福建电力设备交接和预防性试验规程

Q/FJG

福建省电力有限公司企业标准 Q/FJG 10029.2-2004 电力设备交接和预防性试验规程

（试行）

2005年3月8日 发布 2005年3月8日 实施 福建省电力有限公司 发 布 Q/FJG 10029.2—2004

目 次

目 次 .............................................................................. I

前 言 ............................................................................ II

1 范围 ................................................................................ 1 2 规范性引用文件 ...................................................................... 1 3 定义、符号 .......................................................................... 2 4 总则 ................................................................................ 3 5 电力变压器及电抗器 ................................................................. 4 6 互感器 ............................................................................ 18 7 开关设备 .......................................................................... 29 8 套管 .............................................................................. 46 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子 ............................................................. 48 10 电力电缆线路 ...................................................................... 50 11 电容器 ........................................................................... 56 12 变压器油和六氟化硫气体 ............................................................ 62 13 避雷器 ............................................................................ 68 14 母线 .............................................................................. 72 15二次回路 ........................................................................... 73 16 1kV及以下的配电装置和电力布线 ..................................................... 73 17 1kV以上的架空电力线路 ............................................................. 74 18接地装置 ........................................................................... 75 19 电除尘器 .......................................................................... 78 20 旋转电机 .......................................................................... 79 21 带电设备红外检测 .................................................................. 93 附 录 A ............................................................................ 96 附 录 B ............................................................................ 97 附 录 C ............................................................................ 98 附 录 D ............................................................................ 99 附 录 E ........................................................................... 100 附 录 F ........................................................................... 102 附 录 G ........................................................................... 103 附 录 H ........................................................................... 104 附 录 I ........................................................................... 105 附 录 J ........................................................................... 106 附 录 K ........................................................................... 110 附 录 L ........................................................................... 111 附 录 M .......................................................................... 112 附 录 N ........................................................................... 116

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前 言

《电力设备的交接和预防性试验规程》（试行）分两部分：修订说明（Q/FJG10029.1-2004）与标准主体部分(Q/FJG10029.2-2004)。

电力设备的交接和预防性试验是安装、运行和维护工作中的重要环节,是保证电力系统安全运行的有效手段之一。交接和预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，1999年原福建省电力工业局制定颁发了《福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则》，多年来对电力生产起到了重要的作用，并积累了丰富的经验。

随着电力工业的迅速发展，新设备的大量出现，试验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。为此，福建省电力有限公司组织有关人员,在广泛征求意见的基础上,依据GB50150—91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》及国家电网公司《关于印发输变电设备技术标准的通知》(国家电网生[2004]634号)、《关于预防输变电设备事故措施的通知》（国家电网生[2004]1号）等技术标准、反措文件，结合福建省电网的实际情况,对《福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则》进行修订,并更名为《福建省电力有限公司电力设备交接及预防性试验规程(试行)》。

本标准经福建省电力有限公司批准,从生效之日起代替1999年原福建省电力工业局颁发的《福建省电网电力设备交接及预防性试验规程实施细则》。福建省电力有限公司所属各发供电单位、二级单位、基建单位、设计单位和联营单位均应遵照执行,省内并网发电厂、县级供电企业、其他电力用户应参照执行。

本标准由福建省电力有限公司提出。

本标准由福建省电力有限公司生产运行部归口管理并负责解释。

本标准在执行中如遇有问题或发现不尽完善之处，请及时与福建省电力试验研究院联系。 本标准主要起草人：张孔林 于建龙 应宗明 连鸿松 王恒山 林冶 周剑 陈泰山 陈德兴 周渠 林世勇 章开煊 吴虹 鄢庆猛 朱宗毅 廖福旺 施广宇 施倩 赵道阳 黄维宪 林一泓 毛冠民 王定有

本标准审核人：林 韩 郑家松 李功新 郑宗安 本标准批准人：许新生

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电力设备交接和预防性试验规程

（试行）

1 范围

本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。

本标准适用于500kV及以下的交流电力设备的交接和预防性试验管理，但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。

进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，原则上应按照本标准执行。 2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，但鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 261—1983 石油产品闪点测定法(闭口杯法) GB/T 2—1983 石油产品酸值测定法

GB/T 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 507—2002 绝缘油击穿电压测定法

GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法） GB 1094.1～.2—1996 电力变压器 GB 1094.3～.5—2003 电力变压器 GB 2536—1990 变压器油

JB/T 8166—1995 互感器局部放电测量

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电阻率的测量 GB 50—1986 干式电力变压器

GB/T 6541—1986 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 722－2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7328—87 变压器和电抗器的声级测定

GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准

GB/T 7598—1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7599—1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB/T 7600—1987 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)

GB/T 7601—1987 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB 9326.1～.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求 GB/T 11023—19 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则

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GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—19 工业六氟化硫

GB 50150—1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 DL/T 421—1991 绝缘油体积电阻率测定法

DL/T 423—1991 绝缘油中含气量测定 真空压差法 DL/T 703－1999 绝缘油中含气量的气相色谱测定法

DL/T 429.9—1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 DL/T 450—1991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件

DL/T 492—1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则 SH 0040—1991 超高压变压器油

SH 0351—1992 断路器油

国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发[2000]5号) 国家电网公司《关于印发输变电设备技术标准的通知》(国家电网生[2004]634号) 国家电网公司《关于预防输变电设备事故措施的通知》(国家电网生[2004]1号) 华东电网公司«华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范»（试行）(华东电网生[2004]290号) 3 定义、符号

3.1交接试验

为了发现新设备在设计、制造、运输、安装过程中产生的隐患，诊断是否符合投入运 行的条件，对新设备进行的检查、试验，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2预防性试验

为了发现运行中设备的隐患，预防设备发生事故或损坏，对设备进行的检查、试验或 监测，也包括取油或气样进行的试验。 3.3 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。 3.4 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。 3.5 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漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中，若无特别说明，均指加压lmin时的测得值。 3.6 吸收比

在同一次试验中，lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。 3.7 极化指数

在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。 3.修

若无特殊说明者均指该设备本身大修，其大修的内容和范围如下：  发电机、变压器：按部颁的《发电厂检修规程》规定；  互感器及充油电抗器：吊芯检修；  套管：换油、换胶或解体；

 隔离刀闸：传动机构及刀闸检修；  避雷器：解体检修；

 断路器、重合器、分段器：操作机构解体，灭弧室解体；

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 耦合电容器：吊芯检修；  高压硅整流器:吊芯检修。 3.9 本标准所用的符号

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lmA下的参考电压； tgδ 介质损耗因数。 3.10红外检温

利用红外热成像仪或红外点温仪对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的设备进行检测和诊断。红外检测的设备包括旋转电机、变压器、电抗器、互感器、断路器、隔离开关、套管、绝缘子串、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、组合电器、低压电器及二次回路等。通常可在设备带电时进行测试。 3.11投运前

新安装的设备交接后长时间未投入而准备投运之前或库存的新设备投运之前。 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。

4.2遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对已投运设备由运行单位分管生产的领导或总工程师批准执行，对220kV及以上的电力设备须报福建省电力有限公司生产部备案；对新建、扩建项目设备由建设单位分管生产的领导或总工程师审核并上报福建省电力有限公司分管生产的领导或总工程师批准后实施。

4.3 110kV以下的电力设备，应按本标准进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110kV及以上的电力设备按规定或在必要时进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明，均指lmin；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，可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。

充油电力设备在充满合格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，也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。 4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：

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。 4.6 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、tgδ、泄漏电流、六氟化硫气体湿度、绝缘油取样等），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下进行，且空气相对湿度一般

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不高于80%。

4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

4.8如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本标准时应作相应调整。

4.9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，经本单位分管生产的领导或总工程师批准,可以不做停电试验或延长试验周期。 4.10多绕组设备进行绝缘试验时,非被试绕组应短路接地。

4.11 35kV及以上变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、开关设备、套管、电缆、电容器等设备，在新安装投运后一年内应做一次试验（有特殊规定者除外）。 4.12 新安装交接后长时间未投入运行的设备(110kV及以上6个月、35kV及以下1年)，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行试验(试验要求与交接时相同)；运行后长时间停运的设备(110kV及以上6个月、35kV及以下1年),在投运前应按预试规程要求进行试验；库存、备用的设备在投运前参照投运设备试验规程规定进行试验。

4.13预试周期原则上220kV及以上电气设备为2年, 110kV及以下电气设备为3年，10kV及以下配变（不含开关站的配变）为5年。

4.14 500kV电气设备不拆引线试验参照附录M执行, 如果测量结果与历次比较有明显差别或超过规程规定的标准，应拆引线进行试验。

4.15直流电源装置及蓄电池试验按《福建省电力有限公司电力系统直流电源装置及蓄电池检修维护规程》（试行）执行。

4.16 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行；制造厂未作要求的，可根据运行情况自行规定。

4.17上级机关颁布的有关反措、规定、规范应遵照执行。 5 电力变压器及电抗器

5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5.1。

表5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 油中溶解气体色谱分析 周 期 1)交接时 2)投运前 3)新安装、大修后: a)110kV及以上投运后1天、4天、10天、30天 b) 厂用变、35kV站用变投运后4天、30天 4)运行中： a)220kV及以上3个月 b)110kV半年 c)厂用变、35kV要 求 1)新安装变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： a)110kV及以上 总烃：10；H2：20；C2H2：0 b)35kV及以下 总烃：20；H2：30；C2H2：0 2)大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(μL/L)不得超过下列数值： 总烃：50；H2：50；C2H2：0 3)运行设备的油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃：150；H2：150； C2H2：5(35～220kV)；1 (500kV) 4)烃类气体总和的绝对产气速率超过4

说 明 1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体总和 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跟踪分析 3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断 4)新投运的变压器应有出厂的有关测试数据 5)必要时: a)出口或近区短路 b)保护动作后怀疑主

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序号 项 目 周 期 站用变1年 5)必要时 要 求 说 明 12mL/d(密封式)或相对产气速率大于变存在异常 10%/月则判断设备有异常 c)巡视发现异常 5)对500kV电抗器，当出现少量(小于 d)在线监测系统告警 1μL/L)乙炔时，也应引起注意，如分析e)主变进行耐压和局气体虽已出现异常，若经其它试验分析认放试验后 为还不至于危及绕组和铁芯安全时，可在f）其它 超过注意值的情况下运行,但应缩短检测 周期 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)与以前相同部位测得值比较，其相对变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 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，则按要求3)项执行 2)不同温度下电阻值按下式换算2 绕组直流电阻 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b)110kV及以下3年 c)10kV及以下配变5年 4)无载分接开关变换分接位置 5)有载分接开关检修后(各档) 6)大修前、后 7)必要时 R2R1TT2 TT1式中R1、R2分别为在温度T1、T2时的电阻值,T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 3）无载分接开关应在使用的分接档锁定后测量 4）必要时: a)本体油色谱判断有热故障 b)红外测温判断套管接头发热 c）其它 1)使用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，各次测量时的温度应尽量接近 4)尽量在油温低于 50℃时测量,不同温度 下的绝缘电阻值按下式换算: 3 绕组绝1)交接时 缘电阻、吸2)投运前 收比或3)新安装投运(和)极化后1年内 指数 4)运行中： a)220kV及以上2年 b)110kV及以下3年 c)10kV及以下配变5年 5)大修前、后 6)必要时 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，否则应查明原因 2)35kV及以上应测量吸收比，吸收比(10～30℃范围)不低于1.3；吸收比不合格时增加测量极化指数，极化指数不低于1.5 ；二者之一满足要求即可 3)220kV及以上应测量极化指数 R2R11.5(t1t2)/10 5

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值或见附录H 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 6）必要时： a)油介损不合格或油中微水超标 b)渗漏油严重可能使变压器受潮 c）其它 4 绕组的1)交接时 1)20℃时不大于下列数值： tgδ 2)投运前 500kV 0.6% 3)新安装投运110～220kV 0.8％ 后1年内 35kV及以下 1.5% 4)运行中： 2)tgδ值与出厂试验值或历年的数值 a)220kV及以上2比较不应有显著变化(一般不大于30％) 年 3)试验电压： b)35～110kV3年 绕组电压 10kV 5)大修前、后 10kV及以上 6)必要时 绕组电压 额定电压Un 10kV以下 1)同一变压器各绕组tgδ的值要求相同 2)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近 3)35kV及以上,且容量在8000kVA及以上应进行 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值按下式换算：tg2tg11.3(t2t1)/10式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ 值或见附录H 5）必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时 b)油介损不合格或油中微水超标 c)渗漏油严重 d）其它 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器(或电抗器)顶层油温 5 电容型套管的介质损耗因数(tgδ)和电容值 绝缘油试验 见第8章 6 见第12章 6

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序号 项 目 7 交流耐压试验 1)交接时 1)油浸变压器（电抗器）试验电压值2)10kV及以下按表5.2(定期试验按部分更换绕组电压站用变及开关站值) 配变3年；其余配2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂变5年 试验电压值；部分更换绕组和定期试验3)更换绕组后 时，按出厂试验电压值的0.8倍 4)大修后（35kV 及以下） 5)必要时 1)用倍频感应或操作波感应法 2)35kV及以下全绝缘变压器，交接时和大修后应进行交流耐压试验 3)电抗器采用外施工频耐压试验 4)必要时： a）设备安装（运输）过程中发现异常 b）对绝缘有怀疑时 c) 其它 1)用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2）夹件有引出接地的可单独对夹件进行测量 3)必要时： a）从油色谱试验判断变压器内部有热故障 b）其它 周 期 要 求 说 明 8 铁芯绝缘电阻 1)交接时 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)新安装投运2)运行中铁芯接地电流一般不应大于后1年内 0.3A 3)运行中： a)220kV及以上2年 b)110kV及以下3年 c)10kV及以下配变5年 4)大修前、后 5)必要时 9 穿芯螺1)交接时 栓、铁轭夹2)大修后 件、绑扎钢3)必要时 带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 220kV及以上绝缘电阻一般不低于1)用2500V兆欧表500MΩ、其它变压器一般不低于10MΩ (对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)连接片不能拆开者可不进行 7

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序号 10 项 目 油中水分 mg/L 周 期 要 求 说 明 1)交接时 交接时、大修后 2)投运前 110kV及以下≤20 3)大修后 220kV≤15 4)运行中： 500kV≤10 a)220kV及以上半年 b)110kV 1年 c)厂用变、35kV站用变1年 5)必要时 运行中 1)运行中设备，测量110kV及以下≤35 时应注意温度的影响，220kV≤25 尽量在顶层油温高于500kV≤15 50℃时取样 2）必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时 b)渗漏油严重 c)油中氢气含量和油介损值偏高 d）其它 运行中 500kV≤3 220kV≤5 必要时: a)变压器需要补油时 b）渗漏油 c）其它 11 油中含1) 220kV及以交接时、大修后 气量(体上交接时 500kV≤1 积分数) 2) 220kV及以220kV≤3 % 上大修后投运前 3）运行中： a)500kV半年 b)220kV 1年 4）必要时 1)交接时 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中： a)220kV及以上2年 12 绕组泄漏 电流 1)试验电压一般如下： 绕组额6～ 定电压 10 kV 直流试验电压kV 10 20～ 35 110～ 220 40 20 1)在高压端读取1min时的泄漏电流值,同一测量接线的泄漏500 电流I(µA)与绝缘电阻的关系一般应符合: IuA=U/R60 60 U—直流试验电压 8

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序号 项 目 周 期 b)35～110kV3年 5)大修前、后 6)必要时 要 求 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 3) 泄漏电流见附录H 说 明 R60—1分钟的绝缘电阻(MΩ) 2)35kV容量10000 kVA及以上应进行 3)必要时： a)设备发生异常时 b) 其它 13 绕组所1)交接时 有分接的2)分接开关引电压比 线拆装后 3)更换绕组后 4)必要时 1)各相应分接头的电压比与铭牌数据必要时： 相比应无明显差别，且符合规律 a)怀疑有匝间短路时 2)电压35kV以下，电压比小于3的变b)其它 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 14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 空载电流和空载损耗 1)交接时 2)更换绕组后 15 1)交接时(500kV变压器) 2)更换绕组后 3)必要时 16 阻抗电压和负载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验相比无明显变化 1)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(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较) 2）可结合零起升压启动试验时进行 3）必要时： a)怀疑磁路有缺陷时 b) 其它 与前次试验值相比,无明显变化 1)试验电源可用三相 或单相；试验电流可用额定值或较低电流(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) 2)必要时： a)出口短路时 b)其它 9

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序号 17 项 目 局部放电试验 周 期 1)交接时(220kV及以上) 2)更换绝缘部件或线圈后(110kV及以上) 3)大修后(220kV及以上) 4)必要时 要 求 1)在线端电压为1.5Um/3时,视在放电量一般不大于500 pC；线端电压为1.3 Um/3时, 视在放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按GB50规定执行 说 明 1)试验方法符合GB1094.3的规定 2)电抗器可进行运行电压下局部放电监测 3)必要时： a)运行中的变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时 b) 其它 18 有载调1)交接时 压装置的2)新安装投运试验和检后1年内 查 3)运行中： 1)检查动a)220kV及以上 2作顺序 年 2)操作试b)110kV及以下3验变压器年 带电时手4)大修后 动操作、远5)必要时 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、双触头间放电间隙 4)检查操作箱 必要时： a)怀疑有故障时 b)其它 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 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 与出厂值相差不大于±10% 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 10

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序号 项 目 5)二次回路绝缘试验 19 有载调压装置切换开关室绝缘油击穿电压和水分含量试验 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 压力释放器校验 整体密封检查 1)交接时 2)大修后 3）运行中： a)１１０kV及以上半年或每分接变换2000次以后b)35kV2年 4)必要时 周 期 要 求 绝缘电阻一般不低于1 MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 110kV及以上： 1)有在线滤油装置a)交接时、大修后：油击穿电压≥40ｋＶ，可延长每年1次 水分含量≤25mg/L 2)如果制造厂有规b)运行中 ：油击穿电压≥30ｋＶ，水分定时按制造厂规定执含量≤40mg/L 行 35kV：按制造厂要求 3) 必要时： a)怀疑有绝缘故障时 b) 其它 20 1) 交接时 1)密封良好,指示正确,测温电阻值应1）测量绝缘电阻采用2) 随相连主设 和出厂值相符 2500V兆欧表 备预试时 2)绝缘电阻一般不低于1MΩ 2）必要时：怀疑有故3)大修后 障时 4)必要时 1) 交接时 整定值符合运行规程要求,动作正确，2）随相连主设绝缘电阻一般不低于1MΩ 备预试时 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 开启压力偏差±5kPa或按制造厂规定 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 2）必要时：怀疑有故障时 21 22 23 1)35kV及以下管状和平面油箱变压器试验时带冷却器,不采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约带压力释放装置 5kpa压力),对于波纹油箱和有散热器的 油箱采用超过油枕顶部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 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，按制造厂规定绝缘电阻一般不低于1MΩ 绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 2)必要时:怀疑有故障时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时: 对绝缘性能有怀疑时 24 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 全电压下空载合闸 1)交接时 2)大修后 3)必要时 25 1)交接时 2)大修后 3)必要时 26 1)交接时 1)新装和全部更换绕组，空载合闸51)在使用分接上进行 2)更换绕组后 次，每次间隔不少于5min 2)由变压器高压侧加3)大修后 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每压或中压侧加压 次间隔不少于5min 3）110kV及以上的变11

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 压器中性点接地 4）发电机变压器组中间连接无断开点的变压器，可不进行 27 油中糠 醛含量 1)交接时 1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，1)110kV及以上进行 2)大修前、大应视为非正常老化，需跟踪监测： 2)必要时： 修投运后1个月a)油中气体总烃超标10运行 内 1～3 4～6 7～9 ～或CO、CO2过高 年限 3)投运10年内b)需了解绝缘老化情12 5年1次，其后3况时,如温升过高后或糠醛 0.04 0.07 0.1 0.2 年1次 长期过载运行后等 含量 4)必要时 1922运行 16～ 13～15 ～～年限 18 21 25 糠醛 含量 0.4 0.6 1 2 2)跟踪检测时,注意增长率 3)糠醛含量大于2mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 28 绝缘纸(板)聚合度 必要时 当聚合度小于250时，应引起注意 1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样 3）必要时：怀疑绝缘老化比较严重 29 绝缘纸(板)含水量 必要时 含水量(质量分数)一般不大于下列值: 1）可用所测绕组的500kV 1% tgδ值推算或取纸样直220kV 3% 接测量。有条件时，可按部颁DL/T580－96《用露点仪测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量 2）必要时：怀疑绝缘纸(板)受潮时 与出厂值相差不大于±5%，与三相或1)适用于电抗器,如三相组平均值相差不大于±2% 受试验条件可在运行电压下测量 2)必要时:怀疑有故障时 12

30 阻抗测量 必要时 Q/FJG 10029.2—2004

序号 31 项 目 振动 周 期 1)交接时 2)必要时 要 求 与出厂值或交接值比不应有明显差别 说 明 1)适用于500kV油浸电抗器 2）必要时：发现箱壳振动异常时 1）按GB7328要求进行,适用于500kV电压等级 2)必要时：巡视发现噪音异常时 1)适用于500kV油浸电抗器 2)必要时:红外测温判断油箱表面发热 1)每次测量时,变压器外部接线状态应相同 2)应在最大分接位置下测量 3)110kV及以上变压器进行 4）必要时：出口(或近区)短路后 32 噪音 1)交接时 2)必要时 与出厂值或交接值比不应有明显差别 33 油箱表面温度分布 1)交接时 2)必要时 局部热点温升不超过80k 34 变压器绕组变形试验 1)交接时 2)更换绕组后 3)大修后 4)必要时 与初始结果相比,或三相之间结果相比无明显差别 35 壳式变压器绝缘油带电度 壳式变压器线圈泄漏电流 1)交接时 2)3年 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上 2年 b)110kV3年 1)交接时 2)大修后 3)1年 应小于500pC/mL/20℃ 36 应小于|-3.5|μA 在变压器停电启动油泵状态下测量 37 壳式变压器绝缘油体积电阻率 应大于1×10Ω·cm/80℃ 131）如果低于1×10Ω·cm/80℃，应及时更换为含硫量低并添加了抗静电剂的新油 2）当油体积电阻率出现较快的下降趋势时，应进行油中硫化铜含量测试 13

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5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表5.2。

表5.2 电力变压器的交流试验电压电压值及操作波试验电压值

线端交流试验电压值 (kV) 全部更 换绕组 3 25 35 45 55 85 200 360 395 630 680 部分更换 绕组后 2.5 21 30 38 47 72 170 (195) 306 336 536 578 中性点交流试验电压值(kV) 全部更 换绕组 3 25 35 45 55 85 95 85 (200) 85 140 部分更换绕组后 2.5 21 30 38 47 72 80 72 (170) 72 120 线端操作波试验电压 (kV) 全部更 换绕组 ― 50 60 90 105 170 375 750 1050 1175 部分更换绕组后 ― 40 50 75 90 145 319 638 2 999 额定 最高工电压作电压(kV) (kV) <1 6 10 15 20 35 110 220 500 ≤1 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 126 252 550 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20us，90%以上幅值持续时间大于200us，波长大于500us；负极 性三次 5.3油浸式电力变压器(1.6MVA以上) 5.3.1定期试验项目

见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、21、24、27。 5.3.2交接、大修试验项目

a）交接见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、17、18、19、 20、21、22、23、24、25、26、27、32、34、35、36、37，其中32项适用于500 kV变压器。

b）一般性大修见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、17、18、19、 21、22、23、24、27、34、37。

c）更换绕组的大修见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24、25、26、27、34、37。 5.4油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)

5.4.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、4、5、6、7、8、20、21，其中4 、5项适用于35kV及以上变压器,有条件时可做1项。

5.4.2交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、18、19、20、21、23，其中13、14、15、16项适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变压器。 5.5油浸电抗器

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5.5.1定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、10、11、20、21、27（10 kV及以下只做2、3、6、7）。

5.5.2交接、大修试验项目

a）交接试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27、31、33（10kV及以下只做2、3、6、7、9、23），其中31、33项适用于500 kV电抗器。

b）大修试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、20、21、23、24、25、27（10kV及以下只做2、3、6、7、9、23）。 5.6 消弧线圈

5.6.1定期试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、6。

5.6.2交接、大修试验项目见表5.1中序号1、2、3、4、5、6、7、9、23,装在消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘和变比试验的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5.1序号25)。 5.7干式变压器

5.7.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、7、20。

5.7.2交接、更换绕组的大修试验项目见表5.1中序号2、3、7、8、9、13、14、15、16、17、20，其中17项适用于浇注式干式变压器。 5.8气体绝缘变压器

5.8.1定期试验项目见表5.1中序号2、3、7、表12.5中序号1和表7.1中序号3。

5.8.2交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、7、20、表12.5中序号1和表7.1中序号2。 5.9干式电抗器

5.9.1交接、定期试验项目见表5.1中序号2、3。

5.9.2大修试验项目见表5.1中序号2、3、7（在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验）。 5.10接地变压器

5.10.1定期试验项目见表5.1中序号3、6、7。

5.10.2交接、大修试验项目见表5.1中序号2、3、6、7、9、13、15、16、23，其中15、16项适用于更换绕组时进行。

5.11自动跟踪补偿成套消弧装置

5.11.1自动跟踪补偿成套消弧装置试验项目、周期和要求见表5.9。

表5.9 自动跟踪补偿成套消弧装置的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 二次回1)交接时 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一1)可用500V或1000V 摇路绝缘电2)新安装 次测试结果相比应无显著变化 表 阻测量 投运后1年内 2)必要时:对绝缘有怀 3)3年 疑时 4)必要时 2 二次回1）交接时 试验电压2kV 1)可用2500V 摇表试验 路交流耐2）必要时 2)必要时: 对绝缘有怀压试验 疑时 3 档位调1)交接时 所有档位的调节过程顺利，无卡涩，必要时: 怀疑有故障时 节试验 2)新安装实际档位与指示档位一致。 投运后1年内 3)3年 4)必要时 4 阻尼电1)交接时 与名牌数值对应，误差不超过±5%。 阻值测量 2)必要时 5 阻尼电1)交接时 不小于100MΩ. 1)采用2500V摇表 阻的绝缘2)必要时 2)必要时: 对绝缘有怀15

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序号 6 项 目 电阻测量 阻尼电阻接触器或可控硅动作特性测量 并联电阻值测量 周 期 1)交接时 2)必要时 要 求 应符合制造厂规定 说 明 疑时 必要时: 设备发生异常时 7 并联电应符合制造厂规定 必要时: 设备发生异常阻专用开时 关动作特性测量 9 补偿电与铭牌参数对应，符合厂家技术要求 必要时: 设备发生异常1)交接时 容柜电容时 2)新安装投量测量 运后1年内 3)3年 4)必要时 10 补偿电1)交接时 应符合制造厂规定 必要时: 设备发生异常容的可控2)必要时 时 硅动作特性测量 注：成套补偿装置的接地变、消弧线圈、有载调压开关、电压、电流互感器、避雷器、真空开关可参照本标准有关章节规定。 5.11.2各类试验项目:

交接试验项目见表5.9中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10。 定期试验项目见表5.9中序号1、3、7、9。 5.12 特殊连接结构变压器

5.12.1 高压套管通过SF6高压引线装置与GIS连接的变压器 a)交接和大修后试验

按本标准规定的项目和要求进行。 b)预防性试验

试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。 试验项目：

1)SF6高压引线装置中SF6气体的湿度检测和泄漏试验分别按表7.1中序号1和序号2进行； 2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验； 3)变压器铁芯试验；

4)变压器高压绕组和GIS一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数； 5)变压器其它项目和GIS试验分别按表5.1和表7.1进行。

5.12.2 高压套管通过充油全密封高压引线装置与高压充油电缆连接的变压器 a)交接和大修后试验

按本标准规定的项目和要求进行。 b)预防性试验

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8 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)必要时 1)交接时 2)必要时 与铭牌数值对应，误差不超过±5%。 必要时:设备发生异常时 Q/FJG 10029.2—2004

试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表5.1执行。 试验项目：

1)充油全密封高压引线装置每6个月1次绝缘油色谱分析和绝缘油中水分分析；高压充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表10.3进行；

2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻试验； 3)变压器铁芯试验；

4)变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；

5)电力电缆外护套和外护套避雷器试验； 6)其它项目参照表5.1。

5.13 判断故障时可供选用的试验项目

主要针对1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中溶解气体色谱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，用油中气体色谱分析及局部放电监测仪

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 —油泵及水冷器检查试验

一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、介质损耗因数、泄漏电流)

—绝缘油的介电强度、介质损耗因数 —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

--油中金属元素含量

—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色谱分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验： —油中溶解气体色谱分析 —绕组直流电阻 —绕组的频率响应 —短路阻抗

—空载电流和损耗 —各绕组的电容量

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、介质损耗因数、泄漏电流)

—绝缘油的击穿电压、介质损耗因数、含水量、油中气体色谱分析、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：

—油中溶解气体分析，且特别注意CO、CO2含量及变化 —绝缘油酸值 —油中糠醛含量

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—油中含水量

—绝缘纸或纸板的聚合度 —绝缘介质恢复电压

f)振动、噪音异常时可进行下列试验： —振动测量 —噪音测量

—油中溶解气体色谱分析 —阻抗测量 6 互感器

6.1 电流互感器

6.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.1。

表6.1 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 周 期 1)交接时 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中： a)220kV及以上2年 b)110kV及以下3年 5)大修后 6)必要时 要 求 1)110kV及以上一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻>2500MΩ 2)110～220KV电容型电流互感器主绝缘(一次/末屏)的绝缘电阻>2000MΩ 3)二次绕组之间及地的绝缘电阻>500MΩ 4)一次绕组匝间绝缘电阻>500MΩ 5)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ,否则应测量微水 6）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化 说 明 1)二次绕组之间及一次绕组匝间可采用1000V兆欧表,其余应采用2500V兆欧表 2)测量时对非被测绕组(或末屏),外壳应接地 3)对二次接线板是用小瓷套装在胶木板上的形式,其二次之间及对地绝缘电阻应不低于50MΩ 4)必要时:怀疑有故障时 2 tgδ及电容量 1)交接时 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中： a)220kV及以上2年 b)35～110kV 3年 5)大修后 6)必要时 7)SF6、固体绝缘互感器按1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，1)主绝缘试验且与历年数据比较，不应有显著变化： tgδ电压为10kV，电压等级 20110 220 500 末屏对地tgδ试验电压2kV kV ～ 2)油纸电容型35 交 油纸电容型 — 1.0 0.7 0.6 tgδ一般不进行接 充 油 型 3.0 2.0 — — 温度换算，当tg大 胶纸电容型 2.5 2.0 — — δ值与出厂值或上一次试验值比修 油纸电容型 — 1.0 0.8 0.7 较有明显增长时，运 充 油 型 3.5 2.5 — — 应综合分析tgδ行 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 与温度、电压的关中 系,当tgδ随温度 18

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序号 项 目 周 期 制造厂规定 要 求 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值偏差应不大于±5%,超出时应查明原因 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,其值应不大于2% 说 明 明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3)SF6、固体绝缘互感器中带有电容末屏的宜进行 4)必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时 b)油介损不合格或油中微水超标 c)渗漏油严重 d）其它 1)对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2）对运行中单纯H2组分偏高的参照附录L分析 3) 必要时: 怀疑有内部放电时 3 油中溶解气体色谱分析 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)运行中： 新安装或大修后投运1年内1次；其后220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV3～5年 5)必要时 1)交接时 2)3年 (20kV及以下) 3)大修后 4)必要时 1) 交接时、大修后的油中不应含有C2H2，氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L 2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意： 总烃：100 H2： 150C2H2： 1(220～500kV)；2(110kV及以下) 4 交流耐压试验 1) 35kV及以下电流互感器一次绕组按G1）二次绕组交表进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。 流耐压试验可用2500V兆欧表代替 电压等级2)必要时: 6 10 15 20 35 (kV) a)对绝缘性能有怀疑时 试验电压21 30 38 47 72 b)其它 (kV) 19

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序号 项 目 周 期 要 求 2) 110～500kV SF6电流互感器交接试验： a）老练试验：预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至1.73倍设备额定相对地电压3分钟，然后降至0 b）老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90% 3）110～500kV SF6电流互感器补气较多时(表压小于0.2MPa)，应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80-90% 4)二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2kV 5)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 5 局部放电试验 1)交接时 1)固体绝缘电流互感器在电压为2)新安装投1.1Um/3时，放电量不大于100pC；在电压运后1年内 3)3年(20～为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500 pC 35kV固体绝缘2)110 kV及以上油浸式电流互感器在电压互感器) 为1.1Um/3时，放电量不大于20pC 4)大修后 5)必要时 3)110～500kV SF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，必要时应进行局部放电试验 4)更换绕组后，应按出厂局放标准执行 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与铭牌标志相符合 1)试验按GB5583进行 2)110kV及以上油浸式电流互感器在大修后进行 3)必要时 a)对绝缘性能有怀疑时 b)其它 说 明 6 极性检查 各分接头的变比检查 7 与铭牌标志相符合 1)更换绕组后应测量比值差和相位差 2)必要时: a)怀疑有匝间短路时 b)其它 1)交接时有制造厂提供的特性曲线可不做 2)继电保护有要求时进行 1)试验方法按制造厂规定 2)必要时: 怀疑8 校核励磁特性曲线 1)交接时 2)必要时 与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 9 密封检查 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应无渗漏油现象 20

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序号 10 项 目 一次绕组直流电阻测量 周 期 要 求 说 明 密封不良时 1)交接时 与初值或出厂值比较，应无明显差别 2)大修后 3)必要时 1)运行中应定期进行红外测温 2)必要时： a)本体油色谱判断有热故障 b)红外测温判断接头发热 c)改变分接位置 d)其它 1）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)交接时有制造厂提供的试验报告可不进行 3)35kV及以上进行 4)对35kV中性点CT可不做 5)必要时 ： a)怀疑有绝缘故障时 b)其它 1)对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)必要时： a)绕组绝缘电阻(吸收比)测量异常时 b)渗漏油 c）其它 1）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)交接时有制造厂提供的试验报告

11 绝缘油击穿电压kV 1)交接时 2)大修后 3)必要时 交接时、大修后 35kV及以下 ≥35 110～220kV≥40 500kV≥60 运行中 35kV及以下 ≥30 110～220kV≥35 500kV≥50 12 油中水1)交接时 交接时、大修后 分 2)大修后 110kV≤20 mg/L 3)运行中： 220kV≤15 新安装或大500kV≤10 修后投运1年内1次；其后220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV3～5年 4)必要时 绝缘油(90℃)介损 % 1)交接时 2)大修后 3)必要时 交接时、大修后 新油：≤0.5 注入设备后： 220kV及以下≤1 500kV≤0.7 运行中 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15 13 运行中 220kV及以下≤4 500kV≤2 21

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 可不进行 3)35kV及以上进行 4)必要时：对油有怀疑时 14 1)交接时 SF6电流交接时、大修后不大于250，运行中不大于2)大修后 互感器气500 3)运行中： 体的湿度新安装或大(20℃) 修后投运1年内μL/L 1次；若无异常，220 kV及以上2年1次，35～110kV 3年1次，35kV以下自行规定 4)补气后 5)必要时 SF6电流1)交接时 1)不存在明显漏点 互感器气2)大修后 2)年漏气率不大于1% 体泄漏试 验 SF6分解产物含量测试 1）对充气压力低于0.35Mpa且用气量少的35kV及以下电压等级的六氟化硫设备，只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 15 定性测量发现有泄漏再进行定量分析 16 1)运行中： 当出现痕量SO2、HF或H2S（大小于2μL/L）必要时： 新安装或大时，应引起注意；当超过50μL/L时，应停a)设备有异常时 修后投运1年内电查明原因。 b)故障设备大修1次；若无异常，后 220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV及以下自行规定或6年1次 2) 必要时 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b)110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 应符合制造厂规定 必要时:设备发生异常时 17 SF6电流互感器气体密度继电器和压力表检查 6.1.2各类试验项目： 交接时、大修后试验项目见表6.1中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11、12、13、14、15、17

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（大修若不更换绕组，可不进行6、7项）。

定期试验项目见表6.1中序号1、2、3、4、5、12、14、16、17。

6.2电磁式电压互感器

6.2.1电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表6.2。

表6.2 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)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中： a)220kV及以上2年 b) 110kV及以下3年 5)大修后 6)必要时 1.绕组绝缘 1)交接时 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中： a)220kV及以上2年 b)35～110kV 3年 5)大修后 6)必要时 2.110～220 kV 串级式电压互感器支架 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)必要时 3.SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定 要 求 说 明 1）一、二次绕组间绝缘电阻＞1000MΩ 1)一次绕组用2)一次绕组对铁芯绝缘电阻＞500 MΩ；二次绕组对2500V兆欧表，二次铁芯绝缘电阻＞1000 MΩ 绕组用1000V或 2500V兆欧表 2)必要时: 如怀疑有绝缘缺陷时 2 tgδ（20 kV及以上） 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 35 kV及以下 交接时、大修后 运行中 5 10 20 30 40 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 交接35 时、 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 kV大修后 以上 运行1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 中 交接时：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不应大于出厂试验值的130% 2）支架绝缘tgδ一般不大于6% 1)串级式电压互感器的tgδ试验方法采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 2)必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时 b)油介损不合格或油中微水超标 c)渗漏油严重 d)其它 23

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3 油中溶解气体的色谱分析 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)运行中： 新安装或大修后投运1年内1次；其后220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV3～5年 5)必要时 1) 交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢气不超过50μL/L，总烃不超过10μL/L 2)运行中油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意： 总烃： 100 H2： 150C2H2： 2 1)对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)对运行中单纯H2组分偏高的参照附录L分析 3)必要时:如怀疑有内部放电时 1)串级式或分级绝缘的互感器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 4)二次绕组交流耐压试验可用2500V兆欧表代替 5)必要时: 如对绝缘性能有怀疑时 4 交流耐压试验 1)交接时 1)一次绕组按G表进行，出厂值不明的，按下2)3年 列电压进行试验： (10kV及以下) 电压等级3 6 10 15 20 35 3)大修后 kV 4)必要时 试验电压15 21 30 38 47 72 kV 2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 5 局部放电测量 1)交接时 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)3年(20～35kV固体绝缘互感器) 5)大修后 6)必要时 1)试验按GB5583进行 1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在电压为2)出厂时有试验1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC 报告者投运前可不2)110kV及以上油浸式电压互感器在电压为进行试验或只进行抽查试验 1.1Um/3时，放电量不大于20pC 3)110kV及以 上油浸式电压互感器在大修后进行 4)必要时: a)对绝缘性能有怀疑时 b)其它 24

1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为

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6 空载电流和励磁特性 1)交接时 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较2)大修后 无明显差别 3）更换绕组后 2)在下列试验电压下，空载电流不应大于最4)必要时 大允许电流且空载电流增量不应大于出厂试验值的10% 中性点非有效接地系统1.9 Um /3 中性点接地系统1.5 Um /3 1)中性点直接接地系统电压互感器测量最后一点的持续时间不得超过30s 2）对GIS中的互感器无法分开的可不单独进行 3)必要时： a)怀疑磁路有缺陷时 b) 其它 1)试验方法按制造厂规定 2)必要时: 怀疑密封不良时 采用1000V兆欧表 7 密封检查 1)大修后 2)必要时 应无渗漏现象 8 铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻 联接组别和极性 电压比 大修时 ＞100MΩ 9 1)交接时 2)更换绕组后 3)接线变动后 1)交接时 2)更换绕组后 3)接线变动后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与铭牌和端子标志相符 10 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 1）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)交接时有制造厂提供报告的可不做 3)35kV及以上进行 4)必要时: 对绝缘性能有怀疑时 11 绝缘油 击穿电压 kV 交接时、大修后 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 110～220kV≥40 110～220kV≥35 500kV≥60 500kV≥50 25

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12 油中水分 mg/L 1)交接时 交接时、大修后 运行中 2)大修后 110kV≤20 110kV≤35 3)运行中： 220kV≤15 220kV≤25 新安装或大500kV≤10 500kV≤15 修后投运1年内1次；其后220kV及以上2年1次,110kV每3年1次,35kV3～5年 4)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与初始值或出厂值相比较，应无明显差别 1)对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时 b)渗漏油严重 c）其它 1)运行中应定期进行红外测温 2)必要时: a)本体油色谱判断有热故障 b)红外测温判断接头发热 c)其它 1）对全密封式设备，如不易取样或补充油，可根据具体情况决定是否采样 2)交接时有制造厂提供介损的报告可不做 3)35kV及以上进行 4)必要时：对油有怀疑时 1）对充气压力低于0.35Mpa且用气量少的35kV及以下电压等级的六氟化硫设备，只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 13 一次绕组直流电阻测量 14 绝缘油 (90℃)介损 % 1)交接时 2)大修后 3)必要时 交接时、大修后 运行中 新油：≤0.5 220kV及以下 ≤4 注入设备后： 500kV≤2 220kV及以下≤1 500kV≤0.7 15 SF6电压互感器气体的湿度(20℃) μL/L 1)交接时 交接时、大修后不大于250，运行中不大于2)大修后 500 3)运行中： 新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220 kV以上 2年1次，35～110kV 3年1次，35kV以下自行规定 4)补气后 5)必要时 26

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16 SF6电压互感器气体泄漏试验 SF6分解产物含量测试 1)交接时 2)大修后 1)运行中： 新安装或大修后投运1年内1次；若无异常，220 kV及以上 2年1次，110kV 3年1次，35kV及以下自行规定或6年1次 2)必要时 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b)110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 1)不存在明显漏点 2)年漏气率不大于1% 定性测量发现有泄漏再进行定量分析 17 当出现痕量SO2、HF或H2S（小于2μL/L）必要时： 时，应引起注意；当超过50μL/L时，应停电a)设备有异常查明原因。 时 b)故障设备大修后 18 SF6电压互感器气体密度继电器和压力表检查 应符合制造厂规定 必要时:设备发生异常时 6.2.2各类试验项目： 交接时试验项目见表6.2中序号1、2、3、4、5、6、9、10、11、12、13、14、15、16、18。 大修后试验项目见表6.2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、18（大修若不更换绕组，可不进行9、10项）。

定期试验项目见表6.2中序号1、2、3、4、5、12、15、17 、18。 6.3电容式电压互感器

6.3.1电容式电压互感器的试验项目、周期和要求见表6.3

表6.3 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 电压比 周 期 要 求 与铭牌标志相符 说 明 必要时：怀疑有故障时 1)用2500V兆欧表 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 中间变2)新安装投压器的绝运后1年内 缘电阻 3)运行中： a)220 kV及以上2年 b)35～110kV 3年 4)大修后 5)必要时 2 一次绕组对二次绕组及地应大于1000兆欧 二次绕组对一次绕组及地应大于10兆欧 27

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3 中间变压器的tgδ 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与初始值相比不应有显著变化. 必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时 b)油介损不合格或油中微水超标 c)渗漏油 d）其它 与前次试验相比无明显变化 由于产品结构原因现场无法拆开的可不进行 应密封良好，无渗漏油 必要时：对密封有怀疑时 1)对不能取样的，可不进行 2）必要时：设备发生异常时 1)对不能取样的，可不进行 2)必要时： 设备发生异常时 4 中间变压器空载电流和空载损耗 交接时 5 电磁单元密封检查 油中气体分析 1)交接时 2)大修后 3）必要时 1)交接时 2)大修后 3）新安装或大修后投运1年内1次 4)必要时 6 油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意： a)交接时、大修后 CH4：100；H2：150；C2H2：0 b)运行中 CH4：300；C2H4：300 ；H2：500； C2H2：5 运行中 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15 7 油中水分 mg/L 1)交接时 交接时、大修后 2)大修后 110kV≤20 3）新安装或220kV≤15 大修后投运1500kV≤10 年内1次 4)必要时 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11章。 6.3.2各类试验项目： 交接时、大修后试验项目见表6.3中序号1、2、3、4、5、6、7。 定期试验项目见表6.3中序号2、6、7。

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7 开关设备

7.1 SF6断路器和GIS

7.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表7.1。

表7.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它项目 SF6气体泄漏试验 周 期 见第12章 要 求 说 明 2 3 1）按GB11023方法进行 2)定性测量发现有泄漏再进行定量分析 3)对电压等级较高的断路器以及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SF6气体含量(体积分数)不大于30μL/L 4)必要时:怀疑密封不良时 必要时: SF6分解产1)运行中： 当出现痕量SO2、HF或H2S（小于2μL/L）a)设备有异常时 物含量测试 新安装或时，应引起注意；当超过50μL/L时，应b)故障设备大修大修后投运1停电查明原因。 后 年内1次；若 无异常， 220kV及以上2年1次，110kV 3年1次，35kV及以下6年1次 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 测量绝缘1)交接时 拉杆绝缘电2)新安装阻 投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上 2年 b) 110kV及以下3年 4)大修后 绝缘电阻值见表7.2 1)采用2500V或5000V（126kV及以上）兆欧表 2)必要时:对绝缘性能有怀疑时 4 29

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序号 5 项 目 SF6断路器直流泄漏电流(110kV及以上) 周 期 5)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1) 绝缘拉杆试验电压如下: 额定电压 kV 直流试验电压kV 110～220 40 500 60 1）在高压侧读取1分钟泄漏电流值 2)必要时: 运行中的断路器如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，应进行试验 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感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验,电压为Um的5min耐压试验 3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态一端加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 4)对柱式定开距型断路器只作断口间耐压 5)大修后在检修地未做试验的应在现场进行 6)必要时: 对绝缘性能有怀疑时 1）采用500V或1000V兆欧表 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 要 求 说 明 2)110kV泄漏电流不大于10μA 3)220kV及以上泄漏电流不大于5μA 6 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 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% 2)35kV及以下SF6断路器应进行 3)交接时、大修后除对110kV及以上SF6断路器进行直流泄漏电流试验外，必要时应进行；运行中如发现绝缘拉杆受潮，烘干处理完毕后，应进行 4)110kV及以上罐式断路器应进行 5)对500kV带合闸电阻的柱式、定开距瓷柱式SF6断路器的断口进行 6)对GIS应进行 7 辅助回路和控制回路绝缘电阻 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上 2年 b) 110kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 绝缘电阻不低于2MΩ 30

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序号 8 项 目 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ 周 期 1)交接时 2)大修后 要 求 试验电压为2kV 说 明 1)可用2500V兆欧表代替 2)耐压试验后的绝缘电阻值不得降低 1)交接时，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)无交接试验数据时，以初次测量值作为原始数据 3)对罐式断路器(包括GIS中SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 4)必要时：对绝缘性能有怀疑时 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部,只有在解体大修时才能测定 9 1)交接时 1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的2)新安装电容值、tgδ与原始值比较，应无明显变化 投运后1年内 2)罐式断路器（包括GIS中的SF6断路器）3)运行中： 按制造厂规定 a)220kV及以3)单节电容器按第11章规定 上 2年 b) 110kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 10 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 11 断路器的速度特性 1)交接时 1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许2)新安装投范围不得大于±5% 运后1年内 2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规3)运行中定校核 （罐式断路器除外）： a)220kV及以上 2年 b) 110kV及以下3年 4)大修后 1)交接时 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 2)大修后(包括机构大修后) 3)必要时 1)交接时 2)大修后(包括机构大修后) 3)必要时 1)合闸时间、分闸时间、合-分闸时间、辅助开关的切换与主断口动作的配合时间应符合制造厂技术要求 2）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 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 31

1)应测量机械行程特性曲线 2）必要时： a)机构异常重新调整后 b)其它 必要时： a)机构异常重新调整后 b)其它 12 断路器的时间参量

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序号 13 项 目 操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压 周 期 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b) 110kV及以下3年 4)大修后（包括机构大修后） 5)必要时 要 求 说 明 1)合闸脱扣器在额定电源电压的80～必要时:设备发110%范围内应可靠动作，当电源电压等于生异常时 或小于额定电源电压的30%时，不应动作；分闸脱扣器在额定电源电压的65～110%（直流）或80～110%（交流）范围内应可靠动作，当电源等于或小于额定电源电压的30%时，不应动作 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 14 导电回路电阻 1)交接时 1)交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 1)用直流压降法2)新安装2)运行中敞开式断路器的测量值不大于制造测量，电流不小于投运后1年内 厂规定值的120% 100A 3)运行中： 3)对GIS中的断路器按制造厂规定 2)必要时：怀疑a)220kV及以接触不良时 上2年 b) 110kV及以下3年 4）大修后 5)必要时 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b) 110kV及以下3年 4)机构大修后 应符合制造厂规定 15 分、合闸线圈的直流电阻 16 SF6气体密1)交接时 按制造厂规定 度继电器2)新安装(包括整定投运后1年内 值)检验 3)运行中： a) 220kV及以上2年 b) 110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 压力表校1)交接时 按制造厂规定 32

1)交接时可在安装过程中进行 2)按福建省电力有限公司《SF6气体密度继电器检测方法》进行检验 3)对不能拆卸的可自行规定 4)必要时:设备发生异常时 1)对气动机构应校

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序号 项 目 验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验、机构安全校验 周 期 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a)220kV及以上2年 b)110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 符合制造厂规定 要 求 说 明 验各级气压的整定值（减压阀及机械安全阀） 2)对不能拆卸的可自行规定 3)必要时:设备发生异常时 18 19 操动机构1)交接时 在分闸、合2)大修后 闸、重合闸3)机构大下的操作压修后 力(气压、液压)下降值 液(气)压1)交接时 操作机构的2)大修后 泄漏试验 3)必要时 油(气)泵1)交接时 补压及零起2)大修后 打压的运转3)必要时 时间 液压机构1)交接时 及采用差压2)大修后 原理的气动3)机构大修机构的防失后 压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非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 电容器组投切试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 按制造厂规定 20 应符合制造厂规定 1)应在分、合闸位置下分别试验 2)必要时:设备发生异常时 必要时:设备发生异常时 21 按制造厂规定 22 按制造厂规定 必要时:设备发生异常时 23 1)交接时 2)大修后 3)必要时 交接时 按制造厂规定，或分别按第6章、第13章进行 24 现场进行35次电容器组投切，无重击穿为合格 1)对无法分开的可不单独进行 2)必要时：设备发生异常时 将高一级电压等级的断路器用于低一级电压等级的电容器装置时, 应在使用电压下进行电容器组投切试验 7.1.2各类试验项目：

交接时、大修后试验项目见表7.1中序号1、2、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23、24。

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定期试验项目见表7.1中序号1、3、4、7、9、10、13、14、15、16、17。

7.2 多油断路器和少油断路器（额定电压为最高电压）

7.2.1多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。

表7.2 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 1)交接时 1)整体绝缘电阻自行规定 使用2500V2)运行中: 2)断口和有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电兆欧表 126kV及以上1阻在常温下不低于下表数值：MΩ 年；40.5kV2额定电压kV 试验 年；12kV及以24～126～类别 ＜24 550 下3年(发电机40.5 252 断路器1年) 交接、1200 3000 6000 10000 3)大修后 大修后 运行中 300 1000 3000 5000 1)交接时 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ2)运行中: (%)值见表8 126kV及以上12)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，年；40.5kV2年 可比表8中相应的tgδ(%)值增加下列数值： 3)大修后 40.5 额定电压 ≥126 ＜126 (DW1-35 kV DW1-35D) tgδ(%)的增加数 1 2 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3 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 1）252kV及以上少油断路126～252 器提升杆(包40 括支持瓷套)2 40.5kV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ 3 40.5kV及以上少油断路器1)交接时 2)运行中: 126kV及以上11)每一元件试验电压如下 额定电压kV 直流试验电压kV 40.5 20 34

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序号 项 目 的直流泄漏电流 周 期 要 求 说 明 的泄漏电流大于 5μA时，应引起注意 2）对252kV断路器的支持瓷瓶应视为二个元件 3）在高压侧读取1分钟泄漏电流值 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)耐压试验不能满足要求时分段进行，分段数不应超过6段(252k)、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 可用2500V兆欧表代替 年；40.5kV2年 2）泄漏电流一般不大于10μA 3)大修后 3)252kV及以上少油断路器每一元件泄漏电4)必要时 流在交接时、大修后不大于5μA 4 断路器对地、断口及相间交流耐压试验 1)交接时 2)3年(12kV及以下) 3)大修后 (40.5kV及以下) 4)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 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表G规定值； 126kV及以上者按出厂值的80% 5 126kV以上油路器绝拉杆的流耐压验 及断缘交试试验电压按附表G规定值的80%或按制造厂规定 6 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 1)交接时 2)3年 3)大修后 试验电压为2kV 7 1)交接时 1)交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中: 2)运行中每相回路电阻与制造厂标准值之126kV及以上1比不得超过断路器的额定电流与运行电流比年；40.5kV及值，且最大不得超过2倍 以上2年；12kV及以下3年 3)大修后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第11章规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 8 灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容量和tgδ 35

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序号 9 项 目 断路器的合闸时间和分闸时间 断路器的分、合闸速度 断路器触头分、合闸的同期性 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 要 求 应符合制造厂规定 说 明 在额定操作电压(气压、液压)下进行 在额定操作电压(气压、液压)下进行 10 应符合制造厂规定 11 应符合制造厂规定 12 操作机构1)交接时 合闸接触器2)大修后 和分、合闸3)操作机电磁铁的最构大修后 低动作电压 1)操作机构分、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 1)绝缘电阻不应低于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 13 合闸接触1)交接时 器和分、合2)3年 闸电磁铁线3)大修后 圈的绝缘电4)操作机阻和直流电构大修后 阻、辅助回5)必要时 路和控制回路绝缘电阻 断路器本体和套管中绝缘油试验 断路器的电流互感器 见第12章 采用500V或1000V兆欧表 14 15 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第6章 7.2.2各类试验项目

交接时、大修后试验项目见表7.2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。 定期试验项目见表7.2中序号1、2、3、4、5、6、7、13、14。 7.3 低压断路器和自动灭磁开关

7.3.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表7.3。

表7.3 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 操作机1)交接时 构合闸接2)操作机触器和分、构大修后 合闸电磁3)必要时 铁的最低动作电压 要 求 1)合闸脱扣器在额定电源电压的80～110%范围内应可靠动作，当电源电压等于或小于额定电源电压的30%时，不应动作；分闸脱扣器在额定电源电压的65～110%（直流）或80～110%（交流）范围内应可靠动作，当电源等于或小于额定电源电压的30%时，不应动作 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流36

说 明

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序号 项 目 周 期 要 求 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 1)绝缘电阻不应低于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 说 明 合闸接触1)交接时 采用500V器和分、合2)3年 或1000V兆欧闸电磁铁线3)大修后 表 圈的绝缘电4)操作机阻和直流电阻、辅助回构大修后 5)必要时 路和控制回路绝缘电阻 7.3.2各类试验项目

交接时、大修后试验项目见表7.3中序号1、2。 定期试验项目见表7.3中序号2

7.3.3 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。 7.4 真空断路器

7.4.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表7.4。

表7.4 真空断路器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘电1)交接时 1)整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定 必要时：对绝缘阻 2)断口和有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻不性能有怀疑时 2)新安装投应低于下表中的数：MΩ 运后1年内 额定电压kV 试验 3)3年 类别 <24 20～40.5 4)大修后 5)必要时 1200 3000 交接时、大修后 运行中 300 1000 2 交流耐1)交接时 1)断路器在分、合闸状态下分别进行 1)更换或干压试验(断2)3年 2)断路器试验电压值按DL/T593-1996规定值 燥后的绝缘拉路器主回(12kV及以下) 杆必须进行耐路对地、相压试验，耐压额定电压（kV） 试验电压（kV） 3)大修后 间及断口) 设备不能满足4)必要时 7.2 32 时可分段进行 2)相间、相12 42 (中性点有效接地27) 对地及断口的耐压值相同 40.5 95 3)必要时： 对绝缘性能有怀疑时 2 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4）大修后 1)交接时 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 4 1)交接时、大修后应符合制造厂规定 37

1)用直流压

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序号 项 目 路电阻 周 期 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 5)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要 求 2)运行中不大于1.2倍出厂值 说 明 降法测量,电流不小于100A 2)必要时:怀疑接触不良时 1)应测量机械行程特性曲线 2)必要时： a)机构异常重新调整后 b)其它 1)在规定操作电压下进行 2)必要时： a)机构异常重新调整后 b）其它 5 断路器的速度特性 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 6 7 断路器的合闸时间、分闸时间和合-分闸时间，辅助开关的切换与主断口动作的配合时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳时间，分闸弹跳（电容器组的断路器） 操作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)电容器组的真空断路器合闸弹跳、分闸弹跳检测每6年1次 3)大修后 4)必要时 1)应符合制造厂规定 2)电容器组的真空断路器合闸弹跳时间应小于2 ms，分闸弹跳应小于断口间距25% 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 5)必要时 8 合闸接触1)交接时 器和分合闸2)新安装投电磁铁线圈运后1年内 必要时:设1)合闸脱扣器在额定电源电压的80～110%范围内应可靠动作，当电源电压等于或小于额定电源备发生异常时 电压的30%时，不应动作；分闸脱扣器在额定电源电压的65～110%（直流）或80～110%（交流）范围内应可靠动作，当电源等于或小于额定电源电压的30%时，不应动作 2)在使用电磁铁机构时，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 3)进口设备按照制造厂规定 1)绝缘电阻交接时不应低于2MΩ 采用1000V2)直流电阻应符合制造厂规定 兆欧表 38

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序号 项 目 周 期 的绝缘电阻3)3年 和直流电阻 4)大修后 真空灭弧1)交接时 室真空度的2)新安装投测量 运后1年内 3)3年 4)大修后 检查动触1)交接时 头上的软连2)大修后 接夹片有无 松动 电容器组投切试验 1)交接时 2)必要时 要 求 说 明 9 1)与出厂值相比无明显变化 -22)真空度不低于1.66×10Pa 无条件进行的可用断口耐压代替 10 应无松动 11 现场进行35次电容器组投切，无重击穿为合格 1)如将高一级电压等级的断路器用于低一级电压等级的电容器装置时，应在使用电压下进行电容器组投切试验 2)必要时： 对真空断路器开断性能有怀疑时 7.4.2各类试验项目： 交接时、大修后试验项目见表7.4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11。 定期试验项目见表7.4中序号1、2、3、4、6(电容器组真空断路器)、7、8、9。 7.5 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) 7.5.1重合器的试验项目、周期和要求见表7.5。

表7.5 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)3年 3)大修后 4)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)3年 3)大修后 1)交接时 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12章 说 明 1)采用1000V兆欧表测量 2)必要时：对绝缘有怀疑时 见第12章表12.5 必要时:怀疑密封不良时 采用1000V兆欧表 试验在主回路对

2 SF6重合器内气体的湿度 SF6气体泄漏试验 控制回路的绝缘电阻 交流耐3 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 4 绝缘电阻不应低于2MΩ 5 试验电压为42kV 39

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压试验 6 辅助和控制回路的交流耐压试验 合闸时间，分闸时间，三相触头分、合闸同期性，触头弹跳 油重合器分、合闸速度 合闸电磁铁线圈的操作电压 导电回路电阻 2)3年 3)大修后 1)交接时 2)大修后 试验电压为2kV 地及断口间进行 用2500V兆欧表代替 7 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 8 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行，或按制造厂规定 必要时:设备发生异常时 9 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 10 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中不大于1.2倍出厂值 1)用直流压降法测量，电流值不得小于100A 2)必要时：怀疑接触不良时 11 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 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 12 应符合制造厂规定 13 应符合制造厂规定 14 15 16 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 17 1)交接时 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正40

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分功能可靠性 18 绝缘油试验 2)大修后 1)交接时 2)大修后 确 见第12章 7.5.2各类试验项目： 交接时、大修后试验项目见表7.5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18。

定期试验项目见表7.5中序号1、4、5。 7.6 分段器(仅限于12kV级) 7.6.1 SF6分段器

7.6.1.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求见表7.6。

表7.6 SF6分段器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)3年 3)大修后 要 求 1)整体绝缘电阻值自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻值不应低于下列数值： 交接时大修后：1000MΩ 运行中：300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 试验电压为42kV 说 明 一次回路用2500V兆欧表；控制回路用1000V兆欧表 2 交流耐压试验 导电回路电阻 1)交接时 2)3年 3)大修后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验在主回路对地及断口间进行 1)用直流压降法测量，电流值不小于100A 2)必要时：怀疑接触不良时 3 1)交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中不大于1.2倍出厂值 4 合闸电磁铁线圈的操作电压 合闸时间间、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气体泄漏试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 5 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 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂的规定 7 在额定操作电压下分、合闸各3次，动作应正确 8 1)交接时 2)大修后 年漏气率不大于1%或按厂家规定 必要时：怀疑密封不良时

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序号 9 项 目 SF6气体湿度 周 期 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3）必要时 见第12章 要 求 说 明 7.6.1.2各类试验项目：

交接时、大修后试验项目见表7.6中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。 定期试验项目见表7.6中序号1、2。 7.6.2 油分段器

7.6.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表7.6中序号1、2、3、4、5、6、7进行外，还应按表7.7进行。

表7.7 油分段器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 见第12章 要 求 说 明 绝缘油试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 自动计数操作 1)交接时 2)大修后 2 按制造厂的规定完成计数操作 7.6.2.2各类试验项目：

交接时、大修试验项目见表7.6中序号1、2、3、4、5、6、7及表7.7中序号1、2。 定期试验项目见表7.6中序号1、2。

7.6.3 真空分段器

7.6.3.1真空分段器的试验项目、周期和要求按表7.6中序号1、2、3、4、5、6、7和表7.7中序号2进行。

7.6.3.2各类试验项目：

交接时、大修后试验项目见表7.6中序号1、2、3、4、5、6、7及表7.7中序号2。 定期试验项目见表7.6中序号1、2。

7.7 隔离开关、负荷开关及高压熔断器

7.7.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.8。

表7.8 隔离开关、负荷开关及高压熔断器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 1)交接时 有机材料1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 1)用2500V兆欧2)新安装投运支持绝缘子2)有机材料传动杆的绝缘电阻不得低于表 及绝缘拉杆后1年内 下表7.2数值 2必要时：对绝3)运行中： 的绝缘电阻 缘性能有怀疑时 a) 220kV及以上 2年 b) 110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 42

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2 二次回路的绝缘电阻 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中： a) 220kV及以上 2年 b) 110 kV及以下3年 4)大修后 5)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 绝缘电阻不低于2MΩ 1)采用1000V兆欧表 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 3 交流耐压试验 1)试验电压值按DL/T593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9章的规定进行 3)三相同一箱体应做相/地；相/相 试验电压为2kV 1)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 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 可用2500V兆欧表代替 4 二次回路1)交接时 交流耐压试2)大修后 验 电动、气1)交接时 动或液压操2)大修后 作机构线圈 的最低动作电压 导电回路电阻测量 1)交接时 2)新安装投运后1年内(110kV及以上) 3)运行中： a)220kV及以上 2年 b)110kV 3年 4)大修后 5)必要时 5 最低动作电压一般在操作电源额定电压气动或液压应的30％〜80％范围内 在额定压力下进行 6 不大于制造厂规定值的1.5倍 1）交接时负荷开关、7.2kV及以上隔离开关应进行 2）用直流压降法测量，电流值不小于100A（除熔断器外） 3)母线侧隔离开关结合母线停电检修时进行 4)必要时:怀疑接触不良时 7 测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻 1)交接时 2)大修后 与同型号产品相比不应有明显差别 8 操动机构的动作情况 1)交接时 2)大修后 1)机构、气动或液压机构在额定的操作电压（气压、液压）下分、合闸5次，动作正常 2)操动机构操作时灵活，无卡涩 43

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3)闭锁装置应可靠 GIS中隔交接时 应符合制造厂的规定 离开关、接地开关的机械特性试验 7.7.2各类试验项目： 交接时、大修后试验项目见表7.8中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。 定期试验项目见表7.8中序号1、2、6。

7.8 高压开关柜

7.8.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.9。

表7.9 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 2）3年(12kV及以下) 3)大修后 1)交接时 2）3年(12kV及以下) 3)大修后 应符合制造厂规定 9 说 明 在交流耐压试验前、后分别进行 2 交流耐压 试验电压按附表G的规定值 1)断路器能分离开来的应单独进行,试验电压按本标准有关章节规定值 2)断路器与其它设备连在一起进行试验时，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。 相对地、相间及断口试验电压值相同 用1000V兆欧表 3 辅助回路和控制回路绝缘电阻 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 1)交接时 1)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 绝缘电阻不低于2MΩ 4 辅助回路和控制回路交流耐压 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 5 隔离插头的导电回路电阻 1)交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中不大于制造厂规定值的1.5倍 1) 交接时应进行 2) 大修后、运行中有条件时进行 44

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序号 项 目 6 检查电压抽取(带电显示)装置 周 期 要 求 说 明 1)交接时 1)高压带电显示装置的交流耐压试验电按DL/T538-19932)新安装投运压值见附录A表A1 《高压带电显示装后1年内 2)控制与辅助回路交流耐压试验电压为置技术条件》进行试3)3年 2kV 验 4)大修后 3)显示、闭锁动作试验应符合制造厂规定 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 应符合制造厂规定 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 7 五防性能检查 8 高压开关柜的电流互感器 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第6章 注:柜内主要元件（如断路器、隔离开关等）的试验项目按本标准有关章节规定 7.8.2配少油、真空、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7.9中序号1、2、3、4、5、6、7、8, 柜内主要元件（如断路器、隔离开关等）的交接、大修后试验项目按本标准有关章节规定。

定期试验项目见表7.9中序号1、2、3、4、5、6、7, 柜内主要元件（如断路器、隔离开关等）的定期试验项目按本标准有关章节规定。

7.8.3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7.9中有关序号进行。柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本标准有关章节规定。

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8 套管

8.1套管的试验项目、周期和要求见表8。

表8 套管的试验项目、周期和要求 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 说 明 1)采用2500V兆欧表 2）必要时: a)红外检测发现套管发热 b)套管油位不正常 c）其它 1)交接时 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000M2)投运前 Ω 3)运行中： 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 随相连主设备预试时 4）大修（包括主设备大修）后 5)必要时 1)交接时 1)交接时在室温下tgδ(%)不应大于： 2)投运前 油纸电容型：0.7 3)运行中： 浇注绝缘和气体绝缘：1.0 随相连主设胶纸电容型：35kV及以下，1.5 备预试时 110kV及以上，1.0 4）大修（包充胶型：2.0 括主设备大胶纸型：2.5 修）后 充油型：按制造厂要求 5)必要时 2)大修后和运行中20℃时的tgδ(%)值应 不大于下表中数值： 电压等级kV 充 油 型 大 油纸电容型 修 充 胶 型 后 胶纸电容型 胶 纸 型 充 油 型 运 油纸电容型 行 充 胶 型 中 胶纸电容型 胶 纸 型 20～35 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 110 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 220～500 — 0.8 — 1.0 — — 0.8 — 1.0 — 2 主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量 1)油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次试验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Um/3时，tgδ增量超过±0.3％，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tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其46

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序号 项 目 周 期 要 求 3)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％,试验电压≤3kV 4)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 5)干式套管按制造厂要求 6）对保存期超过1年的110kV及以上套管,安装前应进行额定电压下的介损试验 7）110kV及以上变压器套管解体检修后应进行额定电压下的介损试验 3 油中溶解气体色谱分析 说 明 余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 4)必要时: a)红外检测发现套管发热 b）套管油位不正常 c）其它 1)交接时 1）交接时、大修后油中不应含有C2H2，氢1）结合主设备停电2)投运前 气不超过150μL/L，总烃不超过10μL/L 时进行取样 3)大修后2)运行油中溶解气体组分含量(μL/L)超2）对保存期超过1（包括主设备过下列任何一值时应引起注意: 年的110kV及以上套大修） H2：500；CH4：100 管，安装前应进行色4) 运行中： C2H2：2(110kV及以下)，1(220～500kV) 谱分析 新安装、大修3)如无取样口或禁后投运1年内1止取样的，可不进行 次；以后500kV 4）套管厂家有特殊4年1次，35～规定时按厂家规定执220kV 6年1行 次 5)必要时: 5）必要时 a) 投运半年内有停电时可进行一次 b）红外检测发现套管发热 c)套管油位不正常 d)其它 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验电压值为出厂值的85％ 1)35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起进行耐压 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 4 交流耐压试验 5 110kV及以上电容套管的局部放电测量 1)大修后 2)必要时 1)对保存期超过1年的110kV及以上套1.5Um/3 管，安装前应进行局部放电试验 2)其它套管的试验电压为1.05Um/3 2)括号内的局部放3)在试验电压下视在放电量(pC)不大于： 电量适用于非变压 油纸电容型 胶纸电容型 器、电抗器的套管 3)必要时：对绝缘性大修后 10 250(100) 运行中 20 自行规定 能有怀疑时 47

1)变压器及电抗器套管的试验电压为Q/FJG 10029.2—2004

序号 6 项 目 油中水分 mg/L 周 期 要 求 说 明 1)如无取样口或禁止取样的，可不进行 2)结合主设备停电时进行取样 3）必要时： a)绕组绝缘电组(吸收比、极化指数)测量异常时 b)油介损不合格 c)渗漏油严重 d）其它 1)交接时 交接时、大修后 运行中 2)大修后 110kV≤20 110kV≤35 3)运行中： 220kV≤15 220kV≤25 新安装、大500kV≤10 500kV≤15 修后投运1年内1次；以后500kV 4年1次,35～220kV 6年1次 4）必要时 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) 8.2各类试验项目：

交接时试验项目见表8中序号1、2、3、4、6。 大修后试验项目见表8中序号1、2、3、4、5、6。 定期试验项目见表8中序号1、2、3、6。 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子

支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表9。

表9 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求 序号 1 周 期 要 求 说 明 1)变电站2年零值绝新投运线路的绝缘子头三年内平均劣化率大对多元件针缘子检测 1次 于0.2%或运行多年后年平均劣化率大于0.3%以式绝缘子应检2)线路新投运上时，应上报省公司，并送省电瓷质检站进行测每一元件 (35kV及第1年、第3年检测。 以上) 各1次；其后： a)如果投运三年内的年平均劣化率大于0.1%,2年1次 b) 如果投运三年内的年平均劣化率0.05～0.1%,3年1次 c) 如果投运三年内的年平均劣化率不高于0.05%,5年1次 绝缘电阻 1)交接时 1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝2)悬式绝缘子缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，500kV悬式绝同序号1 缘子不低于500MΩ 3)针式绝缘子2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 48

项 目 2 1)2500V及以上兆欧表 2)棒式绝缘子不进行

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序号 项 目 周 期 3年 要 求 说 明 此项测试 3 交流耐压试验 1)交接时 2)更换绝缘子时 3)随相连主设备预试时 4)必要时 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录A1 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，每元件50kV；三个胶合元件者，每元件34kV 3)机械破坏负荷为60～300kN的盘行悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 1)35kV针式支柱绝缘子可根据具体情况按左栏要求1（或2）进行 2)棒式绝缘子不进行此项试验 3)必要时: 对绝缘性能有怀疑时 1)在每年10－12月按省公司核定的盐密点进行测量 2)必要时: a）污染状况变化时 b）其它 必要时： a)设备发生异常时 b)对材质性能有怀疑时 登杆塔用红外热像仪检测 1)新购置绝缘子抽样检验不合格不得投运 2)必要时：a)运行多年及设备发生异常时 b)其它 4 绝缘子表面污秽物的等值盐密测量 1)1年 2)必要时 参照附录B污秽物等级与对应附盐密度值检查所测盐密值与当地污秽物等级是否一致。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，应考虑采取调爬、清扫、涂料等措施 5 6 饱和盐密 必要时 按《福建省电力有限公司饱和盐密测量实施细则》执行 1)表面憎水性未丧失 2)无老化现象 合成绝缘1)10kV及以子表面憎水上3～5年 性检查 2)必要时 7 合成绝缘子红外测温 线路悬式绝缘子抽样检查试验 110kV及以上1）检测、诊断方法按DL/T6—1999《带电线路每年按照设备红外诊断技术应用导则》执行,判据见表3～5%的数量抽21.3 检 2）红外检测发现有明显发热点应予更换 1)新购置 2)必要时 抽样检查试验, 抽样数量如下: 1)N(批量)≤2000 瓷或玻璃7支 N=2001～5000 瓷或玻璃12支 N=5001～10000 瓷或玻璃18支 2)N≤80合成绝缘子2 N=81～150合成绝缘子3 N=151～500合成绝缘子5 N=501～1200合成绝缘子8 8 49

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 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，运行中破坏的绝缘子应及时更换。有机硅橡胶合成绝缘子不进行序号1、2、3、4项中的试验。 10 电力电缆线路

10.1 一般规定

10.1.1 对电缆的主绝缘做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。

10.1.2 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。

10.1.3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保护器短接,使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。 10.1.4耐压试验后,使导体放电时，必须通过每千伏80kΩ的限流电阻反复放电直至无火花后，才允许直接接地放电。

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

a)停电超过1周但不满1个月的，测量绝缘电阻，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lmin；

b)停电超过1月但不满1年的，做规定试验电压值的50%耐压lmin； c)停电超过1年的必须做常规的耐压试验。

10.1.6 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。

10.1.7 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后lmin以及加压时间达到规定值时测量泄漏电流。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值为宜)或延长试验时间，确定能否继续运行。

10.2 纸绝缘电力电缆线路

本条仅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10.1。

表10.1 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 项目 周 期 要 求 说 明 额定电压1 绝缘电阻 1)交接时 自行规定 0.6/1kV电缆用2)在直流耐1000V兆欧；压试验前、后 0.6/lkV以上电缆 用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 2 直流耐压 1)交接时 1)试验电压值和加压时间按下表规定，不击穿 6/6kV及以下电额定电压 试 2)新安装投缆的泄漏电流小直流试验电压(kV) U0/U 运后1年内 于10μA， 3）3年 加压时间(min) 8.7/10kV电缆的5 50

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序号 项目 周 期 4)新做终端或接头后 1.0/3 3.0/6 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 21/35 26/35 要 求 12 17 24 30 40 47 105 130 说 明 泄漏电流小于20μA时，对不平衡系数不作规定 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压lmin时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于2 10.3 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。 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.2。

表10.2 橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 电缆主绝缘的绝缘电阻 1)交接时 与历次试验结果和同类型设备试验结果2)新安装 相比无显著差别 投运后1年内 3)重要电缆：1年 4)一般电缆: a)220kV及以上 2年 b)110 kV及以下3年 1)交接时 每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ 2)新安装投 运后1年内 3)耐压试验前、后 4)重要电缆：1年 5)一般电缆: a)220kV及以上2年 b) 110 kV及以下3年 6)必要时 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及以上电缆用5000V兆欧表) 2 电缆外护套绝缘电阻 1)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C中叙述的方法判断外护套是否进水 2)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 3)必要时:怀疑外护套绝缘有故障时 51

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序号 3 项 目 周 期 要 求 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 说 明 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C中叙述的方法判断内衬层是否进水 1)交接时 电缆内2)新安装投运衬层绝缘后1年内 电阻 4)重要电缆：1年 5)一般电缆: a)220kV及以上 2年 b)110kV及以下3年 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 1)交接时 2)投运前 3)重做终端或接头后 4)内衬层破损进水后 4 对照投运前测量数据自行规定 试验方法: 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)当前者与后者之比与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小时，表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能 5 电缆主绝缘交流耐压试验 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中: a)110kV及以上6年 b)35kV及以下3年 4)新做终端或接头后 5)必要时 1)0.1Hz耐压试验(35kV及以下) 周期 交接时 预试时 试验电压 3Uo 2.1Uo 时间 60min 5min 时间 5min 5min 60min 时间 5min 5min 5min 2) 30～300Hz谐振耐压试验 交 接 时 预 试 时 电压等级 35kV及以下 110kV 220kV 电压等级 35kV及以下 110kV 220kV 试验电压 2Uo 1.7Uo 1.4Uo 试验电压 1.6Uo 1.36Uo 1.15Uo 1)110kV及以上一端为空气绝缘终端、另一端为GIS的和两端均为空气绝缘终端的电缆应进行试验 2)110kV及以上GIS盒式电缆头之电缆交接时可采用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 52

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 3)推荐使用30～75Hz谐振耐压试验 4)0.1Hz超低频耐压试验检查中间接头或终端制做质量时，加压时间为20min，不击穿 5)必要时:怀疑电缆有故障时 1)交接时 见表10.5 2)随相连电缆预试时 注：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D加以改变 10.4 自容式充油电缆线路

10.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.3。

表10.3 自容式充油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 电缆主绝缘直流耐压试验 周 期 1)交接时 2)1年 自行规定 要 求 说 明 用5000V兆欧表 6 交叉互联系统 2 1)交接时 试验电压值按表10.4规定，加压时间2)电缆失去5min,不击穿 油压并导致受潮或进气经修复后 3)新做终端或接头后 1)交接时 2)1年 试验电压6 kV ，试验时间1min，不击穿 3 外护套和接头外护套的直流耐压试验 1)根据以往的试验记录，积累经验后，可以用测量绝缘电阻代替，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 4 压力箱 与其直接a)供油特连接的终端性 或塞止接头b)电缆油发生故障后 1)压力箱的供油量不应小于压力箱供1)压力箱供油特性油特性曲线所代表的标称供油量的90% 的试验按GB9326.5中2)电缆油击穿电压不低于50kV 6.3进行 3)100℃时电缆油的 tgδ不大于0.005 2) 电缆油击穿电53

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序号 项 目 击穿电压 c)电缆油的tgδ 周 期 要 求 说 明 压试验按GB/T507规定,在室温下测量油的击穿电压 3)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-5不得低于1×10，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得-5大于5×10，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h 5 6 油压示警系统 a)信号指示 b)控制电缆线芯对地绝缘电阻 交叉互联系统 1)交接时 2)信号指示6个月；控制电缆线芯对地绝缘1～2年 1)交接时 2)随相连电缆预试时 3)互联系统故障时 1)交接时 2)击穿电压：3年 3)tgδ：2年 4)油中溶解气体：怀疑电缆绝缘过热老化或存在严重局部放电时 1)信号指示能正确发出相应的示警信号 2)控制电缆线芯对地绝缘每千米绝缘电阻不小于1MΩ 1)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 2)绝缘电阻采用100V或250V兆欧表测量 见表10.5 7 电缆及附件内的电缆油 a)击穿电压 b)tgδ c)油中溶解气体 1)击穿电压不低于45kV 2)电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tgδ不应大于下列数值： 53/66～127/220kV： 交接时 0.005 其余 0.03 3)油中溶解气体见表10.6 1)电缆油击穿电压试验按GB/T507规定,在室温下测量油的击穿电压 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-5不得低于1×10，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得-5大于5×10，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 控温的灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h 3) 附件内的电缆油有条件时进行 表10.4 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 /110 GB311.1规定的 雷电冲击耐受电压 450 550 850 950 1050 直流试验电压 225 275 425 475 510 127/220 10.4.2 交叉互联系统

交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表10.5。

表10.5 交叉互联系统的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验 护层过电压保护器 1)碳化硅电阻片的直流伏安特性 2)氧化锌电阻片的的直流参考电压 3)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻 互联箱 a)闸刀(或连接片)接触电阻 b)检查闸刀(或连接片)周 期 要 求 说 明 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 1)按制造厂规定值加压于碳化硅电阻片后测量流过电阻片的电流值，若试验时温度为t℃则被测电流值应乘以修正系数(120-t )/100（t为电阻片的温度，℃）。 2）对氧化锌电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压。 在交叉互联系统的试验合格后，密封互联箱之前进行；如发现连接错误重新连接后，必须重测闸刀(或连接片)的接触电阻

1)交接时 1）在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间 2)随相连施加直流电压5kV，耐压时间1min，不应击穿； 电缆预试时 可用5000V兆欧表代替 3)互联系2）交接时，单芯橡塑电缆符合制造厂技术统故障时 条件要求的，试验电压10kV,耐压时间1min，可用10000V兆欧表代替 1)交接时 1)伏安特性或参考电压应符合制造厂的规2)随相连定 电缆预试时 2)用1000V兆欧表测量引线与外壳之间的绝3)互联系缘电阻，其值应大于10MΩ 统故障时 2 3 1)交接时 1)在正常工作位置进行测量，用双臂电桥测2)随相连量闸刀(或连接片)接触电阻，其值不应大于20电缆预试时 μΩ 3)互联系2)连接位置应正确无误 统故障时 55

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序号 项 目 连接位置 注：交叉互联系统除进行以上定期试验外,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 10.4.3 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10.6，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10.6 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 11 电容器

11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器

11.1.1 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11.1。

表11.1 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 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 极对壳绝1)交接时 不低于2000MΩ 1)串联电容缘电阻 2)新安装 器用1000V兆欧投运后1年内 表，其它用3)3年 2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 2 电容值 1)交接时 2)新安装 投运后1年内 3)3年 交接时 1)交接时 2)新安装 投运后1年内 3)3年 4)必要时 1)电容值偏差不超过额定值的-5%～＋10%范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 用电桥法或电流电压法测量 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) 周 期 要 求 说 明 1000 200 200 200 3 4 极对壳交流耐压试验 并联电阻值测量 试验电压按出厂值的75% 电阻值与出厂值的偏差应在±10%之内 凸肚、渗1)交接时 发现凸肚、漏油时停止使用 漏油检查 2)6个月 11.1.2交接试验项目见表11.1中序号1、2、3、4、5。 定期试验试验项目见表11.1中序号1、2、4、5。

11.1.3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。 11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

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5 只对高压并联电容器进行 1)用自放电法测量 2)必要时: a）渗漏油 b）温度异常 c）其它 观察法

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11.2.1 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11.2。

表11.2 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 项 目 周 期 要 求 说 明 1 极间绝1)交接时 一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 缘电阻 2)投运前 3)新安装投运后1年内 4)运行中: a)220kV及以上 2年 b)110kV及以下 3年 2 电容量 1)交接时 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～1)一相中任两2)投运前 ＋10%范围 节实测电容值之2)电容值大于出厂值或初次测量值的差是指实测电容3)新安装投102%时应缩短试验周期 之比与这两单元运后1年内 3)一相中任何两节实测电容值相差不超额定电压之比倒4)运行中: 过5% 数之差 a)220kV及以上 2)当采用电磁2年 单元作为电源测b) 110kV及以下 量电容式电压互3年 感器分压电容器C1和C2的电容量和tgδ时，应按制造厂说明书进行，一般控制中压端子对地电压不超过2.5kV，以保证安全。测量C2时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏,控制电流不超过制造厂二次回路规定值，一般不大于10A；对C2电容量大的产品应适当降低试验电压 3)用电桥法 3 tgδ 1)交接时 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 1)当tgδ值不2)投运前 油纸绝缘 0.5% 3)新安装投膜纸复合绝缘 0.2% 符合要求时可在 运后1年内 额定电压下复4)运行中: 测，复测值如符a)220kV及以上 合10kV下的要2年 求，可继续投运 b) 110kV及以下 2)当tgδ比前3年 57

Q/FJG 10029.2—2004 次有明显增加时，应查明原因 3)电容式电压互感器低压电容的试验电压值按制造厂规定 用观察法 采用1000V兆欧表 4 5 渗漏油检查 低压端对地绝缘电阻 6 局部放电试验 1)交接时 2)6个月 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)运行中: a）220kV及以上2年 b）35～110 kV 3年 必要时 漏油时停止使用 一般不低于100MΩ 预加电压0.8×1.3Um，持续时间不小于10s，然后在测量电压1.1Um/3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 试验电压不大于出厂试验电压75% 1)如受试验设备所，预加电压可以适当降低 2)必要时: a)对绝缘性能有怀疑时 b)对密封有怀疑时 c)其它 必要时: a)对绝缘性能有怀疑时 b)对密封有怀疑时 c)其它 11.2.2交接和定期试验项目见表11.2中序号1、2、3、4、5。 11.2.3 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。

11.2.4 局部放电试验可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。

11.2.5 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。 11.2.5.1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。 11.2.5.2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过±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。

11.2.5.3 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。

11.2.6开展带电测试的单位，可适当延长周期,如果证明带电测试电容值、介损值与停电试验等效时,可用带电测试代替停电试验。

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11.3 断路器断口并联电容器

断路器断口并联电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。

表11.3 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序项 目 周 期 要 求 号 1 极间绝缘1)交接时 一般不低于5000MΩ 电阻 2)随断路器预试时 3)断路器大修时 2 电容值 1)交接时 电容值偏差在额定值的±5%范围内 2)随断路器预试时 3)断路器大修时 3 tgδ 1)交接时 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 2)随断路器油纸绝缘 0.5% 预试时 膜纸复合绝缘 0.25% 3)断路器大修时 4 渗漏油检1)交接时 漏油时停止使用 查 2)6个月 11.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表11.4。

表11.4 集合式电容器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 相间和1)交接时 自行规定 极对壳绝2)新安装投缘电阻 运后1年内 3)3年 4)吊芯修理后 2 电容值 1)交接时 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%～＋10%的范围内，且电容值不小于出厂值的2)新安装投96% 运后1年内 2)三相中每两线路端子间测得的电容值的3)3年 4)吊芯修理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，应测后 量每两个套管之间的电容量，其值与出厂值相差在±5%范围内 3 相间和1)交接时 试验电压为出厂值的75% 极对壳交2)吊芯修理流耐压试后 验 3) 必要时 说 明 采用2500V兆欧表 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻 4 油中气体分析 1)交接时 2)3年 1)参照表5.1序号1 2)运行中与历次数据相比不应有明显变化，否则应查明原因 59

1)仅对有六个套管的三相电容器进行相间耐压 2)必要时:对绝缘性能有怀疑时

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序号 5 项 目 绝缘油 击穿电压 kV 渗漏油检查 周 期 1)交接时 2)3年 3)吊芯修理后 1年 要 求 交接时、大修后 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 漏油应修复 说 明 6 观察法 11.5 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标准的有关规定。

11.5.1 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11.5。

表11.5 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 直流电1)交接时 与出厂值相差不大于20% 1)采用2500V阻 2)必要时 兆欧表 2)必要时： a)温度异常时 b)其它 2 检查外1)交接时 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化， 壳及弹簧2)1年 工作位置正确，指示装置无卡死等现象 情况 11.5.2 串联电抗器

11.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表11.6

表11.6 串联电抗器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绕组绝1)交接时 一般不低于1000 MΩ(20℃) 缘电阻 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 2 绕组直1)交接时 1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值流电阻 2)新安装投的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 运后1年内 3)3年 4)大修后 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 5)必要时 1)交接时 2)大修后 3)3年 1)交接时 2)大修后 说 明 采用2500V兆欧表 3 电抗(或电感)值 自行规定 必要时：设备发生异常时 4 绝缘油 击穿电压 kV 绕组tgδ 5 交接时、大修后运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 20℃下的tgδ值不大于： 35kV及以下 3.5% 60

1)仅对800kvar以上的油浸铁芯

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序号 项 目 周 期 3)必要时 说 明 电抗器进行 2)必要时: a)绕组绝缘电组(吸收比)测量异常时 b)渗漏油 c)其它 1)油浸铁芯电抗器，试验电压为出厂试验必要时:对绝电压的85% 缘性能有怀疑时 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 要 求 绕组对1)交接时 铁芯和外2)大修后 壳交流耐3)必要时 压及相间交流耐压 7 轭铁梁1)交接时 与历次试验结果相比无显著差别 和穿芯螺2)大修后 栓(可接触 到)的绝缘电阻 11.5.2.2各类试验项目: 交接和大修后试验项目见表11.6中序号1、2、3、4、5、6、7。 定期试验试验项目见表11.6中序号1、2、3、4。

11.5.3 放电线圈

11.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表11.7。

表11.7 放电线圈的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 不低于1000MΩ 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 2 1)交接时 参照表6.2序号2 绕组tgδ 2)新安装 投运后1年内 3)35kV3年 4)大修后 5）必要时 3 交流耐压1)交接时 试验电压为出厂试验电压的85% 试验 2)大修后 3)必要时 6 说 明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 1)10kV及以下可不做 2）必要时：对绝缘性能有怀疑时 1)用感应耐压法，全绝缘可用交流耐压法，二次可用2500V兆欧表 2)必要时：对绝缘性能有怀疑时 61

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序号 4 项 目 绝缘油 击穿电压 kV 周 期 1)交接时 2)6年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2)新安装投运后1年内 3)3年 4)大修后 5)必要时 1)交接时 2)大修后 2)必要时 1)交接时 2)必要时 要 求 交接时、大修后 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 说 明 1)10kV及以下可不做 2)必要时：怀疑有绝缘故障时 必要时:设备发生异常时 5 一次绕组直流电阻 与上次测量值相比无明显差异 6 电压比 符合制造厂规定 7 放电特性 符合制造厂规定 必要时：设备发生异常时 必要时：怀疑有缺陷时 11.5.3.2各类试验项目: 交接时、大修后试验项目见表11.7中序号1、2、3、4、5、6、7。 定期试验试验项目见表11.7中序号1、2、4、5。 12 变压器油和六氟化硫气体

12.1 变压器油

12.1.1 220kV及以下新变压器油的验收，应按GB2536的规定，质量指标见表12.1；500kV新变压器油的验收按照SH0040规定。

12.1.2 变压器油的试验项目、周期和要求见表12.2。

12.1.3 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，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

12.1.4 发现油的闪点下降时，应按GB/T17623分析油中溶解气体组分含量，并按GB/T7252或DL/T722进行判断以查明原因。

表12.1 新变压器油质量指标 序号 项目 质量指标 试验方法 备注 牌号 10 25 45 1 外观 透明，无悬浮物和机械杂质 目测 32 密度（20℃），kg/m ,不大于 5 GB/T 1884 GB/T 1885 23 运动粘度,mm/s GB/T 265 40℃ 不大于 13 13 11 －10℃ 不大于 － 200 － －30℃ 不大于 － － 1800 4 倾点，℃ 不高于 -7 -22 按厂GB/T 3535 家报告 5 凝点，℃ 不高于 － -45 GB/T 510 6 闪点（闭口），℃ 不低于 140 135 GB/T 261 7 酸值，mgKOH/g 不大于 0.03 GB/T 2 8 腐蚀性硫 无腐蚀性 SH/T 0304 62

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9 氧化安定性 氧化后酸值，mgKOH/g 不大于 氧化后沉淀，％ 不大于 0.2 0.05 SH/T 0206或 按SH/T SH/T 0193-92（旋转0193-92 氧弹法）进行时，新油指标应≥195min GB/T 259 GB/T 507 GB/T5654 GB/T 6541 SH/T 0207 10 11 12 13 14 38 按厂家报告 表12.2 变压器油的试验项目、周期和要求 要 求 序号 项 目 周 期 交接时、大修后 运行中 1 外观 1)交接时 透明、无杂质或悬浮物 2)投运前 3)大修后 4)运行中取油样时进行 2 水溶性酸1)交接时 >5.4 ≥4.2 pH值 2)投运前 3)大修后 4)3年 3 酸值 1)交接时 ≤0.03 ≤0.1 mgKOH/g 2)投运前 3)大修后 4)运行中: a)110kV 及以上1年1次,35 kV3年1次 4 闪点1)交接时 ≥140(10号、25号与新油原始测量值相(闭口)℃ 2)投运前 油) 比不低于10 3)大修后 ≥135(45号油) 4)35kV及以上3年1次 5 水分 1)交接时 110kV及以下≤20 110kV及以下≤35 mg/L 220kV≤15 220kV≤25 2)投运前 500kV≤10 500kV≤15 3)大修后 4)运行中: a)110kV 1年1次 b)220 kV及以上半年1次 c)厂用变、35kV站用变1年1次 水溶性酸或碱 击穿电压，kV 不小于 （间距2.5mm） 介质损耗因数（90℃） 不大于 界面张力，mN/m 不小于 水分，mg/kg 无 35 0.005 40 说 明 将油样注入试管中冷却至5℃，在光线充足的地方观察 按GB/T7598进行试验 按GB/T2或GB/T7599进行试验 按GB/T261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GB/T7600或GB/T7601进行试验 63

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序号 6 项 目 击穿电压 kV 周 期 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)运行中: a)500kV 半年1次 b)110～220kV 1年1次 c)35kV及以下3年1次 d)10kV及以下配变5年1次 要 求 交接时、大修后 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 110〜220kV≥40 110〜220kV≥35 500kV≥60 500kV≥50 说 明 按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验 7 界面张力 1)110kV及以(25℃) 上交接时 mN/m 2)110kV及以上投运前 3)110kV及以上大修后 4)运行中: a)220kV及以上1年1次 b)110kV及以下必要时 tgδ(90℃) % 1)交接时 2)投运前 3)大修后 4)运行中: a)500kV 半年1次 b)110～220kV 1年1次 c)35kV3年1次 1)110kV及以上交接时 2)110kV及以上投运前 3）110kV及以上大修后 4)运行中: a)220kV及以上1年1次 b)110kV及以下必要时 ≥35 ≥19 按GB/T6541进行试验 8 新油：≤0.5 注入设备后： 220kV及以下≤1 500kV≤0.7 220kV及以下≤4 500kV≤2 按GB/T5654进行试验 9 体积电阻率 (90℃) Ω∙m ≥6×10 10500kV≥1×109220kV及以下≥5×10 10 按DL/T421或 GB/T5654进行试验

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序号 10 项 目 油中含气量(体积分数) % 要 求 交接时、大修后 运行中 1)220kV及以220kV≤3 220kV≤5 上交接时 500kV≤1 500kV≤3 2)220kV及以上大修后投运前 3)运行中: a)500kV半年1次 b)220kV1年1次 必要时 <0.02(以下可忽略不计) 周 期 说 明 按DL/T450或DL/T703进行试验 11 油泥与沉淀物 (质量分数) % 12 抗氧化剂T501含量 % 1) 交接时 2）运行中3年1次 3）必要时 0.15～0.3 13 洁净度 14 油中溶解气体色谱分析 1）500kV及壳1）制造厂有具体标准按制造厂要求执行 式变压器交接2）交接时或大修后：500kV交流变压器NAS4时或大修后 级 2）500kV及壳3）运行中：500kV交流变压器NAS5级 式变压器1年1次 3）必要时 变压器、电抗器 见第5章 互感器 见第6章 套管 见第8章 电力电缆 见第10章 1)按GB/T511试验，若只测量油泥含量，试验最后采用乙醇—苯(1:4)将油泥洗于恒重容器中，称重 2)必要时:油老化速度较快,油颜色变深时 1)按DL/T 704 -1999进行试验，对进口变压器油T501含量按制造厂要求。 2)必要时：油老化速度较快,油颜色变深时 1）按DL/T313 -进行试验 2）油样取样应选用专用的颗粒度取样瓶 取样、试验和判断方法按GB7597、SD304和GB/T7252的规定进行 注：1）变压器油包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油 2）有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按第5章规定 3）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、周期按第6、8章规定 12.1.5 关于补充油和混油的规定 12.1.5.1 关于补充油的规定

12.1.5.1.1 充油电气设备已充入油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。电气设备原已充入的油品称为“已充油”；拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额”。已充油混入补加油后成为“补后油”。

12.1.5.1.2 补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补充油(不论是新

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油或已使用的油)的各项性能指标不应低于已充油。

12.1.5.1.3 如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的性能指标已接近表12.2或12.3规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合试验(DL/T429.7油泥析出测定法)；确认无油泥析出，酸值、介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。

12.1.5.1.4 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守12.1.5.1.2、12.1.5.1.3的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化试验(按DL/T429.6给定的方法)。经老化试验的混合样无油泥析出，酸值、介质损耗因数不差于已充油，方可进行补充油过程。补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。

12.1.5.1.5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。 12.1.5.2 关于混油的规定

12.1.5.2.1 尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。 12.1.5.2.2 对混油的要求应比照12.1.5.1“关于补充油的规定”。 12.2 断路器油 12.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。

12.2.2 运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表12.3。

表12.3 运行中断路器油的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周期 要 求 说 明 1 水溶性酸 1)110kV及以上≥4.2 按GB/T7598进行试验 pH值 新设备投运前或大2 机械杂质 修后检验项目为序无 外观目测 3 游离碳 号1～7,运行中为1无较多碳悬浮于油中 外观目测 年,检验项目为序220kV及以上： 4 按GB/T507和DL/T429.9击穿电压 号4 投运前或大修后 ≥40 方法进行试验 2)110kV以下新设 运行中 ≥35 备投运前或大修后110kV及以下： kV 检验项目为序号1～投运前或大修后 ≥35 7,运行中不大于3 运行中 ≥30 年,检验项目为序号220kV及以上： 5 见表12.5序号5 4 水分 投运前或大修后 ≤15 3)油量为60kg以下 运行中 ≤40 mg/L 的少油断路器小于110kV及以下： 3年或换油代替 投运前或大修后 ≤20 运行中 ≤45 6 酸性 ≤0.1 按GB/T2或GB/T7599进mgKOH/g 行试验 7 闪点(闭不应比新油低15 按GB/T261进行试验 口) ℃ 12.3 SF6气体 12.3.1 充入设备的SF6气体（包括基建和生产用的SF6气体），应经除气体和设备供应商以外的具有SF6质检资质的单位按GB12022进行质量验收。抽检率为30%。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度，新气质量指标见表12.4。

12.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 12.3.3 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。 12.3.4 SF6气体的试验项目、周期和要求见表12.5。

表12.4 新六氟化硫质量指标

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六氟化硫（SF6），％（m/m ） 空气，％（m/m ） 四氟化碳（CF4），％（m/m ） 水分（H2O），μg /g 酸度（以HF计算），μg /g 可水解氟化物（以HF计算），μg /g 矿物油含量，μg /g 生物毒性试验 指标 ≥99.8 ≤0.05 ≤0.05 ≤8 ≤0.3 ≤1.0 ≤10 无毒 试 验 方 法 GB12022- GB12022- GB12022- GB5832.2-86 GB12022- GB12022- GB12022- GB12022- 序号 1 项 目 湿度 (20℃) μL/L 表12.5 SF6气体的试验项目、周期和要求 周 期 要 求 1)交接时 1)断路器灭弧室气室 2)大修后 交接时、大修后不大于150，运行中不大于3)运行中: 300 新安装或大修2)其它气室 后投运1年内1交接时、大修后：不大于250 次；以后220kV运行中：不大于500 及以上2年1 次, 35～110kV 3年1次,35kV以下自行规定或6年1次 4)补气后 5)必要时 2 3 密度(标准状态下) 3kg/m 必要时 6.16 必要时 无毒 67

说 明 1)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-92《现场SF6气体水分测量方法》进行 2）对充气压力低于0.35Mpa且用气量少的35kV及以下电压等级的六氟化硫设备，只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度 3)必要时：指新安装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表7.1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量法》进行 按SD312《六氟

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序号 项 目 毒性 酸度 μg/g 四氟化碳 (质量分数) % 周 期 要 求 说 明 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量法》或用检测管测量 按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法》进行 见序号5 4 1）大修后 2)必要时 ≤0.3 5 1)大修后 2)必要时 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 6 按SD309《六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法》进行 8 矿物油 1)大修后 ≤10 按SD310《六氟μg/g 2)必要时 化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法)》进行 注：大修后如现场无法开展表中2～试验，可进行SF6气体纯度试验(纯度：大修后投运前≥98.0%，运行中≥95%)

13 避雷器

13.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表13.1。

表13.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝2）发电厂、缘电阻值自行规定，但与前一次或同类型变电所避雷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2500M器每年雷雨Ω 季节前 3）线路上避雷器2年 4)大修后 5)必要时 2 电导电流1)交接时 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参及串联组合2)3年 考值见附录E或制造厂规定值，还应与历年元件的非线3)大修后 数据比较，不应有显著变化 性因数差值 4)必要时 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；电导电流相差值(%)不应大于30% 3)试验电压如下： 68

7 空气 (质量分数) % 可水解氟化物 μg/g 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0 说 明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ、FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况 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

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序号 项 目 周 期 元件额定电压kV 试验电压U1 kV 试验电压U2 kV 6 要 求 10 15 20 30 说 明 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E 4)可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果作出判断 5)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，允许作换节处理，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般应在300〜400μA范围内 带有非线性并联电阻的避雷器只在解体大修后进行 -- -- 8 10 12 6 10 16 20 24 3 工频放电电压 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 4 底座绝缘 电阻 5 检查放电计数器动作情况 6 检查密封情况 1)交接时 2)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 3)线路上避雷器3年 4)必要时 1)交接时 测试3〜5次，均应正常动作 2)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 3)线路上避雷器3年 4)大修后 5)必要时 1)大修后 避雷器内腔抽真空至(300〜400)133Pa2)必要时 后，在5min内其内部气压的增加不应超过69

1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： 额定电压kV 6 10 放电大修后 1619 2631 电压运行中 1521 2333 kV 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E 应不低于0.5MΩ 采用2500V及以上兆欧表

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 100Pa 注:开展带电测试的单位,可根据本单位具体情况,允许带电测试替代停电试验,测试周期为一年不少于2次 13.2 金属氧化物避雷器

金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.2。

表13.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序项 目 周 期 要 求 说 明 号 1 绝缘电阻 1)交接时 1)35kV以上，不低于2500MΩ 1)采用2500V及2)35kV及以下，不低于1000MΩ 以上兆欧表 2)1年 2)预试在雷雨季3)必要时 节前进行 3)与直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流试验同时进行 4)必要时:怀疑有缺陷时 2 直流1mA1)交接时 1)不得低于GB11032规定值 1)要记录试验时电压(U1mA)及2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比的环境温度和相对2)1年 0.75U1mA下的湿度 3）必要时 较，变化不应大于±5% 泄漏电流 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 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 4)预试在雷雨季节前进行 5）35kV及以下开关柜无隔离刀闸的母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变压器的低压侧避雷器结合主变的停电试验进行 6）10kV及以下配网配电型避雷器可结合线路检修进行试验或轮换,线路无法停电造成避雷器无法试验的，可用红外测温代替 7)必要时:怀疑有缺陷时 3 运行电压下1)新安装投1)110kV及以上避雷器,若装有泄漏电流表1)应记录测量时的交流泄漏运后第1年头在线检测装置,当全电流超过正常指示值的的环境温度、相对70

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序号 项 目 电流(110kV及以上) 周 期 个月1次,以后每季度1次；其它避雷器每年带电测试不少于3次，间隔应在六个月之内 2)必要时 要 求 1.2倍时,应进行带电测试 2）运行电压下的全电流、阻性电流正常值参照附录F 3）220kV及以下避雷器阻性电流不宜超过200μA,若超过200μA，应加强带电测试,必要时每周进行一次,超过250μA,应停电做直流耐压试验；若由于干扰阻性电流初始值已超过200μA时，阻性电流增加到1.2倍,应加强带电测试,必要时每周进行一次, 增加到1.3倍, 应停电做直流耐压试验 4)500kV避雷器阻性电流增加到1.2倍,应加强带电测试,必要时每周进行一次, 增加到1.3倍, 应停电做直流耐压试验 对避雷器施加持续运行电压，测量通过避雷器的全电流和阻性电流，该值应符合制造厂技术规定 说 明 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 2）带电测试难以诊断的，可结合红外检测进行判断 3)必要时:怀疑有缺陷时 4 持续电流试验 1)交接时 2)必要时 5 工频参考电流下的工频参考电压 必要时 应符合GB11032或制造厂规定 6 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 7 1)交接时 2)停电试验时 3)必要时 1)交接时 2)停电试验时 3)必要时 一般不低于50兆欧 1)交接时应在避雷器投运前进行 2)可以单节或整相进行试验 3)记录测量时的环境温度、相对湿度。测量宜在瓷套表面干燥时进行。 4)必要时: 怀疑有缺陷时 1)测量环境温度20±15℃ 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 3)必要时:怀疑有缺陷时 1)采用2500V及以上兆欧表 2)必要时:怀疑有缺陷时 1)运行中定期记录放电计数器动作次数,且每次雷雨过程前后各记录一次 2)必要时:怀疑有缺陷时 测试3〜5次，均应正常动作,测试后计数器指示应调到”0”,在线检测的指示器,测试后可不调到”0” 8 9 在线检测装置的检验 复合外套外观及憎水1)交接时 2)停电试验时 交接时 进行电流指示比对 1）复合外套表面单个缺陷面积（如缺胶、 2杂质、凸起等）不应超过5mm，总缺陷面积不71

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序号 项 目 性检查 周 期 要 求 说 明 应超过复合外套面积0.2% 2) 憎水性能按喷水分级法(HC法),一般应为HC1～HC2 局部放电必要时 应符合制造厂规定 必要时：安装前，10 试验 对避雷器内部组装工艺有怀疑时 注：开展带电测试的单位，可根据本单位具体情况，允许带电测试替代停电试验 13.3 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12.5的规定； b)避雷器运行中的密封检查按表7.1的规定；

c)其它有关项目按表13.2中序号3、5、7规定。

d)开展带电测试的单位，可根据本单位具体情况，允许带电测试替代停电试验。 13.4阻波器中避雷器的试验项目、周期和要求： a） 结合阻波器特性试验进行。

b） 试验项目参照表13.1或表13.2的有关规定进行。

13.5 线路型金属氧化物避雷器的试验试验项目、周期和要求：

试验项目参照表13.2中序号1、2、7、9、10的有关规定进行，同时参照制造厂要求进行间隙距离检查，在交接时、必要时进行试验。

14 母线

14.1 封闭母线

14.1.1封闭母线的试验项目、周期和要求见表14.1。

表14.1 封闭母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 1)交接时 1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母绝缘电阻 2)随相连线在常温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ 主设备大修2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值时 不小于6MΩ 2 交流耐压1)交接时 额定电压试验电压kV 试验 2)随相连kV 出厂 交接、大修 主设备大修≤1 4.2 3.2 时 6 42 32 15 20 24 3 57 68 70 43 51 53 用直流压降法，电流值不得小于100A 说 明 采用2500V兆欧表 连接正确1)交接时 符合厂家要求 性检查 2)大修后 4 母线接头1)交接时 接触情况检2)大修后 符合厂家要求 查 14.1.2交接时、大修后试验项目见表14.1中序号1、2、3、4。 14.2 一般母线

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14.2.1一般母线的试验项目、周期和要求见表14.2。

表14.2 一般母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电1)交接时 不应低于1MΩ/kV 阻 2)运行中: a)220kV及以上2年 b) 110 kV及以下3年 3)随相连主设备大修时 4)必要时 2 交流耐1)交接时 额定电压在1kV以上时，试验电压参照表9中序压试验 2)3年 号3；额定电压在1kV及以下时，试验电压参照表3)随相连主16中序号2 设备大修时 4)必要时 14.2.2各类试验项目： 交接时、大修时试验项目见表14.2中序号1、2。 定期试验项目见表14.2中序号1、2。

15二次回路

15.1二次回路的试验项目、周期和要求见表15。

表15 二次回路的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 1)交接时 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断绝缘电阻 2)大修后 开所有其它并联支路时不应小于10MΩ 3)更换二次2)二次回路的每一支路和断路器大修、隔离线时 开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 2 交流耐1)交接时 试验电压为1000V 压试验 2)大修后 3)更换二次线时 说 明 必要时: 对绝缘性能有怀疑时 必要时: 对绝缘性能有怀疑时 说 明 采用500V或1000V兆欧表 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 15.2交接时、大修后试验项目见表15中序号1、2。

16 1kV及以下的配电装置和电力布线

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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16。

表16 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 1 项 目 绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 1)采用1000V兆欧表 2)测量电力布线的绝缘电阻时应将熔断器、用电设备、电器和仪表等断开 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 1)交接时 1)配电装置每一段的绝缘电阻不应2)设备大修小于0.5MΩ 时 2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 1)交接时 2)设备大修时 试验电压为1000V 2 配电装置的交流耐压试验 3 检查相位 1)交接时 各相两端及其连接回路的相位应一2)更动设备致 或接线时 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 17 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17。

表17 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 检查导线连接管的连接情况 悬式绝缘子串的零值绝缘子检测 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 周 期 1)交接时 2)2年 3)线路检修时 见表9 要 求 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 说 明 铜线的连接管检查周期可延长至5年 2 3 1)交接时 2)线路检修后 自行规定 采用2500V及以上的兆欧表 4 1)交接时 2)线路连接有变动时 线路两端相位应一致 5 1)交接时 状态完好，无松动、无胶垫脱落等情 2)3年 况 3)线路检修时 1)交接时 无磨损松动等情况 74

6 阻尼设

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序号 项 目 施的检查 周 期 2)3年 3)线路检修时 1)交接时 应符合设计值 2)线路变更时 根据继电保护、过电压等专业要求进行 要 求 说 明 7 110kV及以上线路工频参数 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 18接地装置

接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表18。

表18 接地装置的试验和检查项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 有效接1)交接时 1)一般要求 R≤2000/I； 地系统的2)不超过6式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A； 电力设备年 R－考虑到季节变化的最大接地电阻，的接地电3)可以根据Ω； 阻 该接地网开挖2)当因土壤电阻率偏高使接地电阻不符合 检查的结果斟上述要求时，最大不得大于5Ω，并须采取相酌延长或缩关措施确保接触电势和跨步电势符合要求。短周期 同时不发生高电位引出和低电位引入的问 题。不会危及10～ 35kV避雷器安全运行 2 非有效接地系统的电力设备的接地电阻 3 1)交接时 2)不超过6年 3) 可以根据该接地网开挖检查的结果斟酌延长或缩短周期 利用大1)交接时 地作导体2)1年 的电力设备的接地说 明 1)测量时，尽量在土壤电阻率比较均匀的方位布置测试电极，电极位置符合补偿法要求。为排除线间互感和零序干扰，推荐采用倒相瓦特表测试 2)在预防性试验前或每3年以及必要时重新计算I值，并进行设备接地引下线的热稳定校验 3)在运行中宜分别测试断开线路架空地线前后的接地电阻，交接时可视当时架空地线数量情况而定 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时，1)测试方法参见接地电阻R≤120/I,一般不应大于4Ω 本表序号1说明 2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电2)分别测量架空阻R≤250/I, 一般不应大于10Ω 地线接入前后的接3)在高土壤电阻率情况下，接地电阻一般地电阻 不得大于30Ω，并确保接触电势和跨步电势3)应定期校验设符合要求 备接地引下线的热式中 I－经接地网流入地中的短路电流，A； 稳定 R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 1)长久利用时，接地电阻为R≤50/I 2)临时利用时，接地电阻为≤100/I 式中I—接地装置流入地中的电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 75

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序号 4 项 目 电阻 1kV以下电力设备的接地电阻 周 期 1)交接时 2)不超过6年 要 求 使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过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 说 明 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 5 6 7 微1)交接时 波站的接2)不超过6地电阻 年 的1)交接时 燃油、易爆2)不超过6气体贮罐年 及其管道的接地电阻 露天配1)交接时 电装置避2)不超过6雷针的集年 中接地装置的接地电阻 发电厂烟囱附近的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 避雷针(线)的接地电阻 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于5Ω 不宜大于30Ω 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按本表序号13的要求检查与接地网的连接情况 8 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按本表序号13的要求检查与接地网的连接情况 9 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于10Ω 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求 76

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序号 10 项 目 与架空线直接连接的旋转电机进线段上排气式和阀式避雷器的接地电阻 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 周 期 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 要 求 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DL/620-1997《交接电气装置的过电压保护和绝缘配合》中相应接线时，此值可酌情放宽 说 明 11 1)交接时 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如2)发电厂或杆塔高度达到或超过40m时则取下表值的变电站进出线50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地1～2km内的杆电阻难以达到15Ω时可增加20Ω 塔2年 土壤电阻率Ω·m 接地电阻Ω 3)雷击多发区内线路杆塔100及以下 10 3年；其它线路100～500 15 杆塔4年 500～1000 20 1000～2000 25 2000以上 30 接地电阻Ω 30 12 无架空地线的线路杆塔接地电阻 13 检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况及连通电阻测试 1)交接时 2)发电厂或变电站进出线1～2km内的杆塔2年 3)雷击多发区内线路杆塔3年；其它线路杆塔4年 1)交接时 2)新投运或改造后第3年1次,以后每年1次 3)必要时 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力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 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，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。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 50 30 1）不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1)应采用分辨率2）连通电阻值符合所用材料的实际情况，大于0.1mΩ的直流采用钢材时，连通电阻一般不大于20mΩ；采电阻测试仪； 用铜材时，连通电阻一般不大于10mΩ 2)按福建省电力有限公司《接地网连通电阻测试技术导则》推荐的方法测试 3）通过与历次测量数据比较和相互比较，来分析决定是否进行挖开检查。 4)必要时: 怀疑设备接地引下线松脱或被腐蚀时 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1）可根据电气设77

14 抽样开1)投运后Q/FJG 10029.2—2004

序号 项 目 挖检查发电厂、变电站地中接地网的腐蚀情况 周 期 第1次开挖不超过10年(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挖开检查结果自行决定 3)必要时 要 求 说 明 备的重要性和施工的安全性，选择5〜8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 2）必要时: 怀疑接地网被腐蚀时 19 电除尘器

19.1 高压硅整流变压器

高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表19.1。

表19.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求 序号 1 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 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年 3)大修后 不作规定 ＞500MΩ 采用2500V兆欧表 ＞300MΩ 采用1000V兆欧表 要 求 说 明 2 3 ＞2000MΩ 4 5 与出厂值相差不超出±2%范围 换算到75℃ 6 偏差不超出规定值的±5% 7 桥臂间阻值相差小于10% 8 参照表12.2中序号1、2、3、6 78

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序号 9 项 目 油中溶解气体色谱分析 空载升压 周 期 1)交接时 2)1年 3)大修后 1)交接时 2)大修时 3)更换绕组后 4)必要时 要 求 参照表5.1中序号1，注意值自行规定 说 明 10 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 19.2 低压电抗器 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表19.2。

表19.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求0 序号 1 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)大修时 1)交接时 2)大修时 不作规定 要 求 说 明 2 3 ＞300MΩ 换算到75℃ 1)交接时 与出厂值相差不超出±2%范围 2）大修时 3)必要时 1)交接时 2)大修时 ＞20kV 4 参照表12.2序号6 19.3 绝缘支撑及连接元件

绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表19.3。

表19.3 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 更换后 更换后 ＞500MΩ 要 求 直流100kV或交流72kV，保持1min无闪络 说 明 采用2500V兆欧表 19.4 高压直流电缆

高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表19.4。

表19.4 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 19.5 电除尘器本体外壳对地网的连接电阻一般小于1Ω。 19.6 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。 20 旋转电机

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20.1 同步发电机

20.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机试验项目、周期和要求见表20.1,6000kW以下者可参照执行。

表20.1 同步发电机试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 周 期 要 求 说 明 1)额定电压为1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2)水内冷定子绕组用专用兆欧表 3)200MW及以上机组推荐测量极化指数 1)交接时 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条2）1年或小件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年修时 正常值的1/3以下时，应查明原因 3)大修前、2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应后 大于最小值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 1)交接时 2)大修时 3)严重大电流冲击后 2 定子绕组的直流电阻 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，1)在冷态下测量，绕在校正了由于引线长度不同而引起的误差组表面温度与周围空气后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)温度之差不应大于±测量值比较，相差不大于最小值的1.5%(水3℃ 轮发电机为1%)，超出要求者，应查明原因 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%，应引起注意 3)电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入 10％ ～20％额定电流(直流)，用红外热像仪查找 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接或处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后含氢量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1min 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1)交接时 1)试验电压 2)1年或小全部更换定子 修时 绕组并修好后 3)大修前、局部更换定子 后 绕组并修好后 4)更换绕运行20年及以下 组后 大 运行20年以上与架 修 空线路直接连接 前 运行20年以上不与 架空线路直接连接 小修时和大修后 3.0Un 2.5Un 2.5Un 2.5Un (2.0〜2.5)Un 2.0Un 80

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2) 预试时，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以下者，相间差值与历次试验结果相比较，不应有显著变化 3)交接时，试验电压为3.0Un，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，最大泄漏电流在20μA以下者，相间差值与出厂试验结果相比较，不应有明显差别 4)泄漏电流不随时间的延长而增大 3)不符合要求2)、3) 、4)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的显著增长时，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表面有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于开启式水系统2不大于5.0×10µS/m；对于的密闭循环水2系统为1.5×10µS/m 4 定子绕组交流耐压试验 1)交接时 2)大修前 3)更换绕组后 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电1)应在停机清除污秽压为： 前热状态下进行，处于备用状态时，可在冷状态下容量 额定电压 试验电压 进行。氢冷发电机应在充kW或 Un V 氢后含氢量96%以上或排kVA V 小于 36 2Un+1000但最氢后含氢量在3%以下时10000 以上 低为1500 进行，严禁在置换过程中进行试验 6000以下 2.5Un 10000 2)水内冷电机一般应6000〜18000 2Un+3000 及以上 18000以上 按专门协议 在通水的情况下进行试2)交接时，交流耐压标准按上表值的75% 验，进口机组按制造厂规3）大修前或局部更换定子绕组并修好后试定。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电验电压为： 率在水温20℃时要求：对运行20年及以下者 1.5Un 于开启式水系统不大于运行20年以上与架空线21.5Un 5.0×10µS/m；对于路直接连接者 的密闭循环水系统为1.5运行20年以上不与架空2×10µS/m (1.3〜1.5)Un 线路直接连接者 81

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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 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J 4)发电机紧急事故检修时交流耐压试验电压规定：发电机在运行中发生定子绕组绝缘击穿,进行紧急事故检修时,如发电机绝缘较差,电力系统用电比较紧张,线棒备品不足,去除击穿线棒后,留下部分绕组的试验电压可以适当降低,但不得低于1.5Un,检修后试验电压也可适降低,但不低于1.3Un 1）采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下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 5 转子绕组的绝缘电阻 1)交接时 1)绝缘电阻值一般不小于0.5M 2)小修时 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温下3)大修中转一般不应小于5k 子清扫前、后 6 转子绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修时 与初次(交接或大修)所测量的结果比较，1)在冷状态下进行测其差别一般不超过2% 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 82

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7 转子绕1)交接时 试验电压 1)隐极式转子拆卸套组交流耐2)显极式转显极式和隐极式转额定励磁电压500V箍只修理端部绝缘时，可压试验 子大修时和更子全部更换绕组并及以下者为10Un，但用2500V兆欧表测量绝换绕组后 修好后 不低于1500V；500V缘电阻代替 3)隐极式转2)隐极式转子若在端以上者2Un+4000V 子拆卸套箍显极式转子大修时5Un，则在拆卸套箍但不低于1000V，部有铝鞍，后、局部修理及局部更换绕组并不大于2000V 后作绕组对铝鞍的耐压槽内的绝缘和修好后 试验。试验时将转子绕组更换绕组后 隐极式转子局部修与轴连接，在铝鞍上加电5Un，但不低于理槽内绝缘后及局1000V，不大于2000V 压2000V 3)全部更换转子绕组部更换绕组并修好时工艺过程中的试验电后 压值按制造厂规定 4)交接时：a.整体到货的显极式转子,试验电压应为额定电压的7.5倍,且不低于1200V。b.工地组装的显极式转子,组装后按显极式转子全部更换绕组试验电压进行。C.隐极式转子绕组不进行交流耐压试验，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替。 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验 1)交接时 2)大修时 3)小修时 绝缘电阻值不应小于0.5M，否则应查1)小修时，用1000V兆明原因并消除 欧表 2)大修时，用2500V兆欧表 3) 励磁回路中有电子元器件设备的，试验时应隔离 8 9 1)交接时 2)大修时 试验电压为1kV 1)可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 2) 发电机和励磁机的励磁回路中有电子元器件设备的，试验时应隔离 83

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10 定子铁芯试验 1)交接时 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，1)若制造厂已进行过且有出厂试验报告2)重新组齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于试验，时，可不进行试验 装或更换、修1.3倍参考值，在1.4T下自行规定 2)在磁密为1T下持续理硅钢片后 2)单位损耗参考值见附录J 试验时间为90min，在磁3)必要时 3)对于运行年久的电机自行规定 密为1.4T下持续时间为45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 3)用红外热像仪测温 4）必要时： a）对定子铁芯测点温度有怀疑时 b）其它 1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5M 汽轮发电机组的轴承2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴绝缘，用1000V兆欧表瓦不得低于100M；油槽充油并顶起转子时，在安装好后进行测不得低于0.3M 量 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100M 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不非线性电阻按制造厂应超过10% 要求 11 发电机、励磁机轴承的绝缘电阻 1)交接时 2)大修时 12 灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻 1)交接时 2)大修时 13 灭磁开关的1)交接时 并联电阻 2)大修时 14 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 1)交接时 2)大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 15 检温计绝缘电阻和温度误差检验 1)交接时 2)大修时 1)隐极式转子在膛外1)阻抗和功率损耗值,在相同试验条件下或膛内以及不同转速下与历年数值比较，不应有明显变化 显极式转子对每一2)转子绕组的交流阻抗与历年数据比较,测量，个转子线圈测量 若相差10%应引起注意。 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(显极式转子按制造厂规定) 3)本试验可用动态匝间短路监测法代替 1)绝缘电阻值自行规定 1)用250V及以下的兆2)检温计指示值误差不应超过制造厂规欧表 定 2)除埋入式检温计外还包括水内冷定子绕组引水管出水温度计 84

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16 定子槽部线圈防晕层对地电位 必要时 不大于10V 1)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 2)有条件时可用超声法探测槽放电 3)运行中检温元件电位升高，槽楔松动或防晕层损坏时测量 17 汽轮发电1)交接时 机定子绕组2)大修时端部固有振(200MW及以动频率测试上) 及模态分析 3)必要时 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量 1)交接时 2)大修时 3)必要时 见DL/T735-2000《大型汽轮发电机定子绕1)交接时有制造厂测组端部动态特性测量及评定》 量数据时可不进行 2)必要时： a)出口短路后 b）更换线棒后 c）改变端部固定结构后 1)直流试验电压为Un 2)测试结果一般不大于下表中的值 测 量 部 位 手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头 端部接头(包括引水管锥体绝缘)及过滤引线并联块 1)本项试验适用于300MW及以上的国产定子水内冷汽轮发电机 不同Un之限值（kV） 2）可在通水条件下进行试验，以发现定子接15.75 18 20 头漏水缺陷 3)水轮发电机和2.0 2.3 2.5 300MW以下的国产汽轮发电机在绝缘性能有怀 疑时可参照执行 3.0 3.5 3.8 4)必要时： a)定子绕组端部绝缘老化时 b)其它 测量时应采用高内阻(不小于100k/V)的交流电压表 18 19 轴电压 1)交接时 2)大修后 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般应等于轴承与机座间的电压 2)分别在空载额定电压时及带负荷后测量 3)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 4)水轮发电机不做规定 见附录J 20 定子绕组绝缘老化鉴定 累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时 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 85

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21 空载特性曲线 1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 4)必要时 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围内 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 3) 必要时: 设备发生异常时 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年内做三相稳定短路特性曲线 3)必要时:设备发生异常时 22 三相稳定短路特性曲线 1)交接时 与制造厂(或以前测得的)数据比较，其2)更换绕差别应在测量误差的范围之内 组后 3)必要时 23 发电机定子开路时间的灭磁时间常数 检查相序 1)交接时 2)更换灭磁开关后 时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差别 24 1)交接时 2)改动接线时 应与电网的相序一致 25 温升试验 1)定、转子应符合制造厂规定 绕组更换 2)冷却系 统改进后 3)增容改造后 4)第一次 大修前 (200MW及以上机组) 5)必要时 交接时 应符合制造厂规定 1)如对埋入式温度计准确度有怀疑时，可用带电测平均温度的方法加以校对 2)必要时:定子铁芯有过热现象 26 超瞬态电抗和负序电抗 27 测量自动交接时 灭磁装置分闸后的定子残压 应符合制造厂规定 86

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28 进相运行试验 1)新安装投运后 2)增容改造后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)运行中：每周一次；300MW及以上可采用连续监测方式，但 每季度应与露点仪比对一次 4)必要时 1)应符合制造厂规定 2)应符合发电机运行规程的要求 3)应满足发电机在电网稳定运行的要求 1)分备变和厂变带厂用电两个工况进行 2)必要时: a)定子端部铁芯有过热现象时 b)其它 1)发电机内氢气在运行氢压下的允许湿度的高限，应按发电机内的最低温度由左表查得；允许湿度的低限为露点td=-25℃。 2)发电机内最低温度，可按如下规定确定： a)稳定运行中的发电机：以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低值，作为发电机内的最低温度值。 b)停运和开、停机过程中的发电机：以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中的最低值，作为发电机内的最低温度值。 3)供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度：新建、扩建电厂（站）：露点温度td≤-50℃。已建电厂（站）：露点温度td≤-25℃。 4)必要时:设备发生异常时 29 氢气湿度 发电机内最低温度，℃ 5 ≥10 发电机在运行氢压下的氢气允许湿度高限（露点温度td），℃ －5 0 87

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30 氢冷发电机密封油试验 1)水分、机械杂质：半月1次 2)运动粘度、酸值：半年1次 3)空气释放值、泡沫特性、闪点：每年1次 1)外观：透明 22)运动粘度（mm/s）40℃：与新油原测定值的偏差不大于10％ 3)开口闪点（℃）：不比新油原测定值相差±15℃ 4)酸值（KOHmg/g）：≤0.30 5)机械杂质：无 6)水分（mg/L）：≤50 7)空气释放值（min）50℃：≤10 8)泡沫特性（ mL）: ≤500/10 20.1.2各类试验项目 交接试验项目见表20.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、17、18、19、21、22、23、24、26、27、28、29。

定期试验项目见表20.1中序号1、3、29、30。 大修前试验项目见表20.1中序号1、3、4。

大修时试验项目见表20.1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、17、18。 大修后试验项目见表20.1中1、3、19、29。 20.1.3有关定子绕组干燥问题的规定

20.1.3.1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)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小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。

b)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。若定子绕组温度不是40℃,绝缘电阻值应进行换算。

20.1.3.2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。 20.2 直流电机

20.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表20.2。

表20.2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绕组的绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)小修时 3)大修时 1)交接时 2)大修时 1)交接时 2)大修时 说 明 1)用1000V兆欧表 绝缘电阻值一般不低于0.5M 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)与制造厂试验数据或以前测得的值比较， 其差别一般不大于2%，补偿绕组自行规定 2)100kW以下不重要的电机自行规定 相互间的差值不应超过正常最小值的10% 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

要 求 2 绕组的直流电组 电枢绕组片间的直流电阻 3 88

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4 绕组的交流耐压 1)交接时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为2)大修时 1000V 100kW以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 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 5 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 检查绕组的极性及其连接的正确性 测量电枢及磁极间的空气间隙 直流发电机的特性 1)交接时 与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超2)大修时 过10% 6 1)交接时 2)大修时 绝缘电阻值一般不低于0.5M 7 1)交接时 2)大修时 1)交接时 2)接线变动时 1)交接时 2)大修时 核对位置是否正确，应满足良好的换向要求 必要时可做无火花换向试验 极性和连接均应正确 8 9 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围内： 3mm以下气隙： ±10% 3mm及以上气隙：±5% 与制造厂试验数据相比较，应在测量误差范围内 对于不解体安装的电机，此项可不做 10 1)交接时 2）更换绕组后 3)必要时 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的情况下进行 空转检查的时间一般不小于1h 11 直流电动机的空转检查 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 20.2.2各类试验项目

交接、大修时试验项目见表20.2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表20.2中序号11。 定期试验项目见表20.2中序号1。

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20.3 中频发电机

20.3.1中频发电机的试验项目、周期和要求见表20.3。

表20.3 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 周 期 1)交接时 2)小修时 3)大修时 要 求 绝缘电阻值不小于0.5M 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 2 绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修时 1)各相绕组直流电阻值相互间差别不超过最小值的2% 2)励磁绕组所测得的直流电阻值与出厂值比较，不应有显著差别 试验电压为出厂值的75% 3 绕组的交流耐压 1)交接时 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 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 4 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 中频发电机的特性试验 1)交接时 2)大修时 与制造厂数值或最初测得的值比较，相差不得超过10% 5 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 与制造厂试验数据比较应在测量误差范围内 6 温升试验 必要时 按制造厂规定 7 检查相序 交接时 电机出线端子标号应与相序一致 20.3.2各类试验项目：

交接时、大修时试验项目见表20.3中序号1、2、3、4、5、7。 定期试验项目见表20.3中序号1。

20.4 交流电动机

20.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表20.4。

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表20.4 交流电动机的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 绕组的绝缘电阻和吸收比 周 期 1)交接时 2)小修时 3)大修时 要 求 1)绝缘电阻值 a)额定电压1000V以下者，室温下不低于0.5M b)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UnM(取Un的千伏数,下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnM c)转子绕组绝缘电阻不应低于0.5M 2)吸收比不应低于1.2 说 明 1)容量为500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照表20.1序号1 2)3 kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3000V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，转子绕组可与其起动设备一起测量 4)有条件时应分相测量 2 绕组的直流电阻 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 定子绕组的交流耐压 1)交接时 2)运行中：1年(3kV及以上或100kw及以上) 3)大修时 4)必要时 1)交接时 2)大修时 3)更换绕组后 1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 4 5 绕线电动机子绕组交流耐试验 式转的压1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 1)3000V及以上或100kW及以上的电动机各相绕组的直流电阻值的相互间差别不应超过最小值的2%，中性点未引出时，可测量线间电阻，其相互差别不应超过最小值的1% 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化 1)试验电压:交接及全部更换绕组：3Un； 有条件时应分相进行 大修或局部更换绕组：2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不做规定 3)500kW以下的电动机自行规定 1)大修中不更换或局部更换定子绕组后试1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐验电压为1.5Un，但不低于1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为压试验可用2500V兆欧表测量代替 (2Un+1000)V，但不低于1500V 2)全部更换定子绕组 时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电动机已试验电压如下： 改为直接短路起动 不可逆式 可逆式 者，可不做交流耐压大修不更1.5Uk，但不小于3.0Uk，但不试验 换转子绕1000V 小于2000V 2)Uk为转子静止时组或局部在定子绕组上加额定更换转子电压于滑环上测得的电压 绕组 全部更换2Uk+1000V 4Uk+1000V 转子绕组后 91

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6 同步电动1)交接时 机转子绕组2)大修时 交流耐压试验 可变电阻1)交接时 器或起动电2)大修时 阻器的直流电阻 1)交接时 2)大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 7 与制造厂数值或最初测得的结果比较，相差不应超过10% 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的绝缘电阻及交流耐压试验 同步电动9 机及其励磁机轴承的绝缘电阻 转子金属10 绑线的交流耐压 8 11 试验电压1000V 绝缘电阻>0.5MΩ 交流耐压可用2500V兆欧表测量代替 1)交接时 2)大修时 绝缘电阻不应低于0.5M 在安装完毕后用1000V兆欧表测量 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)对双绕组的电动机，应检查两分支间的连接的正确性 2)中性点无引出者可不检查极性 1)3 kV或500kW及以上电动机应做此试验 2)如果电动机定子铁芯没有缺陷，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 2)测量空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 3)3kV以下,40kW以上电动机仅测量空载电流，不测量空载损耗 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—转速特性相近的电动机 检查定子1)交接时 绕组的极性 2)接线变动时 定子绕组的极性与连接应正确 12 定子铁芯试验 1)全部更换参照表20.1中序号10 绕组或修理铁芯后 2)必要时 13 电动空转并量空载流和空损耗 机测电载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% 14 双电动机1)交接时 拖动时测量2)必要时 转矩—转速特性 两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10% 20.4.2各类试验项目：

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交接试验项目见表20.4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14。 大修时试验项目见表20.4中序号1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表20.4中序号4、5。 定期试验项目见表20.4中序号1、2。

容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、2、4、13项目试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。

21 带电设备红外检测

带电设备红外检测周期和要求见表21.1。

表21.1带电设备红外检测周期和要求 设备 周期 要求 说明 1)用红外热像仪测量 2)迎峰度夏前、迎峰度夏期间各检测1次 220～500 1）新建、扩建或大检测、诊断方法按DL/T6—1999《带kV变电站的修的设备投运(24小电设备红外诊断技术应用导则》执行,判变电设备 时)后1个月内 据见表21.2、表21.3 2）每年不少于3次 35～110 kV变电站的变电设备 1～500kV线路的输电设备 35 kV及以下配网的变电设备 1）新建、扩建或大检测、诊断方法按DL/T6—1999《带1)用红外热像仪测修的设备投运（24小电设备红外诊断技术应用导则》执行,判据量 时）后1个月内 见表21.2、表21.3 2)迎峰度夏前检测12）每年不少于2次 次 1) 500kV用红外热1）新建、扩建或大检测、诊断方法按DL/T6—1999《带修的设备投运（24小电设备红外诊断技术应用导则》执行,判据像仪测量 2）220kV及以下用红时）后1个月内 见表21.2、表21.3 外热像仪测量或红外2）每年不少于1次 测温仪测量 3)一般在迎峰度夏前检测 1）新建、扩建或大检测、诊断方法按DL/T6—1999《带1)用红外热像仪或修的设备投运（24小电设备红外诊断技术应用导则》执行,判据红外测温仪测量 时）后1个月内 见表21.2、表21.3 2)一般在迎峰度夏2）每年不少于1次 前检测

表21.2电流致热设备缺陷诊断判据

设备类别和部位 电器设备与金属部件接头和线夹 的连接 金属部件接头和线夹 与金属部件的连接 导线 热像特征 以线夹和接头为中心的热像，热点明显 以线夹和接头为中心的热像，热点明显 以导线为中心的热像,热点明显 缺陷性质 三类缺陷 δ≥35％ 二类缺陷 一类缺陷 说明 δ≥95％或 δ≥80％或 δ： 热点温度＞热点温度＞80℃ 相对温差值

110℃ δ≥95％或 δ≥80％或 热点温度＞热点温度＞90℃ 130℃ δ≥95％或 δ≥80％或 热点温度＞热点温度＞80℃ 110℃ δ≥35％ δ≥35％ 93

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耐张线夹、以线夹和接头接续管、修补为中心的热像，管、并沟线热点明显 输电导线的夹、跳线线连接器 夹、T型线夹、设备线夹线夹 转头 刀闸 刀口 以刀口压接弹簧为中心的热像 以顶帽和下法兰为中心的热像，顶帽温度大于下法兰温度 以下法兰和顶帽为中心的热像，下法兰温度大于顶帽温度 以串并联出线头或大螺杆出线夹为最高温度的热像 以套管顶部柱头为最热的热像 δ≥35％ 以转头为中心的热像 δ≥35％ δ≥95％或 δ≥80％或 热点温度＞热点温度＞90℃ 130℃ δ≥35％ δ≥95％或 δ≥80％或 热点温度＞热点温度＞90℃ 130℃ δ≥95％或 δ≥80％或 热点温度＞热点温度＞90℃ 130℃ 动静触头 断路器 中间触头 δ≥20％ δ≥95％或 内外部的温δ≥80％或 热点温度＞差为50～热点温度＞55℃ 80℃ 70K δ≥95％或 内外部的温δ≥80％或 热点温度＞差为40～热点温度＞55℃ 80℃ 60K δ≥95％或 内外部的温δ≥80％或 热点温度＞差为30～热点温度＞55℃ 80℃ 45K δ≥95％或 δ≥80％ 或 热点温度＞热点温度＞55℃ 80℃ δ≥20％ 电流互感器 内联接 δ≥20％ 套管 柱头 δ≥20％ 注： 1)对其它致热的设备的判断，磁场和漏磁引起的过热可依据电流致热的判据进行处理 2)电流致热的设备测量温升小于10K时，不必确定故障性质，对于小负荷要注意负荷变化引起的发热过程 3)相对温差δ=[τ1－τ2]/τ1]×100%, 式中：τ1 为最大温升,τ2为最小温升

表21.3电压致热设备缺陷诊断判据 设备类别 10kV浇注式 电流互感器 35～110 kV油浸式 220～500kV油浸式 10kV浇注式 35～110kV油浸式 220～500kV油浸式 热像特征 以本体为中心整体发热 以瓷套整体温升增大，且瓷套上部温度偏大 以本体为中心整体发热 允许温升 4K 4.5K 5K 以整体温升偏高，且中上部温度大 6K 94

相间温差 4K 1.2K 1.4K 4K 1.5K 说明 含气体绝缘的 电压互感器（含电容式电压互感器） 1.8K

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设备类别 35kV油浸式 耦合电容器 并联电容器（串联电容器） 高压套管 充油套管 110～220kV油浸式 500kV 热像特征 以整体温升偏高或局部过热 以整体温升偏高或局部过热，且发热符合自上而下逐步的递减的规律 热像一般以肚子上部为中心的热像图，正常热像最高温度一般在宽面垂直平分线的三分之二高度左右，其表面温升略高；异常热像为整体发热或局部发热 热像特征呈现以套管整体发热热像 热像为对应部位呈现局部发热区故障 瓷瓶柱 10～35kV 氧化锌避雷器 缺油引起热像特征是以油面处为最高温度的热像，油面有一明显的水平分界线 正常为整体轻微发热，较热点一般在靠近上部，引起整体发热或局部发热为异常 1.2～2K 3～4K 4～5K 1K 3K 0.5K 1.2K 允许温升 0.5～1.0K 1.5～3.0K 2.0～5.0K 相间温差 说明 上限为油0.5～1.0K 纸，下限为膜纸 0.6～1.5K 采用相对温差判别即δ＞30％ 穿墙套管或电缆头套管温差更小 75K-t环温 1K 110～220kV 正常为整体轻微发热，较热点一般在靠近上部且不均匀，多节组合从上到下各节温度500kV 递减，引起整体发热或局部发热为异常 正常绝缘子串的温度分布同电压分布规律，即呈现不对称的马鞍型，相邻绝缘子温差很小，低值绝缘子发热引起热像特征是以铁帽为发热中心的热像图，其比正常绝缘子温度高 零值绝缘子发热温度比正常绝缘子要低，热像特征与绝缘子相比，呈暗色调 污秽绝缘子发热引起热像特征是以瓷盘（或玻璃盘）为发热区的热像 油纸电缆 充油电缆 1K 绝缘子 15 K 25～30K 1K 0.5K 20K 电缆 交联聚乙烯电缆 橡皮电缆 以整个电缆头为中心的热像 30～40K 20K 注:1)电压致热的设备推荐使用相间温差进行判断 2)电缆头是指冷缩式和热缩式的电缆头 3)带套管的电缆头的判断按套管类设备判断 4)污秽的情况是指表面的不正常发热 5）相对温差δ=[τ1－τ2]/τ1]×100%, 式中：τ1 为最大温升,τ2为最小温升

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附 录 A

(规范性附录)

绝缘子的交流耐压试验电压标准

表A1 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 10 15 20 35 110 220

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最高工作电压 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 126.0 252.0 25 32 42 57 68 100 265 490 纯 瓷 绝 缘 出 厂 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。 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 B

(资料性附录)

污秽等级与对应附盐密度值

2

表B1 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/cm污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 污秽等级 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 2 4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 表 B2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm1 ≤0.02 2 ＞0.02～0.05 3 4 ＞0.1～0.2 ＞0.05～0.1

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附 录 C

(资料性附录)

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表C1所示：

表C1：金属的电极电位 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。

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附 录 D

(资料性附录)

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

D1 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

22

25mm；铠装层接地线的截面不应小于10mm。 D2 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。

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附 录 E

(资料性附录)

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

E1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表E1～E4。

表 E1 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 工频放电电压有效值 kV FZ-3 (FZ2-3) 3 4 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-220 J 15 20 35 40 60 20 (20kV元件) 400～600 110 24 (30kV元件) 400～600 110 24 (30kV元件) 400～600 220 24 (30kV元件) 400～600 6 10 16 20 16 20 (15kV(20kV元件) 元件) 400～600 400～600 450～400～600 600 (＜10) (＜10) 9～11 400～400～600 600 (＜10) 400～600 16～19 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 140～173 224～268 254～312 448～536 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 表 E2 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E3 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 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ- ③30DT 35 FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 FCZ-500J FCX-500J 35 35 500 500 50① 50② 18 110 110 160 180 电导电流 μA 工频放250～400 70～85 250～400 78～90 150～300 85～100 250～400 (400～600) 170～195 100

250～400 (400～600) 340～390 1000～1400 0～790 500～800 680～790

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型 号 电电压有效 值kV 注：① FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV ② FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV ③ FCZ-30DT适用于热带多雷地区

表E4 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 2 2 3 3 4 4

E2 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13.1序号2中规定的试验电压； I1、I2——在U1和U2电压下的电导电流。

3)非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

101

FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ- ③30DT FCZ3-110J (FCZ2-110J) FCZ3-220J (FCZ2-220J) FCZ-500J FCX-500J 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15 FCD为50～100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5～20 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 F

(资料性附录)

运行中MOA阻性电流及全电流的正常值

序号 厂家 1 抚顺电瓷厂 电压等级 （kV） 110 220 500 型号 Y10W1-100/248 Y10W1-100/260 Y10W1-108/268 Y10W1-200/496 Y10W1-200/520 Y10W1-216/536 Y20W1－420/995W Y20W1－444/995W Y20W1－420/1006W Y20W1－444/1063W 2 3 西安电瓷厂 南阳避雷器厂 110 220 500 110 Y10W5-100/248 Y10W5-100/260 Y10W5-200/496 Y10W5-200/520 Y20W5－420/950 Y20W5－444/995 Y5W-100/260 Y5W-108/281 Y10W1-100/260 220 4 5 西安电瓷研究所瓷所 广州华盛避雷器实业有限公司 日本三菱 阿尔斯通 日本明电舍 110 220 500 110 220 220 220 110 220

102

阻性电流 （μA） 80-130 80-160 90-110 70-140 100-140 100-150 100-150 100-150 100-140 70-130 80-130 140-200 140-200 90-110 130-150 50-170 140-150 120-130 70-170 110-160 100-150 全电流 （μA） 450-600 550-850 400-600 450-600 500-650 550-650 2500-3100 1800-3000 2900-3200 2700-3100 500-850 530-700 530-750 530-750 1500-2200 1800-2200 300-550 450-600 750-850 750-860 700-850 550-650 1800-3100 1800-2200 740-840 800-940 670-700 270-350 350-600 320-400 380-420 Y10W-200/520 Y10W-100/260（双柱） Y10W-200/496（双柱） Y20W1－420/950 Y20W1－444/995 Y10W-100/260 Y10W-108/281 Y10W-226/520 MAL-PB XAQ-245/198(A) ZSE-C1Z ZSE-C1Z 6 7 8 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 G

(规范性附录)

高压电气设备的工频耐压试验电压标准

最高额定工作油浸电力电压 电压 变压器 kV 3 6 1min工频耐压电压有效值(kV) 并联 电压 电抗器 互感器 断路器 电流 互感器 穿墙套管 干式 干式电力变纯瓷和纯瓷固体有机绝隔离开关 电抗器 压器 充油绝缘 缘 18 25 23 32 30 42 40 57 50 68 18 25 23 32 30 42 40 57 50 68 16 25 25 10 8.5 22 21 32 32 20 28 27 42 42 28 38 36 57 57 38 50 45 68 68 50 59 17 24 32 43 60 kV 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 3.5 18 15 18 15 6.9 25 21 25 21 18 16 18 16 18 18 18 24 22 24 22 24 24 25 23 21 23 21 23 23 25 32 28 32 28 32 32 32 30 27 30 27 30 30 35 42 38 42 38 42 42 42 40 36 40 36 40 40 45 55 50 55 50 55 55 57 50 45 50 45 50 50 55 65 59 65 59 65 65 68 10 11.5 35 30 35 30 15 17.5 45 38 45 38 20 23.0 55 47 55 47 35 40.5 85 72 85 72 80 72 80 72 80 80 80 80 80 72 100 100 70 95 85 95 85 95 95 100 100 100 90 110 126 200 170 200 170 200 180 185 180 185 185 185 185 185 180 265 265 220 252 395 335 395 335 395 356 395 356 395 395 360 360 360 356 450 450 500 550 680 578 680 578 680 612 680 612 680 680 630 630 630 612 注：1)上表中,除干式变压器外,其余电气设备出厂试验电压是根据现行国家标准《高压输变电的绝缘配

合》；

2)干式变压器出厂试验是根据现行国家标准《干式电力变压器》；

3)额定电压为1kV及以下的油浸电力变压器交接试验电压为4kV，干式电力变压器为2.6kV； 4)油浸电抗器和消弧线圈采用油浸电力变压器试验标准；

5)表格中下方数值适用于小接地短路电流系统。

103

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附 录 H

(规范性附录)

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 20〜35 110〜220 500 温度差 换算系数 温度差 换算系数

104

试验电压 峰值(kV) 5 10 20 40 60 K A K A 5 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 10℃ 11 22 33 33 20 10 15 20℃ 17 33 50 50 30 20 30℃ 25 50 74 74 45 25 30 40℃ 39 77 111 111 67 35 50℃ 55 112 167 167 100 40 45 60℃ 83 166 250 250 150 50 70℃ 125 250 400 400 235 55 9.2 45 3.3 80℃ 178 356 570 570 330 60 11.2 50 3.7 表H2 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 5 10 15 20 25 1.9 4.1 5.1 30 2.2 6.2 7.5 35 2.5 40 2.9 表H3 油浸电力变压器介质损耗正切值tgδ(%)温度换算系数 1.15 1.3 1.5 1.7 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 I

(规范性附录)

电压等级3～500kV电力变压器绝缘水平

表I1 电力变压器绕组绝缘水平 设备的最高额定短时工频电压等级 电压Un, 耐受电压（有效（kV） kV(有效值) 值）kV 3 6 10 15 20 35 110 220 500 3.6 7.2 12.0 17.5 24.0 40.5 126.0 252.0 550.0 18 25 35 45 55 85 200 360 395 630 680 额定雷电冲击耐受电压（峰值），额定操作冲击耐受电kV 压（相对地，峰值），kV 全波 截波 40 60 75 105 125 200 480 850 950 1425 1550 45 65 85 115 140 220 530 950 1050 1550 1675 / / / / / / 650 750 1050 1175 雷电全波冲击耐受电压(峰值), kV 250 185 400 185 325 表I2 分级绝缘变压器绕组中性点绝缘水平 电压等级 (kV) 110 220 500

105

设备的最高电压中性点接地方式 额定短时工频耐受电Un(有效值), kV 压(有效值), kV 126 252 550 不直接接地 直接接地 不直接接地 直接接地 经小阻抗接地 95 85 200 85 140 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 J

(规范性附录)

同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

J1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表J1、表J2。

表J1 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 2.0Un +1.0 2～6 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.25Un+2.0 2.5Un ≥10MW(MVA) 10.5～18 2.75Un+6.5 2.5Un+4.5 2.25Un+4.0 2.0Un+3.0

表J2 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 J2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表J 3、表J 4。

表J3 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) 2.75Un 0.75(2.5Un+0.5) 0.75×2.5Un 1.5Un ≥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J4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序号 1 2 3 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 试验 形式 — — — ＜10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0Un+1.0) 2.75Un 0.75(2.5Un+0.5) 106

≥10MW(MVA) 2～6 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un 0.75(2.5Un+1.0) 10.5～18 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un+2.5 0.75(2.5Un+2.0)

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4 5 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 — 0.75×2.5Un 0.75(2.5Un+0.5) 0.75(2.5Un+1.0) 分相 分相 0.75(2.0Un+1.0) 1.5Un 0.75×2.5Un 1.5Un 0.75(2.0Un+3.0) 1.5Un 6 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 J3 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。

J4 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J5。

表J5 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 1 项 目 整相绕组(或分支)及单根线棒的tgδ增量(Δtgδ) 要 求 说 明 1)整相绕组(或分支)的Δtgδ值不大于下列值： 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 定子电压等级kV Δtgδ% 2)槽外测量单根线棒tgδ时，线6 6.5 棒两端应加屏蔽环 10 6.5 Δtgδ(%)值指额定电压下和起始游离电压下tg3)可在环境温度下试验 δ(%)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 0.8Un和0.2Un 3.5 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 2 整相绕组(或分支)及单根线棒的第二电流增加率ΔI(%) 1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压Un以内明显出现者(电流增加倾向倍数m2>1.6)，属于有老化特征。绝缘良好者，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： 定子电压等级kV 试验电压kV 额定电压下 电流增加率 % 6 6 8.5 10 10 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 2)按下图作出电流电压特性曲线

12 3)电流增加率 107

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序号 项 目 要 求 说 明 III0100%I0 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 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 3 整相绕组(或分支)及单根线棒之局部放电量 1)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C 6 6 4 1.5×10-8 10 10 6 1.5×10-8 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 4 整相绕组应符合表20.1中序号3、4有关规定 (或分支)交、直流耐压试验 注：1)进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题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 J5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见DL/T492。 J6 硅钢片的单位损耗见表J6。

108

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表J6 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 W21 W22 无取向 冷轧硅钢片 W32 W33 W32 W33 Q3 单取向 Q4 Q5 Q6

109

厚度 mm 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 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 2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 1.5T下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1 Q/FJG 10029.2—2004

附 录 K

(规范性附录)

电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数

定子绕组温度(℃) 换算 系数K 热塑性绝缘 B级热固性绝缘 70 1.4 4.1 60 2.8 6.6 50 5.7 10.5 40 11.3 16.8 30 22.6 26.8 20 45.3 43 10 90.5 68.7 5 128 87 本表的运行温度，对于热塑性绝缘为75℃，对于B级热固性绝缘为100℃。

当在不同温度测量时，可按上表所列温度换算系数进行换算。例如某热塑性绝缘发电机在t=10℃时测得绝缘电阻值为100MΩ，则换算到t=75℃时的绝缘电阻值为100/K=100/90.5=1.1MΩ。 也可按下列公式进行换算： 对于热塑性绝缘：

(75t)/10(M) RtR2对于B级热固性绝缘：

RtR1.6(100t)/10(M)

式中R —— 绕组热状态的绝缘电阻值；

Rt —— 当温度为t℃时的绝缘电阻值； t —— 测量时的温度。

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附 录 L

(资料性附录)

运行中油中氢气含量标准值

试验项目 高压互感器的油中溶解气体色谱分析（非故障性产生氢气） 要求 说明 H2≤800μL／L 1） 运行中互感器油中氢气超过CH4≤60μL／L 注意值（150μL／L）后，应在一C2H2：0μL／L 年内检测两次，若连续监测三次C2H4≤50μL／L 未有增长（产气速率不大于3%），CO≤500μL／L 其他气体含量又都正常时，可判总烃≤80μL／L 定为非内部故障产生氢气 若以上六种气体指标中任何一项超2） 2)当油中氢气含量大于800μL，过以上值时，均应视为内部可能存在／ 有条件时可以采用新油置换—抽潜伏性故障，应加强监视 真真空的联合处理方法，但应确保证 安安全 3)新投运的互感器，在与生产厂家签定合同时应注明投运前氢气含量不大于50μL；在投运三个月内保证其氢气量不大于150μL／L，否则退货 注：根据福建省电力有限公司《关于高压互感器油中氢气含量偏高的处理意见》(闽发供[2001]017文)制订

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附 录 M (资料性附录)

500kV设备不拆高压引线绝缘试验方法

M1 适用范围

本方法适用于500kV氧化锌避雷器、电容式电压互感器、 并联电抗器、SF6电流互感器和SF6断路器断口并联电容器的绝缘项目试验。 M2 试验方法

（1）氧化锌避雷器直流１mA （U1mA）及0.75 U1mA 下泄漏电流不拆线试验的接线、方法、要求见表M1。

表M1 氧化锌避雷器直流１mA （U1mA）及0.75 U1mA 下泄漏电流不拆线试验的接线、方法、要求 序号 被试元件 1 上节 试验接线 试验方法 上节的测量接线如图，Ａ点加压，当上节达到１mA参考电压时，由于中下节串联，所以I23很小，此时I1=I-I23 中节的测量接线如图，Ａ点加压，I2反映的是中节的实际电流，与Ｉ的大小无关 试验要求 应符合本《规程》表13.2序号2的规定 注意事项 500kV 氧化锌避雷器 1mA参考电压较高。上节的高压端装有均压环，与A点较近，节间、节与地间、试验引线与地间的杂散电流是存在的。为了减小杂散电流的影响，测量引线必须使用屏蔽线，并把高压引线与地端的距离调整适当 2 中节 3 下节 下节的测量如图，Ｂ点加压，I3反映的是下节的实际电流，与Ｉ的大小无关 （2） 电容式电压互感器tgδ和电容量Cx不拆线试验的接线、方法、要求见表M2。

表M2 电容式电压互感器tgδ和电容量Cx不拆线试验的接线、方法、要求 序 被试 号 元件 1 C11 试验接线 试验方法 试验要求 注意事项 C11的试验接线如图，应符合高压引采用反接法测量，A点接本《规程》表线不拆且始Cx芯线，B点接屏蔽E端，11.2序号2、终接地 因此C13、C2、中间变不进3的规定 入测量回路，而C12的容抗大大于R3，对测量影响很小，故测量反映的是C11的介质损tgδ和电容量Cx。 112

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序 被试 号 元件 2 C12 试验接线 试验方法 C12的试验接线如图，采用正接法测量，A点接高压，B点接Cx，由于高压引线接地，因此C11与电源并联不进入测量回路，而δ、XT悬空，故测量反映的是C12的tgδ和Cx C13的试验接线如左栏图，采用自激正接法测量，δ点接CN的高压端，这时C2与CN串联，因ZCN》ZC2，中间变的输出电压几乎降在CN上；B点接Cx芯线，由于高压引线接地，这时C11和C12串联在与R3并联，因C11和C12串联的阻抗大大于R3，故C11和C12的影响可忽略不计，故测量反映的是C13的tgδ和Cx C2的试验接线如图，采用自激正接法测量，δ点接CX芯线。因C13与CN串联, CN阻抗大大于C13阻抗，输出电压几乎降在CN上,测量反映的是C2的tgδ和Cx。 由于C11、C12、C13构成串联分压，B点的分压系数为： C13KC13C11C12C11C12试验要求 注意事项 应符合高压引本《规程》表线不拆且始11.2序号2、终接地。 3的规定 3 C13 应符合δ端交流本《规程》表耐压水平为11.2序号2、3kV，介质损试3的规定 验电压不得超过2.5kV 4 C2 这时测量的电容量, 应按CX=KCx(实测值)校正 应符合采用自激本《规程》表法测量，电容11.2序号2、分压器C2的电3的规定 容量较大，流过的电容电流经补偿电抗和中间变的漏电抗而产生压降，即容升电压；如果电压过高会损坏补偿电抗器及与其并联的MOA，因此应控制二次侧的激磁电流不超过制造厂规定值,一般不得超过10A 113

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序 被试 号 元件 5 中 间 变 试验接线 试验方法 试验要求 注意事项 C2末屏δ点和中间变一次绕组末端XT点的耐压水平只有3kV。应注意试验电压不得超过2.5kV 中间变的试验接线应符合如左栏图，采用反接法测制造厂的规量，低压绕组短路接地，定 B、δ、XT点短接接Cx芯线，由于A点接屏蔽E端，因此C11与电源并联不进入测量回路，而C12的容抗大大于R3，对测量影响很小，测量反映的是中间变一次对二次的tgδ和Cx 注：1）表中试验方法是按QS1型电桥的试验原理接线说明，不同仪器的接线、屏蔽方式有所差别，应按仪器的说明书进行接线 2）介质损tgδ测量应尽量使用有自激法测量功能、高压测量功能、过流保护和过压保护功能的介质损耗测试仪 （3） 并联电抗器不拆线试验的接线、方法、要求见表M3。

表M3 并联电抗器不拆线试验的接线、方法、要求 序号 被试项目 试验接线 绕组500kV高抗单直流泄露元，如果拆掉中性电流试验 点引线，单相的接线方式如下图所示，测量回路由并联电抗器、氧化锌避雷器、隔离开关和接地刀闸的支柱绝缘子组成 试验方法 高抗直流泄漏试验的试验电压仅40kV，远离氧化锌避雷器１mA参考电压，而支柱绝缘子的绝缘电阻很高，因此几乎无其它泄漏电流的影响，试验反映的是高抗的直流泄漏电流 高抗绝缘的tgδ和Cx测量，由于支柱绝缘子、氧化锌避雷器及母线的对地电容远小于高抗绕组的对地电容，而绝缘电阻很高，在10kV下几乎无电导电流，所以对测量的影响很小 试验要求 注意事项 应符合试验前,本《规程》表先将绕组短5.1序号12的接,试验接线规定 完毕，再拉开接地刀闸进行试验 2 绕组tgδ和电容量测量 3 套管介质损耗和电容量测量 高抗套管tgδ和Cx的测量，由于采用正接法测量，所以绕组、母线、氧化锌避雷器及支柱对地绝缘不通过测量回路 114

1）应符合本《规程》表5.1序号4的规定 2）如果不拆线试验的电容量增量大于10%，应拆线试验 应符合本《规程》表5.1序号5的规定 同上

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(4) SF6 电流互感器、SF6断路器并联电容器不拆线试验的接线、方法、要求见表M4。

表M4 SF6 电流互感器、SF6断路器的并联电容器不拆线试验的接线、方法、要求 序号 1 被试 项目 SF6电流互感器tgδ和电容量测量 试验接线 试验方法 SF6 CT绝缘的低压端直接接地无抽压端子,当CT底座有支撑绝缘条件下的tgδ测量可以采用正接法，此时测量的是CT真实的tgδ和Cx。 安装在架构上后只能用反接法测量，由图可知测量回路包括了母线对地电容、断路器对地电容及断口均压电容、支柱绝缘子对地电容,测量的Cx必然增大，现场是无法克服的。测量时，如在开关的三角箱接屏蔽,开关侧及以外的对地电容不进入测量回路，而C4、C5对地电容较小,绝缘很好, 对Cx测量的误差影响可减少些。 经比较，拆与不拆引线测量的tgδ无明显差别，但测量的ＣＸ有所增大,因此不拆线测量的结果可作为今后测量的比较 在断路器断开状态下,断口并联电容器采用正接法测量,一端接高压屏蔽，另一端接测量,由于开关断口的电容量很小且绝缘很好,而其它部分的绝缘不通过测量回路,故对测量的影响甚小 试验要求 应符合制造厂规定。 注意事项 试验接线完毕，再拉开接地刀闸进行试验。 图中Cx为被试CT的对地绝缘；C1、C2为断路器的断口电容；C3为断路器的对地电容；C4为CT与断路器间引线的对地电容；C5、C6分别为接地刀闸支柱绝缘子及引线对地电容 2 SF6断路器断口并联电容器tgδ和电容量测量 应符合本《规程》表11.3序号2、3的规定 试验接线完毕，再拉开该间隔两端的接地刀闸进行试验

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附 录 N (资料性附录) 参 考 资 料

GB 755—2000 旋转电机 定额和性能

GB/T 1001.1-2003 标称电压高于1000V的架空线路绝缘子 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—2003 高压交流断路器

GB 1985—19 GB 3906—1991 3 GB 3983.2-19 JB/T 7111—1993 JB/T 7112—2000 GB/T 4109—1999 GB/T 4703—2001 JB/T 8169—1999 GB/T 4787—1996 GB/T 6115.1-1998 GB/T 6115.2-.3 2002 GB/T 51—1999 GB/T 70-2002 GB 7253—1987 GB 7327—1987 GB 7674—1997 72.5kV GB/T 8349—2000 GB/T 85—2003 GB/T 05—1996 GB 10229—1988 GB 10230—1988 GB 11017.1-.3—2002 GB/T 12706.1～.4—2002 GB 12976.1～.3—1991 GBJ 233—1990 110 DL 417—1991 DL 474—1992 DL 474.1—1992 DL 474.2—1992 DL 474.3—1992 DL 474.4—1992 DL 474.5—1992 DL 474.6—1992 JB 3373—1983 GB/T 14542 交流高压隔离开关和接地开关 ～35kV交流金属封闭式开关设备 高压并联电容器 高压并联电容器装置 集合式高电压并联电容器 高压套管技术条件 电容式电压互感器

耦合电容器及电容分压器 断路器电容器

电力系统用串联电容器

电力系统用串联电容器

三相油浸式电力变压器技术参数和要求 透平型同步电机技术要求

盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 交流系统用碳化硅阀式避雷器

及以上气体绝缘金属封闭开关设备 金属封闭母线

水轮发电机组安装技术规范

六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 电抗器

有载分接开关

额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件

额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 〜500kV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 现场绝缘试验实施导则

绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 直流高电压试验

介质损耗因数(tgδ)试验 交流耐压试验 避雷器试验

变压器操作波感应耐压试验

大型高压交流电机定子绝缘耐压试验规范 运行中变压器油维护管理导则

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DL/T735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性测量及评定 DL/T6—1999 带电设备红外诊断技术应用导则

DL403-91 10-35kV户内高压断路器订货技术条件 DL/T538-1993 高压带电显示装置的技术条件

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