电气设备预防性试验规程

1． 范围

本标准规定了镇海炼化公司电力设备预防性试验的项目，周期和要求，用以判断是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。

本标准适用于镇海炼化公司110KV及以下的电力设备。 本标准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。

从国外进口的设备应以总公司《引进电气设备预防性试验规程》及设备的产品标准为基础，参照本标准执行。

2． 引用标准

在本标准中引用如下标准 DL/T596-1996〈〈电力设备预防性试验规程〉〉 GB50150-91〈〈电气装置安装工程电气设备交接试验标准〉〉 中国石化总公司〈〈石油化工设备维护检修规程第六册电气设备〉〉 中国石化总公司〈〈电气设备预防性试验规程〉〉 中国石化总公司〈〈引进电气设备预防性试验规程〉〉

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、试验或检测，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检测，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。本规程中，若无说明，均指加压1min时测得值。 3.5 吸收比

在同一试验中，1min时的绝缘电阻值与１５S时的绝缘电阻值之比。 3.6 极化指数

在同一试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。 3.7 本规程所用的符号

Un 设备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压）；

-1-

Um 设备最高电压；

Uo/U 电缆额定电压（其中Uo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1mA下的参考电压；

tgδ 介质损耗因数

4. 总则

4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目，周期或要求时，须报机动处，经批准后方可执行。

4.3 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110KV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。

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。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

110KV及以下大于24小时

4.4 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，试验电压采用所连接设备中的最低试验电压。

4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，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工作电压确定其试验电压；

c）为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验时，（如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

5． 旋转电机

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5.1 同步发电机

5.1.1 容量为6000KW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，6000KW以下者可参照执行。

表1 容量为6000KV及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 定子绕组的绝1）额定电压为1）1年或1）绝缘电阻值自行规定。若在相近缘电1000V以上者，采用小修时 试验条件（温度、湿度）下，绝缘1 阻、吸2500V兆欧表，量程2）大修电阻值降低到历年正常值的1/3以收比或一般不低于10000M前、后 下时，应查明原因 极化指Ω。 数 1）在冷态下测量，绕组表面温度与周汽轮发电机各相或各分支的直流电围空气温度之差不阻值，在校正了由引线长度不同而定子绕1）大修时 应大于±3℃ 引起的误差后，相互间差别以及与2 组的直2）出口短2）汽轮发电机相间初次（出厂或交接时）测量值比较，流电阻 路后 （或分支间）差别相差不得大于最小值的1.5%。超出及其历年的相对变要求者，应查明原因 化大于1%时，应引起注意 1）1年或1）试验电压如下： 1）应在停机后清除小修时 污秽前热状态下进全部更换定子绕组并修3.0Un 2）大修前好后 行，处于备用状态后 时，可在冷态下进局部更换定子绕组并修2.5Un 行。 3）更换绕好后 组 2）试验电压按每级运行20年及以下者 2.5Un 0.5 Un分阶段升高，大运行20年以上与架2.5Un 每阶段停留1min 定子绕修空线直接连接者 3）不符合2）、3）组泄漏前 运行20年以上不与（2.0-要求之一者，应尽3 电流和架空线直接连接者 2.5）Un 可能找出原因并消直流耐小修时和大修后 2.0Un 除，但并非不能运压试验 2）在规定试验电压下，各相泄漏电行 流差别不应大于最小值的100%；最4）泄漏电流随电压大泄漏电流在20μA以下者，相间不成比例显著增长差值与历次试验结果比较，不应有时，应注意分析 5）试验时，微安表显著的变化 3）泄漏电流不随时间的延长而增大 应接在高压侧，并对出线套管表面加屏蔽。 -3-

定子绕4 组交耐压试验 表1（续）

1）全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下： 容量KW额定电压试验电压（V） 1）应在停机后清除或KVA Un（V） 污秽前热状态下进小于2Un+1000但行。处于备用状态36以上 10000 最低为1500 时，可在冷状态下6000以进行。 2.5 Un 10000下 2）有条件时，可采1）大修前 及以上2 Un+3000 用超低频（0.1Hz）2）更换绕6000- 者 耐压，试验电压峰组后 18000 值为工频试验电压2）大修前或局部更换定子绕组并修峰值的1.2倍 3）全部或局部更换好后试验电压为： 定子绕组的工艺过运行20年及以下者 1.5 Un 程中的试验电压见运行20年以上，与架空1.5 Un 附表A 线路直接连接者 运行20年以上，不与架(1.3-1.5空线路直接连接者 ) Un 1）采用1000V兆欧表测量。 2）对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2KΩ，或在20℃时不小于20KΩ，允许投入运行。 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 转子绕5 组的绝缘电阻 1）小修时 2）大修中绝缘电阻值在室温时一般不小于转子清扫0.5MΩ 前后 转子绕6 组的直流电阻

大修时 与初次（交接或大修）所测量结果比较，其差别一般不超过2% -4-

7 8 9 10

表1（续）

试验电压如下： 额定励磁电压显极式和隐极500V及以下者1）显极式式转子全部更为10Un，但不低转子大修换绕组并修好于1500V；500V时和更换后 以上者为绕组后 2Un+4000V 转子绕组2）隐极式显极式转子大5 Un，但不低于交流耐压转子拆卸修时及局部更1000V，不大于试验 套箍后，换绕组并修好2000V 局部修理后 槽内绝缘和更换绕隐极式转子局部修理槽内绝5 Un，但不低于组后 缘后及局部更1000V，不大于换绕组并修好2000V 后 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不1）小修时 绝缘电阻值不低于0.5兆欧，否包括发电2）大修时 则应查明原因并消除 转子和励磁机电枢）的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电大修时 试验电压为1KV 机转子和励磁机电枢）的交流耐压试验 发电机组和励磁机汽轮发电机组的轴承不得低于大修时 轴承的绝0.5兆欧 缘电阻 1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 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）全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 1）小修时用1000V兆欧表 2）大修时用2500V兆欧表 可用2500兆欧表测绝缘电阻代替 汽轮发电机组的轴承绝缘，用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量 -5-

表1（续）

灭磁电阻器（或自11 同期电阻大修时 器）的直流电阻 灭磁开关12 的并联电大修时 阻 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 转子绕组的交流阻13 大修时 抗和功率损耗 1）隐极式转子在膛外或膛内以不同转速下测量，显极式转子对每一个转子绕组测量。 2）每次试验应在相阻抗和功率损耗值自行规定，在同条件、相同电压相同试验条件下与历年数值比下进行，试验电压较，不应有显著变化 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）绝缘电阻自行规定 用250V以下的兆欧2）检温计指示值误差不应超过制表 造厂规定 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）有条件时可采用超声法探测槽放电 检温计绝缘电阻和14 大修时 温度误差检验 定子槽部线圈防晕15 必要时 层对地电位 不大于10V 16 轴电压 大修后 1）汽轮发电机的轴承油膜短路时，转子两端轴上的电压一般应测量时采用高内阻等于轴承与机座间的电压 （不小于100KΩ2）汽轮发电机大轴对地电压一般/V）的交流电压表 小于10V -6-

表1（续）

累计运行时间超过20年并且运行或预见附录A 防性试验中绝缘频繁击穿时 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值 定子绕组17 绝缘老化鉴定 18 空载特性曲线 1）与制造厂（或前测得的）数据比较，应在测量误差的范围以内 1）大修后 2）在额定转速下的定子电压最高2）更换绕值：汽轮发电机为1.3Un（带变压组后 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 新机交接未进行本项试验时，应在1年内不作带变压器的1.3Un空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验 三相稳定19 短路特性曲线 发电机定子开路时20 的灭磁时间常数 21 检查相序 1）更换绕与制造厂出厂（或以前测得得）组后 数据比较，其差别应在测量误差2）必要时 的范围以内 新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验 更换灭磁时间常数与出厂试验或更换前相开关后 比较应无明显差异 改动接线应与电网的相序一致 时 1）定、转子绕组更换后 2）冷却系22 温升试验 应符合制造厂规定 统改进后 3）第一次大修后 4）必要时 5.1.2 各类试验项目：

定期试验项目见表1中序号1、3、5、8

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如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度的方法进行校核 大修前试验项目见表1中序号1、3、4

大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15 大修后试验项目见表1中序号1、3、16、18

5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。

5.1.3.1 发电机大修中更换绕组时，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。 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。

5.1.3.2 运行中的发电机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污（特别是含水的油）外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。

5.2 直流电机

5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表2

表2 直流电机的试验项目、周期和要求 序号 项目 周期 1）小修时 2）大修时 要求 说明 绕组的1 绝缘电阻 1）用1000V兆欧表 绝缘电阻值一般不低于2）对励磁机应测量电枢绕组对0.5兆欧 轴和金属绑线的绝缘电阻 绕组的2 直流电阻 电枢绕组片间3 的直流电阻 绕组的4 交流耐压试验 磁场可变电阻5 器的直流电阻 6 磁场可1）与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自大修时 行规定 2）100KW以下的不重要的电机自行规定 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相互间的差值不应超过大修时 判断 正常最小值的10% 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磁场绕组对机壳和电枢大修时 电枢绕组对轴的交流耐压试验对轴的试验电压为1000V 可用2500V兆欧表试验代替 大修时 与铭牌数据或最初测量应在不同分接头位置测量，电阻值比较相差不应大于10% 值的变化应有规律性 大修时 绝缘电阻值一般不低于1）磁场可变电阻器可随同励磁-8-

变电阻器的绝缘电阻 调整碳7 刷的中心位置 检查绕组的极8 性及其连接的正确性 测量电枢及磁9 极间的空气间隙 0.5兆欧 回路进行 2）用2500V兆欧表 大修时 核对位置是否正确，应满必要时可做无火花换向试验 足良好换向要求 接线变极性和连接均应正确 动时 各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围： 大修时 3mm以下气隙±10% 3mm及以上气隙±5% 1）空载特性：测录至最大励磁电压值 1）更换2）负载特性：仅测录励磁机负绕组后 与制造厂试验数据比较，载特性：测量时，以同步发电机2）必要应在测量误差范围内 的励磁绕组作为负载 时 3）外特征：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下进行 1）大修后 1）转动正常 空转检查的时间一般不小于1h 2）更换2）调速范围合乎要求 绕组后 直流发电机的10 特性试验 直流电动机的11 空转检查 5.2.2 各类试验项目

定期试验项目见表2中序号1

大修时试验项目见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、9

大修后试验项目叫表2中序号11

5.3 交流电动机

5.3.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表3

表3 交流电动机的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绕组的绝缘电阻和吸收比 周期 1)小修时 2)大修时 要求 1)绝缘电阻值 a)额定电压3000V以下者，室温下不应低于0.5MΩ b)额定电压3000V以上者，交流-9-

说明 1)500KW及以上的电动机，应测量吸收比（或极化指数），参照表1序号1 2 绕组的直流电阻 定子绕组泄漏3 电流和直流耐压试验 4 定子绕组的交流耐压试验 2)3KV以下的电动机使用1000V兆欧表；3KV及以上的电动机使用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)有条件时可分相测量 1)3KV及以上或100KW及以上的 电动机各相绕组直流电阻值的1)1年(3KV相互差别不应超过最小值的及以上或2%；中性点未引出者，可测量线100KW及以间电阻，其相互差别不应超过上) 1% 2)大修时 2)其余电动机自行规定 3)必要时 3)应注意相互间差别的历年相对变化 1)试验电压：全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为1)大修时 2.5Un 2)更换绕2)泄漏电流相间差别一般不大有条件时可分相进行 组后 于最小值的100%，泄漏电流为3)抽芯后 20μA以下者不作规定 3)500KW以下的电动机自行规定 1)低压和100KW以下1)大修时不更换或局部更换定不重要的电动机，交1)大修后 子绕组后试验电压为1.5Un，但流耐压试验可用2)更换绕不低于1000V； 2500V兆欧表测量代组后 2)全部更换定子绕组后试验电替 3)抽芯后 压为（2Un+1000）V，但不低于2)更换定子绕组时工1500V 艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 试验电压 不可逆式 可逆式 大修不更1.5Uk但3.0Uk换转子绕不小于但不小组或局部1000V 于更换转子2000V 绕组后 全部更换2Uk+ 4Uk+ 转子绕组1000 1000 后 试验电压为1000V -10- 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UnMΩ(取Un的千伏数，下同）；投运前室温下（包括电缆）不应低于UnMΩ c)转子绕组不应低于0.5MΩ 2)吸收比自行规定 5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 同步电1)大修后 2)更换绕组后 1）绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2）Uk为转子静止时定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 可用2500V兆欧表测6 大修时 7 8 9 10 动机转子绕组交流耐压试验 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 同步电动机及其励磁轴承的绝缘电阻 转子金属绑线的交流耐压 量代替 大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较相差不应超过10% 3KV及以上的电动机应在所有分接头上测量 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 大修时 绝缘电阻不应低于0.5兆欧 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 检查定11 子绕组的极性 接线变动时 12 定子铁芯试验 1)全部更换绕组时或修理铁芯后 2)必要时 电动机空转并13 测空载电流和空载损必要时 1)对双绕组的电动机，应检查两分支间定子绕组的极性与连接应正确 连接的正确性 2)中性点无引出者可不检查极性 1)3KV或500KW以上电动机应做此项试验 2)如果电动机定子铁参照表1中序号10 芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值 1)空转检查的时间一1)转动正常，空载电流自行规定 般不低于1h 2)额定电压下的空载损耗值不2)测定空载电流仅在得超过原来值的50% 对电动机有怀疑时进行 -11- 耗 双电动机拖动时测量14 必要时 转矩——转速特性 5.3.2各类试验项目 定期试验项目见表3中序号1、2

3)3KV以下电动机仅测量空载电流不测空载损耗 1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的两台电动机的转矩——转速特电动机 性曲线上各点相差不得大于2)更换时，应选择两10% 台转矩—转速特性曲线相似的电动机 大修时试验项目见表3中序号1、2、3、6、7、8、9、10

大修后试验项目见表3中序号4、5

容量在100KW以下的电动机一般只进行序号1、4、3项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造规定。

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4

表4 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序号 项目 周期 要求 1)运行中设备的油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意： -6总烃含量大于150×10 H2含量大于150×10-6 -6 C2H2含量大于5×102)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5 ml/h（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% -12-

说明 1)总烃包括：CH4，C2H6，C2H4和C2H2四种气体 2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析 3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断 4)新投运的变压器应有投运前的测试数据 1）如电阻相间差别在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3）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分别为温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，1) 运行中 a)8MVA及以上的变压器为1年 油中溶解b)8MVA以1 气体色谱下的油浸分析 式变压器自行规定 2)大修后 3)必要时 1)1～3年或自行规定 2)无励磁绕组直流调压变压2 电阻 器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后3)与以前相同部位测得值(在所有分相比较，其变化不应大于2% 接侧) 4)电抗器参照执行 4)大修后 5)必要时 铝导线取225 3）无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 1)采用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，尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 （t1-t2）/10R2=R1×1.5 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 吸收比和极化指数不进行温度换算 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组tgδ的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算 tgδ2=tgδ1×1.3（t1-t2）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器（电抗器）顶层油温 绕组绝缘电阻、吸3 收比或（和）极化指数 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化 2)吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5 4 绕组的tgδ 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 66～220KV 0.8% 1)1～3年35KV及以下 1.5% 或自行规2)tgδ值与历年的数值比定 较不应有显著变化（一般不2)大修后 大于30%） 3)必要时 3)试验电压如下： 绕组电压10KV及以上：10KV 绕组电压10KV以下：Un 1)1～3年电容型套或自行规管的tg5 定 见第9章 δ值和电2)大修后 容值 3)必要时 1)1～3年或自行规绝缘油试6 定 见第13章 验 2)大修后 3)必要时 7 交流耐压1)1～5年1）油浸变压器（电抗器）-13-

1）可采用倍频感应或操（10KV及以下） 2)大修后（66KV及以下） 3)更换绕组后 4)必要时 1)1～3年铁芯（有或自行规外引接地8 定 线的）绝2)大修后 缘电阻 3)必要时 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、1)大修后 9 铁芯、线2)必要时 圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 试验 试验电压值按表6（定期试验按部分更换绕组电压值） 2）干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值：部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 作波感应法 2）66KV及以下全绝缘变压器，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 1）采用2500V兆欧表（对运行年久的变压器可用1000V兆欧表） 2）夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 1）采用2500V兆欧表（对220KV及以上者绝缘电阻一运行年久的变压器可用般不低于500MΩ，其他自行1000V兆欧表） 规定 2)连接片不能拆开者可不进行 1)试验电压一般如下： 绕组额定电直流试验电压KV 压KV 1)1～3年3 5 绕组泄漏或自行规10 6～10 10 电流 定 20～35 20 2)必要时 66～330 40 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律 1)分接开2)电压35KV以下，电压比关引线拆绕组所有小于3的变压器电压比允许装后 11 分接的电偏差为±1%，其他所有变压2)更换绕压比 器：额定分接电压比允许偏组后 差为±0.5%，其他分接的电3)必要时 压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±1% 校核三相更换绕组必须与变压器铭牌和顶盖12 变压器的后 上的端子标志相一致 组别或单-14-

读取1min时的泄漏电流值 相变压器极性 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电空载电流1)更换绕与前次试验值比较，无明显压或较低电压值（如制造和空载损组后 变化 厂提供了较低电压下的耗 2)必要时 值,可在相同电压下进行比较） 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定值短路阻抗1)更换绕与前次试验值比较，无明显或较低电流值（如制造厂和负载阻组后 变化 提供了较低电流下的测抗 2)必要时 量值,可在相同电流下进行比较） 1)大修后1)在线端电压为1.5Um 1)试验方法符合(220KV及以/3时，放电量一般不大于GB1094.3规定 上) 500pC；在线端电压为1.3 Um 2)周期中‘大后修’系指局部放电2)更换绕组放电量一般不大于消缺性大修后，一般性大测量 后(220KV及/3时，修后的试验可自行规定 以上，120MVA300 pC 2）干式变压器按GB6450规3)电抗器可进行运行电及以上) 压下的局部放电监测 定执行 3）必要时 有载调压1）范围开关、选择开关、 装置的试切换开关的动作顺序应符 验和检合制造厂的技术要求，其动 查： 作角度应与出厂试验记录 1)检查动相符 作顺序动 作角度 2)手动操作应轻松，必要时 2)操作试用力矩表测量，其值不超过 验：变压制造厂的规定，电动操作应 器带电时1)一年或无卡涩，没有连动现象，电 手动操按制造厂气和机械限位动作正常 作，电动要求 操作，远2)大修时 3) 有条件时进行 方操作各3)必要时 a） 与出厂值相符 2个循环 b）三相同步的偏差，切换 3)检查和时间的数值及正反向切换 切换测时间的偏差均与制造厂的 试： 技术要求相符 a)测量过c）动、静触头平整光滑， 渡电阻的触头烧损厚度不超过制造 阻值 厂的规定值，回路连接良好 b)测量切 换时间 -15-

13 14 15 16 c)检查插入触头，动静触头的接触情况，电气回路的连接情况 d)单双数触头间非线性电阻的试验 e)检查单双数触头间放电间隙 4)检查操作箱 5)切换开关室绝缘油试验 6)二次回路绝缘试验 测温装置1)1～3年 17 及其二次2)大修后 回路试验 3)必要时 1)1～3年气体继电(二次回器及其二18 路) 次回路试2)大修后 验 3)必要时 压力释放19 必要时 器校验 d)按制造厂的技术要 e)无烧伤或变动 4)接触器，电动机，传动齿轮，辅助接点，位置指示器计数器等工作正常 5)符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25KV 6)绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 密封良好，指示正确，测温测量绝缘电阻采用2500V电阻值应和出厂值相符 兆欧表 绝缘电阻一般不低于1 MΩ 整定值符合运行规程要求，测量绝缘电阻采用2500V动作正确 兆欧表 绝缘电阻一般不低于1 MΩ 动作值与铭牌值相差在± 10%范围内或按制造厂规定 1)35KV及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6米油柱试验（约5Kpa压力），对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部0.3m油柱试验试验时带冷却器，不带压（约2.5Kpa压力），试验时力释放装置 间12小时无渗漏 2)110KV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035Mpa压力，试验持续时间24小时无渗漏 -16-

20 整体密封大修后 检查 1)投运后，流向，温升和声冷却装置1)自行规响正常，无渗漏 及其二次定 2)强油水冷装置的检查和测量绝缘电阻采用2500V21 回路的试2)大修后 试验，按制造厂规定 兆欧表 验 3)必要时 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 套管中的电流互感1)大修后 22 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 器绝缘试2)必要时 验 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压1)全部更换绕组，空载合闸侧加压 全电压下更换绕组5次，每次间隔5min 3)110KV及以上的变压器23 空载合闸 后 2)部分更换绕组，空载合闸中性点接地 3次，每次间隔5min 4)发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行 6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压见表5

表5 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值 额定电压KV ∠1 3 6 10 15 20 35 66 110 6.3 油浸式电力变压器（1.6MVA以上）

6.3.1 定期试验项目

见表4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、16、17、18、21

6.3.2 大修试验项目

a） 一般性大修见表4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、15、16、17、18、

20、21、22

b） 更换绕组的大修见表4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、11、12、13、

14、15、16、17、18、20、21、22、23

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全部更部分更换全部更换绕组 绕组 换绕组 ≤ 3 2.5 3 3.5 18 15 18 6.9 25 21 25 11.5 35 30 35 17.5 45 38 45 23.0 55 47 55 40.5 85 72 85 72.5 140 120 140 126.0 200 170（195） 95 最高工作电压KV 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 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 线端操作波试验电压值KV 全部更换绕组 - 35 50 60 90 102 170 270 375 部分更换绕组 - 30 40 50 75 90 145 230 319

6.4 油浸式电力变压器（1.6MVA及以下）

6.4.1 定期试验项目见表4中序号2、3、4、5、6、7、8、17、18。其中4、5项适用于35KV及以上变电所变压器。

6.4.2 大修试验项目见表4中序号2、3、4、5、6、7、8、9、11、12、13、14、17、18、20。其中11、12、13、14适用于更换绕组时，4、5适用于35KV及以上变电所用变压器。

6.5 油浸式电抗器

6.5.1 定期试验项目见表4中序号1、2、3、4、5、6、8、17、18（10KV及以下只作2、3、6、7）。

6.5.2 大修试验项目见表4中序号1、2、3、4、5、6、8、9、17、18、20、21、22（10KV及以下只作2、3、6、7、9、20）。

6.6 消弧线圈

6.6.1 定期试验项目见表4中序号1、2、3、4、6。

6.6.2 大修试验项目见表4中序号1、2、3、4、6、7、9、20。装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测量绝缘电阻（参照表4中序号22）。

6.7 干式变压器

6.7.1 定期试验项目见表4中序号2、3、7、17。

6.7.2 更换绕组的大修试验项目 见表4中序号2、3、7、9、11、12、13、14、15、17。其中15项适用于浇柱型干式变压器。

6.8 气体绝缘变压器

6.8.1 定期试验见表4中序号2、3、7和表26中序号1。 6.8.2 大修试验项目见表4中序号2、3、7、17和表26中序号1和参照表9中序号2。

6.9 干式电抗器试验项目

在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表4中序号7。

6.10 接地变压器

6.10.1 定期试验项目见表4中序号3、6、7。

6.10.2 大修试验项目见表4中序号2、3、6、7、9、13、14、20，其中13、14项适用于更换绕组时进行。

7． 互感器

7.1 电流互感器

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7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表6。

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表6 电流互感器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 1)投运前 2)1～3年 3)大修后 4)必要时 要求 1）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不小于1000MΩ 说明 绕组及末屏的1 绝缘电阻 采用2500V兆欧表 2 tgδ及电容量 油中溶解气体3 色谱分析 主绝缘tgδ（%）不应大于下表中的1)主绝缘tgδ试数值，且与历年数据比较，不应有显验电压为10KV，末屏对地tgδ试验著变化： 电压等级KV 20～35 66～110 电压为2KV 2)油纸电容型tg大油纸电容型 - 1.0 δ一般不进行温度修充油型 3.0 2.0 换算，当tgδ值与后 胶纸电容型 2.5 2.0 出厂值或上一次试1)投运前 运油纸电容型 - 1.0 验值比较有明显增2)1～3行充油型 3.5 2.5 长时，应综合分析年 中 胶纸电容型 3.0 2.5 tgδ与温度，电压3)大修后 的关系，当tgδ随4)必要时 2)电容型电流互感器主绝缘电容量温度明显变化或试与初始值或出厂值差别超出±5%范验电压由10KV升到Um/3时，tgδ增围时应查明原因 3)当电容型电流互感器末屏对地绝量超过±0.3%，不缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏应继续运行 3）固体绝缘互感器对地tgδ值，其值不大于2% 可不进行tgδ测量 1)投运前(66KV及油中溶解气体组分含量（体积分数）1)新投运互感器的上) 超过下列任一值时应引起注意： 油中不应含有C2H2 -62)1～3总烃 100×10 2)全密封互感器按-6年 H2 150×10 制造厂要求（如果-63)大修后 C2H2 2×10（110KV及以下） 有）进行 4)必要时 1)1～3年(20KV电压等级KV 6 10 35 及以下) 试验电压KV 21 30 72 2)大修后 2)二次绕组之间及末屏对地为2KV 3)必要时 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1)1～31)固体绝缘互感器在电压为试验按GB5583进-20-

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： 4 交流耐压试验 5 局部放电测量 年(35KV固体绝缘互感器) 2)大修后 3)必要时 1.1Um/3时，放电量不大于100pC，行 在电压为1.1 Um时（必要时），放电量不大于500pC 2)110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于20pC 极性检1）大修后与铭牌标志相符 查 2）必要时 各分接1）大修后更换绕组后应测量7 头的变与铭牌标志相符 2）必要时 比值差和相位差 化检查 校核励与同类型互感器特性曲线或制造厂继电保护有要求时8 磁特性必要时 提供的特性曲线相比较，应无明显差进行 曲线 别 密封检1）大修时试验方法按制造厂9 应无渗漏油现象 查 2）必要时 规定 一次绕组直流1）大修后与初始值或出厂值比较，应无明显差10 电阻测2）必要时 别 量 绝缘油1）大修后11 击穿试见第13章 2）必要时 验 注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前 7.1.2 各类试验项目

定期试验见表6中序号1、2、3、4、5。 6 大修后试验项目见表6中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11（不更换绕组，可不进行6、7、8）。

7.2 电压互感器

7.2.1 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和表8。

表7 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绝缘电阻 周期 要求 说明 一次绕组用2500V兆欧表二次绕组用1000V或2500V兆欧表 串级式电压互感器的tgδ 试验tgδ2 （20KV1）1～3自行规定 年 2）大修后 3）必要时 1）绕组绝1）绕组绝缘tgδ（%）不应大于下表缘 中数值： -21-

及以上） a)1～3年 b）大修后 c）必要时 2)66～220KV串级式电压互感器支架： a）投运前 b）大修后 c）必要时 油中溶1）投运前 解气体2)1～3色谱分年(66KV3 析 及以上) 3）大修后 4)必要时 交流耐1)3年压试验 (20KV及以下) 2）大修后 3）必要时 4 温度 35KV及以下 35KV及以上 (℃) 大修运行大修运行后 中 后 中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 2）支架绝缘tgδ一般不大于6% 方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 局部放电测量 5 1）新投运互感器的油中不应含有C2H2 2）全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行 1）一次绕组按出厂值的85%进行，出1）串接式或分级厂值不明的按下列电压进行试验： 绝缘式的互感器电压等级KV 6 10 35 用倍频感应耐压试验 试验电压KV 21 30 72 2）二次绕组之间及末屏对地为2KV 2）进行倍频感应3）全部更换绕组绝缘后，按出厂值进耐压试验时应考虑互感器的容升行 电压 3）倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤 1）投运前 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压1)试验按GB55832）1～3为1.1 Um /3时，放电量不大于进行 年(35KV100pC，在电压为1.1 Um 时（必要时），2)出厂时有试验固体绝缘放电量不大于500pC，固体绝缘相对报告者可不进行互感器) 相电压互感器，在电压为1.1Um 时，试验或只进行抽3）大修后 放电量不大于100pC。 查试验 4）必要时 2）110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1 Um /3时，放电量不大于20pC 1）大修后 1）在额定电压下，空载电流与出厂数 2）必要时 值比较无明显差别 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流 中性点非有效接地系统1.9Un/3 中性点接地系统1.5 Un/3 -22-

油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意： -6总烃：100×10 H2：150×10-6 -6C2H2：2×10 空载电流测量 6 密封检查 铁芯夹紧螺栓（可接8 触到的）绝缘电阻 联接组别和极9 性 7 电压比 10 绝缘油击穿电11 压 1）大修后 应无渗漏油现象 2）必要时 大修时 自行规定 试验方法按制造厂规定 采用2500V兆欧表 1）更换绕与铭牌和端子标志相符 组后 2）接线变动后 1）更换绕与铭牌标志相符 组后 2）接线变动后 1）大修后 见第13章 2）必要时 更换绕组后应测量比值差和相位差 注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前

表8 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 说明 1 电压比 1） 大修后 与铭牌和端子标志相 2） 必要时 符 2 中间变压器1）大修后 自行规定 采用2500V兆欧表 的绝缘电阻 2）必要时 3 中间变压器1） 大修后 与初始值相比不应有 的tgδ 2）必要时 显著变化 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 7.2.2各类试验项目：

定期试验见表7中序号1、2、3、4、5。

大修时或大修后试验项目见表7中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11（不更换绕组，可不进行9、10项）和表8中序号1、2、3。

8． 开关设备

8.1 SF6断路器和GIS

8.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表9。

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表9 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 断路器和GIS内SF6气体的湿度以1 见第13章 及气体的其他检测的项目 1）按GB11023方法进行 2）对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大SF6气体泄漏1）大修后 年漏气率不大于1%或制可用局部包扎法检漏，每试验 2）必要时 造厂要求 个密封部位包扎后历时5h测得的SF6气体含量（体积分数）不大于30×10-6 辅助回路和1）1～3采用500V或1000V兆欧控制回路绝年 绝缘电阻不低于2MΩ 表 缘电阻 2）大修后 1）试验在SF6气体额定压力下进行 2）对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验电压交流耐压或操作冲击耐值为Um的5min耐压试验 1）大修后 耐压试验 压的试验电压为出厂试3）罐式断路器的耐压试2）必要时 验电压值的80% 验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 4）对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 辅助回路合耐压试验后的绝缘电阻控制回路交大修后 试验电压为2KV 值不应降低 流耐压试验 1）对瓷柱式断路器和断1)大修时，对瓷柱式断路断口间并联1）1～3口同时测量，测得的电容器应测量电容器和断口电容器的绝年 值和tgδ与原始值比较，并联后整体的电容值和缘电阻、电2）大修后 应无明显变化 tgδ，作为该设备的原始容量和tgδ 3）必要时 2）罐式断路器（包括GIS数据 -24-

2 3 4 5 6 中的SF6断路器）按制造厂规定 3）单节电容器按第12章规定 1)1～3年 合闸电阻值（罐式断7 和合闸电阻路器除的投入时间 外） 2)大修后 断路器的速8 大修后 度特性 2)对罐式电容器（包括GIS中的SF6断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得罐式断路器的合闸电阻大于±5% 布置在罐体内部，只有在2)合闸电阻的有效接入解体大修时才能测定 时间按制造厂规定校核 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 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 3)进口设备按制造厂规定 1)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 制造厂无要求时不测 断路器的时9 间参数 1)大修后 2)机构大修后 分、合闸电10 磁铁的动作电压 1)1～3年 2)大修后 3)机构大修后 导电回路电11 阻 1)1～3年 2)大修后 用直流压降法测量，电流不小于100A 1)大修后 分、合闸线12 2)机构大应符合制造厂规定 圈直流电阻 修后 13 SF6气体密度1)1～3按制造厂规定 -25- 监视器（包括整定值）检验 压力表校验（或调整），机构操作压14 力（气压、液压）整定值校验机构安全阀校验 操作机构在分闸、合闸、重合闸下的15 操作压力（气压、液压）下降值 液（气）压16 操动机构的泄漏试验 油（气）泵补压及零起打压的运转时间 液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能 GIS中电流互感器、电压互感器和避雷器 年 2)大修后 3) 必要时 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 对气动机构应校验各级气压的整定值（液压阀及机构安全阀） 1)大修后 2)机构大应符合制造厂规定 修后 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 1)1～3年 应符合制造厂规定 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)机构大按制造厂规定 修后 应在分、合闸位置下分别试验 17 18 19 1)大修后 按制造厂规定 2)必要时 20 1)大修后 按制造厂规定，或分别按 2)必要时 第7章、第14章进行 8.1.2各类试验项目：

定期试验见表9中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。

大修后试验项目见表9中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、

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16、17、18、19、20。

8.2 少油断路器

8.2.1 少油断路器的试验项目、周期和要求见表10。

表10 少油断路器的试验项目、周期和要求

序项目 周期 要求 说明 号 1 绝缘电阻 1）整体绝缘电阻自行规定 使用2500V兆欧表 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表数值： 1)1～3 MΩ 额定电压KV 年 试验类别 2)大修后 <24 24～40.5 大修后 1000 2500 运行中 300 1000 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值如下： 7.2 12 32 42 40.5 95 2 断路器对地、断口交流耐压试验 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 4 导电回路电阻 5 断路器的合闸时间和分闸时间 6 断路器分闸和合闸的速度 7 断路器 触头分合闸的同期性 8 操动机构合闸接触器和分合闸电磁铁1)1～3年（12KV及以下） 额定电压KV 2）大修后 试验电压KV 1）1～3试验电压为2KV 年 2）大修后 1）1～31）大修后应符合制造厂规定 年 2）运行中自行规定 2）大修后 大修后 应符合制造厂规定 用直流压降，电流不小于100A 在额定操作电压下进行 大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压下进行 1）大修后 应符合制造厂规定 2）必要时 1）大修后 1）操动机构分合闸电磁铁或合闸 2）操动机接触器端子上的最低动作电压应构大修后 的操作电压额定值的30%～65% 2)在使用电磁机构时，合闸电磁-27-

的最低动作电压 9 合闸接触1）1～3器和分、年 合闸电磁2）大修后 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 10 断路器本见第13章 体和套管中绝缘油试验 8.2.2各类试验项目： 铁线圈通流时的端电压为操作电压值的80%（关合电流峰值等于及大于50KA时为85%）时应可靠动作 1）绝缘电阻不应小于2MΩ 采用500V或1000V2）直流电阻应符合制造厂规定 兆欧表 定期试验项目见表10中序号1、2、3、4、9、10。

大修后试验项目见表10中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10。

8.3 低压断路器和自动灭磁开关

8.3.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表10中序号8、9。 8.3.2 各类试验项目

定期试验项目见表10中序号 8。 大修后试验项目见表10中序号8、9。

8.3.3 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。

8.4 真空断路器

8.4.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表11。

表11 真空断路器的试验项目周期和要求 序项目 号 1 绝缘电阻 周期 要求 说明 1)1～31)整体绝缘电阻参照制造厂规定或 年 自行规定 2)大修后 2）断口和用有机物的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值： 试验类别 -28-

额定电压KV 2 交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口） 3 辅助回和控制路交流压试验 4 导电回电阻 路回耐〈24 24～40.5 大修后 1000 2500 运行中 300 1000 1)1～3断路器在分、合闸状态下分别进行，1)更换或干燥后年(12KV试验电压值如下： 的绝缘提升杆分及以下) 别必须进行耐压2)大修后 试验 7.2 12 40.5 2)相间、3)必要时额定电压KV 相对地及(40.5KV) 断口的断口耐压试验电压KV 32 42 95 值相同 1)1～3试验电压为2KV 年 2)大修后 1)大修后应符合制造厂规定 2）运行中自行规定，建议不大于1.2倍的出厂值 应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 在额定操作电压下进行 路1)1～3年 2)大修后 5 断路器的大修后 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 6 操动机构大修后 合闸接触器和分合闸电磁铁的最低动作电压 7 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 8 真空灭弧室真空度的测量 8 检查动触头上的软1)1～3年 2)大修后 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% 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%（关合峰值电流等于或大于50KA时为85%）时应可靠动作 3)进口设备按制造厂规定 1）绝缘电阻不应小于2MΩ 采用1000V兆欧2）直流电阻应符合制造厂规定 表 大、小修自行规定 时 大修后 有无松动 -29- 有条件时进行 联结片有无松动 8.4.2 各类试验项目见表11中序号1、2、3、4、7。 大修时或大修后试验项目见表11中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。

8.5 隔离开关

8.5.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表12

表12 隔离开关的试验项目，周期和要求 序号 项目 周期 1)1～3年 2)大修后 要求 说明 有机材支持绝1 子及提杆的绝电阻 料缘升缘1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值：（MΩ） 采用2500V兆欧额定电压KV 表 试验类别 〈24 24～40.5 大修后 1000 2500 运行中 300 1000 绝缘电阻不低于2MΩ 1)地及相间试验电压值与断路器相同，断口试验电压值如下： 额定电压KV 在交流耐压试验试验电压KV 36 49 118 前、后应测量绝2)用单个或多个元件支柱绝缘子缘电阻；耐压后组成的隔离开关进行整体耐压有的阻值不得降低 困难时，可对各胶合元件分别做耐压试验，其试验周期和要求按第10章的规定进行 试验电压为2KV 7.2 12 40.5 采用1000V兆欧表 二次回路1)1～3年 2 的绝缘电2)大修后 阻 3）必要时 3 交流耐压大修后 试验 二次回4 交流耐试验 操动机线圈的5 低动作压 路压大修后 构最大修后 电最低动作电压一般在操作电源额 定电压的30%～80%范围内 用直流压降法测量，电流值不小于100A 导电回路6 大修后 电阻测量 7 操作机构大修后 的动作情不大于制造厂规定值的1.5倍 1)电动操动机构在额定的操作电 压下分合闸5次，动作正确 -30-

况 2)手动操作机构操作时灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠 8.5.2 各类试验项目： 定期试验见表12中序号1、2。

大修后试验项目见表12中1、2、3、4、5、6、7。

8.6 高压开关柜

8.6.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表13。

表13 高压开关柜的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻 检查电压抽取（带电显示）装置 周期 要求 说明 采用1000V摇表 1)1～3年 2)大修后 绝缘电阻不应低于2MΩ 2 大修后 试验电压为2KV 3 1)1～3年 1)修后应符合制造厂规隔离开关和隔离插头2)大修后 定 回路电阻的测量在有2)运行中应不大于制造条件时进行 厂规定值的1.5倍 1)1年 2)大修后 应符合制造厂规定 五防是：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉、合隔离开关；③防止带电（挂）合接地（线）开关④防止带接地线（开关）合断路器；⑤防止误入带电间隔 4 5 五防性能检查 1)1年 2)大修后 应符合制造厂规定 高压开关柜的1)必要时 见第7章 电流互感器 2)大修后 8.6.2 高压开关柜的各类试验项目。 定期试验项目见表13中序号1、3、4、5。 6 大修后试验项目见表13中序号1、2、3、4、5、6。

8.6.3 其它型式高压开关柜的各类试验项目。

其它型式，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表13中有关序号进行。柜内主要元件（如互感器、电容器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。

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8.7 直流屏（柜）试验项目、周期和要求见表14。 各类试验项目见表14中序号1、2、3。

表14 直流屏（柜）的试验项目周期合要求

序号 1 2 3 项目 电池组容量测试 蓄电池放电终止电压测试 各项保护检查 周期 要求 说明 1） 1年 按DL/T459规定 2） 必要时 1） 1年 2） 必要时 1年 各项功能均应正常 4 屏（柜）中控制母线和动力母线的绝缘电阻 必要时 绝缘电阻不应低于10MΩ 检查项目有： 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 采用1000V兆欧表，有两组电池时轮流测量

9．套管

9.1 套管的试验项目，周期和要求见表15。

表15 套管的试验项目，周期和要求

序项目 号 1 主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻 2 主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量 周期 1)1～3年 2)大修（包括主设备大修）后 3)必要时 1)1～3年 2)大修（包括主设备大修）后 3)必要时 要求 说明 1)主绝缘的绝缘电阻值不应采用2500V兆欧表 低于10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻值不应低于1000MΩ 1）20℃时tgδ（%）值应不大于下表中数值： 电压等级KV 35 110 充油型 3.0 1.5 大油纸电容型 1.0 1.0 修充胶型 3.0 2.0 后 胶纸电容型 2.0 1.5 胶纸型 2.5 2.0 充油型 3.5 1.5 运油纸电容型 1.0 1.0 行充胶型 3.5 2.0 中 胶纸电容型 3.0 1.5 胶纸型 3.5 2.0 -32-

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。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2）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% 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出±5%时，应查明原因 3 油中溶解1)投运前 气体色谱2)大修后 分析 3)必要时 4 交流耐压1)大修后 试验 2)必要时 5 66KV及以1)大修后 上电容型2)必要时 套管局部放电测量 油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一值时应引起注意： H2 500×10-6 -6CH4 100×10 C2H2 2×10-6（110KV及以下） 试验电压为出厂值的85% 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 1)变压器及电抗器套管的试1)垂直安装的套管水平存放1年以上投运验电压为1.5Um/3 2)其他套管的试验电压为前宜进行项目试验 2)括号内的局部放电1.05 Um/3 值适用于非变压器、3)在试验电压下局部放电值电抗器的套管 （PC）不大于： 油纸电容型 大修后 10 运行中 20 胶纸电容型 250（100） 自行规定 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 注：1 充油套管指以油作为主绝缘的套管 2 油纸电容型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 胶纸电容型指以胶纸电容芯为主绝缘的套管 5 胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管（如一般室内无瓷胶纸套管） 9.2 各类试验项目：

定期试验项目见表15中序号1、2。

大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5。

10． 支柱绝缘子和悬式绝缘子

发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表16。

表16 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

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序项目 号 1 零值绝缘子检测（66KV及以上） 2 绝缘电阻 周期 1～5年 要求 在运行电压下检测 说明 1)可根据绝缘子的劣化率调整检测周期 2)对多元件针式绝缘子应检测每一元件 1)采用2500KV及以上兆欧表 2)棒式支柱绝缘子不进行此项试验 1)35KV针式支柱绝缘子可根据具体情况按左栏要求（1或2）进行 2)棒式绝缘子不进行此项试验 3 交流耐压试验 4 参照附表C污秽等级与对应应分别在户外能代表当附盐密度值检查所测量盐密地污染程度的至少一串度值与当地污秽等级是否一悬垂绝缘子和一根棒式致结合运行经验，将测量值支柱上取样，测量在当作为调整耐污绝缘水平和监地积污最重的时期进行 督绝缘安全运行的依据。盐密度值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 注：运行中针式绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃悬式绝缘子不进行序号1、2、3项中试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。 绝缘表面秽物等值密 子污的盐1)悬式绝缘子1～5年 2)针式支柱绝缘子1～5年 1)单元件支柱绝缘子1～5年 2)悬式绝缘子1～5年 3）针式支柱绝缘子1～5年 4)随主设备 5)换绝缘子时 1年 1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附表B 2)35KV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下： 两个胶合元件者，每元件50KV，三个胶合元件者，每元件34KV 3)机械破坏负荷为60～300KN的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60KV 11．电力电缆线路

11.1 一般规定

11.1.1 对电缆的主绝缘作直流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，其他两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。 11.1.2 新敷设的电缆线路投入运行3～12个月，一般应做一次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。

11.1.3 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

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以后可以按正常周期试验。

11.1.4 对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属套临时接地。 11.1.5 耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约80KΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。

11.1.6 电缆线路在停电投运之前，必须确认电缆的绝缘状况良好。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路，应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻，如有疑问时，必须用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进行试验，加压时间1分钟；停电超过一个月但不满一年的电缆线路，必须作50%规定试验电压的直流耐压试验，加压时间1分钟；停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。

11.1.7 对额定电压为0.6/1KV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对绝缘电阻代替直流耐压试验。 11.1.8 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1分钟以及加压时间过到规定时测量泄漏电流。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；如怀疑电缆线路的绝缘不良，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为宜）或延长试验时间，确定能否继续进行。

11.2 橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚氯乙烯绝缘和乙丙橡皮电力电缆。 11.2.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表17。

表17 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

序项目 周期 要求 说明 号 1 电缆主1）重要电缆：自行规定 0.6/1KV电缆用1000V绝缘绝1～3年 兆欧表；0.6/1KV以上缘电阻 2)一般电缆： 用2500V兆欧表a)3.6/6KV及以（6/6KV以上电缆也上3年 可用5000V兆欧表） b)3.6/6以下5年 2 电缆外1）重要电缆：每千米绝缘电阻值不应低采用500V兆欧表。当护套绝1～3年 于0.5MΩ 每千米的绝缘电阻低缘电阻 2)一般电缆： 于0.5MΩ时应采用附a)3.6/6KV及以录D中叙述的方法判上3年 断外护套是否进水。b)3.6/6以下5本项试验只适用于三年 芯电缆的外护套，单芯电缆外护套试验按-35-

3 电缆内衬层绝缘电阻 4 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 电缆主绝缘直流耐压试验 1)试验电压值如下，加压时 间5分钟，不击穿 电缆额定电直流试验电压U0/U (KV) 压 (KV) 3.6/6 18 6/6 25 6/10 25 8.7/10 37 21/35 63 26/35 78 2）耐压5分钟时的泄漏电流不应大于耐压1分钟时的泄漏电流 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 定期试验时如无法做本表2、3、4项时，可以做50%规定试验电压的直流耐压试验，加压时间5分钟，不击穿。 11.2.2 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法： a)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。

b)当前者与后者之比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐蚀；当该比值与投运前相比减少时，表明附件中的导体连接点的接触电阻增大的可能。

5 1）重要电缆：1～3年 2)一般电缆： a)3.6/6KV及以上3年 b)3.6/6以下5年 1）投运前 2）重作终端或接头后 3）内衬层破损进水后 新作终端或接头后 每千米绝缘电阻值不应低于每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 本表第6项 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 对照投运前测量数据自行规定 试验方法见11.2.2条 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18。

表18 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 序项目 周期 要求 说明 号 -36-

1 2 极对壳绝缘电阻 电容值 1)投运后1年内 2）1～5年 1)投运后1年内 2)1～5年 不低于2000MΩ 3 并联电阻测量 渗漏油观察法 检查 12.1.2 定期试验项目见表18中全部项目。 12.1.3 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。

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19。

表19 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 序项目 周期 要求 说明 号 1 极间绝1)投运后一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 缘电阻 1年内 2)1～3年 2 电容值 1)投运后1）每节电容值偏差不超过额定用电桥法 1年内 值的-5%～+10%范围 2)1～32)电容值大于出厂值的102%时年 应缩短试验周期 3）一相中任两节实测电容值相差不超过5% 3 tgδ 1)投运后10KV下的tgδ值不大于下列数1）当tgδ值不符合要求1年内 值： 时，可在额定电压下复2)1～3油纸绝缘：0.005 测，复测值如符合10KV年 膜纸复合绝缘：0.002 以下的要求，可继续投运 2）电容式电压互感器低压电容的试验电压值自定 4 渗漏油6个月 漏油时停止使用 用观察法 检查 5 低压端1～3年 一般不低于100MΩ 采用1000V兆欧表 对地绝缘电阻 6 局部放必要时 预加电压0.8×1.3Um，持续时如受试验设备限制预加-37- 4 1）投运后1年内 2）1～5年 6个月 漏油时停止使用 1）串联电容器用1000V兆欧表，其他用2500V兆欧表 2）单套管电容器不测 1）电容值偏差不超过额用电桥法或电流电压法测量 定值的-5%～+10%范围 2）电容值不应小于出厂值的95% 电阻值与出厂值的偏差用自放电法测量 应在±10%范围内 电试验 间不小于10s，然后在测量电压电压可以适当降低 1.1Um/3下保持1分钟，局部放电量一般不大于10pc 7 交流耐必要时 试验电压为出厂试验电压的 压试验 75% 12.2.2 定期试验项目见表19序号1、2、3、4、5。

12.2.3 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过±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。

12.2.4 局部放电试验仅在其他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。

12.2.5 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进行测量。

12.2.5.1 测量方法：

在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。

12.2.5.2 判断方法：

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验。

b)与上次测量相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行试验。

c)电容值与出厂试验值相差超过±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。

12.2.5.3 对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进行测量，判断方法中的偏差极限值均除以2。本方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。 12.3 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表20。

表20 集合式电容器的试验项目、周期和要求 序项目 号 1 相间和极对壳绝缘电阻 2 电容值 周期 要求 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 1）1～5年 自行规定 2）吊芯修理后 1)投运后1年内 2)1～5年 3）吊芯修理后 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%的范围内，且电容值不小于出厂值的96% 2)三相中每两线路端子间测得的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-38-

3 4 5 相间和极对壳交流耐压试验 绝缘油击穿电压 渗漏油试验 1)必要时 2）吊芯修理后 1)1～5年 2）吊芯修理后 1年 量，其值与出厂值相差在±5%范围内 试验电压为出厂试验值的75% 仅对有六个套管的三组电容器进行的相间耐压 参照表24中序号6 漏油应修复 观察法 12.4 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规程的有关规定。 12.4.1 单台保护用的熔断器

单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表21

表21 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求

序号 项目 周期 要求 说明 必要1 直流电阻 与出厂值相差不大于20% 时 检查外壳及无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，2 1年 弹簧情况 工作位置明确，指示装置无卡死等现象 12.4.2串联电抗器 12.4.2.1串联电抗器的试验项目、周期和要求见表22 序号 1 2 项目 绕组绝缘电阻 绕组直流电阻 表22 串联电抗器的试验项目、周期和要求 周期 要求 说明 1）1～5年 一般不低于1000MΩ（20℃） 采用2500V兆欧表 2）大修后 1）必要时 1）三相绕组间的差别不应 2）大修后 大于三相平均值的4% 2）与上次测量值相差不大于2% 1）1～5年 自行规定 2）大修后 1）1～5年 参照表24中序号6 2）大修后 1）必要时 20℃以下的tgδ（%）值不仅对800kvar以上2）大修后 大于： 的油浸铁心电抗35KV及以下：3.5 器进行 66KV：2.5 1）必要时 油浸铁心电抗器，试验电压 2）大修后 为出厂试验电压的85% -39-

3 4 5 电抗（或电感）值 绝缘油击穿电压 绕组tgδ 6 绕组对铁心和外壳交流耐压及相间交流耐压 7 轭铁梁和大修时 穿心螺栓（可接触到）绝缘电阻 12.5.2.2 各类试验项目 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 自行规定 定期试验项目表22中序号1、3、4。

大修时或大修后试验项目见表22中序号1、2、3、4、5、6、7。 12.5.3 放电线圈

12.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表23

表23放电线圈的试验项目、周期和要求 序项目 号 1 绝缘电阻 周期 要求 不低于1000MΩ 参照表7中序号2 试验电压为出厂试验电用感应耐压法 压的85% 参照表24中序号6 与上次测量值相比无明 显差异 符合制造厂规定 说明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 1）1～5年 2）大修后 绕组的tgδ1）大修后 2 值 2）必要时 交流耐压试1）大修后 3 验 2）必要时 绝缘油击穿1）大修后 4 电压 2）必要时 一次绕组直1）大修后 5 流电阻 2）必要时 6 电压比 必要时 12.5.3.2各类试验项目： 定期试验项目见表23中序号1。

大修后试验项目见表23中序号1、2、3、4、5。

13. 绝缘油和六氟化硫气体

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 运行中的变压器油的试验项目和要求见表24，试验周期如下：

a)66～220KV变压器和1000KVA以上所、厂用变压器，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、6，必要时试验项目有5、8、9；

b)35KV及以下变压器油试验周期为3年的项目有序号6；

c)新变压器、电抗器投运前，大修后油试验项目有序号1、2、3、4、5、6、7、8、9；

d)互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进行，项目按第7、9章有关规定；

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e)序号11项目在必要时进行。

13.1.3 设备和运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的PH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

13.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

13.1.4.2不同牌号的新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用，如必须混合时，应按混合油实测的凝点决定是否可用。

表24 变压器油的试验项目和要求 序号 1 2 项目 外观 要求 投入运行前的油 说明 运行油 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 按GB7598进行试验 按GB264或GB7599进行试验 按GB261进行试验 透明，无杂质或悬浮物 ≥5.4 ≤0.03 ≥4.2 ≤0.1 水溶性酸PH值 酸值3 mgKOH/g 4 闪点（闭口）℃ 5 ≥140（10号，251）不应比左栏要号油） 求低5℃ ≥135（45号油） 2）不应比上次测定值低5℃ 水分mg/L 60～110KV≤20 60～110KV≤35 220KV≤15 220KV≤25 击穿电压KV 15KV以下≥30 15～35KV≥35 66～220KV≥40 ≥35 15KV以下≥25 15～35KV≥30 66～220KV≥35 ≥19 6 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GB7600或GB7601进行试验 按GB/T507和DL429.9方法进行试验 按GB/T6541进行试验 7 界面张力（25℃）mN/m 8 tgδ（90℃）% 9 体积电阻率（90℃）Ω.m 10 油中含气330KV及以下≤1 ≥6×1010 330KV及以下≤4 按GB5654进行试验 330KV及以下≥3×109 一般不大于3 -41-

按DL/T4321或GB5654进行试验 按DL/T423或DL/T450进行330KV≤1 一般不大于0.02 按GB/T511试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥冼于恒重容器重，称重 12 油中溶解变压器、电抗器见第6章 取样、试验和判断方法分别气体色谱互感器见第7章 按GB7597、SD304和GB7252分析 套管见第9章 的规定进行 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，应根据具体情况决定是否采样。 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。 13.1.4.3 对于国外进口油，来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

13.1.4.4 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比例混合。

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运行中的断路器油的试验项目、周期和要求见表25。

表25 运行中的断路器油的试验项目、周期和要求 序项目 要求 周期 说明 号 1 水溶性酸PH值 ≥4.2 按GB7598进行试验 2 机械杂质 无 外观目测 3 游离碳 无较多碳悬浮于油中 外观目测 110KV及以下： 少油断路按GB/T507和DL/T429.94 击穿电压KV 投运前或大修后≥35 器（油量方法进行试验 运行中≥30 为60kg以下）小110KV及以下： 于3年或见表24序号5 5 水分mg/L 投运前或大修后≤20 运行中≤35 以换油代替 按GB264或GB7599进行6 酸值mgKOH/g ≤0.1 试验 7 闪点（闭口）℃ 不应比新油低5 按GB261进行试验 13.3 SF6气体

量（体积分数）% 11 油泥与沉淀物（质量分数）% 试验 ---- 13.3.1 SF6新气到货后，充入设备前按GB12.22验收。抽检率为十分之三。同一批同出厂日期的，只测定含水量和纯度。

13.3.2 SF6气体在充入电气设备24小时后，方可进行试验。 13.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

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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)符合新气体质量标准的气体均可混合使用。

13.3.4 运行中的SF6气体的试验项目、周期和要求见表26。

表26 运行中的SF6气体的试验项目、周期和要求

序项目 号 周期 要求 说明 1 2 3 4 1)断路器灭弧室 大修后不大于150 运行中1）1～3年不大于湿度（20℃体（35KV以上 300 积分数）10-6 2）大修后 2）其他3）必要时 气室 大修后不大于250 运行中不大于500 密度（标准状必要时 6.16 态下）kg/m3 毒性 酸度μg/g 必要时 1）大修后 2）必要时 1）大修后 2）必要时 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 1)按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》和DL506-92《现场SF6气体水分测定方法》进行 2)新装及大修后1年内复测一次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年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10中序号2的要求和设备异常时，按实际情况增加的检测 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行 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定法》或用检测管进行测量 按SD311《六氟化硫新气中空气-四氯化碳的气相色谱测定法》进行 5 四氯化碳（质量分数）% 6 空气（质量分数）% 可水解氟化物μg/g 1）大修后 2）必要时 见序号5 7 8 1）大修后 2）必要时 1）大修后 矿物油μg/g 2）必要时 按SD309《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》进行 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行 -43-

14． 避雷器

14.1阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表27

表27 阀式避雷器的试验项目、周期和要求

序项目 号 1 绝缘电阻 周期 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 2)线路上避雷器1-3年 3)大修后 4)必要时 1)每年雷雨前 2)大修后 3)必要时 要求 1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻自行规定，但与前一次或同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500 MΩ 说明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况 2 电电及联合件非性数值 导流串组元的线因差1)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F或制造厂规定值,还应历年数据比较, 不应有显著变化 2)同一相内串联组合元件的非线性因数差值,不应大于0.05； 电导电流相差值（%）不应大于30% 3)试验电压如下： 元件额定试验电压试验电压电压KV U1 KV U2 KV 3 -- 4 6 -- 6 10 -- 10 15 8 16 20 10 20 30 12 24 1)整流回路中应加滤波电容器,其电容值一般为0.01-0.1μF，并应在高压侧测量电流 2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验 3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F 4)可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果作出判断。 5)如FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，但电导电流合格，允许作换节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05 6)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 -44-

3 工频放电电压 1)1-3年 2)大修后 3)必要时 4 底座绝缘 5 检查放电计数器的动作情况 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内: 额定电3 6 10 压KV 放大9-11 16-19 26-31 电修电后 压运8-12 15-21 23-33 KV 行中 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 1)发电厂、变自行规定 电所避雷器每年雷雨季节前 2)线路上避雷器1-3年 3)大修后 4)必要时 1)发电厂、变测试3-5次,均应正常动作,测试后电所避雷器计数器应调到零位 每年雷雨季节前 2)线路上避雷器1-3年 3)大修后 4)必要时 带有非线性并联电阻的阀型避雷器只在解体大修后进行 采用2500V及以上兆欧表

14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表28

表28 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序项目 号 1 绝缘电阻 周期 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 2)必要时 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节要求 1)35KV及以下不低于2500 MΩ 2)35KV及以下不低于1000 MΩ 说明 采用2500V及以上兆欧表 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75 U1mA1)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 -45-

要记录试验时的环境温度和相对湿度 测量电流的导下的泄漏电流 前 2)必要时 3 运行电压下的交流泄漏电流 4 工频考电下的频参电压 参流工考新投运的110KV及以上者,投运3个月后测量一次;以后每半年1次;运行1年后每年雷雨季节前一次 2)必要时 必要时 应符合GB11032或制造厂规定 线应使用屏蔽线 初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 测量运行电压下的全电流、阻性电流或功应记录测量时率损耗，测量值与初始值比较，有明显变的环境温度和化时应加强监测，当阻性电流增加1倍相对湿度及运时，应停电检查 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 5 底座绝缘 6 检查放电计数器的动作情况 1)发电厂、自行规定 变电所避雷器每年雷雨季节前 2)必要时 1)发电厂、测试3-5次,均应正常动作,测试后计数变电所避器应调到零位 雷器每年雷雨季节前 2)必要时 测量环境温度20±15℃ 测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换），使该相避雷器为合格 采用2500V及以上兆欧表 14.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求：

a） 避雷器大修时，其SF6气体按表26的规定； b） 避雷器运行中的密封检查按表9的规定； c） 其他相关项目按表28中序号3、4、6规定。

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15．母线

15.1 封闭母线

15.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表29

表29 封闭母线的试验项目、周期和要求

序项目 周期 要求 号 1 绝缘大修1)额定电压为15KV及以上全连式离相封闭母线在电阻 时 常温下分相绝缘电阻不小于50 MΩ 2)6KV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻不小于56MΩ 2 交流大修额定电压 试验电压 KV 耐压时 KV 出厂 现场 试验 ≤1 4.2 3.2 6 42 32 15 57 43 20 68 51 24 70 53 15.2 一般母线

15.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表30

表30 一般母线的试验项目、周期和要求 序项目 号 1 绝缘电阻 2 交流耐压试验 周期 1)1-3年 2)大修时 1)1-3年 2)大修时 要求 说明 说明 采用2500V及以上兆欧表 不应低于1 MΩ/KV 额定电压在1KV以上时，试验电压参照表16中 序号3；额定电压在1KV及以下时，试验电压参照表32中序号2 16．二次回路

16.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表30

表30 二次回路的试验项目、周期和要求 序项目 周期 号 1 绝缘1)大修时 电阻 2)更换二次线时 要求 说明 直流小母线和控制盘的电压小采用500V或1000V兆欧表 母线,在断开所有其他并联支路时不应低于10 MΩ 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应低于1 MΩ；在比较潮湿的地方允许降到0.5 MΩ -47-

2 交流1)大修时 试验电压为1KV 耐压2)更换二试验 次线时 1)不重要回路可以用2500V兆欧表试验代替 2)48V及以下回路不做交流耐压试验 3)带有电子元件的回路，试验时应将其取出或两端短接 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31。

表 31 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求 序项 目 周 期 要 求 说 明 号 1 绝缘 设备大 1)配电装置每一段的绝 1)采用1000V兆欧表 电阻 修时 缘电阻不应小于0.5MΩ 2)测量电力布线的绝缘 2)电力布线绝缘电阻一电阻时应将熔断器、用电设般不小于0.5MΩ 备、电器和仪表等断开 2 配电 设备大 试验电压为1000V 1)配电装置耐压为各相装置的修时 对地，48V及以下的配电装交流耐置不做交流耐压试验 压试验 2)可用2500V兆欧表试验代替 3 检查 更动设 各相两端及其连接回路 相位 备或接线的相位应一致 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。

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32。

表 32 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序项 目 周 期 要 求 说 明 号 1 检查导线连 1)2年 1)外观检查无异常 铜线的连接管接管的连接情 2)线路检修 2)连接管压接后的尺寸检查周期可延长况 时 及外形应符合要求 至5年 2 悬式绝缘子 必要时 在运行电压下检测 玻璃绝缘子不串的零值绝缘进行此项试验，自子检测(66kV破后应及时更换 及以上) 3 线路的绝缘 线路检修后 自行规定 采用2500V及电阻(有带电以上的兆欧表 的平行线路时不测) -48-

4 5 检查相位 间隔棒检查 6 阻尼设施的检查 绝缘子表面等值附盐密度 参照附录C污秽等级与 在污秽地区积对应附盐密度值检验所测污最重的时期进盐密值与当地污秽等级是行测量。根据沿线否一致。结合运行经验，将路污染状况，每测量值作为调整耐污绝缘5～10km选一串悬水平和监督绝缘安全运行垂绝缘子测试 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 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。

19 接地装置

19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表33。

表 33 接地装置的试验项目、周期和要求

序项 目 号 1 有效接地系统的电力设备的接地电阻 周 期 1)不超过6年 2)可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长 或缩短周期 要 求 R≤2000/I 或R≤0.5Ω，(当I>4000A时) 式中 I—经接地网流入地中的短路电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 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，应采用远离法 2)在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地短路时，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 c)3～10kV阀式避雷器不动作 7 线路连接有变动时 1)3年 2)线路检修时 1)1～3年 2)线路检修时 1年 线路两端相位应一致 状态完好，无松动无胶垫 脱落等情况 无磨损松动等情况 -49- 3)在预防性试验前或每3年以及必要时验算一次I值，并校验设备接地引下线的热稳定 2 非有效接地系统的电力设 备的接地电阻 1)不超过6年 2)可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 3 利用大地作导体的电力设备的接地电阻 1年 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻 R≤120/I 2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻 R≤250/I 3)在上述任一情况下，接地电阻一般不得大于10Ω 式中 I—经接地网流入地中的短路电流，A； R—考虑到季节变化最大接地电阻，Ω 1)长久利用时，接地电阻 为 R50I 2)临时利用时，接地电阻为 式中 I—接地装置流入地中的电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 使用同一接地装置的所 对于在电源处接地的有这类电力设备，当总容低压电力网(包括孤立量达到或超过100kVA时，运行的低压电力网)中-50-

R100I4 1kV以下电力设备的接地电阻 不超过6年 其接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω 5 6 7 8 9 独立微波站的 接地电阻 独立的燃油、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 独立避雷针(线)的接地电阻 不超过6年 不超过6年 不宜大于5Ω 的用电设备，只进行接零，不作接地。所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 不宜大于30Ω 不超过6年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表47序号1的要求检查与接地网的连接情况 不超过6年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表34序号1的要求检查与接地网的连接情况 不宜大于10Ω 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求 不超过6年 10 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 与所在进线段上杆塔接地电阻的测量周期相同 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 -51-

11 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 1)发电厂或变电所进出线1～2km内的杆塔1～2年 2)其它线路杆塔不超过5年 12 无架空地 1)发电线的线路杆厂或变电塔接地电阻 所进出线1～2km内的杆塔1～2年 2)其它线路杆塔不超过5年 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时可增加至20Ω 土壤电阻率接地电阻Ω·m Ω 10 100及以下 15 100～500 20 500～1000 25 1000～2000 30 2000以上 种 类 接地电阻 Ω 30 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 50 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30 缘子铁脚 对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω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，其接地电阻可不受限制。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 注：进行序号1、2项试验时，应断开线路的架空地线。

19.2 接地装置的检查项目、周期和要求见表34。

表 34 接地装置的检查项目、周期和要求

序项 目 周 期 要 求 说 明 号 1 检查有效接地 不超过3年 不得有开断、松 如采用测量接地引系统的电力设备脱或严重腐蚀等现下线与接地网(或与相接地引下线与接象 邻设备)之间的电阻值地网的连接情况 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 2 抽样开挖检查 1)本项目只 不得有开断、松 可根据电气设备的发电厂、变电所限于已经运行脱或严重腐蚀等现重要性和施工的安全地中接地网的腐10年以上(包象 性，选择5～8 蚀情况 括改造后重新个点沿接地引下线进-52- 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

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 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表35。

表 35 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 低压绕组的绝缘电阻 硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻 穿芯螺杆对地的绝缘电阻 高、低压绕组的直流电阻 电流、电压取样电阻 各桥臂正、反向电阻值 变压器油试验 油中溶解气体色谱分析 周 期 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)大修时 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修时 2)必要时 1)大修时 2)必要时 1)1年 2)大修后 1)1年 2)大修后 1)大修时 2)更换绕组后 3)必要时 要 求 ＞500MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 采用1000V兆欧表 换算到75℃ 2 3 4 5 6 7 8 9 ＞300MΩ ＞2000MΩ 不作规定 与出厂值相差不超出±2%范围 偏差不超出规定值的±5% 桥臂间阻值相 差小于10% 参照表24中序号1、2、3、6 参照表4中序号1，注意值自行规定 输出1.5Un，保持1min，应无闪络，无击穿现象，并记录空载电流 不带电除尘器电场 10 空载升压

20.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表36。

表 36 低压电抗器的试验项目、周期和要求

序 号 项 目 周 期 -53-

要 求 说 明 1 2 3 4 穿心螺杆对地的绝缘电阻 绕组对地的绝缘电阻 绕组各抽头的直流电阻 变压器油击穿电压 大修时 大修后 必要时 大修后 不作规定 ＞300MΩ 与出厂值相差不超出±2%范围 ＞20kV 换算到75℃ 参照表24序号6

20.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表37。

表 37 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求

序 号 1 2 项 目 绝缘电阻 耐压试验 周 期 更换后 更换后 要 求 说 明 ＞500MΩ 采用2500V兆欧表 直流100kV或交流 72kV，保持1min无闪络 20.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表38。

表 38 高压直流电缆的试验项目、周期和要求 序 号 1 2 项 目 绝缘电阻 直流耐压并测量泄漏电流 周 期 大修后 1)大修后 2)重做电缆头时 要 求 ＞1500MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 电缆工作电压的1.7倍，10min，当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30μA

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。

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附 录 A

同步发电机和调相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

＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 序 试验形试 验 阶 段 号 式 ≥2 2～6 10.5～18 线圈绝缘后，下1 — 2.75Un+4.5 2.75Un +4.5 2.75Un +6.5 线前 2 下线打槽楔后 — 2.5Un +2.5 2.5Un +2.5 2.5Un +4.5 并头、连接绝缘3 分相 2.25Un +2.0 2.25Un +2.0 2.25Un +4.0 后 4 电机装配后 分相 2.0 Un +1.0 2.5Un n 2.0Un +3.0

表 A2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 kV

＜≥10MW(MVA) 序 试验形试 验 阶 段 10MW(MVA) 号 式 ≥2 2～6 10.5～18 线圈绝缘后，下线1 — 2.75Un +4.5 2.75Un +4.5 2.75Un +6.5 前 2 下层线圈下线后 — 2.5Un +2.5 2.5Un +2.5 2.5Un +4.5 上层线圈下线后3 打完槽楔与下层— 2.5Un +1.5 2.5Un +1.5 2.5Un +4.0 线圈同试 焊好并头，装好连分相 4 2.25Un +2.0 2.25Un +2.0 2.25Un +4.0 线，引线包好绝缘 5 电机装配后 分相 2.0Un +1.0 2.5Un 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

＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 序 试 验 阶 试验形号 段 式 ≥2 2～6 10.5～18 拆除故障线圈0.8(2.0Un 1 后，留在槽中的— 0.8(2.0Un+1.0) 0.8(2.0Un +3.0) +3.0) 老线圈 2 线圈下线前 — 2.75Un 2.75 Un 2.75Un+2.5 下线后打完槽0.75(2.5 Un 0.75(2.5Un 3 — 0.75×2.5Un +0.5) +2.5) 楔 并头、连接绝缘0.75(2.0Un 4 分相 0.75(2.0Un +1.0) 0.75×2.5Un +3.0) 后，定子完成 5 电机装配后 分相 1.5Un 1.5 Un 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。

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表 A4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序 试验形＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 试 验 阶 段 号 式 ≥2 2～6 10.5～18 拆除故障线圈后，留在槽中的0.8(2.0 Un 0.8(2.0 Un 1 — 0.8(2.0 Un +1.0) +3.0) +3.0) 老线 圈 2 线圈下线前 — 2.75 Un 2.75 Un 2.75 Un +2.5 0.75(2.5 Un 0.75(2.5 Un 3 下层线圈下线后 — 0.75(2.5 Un +0.5) +1.0) +2.0) 上层线圈下线0.75(2.5Un 0.75(2.5 Un 4 后，打完槽楔与— 0.75×2.5 Un +0.5) +1.0) 下层线圈同试 焊好并头，装好0.75(2.0 Un 5 接线，引线包好分相 0.75(2.0Un +1.0) 0.75×2.5 Un +3.0) 绝缘，定子完成 6 电机装配后 分相 1.5Un 1.5 Un 1.5 Un 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、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表A5。

表 A5 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 要 求 说 明 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 2)槽外测量单根线棒tgδ时，线棒两端应加屏蔽环 3)可在环境温度下试验 1 1)整相绕组(或分支)的Δtgδ值不大于下列值： 定子电压等级 Δtgδ kV % 整相6 6.5 绕组10 6.5 (或分Δtgδ(%)值指额定电压下和起始支)及游离电压下tgδ(%)之差值。对于单根线6kV及10kV电压等级，起始游离电棒的tg压分别取3kV和4kV δ增量 2)定子电压为6kV和10kV的单(Δtg根线棒在两个不同电压下的Δtgδδ) (%)值不大于下列值： 1.5Un和相邻0.2Un0.8Un和电压间隔 0.2Un 0.5Un 11 2.5 3.5 -56-

2 整相绕组(或分支)及单根线棒的第二电流增加率ΔI(%) 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 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 6 10 kV 试验电压 6 10 kV 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 额定电压下电流增加率 % 8.5 12 3 整相绕组(或分支)及单根线棒之局部放电量 1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值： 定子电压6 10 等级 kV 最高试验6 10 电压 kV 局部放电4 6 试验电压 kV 最大放电1.5×10-8 1.5×10-8 量 C -57-

I0 式中 I—在Un下的实际电容电流； I0—在Un下I=f(U)曲线中按线性关系求得的电容电流 4)电流增加倾向倍数 m2=tgθ2/tgθ0 式中 tgθ2—I=f(U)特性曲线出现Pi2点之斜率； tgθ0—I=f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率 III0100% 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 整相绕组(或分 应符合表1中序号3、4有关规定 支)交、直流耐压试验 4 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。

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附 录 B

绝缘子的交流耐压试验电压标准

表 B1 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 kV

交 流 耐 压 试 验 电 压 额定电压 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 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

最高工作电压 附 录 C

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)

污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 附盐密度与对应的污秽等级 mg/cm2

0 1 2 3 ≤0.03 — ＞0.03～0.06 ≤0.06 ＞0.06～0.10 ＞0.06～0.10 ＞0.10～0.25 ＞0.10～0.25 4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 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/cm2 污秽等级 1 2 3 4 盐 密 ≤0.02 ＞0.02～0.05 ＞0.05～0.1 ＞0.1～0.2 2mg/cm 附 录 D

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：

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金属种类 电 位 V 铜Cu +0.334 铅Pb -0.122 铁Fe -0.44 锌Zn -0.76 铝Al -1.33

当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V的电位，如内衬层也破损进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334-(-0.76)≈1.1V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢带为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每千米绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用万用表的“正”、“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可判断外护套和内衬层已破损进水。

外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水分直接与电缆芯接触并可能会腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。

附 录 E

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，而且还必须与铜屏蔽层绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套的完整性和延续性。

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附 录 F

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。

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 型号 额定电压kV 试验电压kV 表 F1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 FZ-3 FZ-6 FZ-10 FZ-15 FZ-20 (FZ2-3) (FZ2-6) (FZ2-10) 3 4 450～650 (＜10) 9～11 FZ-40 40 20 (20kV元件) 6 6 400～600 (＜10) 16～19 FZ-60 60 20 (20kV元件) 10 10 400～600 (＜10) 26～31 FZ-110J 110 24 (30kV元件) 15 16 400～600 41～49 FZ-110 110 24 (30kV元件) 20 20 400～600 51～61 FZ-35 35 16 (15kV元件) 400～600 82～98 电导电流400～600 400～600 400～600 400～600 μA 工频放电电压有效95～118 140～173 224～268 254～312 值kV 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。

型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 表 F2 FS型避雷器的电导电流值 FS4-3，FS8-3，FS4-6，FS8-6，FS4-10，FS8-10，FS4-3GY FS4-6GY FS4-10GY 3 6 10 4 7 10 10 10 10 型 号 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流

表 F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FCZ3-110J FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ-30DT③ (FCZ2-110J) 35 50① 250～400 35 50② 250～400 35 18 150～300 -61-

110 110 250～400 μA 工频放电电压有效 值kV 型 号 (400～600) 70～85 78～90 85～100 FCZ-500J 170～195 FCX-500J FCZ3-220J FCZ1-330T (FCZ2-220J) 额定电压 220 330 500 500 kV 试验电压 110 160 160 180 kV 电导电流 250～400 500～700 1000～1400 500～800 μA (400～600) 工频放电电压有效 340～390 510～580 640～790 680～790 值kV 注：①FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV； ②FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV； ③FCZ-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 15 试验电压kV 2 3 4 6 10 13.2 15 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39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。

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