电力设备交接和预防性试验规程大唐集团

电力设备交接和预防性试

验规程大唐集团

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Q/CDT

中国大唐集团公司企业标准

Q/CDT107001-2005

电力设备交接和预防性试验规程

2005－11－07发布2005－11－07实施

中国大唐集团公司发布

中国大唐集团公司文件

大唐集团制『2005』156号

关于印发中国大唐集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》的通知

集团公司各分支机构、子公司，各直属企业：

为规范和统一集团公司系统内部电力设备交接和预防性试验要求，使集团公司系统试验工作更科学、更合理，集团公司在广泛征求系统各单位和部分技术监督管理服务单位意见的基础上，编写了大唐集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》，现印发给你们，请遵照执行。

本规程由集团公司安全生产部设备管理处负责解释。各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请以书面形式报集团公司安全生产部设备管理处。本规程自发布之日起执行。

附件：中国大唐集团公司企业标准Q/CDT-2005 程》（另发）二00五年十一月七日 主题词：集团公司电力设备预防性规程通知

《电力设备交接和预防性试验规

抄送：华北、黑龙江、吉林、河北、山西、西北、甘肃、河南、安徽、江苏、湖南、广西电力试验研究院。

中国大唐集团公司总经理工作部2005年11月7日印发

目录

1总

则………………………………………………………………………………………………5

2旋转电

机…………………………………………………………………………………………6

3电力变压器及电抗

器……………………………………………………………………………14

4互感

器……………………………………………………………………………………………23

5开关设

备…………………………………………………………………………………………27

6套

管………………………………………………………………………………………………36

7支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料…………………………………………37

8电力电缆线

路……………………………………………………………………………………38

9电容

器……………………………………………………………………………………………42

10绝缘油和六氟化硫气

体…………………………………………………………………………46

11避雷

器……………………………………………………………………………………………50

12母

线………………………………………………………………………………………………53

13二次回

路…………………………………………………………………………………………53

141KV及以下的配电装置和馈线线

路………………………………………………………………54

15接地装

置……………………………………………………………………………………………55

16电除尘

器……………………………………………………………………………………………58

附录A同步发电机和调相机的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗……………………62

附录B绝缘子的交流耐压试验电压标

准……………………………………………………………69

附录C污秽等级与对应附盐密度

值…………………………………………………………………69

附录D橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法……………………………………………69

附录E橡塑电缆附件中金属层的接地方

法…………………………………………………………70

附录F避雷器的电导电流值和工频放电电压

值………………………………………………………70

附录G高压电气设备的工频耐压试验电压标

准………………………………………………………71

附录H电力变压器的交流试验电

压……………………………………………………………………71

附录I油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值……………………………………………………72

附录J合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准测…………………………………………72

附录K气体绝缘金属密封开关设备老炼实验方法……………………………………………………72

附录J断路器回路电阻厂家标

准………………………………………………………………………72

1总则

1．1电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596《电力设备预防性试验规程》及GB50150

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合大唐集团公司的具体情况，特制定本规程。

1．2本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监控工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

1．3对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。

1．4本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。中国大唐集团公司各公司各发电企业应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报分公司、集团公司批准。

1．5本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。

1．6110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定，

非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。

充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

500KV设备静置时间大于72h

220KV设备静置时间大于48h

110KV及以下设备静置时间大于24h

1．7进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。

1．8当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压:

a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；

b)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；

1．9在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正切值、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于＋5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80％。对于不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。

1．10在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

1．11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。

1．12对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，

1．13预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后1年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。

2．旋转电机

2．1同步发电机和调相机

2．1．1容量为6000KW以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见表2-1，6000KW以下者可参照执行。

表2——1同步发电机试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 定子绕1）交接组的绝时 缘电1 阻、吸前、后 收比或2）大修1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。 1）额定电压为1000V以上者，用2500V～5000V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2）各相或分支绝缘电阻的差值不极化指3）小修2）水内冷定子绕组用专用兆欧表，测量时发电数 时 应大于最小值的100%。 机引水管电阻在100KΩ以上，汇水管对地绝缘3）吸收比或极化指数：沥青浸胶电阻在30KΩ以上。 及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5：环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0：水内冷定子绕组自行规定 3）200MW及以上机组推荐测量极化指数，当1min的绝缘电阻在5000MΩ以上可不测量极化指数 定子绕1）交接组的直时 流电阻 2）大修汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测1）在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 时 量值比较，相差值不得大于最小2）汽轮发电机相间（或3）发电机出口2 短路后 时应引起注意 4）小修3）电阻值超出要求时，时可采用定子绕组通入（200MW10%—20%额定电流及以上（直流），用红外热国产汽像仪查找 轮发电值的1.5%（水轮发电机为1%）。分支间）差别及其历超出要求者，应查明原因 年的相对变化大于1%机） 5）必要时 定子绕1）交接组泄漏电流和2）大修直流耐前、压 后 时 1）试验电压如下： 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接新装的；大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un 时或处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修好后2.5Un 纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中3）小修时 大4）更换3 绕组后 修前 运行20年及以下者2.5Un 进行试验。 2）试验电压按每级运行20年以上与架空线路直接连接者2.5Un 0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min 3）不符合标准2）3）之运行20年以上不与架空线路直接连接者2.0～2.5Un 一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 小修时和大修后2.5Un 4）泄漏电流随电压不成比例显着增长时，应注意分析 2)在规定试验电压下,交接时不大于最小值的50％，预试时不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20μA以下者,根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时，各相差值可不考虑。 5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏敝。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地3）泄漏电流不应随时间延长而增者，应在不通水和引水大 管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求；对于开启式水系统不大于5x102μS/m;对于独立的密闭循环水系统为1.5x102μμS/m 定子绕1）交接组交流时 4 耐压 2）大修1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下: 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行.交接时或备用状态时,可在冷状容量KW前 或KVA 额定电压Un(v) 试验电压(v) 态上进行.。氢冷发电机试验条件见本表序号33）更换2Un+1000绕组后 小于36以上 但最低为10000 1500 说明1） 2）水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验；进口机组按厂家规6000以2.5Un 下 定；水质要求同本表序号3说明5） 10000及以上 6000～24000 3）有条件时，可采用超2Un＋1000 低频（0.1Hz）耐压,试验电压峰值为工频试验24000以上 按专门协议 电压峰值的1.2倍,持续时间为1min 4)全部或局部更换定子2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.8倍 绕组的工艺过程中的试验电压见附录A1及A2 3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为: 运行20年及以下者 1.5Un 运行20年以上与架空线路直接连接者 1.5Un 运行20年以上不与(1.3-架空线路直接连接者 1.5)Un 转子绕1）交接组的绝时 缘电阻 2）大个中转子清扫前、后 1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ 1）用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在它测量仪器 室温时一般不应小于5KΩ 2）对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组3）小修尚未干燥，如果转子绕5 时 组的绝缘电阻值在75℃时不小于2KΩ或在20℃时不小于20KΩ，也可投入运行。 3）对于300MW及以上隐极式机组在10-30℃转子绕组绝缘电阻值不应小于0.5MΩ 转子绕1）交接6 组的直时 流电阻 2）大修与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2% 1）在冷态下进行测量 2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接时 点进行测量 转子绕1）显极组交流式转子耐压 交接时大修时和更换绕组后 试验电压如下： 1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时和显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后，显极式转子额定励磁电压500V及以下者为10Un但不低交接时，可用2500兆欧表代替 2）隐极式转子若在端部于1500V；500V有铝鞍，则在拆卸套以上者为箍后作绕组对铝鞍的交接时 式转子拆卸套7 箍后，局部修理槽内绝缘和艺过程中的试验电压更换绕组后 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 5Un，但不低于1000V，不大于2000V 值按制造厂规定 显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后 5Un，但不低于1000V，不大于2000V 2Un+4000V 耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 2）隐极3）全部更换转子绕组工发电机1）交接8 和励磁时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除 1）小修时用1000V兆欧表 机的励2）大修磁回路时 所连接3）小修的设备时 （不包2）交接时，大修时用2500V兆欧表 3）回路中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接 括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻 发电机1）交接和励磁时 机的励2）大修磁回路时 所连接9 发电机的设备（不包括发电机转子和励磁试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 机电枢）的交流耐压。 定子铁1）交接芯试验 时 1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差不大于15℃，单位损耗不大于1.3倍参1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。 2）重新考值，在1.4T下自行规定 组装或更换、修理硅10 钢片后 3）对运行年久的电机自行规定 45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意3）必要校正由于磁通密度分布时 不均匀所引起的误差 2）单位损耗参考值见附录A 2）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3）可用红外热像仪测温。 发电机1）交接和励磁时 11 机轴承2）大修的绝缘时 电阻 1）汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ 安装前后分别用1000V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的2）立式水轮发电机组的推力轴承绝缘电阻 每一轴瓦不得低于100MΩ，油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ 3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ 灭磁电1）交接阻器（或自2）大修12 同期电时 阻器）的直流电阻 时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 非线性电阻按厂家要求 灭磁开1）交接关的并时 13 联电阻 2）大修时 与初始值比较应无显着差别 电阻值应分段测量 转子绕1）交接组的交时 14 流阻抗2）大修和功率时 损耗 阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显着变化，相差10%应引起注意 1）隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量，显极式转子对每一个磁极转子测量。 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） 3）本试验可用动态匝间短路监测法代替(波形法)。 4）交接时，超速试验前后进行测量 检温计1）交接绝缘电时 1）绝缘电阻值自行规定 1）用250V及以下兆欧表 2）检温计指示值误差不应超过制15 阻和温2）大修度误差 时 包括引水管定子出水温度计 造厂规定 2）检温计除埋入式外还定子槽必要时 部线圈16 防晕层对地电不大于10V 1）运行中测温元件电压升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量 2）试验时对定子绕组施位 加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电位 汽轮发1）交接电机定时 子绕组2）大修端部动时 态特性 1）新机交接时，绕组端部整体模态频率在94Hz～115Hz范围之间为不合格； 1）应结合历次测量结果进行综合分析； 2）200MW及以上汽轮发2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94Hz～115Hz范围电机应进行试验，其他机组不作规定。 3）必要之内，且振型呈椭圆为不合格； 时 17 3）已运行发电机，绕组端部整体模态频率在94Hz～115Hz范围之内，振型不呈椭圆，应结合发电机历史情况综合分析； 4）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94Hz～115Hz范围之内为不合格。 定子绕1）交接组端部时 1）直流试验电压值为Un； 1)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试2）测试结果一般不大于下表值 手包绝18 缘表面时 对地电位 3）两次者,可不进行试验。而交2）大修机组 测量部位 不同Un下之限值（KV） 2)交接时,若厂家已进行过试验,且有试验记录验,其它机组不作规定 大修之间2～3年进行一次。 状15.18 20 态 7 接时在现场包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。 交接时或现场处理绝缘后 手包绝缘引线接头1.0 及汽机侧隔相接头 1.2 1.3 3）定子端部表面极端脏污时（如事故后等）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，标准规定如下：表中表面电位4）必要时 端部接头（包括引水管锥体1.5 绝缘）及过渡引线并联块 7 9 1.1.法中限值不1、2、3KV，则局部泄漏电流法相应电流限值不10、20、30、μA，其余依此类推； 4）使用内阻为100MΩ的大修 手包绝缘引线接头2.0 及汽机侧时隔相接头 。 3 5 2.2.专用测量杆测量。 小修时 端部接头（包括引水管锥体绝缘）及3.3.0 5 8 3.过渡引线并联块 轴电压 1）交接时 1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压 1）测量时采用高内阴（不小于是100KΩ/V）的交流电压表 2）大修19 后 2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 3）必要时 3）水轮发电机不作规定 2）对于端盖式轴承可测轴对地电压。 定子绕大修时 组绝缘老化鉴定 20 见附录A4、A5 1）累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其它机组不作规定。 2）新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值。 空载特1）交接21 性曲线 时 1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以内 1）交接时有出厂数据时只做带交变压器的空载特性曲线试验；若无出2）大修后 2）在额定转速下的定子电压最高试验值： 厂数据时应分别做带与不带变压器的空载特性曲线试验。 3）更换绕组后 a)水轮发电机为1.5Un（以不超过额定励磁电流为限） 2）大修时一般可以仅做变压器的试验。 b)汽轮发电机为1.3Un（带变压器时为1.1Un） 3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。 三相稳1）交接定短路时 22 特性曲2）必要线 时 与制造厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。 交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带变压器下的试验。 发电机1）交接定子开时 23 路时的2）更换灭磁时灭磁开间常数 关后 时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异 24 次瞬态交接时 电抗值不作规定 已有厂家形式试验数据电抗和负序电抗 时，可不进行 测量自交接时 动灭磁装置分25 闸后的定子残压 残压值不作规定（一般在200V以下） 检查相1）交接序 26 2）改动接线后 时 应与电网的相序一致 温升 1）第一次大修前 应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核 27 2）定子或转子绕组更换后、冷却系统改进后 3）必要时 2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定

2.1.2.1发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量不10MW（MVA）及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：

（A）分相测得沥青胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。

（B）在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）MΩ（取Un的千伏数，下同），分相试验时，不小于2（Un+1）MΩ。若定子绕组不是40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式及图表见附录A7。

2.2直流电机

2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表2—2所示

表2—2直流电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电阻 1）交接时 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 1）用1000V兆欧表 2）对励磁机应测量电枢绕2）大1 修时 缘电阻。 组对轴和金属绑线的绝3）小修时 绕组的直流电阻 1）交接时 1）与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组 2 2）大自行规定 修时 2）100KW以下的不重要电机自行规定 电枢绕组片间的直流电阻 3 1）交接时 相互间的差值不应超过最小值的10% 1）由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。 2）大修时 2）对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量。 3）交接时6000KW以上发电机及调相机的励磁机进行测量 绕组的交流耐压 1）交接时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压： 100KW以下不重要的直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2）大4 修时 1）交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V 2）大修时为1000V 磁场可变电阻器的5 直流电阻 1）交接时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10% 应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性 2）大修时 励磁回路所有连接6 设备的绝1）交接时 一般不低于0.5MΩ 用1000V兆欧表 2）大缘电阻 修时 7 碳刷中心1）交核对位置是否正确，应满足必要时可做无火花换向试验 位置 接时 良好换向要求 2）大修时 绕组极性及其连接 8 1）交接时 极性和连接均应正确 2）接线变动时 直流发电机的特性 9 1）交接时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 1）空载特性：测录到最大励磁电压值为止 2）更换绕组后 2）励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 2.3中频发电机

2.3.1中频发电机的试验项目\\周期和标准见表2——3所示

表2——3中频发电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电阻 1）交接时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧表 2）大1 修时 3）小修时 绕组的直流电阻 2 1）交接时 1）各相绕组直流电阻值相互差别不超过最小值的2% 2）大修时 2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显着差别 绕组的交流耐压 3 1）交接时 试验电压为出厂试验电压值的75% 副励磁机制交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替 2）大修时 可变电阻器或起动4 电阻器的1）交接时 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10% 1000V及以上中频发电机应在所有当接头上测量 2）大直流电阻 修时 空载特性曲线 5 1）交接时 与制造厂出厂值比较应无明显差别 2）大修时 6 检查相序 交接时 应符合运行要求 2.4交流电动机

2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表2—4所示

表2—4交流电动机的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绕组的绝缘电阻、吸收比或1）交接时 1）绝缘电阻值 1）500KW及以上的电动机，应测量有为收比（或极化指（1）额定电压3000V以下数）。 2）大极化指数 修时 1 3）小修时 （2）额定电压3000V及以电动机使用2500V兆欧表 上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于1MΩ/KV；投运前室温下（包括电缆）3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测Ω 2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表，3KV以上的者，在室温下不应低于0.5M不应低于每千伏1MΩ 量。 （3）转子绕组不就低于0.5MΩ 4）有条件时应分相测量。 5）加装变频器的电动机测2）吸收比或极化指数自行规定 量前应与变频器隔离。 绕组直流电阻 1）交接时 1）3KV及以上或100KW及以上的电动机各相绕相直流电阻值的相互差值不应超过最 2）大小值的2%；中性点未引出修时 者，可测量线间电阻，相互2 3）1年（3KV2）其余电动机自行规定 及以上100KW及以上） 3）应注意相互间差别的历年相对变化 差值不应超过最小值的1% 定子绕组泄漏电流3 和直流耐1）交接时 1）3KV及以上或500KW及以上的电动机应进行试验，其它电动机自行规定 有条件时应分相进行试验 2）大压 修时 2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3Un；大修或3）更换绕组局部更换绕组时为2.5Un。 3）泄漏电流相互差别一般后 不大于最小值的100%，20μ4）必要时 A以下者不作规定 定子绕组的交流耐压 1）交接时 1）全部更换绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但不低于1500V 1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2）大修时 4 0.75(2Un+1000)V 3）更程中的交流耐压试验按制造换绕组后 3)大修时或局部更换定子绕厂规定 组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V 2）更换定子绕组时工艺过2）交接时试验电压绕线式电动机转子绕组的交1）交接时 试验电压如下： 1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压 电动2）大机状修时 态 不可逆式 可逆式 2)UK不转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 流耐压 5 3）更换绕组后 全部更换2Uk+1004Uk+100V 00V 3)交接时,3000V以上电动机进行试验 交接时 0.75(2U0.75(4k Uk +10000V +1000)V 大修时或局部更换定子绕组后 1.5Uk,但不小于1000V 3.0Uk但不小于2000V 同步电动机转子绕6 组交流耐1)交接时 交接时试验电压为出厂值的0.75倍,且不应低于1200V;大修时为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2)大修压 时 可变电阻器或起动7 电阻器的1）交接时 与制造厂数值或最初测得结果相比较，相差不应超过10% 3000V及以上的电动机应在所有分头上测量 2）大直流电阻 修时 可变电阻器与同步8 电阻器的1）交接时 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 用2500V兆欧表 2）大绝缘电阻 修时 同步电动机及其励9 磁机轴承1）交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 1）在油管安装完毕后测量 2）用1000V兆欧表 2）大的绝缘电修时 阻 转子金属绑线的绝10 缘电阻 1）交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 用2500V兆欧表 2）大修时 定子绕组的极性 11 1）交接时 定子绕组的极性与连接应正确 1）对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性 2）接线变动时 2）中性点无引出者可不检查极性 空载电流和空载损耗 1）交接时 1）转动应正常，宽载电流自行规定 1）空转检查时间一般不小天1h 2）大12 修时 2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50% 2）测定空载电流公在对电动机有怀疑时进行 3）3000V以下电动机内参测空载电流不测空载损耗 3、电力变压器及电抗器

3、135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3——1

表3——135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 油中溶解气体色谱分1）交接时 1）注入变压器前的新油及新装变压1)总烃包括:CH4、器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值： C2H6、C2H4、和C2H2四种气体 2）投析 1 运前 总烃：20μl/1；H2：30μL/1；C2H2：不应含有 3）大修后 2）大修后变压器的油中任一项溶解3）溶解气体组份含量气体含量不得超过下列数值：总4）运烃：50μl/1；H2：50μL/1；产气速率判断，必要时有增长趋势时，可结合2）溶解气体组份含量的单位为μL/1 行中 C2H2：痕量 缩短周期进行追踪分析 (1)220KV及以上变压器、3）对110KV及以上变压器的油中一4）总烃含量低的设备旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。 不宜采用相对产气速率进行分析判断 4）运行设备的油中任一项溶解气体5）新投运的变压器应电抗器含量超过下列数值时应引起注3个月意： 一次；对新装、大修、更换绕组5）烃类气体总和的产气速率在后增加0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封第1、式)，相对产气速率大于10%月,则4、认为设备有异常。 10、30个月，110KV变压器最天。 6）500KV电抗器当出现少量(小于长不应超过6个月 5.0μL/1)C2H2时也应引起注意：(2)110如气体分析虽已出现异常,但判断不KV变至于危及绕组和铁芯安全时,可在超压器新过注意值较大的情况下运行 装、大修、更换绕组期KV变压器不超过3解气体色谱分析检测周试验时，应缩短油中溶进行绕组直流电阻定期总烃：150μL/1；H2：150μL/1；C2H2：5.0μL/1(500KV设备为1.07）封闭式电缆出线的μL/1) 变压器电缆侧绕组当不6）从实际带电之日起，即纳入监测范围 有投运前的测试数据 后30天和180天内各作1次，以后1年1次。 (3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次 (4)必要时 绕组直2 流电阻 1）交接时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造2）大修后 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%。且三相不平衡率变化量大于厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2% 3）1-30.5%时应引起注意，大于1%时应查年 明处理； 值按下式换算：R2=R14）无2）1.6MVA及以下变压器，相间差磁调压别一般不应大于三相平均值的4%；变压器线间差别一般不应大于三相平均值变换分的2%； 接位置 235，铝导线取225； 3）各相绕组电阻与以前相同部位、5）有相同温度下的历次结果相比，不应载调压有明显差别，其差别应不大于2%，变压器当超过1%时应引起注意 的分接流电阻 开关检修后（在所有分接） 4）电抗器参照执行 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的当接上下几个分接处测量直流电阻 分接位置锁定后测量直投入运行时，应在所选3）无激磁调压变压器阻温度常数，铜导线取t2下的电阻值；T为电R1、R2分别为在t1、（T+t2）/(T+t1)式中2）不同温度下的电阻6）必要时 5）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月 6）220KV及以上绕组测试电流不宜大于10A 1）交接时 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与1）用2500V及以上兆上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%欧表 2）投（10000MΩ以上）； 运前 2）在10～30℃范围内，吸收比一绕组绝缘电阻、吸3 收比或极化指数 5）必3）大般不低于1.3或极化指数不低于修后 1.5 2）测量前被试绕组应充分放电 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验 4）1-33）220KV及120MVA以上变压器应年 测量极化指数，用以判断绝缘状况 50℃时试验，不同温度下的绝缘值一般可用下要时 式换算： 4）尽量在油温低于R2=R1×1.5(t1-t2)/10 式中R1.R2分别为在t1.t2下的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 6变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可仅作为参考 7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 绕组的tgδ 1）交接时 1）20℃时的tgδ不大于下列数值： 1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路 2）大修后 500kV0.6% 2）同一变压器个绕组110-220kV0.8% 的tgδ标准值相同 3）必35kV1.5% 要时 4 2）tgδ值与历年的数值比较不应有4）明显变化（一般不大于30%） 500kV变压器、电绕组电压10kV及以上：10kV 抗器和水冷变压器绕组电压10kV以下：Un 温度下的tgδ值一般可用下式换算：tgδ2=tgδ1×1.33）试验电压如下： 4）尽量在油温低于50℃时试验，不同近的温度下试验 温为准，尽量在相3）测量温度以顶层油1-3年 （t2-t1）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ值 5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ 电容型套管的tgδ和电容值 110kV及以上见第6章 1）用正接法测量 2）测量时记录环境温变压器度和设备的顶层油和温 500kV电抗器： 5 1）交和电容值 接时 3）封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管tgδ2）大修后 3）1-3年 4）必要时 绝缘油6 试验 见第10章 交流耐压试验 1）35kV油浸设备验电压值按附录G 1）宜用倍频感应法； 2）35kV全绝缘变压变压器，现场条件不具器： 备时，可只进行外⑴交接时 3）电抗器进行外施工⑵大修后 7 ⑶必要时 4）35KV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验。 频耐压试验 施工频耐压试验； 2）110kV及以上变压器、电抗器： ⑴交接时、大修后在有条件时进行 ⑵更换绕组后 ⑶必要时 铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻 8 110kV及以上变压1）与以前试验结果相比无明显差别； 1）用2500V兆欧表 2）夹件也有单独外引2）出现两点接地现象时，运行中接接地线的需分别测量 器、电地电流一般不大于0.1A 抗器： 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 4）1-3年 5）必要时 穿芯螺栓、夹件、绑1）交接时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500MΩ；其它变压器一般不低于1）用2500V兆欧表； 2）连接片不能拆开者10MΩ 2）大扎钢修后 带、铁9 芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 3）必要时 可不测量 油中含10 水量 见第10章 油中含11 气量 见第10章 绕组泄漏电流 1）交接时 1）试验电压一般如下： 1）读取1分钟时的泄漏电流值 绕组额2）大定电压修后 （kV） 泄漏电流由中性点套管3）1-312 年 直流试验电压4）必（kV） 要时 2）又泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下） 见附录I的规定。 5 10 20 40 处测量 60 3）泄漏电流参考值参3 10 35 220 0 压器的电缆出线侧绕组6-20～66-502）封闭式电缆出线变变压器绕组电压比 1）交接时 1）个相应分接的电压比顺序应与名 牌相同 2）更换绕组13 后 2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 3）分接开关引线拆装后 4）必要时 三相变压器的接线组1）交接时 1）必须与变压器的名牌和出线端子 标号相符 2）更别或单14 相变压后 器的极性 3）必要时 换绕组2）单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查。 变压器空载电流和空1）拆与出厂或大修后试验相比应无明显试验电源可用三相或单相 铁芯后 变化 2）更载损耗 15 换绕组后 3）必要时 变压器16 短路阻抗和负1）更换绕组后 与出厂值相差在±5%范围内 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如载损耗 2）必要时 制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 局部放电 1）交接时 在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一般不大1）试验方法应符合GB1094.3的规定 110kV于300pC 及以上 2）500kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测 2）大修后17 (220kV或120MVA及以上变压器) 3）必要时 有载调18 压装置的试验1）交接时 1）交接时按GB50150-91 2）按DL/T574-95《有载分接开关2）大运行维护导则》执行 和检查 修后 3）1-3年或按制造厂要求 4）必要时 测温装置及其二次回1）交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大19 路试验 修后 Ω 3）1-3年 气体继电器及其二次1）交接时 整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大20 回路试修后 验 3）1-3年 压力释21 放器试验 必要时 动作值与名牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定 整体密封检查 22 1）交接时 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 2）大修后 冷却装置及其二次回1）交接时 1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大23 路试验 修后 2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定 3）1-3年 3）绝缘电阻一般不低于1MΩ 套管电流互感24 器试验 1）交接时 按表4-1 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大修后 3）必要时 变压器全电压下冲击1）交接时 1）新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min 1）在使用分接上进行： 2）更合闸 换绕组后 25 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min 2）由变压器高压侧加压； 3）合闸前110kV及以上的变压器中性点接地； 4）发电机变压器组中间无断开点时，可不进行 油中糠醛含量 必要时 1）含量超过表数值时，一般为非正出现以下情况时可进常老化，需跟踪检测： 行： 1）油中气体总烃超标运行年1-5 5-10 限 26 2）需了解绝缘老化情糠醛含量0.1 （mg/l温升超标后 ） 0.2 0.4 0.75 3）长期过载运行后，况时 15 20 10-15-或CO、CO2过高； 2）跟踪检测时注意增长率 3）测量值大于4mg/l时，认为绝缘老化已比较严重 绝缘纸（板）27 聚合度 必要时 当聚合度小于250时应引起注意 试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验。 绝缘纸（板）含水量 28 必要时 含水量（m/m）一般不大于以下数值： 可用所测绕组的tgδ值推算，或取纸样直接测量。有条件时，可按部500kV---1%；220kV---3% 颁DL/T580《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量 电抗器29 阻抗测量 必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内 如有试验条件限制，可在运行电压下测量 30 振动 必要时 与出厂值相比，不应有明显差别 噪音 1）500kV变压器、电抗器交接时 在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A） 按GB7323《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 2）31 500kV变压器、电抗器更换绕组时 3）必要时 油箱表面温度32 分布 必要时 局部热点温升不超过80K 1）用红外测温仪或温度计测量 2）在带较大负荷时进行 33 变压器110kV与初始结果相比，或三相之间相比1）每次测量时，变压绕组频率响应 及以上变压器： 无明显差别 器外部接线状态应相同； 2）应在最大分接下测1）交接时 3）可用频率相应法或2）更换绕组后 低电压阻抗法 量 3）出口短路后或多次近区故障后 4）必要时 5）不超过10年 变压器34 零序阻110kV及以上变压 1）三相五柱式可不做。 抗 器： 2）如有制造厂试验值，交接时可不测 1）交接时 2）更换绕组后 变压器相位检查 1）交接时 必须与电网相位一致 2）更换绕组35 后 3）外部接线变更后 注：油浸电抗器试验项目、标准、周期见表3-1中序号1-12、17、19-22、24、26-32。

3.2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准见表3-2

表3-2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绕组直流电阻 1）交接时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕1）如果电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3项执行 2）大组，线间差别不应大于三相平均值修后 的1% 3）厂2）1.6MVA及以下的变压器，相间用变、差别一般不应大于三相平均值的消弧线4%；线间差别一般不应大于三相平圈1-3均值的2% 年 1 3）各相绕组电阻与以前相同部4）有位、相同温度下的历次结果相比，载调压不应有明显差别，其差别一般应不变压器大于2% 分接开关检修后（在所有分接） 4）电抗器参照执行 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻； 225； 导线取235，铝导线取T为电阻温度常数，铜式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；R2=R1（T+t2）/（T+t1）值按下式换算： 2）不同温度下的电阻5）无载调压变压器4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接变换分接位置后 处测量直流电阻 6）必要时 绕组绝缘电阻、吸1）交接时 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化 1）用2500V及以上兆欧表 、投运收比或前 极化指数 2）大修后 2）测量前被试绕组应充分放电 3）绝缘电阻大于10000MΩ可不测吸收比和极化指数 3）厂2 （所）用变、接地变、消弧线圈1-3年，干式和气体变压器1-5年 4）必要时 油浸变压器和必要时 1）20℃时的tgδ不大于1.5% 不同温度下的tgδ值一般可用下式换算： 2）tgδ值与历年的数值比较不应消弧线有明显变化（一般不大于30%） 圈绕组3 的tgδ 3）试验电压如下： 式中tgδ1、tgδ2分别绕组电压10kV及以上：10kV 为在温度t1、t2下的tg绕组电压10kV以下：Un δ值 t1）/10tgδ2=tgδ1×1.3（t2- 绝缘油试验 1）交接时 见第10章 投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同，厂（所）用变按、投运110kV及以上对待 前 4 2）大修后 3）厂（所）用变、消弧线圈1-3年 4）必要时 交流耐压试验 1）交接时 1）油浸设备试验电压值按附录H 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 2）干式变压器试验电压值按附录2）大修后 5 G，全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值 3）干式变压器5年 4）必要时 穿芯螺栓、夹6 件、绑1）交接时 一般不低于10MΩ 1）用2500V兆欧表 2）连接片不能拆开者2）大扎钢修时 带、铁可不测量 芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 变压器绕组电压比 1）交接时 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）更7 换绕组后 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%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏3）必差应在变压器阻抗值（%）的1/10要时 以内，但不得超过1% 三相变压器的接线组1）交接时 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 2）更8 别或单换绕组相变压后 器的极性 变压器空载电流和空1）交接时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较2）必载损耗 要时 厂提供了较低电压3）9 10kV油浸变2）如已进行监造，交压器和接时可不进行此项 接地变压器大修后可选做 下的值，可在相同电压下进行比较） 低电压值（如制造变压器短路阻抗和负1）交接时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较2）更载损耗 换绕组10 厂提供了较低电压后 下的值，可在相同3）10kV2）如已进行监造，交油浸变接时可不进行此项 压器和电压下进行比较） 低电压值（如制造接地变压器大修后可选做 环氧浇注型干式变压1）交接时 干式变压器按G2B6450规定执行 1）试验方法符合GB1094.3规定 2）更器的局11 部放电 后 换绕组2）如已进行监造，交接时可不进行此项 3）必要时 有载调压装置的试验1）交接时 按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》的规定执行 2）大和检查 修后 12 3）1年或制造厂要求 4）必要时 测温装置及其二次回1）交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1MΩ 测绝缘电阻用2500V兆欧表 2）更路试验 换绕组后 3）大13 修时（10kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做） 气体继电器及14 其二次1）交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1MΩ 测绝缘电阻用2500V兆欧表 2）大回路试修后 验 3）必要时 整体密封检查 15 1）交接时 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 干式变压器不进行 2）大修时 冷却装置及二次回路试验 16 1)交接时投运前 冷却装置的检查和试验按制造厂的规定；绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2)大修后 3)必要时 消弧线圈的电压、电1)交接时 见表4－1、4－2 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 2)大修17 流互感后 器绝缘和变比试验 3)必要时 接地变压器的18 零序阻1)交接时 交接时如有制造厂数据可不测 2)更换抗 绕组后 干式变19 压器噪音测量 必要时 按GB7328《变压器、电抗器的声级测定》的要求进行 变压器绕组变形试验 50MW及以上机组的与初始结果比较，或三相之间结果相比无明显差别 1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同； 2)应在最大分接下测高厂变 量； 1)交接3)可用频率响应法或低时 电压阻抗法 20 2)更换绕组后 3)出口短路后 4)必要时 4互感器

4.1电流互感器

4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4—1。

表4—1电流互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绕组及末屏的绝缘电阻 1）交接时、投运前 1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60% 1）用2500V兆欧表 2）测量时非被试绕组（或2）电容型电流互感器末屏对2）1～1 3年 地绝缘电阻一般不低于1000M3）500KV电流互感器具有二Ω 个一次绕组时，尚应测量一3）大修后 次绕组间的绝缘电阻 末屏）、外壳应接地 4）必要时 tgδ及电容量 2 1）交接时、1）主绝缘tgδ(%)不应大于下1）主绝缘tgδ试验电压为表中的数值，且与历年的数据10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV 投运前 比较，不应有显着的变化： 2）1～3年 2）油纸电容型充油型tgδ一般不进行温度换算，当tg3）大电压等修后 级KV 4）必要时 交油纸0.接电容大型 修后 充油型 3.0 2.0 — 8 6 5 0.0.0 0 0 35 112250δ值与出厂值或上一次试验电压值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10KV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3）固体绝缘电流互感器一般不进行tgδ测量 胶纸电容型 2.5 2.0 运油纸1.行电容中 型 — 0 8 7 0.0.充油型 3.5 2.5 — — 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%时应查明原因 3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2% 110KV及以上电流互1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有C2H2 全密封电流互感器按制造厂要求进行 2）1～感器油3年 中溶解分含量超过下列任一值时应引气体的3 色谱分析 4）必要时 H2：150μΙ/Ι 3）大起注意 修后 总烃：100μΙ/Ι 2）运行中油中溶解气体组合C2H2：2μΙ/Ι（110KV级） 1μΙ/Ι（220~500KV级） 110KV4 级以上1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 全密封电流互感器按制造厂要求进行 电流互感器油中含水2）大电压等修后 级KV 3）必110 220 500 量 要时 水份mg/l 20 15 10 交流耐压 1）交接时（35KV1）一次绕组交流耐压标准见附表G 二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表代替。 2）二次绕组之间及对地为2KV 及以下） 3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 2）1－5年一5 次（35KV以下） 3）大修后 4）必要时 6 局部放1）1）固体绝缘电流互感器在电1）试验按GB5583进行 电 35KV固体绝缘电流互感器 压为1.2Um/√3时放电量：交接时不大于20pC。在电压为1.2Um时放电量：交接时不大于50pC 2）110KV及以上的油浸电流互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试。 (1)交接时(2)投运后3年内 2）110KV及以上油浸式电流互3）预加电压为出厂工频耐感器在电压为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC。在电压为1.2Um时放电量不大于10pC 压值的80%。测量电压在两值中任选其一进行 (3)必要时 2）110KV及以上油浸电流互感器： (1)交接时(2)大修后(3)必要时 极性 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大7 修后 3）必要时 各分接头的变化 1）交接时 与铭牌标志相符 计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 2）大8 修后 3）必要时 励磁特性曲线 9 1）交接时 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别 在继电保护有要求时进行 2）大修后 2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 3）必要时 绕组直流电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大10 修后 3）必要时 绝缘油击穿电压 1）交接时：35KV及以上 见第10章 全密封电流互感器按制造厂要求进行 11 2）大修后 3）必要时 绝缘油tgδ 12 1）交接时110KV及以上 投入运行前的油 运行油 1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其他性能正常时应注入前：≤0.5 ≤2 进行该项试验 注入后：220KV2）全密封电流互感器按制2）必要时 及以下≤1，500KV≤0.7 造厂要求进行 密封检查 1）交接时 应无渗漏油现象 2）大13 修后 3）必要时 注：套管式电流互感器按表4－1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。

SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件式按表4－1中序号1、7、8、9、10进行。

4．1．2110KV及以上SF6电流互感器的试验项目、周期和标准见表4-2。

表4－2110KV及以上SF6电流互感器的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 1 SF6气体湿1)交接度(20℃时 交接及大修后：不大于250 1)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气V/V)(υl/l) 2)大修后 运行中：不大于500 体中水分含量测定方法（电解法）》进行 3)新装及大修后1年内复测 2)当新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过要求和设备异常时，按实际情况增加检测 4)1～3年 3)安装后、密封检查合格后方可充气至额定压力，静止24h后进行湿度检测 5)必要时 2 SF6气体泄1)交接漏 时 年泄漏量不大于1%/年，或按厂家要求 日常监控，必要时检测 2)大修后 3)必要时 3 SF6气体成1)老炼分分析 试验后 纯度≥97% 1)有条件时取气分析； 空气≤0.2% 2)必要2)其余CO、CO2、SO2有条件时可加以监控 时 CF4≤0.1% 4 SF6气体其他检测项目 见第10章 见第10章 见第10章 5 气体密度继电器校验 1)交接时 符合制造厂规定 2)1～3年 6 绕组及末屏的绝缘电阻 1)交接时、投运前 1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60% 1)用2500V兆欧表 2)测量时非被试绕组（或末2)电容型电流互感器末屏对2)1～3年 地绝缘电阻一般不低于3)500KV电流互感器具有两1000MΩ 个一次绕组时，尚应测量一3)大修后 次绕组间的绝缘电阻 屏）、外壳应接地 4)必要时 7 tgδ（%） 1)交接符合制造厂规定 时 2)1～3年 3)大修后 4)必要时 8 极性 1)交接时 与铭牌标志相符 2)大修后 3)必要时 9 各分接头的变化 1)交接时 与铭牌标志相符 2)大修后 3)必要时 10 励磁特性曲线 1)交接时 1)与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别 在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量5～6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不2)大修后 2)多抽头电流互感器可在使超过2KV 用抽头或最大抽头测量 3)必要时 11 绕组直流电组 1)交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2)大修后 3)必要时 12 老炼及交流耐压试验 1)交接时 1)老炼试验程序：1.1Un(10min)→0→1.0Un(5min)→1.73Un(3min)1)现场安装、充气后、气体湿度测量合格后进行老炼及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验； 2)大修→0,老炼试验后进行耐压试后 验 2)Un指额定相对地电压 3)必要2)一次绕组交流耐压试验电时 压为出厂试验值的90%，低于附录G时，按附录G进行； 3)耐压值参照附表G 3)二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为2KV，可用2500V摇表代替 13 局部放电试验 必要时 在电压为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC； 在电压为1.2Um时放电量不大于10pC 4．2电压互感器

4．2．1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4－3和表4－4

表4－3电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 绕组的1 绝缘电阻 1）交接时、投运前 绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60％ 1）使用2500V兆欧表 2）测量时非被试绕组、外壳应接地 2）1－3年 3）大修后 4）必要时 tgδ（20KV及以上油浸式电压互1）绕组绝缘：(1)交接时，1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值： 串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方额定温度 法与要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验5 10 20 30 40 电压为3000V ℃ 电压 感器） 投运前(2)1－3年(3)2 大修后(4)必要时 35KV及以交接时大修后 1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 2）串级式电压互感器支架：上 运行是 2．0 2．5 3．5 5．5 8．0 11交接11235(1)交接时(2)必要时 0KV及以时大修后 ．0 ．5 ．0 ．5 ．0 运行1．5 2．0 2．5 4．0 5．5 下 是 2）支架绝缘tgδ应不大于10％ 110KV及以上电压互1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有C2H2 只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。 2）1－感器油3年 3 中溶解气体的色谱分析 4）必3）大修后 2）运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意 总烃100μl/l H2:150μl/l C2H2:2μl/l 要时 110KV及以上4 电压互1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 全密封电压互感器按制造厂要求进行 2）大感器油修后 中含水3）必KV 电压等级110 220 500 量 要时 交接 水份mg/L 运行 35 25 15 20 15 10 交流耐压 1）交接时 1）一次绕组交流耐压标准见附录G 1)耐压试验的频率f为150HZ及以上时,试验持续2）二次绕组之间及对地为2KV 时间t按下式计算:t=602）1~5×00/f; 年(35KV5 以下) 但不应小于20s,且f不应大于300HZ 3）大修后 2)二次绕组可用2500KV兆欧表测绝缘电阻代替 4）必要时 3)预试时有条件进行 局部放电 6 1)发电机出口固体绝缘电压互感1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/√3时的放电量：交接时不大于20pC；运行中不大于1）试验接线按GB5583进行 2）110KV及以上油浸电50pC。固体绝缘相对地电压互感压互感器交接时若有出器，在电压为1.2Um时的放电量：交厂试验值可不进行或只器： 接时不大于20pC 进行个别抽试，但不绝缘有怀疑时应进行 (1)交接时 2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.12Um/√3时的放电量：不大于5pC 3）预加电压为其感应耐压的80%，测量电压在两值中任选其一进行 (2)必要时 2)110KV及以上油浸电压互感器:(1)交接时、投运前（2）大修后（3）必要时 空载电7 1）交1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值比较应无明显差别。 从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一流测试 接时 2）更2）在下列试验电压下，空载电流不次绕组空载电流不大于换绕组后 应大于最大允许电流。中性点非有效接地系统为1.9Um/√3，中性点接地系统为1.5Um/√3 10mA 3）必要时 4）发电机出口PT：1年 联结组别或极性 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组8 后 3）变动接线后 电压比 1）交接时 9 与铭牌标志相符 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级2）更规定 换绕组后 3）必要时 绕组直1）交与出厂值或初始值比较，应无明显差别 流电阻 接时 2）大10 修后 3）必要时 绝缘油击穿电压 1）交接时 见第10章 全密封电压互感器按制造厂要求进行 2）大11 修后 3）必要时 绝缘油12 tgδ 1）交接时 新油90℃时不应大于0.5% 1）当油浸电压互感器tgδ较大，但绝缘油其他注入设备后不应大于0.7% 性能正常时，应进行该2）必要时 项试验 2）全密封电压互感器按制造厂要求进行 铁芯夹紧螺栓（可接13 触到1）交接时 一般不低于10MΩ 1）用2500V兆欧表 2）吊芯时进行 2）大修后 的）绝缘电阻 密封检查 1）交接时 应无剩漏油现象 试验方法按制造厂规定 2）大14 修后 3）必要时 注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-2中的序号1、7、8、9、10

表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准

序项目 周期 标准 说明 号 中间变压器一、二次绕组直1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测 2）大1 流电阻 修后 3）必要时 中间变压器的绝缘电阻 1）交接时 一次绕组对二次绕组及地应不大于1000MΩ 用2500V兆欧表，从X端测量 2）大2 修后 二次绕组之间及对地应大雨10MΩ 3）必要时 角、比误3 差 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 阻尼器检4 查 1）交接时 1）绝缘电阻应大于10MΩ 1）用1000V兆欧表 2）阻尼器特性检查按制造厂2）大要求进行 2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定修后 的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压3）必器内部时，可不检查。 要时 电容器极间绝缘电阻 1)交接时 一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 2)投运后1年5 内 3)1～3年 4)必要时 电容值 1)交接时 1)每节电容值偏差不超出额定值的－5%～＋10%范围 1)用交流电桥法 2)若高压电容器分节，则试2)投运6 后1年内 3)一相中任两节实测电容值3)1～3年 差不应超过5% 之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差 2)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验应针对每节单独进行 4)极间耐压后 5)必要时 tgδ 1) 交接时：油纸绝缘0.005; 上节电容器测量电压10KV，中节电容的试验电压自定 2) 膜纸复合绝缘0.0015 3) 运行中： 4) 7 1)油纸绝缘0.005，如超过0.005但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.008，可监督运行 2)膜纸绝缘0.003。若测试值超过0.0015应加强监视，超过0.003应更换 交流耐压和局部放8 电 1)交接时(500kv) 试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压1min后，降至0.8×1.3Um历时10S，再降至1.1Um/√3保持1)若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只进行局部放电试验； 2)Um为最大工作线电压 1min，局部放电量不大于2)必要时 10pC 渗漏油检查 9 1)交接时 漏油时停止使用 用观察法 2)巡视检查时 低压端对地绝缘电阻 1)交接时 1)交接时不低于100MΩ 1)用2500V兆欧表 2)运行中不低于10MΩ 2)投运10 后1年内 2)低压端指“N”或“J”或“σ”等 3)1～3年 4.2.3电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超过±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过±2%时，应进行准确度试验。

4.2.4带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

4.2.4.1测量方法

在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过分压器低压端（指“N”或“J”或“σ”等）接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。

4.2.4.2判断方法

1）计算得到的电容值的偏差超出额定值的－5%～＋10%范围时，应停电进行试验；

2）与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

3）电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可继续运行。

5开关设备

5.1SF6断路器和GIS

5.1.1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准见表5-1。

表5-1SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 断路器和GIS内的SF6气体1 的湿度以及气体的其他检测项目 见第10章 见第10章 见第10章 SF6气体泄露 1）交接时 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1）按GB11023方法进行 2）对电压等级较高的断路器2）大2 修后 及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得的SF6气3）必体含量（体积比）不大于30要时 ×10-6(每个包扎点) 辅助回路和控制回路绝缘电1）交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 2）1～3 阻 3年 3）大修后 耐压试验 1）交接时 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%，当试验电压低于G的1）试验在SF6气体额定压力下进行 2）大4 修后 进行试验 规定值时，按附录G的规定2）对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对他们进3）必行电压值为最高运行电压的要时 5min检查试验 3）罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分闸断口间两种方式 4）对柱式断路器，仅对定开距式断路器进行断口间耐压实验。 5）GIS老炼试验参照附表K 辅助回路和控制回5 路的交流1）交接时 试验电压为1KV 1）可用2500V兆欧表代替 2）耐压试验后的绝缘电阻值2）大耐压 修后 不应降低 断口间并联电容器的绝缘电1）交接时 1）瓷柱式短路器，与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显1）交接大修时，对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tgδ，作为该设备的原始数据 2）1～阻、电容6 量tgδ 2）罐式断路器（GIS中的断3）大路器）按制造厂规定 修后 验，试验方法按制造厂规定 3）单节电容器按第9章规定 4）必中的断路器）必要时进行试2）对罐式断路器（包括GIS3年 变化 要时 3）电容量无明显变化时tgδ仅作为参考 合闸电阻值和合闸的投入时1）交接时 1）除按制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5% 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测定 2）1~3间 年 7 3）大修后 2）合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核 4）必要时 断路器的1）交1）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间应符 机械特性 接时 2）机合制造厂规定 构大 8 2）除制造厂另有规定外，断修后 路器的分合闸同期性应满足3）3～5年 相间合闸不同期不大于5ms 4）必相间分闸不同期不大于3ms 下列要求 要时 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 分、合闸电磁铁的动作电压 1）交接时 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110%范围或直流额定电压的80%～采用突然加压法 2）1～110%范围内可靠动作；并联3年 分闸脱扣器应能在其额定电3）机9 构大 源电压65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 修后 2）在使用电磁机构时，合闸4）必电磁铁线圈的端电压为操作要时 电压额定值的80%（关合电流峰值大于50KA时为85%）时应可靠动作 导电回路10 电阻 1）交接时 1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流不小于100A 2）1～2）运行中，回路电阻值不大3年 于出厂规定 3）大修后 4）必要时 分合闸线圈的直流11 电阻及绝1）交接时 1）直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表 2）机缘电阻 构大修后 2）绝缘电阻不小于1MΩ SF6气体密度继电器检查及1）交接时 1）应符合制造厂规定 2）大压力表校修后 12 验 3）1～3年 4）必要时 机构压力表校验（或调1）交接时 按制造厂规定 对气动机构应校验各级气阀的整定值（减压阀及机构安全阀） 2）机整），机构大修构操作压后 13 力（气压、液压）整定值校验，机构安全阀校验 3）必要时 操动机构在分闸、合闸及重1）交接时 应符合制造厂规定 2）机合闸下的14 操作压力后 （气压，液压）下降值 构大修液（气）15 压操动机构的泄露1）交接时 按制造厂规定 应在分、闸下分别试验 试验 2）机构大修后 3）必要时 油（气）泵补压及零起打压1）交接时 应符合制造厂规定 2）1～的运转时3年 16 间 3）大修后 4）必要时 液压机构及采用差压原理的17 气动机构1）交接时 按制造厂规定 2）机构大修的防失压后 慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非全相1）交接时 按制造厂规定 2）大18 合闸等辅修后 助控制装置的动作性能 3）必要时 GIS中的电流互感器、电压1）交接时 按制造厂规定或分别按第4章、第11章进行 2）大19 互感器和修后 避雷器 3）必要时 GIS的联锁和闭锁性能试验 1）交接时 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 2）1~320 年 3）大修后 4）必要时 5.2 多油断路器和少油断路器

5.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准表5–2。

表5–2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1）交接时 1）整体绝缘电阻自行规定 用2500V兆欧表 2）断口和有机物制成的提升2）1～3年 杆的绝缘电阻（MΩ）不应低于下表数值：（20℃） 3）大修1 后 试验类别 ﹤24-72.5 126-252 额定电压（KV） 24 40 交接1200 3000 506000 00 时 大修后 运60行0 中 0 00 150303000 40.5KV及以上非纯瓷套管1）交接时 1）20℃时多油断路器的非纯瓷陶管的tgδ（%）值见表6 1）在分闸状态下按每支套管进行测量，测得的tgδ超过规定值或有显着增大时，必须落下油箱进行分解试2）1～3和多油断年 路器的的tgδ（%）值，可比表6tgδ 3）大修中相应的tgδ（%）值增加后 2 下列数值： 行分解试验 及灭弧室露出油面，然后进则应将油放出，使套管下部2）20℃时非纯瓷套管断路器验。对落下油箱的断路器，额定电72.压（KV） ≥126 5 5 40.2）断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加 3）带并联电阻断路器的整tgδ（%）1 2 3 体tgδ可相应增加1% 值的增加数 40.5KV及以上少油断路器1）交接时 1）每一元件的试验电压如下： 220KV少油断路器提升杆（包括支持瓷套）的泄漏电流大于5μA时，应引起注2）1～3的泄漏电年 流 3）大修3 后 交直流试接 行 验电压（KV） 40 20 40 运压（KV） 40.5 252 额定电72.5-意 2）泄漏电流不应大于10μA 断路器对地、断口1)交接时 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压按G规定2)1～3值。 年1）对于三相共箱式的油断路器应做相间耐压试验，其试验电压值与对地耐压值相同 及相间交4 流耐压 （12KVJ及以下） 2）断口耐压的定植试验可不做 3)大修后（45.5KV） 4)必要时（126KV及以上） 126KV及以上断路器提升杆1）交接时 试验电压按G规定值。 1）耐压设备不能满足要求时可分段段进行，分段数不应超过6段（252KV）或32）大修的交流耐5 后 压 3）必要2）每段试验电压可取整段时 试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定 5min 段（126KV），加压时间为辅助回路和控制回路交流耐1）交接时 试验电压为1KV 可涌2500V兆欧表代替 2）1～36 压 年 3）必要时 7 导电回路1）交接1）大修后及交接时应符合制如用直流压降法测量，电流电阻 时 造厂规定（参见附录L） 不小于100A 2）1～3年 2）运行中自行规定 3）必要时 灭弧室的并联电阻值，并联1）交接时 1）并联电阻值应符合制造厂规定 交接、大修时应测量电容器和断口并联后的整体电容器和tgδ，作为该设备的原始2）大修电容器的8 电容值后 2）并联电容值与断口同时测数据 量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化 tgδ 3）必要时 3）单节并联电容器按第9章规定 断路器的1）交接1）断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂规定 在额定操作电压（气压或液压）下进行 机械特性 时 2）大修9 后 2）断路器的分、合闸时间及分合闸的同期性均应符合制造厂规定 3）必要时 操动机构合闸接触1)交接时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%～110%2)机构大范围或直流额定电压的修后 80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在额定电源电压的65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低采用突加电压法 器及分、合闸电磁铁的最低动作电压 10 至额定电压的30%或更低时不应脱扣。 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于50KA时为85%）时应可靠动作 合闸接触器合分、合闸电磁1）交接时 1）直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表 2）机构11 铁线圈的大修后 直流电阻和绝缘电阻辅助回路和控制3）必要时 2）绝缘电阻不小于1MΩ 回路绝缘电阻 断路器本体和套管12 中绝缘油试验 见第10章 断路器的电流互感器 1）交接时 见第4章 2）大修13 后 3）必要时 机构压力表校验（或调1）交接时 应符合制造厂规定 2）机构14 整），机大修后 构操作压力（液压）整定值检验，机构安全阀校验 操作机构在合闸、分闸及重1）交接时 应符合制造厂规定 2）机构15 合闸下的大修后 操动压力（液压）下降值 液压操动机构的泄漏试验 1）交接时 应符合制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 2）机构16 大修后 3）必要时 油泵补压及零起打17 压的运转1）交接时 应符合制造厂规定 2）1~3时间 年 3）机构大修后 4）必要时 液压机构防失压慢18 分试验 1）交接时 按制造厂规定 2）机构大修后 5．3真空断路器

5.3.1真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-3

表5-3真空断路器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1）交接时 1 1）整体绝缘电阻参照制造厂用2500V兆欧表 的规定或自行规定 2）1~3年 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ不应低于下表数值（20℃时）： 3）大修后 额定电压（KV） 试验类别 <24 24~40.5 72.5 交接120时大0 修后 3000 5000 运行300 1000 3000 中 断路器主回路对地、断口1）交接时 断路器在分、合状态下分别进行，试验电压值按G规定值 1）更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验 2）1~3及相间交年流耐压 （35KV2 及以下） 2）相间、相对地及断口的耐压值相同 3）大修后 4）必要时 辅助回路和控制回路交流耐1）交接时 试验电压为1KV 可涌500V兆欧表代替 2）1~33 压 年 3）大修后 导电回路电阻 1）交接时 1）大修后及交接时应符合制如用直流压降法测量，电流造厂规定 应不小于100A 2）1~3年 4 3）大修后 2）运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 4）必要时 断路器的5 1）交接1）合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规定 在额定操作电压下进行 机械特性 时 2）大修后 2）分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms 3）必要时 3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms，对于40.5KV不大于3ms 4）分闸反弹幅度不大于触头开距的20% 灭弧室的触头开距及超行程 1）交接时 应符合制造厂规定 2）1~36 年 3）大修后 操动机构合闸接触器及分、1)交接时 1）并联合闸脱扣器应能在其采用突然加压法 交流额定电压的85%～110%范围内或直流额定电2)1～37 合闸电磁年 铁的最低动作电压 3)大修后 靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%～120%范围内可靠动压的80%～110%范围内可作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 合闸接触器和分、合闸电磁1）交接时 1）直流电阻应符合制造厂规用1000V兆欧表 定 2）更换铁线圈的8 直流电阻后 和绝缘电阻 3）必要时 线圈2）绝缘电阻不小于1MΩ 灭弧室真1）交接灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 空度测试 时 9 2）1-3年 3）必要时 注：真空接触器试验项目、标准参照厂家规定

5.3 高压开关柜

5.4 高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5—4。

表5—4高压开关柜的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 辅助回路和控制回路绝缘电1）交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 2）1～31 阻 年 3）大修后 辅助回路和控制回2 路交流耐1）交接时 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2）大修压 后 绝缘电阻 1)交接时 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、分别进行 2)1～3年3 （12KV及以下） 3)大修后 交流耐压 1)交接时 试验电压值按附录G规定 1）试验电压施加方式；合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间 2)1~3年（12KV4 及以下） 试验电压值相同 2）相间、相对地及断口间的3）大修后 检查电压5 抽取（带电显示）1）交接时 应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术 装置 2）大修后 条件》 3）必要时 开关柜中断路器、隔离开关1）交接时 1）交接时和大修后应符合制隔离开关和隔离插头的回路造厂规定 电阻在有条件时进行测量 2）1~36 及隔离插年 头的导电回路电阻 3）大修后 2）运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。 五防性能检查 1）交接时 应符合制造厂规定 五防指：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉合隔离开关；③防止带电2）1~37 年 ④防止带接地（线）开关合3）大修后 断路器；⑤防止误入带电间隔 （挂）合接地（线）开关；高压开关8 柜中的电1）交接时 见第4章 流互感器 2）大修后 3）必要时 注：计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验项目、周期和要求可参照5—4中有关序号进行，柜内主要元部件（如：互感器、电容器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。

5．5自动灭磁开关

自动灭磁开关的试验项目、周期和标准见表5-2中的序号11和12

5.6隔离开关

5.6.1 隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-5

表5-5隔离开关的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 有机绝缘1 支持1）交接时 a) 用兆欧表测量胶合元件分层电阻 用2500V兆欧表 2）1~3绝缘年 子及b) 有机材料传动提升杆的绝缘电阻（MΩ）值不得低于下表数值： 提升3）大修杆的绝缘电阻 后 额定电压（KV） 试验类别 <24 24~40.5 交接时 1200 3000 大修后 运行中 300 1000 二次回路绝缘1)交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 2)大修2 电阻 后 3)必要时 二次回路3 交流1)交接时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2)大修耐压后 试验 交流耐压 1)交接时 1)试验电压按附录G规定 1)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压2)用单个或多个元件支柱绝缘子组后的阻值不应降低 4 2)大修后 成的隔离开关进行整体耐压有困难时,可对个胶合元件分别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 2）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验 电动、气动1）交接时 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%~80%范围内 气动或液压应在额定压力下进行 2）大修或液后 压操5 动机构线圈的最低动作电压 导电回路6 电阻 1）交接时 1）交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流不大于100A 2）大修后不大于制造厂规定值的2）大修后（仅1.5倍 对500KV） 操动机构的动1）交接时 1）电动、气动或液压操动机构在额定操作电压（气动或液压）下分、合闸5次，动作应正常 2）大修7 作情后 况 卡涩 2）手动操动机构操作应灵活，无3）闭锁装置应可靠 6套管

6.1套管的试验项目、周期和标准见表6

表6套管的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 主绝缘及电容1 1）交接时 1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值： 用2500V兆欧表 2）大修型套（包括管及主设备末屏大修）对地110KV以下5000MΩ 110KV及以上10000MΩ 2）末屏对地的绝缘电阻不应的绝缘电后 低于1000MΩ 3）投运阻 前 4）1~3年 5）必要时 主绝缘及电容1）交接时 1）主绝缘20℃时的tgδ值不应大于下表中数值： 1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比2）大修型套（包括管末主设备屏对大修）地的后 2 tgδ与电容量 3）投运前 交接时 油与被试套管相连的所有绕组纸5）必要时 电组端子均接地，末屏接电容桥，正接线测量 0.7 0.7 0.5 端子连在一起加压，其余绕充油2.5 型 1.0 1.0 电压由10KV升到Um/√3，tgδ增量超过±0.3%时不应继续运行 电压20-等级35 KV 110 500 66-220-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，若tgδ随温度升高明显增大，或试验4）1~3年 2）测量变压器套管tgδ时，型 3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tgδ。 胶纸电1.5 容型 1.0 1.0 充油3.0 型 1.5 1.5 油纸大电1.0 修容后 型 1.0 0.8 胶纸电2.0 容型 1.5 1.0 充油3.5 型 1.5 1.5 油纸运电1.0 行容中 型 1.0 0.8 胶纸电3.0 容型 1.5 1.0 2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的tgδ；加压2KV，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过±5%时应查明原因 油中溶解气体1）交接时 油中溶解气体组份含量（V/V）超过下列任一值时应引起注意： 2）大修色谱后 分析 3）6~103 年C2H2：1μI/I（200~500KV） （110KV及以上） 2μI/I（110KV及以下） CH4：100μI/I H2：500μI/I 4）必要时 交流耐压 1）交接时(35KV及以下) 试验电压值见附录G 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 4 2）大修后 3）必要时 5 110KV1）交接1）变压器及电抗器套管的试1）交接时制造厂提供数据时及以上电时 验电压为1.5Um/√3，其它套管的试验电压为1.05Um/√3 可不进行此项试验 2）大修容型后 套管（PC）不大于下列数值： 的局部放电 3）必要时 油纸电容型 胶纸电2）在试验电压下局部放电值2）存放1年以上投运前应进行此项试验 3）左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管 容型 交接及大修后 10 250（100） 运行中 20 自行规定 注：①充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管

②油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管

③胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管

7支柱绝缘子和悬式绝缘子

7.1发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准见表7

表7发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 66kV及以上1 绝缘子零值检测 1～5年 在运行电压下进行 1）根据绝缘子的劣化率调整检测周期 2）对多元件针式绝缘子应检测每一胶合元件 1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子1)交接时 的绝缘电阻不应低于300M2)悬式绝绝缘子缘子1-52 绝缘电年 2）35kV及以下的支柱绝缘子阻 3)针式支柱绝缘子1-5年 3）半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 的绝缘电阻不应低于500MΩ Ω，500kV悬式绝缘子不应低于500MΩ 1）用2500V及以上兆欧表 2）棒式支柱绝缘子不进行此项试验 绝缘子1)交接时 1）支柱绝缘子的交流耐压试3 交流耐2)单元件压 支柱绝缘2）35kV针式支柱绝缘子交流验电压值见附录B 1）棒式绝缘子不进行此项试验 2）35kV及以下的支柱绝缘子1-5年 耐压试验电压值如下： 子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准3)悬式绝两个胶合元件者，每个元件规定 缘子1-5年 三个胶合元件者，每个元件4)针式绝34kV 缘子1-53）机械破坏负荷为60~300kN年 的盘行悬式绝缘子交流耐压5)随主设试验电压值均为取60kV 备 50kV 6)更换绝缘子时 参照附录C污秽等级与对应符盐密度值检查所测盐密值绝缘子与当地污秽等级是否一致。表面污结合运行经验，将测量值作4 秽物的等值盐缘安全运行的依据。盐密值密 超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 重的时期进行 1年 为调整耐污秽水平和监督绝样，测量应在当地积污量最子和一根棒式支柱绝缘子取染程度的至少一串悬垂绝缘应分别在户外能代表当地污注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。

7.2合成绝缘子的试验项目、周期和标准见表7－2。

表7－2合成绝缘子试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电情况及憎水性能是否减弱或消失。 1)交接时 2)硅橡胶伞套表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧2)检修时每2～外观检1 查 登杆检查一次 3年选点3)无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。 检查时禁止踩踏绝缘子伞套 伤痕迹。 4)伞群无变形，伞群之间粘接部位无脱胶等现象。 3)必要时 5)端部金具连接部位无明显的滑移，密封良好。 6)钢脚或钢帽锈蚀，钢脚弯曲，电弧烧损，锁紧销缺少。 HC1～HC2：继续运行 每条线路的每个厂家的每批产品均选择一支复合绝缘子1)1年1憎水性2 试验 2)必要次 HC3～HC4：继续运行 作为测量点，该绝缘子应为该批，绝缘子中运行环境最为恶劣的一支。“环境最为HC5：继续运行需跟踪检测 HC6：取样送实验室作标准的时 憎水性迁移试验，以确定是否退出运行。 恶劣”指当地污染状况最为严重及（或）阴雨潮湿天气相对较多等。 7.3RTV涂料试验项目、周期和标准见表7－3。

RTV涂料试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1 外观检1)交接查 时 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电情况及憎水性能是否减弱或消检查时禁止踩踏绝缘子 2)检修失。 时每2～3年选点检查一次 3)无硬化、脆化、粉化、开裂3)必要等现象 2)表面无锈蚀、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧伤痕迹。 时 2 憎水性1)1年1试验 次 HC1～HC2：继续运行 每站的每个厂家的每批涂料产品均选择一个设备作为测HC3～HC4：继续运行 量点 2)必要HC5：继续运行需跟踪检测 时 HC6：取样送实验室作标准的憎水性迁移试验，以确定是否复涂。 8电力电缆线路

8.1一般规定

8.1.1对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或做耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。

8.1.2对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。

8.1.3进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压（至少3段）每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时间达到规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况的参考，不做为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。

若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压（不宜超过产品标准规定的出厂试验电压）或是延长试验时间，确定能否继续运行。

8.1.4除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定：

a)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻（异常时按b处理）

b)停电超过1个月但不满1年的：作规定直流耐压试验值的50%耐压1min。

c)停电超过1年的电缆线路必须作常规耐压试验。

8.1.5新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应作1次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。

8.2纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1

表8-1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 1)交接时 电缆U兆欧表电压 绝缘电1 阻 2)直流耐自行规定 压试验前 1kV及以下1000V 1kV以上2500V 3)必要时 6kV及以上2500V或5000V 1）试验电压值按下表规定：加压时间交接时10min,其余不少于5min 电缆额定电直流试验电压压U0/U（kV） （kV） 1）交接时 0.6/1 4 6kV及以下电缆的泄漏电流小1.8/3 12 于10μA，10kV及以上电缆的泄漏电流小于20μA时，3.6/6 头后 24 对不平衡系数不作规定 2）新作直流耐2 压 或接终端3）1-3年 6/6 30 6/10 40 8.7/10 47 21/35 105 26/35 130 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数（最大值与最小值之比）不应大于2 1）交接相位检3 查 2）必要时 时 与电网相位一致 8.3橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯、交联聚乙烯与乙丙橡皮绝缘电力电缆。

8.3.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-2

表8-2橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 1 电缆主绝缘绝缘电1）交自行规定 0.6/1kV电缆，用1000V兆欧阻 接时 表 2）耐压试验前 0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表 3）必要时 电缆外护套、内衬层绝缘电1）交接时 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 1）用500兆欧表 2）当绝缘电阻低于标准时应2）耐阻 2 压试验前 3）110kV及以上电缆进行外3）必要时 护套测试，无外电极时不做 判断是否进水 采用附录D中叙述的方法铜屏蔽层电阻和导体电阻比3 1）交接时 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比1）用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻 2）重（Rp/Rx作终端） 或接头据自行规定 后 要求才能测量，不符合此接点的电阻有可能增大。数工艺，必须符合附录E的减小时表明附件中的导体连2）终端以及中间接头的安装3）必要时 附录者不测量。 电缆主绝缘交流耐压试验 1）交接时 交流耐压 1）110kV及以上一端为空气绝缘终端，另一端为GIS的（1）0.1Hz耐压试验（35kV电缆和两端均为空气绝缘终2）新作终端交接时：3U060min 或接头后 预试时：2.1U05min 2）两端均为密闭式终端的电缆可不进行定期试验 及以下） 端的电缆应进行定期试验 3）3～（2）1-300Hz谐振耐压试验 5年 交接时： 4 电压等级试验电压时间 35kV及以下2U05min 66kV、110kV1.7U05min 220kV1.4U060min 预试时： 电压等级试验电压时间] 35kV及以下1.6U05min 66kV、110kV1.36U05min 220kV1.36U05min 交叉互联系统 1）交接时 见表8-4 2）2-35 年 3）互联系统故障时 相位检查 1）交接时 6 2）必要时 与电网相位一致 8.4自容式充油电缆线路

8.4.1自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-3

表8-3自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 主绝缘直流耐压 1）交接时 试验电压值按下表： 冲2）因击失去油U0/U(KV压导致) 受潮或电进气修压 复后 1 3）新作终端或接头后 850 425 950 127/220 105510 0 506 475 64/110 550 450 286 275 225 n 5min 受15mi后耐时作头交接复、修电缆外护套和接头2 外护套的1)交接试验电压5kV,加压时间1min 1)根据历次试验记录积累经时 验后可以用测量绝缘电阻代替,有疑问时再作直流耐压 2)2-3直流耐压 年 2)可与交叉互连系统中的直流耐压结合一起进行 与其直1）压力箱的供油量不应小于接连接的终端3 压力箱 或塞止2）不低于50kV 接头发生故障3）电缆油的介损不大于0.5%后 （100℃时） 供油特性曲线所代表的标称供油量的90% 压力供油特性的试验方法按GB9326.5第6.3条进行 油压示警系统： 1）交接时 合上示警系统信号装置的试验开关应能正确发出相应的示警信号 1）信号指示 4 2）控制电缆线芯对地绝缘 2）6个月 1）交接时 每公里绝缘电阻不小于1MΩ 用100V或250V兆欧表 2）1-2年 交叉互联5 系统 1）交接时 见表8-4 2）2-3年 3）互联系统故障时 电缆及附件内的电缆油 1）交接时 1）击穿电压：新油不低于50kV，运行中油不低于45kV 1）油中溶解气体的试验只在交接时，或是当怀疑电缆绝缘过热老化或塞止接头存在2）2-32）油温100±1℃和场强严重局部放电时进行 年 1MV/m下新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0% 3）必规定进行，标准栏所列注意要时 3）电缆油中溶解气体组分含值不是判断充油电缆有无故量的注意值 障的唯一指标，应参照6 注意值μl/l(v/v) SD304，进行追踪分析查明原因 可燃气体总H2500 量1500 2）试验方法和要求按GB7252C2H2痕量 CO100 CO21000 CH4200 C2H4200 C2H6200 相位检查 1）交接时 7 2）必要时 与电网相位一致 8.4.2交叉互联系统的试验项目、周期和标准见表8-4

表8-4交叉互联系统的试验项目、周期和标准

序项目 号 周期 标准 说明 电缆外护套、绝缘接头外护1）交接时 在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5kV，加压时间1min不应击穿 试验时必须将护层过电压保护器断开，在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属套都接地 2）2-31 套及其绝年 缘夹板对地直流耐压 护层过电1）交1）伏安特性或参考电压应符合产品标准的规定 压保护器 接时 2 2）2-32）护层保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V兆欧表年 测量绝缘电阻不应低于10MΩ 互联箱： 1）交接时 1）闸刀（或联片）的接触电阻：在正常工作位置进行测1）用双臂电桥 2）在密封互联箱之前进行；量，接触电阻不应大于20υ3 2）2-3Ω； 年 2）检查闸刀（或连接片）连接位置应正确无误 刀（或连接片）的接触电阻 发现连错改正后必须重测闸注：互联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两大段均应进行试验

9电容器

9.1耦合电容器试验项目、周期和标准

9.1.1耦合电容器的试验项目、周期和标准见表9-1

表9-1耦合电容器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 极间绝缘电阻 1 1）交接时 一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 2）投运后1年内 3）1-3年 4）必要时 电容值 1）交接时 1）每节电容值偏差不超出额1）用交流电桥法 定值的-5%-+10%范围 2）一相中任两节实测电容值2）投运后1年内 2）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 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 3）一相中任两节实测电容值3）1-32 年 差不应超过5% 4）极间耐压后 5）必要时 tgδ 3 1）交接时 以10kV电压测量时tgδ值不应大于下列数值： 2）投运后11)交接时： 油纸绝缘0.5；膜纸复合绝年内 缘0.15 3）1-32)运行中： 年 A）油纸绝缘0.5，如超过4）必0.5但与历年测试值比较无要时 明显变化且不大于0.8，可监督运行。 B）膜纸绝缘0.2。运行中若测试值超过0.2，应加强监视，且测量值超过0.3时，应予以更换 交流耐压和局部放电 4 1）必要时 试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压后1min，降至0.8×1.3Um历时1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只做局部放电试验。 2）Um为最大工作线电压 10s，再降至1.1Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC 渗漏油5 检查 1）交接时 漏油时停止使用 用观察法 2）巡视检查时 低压端对地绝缘电阻 1）交接时 1）交接时不低于100MΩ 用2500V兆欧表 2）运行中不低于10MΩ 2）投6 运后1年内 3）1-3年 9.1.2带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

9.1.2.1测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。

9.1.2.2判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%范围内时，应停电进行试验；

b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。

9.2断路器断口并联电容器

9.2.1断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准见表9-2

表9-3断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 极间绝缘电阻 1）交接时 一般不低于5000MΩ 用2500V兆欧表 2）断1 路器大修后 3）必要时 电容值 1）交接时 电容值偏差应在额定值的±5%范围内 用交流电桥法 2 2）断路器大修后 3）必要时 tgδ 1）交接时 10kV电压下的tgδ值不大于 下列数值：油纸绝缘0.005 2）断3 路器大修后 膜纸复合绝缘0.0015 3）必要时 渗漏油检4 查 巡视检查时 漏油时停止使用 用观察法 10绝缘油和六氟化硫气体

10.1变压器油

10.1.1新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040《超高压变压器》的规定。

10.1.2变压器油试验项目、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

10.1.3设备和运行条件不同，会导致釉质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

表10-1变压器油试验项目、周期和标准

标准 序号 项目 周期 投入运行前运行油 油 说明 外观 1）注入设备前后的新油 透明、无杂质或悬浮物 将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地方观察 1 2）运行中取油样时进行 水溶性1）注≥5.4 ≥4.2 按GB7598《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验 酸pH值 入设备前后的2 新油 2）运行中：（110-500kV）1年，其余自行规定 酸值（mgKOH/g） 1）注入设备前后的新油 ≤0.03 ≤0.1 按GB264《石油产品酸值测定法》或GB7599《运行中变压器油、气轮机油酸值测定法（BTB）法》进行试验 2）运3 行中：（110-500kV）1年，其余自行规定 闪点（闭4 口）（℃） 1）准备注入设备的新油 ≥140（10号、25号油） 与新油原始测量值相比不低于10℃ 按GB261《石油产品闪点测定法》进行试验 ≥135（452）注入500kV设备后的新油 号） 水份（mg/l） 1）准备注入110kV≤20 110kV≤35 运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温220kV≤15 110kV及以上设备的新油 500kV≤10 220kV≤25 高于50℃是采样，按GB7600500kV≤15 《运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）》或GB760《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》运行试2）注验 入5 500kV设备后的新油 3）运行中500kV设备半年，110-220kV设备1年 4）必要时 击穿电压（kV） 1）注入设备前后的15kV以下≥30 15kV以下≥25 按GB507和DL429.9方法试验。 15-35kV≥35 15-35kV≥30 新油 110-220kV≥2）运40 行中6 （35kV及以上设备、厂用变、消弧线圈）1-3年 500kV≥60 500kV≥50 35 110-220kV≥7 界面张力必要时 ≥35 ≥19 按GB6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环（25℃）（mN/m） 法）》进行试验 tgδ（90℃） 1）准备注入设备的注入前：≤0.5 ≤2 按GB5654《液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积电阻率的试验方注入后： 新油 （%） 220kV及以2）注下≤1 入110-500kV设备后的新油 8 3）运行中：500kV设备1年；220kV设备5年 500kV≤0.7 法》进行试验 4）必要时 体积电阻率（90℃9 必要时 ≥6×1010 500kV≥1×1010 按DL421《电阻率测定法》进行试验 220kV及以下） ≥3×109 （Ω.m） 油中含气量 1）注入500kV≤1 一般不大于3 按DL423《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL450《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验 （v/v）设备前（%） 后的新油 10 2）运行中500kV设备1年 3）必要时 油泥与沉淀物11 （m/m） 必要时 一般不大于0.02 按GB511《机械杂质测定法》方法试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容（%） 器中称重 油中溶解气体12 色谱分析 见各设备章节 见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB7595、SD304、和GB7252的规定 注：①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。

②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。

③10kV及以下设备试验周期可自行规定。

④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。

10.1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

10.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

10.1.4.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。

10.1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

10.1.4.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1：1比例混合。

10.2断路器油

10.2.1断路器专用油的新油应按SH0351《断路器油》进行验收。

10.2.2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准见表10-2。

表10-2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准

标准 序号 项目 周期 投入运行前运行油 油 说明 水溶1 性酸pH值 1）交接时 ≥5.4 ≥4 见表10-1序号2 2）110kV2 机械无 外观目测 杂质 及以上新设备游离3 碳 投运前及大修后检验无较多碳悬浮于油中 外观目测 击穿电压4 （kV） 项目序号1-6年，运行中为1年，检验项110kV及以下≥35 110kV及以下≥30 1）按GB507和DL424.9方法进行试验 110kV以上≥40 110kV以上≥35 2）进行直流泄漏试验的油开关，可不进行顶期油耐压试验 酸值（mgK5 OH/g） 目为序号4 ≤0.03 ≤0.1 见表10-1序号3 3）110kV以下新闪点（闭口）（℃6 ） 设备投运前或大修后检验项目序号1-6年，运行中不≥140（10号、25号油） 不应比左栏要求低5℃ 见表10-1序号4 ≥135（45号油） 大于3年，检查项目序号4 4）少油断路器（油量为60kg以下）小于3年或以换油代替 10.3SF6气体

10.3.1SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。每批产品按十分之三的抽检率复核主要技术指标。

10.3.2SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。

10.3.3关于补气和气体混合使用的规定：

1）所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥；

2）符合新气质量标准的气体均可混合使用。

10.3.4交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准见表10-3

表10-3交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 湿度（20℃v/v）1）交接时 1）断路器灭弧室气室： 1）按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体交接时及大修后不大于150 中水分含量测定法（电解2）1-3(μ年l/l) （110k2）其他气室： V及以1 上） 运行中不大于500 3）大修后 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4）必5-1中序号2的要求时，按实要时 际情况增加的检测 交接时及大修后不大于250 常运行1-3年测1次 2）新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正运行中不大于300 法）》进行 密度（标准2 状态下）（kg/m3必要时 6.16 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行 ） 毒性 3 必要时 无毒 按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 酸度（μ4 g/g） 1）大修后 ≤0.3 按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 2）必要时 四氟化碳5 （m/m1）大修后 ≤0.05 按SD311《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 2）必）要时 （%） 空气（m/m6 ）1）大修后 1）交接时及大修后≤0.05 见序号5 2）运行中≤0.2 2）必（%） 要时 可水解7 氟化物（μ1）大修后 ≤1.0 按SD309《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进g/g） 2）必要时 行 矿物油（μ8 g/g） 1）大修后 ≤10 按SD310《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光脯法）》进行 2）必要时 11避雷器

11.1阀式避雷器的试验项目、周期和标准见表11-1

表11-1阀式避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1）交接时 1）FZ（PBC，LD）、和FCD型避雷器的绝缘电阻自行规定，1）用2500V及以上兆欧表 2）FZ、FCZ和FCD型主要但与前一次及同类型的测量数2）大据进行比较，不应有显着变修后 1 3）每2）FS型避雷器的绝缘电阻应年雷雨不低于2500MΩ 季前 化。 况。 检查并联电阻通断和接触情4）必要时 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 1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F，还应与历年数据比较，不应有显着变化。 1）施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。 3）每2）同一相内串联组合元件的2）由两个以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验。 年雷雨非线性因数差值，不应大于季前 0.05，电导电流差值（%）不应大于30%。 4）必要时 3）试验电压如下： 3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F。 2 4）可用带电测量方法进行元件额测量，如对测量结果有疑问定 3 6 电压（kV） 5）如果FZ型避雷器的非线试验电1压U1（kV） - - - 8 1性因数差值大于0.05，但电导电流合格允许做换节处0 5 0 0 1123时，应根据停电测量的结果做出判断。 0 2 理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05。 试验电4 6 压U211226）运行中PBC型避雷器的0 6 0 4 电导电流一般应在300-400（kV） μA范围内。 工频放电电压 1）交接时 1）FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内 带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只在解体大修后进行。 2）大额定电压修后 （kV） 3）1-3年 放电电压4）必（kV要时 ） 3 修后 大11 19 31 时9-16-26-交接3 6 10 运8-行12 中 21 33 15-23-2）FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 4 底座绝缘1）交自行规定 用2500V及以上兆欧表 电阻 接时 2）每年雷雨季前 3）大修后 4）必要时 放电计数器动作检查 1）交接时 测试3-5次，均应正常动作。 2）每年雷雨5 季前 3）大修后 4）必要时 密封检查 1）大6 修后 避雷器内腔抽真空至（300-400）×133Pa后，在5min 2）必要时 内，其内部气压的增加不应超过100Pa 注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期

11.2无间隙氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表11-2

表11-2无间隙氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1）交接时 1）35kV以上，不低于2500MΩ 用2500V及以上兆欧表 2）3-52）35kV及以下，不低于年（6-1000MΩ 10kV避雷1 器） 3）3-5年（500kV避雷器） 4）必要时 直流1mA电压U1mA及1）交接时 1）不得低于GB11032规定值 1）测量时应记录环境温度和相对湿度 2）U1mA实测值与初始值或制2）3-5造厂规定值比较，变化不应大0.75U1mA年（6-于±5% 下的泄漏10kV电流 2）测量电流的导线应使用屏蔽线 3）0.75U1mA下的泄漏电流不避雷应大于50μA 器） 3）初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 2 3）3-5年（500kV避雷器） 4）必要时 运行电压下的交流3 泄漏电流 1）交接时 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，不应有明1)测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰的影响。 2）新显变化，当阻性电流增加一倍投运的时，必须停电检查 35kV2)可用第一次带电测试代替及以上2）当阻性电流增加到初始值者，投的150%时，应适当缩短检测运3个周期。 月后带电测量一次，以后每个雷雨季前、后各测量一次 交接试验，并作为初始值。 3）必要时 工频参考电流下的工频参考4 电压 1）交接时（35kV应符合GB11032或制造厂规定 1）测量时的环境温度宜为20±15℃ 2）测量应每节单独进行，及以上整相避雷器有一节不合者） 格，应更换该节避雷器2）必要时 （或整相更换） 5 底座绝缘1）交自行规定 1）用2500V及以上兆欧表 电阻 接时 2）可在带电状态下检查 2）必要时 放电计数器动作检查 1）交接时 测试3-5次，均应正常动作 可在带电状态下检查 2）每6 年雷雨季前 3）必要时 11.335KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器

35KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表11－3

表11－335KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1)交接1 时 绝缘电阻自行规定，但与前一次及同类型的测量数据进行比较应无显着变化 用2500V及以上兆欧表 2)1～3年 3)必要时 工频放电试验 2 1)交接时 工频放电电压应符合制造厂 2)必要时 的规定 底座绝缘电阻 1)交接时 2)1～33 年 自行规定 用2500V及以上兆欧表 3)必要时 放电计数器动作检4 查 1)交接时 测试3～5年，均应正常动作 2)必要时 11.4GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准：

a)避雷器大修时，其SF6气体按表10-3的规定

b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定

c)其他有关项目按表11-2中的规定。

11.5避雷器带电试验

a)系统电压等级35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应3-5年进行一次停电试验。

b)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，标准可自行规定。

c)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判别标准见表11-2序号3。

12母线

12.1封闭母线

12.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表12-1所示。

表12-1封闭母线的试验项目、周期和标准见

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电1 阻 1）交接时 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100M用2500V兆欧表 2）大Ω，大修时一般不小于50M修后 Ω，当低于50MΩ时，如耐压通过可以投运 3）必要时 2）6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 交流耐压 1）交接时 额定电压（kV试验电压（kV） 2）大） 修后 出厂 现场 2 要时 15 57 43 3）必6 42 32 20 68 51 24 70 53 13二次回路

13.1二次回路的试验项目、周期和标准见表13

表13二次回路的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 1）交接时 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 用500V或1000V兆欧表 2）大1 修后 2）二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的3）更电源回路不小于1MΩ，在比换二次较潮湿的地方，允许降到线时 0.5MΩ 交流耐压 1）交接时 试验电压为1000V 1）不重要回路可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 2）大修后 2 流耐压 3）更换二次线时 3）带有电子元件的回路，试验时应将插件取出或两端短接 2）48V及以下回路不做交14 1kV及以下的配电装置和馈电线路

14.11kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表14

表141kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和

标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电1)交接配电装置没一段或馈电线路的绝缘电阻应不小于0.5MΩ 1)用1000V兆欧表 阻测量 时 1 2测量电力馈电线路的绝缘电2）设备大修时 阻时应将相连的断路器,熔断器,用电设备和仪表等断开. 赔电装置的交2 流耐压1)交接试验电压为1000V 时 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2)设备试验 大修时 2)可用2500V兆欧表代替 检查相位 3 1)交接连接相位应正确 时 2)更动设备或接线时 注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。

15 接地装置

16.1接地装置的试验项目、周期和标准见表15

表15接地装置的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 有效接地系统的接地装置的1）交接时 R≤2000/I 1）测量接地电阻时，如在必须的最下布极范围内土壤式中：I—经接地装置流入地电阻率基本均匀，可采用各2）6～中的短路电流，A； 接地电阻 10年 R—考虑到季节变化的最大接2）测试时应断开架空地3）可以根据如果不能满足式(1)的要求该接地1 网挖开件下，Z可适当地增大到不超检查的过0.5Ω，但必须采取措施以结果斟保证发生接地短路时，在接地酌延长装置上： 或缩短周期 (1)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值； 要时进行 4）铜质材料地网运行中必下线的热稳定； 时，在技术经济条件允许的条一次I值并校验设备接地引3）每3年或必要时，验算地电阻，Ω 线，应注意地中电流的影响 种补偿法，否则采用远离法 (2)做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生； (3)3～10KV避雷器不动作。 非有效接地系统的接地装置1）交接时 1）当接地装置与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I 测量时，应断开架空地线。 2）不的接地电超过6阻 年 以上设备时，接地电阻R≤250/I 3）可2 以根据3）在上述任一情况下，接地该接地电阻一般不得大于10Ω 装置挖式中：I—经接地装置流入地开检查中的短路电流，A； 的结果斟酌延R—考虑到季节变化的最大接长或缩地电阻，Ω 短周期 2）当接地装置仅用于1kV及1kV以下电力设备3 的接地电1）交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过100kVA时，其接地电阻不对于在电源处接地的低压电网（包括孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不做接地，所用零线的接地电阻就是电源设备的2）不阻 超过6100kVA时，则接地电阻允许宜大于4Ω，如总容量小于年 大于4Ω，但不超过10Ω。 接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 独立微波站的接地4 电阻 1）交接时 不宜大于5Ω 测试时应断开电源零线（若零线与地网相连。） 2）不超过6年 独立的燃油、易燃气体贮罐5 及其管道1）交接时 不宜大于30Ω（无独立避雷针保护的露天贮罐不应超过10Ω） 2）不超过6的接地电年 阻 露天配电装置避雷针的集中6 1）交接时 不宜大于10Ω 1）与接地网连在一起的可不测量，但按序号12要求检查与接地网的连接情况。 2）不接地装置超过6的接地电年 阻及独立时，允许有较大的数值，但避雷针以将接地电阻降至10Ω2）在高土壤电阻率地区难（线）的接地电阻 应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等反击的要求 3）测量时，应避免地网的影响。 发电厂烟囱附近的吸风机及1）交接时 不宜大于10Ω 1）与地网连在一起的可以不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情况 2）不引风机处7 装设的集年 中接地装置的接地电阻 影响。 超过62）测量时，应注意地网的与架空线直接连接的旋转电1）交接时 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 2）与机进线段所在进8 上排气式线段上和阀式避杆塔的雷器的接接地电地电阻 阻的测量周期可酌情放宽 术规程》中相应接线时，此值《电力设备过电压保护设计技配电机，如不采用SDJ7-79相同 有架空地线的线路杆塔的接1）交接时 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时，则取下表值的对于高度在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2）发地电阻 电厂或2000Ω.m时，接地电阻难以变电所达到15Ω时，可增加至20Ω 进出线1-2km土壤电阻内的杆率Ωm 塔1-2年 9 3）其他线路杆塔不超过5年。 500-1000 20 100-500 15 下 100及以10 接地电阻Ω 地电阻也不超过20Ω 到或超过40m的杆塔，其接50%，但当土壤电阻率大于1000-25 2000 2000以30 上 无架空地线的线路杆塔接地1）交接时 种类 接地电阻Ω 非有效接2）发地系统的电厂或钢筋混凝变电所土杆、金进出线属杆 1-2km内的杆塔1-2中性点不接地的低压电网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 50 30 电阻 10 年 3）其他线路杆塔不超过5年。 低压进户线绝缘子铁脚 30 接地装置11 安装处土壤电阻率 必要时 仅对110kV以上发电厂或变电所进行 测试时用4极法，要求a＞D 其中：a—电极间距离 D—地网对角线距离 检查有效接地系统的电力设不超过(1)不大于0.2Ω 3年 (2)不得有开断、松脱或严重(1)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。 腐蚀等现象 12 备接地引(2)应采用测量电流大于1A下线与接的接地引下线导通测量仪进地网的连行测量。 接情况 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 1）本不得有开断，松脱或严重腐蚀1）土壤电阻率＜10Ωm者应缩短周期8年 项目只等现象 限于已2）可根据电气设备的重要经运行性和施工的安全，选择5—10年8个点沿接地引下线进行开以上挖检查，如有疑问还应扩大（包括13 改造后重新运行达到这个年限）的接地网 3）铜质材料接地网不必定期开挖检查 开挖的范围。 2）以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行规定 16 电除尘器

16.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表16-1

表16-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 高压绕组对低压绕组及对地1）交接时 ＞500MΩ 用2500V兆欧表 2）大1 的绝缘电修时 阻 3）必要时 低压绕组的绝缘电阻 1）交接时 ＞300MΩ 用1000V兆欧表 2）大2 修时 3）必要时 硅整流元件及高压套管对地1）交接时 ＞2000MΩ 用2500V兆欧表 2）大3 的绝缘电修时 阻 3）必要时 穿芯螺栓对地的绝缘电阻 1）交接时 自行规定 1）用1000V兆欧表 2）在吊芯检查时进行 2）大4 修时 3）必要时 高、低压绕组的直流电阻 1）交接时 与出厂值相差不超出±2%范围 换算到75℃ 2）大5 修时 3）必要时 变压器油试验 1）交接时 参照表10-1中序号1、2、3、6 2）大6 修时 3）必要时 油中溶解气体色谱分析 1）交接时 参照表3-1中序号1，注意值自行规定 2）17 年 3）大修时 4）必要时 空载升压 1）交接时 输出1.5Um（或产品技术条件规定的允许值），保持1min，应均无闪络、无击穿现不带电除尘器电场 2）大象，并记录空载电流。 修时 8 3）更换绕组后 4）必要时 16.2低压电抗器的试验项目、周期和标准见表16-2

表16-2低压电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 穿芯螺杆对地的绝1 缘电阻 1）交接时 自行规定 2）大修时 绕组对地的绝缘电2 阻 1）交接时 ＞300MΩ 2）大修时 绕组各抽头的直流3 电阻 1）交接时 与出厂值相差不超出±2%范围 换算到75℃ 2）大修时 变压器油1）交＞20kV 击穿电压 接时 4 2）大修时 16.3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准见表16-3

表16-3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电1 阻 1）交＞500MΩ 接时 用2500V兆欧表 2）更换后 耐压试验 2 1）交接时 直流100KV或交流72KV， 2）更换后 1min内无闪络 16.4高压直流电缆的试验项目、周期、标准见表16－4。

表16－4高压直流电缆的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1)交接时 2)大修绝缘电1 阻 3)重做电缆头时 时 ＞1500MΩ 用2500V兆欧表 2 直流耐1)交接压及泄1）交接时耐压值为电缆工作电 漏电流 时 压的2倍，10min 2)大修时 2）大修和重作电缆头时耐压值为工作电压的1.7倍，10min 3)重做电缆头时 3）当电缆长度小于100m时，泄漏电流一般小于30μA 16.5电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω

16.6高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。

17红外检测

电力设备红外检测项目、周期和标准见表17。

表17电力设备红外检测项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 说明 1)交接及大修后带电1个月内 1 发电机 2)3个月 按DL/T664要求执行 机端盖 滑环、碳刷、汽轮发电3)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时) 变压器、2 电抗器 2)负荷较重的变压器3个月 按DL/T664要求执行 壳、油枕、冷却器进、出口等位置 测量套管及接头、油箱3)其他6个月 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时) 电流互感3 器 2)升压站3个月 按DL/T664要求执行 面、二次端子箱等部位 测量引线接头、磁套表3）其他6个月 4)必要时 电压互感4 器、耦合电容器 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过按DL/T664要求执行 测量引线接头、磁套表面、二次端子箱等部位 24小时) 2)升压站3个月 3）其他6个月 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时) 测量个连接部位、断路器、刀闸触头等部位，5 开关设备 2)升压站和通流较大的开关设备3个月 按DL/T664要求执行 敞开式断路器在热备用状态应对断口并联电容器测量 3）其他6个月 4)必要时 1)交接及大修测量电缆终端和非直埋后带负荷1个式电缆中间接头、交叉6 电力电缆 月内(但应超过按DL/T664要求执行 互联箱、外护套屏蔽接24小时) 地点等部位 2)负荷较重电缆3个月 3）其他6个月 4)必要时 1)交接及大修后带负荷1个月内(但应超过24小时) 测量引线接头及瓷套表按DL/T664要求执行 面等部位 7 避雷器 2)220KV及以上升压站3个月 3）其他6个月 4)必要时 附录A

同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

A1交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1－1、表A1－2

表A1－1不分瓣定子圈式线圈的试验电压KV

序号 试验阶段 试验形＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 式 ≥2 2～6.3 6.3～24 线圈绝缘1 后，下线前 － 2.75Un+4.5 2.75Un+4.5 2.75Un+6.5 下线打槽2 楔后 － 2.5Un+2.5 2.5Un+2.5 2.5Un+4.5 并头、连3 接绝缘后 分相 2.25Un+2.0 2.25Un+2.0 2.25Un+4.0 电机装配4 后 分相 2.0Un+1.0 2.5Un+1.0 2.0Un+4.0 注：对3个出线端绕组中性点不易分开的电机，允许不分相试验。

表A1－2不分瓣定子条式线圈的试验电压

＜10MW(MVA) 试验形序号 试验阶段 式 ≥2 ≥10MW(MVA) 2～6.3 6.3～24 1 线圈绝缘后，下线－ 2.75Un+4.5 2.75Un+4.5 2.75Un+6.5 前 下层线圈2 下线后 － 2.5Un+2.5 2.5Un+2.5 2.5Un+4.5 上层线圈下线后打3 完槽楔与下层线同试 － 2.5Un+2.0 2.5Un+2.0 2.5Un+4.0 焊好并头，装好4 连线、引线包好绝缘 分相 2.25Un+2.0 2.25Un+2.0 2.25Un+4.0 电机装配5 后 分相 2.0Un+1.0 2.0Un+1.0 2.0Un+1.0 A2交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A2－1、表A2－2。

表A2－1整台圈式线圈（在电厂修理）的试验电压KV

序号 试验阶段 试验形＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 式 ≥2 2～6.3 6.3～24 拆故障线0.8圈后，留1 在槽中的） 老线圈 － 0.8（2.0Un+1.0） （2.0Un+1.0（2.0Un+1.0） 0.8线圈下线2 前 － 2.75Un+1.0 2.75Un+1.0 2.75Un+2.5 下线后打3 完槽楔 － 0.75×2.5Un 0.75(2.5Un+00.75(2.5Un+2..5) 5) 并头连接0.75(2.5Un+3.4 绝缘后，定子完成 分相 0.75(2.0Un+1.0) 0.75×2.5Un 0) 电机装配5 后 分相 1.5Un 1.5Un 1.5Un 注;对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。

表A2－2整台条式线圈（在电厂修理）的试验电压KV

＜10MW(MVA) 试验形序号 试验阶段 式 ≥2 ≥10MW(MVA) 2～6.3 6.3～24 拆故障线0.8圈后，留1 在槽中的） 老线圈 － 0.8（2.0Un+1.0） （2.0Un+1.0（2.0Un+1.0） 0.8线圈下线2 前 － 2.75Un+1.0 2.75Un+1.0 2.75Un+2.5 下层线圈3 下线后 － 0.75(2.5Un+0.5) 0.75(2.0Un+10.75(2.5Un+2..0) 0) 上层线圈下线后，0.75(2.5Un+00.75(2.5Un+2.4 打完槽楔与下层线圈同试 － 0.75×2.5Un .5) 5) 焊好并5 头，装好接线，引分相 0.75(2.0Un+1.0) 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un+3.0) 线包好绝缘，定子完成 电机装配6 后 分相 1.5Un 1.5Un 1.5Un 注;对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。

A3同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。

A4同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

表A4同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

序号 项目 要求 说明 整相绕组（或分支）及单1）整相绕组（或分支）的△tgδ值不大于下列值： 1）在绝缘不受潮的状态下进行试验； 根线棒的1 tgδ增量（△tgδ） 定子电压等级（KV） △tgδ（％） 2）槽外测量单根线棒△tgδ时，线棒两端应加屏蔽环。 6 6．5 3）可在环境温度下试验。 10 6．5 △tgδ（％）值指额定电压下和起始游离电压下△tgδ（％）之差值。对于6KV及10KV电压等级，起始游离电压分别取3KV和4KV。 2）定子电压为6KV和10KV的单根线棒在两个不同电压下的△tgδ（％）值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un下之差值 相邻0.2Un电压间隔下之差值 0.8Un和0.2Un下之差值 11 2．5 3．5 凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Un;否则也可选择（0.8～1.0）Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un、0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un下△tgδ值。 2 整相绕组1）整相绕组（分支）Pi2在额定电1）在绝缘不受潮的状态下进行（或分支）及单根线棒的第二急增点Pi2，测压Un以内明显出现者（电流增加倾向倍数m2＞1.6）属于老化试验； 2）按下图作出电流电压特性曲特征。绝缘良好者，Pi2不出现线； 或在Un以上不明显出现。 3）电流增加率△I＝(I-I0)/I02）单根线棒实测或由Pi2预测的量整相绕平均击穿电压，不小于（2.5-组电流增3）Un 加率△I电流 （％） 3）整相绕组电流增加率不大于下列值： I0――在Un下I=f(U) 式中：I—在Un下的实际电容×100％ 曲线中按线性关系求得电容电定子电压6 等级(KV) 4）电流增加倾向倍数 试验电压6 KV 式中tgθ2－I＝f(U) 额定电压特性曲线出现Pi2点之斜率； 下电流增8．5 加率（％） 12 tgθ0－I＝f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率。 10 m2＝tgθ2/tgθ0 10 流 整相绕组（或分支）及单根线棒之局部放电量 1）整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值： 定子电压6 等级KV 10 最高试验6 电压KV 10 3 局部放电试验电压KV 4 6 最大放电量 1.5×10－81.5×10－8 2）单根线棒参照整相绕组要求执行。 整相绕组（或分应符合表2－1中序号3、4有关规4 支）交直定 流耐压试验 注：

1）进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

2）当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。

a) 累计运行时间超过20年，制造工艺不良者，可以适当提前；

b) 运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；

c) 外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象；

d) 鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。

3）鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。

A5同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见部颁DL/T492-92《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》

A6硅钢片的单位损耗见表A6

表A6硅钢片的单位损耗

单位损耗 硅钢片品种 代号 厚度mm 1T下 1．5T下 D21 0.5 2．5 6．1 D22 0.5 2．2 5．3 D23 0.5 2．1 5．1 D32 0.5 1．8 4．0 D32 热轧硅钢片 D41 0.35 1．4 3．2 0.5 1．6 3．6 D42 0.5 1．35 3．15 D43 0.5 1．2 2．9 D42 0.35 1．15 2．8 D43 0.35 1．05 2．5 W21 0.5 2．3 5．3 W22 0.5 2．0 4．7 W32 无取向 W33 0.5 1．6 3．6 0.5 1．4 3．3 冷扎硅钢片 W32 0.35 1．25 3．1 W33 0.35 1．05 2．7 Q3 0.35 0．7 1．6 Q4 单取向 Q5 0.35 0．6 1．4 0.35 0．55 1．2 Q6 0.35 0．44 1．1 A7定子绕组绝缘换算问题

下面推荐几种换算公式，现场可以根据具体条件验证选择。

1）定子绕组绝缘电阻一般可按常用IEEEStd43－1974推荐公式换算：

Rc=KtRt

式中：Rc----换算至75℃或40℃时的绝缘电阻值，MΩ

Rt----试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ

Kt----绝缘电阻温度换算系数。

绝缘电阻温度换算系数（Kt）按下列公式换算：Kt＝10α（t－t1）

式中：t――－试验时的温度，℃

t1―――换算温度值（75℃、40℃或其他温度）；℃

α―――温度系数℃－1此值与绝缘材料的类别有关，如对于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030，按上述公式计算的，换算温度为75℃和40℃的Kt值，见表A7-1和图A7-2。

表A7-1定子绕组绝缘电阻温度换算因数（Kt）

A级绝缘材料 定子绕组温度℃ 换算至75℃ 换算至40℃ B级绝缘材料 换算至75℃ 换算至40℃ 75 1．0 7．5 1．0 11．4 70 0．75 5．6 0．71 8．0 60 0．42 3．2 0．35 4．0 50 0．24 1．6 0．18 2．0 40 0．13 1．0 0．088 1．0 30 0．075 0．56 0．044 0．5 20 0．042 0．32 0．022 0．25 10 0．024 0．18 0．011 0．125 5 0．011 0．13 0．0078 0．088 2）定子绕组绝缘电阻按苏联“电气设备试验规程”（1978年第5版）推荐方式换算：对于75℃以内（不低于10℃）发电机定子绕组绝缘电阻按表A7-2列出的温度换算因数换算，对原苏联产品推荐采用表A7-2中绝缘电阻温度换算因数。

表A7-2定子绕组绝缘电阻温度换算因数（Kt）

定子绕组温度℃ 换算至75℃ 75 1．0 70 0．88 60 0．59 50 0．41 40 0．29 30 0．21 20 0．15 10 0．11 计算实例：B级定子绕组试验温度20℃下的绝缘电阻为10000MΩ，要换算至75℃时的绝缘电阻，查表A7-1或查表A7-2得到Kt值为0.022，则：Rc=Kt×Rt=0.022×10000MΩ=220MΩ

3）对于具体机组有条件时可在干燥完毕后测量不同温度下的绝缘电阻值，并在半对数坐标纸上绘出绝缘电阻与温度的关系曲线图，此关系图近似为一条直线，查处40℃（或75℃）下的绝缘电阻值。

A8转子绕组交流耐压试验

同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流耐压有关厂家标准：

1）隐极式发电机转子绕组耐压值有关厂家规定见表A8-1至表A8-4和图A8-1

表A8-1哈尔滨电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值

序号 试验程序 试验电压（V） 1 槽衬绝缘完成后 2Um+7500 2 a)引出线零件装好后；b)集电环装配后c)槽衬嵌入槽内后 2Um+6000 3 单个线圈嵌入槽内后 2Um+5500 4 第一次热压后 2Um+5200 5 打入永久槽楔后 2Um+5000 6 装套箍之前 2Um+4700 7 装套箍之后 2Um+4500 8 成品在额定转速及绕组温度为100℃ 2Um+4000 注：Um为额定励磁电压，V.

表A8-2东方电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值

试验电压 序号 试验程序 计算公式 计算实例 Um=150 Um=350 1 槽衬绝缘完成后 13Um+2500 4450 7050 槽衬嵌入槽内后，集电环及引出线零件2 装配后 11Um+1800 3450 5650 3 槽衬嵌入槽内后 10Um+1500 3000 5000 4 线圈热压后 10Um+1300 2800 4800 5 打入永久槽楔后 10Um+1000 2500 4500 6 装套箍之前 10Um+800 2300 4300 7 装套箍之后 10Um+500 2000 4300 8 转子装配后 10Um 1500 3500 注;1）Um为额定励磁电压，V

2）当Um＜150V时，试验电压按Um＝150V计算；当Um＞350V时，试验电压按Um＝350V计算

表A8-3北京重型电机厂额定励磁电压在500V以下的交流耐压试验

试验电压 序号 试验程序 额定励磁电压 试验值 Um≤250 1 槽绝缘成品试验 250＜Um≤500 8000 12000 Um≤250 2 绝缘放入槽内后试验 250＜Um≤500 7000 10500 Um≤250 3 每下完一槽线圈后试验 250＜Um≤500 3000 17Um Um≤250 4 线圈热压后试验 250＜Um≤500 2500 14Um 100Um 5 出厂试验 最小值为1500 注：Um为额定励磁电压，V

表A8-4上海电机厂额定励磁电压为302V的交流耐压试验值

序号 试验程序 被试部分 试验部分V 试验时间s 1 槽绝缘完成后，开通风孔前 槽绝缘对地 12000 3 2 槽绝缘开好通风孔后 槽绝缘对地 7000 15 3 T形磁极引线 引线对地 8500 15 4 槽绝缘放入槽后，开通风孔后 槽绝缘对地 6500 15 5 轴向引线，接绕组前 引线对地 5500 60 线圈嵌入槽后（对2号、1号及6号线6 圈） 线圈对地 6000 15 7 线圈嵌入槽后（对1号、8号、3号、5线圈对地 5500 15 号及7号线圈） 8 线圈嵌入槽、冷压、热烘、冷却后 线圈对地 5000 15 9 线圈打入槽楔后 线圈对地 4500 15 10 线圈在装好护环后 线圈对地 3500 15 11 转子出厂试车时 线圈对地 3020 60 3）凸极式转子绕组交流耐压值有关厂家规定见表A8-5、A8-6

A8-5东方电机厂凸极式转子绕组（Um≤750V）交流耐压试验值

序号 试验阶段 试验电压V 1 极身绝缘后 10Um+1500,最低为3000，最高为5000 2 装入铁心后未并头前 10Um+1000,最低为2500，最高为4500 3 线圈并头及引线连接后 10Um+500,最低为2000，最高为4000 4 电机总装完成未装箱 10Um,最低为1500，最高为3500 注：Um为额定励磁电压，V

表A8-6哈尔滨电机厂水轮发电机转子绕组交流耐压试验值

试验电压V 序试验阶段 号 Um=220 500 Um=300 Um=400 Um=500 Um≥2Um+261 线圈套入磁极后 00 2Um+3400 2Um+4200 2Um+5000 2Um+5000 2Um+232 磁极装入转子磁轭、打磁极键后 50 2Um+3150 2Um+3950 2Um+4750 2Um+4750 极间引线连接，绕组与集电环连接3 后，转子起吊前 2Um+2100 2Um+2900 2Um+3700 2Um+4500 2Um+4500 电机试验完成后装箱前，安装工地2Um+404 组装的电机在短路干燥和过速后，正式升压前 10Um 10Um 10Um 10Um 00 A9低压及小容量交流电机定子绕组交流耐压规定

表A9-1北京重型电机厂3KW（KVA）及以上的低压电机

（未包对地绝缘，散下式线圈或半开槽成型线圈的交流试验电压）

试验电压V 试验阶序号 段 分 式 Um=220 Um=230 Um=380 Um=400 Um=500 被试部计算公成品线1 圈 － － － － － － － 下线后未焊头 2 每相与机座2Um+250间，另0 两相连座接地 2940 2960 3260 3300 3500 焊头包绝缘后 3 三相与机座间，机座接地 2Um+2002440 0 2460 2760 2800 3000 出厂试验 4 三相与机座间，机座接地 2Um+1000 1500 不小于1500 1500 1760 1800 2000 注：Um为额定励磁电压，V

表A9-2北京重型电机厂容量未10000KW（KVA）以下的电机

（已包对地绝缘的开口槽式线圈的交流试验电压）

试验电压V 序号 试验 被试部计算公分 式 Um=380 Um=400 Um=3000 Um=3150 Um=6000 Um=6300 Um=10000 Um=10500 阶段 成品线圈与2.75Um12755540 5600 +4500 箔间 0 0 0 0 0 0 132021002183320033401 线圈 接地铜下线后未线圈与机座10003458 3500 余线圈4500 同机座接地 0 0 0 0 0 0 10401750183027502875焊头 间，其2.5Um+2 焊头包头3 后 每相与机座间，另两相连机座接2.25Um2860 2900 8750 9100 +2000 0 0 0 0 1550162024502563地 出厂三相与试验 机座间或每相2Um+104 与机座00 间另两相接地 1760 1800 7000 7300 0 0 0 0 1300136021002200注：

1）Um为额定励磁电压，V

2）对于高速二级电机，线圈下线较困难并可能有较大损伤时，对于序号1中成品线圈试验电压可以提高，对于3000V级增加2000V、6000V级增加3000V及10000V级增加4000V，而对于特难下线的电机，3000V级增加4000V、6000V级增加6000V及10000V级增加8000V.

附录B

绝缘子的交流耐压试验电压标准

表B1支柱绝缘子的耐压试验电压KV

交流耐压试验电压 额定电压 最高工作电压 纯瓷绝缘 固体有机绝缘 出厂 交接及大修 出厂 交接及大修 3 3.5 25 25 25 22 6 6.9 32 32 32 26 10 11.5 42 42 42 38 15 17.5 57 57 57 50 20 23.0 68 68 68 59 35 40.5 100 100 100 90 110 126.0 265 265（305） 265 240（280） 220 252.0 490 490 490 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录C

污秽等级与对应盐密度值

（参考件）

表C1普通悬式绝缘子（X-4.5,XP-70,XP-160）附盐密度对应的污秽等级

Mg/cm2

污秽等级 0 1 2 3 4 线路盐密 ≤0.03 ＞0.03-0.06 ＞0.06-0.10 ＞0.10-0.25 ＞0.25-0.35 发、变电所- 盐密 ≤0.06 ＞0.06-0.10 ＞0.10-0.25 ＞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 1 2 3 4 盐密Mg/cm2 ≤0.02 ＞0.02-0.05 ＞0.05-0.1 ＞0.1-0.2 附录D

橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法

（参考件）

直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受外力破坏而又未完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破坏进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示：

金属种类 铜 铅 铁 锌 铝 电位V +0.334 -0.122 -0.44 -0.76 -1.33 当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76的电位，如内衬层也破坏进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334－（－0.76）＝1.1V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢管为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用高内阻万用表的“正”“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可以判断外护套和内衬层已破损进水。

外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。

附录E

橡塑电缆附件中金属层的接地方法

（参考件）

E1终端

终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2；铠装层接地线的截面不应小于10mm2。

E2中间接头

中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接凯装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。

附录F

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

（参考件）

F1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1-F4

表F1FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FZ-型号 FZ-3 FZ-6 10 FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J 额定电3 压KV 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220 试验电4 6 10 16 20 162020242424压KV 450-650 400-600 400-600 400-600 400-（15（20（20（30（30（30600 KV元KV元KV元KV元KV元KV元件） 件） 件） 件） 件） 件） 电导电流 ＜10 ＜10 ＜10 400-μA 600 600 600 600 600 600 400-400-400-400-400-工频放电电压9-11 有效值KV 19 31 49 61 98 118 173 268 312 536 16-26-41-51-82-95-140-224-254-448-注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。

表F2FS型避雷器的电导电流值

FS4-3、FS8-3、FS4-型号 3GY FS4-6、FS8-6、FS4-6GY FS4-10、FS8-10、FS4-10GY 额定电压KV 3 6 10 试验电压KV 4 7 10 电导电流μA 10 10 10 表F3FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

FCZ3-110J 型号 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ-30DT3) (FCZ2-110J) FCZ3-220J (FCZ2-220J) 额定电压35 KV 35 35 110 220 试验电压501） KV 502） 18 110（100） 110（100） 250－400 电导电流μ250－400 A 250－400 150－300 （400－（400－600） 600） 250－400 工频放电电压有效值KV 70－85 78－90 85－100 170－195 340－390 1）FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。

2）FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。

3）FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表F4FCD型避雷器电导电流值

额定电压2 KV 3 4 6 10 13．2 15 试验电压2 KV 3 4 6 10 13．2 15 电导电流μFCD为50－100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5－20 A 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： U1U2—表11－1序号2中规定的试验电压；

I2I1—在U1和U2电压下的电导电流。

3）非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

F3金属氧化物避雷器部分带电测试数据

表F5MOA带电测试数据

Ix全电流 厂家 统计相序 μAms Ir阻性电流 Ir/Ix μAPeak （％） 西瓷 90 272－953 85－317 20．6－36.9 抚瓷 44 440－717 100－222 17.1-31.7 良乡 54 333－984 71－274 17.9-36.5 注：系统电压等级110－220KV

附录G高压电气设备的工频耐压试验电压标准

1min工频耐受电压有效值 最额定电高穿墙套管 工作油浸电压电力变压器 并联电互感压 电压 抗器 器 电流互感器 电抗器 纯瓷和纯瓷充油绝缘 固体关 有机器 绝缘 变压断路器 干式干式隔离开电力交出KV KV 厂 大接 厂 出交出接 厂 大交出接 厂 大交出接 厂 大交出接 厂 大交出接 厂 大交出接 厂 大交出接 厂 大交接 大修 修 修 修 修 修 修 修 修 323 ．0 6 17 0 217 5 223 5 223 5 225 5 225 5 223 5 225 0 5 18．276 ．2 20 5 23327 333332 21721 5 21 0 27 0 0 30 0 30 0 27 2 17 20 17 20 18 20 18 20 20 20 20 20 18 20 20 0 ．0 35 10 12 28 34438 444442 224 8 30 5 30 2 38 2 2 42 2 42 2 38 2 24 28 24 28 25 28 25 28 28 28 28 28 25 28 28 415 18 5 38 438 5 550 5 550 5 555 5 555 5 550 5 557 7 332 8 55 20 24 50 547 5 47 659 43 50 43 5 5 659 5 665 5 665 5 659 8 668 0 543 14035 .5 5 872 5 872 5 985 5 985 5 995 5 995 5 0 985 0100 0 760 17266 .5 0 58 1211258 0 11450 5 11450 5 11555 5 11555 5 11450 5 155 155 2110 1206 0 0 1721700 0 21800 0 21800 0 22000 0 22000 0 21800 0 230 230 3220 2592 5 5 3333395 5 33596 5 33596 5 33996 5 33995 5 33596 5 395 395 6500 5580 0 8 5765788 0 66182 0 66182 0 66880 0 66880 0 66182 0 680 680 注：红字为低电阻接地系统

附录H电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压

额定电压最高工作线端交流试验电压中心点交流试验电线端操作波试验电KV 电压KV 值KV 压值KV 压值KV 出厂或全交接或部出厂或全交接或部出厂或全交接或部部 分 部 分 部 分 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 更换绕组 ＜1 ≤1 3 2．5 3 2．5 - - 3 3．5 18 15 18 15 35 30 6 6．9 25 21 25 21 50 40 10 11．5 35 30 35 30 60 50 15 17．5 45 38 45 38 90 75 20 23．0 55 47 55 47 105 90 35 40．5 85 72 85 72 170 145 110 126．0 200 170(195) 95 80 375 319 85220 252．0 360395 306336 （200） 72(170) 750 638 500 550．0 630680 536578 85140 72120 10501175 892999 注：

1）括号内数值适用于小接地短路电流系统；

2）操作波的波形为『100×1000（0）×200（90）』μs负极性三次。

附录I油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

额定电试验电压（KV） 压峰值KV 10℃ 在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA） 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 80℃ 2－3 5 11 17 25 39 55 83 125 178 6－15 10 22 33 50 77 112 166 250 356 20－35 20 33 50 74 111 167 250 400 570 110－40 220 33 50 74 111 167 250 400 570 500 60 20 30 45 67 100 150 235 330 附录J

合成绝缘子和RTV涂料憎水性测方法及判断专责

J1通则

绝缘子憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎水性的丧失与恢复特性。

运行复合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，若遇雨雾天气，应在雨雾停止4天后测量。

憎水性状态用静态接触角（θ）和憎水性分级（HC）来表示。

J2试品准备

J2.1试品要求

试品的配方及硫化成型工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙与护套的配方及硫化成型工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。

静态接触角法（CA法）采用平板试品，面积为30～50平方厘米，试品厚度3～6mm，试品数量为3个。

喷水分级法(HC法)采用平板或伞裙试品，面积50～100平方厘米，试品数量为5个。

J2.2清洁表面试品预处理

用无水乙醇清洗表面，然后用自来水冲洗，干燥后置于防尘容器内，在实验室标准环境条件下至少保存24h。

J2.3试品涂污及憎水性迁移

按照DL/T2、0.5mg/cm2。涂污后的试品置于实验室标准环境条件下的防尘容器内进行憎水性迁移，迁移时间为4天。

J3测量方法

J3.1静态接触角法（CA法）

静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水性状态的方法。可通过静态接触角测量仪器、测量显微镜或照相等方法来测量静态接触角θ的大小。

水珠的体积4～7μl左右（即水珠重量4～7mg），每个试品需测5个水珠的静态接触角（3个试品15个测量点的平均值为θav、最小值为θmin）。

J3.2喷水分级法（HC法）

喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水性状态分为6级，分别表示为HC1～HC6。HC1级对应憎水性很强的表面，HC6级对应完全亲水性的表面。憎水性分级描述见DL/T810附录E，典型状况见附图。

对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下：

1）喷水设备喷嘴距试品25cm，每秒喷水1次，共25次，喷水后表面应有水份流下。喷射方向尽可能垂直于试品表面，憎水性分级的HC值的读取应在喷水结束后30s以内完成。试品与水平面呈20°～30°左右倾角。

2）喷水设备可用喷壶，每次喷水量为0.7～1ml；喷射角为50°～70°。喷射角可采用在距喷嘴25cm远处立一张报纸。喷射方向垂直于报纸，喷水10～15次，形成的湿斑直径为25～35cm的方法进行校正。

J4判断准则

J4.1憎水性

按J3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角θ及憎水性分级HC值。复合绝缘子的伞裙护套材料应满足：

1）静态接触角θav≥100°、θmin≥90°；

2）对于出厂绝缘子一般应为HC1～HC2级，且HC3级的试品不多于1个。

J4.2憎水性的丧失特性

在实验室标准环境条件下，将5片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡96h，水应保证试品被完全浸泡。试品要求见J.2。

将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角θ值及HC值，其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程在10min内完成，试品应满足：

1）静态接触角θav≥90°、θmin≥85°；

2）对于出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5级的试品不多于1个。

J4.3憎水性的迁移特性

从5个按J2.3规定的方法涂污并憎水性迁移4天后的试品中任选3个，顺序测量其静态接触角θ值及HC值，其余两个仅测量HC值。试品应满足：

1）静态接触角θav≥110°、θmin≥100°；

2）对于出厂绝缘子一般应为HC3～HC4级，且HC5～HC6级的试品不多于1个。

J4.4憎水性恢复时间

完成J4.1测量后，从水中取出试品，测量憎水性恢复至J4.1条憎水性分级水平的时间，对出厂绝缘子和已运行绝缘子憎水性恢复时间应小于24h。

图J1憎水性分级示意图

附录K

气体绝缘金属封闭开关设备老炼试验方法

K1老炼试验：

老炼试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式或连续地加压，其目的是：

1）将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对设备的危险性降低，甚至没有危害。

2）通过放电烧掉细小的微粒或电极上的毛刺等。

老炼试验的基本原则是既要达到设备净化的目的，又要尽量减少净化过程中微粒触发的击穿，还要减少对被试设备的损害，即减少设备承受较高电压作用的时间，所以逐级升压时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下不允许长时间耐压。

老炼试验应在现场耐压试验前进行。若最后施加的电压达到规定的耐压值Ut耐压1min，则老炼试验可代替耐压试验。

老炼试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下方案，可从如下方案选择或与制造厂商定：

方案1：

加压程序是：Um/√315min→Ut1min，如图K1所示。

√3/电压与时间关系曲线方案2：

加压程序是：0.25Ut2min→0.5Ut10min→0.75Ut1min→Ut1min，如下图所示：

/电压与时间关系曲线方案3：

加压程序是：Um/√35min→Um3min→Ut1min与以上曲线类似。

方案4：

加压程序是：Um/√33min→Um15min→Ut1min→1.1Um3min与以上曲线类似。

K2试验判据

K2.1如GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。

K2.2在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的声、光、电、化学等各种效应及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。遇有放电情况，可采取下列步骤：

1）进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，则该放电是自恢复放电，认为耐压试验通过。如果重复试验再次失败，则应解体进行检查。

2） 设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再进行一次耐压试验。

附录L

断路器回路电阻厂家标准

表L1断路器回路电阻厂家标准

电压ID 厂家 类型 （KV） 型号 电流直阻标准 （A） 备注 1 沈阳 少油 110 SW2-110Ⅰ 180 2 沈阳 少油 110 SW2-110Ⅱ 180 3 沈阳 少油 110 SW2-110Ⅲ 140 4 沈阳 少油 220 SW2-220Ⅰ 180 单断口 5 沈阳 少油 220 SW2-220Ⅱ 180 单断口 6 沈阳 少油 220 SW2-220Ⅲ 180 单断口 7 沈阳 少油 220 SW2-220Ⅳ 140 单断口 8 沈阳 SF6 110 LW11-110 70 9 沈阳 SF6 220 1W11-220 3150 40 10 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 40 11 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 80 12 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 90 13 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 190 14 沈阳 SF6 220 LW11-500 200 15 沈阳 SF6 110 LW6-110 35 16 沈阳 SF6 220 LW6-220 35 单断口 17 平顶山 SF6 110 LW6-110 3150 35 单断口 单断口18 平顶山 SF6 220 LW6-220 3150 90 35 单断口19 平顶山 SF6 500 LW6-500 3150 200 35 20 西安 SF6 220 LW15-252 42 21 西安 SF6 220 LW15-500 42 22 西安 SF6 110 LW14-126 30 23 西安 SF6 110 LW14-145 33 24 西安 SF6 110 LW25-126 45 25 西安 SF6 220 LW25-252 45 26 西安 SF6 252 LW23-252 3150 150 原型号为 27 西安 SF6 500 LW13-500 250 500－SFMT-50B 28 少油 110 SW1-110 600 700 29 少油 110 SW3-110 1000 160 30 少油 110 SW3-110G 1200 180 31 少油 110 SW4-110 1000 300 32 少油 110 SW6-110 1200 300 33 少油 110 SW7-110 1500 95 34 少油 220 SW2-220 1500 400 35 少油 220 SW4-220 1000 600 36 西安 少油 220 SW6-220 1600 400 37 沈阳 少油 220 SW6-220 1200 450 38 SF6 220 LW4-220 120 39 SF6 220 LW17-220 100 40 SF6 110 LW17-145 75 41 西门子 SF6 500 3ASS 3150 275 杭州西42 门子 SF6 252 3AQ1EE 4000 33±9 43 日立 SF6 500 OFPTB 3150 150 44 日立 SF6 220 OFPTB 3150 150 45 美国 真空 35 VBM、VBU 200 46 ABB SF6 500 ELFSP7-2 4000 85 47 多油 35 DW8-35 250 48 三菱 SF6 220 250-SFM-50B 2000 35 49 SF6 550 550-SFM-50B 3150 78 50 SF6 550 500-SFMT-50B 3150 180 51 北京ABB SF6 110 LTB145D1/B 3150 40 52 SF6 220 HPL245B1 4000 50 53 SF6 220 HPL245B1 4000 40 上海华54 通 SF6 220 LW31-252 3150 45 单断口 55 SF6 220 ELFSLA-2 3150 50 单断口 56 SF6 110 LW17-125 2500 55 单断口 57 北京ABB SF6 550 HPL550(T)B2 4000 ≤78 58 苏州阿SF6 550 GL317(D) 4000 95 尔斯通 附录L

2005年规程修订部分

二、旋转电机

1、表2－1中序号1：定子绝缘电阻测量，新国标已报批1年，主要变化是10KV及以上电压等级的绕组要求使用5KV摇表。不再测量吸收比，仅测1min/10min的极化指数。

2、表2－1中序号4：定子交流耐压，按照GB/T7409-2002规定，是两倍电压加1000V，不再是两倍电压加3000V。

3、表2－1中序号17：频率范围把现在－10％——＋15％改为－6％——＋15％；现场应进行交接试验并与出厂试验对比，取消“有厂家试验数据时可不进行”这句话。 4、表2－1中序号18：试验周期取消“小修时”。（两次大修之间作一次）。

5、附录表A1----表A4耐压试验规定值，新版JB/T6204-2002《高压交流电机定子线圈及绝缘耐压试验规范》有一些变化，应当照新标准修改，具体修改意见需要仔细核对对应表格。

6、名词“套箍”修改为“护环”。 三、电力变压器及电抗器 1、表3－1序号2直流电阻

增加：三相不平衡率判断――变化大于0.5%应引起注意,变化大于1%应处理. 增加:三相大小顺序不变。 2、表3－1序号3绝缘电阻

大型变压器不进行温度换算。大于10000M时不以下降70％判断。 3、表3－1序号13变比

单相变压器组成的三相变压器组应在组成后检查组别。 4、表3－1序号17局部放电 增加110KV交接时；

5、表3－1序号21压力释放阀

交接时（出厂有报告可不作）；5年或大修后。 6、表3－2

序号9、10、11进行讨论，建议序号9、10交接时不进行该项试验； 四、互感器 电流互感器

1、表4－1序号9励磁特性曲线

在说明中加入：“应在拐点附近测量5－6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV。”

2、表4－1序号6局部放电

2．135KV固体绝缘CT试验周期改为：交接时、必要时；

2．2试验程序及标准应按GB1208-1997《电流互感器》进行更新；

局部放电允许水平（1998年5月后）

CT绝缘类型 预加电压KV 局放测量电压KV 局部放电允许水平PC 交接时/大修后 35KV固体绝缘 工频交流耐压值得80％ 1．2Um 50 1.2Um/√3 20 110KV及以上油浸式、SF6气体绝缘 Um 10 1.2Um/√3 5 3、SF6绝缘电流互感器

3．1气体湿度在说明中加：安装后，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。

3．2气体密度继电器校验周期：交接时1－3年。

3．3老练及耐压试验。周期：交接时、必要时。说明：现场安装、充气后必须进行老练及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验。试验程序按照原国家电力公司发输电输『2002』58号附件2《预防110KV――500KV互感器事故措施》的要求进行：气体湿度测量合格后进行老练试验：1.1Un(10min)→0→1.0Un(5min)→1.73Un(3min)→0(Un指额定相对地电压).老练试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%. 电压互感器 电磁式电压互感器 1表4-2序号6局部放电

1．115.75—35KV,固体绝缘PT试验周期改为:交接时、必要时； 1．2试验程序及标准应按GB1207-1997《电压互感器》进行更新：

局部放电允许水平（1998年5月后）

局部放电允许水平PC 绝缘类型 预加电压KV 局放测量电压KV 交接时 15．75－35KV固体绝缘 预加电压为其感应耐压值得80％ 相对地电压互感器 1．2Um 50 1.2Um/√3 20 相对相电压互感器 1.2Um 20 110KV及以上，油浸式 预加电压为其感应耐压值得80％ 相对地电压互感器 Um 10 1.2Um/√3 5 相对相电压互感器 1.2Um 5 2、表4－2序号7空载电流测量

2．1周期改为：交接时、1－5年、必要时。 电容式电压互感器、电容器

在电容量及介损测量：在说明部分加：若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。

五、开关设备

1、表5－1序号4说明改为“对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行断口间耐压试验。

说明中增加“罐式断路器应在耐压试验前进行老练试验，老练试验施加的电压与时间可由制造厂与用户协商，也可参照以下程序：

a)1．1倍设备额定相对地电压10min，然后下降到0。

b)1．0倍设备额定相对地电压5min，然后升到1.73倍设备额定相对地电压3min，最后上升到现场交流耐压额定值1min”

2、表5－1序号8将“制造厂有要求时测”删掉。

3、表5－1序号9：项目：断路器的时间特性：应改为：断路器合、分闸时间、合分时间、及不同期性。同期增加“1－3年”。

4、表5－3序号5：项目名称应改为：机械特性试验。周期增加“1－3年”，标准里补充：

1）分、合闸时间、分、合闸速度应符合制造厂规定； 2）分闸不同期不大于2ms，合闸同期不大于3ms；

3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms、对于40.5KV不大于3ms，分闸反弹幅值不大于触头开距的20％”。

5、另：关于控制和辅助回路的耐压值在DL/T593的最新修改中有新的规定，但还未发布，如果有改动意见按照新标准实施。 八、电力电缆线路

8．1．4b)停电超过1个月但不满1年的：作规定耐压试验值得50％，耐压1分钟。 c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。

8．1．5新敷设的电缆投入运行3－12个月，一般应作1次耐压试验。

表8－2第4标准中（2）1－300Hz谐振耐压试验 交接时：35KV及以下2U05min 66KV110KV1.7U05min 220KV1.4U060min 十一、避雷器

金属氧化锌避雷器试验项目：

序号2预试时采用的75％U1mA中的U1mA应采用交接时的数据，而不能使用预试时测量得到的U1mA。

表11－2序号5、6中说明里删掉“可在带电状态下检查”以免引起误会。 十二、接地装置

1、项目1中的《标准》修改为： R≤2000/I（1）

式中I――经接地装置流入地中的短路电流，A;R---考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω；但必须采取措施以保证发生接地短路时，在接地装置上：

1）接触电压和跨步电压均不超过允许的数值；2）做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生；3）3－10KV避雷器不动作 项目1中的《说明》去掉第3）4），保留1）、2） 需要单独增加的项目：

线路避雷器：按照华北电集生『2003』14文增加线路用金属氧化锌避雷器试验项目及标准。