电力设备交接和预防性试验规程(征求意见后修改稿)XXXX02

中 国 大 唐 集 团 公 司 企 业 标 准

Q/CDT 107 001-2021

电力设备交接和预防性试验规程

2021－01－01发布 2021－01－01实施

前 言

本标准在中国大唐集团公司企业标准Q/CDT 107 001-2005?电力设备交接和预防性试验规程?根底上，根据GB 50150-2006?电气装置安装工程 电气设备交接试验标准?，DL/T596-2005?电力设备预防性试验规程?，参照华北电网?电力设备交接和预防性试验规程(2021年版)?、中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG114002-2021?电力设备预防性试验规程?、Q/GDW157-2007?750kV电力设备交接试验标准?、Q/GDW158-2007?750kV电力设备预防性试验规程?，并结合实践需求进行修订。 本标准仍为17章且章节排序未作变动。

本标准的附录B为标准性附录，其他均为资料性附录。 与原标准相比，本标准改变了如下内容： (1) 局部设备的试验周期；

(2) 对进口设备进行交接试验标准的执行原那么； (3) 对不同电压等级的同类设备的试验周期、标准进行了细化，增加了750kV电压等级设备的试验标准；

(4) 依照最新国家、行业等标准，对原标准与新标准不适应的条款进行了修订； (5) 对原标准中的局部术语进行了明确。

本标准由中国大唐集团公司平安生产部负责解释。

本标准执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议反应到中国大唐集团公司平安生产部。 本标准主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位： 中国大唐集团公司平安生产部。

参编单位： 大唐国际平安生产部、华北电力科学研究院、河南电力科学研究院、淮北发电厂、淮南田家庵发电厂、马鞍山当涂发电厂、北京高井热电厂、神头二电厂、潮州发电公司、吕四港发电公司、托克托发电厂、岩滩水力发电有限责任公司、马头发电、洛阳首阳山发电有限责任公司、三门峡华阳发电有限责任公司、湘潭发电有限责任公司、长春第二热电有限责任公司、黄岛发电、阳城国际发电有限责任公司、陕西石泉水力发电厂、南京发电厂、辽源发电厂、韩城第二发电厂、张家口发电厂。

主要起草人：曾芳、张章奎、瘳新才、张少锋、黄莉岚、崔延洪、路远进、任澄涛、刘日军、刘应廷、董志江、王庆学、覃广意、邵富平、王淑雅、李彬、唐军、姜向东、朱春、史明彪、罗东、郭志平、张垚、王立平、兀鹏超、廖方华、赵绪等。

目 录

1总那么………………………………………………………………………………………………………4 2 旋转电机…………………………………………………………………………………………………5 3 电力变压器及电抗器 …………………………………………………………………………………12 4 互感器 …………………………………………………………………………………………………20 5 开关设备 ………………………………………………………………………………………………26 6 套管 ……………………………………………………………………………………………………33 7 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………………34 8 电力电缆线路……………………………………………………………………………………………36 9 电容器……………………………………………………………………………………………………39 10 绝缘油和六氟化硫气体…………………………………………………………………………………40 11 避雷器……………………………………………………………………………………………………44 12 母线………………………………………………………………………………………………………46 13 二次回路…………………………………………………………………………………………………46 14 1kV及以下的配电装置和馈线线路………………………………………………………………………46 15 接地装置……………………………………………………………………………………………47 16电除尘器……………………………………………………………………………………………………49 17 红外检测……………………………………………………………………………………………………50 附录A同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定、硅钢片单位损耗和绝缘电阻温度换算……52 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准……………………………………………………………………54 附录C污秽等级等值盐密/灰密的关系………………………………………………………………55 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确实定方法…………………………………………………57 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法…………………………………………………………………57 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值…………………………………………………………57 附录 G 高压电气设备的短时〔1min〕工频耐受电压〔有效值〕………………………………………………58 附录H 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值………………………………………………………59 附录I 合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准那么…………………………………………59 附录J 气体绝缘金属密封开关设备老炼试验方法………………………………………………………61 附录K接触电位差和跨步电位差的计算………………………………………………………………63 1 总那么

1．1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。遵照电力行业标准DL/T 596?电力设备预防性试验规程?及国家标准GB 50150?电气装置安装工程 电气设备交接试验标准?的

根本精神，结合大唐集团公司的具体情况，特制定本规程。

1．2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监控工作的根本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成局部。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期平安、经济运行。 1．3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比拟，既要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。

1．4 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的工程、周期和要求。中国大唐集团公司各公司各发电企业应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验工程以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报分公司、集团公司批准。

1．5 本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他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平安用具。

1．6 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，在必要时进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。

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

充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定时，那么应依据设备的额定电压满足以下要求：

750kV 设备静置时间大于96h； 500kV 设备静置时间大于72h； 220kV设备静置时间大于48h； 110kV及以下设备静置时间大于24h。

1．7 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备别离开来单独试验〔制造厂装配的成套设备不在此限〕，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，已有单独试验记录的假设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，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。

1．8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原那么确定试验电压：

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电压确定其试验电压。

1．9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时〔如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正切值、泄漏电流等〕，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80％。对于不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。 1．10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

1．11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。

1．12 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。

1．13预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后1年未投入运行的设备在投运前要求重做的工程本规程特设“投运前〞周期内容。 2．旋转电机 2．1同步发电机

2．1．1容量为10MW及以上的同步发电机的试验工程、周期和标准见表2-1，10MW以下者可参照执行。

表2-1 同步发电机试验工程、周期和标准

序号 周期 工程 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 交接 √ A修 前、后 B修 √ C〔D〕其他条件 修 √ 1〕备用时间超过120h〔水电机组72h〕，在启动前应进行绝缘电阻试验。启动频繁的发电机，每月至少应进行一次绝缘电阻试验； 2〕必要时 标准 1〕绝缘电阻： a)各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%； b)假设在相近试验条件〔温度、湿度〕下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因； c)交流耐压试验合格的电机，当其绝缘电阻折算至运行温度后(环氧粉云母绝缘的电机在常温下)不低于其额定电压1MΩ/kV时，可不经枯燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进行内部作业； d)水内冷定子绕组用专用兆欧表，测量时发电机的每个汇水管对地绝缘电阻在100kΩ以上，汇水管并联后对地绝缘电阻在30kΩ以上。汇水管无绝缘的机组执行厂家规定； 2；；水内冷定子绕组自行规定。 3〕参见GB20210?旋转电机绝缘电阻测试?。 各相或各分支绕组的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，相互间差异不应超过其最小值的2%；与产品出厂时测得的数值换算至同温度下的数值比拟，其相对变化也不应大于2%。 说明 1〕额定电压为5000V-12000V，用2500V-5000V兆欧表，额定电压大于12000V，用5000V～10000V兆欧表。量程一般不低于10000MΩ； 2〕200MW及以上机组推荐测量极化指数，当1min的绝缘电阻在5000 MΩ以上可不测量极化指数； 3〕绝缘电阻温度换算公式见附录A7。 1 定子绕组的直流电阻 √ √ 200MW及以上国产汽轮发电机 200MW及以上国产汽轮发电机 发电机出口短路后〔或差动保护动作需要判别时〕 2 定子绕组泄漏电流和直流耐压 √ 前、后 √ √ 3 1〕更换绕1） 试验电压如下： 组后； 新安装、大修中全部更n 2〕必要时 换定子绕组并修好后 运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修 好后 大 运行20年及以下 修者 前 运行20年以上者 小修时和大修后 2)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差异不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20µA以下者〔水内1） 在冷态下测量，绕 组外表温度与周围空气温度之差不应超过±3℃； 2） 汽轮发电机相间 〔或分支间〕差异及其历年的相对变化大于1%时应引起注意； 3） 电阻值超出要求 时，可采用定子绕组通入10%-20%额定电流 〔直流〕，用红外热像仪查找； 4〕温度换算公式：1R2=R*(T+t2)/(T+t1)； 式中： t1--绕组温度 T--电阻温度常数 〔铜235，铝225〕 t2--换算温度〔75℃或15℃〕 R1--测量电阻值 R2-换算电阻值。 1〕应在停机后去除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或充氢前、排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验； 2〕试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min； 3〕不符合标准2〕3〕之冷定子绕组在50µA以下者〕，根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时，各相间差值可不考虑； 3〕泄漏电流不应随时间延长而增大。 定子绕组√ 交流耐压 前 定子绝缘局部修理或更换绕组后 4 转子绕组的绝缘电阻 √ 转子清扫前、后 √ √ 超速试验前、后 5 转子绕组的直流电阻 6 √ √ √ 一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行； 4〕泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析； 5〕试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管外表加以屏敝。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，按厂家规定执行。 冷却水质应透明纯洁，无机械混杂物，导电率在水温25℃时应不大于2µ1.5x10µS/m。 1)修前试验应在停机后1)交接时的试验电压如下： 去除污秽前热状态下进行。交接时或备用状态额定电压Un 试验电压(kV) 时,可在冷状态下进行(kV) 〔氢冷发电机试验条件24以下 ×〔2Un＋1〕 见本表序号3说明1〕； 2〕水内冷电机一般应在24及以上 与厂家协商 通水的情况下进行试2)大修前或定子绝缘局部修理或更验；进口机组按厂家规定〔水质要求同本表序换绕组并修好后试验电压为: 号3说明5〕； 运行20年及以下者 运行20年以上 (1.3-1.5)Un z〕耐压,试验电压峰值3〕全部或局部更换定子绕组的工艺为工频试验电压峰值的过程中的试验电压见附录A1及A21.2倍,持续时间为1min。 或按制造厂规定； 4〕现场组装的水轮发电机定子绕组 工艺过程中的绝缘交流耐压试验，按GB/T85?水轮发电机组安装技术标准?的有关规定进行。 Ω； 1〕用1000V兆欧表测量。2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室水内冷发电机用500V及温时一般不应小于5kΩ。 以下兆欧表或其他测量仪器。交接时，当转子绕组额定电压为200V以上，采用2500V兆欧表；200V及以下，采用1000V兆欧表〔制造厂有特殊要求的按照制造厂要求进行〕； 2〕当发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于2kΩ时，可允许投入运行。 与初次〔交接或大修〕所测结果换1） 应在冷态下进行， 算至同温度下的数值比拟，其差值测量时绕组外表温度与不应超过2%。 周围空气温度之差应在±3℃的范围内。 2〕显极式转子绕组，应对各磁极绕组进行测量；当误差超过规定时，还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量。 转子绕组显交流耐压 极式转子 显极式转子 7 1〕显极式转子更换绕组后； 2〕隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘或更换绕组后。 试验电压如下： 显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后；显极式转子交接时。 显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后。 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后。 1） 隐极式转子拆卸套 箍只修理端部绝缘时或额定励磁电压交接时，可用2500兆欧500V及以下者为表代替； 10Un但不低于2） 隐极式转子假设在1500V；500V以上端 者为2Un+4000V。 部有铝鞍，那么在拆卸套箍后做绕组对铝鞍的5Un，但不低于耐压试验。试验时将转1000V，不大于子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V； 2000V。 3） 全部更换转子绕组 工艺过程中的试验电压值按制造厂规定。 5Un，但不低于1000V，不大于2000V。 发电机和√ 励磁机的励磁回路所连接的设备〔不8 包括发电机转子和励磁机电枢〕的绝缘电阻 发电机和√ 励磁机的励磁回路所连接发电机的设9 备〔不包括发电机转子和励磁机电枢〕的交流耐压。 定子铁心√ 试验 √ √ √ 绝缘电阻不应低于Ω，否那么应查明原因并消除。 1） B、C、D修时用1000V兆欧表； 2） 交接时、A修时用 2500V兆欧表； 3） 回路中有电子元器 件设备时，试验时应取出插件或将两端短接。 √ 试验电压为1kV。 可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替。 1〕重新组装或更换、修理硅钢片后； 2〕必要时 1〕磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差不大于15℃； 2〕单位损耗参考值见附录A； 3〕对运行年久的电机自行规定。 10 发电机、√ 励磁机的绝缘轴承11 和转子进水支座的绝缘电阻 √ Ω； 2〕立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩΩ； 3〕所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导向轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ。 1〕交接时，假设厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验； 2〕在磁密为1T下持续试验时间为90min，min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差； 3〕可用红外热像仪测温； 4〕建议第一次大修时进行铁心试验。 1〕应在装好后，采用1000V兆欧表分别测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻； 2〕对氢冷发电机应测量内、外挡油盖的绝缘电灭磁电阻器〔或自12 同期电阻器〕的直流电阻 灭磁开关13 的并联电阻 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 √ √ 与铭牌或最初测得的数据比拟，其差异不应超过10%。 阻，其值应符合制造厂的规定。 非线性电阻按厂家要求。 √ √ 与初始值比拟应无显著差异。 电阻值应分段测量。 超√ 速试验前、后 1〕在相同试验条件下，与历年数值比拟，不应有显著变化，相差10%应引起注意； 2〕超速试验前后的试验值不应有明显变化。 14 检温计绝√ 缘电阻和15 温度误差 √ 16 定子槽部线圈防晕层对地电位 必要时 1)隐极式转子在膛外 或膛内以及不同转速下测量，显极式转子对每一个磁极绕组测量； 2)每次试验应在相同 条件相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压〔显极式转子自行规定〕； 3)本试验可用探测线圈波形法代替。其限定值参照JB/T8446-2005?隐极式同步发电机转子匝间短路测定方法?； 4)必要时可采用重复脉冲示波法(RSO)、转子绕组分包压降法查找匝间短路位置。 1） 绝缘电阻值自行规定； 1） 用250V及以下兆欧 2） 检温计指示值误差不应超过制 表； 造厂规定。 2） 检温计除埋入式外 还包括引水管定子出水温度计。 不大于10V。 1） 运行中测温元件电 压升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量； 2） 试验时对定子绕组 施加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒外表对地电位。 1〕新机交接时，绕组端部整体模态频率在94Hz～115Hz范围之间为不合格； 2〕已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94Hz～115Hz范围之内，且振型呈椭圆为不合格；振型不是椭圆，应结合发电机历史情况综合分析； 3〕线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94Hz～115Hz范围之内为不合格。 1〕直流试验电压值为Un； 2〕测试结果一般不大于下表数值 1〕200MW及以上汽轮发电机应进行试验，其他机组不作规定； 2〕应结合历次测量结果进行综合分析。 定子绕组端部动态特性 √ 转子回装前 1〕更换线棒后； 2〕改变端部固定结构后。 17 18 定子绕组端部手包绝缘外表对地电位 √ √ 1〕现场处理端部绝缘后； 机组 2〕必要时 状态 1)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行不同Un下之限值〔kV〕 试验,其他机组不作规测量 20及以定； 部位 5 18 上 2)交接时,假设厂家已进行过试验,且有试验记录者,可不进行试验。而交接时在现场包裹绝轴电压 √ 修后 必要时 19 定子绕组绝缘老化鉴定 20 √ 空载特性曲线 √ 修后 更换绕组后 21 三相稳定短路特性22 曲线 √ 必要时 发电机定子开路时23 的灭磁时间常数 24 次瞬态电√ 更换灭磁开关后 缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行； 3〕定子端部外表极端脏污时〔如事故后等〕可采用测量局部泄漏电流交接时或现场的方法来试验，标准规处理绝定如下：表中外表电位缘后 法中限值为1、2、3kV， 那么局部泄漏电流法相应电流限值为10、20、30µA，其余依此类推； 4〕使用内阻为100MΩ的专用测量杆测量； 5〕可在通水条件下试 验，以发现接头漏水缺陷； 6〕现场处理端部绝缘后，须待绝缘材料枯燥A修时 后测量； 7〕水轮发电机和200MW 及以下透平发电机在发现三相直流泄漏电流不符合要求时，可利用此方法查找缺陷。 1〕在汽轮发电机的轴承油膜被短路1） 分别在空载额定电 时，转子两端轴上的电压一般应等压时及带负荷后测定； 于轴承与机座间的电压； 2） 测量时采用高内阻 2〕汽轮发电机大轴对地电压一般小〔不小于100kΩ/V〕宽于10V，大于20V时应查明原因； 频的交流电压表； 3〕水轮发电机应测量轴对机座的电3） 对于端盖式轴承可 压。 测轴对地电压。 见附录A4、A5。 1） 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的机组应进行，其他机组不作规定； 2） 新机投产后第一次 大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值。 1〕与制造厂〔或以前测得的〕数据1〕交接时有出厂数据时比拟，应在测量误差的范围以内； 只做带变压器的空载特2〕在额定转速下的定子电压最高试性曲线试验；假设无出验值： 厂数据时应分别做带与a)水轮发电机为1.5Un〔以不超过不带变压器的空载特性额定励磁电流为限〕； 曲线试验； b)汽轮发电机为1.3 Un〔带变压器2〕A修时一般可以仅做时为1.1 Un〕； 带变压器的试验。 3〕对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。 与制造厂〔或以前测得的〕数据比交接时有出厂数据时只拟，其差异应在测量误差的范围以做带变压器的短路特性内。 曲线试验；假设无出厂数据时应分别做带及不带变压器下的试验。 时间常数与出厂或更换前比拟，应 无明显差异。 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〕及过渡引线并联块 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〕及过渡引线并联块 √ 电抗值不作规定。 已有厂家型式试验数据抗和负序电抗 测量自动√ 灭磁装置25 分闸后的定子残压 检查相序 √ 26 温升 时，可不进行。 残压值不作规定〔一般在200V以下〕。 第一次修前 27 定、转子 √ 同时测试总进水或总出28 线棒水流水的流量。 量试验 29 红外检测 见表17。 有关定子绕组枯燥问题的规定： 发电机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW〔MVA〕及以上的定子绕组绝缘状况应满足以下条件：

a〕分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。

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。假设定子绕组不是40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式及图表见附录A7。

直流电机的试验工程、周期和标准见表2-2

表2-2 直流电机的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1〕交接时； 绝缘电阻值一般不低于Ω。 1)用1000V兆欧表； 阻 2〕大修时； 2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金1 3〕小修时 属绑线的绝缘电阻。 绕组的直流电阻 2 1〕交接时； 1〕与制造厂试验数据或以前测得值比2〕大修时； 拟，相差一般不大于2%；补偿绕组自3〕必要时 行规定； 2〕100kW以下的不重要电机自行规定。 1〕交接时； 相互间的差值不应超过最小值的2〕大修时； 10%。 3〕必要时 改动接线应与电网的相序一致。 后 1） 定子 应符合制造厂规定。 或转子绕组更换后、冷却系统改良后； 2〕必要时 必要时 参照JB/T6228-2005?汽轮发电机绕组内部水系统试验方法及评定?。 如对埋入式温度计测量值有疑心时应用带电测平均温度的方法进行校核。 电枢绕组片间的直流电阻 3 绕组的交流耐压 4 5 6 7 8 9 1〕交接时； 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电2〕大修时 压： 1)交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V； 2)大修时为1000V。 磁场可变电阻1〕交接时； 与铭牌数据或最初测量值比拟相差不器的直流电阻 2〕大修时 应大于10%。 励磁回路所有1〕交接时； 一般不低于Ω。 连接设备的绝2〕大修时； 缘电阻 3)小修时 碳刷中心位置 1〕交接时； 核对位置是否正确，应满足良好换向2〕大修时 要求。 绕组极性及其1〕交接时； 极性和连接均应正确。 连接 2〕接线变动时 直流发电机的1〕交接时； 与制造厂试验数据比拟，应在测量误1)由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比拟； 1） 对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量； 2)交接时6000kW以上发电机的励磁机进行测量。 100kW以下不重要的直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性。 用1000V兆欧表。 必要时可做无火花换向试验。 1)空载特性：测录到最大励磁电压值为特性 2〕更换绕组后 差范围内。 止； 2)励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行。 2.3 中频发电机

中频发电机的试验工程、周期和标准见表2-3所示

表2-3 中频发电机的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1〕交接时； 绝缘电阻值不应低于Ω。 1000V以下的中频发电机使用1000V兆1 阻 2〕大修时； 欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧3〕小修时 表。 绕组的直流电1〕交接时； 1〕各相绕组直流电阻值相互差异不超 阻 2〕大修时 过最小值的2%； 2 2〕励磁绕组直流电阻值与出厂值比拟不应有显著差异。 绕组的交流耐1〕交接时； 试验电压为出厂试验电压值的75%。 副励磁机的交流耐压试验可用1000V3 压 2〕大修时 兆欧表测量绝缘电阻代替。 可变电阻器或1〕交接时； 与制造厂数值或最初测得值比拟相差1000V及以上中频发电机应在所有分4 起动电阻器的2〕大修时； 不得超过10%。 接头上测量。 直流电阻 3〕必要时 空载特性曲线 1〕交接时； 与出厂值比拟应无明显差异。 5 2〕大修时 检查相序 1)交接时；应符合运行要求。 6 2)改动接线后 2.4 交流电动机

交流电动机的试验工程、周期和标准见表2-4所示

表2-4 交流电动机的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绕组的绝缘电1〕交接时； 1〕绝缘电阻值： 1〕500kW及以上的电动机，应测量吸阻、吸收比 2〕大修时； aΩ； 收比； 3〕小修时 b〕额定电压3000V及以上者，交流耐2〕3kV以下的电动机使用1000V兆欧压前，定子绕组在接近运行温度时的表，3kV及以上的电动机使用2500V兆绝缘电阻值不应低于1MΩ/kV；投运欧表。进口设备按照厂家要求； 1 前室温下〔包括电缆〕不应低于1MΩ3〕小修时定子绕组可与其所连接的电/kV； 缆一起测量，转子绕组可与起动设备一c〕转子绕组不应Ω； 起测量； 2〕吸收比不应低于。 4〕有条件时应分相测量； 5〕加装变频器的电动机测量前应与变频器隔离。 绕组直流电阻 1〕交接时； 1〕3kV及以上或100kW及以上的电动 2〕大修时； 机各相绕相直流电阻值的相互差值不3〕1～3年应超过最小值的2%；中性点未引出〔3kV及以者，可测量线间电阻，相互差值不应2 上或100kW超过最小值的1%； 及以上〕 2〕其余电动机自行规定； 3〕应注意相互间差异的历年相对变化。 定子绕组泄漏1〕交接时； 1〕3kV及以上或500kW及以上的电动1)有条件时应分相进行试验； 电流和直流耐2〕大修时； 机应进行试验，其他电动机自行规定； 2)炉水循环泵电机按照厂家规定执行。 压 3〕更换绕2〕交接时，全部更换绕组时试验电压3 组后； 为3Unn； 4〕必要时 3〕泄漏电流相互差异一般不大于最小值的100%，20µA以下者不作规定。 定子绕组的交1〕交接时； 1)全部更换绕组后试验电压为1)低压和100kW及以下不重要的电动流耐压 2〕大修时； 〔2Un+1000〕V，但不低于1500V； 机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测4 3〕更换绕2)交接试验电压：0.75(2Un+1000)V； 绝缘电阻代替； 组后 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流n,但不低于1000V。 耐压试验按制造厂规定。 绕线式电动机转子绕组的交流耐压 1〕交接时； 试验电压如下： 2〕大修时； 电动机不可逆式 3〕更换绕状态 组后 全部更换转子2Uk+1000V 绕组后 交接时 大修或局更换子绕后 可逆式 4Uk+1000V 0.75(4Uk +1000)V ，但不小于2000V k1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压； 2)UK为转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压； 3)交接时,3000V以上电动机进行试验。 5 时部定组0.75(2Uk +10000)V ,但不小于1000V k6 7 8 9 10 11 同步电动机转子绕组交流耐压 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与同步电阻器的绝缘电阻 同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻 转子金属绑线的绝缘电阻 定子绕组的极性 空载电流和空载损耗 1)交接时； 交接时试验电压为出厂值的0.75倍,可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替。 2)大修时 且不应低于1200V；大修时为1000V。 1〕交接时； 2〕大修时； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕大修时； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕大修时 1〕交接时； 2〕大修时 1〕交接时； 2〕接线变动时 1〕交接时； 2〕必要时 与制造厂数值或最初测得值相比拟，相差不应超过10%。 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于Ω。 绝缘电阻不应低于Ω。 3000V及以上的电动机应在所有分接头上测量。 用2500V兆欧表。 1〕在安装完毕后测量； 2〕用1000V兆欧表。 用2500V兆欧表。 绝缘电阻不应低于Ω。 定子绕组的极性与连接应正确。 12 1〕对双绕组的电动机，应检查两分支 间连接的正确性； 2〕中性点无引出者可不检查极性。 1〕转动应正常，空载电流自行规定； 1〕空转检查时间一般不小于1h； 2〕额定电压下空载损耗值不得超过上2〕测定空载电流仅在对电动机有疑心次值的50%。 时进行； 3〕3000V以下电动机仅测空载电流不测空载损耗。 ⒊ 电力变压器及电抗器

35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验工程、周期和标准见表3-1

表3-1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 油中溶解气1〕新投运1〕注入变压器前的新油及新装变压器的油中任1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4和C2H2体色谱分析 及大修后一项溶解气体含量〔µl/1〕不得超过以下数值： 四种气体； 投运 总烃：20；H2：10；C2H2：0； 2〕溶解气体组份含量的单位为750kV：2〕大修后变压器的油中任一项溶解气体含量µl/1； 1、3、5、〔µl/1〕不得超过以下数值：总烃：50；H2：3〕溶解气体组份含量有增长趋10、20、3050；C2H2：痕量； 势时，可结合产气速率判断，必天； 1） 对110kV及以上变压器的油中一旦出现要时缩短周期进行追踪分析； 330kV及C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势； 4〕总烃含量低的设备不宜采用以上：2） 运行设备的油中任一项溶解气体含量超相对产气速率进行分析判断； 1,4,10,301 过以下数值〔µl/1〕时应引起注意： 5〕新投运的变压器应有投运前天； 150；H2：150；C2H2： (330kV及以上µl/1)； 的测试数据； 220kV：总烃：5〕总烃ml/h(密封式)，相对产气速率大于10%/6〕从实际带电之日起，即纳入4,10,30月,那么认为设备有异常； 监测范围； 天； 110kV：6〕330kV及以上电抗器，当出现痕量(小于7〕封闭式电缆出线的变压器电1.0µl/1) C2H2时也应引起注意；如气体分析虽缆侧绕组当不进行绕组直流电4,30天 应缩短油中溶解2〕运行已出现异常,但判断不至于危及绕组和铁心平阻定期试验时，安时,可在超过注意值较大的情况下运行。 气体色谱分析检测周期，220kV中 330kV变压器不超过3个月，110kV变及以上：3压器最长不应超过6个月； 个月； 220kV：6个月； 35kV--110kV：1年； 3〕必要时 绕组直流电阻 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕1～3年； 4〕无励磁调压变压器变换分接位置后； 5〕有载调压变压器的分接开关检修后〔在所有分接〕； 6〕必要时 1〕1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差异，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差异不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%时应引起注意，大于1%时应查明原因进行处理； 2〕1.6MVA及以下变压器，相间差异一般不应大于三相平均值的4%；线间差异一般不应大于三相平均值的2%； 3〕各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差异，其差异应不大于2%，当超过1%时应引起注意； 4〕电抗器参照执行。 2 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1〕交接时； 2〕投运前； 3〕大修后； 4〕1～3年； 5〕必要时 1〕绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次测试值的70%〔10000MΩ以上〕； 2〕在10～30℃或。 3 8〕66kV及以上的变压器，应在注油前、注油静置后、耐压和局放试验24h后、冲击合闸后进行检测； 9〕高厂变参照35kV标准执行； 10〕必要时，如：出口(或近区)短路后、在线监测系统告警后、轻瓦斯告警后等。 1〕如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%； 2〕不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1〔T+t2〕/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225； 3〕无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻；结合变压器停电，每1－3年主动转动分接开关，防止运行触头状态劣化； 4〕有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻； 5〕封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220kV变压器不超过3个月，110kV变压器最长不应超过6个月； 6〕220kV及以上绕组测试电流不宜大于10A； 7〕交接时应在所有分接位置进行测量； 8〕必要时，如： 本体油色谱判断有热故障；红外检测判断套管接头或引线过热等。 1〕用2500V及以上兆欧表〔220kV及以上且容量为120MVA及以上的变压器宜用5000V兆欧表测量极化指数〕； 2〕测量前被试绕组应充分放电； 3〕测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验； 4〕尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算： (t1- t2)/10 R2= R1× 式中：R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值； 5)吸收比和极化指数不进行温度换算； 6〕变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可仅作为参考； 7) 封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可绕组连同套1〕交接时； 管的tanδ 2〕大修后； 3〕必要时； 4〕500kV及以上变压器、电抗器和水冷变压器1～3年 4 5 6 套管试验 绝缘油试验 绕组连同套管的交流耐压试验 7 1)交接时； 2)大修后； 3)更换绕组后； 4)必要时 铁心〔有外引接地线的〕绝缘电阻 8 9 10 11 12 110kV及以上变压器、电抗器： 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕更换绕组后； 4〕1～3年； 5〕必要时 穿心螺栓、1〕交接时； 220kV及以上：一般不低于500 MΩ； 夹件、绑扎2〕大修后； 110kV及以下：一般不低于100 MΩ。 钢带、铁心、3〕必要时 线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 油中含水量 见第10章。 油中含气量 见第10章。 绕组泄漏电1〕交接时； 1〕试验电压一般如下： 在中性点套管处测量； 8〕必要时，如： 运行中油介损不合格或油中水分超标、渗漏油等可能引起变压器受潮的情况。 1〕20℃时的tanδ不大于以下数值： 1〕非被试绕组应接地，被试绕330kV及以上 0.5% 组应短路； 66～220kV 0.8% 2〕同一变压器各绕组的tanδ35kV 1.5%； 标准值相同； 2〕tanδ值与出厂试验值或历年的数值比拟不3〕测量温度以顶层油温为准，应有明显变化〔增量一般不大于30%〕； 尽量在相近的温度下试验； 3〕试验电压如下： 4)尽量在油温低于50℃时试验。绕组电压10 kV及以上： 10 kV 不同温度下的tanδ值一般按绕组电压10 kV以下： Un 以下方法换算： 当测量温度在20℃以上时： K/10tanδ20= tanδt； 当测量温度在20℃以下时： K/10 tanδ20×tanδt式中： tanδ20：校正到20℃时的介质损耗角正切值； tanδt ：在测量温度下的介质损耗角正切值； K为实测温度减去20℃的绝对值； 5〕封闭式电缆出线或GIS出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ； 6〕必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时；油介损不合格或油中水分超标；渗漏油等。 见第6章。 见第10章。 1〕全部更换绕组时，按出厂试验电压值；交1)宜用变频感应法； 接、大修和； 2)35 kV 全绝缘变压器，现场条2〕设备的短时〔1min〕工频耐受电压〔有效值〕件不具备时，可只进行外施工频见附录G。 耐压试验； 3)电抗器进行外施工频耐压试验； 4〕35 kV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验。 1〕与以前试验结果相比无明显差异，一般不低1〕用2500V兆欧表； 于500 MΩ； 2〕夹件也有单独外引接地线的2〕出现两点接地现象时，运行中接地电流一般需分别测量； 不大于。 3〕必要时，如：油色谱试验判断铁心多点接地时等。 1） 用2500V兆欧表； 2） 连接片不能拆开者可不测量。 1〕读取1分钟时的泄漏电流值； 流 2〕大修后； 绕组额3〕1～3年； 定电压4〕必要时 〔kV〕 直流试验电压〔kV〕 20～35 66～330 500 750 20 40 60 60 2〕封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量； 3〕泄漏电流参考值参见附录H的规定。 变压器绕组电压比 13 14 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 变压器空载电流和空载损耗 15 16 变压器短路阻抗和负载损耗 局部放电 17 18 有载调压装置的试验和检查 19 20 21 22 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 压力释放器及其二次回路试验 整体密封检2〕由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近〔在相同温度下〕。 1〕交接时； 1〕各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同； 2〕更换绕2〕额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分组后； 接的偏差应在变压器阻抗值〔%〕的1/10以内，3〕分接开但不得超过1%。 关引线拆 装后； 4〕必要时 1〕交接时； 1〕必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符； 2〕更换绕2〕单相变压器组成的三相变压器组应在联结完组后； 成后进行组别检查。 3〕必要时 1〕拆铁心与出厂值或历次试验值相比应无明显变化。 1〕试验电源可用三相或单相；后； 试验电压可用额定电压或较低2〕更换绕电压〔如制造厂提供了较低电组后； 压下的测量值，可在相同电压3〕必要时 下进行比拟〕； 2〕必要时，如：疑心磁路有缺陷等。 1〕更换绕与出厂值相差在±5%范围内 1〕试验电源可用三相或单相， 组后； 试验电流可用额定电流或较低2〕必要时 电流值〔如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比拟〕 2〕必要时，如：出口短路等。 1〕交接时 m/√m/√3时，放电量一般不大于300pC。 1〕试验方法应符合GB1094.3的110kV及以规定； 上； 2〕没有条件进行局部放电时，2〕大修后500kV电抗器可进行运行电压下(220kV或局部放电监测。 120MVA及以上变压器，500kV并联电抗器)； 3〕必要时 1〕交接时； 1〕交接时按GB50150； 2〕大修后； 2〕按DL/T574?有载分接开关运行维护导那么?3〕1～3年执行。 或按制造厂要求； 4〕必要时 1〕交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 2〕大修后 相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一3〕1～3年 般不低于1 MΩ。 1〕交接时 整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 2〕大修后 阻一般不低于1 MΩ。 3〕1～3年 1〕交接时； 1〕动作值与名牌值相差应不大于10%或符合制测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 2〕大修后； 造厂规定； 3〕必要时 2〕绝缘电阻一般不低于1MΩ。 1〕交接时； 按“变压器检修工艺导那么〞的规定执行；试验时带冷却器，不带压力释放查 冷却装置及其二次回路试验 套管电流互感器试验 变压器全电压下冲击合闸 2〕大修后 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕1～3年 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 1〕在使用分接上进行： 2〕由变压器高压侧加压； 3〕合闸前110kV及以上的变压器中性点接地； 4〕发电机变压器组中间无断开点时，可不进行。 油中糠醛含1)500kV及1） 含量超过表数值时，一般为非正常老化，出现以下情况时可进行： 量 以上 变压需跟踪检测： 1〕油中气体总烃超标或CO、CO2器和电抗过高； 器交接时； 2〕需了解绝缘老化情况时； 运行年限 1-5 5-10 10-15 15-20 3〕长期过载运行后，温升超标2)500kV变压器和电后。 抗器，糠醛含量 150MVA以〔mg/l〕 上升压变2） 跟踪检测时注意增长率。 压器投运10年后；750kV变压器投运3～5年后； 3〕必要时 绝缘纸〔板〕必要时 当聚合度小于250时应引起注意。 试样可取引线上绝缘纸、垫块、聚合度 绝缘纸板等数克。运行年限超过20年，应利用吊罩时机采样试验。 绝缘纸〔板〕必要时 含水量〔m/m〕一般不大于以下数值： 可用所测绕组的tanδ值推算，含水量 750kV：1%； 或取纸样直接测量。有条件时，500kV：1%； 可按DL/T580?用露点法测量变220kV：3%。 压器纸中平均含水量的方法?进行测量。 电抗器阻抗必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%如有试验条件，可在运行电测量 范围内。 压下测量。 振动 必要时 与出厂值相比，不应有明显差异。 噪音 1〕500kV1〕与出厂值比拟无明显变化； 按GB7328?变压器和电抗器的声变压器、电2〕在额定电压及测量频率下一般不大于80dB级测定?的要求进行。 抗器交接〔A〕。 时； 2〕500kV变压器、电抗器更换绕组时； 3〕必要时 油箱外表温必要时 局部热点温升不超过80K。 1〕用红外测温仪或温度计测量； 度分布 2〕在带较大负荷时进行。 变压器绕组110kV及以与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显1〕每次测量时，变压器外部接变形试验 上变压器： 差异。 线状态应相同； 1〕交接时 2〕有载调压变压器应在最大分2〕更换绕接下测量；无励磁调压变压器应组后； 在同一运行分接位置下测试以3〕出口短便比拟； 路后或屡3〕可用频率响应法和低电压阻1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 1〕新装和更换绕组后，变压器高、中压两侧冲2〕更换绕击合闸合计5次，每次间隔5min； 组后 2〕局部更换绕组后，变压器高、中压两侧冲击合闸合计3次，每次间隔5min。 110kV及以上变压器在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏。 1〕投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏； 2〕强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定； 3〕绝缘电阻一般不低于1 MΩ。 按表4-1。 装置。 测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 变压器零序阻抗 34 变压器相位检查 35 36 红外检测 次近区故障后； 4〕必要时； 5〕不超过10年 110kV及以 上变压器： 1〕交接时； 2〕更换绕组后 1〕交接时； 必须与电网相位一致。 2〕更换绕组后； 3〕外部接线变更后 抗法。 1〕三相五柱式可不做； 2〕如有制造厂试验值，交接时可不测。 见表17。 注：油浸电抗器试验工程、标准、周期见表3-1中序号1-12、17、19-22、24、26-32。

、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验工程、周期和标准见表3-2

表3-2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绕组直流电1〕交接时； 1〕1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间1〕如果电阻相间差在出厂时已阻 2〕大修后； 的差异，不应大于三相平均值的2%；无中性点超过规定，制造厂说明了产生这3〕厂用变、引出的绕组，线间差异不应大于三相平均值的种偏差的原因，可按标准3项执消弧线圈1%； 行； 1～3年； 2〕1.6MVA及以下的变压器，相间差异一般不2〕不同温度下的电阻值按下式4〕有载调应大于三相平均值的4%；线间差异一般不应大换算： 压变压器于三相平均值的2%； R2=R1〔T+t2〕/〔T+t1〕 分接开关3〕各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下式中:R1、R2分别为在温度检修后〔在的历次结果相比，不应有明显差异，其差异一t1、t2下的电阻值；T为电阻温1 所有分般应不大于2%； 度常数，铜导线取235，铝导线接〕； 4〕电抗器参照执行。 取225； 5〕无载调3〕无励磁调压变压器投入运行压变压器时，应在所选分接位置锁定后测变换分接量直流电阻；结合变压器停电，位置后； 每1～3年主动转动分接开关，6〕必要时 防止运行触头状态劣化； 4〕有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻。 绕组绝缘电1〕交接时 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结1〕用2500V及以上兆欧表； 阻、吸收比、投运前； 果相比应无明显变化。 2〕测量前被试绕组应充分放电； 或极化指数 2〕大修后； 3〕绝缘电阻大于10000MΩ可不3〕厂〔所〕测吸收比或极化指数。 用变、接地2 变、消弧线圈1～3年，干式和气体变压器1～5年； 4〕必要时 油浸变压器必要时 1〕20℃时的tanδ不大于1.5%； 不同温度下的tanδ值一般可用和消弧线圈2〕tanδ值与历年的数值比拟不应有明显变化下式换算： 〔t2-t1〕/10绕组的tan〔一般不大于30%〕； tanδ2=tanδ1× 3 δ 3〕试验电压如下： 式中tanδ1、tanδ2分别为在温 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 度t1、t2下的tanδ值。 绕组电压10 kV以下： Un。 绝缘油试验 1〕交接时 见第10章。 投运前和大修后的试验工程和4 、投运前； 标准与交接时相同，厂〔所〕用2〕大修后； 变按110 kV及以上对待。 交流耐压试验 5 6 7 穿心螺栓、夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 绕组电压比 1〕交接时； 2〕更换绕组后； 3〕必要时 3〕厂〔所〕用变、消弧线圈1～3年； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕干式变压器3～5年； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕大修时 1〕试验电压值按附录G； 2〕全部更换绕组时按出厂试验值，局部更换绕组、定期试验和交接试验按出厂值的80%。 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行。 一般不低于10 MΩ。 1〕用2500V兆欧表； 2〕连接片不能拆开者可不测量。 8 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性 变压器空载电流和空载损耗 1〕各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同； 2〕电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值〔%〕的1/10以内，但不得超过1%。 1〕交接时； 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。 2〕更换绕组后 9 10 11 1〕交接时； 与出厂或大修后试验值相比应无明显变化。 2〕必要时； 3〕10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 变压器短路1〕交接时； 与出厂或大修后试验值相比应无明显变化 阻抗和负载2〕更换绕损耗 组后； 3〕10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 干式变压器1〕交接时； ≤10pC 的局部放电 2〕更换绕组后； 3〕必要时 有载调压装置的试验和检查 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕1年或按制造厂要求； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕更换绕组后； 3〕大修时〔10 kV油按DL/T574?有载分接开关运行维护导那么?的规定执行。 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值〔如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比拟〕； 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项。 1） 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电压或较低电压值〔如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比拟〕； 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项。 1） 试验方法符合GB 1094.11?电力变压器 第1局部：干式变压器?的规定； 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项。 12 13 测温装置及其二次回路试验 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ。 测绝缘电阻用2500V兆欧表。 14 15 气体继电器及其二次回路试验 整体密封检查 冷却装置及二次回路试验 16 17 18 19 20 21 消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变比试验 接地变压器1)交接时； 的零序阻抗 2)更换绕组后 干式变压器必要时 噪音测量 变压器绕组50MW及以变形试验 上机组的高厂变 1)交接时； 2)更换绕组后； 3)出口短路后； 4)必要时 红外检测 浸变压器和接地变压器大修后可选做〕 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕大修时 1)交接时、投运前； 2)大修后； 3)必要时 1)交接时； 2)大修后； 3)必要时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ。 按?变压器检修工艺导那么?的规定执行。 测绝缘电阻用2500V兆欧表。 干式变压器不进行。 冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1 MΩ。 测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 见表4－1、4－2。 测量绝缘电阻用2500V兆欧表。 交接时如有制造厂数据可不测。 与初始结果比拟，或三相之间结果相比无明显差异。 按GB 7328?变压器、电抗器的声级测定?的要求进行。 1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同； 2) 对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比拟； 3)可用频率响应法或低电压阻抗法。 见表17。 4．互感器

电流互感器的试验工程、周期和标准见表4-1。

表4-1 电流互感器的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绕组及末1〕交接时、1〕绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始1〕用2500V兆欧表； 屏的绝缘投运前； 值的60%，且不宜低于1000MΩ； 2〕测量时非被试绕组〔或末屏〕、外电阻 2〕1～32〕电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻壳应接地； 1 年； 一般不低于1000MΩ。 3〕500kV电流互感器具有二个一次绕3〕大修后； 组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电4〕必要时 阻，其值不宜低于1000MΩ。 tanδ及电容量 1〕交接时、1〕主绝缘tanδ(%)不应大于下表中的数投运前； 值，且与历年的数据比拟，不应有显著的2〕1～3变化： 年； 电压等级35 110 220 3303〕大修后； KV 及4〕必要时 以上 交油纸接电容- 大型 修充油 后 型 胶纸 1〕主绝缘tanδ试验电压为10kV，末屏对地tanδ试验电压为2kV； 2〕油纸电容型充油型tanδ一般不进行温度换算，当tanδ值与出厂值或上一次试验值比拟有明显增长时，应综合分析tanδ与温度和电压的关系，当tanδ随温度明显变化或试验电压由0.5 Um/√3升到Um/√3时，tanδ增量超过±0.3%，不应继续运行； 3〕固体绝缘电流互感器一般不进行tanδ测量； 4)充硅脂及其他干式电容式电流互感器的tanδ限值参照厂家标准，一般不超过0.5%。 2 电型 充式 运油行电中 型 容胶纸容 - - - 充油型 3 66kV及以上电流互感器油中溶解气体色谱分析 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 4 110kV级以上电流互感器油中含水量 1〕交接时； 2〕1～3年； 3)大修后； 4)必要时 1〕交接时〔35kV及以下〕； 2〕1～5年一次〔35kV以下〕； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕35kV及以上固体绝缘电流互感器 (1)交接时； (2)必要时； 2〕110kV及以上油浸电流互感器： (1)交接时； (2)大修后； 交流耐压 5 胶纸 - - 电容型 充胶 2.5 式 2〕电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差异超出±5%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tanδ，其值不应大于2%。 1〕交接时H2＜50μl/l,无C2H2，总烃＜10μl/l； 2〕运行中油中溶解气体组合分含量超过以下任一值时应引起注意 总烃：100μl/l H2： 150μl/l C2H2： 2μl/l〔110kV级〕 1μl/l〔220～500kV级〕。 油中微量水含量〔mg/l〕不应大于下表中数值： 电压等级kV 投运前 运行中 110 20 35 220 15 25 330～500 10 15 1〕一次绕组交流耐压标准见附表G； 2〕二次绕组之间及对地为2kV； 3〕全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行。 1〕全密封电流互感器按制造厂要求进行； 2〕对于H2单值升高的，或出现C2H2，但未超注意值可以考虑缩短检测周期； 3〕C2H2含量超过注意值时，应考虑更换。 全密封电流互感器按制造厂要求进行。 二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表代替。 局部放电 1〕固体绝缘电流互感器在电压为Um/√3时放电量：交接时不大于50pCm时放电量：交接时不大于100 pC； 2〕110kV及以上油浸式电流互感器在电压为Um/√3时，放电量不大于20pC。在电压为Um〔必要时〕放电量不大于50 pC。 1〕110kV及以上的油浸电流互感器交接时假设有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试； 2〕预加电压为出厂工频耐压值的80%； 3〕交接时按10%抽检，抽检假设有1台不合格，那么应对所有互感器进行试验。 6 极性 7 各分接头的变化 励磁特性曲线 8 9 (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 与铭牌标志相符。 与铭牌标志相符。 10 绕组直流电阻 绝缘油击穿电压 11 绝缘油tanδ 12 1〕与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比拟，应无明显差异； 2〕多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量。 1〕交接时； 与出厂值或初始值比拟，应无明显差异。 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时：见第10章。 全密封电流互感器按制造厂要求进35kV及以行。 上； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时：投入运行前的油： 运行油： 1〕当电流互感器tanδ较大但绝缘油110kV及注入前：≤； 其他性能正常时应进行该项试验； ≤2 以上； 2〕全密封电流互感器按制造厂要求进注入后：220kV及以下2〕必要时 ≤1，500kV≤。 行。 1〕交接时； 应无渗漏油现象。 2〕大修后； 3〕必要时 计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定。 在继电保护有要求时进行。 密封检查 13 14 红外检测 见表17。 注： 1、套管式电流互感器按表4－1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。 SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时按表4－1中序号1、7、8、9、10进行。干式电流互感器按表4-1中序号1、2、5、6、7、8、9进行。

2、每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的工程周期可调整为6年。

4．1．2 110kV及以上SF6电流互感器的试验工程、周期和标准见表4-2。

表4－2 110kV及以上SF6电流互感器的试验工程、周期和标准 序工程 周期 标准 说明 号 1 SF6气体的湿度1)交接时； 1〕交接及大修后：不大于250〔750kV1)按GB 12022?工业六氟化硫?、DL/T (20℃的体积2)大修后； 不大于200〕； 915?六氟化硫气体湿度测定法〔电解分数,μl/l) 3)新装后12〕运行中：不大于500〔750kV不大于法〕?和DL/T 506?现场SF6气体水分年内复测； 400〕。 测量方法?进行； 4)1～3年 2)当新装及大修后1年内复测湿度不〔750kV 1符合要求或漏气超过要求和设备异常年〕； 时，按实际情况增加检测； 5)必要时 3)安装后、密封检查合格前方可充气至额定压力，静止24h后进行湿度检测。 2 SF6气体泄漏 1)交接时； 年泄漏量不大于1%/年，或按厂家要求。 1μl/l的检漏仪。 2)大修后； 3)必要时 3 SF6气体成分分1)老炼试验纯度≥97%，空气≤0.2%，CF4≤0.1%。 1)有条件时取气分析； 析 后； 2)其余CO、CO2、SO2有条件时可加以2)必要时 监控。 4 SF6气体其他检 见第10章。 测工程 5 气体密度继电1)交接时； 符合制造厂规定。 器和压力表校2)1～3年 验 6 绕组及末屏的绝缘电阻 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%； 2〕一、二次绕组间的绝缘电阻值应大于10000 MΩ； 3〕一次绕组段间的绝缘电阻值应大于10 MΩ； 4〕二次绕组对地的绝缘电阻值应大于1 MΩ。 极性 1)交接时； 与铭牌标志相符。 2)大修后； 3)必要时 各分接头的变1)交接时； 与铭牌标志相符。 比 2)大修后； 3)必要时 励磁特性曲线 1)交接时； 1)与同类型电流互感器特性曲线或制2)大修后； 造厂的特性曲线比拟，应无明显差异； 3)必要时 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量。 绕组直流电阻 1)交接时； 与出厂值或初始值比拟，应无明显差2)大修后； 异。 3)必要时 老炼及交流耐1)交接时； 1)老炼试验程序：1.1Un(10min)→0→压试验 2)大修后； n(5min)→n(3min)→0,老炼试验后进行3)必要时 耐压试验； 2)一次绕组交流耐压试验电压为出厂试验值的90%，低于附录G时，按附录G进行；750kV主绝缘的试验电压值为出厂电压值的80%；一次绕组段间的试验电压为3kV； 3)二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V摇表代替。 局部放电试验 必要时 m/√3时，放电量不大于5pC； 在电压为Um〔必要时〕放电量不大于50pC 现场分解产物1〕投产后1超过以下参考值需引起注意： 测试 年内； SO2：不大于3μl/l； 2〕必要时 H2S：不大于2μl/l； CO：不大于100μl/l。 实验室分解产必要时 检测组分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、物测试 S2OF10、HF。 红外检测 1)交接时、投运前； 2)1～3年； 3)大修后； 4)必要时 1)用2500V兆欧表； 2)测量时非被试绕组〔或末屏〕、外壳应接地； 3)500kV及以上电流互感器具有两个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻。 在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量5～6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2kV。 1)现场安装、充气后、气体湿度测量合格后进行老炼及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验； 2)Un指额定相对地电压； 3)耐压值参照附表G。 1〕建议结合现场湿度测试进行，参考GB05-2021?六氟化硫电气设备中气体管理和检验导那么? ； 2〕必要时，如：疑心有故障时等。 必要时，如：现场分解产物测试超参考值或有增长时等。 见表17 4．2电压互感器

4．2．1电压互感器的试验工程、周期和标准见表4－3和表4－4

表4－3 电磁式电压互感器的试验工程、周期和标准 序工程 周期 标准 说明 号 绕组的绝1〕交接时、绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的1） 使用2500V兆欧表； 缘电阻 投运前； 60％，且不宜低于1000MΩ。 2） 测量时非被试绕组、外壳应1 2〕1～3年； 接地。 3〕大修后； 4〕必要时 tanδ 1〕绕组绝缘： 1〕绕组绝缘：tanδ〔％〕不应大于下表中数串级式电压互感器的tanδ试验〔20kV及(1)交接时，值： 方法建议采用末端屏蔽法，其他试额定温度 以上油浸投运前； 验方法与要求自行规定，分级绝缘5 10 20 30 40 电压 ℃ 式电压互(2)1～3年； 电压互感器试验电压为3kV。 2 35kV交接时感器〕 (3)大修后； 1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 及以大修后 (4)必要时； 上 运行是 2．0 2．5 3．5 5．5 8．0 2〕串级式电110k交接时1．0 1．5 2．0 3．5 5．0 压互感器支V及大修后 3 66kV及以上电压互感器油中溶解气体色谱分析 110kV及以上电压互感器油中含水量 交流耐压 架： (1)交接时； (2)必要时 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 以下 运行是 1．5 2．0 2．5 4．0 5．5 2〕支架绝缘tanδ应不大于6％。 1〕交接时H2＜50μl/l,无C2H2，总烃＜10μl/l； 2〕运行中油中溶解气体组份含量超过以下任一值时应引起注意： 总烃 100μl/l； H2: 150μl/l； C2H2: 2μl/l。 油中微量水含量不应大于下表中数值： 电压等级kV 110 220 500 交接 20 15 10 水份mg/L 运行 35 25 15 1〕一次绕组交流耐压标准见附录G； 2〕二次绕组之间及对地为2kV； 3〕如果设备制造厂家对设备的交流耐压试验有特殊要求的，按厂家要求执行。 只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行。 4 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕1～3年(35kV以下)； 2〕大修后； 3〕必要时 全密封电压互感器按制造厂要求进行。 5 局部放电 6 1)投运前； 2)大修时； 3)必要时 空载电流测试 7 1〕交接时； 2〕更换绕组后； 3〕必要时； 4〕发电机出口PT：1～3年 联结组别或极性 8 电压比 9 绕组直流电阻 绝缘油击穿电压 10 11 1〕交接时； 2〕更换绕组后； 3〕变动接线后 1〕交接时； 与铭牌标志相符。 2〕更换绕组后； 3〕必要时 1〕交接时； 与出厂值或初始值比拟，应无明显差异。 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 见第10章。 2〕大修后； 3〕必要时 1)耐压试验的频率f＞100Hz时,试验持续时间t按下式计算:t=60×00/f，但不应小于15s,且f不应大于300Hz； 2)二次绕组可用2500kV兆欧表测绝缘电阻代替； 3) 串级式或分级绝缘的互感器用倍频感应耐压试验，同时应考虑互感器的容升电压(频率150Hz时，110kV为5%, 220kV为10%)； 4〕耐压试验前后，应检查绝缘情况。 〔必要时〕的放电量：交接时不大于100pC，1〕试验接线按GB5583进行； m/√m运行中不大于500 pC。固体绝缘相对相电压互2〕66kV及以上油浸电压互感器交感器，在电压为1.2 Um时的放电量：交接时不接时假设有出厂试验值可不进行大于50pC，运行中不大于100 pC； 或只进行个别抽试，但对绝缘有疑2〕110km/√3时的放电量：不大于20pC。 心时应进行； 3〕预加电压为其感应耐压的80%。 1〕在额定电压下的空载电流与出厂值或初始1〕从二次绕组加压试验，测量该值比拟应无明显差异，增量不大于5%； 绕组的工频电流； 2〕在以下试验电压下，施加电压的二次绕组 Un/√3或1.5 Un/√3。 空载电流不应大于下表限值。中性点非有效接地系统为1.9 Um/√3，中性点接地系统为1.5 Um/√3。 试验电压下 设备电压等级〔kV〕 空载电流限值〔A〕 6 10-35 1 66 2 110 11 220 22 与铭牌标志相符。 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定。 全密封电压互感器按制造厂要求进行。 绝缘油的tanδ 12 1〕交接时； 1〕新油90℃时不应大于0.5%； 2〕必要时 2〕注入设备后不应大于0.7%。 13 铁心夹紧螺栓〔可接触到的〕绝缘电阻 密封检查 1〕交接时； 一般不低于10MΩ。 2〕大修后 1〕当油浸电压互感器tanδ较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验； 2〕全密封电压互感器按制造厂要求进行。 1〕用2500V兆欧表； 2〕吊芯时进行。 14 15 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 SF6气体的1〕 投产后1湿度(20℃年1次，如无的体积分异常，3年1数,μl/l) 次； 2〕大修后； 3〕必要时 SF6气体泄1〕大修后； 漏试验 2〕必要时 应无渗漏油现象。 试验方法按制造厂规定。 1〕运行中：不大于500μl/l； 2〕大修后：不大于250μl/l。 按GB12022?工业六氟化硫?、DL/T 915?六氟化硫气体湿度测定法(电解法)?和DL506?现场SF6气体水分测量方法?进行。 1〕按DL/T 596?电力设备预防性试验规程?、DL/T 941-2005?运行中变压器用六氟化硫质量标准?、GB 11023?高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法?进行； 2〕对检测到的漏点可采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5小时，测得的SF6气体含量〔体积分数〕不大于30μl/l。 结合现场湿度测试进行，参考GB05-2021?六氟化硫电气设备中气体管理和检验导那么?。 应无明显漏点。 16 17 现场分解1〕投运后1产物测试，年内； 〔μl/l〕 2〕必要时 实验室分解产物测试 红外检测 必要时 18 超过以下参考值需引起注意： SO2：不大于3μl/l； H2S：不大于2μl/l； CO：不大于100μl/l。 检测组分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、S2OF10、必要时，如：现场分解产物测试超HF。 参考值或有增长时等。 19 见表17。 注： 1、 SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-3中的序号1、7、8、9、10； 2、 油浸式电压互感器试验按表4-3中序号1-14、19；

3、 SF6绝缘电压互感器试验按表4-3中序号1、5-10、13-19； 4、 固体绝缘电压互感器按表4-3中序号1、5-10、19； 电容式电压互感器的试验工程、周期和标准见表4-4

表4-4 电容式电压互感器的试验工程、周期和标准 序工程 周期 标准 说明 号 中间变压器1〕交接时； 与出厂值或初始值比拟，应无明显差当一次绕组与分压电容器在内部连接而1 一、二次绕组2〕大修后； 异。 无法测量时可不测。 直流电阻 3〕必要时 中间变压器的1〕交接时； 1〕一次绕组对二次绕组及地应不低于用1000V兆欧表，从X端测量。 绝缘电阻 2〕1～3年1000MΩ； 2 750kV：1年； 2〕二次绕组之间及对地应大于10MΩ。 3〕大修后； 4〕必要时 3 角、比误差 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 阻尼器检查 1〕交接时； 1〕绝缘电阻应大于10 MΩ； 1〕用1000V兆欧表； 2〕大修后； 2〕阻尼器特性检查按制造厂要求进2〕电容式电压互感器在投入前应检查阻4 3〕必要时 行。 尼器已接入规定的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。 电容器极间绝1)交接时； 一般不低于5000 MΩ。 用2500V兆欧表。 5 缘电阻 2)投运后1电容值 6 tanδ(%) 7 年内； 3)1～3年， 750kV：1年； 4)必要时 1)交接时； 2) 投运后1年内； 3)1～3年； 4)极间耐压后； 5)必要时 1)交接时； 2) 投运后1年内； 3)1～3年； 4)必要时 1)交接时1)×m时，那么只进行局部放电试验； (500kV及以2)Um为最大工作线电压； 8 上)； 3〕试验方法见GB/T4703-2007电容式电2)必要时 压互感器。 渗漏油检查 1)交接时； 漏油时停止使用。 用观察法。 9 2)巡视检查时 低压端对地绝1)交接时； 1)交接时不低于100 MΩ； 1)用2500V兆欧表； 缘电阻 2)投运后12)运行中不低于10 MΩ。 2)低压端指“N〞或“J〞或“σ〞等。 10 年内； 3)1～3年 11 红外检测 见表17。 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过±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过±2%时，应进行准确度试验。

带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。 .1测量方法:

在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过分压器低压端〔指“N〞或“J〞或“σ〞等〕接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。 .2判断方法:

1〕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； 2〕与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

3〕电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，假设测量数据根本稳定，可继续运行。

5 开关设备

5.1 SF6断路器和GIS

SF6断路器和GIS的试验工程、周期和标准见表5-1

表5-1 SF6断路器和GIS的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 断路器和GIS见第10章 见第10章 1)见第10章； 内的SF6气体2)交接时SF6气体含水量应在断路器充1 的湿度以及气48小时后测量。 气体的其他检测工程 SF6气体泄漏 1〕交接时； 年漏气率不大于1%〔750kV 0.5%〕或1〕按GB11023?高压开关设备六氟化硫2〕大修后； 使用灵敏度不低于1μl/l的检漏仪气体密封试验方法?进行； 3〕必要时 检测各密封面无泄漏。 2〕对电压等级较高的断路器及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封2 部位包扎后历时24h，测得的SF6气体含量〔体积比〕不大于30μl/l (每个包扎点)。 3 现场分解产1〕投产后1超过以下参考值需引起注意： 1〕建议结合现场湿度测试进行，参考交流耐压和局部放电 1)每节电容值偏差不超出额定值的－5%～＋10%范围； 2) 电容值不应小于出厂值的95%，电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期； 3)一相中任两节实测电容值差不应超过5%。 10kV下的tanδ(%)值不大于以下数值：交接时：油纸绝缘 0.5； 。 运行中： 1) 0. 8，可监督运行； 2)膜纸绝缘0.2。假设测试值超过0.2。 试验电压为出厂值的80×mm/√3保持1min，局部放电量不大于10pC；750 kV不大于20 pC。 1)用交流电桥法； 2)假设高压电容器分节，那么试验应针对每节单独进行； 3)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差。 上节电容器测量电压10kV，中节电容的试验电压自定。 物测试 (μl/l) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 GB05-2021?六氟化硫电气设备中气体管理和检验导那么? ； 2〕必要时，如：设备运行有异响，异常跳闸，开断短路电流异常时等。 实验室分解必要时 检测组分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、必要时，如：现场分解产物测试超参考产物测试 S2OF10、HF。 值或有增长时等。 辅助回路和1〕交接时； 绝缘电阻不低于2 MΩ。 用1000V兆欧表。 控制回路绝2〕1～3年； 缘电阻 3〕大修后 耐压试验 1〕交接时； 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压1〕试验在SF6气体额定压力下进行； 2〕大修后； 为出厂试验电压值的80%，当试验电2〕对GIS试验时不包括其中的电磁式电3〕必要时 压低于附录G的规定值时，按附录G压互感器及避雷器，但在投运前应对它的规定进行试验。 们进行电压值为最高运行电压的5min检查试验； 3〕罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地； 4〕对瓷柱式定开距型断路器只做断口间耐压试验； 5〕耐压试验后的绝缘电阻值不应降低； 6〕GIS老炼试验参照附表K。 局部放电检1)交接时； 应无明显放电信号。 1) 对于罐式断路器和GIS设备进行； 查试验2)大修后； 2) 可采用超声法和超高频测试方法。 (110kV以上3) 1～3年； 罐式断路器、4〕必要时 GIS和HGIS) 辅助回路和1〕交接时； 试验电压为2kV。 1〕可用2500V兆欧表代替； 控制回路的2〕大修后 2〕耐压试验后的绝缘电阻值不应降低。 交流耐压 断口间并联1〕交接时； 1〕瓷柱式断路器，与断口同时测量，1〕交接大修时，对瓷柱式应测量电容器电容器的绝2〕3～6年； 测得的电容值和tanδ与原始值比拟，和断口并联后的整体电容值和tanδ，缘电阻、电容3〕大修后； 应无明显变化； 作为该设备的原始数据； 量和tanδ 4〕必要时 2〕罐式断路器〔GIS中的断路器〕按2〕对罐式断路器〔包括GIS中的断路器〕制造厂规定； 必要时进行试验，试验方法按制造厂规3〕单节电容器按第9章规定。 定； 3〕电容量无明显变化时tanδ仅作为参考。 合闸电阻值1〕交接时； 1〕除制造厂另有规定外，阻值变化允罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内和合闸电阻2〕1～3年许范围不得大于±5%； 部，只在解体大修时测定。 的投入时间 (罐式断路2〕合闸电阻的提前投入时间按制造厂器除外)； 规定校核。 3〕大修后； 4〕必要时 断路器的速1〕交接时； 速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂无要求时不测。 度特性 2〕大修后； 制造厂规定。 3〕必要时 断路器的时1〕交接时； 1〕断路器的合、分闸时间及合分〔金 间特性试验 2〕大修后； 属短接〕时间，主、辅触头的配合时3〕必要时 间应符合制造厂规定； 2〕除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足以下要求： 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。 分、合闸电磁1〕交接时； 1〕合闸线圈动作电压为80%～110%额采用突然加压法。 铁的动作电2〕1～3年； 定电压；每个分闸线圈动作电压为压 3〕大修后； 65%～120%额定电压；30%及以下额定年内； 2〕必要时 SO2：不大于3μl/l； H2S：不大于2μl/l； CO：不大于100μl/l。 4〕必要时 14 导电回路电阻 15 16 17 18 19 分合闸线圈的直流电阻及绝缘电阻 SF6气体密度继电器检查及压力表校验 机构压力表校验〔或调整〕，机构操作压力〔气压、液压〕整定值校验，机构平安阀校验 操动机构在分闸、合闸及重合闸下的操作压力〔气压，液压〕下降值 液〔气〕压操动机构的泄漏试验 油〔气〕泵补压及零起打压的运转时间或弹簧储能时间 液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验 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 GIS的联锁和闭锁性能试验 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕机构大修后 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕大修后； 3〕1～3年； 4〕必要时 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕机构大修后； 3〕1～3年； 4〕必要时 电压不动作； 2〕在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%〔关合电流峰值大于50kA时为85%〕时应可靠动作； 3〕或按制造厂规定。 1〕交接时的回路电阻值应不大于出厂值的105%； 2〕运行中，回路电阻值不大于出厂规定且不大于交接值的120%。 1〕直流电阻应符合制造厂规定； 2〕绝缘电阻不小于10MΩ。 如用直流压降法测量，电流不小于100A。 用1000V兆欧表。 对气动机构应校验各级气阀的整定值〔减压阀及机构平安阀〕。 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕机构大修后； 3〕1～3年 20 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕机构大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕机构大修后 应在分、合闸下分别试验。 21 22 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕大修后； 3〕必要时 23 1〕交接时； 按制造厂规定或分别按第4章、第112〕大修后； 章进行。 3〕必要时 1〕交接时； 动作应准确可靠。 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 24 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作。

多油断路器和少油断路器

5.2.1 多油断路器和少油断路器的试验工程、周期和标准见表5-2

表5-2 多油断路器和少油断路器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1〕交接时； 1） 整体绝缘电阻自行规定； 用2500V兆欧表。 2〕1～3年； 2） 断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻3〕大修后 〔MΩ〕不应低于下表数值：〔20℃〕 1 试验类 别 交接时 大修后 运行中 额定电压〔kV〕 ﹤24 24- 40.5 -252 363 10000 5000 1200 3000 5000 600 1500 3000 kV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tanδ 2 1〕交接时； 1〕20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tan2〕1～3年； δ〔%〕值见表6； 3〕大修后 2〕20℃时非纯瓷套管断路器的tanδ〔%〕值，可比表6中相应的tanδ〔%〕值增加以下数值： 额定电压≥126 〔kV〕 tanδ〔%〕值的增加1 2 3 数 3 4 5 kV及以上1〕交接时； 1〕每一元件的试验电压如下： 少油断路器2〕1～3年； 额定电≥ 的泄漏电流 3〕大修后 压〔kV〕 363 流试验交接 运行 电压40 60 40 20 〔kV〕 2〕泄漏电流不应大于10μA。 断路器对1)交接时； 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压按地、断口及2)1～3年附录G规定值。 相间交流耐〔12kV及以压 下〕； 3)kV及以下〕； 4)必要时〔126kV及以上〕 126kV及以1〕交接时； 试验电压按附录G规定值。 上断路器提2〕大修后； 升杆的交流3〕必要时 耐压 辅助回路和控制回路交流耐压 辅助回路和控制回路绝缘电阻 导电回路电阻 灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容值和tanδ 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕必要时 1) 交接时； 2) 1～3年； 3) 大修后 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 试验电压为2kV。 1〕在分闸状态下按每支套管进行测量，测得的tanδ超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱的断路器，那么应将油放出，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tanδ可相应增加1%。 220kV及以上少油断路器提升杆〔包括支持瓷套〕的泄漏电流大于5μA时，应引起注意。 对于三相共箱式的油断路器应做相间耐压试验，其试验电压值与对地耐压值相同。 1〕耐压设备不能满足要求时可分段进行，分段数不应超过6段〔252kV〕或3段〔126kV〕，加压时间为5min； 。 可用2500V兆欧表代替。 6 不低于10MΩ。 采用1000V兆欧表。 7 8 1〕大修后及交接时应符合制造厂规定； 2〕运行中自行规定。 1〕并联电阻值应符合制造厂规定； 2〕并联电容值与断口同时测量，测得的电容值和tanδ与原始值比拟，应无明显变化； 3〕单节并联电容器按第9章规定。 如用直流压降法测量，电流不小于100A。 交接、大修时应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tanδ，作为该设备的原始数据。 9 10 断路器的机械特性 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1〕交接时； 1〕断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂2〕大修后； 规定； 3〕必要时 2〕断路器的分、合闸时间及分、合闸的同期性均应符合制造厂规定。 操动机构合1)交接时； 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的闸接触器及2)机构大修85%～110%范围或直流额定电压的80%～110%分、合闸电后； 范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在额定磁铁的最低3〕1～3年； 电源电压的65%～120%范围内可靠动作，当电动作电压 4〕必要时 源电压低至额定电压的30%或更低时不应脱扣； 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%〔关合电流峰值大于50kA时为85%〕时应可靠动作。 合闸接触器1〕交接时； 1〕直流电阻应符合制造厂规定； 和分、合闸2〕更换线圈2〕绝缘电阻不小于2MΩ。 电磁铁线圈及机构大修的直流电阻后； 和绝缘电阻 3〕1～3年； 4〕必要时 断路器本体见第10章 见第10章。 和套管中绝缘油试验 断路器的电1〕交接时； 见第4章。 流互感器 2〕大修后； 3〕必要时 机构压力表1〕交接时； 应符合制造厂规定。 校验〔或调2〕机构大修整〕，机构操后 作压力〔液 压〕整定值检验，机构平安阀校验 操作机构在1〕交接时； 应符合制造厂规定。 合闸、分闸2〕机构大修及重合闸下后 的操动压力 〔液压〕下降值 液压操动机1〕交接时； 应符合制造厂规定。 构的泄漏试2〕机构大修验 后； 3〕必要时 油泵补压及1〕交接时； 应符合制造厂规定。 零起打压的2〕1～3年； 运转时间 3〕机构大修后； 4〕必要时 液压机构防1〕交接时； 应符合制造厂规定。 失压慢分试2〕机构大修验 后 红外检测 在额定操作电压〔气压或液压〕下进行。 采用突然加压法。 用1000V兆欧表。 应在分、合闸位置下分别试验。 见表17。 真空断路器

真空断路器的试验工程、周期和标准见表5-3

表5-3 真空断路器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1〕交接时； 1〕整体绝缘电阻参照制造厂的规定或用2500V兆欧表。 1 2〕1～3年； 自行规定； 3〕大修后 2〕断口和有机物制成的提升杆的绝缘2 断路器主回路对地、断口及相间交流耐压 3 4 5 辅助回路和控制回路交流耐压 辅助回路和控制回路绝缘电阻 导电回路电阻 电阻〔MΩ不应低于下表数值〔20℃时〕： 额定电压〔kV〕 试验类别 <24 24～ 交接时 1200 3000 5000 大修后 运行中 300 1000 3000 1〕交接时； 断路器在分、合状态下分别进行，试验1〕更换或枯燥后的绝缘提升杆必须进2〕1～3年电压值按附录G规定值。 行耐压试验； 〔35kV及以2〕相间、相对地及断口的耐压值相同。 下〕； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕交接时 试验电压为2kV。 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 2〕大修后 6 7 8 断路器的机械特性：合闸、分闸时间，分、合闸同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 灭弧室的触头开距及超行程 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压 1) 交接时； 2) 1～3年； 3) 大修后 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 不低于10MΩ。 采用1000V兆欧表。 1〕大修后及交接时应符合制造厂规定； 如用直流压降法测量，电流应不小于。 100A。 应符合制造厂规定。 在额定操作电压下进行。 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 1)交接时； 2)1～3年； 3)大修后 应符合制造厂规定。 9 1〕交接时； 灭弧室真空度应符合制造厂规定。 10 2〕1～3年； 3〕必要时 注：真空接触器试验工程、标准参照厂家规定。 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 灭弧室真空度测试 1〕并联合闸脱扣器应能在其交流额定采用突然加压法。 电压的85%～110%范围内或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣； 2〕在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%〔关合峰值电流大于50kA时为85%〕时应可靠动作。 1〕交接时； 1〕直流电阻应符合制造厂规定； 用1000V兆欧表。 2〕更换线圈2〕绝缘电阻不小于1MΩ。 后； 3〕必要时 1〕有条件时进行； 2〕可用断口耐压代替。 5.4 高压开关柜

高压开关柜的试验工程、周期和标准见表5-4。

表5-4高压开关柜的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 辅助回路和1〕交接时； 绝缘电阻不低于2MΩ。 用1000V兆欧表。 1 控制回路绝2〕1～3年； 缘电阻 3〕大修后 2 辅助回路和1〕交接时； 试验电压为2kV。 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 控制回路交流耐压 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压 3 2〕大修后 1〕交接时； 1) 并联合闸脱扣器应能在其交流额定2〕机构大修电压的85%～110%范围或直流额定电压后 的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣； 2) 在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值电流大于 50 kA 时为85%)时应可靠动作。 1〕交接时； 1) 直流电阻应符合制造厂规定； 2〕机构大修2) 绝缘电阻不小于 2 MΩ。 后； 3〕必要时 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕大修后； 3〕必要时 采用突然加压法。 4 5 6 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 断路器的机械特性：合闸、分闸时间，分、合闸同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 主回路绝缘电阻 交流耐压 测绝缘电阻用 1000 V 兆欧表。 在额定操作电压下进行。 7 检查电压抽取〔带电显示〕装置 开关柜中断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻 五防性能检查 1)交接时； 应符合制造厂规定。 2)1～3年； 3)大修后 1)交接时； 试验电压值按附录G规定。 2)1～3年； 3〕大修后 1〕交接时； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； 2〕1～3年； 3〕大修后 应符合行业标准DL/T583-93?高压带电显示装置技术条件? 。 在交流耐压试验前、后分别进行。 1〕试验电压施加方式；合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间； 2〕相间、相对地及断口间的试验电压值相同。 8 9 1〕交接时和大修后应符合制造厂规定； 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有2〕运行中不应大于制造厂规定值的1.5条件时进行测量。 倍。 10 1〕交接时； 应符合制造厂规定。 2〕1～3年； 3〕大修后 1〕交接时； 见第4章。 11 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时 应符合制造厂规定。 12 2〕大修后 3〕必要时 压力表及密1〕交接时 应符合制造厂规定。 13 度继电器校2〕大修后 验 3〕1～3年 注：计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验工程、周期和要求可参照表5-4中有关序号进行，柜内主要元部件〔如：互感器、电容器、避雷器等〕的试验工程按本规程有关章节规定。

高压开关柜中的电流互感器 SF6气体泄漏试验 五防指：1〕防止误分、误合断路器；2〕防止带负荷拉、合隔离开关；3〕防止带电〔挂〕合接地〔线〕开关；4〕防止带接地〔线〕开关合断路器；5〕防止误入带电间隔。 自动灭磁开关

自动灭磁开关的试验工程、周期和标准见表5-2中的序号4〔回路电阻〕序号5〔时间特性〕、序号7〔动作电压〕和序号8〔线圈绝缘电阻〕。

隔离开关

5.6.1 隔离开关的试验工程、周期和标准见表5-5

表5-5 隔离开关的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 有机绝缘1〕交接时； 1〕用兆欧表测量胶合元件分层电阻； 用2500V兆欧表。 支持绝缘2〕1～3年； 2〕有机材料传动提升杆的绝缘电阻〔MΩ〕值不得子及提升3〕大修后 低于下表数值： 杆的绝缘额定电压〔kV〕 试验类别 1 电阻 <24 24～ 交接时 1200 3000 大修后 运行中 300 1000 二次回路1)交接时； 绝缘电阻不低于2MΩ。 用1000V兆欧表。 绝缘电阻 2)大修后； 3)必要时 二次回路1)交接时； 试验电压为2kV。 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代交流耐压2)大修后 替。 试验 交流耐压 1)交接时； 任选以下一项进行： 2)大修更换支1)施加100%的出厂试验电压； 柱绝缘子后 2)采用探伤试验代替。 电动、气动1〕交接时； 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～气动或液压应在额定压力下进行。 或液压操2〕大修后 80%范围内。 动机构线圈的最低动作电压 导电回路1〕交接时； 1〕交接时应符合制造厂规定； 如用直流压降法测量，电流不大于电阻 2〕大修后； 。 100A。 3〕必要时 操动机构1〕交接时； 1〕电动、气动或液压操动机构在额定操作电压〔气 的动作情2〕大修后 动或液压〕下分、合闸5次，动作应正常； 况 2〕手动操动机构操作应灵活，无卡涩； 3〕闭锁装置应可靠。 kV及以上1〕交接时〔在对绝缘子超声探伤的方法和缺陷判定标准，按照国1〕对于单柱多节绝缘子，应每节瓷质支柱绝缘子安装家电网公司?高压支柱瓷绝缘子现场检测导那么?绝缘子都进行检测； 绝缘子和前、后〕； 执行。 2〕对运行10年以上的支柱瓷绝缘操作绝缘2〕3-6年 子应优先进行检测。 子超声探伤 红外检测 见表17。 2 3 4 5 6 7 8 9 6 套管

6.1 套管的试验工程、周期和标准见表6

表6 套管的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 主绝缘1〕交接时； 1〕主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于以下及电容2〕大修〔包数值： 型套管括主设备大110kV以下5000MΩ； 1 及末屏修〕后； 110kV及以上10000MΩ； 对地的3〕投运前； 2〕末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ。 绝缘电4〕1～3年； 阻 5〕必要时 主绝缘1〕交接时； 1〕主绝缘20℃时的tanδ值不应大于下表及电容2〕大修〔包中数值： 型套管括主设备大20- 66- 220- 电压等级kV 750 末屏对修〕后； 35 110 500 2 地的3〕投运前； 充油型 交tanδ与4〕1～3年； 接油纸 电容量 5〕必要时 时 电容型 说 明 用2500V兆欧表。 1〕油纸电容型套管的tanδ一般不进行温度换算，当tanδ与出厂值或上一次测试值比拟有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系，假设tanδ随温度升高明显增大，或试验电压由10kV升到Um/√3，tanδ增量超过0.3%时不应继续运行； 3 油中溶解气体色谱分析 交流耐压 4 5 66kV及以上电容型套管的局部放电 6 红外检测 胶纸 电容型 充油型 大油纸 修电容型 后 胶纸 电容型 充油型 运油纸 行电容型 中 胶纸 电容型 2〕当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的tanδ；加压2kV，其值不大于2%； 3〕电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差异超过±5%时应查明原因。 1〕交接时； 1〕交接时H2＜50μl/l,无C2H2，总烃＜102〕大修后； μl/l； 3〕6～10年2〕运行中油中溶解气体组份含量超过以下〔110kV及任一值时应引起注意： 以上〕； H2: 500μl/l； 4〕必要时 CH4： 100μl/l； C2H2: 1μl/l〔220kV～750kV〕； 2μl/l〔110kV及以下〕。 1〕交接时试验电压值见附录G。 (35kV及以下)； 2〕大修后； 3〕必要时 1〕交接时； m/√3，其他套管的试验电压为1.05 Um/√3； 2〕大修后； 2〕在试验电压下局部放电值〔pC〕不大于3〕必要时 以下数值： 油纸电容 胶纸电容型 型 交接及大10 250〔100〕 修后 运行中 20 自行规定 2〕测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量； 3〕存放1年以上的套管应做额定电压下的tanδ； 4〕测量时记录环境温度和设备的顶层油温。 1） 应密封取油样； 2） 无密封取样阀的套管可不做。 35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压。 1〕交接时制造厂提供数据时可不进行此项试验； 2〕存放1年以上投运前应进行此项试验； 3〕左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管。 见表17。 注：1〕充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管；

2〕油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管；

3〕胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管。

7支柱绝缘子和悬式绝缘子

7.1发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验工程、周期和标准见表7-1

表7-1 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标 准 说 明 1～5年 在运行电压下进行。 1〕参照DL/T626-2005?劣化盘形悬式绝缘子检测规程?执行； 66kV及2〕根据绝缘子的劣化率调整检测周期；以上绝缘1 3〕对多元件针式绝缘子应检测每一胶合子零值检元件； 测 4〕可采用紫外线、超声波等方法代替带电检测。 绝缘子绝1)交接时； 1〕针式支柱绝缘子的每一胶合元件1〕用2500V及以上兆欧表； 缘电阻 2)悬式绝缘和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应2〕棒式支柱绝缘子不进行此项试2 子1～5年； 低于300 MΩ，500kV悬式绝缘子不验。 3)针式支柱应低于500 MΩ； 绝缘子1～5年 绝缘子交流耐压 3 绝缘子外表等值盐密/灰密 4 5 6 kV及以上瓷质支柱绝缘子和操作绝缘子超声探伤 红外检测 2〕35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ； 3〕半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定。 1)交接时； 1〕支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见2)单元件支附录B； 柱绝缘子2〕35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验1～5年； 电压值如下： 3)悬式绝缘两个胶合元件者，每个元件50kV； 子1～5年； 三个胶合元件者，每个元件34kV； 4)针式绝缘3〕机械破坏负荷为60～300kN的盘行悬子1～5年； 式绝缘子交流耐压试验电压值均为取5)随主设60kV。 备； 6)更换绝缘子时 1年 参照附录C绝缘子等值盐密/灰密与污秽等级的关系图，确定绝缘子外表所测量的盐密值、灰密值是否与当地污秽等级一致。结合运行经验，将测量值作为调整外绝缘配置水平和监督绝缘平安运行的依据。等值盐密/灰密超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施。〔注：最终的盐密值、灰密值是由积污周期为一年的模拟绝缘子盐密值、灰密值做带电系数、饱和系数修正获得的〕 1〕交接时对绝缘子超声探伤的方法和缺陷判定标〔在绝缘子准，按照国家电网公司?高压支柱瓷绝缘安装前后〕； 子现场检测导那么?执行。 2〕3～6年 1〕棒式绝缘子不进行此项试验； 2〕35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准规定。 1〕应在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘子取样，测量应在当地积污量最重的时期进行； 2〕灰密试验在有条件时建议进行。 1〕对于单柱多节绝缘子，应每节绝缘子都进行检测； 2对运行10年以上的支柱瓷绝缘子应优先进行检测。 见表17。 注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验工程在序号1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。

7.2合成绝缘子的试验工程、周期和标准见表7－2。

表7－2 合成绝缘子试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 外观检查 1)交接时； 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘检查时禁止踩踏绝缘子伞套。 2)检修时每子外表的局部放电情况及憎水性能是否2～3年选点减弱或消失； 登杆检查一2)硅橡胶伞套外表无蚀损、漏电起痕，次； 树枝状放电或电弧烧伤痕迹； 3)必要时 3)无硬化、脆化、粉化、开裂等现象； 1 4)伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱胶等现象； 5)端部金具连接部位无明显的滑移，密封良好； 6)钢脚或钢帽无锈蚀，钢脚无弯曲，无电弧烧损，无锁紧销缺少。 憎水性试1)1年1次； 见附录I： 每条线路的每个厂家的每批产品均选验 2)必要时 HC1～HC2：继续运行； 择一支复合绝缘子作为测量点，该绝缘HC3～HC4：继续运行； 子应为该批绝缘子中运行环境最为恶2 HC5：继续运行需跟踪检测； 劣的一支。“环境最为恶劣〞指当地污HC6：取样送实验室做标准的憎水性染状况最为严重及〔或〕阴雨潮湿天气迁移试验，以确定是否退出运行。 相对较多等。 3 工频耐受必要时 耐受：合格； 1)如果仅有一支试品不符合第3项至第电压试验 闪络：不合格。 7项中的任一项时，那么应在同批产品4 5 水煮试验 必要时 陡波冲击必要时 耐受电压试验 改良型水1〕交接时 扩散试验 2〕必要时 外观有明显破损为不合格，否那么应继续做陡波冲击耐受电压试验。 伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿的为不合格。 6 7 8 密封性能必要时 试验 机械破坏必要时 负荷试验 9 红外检测 1〕交接时抽检试验：对于35 mm及以下芯棒，带护套芯棒的泄漏电流不超过75 μA，无护套芯棒的泄漏电流不超过50 μA，且带护套芯棒电流的平均值与不带护套芯棒电流的平均值差值不大于25 μA； 2〕运行抽检试验：对于35 mm及以下芯棒，带护套芯棒的泄漏电流不超过300 μA，无护套芯棒的泄漏电流不超过200 μA，且带护套芯棒电流的平均值与不带护套芯棒电流的平均值差值不大于100 μA。 端部密封破坏，渗透剂进入绝缘子内部的为不合格。 机械破坏负荷： 1〕＞0.85 SML：继续运行； 2〕0.75～0.85 SML：继续运行； 3〕0.65～0.75 SML：继续运行，须跟踪检测； 4〕＜0.65 SML：退出运行。 见表17。 中加倍抽样进行重复试验。假设第一次试验时有超过一支试品不合格或在重复试验中仍有一支试品不合格，那么该批复合绝缘子判为不合格，退出运行； 2)抽样数量：每批产品不少于总数的3%，最少不得少于3支。 RTV涂料试验工程、周期和标准见表7－3

7－3 RTV涂料试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 1 外观检查 1)交接时； 1) 在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘检查时禁止踩踏绝缘子。 2)检修时每子外表的局部放电情况及憎水性能是否2～3年选点减弱或消失； 检查一次； 2)外表无锈蚀、漏电起痕，树枝状放电3)必要时 或电弧烧伤痕迹； 3)无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。 2 憎水性试验 1)1年1次； 2)必要时 HC1～HC2：继续运行； HC3～HC4：继续运行； HC5：继续运行需跟踪检测； HC6：取样送实验室作标准的憎水性迁移试验，以确定是否复涂。 每站的每个厂家的每批涂料产品均选择一个设备作为测量点。 8 电力电缆线路

对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或做耐压试验时，应分别在每一相上进行，其他两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地〔装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地〕。 kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。

进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压〔至少3段〕每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时间到达规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考，不作为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终端头外表泄漏电流或对地杂散电流的影响。假设疑心电缆绝缘不良，那么可提高试验电压〔不宜超过产品标准规定的出厂试验电压〕或是延长试验时间，确定能否继续运行。

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

a)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻〔异常时按b处理〕

b)停电超过1个月但不满1年的：作规定直流耐压试验值的50%耐压1min。 c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。

新敷设的电缆投入运行3～12个月，一般应做1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。 8.2纸绝缘电力电缆线路的试验工程、周期和标准见表8-1

表8-1 纸绝缘电力电缆线路的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标 准 说 明 1 绝缘电阻 1)交接时； 自行规定。 不同电压的电缆使用如下兆欧表进行测2)直流耐压试验前； 3)必要时 1〕交接时； 1〕试验电压值按下表规定：加压时间交2〕新作终端接时10min,其余不少于5 min。 或接头后； 3〕1～3年 电缆额定电压直流试验电压〔kV〕 U0/U〔kV〕 2 直流耐压 6/6 6/10 21/35 26/35 4 12 24 30 40 47 105 130 量： 电缆电压 兆欧表电压 1kV及以下 1000V 1kV以上 2500V 6kV及以上 2500V或5000V 6 kV及以下电缆的泄漏电流小于10µA，10 kV及以上电缆的泄漏电流小于20µA时，对不平衡系数不作规定。 3 4 相位检查 红外检测 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值； 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数〔最大值与最小值之比〕不应大于2。 1〕交接时； 与电网相位一致。 2〕必要时 见表17。

橡塑绝缘电力电缆线路的试验工程、周期和标准见表8-2

表8-2 橡塑绝缘电力电缆线路的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标 准 说 明 电缆主绝缘1〕交接时； 自行规定。 kV电缆，用1000V兆欧表； 1 绝缘电阻 2〕耐压试kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表。 验前； 3〕必要时 电缆外护套、1〕交接时； 每公里绝缘电阻值不应低于Ω。 1〕用500V兆欧表； 内衬层绝缘2〕耐压试2〕当绝缘电阻低于标准时应采用附录D2 电阻 验前； 中表达的方法判断是否进水； 3〕必要时 3〕110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做。 铜屏蔽层电1〕交接时； 较投运前的电阻比增大时，说明铜屏蔽1〕用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏阻和导体电2〕重做终层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电蔽层和导体的直流电阻； 3 阻比〔Rp/Rx〕 端或接头阻比减小时说明附件中的导体连接点2〕终端以及中间接头的安装工艺，必须后； 的电阻有可能增大。数据自行规定。 符合附录E的要求才能测量，不符合此3〕必要时 附录者不测量。 电缆主绝缘1〕交接时； 1〕0.1Hz耐压试验〔35kV及以下〕 110kV及以上电压等级电缆可不进行定交流耐压试2〕新做终交接时：3U0 60min 期耐压试验。 验 端或接头预试时：U0 5 min 后； 2〕20～300Hz谐振耐压试验 3〕3～6年 交接时 电压等级 试验电压 耐压时间 35 kV 及4 2U0 60 min 以下 66 kV、110 2U0 60 min kV 220 kV U0 60 min 500kV U0 60 min 预试时 5 6 交叉互联系统 电压等级 试验电压 35 kV 及U0 以下 66 kV、110 U0 kV 220 kV U0 1〕交接时；见表8-4。 2)2～3年3〕互联系统故障时 耐压时间 5 min 5 min 5 min 1〕交接时； 与电网相位一致。 2〕必要时 7 红外检测 见表17。 注：橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯、交联聚乙烯与乙丙橡皮绝缘电力电缆。

8.4 自容式充油电缆线路

自容式充油电缆线路的试验工程、周期和标准见表8-3

表8-3 自容式充油电缆线路的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标 准 说 明 主绝缘直流1〕交接时； 试验电压值按下表：kV 耐压 2〕因失去冲击交接修复、作油压导致时头后5 受潮或进U0/U(kV) 耐受电压 15min min 气修复后； 1 3〕新做终450 225 /110 286 端或接头550 275 后 850 425 127/220 950 506 475 1050 510 电缆外护套1)交接时； 试验电压5kV,加压时间1min。 1)根据历次试验记录积累经验后可以用和接头外护2)2～3年 测量绝缘电阻代替,有疑问时再作直流2 套的直流耐耐压； 压 2)可与交叉互连系统中的直流耐压结合一起进行。 压力箱 与其直接1〕压力箱的供油量不应小于供油特性。 连接的终曲线所代表的标称供油量的90%； 3 端或塞止2〕不低于50kV； 接头发生3〕电缆油的介损不大于0.5%〔100℃故障后 时〕。 油压示警系1〕交接时； 合上示警系统信号装置的试验开关应 统： 2〕6个月 能正确发出相应的示警信号。 1〕信号指示 4 2〕控制电缆1〕交接时； 每公里绝缘电阻不小于1MΩ。 用100V或250V兆欧表。 线芯对地绝2〕1～2年 缘 交叉互联系1〕交接时； 见表8-4。 统 2〕2～35 年； 3〕互联系统故障时 电缆及附件1〕交接时； 1〕击穿电压：新油不低于50kV，运行1〕油中溶解气体的试验只在交接时，或内的电缆油 2〕2～3中油不低于45 kV； 是当疑心电缆绝缘过热老化或塞止接头年； 2〕油温100±1℃和场强1MV/m下新油存在严重局部放电时进行； 3〕必要时 不大于0.5%；运行中油不大于1.0%； 2〕试验方法和要求按GB7252规定进行，6 3〕电缆油中溶解气体组分含量的注意标准栏所列注意值不是判断充油电缆有值： 无故障的唯一指标，应参照GB/T7252-2001?变压器油中溶解气体分注意值µl/l 析和判断导那么?或DL/T722-2000?变压相位检查 可燃气体总量1500 C2H2 痕量 CO2 1000 C2H4 200 7 8 相位检查 红外检测 1〕交接时； 与电网相位一致。 2〕必要时 H2 500 CO 100 CH4 200 C2H6 200 器油中溶解气体分析和判断导那么?，进行追踪分析查明原因。 见表17。 交叉互联系统的试验工程、周期和标准见表8-4

表8-4交叉互联系统的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标 准 说 明 电缆外护套、1〕交接时； 在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地试验时必须将护层过电压保护器断开，绝缘接头外2〕2～3年 之间加5kV，加压时间1min不应击穿。 在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属1 护套及其绝套都接地。 缘夹板对地直流耐压 护层过电压1〕交接时； 1〕伏安特性或参考电压应符合产品标 保护器 2〕2～3年 准的规定； 2〕护层保护器及其引线对地的绝缘电2 阻用1000V兆欧表测量绝缘电阻不应低于10MΩ。 互联箱 1〕交接时； 1〕闸刀〔或联片〕的接触电阻：在正1〕用双臂电桥； 2〕2～3年 常工作位置进行测量，接触电阻不应大2〕在密封互联箱之前进行；发现连错改3 于20µΩ； 正后必须重测闸刀〔或连接片〕的接触2〕检查闸刀〔或连接片〕连接位置应电阻。 正确无误。 4 红外检测 见表17。 注：互联系统大段内发生障碍，那么应对该大段进行试验，假设互联系统内直接接地的接头发生故障，那么与该点相邻的两大段均应进行试验

9 电容器

耦合电容器试验工程、周期和标准

.1 耦合电容器的试验工程、周期和标准见表9-1

表9-1 耦合电容器试验工程、周期和标准 周 期 标 准 说 明 1〕交接时； 一般不低于5000MΩ。 用2500V兆欧表。 2〕投运后1年内； 3〕1～3年； 4〕必要时 1〕交接时； 1〕每节电容值偏差不超出额定值的1〕用交流电桥法； 2〕投运后-5%-+10%范围； 2〕一相中任两节实测电容值之差是指实1年内； 2〕电容值大于出厂值的102%时应缩短测电容之比值与这两单元额定电压之比3〕1～3试验周期； 值倒数之差。 年； 3〕一相中任两节实测电容值差不应超4〕极间耐过5%。 压后； 5〕必要时 1〕交接时； 以10kV电压测量时tanδ〔%〕值不应 2〕投运后大于以下数值： 1年内； 1)交接时： 3〕1～3油纸绝缘0.5；膜纸复合绝缘0.15； 序号 项 目 极间绝缘电阻 1 电容值 2 3 tanδ 4 5 6 7 年； 2)运行中： 4〕必要时 A〕油纸绝缘0.5。如超过0.5但与历年测试值比拟无明显变化且不大于0.8，可监督运行； B〕膜纸绝缘。运行中假设测试值超过，应加强监视，且测量值超过0.3时，应予以更换。 交流耐压和必要时 ×mm/√3保持1min，局部放电量不大于局部放电 10pC。 渗漏油检查 1〕交接时； 漏油时停止使用。 2〕巡视检查时 低压端对地1〕交接时； 1〕交接时不低于100MΩ； 绝缘电阻 2〕投运后2〕运行中不低于10MΩ。 1年内； 3〕1～3年 红外检测 ×m时，那么只做局部放电试验； 2〕Um为最大工作线电压。 用观察法。 用2500V兆欧表。 见表17。 .2带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。假设每年定期进行运行电压下带电测试，且数据合格，那么1、2、3、5项周期可适当延长至6年。 .2.1测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。 .2.2判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%范围内时，应停电进行试验； b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，假设测量数据根本稳定，可以继续进行。

9.2断路器断口并联电容器

.1断路器断口并联电容器的试验工程、周期和标准见表9-2

表9-2 断路器断口并联电容器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 极间绝缘电1〕交接时； 一般不低于5000MΩ。 用2500V兆欧表。 阻 2〕断路器1 大修后； 3〕必要时 电容值 1〕交接时； 电容值偏差应在额定值的±5%范围内。 用交流电桥法。 2〕断路器2 大修后； 3〕必要时 tanδ〔%〕 1〕交接时； 10kV电压下的tanδ值不大于以下数 2〕断路器值： 3 大修后； 油纸绝缘0.5 3〕必要时 膜纸复合绝缘 渗漏油检查 巡视检查漏油时停止使用。 用观察法。 4 时 10 绝缘油和六氟化硫气体

新变压器油的验收，应按GB2536-2021?电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油?或SH0040-91?超高压变压器油?的规定。

变压器油试验工程、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验工程、周期与交接时相同。

设备和运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验工程，必要时采取处理措施。 表10-1 变压器油试验工程、周期和标准 标 准 序号 项 目 周 期 说 明 投入运行前油 运行油 外观 1 2 3 4 5 6 7 8 1〕注入设备前后的新油； 2〕运行中取油样时进行 水溶性酸pH1〕注入设备值 前后的新油； 2〕运行中：66kV及以上1年，其余自行规定 酸值1〕注入设备〔mgKOH/g〕 前后的新油； 2〕运行中：66kV及以上1年，其余自行规定 闪点〔闭口〕1〕准备注入〔℃〕 设备的新油； 2〕注入500kV及以上设备后的新油 水份〔mg/l〕 1〕准备注入110kV及以上设备的新油； 2〕注入500kV设备后的新油； 3〕运行中500kV设备半年，110～220kV设备1年； 4〕必要时 击穿电压1〕注入设备〔kV〕 前后的新油； 2〕运行中〔35kV及以上设备、厂用变、消弧线圈〕1-3年 界面张力必要时 〔25℃〕〔mN/m〕 tanδ1〕准备注入〔90℃〕〔%〕 设备的新油； 2〕注入110～500 kV设备后的新油； 3〕运行中：500 kV设备透明、无杂质或悬浮物。 将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地方观察。 ≥。 ≥； 750kV: ≥。 按GB7598?运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法〔比色法〕?进行试验。 ≤。 ≤； 750kV: ≤。 按GB2?石油产品酸值测定法?或GB7599?运行中变压器油、气轮机油酸值测定法〔BTB〕法?进行试验。 ≥140〔10号、1〕不应比左栏要25号油〕； 求低5℃； ≥135〔45号〕。 2〕不应比上次测定值低5℃。 按GB261?石油产品闪点测定法?进行试验。 66-110kV≤20； 66-110kV≤35； 220kV≤15； 220kV≤25； 330～750kV≤330～750kV≤15。 10。 运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50℃是采样，按GB7600?运行中变压器油水份含量测定法〔库仑法〕?或GB760?运行中变压器油水份测定法〔气相色谱法〕?运行试验。 15kV以下≥30； 15～35kV≥35； 66～220kV≥40； 330kV≥50； 500kV≥60； 750kV≥70。 15kV以下≥25； 15～35kV≥30； 66～220kV≥35； 330kV≥45； 500kV≥50； 750kV≥60。 按GB/T 507-2002?绝缘油 击穿电压测定法?-1991?电力系统优质试验方法 绝缘油介电强度测定法?试验。 ≥35； 750kV≥40。 注入前：≤； 注入后： 330 kV及以下≤1； 500 kV≤； 750 kV≤。 ≥19； 750kV≥30。 330 kV及以下≤4； 500 kV≤2； 750 kV≤1。 按GB6541?石油产品油对水界面张力测定法〔圆环法〕?进行试验。 按GB5654?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试验方法?进行试验。 9 体积电阻率〔90℃〕 〔Ω.m〕 1年；220 kV设备5年； 4〕必要时 10必要时 ≥6×10。 10 11 油中含气量 1〕注入500 ≤1。 〔v/v〕〔%〕 kV及以上设备前后的新油； 2〕运行中500 kV及以上设备1年； 3〕必要时 油泥与沉淀必要时 物〔m/m〕 〔%〕 500 kV及以上≥110×10； 330 kV及以下≥39×10。 一般不大于3； 750 kV≤2。 按DL421?电阻率测定法?进行试验。 按DL423?绝缘油中含气量的测试方法〔真空法〕?或DL450?绝缘油中含气量的测试方法〔二氧化碳洗脱法〕?进行试验。 12 13 按GB511?石油产品及添加剂机械杂质测定法?方法试验，假设只测定油泥含量， 试验最后采用乙醇一苯〔1：4〕将油泥洗于恒重容器中称重。 油中溶解气见各设备章见各设备章节。 取样、试验和判断方法分别按GB/T 体色谱分析 节 7595-2021 运行中变压器油质量和GB/T 7252-2001?变压器油中溶解气体分析和判断导那么?的规定。 颗粒度 500kV及以100mL油中大于5μm的颗粒数： 1） 测量方法见DL/T432-2007?电力用上变压器： 投运前(热油循环后)不大于2000个； 油中颗粒污染度测量方法? ； 1〕投运前运行时(含大修后)不大于3000个。 2） 当颗粒度超过时应查明原因，(热油循环 必要时用精密滤油机滤油。滤油机滤芯后)； 精度至少应到达2μm～５μm。 2〕投运1个月； 3〕大修后； 4〕必要时 。 注：1〕对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。

2〕有载调压开关用的变压器的试验工程、周期和要求按制造厂规定。 3〕10 kV及以下设备试验周期可自行规定。

4〕互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，工程、周期见有关章节。 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tanδ试验。试验结果无沉淀物产生且tanδ不大于原设备内油的tanδ值时，才可混合。

.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原那么上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。 .3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，那么采用1：1比例混合。

断路器专用油的新油应按SH0351?断路器油?进行验收。 投运前及运行中断路器的试验工程、周期和标准见表10-2

表10-2 投运前及运行中断路器的试验工程、周期和标准 标 准 序号 项 目 周期 说 明 投入运行前油 运行油 水溶性1〕交接时； ≥ ≥4 见表10-1序号2 1 酸pH值 2〕110 kV机械杂及以上新无 外观目测 2 设备投运质 前及大修无较多碳悬浮于油中 3 游离碳 外观目测 击穿电后检验工110 kV及以下≥110 kV及以下≥1〕见表10-1序号6 4 压〔kV〕 程序号35； 30； 2〕进行直流泄漏试验的油开关，可不进1-7，运行110 kV以上≥40 110 kV以上≥35 行定期油耐压试验 5 6 7 中为1年，检验工程酸值为序号4； 〔mgKOH3〕110 kV以下新设/g〕 闪点〔闭备投运前口〕〔℃〕 或大修后检验工程水份序号1-7，〔mg/l〕 运行中不大于3年，检查工程序号4； 4〕少油断路器〔油量为60kg以下〕小于3年或以换油代替 ≤ ≤ 见表10-1序号3 ≥140〔10号、25号油〕； ≥135〔45号油〕 110 kV以上≤15； 110 kV及以下≤20 不应比左栏要求低5℃ 见表10-1序号4 110 kV以上≤25； 见表10-1序号5 110 kV及以下≤35 SF6气体

SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022?工业六氟化硫?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。

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

1〕所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的枯燥； 2〕符合新气质量标准的气体均可混合使用。

交接时及运行中SF6气体的试验工程、周期和标准见表10-3

表10-3 交接时及运行中SF6气体的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 湿度1〕交接时； 1〕断路器灭弧室气室： 1〕按GB12022-2006?工业六氟化硫?、〔20℃时2〕1～3年交接时及大修后不大于150； DL/T915-2005?六氟化硫气体湿度测定的体积分〔66 kV及运行中不大于300； 法(电解法)?和 DL/T506-2007?六氟化数〕以上〕； 2〕其他气室： 硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法?(µl/l) 3〕大修后； 交接时及大修后不大于250〔750kV进行； 4〕必要时 不大于200〕； 2〕新装及大修后1年内复测1次，如湿运行中不大于500〔750kV不大于度符合要求，那么正常运行1～3年测11 400〕。 次； 3〕周期中的“必要时〞是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表5-1中序号2的要求时，按实际情况增加检测； 3〕厂家有具体规定时，按厂家规定的周期执行。 密度〔标必要时 按DL/T917-2005?六氟化硫气体密度测准状态定法?进行。 2 下〕3〔kg/m〕 毒性 必要时 无毒。 按DL/T921-2005?六氟化硫气体毒性生3 物试验方法?进行。 酸度1〕大修后； ≤。 1） 按DL/T916-2005?六氟化硫气体酸4 〔µg/g〕 2〕必要时 度测定法?或用检测管测量； 2） 当湿度超标时，必须同时检测。 四氟化碳1〕大修后； 1〕大修后≤； 按DL/T920-2005?六氟化硫气体中空气、5 〔质量分2〕必要时 2〕运行中≤。 四氟化碳的气相色谱测定法?进行。 数〕〔%〕 空气〔质1〕大修后； 1〕交接时及大修后≤； 1〕按DL/T920-2005?六氟化硫气体中空6 量分数〕2〕必要时 2〕运行中≤。 气、四氟化碳的气相色谱测定法?进行； 〔%〕 2〕当湿度超标时，必须同时检测。 7 可水解氟1〕大修后； ≤。 按DL/T918-2005?六氟化硫气体中可溶8 化物〔µg/g〕 矿物油〔µg/g〕 2〕必要时 1〕大修后； ≤10。 2〕必要时 解氟化物含量测定法?进行。 按DL/T919-2005?六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)?进行。 11 避雷器

11.1 阀式避雷器的试验工程、周期和标准见表11-1

表11-1阀式避雷器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 绝缘电阻 1〕交接时； 1〕FZ〔PBC，LD〕、和FCD型避雷器的绝2〕大修后； 缘电阻自行规定，但与前一次及同类型的1 3〕每年雷测量数据进行比拟，不应有显著变化； 雨季前； 2〕FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 4〕必要时 MΩ。 电导电流及1〕交接时； 1〕FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参串联组合元2〕大修后； 考值见附录F，还应与历年数据比拟，不件的非线性3〕每年雷应有显著变化； 因数差值 雨季前； 2〕同一相内串联组合元件的非线性因数4〕必要时 差值，不应大于0.05，电导电流差值〔%〕不应大于30%； 3〕试验电压如下： 2 元件额定 3 6 10 15 20 30 电压〔kV〕 试验电压U1〔kV〕 - - - 8 说 明 1〕用2500V及以上兆欧表； 2〕FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况。 工频放电电压 试验电压U24 6 10 16 20 24 〔kV〕 1〕交接时； 1〕FS型避雷器的工频放电电压在以下范带有非线性并联电阻的阀型避雷器，2〕大修后； 围内： 只在解体大修后进行。 3〕1～3年； 额定电压〔kV〕 3 6 10 4〕必要时 放电电压〔kV〕 运行中 交接时大9～11 修后 8～12 16～19 15～21 26～31 23～33 1〕施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量； 2〕由两个以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验； 3〕非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F； 4〕可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果做出判断； ； 10 12 6〕运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400µA范围内。 3 2〕FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值及FZ、FCZ的工频放电电压参考值见附录F。 底座绝缘电阻 4 1〕交接时； 2〕每年雷雨季前； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕每年雷雨季前； 3〕大修后； 4〕必要时 1〕大修后； 2〕必要时 不低于5 MΩ。 用2500V及以上兆欧表。 放电计数器动作检查 5 测试3～5次，均应正常动作。 避雷器内腔抽真空至〔300～400〕×133Pa 6 后，在5min内，其内部气压的增加不应超过100Pa。 注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期 11.2无间隙氧化物避雷器试验工程、周期和标准见表11-2

表11-2 无间隙氧化物避雷器试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 密封检查 说 明 绝缘电阻 1 直流1mA电压U1mA1mA下的泄漏电流 2 运行电压下的交流泄漏电流 3 4 工频参考电流下的工频参考电压 1〕交接时； 2〕3～6年〔110kV及以下〕； 3〕3年〔220kV及以上〕； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕3～6年〔110kV及以下〕； 3〕3年〔220kV及以上〕； 4〕必要时 1〕交接时； 2〕新投运的35kV及以上者，投运3个月后带电测量一次，以后每个雷雨季前、后各测量一次； 3〕必要时 1〕交接时〔35kV及以上者〕； 2〕必要时 1〕35kV以上，不低于2500 MΩ； 2〕35kV及以下，不低于1000MΩ。 用2500V及以上兆欧表。 1〕不得低于GB11032规定值； 2〕U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比拟，变化不应大于±5%； 1mA下的泄漏电流不应大于50µA。 1〕测量时应记录环境温度和相对湿度； 2〕测量电流的导线应使用屏蔽线； 3〕初始值系指交接试验或投产试验时的测量值。 1〕在线测量表测量的全电流增加20％时，应立即进行运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗测量； 2〕测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比拟，不应有明显变化，当阻性电流增加50％〔与初始值比拟〕时，应适当缩短监测周期，当阻性电流增加100％时，必须停电检查，进行直流试验。 1)测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压。测量宜在瓷套外表枯燥是进行，应注意相间干扰的影响； 2)可用第一次带电测试代替交接试验，并作为初始值。 应符合GB11032或制造厂规定。 1〕交接时； 不低于5MΩ。 2〕必要时 1〕交接时； 测试3～5次，均应正常动作。 2〕每年雷6 雨季前； 3〕必要时 7 红外检测 见表17。 35KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器 35KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验工程、周期和标准见表11－3

表11－3 35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1)交接时； 绝缘电阻自行规定，但与前一次及同类用2500V及以上兆欧表。 1 2)1～3年； 型的测量数据进行比拟应无显著变化。 3)必要时 工频放电试1)交接时； 工频放电电压应符合制造厂的规定。 2 验 2)必要时 底座绝缘电1)交接时； 自行规定。 用2500V及以上兆欧表。 3 阻 2)1～3年； 3)必要时 放电计数器1)交接时； 测试3～5年，均应正常动作。 4 动作检查 2)必要时 GIS用金属氧化物避雷器的试验工程、周期和标准： a)避雷器大修时，其SF6气体按表10-3的规定 b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定 c)其他有关工程按表11-2中的规定。

11.5避雷器带电试验

5 底座绝缘电阻 放电计数器动作检查 1） 测量时的环境温度宜为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。 1） 用2500V及以上兆欧表； 2） 可在带电状态下检查。 带全电流在线测量的计数器交接时应进行精度检查，全电流测量的精度不低于1.0级。 a)系统电压等级35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV及以上金属氧化物避雷器应3～6年进行一次停电试验。

b)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，标准可自行规定。

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

12 母线

.1封闭母线的试验工程、周期和标准见表12-1所示。

表12-1 封闭母线的试验工程、周期和标准见 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1〕交接时； 1〕额定电压15kV及以上全连式离相封用2500V兆欧表。 2〕大修后； 闭母线在常温下分相绝缘电阻值出厂值1 3〕必要时 不小于100MΩ，现场试验不小于50 MΩ； 2〕6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ。 交流耐压 1〕交接时； 额定 试验电压〔kV〕 2〕大修后； 电压 出厂 现场 3〕必要时 〔kV〕 6 32 24 10 42 32 15 57 43 2 18 20 24 35 61 68 75 100 46 51 57 75 12.2 一般母线 一般母线的试验工程、周期和标准见表12-2。

表12-2 一般母线的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 1 绝缘电阻 1) 交接时； 不应低于 1 MΩ/kV。 用 2500 V 兆欧表。 2) 大修时 2 交流耐压试1) 交接时； 额定电压在 1 kV 以上时，试验电压参照“支 验 2) 大修时 柱绝缘子和悬式绝缘子〞表7-1序号3规定；额定电压在 1 kV 及以下时，试验电压为 1 kV 。 13 二次回路

13.1二次回路的试验工程、周期和标准见表13

表13二次回路的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 绝缘电阻 1〕交接时； 1〕直流小母线和控制盘的电压小母线，2〕大修后； 在断开所有其他并联支路时不应小于3〕更换二10 MΩ； 1 次线时 2〕二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1 MΩ MΩ。 交流耐压 1〕交接时； 试验电压为1000V。 2〕大修后； 2 3〕更换二次线时 说 明 用500V或1000V兆欧表。 1） 不重要回路可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替； 2） 48V及以下回路不做交流耐压； 3） 带有电子元件的回路，试验时应将插件取出或两端短接。 14 1kV及以下的配电装置和馈电线路

14.1 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验工程、周期和标准见表14

表14 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验工程、周期和标准 序号 工程 周期 标准 说明 绝缘电阻测量 1 1)交接时； 配电装置每一段或馈电线路的绝缘电2〕设备大阻应不小于Ω。 修时 1)用1000V兆欧表； 2测量电力馈电线路的绝缘电阻时应将相连的断路器,熔断器,用电设备和仪表等断开. 1)配电装置耐压为各相对地，48V及以下配电装置不做交流耐压试验； 2)可用2500V兆欧表代替。 2 配电装置的交流耐压试验 检查相位 1)交接时； 试验电压为1000V。 2)设备大修时 3 1)交接时； 各相两端及其连接回路的相位应正确。 2)更动设备或接线时 注：配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流局部。

15 接地装置

15.1接地装置的试验工程、周期和标准见表15

表15 接地装置的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 有效接地系统1〕交接时； R≤2000/I； 1〕测量接地电阻时，如在必须的最小布的接地装置的2〕6～10年； 或R≤Ω，〔当I＞4000A时〕。 极范围内土壤电阻率根本均匀，可采用接地电阻 3〕可以根据式中：I-经接地网流入地中的短路电流，A； 各种补偿法，否那么采用远离法； 该接地网挖R-考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω。 2〕在高土壤电阻率地区，接地电阻如按开检查的结 规定值要求，在技术经济上极不合理时，果斟酌延长允许有较大的数值。但必须采取措施以或缩短周期 保证发生接地短路时，在该接地网上： 1 (1)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值； (2)不发生高电位引外和低电位引内； (3)3～10kV避雷器不动作； 3〕在预防性试验前或每3年以及必要时，验算一次I值，并校验设备接地引下线的热稳定； 4〕铜质材料地网运行中必要时进行。 非有效接地系1〕交接时； 1〕当接地装置与1 kV及以下设备共用接地测量时，应断开架空地线。 统的接地装置2〕不超过6时，接地电阻R≤120/I； 的接地电阻 年； 2〕当接地装置仅用于1 kV及以上设备时，3〕可以根据接地电阻R≤250/I； 2 该接地装置3〕在上述任一情况下，接地电阻一般不得挖开检查的大于10Ω； 结果斟酌延 式中：I-经接地装置流入地中的短路电流，长或缩短周A； 期 R-考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω。 1 kV以下电力设1〕交接时； 使用同一接地装置的所有这类电力设备，当对于在电源处接地的低压电网〔包括孤备的接地电阻 2〕不超过6总容量到达或超过100kVA时，其接地电阻立运行的低压电力网〕中的用电设备，年 不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA时，只进行接零不做接地，所用零线的接地3 那么接地电阻允许大于4Ω，但不超过10电阻就是电源设备的接地电阻，其要求Ω。 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。 微波站的1〕交接时； 不宜大于5Ω。 测试时应断开电源零线〔假设零线与地4 接地电阻 2〕不超过6网相连〕。 年 的燃油、易1〕交接时； 不宜大于30Ω〔无避雷针保护的露天 燃气体贮罐及2〕不超过6贮罐不应超过10Ω〕。 5 其管道的接地年 电阻 6 露天配电装置1〕交接时； 不宜大于10Ω。 1〕与接地网连在一起的可不测量，但按避雷针的集中2〕不超过6接地装置的接年 地电阻及避雷针〔线〕的接地电阻 7 8 9 发电厂烟囱附1〕交接时； 不宜大于10Ω。 近的吸风机及2〕不超过6引风机处装设年 的集中接地装置的接地电阻 与架空线直接1〕交接时； 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别不大 连接的旋转电2〕与所在进于5Ω和3Ω，但对于300～1500kW的小型机进线段上排线段上杆塔直配电机，如不采用SDJ7-79?电力设备过气式和阀式避的接地电阻电压保护设计技术规程?中相应接线时，此雷器的接地电的测量周期值可酌情放宽。 阻 相同 有架空地线的1〕交接时； 当杆塔高度在40m以下时，按以下要求，如对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电线路杆塔的接2〕发电厂或杆塔高度到达或超过40m时，那么取下表值阻率很高，接地电阻难以降到30Ω时，地电阻 变电所进出的50%，但当土壤电阻率大于2000Ωm时，可采用6～8根总长不超过500m的放射线1～2km接地电阻难以到达15Ω时，可增加至20Ω。 形接地体或连续伸长接地体，其接地电内的杆塔阻可不受，但对于高度到达或超过1～2年； 40m的杆塔，其接地电阻也不超过20Ω。 3〕其他线路接地电阻Ω 杆塔不超过土壤电阻率Ωm 5年 100及以下 10 100-500 500-1000 1000-2000 2000以上 无架空地线的1〕交接时； 线路杆塔接地2〕发电厂或种类 电阻 变电所进出线1～2km内的杆塔非有效接地系1～2年； 统的钢筋混凝3〕其他线路土杆、金属杆 杆塔不超过中性点不接地5年 的低压电网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 接地装置安装必要时 处土壤电阻率 15 20 25 30 接地电阻Ω 序号12要求检查与接地网的连接情况； 2〕在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降至10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针〔线〕对罐体及管、阀等还击的要求； 3〕测量时，应防止地网的影响。 1〕与地网连在一起的可以不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情况； 2〕测量时，应注意地网的影响。 30 10 50 30 11 12 测试时用4极法，要求a＞D； 其中：a-电极间距离； D-地网对角线距离。 检查有效接地1〕不超过3Ω； (1)将所测的数据与历次数据比拟和相系统的电力设年〔升压站、(2)不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象。 互比拟，通过分析决定是否进行挖开检备接地引下线变压器区查； 与接地网的连域，油库、(2)应采用测量电流大于1A的接地引下接情况 氨区、氢站线导通测量仪进行测量。 等〕； 2〕1年〔网控楼、继保楼、电子设备间等〕 仅对110kV以上发电厂或变电所进行。 13 14 15 抽样开挖检查1〕本工程只不得有开断，松脱或严重腐蚀等现象。 1〕土壤电阻率＜10Ω·m者应缩短周期发电厂、变电所限于已经运8年； 地中接地网的行10年以2〕可根据电气设备的重要性和施工的平腐蚀情况 上〔包括改安，选择5～8个点沿接地引下线进行开造后重新运挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围； 行到达这个3〕铜质材料接地网不必定期开挖检查。 年限〕的接地网； 2〕以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行规定。 场区地表电位1)交接时 折算后电位梯度在20V以下，一般不宜超过1) 电位梯度分布曲线应表现平坦，通常梯度测量 (220kV及以60V，如果接近或超过80V应查明原因且进曲线两端略有抬高； 上变电站)； 行处理。 2) 剧烈起伏或突变说明接地装置状况2) 必要时 不良，应进行处理。 接触电位差、跨1) 交接时 1〕对于单相接地短路电流小于35kA的变电推荐采用异频法。 步电位差测量 (220kV及以站和发电厂，其跨步电位差不宜大于80V。上变电站)； 一个设备的接触电位差不宜明显大于其他2) 必要时 设备，最大值不宜超过85V； 2)对于单相接地短路电流大于35kA的变电站和发电厂，接触电位差、跨步电位差的平安界计算方法见附录K。 16 电除尘器 16.1高压硅整流变压器的试验工程、周期和标准见表16-1

表16-1 高压硅整流变压器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 高压绕组对1〕交接时； ＞500 MΩ。 用2500V兆欧表。 低压绕组及2〕大修时； 1 对地的绝缘3〕必要时 电阻 低压绕组的1〕交接时； ＞300 MΩ。 用1000V兆欧表。 2 绝缘电阻 2〕大修时； 3〕必要时 硅整流元件1〕交接时； ＞2000MΩ。 用2500V兆欧表。 及高压套管2〕大修时； 3 对地的绝缘3〕必要时 电阻 穿心螺栓对1〕交接时； 自行规定。 1） 用1000V兆欧表； 4 地的绝缘电2〕大修时； 2） 在吊芯检查时进行。 阻 3〕必要时 高、低压绕组1〕交接时； 与出厂值相差不超出±2%范围。 换算到75℃。 5 的直流电阻 2〕大修时； 3〕必要时 电流、电压取1)大修时； 偏差不超出规定值的±5%。 6 样电阻 2)必要时 各桥臂正、反1)大修时； 桥臂间阻值相差小于10%。 7 向电阻值 2)必要时 变压器油试1〕交接时； 参照表10-1中序号1、2、3、6。 8 验 2〕大修时； 3〕必要时 油中溶解气1〕交接时； 参照表3-1中序号1，注意值自行规定。 体色谱分析 2〕1年； 9 3〕大修时； 4〕必要时 空载升压 1〕交接时； m〔或产品技术条件规定的允许值〕，保不带电除尘器电场。 2〕大修时； 持1min，应均无闪络、无击穿现象，并10 3〕更换绕记录空载电流。 组后； 4〕必要时 16.2低压电抗器的试验工程、周期和标准见表16-2 表16-2 低压电抗器的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 穿心螺杆对1〕交接时； 自行规定。 1 地的绝缘电2〕大修时 阻 绕组对地的1〕交接时； ＞300 MΩ。 2 绝缘电阻 2〕大修时 绕组各抽头1〕交接时； 与出厂值相差不超出±2%范围。 换算到75℃。 3 的直流电阻 2〕大修时 变压器油击1〕交接时； ＞20kV。 4 穿电压 2〕大修时 16.3绝缘支撑及连接元件的试验工程、周期和标准见表16-3 表16-3 绝缘支撑及连接元件的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 绝缘电阻 1〕交接时； ＞500 MΩ。 用2500V兆欧表。 1 2〕更换后 耐压试验 1〕交接时； 直流100kV或交流72kV，1min内无闪2 2〕更换后 络。 16.4高压直流电缆的试验工程、周期、标准见表16－4 表16-4 高压直流电缆的试验工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 1)交接时； ＞1500 MΩ。 用2500V兆欧表。 2)大修时； 1 绝缘电阻 3)重做电缆头时 1)交接时； 1〕交接时耐压值为电缆工作电压的2倍，2)大修时； 10min； 直流耐压3)重做电2〕大修和重作电缆头时耐压值为工作电压2 及泄漏电 缆头时 的1.7倍，10min； 流 3〕当电缆长度小于100 m时，泄漏电流一般小于30µA。 16.5电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω。 16.6上下压开关柜及通用电气局部，按有关章节执行。

17 红外检测

电力设备红外检测工程、周期和标准见表17

表17 电力设备红外检测工程、周期和标准 序号 项 目 周 期 标 准 发电机 1)交接及大修后带按DL/T 6?带电设备红外诊断应用电1个月内； 标准?要求执行。 1 2)3个月； 3)必要时 变压器、电抗1)交接及大修后带按DL/T 6要求执行。 器 负荷1个月内(但应超过24小时)； 2 2)负荷较重的变压器3个月； 3)其他6个月； 4)必要时 电流互感器 1)交接及大修后带按DL/T 6要求执行。 负荷1个月内(但应超过24小时)； 3 2)升压站3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 电压互感器、1)交接及大修后带按DL/T 6要求执行。 4 耦合电容器 负荷1个月内(但应说 明 滑环、碳刷、汽轮发电机端盖。 测量套管及接头、油箱壳、油枕、冷却器进、出口等位置。 测量引线接头、瓷套外表、二次端子箱等部位。 测量引线接头、瓷套外表、二次端子箱等部位。 开关设备 5 电力电缆 6 避雷器 7 绝缘子串 7 超过24小时)； 2)升压站3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时)； 2)升压站和通流较大的开关设备3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时)； 2)负荷较重电缆3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时)； 2)220KV及以上升压站3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时)； 2)220KV及以上升压站3个月； 3〕其他6个月； 4)必要时 按DL/T 6要求执行。 测量各连接部位、断路器、刀闸触头等部位，敞开式断路器在热备用状态应对断口并联电容器测量。 按DL/T 6要求执行。 测量电缆终端和非直埋式电缆中间接头、交叉互联箱、外护套屏蔽接地点等部位。 按DL/T 6要求执行。 测量引线接头及瓷套外表等部位。 按DL/T 6要求执行。 测量引线接头及绝缘子外表等部位。

附录A

〔资料性附录〕

同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定、硅钢片单位损耗和绝缘电阻温度换算

A1 不分瓣定子交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1－1、表A1－2

表A1－1圈式线圈的试验电压 单位：KV ＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 Un≥2 2≤Un≤6.3 ≤Un≤24 1 成品线圈 － n n n+6.5 2 下线打槽楔后 － 2.5Un 2.5Un 2.5Un 3 并头、连接绝缘后，定子完成 分相 n n n 4 对浸漆固化的定子 分相 n n n 5 电机装配后 分相 n n n 注1：非整体浸渍的绕组不执行序号4 注2：整体浸渍的绕组从序号4 开始执行 注3：对3个出线端绕组中性点不易分开的电机，允许不分相试验。 表A1－2 条式线圈的试验电压 电压等级〔kV〕 序号 试验阶段 试验形式 2≤Un≤ ≤Un≤24 1 成品线圈 － n n 2 下层线圈下线后 － n n 上层线圈下线后打完槽楔与3 － n n 下层线圈同试 焊好并头，装好连线、引线4 分相 n n 包好绝缘，定子完成 5 对浸漆固化的定子 分相 n n 6 电机装配后 分相 n n 注1：非整体浸渍的绕组不执行序号5 注2：整体浸渍的绕组从序号5 开始执行

A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A2－1、表A2－2

表A2－1圈式线圈〔在电厂修理〕的试验电压 kV ＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 Un≥2 2≤Un≤ ≤Un≤24 拆故障线圈后，留在槽中的1 － ×n〕 ×n〕 ×n〕 老线圈 2 线圈下线前 － n n n 3 下线后打完槽楔 － ×n ×n+0.5) ×n+2.5) 4 并头连接绝缘后，定子完成 分相 ×n+1.0) ×n+1.0) ×n+1.0) 5 电机装配后 分相 Un Un n 注：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。 表A2－2条式线圈〔在电厂修理〕的试验电压 KV ＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 序号 试验阶段 试验形式 Un≥2 2≤Un≤ ≤Un≤24 拆故障线圈后，留在槽中的老1 － ×Un〕 ×Un〕 ×Un〕 线圈 2 线圈下线前 － n n n 3 下层线圈下线后 － ×n+0.5) ×n+1.0) ×n+2.0) 4 上层线圈下线后，打完槽楔与－ ×n ×n+0.5) ×n+1.0) 下层线圈同试 焊好并头，装好连线，引线包5 分相 ×n+1.0) ×n+1.0) ×n+1.0) 好绝缘，定子完成 6 电机装配后 分相 n n n 注：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。 A3同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。

A4同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验工程和要求见表A4

表A4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验工程和要求 序号 工程 要求 说明 整相绕组〔或1） 整相绕组〔或分支〕的△tanδ值不大于以1） 在绝缘不受潮的状态下进行试验； 分支〕及单根下值： 2） 槽外测量单根线棒△tanδ时，线棒两线棒的tanδ端应加屏蔽环。 定子电压等级〔kV〕 △tanδ〔％〕 增量〔△tan3） 可在环境温度下试验。 6 6．5 δ〕 10 6．5 △tanδ〔％〕值指额定电压下和起始游离电压下△tanδ〔％〕之差值。对于6kV及10KV电1 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△tanδ〔％〕值不大于以下值： 1.5Unn下之差n电压间隔下0.8Unn下之差值 之差值 值 11 2．5 3．5 否那么也可选择〔0.8～1.0〕Unnnnnnnnnn下△tann；δ值。 整相绕组〔或1） 整相绕组〔分支〕Pi2在额定电压Un以内明1） 在绝缘不受潮的状态下进行试验； 分支〕及单根显出现者〔电流增加倾向倍数m2〕属于老化特2） 按以下图作出电流电压特性曲线； 线棒的第二急征。绝缘良好者，Pi2不出现或在Un以上不明显3） 电流增加率△I＝(I-I0)/I0×100％ 增点Pi2，测量出现； 式中：I-在Un下的实际电容电流 整相绕组电流2） 单根线棒实测或由Pi2～3〕Un； I0――在Un下I=f(U) 增加率△I3） 整相绕组电流增加率不大于以下值： 曲线中按线性关系求得电容电流； 2 〔％〕 4） 电流增加倾向倍数： 定子电压等6 10 m2＝tanθ2/ tanθ0 级(kV) 式中tanθ2－I＝f(U) 试验电压kV 6 10 特性曲线出现Pi2点之斜率； 额定电压下tanθ0－I＝f(U)特性曲线中出现Pi1点以电流增加率8．5 12 下之斜率。 〔％〕 整相绕组〔或分支〕及单根线棒之局部放电量 3 1） 整相绕组〔或分支〕之局部放电量不大于以下值： 定子电压等6 10 级kV 最高试验电6 10 压kV 局部放电试4 6 验电压kV －8－8最大放电量 ×10 ×10 2〕单根线棒参照整相绕组要求执行。 4 整相绕组〔或分支〕交、直流耐压试验 应符合表2－1中序号3、4有关规定。 注： 1） 进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以

及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

2） 当发电机定子绕组绝缘老化程度到达如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、

局部绝缘更换及全部线棒更换。

a) 累计运行时间超过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，屡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，假设运行或试验中出现绝缘击穿，同时

整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。

A5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见部颁DL/T492?发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导那么?。

A6 硅钢片的单位损耗见表A6

表A6 硅钢片的单位损耗 单位损耗 硅钢片品种 代号 厚度mm 1T下 1．5T下 D21 2．5 6．1 D22 2．2 5．3 D23 D32 热轧硅钢片 D32 D41 D42 D43 D42 D43 W21 W22 无取向 冷扎硅钢片 W32 W33 W32 W33 Q3 单取向 Q4 Q5 Q6 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 5．1 4．0 3．2 3．6 3．15 2．9 2．8 2．5 5．3 4．7 3．6 3．3 3．1 2．7 1．6 1．4 1．2 1．1 A7定子绕组绝缘换算

A7-1 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数见表A7-1

表A7-1 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(℃) 70 60 50 40 30 20 10 5 换算系数K 热塑性绝缘 1.4 2.8 5.7 11.3 22.6 45.3 90.5 128 B级热固性绝缘 4.1 6.6 10.5 16.8 26.8 43 68.7 87 表A7-1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℃。

A7-2 当在不同温度测量时，可按表A7-1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，那么换算到t=75℃时的绝缘电阻值为100/K。 也可按以下公式进行换算： 对于热塑性绝缘： Rt=R×2(75-t)/10(MΩ) (B.0.2-1) 对于B级热固性绝缘： Rt(100-t)/10(MΩ) (B.0.2-2) 式中 R--绕组热状态的绝缘电阻值； Rt--当温度为t℃时的绕组绝缘电阻值； t--测量时的温度。

附录B

〔标准性附录〕

绝缘子的交流耐压试验电压标准

表B1 支柱绝缘子的耐压试验电压 kV 交流耐压试验电压 最高工作电压 纯瓷绝缘 固体有机绝缘 出厂 交接及大修 出厂 交接及大修 25 25 25 22 32 32 32 26 额定电压 3 6 10 15 20 35 110 220 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。 42 57 68 100 265 490 42 57 68 100 265〔305〕 490 42 57 68 100 265 490 38 50 59 90 240〔280〕 440

附录C

〔资料性附录〕

污秽等级与等值盐密/灰密的关系

C1污秽等级与对应盐密值

2

表C1-1 普通悬式绝缘子〔X-4.5,XP-70,XP-160〕附盐密对应的污秽等级 mg/cm 污秽等级 0 1 2 3 4 线路盐密 ≤ 发、变电所盐密 - ≤ 2

表C1-2普通支柱绝缘子附盐密与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm 污秽等级 1 2 3 4 2盐密mg/cm ≤ C2绝缘子外表灰密测量与计算方法 首先对过滤纸〔μm级或更小〕称重，然后对测量了等值盐密后的污水使用漏斗滤纸过滤(如时间过长，可采用真空过滤)，再将过滤纸和残渣一起烘干，最后称重。如图N1所示。

图C2 灰密〔NSDD〕测量示意图

灰密按式〔N1〕计算：

NSDD =1000(Wf－Wi)/A ………………(N1)

2

式中：NSDD -非溶性沉积物密度，mg/cm；

Wf -在枯燥条件下含污秽过滤纸的重量，g； Wi -在枯燥条件下过滤纸自身的重量，g； A -绝缘子外表面积，cm2 。

C3 污秽等级与等值盐密/灰密的关系图

图C3-1 普通盘形绝缘子现场污秽度与等值盐密/灰密的关系

a-b、b-c、c-d、d-e为各级污区的分界线。

三条直线分别为灰密盐密比值为101、51、21的等灰盐比线

图C3-2 双伞型盘形绝缘子现场污秽度与等值盐密/灰密的关系

a-b、b-c、c-d、d-e为各级污区的分界线。

三条直线分别为灰密盐密比值为101、51、21的等灰盐比线

附录D

〔资料性附录〕

橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法

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，或者受外力破坏而又未完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破坏进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示： 金属种类 电位V 铜 铅 铁 锌 铝 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〕＝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，镀锌钢管为“负〞极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于Ω时，用高内阻万用表的“正〞“负〞表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，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，说明已形成原电池，就可以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，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。

附录E

〔资料性附录〕

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

E1终端

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

E2中间接头

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

附录F

〔资料性附录〕

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

F1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值

表F1-1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

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

表F1-2 FS型避雷器的电导电流值

型号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA FS4-3、FS8-3、FS4-3GY 3 4 10 FS4-6、FS8-6、FS4-6GY 6 7 10 FS4-10、FS8-10、FS4-10GY 10 10 10 表F1-3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压有效值kV FCZ3-35 35 50 250－400 1〕FCZ3-35L 35 50 250－400 2〕FCZ-30DT 35 18 150－300 3)FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 110〔100〕 250－400 〔400－600〕 170－195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110〔100〕 250－400 〔400－600〕 340－390 70－85 78－90 85－100 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海拔以上应加直流试验电压60KV。 3） FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表F1-4 FCD型避雷器电导电流值

额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA F2几点说明：

1） 电导电流相差值〔％〕系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2） 非线性因数按下式计算

α＝log〔U2/U1〕/log〔I2/I1〕 式中：

U1 U2-表11－1序号2中规定的试验电压；

I2 I1-在U1和U2电压下的电导电流。

3〕 非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。 F3 金属氧化物避雷器局部带电测试数据

表F5 MOA带电测试数据

厂家 西瓷 抚瓷 良乡 统计相序 90 44 54 Ix全电流 μA ms 272－953 440－717 333－984 Ir阻性电流 μA Peak 85－317 100－222 71－274 Ir/Ix 〔％〕 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13．2 13．2 15 15 FCD为50－100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5－20 注：系统电压等级110～220kV。

附 录 G 〔资料性附录〕 高压电气设备的短时〔1min〕工频耐受电压〔有效值〕 kV 最高 工作 电压 3 6 10 15 20 35 66 12 18 24 内绝缘、外绝缘出厂试验电压〔湿试/干试〕 变压器和 并联电抗器 18 25 30/35 40/45 50/55 80/85 140 耦合电容器、高压电器类、 电压互感器、电流互感器、 穿墙套管 18/25 23/30 30/42 40/45 50/65 80/95 140 40/45 50/55 80/85 140 母线支柱绝缘子 高压电力电缆 湿试 18 23 30 40 50 80 140 电力变压器 中性点 〔内、外绝缘，干试与湿试〕 18 25 35 45 55 85 干试 25 32 42 57 68 100 165 160 110 126 185/200 360 220 252 395 460 330 363 510 630 500 550 680 900 750 800 注：表中330kV-750kV设备之短时工频耐受电压仅供参考 160 185/200 360 395 460 510 160 185/200 360 395 460 460 510 160 185 360 395 570 185 265 450 495 230 固定接地 85 固定接地 85 经小电抗接地 140 不固定接地 95 固定接地 85 不固定接地 200 固定接地 85 不固定接地 570 630 680 740 900 960 630 680 740 900 960 680 900 注： 1 表中电气设备出厂试验电压按照现行国家标准GB311.1-2021；变压器和并联电抗器栏斜线下的数据为内绝缘和外绝缘干耐受电压，其他栏斜线下的数据为外绝缘干耐受电压；斜线上的数据为外绝缘湿耐受电压。

2 变压器、电抗器交接大修试验电压参照GB50150－2006，取出厂试验电压的80％； 3 套管交接大修试验电压参照DL/596标准，取出厂试验电压的85％；

4互感器、断路器交接大修试验电压根据以往规程执行情况，取出厂试验电压的90％，或至少不低于本表中的试验电压值。

附录H

〔资料性附录〕

油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值见表I1.

表I1 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 20～35 110～220 500 750 试验电压峰值kV 5 10 20 40 60 60 10℃ 11 22 33 33 20 20 20℃ 17 33 50 50 30 30 在以下温度时的绕组泄漏电流值〔μA〕 30℃ 25 50 74 74 45 45 40℃ 39 77 111 111 67 67 50℃ 55 112 167 167 100 100 60℃ 83 166 250 250 150 150 70℃ 125 250 400 400 235 235 80℃ 178 356 570 570 330 330 附录I

(资料性附录)

合成绝缘子和RTV涂料憎水性测方法及判断准那么

I1 通那么

绝缘子憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎水性的丧失与恢复特性。 运行复合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，假设遇雨雾天气，应在雨雾停止4天后测量。 憎水性状态用静态接触角〔θ〕和憎水性分级〔HC〕来表示。 I2试品准备 I2.1试品要求

试品的配方及硫化成型工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。假设绝缘子伞裙与护套的配方及硫化成型工艺不

同，那么应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。

静态接触角法〔CA法〕采用平板试品，面积为30～50平方厘米，试品厚度3～6mm，试品数量为3个。 喷水分级法(HC法)采用平板或伞裙试品，面积50～100平方厘米，试品数量为5个。 I2.2清洁外表试品预处理

用无水乙醇清洗外表，然后用自来水冲洗，枯燥后置于防尘容器内，在实验室标准环境条件下至少保存24h。 I2.3试品涂污及憎水性迁移

22

。涂污后的试品置于实验室标准环境条件下的防尘容器内进行憎水性迁移，迁移时间为4天。

I3 测量方法

I3.1静态接触角法〔CA法〕

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

水珠的体积4～7μl左右〔即水珠重量4～7mg〕，每个试品需测5个水珠的静态接触角〔3个试品15个测量点的平均值为θav、最小值为θmin〕。 I3.2喷水分级法〔HC法〕

喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料外表憎水性状态的方法。该法将材料外表的憎水性状态分为6级，分别表示为HC1～HC6。HC1级对应憎水性很强的外表，HC6级对应完全亲水性的外表。憎水性分级描述见DL/T 810附录E，典型状况见附图。

对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下：

1） 喷水设备喷嘴距试品25cm，每秒喷水1次，共25次，喷水后外表应有水份流下。喷射方向尽可能垂直于试品外表，憎

水性分级的HC值的读取应在喷水结束后30s以内完成。试品与水平面呈20°～30°左右倾角。

2） 喷水设备可用喷壶，每次喷水量为0.7～1ml；喷射角为50°～70°。喷射角可采用在距喷嘴25cm远处立一张报纸。喷

射方向垂直于报纸，喷水10～15次，形成的湿斑直径为25～35cm的方法进行校正。 I4 判断准那么 I4.1憎水性

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

2） 对于出厂绝缘子一般应为HC1～HC2级，且HC3级的试品不多于1个。 I4.2憎水性的丧失特性

在实验室标准环境条件下，将5片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡96h，水应保证试品被完全浸泡。试品要求见J.2。 将试品取出后，甩掉外表的水珠，用滤纸吸干剩余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角θ值及HC值，其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程在10min内完成，试品应满足： 1） 静态接触角θav≥90°、θmin≥85°；

2） 对于出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5级的试品不多于1个。 I4.3憎水性的迁移特性

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

1） 静态接触角θav≥110°、θmin≥100°；

2） 对于出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5～HC6级的试品不多于1个。 I4.4憎水性恢复时间

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

图J1 憎水性分级示意图

附录J

〔资料性附录〕

气体绝缘金属封闭开关设备老炼试验方法

J1老炼试验：

老炼试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式或连续地加压，其目的是：

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

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

老炼试验应在现场耐压试验前进行。假设最后施加的电压到达规定的耐压值Ut耐压1min，那么老炼试验可代替耐压试验。

老炼试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下方案，可从如下方案选择或与制造厂商定： 方案1：

加压程序是：Um/√3 15min→Ut 1min，如图K1所示。

√3/电压与时间关系曲线方

案2：

加压程序是：0.25Ut 2min→0.5Ut 10min→0.75Ut 1min → Ut 1min，如以下图所示：

/电压与时间关系曲线方

案3：

加压程序是：Um/√3 5min→Um 3min →Ut 1min 与以上曲线类似。 方案4：

加压程序是：Um/√3 3min→Um 15min →Ut 1min→1.1Um 3min 与以上曲线类似。 J2试验判据

J2.1如GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，那么认为整个GIS通过试验。 J2.2在试验过程中如果发生击穿放电，那么应根据放电能量和放电引起的声、光、电、化学等各种效应及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。遇有放电情况，可采取以下步骤：

1） 进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，那么该放电是自恢复放电，认为耐压试验通过。如果重复

试验再次失败，那么应解体进行检查。

2） 设备解体，翻开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再进行一次耐压试验。

附 录 K

〔资料性附录〕

接触电位差和跨步电位差的计算

确定发电厂、变电所接地装置的型式和布置时，考虑保护接地的要求，应降低接触电位差和跨步电位差，并应符合以下要求。

a) 在110kV及以上有效接地系统和6～35kV低电阻接地系统发生单相接地或同点两相接地时，发电厂、变电所接地装置的接触电位差和跨步电位差不应超过以下数值

Ut1740.17ft1740.7ft (L1)

Us (L2)

式中：Ut--接触电位差，V； Us--跨步电位差，V；

ρf--人脚站立处地外表的土壤电阻率，Ω·m； t--接地短路(故障)电流的持续时间，s。

b) 3～66kV不接地、经消弧线圈接地和高电阻接地系统，发生单相接地故障后，当不迅速切除故障时，此时发电厂、变电所接地装置的接触电位差和跨步电位差不应超过以下数值

Utρf (L3)

Us=50+0.2ρf (L4)

c) 在条件特别恶劣的场所，例如水田中，接触电位差和跨步电位差的允许值宜适当降低。 d) 接触电位差和跨步电位差可按下面所述计算：

发生接地故障时，接地装置的电位、接触电位差和跨步电位差的计算

a)接地装置的电位可按下式计算

Ug=IR (L5)

式中：Ug--接地装置的电位，V； I--计算用入地短路电流，A；

R--接地装置(包括人工接地网及与其连接的所有其他自然接地极)的接地电阻，Ω。

b) 均压带等间距布置时接地网(见图L1)地外表的最大接触电位差、跨步电位差的计算：

图L1 接地网的形状

1) 接地网地外表的最大接触电位差，即网孔中心对接地网接地极的最大电位差，可按下式计算

Utmax = Ktmax Ug (L6)

式中：Utmax--最大接触电位差，V； Ktmax--最大接触电位差系数。

当接地极的埋设深度h～时，Ktmax可按下式计算

Ktmax = KdKLKnKs

2

2

(L7)

式中：Kd、KL、Kn和Ks--系数，对30×30m≤S≤500×500m的接地网，可按式(B6)计算。

KL=1.0 方孔接地网  =1.14L2/L1 长孔接地网Kn=0.076+0.776/nKs=0.234+0.414lgS  (L8)

式中：n--均压带计算根数； d--均压带等效直径，m；

Kd=0.841-0.225lgdL1、L2--接地网的长度和宽度。

2)接地网外的地外表最大跨步电位差可按下式计算

Usmax = KsmaxUg (L9)

式中：Usmax--最大跨步电位差，V； Ksmax--最大跨步电位差系数。

正方形接地网的最大跨步电位差系数可按下式计算

Ksmax1.5a2lnh2hT/2h2hT/21.1422/ln20.4Sdh (L10)

n2a20.35nS30

01.n

而T=，即跨步距离。

对于矩形接地网，n值由下式计算

LLn20L04S式中：L、L0--分别与式(A3)中意义同。

1/2

c)均压带非等间距布置时正方形或矩形接地网地外表的最大接触电位差和最大跨步电位差的计算： 1)接地网均压带可按表L1所示的不等间距方式布置。

表L1 接地网不等间距布置网孔边长为网边长百分数〔%〕

网孔序号 网 孔 数 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 网 孔 边 长 百 分 数 14 15 16 17 18 19 20 注：由于布置对称，表中只列出一半数值。

2)接地网地外表最大接触电位差仍采用式(L6)计算，但Ktmax变为

Ktmax = KtdKthKtLK′tmaxKtnKts (L11)

式中各系数依次为对最大接触电位差的等效直径、埋深、形状、网孔数和根数影响系数，且

Ktd 6d

K5th

h

KtL =0.168-0.002(L2/L1) (L2≤L1)

K′3tmax

h

Ktn

n2/n1-0.132(n2

/n1

) (n2

≤n1

)

Kts

8S

式中：n1--沿长方向布置的均压带根数； n2--沿宽方向布置的均压带根数； m--接地网孔数，其中m=(n1-1)(n2-1)； h--水平均压带的埋设深度； L1、L2--接地网的长度和宽度。

3)接地网的最大跨步电位差仍采用式(B7)计算，但Ksmax变为

Ksmax=KsdKshKsLK′smaxKsnKss (L12)

式中各系数依次为对最大跨步电位差的等效直径、埋深、形状、网孔数和根数的影响系数，且

K3sdd

K2sh

h

KsL=0.741-0.011(L2/L1) (L2≤L1) K′smaxm K12snn2/n1 (n2

≤n1

)

Kss

S

式中参数意义同上。