高压电气设备预防性试验规程正式稿

目 录

1 总则 ·························································· 1 2 同步发电机和调相机 ········································ 3 3 无刷励磁装置 ················································ 6 4 交流电动机 ·················································· 7 5 直流电机 ····················································· 9 6 变压器、电抗器、消弧线圈 ································· 10 7 互感器 ······················································· 17 8 悬式绝缘子 ·················································· 19 9 开关设备 ····················································· 20 9.1 220kV、110kVGIS ········································· 20 9.2 少油断路器(3～10kV) ···································· 22 9.3 SF6 封闭型高压接触器 ···································· 24 9.4 磁吹式断路器(3～10kV) ································· 26 9.5 高压真空接触器 ··········································· 27 9.6 高压真空断路器 ··········································· 29 9.7 高压电磁接触器（空气型） ······························ 31 9.8 旋转电弧式SF6断路器(FCB) ··························· 32 9.9 空气断路器 ················································ 34 9.10 隔离开关 ················································· 36 10 套管 ························································· 37

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11 电力电缆 ···················································· 40 11.1 一般规定 ················································· 40 11.2 橡塑绝缘电力电缆 ······································· 41 11.3 110kV OF 电缆 ·········································· 44 12 电力电容器 ················································· 47 12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 ······ 47 12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 ········· 48 12.3 过电压吸收器 ············································ 49 13 避雷器 ······················································ 50 13.1 无间隙氧化锌避雷器 ···································· 50 13.2 GIS 用无间隙氧化锌避雷器 ····························· 52 13.3 有间隙氧化锌避雷器(含三相组合式过电压保护

器) ····························································· 52 13.4 阀型避雷器··············································· 53 13.5 放电记数器··············································· 55 14 接地装置 ···················································· 55 14.1 接地装置的试验 ········································· 55 14.2 接地装置的检查 ········································· 57 15 中性点电阻器 ··············································· 57 16 母线 ························································· 57 17 绝缘油和六氟化硫气体 ····································· 58 17.1 变压器油 ················································· 58

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17.2 变压器油中溶解气体 ···································· 60 17.3 六氟化硫（SF6 ） ········································ 60 18 电除尘器 ···················································· 62 18.1 高压硅整流变压器 ······································· 62 18.2 绝缘支撑及连接元件 ···································· 62 18.3 高压直流电缆 ············································ 63 18.4 接地装置 ················································· 63 19 快速开关（HSCB） ········································· 63 附录 A 电机定子绕组最低容许绝缘电阻 ····················· 65 附录 B 电机耐压试验标准 ····································· 66 附录 C 硅钢片的单位损耗 ····································· 67 附录 D 电机定子绕组绝缘老化精密诊断 ····················· 68 附录 E 变压器绕组绝缘电阻标准 ····························· 70 附录 F 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 ··········· 71 附录 G 变压器绕组交流耐压试验标准 ························ 72 附录 H 变压器油中溶解气体色谱分析的试验周期 ··········· 73 附录 J 各类互感器局部放电量出厂容许值 ··················· 75 附录 K 日本《电气设备技术基准》规定的设备等耐压 试验电压 ······················································ 75 附录 L 开关的交流试验电压 ·································· 76 附录 M 电力电缆耐压试验电压及试验时间 ··················· 78 附录 N 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法 ······ 80

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附录 P 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 ··················· 80 附录 Q 氧化锌避雷器有关参数 ······························· 81 附录 R 阀式避雷器的有关参数 ······························· 86 附录 S 日本绝缘油的种类和特性（JISC－2320－1982）

································································· 88

附录 T GB 311.1-1997 规定的各类设备的短时（1min） 工频耐受电压 ················································· 91 附录 U 日本《电气设备技术基准》规定的高压、超高压 电路交流试验电压 ············································ 91 附录 V 引用标准及参考资料 ·································· 92

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1 总则 1.1 目的和范围

1.1.1 高压电气设备预防性试验是指上海宝山钢铁股份有限公司范围内额定工频电压3kV及以上、直流或变频电压500V及以上的电气设备试验。本《规程》规定的各种电气设备试验项目、周期和标准，是用以判断设备是否符合运行条件，检查检修质量，预防设备损坏，保证安全运行的重要措施。公司范围内（电厂除外）所有工频电压3kV及以上、直流或变频电压500V及以上的电气设备，都应根据本《规程》的要求进行预防性试验。《规程》中没有具体规定的进口设备应按产品使用说明要求进行。

1.1.2 本《规程》规定的各项目中，设备部电气试验室负责公司运用的、规定设备容量以上电气量（包括可通过电气量测量来监测其他量如开关的真空度等）的测试，其他项目应由有关部门（包括点检人员）来进行。为便于综合分析，统一掌握公司电网高压电气设备的状况，其他部门（包括公司电网产权外设备的责任单位）应将测试报告交设备部电气试验室汇总存档。

1.1.3 本《规程》的各项规定是作为检查设备的基本要求，应认真执行。在定期点检及检修工作中，有关人员还应执行各点检、检修标准、运行规程及安全规程的有关规定，不断提高质量，坚持预防为主，使设备能安全、持续、顺行。 1.1.4 本《规程》包括对高压设备进行的定期测试、检查和修理后的试验，不包括交接试验和电机等设备修理过程中的中间试验及绕组更换后的试验。

1.1.5 有关继电保护装置、自动装置、测量装置及传动装置等电气设备以及电气设备中的机械部分检查测定等项目，除本《规程》明确规定的以外，应分别根据相应的专用规程进行。 1.2 试验条件的规定

1.2.1 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、介质损耗因数、泄漏电流等），应同时测量被试物温度和周围空气的温度和湿度，并应注意测量全过程中的温度和湿度变化。进行绝缘试验时，被试物温度不应低于＋5 ℃，户外试验宜在良好的天气条件下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。在上述条件不满足 （抢修例外）时，不宜进行高压设备绝缘试验工作。

1.2.2 油浸的变压器、电抗器及消弧线圈在注油后，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：

220kV

＞48小时

110kV及以下 ＞24小时

1.2.3 当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，除特别规定外，应根据下列原则确定试验电压：

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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。

1.2.4 在施加直流高压进行泄漏电流试验时，应采用负极性接线。

1.2.5 《规程》中规定的耐压试验，除具体规定者以外，耐压试验时间为1分钟。

1.2.6 针对宝钢电压等级使用情况，计算长时间耐压值用的系统标称电压和最大使用电压值规定如下：

系统标称电压（kV） 最大使用电压（kV） 3 3.45 6 6.9 10 11.5 35 40.5 110 115 220 230 注：变压器的最大使用电压按该变压器绕组的最大分接头电压计算。

1.2.7 如经实用考核证明利用带电测量或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。 1.3 试验结果的判断和处理

1.3.1 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正确判断。 1.3.2进行绝缘试验时，允许将电缆和电机，电缆和变压器等连在一起试验；发现测试数据超标时，应将连在一起的设备分开重新进行试验，以确定有问题设备。 1.4 说明事项

1.4.1 高压电气设备发生更换、事故等情况，各单位点检负责人员应及时将设备有关情况通知设备部电气试验室，以便能及时掌握设备有关变化动态。

1.4.2 遇到特殊情况，或设备的质量、运行状态等频繁出现问题，要改变试验项目、周期或标准时，各生产厂（部）应将修改原因及意见报设备部，按《维修技术管理办法》办理审批手续后再执行。

1.4.3 本《规程》的试验周期栏中写有“必要时”的项目，是指对设备的性能发现有疑问等情况时，要追加的试验项目。

1.4.4 本《规程》自颁发之日起，实施中遇到的问题及意见，请向设备部电气试验室提出，以便补充修订。

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2 同步发电机和调相机

2.1 容量为1000kW及以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准如表1所示

表1 同步发电机和调相机的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 ① 定子绕组最低容许绝缘电阻值见附录A 定子绕组① 1年 1 的绝缘电② 抽心检阻和极化修解体前、指数 后 ② 若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3～1/5时，应查明原因，设法消除 ③ 各相或各分支的绝缘电阻值的差不应大于最小值的100% ④ 极化指数：不应小于1.6 ① 各相或各分支的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后① 2～4年 定子绕组② 出口短2 的直流电路后 阻 ③ 抽心检修时 相互间的最大差值与最小值之比不得大于1.5% 算后，与初次（出厂或交接）试验值比① 在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度② 相间（或分支间）差额定电压为1000V以上者， 采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 说 明 ② 各相或各分支直流电阻经温度换之差不应大于±3℃ 较，同一相或各分支的相对变化不应大别及其历年的相对变化大于2%（本次测量值与以前测量值的差于1%时，应引起注意 值与以前测量值之比） ③ 超过标准者，应查明原因 定子绕组① 2～4年 3 直流耐压② 抽心检与泄漏电修解体前、流试验 后 ① 试验电压如下： 抽心检修前、后(V) 周期试验时(V) (7/4) Un +600 ① 抽心检修前的耐压试验，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 专业技术 资料整理

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② 在规定试验电压下，各相泄漏电行。氢冷发电机应在充氢流的差别不应大于最小值的100%；最后氢纯度为96%以上或排大泄漏电流在20μA以下者，相间差值氢后含氢量在3%以下时进与历次试验结果比较，不应有显著的变行，严禁在置换过程中进化 ③ 泄漏电流不随时间而增大 行试验 ② 试验电压按每级0.5倍额定电压分段升高，每段停留1分钟读取泄漏电流值 ③ 不符合标准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 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 试验条件同本表序号3的说明① ②50Hz耐压试验与0.1Hz耐压试验具有相同的有效性。现场试验时，也可采用0.1Hz低频耐压，0.1Hz耐抽心检修前的试验电压，按附录B表压时的试验电压计算及有关4 定子绕组交抽心检修流耐压试验 前 B1交流电机的维护试验电压标准的“维护时”进行（可根据情况任选试验时间为10分钟的长时间耐压试验，或试验时间为1分钟的交流耐压试验） 事项列出如下： 1）0.1Hz(正弦波形)试验电压峰值为： U0.1Hz.am1.22U50Hz 式中： U50Hz-预定的工频试验电压有效值 2）升压方式为:在1min内将0.1Hz电压自零均匀上升到试验值 ① 2～4年 5 转子绕组绝② 抽心检缘电阻 修中转子清扫前、后 转子绕组的直流电阻 ① 2～4年 ② 抽心检修时 ① 在冷态下进行测量 与初次（出厂或交接时）所测结果比② 显极式转子绕组还应对各磁极绕组间的连接点进行测量 抽心检修时的试验电压如下： 绝缘电阻最低值应在每千伏1MΩ以上 采用500V兆欧表 6 较，其差别一般不超过2% 7 显极式转子显极式转 专业技术 资料整理

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绕组交流耐子机组抽压试验 心检修时 ① 2～4年 检修时 显极式转子机5Un，但不低于组抽心检修时 1000V，不大于2000V 发电机励磁回路所有设备(不包括8 发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接9 的设备(不包抽心检修括发电机转时 子和励磁机电枢)的交流耐压试验 序号 项 目 周 期 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则② 抽心应查明原因并消除 采用500V兆欧表 试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 标 准 ① 磁密在1T时，齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单说 明 ① 在磁密为1T下持续试验时间为90min，在磁密为1.4T下持续时间为45min ② 用红外热像仪测温 10 定子铁心试验 必要时 位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T时自行规定 ② 单位损耗参考值见附录C ③ 对运行年久的电机自行规定 灭磁电阻器① 2～411 或自同期电年 阻 修时 ① 隐极式转子在膛外或膛内（非无刷励磁转子）以及在不同转速下测量。转子绕组的12 交流阻抗和功率损耗 抽心检修时 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同显极式转子对每一个转子试验条件下与历年数值比较，不应有显绕组测量 著变化 ② 每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定) 发电机和励13 磁机轴承的绝缘电阻 ① 抽心检修时 ② 必要时 ① 抽心14 轴电压 检修后 ① 汽轮发电机的轴承油膜被短路轴承绝缘电阻应大于0.5MΩ 汽轮发电机组的轴承绝缘，用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量 测量时应采用高内阻流电压表 与铭牌或最初测得的数据比较，其差阻器直流电②抽心检别不应超过10% 时，转子两端轴上的电压一般应等于轴（不小于1000Ω/V）的交② 必要时 承与机座间的电压 专业技术 资料整理

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② 汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V，或按制造厂标准 检温计绝缘15 电阻的测量和温度误差的检验 ① 2～4年 ② 抽心检修时 ① 绝缘电阻应大于0.5MΩ ② 检温计指示值误差不应超过制造厂规定 ① 与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内 16 空载特性曲抽心检修线 后 ② 在额定转速下的定子电压最高值： 抽心检修后：1.1Un ③ 对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min 测量绝缘电阻用250V兆欧表，由点检测量 ① 无起动电动机的同步调相机不作此项试验 ② 新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3 Un空载特性曲线试验；定期检修时可以带主变压器试验 ① 无起动电动机的同步调相机不作此项试验 17 三相稳定短路特性曲线 必要时 与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内 ② 新机交接未进行本项试验时宜在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验 序号 项 目 周 期 标 准 时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异 应与电网的相序一致 说 明 发电机定子18 开路时的灭必要时 磁时间常数 19 检查相序 定子绕组绝20 缘老化精密诊断 改动接线时 ① 4～5年 时 试验项目、标准参看附录D《定子绕②有疑问组绝缘老化精密诊断》 注: 备用柴油发电机的试验项目、周期和标准参考有关厂家资料或说明书进行。

3 无刷励磁装置

3.1 无刷励磁装置的试验项目、周期和标准如表2所示

表2 无刷励磁装置的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 采用500V兆欧表，主、付励磁1 机绕组的绝缘电阻 主、付励磁2 机绕组的直流电阻 主机抽心检修时 100V以下的采用250V兆应大于10MΩ或满足产品说明书规定 欧表 ② 电枢绕组、磁场绕组应分别测量 主机抽心检修时 测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于2% 专业技术 资料整理

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测量灭磁电3 阻器的直流电阻 测量旋转整4 流器的绝缘电阻 测量旋转整5 主机抽心检修时 主机抽心检修时 测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于5% 应大于5MΩ或满足产品说明书规定 流器用功率主机抽心器件的泄漏检修时 电流 过电压吸收在0.6～0.8倍功率器件额定电压下，泄漏电流应小于20mA，或满足产 品说明书规定 绝缘电阻应大于200MΩ或满足产品说明书规定 测得的电容量与铭牌或初次测量值比较，其差别不应大于+10%～-5% 测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于±10%， 或符合制造厂规定 6 用电容器绝缘电阻 过电压吸收7 用电容器的电容量 过电压吸收8 用电阻元件直流电阻 主机抽心检修时 主机抽心检修时 主机抽心检修时 采用500V兆欧表 专业技术 资料整理

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4 交流电动机

4.1 交流电动机的试验项目、周期和标准如表3所示

表3 电压3kV及以上交流电动机的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 ① 绝缘电阻值： 说 明 ① 定子绕组额定电压为以上者，采用1）定子绕组最低容许绝缘电阻值见1000V附录A。若在相近试验条件（温度、湿2500V兆欧表，量程一般度）下，绝缘电阻值降低到历年正常值不低于10000MΩ 绕组的绝缘① 1年 1 电阻和极化② 抽心指数 检修时 的1/3～1/5时，应查明原因，设法消除。但不作为是否能投入运行的条件 2）绕线式电动机转子绕组绝缘电阻不应低于0.5 MΩ 低值应在每千伏1 MΩ以上 ② 转子绕组采用500 V兆欧表 ③ 容量为500kW及以上的电动机，应测量极化④ 容量为500kW及以测量 ① 电动机各相绕组的直流电阻相互间差别应不超过最小值的2%，中心点① 2～42 绕组的直流年 电阻 ② 抽心检修时 未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1%，并应注意相互间差别的历年相对变化 ② 同步电动机转子绕组的直流电阻与初次（出厂或交接时）所测结果比较，折算至同一温度下其差别一般不超过2% ① 试验电压如下： 抽心检修时(V) 周期试验时(V) (7/4)Un+600 ① 试验电压按每级0.5倍 额定电压分段升高，每阶 段停留1分钟，读取泄漏电流值 ② 不符合标准②、③、④之一者应尽可能找出原因，并将其消除，但并非不能投入运行 ③ 泄漏电流随电压不成比例显著增长，应注意分析 ④ 有条件时应分相进行测量 抽心检修后的试验电压，按附录B表4 定子绕组交抽心检修流耐压试验 后 B1交流电机的维护试验电压标准的“维护时”进行（可根据情况任选试验时间为10分钟的长时间耐压试验，或试验时间为1分钟的交流耐压试验） 同表1序号4中的说明②、③ 同步电动机转子绕组直流电阻测量时： ① 在冷态下进行测量 ② 显极式转子绕组还应对各磁极绕组间的连接点进行测量 3）同步电动机转子绕组绝缘电阻最指数 ② 定子绕组极化指数不应小于1.5 上电机，有条件时应分相② 在规定的试验电压下，各相泄漏定子绕组直3 流耐压与泄漏电流试验 ① 2～4年 ② 抽心检修时 电流的差别不应大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定 ③ 各相测量值与历次试验结果比较，不应有显著变化 ④泄漏电流不随时间延长而增大

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序号 项 目 周 期 标 准 抽心检修的试验电压如下： 1）绕线式电动机转子按附录B表B1说 明 ① 绕线交流电机的维护试验电压标准的“维护式电动机时”进行（可根据情况任选试验时间为电动机转子抽心检修10分钟的长时间耐压试验，或试验时绕线式电机已改为直接间为1分钟的交流耐压试验） 5 绕组的交流后 短路起动者，可不做交流耐压试验 ② 同步2）同步电动机转子如下所示： 耐压试验 电动机抽心检修时 抽心检修时转子吹扫清修理类别 理后 1000V(可用2500V兆同步电动机 欧表代替) 转子金属绑6 线的交流耐压 抽心检修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 3kV及以上的电动机在与制造厂数据或最初测得结果比较相抽心检修时，应在所有分接头上测量，其余情况仅在工作的分接头上测量直流电阻 可变电阻器① 2～47 或起动电阻年 阻 可变电阻器与同步电动8 机灭磁电阻器的交流耐压试验 电动机轴承9 座的绝缘电阻 ①2～4年 ② 抽心检修时 ③ 必要时 极性应正确 轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 抽心检修时 试验电压为1000V 检修时 器的直流电② 抽心差不应超过10% 可用2500V兆欧表测量代替 在油管安装完毕后，采用500V兆欧表测量 10 检查定子绕接线变动组的极性 电动机轴电压的测定 时 必要时 中性点无引出者可不检查极性 ① 3kV或500kW及以上电动机应做此项试验 11 12 定子铁心试验 必要时 参照第2章表1中序号10 ② 如果电动机定子铁心没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值 13 绝缘老化精密诊断 ①4～5年 ② 有疑问时 试验项目，标准参看附录D表D1、D2 500kW及以上电机进行该项试验

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序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 空转检查的时间一般电动机空转14 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% 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 5 直流电机

5.1 直流电机的试验项目、周期和标准如表4所示

表4 直流电机的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 绕组额定电压500V绕组的绝缘电阻 ① 2～4年 ② 抽心检修时 ① 绝缘电阻值一般不低于0.5M ② 额定电压大于500V电机其绝缘电阻应不低于每千伏1MΩ 以上采用1000V兆欧表，500V及以下采用500V兆欧表 ② 应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 2 绕组的直流电阻 ① 2～4年 ② 抽心检修时 与制造厂试验数据或以前测得值比较 ① 由于均压线产生的有电枢绕组片① 2～4年 3 间的直流电② 抽心阻 检修时 规律变化，应在各相应的相互间的差值不应超过正常最小值的片间进行比较判断 ② 对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值 抽心检修（拆卸清理干燥）时，如进行耐压试验，磁场绕组对机壳和电枢绕4 绕组的交流耐压试验 必要时 组对轴的试验电压可按1.5 Un进行（电机额定电压Un在100V及以上的，不低于1000V；100V以下的，不低于500V） 磁场可变电① 2～4年 5 阻器的直流② 抽心电阻 检修时 磁场可变电① 2～4年 6 阻器的绝缘② 抽心电阻 7 调整碳刷的中心位置 检查绕组8 的极性及接线变动其连接的时 正确性 专业技术 资料整理

极性和连接均应正确 检修时 必要时 核对位置是否正确，应满足良好换向 要求 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过10% 应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性 ① 磁场可变电阻器可随同磁场回路进行 ② 采用1000V兆欧表 1 其差别一般不大于2% 10% WORD格式可编辑

序号 项 目 周 期 标 准 满足制造厂说明书规定 说 明 9 测量轴电压 必要时 ① 空载特性：测录至最大励磁电压值 ② 负载特性：测录至电10 直流电机的特性试验 必要时 与制造厂试验数据比较，应在测量误枢1.1倍Un 差范围内 ③ 外特性：必要时进行 ④ 励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 11 直流电机的① 抽心 ① 转动正常 空转检查 检修后 ② 调速范围合乎要求 空转检查的时间一般不小于1h 6 变压器、电抗器、消弧线圈

6.1 变压器、电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和标准如表5所示

表5 变压器、电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 采用2500V兆欧表 ② 测量前被试绕组应充分放电 ③ 测量时非被试绕组接地 ① 变压器绕组最低容许绝缘电阻值见弧线圈可参照执行 ② 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化 于1.3或极化指数不低于1.5 于1MΩ/kV ④ 220kV、110kV侧属进行 ⑤ 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度的绝缘电阻值的换算参见⑥ 电压等级为35kV及以上的变压器宜进行极化指数的测量 ⑦ 吸收比和极化指数不进行温度换算 ① 试验电压如下： 绕组额定电压(kV) 3 5 6～15 10 20～35 20 35以上 ①读取1分钟的泄漏电流值 ②仅对容量为1000kVA3kV及以上的变压器进行附录E表E1及表E3；油浸电抗器、消于封闭结构变压器必要时绕组绝缘电1 阻、吸收比① 2～4年 ②解体修或极化指数 理后 ③ 在10～30℃范围时，吸收比不低应尽量接近，不同温度下④ 干式电抗器对地绝缘电阻一般不低附录E表E2 2 油浸变压器① 2～4直流试验 绕组连同套年 电压(kV) 管一起的泄②解体修漏电流 理后 40 ② 泄漏电流不作规定，但与历年数值及以上、绕组额定电压为比较不应有显著变化 规定试验电压达1min时，泄漏电流值不宜超过本《规程》附录F的规定 ③ 油浸式变压器解体修理后，当施加该项试验 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 标 准 ① 介质损耗因数（tgδ），按右图所示曲线（Gross氏标说 明 ① 仅对容量为1000kVA及以上、额定电压3kV及以上的绕组进行该项试验 ② 测量时非被试绕组应接地 ③ 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近 ④ 额定电压为10kV及以上者，试验电压为 10kV；10kV以下者，试验电压为绕组的额定电压 ① 额定电压为10kV及油浸设备的① 2～4准）判断 3 绕组连同套年 管一起的 ② 解体修（tgδ 理后 ② tgδ值换算至20℃）与历年的数值比较不应有显著变化，其相对变化一般应不大于30% 非纯瓷套管的介质损耗① 解体修4 因数（tg理后 值 介质损耗因数（tgδ）和电容值标准以上者，试验电压为10kV；10kV以下者，试验电压为套管的额定电压 ② 测量时记录环境温度及变压器（或电抗器）顶层油温 ① 2～4年 ① 1.6MVA以上变压器，各相绕组电② 无励磁阻，相互间的差别不应大于三相平均值调压变压的2%，无中性点引出的绕组，线间差别器变换分不应大于三相平均值的1% 接位置后 ② 1.6MVA及以下的变压器，相间差① 如电阻相间差别在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按左栏第3项执行 ② 不同温度下的电阻值按下式换算： Tt2R2R1Tt 1见第10章表18序号4 δ）和电容② 必要时 5 绕组直流电③ 有载调别一般不大于三相平均值的4%，线间差阻 压分接开别一般不大于三相平均值的2% 关检修后分接侧） 修理后 ③ 与以前（出厂）相同部位测得值比④ 单相设备在同温度下与历次试验数⑤ 电抗器参照执行 （在所有较，其变化不应大于2% ④ 解体据相比无显著差别 式中：R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 校核三相变6 压器的组别内部接线和单相变压变动时 器的极性 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致

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序号 项 目 周 期 标 准 试验电压值按下列规定（长时间耐压试验电压标准参见表G1）： ① 油浸式电力变压器的试验电压: 修理类别 工频耐压 倍频感应耐压 吊心整修 10分钟 85%×2倍额定长时间耐压电压（认为必维护（认 试验 为必要时） 要时） 说 明 ① 变压器的交流耐压试验包括工频耐压试验和倍频感应耐压试验 ② 66kV及以下的全绝缘 变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频 耐压试验 ③ 分级绝缘变压器对绕组仅进行感应耐压试① 空心电抗器② 电抗器和消弧线圈的试验电压： 1）空心电抗器：定期试验时按附录K油浸设备2～4年 表K1所规定的长时间耐压试验电压进行 验，此外还须对中性点按其绝缘等级进行外施工频和空心电② 解体2）油浸式电抗器和消弧线圈：按油浸7 抗器的交修理后式电力变压器规定的“工频耐压”试验电耐压试验 ④ 电抗器进行外施工流耐压试(66kV及压进行 频耐压试验 验 以下) ③ 必要时 ⑤ 倍频感应耐压时，任一三相绕组的相间电压不得超过相应工频耐压的规定标准 ⑥ 倍频感应耐压试验时间，按下式计算（但不小于15s、不大于60s）: 试验时间(s)=120×额定频率 试验频率① 与以前测试结果相比无显著差别 油浸变压器和油浸8 式电抗器铁心绝缘电阻 ① 2～4年 ② 解体修理后 ③ 必要时 ② 绝缘电阻值可参考下表规定： 额定电压 （kV） 铁心 （MΩ）20℃ 0.4 3～10 90 35 220 ① 采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可② 运行中的周期试 验，仅对有外引接地线的铁心进行测量；夹件引出20～110～ 用1000V兆欧表) 200 300 500 ③ 运行中铁心接地电流一般不大于接地的可单独对夹件进行测量 0.1A 油浸设备穿心螺① 解体修理后 时 绝缘电阻参考值可参照铁心绝缘电阻参② 必要考值 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 栓、铁轭夹件、绑9 扎钢带、铁心、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 ① 各相应分接的电压比与铭牌值相变压器绕10 组所有分接的电压比 ① 分接比，不应有显著差别，且符合规律 开关引线拆装后 时 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 0.5%，其它分接的电压比允许偏差应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不② 必要压器：额定分接电压比允许偏差为± 专业技术 资料整理

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得超过±1% 序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 解体修理后，不具备条件时可不进行 变压器空11 载电流和空载损耗 ① 解体修理后 ② 必要时 与前次试验值相比，无明显变化 ② 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) ① 解体修理后，不具备条件时可不进行 变压器短12 路阻抗和负载损耗 ① 解体修理后 ② 必要时 与前次试验值相比，无明显变化 ② 试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值(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) ① 有载调压开关吊心检查维护时进行下列试验： 1）测量触头接触电阻：触头接触电阻变压器有13 载调压装置的试验和检查 ① 有载应不大于500μΩ 调压开关吊心时 ② 必要时 2）测量过渡电阻：过渡电阻数值与出厂值相比，误差应不大于±10% 3）测量切换时间（必要时进行）：切换时间及三相同步的偏差应符合制造厂的技术要求 ② 有载调压装置大修后的试验和标准参照制造厂的技术要求进行 ① 2～4年 相符 测量绝缘电阻采用② 解体14 及其二次② 温度保护设定值的动作校验和显示修理后 1000V兆欧表 回路试验 值校验在装置的允许误差范围内 ③ 必要时 ③ 绝缘电阻一般不低于1MΩ 测温装置① 2～4气体继电年(二次15 器及其二回路) 次回路试② 解体验 压力释放器校验 套管中的17 电流互感器绝缘试验 修理后 ③ 必要时 16 必要时 ① 解体修理后 ② 必要时 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定 整定值符合相关规程要求，动作正确 绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用1000V兆欧表 ① 密封良好，测温电阻值应和出厂值

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序号 项 目 充氮变压器18 氮气压力测1年 定 充氮变压19 器氮气纯度和含氮量测定 ① 1～3年 ② 氮气有泄漏时 ① 1～3年 ② 带有① 油箱中及投运前、解体修理后的有套管中的变压器油试验章表18序号2 油箱、有滤油机或载调压开关油按第17章表32规定选用载调压开为全油密试验项目、标准 20 关中的变封时3年 压器油试③ 投运验 前、解体修理后 ④ 必要时 油浸设备21 的油中含水量 ① 运行设备的油中H2与烃类气体含量意： 油浸设备22 的油中溶解气体色谱分析 按附录H表H1要求进行 总烃含量 ＞150×10 H2含量 ＞150×10 C2H2含量 ＞5×10 0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封备有异常 ① 运行20① 含量超过下表值时，一般为非正常10～15 0.4 15～ 20 0.75 -6-6-6周 期 标 准 符合铭牌要求 说 明 纯度在98%以上或含氧量在2%以下 ② 运行中有载调压开关中变压器油的周期和项目标准见第10试验项目和标准应符合下列规定； 击穿电压应不低于20kV 酸值为0.6mg.KOH/g以下 按第17章表32序号5规定进行 ① 总烃包括：CH4、体 ② 溶解气体含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期③ 总烃含量低的设备行判断 体积分数超过下列任何一项值时应引起注C2H6、C2H4和C2H2四种气② 烃类气体总和的产气速率在进行追踪分析 式)，相对产气速率大于10%/月则认为设不宜采用相对产气速率进年以老化，需连续检测： 限 mg/l 1～5 5～10 0.1 0.2 建议在以下情况进行： ① 油中气体总烃超标 或CO、CO2过高 ② 需了解绝缘老化情况 上、容量 运行年油浸设备5000kVA醛含量 压器3～5年 ② 必要时 绝缘纸23 的油中糠及以上变 糠醛量② 连续测量时，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 试样可取引线上绝缘当聚合度小于250时，应引起注意 纸、垫块、绝缘纸板等数克 24 （板）聚必要时 合度

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序号 项 目 绝缘纸周 期 标 准 220kV变压器含水量一般不大于（按重量比）3% 说 明 可用纸样直接测量。有条件时，可用露点法测量 25 （板）含必要时 水量 ① 滤波26 电抗器阻抗测量 电抗器2～4年 ② 必要时 27 油箱表面温度分布 必要时 ① 二次变压器绕28 组变形试验 发生短路后 ② 运输中发生意与出厂值相差不大于±5%，与整组平均值相差不大于±2% 局部热点温升不超过80K 按有关仪器提供的判断标准 外碰撞后 专业技术 资料整理

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① 油浸变压器： 试验施加电压应按下图所示的时间顺序进行。在不大于U2/3电压下，接通电源并增加至U2 ，持续5min， 再增加至 U1，保持5s，然后，立即将U1 降低到 U2 ，保持30min，当电压降低到U2/3以下时方可切断电源。试验持续时间与试验频率无关。 ① 背景噪音水平应低于规定的视在放电电荷量限值q的一半 ② 视在电荷主要根据变压器局29 部放电试必要时 验 最高的稳定状态的重复脉冲读出，偶然发生的较高脉冲可以忽略 ③ 每个测量端子都应 图中：U1为预加电压，其值为该在线端与地之间施加重3Um/3=Um，( Um为系统最高工作线复脉冲波来校正，这种校电压)，U2为测量电压，当1.5Um/3正是用来在试验期间对读时，q不大于500pc；当U2为1.3 数的定量 Um/3时，q不大于300pc ② 干式环氧变压器 1）当绕组接到直接接地，或通过一个小阻抗接地的系统时，应先加1.5Um/3 的线对地的预加电压，其感应耐压时间为30s（Um为设备的最高电压），然后不切断电源再施加1.1Um/3的线对地电 序号 项 目 周 期 标 准 压3min，并测量此期间中的局部放电量 2）当绕组接到不接地或通过一个相当大的阻抗（如消弧线圈）接地的系统时，应将一个线路端子接地，先加1.5Um相对相的预加电压，其感应耐压时间为30s，然后不切断电源再施加1.1Um的相对相电压3min，并应测量此期间中的局部放电量，然后将另一个线路端子接地重复进行本试验 3）对放电量的标准不作规定 说 明 6.2 判断故障时可供选用的试验项目

本条主要针对1.6MVA以上变压器，其他设备可作参考。 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

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………铁心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 ………绝缘油的介电强度，介质损耗因数 ………绝缘油含水量

………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

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 ………绕组变形试验 ………绕组空载电流和损耗 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、介质损耗因数、泄漏电流） ………绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量 ………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 ………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 ………噪音测量

………油中溶解气体分析 ………阻抗测量 7 互感器

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7.1 互感器的试验项目、周期和标准如表6所示

表6 互感器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 环氧树脂2～4年 ① 环氧树脂类（3～② 充SF6 GIS类10kV）：高压与二次及绕组的绝必要时 地之间100MΩ以上 1 缘电阻 ③ 电容式电压互② 其它类测量值与感器类1～3年 初次值比较，应无显著④ 解体修理后 降低 采用2500V兆欧表 介质损耗① 2～4年 2 因数(tg② 解体修理后 δ)测定 ① 3～10kV环氧树脂互感器主绝缘tgδ(%)应不大于8% ② 其他类型和电压等级互感器tgδ(%)值不作规定，但应注意历年变化 ① 测量高压对低压及地之间介质损耗因数（tgδ） ② 额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；10kV以下者，试验电压应不超过绕组的额定电压；高压侧绕组中性点接地者，试验电压为1kV ③ 除环氧树脂类互感器以外，35kV以下的互感器不进行该项试验 3 SF6气体① 解体修理后 压力测定 ② 必要时 压力应在3.5kg/cm 适用于东芝GSLK-200，GSPK-100以上，标准为224.0 型GIS用互感器 其他应符合制造厂规定 kg/cm (在20℃时) SF6气体4 中微量水① 6年 分含量测② 解体修理后 定 序号 项 目 周 期 必要时 水分管理值500ml/m 水分33允许值适用于GIS用互感器 1000ml/m 标 准 说 明 5 局部放电测定 三相联结组标号和单相不大于附录J表J1规定值的2倍 ① 解体与铭牌和端子标志相符 修理后 6 互感器引出② 必要线的极性检时 查 电压、电流7 互感器的变比检查 电流互感器8 励磁特性曲必要时 线校核 9 电压互感器① 解体① 接线变动后 ② 必要时 与铭牌标志相符 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 ① 在额定电压下，空载电流与出厂 继电保护有要求时进行 专业技术 资料整理

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空载电流测修理后 量 ② 必要时 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 电压互感器铁心夹紧螺10 栓(可接触到的)绝缘电阻 ① 高压侧交流耐压试验： 1）工频耐压电压及加压时间按附录K表K1进行；或按出厂交流耐压试验电压值的85%进行 2）电压互感器的感应耐压试验：按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按① 解体11 互感器的交修理后 流耐压试验 ② 必要时 下列电压进行试验： 电压等级(kV) 试验电压kV 低阻或直接接地系统 不接地或消弧线圈接地系统 3 6 10 24 30 ① 对于全绝缘电压互感器采用工频耐压和感应耐压试验 ② 对于分级绝缘电压互感器应进行感应耐压试验 ③ 倍频感应耐压试验时间同第6章表5序号7说 明栏⑥的规定 解体修理时 自行规定 采用2500V兆欧表 8.5 17 15 21 ② 二次绕组之间及对地交流耐压为2kV，可用2500V兆欧表代替 ③ 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 注：本表不包含充油式电压、电流互感器的试验项目。

8 悬式绝缘子

8.1 悬式绝缘子的试验项目、周期和标准如表7所示

表7 悬式绝缘子的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 必要时 300MΩ 机械破坏负荷为60～300kN的盘型悬必要时 式绝缘子交流耐压试验电压值均取 60kV 标 准 每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于说 明 采用2500V兆欧表 1 绝缘电阻 交流耐压试验 2 注：运行中悬式绝缘子的试验项目可在上表所列的绝缘电阻、交流耐压试验中任选一项；运行中自破的绝缘子应及时更换。

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10 套管

10.1 套管的试验项目、周期和标准如表18所示

表18 套管的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 ① 随主设备（有条1 绝缘电阻 件时） ② 解体修理(包括主设备解体修理)后 绝缘油① 解体修2 击穿电理后 压 ② 必要时 油中溶解气体含量超过下列任一值应引起注意： H2含量＞500×10 CH4含量＞100×10 C2H2含量＞2×10（110kV及以下）或1×10－6－6－6－6标 准 ①进口设备 1）绝缘等级≥100kV：2000ＭΩ以上 2）100kV＞绝缘等级≥60kV：1000ＭΩ以上 3）绝缘等级＜60kV：500ＭΩ以上 ②国产设备： 1）主绝缘的绝缘电阻：10000ＭΩ以上 2）末屏对地绝缘电阻：1000ＭΩ以上 应符合第17章表32序号1及注的相关规定 说 明 ① 采用2500V兆欧表 ② 进口套管绝缘电阻值参照东京芝浦电气株式会社推荐标准 油中溶① 投运前 3 解气体②解体修色谱分理后 析 ③ 必要时 （220kV） ① 进口套管 定标准如图10-2 2）油浸电容纸型套管的介质损耗因数判定标准如图10-3 3）松香纸电容型套管的介质损耗因数判定标准主绝缘及电容如图10-4 ① 进口套管(左侧的值)： 1） 单一式及油浸密封套管： 在tgδ测定值要求精度不高时，可不将瓷套测定。测试接线如图10-1所示，将铝箔卷缠于瓷套管的外围，并将此作为低压端子；套管引出端作为高压端进行测定。此时低压端的铝箔面积尽可能大，以使增加电容量。也可将 倒，这时低压端子（套20～35 66～110 3.0 1.5 1.0 1.0 2.0 1.5 220 高、低压电极位置颠 管引出端）接地。 0.8 2） 油浸纸电容型套1.0 管： 此时应将套管引出端0.8 作为高压端；而将试验1）单一式及油浸密封式套管的介质损耗因数判标准是东京芝浦推荐4）充油（油浸〕和电容型套管的电容值不作规管从本体卸下直接进行型套管① 随主设定，相互间及历次比较应无显著差异 末屏对备（有条5）有关型号的意义（第一个字母） 地的介件时） 4 质损耗② 解体修因 理(包括主数 与电容量 设备解体（t gδ）修理)后 S→单一式（绝缘等级仅30kV以下） F→油浸密封式 U→油浸纸电容型 M→松香纸电容型 ② 国产套管： 1）20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值 电压等级(kV) 充油型 油纸电容型 胶纸电容型 充油型 油纸电容型 修 理后 运中行 专业技术 资料整理

3.5 1.5 1.0 1.0 WORD格式可编辑

胶纸电容型 序号 项 目 周 期 3.0 1.5 1.0 端子或电压测定端子作为电压端子。与1）同样，高、低压电极可以 标 准 说 明 2kV。在套管中，若无试验或电2）末屏对地绝缘电阻小于1000ＭΩ颠倒，但这时电压不要超过时，测量末屏对地tgδ，且不大于2% 3）电容型套管的电容值与出厂值或上压测定端子时，请按1）的方法一次试验相比，超过±5%时，要查明原因 进行。 3） 松香纸电容式套管： 同2），69kV以下套管，由于无测定端，按 1）项规定。 ② 国产套管： 1） 油纸电容型套管tgδ与出厂值或上一次测定值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温度增加明显增加或试验电压10kV到Um/3，tgδ增量超过±0.3%时，不应继续运行。 2） 20kV以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ。 3） 测量变压器套管tgδ时，测量绕组短路加压，非测量绕组短路接地，末屏接电桥，正接线测量。 ③ 左表中①与②两种套管额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；额定电压低于10kV者，试验电压应不超过套管额定电压。 5 交流耐压试验 ① 解体修理后 ① 试验电压值为出厂值的85% ② 日本套管也可按附录K表K1标准进 ① 变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/3；其它套管的试验电压为③ 必要时 行 60kV以上电容6 型套管的局部放电测量 必要时 1.05Um/3 ② 在试验电压下局部放电值（pC）不大于： 油纸电容型 胶纸电容型 10 20 400 400 解体修理后 运行中 注：① 充油套管指以油为主绝缘的套管；

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② 油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管； ③ 胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管。

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11 电力电缆

本章适用于电缆线路中额定电压3kV及以上的橡塑绝缘电力电缆和OF充油电缆。 11.1一般规定

11.1.1 对电缆的主绝缘作绝缘电阻、直流泄漏试验、耐压试验、超低频tgδ或交流工频tgδ等测试时，一般情况下应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时，其它两相导体和金属护层一起接地。

11.1.2新敷设或重做电缆接头的电缆线路投入运行12个月，一般应作一次直流泄漏试验或超低频tgδ试验及超低频耐压试验，以后再按正常周期试验。

11.1.3试验结果异常，但根据综合判断允许在监控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，试验结果无明显变化，则以后可以适当延长试验周期。

11.1.4对护层一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端电缆金属护层临时接地。

11.1.5直流泄漏或耐压试验后、使导体放电时，必须通过每千伏约80k的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。

11.1.6直流泄漏试验和直流耐压试验，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率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。

11.1.7采用直流泄漏或其他试验方法对交联聚乙烯电缆进行试验时，如怀疑电缆线路绝缘不良，为确定该电缆能否继续运行，根据现场具体情况认为必要时，可进行如下耐压试验项目：

① 采用工频、变频谐振或0.1Hz超低频交流耐压试验，施加的试验电压与试验时间按以下原则确定：

1）按附录M表M1和表M2“运行中”的规定，确定耐压试验电压和试验时间；电缆额定电压U0的取用，按下述原则确定：

（1）电缆的额定电压U0与系统的标称电压和接地方式要求一致时，按电缆额定电压U0确定耐压试验电压和试验时间；

（2）电缆的额定电压U0高于系统的标称电压和接地方式要求时，可根据“总则”1.12条规定的原则确定U0；

（3）对于使用于3kV电压系统的国产电缆，其额定电压U0可按U0=3.6kV确定。 2）按上条确定的耐压试验电压，由于某种原因认为仍不足以鉴定电缆缺陷和确保运行可靠性时，经相关技术部门批准，最大可按电缆的额定电压确定U0后，根据附录M表M1和表M2“新作终端或接头后”的规定，确定耐压试验电压和试验时间。

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② 如限于现场条件，只能采用直流电压试验、用提高直流试验电压或延长试验时间的方法、以确定电缆能否继续运行时，对于交联聚乙烯电缆必须经相关技术部门批准，提高后的直流试验电压不得超过附录M表M3规定的“新作终端或接头后”试验电压值。

11.2 橡塑绝缘电力电缆

橡塑绝缘电力电缆是指交联聚乙烯绝缘、乙丙橡皮绝缘和丁基橡皮绝缘电力电缆。 11.2.1 橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和标准如表19所示

表19 橡塑绝缘电力电缆试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 ① 电缆主绝缘层： 电缆 电压等敷设绝缘电阻型式 级(kV) 方式 （ＭΩ） 判断 说 明 ① 2～4年 ② 新作1 绝缘电阻 终端或接头后 ③ 必要时 危险。有必 要对终端头进行检查后再① 主绝缘层采用＜500 测，或用其它2500V兆欧表 方法测试分② 护套： 析，并过半年1）110kV电缆采用至一年再测 1000～2500V兆欧表 直埋 应注意。有 2）橡皮电缆采用3～10 必要对终端头250V兆欧表 交联3）其他电缆采用500～2000 进行检查后再聚乙测，或过一年500V兆欧表 烯 ③ 铠装电缆应分别至二年再测 测量铠装层对地及铠 良好。到下次 装层对铜屏蔽层的绝＞2000 定期检查前为缘电阻，以检查内衬止，可正常使用 层与外护套的绝缘情 况；其绝缘电阻的判其他 ＞500 良好 断标准应符合本条22～77 ＞3000 良好 “标准”栏序号②对 110 ＞10000 良好 护套绝缘电阻的规 定。该型电缆终端和各种 ＜100 危险 橡皮 3～10 中间接头金属层的施100～1000 应注意 工连接方法应符合附 ＞1000 良好 录P《橡塑电缆附件② 护套 中金属层的接地方 电压等 法》的规定 电缆级 绝缘电阻 判断 ④ 当护套绝缘电型式 (kV) 阻小于规定值时可采 可能护套有 用附录N中叙述的方≤0.5ＭΩ 破损 法判断铜屏蔽线层是 交联3～10 到下次定期 否进水 ＞0.5ＭΩ 检查前，可正聚乙常使用 烯 22～77 110 ＞0.1ＭΩ/kV 良好 良好 橡皮 3～10 ＞0.05ＭΩ 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 标 准 ① 试验电压标准如下： 额定电 压 (kV) 3 6 10 35 最高电压 (kV) 3.45 6.9 11.5 40.5 施加电压(kV) 第一级 第二级 3 6 8 16 5 10 13 26 说 明 ① 相关计算公式： 1）极化比 = 加直流1分钟后电流值 最终时间（5～10分钟）电流值 ② 所加电压和时间关系： 2）不平衡率（%）= 三相的泄漏电流最大值最小值100%三相泄漏电流平均值 3）弱点比= 第一级电压的绝缘电阻 第二级电压的绝缘电阻4）上列计算公式见日本“电气学会技术报告（Ⅱ部）第182号《绝缘劣化诊断试验电缆主绝缘2 的直流泄漏试验 ① 2～4年 时 ② 必要值）： 敷 ③ 判断直流泄漏电流的指标（每km方法》” ② 110kV及以上的橡塑电缆不进行定期直流泄漏试验 ③ 根据日本《电气协同研额定 要注电设良好 不良 究》36卷第四号推荐：电压等电压意 缆 方(μA） （μA） 级22～77kV塑料电缆加1.3（kV） （μA） 倍额定对地电压，第一级加式 60%试验电压 直10以 1以下 1～10 ④ 判断直流泄漏电流的指上 塑埋 标： 料 其10以10～50以 3～10 1）3～10kV直埋橡塑电缆数他 下 50 上 值为“日本第二电力电缆专门 橡各10以10～50以 委员会”推荐 皮 种 下 50 上 2）22～77kV塑料电缆“良 22～10以10～50以 好”栏数值为“日本电气协同35 塑各下 50 上 研究36卷第4号”推荐 66～料 种 40以40～100以 77 下 100 上 ④ 泄漏电流的相间不平衡率超过⑤ 极化比：1.0以上时良好，1.0以下时要注意(不良) ⑥ 弱点比：5以上时要注意 200%时要注意

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序号 项 目 周 期 标 准 ① 根据设备及现场的情况，可以选用下列工频或0.1Hz介质损耗因数（tgδ）测定方法 ② 试验施加电压及试验判断标准应符合下列相关规定： 1) 3～10kV塑料电缆工频介质损耗因数（tgδ）应符合下列规定: 标准 0.2%以下 0.2%以上，5%以下 判 断 完好 有水树枝发生 1）水树枝发生至一5%以上 定程度，并进一步发展 2) 耐压显著降低 说 明 3～77kV塑料电缆介质损耗因数（tgδ）测定 1) 3～77kV塑料电缆工频介质① 直流损耗因数泄漏试验（tgδ）测有疑问时 ② 要精定 密诊断时 ③ 必要时 ① 测量时外加工频电压为： 1) 3.3kV电缆为1.9kV 2) 6.6kV电缆为3.8kV 3) 11kV电缆为6.35kV 4) 22～77kV电缆施加系统额定对地电压 ② 左侧标准仅适用于分相屏蔽结构，其他结构不适用 ③ 试验设备不能满足要求时，可降低试验电压进行 2) 22～77kV塑料电缆工频介质损耗3 因数（tgδ）应符合下列规定: 1%以下者为良好（日本《电气协同研究》36卷第4号推荐） 2) 3～ 35kV塑料电缆0.1Hz介质损耗因数（tgδ）测定 3～35kV塑料电缆0.1Hz介质损耗因数（tgδ）应符合下列规定（德国VDEDIN0276Teil1001Mai1995）: 标 准 tgδ（2U0）＜1.2‰ 判 断 良好 且[tgδ(2U0)－tgδ(U0)]＜0.6‰ 2.2‰＞tgδ(2U0)≥1.2‰ 或1.0‰＞[tgδ(2U0)-tgδ(U0)]≥0.6‰ tgδ(2U0)≥2.2‰ 或[tgδ(2U0)-tgδ(U0)]≥1.0‰ 要注意 不良，电缆应尽快更换

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序号 项 目 周 期 标 准 ① 橡塑电缆主绝缘耐压试验根据设备及现场情况，可以选用工频、变频谐振、0.1Hz超低频或直流耐压试验方法中的一种，宜优先采用工频交流耐压的方法 ② 耐压试验的试验电压及加压时间应符合以下规定： 1）工频及45～65Hz变频谐振交流耐压: 试验电压及加压时间按附录M表M1规定，试验时不击穿 说 明 采用直流耐压试验方法时： ① 泄漏电流时间特性中出现突跳或波动现象，或随时间增长、试验电压上升不成比例急剧上升，应尽可能找出原因，加以消除 ② 电缆泄漏电流只作为判断绝缘情况参考，不作为决定是否能投入运行的标准 ③ 极化比、不平衡率、弱点比的计算公式见序号2说明 橡塑电缆主4 绝缘耐压试验 ① 新作终端或接头后 2）0.1Hz超低频交流耐压: 试验电压值按附录M表M2规定，试验时不击穿 试验电压及加压时间按附录M表M3规定，所加电压和时间关系见本表序号2标准栏，试验时同时测量泄漏电流： （1）泄漏电流的相间不平衡率超过200%时要注意 （2）极化比： 良好时：1.0以上 要注意（不良）时：1.0以下 （3）弱点比：5以上时要注意 （4）试验时不击穿 ② 必要时 3）直流耐压: 5 6 检查电缆线新作终端路相位 交叉互联系统试验 或接头后 必要时 ① 投运前 ② 新作终铜屏蔽层电端或接头两端相位应一致 见11.3.2条 7 阻和导体电后 阻比 ③ 内衬层破损进水后 与投运前测量数据比较≯1.15倍投运前测量值 试验方法见11.2.2条 11.2.2铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法和要求：

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接触电阻有增大的可能。 11.3 110kV OF电缆

11.3.1 110kV OF电缆试验项目、周期和标准如表20所示

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表20 110kV OF电缆试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 有条件时 标 准 ① 主绝缘层：2000ＭΩ以上 ② 外护套：10ＭΩ以上 ① 直流耐压试验电压及加压时间： 1）试验电压标准如下： 第一级：170kV ① 失压修电缆主绝缘复时 2 流及直流耐端或接头压试验 后 第二级：253kV 2) 所加电压和时间关系：见表19序号② 泄漏电流的相间不平衡率超过200%时要注意 良好时：1.0以上 要注意（不良）时：1.0以下 ④ 弱点比：5以上时要注意 ① 根据以往的试验成电缆外护套3 和接头外护套的直流耐压试验 必要时 直流试验电压6kV，试验时间1min，不击穿 绩，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试验 ② 本试验可与交叉互联系统中绝缘接头外护套的直流耐压试验结合在一起进行 充油电缆及4 附件内电缆油的电气强度试验 ① 应采用西林电桥及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。西林电桥的充油电缆及附件内电缆油的介质损5 耗 因 2 ～4年 数 （tgδ）试验 ① 运行中油按序号8的标准考虑 ② 新油不大于0.5% 灵敏度不得低于1105，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于5×10，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套温控的灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h ② 电缆油应在温度100℃±1℃和场强1MV/m下测tgδ值 运行中重6 检查电缆线装接线盒路的相位 或拆过接线头 两端相位应一致 －5说 明 ① 主绝缘层采用2500V兆欧表 ② 外护套采用500V兆欧表 1 绝缘电阻 直流泄漏电② 新作终2标准栏 见本章表19序号4说明 ③ 必要时 ③ 极化比： 2～4年 运行中油不小于45kV，新油不小于50kV 在室温下测量油的介电强度 专业技术 资料整理

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序号 项 目 交叉互联系统试验 周 期 标 准 说 明 7 必要时 见11.3.2条 油中气体分析、物理特性试验管理标准（草案） 管理项目 T、C、G （可燃气体总1500×10 量） －6注意值 备注 对产生异常气体的总评价 （异常程度等） 对各种气体单独产生物评价 －6 各种气体 H2－电晕放电产生 H2（氢气） 500×10 C2H2（乙炔） 怀疑电缆老化或终端、塞止 CH4（甲烷） 接头存在 C2H6（乙烷） 严重局部放电时 C2H4（乙烯） C3H6（丙稀） 溶解气体 C2H2－弧光放电TRACE（痕量） 产生 CO（一氧化碳） 100×10 －6电缆及附件内的电8 缆油中气体分析、物理特性试验 绝缘过热 CO2(二氧化碳） 1000×10－6 200×10 200×10 200×10 200×10 10000×10 －6－6－6－6－6左边为电缆油中溶CO、CO2－绝缘 解的各气体组分含量物过热 的注意值，但注意值CH4、C2H6－油的 不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，低温分解 当气体含量达到注意C2H4、C3H6－油 值时，应进行追踪分析，查明原因 的高温分解 对气体密封性的评价 对化学性质的油老化的总评价 对气体密封性及 总酸值 0.2KOH·mg/g 水分 10×10 －6对绝缘性能影响 评价 体积电阻率 1×10Ω·m 介质损耗因数 2% 11对绝缘性能的评价

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11.3.2 交叉互联系统试验方法和要求：

交叉互联系统除进行下列定期试验外，如在交叉互联大段内发生故障，则也应对该大段进行试验。如交叉互联系统内直接接地的接头发生故障时，则与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。

11.3.2.1 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验：试验时必须将护层过电压保护器断开。在互联箱中将另一侧的三段电缆金属套都接地，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，然后在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压5kV，加压时间1min，不应击穿。

11.3.2.2 非线性电阻型护层过电压保护器。

a) 碳化硅电阻片：将连接线拆开后，分别对三组电阻片施加产品标准规定的直流电压后测量流过电阻片的电流值。这三组电阻片的直流电流值应在产品标准规定的最小和最大值之间。如试验时的温度不是20℃，则被测电流值应乘以修正系数（120-t）/100（t为电阻片的温度，单位℃）。

b) 氧化锌电阻片：对电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压，其值应在产品标准规定的范围之内。

c) 非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻：将非线性电阻片的全部引线并联在一起与接地的外壳绝缘后，用1000V兆欧计测量引线与外壳之间的绝缘电阻，其值不应小于10MΩ。 11.3.2.3 互联箱

a) 接触电阻：本试验在作完护层过电压保护器的上述试验后进行。将闸刀（或连接片）恢复到正常工作位置后，用双臂电桥测量闸刀（或连接片）的接触电阻，其值不应大于20μΩ。

b) 闸刀（或连接片）连接位置：本试验在以上交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行。连接位置应正确。如发现连接错误而重新连接后，则必须重测闸刀（或连接片）的接触电阻。 12 电力电容器

12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和标准如表21所示

表21 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、周期和标准

序号 1 项 目 周 期 ① 1～6年 ② 必要时 ① 1～62 电容值 年 ① 电容偏差不超过额定值的－5%或＋10% 用电桥法或电流电压法 2000ＭΩ以上 标 准 兆欧表 ② 单套管电容器不测 说 明 ① 采用1000V或2500V极对壳绝缘电阻 ② 必要时 ② 电容偏差不超过出厂值的－5% 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 标 准 ① 并联电容器和交流滤波电容器介质损耗因数： 对于膜纸复合的单元应不大于0.0012 对于全膜的单元应不大于0.0005 ② 串联电容器介质损耗因数： 对于浸渍纸介质单元应不大于0.0040 对于浸渍纸与薄膜复合介质单元应不大于0.0018 说 明 测量介质损3 耗因数(tg必要时 δ) 电容器单元介质损耗因数测量应在（0.9～1.1）Un的电压下进行 4 滤波回路谐振频率测试 必要时 如无设计值时，测量值的允许偏差不宜大于制造厂规定 5 并联电阻测① 1～6年 量 ② 必要时 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内 用自放电法测量 6 交流耐压试验 必要时 7 渗漏油检查 6个月 试验电压为出厂试验电压的75% 漏油时停止使用 用观察法 12.2 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、周期和标准如表22所示

表22 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、周期和标准

序号 项 目 1 极间绝缘电阻 周 期 1～3年 标 准 一般不小于5000ＭΩ ① 每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围 2 电容值 1～3年 ② 电容值大于出厂值的2%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% 测量介质3 损耗因数1～3年 （tgδ） 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 ① 预加电压0.8×1.3 Um不小于10s，测量电压1.1Um /3保持1min，无条件时预加电压可以适当降低 4 局部放电试验 必要时 一般不大于10pC ② 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 低压端对地绝缘电阻 采用2809电桥 用电桥法 说 明 采用2500V兆欧表 5 1～3年 一般不低于100MΩ 采用1000V兆欧表 专业技术 资料整理

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序号 项 目 6 交流耐压试验 渗漏油检查 周 期 必要时 标 准 试验电压为出厂试验电压的75% 说 明 7 6个月 漏油时停止使用 用观察法 12.3 过电压吸收器的试验项目、周期和标准如表23所示

表23 过电压吸收器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 ① 端子间的绝缘电阻，东芝BRR型过电压吸收器，应在下图所示的曲线以上；其他产品不作规定，但与初测值比较不应有大的变化 ② 端子对外壳之间的绝缘电阻应大于1000ＭΩ 注：过电压吸收器用电容器，由于有一个端子接地，因此一般比电力电容器值低 说 明 1 绝缘电阻 2～4年 采用高阻计或1000V兆欧表 ① 东芝BRR型过电压吸收器应在下图所示的曲线值以下 2 介质损耗因数（tgδ） 2～4年 ② 其他产品： 1）一般不应大于0.12% 2）带串联电阻的过电压吸收器与出厂值或历年数据比较不应有显著变化 试验电压为额定运行时端子间（过电压吸收器为端子对外壳间）的电压 专业技术 资料整理

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① 电容量的偏差：东芝BRR型过电压吸收器，应不超过标准值的＋10～5%；其3 电容值 2～4年 他产品一般在标准值的－5%～＋10%之内 ② 三相电容量的不平衡系数，东芝BRR型过电压吸收器应在平均值的±3%以内；其他产品不作规定 ① 预加电压Um 1秒钟，降为1.5Um/3、1小时，每10分钟测量一次局部放4 局部放电试验 必要时 20pC以下 电放电量 Um：系统最高工作电压，线电压有效值 ② 项目标准参照IEC358（1979.4修订草案） 13 避雷器

13.1 无间隙氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准如表24所示

表24 无间隙氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 ① 1～41 绝缘电阻 年 标 准 线路侧对接地端之间应在1000ＭΩ以说 明 ① 采用2500V兆欧表 ② 220kV避雷器应符合制造厂标准 ① 测量电流的导线应使用屏蔽线 ② 初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 上 ② 必要时 ① U1mA值应在制造厂规定值以上 ② U1mA实测值与初始值比较，变化应不大于±5% μA 直流1mA电压（U1mA）及① 1～42 0.75U1mA下的年 （注①） 泄漏电流② 必要时 ③ 0.75U1mA下的泄漏电流应不大于50 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 ① 1～4年 ② 110kV及以上、新投运的避雷器： 1）第3个2）第9个量1次 3）运 行1 次 ③ 必要时 年 后，1年1标 准 说 明 ① 3～10kV避雷器应在停电情况下测量运行电压下① 测量运行电压下的阻性电流或全电泄漏电流 ② 测量时应记录环境温行电压。测量宜在瓷套表明干燥时进行。应注意相间干扰的影响 ② 测量值应在初始值（或出厂值）的度，相对湿度，测量时的运运行电压下3 交流泄漏电流（注①） 月测量1次 流峰值 月 测 50～200%范围内 ① 测量时的环境温度20±15℃ 工频参考电流（阻性4 1mA峰值〕下的工频参考电压（注①） ① 1～4年 ② 必要时 在制造厂规定值以上 ② 工频参考电流：工频电流阻性分量的峰值，除制造厂另有规定外，取值为1mA ③ 工频参考电压：在避雷器通过工频参考电流时测出的避雷器的工频电压最大峰值除以2或用峰值表示 ① 试验电压: 采用如下表所列的交流试验电压值: 每节额定电压5 交流损耗（注①） ① 1～4年 ② 必要时 (kV) 施加试验电压(kV) (kV) 施加试验电压(kV) 每节额定电压2.7～5.1 2.5 6.0～7.5 5 ① 可采用西林电桥等仪器根据tg%测量数值计算损耗，或采用“BLQ-Ⅰ型氧 化锌避雷器测试仪”等直读仪器直接测量损耗 ② 由tg%值计算损耗方法: 2 WCUtg%UIxtg% 1001008.1～10 12及以上 7.5 10 式中： U-试验电压（伏） 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 标 准 ② 判断原则:同类型产品(相同型号，用相互比较损耗W值的方法，如果相互差为有缺陷 说 明 IX-试验电压下被试品电W-试验电压下被试品功率C-被试品电容量（法） 同一时期出厂的，在相同条件下测量)采流 （安） 别的增减值超过平均常见值的50%，即认损耗（瓦） 6 局部放电试验 底座绝缘电阻 必要时 ① 1～4年 ② 必要时 避雷器在1.05倍持续运行电压下的内部局部放电量应不大于50pC 自行规定 7 采用2500V兆欧表 注：① 表24中所列的序号2、3、4、5项周期试验项目，每次试验不必全部进行，可以根据现场条件、设备、原始资料收集等情况，按下列次序先后选择一种进行；但须注意同一设备历次试验项目的同一性，户外35kV等级及以上的无间隙氧化锌避雷器原则上应按1）项进行。

1） 序号3、4项； 2） 序号2项； 3） 序号3项； 4） 序号5项。

② 如避雷器接在母线上，在进行母线耐压时，必须将其退出。

13.2 GIS用无间隙氧化锌避雷器的试验项目、周期和要求：

a）避雷器修理时，其SF6气体按第17章表33的规定； b）避雷器运行中的密封检查按第9章表8的规定； c）其他有关项目按第13章表24中序号3、4规定。

13.3 有间隙氧化锌避雷器（含三相组合式过电压保护器）的试验项目、周期和标准如表25所示

表25 有间隙氧化锌避雷器（含三相组合式过电压保护器）的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 1～4年 标 准 绝缘电阻应在2500ＭΩ以上 说 明 采用2500V兆欧表 1 绝缘电阻 专业技术 资料整理

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① 试验电压应分别施加于每相线路端子和接地端子之间，放电3次，每两次间隔应不小于10秒 ② 对于三相组合式过电2 工频放电电压 ① 工频放电电压应符合附录Q表Q9的压保护器，认为有必要时可1～4年 规定 ② 其他型号产品应符合制造厂规定 进行相间工频放电电压试验，试验方法及判断标准同相对地 ③ 动作放电后，应在0.2秒内切断电源 ④ 动作放电电流应控制在0.7A以内

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13.4 阀型避雷器的试验项目、周期和标准如表26所示

表26 阀型避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 串联间隙无并联电阻避雷器： 1）国产FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500ＭΩ 2）进口串联间隙无并联电阻的避雷器绝缘电阻不宜低于2500ＭΩ ② 串联间隙有并联电阻避雷器： 绝缘电阻 ① 1～4年 1）日立产品： ① 采用2500V兆欧表 ② 国产FZ、FCZ和1 RVLFC－4.2Y避雷器线路侧与对地端之间应在FCD型及进口串联间隙有1000ＭΩ以上 并联电阻避雷器的绝缘电② 必要时 RVLFC－14Y避雷器线路侧与对地端之间应在阻测量的目的主要是检查500ＭΩ以上 2）国产FZ、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻与历年或同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化 3）其他型号进口串联间隙有并联电阻避雷器的绝缘电阻标准同上条 并联电阻通断和接触情况 国产串联间隙有并联电阻的FZ、FCZ、FCD型避雷器进行本项试验，试验电压及标准应符合下列规定： ① 整流回路中应加滤① FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流按制造波电容器，其电容值一般厂标准（见附录R）但与历年数据比较，不应有为0.01～0.1μF，并应在显著变化 电导电流及串② 同一相内串联组合元件的非线性系数差高压侧测量电流 ② 由两个及以上元件值，不应大于0.05；电导电流相差值（%）不应组成的避雷器应对每个元联组合① 1～4大于30% 件进行试验 2 元件的年 ③ 试验电压如下： 3 - 4 ③ 非线性系数差值及 电导电流相差值计算见附6 10 15 20 30 录R中的R1.6 - - 8 10 12 线性系数差值大于0.05， 但电导电流合格，允许作性系数差值不大于0.05 ④ 如FZ型避雷器的非非线性② 必要时 元件额定电压 系数差(kV) 值 试验电压U1 (kV) 试验电压U2 (kV) 6 10 16 20 24 换节处理，换节后的非线 专业技术 资料整理

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序号 项 目 周 期 标 准 进口串联间隙有并联电阻阀型避雷器进行本项试验，试验电压及标准应符合下列规定： ① 日立推荐RVLF型避雷器的试验电压及泄漏电流值： 说 明 40%、60%、100%避3 雷器额定电压① 1～4年 试验电压 （kV） 按避雷器额定电压×（%） 分级加压 40% 60% 100% 试验时要记录大气条件 RVLFA ② 必要时 泄漏 下的交RVLFB 0.02-0.5mA 0.09-0.8mA 0.5-5mA 电流 流泄漏RVLFC 电流 ② 其他型号进口串联间隙有并联电阻阀型避雷器的试验电压参照日立推荐值，泄漏电流与历年或同类型的测量数据进行比较不应有显著变化 4 工频放电电压 ① 1～4年 ① 阀型避雷器的工频放电电压应符合附录R的规定 ② 其他型号避雷器的工频放电电压应符合制带有非线性并联电阻的阀型避雷器一般不进行该项试验 ② 必要时 造厂的规定 5 底座绝缘电阻 ① 1～4年 ② 必要时 自行规定 采用2500V兆欧表

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13.5 放电记数器的试验项目、周期和标准如表27所示

表27 放电记数器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① SCF型放电记数器瞬时加60V（1秒钟）直流电压（不串联电阻）或加110V（带1～2kΩ串联电阻），检查放电记① 1～41 录器的动作年 情况 测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器应动作 ② BLJ2-20/10型动作记数器可用1000V兆欧表对4～6μF电容充电，待充好电后拆除兆欧表线，将电容器对计数器触及放电，计数器应动作 记录器指标应调到零 ② 必要时 14 接地装置

14.1 接地装置的试验项目、周期和标准如表28所示

表28 接地装置的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 ① 应符合接地施工计算书规定： 说 明 ① 通常将中性点通过较地 故障电流限制在100A～1000A左右的系统称为低电 阻接地系统 ② 宝钢220kV变电所采用直接（有效）接地系统 3～110kV电压等级较外，多采用低电阻接地系统 ③ 式中： I —经接地网流入地中的变电所 接地电阻 变电室 接地电阻 小电阻接地，从而将单相接 ① 不超过6年 有效接地和② 可以根低电阻接地据该接地1 系统的变电网挖开检所、变电室查的结果接地电阻 斟酌延长或缩短周期 宝钢 ＜0.06Ω 中央 轧钢 焦化 原料烧 结 炼钢 ＜0.4Ω ＜0.9Ω ＜2Ω ＜2Ω 原料 炼钢 ＜2Ω ＜2Ω ＜0.4Ω 东码头 ＜2Ω 新宝钢 ＜0.054Ω ② 接地电阻计算值不明时，接地装置短路电流，A 的接地电阻一般可按下式确定： R --考虑到季节变化最大R ≤(700～2000)/I，但不应大于5Ω 接地电阻，Ω ① 非有效接地系统是指① 不超过非有效接地系统（低电2 阻接地系统除外）的变电所、变电室接地电阻 6年 据该接地查的结果斟酌延长期 ① 应符合接地施工计算书规定 中性点不接地、消弧线圈接电阻接地系统外，当系统发续运行一段时间 ② 式中： ② 接地电阻计算值不明、接地装置的地和电阻接地的系统，除低1）当接地网与1kV及以下设备共用接生接地时，通常可以允许继② 可以根接地电阻一般可按下列公式确定： 网挖开检地时，接地电阻： R≤120/I，但不应大于４Ω 2）当接地网仅用于1kV以上设备时，I —计算用的接地故障电流，A 或缩短周接地电阻： R≤250/I，但不应大于10Ω R --考虑到季节变化最大接地电阻，Ω

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序号 项 目 周 期 标 准 说 明 ① 左示的接地电阻计算① 应符合接地施工计算书规定 ② 接地电阻计算值不明，变压器高压侧接于低阻接地系统时的接地电阻应符合下列规定： 1）2秒以上切除接地故障的变压器低压侧中性点接地电阻：R≤150/I 2）2秒以内切除接地故障的变压器低3 变压器中性不超过6点接地电阻 年 压侧中性点接地电阻：R≤300/I ③ 接地电阻计算值不明，配电变压器高压侧接于非有效接地系统（低电阻接地系统除外）时的低压中性点接地电阻应符合下列规定： 1) 低压中性点接地电阻不应大于4Ω 2) 配电变压器保护接地与低压中性点共用接地装置、并安装在由其供电的建筑物外时，应符合下式的要求：R≤50/I ，但不应大于4Ω 公式中： I —计算用的单相接地故障电流；消弧线圈接地系统为故障点残余电流，A R —考虑到季节变化最大接地电阻，Ω ② 配电变压器是指低压侧额定电压为400V及以下的变压器 ③ 变压器施设于大型厂房内或厂房旁，中性点与厂房基础桩基等组成的接地网连接，并与其他需接地的装置组成联合接地时，该接地网电阻一般要求达到1Ω以下。应按本条规定的周期对该种接地网的引上线的连接良好程度进行检查，但不进行定期的接地电阻测量 ① 对象： 1) E－1：高压避雷器 2) E－2：变压器低压系统中性点或混触防止板 3）E－3：电气设备支架、外箱接地、电缆屏蔽接地、不包括E－1、E－2、E－4、E－5 4）E－5：烟囱、重油槽、气管…… ① 按日本标准设计的其他接地极接地电阻应符合下列规定： 电气室和其4 他场合独立不超过6设置的接地年 极接地电阻 1）E－1（避雷器接地）：10Ω以下 2）E－2（中性点接地）：5Ω以下 3）E－3（电气设备接地）：4Ω以下 4）E－4（感应故障接地）：10Ω以下 5) E－5（构造物接地）：10Ω以下 ② 按其他标准设计的接地极接地电阻参照上述规定进行 ① 按宝钢独立避雷针防雷设备5 (线)的接地检测规定 电阻 ② 不超过6年 不宜大于10Ω

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14.2 接地装置的检查项目、周期和标准如表29所示

表29 接地装置的检查项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 说 明 可以采用测量接地引下线与接地网、极(或与相邻设备)之间的电阻值来检查其不超过3年 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 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 本项目只限抽样开挖检查变电所、 2 电气室地中接地网、极的腐蚀情况 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、极 可根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择数点不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还可扩大开挖的范围 检查接地系统的电力设1 备接地引下线与接地网、极的连接情况 15 中性点电阻器

15.1 中性点电阻器的试验项目、周期和标准如表30所示

表30 中性点电阻器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 2～4年 2～4年 必要时 标 准 主线路侧对大地之间：5ＭΩ以上 在额定值或初次值的±10%以内 试验标准见附录K表K1 说 明 采用1000V兆欧表 1 绝缘电阻 2 3 电阻器的直流电阻 电阻器的交流耐压 16 母线

16.1 母线的试验项目、周期和标准如表31所示

表31 母线的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 ① 一般母线2～4年 1 绝缘电阻 ② 绝缘封闭母线维护、检修时 ① 一般母线2～4年 2 交流耐压试② 绝缘封验 闭母线维护、检修时 专业技术 资料整理

按附录K表K1规定的试验电压、试验不应低于1MΩ/kV 采用2500V兆欧表 标 准 说 明 时间进行，或按附录L表L2规定的试验 电压的85%进行 WORD格式可编辑

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17.1.2 新变压器油验收时的试验项目和标准，另行规定。

17.1.3 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。

17.1.4 关于补油或不同牌号油使用的规定。

17.1.4.1 补加油品的各项特性指标都应不低于设备内油，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。

17.1.4.2 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。

17.1.4.3 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各种油及混合后油样的老化试验。 17.1.4.4 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的比例混合。

17.2 变压器油中溶解气体

变压器油中溶解气体试验周期和标准见本《规程》第6章、第10章和第18章。试验及判断方法按GB7252规定，取样方法按GB7597规定。 17.3 六氟化硫（SF6）

17.3.1 六氟化硫新气到货后，充入设备前应按GB12022质量标准验收。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。

17.3.2 六氟化硫气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 17.3.3 关于补气或不同产地气体混合使用的规定:

17.3.3.1 所补气体必须符合新气质量标准，并注意接头干燥；

17.3.3.2 不同产地气体混合使用时，必须分别按新气质量标准进行验收，合格后方可混用。

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17.3.4 六氟化硫气体的试验项目、周期和标准如表33所示。

表33 六氟化硫气体的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 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① 断路器灭弧室气室： 湿度 1 （20℃体积分数）10-6 分测定方法》进行 ② 新装及解体修理后1年内复测一次，如湿度符合要求，则正常运行中3～6年一次 ③ “必要时”是指新装及解体修理后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过第9章表8序号4的标准时，则应按实际情况增加次数，加强监视 ① 3～6年 ② 解体修理后 ③ 必要时 解体修理后：150以下 运行中：300以下 ② 其它气室： 解体修理后： 500以下 运行中：1000以下 密度 2 （标准状态下）必要时 kg/m 3 毒性 酸度 μg/g 四氟化碳 （质量分数）% 必要时 无毒 36.16 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》进行 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 4 必要时 ≤0.3 ① 解体修理后≤0.05 5 必要时 ② 运行中≤0.1 6 空气 （质量分数）% 必要时 ① 解体修理后≤0.05 ② 运行中≤0.2 见序号5 7 可水解氟化物 μg/g 按SD309《六氟化硫气体必要时 ≤1.0 中可水解氟化物含量测定法》进行 按SD310《六氟化硫气体必要时 ≤10 中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行 8 矿物油 μg/g

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18 电除尘器

18.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准如表34所示

表34 高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 ① 解体修理后 ② 必要时 ① 解体修理后 ② 必要时 ① 解体修理后 ② 必要时 采用2500V兆欧表(对运不作规定 行年久的变压器可用1000V兆欧表) 与出厂值比较，相差不大于±2% 换算到75℃ ＞2000MΩ 采用2500V兆欧表 ＞100MΩ 采用500V兆欧表 ＞500MΩ 采用2500V兆欧表 标 准 说 明 高压绕组对1 低压绕组及对地的绝缘电阻 2 低压绕组的绝缘电阻 硅整流元件3 及高压套管对地的绝缘电阻 穿芯螺杆对① 解体修4 地的绝缘电理时 阻 ② 必要时 高、低压绕① 解体修5 组的直流电理后 阻 6 电流、电压取样电阻值 各桥臂正、反向电阻值 变压器油试验 油中溶解气体色谱分析 ② 必要时 ① 解体修理后 ② 必要时 ① 解体修理后 ② 必要时 ① 1年 ② 解体修理后 ① 1年 ② 解体修理后 ① 解体修10 空载升压 理时 参照第6章表5中序号22，注意值自行规定 输出1.2倍额定电压，保持1min，应 参照第17章表32 桥臂间电阻值相差小于10% 误差小于标准值的±5% 7 各桥臂间电阻若能分别测试时 8 9 ① 不带除尘器电场 ② 记录空载电流 无闪络，无击穿现象 ② 必要时 18.2 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准如表35所示。

表35 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准

序号 1 2 项 目 周 期 标 准 ＞500MΩ 直流100kV或交流72kV，保持1min无闪络 说 明 采用2500V兆欧表 绝缘电阻 更换后 耐压试验 更换后 专业技术 资料整理

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18.3 高压直流电缆的试验项目、周期和和标准如表36所示。

表36 高压直流电缆的试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 主机解体修理后 ① 主机解体修理后 ② 重做电缆头时 标 准 ＞2000MΩ 电缆工作电压的1.7倍，10min，当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30 μA 说 明 采用2500V兆欧表 1 绝缘电阻 直流耐压并2 测量泄漏电流 18.4 接地装置

电除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般应小于1Ω，每2～3年测量一次；接地引下线连接必须牢固可靠其截面积应达到：铜导体大于35mm，钢导体大于160mm。 19 快速开关（HSCB）

19.1 快速开关（HSCB）试验项目、周期和标准如表37，38，39所示

表37 HB1C2，KBC2快速开关（HSCB）试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 应在3MΩ以上或满足试运转要领书规定 ① 测定“试验线圈”电流：符合设计整2 电流刻度校正 最小投入动3 作电流及电2～4年 压测定 2～4年 定值 ② 最小保持电流：符合设计整定值（但不小于0.4A） 应大于80%操作电压（最小合闸电压＝最低合闸电流×线圈电阻）或满足产品说明书规定 ① 合闸用接触器最小动作电压应为55%～70%额定电压 4 辅助盘测定 2～4年 ② 跳闸辅助继电器的最低动作电压应为40%～60%额定电压 ③ 或满足产品说明书规定 5 分断速度测定 必要时 与初次值比较无大的差别 说 明 采用1000V兆欧表 2

2

1 绝缘电阻 2～4年 表38 UR-26，UR-36型快速开关（HSCB）试验项目、周期和标准

序号 项 目 1 2 投入动作电压测定 电流刻度校正 开关分合闸特性测定 周 期 2～4年 2～4年 标 准 电压动作范围+250%至-30%额定电压 说 明 调节螺帽（227）使控制器刻度调到设定 值 合闸时间：250ms 切闸时间：电保持E型40ms 磁保持M型20ms 3 2～4年 专业技术 资料整理

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表39 3WV型快速开关（HSCB）试验项目、周期和标准

序号 项 目 马达传动装1 置动作电压2～4年 范围 周 期 标 准 AC 50Hz时：（0.8～1.5）额定电压 DC时：（0.7～1.2）额定电压 AC 50Hz DC 说 明 1.0倍额定电压时 约600ms 约550ms 2 总的合闸时间 0.8倍额定电压时 约1200ms 2～4年 0.7倍额定电压时 1.15倍额定电压时 - 约400ms - - 约2000ms - 1.2倍额定电压时 3 电流刻度校正 2～4年 约350ms 调节螺帽（209）使控制器刻度调到设定值

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附 录 A

电机定子绕组最低容许绝缘电阻

电机定子绕组最低容许绝缘电阻按下列公式计算确定。交流耐压试验合格的环氧粉云母绝缘的电机在常温下不低于每千伏1MΩ时，可不经干燥投入运行，但在投运前不应再拆开端盖进行内部作业。

A1 容量为5000kW及以上的发电机、同步调相机及电动机绕组最低容许绝缘电阻Rt60″按下式计算:

Rt60''=UnKT1000+0.01SN

式中: Rt60''—— 在环境温度为t℃时的绝缘电阻测量值；

Un —— 额定线电压V； SN —— 额定视在功率kVA； KT —— 温度换算系数，如表A1。

A2 容量为5000kW以下电动机绕组最低容许绝缘电阻Rt60″为每千伏1MΩ，即按下式计算:

Rt60''=UnKT1000+0.01SN1000 式中：Rt60''—— 在环境温度为t℃时的绝缘电阻测量值；

Un —— 额定线电压V；

KT —— 温度换算系数，如表A1。

A3 电机定子绕组绝缘电阻换算至运行温度时的换算系数KT见表A1

表A1 电机定子绕组绝缘电阻换算至运行温度时的换算系数KT

定子绕组温度（℃） 换算系数KT 热塑性绝缘 B级热固性绝缘或F级绝缘 75 1.0 3.2 70 1.4 4.1 60 2.8 6.6 50 5.7 10.5 40 11.3 16.8 30 22.6 26.8 20 45.3 43 10 90.5 68.7 5 128 87 本表的运行温度，对于热塑性绝缘为75℃，对于B级热固性绝缘或F级绝缘为100℃。

① 表中所列的换算系数KT也可按下列公式进行换算: 对于热塑性绝缘:KT=2

(75-t)/10

(100-t)/10

对于热固性绝缘或F级绝缘:KT=1.6式中: t —— 测量时的温度

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② 制造厂已提供温度换算系数的F级电机，可按制造厂提供的相关资料进行绝缘电阻的温度换算。

附 录 B 电机耐压试验标准

B1 交流电机的维护试验电压标准 B1.1 试验电压

B1.1.1 一般作为维护试验耐压标准，根据经验应为新线圈交流耐压试验标准[（2 Un＋1000）V，1分钟（ASA标准）；在JEC中，大型高压电机（2 Un＋3000）V]的3分之2为合适。

B1.1.2 耐压试验时，试验电压标准按下述分类：

① 修理前后：为进行修理或检出不良地方调换及为在部分修理完后确认质量而进行的试验。

② 维护时：作为维护需要，再次进行的试验。 B1.1.3 交流电机的维护试验电压标准见表B1

表B1 交流电机的维护试验电压标准

试验电压分类 试验类型 修理前、后 维护时 交流1分钟耐压值（V） 1.33 Un＋600 1.2 Un＋400 交流10分钟耐压 （V） 1.25 Un 1.1 Un 直流1分钟耐压值（V） 15/8 Un +800 7/4 Un +600 注：① 上述交流耐压电压是有效值。

② Un为电机额定电压。绕线型电机二次线圈的额定电压为二次线圈端子的最大感应电压。即，非逆转或非逆相制动时取静止感应电压。而要逆转或逆向制动时用2倍静止感应电压值。

③ 交流耐压试验时，可根据现场情况选取1分钟或10分钟耐压值；直流耐压和交流耐压不能相互代替。

B1.2 判断标准：应在1分钟或10分钟试验时间内，无异常。

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附 录 C 硅钢片的单位损耗

C1 硅钢片的单位损耗见表C1

表C1 硅钢片的单位损耗

硅钢片品种 代 号 D21 D22 D23 D32 热轧硅钢片 D32 D41 D42 D43 D42 D43 W21 W22 无取向 冷轧硅钢片 W32 W33 W32 W33 Q3 单取向 Q4 Q5 Q6 厚 度 mm 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.5 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 单位损耗 W/kg 1T下 2.5 2.2 2.1 1.8 1.4 1.6 1.35 1.2 1.15 1.05 2.3 2.0 1.6 1.4 1.25 1.05 0.7 0.6 0.55 0.44 1.5T下 6.1 5.3 5.1 4.0 3.2 3.6 3.15 2.90 2.80 2.50 5.3 4.7 3.6 3.3 3.1 2.7 1.6 1.4 1.2 1.1

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附录D

电机定子绕组绝缘老化精密诊断

D1 电机定子绕组绝缘老化精密诊断标准见表D1

表D1 定子绕组绝缘老化诊断标准

诊断项目 极化指数 第一电流急增点 符号 PI Pi1 （kV） 额定电压 (kV) 3、6、11 3 6 11 3 第二电流急增点 Pi2 （kV） 6 11 3 电流增加率 ΔI （%） 6 11 3 介质损耗因数 tgδ0 （%） 6 11 3 介质损耗因数增量 Δtgδ （%） 6 11 3 最大局部放电量 Qmax （pC） 6 11 3 局部放电开始电压 V1（kV） 6 11 复合绝缘 (B级) ≥1.5 ≥2.3 ≥4.6 ≥7.6 ≥3.9 ≥7.9 ≥13.2 ≤3.2[在E时] ≤6.8[在4.5kV时] ≤12[在E时] ≤10[在1kV时] ≤10[在2kV时] ≤10[在2kV时] ≤0.7[在E时] ≤6.5[在E时] ≤6.5[在E时] ≤10000[在E时] ≤10000[在4.5kV时] ≤10000[在6.35kV时] ≥1.9[在1000pC] ≥3.8[在1000pC] ≥6.35[在1000pC] 环氧绝缘 (F级) ≥2.0 ≥2.3 ≥4.6 ≥7.6 ≥3.9 ≥7.9 ≥13.2 ≤4[在E时] ≤8.5[在E时] ≤12[在E时] ≤2[在1kV时] ≤2[在2kV时] ≤2[在2kV时] ≤0.7[在E时] ≤6.5[在E时] ≤6.5[在E时] ≤30000[在E时] ≤30000[在4.5kV时] ≤30000[在6.35kV时] ≥1.9[在1000pC] ≥3.8[在1000pC] ≥6.35[在1000pC] 备注

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D2 减点标准见表D2

表D2 减点标准

额定电压 PI Pi1(kV) 1.9～2.3 1.9～2.3 3.8～4.6 3.8～4.6 ＜1.9 ＜1.9 ＜3.8 ＜3.8 Pi2(kV) 3.3～3.9 3.3～3.9 6.6～7.9 6.6～7.9 ＜3.3 ＜3.3 ＜6.6 ＜6.6 ＜11 ＜11 10 ΔI(%) 3.2～4.0 4.0～6.0 6.8～8.0 8.5～10 12～14 12～14 5 ＞4.0 ＞6.0 ＞8.0 ＞10 ＞14 ＞14 10 3kV(B级) 1.5～1.0 ＜1.0 3kV(F级) 2.0～1.5 ＜1.5 6kV(B级) 1.5～1.0 ＜1.0 6kV(F级) 2.0～1.5 ＜1.5 11kV(B级) 1.5～1.0 ＜1.0 6.35～7.6 ＜6.35 11～13.2 11kV(F级) 2.0～1.5 ＜1.5 6.35～7.6 ＜6.35 11～13.2 减点数 2.5 5 5 10 额定电压 3kV(B级) 3kV(F级) 6kV(B级) 6kV(F级) tgδ0(%) 10～15 2～4 10～15 2～4 ＞15 ＞4 ＞15 ＞4 ＞15 ＞4 5 Δtgδ(%) 0.7～1.0 0.7～1.0 6.5～8.0 6.5～8.0 6.5～8.0 6.5～8.0 2.5 ＞1.0 ＞1.0 ＞8.0 ＞8.0 ＞8.0 ＞8.0 5 5 Qmax(pC) 10000～15000 30000～45000 1000～15000 30000～45000 10000～15000 30000～45000 5 ＞15000 ＞45000 ＞15000 ＞45000 ＞15000 ＞45000 10 11kV(B级) 10～15 11kV(F级) 减点数 2～4 2.5 D3 综合判断标准见表D3

表D3 综合判断标准

评价 良好 无问题 继续管理 要注意 要修理 判断标准 合计减点数≤5.0 5.0≤合计减点数≤12.5 12.5＜合计减点数≤20.0 20.0＜合计减点数≤30.0 30.0＜合计减点数 诊断周期 4～5年 3～4年 2～3年 1～2年 要制定修理计划 备注 具有新品同等性能 使用上无问题 要进行劣化倾向确认 根据设备重要程度、使用状态进行修理研究 在近期要修理 注: ① 极化指数PI

PI10分钟后的绝缘电阻1分钟后的绝缘电阻

若PI＜规定值时，判定为污损或吸湿 ② 电流增加率ΔI%(参见图D1) 1) ΔI%的计算：

I%II0100% I0式中：I——在Ue下的实际电容电流；

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I0——在Ue下If(U)曲线中按线性关系求得的电容电流

2） 图D1：电机定子绕组绝缘老化精密诊断电流增加率ΔI%计算示意图

③ tgδ0（%）是指在起始规定电压下（3kV电压电机为1kV，其他电压电机为2kV）的介质损耗因数。

④ Δtgδ(%)=tgδe-tgδ0（tgδe是指在额定电压下的介质损耗因数）。 ⑤ 最大放电电荷量Qmax是指在规定电压（3.3kV，6.6kV，11kV电机规定电压分别

为3.0kV，4.5kV，6.35kV）下的最大放电电荷量。

⑥ 上述测试项目中，若有其中2个数据比过去数据变化超过30%以上时，也应诊

断为要注意。

附 录 E 变压器绕组绝缘电阻标准

E1 油浸式变压器绕组绝缘电阻的最低容许值及温度换算系数

E1.1 油浸变压器绕组绝缘电阻的最低容许值见表E1（摘自 GB50150-91条文说明中的表6.0.5）

表E1 GB50150-91提出的油浸电力变压器绕组绝缘电阻的最低容许值（MΩ）

高压绕组电压等级（kV） 3～10 20～35 63～220 5 675 900 1800 10 450 600 1200 20 300 400 800 30 200 270 540 温度（℃） 40 130 180 360 50 90 120 240 60 60 80 160 70 40 50 100 80 25 35 70 E1.2 油浸式变压器绝缘电阻的温度换算

当测量温度与产品出厂或上次试验时的温度不符合时，可按表E2换算到同一温度（20℃）时的数值进行比较。

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表E2 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数

温度差K 5 10 1.5 15 20 25 30 35 40 45 50 55 9.2 60 11.2 换算系数A 1.2 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。

当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：

A1.5K/10

校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为20℃以上时：

R20ARt

当实测温度为20℃以下时：

R20Rt/A

式中： R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)；

Rt—— 在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。

E2 干式变压器绕组绝缘电阻容许值见表E3（电气设备故障手册推荐）

表E3 干式变压器绕组绝缘电阻容许值（25℃）

额定电压(kV) 绝缘电阻(M) 33 100 22 50 11 30 6.6 20 3.3 10 1.1以下 5

附 录 F

油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

F1 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值见表F1

表F1 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

电压等级(kV) 2～3 6～15 20～35 63～330 试验电压峰值(kV) 5 10 20 40 10℃ 11 22 33 33 20℃ 17 33 50 50 在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 30℃ 25 50 74 74 40℃ 39 77 111 111 50℃ 55 112 167 167 60℃ 83 166 250 250 70℃ 125 250 400 400 80℃ 178 356 570 570 专业技术 资料整理

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附 录 G

变压器绕组交流耐压试验标准

G1 日本《电气设备技术基准》规定的变压器10分钟长时间交流耐压试验标准见表G1 表G1 日本《电气设备技术基准》规定的变压器10分钟长时间交流耐压试验标准

线圈种类（按最大使用电压分类） 加压部分相互名称 线圈与其他线圈铁心及外壳 试验电压 最大使用电压的1.5倍（最低500V） 同上 最大使用电压的0.92倍 最大使用电压的1.25倍 最大使用电压的1.25倍 试验时间（分） 连续耐压时间为10分钟 ① 7kV以下的线圈 ② 7kV以上、15kV以下，接于中性点接地式电路的线圈（限于有中性线、并对中性线实施多重接地者） ③ 7kV以上、60kV以下的的线圈（上栏所列除外） ④ 电压超过60kV的中性点绝缘式电路的线圈 同上 同上 同上 把线圈的中性点端子同上 同上 ⑤ 电压超过60kV（限于星形接线三相变压器）中性点接地、并装设避雷器的变压器线圈 以外的任一端子、其他线圈的任意一端子、铁心及外壳接地，被试验线圈中性点端子以外任一端子和大地间加电压 把线圈的中性点端子、其他线圈的任意一端子、铁心及外壳接地，电压加于被试线圈中性点端子以外的任意一端子和大地之间 最大使用电压的1.1倍（最低75kV） 同上 ⑥ 电压超过170kV（限于星形接线的三相变压器）中性点接地、并装设避雷器的变压器线圈 最大使用电压的0.72倍 同上 线圈种类（按最大使用电压分类） ⑦ 电压超过170kV（限于星形接线三相变压器）中性点直接接地的变压器线圈 ⑧ 电压超过60kV的其他线圈 加压部分相互名称 试验电压 最大使用电压的0.62倍 最大使用电压的1.1倍（最低75kV） 试验时间（分） 同上 同上 线圈与其他线圈、铁心及外壳间 同上 注：参考文献：日本《电气设备技术基准》第16条（1976年修订）

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附 录 J

各类互感器局部放电量出厂容许值

表J1 各类互感器容许视在放电电荷值

接地方式 互感器型式 预加电压 ≥10s 测量电压 ≥60s 1.1Um1) 绝缘种类 液体浸渍 固体 液体浸渍 固体 液体浸渍 固体 视在放电电荷 (pC) 100 250 10 50 10 50 10 50 10 50 电流互感器和 中性点非有 接地电压互感器 效接地系统 不接地电压 互感器 电流互感器和 中性点有效 接地电压互感器 接地系统 不接地电压 互感器 1.3Um 1.3Um/3 1.3Um 1.1Um 0.8×1.3Um 1.3Um 1.1Um3 液体浸渍 固体 液体浸渍 固体 1.1Um 注：① 表中符号1）：对于中性点非有效接地系统中的电流互感器和接地电压互感器，经制造厂与

用户协商，才能按此电压施加。 ② 表中Um：最高系统电压（线电压）

附 录 K

日本《电气设备技术基准》规定的设备等耐压试验电压

开关、断路器、电力电容器、感应调压器、仪用互感器和其它电气设备及发电厂、变电所、配电室或其类似场所内所装设电气设备的连接线和母线（以下称“设备”）耐压时，按下表标准进行。（且本标准也是交接验收标准）

表K1 “设备”耐压试验标准

种类 （按最大使用电压区分） 1.电压在7kV以下设备等 2.电压超过7kV，在15kV以下设备等，接于中性点多点接地电路 备等（除去2左栏所示者） 试验电压 最大使用电压的1.5倍 最大使用电压的0.92倍 试验时间 （分） 连续耐压10分钟 同上 同上 3.电压超过7kV，在60kV以下设最大使用电压的1.25倍（最低10.5kV） 专业技术 资料整理

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种类 （按最大使用电压区分） 4.电压超过60kV中性点非接地电路的设备 5.电压超过60kV中性点接地电路设备（6.7左栏所示者除外） 种类 （按最大使用电压区分） 6.电压在170kV以上中性点接地电路设备等（除去7左栏所示者） 7.电压在170kV以上中性点接地的发电厂或变电所电路的设备等 试验电压 最大使用电压的1.25倍 最大使用电压的1.1倍（最低75kV） 试验电压 最大使用电压的0.72倍 最大使用电压的0.64倍 试验时间 （分） 同上 同上 试验时间 （分） 同上 同上 注：参考文献：日本《电气设备技术基准》基准第17条（1976年修订）

附 录 L 开关的交流试验电压

L1 交流高压断路器交流试验电压

高压交流断路器同相极间及相对地、相间交流耐压试验标准见表L1

表L1 交流高压断路器交流耐压标准

额定电压 （kV） 3.6 7.2 绝缘等级 （号） 3A 3B 6A 6B 10A 10B 20A 20B 30A 30B 60 70 100 140 170 44 30 60 45 90 75 150 125 200 170 350 400 550 750 900 耐压值（kV） 冲击波 工频交流 16 10 22 16 28 50 标准冲击绝缘强度 （kV） 45 60 12 24 90 150 36 72 84 120 168 204 240 70 140 160 230 325 395 200 350 400 550 750 900 专业技术 资料整理

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注：① 绝缘等级A表示标准等级绝缘水平，B表示降低等级绝缘水平，如10kV电压等级设备可以用10A或10B表示。

② 冲击波耐压值在喷水和干燥状态下都取相同电压值，按《JEC－171(1968)》普通的冲击电压电流试验为±（1×40）μs进行试验。

③ 工频耐压加压时间，干燥时为1分钟，喷水时为10秒钟。 ④ 室内用仅为干燥状态，屋外用设备适用干燥、喷水两种状态。

⑤ 加压方法，首先加上小于1/2规定电压，然后一直升到试验电压，在电压表所许可的范围

内，来读取各个瞬间电压，在升压过程中，要尽快地上升到规定的试验电压。

⑥ 参考文献：JEC－181(1971)

L2 高压隔离开关交流试验电压见表L2

表L2 高压隔离开关对地绝缘交流耐压标准

耐压值（kV） 额定电压 （kV） 绝缘等级 （号） 冲击波 （±1×40μs全波） （干燥、喷水一样） 3.6 7.2 12 24 36 72 84 120 168 204 240 3 6 10 20 30 60 70 100 140 140 170 45 45 60 75 90 125 150 170 200 350 400 550 750 750 900 ****工频耐压 （干燥1分钟） （喷水10秒钟） 16 22 28 50 70 140 160 230 325 325 395 注：① 印*者表示降低等级绝缘水平。适用于10B、20B；不印*者表示标准等级绝缘水平，适用于10A、20A

② 参考文献：JEC－165(1964)

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附 录 M

电力电缆耐压试验电压及试验时间

M1 橡塑绝缘电力电缆工频及45～65Hz变频耐压试验电压及加压时间标准见表M1 表M1 橡塑绝缘电力电缆工频及45～65Hz变频交流耐压试验电压及加压时间标准

电缆额定电压 U0/U 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 64/110 新作终端或接头后 倍数 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 U（≈1.7 U0） 试验电压(kV) 3.6 7.2 12 12 17.4 24 42 52 110 倍数 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.36U0 运行中 试验电压(kV) 3 6 10 10 14 19 34 42 87 试验时间 （min） 30 30 30 30 30 30 30 30 5/30 注：① 额定电压为1.8/3～26/35 kV电缆，新作终端或接头后的工频、变频耐压试验电压参照“德国VDEDIN0276Teil001 Mai1995”标准。

② 额定电压为64/110 kV电缆，新作终端或接头后的工频、变频耐压试验电压及工频耐压试验的加压时间参照“GB/T11017.1-2002”。

③ 运行中电缆工频、变频耐压试验电压参照江苏省电力公司2001年12月版《交接和预防性试验规程》。

④列所有额定电压等级的电缆变频耐压试验加压时间，参照、综合了“德国VDEDIN0276Teil001 Mai1995”标准及国际大电网会议“CIGRE WG21.09高压挤包电缆竣工验收试验建议导则”。

⑤ /下的试验时间为进行该栏目45～65Hz变频耐压试验时的取值

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M2 橡塑绝缘电力电缆0.1Hz超低频交流耐压试验电压及加压时间标准见表M2

表M2 橡塑绝缘电力电缆0.1Hz超低频交流耐压试验电压及加压时间标准

电缆额定电压 U0/U 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 新作终端或接头后 倍数 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 试验电压(kV) 5 11 18 18 26 36 63 78 倍数 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 3U0 运行中 试验电压(kV) 5 11 18 18 26 36 63 78 试验时间 （min） 60 60 60 60 60 60 60 60 注：参照“德国VDEDIN0276Teil001Mai1995”标准

M3 橡塑绝缘电力电缆直流耐压试验电压及加压时间标准见表M3：

表M3 橡塑绝缘电力电缆新作终端或接头后直流耐压试验电压标准

电缆使用环境 电压等级（kV） 最大使用电压（kV） 加压级数 低电阻接地系统 电压 中性点绝缘或经消(kV) 弧线圈接地系统 试验时间（min） 施加中性点直接接地或8 10.35 16 20.7 21 28.75 55 5～10 78 - - 3 3.45 各电压等级电缆直流耐压试验的试验电压（kV） 6 6.9 10 11.5 35 40.5 110 115 第一级 第二级 第一级 第二级 第一级 第二级 第一级 第二级 第一级 第二级 45 63 130 192 M4 DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》规定的橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压及加压时间

M4.1 直流耐压试验电压见表M4

表M4 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》规定的

橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压

电缆额定电压 U0/U 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 直流试验电压 （kV） 18 25 25 37 电缆额定电压 U0/U 21/35 26/35 48/66 64/110 直流试验电压 （kV） 63 78 144 192 M4.2 加压时间：5min，不击穿

M4.3 耐压5min时的泄漏电流不应大于耐压1min时的泄漏电流

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附 录 N

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表N1所示。

表N1 各种金属电极电位

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电位，如内衬层也破损进水后，在镀锌钢带与铜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，每公里绝缘电阻值低于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，测得的电阻值小，反之，测得的电阻值较大。因此两次测得的绝缘电阻相差较大时，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 P

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

P1 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25mm；铠装层接地线的截面不应小于10mm。

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2

2

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P2 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 Q 氧化锌避雷器有关参数

Q1 GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》推荐的直流1mA参考电压 Q1.1 电站（Y-WZ型）和配电（Y-WS型）用交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压见表Q1

表Q1 电站（Y-WZ型）和配电（Y-WS型）用交流无间隙

氧化锌避雷器直流1mA参考电压

直流1mA参考电压不小于（kV） 避雷器额定电压Ur 避雷器持续运行电压Uc 标称放电电流10kA等级 标称放电电流5kA等级 （kV有效值） （kV有效值） 电站避雷器 电站避雷器 配电避雷器 5 10 12 15 17 51 84 90 96 （100） 102 108 192 （200） 204 216 **4.0 8.0 9.6 12.0 13.6 40.8 67.2 72.5 75 78 79.6 84 150 156 159 168.5 *过渡 130 140 145 148 157 280 290 296 314 7.2 14.4 17.4 21.8 24 73 121 130 140 145 148 157 7.5 15 18 23 25 专业技术 资料整理

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Q1.2 并联补偿电容器用（Y-WR型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压见表Q2

表Q2 并联补偿电容器用（Y-WR型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压

避雷器额定电压 Ur （kV有效值） 5 10 12 15 17 51 84 90 避雷器持续运行电压 Uc （kV有效值） 4.0 8.0 9.6 12 13.6 40.8 67.2 72.5 直流1mA参考电压不小于 （kV） 标称放电电流5kA等级 7.2 14.4 17.4 21.8 24.0 73.0 121 130 Q1.3 电机用（Y-W型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压见表Q3

表Q3 电机用（Y-W型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压

避雷器额定电压 Ur （kV有效值） 4 8 13.5 17.5 20 23 25 避雷器持续运行电压 Uc （kV有效值） 3.2 6.3 10.5 13.8 15.8 18 20 直流1mA参考电压不小于（kV） 标称放电电流2.5kA等级 发电机用避雷器 5.7 11.2 18.6 24.4 28 31.9 35.4 电动机用避雷器 5.7 11.2 18.6 Q1.4 电机、变压器中性点用（Y-W型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压见表Q4

表Q4 电机、变压器中性点用（Y-W型）交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压

避雷器额定电压 Ur （kV有效值） 2.4 4.8 8 10.5 12 避雷器持续运行电压 Uc （kV有效值） 1.9 3.8 6.4 8.4 9.6 直流1mA参考电压不小于（kV） 标称放电电流2.5kA等级 电机中性点用避雷器 3.4 6.8 11.4 14.9 17 变压器中性点用避雷器 专业技术 资料整理

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避雷器额定电压 Ur （kV有效值） 13.7 15.2 60 72 96 144 207 避雷器持续运行电压 Uc （kV有效值） 11.0 12.2 48 58 77 116 166 直流1mA参考电压不小于（kV） 标称放电电流2.5kA等级 电机中性点用避雷器 19.5 21.6 变压器中性点用避雷器 85 103 137 205 292 Q2 DL/T 613-1997《进口交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范》的避雷器额定电压推荐值

Q2.1 避雷器额定电压推荐值见表Q5

表Q5 避雷器额定电压推荐值

非直接接地 接地方式 10s及以内切除故障 系统标称电压（kV） 3 6 10 35 66 3 10s以上切除故障 6 10 35 66 110 220 直接接地 （96） （192） 避雷器额定电压（kV） 4.0 8.0 13 42 72 5 10 17 54 96 102 108 注：圆括号内数据适用于输电线路较短，暂时过电压较低的电网。 204 216 Q2.2 保护发电机避雷器额定电压推荐值见表Q6

表Q6 保护发电机避雷器额定电压推荐值

发电机额定电压(kV) 避雷器额定电压(kV) 3.15 6.3 10.5 13.8 15.75 18 20 22 24 26 4.0 8.0 13.2 17.5 20.0 22.5 25.0 27.5 30.0 32.5 Q2.3 变压器中性点避雷器额定电压推荐值见表Q7

表Q7 变压器中性点避雷器额定电压推荐值

中性点绝缘水平 系统标称电压(kV) 避雷器额定电压(kV) 3 5 6 10 全绝缘 10 17 35 54 66 96 分级绝缘 110 84 220 150 专业技术 资料整理

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Q3 部分进口交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压及有关参数见表Q8

表Q8 部分进口交流无间隙氧化锌避雷器直流1mA参考电压及有关参数

国 家 制造厂 型号 额定 最大持续 电压 运行电压（kV） （kV） 运行电压下交流泄漏电流 （μA峰值） 电压（kV） 6.6 明电舍 19.9 ZS-BD 42 42 4.2 RVLMC 东芝 RVLKC-84Y 日 本 4.2 MAJG-PA 三菱 MALB-PA 8.4 日立 日本 ZLA-15S NZ-3 NZ-14 15 4.2 14 3.57 11.9 4 8 12 14 4 7 ＞7.1 ＞21 ＞12 ＞7.2 ＞14.4 ＞20 ＞24 ＞5.6 ＞11.3 ＞16.8 ＞20 8.4 4.2 ＞17.2 ＞8.4 ＞8.6 84 14 14 300～1300 〈1000 ＞113 ＞270 500±50% ＜600 11.5/3 140～640 〈100 ＞19.8 ＞7.5 240±50% ＜200 ＞59.4 ZS-BD-14kV 14 14 ＜500 ≤600 全电流 ＜210 电阻 直流1mA电压 工频1mA下的工频参考电压（kV） (在峰值1mA电阻分分量 （kV） 量下的峰值电压) ≤200 ＞19.8kV RVLKB-210KY 210 ZS-BM-8.4kV 8.4 MWD04 MWD08 瑞 典 MWD12 ABB MWD14 MWK04 MWK07 17.5 5 8.8 5 10 15

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Q4 部分交流有间隙氧化锌避雷器有关参数见表Q9

表Q9 部分交流有间隙氧化锌避雷器有关参数

国家 制造厂 MASE 日本 三菱 MASE-P 型号 (放电电流2500A) 避雷器额定电压（kV） 4.2 - - - TBP-A - - - 凯立 TBP-B - - - 三相组合中国 式过电压保护器 JPB（H）Y5CZ1-3.8/12×8.5 JPB（H）Y5CZ1-7.6/24×19 JPB（H）Y5CZ1-12.7/41×29 JPB（H）Y5CD2-3.8/9 JPB（H）Y5CD2-7.6/17 JPB（H）Y5CD2-12.7/29 TBP-C - - - 3.8 系统额定电（kV） 3.3 3.3 3.15 6.3 6.6 10.5 13.8 3.15 6.3 10.5 3.15 6.3 10.5 3 相间 相地 7.6 6 相间 相地 12.7 3.8 7.6 12.7 10 相间 3.15 6.3 10.5 - - - 26.2 8 16 26 15.7 17.5 7.8 10.5 接线方工频放电电压式 - - - - - - - - - - - - - 相地 （kV） 7.5 7.5～9.9 4.7～6.8 9.5～13.7 10.4～15.0 15.8～22.8 21.0～30.3 8.1～11.7 14.4～20.8 19.2～27.7 6.7～9.6 13.1～19.0 22.0～31.7 5.2 MASE型静电放电器 巨森

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附 录 R 阀式避雷器的有关参数

R1 国产阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值

R1.1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值（西安电瓷厂）见表R1

表R1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压有效值（西安电瓷厂）

型号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压kV 型号 额定电压kV FZ－3 3 4 400～600* FZ－6 6 6 400～600 16～19 FZ－40 40 20 （20kV元件） 400～600 95～118 FZ－10 10 10 400～600 26～31 FZ－60 60 20 （20kV元件） 400～600 140～173 FZ－15 15 16 400～600 41～49 FZ－110J 110 24 （30kV元件） 400～600 224～268 FZ－20 20 20 400～600 51～61 FZ－110 110 24 （30kV元件） 400～600 254～312 FZ－220J 220 24 （30kV元件） 400～600 448～536 450～650 9～11 FZ－35 35 16 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压kV （15kV元件） 400～600 82～98 注： ① 表中标“*”者为上海电瓷厂数据。

② 抚顺电瓷厂生产的FZ2－3、FZ2－6、FZ2－10避雷器在对应试验电压4kV、6kV、10kV下的电导电流都应不大于10μA。

R1.2 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表R2

表R2 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 ①FCZ3－35L 35 50 250～400 ②FCZ－③30DT 35 18 FCZ3－110J（FCZ2－110J） 110 110 FCZ3－220J（FCZ2－220J） 220 110 250～400（400～600） 340～390 150～300 250～400（400～600） 170～195 70～85 78～90 85～100 注：① FCZ3－35在海拔4000米及以上时，应加直流试验电压60kV。 专业技术 资料整理

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② FCZ3－35L在海拔2000米及以上时，应加直流试验电压60kV。 ③ FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

R1.3 FCD型保护旋转电机避雷器电导电流值和工频放电电压值见表R3

表R3 FCD型保护旋转电机避雷器电导电流值和工频放电电压有效值

型号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA FCD1－2 FCD3－2 2 2 不大于10 FCD－2 2 2 50～100 FCD1－3 FCD3－3 3 3 不大于10 FCD2－3 FCD－3 3 3 5～20 3 3 FCD1－4 FCD3－4 4 4 FCD－4 4 4 50～100 9～11.4 FCD1－6 FCD3－6 6 6 不大于10 15～18 FCD1－15 FCD3－15 15 15 不大于10 37～44 50～100 不大于10 工频放电电压 4.5～5.7 4.5～5.7 7.5～9.5 7.5～9.5 7.5～9.5 9～11.4 有效值kV 备注 保护电机中性点用 保护电机中性点用 FCD1－13.2 FCD3－13.2 13.2 13 FCD2－13.8 13.2 13 5～20 33～39 型号 FCD1－10 FCD2－6 FCD－6 FCD2－10 FCD－10 FCD3－10 6 6 6 6 50～100 15～18 10 10 不大于10 25～30 10 10 5～20 25～30 10 10 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 5～20 工频放电电压 有效值kV 备注 15～18 50～100 不大于10 25～30 33～39 R1.4 FS型配电避雷器电导电流值见表R4

表R4 FS型配电避雷器的电导电流值

FS4－3 型号 FS2－3 FS3－3 FS4－3GY FS8－3 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 3 4 不大于5 FS4－6 型号 FS4－6GY FS8－6 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 6 7 不大于10 10 11 不大于5 10 10 不大于10 FS2－10 FS3－10 3 3 不大于10 3 4 不大于10 6 7 不大于5 FS4－10 FS4－10GY FS8－10 10 10 不大于10 6 6 不大于10 FS2－6 FS3－6 专业技术 资料整理

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R1.5 FS型配电避雷器工频放电电压值见表R5

表R5 FS型配电避雷器工频放电电压值

额定电压kV 工频放电电压 kV 解体修理后 运行中 3 9～11 8～12 6 16～19 15～21 10 26～31 23～33 R1.6 几点说明：

① 电导电流相差值（%）系指同一相内串联组合元件在U2试验电压下测得的各元件中最大电导电流与最小电导电流之差与最大值之比。如同相两个串联元件的电导电流分别为I1、I2，而I1＞I2，则电导电流相差值（%）=（I1- I2）/ I1×100%。

② 非线性系数按下式计算α＝lg（U2/U1）/lg（I2/I1），U1及U2为按表26序号2中规定的试验电压，I1及I2为电压在U1及U2时测得的电导电流。

③ 非线性系数差值为串联元件中两个元件的非线性系数的相差值Δα＝α1-α2。 R2 部分进口阀式避雷器的工频放电电压见表R6

表R6 部分进口阀式避雷器的工频放电电压

国家 英国 制造厂 Bowthorpe EMP 东芝 BBC 德国 西门子 型号 CSTD3 CSTD6 RVLFC-4.2Y RVLFC-14Y HMM96 3EG4 额定电压 （kV） 4.2 14 96 3.6 12 系统额定电压 （kV） 3 6 工频放电电压 （kV） ＞7 ＞14 ＞7.8 ＞21 ＞144 6～8 20～25 日本

附 录 S

日本绝缘油的种类和特性（JISC-2320-1982）

S1 日本绝缘油的种类见表S1

表S1 日本绝缘油的种类

种类 1号 1 种 2号 矿物油 3号 4号 主要用于严寒地区以外场所油浸变压器、油开关等 主要用于高压大容量油浸变压器 主要成分 使用范围 主要用于油浸电容器、油浸电缆等 主要用于油浸变压器、油开关等 专业技术 资料整理

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种类 1号 2 种 2号 主要成分 以分支链形方式低粘度油 以分支链形方式高粘度油 烷基苯 使用范围 主要用于油浸电缆、油浸电容器等 以直链形方式低粘度油 以直链形方式高粘度油 低粘度油 3号 4号 1号 3 种 2号 3号 聚丁烯 中粘度油 高粘度油 低粘度油 主要用于油浸电缆、油浸电容器等 4 种 1号 烷基苯 2号 主要用于油浸电容器等 高粘度油 5种 6种 1号 7 种 ① 3号 4号 2号 烃基二苯乙烷 主要用于油浸电容器等 硅油 主要用于油浸变压器等 主要用于油浸电容器、油浸电缆等 矿物油 烷基苯 主要用于油浸变压器、油开关等 主要用于严寒地区以外场所油浸变压器、油开关等 主要用于高压大容量油浸变压器等 注：① 第7种绝缘油是第1种绝缘油和第2种绝缘油混合的绝缘油，混合比例按甲乙双方协定规定。

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附 录 T

GB 311.1-1997规定的各类设备短时（1min）

工频耐受电压

表T1 GB 311.1-1997规定的各类设备短时（1min）工频耐受电压 kV（有效值）

系统标称 电压 （有效值） 1 3 6 10 15 20 35 66 110 220 设备最高 电压 （有效值） 2 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0 变压器 1） 内、外绝缘（干试与湿试） 并联 电抗器 41） 母线支柱绝高压 电力电缆 62） 耦合电容器、高压电器、电压互感器和穿墙套管 52） 缘子 湿试 干试 7 18 23 30 40 50 80 140 160 185 360 395 8 25 32 42 57 68 100 165 185 265 450 495 318 25 30/35 40/45 50/55 80/85 140 160 185/200 360 395 18 25 30/35 40/45 50/55 80/85 140 160 185/200 360 395 18/25 23/30 30/42 40/55 50/65 80/95 140 160 185/200 360 395 40/45 50/55 80/85 140 160 185/200 360 395 460 注：1） 该栏中斜线下的数据为该类设备的内绝缘和外绝缘干状态之耐受电压。 2） 该栏中斜线下的数据为该类设备的外绝缘干耐受电压。

附 录 U

日本《电气设备技术基准》规定的高压、

超高压电路交流试验电压

高压、超高压电路（旋转电机及整流器电路第16条所规定的变压器，第17条所规定的设备等及直流电气铁道用电车除外）对大地间（当为多芯电缆时，为相互电缆间及芯线与大地间）的耐压试验，按照不同电压等级，应能承受下表电压历时10分钟。直流耐压试验数值应采用交流耐压试验（有效值）的2倍。

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表T1 日本《电气设备技术基准》规定的高压、超高压电路交流耐压标准

种类（按最大使用电压区分） 1.电压在7kV以下电路 2.电压在7kV以上，15kV以下中性点多点接地电路 3.电压在7kV以上，60kV以下电路（2左栏所列者除外） 4.电压在60kV以上中性点不接地电路（包括用电压互感器接地电路） 5.电压在60kV以上中性点接地电路（用电压互感器接地者和左栏6栏中所列者除外） 6.电压在170kV以上中性点接地电路（左栏7栏所列者除外） 7.电压在170kV以上中性点接地电路（其中性点直接接地的发电厂或变电所或者以此标准设备） 注：表T1前的说明为日本《电气设备技术基准》中的原文，文中的“第16条，第17条”为该基准的有关条款。

最大使用电压的0.64倍 同上 最大使用电压的0.72倍 同上 最大使用电压的1.1倍（最低75kV） 同上 试验电压 最大使用电压的1.5倍 最大使用电压的0.92倍 最大使用电压的1.25倍（最低10.5kV） 最大使用电压的1.25倍 试验时间（分） 连续耐压10分钟 同上 同上 同上

附 录 V 引用标准及参考资料

GB 261-83 GB/T 264-91 GB 311-83 GB 311-1997 GB/T 511-88 GB 1094.1～5-85 GB 3983.2-89 GB 5654-85

石油产品闪点测定法 石油产品酸值测定法

高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 石油产品和添加剂机械杂质测定法 电力变压器 高电压并联电容器

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测量

GB 6450-86 GB 6451.1～5-86 GB/T 6541-86 GB 7252-87

干式电力变压器

三相油浸式电力变压器技术参数和要求 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) 变压器油中溶解气体分析和判断导则

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GB 7595-87 GB/T 7598-87

GB 7600-87 GB 7601-87 GB 7674-87 GB 11017-2002

GB 11023-89 GB 11032-2000 GB 12022-89 GB 50150-91 DL/T 421-91 DL 506-92 DL/T 596-1996 DL/T 621-1997 JB/T 5894-91 SD 306 SD 307 SD 308 SD 309 SD 310 法） SD 311

SD 312 IEC 480 CIGRE WG21.09 JISC-2320-1982 JEC-165(1964) JEC-181(1971) JEC-188(1977) JEC-204(1978) VDE0.532 Teil(82)

VDEDIN0276Teil001 Mai1995

专业技术 资料整理运行中变压器油质量标准

运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)

运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) 六氟化硫封闭式组合电器

额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件

高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 避雷器 工业六氟化硫

电气装置安装工程电气设备交接试验标准 绝缘油体积电阻率测定法 现场SF6气体水分测定方法 电力设备预防性试验规程 交流电气装置的接地

交流无间隙金属氧化物避雷器使用导则 六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法） 六氟化硫新气中酸度测定法 六氟化硫新气中密度测定法》

六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱

六氟化硫新气中空气-四氟化碳的气相色谱测定法

六氟化硫气体毒性生物试验方法

从电气设备中取出六氟化硫（SF6）的检查导则 高压挤包电缆竣工验收试验建议导则 电气绝缘油 高压隔离开关 交流断路器 可控硅变换装置 变压器

变压器和电抗器 交联聚乙烯电缆

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电气设备技术基准 日本

高压电气设备预防性试验规程（修订） 上海宝山钢铁（集团）公司 1996年11月 电气设备通用维修技术标准 电气设备修复件试验标准 宝山钢铁股份有限公司设备部 2003年3月 宝山钢铁股份有限公司设备部 2003年5月 接地技术与接地系统 接地技术220问 电气设备故障检测手册

专业技术 资料整理川濑太郎（日本）着

王常余编着（上海科学技术出版社） 日本电气书院编（水利电力出版社）1984年6月