2005年版华北电网电气设备交接和预防性试验规程(华北电力集团公司)

《电力设备交接和预防性试验规程》

（2005）

华北电网有限公司

目 录

1总则…………………………………………………………………………………………………5 2 旋转电动机…………………………………………………………………………………………3 3 电力变压器及电抗器（消弧线圈）………………………………………………………………21 4 互感器………………………………………………………………………………………………46 5 开关设备……………………………………………………………………………………………60 6 套管…………………………………………………………………………………………………79 7 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………82 8 电力电缆线路………………………………………………………………………………………86 9 电容器………………………………………………………………………………………………94 10 绝缘油和六氟化硫气体…………………………………………………………………………101 11 避雷器……………………………………………………………………………………………109 12 母线………………………………………………………………………………………………118 13 二次回路…………………………………………………………………………………………119 14 1KV及以下的配电装置和电力馈线……………………………………………………………120 15 1KV以上的架空线路……………………………………………………………………………121 16 接地装置…………………………………………………………………………………………123 17电除尘器…………………………………………………………………………………………128 18 串联补偿装置……………………………………………………………………………………132 19 红外检测…………………………………………………………………………………………137 附录A 同步发电机和调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目…………139 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准…………………………………………………………143 附录C 污秽等级与对应附盐密度值………………………………………………………………144 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法…………………………………………145 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法………………………………………………………147 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值…………………………………………………148 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准…………………………………………………151 附录H 电力变压器的交流试验电压………………………………………………………………152 附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值………………………………………………153 附录J合成绝缘子和RTV涂料增水性测量方法及判断准则……………………………………1 附录K气体绝缘金属封闭开关设备老练实验方法………………………………………………158 附录L 断路器回路电阻厂家标准…………………………………………………………………161

1 总则

1．1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合华北电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。

1．2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。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，使其能长期安全、经济运行。

1．3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，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项目、周期和要求。对于华北电网各发、供电基建等基层单位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、删减试验项目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安全用具。

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，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，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，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 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分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，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，应根据下列原则确定试验电压: a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； b)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定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％。

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项目本规程特设“投运前”周期内容。

2．旋转电机

2．1同步发电机和调相机

2．1．1容量为6000KW以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见表2-1，6000KW以下者可参照执行。

表2——1同步发电机试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1）额定电压为1000V2500V-5000V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，测量时发电机引水管电阻在100KΩ以上,汇水管对地绝缘电阻在30KΩ以上。 3）200MΩ及以上机组推荐测量极化指数，当1min的绝缘电阻在5000MΩ以上，可不测极化指数 1）交接时；1）汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引2）大修时；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3）发电机出口短路后； 定子绕组2 的直流电阻 4）小修时（200MW及以上国产汽轮发电机）； 5）必要时； 接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的1.5%（水轮发电机为1%）。超出要求者，应查明原因 1）在冷态下测量,绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃。 2）汽轮发电机机组间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%时应引起注意。 3）电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入1）交接时；1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）后； 2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。 小于1.3或极化指数不应小于1.5；环养粉云母绝缘吸收比不定子绕组的绝缘电1 阻、吸收比或极化指数 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 2）大修前、下，绝缘电阻值低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。 以上者，用2）小修时； 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10%-20%额定电流(直流),用红外热像仪查找 1） 交接时； 2） 大修前、后； 3） 小修时； 4） 更换绕组后； 1） 试验电压如下： 新装的;大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un 运行机组重新安装时;局部更换定子绕组并修好后2.5Un 大修前 运行20年及以下者2.5Un 运行20年以下与架空线路直线连接者2.5Un 运行20年以上不与架空线路直线连接者2.0-2.5Un 小修时和大修后2.5Un 2） 在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%;最大泄漏电流在20µA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,个相间差值可不考虑。 3）泄漏电流不应随时间延长而增大 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态时，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）之一者，应尽找出原因并消除，但并定子绕组3 泄漏电流和直流耐压 非不能运行 4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。 5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏敝。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机混杂物，导电率在水温20℃时要求；对于开启式水系统不大于5×10µs/m；对于的密闭循环水系统为1.5×10µs/m 1）交接时；1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下: 2）大修前；容量（KW或KVA）小于10000 ，额定电压Un(v)36以上 ，试3）更换绕4 定子绕组交流耐压 组后 验电压（V）2Un+1000但最低为1500 容量（KW或KVA）大于10000及以上，{（6000以下）试验电压（V）2.5 Un } {(6000-24000) 2Un+1000} {(24000以上 按专门协议)} 2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.8倍 3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为: 运行20年及以上者1.5Un 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或备用状态时,可在冷态时进行, 氢冷发电机试验条件见本表序号3说明1） 2）水内冷电机一般应在通水的情况下22运行20年及以上与架空线路直接连接者1.5Un 运行20年以上不与架空线路直接连接者1.3-1.5 Un 进行试验；进口机组按厂家规定；水质要求同本表序号3说明5） 3）有条件时,可在采用超低频(0.1HZ)耐压,试验电压峰值的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按制造厂规定 1）交接时； 1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ。 1）大修中转子清扫前、后： 3）小修时； 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5KΩ 1）用1000V兆欧表 测量。水内冷发电机 用500V及以下兆欧 表或其它测量仪器。 2）对于300MW以下 隐极式电动机，当定 子绕组已干燥完毕 转子绕组5 的绝缘电阻 而转子绕组尚未干 燥，如果转子绕组的 绝缘电阻值在74℃ 时不小于2KΩ，也 可投入运行。 3）对于300MW及以 上隐极式机组在10 ℃-30℃时转子绕组 绝缘电阻值不应小 于0.5 MΩ 1）交接时； 与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2% 1）在冷态下进行测量。 2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量 1） 显极式转子交接时大修时和更换绕组后 2） 隐极式转子拆卸套 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 5Un，但不低于1000V，不大于2000V 5Un，但不低于1000V，不大于2000V 额定励磁电压500V及以下者为10Un但不低于1500V；500V以上者为2Un+4000V 1）隐极式转子若在拆卸套箍只修理端部绝缘时和交接时，可用2500V兆欧表代替。 2）隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 3）全部更换转子绕转子绕组6 的直流电阻 2）大修时； 7 转子绕组交流耐压 箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 发电机和励磁机的励磁回路所连接的8 设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接发电机的设9 备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。 1）交接时； 1） 磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差2）重新组装或修理硅钢10 定子铁心试验 片后； 3）必要时； 不大于15℃，单位损耗不大于1.3倍参考值,在1.4T下自行规定。 3） 对运行年久的电动机自行规定 1）交接时； 试验电压为1KV 2）大修时； 1）交接时； 绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除 2）大修时； 3）小修时； 组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 1）小修时用1000V兆欧表 2）回来中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接 1）可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。 2）在磁密在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 验时应注意效正由于 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 更换、2） 单位损耗参考值见附录A。 发电机和励磁机轴11 承的绝缘电阻 1）交接时； 1）汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ 油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ。 3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油 前，每一轴瓦不得低于100MΩ 安装前分别用1000V密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻 2）大修时； 2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；兆欧表测量内端盖、12 灭磁电阻1）交接时； 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 非线性电阻按厂家要器（或自同期电阻器）的直流电阻 灭磁开关13 的并联电阻 2)大修时； 求 1）交接时； 与初始值比较应无显著差别 2）大修时 电阻值应分段测量 1）交接时； 阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数2）大修时； 值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意 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 对每一个磁极转子绕 组测量。 2）每次试验应在相同 转子绕组14 的交流阻抗和功率损耗 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 间断路监测法代替 （波形法） 4） 交接时，超速试验前后进行测量 1）交接时； 1） 绝缘电阻值自行规定 1）250V及以下兆欧表。 2）温计除埋入式外还包括引水管定子出水温度计 1）必要时； 不大于10V 1）运行中测温元件电 压升高、槽楔松动或 防晕层损坏时测量。 2）试验时对定子绕组 施加额定交流电压 值，用高内阻电压表 测量线棒表面对地电 位 1）交接时； 1）新机交接时，绕组端部整体模态频率早94～115HZ范围 2）大修时； 之内为不合格。 3）必要时； 2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94～115HZ 1）应结合历次测量结果进行综合分析。 2）200MW及以上汽轮发电机应进行试验，其他机组不作规定 15 检温计绝缘电阻和温度误差 2）大修时； 2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定 定子槽部 16 线圈防晕层对地电位 定子绕组17 端部动态特性 范围之内且 3）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94～115HZ 范围之内振型不是椭圆， ，应结合发电机历史情况综合分析。 4） 线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94～115HZ范围之内为不合格 定子绕组18 端部手包绝缘表面对地电位 1）交接时； 1）直流试验电压值为Un 2）大修时； 2）测试结果一般不大于下表值 3）必要时； 机组 测量部位 不同Un下之限值（KV） 状态 交接时现场处理绝缘后 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 大修后 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 说明 15.7 1.0 1.5 18 1.2 1.7 20 1.3 1.9 2.0 2.3 2.5 3.0 3.5 3.8 1)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试验,其它机组不作规定 2）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。而交接时现场包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。 3）定子端部表面极端脏污时（如事故后）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，标准规定如下：表中表面电位中为1、2、3KV，则局部泄漏电流法相应电流为10、20、30µA，其余依次类推。 4）使用内阻为100MΩ的专用测量杆测量 1）交接时；1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压2）大修后；一般应等于轴承与机座间的电压 19 轴电压 3）必要时； 2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 3）水轮发电机不作规定 1）测量时采用高内阻（不小于100KΩ/V）的交流电压表。 2）对于端盖式轴承可测轴对地电压。 1）大修时； 见附录A 定子绕组20 绝缘老化鉴定 1） 累计运行时20 年以上且运行或预防性试验中绝缘频率击穿的机组应进行，其他机组不作规定。 2）新机组投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，一留取初始值 1）交接时； 1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以2）大修后； 内。 3）更换绕空载特性曲线 2）在额定转速下的定子电压最高试验值： b)汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1 Un） 3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。 组后； a）水轮发电机为（以上不超过额定励磁电流为限）； 21 1）交接时有出厂数据时只做带变压器的空载特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变压器的空载特性曲线试验。 2）大修时一般可以仅做带变压器的试验 1）交接时； 与制造厂数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。 三相稳定22 短路特性曲线 2）必要时； 交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带变压器下的试验。 23 发电机定1）交接时； 时间常数与出厂或更换前比教，应无明显差异 子开路时的灭磁时间常数 次瞬态电24 抗和负序电抗 测量自动25 灭磁装置分闸后的定子残余 2）更换灭磁开关后； 1）交接时； 电抗值不做规定 已有厂家型式试验数据时，可不进行 1）交接时； 残压值不作规定（一般在200V以下） 1)交接时； 与电网的相序一致 26 检查相序 2)改动接线后； 1)第一次 大修前； 27 温升 2)定子或转子； 绕组更换 后、冷却系 统改进后； 3)必要时；

2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定

应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核 发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量不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：

（1）分相测得沥青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。

（2）在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）MΩ（取Un的千伏数不同），分相试验时，不小于2（Un+1）MΩ。若定子绕组不是40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式为 RC=KtRt

式中RC—换算至75℃或40℃时的绝缘电阻值，MΩ

RT__试验温度为t℃

K—绝缘电阻温度换算因素。

绝缘电阻温度换算因素（Kt）按下列公式计算 Kt=10

a(t-t1)

式中t____试验时的温度，℃

t1____换算温度值（75℃、40℃或其他温度），℃

a____温度系数，℃，此值与绝缘材料的类别的类别有关，对与A极绝缘为0.025；B级绝缘为0.030。

-1

2.2直流电机

直流电机的试验项目、周期和标准见表2—2所示

表2—2直流电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1）1000V兆欧表 2）对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 1）交接时； 1）绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1 绕组的绝缘电阻 2）大修时； 3）小修时； 2 绕组的直流电阻 1）交接时； 1）与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不2）大修时； 大于2%；补极绕组自行规定 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10% 2）大修时； 电枢绕组片间的直流电阻 1）由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。 2）对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量。 3）交接时6000KW以上发电机及调相机的励磁进行测量 3 1）交接时； 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压： 4 绕组的交流耐压 2）大修时； 1）交接时为0.75（2Un+1000）V，但不小于1200V 2）大修时为1000V 100KW以下不重要的直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻 代替 5 磁场可变电阻器的直流电阻 励磁回路所有1）交接时； 1）与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10% 2）大修时； 1）交接时； 一般不低于0.5MΩ 2）大修时； 1）交接时； 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 2）大修时； 1）交接时； 极性和连接均应正确 2）接线变动时； 1）交接时； 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 2）更换绕 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 必要时可做无火换向试验 6 连接设备的绝缘电阻 7 碳刷中心位置 8 绕组的极及其连接 1）空载特性：测录到最大励磁电压值为止。 2）励磁电压的增长速度；在励磁机空载额定电压下进行 9 直流发电机的特性 组后； 2.3 中频发电机 中频发电机的试验项目\\周期和标准见表2—3所示

表2—3中频发电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧表 2 绕组的直流电阻 1）交接时； 1）各相绕组直流电阻值相互差别不超过最小值的2% 1）交接时； 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1 绕组的绝缘电阻 2）大修时； 3）小修时； 2）大修时； 2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 1）交接时； 试验电压为出厂试验电压值的75% 副励磁机制交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替 3 绕组的交流耐压 2）大修时； 可变电阻器4 或起动电阻器的直流电阻 5 6 空载特性曲线 检查相序 1）交接时； 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10% 2）大修时； 1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量 1）交接时； 与制造厂出厂值比较应无明显差别 2）大修时； 1）交接时； 应符合运行要求 2.4 交流电动机 交流电动机的试验项目、周期和标准见表2—4所示。

表2—4交流电动机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 1）交接时； 1）绝缘电阻值 2）大修时； （a）额定电压3000V以下者，在室温下不应低于0.5M3）小修时； Ω （b）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不低于每千伏1MΩ；投运前室温下（包括电缆）不应低于每千伏1MΩ 绕组的绝缘电1 阻、吸收比或极化指数 （c）转子绕组不不应低与0.5MΩ 2）吸收比或极化指数自行规定 标准 说明 1）500KW及以上的电动机，应测量有为收比（或极化指数）。 2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表,3KV以上的电动机使用2500V兆欧表。 3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量 ，转子绕组可与起动设备一起测量 。 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 1）交接时； 1）3KV及以上或100KW及以上的电动机各相绕相直2）大修时； 流电阻值的相互差值不应超过最小值的2%；中性点2 绕组直流电阻 3）一年（3KV及以上或小修时 未引出者，可测量线间电阻，相互差值不应超过最小值的1% 3）应注意相互间差别的历年相对变化 100K及以上 2）其余电动机自行规定 1）交接时； 1）3KV及以上或500KW及以上的电动机应进行试验，1）有条件时应分相进定子绕组泄漏3 电流和直流耐压 2）大修时； 其它电动机自行规定 3）更换绕组后； 2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3 Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un。 3）泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100%，20µA以下者不作规定 1）交接时； 1） 全部更换绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但2）大修时； 3）更换绕组4 定子绕组的交流耐压 后 不低于1500V。 2） 交接时试验电压0.75（2Un+1000）V。 3）大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V 1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2）更换绕组定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 行试验 1） 交接时； 试验电压如下： 2）大修时； 3）更换绕组绕线式电动机5 转子绕组的交流耐压 后； 电动机状态 全部更换转子绕组后（V） 交接时（V） 大修时或局部更换定子绕组后 不可逆式 2Uk+1000 可逆式 4Uk+1000 0.75（2Uk+1000） 0.75（4Uk+1000） 1.5Uk,但不小于1000V 3.0Uk但不小于2000V 1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压 2)UK不转子静止时,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 同步电动机转6 子绕组交流耐压 可变电阻器或7 起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与8 同步电阻器的绝缘电阻 同步电动机及9 其励磁机轴承的绝缘电阻 10 转子金属绑线的绝缘电阻 1）交接时； 1）绝缘电阻不应低于0.5MΩ 2）大修时； 1） 交接时； 定子绕组的极性与连接应正确 11 定子绕组的极性 2） 接线变动时； 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）交接时； 1）转动应正常，宽载电流自行规定 2）必要时 空载电流和空载损耗 2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50% 12 1）空转检查时间一般不小天1h。 2）测定空载电流公在对电动机有怀疑时进行 3）3000V以下电动机内参测空载电流不测空载损耗 1） 交接时； 1）交接时试验电压为出厂值的0.75倍，且不应低2） 大修时； 于1200V； 大修时为1000V 1）交接时； 1） 与制造厂数值或最初测得结果相比较，相差不2）大修时； 1） 交接时； 1） 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5M2） 大修时； 1） 交接时； 1）绝缘电阻不应低于0.5MΩ 2） 大修时； 1）在安装完毕后测量。 2）用1000V兆欧表 用2500V兆欧表 Ω 用2500V兆欧表 应超过10% 3000V及以上的电动机应在所有分头上测量 可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替 3、电力变压器及电抗器 3、1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3——1

表3——135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体 2）溶解气体组份含量的单位为µL/1 3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时1）交接时； 1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下2）投运前； 列数值： 油中溶解1 气体色谱分析 3）大修后； 总烃：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有。 4）运行中； 2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过(a)500KV变压器、电抗器3个月一下列数值：总烃：50µl/1； H2：50µL/1；C2H2痕良。 3）对110KV及以上变压器的油中一旦出现C2H2，既应次；对新装、缩短检测周期 大修、更换绕组后增加30天； (b) 220KV 变压器和发电厂120MVA以上的变压器3-6个月台票次；对新大修、更换绕组后增30天； (c) 110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和180天内各做1次，以后1年一次； (d) 35KV变压器8MVA以上1年 1次，8MVA以下2年1次。 e) 必要时； 4)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意： 设备为1.0µL/1) 5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常 6)500KV电抗器当出现少量(小于5.0µL/1)C2H2时也应引起注意:如气体分析虽已出现异常,但判断不至于危及绕组和铁芯安全时,可在超过注意值较大的情况下运行 缩短周期进行追踪分析。 4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断。 5）新投运的变压器应有投运前的测试数据 6）从实际带电之日起，即纳入监测范围 7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月 第1、4、10、总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.1µL/1(500KV加第4、10、 1）交接时；1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，2）大修后； 不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间3）1-3年； 差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化最4）无励磁调压变压器变换分接位置； 5）有载调压器变压器的2 绕组直流电阻 分接开关检修后（在所有分接）； 大与0.5%应引起注意，大于1%应查明处理。 2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 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%，当超过1%应引起注意。 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，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意 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）无激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 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的当接上下几个分接处测量直流电阻。 6）必要时； 4）电抗器参照执行 5）封闭式电缆出线的变压器电缆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 1）交接时； 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相2）投运前；比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（10000以3）大修后； 上）。 4）1-3年； 2）在10-30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指5）必要时； 数不低于1.5。 3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 绕组绝缘3 电阻、吸收比或极化指数 1）用2500V及以上兆欧表。 2）测量前被试绕组应充分放电。 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。 4）尽量在油温低于50℃时试验 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参考。 7）电缆出线变压器的电缆出现侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 1）交接时；1）20℃时的tgδ不大于下列数值： 2）大修后；3）必要时；4）500KV变压器、电抗4 绕组的 tanδ 器和水冷变500kV 0.6% 110-220kV 0.8% 35kV 1.5% 2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%） 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路。 2）同一变压器个绕组的tanδ标准值相同。 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。 4）尽量在油温低于50℃时试验。 5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ 1） 交电容型套5 管的tgδ和电容值 接见第6章 用正接法测量 1）用正接线测量。 2）测量时记录环境温度和设备的顶层油温。 3）封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管 6 绝缘油试验 见第10章 压器1-3年 3）试验电压如下： 时； 2） 大修时 测量时记录环境温度和设备的顶层油温 3） 1-3年； 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管tg4）必要时； δ和电容值 1）交接时；有浸设备验电压值按附录G 2）大修后； 3）更换绕组后； 7 交流耐压试验 4）必要时； 1）宜用变频感应法。 2）35KV全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验。 3）电抗器进行外施工频耐压试验。 4）35KV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验。 110K及以上变压器、电铁芯（有外8 引接地线的）绝缘电阻 抗器： 1）与以前试验结果相比无明显差别； 2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A 1）用2500V兆欧表 2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量 1）交接时； 2）大修后； 3）更换绕组后； 4）1-3年； 5）必要时； 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁9 芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 油中含水量 油中含气量 1）交接时；220KV及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ其它变压2）大修后； 器一般不低于10 MΩ； 3）必要时； 1）用2500V兆欧。 2）连接片不能拆开者可不测量 见第10章 11 见第10章 1）交接时； 1）试验电压一般如下： 2）大修后；绕组额定3）1～3年； 电压（kV） 12 绕组泄漏电流 4）必要时； 直流试验电压（kV） 5 10 20 40 60 3 6-10 20-35 66-220 500 1）读取1分钟时的泄漏电流值。 2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线测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I的规定 2）又泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下） 1）交接时； 1） 各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。 变压器绕13 组电压比 2）更换绕组后； 3）分接开关引线拆装后； 4）必要时； 三相变压14 器的接线组别或单1） 交接1） 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。 2） 单相变压器组成的三相变压器组应在连接完成后进行组别检查 2） 额定分接电压比允许偏差±0.5%，其他分接的偏差应在变压器的阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 时； 2） 更换绕相变压器的极性 变压器空15 载电流和空载损耗 变压器短16 路阻抗和负载损耗 组后； 3） 必要时 1） 拆铁芯后； 2） 更换绕组后； 3） 必要时 1） 更换绕组后； 2）必要时； 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 1）交接时 1）在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于100KV及以上； 2）大修后500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一般不大于300pC 1）试验方法应符合GB1094.3—2003＜电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验＞的规定。 2）没有条件进行局部放电时，500kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测定 1）交接时； 1）交接时按GB 50150—1991。 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相 17 局部放电 (220kV及以上变压器)； 3）必要时； 有载调压18 装置的试验和检查 2）大修后； 2）按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》执行。 3）1-3年或按制造厂要求； 4）必要时； 测温装置19 及其二次回路试验 气体继电20 器及其二次回路试验 21 压力释放试验 整体密封检查 冷却装置23 及其二次回路试验 套管电流24 互感器试验 变压器全25 电压下冲击合闸 1）交接时； 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在2）大修后； 规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 3）1-3年； 1）交接时； 整定值符合 DL/T0—1994＜QJ—25/50/80型气体继2）大修后； 电器检验规程＞要求，动作正确。绝缘电阻一般不低于3）1-3年； 1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 1）交接时； 动作值与铭牌值相差不应大于10%或符合制造厂规定 2）大修后； 3）必要时； 1）交接时； 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 2）大修后； 1）交接时； 1）投运后、流向、温升和声响正常，无渗漏。 2）大修后； 3）1-3年； 1）交接时； 按表4-1 2）大修后； 3）必要时； 1）交接时； 新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min。 2）更换绕组后； 部分更换绕组后，冲击和闸3次，每次间隔隔5min。 交接时出厂有报告可不做 22 测量绝缘电阻用2500V兆欧表测量，一般不低于1 MΩ 1） 在使用分接上进行。 2） 油变压器高压侧加压。 3） 和闸前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 1） 交接时500 KV变压器和电抗器 26 油中糠 含量 1） 含量超过下表数值时，一般为正常老化，需跟踪检测： 运行年限（年） 0.1 0.2 0.4 0.75 1-5 5-10 10-15 15-20 出现以下情况时可进行： 1） 油中气体总烃超标， 或CO、CO2过高。 2）500KV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3-5年后。 3）需了解绝缘老化情况时。 4）长期过载运行后，温升超标后 必要时 绝缘纸27 （板）聚合度 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、绝缘纸板等数克。运行年限超过20年，应利用吊罩机采样试验 必要时 含水量（m/m）一般不大于以下数值：500KV为1%220KV为3% 绝缘纸28 （板）含水量 可用所测量绕组的tanδ值推算，或取纸样直接测量。或取纸样直接测量。有条件时，可按DL/T580—1995＜用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法＞进行测量 29 30 电抗器阻抗测量 振动 必要时 1）500KV变压器、电抗器交接时； 31 噪声 2）500变压器、电抗器更换绕组后： 3）必要时 必要时 32 油箱表面温度分布 局部热点温升不超过80K 1）用红外测温仪或温度计测量。 2）在带较大负荷时进行 33 变压器绕组变形试110KV及以上变压器： 与初试结果相比，或三相之间结果相比无明显差别创造 1） 每次测量时，变压器 与出厂相比，不应有明显差别 在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A） 必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内 如有试验条件，可在运行电压下测量 按GB 7328—1987＜变压器和电抗器的声极测定＞的要求进行 2） 必要时 糠 含量 2）跟踪检测并注意增长率。 3）测量值大于4mg/1时，认为绝缘老化已比较严重 验 1）交接时 2）更换绕组后； 3）必要时； 4）不超过6年 外部接线状态相同。 2） 应在最大分接下测 量。 3） 出口短路后应创造条 件进行试验。 4） 可用频率响应法和低 电压阻抗法 110KV及以变压器零序阻抗 1） 三相五柱式可以不 做。 2） 如有制造厂试验值， 交接时可不测量 上变压器； 34 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35 变压器相位检查 组后 3） 外部接线变更后 注：油浸电抗器试验项目、标准、周期见表3-1中序号1-12、17、19-22、24、26-32。 3.2消弧线圈、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项目、周期和标准（见表3-2）

表3-2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准 序号 项目 绕组直流电阻 周期 标准 说明 1）如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3）相执行。 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻。 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻 5）封闭式电缆出线的变压器电缆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31）交接时； 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差2）大修后； 别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕3）厂用变压器、消弧线圈1-3年； 4）有载调压变压器分接开关检修后（在所有分接）： 5）无载调压组，线间差别不应大于三相平均值的1%。 2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别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，不应有明显差别，其差别一般应不大于2% 4）电抗器参照执行 1 变压器变换分接位置后： 6）必要时； 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 绕组绝缘电阻、吸收比1）交接时、投运时； 3）厂用变压2 器接地变压器、消弧线圈1—3年，干式变压器1—5年； 4）必要时 油侵变压器和消弧线圈3 绕组的tgδ 必要时 1）20℃时的tanδ不大于1.5%。 2）tanδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）。 3）试验电压如下： a)绕组电压10KV及以上：10KV； b)绕组电压10KV以下：Un 绝缘油试验 1）交接时、投运前； 3）厂（所）用变压器、消弧线圈1～3年； 4）必要时； 交流耐压试验 5 1）交接时； 1）油浸设备试验电压值按附录H 2）大修后： 2）干式变压器的试验电压值按附录G，全部更换绕3）干式变压器3-5年； 4）必要时 穿芯螺栓、夹件、绑扎6 钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 7 变压器绕组电压比 三相变压器8 的接线组别或单相变压器的极性 1）交接时； 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。 2）更换绕组后； 2）电压35KV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差±0.5%，其他所有变压器的额定分接电压但不得超过1% 1）交接时； 1） 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。 2）更换绕组后； 组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者可不测量 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 见第10章 不同温度下的tanδ值一般可用下式换算：tanδ= tanδ1×1.3式中： tanδ1、tanδ2分别为在温度t1、t2下的tanδ值 投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同，厂（所）用变按110 kV及以上对待 （t2-t1）/10 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化 1）用2500V及以上兆欧表测量。 2）测量前被试绕组应充分放电。 3）绝缘电阻大于10000MΩ时，可不策吸收比或极化指数 或极化指数 2）大修后； 2）大修后； 4 1）交接时； 一般不低于10 MΩ 2）大修时； 3）必要时； 比允许偏差应在变压器的阻抗值（%）的1/10以内， 9 变压器空载电流和空载损耗 10 变压器短路阻抗和负载损耗 1）交接时； 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 2）更换绕组后； 3）10KV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 1） 交接时 2） 更换 绕组后； 3）10KV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较） 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 11 环氧浇注干式变压器的局部放电 1）交接时； 按GB 50—1986〈干式电力变压器〉规定执行 2）更换绕组后； 3）必要时； 1）交接时； 按DL/T574—1995〈有载分接开关运行维护导则〉2）大修时； 的规定执行 3）1年或制造厂要求； 4）必要时； 试验方法符合GB50—1986规定 12 有载调压装置的试验和检查 13 测温装置及其二次回路试验 1）交接时； 密封良好，指示准确，测温电阻值应和出厂值相符，测绝缘电阻用2500V兆欧2）更换绕组 在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 后； 3）大修时（10KV油浸变压器和接地变压器大修后可选做） 表 14 气体继电器及其二次回路试验 1）交接时；3）必要时； 整定值符合运行要求规程要求，动作正确，绝缘电测绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大修后； 阻一般不低于1 MΩ 15 整体密封检查 1）交接时； 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 2）大修后 1）投运前； 冷却装置的检查和试验按制造厂规定；绝缘电阻一2）大修后； 般不低于1 MΩ 3）必要时； 1）交接时 2）大修后 3）必要时 见表4—1、4—2 干式变压器不进行 16 冷却装置及其二次回路试验 测量绝缘电阻用2500V兆欧表测量 17 消弧线圈的电压、电流互感器绝缘和变化试验 18 接地变压器测量绝缘电阻用2500V兆欧表测量 1）交接时； 2）更换绕组交接时如有制造厂数据，可不测 的零序阻抗 后 19 干式变压器噪声测量 必要时 按GB 7328—1987〈变压器和电抗器的声级测定〉 变压器绕组变形试验 50MW及以上机组的高压厂用变压20 器： 1）交接时； 2）更换绕组后； 3）必要时； 3．3 SF6气体变压器

110KV及以上SF6气体变压器的试验项目、周期和标准见表3—3。

表3—3SF6气体变压器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 与初始结/相比，或三相之间结果相比无明显差别 的要求进行 1） 每次测量时，变压器 外部接线状态相同。 2） 应在最大分接下测 量。 3）出口短路后应进行试验 说明 1）按GB 12022—19〈工业六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）〉进行。 2）当新装及大修后1年内复测温度不符和要求或漏气超过要求和设备异常时，按实际情况增加检测。 3）安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静置24h后进行湿度检测 1）交接时； 1）交接时及大修后：不大于250。 2）大修后； 2）运行中：不大于500 3）新装及、 1 SF6气体湿度（20℃ǖ/ǖ）（µI/I） 大修后1年内复测； 4）1—3年； 5）必要时； 2 3 4 SF6气体泄漏 1）交接时； 2）大修后； 3）必要时； 1） 有条件时取气分析。 必要时 纯度≥97%；空气≤0.2；CF4≤0.1% 2） 其余CO、CO2 SO6 有条件时可加以监控 年泄漏率不大于1%/年，或按出厂家要求 日常监控，必要时检测 SF6气体成分分析 SF6气体其他检测项目 见第10章 见第10章 见第10章 5 气体密度继电器 1）交接时； 2）1～3年； 3）必要时； 应符合制造厂规定 1）交接时； 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差2）大修后； 别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕3）1-3年； 组，线间差别不应大于三相平均值的1%。 4）无磁调压压变压器变绕组直流电6 阻 换分接位置后： 5）有载调压变压器分接开关检修后（在所有分接）： 6）必要时 2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别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，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%，当超过1%时应引起注意 1）如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3）相执行。 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁 定后测量直流电阻。 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻。 5）220KV及以上绕组测试电流不宜大于10A 1）交接时、投运时； 3）大修后 绕组连同套7 管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 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值的70%。 极化指数不低于1.5。 用以判断绝缘状况 1）用2500V及以上兆欧表测量。 放电。 3）吸收比或极化指数不进行温度换算。 4）变压器绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比或极化指数可仅作为参考。 5）电缆出线变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ 2）投运前； 2）在10—30℃范围内，吸收比比一般不低于1.3； 2）测量前被试绕组应充分4）1—3年； 3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，必要时 1）20℃时的tanδ不大于1.5%。 a)500KV 0.6 b)110－220KV 0.8% 2）tanδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）。 3）试验电压如下： a)绕组电压10KV及以上： 10KV； b)绕组电压10KV以下： Un 1） 非被试绕组应接地，被 试绕组应短路。 2） 同一变压器个绕组的 tanδ标准值相同 3）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ 绕组连同套8 管的tgδ 1）交接时； 试验电压值按附录G 2）大修后； 9 交流耐压试验 3）更换绕组后； 4）必要时 铁芯（有外10 引接地线的）绝缘电阻 11 穿芯螺栓、夹件、绑扎线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 1）交接时； 220KV及以上的绝缘电阻一般不低于500MΩ；其他2）大修时； 变压器 不低于10MΩ 1）交接时； 1）与以前实验结果相比无明显差别。 2）大修后： 2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不3）更换绕组后； 4）1—3年； 5）必要时 大于0.1A 宜用倍频感应法 1）用2500V兆欧表。 2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者可不测量 钢带、铁芯、3）必要时； 1）交接时； （1）试验电压一般如下 2）大修后： 绕组泄漏电流 12 3）1—3年； 绕组额4）必要时 3 10 35 20 66—220 40 500 60 6—10 20—1）读取1min时的泄漏电流值。 2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线绕组泄漏电流由中性点套管处测量 定电压 直流试验电压 5 （KV） 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。 变压器绕组13 电压比 2）更换绕组后； 3）分接开关引线拆装后； 1） 必要时 三相变压器14 的接线组别或单相变压器的极性 变压器空载15 电流和空载损耗 变压器短路16 阻抗和负载损耗 1）交接时； 在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于220KV或500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一般不大于300pC 120MVA及以上，110KV 17 局部放电 现场不吊罩； 2）大修后 （220或120MVA及以上变压器）； 3）必要时 1）交接时； 1）交接时按GB 50150—1991。 18 有载调压装置的试验和检查 2）大修时 3）1—3年或按制造厂要求； 4）必要时 2） 按DL/T574—1995〈有载分接开关运行维护导则〉的规定执行 1）交接时； 1）必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符； 2）更换绕组后； 3）必要时 1）拆装芯后； 2）更换绕组后； 3）必要时 1）更换绕组后； 2）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 试验方法应符合GB1094.3—2003 2）单相变压器组成的三像变压器现应在连接完成后进行组别检查 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相 2）额定分接电压比允许偏差±0.5%，其他分接偏差应在变压器的阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 测温装置及13 其二次回路试验 1）交接时； 密封良好，指示准确，测温电阻值应和出厂值相符，测绝缘电阻用2500V兆欧2）大修后； 在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M3）1—3年 110KV及以上变压器： 1）交接时； Ω 与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别 1）每次测量时，变压器 外部接线状态相同。 2）应在最大分接下测 量。 3）出口短路后应创造条件进行试验。 4）可采用频率响应法或低压电压阻抗法 1）三相五柱式可以不做。 2）如有制造厂试验值，交接时可不测量 表 20 变压器绕组变形试验 2）更换绕组后； 3）必要时； 4）不超过10年 21 变压器零序阻抗 1）交接时； 2）更换绕组后 1）交接时； 必须与电网相位一致 22 变压器相位检查 2）更换绕组后 3）外部接线变更后 4 互感器

4 .1 电流互感器

4.1电流互感器

4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4—1。

表4—1电流互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1）用2500V兆欧表 2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地 3）500KV电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻 1）主绝缘试验电压为10KV，末屏对地tg试验电压为220 500 0.6 0.5 2KV。 2）油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值3.0 2.0 2.5 2.0 与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压的关 1.0 0.8 0.7 系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10KV升到3.5 3.5 3.0 2.5 Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行。 胶纸电容型 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%时应查明原因 3）固体绝缘电流互感器一般不进行tgδ测量 1）交接时、1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60% 投运前： 1 绕组及末屏2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低2）1—3年； 于1000MΩ 4）必要时 1）交接时、1）主绝缘 (%)不应大于下表中的数值，且与历年投运前： 2）1—3年； 3）大修后； 4）必要时 的数据比较，不应有显著的变化： 电压等级KV 交接大修后 油纸电容型充油型 充油型 胶纸电容2 tgδ及电容量 型 油纸电容35 — 110 0.8 的绝缘电阻 3）大修后； 运行中 型 充油型 3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2% 1）交接时、1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且110KV及以上电流互感3 器油中溶解气体的色谱分析 投运前： 不应含有C2H2 2）1—3年； 2）运行中油中溶解气体组合分含量超过下列任一3）大修后； 值时应引起注意 4）必要时 总烃：100μΙ/Ι H2： 150μΙ/Ι C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级） 1μΙ/Ι（220—500KV级） 110KV级以4 上电流互感器油中含水量 1）交接时（35KV及以下） 5 交流耐压 2）1—5年一次（35KV以下）； 3）大修后 4）必要时 1）35KV固体绝缘电1）固体绝缘电流互感器在电压为1.2Um/√3时放电量：交接时不大于20pC。在电压为1.2Um时放1）试验接线按GB5583—1995进行。 2）110KV及以上的油浸电流互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试。 3）预加电压为出厂工频耐压值的80%。测量电压在两值中任选其一进行 1）一次绕组交流耐压标准见附表G 2）二次绕组之间及对地为2KV 3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1）交接时； 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后； 3）必要时 全密封电流互感器按制造厂要求进行 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兆欧表测绝缘电阻代替 电压等级KV 110 水份mg/l 20 220 15 500 10 流互感器； 电量；交接时不大于50pC a）交接时；2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压为b）投运后3年内； 6 局部放电 2）110KV及以上油侵电流互感器 a）交接时；b）大修后；c）必要时； 1）交接时； 与铭牌标志相符 7 极性 2）大修后； 3）必要时 各分接头的变化 1）交接时； 与铭牌标志相符 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性9 励磁特性曲线 2）大修后； 曲线比较，应无明显差别 3）必要时 2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量测量 1.2Um/√3时放电时，放电量不大于5pC，在电压1.2Um/时放电量不大于10pC c）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。 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 8 10 绕组直流电1）交接时； 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 阻 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行 11 绝缘油击穿电压 （35KV及以上）； 2）大修后 3）必要时 1）交接时 运行油 ≤2 1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其他性能正常时应进行该项试验。 2）全密封电流互感器按制造厂要求进行 12 （110KV及 投入运行前的油 绝缘油 tgδ% 注入前：≤ 0.5 注入后：220KV及以下≤1： 500KV≤0.7 1）交接时； 应无渗漏油现象 13 密封检查 2）大修后； 3）必要时 4.1.2 SF6气体电流互感器

110KV及以上SF6气体电流互感器的试验项目、周期和标准见表4—2。

表4—2 110KV及以上SF6电流互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1）按GB 12022—19〈工业六氟化硫〉、SD 306—19〈六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）进行。 2）当新装及大修后1年内复测温度不符和要求或漏气超过要求和设备异常时，按实际情况增加检测。 3）安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静置24h后进行湿度检测 2 SF6气体泄漏 1）交接时； 2）大修后； 3）必要时 1）老练试验后； 2）必要时； 纯度≥97%；空气≤0.2；CF4≤0.1% 年泄漏率不大于1%/年，或按出厂家要求 日常监控，必要时检测 1）有条件时取气分析。 2）其余CO、CO2 S06 有条件时可加以监控 1）交接时； 1）交接时及大修后：不大于250。 2）大修后； 2）运行中：不大于500 3）新装及大修后1年内复测； 4）1—3年； 5）必要时 SF6气体湿1 度（20℃ǖ/ǖ）（µl/l） 3 SF6气体成分分析 SF6气体其4 他检测项目 5 气体密度1）交接时； 应符合制造厂规定 见第10章 见第10章 见第10章 继电器 2）1—3年； 1） 交接时、投运前： 3）大修后； 4）必要时 1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60% 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 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电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻 绕组及末6 屏的绝缘电阻 2）1—3年； 1） 交接时、投运7 tgδ（%） 前： 2）1—3年； 3）大修后； 4）必要时 符合制造厂规定 1）交接时； 与铭牌标志相符 8 极性 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 与铭牌标志相符 9 各分接头的变化 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 1）交接时； 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比2）大修后； 较，应无明显差别 10 励磁特性曲线 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 在测量 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 11 绕组直流电阻 1）交接时； 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 1）老练试验程序：1.1Un（10min）→0→1.0Un （5min） 1）现场安装、充气2）大修时； →1.73Un （3min）→0，老练试验后进行耐压试验。 3）必要时 12 老练及交流耐压 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。 3）二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为2KV，可用2500V兆欧表代替 后、气体湿度测量后进行老练及耐压试验，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）耐压值参考附录G 13 局部放电试验 必要时 在电压为1.2Um/√3时放电时，放电量不大于5pC，在电压1.2Um/时放电量不大于10pC 4．2电压互感器

4．2．1电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准见表4－3

表4－3电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1）使用2500V兆欧表。2）测量时非被试绕组、外壳应接地。 1）交接时、绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始至的 60% 1 绕组的绝缘电阻 投运前； 2）1-3年； 3）大修后 4）必要时 1）绕组绝缘： a）交接时、投运前： b）1～3年 tgδ（20KV2 及以上油浸式电流互感器） c）大修后； d）必要时。 2）串级式电压互感器支架； a）交接时； b）必要时 110KV及35KV及以下 1）绕组绝缘：tgδ（%）不应大于下表中数值： 额定温度 5 10 20 30 40 串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方法与要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验电压为3000V 电压 ℃ 交接时大修后 运行中 交接时大修后 1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 1．0 1．5 2．0 3．5 5．0 以上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 2）支架绝缘tgδ应不大于10% 1）交接时； 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含110KV及以上电压互3 感器油中溶解气体的色谱分析 2）1～3年； 有 3）大修后； C2H2 4）必要时 运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意 a) 总烃 100μl/l b) H2: 150μl/l c) C2H2: 2μl/l 只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。 110KV及以4 上电压互感器油中含水量 1）交接时； 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后； 3）必要时； 只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行 全密封电压互感器按制造厂要求进行 电压等级KV 水份mg/L 交接时 运行中 110 220 500 20 35 15 25 10 15 1）交接时； 1）一次绕组交流耐压标准见附录G 2）1～5年（35KV以下）； 3）大修后； 5 交流耐压 4）必要时 2）二次绕组之间及对地为2KV 感应耐压试验的频率f为150HZ及以上时，试验持续时间表t=60×100/f;但不应小于20s,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）预试时有条件时进行 1）发电机出6 局部放电 口固体绝缘电压互感1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/√3时的放电量：交接时不大于20pC。1.2Um时放电量；交接时不大于50Pc.固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.2Um1）实验接线按GB 5583-1985进行 2）110kV 及以上油器； 时的放电量：交接时不大于20pC 浸式电压互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试，但对绝缘有怀疑时应进行。 3）预加电压为其感应的80%测量电压在两值中任选其一进行 a）交接时； 2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.2 Um/√3时b）必要时； 的放电量：不大于5 pC 2）110KV及以上油浸电a）交接时、投运前 b）大修后 c）必要时 1）交接时； 1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值比较应无2）更换绕组7 空载电流测量 后； 4）发电机出口TV:1～5年 1）交接时； 与铭牌标志相符 8 连接组别或极性 2）更换绕组后； 3）变动接线后 1）交接时； 与铭牌标志相符 9 电压比 2）更换绕组后； 3）必要时 绕组直流电阻 1）交接时； 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 见第10章 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 1）新油90℃时应不大于0.5% 2）必要时； 2）注入设备后应不大于0.7% 12 绝缘油tanδ 明显差别。 4）110KV及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值压互感器； 可不进行或只进行个别抽试，但不绝缘有怀疑时应进行 从二次绕组加压试验，同时测量一次和电流，且一次绕组空载电流不应大于10mA 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流。二次绕组工频空载为1.5 Um/√3 3）必要时； 中性点非有效接地系统为1.9 Um/√3, 中性点接地系统 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 10 11 绝缘油击穿电压 全密封电压互感器按制造厂要求进行 1）当油浸式电压互感器tanδ较大，但绝缘其他性能正常时，应进行该项试验。 2） 全密封电压互感按制造厂要求进行 铁芯夹紧13 螺栓（可接触到的）绝缘电阻 1）交接时； 一般不低于10MΩ 2）大修后； 1）用2500V兆欧表 2）吊芯时进行 1）交接时； 应无剩漏油现象 14 密封检查 2）大修后； 3）必要时 注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-2中的序号1、7、8、9、10进行。 4.2.2电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见表4-4

试验方法按制造厂规定 表4-4电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见

序号 项目 中间变压1 器一、二次绕组直流电阻 1）交接时； 1）一次绕组对二次绕组及地应不大于1000MΩ； 2）大修后； 2）二次绕组之间及对地应大于10MΩ 3）1-3年； 4）必要时 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 1）交接时； 1）用1000V兆欧表测量绝缘电阻应大于10MΩ 2）大修后； 2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行 3）必要时 4 阻尼器检查 1）用1000V兆欧表。 2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组的端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时，可不检查 电容器极5 间绝缘电阻 1）交接时； 一般不低于5000MΩ 2）大修后； 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－5%～+10%范围． 2）投运后1年 3）1-3年 6 电容 值 4）极间耐压后； 5）必要时 2 ）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期． 3）一相中任两节实测电容值差不应超过5% 1）用交流电桥法． 2）若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行． 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 1）交接时； 1）交接时： 2）投运后1年内； 7 tanδ（%） 4）必要时 a）油纸绝缘0.5 b）膜纸复合绝缘0.15 a）油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行： b）膜纸绝缘0.2.若测试值超过0.2应加强监视，超过0.3应更换 交流耐压8 和局部放电 1）交接时(500Kv)； 2）必要时 试验电压为出厂值的75%,当电压升至试验电压1min后，降至0.8×1.3Um历时10s ,再降至1.1Um/√3保持1min,局部放电量不大于10pC 1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只进行局部放电试验． 上节电容器测量电压10kV,中压电容的试验电压自定 用2500V兆欧表 周期 标准 说明 当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测 用1000V兆欧表，从X端测量 1）交接时； 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后； 3）必要时； 中间变压2 器的绝缘电阻 3 角、比误差 3）1-3年； 2）运行中： 2）Um为最大工作线电压 1）交接时； 漏油时停止使用 9 渗油检查 2）巡视检查时 低压端对10 地绝缘电阻

1）交接时 2）投运后1年内 3）1-3年 1）交接时不低于100MΩ 2）运行中不低于10MΩ 用观察法 1）用2500V兆欧表． 2）低压端指“N”或“J”或 “δ” 4.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验

4.2.4 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．

4.2.4.1 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端（指“N”或＂J“或”“δ”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． 4.2.4.2 判断方法

a)计算行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，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c）电容值与出厂值相差超出±5时，就增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。

5 开关设备

5.1 SF6断路器和GIS

SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准见表5-1。

表5-1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准

序号 项目 断路器和GIS内的SF61 气体的湿度以及气体的其他检测项目 1）交接时； 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 2）大修后； 3）必要时； 1）按GB11023－19方法进行 2）对电压等级较高的断路器及GIS，因体积大可2 SF6气体泄露 用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得的SF6气体含量（体积比）不大于30×10每个包扎点 辅助回路和3 控制回路绝缘电阻 1）交接时； 绝缘电阻不低于1 MΩ 2）1-3年； 3）大修后 1）交接时； 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的4 耐压试验 2）大修后； 80%，当试验电压低于G的规定值时，按附录G的规定进行3）必要时； 试验 1）试验在SF6气体额定压力下进行 2）对GIS试验时不包括其中的电用1000V兆欧表 -6周期 见第10章 见第10章 标准 说明 见第10章 磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对他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包括合闸对地和分闸断口间两种方式 4）对柱式断路器，仅对定开距式断路器进行断口间耐压实验。 5）GIS老炼试验程序参照附录K 1）交接时； 试验电压为2kV 辅助回路和5 控制回路的交流耐压 2）大修后； 可用2500V兆欧表代替试验电压为1KV 2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 1）交接时； 1）瓷柱式短路器，与断口同时测量，测得的电容值和tg2）1-3年； δ与原始值比较，应无明显变化 3）大修后； 2）罐式断路器（GIS中的断路器）按制造厂规定 4）必要时； 3）单节电容器按第9章规定 断口间并联6 电容器的绝缘电阻、电容量tgδ 1）交接大修时，对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tgδ，作为该设备的原始数据 2）对罐式断路器（包括GIS中的断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 3）电容量无明显变化时，tgδ仅作参考 合闸电阻值7 和合闸的投入时间 1）交接时； 1）除按制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±2）大修后； 5% 3）1-3年； 2）合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核 4）必要时； 1）交接时； 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 2）机构大 制造厂有要求时测 修后； 8 断路器的机械特性试验 1）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、3）3-5年； 辅触头的配合时间应符合制造厂规定 4）必要时； 2）除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下列要求 a）相间合闸不同期不大于5ms b）相间分闸不同期不大于3ms c）同相各断口间合闸不同期不大于3ms d）同相各断口间分闸不同期不大于2ms 1）交接时； 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%2）机构大分、合闸电9 磁铁的动作电压 修后； 范围或直流额定电压的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65% ~120%范围内可靠采用突然加压法 3）1-3年； 动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 4）必要时； 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 1）交接时； 1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 应采用直流压降法测量，电流不小于100A 10 导电回路电阻 2）大修后； 2）运行中，回路电阻值不大于出厂规定值 3）1-3年； 4）必要时； 分合闸线圈11 的直流电阻1）交接时； 直流电阻应符合制造厂规定 2）机构大 绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 及绝缘电阻 修后； SF6气体密12 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13 作压力（气压、液压）整定值校验，机构安全阀校验 操动机构在分闸、合闸14 及重合闸下的操作压力（气压，液压）下降值 液（气）压15 操动机构的泄露试验 油（气）泵16 补压及零起打压的运转时间 液压机构及采用差压原17 理的气动机构的防失压慢分试验 闭锁、防跳18 跃及防止非全相合闸等1）交接时； 1）应符合制造厂规定 2）大修后； 3）1-3年； 4）必要时； 1）交接时； 按制造厂规定 2）机构大修后； 3）必要时； 对气动机构应校验各级气阀的整定值（减压阀及机构安全阀） 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）机构大修后； 1）交接时； 按制造厂规定 2）机构大修后； 3）必要时； 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）大修后； 3）1-3年； 4）必要时； 1）交接时； 按制造厂规定 2）机构大修后； 应在分、合闸位置下分别试验 1）交接时； 按制造厂规定 2）大修后； 3）必要时； 辅助控制装置的动作性能 GIS中的电19 流互感器、电压互感器和避雷器 1）交接时； 动作应准确可靠 GIS的联锁20 和闭锁性能试验 2）大修后； 3）1-3年； 4）必要时； 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作 1）交接时； 按制造厂规定或分别按第4章、第11章进行 2）大修后； 3）必要时； 5.2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、周期和标准表5—2。

表5–2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标准 用2500V兆欧表测量 1）交接时； 1）整体绝缘电阻自行规定 2）大修后； 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）不应3）1-3年； 1 绝缘电阻 交接时、大修后 运行中 低于下表数值：（20℃） 试验类别 额定电压（KV） ﹤24 1200 600 24～40.5 72.5 3000 1500 5000 3000 126～252 6000 3000 1）在分闸状态下按每支套管进行测量，测得的tgδ超过规定值或有显著增大40.5 3 时，必须落下油箱进行分解试验。对落下tgδ（%）值的增加数 1 2 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% 1）交接时； 1）20℃时多油断路器的非纯瓷陶管的tgδ（%）值见2）大修后； 表6 3）1-3年； 2）20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ（%）值，可比表 6中相应的tgδ（%）值增加下列数值： 额定电压（KV） ≥126 72.5 40.5KV及以2 上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ 1）交接时； 1）每一元件的试验电压如下： 40.5KV及以3 上少油断路器的泄漏电流 2）大修后； 3）1-3年； 额定电压（KV） 直流试验电压（KV） 40.5 交接 40 运行 20 40 72.5～252 220KV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 2）泄漏电流不应大于10μA 1）交接时； 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压按G规定值。 1）对于三相共箱式2）1—3年（12KV及断路器对地、以下）； 4 断口及相间交流耐压 3）大修后（40.5KV） 4）必要时；（126KV及以上） 1）交接时； 试验电压按G规定值。 2）大修后； 3）必要时； 126KV及以上5 断路器提升杆的交流耐压 1）耐压设备不能满足要求时可分段段进行，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 辅助回路和6 控制回路交流耐压 导电回路电阻 1）交接时； 试验电压为1KV 2）1—3年； 3）大修后； 1）交接时； 1）大修后及交接时应符合制造厂规定。 2）1—3年； 2）运行中自行规定 3）大修后； 1）交接时； 1）并联电阻值应符合制造厂规定 灭弧室的并8 联电阻值，并联电容器的电容值tgδ 2）大修后； 2）并联电容值与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与3）必要时； 原始值比较，应无明显变化 3）单节并联电容器按第9章规定 应采用直流压降法测量，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器和tgδ，作为该设备的原始数据 断路器的机械特性试验 1）交接时； 1）断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂规定 2）大修后； 2）断路器的分、合闸时间及分、合闸的同期性均应符合3）必要时； 制造厂规定 在额定操作电压（气压或液压）下进行 可用2500V兆欧表代替 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大修后（45.5KV） 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。 2）断口耐压的定期试验可不做 7 9 1）交接时； 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110% 采用突然加压法 操作机构合闸接角器及10 分、合闸电磁铁的最低动作电压 2）机构大修后； 范围或直流额定电压的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，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%（关合电流峰值大于50kA 时为85%）时应可靠动作 合闸接角器和分、合闸电磁铁线圈的11 直流电阻和绝缘电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 断路器本体12 和套管中绝缘油试验 断路器的电流互感器 机构压力表校验（或调整），机构操14 作压力（液压）整定值检验，机械安全阀校验 操动机构在合闸分闸及15 重合闸下的操动压力（液压）下降值 液压操动机16 构的泄漏试验 1）交接时； 1）直流电阻应符合制造厂规定。 2）机构大修后； 3）必要时； 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 见第10章 见第10章 1）交接时； 见第4章 2）大修后； 3）必要时； 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）机构大修后； 13 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）机构大修后 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 应在分、合闸位置下分别试验 油泵补压及17 零起打压的运转时间 2）1～3年； 3）机构大修后； 4）必要时； 液压机构防18 失压慢分试验 1）交接时； 按制造厂规定 2）机构大修后； 5．3 真空断路器

真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-3

表5-3 真空断路器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标准 说明 用2500V兆欧表 1）交接时； 1）整体绝缘电阻参照制造厂的规定或自行规定 1 绝缘电阻 2）1—3年； 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）不应3）大修后； 低于下表数值（20℃时）： 试验类别 交接时大修后 运行中 额定电压（KV） <24 1200 300 24~40.5 72.5 3000 1000 5000 3000 1）更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验 2）相间、相对地及断口的耐压值相同 1）交接时； 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压值按G规定断路器主回2 路对地、断口及相间交流耐压 2）1—3年（35KV及以下）； 3）大修后； 4）必要时 辅助回路和3 控制回路交流耐压 1）交接时； 试验电压为1KV 2）1—3年； 3）大修后； 1）交接时； 1）大修后及交接时应符合制造厂规定 4 导电回路电阻 2）1—3年 2）运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 3）大修后； 4）必要时； 1）交接时； 1）合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规2）大修后； 定。 5 断路器的机械特性试验 3）必要时； 2）分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms。 4）1—3年； 3和闸弹跳时间对于12KV不大于2ms，对于40.5KV不大于3ms。 4）分闸反弹幅值不大于触头开距的20% 灭弧室的触6 头开距及超行程 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）1—3年； 3）大修后； 值 可用500V兆欧表代替 应采用直流压降法测量，电流应不小于100A 在额定操作电压下进行 1）交接时； 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110% 采用突然加压法 操动机构合闸接角器及7 分、合闸电磁铁的最低动作电压 2）1—3年； 范围或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联3）大修后； 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%（关合电流峰值大于50kA 时为85%）时应可靠动作 合闸接角器和分、合闸电8 磁铁线圈的直流电阻 和绝缘电阻 灭孤室真空度测试 1）交接时； 灭孤室真空度应符合制厂规定 2）1—3年； 3）大修后； 有条件时进行 1）交接时； 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）更换线圈后； 3）必要时； 2 ）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V 兆欧表 9

5.2 高压开关柜

5.3

高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5—4。

表5—4高压开关柜的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 辅助回路和周 期 1）交接时； 绝缘电阻不低于1MΩ 标准 用1000V兆欧表测量 控制回路绝缘电阻 辅助回路和2 控制回路交流耐压 2）1—3年； 3）大修后； 1）交接时； 试验电压为1kV 2）大修后； 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1）交接时； 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的80 ~ 110%操动机构合闸接触器及3 分合闸电磁铁的最低动作电压 2）机构大修后 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，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 合闸接触器和分、合闸电4 磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 断路器的速5 度特性、时间特性及其它要求 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）1—3年；6 绝缘电阻 （12kV及以下）； 3）大修后 1）交接时； 试验电压值按附录G规定 2）1—3年； 7 交流耐压 （12kV及以下）； 3）大修后 检查电压抽8 取（带电显示）装置 灭孤室真空度测试 开关柜中断路器、隔离开10 关及隔离插头的导电回路电阻 1）交接时； 应符合制造厂规定 2）1—3年； 11 五防性能检查 3）大修后； 1）交接时； 应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术条2）大修后； 件》 3）必要时； 1）交接时； 灭孤室真空度应符合制造厂规定 2）1—3年； 3）大修后； 1）交接时； 1）交接时和大修后应符合制造厂规定 2）1—3年； 2）运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。 3）大修后； 1）交接时； 根据断路器型式，应分别符合5.1、5.2、5.3条中的有2）大修后 关规定 3）必要时 1）交接时； 1）电阻应符合制造厂规定 2）1—3年； 2）绝缘电阻不小于1MΩ 3）大修后； 采用突然加压法 用1000V兆欧表测绝缘电阻 在交流耐压试验前、分别进行 1）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 有条件时进行 9 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有条件时进行测量 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 高压开关柜12 中的电流互感器 1）交接时； 见第4章 2）大修后； 3）必要时； 注：计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验项目、周期和要求可参照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）的试验项目按本规程有关章节规定。

5．5 自动灭磁开关

自动灭磁开关的试验项目、周期和标准见表5-2中的序号11和12 5.4

隔离开关

表5-5 隔离开关的试验项目、周期和标准

序号 项 目 有机绝缘支持1 绝缘子及提升杆的绝缘电阻 隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-5

周 期 1）交接时； 1 2）1—3年； 2 3）大修后； 标准 用兆欧表测量胶合元件分层电阻 有机材料传动提升杆的绝缘电阻（MΩ）值不得低于下表数值： 试验类别 交接时大修后 大修后 额定电压（KV） <24 1200 300 24~40.5 3000 1000 说明 用2500V兆欧表 二次回2 路绝缘电阻 二次回3 路交流耐压试验 1）交接时； 绝缘电阻不低于1MΩ 2）大修后； 3）必要时； 1）交接时； 试验电压为1000V 2）大修后； 用1000V兆欧表测量 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1）交接时； 1)试验电压按附录G规定 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整体4 交流耐压 耐压有困难时,可对个胶合元件分别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 3)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不应降低 4）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验 电动、气动或液压操动5 机构线圈的最低动作电压 1）交接时； 1）交接时应符合制造厂规定 6 导电回路电阻 2）大修后；2）大修后不大于制造厂规定值的1.5倍 （110kV及以上） 7 操动机1）交接时； 1）电动、气动或液压操动机构在额定操作电压（气动或液 1）交接时； 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%~80%范围内 2）大修后； 1）在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不应降低 2）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验 气动或液压应在额定压力下进行 应采用直流压降法测量，电流不小于100A 构的动作情况 2）大修后； 压）下分、合闸5次，动作应正常 2）手动操动机构操作应灵活，无卡涩 3）闭锁装置应可靠 6 套管

套管的试验项目、周期和标准见表6

表6 套管的试验项目、周期和标准

序号 项 目 主绝缘及电容型套管1 及末屏对地的绝缘电阻 周 期 标准 说明 用2500V兆欧表 1）交接时； 1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值： 2）大修（包括主设备大修）后； 4）1—3年； 5）必要时； 大修（包括主设备大修）后 1）主绝缘20℃时的tgδ值不应大于下表中数值： 电压等级KV 交接充油型 油纸电容型 20～35 2.5 0.7 1.5 3.0 1.0 2.0 3.5 1.0 3.0 110～66 1.0 0.7 1.0 1.5 1.0 1.5 1.5 1.0 1.5 220～500 1.0 0.5 1.0 1.5 0.8 1.0 1.5 0.8 1.0 a）110KV以下5000MΩ b）110KV及以上10000MΩ 2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 3）投运前； 1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，若tgδ随温度升高明显增大，或试验电压由10KV升到Um/√3，tgδ增量超过±0.3%时不应继续运行 2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tgδ。 时 胶纸电容型 大修主绝缘及电容型套管2 末屏对地的tgδ与电容量 充油型 油纸电容型 后 胶纸电容型 运行充油型 油纸电容型 中 胶纸电容型 2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末屏对地的tgδ；加压2KV，其值不大于2% 3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过±5%时应查明原因 1）交接时； 油中溶解气体组份含量（V/ V）超过下列任一值时应引起油中溶3 解气体色谱分析 2）大修后； 注意： 3）6～10年（66kV及以上）； 4）必要时 1）H2： 500μI/I 2）CH4： 100μI/I 3）C2H2：1μI/I（200~500KV） 2μI/I（110KV及以下） 1）交接时；试验电压值见附录G 4 交流耐压 35kV及以下）； 2）大修后； 3）必要时 5 110KV1）交接时； 1）变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/√3，其它套 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 1）交接时制造厂提供及以上电容型套管的局部放电 2）大修后； 管的试验电压为1.05 Um/√3 3）必要时； 2）在试验电压下局部放电值（P）不大于下列数值： 油纸电容型（pC） 交接及大修后 10 运行中 数据时可不进行此项C试验 2）水平存放1年以上投运前应进行此项试验 3）左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管 胶纸电容型（pC） 250（100） 自行规定 20 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 注2;油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管

注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、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV

7.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准（见表7—1）

表7—1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）1—5年； 在运行电压下进行 66KV及 1 以上绝缘子零值检测 标准 说明 1）根据绝缘子的劣化率调整检测周期。 2）对元件针式绝缘子应检测每一胶合元件 绝缘子2 绝缘电阻 1）交接时； 1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝2）悬式绝缘缘电阻不应低于300MΩ，500KV悬式绝缘子不应低于500 M子1—5年； Ω。 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附录B。 2）单元件支柱绝缘子1—5年； 绝缘子3 交流耐压 3）悬式绝缘4）针式支柱绝缘子1—5年； 5）随主设备； 6）更换绝缘子时 1年 绝缘子表面污4 秽物的等值盐密 参照附录G 污秽等级与对应附盐密度值检查所测盐密值与当地污秽等级是否一致．结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据．盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬清扫涂料等措施 应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘子上取样，没量应在当地积污量最重的时期进行 注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号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。

2）35KV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下； a)两个胶合元件者，每个元件50KV； b）三个胶合元件者，每个元件34KV。 3）机械破坏负荷为60—300KN的盘形悬式绝缘子交流耐压1）棒式绝缘子不进行此相试验。 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）用2500V及以上兆欧表。 2）棒式支柱绝缘子不3）1—5年； 2）35KV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ。 进行此项试验 子1—5年； 试验电压值均取60KV 7.2合成绝缘子的试验项目、周期和标准（见表7-2）

表7-2合成绝缘子的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 检查时禁止踩踏绝缘子伞套 1）交接时； 1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电2）检修时每2～3年选点1 外观检查 登杆检查一次； 3）必要时 情况及憎水性能是否减弱或消失 2）硅橡胶伞套表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电孤烧伤痕迹。 3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。 4）伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱胶等现象。 5）端部金具连部位无明显的滑移，密封良好。 6）钢脚或钢帽无锈蚀、钢脚弯曲、电孤烧损、锁紧销缺少 1）1年1次； 1）HC1～HC2; 继续运行。 2）必要时 2）HC3～HC4;继续运行。 3）HC5;继续运行，须跟踪检测 4）HC6;取样送实验室做标准的憎水性迁移试验，以确定是2 憎水性 否退出运行 每条线路的每个厂家的每批产品均选择一支复合绝缘子作为测量点，该绝缘子应为该批绝缘子中运行环境最为恶劣的一支。“环境最为恶劣”指 当地污染状况最为严重及（或）阴雨潮湿天气相对最多等 湿工频3 耐受电1）3～5年抽样1次 1）耐受：合格。 2）闪络：不合格。 1）如果仅有一只试品不符合第3 项～第7项中的任一项时，则应在同批产品中加倍抽样进行重复试验。若第一次试验时有超过一只试品不合格或在重复试验中仍有一只试品不合格，则该批复合绝缘子为不合格，退出运行。 2）样品数量按DL/T 8-2004《标称电压高于是1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则》执行 压试验 2）必要时 1）3～5年抽4 水煮试验 样1次； 2）必要时 陡波冲5 击耐受电压试验 密封性能试验 1）3～5年抽样1次； 2）必要时 1）3～5年抽机械破7 坏负荷试验 样1次； 2）必要时 机械破坏负荷： 1）>8.5SML:继续运行； 2）0.75～0.85SML:继续运行； 3）0.65～0.75SML;继续运行，须跟踪检测； 4）<0.65SML; 退出运行 端部密封破坏，渗透剂进入绝缘子内部的为不合格 1）3～5年抽样1次 2）必要时 伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿的为不合格 外观有明显破损为不合格，否则应继续做陡波冲击耐受电压试验 6 7．3 RTV涂料试验项目、周期和标准（见表7－3）

表7－3 RTV涂料的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 检查时禁止踩踏绝缘子 1）交接时； 1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电1 外观检查 2）检修时每2～3年选点登杆检查一次； 情况及憎水性能是否减弱或消失。 2）表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧伤痕迹。 3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。 3）必要时 1）1年1次 1）HC1～HC2; 继续运行。 2 憎水性 2）必要时 2）HC3～HC4;继续运行。 3）HC5;继续运行，须跟踪检测 4）HC6;取样做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

8.1 一般规定

8.1.1 对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作耐压试验时，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）。

8.1.2 对额定电压为0.6/1KV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。 8.1.3 进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压（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达到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做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，应查明原因并排除终端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压（不宜超过产品标准规定的出厂试验电压）或是延长试验时间，确定

能否继续运行。

8.1.4 除自容式冲油电缆线路外，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：作规定耐压试验值的50%耐压1min c）停电超过1年的电缆线路必须作常规耐压试验。

8.1.5新敷设的电缆投入运行3—12个月，一般应作1次耐压试验，以后在按正常周期试验。

8.2 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准（见表8—1）

序号 项目 周期 1）交接时： 自行规定 1 绝缘电阻 2）直流耐压试验前： 3）必要时 标准 说明 电缆U 兆欧表电压 1KV及以上 1000V 1KV以上 2500V 6KV及以上 2500V或5000V 1）交接时； 1）试验电压值按下表规定：加压时间交接时10min，其余不2）新作终端或接头后； 2）1—年 少于5min。 电缆额定电压 U0/U（KV） 0.6/1 2 直流耐压 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 21/35 26/35 直流试验电压 （KV） 4 12 24 30 40 47 105 130 6KV及以下电缆0的泄漏电流小于10üA时，对不平衡系数不作规定 2）耐压试验5min时的泄漏电流值不应大于耐压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 2）必要时 相位检查 3 8.3橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电缆线路的试验项目、周期和标准见表8—2

8—2橡塑绝缘电力电缆线中的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 1）交接时： 自行规定 2）耐压试 1 电缆主绝缘绝缘电阻 验前： 3）必要时 标准 说明 1）0.6/1KV电缆，用 1000V兆欧表。 2）0.6/1KV以上电缆 用2500或5000V兆欧 表。 1）交接时； 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）耐压试验前： 2）必要时 电缆外护2 套、内衬层绝缘电阻 1）用500V兆欧表。 2）当绝缘电阻低于标准时应采用附录D中叙述得方法判断是否进水。 3）110KV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做 1）交接时； 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，2）重作终端或接头后； 铜屏蔽层3 电阻和导体电阻比（RP/RX） 3）必要时 有可能被腐蚀；电阻比减小时表明附件中的导体连接点的电阻有可能增大。 数据自行规定 1）用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻。 2）终端以及中间接头的安装工艺，必须符合附录E的要求才能测量，不符和此附录者不测量 1）交接时； 1）0.1HZN耐压试验（35KV及以下）； 2）新作终端或接头后； 35KV及以下 66KV、110KV 电缆主绝4 缘交流耐压试验 预试时： 220KV 1.7U0 60 2U0 1.7U0 5 5 电压等级 试验电压 耐压时间（min） a)交接时： 3U0 60min b)预试时：2.1U0 5min 2）1—300HZ谐振耐压试验： 1）110KV及以上一端为空气绝缘终端，另一端为GLS的电缆或两端均为空气绝缘终端的电缆应进行定期试验。 2）两端均为密闭式终端的电缆可不进行试验 3）3—5年 a)交接时 电压等级 35KV及以下 66KV、110KV 220KV 试验电压 1.6U0 1.36U0 1.36U0 耐压时间（min） 5 5 5 1）交接时； 见表8—4 5 交叉互联系统 2） 2～3年； 3）互联系统故障时 6 相位检查 1）交接时； 与电网相位一致 2）必要时 注：橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘与乙丙橡皮绝缘电力电缆

8.4自容式充油电缆线路

8.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准见表8—3。

8—3 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准

序号 项目 主绝缘直流耐压 1 周期 1）交接时： 试验电压值按下表 2）因失去油压导致受潮或进气修复后； U0/U（KV） /110 冲击耐受电压 450 550 交接时15min 286 修复作头后5min 225 275 标准 说明 左表中数据皆为 KV值 3）新作终端或接头后 127/220 850 950 1050 506 425 475 510 1）根据历次试验记录积累经验后可以用测量绝缘电阻代替，有疑问时再作直流耐压。 2）可与交叉互连系统中的直流耐压结合一起进行 电缆外护套和接头外护套的2 直流耐压 1）交接时； 试验电压5KV，加压时间1min 2）2—3年 压力箱 与其直接连接的终端或塞止接头发1）供油特性：压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供量的90% 2）电缆油击穿电压：不低于50KV。 3）电缆油的tgδ： 不大于0.5%（100℃） 压力供油特性的试验方法按 GB 9326.5—1988 《交流330KV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件压力供油箱》第6.3 3 生故障后 油压示警4 系统 信号1）交接时； 和上示警系统信号装置的试验开关的应能正确发出相应的示警信号 指示 2）6个月 控制电缆线芯对地绝缘 1）交接时； 每千米绝缘电阻不小于1 MΩ 2）1—2年 用100V或250V兆欧表 交叉互联5 系统 1）交接时； 见表8—4 2）2—3年； 3）互联系统故障时 电缆及附件内的电缆油 1）交接时； 1）击穿电压；新油不低于50KVA，运行中油不低于45KV。 3）必要时 运行中油不大于1.0%。 3）电缆油中溶解气体组分含量的注意值 注意值ü1/1（V/V） 可燃气体总量 1500 C2H2 痕量 H2 500 CO 500 CH4 200 C2H6 200 1）油中溶解气体的或是当怀疑电缆绝缘过热老化或塞止接头存在严重局部放电时进行。 2）试验方法和要求按GB7252—1987《变压器油中溶解 气体分析和判断导则》规定进行，标准栏所列注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，应参照 SD 304，进行追踪分析查明原因 2）2-3年； 2）tgδ： 油温100±1℃和场强1MV/m下新油不大于0.5%；试验只在交接时，6 CO2 1000 C2H4 200 7 相位检查 1）交接时； 与电网相位一致 2）必要时 8.4.2交叉互联系统的试验项目、周期和标准见表8-4。

表8-4 交叉互联系统的试验项目、周期和标准

序号 项目 电缆外护套、绝缘接头外护1 套及其绝缘夹板对地直流耐压 1）交接时； 1）护层过电压保护器的直流参考电压应符合产品标准的规护层过电2 电压保护器 2）2-3年 定。 2）护层保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V兆欧表测量绝缘电阻不应低于10MΩ 1）交接时； 1）闸刀（或连接片）的接触电阻：在正常工作位置进行测量，1）用双臂电桥。 2）2-3年 3 互联箱 接触电阻不应大于20üΩ。 2）检查闸刀（或连接片）连接位置：应正确无误 2）在密封互联箱之前进行；发现连错改正后必须重测闸刀（或连接片）的接触 注：护联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两大段均应进行试验 周期 标准 说明 试验时必须将护层地过电压保护器断开，在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属套都接地 1）交接时； 在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5KV，加压1min2）2-3年 不应击穿 9、电容器

9.1高压并联电容器和交流滤波电容器

高压并联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表9-1。 表9-1 高压并联电容器和高压交流滤波电容器

试验项目、周期和标准

序号 项目 极对外壳绝缘电阻 周期 1）交接时； 不低于2000 MΩ 2）必要时 标准 说明 1）用2500兆欧表； 2）单套管电容器不试 1）交接时； 1）电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围； 2 电容值 2）必要时 2）电容值不应小于出厂值的95%； 3）交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求 1）交接时； 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内 3 并联电阻值测量 2）2）1～5年； 3）必要时 交接时 4 极对壳交流耐压 1）交接时； 漏油者应停止使用 2）巡视检查时 观察法 按出厂耐压值的75%进行 用自放电法 用电桥法或电压电流法 1 5 渗漏油检查 6

冲击合闸 交接时 在电网额定 电压下冲击合闸3次，无闪络及熔断器熔断等异常现象 9.2耦合电容器试验项目、周期和标准

9.2.1耦合电容器试验项目、周期和标准见表9-2

表9-2 耦合电容器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 1）交接时； 不低于5000 MΩ 1 极间绝缘电阻 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-5%～+10%范围； 2）投运后1年内； 2 电容值 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 tgδ 3）1～3年 4）必要时 以10KV电压测量时tgδ值不应大于下列数值； 1）交接时； 油纸绝缘0.5；膜纸绝缘0.15。 2）运行中； a)油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行； b)膜纸绝缘0.2，运行中若测试值超过0.2，应加强监视，当测量值超过0.3时，应予以更换 1）交接时交流耐压4 和局部放电 （500KV） 2）必要时 试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压后1min，降至0.8×1.3Um历时10S，再降至1.1Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC 1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只做局部放电试验。 2） Um为最大工作线电压 渗漏油检查 1）交接时； 漏油者应停止使用 2）巡视检查时 1) 交接时；1）交接时不低于100MΩ。 2)投运后1年内； 3) 1～3年 2）运行中不低于10MΩ。 用2500V兆欧表 观察法 2）电容值大出厂值的102%时应缩短试验周期。 3）一相中任两节实测电容值差不应超过5% 1）用交流电桥法。 2）一相中任两节实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差 标准 说明 用2500兆欧表； 5 低压端对6 地绝缘电阻

9.2．2 带电测量耦合电容器的值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

9.2.2.1 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的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。

9.2.2.2 判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～10%范围时,应停电进行试验; b)与上次测相比，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，因增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。 9.3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、周期和标准见表9-3。

9-3 断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时； 一般不低于5000MΩ 1 极间绝缘电阻 2）断路器大修后； 3）必要时 1）交接时； 电容值偏差应在额定值的±5%范围 2 电容值 2）断路器大修后； 3）必要时 1）交接时； 10kV电压下的tgδ值不大于下列数值： 3 tgδ 2）断路器大修后； 3）必要时 1）油纸绝缘0.005 2）膜纸复合绝缘0.0015 用观察法 4 渗漏油检查 巡视检查时 漏油时停止使用 用观察法 用交流电桥法 标准 说明 用2500V兆欧表 9.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和标准见表9-4。

表9-4集合式电容器试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时； 自行规定 1 想间和极对2）1～3年 壳绝缘电阻 3）必要时 标准 说明 1）用2500V兆欧表测量。 2）试验时极间应用短路线端接 1）交接时； 1）每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%范围内， 2）1～32 电容值 年； 且电容值与出厂值比较应在测量误差范围内。 2）三相电容值比较，最大值与最小值之比不大于1.06。 电容量，与出厂值相差不得超过±5% 3 相间及对外1）交接时； 试验电压出厂值的75% 试验时及间应用导线短路 3）必要时 3）每相有三个套管引出的电容器，应测量每两个套管之间壳交流耐压 2）必要时 1）交接时； 参照表10-1中标准 4 绝缘油击穿电压 2）1～3年； 3）必要时 5 6 渗漏油检查 巡视检查时 交接时 应修补渗漏油处 观察法 在电网额定电压下冲击合闸3次无闪络、击穿故障 冲击合闸 9.5 并联电容器组用串联电抗器

并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表9-5

表9-5 并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绕组绝缘电阻 周 期 1）交接时 不低于1000MΩ 2）1～3年； 标准 说明 用2500V兆欧表测量 1 3）大修后； 4）必要时 绕组直流电阻 1）交接时； 1）三相绕组之间差别不应大于三相平均值的4% 2）大修后； 2）与上次测试结果相差不大于2% 3）必要时 1）交接时； 与出厂值比较不大于5% 2）大修后； 3）必要时 1）交接时 参照表10-1中标准 4 绝缘油击穿电压 2）大修后； 3）1～3年； 绕组对铁芯5 和外壳交流耐压及相间交流耐压 轭铁梁和穿6 芯螺栓（可接触到）的绝缘电阻 大修时 不小于10MΩ 1）吊芯时进行 2）用2500V兆欧表 1）交接时； 1）油浸铁芯电抗器为出厂试验电压值的85% 2）大修后； 2）干式空芯电抗器同支柱绝缘子 3）必要时 2 3 电抗（或电感）值

9.6放电线圈

放电线圈的试验项目、周期和标准见表9-6。

表9-6放电线圈的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 1）交接时； 绝缘电阻不低于1000MΩ 2）1～3年； 3）大修后； 4）必要时 交流耐压 2 1）交接时； 试验电压为出厂值的85% 2）大修后； 3）必要时 绝缘油击穿3 电压 1）交接时； 参照表10-1中标准 2）大修后； 3）必要时 1）交接时； 与上次测量值相比较无明显变化 4 一次绕组直流电阻 2）大修后； 3）1～3年； 4）必要时 1）交接时；符合厂家标准 5 电压比 2）大修后； 3）必要时 对放电线圈兼保护用的应进行误差试验 可用万用表 标准 说明 一、二次绕组间及对壳均用2500V兆欧表 10绝缘油和六氟化硫气体 10.1 变压器油

10.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536-1900《变压器油》或SH0040-1991《超高压变压器》的规定。 10.1.2 变压器油试验项目、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

10.1.3 设备的运行条件不同，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或颜色骤然边深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表10-1 变压器油试验项目、周期和标准

标 准 序号 项 目 周 期 投入运行前的油 运行油 说明 1）注入设备前后的1 外观 新油 2）运行中取样时进行 1）注入设备前后的新油 2 水溶性酸pH值 2）运行中，110～500KV 1年，其余自行规定 1）注入设备前后的新油 3 酸值2）运行中，～500KV 1年，其余自行规定 1）准备注入设备的4 闪点（闭口）（℃） 新油 2）注入500KV油 1）准备注入110KV及以上设备的新油；2）注入5 水分 （mg/1） 500KV油； 3）运行中500KV110设～备半年，设备后的新设备后的新（mgKOH/g） 110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 ≥5.4 ≥4.2 按GB7598-1987《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法） 》进行试验 ≤0.03 ≤0.1 按GB2-1983《石油产品酸值测定法》或GB7599-1987《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、25号油）； ≥135（45号油） 与新油原始测量值相比不低于10℃ 按GB 261-1983《石油产品闪点测定法》进行试验 110KV≤20 ； 220KV≤15； 500KV≤10； 110KV≤35； 220KV≤25； 500KV≤15； 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℃时采样，按GB 7601-1987《运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）》或GB 7600-1987《运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）》进行试验 200KV备1年 设4）必要时 注入设备前后的新油； 2）运行中6 击穿电压（KV） （35KV及以上设备、厂用变压器、消弧线圈）1～3年 界面张力7 （25℃）（Mn/m） 1)准备注入设备的新油； 2）注入1108 Tanδ（90℃）（%） 500KV～设1）注入前：≤0.5； 2）注入后： A）220KV及以下≤1 B）500KV≤0.7 ≤2 必要时 ≥35 ≥19 按GB61-1986《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验 按GB 56-1985《液体绝缘材料共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 15KV以下≥30； 15～35KV≥35； 110～220KV≥40； 500KV≥60 15KV以下≥25； 15～35KV≥30 110～220KV≥35； 500KV≥50 按GB 507-1986《绝缘油介电强度测定法》和DL429.9-1991《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》方法进行试验 备后新油；3）运行中：500KV220KV设设备1年，备5年； 4）必要时 1010 9体积电阻率9 （90℃）（Ω.m） 必要时 ≥6×10 500KV≥1×10按DL 421-1991《绝缘油体积电阻率测定法》进行试验 220KV及以下≥3×10 1）注入500KV油中含气量新油； 500KV设设备前后的10 （v/v）(%) 2）运行中备1年； 3）必要时 必要时 ≤1 一般不大于3 按DL 423-1991《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL450-1991《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验 - 一般不大于0.02 按GB 511-1988《石油产品及添加挤机械杂质测定法》方11 油泥与沉淀物（m/m）（%） 法试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中称重 见各设备章节 见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB7595-1987《运行中变压器油质量标准》、SD 304和GB7252-1987 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的规定 12 油中溶解气体色谱分析 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 注 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。 注 3：10KV及以下设备试验周期可自行规定。

注 4：互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节

10.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

10.1.4.1 补加油品的各项特性指标不应低于设备内油。如果补加到已经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不大于原设备内部油的tanδ值时，才可以混合。

10.1.4.2 不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油测量的凝点决定是否可用

10.1.4.3 对于国外进口油或、来源不明以及所含添加挤的类型并不完全相同的油。如需要与不同牌号油混合时，应预先行进参加混合的油及混合后油样的老化试验。

10.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致。如实际使用比不详，则采用1：1比列混合。 10.2 断路器油

10.2.1 断路器专用油的新油应按SH 0351-1992 《断路器油》进行验收。 10.2.2 投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和标准见表10-2

表10-2 投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和标准

标 准 序号 项 目 周 期 投入运行前的油 运行油 说明 1 水溶性酸pH值 1）交接时；≥5.4 2）110KV及以上新设备投运无 ≥4 外观目测 2 机械杂质 前及大修后检验项目序号1～6，运行中 为1年检验项目为序号4； 1）110KV及以下≥35； 2）110KV以上≥40 1）110KV及以下≥30； 2）110KV以上≥35 1）按GB 507-1986《绝缘油介电强度测定方法》和DL 424-1991《火电厂用工业 硫酸试验方法》方法进行试验。 2）进行直流泄漏无较多碳悬浮与油中 外观目测 3 游离碳 4 击穿电压（KV） 3）110KV一下新设备投运前或大修后检验项目序号1～6，运行中不大与35 酸值年，检验序4）少油断路器（油量6 闪点（闭口0（℃） 为60kg以下）小于3年或以换油代替 10.3 SF6气体

≤0.03 ≤0.1 （mgKOH/g） 号为4， 1）≥140（10号、25号油） 不应比左栏要求低5℃ 2）≥135（45号油0 试验的油开关，可不进行定期油耐压试验 见表10-1序号3 见表10-1序号4 10.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022-19验收。每批产品按十分之三的抽检率复核主要技术指标。 10.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 10.3.3关于补气和气体混合使用的规定：

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

10.3.4交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准见表10-3

表10-3交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时； 湿度1 （20℃v/v）(µl/l) 2）1～3年（110KV3）大修后； 4）必要时 密度（标2 准状态下）（kg/m 3 毒性 必要时 1）大修4 酸性（μg/g） 后； 2）必要时 四氟化碳5 （m/m）（%） 空6 （%） 可水解氟7 化物（μg/g） 气1）大修后 1）交接时及大修后≤0.05； 1）大修后2）必要时 ≤1.0 按 SD 309-19《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进行 按SD 311-19进行 1）大修后 ≤0.05 2）必要时 按SF 311-19《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 ≤0.3 无毒 按SD 312-19《六氟化硫气毒性生物试验方法》进行 按SD 307-19《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 3标准 1）断路器灭弧室气室： 交接时及大修后不大于150；运行中不大于300。 2）其他气室： 不大于500 说明 1）按GB 12022-19、SD 306-19进行 2）新装及大修后1年内复测一次，如湿度符合要求，则正常运行1～3年测1次。 3）周期中的＂必要时＂是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表5-1中序号2的要求时，按实际情况增加的检测 及以上）； 交接时及大修后不大于250；运行中必要时 6.16 按SD 308-19《六氟化硫新气中密度测定法》进行 （m/m）2）必要时 2）运行中≤0.2 矿物油8 （（μg/g） 1）大修后2）必要时 ≤10 按 SD 310 -19《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行

11避雷器

11.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准（见表11-1）

表11.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标准 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1）交接时； 1）FZ （PBC，LD）、FCZ和FCD型避雷器2）大修后； 的绝缘电阻自行规定，但与前一次及同类变电所避雷器每年雷雨季前； 1 绝缘电阻 4）35KV及以上线路上避雷器1～3年； 5）10KV及以下线路上避雷器自行规定 6）必要时 1）交接时；1）FZ、FCZ、FCD型避雷器电导电流参考2）大修后； 值见附录F，还应与历年数据比较，不应3）每年雷雨季前； 4）必要时 电导电流及串2 联组合元件的线性因数差值 有显著变化。 2）同一相内串联组合元件的线性因数差值，不应大于0.05，电导电流差值（%）不应大于30%。 3）试验电压如下： 元件额定电压（KV） 试验电压U1（KV） 试验电压U2（KV） 3 6 10 15 20 30 2）FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500MΩ 3）发电厂、的测量数据进行比较，不应有显著变化。 通断和接触情况 1）施加的直流电压应符合GB/T 16927。1-1997《高电压试验技术第一部分：一般试验要求》的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。 2）由两个以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验。 3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录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- - - 8 10 12 结果做出判断。 5）如果FZ型避雷器的非线性因数差值4 6 10 16 20 24 大于0.05，但电导电流合格，允许做换 节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05。 6）运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 1）交接时； 1）FS型避雷器的工频放电电压在下列范2）大修后；围内。 3 工频放电电压 3）发电厂、变电所避雷器1～3年，其他自额定电压 （KV） 放 电 交接时 9～大修后 11 16～19 26～31 3 6 10 带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只有在解体大修后进行 行规定； 4）必要时 电 压 （KV） 8～15～21 23～33 运行中 12 2）FZ、FCZ、和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 1）交接时；自行规定 2）发电厂、变电所内避雷器每4 底座绝缘电阻 年雷雨季前； 3）线路上避雷器1～3年； 4）大修后；5）必要时； 1）交接时；测试3～5次，均应正常动作 2）发电厂、变电所内避雷器每放电计5 数器动作检查 年雷雨季前； 3）线路上避雷器1～3年； 4）大修后；5）必要时； 密封检查 1）大修后；避雷器内腔抽真空至（300～400）×133Pa2）必要时； 后，5min内，其内部气压的增加不应超过100Pa 用2500V及以上兆欧表 6 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 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准（见表11-2）

表11-2 无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标准 说明 用2500V及以上兆欧表 1）交接时；1）35KV以上，不低于2500MΩ； 2）发电厂、2）35KV以下，不低于1000MΩ； 变电所避雷1 绝缘电阻 器3～5年（6～10KV避雷器）； 4）必要时； 1）交接时； 不得低于GB11032-2000规定值； 直流1mA电压UmA及2 0.75U1mAx下的泄漏电流 2）发电厂、3） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规变电所避雷器3～5年（6～10KV避雷器）； 3）3～5年（500KV避定值比较，变化不应大于±5% 4） 3）0.75U1mA（U1mA为交接时的值）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）测量电流的导线使用屏蔽线。 3）初始值系指交接试验或投产试验的测量值 雷器）； 4）必要时 1）交接时；1）测量运行电压下的全电流、阻性电2）新投运的66KV及以上运行电压3 下的交流泄漏电流 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 工频参考4 电流下的工频参考电压 5 底座绝缘电阻 放电计数6 器动作检查 11.3 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器

输电电路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准按表11-3的规定

表11-3输电电路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 绝缘电阻 直流1mA电压UmA及2 0.75U1mAx下的泄漏电流 周 期 标准 说明 用2500V及以上兆欧表 1）交接时； 自行规定 2）必要时； 1）交接时； 测试3～5次，均应正常动作 2）必要时； 必要时 应符合GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》或制造厂规定 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） 用2500V及以上兆欧表 流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必须停电检查。 2）当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短检测周期 1）测量时应记录环境温度和相对湿度和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰影响的。 2）可用第一次带电测试代替交接试验，并作为初始值 1）交接时； 1）35KV以上，不低于2500MΩ； 2）必要时； 2）35KV以下，不低于1000MΩ； 1）交接时； 不得低于GB11032-2000规定值； 3）3～5年（500KV避雷器）； 4）必要时 5） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5% 6） 3）0.75U1mA（初始值）下的泄漏电流不应大于50μA或制造厂规定 1）测量时应记录环境温度和相对湿度。 2）测量电流的导线使用屏蔽线。 3）初始值系指交接试验或投产试验的测量值 1）交接时；1）测量运行电压下的全电流、阻性电2）新投运的35KV及以上运行电压3 下的交流泄漏电流 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 4 工频参考电流下的工频参考电压 底座绝缘电阻 放电计数1）交接时； 自行规定 2）必要时； 1）交接时； 测试3～5次，均应正常动作 必要时 应符合GB 11032-2000或制造厂规定 流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加200%时，必须停电检查。 2）当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短监测周期 1）测量时应记录环境温度和相对湿度和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰影响的。 2）可用第一次带电测试代替交接试验，并作为初始值 1）测量时的环境温度宜为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） 用2500V及以上兆欧表 5 6 器动作检查 2）必要时； 11.4 输电线路用带间隙的避雷器

外间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期、标准见11-4

表11-4外间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期、标准

序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 标准 说明 用2500V及以上兆欧表 1）交接时； 1）35KV以上，不低于2500MΩ； 2）3～5年；2）35KV以下，不低于1000MΩ； 3）必要时； 2 间隙距离检查 避雷器本体直流1mA电压UmA及0.75U1mAx下的泄漏电流 放电计数1）交接时；间隙距离与厂家标称距离相比应在±2）必要时 10mm以内 纯空气间隙避雷器应进行测量 1）交接时； 7） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规2）必要时 定值比较变化不应大于±5% 8） 3）0.75U1mA（初始值）下的泄漏电流不应大于50μA或制造厂规定 1）测量电流的导线使用屏蔽线。 2）初始值系指交接试验时的测量 3 1）交接时； 测试3～5次，均应正常动作 2）必要时； 4 器动作检查 11.5 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项目、周期、标准见表11-5

表11-5 35KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期、标准

序号 项 目 周 期 标准 说明 用2500V及以上兆欧表 1）交接时； 绝缘电阻自行规定但与前一次及同类1 绝缘电阻 2）3～5年；型的测量数据进行比较不应有显著变3）必要时； 化 2 工频放电试验 底座绝缘电阻 放电计数4 器动作检查 1）交接时；工频放电电压应符合制造厂的规定 2）必要时 1）交接时；自行规定 2）3～5年； 3）必要时； 1）交接时； 测试3～5次，均应正常动作 2）必要时； 用2500V及以上兆欧表 3 11.6 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准

a) 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）其他有关项目按表11-2中的规定； 11.7 避雷器带电试验

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代替定期停电试验，但对500KV金属氧化物避雷器应3～5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全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判断标准见表11-2序号3。

12 母线

12.1封闭母线

12.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表12-1所示。

表12-1封闭母线的试验项目、周期和标准见

序号 项 目 周 期 标准 说明 用2500V兆欧表 1）交接时；2）1）额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母大修后；3）必要时； 1 绝缘电阻 线在常温下分相绝缘电阻值不小于100MΩ 2）6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 1）交接时；2） 额定电压（kV） 大修后；3）必要时； 2 交流耐压 6 15 20 24

12.2一般母线

12.2.1一般母线的试验项目、周期和标准见表12-2

试验电压（kV） 出厂 42 57 68 70 现场 32 43 51 53 表12-2一般母线的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时；不应低于1 MΩ/ kV 1 绝缘电阻 2）大修后；3）1～5年 交流耐压试验 1）交接时；额定电压在1 kV以上时，试验电压参照7.1支2）大修后；柱绝缘子和悬式绝缘子规定；额定电压在1 kV3）1～5年 及以下时，试验电压为1 kV 标准 说明 用2500V兆欧表测量 2

13 二次回路

13.1二次回路的试验项目、周期和标准见表13

表13二次回路的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标准 说明 用500V或1000V兆欧表 1）交接时；1）直流小母线和控制盘的电压小母线，在断2）大修后；开所有其它并联支路时不应小于10 MΩ 1 绝缘电阻 3）更换二次线时 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，在比较潮湿的地方，允许降到0.5 MΩ 1）交接时；1）试验电压为1000V 2 交流耐压 2）大修后； 3）更换二次线时 1）不重要回路可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 2）48V及以下回路不做交流耐压 3）带有电子元件的回路，试验时应将插件取出或两端短接 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项目、周期和标准见表14

表141kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准

序号 项目 绝缘电阻1 测量 周期 标准 说明 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）交接时；配电装置没一段或馈电线路的绝缘电阻应2）设备大修时； 不小于0.5MΩ 配电装置2 的交流耐压试验 检查相位 3 1）交接时；试验电压为1000V 2）设备大修时； 1）交接时；连接相位正确 2）更动设备或接线时； 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2)可用2500V兆欧表代替 注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。

15 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、周期和标准见表15

表151kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准

序号 项 目 检查导线1 连接管的连接情况 110KV及以上线路悬2 式绝缘子串的零值绝缘子检测 绝缘子和3 线路的绝缘电阻测量 1）交接时；1）悬式绝缘子的绝缘电阻标准见地7章 2）更换绝缘子 3）线路检修后 1）交接时；线路两端相位应与电网一致 4 检查相位 2）线路连接有变动时； 1）交接时；状态完好，无松动无胶垫脱落等情况 5 间隔棒检查 2）3年； 3）线路检修时 1）交接时；无磨损松动等情况 6 阻尼设施的检查 2）1～3年3）线路检修时 1）1年； 绝缘子表7 面等值附盐密 参照附录C污秽等级与对应附盐密度值与当值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调整爬距、清扫、涂料等措施 35KV及以8 上线路的工频参数测量 9 额定电压下对空载1）交接时；全电压冲击三次绝缘应无损坏 2）大修后； 1）交接时；应与设计值接近 2）线路变更时 根据继电保护、过电压专业要求进行 在污秽地区积污最重的时期进行测量。根据沿线、线路污染状况，每5～10Km选一串悬垂绝缘子测试 2）线路绝缘电阻自行规定 1）用2500V及以上的兆欧表 2）有同杆架设或较近的平行线路时，线路的绝缘电阻不测 周 期 标准 说明 铜线的连接管检查周期可延长至5年 1）交接时；1）外观检查无异常。 2）2年； 3）线路检修时 1）1～5年；在运行电压下检测 2）必要时 2）连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 1）根据绝缘子劣化率调整检测周期。 2）玻璃绝缘子不进行此项试验，自破后应及时更换 2）必要时； 地污秽等级是否一致。结合运行经验将测量线路冲击闸试验 杆塔接地电阻测量 1）交接时；标准见第16章 2）1～5年3）必要时 运行中周期按第16章规定 10 16 接地装置 接地装置的试验项目、周期和标准见表16

16接地装置的试验项目、周期和标准见表

序号 项 目 周 期 标准 说明 1）测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则采用分离法。 2）测试时应断开架空地线，应注意地中电流影响。 3）每3年或必要时，验算一次I值并效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 1）交接时；1）当接地装置与1KV及以下设备共用接地非有效接地系统的2 接地装置的接地阻抗 2）不超过6年； 3）可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1）交接时；使用同一接地装置的所有这类电力设备，当2）不超过61KV以下电3 力设备的接地阻抗 年 总容量达到或超过100KVA时，其接地阻抗不宜大于4Ω，如容量小于100KVA时，则接地阻抗允许大于4Ω，但不超过10Ω 对于在电源处接地的低压电力网（包括孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不接地，所用零线的接地阻抗就是电源设备的接地阻抗其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地阻抗。 孤立微波4 站的接地阻抗 孤立的燃油，易爆气5 体贮罐几其管道的接地阻抗 1）交接时；不宜大于5Ω 2）不超过6年 1）交接时；不宜大于30Ω（无避雷针保护的露天贮2）不超过6年 罐不应超过10Ω） 测试时，应断开电源零线（若零线与地网相连） 时，接地电阻Z1≤120/I 2）当接地装置仅用于1KV及以上设备时。接地电阻Z≤250/I。 3）在上述任一情况下，接地阻抗一般不得大于10Ω。 测试时，应断开架空地线 1）交接时；求时，在技术经济允许的条件下，可适当地2）6～10年有效接地1 系统的接地装置的接地阻抗 3）可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长增大到不超过过0.5Ω，但必须采取措施以保证发生接地短路时，在接地装置上： 1）接触电压和跨步电压均不超过允许的数值2）做好隔离措施，防止高电位外引和低电位引内发生； 或缩短周期 3）3～10KV避雷器不动作 露天配电装置避雷针的集中接地装置6 的接地阻抗及避雷针（线）的接地阻抗 发电厂烟囱附近的引风机及7 吸风机处装设的集中接地装置的接地阻抗 与架空线直接连接的旋转电8 动机进线式和阀式避雷器的接地阻抗 1）交接时；不宜大于10Ω 2）不超过6年 1）与接地网连在一起的可不测量，按序号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阻抗降至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，阀等反击的要求。 3）测试时，应避免低网的影响 1）交接时；不宜大于10Ω 2）不超过6年 1）与接地网连在一起的可不测量，按序号12要求检查与接地网的连接情况。 2）测试时，应注意地网的影响 1）交接时；排气式和阀式避雷器的接地阻抗，分别大于2）与所在进线段上杆塔的接地阻抗相同 5Ω和3Ω，但对于300～1500KW的小型直配电动机，如不采用SD 7-1979 《电力设备过电压保护设计技术规程》中相应接线时，此值酌情放宽。 段上排气 的测量周期1）交接时；当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如2）发电厂或变电所进出线1～2km有架空地9 线的线路杆塔的接地阻抗 内的杆塔3）其他线路杆塔不超过5年 杆塔高度达到或超过40m时则取下表值的50%，但当土壤电阻率大小2000Ω.m时，接地阻抗难以达到15Ω时，可增加至20Ω 接地阻抗（Ω） 10 15 20 25 30 接地阻抗（Ω） 30 对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率高，接地阻抗难以降到30Ω时，可采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受，但对于高度达到或超过40m的杆塔，节接地阻抗也也不宜超过20Ω 1～2年； 土壤电阻率（Ω．M） 100及以下 100～500 500～100 1000～2000 2000以上 1）交接时；2）发电厂或变电所进出线1～2km内的杆塔3）其他线路杆塔不超过5年 种类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 无架空地10 线的线路杆塔接地阻抗 1～2年； 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 50 30 11 接地装置安装处土必要时 仅对110KV以上发电厂或变电所进线 测试时用4极法，要求a>D,式中：a为电极间距离；D为地网对角线距壤电阻率 检查有效接地系统的电力设12 备接地引下线与接地网的连接情况 1）本项目只限于已经运行10年以油样开挖检查发电13 厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 上（包括改造后重新运行达到这个年限）的接地网 2）以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行决定

不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1～3 1）不应大于0.2Ω 2）不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 离。 1）将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查 2）应采用测量电流大于1A的接地引下线导通测量仅进行测量 10土壤电阻率<10Ω.M者应缩短周期8年。 2）可根据电气设备的重要性和施工的安全，选择5～8个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围。 3）铜质材料接地网不必定期开挖检查。 17 电除尘器

17.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表17-1

表17-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 低压绕组的绝缘电阻 周 期 1）交接时；＞500 MΩ 2）大修时； 3）必要时； 1）交接时； ＞300 MΩ 2）大修时； 3）必要时； 1）交接时； ＞2000MΩ 2）大修时； 3）必要时； 用2500V兆欧表 用1000V兆欧表 标准 用2500V兆欧表 要求 2 3 硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻 穿芯螺栓对1）交接时； 自行规定 2）大修时； 3）必要时； 1）交接时； 与出厂值相差不超出±2%范围 2）大修时； 3）必要时； 1）交接时； 参照表10-1中序号1、2、3、6 2）大修时； 3）必要时； 1）交接时； 参照表3-1中序号1，注意值自行1）用1000V兆欧表 2）在吊芯检查时进行 4 地的绝缘电阻 高、低压绕组的直流电阻 换算到75℃ 5 6 变压器油试验 油中溶解气 7 体色谱分析 2）1年； 3）大修时； 4）必要时； 规定 1）交接时； 输出1.5Um（或产品技术条件规定 8 2）大修时； 的允许值），保持1min，应均无闪空载升压 3）更换绕组后； 4）必要时； 17.2低压电抗器的试验项目、周期和标准见表17-2

络、无击穿现象，并记录空载电流 表17-2低压电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 穿芯螺杆对1 地的绝缘电阻 2 绕组对地的绝缘电阻 绕组各抽头的直流电阻 变压器油击穿电压 1）交接时；绝缘电阻＞300 MΩ 2）大修时； 1）交接时； 与出厂值相差不超出±2%范围 2）大修时； 1）交接时； ＞20kV 2）大修时； 换算到75℃ 周 期 1）交接时；自行规定 2）大修时； 标准 说明 3 4

17.3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准见表17-3

表17-3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准 序号 项 目 周 期 1）交接时 1 绝缘电阻 2）更换后 直流耐压2 及泄漏电流 1）交接时；直流100KV或交流72KV、1min无闪络 2）更换后 ＞500 MΩ 标准 用2500V兆欧表 说明 17.4 高压直流电缆的试验项目、周期和标准（见表17-4）

表17-4高压直流电缆的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时 1 绝缘电阻 2）大修时；3）重作电缆头时； 1）交接时；1）交接时耐压值为电缆工作电压的2直流耐压2 及泄漏电流 2）更换后；倍，10min。 3）重作电缆头时； 2）大修和重作电缆头时耐压值为工作电压的1.7倍，10min 3）当电缆长度小于100 m时，泄漏电流一般小于30µA

17.5电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω 17.6高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。

＞1500 MΩ 标准 用2500V兆欧表 说明

18串联补偿装置

18.1 平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准（见表18-1）

表18-1平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）必要时； 工频参考2 电流下的工频参考电压 直流1mA电压U1mA3 及0.75倍U1mA下的泄漏电流 18.2串联电容器组的试验项目、周期和标准（见表18-2）

表18-2 串联电容器组的试验项目、周期和标准

序号 项 目 极对壳绝1 缘电阻 周 期 标准 用2500V兆欧表 说明 1）交接时；U1mA实测值较制造厂规定值（或合同规2）必要时； 定）变化不大于±5% 1）交接时；应在制造厂家规定值范围内 2）必要时； 测量时应记录环境温度和相对湿度 标准 不低于2500 MΩ 用2500V兆欧表 说明 1）交接时；不低于2500 MΩ 2）1～3年； 3）必要时； 1）交接时；1）电容值偏差不超出额定值的-5%～2）1～3年；+10%范围。 1）采用专用测试仪。 2）必要时一般指不平衡电流超过报警值时，对所有电容器单元进行测量。采用专用测试仪，测量时不必断开电容器组的内部连接。 2 电容值 3）必要时； 2）电容值不应大于出厂值的95% 3 极对壳交流耐压 1）交接时；出厂耐压值的75% 2）必要时； 1）交接时； 漏油者应停止使用 观察法 4 渗漏油检查 2）结合于预示检修进行 3）必要时； 1）交接时； 小于保护动作值的20% 5 电容器组2）更换电容3）必要时； 平衡检查 器后； 18.3 阻尼电抗器试验项目、周期和标准（见表18-3）

表18-3 阻尼电抗器试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接时； 无异常状况 2）1～3年；3）必要时； 1 例行检查 标准 说明 1）例行检查项目包括外观完整、连接是否松动、线圈异常、异物、泄漏、污染、防护漆等。 2）必要时一般指以下、几种情况； a）电抗器受到严重的操作或环境应力后b）电抗器受到严重的短路电流冲击后；3）环境恶劣时适当缩短检查周期 2 噪声检查 运行中设备巡视时 电抗器振动噪声无明显异常 声音异常时停电检查 18.4 火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准（见表18-4）

表18-4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 外观检查 周 期 1）交接时； 电极表面光滑 2）必要时； 参数测量 1）交接时； 符合制造厂要求 2）必要时； 触发变压器检查 1）交接时； 项目及标准符合制造厂要求 2）必要时； 标准 观察法 说明 2 3

18.5旁路断路器的试验项目、周期、标准见表18－5

表18－5旁路断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 耐压试验 1 周 期 标准 说明 1）交接时；端口耐压的试验电压为出厂试验电压2）大修后；的80% 3）必要时 操作机构合闸接触器及分、2 合闸电磁铁的最低动作电压 1）交接时；并联合闸脱扣器应能在其额定电源电2）大修后；压的65%－120%范围内可靠动作，当电3）必要时 源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣，并联分闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%－110%范围或直流额定电压的85%－110%范围内可靠动作； 采用突然加压法 3 旁路断路器的其他试验项目及周期参照表5-1进行 19 红外检测 电力设备红外检测项目、周期和标准见表19

表19电力设备红外检测项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1）交接及大修后带负荷一个月内（但应超过24h）； 1 变压器、电抗器 2）200KV及以上重要枢纽和负荷较重的变压器3个月； 3）其他6个月； 4）必要时； 1）交接及大修后带负荷一个月内（但应超过24h）； 2 电流互感器 2）200KV及以上重要枢纽变电站3个月； 3）其他6个月； 4）必要时； 1）交接及大修后带负荷一个月内（但电压互感3 器、耦合电容器 应超过24h）； 2）200KV及以上重要枢纽变电站3个月； 3）其他6个月； 4）必要时； 1）交接及大修后带负荷一个月内（但4 开关设备 应超过24h）； 2）200KV及以上重要枢纽变电站和通流较大的开关设备3个月； 按DL/T 6-1999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 6-1999要求执行 测量引线接头、瓷套表面、二次端子箱等部位 按DL/T 6-1999要求执行 测量引线接头、瓷套表面、二次端子箱等部位 标准 按DL/T 6-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》要求执行 说明 测量套管及接头、油箱客、油枕、冷却器进出口等部位 3）其他6个月； 4）必要时； 1）交接及大修后带负荷一个月内（但应超过24h）； 5 电力电缆 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一个月内（但6 并联电容器 应超过24h）； 2）1年内； 3）必要时； 1）交接及大修后带负荷一个月内（但应超过24h）； 7 避雷器 2）200KV及以上重要枢纽变电站3个月； 3）其他6个月； 4）必要时； 1）交接及大修后带电一个月内 8 发电机 2）3个月 3）必要时；

按DL/T 6-1999要求执行 滑环、碳刷、气轮发电机端盖 按DL/T 6-1999要求执行 测量引线接头及瓷套表面等部位 按DL/T 6-1999要求执行 测量接头及电容器外壳等部位 按DL/T 6-1999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 附录A 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

序号 项 目 整相绕组（或分支）及单根线棒的tanδ增量（△tanδ） 6 10 6.5 6.5 定子电压等级（KV） △tanδ（%） 标准 说明 1）整相绕组（或分支）的△tanδ值不大于下列值： 1）在绝缘不受潮的状态下进行试验； 2）槽外测量单根线棒△tanδ时，线棒两端应加屏蔽环； 3）可在环境温度下试验 △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电压等级，起始游离电压分别取3KV和4KV。2）定子电压为6KV和1 10KV的单根线棒在两个不同电压下的△tanδ（%）值不大于下列值。 1.5Um和0.5Un下之差值 11 相邻0.2Un电压间隔下之差值 2.5 0.8Un和0.2Un下之差值 3.5 凡现场条件具备者，最高试验电压选择1.5Un；否则也可以选择（0.8～1.0）Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0和0.8Un、0.8 Un和0.6Un、0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un下△tanδ之差值。 整相绕组（或分支）及单根线棒的第二急增点Pi2，测量整相绕组电流增加率2 △I（%） 1）整相绕组（或分支）Pi2在额定电压Un以内明显出现者（电流增加倾向倍数m2>1.6）属于有老化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在Un以上不明显出现。 2）单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压，不小于（2.5～3）Un 3）整相绕组电流增加率不大于下列值： 定子电压等级（KV） 试验电压（KV） 额定电压下电流增加率（%） 6 6 8.5 10 10 12 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（I-Io）/Io×100% 式中：I为在Un下的实际电容电流；Io为在Un下I=f（U）曲线小中按线性关系求得的电容电流。 4） 电流增加倾向倍数 M2=tan⊙2/tan⊙ 式中：tan⊙2为I=f（U）特性曲线中出现Pi2点之斜率，tan⊙为I=f（U）特性曲线中出现Pi2点以下之斜率。 1）整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值 整相绕组（或分支）3 及单根线棒局部放电 量 定子电压等级（KV） 最高试验电压（KV） 6 6 10 10 6 -8局部放电试验电压（KV） 4 最大放电量（C） 1.5×10 1.5×10 -82）单根线棒参照整相绕组要求执行 整相绕组4 （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：进行绝缘老化坚定时，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。

注2： 当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。

（1） 累积运行时间超过20年，制造工艺不良者，可以适当提前。 （2） 运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故。

（3） 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。

（4） 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。

注3：鉴定试验时，应首先做整相绕组试验，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。

同步发电机、调相机定子绕组还氧粉云母老化鉴定试验见DL/T 492-1992《发电机定子绕组还氧

粉云母绝缘老化鉴定导则》。

附录B

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 额定电压 最高工作电压 出厂 3 6 3.5 6.9 25 32 纯瓷绝缘 交接及大修 25 32 固体有机绝缘 出厂 25 32 交接及大修 22 26 10 15 20 35 110 220 11.5 17.5 23.0 40.5 126.0 252.0 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 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录C

污秽等级与对应盐密度值

（参考件）

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

Mg/cm污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 - 1 ＞0.03-0.06 ≤0.06

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/cm 22 2

2 ＞0.06-0.10 ＞0.06-0.10 3 ＞0.10-0.25 ＞0.10-0.25 4 ＞0.25-0.35 ＞0.25-0.35 1 ≤0.02 2 ＞0.02-0.05 3 ＞0.05-0.1 4 ＞0.1-0.2 附录D 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法

（参考件）

直埋橡塑电缆的外护套，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：

表D.1橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用材料的电极电位

金属种类 电位V 铜 +0.334 铅 -0.122 铁 -0.44 锌 -0.76 铝 -1.33 当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76的电位，如内衬层也破坏进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334－（－0.76）＝1.1V的电位差，当进水很多时，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0.5MΩ时，用高内阻万用表的“正”“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，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

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

（参考件）

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

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

（参考件）

F1阀式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 450-650 μA ＜10 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 2-312 448-536 ＜10 ＜10 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 元件） 元件） 元件） 元件） 元件） 元件） FZ-3 3 4 FZ-6 6 6 FZ-10 10 10 FZ-15 15 16 FZ-20 20 20 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F2 FS型避雷器的电导电流值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA FS4-3、FS8-3、FS4-3GY 3 4 10 FS4-6、FS8-6、FS4-6GY 6 7 10 FS4-10、FS8-10、FS4-10GY 10 10 10 表F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA 工频放电电压有效值KV FCZ3-35 35 50 250－400 1）FCZ3-35L 35 50 250－400 2）FCZ-30DT 35 18 150－300 3)FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 110（100） 250－400 （400－600） 170－195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110（100） 250－400 （400－600） 340－390 70－85 78－90 85－100 FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表F4 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：

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。 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。

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 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 额最高定工作电电压 压 油浸电力变压器 并联电抗器 电压互感器 断路器 电流互感器 干式电抗纯瓷和纯瓷固体有机绝缘 1min工频耐受电压有效值KV 穿墙套管 干式电力隔离开关 变压器 充油绝缘 器 交出接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 20 25 20 35 28 45 55 50 85 150 200 395 680 17 21 17 30 24 38 47 65 59 65 59 65 65 65 65 65 59 68 68 50 43 43 72 128 170 335 578 95 155 200 395 680 85 140 180 356 612 95 155 200 395 680 85 140 180 356 612 95 155 200 395 680 95 155 200 396 680 95 155 200 395 680 95 155 200 395 680 95 155 200 395 680 85 140 180 356 612 100 155 230 395 680 100 155 230 395 680 70 60 25 30 20 42 28 55 23 27 18 38 25 50 25 30 20 42 28 55 23 27 18 38 25 50 25 30 20 42 28 55 25 30 20 42 28 55 25 30 20 42 28 55 25 30 20 42 28 55 25 30 20 42 28 55 23 27 18 38 25 50 25 32 20 42 28 57 25 32 20 17．0 20 42 28 57 28 38 24 32 10 8．5 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 KV KV 厂 3 6 3．6 7．2 20 25 20 35 17 21 17 30 24 38 47 43 72 128 170 335 578 10 15 20 35 66 110 220 500 12 28 18 24 45 55 50 40.5 72.5 126 252 550 85 150 200 395 680 注：红字为低电阻接地系统

附录H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压 线端交流试验电压值KV 额定电压KV 最高工作电压KV 出厂或全部 更换绕组 ＜1 3 6 10 15 20 35 110 220 500 ≤1 3．5 6．9 11．5 17．5 23．0 40．5 126．0 252．0 550．0 3 18 25 35 45 55 85 200 360 395 630 680 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 170(195) 306 336 536 578 中心点交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 95 85（200） 85 140 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 80 72(170) 72 120 注：1）括号内数值适用于小接地短路电流系统；

附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 额定电压（KV） 2－3 6－15 20－35 110－220 500 试验电压峰值KV 5 10 20 40 60 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA） 30℃ 25 50 74 74 45

40℃ 39 77 111 111 67 50℃ 55 112 167 167 100 60℃ 83 166 250 250 150 70℃ 125 250 400 400 235 80℃ 178 356 570 570 330 附录J 合成绝缘子 和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则

J.1 通则

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、憎水性丧失与恢复特性。

运行符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，若雨雾天气，应在雨雾停止4天后测量。

憎水性状态用静态接触（⊙）和憎水性分级（HC）来测量表示。 J.2 试品准备 J.2.1 试品要求

试品的配方及硫化成形工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙与护套的配方及硫化成形工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。

22

静态接触角法（CA法）采用平板试品，面积为30cm～50 cm，试品厚度3mm～6mm，试品数量为3个。

22

喷水分级发（HC法）采用平板或伞裙试品，面积50cm～100 cm ，试品数量为5个。 J.2.2 清洁表面试品预处理

用无书一乙醇清洗表面，然后、用自来水来冲洗，干燥后置于防尘器内，在实验室标准环境条件下至少保存24h。

J.2.3 试品涂污及憎水性迁移 按照DL/T 810-2002《±500KV直流棒形悬式复合绝缘子技术条件》附录B中B2.2、B2.3条件的方

22

法涂污，盐密和灰密分别为0.1mg/cm、0.5mg/cm。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 Ｊ.3 测量方法

J.3.1 静态接触角发（CA法）

静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水性状态方法。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⊙的大小。 水珠的体积4μl～7μl左右（即水珠重量、4mg～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⊙av、最小值为⊙min）。 J.3.2 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表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水性状态分为6级，分别表示HC1～HC6。HC1级对应憎水性很强的表面，HC6级对应完全亲水性的表面。憎水性分级的描述见DL/T 810-2002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） 喷水设备喷嘴距离试品25cm，每秒喷水1次，共25次，喷水后表面应有水分流下。喷射

方向尽可能垂直于试品表面，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0.7ml～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与报纸，喷水10～15次，形成的湿斑直径在25cm～35cm的方法进行校正。

J.4 判定准则 J.4.1 憎水性

按J3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角⊙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⊙av≥100，⊙min≥90；

（2） 对出厂绝缘子一般应为HC1～HC2级，且HC3级的试品不多于1个。 J.4.2 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没。试品要求见第J2。

将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角⊙及HC值，其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程应在10min内完成。试品应满足：

。。

（1） 静态接触角⊙av≥90，⊙min≥85；

（2） 对出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5级的试品不多于1个。

（3） 对已运行绝缘子一般应为HC4～HC6级，且HC5～HC6级的试品不多于1个。 Ｊ.４.３ 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⊙及HC值，其余两个试品仅测HC值，试品应满足：

（1）静态接触角⊙av≥110，⊙min≥100

（2）对出厂绝缘子一般应为HC2～HC3级，且HC4～HC5级的试品不多于1个 （3）对已运行绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5～HC6级的试品不多于1个

J.4.4 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。

。。

附录K

气体绝缘金属封闭开关设备老练实验方

K.1 老练试验

老练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减低，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，附者的尘埃等。 老练试验的基本原则是即要达到设备净化的目的，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，即减少了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。

老化试验应在现场耐压试验前进行，若最后施加的电压达到规定的现场耐压值Ｕt耐压１min，则老化试验可代替耐压试验．

老练试验时，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K.1所示。 方案2：

加压程序是：0.25Ut 2min→0.5Ut 10min→0.75Ut 1min→Ut 1min 如图Ｋ.２所示．

方案３：

加压程序是：Um/√3 5min→Um 3min→Ut 1min ,如图K.3所示。 方案4：

加压程序是：Um/√3 3min→Um 15min→Ut 1min→1.1Um 3min ，如图所示。 K.2 试验判据

K.2.1 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，则认为整个GIS通过试验。

K.2.2 在试验过程中如果发生击穿放电，则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，可采取下述步骤：

（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，则该放电是目恢复放电，认为耐压试验通过。如重复试验再次失败，则应解体进行检查。

（2） 设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再一次进行耐压试验。

附录L 断路器回路电2阻厂家标准 ID 1 2 3 4 5 6 7 8 9 厂家 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 类型 少油 少油 少油 少油 少油 少油 少油 SF6 SF6 电压（KV） 110 110 110 220 220 220 220 110 220 型号 SW2-110I SW2-110Ⅱ SW2-110Ⅲ SW-220 I SW-220Ⅱ SW2-220Ⅱ LW11-110 LW11-220 LW11-220 电流 3150 直阻标准 180 180 140 180140 180 180 140 70 40 备注 单断口 单断口 单断口 单断口 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 沈阳 平顶山 平顶山 平顶山 西安 西安 西安 西安 西安 西安 西安 西安 沈阳 西门子 日立 日立 美国 ABB 三菱 北京ABB 上海华通 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 少油 少油 少油 少油 少油 少油 少油 少油 少油 少油 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 真空 SF6 多油 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 SF6 220 220 220 220 220 110 220 110 220 500 220 220 110 110 110 220 500 110 110 110 110 110 110 220 220 220 220 220 220 110 500 220 220 35 500 35 220 110 220 220 220 220 1100 LW11-220 LW11-220 LW11-220 LW11-220 LW11-500 LW6-110 LW6-220 LW6-110 LW6-220 LW6-500 LW15-252 LW15-500 LW14-126 LW14-145 LW25-126 LW25-252 LW13-500 SW1-110 SW3-110 SW3-110G SW4-110 SW6-110 SW7-110 SW2-220 SW4-220 SW6-220 SW6-220 LW4-220 LW17-220 LW17-145 3ASS OFPTB OFPTB VBM、VBU ELFSP7-2 DW8=35 250-SFM-50B LTB145D1/B HPL245B1 HPL245B1 LW31-252 ELFSLA-2 LW17-125 4000 2000 4000 2000 3150 3150 3150 600 1000 1200 1000 1200 1500 1500 1000 1600 1200 3150 3150 3150 4000 2000 3150 4000 4000 3150 3150 2200 40 80 90 190 200 35 35 35 90 200 42 42 30 33 45 45 250 700 160 180 300 300 95 400 600 400 450 120 100 75 275 150 150 200 85 250 35 40 50 40 45 50 55 原 单断口 单断口 单断口35 单断口35 型号500-SFMT-50B 单断口 单断口 单断口 注：以上为断路器厂家标准。若遇到上表中未列的断路器型号，可参考相同电压等级、相同载流下的 其他类型断路器或与厂家咨询。