电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程.pdf

山东电力集团公司山东电力集团公司电力设备交接和预防性实验规程电力设备交接和预防性实验规程二ΟΟ三年三月前言预防性实验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一预防性实验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，1996 年原电力工业部颁发 DL/T596—1996《电气设备预防性实验规程》后，原山东省电力工业局为了减少停电次数，达到多发多供的目的，结合山东省的实际情况，制定颁发了《山东省电力工业局电气设备预防性实验规程(试行)》 ，多年来对电力生产起到了非常重要的作用，并积累了丰富的经验交接实验的主要目的是检验电气设备安装过程中的质量，它是电气设备开展预防性实验和绝缘监督工作的基础GB50150—1991《电气装置安装工程电气设备交接实验规范》自1992 年实施以来，对保证电气设备安全可靠投入运行起了重要作用随着电力工业的迅速发展，新设备的大量涌现，实验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要特别是在执行预试规程和交接规范的过程中，由于交接规范 10 年来没有进行过修订，出现了交接规范比预试规范低的现象，给执行规范带来困难为此， 2002 年山东电力集团公司组织相关技术人员，在广泛征求意见的基础上，依据《电气设备预防性实验规程》和《电气装置安装工程电气设备交接实验规范》 ，结合山东电力集团公司的实际情况，编制了《电力设备交接和预防性实验规程》 。

本规范经山东电力集团公司批准从2003 年 3 月 10 日起实施本规范从生效之日起代替 1997 年山东省电力工业局颁发的《山东省电力工业局电气设备预防性实验规程(试行)》 ，凡其它规范、规定涉及电力设备交接和预防性实验的工程、内容、要求等与本规范有抵触的，以本规范为准本规范的附录 A、附录 B 和附录 H 是规范的附录本规范的附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G、附录 I、附录 J 和附录 K 是提示的附录目录1范围…………………………………………………………………………………………………………… 42引用规范……………………………………………………………………………………………………… 43定义、符号…………………………………………………………………………………………………… 54总则…………………………………………………………………………………………………………… 65旋转电机……………………………………………………………………………………………………… 76电力变压器及电抗器……………………………………………………………………………………… 187互感器……………………………………………………………………………………………………… 278开关设备…………………………………………………………………………………………………… 319套管………………………………………………………………………………………………………… 4210 支柱绝缘子和悬式绝缘子………………………………………………………………………………… 4311 电力电缆线路……………………………………………………………………………………………… 4312 电容器……………………………………………………………………………………………………… 4913 绝缘油和六氟化硫气体…………………………………………………………………………………… 5714 避雷器……………………………………………………………………………………………………… 5715 母线………………………………………………………………………………………………………… 5916 二次回路…………………………………………………………………………………………………… 6017 1kV 及以下的配电装置和电力布线……………………………………………………………………… 6018 1kV 及以上的架空电力线路……………………………………………………………………………… 6119 接地装置…………………………………………………………………………………………………… 6220 电除尘器…………………………………………………………………………………………………… 6421 低压电器…………………………………………………………………………………………………… 66附录 A(规范的附录)同步发电机定子绕组的交流实验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗……………67附录 B(规范的附录)绝缘子的交流耐压实验电压规范……………………………………………………70附录 C(提示的附录)污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………71附录 D(提示的附录)橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法……………………………………71附录 E(提示的附录)橡塑电缆附件中金属层的接地方法…………………………………………………72附录 F(提示的附录)避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………72附录 G(提示的附录)油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值…………………………………………73附录 H(规范的附录)高压电气设备的工频耐压实验规范…………………………………………………74附录 I(提示的附录)发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值………………………………74附录 J(提示的附录)电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数…………………………75附录 K(提示的附录)参考资料………………………………………………………………………………751 1范围范围本规范规定了各种电力设备交接和预防性实验的工程、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。

本规范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进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品规范为基础，参照本规范执行2 2引用规范引用规范下列规范所包含的条文，通过在本规范中引用而构成为本规范的条文本规范出版时，所示版本均为有效所有规范都会被修订，使用本规范的各方应探讨使用下列规范最新版本的可能性 DL/T 596—1996电力设备预防性实验规程 GB 50150—1991电气装置安装工程 电气设备交接实验规范 GB/T 261—1983石油产品闪点测量法 GB/T 264—1983石油产品酸值测量法 GB/T 311—1997高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 507—1986绝缘油介电强度测量法 GB/T 511—1988石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 1094.1～.2—1996、GB 1094.3～.5 电力变压器 GB 2536—1990变压器油 GB 5583—1985互感器局部放电测量 GB 5654—1985液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 GB 6450—1986干式电力变压器 GB/T 6541—1986石油产品油对水界面张力测量法(圆环法) GB/T 7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328—1987变压器和电抗器的声级测量 GB/T 7595—2000运行中变压器油质量规范 GB/T 7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) GB/T 7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB 法) GB 7600—1987运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) GB 7601—1987运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法) GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB 9326.1～.5—1988交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 11022—1989高压开关设备和控制设备规范的共用技术条件 GB 11023—1989高压开关设备六氟化硫气体密封实验导则 GB 11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—1989工业六氟化硫 DL/T 421—1991绝缘油体积电阻率测量法 DL/T 423—1991绝缘油中含气量测量--真空压差法 DL/T 429.9—1991电力系统油质实验方法绝缘油介电强度测量法 DL/T 450—1991绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 492—1992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 593—1996高压开关设备的共用订货技术导则 SH 0040—1991超高压变压器油 SH 0351—1992断路器油3 3定义、符号定义、符号3.1 预防性实验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、实验或监测，也包括取油样或气样进行的实验。

3.2 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 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范中，若无特别说明，均指加压lmin时的测得值3.5 吸收比在同一次实验中，lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比3.6 极化指数在同一次实验中，10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比3.7 本规范所用的符号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 lmA 下的参考电压tgδ 介质损耗因数4 4总则总则4.1 设备进行实验时，实验结果应与本设备历次实验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论4.2 山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本规范开展绝缘实验工作 在执行规范过程中，遇到特殊情况，如延长设备的实验周期、降低实验规范、增、删实验工程时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kV 及以上电气设备并报上级主管部门备案。

4.3 50Hz交流耐压实验，加至实验规范电压后的持续时间，无特别说明，均指lmin，其它耐压实验的实验电压施加时间在有关设备的实验要求中规定非规范电压等级的电力设备的交流耐压实验值，可根据本规范规定的相邻电压等级按插入法进行计算耐压实验电压值以额定电压的倍数计算时，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4.4 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压实验静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV >72小时 220kV >48小时 110kV及以下 >24小时4.5 进行耐压实验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独实验(制造厂装配的成套设备不在此限)同一实验电压的设备可连在一起进行实验已有单独实验记录的若干不同实验电压的电力设备，在单独实验有困难时，也可以连在一起进行实验此时实验电压应采用各种设备中的最低实验电压4.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定实验电压：4.6.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其实验电压；4.6.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其实验电压。

4.7 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种实验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品和周围空气的温度和湿度进行绝缘实验时，被试品温度不应低于5℃，空气相对湿度一般不高于 80％本规范中使用常温为 1040℃实验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度4.8 110kV 及以上 6 个月、35kV 及以下 1 年未投入运行的设备，在投运前按本规范“投运前”规定的内容进行4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行4.10 预试周期原则上 110kV 及以上电气设备为 3 年35kV 及以下电气设备可延长至 6 年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定4.11 不拆头不影响实验结果的预防性实验可以按照本规范要求采用不拆头实验的方法进行4.12 本规范未包含的电气设备的交接和预防性实验，按制造厂规定进行4.13 交接实验时，本规范未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程 电气设备交接实验规范》为准。

5 5旋转电机旋转电机5.15.1 同步发电机同步发电机5.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机交接和预防性实验工程、周期和要求见表 5.16000kW 以下、电压 1kV 以上的同步发电机应进行除第29 项以外的其余各项电压1kV 及以下的同步发电机不论其容量大小，均应按第 1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19 和 25 项进行5.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定5.1.2.1 发电机大修中更换绕组时，容量为 10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为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) 沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于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值不小于(Un+1)MΩ(取 Un 的千伏数，下同)，分相实验时不小于 2(Un+1)MΩ若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算，换算公式参考附录J5.1.2.2 运行中的发电机，在大修中未换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。

5.1.3 有关发电机的监测水冷、水氢氢以及全氢冷的发电机要依据各自的冷却方式分别加装漏水报警或内部过热报警监测装置，并在发电机运行中保证监测装置可靠工作表 5.1同步发电机实验工程、周期和要求序号1项目定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数周期1)交接时3)小修时4)23 年5)必要时要求1)绝缘电阻值自行规定若在相缘电阻值降低到历年正常值的1/3 以下时，应查明原因，设法消除2)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于 23)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于 1.3 或极化指数不应小于 1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于 1.6 或极化指数不应小于 2.0；水内冷定子绕组自行规定说明1)额定电压为 1000V 以上者，用 2500V 兆欧表，量程一般不低于 10000MΩ2)水内冷定子绕组用专用兆欧表，应测量汇水管及引水管的绝缘电阻，阻值应符合制造厂的规定3)200MW 及以上机组推荐测量极化指数2)大修前、后近实验条件(温度、湿度)下，绝序号2项目定子绕组的直流电阻周期1)交接时2)大修时3)出口短路后要求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)测量值比较，不大于最小值的 1.5%(水轮发电机为 1%)，超出要求者，应查明原因说明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℃2)汽轮发电机相间 (或分支间)差别及其历年的相对变化大于 1%，应引起注意3)电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入 10％ ～20％额定电流(直流)，用红外热像仪查找3定 子 绕 组 泄 1)交接时漏 电 流 和 直 2)大修前、后流耐压实验3)23 年或小修时4) 更 换 绕 组后1)实验电压全部更换定子绕组并修好后局部更换定子绕组并修好后运行 20 年及以下大运行 20 年以上与架空修线路直接连接前运行 20 年以上不与架空线路直接连接小修时、预试和大修后1)应在停机后清除污秽前热3.0Un2.5Un状态下进行。

处于备用状态时，可在冷态下进行氢冷发电机应在充氢后含氢量96%以上或排氢后含氢量在2.5Un3%以下时进行，严禁在置换过程中进行实验2.5Un2)实验电压按每级 0.5Un 分(2.0阶段升高，每阶段停 1min3)之一者，2.5)Un3)不符合左栏 2)、2.0Un应尽可能找出原因并消除，2)在规定实验电压下，各相泄漏电流但并非不能运行的差别不应大于最小值的 100%；最大 4)泄漏电流随电压不成比例泄漏电流在 20μA 以下者，相间差值 的显著增长时，应注意分析与历次实验结果相比较，不应有显著5)实验时，微安表应接在高变化3)泄漏电流不随时间的延长而增大压侧，并对出线套管表面加以屏蔽水内冷发电机汇水4)交接时：实验电压为 3.0Un，各相泄 管表面有绝缘者，应采用低漏电流的差别不应大于最小值的 50%， 压屏蔽法接线；汇水管直接最大泄漏电流在 20μA 以下者，相间差 接地者，应在不通水和引水值与出厂实验结果相比较，不应有明显 管吹净条件下进行实验冷差别却水质应透明纯净，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 5.0×10 µS/m；对于独立的密闭循环水系统不大于 1.5×10 µS/m序号4项目定子绕组交周期1)交接时3)更换绕组后要求说明221)全部更换定子绕组并修好后的实验1)应在停机清除污秽前热状电压为：容量kW 或kVA小于1000010000及以上额定电压UnV36以上6000 以下60001800018000 以上实验电压V态下进行，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含氢量96%以上或排氢后含氢量在 3%以流耐压实验2)大修前2Un+1000 但最 下时进行，严禁在置换过程低为 1500中进行实验2.5Un2Un+30002)水内冷电机一般应在通水的情况下进行实验，进口机按专门协议组按制造厂规定冷却水质2)交接时，交流耐压规范按上表值的应透明纯净，无机械混杂物，75%导电率在水温 20℃时要求：3)大修前或局部更换定子绕组并修好对于开启式水系统不大于25.0×10 µS/m； 对于独立的密后实验电压为：运行 20 年及以下者运行 20 年以上与架空线路直接连接者运行 20 年以上不与架空线路直接连接者1.5Un1.5Un闭循环水系统不大于1.5×10 µS/m3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，实验电压峰值(1.31.5)Un为工频实验电压值的1.2倍,持续时间为 1min4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的实验电压见附录 A25转子绕组的绝缘电阻1)交接时2)大修中转3)小修时1)绝缘电阻值一般不小于0.5M1)水内冷发电机用 500V 及2)转子绕组额定电压在 200V以上的可用 2500V 兆欧表，200V 及以下的采用 1000V 兆欧表3)当水内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于 2kΩ时，可允许投入运行4)当氢内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于 0.5MΩ时，可允许投入运行2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温以下兆欧表或其它测量仪器子清扫前、后 下一般不应小于 5k序号6项目直流电阻周期2)大修时要求比较，其差别一般不超过2%说明温度与周围空气温度之差不应大于±3℃2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量7转 子 绕 组 1)显极式转实验电压交 流 耐 压 子大修时和显极式和隐极式转实验更换绕组后子全部更换绕组并2) 隐 极 式 修好后转 子 拆 卸护环后、局部 修 理 槽内 的 绝 缘组后1)隐极式转子拆卸护环只修理端可用 2500V 兆欧表测量额 定 励 磁 电 部绝缘时，压 500V 及以 绝缘电阻代替则下者为 10Un， 2)隐极式转子若在端部有铝鞍，但 不 低 于 在拆卸护环后作绕组对铝鞍的耐实验时将转子绕组与轴连1500V ； 500V 压实验。

以上者 接，在铝鞍上加电压 2000V3)全部更换转子绕组时工艺过程2Un+4000V转子绕组的1)交接时与初次(交接或大修)所测量的结果 1)在冷状态下进行测量，绕组表面和 更 换 绕显极式转子大修时5Un，但不低于中的实验电压值按制造厂规定隐极式转子绕组不进行及局部更换绕组并1000V，不大于4)交接时，修好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2000V于 1000V，不大于 2000V交流耐压实验， 可采用 2500V 兆欧5Un，但不低表测量绝缘电阻代替8发电机和励1)交接时磁机的励磁2)大修时回路所连接3)小修时的 设 备 ( 不包括发电机转子和励磁机 电 枢 ) 的绝缘电阻绝缘电阻值不应小于 0.5M，否则 1)小修时，用 1000V 兆欧表应查明原因并消除2)大修时，用 2500V 兆欧表3)回路中有电子元器件设备的， 实验时应将插件拔出或将其两端短接9发电机和励1)交接时磁机的励磁2)大修时回路所连接的 设 备 ( 不包括发电机转子和励磁机 电 枢 ) 的交流耐压实验实验电压为 1000V1)可用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代替2)水轮发电机的静止可控硅励磁的实验电压， 应按序号 7 的规定进行3)回路中有电子元器件设备的， 实验时应将插件拔出或将其两端短接序号10项目定子铁芯实验周期1)交接时2)重新组装或更换、修理硅钢片后3)必要时要求1)磁密在1T下齿的最高温升不大于 25K， 齿的最大温差不大于 15K，单位损耗不大于1.3 倍参考值，在 1.4T 下自行规定2)单位损耗参考值见附录A3)对于运行年久的发电机自行规定说明11发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻1)交接时2)大修时12灭 磁 电 阻 器(或自同期电阻器)的直流电阻13灭 磁 开 关 的并联电阻14转 子 绕 组 的交 流 阻 抗 和1)交接时2)大修时1)交接时， 若制造厂已进行过实验，且有出厂实验报告时，可不进行实验2)在磁密为 1T 下持续实验时间为90min，在磁密为 1.4T 下持续时间为 45min，对直径较大的水轮发电机实验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差3)用红外热像仪测温1)汽轮发电机组的轴承不得汽轮发电机组的轴承绝缘，用低于 0.5M1000V 兆欧表在安装好油管后进行2)立式水轮发电机组的推力测量轴承每一轴不得低于100M；油槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M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100M与铭牌或最初测得的数据比非线性电阻按制造厂要求较，其差别不应超过 10%1)交接时2)大修时1)交接时2)大修时与初始值比较应无显著差别电阻值应分段测量阻抗和功率损耗值自行规 1)隐极式转子在膛外或膛内以及不定。

在相同实验条件下与历同转速下测量，显极式转子对每一功率损耗15检 温 计 绝 缘电 阻 和 温 度计检验定 子 槽 部 线圈 防 晕 层 对地电位1)交接时2)大修时年数值比较，不应有明显变个转子线圈测量化2)每次实验应在相同条件、相同电压下进行，实验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定)3)本实验可用动态匝间短路监测法代替1)绝缘电阻值自行规定1)用 250V 及以下的兆欧表2)检温计指示值误差不应超2)除埋入式检温计外还包括水冷定过制造厂规定子绕组引水管出水温度计不大于 10V1)运行中检温元件电位升高，槽楔松动或防晕层损坏时测量2)实验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值3)有条件时可用超声法探测槽放电16必要时序号17项目周期1)交接时2)大修时(200MW及以上)3)必要时1)交接时2)大修时3)必要时要求说明汽 轮 发 电 机定 子 绕 组 端部 振 型 模 态实验18定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量模态实验固有频率在 94～115Hz 之间， 交接时有制造厂测量数且振型为椭圆的为不合格，应进行端部 据时可不进行结构改造1)直流实验电压为 Un2)测试结果一般不大于附录I 表 I1 中的值1) 本 项 实 验 适 用 于100MW 及以上的国产定子水内冷汽轮发电机2)可在通水条件下进行实验，以发现定子接头漏水缺陷1)测量时应采用高内阻(不小于100k/V)的交流电压表2)对于端盖式轴承可测轴对地电压19轴电压1)交接时2)大修后2021定子绕组绝累计运行时间 20缘老化鉴定年以上且运行或预防性实验中绝缘频繁击穿时空载特性曲1)交接时线2)大修后3)更换绕组后1)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2)分别在空载额定电压时及带负荷后测量3)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V4)水轮发电机应测量轴对机座的电压见附录 A新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做实验，取得初始值1)与制造厂 (或以前测得的 )数据比较，应在测量误差的范围内2)在额定转速下的定子电压最高值:a)水轮发电机为 1.5Un(以不超过额定励磁电流为限)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时持续时间为 5min22三相稳定短1)交接时路特性曲线2)更换绕组后3)必要时发电机定子开路时间的灭磁时间常数测量自动灭磁装置分闸后的定子残压1)交接时2)更换灭磁开关后交接时与制造厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围之内时间常数与出厂实验或更换前相比较应无明显差别2324残压值不作规定(一般在 200V 以下)序号2526项目检查相序温升实验周期1)交接时2)改动接线时1)定、转子绕组更换及冷却系统改进后2)增容改造后3)必要时1)交接时2)增容改造后3)必要时要求应与电网的相序一致应符合制造厂规定说明如对埋入式温度计准确度有怀疑时，可用带电测平均温度的方法加以校对27进相运行实验应符合运行规程的要求分备变和厂变带厂用电两个工况进行交接时当无制造厂型式实验数据时应进行测量2829效率实验增容改造后超瞬态电抗1)交接时和负序电抗2)必要时应符合制造厂规定应符合制造厂规定5.25.2 直流电机直流电机直流电机的实验工程、周期和要求见表5.2。

表 5.2直流电机的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绕组的绝缘1)交接时绝缘电阻值一般不低于 0.5M电阻2)大修时3)必要时2绕组的直流1)交接时1)与制造厂实验数据或以前测得的值电组2)大修时比较，其差别一般不大于 2%，补偿绕组自行规定2)100kW 以下不重要的电机自行规定3电枢绕组片1)交接时相互间的差值不应超过正常最小值的间的直流电2)大修时10%阻说明1)用 1000V 兆欧表2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻4绕组的交流耐压1)交接时2)大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的实验电压：1)交接时为 1.5Un＋750V，但不小于1200V2)大修时为 1000V1)由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判断2)对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值100kW 以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代替5磁场可变电阻器的直流电阻磁场可变电阻器的绝缘电阻1)交接时2)大修时1)交接时2)大修时与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过 10%绝缘电阻值一般不低于 0.5M应在不同分接头位置测量，电阻变化应有规律性1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行2)用 2500V 兆欧表6序号7项目调整碳刷的中心位置检查绕组的极性及其连接的正确性测量电枢及磁极间的空气间隙直流发电机的特性周期1)交接时2)大修时3)必要时1)交接时2)接线变动时1)交接时2)大修时要求核对位置是否正确，应满足良好的换向要求极性和连接均应正确说明必要时可做无火花换向实验89101)交接时2)大修后必要时3)更换绕组后11直流电动机1)交接时的空转检查2)大修后3)更换绕组后各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围内：3mm 以下气隙：±10%3mm 及以上气隙：±5%与制造厂实验数据相比1)空载特性：测录至最大励磁电压值较，应在测量误差范围内2)负载特性：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载3)外特性：必要时进行4)励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压的情况下进行1)转动正常空转检查的时间一般不小于1h2)调速范围合乎要求5.35.3 中频发电机中频发电机中频发电机的实验工程、周期和要求见表5.3。

表 5.3中频发电机的实验工程、周期和要求序号1项目周期要求绝缘电阻值不小于 0.5M说明1000V 以下的中频发电机使用1000V 兆欧表测量；1000V 及以上者使用 2500V 兆欧表测量1)各相绕组直流电阻值相互间差别不超过最小值的 2%2)励磁绕组所测得的直流电阻值与出厂值比较，不应有显著差别3绕组的交流1)交接时耐压2)大修时实验电压为出厂值的 75%副励磁机的交流耐压实验可用1000V 兆欧表测量绝缘电阻代替绕组的绝缘1)交接时电阻2)大修时3)小修时2绕组的直流1)交接时电阻2)大修时4可变电阻器1)交接时或起动电阻2)大修时器的直流电阻与制造厂数值或最初测得的值比较，相差不得超过 10%1000V 及以上中频发电机应在所有分接头上测量序号5项目周期要求说明1)空载特性：测录至最大励磁电压值2)负载特性：仅测录励磁机的负载特性；测录时，以同步发电机的励磁绕组为负载3)永磁式中频发电机只测录发电机电压与转速的关系曲线4)外特性：必要时进行新机投运后创造条件进行测录中频发1)交接时与制造厂实验数据比较应在电机的特性2)大修后必要时测量误差范围内曲线3)更换绕组后67检查相序温升实验交接时必要时电机出线端子标号与相序一致按制造厂规定5.45.4 交流电动机交流电动机5.4.1 交流电动机的实验工程、周期和要求见表5.4。

5.4.2 容量在 100kW 以下的电动机一般只进行1、2、4、14，对于特殊电动机的实验工程按制造厂规定表 5.4交流电动机的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绕 组 的绝 缘 电阻 和 吸收比(或极 化 指数)1)交接时2)大修时3)小修时4)必要时1)绝缘电阻值a)额定电压 1000V 以下者，室温下不低于 0.5Mb)额定电压 1000V 及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于每千伏 1M，投产前室温下(包括电缆)不应低于每千伏 1Mc)转子绕组绝缘电阻不应低于0.5M2)吸收比(或极化指数)自行规定1)1000V及以上或100kW及以上的电动机各相绕组的直流电阻值的相互间差别不应超过最小值的 2%，中性点未引出时，可测量线间电阻，其相互差别不应超过最小值的 1%2)其余电动机自行规定3)应注意相互间差别的历年相对变化1)实验电压交接及全部更换绕组：3Un；大修或局部更换绕组：2.5Un2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的 100%，泄漏电流为 20μA 以下者不做规定3)500kW 以下的电动机自行规定1)容量为 500kW 及以上的电动机，应测量吸收比 (或极化指数)，参照发电机中有关规定2)3000V 以下的电动机使用1000V 兆欧表；3000V 及以上者，使用 2500V 兆欧表3)小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与其起动设备一起测量4)有条件时应分相测量2绕 组 的直 流 电阻1)交接时2)大修时3)必要时3定 子 绕组 泄 漏电 流 和直 流 耐压实验1)交接时2)大修时3) 更 换 绕组后有条件时应分相进行序号4项目定 子 绕 组的 交 流 耐压周期1)交接时2)大修后3) 更 换 绕组后要求1)大修中不更换或局部更换定子绕组后实验电压为 1.5Un，但不低于 1000V2) 全 部 更 换 定 子 绕 组 后 实 验 电 压 为(2Un+1000)V，但不低于 1500V3)交接时实验电压 0.75(2Un+1000)V说明1)低压和 100kW 以下不重要的电动机，交流耐压实验可用 2500V 兆欧表测量代替2)全部更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压实验按制造厂规定1)绕线式电动机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压实验2)Uk 为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压3)交接时， 3000V 及以上电动机进行实验5绕 线动 机绕 组流 耐验式转的压电子交实1)交接时2)大修后3) 更 换 绕组后实验电压如下：大 修 不更 换 转子 绕 组或 局 部更 换 转子绕组全 部 更换 转 子绕组后交接时不可逆式1.5Uk， 但不小于 1000V可逆式3.0Uk， 但不小于2000V(2Uk+1000)V(4Uk+1000)V6同 步 电 动机 转 子 绕组 交 流 耐压实验可 变 电 阻器、起动电阻器、灭磁电 阻 器 的直流电阻可 变 电 阻器、起动电阻器、灭磁电 阻 器 的绝缘电阻可 变 电 阻器 与 同 步电 动 机 灭磁 电 阻 器的 交 流 耐压实验1)交接时2)大修时0.75(2Uk+0.75(4Uk+1000)V1000)V1)交接时实验电压为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于 1200V，但不应高于出厂实验电压值的 75％2)大修时实验电压为 1000V可用 2500V 兆欧表测量代替71)交接时2)大修时与制造厂数值或最初测得的结果比较，相差3000V 及以下的电动机不应超过 10%应在所有分接头上测量直流电阻81)交接时2)大修时与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5 M用 2500V 兆欧表91)交接时2)大修时实验电压为 1000V可用 2500V 兆欧表测量代替序号10项目同 步机 及磁 机的 绝阻电其轴缘动励承电周期1)交接时2)大修时要求绝缘电阻不应低于 0.5M说明在油管安装完毕后用1000V 兆欧表测量11转 子 金 属绑 线 的 绝缘电阻检 查 定 子绕 组 的 极性1)交接时2)大修时绝缘电阻不应低于 0.5M用 2500V 兆欧表测量121)交接时2) 接 线 变动时定子绕组的极性与连接应正确13定 子 铁 芯实验1)必要时2) 全 部 更换 绕 组 或修 理 铁 芯后1)交接时2)必要时参照表 5.1 中序号 1014电 动转 并空 载和 空耗机测电载空量流损1)转动正常，空载电流自行规定2)额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的 50%15双 电 动 机拖 动 时 测量 转 矩 --转速特性必要时两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于 10%1)对双绕组的电动机，应检查两分支间的连接的正确性2)中性点无引线者可不检查极性1)3000V或500kW及以上电动机应做此实验2)如果电动机定子铁芯没有缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值1)空转检查的时间一般不小于 1h2)测量空载电流仅在对电动机有怀疑时进行3)3000V 以下电动机仅测量空载电流，不测量空载损耗1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机2)更换时，应选择两台转矩—转速特性相近的电动机6 6 电力变压器及电抗器电力变压器及电抗器6.1 电力变压器及电抗器的实验工程、周期和要求见表 6.1。

表 6.1 电力变压器及电抗器的实验工程、周期和要求序号1项目周期要求(μL/L)不得超过下列数值：说明和 C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长断， 必要时缩短周期进行跟踪分析1)新装变压器的油中 H2与烃类气体含量 1)总烃包括 CH4、C2H4、C2H6油中溶解 1)交接时气体色谱 2)投运前分析3)新装、大修总烃：20；H2：30；C2H2：不应含有投运后 1 天、4 量(μL/L)不得超过下列数值：天、10 天、30 总烃：50；H2：50；C2H2：不应含有天各 1 次4)运行中后的变压器在2)大修后变压器的油中 H2与烃类气体含 趋势时，可结合产气速率判3)运行设备的油中H2与烃类气体含量3)总烃含量低的设备不宜采( μL/L)超过下列任何一项值时应引起用相对产气速率进行判断a)500kV 变压 注意：器 1 个月 1 次总烃：150；H2：150；b)220kV 变压 C2H2：5 (35220kV)器 3 个月 1 次c)110kV 变压1 (500kV)4)烃类气体总和的绝对产气速率超过器 6 个月 1 次6mL/d 或相对产气速率大于 10%/月则认5)出口(或近 为设备有异常区)短路后7)必要时5)对 500kV 电抗器，当出现少量(小于5μL/L)乙炔时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可跟踪监督运行2绕组直流 1)交接时电阻2)3 年1)1600kVA 以上变压器，各相绕组电阻1)如电阻相间差在出厂时超相互间的差别不应大于平均值的 2%，无 过规定， 制造厂已说明了这种位测得值比较， 其变化不应大3)大修前、后中性点引出的绕组，线间差别不应大于偏差的原因， 则与以前相同部4)无载分接开平均值的 1%置关变换分接位2)1600kVA 及以下的变压器，相间差别于 2%一般不大于平均值的 4%，线间差别一般 2)预试时有载分接开关可在经常运行的分接上下几个分行分接测量3)不同温度下电阻值按下式换算R2 R15)有载分接开不大于平均值的 2%有分接)6)必要时不应大于 2%4)电抗器参照执行关检修后(所 3)与以前相同部位测得值比较，其变化接处测量， 无载分接开关在运T T2T T1式中 T 为电阻温度常数， 铜导线取 235，铝导线取 225。

序号3项目绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数周期1)交接时2)3 年3)大修前、后4)投运前5)必要时要求1)绝缘电阻换算至同一温度下， 与前一次测试结果相比应无显著变化2)35kV 及以上应测量吸收比，吸收比在常温下不低于 1.33)220kV 及以上应测量极化指数，极化指数在常温下不低于 1.54)预试时可不测量极化指数； 吸收比不合格时增加测量极化指数， 二者之一满足要求即可说明1)使用 2500V 或 5000V 兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4)尽量在油温低于 50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2 R11.5(t1t2)/104绕组的介 1)交接时质损耗因 2)大修前、后数 tgδ3)必要时4)绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时式中 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℃时不大于下列数值：1)非被试绕组应接地或屏蔽500kV 0.6%2)同一变压器各绕组 tgδ的要求值110～220kV 0.8％相同35kV 及以下 1.5%3)测量温度以顶层油温为准，各次2)tgδ值与出厂实验值或历年的测量时的温度尽量相近数值比较不应有显著变化 (一般不 4)尽量在油温低于 50℃时测量，不大于 30％)同温度下的 tgδ值按下式换算：3)实验电压：tg2 tg11.3(t2t1)/10绕组电压10kV式中 tgδ1、tgδ2分别为温度 t1、10kV 及以上绕组电压10kV 以下5额定电压 Unt2时的 tgδ值678电容型套1)用正接法测量管的介质2)测量时记录环境温度及变压器损耗因数见第 9 章“套管”(或电抗器)顶层油温(tgδ)和电容值绝缘油实见第 13 章“变压器油”验绕组连同 1)交接时1)容量 8000kVA 以下、额定电压1)可采用倍频感应或操作波感应法套管的交 2)更换绕组后35kV 及以下交接时应进行交流耐2)35kV 及以下全绝缘变压器现场流耐压实 3)必要时压实验条件不具备时，可只进行外施工频验2)容量 8000kVA 及以上、 额定电压 耐压实验35kV 及以下交接时有实验设备可3)电抗器进行外施工频耐压实验进行交流耐压实验3)油浸变压器 (电抗器)实验电压按表 6.2铁 芯 ( 有 1)交接时1)与以前测试结果相比无显著差1)用 2500V 兆欧表外引接地 2)3 年别2)夹件引出接地的可单独对夹件进线 的 ) 绝 3)大修前、后2)运行中铁芯接地电流一般不应行测量缘电阻4)必要时大于 0.3A项目周期1)交接时2)大修中要求说明序号9穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线 圈 压 环 及屏 蔽 等 的 绝缘电阻10油中含水量mg/L220kV 及以上绝缘电阻一般不低于 500MΩ，其 1)用 2500V 兆欧表它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别2)连接片不能拆开者可不进行11油中含气量(体积分数)%12绕 组 泄 漏 电流(35kV 及以上，且容量在10000 kVA 及以上)1)交接时2)投运前3)220kV及以上半年1次，110kV 1年 1 次4)必要时1)500kV交接时2)500kV1年3)220kV 及以上必要时1)交接时2)投运前3)3 年4)大修前、后5)必要时投入运行前的油110kV≤20220kV≤15500kV≤10运行油110kV≤35220kV≤25500kV≤15运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样投入运行前的油500kV≤1220kV≤3运行油500kV≤3220kV≤51)实验电压一般如下：绕组额定电压(kV)直流实验电压(kV)356～15.7518～35110～220102040读取 1min 时的泄漏电流值，交接时的泄500漏电流不宜超过附60录 G 的规定2)与前一次测试结果相比应无明显变化1)各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律2)电压 35kV 以下， 电压比小于 3 的变压器电压13绕 组 所 有 分 1)交接时接 头 的 电 压 2)分接开关比拆装后3)更换绕组后4)必要时14校 核 三 相 变压 器 的 组 别或 单 相 变 压器极性15空载电流和空载损耗1)交接时2)更换绕组后1)更换绕组后2)必要时比允许偏差为±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%必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致与前次实验相比无明显变化实验电源可用三相或单相；实验电压可用额定电压或较低电压(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较)说明实验电源可用三相或单相； 实验电流可用额定值或较低电流 (如制造厂提供了较低电流下的测量值， 可在相同电流下进行比较)序号16项目周期要求与前次实验相比无明显变化阻 抗 电 压 1) 更 换 绕 组和 负 载 损 后耗172)必要时绕 组 变 形 1)交接时测量2) 更 换 绕 组(110kV及 后以 上 主 变 3)大修后压 器 和 高 4)出口(或近压 厂 用 变 区)短路后压器)5)10 年2) 大 修 更 换按《变压器绕组变形测试应用导则》执行18局 部 放 电 1)交接时实验(220kV及 绝 缘 部 件 或以 上 电 压 部分线圈后等 级 和 容 3)必要时量 120 MVA及以上)1)线端电压为 1.5Um/3时， 视在 1)110kV 电压等级的新安装变压放电量不宜大于 500pC；线端电压器，可比照执行为 1.3Um/3时， 视在放电量不宜2)运行中的变压器油色谱异常， 怀不大于 300pC疑存在放电性故障时， 可进行局部2)新安装的变压器交接实验中，要放电实验求加于匝间和主绝缘的实验电压为 1.5Um/3按 DL/T574—95《有载分接开关运19有 载 分 接 1)交接时验和检查规定3)大修后4)必要时开 关 的 实 2) 按 制 造 厂 行维修导则》执行20测 温 装 置 1)交接时校验2)3 年3)必要时按制造厂的技术要求21气 体 继 电 1)交接时器校验2)大修后按制造厂的技术要求3)必要时2222压 力 释 放 必要时器校验全 电 压 下 1)交接时空载合闸2)更换绕组后动作值与铭牌值相差不大于 10%或符合制造厂规定1)新装和全部更换绕组，冲击合闸1)在运行分接上进行2)由变压器高压侧或中压侧加压5 次，第一次间隔 10min，以后每3)110kV及以上的变压器中性点接次间隔 5min地2)部分更换绕组，冲击合闸 3 次， 4)发电机变压器组中间无断开点第一次间隔 10min，以后每次间隔时可不进行5min序号项目23220kV 及以 上 油中 糠 醛含量周期要求1)投运后10 1)糠醛含量(mg/L)超过下列注意值时， 应年内 3 年 1 视为非正常老化，需跟踪监测次，其后 5 年运行10～1～34～67～91 次年限122)必要时糠醛0.040.070.10.2含量运行13～16～19～22～年限15182125糠醛0.40.612含量2)跟踪监测时，应注意增长率3)糠醛含量大于 2mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重说明建议在以下情况进行：1)油中气体总烃超标或 CO、CO2过高2)需了解绝缘老化情况24绝 缘 纸 怀疑绝缘老化当聚合度小于 250 时，应引起注意(板)聚合 比较严重度绝 缘 纸(板)含水量必要时含水量一般不大于下列值500kV 1%220kV 3%251)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样可用所测绕组的 tgδ值推算或取纸样直接测量2627282930电抗器阻必要时抗测量箱壳振动1)500kV 电抗器交接时2)必要时500kV噪1)交接时音测量2)更换绕组后3)必要时油箱表面1)500kV 电抗温度分布器交接时2)必要时110kV及1)交接时以上变压2)更换绕组器零序阻后与出厂值相差不大于±5%，与三相或三如受实验条件限制可在运行相组平均值相差不大于±2%电压下测量在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于 100μm在额定电压及额定频率下不应大于80dB(A)1)500kV 电抗器交接时温升不应大于65K2)局部过热点温升不超过 80K如有制造厂出厂实验值，交接时可以不做抗31壳式变压器绝缘油带电度壳式变压器线圈泄漏电流1)交接时2)3 年3)必要时1)交接时2)3 年3)必要时应小于 500pC/mL/20℃32应小于|-3.5|μA在变压器停电启动油泵状态下测量6.2 电力变压器交流实验电压值见表 6.2。

表 6.2电力变压器的交流实验电压线端交流实验电压值(kV)中性点交流实验电压值(kV)部分更换绕组部分更换绕组最高工作电压(kV)全部更换绕全部更换绕组后后组交接时交接时6.911.517.52340.512625225354555852002130384772170(195)30633653657825354555859585(230)8514021303847728072(170)72120额定电压(kV)610152035110220360395630500550680注：括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统6.36.3 消弧线圈消弧线圈表 6.3 消弧线圈的实验工程和周期序号试验项目周期1油中溶解气体色谱分析交接时、1 年、大修后、必要时2绕组直流电阻交接时、3 年、大修后、必要时3绕组绝缘电阻、吸收比交接时、3 年、大修后、必要时4绕组的 tgδ交接时、必要时5绝缘油实验交接时、投运前、3 年、大修后、必要时6交流耐压实验交接时、大修后、必要时7消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘交接时、大修后、必要时和变比实验6.46.4 干式变压器干式变压器表 6.4 干式变压器的实验工程和周期序号试验项目周期1绕组直流电阻交接时、3 年、大修后、必要时2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数交接时、3 年、大修后、必要时3交流耐压实验交接时、3 年、大修后、必要时穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及交接时、大修时4屏蔽等的绝缘电阻5绕组所有分接的电压比交接时、更换绕组后、必要时6校核三相变压器的组别或单相变压器极性交接时、更换绕组后78910空载电流和空载损耗短路阻抗和负载损耗环氧浇注型干式变压器的局部放电测量测温装置及其二次回路实验交接时、更换绕组后交接时、更换绕组后交接时、更换绕组后、必要时交接时、更换绕组后6.56.5 干式电抗器干式电抗器干式电抗器实验工程：所连接的系统设备大修时作交流耐压实验(表 6.l 中序号 7)。

6.66.6 接地变压器和变压器中性点高阻装置接地变压器和变压器中性点高阻装置表 6.5 接地变压器和变压器中性点高阻装置的实验工程和周期序号试验项目周期1绕组直流电阻交接时、3 年、大修后、必要时2绕组绝缘电阻、吸收比交接时、3 年、大修后、必要时3绝缘油实验交接时、投运前、3 年、大修后、必要时4交流耐压实验交接时、3 年、大修后、必要时5穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、交接时、大修时线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻6空载电流和空载损耗交接时、更换绕组后7短路阻抗和负载损耗交接时、更换绕组后8整体密封检查交接时、大修后6.76.7 气体绝缘变压器气体绝缘变压器表 6.6气体绝缘变压器的实验工程和周期序号试验项目周期1SF6气体的湿度(20℃的体积分数)交接时、3 年、大修后、必要时2SF6气体泄漏实验交接时、大修后、必要时3456绕组直流电阻绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数交流耐压实验二次回路实验交接时、3 年、大修后、必要时交接时、3 年、大修后、必要时交接时、3 年、大修后、必要时交接时、大修后、必要时6.86.8 箱式变压器箱式变压器表 6.7 箱式变压器的实验工程和周期序号试验项目1绕组直流电阻必要时2绕组绝缘电阻、吸收比必要时3绝缘油实验必要时4交流耐压实验必要时周期6.96.9 特殊连接结构变压器特殊连接结构变压器6.9.1 高压套管通过 SF6高压引线装置与 GIS 连接的变压器a. 交接和大修后实验按本规范规定的工程和要求进行。

b. 预防性实验实验工程按以下内容进行，各工程的周期和要求按表6.1 执行实验工程：1)SF6高压引线装置中 SF6气体的湿度检测和泄漏实验分别按表8.1 中序号 1 和序号 2 进行；2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻实验；3)变压器铁芯实验；4)变压器高压绕组和 GIS 一起进行绝缘电阻实验，采用5000V 兆欧表测量吸收比和极化指数；5)变压器其它工程和 GIS 实验分别按表 6.1 和表 8.1 进行6.9.2 高压套管通过充油全密封高压引线装置与高压充油电缆连接的变压器a. 交接和大修后实验按本规范规定的工程和要求进行b. 预防性实验实验工程按以下内容进行，各工程的周期和要求按表6.1 执行实验工程：1)变压器和充油全密封高压引线装置每月1 次绝缘油色谱分析，每半年1 次绝缘油中含水量分析；高压充油电缆的绝缘油实验周期和工程按表11.3 进行；2)变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄漏、介质损耗因数和绝缘电阻实验；3)变压器铁芯实验；4)变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻实验，采用5000V 兆欧表测量吸收比和极化指数；5)电力电缆外护套和外护套避雷器实验；6)其它工程参照表 6.1。

6.106.10 判断故障时可供选用的实验工程判断故障时可供选用的实验工程主要针对 1600kVA 以上变压器和 500kV 电抗器，其它设备可作参考 a)当油中溶解色谱气体分析判断有异常时可选择下列实验工程：—绕组直流电阻—铁芯绝缘电阻和接地电流—空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体色谱分析及局部放电监测仪监视—长时间负载(或用短路法)实验，用油中气体色谱分析监视—油泵检查实验一有载调压开关油箱渗漏检查实验—绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)—绝缘油的介电强度、介质损耗因数—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—耐压实验—油箱表面温度分布和套管端部接头温度b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体色谱分析c)变压器出口短路后可进行下列实验：—油中溶解气体色谱分析—绕组直流电阻—绕组变形测量—短路阻抗—空载电流和损耗d)判断绝缘受潮可进行下列实验：—绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、泄漏电流)—绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量、含气量(500kV)—绝缘纸的含水量e)判断绝缘老化可进行下列实验：—油中溶解气体分析(特别是 CO、CO2含量及变化)—绝缘油酸值—油中糠醛含量—油中含水量—绝缘纸或纸板的聚合度f)振动、噪音异常时可进行下列实验：—振动测量—噪音测量—油中溶解气体分析—阻抗测量7 7互感器互感器7.17.1电流互感器电流互感器电流互感器的实验工程、周期和要求见表7.1。

表 7.1电流互感器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绕 组 及1)交接时1)一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其1)用 2500V 兆欧表末 屏 的2)投运前对外壳的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应2)500kV 交接时尚应绝 缘 电3)3 年有显著变化测量一次绕组间的绝阻4)大修后2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于缘电阻，由于结构原5)必要时1000MΩ因无法测量时可不进行2介 质 损1)交接时1)主绝缘 tgδ(%)不应大于下表中的数值， 且与历年1)当 tgδ值与出厂值耗 因 数2)投运前数据比较，不应有显著变化：或上一次实验值比较tgδ (%)3)3 年电压等级 kV20～35110220500有明显增长时，应综及 电 容4)大修后交油纸电容型—1.00.70.6合分析 tgδ与温度、量 (20kV5)必要时接充油型3.02.0——电压的关系，当 tgδ及以上)6)SF6 、 固大胶纸电容型2.52.0——随温度明显变化，或体 绝 缘 互修充胶式2.02.02.0—实验电压由10kV 到感 器 按 制造厂规定34油 中 溶 1)交接时解 气 体 2)大修后色 谱 分 3)投运后 前析3 年 1 年 1次，以 后 3年 1 次4)必要时局 部 放1)交接时电 实 验2)大修后(35kV 及3)必要时以上)油纸电容型—1.00.80.7运充油型3.52.5——行胶纸电容型3.02.5——中充胶式2.52.52.5—2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因3)交接实验和投运前，应测量末屏对地 tgδ及电容量，tgδ值不大于 2%3)预试时当末屏绝缘电阻小于1000M ， 或主绝缘 tgδ超标时应测量末屏对地tgδ，其值不大于 2%油中溶解气体组分含量 (μL/L)超过下列任一值时应引起注意：总烃：100H2： 150C2H2： 1(220～500kV)2(110kV 及以下)Um/3， tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行2)主绝缘 tgδ实验电压为 10kV， 末屏对地tgδ实验电压为 2kV1)新投运互感器的油中不应含有 C2H22)运行中制造厂明确要求不进行色谱分析时，才可不进行1)固体绝缘电流互感器在电压为1.1Um/3时， 视在放电量不大于 100pC；在电压为 1.1Um 时(必要时)，视在放电量不大于 500 pC2)110kV 及 以 上 油 浸 式 电 流 互 感 器 在 电 压 为1.1Um/3时，视在放电量不大于 20pC3)SF6电流互感器交接时，在老练实验和工频耐压实验后，应进行局部放电实验与铭牌标志相符合5极 性 检查1)交接时2)大修后3)必要时序号项目周期6交流耐压实验1)交接时2)大修后3)必要时要求1)一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂值不明的按下列电压进行实验。

说明110kV 及 以上有条件时电压等级(kV)610152035进行实验电压(kV)21303847722)二次绕组之间及对外壳的工频耐压实验电压为 2kV，可用 2500V 兆欧表代替3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行4) 110500kV SF6电流互感器交接实验：a.老练实验：预加1.1 倍设备额定相对地电压10 分钟，然后降至0；施加 1.0 倍设备额定相对地电压 5 分钟，接着升至设备额定电压3 分钟，然后降至 0b. 老练实验后应进行工频耐压实验，所加实验电压值为出厂实验值的90%5) 110500kV SF6电流互感器补气较多时(表压小于 0.2MPa)，应进行工频耐压实验，实验电压为出厂值的 8090%与铭牌标志相符合7各分接头的变比检查校核励磁特性81)交接时2)大修后3)必要时1)交接时与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性更换绕组后应测量比值差和相位差继电保护有9曲线绝缘油击穿电压kV绝缘油90℃介损%绝缘油含水量mg/LSF6电流互感器气体的湿度(20 ℃ 的 体 积分数)μL/L2)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101112131)交接时2)投产后每半年测量1次，运行1年如无异常，3年测1次3)大修后4)必要时SF6电流互感1)交接时器气体泄漏实2)大修后3)必要时验曲线相比较，应无明显差别要求时进行投运前运行中35kV 及以下 ≥3535kV 及以下 ≥30110～220kV≥40110～220kV≥35500kV≥60500kV≥50新油：≤0.5运行中注入设备后：≤0.7220kV 及以下≤4500kV≤2投运前运行中110kV≤20110kV≤35220kV≤15220kV≤25500kV≤10500kV≤15交接时和大修后不大于 150，运行中不大于300年漏气率不大于 1%7.27.2 电压互感器电压互感器电磁式和电容式电压互感器的实验工程、周期和要求分别见表7.2 和表 7.3。

表 7.2电磁式电压互感器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝 缘 电阻1)交接时2)投运前3)3 年4)大修后5)必要时1)绕组绝缘 tgδa)交接时b)投运前c)3 年d)大修后e)必要时2)110～220kV 串级式电压互感器支架 tgδa)交接时b)必要时3)SF6、固体绝缘互感器按制造厂规定与历次实验结果和同类设备的实验结果相比无显著差别说明用 2500V 兆欧表2tgδ(20kV 及以上)1)绕组绝缘 tgδ(%)不应大于下表中数值：温度℃510203035kV交接时1.52.53.05.0及以大修后下运行中2.02.53.55.5交接时1.01.52.03.55.035kV大修后以上运行中1.52.02.54.05.5交接时：35kV 以上电压互感器，在实验电压为 10kV时，按制造厂实验方法测得的 tgδ不应大于出厂实验值的 130%2)支架绝缘 tgδ一般不大于 6%串 级 式 电 压互感器的tg40δ 实 验 方 法7.0宜 采 用 末 端屏蔽法8.03油 中 溶 1)交接时解 气 体 2)大修后的 色 谱 3)投运后第 1 年取分析1 次，以后 3 年 1次4)必要时油中溶解气体组分含量 (μL/L)超过下列任一值时应引起注意：总烃： 100H2： 150C2H2： 24交 流 耐 1)交接时压实验2)大修后3)必要时1)新投运互感器的油中不应含有 C2H22)运行中制造厂明确要求不进行色谱分析时，才可不进行1)一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂值不明的，按下1) 串 级 式 或列电压进行实验：分 级 绝 缘 式电压等级 kV3610152035的 互 感 器 用实验电压 kV152130384772倍 频 感 应 耐2)二次绕组之间及其对外壳的工频耐压规范为2kV， 可压实验2) 倍 频 感 应用 2500V 兆欧表代替耐 压 实 验 时3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行应 考 虑 互 感器 的 容 升 电压3) 耐 压 实 验前后，应检查有 否 绝 缘 损伤序号5项目周期要求1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于 100pC，在电压为 1.1Um 时(必要时)，放电量不大于 500pC；固体绝缘相对相电压互感器， 在电压为 1.1Um 时，放电量不大于 100pC2)油浸式相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时， 放电量不大于 20pC；油浸式相对相电压互感器在电压为1.1Um 时，放电量不大于 20pC1)在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别2)在下列实验电压下，空载电流的增量不应大于出厂实验值的 10%中性点非有效接地系统 1.9Un/3中性点接地系统 1.5Un/3与铭牌和端子标志相符说明局 部 放 电 1)交接时测 量 (35kV 2)大修后及以上)3)必要时6空 载 电 流 1)交接时和 励 磁 特 2)大修后性3)必要时78910联 接 组 别 1)交接时和极性2)更换绕组后3)接线变动后电压比1)交接时与铭牌标志相符2)更换绕组后3)接线变动后绝缘油1)交接时投运前运行中击穿电压2)大修后35kV 及以下 ≥3535kV 及以下 ≥30kV3)必要时110～220kV≥40110～220kV≥35500kV≥60500kV≥50一 次 绕 组1)交接时与初始值或出厂值相比较，应无明显差别直 流 电 阻2)大修后测量3)必要时更换绕组后应测量比值差和相位差运行中220kV 及以下 ≤4500kV≤212投运前运行中110kV≤20110kV≤35220kV≤15220kV≤25500kV≤10500kV≤15表 7.3 电容式电压互感器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1电压比1)交接时与铭牌标志相符2)大修后3)必要时2中 间 变 压 器1)交接时与历次实验结果和同类型设备的实验结果的绝缘电阻2)大修后相比无显著差别3)必要时3中 间 变 压 器1)交接时与初始值相比不应有显著变化的 tgδ2)大修后3)必要时注：电容式电压互感器的电容分压器部分的实验工程、周期和要求见第12 章。

11绝缘油90℃介损%绝缘油含水量mg/L1)交接时2)大修后3)必要时1)交接时2)大修后3)必要时新油：≤0.5注入设备后：≤0.7说明分体式做，用2500V兆欧表分体式做8 8开关设备开关设备8.1 SF8.1 SF6 6断路器和断路器和 GISGIS SF6断路器和 GIS 的实验工程、周期和要求见表8.1表 8.1 SF6断路器和 GIS 的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1断 路 器 和见第 13 章GIS 内 SF6气体的湿度以及气体的其它检测工程2SF6气体泄漏1)交接时年漏气率不大于 1%对电压等级较高的断路器以及GIS， 因实验2)大修后体积大可用局部包扎法检漏，每个密3)必要时封部位包扎历时 5h， 测得的 SF6气体含量(体积分数)不大于 30μL/L3辅助回路和1)交接时绝缘电阻不低于 2MΩ采用 500V 或 1000V 兆欧表控制回路绝2)大修后缘电阻3)3 年4耐压实验1)交接时交流耐压或操作冲击耐压的实验1)实验在 SF6气体额定压力下进行2)大修后电压为出厂实验电压的 80%2)对 GIS 实验时不包括其中的电磁式3)必要时电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行实验电压为 Um 的 5min 耐压实验3)罐式断路器的耐压实验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地4)500kV 对瓷柱式定开距型断路器只做断口间耐压5辅助回路和1)交接时实验电压为 2kV用 2500V 兆欧表代替控制回路交2)大修后流耐压实验3)必要时6断口间并联1)交接时1)对瓷柱式断路器和断口同时测大修时，对瓷柱式断路器应测量电容电容器的绝2)3 年量，测得的电容值和 tgδ与原始器和断口并联后整体的电容值和tg7缘电阻、电容量和 tgδ合闸电阻值和合闸电阻的投入时间断路器的速度特性3)大修后4)必要时1)交接时2)3 年3)大修后8值比较，应无明显变化2)单节电容器按第 12 章规定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1)交接时测量方法和测量结果应符合制造2)大修后厂规定周期1)交接时2)机构大修后3)必要时δ，作为该设备的原始数据罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部的在大修时测量序号项目9断路器的时间参量10分、合闸电磁铁的动作电压1)交接时2)3 年3) 机 构 大 修后4)必要时11导电回路电阻1213141516171)交接时2)6 年3)大修后4)必要时分、合闸线圈的绝缘电1)交接时阻和直流电阻2) 机 构 大 修后3)必要时SF6气体密度继电器 (包1)交接时括整定值)检验2)3 年3)大修后4)必要时压力表校验(或调整)，1)交接时机构操作压力(气压、液2)3 年压)整定值校验3)大修后4)必要时操作机构在分闸、合闸、 1)交接时重合闸操作下的压力2) 机 构 大 修(气压、液压)下降值后3)必要时液(气)压操作机构的泄1)交接时漏实验2)大修后3)必要时油(气)泵补压及零起打1)交接时压的运转时间2)3 年3)大修后要求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2ms1)操作机构分、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 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1)运行中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1)交接时绝缘电阻不应低于10MΩ2)直流电阻符合制造厂规定说明用直流压降法测量，电流不小于 100A按制造厂规定按制造厂规定符合制造厂规定按制造厂规定应在分、合闸位置下分别实验应符合制造厂规定4)必要时序号项目18液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分实验19闭锁、 防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作20GIS 中的互感器和避雷器周期要求1)交接时按制造厂规定2)大修后3)必要时1)交接时按制造厂规定2)大修后3)必要时按制造厂规定，或分别按第7 章、第 14 章进行说明8.28.2 多油断路器和少油断路器多油断路器和少油断路器多油断路器和少油断路器的实验工程、周期和要求见表8.2。

表 8.2多油断路器和少油断路器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电阻1)交接时1)整体绝缘电阻自行规定使用 2500V 兆欧表2)3 年2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻在3)大修后常温下不低于下表数值：MΩ4)必要时额定电压 kV实验类别交接时大修后240.5kV 及以 上 非 纯瓷 套 管 和多 油 断 路器的 tgδ1)交接时2)3 年3)大修后4)必要时3151200100020～40.530002500126～252600050001)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实验对不能落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解实验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3)带并联电阻断路器的整体 tgδ(%)可相应增加1预试时 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，应引起注意运行中300100030001)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ(%)值见表 92)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值， 可比表 9 中相应的 tgδ(%)值增加下列数值：40.5额定电压≥126＜126(DW1-35kVDW1-35D)tgδ(%)值增加数123340.5kV 及以 上 少 油断 路 器 的直 流 泄 漏电流1)交接时2)3 年3)大修后4)必要时1)每一元件实验电压如下额定电压 kV实验电压 kV40.520126～252402)交接时泄漏电流：252kV 及以上不宜大于 5μA，126 及以下不应大于 10μA；预试时一般不大于 10μA序号项目周期要求说明4断路器对地、断口及相间交流耐压实验1)交接时2)大修后3)必要时5126kV 及以上油断路器提升杆的交流耐压实验1)交接时2)大修后3)必要时断路器在分、合闸状态下分别进行，实验电压值如下：12～40.5kV 断路器对地及相间按DL/T593 规定值；110kV及以上者按DL/T593规定值的80%实验电压按 DL/T593 规定值的 80%对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，其实验电压值与对地耐压值相同6辅助回路和控制回路交流耐压实验789101)交接时2)3 年3)大修后4)必要时导电回路电阻1)交接时2)3 年3)大修后4)必要时灭弧室的并联1)交接时电阻，并联电2)大修后容器的电容量3)必要时和 tgδ断路器的合闸1)交接时时间和分闸时2)大修后间3)必要时断路器的分、1)交接时合闸速度2)大修后3)必要时断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压1)交接时2)大修后3)必要时1)交接时2) 操 作 机构大修后3)必要时实验电压为 2kV1)耐压实验不能满足要求时分段进行，分段数不应超过 6段(252kV)，或 3 段(126kV)，加压时间为 5min2)每段实验电压可取整段实验电压值除以分段数所得值的 1.2 倍或自行规定用 2500V 兆欧表代替1)大修后应符合制造厂规定2)运行中自行规定 (可以考虑不大于制造厂规定值的 2 倍)1)并联电阻值应符合制造厂规定2)并联电容器按第 12 章规定用直流压降法测量，电流不小于 100A应符合制造厂规定在额定操作电压(气压、液压)下进行15kV 及以下的断路器交接时只测量发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应符合制造厂规定11应符合制造厂规定121)操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的 30%65%之间2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的 80%(关合电流峰值等于及大于 50kA 时为 85%)时应可靠动作序号项目13合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻14断路器本体和套管中绝缘油实验周期1)交接时2)3 年3)必要时见第 13 章要求1)交接时合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻不应低于10MΩ2)直流电阻应符合制造厂规定说明采用 500V 或1000V 兆 欧表15断路器的电流互感器见第 7 章8.38.3低压断路器和自动灭磁开关低压断路器和自动灭磁开关低压断路器和自动灭磁开关的实验工程、周期和要求见表8.3。

表 8.3低压断路器和自动灭磁开关的实验工程、周期和要求序号项目周 期要求说明1操作机构合闸接触1)交接时1)操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端器和分、合闸电磁铁2)操作机构子上的最低动作电压应在操作电压额定值的最低动作电压大修后的 30%〜65%之间3)必要时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2合闸接触器和分、合1)交接时1)交接时绝缘电阻不应小于10MΩ采用 500V 或闸电磁铁线圈的绝2)3 年2)直流电阻应符合制造厂规定1000V 兆欧表缘电阻和直流电阻，3)必要时辅助回路和控制回路绝缘电阻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8.48.4 真空断路器真空断路器真空断路器的实验工程、周期和要求见表8.4表8.4真空断路器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻1)交接时1)整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定2)6年2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应3)大修后低于下表中的数：(MΩ)4)必要时额定电压kV实验类别3〜1520～40.572.5交接时120030006000大修后100025005000运行中30010003000序号项目周期要求2交流耐压实验1)交接时断路器在分、合闸状态下分别进行，实验电压值(断路器主回路2)6年按DL/T593规定值对地、相间及断3)大修后额定电压(kV)交接实验电压(kV)口)4)必要时7.2321240.53辅助回路和控制回路交流耐压实验导电回路电阻1)交接时2)6年3)大修后4)必要时1)交接时实验电压为2kV42(中性点有效接地系统28)95说明说明1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压实验，耐压设备不能满足时可分段进行2)相间、相对地及断口的耐压值相同可用 2500V兆欧表代替41)大修后应符合制造厂规定用直流压降法56断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压2)6年3)大修后1)交接时2) 机 构 大 修后3)必要时2)运行中不宜大于出厂值的120%1)分、合闸时间，分、合闸同期性和触头开距应符合制造厂规定2)合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms测量，电流不小于100A在额定操作电压下进行1)交接时2)大修后3)必要时78合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻真空灭弧室真空度的测量检查动触头上的软连接夹片有无松动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%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额定值的 80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作1)绝缘电阻交接时不应低于10MΩ采用 1000V兆欧2)直流电阻应符合制造厂规定表91)交接时与历次实验结果和同类型设备实验结果相比无2)不超过3年明显差别3)必要时1)交接时应无松动2)大修后3)必要时可以用断口耐压代替8.58.5 重合器重合器(包括以油、真空及 SF6气体为绝缘介质的各种12kV 重合器)重合器的实验工程、周期和要求见表8.5。

表 8.5重合器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻1)交接时1)整体绝缘电阻自行规定2)6 年2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于3)大修后下列数值：大修后 1000MΩ运行中 300MΩ2SF6重合器内气体1)交接时见第 13 章的湿度2)大修后3)必要时3SF6气体泄漏实验1)交接时年漏气率不大于 1%2)大修后3)必要时4控制回路的绝缘1)交接时绝缘电阻不应低于 2MΩ电阻2)6 年3)大修后5交流耐压实验1)交接时实验电压为 42kV2)6 年3)大修后6辅助和控制回路1)交接时实验电压为 2kV，用 2500V 兆欧表代替的交流耐压实验2)大修后7合闸时间，分闸时1)交接时应符合制造厂的规定间，三相触头分、2)大修后合闸同期性，触头说明采用 2500V 兆欧表测量采用 1000V 兆欧表实验在主回路对地及断口间进行在额定操作电压(液压、气压 )下进行8弹跳油重合器分、合闸1)交接时速度2)大修后应符合制造厂的规定9合闸电磁铁线圈的操作电压导电回路电阻1011121314分闸线圈直流电阻分闸起动器的动作电压合闸电磁铁线圈直流电阻最小分闸电流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)交接时2)大修后1)交接时2)大修后1)交接时2)大修后在额定电压的 85%～115%范围内应可靠动作在额定操作电压(液压、气压 )下进行，或按制造厂规定1)大修后应符合制造厂规定2)运行中自行规定应符合制造厂规定应符合制造厂规定应符合制造厂规定应符合制造厂规定用直流压降法测量，电流值不得小于 100A序号项目15额定操作顺序16利用远方操作装置检查重合器的动作情况检查单分功能可靠性绝缘油实验周期1)交接时2)大修后1)交接时2)大修后要求操作顺序应符合制造厂要求按规定操作顺序在实验回路中操作3 次，动作应正确说明1)交接时将操作顺序调至单分，操作2 次，动作应正确2)大修后181)交接时见第 13 章2)大修后8.68.6分段器分段器(仅限于 12kV 级)8.6.1 SF8.6.1 SF6 6分段器分段器 SF6分段器的实验工程、周期和要求见表8.6。

表 8.6 SF6分段器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电阻1)交接时1)整体绝缘电阻值自行规定一次回路用2500V 兆欧2)6 年2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻值不表；控制回路用1000V 兆3)大修后应低于下列数值：欧表大修后：1000MΩ；运行中：300MΩ3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ2交 流 耐 压 实1)交接时实验电压为 42kV实验在主回路对地及断验2)6 年口间进行3)大修后3导 电 回 路 电1)交接时1)大修后应符合制造厂规定用直流压降法测量，电流阻2)大修后2)运行中自行规定值不小于 100A3)必要时4合 闸 电 磁 铁1)交接时在制造厂规定的电压范围内应可靠动作线 圈 的 操 作2)大修后电压3)必要时5合闸时间、分1)交接时应符合制造厂的规定在额定操作电压 (液压、闸时间、两相2)大修后气压)下进行17678触头分、合闸的同期性分、合闸线圈的直流电阻利 用 远 方 操作 装 置 检 查分 段 器 的 动作情况SF6气体泄漏实验SF6气体湿度1)交接时2)大修后1)交接时2)大修后应符合制造厂的规定在额定操作电压下分、合闸各 3 次，动作应正确91)交接时2)大修后3)必要时1)交接时2)大修后3 必要时年漏气率不大于 1%见第 13 章8.6.28.6.2油分段器油分段器油分段器的实验工程、周期和要求除按表8.6 中序号 1、2、3、4、5、6、7 进行外，还应按表8.7 进行。

表 8.7油分段器的实验工程、周期和要求序号1项目绝缘油实验周期1)交接时2)大修后3)必要时2自动计数操作1)交接时2)大修后8.6.38.6.3真空分段器真空分段器真空分段器的实验工程、周期和要求按表8.6 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 8.7 中序号 2 进行按制造厂的规定完成计数操作要求见第 13 章说明8.78.7 隔离开关隔离开关隔离开关的实验工程、周期和要求见表8.8表8.8隔离开关的实验工程、周期和要求序号1项目周期要求说明采用 2500V 兆欧表有机材料支1)交接时1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻持绝缘子及2)6 年2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻不得低于下表数值：提升杆的绝3)大修后MΩ缘电阻4)必要时实验类别交接时大修后运行中2额定电压 kV3151200100030020～40.530002500100O采用 1000V 兆欧表二次回路的1)交接时绝缘电阻不低于 2MΩ绝缘电阻2)3 年3)大修后4)必要时3交流耐压实1)交接时1)实验电压值按 DL/T593 规定验在 交 流 耐 庄 实 验2)大修后2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行前、后应测量绝缘3)必要时整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别做耐压实验。

电阻；耐压后的阻其实验周期和要求按第 10 章的规定进行值不得降低序号4项目周期要求说明可用 2500V 兆欧表代替二次回路交1)交接时实验电压为 2kV流耐压实验2)大修后3)必要时5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％ 气体或液压应在额或液压操作2)大修后范围内机构线圈的3)必要时最低动作电压定压力下进行6导电回路电1)交接时运行中不大于制造厂规定值的 150%阻测量2)大修后3)必要时用 直 流 压 降 法 测量，电流值不小于100A8.88.8 高压开关柜高压开关柜高压开关柜的实验工程、周期和要求见表8.9表8.9高压开关柜的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1辅助回路和控制1)交接时绝缘电阻不应低于 2MΩ回路绝缘电阻2)6 年3)大修后2辅助回路和控制1)交接时回路交流耐压实2)大修后验3)必要时断路器、隔离开1)交接时关及隔离插头的2)必要时导电回路电阻操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压1)交接时2)大、小修后3)机构大修后4)必要时实验电压为 2kV说明采用 1000V 兆欧表用 2500V 兆欧表代替31)大修后应符合制造厂规定隔离开关和隔离插头回路2)运行中应不大于制造厂规定值的 电阻的测量在有条件时进150%行1)操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%之间2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压额定值的 80%(关合峰值电流等于或大于 50kA 时为 85%)时应可靠动作45合闸接触器和分1)交接时合闸电磁铁线圈2)大修后的绝缘电阻和直3)必要时流电阻绝缘电阻实验1)交接时2)大修后3)必要时1)交接时绝缘电阻应大于 10MΩ2)直流电阻应符合制造厂规定采用 1000V 兆欧表6应符合制造厂规定在交流耐压实验前、 后分别进行序号项目7交流耐压实验周期1)交接时2)大修后3)必要时要求实验电压值按 DL/T593 规定89检 查 电 压 抽 取 1)交接时(带电显示)装置2)大修后3)必要时SF6气体泄漏实1)交接时2)大修后验3)必要时应符合制造厂规定说明1)实验电压施加方式： 合闸时各相对地及相间； 分闸时各相断口2)相间、 相对地及断口的实验电压值相同应符合制造厂规定10压力表及密度继1)交接时电器校验2)6 年3)必要时11五防性能检查1)交接时2)大修后3)必要时应符合制造厂规定应符合制造厂规定8.8.2其它型式高压开关柜的各类实验工程：其它型式，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的实验工程、周期和要求可参照表 8.9中有关序号进行。

柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的实验工程按本规范有关章节规定8.98.9镉镍蓄电池直流屏镉镍蓄电池直流屏镉镍蓄电池直流屏(柜)的实验工程、周期和要求见表8.10表 8.10镉镍蓄电池直流屏(柜)的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1镉镍蓄电池组容1)交接时按 DL/T459 规定量测试2)1 年3)必要时2蓄电池放电终止1)交接时按 DL/T459 规定电压测试2)1 年3)必要时3各项保护检查1)交接时各项功能均应正常检查工程有：2)1 年a)闪光系统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1)交接时绝缘电阻不应低于 10MΩ采用 1000V 兆欧表有两组制母线和动力母2)必要时电池时轮流测量线的绝缘电阻9 9套管套管套管的实验工程、周期和要求见表9表9套管的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1主 绝及 电型 套末 屏地 绝电阻缘容管对缘1)交接时2)3 年3)大修(包括主 设 备 大 修后)4)投运前5)必要时1)交接时2)3 年3)大修(包括主 设 备 大 修后)4)投运前5)新安装的变压器套管及事故抢修所装上的套管，投运后半年内6)必要时1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于 10000MΩ2)末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ说明采用 2500V 兆欧表2主 绝 缘及 电 容型 套 管对 地 末屏 tgδ与 电 容量1)交接时在室温下 tgδ(%)不应大于：油纸电容型：0.7浇注绝缘和气体绝缘：1.0胶纸电容型：35kV 及以下，1.5 110kV 及以上，1.0充胶型：2.0胶纸型：2.52)大修后和运行中 20℃时的 tgδ(%)值应不大于下表中数值：电压等级 kV35110220500充油型3.01.5—1.00.8大油纸电容型1.02.0—修充胶型3.01.51.0后胶纸电容型2.0胶纸型2.52.0—充油型运油纸电容型行充胶型中胶纸电容型胶纸型3.51.03.53.03.51.51.02.01.52.0—0.8—1.0—1)油纸电容型套管的 tgδ一般不进行温度换算，当 tgδ与出厂值或上一次实验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实验电压由 10kV升到 Um/3时，tgδ 增 量 超 过 ±0.3％，不应继续运行2)20kV 以下纯瓷套管及与变 压器 油连通的油压 式套 管不测 tgδ3)测量变 压器 套管tgδ时， 与被试套管相连的所 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3油 中 溶 1)交接时解 气 体 2)大修后色 谱 分 3)6 年析4)必要时交 流 耐 1)交接时压实验2)大修后3)必要时3)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％4)电容型套管的电容值与出厂值或上一次实验值的差别超出±5％时，应查明原因5)作为备品的 110kV 及以上套管， 安装前应进行额定电压下的介损实验6)110kV 及以上变压器套管解体检修后应进行额定电压下的介损实验7)干式套管按制造厂要求油中溶解气体组分含量 (μL/L)超过下列任何一值时应引起注意:H2：500；CH4：100C2H2：2(110kV 及以下)1(220～500kV)实验电压值为出厂值的 85％对保存期超过1年的110kV 及以上套管，安装前应进行色 谱分析35kV 及以下纯瓷穿墙套管可 随母 线绝缘子一起耐压4序号项目周期要求说明1) 变 压 器 及 电 抗 器 套 管 的 实 验 电 压 为 1)对保存期超过 1 年的110kV 及以上套管，安装前1.5Um/3应进行局部放电实验2)其它套管的实验电压为 1.05Um/32)括号内的局部放电量适3)在实验电压下视在放电量(pC)不大于：用于非变压器、 电抗器的套油纸电容型胶纸电容型管交接时、大修后10250(100)3)有条件时进行运行中20自行规定注： 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)5110kV以 上容 套的 局放 电量及电管部测1)交接时2)大修后3)变压器套管解体检修后4)必要时1010支柱绝缘子和悬式绝缘子支柱绝缘子和悬式绝缘子支柱绝缘子和悬式绝缘子的实验工程、周期和要求见表10。

表 10支柱绝缘子和悬式绝缘子的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1零值绝缘子 1)投运后前 3 年 1 年 1 次对多元件针式绝缘子应检测每一元检 测 (35kV 2) 如 果 年 劣 化 率 低 于件及以上)5/10000，5 年 1 次3) 如 果 年 劣 化 率 高 于5/10000，3 年 1 次2绝缘电阻1)交接时1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片220kV 悬式绝缘子2)悬式绝缘子同序号 1悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于 用 2500V 兆欧表，3)针式绝缘子 2〜5 年300MΩ， 500kV 悬式绝缘子不低于500kV 悬式绝缘子500MΩ用 5000V 兆欧表2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定3交流耐压实 1)交接时1)支柱绝缘子的交流耐压实验电压值验2)单元件支柱绝缘子 2〜5 见附录 B 中表 B1年2)机械破坏负荷为 60〜300kN 的盘形3)悬式绝缘子 3〜5 年悬式绝缘子交流耐压均取 60kV4)随主设备5)更换绝缘子时4绝缘子表面电厂室外升压站 1 年 1 次，每年春季第一场雷雨前(3 月中旬前)对悬垂串的上、中、污秽物的等下三片测量，取平均值，测量方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行值盐密测量输电线路绝缘子的测量周期和方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行注：运行中悬式绝缘子的实验工程可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压实验中任选一项。

玻璃绝缘子不进行1、2、3 工程中的实验运行中自爆的绝缘子应及时更换1111电力电缆线路电力电缆线路11.111.1一般规定一般规定11.1.1对电缆的主绝缘做耐压实验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行对一相进行实验或测量 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实验结果异常，但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路，其实验周期应缩短，如在不 少于 6个月时间内 ，经连续 3次以上实验 ，实验结果 不变坏，则以后 可以按 正常周期实验11.1.3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 以下实 验确定：a)停电超 过1周但不满 1个月的， 测量绝 缘电阻 (异常时 按b处理 )；b)停电超过1月但不满1年的，做规定实验电压值的50%耐压lmin ；c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压实验11.1.4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直流耐压实验11.1.5直流耐压实验时，应在实验电压升至规定值后lmin 以及加压时间达到规定值时测量泄漏电流。

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实验值相比有很大变化，或泄漏电流不稳定，随实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 可提高实验电压(以不超过产品规范规定的出厂实验直流电压值为宜)或延长实验时间，确定能否继续运行11.211.2纸绝缘纸绝缘 电力电力 电缆电缆 线路线路本条仅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实验工程、周期和要求见表11.1 表11.1纸绝缘电力电缆线路的实验工程、周期和要求序号工程周期要求说明1绝 缘1)交接时自行规定额 定 电压 0.6/1kV电 阻2)在直流耐电缆用 1000V 兆欧；压实验前、0.6/lkV 以上电缆用后2500V 兆欧表； 6/6kV3)4 年及以上电 缆也 可用4)必要时5000V 兆欧表2直 流1)交接时1)实验电压值和加压时间按下表规定，不击穿(单 6/6kV 及以下电缆的耐 压2)新做终端位:kV)泄漏电流小于 10μ试 验或接头后额定电压粘性油纸绝缘不滴流油纸绝缘A，8.7/10kV 电缆的3)4 年U0/U交接时/其余交接时/其余泄漏电流小于 20μA4)必要时时， 对不平衡系数不加压时间(min)10/55/5作规定0.6/16/46.7/41.8/318/123.6/636/246/636/306/1060/408.7/1060/4737/3021/35175/10526/35175/1302)耐压结束时的泄漏电流值不应大于耐压 lmin 时的泄漏电流值3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于 211.311.3 橡塑绝缘橡塑绝缘 电力电力 电缆电缆 线线路路橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。

塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等橡塑绝缘电力电缆线路的实验工程、周期和要求见表11.2 表11.2橡塑绝缘电力电缆的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1电缆主绝缘的绝缘电阻1)交接时与历次实验结果和同类型0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表6/6kV及以上电缆用5000V兆欧表2)耐压实验前、后设备实验结果相比无显著3)110kV及以上3年， 差别35kV及以下6年4)必要时2电缆外护1)交接时每千M绝缘电阻值不低于1)采用500V兆欧表当每千M的绝缘套绝缘电阻2)耐压实验前、后0.5MΩ3)110kV及以上3年，35kV及以下6年3)必要时电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水2)本项实验只适用于三芯电缆的外护套， 单芯电缆外护套实验按本表第7项3电 缆 内 衬 1)交接时每千 M 绝缘电阻值不应低 采用 500V 兆欧表 当每千 M 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层 绝 缘 电 2)110kV及以上 3年， 于 0.5MΩ阻35kV及以下6年3)必要时4铜屏蔽层 1)交接时当 电 阻 比 与 投 运 前 相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)终端以及中间接头的安装工艺电阻和导 2)重作终端或接头后比增大时， 表明铜屏蔽体电阻比3)内衬层破损进水后层的直流电阻增大， 铜4)必要时屏蔽层有可能被腐蚀； 必须符合附录E的要求才能测量，当 该 比 值 与 投 运 前 相比减小时， 表明附件中的 导 体 连 接 点 的 接 触电阻有增大的可能。

数据自行规定不符合此附录者不测量序号项目周期要求5电缆主绝 1)交接时1)直流耐压(35kV 及以下)缘耐压实 2)新作终端或接 ①塑料绝缘电缆实验电压和加压时间如下验头后额定电压实验电压(kV)3)必要时U0/U(kV)交接/其余加压时间(min)15/53.6/615/156/624/246/1024/248.7/1035/3521/3584/6326/35104/78②额定电压 U=6kV 的橡皮绝缘电缆，实验电压 15kV，时间 5min③耐压结束时的泄漏电流不应大于耐压lmin 时的泄漏电流2)交流耐压①0.1Hz 耐压实验(35kV 及以下)周期实验电压时间交接时3Uo60min其它2.1Uo5min②20～300Hz 谐振耐压实验实验电压时间交电压等级说明1)35kV及以下宜进行交流耐压实验2)110kV及以上应进行交流耐压实验接35kV 及以下时110kV220kV电压等级其35kV 及以下它2Uo1.7Uo1.4Uo实验电压1.6Uo60min5min60min时间5min110kV1.36Uo5min220kV1.12Uo5min6外护套直 1)交接时1)交接时 10kV，可用 10000V 兆欧表代替流耐压实 2)110kV 及以上 3 2)预试时 5kV，可用 5000V 兆欧表代替验年，35kV 及以下 6年3)必要时7交叉互联 必要时见表 11.5系统8屏蔽层避 按 14 章雷器注：为了实现序号2、3和4项的测量，必须对橡塑电缆附件安装工艺中金属层的传统接地方法按附录 E加以改变11.411.4自容式充油电缆线路自容式充油电缆线路11.4.1 自容式充油电缆线路的实验工程、周期和要求见表11.3。

表 11.3自容式充油电缆线路的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1主绝缘绝缘电阻1)交接时自行规定用 5000V 兆欧表2)2～3 年2主绝缘直流耐压1)交接时实验电压值和加压时实验2)电缆失 去间按表 11.4 规定，不油压并导 致击穿受潮或进 气经修复后3)新作终 端或接头后3外护套和接头外1)交接时实验电压 5kV，实验时1)根据以往的实验成绩，积累经验后，护套的直流耐压2)2～3 年间 1min，不击穿可以用测量绝缘电阻代替，有疑问时再实验作直流耐压实验2)本实验可与交叉互联系统中绝缘接头外护套的直流耐压实验结合在一起进行4压力箱1)交接时1)压力箱的供油量不1)压力箱供油特性的实验按GB9326.5 中a)供油特性2)与其直 接应小于压力箱供油特6.3 进行b)电缆油击穿电连接的终 端性曲线所代表的标称2)电缆油击穿电压实验按 GB/T507 规定压或塞止接 头供油量的 90%在室温下测量油的击穿电压c)电缆油的 tgδ发生故障后2)电缆油击穿电压不3)tgδ采用电桥以及带有加热套能自动低于 50kV控温的专用油杯进行测量电桥的灵敏3)100 ℃ 时 电 缆 油 的度不得低于 1×10-5，准确度不得低于tgδ不大于 0.5%-51.5%， 油杯的固有tgδ不得大于5×10 ，在 100℃及以下的电容变化率不得大于2%。

加热套控温的灵敏度为 0.5℃或更小， 升温至实验温度 100℃的时间不得超过 1h5油压示警系统1)交接时1)信号指示能正确发1)合上示警信号装置的实验开关应能正a)信号指示2)信号指 示出相应的示警信号确发出相应的声、光示警信号b)控制电缆线芯对地绝缘电阻6交叉互联系统6 个月； 控制电缆线芯 对地绝缘 2～3年1)交接时2)2～3 年3)互联系 统故障时2)控制电缆线芯对地绝缘每千M绝缘电阻不小于 1MΩ见表 11.52)绝缘电阻采用 100V 或 250V 兆欧表测量序号7项目电缆及附件内的电缆油a)击穿电压b)tgδc)油中溶解气体周期1)交接时2)击穿电 压和 tgδ： 2～3 年；油中溶解 气体：怀疑 电缆绝缘过 热老化或终 端或塞止接 头存在严重 局部放电时要求1)击穿电压不低于 45kV2)电缆油在温度 100±1℃和场强1MV/m下的tgδ不应大于下列数值：交接时：0.5%其余：3%3)油中溶解气体见表 11.6说明1) 电 缆 油 击 穿 电 压 实 验 按GB/T507 规定在室温下测量油的击穿电压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 ，准确度不得低于 1.5%，油杯的固有 tgδ不得大于 5×10 ，在 100℃及以下的电容变化率不得大于 2%。

加热套控温的灵敏度为 0.5℃或更小， 升温至实验温度 100℃的时间不得超过 1h表 11.4自容式充油电缆主绝缘直流耐压实验电压 (kV)电缆额定电压GB311.1 规定的雷电冲击耐受电压450550850127/2209501050506交接时实验电压15min286修复、作头后实验电压5min225275425475510-5-5U0/U64/11011.4.211.4.2 交叉互联系统交叉互联系统交叉互联系统的实验工程、周期和要求见表11.5表 11.5交叉互联系统的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1电缆外护套、绝缘1)交接时在每段电缆金属屏蔽或金实验时必须将护层过电压保护接头外护套与绝缘2)2～3 年属套与地之间施加直流电器断开，在互联箱中将另一侧的夹板的直流耐压实压 5kV，加压时间 1min，三段电缆金属套都接地验不应击穿2护层过电压保护器1)交接时1)伏安特性或参考电压应按制造厂规定值加压于碳化硅1)非线性电阻片的2)2～3 年符合制造厂的规定电阻片，若实验时温度为 t℃则直流伏安特性2)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻2)用 1000V 兆欧表测量引线与外壳之间的绝缘电阻，其值不应小于 10MΩ被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100序号项目周期要求说明3互联箱1)交接时1)在正常工作位置进行测量，在交叉互联系统的实验合格后a)闸刀(或连接2)2～3 年接触电阻不应大于 20μΩ密封互联箱之前进行；如发现连片)接触电阻2)连接位置应正确无误接错误重新连接后必须重测闸b)检查闸刀(或连刀(或连接片)的接触电阻接片)连接位置11.4.3油中溶解气体分析的实验方法和要求按 GB7252(DL/T722)规定。

电缆油中溶解的各气体组分含量的注意值见表 11.6，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，实验和判断方法参照GB7252(DL/T722)进行表 11.6电缆油中溶解气体组分含量的注意值 (μL/L)电缆油中溶解气体的组分注意值电缆油中溶解气体的组分可燃气体总量1500CO2H2500CH4C2H2痕量C2H6CO100C2H4注意值10002002002001212电容器电容器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实验工程、周期和要求见表12.1表12.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的实验工程、周期和要求序号项目1极对壳绝缘电阻2电容值周期1)交接时2)3年1)交接时2)3年要求不低于2000MΩ说明串联电容器用1000V兆欧表，其它用2500V兆欧表极对壳交流耐交接时压实验4并联电阻值测1)交接时电阻值与出厂值的偏差应在±量2)3年10%之内5凸肚、渗漏油检巡视时发现凸肚、漏油时停止使用查12.1.2 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。

31)电容值偏差不超过额定值的-5%～＋10%范围2)电容值不应小于出厂值的95%实验电压按出厂值的75%用自放电法测量观察法12.212.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器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实验工程、周期和要求见表12.2表12.2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的实验工程、周期和要求序项目周期要求说明号1极 间 绝 缘1)交接时一般不低于5000MΩ电阻2)投运前2电容值3)3年1)交接时1)每节电容值偏差不超出额定2)投运前值的-5%～＋10%范围3)3年2)电容值大于出厂值的 102%时应缩短实验周期3)一相中任何两节实测电容值相差不超过5%1)一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比与这两单元额定电压之比倒数之差2)当采用电磁单元作为电源测量电容式电压互感器分压电容器 C1和C2的电容量和tgδ时，应按制造厂说明书进行，一般控制中压端子对地电压不超过2.5kV，以保证安全 测量C2时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏， 对C2电容量大的产品应适当降低实验电压当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合 10kV下的要求，可继续投运用观察法采用1000V兆欧表3tgδ456渗 漏 油查低 压 端地 绝 缘阻局 部 放实验检对电电1)交接时10kV下的tgδ值不大于下列数2)投运前值：3)3年油纸绝缘 0.5%膜纸复合绝缘 0.2%1)交接时漏油时停止使用2)巡视时1)交接时一般不低于100MΩ2)3年3)必要时1)交接时预加电压0.8×1.3Um， 持续时间2)必要时不小于 10s，然后在测量电压有条件时进行1.1Um/3下保持1min，局部放电量一般不大于10pC7交 流 耐 压1)交接时实验电压为出厂实验电压的有条件时进行实验2)必要时75%12.2.2 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，或电容分压器分压比与出厂实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实验。

12.2.3 局部放电实验可在其它实验工程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12.2.4 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 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12.2.5.1 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，应停电进行实验b) 与上次测量相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行实验c) 电容值与出厂实验值相差超过±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12.2.5.2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12.312.3 断路器断口并联电容器断路器断口并联电容器断路器断口并联电容器的实验工程、周期和要求见表12.3表12.3断路器电容器的实验工程、周期和要求序号1项目极 间 绝 缘 电阻周期1)交接时2)3年3)断路器大修时4)必要时1)交接时要求一般不低于5000MΩ说明采用2500V兆欧表2电容值电容值偏差在额定值的±5%范围内3tgδ4渗漏油检查2)3年3)断路器大修时4)必要时1)交接时2)3年3)断路器大修时4)必要时1)交接时2)巡视时10kV下的tgδ值不大于下列数值：油纸绝缘 0.5%膜纸复合绝缘 0.25%漏油时停止使用12.412.4 集合式电容器集合式电容器集合式电容器的实验工程、周期和要求见表12.4。

表12.4集合式电容器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1相间和极对1)交接时自行规定壳绝缘电阻2)6年3)吊芯修理后2345说明1)采用2500V兆欧表2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻电容值1)交接时1) 每相电容值偏差应在额定值的—5%2)6年＋10%的范围内，且电容值不小于出厂值的3)吊芯修理后96%2)三相中每两线路端子间测得的原电容值的最大值与最小值之比不大于1.063)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%范围内相间和极对1)交接时实验电压为出厂值的75%仅对有六个套管的壳交流耐压2)必要时三相电容器进行相实验3)吊芯修理后间耐压绝缘油1)交接时投运前运行中击穿电压2)6年35kV 及以下 ≥3535kV 及以下 ≥30kV3)吊芯修理后110～220kV ≥40110～220kV ≥35500kV≥60500kV ≥50渗漏油检查巡视时漏油应修复观察法12.512.5 高压并联电容器装置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范的有关规定12.5.112.5.1 单台保护用熔断器单台保护用熔断器单台保护用熔断器的实验工程、周期和要求见表12.5。

表12.5单台保护用熔断器的实验工程、周期和要求序号项目1直流电阻2检查外壳及弹簧情况周期1)交接时2)必要时1)交接时2)必要时要求与出厂值相差不大于20%无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，工作位置正确，指示装置无卡死等现象说明采用2500V兆欧表12.5.212.5.2 串联电抗器串联电抗器12.5.2.1 串联电抗器的实验工程、周期和要求见表12.6表12.6串联电抗器的实验工程、周期和要求序号项目1绕组绝缘电阻周期1)交接时2)3年2)大修后绕组直流电阻1)交接时2)3年3)大修后电抗(或电感)值1)交接时2)必要时绝缘油1)交接时击穿电压2)3年kV3)大修后绕组tgδ1)交接时2)3年3)大修后4)必要时1)交接时2)大修后3)必要时大修时要求一般不低于1000 MΩ(20℃)说明21)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4%2)与上次测量值相差不大于2%自行规定投运前运行中35kV 及以下 ≥3535kV 及以下 ≥30110～220kV≥40110～220kV≥35500kV≥60500kV≥5020℃下的tgδ值不大于：35kV及以下 3.5%345仅 对 800kvar以上的油浸铁芯电抗器进行6绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到 )的绝缘电阻71)油浸铁芯电抗器，实验电压为出厂实验电压的85%2)干式空心电抗器只需对绝缘支架进行实验，实验电压同支柱绝缘子与历次实验结果相比无显著差别12.5.312.5.3 放电线圈放电线圈放电线圈的实验工程、周期和要求见表12.7。

表12.7放电线圈的实验工程、周期和要求序号项目1绝缘电阻周期1)交接时不低于1000MΩ2)6年3)大修后要求说明一 次 绕 组 用2500V 兆 欧表，二次绕组用1000V兆欧表2绕组 tgδ3交流耐压实验1)交接时绕组的tgδ(%)不应大于下表中数值：2)6年温度℃5102030403)大修后交接时1.52.53.05.07.035kV及4)必要时大修后以下运行中2.02.53.55.58.0交接时1.01.52.03.55.035kV以大修后上运行中1.52.02.54.05.5交接时：35kV以上，在实验电压为10kV时，按制造厂实验方法测得的tgδ不应大于出厂实验值的130%1)交接时实验电压为出厂实验电压的85%用 感 应 耐 压2)大修后法3)必要时4绝缘油击穿电压kV一次绕组直流电阻56电压比1)交接时2)6年3)大修后4)必要时1)交接时2)6年3)大修后4)必要时1)交接时2)必要时投运前运行中35kV 及以下 ≥3535kV 及以下 ≥30110～220kV≥40110～220kV≥35500kV≥60500kV≥50与上次测量值相比无明显差异符合制造厂规定1313变压器油和六氟化硫气体变压器油和六氟化硫气体13.113.1 变压器油变压器油13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。

13.1.2 变压器油的实验工程、周期和要求见表13.113.1.3 设备和投运条件的不同， 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，应缩短实验周期，增加实验工程，必要时采取处理措施13.1.4发现油的闪点下降时，应按GB/T17623分析油中溶解气体组分含量，并按GB/T7252(或DL/T722)进行判断以查明原因表13.1变压器油的实验工程、周期和要求序号1项目外状周期1)投运前或大修后2)运行中取油样时进行2水溶性酸pH值3酸性mgKOH/g4闪 点 ( 闭口)℃5水分mg/L1)投运前或大修后2)3年1)投运前或大修后2)3年1)投运前或大修后2)500kV必要时1)投运前或大修后2)110kV,1年220500kV,6月≥140(10号、25号油)≥135(45号油)110kV及以下≤20220kV≤15500kV≤10110kV及以下≤35220kV≤25500kV≤15运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温 高 于 50 ℃ 时 采样，按 GB/T7600或GB/T7601进行实验要求投运前透明、无杂质或悬浮物运行中说明将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察>5.4≥4.2按GB/T7598进行实验≤0.03≤0.1按GB/T264或GB/T7599进行实验与新油原始测量值相比不低于10按 GB/T261 进 行 实验6击穿电压kV1)投运前或大修后2)3年1)投运前或大修后2)500kV 3年3)220kV及以下必要时35kV及以下 ≥35110〜220kV≥40500kV≥60≥3535kV及以下 ≥30110〜220kV≥35500kV≥50≥19按GB/T507和DL/T429.9 方 法 进行实验按GB/T6541进行实验7界面张力(25℃)mN/m8tg(90℃)%δ1)投运前或大修后2)3年新油：≤0.5220kV及以下 ≤4按GB/T5654进行实验注入设备后：≤0.7500kV≤2序号9项目体积电阻率(90℃)Ω∙m油中含气量(体积分数)%油泥与 沉淀物(质量分数)%周期投运前10≥6×10要求运行中10500kV≥1×109220kV及以下≥5×10说明按DL/T421或GB/T5654 进 行 实验按DL/T450进行实验10111)投运前或大修后2)500kV 3年3)220kV及以下必要时1)500kV投运前或大修220kV≤3220kV≤5后500kV≤1500kV≤32)运行中500kV1年3)220kV必要时必要时<0.02(以下可忽略不计)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油的实验工程、周期和要求按制造厂规定3 互感器、套管油的实验应结合油中溶解气体色谱分析进行，工程、周期见相关章节13.1.513.1.5关于补充油和混油的规定关于补充油和混油的规定13.1.5.1 关于补充油的规定13.1.5.1.1 充油电气设备已充入油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油” 。

电气设备原已充入的油品称为“已充油” ；拟补加的油品称为“补加油” 补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额” 已充油混入补加油后成为“补后油” 13.1.5.1.2 补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补充油 (不论是新油或已使用的油)的各项特性指标不应低于已充油13.1.5.1.3 如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近表13.1或表13.2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合实验(DL/T429.7油泥析出测定法)；确定无沉淀物产生，介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程13.1.5.1.4 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守13.1.5.1.2、13.1.5.1.3的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化实验(按DL/T429.6给定的方法)经老化实验的混合样质量不低于已充油质量，方可进行补充油过程补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求12油中溶 解气体色谱分析按GB/T511实验，若只测量油泥含量，实验最后采用乙醇—苯 (1:4)将油泥洗于衡重容器中，称重取样、实验和判断方法按GB7597、SD304和GB/T7252的规定进行13.1.5.2 关于混油的规定13.1.5.2.1 尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油” 。

13.1.5.2.2 对混油的要求应比照13.1.5.1“关于补充油的规定” 13.213.2 断路器油断路器油13.2..1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收13.2.2 投运前和运行中断路油的实验工程、周期和要求见表13.2表13.2投运前和运行中断路器油的实验工程、周期和要求序号项目要求说明1水溶性酸1)投运前或大修后≥4.2按GB/T7598进行实验pH值2)2〜3年2外状1)投运前或大修后透明、无游离水分、无杂质或外观目测2)2〜3年悬浮物3游离碳1)投运前或大修后无较多碳悬浮于油中外观目测2)2〜3年4击穿电压1)投运前或大修后110kV以上：按GB/T507和DL/T429.9方法进kV2)2〜3年投运前或大修后 ≥40行实验3)油量为 60kg以下运行中≥35的少油断路器3年110kV及以下：或换油投运前或大修后 ≥35运行中≥305水分投运前或大修后110kV以上：运行中设备，测量时应注意温mg/L投运前或大修后 ≤15度的影响，尽量在顶层油温高运行中≤25于50℃时取样，按 GB/T7600或110kV及以下：GB/T7601进行实验投运前或大修后 ≤20运行中≤356酸性投运前或大修后≤0.1按GB/T264或GB/T759进行实验mgKOH/g7闪 点 ( 闭投运前或大修后与新油原始测量值相比不低按GB/T261进行实验口)于10℃13.3 SF13.3 SF6 6气体气体13.3.1SF6气体的验收和使用按照鲁电生[1994]575号文“关于印发《山东电网六氟化硫气体运行监督检测中心质量监督检测经管实施细则》(试行)的通知”的要求进行。

13.3.2SF6气体在充入电气设备24h后方可进行实验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规范，补气时应注意接头及管路的干燥；b)符合新气质量规范的气体均可混合使用13.3.4交接时及运行中SF6气体的实验工程、周期和要求见表13.3表13.3 SF6气体的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1湿度1)交接时1)断路器灭弧室气室交接1)按GB12022《工业六氟化硫》 、(20 ℃ 体 积 分2) 新 装 或 大和大修后不大于 150，运行SD306《六氟化硫气体中水分含量测数)修后每半年 1中不大于300量法(电解法)》和DL506-92《现场μL/L次，运行 1年2)其它气室SF6气体水分测量方法》进行如无异常， 3交接和大修后：不大于2502)周期中的“必要时”是指新装及年1次运行中：额定绝对气压≤大修后 1年内复测湿度不符合要求3)大修后0.35Mpa的不大于 1000，额或漏气超过表8.1中序号2的要求和4)必要时定绝对气压>0.35Mpa的不设备异常时，按实际情况增加的检大于500测2密度(规范状态3下)kg/m必要时6.16按SD308《六氟化硫新气中密度测量法》进行序号项目3毒性45酸度μg/g四氟化碳(质量百分数)%空气(质量百分数)%可水解氟化物μg/g矿物油μg/g周期必要时1)大修后2)必要时1)大修后2)必要时1)大修后2)必要时1)大修后2)必要时1)大修后2)必要时要求无毒≤0.31)大修后≤0.052)运行中≤0.11)大修后≤0.052)运行中≤0.2≤1.0≤10说明按SD312《六氟化硫气体毒性生物实验方法》进行按SD307《六氟化硫新气中酸度测量法》或用检测管测量按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法》进行按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法》进行按SD309《六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法》进行按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法)》进行6781414避雷器避雷器14.114.1 普阀、磁吹型避雷器普阀、磁吹型避雷器普阀、磁吹型避雷器的实验工程、周期和要求见表14.1。

表14.1普阀、磁吹型避雷器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘 电1) 交 接1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电1)采用2500V及以上兆欧表阻时阻值与出厂值、前一次或同类型的测量数据2)FZ、FCZ、FCD型主要检查并联2)3年进行比较，不应有显著变化电阻通断和接触情况3) 必 要2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ时2电导 电1) 交 接1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值1)整流回路中应加滤波电容器，流及 串时见附录F或制造厂规定值，还应与历年数据其电容值一般为0.01〜0.1μF，联组 合2)3年比较，不应有显著变化并应在高压侧测量电流元件 的3) 大 修2)同一相内串联组合元件的非线性因数差2)由两个及以上元件组成的避非线 性后值，不应大于0.05；电导电流相差值(%)不雷器应对每个元件进行实验因数 差4) 必 要应大于30%3)非线性因数差值及电导电流值时3)实验电压如下：相差值计算见附录F4)可用带电测量方法进行测量，元件额定3610152030如对测量结果有疑问时，应根据电压kV停电测量的结果作出判断实验电压----810125)如FZ型避雷器的非线性因数U1(kV)--差值大于 0.05，但电导电流合实验电压4610162024格，允许作换节处理，换节后的U2(kV)非线性因数差值不应大于0.056)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300〜400μA范围内序号3项目周期运行电压1)每年雷雨下的交流季节前泄漏电流2)必要时要求应注意相对变化量说明没有安装监测装置的每季度1次4工频放电电压1)交接时2)3年3)必要时1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内：额定电压kV3610放电电交接时91116192631运行中81215212333压kV2)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自行规定测试3〜5次，均应正常动作带有非线性并联电阻的避雷器只在解体大修后进行567底座绝缘电阻检查放电计数器动作情况检查密封情况1)交接时2必要时1)交接时2)3年3)必要时必要时采用2500V及以上兆欧表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100Pa14.214.2 金属氧化物避雷器金属氧化物避雷器金属氧化物避雷器的实验工程、周期和要求见表14.2。

表14.2金属氧化物避雷器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻1)交接时2)3年3)必要时1)35kV 及 以 下交接时2)3年3)必要时1)35kV以上，不低于2500MΩ2)35kV及以下，不低于1000MΩ1)不得低于GB11032规定值2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查说明采用2500V兆欧表2直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流3运 行 电 压下的 交 流 泄漏电流1)110kV及以上交接时2)每年雷雨季节前3)必要时1)要记录实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)初始值系指交接实验或投产实验时的测量值1)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2)没有安装监测装置的每季度1次序号项目4工频参考电流下的工频参考电压周期1)110kV及以上交接时2)必要时要求应符合GB11032或制造厂规定底座绝缘电阻1)交接时自行规定2)必要时检查放电计数1)交接时测试3〜5次，均应正常动6器动作情况2)3年作3)必要时GIS用金属氧化物避雷器的实验工程、周期和要求：采用2500V兆欧表a)避雷器大修时，其SF6气体按表13.3的规定；b)避雷器运行中的密封检查按表8.1的规定；c)其它有关工程按表14.2中序号3、4、6规定。

5说明1)测量环境温度20±15℃2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器 (或整相更换)使该相避雷器为合格采用2500V及以上兆欧表1515母线母线15.115.1 封闭母线封闭母线封闭母线的实验工程、周期和要求见表15.1表15.1封闭母线的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻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2)大修时温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ2交流耐压1)交接时实验电压kV额定电压kV实验2)大修时出厂现场64232101520244257687038435153说明采用 2500V 兆欧表15.215.2 一般母线一般母线一般母线的实验工程、周期和要求见表15.2表15.2一般母线的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻1)交接时不应低于1MΩ/kV2)大修时3)必要时2交流耐压1)交接时额定电压在1kV以上时，实验电压参照表10中序号3；实验2)大修时额定电压在1kV及以下时，实验电压参照表17中序号3)必要时2说明1616二次回路二次回路二次回路的实验工程、周期和要求见表16。

表16二次回路的实验工程、周期和要求序号项目1绝缘电阻周期1)交接时2)大修时3) 更 换 二次线时要求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10MΩ2)二次回路的每一支路和断路器大修、 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0.5MΩ2交流耐1)交接时实验电压为1000V1)绝缘电阻在 10MΩ时，可用2500V兆欧表代替2)48V及以下回路不做交流耐压实验3)带有电子元件的回路，实验时应将其取出或两端短接说明采用500V或1000V兆欧表压实验2)大修时3) 更 换 二次线时17 1kV17 1kV 及以下的配电装置和电力布线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实验工程、周期和要求见表17表 17 1kV 及以下的配电装置和电力布线的实验工程、周期和要求序号1项目周期要求1)配电装置每一段的绝缘电阻不应小于0.5MΩ2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ说明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2配电装置的交流耐压实验1)交接时2)大修时实验电压为 1000V1)配电装置耐压为各相对地，48V 及以下的配电装置不做交流耐压实验2)可用2500V兆欧表实验代替3检查相位1)交接时2)更动设备或接线时注：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实验。

各相两端及其连接回路的相位应一致绝缘电阻1)交接时2)大修时18 1kV18 1kV 以上的架空电力线路以上的架空电力线路 1kV 以上的架空电力线路的实验工程、周期和要求见表18表 18 1kV 以上的架空电力线路的实验工程、周期和要求序号1检查导线连接管的连接情况1)交接时2)3 年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铜线的连接管检查周期可延长至 5 年项目周期要求说明3)线路检修时求2悬式绝缘子串的零值绝缘子检测(110kV 及以上)3线路的绝缘电阻(有带电的平行线路时不测)4检查相位1)交接时2)线路连接有见表 101)交接时2)线路检修后自行规定采用 2500V 及以上的兆欧表线路两端相位应一致变动时5间隔棒检查1)3 年2)线路检修时6阻尼设施的检查1)3 年2)线路检修时7绝缘子表面等值附盐密度8110kV 及以上线路工频参数9冲击合闸实验绝缘子表面等值附盐密度的测量周期和方法按《用盐密指导输电线路清扫的技术要求》进行1)交接时2)线路变更时1)交接时在额定电压下对空载线路的冲击合闸实根据继电保护、过电压等专业要求进行有条件时，冲击合闸前， 110kV 及以上线路宜先进行递升加压实验注：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，导线断股检查等工程，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。

无磨损松动等情况状态完好，无松动、无胶垫脱落等情况2 线路检修后验，应进行 3 次，合闸过程中线路绝缘不应有损坏1919接地装置接地装置接地装置的实验和检查工程、周期和要求见表19表19接地装置的实验和检查工程、周期和要求序号项目周期要求说明1有 效 接1)交接时R≤2000/I1)测量接地时，如在必须的最地 系 统2) 不 超 过 6或R≤0.5Ω，(当I＞4000A时)小布极范围内土壤电阻率基本的 电 力年式中I－经接地网流入地中的短路电流，均匀，可采用各种补偿法，否设 备 的3)可以根据A；则，应采用远离法接 地 电该接地网挖R－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω2)在高土壤电阻率地区，接地阻开检查的结电阻如按规定值要求，在技术果斟酌延长经济上极不合理时，允许有较或缩短周期大的数值但必须采取措施以保证发生接地时，在该接地网上：a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值b)不发生高电位引外和低电位引内3)在预防性实验前或每 3年以及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定4)应断开线路的架空地线2非 有 效1)交接时1)当接地网与 1kV及以下设备共用接地应断开线路的架空地线接 地 系2) 不 超 过 6时，接地电阻R≤120/I统 的 电年2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地力 设 备3)可以根据电阻R≤250/I的 接 地该接地网挖3)在上述任一情况下，接地电阻一般不电阻开检查的结得大于10Ω3利 用 大地 作 导体 的 电力 设 备的 接 地电阻1kV以下 电 力设 备 的接 地 电阻果斟酌延长式中I－经接地网流入地中的短路电流，或缩短周期A；R－考虑到季节变化最大接地电阻，Ω1)交接时501)长久利用时，接地电阻为R 2)1年I2)临时利用时，接地电阻为R 100I对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备，只进行接零，不作接地。

所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻说明41)交接时2)6年式中I—接地装置流入地中的电流，A；R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过 100kVA时，其接地电阻不宜大于 4Ω如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω序号项目周期5独 立 微 波 站1)交接时的接地电阻2)不超过6年6独立的燃油、易 爆 气 体 贮罐 及 其 管 道的接地电阻露 天 配 电 装置 避 雷 针 的集 中 接 地 装置 的 接 地 电阻发 电 厂 烟 囱附 近 的 吸 风机 及 引 风 机处 装 设 的 集中 接 地 装 置的接地电阻独 立 避 雷 针(线)的接地电阻1)交接时2)不超过 6 年要求不宜大于5Ω不宜大于 30Ω71)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，但按序号13的要求 检查与接地 网的连接情况与接地 网连在一起 的可不测量， 但按序号 13的要求 检查与接地 网的连接情况81)交接时2)不超过 6 年不宜大于 10Ω91)交接时2)6年不宜大于10Ω10与 架 空 线 直与所在进线段上接 连 接 的 旋杆塔接地电阻的转 电 机 进 线测量周期相同段 上 排 气 式和 阀 式 避 雷器 的 接 地 电阻在高土 壤电阻率地 区难以将 接地电阻降 到10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求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11有 架 空 地 线1)交接时的 线 路 杆 塔2)变电所进出线的接地电阻1～2km内的杆塔 3年3)其它线路杆塔不超过6年当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过 40m时则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以达到 15Ω时可增加20Ω土壤电阻率Ω·m接地电阻Ω100及以下10100～50015500～1000201000～2000252000以上30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，可采用6〜8根总长不超过500m的放射形接地 体或连续伸 长接地体，其接地电阻可不受限。

但对于高度达到或超过 40m的杆塔，其接地 电阻也不宜 超过20Ω序号项目12无架空地线的线路杆塔接地电阻周期1)交接时2)变电所进出线 1～2km内的杆塔3年3)其它线路杆塔不超过6年要求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、金属杆低压进户线绝缘子铁脚说明接地电阻Ω30503013检查有效1)交接时接地系统2)1年的电力设备的接地引下线与接地网的连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)本工程只限于已经运行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挖开检查结果自行决定14不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象如采用 测量接地引 下线与接地网 (或相邻设备)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2020电除尘器电除尘器20.120.1高压硅整流变压器高压硅整流变压器高压硅整流变压器的实验工程、周期和要求见表20.1。

表 20.1高压硅整流变压器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1高压绕组对低压绕组及对1)交接时＞500MΩ地的绝缘电阻2)大修后3)必要时2低压绕组的绝缘电阻1)交接时＞300MΩ2)大修后3)必要时说明采用 2500V 兆欧表采用 1000V 兆欧表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41)交接时2)大修后3)必要时1)交接时2)大修后3)必要时＞2000MΩ不作规定序号5项目高、低压绕组的直流电阻周期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)1 年3)大修后1)交接时2)1 年3)大修后1)交接时2)大修时3)更换绕组后4)必要时要求与出厂值相差不超出±2%范围说明6电流、电压取样电阻偏差不超出规定值的±5%7各桥臂正、反向电阻值桥臂间阻值相差小于 10%8变压器油实验参照表 13.1 中序号 1、2、3、69油中溶解气体色谱分析参照表 6.1 中序号 1， 注意值自行规定10空载升压输出 1.5Un，保持 1min，应无闪络， 不 带 电 除无击穿现象，并记录空载电流尘器电场20.220.2低压电抗器低压电抗器低压电抗器的实验工程、周期和要求见表20.2。

表 20.2低压电抗器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1穿心螺杆对地的绝缘电阻1)交接时不作规定2)大修时2绕组对地的绝缘电阻1)交接时＞300MΩ2)大修后3绕组各抽头的直流电阻1)交接时与出厂值相差不超出2)必要时±2%范围4变压器油击穿电压1)交接时＞20kV参照表 13.1 序号 62)大修后20.320.3绝缘支撑及连接元件绝缘支撑及连接元件绝缘支撑及连接元件的实验工程、周期和要求见表20.3表 20.3绝缘支撑及连接元件的实验工程、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电阻1)交接时＞500MΩ采用 2500V 兆欧表2)更换后2耐压实验1)交接时直流 100kV 或交流 72kV，2)更换后保持 1min 无闪络20.420.4高压直流电缆高压直流电缆高压直流电缆的实验工程、周期和要求见表20.4表 20.4高压直流电缆的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1绝缘电阻1)交接时＞1500MΩ2)大修后2直流耐压并测量泄漏电流1)交接时电缆工作电压的 1.7 倍，2)大修后10min，当电缆长度小于3)重做电缆头时100m 时，泄漏电流一般小于 30μA20.5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说明采用 2500V 兆欧表2121低压电器低压电器低压电器的实验工程、周期和要求见表21表 21低压电器的实验工程、周期和要求序号项目周期要求1低压电器连同所连电缆及交接时绝缘电阻不应小于 1MΩ；在比较潮湿的地方，可二次回路的绝缘电阻不小于 0.5MΩ2电压线圈动作值校验交接时吸合电压不应大于额定电压的85%， 释放电压不应小于额定电压的 5%；短时工作的合闸线圈应在额定电压的 85〜110%范围内，分励线圈应在额定电压的 85〜110%范围内均能可靠工作3低压电器动作情况检查交接时除产品另有规定外，当电压、液压或气压在额定值的 85〜110%范围内，电器应可靠工作4低压电器采用的脱扣器的交接时按使用条件进行整定，其误差不得超过产品技术整定条件的规定5电阻器和变阻器的直流电交接时符合产品技术条件的规定阻6低压电器连同所连电缆及交接时实验电压为 1000V当回路绝缘电阻在 10 MΩ以二次回路的交流耐压实验上时，可采用 2500V 兆欧表代替说明附录附录 A(A(规范的附录规范的附录) )同步发电机定子绕组的交流实验电压、同步发电机定子绕组的交流实验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗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实验电压见表A1、表 A2。

表 A1不分瓣定子圈式线圈的实验电压 kV序号123实验阶段线圈绝缘后，下线前下线打槽楔后并头、连接绝缘后实验形式——分相＜10MW(MVA)≥22.75Un+4.52.5Un+2.52.25Un+2.02～6≥10MW(MVA)10.5～182.75Un+6.52.5Un+4.52.25Un+4.02.75Un+4.52.5Un+2.52.25Un+2.04电机装配后分相2.0Un +1.02.5Un2.0Un+3.0表 A2不分瓣定子条式线圈的实验电压 kV序号12345实验阶段线圈绝缘后，下线前下层线圈下线后上层线圈下线后打完槽楔与下层线圈同试焊好并头，装好连线，引线包好绝缘电机装配后实验形式———分相分相＜10MW(MVA)≥22.75Un+4.52.5Un+2.52.5Un+1.52.25Un+2.02.0Un+1.02～62.75Un+4.52.5Un+2.52.5Un+1.52.25Un+2.02.5Un≥10MW(MVA)10.5～182.75Un+6.52.5Un+4.52.5Un+4.02.25Un+4.02.0Un+3.0A2交流电机局部更换定子绕组时的交流实验电压见表A3、表 A4。

表 A3整台圈式线圈(在电厂修理)的实验电压 kV序号12345实验阶段拆除故障线圈后， 留在槽中的老线圈线圈下线前下线后打完槽楔并头、连接绝缘后，定子完成电机装配后实验形式———分相分相＜10MW(MVA)≥20.8(2.0Un+1.0)2.75Un0.75×2.5Un0.75(2.0Un+1.0)1.5Un2～60.8(2.0Un+3.0)2.75Un0.75(2.5Un+0.5)0.75×2.5Un1.5Un≥10MW(MVA)10.5～180.8(2.0Un+3.0)2.75Un+2.50.75(2.5Un+2.5)0.75(2.0Un+3.0)1.5Un注：1 对于运行年久的电机，序号1，4，5 项实验电压值可根据具体条件适当降低； 220kV 电压等级可参照 10.5～18kV 电压等级的有关规定表 A4整台条式线圈(在电厂修理)的实验电压 kV序号12345实验阶段拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈线圈下线前下层线圈下线后上层线圈下线后，打完槽楔与下层线圈同试焊好并头，装好接线，引线包好绝缘，定子完成实验形式————＜10MW(MVA)≥20.8(2.0Un+1.0)2.75Un0.75(2.5Un+0.5)0.75×2.5Un2～6≥10MW(MVA)10.5～180.8(2.0Un+3.0)2.75Un+2.50.75(2.5Un+2.0)0.75(2.5Un+1.0)0.8(2.0Un+3.0)2.75Un0.75(2.5Un+1.0)0.75(2.5Un+0.5)分相0.75(2.0Un+1.0)0.75×2.5Un0.75(2.0Un+3.0)6电机装配后分相1.5Un1.5Un1.5Un注：1 对于运行年久的电机，实验电压值可根据具体条件适当降低； 220kV 电压等级可参照 10.5～18kV 电压等级的有关规定。

A3同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流实验电压按制造厂规定A4同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定实验工程和要求见表A5表 A5同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定实验工程和要求序号1项目整相 绕组(或分支 )及单 根线棒的 tgδ增 量 ( Δtgδ)要求定子电压等级 kV610Δtgδ%6.56.5说明2)槽外测量单根线棒 tgδ时， 线棒两端应加屏蔽环3)可在环境温度下实验1)整相绕组(或分支)的Δtgδ值不大于下列值：1)在绝缘不受潮的状态下进行实验Δtgδ(%)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 4kV2)定子电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的Δtgδ(%)值不大于下列值：1.5Un和 0.5Un11相邻0.2Un电压间隔2.50.8Un和 0.2Un3.5凡现场条件具备者，最高实验电压可选择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序号2项目整相 绕组(或分支 )及单 根线棒的 第二电流 增加率ΔI(%)要求1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压 Un 以内明显出现者(电流增加倾向倍数m2>1.6)，属于有老化特征。

绝缘良好者，Pi2 不出现或在Un以上不明显出现2)单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压， 不小于(2.5～3)Un3)整相绕组电流增加率不大于下列值：定子电压等级 kV610实验电压 kV额定电压下电流增加率%68.51012说明1)在绝缘不受潮的状态下进行实验2)按下图作出电流电压特性曲线3)电流增加率I I  I0100%I03整相 绕组(或分支 )及单 根线棒之 局部放电量整相 绕组(或分支 )交、 直流耐压实验注：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实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30 年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20 年)，制造工艺不良者，可以适当提前； b)运行中或预防性实验中，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)鉴定实验结果与历次实验结果相比，出现异常并超出表中规定。

3)鉴定实验时，应首先做整相绕组绝缘实验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或实验中出现绝缘击穿，同时整相绕组实验不合格者，应做单根线棒的抽样实验，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同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定实验见DL/T492A6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 W/kg厚度硅钢片品种代号mm1T 下1.5T 下D210.52.56.1D220.52.25.3D230.52.15.1D320.51.84.0D320.351.43.2热轧硅钢片D410.51.63.6D420.51.353.15D430.51.22.90D420.351.152.80D430.351.052.50W210.52.35.3W220.52.04.7冷轧硅钢片无取向W320.51.63.6W330.51.43.3W320.351.253.141)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值：定子电压等级 kV610最高实验电压 kV610局部放电实验电压 kV46-8-8最大放电量 C1.5×101.5×102)单根线棒参照整相绕组要求执行应符合表 5.1 中序号 3、4 有关规定式中I—在Un下的实际电容电流；I0—在Un下I=f(U)曲线中按线性关系求得的电容电流4)电流增加倾向倍数m2=tgθ2/tgθ0式中：tgθ2—I=f(U)特性曲线出现Pi2点之斜率；tgθ0—I=f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率单取向W33Q3Q4Q5Q60.350.350.350.350.351.050.70.60.550.442.71.61.41.21.1附录附录 B(B(规范的附录规范的附录) )绝缘子的交流耐压实验电压规范绝缘子的交流耐压实验电压规范表 B1支柱绝缘子的交流耐压实验电压 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33.52525252266.9323232261011.5424242381517.5575757502023.0686868593540.5100100100904450.61251106069.0165165165150265240110126.0265265(305)(280)154177.0330360220252.0490490490440330363.0630630注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录附录 C(C(提示的附录提示的附录) )污秽等级与对应附盐密度值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/cm污秽等级线路盐密发、 变电所盐密0≤0.03—1＞0.03～0.06≤0.062＞0.06～0.10＞0.06～0.103＞0.10～0.25＞0.10～0.2524＞0.25～0.35＞0.25～0.352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/cm污秽等级盐密mg/cm21≤0.022＞0.02～0.053＞0.05～0.14＞0.1～0.2附录附录 D(D(提示的附录提示的附录) )橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法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M 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，一般应尽快检修铁 Fe-0.44锌 Zn-0.76铝 Al-1.33附录附录 E(E(提示的附录提示的附录) )橡塑电缆附件中金属层的接地方法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25mm ；铠装层接地线的截面不应小于10mm 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22附录附录 F(F(提示的附录提示的附录) )避雷器的电导电流值和工频放电电压值避雷器的电导电流值和工频放电电压值F1避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1～F4表 F1 FZ 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值型号FZ-3FZ-6FZ-10FZ-15FZ-20FZ-35FZ-40FZ-60FZ-110JFZ-110FZ-220J(FZ2-3)(FZ2-6)额定电压 kV实验电压 kV电导电流μA工频放电电压有效值kV34450～650(＜10)9～1166400～600(＜10)16～19(FZ2-10)1010400～600(＜10)1516400～6002020400～6003516(15kV元件)400～6004020(20kV元件)400～60095～1186020(20kV元件)400～600140～17311024(30kV 元件)400～60011024(30kV元件)400～600254～31222024(30kV 元件)400～60026～3141～4951～6182～98224～268448～536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FS4-3，FS8-3，FS4-3GYFS4-6，FS8-6，FS4-6GYFS4-10，FS8-10，FS4-10GY额定电压 kV3610实验电压 kV4710电导电流μA101010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实验电压kV电导电流μA工频放电电压有效值 kVFCZ3-353550①FCZ3-35L3550②FCZ-③30DT3518150～30085～100FCZ3-110J(FCZ2-110J)110110250～400(400～600)170～195FCZ3-220J(FCZ2-220J)220110250～400(400～600)340～390FCZ1-330T330160500～700510～580FCZ-500J5001601000～1400640～790FCX-500J500180500～800680～790250～40070～85250～40078～90注：①FCZ3-35 在 4000m(包括 4000m)海拔以上应加直流实验电压60kV；②FCZ3-35L 在 2000m 海拔以上应加直流电压60kV；③FCZ-30DT 适用于热带多雷地区。

表 F4 FCD 型避雷器电导电流值额定电压额定电压 kV23461013.2实验电压 kV23461013.2电导电流μAFCD 为 50～100，FCD、FCD3 不超过 10，FCD2 为 5～20F2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 14.1 序号 2 中规定的实验电压；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1515附录附录 G(G(提示的附录提示的附录) )油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值额定电压(kV)2〜36〜1520〜35110〜220500实验电压峰值(kV)51020406010℃112233332020℃1733505030在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA)30℃40℃50℃60℃2539558350771121667411116725074111167250456710015070℃12525040040023580℃178356570570330附录附录 H(H(规范的附录规范的附录) )高压电气设备的工频耐压实验电压规范高压电气设备的工频耐压实验电压规范额定电压kV最高工作油浸电力电压变压器kV出厂182535455585200395680交接大修并联电抗器出厂182535455585200395680交接大修电压互感器出厂253042556595200395680交接大修1min 工频耐压电压有效值(kV)穿墙套管断路器干式纯瓷和纯固体有机电流电抗器瓷充油绝绝缘互感器缘交交交交出出出出厂接厂接厂接厂接大修大修大修隔离开关出厂2532425768交接大修干式电力变压器出厂102028385070交接大修大修36101520351102205003.56.911.517.52340.5126252550152130384772170335578152130384772170335578222738505985180356612253042556595200395680222738505985180356612253042556595200395680253042556595200395680253042556595185360630253042556595185360630253042556595185360630222738505925324257688.5172432436085100100180356612265450265450注：1)额定电压为 1kV 及以下的油浸电力变压器交接实验电压为4kV，干式电力变压器为 2.6kV。

2)油浸电抗器和消弧线圈采用油浸电力变压器实验规范附录附录 I(I(提示的附录提示的附录) )发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值测量部位手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头端部接头及过滤引泄漏电流μA100MΩ电阻上的压降(V)泄漏电流μA表 I1 定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值不同额定电压下之限值10.5kV13.8kV15.75kV18kV1313002018180026202000302323003520kV2525003822kV27270041线并联块等部位100MΩ电阻上的压降(V)200026003000350038004100附录附录 J(J(提示的附录提示的附录) )电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数表 J1电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数定子绕组温度(℃)换算系数 K热塑性绝缘B 级热固性绝缘701.44.1602.86.6505.710.54011.316.83022.626.82045.3431090.568.7512887本表的运行温度，对于热塑性绝缘为75℃，对于 B 级热固性绝缘为 100℃。

当在不同温度测量时，可按上表所列温度换算系数进行换算 例如某热塑性绝缘发电机在t=10℃时测得绝缘电阻值为 100MΩ，则换算到 t=75℃时的绝缘电阻值为100/K=100/90.5=1.1MΩ也可按下列公式进行换算：对于热塑性绝缘：Rt R2(75t)/10(M)对于 B 级热固性绝缘：Rt R1.6(100t)/10(M)式中 R —— 绕组热状态的绝缘电阻值； Rt—— 当温度为 t℃时的绝缘电阻值；t—— 测量时的温度附录附录 K(K(提示的附录提示的附录) )参参考考资资料料 GB 755—2000旋转电机 定额和性能 GB 1001—1986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—1989交流高压断路器 GB 1985—1989交流高压隔离开关和接地开关 GB 3906—1991 3～35kV 交流金属封闭式开关设备 JB/T 7111—1993高电压并联电容器装置 JB/T 7112—2000集合式高电压并联电容器 GB 4109—1999高压套管技术条件 GB 4703—2001电容式电压互感器 JB/T 8169—1999耦合电容器和电容分压器 GB 4787—1996断路器电容器 GB 6115—1998电力系统用串联电容器 GB 6451—1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 7064—1996透平型同步电机技术条件 GB 7253—1987盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 GB 7327—1987 GB 7674—1997 72.5kV GB 8349—2000 GB 8564—1988 GB 8905—1996 GB 10229—1988 GB 10230—1988 GB 11017—1989 GB 12706.1～.3—1991 GB 12976.1～.3—1991 GBJ 233—1990 110 DL 417—1991 DL 474—1992 DL 474.1—1992 DL 474.2—1992 DL 474.3—1992 DL 474.4—1992 DL 474.5—1992 DL 474.6—1992 JB 3373—1983交流系统用碳化硅阀式避雷器及以上气体绝缘金属封闭开关设备金属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经管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500kV 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实验实施导则绝缘电阻、吸收比和极化指数实验直流高电压实验介质损耗因数(tgδ)实验交流耐压实验避雷器实验变压器操作波感应耐压实验大型高压交流电机定子绝缘耐压实验规范。