电气设备交接和预防性试验规程

电气设备交接和预防性试验规程

1 总则 2 旋转电机

3 电力变压器及电抗器（消弧线圈） 4 互感器 5 开关设备 6 套管

7 支柱绝缘子和悬式绝缘子 8 电力电缆线路

9 绝缘油和六氟化硫气体 10 避雷器 11 母线 12 二次回路

13 1KV及以下的配电装置和电力馈线 14 接地装置 15 电除尘器

附录A 同步发电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 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准 附录C 污秽等级与对应附盐密度值（参考件）

附录D 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法（参考件） 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地点法（参考件） 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件） 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 附录H 电力变压器的交流试验电压

附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

1 总则

1.1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。依据电力部DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》、GB50150-1791《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及华北电网《电力设备交接和预防性试验规程》（2005），结合公司多年来实践的具体情形，特制定本规程。

1.2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的差不多要求，也是电力设备全过程治理工作的重要组成部分。在设备的验收、爱护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行爱护，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，即要对比历次试验结果，也要对比同类设备或不同相别的试验结果，依照变化规律和趋势，经全面分析后作出判定。

1.4 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。倘遇专门情形而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判定设备能否投入运行等，应由分厂报至分公司安技处，由分公司安技处组织人员讨论，形成初步意见后报安全副总批准。 1.5 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有专门规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有专门规定外，可不进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的连续时刻，凡无专门说明者，均为1min；其他耐压方法的施加时刻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，可依照本规程规定的相邻电压等级按插入法运算。充油电力设备在注油后应有足够的静置时刻才可进行耐压试验。静置时刻无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 1)220KV设备静置时刻大于48h 2)110KV及以下设备静置时刻大于24h

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能够连在一起进行试验，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，也能够连在一起进行试验，现在，试验电压应采取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，应依照下列原则确定试验电压: 1)当采纳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)当采纳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电压确定其试验电压。 1.8 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、介质损耗角的正切值、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，且空气相对湿度一样不高于80％。

1.9 在进行直流高压试验时，应采纳负极性接线。

1.10有末屏抽头的套管和避雷器能够积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发觉问题时可进行停电试验进一步核实。

1.11 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议进行试验，但试验标准不得低于本标准的规定。

1.12预试周期长短，应依照设备的具体情形加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳固设备的周期可适当延长。交接试验后一年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。

1.13因无试验仪器不能进行的或因试验时刻短不能进行的试验项目，要有备案。交接试验未进行的项目要在“交接试验报告”中记录；预防性试验不能进行的项目要在“预防性试验报告”中记录；大、小修中不能进行的项目要在“大修报告”、台帐中记录，以便日后作为考察、分析设备运行状况的依据。

2 旋转电机

2.1同步发电机

2.1.1容量为6000KW以上的同步发电机的试验项目，周期和标准见表2-1

表2-1同步发电机试验项目、周期和标准

序号 项目 定子绕组的绝缘电阻、吸取比或极化1 指数 周期 1）交接时 后 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 标准 1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件值的1/3以下时，应查明缘故。 2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。 3）吸取比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸取比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸取比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0 定子绕组的直流电阻 2 1）交接时 2）大修时 3）出口短路后 4）小修时（200MW及以上国产汽轮发电机） 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别不应超过其最小值的2%；与产品出厂时测得的数值换算至同温度下的数值比较，其相对变化也不应大于2%。 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 3）电阻值超出要求时，可采纳定子绕组通入10%—20%额定电流（直流），用红外热像仪查找 3 定子绕组泄漏电流1）交接时 2）大修前、1） 试验电压如下： 新装的；大修中全部更换定子绕组并修好1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态说明 1）额定电压为1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一样不低于10000MΩ 2）大修前、（温度、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常和直流耐压 后 3）春季预防性试验时或小修时进行 4）更换绕组后 后3.0Un 运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修好后2.5Un 大修前 运行20年及以下者2.5Un 运行20年以上与架空线路直截了当连接者2.5Un 运行20年以上不与架空线路直截了当连接者2.0~2.5Un 小修时和大修后2.5Un 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的100%;最大泄漏电流在20µA以下,应依照绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判定为良好时，各相间差值可不考虑。 3）泄漏电流不应随时刻延长而增大 时，可在冷状态下进行。 2）试验电压按每级0.5Un分时期升高，每时期停留1min 3）不符合标准2）3）之一者，应尽可能找出缘故并排除，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敝。 定子绕组1）交接时 3）更换绕组后 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下: 容量（KW或KVA） 额定电压Un(v) 试验电压(v) 2Un+1000 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行.交接时或备用状态时,可在冷状态上进行.。 2）有条件时，可采纳超低频（0.1Hz）耐压,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍,连续时刻为1min 3）全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压按制造厂规定 交流耐压 2）大修前 10000及以上 6000~24000 4 2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.8倍 3)大修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 运行20年以上不与架空线路直截了当连接者 1.5Un (1.3-1.5)Un 转子绕组的绝缘电阻 1）交接时 2）大修转子清扫前、后 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 1）绝缘电阻值在室温时一样不小于0.5MΩ 1）用1000V兆欧表测量。 2）关于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子尚未干燥，假如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，也可投入运行。 3）关于300MW及以上隐极式机组在10-30℃转子绕组绝缘电阻值不应小于0.5MΩ 5 转子绕组6 的直流电阻 转子绕组1）交接时 2）大修时 与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一样不超过2% 在冷态下进行测量 隐极式转子后，局部修试验电压如下： 隐极式转子全部更换绕组并修好后 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 隐极式转子局部修理槽内绝缘后5Un，但不低于1000V，不大于2000V 1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时和交接时，可用2500V兆欧表代替 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 交流耐压 拆卸套箍理槽内绝缘和更换绕组后 7 及局部更换绕组并修好后 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 1） 小修时用1000V兆欧表 2） 大修时用2500V兆欧表 3） 回路中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接 发电机和励磁机的励磁回路所连接的8 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发电机的设9 备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。 定子铁芯试验 10 1）交接时 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明缘故并排除 1）交接时 2）大修时 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 1）交接时 2）重新组装或更换、修3）必要时 1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差不大于15℃，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定 1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。 2）在磁密为1T下连续试验时刻为90min，在磁密为1.4下连续时刻为45min 3）可用红外热像仪测温。 理硅钢片后 2）单位损耗参考值见附录A 发电机和11 励磁机轴承的绝缘电阻 灭磁电阻12 器的直流电阻 转子绕组的交流阻抗和功率13 损耗 1）交接时 2）大修时 汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ 安装前后分别用1000V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻 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% 非线性电阻按厂家要求 1）交接时 2）大修时 3）对发电机转子绝缘有疑问时进行 1）在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意 2）在试验前及不同转速下加压时，应摇测转子绕组的绝缘，并做好记录。 1）隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。 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 3）交接时，超速试验前后进行测量 检温计绝14 缘电阻和温度误差 1）交接时 2）大修时 1） 绝缘电阻值自行规定 2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定 用250V及以下兆欧表 定子槽部线圈防晕15 层对地电位 必要时 不大于10V 1）运行中测温元件电压升高、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电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电位 定子绕组端部动态特性 16 1）交接时 2）大修时 3）必要时 1）新机交接时，绕组端部整体模态频率在94-115HZ范畴之内为不合格。 2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率3）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94-115HZ范畴之内，振型不是椭圆，应结合发电机历史情形综合分析。 4）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94-115HZ范畴之内为不合格。 1）应结合历次测量结果进行综合分析。 2）200MW机组及以上汽轮发电机在94-115HZ范畴之内且振型为椭圆为不合格。 应进行试验，其他机组不作规定 轴电压 17 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一样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样小于10V 测量时采纳高内阻（不小于100KΩ/V）的交流电压表 定子绕组绝缘老化鉴定 18 大修时 见附录A 1）累计运行时刻20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其它机组不作规定。 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。 空载特性曲线 19 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 1）与制造厂（或往常测得的）数据比较，应在测量的范畴以内 2）在额定转速下的定子电压最高试验值： 3）关于有匝间绝缘的电机最高电压下连续时刻为5min。 1）交接时有出厂数据时只做带变压器的空载特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变2）大修时一样能够仅做变压器的试验。 交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变压器的试验。 汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1 Un） 压器的空载特性曲线试验。 三相稳固短路特性20 曲线 1）交接时 2）必要时 与制造厂（或往常测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范畴以内。 发电机定21 子开路时的灭磁时刻常数 次瞬态电22 抗和负序电抗 测量自动23 灭磁装置分闸后的1）交接时 2）更换灭磁开关后 时刻常数与出厂或更换前比较，应无明显差异 交接时 电抗值不作规定 已有厂家型式试验数据时，可不进行 交接时 残压值不作规定（一样在200V以下） 定子残压 检查相序 1）交接时 24 2）改动接线后 温升 1）第一次大修前 2）定子或转25 子绕组更换后、冷却系统改进后 3）必要时 2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定。发电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：

1）分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸取比不小于1.3或极化指数不小于1.5；关于环氧粉云母绝缘吸取比不小于1.6或极化指数不小于2.0。

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℃，定子绕组绝缘电阻一样可按常用IEEE Std43－1974举荐公式换算： 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----绝缘电阻温度换算系数。

绝缘电阻温度换算因数（Kt）按下列公式换算：Kt＝10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℃，此值与绝缘材料的类别有关，如关于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030。

2.2直流电机

2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表2-2所示

表2-2直流电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 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。 －1

α（t－t1）

应与电网的相序一致 应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核 1）交接时 绝缘电阻值一样不低于0.5MΩ 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 2 绕组的直流电阻 电枢绕组片间1）交接时 与制造厂试验数据或往常测得值比较， 2）大修时 相差一样不大于2% 1）交接时 相互间的差值不应超过最小值的10% 2）大修时 1）由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。 2）交接时6000KW以上发电机的励磁机进行测量 3 的直流电阻 绕组的交流耐压 4 1）交接时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电2）大修时 压： 1）交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V 2）大修时为1000V 100KW以下直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 5 磁场可变电阻1）交接时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性 用1000V兆欧表 器的直流电阻 2）大修时 应大于10% 励磁回路所有1）交接时 一样不低于0.5MΩ 2）大修时 6 连接设备的绝缘电阻 7 碳刷中心位置 1）交接时 核对位置是否正确，应满足良好换向要2）大修时 求 绕组极性及其1）交接时 极性和连接均应正确 2）接线变动时 直流发电机的1）交接时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差2）更换绕组后 范畴内 8 连接 1）空载特性：测录到最大励磁电压值为止 2）励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 9 特性 2.3 中频发电机（永磁机）

2.3.1 中频发电机（永磁机）的试验项目、周期和标准见表2-3所示

表2-3中频发电机（永磁机）的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧表 1）交接时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 绕组的直流电2 阻 1）交接时 1）各相绕组直流电阻值相互差别不超2）大修时 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 3 绕组的交流耐压 1）交接时 试验电压为出厂试验电压值的75% 2）大修时 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替 4 空载特性曲线 1）交接时 与制造厂出厂值比较应无明显差别 2）大修时 2.4 交流电动机

2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表2-4所示

表2-4交流电动机的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻、吸取比或极化指数 1 周期 1）交接时 1）绝缘电阻值 2）大修时 （1）额定电压3000V以下者，在室温3）春季预防性试验和下半年小修各一次 下不应低于0.5MΩ （2）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于1MΩ/KV；投运前（3）转子绕组不应低于0.5MΩ 2）吸取比或极化指数自行规定 标准 说明 1）500KW及以上的电动机，应测量吸取比（或极化指数）。 2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表，3KV以上的电动机使用2500V兆欧表。 3）小修时定子绕组可与其所连接的电起测量 。 4）有条件时应分相测量 。 室温下（包括电缆）不应低于1 MΩ/KV 缆一起测量，转子绕组可与起动设备一5）加装变频器的电动机测量前应与变频器脱离。 绕组直流电阻 1）交接时 1）3KV及以上或100KW及以上的电动2）大修时 机各相绕相直流电阻值的相互差值不3）1年2 （3KV及以上或100KW及以上） 定子绕组泄漏电流和直流耐压 3 1）交接时 1）3KV及以上或500KW及以上的电动2）大修时 机应进行试验 更换绕组后 2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un。 3）泄漏电流相互差别一样不大于最小值的100%，20µA以下者不作规定 定子绕组的交流耐压 4 1）交接时 1）全部更换绕组后试验电压为2）大修时 （2Un+1000）V，但不低于1500V 3）更换绕组后 2）交接时试验电压0.75(2Un+1000)V 3)大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V 绕线式电动机转子绕组的交流耐压 1）交接时 试验电压如下： 2）大修时 3）更换绕组后 电动机状态 全部更换转子绕组后 5 交接时 0.75(2Uk +1000)V 大修时或局部更换定子绕组后 应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，相互差值不应超过最小值的1% 3）应注意相互间差别的历年相对变化 有条件时应分相进行试验 1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 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截了当起动者,不可逆式 可逆式 可不做交流耐压 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 2Uk+1000V 4Uk+1000V 0.75(4Uk +1000)V 3.0Uk2000V 但不小于 1.5Uk,但不小于1000V 可变电阻器或6 起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与7 起动电阻器的绝缘电阻 8 转子金属绑线的绝缘电阻 定子绕组的极9 性 1）交接时 与制造厂数值或最初测得结果相比较， 2）大修时 相差不应超过10% 1）交接时 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低2）大修时 于0.5MΩ 用2500V兆欧表 1）交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 2）大修时 1）交接时 定子绕组的极性与连接应正确 2）接线变动时 用2500V兆欧表 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）空转检查时刻一样不小天1h 10 空载电流和空1）交接时 1）转动应正常，空载电流与出厂或大载损耗 2）大修时 修后试验相比应无明显变化 2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50% 2）测定空载电流应在对电动机有怀疑时进行 3）3000V以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 3 电力变压器及电抗器

3.1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3-1

表3—1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项目 油中溶解气体色谱分析 周期 1）交接时 2）投运前 3）大修后 4）运行中 (1)220KV变压器和120MVA以上的变压器3-6个月1更换绕组后增加(2)110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和180天内各做1(3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次。 5）必要时 标准 1）新装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：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有 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/1；H2：50µL/1；C2H2痕量 3）对110KV及以上变压器的油中一旦出线4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下说明 1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体 2）溶解气体组份含量的单位为µL/1 3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判定，必要时缩短周期进行追踪分析 4）总烃含量低的设备不宜采纳相对产气速率进行分析判5）新投运的变压器应有投运前的测试数据 6）从实际带电之日起，即纳入监测范畴 7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月 绕组直1）交接时 3）每三年进行一次 4）无载调压变压器变换分接位置 5）有载调压变压2 器的分接开关检修后（在所有分接） 6）必要时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一样不应大于三相平均值的4%；线间差别一样不应大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与往常相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意 4）电抗器参照执行 1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂尽管说明了超过2% 2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225； 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下次；对新装、大修、C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势 第4、10、30天。 列数值时应引起注意： 1 5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有专门 总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.0µL/1 定 次，以后1年一次 流电阻 2）大修后 出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 产生这种偏差的缘故，但不能几个分接处测量直流电阻 5）220KV及以上绕组测试电流不大于10A 1）交接时 2）投运前 3）大修后 4）每年春季预防绕组绝缘电3 阻、吸取比或极化指数 性试验时 5）必要时 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一样不低于上次值的70%(10000MΩ以上) 极化指数不低于1.5 3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判定绝缘状况 1）用2500V及以上兆欧表 2）测量前被试绕组应充分放电 尽量在相近的温度下试验 4）尽量在油温低于50℃时试验， 5)吸取比和极化指数不进行温度换算 6）变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸取比和极化指数可仅作为参考 7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 绕组的 1）交接时 tgδ 2）大修后 3）必要时 4 1）20℃时的tgδ不大于下列数值： 110-220kV 0.8% 35kV 1.5% 2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一样不大于30%） 3）试验电压如下： 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路 2）同一变压器各绕组的tgδ标准值相同 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验 4）尽量在油温低于50℃时试验 5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ 电容型套管的5 tgδ和1）交接时 2）大修时 3）每三年进行一4）必要时 见第6章 1） 用正接法测量 2） 测量时记录环境温度和设备的顶层油温 3） 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管 6 绝缘油试验 交流耐1）交接时 3）更换绕组后 7 4）必要时 油浸设备验电压值按附录G 1）宜用变频感应法； 2）35kV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 4）35KV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验 8 铁芯110kV及以上变1）与往常试验结果相比无明显差别； 1）用2500V兆欧表 见第9章 2）在10-30℃范畴内，吸取比一样不低于1.3；3）测量温度以顶层油温为准，电容值 次 压试验 2）大修后 （有外引接地线的）绝缘电阻 压器、电抗器： 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 2）显现两点接地现象时，运行中接地电流一样不大于0.1A 2）夹件也有单独外引接地线的应分别测量 穿芯螺栓、夹件、绑扎9 钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 油中含水量 油中含气量 绕组泄1）交接时 2）大修后 3）必要时 220kV及以上的绝缘电阻一样不低于500 MΩ；其它变压器一样不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表； 2） 连接片不能拆开者可不测量 见第9章 11 见第9章 1）交接时 3）每三年进行一次 1）试验电压一样如下： 绕组额定电压（kV） 直流试验电压（kV） 10 20 40 6-10 35 110-220 1）读取1分钟时的泄漏电流值 2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 3）泄露电流参考值参见附录I的规定 漏电流 2）大修后 12 4）必要时 2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下） 变压器绕组电13 压比 1）交接时 2）更换绕组后 3）分接开关引线拆装后 4）必要时 三相变14 压器的接线组别 变压器15 空载电流和空载损耗 变压器16 短路阻抗和负载损耗 1）更换绕组后 2）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）拆铁芯后 2）更换绕组后 3）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）交接时 2）更换绕组后 3）必要时 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）额定分接电压比承诺偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 试验电源可用三相或单相 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（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） 局部放电 17 1）交接时 110kV及以上 2）大修后(220kV或120MVA及以上变压器) 3）必要时 有载调18 压装置的试验1）交接时 2）大修后 1）交接时按GB 50150-1991 2）按DL/T574-1995《有载分接开关运行爱护导 在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一样不大于500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一样不大于300pC 试验方法应符合GB1094.3-2003《电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验》的规定 3）按制造厂要求 则》执行 和检查 4）必要时 测温装19 置及其二次回1）交接时 2）大修后 3）每年春季预防密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一样不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 路试验 性试验时 气体继电器及20 其二次回路试验 压力开21 释器试验 22 整体密1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定 交接时有出厂试验报告可不做 1）交接时 2）大修后 3）必要时 整定值应符合DL/T 540-1994《QJ-25/50/80型气体继电器检验规程》要求，动作正确，绝缘电阻一样不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 封检查 2）大修后 冷却装1）交接时 2）大修后 3）每年春季预防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的规定 3）绝缘电阻一样不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 23 置及其二次回路试验 性试验时 套管电24 流互感1）交接时 2）大修后 按表4-1 器试验 3）必要时 变压器全电压25 下冲击合闸 1）交接时 2）更换绕组后 1）新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min 1）在使用分接上进行； 2）由变压器高压侧加压； 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 油中糠醛含量 26 必要时 1） 含量超过下表数值时，一样为非正常老化，显现以下情形时可进行： 需跟踪检测： 运行年限 糠醛含量（mg/l） 1-5 5-10 10-15 1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高； 15-20 2）150MVA以上升压变压器投运3-5年后； 0.1 0.2 0.4 0.75 3）需了解绝缘老化情形时 2） 跟踪检测时注意增长率 3） 测量值大于4 mg/l时，认为绝缘老化已比较严峻 绝缘纸27 （板）聚合度 绝缘纸（板）28 含水量 必要时 含水量（m/m）一样不大于以下数值： 220kV---3% 必要时 当聚合度小于250时应引起注意 4）长期过载运行后，温升超标后 运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验。 可用所测绕组的tgδ值推算，或取纸样直截了当测量。有条件时，可按DL/T 580-1995《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量 电抗器29 阻抗测量 30 31 振动 噪音 必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范畴内 如有试验条件，可在运行电压下测量 必要时 必要时 与出厂值相比，不应有明显差别 在额定电压及测量频率下一样不大于80dB（A） 按GB 7328-1987《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 油箱表32 面温度分布 变压器绕组变33 必要时 局部热点温升不超过80K 1）用红外测温仪或温度计测量 2）在带较大负荷时进行 110kV及以上变压器 2）更换绕组后 3）必要时 4）不超过6年 与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别 1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同； 2）应在最大分接下测量 3）出口短路后应制造条件进行试验 4）可用频率响应法和低电压阻抗法 形试验 1）交接时 变压器34 零序阻抗 110kV及以上变压器： 1）交接时 2）更换绕组后 如有制造厂试验值，交接时可不测 变压器35 相位检查 1）交接时 2）更换绕组后 3）外部接线变更后 必须与电网相位一致 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、周期和标准见表3-2

表3-2消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组直流电阻 周期 1）交接时 2）大修后 3）厂用变、1 消弧线圈每年春季预防性试验时 4）有载调压变压器分接标准 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一样不应大于三相平均值的4%；线间差别一样不应大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与往常相同部位、相同温说明 1）假如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的缘故，可按标准3）项执行 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2=R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，开关检修后（在所有分接） 5）无载调压变压器变换分接位置后 5）必要时 绕组绝缘电阻、吸取比1）交接时 、投运时 3）厂用变、2 接地变、消弧线圈、干式变压器每年春季预防性试验时 4）必要时 油浸变压器和消弧线圈3 绕组的tgδ 必要时 度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一样应不大于2% 4）电抗器参照执行 铝导线取225； 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻； 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 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化 1） 用2500V及以上兆欧表 2） 测量前被试绕组应充分放电 3） 绝缘电阻大于10000MΩ时，可不测吸取比或极化指数 或极化指数 2）大修后 1）20℃时的tgδ不大于1.5% 2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一样不大于30%） 3）试验电压如下： 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 不同温度下的tgδ值一样可用下式换算： tgδ2=tgδ1×1.3t2-t1t1、t2下的tgδ值 投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同，厂用变按110 kV及以上对待 （）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为在温度绝缘油试验 1）交接时 、投运前 2）大修后 4 3）厂用变、消弧线圈每年春季预防性试验时 4）必要时 交流耐压试验 5 1）交接时 2）大修后 3）干式变压器大修时 4）必要时 穿芯螺栓、夹件、绑扎6 钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 变压器绕组7 电压比 1）交接时 2）更换绕组后 3）必要时 1）交接时 2）大修时 见第9章 1）油浸设备试验电压值按附录H 2）干式变压器试验电压值按附录G全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 一样不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表 2） 连接片不能拆开者可不测量 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比承诺偏差为±1%，其它所有变压器的额定分接电压比承诺偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 三相变压器8 1）交接时 后 变压器空载9 电流和空载损耗 1）交接时 2）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额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） 变压器短路10 阻抗和负载损耗 1）交接时 2）更换绕组后 环氧浇注型11 干式变压器1）交接时 2）更换绕组3）必要时 有载调压装置的试验和12 检查 1）交接时 2）大修后 3）1年或制造厂要求 4）必要时 测温装置及13 其二次回路试验 1）交接时 2）更换绕组后 3）大修时 气体继电器14 及其二次回路试验 整体密封检15 查 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）大修时 冷却装置及16 其二次回路试验 1）交接时、投运前 2）大修后 3）必要时 消弧线圈的17 电压、电流互感器绝缘和变比测量 接地变压器18 1）交接时 后 19 20 干式变压器的噪音测量 变压器绕组50MW及以上与初始结果相比，或三相之间结果相比无明必要时 按GB 7328-1987《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 1)每次测量时，变压器外部接线状 交接时如有制造厂数据，可不测 1）交接时 2）大修后 3）必要时 见表4-1、表4-2 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 冷却装置的检查和试验按制造厂规定；绝缘电阻一样不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 干式变压器不进行 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一样不低于1 MΩ 测绝缘电阻用2500V兆欧表 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ 测绝缘电阻用2500V兆欧表 按DL/T574-1995《有载分接开关运行爱护导则》的规定执行 干式变压器按GB 50-1986《干式电力变压器》规定进行 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（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） 试验方法符合GB 50-1986规定 必须与变压器的铭牌和出线端子标示相符 的接线组别 2）更换绕组的局部放电 后 的零序阻抗 2）更换绕组变形试验 机组的高压厂用变压器： 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 显差别 态应相同 2）应在最大分接下测量 3）出口短路后应进行试验

4 互感器

4.1电流互感器

4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4-1。

表4-1电流互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1）用2500V兆欧表 2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地 1）交接时、1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始投运前 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 值的60% 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一样不低于1000MΩ tgδ及电容量 1）交接时、1）主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数投运前 2）投运后第一年进行一次，以后每三年一次 3）大修后 4）必要时 值，且与历年的数据比较，不应有显著的变化： 电压等级KV 交接 、 大 修 后 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%时应查明缘故 3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2% 3.5 3.0 2.5 2.5 — — — 1.0 0.8 3.0 2.5 2.0 2.0 35 — 110 0.8 220 0.6 1）主绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV 2）油纸电容型充油型tgδ一样不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验电压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%，不应连续运行 3）固体绝缘电流互感器一样不进行tgδ测量 2 运行中 110KV及以上电流互3 感器油中溶解气体的色谱分1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显2）投运后第一年进行一次，以后每三年变化，且不应含有C2H2 2）运行中油中溶解气体组合分含量超过下列任一值时应引起注意 总烃：100μΙ/Ι 全密封电流互感器按制造厂要求进行 析 一次 H2： 150μΙ/Ι 3）大修后 C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级） 4）必要时 1μΙ/Ι（220级） 110KV及以4 上电流互感器油中含水量 交流耐压 1）交接时（35KV及5 以下） 3）大修后 4）必要时 局部放电 1）35KV固体绝缘电流互感器 (2)投运后3年内 6 2）110KV及以上油浸电流互感器： (1)交接时(2)大修后(3)必要时 极性 7 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大修后 3）必要时 各分接头8 的变比 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大修后 3）必要时 励磁特性9 曲线 1）交接时 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造2）大修后 厂的特性曲线比较，应无明显差别 3）必要时 2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 绕组直流10 电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后 3）必要时 绝缘油击穿电压 11 1）交接时：见第9章 35KV及以上 2）大修后 3）必要时 12 绝缘油tg1）交接时1)投入运行前的油： 1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其全密封电流互感器按制造厂要求进行 计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 在继电爱护有要求时进行。应在曲线拐点邻近至少测量5-6个点；关于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV 1）固体绝缘电流互感器在电压为1.2Um/√3时放电量：交接时不大于20Pc。在电1）试验接线按GB 5583-1985进行 2）110KV及以上的油浸电流互感器交行个别抽试。 3)预加电压为出厂工频耐压值的80%。测量电压在两值中任选其一进行。 1）一次绕组交流耐压标准见附表G 2）二次绕组之间及对地为2KV 3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后 3）必要时 全密封电流互感器按制造厂要求进行 电压等级KV 110 水份mg/l 20 220 15 2）大修时 行 压为1.2Um时放电量：交接时不大于50Pc 接时若有出厂试验值可不进行或只进为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC。在电压为1.2Um时放电量：交接时不大于 (1)交接时 2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压(3)必要时 10Pc δ（%） 110KV以上 及注入前：≤0.5 注入后：220KV及以下≤1 他性能正常时应进行该项试验 2）全密封电流互感器按制造厂要求进行 2）必要时 2）运行油≤2 密封检查 13 1）交接时 应无渗漏油现象 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。 4.2电压互感器

4.2.1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4-2和表4-3

表4-2电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1） 使用2500V兆欧表 2） 测量时非被试绕组、外壳应接地 1）交接时、绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60％ 投运前 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 tgδ（20KV及以上油浸式电压互感器） 2 1）绕组绝缘： (1)交接时，投运前 (2) 投运后第一年进行一次，以后每三年一次 1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值： 额定温度 交接时5 10 20 30 40 电压 ℃ 35KV及以下 110KV及1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 大修后 运行时 交接时1．0 1．5 2．0 3．5 5．0 大修后 1．5 2．0 2．5 4．0 5．5 以上 运行时 2．0 2．5 3．5 5．5 8．0 (3)大修后 (4)必要时 110KV及以上电压互感器油中3 溶解气体的色谱分析 1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，2）投运后第一年进行一次，以后每三年一次 4）必要时 110KV及以4 上电压互感器油中含水量 且不应含有C2H2 2）运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意 总烃 100μl/l H2: 150μl/l 只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行。 3）大修后 C2H2: 2μl/l 1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后 3）必要时 水份mg/L 电压等级KV 交接时 运行中 110 20 35 220 15 25 全密封电压互感器按制造厂要求进行 交流耐压 5 1）交接时 1）一次绕组交流耐压标准见附录G 2）大修时 2）二次绕组之间及对地为2KV 3）大修后 4）必要时 1)感应耐压试验的频率f为150HZ及以上时,试验连续时刻t按下式运算:t=60×100/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 局部放电 1)发电机出口固体绝缘电压互感器： 1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/√3时的放电量：交接时不大于20pC；1.2Um时的放电量：交接时不大于50pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.2Um时的放电量：交接时1）试验接线按GB 5583-1985进行 2）110KV及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试，但对绝缘有怀疑时应进行 3）预加电压为其感应耐压的80%测量电压在两值中任选其一进行 (1)交接时 不大于20Pc。 (2)必要时 2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.2Um/6 2)110KV及以上油浸电压互感器: (1)交接时、投运前 (2)大修后 (3)必要时 空载电流测试 7 1）交接时 1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值2）更换绕组后 4）发电机出口TV:大修时 联结组别或极性 8 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）变动接线后 电压比 9 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）必要时 绕组直流10 电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后 3）必要时 绝缘油击11 穿电压 1）交接时 见第9章 2）大修后 3）必要时 绝缘油tgδ 12 1）交接时 新油90℃时不应大于0.5% 2）必要时 注入设备后不应大于0.7% 比较应无明显差别。 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大中性点接地系统为1.5 Um/√3 √3时的放电量：不大于5 pC 从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一次工频电流不应大于10mA 3）必要时 承诺电流。中性点非有效接地系统为1.9 Um/√3， 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 全密封电压互感器按制造厂要求进行 1）当油浸电压互感器tgδ较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验 2）全密封电压互感器按制造厂要求进行 铁芯夹紧13 螺栓（可接触到的）绝1）交接时 一样不得低于10MΩ 2）大修后 1）用2500V兆欧表 2）吊芯时进行 缘电阻 密封检查 14 1）交接时 应无渗漏油现象 2）大修后 3）必要时

表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准

序号 中间变压器1 一、二次绕组直流电阻 中间变压器的绝缘电阻 2 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 当一次绕组与分压电容器在内部连接而2）大修后 3）必要时 1）交接时 1）一次绕组对二次绕组及地应大于2）大修后 1000MΩ 3）每年春季预防性试验时 4）必要时 3 角、比误差 阻尼器检查 4 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 1）用1000V兆欧表 2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。 电容器极间绝 5 缘电阻 1）交接时 一样不低于5000MΩ 2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验 4）必要时 电容值 6 1）交接时 1）每节电容值偏差不超出额定值的2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验时 4）极间耐压后 5）必要时 tgδ(%) 7 1）交接时 交接时： 2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验 油纸绝缘0.5；膜纸复合绝缘0.15 运行中： 1）油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行。 上节电容器测量电压10KV,中压电容的试验电压自定。 -5%- +10%范畴 2）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3）一相中任两节实测电容值差不应超过5% 1）用交流电桥法 2)若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。 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额定电压之比值倒数之差 用2500V兆欧表 2）二次绕组之间及对地应大于10MΩ 用1000 V兆欧表，从X端测量 无法测量时可不测 项目 周期 标准 说明 试验方法按制造厂规定 1）交接时 1）绝缘电阻应大于10 MΩ 2）大修后 2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行 3）必要时 4）必要时 2）膜纸绝缘0.2。若测试值超过0.2应加强监视，超过0.3时应更换 8 9 低压端对地绝缘电阻 10 渗漏油检查 1）交接时 漏油时停止使用 2）巡视检查时 1）交接时 1）交接时不低于100MΩ 2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验时 4.2.2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%范畴时，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。

4.2.3带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判定设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

4.2.3.1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，然后运算电容值。 4.2.3.2判定方法

a)运算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%- +10%范畴内时，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，若测量数据差不多稳固，能够连续进行。

2）运行中不低于10MΩ 1）用2500V兆欧表 2）低压段指“N”或“J”或“δ”等 用观看法 交流耐压和局部放电 必要时 试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压后1min，降至0.8×1.3Um历时10s，再降至1.1Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC 1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只做局部放电试验。 2）Um为最大工作线电压 5 开关设备

5.1 SF6断路器

5.1.1 SF6断路器的试验项目、周期和标准见表5-1。

表5-1 SF6断路器的试验项目、周期和标准

序号 项目 断路器内的SF6气体的湿1 度以及气体的其他检测项目 SF6气体泄露 2 1）交接时 2）大修后 3）必要时 辅助回路和3 操纵回路绝缘电阻 1）交接时 2）每年春季预防性试验 3）大修后 耐压试验 4 1）交接时 2）大修后 3）必要时 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%，当试验电压低于G的规定值时，按附录G的规定进行试验 试验在SF6气体额定压力下进行 绝缘电阻不低于1 MΩ 用1000V兆欧表 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1）按GB 11023-19方法进行 周期 见第9章 见第9章 标准 见第9章 说明 辅助回路和5 操纵回路的交流耐压 断路器的机械特性试验 1）交接时 2）大修后 试验电压为2KV 1）可用2500V兆欧表代替 2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 1）交接时 2）机构大 修后 3）大修时 1）速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定 2）断路器的合、分闸时刻及合分（金属短接）时刻，主、辅触头的配合时刻应符合制造厂规定 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 相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms 制造厂有要求时测 6 3）必要时 分、合闸电磁铁的动作电压 7 1）交接时 2）每三年进行一次 3）机构大 修后 4）必要时 并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范畴或直流额定电压的80% ~ 110%范畴内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压65% ~120%范畴内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 采纳突然加压法 导电回路电阻 8 1）交接时 2）每三年进行一次 3）大修后 4）必要时 1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 2）运行中，回路电阻值不大于出厂规定值 如用直流压降法测量，电流不小于100A 分、合闸线圈9 的直流电阻及绝缘电阻 SF6气体密度继电器检查10 及压力表校验 1）交接时 2）机构大修后 1）交接时 2）大修后 3）每三年进行一次 4）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 1）应符合制造厂规定 机构压力表校验（或调整），机构操11 作压力（液压）整定值校验，机构安全阀校验 操动机构在分闸、合闸及12 重合闸下的操作压力（液压）下降值 13 液压操动机构的泄露试1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 按制造厂规定 1）交接时 2）机构大修后 应符合制造厂规定 1）交接时 2）机构大修按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 验 后 3）必要时 油泵补压及零起打压的14 运转时刻 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 应符合制造厂规定 液压机构防15 失压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非全16 相合闸等辅助操纵装置的动作性能 5.2 真空断路器

1）交接时 2）机构大修后 1）交接时 2）大修后 3）必要时 按制造厂规定 按制造厂规定 5.2.1 真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-2

表5-2 真空断路器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 1 3）大修后 标 准 1）整体绝缘电阻参照制造厂的规定 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℃时）： 试验类别 交接时 大修后 运行中 说 明 用2500V兆欧表 额定电压（KV） <24 1200 24~40.5 3000 300 1000 1）更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验 2）相间、相对地及断口的耐压值相同 断路器主回路对地、断口2 及相间交流耐压 1）交接时 2）每三年进行一次 3）大修后 4）必要时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按附录G规定值（交接时按交接试验电压标准，其它情形按大修试验电压标准） 辅助回路和操纵回路交3 流耐压 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表代替 导电回路电阻 4 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 1）大修后及交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流应不小于2）运行中不大于1.2倍出厂值 100A 5 断路器的机1）交接时 1）合闸时刻、分闸时刻及分、合闸速在额定操作电压下进行 械特性 2）每三年进行一次 3）大修后 4）必要时 度应符合制造厂规定 2）分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms。 3）合闸弹跳时刻关于12KV不大于2ms，关于40.5KV不大于3ms。 4)分闸反弹幅值不大于触头开距的20% 灭弧室的触6 头开距及超行程 1）交接时 2）每三年进行一次 3）大修后 应符合制造厂规定 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压 7 1）交接时 2）每三年进行一次 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范畴内或直流额定电压的80% ~ 110%范畴内可靠动作；压的65% ~ 120%范畴内可靠动作，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%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 采纳突然加压法 3） 大修后 并联分闸脱扣器应能在其额定电源电合闸接触器和分、合闸电8 磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 灭弧室真空9 度测试 1）交接时 2）更换线圈后 3）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 1）交接时 2）大修时 3）必要时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 5.3高压开关柜

5.3.1高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5-3。

表5-3高压开关柜的试验项目、周期和标准

序号 项 目 辅助回路和操纵回路绝1 缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 辅助回路和2 操纵回路交流耐压 操动机构合闸接触器及3 分合闸电磁铁的最低动作电压 1）交接时 2）机构大修后 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85 ~ 110%范畴内或直流额定电压的80% ~ 110%范畴内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65% ~ 120%范畴内可靠动作，当电采纳突然加压法 1）交接时 2）大修后 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 标 准 绝缘电阻不低于1MΩ 说 明 用1000V兆欧表 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%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 合闸接触器和分、合闸电4 磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 断路器的机5 械特性及其它要求 绝缘电阻 6 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 交流耐压 7 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 检查电压抽8 取（带电显示）装置 灭弧室真空9 度测试 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）大修时 3）必要时 开关柜中断路器、隔离开10 关及隔离插头的导电回路电阻 五防性能检查 11 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 高压开关柜12 中的电流互感器 1）交接时 2）大修后 3）必要时 见第4章 应符合制造厂规定 五防指：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 1）交接时 2）大修时 1）交接时和大修后应符合制造厂规定 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有2）运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。 条件时进行测量 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术条件》 试验电压值按附录G规定 1）试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间 2）相间、相对地及断口间的试验电压值相同 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 依照断路器型式，应分别符合5.1、5.2、 5.3条中的有关规定 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 测绝缘电阻用1000V兆欧表 注：电压互感器柜的试验项目、周期和要求可参照5-4中有关序号进行，柜内要紧元部件（如：互感器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。

5.4 隔离开关

5.4.1隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-4

表5-4 隔离开关的试验项目、周期和标准

序号 项 目 有机绝缘支持绝缘子及提升1 杆的绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 试验类别 交接时 大修后 运行中 标 准 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（MΩ）值不得低于下表数值： 额定电压（KV） <24 1200 300 24~40.5 3000 1000 说 明 用2500V兆欧表 二次回2 路绝缘电阻 二次回3 路交流耐压试验 交流耐4 压 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1)交接时 2)大修后 1)试验电压按附录G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耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 1)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不应降低 2）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验 电动操动机构5 线圈的最低动作电压 导电回6 路电阻 1）交接时 2）大修后 最低动作电压一样在操作电源额定电压的30%~80%范畴内 1）交接时 2）大修后（110KV及以上） 1）交接时应符合制造厂规定 2）大修后不大于制造厂规定值的1.5倍 如用直流压降法测量，电流不小于100A 操动机7 构的动作情形 1）交接时 2）大修后 1）电动操动机构在额定操作电压下分、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

6 套管

6.1 套管的试验项目、周期和标准见表6

表6 套管的试验项目、周期和标准

序号 项 目 主绝缘及电容1 型套管及末屏对地的周 期 1）交接时 2）大修（包括主设备大修）后 3）投运前 标 准 1）主绝缘的绝缘电阻值一样不应低于下列数值： 110KV以下5000MΩ 110KV及以上10000MΩ 2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 说 明 用2500V兆欧表 绝缘电阻 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 油中溶解气体2 色谱分析 1）交接时 2）大修后 3）6~10年（110KV及以上） 4）必要时 油中溶解气体组份含量（V/ V）超过下列任一值时应引起注意： H2： 500μl/l CH4： 100μl/l C2H2：1μI/I（220KV）,2μI/I（110KV及以下） 1）主绝缘20℃时的tgδ（%）值不应大于下表中数值： 电压等级KV 交接充油型 油纸电35 2.5 0.7 110 1.0 0.7 220 1.0 0.5 主绝缘及电容型套管末屏对地的tgδ与电容量 1）交接时 2）大修（包括主设备大修）后 3）投运前 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 1）油纸电容型套管的tgδ一样不进行温度换算，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，若tgδ随温度升高超显增大，或试验电压由10KV升到Um/√3，tgδ增量超过±0.3%时不应连续运行 2）测量变压器套管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 3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tgδ。 时 容型 胶纸电容型 大修充油型 油纸电3.0 1.0 1.5 1.0 1.5 0.8 1.5 1.0 1.0 后 容型 3 胶纸电容型 运行充油型 油纸电3.5 1.0 1.5 1.0 1.5 0.8 2.0 1.5 1.0 中 容型 胶纸电容型 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tgδ；加压2KV，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过±5%时应查明缘故 交流耐压 4 1）交接时(35KV及以下) 2）大修后 4）必要时 110KV及以上电容型5 套管的局部放电 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）变压器及电抗器套管的试验电压为Um/√3 2）在试验电压下局部放电值（PC）不大于下列数值： 油纸电容型 交接及大10 250（100） 胶纸电容型 1）交接时制造厂提供数据时可不进行2）水平存放1年以上投运前应进行此项试验 3）左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管 试验电压值见附录G 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 3.0 1.5 1.0 1.5Um/√3，其它套管的试验电压为1.05 此项试验 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连通的油压式套管

②油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管

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

7 支柱绝缘子和悬式绝缘子

7.1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准见表7

表7支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准 序号 项目 110kV及1 以上绝缘子零值检测 1）交接时 2）悬式绝缘2 绝缘子绝缘电阻 子大修时 3）针式支柱绝缘子大修时 1）交接时 2）单元件支柱绝缘子大修时 3 绝缘子交流耐压 3）悬式绝缘子大修时 4）针式绝缘子大修时 6）更换绝缘子时 参照附录C污秽等级与对应符盐密度值绝缘子表4 面污秽物的等值盐密 1年 检查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行体会，将测量值作为调整耐污秽水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应依照情形采取调爬、清扫、涂料等措施 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。

应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘子取样，测量应在当地积污量最重的时期进行 1） 支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B 2） 35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下： 两个胶合元件者，每个元件50kV 三个胶合元件者，每个元件34kV 3）机械破坏负荷为60~300kN的盘行悬60kV 1）棒式绝缘子不进行此项试验 2）35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准规定 1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300 1-5年 在运行电压下进行 周期 标 准 说 明 1）依照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胶合元件 MΩ 2）35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ 1）用2500V及以上兆欧表 2）棒式支柱绝缘子不进行此项试验 5）随主设备 式绝缘子交流耐压试验电压值均为取8 电力电缆线路

8.1一样规定

8.1.1对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作直流耐压试验时，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（装有护层过电压爱护器时，必须将护层过电压爱护器短接接地）。

8.1.2对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。 8.1.3进行直流耐压试验时应分时期平均升压（至少3段）每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时刻达到规定时刻当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平稳系数只做为判定绝缘状况的参考，不做为是否投入

运行的判据，当发觉泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳固，随试验电压的升高或随加压时刻延长而急剧上升，应查明缘故并排除终端头表面泄漏电流或对地杂散电流的阻碍。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）或是延长试验时刻，确定能否连续运行。

8.1.4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：

1)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻（专门时按b处理） 2）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。 3)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，一样应作1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。 8.2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、交联聚乙烯绝缘与乙丙橡皮绝缘电力电缆。 8.2.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1

表8-1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 1 电缆外护套、 2 内衬层绝缘电阻 项目 电缆主绝缘绝缘电阻 周期 标 准 说 明 0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表 0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表 1）交接时 0.6/1kv电缆不低于1MΩ，交接时不低2）耐压试验前 3）必要时 1）交接时 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）耐压试验前 3）必要时 4）春季预防性试验时 于1000 MΩ；0.6/1kv以上电缆不低于1MΩ/Kv，交接时不低于2500 MΩ 1）用500V兆欧表 2）当绝缘电阻低于标准时应采纳附录D中叙述的方法判定是否进水 3）110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做 3 铜屏蔽层电阻和导体电1）交接时 较投运前的电阻比增大时，说明铜屏蔽2）重作终后 3）必要时 层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比减小时说明附件中的导体连接点的电阻有可能增大。数据自行规定 1）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 2）终端以及中间接头的安装工艺，必须符合附录E的要求才能测量，不符合此附录者不测量。 两端均为密闭式终端的电缆可不进行定期试验 阻比（Rp/Rx） 端或接头电缆主绝缘交流耐压试验 1）交接时 （1）0.1Hz耐压试验（35kV及以下） 2）新作终端或接头后 3）大修时 4）春季预防性试验时（每三年一次） 交接时：3U0 60min 预试时：2.1U0 5 min （2）1-300Hz谐振耐压试验 交接时： 电压等级 试验电压 时刻 35kV及以下 2U0 5min 110kV 1.7U0 5min 220kV 1.7U0 60min 预试时： 电压等级 试验电压 时刻 35kV及以下 1.6U0 5min 110kV 1.36U0 5min 220kV 1.36U0 5min 4 5

相位检查 1）交接时 与电网相位一致 2）必要时 9 绝缘油和六氟化硫气体

9.1变压器油

9.1.1新变压器油的验收，应按GB 2536-1990《变压器油》或SH 0040-1991《超高压变压器》的规定。 9.1.2变压器油试验项目、标准和周期见表9-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

9.1.3设备和运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当要紧设备用油的pH值接近4.4或颜色突然变深，其他指标接近承诺值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表9-1变压器油试验项目、周期和标准

标 准 序号 项 目 周 期 投入运行前油 外观 1 1）注入设备前后的新油 2）运行中取油样时进行 水溶性酸pH值 2 1）注入设备前后的新油 2）运行中：（110-220 kV）1年，其余自行规定 酸3 值1）注入设备前后的2）运行中：（110-220 kV）1年，其余自行规定 4 5 击穿电压（kV） 水份（mg/l） 1）预备注入110kV及以上设备的新油 3）运行中，110-220kV设备1年 4）必要时 闪点（闭口）预备注入设备的新（℃） 油 ≥140（10号、25号油） ≥135（45号） 110kV≤20 110kV≤35 220kV≤15 220kV≤25 运行中设备，测量时应注意温度阻碍，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB 7601-1987《运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）》或GB 7600-1987《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》运行试验 1）注入设备前后的新油 2）运行中（35kV及消弧线圈）每年春季预防性试验时 界面张力7 （25℃）（mN/m） tgδ（90℃） 1）预备注入设备的（%） 新油 注入前：≤0.5 ≤2 按GB 5654-1985《液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积必要时 15kV以下≥30 15-35kV≥110-220kV≥40 ≥35 ≥19 按GB 6541-1986《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验 15kV以下≥25 15-35kV≥30 110-220kV≥35 按GB 507-1986《绝缘油介电强度测定法》和DL 429.9-1991《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》方法进行试验。 与新油原始测量值相比不低于10℃ 按GB 261-1983《石油产品闪点测定法》进行试验 ≤0.03 ≤0.1 按GB 2-1983《石油产品酸值测定法》或GB 7599-1987《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB）法》进行试验 ≥5.4 ≥4.2 按GB 7598-1987《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验 运行油 说 明 透亮、无杂质或悬浮物 将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地点观看 （mgKOH/g） 新油 6 以上设备、厂用变、35 8 2）注入110-220 kV设备后的新油 3）运行中： 220 kV设备5年 4）必要时 体积电阻率必要时 注入后： 220 kV及以下≤1 10 电阻率的试验方法》进行试验 ≥6×10220 kV及以下≥3×10 9按DL 421-1991《绝缘油体积电阻率测定法》进行试验 9 （90℃） （Ω.m） 油中含气量 必要时 ≤1 一样不大于3 按DL 423-1991《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL 450-1991《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验 10 （v/v）（%） 油泥与沉淀11 物（m/m） （%） 必要时 一样不大于0.02 按GB 511-1988《石油产品及添加剂机械杂质测定法》方法试验，若只测定油泥含量，试验最后采纳乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中称重 油中溶解气体色谱分析 12 见各设备章节 见各设备章节 取样、试验和判定方法分别按GB 7595-1987《运行中变压器油质量标准》、SD 304和GB 7252-1987《变压器油中溶解气体分析和判定导则》的规定 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。

②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。 ③10 kV及以下设备试验周期可自行规定。

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。 9.1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

9.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。假如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。

9.1.4.2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。

9.1.4.3关于国外进口油、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。

9.1.4.4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，则采纳1：1比例混合。 9.2 SF6气体

9.2.1 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的抽检率复核要紧技术指标。 9.2.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 9.2.3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。

9.2.4交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准见表9-2

表9-2交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 湿度（20℃v/v）(µl/l) 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试标 准 断路器灭弧室气室： 说 明 1）按GB 12022-19《工业六氟化硫》、SD 306-19《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》进行 2）新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，验时（110 kV及以上） 交接时及大修 3）大修后 4）必要时 后不大于150 运行中不大于300 则正常运行1-3年测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5-1中序号2的要求时，按实际情形增加的检测 按SD 308-19《六氟化硫新气中密度测定法》进行 2 密度（标准状态下）（kg/m） 毒性 3必要时 6.16 3 必要时 无毒 按SD 312-19《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 4 5 酸度（µg/g） 1）大修后 2）必要时 四氟化碳（m/m）（%） 1）大修后 2）必要时 ≤0.3 按SD 307-19《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 ≤0.05 按SD 311-19《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 空气（m/ m）1）大修后 6 （%） 2）必要时 1）交接时及大修后≤0.05 2）运行中≤0.2 按SD 311-19进行 7 可水解氟化物（µg/g） 1）大修后 2）必要时 ≤1.0 按SD 309-19《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进行 8 矿物油（µg/g） 1）大修后 2）必要时 ≤10 按SD 310-19《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行 10 避雷器

10.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准见表10-1

表10-1阀式避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）大修后 3）发电厂、变电所避雷器每年雷雨 1 季前 4）35kV及以上线路上避雷器每年春季预防性试验时 5）10kV及以下线路上避雷器自行规定 6）必要时 标 准 1）FZ（PBC，LD）、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻与前一次及同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化。 2）FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 MΩ 说 明 1）用2500V及以上兆欧表 2）FZ、FCZ和FCD型要紧检查并联电阻通断和接触情形。 电导电流及串联组合元件的非线性因数差值 1）交接时2）1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考大修后 3）每年雷雨季前 4）必要时 值见附录F，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0.05，电导电流差值（%）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 3 6 10 15 20 30 1）施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997《高电压试验技术第一部分：一样试验要求》的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。 2）由两个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运算见附录F。 4）可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应依照停电测 2 - - - 8 10 12 量的结果做出判定。 5）假如FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，但电导电流合格承诺做换节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05。 6）运行中PBC型避雷器的电导电流一样应在300-400µA范畴内。 工频放电电压 1）交接时 2）大修后 3）发电厂、变电所避雷器每年春季预防性试验时，其他自行规定 4）必要时 1）FS型避雷器的工频放电电压在下列范畴内 额定电压（kV） 放电电交接时3 9-11 8-12 6 16-19 10 26-31 带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只在解体大修后进行。 3 压（kV） 大修后 运行中 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 3）有间隙金属氧化物避雷器的工频放电电压应符合制造厂的规定 底座绝缘电阻 4 1）交接时 2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 3）线路上避雷器每年春季预防性试验时 4）大修后 5）必要时 自行规定 用2500V及以上兆欧表 5 放电计数器动作检查 1）交接时 2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 3）线路上避测试3-5次，均应正常动作。 雷器每年春季预防性试验时 4）大修后 5）必要时 密封检查 6 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 注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期 10.2无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表10-2

表10-2无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）必要时 2 运行电压下的交流泄漏 3 电流 1）交接时 2）新投运的投运3个月后带电测量一次，以后每个雷雨季前、后各测量一次 3）必要时 工频参考电4 流下的工频参考电压 必要时 应符合GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》或制造厂规定 测量时的环境温度宜为20±15℃ 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 底座绝缘电阻 放电计数器动作检查 1）交接时 2）必要时 1）交接时 2）必要时 测试3-5次，均应正常动作 自行规定 用2500V及以上兆欧表 可在带电状态下检查 直流1mA电压U1mA0.75U1mA及下1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）不得低于GB 11032-2000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（U1mA为交接时的值）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，测量值与初始电流增加一倍时，必须停电检查 2）当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短检测周期。 1)测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的阻碍及相间干扰的阻碍。 2)可用第一次带电测试代替交接试验，并作为初始值。 1）测量时应记录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 标 准 1）35kV以上，不低于2500 MΩ 2）35kV及以下，不低于1000MΩ 说 明 用2500V及以上兆欧表 的泄漏电流 35kV及以上者，值比较，不应有明显变化，当阻性6 10.3避雷器带电试验

1)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 2)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验

3)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判别标准见表10-2序号3。

11 母线

11.1封闭母线

11.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表11-1所示。

表11-1封闭母线的试验项目、周期和标准 序号 1 交流耐压 2 11.2一样母线

11.2.1一样母线的试验项目、周期和标准见表11-2

表11-2一样母线的试验项目、周期和标准 序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 项 目 绝缘电阻 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 1）交接时 1）额定电压为15kV及以上全连式离相封2）大修后 闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于3)必要时 100MΩ 2）6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 1）交接时 额定2）大修后 电压3）必要时 （kV） 6 15 20 试验电压（kV） 出厂 42 57 68 现场 32 43 51 1）交接时 不应低于1 MΩ/ kV 2）大修后 3）必要时 交流耐压2 试验 1）交接时 额定电压在1 kV以上时，试验电压参照“支2）大修后 柱绝缘子和悬式绝缘子”规定；额定电压在3）必要时 1 kV及以下时，试验电压为1 kV 12 二次回路

12.1二次回路的试验项目、周期和标准见表12

表12 二次回路的试验项目、周期和标准 序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 标 准 说 明 用500V或1000V兆欧表 1）交接时 1）直流小母线和操纵盘的电压小母2）大修后 线，在断开所有其它并联支路时不3）更换二次线时 应小于10 MΩ 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1 MΩ，在比较潮湿的地点，承诺降到0.5 MΩ 2 交流耐压 1）交接时 试验电压为1000V 2）大修后 3）更换二次线时 1）不重要回路可用2500V兆欧表测量 绝缘电阻代替 2）48V及以下回路不做交流耐压 3）带有电子元件的回路，试验时应将 插件取出或两端短接 13 1kV及以下的配电装置和馈电线路

13.1 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表13

表13 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻1 测量 1)交接时 2）设备大修时 配电装置每一段或馈电线路的绝缘电阻应不小于0.5MΩ 1)用1000V兆欧表 2测量电力馈电线路的绝缘电阻时应将相连的断路器,熔断器,用电设备和外表等断开。 配电装置2 的交流耐压试验 3 检查相位 1)交接时 2)设备大修时 试验电压为1000V 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2)可用2500V兆欧表代替 1)交接时 2)更动设备或接线时 连接相位应正确 注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。

14 接地装置

14.1接地装置的试验项目、周期和标准见表14

每年对接地系统及装置进行一次检查

表14接地装置的试验项目、周期和标准

序号 项 目 有效接地系统的接地装置的接地阻抗 1 周 期 1）交接时 2）6~10年 3）能够依照该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 Z≤2000/I 式中：I为经接地装置流入地中的短路电流，A； Z为考虑到季节变化的最大接地阻抗，Ω 如不能满足上式的要求时，在技术经济承诺的条件下，Z可适当地增大到不超发生接地短路时，在接地装置上： 1）接触电压和跨步电压均不超过承诺的数值 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 非有效接地系统 2 的接地装置的接地电阻 1）交接时 3）能够依照该接地装置挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1 kV以下电力设 3 备的接地电阻 1）交接时 1）当接地装置与1 kV及以下设备共用2）当接地装置仅用于1 kV及以上设备时，接地电阻Z≤250/I 3）在上述任一情形下，接地阻抗一样不得大于10Ω 使用同一接地装置的所有这类电力设其接地电阻不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA时，则接地电阻承诺大于4Ω，但不超过10Ω。 关于在电源处接地的低压电网（包括孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不做接地，所用零线的接地电阻确实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 的燃油、易4 燃气体贮罐及其管道的接地电阻 1）交接时 不宜大于30Ω（无避雷针爱护的 测量时，应断开架空地线。 标 准 说 明 1）测量接地电阻时，如在必须的最小布极范畴内土壤电阻率差不多平均，可采纳各种补偿法，否则采纳分离法 2）测试时应断开架空地线，应注意地中电流的阻碍 Ⅰ值并校验设备接地引下线的热稳固。 4）铜质材料地网运行中必要时进行 过0.5Ω，但必须采取措施保证 3）每3年以及必要时，验算一次2）不超过6年 接地时，接地电阻Z≤120/I 2）不超过6年 备，当总容量达到或超过100kVA时，2）不超过6年 露天贮罐不应超过10Ω） 露天配电装置避 5 雷针的集中接地装置的接地电阻及避雷针（线）的接地电阻 1）交接时 2）不超过6年 不宜大于10Ω 1）与接地网连在一起的可不测量，但按序号12要求检查与接地网的连接情形。 2）在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降至10Ω时，承诺有较大的数值，但应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等反击的要求 3）测量时，应幸免地网的阻碍。 6 发电厂烟囱邻近的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 1）交接时 2）不超过6年 不宜大于10Ω 1）与地网连在一起的能够不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情形 2）测量时，应注意地网的阻碍。 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）其他线路杆当杆塔高度在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2000Ωm时，接地电阻难以达到15Ω关于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率专门高，接地电阻难以降到30Ω时，可采纳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，但关于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不超过20Ω 8 塔不超过5年。 时，可增加至20Ω 土壤电阻率Ω.m 100及以下 100-500 500-1000 1000-2000 2000以上 无架空地线的线1）交接时 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网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 接地装置安装处必要时 仅对110kV以上发电厂或变电所进行 50 30 接地电阻Ω 电所进出线1-2km内的杆塔每年春季预防性试验时 3）其他线路杆塔不超过5年。 接地电阻Ω 10 15 20 25 30 路杆塔接地电阻 2）发电厂或变 9 测试时用4极法，要求a＞D 其中：a—电极间距离 D—地网对角线距离 10 土壤电阻率 11 检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地不超过3年 1）不应大于0.2Ω 2）不得有开断、松脱或严峻腐蚀等现象 1）将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查。 网的连接情形 2）应采纳测量电流大于1A的接地引下线导通测量仪进行测量 抽样开挖检查发电厂、变电所地 12 中接地网的腐蚀情形 1）本项目只限于差不多运行10年以上（包括改造后重新运行达到那个年限）的接地网 2）以后的检查年限可依照前次开挖检查的结果自行规定 不得有开断，松脱或严峻腐蚀等现象 1）土壤电阻率＜10Ωm者应缩短周期8年 2）可依照电气设备的重要性和施工的安全，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畴。 3）铜质材料接地网不必定期进行开挖检查

15 电除尘器

15.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表15-1

表15-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 高压绕组对低压绕组1 及对地的绝缘电阻 周 期 1）交接时 ＞500 MΩ 2）大修时 3）必要时 低压绕组的绝缘电阻 2 1）交接时 ＞300 MΩ 2）大修时 3）必要时 硅整流元件及高压套3 管对地的绝缘电阻 1）交接时 ＞2000MΩ 2）大修时 3）必要时 穿芯螺栓对地的绝缘4 电阻 1）交接时 自行规定 2）大修时 3）必要时 高、低压绕组的直流电5 阻 1）交接时 与出厂值相差不超出±2%范畴 2）大修时 3）必要时 变压器油试验 6 1）交接时 参照表9-1中序号1、2、3、6 2）大修时 3）必要时 油中溶解气体色谱分7 析 1）交接时 参照表3-1中序号1，注意值自2）1年 3）大修时 4）必要时 空载升压 8 1）交接时 输出1.5Um（或产品技术条件规2）大修时 定的承诺值），保持1min，应无3）更换绕组后 4）必要时 15.2绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准见表15-2

表15-2绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准

闪络、无击穿现象，并记录空载电流。 不带电除尘器电场 行规定 换算到75℃ 1）用1000V兆欧表 2）在吊芯检查时进行 用2500V兆欧表 用1000V兆欧表 标 准 说 明 用2500V兆欧表 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 ＞1500 MΩ 2）更换后 标 准 说 明 用2500V兆欧表 2 耐压试验 1）交接时 直流100KV或交流72KV、1 min无闪络 2）更换后 15.3电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω 15.4高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。

附录A 发电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 整相绕组（或分支）及单根线棒的tgδ增量（△tgδ） 要求 整相绕组（或分支）的△tgδ值不大于下列值： 定子电压等级（KV） △tgδ（％） 6 10 6．5 6．5 说明 △tgδ（％）值指额定电压下和起始游离电压下△tgδ（％）之差值。关于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1 电压下的△tgδ（％）值不大于下列值： 1．5Un和0.5Un下之差值 11 相邻0.2Un电压间隔下之差值 2．5 0．8Un和0.2Un下之差值 3．5 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0.2Un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△tgδ之差值。 整相绕组（或分支）及单根线棒的第二急增点Pi2，测量整相绕组电2 流增加率△I（％） 1）整相绕组（分支）Pi2在额定电压Un以内明 显显现者（电流增加倾向倍数m2＞1.6）属于有老 化特点。绝缘良好者，Pi2不显现或在Un以上 不明显显现。 2）单根线棒实测或由Pi2推测的平均击穿电压， 不小于（2.5-3）Un 3）整相绕组电流增加率不大于下列值： 定子电压等级(KV) 试验电压KV 额定电压下电流增加率（％） 1）在绝缘不受潮的状态下进行试验； 电流增加率△I＝(I-I0)/I0×100％ 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电容电流 2）电流增加倾向倍数 m2＝tgθ2/ tgθ0 式中tgθ2－I＝f(U) 特性曲线显现Pi2点之斜率； tgθ0－I＝f(U)特性曲线中显现Pi1点以下之斜率。 6 6 8．5 10 10 12 整相绕组（或分支）及单根线棒之局部放电量 3 整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值： 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 6 10 6 10 4 1.5×10 －86 1.5×10 －82）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 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刻、历次事故缘故及处理情形、历次检修中发觉的问题以 及试验情形进行综合分析，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，其中采纳方式，包括局部绝缘处理、 局部绝缘更换及全部线棒更换。

（1）累计运行时刻超过20年，制造工艺不良者，能够适当提早； （2）运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；

（3）解剖检查时，发觉绝缘严峻分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严峻及股间绝缘破坏等老化现象； （4）鉴定试验结果与历次试验结果相比，显现专门并超出表中规定。

3）鉴定试验时，应第一做整相绕组绝缘试验，一样可在停机后热状态下进行，若运行或试验中显现绝缘击穿，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。

应符合表2－1中序号3、4有关规定 附录B 支柱绝缘子的交流耐压试验电压标准

交流耐压试验电压 额定电压 最高工作电压 出厂 3 6 10 15 20 35 110 220 3.6 7.2 12 18 24 40.5 126.0 252.0 25 32 42 57 68 100 265 490 纯瓷绝缘 交接及大修 25 32 42 57 68 100 265（305） 490 固体有机绝缘 出厂 25 32 42 57 68 100 265 490 交接及大修 22 26 38 50 59 90 240（280） 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录C 污秽等级与对应附盐密度值（参考件）

2

表C1 一般悬式绝缘子（X-45,XP-70,XP-160）附盐密度对应的污秽等级 mg/cm

污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 - 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

2

表C2一般支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm

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

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，专门是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受外力破坏而又未完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅依照绝缘电阻值降低来判定外护套破坏进水。为此，提出了依照不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判定的方法。

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 +0.334 铅 -0.122 铁 -0.44 锌 -0.76 铝 -1.33 当橡塑电缆的外护套破旧并进水后，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，如内衬层也破坏进水后，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，当进水专门多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢管为“负”极。

当外护套或内衬层破旧进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于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蔽层的绝缘电阻，现在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，说明已形成原电池，就能够判定外护套和内衬层已破旧进水。

外护套破旧不一定要赶忙修理，但内衬层破旧进水后，水份直截了当与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一样应尽快检修。

附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地点法（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连续性。连接凯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连续性。

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-F4

表F.1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流 μA 工频放电电FZ-3 3 4 450-650＜10 9-11 FZ-6 6 6 400-600＜10 16-19 FZ-10 10 10 400-600400-600 ＜10 26-31 41-49 51-61 82-98 95-118 140-173 224-268 254-312 448-536 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 FZ-15 15 16 FZ-20 20 20 元件） 元件） 元件） 元件） 元件） 元件） FZ-35 35 16（15KVFZ-40 40 20（20KVFZ-60 60 20（20KVFZ-110J 110 24（30KVFZ-110 110 24（30KVFZ-220J 220 24（30KV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F.2 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 表F.3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA 工频放电电压有效值KV FCZ3-35 35 50 250－400 1）FCZ3-35L 35 50 250－400 2）FCZ-30DT 35 18 150－300 3)FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 110（100） 250－400 （400－600） 170－195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110（100） 250－400 （400－600） 340－390 70－85 78－90 85－100 FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ-30DT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 试验电压KV 电导电流μA 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）非线性因数按下式运算

α＝log（U2/U1）/log（I2/I1） 式中：

U1 U2—表10－1序号2中规定的试验电压；

I2 I1—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

额最高定工作电电压 压 油浸电力变压器 交出接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13．2 13．2 15 15 FCD为50－100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5－20 1min工频耐受电压有效值 穿墙套管 并联电抗器 电压互感器 断路器 电流互感器 干式电抗纯瓷和纯瓷固体有机绝缘 干式电力隔离开关 变压器 充油绝缘 器 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出交接 大修 KV KV 厂 厂 3 3．6 20 25 17 21 17 30 20 25 20 35 17 21 17 30 25 30 20 42 23 27 18 38 25 30 20 42 23 27 18 38 25 30 20 42 25 30 20 42 25 30 20 42 25 30 20 42 25 30 20 42 23 27 18 38 25 32 20 42 25 32 20 42 10 20 28 8．5 17．0 24 6 7．2 20 10 12 35 28 24 38 47 43 72 128 170 335 28 45 55 50 85 150 200 395 24 38 47 28 55 25 50 28 55 25 50 28 55 28 55 28 55 28 55 28 55 25 50 28 57 28 57 38 32 15 20 35 66 110 220 18 24 45 55 50 65 43 72 128 170 335 95 155 200 395 59 65 59 65 65 65 65 65 59 68 68 50 43 40.5 72.5 126 252 85 150 200 395 85 140 180 356 95 155 200 395 85 140 180 356 95 155 200 395 95 155 200 356 95 155 200 395 95 155 200 395 95 155 200 395 85 140 180 356 100 155 230 395 100 155 230 395 70 60

附录H 电力变压器的交流试验电压

最高工作电压KV ≤1 3．5 6．9 11．5 17．5 23．0 40．5 126．0 252．0 线端交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 200 360 395 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 170(195) 306 336 中心点交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 95 85（200） 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 80 72(170) 额定电压KV ＜1 3 6 10 15 20 35 110 220 注：括号内数值适用于小接地短路电流系统；

附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

额定电压（KV） 2－3 6－15 20－35 110－220 试验电压峰值KV 5 10 20 40 10℃ 11 22 33 33 20℃ 17 33 50 50 在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA） 30℃ 25 50 74 74

40℃ 39 77 111 111 50℃ 55 112 167 167 60℃ 83 166 250 250 70℃ 125 250 400 400 80℃ 178 356 570 570 注释：

一、直流电阻确实是元件通上直流电，所出现出的电阻，即元件固有的，静态的电阻。比如线圈，通直流电和交流电，它出现的电阻是不一样的，通交流电，线圈除了直流电阻外，还有电抗作用，它反映的是电阻和电抗的合作用，叫阻抗。

二、吸取比： 在同一次试验中，用2500V的摇表测得60s时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。

测量吸取比的目的是发觉绝缘受潮。吸取比除反映绝缘受潮情形外，还能反映整体和局部缺陷。

《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》交流电动机实验项目强制条文。

变压器大修后在进行的电气试验项目之一确实是测量绕组的绝缘电阻和吸取比。 《国家电网山东电力集团公司2007版电力设备交接和预防性试验规程》对吸取比有如下规定：吸取比在常温下不低于1.3；当R60s(60秒时的电阻)大于3000MΩ时，吸取比可不做考核要求。

吸取比Km是测量绝缘电阻时，实验电压施加60s时的测量值RM60s与施加15s时的测量值RM15s之比。该值大于1.3或1.2为合格。——《电机实验技术及设备手册》

三、极化指数PI：在同一次试验中，加压10min时的绝缘电阻值与加压1min时的绝缘电阻值之比，是绕组绝缘干燥程度的要紧指标。

《国家电网山东电力集团公司2007版电力设备交接和预防性试验规程》对极化指数有如下规定：极化指数在常温下不低于1.5；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不作要求。预试时可不测量极化指数；吸取比不合格时增加测量极化指数，二者之一满足要求即可。

四、绕组的介质损耗tgδ：绝缘材料在电场作用下，由于介质电导和介质极化的滞后效应，在其内部引起的能量损耗。也叫介质缺失，简称介损。在交变电场作用下，电介质内流过的电流相量和电压相量之间的夹角(功率因数角Φ)的余角δ称为介质损耗角