电力设备交接和预防性试验
1 总则 ......................................................................................................................................................................... 1 3 电力变压器及电抗器 ............................................................................................................................................. 2 4 互感器 ................................................................................................................................................................... 11 5 开关设备 ............................................................................................................................................................... 18 8 电力电缆线路 ....................................................................................................................................................... 28 9 电容器 ................................................................................................................................................................... 31 10 绝缘油和六氟化硫气体...................................................................................................................................... 33 11 避雷器 ................................................................................................................................................................. 37 13 二次回路 ............................................................................................................................................................. 39 15 接地装置 ............................................................................................................................................................. 40 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） ................................................................. 42 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法（参考件） ..................................................................................... 43 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件） ............................................................................. 43 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 ................................................................................................. 44 附录H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压 ..................................................................................... 44 附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 ............................................................................................. 45 2005年规程修订部分 .............................................................................................................................................. 45
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《电力设备预防性试验规程》及GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合大唐集团公司的具体情况，特制定本规程。
1．2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监控工作的基本要求，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。中国大唐集团公司各公司各发电企业应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验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，重大问题报分公司、集团公司批准。
1．5 本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
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％。对于不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。 1．10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
1．11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。
1．12 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，
1．13预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后1年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。
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 油中溶解气周期 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 势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析 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KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月 1）交接时 1）注入变压器前的新油及新装变压器的油中任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(1)220KV及以上变压器、电抗器3个月一次；对新装、大修、更换绕组后C2H2：痕量 1） 对110KV及以上变压器的油中一旦出现2） 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： 总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.0µL/1(500KV设备为1.0µL/1) 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,但意值较大的情况下运行 体色谱分析 2）投运前 一项溶解气体含量不得超过下列数值： 得超过下列数值：总烃：50µl/1；H2：50µL/1；3）溶解气体组份含量有增长趋C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。 4）总烃含量低的设备不宜采用增加第1、5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放1 4、10、30天。 (2)110KV变压器新更换绕组后30天和180天内各作1次，以后1年1次。 (3)35KV变压器8MVA以上装、大修、判断不至于危及绕组和铁芯安全时,可在超过注1年1次，8MVA以下2年1次 (4)必要时 绕组直流电阻 1）交接时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的2）大修后 差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引4）无磁调压变压器变换分接位置 5）有载调压变压器的分接开关检修后2 （在所有分接） 6）必要时 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3）1-3年 出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。这种偏差的原因，但不能超过且三相不平衡率变化量大于0.5%时应引起注意，2% 大于1%时应查明处理； 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%； 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 4）电抗器参照执行 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 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2）投运前 结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的3）大修后 70%（10000MΩ以上）； 4）1-3年 2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.35）必要时 或极化指数不低于1.5 用以判断绝缘状况 1）用2500V及以上兆欧表 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，下式换算： R2=R1×1.5(t1-t2)/10 式中R1.R2分别为在t1.t2下的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 6变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可仅作为参考 7)电缆出线变压器的电缆出线3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，不同温度下的绝缘值一般可用绕组绝缘电3 阻、吸收比或极化指数 侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 绕组的tgδ 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、电抗器和4 水冷变压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%） 3）试验电压如下： 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tgδ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，不同温度下的tgδ值一般可用下式换算：tgδ2器1-3年 绕组电压10 kV及以上： 10 kV =tgδ1×1.3t2-t1（）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ值 5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ 电容型套管的tgδ和电容值 5 110kV及以上变压器和500kV电抗器： 1）交接时 2）大修后 3）1-3年 4）必要时 6 绝缘油试验 交流耐压试验 1）35kV变压器： ⑴交接时 ⑵大修后 ⑶必要时 2）110kV及以上变7 压器、电抗器： ⑴交接时、大修后在有条件时进行 ⑵更换绕组后 ⑶必要时 8 铁芯（有外引接地线110kV及以上变压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1）用2500V兆欧表 2）夹件也有单独外引接地线的见第10章 有浸设备验电压值按附录G 1） 宜用倍频感应法； 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。 见第6章 1） 用正接法测量 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tgδ和电容值 的）绝缘电阻 器、电抗器： 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 4）1-3年 5）必要时 不大于0.1A 需分别测量 穿芯螺栓、夹件、绑扎9 线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 11 1）交接时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ；2）大修后 其它变压器一般不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表； 2） 连接片不能拆开者可不测量 钢带、铁芯、3）必要时 油中含水量 油中含气量 绕组泄漏电流 见第10章 见第10章 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66-220 1）交接时 1）试验电压一般如下： 2）大修后 绕组额定3 6-10 20～35 3）1-3年 电压（kV） 4）必要时 直流试验电压（kV） 5 10 20 40 60 500 缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 3）泄漏电流参考值参见附录I的规定。 12 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） 变压器绕组电压比 13 1）交接时 1）个相应分接的电压比顺序应与名牌相同 2）更换绕组后 3）分接开关引线拆装后 4）必要时 三相变压器14 的接线组别或单相变压器的极性 变压器空载电流和空载15 损耗 1）交接时 1）必须与变压器的名牌和出线端子标号相符 2）更换绕组后 3）必要时 1）拆铁芯后 2）更换绕组后 3）必要时 变压器短路16 阻抗和负载损耗 1）更换绕组后 2）必要时 与出厂值相差在±5%范围内 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）单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查。 2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 的值，可在相同电流下进行比较） 局部放电 1）交接时 在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于110kV及以上 2）大修后17 (220kV或120MVA及以上变压器) 3）必要时 有载调压装置的试验和18 检查 1）交接时 1）交接时按GB50150-91 2）大修后 2）按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》3）1-3年或按制造厂要求 4）必要时 测温装置及19 其二次回路试验 气体继电器20 及其二次回路试验 21 压力释放器试验 整体密封检查 冷却装置及23 其二次回路试验 套管电流互24 感器试验 1）交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相2）大修后 符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不3）1-3年 低于1 MΩ 1）交接时 整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻2）大修后 一般不低于1 MΩ 3）1-3年 必要时 动作值与名牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定 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 2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定 3）1-3年 3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ 1）交接时 按表4-1 2）大修后 3）必要时 变压器全电压下冲击合25 闸 1）交接时 1）新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间2）更换绕组后 隔5min 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min 1）在使用分接上进行： 2）由变压器高压侧加压； 3）合闸前110kV及以上的变压器中性点接地； 4）发电机变压器组中间无断开点时，可不进行 油中糠醛含量 26 运行年限 1-5 5-10 10-15 必要时 1） 含量超过表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 出现以下情况时可进行： 1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高； 15-20 2）需了解绝缘老化情况时 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 执行 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的规定 2）500kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测 22 糠醛含量（mg/l） 0.1 0.2 0.4 0.75 3）长期过载运行后，温升超标后 2） 跟踪检测时注意增长率 3） 测量值大于4 mg/l时，认为绝缘老化已比较严重 绝缘纸（板）必要时 27 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，应利用吊罩机会采样试验。 绝缘纸（板）必要时 含水量 28 含水量（m/m）一般不大于以下数值： 500kV---1%；220kV---3% 可用所测绕组的tgδ值推算，或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T580《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 噪音 必要时 1）500kV变压器、电抗器交接时 31 2）500kV变压器、电抗器更换绕组时 3）必要时 32 油箱表面温度分布 变压器绕组频率响应 110kV及以上变压器： 1）交接时 2）更换绕组后 33 3）出口短路后或多次近区故障后 4）必要时 5）不超过10年 34 变压器零序阻抗 110kV及以上变压 1） 三相五柱式可不做。 2） 如有制造厂试验值，交接时与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别 必要时 局部热点温升不超过80K 1）用红外测温仪或温度计测量 2）在带较大负荷时进行 1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同； 2）应在最大分接下测量 3）可用频率相应法或低电压阻抗法 必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内 与出厂值相比，不应有明显差别 如有试验条件限制，可在运行电压下测量 在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A） 按GB7323《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 器： 1）交接时 2）更换绕组后 变压器相位检查 35 1）交接时 必须与电网相位一致 2）更换绕组后 3）外部接线变更后 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。
可不测 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）如果电阻相间差在出厂了产生这种偏差的原因，可按标准3项执行 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分别为在温度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 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 1）交接时 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试、投运前 验结果相比应无明显变化 2）大修后 3）厂（所）用变、接2 地变、消弧线圈1-3年，干式和气体变压器1-5年 4）必要时 3 油浸变压必要时 1）20℃时的tgδ不大于1.5% 不同温度下的tgδ值一般1） 用2500V及以上兆欧表 2） 测量前被试绕组应充分放电 3） 绝缘电阻大于10000MΩ可不测吸收比和极化指数 1）交接时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相3）厂用变、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）无载调压变压器变换分接位置后 6）必要时 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 2）大修后 互间的差别，不应大于三相平均值的2%；时已超过规定，制造厂说明1 器和消弧线圈绕组的tgδ 2）tgδ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： 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 可用下式换算： tgδ2=tgδ1×1.3t2-t1（）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ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 绝缘油试验 1）交接时 见第10章 、投运前 2）大修后 3）厂（所）用变、消弧线圈1-3年 4）必要时 4 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）干式变压器试验电压值按附录G，全部3）干式变4）必要时 更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组压器5年 和定期试验按交接试验值 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 穿芯螺绑扎钢6 带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 变压器绕组电压比 7 1）交接时 一般不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表 2） 连接片不能拆开者可不测量 栓、夹件、2）大修时 1）交接时 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相2）更换绕组后 同 2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 3）必要时 压器电压比允许偏差为±1%，其它所有变三相变压器的接线8 组别或单相变压器的极性 变压器空载电流和9 空载损耗 1）交接时 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相2）更换绕组后 符 1）交接时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 2）必要时 3）10 kV油浸变压器和接地变压器大1） 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较） 修后可选做 变压器短路阻抗和负载损耗 10 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）10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做 环氧浇注11 型干式变压器的局部放电 有载调压装置的试12 验和检查 1）交接时 干式变压器按G2B6450规定执行 2）更换绕组后 3）必要时 1）交接时 按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导2）大修后 则》的规定执行 3）1年或制造厂要求 4）必要时 测温装置及其二次回路试验 1）交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出2）更换绕组后 3）大修时13 （10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做） 气体继电14 器及其二次回路试验 整体密封15 检查 1）交接时 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 2）大修时 冷却装置16 及二次回路试验 1)交接时投运前 2)大修后 3)必要时 17 消弧线圈的电压、1)交接时 见表4－1、4－2 2)大修后 1）交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝2）大修后 缘电阻一般不低于1 MΩ 3）必要时 厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项 1） 试验电源可用三相或单相，试验电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） 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项 1） 试验方法符合GB1094.3规定 2） 如已进行监造，交接时可不进行此项 测绝缘电阻用2500V兆欧表 测绝缘电阻用2500V兆欧表 干式变压器不进行 冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；测量绝缘电阻用2500V兆欧绝缘电阻一般不低于1 MΩ 表 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 电流互感器绝缘和变比试验 接地变压18 器的零序阻抗 干式变压19 器噪音测量 变压器绕组变形试验 20 3)必要时 1)交接时 2)更换绕组后 必要时 交接时如有制造厂数据可不测 按GB 7328《变压器、电抗器的声级测定》的要求进行 50MW及与初始结果比较，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应相同； 2)应在最大分接下测量； 3)可用频率响应法或低电压阻抗法 以上机组的高厂变 1)交接时 2)更换绕组后 3)出口短路后 4)必要时 4 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 绕组及末屏的绝缘1 电阻 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 tgδ及电容量 1）交接时、1）主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数投运前 3）大修后 4）必要时 值，且与历年的数据比较，不应有显著的2）1～3年 变化： 电压等级KV 交2 接大修油纸电容型 充油3.0 2.0 — 0.8 0.6 0.5 35 110 220 500 1）主绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV 2）油纸电容型充油型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验电压值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10KV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3）固体绝缘电流互感器一般不进行tg2.5 2.0 δ测量 1）交接时、1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始投运前 值的60% 2）1～3年 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻3）大修后 一般不低于1000MΩ 4）必要时 后 型 胶纸电容型 运行油纸电容— 1.0 0.8 0.7 中 型 充油型 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）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% 110KV及以上电流互感器油中3 溶解气体的色谱分析 1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显2）1～3年 变化，且不应含有C2H2 3）大修后 2）运行中油中溶解气体组合分含量超过4）必要时 下列任一值时应引起注意 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 交流耐压 1）交接时（35KV及以下） 5 2）1－5年一次（35KV以下） 3）大修后 4）必要时 局部放电 1）35KV固体绝缘电流互感器 (1)交接时6 (2)投运后3年内 (3)必要时 2）110KV及以上油浸电流互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2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC。在电压为1.2Um时放电量不大于10 pC 1）试验按GB5583进行 2）110KV及以上的油浸电流互感器交行个别抽试。 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 二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表代替。 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 3.5 2.5 — — 3.0 2.5 — — 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 电压等级KV 110 水份mg/l 20 220 15 500 10 压为1.2Um时放电量：交接时不大于50 pC 接时若有出厂试验值可不进行或只进感器： (1)交接时(2)大修后(3)必要时 极性 7 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大修后 3）必要时 各分接头8 的变化 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大修后 3）必要时 励磁特性9 曲线 1）交接时 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造2）大修后 厂的特性曲线比较，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 绕组直流10 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 绝缘油击穿电压 11 1）交接时：见第10章 35KV及以上 2）大修后 3）必要时 绝缘油tg12 δ 1）交接时110KV以上 及投入运行前的油 注入前：≤0.5 注入后：220KV及以下运行油 ≤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 全密封电流互感器按制造厂要求进行 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 2）必要时 ≤1，500KV≤0.7 密封检查 13 1）交接时 应无渗漏油现象 2）大修后 3）必要时 注：套管式电流互感器按表4－1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。 SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件式按表4－1中序号1、7、8、9、10进行。 4．1．2 110KV及以上SF6电流互感器的试验项目、周期和标准见表4-2。
表4－2110KV及以上SF6电流互感器的试验项目、周期和标准
序号 1 项目 SF6气体湿度(20℃V/V)(υl/l) 周期 1)交接时 2)大修后 3)新装及大修后1年内复测 4)1～3年 5)必要时 标准 交接及大修后：不大于250 运行中：不大于500 说明 1)按GB 12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定方法（电解法）》进行 2)当新装及大修后1年内复测湿度不符合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，静止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 3 SF6气体成分分析 1)老炼试验后 2)必要时 4 SF6气体其他检测项目 5 气体密度继电器校验 6 绕组及末屏的绝缘电阻 1)交接时 2)1～3年 1)交接时、投运前 2)1～3年 3)大修后 4)必要时 见第10章 纯度≥97% 空气≤0.2% CF4≤0.1% 见第10章 1)有条件时取气分析； 2)其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控 见第10章 年泄漏量不大于1%/年，或按厂家要求 日常监控，必要时检测 符合制造厂规定 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电流互感器具有两个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻 7 tgδ（%） 1)交接时 2)1～3年 3)大修后 4)必要时 符合制造厂规定 8 极性 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与铭牌标志相符 9 各分接头的变化 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与铭牌标志相符 10 励磁特性曲线 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 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 绕组直流电组 1)交接时 2)大修后 3)必要时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 12 老炼及交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)老炼试验程序：1.1Un(10min)→0→1.0Un(5min)→1.73Un(3min)→0,老炼试验后进行耐压试验 2)一次绕组交流耐压试验电压为出厂试验值的90%，低于附录G时，按附录G进行； 3)二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为2KV，可用2500V摇表代替 1)现场安装、充气后、气体湿度测量合格后进行老炼及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验； 2)Un指额定相对地电压 3)耐压值参照附表G 13 局部放电试验 必要时 在电压为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC； 在电压为1.2Um时放电量不大于10pC 4．2电压互感器
4．2．1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4－3和表4－4
表4－3电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 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值的60％ 投运前 2）1－3年 3）大修后 4）必要时 tgδ（20KV及以上油浸式电压互感器） 1）绕组绝缘：(1)交接时，投运前(2)1－3年(3)大修后(4)必要时 2）串级式电压互感器支架：(1)交接时(2)必要时 1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值： 串级式电压互感器的tgδ试验方额定温度 5 电压 ℃ 35KV及以上 110KV及交接时1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 大修后 运行是 交接时1．0 1．5 2．0 3．5 5．0 大修后 1．5 2．0 2．5 4．0 5．5 以下 运行是 2．0 2．5 3．5 5．5 8．0 10 20 30 40 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 2 2）支架绝缘tgδ应不大于10％ 110KV及以上电压互感器油中3 溶解气体的色谱分析 1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，2）1－3年 且不应含有C2H2 3）大修后 2）运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一4）必要时 值时应引起注意 总烃 100μl/l H2: 150μl/l 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及以上电压互4 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 电压等级KV 水份mg/L 全密封电压互感器按制造厂要求进行 110 220 15 25 500 10 15 1)耐压试验的频率f为150HZ及以上时,试验持续时间t按下式计算:t=60×00/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)预试时有条件进行 交接 20 运行 35 交流耐压 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 4）必要时 2）二次绕组之间及对地为2KV 5 6 局部放电 1)发电机1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/1）试验接线按GB5583进行 出口固体绝缘电压互感器： √3时的放电量：交接时不大于20pC；运行中不大于50pC。固体绝缘相对地电压互感器，在电压为1.2Um时的放电量：交接时不大于20pC 2）110KV及以上油浸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，但不绝缘有怀疑时应进行 3）预加电压为其感应耐压的80%，测量电压在两值中任选其一进行 (1)交接时 2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为(2)必要时 1.12Um/√3时的放电量：不大于5pC 2)110KV及以上油浸电压互感器:(1)交接时、投运前（2）大修后（3）必要时 空载电流测试 7 1）交接时 1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值2）更换绕组后 4）发电机出口PT：1年 联结组别或极性 8 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）变动接线后 电压比 9 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）必要时 绕组直流10 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 绝缘油击11 穿电压 1）交接时 见第10章 2）大修后 3）必要时 绝缘油tgδ 12 1）交接时 新油90℃时不应大于0.5% 2）必要时 注入设备后不应大于0.7% 比较应无明显差别。 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大中性点接地系统为1.5 Um/√3 从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一次绕组空载电流不大于10mA 3）必要时 允许电流。中性点非有效接地系统为1.9 Um/√3， 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 全密封电压互感器按制造厂要求进行 1）当油浸电压互感器tgδ较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验 2）全密封电压互感器按制造厂要求进行 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 密封检查 14 1）交接时 应无剩漏油现象 2）大修后 3）必要时 试验方法按制造厂规定 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
表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号 中间变压器1 一、二次绕组直流电阻 中间变压器2 的绝缘电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显2）大修后 差别 3）必要时 1）交接时 一次绕组对二次绕组及地应不大2）大修后 于1000MΩ 3）必要时 二次绕组之间及对地应大雨10MΩ 3 角、比误差 阻尼器检查 4 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 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端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。 电容器极间绝缘电阻 5 1)交接时 2)投运后1年内 3)1～3年 4)必要时 电容值 1)交接时 2) 投运后1年内 6 4)极间耐压后 5)必要时 tgδ 1) 2) 3) 4) 7 交接时：油纸绝缘0.005; 膜纸复合绝缘0.0015 运行中： 1) 油纸绝缘0.005，如超过0.005但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.008，可监督运行 2)膜纸绝缘0.003。若测试值超过0.0015应加强监视，超过0.003应更换 交流耐压和8 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1)若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只进行局部放电试验； 2)Um为最大工作线电压 上节电容器测量电压10KV，中节电容的试验电压自定 1)每节电容值偏差不超出额定值的－5%～＋10%范围 2)电容值大于出厂值的102%时应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 一般不低于5000 MΩ 用2500V兆欧表 用2500 V兆欧表，从X端测量 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 项目 周期 标准 说明 1）交接时 1）绝缘电阻应大于10 MΩ 2）大修后 2）阻尼器特性检查按制造厂要求3）必要时 进行 3)1～3年 缩短试验周期 10pC 渗漏油检查 9 1)交接时 2)巡视检查时 低压端对地10 绝缘电阻 1)交接时 2)投运后1年内 3)1～3年 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过±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过±2%时，应进行准确度试验。
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低压端（指“N”或“J”或“σ”等）接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。 4.2.4.2判断方法
1）计算得到的电容值的偏差超出额定值的－5%～＋10%范围时，应停电进行试验； 2）与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；
3）电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可继续运行。 5 开关设备
5.1 SF6断路器和GIS
5.1.1 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 SF6气体泄露 2 1）交接时 2）大修后 3）必要时 辅助回路和控制回路绝3 缘电阻 1）交接时 2）1～3年 3）大修后 耐压试验 4 1）交接时 2）大修交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%，当试验电压低于G的规定值时，按附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，但在投绝缘电阻不低于1 MΩ 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1）按GB11023方法进行 2）对电压等级较高的断路器及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得的SF6气体含量（体积比）不大于30×10(每个包扎点) 用1000V兆欧表 -6漏油时停止使用 用观察法 1)交接时不低于100 MΩ 2)运行中不低于10 MΩ 1)用2500V兆欧表 2)低压端指“N”或“J”或“σ”等 周期 见第10章 见第10章 标准 见第10章 说明 后 3）必要时 录G的规定进行试验 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老炼试验参照附表K 辅助回路和5 控制回路的交流耐压 1）交接时 2）大修后 试验电压为1KV 1）可用2500V兆欧表代替 2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 断口间并联电容器的绝缘电阻、电6 容量tgδ 1）交接时 2）1～3年 3）大修后 4）必要时 1）瓷柱式短路器，与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化 按制造厂规定 3）单节电容器按第9章规定 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 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仅作为参考 2）罐式断路器（GIS中的断路器）2）对罐式断路器（包括GIS中的合闸电阻值和合闸的投入时间 7 1）交接时 3）大修后 4）必要时 1）除按制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5% 造厂规定校核 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测定 2）1~3年 2）合闸电阻的提前投入时间按制断路器的机械特性 1）交接时 2）机构大 修后 1）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定 2）除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下列要求 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 8 3）3～5年 4）必要时 分、合闸电磁铁的动作电压 9 1）交接时 2）1～3年 3）机构大 修后 1）并联合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%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 采用突然加压法 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 导电回路电阻 1）交接时 2）1～3年 3）大修后 4）必要时 1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 2）运行中，回路电阻值不大于出厂规定 如用直流压降法测量，电流不小于100A 10 分合闸线圈11 的直流电阻1）交接时 大修后 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 及绝缘电阻 2）机构SF6气体密度继电器检查及压力表12 校验 1）交接时 2）大修后 3）1～3年 4）必要时 1）应符合制造厂规定 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）压操动机构的15 泄露试验 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 按制造厂规定 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 2）机构大修后 应符合制造厂规定 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 按制造厂规定 应在分、闸下分别试验 油（气）泵补压及零起打压的运转16 时间 1）交接时 2）1～3年 3）大修后 4）必要时 应符合制造厂规定 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、防跳跃及防止非18 全相合闸等辅助控制装置的动作性能 GIS中的电流互感器、19 电压互感器和避雷器 1）交接时 2）机构大修后 按制造厂规定 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）大修后 3）必要时 按制造厂规定 按制造厂规定或分别按第4章、第11章进行 GIS的联锁和闭锁性能试验 20 1）交接时 2）1~3年 3）大修后 4）必要时 动作应准确可靠 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作 5.2 5.2.1
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 说 明 绝缘电阻 1） 交接时 1） 整体绝缘电阻自行规定 2） 1～3年 2） 断口和有机物制成的提升杆的绝3） 大修后 缘电阻（MΩ）不应低于下表数值：（20℃） 试验类 别 用2500V兆欧表 1 额定电压（KV） ﹤24 24-40 72.5 126-252 交接时 1200 大修后 运行600 中 3000 5000 6000 1500 3000 3000 40.5KV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ 2 1） 交接时 1）20℃时多油断路器的非纯瓷陶管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时，必对落下油箱的断路器，则应2） 1～3年 的tgδ（%）值见表6 3） 大修后 2）20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ值增加下列数值： 额定电压（KV） tgδ（%）值的增加数 （%）值，可比表6中相应的tgδ（%）须落下油箱进行分解试验。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 1 2 3 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% ≥126 72.5 40.5 40.5KV及以上少油断路器的3 泄漏电流 1） 交接时 1）每一元件的试验电压如下： 2） 1～3年 3） 大修后 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 断路器对地、断口及相间交流耐压 4 1)交接时 2)1～3年（12KVJ及以下） 3)大修后（45.5KV） 4)必要时（126KV及以上） 126KV及1）交接时 2）大修后 3）必要时 试验电压按G规定值。 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 6 辅助回路和控制回1） 交接时 试验电压为1KV 2） 1～3年 可涌2500V兆欧表代替 做 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）断口耐压的定植试验可不以上断路器提升杆5 的交流耐压 路交流耐压 导电回路7 电阻 3）必要时 1） 交接时 1）大修后及交接时应符合制造厂规定2） 1～3年 （参见附录L） 3）必要时 2）运行中自行规定 1）并联电阻值应符合制造厂规定 2）并联电容值与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化 3）单节并联电容器按第9章规定 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂规定 2）断路器的分、合闸时间及分合闸的同期性均应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流不小于100A 灭弧室的并联电阻8 值，并联电容器的电容值tgδ 断路器的9 机械特性 1）交接时 2）大修后 3）必要时 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 在额定操作电压（气压或液压）下进行 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁10 的最低动作电压 1)交接时 2)机构大修后 1)并联合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80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定电压的30%或更低时不应脱扣。 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于50KA时为85%）时应可靠动作 采用突加电压法 合闸接触器合分、合闸电磁铁线圈的直11 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12 体和套管中绝缘油试验 断路器的13 电流互感器 机构压力14 表校验（或调整），机1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 见第10章 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）机构大修后 见第4章 应符合制造厂规定 构操作压力（液压）整定值检验，机构安全阀校验 操作机构在合闸、分15 闸及重合闸下的操动压力（液压）下降值 液压操动16 机构的泄漏试验 1）交接时 2）机构大修后 应符合制造厂规定 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 应符合制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 油泵补压及零起打17 压的运转时间 1）交接时 2）1~3年 3）机构大修后 4）必要时 应符合制造厂规定 液压机构18 防失压慢分试验 1）交接时 2）机构大修后 按制造厂规定 5．3 真空断路器
5.3.1 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 绝缘电阻 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2）1~3年 或自行规定 缘电阻（MΩ不应低于下表数值（20℃时）： 3）大修后 2）断口和有机物制成的提升杆的绝1 试验类别 交接时大修后 运行中 额定电压（KV） <24 24~40.5 72.5 1200 3000 5000 300 1000 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 断路器主2 断口及相间交流耐1）交接时 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压值按G规定值 （35KV及以下） 回路对地、2）1~3年压 3）大修后 4）必要时 辅助回路3 和控制回路交流耐压 导电回路4 电阻 1）交接时 试验电压为1KV 2）1~3年 3）大修后 可涌500V兆欧表代替 1）交接时 1）大修后及交接时应符合制造厂规2）1~3年 定 3）大修后 2）运行中自行规定，建议不大于1.24）必要时 倍出厂值 如用直流压降法测量，电流应不小于100A 断路器的机械特性 1）交接时 1）合闸时间、分闸时间及分、合闸2）大修后 速度应符合制造厂规定 3）必要时 2）分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms 3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms，对于40.5KV不大于3ms 4）分闸反弹幅度不大于触头开距的20% 在额定操作电压下进行 5 灭弧室的6 触头开距及超行程 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动7 作电压 1）交接时 应符合制造厂规定 2）1~3年 3）大修后 1)交接时 2)1～3年 3)大修后 1） 并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110%范围内或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，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。 采用突然加压法 合闸接触器和分、合闸电磁铁8 线圈的直流电阻和绝缘电阻 1） 交接时 2） 更换线圈后 3） 必要时 1） 直流电阻应符合制造厂规定 2） 绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 灭弧室真9 空度测试 1）交接时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 2）1-3年 3）必要时 有条件时进行 注：真空接触器试验项目、标准参照厂家规定
5.3 5.4
高压开关柜
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 项 目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 周 期 1） 交接时 2） 1～3年 3） 大修后 标 准 绝缘电阻不低于1MΩ 说 明 用1000V兆欧表 1 辅助回路和2 控制回路交流耐压 1） 交接时 2） 大修后 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 绝缘电阻 3 1)交接时 2)1～3年（12KV及以下） 3)大修后 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、分别进行 交流耐压 4 1)交接时 2)1~3以下） 3）大修后 年（12KV及试验电压值按附录G规定 1） 试验电压施加方式；合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间 2） 相间、相对地及断口间的试验电压值相同 检查电压抽取（带电显5 示）装置 1） 交接时 2） 大修后 3） 必要时 应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术条件》 开关柜中断路器、隔离6 开关及隔离插头的导电回路电阻 1） 交接时 2） 1 ~ 3年 3） 大修后 1） 交接时和大修后应符合制造厂规定 2） 运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有条件时进行测量 五防性能检查 7 1） 交接时 2） 1 ~ 3年 3） 大修后 应符合制造厂规定 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 8 高压开关柜中的电流互1） 交接时 见第4章 感器 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 5.6隔离开关 5.6.1
隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-5
表5-5 隔离开关的试验项目、周期和标准
序号 项 目 有机绝缘支持绝缘子及提升1 杆的绝缘电阻 周 期 1） 交接时 2） 1 ~ 3年 3） 大修后 试验类别 交接时 大修后 运行中 标 准 a) b) 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： 额定电压（KV） <24 1200 24~40.5 3000 说 明 用2500V兆欧表 300 1000 用1000V兆欧表 二次回2 路绝缘电阻 二次回3 路交流耐压试验 交流耐压 4 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 绝缘电阻不低于1MΩ 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1)交接时 2)大修后 1)试验电压按附录G规定 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时,可对个胶合元件分别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 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 电动、气动或液压操5 动机构线圈的最低动作电压 导电回6 1）交接时 最低动作电压一般在操作电源额定电压的2）大修后 30%~80%范围内 气动或液压应在额定压力下进行 1）交接时 1）交接时应符合制造厂规定 2）大修后不大于制造厂规定值的1.5倍 （仅对500KV） 如用直流压降法测量，电流不大于100A 路电阻 2）大修后操动机7 构的动作情况 1）交接时 1）电动、气动或液压操动机构在额定操作电压2）大修后 （气动或液压）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 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做耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、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，不做为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终端头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除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定： a)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻（异常时按b处理） b)停电超过1个月但不满1年的：作规定直流耐压试验值的50%耐压1min。 c)停电超过1年的电缆线路必须作常规耐压试验。
8.1.5新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应作1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。
8.2纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1
表8-1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 1)交接时 1 绝缘电阻 2)直流耐压试验前 3)必要时 1） 试验电压值按下表规定：加压时间交接时10min,其余不少于5 min 电缆额定电压U0/U（kV） 0.6/1 1） 交接时 2） 新作终2 直流耐压 端或接头后 3） 1-3年 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 6 kV及以下电缆的泄漏电流小于10µA，10 kV及以上电缆的泄漏电流小于20µA时，对不平衡系数不作规定 自行规定 标 准 说 明 电缆U 兆欧表电压 1kV及以下 1000V 1kV以上 2500V 6kV及以上 2500V或5000V 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数（最大值与最小值之比）不应大于2 3 相位检查 1） 交接时 与电网相位一致 2） 必要时 8.3橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯、交联聚乙烯与乙丙橡皮绝缘电力电缆。 8.3.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-2
表8-2橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准
序号 项目 电缆主绝缘1 绝缘电阻 周期 1）交接时 自行规定 2）耐压试验前 3）必要时 电缆外护套、内衬层绝缘2 电阻 1）交接时 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）耐压试验前 3）必要时 1） 用500兆欧表 2） 当绝缘电阻低于标准时应采用附录D中叙述的方法判断是否进水 3） 110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做 铜屏蔽层电阻和导体电3 1）交接时 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽2）重作终后 3）必要时 电缆主绝缘交流耐压试验 1）交接时 交流耐压 2）新作终端或接头后 3）3～5年 （1）0.1Hz耐压试验（35kV及以下） 交接时：3U0 60min 预试时：2.1 U0 5 min （2）1-300Hz谐振耐压试验 交接时： 电压等级 试验电压 时间 4 35kV及以下 2U0 5min 66kV、110kV 1.7U0 5min 220kV 1.4U0 60min 预试时： 电压等级 试验电压 时间] 35kV及以下 1.6U0 5min 66kV、110kV 1.36U0 5min 220kV 1.36U0 5min 5 6 相位检查 1）交接时 与电网相位一致 2）必要时 交叉互联系统 1）交接时 见表8-4 2）2-3年 3）互联系统故障时 层的直流电阻增大，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，不符合此附录者不测量。 1）110kV及以上一端为空气绝缘终端，另一端为GIS的电缆和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定期试验 标 准 说 明 0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表 0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表 阻比（Rp/Rx） 端或接头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
表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 周期 1）交接时 2）因失去油压导致受潮或进1 气修复后 3）新作终端或接头后 127/220 64/110 U0/U(KV) 标 准 试验电压值按下表： 冲击耐受电压 450 550 850 950 1050 电缆外护套和接头外护2 套的直流耐压 1)交接时 试验电压5kV,加压时间1min 2)2-3年 506 交接时15min 286 修复、作头后5 min 225 275 425 475 510 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 与其直接连接的终3 压力箱 端或塞止接头发生故障后 油压示警系统： 4 1）信号指示 2）控制电缆线芯对地绝缘 交叉互联系5 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50kV，运行2）2-3年 中油不低于45 kV 3）必要时 2）油温100±1℃和场强1MV/m下新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0% 注意值µl/l(v/v) 可燃气体总量1500 C2H2 痕量 H2 500 CO 100 1）油中溶解气体的试验只在交接时，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规定进行，无故障的唯一指标，应参照SD304，进行追踪分析查明原因 1）交接时 每公里绝缘电阻不小于1MΩ 2）1-2年 用100V或250V兆欧表 1） 压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供油量的90% 2） 不低于50kV 3） 电缆油的介损不大于0.5%（100℃时） 压力供油特性的试验方法按GB9326.5第6.3条进行 说 明 1）交接时 合上示警系统信号装置的试验开关应能2）6个月 正确发出相应的示警信号 3）电缆油中溶解气体组分含量的注意值 标准栏所列注意值不是判断充油电缆有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 CH4 200 C2H6 200 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1 护套及其绝缘夹板对地直流耐压 护层过电压保护器 2 1）交接时 1）伏安特性或参考电压应符合产品标准2）2-3年 的规定 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 互联箱： 3 1）交接时 1）闸刀（或联片）的接触电阻：在正常2）2-3年 工作位置进行测量，接触电阻不应大于20υΩ； 2）检查闸刀（或连接片）连接位置应正确无误 注：互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
9 电容器
9.1 耦合电容器试验项目、周期和标准
9.1.1 耦合电容器的试验项目、周期和标准见表9-1
表9-1耦合电容器试验项目、周期和标准
序号 项 目 极间绝缘电阻 1 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 1）用双臂电桥 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）的接触电阻 周期 标 准 说 明 试验时必须将护层过电压保护器断开，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2）2-3年 间加5kV，加压时间1min不应击穿 1）交接时 一般不低于5000MΩ 2）投运后1年内 3）1-3年 4）必要时 电容值 1）交接时 1）每节电容值偏差不超出额定值的2）投运后1年内 -5%-+10%范围 2）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3）一相中任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 2 3）1-3年 4）极间耐压后 5）必要时 tgδ 1）交接时 以10kV电压测量时tgδ值不应大于下2）投运后1年内 列数值： 1)交接时： 3 3）1-3年 油纸绝缘0.5；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。运行中若测试值超过0.2，应加强监视，且测量值超过0.3时，应予以更换 4）必要时 2)运行中： 交流耐压和4 局部放电 1）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 漏油时停止使用 5 2）巡视检查时 低压端对地6 绝缘电阻 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 用观察法 用2500V兆欧表 9.1.2带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。
9.1.2.1测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。 9.1.2.2判断方法
a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%范围内时，应停电进行试验； b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验； c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。
9.2断路器断口并联电容器
9.2.1断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准见表9-2
表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 极间绝缘电1 阻 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 1）交接时 一般不低于5000MΩ 2）断路器大修后 3）必要时 电容值 2 1）交接时 电容值偏差应在额定值的±5%范围内 2）断路器大修后 3）必要时 用交流电桥法 tgδ 3 1）交接时 10kV电压下的tgδ值不大于下列数2）断路器大修后 值：油纸绝缘0.005 膜纸复合绝缘0.0015 3）必要时 4 渗漏油检查 巡视检查时 漏油时停止使用 用观察法 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或SH0040《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设备和运行条件不同，会导致釉质老化速度不同，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。 表10-1变压器油试验项目、周期和标准 序号 项 目 外观 周 期 1）注入设备前后的1 新油 2）运行中取油样时进行 水溶性酸pH值 1）注入设备前后的新油 2 2）运行中：（110-500 kV）1年，其余自行规定 酸值1）注入设新油 3 2）运行中：（110-500 kV）1年，其余自行规定 闪点（闭口）1）准备注（℃） 4 入设备的新油 2）注入500kV油 水份（mg/l） 1）准备注入5 110kV及以上设备的新油 2）注入500kV设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℃是采样，按GB7600《运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）》或GB760《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》运行试验 设备后的新≥140（10号、25号油） ≥135（45号） 与新油原始测量值相比不低于10℃ 按GB261《石油产品闪点测定法》进行试验 ≤0.03 ≤0.1 按GB264《石油产品酸值测定法》或GB7599《运行中变压器油、气轮机油酸值测定法（BTB）法》进行试验 ≥5.4 ≥4.2 按GB7598《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验 标 准 投入运行前油 透明、无杂质或悬浮物 运行油 说 明 将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地方观察 （mgKOH/g） 备前后的备后的新油 3）运行中500kV设备半年，110-220kV设备1年 4）必要时 击穿电压（kV） 1）注入设备前后的新油 2）运行中6 （35kV及以上设备、厂用变、消弧线圈）1-3年 界面张力7 （25℃）（mN/m） tgδ（90℃） 1）准备注（%） 入设备的新油 2）注入110-500 kV设备后8 的新油 3）运行中：500 kV设备1年；220 kV设备5年 4）必要时 体积电阻率9 （90℃） （Ω.m） 油中含气量 1）注入（v/v）（%） 500 kV设备前后的10 新油 2）运行中500 kV设备1年 3）必要时 ≤1 必要时 ≥6×1010 10 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GB507和DL429.9方法试验。 必要时 ≥35 ≥19 按GB6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验 注入前：≤0.5 注入后： 220 kV及以下≤1 500 kV≤0.7 ≤2 按GB5654《液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积电阻率的试验方法》进行试验 500 kV≥1×10×10 一般不大于3 9按DL421《电阻率测定法》进行试验 220 kV及以下≥3按DL423《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL450《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验 油泥与沉淀11 物（m/m） （%） 必要时 一般不大于0.02 按GB511《机械杂质测定法》方法试验，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 12 油中溶解气见各设备见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB7595、SD304、和GB7252的规定 体色谱分析 章节 注：①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。③10 kV及以下设备试验周期可自行规定。④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，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。
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实测的凝点决定是否可用。 10.1.4.3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。
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比例混合。 10.2断路器油
10.2.1断路器专用油的新油应按SH0351《断路器油》进行验收。 10.2.2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准见表10-2。
表10-2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 水溶性酸pH值 机械杂质 游离碳 击穿电4 周期 标 准 投入运行前油 ≥4 运行油 说 明 见表10-1序号2 1 1）交接时 ≥5.4 2）110 kV及以上新设备投运前及大修后检验项1-6年，运行中为1年，检验项目为序号4 3）110 kV以下新设≥140（10号、25号油） ≥135（45号油） 无 2 3 外观目测 无较多碳悬浮于油中 110 kV及以下≥35 110 kV以上≥40 110 kV及以下≥30 110 kV以上≥35 外观目测 1）按GB507和DL424.9方法进行试验 2）进行直流泄漏试验的油开关，可不进行顶期油耐压试验 压（kV） 目序号酸5 /g） 值≤0.03 ≤0.1 见表10-1序号3 （mgKOH闪点（闭不应比左栏要求低5℃ 见表10-1序号4 口）（℃） 备投运前或大修后6 检验项目序号1-6年，运行中不大于3年，检查项目序号4 4）少油断路器（油量为60kg以下）小于3年或以换油代替 10.3 SF6气体
10.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022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 湿v/v1 度）周 期 标 准 说 明 1）按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》进行 2）新装及大修后1年内复测1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 密度（标2 准状态下31）交接时 1）断路器灭弧室气室： 2）1-3年（110 kV交接时及大修后不大于150 运行中不大于300 （20℃(µl/l) 及以上） 2）其他气室： 3）大修后 交接时及大修后不大于250 4）必要时 运行中不大于500 必要时 6.16 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行 ）（kg/m） 3 4 5 6 四氟化碳（%） 空气（m/ 1）大修后 1）交接时及大修后≤0.05 m）（%） 可水解氟7 化物（µg/g） 8 矿物油（µg/g） 1）大修后 ≤10 2）必要时 按SD310《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光脯法）》进行 2）必要时 2）运行中≤0.2 1）大修后 ≤1.0 2）必要时 按SD309《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进行 见序号5 1）大修后 ≤0.05 按SD311《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 毒性 必要时 无毒 按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 酸度1）大修后 ≤0.3 2）必要时 按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 （µg/g） （m/ m）2）必要时 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 绝缘电阻 1 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通断和接触情况。 1）交接时 1）FZ（PBC，LD）、和FCD型避雷器的绝2）大修后 缘电阻自行规定，但与前一次及同类型的3）每年雷雨季前 测量数据进行比较，不应有显著变化。 2）FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 4）必要时 MΩ 电导电流及串联组合元件的非线性因数差值 1）交接时3）每年雷雨季前 1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参应有显著变化。 2）同一相内串联组合元件的非线性因数不应大于30%。 3）试验电压如下： 2 元件额定 电压（kV） 试验电压U1（kV） 试验电压U2（kV） 4 6 10 16 20 24 - - - 8 3 6 10 15 20 30 1）施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。 2）由两个以上元件组成的避雷器应对3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F。 4）可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果做出判断。 5）如果FZ型避雷器的非线性因数差10 12 值大于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。 工频放电电压 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）1-3年 额定电压（kV） 4）必要时 放电电交接9-11 16-19 26-31 修后 运行中 8-12 15-21 23-33 压（kV） 时大3 3 6 10 带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只在解体大修后进行。 2）大修后 考值见附录F，还应与历年数据比较，不4）必要时 差值，不应大于0.05，电导电流差值（%）每个元件进行试验。 2）FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 底座绝缘电4 阻 1）交接时 自行规定 2）每年雷雨季前 3）大修后 用2500V及以上兆欧表 4）必要时 放电计数器动作检查 5 1）交接时 测试3-5次，均应正常动作。 2）每年雷雨季前 3）大修后 4）必要时 密封检查 6 1）大修后 避雷器内腔抽真空至（300-400）×133Pa2）必要时 后，在5min内，其内部气压的增加不应超过100Pa 注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期 11.2无间隙氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表11-2
表11-2无间隙氧化物避雷器试验项目、周期和标准
序号 项 目 绝缘电阻 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2500 MΩ 2）3-5年（6-10kV避雷器） 3）3-5年（500kV避雷器） 4）必要时 2）35kV及以下，不低于1000MΩ 1 直流1mA电压U1mA0.75U1mA2 及下1）交接时 1）不得低于GB11032规定值 2）3-5年（6-10kV3）3-5年（500kV避雷器） 4）必要时 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% 1）测量时应记录环境温度和相对湿度 2）测量电流的导线应使用屏蔽线 3）初始值系指交接试验或投产试验时的泄漏电流 避雷器） 3）0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50µA 的测量值 运行电压下的交流泄漏电流 1）交接时 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流2）新投运的35kV及以上者，投运3个月后或功率损耗，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 应适当缩短检测周期。 1)测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰的影响。 2)可用第一次带电测试代替交接试2）当阻性电流增加到初始值的150%时，验，并作为初始值。 3 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1）交接时（35kV应符合GB11032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，整相避雷参考电压 及以上者） 2）必要时 器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换） 5 底座绝缘电阻 放电计数器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）每年雷雨季前 3）必要时 1） 用2500V及以上兆欧表 2） 可在带电状态下检查 可在带电状态下检查 6 动作检查 11.3 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、周期和标准见表11－3
表11－335KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准
序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 1)交接时 3)必要时 2 工频放电试验 底座绝缘电3 阻 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)1～3年 自行规定 3)必要时 4 放电计数器动作检查 1)交接时 2)必要时 测试3～5年，均应正常动作 用2500V及以上兆欧表 标 准 绝缘电阻自行规定，但与前一次及用2500V及以上兆欧表 显著变化 工频放电电压应符合制造厂的规定 说 明 2)1～3年 同类型的测量数据进行比较应无11.4GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准：
a)避雷器大修时，其SF6气体按表10-3的规定 b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定 c)其他有关项目按表11-2中的规定。 11.5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替代定期停电试验，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，判别标准见表11-2序号3。 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 绝缘电阻 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，2）大修后 在断开所有其它并联支路时不应小于10 3）更换二次线时 MΩ 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 交流耐压 2 1）交接时 试验电压为1000V 2）大修后 3）更换二1） 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 次线时 3） 带有电子元件的回路，试验时应将插件取出或两端短接 15 接地装置
16.1接地装置的试验项目、周期和标准见表15
表15接地装置的试验项目、周期和标准
序号 项 目 有效接地系统的接地装置的接地电阻 周 期 1）交接时 R≤2000/I 2）6～10年 3）可以根据该接地网挖开检1 查的结果斟酌延长或缩短周期 式中：I—经接地装置流入地中的短路电流，A； 如果不能满足式(1)的要求时，在技术经济条件允许的条件下，Z可适当地增大到不超过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，防止高电位引外和低电位引内发生； (3)3～10KV避雷器不动作。 非有效接地系统的接地装置的接地电阻 2 1）交接时 1）当接地装置与1 kV及以下设备共用接2）不超过6年 3）可以根据该接地装置挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1 kV以下电力设备的接3 地电阻 1）交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设备，对于在电源处接地的低压电网（包括2）不超过6年 当总容量达到或超过100kVA时，其接地电阻不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω。 孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不做接地，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 独立微波站4 的接地电阻 1）交接时 不宜大于5Ω 2）不超过6年 独立的燃油、5 易燃气体贮罐及其管道的接地电阻 6 露天配电装置避雷针的1）交接时 不宜大于10Ω 2）不超过1）与接地网连在一起的可不测量，但按序号12要求检查与接地网的连接情1）交接时 不宜大于30Ω（无独立避雷针保护的露2）不超过6年 天贮罐不应超过10Ω） 测试时应断开电源零线（若零线与地网相连。） 地时，接地电阻R≤120/I 2）当接地装置仅用于1 kV及以上设备时，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—经接地装置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 测量时，应断开架空地线。 标 准 说 明 1）测量接地电阻时，如在必须的最下布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则采用远离法 中电流的影响 3）每3年或必要时，验算一次I值并校验设备接地引下线的热稳定； 4）铜质材料地网运行中必要时进行 R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 2）测试时应断开架空地线，应注意地集中接地装置的接地电阻及独立避雷针（线）的接地电阻 6年 况。 2）在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降至10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等反击的要求 3）测量时，应避免地网的影响。 发电厂烟囱附近的吸风7 机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 与架空线直接连接的旋转电机进线8 段上排气式和阀式避雷器的接地电阻 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 1）交接时 不宜大于10Ω 2）不超过6年 1）与地网连在一起的可以不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情况 2）测量时，应注意地网的影响。 1）交接时 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别不2）与所在进线段上杆塔的接地电阻的测量周期相同 大于5Ω和3Ω，但对于300-1500kW的小型直配电机，如不采用SDJ7-79《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 1）交接时 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，对于高度在40m以下的杆塔，如土壤2）发电厂或变电所进出线1-2km内的杆塔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时，接地电阻难以达到15Ω时，可增加至20Ω 土壤电阻率Ωm 100及以下 100-500 500-1000 1000-2000 2000以上 接地电阻Ω 10 15 20 25 30 种类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 50 30 接地电阻Ω 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，其接地电阻也不超过20Ω 9 1-2年 3）其他线路杆塔不超过年。 5无架空地线的线路杆塔接地电阻 1）交接时 2）发电厂或变电所进出线1-2km内的杆塔1-2年 3）其他线路杆塔不超过年。 510 低压进户线绝缘子铁脚 接地装置安11 装处土壤电阻率 检查有效接地系统的电12 力设备接地引下线与接地网的连接情况 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 1）本项目只限于已经运行10年以上（包括改造后重新运行达13 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规定 不超过3年 (1)不大于0.2Ω 必要时 30 测试时用4极法，要求a＞D 其中：a—电极间距离 D—地网对角线距离 (1)将所测的数据与历次数据比较和开检查。 (2)应采用测量电流大于1A的接地引下线导通测量仪进行测量。 仅对110kV以上发电厂或变电所进行 (2)不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 相互比较，通过分析决定是否进行挖不得有开断，松脱或严重腐蚀等现象 1）土壤电阻率＜10Ωm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 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：
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 μA 工频放电电9-11 压有效值KV 16-19 26-31 41-49 51-61 82-98 95-118 140-173 224-268 254-312 448-536 FZ-3 3 4 450-650 ＜10 FZ-6 6 6 400-600 ＜10 FZ-10 10 10 400-600 ＜10 FZ-15 15 16 400-600 FZ-20 20 20 元件） 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 400-600 元件） 元件） 元件） 元件） 元件） FZ-35 35 16（15KVFZ-40 40 20（20KVFZ-60 60 20（20KVFZ-110J 110 24（30KVFZ-110 110 24（30KVFZ-220J 220 24（30KV注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表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 1） FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。 2） FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。 3） FCZ-30DT适用于热带多雷地区。
表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：
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 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 2） 非线性因数按下式计算 α＝log（U2/U1）/log（I2/I1） 式中：
U1 U2—表11－1序号2中规定的试验电压； I2 I1—在U1和U2电压下的电导电流。
3） 非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。 F3 金属氧化物避雷器部分带电测试数据
表F5 MOA带电测试数据
厂家 西瓷 抚瓷 良乡 统计相序 90 44 54 Ix全电流 μA ms 272－953 440－717 333－984 Ir阻性电流 μA Peak 85－317 100－222 71－274 Ir/Ix （％） 20．6－36.9 17.1-31.7 17.9-36.5 注：系统电压等级110－220KV
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 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 1min工频耐受电压有效值 穿墙套管 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 干式电力隔离开关 变压器 充油绝缘 器 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出交接 大修 KV KV 厂 厂 3 6 3．6 7．2 20 25 20 35 17 21 17 30 24 38 47 43 72 128 170 335 578 20 25 20 35 28 45 55 50 85 150 200 395 680 17 21 17 30 24 38 47 43 72 128 170 335 578 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 23 27 18 38 25 50 59 85 140 180 356 612 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 23 27 18 38 25 50 59 85 140 180 356 612 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 396 680 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 25 30 20 42 28 55 65 95 155 200 395 680 23 27 18 38 25 50 59 85 140 180 356 612 25 32 20 42 28 57 68 100 155 230 395 680 25 32 20 42 28 57 68 100 155 230 395 680 10 20 28 38 50 70 8．5 17．0 24 32 43 60 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
最高工作电压KV ≤1 3．5 6．9 11．5 17．5 线端交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 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 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 线端操作波试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 - 35 50 60 90 交接或部分 更换绕组 - 30 40 50 75 额定电压KV ＜1 3 6 10 15 20 35 110 220 500 23．0 40．5 126．0 252．0 550．0 55 85 200 360 395 630 680 47 72 170(195) 306 336 536 578 55 85 95 85（200） 85 140 47 72 80 72(170) 72 120 105 170 375 750 1050 1175 90 145 319 638 892 999 注：1）括号内数值适用于小接地短路电流系统；2）操作波的波形为『100×1000（0）×200（90）』μs 负极性三次。 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 2005年规程修订部分 三、电力变压器及电抗器 1、表3－1序号2直流电阻
增加：三相不平衡率判断――变化大于0.5%应引起注意,变化大于1%应处理. 增加:三相大小顺序不变。 2、表3－1序号3绝缘电阻
大型变压器不进行温度换算。大于10000M时不以下降70％判断。 3、表3－1序号13变比
单相变压器组成的三相变压器组应在组成后检查组别。 4、表3－1序号17局部放电 增加110KV交接时；
5、表3－1序号21压力释放阀
交接时（出厂有报告可不作）；5年或大修后。 6、表3－2
序号9、10、11进行讨论，建议序号9、10交接时不进行该项试验； 四、互感器 电流互感器
1、表4－1序号9励磁特性曲线
在说明中加入：“应在拐点附近测量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。” 2、表4－1序号6局部放电
2．1 35KV固体绝缘CT试验周期改为：交接时、必要时；
2．2 试验程序及标准应按GB1208-1997《电流互感器》进行更新；
局部放电允许水平（1998年5月后）
局部放电允许水平PC CT绝缘类型 35KV固体绝缘 预加电压KV 工频交流耐压值得80％ 110KV及以上油浸式、SF6局放测量电压KV 1．2Um 1.2Um/√3 Um 交接时/大修后 50 20 10 气体绝缘 3、SF6绝缘电流互感器
1.2Um/√3 5 3．1气体湿度 在说明中加：安装后，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。 3．2气体密度继电器校验 周期：交接时1－3年。
3．3老练及耐压试验。周期：交接时、必要时。说明：现场安装、充气后必须进行老练及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验。试验程序按照原国家电力公司发输电输『2002』58号附件2《预防110KV――500KV互感器事故措施》的要求进行：气体湿度测量合格后进行老练试验：1.1Un(10min)→0→1.0Un(5min)→1.73Un(3min)→0(Un指额定相对地电压).老练试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%.
电压互感器 电磁式电压互感器
1表4-2序号6局部放电
1．1 15.75—35KV,固体绝缘PT试验周期改为:交接时、必要时； 1．2 试验程序及标准应按GB1207-1997《电压互感器》进行更新：
局部放电允许水平（1998年5月后）
局部放电允许水平PC 绝缘类型 15．75－35KV固体绝缘 预加电压KV 预加电压为其感应耐压值得80％ 局放测量电压KV 交接时 相对地电压互感器 相对相电压互感器 110KV及以上，油浸式 预加电压为其感应耐压值得80％ 相对地电压互感器 1.2Um/√3 相对相电压互感器 2、表4－2序号7空载电流测量
2．1周期改为：交接时、1－5年、必要时。
电容式电压互感器、电容器
在电容量及介损测量：在说明部分加：若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。
五、开关设备
1、表5－1序号4说明改为“对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行断口间耐压试验。
说明中增加“罐式断路器应在耐压试验前进行老练试验，老练试验施加的电压与时间可由制造厂与用户协商，也可参照以下程序：
a)1．1倍设备额定相对地电压10min，然后下降到0。
b)1．0倍设备额定相对地电压5min，然后升到1.73倍设备额定相对地电压3min，最后上升到现场交流耐压额定值1min” 2、表5－1序号8将“制造厂有要求时测”删掉。
3、表5－1序号9：项目：断路器的时间特性：应改为：断路器合、分闸时间、合分时间、及不同期性。同期增加“1－3年”。 4、表5－3序号5：项目名称应改为：机械特性试验。周期增加“1－3年”，标准里补充： 1）分、合闸时间、分、合闸速度应符合制造厂规定； 2）分闸不同期不大于2ms，合闸同期不大于3ms；
3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms、对于40.5KV不大于3ms，分闸反弹幅值不大于触头开距的20％”。
5、另：关于控制和辅助回路的耐压值在DL/T593的最新修改中有新的规定，但还未发布，如果有改动意见按照新标准实施。
1.2Um 5 5 1．2Um 1.2Um/√3 50 20 20 1.2Um Um 10 八、电力电缆线路
8．1．4 b)停电超过1个月但不满1年的：作规定耐压试验值得50％，耐压1分钟。c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。
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。 表8－2第4标准中（2）1－300Hz谐振耐压试验
交接时：35KV及以下 2U0 5min 66KV 110KV 1.7U0 5min 220KV 1.4U0 60min 十一、避雷器
金属氧化锌避雷器试验项目：
序号2预试时采用的75％U1mA中的U1mA应采用交接时的数据，而不能使用预试时测量得到的U1mA。 表11－2序号5、6中说明里删掉“可在带电状态下检查”以免引起误会。
十二、接地装置
1、项目1中的《标准》修改为： R≤2000/I （1）
式中I――经接地装置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；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，防止高电位引外和低电位引内发生； 3） 3－10KV避雷器不动作
项目1中的《说明》去掉第3） 4），保留1）、2） 需要单独增加的项目：
线路避雷器：按照华北电集生『2003』14文增加线路用金属氧化锌避雷器试验项目及标准。
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