江苏省电力设备 交接和预防性试验规程
江苏省电力公司 二ΟΟ六年十一月
前 言
交接试验和预防性试验是保证电力设备安全运行的有效手段之一。2001年江苏省电力公司在《电气设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）和《电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的基础上，组织有关单位研究制定了《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》，将交接和预试标准有机地统一起来。几年来的实践表明，《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》对维护设备安全稳定运行起到了重要作用。随着电网规模的逐步扩大，新设备、新技术的大量使用以及社会对供电可靠性要求的不断提高，传统的1－3年一次的定期停电试验模式已不能适应当前的设备维护需要。为适应国家电网公司和我省电气设备状态检修要求，江苏省电力公司组织有关单位，在广泛征求意见的基础上，对2001年12月颁发的《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》进行了修订。
本次修订根据设备的运行经验和带电检测开展情况，结合输变电设备状态检修需要，对设备的预防性试验项目、周期做了适当调整，并根据各种试验的有效性和有关设备反措要求，对部分试验项目和标准做了修订。为保持本规程的完整性，对旋转电机部分未作修改，仍保持原版本内容。
本规程适用于江苏省电力公司所属各供电公司、基建和设计单位。江苏省电力系统外施工单位在省内承担的基建工程也应执行本规程的规定。省内各发电厂（公司）、电力用户可参照执行。
本规程从2006年11月1日起实施。 本规程解释权属江苏省电力公司。
目录
1 范围 ........................................................................................................................0 2 引用标准 ................................................................................................................0 3 定义、符号 ............................................................................................................2 4 总则 ........................................................................................................................4 5 旋转电机 .................................................................................错误!未定义书签。 6 电力变压器及电抗器 .............................................................................................7 7 互感器 .................................................................................................................. 29 8 开关设备 .............................................................................................................. 42 9 套管 ...................................................................................................................... 70 10 支柱绝缘子和悬式绝缘子 ................................................................................... 74 11 电力电缆线路 ....................................................................................................... 76 12 电容器 .................................................................................................................. 87 13 绝缘油和六氟化硫气体 ....................................................................................... 97 14 避雷器 ................................................................................................................ 103 15 母线 .................................................................................................................... 108 16 二次回路 ............................................................................................................ 110 17 1kV及以下的配电装置和电力布线 .................................................................. 110 18 1kV以上的架空电力线路 .................................................................................. 111 19 接地装置 ............................................................................................................ 113 20 电除尘器 ............................................................................................................ 119 附 录 A ......................................................................................错误!未定义书签。 附 录 B .................................................................................................................. 121 附 录 C .................................................................................................................. 122 附 录 D ................................................................................................................. 123 附 录 E .................................................................................................................. 124 附 录 F .................................................................................................................. 124 附 录 G ................................................................................................................. 131
附 录 H ................................................................................................................. 131
1 范围
本规程规定了各种电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备状态，预防设备损坏，保证安全运行。
本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。
本规程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、测量装置等电气设备和安全用具。
从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本规程执行。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB261—83石油产品闪点测定法 GB264—83石油产品酸值测定法
GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合 GB/T507—2002绝缘油介电强度测定法
GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB1094.1～2—1996 电力变压器 GB1094.3～5—2003电力变压器 GB2536—1990变压器油
GB5583—85互感器局部放电测量
GB5654—85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
GB6450—86干式电力变压器
GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB7328—87变压器和电抗器的声级测定 GB7595—2000运行中变压器油质量标准
GB7597—1987电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法 GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)
GB7600—87运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB7601—87运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB/T11022—99高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB11023—89高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T11017－2002额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
GB12022—1989工业六氟化硫
GB/T 14542-2005运行中变压器油维护管理导则
GB/T16927.1—1997高电压试验技术 第一部分:一般试验要求 GB/Z18890－2002额定电压220kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
DL/T421—1991绝缘油体积电阻率测定法
DL/T423—1991绝缘油中含气量测定真空压差法
DL/T429.9—1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法
DL/T450—1991绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)
DL/T459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T492—1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL506—92现场SF6气体水分测定方法
DL/T555气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则
DL/T580—96《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》
DL/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则 DL/T 621—1997交流电气装置的接地
DL/T664－2006带电设备红外诊断应用规范
DL/T864-2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
SD304—1989绝缘油中溶解气体组分含量测定法
SD306－1989六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法) SD307-89《六氟化硫新气中酸度测定法》 SD308-89《六氟化硫新气中密度测定法》
SD309-89《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》
SD310-89《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》 SD311-89《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测定法》 SD312-89《六氟化硫气体毒性生物试验方法》 SH0040—91超高压变压器油 SH0351—92断路器油
3 定义、符号
3.1 交接、预防性试验
为了发现新安装及运行中设备的隐患，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。
3.2 在线监测
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。
3.3 带电测量
对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。 3.4 跟踪测试
在不影响设备安全运行的情况下采取的时间间隔较短的取油样或带电、在线测试。
3.5 红外精确测量
主要用于检测电压致热型设备内部缺陷，部分电流致热型设备，以便对设备的故障进行精确判断。对检测的环境和仪器要求较高，特别要排除风速和其他热辐射的影响。
3.6 老旧设备
达到设计寿命的设备以及虽然没有达到设计寿命，但由于具有家族性缺陷，省公司及以上级别的部门发文要求改造或更换的设备。
3.7 绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。
3.8 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。 3.9 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。
3.10 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。
4 总则
4.1 本规程为适应输变电设备状态检修需要，进行了必要的修改。在确定输变电设备试验周期、项目时，应充分考虑设备状况。若设备状态评价为正常、具备必要的带电测试或在线检测手段、且处于稳定期的设备，可以考虑适当延长预试周期，但220－110kV设备最长不得超过6年。500kV设备的预试周期仍按1~3年。老旧设备、运行业绩较差的设备、评价结果为可靠性下降的设备，应缩短检测周期。
4.2 预试周期延长（由“1-3年”延长为“1-6年”）的输变电设备，应加强带电测试和在线检测等不停电检测工作。在日常运行维护中，应根据设备情况，加强设备巡视及情况记录，并做好在线监测及不停电测试数据的管理及分析工作，确保设备定期状态评估参量的充分完善。”
4.3 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。
4.4 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；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。
4.5 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。
50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的
试验要求中规定。
非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。
充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：
500kV＞72h 220kV＞48h
110kV及以下＞24h
4.6 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。
4.7 预防性试验时，如电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同，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。
交接试验时，耐压试验电压值以额定电压的倍数计算，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。
4.8 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%。
本规程中使用常温为10～40℃；运行温度为75℃。 4.9 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 4.10 110千伏及以上设备（不含母线、隔离开关）、35千伏主变压器、消弧线圈以及安装在变电站内的35千伏避雷器，新安装投运后第一年应进行一次预防性试验，之后两年内再进行一次预防性试验，各项指标均合格后，转入正常周期。
4.11 设备若长期未带电运行（110kV及以上达到半年；35kV及以下达到一年），投运前应按照预防性试验规程进行试验。停电时间未达上述规定的设备应根据设备状态自行规定试验项目。
4.12 各单位在安排预试计划时，对于互感器、避雷器、断路器等设备，同批次的设备每年宜安排一定数量进行预试，以达到抽样检测和及时发现家族性缺陷的目的。
4.13 如设备状态评价结果为可靠性下降状态时，试验周期应适当缩短，并加强带电检测和跟踪测试，或采用有效的在线监测技术。
4.14 设备红外测温工作有关办法按照DL/T664-2006《带电设备红外诊断应用规范》执行，检测周期见附录G。
4.15 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。
4.16 本规程未作规定的其它电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，按制造厂的要求执行，制造厂未作要求的自行规定。
4.17 如设备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。
4.18 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的预试执行周期。
6 电力变压器及电抗器
6.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。 表5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 要求 说明 1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、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)溶解气体组分含量超过注意值时，应缩短检测周期，跟踪变化趋势 4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断 5) 在线监测数据有异常变化时，应及时取样进行比对测试 6)变压器频繁过负荷运行，应适当缩短色谱监测周期 7)装有绝缘油气体在线油中溶1 解气体色谱分析 1）交接时 1)新装变压器的油中任一项溶解2）大修后 气体含量不得超过下列注意值： 3）投运前 总烃：20μL/L； 4）运行中 H2：30μL/L； (1)220kV及C2H2：0μL/L 以上变压器、2)大修后变压器的油中任一项溶电抗器3个解气体含量不得超过下列数值： 月；对新安总烃：50μL/L； 装、大修、更H2：50μL/L； 换绕组后投C2H2：痕量(小于0.5μL/L) 运第1、4、10、3)运行变压器的油中任一项溶解30天 气体含量超过下列注意值时，应(2)110kV变按照第4）条要求进一步分析判压器半年；对断： 新安装、大总烃：150μL/L； 修、更换绕组H2：150μL/L； 后投运第1、C2H2：5.0μL/L (500kV变压4、10、30天 器为1.0μL/L) (3)35kV主4)总烃产气速率大于变压器及0.25mL/h(开放式)和0.5mL/h(密序号 项目 周期 要求 说明 监测装置(经证明检测数据能反映绝缘油气体变化趋势的)的设备，经批准可以适当延长周期 8MVA及以封式)，或相对产气速率大于10%/上变压器1月则认为设备有异常 年 5)500kV电抗器，当出现痕量乙5）必要时 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 1) 交接时 2) 大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4) 有载调2 绕组直流电阻 压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 5) 无励磁调压变压器变换分接位置后 6)必要时 3 绕组绝缘电1)交接时 2)大修后 1)交接时绝缘电阻不低于出厂值的70% 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前(出厂)相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 5)平衡绕组无论三端子或二端子引出均应测量直流电阻，变化量不应大于2%。 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算： Tt2R2R1Tt1 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 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 4)二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断 1)采用2500V或5000V兆欧表 序号 项目 阻、吸收比或(和)极化指数 周期 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 要求 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 3)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 4)220kV及以上变压器应测量极化指数 说明 2)测量前被试绕组应充分放电 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算： R2R11.5(t1t2)/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 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 220～500kV 0.6% 1)交接时 2)大修后 绕组的4 tgδ及电容值 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 35～110kV 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(tgδ值≥0.4%时，变化量一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10kV及以上 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10kV 下的tgδ值一般可按下式换算： 序号 项目 周期 要求 说明 tgδ2=tgδ1×1.3(t2-t1)/10 绕组电压10kV以下 Un 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 5) 当本体介损有明显增大且排除进水受潮时，应测量绝缘油介损。 6)当绕组电容值出现较大变化时，应怀疑绕组存在变形可能，注意检查变压器出口及线路故障情况，并增加绕组变形测试。 4) 电容值变化量注意值为±5% 5)用M型试验器时试验电压自行规定 1)交接时 电容型5 套管的tgδ和电容值 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 6 绝缘油试验 见第13章 见第9章 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 序号 项目 周期 要求 说明 7 1)35kV及以下变压器： a)交接时 b)大修后 c)必要时 2)110kV及交流耐以上变压压试验 器、电抗器： a)交接时、大修后有条件时进行 b)更换绕组后 c)必要时 铁芯和夹件(有1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6-1(定期试验按部分更换绕组电压值) 2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；交接或部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.85倍 1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)35kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压试验 1)采用2500V兆欧表，1)与以前测试结果相比无显著差1)交接时 2)大修后 3)必要时 别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 对怀疑有缺陷的铁芯，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计 2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 8 外引接地线的)绝缘电阻 穿心螺栓、铁轭夹9 件、绑扎钢带等的绝缘电阻 1)大修后 2)必要时 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定 1)采用2500V兆欧表。怀疑有缺陷时，为便于查找，可采用1000V兆欧表或较低电压表计 2)连接片不能拆开者可不进行 10 油中含水量 见第13章 序号 11 项目 油中含气量 周期 要求 说明 见第13章 1)试验电压一般如下： 12 绕组泄漏电流 绕组额定1)交接时 电压 2) 500kV：kV 1~3年；其直流他：1～6年 试验3)必要时 电压 kV 6 3 ～20 110 ～～500 1)此周期要求仅对带有纯瓷套管的绕组适用 10 35 220 2)读取1min时的泄漏电流值 3)交接时泄漏电流不宜超过表6-2的规定 4)油气套管出线的变压5 10 20 40 60 器不做此项试验 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 1)各相应接头的电压比与铭牌值1)交接时 绕组所13 有分接的电压比 2)更换绕组后 3)分接开关引线拆装后 4)必要时 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% 序号 项目 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 周期 要求 说明 1) 交接时 2)更换绕组后 14 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 1)试验电源可用三相或单相；试验电压可用额空载电15 流和空载损耗 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 2)35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证 1)试验电源可用三相或短路阻16 抗和负载损耗 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 单相短路阻抗相间或与原始数据相比变化不大于2% 单相；试验电流可用额定值或较低电流值 2)35kV及以上变压器，现场不具备条件的可不进行，应进行工厂见证 序号 项目 周期 1) 交接时(220kV及以上) 2)更换绕组或绝缘部件后(220kV及以上) 3)必要时 要求 说明 1)测量电压为1.5Um/31)试验方法符合GB1094.3的规定 验要求可自行规定 3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测 17 局部放电测量 时，自耦变中压端不大于200pC；2)周期中“必要时”试其它不大于100 pC。或按订货技术协议要求执行。 2)干式变压器按GB6450规定执行 有载调压装置的试验18 和检查 1)检查动作顺序，动作角度 1)交接时 2) 检修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年或按制造厂要求 4)必要时 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 有条件时进行 序号 项目 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 b)测量切换时间和波形 周期 要求 说明 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 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 序号 项目 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 周期 要求 说明 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 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 序号 项目 6)二次回路绝缘试验 测温装周期 要求 说明 绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年(二次回路) 4)必要时 必要时 采用2500V兆欧表 1) 测温装置密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 2) 二次回路绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)整定值符合运行规程要求，动作正确 2) 二次回路绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 19 置及其二次回路试验 气体继电器及20 其二次回路试验 压力释21 放器校验 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 22 整体密封检查 1)交接时 2)大修后 试验时带冷却器，不带压力释放装置 序号 项目 冷却装置及其周期 1)交接时 2)大修后 3)自行规定 4)必要时 要求 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 说明 23 二次回路检查试验 套管中的电流测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 1) 交接时 2)大修后 3)必要时 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 24 互感器绝缘试验 全电压25 下空载合闸 1) 交接时 2)更换绕组后 1)在使用分接上进行 1) 交接或全部更换绕组时，空载2)由变压器高压或中压侧加压 合闸5次，每次间隔5min 3)110kV及以上的变压器2)部分更换绕组，空载合闸3次，中性点接地 4)发电机变压器组的中间每次间隔5min 连接无断开点的变压器，可不进行 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 建议在以下情况进行： 15 ～ 20 0.75 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10年后 3)需了解绝缘老化情况 4)变压器更换绝缘油前后 1 ～ 5 0.1 5 ～ 10 0.2 10 ～ 15 0.4 1) 220kV26 油中糠醛含量 及以上变压器交接时 2) 必要时 运行年限 糠醛量 mg/L 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 序号 项目 周期 要求 说明 1)试样可取引线上绝缘绝缘纸27 (板)聚合度 必要时 纸、垫块、绝缘纸板等当聚合度小于250时，应引起注意 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 含水量(质量分数)一般不大于下值： 可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测1% 3% 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 绝缘纸28 (板)含水量 必要时 500kV 220kV 29 阻抗测1)交接时 量 振动 噪声 油箱表2)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 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 30 31 32 面温度分布 必要时 局部热点温升不超过80K 1)交接时 变压器2)更换绕组33 相位检后 查 3)外部接线变更后 必须与电网相位一致 序号 项目 周期 110kV及以要求 说明 变压器34 零序阻抗 上变压器和接地变压器 1)交接时 2)更换绕组后 (1)110kV 及以上变与初始结果比较，或三相之间结果相比无明显差别，无初始纪录时可与同型号同厂家对比 1)三相五柱式可以不做 2)110kV及以上变压器如有制造厂试验值,交接时可以不测 绕35 组变频响1) 新安装变压器交接时应进行频响法和低电压短路阻抗试验。交接法 压器 序号 项目 形测试 周期 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 (2)35kV及以下自行规定 要求 说明 时未进行绕组变形测试的变压器，应结合预试进行频响法和低电压短路阻抗试验。 2)变压器发生出口或近区短路后（短路电流大于60%变压器允许短路电流值），应尽快进行色低电压短路阻抗 1）三相偏差应小于3%。 谱分析，色谱异常的变形测试。 3)每次测量时,变压器外部接线状态应相同 4)应在最大分接下测量 5)低电压短路阻抗应测试单相阻抗。 6)定期试验时，两种方法可任选一种。 2）阻抗变化历次相比应小于5%。 压器应立即进行绕组变绝缘油带电倾36 向度测试（20℃） 强油循环变压器：必要时 1)新投运变压器一般应小于100Pc/ml(20℃) 2)运行中设备应小于500Pc/ml(20℃) “MINI”法测量 序号 项目 (1) 周期 新设要求 说明 备及大修设备投运后一月内 (2) 110kV及以上精确37 红外测温 测量每半年不少于一次；35kV精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时
参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1） 新设备及大修设备投运至少24小时后进行一次红外测温； 2） 每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 6.2 电力变压器交流试验电压值机操作波试验电压值见表
6-1；绕组直流泄漏电流试验时泄漏电流值不宜超过表6-2的规定。
表6-1 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
线端交流试验电压值额定电压 kV 最高工作电压 kV 全部更换绕组 3 kV 部分更换绕组或交接时 2.5 全部更换绕组 3 中性点交流试验电压值kV 部分更换绕组或交接时 2.5 线端操作波试验电压值kV 全部更换绕组 — 部分更换绕组或交接时 — ＜1 ≤1 线端交流试验电压值额定电压 kV 最高工作电压 kV 全部更换绕组 18 25 35 45 55 85 200 360 395 630 kV 部分更换绕组或交接时 15 21 30 38 47 72 170(195) 306 336 536 中性点交流试验电压值kV 全部更换绕组 18 25 35 45 55 85 95 85 (200) 85 部分更换绕组或交接时 15 21 30 38 47 72 80 72 (170) 72 线端操作波试验电压值kV 全部更换绕组 35 50 60 90 105 170 375 750 1050 1175 部分更换绕组或交接时 30 40 50 75 90 145 319 638 892 999 3 6 10 15 20 35 110 220 500 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 126.0 252.0 550.0 680 578 140 120 注： 1括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统； 于500μS；负极性三次。 试验电压峰值(kV) 5 10 20 40 60 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，波长大表6-2 电力变压器绕组直流泄漏电流
在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 10℃ 11 22 33 33 20 20℃ 17 33 50 50 30 30℃ 25 50 74 74 45 40℃ 39 77 111 111 67 50℃ 55 112 167 167 100 60℃ 83 166 250 250 150 70℃ 125 250 400 400 235 80℃ 178 356 570 570 330 额定电压(kV) 3 6～10 20～35 110～220 500 6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)
6.3.1交接试验项目见表5中序号1～20、22、23、24、25、26、33、34、35、37，其中，第10项适用于110kV及以上变压器，第11项适用于500kV变压器，17项适用于220kV及以上变压器， 第34、35项适用于110kV及以上变压器，第36项适用于220kV及以上强油循环变压器，第37项适用于35kV及以上变压器。 6.3.2大修试验项目
a) 一般性大修见表5中序号1～11、18、19、20、22、23、24、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项、36项适用于500kV变压器，第35项适用于110kV及以上变压器、37项适用于35kV及以上变压器。
b) 更换绕组的大修见表5中序号1～20、22、23、24、25、26、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器，17项适用于220kV及以上变压器、第26项适用于进行更换绝缘油的220kV级以上变压器。
6.3.3定期试验项目见表5中序号1～6、10、11、12、18、19、20、35、37，其中10项适用于110kV及以上变压器，11项适用于500kV变压器，第37项适用于35kV及以上变压器。
6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)
6.4.1交接试验项目见表5中序号2～9、13～16、19、20、22、26，4、5项适用于35kV及以上变电站所用变压器，。
6.4.2大修试验项目见表5中序号2～9、13～16、19、20、22，其中13～16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电站所用变压器。
6.4.3 定期试验项目见表5中序号2～8、19、20，其中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 交接、大修试验项目见表5中序号1～6、8～11、19、20、22、23、24、26，其中10、11、26项适用于500kV电抗器(10kV
及以下只作2、3、6、7、9、22)。
6.5.2定期试验项目见表5中序号1～6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。
6.6 消弧线圈
6.6.1 交接、大修试验项目见表5中序号2～4、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)。
6.6.2 定期试验项目见表5中序号2、3、4、6。 6.6.3 对于自动调谐消弧线圈，还应进行如下试验： 序号 项目 周期 1)交接时 1 消弧线圈电抗测量 2)大修后 3)1～6年 4)必要时 1)交接时 2 电容器电容量测量（调容式） 2)大修后 3)1～6年 4)必要时 装置阻尼电阻阻3 值测量与短接试验 4 5 装置电容电流测量精度试验 装置接地故障判断定值试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)必要时 阻值与前次（出厂）测量值的误差不大于2％ (模拟)接地故障后应可靠短接 测量误差不大于2% 与以前(出厂)测得值比较，其变化不应大于2% 与以前(出厂)相同档位测得值比较，其变化不应大于2% 要求 与出厂数据相比误差不大于5％ 序号 项目 周期 1)交接时 2)大修后 3)1～6年 4)必要时 要求 6 装置控制器功能试验 所有功能与制造厂技术说明书符合并动作正确 6.6.4自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核；单相接地故障时，消弧线圈装置应不超过60ms的时间内稳定的补偿电容电流。 6.7 干式变压器
6.7.1 交接、更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13～17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。
6.7.2 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。 6.8 气体绝缘变压器
6.8.1 交接、大修试验项目见表5中序号2、3、7、19，表38中序号1和参照表10中序号2。
6.8.2 定期试验项目见表5中序号2、3、7和表38中序号1。 6.9 干式电抗器试验项目
交接、在所连接的系统设备大修时，交流耐压试验见表5中序号7，并联干式电抗器加做绕组直流电阻测试见表5中序号2。
干式空心并联电抗器应增加以下项目： 项目 内部风道检查 外表面检查
周期 交接、必要时 日常巡视 要求 使用内窥镜检查，风道应无开裂、无堵塞 表面应无开裂 6.10 接地变压器
6.10.1 交接、大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。
6.10.2 定期试验项目见表5中序号2、3、6。
6.11 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： ——有载调压开关油箱渗漏检查试验 ——铁芯绝缘电阻和接地电流 ——绕组直流电阻
——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，或调节负荷，用油中气体色谱分析监视
——油泵及水冷却器检查试验
——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 ——绕组变形测试 ——局部放电超声测试 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 ——绕组电容量测试
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)绝缘电阻异常下降时可进行下列试验：
——绝缘油微水（应在绝缘油油温>20℃时取样） ——绝缘油体积电阻率 ——变压器绕组直流泄漏
——绝缘油介损（取样时应注意避光） ——变压器本体介损测试 ——带电度测试
g)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
——变压器运行时中性点直流电流测量
7 互感器
7.1 电流互感器
7.1.1 油纸绝缘和固体绝缘电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7-1，SF6气体绝缘电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7-2。
表7-1油纸绝缘电流互感器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 2)大修后 绕组及末 3) 500kV：1 屏的绝缘1~3年；其电阻 他：1～6年 4) 必要时 1)交接时 2)大修后 2 tgδ及电 3) 500kV：容量 1~3年；其他：1～6年 4) 必要时 电压等级kV 要求 说明 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 采用2500V兆欧表 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： 20～35 110 220 500 1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV 2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次序号 项目 周期 交接大修后 运 油纸电容型 行 充油型 中 胶纸电容型 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 要求 说明 试验值比较有明显变化时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，tgδ增量超过±0.3%(交接时±0.1%)，不应继续运行。 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 4)倒置式电流互感器交接试验时，应按制造厂试验接线进行测试。 — 3.0 2.5 1.0 2.0 2.0 0.7 — — 0.6 — — — 3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.8 — — 0.7 — — 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)35kV等级油纸电容型电流互感器参照110kV等级油纸电容型互感器； 4)电容型电流互感器（倒置式除外）应测量末屏对地tgδ及电容量，tgδ值不大于2% 1)新投运互感1)交接时 油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下油中溶解2)大修后 列任一值时应引起注意： (110kV及3 气体色谱以上) 总烃100μL/L，H2150μL/L，C2H2 1μ1～3年 分析 3) 4) 必要时 L/L 出厂值不1)交接时 1)一次绕组按出厂值的85%进行。4 交流耐压试验 2)大修后 明的按下列电压进行试验： 3) 1～6年 电压等级kV 3 6 10 15 20 35 器的油中不应含有C2H2 2)全密封互感器周期按制造厂要求进行 (20kV及以试验电压kV 15 21 30 38 47 72 序号 项目 周期 要求 说明 下) 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 4)必要时 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 局部放电测量电压和允许放电(pC)水平如下: 110kV及以上和35kV5 局部放电测量 固体绝缘： 系统接地方式 绝缘型式 测量电压 液体浸渍 10 5 10 5 固体 50 20 50 20 1)无条件的，应到制造厂见证试验 2)试验按GB5583进行 1)交接时 中性点2)大修后 接地 3)必要时 中性点非有效接地 1)交接时 Um 1.2Um/3 1.2Um 1.2Um/3 6 极性检查 2)大修后 与铭牌标志相符 3)必要时 各分接头7 的变比检查 8 校核励磁1)交接时 2)大修后 与铭牌标志相符 3)必要时 1)交接时 1)交接时 9 密封检查 2)大修后 应无渗漏油现象 3)必要时 一次绕组10 直流电阻测量 1)交接时 2)大修后 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 3)必要时 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的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 特性曲线 2)必要时 特性曲线相比较，应无明显差别 序号 项目 周期 1)交接时 2)大修后 见第13章 3)必要时 1)交接时 2)大修后 见第13章 3)必要时 必要时 氮压维持正压 要求 说明 全密封电流互感器按制造厂要求 全密封电流互感器按制造厂要求 氮压不足时应予以补充 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 11 绝缘油击穿电压 12 绝缘油水分 充氮互感器测氮压 13 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半年14 红外测温 不少于一次；35kV设备精确测量每年一次；其他自行规定 (3)必要时
参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 表7-2 SF6气体绝缘倒置式电流互感器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 要求 说明 绕组及1 末屏的绝缘电阻 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4) 必要时 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)末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 采用2500V兆欧表 2 老练试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 1.1Un10分钟下降到零 1.0Un5分钟，接着上升到1.73Un3分钟 试验电压为出厂试验值的90%；补气较多时（表压小于0.2Mpa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80－90%）。 3 交流耐压试验 耐压试验应视现场具体情况决定是否进行 4 局部放电试验 参照油纸电容型电流互感器 现场不具备条件可不进行 按GB12022、SD306《六氟化硫交接时、大修后微水含量不大于250μL/L（20℃），运行中不大于500μL/L（20℃） 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 SF6气体5 微水测量 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 序号 项目 周期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 要求 与铭牌标志相符 说明 6 极性检查 各分接更换绕组后应测与铭牌标志相符 量比值差和相位差 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 继电保护有要求时进行 7 头的变比检查 校核励8 磁特性曲线 密封检查 一次绕10 组直流电阻测量 SF6分11 解物分析 试验方法按制造年漏气率小于1% 厂规定 9 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 必要时 确定有无内部放电 内部故障后 试验按硅橡胶12 外套憎水性检查 1)交接时 2)3-6年 3)必要时 憎水性级别： HC1～HC4 检测周期3－6年 HC5 检测周期1年 HC6 退出运行 DL/T864-2004进行 1）在憎水性下降到HC5级时应立即更换或复涂 2）对于不能停电序号 项目 周期 要求 说明 的设备，可在雨天观察其憎水性 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测13 红外测温 量每半年不少于一次；35kV设备精确测量每年一次；其他自行规定 (3)必要时 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 7.1.2 油纸绝缘电流互感器各类试验项目 交接试验项目见表7-1中序号1～12，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。
大修后试验项目见表7-1中序号1～12(不更换绕组，可不进行6、7、8项) ，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。
定期试验项目见表7-1中序号1～3。 7.1.3 气体绝缘电流互感器各类试验项目
交接试验项目见表7-2中序号1～10、12；第11项为设备故障时，为确定设备内部有无放电的检查试验。
大修后试验项目见表7-2中序号1～10(不更换绕组，可不进行6、7、8项)。
定期试验项目见表7-2中序号1、5、12。 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 项目 周期 1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修后 3)投运前 4)1～6年 5)必要时 1)绕组： a)交接时 b)大修后 c)投运前 tgδ2 (20kV及以上) 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度℃ 3交接时大修后 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 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2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 求自行规定 5 10 20 30 40 自行规定 要求 说明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 d)1～6年 5e)必要时 k2)110～V220kV串及运行级式电压以中 互感器支下 架： 3交接a)大修后 5时大b)交接时 k修后 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 序号 项目 周期 c)必要时 V以要求 说明 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 上 2)35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。 3)支架绝缘tgδ一般不大于6% 油中1) 交接时溶解2)大修后 3 气体3)1～3年的色(110kV及谱分以上) 析 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100μL/L H2 150μL/L C2H2 1μL/L 1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值1)交接时 交流4 耐压试验 2)大修后 3)3~6年(20kV及以下) 4)必要时 不明的，按下列电压进行试验： 电压等级kV 试验电压kV 3 15 6 21 10 30 15 38 20 47 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，应检查有否绝缘损伤 1)试验按GB5583进行 2)出厂时有试验报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进行 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 5 局部110kV及局部放电测量电压和允许放电(pC)水平放电以上和如下: 测量 35kV固体系统一次测量电压 绝缘型式 序号 项目 周期 绝缘： 1)交接时 2)大修后 3)必要时 中性点接地 接地方式 绕组的连接方式 相对地 相对相 中性点非有效接地 相对地 相对相 要求 说明 告者投运前可不进液体固行试验或只进行抽查试验 浸渍 体 Um 1.2Um/310 5 5 10 5 5 50 20 20 50 20 20 1.2Um 1.2Um 1.2Um/3 1.2Um 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较不应大于10％ . 5U n / 3 2) 中性点有效接地系统在1 电压下，空载电流不应大于额定电压下的空载1)交接时 6 电流2)大修后 测量 3)必要时 空载电流的8倍 3)中性点非有效接地系统，接在相对地的 . 9U n/ 3 电压下，空载电流不应大在1 于额定电压下的空载电流的10倍；接在 . 5U n / 3 电压下，空载电流线间的在1 不应大于额定电压下的空载电流的8倍 序号 项目 周期 1)交接时 要求 说明 7 密封2)大修后 检查 3)投运前 4)必要时 铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻 联接1)交接时 2)接线变动后 3)更换绕组后 1)交接时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 8 大修后 自行规定 采用2500V兆欧表 9 组别和极性 与铭牌和端子标志相符 10 2)接线变电压比 动后 3)更换绕组后 绝缘油1)交接时 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 11 击穿电2)大修后 压 3)必要时 12 绝缘油1)交接时 见第13章 全密封电压互感器按制造厂要求 全密封电压互感器见第13章 序号 项目 水分 周期 2)大修后 3)必要时 要求 说明 按制造厂要求 一、二次13 绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 14 红外测年不少温 于次35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 一；序号 项目 周期 (3)必要时 要求 说明
表9 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 周期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时 1)交接时 4 阻尼电阻检查 2) 500kV：1~3年；其他：1～6年 5 红外测温 见12章 阻值与出厂值比较不应有明显变化 要求 说明 电压比 中间变压器的绝缘电阻 中间变压器的tgδ 与铭牌标志相符 采用2500V兆欧表 2 自行规定 与初始值相比不应有显著变化 3 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：
交接试验项目见表8中序号1~7、9~13和表9中全部试验项目，其中表8中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器，表9序号3当中间变压器原边高压未引出时不作要求。
大修时或大修后试验项目见表8中序号1～13(不更换绕组可不进行9、10项)和表9中序号1、2、3、4，其中序号5适用于110kV及以上和35kV固体绝缘互感器。
定期试验项目见表8中序号1～3和表9中序号2、4，其中，表8中序号4为20kV及以下设备要求，表9中序号2当中间变压器抽
头未引出时不作要求。
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 项目 断路器和内1 GISSF6见第13章 周期 要求 说明 气体的湿度以及气体的其它检测项目 1)按GB11023 方法进行 2）对电压等SF6气体2 泄漏试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 级较高的断年漏气率不大于1%或按制造厂要求 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30μL/L 辅助回路和控3 制回路绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：绝缘电阻不低于2MΩ 1~3年；其他：1～6年 1)试验在SF6气体额定压力下进行 2)对GIS试1)交流耐压或操作冲击耐压的试4 耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 验电压为出厂试验电压值的80% 2) 对110kV及以上断路器耐压试验只对罐式断路器和500kV定开距瓷柱式断路器的断口进行。 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采用500V或1000V兆欧表 验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 辅助回路和控5 制回路交流耐压试验 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 对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方耐压试验后1)交接时 试验电压为2kV，耐压时间1min 的绝缘电阻2)大修后 值不应降低 断口间并联电容器的6 绝缘电阻、电容量和tgδ 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化 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 法按制造厂规定 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年(罐式断路器除外) 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 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 126kV及以上断路器按制造厂提供的机械行程机械行8 程特性曲线 1)交接时 2)大修后 3)必要时 符合技术要求，与出厂试验数据相比无明显差异 特性曲线测量方法测试。 40.5kV及以下断路器可参照执行。 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)操动机构及分、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 7 断路器9 的时间参量 1)交接时 2)机构大修后 分、合10 闸电磁铁的动作电压 1)交接时 2)机构大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 1)交接时 2)大修后 11 导电回路电阻 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 分、合12 闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器13 (包括整验 压力表校验1)交接时 2)大修后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 指示准确 (或调整)，机构操作14 压力(气压、液压)整定值校验，机械安制造厂有明确要求的按照制造厂要求执行，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) 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 1)交接时 2)大修后 3)必要时 动作正确 制造厂有明确要求的按照制造厂要求执行 定值)检全阀校验
操动机构在分闸、合闸、重合15 闸下的操作压力(气压、液压)下降值 1)交接时 2)大修液(气)压操动16 机构的泄漏试验 后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 油(气)17 泵补压及零起打压的1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 1)交接时 2)机构大修后 应符合制造厂规定 运转时间 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 液压机构及采用差压18 原理的气动机构的防失压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非全相合19 闸等辅助控制装置的动作性能 GIS20 中1)交接时 后 按制造厂规定，或分别按第7章、第14章进行 1)交接时 2)大修后 3)必要时 按制造厂规定 1)交接时 2)机构大修时 按制造厂规定 的电流电压互互感器、2)大修感器和避雷器
测量绝缘21 拉杆的绝缘电阻值 测量断路器分、22 合闸线圈的绝缘电阻值 GIS23 的联锁和闭锁性能3)必要时 绝缘电阻值不应低于下表的规定 额定电必要时 压kV) 绝缘电阻值(M1200 3000 Ω) 6000 24～40.5 126～220 10000 550 <24 1)交接时 2)大修后 3)必要时 不应低于10MΩ 1)交接时 2)大修后 3)必要时 动作应准确可靠 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作 试验 GIS超声24 波局部放电测试 1)交接时 2)1～6年 3)必要时 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半25 红外测温 年不少于次35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 一；参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运后至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 无明显放电特征 (3)必要时
8.1.2 各类试验项目
交接试验项目见表10中序号1～24。
大修后试验项目见表10中序号1～23，其中9、10、15、18适用于机构大修后。
定期试验项目见表10中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17、24。
8.2 多油断路器和少油断路器
8.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表11。
表11 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)整体绝缘电阻自行规定 2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表数值： 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 MΩ 要求 说明 1 绝缘电阻 使用2500V额定电压kV ＜24 1200 1000 300 24～40.5 3000 2500 1000 126～252 6000 5000 3000 试验 类别 交接时 大修后 运行中 兆欧表 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ(%)值见表20 2)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，可比表20中相应的tgδ(%)值增加下列数值： 额定≥电压kV 126 126 ＜DW1—35 DW1—35D 1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的tgδ超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱40.5kV及以上非纯瓷2 套管和多油断路器的 tgδ tgδ(%)值的增加数 1 2 3 的断路器，则应将油放1)交接时 2)大修后 3)1～3年 出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解试验 2)断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加 带并联电阻断路器的整体tgδ(%)可相应增加1 40.5kV及以上3 少油断路器的泄漏电流 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 2)泄漏电流一般不大于10μA 1)每一元件的试验电压如下(kV)： 额定电压 直流试验电压 40.5 20 126～252 40 252kV及以上少油断路器提升杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于5μA时，应引起注意 断路器对地、断4 口及相间交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)1~3以下) 4)必要时 年(40.5kV及 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值如下： 12～40.5kV断路器对地及相间按附录B表B2规定值； 72.5kV及以上者按附录B表B2规定值的80% 对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，其试验电压值与对地耐压值相同 1)耐压设备不能满足要求时可分段进行，分段数不应超过6段(252kV)，或3段(126kV)，加压时间为5min 2)每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的126kV及以上油断路5 器提升杆的交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验电压按附录B表B2的80%执行 1.2倍或自行规定 辅助回路和控6 制回路交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 试验电压为2kV 7 导电回路电阻 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1) 交接时、大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 灭弧室的并联电阻值，8 并联电容器的电容量和tgδ 断路器的合闸9 时间和分闸时间 10 断路器分闸和1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 在额定操作电压(气压、1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第12章规定 合闸的速度 断路器11 触头分、合闸的同期性 操动机构合闸接触器12 和分、合闸电磁铁的最低动作电压 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的13 绝缘电阻和直流 电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 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 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 液压)下进行 应符合制造厂规定 采用500V或1000V兆欧表 断路器本体和14 套管中绝缘油试验 断路器15 的电流互感器 1)交接时 2)大修后 3)必要时 见第7章 见第13章
8.2.2 各类试验项目：
交接试验项目见表11中序号1～15。 大修后试验项目见表11中序号1～15。
定期试验项目见表11中序号1、2、3、4、6、7、8、13。 8.3 磁吹断路器(略)
8.4 低压断路器和自动灭磁开关
8.4.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表11中序号12和13。
8.4.2 各类试验项目：
定期试验项目见表11中序号13。
交接、大修后试验项目见表11中序号12和13。
8.4.3 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。
8.5 空气断路器
8.5.1 空气断路器的试验项目、周期和要求见表12(略)。 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 项目 周期 要求 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 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 额定电压(kV) 试验类别 ＜24 1200 1000 300 24～40.5 交接时 大修后 运行中 3000 2500 1000 说明 1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修后 3)1～6年 1)更换或干燥后的绝缘提升交流耐压试验2 (断路器主回路对地、相间及断口) 1)交接时 2)大修后 3)1～6年(40.5kV及以下) 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按附录B表B2规定值 杆必须进行耐压试验 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 3 辅助回路和控1)交接时 试验电压为2kV，耐压时 制回路交流耐压试验 2)大修后 3)1～6年 间1min 用直流1)交接时 4 导电回路电阻 2)大修后 3)1～6年 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 压降法测量，电流不小于100A 断路器的合闸时间和分闸时5 间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 1)操动机构及分、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 合闸接触器和7 分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 1)绝缘电阻不应小于2M1)交接时 2)大修后 3)1～6年 Ω 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用1000V兆欧表 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压下进行 操动机构合闸6 接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 1)交接时 2)大修后 8 真空灭弧室真空度的测量 必要时
按制造厂规定 8.6.2 各类试验项目：
交接、大修时或大修后试验项目见表13中序号1～7。 定期试验项目见表13中序号1～4、7。 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。
表14 重合器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修后 3)必要时 2 SF6重合器内气体的湿度 SF6气体泄漏 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验电压为2kV 试验电压为42kV 绝缘电阻不应低于2MΩ 要求 1)整体绝缘电阻自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下列数值：大修后1000MΩ 运行中300MΩ 见第13章 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 说明 采用2500V兆欧表测量 3 采用1000V兆欧表 试验在主回路对地及断口间进行 4 控制回路的绝缘电阻 5 交流耐压试验 辅助和控制6 回路的交流耐压试验 合闸时间，分闸时间，三相7 触头分、合闸同期性，触头弹跳 8 油重合器分、合闸速度 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行，或按制造厂规定 合闸电磁铁9 线圈的操作电压 在额定电压的85%～115%范围内应可靠动作
导电回路电10 阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 用直流压降法测量，电流值不得小于100A 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 分闸线圈直11 流电阻 分闸起动器12 的动作电压 合闸电磁铁13 线圈直流电阻 最小分闸电14 流 额定操作顺15 序 利用远方操作装置检查16 重合器的动作情况 检查单分功17 能可靠性 3)必要时 1)大修后 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时 应符合制造厂规定 操作顺序应符合制造厂要求 按规定操作顺序在试验回路中操作3次，动作应正确 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正确 18 绝缘油试验 见第13章
8.7.2 各类试验项目：
交接试验项目见表14中序号1、4～13、15、16、17。 大修后试验项目见表14中序号1～18。 8.8 分段器(仅限于12kV级) 8.8.1 SF6分段器
8.8.1.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求见表15。
表15 SF6分段器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 2)大修后 要求 1)整体绝缘电阻值自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝说明 一次回路用2500V兆欧表 1 绝缘电阻 缘电阻值不应低于下列数值： 大修后1000MΩ 运行中300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 控制回路用1000V兆欧表 2 交流耐压试验 导电回路电阻 合闸电1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 试验电压为42kV 试验在主回路对地及断口间进行 用直流压降法测量，电流值不小于100A 3 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 4 磁铁线圈的操作电压 合闸时间、分闸时间两在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 5 相触头分、合闸的同期性 分、合闸1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂的规定 6 线圈的直流电阻 利用远7 方操作装置检查分段1)交接时 2)大修后 3)必要时 在额定操作电压下分、合各3次，动作应正确 器的动作情况 SF6气体泄漏 SF6气体湿度 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 8 9 见第13章
8.8.1.2 各类试验项目：
交接试验项目见表15中序号1～8。 大修后试验项目见表15中序号1～9。 8.8.2 油分段器
8.8.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表15中序号1、2、3、4、5、6、7进行外，还应按表16进行。
表16油分段器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 1 绝缘油试验 2)大修后 3)必要时 自动计数操作 1)交接时 2)大修后 3)必要时 按制造厂的规定完成计数操作 见第13章 要求 说明 2 8.8.2.2 各类试验项目：
交接、大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7及表16中序号1、2。
8.8.3 真空分段器
8.8.3.1 真空分段器的试验项目、周期和要求按表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2进行。
8.8.3.2 各类试验项目：
交接、大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2。
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 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻有机材料支持1 绝缘子的绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 值不得低于下表数值： MΩ 试验类别 交接时 大修后 运行中 二次回2 路的绝缘电阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)试验电压值按附录B表B2规定 1) GIS内隔3 交流耐压试验 离开关交接时 2) 必要时 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时，可对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 绝缘电阻不低于2MΩ 额定电压kV ＜24 1200 1000 300 24～40.5 3000 2500 1000 采1000V用兆采2500V欧表 用兆说明 欧表 1)在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻；耐压后的阻值不得降低 2)GIS内隔离开关参照 DL-T555《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》执行 二次回4 路交流耐压试验 操作机构5 的最低动作电压 1)交接时 2)大修后 3)必要时 气动或液1)交接时 2)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 压应在额定压力下进行 导电回6 路电阻测量 用直流压1)交接时 2)大修后 不大于制造厂规定值的1.5倍 降法测量，电流值不小于100A 试验电压为2kV，耐压时间1min 1)电动、气动或液压操动机构在额操动机7 构的动作情况 1)交接时 2)大修后 3)必要时 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 110kV及8 以上支柱绝缘1)交接时 2)必要时 在每个支柱绝缘子元件的端部靠近法兰下方处进行超声波检测，不应出现明显的裂纹或点状缺陷 1)普测一遍 2)参照《江 子超声波探伤 苏省电力公司支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则》 1)新设备投运后至少24小时后进行(1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半年不少于一参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 9 红外测温 次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时
8.9.2 各类试验项目：
交接、大修后试验项目见表17中1～8。 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。
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1 制回路绝缘电阻 辅助回路和控2 制回路交流耐压试验 周期 1)交接时 2)大修后 3)1～6年 要求 说明 绝缘电阻不应低于2MΩ 采用1000V兆欧表 1)交接时 2)大修后 试验电压为2kV，耐压时间1min 3 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 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 如制造厂无规定可不进行 4 1)交接时 2)大修后 应符合制造厂规定 隔离开关和隔断路器、隔离开5 关及隔离插头的导电回路电阻 1)交接时 2)大修后 3)1～6年 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 离插头回路电阻的测量在有条件时进行，测量电流不小于100A 6 操动机构合闸接触器和分、合1)交接时 2)机构大修参照表11中序号12 闸电磁铁的最低动作电压 合闸接触器和7 分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 后 3)大修后 1)绝缘电阻应大于2M1)交接时 2)大修后 1)交接时 Ω 2)直流电阻应符合制造厂规定 在交流耐压试应符合制造厂规定 验前、后分别进行 1)试验电压施加1)交接时 2)大修后 方式：合闸时各相对地及相间；试验电压值按附录B表B2规定 分闸时各相断口 2)相间、相对地及断口的试验电压值相同 采用1000V兆欧表 8 绝缘电阻试验 2)大修后 3)1～6年 9 交流耐压试验 3)3～9年(40.5kV及以下) 10 SF6气体泄漏试验 压力表及密度继电器校验 1)大修后 2)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 应符合制造厂规定 制造厂有明确要求的按照制造厂要求执行 11 压力表指示准确、密度继电器动作正确 12 高压开关柜的电流互感器 见第7章
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。
交接、大修后试验项目见表18中序号1～9、11、12。 定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、11。
8.10.3 配SF6断路器的高压开关柜的各类试验项目： 交接、大修后试验项目见表18中1～9、11、12。 定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、11。 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。
8.11 镉镍蓄电池直流屏
8.11.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表19。
表19 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 2) 1年 3)必要时 1)交接时 2) 1年 3)必要时 检查项目有： a)闪光系统 3 各项保护检查 1)交接时 2)1年 各项功能均应正常 b)绝缘监察系统 c)电压监视系统 d)光字牌 e)声响 4 镉镍屏(柜)中控制母线和1)交接时 2)必要时 绝缘电阻不应低于10MΩ 采用1000V兆欧表。有两组电池时按DL/T459规定 要求 说明 1 镉镍蓄电池组容量测试 蓄电池放电2 终止电压测试 动力母线的绝缘电阻 轮流测量 8.11.2 各类试验项目：
交接试验项目见表19中序号1、2、3、4。 定期试验项目见表19中序号1、2、3。
8.12 安装于10kV线路上的断路器、重合器、分段器、负荷开关、隔离开关等预试周期可适当延长。
9 套管
9.1 套管的试验项目、周期和要求见表20。
表20 套管的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 2)大修主屏及末屏对1 地绝缘电阻（电容型） (包括主设备大修)后 3) 500kV：1~3年；其他：1～6年 4)必要时 主绝缘及电容2 型套管对地末屏tgδ1)交接时 2大修(包括主设备大修)后 3) 500kV：1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 电压等级 kV 20～35 220～500 1)油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一110 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 3)套管有分压抽头，其试验要求与末屏相同 采用2500V兆欧表 要求 说明 与电容量 1~3年；其他：1～6年 4)必要时 交接大修后 充油型 油纸3.0 1.5 — 次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/3电容1.0 型 充胶型 胶纸电容2.0 型 胶纸型 充油型 油纸电容1.0 2.5 3.5 3.0 1.0 0.7 2.0 — 1.5 1.0 2.0 1.5 — — 时，
tgδ增量超过±0.3%(交接时±0.1%)，不应继续运行 2)20kV以下纯瓷套管及与变
1.0 0.8 运行中 型 充胶型 胶纸电容3.0 型 胶纸型 3.5 2.0 — 1.5 1.0 3.5 2.0 — 压器油连通的油压式套管不测tgδ 3)测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连
2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因 1) 1)交接油中溶解3 气体色谱分析 时 2) 大修后 3) *1-6年 4) 必要时 交流耐压试验 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/3 110kV及以上5 电容型套管的局部放电测量 2)其它套管的试验电压为1.05Um/3 的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 全密封及油量较少的套管可按厂家要求进行 35kV及以下纯油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意： H2 500μL/L，CH4 100μL/L，C2H2 1μL/L 4 试验电压值为出厂值的85% 瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 1)垂直安装的套管水平存放1年以上投运前宜进行本项目试验 2)括号内的局部放电值适用于非变压器、电抗器的套管 1)大修后 3)在试验电压下局部放电值(pC)2)必要时 不大于： 大修后 运行中 油纸电容型 10 20 胶纸电容型 250(100) 自行规定 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测6 红外测温 量每半年不少于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时 注：1.充油套管指以油作为主绝缘的套管； 2.油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管； 3.充胶套管指以胶为主绝缘的套管； 4.胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管； 5.胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管(如一般室内无瓷套胶纸套管)； 6.干式穿墙套管的试验仅在交接及必要时进行，有关标准按照制造厂要求执行。 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 9.2 各类试验项目
交接试验项目见表20中序号1、2、3、4。
大修后试验项目见表20中序号1、2、3、4、5。 定期试验项目见表20中序号1、2。 表20中第6项为运行中检测项目。
10 支柱绝缘子和悬式绝缘子
发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表21。
表21 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求 序号 项目 周期 要求 说明 1)可根据绝缘子的劣化率调整1～6年 在运行电压下检测 检测周期 2)对多元件针式绝缘子应检测每一元件 1)针式支柱绝缘子的每一元1)交接时 2 绝缘电阻 2)针式支柱绝缘子1～6年 3)悬式绝缘子1～6年 件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，500kV悬式绝缘子、35kV及以下的支柱绝缘子不低于500MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B表B1 3 交流耐压试验 1) 交接时 2) 3～9年 3) 必要时 2)35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下： 两个胶合元件者，每元件50kV；三个胶合元件者，每元件34kV 棒式绝缘子不进行此项试验 1)采用2500V及以上兆欧表 2)棒式支柱绝缘子不进行此项试验 零值绝缘子检1 测(110kV及以上) 3)机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 参照附录C污秽等级与对应附盐密度值检查所测盐绝缘子表面污4 秽物的等值盐密 1年 密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 支柱绝缘子超声波探5 伤试验 （110kV及以上电压等级） RTV防污闪涂6 料及硅橡胶伞套憎水性试验 注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及1)交接时 2) 1～6年 1）在憎水性下降到HC5级时应立即更换或复涂 2）对于不能停电的设备，可在雨天观察其憎水性 根据憎水性好坏可适当延长周期，最长不超过6年 1）投运前 2）必要时 在每个支柱绝缘子元件的端部靠近法兰下方处进行超声波检测，不应出现明显的裂纹或点状缺陷 1）采用爬波法进行 2）对每个端部都应扫描一周 应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱上取样，测量在当地积污最重的时期进行 交流耐压试验中任选一项。玻璃悬式绝缘子不进行序号1、2、3项中的试验，运行中自爆的绝缘子应及时更换； 11 电力电缆线路
11.1 一般规定
11.1.1 对电缆的主绝缘作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。
11.1.2 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。
11.1.3 耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约80kΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。
11.1.4 除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前，必须确认电缆的绝缘状况良好。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，必须用低于常规耐压试验电压的电压进行试验，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耐压试验。
11.1.5 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耐压试验。
11.1.6 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。
11.1.7 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。
11.2 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 项目 周期 要求 说明 额定电压0.6/1kV电缆用1000V兆绝缘电阻 在直流耐压试验前、后进行 前、后比较不应有明显变化 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) 1)交接时 2)1～3年 3)新作终端或接头后 1)试验电压值按表23规定，6/6kV及以下电缆加压时间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 的泄漏电流小于10μA，8.7/10kV电缆的泄漏电流小于20μA时，对1 直流2 耐压试验 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于2 检查相位 1)交接时 2)新作终端或接头后 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半年不少4 红外测温 于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时
参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合 不平衡系数不作规定 3 1)新设备投运至少24小时后对电缆终端进行红外测温；条件允许时中间接头也应进行红外测温。 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 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
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 11.3 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。
11.3.1 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 项目 周期 要求 说明 0.6/1kV电缆用1000V兆电缆主绝1 缘绝缘电阻 1)交接时 2)3～6年 3)必要时 自行规定 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) 1)采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于电缆外护2 套绝缘电阻 1)交接时 2)3～6年 3)必要时 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水 2)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。当每电缆内衬3 层绝缘电阻 1)交接时 2)3～6年 3)必要时 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 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 铜屏蔽层4 电阻和导体电阻比 1)交接时 2)重作终端或接头后 3)内衬层破对照投运前测量数据,标准自行规定 试验方法见11.3.2条 损进水后 1)30-75Hz谐振耐压试验 试验电压值和试验时间按表25-1规定，不击穿 1)交接时 电缆主绝5 缘交流耐压试验 2)重作终端或接头后 3)必要时 2)0.1Hz超低频耐压试验 试验电压值按表25-2规定，交接和检查受潮, 加压时检查中间接头或终端头制作质量，加压时间20 min，不击穿 6 交叉互联系统 1)交接时 2)必要时 1)交接时 7 检查相位 2)重作终端或接头后 3)必要时 (1)新设备投运后一月内 8 红外测温 (2)每年精确测量不少于一次 (3)必要时 《带电设备红外诊断应用规范》 见11.4.4条 1)推荐使用30-75Hz谐振耐压试验 2)耐压前后摇绝缘电阻，采用2500伏或5000伏摇表 3)现场不具备条件的，可施加正常系统相对地电压 间60min，不击穿。24小时或更长时间替代。 电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合 1)新设备投运至少24小时后参照:DL 664-2006 对电缆终端进行红外测温；条件允许时中间接头也应进行红外测温。 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考 虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 注：1、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； 2、今后新做或重做电缆头必须按新接地方式要求制作； 3、35kV及以下电缆试验周期为交接时和必要时。
表25-1 橡塑绝缘电力电缆的30-75Hz的交流耐压试验电压和试验时间
交接试验 电缆额定电压U0/U 电压倍数 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 64/110 127/220 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 2U0 1.7U0 1.4U0 电压 电压值 (kV) 3.6 7.2 12 12 17.4 24 42 52 110 180 时间 (min) 5 5 5 5 5 5 5 5 60 60
表25-2 橡塑绝缘电力电缆的0.1Hz超低频耐压试验电压
电缆额定电压 U0/U 交接试验电压 倍数 电压值(kV) 预试试验电压 倍数 电压值(kV) 重作终端或接头后试验 电压 电压 倍数 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.6U0 1.36U0 1.15U0 电压值 (kV) 3 6 10 10 14 19 34 42 87 146 参照交接试验要求 时间 (min) 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 12/20 21/35 26/35 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 5 11 18 18 26 36 63 78 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 3Uo 5 11 18 18 26 36 63 78 11.3.2 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。
11.4 自容式充油电缆线路
11.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表26。
表26 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 电缆主绝1 缘直流耐压试验 2)电缆失去油压并导致受潮或进气经修复后 3)新作终端或接头后 2 电缆外护1)交接时 试验电压6kV，1)根据以往的试验成试验电压值按表27规定，加压时间5min，不击穿 要求 说明 套和接头外护套的直流耐压试验 2)2～3年 试验时间1min，绩，积累经验后，可不击穿 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 压力箱 a)供油特性 3 b)电缆油击穿电压 c)电缆油的tgδ 油压示警系统 a)信号指示 b)控制电缆线芯对地绝缘 5 交叉互联系统 电缆及附件内的电6 缆油 a)击穿电压 1)交接时 2)2～3年 2～3年 1～2年 见11.4.2条 见11.4.5.1条 于1)与其直接连接的终端或塞止接头发生故障后 2)必要时 见11.4.2条 不低于50kV 不大0.5%(100℃时) 见11.4.5.2条 4 6个月 能正确发出相应的示警信号 每千米绝缘电阻不小于1MΩ 见11.4.3条 采用100V或250V兆欧表测量 见11.4.4条 不低于45kV b)tgδ 1)交接时 2)2～3年 怀疑绝缘过热老化或终端、塞止接头存在严重局部放电时 见11.4.5.2条 6 c)油中溶解（续） 气体 见表28 电缆线路的两7 检查相位 交接时 端相位应一致并与电网相位相符合 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半年8 红外测温 不少于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时
表27 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压kV
电缆额定电压U0/U GB311.1规定的雷电冲击耐受电压 450 64/110 550 850 127/220 950 475 275 425 直流试验电压 225 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及环境温度综合考虑，宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 1050 1425 290/500 1550 1675 510 715 775 840 11.4.2 压力箱供油特性的试验方法和要求
试验按GB9326.5中6.3进行。压力箱的供油量不应小于压力箱供油特性曲线所代表的标称供油量的90%。
11.4.3 油压示警系统信号指示的试验方法和要求
合上示警信号装置的试验开关应能正确发出相应的声、光信号。 11.4.4 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。
11.4.4.1 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(交接时按制造厂技术条件要求，但不应低于5kV)。
11.4.4.2 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，℃)。
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。
11.4.4.3 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。
11.4.5 电缆及附件内的电缆油的试验方法和要求。
11.4.5.1 击穿电压：试验按GB/T507规定进行。在室温下测量油的击穿电压。
11.4.5.2 tgδ：采用电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于1×10-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于5×10-5，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的控温灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h。
电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tgδ不应大于下列数值：64/110～127/220kV 0.03
11.4.6 油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB7252规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注意值见表28，但注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，当气体含量达到注意值时，应进
行追踪分析查明原因，试验和判断方法参照GB7252进行。
表28 电缆油中溶解气体组分含量的注意值
油中溶解气体的组分 注意值(μL/L) 可燃气体总量 H2 C2H2 CO 1500 500 痕量 100 油中溶解气体的组分 注意值(μL/L) CO2 CH4 C2H6 C2H4 1000 200 200 200 12 电容器
12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
12.1.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表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 项目 周期 要求 说明 1)串联电容器用1000V兆欧表，其1 极对壳绝缘电阻 1)交接时 2)必要时 不低于2000MΩ 它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 1)交接时 2)必要时 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 2 电容值 的95% 3 并联电阻值测量 渗漏油(气)检查 极对壳交流耐压 1)交接时 电阻值与出厂值的偏差2)必要时 应在±10%范围内 1)交接时 2)6个月 交接时 漏油(气)时停止使用 按出厂耐压值的75%进行 在电网额定电压下，对电用自放电法测量 4 观察法 5 冲击合闸试6 验(仅对高压并联电容器) 交接时 力电容器组的冲击合闸试验，应进行3次，熔断器不应熔断；电容器组各相电流相互间的差值不宜超过5%。 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测参照:DL 664-2006 《带电量每半年不少于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据设备负荷及设备红外诊断应用规范》 环境温度综合考虑， 宜选择负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 7 红外测温 自行规定 (3)必要时 12.1.2 交接项目见表29中序号1～6。
12.1.3 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。
12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
12.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表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 项目 周期 1) 交接时 2) 500kV：1 极间绝缘电阻 1~3年；其他：1～6年 3)必要时 1)交接时 2) 500kV：2 电容值 1~3年；其他：1～6年 3)必要时 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% 1)用交流电桥法 2)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差 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下一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 要求 说明 1)交接时 以10kV电压测量时tgδ值不3 tgδ 2) 500kV：应大于下列数值： 1~3年；其交接时:油纸绝缘0.5%；膜纸他：1～6年 复合绝缘0.15% 3)必要时 运行中:油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.2% 的要求，可继续投运 2)电容式电压互感器的试验电压值按照制造厂规定 4 渗漏油检查 低压端1) 交接时 2)6个月 1)交接时 漏油时停止使用 用观察法 5 对地绝缘电阻 2) 500kV：一般不低于100MΩ 1~3年；其他：1～6年 预加电压0.8×1.3Um，持续时 采用1000V兆欧表 6 局部放电试验 间不小于10s，然后在测量电必要时 压1.1Um/如受试验设备限制预加电压可以适当降低 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 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV8 红外测温 及以上设备精确测量每半年不少于一次；35kV 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 试验电压为出厂试验电压的75% 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据系统负荷及环境温度综合考虑，宜选择系统负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时 电预试前，也可考虑安排红外测试。
12.2.2 交接、定期试验项目见表30中序号1～5。
12.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±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。
12.2.4 局部放电试验仅在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时，应综合判断。局部放电量无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。
12.2.5 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进行测量。
12.2.5.1 测量方法
在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。
12.2.5.2 判断方法
a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验。
b)与上次测量相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行试验。 c)电容值与出厂试验值相差超出±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。
12.2.5.3 对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进行测量，判断方法中的偏差限值均除以2。本方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。
12.3 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 项目 周期 1)交接时 极间绝1 缘电阻 2)大修后 3)1 ~3年 4)必要时 1)交接时 2 电容值 2)大修后 3)1 ~3年 4)必要时 10kV下的tgδ值不大于下列数1)交接时 3 tgδ 2)大修后 3)1 ~3年 4)必要时 渗漏油4 检查 1) 交接时 2)6个月 值： 交接时:油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.15% 运行中：油纸绝缘0.5%；膜纸复合绝缘0.25% 漏油时停止使用 电容值偏差应在额定值的±5%范围内 用电桥法 一般不低于5000MΩ 采用2500V兆欧表 要求 说明
12.4 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 项目 周期 要求 说明 1)采用2500V兆欧相间和极1 对壳绝缘电阻 1)交接时 2)必要时 表 自行规定 2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻 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% 1)交接时 2)必要时 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 1)交接时 2)吊芯修理后 3)必要时 1)交接时 参照表36中序号6 试验电压为出厂试验值的75% 仅对有六个套管的三相电容器进行相间耐压。有条件时，应进行极间交流耐压试验。 2 电容值 极对壳交3 流耐压试验 4 绝缘油击穿电压 5 渗漏油(气)检查 2)必要时 1) 交接时 2)1年 漏油(气)应修复 在电网额定电压下，对电力观察法 6 冲击合闸试验 电容器组的冲击合闸试验，交接时 应进行3次，熔断器不应熔断；电容器组各相电流相互间的差值不宜超过5%。 12.5 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。
12.5.1 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
序项目 号 1)交接时 1 直流电阻 2)必要时 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变检查外壳及2 弹簧情况 1)交接时 化，工作位置正确，指示装置无卡死2)1年 等现象 与出厂值相差不大于20% 周期 要求 明 说
12.5.2 串联电抗器
12.5.2.1 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 项目 周期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 自行规定 要求 采一般不低于1000MΩ(20℃) 说明 用兆1 绕组绝缘电阻 2500V欧表 2 绕组直流电阻 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% 3 电抗(或电感)值 4 绝缘油击穿电压 参照表36中序号6 仅800kvar20℃下的tgδ值不大于： 35kV及以下3.5% 以上的油浸铁芯电抗器进行 5 绕组tgδ 2)大修后 3)必要时 绕组对铁芯6 和外壳交流耐压及相间交流耐压 1)大修后 2)必要时 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 轭铁梁和穿7 芯螺栓(可接触到)的绝缘电阻 1)大修后 2)必要时 自行规定
12.5.2.2 各类试验项目
交接试验项目见表34中序号1～5。
大修时或大修后试验项目见表34中序号1～7。 定期试验项目见表34中序号1、3、4。 12.5.3 放电线圈
12.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表35。
表35放电线圈的试验项目、周期和要求
序项目 号 一次绕组用2500V1)交接时 1 绝缘电阻 2)必要时 用1000V兆欧表 2 3 绕组的tgδ 交流耐压试验 必要时 1)交接时 2)必要时 参照表8中序号2 试验电压为出厂试验用感应耐压法 电压的85% 1)有二次绕组时，试验时测量0.2、0.5、励磁特性测4 量 1)交接时 2)必要时 0.8、1.0、1.1、1.3、1.5倍额定电压下的励磁电压和电流值 试验电压可以施加于二次端子上 2) 一次绕组有抽头时可以分别进行测试 一次绕组直5 流电阻 1)交接时 2)必要时 与上次测量值相比无明显差异 不低于1000MΩ 兆欧表，二次绕组周期 要求 说明 6 电压比 必要时 符合制造厂规定 13 绝缘油和六氟化硫气体
13.1 变压器油
13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定；非国产变压器油按相应国际标准。
13.1.2 变压器油的试验项目和要求见表36。
13.1.3 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 要求 项目 周期 交接和投入运行前的油 1)注入设备前后的1 外观 新油 2)运行中取油样时进行 水溶性酸pH值 1)注入设备前后的新油 2)必要时 1)注入设备前后的新油 2)运行中：≤0.03 ≤0.1 ≥5.4 ≥4.2 透明、无杂质或悬浮物 说明 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 按GB/T7598进行试验 2 3 酸值 (mgKOH/g) 按GB264进行试验 (110~500kV)1年，其余自行规定 ≥140(10号、25号1) 注入设备前的闪点(闭口) (℃) 新油 2)注入500kV设备后的新油 3)必要时 非环烷基油) ≥138(10号、25号环烷基油) ≥135(45号油) 运行中设备，1)注入110kV及以上设备前后的新油 5 水分(mg/L) 2)运行中500kV设备半年，110~220kV设备1年 3)必要时 110kV≤20 220kV≤15 500kV≤10 110kV≤35 220kV≤25 500kV≤15 测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB7600试验 15kV以1)注入设备前后的击穿电压 (kV) 新油 2)运行中(35 kV及消弧线圈)1~3年 下≥30 15～15kV以下≥25 15～按GB/T507-86和DL/T429.9-91～方法进行试验 或不应比新油的原始测定值低10℃ 4 按GB261进行试验 GB7601进行6 35kV≥110～35kV≥30 110220kV≥以上设备，厂用变，35 220kV≥40 500kV≥60 界面张力1)注入110kV及以7 (25℃) (mN/m) 上设备前的新油 2)必要时 1)注入设备前的新油 2)注入110 ~500 kV8 tgδ设备后的新油 (90℃)(%) 注入前≤0.5 注入后： 220 1 500kV≤0.7 kV≥35 35 500kV≥50 ≥19 按GB/T6541进行试验 3)运行中220 kV、 及以下≤500kV变压器（电抗器）1年 4)必要时 ≤2 按GB5654进行试验 500kV体积电阻9 率(90℃) (Ω·m) 必要时 ≥6×1010 1×1010 220kV≥按DL/T421或及GB5654进行以下≥试验 3×109 1)注入500 kV变压器和电抗器前后的新油 2)运行中500 kV变压器和电抗器 1年 3)必要时 500kV≤1 一般不大于3 油中含气10 量(体积分数)(%) 按DL/T423或DL/T450进行试验 油泥与沉11 淀物(质量分数)(%) 必要时 一般不大于0.02 按GB/T511试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇—苯(1∶4)将油泥洗于恒重容器中，称重 取样、试验和油中溶解12 气体色谱分析 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 判断方法分别按GB7597、SD304定进行 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，如果(1)制造厂有合格出厂试验报告；(2)交接时电气试验正常；则可以不采样作简化试验。 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。 和GB7252的规 13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。
13.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。
13.1.4.2不同牌号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。
13.1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。
13.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1∶1比例混合。
13.2 断路器油
13.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。 13.2.2 断路器油的试验项目、周期和要求见表37。
表37 断路器油的试验项目、周期和要求
序号 1 2 3 项目 水溶性酸pH值 机械杂质 游离碳 击穿电压 (kV) 1)序号1～3和5～6: a)交接时 b)投运前 c)大修后 2)序号4: a)交接时 b)投运前 c)大修后 d)110kV及以上设备1年;110kV以下设备1～3年 3)少油断路器(油量为60kg以下)小于3年或以换 油代替 周期 要求 说明 按GB7598进行试验 外观目测 外观目测 按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验 按GB264或≤0.1 GB7599进行试验 不应比新油低5 按GB261进行试验 ≥4.2 无 无较多碳悬浮于油中 110kV以上：投运前或大修后≥40；运行中≥35 110kV及以下：投运前或大修后≥35；运行中≥30 4 5 酸值 (mgKOH/g) 闪点(闭口) (℃) 6 13.3 SF6气体
13.3.1 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。
13.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 13.3.3 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。
13.3.4 SF6气体的试验项目、周期和要求见表38。
表38 SF6气体的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 湿度（μ周期 要求 说明 1)按GB12022、SD306《六氟化1)交接时 1)断路器灭弧室L/L） 2)大修后 3) 500kV设备1～3年；其他1~6年 4)必要时 气室：投运前、大修后不大于150；运行中不大于300（20℃） 2)其它气室：投运前、大修后不大于250；运行中不大于500（20℃） 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 按SD309《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》进行 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行 2 3 密度(标准状态下) （kg/m3） 毒性 酸度 (μg/g) 必要时 必要时 6.16 无毒 ≤0.3 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0 1)交接时 4 2)大修后 3)必要时 四氟化碳1)交接时 5 (质量分2)大修后 数)(%) 3)必要时 空气 1)交接时 6 (质量分数) 2)大修后 (%) 3)必要时 1)交接时 7 可水解氟化2)大修后 物(μg/g) 3)必要时 1)交接时 矿物油 8 2)大修后 (μg/g) 3)必要时 注：序号4~8对批量新气进行 ≤10 14避雷器
14.1阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表39。
表39 阀式避雷器的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 要求 1)间隙并有电阻的避雷器绝缘电阻自行规定，但与前一次或同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F或制造厂规定值，还应与历年数据比较，不应有显著变化 2)同一相内串联组合元件的非线性因数差值，不应大于0.05；电导电流相差值(%)不应大于30% 3)试验电压如下： 元件 额定 3电压 kV 说明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况 1)整流回路中应加滤波电容器，其电容值一般为0.01～0.1μF，并应在高压侧测量电流 2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验 3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F 4) FCZ型磁吹避雷器可用在线监测或带电测量电导电流代替，若用在线监测，需制定监测制度；若用带电测量，需新投运第一年内每季一次，以后每年一次，每2-4年停电校核一次。 5)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 1 1)交接时 2)大修后 3)线路上避绝缘雷器3年 电阻 4)发电厂、变电所避雷器1年 5)必要时 2 电导电流及串联组合元件的非线性因数差值 1)交接时 2)大修后 3)线路上避雷器3年 4)发电厂、变电所避雷器1年 4)必要时 6 10 15 20 30 试验 电压 — U1 kV — — 8 10 12 试验 电压 4 U2 kV 6 10 16 20 24 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： 额定电压kV 工频3 放电电压 1)交接时 2)大修后 3)1～3年 4)必要时 放电 电压 kV 大修后 运行中 3 9～11 8～12 6 16～19 15～21 10 26～31 23～33 带有非线性并联电阻的阀型避雷器只在解体大修后进行 2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值及FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 1)交接时 底座4 绝缘电 阻 2)大修后 3)线路上避雷器3年 4)发电厂、变电所避雷器1年 5)必要时 检查放电5 计数器的动作1)交接时 2)大修后 3)线路上避雷器3年 4)发电厂、变电所避雷器1年 5)必要时 测试3-5次，均应正常动作，测试后计数器(或尾数)指示宜调到“0” 不小于1MΩ 采用2500V及以上的兆欧表 情 况 检查6 密封情 况 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精红7 外测温 确测量每半年不少于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据系统负荷及环境温度综合考虑，宜选择系统负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 1)大修后 2)必要时 避雷器内腔抽真空至(300～400)×133Pa后，在5min内其内部气压的增加不应超过100Pa
14.2 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 项目 周期 1)交接时 2) 500kV：1~3年；其他：1～6年 3)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 1 绝缘电阻 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 1)交接时 2) 500kV：1~3年；其他：1～6年 3)必要时 1)不得低于附录F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 3 带电量运电压的交泄漏流 最高续运电压额定行电下的流泄电流 测行下流电1)220kV及以上每半年1次，110kV每年1次(投运后 半年应测量一次) 2)必要时 1)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 2)泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25% 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 4 持行和运压交漏1)交接时 2)必要时 泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25% 5 工频考电下的频参电压 参流工考1)交接时 2)必要时 应符合GB11032《交流无间隙金属氧化物避雷器》或制造厂规定 6 底座绝缘电阻 1)交接时 自行规定 2) 500kV：1~31)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) 采用2500V及以上兆欧7 检查放电计数器动作情况 其他：1～6年 表 3)必要时 1)交接时 2) 500kV：1~3测试3-5次，均应正常动作，测试 其他：1～6年后计数器 (或尾数)指示宜调到“0” 3)必要时 (1)新设备投运后一月内 (2)110kV及以上设备精确测量每半年不少于一次；35kV设备精确测量每年不少于一次；其他自行规定 (3)必要时 参照:DL 664-2006 《带电设备红外诊断应用规范》 1)新设备投运至少24小时后进行红外测温； 2)每年的红外测温应根据系统负荷及环境温度综合考虑，宜选择系统负荷较重、环境温度较高时测试。另外，设备停电预试前，也可考虑安排红外测试。 8 红外测温 注：10kV及35kV配电型试验周期和项目自定
14.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求： a)避雷器大修时，其SF6气体按表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、7规定。
15 母线
15.1 封闭母线
15.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表41。
表 41 封闭母线的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 2)大修时 3)必要时 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 试验电压kV 额定电压 kV 出厂 现场 ≤1 4.2 3.2 6 42 32 15 57 43 20 68 51 24 70 53 说明 1 绝缘电阻 采用2500V兆欧表 2 交流耐压试验 1)交接时 2)大修时 3)必要时 金属铠装封闭式开关柜母线参照封闭母线执行。 15.1.2 各类试验项目：
交接、大修时试验项目见表41中序号1、2。 15.2 一般母线
15.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表42。
表 42 一般母线的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 1)交接时 5) 大修时 3)3～9年 1)交接时 6) 大修时 3)3～9年 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 不应低于1MΩ/kV 要求 说明 1 绝缘电阻 2 交流耐压试验 15.2.2 各类试验项目：
交接、大修和定期时试验项目见表42中序号1、2。
16 二次回路
16.1 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 项目 周期 要求 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于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 说明 1)交接时 1 绝缘电阻 2)大修时 3)更换二次线时 采用500V或1000V兆欧表 1)交接时 2 交流耐压试验 2)大修时 3)更换二次线时 试验电压为1000V 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 16.2 各类试验项目
交接、大修时试验项目见表43中序号1、2。
17 1kV及以下的配电装置和电力布线
1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表44。
表 44 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求 序项目 周期 要求 说明 号 1)配电装置每一段1 绝缘电阻 1)交接时 2)设备大修时 的绝缘电阻不应小于0.5MΩ 2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 配电装2 置的交流耐压试验 1)采用1000V兆欧表 2)测量电力布线的绝缘电阻时应将熔断器、用电设备、电器和仪表等断开 1)配电装置耐压为各相对1)交接时 2)设备大修时 试验电压为1000V 地，48V及以下的配电装置不做交流耐压试验 2)可用2500V兆欧表试验代替 1)交接时 检查相2)更动设各相两端及其连接3 位 备或接线回路的相位应一致 时 注：1.配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分； 2.电力布线不进行交流耐压试验。 18 1kV以上的架空电力线路
1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表45。
表 45 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 检查导线连接管的连接情况 悬式绝缘子串的零值绝缘子检测(110kV及以上) 周期 1)交接时 2)线路检修时 3) 2年 1)2～6年 2)必要时 要求 1)外观检查无异常 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 在运行电压下检测，可采用测量电压分布或火花间隙检测。采用火花间隙检测必须每2年检测一次 说明 铜线的连接管检查周期可延长至5年 1)根据劣化率好坏可适当延长检测周期，当第7或8年所测瓷绝缘子年均劣化率低于2 万分之一时可检测周期延长至10年 2)玻璃绝缘子不进行此项试验，自破后应及时更换 1)复合绝缘子在憎水性下降到HC6级时应立即更换 2)RTV防污闪涂料在憎水性下降到HC5级时即可判定失效，应立即复涂 3)对于不能停电的设备，可在雨天观察其憎水性 根据憎水性好坏可适当延长周期，最长不超过5年，当憎水性降至HC5时必须每年跟踪检测 3 复合绝缘子和RTV防污闪涂料憎水性试验（110kV及以上） 1～5年 线路的绝缘电4 阻(有带电的平行线路时不测) 1)交接时 2)线路检修后 1)交接时 线路两端相位应一致 自行规定 采用2500V及以上的兆欧表 5 检查相位 2)线路连接有变动时 1)交接时 6 间隔棒检查 2)线路检修时 3) 1~6年 1)交接时 状态完好，无松动无胶垫脱落等情况 7 阻尼设施的检查 2)线路检修时 3) 1～6年 无磨损松动等情况 8 绝缘子表面等值附盐密度 1年 参照附录C污秽等级与对应附盐密度在污秽地区积污最重的时期进行值检验所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调整爬距、清扫、涂料等措施 测量35kV以上9 线路的工频参数 交接时 根据继电保护、过电压等专业的要求进测量。根据沿线路污染状况，每5～10km选一串悬垂绝缘子测试 10 冲击合闸试验 交接时 行 在额定电压下对空载线路的冲击合闸试验，应进行3次，合闸过程中线路绝缘不应有损坏。有条 件时，冲击合闸前，35kV以上线路宜先进行递升加压试验 11 测量杆塔的接见19条接地装置 地电阻 注：关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查，杆塔和过电压保护装置的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查，导线断股检查等项目，应按架空电力线路和电气设备接地装置有关规程的规定进行。 19 接地装置
19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表46。
表 46 接地装置的试验项目、周期和要求
序号 项目 周期 要求 说明 1 有效接地系统接地装置的接地电阻 1)交接时 2) 3～9年 3) 必要时 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。但必须采交接时：R ≤2000 / I 运行中：R ≤2000 / I或取措施以保证发生R≤0.5Ω，(当I > 4000A接地短路时，在该接地网上 时) a)接触电压和跨式中 I — 经接地网流步电压均不超过允入地中的短路电流，A； 许的数值 R — 考虑到季节变化的 b)不发生高电位最大接地电阻，Ω 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 4)220kV及以上变电所、发电厂升压站交接时应使用电压、电流法进行测量 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地非有效接地系2 统接地装置的接地电阻 1)交接时 2) 3～9年 3) 必要时 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 对于在电源处接地的使用同一接地装置的所1kV以下电力3 设备的接地电阻 1)交接时 2) 不超过6年 3) 必要时 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 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 独立微4 波站的接地电阻 独立的燃油、易爆气体5 贮罐及其管道的接地电阻 6 露天配电装置1)交接时 2)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1)交接时 2)不超过6年 3) 必要时 不宜大于30Ω 1)交接时 2)不超过6年 3) 必要时 不宜大于5Ω 避雷针的集中接地装置的接地电阻 发电厂烟囱附近的吸风机及7 引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 3) 必要时 47序号1的要求检查与接地网的连接情况 与接地网连在一起1)交接时 2)不超过6年 3) 必要时 不宜大于10Ω 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 在高土壤电阻率地独立避雷8 针1)交接时 2)不超过6年 3) 必要时 不宜大于10Ω (线)的接地电阻 与架空线直接连接的9 旋转电机进线段上排气式和阀式避1)交接时 2)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 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 雷器的接地电阻 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，1)交接时 2)发电厂或变电所进出有架空地10 线的线路杆塔的接地电阻 线1～2km内的杆塔3年 3)其它线路杆塔不超过6年 4) 必要时 2000以上 30 则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以达到15Ω时可增加至20Ω 土壤电阻率接地电Ω·m 阻Ω 100及以下 10 100～500 15 500～1000 20 1000～2000 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 1)交接时 2)发电厂或变电所进出无架空地11 线的线路杆塔接地电阻 线1～2km内的杆塔3年 3)其它线路杆塔不超过6年 4) 必要时 种 类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 50 30 接地电阻Ω 低压进户线绝缘子铁脚
30 注：进行序号1、2项试验时，宜断开线路的架空地线。 19.2 接地装置的检查项目、周期和要求见表47。
表 47 接地装置的检查项目、周期和要求
序号 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 1)交接时 2)不超过3年 3) 必要时 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，但时间间隔不大于10年 1)当系统短路容量增大时 2)运行要求 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 1 2 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 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 3 接地网导体的热稳定校核 校核方法按《交流电气装置的接地》(DL/T 621—1997)和其他有关规定执行。 10年以上 20 电除尘器
20.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求见表48。
表 48 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求
序号 1 项目 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 周期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2 低压绕组的绝缘电阻 2)大修后 3)必要时 3 硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻 穿芯螺杆对地的绝缘电阻 高、低压绕组的直流电阻 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 6 电流、电压取样电阻 2)大修后 3)必要时 1)交接时 7 8 各桥臂正、反向电阻值 变压器油试验 2)大修后 3)必要时 1)交接时 与出厂值相差不超出±2%范围 偏差不超出规定值的±5% 桥臂间阻值相 差小于10% 参照表36中序号1、2、3、6 换算到75℃ 不作规定 ＞2000MΩ ＞300MΩ 要求 ＞500MΩ 说明 采用2500V兆欧表 采用1000V兆欧表 4 5 2)1～3年 3)必要时 9 油中溶解气体色谱分析 1)交接时 2)1～3年 3)必要时 1)交接时 2)大修时 10 空载升压 3)更换绕组后 4)必要时
20.2 低压电抗器的试验项目、周期和要求见表49。
表 49 低压电抗器的试验项目、周期和要求
序 号 1 2 3 4
项目 穿心螺杆对地的绝缘电阻 绕组对地的绝缘电阻 绕组各抽头的直流电阻 变压器油击穿电压 周期 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 要求 不作规定 ＞300MΩ 与出厂值相差不超出±2%范围 ＞20kV 换算到75℃ 参照表36序号6 说明 参照表5中序号1，注意值自行规定 输出1.5Un，保持1min，应无闪络，无击穿现象，并记录空载电流 不带电除尘器电场 20.3 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求见表50。
表 50 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求
序 号 1 2 项目 绝缘电阻 耐压试验 周期 1)交接时 2)更换后 3)小修时 1)交接时 ＞500MΩ 直流100kV或交流72kV，保要求 说明 采2500V欧表 用兆2)更换后 3)小修时
持1min无闪络 20.4 高压直流电缆的试验项目、周期和要求见表51。
表 51 高压直流电缆的试验项目、周期和要求
序 号 1 项目 绝缘电阻 直流耐压并测量泄漏电流 周期 1)交接时 2)大修后 1)交接时 2)大修后 3)重做电缆头时 要求 ＞1500MΩ 电缆工作电压的1.7倍，10min，当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30μA 说明 采用2500V兆欧表 2 20.5 电除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般小于1Ω。 20.6 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。
附 录 B
绝缘子、开关设备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 3 6 10 15 20 35 44 60 110 220 最高工作电压 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 252.0 交 流 耐 压 试 验 电 压 纯 瓷 绝 缘 固 体 有 机 绝 缘 出 厂 交接及大修 出 厂 交接及大修 25 25 25 22 32 32 32 26 42 42 42 38 57 57 57 50 68 68 68 59 100 100 100 90 125 110 165 165 165 150 265 240 265 265 (305) (280) 490 490 490 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。
表 B2 开关设备的交流耐压试验电压
1min工频耐受电压(kV有效值) 额定电压kV 相对地 相间 断路器断口 隔离断口 3.6 25 25 25 27 7.2 32 32 32 36 12 42(28) 42(28) 42(28) 48(35) 24 65（50） 65（50） 65（50） 79（64） 40.5 95 95 95 118 126 200 200 200 225 252 360 360 360 415 550 630 630 790 790 当12kV、24 kV系统中性点为有效接地时，绝缘水平采用括号中的数值。
附 录 C
污秽等级与对应附盐密度值
表 C1 普通悬式绝缘子(X-4.5，XP-70，XP-160)
附盐密度与对应的污秽等级 mg/cm2
污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 — 1 ＞0.03～0.06 ≤0.06
2 ＞0.06～0.10 ＞0.06～0.10 3 ＞0.10～0.25 ＞0.10～0.25 4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 表 C2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm2
污秽等级 盐 密 1 ≤0.02 2 ＞0.02～0.05 3 ＞0.05～0.1 4 ＞0.1～0.2 mg/cm2
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
普阀避雷器的电导电流值、工频放电电压值
和金属氧化物避雷器直流1mA电压
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(有效值)值(kV) 型号 FZ-3 (FZ2-3) FZ-6 (FZ2-6) FZ-10 (FZ2-10) FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-110J FZ-110 FZ-220J 额定电压 kV 3 6 10 15 20 35 40 110 110 220 试验电压 kV 4 6 10 16 20 16 (15kV元件) 20 (20kV元件) 24 (30kV元件) 24 (30kV元件) 24 (30kV元件) 电导电流 μA 450～650 (＜10) 400～600 (＜10 ) 400～600 (＜10) 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 400～600 工频放电电压有效值 kV 9～11 16～19 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 224～268 254～312 448～536 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 6 7 10 FS4-10，FS8-10， FS4-10GY 10 10 10 表 F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压有效值kV 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；
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kV 电导电流μA 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15 70～85 78～90 170～195 340～390 640～790 680～790 250～400 250～400 250～400 (400～600) 250～400 (400～600) 50①FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ3-110J FCZ3-220J (FCZ2-110J) (FCZ2-220J) 110 220 FCZ-500J FCX-500J 35 35 500 500 50② 100 100 元件160 1000～1400 元件180 500～800 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。
F3 金属氧化物避雷器直流1mA电压见表F5～F11。
表F5 典型的电站和配电用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器额定电压(kV，有效值) 5 10 12 15 17 51 84 90 96 (100)* 102 108 192 (200)* 204 避雷器持续运行电压(kV，有效值) 4.0 8.0 9.6 12.0 13.6 40.8 67.2 72.5 75 78 79.6 84 150 156 159 直流1mA参考电压(kV，峰值) 电站型 7.2 14.4 17.4 21.8 24 73 121 130 140 145 148 157 280 290 296 配电型 7.5 15.0 18.0 23.0 25.0 — — — — — — 216 420 444 468 注：避雷器额定电压过渡值
168.5 318 324 330 314 565 597 630 表F6 典型的电机用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器 额定电压 (kV) (有效值) 4 8 13.5 17.5 20 23 25 避雷器 持续运行电压 (kV) (有效值) 3.2 6.3 10.5 13.8 15.8 18.0 20.0
表F7 典型的电机中性点用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器 额定电压 (kV) (有效值) 2.4 4.8 避雷器 持续运行电压 (kV) (有效值) 1.9 3.8 (kV，峰值) (标称放电电流1.5kA等级) 3.4 6.8 直流1mA参考电压 标称放电电流 5kA等级 5.7 11.2 18.6 24.4 28.0 31.9 35.4 标称放电电流2.5kA等级 5.7 11.2 18.6 —— —— — — 直流1mA参考电压(kV，峰值) 8 10.5 12 13.7 15.2 6.4 8.4 9.6 11.0 12.2
11.4 14.9 17.0 19.5 21.6 表F8 典型的变压器中性点用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器 避雷器额定电压 (kV，有效值) 持续运行电压 (kV) (有效值) 60 72 96 144 207 48 58 77 116 166 直流1mA参考电压 (kV，峰值) (标称放电电流1.5kA等级) 85 103 137 205 292 表F9 典型的并联补偿电容器用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器 额定电压 (kV) (有效值) 5 10 12 避雷器持续运行 电压 (kV) (有效值) 4.0 8.0 9.6 (kV，峰值) (标称放电电流1.5kA等级) 7.2 14.4 17.4 直流1mA参考电压 15 17 51 84 90 12.0 13.6 40.8 67.2 72.5
21.8 24.0 73.0 121 130 表F10 典型的低压避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器额定电压 (kV) (有效值) 0.28 0.50 避雷器持续运行电压 (kV) (有效值) 0.24 0.42
表F11 典型的电气化铁道用避雷器直流1mA电压(参考) 避雷器 额定电压 (kV) (有效值) 4 8 13.5 17.5 20 23 25 避雷器 持续运行电压 (kV) (有效值) 3.2 6.3 10.5 13.8 15.8 18.0 20.0
直流1mA参考电压(kV，峰值) 标称放电电流 5kA等级 5.7 11.2 18.6 24.4 28 31.0 35.4 标称放电电流2.5kA等级 5.7 11.2 18.6 — — — — 直流1mA参考电压 (kV，峰值) (标称放电电流1.5kA等级) 0.6 1.2 附 录 G
红外测温检测周期规定
1 线路（电缆）设备
1.1 500kV、220kV、110kV架空线路每年不少于一次。 1.2 35kV及以下架空线路自行规定。
1.3 110kV及以上电缆线路每年不少于两次。
1.4 35kV及以下电缆线路每一个检修周期内不少于一次。 2 变配电设备
2.1 110kV及以上变电所每年不少于两次。 2.2 35kV变电所每年不少于一次。
2.3 10kV及以下配电所自行规定，但不应少于每年一次。
3 新设备或大修投运后的重要设备在投运一个月内（最早不少于24小时）应检测一次。
4 对老旧设备或上次检测有明显变化者，应增加检测次数。
附 录 H
参 考 资 料
GB 755—2000 旋转电机基本技术要求 GB 1001—86 盘形悬式绝缘子技术条件 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—89 交流高压断路器
GB 1985—89 交流高压隔离开关和接地开关 GB 3906—91 3～35kV交流金属封闭式开关设备
GB 3983.2—89 高电压并联电容器 GB 4109—88 高压套管技术条件 GB 4703—84 电容式电压互感器 GB 4705—92 耦合电容器和电容分压器 GB 4787—84 断路器电容器 GB 6115—85 串联电容器
GB 6451.1～5—1995 GB 7064—1996 GB 7253—87 GB 7327—87 GB 7674—1997 GB 8349—87 GB 8564—88 GB 8905—1996 GB 10229—88 GB 10230—88 GB 11017—89 GB 12706.1～.3—91 GB 12976.1～.3—91 GBJ 233—90 DL 417—91 DL 474—92 DL 474.1-92 DL 474.2-92 DL 474.3-92 DL 474.4-92 DL 474.5-92 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 汽轮发电机通用技术条件
盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 交流系统用碳化硅阀式避雷器 六氟化硫封闭式组合电器 离相封闭母线
水轮发电机组安装技术规范
六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 电抗器 有载分接开关
额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力
电缆
额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电
缆
额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 架空送电线路施工及验收规范 电力设备局部放电现场测量导则 现场绝缘试验实施导则
绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 直流高电压试验 介质损耗因数(tgδ)试验 交流耐压试验 避雷器试验
DL 474.6-92 变压器操作波感应耐压试验
JB 3373—83 大型高压交流电机定子绝缘耐压试验规范
国家电网公司输变电设备技术标准 国家电网公司输变电设备评价标准 国家电网公司输变电设备运行规范 国家电网公司输变电设备检修规范 国家电网公司输变电设备技术监督规定 国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》
江苏省电力公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》实施
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