110kV及以下电力设备预防性试验规程 - 图文

红河磷电有限责任公司企业标准

电力设备预防性试验规程

2016-10-26发布

2016-10-26实施

参照 Q/CSG114002-2011标准

０

Q/CSG114002-2011

目 录

前 言 ........................................................................................................................................................... II 1 范围 .............................................................................................................................................................. 1 2 术语和定义 .................................................................................................................................................. 1 3 总则 .............................................................................................................................................................. 2 4 电力变压器 .................................................................................................................................................. 3 5 互感器 .......................................................................................................................................................... 5 6 开关设备 ...................................................................................................................................................... 9 7 套管 ............................................................................................................................................................ 13 8 电力电缆线路 ............................................................................................................................................ 14 9 绝缘油 ........................................................................................................................................................ 15 10 避雷器 ...................................................................................................................................................... 17 11 1KV以上的架空电力线路 ....................................................................................................................... 18 12 接地装置 .................................................................................................................................................. 19 13 旋转电机 .................................................................................................................................................. 22

I

Q/CSG114002-2011

前 言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据。近年来,随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应红河磷电公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。

本标准的提出以南方电网公司Q/CSG114002-2011相关标准、行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求，适用于红河磷电有限责任公司的电力设备预防性试验工作。

本标准自2016年10月26日起实施。

本标准自实施之日起，凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的或有问题和意见的，请及时反馈红河磷电电气检修部门。

II

电力设备预防性试验规程

1 范围

本标准规定了部分电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。

本标准适用于红河磷电公司110kV及以下的交流输变电设备。 2 术语和定义

2.1 预防性试验

为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 2.2 在线监测

在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 2.3 带电测试

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试。 2.4 红外检测

利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。

2.5 绕组变形测试

利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。 2.6 局部放电带电测试

利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如GIS、变压器、电缆系统、开关柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。 2.7接地网安全性状态评估

对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。 2.8 现场污秽度(SPS)

在参照绝缘子连续积污3～5年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的ESDD/NSDD的最大值。

2.9 符号

Un 设备额定电压 Um 设备最高电压

U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)

U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压 tanδ 介质损耗因数 2.10 常温

本标准中使用常温为10℃～40℃。

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3 总则

3.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

3.2本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。

3.3 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。

3.4 特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由负责生产的总工或副总经理批准执行，对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。

3.5 在试验周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。

3.6 对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，可以及早获取设备运行后的重要状态信息，在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。

3.7 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。

3.8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压： 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时，应按照实际使用的额定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。

3.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)时，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下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

3.10 110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。

3.11 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。

3.12 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 3.13 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。

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4 电力变压器

4.1 油浸式电力变压器

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表1。

表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 周 期 要 求 说 明 1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体 2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析 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 5）必要时，如： —出口(或近区)短路后 —巡视发现异常 —在线监测系统告警等 1）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样 2）必要时，如： —绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 —渗漏油等 1）如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 2）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量 无载分接开关在运行分接测量 3）不同温度下电阻值按下式换算： 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 4）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 5）必要时，如： —本体油色谱判断有热故障 —红外检测判断套管接头或引线过热 油中1）新投运及1）根据GB/T 7252—2001新装变压溶解气大修后投运 器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任体色谱500kV：一项不宜超过下列数值： 分析 1,4,10,30天 总烃：20；H2：30；C2H2：0 220kV：2）运行设备油中H2与烃类气体含4,10,30天 量( μL/L)超过下列任何一项值时应110kV：4,30引起注意： 天 总烃：150； H2：150 2）运行中 C2H2：5 (35kV～220kV)，1 (500kV) 500kV：3个月 3）烃类气体总和的产气速率大于220kV：6个月 6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或35kV、110kV：相对产气速率大于10%/月则认为设备1年 有异常 3）必要时 油中水分, mg/L 1）准备注入110kV及以上变压器的新油 2）投运前 3）110kV及以上:运行中1年 4）必要时 1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年 2）大修后 3）无载分接开关变换分接位置 4）有载分接开关检修后 5）必要时 投运前 110kV ≤20 220kV ≤15 500kV ≤10 运行中 110kV ≤35 220kV ≤25 500kV ≤15 2 3 绕组直流电阻 1）1600kVA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）1600kVA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% 3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 3

4 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年 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显著变化，一般不低于上次值的70%% 2）35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5 3）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3 1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA 2）测量前被试绕组应充分放电 3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近 4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算： R2?R1?1.5(t?t)/10式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5）吸收比和极化指数不进行温度换算 6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量 7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。 8）必要时，如： —运行中油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等可能引起变压器受潮的情况 12 5 绕组连同套管的tanδ 1）大修后 2）必要时 1）20℃时不大于下列数值： 500kV 0.6% 110kV～220kV 0.8% 35kV 1.5% 2）tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%%) 3）试验电压： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下： Un 1）非被试绕组应短路接地或屏蔽 2）同一变压器各绕组tanδ的要求值相同 3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近 4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算： tan?2?tan?1?1.3(t2?t1)/10 式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值 5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 6）必要时，如： —绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 —油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等 6 绕组1）10kV及以全部更换绕组时，按出厂试验电压1）110kV及以上进行感应耐压试连同套下：6年 值；部分更换绕组时，按出厂试验电验 管的交2）更换绕组压值的0.8倍 2）10kV按35kV×0.8=28kV进行 流耐压后 3）额定电压低于1000V的绕组可试验 用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 4

7 铁芯及夹件绝缘电阻 1）110kV及1）与以前测试结果相比无显著差别 1）采用2500V兆欧表(对运行年以下：6年；2）运行中铁芯接地电流一般不应大久的变压器可用1000V兆欧表) 220kV、500kV：于0.1A 2）只对有外引接地线的铁芯、夹3年 件进行测量 2）大修后 3）必要时，如： 3）必要时 油色谱试验判断铁芯多点接地时 1）110kV及1）按制造厂的技术要求 以下：6年(二2）密封良好，指示正确，测温电阻次回路)；值应和出厂值相符 220kV、500kV：3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ 3年 (二次回路) 2）大修后 3）必要时 1）110kV及1）按制造厂的技术要求 以下：6年(二2）整定值符合运行规程要求，动作次回路)；正确 220kV、500kV：3）绝缘电阻一般不低于1MΩ 3年(二次回路) 2）大修后 3）必要时 1）110kV及1）动作值与铭牌值相差应在±10%以下：6年(二范围内或符合制造厂规定 次回路)；2）绝缘电阻一般不低于1MΩ 220kV、500kV：3年(二次回路) 2）必要时 1）110kV及1）投运后，流向、温升和声响正常，以下：6年(二无渗漏油 次回路)；2）强油水冷装置的检查和试验，按220kV、500kV：制造厂规定 3年(二次回3）绝缘电阻一般不低于1MΩ 路) 2）大修后 3）必要时 运行中 500kV：1年6次或以上 220kV：1年4次或以上 110kV：1年2次或以上 按DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》执行 1）采用2500V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有故障时 8 测温装置校验及其二次回路试验 9 气体继电器校验及其二次回路试验 压力释放器校验及其二次回路试验 冷却装置及其二次回路检查试验 1）采用1000V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有故障时 10 1）采用1000V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有故障时 11 1）采用1000V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有故障时 12 红外检测 1）用红外热像仪测量 2）测量套管及接头、油箱壳等部位 3）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图

5 互感器

5.1 油浸式电流互感器

油浸式电流互感器(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表2。

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表2 油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 周 期 1） 3年 2）大修后 3）必要时 要 求 1）一次绕组对末屏及地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70%% 2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ 说 明 1）有投运前数据 2）用2500V兆欧表 3）必要时，如： 怀疑有故障时 2 tanδ及电容量 1）3年 2）大修后 3）必要时 1）主绝缘tanδ(%)不应大于下表中1）当tanδ值与出厂值或上一的数值，且与历次数据比较，不应有显次试验值比较有明显增长时，应著变化： 综合分析tanδ与温度、电压的关当tanδ随温度明显变化或试电压等级,kV 35 110 220 500 系，验电压由10kV到Um/3，tanδ油纸电容型 1.0 1.0 0.7 0.6 大 充 油 型 3.0 2.0 — — (%)变化绝对量超过±0.3，不应修胶纸电容型 2.5 2.0 — — 继续运行 后 2）必要时，如： 充 胶 式 2.0 2.0 2.0 — 怀疑有故障时 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 0.7 运 充 油 型 3.5 2.5 — — 行 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 中 充 胶 式 2.5 2.5 2.5 — 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因 3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tanδ，其值不大于2% 3 带电1） 投产后半1）可采用同相比较法，判断标准为： 对已安装了带电测试信号取样测试年内 — 同相设备介损测量值差值(tan?X- 单元的电容型电流互感器进行，tan? 及2） 一年 tan?N)与初始测量值差值比较，变化范超出要求时应： 电容量 3） 大修后 围绝对值不超过±0.3%，电容量比值1）查明原因 4） 必要时 (CX/CN)与初始测量电容量比值比较，变2）缩短试验周期 化范围不超过±5% 3）必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值(tan?X- tan?N)不超过±0.3% 2）采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则 油中1） 110kV及1）油中溶解气体组份含量(μL/L)超溶解气以上：3年，过下列任一值时应引起注意： 体色谱500kV站35kV：总烃：100 分析及3年 H2：150油中水2）大修后 C2H2： 1 (220kV、500kV) 分含量3）必要时 2 (110kV) 测定 2）油中水分含量(mg/L)不应大于下表规定： 电压等级,kV 110 220 500 投运前 20 15 10 运行中 35 25 15 1）制造厂明确要求不能取油样进行色谱分析时可不进行 2）对于H2单值升高的，或出现C2H2，但未超注意值可以考虑缩短周期； C2H2含量超过注意值时，应考虑更换 3）500kV站35kV互感器具体要求参考110kV规定执行 4 6

5 红外1）500kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊断1）用红外热像仪测量 检测 年6次或以上；应用规范》执行 2）结合运行巡视进行，试验人220kV：1年4次员每年至少进行一次红外检测，或以上；110kV：同时加强对电压致热型设备的检1年2次或以上 测，并记录红外成像谱图 2）必要时 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时 注:每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的项目周期可调整为6年。 5.2 干式电流互感器

干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表3。

表3 干式电流互感器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 tanδ及电容量 周 期 1） 3年 2）大修后 3）必要时 要 求 1）一次绕组对末屏及对地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70%% 1） 主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因 2）参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时主绝缘tanδ不应大于0.5%，且与历年数据比较，不应有显著变化 说 明 1）采用2500V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有故障时 2 1）3年 2）大修后 3）必要时 1）只对35kV及以上电容型互感器进行 2）当tanδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系，当tanδ随温度明显变化，或试验电压由10kV到Um/3，tanδ变化量绝对值超过±0.3%，不应继续运行 3） 必要时，如： 怀疑有故障时 3 带电1） 投产后半1）可采用同相比较法，判断标准为： 只对已安装了带电测试信号取测试年内 — 同相设备介损测量值差值样单元的电容型电流互感器进tan?及2） 一年 (tan?X- tan?N)与初始测量值差值比行，当超出要求时应： 电容量 3） 大修后 较，变化范围绝对值不超过±0.3%，电1）查明原因 4）必要时 容量比值(CX/CN)与初始测量电容量比2）缩短试验周期 值比较，变化范围不超过±5% 3）必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值(tan?X- tan?N)不超过±0.3% 2）采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则 红外1）220kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊检测 年4次或以上；断应用规范》执行 110kV：1年2次或以上 2）必要时 1）用红外热像仪测量 2）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时 4 注:每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的项目周期可调整为6年。

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5.3电磁式电压互感器(油浸式绝缘)

电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求见表4。

表4 电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 周 期 要 求 不应低于出厂值或初始值的70%% 说 明 1）采用2500V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑有绝缘缺陷时 绝缘1） 35kV、电阻 110kV：6年；220kV：3年 2）大修后 3）必要时 2 tanδ1）绕组绝缘: 1）tanδ(%)不应大于下表中数值: ( 35kV— 35kV、温度,℃ 5 10 20 30 40 及以上) 110kV：6年；220kV：3年 大修后 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 35kV —大修后 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 —必要时 2）110 kV及110k大修后 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 以上串级式电V及压互感器支架： 以上 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 —必要时 2）与历次试验结果相比无明显变化 3）支架绝缘 tanδ一般不大于6% 前后对比宜采用同一试验方法 3 油中1）35kV以上1）油中溶解气体组份含量(μL/L)1）全密封互感器按制造厂要求溶解气设备：3年 超过下列任一值时应引起注意： 进行 体色谱2）大修后 总烃：1002） 出现C2H2时，应缩短试验周 分析及3）必要时 H2：150期，C2H2含量超过注意值时，应考油中水C2H2： 2 (220kV) 虑更换 分含量 3 (110kV) 3）必要时，如： 测定 2）油中水分含量(mg/L)不应大于下怀疑有内部放电时 表规定： 电压等级,kV 220 110 投运前 15 20 运行中 25 35 4 红外1） 220kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊1）用红外热像仪测量 检测 年4次或以上；断应用规范》执行 2）结合运行巡视进行，试验人110kV：1年2次员每年至少进行一次红外检测，或以上 同时加强对电压致热型设备的检2）必要时 测，并记录红外成像谱图 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时

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6 开关设备

表5 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求

6.1 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、周期和要求见表5。

序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1）1年 2）大修后 3）必要时 要 求 1）整体绝缘电阻自行规定 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻在常温下不低于下表数值： MΩ 试验 类别 额定电压kV <24 24～40.5 72.5～252 2500 1000 40.5 20 5000 3000 72.5～252 40 说 明 1）采用2500V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑绝缘不良时 大修后 1000 运行中 300 额定电压,kV 试验电压,kV 2） 126 kV及以下大修后泄漏电流要求不应大于10μA；预试时一般不大于10μA 2 辅回路控制路交耐压验 助和回流试1）1年 2）大修后 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 3 导电回路电阻 灭弧室并联电阻值，并联电容器的电容量和tanδ 断路器中绝缘油试验 1）1年 2）大修后 1）1年 2）大修后 1）大修后应符合制造厂规定 2）运行中根据实际情况规定(可以考虑不大于制造厂规定值的2倍) 用直流压降法测量，电流不小于100A 4 1）并联电阻值应符合制造厂规定 1）大修时，应测量电容器和断2）并联电容器与断口同时测量，测口并联后整体的电容值和tanδ，得的电容值偏差应在初始值的?5%范作为该设备的原始数据 围内,tanδ(%)一般不大于0.5 2）如有明显变化时，应解开断3）单节并联电容器试验见第11.3节 口单独对电容器进行试验 5 见第12.2节 6 红外检1）500kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊1）敞开式断路器在热备用状态测 年6次或以上； 断应用规范》执行 下，应对断口并联电容器进行测220kV：1年4量 次或以上；2）用红外热像仪测量 110kV及以下：13）结合运行巡视进行 年2次或以上 4）必要时，如： 2）必要时 怀疑有过热缺陷时

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6.2 真空断路器

真空断路器的试验项目、周期和要求见表6。

表6 真空断路器的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 周 期 要 求 说明 1）用红外热像仪测量 2）应结合巡视开展 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷或异常时 红外1）每半年至少按DL/T664-2008 《带电设备红外检测 一次 诊断应用规范》执行 2）必要时 2 绝缘1）母线联络断1）整体绝缘电阻按制造厂规定或自1）采用2500V兆欧表 电阻 路器、主变低压行规定 2）必要时，如： 侧断路器、电容2）断口和有机物制成的提升杆的绝当带电局部放电测试检测到有器组断路器每3缘电阻不应低于下表中数值: 异常信号时或怀疑有绝缘缺陷时 年1次，其余6年1 MΩ 次 额定电压,kV 试验 2）必要时 类别 3～15 20～40.5 72.5 大修后 运行中 1000 300 2500 1000 5000 3000 3 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口） 1）母线联络断试验电压值按DL/T593规定值的0.81）更换或干燥后的绝缘提升杆路器、主变低压倍 必须进行耐压试验 侧断路器、电容2）相间、相对地及断口的耐压器组断路器每3值相同 年1次，其余6年13）12kV等级运行中有如下情况次 的,耐压值为28kV： 2）必要时 —中性点有效接地系统 —进口开关设备其绝缘水平低于42kV 4）必要时，如： 当带电放电检测有异常信号时或怀疑有绝缘缺陷时 1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次 2）必要时 试验电压为2kV 1）可用2500V兆欧表代替 4 辅回路控制路交耐压验 助和回流试5 1）母线联络断导电1）大修后应符合制造厂规定 1）用直流压降法测量，电流不回路电路器、主变低压2）运行中根据实际情况规定,建议小于100A 阻 2）必要时，如： 侧断路器、电容不大于1.2倍出厂值 怀疑接触不良时 器组断路器每3 年1次，其余6年1次 2）必要时 10

6 操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压 1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次 2）必要时 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，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 应符合制造厂规定 7 1）母线联络断真空灭弧室路器、主变低压真空度侧断路器、电容的测量 器组断路器每3年1次，其余6年1次 2）必要时 可以用断口耐压代替 注：高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器序号2、3、4、5、7的项目可不做定期试验；对110kV站母线联络断路器、主变低压侧断路器序号2、3、4、5、7的项目定期试验周期可调整为6年1次。高压开关柜内的真空断路器不具备条件时，可不进行序号1的项目。

6.3隔离开关

隔离开关的试验项目、周期和要求见表7。

表7 隔离开关的试验项目、周期和要求

序号 1 项目 有材料持绝子及升杆绝缘阻 机支缘提的电周 期 1）6年 2）大修后 要 求 有机材料传动提升杆的绝缘电阻不得低于下表数值： MΩ 试验 类别 大修后 运行中 2 二次回路的绝缘电阻 二次回路交流耐压试验 1）6年 2）大修后 额定电压, kV 3～15 1000 300 20～40.5 2500 100O 采用500V或1000V兆欧表 说明 采用2500V兆欧表 不应低于2MΩ 3 1）6年 2）大修后 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 4 红外1）500kV：11）按DL/T664-2008《带电设备红检测 年6次或以上； 外诊断应用规范》执行 220kV：1年42）发现温度异常时应停电检修，次或以上；并应测量检修前后的导电回路电阻 110kV：1年2次或以上 2）必要时 1）采用红外热像仪测量 2）结合运行巡视进行 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时

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6.4高压开关柜

高压开关柜的试验项目、周期和要求见表8。

表8 高压开关柜的试验项目、周期和要求

序号 项 目 1 周 期 要 求 说 明 红外1）每半年1次按DL/T664-2008 《带电设备红外1）用红外测温仪或红外热像仪检测 或以上 诊断应用规范》执行 测量 2）必要时 2）结合运行巡视进行 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷或异常时 运行1）每半年1次中局部或以上 放电带2）必要时 电测试 无明显局部放电信号 1）具备条件者可采用特高频法、超声波法、地电波法等方法进行 2）必要时，如： 怀疑内部有绝缘缺陷时 1）采用2500V兆欧表 2）必要时，如： 怀疑绝缘不良时 2 3 绝缘1）母线联络断1）一般不低于50 MΩ 电阻 路器柜、主变低2）交流耐压前后应对高压开关柜压侧断路器柜、进行绝缘电阻试验，绝缘电阻值在耐电容器组断路器压前后不应有显著变化 柜每3年1次，其余6年1次 2）必要时 4 交流1）母线联络断1）大修后：试验电压值按DL/T5931）试验电压施加方式：合闸时耐压 路器柜、主变低规定值 各相对地及相间；分闸时各相断压侧断路器柜、2）运行中：试验电压值按DL/T593口 电容器组断路器规定值的0.8,如: 2）相间、相对地及断口的试验柜每3年1次，其电压相同 1min工频耐受电余6年1次 3）必要时，如： 额定电压,kV 压,kV 2）必要时 怀疑绝缘不良时 7.2 26 12 40.5 35 76 5 断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻 辅助回路和控制回路绝缘电阻 1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次 2）必要时 1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次 2）必要时 1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次 2）必要时 1）大修后应符合制造厂规定 1）隔离开关和隔离插头回路电2）运行中一般不大于制造厂规定值阻的测量在有条件时进行 的1.5倍 2）必要时，如： 3）对于变压器进线断路器柜，如实怀疑接触不良时 际运行电流大于额定电流的80%，则 测量值不应大于制造厂规定值的1.2倍 不应低于2MΩ 1）采用500V或1000V兆欧表 6 7 辅回路控制路交耐压验 助和回流试试验电压为交流2kV 1）可用2500V兆欧表代替 12

注1：对高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器柜序号3、4、5、6、7的项目可不做定期试验；对110kV站母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜序号3、4、5、6、7的项目定期试验周期可调整为6年1次。 注2：其它型式开关柜，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19中有关序号进行。柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本标准有关章节规定。 7 套管

套管(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表9,35kV以下可参照执行。

表9 套管的试验项目、周期和要求

序号 项 目 1 周 期 要 求 1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值： 110kV及以上：10000MΩ 35kV：5000MΩ 2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 说 明 1）采用2500V兆欧表 2）变压器套管、电抗器套管的试验周期跟随变压器、电抗器 3）必要时，如： —红外检测发现套管发热 —套管油位不正常或气体压力不正常 主绝1）3年 缘及电2）变压器套容型套管、电抗器套管管末屏在变压器、电抗对地绝器大修后 缘电阻 3）必要时 主绝1）3年 缘及电2）变压器套容型套管、电抗器套管管对地在变压器、电抗末屏 器大修后 tanδ3）必要时 与电容量 2 1）20℃时的tanδ(%)值应不大于1）油纸电容型套管的tanδ一下表中数值： 般不进行温度换算，当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明电压等级, 220、20、35 110 显增长或接近左表数值时，应综kV 500 合分析tanδ与温度、电压的关油纸 1.0 1.0 0.8 系。当tanδ随温度增加明显增电 胶纸 3.0 1.5 1.0 大或试验电压由10kV升到容 气体 — 1.0 1.0 Um/3时，tanδ增量超过±型 干式 — 1.0 1.0 0.3%，不应继续运行 2）测量变压器套管tanδ时，充油 3.5 1.5 — 非电 与被试套管相连的所有绕组端子充胶 3.5 2.0 — 容型 连在一起加压，其余绕组端子均胶纸 3.5 2.0 — 接地，末屏接电桥，正接线测量 2） 电容型套管的电容值与出厂值3）对具备测试条件的电容型套或上一次试验值的差别超出±5%时，管可以用带电测试电容量及tan应查明原因 δ代替 3） 当电容型套管末屏对地绝缘电4）必要时，如： 阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地—红外检测发现套管异常 tanδ，其值不大于2% —套管油位不正常 3 带电1）投产后半年1）可采用同相比较法，判断标准为： 对已安装了带电测试信号取样测试内 — 同相设备介损测量值差值单元的电容型套管进行，超出要tan?及2）一年 (tan?X- tan?N)与初始测量值差值比求时应： 电容量 3）大修后 较，变化范围绝对值不超过±0.3%，1）查明原因 4）必要时 电容量比值(CX/CN)与初始测量电容量2）缩短试验周期 比值比较，变化范围不超过±5% 3）必要时停电复试 — 同相同型号设备介损测量值(tan?X- tan?N)不超过±0.3%。 2）采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则 红外检测 1）500kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊1）用红外热像仪测量 年6次或以上； 断应用规范》执行 2）结合运行巡视进行，试验人220kV：1年4次员每年至少进行一次红外检测，或以上；110kV：同时加强对电压致热型设备的检1年2次或以上 测，并记录红外成像谱图 2）必要时 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时 4 13

注:对电容型套管，每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的项目周期可调整为6年。 8 电力电缆线路

8.1 橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。

橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10。

表10 橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求

序号 项 目 1 周 期 要 求 大于1000MΩ 说 明 0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表；6/6kV及以上电缆可用5000V兆欧表 1）采用500V兆欧表 2）对外护套有引出线者进行 用钳型电流表测量 主绝新作终端或接缘的绝头后 缘电阻 外护110kV及以上：套绝缘6年 电阻 2 每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ 3 带电110kV及以上：单回路敷设电缆线路，一般不大于测试外1年 电缆负荷电流值的10%，多回路同沟护层接敷设电缆线路，应注意外护套接地电地电流 流变化趋势，如有异常变化应加强监测并查找原因 外护110kV及以上：套直流必要时 耐压试验 按制造厂规定执行 4 必要时，如： 当怀疑外护套绝缘有故障时 5 主绝1）大修新作终推荐使用频率20Hz～300Hz谐振耐缘交流端或接头后 压试验 耐压试2）必要时 电压等级 试验电压 时间 验 2.0U0 5min 35kV以下 (或1.6U0) (或60min) 35kV 110kV 220kV 及以上 1.6U0 1.6U0 1.12U0（1.36U0） 60min 60min 60min 1）不具备试验条件时可用施加正常系统相对地电压24小时方法替代 2）对于运行年限较久（如5年以上）的电缆线路，可选用较低的试验电压或较短的时间。 3）必要时，如： 怀疑电缆有故障时 6 局部放电测试 护层保护器的绝缘电阻或直流伏安特性 必要时 按相关检测设备要求，或无明显局可采用：振荡波、超声波、超部放电信号 高频等检测方法 参见10.4表27中序号2、3 7 6年 14

8 接地110kV及以上：箱保、护必要时 箱连接接触电阻和连接位置的检查 参见10.4表27中序号2、3 9 红外220kV：1年4按DL/T664-2008《带电设备红外诊1）用红外热像仪测量，对电缆检测 次或以上；断应用规范》执行 终端接头和非直埋式中间接头进110kV：1年2次行 或以上 2）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图 9 绝缘油

9.1 变压器油

变压器油(包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油)的试验项目、周期和要求见表11。如试验周期与设备电气试验周期有不同时，应按设备电气试验周期进行。

表11 变压器油的试验项目、周期和要求

要 求 序号 1 2 项 目 外状 水分，mg/L 周期 投运前 3年 1年 运行中 DL 429.1-91 透明、无杂质或悬浮物 检验方法 500kV：≤10 500kV：≤15 GB/T7600-1987或220kV：≤15 220kV：≤25 GB/T7601-1987 110kV及以下：110kV及以下： ≤20 ≤35 500kV：≤0.5 220kV及 以下： ≤1.0 500kV：≤2.0 220kV及以下：≤4.0 GB/T5654-2007 3 tanδ(90℃) % 击穿电压， kV 3年 4 3年 500kV： ≥60 500kV：≥50 110～220kV：≥110～220kV：≥40 35 35kV及以下：≥35kV及以下 ：35 ≥30 电极形状应严格按相应试验方法的规定执行，表中指标是220kV及以下设备采用平板电极，500kV设备采用球形和球盖型电极参考GB/T507-2002或DL 429.9-91。 GB/T17623-1998、GB/T7252-2001或DL/T722-2000 5 油中溶解气体组份含量色谱分析 变压器、电抗器 见第5章 互感器 见第6章 套管 见第8章 电力电缆 见第10章 注：1 .互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见相关章节；对全密封式的互感器和套管，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样； 2 .有载调压开关用的变压器油的其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定（如无制造厂规定，则检验项目按表32第1、8项目，指标参照断路器油要求）；如设备需停电取样时，应按设备电气试验周期进行； 3 .对变压器及电抗器，取样油温为40℃～60℃。

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9.2 断路器油

投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表12。试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。

表12 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 外状 周 期 要 求 检验方法 DL429.1-91 1） 3年 透明、无游离水分、无杂质或悬浮2） 投运前物 或大修后 ≥4.2 2 水溶性1） 3年 酸 2） 投运前(pH值) 或大修后 击穿电1） 1年后 压， 2） 投运前kV 或大修 3）油量为60kg以下的少油断路器3年或以换油代替 GB/T7598-2008 3 110kV以上： 投运前或大修后 ≥40 运行中 ≥35 110kV及以下： 投运前或大修后 ≥35 运行中 ≥30 GB/T507-2002或DL429.9-91

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10 避雷器

金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13。

表13 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 运行电压下的交流泄漏电流带电测试 周 期 1）35kV及以上：新投运后半年内测量一次，运行一年后每年雷雨季前1次 2）怀疑有缺陷时 要 求 1）测量运行电压下全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化 2）测量值与初始值比较，当阻性电流增加50%时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期；当阻性电流增加1倍时应停电检查 说 明 1）35kV及以上运行中避雷器应采用带电(或在线)测量方式，如避雷器不具备带电测试条件时(如变压器中性点避雷器、500kV主变变低35kV避雷器等)，应结合变压器停电周期安排停电测试 2）应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压 3）带电测量宜在避雷器外套表面干燥时进行；应注意相间干扰的影响 4）避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每1个月一次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试 2 红外检测 1）500kV：1按DL/T664-2008《带电设备红外诊1）采用红外热像仪 年6次或以断应用规范》执行 2）发现热像图异常时应结合带上；220kV ：1电测试综合分析，再决定是否进年4次或以行停电试验和检查 上；110kV：13）结合运行巡视进行 年2次或以上 2）怀疑有缺陷时 测试3～5次，均应正常动作 结合带电测试进行 3 检查放1）每年雷电计数器雨季前 动作情况 2）怀疑有缺陷时 绝缘电阻 1）35kV、110kV：6年； 220kV、500kV：3年 2）怀疑有缺陷时 4 1）35kV以上:不小于2500MΩ 2）35kV及以下:不小于1000MΩ 采用2500V及以上兆欧表 5 直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流 底座绝缘电阻 1）35kV、1）不低于GB11032规定值 1）要记录环境温度和相对湿110kV：6年； 2）U1mA实测值与初始值或制造厂规定度，测量电流的导线应使用屏蔽220kV、值比较，变化不应大于±5% 线 500kV：3年 3）0.75U1mA下的泄漏电流不应大于502）初始值系指交接试验或投产2）怀疑有缺μA 试验时的测量值 陷时 3）避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验 1）35kV、110kV：6年； 220kV、500kV：3年 2）怀疑有缺陷时 不小于5MΩ 采用2500V及以上兆欧表 6 17

7 工频参考电流下的工频参考电压 35kV及以上：怀疑有缺陷时 应符合GB11032或制造厂的规定 1）测量环境温度(20±15)℃ 2）测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，宜整相更换 注:（1）每年定期进行运行电压下全电流及阻性电流带电测量的,对序号4～7的项目可不做定期试验。 （2）安装在变电站终端塔上的无间隙金属氧化物避雷器的预防性试验周期和要求等同于变电站内金属氧化物避雷器，如进行交流阻性电流带电测试有困难时可加强红外检测、全电流监视和巡视频度，或采取抽检的方式，也可结合线路停电安排停电试验。

11 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14。

表14 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 周 期 要 求 说 明 检查导1）3年 1）外观检查无异常 铜线的连接管检查周期可延长线连接管2）线路检2）连接管压接后的尺寸及外形应符至5年 的连接情修时 合要求 况 间隔棒检查 1）3年 状态完好，无松动、无胶垫脱落等2）线路检情况 修时 无磨损松动等情况 2 3 阻尼设1）3年 施(防振2）线路检锤)的检查 修时 4 红外检110kV及以按DL/T664-2008《带电设备红外诊针对导线压接管、跳线连接板测 上线路投运1断应用规范》执行 进行 年内测量1次，以后根据巡视结果决定 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。

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12 接地装置 12.1 有效接地系统

有效接地系统（指35kV及以上变电站、发电厂）接地网的试验和检查项目、周期和要求见表15。

表15 有效接地系统接地网的试验和检查项目、周期和要求

序号 1 项 目 检查电力设备接地引下线与接地网连接情况（导通性测试） 周 期 要 求 说 明 1）采用测量接地引下线与接地网（或相邻设备）之间的回路电阻值来检查其连接情况，可将所测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）应采用通以不小于5A的直流电流测量回路电阻的方法来检查地网的完整性和接地引下线的连接情况 3） 必要时，如： 怀疑连接线松脱或被腐蚀时 1）6年 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现2）必要时 象。状况良好设备的回路电阻测试值应在50mΩ以下；50～200mΩ者，宜关注其变化，重要设备宜在适当时候检查处理；200mΩ～1Ω者，对重要设备应尽快检查处理，其它设备宜在适当时候检查处理；1Ω以上者，设备与主地网未连接，应尽快检查处理 2 发电厂、1）10年 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现1）传统的方法是抽样开挖检变电站接2）位于海象，当外观检查或根据腐蚀量化指标查，根据电气设备重要性和施工地网的腐边、潮湿地区得出接地网已严重腐蚀的结论时，应安全性，选择5～8点沿接地引下蚀诊断检或有地下污染安排大修或因地制宜的采用成熟的防线开挖检查，采用外观检查、取查 源地区的变电腐措施 样进行腐蚀率和腐蚀速度等量化站，可视情况 指标判断变电站接地网的腐蚀情缩短开挖周期 况，如有疑问还应扩大开挖范围 3）怀疑地网2）判断主网导体腐蚀程度的方腐蚀情况严重法有直观法（肉眼观察腐蚀情况，时 拍照记录）、取样量直径法、取样失重法（相对失重法、自然失重法）和针孔法（以腐蚀深度反映腐蚀率）等，以相对失重法为例，腐蚀率小于10%的，腐蚀程度为一般；腐蚀率大于等于25%的，腐蚀程度为严重。 3）推荐探索和应用成熟的变电站接地网腐蚀诊断技术及相应的专家系统与开挖检查相结合的方法，减少抽样开挖检查的盲目性。 “变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法”见附录D。 注：本表主要针对钢材质接地网，对耐腐蚀性能好、开挖检查存在困难的铜质材料(纯铜、铜包钢、铜镀钢等)接地网的试验项目、周期和要求可结合实际情况参照本表执行。

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12.2 架空输电线路

架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表16。

表16 架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号 1 项 目 周 期 要 求 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 高度40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω，可采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限。但对于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不宜超过20Ω 土壤电阻率,Ω·m 100及以下 100～500 500～1000 1000～2000 2000以上 2 无架空1）进线段杆种 类 地线的线塔2年 非有效接地系统的路杆塔接2）其它线路钢筋混凝土杆、金属地电阻 杆塔不超过5杆 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 10 15 20 25 30 接地电阻,Ω 30 说 明 有架空1）进线段地线的线杆塔2年 路杆塔的2）其它线接地电阻 路杆塔不超过5年 3）必要时（如线路雷击跳闸、绝缘子击穿等故障后） 1）基建工程交接验收时必须采用三极法布线测量，并用钳表法测量比对，如果两者结果一致，预防性试验才能用钳表法直接测量 2）线路杆塔改造后的测量程序和要求同交接验收 3）必要时，如： —巡检时怀疑杆塔地网 —放射延长线存在人为偷盗和雨水冲刷等外力因素破坏时 接地电阻,Ω 50 30

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12.3 其它设备

其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表17。

表17 其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号 1 项 目 周 期 要 求 不宜大于10Ω 说 明 在高土壤电阻率地区接地电阻难以降到10Ω时，允许有较大数值，但应符合防止避雷针(线)对被保护对象及其它物体反击的要求 独立避不超过6年 雷针(线)的接地电阻 独立微不超过6年 波站的接地电阻 独立贮油、贮气罐及其管道的接地电阻 发电厂专用设施集中接地装置的接地电阻 露天配电装置避雷针的集中接地电阻 不超过6年 2 不宜大于5Ω 3 不宜大于30Ω 4 不超过6年 不宜大于10Ω 与主接地网连在一起的可不测量，但应检查与接地网的连接情况（导通性测试） 5 不超过6年 不宜大于10Ω 与主接地网连在一起的可不测量，但应检查与接地网的连接情况（导通性测试） 6 与架空与进线段杆排气式和阀式避雷器的接地电阻，线直接连塔接地电阻的分别应不大于5Ω和3Ω。对于1500kW接的旋转测量周期相同 及以下的小型直配电机，如果不采用电机进线DL/T620-1997中相应接线时，此值可段上避雷酌情放宽 器的接地电阻

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13 旋转电机

13.1 同步发电机

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18，6000kW以下者可参照执行。

表18 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 周 期 要 求 定子绕1）1年1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条组的绝缘或小修时 件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年电阻、吸收2）大修正常值的1/3以下时，应查明原因 比或极化前、后 2）各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大指数 于最小值的100% 3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1）1年或小修时 2）大修前、后 3）更换绕组后 4）必要时 1）试验电压如下： 全部更换定子绕组并修好后 3.0Un 局部更换定子绕组并修好后 2.5Un 运行20年及以下者 2.5Un 大 运行20年以上与架空线2.5Un 修 直接连接者 前 运行20年以上不与架空(2.0～线直接连接者 2.5)Un 小修时和大修后 2.0Un 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100%；最大泄漏电流在20μA以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化 3）泄漏电流不随时间的延长而增大 说 明 1）采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2）200MW及以上机组推荐测量极化指数 3）水内冷定子绕组应在消除剩水的影响下进行，否则自行规定 4）水内冷定子绕组在通水情况下用专用兆欧表,同时测量汇水管及绝缘引水管的绝缘电阻 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为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）不符合要求的2)、3)之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析 5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。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，无机械混杂物，导电率在水温25℃时要求：对于开启式水系统不大于5.0×102 μS/m；对于独立的密闭循环水系统为1.5×102μS/m 6）必要时，如： 出现定子绕组单相接地或差动保护动作又不能完全排除定子故障时 2

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13.2 交流电动机

交流电动机的试验项目、周期和要求见表19。

表19 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及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于Un MΩ(取Un的千伏数，下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于Un MΩ c）转子绕组不应低于0.5MΩ 2）吸收比根据实际情况规定 1）3kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1% 2）其余电动机根据实际情况规定 3）应注意相互间差别的历年相对变化 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19.1序号1 2）3kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV及以上者使用2500V兆欧表 3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测量 4）有条件时可分相测量 必要时，如： —怀疑有匝间短路时 2 绕组的直流电阻 3 运行中故障检测 1）1年(3kV及以上或100kW及以上) 2）大修时 3）必要时 每年2次 检测内容： —鼠笼断条 —气隙偏心 —定子绕组匝间短路 23

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