各类高压电气设备试验项目及要求标准

电力设备预防性实验规程(缩减）

1. 范围

本标准规定了各种电力设备预防性实验的项目、周期和要求,用以判断设备是否符合条件，预防设备损坏、保证安全运行。

本标准适用于500KV以下的交流电力设备。

本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电器设备和安全用具。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。

2．定义、符号

2．1 预防性实验

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，对设备状况连续或顶事进行的监测，通常是自动进行的。 2．3 带电测量

对在运行电压下的设备，采用专用一起，由人员参与进行的测量。 2．4 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流电流值之比。常采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时的测得值。 2．5 吸收比

在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。 2．6 极化指数

在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。 2．7 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）； 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1mA下的参考电压； tgδ 介质损耗因数；

3．总则

3．1 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。

3．2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行，对其他设备可由本单位总工程师审查批准后执行。

3．3 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；其他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实验值，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：

500KV ＞72h 220及330KV ＞48h 110kv及以下 ＞24h

3．4 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连在一起进行试验。已有单独实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接设备中的最低试验电压。

3．5 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。

3.6 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、tgδ、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进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

3．7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

3．8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。

3．9 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。

3．10 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。

4． 交流电动机

4．1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表1。

表 1 交流电动机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 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 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)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化 1) 试验电压：全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以说 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)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 1 绕组的绝缘电阻和吸收比（吸收比：同一次实验中1min时的电阻值和15s时的绝缘电阻值之比） 1)小修时 2)大修时 2 绕组的直流电阻 1)1年(3kV及以上或100kW及以上) 2)大修时 3)必要时 1)大修时 2)更换绕组后 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 有条件时可分相进行 下者不作规定 3)500kW以下的电动机自行规定 1)大修后 2)更换绕组后 1)大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V 试验电压如下： 大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后 全部更换转子绕组后 6 同步电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机轴承的绝缘电阻 转子金属绑线的交流耐压 检查定子绕组的极性 定子铁芯大修时 不可逆式 可逆式 1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 4 定子绕组的交流耐压试验 5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后 1.5Uk，但不3.0Uk，但不小于1000V 小于2000V 2Uk+1000V 4Uk+1000V 可用2500V兆欧表测量代替 试验电压为1000V 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 7 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% 8 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 9 大修时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 10 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 1)对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性 2)中性点无引出者可不检查极性 11 接线变动时 1)全部 定子绕组的极性与连接应正确 12 1）磁密在1T下齿的最高温升不大1）在磁密为1T下持续试验试验 更换绕组时或修理铁芯后 2)必要时 于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定。 2）单位损耗参考值见附录A。 3）运行年久的电机自行规定。 时间为90min，磁密为1.4T下持续时间为45min。用红外热像仪测温。 1)3kV或500kW及以上电动机应做此项试验 2)如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值 1)空转检查的时间一般不小于1h 2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 3)3kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 13 电动机空转并测空载电流和空载损耗 必要时 1)转动正常，空载电流自行规定 2)额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50% 14 双电动机拖动时测量转矩—转速特性 必要时 1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机 两台电动机的转矩—转速特性曲线 2)更换时，应选择两台转上各点相差不得大于10% 矩转速特性相近似的电动机 4．2 各类试验项目：

定期试验项目见表1中序号1、2。

大修时试验项目见表1中序号1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表1中序号4、5。

容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。

5 电力变压器及电抗器

5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。

表 2 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求

序 项 目 号 1 周 期 1)220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、要 求 1)运行设备的油中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：总烃含量大于150×10-6 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10-6 (500kV变压器为1×10-6) 2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密说 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 油中溶解气体色谱分析

30天(500kV设备还应增加1次在投运后1天) 2)运行中：a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月；c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月；d)其余8MVA及以上的变压器为1年；e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定 3)大修后 4)必要时 2 1)1～3年或自行规定 2)无励磁调压变压器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 4)大修后 5)必要时 封式)，或相对产气速率大于10%/运前的测试数据 月则认为设备有异常 5)测试周期中1)项的规定 3)对330kV及以上的电抗器，适用于大修后的变压器 当出现痕量(小于5×10-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 绕组直流电阻 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这 1)1.6MVA以上变压器，各相绕种偏差的原因，按要求中3)组电阻相互间的差别不应大于三项执行 相平均值的2%，无中性点引出的 2)不同温度下的电阻值按绕组，线间差别不应大于三相平下式换算 均值的1% 2)1.6MVA及以下的变压器，相?T?t2? R2?R1??T?t??间差别一般不大于三相平均值的1??4%，线间差别一般不大于三相平 式中R1、R2分别为在温度均值的2% t1、t2时的电阻值；T为计算 3)与以前相同部位测得值比较，用常数，铜导线取235，铝导其变化不应大于2% 线取225 4)电抗器参照执行 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 1)绝缘电阻换算至同一温度下， 2)测量前被试绕组应充分与前一次测试结果相比应无明显放电 变化 3)测量温度以顶层油温为 2)吸收比(10～30℃范围)不低准，尽量使每次测量温度相近 于1.3或极化指数不低于1.5 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻3 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 值一般可按下式换算 R2?R1?1.5(t1?t2)/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 4 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330～500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10kV及以上 绕组电压10kV以下 10kV Un 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 tg?2?tg?1?1.3(t2?t1)/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 绕组的tgδ 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 4)用M型试验器时试验电压自行规定 5 电容型套管的tgδ和电容值 绝缘油试验 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1) 1～5年(10kV及以下) 2)大修后(66kV及以下) 3)更换绕组后 4)必要时 见第9章 6 见第13章 7 交流耐压试验 1)可采用倍频感应或操作波感应法 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表 2)66kV及以下全6(定期试验按部分更换绕组电压值) 绝缘变压器，现场条 2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂件不具备时，可只进试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，行外施工频耐压试按出厂试验电压值的0.85倍 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8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 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 行测量 9 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、 1)大修后 线圈压环 2)必要时 及屏蔽等的绝缘电阻 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)连接片不能拆开者可不进行 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定 10 油中含水量 11 油中含气量 12 见第13章 见第13章 1)试验电压一般如下： 绕组额 定电压 kV 直流试 验电压 kV 6～10 20～35 66～330 读取1min时的泄漏电流值 500 5 10 20 40 60 绕组泄漏电流 1)1～3年或自行规定 2)必要时 3 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 13 绕组所有分接的电压比 1)分接开关引线拆装后 2)更换绕组后 3)必要时 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 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 15 空载电流和空载损耗 更换绕组后 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低16 短路阻抗和负载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 电流值(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较) 17 1)大修后(220kV及以上) 2)更换绕组后(220kV及以上、120MVA及以上) 3)必要时 1)1年或按制造厂要求 2)大修后 3)必要时 1)试验方法符合GB1094.3的规定 1)在线端电压为1.5Um/3时，放电量 2)周期中“大修后”系指消缺性大修一般不大于500pC；在线端电压为后，一般性大修后的1.3Um/3时，放电量一般不大于300pC 试验可自行规定 3)电抗器可进行 2)干式变压器按GB6450规定执行 运行电压下局部放电监测 局部放电测量 18 有载调压装置的试验和检查 1)检查动作顺序， 动作角度 2)操作试验：变压器带电时手动操作、 电动操作、远方操作各2个循环 3)检查和切换测试： a)测量过渡电阻的阻值 范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符 手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常 有条件时进行 与出厂值相符 三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符 动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好 b)测量切换时间 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 19 测温装置及其二次回路试验 20 气体继电器及其二次回路试验 21 压力释放器校验 22 按制造厂的技术要求 无烧伤或变动 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 符合制造厂的技术要 求，击穿电压一般不低于25kV 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 1)1～3年 2)大修后 3)必要时 1)1～3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 必要时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 整定值符合运行规程要求，动作正确 绝缘电阻一般不低于1MΩ 动作值与铭牌值相差应在±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0.6m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(约2.5kPa压力)，试验 时间12h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24h无渗漏 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏 2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 试验时带冷却器，不带压力释放装置 整体密封检查 大修后 23 冷却装置及其二次回路检查试验 套管中的电流互感器绝缘试验 1)自行规定 2)大修后 3)必要时 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 24 1)大修后 2)必要时 更换绕组后 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 1) 1)在使用分接上25 全电压 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次

下空载合闸 间隔5min 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min 进行 2)由变压器高压或中压侧加压 3)110kV及以上的变压器中性点接地 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 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高 2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后 3)需了解绝缘老化情况 1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样 可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T580—96《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量 适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量 按GB7328要求进行 26 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 运行 年限 油中糠醛含量 必要时 糠醛量 mg/L 1～5 0.1 5～10 0.2 10～15 0.4 15～20 0.75 2)跟踪检测时，注意增长率 3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 27 绝缘纸(板)聚合度 必要时 当聚合度小于250时，应引起注意 28 含水量(质量分数)一般不大于下值： 500kV 330kV 绝缘纸(板)含水量 必要时 220kV 3% 1% 2% 29 阻抗测量 30 振动 31 噪声 32 油箱表面温度分布

必要时 必要时 必要时 必要时 与出厂值相差在±5%，与三相或三相组平均值相差在±2%范围内 与出厂值比不应有明显差别 与出厂值比不应有明显差别 局部热点温升不超过80K

6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。 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5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.3.2 大修试验项目

表 6 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 66 110 220 330 500 最高工线端交流试验电压值 kV 作 电 全部更换部分更换绕压 绕组 组 kV ≤1 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0 363.0 550.0 3 18 25 35 45 55 85 140 200 360 395 460 510 630 680 2.5 15 21 30 38 47 72 120 170 (195) 306 336 391 434 536 578 中性点交流试验电压值 kV 全部更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 140 95 85 (200) 85 (230) 85 140 部分更换绕组 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 72 (170) 72 (195) 72 120 线端操作波试验电压值 kV 全部更换绕组 — 35 50 60 90 105 170 270 375 750 850 950 1050 1175 部分更换绕组 — 30 40 50 75 90 145 230 319 638 722 808 892 999 注：1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统； 2 操作波的波形为：波头大于20μS，90%以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。

a)一般性大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。

b)更换绕组的大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 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5中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。

6.4.2 大修试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于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5中序号1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。

6.5.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、

24，其中10、11项适用于330kV及以上电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。 6.6 消弧线圈

6.6.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。

6.6.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。 6.7 干式变压器

6.7.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。

6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。 6.8 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5中序号7。 6.9 判断故障时可供选用的试验项目

本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目： ——绕组直流电阻

——铁芯绝缘电阻和接地电流

——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视

——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 ——油泵及水冷却器检查试验

——有载调压开关油箱渗漏检查试验

——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——绝缘油含水量

——绝缘油含气量(500kV)

——局部放电(可在变压器停运或运行中测量) ——绝缘油中糠醛含量 ——耐压试验

——油箱表面温度分布和套管端部接头温度

b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。 c)变压器出口短路后可进行下列试验： ——油中溶解气体分析 ——绕组直流电阻 ——短路阻抗

——绕组的频率响应 ——空载电流和损耗

d)判断绝缘受潮可进行下列试验：

——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV) ——绝缘纸的含水量

e)判断绝缘老化可进行下列试验：

——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) ——绝缘油酸值 ——油中糠醛含量

——油中含水量

——绝缘纸或纸板的聚合度

f)振动、噪音异常时可进行下列试验： ——振动测量 ——噪声测量

——油中溶解气体分析 ——阻抗测量 7 互感器

7.1 电流互感器

7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。

表 7 电流互感器的试验项目、周期和要求 序 号 项 周 期 目 绕组及末屏的绝缘电阻 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低于1000MΩ 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 电压等级 kV 大 油纸电容型 修 充油型 后 胶纸电容型 tgδ及电容量 运 油纸电容型 1)投运前 行 充油型 2)1～3年 中 胶纸电容型 3)大修后 4)必要时 20～35 — 3.0 2.5 — 3.5 3.0 66～110 1.0 2.0 2.0 1.0 2.5 2.5 220 0.7 — — 0.8 — — 330～500 0.6 — — 0.7 — — 说 明 1 采用2500V兆欧表 2 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tgδ一般不进行温度换算，当tgδ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 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出±5%范围时应查明原因 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，其值不大于2% /3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 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 3 油中溶解气体色谱分析 交流耐压试 1)投运前 2)1～3年 (66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 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： 总烃 100×10-6 H2 150×10-6 C2H2 2×10-6(110kV及以下) 1×10-6(220～500kV) 4 1)1～3年 1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不 (20kV及明的按下列电压进行试验： 验 以下) 电压 2)大修后 等级 3)必要时 kV 试验电压 kV 3 6 10 15 20 35 66 15 21 30 38 47 72 120 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1)1～3年(20～35kV局部放固体绝缘互电测量 感器) 2)大修后 3)必要时 极性检查 试验按GB5583进 1) 固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，行 放电量不大于100pC，在电压为1.1Um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5 1.1Um/3时，放电量不大于20pC 更换绕组后应测量比值差和相位差 继电保护有要求时进行 试验方法按制造厂规定 6 1)大修后 与铭牌标志相符 2)必要时 7 各分接 1)大修后 头的变 与铭牌标志相符 2)必要时 比检查 校核励磁特性曲线 密封检查 一次绕组直流电阻测量 绝缘油击穿电压 必要时 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 8 9 1)大修后 应无渗漏油现象 2)必要时 1)大修后 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 2)必要时 10 11 1)大修后 2)必要时 见第13章 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

定期试验项目见表7中序号1、2、3、4、5。

大修后试验项目见表7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项)。 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8和表9。

表 8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 周 期 目 绝缘 1)1～3 自行规定 要 求 说 明 一次绕组用

电阻 年 2)大修后 3)必要时 1)绕组绝缘： 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 1)投运前 2)1～3年(66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 1)3(20kV以下) 2)大后 3)必时 年及修要1) 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度 ℃ 35kV 大修后 及以运行中 下 35kV 以上 大修后 运行中 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 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试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 2 tgδ(20kV及以上) 2)支架绝缘tgδ一般不大于6% 3 油中溶解气体的色谱分析 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： 总烃 100×10-6 H2 150×10-6 C2H 22×10-6 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，出厂值不明的，按下列电压进行试验： 电压等级 kV 试验电压 kV 3 6 10 15 20 35 66 4 交流耐压试验 15 21 30 38 47 72 120 1)串级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验 2)进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压 3)倍频耐压试验前后，应检查有否 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 1)投运前 2)1～3年(20～35kV固体绝缘互感器) 3)大修后 4)必要时 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为绝缘损伤 1)试验按GB5583进行 2)出厂时有试验报告者投运前可不进行试验或只进行抽查试验 1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.1Um时，放电量不大于100pC 2)110kV及以上油浸式电压互感器在电压为5 局部放电测量 1.1Um/3时，放电量不大于20pC 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别 2)在下列试验电压下，空载电流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 1.5Un/3 6 空载电流测量 1)大修后 2)必要时 7 密封检查 铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻 联接组别和极性 1)大修后 2)必要时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 8 大修时 自行规定 采用2500V兆欧表 9 1)更换绕组后 2)接线变动后 1)更换绕组后 2)接线变动后 1)大修后 2)必要时 与铭牌和端子标志相符 10 电压比 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 11 绝缘油击穿电压 见第13章 注：投运前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9 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 3 项 目 电压比 中间变压器的绝缘电阻 中间变压器的tgδ 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 要 求 与铭牌标志相符 自行规定 与初始值相比不应有显著变化 说 明 采用2500V兆欧表 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：

定期试验项目见表8中序号1、2、3、4、5。

大修时或大修后试验项目见表8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9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10。

表10 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目 SF6气体泄漏试验 1)大修后 2)必要时 周 期 要 求 见第13章 说 明 2 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以及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5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于30×10-6 采用500V或1000V兆欧表 3 辅助回路和控制回路绝缘电阻 耐压试验 1)1～3年 绝缘电阻不低于2MΩ 2)大修后 4 1)大修后 2)必要时 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80% 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 试验电压值为Um的5min耐压试验 3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。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 5 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ 大修后 试验电压为2kV 耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 6 1)1～3年 1)对瓷柱式断路器和断口同时测量， 2)大修后 测得的电容值和tgδ与原始值比较，应 3)必要时 无明 显变化 2)罐式断路器(包括GIS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)大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整 体的电容值和tgδ，作为该设备的原始数据 2)对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定 制造厂无要求时不测 7 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 断路器的速度特 性 断路器的时间参量 1)1～3年(罐式断路器除外) 2)大修后 大修后 1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5% 2)合闸电阻的有效接入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 8 9 1)大修后 2)机构大修后 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)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接 触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压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 10 分、合闸电磁铁的动作电压 1)1～3年 2)大修后 3)机构大修后 11 导电回路电阻 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器(包括整定值)检验 压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验 1)1～3年 1)敞开式断路器的测量值不大于制造 2)大修后 厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 1)大修后 2)机构大修后 应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 12 13 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 14 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(减压阀及机械安全阀) 15 操动机 1)大修后 构在分 2)机构大闸、合闸、修后 重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值 液(气)压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 应符合制造厂规定 16 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 应在分、合闸位置下分别试验 17 18 1)大修后 2)机构大修时 按制造厂规定

19 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中的电流互感器、电压互感器和避雷器 1)大修后 2)必要时 按制造厂规定 20 1)大修后 2)必要时 按制造厂规定，或分别按第7章、第 14章进行

8.1.2 各类试验项目：

定期试验项目见表10中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。

大修后试验项目见表10中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。 8.6 真空断路器

8.6.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表13。

表13 真空断路器的试验项目、周期、要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 1)1～3年 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行 2)大修后 规定 2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值： MΩ 试验类别 额定电压 kV ＜24 1000 300 24～40.5 2500 1000 72.5 5000 3000 1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，耐压设备不能满足时可分段进行 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 大修后 运行中 2 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 1)1～3年(12kV及以下) 断路器在分、合闸状态下分别进行，试 2)大修后 验电压值按DL/T593规定值 3)必要时 (40.5、72.5kV) 1)1～3年 试验电压为2kV 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 4 导电回路电阻 2)大修后 1)1～3年 1)大修后应符合制造厂规定 2)大修后 2)运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 用直流压降法测量，电流不小于100A 5 断路器 大修后 的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同 应符合制造厂规定 期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 操动机 大修后 构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电 压 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%间 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 2)进口设备按制造厂规定 在额定操作电压下进行 6 7 合闸接 1)1～3年 触器和分、 2)大修后 合闸电磁 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 铁线圈的 2)直流电阻应符合制造厂规定 绝缘电阻和直流电阻 真空灭弧室真空度 的测量 检查动触头上的软联结夹片有无松动 大、小修时 采用1000V兆欧表 8 自行规定 有条件时进行 9 大修后 应无松动 8.6.2 各类试验项目：

定期试验项目见表13中序号1、2、3、4、7。

大修时或大修后试验项目见表13中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。

8.7 重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器) 8.7.1 重合器的试验项目、周期和要求见表14。

8.9 隔离开关

8.9.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表17。

表17 隔离开关的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻 1)1～3年 2)大修后 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 采用2500V兆欧表 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 试验类别 ＜24 大修后 运行中 1000 300 额定电压 kV 24～40.5 2500 1000 采用1000V兆欧表 2 二次回路的绝缘电阻 1)1～3年 2)大修后 绝缘电阻不低于2MΩ 3)必要时 3 交流耐压试验 大修后 1)试验电压值按DL/T593规定 在交流耐压试验前、后 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成应测量绝缘电阻；耐压后的隔离开关进行整体耐压有困难时，可对的阻值不得降低 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 气动或液压应在额定压力下进行 4 二次回路交流耐压试验 电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压 导电回路电阻测量 操动机构的动作情况 大修后 5 大修后 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内 6 大修后 不大于制造厂规定值的1.5倍 1)电动、气动或液压操动机构在额定的操作电压(气压、液压)下分、合闸5次，动作正常 2)手动操动机构操作时灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠

用直流压降法测量，电流值不小于100A 7 大修后 8.9.2 各类试验项目：

定期试验项目见表17中序号1、2。

大修后试验项目见表17中1、2、3、4、5、6、7。

8.10 高压开关柜

8.10.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表18。

8.10.2 配少油断路器和真空断路器的高压开关柜的各类试验项目。 定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、10、13。

大修后试验项目见表18中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。

表18 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 项 目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 1 1)1～3年 2)大修后 绝缘电阻不应低于2MΩ 采用1000V兆欧表 2 辅助回路和控制 大修后 回路交流耐压试验 断路器速度特性 断路器的合闸时间、分闸时间和三相分、 合闸同期性 大修后 试验电压为2kV 3 应符合制造厂规定 如制造厂无规定可不进行 4 大修后 应符合制造厂规定 5 断路器、隔离开关及隔离插 1)1～3年 头的导电 2)大修后 回路电 阻 操动机构合闸接 1)大修后 触器和分、 2)机构大合闸电磁修后 铁的最低动作电压 合闸接触器和分 大修后 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中应不大于制造厂规定值的1.5倍 隔离开关和隔离插头回路电阻的测量在有条件时进行 6 参照表11中序号12 7 1)绝缘电阻应大于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用1000V兆欧表 合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 绝缘电阻试验 1)1～3年(12kV及以上) 2)大修后 1)1～3年(12kV及以上) 2)大修后 在交流耐压试验前、后分别进行 1)试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间；分闸时各相断口 2)相间、相对地及断口的试验电压值相同 8 应符合制造厂规定 9 交流耐压试验 试验电压值按DL/T593规定 10 检查电压抽取(带电显示)装置 SF6气体泄漏试验 压力表及密度继电器校验 1)1年 2)大修后 1)大修后 2)必要时 1～3年 应符合制造厂规定 11 应符合制造厂规定 12 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 13 五防性能检查 1)1～3年 2)大修后 应符合制造厂规定 14 对断路器的其它要求 高压开关柜的电流互感器 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 根据断路器型式，应符合8.1、8.2、 8.6条中的有关规定 15 见第7章 8.10.3 配SF6断路器的高压开关柜的各类试验项目：

定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、10、12、13。

大修后试验项目见表18中1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。 8.10.4 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18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。

9 电力电缆线路 9.1 一般规定

9.1.1 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，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。 9.1.2 新敷设的电缆线路投入运行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。

9.1.3 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，则以后可以按正常周期试验。

9.1.4 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屏蔽或金属套临时接地。 9.1.5 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。 9.1.6 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。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1min；停电超过一个月但不满一年的电缆线路，必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验，加压时间1min；停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。

9.1.7 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。

9.1.8 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达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，确定能否继续运行。

9.1.9 运行部门根据电缆线路的运行情况、以往的经验和试验成绩，可以适当延长试验周期。 9.2 纸绝缘电力电缆线路

本条规定适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表22。

表22 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 在直流耐压试验之前进行 要 求 自行规定 说 明 额定电压0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 6/6kV及以下电缆的泄漏电流小于10μA，8.7/10kV电缆的泄漏电流小于20μA时，对不2 直流耐压试验 1)1～3年 2)新作终端或接头后进行 1) 试验电压值按表23规定，加压时间5min，不击穿 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于耐压1min时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于2 平衡系数不作规定 表23 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV 电缆额定电压U0/U 1.0/3 3.6/6 3.6/6 6/6 直流试验电压 12 17 24 30

10.3 橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。 10.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表24。

表24 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 电缆主绝缘 绝缘电阻 周 期 1)重要电缆：1年 2)一般电缆： a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV以下5年 1)重要电缆：1年 2)一般电缆： a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV以下5年 1)重要电缆：1年 2)一般电缆： a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV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 要 求 自行规定 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及以上电缆也可用5000V兆欧表) 电缆额定电压U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35 直流试验电压 40 47 105 130 2 电缆外护套绝缘电阻 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水 本项试验只适用于三芯电缆的外护套，单芯电缆外护套试验按本表第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 3 电缆内衬层绝缘电阻 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 4 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 对照投运前测量数据 自行规定 试验方法见11.3.2条 5 电缆主 1)试验电压值按表25规定， 绝缘直流耐压试验 6 交叉互联系统 接头后 加压时间5min，不击穿 2)耐压5min时的泄漏电流不应大于耐压1min时的泄漏电流 见11.4.4条 2～3年 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。

表25 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV 电缆额定电压U0/U 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 直流试验电压 11 18 25 25 37 电缆额定电压U0/U 21/35 26/35 48/66 64/110 127/220 直流试验电压 63 78 144 192 305

10.3.2 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有增大的可能。 11 电容器

11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器

11.1.1 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29。

表 29 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波

电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 极对壳绝缘电阻 周 期 1)投运后1年内 2)1～5年 1)投运后1年内 2)1～5年 1)投运后1年内 2)1～5年 6个月 要 求 不低于2000MΩ 说 明 1)串联电容器用1000V兆欧表，其它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 用电桥法或电流电压法测量 2 电容值 1)电容值偏差不超出额定值的-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应在±10%范围内 漏油时停止使用

3 并联电阻值测量 渗漏油检查 用自放电法测量 4 观察法 11.1.2 定期试验项目见表29中全部项目。

11.1.3 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。

11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

11.2.1 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30。

表30 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 极间绝缘电阻 电容值 周 期 1)投运后1年内 2)1～3年 1)投运后1年内 2)1～3年 要 求 一般不低于5000MΩ 说 明 用2500V兆欧表 2 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3)一相中任两节实测电容值相差不超过5% 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002 用电桥法 3 tgδ 1)投运后1年内 2)1～3年 1)当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运 2)电容式电压互感器低压电容的试验电压值自定 用观察法 采用1000V兆欧表 如受试验设备限制预加电压可以适当降低 4 5 6 渗漏油检查 低压端对地绝缘电阻 局部放电试验 6个月 1～3年 必要时 漏油时停止使用 一般不低于100MΩ 预加电压0.8×1.3Um，持续时间不小于10s，然后在测量电压1.1Um/3下保持1min，局部放电量一般不大于10pC 7 交流耐压试验 必要时 试验电压为出厂试验电压的75% 11.2.2 定期试验项目见表30中序号1、2、3、4、5。

11.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。

11.2.4 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。

11.2.5 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。

11.2.5.1 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。 11.2.5.2 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，可以继续运行。

11.2.5.3 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。 11.3 断路器电容器

断路器电容器的试验项目、周期和要求见表31。

表 31 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 项 目 极间绝缘电阻 电容值 周 期 1)1～3年 2)断路器大修后 1)1～3年 2)断路器大修后 1)1～3年 2)断路器大修后 6个月 要 求 一般不低于5000MΩ 电容值偏差应在额定值的±5%范围内 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.0025 漏油时停止使用

11.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表32。

表32 集合式电容器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 相间和极对壳绝缘电阻 周 期 1)1～5年 2)吊芯修理后 自行规定 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 说 明 采用2500V兆欧表 用电桥法 3 tgδ 4 渗漏油检查 2 电容值 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3 相间和极 1)必要时

对壳交流耐压试验 4 绝缘油击穿电压 渗漏油检查 2)吊芯修理后 1)1～5年 2)吊芯修理后 1年 参照表36中序号6 三相电容器进行相间耐压 5 漏油应修复 观察法 11.5 高压并联电容器装置

装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本规程的有关规定。

11.5.1 单台保护用熔断器。

单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表33。

表 33 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 项 目 直流电阻 检查外壳及弹簧情况 周 期 必要时 1年 要 求 与出厂值相差不大于20% 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，工作位置正确，指示装置无卡死等现象 11.5.2 串联电抗器。

11.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表34。

表 34 串联电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绕组绝缘电阻 绕组直流电阻 电抗(或电感)值 绝缘油击穿电压 绕组tgδ 说 明 周 期 1)1～5年 2)大修后 1)必要时 2)大修后 1)1～5年 2)大修后 1)1～5年 2)大修后 1)大修后 2)必要时 要 求 一般不低于1000MΩ(20℃) 1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 自行规定 参照表36中序号6 20℃下的tgδ(%)值不大于： 35kV及以下 3.5 66kV 2.5 1)油浸铁芯电抗器，试验电压为出厂试验电压的85% 2)干式空心电抗器只需对绝缘支架进行试验，试验电压同支柱绝缘子 自行规定 说 明 采用2500V兆欧表 2 3 4 仅对800kvar以上的油浸铁芯电抗器进行 5 6 绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压 轭铁梁和穿芯螺栓(可接 1)大修后 2)必要时 7 大修时 触到)的绝缘电阻 11.5.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表34中序号1、3、4。

大修时或大修后试验项目见表34中序号1、2、3、4、5、6、7。 11.5.3 放电线圈

11.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表35。

表 35 放电线圈的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)1～5年 2)大修后 要 求 不低于1000MΩ 说 明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 2 3 4 5 6 绕组的tgδ 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 必要时 参照表8中序号2 试验电压为出厂试验电压的85% 用感应耐压法 交流耐压试验 绝缘油击穿电压 一次绕组直流电阻 电压比 参照表36中序号6 与上次测量值相比无明显差异 符合制造厂规定 11.5.3.2 各类试验项目：

定期试验项目见表35中序号1。

大修后试验项目见表35中序号1、2、3、4、5。 12 绝缘油和六氟化硫气体 12.1 变压器油

12.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。

12.1.2 运行中变压器油的试验项目和要求见表36，试验周期如下：

a)300kV和500kV变压器、电抗器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、5、6、7、8、9、10；

b)66～220kV变压器、电抗器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、6，必要时试验的项目有5、8、9； c)35kV及以下变压器油试验周期为3年的项目有序号6；

d)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(对330、500kV的设备增加序号10)；

e)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；

f)序号11项目在必要时进行。

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

表 36 变压器油的试验项目和要求

序号 1 2 3 4 5 项 目 外观 水溶性酸pH值 酸值 mgKOH/g 闪点(闭口) ℃ 水分mg/L 要 求 投入运行前的油 运 行 油 透明、无杂质或悬浮物 ≥5.4 ≤0.03 ≥140(10号、25号油) ≥135(45号油) 66～110kV ≤20 220kV ≤15 330～500kV ≤10 15kV以下 ≥30 15～35kV ≥35 66～220kV ≥40 330kV ≥50 500kV ≥60 ≥35 330kV及以下≤1 500kV ≤0.7 ≥6×1010 330kV 500kV) ≤1 ≥4.2 ≤0.1 说 明 将油样注入试管中冷却至充足的地方观察 按GB7598进行试验 按GB264或GB7599进行1)不应比左栏要求低5℃ 按GB261进行试验 2)不应比上次测定值低5℃ 66～110kV ≤35 220kV ≤25 330～500kV ≤15 15kV以下 ≥25 15～35kV ≥30 66～220kV ≥35 330kV ≥45 500kV ≥50 ≥19 300kV及以下≤4 500kV ≤2 500kV≥1×1010 330kV及以下≥3×109 一般不大于3 运行中设备，测量时应注响，尽量在顶层油温高于5按GB7600或GB7601进行 6 击穿电压 kV 按GB/T507和DL/T429.9验 7 8 9 10 界面张力(25℃) mN/m tgδ(90℃) % 体积电阻率(90℃) Ω·m 油中含气量(体积分数) % 油泥与沉淀物(质量分数) % 油中溶解气体色谱分析 按GB/T6541进行试验 按GB5654进行试验 按DL/T421或GB5654进 按DL/T423或DL/T450进11 一般不大于0.02 — 变压器、电抗器 见第6章 互感器 见第7章 套管 见第9章 电力电缆 见第11章 按GB/T511试验，若只量，试验最后采用乙醇—苯泥洗于恒重容器中，称重 12 取样、试验和判断方GB7597、SD304和GB725行

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。 12.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

12.1.4.1 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。

12.1.4.2 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。

12.1.4.3 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。 12.3 SF6气体

12.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。

12.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 12.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

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

12.3.4 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表38。

表 38 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 湿度(20℃体积分数)10-6 周 期 1)1～3年(35kV以上) 2)大修后 3)必要时 要 求 1)断路器灭弧室气室 大修后不大于150 运行中不大于300 2)其它气室 大修后不大于250 运行中不大于500 6.16 说 明 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1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—四氟化碳的气相色谱测定法》进行 见序号5 2 密度(标准状态下) kg/m3 毒性 酸度 μg/g 四氟化碳(质量分数)% 空气 (质量分数) % 必要时 3 4 必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 无毒 ≤0.3 5 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 6 7 可水解氟 1)大修后 化物 μg/g 2)必要时 ≤1.0 按SD309《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》进行 8 矿物油 μg/g 1)大修后 2)必要时 ≤10 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行 13 避雷器

13.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表40。

表 40 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 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前 2)必要时 1)新投运的110kV及以上者投运3个月后测量1次；以后每半年1次；运行1年后，每年雷雨季节前1次 2)必要时 必要时 要 求 1)35kV以上，不低于2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 说 明 采用2500V及以上兆欧表 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 1)不得低于GB11032规定值 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查 1)要记录试验时的环境温度和相对湿度 2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 3 运行电压下的交流泄漏电流 4 工频参考电流下的工频参考电压 应符合GB11032或制造厂规定 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，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 5 底座绝缘电阻 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 2)必要时 1)发电厂、变电所 自行规定 6 检查放电计数器动作情况 测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“0”

避雷器每年雷雨季前 2)必要时

13.3 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38的规定； b)避雷器运行中的密封检查按表10的规定； c)其它有关项目按表40中序号3、4、6规定。

14 母线

14.1 封闭母线

14.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表41。

表 41 封闭母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 1)额定电压为15kV及 以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ 2)6kV共箱封闭母线在 常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 额定电压 kV 2 交流耐压试验 大修时 ≤1 6 15 20 24 14.1.2 各类试验项目：

大修时试验项目见表41中序号1、2。 14.2 一般母线

14.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表42。

表 42 一般母线的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 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 不应低于1MΩ/kV 额定电压在1kV以上时，试验电压参照表21中序号3；额定电压在1kV及以下时，试验电压参照表44中序号2

14.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表42中序号1、2。

说 明 试验电压 kV 出厂 4.2 42 57 68 70 现场 3.2 32 43 51 53 说 明 1 绝缘电阻 大修时 采用2500V兆欧表 2 大修时试验项目见表42中序号1、2。 15 二次回路

15.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表43。

表 43 二次回路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 1)大修时 1)直流小母线和控制盘的电压小母 采用500V或1000V兆欧 2)更换二线，在断开所有其它并联支路时不应小表 次线时 于10MΩ 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1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 1)大修时 试验电压为1000V 2)更换二次线时 1)不重要回路可用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 2 交流耐压试验 15.2 各类试验项目

大修时试验项目见表43中序号1、2。 16 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44。 17 接地装置

17.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表46。

表 46 接地装置的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 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 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 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? 3 利用大地作导体的电力设备的接地电阻 1年 50 I100 I 2)临时利用时，接地电阻为R?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 4 1kV以下电力设备的接地电阻 不超过6年 使用同一接地装置的所有这类电力设备，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 不宜大于5Ω 对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备，只进行接零，不作接地。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 5 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 不超过6年 不超过6年 6 不宜大于30Ω 7 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 装置的接地电阻 8 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 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 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 9 不超过6年 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 10 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 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Ω·m 接地电阻Ω 10 15 20 25 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 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 100及以下 100～500 500～1000 1000～2000 2000以上 12 无架空地线的线路杆塔接地电阻 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 种 类 30 接 地电阻 Ω 30 50 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 30

注：进行序号1、2项试验时，应断开线路的架空地线。 17.2 接地装置的检查项目、周期和要求见表47。

表 47 接地装置的检查项目、周期和要求 序号 1 项 目 检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况 周 期 不超过3年 要 求 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 说 明 如采用测量接地引下线与接地网(或与相邻设备)之间的电阻值来检查其连接情况，可将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查 可根据电气设备的重要性和施工的安全性，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 2 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 1)本项目只限于已经运行10年以上(包括改造后重新运行达到这个年限)的接地网 2)以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行决定 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 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

额定电压 最高工作电压 交 流 耐 压 试 验 电 压 纯 瓷 绝 缘 固 体 有 机 绝 缘

出 厂 3 6 10 15 20 35 44 60 110 154 220 330 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 177.0 252.0 363.0 25 32 42 57 68 100 165 265 490 630 交接及大修 25 32 42 57 68 100 125 165 265 (305) 330 490 630 出 厂 25 32 42 57 68 100 165 265 490 交接及大修 22 26 38 50 59 90 110 150 240 (280) 360 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

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： 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。

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。

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 FZ-3 (FZ2 -3) FZ-6 FZ-10 FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J (FZ2-6) (FZ2-10) 3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220 4 6 10 16 20 16 20 20 (15kV(20kV(20kV元件) 元件) 元件) 24 (30kV元件) 24 (30kV元件) 24 (30kV元件) 电导450～650 电流 (＜10) μA 400～600 (＜10) 400～600 (＜10) 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 工频放电电9～11 16～19 压有效值 kV 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 140～173 224～268 254～312 448～536 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。

表 F2 FS型避雷器的电导电流值 型 号 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 FS4-10，FS8-10，FS4-10GY 6 7 10 10 10 10 表 F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值 FCZ-30DT型 FCZ3-35 FCZ3-35L ③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 FCZ3-110J FCZ3-220J FCZ1-330T FCZ-500J FCX-500J (FCZ2-110J) (FCZ2-220J) 35 35 35 110 220 330 500 500 50① 50② 18 110 110 160 160 180 250～400 250～400 150～300 250～400 (400～600) 250～400 (400～600) 500～700 1000～1400 500～800 70～85 78～90 85～100 170～195 340～390 510～580 640～790 680～790 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 试验电压 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15 kV 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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