.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表50。

表 50 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求

序 号 1 2 项 目 绝缘电阻 耐压试验 周 期 1)交接时；2)更换后；3)小修时 1)交接时；2)更换后；3)小修时 ＞500MΩ 直流100kV或交流72kV，保持1min无闪络 要 求 说 明 采用2500V兆欧表 20.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表51。

表 51 高压直流电缆的试验项目、周期和要求

序 号 1 2 项 目 绝缘电阻 直流耐压并测量泄漏电流 周 期 1)交接时；2)大修后 1)交接时；2)大修后； 3)重做电缆头时 ＞1500MΩ 电缆工作电压的1.7倍，10min，当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30μA 要 求 说 明 采用2500V兆欧表 20.5 电除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般小于1Ω。 20.6 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。

附 录 A

同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

A1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1、表A2。

表 A1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压 kV

序 号 1 2 3 4 试 验 阶 段 线圈绝缘后，下线前 下线打槽楔后 并头、连接绝缘后 电机装配后 试验形式 — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.0 Un +1.0 2～6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.5Un n ≥10MW(MVA) 10.5～18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0 表 A2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 kV

序 号 1 2 3 4 5

试 验 阶 段 线圈绝缘后，下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后打完槽楔与下层线圈同试 焊好并头，装好连线，引线包好绝缘 电机装配后 试验形式 — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.0Un +1.0 2～6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.5Un ≥10MW(MVA) 10.5～18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.5Un +4.0 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0 第94页 共110页

A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A3、表A4。

表 A3 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV

序 号 1 2 3 4 5 试 验 阶 段 拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈 线圈下线前 下线后打完槽楔 并头、连接绝缘后，定子完成 电机装配后 试验形式 — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0Un+1.0) 2.75Un 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un +1.0) 1.5Un 2～6 0.8(2.0Un +3.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75×2.5Un 1.5 Un ≥10MW(MVA) 10.5～18 0.8(2.0Un +3.0) 2.75Un+2.5 0.75(2.5Un +2.5) 0.75(2.0Un +3.0) 1.5Un 注：1.对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低； 2. 20kV电压等级可参照10.5～18kV电压等级的有关规定。

表 A4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV

序 号 1 2 3 4 5 6 试 验 阶 段 拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈 线圈下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后，打完槽楔与下层线圈同试 焊好并头，装好接线，引线包好绝缘，定子完成 电机装配后 试验形式 — — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0 Un +1.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75×2.5 Un 0.75(2.0Un +1.0) 1.5Un 2～6 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un 0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.5Un +0.5) 0.75×2.5 Un 1.5 Un ≥10MW(MVA) 10.5～18 0.8(2.0 Un +3.0) 2.75 Un +2.5 0.75(2.5 Un +2.0) 0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.0 Un +3.0) 1.5 Un 注：1.对于运行年久的电机，试验电压值可根据具体条件适当降低；2. 20kV电压等级可参照10.5～18kV电压等级的有关规定。

A3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。

A4 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见表A5。

表 A5 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 1)整相绕组(或分支)的Δtgδ值不大于下列值： 定子电压等级kV 6 10 整相绕组(或分支)及1 单根线棒的tgδ增量(Δtgδ) Δtgδ% 6.5 6.5 说 明 Δtgδ(%)值指额定电压下和起始游离电压下tgδ(%)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)定子电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的Δtgδ(%)值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un 11 相邻0.2Un电压间隔 2.5 0.8Un0.2Un 3.5 电压间隔值，即指和0.4Un、0.4Un和 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 2)槽外测量单根线棒tgδ时，线棒两端应加屏蔽环 3)可在环境温度下试验 凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Un；否则也可选择(0.8～1.0)Un。相邻0.2Un1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un，0.6Un和0.2Un 第96页 共110页

1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压Un以内明显出现者(电整相绕组(或分支)及单根2 线棒的第二电流增加率ΔI(%) 流增加倾向倍数m2>1.6)，属于有老化特征。绝缘良好者， 2)按下图作出电流电压特性曲线 Pi2不出现或在Un以上不明显出现 2)单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压，不小于(2.5～3)Un 3)整相绕组电流增加率不大于下列值： 3)电流增加率 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 式中 I—在Un下的实际电容电流； I0—在Un下I=f(U)曲线中按线性关系求得的电容电流 6 6 8.5 6 6 4 10 10 12 10 10 6 1.5×10-8 定子电压等级kV 试验电压kV 额定电压下电流增加率% 定子电压等级kV 最高试验电压kV 局部放电试验电压 kV 最大放电量C 4)电流增加倾向倍数 m2=tgθ2/tgθ0 式中 tgθ2—I=f(U)特性曲线出现Pi2点之斜率； tgθ0—I=f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率 1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值： 整相绕组(或3 分支)及单根线棒之局部放电量 1.5×10-8 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 整相绕组(或4 分支)交、直流耐压试验 应符合表1中序号3、4有关规定 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以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。 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。 a)累计运行时间超过30年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20年)，制造工艺不良者，可以适当提前； b)运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故； c)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破坏等老化现象； d)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。 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，抽样量不作规定。 A5 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。 A6 硅钢片的单位损耗见表A6。 表 A6 硅钢片的单位损耗

硅钢片品种 代 号 D21 D22 D23 D32 热轧硅钢片 D32 D41 D42 D43 D42 D43 厚 度 mm 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 第98页 共110页

单位损耗 W/kg 1T下 2.5 2.2 2.1 1.8 1.4 1.6 1.35 1.2 1.15 1.05 1.5T下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 W21 W22 无取向 冷轧硅钢片 W32 W33 W32 W33 Q3 单取向 Q4 Q5 Q6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 附 录 B

绝缘子、开关设备的交流耐压试验电压标准

2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1 表 B1 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 kV

交 流 耐 压 试 验 电 压 额定电压 3 6 最高工作电压 出 厂 3.5 6.9 25 32 纯 瓷 绝 缘 交接及大修 25 32 25 32 固 体 有 机 绝 缘 出 厂 交接及大修 22 26 10 15 20 35 44 60 110 220 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 252.0 42 57 68 100 165 265 490 42 57 68 100 125 165 265 (305) 490 42 57 68 100 165 265 490 38 50 59 90 110 150 240 (280) 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。 表 B2 开关设备的交流耐压试验电压

额定电压kV 3.6 7.2 12 40.5 126 252 550 1min工频耐受电压（kV有效值） 相对地 25 32 42(28) 95 200 360 630 相间 25 32 42(28) 95 200 360 630 断路器断口 25 32 42(28) 95 200 360 790 隔离断口 27 36 49(35) 118 225 415 790 当12kV系统中性点为有效接地时，绝缘水平采用括号中的数值。 第100页 共110页

附 录 C

污秽等级与对应附盐密度值

表 C1 普通悬式绝缘子(X-4.5，XP-70，XP-160) 附盐密度与对应的污秽等级 mg/cm2

污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 — 表

1 ＞0.03～0.06 ≤0.06 2 ＞0.06～0.10 ＞0.06～0.10 3 ＞0.10～0.25 ＞0.10～0.25 4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 C2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm2

2 ＞0.02～0.05

污秽等级 盐密 mg/cm2 1 ≤0.02 3 ＞0.05～0.1 4 ＞0.1～0.2 附 录 D

橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法

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，或者受到外力破坏而又未完全破损时，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护套破损进水。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所示：

金属种类 电 位 V 铜Cu +0.334 铅Pb -0.122 铁Fe -0.44 锌Zn -0.76 铝Al -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)≈1.1V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，用万用表的“正”、“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，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。

外护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。

附 录 E

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

E1 终端

终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合导线单独接地。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。

第102页 共110页

E2 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层绝缘。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的完整性和延续性。

附 录 F

普阀避雷器的电导电流值、工频放电电压值和金属氧化物避雷器直流1mA电压

F1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1～F4。

表 F1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FZ-3 型号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA (FZ2 FZ-6 (FZ2-6) 6 FZ-10 (FZ2-10) 10 FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J -3) 3 15 20 35 16 40 20 (20kV元件) 60 20 (20kV元件) 110 24 (30kV元件) 110 24 (30kV元件) 220 24 (30kV元件) 4 450～650 (＜10) 6 10 16 20 (15kV元件) 400～600 (＜10) 400～600 (＜10) 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 工频放电电压有效值 kV 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 表 F2 FS型避雷器的电导电流值

型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA FS4-3，FS8-3，FS4-3GY 3 4 10 FS4-6，FS8-6，FS4-6GY 6 7 10 FS4-10，FS8-10，FS4-10GY 10 10 10 9～11 16～19 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 140～173 224～268 254～312 448～536 表 F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型 号 额定电kV 试验电kV 电导电流μA 工频放电电压有效值kV FCZ3-35 35 50① 250～400 70～85 FCZ3-35L 35 50② 250～400 78～90 FCZ-30DT③ FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 100 250～400 (400～600) 170～195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 100 250～400 (400～600) 340～390 FCZ-500J 500 元件160 1000～1400 640～790 FCX-500J 500 元件180 500～800 680～790 35 18 150～300 85～100 注：①FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV； ②FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV； ③FCZ-30DT适用于热带多雷地区。 第104页 共110页

表 F4 FCD型避雷器电导电流值额定电压

额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA F2 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39序号2中规定的试验电压；

2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15 FCD为50～100，FCD、FCD3不超过10，FCD2为5～20 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。

F3 金属氧化物避雷器直流1mA电压见表F5～F11。 表F5 电站和配电避雷器直流1mA电压 避雷器额定电压（kV，有效值） 系统额定电压（kV，有效值） 3.8 7.6 12.7 42 3 6 10 35 避雷器持续运行电压（kV，有效值） 2.0 4.0 6.6 23.4 直流1mA参考电压（kV，峰值） 电站型 7.2 14.4 24.0 73 配电型 7.5 15.0 25.0 — 100 126 200 396 420 444 468 110 110 220 500 500 500 500 73 73 146 312 318 324 330 表F6 电机避雷器直流1mA电压

145 214 290 532 565 597 630 — — — — — — — 避雷器额定电压 （kV）(有效值) 3.8 7.6 12.7 16.7 19.0 电机额定电压 （kV）(有效值) 3.15 6.3 10.5 13.8 15.75 避雷器持续运行电压 （kV）(有效值) 2.0 4.0 6.6 9.0 10.0

表F7 电机中性点避雷器直流1mA电压

9.5 19.0 31.0 40.0 45.0 标称放电电流2.5kA等级 雷电冲击电流残压（kV，峰值） 直流1mA参考电压（kV，峰值） 5.6 11.3 18.9 24.8 28.2 避雷器额定电压 （kV）(有效值) 2.3 4.6 7.6 电机额定电压 （kV）(有效值) 3.15 6.3 10.5 6.0 12.0 19.0 第106页 共110页

标称放电电流1kA等级 雷电冲击电流残压（kV，峰值） 直流1mA参考电压（kV，峰值） 3.4 6.9 11.3

表F8 压器中性点避雷器直流1mA电压

避雷器额定电压 （kV，有效值） 60 73 146 210 100 系统额定电压 （kV，有效值） 11 110 220 330 500 144 200 320 440 260 标称放电电流1kA等级 雷电冲击电流残（kV，峰值） 直流1mA 参考电压（kV，峰值） 86 103 190 250 152 表F9 并联补偿电容器避雷器直流1mA电压

避雷器额定电压 （kV）(有效值) 3.8 7.6 12.7 42 69 系统额定电压 （kV）(有效值) 3 6 10 35 63 避雷器持续运行电压 （kV）(有效值) 2.0 4.0 6.6 23.4 40 13.5 27.0 45.0 134 224 标称放电电流5 kA等级 雷电冲击电流残压（kV，峰值） 直流1mA参考电压（kV，峰值） 6.9 13.8 23.0 70 117 表F10 低压避雷器直流1mA电压

避雷器额定电压 （kV）(有效值) 0.28 系统额定电压 （kV）(有效值) 0.22 避雷器持续运行 （kV）(有效值) 0.24 1.3 标称放电电流1.5 kA 等级 雷电冲击电流残压（kV，峰值） 直流1mA参考电压（kV，峰值） 0.6 0.50 0.38 0.42 2.6 1.2 表F11 电气化铁道避雷器直流1mA电压

避雷器额定电压 （kV）(有效值） 42 84 系统额定电压 （kV）(有效值) 27.5 55 避雷器持续运行电压 （kV）(有效值) 31.5 63 附 录 G 参 考 资 料

GB 755—2000 旋转电机基本技术要求 GB 1001—86 盘形悬式绝缘子技术条件 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器

GB 1984—89 交流高压断路器 GB 1985—89 交流高压隔离开关和接地开关 GB 3906—91 3～35kV交流金属封闭式开关设备 GB 3983.2—89 高电压并联电容器 GB 4109—88 高压套管技术条件 GB 4703—84 电容式电压互感器

120 240 标称放电电流5kA等级 雷电冲击电流残压（kV，峰值） 直流1mA参考电压（kV，峰值） 65 130 第108页 共110页

GB 4705—92 耦合电容器和电容分压器 GB 4787—84 断路器电容器

GB 6115—85 串联电容器 GB 6451.1～5—1995 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 7064—1996 GB 7327—87 GB 8349—87 GB 8905—1996 GB 10230—88 缆

GB 12706.1～.3—91 GB 12976.1～.3—91 GBJ 233—90 DL 417—91 DL 474.1-92 汽轮发电机通用技术条件 GB 7253—87 交流系统用碳化硅阀式避雷器 GB 7674—1997 离相封闭母线 GB 8564—88 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB 10229—88 有载分接开关 GB 11017—89 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 架空送电线路施工及验收规范

电力设备局部放电现场测量导则 DL 474—92 绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 DL 474.2-92 盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 六氟化硫封闭式组合电器 水轮发电机组安装技术规范 电抗器

额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电现场绝缘试验实施导则 直流高电压试验

DL 474.3-92 介质损耗因数(tgδ)试验 DL 474.4-92 交流耐压试验

DL 474.5-92 避雷器试验 DL 474.6-92 变压器操作波感应耐压试验 JB 3373—83 大型高压交流电机定子绝缘耐压试验

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