山东电力集团公司
电力设备交接和预防性试验规程
二ΟΟ三年三月
电力设备交接和预防性试验规程
前 言
预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，1996年原电力工业部颁发DL/T596—1996《电气设备预防性试验规程》后，原山东省电力工业局为了减少停电次数，达到多发多供的目的，结合山东省的实际情况，制定颁发了《山东省电力工业局电气设备预防性试验规程(试行)》，多年来对电力生产起到了非常重要的作用，并积累了丰富的经验。
交接试验的主要目的是检验电气设备安装过程中的质量，它是电气设备开展预防性试验和绝缘监督工作的基础。GB50150—1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》自1992年实施以来，对保证电气设备安全可靠投入运行起了重要作用。
随着电力工业的迅速发展，新设备的大量涌现，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。特别是在执行预试规程和交接标准的过程中，由于交接标准10年来没有进行过修订，出现了交接标准比预试标准低的现象，给执行标准带来困难。为此，2002年山东电力集团公司组织相关技术人员，在广泛征求意见的基础上，依据《电气设备预防性试验规程》和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，结合山东电力集团公司的实际情况，编制了《电力设备交接和预防性试验规程》。 本标准经山东电力集团公司批准从2003年3月10日起实施。
本标准从生效之日起代替1997年山东省电力工业局颁发的《山东省电力工业局电气设备预防性试验规程(试行)》，凡其它标准、规定涉及电力设备交接和预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有抵触的，以本标准为准。
本标准的附录A、附录B和附录H是标准的附录。
本标准的附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录I、附录J和附录K是提示的附录。
2
电力设备交接和预防性试验规程
目 录
1 范围……………………………………………………………………………………………………………4 2 引用标准………………………………………………………………………………………………………4 3 定义、符号……………………………………………………………………………………………………5 4 总则……………………………………………………………………………………………………………6 5 旋转电机………………………………………………………………………………………………………7 6 电力变压器及电抗器………………………………………………………………………………………18 7 互感器………………………………………………………………………………………………………27 8 开关设备……………………………………………………………………………………………………31 9 套管…………………………………………………………………………………………………………42 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………………43 11 电力电缆线路………………………………………………………………………………………………43 12 电容器………………………………………………………………………………………………………49 13 绝缘油和六氟化硫气体……………………………………………………………………………………57 14 避雷器………………………………………………………………………………………………………57 15 母线…………………………………………………………………………………………………………59 16 二次回路……………………………………………………………………………………………………60 17 1kV及以下的配电装置和电力布线………………………………………………………………………60 18 1kV及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………61 19 接地装置……………………………………………………………………………………………………62 20 电除尘器…………………………………………………………………………………………………… 21 低压电器……………………………………………………………………………………………………66
附录A(标准的附录) 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……………67 附录B(标准的附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准……………………………………………………70 附录C(提示的附录) 污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………71 附录D(提示的附录) 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法……………………………………71 附录E(提示的附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法…………………………………………………72 附录F(提示的附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………72 附录G(提示的附录) 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值…………………………………………73 附录H(标准的附录) 高压电气设备的工频耐压试验标准…………………………………………………74 附录I(提示的附录) 发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值………………………………74 附录J(提示的附录) 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数…………………………75 附录K(提示的附录) 参考资料………………………………………………………………………………75
3
电力设备交接和预防性试验规程
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，参照本标准执行。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB/T 261—1983 石油产品闪点测量法 GB/T 2—1983 石油产品酸值测量法 GB/T 311—1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 507—1986 绝缘油介电强度测量法
GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 1094.1～.2—1996、GB 1094.3～.5 电力变压器 GB 2536—1990 变压器油
GB 5583—1985 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量法(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 7328—1987 变压器和电抗器的声级测量 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量法(比色法) GB/T 7599—1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB法) GB 7600—1987 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) GB 7601—1987 运行中变压器油水分含量测量法(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 11022—19 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB 11023—19 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
4
电力设备交接和预防性试验规程
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
DL/T 421—1991 绝缘油体积电阻率测量法 DL/T 423—1991 绝缘油中含气量测量--真空压差法
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
3 定义、符号
3.1 预防性试验
为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.3 带电测量
对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。 3.4 绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。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。 3.5 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。 3.6 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。 3.7 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
5
电力设备交接和预防性试验规程
4 总则
4.1 设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。
4.2 山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。在执行标准过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kV及以上电气设备并报上级主管部门备案。
4.3 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。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。
4.4 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。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV >72小时 220kV >48小时 110kV及以下 >24小时
4.5 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)。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各种设备中的最低试验电压。 4.6 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： 4.6.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其试验电压； 4.6.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。
4.7 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品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℃，空气相对湿度一般不高于80％。本标准中使用常温为10〜40℃。试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。
4.8 110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。
4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T6—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.10 预试周期原则上110kV及以上电气设备为3年。35kV及以下电气设备可延长至6年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。
4.11 不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆头试验的方法进行。 4.12 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。
4.13 交接试验时，本标准未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》为准。
6
电力设备交接和预防性试验规程
5 旋转电机
5.1 同步发电机
5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机交接和预防性试验项目、周期和要求见表5.1。6000kW以下、电压1kV以上的同步发电机应进行除第29项以外的其余各项。电压1kV及以下的同步发电机不论其容量大小，均应按第1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项进行。 5.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定
5.1.2.1 发电机大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行。
a) 沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发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值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数，下同)，分相试验时不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算，换算公式参考附录J。
5.1.2.2 运行中的发电机，在大修中未换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。 5.1.3 有关发电机的在线监测
水冷、水氢氢以及全氢冷的发电机要依据各自的冷却方式分别加装漏水报警或内部过热报警在线监测装置，并在发电机运行中保证在线监测装置可靠工作。
表5.1 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 1)交接时 3)小修时 4)2〜3年 5)必要时 要 求 1)绝缘电阻值自行规定。若在相缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因，设法消除 2)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于2 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 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，应测量汇水管及引水管的绝缘电阻，阻值应符合制造厂的规定 3)200MW及以上机组推荐测量极化指数 2)大修前、后 近试验条件(温度、湿度)下，绝7
电力设备交接和预防性试验规程
序号 2 项 目 定子绕组的直流电阻 周 期 1)交接时 2)大修时 3)出口短路后 要 求 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，不大于最小值的1.5%(水轮发电机为1%)，超出要求者，应查明原因 说 明 1)在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 2)汽轮发电机相间(或分支间)差别及其历年的相对变化大于1%，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 3 定子绕组泄1)交接时 漏电流和直2)大修前、后 流耐压试验 3)2〜3年或小修时 4)更换绕组后 1)试验电压 全部更换定子 绕组并修好后 局部更换定子 绕组并修好后 运行20年及以下 大 运行20年以上与架空修 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、预试和大修后 3.0Un 2.5Un 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后含氢量96%以上或排氢后含氢量在2.5Un 3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验 2.5Un 2)试验电压按每级0.5Un分(2.0〜阶段升高，每阶段停1min 3)之一者，2.5)Un 3)不符合左栏2)、2.0Un 应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 2)在规定试验电压下，各相泄漏电流4)泄漏电流随电压不成比例的差别不应大于最小值的100%；最大的显著增长时，应注意分析 泄漏电流在20μA以下者，相间差值5)试验时，微安表应接在高与历次试验结果相比较，不应有显著压侧，并对出线套管表面加变化 以屏蔽。水内冷发电机汇水3)泄漏电流不随时间的延长而增大 4)交接时：试验电压为3.0Un，各相泄管表面有绝缘者，应采用低漏电流的差别不应大于最小值的50%，压屏蔽法接线；汇水管直接最大泄漏电流在20μA以下者，相间差接地者，应在不通水和引水值与出厂试验结果相比较，不应有明显管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械差别 混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于开启式水系统不大于5.0×10µS/m；对于的密闭循环水系统不大于1.5×10µS/m 228
电力设备交接和预防性试验规程
序号 4 项 目 定子绕组交周 期 1)交接时 3)更换绕组后 要 求 说 明 1)全部更换定子绕组并修好后的试验1)应在停机清除污秽前热状电压为： 容量 kW或 kVA 小于 10000 10000 及以上 额定电压 Un V 36 以上 6000以下 6000〜18000 18000以上 试验电压 V 态下进行，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含氢量96%以上或排氢后含氢量在3%以流耐压试验 2)大修前 2Un+1000但最下时进行，严禁在置换过程低为1500 中进行试验 2.5Un 2Un+3000 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机按专门协议 组按制造厂规定。冷却水质2)交接时，交流耐压标准按上表值的应透明纯净，无机械混杂物，75% 导电率在水温20℃时要求：3)大修前或局部更换定子绕组并修好对于开启式水系统不大于25.0×10µS/m；对于的密后试验电压为： 运行20年及以下者 运行20年以上与架空线路直接连接者 运行20年以上不与架空线路直接连接者 1.5Un 1.5Un 闭循环水系统不大于1.5×10µS/m 3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值(1.3〜1.5)Un 为工频试验电压值的1.2倍,持续时间为1min 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A 5 转子绕组的绝缘电阻 1)交接时 2)大修中转3)小修时 1)绝缘电阻值一般不小于0.5M 1)水内冷发电机用500V及2)转子绕组额定电压在200V以上的可用2500V兆欧表，200V及以下的采用1000V兆欧表 3)当水内冷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 4)当氢内冷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0.5MΩ时，可允许投入运行 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温以下兆欧表或其它测量仪器 2子清扫前、后 下一般不应小于5k 9
电力设备交接和预防性试验规程
序号 6 项 目 直流电阻 周 期 2)大修时 要 求 比较，其差别一般不超过2% 说 明 温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 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 7 转子绕组1)显极式转试验电压 交流耐压子大修时和显极式和隐极式转试验 更换绕组后 子全部更换绕组并2)隐极式修好后 转子拆卸护环后、局部修理槽内的绝缘组后 1)隐极式转子拆卸护环只修理端可用2500V兆欧表测量额定励磁电部绝缘时，压500V及以绝缘电阻代替 则下者为10Un，2)隐极式转子若在端部有铝鞍，但不低于在拆卸护环后作绕组对铝鞍的耐试验时将转子绕组与轴连1500V；500V压试验。以上者接，在铝鞍上加电压2000V 3)全部更换转子绕组时工艺过程2Un+4000V 转子绕组的1)交接时 与初次(交接或大修)所测量的结果1)在冷状态下进行测量，绕组表面和更换绕显极式转子大修时5Un，但不低于中的试验电压值按制造厂规定 隐极式转子绕组不进行及局部更换绕组并1000V，不大于4)交接时，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 8 发电机和励1)交接时 磁机的励磁2)大修时 回路所连接3)小修时 的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 9 发电机和励1)交接时 磁机的励磁2)大修时 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 10
2000V 于1000V，不大于2000V 交流耐压试验，可采用2500V兆欧5Un，但不低表测量绝缘电阻代替 绝缘电阻值不应小于0.5M，否则1)小修时，用1000V兆欧表 应查明原因并消除 2)大修时，用2500V兆欧表 3)回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接 试验电压为1000V 1)可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 2)水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压，应按序号7的规定进行 3)回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接 电力设备交接和预防性试验规程
序号 10 项 目 定子铁芯试验 周 期 1)交接时 2)重新组装或更换、修理硅钢片后 3)必要时 要 求 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定 2)单位损耗参考值见附录A 3)对于运行年久的发电机自行规定 说 明 11 发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻 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 13 灭磁开关的并联电阻 14 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 1)交接时 2)大修时 1)交接时，若制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行试验 2)在磁密为1T下持续试验时间为90min，在磁密为1.4T下持续时间为45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 3)用红外热像仪测温 1)汽轮发电机组的轴承不得汽轮发电机组的轴承绝缘，用低于0.5M 1000V兆欧表在安装好后进行2)立式水轮发电机组的推力测量 轴承每一轴不得低于100M；油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3M 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非线性电阻按制造厂要求 较，其差别不应超过10% 1)交接时 2)大修时 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 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应有明显变化 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转子线圈测量 2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定) 3)本试验可用动态匝间短路监测法代替 1)绝缘电阻值自行规定 1)用250V及以下的兆欧表 2)检温计指示值误差不应超2)除埋入式检温计外还包括水冷定过制造厂规定 子绕组引水管出水温度计 不大于10V 1)运行中检温元件电位升高，槽楔松动或防晕层损坏时测量 2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值 3)有条件时可用超声法探测槽放电 15 检温计绝缘电阻和温度计检验 定子槽部线圈防晕层对地电位 1)交接时 2)大修时 16 必要时 11
电力设备交接和预防性试验规程
序号 17 项 目 周 期 1)交接时 2)大修时(200MW及以上) 3)必要时 1)交接时 2)大修时 3)必要时 要 求 说 明 汽轮发电机定子绕组端部振型模态试验 18 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量 模态试验固有频率在94～115Hz之间，交接时有制造厂测量数且振型为椭圆的为不合格，应进行端部据时可不进行 结构改造 1)直流试验电压为Un 2)测试结果一般不大于附录I表I1中的值 1)本项试验适用于100MW及以上的国产定子水内冷汽轮发电机 2)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷 1)测量时应采用高内阻(不小于100k/V)的交流电压表 2)对于端盖式轴承可测轴对地电压 19 轴电压 1)交接时 2)大修后 20 21 定子绕组绝累计运行时间20缘老化鉴定 年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时 空载特性曲1)交接时 线 2)大修后 3)更换绕组后 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)水轮发电机应测量轴对机座的电压 见附录A 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 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 与制造厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围之内 时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差别 22 三相稳定短1)交接时 路特性曲线 2)更换绕组后 3)必要时 发电机定子开路时间的灭磁时间常数 测量自动灭磁装置分闸后的定子残压 1)交接时 2)更换灭磁开关后 交接时 23 24 残压值不作规定(一般在200V以下) 序号 25 项 目 检查相序 周 期 1)交接时 2)改动接线时 要 求 应与电网的相序一致 说 明 12
26 温升试验 27 进相运行试验 电力设备交接和预防性试验规程
1)定、转子绕组应符合制造厂规定 更换及冷却系统改进后 2)增容改造后 3)必要时 1)交接时 应符合运行规程的要求 2)增容改造后 3)必要时 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 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 分备变和厂变带厂用电两个工况进行 交接时当无制造厂型式试验数据时应进行测量 28 29 效率试验 增容改造后 超瞬态电抗1)交接时 和负序电抗 2)必要时 5.2 直流电机 直流电机的试验项目、周期和要求见表5.2。
表5.2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绕组的绝缘1)交接时 绝缘电阻值一般不低于0.5M 电阻 2)大修时 3)必要时 2 绕组的直流1)交接时 1)与制造厂试验数据或以前测得的值电组 2)大修时 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 3 电枢绕组片1)交接时 相互间的差值不应超过正常最小值的间的直流电2)大修时 10% 阻 说 明 1)用1000V兆欧表 2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 4 绕组的交流耐压 1)交接时 2)大修时 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 1)交接时 2)大修时 1)交接时 2)大修时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压： 1)交接时为1.5Un＋750V，但不小于1200V 2)大修时为1000V 与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过10% 绝缘电阻值一般不低于0.5M 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 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 6 13
电力设备交接和预防性试验规程
序号 7 项 目 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 周 期 1)交接时 2)大修时 3)必要时 1)交接时 2)接线变动时 1)交接时 2)大修时 要 求 核对位置是否正确，应满足良好的换向要求 极性和连接均应正确 说 明 必要时可做无火花换向试验 8 9 10 1)交接时 2)大修后必要时 3)更换绕组后 11 直流电动机1)交接时 的空转检查 2)大修后 3)更换绕组后 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1)空载特性：测录至最大励磁电压值 较，应在测量误差范围内 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 1)转动正常 空转检查的时间一般不小于1h 2)调速范围合乎要求 5.3 中频发电机 中频发电机的试验项目、周期和要求见表5.3。
表5.3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 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 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 3 绕组的交流1)交接时 耐压 2)大修时 试验电压为出厂值的75% 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替 4 可变电阻器1)交接时 或起动电阻2)大修时 器的直流电阻 与制造厂数值或最初测得的值比较，相差不得超过10% 1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量 绕组的绝缘1)交接时 电阻 2)大修时 3)小修时 2 绕组的直流1)交接时 电阻 2)大修时 14
电力设备交接和预防性试验规程
序号 5 项 目 周 期 要 求 说 明 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)永磁式中频发电机只测录发电机电压与转速的关系曲线 4)外特性：必要时进行 新机投运后创造条件进行 测录中频发1)交接时 与制造厂试验数据比较应在电机的特性2)大修后必要时 测量误差范围内 曲线 3)更换绕组后 6 7 检查相序 温升试验 交接时 必要时 电机出线端子标号与相序一致 按制造厂规定 5.4 交流电动机
5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表5.4。
5.4.2 容量在100kW以下的电动机一般只进行1、2、4、14，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。
表5.4 交流电动机的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻和吸收比(或极化指数) 1)交接时 2)大修时 3)小修时 4)必要时 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1000V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每千伏1M，投产前室温下(包括电缆)不应低于每千伏1M c)转子绕组绝缘电阻不应低于0.5M 2)吸收比(或极化指数)自行规定 1)1000V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； 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)容量为500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照发电机中有关规定 2)3000V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 1)交接时 2)大修时 3)必要时 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1)交接时 2)大修时 3)更换绕组后 有条件时应分相进行 15
电力设备交接和预防性试验规程
序号 4 项 目 定子绕组的交流耐压 周 期 1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 要 求 1)大修中不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V 3)交接时试验电压0.75(2Un+1000)V 说 明 1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 2)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)绕线式电动机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 3)交接时，3000V及以上电动机进行试验 5 绕线动机绕组流耐验 式转的压电子交试1)交接时 2)大修后 3)更换绕组后 试验电压如下： 大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组 全部更换转子绕组后 交接时 不可逆式 1.5Uk，但不小于1000V 可逆式 3.0Uk，但不小于2000V (2Uk+1000)V (4Uk+1000) V 6 同步电动机转子绕组交流耐压试验 可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻 可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的绝缘电阻 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 1)交接时 2)大修时 0.75(2Uk+ 0.75(4Uk+ 1000)V 1000)V 1)交接时试验电压为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于1200V，但不应高于出厂试验电压值的75％ 2)大修时试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 7 1)交接时 2)大修时 与制造厂数值或最初测得的结果比较，相差3000V及以下的电动机不应超过10% 应在所有分接头上测量直流电阻 8 1)交接时 2)大修时 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5 M 用2500V兆欧表 9 1)交接时 2)大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 16
电力设备交接和预防性试验规程
序号 10 项 目 同步电机及其磁机轴的绝缘阻 转子金绑线的缘电阻 动励承电属绝周 期 1)交接时 2)大修时 要 求 绝缘电阻不应低于0.5M 说 明 在安装完毕后用1000V兆欧表测量 11 1)交接时 2)大修时 绝缘电阻不应低于0.5M 用2500V兆欧表测量 12 检查定子绕组的极性 1)交接时 2)接线变动时 定子绕组的极性与连接应正确 13 定子铁芯试验 1)必要时 2)全部更换绕组或修理铁芯后 1)交接时 2)必要时 参照表5.1中序号10 14 电动转并空载和空耗 机测电载空量流损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% 15 双电动机拖动时测量转矩--转速特性 必要时 两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10% 1)对双绕组的电动机，应检查两分支间的连接的正确性 2)中性点无引线者可不检查极性 1)3000V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)3000V以下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 17
电力设备交接和预防性试验规程
6 电力变压器及电抗器
6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表6.1。
表6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 (μL/L)不得超过下列数值： 说 明 和C2H2四种气体 2)溶解气体组份含量有增长断，必要时缩短周期进行跟踪分析 1)新装变压器的油中H2与烃类气体含量1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6油中溶解1)交接时 气体色谱2)投运前 分析 3)新装、大修总烃：20；H2：30；C2H2：不应含有 投运后1天、4量(μL/L)不得超过下列数值： 天、10天、30总烃：50；H2：50；C2H2：不应含有 天各1次 4)运行中 后的变压器在2)大修后变压器的油中H2与烃类气体含趋势时，可结合产气速率判3)运行设备的油中H2与烃类气体含量3)总烃含量低的设备不宜采( μL/L)超过下列任何一项值时应引起用相对产气速率进行判断 a)500kV变压注意： 器1个月1次 总烃：150；H2：150； b)220kV变压C2H2：5 (35〜220kV) 器3个月1次 c)110kV变压1 (500kV) 4)烃类气体总和的绝对产气速率超过器6个月1次 6mL/d或相对产气速率大于10%/月则认5)出口(或近为设备有异常 区)短路后 7)必要时 5)对500kV电抗器，当出现少量(小于 5μL/L)乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可跟踪监督运行 2 绕组直流1)交接时 电阻 2)3年 1)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻1)如电阻相间差在出厂时超相互间的差别不应大于平均值的2%，无过规定，制造厂已说明了这种位测得值比较，其变化不应大3)大修前、后 中性点引出的绕组，线间差别不应大于偏差的原因，则与以前相同部4)无载分接开平均值的1% 置 关变换分接位2)1600kVA及以下的变压器，相间差别于2% 一般不大于平均值的4%，线间差别一般2)预试时有载分接开关可在经常运行的分接上下几个分行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算R2R15)有载分接开不大于平均值的2% 有分接) 6)必要时 不应大于2% 4)电抗器参照执行 关检修后(所3)与以前相同部位测得值比较，其变化接处测量，无载分接开关在运TT2 TT1式中T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 18
电力设备交接和预防性试验规程
序号 3 项 目 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 周 期 1)交接时 2)3年 3)大修前、后 4)投运前 5)必要时 要 求 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 2)35kV及以上应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3 3)220kV及以上应测量极化指数，极化指数在常温下不低于1.5 4)预试时可不测量极化指数；吸收比不合格时增加测量极化指数，二者之一满足要求即可 说 明 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R2R11.5(t1t2)/10 4 绕组的介1)交接时 质损耗因2)大修前、后 数tgδ 3)必要时 4)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 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 1)20℃时不大于下列数值： 1)非被试绕组应接地或屏蔽 500kV 0.6% 2)同一变压器各绕组tgδ的要求值110～220kV 0.8％ 相同 35kV及以下 1.5% 3)测量温度以顶层油温为准，各次2)tgδ值与出厂试验值或历年的测量时的温度尽量相近 数值比较不应有显著变化(一般不4)尽量在油温低于50℃时测量，不大于30％) 同温度下的tgδ值按下式换算： 3)试验电压： tg2tg11.3(t2t1)/10 绕组电压 10kV 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、10kV及以上 t2时的tgδ值 绕组电压 额定电压Un 10kV以下 5 6 7 8 电容型套1)用正接法测量 管的介质2)测量时记录环境温度及变压器损耗因数见第9章“套管” (或电抗器)顶层油温 (tgδ)和电容值 绝缘油试见第13章“变压器油” 验 绕组连同1)交接时 1)容量8000kVA以下、额定电压1)可采用倍频感应或操作波感应法 套管的交2)更换绕组后 35kV及以下交接时应进行交流耐2)35kV及以下全绝缘变压器现场流耐压试3)必要时 压试验 条件不具备时，可只进行外施工频验 2)容量8000kVA及以上、额定电压耐压试验 35kV及以下交接时有试验设备可3)电抗器进行外施工频耐压试验 进行交流耐压试验 3)油浸变压器(电抗器)试验电压按表6.2 铁芯(有1)交接时 1)与以前测试结果相比无显著差1)用2500V兆欧表 外引接地2)3年 别 2)夹件引出接地的可单独对夹件进线的)绝3)大修前、后 2)运行中铁芯接地电流一般不应行测量 缘电阻 4)必要时 大于0.3A 19
电力设备交接和预防性试验规程
序号 9 项 目 周 期 1)交接时 2)大修中 要 求 说 明 穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 油中含水量 mg/L 220kV及以上绝缘电阻一般不低于500MΩ，其1)用2500V兆欧表 它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别 2)连接片不能拆开者可不进行 11 油中含气量(体积分数) % 12 绕组泄漏电流(35kV及以上，且容量在10000 kVA及以上) 1)交接时 2)投运前 3)220kV及以上半年1次，110kV 1年1次 4)必要时 1)500kV交接时 2)500kV 1年 3)220kV及以上必要时 1)交接时 2)投运前 3)3年 4)大修前、后 5)必要时 投入运行前的油 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10 运行油 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15 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℃时取样 投入运行前的油 500kV≤1 220kV≤3 运行油 500kV≤3 220kV≤5 1)试验电压一般如下： 绕组额定 电压(kV) 直流试验 电压(kV) 3 5 6～ 15.75 18～ 35 110～ 220 10 20 40 读取1min时的泄漏电流值，交接时的泄500 漏电流不宜超过附60 录G的规定 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明 显差别，且应符合变压比的规律 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 13 绕组所有分1)交接时 接头的电压2)分接开关比 拆装后 3)更换绕组后 4)必要时 14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 15 空载电流和空载损耗 1)交接时 2)更换绕组后 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验相比无明显变化 试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压(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) 20
电力设备交接和预防性试验规程
序号 16 项 目 周 期 要 求 与前次试验相比无明显变化 说 明 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) 17 绕组变形1)交接时 测量 2)更换绕组(110kV及后 以上主变3)大修后 压器和高4)出口(或近压厂用变区)短路后 压器) 18 试验 5)10年 2)大修更换1)线端电压为1.5Um/3时，视在1)110kV电压等级的新安装变压放电量不宜大于500pC；线端电压器，可比照执行 为1.3Um/3时，视在放电量不宜2)运行中的变压器油色谱异常，怀不大于300pC 疑存在放电性故障时，可进行局部2)新安装的变压器交接试验中，要放电试验 求加于匝间和主绝缘的试验电压为1.5Um/3 按DL/T574—95《有载分接开关运 局部放电1)交接时 (220kV及绝缘部件或以上电压部分线圈后 等级和容3)必要时 量120 MVA及以上) 19 有载分接1)交接时 验和检查 规定 3)大修后 4)必要时 20 测温装置1)交接时 校验 21 2)3年 3)必要时 气体继电1)交接时 器校验 22 22 2)大修后 3)必要时 压力释放必要时 器校验 全电压下1)交接时 空载合闸 2)更换绕组后 动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定 1)新装和全部更换绕组，冲击合闸1)在运行分接上进行 2)由变压器高压侧或中压侧加压 5次，第一次间隔10min，以后每3)110kV及以上的变压器中性点接次间隔5min 地 2)部分更换绕组，冲击合闸3次，4)发电机变压器组中间无断开点第一次间隔10min，以后每次间隔时可不进行 5min 按制造厂的技术要求 按制造厂的技术要求 开关的试2)按制造厂行维修导则》执行 按《变压器绕组变形测试应用导 则》执行 阻抗电压1)更换绕组和负载损后 耗 2)必要时 21
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 23 220kV及以上油中糠醛含量 周 期 要 求 1)投运后101)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时，应年内3年1视为非正常老化，需跟踪监测 次，其后5年运行 10～1～3 4～6 7～9 1次 年限 12 2)必要时 糠醛 0.04 0.07 0.1 0.2 含量 运行 13～16～19～22～年限 15 18 21 25 糠醛 0.4 0.6 1 2 含量 2)跟踪监测时，应注意增长率 3)糠醛含量大于2mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 说 明 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高 2)需了解绝缘老化情况 24 绝缘纸怀疑绝缘老化当聚合度小于250时，应引起注意 (板)聚合比较严重 度 绝缘纸(板)含水量 必要时 含水量一般不大于下列值 500kV 1% 220kV 3% 25 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 可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测量 26 27 28 29 30 31 32 电抗器阻必要时 抗测量 箱壳振动 1)500kV电抗器交接时 2)必要时 500kV噪1)交接时 音测量 2)更换绕组后 3)必要时 油箱表面1)500kV电抗温度分布 器交接时 2)必要时 110kV及1)交接时 以上变压2)更换绕组器零序阻后 抗 壳式变压1)交接时 器绝缘油2)3年 带电度 3)必要时 壳式变压1)交接时 器线圈泄2)3年 漏电流 3)必要时 与出厂值相差不大于±5%，与三相或三如受试验条件可在运行相组平均值相差不大于±2% 电压下测量 在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰 值不应大于100μm 在额定电压及额定频率下不应大于 80dB(A) 1)500kV电抗器交接时温升不应大于 65K 2)局部过热点温升不超过80K 如有制造厂出厂试验值，交接时可以不做 应小于500pC/mL/20℃ 应小于|-3.5|μA 在变压器停电启动油泵状态下测量 22
电力设备交接和预防性试验规程
6.2 电力变压器交流试验电压值见表6.2。
表6.2 电力变压器的交流试验电压 线端交流试验电压值(kV) 中性点交流试验电压值(kV) 部分更换绕组部分更换绕组最高工作电压(kV) 全部更换绕全部更换绕组 后 后 组 交接时 交接时 6.9 11.5 17.5 23 40.5 126 252 25 35 45 55 85 200 21 30 38 47 72 170(195) 306 336 536 578 25 35 45 55 85 95 85 (230) 85 140 21 30 38 47 72 80 72 (170) 72 120 额定电压(kV) 6 10 15 20 35 110 220 360 395 630 500 550 680 注：括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统。 6.3 消弧线圈
表6.3 消弧线圈的试验项目和周期 序号 试 验 项 目 周 期 1 油中溶解气体色谱分析 交接时、1年、大修后、必要时 2 绕组直流电阻 交接时、3年、大修后、必要时 3 绕组绝缘电阻、吸收比 交接时、3年、大修后、必要时 4 绕组的tgδ 交接时、必要时 5 绝缘油试验 交接时、投运前、3年、大修后、必要时 6 交流耐压试验 交接时、大修后、必要时 7 消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘交接时、大修后、必要时 和变比试验 6.4 干式变压器 表6.4 干式变压器的试验项目和周期 序号 试 验 项 目 周 期 1 绕组直流电阻 交接时、3年、大修后、必要时 2 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 交接时、3年、大修后、必要时 3 交流耐压试验 交接时、3年、大修后、必要时 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及交接时、大修时 4 屏蔽等的绝缘电阻 5 绕组所有分接的电压比 交接时、更换绕组后、必要时 6 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 交接时、更换绕组后 7 空载电流和空载损耗 交接时、更换绕组后 8 短路阻抗和负载损耗 交接时、更换绕组后 9 环氧浇注型干式变压器的局部放电测量 交接时、更换绕组后、必要时 10 测温装置及其二次回路试验 交接时、更换绕组后 23
电力设备交接和预防性试验规程
6.5 干式电抗器
干式电抗器试验项目：所连接的系统设备大修时作交流耐压试验(表6.l中序号7)。
6.6 接地变压器和变压器中性点高阻装置
表6.5 接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目和周期 序号 试 验 项 目 周 期 1 绕组直流电阻 交接时、3年、大修后、必要时 2 绕组绝缘电阻、吸收比 交接时、3年、大修后、必要时 3 绝缘油试验 交接时、投运前、3年、大修后、必要时 4 交流耐压试验 交接时、3年、大修后、必要时 5 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、交接时、大修时 线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 6 空载电流和空载损耗 交接时、更换绕组后 7 短路阻抗和负载损耗 交接时、更换绕组后 8 整体密封检查 交接时、大修后
6.7 气体绝缘变压器
表6.6 气体绝缘变压器的试验项目和周期 序号 试 验 项 目 周 期 1 SF6气体的湿度(20℃的体积分数) 交接时、3年、大修后、必要时 2 SF6气体泄漏试验 交接时、大修后、必要时 3 4 5 6
绕组直流电阻 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 交流耐压试验 二次回路试验 交接时、3年、大修后、必要时 交接时、3年、大修后、必要时 交接时、3年、大修后、必要时 交接时、大修后、必要时 6.8 箱式变压器
表6.7 箱式变压器的试验项目和周期 序号 试 验 项 目 1 绕组直流电阻 必要时 2 绕组绝缘电阻、吸收比 必要时 3 绝缘油试验 必要时 4 交流耐压试验 必要时 周 期
6.9 特殊连接结构变压器
6.9.1 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6.1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8.1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6.1和表8.1进行。
24
电力设备交接和预防性试验规程
6.9.2 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
试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表6.1执行。 试验项目：
1)变压器和充油全密封高压引线装置每月1次绝缘油色谱分析，每半年1次绝缘油中含水量分析；高压充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表11.3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6.1。
6.10 判断故障时可供选用的试验项目
主要针对1600kVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中溶解色谱气体分析判断有异常时可选择下列试验项目： —绕组直流电阻
—铁芯绝缘电阻和接地电流
—空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体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
25
电力设备交接和预防性试验规程
—绕组直流电阻 —绕组变形测量 —短路阻抗 —空载电流和损耗
d)判断绝缘受潮可进行下列试验：
—绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流) —绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量、含气量(500kV) —绝缘纸的含水量
e)判断绝缘老化可进行下列试验：
—油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) —绝缘油酸值 —油中糠醛含量 —油中含水量
—绝缘纸或纸板的聚合度
f)振动、噪音异常时可进行下列试验： —振动测量 —噪音测量 —油中溶解气体分析 —阻抗测量
26
电力设备交接和预防性试验规程
7 互感器
7.1 电流互感器
电流互感器的试验项目、周期和要求见表7.1。
表7.1 电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绕组及1)交接时 1)一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其1)用2500V兆欧表 末屏的2)投运前 对外壳的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应2)500kV交接时尚应绝缘电3)3年 有显著变化 测量一次绕组间的绝阻 4)大修后 2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于 缘电阻，由于结构原5)必要时 1000MΩ 因无法测量时可不进行 2 介质损1)交接时 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年1)当tgδ值与出厂值耗因数2)投运前 数据比较，不应有显著变化： 或上一次试验值比较tgδ(%)3)3年 电压等级kV 20～35 110 220 500 有明显增长时，应综及电容4)大修后 交 油纸电容型 — 1.0 0.7 0.6 合分析tgδ与温度、量(20kV5)必要时 接 充 油 型 3.0 2.0 — — 电压的关系，当tgδ及以上) 6)SF6、固大 胶纸电容型 2.5 2.0 — — 随温度明显变化，或体绝缘互修 充 胶 式 2.0 2.0 2.0 — 试验电压由10kV到感器按制 tgδ增量超油纸电容型 — 1.0 0.8 0.7 Um/3，运 造厂规定 充 油 型 3.5 2.5 — — 过±0.3%，不应继续行 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 运行 中 充 胶 式 2.5 2.5 2.5 — 2)主绝缘tgδ试验电2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂压为10kV， 末屏对地值差别超过±5%时应查明原因 tgδ试验电压为2kV 3)交接试验和投运前，应测量末屏对地tgδ及电容量，tgδ值不大于2% 3)预试时当末屏绝缘电阻小于1000M，或主绝缘tgδ超标时应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 3 油中溶1)交接时 油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时1)新投运互感器的油解气体2)大修后 应引起注意： 中不应含有C2H2 色谱分3)投运后前总烃：1002)运行中制造厂明确 析 3年1年1H2： 150要求不进行色谱分析次，以后3C2H2： 1(220～500kV) 时，才可不进行 年1次 2(110kV及以下) 4)必要时 4 局部放1)交接时 1)固体绝缘电流互感器在电压为1.1Um/3时，视在 电试验2)大修后 放电量不大于100pC；在电压为1.1Um时(必要时)，(35kV及3)必要时 视在放电量不大于500 pC 以上) 2)110kV及以上油浸式电流互感器在电压为1.1Um/3时，视在放电量不大于20pC 3)SF6电流互感器交接时，在老练试验和工频耐压试验后，应进行局部放电试验 与铭牌标志相符合 5 极性检查 1)交接时 2)大修后 3)必要时 27
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 周 期 6 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要 求 1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的按下列电压进行试验。 说 明 110kV及以上有条件时电压等级(kV) 6 10 15 20 35 进行 试验电压(kV) 21 30 38 47 72 2)二次绕组之间及对外壳的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 4) 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，接着升至设备额定电压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% 5) 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% 与铭牌标志相符合 7 各分接头的变比检查 校核励磁特性曲线 绝缘油击穿电压 kV 绝缘油 90℃介损 % 绝缘油 含水量 mg/L SF6电流互感器气体的湿度(20℃的体积分数) μL/L 8 9 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 10 11 12 13 1)交接时 2)投产后每半年测量1次，运行1年如无异常，3年测1次 3)大修后 4)必要时 SF6电流互感1)交接时 器气体泄漏试2)大修后 3)必要时 验 更换绕组后应测量比值差和相位差 与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性继电保护有曲线相比较，应无明显差别 要求时进行 投运前 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 110～220kV≥40 110～220kV≥35 500kV≥60 500kV≥50 新油：≤0.5 运行中 注入设备后：≤0.7 220kV及以下≤4 500kV≤2 投运前 运行中 110kV≤20 110kV≤35 220kV≤15 220kV≤25 500kV≤10 500kV≤15 交接时和大修后不大于150，运行中不大于300 年漏气率不大于1% 28
电力设备交接和预防性试验规程
7.2电压互感器
电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表7.2和表7.3。
表7.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 2)投运前 3)3年 4)大修后 5)必要时 1)绕组绝缘tgδ a)交接时 b)投运前 c)3年 d)大修后 e)必要时 2)110～220kV串级式电压互感器支架tgδ a)交接时 b)必要时 3)SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定 1)交接时 2)大修后 3)投运后第1年取1次，以后3年1次 4)必要时 与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无显著差别 说 明 用2500V兆欧表 2 tgδ(20kV及以上) 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 5 10 20 30 35kV 交接时 1.5 2.5 3.0 5.0 及以大修后 下 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 交接时 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 35kV大修后 以上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 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% 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 串级式电压互感器的tg40 δ试验方法7.0 宜采用末端屏蔽法 8.0 3 油中溶解气体的色谱分析 4 交流耐1)交接时 压试验 2)大修后 3)必要时 1)新投运互感器的油中不应含有C2H2 2)运行中制造厂明确要求不进行色谱分析时，才可不进行 1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下1)串级式或列电压进行试验： 分级绝缘式电压等级kV 3 6 10 15 20 35 的互感器用试验电压kV 15 21 30 38 47 72 倍频感应耐2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压标准为2kV，可压试验 2)倍频感应用2500V兆欧表代替 耐压试验时3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 应考虑互感器的容升电压 3)耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤 29
电力设备交接和预防性试验规程
序号 5 项 目 周 期 要 求 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时， 放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC；固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.1Um时，放电量不大于100pC 2)油浸式相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于20pC；油浸式相对相电压互感器在电压为1.1Um时，放电量不大于20pC 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差 别 2)在下列试验电压下，空载电流的增量不应大于出厂试验值的10% 中性点非有效接地系统1.9Un/3 联接组别1)交接时 和极性 2)更换绕组后 3)接线变动后 8 电压比 1)交接时 与铭牌标志相符 2)更换绕组后 3)接线变动后 9 绝缘油 1)交接时 投运前 运行中 击穿电压 2)大修后 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 kV 3)必要时 110～220kV≥40 110～220kV≥35 500kV≥60 500kV≥50 10 一次绕组1)交接时 与初始值或出厂值相比较，应无明显差别 直流电阻2)大修后 测量 3)必要时 11 绝缘油 1)交接时 新油：≤0.5 运行中 90℃介损 2)大修后 注入设备后：≤0.7 220kV及以下 ≤4 % 3)必要时 500kV≤2 12 绝缘油 1)交接时 投运前 运行中 含水量 2)大修后 110kV≤20 110kV≤35 mg/L 3)必要时 220kV≤15 220kV≤25 500kV≤10 500kV≤15 表7.3 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 电压比 1)交接时 与铭牌标志相符 2)大修后 3)必要时 2 中间变压器1)交接时 与历次试验结果和同类型设备的试验结果的绝缘电阻 2)大修后 相比无显著差别 3)必要时 3 中间变压器1)交接时 与初始值相比不应有显著变化 的tgδ 2)大修后 3)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12章。 7 中性点接地系统1.5Un/3 与铭牌和端子标志相符 说 明 局部放电1)交接时 测量(35kV2)大修后 及以上) 3)必要时 6 空载电流1)交接时 和励磁特2)大修后 性 3)必要时 更换绕组后应测量比值差和相位差 说 明 分体式做，用2500V兆欧表 分体式做
8 开关设备
8.1 SF6断路器和GIS
30
电力设备交接和预防性试验规程
SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表8.1。
表8.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 断路器和见第13章 GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目 2 SF6气体泄漏1)交接时 年漏气率不大于1% 对电压等级较高的断路器以及GIS，因试验 2)大修后 体积大可用局部包扎法检漏，每个密3)必要时 封部位包扎历时5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于30μL/L 3 辅助回路和1)交接时 绝缘电阻不低于2MΩ 采用500V或1000V兆欧表 控制回路绝2)大修后 缘电阻 3)3年 4 耐压试验 1)交接时 交流耐压或操作冲击耐压的试验1)试验在SF6气体额定压力下进行 2)大修后 电压为出厂试验电压的80% 2)对GIS试验时不包括其中的电磁式3)必要时 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；分闸状态两端轮流加压，另一端接地 4)500kV对瓷柱式定开距型断路器只做断口间耐压 5 辅助回路和1)交接时 试验电压为2kV 用2500V兆欧表代替 控制回路交2)大修后 流耐压试验 3)必要时 6 断口间并联1)交接时 1)对瓷柱式断路器和断口同时测大修时，对瓷柱式断路器应测量电容电容器的绝2)3年 量，测得的电容值和tgδ与原始器和断口并联后整体的电容值和tg缘电阻、电3)大修后 值比较，应无明显变化 δ，作为该设备的原始数据 容量和tgδ 4)必要时 2)单节电容器按第12章规定 7 合闸电阻值1)交接时 1)除制造厂另有规定外，阻值变罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内和合闸电阻2)3年 化允许范围不得大于±5% 部的在大修时测量 的投入时间 3)大修后 2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核 8 断路器的速1)交接时 测量方法和测量结果应符合制造 度特性 2)大修后 厂规定 31
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 9 断路器的时间参量 周 期 1)交接时 2)机构大修后 3)必要时 要 求 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 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30%～65%之间 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作 3)进口设备按制造厂规定 1)运行中敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 1)交接时绝缘电阻不应低于10MΩ 2)直流电阻符合制造厂规定 说 明 10 分、合闸电磁铁的动作电压 1)交接时 2)3年 3)机构大修后 4)必要时 11 导电回路电阻 12 13 14 15 16 17 1)交接时 2)6年 3)大修后 4)必要时 分、合闸线圈的绝缘电1)交接时 阻和直流电阻 2)机构大修后 3)必要时 SF6气体密度继电器(包1)交接时 括整定值)检验 2)3年 3)大修后 4)必要时 压力表校验(或调整)，1)交接时 机构操作压力(气压、液2)3年 压)整定值校验 3)大修后 4)必要时 操作机构在分闸、合闸、1)交接时 重合闸操作下的压力2)机构大修(气压、液压)下降值 后 3)必要时 液(气)压操作机构的泄1)交接时 漏试验 2)大修后 3)必要时 油(气)泵补压及零起打1)交接时 压的运转时间 2)3年 3)大修后 4)必要时 用直流压降法测量，电流不小于100A 按制造厂规定 按制造厂规定 符合制造厂规定 按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 应符合制造厂规定 32
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 18 液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验 19 闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作 20 GIS中的互感器和避雷器 周 期 要 求 1)交接时 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 1)交接时 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 按制造厂规定，或分别按第7章、第14章进行 说 明 8.2 多油断路器和少油断路器 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表8.2。
表8.2 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘电阻 1)交接时 1)整体绝缘电阻自行规定 使用2500V兆欧表 2)3年 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻在3)大修后 常温下不低于下表数值：MΩ 4)必要时 额定电压kV 试验 类别 交接时 大修后 2 40.5kV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 3〜15 1200 1000 20～40.5 3000 2500 126～252 6000 5000 1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的tgδ超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解试验 2)断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加 3)带并联电阻断路器的整体tgδ(%)可相应增加1 预试时252kV及以上少油断路器提升杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于 5μA时，应引起注意 运行中 300 1000 3000 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ(%)值见表9 2)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，可比表9中相应的tgδ(%)值增加下列数值： 40.5 额定电压≥126 ＜126 (DW1-35 kV DW1-35D) tgδ(%)值增加数 1 2 3 3 40.5kV及以上少油断路器的直流泄漏电流 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 1)每一元件试验电压如下 额定电压kV 试验电压kV 40.5 20 126～252 40 2)交接时泄漏电流：252kV及以上不宜大于5μA，126及以下不应大于10μA； 预试时一般不大于10μA 33
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 4 断路器对地、断口及相间交流耐压试验 周 期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要 求 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DL/T593规定值； 110kV及以上者按DL/T593规定值的80% 试验电压按DL/T593规定值的80% 说 明 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 5 126kV及以上油断路器提升杆的交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 6 辅助回路和控制回路交流耐压试验 7 8 9 10 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 导电回路电阻 1)交接时 2)3年 3)大修后 4)必要时 灭弧室的并联1)交接时 电阻，并联电2)大修后 容器的电容量3)必要时 和tgδ 断路器的合闸1)交接时 时间和分闸时2)大修后 间 3)必要时 断路器的分、1)交接时 合闸速度 2)大修后 3)必要时 断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性 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)大修后 3)必要时 1)交接时 2)操作机构大修后 3)必要时 试验电压为2kV 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(252kV)，或3段(126kV)，加压时间为5min 2)每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定 用2500V兆欧表代替 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定(可以考虑不大于制造厂规定值的2倍) 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第12章规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 15kV及以下的断路器交接时只测量发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器 应符合制造厂规定 11 应符合制造厂规定 12 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 34
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 13 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 14 断路器本体和套管中绝缘油试验 15 断路器的电流互感器 周 期 1)交接时 2)3年 3)必要时 见第13章 见第7章 要 求 1)交接时合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻不应低于10MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 说 明 采用500V或1000V兆欧表 8.3 低压断路器和自动灭磁开关
低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表8.3。
表8.3 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 操作机构合闸接触1)交接时 1)操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端 器和分、合闸电磁铁2)操作机构子上的最低动作电压应在操作电压额定值的最低动作电压 大修后 的30%〜65%之间 3)必要时 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 2 合闸接触器和分、合1)交接时 1)交接时绝缘电阻不应小于10MΩ 采用500V或闸电磁铁线圈的绝2)3年 2)直流电阻应符合制造厂规定 1000V兆欧表 缘电阻和直流电阻，3)必要时 辅助回路和控制回路绝缘电阻 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。
8.4 真空断路器
真空断路器的试验项目、周期和要求见表8.4。
表8.4 真空断路器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 1)整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定 2)6年 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应3)大修后 低于下表中的数：(MΩ) 4)必要时 额定电压kV 试验类别 3〜15 20～40.5 72.5 交接时 1200 3000 6000 大修后 1000 2500 5000 运行中 300 1000 3000 说 明 35
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 2 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 周 期 1)交接时 2)6年 3)大修后 4)必要时 要 求 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DL/T593规定值 额定电压(kV) 7.2 12 40.5 试验电压为2kV 交接试验电压(kV) 32 42(中性点有效接地系统28) 95 说 明 1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，耐压设备不能满足时可分段进行 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 可用2500V兆欧表代替 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 4 5 6 断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 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)6年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 2)6年 3)大修后 1)交接时 2)机构大修后 3)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中不宜大于出厂值的120% 1)分、合闸时间，分、合闸同期性和触头开距应符合制造厂规定 2)合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms 用直流压降法测量，电流不小于100A 在额定操作电压下进行 1)交接时 2)大修后 3)必要时 7 8 合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 真空灭弧室真空度的测量 检查动触头上的软连接夹片有无松动 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上 的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%之间 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 1)绝缘电阻交接时不应低于10MΩ 采用1000V兆欧2)直流电阻应符合制造厂规定 表 9 1)交接时 与历次试验结果和同类型设备试验结果相比无2)不超过3年 明显差别 3)必要时 1)交接时 应无松动 2)大修后 3)必要时 可以用断口耐压代替 8.5 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)
重合器的试验项目、周期和要求见表8.5。
36
电力设备交接和预防性试验规程
序号 1 表8.5 重合器的试验项目、周期和要求 项 目 周 期 要 求 绝缘电阻 1)交接时 1)整体绝缘电阻自行规定 2)6年 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于3)大修后 下列数值： 大修后 1000MΩ 运行中 300MΩ SF6重合器内气体1)交接时 见第13章 的湿度 2)大修后 3)必要时 SF6气体泄漏试验 1)交接时 年漏气率不大于1% 2)大修后 3)必要时 控制回路的绝缘1)交接时 绝缘电阻不应低于2MΩ 电阻 2)6年 3)大修后 交流耐压试验 1)交接时 试验电压为42kV 2)6年 3)大修后 辅助和控制回路1)交接时 试验电压为2kV，用2500V兆欧表代替 的交流耐压试验 2)大修后 合闸时间，分闸时1)交接时 应符合制造厂的规定 间，三相触头分、2)大修后 合闸同期性，触头弹跳 油重合器分、合闸1)交接时 应符合制造厂的规定 速度 2)大修后 说 明 采用2500V兆欧表测量 2 3 4 采用1000V兆欧表 试验在主回路对地及断口间进行 在额定操作电压(液压、气压)下进行 在额定操作电压(液压、气压)下进行，或按制造厂规定 5 6 7 8 9 合闸电磁铁线圈的操作电压 导电回路电阻 10 11 12 13 14 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 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 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 在额定电压的85%～115%范围内应可靠动作 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流值不得小于100A 37
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 15 额定操作顺序 16 利用远方操作装置检查重合器的动作情况 检查单分功能可靠性 绝缘油试验 周 期 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 要 求 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 说 明 1)交接时 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正确 2)大修后 18 1)交接时 见第13章 2)大修后 8.6 分段器(仅限于12kV级) 8.6.1 SF6分段器
SF6分段器的试验项目、周期和要求见表8.6。
表8.6 SF6分段器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘电阻 1)交接时 1)整体绝缘电阻值自行规定 一次回路用2500V兆欧2)6年 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻值不表；控制回路用1000V兆3)大修后 应低于下列数值： 欧表 大修后：1000MΩ；运行中：300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 2 交流耐压试1)交接时 试验电压为42kV 试验在主回路对地及断验 2)6年 口间进行 3)大修后 3 导电回路电1)交接时 1)大修后应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流阻 2)大修后 2)运行中自行规定 值不小于100A 3)必要时 4 合闸电磁铁1)交接时 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 线圈的操作2)大修后 电压 3)必要时 5 合闸时间、分1)交接时 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、闸时间、两相2)大修后 气压)下进行 触头分、合闸的同期性 6 分、合闸线圈1)交接时 应符合制造厂的规定 的直流电阻 2)大修后 7 利用远方操1)交接时 在额定操作电压下分、合闸各3次，动 作装置检查2)大修后 作应正确 分段器的动作情况 8 SF6气体泄漏1)交接时 年漏气率不大于1% 试验 2)大修后 3)必要时 9 SF6气体湿度 1)交接时 见第13章 2)大修后 3必要时 8.6.2 油分段器 油分段器的试验项目、周期和要求除按表8.6中序号1、2、3、4、5、6、7进行外，还应按表8.7进行。
表8.7 油分段器的试验项目、周期和要求
序号 38
17 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘油试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 电力设备交接和预防性试验规程 见第13章 2 自动计数操作 1)交接时 2)大修后 按制造厂的规定完成计数操作 8.6.3 真空分段器 真空分段器的试验项目、周期和要求按表8.6中序号1、2、3、4、5、6、7和表8.7中序号2进行。
8.7 隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和要求见表8.8。
表8.8 隔离开关的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 采用2500V兆欧表 有机材料支1)交接时 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 持绝缘子及2)6年 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻不得低于下表数值： 提升杆的绝3)大修后 MΩ 缘电阻 4)必要时 试验类别 交接时 大修后 运行中 2 额定电压 kV 3〜15 1200 1000 300 20～40.5 3000 2500 100O 采用1000V兆欧表 二次回路的1)交接时 绝缘电阻不低于2MΩ 绝缘电阻 2)3年 3)大修后 4)必要时 3 交流耐压试1)交接时 1)试验电压值按DL/T593规定 验 在交流耐庄试验2)大修后 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行前、后应测量绝缘3)必要时 整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别做耐压试验。电阻；耐压后的阻其试验周期和要求按第10章的规定进行 值不得降低
39
电力设备交接和预防性试验规程
序号 4 项 目 周 期 要 求 说 明 可用2500V兆欧表代替 二次回路交1)交接时 试验电压为2kV 流耐压试验 2)大修后 3)必要时 5 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％〜80％气体或液压应在额或液压操作2)大修后 范围内 机构线圈的3)必要时 最低动作电压 定压力下进行 6 导电回路电1)交接时 运行中不大于制造厂规定值的150% 阻测量 2)大修后 3)必要时 用直流压降法测量，电流值不小于100A 8.8 高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和要求见表8.9。
表8.9 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 辅助回路和控制1)交接时 绝缘电阻不应低于2MΩ 回路绝缘电阻 2)6年 3)大修后 2 辅助回路和控制1)交接时 回路交流耐压试2)大修后 验 3)必要时 断路器、隔离开1)交接时 关及隔离插头的2)必要时 导电回路电阻 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)大、小修后 3)机构大修后 4)必要时 试验电压为2kV 说 明 采用1000V兆欧表 用2500V兆欧表代替 3 1)大修后应符合制造厂规定 隔离开关和隔离插头回路2)运行中应不大于制造厂规定值的电阻的测量在有条件时进150% 行 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 1)交接时绝缘电阻应大于10MΩ 采用1000V兆欧表 2)直流电阻应符合制造厂规定 4 5 合闸接触器和分1)交接时 合闸电磁铁线圈2)大修后 的绝缘电阻和直3)必要时 流电阻 绝缘电阻试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 6 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 40
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 7 交流耐压试验 周 期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要 求 试验电压值按DL/T593规定 说 明 1)试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间；分闸时各相断口 2)相间、相对地及断口的试验电压值相同 8 9 检查电压抽取1)交接时 (带电显示)装置 2)大修后 3)必要时 SF6气体泄漏试1)交接时 2)大修后 验 3)必要时 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 10 压力表及密度继1)交接时 电器校验 2)6年 3)必要时 11 五防性能检查 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 8.8.2 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8.9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。
8.9 镉镍蓄电池直流屏
镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表8.10。
表8.10 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 镉镍蓄电池组容1)交接时 按DL/T459规定 量测试 2)1年 3)必要时 2 蓄电池放电终止1)交接时 按DL/T459规定 电压测试 2)1年 3)必要时 3 各项保护检查 1)交接时 各项功能均应正常 检查项目有： 2)1年 a)闪光系统 b)绝缘监察系统 c)电压监视系统 d)光字牌 e)声响 4 镉镍屏(柜)中控1)交接时 绝缘电阻不应低于10MΩ 采用1000V兆欧表。有两组制母线和动力母2)必要时 电池时轮流测量 线的绝缘电阻 41
电力设备交接和预防性试验规程
9 套管
套管的试验项目、周期和要求见表9。
表9 套管的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 主绝及电型套末屏地绝电阻 缘容管对缘1)交接时 2)3年 3)大修(包括主设备大修后) 4)投运前 5)必要时 1)交接时 2)3年 3)大修(包括主设备大修后) 4)投运前 5)新安装的变压器套管及事故抢修所装上的套管，投运后半年内 6)必要时 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 2 主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量 1)交接时在室温下tgδ(%)不应大于： 油纸电容型：0.7 浇注绝缘和气体绝缘：1.0 胶纸电容型：35kV及以下，1.5 110kV及以上，1.0 充胶型：2.0 胶纸型：2.5 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 35 110 220〜500 充 油 型 3.0 1.5 — 1.0 0.8 大 油纸电容型 1.0 2.0 — 修 充 胶 型 3.0 1.5 1.0 后 胶纸电容型 2.0 胶 纸 型 2.5 2.0 — 充 油 型 运 油纸电容型 行 充 胶 型 中 胶纸电容型 胶 纸 型 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 — 0.8 — 1.0 — 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，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 3 油中溶1)交接时 解气体2)大修后 色谱分3)6年 析 4)必要时 交流耐1)交接时 压试验 2)大修后 3)必要时 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％ 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)作为备品的110kV及以上套管，安装前应进行额定电压下的介损试验 6)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 7)干式套管按制造厂要求 油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任何一值时应引起注意: H2：500；CH4：100 C2H2：2(110kV及以下) 1(220～500kV) 试验电压值为出厂值的85％ 对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前应进行色谱分析 35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 4 42
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 5 110kV以上容套的局放电量 及电管部测周 期 1)交接时 2)大修后 3)变压器套管解体检修后 4)必要时 要 求 说 明 1)变压器及电抗器套管的试验电压为1)对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前1.5Um/3 应进行局部放电试验 2)其它套管的试验电压为1.05Um/3 2)括号内的局部放电量适3)在试验电压下视在放电量(pC)不大于： 用于非变压器、电抗器的套 油纸电容型 胶纸电容型 管 交接时、大修后 10 250(100) 3)有条件时进行 运行中 20 自行规定 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) 10 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10。
表10 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 零值绝缘子1)投运后前3年1年1次 对多元件针式绝缘子应检测每一元 检测(35kV2)如果年劣化率低于件 及以上) 5/10000，5年1次 3)如果年劣化率高于5/10000，3年1次 2 绝缘电阻 1)交接时 1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片220kV悬式绝缘子2)悬式绝缘子同序号1 悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于用2500V兆欧表，3)针式绝缘子2〜5年 300MΩ，500kV悬式绝缘子不低于500kV悬式绝缘子500MΩ 用5000V兆欧表 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 3 交流耐压试1)交接时 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值 验 2)单元件支柱绝缘子2〜5见附录B中表B1 年 2)机械破坏负荷为60〜300kN的盘形3)悬式绝缘子3〜5年 悬式绝缘子交流耐压均取60kV 4)随主设备 5)更换绝缘子时 4 绝缘子表面电厂室外升压站1年1次，每年春季第一场雷雨前(3月中旬前)对悬垂串的上、中、污秽物的等下三片测量，取平均值，测量方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行 值盐密测量 输电线路绝缘子的测量周期和方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行 注：运行中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。玻璃绝缘子不进行1、2、3项目中的试验。运行中自爆的绝缘子应及时更换。
11 电力电缆线路
11.1 一般规定
11.1.1 对电缆的主绝缘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。
11.1.2 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。
11.1.3 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(异常时按b处理)； 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；
43
电力设备交接和预防性试验规程
c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。
11.1.4 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。
11.1.5 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。
11.2 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11.1。
表11.1 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 项目 周 期 要 求 说 明 1 绝 缘 1)交接时 自行规定 额定电压0.6/1kV电 阻 2)在直流耐电缆用1000V兆欧；压试验前、0.6/lkV以上电缆用后 2500V兆欧表；6/6kV3)4年 及以上电缆也可用4)必要时 5000V兆欧表 2 直 流 1)交接时 1)试验电压值和加压时间按下表规定，不击穿(单6/6kV及以下电缆的耐 压 2)新做终端位:kV) 泄漏电流小于10μ试 验 或接头后 额定电压 粘性油纸绝缘 不滴流油纸绝缘 A，8.7/10kV电缆的3)4年 U0/U 交接时/其余 交接时/其余 泄漏电流小于20μA4)必要时 时，对不平衡系数不加压时间(min) 10/5 5/5 作规定 0.6/1 6/4 6.7/4 1.8/3 18/12 3.6/6 36/24 6/6 36/30 6/10 60/40 8.7/10 60/47 37/30 21/35 175/105 26/35 175/130 2)耐压结束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 44
电力设备交接和预防性试验规程
11.3 橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。
橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表11.2。
表11.2 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 说 明 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)耐压试验前、后 设备试验结果相比无显著3)110kV及以上3年，差别 35kV及以下6年 4)必要时 2 电缆外护套绝缘电阻 1)交接时 每千米绝缘电阻值不低于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D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7项 2)耐压试验前、后 0.5MΩ 3)110kV及以上3年，35kV及以下6年 3)必要时 3 电缆内衬1)交接时 每千米绝缘电阻值不应低采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断内衬层是否进水 层绝缘电2)110kV及以上3年，于0.5MΩ 阻 35kV及以下6年 3)必要时 4 铜屏蔽层1)交接时 当电阻比与投运前相1)用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻 2)终端以及中间接头的安装工艺电阻和导2)重作终端或接头后 比增大时，表明铜屏蔽体电阻比 3)内衬层破损进水后 层的直流电阻增大，铜4)必要时 屏蔽层有可能被腐蚀；必须符合附录E的要求才能测量，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。数据自行规定 不符合此附录者不测量 45
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 周 期 要 求 5 电缆主绝1)交接时 1)直流耐压(35kV及以下) 缘耐压试2)新作终端或接①塑料绝缘电缆试验电压和加压时间如下 验 头后 额定电压 试验电压(kV) 3)必要时 U0/U(kV) 交接/其余 加压时间(min) 15/5 3.6/6 15/15 6/6 24/24 6/10 24/24 8.7/10 35/35 21/35 84/63 26/35 104/78 ②额定电压U=6kV的橡皮绝缘电缆，试验电压15kV，时间5min ③耐压结束时的泄漏电流不应大于耐压lmin时的泄漏电流 2)交流耐压 ①0.1Hz耐压试验(35kV及以下) 周期 试验电压 时间 交接时 3Uo 60min 其 它 2.1Uo 5min ②20～300Hz谐振耐压试验 电压等级 试验电压 时间 交 35kV及以下 2Uo 60min 接 110kV 1.7Uo 5min 时 220kV 1.4Uo 60min 电压等级 试验电压 时间 1.6Uo 5min 其35kV及以下 110kV 1.36Uo 5min 220kV 1.12Uo 5min 6 外护套直1)交接时 1)交接时10kV，可用10000V兆欧表代替 流耐压试2)110kV及以上32)预试时5kV，可用5000V兆欧表代替 验 年，35kV及以下6年 3)必要时 7 交叉互联必要时 见表11.5 系统 8 屏蔽层避按14章 雷器 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E加以改变 它 说 明 1)35kV及以下宜进行交流耐压试验 2)110kV及以上应进行交流耐压试验 46
电力设备交接和预防性试验规程
11.4 自容式充油电缆线路
11.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表11.3。
表11.3 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 主绝缘绝缘电阻 1)交接时 自行规定 用5000V兆欧表 2)2～3年 2 主绝缘直流耐压1)交接时 试验电压值和加压时 试验 2)电缆失去间按表11.4规定，不油压并导致击穿 受潮或进气经修复后 3)新作终端或接头后 3 外护套和接头外1)交接时 试验电压5kV，试验时1)根据以往的试验成绩，积累经验后，护套的直流耐压2)2～3年 间1min，不击穿 可以用测量绝缘电阻代替，有疑问时再试验 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 1)交接时 1)压力箱的供油量不1)压力箱供油特性的试验按GB9326.5中a)供油特性 2)与其直接应小于压力箱供油特6.3进行 b)电缆油击穿电连接的终端性曲线所代表的标称2)电缆油击穿电压试验按GB/T507规定压 或塞止接头供油量的90% 在室温下测量油的击穿电压 c)电缆油的tgδ 发生故障后 2)电缆油击穿电压不3)tgδ采用电桥以及带有加热套能自动低于50kV 控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏3)100℃时电缆油的 度不得低于1×10-5，准确度不得低于tgδ不大于0.5% -51.5%，油杯的固有tgδ不得大于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 油压示警系统 1)交接时 1)信号指示能正确发1)合上示警信号装置的试验开关应能正a)信号指示 2)信号指示出相应的示警信号 确发出相应的声、光示警信号。 b)控制电缆线芯6个月；控制2)控制电缆线芯对地2)绝缘电阻采用100V或250V兆欧表测对地绝缘电阻 电缆线芯对绝缘每千米绝缘电阻量 地绝缘2～3不小于1MΩ 年 6 交叉互联系统 1)交接时 见表11.5 2)2～3年 3)互联系统故障时 47
电力设备交接和预防性试验规程
序号 7 项 目 电缆及附件内的电缆油 a)击穿电压 b)tgδ c)油中溶解气体 周 期 1)交接时 2)击穿电压和tgδ：2～3年； 油中溶解气体：怀疑电缆绝缘过热老化或终端或塞止接头存在严重局部放电时 要 求 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： 交接时：0.5% 其 余：3% 3)油中溶解气体见表11.6 说 明 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。电桥的灵敏度不得低于1×10，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于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 表11.4 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 GB311.1规定的 雷电冲击耐受电压 450 550 850 127/220 950 1050 506 交接时试验电压 15min 286 修复、作头后试验电压 5min 225 275 425 475 510 -5-5U0/U /110 11.4.2 交叉互联系统 交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表11.5。
表11.5 交叉互联系统的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 电缆外护套、绝缘1)交接时 在每段电缆金属屏蔽或金试验时必须将护层过电压保护接头外护套与绝缘2)2～3年 属套与地之间施加直流电器断开，在互联箱中将另一侧的夹板的直流耐压试压5kV，加压时间1min，三段电缆金属套都接地 验 不应击穿 2 护层过电压保护器 1)交接时 1)伏安特性或参考电压应按制造厂规定值加压于碳化硅1)非线性电阻片的2)2～3年 符合制造厂的规定 电阻片，若试验时温度为t℃则直流伏安特性 2)用1000V兆欧表测量引被测电流值应乘以修正系数2)非线性电阻片及线与外壳之间的绝缘电(120-t )/100 其引线的对地绝缘阻，其值不应小于10MΩ 电阻 48
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 周 期 要 求 说 明 3 互联箱 1)交接时 1)在正常工作位置进行测量，在交叉互联系统的试验合格后a)闸刀(或连接2)2～3年 接触电阻不应大于20μΩ 密封互联箱之前进行；如发现连片)接触电阻 2)连接位置应正确无误 接错误重新连接后必须重测闸b)检查闸刀(或连刀(或连接片)的接触电阻 接片)连接位置 11.4.3 油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB7252(DL/T722)规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注意值见表11.6，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(DL/T722)进行。
表11.6 电缆油中溶解气体组分含量的注意值 (μL/L) 电缆油中溶解气体的组分 注意值 电缆油中溶解气体的组分 可燃气体总量 1500 CO2 H2 500 CH4 C2H2 痕量 C2H6 CO 100 C2H4 注意值 1000 200 200 200 12 电容器
12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
12.1.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表12.1。
表12.1 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 1 极对壳绝缘电阻 2 电容值 周 期 1)交接时 2)3年 1)交接时 2)3年 要 求 不低于2000MΩ 说 明 串联电容器用1000V兆欧表，其它用2500V兆欧表 极对壳交流耐交接时 压试验 4 并联电阻值测1)交接时 电阻值与出厂值的偏差应在±量 2)3年 10%之内 5 凸肚、渗漏油检巡视时 发现凸肚、漏油时停止使用 查 12.1.2 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。
3 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% 试验电压按出厂值的75% 用自放电法测量 观察法 12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
12.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表12.2。
49
电力设备交接和预防性试验规程
表12.2 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 1 项 目 极间绝缘电阻 电容值 周 期 1)交接时 2)投运前 3)3年 1)交接时 2)投运前 3)3年 要 求 一般不低于5000MΩ 说 明 2 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～＋10%范围 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3)一相中任何两节实测电容值相差不超过5% 1)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比与这两单元额定电压之比倒数之差 2)当采用电磁单元作为电源测量电容式电压互感器分压电容器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，对C2电容量大的产品应适当降低试验电压 当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运 用观察法 采用1000V兆欧表 3 tgδ 4 5 6 渗漏油查 低压端地绝缘阻 局部放试验 检对电电1)交接时 10kV下的tgδ值不大于下列数2)投运前 值： 3)3年 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.2% 1)交接时 漏油时停止使用 2)巡视时 1)交接时 一般不低于100MΩ 2)3年 3)必要时 1)交接时 预加电压0.8×1.3Um，持续时间2)必要时 不小于10s，然后在测量电压有条件时进行 1.1Um/3下保持1min，局部放电量一般不大于10pC 7 交流耐压1)交接时 试验电压为出厂试验电压的有条件时进行 试验 2)必要时 75% 12.2.2 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压器分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。
12.2.3 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。
12.2.4 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进行测量。 12.2.5 测量方法：
在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。 12.2.5.1 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。 12.2.5.2 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。
50
电力设备交接和预防性试验规程
12.3 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12.3。
表12.3 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 极间绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)3年 3)断路器大修时 4)必要时 1)交接时 2)3年 3)断路器大修时 4)必要时 1)交接时 2)3年 3)断路器大修时 4)必要时 1)交接时 2)巡视时 要 求 一般不低于5000MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 2 电容值 电容值偏差在额定值的±5%范围内 3 tgδ 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.25% 漏油时停止使用 4 渗漏油检查 12.4 集合式电容器 集合式电容器的试验项目、周期和要求见表12.4。
表12.4 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 相间和极对1)交接时 自行规定 壳绝缘电阻 2)6年 3)吊芯修理后 2 3 4 5 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻 电容值 1)交接时 1) 每相电容值偏差应在额定值的—5%〜 2)6年 ＋10%的范围内，且电容值不小于出厂值的3)吊芯修理后 96% 2)三相中每两线路端子间测得的原电容值的最大值与最小值之比不大于1.06 3)每相用三个套管引出的电容器组，应测量每两个套管之间的电容量，其值与出厂值相差在±5%范围内 相间和极对1)交接时 试验电压为出厂值的75% 仅对有六个套管的壳交流耐压2)必要时 三相电容器进行相试验 3)吊芯修理后 间耐压 绝缘油 1)交接时 投运前 运行中 击穿电压 2)6年 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 kV 3)吊芯修理后 110～220kV ≥40 110～220kV ≥35 500kV≥60 500kV ≥50 渗漏油检查 巡视时 漏油应修复 观察法 51
电力设备交接和预防性试验规程
12.5 高压并联电容器装置
装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本标准的有关规定。
12.5.1 单台保护用熔断器
单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表12.5。
表12.5 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求
序号 项 目 1 直流电阻 2 检查外壳及弹簧情况 周 期 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)必要时 要 求 与出厂值相差不大于20% 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，工作位置正确，指示装置无卡死等现象。 说 明 采用2500V兆欧表 12.5.2 串联电抗器
12.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表12.6
表12.6 串联电抗器的试验项目、周期和要求
序号 项 目 1 绕组绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)3年 2)大修后 绕组直流电阻 1)交接时 2)3年 3)大修后 电抗(或电感)值 1)交接时 2)必要时 绝缘油 1)交接时 击穿电压 2)3年 kV 3)大修后 绕组tgδ 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 大修时 要 求 一般不低于1000 MΩ(20℃) 说 明 2 1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 自行规定 投运前 运行中 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 110～220kV≥40 110～220kV≥35 500kV≥60 500kV≥50 20℃下的tgδ值不大于： 35kV及以下 3.5% 3 4 5 仅对800kvar以上的油浸铁芯电抗器进行 6 绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压 轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到)的绝缘电阻 7 1)油浸铁芯电抗器，试验电压为出厂试验电压的85% 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 与历次试验结果相比无显著差别 52
电力设备交接和预防性试验规程
12.5.3 放电线圈
放电线圈的试验项目、周期和要求见表12.7。
表12.7 放电线圈的试验项目、周期和要求
序号 项 目 1 绝缘电阻 周 期 1)交接时 不低于1000MΩ 2)6年 3)大修后 要 求 说 明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 2 绕组tgδ 3 交流耐压试验 4 绝缘油 击穿电压 kV 一次绕组直流电阻 5 6 电压比 1)交接时 绕组的tgδ(%)不应大于下表中数值： 2)6年 温度℃ 5 10 20 30 40 3)大修后 交接时 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 35kV及4)必要时 大修后 以下 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 交接时 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 35kV以大修后 上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 交接时：35kV以上，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% 1)交接时 试验电压为出厂试验电压的85% 2)大修后 3)必要时 1)交接时 投运前 运行中 2)6年 35kV及以下 ≥35 35kV及以下 ≥30 3)大修后 110～220kV≥40 110～220kV≥35 4)必要时 500kV≥60 500kV≥50 1)交接时 与上次测量值相比无明显差异 2)6年 3)大修后 4)必要时 1)交接时 符合制造厂规定 2)必要时 用感应耐压法 53
电力设备交接和预防性试验规程
13 变压器油和六氟化硫气体
13.1 变压器油
13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。 13.1.2 变压器油的试验项目、周期和要求见表13.1。
13.1.3 设备和投运条件的不同，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。
13.1.4 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13.1 变压器油的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 外状 周 期 1)投运前或大修后 2)运行中取油样时进行 2 水溶性酸 pH值 3 酸性 mgKOH/g 4 闪点(闭口)℃ 5 水分 mg/L 1)投运前或大修后 2)3年 1)投运前或大修后 2)3年 1)投运前或大修后 2)500kV必要时 1)投运前或大修后 2)110kV,1年 220〜500kV,6月 ≥140(10号、25号油) ≥135(45号油) 110kV及以下≤20 220kV≤15 500kV≤10 110kV及以下≤35 220kV≤25 500kV≤15 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 6 击穿电压 kV 7 界面张力 (25℃) mN/m 1)投运前或大修后 2)3年 1)投运前或大修后 2)500kV 3年 3)220kV及以下必要时 35kV及以下 ≥35 110〜220kV≥40 500kV≥60 ≥35 35kV及以下 ≥30 110〜220kV≥35 500kV≥50 ≥19 按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验 按GB/T6541进行试验 与新油原始测量值相比不低于10 按GB/T261进行试验 ≤0.03 ≤0.1 按GB/T2或GB/T7599进行试验 >5.4 ≥4.2 按GB/T7598进行试验 要 求 投运前 透明、无杂质或悬浮物 运行中 说 明 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 54
电力设备交接和预防性试验规程
8 tg(90℃) % δ1)投运前或大修后 2)3年 新油：≤0.5 220kV及以下 ≤4 按GB/T5654进行试验 注入设备后：≤0.7 500kV≤2 55
电力设备交接和预防性试验规程
序号 9 项 目 体积电阻率 (90℃) Ω∙m 油中含气量 (体积分数) % 油泥与沉淀物 (质量分数) % 周 期 投运前 10≥6×10 要 求 运行中 10 500kV≥1×109220kV及以下≥5×10 说 明 按DL/T421或GB/T5654进行试验 按DL/T450进行试验 10 11 1)投运前或大修后 2)500kV 3年 3)220kV及以下必要时 1)500kV投运前或大修220kV≤3 220kV≤5 后 500kV≤1 500kV≤3 2)运行中500kV 1年 3)220kV必要时 必要时 <0.02(以下可忽略不计) 变压器、电抗器 见第6章 互感器 见第7章 套管 见第9章 电力电缆 见第11章 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油的试验项目、周期和要求按制造厂规定 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、周期见相关章节 13.1.5 关于补充油和混油的规定 13.1.5.1 关于补充油的规定
13.1.5.1.1 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”。
13.1.5.1.2 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(不论是新油或已使用的油)的各项特性指标不应低于已充油。
13.1.5.1.3 如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近表13.1或表13.2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)；确定无沉淀物产生，介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。
13.1.5.1.4 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13.1.5.1.2、13.1.5.1.3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质量不低于已充油质量，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。 13.1.5.2 关于混油的规定
13.1.5.2.1 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”。 13.1.5.2.2 对混油的要求应比照13.1.5.1“关于补充油的规定”。
12 油中溶解气体色谱分析 按GB/T511试验，若只测量油泥含量，试验最后采用乙醇—苯(1:4)将油泥洗于衡重容器中，称重 取样、试验和判断方法按GB7597、SD304和GB/T7252的规定进行 13.2 断路器油
13.2..1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。
13.2.2 投运前和运行中断路油的试验项目、周期和要求见表13.2。
56
序号 项 目 1 水溶性酸 pH值 2 外状 3 4 游离碳 击穿电压 kV 5 水分 mg/L 6 7 酸性 mgKOH/g 闪点(闭口) ℃ 电力设备交接和预防性试验规程
表13.2 投运前和运行中断路器油的试验项目、周期和要求 要 求 说 明 1)投运前或大修后 ≥4.2 按GB/T7598进行试验 2)2〜3年 1)投运前或大修后 透明、无游离水分、无杂质或外观目测 2)2〜3年 悬浮物 1)投运前或大修后 无较多碳悬浮于油中 外观目测 2)2〜3年 1)投运前或大修后 110kV以上： 按GB/T507和DL/T429.9方法进2)2〜3年 投运前或大修后 ≥40 行试验 3)油量为60kg以下 运行中 ≥35 的少油断路器3年110kV及以下： 或换油 投运前或大修后 ≥35 运行中 ≥30 投运前或大修后 110kV以上： 运行中设备，测量时应注意温投运前或大修后 ≤15 度的影响，尽量在顶层油温高 运行中 ≤25 于50℃时取样，按GB/T7600或110kV及以下： GB/T7601进行试验 投运前或大修后 ≤20 运行中 ≤35 投运前或大修后 ≤0.1 按GB/T2或GB/T759进行试验 投运前或大修后 与新油原始测量值相比不低于10 按GB/T261进行试验 13.3 SF6气体 13.3.1 SF6气体的验收和使用按照鲁电生[1994]575号文“关于印发《山东电网六氟化硫气体运行监督检测中心质量监督检测管理实施细则》(试行)的通知”的要求进行。 13.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。 13.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：
a) 所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥； b) 符合新气质量标准的气体均可混合使用。
13.3.4 交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表13.3。
表13.3 SF6气体的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 湿度 1)交接时 1)断路器灭弧室气室交接1)按GB12022《工业六氟化硫》、(20℃体积分2)新装或大和大修后不大于150，运行SD306《六氟化硫气体中水分含量测数) 修后每半年1中不大于300 量法(电解法)》和DL506-92《现场μL/L 次，运行1年2)其它气室 SF6气体水分测量方法》进行 如无异常，3交接和大修后：不大于250 2)周期中的“必要时”是指新装及年1次 运行中：额定绝对气压≤大修后1年内复测湿度不符合要求3)大修后 0.35Mpa的不大于1000，额或漏气超过表8.1中序号2的要求和4)必要时 定绝对气压>0.35Mpa的不设备异常时，按实际情况增加的检大于500 测 2 密度(标准状态3下)kg/m 必要时 6.16 按SD308《六氟化硫新气中密度测量法》进行 57
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 3 毒性 4 5 酸度 μg/g 四氟化碳 (质量百分数) % 空气 (质量百分数) % 可水解氟化物 μg/g 矿物油 μg/g 周 期 必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 要 求 无毒 ≤0.3 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0 ≤10 说 明 按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 按SD307《六氟化硫新气中酸度测量法》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 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 按SD309《六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法》进行 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法)》进行 6 7 8 14 避雷器
14.1 普阀、磁吹型避雷器
普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求见表14.1。
表14.1 普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘电1)交接1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电1)采用2500V及以上兆欧表 阻 时 阻值与出厂值、前一次或同类型的测量数据2)FZ、FCZ、FCD型主要检查并联2)3年 进行比较，不应有显著变化 电阻通断和接触情况 3)必要2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ 时 2 电导电1)交接1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值1)整流回路中应加滤波电容器，流及串时 见附录F或制造厂规定值，还应与历年数据其电容值一般为0.01〜0.1μF，联组合2)3年 比较，不应有显著变化 并应在高压侧测量电流 元件的3)大修2)同一相内串联组合元件的非线性因数差2)由两个及以上元件组成的避非线性后 值，不应大于0.05；电导电流相差值(%)不雷器应对每个元件进行试验 因数差4)必要应大于30% 3)非线性因数差值及电导电流值 时 3)试验电压如下： 相差值计算见附录F 4)可用带电测量方法进行测量，元件额定 3 6 10 15 20 30 如对测量结果有疑问时，应根据电压kV 停电测量的结果作出判断 试验电压 ---- 8 10 12 5)如FZ型避雷器的非线性因数U1 (kV) - - 差值大于0.05，但电导电流合试验电压 4 6 10 16 20 24 格，允许作换节处理，换节后的U2 (kV) 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 58
电力设备交接和预防性试验规程
序号 3 4 项 目 运行电压下的交流泄漏电流 工频放电电压 周 期 1)每年雷雨季节前 2)必要时 1)交接时 2)3年 3)必要时 要 求 应注意相对变化量 说 明 没有安装在线监测装置的每季度1次 带有非线性并联电阻的避雷器只在解体大修后进行 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： 额定电压kV 3 6 10 放电电 交接时 911 1619 2631 运行中 812 1521 2333 压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F 自行规定 测试3〜5次，均应正常动作 5 6 7 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 检查密封情况 1)交接时 2必要时 1)交接时 2)3年 3)必要时 必要时 采用2500V及以上兆欧表 避雷器内腔抽真空至(300〜400)133Pa后，在5min内其内部气压的增加不应超过100Pa 14.2 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14.2。
表14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 2)3年 3)必要时 1)35kV及以下交接时 2)3年 3)必要时 1)35kV以上，不低于2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 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较，变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查 说 明 采用2500V兆欧表 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 3 运行电压下的交流泄漏电流 1)110kV及以上交接时 2)每年雷雨季节前 3)必要时 1)要记录试验时的环境温度和相对湿度 2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 1)应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 2)没有安装在线监测装置的每季度1次 59
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 4 工频参考电流下的工频参考电压 周 期 1)110kV及以上交接时 2)必要时 要 求 应符合GB11032或制造厂规定 说 明 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 采用2500V及以上兆欧表 底座绝缘电阻 1)交接时 自行规定 2)必要时 检查放电计数1)交接时 测试3〜5次，均应正常动6 器动作情况 2)3年 作 3)必要时 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求：采用2500V兆欧表 a)避雷器大修时，其SF6气体按表13.3的规定； b)避雷器运行中的密封检查按表8.1的规定； c)其它有关项目按表14.2中序号3、4、6规定。 5 15 母线
15.1 封闭母线
封闭母线的试验项目、周期和要求见表15.1。
表15.1 封闭母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常2)大修时 温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ 2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 2 交流耐压1)交接时 试验电压kV 额定电压kV 试验 2)大修时 出厂 现场 6 42 32 10 15 20 24 42 57 68 70 38 43 51 53 说 明 采用2500V兆欧表 15.2 一般母线 一般母线的试验项目、周期和要求见表15.2。
表15.2 一般母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 不应低于1MΩ/kV 2)大修时 3)必要时 2 交流耐压1)交接时 额定电压在1kV以上时，试验电压参照表10中序号3； 试验 2)大修时 额定电压在1kV及以下时，试验电压参照表17中序号3)必要时 2 说 明 60
电力设备交接和预防性试验规程
16 二次回路
二次回路的试验项目、周期和要求见表16。
表16 二次回路的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 绝缘电阻 周 期 1)交接时 2)大修时 3)更换二次线时 要 求 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ 2)二次回路的每一支路和断路器大修、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 2 交流耐1)交接时 试验电压为1000V 1)绝缘电阻在10MΩ时，可用2500V兆欧表代替 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
说 明 采用500V或1000V兆欧表 压试验 2)大修时 3)更换二次线时 17 1kV及以下的配电装置和电力布线
1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表17。
表17 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 周 期 要 求 1)配电装置每一段的绝缘电阻不应小于0.5MΩ 2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 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 2 配电装置的交流耐压试验 1)交接时 2)大修时 试验电压为1000V 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 3 检查相位 1)交接时 2)更动设备或接线时 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。
各相两端及其连接回路的相位应一致 绝缘电阻 1)交接时 2)大修时 61
电力设备交接和预防性试验规程
18 1kV以上的架空电力线路
1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表18。
表18 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求
序号 1 检查导线连接管的连接情况 1)交接时 2)3年 1)外观检查无异常 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要铜线的连接管检查周期可延长至5年 项 目 周 期 要 求 说 明 3)线路检修时 求 2 悬式绝缘子串的零值绝缘子检测(110kV及以上) 3 线路的绝缘电阻(有带电的平行线路时不测) 4 检查相位 1)交接时 2)线路连接有变动时 5 间隔棒检查 1)3年 2)线路检修时 6 阻尼设施的检查 1)3年 2)线路检修时 7 绝缘子表面等值附盐密度 8 110kV及以上线路工频参数 9 冲击合闸试验 绝缘子表面等值附盐密度的测量周期和方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行 1)交接时 2)线路变更时 1)交接时 在额定电压下对空载线路的冲击合闸试 根据继电保护、过电压等专业要求进行 有条件时，冲击合闸前，110kV及以上线路宜先进行递升加压试验 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。
无磨损松动等情况 状态完好，无松动、无胶垫脱落等情况 线路两端相位应一致 1)交接时 2)线路检修后 自行规定 采用2500V及以上的兆欧表 见表10 2线路检修后 验，应进行3次，合闸过程中线路绝缘不应有损坏 62
电力设备交接和预防性试验规程
19 接地装置
接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表19。
表19 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 说 明 1 有效接1)交接时 R≤2000/I 1)测量接地时，如在必须的最地系统2)不超过6或R≤0.5Ω，(当I＞4000A时) 小布极范围内土壤电阻率基本的电力年 式中I－经接地网流入地中的短路电流，均匀，可采用各种补偿法，否设备的3)可以根据A； 则，应采用远离法 接地电该接地网挖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，接地阻 开检查的结电阻如按规定值要求，在技术果斟酌延长经济上极不合理时，允许有较或缩短周期 大的数值。但必须采取措施以保证发生接地时，在该接地网上： a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 b)不发生高电位引外和低电位引内 3)在预防性试验前或每3年以及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定 4)应断开线路的架空地线 2 非有效1)交接时 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地应断开线路的架空地线 接地系2)不超过6时，接地电阻R≤120/I 统的电年 2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地力设备3)可以根据电阻R≤250/I 的接地该接地网挖3)在上述任一情况下，接地电阻一般不电阻 开检查的结得大于10Ω 果斟酌延长式中I－经接地网流入地中的短路电流，或缩短周期 A； R－考虑到季节变化最大接地电阻，Ω 3 利用大1)交接时 501)长久利用时，接地电阻为R 地作导2)1年 I体的电1002)临时利用时，接地电阻为R 力设备I的接地式中I—接地装置流入地中的电流，A； 电阻 R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 4 1kV以1)交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设对于在电源处接地的低压电力下电力2)6年 备，当总容量达到或超过100kVA时，其网(包括孤立运行的低压电力设备的接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于网)中的用电设备，只进行接接地电100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但零，不作接地。所用零线的接阻 不超过10Ω 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 63
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 周 期 5 微波站1)交接时 的接地电阻 2)不超过6年 6 的燃油、易爆气体贮罐及其管道的接地电阻 露天配电装置避雷针的集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 要 求 不宜大于5Ω 不宜大于30Ω 说 明 7 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按序号13的要求检查与接地网的连接情况 与接地网连在一起的可不测量，但按序号13的要求检查与接地网的连接情况 8 1)交接时 2)不超过6年 不宜大于10Ω 9 1)交接时 2)6年 不宜大于10Ω 10 11 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 与所在进线段上杆塔接地电阻的测量周期相同 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 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分 别不大于5Ω和3Ω，但对于300～1500kW的小型直配电机，如不采用SDJ7《电力设备过电压保护设计技术规程》中相应接线时，此值可酌情放宽 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以达到15Ω时可增加20Ω 土壤电阻率Ω·m 接地电阻Ω 100及以下 10 100～500 15 500～1000 20 1000～2000 25 2000以上 30 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，其接地电阻可不受限。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 1)交接时 2)变电所进出线1～2km内的杆塔3年 3)其它线路杆塔不超过6年
电力设备交接和预防性试验规程
序号 项 目 12 无架空地线的线路杆塔接地电阻 周 期 1)交接时 2)变电所进出线1～2km内的杆塔3年 3)其它线路杆塔不超过6年 要 求 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 13 检查有效1)交接时 接地系统2)1年 的电力设备的接地引下线与接地网的连接情况 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 1)本项目只限于已经运行10年以上(包括改造后重新运行达到这个年限)的接地网 2)以后的检查年限可根据前次挖开检查结果自行决定 说 明 接地电阻Ω 30 50 30 14 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 如采用测量接地引下线与接地网(或相邻设备)之间的电阻值来检查其连接情况，可将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 可根据电气设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 20 电除尘器 20.1 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20.1。
表20.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 高压绕组对低压绕组及对1)交接时 ＞500MΩ 地的绝缘电阻 2)大修后 3)必要时 2 低压绕组的绝缘电阻 1)交接时 ＞300MΩ 2)大修后 3)必要时 3 硅整流元件及高压套管对1)交接时 ＞2000MΩ 地的绝缘电阻 2)大修后 3)必要时 4 穿芯螺杆对地的绝缘电阻 1)交接时 不作规定 2)大修后 3)必要时 说 明 采用2500V兆欧表 采用1000V兆欧表 65
电力设备交接和预防性试验规程
序号 5 项 目 高、低压绕组的直流电阻 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)1年 3)大修后 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 与出厂值相差不超出±2%范围 说 明 6 电流、电压取样电阻 偏差不超出规定值的±5% 7 各桥臂正、反向电阻值 桥臂间阻值相差小于10% 8 变压器油试验 参照表13.1中序号1、2、3、6 9 油中溶解气体色谱分析 参照表6.1中序号1，注意值自行规定 10 空载升压 输出1.5Un，保持1min，应无闪络，不带电除无击穿现象，并记录空载电流 尘器电场 20.2 低压电抗器 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表20.2。
表20.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 穿心螺杆对地的绝缘电阻 1)交接时 不作规定 2)大修时 2 绕组对地的绝缘电阻 1)交接时 ＞300MΩ 2)大修后 3 绕组各抽头的直流电阻 1)交接时 与出厂值相差不超出 2)必要时 ±2%范围 4 变压器油击穿电压 1)交接时 ＞20kV 参照表13.1序号6 2)大修后 20.3 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20.3。
表20.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 绝缘电阻 1)交接时 ＞500MΩ 采用2500V兆欧表 2)更换后 2 耐压试验 1)交接时 直流100kV或交流72kV， 2)更换后 保持1min无闪络
66
电力设备交接和预防性试验规程
20.4 高压直流电缆
高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表20.4。
表20.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 绝缘电阻 1)交接时 ＞1500MΩ 2)大修后 2 直流耐压并测量泄漏电流 1)交接时 电缆工作电压的1.7倍，2)大修后 10min，当电缆长度小于3)重做电缆头时 100m时，泄漏电流一般小于30μA 20.5 电除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般小于1Ω。 20.6 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。
说 明 采用2500V兆欧表
21 低压电器
低压电器的试验项目、周期和要求见表21。
表21 低压电器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1 低压电器连同所连电缆及交接时 绝缘电阻不应小于1MΩ；在比较潮湿的地方，可二次回路的绝缘电阻 不小于0.5MΩ 2 电压线圈动作值校验 交接时 吸合电压不应大于额定电压的85%，释放电压不应小于额定电压的5%；短时工作的合闸线圈应在额定电压的85〜110%范围内，分励线圈应在额定电压的85〜110%范围内均能可靠工作 3 低压电器动作情况检查 交接时 除产品另有规定外，当电压、液压或气压在额定值的85〜110%范围内，电器应可靠工作 4 低压电器采用的脱扣器的交接时 按使用条件进行整定，其误差不得超过产品技术整定 条件的规定 5 电阻器和变阻器的直流电交接时 符合产品技术条件的规定 阻 6 低压电器连同所连电缆及交接时 试验电压为1000V。当回路绝缘电阻在10 MΩ以二次回路的交流耐压试验 上时，可采用2500V兆欧表代替
说 明 67
电力设备交接和预防性试验规程
附录A(标准的附录)
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
A1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1、表A2。
表A1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压 kV 序号 1 2 3 4 试验阶段 线圈绝缘后，下线前 下线打槽楔后 并头、连接绝缘后 电机装配后 试验形式 — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.25Un+2.0 2.0Un +1.0
表A2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 kV 序号 1 2 3 4 5 试验阶段 线圈绝缘后，下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后打完槽楔与下层线圈同试 焊好并头，装好连线，引线包好绝缘 电机装配后 试验形式 — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.5Un+1.5 2.25Un+2.0 2.0Un+1.0 2～6 2.75Un+4.5 2.5Un+2.5 2.5Un+1.5 2.25Un+2.0 2.5Un ≥10MW(MVA) 10.5～18 2.75Un+6.5 2.5Un+4.5 2.5Un+4.0 2.25Un+4.0 2.0Un+3.0 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 A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A3、表A4。
表A3 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序号 1 2 3 4 5 试验阶段 拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈 线圈下线前 下线后打完槽楔 并头、连接绝缘后，定子完成 电机装配后 试验形式 — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0Un+1.0) 2.75Un 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un+1.0) 1.5Un 2～6 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un 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。
68
电力设备交接和预防性试验规程
表A4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序号 1 2 3 4 5 试验阶段 拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈 线圈下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后，打完槽楔与下层线圈同试 焊好并头，装好接线，引线包好绝缘，定子完成 6 电机装配后 分相 1.5Un 1.5Un 1.5Un 注：1 对于运行年久的电机，试验电压值可根据具体条件适当降低； 2 20kV电压等级可参照10.5～18kV电压等级的有关规定。 A3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。
A4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表A5。
表A5 同步发电机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 2)槽外测量单根线棒tgδ时，线棒两端应加屏蔽环 3)可在环境温度下试验 分相 0.75(2.0Un+1.0) 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un+3.0) 试验 形式 — — — — ＜10MW(MVA) ≥2 0.8(2.0Un+1.0) 2.75Un 0.75(2.5Un+0.5) 0.75×2.5Un 2～6 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un 0.75(2.5Un+1.0) 0.75(2.5Un+0.5) ≥10MW(MVA) 10.5～18 0.8(2.0Un+3.0) 2.75Un+2.5 0.75(2.5Un+2.0) 0.75(2.5Un+1.0) 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 6 10 Δtgδ% 6.5 6.5 Δtgδ(%)值指额定电压下和起始游离电压下tgδ(%)之差值。对于6kV及10kV电压等级，起始游离电压分别取3kV和4kV 2)定子电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的Δtgδ(%)值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un 11 相邻0.2Un电压间隔 2.5 0.8Un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
69
电力设备交接和预防性试验规程
序号 2 项 目 整相绕组(或分支)及单根线棒的第二电流增加率ΔI(%) 要 求 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 6 10 试验电压kV 额定电压下 电流增加率 % 6 8.5 10 12 说 明 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 3)电流增加率 I 3 整相绕组(或分支)及单根线棒之局部放电量 整相绕组 (或分支)交、直流耐压试验 注：1)进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。
2)当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其采用方式包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。
a)累计运行时间超过30年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20年)，制造工艺不良者，可以适当提前； b)运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；
c)外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象；
d)鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。
3)鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。
A5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见DL/T492。 A6 硅钢片的单位损耗见表A6。
表A6 硅钢片的单位损耗 单位损耗 W/kg 厚度 硅钢片品种 代号 mm 1T下 1.5T下 4 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 6 10 最高试验电压kV 6 10 局部放电试验电压kV 4 6 -8-8最大放电量C 1.5×10 1.5×10 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 应符合表5.1中序号3、4有关规定 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 II0100%I0 70
热轧硅钢片 无取向 冷轧硅钢片 单取向 电力设备交接和预防性试验规程 D21 0.5 D22 0.5 D23 0.5 D32 0.5 D32 0.35 D41 0.5 D42 0.5 D43 0.5 D42 0.35 D43 0.35 W21 0.5 W22 0.5 W32 0.5 W33 0.5 W32 0.35 W33 0.35 Q3 0.35 Q4 0.35 Q5 0.35 Q6 0.35 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 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 附录B(标准的附录)
绝缘子的交流耐压试验电压标准
表B1 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 kV 交 流 耐 压 试 验 电 压 额定电压 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 3 3.5 25 25 25 22 6 6.9 32 32 32 26 10 11.5 42 42 42 38 15 17.5 57 57 57 50 20 23.0 68 68 68 59 35 40.5 100 100 100 90 44 50.6 125 110 60 69.0 165 165 165 150 265 240 110 126.0 265 265 (305) (280) 154 177.0 330 360 220 252.0 490 490 490 440 330 363.0 630 630 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。 71
电力设备交接和预防性试验规程
附录C(提示的附录)
污秽等级与对应附盐密度值
表C1 普通悬式绝缘子(X-4.5，XP-70，XP-160)附盐密度与对应的污秽等级 mg/cm污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 — 1 ＞0.03～0.06 ≤0.06 2 ＞0.06～0.10 ＞0.06～0.10 3 ＞0.10～0.25 ＞0.10～0.25 2
4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 2
表 C2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm污秽等级 盐 密 mg/cm2 1 ≤0.02 2 ＞0.02～0.05
3 ＞0.05～0.1 4 ＞0.1～0.2 附录D(提示的附录)
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的原理进行判断的方法。
橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示： 金属种类 电位(V) 铜Cu +0.334 铅Pb -0.122
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。
铁Fe -0.44 锌Zn -0.76 铝Al -1.33 72
电力设备交接和预防性试验规程
附录E(提示的附录)
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导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm；铠装层接地线的截面不应小于10mm。
E2 中间接头
中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须与铜屏蔽层绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套的完整性和延续性。
2
2
附录F(提示的附录)
避雷器的电导电流值和工频放电电压值
F1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1～F4。
表 F1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 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 FZ-6 (FZ2-3) (FZ2-6) 3 4 450～650 (＜10) 9～11 6 6 400～600 (＜10) 16～19 FZ-10 (FZ2-10) 10 10 400～600 (＜10) FZ-15 15 16 400～600 FZ-20 20 20 400～600 FZ-35 35 16 (15kV元件) 400～600 FZ-40 40 20 (20kV元件) 400～600 95～118 FZ-60 60 20 (20kV元件) 400～600 140～173 FZ-110J 110 24 (30kV元件) 400～600 FZ-110 110 24 (30kV元件) 400～600 254～312 FZ-220J 220 24 (30kV元件) 400～600 26～31 41～49 51～61 82～98 224～268 448～536 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表 F2 FS型避雷器的电导电流值 型 号 FS4-3，FS8-3，FS4-3GY FS4-6，FS8-6，FS4-6GY FS4-10，FS8-10，FS4-10GY 额定电压kV 3 6 10 试验电压kV 4 7 10 电导电流μA 10 10 10
表F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 型 号 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ- ③30DT FCZ3-110J (FCZ2-110J) FCZ3-220J (FCZ2-220J) FCZ1-330T FCZ-500J FCX-500J 73
电力设备交接和预防性试验规程
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 35 50① 35 50② 35 18 150～300 85～100 110 110 250～400 (400～600) 170～195 220 110 250～400 (400～600) 340～390 330 160 500～700 510～580 500 160 1000～1400 0～790 500 180 500～800 680～790 250～400 70～85 250～400 78～90 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F4 FCD型避雷器电导电流值额定电压 额定电压kV 2 3 4 6 10 13.2 试验电压kV 2 3 4 6 10 13.2 电导电流μA FCD为50～100，FCD、FCD3不超过10，FCD2为5～20 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14.1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。
15 15 附录G(提示的附录)
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 试验电压 峰值(kV) 5 10 20 40 60 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 25 39 55 83 50 77 112 166 74 111 167 250 74 111 167 250 45 67 100 150 70℃ 125 250 400 400 235 80℃ 178 356 570 570 330 74
电力设备交接和预防性试验规程
附录H(标准的附录)
高压电气设备的工频耐压试验电压标准 额定电压 kV 最高工作油浸电力电压 变压器 kV 出厂 18 25 35 45 55 85 200 395 680 交接大修 并联 电抗器 出厂 18 25 35 45 55 85 200 395 680 交接大修 电压 互感器 出厂 25 30 42 55 65 95 200 395 680 交接大修 1min工频耐压电压有效值(kV) 穿墙套管 断路器 干式 纯瓷和纯固体有机电流 电抗器 瓷充油绝绝缘 互感器 缘 交交交交出出出出厂 接厂 接厂 接厂 接大修 大修 大修 隔离开关 出厂 25 32 42 57 68 交 接 大 修 干式电力变压器 出厂 10 20 28 38 50 70 交接 大修 大修 3 6 10 15 20 35 110 220 500 3.5 6.9 11.5 17.5 23 40.5 126 252 550 15 21 30 38 47 72 170 335 578 15 21 30 38 47 72 170 335 578 22 27 38 50 59 85 180 356 612 25 30 42 55 65 95 200 395 680 22 27 38 50 59 85 180 356 612 25 30 42 55 65 95 200 395 680 25 30 42 55 65 95 200 395 680 25 30 42 55 65 95 185 360 630 25 30 42 55 65 95 185 360 630 25 30 42 55 65 95 185 360 630 22 27 38 50 59 25 32 42 57 68 8.5 17 24 32 43 60 85 100 100 180 356 612 265 450 265 450 注：1)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。 2)油浸电抗器和消弧线圈采用油浸电力变压器试验标准。
附录I(提示的附录)
发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值
测量部位 手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头 端部接头及过滤引线并联块等部位 泄漏电流μA 100MΩ电阻上的压降(V) 泄漏电流μA 100MΩ电阻上的压降(V) 表I1 定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值 不同额定电压下之限值 10.5kV 13.8kV 15.75kV 18kV 13 1300 20 2000 18 1800 26 2600 20 2000 30 3000 23 2300 35 3500 20kV 25 2500 38 3800 22kV 27 2700 41 4100 75
电力设备交接和预防性试验规程
附录J(提示的附录)
电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数
表J1 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：
(75t)/10(M) RtR2 对于B级热固性绝缘：
(100t)/10(M) RtR1.6 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。
附录K(提示的附录)
参 考 资 料
GB 755—2000 旋转电机 定额和性能 GB 1001—1986 盘形悬式绝缘子技术条件 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—19 交流高压断路器
GB 1985—19 交流高压隔离开关和接地开关 GB 3906—1991 3～35kV交流金属封闭式开关设备 JB/T 7111—1993 高电压并联电容器装置 JB/T 7112—2000 集合式高电压并联电容器 GB 4109—1999 高压套管技术条件 GB 4703—2001 电容式电压互感器
76
电力设备交接和预防性试验规程
JB/T 8169—1999 耦合电容器和电容分压器 GB 4787—1996 断路器电容器 GB 6115—1998 电力系统用串联电容器
GB 51—1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 70—1996 透平型同步电机技术条件 GB 7253—1987 盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 GB 7327—1987 交流系统用碳化硅阀式避雷器
GB 7674—1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 8349—2000 GB 85—1988 GB 05—1996 GB 10229—1988 GB 10230—1988 GB 11017—19 GB 12706.1～.3—1991 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
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验导则 电抗器 有载分接开关
额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 〜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 77
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容
Copyright © 2019- 517ttc.cn 版权所有 赣ICP备2024042791号-8
违法及侵权请联系：TEL:199 18 7713 E-MAIL:2724546146@qq.com
本站由北京市万商天勤律师事务所王兴未律师提供法律服务