【通用】电气设备预防性试验规程.doc

电气设备预防性试验规程

中华人民共和国水利电力部

关于颁发《电气设备预防性试验规程》的通知

(85)水电电生字第05号

《电气设备交接和预防性试验标准》自1977年颁发以来，对保证电气设备安全运行起了重要作用。但由于电力系统的发展以及试验技术的不断提高，原《标准》中的一些规定已不能适应当前的需要。因此，我部组织有关单位对原《标准》进行了修订，并改名为《电气设备预防性试验规程》，现正式颁发执行，原《标准》同时作废。在执行中如发现有不妥和需要补充之处，请随时告我部生产司。

1985年1月15日

1 总 则

1.1 电气设备的预防性试验是判断设备能否继续投入运行，预防设备损坏及保证安全运行的重要措施。凡电力系统的设备，应根据本规程的要求进行预防性试验。工业企业及农业用电气设备，除与电力系统直接连接者外，其他可根据使用特点，参照本规程进行。

1.2 本规程的各项规定，是作为检查设备的基本要求，应认真执行。在维护、检修工作中，有关人员还应执行部颁检修、运行规程的有关规定，不断提高质量，坚持预防为主，积极改进设备，使设备能长期、安全、经济运行。

1.3 坚持科学态度。对试验结果必须全面地、历史地进行综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势。要加强技术管理，健全资料档案，开展技术革新，不断提高试验技术水平。

1.4 在执行中，遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或标准时，应组织有关专业人员综合分析，提出意见；对主要设备需经上一级主管局审查批准后执行；对其他设备可由本局、厂总工程师审查批准后执行。

1.5 对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以及SF6全封闭电器、阻波器等的检查试验，应分别根据相应的专用规程进行，在本规程内不作规定。

1.6 额定电压为110kV以下的电气设备，应按本规程进行交流耐压试验(有特殊规定者除外)，110kV及以上的电气设备，在必要时应进行耐压试验。对于电力变压器和互感器，在局部和全部更换绕组后，应进行耐压试验(可以选用感应耐压、操作波耐压和外加耐压法)。

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；其他耐压法的施加时间在有关设备的试验方法中规定。 非标准电压等级的电气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。

耐压试验电压值以额定电压的倍数运算者，发电机、电动机是按铭牌电压计算，电缆是按标准电压等级的电压计算。

1.7 进行绝缘试验时，应尽量将连接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)。同一试验标准的设备可以连在一起试。为了便利现场试验工作起见，已经有了单独试验记录的若干不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。此时，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。

1.8 当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压的标准： 1.8.1 当采用额定电压较高的电气设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压标准进行试验；

1.8.2 采用额定电压较高的电气设备，在已满足产品通用性的要求时，应按照设备实际使用的额定工作电压的标准进行试验；

1.8.3 采用较高电压等级的电气设备，在已满足高海拔地区或污秽地区要求时，应在安装地点按照实际使用的额定工作电压的标准进行试验。

1.9 在进行与温度、湿度有关的各种电气试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、损耗因数、泄漏电流等)，应同时测量被试物和周围空气的温度、湿度。绝缘试验应在良好的天气，且被试物温度及周围空气温度不低于+5℃，空气相对湿度一般不高于80%的条件下进行。

1.10 本标准中所列的绝缘电阻测量，规定用60s的绝缘电阻(R60)；吸收比的测量，规定用60s与15s绝缘电阻的比值(R60/R15)。

1.11 如制造部门的产品试验标准有了变动，且与本规程中的试验标准不相符合时，除经我部同意者外，应以本规程作为依据。进口设备按出厂标准并结合本规程执行。

2 同步发电机和调相机

2.1 容量为6000kW及以上的同步发电机和调相机的试验项目、周期、标准如表1所示，6000kW以下者可参照执行。

表1 同步发电机和调相机的试验项目、周期、标准 序号 1 项 目 测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比 周 期 (1)大修前、后 (2)一年一次结合小修 标 准 (1)绝缘电阻不作规定。若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻降低至初次(交接或大修)测得结果的1/3～1/5时，应查明原因，设法消除 (2)各相或各分支绝缘电阻不平衡系数不应大于2 (3)吸收比：沥青浸胶及烘卷云母绝缘不应小于1.3；环氧粉云母绝缘不应小于1.6；水内冷发电机自行规定 各相或各分支的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，相互间差别不得大于最小值的2%。此种差别与初次(出厂或交接时)测量的差别比较，相对变化也不得大于2%；水轮发电机不应大于1%(包括历年的相对变化)。超过标准者，应查明原因 说 明 (1)额定电压为1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ (2)水内冷发电机用专用兆欧表测量 2 测量定子绕组的直流电阻 (1)大修时 (2)出口短路后 (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)当采用压降法时，通入电流不得大于20%额定电流 (3)有条件时，可用涡流探测法检查锡焊接头的焊接质量 (4)汽轮发电机相(或分支)间差别及其历年的相对变化大于1%时，应引起注意 (1)应在停机后清除污秽前的热态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。对氢冷发电机(应在充氢后含氢量96%以上，排氢后含氢量在3%以下时进行)严禁在置换过程中进行试验 (2)试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，读取泄漏3 定子绕组直流耐压试验并测量泄漏电流 (1)大修前、后 (2)一年一次结合小修 (3)更换绕组后 (1)试验电压标准： 全部更换定子绕组并修好后 局部更换定子绕组并修好后 大 修 3倍额 定电压 2.5倍额 定电压 2.5倍额 定电压 运行20年及以下者 前 电流值 (3)不符合标准(2)、(3)之一者，应尽可能找出原因，并将其消除，但并非不运行20年以上不与架空线2.0～2.5 能投入运行 路直接连接者 倍额定电压 (4)泄漏电流随电压不成比例显著增2.0～2.5 小修时或大修后 长时，应注意分析 倍额定电压 微安表接在高压侧或采用 (2)在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应 (5)试验时，大于最小值的100%；最大泄漏电流在20μA以下者，消除杂散电流影响的其它接线方式 各相间差值与历次试验结果比较，不应有显著变化 (6)水内冷发电机可采用低压屏蔽接线或其他可消除水路影响的接线进行 (3)泄漏电流不随时间的延长而增大 试验 (7)发电机安装完毕后，必要时可用2～2.5倍额定电压的直流耐压作检查性试验 4 定子绕组交流耐压试验 (1)大修前 (2)更换绕组后 试验电压标准如下： (1)全部更换定子绕组并修好后： 容 量 kW，kV·A 小于10000 10000及以上 额定电压 U V 36以上 ≤2000 2000～6000 6000～17000 17000以上 试验电压 V 1000+2U，但最低为1500 1000+2U 2.5U 3000+2U 3000+2U (1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机试验条件同直流耐压 (2)水内冷发电机一般应在通水的情况下进行试验 (3)局部或全部更换定子绕组以及在现场组装的水轮发电机定子绕组工艺过程中的绝缘交流耐压试验标准，一般应按照附录B进行 (4)发电机紧急事故检修时，如因特殊原因，按左述标准耐压有困难时，经主管局批准，将故障绕组除去后，留下绕组的耐压试验电压可以适当降低 (5)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压。试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍 运行20年以上与架空线路直接连接者 2.5倍额 定电压 (2)大修前及局部更换绕组并修好后： 运行20年及以下者，1.5倍额定电压 运行20年以上与架空线路直接连接者，1.5倍额定电压 运行20年以上不与架空线路直接连接者，1.3～1.5倍额定电压 5 测量转子绕组的绝缘电阻 (1)大修中转子清扫前后 (1)绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 用1000V兆欧表。水内冷发电机用 (2)水内冷转子绕组绝缘电阻一般不应小于5kΩ 500V及以下兆欧表或其它测量仪器 (3)当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕， (2)小修时 6 测量转子绕组的直流电阻 转子绕阻交流耐压试验 大修时 如果转子绕组的绝缘电阻不小于2kΩ，允许投入运行 与初次(交接或大修时)所测结果比较，其差别一般不应超过2% 试验电压标准如下： 显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后 显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后 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 10倍额定励磁电压，但不低于1500V，不高于3500V 5倍额定励磁电压，但不小于1000V，不大于2000V 5倍额定励磁电压，但不小于1000V，不大于2000V (1)在冷状态下进行测量 (2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量 (1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表试验代替 (2)隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时，将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V (3)局部或全部更换转子绕组以及在安装现场组装的水轮发电机转子绕组，工艺过程中的绝缘交流耐压试验标准应按照附录B进行 用1000V或2500V兆欧表 7 (1)显极式转子大修时和更换绕组后 (2)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 (1)大修时 (2)小修时 8 测量发电机和励磁机的励磁回路连回所连接的所有设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路连同所连接的所有设备(不 绝缘电阻不应低于0.5MΩ；否则,应查明原因将其消除 9 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表试验代替 包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验 10 定子铁芯试验 (1)重新组装或更换、修理硅钢片后 (2)必要时 齿(铁芯)的最高温升不得超过45℃，各齿的最大温差不得超过30℃。运行20年以下者，齿的最高温升一般不超过25℃，温差不超过15℃ 试验时用10000×10-4T(持续时间为90min)的磁通密度或用14000×10-4T(持续时间为45min)的磁通密度 对直径较大的水轮发电机在进行试验时，应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 11 测量发电机和励磁机轴承的绝缘电阻 12 测量灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻 13 测量灭磁开关的关联电阻 14 测量转子绕组的交流阻抗和功率损失 大修时 (1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MΩ 汽轮发电机组的轴承绝缘用1000V (2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低兆欧表在安装好油管后进行测量 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，凡有绝缘的导轴瓦、油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ 与铭牌数据或最初测得的数值比较，其差别不应超过10% 大修时 大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 大修时 (1)对隐极式转子应在定子膛内或膛外测量(必要时可在不同转速下测量)；显极式转子一般仅要求在膛外对每一磁极线圈进行测量 (2)阻抗和损失值自行规定。隐极式转子绕组的阻抗和功率损失在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化，显极式转子各磁极线圈的阻抗和功率损失，相互间不应有显著差别 应符合制造厂规定 (1)隐极式转子绕组的交流阻抗和损失值有显著变化时，应配合其它方法综合判断有无匝间短路 (2)如采用动态匝间监测法，可不再进行此项试验 (3)试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子试验电压自行规定) (1)新机投入运行后应创造条件进行 15 温升试 必要时 验 (2)温升试验时，如对埋入式检温计测量准确度有怀疑时，可用带电测平均温度的方法加以校对 大修后 当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。水轮发电机测量轴对机座的电压，电压值不作规定 (1)绝缘电阻自行规定 (2)检温计指示值误差不应超过制造厂所规定的数值 测量绝缘电阻用不高于250V的测量设备 16 测量轴电压 17 埋入式检温计绝缘电阻的测量和温度误差的校验 18 测量空载特性曲线 大修时 (1)大修后 (2)更换绕组后 (1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误 无起动电动机的同步调相机不进行差的范围以内 此项试验 (2)在额定转速下的定子电压最高值： 水轮发电机升至额定电压的150%(以不超过额定励磁电流为限) 汽轮发电机升至额定电压的130% (3)对有匝间绝缘的电机，最高电压的试验持续时间为5min 与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内 无起动电动机的同步调相机不进行此项试验 19 测量三相稳定短路特性曲线 20 检查相序 21 测量发电机定子开路时的灭磁时间常数 22 定子单线棒损耗 (1)大修后 (2)更换绕组后 改动接线时 更换灭磁开关后 应与电网的相序一致 时间常数不作规定 更换绕组时 参照制造厂规定 因数tgδ测量 23 测量定子与转子间气隙 24 气体冷却器的水压试验 大修装转子后 大修时 定子与转子间各点气隙与平均值的差别： 汽轮发电机不应超过平均值的±5% 水轮发电机不应超过平均值的±10% 试验压力应按制造厂规定。制造厂无规定时，试验 压力为额定水压的两倍，但空气冷却器不得低于3个表大气压*，氢冷却器不得低于5个表大气压*。试验持续时间为30min，试验中不得有渗漏现象 *1个表大气压约等于105Pa 25 测量机组轴承的振动和水轮发电机组主轴的摆度 大修前、后 (1)汽轮发电机、同步调相机及其同轴的励磁机轴承的振动，在轴承盖上三个方向(垂直、纵向、横向)测得的振动(双振幅)不得超过如下值： 额定转速 r/min 振动值 mm 3000 0.05 1500 0.07 1000 0.10 同步调相机转速在600～1000r/min时，允许的振动值为0.10mm (2)内装导轴承的立式水轮发电机组的各部振动与摆度(双振幅)不得超过如下值(mm)： 额定转速r/min 带推力轴承的支架 (垂直振动) 带导轴承的支架 (水平振动) 励磁机机座 (水平及垂直振动) 整流子、集电环(摆 度) 100及以下 0.14 100～250 0.12 250～375 0.1 375～750 0.08 0.14 0.12 0.1 0.08 0.14 0.12 0.1 0.08 0.50 0.30 0.2 0.10 定子铁芯部分外壳水平振动 各导轴承处的 轴 摆 度 0.05 0.05 0.03 0.03 (在各导轴承间隙范围内) (3)卧式及内装滚动轴承的立式水轮发电机的轴承振动(双振幅)不得超过如下值： 额定转速 r/min 振动值mm 500及 以下 0.20 600 0.16 750 0.12 1000 0.10 2.2 发电机和同步调相机大修中更换绕组时，定子绕组绝缘状况满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：

a.温度在10～30℃时，每相所测得的吸收比，对于沥青浸胶及烘卷云母绝缘不小于1.3；对于环氧粉云母绝缘不小于1.6。水内冷发电机的吸收比自行规定； b.绕组运行温度在75℃时，每相的绝缘电阻按定子额定电压计算，大于每千伏1MΩ，亦可投入运行。

2.3 运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组上有明显落水外，一般可不必干燥投入运行。 2.4 发电机和同步调相机定子绕组绝缘老化鉴定的方法和标准见附录B。

3 直流电机

3.1 直流电机的试验项目、周期和标准如表2所示。

表2 直流电机的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测量绕组的绝缘电阻 测量绕组的直流电阻 测量电枢整流片间的直流电阻 绕组的交流耐压试验 周 期 (1)大修时 (2)小修时 标 准 绝缘电阻一般不低于0.5MΩ 说 明 (1)用1000V的兆欧表 (2)励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 2 大修时 与制造厂试验数据或以前测得值比较，其差别一般不应大于2%；补极绕组自行规定。100kW以下的不重要的直流电机自行规定 相互间的差值不应超过最小值的10% 3 大修时 由于均压线产生的有规律的变化，在各相应的片间进行比较判断 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兆欧表试验代替 4 大修时 磁场绕组对壳和电枢绕组对轴的试验电压为1000V 5 测量磁场可变电阻器的直流电阻 磁场可变电阻的交流耐压试验 调整炭刷的中心位置 检查绕组的极性及其连接的正确性 测量电枢与磁极之间的空气间隙 测量励磁机的振动 大修时 与铭牌数据或最初测量值比较其差别不应超过10% 应在不同分接头位置测量，且电阻值变化应有规律性 (1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行 (2)可用2500V兆欧表试验代替 必要时，可做无火花换向试验 6 大修时 试验电压为1000V 7 大修时 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 8 接线变动时 极性和连接均应正确 9 大修时 各点气隙与平均值的差别不应超过下列数值： 3mm以下的间隙为平均值的±10% 3mm及以上的间隙为平均值的±5% 应符合表1中序号25的规定 10 大修时 (1)无载特性：测录至最大励磁电压值为止 (2)负载特性：仅测录励磁机负载特性。测定时，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 空转检查的时间一般不小于1h 11 直流发电机的特性试验 (1)大修后必要时 (2)更换绕组后 与制造厂试验资料比较，应在测量误差的范围以内 12 直流电动机的空转检查 (1)大修时 (2)更换绕组后 (1)转动正常 (2)调速范围合乎要求 注：容量在100kW以下的不重要直流电机，一般只进行1、2、4、5、7、8、11七项试验。 4 中频发电机

4.1 中频发电机的试验项目、周期和标准如表3所示。

表3 中频发电机的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 测量绕组的绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)小修时 标 准 说 明 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 绝缘电阻应不低于0.5MΩ (1)各相绕组直流电阻值的相互差别应不超过其最小值的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[BG)F]续表 试验电压为出厂试验电压的75% 2 测量绕组的直流电阻 绕组的交流耐压试验 测量可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 大修时 3 大修时 副励磁机的交流耐压可用绝缘电阻来代替 1000V及以上的中频发电机应在所有分接头上测量 (1)无载特性：测录至最大励磁电压值为止 (2)负载特性：仅测录励磁机的负载特性。测定时，以同步发电机的励磁绕组为负载 (3)外特性：必要时进行 新机投入运行后应创造条件进行 5 交流电动机

4 大修时 与制造厂数值或最初测得的结果比较相差不应超过10% 5 测录中频发电机的特性曲线 (1)大修后必要时 (2)更换绕组后 必要时 与制造厂试验资料比较，应在测量误差范围内 6

温升试验 应符合制造厂规定 5.1 交流电动机的试验项目、周期和标准如表4所示。

表4 交流电动机的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测量绕组的绝缘电阻和吸收比 周 期 (1)大修时 (2)小修时 标 准 (1)绝缘电阻： 额定电压为1000V以下者，常温下绝缘电阻不应低于0.5MΩ， 额定电压为1000V及以上者，交流耐压前，定子绕组接近运行温度时的绝缘电阻不应低于每千说 明 (1)容量为500kW以上的电动机应测量吸收比 (2)1000V以下的电动机使用1000V兆欧表；1000V及以上的电动机使用2500V兆欧表 伏1MΩ；投入运行前，在常温下的绝缘电阻(包括电缆)不应低于每千伏1MΩ，转子绕组的绝缘电阻不应低于每千伏0.5MΩ (2)吸收比自行规定 2 测量绕组的直流电阻 大修时 (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 1000V以上或100kW以上的电动机各相绕组直 中性点未引出不能测量绕组各相流电阻的相互差别不应超过最小值的2%，并应注直流电阻时，可测量线间电阻。意相间差别的历年相对变化，其余自行规定 1000V以上或100kW以上的电动机各线间直流电阻的差别不应超过1% (1)试验电压的标准如下： 全部更换绕组，3倍额定电压 大修或局部更换绕组，2.5倍额定电压 (2)泄漏电流相间差别一般不大于100%；20μA以下者，各相间应无显著差别 (1)有条件时应分相进行 (2)500kW以下的电动机自行规定 3 1000V以上且容量在500kW以上的电动机定子绕组直流耐压试验，并测量泄漏电流 定子绕组的交流耐压试验 (1)大修时 (2)更换绕组后 4 (1)大修时 (2)更换绕组后 (1)大修中不更换定子绕组和局部更换定子绕组后： 1.5倍额定电压，但不低于1000V (2)全部更换定子绕组后：(2倍额定电压 试验电压标准如下：+1000)V，但不低于1500V (1)低压100kW以下不重要的电动机交流耐试验可用2500V兆欧表代替 (2)局部或全部更换定子绕组时，工艺过程中的绝缘交流耐压试验可按照附录B进行 绕线式电机转子已改为直接短路起动者，可不作交流耐压试验(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) 5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 (1)大修时 (2)更换绕组后 绕线式转子绕组 绕组式转子绕组 大修不更换转子绕组时局部更换转子绕组后 全部更换转子绕组后 不可逆的 1.5Uk,但不小于1000V (2Uk+1000)V 可逆的 3.0Uk，但不小于2000V (4Uk+1000)V 6 同步电动机转子绕组的大修时 试验电压为1000V 交流耐压试验 7 测量可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 测量同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻 大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10% 1000V及以上的电动机应在所有分接头上测量直流电阻 8 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表代替 9 大修时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 10 转子金属绑线的交流耐压试验 11 检查定子绕组的极性 12 电动机空转检查并测空载电流 13 测量电动机的振动 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表代替 接线变动时 定子绕组的极性与连接应正确 对双绕组的电动机，应检查二分支间连接的正确性 中性点无引出者可不检查极性 (1)空转检查的时间一般不小于1h (2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 750 及以下 0.16 大修后 转动正常，空载电流不作规定 大修后 额定转速 r/min 振动值 (双振幅)mm 3000 0.06 1500 0.10 1000 0.13 14 测量定子与转子铁芯 大修装转子后 各点气隙与平均值之差不大于平均值的±5% 间的气隙 注：①容量在100kW以下的电动机，一般只进行第1、4、12、13项试验。 ②特殊电动机按制造厂规定。

6 电力变压器、消弧线圈和油浸电抗器

6.1 电力变压器的试验项目、周期和标准如表5所示。

表5 电力变压器的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测定绕组的绝缘电阻和吸收比 周 期 (1)大修时 (2)1～3年1次 标 准 大修和运行标准自行规定(参考值见附录C中的表C2) 说 明 (1)额定电压为1000V以上的绕组用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下者用1000V兆欧表 (2)测量时，非被试绕组接地测量绕组连同套管的泄漏电流 35以上 40 (1)电压为35kV及以上且容量为10000kV·A及以上的变压器应进行 (2)在高压端读取1min泄漏电流值 (1)容量为3150kV·A及以上的变压器应进行 (2)非被测绕组应接地(采用M型2 测量绕组连同套管的泄漏电流 (1)大修时 (2)1～3年1次 (1)试验电压标准如下： 绕组额定电压kV 直流试验电压kV 3 5 6～15 10 20～35 20 (2)泄漏电流自行规定，但与历年数值比较不应有显著变化(参考值见附录C中的表C3) 3 测量绕组连同套管一起的介质损耗因数tgδ (1)大修时 (2)必要时 (1)tgδ值(%)不大于下列数值： 高压绕组 电压等级 温 度 ℃ 10 20 30 40 50 60 70 35kV以上 35kV及以下 1 1.5 2 3 4 6 8 试验器时应屏蔽) 1.5 2 3 4 6 8 11 同一变压器中压和低压绕组的tgδ标准与高压绕组相同 (2)tgδ值(%)与历年的数值比较不应有显著变化 4 绕组连同套管一起的交流耐压试验 (1)大修后 (2)更换绕组后 (3)必要时 (1)全部更换绕组绝缘后，一般应按附录A中表A1出厂标准进行；局部更换绕组后，按表A1中大修标准进行 (2)非标准系列产品，标准不明的且未全部更换绕组的变压器，交流耐压试验电压标准应按过去的试验电压，但不得低于下表中的数值 (1)大修后绕组额定电压为110kV 以下且容量为8000kV·A绕组额定0.52 3 6 10 15 20 35 44 60 及以下的变压器应进行，其他根据电压kV 以下 试验电压 2 8 13 19 26 34 41 64 71 105 条件自行规定 (2)对110kV及kV (3)出厂试验电压与附录A表A1中的标准不同的变压器的试验电以上更换绕组的可采用倍压，应为出厂试验电压的85%，但除干式变压器外，均不得低于上表变压器，频感应法或操作中的相应值 波进行耐压试验(操作波试验波形、电压值见附录C中表C1) 标准见表12 测量时，同一绕组的套管均应全部短接 5 测量非纯瓷套管的介质损耗因数tgδ和电容值 油箱和套管中绝缘油试验 测量轭铁梁和穿芯螺栓(可 (1)大修时 (2)对不需拆卸套管即能试验者1～3年一次 6 按15.1的规定进行 7 大修时 绝缘电阻自行规定 (1)用1000V或2500V兆欧表 (2)轭铁梁及穿接触到的)的绝缘电阻 芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开(不能拆开者可不进行) (1)大修时 (2)1～3年1次 绝缘电阻自行规定 (1)用1000V兆欧表 (2)运行中发现异常时可测量接地回路电流 (1)大修时，应在各侧绕组的所有分接头位置上测量 (2)对无励磁调压，1～3年1次的测量和运行中更换分接头位置后，只在使用分接头位置上测量 (3)对有载调压，一般在所有分接头上测量 (4)所规定的标准是指对引线的影响校正后的数值 (5)按GB1094-71《电力变压器》生产的变压器仍以630kV·A为界 (1)更换绕组后，8 测量铁芯(带有引外接地)对地的绝缘电阻 测量绕组连同套管一起的直流电阻 9 (1)大修时 (2)变换无励磁分接头位置后 (3)1～3年1次 (4)出口短路后 (1)1600kV·A以上的变压器，各相绕组电阻，相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出时的线间差别应不大于三相平均值的1% (2)1600kV·A及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别一般不大于三相平均值的2% (3)测得的相间差与以前(出厂或交接时)相应部位测得的相间差比较，其变化也不应大于2% 10 检查绕 (1)大修后 (1)大修后各相相应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差组所有分接头的电压比 (2)更换绕组后 (3)内部接线变动后 别，且应符合规律 (2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器，电压比允许偏差为±1% (3)其他所有变压器(额定分接头)电压比允许偏差为±0.5% 应按制造厂标准测量电压比 (2)更换绕组后及内部接线变动后，应在每一分接头下进行电压比测量，并应校对单相变压器的极性和三相变压器的联结组标号 (3)对于其它分接头的电压比，在超过标准栏中的允许偏差时，应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 11 校定三相变压器的联结组别和单相变压器引出线的极性 12 测量容量为3150kV·A及以上变压器的额定电压下的空载电流和空 (1)更换绕组后 (2)内部接线变动后 必须与变压器的标志(铭牌和顶盖上的符号)相符 (1)更换绕组后 (2)必要时 与出厂试验值相比无明显变化 (1)三相试验无条件时，可用单相全电压试验 (2)试验电源波形畸变率应不超过5% 载损耗 13 测量变压器额定电流下的阻抗电压和负载损耗 14 检查有载分接开关的动作情况 15 检查相位 更换绕组后 应符合出厂试验值，无明显变化 无条件时可在不小于1/4额定电流下进行测量 (1)大修时 (2)必要时 应符合制造厂的技术条件 (1)更换绕组后 (2)更改接线后 更换绕组后 必须与电网的相位一致 16 额定电压下的冲击合闸试验 更换绕组后为3次，应无异常现象 (1)在使用分接头上进行 (2)在变压器高压侧加电压试验 (3)110kV及以上变压器中性点应接地后再试验 17 总装后对散热器和油箱作密封油压试验 18 冷却装置的检查和试验 19 检查运行中的热虹吸油再 大修后 对管状和平面油箱，采用0.6m的油柱压力；对于波状油箱和有散热器的油箱，采用0.3m的油柱压力。试验持续时间为15min (1)大修时 (2)小修时 (1)大修时 (2)小修时 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 生装置 20 检查接缝衬垫和法兰连接情况 21 油中溶解气体色谱分析 (1)大修时 (2)小修时 应不漏油。对强迫油循环的变压器应不漏气漏水 电压为330kV及以上的变压器、电抗器和发电厂240000kV·A及以上的主变压器3个月一次； 电压为220kV的变压器和发电厂120000kV·A及以上的主变压器6个月一次； 8000kV·A及以上的变压器一年一次； 其他变压器自行规定 (1)设备内部氢和烃类气体超过下列任一项值时应引起注意： 气体种类 总 烃 乙 炔 氢 气 含量 ppm 150 5 150 (2)烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5 ml/h(密封式)或相对产气速率大于10%/月时，可判断为设备内部存在异常(总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断) (1)总烃是指甲烷、乙烷、乙烯和乙炔四种气体总和 (2)标准中所列数值的单位为ppm(10-6)即每升油中含有该气体的微升数 (3)溶解气体含量达到引起注意值时，可结合产气速率来判断有无内部故障；必要时，应缩短周期进行追踪分析 (4)新设备及大修后的设备投运前应作一次检测；投运后，在短期内应多次检测，以判断该设备是否正常 测量时应注意温度的影响 只在500kV变压器进行 22 油中微量水测量 23 油中含气量测量 必要时 参考值如下： 220kV及以下，30ppm以下；330kV,25ppm以下；500kV,15ppm以下 自行规定 必要时 注：①1600kV·A以下变压器试验项目、周期和标准：大修后的试验参照表5中序号1、4、6、8、9、10、11、15等项进行，定期试验参照表5中序号1、4、6等项进行，周期自行规定。

②干式变压器的试验项目、周期和标准如下：大修后参照表5中序号1、4、7、8、9、10、11、15等项进行，定期试验参照表5中序号1、4等项进行，周期自行规定。

③油浸式电力变压器的绝缘试验，应在充满合格油静止一定时间，待气泡消除后方可进行。一般大容量变压器静止20h以上(真空注油者时间可适当缩短)；3～10kV的变压器需静止5h以上。

④油浸电力变压器进行绝缘试验时，允许使用的最高试验电压如下：测量tgδ时，对于注油或未注油的，其绕组电压为10kV及以上的变压器，试验电压为10kV；绕组电压为10kV以下者，试验电压不超过绕组额定电压。测量泄漏电流时，对于未注油的变压器其施加电压为规定的试验电压的50%。 ⑤绝缘试验时，以变压器的上层油温作为变压器绝缘的温度。

6.2 运行中和大修后的电力变压器是否需要干燥，按《变压器运行规程》进行。

6.3 油浸电抗器的试验项目、周期和标准参照表5中序号1、3、4、6、7、8、9、21项(220kV及以上油浸电抗器增加序号5、22项)进行。 6.4 消弧线圈的试验项目、周期和标准参照表5中序号1、3、5、6、7、9、21项进行。

7 互 感 器

7.1 互感器的试验项目、周期和标准如表6所示。

表6 互感器的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测定绕组的绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)35kV及以下1～3年一次 (3)63～110kV1～2年一次 (4)220kV及以上1年一次 (1)大修时 (2)35kV及以下1～3年一次 (3)63～110kV1～2年一次 (4)220kV及以上 绝缘电阻自行规定 标 准 说 明 (1)一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 (2)测量时，非被试绕组短路接地 (3)220kV及以上电流互感器末屏对二次及地的绝缘电阻，一般不小于1000MΩ 5 2.0 2.5 1.5 2.0 10 2.5 3.5 2.0 2.5 20 3.5 5.0 2.5 3.5 30 5.5 7.5 4.0 5.0 40 8.0 10.5 6.0 8.0 2 测定20kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗因数tgδ (1)电压互感器的tgδ值(%)(反接法)应不大于表中数值： 温度 ℃ 35kV 及以下 35kV 以上 大修后 运行中 大修后 运行中 1年一次 (2)电流互感器20℃时的tgδ值(%)应不大于下表中数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 电压 kV 充油的电流互感器 充胶的电流互感器 胶纸电容式的电流互感器 油纸电容式的电流互感器 大修后 运行中 大修后 运行中 大修后 运行中 大修后 运行中 20～35 3 6 2 4 2.5 6 — — 63～220 2 3 2 3 2 3 1.0 1.5 330～500 — — — — — — 0.8 1.0 (3)220kV及以上电流互感器应测量主绝缘的电容值，一般不超过制造厂实测值(或初始值)的±10% 3 绕组连同套管一起对外壳的交流耐压试验 (1)大修后 (2)20kV以下1～3年一次 (3)必要时 (1)交流耐压试验电压标准见附录A中表A1 (1)串级式或分级绝缘式的电 (2)运行中非标准系列的产品及出厂试验电压标准不明的压互感器用倍频感应耐压试验 且未全部更换绕组的互感器的交流耐压试验电压标准如下： (2)进行倍频感应耐压试验时，额定电压kV 3 6 10 15 20 35 44 63 应考虑互感器的容升电压 试验电压kV 15 21 30 38 47 72 87 120 (3)做倍频耐压试验前后，应检 (3)出厂试验电压与附录A表A1中标准不同的互感器，其查有否绝缘损伤 试验电压应为制造厂出厂试验电压的90%，但不得低于上表中的相应值 (4)全部更换绕组绝缘后，应按附录A表A1中的标准进行试验 4 5 油箱和套管中绝缘油的试验 测量铁芯夹紧螺栓(可接触到的)的绝缘电阻 吊芯或吊罩时 按14.2规定进行 绝缘电阻自行规定 (1)用2500V兆欧表 (2)穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测定时应将连接片断开(不能拆开者可不进行) 6 测量电压互感器一次绕组直流电阻 测量1000V以上电压互感器的空载电流 检查三相互感器的联结组和单相互感器引出线的极性 测量互感器各分接头的变比 大修时 与制造厂或以前测得的数值比较应无显著差别 7 必要时 中性点不接地系统的电压互感器，在额定线电压时的空载电流应不大于最大允许负荷电流 必须与铭牌的记载或外壳上的符号相符 8 (1)更换绕组后 (2)接线变动后 9 (1)更换绕组后 (2)接线变动后 必要时 与铭牌相比，不应有显著差别 与同类型电流互感器的特性曲线相比较 更换绕组后应测比差和角差 仅对继电保护有要求者进行 10 测量电流互感器的励磁特性曲线 11 63kV及以上互感器油中溶解气体的色谱分析 1～3年一次 油中溶解气体含量在下表任一项标准范围内时，应开始引起注意： 气 体 烃类总和 氢 乙 炔 含量 ppm 100 150 3 对制造部门(如国外产品)制造为全封式结构的不进行此项试验 12 密封检查 13 局部放电试验 (1)大修后 (2)必要时 (1)35kV固体绝缘互感器必要时进行 (2)110kV及以上充油互感器必要时进行 必要时 自行规定 (1)固体绝缘互感器： 电压为1.1Um/时放电量不大于100pC (2)充油互感器： 电压为1.1Um/时放电量不大于20pC Um为设备的最高电压 14 油中微量水测量 110kV及以上互感器的参考值：不大于30ppm 注：①电容式电压互感器电容元件的试验项目、周期和标准按14.1的规定进行。 ②电容式电压互感器的中间互感器参照10kV电压互感器的项目、周期和标准。

8 断路器

8.1 多油和少油断路器的基本试验项目、周期和标准如表7所示；其他试验项目见相应的专业规程。

表7 油断路器的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测定绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)1～3年一次 标 准 (1)整体绝缘电阻自行规定 (2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下表数值(MΩ)： 试验类别 大修后 运行中 2 测量35kV及 (1)大修时 以上非纯瓷套 (2)1～3年一管和多油断路次 器的介质损耗因数tgδ 额定电压 kV 3～15 1000 300 20～35 2500 1000 63～220 5000 3000 330 10000 5000 (1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的tgδ超出标准或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对结构上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处于油外，然后进行分解试验 (2)断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中标准的相应数值增加 220kV及以上少油断路器拉杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于5μA安时，应引起注意 (1)63kV及以上断路器必要时进行 (2)更换或干燥后的绝缘拉杆必需进行耐压试验，耐压设说 明 用2500V兆欧表 (1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ值(%)标准见表12 (2)20℃时非纯瓷套管的断路器的tgδ值(%)，可比表12中相应的tgδ值(%)增加下列数值： 额定电压kV 比表12相应套管的tgδ值(%)的增加数(%) 110 及以上 110 以下 DW2-35 DW8-35 DW1-35 DW1-35D 1 2 2 3 3 测量35kV及 (1)大修时 以上少油断路 (2)1～3年一器的泄漏电流 次 交流耐压试验 (1)大修时 (2)10kV及以下1～3年一次 (1)每一元件的试验电压标准如下： 额定电压 kV 直流试验电压 kV (2)泄漏电流一般不大于10μA 试验电压标准见附录A中表A1 35 20 35以上 40 4 备不能满足时可分段进行 5 测量每相导电回路电阻 测量灭弧室的并联电阻、均压电容值和均压电容器的介质损耗因数tgδ 测量断路器的固有合闸时间和固有分闸时间 测量断路器分闸和合闸的速度 测量断路器触头分、合闸的同期性 测量断路器可动部分的行程 (1)大修时 (2)1～3年一次 (1)大修时 (2)必要时 (1)大修时应符合制造厂标准 (2)运行中自行规定 (1)并联电阻值应符合制造厂规定 (2)并联电容器标准按14.1的规定进行 制造厂标准参见附录D中表D1 6 7 大修时 应符合制造厂规定(可参考附录D中表D1) 在额定操作电压(气压、液压)下进行 8 大修时 应符合制造厂规定(可参考附录D中表D1) 在额定操作电压(气压、液压)下进行 9 大修时 应符合制造厂规定 10 大修时 应符合制造厂规定 操作机构的最低动作电压(指电磁铁或接触器线圈端子上的电压)不应超出下表的范围： 部件名称 不小于 分闸电磁铁 合闸接触器 30 30 最低操作电压 (额定电压的百分数) 不大于 65 80(65)* 用500V或1000V兆欧表 11 检查操作机构合闸接触器和分闸电磁铁的最低动作电压 大修时 * 括号内数字适用于能自动重合闸的断路器 12 测量合闸接触器和分、合闸电大修时 (1)绝缘电阻不应小于1MΩ (2)直流电阻应符合制造厂规定 磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 13 油箱和套管中绝缘油的试验 按0.1，15.1的有关规定进行 操作机构动作情况检查项目如下表： 利用远方操作装置检查操作机构的动作情况 操作类别 大修时 合 闸 合 闸 分 闸 合闸和分闸 (1)对高于或低于额定电压的操作试验，有条件时进行 (2)对电动操作机构，不允许在不带断路器本体的情况下作操作试验 (3)对电磁式操作机构合闸主线圈端子上的电压，不应低于制造厂所允许的最低电压值 操作电源母线电压 (额定电压的百分数) 115 90(80)* 80 100 操作次数 2 2 2 2 14 *括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器 注：①对用气动操作的油断路器，其气动操作部分应按空气断路器相应项目进行试验。 ②对用液压操作的油断路器，其液压操作部分应按制造厂相应项目进行试验。

③对用弹簧储能操作的油断路器，其弹簧机构操作部分应按制造厂相应项目进行试验。 8.2 磁吹断路器参照表7序号1、4、5、7、9、10、11、12、14项进行试验。

8.3 自动开关和自动灭磁开关参照表7中序号11、12、14项进行试验。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型灭磁开关尚应选择灭弧栅片数。

8.4 空气断路器的基本试验项目、周期和标准如表8所示；其他试验项目见相应专业规程。

表8 空气断路器的试验项目、周期和标准 序号 项 目 测量35kV及以上的支持瓷套的泄漏电流 交流耐压试验 测量每相导电回路电阻 周 期 (1)大修时 (2)1～3年一次 大修时 (1)大修时 (2)1～3年标 准 (1)每一元件试验电压标准如下： 额定电压 kV 直流试验电压 kV 35 20 35以上 40 220kV及以上空气断路器的泄漏电流大于5μA时应引起注意 说 明 1 (2)泄漏电流一般不大于10μA 试验电压标准见附录A中表A1 (1)大修时应符合制造厂标准 (2)运行中自行规定 2 3 制造厂标准参见附录D中表D2 一次 测量灭弧室的并联电阻，均压电容值和均压电容器的介质损耗因数tgδ 测量主、辅触头分、合闸配合时间 测量断路器的固有分、合闸时间 测量同相各断口及三相接触的同期性 线圈的最低动作电压 测量分闸和合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 (1)并联电阻值应符合制造厂规定 (2)并联电容器标准按14.1的规定进行 4 大修时 5 大修时 应符合制造厂规定(可参考附录D中表D2) 6 大修时 应符合制造厂规定(可参考附录D中表D2) 7 大修时 应符合制造厂规定 8 9 大修时 大修时 应符合制造厂规定 (1)绝缘电阻不应小于1MΩ (2)直流电阻应符合制造厂规定 在额定气压下测量 用500V或1000V兆欧表 10 测量分闸、合闸和重合闸的气压降 11 检查断路器操作时的最低动作气压 12 检查压缩空气系统，阀门及断路器本体的严密性 13 检查断路器大修时 应符合制造厂规定 大修时 应符合制造厂规定 大修时 应符合制造厂规定 大修时 应符合制造厂规定 的耗气量及通风气量 14 检查空气过滤器的清洁状况 15 利用远方操作装置检查操作机构的动作情况 (1)大修时 (2)小修时 大修时 应清洁、干燥 操作机构动作情况检查项目如下： 操作 类别 操作电源母线电压(额定电压的百分数) 100 合闸 和 分闸 115(80) * (有条件时进行) 100 工作气压 额定气压 额定气压 制造厂规定的最高气压 制造厂规定的最低气压 操作次数 (分、合) 3次 3次 3次 合闸、分闸和重合闸 100 3次 *括号内数字适用于装有重合闸装置的断路器 8.5 真空断路器的基本试验项目、周期和标准可参照表9；其他要求见相应的专业规程。

表9 真空断路器的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)1～3年一次 标 准 (1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 (2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下列数值(MΩ)： 试验类别 大修时 运行中 额定电压 kV 3～15 1000 300 20～35 2500 1000 说 明 用2500V兆欧表 2 交流耐压试验 (1)大修时 (2)1～3年一次 (1)大修时 (2)1～3年一次 大修时 对地和断口间的试验电压标准见附录A中表A1 应符合制造厂规定 3 测量每相导电回路电阻 测量断路器合闸和固有分闸时间 测量断路器触头分、合闸的同期性 测量断路器可动部分的行程 检查操作机构合闸接触器和分闸电磁铁的最低动作电压 4 应符合制造厂规定 在额定操作电压下进行 5 大修时 应符合制造厂规定 6 大修时 应符合制造厂规定 7 大修时 操作机构的最低动作电压(指电磁铁或接触器线圈端子上的电压)不应超出下列范围： 部件名称 合闸电磁铁 合闸接触器 最低操作电压 (额定电压的百分数) 不小于 30 30 不大于 65 80(65) * *括号内数值适用于自动重合闸的断路器 8 测量合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 利用远方操作装置检查操作机构的动作情况 大修时 (1)绝缘电阻不应小于1MΩ (1)直流电阻应符合制造厂规定 9 大修时 操作机构动作情况检查项目如下表： 操作类别 操作电源母线电压 (额定电压的百分数) 操作次数 1)对高于或低于额定电压的操作试验有条件时进行 (2)对电磁式操作机构合闸主线圈端子上的电压应不低于制造厂所允许的合 闸 合 闸 分 闸 合闸和分闸 115 90(80)* 80 100 2 2 2 2 最低电压值 *括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器 注：真空断路器灭弧室真空度的测量，有条件时可在大修和小修时进行。

8.6 SF6断路器的基本试验项目、周期和标准可参照表10；其他要求见相应的专业规程。

表10 SF6断路器的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)1～3年一次 灭弧室解体大修时 (1)大修时 (2)1～3年一次 大修时 标 准 110kV及以上SF6断路器，一次回路对地绝缘电阻应大于5000MΩ，二次回路绝缘电阻应大于5MΩ 按出厂试验电压的80% (1)每一元件试验电压标准如下： 额定电压 kV 直流试验电压 kV (2)泄漏电流自行规定 4 测量灭弧室的并联电阻，均压电容值和均压电容器的介质损耗因数tgδ 测量每相导电回路电阻 检查最低操作电压下断路器动作情况 (1)并联电阻值应符合制造厂规定 (2)均压电容器标准按14.2的规定 35以上 40 说 明 一次回路用2500V兆欧表 二次回路用500V兆欧表 在分、合闸状态下分别进行 2 3 交流耐压试验 测量泄漏电流 5 (1)大修时 (1)大修时应符合制造厂规定 (2)1～3 (2)运行中自行规定 年一次 大修时 断路器可靠动作时，操作机构的最低动作电压(指电磁铁或接触器线圈端子上的电压)不应超出下表的范围： 6 在额定气压下进行 操作类别 分闸 合闸 7 测量断路器的固有合闸时间和固有分闸时间 测量断路器分、合闸三相触头动作的同期性 测量断路器分、合闸速度 测量并联电阻比主触头提前接入和滞后断开时间 测量分、合闸线圈的直流电阻 大修时 最低操作电压(额定电压的百分数) 不小于 30 30 不大于 65 80(65)* * 括号内数字用于能自动重合闸的断路器 应符合制造厂规定 8 大修时 应符合制造厂规定 9 大修时 应符合制造厂规定 10 大修时 应符合制造厂规定 11 大修时 大修时 应符合制造厂规定 断路器动作情况检查项目如下： 操作 类别 操作电源母线电压(额定电压的百分数) 110 分闸和合闸 100 80 操作油压 Pa 制造厂规定的最大压力 额定压力 制造厂规定的最小压力 操作 次数 12 利用远方操作装置检查断路器的动作情况 各3次 各3次 各3次 13 测量分闸、合闸、分-合闸的气压降 大修时 应符合制造厂规定 14 核对SF6、液(气)压系统用压力表的误差和整定值 液压机构泄漏试验 (1)大修时 (2)1～3年一次 应符合制造厂规定 SF6、液(气)压系统用压力表，包括SF6气体密度检测仪压力接点、贮压缸氮气预压力、油泵起动压力、油泵停止压力、合闸闭锁压力、分闸闭锁压力、安全阀打开压力和关闭压力皆需核对 断路器分别在分、合闸位置时进行 15 大修时 (1)大修时 (2)1～3年一次(仅做各密封部位、管道接头检漏) (1)大修时 (2)1～3年一次 应符合制造厂规定 16 SF6气体泄漏检测 (1)用检漏仪对各密封部位、管道接头等处进行。检测仪器应不报警 (2)用收集法对管体部分进行泄漏测量应符合制造厂规定(年漏气量一般不大于3%) 应符合制造厂规定(一般应不大于150ppm) 17 SF6气体微量水测量 9 隔 离 开 关

9.1 隔离开关的基本试验项目、周期和标准如表11所示；其他项目见相应的专业规程。

表11 隔离开关的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测定绝缘电阻 周 期 (1)大修时 (2)1～3年一次 标 准 (1)整体绝绝电阻自行规定 (2)有机材料传动杆的绝绝电阻不应低于下列数值(MΩ)： 试验类别 大修后 运行中 2 交流耐压试验 大修时 额定电压 kV 3～15 1000 300 30～35 2500 1000 说 明 用2500V兆欧表 耐压试验电压标准见附录A中表A1 用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关，整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别进行。其试验周期、标准按11.1的规定进行 3 检查电动、气动或液压操作机构线圈的最低动作电压 大修时 操作线圈的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 (1)电动、气动或液压操作机构的动作情况检查项目如下表 操作类别 大修时 分闸和合闸 操作电源母线电压(额定电压的百分数) 100 90 100 气动或液压操作机构的操作气压或液压 规定的最低值 规定的最高值 额 定 值 操作次数 2 2 2 4 检查隔离开关操作机构的动作情况 (2)手动操作机构操作时应灵活、无卡涩 (3)闭锁装置应可靠 5 检查触头接触情况及弹簧压力 大修时 应符合制造厂规定

10 套管

10.1 套管的试验项目、周期和标准如表12所示。

表12 套管的试验项目、周期和标准

序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 (1)大修前后 (2)1～3年一次 绝缘电阻自行规定 标 准 说 明 (1)用2500V兆欧表 (2)对63kV及以上的电容型套管，应测量抽压小套管对法兰或测量小套管对法兰的绝缘电阻。绝缘电阻值一般不低于1000MΩ (1)对导体为有机绝缘覆2 测量20kV及 (1)大 (1)20℃时tgδ值(%)不应大于下表中的数值： 以上非纯瓷套管的介质损耗因数tgδ和电容值 修前后 (2)1～3年一次 额定电压 kV 套 管 型 式 充油式 大 油浸纸电容式 修 胶纸式 后 充胶式 胶纸充胶或充油式 充油式 运 油浸纸电容式 行 胶纸式 中 充胶式 胶纸充胶或充油式 20～35 3.0 — 63～220 2.0 1.0 2.0 2.0 1.5 3 1.5 3 3 2.5 330～500 — 0.8 — — 1.0 — 1 — — 1.5 盖的纯瓷套管，应测tgδ，标准自行规定 (2)与变压器本体油连通的油压式套管不测tgδ (3)电容型套管的电容值超过±5%时应引起注意 3.0 2.0 2.5 4 — 4 3 4 (2)电容式套管的电容值与出厂实测值或初始值比较一般不大于±10% (3)tgδ值(%)与出厂实测值或初始值比较不应有显著变化 3 交流耐压试验 大修后 耐压试验电压标准见附录A中表A1 35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 4 5 套管绝缘油试验 110kV及以上套管的局部放电试验 必要时 必要时 按15.1的规定进行 (1)新套管： 油纸电容式，不大于20pC 胶纸电容式，不大于400pC (2)分行中自行规定 套管油中溶解气体超过下列任一值时应引起注意： 氢气，500ppm；甲烷，100ppm，乙炔，5ppm 参考值：30ppm以下 6 7 110kV及以上套管油的色谱分析 110kV及以上套管油中微量水测量 必要时 必要时 注：①充油式套管是以油作为主要绝缘的。 ②油浸纸电容式是以油浸纸作为主要绝缘的。

③胶纸式指以胶制纸卷作为基本绝缘，没有充胶的瓷套。如一般室内的无瓷套胶纸式套管。 ④充胶式系以胶作主绝缘，不单是作防潮用。

⑤胶纸充胶(电木充胶)或充油式系装有瓷套的胶纸电容型套管，以胶制纸卷作为主要绝缘，充胶或充油以防潮气。

11 支柱绝缘子和悬式绝缘子

11.1 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准如表13所示。

表13 电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式 序 号 1 项 目 测量电压分布(或零值) 周 期 (1)悬式绝缘子串1～3年一次 (2)多元件支柱绝缘子串1～2年一次 标 准 参考附录E中表E1、E2的典型标准 说 明 多元件支柱绝缘子应对每一元件测量电压分布(或检查零值) 2 测量绝缘电阻 (1)悬式绝 (1)多元件支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低缘子1～3年于300MΩ 一次 (2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 (2)多元件支柱绝缘子1～2年一次 (1)单元件支柱绝缘子1～3年一次 (2)悬式绝缘子1～3年一次 (3)多元件支柱绝缘子1～2年一次 (4)随主设备 (1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压标准见附录A中表A1 (2)35kV多元件支柱绝缘子交流耐压试验电压标准如下： 两个胶合元件者，每元件50kV； 三个胶合元件者，每元件34kV (3)悬式绝缘子的交流耐压试验电压标准如下表： ①旧型号： X-3 X-3C 型号 X-1-4.5 (Π-4.5) X-4.5 (C-105) X-4.5C X-7 (Π-7) X-11 (Π-11) X-16 XF-4.5 (HC-2) (1)用2500V兆欧表 (2)棒式绝缘子不进行此项试验 3 交流耐压试验 (1)35kV多元件支柱绝缘子可根据具体情况按标准(1)或(2)进行 (2)棒式绝缘子不进行此项试验 (3)凡与标准栏中型号不同的绝缘子的交流耐压试验电压，可按制造厂规定该型号绝缘子干闪电压的75%计算 (4)标准栏中型号 (5)更换绝缘子时 试验电压kV 45 (C-5) 56 60 64 70 80 ②新型号： XP-4C (X-3C) 试验电压kV X——悬式绝缘子 W——防污型 P——机电破坏负荷(t) L——玻璃式 C——槽型 XP-6 XP-7 XP-10 XP-16 LXP-6 LXP-7 LXP-10 56 XP-21 XP-30 LXP-16 LXP-21 60 LXP-30 67.5 XWP1-6 XWP2-6 XWP1-7 XWP2-7 (XW-4.5) (XW1-4.5) 60 XWP1-16 67.5 45 注：运行中多元件支柱绝缘子和悬式绝缘子的电压分布(或检查零值)和绝缘电阻的测量及交流耐压试验可任选一项进行。

12 干式电抗器

12.1 干式电抗器只在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验，试验电压标准见附录A中表A1。

13 电力电缆

13.1 电力电缆的试验项目、周期和标准如表14所示。

表14 电力电缆的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 1～3年一次 标 准 绝缘电阻自行规定 说 明 (1)1000V以下的电缆用1000V兆欧表，1000V及以上的用2500V兆欧表 (2)对护层有绝缘要求的电缆，应用500V兆欧表测护层的绝缘电阻和警报系统的绝缘电阻 2 直流耐压试验并测量泄漏电流 (1)运行中： 无压力的电缆1～3年一次；发电厂、变电所的主干线1年一次； 保持压力的电缆在失压修复后 (2)重包电缆头时 (1)试验电压标准如下： 电缆类型 油纸绝缘电缆 额定电压 kV 2～10 15～35 63～110 220 330 橡塑绝缘电缆 塑料绝缘电缆 2～35 2～35 试验电压 5倍额定电压 4倍额定电压 2.6倍额定电压 2.3倍额定电压 2倍额定电压 2.5倍额定电压 2.5倍额定电压 (2)试验持续时间为5min (3)三相不平衡系数： 除塑料电缆外，不平衡系数应不大于2 (4)泄漏电流参考值见附录F中表F1 两端相位应一致 (1)泄漏电流突然变化，随时间增长或随试验电压不成比例急剧上升，应尽可能找出原因，加以消除。必要时，可视具体情况酌量提高试验电压或延长耐压持续时间 (2)电缆的泄漏电流只作为判断绝缘情况的参考，不作为决定是否能投入运行的标准。有怀疑时，应缩短试验周期 (3)最大一相泄漏电流对于10kV及以上者，小于20μA时；6kV及以下者，小于10μA时，不平衡系数自行规定 3 检查电缆线路的相位 充油电缆绝缘油的电气强度试验 充油电缆绝缘油的介质损耗因数tgδ 运行中重装接线盒或拆过接线头 2～3年一次 2～3年一次 4 新油不小于50kV 运行中油不小于45kV 在100±2℃时，新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0% 5

14 电容器

14.1 耦合电容器的试验项目、周期和标准如表15所示。

表15 耦合电容器的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量两极间的绝缘电阻 测量电容值 周 期 标 准 说 明 (1)用2500V兆欧表 (2)必要时，用1000V兆欧表测量小套管对地绝缘电阻，标准自行规定 1～3年一次 绝缘电阻自行规定 2 1～3年一次 电容的偏差不超过标称值(+10%～-5%) 3 测量介质损耗因数tgδ 1～3年一次 (1)油纸介质电容器运行中不应大于0.8% (2)其他介质电容器参照制造厂标准自行规定 油纸介质电容器大于0.5%时应引起注意 注：① 投运后三年内应每年试验一次。 ② 渗漏油时应停止使用。

③ 多节组合的电容器应分节测量。

14.2 运行中的电力(并联、串联)电容器的试验项目、周期和标准自行规定。

15 绝缘油

15.1 绝缘油的试验项目、周期和标准如表16所示。

表16 绝缘油的试验项目、周期和标准 序 号 1 2 3 项 目 5℃时的透明度 氢氧化钠试验 安定性氧化后酸值 安定性氧化后沉淀物 4 运动粘度 必要时 周 期 验收新油及再生油或所安装的电气设备的绝缘油 标 准 新油及再生油 透 明 不大于2级 不应大于0.2mg(KOH)/g(油) 不大于0.05% 不应大于下列数值： 温度 ℃ 运动 cSt 5 凝点℃ 必要时 不高于： DB-10 -10 DB-25 -25 DB-45 -45 20 30 50 9.6 运行中的油 (1)试验方法按国家标准GB265-75《石油产品运动粘度测定法》 (2)20℃测量有困难时，可只作50℃的测量 试验方法按国家标准GB510-77《石油产品凝点测定法》 (1)户外断路器用油的凝点为：气温不低于-10℃地区：-25℃气温低于-10℃：地区：-45℃ (2)变压器用油的凝点为： -25℃(气温不限)或 -10℃(气温不低于-10℃地区) SY 2651-77《润滑油氢氧化钠抽出物的酸化试验法》 SY 2670-76《变压器油氧化安定性测定法》 说 明 6 酸 值 7 8 水溶性酸和碱 闪 点 9 机械杂质 10 水 分 11 游离碳 12 电气强度试验 (1)运行电压为35kV及以下的电气设备3年至少一次 (2)运行中5600kV·A及以上主变压器、厂用变压器，35kV及以上电气设备1年一次 (3)设备大修前、后 (4)对油量少的设备周期自行规定，可用换油代替。油断路器多次跳闸或故障后，应取油进行绝缘强度及游离碳试验 不应大于0.03mg(KOH)/g(油) 不应大于0.01mg (KOH)/g(油) pH值大于和等于4.2 试验方法按国家标准GB264-77《石油产品酸值测定法》 试验方法按国家标准GB259-77《石油产品水溶性酸及碱试验法》 试验方法按国家标准GB261-77《石油产品闪点测定法》 无 不低于(℃) DB-10 DB-25 DB-45 (1)不比新油140 40 135 标准降低5℃ (2)不比前次测得值降低5℃ 无 无 无 无 无 无 (1)用于15kV级及以下，不小于20kV (2)用于20～35kV，不小于30kV (3)用于63～220kV者，不小于35kV (4)用于330kV者，不小于45kV (5)用于500kV者，不小于50kV 70℃时不应大于2% 试验方法按国家标准GB511-77《石油产品和添加剂机械杂质测定法》 试验方法按国家标准GB260-77《石油产品水分测定法》 外观目测 (1)试验方法按国家标准GB507-77《电气用油绝缘强度测定法》 (2)油样应自设备中取出 (1)用于15kV级及以下，不小于25kV (2)用于20～35kV，不小于35kV (3)用于63～220kV者，不小于40kV (4)用于330kV者，不小于50kV (5)用于500kV者，不小于60kV 13 测量介质损耗因数tgδ (1)注入电气设备的绝缘油 (2)必要时 (3)500kV设备 注入设备前的油： 90℃时，不应大于0.5% 注入设备后的油： 70℃时，不应大于0.5% (1)试验方法按SY265466《电气用油介质损失角测定法》 (2)多油断路器用油，测tgδ根据需要进行 1年一次 (3)注入63kV及以上变压器、电抗器、互感器、套管的绝缘油必须进行。其余自行规定 不大于0.28 mg/g(油) 不小于15×10-5 N/cm 此项为参考标准 此项为参考标准 (1)不同牌号新油或相同质量的运行中的绝缘油，原则上不宜混合使用。如必须混合时，应按混合实测的凝固点决定是否可用 (2)如运行中油质量已分别下降到接近运行中油质量标准，需要补加同一牌号的新油或接近新油标准的运行中油时，必须预先进行混油样品的油泥析出试验。无沉淀物产生方可混合 (3)对于国外进口，来源不明以及未加2，6-二叔丁基对甲酚抗氧化剂的油，或添加其他抗氧化剂的各类油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行各种油及混油样品的试验 14 油泥测定-羰基含量 15 界面张力 16 绝缘油混油试验 必要时 牌名、来源及抗氧化添加剂不同的油相混前 混合油的质量如符合下列规 定时，可以混合使用： (1)两种运行中油相混合时，混合油的质量不应当劣于其中安定性较差的一种 (2)新油与运行中油相混合时，混合油的质量不应劣于运行中油的质量 注：当油质逐渐老化，水溶性酸pH值接近4.2或酸值接近0.1mg(KOH)/g(油)时，方进行16、17等项试验；对于加有降凝剂的断路器油，运行中应增加凝点试验。

16 避雷器

16.1 阀型避雷器的试验项目、周期和标准如表17所示。

表17 阀型避雷器的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 (1)发电厂、变电所内避雷器每年雷雨季前 标 准 说 明 (1)FZ(PBC、LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘 (1)用2500V兆欧表 电阻自行规定，但与前一次或同一类型的测量数据 (2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并进行比较不应有显著变化 联电阻通断和接触情况 (2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ (2)线路上的避雷器1～3年一次 (3)解体大修后 2 测量电导电流及检查串联组合元件的非线性系数差值 (1)每年雷雨季前 (2)解体大修后 (1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流按制造厂标准(见附录G中表G1、G2、G3、G4)，但与历年数据比较，不应有显著变化 (2)同一相内串联组合元件的非线性系数差值，不应大于0.05；电导电流相差值(%)不应大于30% (3)试验电压如下： 元件额定电压 kV 试验电压U1 kV 试验电压U2 kV 3 测量工频放电电压 (1)解体大修后 (1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： (2)1～3年一次 额定电压 kV 3 6 10 放电电压kV 大修后 运行中 9～11 8～12 16～19 15～21 26～31 23～33 3 4 6 10 6 10 15 8 16 20 10 20 30 12 24 (1)整流回路中，应加滤波电容器。其中电容值一般为0.01～0.1μF，并应在高压侧测量电压 (2)由两个及以上元件组成的避雷器，应对每个元件进行试验 (3)非线性系数差值及电导电流相差值计算见附录G.2 (4)有条件时可用带电测量电导电流代替 (5)运行中PBC型避雷器的电导电流一般不小于300～400μA 带有非线性并联电阻的阀型避雷器只在解体大修后进行 (2)FZ、FCZ和FCD型避雷器按制造厂规定(见附录G中表G1、G3) 4 检查密封情况 解体大修后 避雷器内腔抽真空到(380～400)×133.3Pa后，在5min内其内部气压的增加不应超过133.3pa 注：①试验避雷器时，应对放电记录器进行动作实验。对有基座绝缘瓷柱者，应测量其绝缘电阻，绝缘电阻自行规定。 ②避雷器解体大修后的其他实验项目及标准，根据制造厂技术条件自行规定。 16.2 管型避雷器的检查项目、周期和标准如表18所示。

表18 管型避雷器的检查项目、周期和标准 序 号 项 目 周 期 标 准 说 明 1 测量灭弧管的内径 检查开口端的星形电极齿孔 测量灭弧管内部间隙 (1)动作三次以后 (2)3年一次 (1)动作三次以后 (2)3年一次 (1)动作三次以后 (2)3年一次 每年雷雨季前 不得大于制造厂标准的140% 2 星形电极齿孔边沿与灭弧管内径相差不应大于2mm 与制造厂标准相差不应大于下列数值： 额定电压 kV 相差数值 mm 3～10 3 35～110 5 (1)齿孔小于管孔太多时，应锉掉 (2)齿孔太大时，应焊补 棒型电极烧损太多而使内间隙太大时，可以更换棒型电极 3 4 检查灭弧管及外部漆层 检查灭弧管两端连接 灭弧管表面和两端有裂纹或凸泡、或表面涂漆有砂孔或严重脱落时，即不应使用 灭弧管两端不应松动 漆层脱落后，可以重新涂漆 5 (1)每年雷雨季前 (2)动作三次以后 每年雷雨季前 每年雷雨季前 6 7 测量外部间隙 检查排气 应符合SDJ7-76《电力设备过电压保护设计技术规程》(试行)的有关规定 在制造厂规定的最大排气范围内，不得有导线或其他物体 16.3 氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准参照表19。

表19 氧化锌避雷器的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 发电厂、变电所每年雷雨季前 发电厂、变电所每年雷雨季前 标 准 (1)35kV及以下的避雷器绝缘电阻应不低于10000MΩ (2)35kV以上的避雷器绝缘电阻应不低于30000MΩ (1)1mA电压值与初始值相比较，变化应不大于±5% (2)75%“1mA电压”下的泄漏电流应不大于说 明 35kV及以下的用2500V兆欧表 35kV以上的用5000V兆欧表 2 测量直流1mA以下的电压及75% 1mA电压值为试品通过1mA直流时，被试品两端的电压值 该电压下的泄漏电流 3 测量运行电压下交流泄漏电流 发电厂、变电所每年雷雨季前 50μA 测量运行电压下的泄漏电流及其有功分量 试验时要记录大气条件 和无功分量，测得值与初始值比较，当有功分量泄漏电流增加到2倍初始值时，应缩短监测周期为三个月一次 注：若避雷器结在母线上，当母线进行耐压实验时，必须将其退出。

17 母线

17.1 母线的试验项目、周期和标准如表20所示。

表20 母线的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 检查连接部分的接触情况 交流耐压试验 周 期 标 准 说 明 运行中也可用其他有效方法检查 额定电压 试验电压 18 二次回路

18.1 二次回路的试验项目、周期和标准如表21所示。

表21 二次回路的试验项目、周期和标准

序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 周 期 标 准 说 明 1kV以上 见表13序号3 1kV以下 见表22序号2 运行中 运行外观及机械检查，应接触良好 2 1～3年一次 (1)设备大修时 (1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断 用500V或1000V兆欧表 (2)更换二次线开所有其他并联支路时不应小于10MΩ 时 (2)二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降低到0.5MΩ (1)设备大修时 试验电压为1000V 不重要回路可用2500V兆欧表代替 2 交流耐压试验 (2)更换二次线时 注：①二次回路指电气设备的操作、保护、测量、信号等回路中的操作机构的线圈、接触器、继电器、仪表、电流及电压互感器的二次线圈等（不包括电子元件回路）。 ②48V及以下的回路不做交流耐压实验。

19 1kV以下的配电装置和电力布线

19.1 1kV以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和标准如表22所示。

表22 1kV以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量绝缘电阻 配电装置的交流耐压试验 检查相位 周 期 设备大修时 标 准 (1)配电装置每一段的绝缘电阻不应小于0.5MΩ (2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 试验电压为1000V 说 明 (1)用1000V兆欧表 (2)测量电力布线的绝缘电阻时，应将熔断器、用电设备、电器和仪表等断开 (1)配电装置耐压为各相对地。电力布线不进行交流耐压试验 (2)可用2500V兆欧表代替 2 设备大修时 3 更动设备或接线时 各相两端及其连接回路的相位应一致 注：①配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分。 ②48V及以下的配电装置不做交流耐压试验。

20 1kV以上的架空电力线路

20.1 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准如表23所示。

表23 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 检查导线连接管的连接情况 测量每个悬式绝缘子的绝缘电阻 周 期 标 准 说 明 铜线的连接可延长至5年至少一次 (1)线路检修时 检查连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 (2)2年至少一次 (1)35kV以上悬式绝缘子串4年一次 (2)耐张绝缘 绝缘电阻不应低于300MΩ 2 运行中可用测量电压分布(或零值)代替 子串和35kV及以下的悬式绝缘子串2～3年一次 3 测量线路的绝缘电阻(对平行线路的另一条已充电时可不测) 检查相位 线路检修后 绝缘电阻自行规定 测量时应使用2500V及以上的兆欧表 4 线路连接有变动时 线路两端相位应一致 注：关于架空电力线路离地、离建筑物、空气间隙、交叉和跨越距离以及杆塔和过电压保护装置的结地电阻、杆塔和地下金属部分的检查，电线断股检查等项目，应按架空电力线路和电气设备结地装置有关规程的规定进行。

21 结地装置

21.1 结地装置的试验项目、周期和标准如表24所示。

表24 结地装置的试验项目、周期和标准 序 号 1 项 目 测量大接地短路电流系统(500A以上)的电气设备接地电阻 周 期 每3年至少一次 标 准 说 明 在高土壤电阻率地区，当接地装置要求按此规定接地电阻值在技术经济上极不合理时，可按SDJ879《电力设备接地设计技术规程》第25条的规定办理 2000() RI 当I＞4000A时，可采用R≤0.5Ω 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) 2 测量小接地短路电流系统(500A以下)的电气设备的接地电阻 每3年至少一次 (1)当接地装置与1kV及以下设备的接地装置共用时，接地电阻R120() I (2)当接地装置仅用于1kV以上设备时，接地电阻 R250() I (3)在上述任一情况下，接地电阻一般不得大于10Ω 式中 I——经接地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) 3 测量利用大地作导线时，电气设备接地装置的接地电阻 1年一次 50() (1)长久利用时，接地电阻RI (2)临时利用时，接地电阻R 100() I式中 I——经接地装置流入地中的电流(A) R——考虑到季节变化的最大接地电阻(Ω) 4 测量1kV以下电气设备接地装置的接地电阻 测量露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻 测量发电厂烟囱附近的吸风机及引风机处装设的加强集中接地装置的接地电阻 测量独立避雷针(线)接地装置的接地电阻 测量与架空线直接连接的旋转电机进线段上管型与阀型避雷 5年至少一次 (1)接地电阻不宜超过4Ω 在采用接零保护的电力网中，系指 (2)使用同一接地装置的并列运行的发电机、变变压器的接地电阻，而用电设备只进压器等电力设备，当其容量不超过100kV·A时，行接零，不做接地 接地电阻允许不超过10Ω 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不单独测量 与接地网连在一起的可不单独测量 5 3年至少一次 3年至少一次 6 不宜大于10Ω 7 3年至少一次 不宜大于10Ω 在高土壤电阻率地区做到10Ω确有困难时，可按SDJ879《电力设备接地设计技术规程》第31条的规定办理 8 3年至少一次 应符合SDJ7-79《电力设备过电压保护设计技术规程》第六章的有关规定 器的接地电阻 9 测量有避雷线的线路杆塔的接地装置的接地电阻 (1)5年至少一次 (2)发电厂、变电所进出线1～2km，每1～2年一次 杆塔高度在40m以下时，按下列标准： 土壤电阻率 Ω·cm 104及以下 104～5×104 5×104～10×104 10×104～20×104 20×104以上 10 测量无避雷线的线路杆塔接地装置的接地电阻 (1)5年至少一次 (2)发电厂、变电所的进出线1～2km,每1～2年一次 种 类 (1)小接地短路电流系统钢筋混凝土杆，金属杆 (2)中性点非直接接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 (3)低压进户线绝缘子铁脚 11 检查防雷接地装置66kV及以上电气设备的连接情况 每年雷雨季前 不得有断开、松脱、严重锈蚀等现象 接地电阻 Ω 30 接地电阻 Ω 10 15 20 25 30 如土壤电阻率很高，接地电阻很难降低到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 50 30

附 录 A

高压电气设备绝缘的交流耐压试验电压标准

(参 考 件)

表A1 高压电气设备绝缘的交流耐压试验电压标准 交 流 耐 压 试 验 电 压 kV 额定电压 kV 最高工 作电压 kV 电力 变压器 出厂 交 接 及大修 出厂 电压 互感器 交 接 及大修 断路器和 电流互感器 出厂 交 接 及大修 隔离开关和 干式电抗器 出厂 交 接 及大修 支柱绝缘子和套管 纯瓷和纯瓷 充油绝缘 出厂 交 接 及大修 出厂 固体有 机绝缘 交 接 及大修 3 6 10 15 20 35 44 60 110 154 220 330 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 177.0 252.0 363.0 18 25 35 45 55 85 95 140 200 400 510 15 21 30 38 47 72 81 120 170 (195) (270) 340 24 32 42 55 65 95 140 200 400 510 22 28 38 50 59 85 100 125 180 (210) (290) 360 24 32 42 55 65 95 155 250 470 570 22 28 38 50 59 85 105 140 225 (260) (330) 425 24 32 42 55 65 95 155 250 470 570 24 32 42 55 65 95 105 155 250 (290) (370) 470 25 32 42 57 68 100 165 265 490 630 25 32 42 57 68 100 125 165 265 (305) (390) 490 25 32 42 57 68 100 165 265 490 22 28 38 50 59 90 110 150 240 (280) (360) 440 注：①330kV级标准为1964年一机部、水电部协议标准。 ②括号中数值适用于小接地短路电流系统。

③出厂试验电压系根据国家标准GB311-64《高压电气设备绝缘试验电压和试验方法》。

④电力变压器的500V以下的绕组绝缘交流耐压试验电压出厂为5kV，大修为4kV(1965年以前的产品为2kV)。 ⑤互感器二次绕组绝缘的交流耐压试验电压出厂为2kV，大修为1kV。

附 录 B

发电机的交流耐压试验标准

(参 考 件)

表B1 哈尔滨电机厂、东方电机厂圈式线圈及其组成的分瓣定子，

条式线圈及其组成的不分瓣定子试验电压 线圈 形式 圈 式 条 序号 1 2 3 4 1 试 验 阶 段 线圈绝缘后，下线前 下线打槽楔后 并头，连接引线，包好绝缘后 电机装配后 线圈绝缘后，下线前 试验 形式 分相 分相 计 算 公 式 kV 10000kW(kV·A)以下 2kV及以上 2.75U+4.5 2.5U+2.5 2.25U+2.0 2.0U+1.0 2.75U+4.5 10000kW(kV·A)及以上 2～6kV 2.75U+4.5 2.5U+2.5 2.25U+2.0 2.5U 2.75U+4.5 6kV以上至17kV 2.75U+6.5 2.5U+4.5 2.25U+4.0 2.0U+3.0 2.75U+6.5 式 2 3 4 5 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 分相 分相 2.5U+2.5 2.5U+1.5 2.25U+2.0 2.0U+1.0 2.5U+2.5 2.5U+1.5 2.25U+2.0 2.5U 2.5U+4.5 2.5U+4.0 2.25U+4.0 2.0U+3.0

表B2 上海电机厂发电机局部更换定子线圈时的换流耐压试验标准

序 号 1 2 计 算 公 式 kV 试 验 阶 段 拆除故障线圈后，留在槽中的老线圈 线圈重嵌前 a.新线圈 b.备品线圈 c.老线圈 3 线圈重嵌后 a.新线圈 b.备品线圈 c.老线圈 4 出厂试验 10000kW以下 11kV及以下 (2U+1.0)×0.8 2.75U+4.5 2.25U+2.0 (2U+1.0)×0.85 2.5U+2.5 2U+1.0 (2U+1.0)×0.8 (2U+1.0)×0.75 10000kW及以上 6kV及以上 (2U+3.0)×0.8 2.75U+6.5 2.25U+4.0 (2U+3.0)×0.85 2.5U+4.5 2U+3.0 (2U+3.0)×0.8 (2U+3.0)×0.75 注：对于局部更换定子线圈，全部线圈连接好后的耐压试验，按本规程2.1的规定。

表B3 发电机、调相机定子绕组绝缘老化鉴定试验项目和标准 序号 1 项 目 测量整相绕组(或分支)及单根线棒的介质损耗因数tgδ(%)的差值 标 准 (1)整相绕组(或分支)的Δtgδ(%)值大于和等于下列值： 定子电压等级 kV 6 10 Δtgδ(%) 6.5 6.5 说 明 (1)在环境温度及绝缘不受潮状态下进行试验 (2)槽外测量单根线棒tgδ时，线棒二端应加屏蔽环 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4kV (2)单根线棒的Δtgδ(%)值大于和等于下列值： Δtgδ(%) 定子电压等级kV 6和10 1 1.5Ue和0.5Ue 下之差值 11 2 相邻0.2Ue电 压间隔下之差值 2.5 3 0.8Ue和0.2 Ue下之差值 3.5 凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Ue；否则，也可选择0.8～1.0Ue。相邻0.2Ue电压间隔下tgδ差值，即指0.8Ue和0.6Ue，0.6Ue和0.4Ue、0.4Ue和0.2Ue下tgδ之差值 2 测量整相绕组(或分支)及单根线棒之第二电流急增点Pi2，测量整相绕组电流增加率ΔI(%) (1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压Ue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Ue以上不明显出现 (2)单根线棒实测或由Pi2预测的击穿平均电压，小于和等于(2.5～3)Ue (3)整相绕组电流增加率大于和等于下列值： 定子电压等级 kV 试验电压 kV 额定电压下电流增加率(%) 3 测量整相绕组(或分支)及单根线棒之局部放电量 (1)整相绕组(或分支)之局部放电量大于和等于下列值： 定子电压等级 kV 最高试验电压 kV 最大放 电 量 4 整相绕组(或分支)之C 试验电压kV 6 6 1.5×10-8 4 10 10 1.5×10-8 6 I表示Ue(额定电压)下之实际电容电流 6 6 8.5 10 10 12 (1)在不受潮状态下进行试验 (2)电流增加倾向倍数 式中 tgθ2——I=f(U)特性曲线中出现Pi2点之斜率 tgθ0——I=f(U)特性曲线出现Pi1以下之斜率 (3)电流增加率 (2)单根线棒参照整相绕组标准执行 按2的有关规定 交直流耐压试验 I0表示Ue下I=f(U)曲线中按线性关系求得之电容电流 (4)电流电压特性曲线如下图所示 注：1.该方法适用于沥青云母或烘卷云母绝缘的发电机、调相机定子绝缘的老化鉴定。若经老化鉴定后，确实不能继续使用者，应有计划地进行绝缘更换。

2.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、历次事故及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况等运行经历进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

3.当绝缘老化程度达到如下各条状况时，应考虑更换绝缘：运行时间一般应超过20年；在运行中或预防性试验中多次发生绝缘击穿事故，甚至缩短试验周期、降低试验标准仍不能保证安全运行；外观及解剖检查表现为绝缘严重发胖、流胶、脱落、龟裂、分层、失去弹性、内部游离放电严重、股间绝缘破坏等老化现象；老化鉴定试验不合格者。

4.鉴定试验应首先进行整相绕组试验，应在停机后热状态下进行。

5.单根线棒抽样试验的数量：汽轮发电机应不少于总数的4%～5%；水轮发电机不少于总数的1%～2%。但选取根数不少于6根、选取的部位应以上层线棒为主，并考虑不同的运行电位。

6.凡经鉴定确定不能使用、需要全部更换绝缘时，应提出鉴定报告，报主管省局(或网局)审批，其中50000kW及以上机组还应报水电部备案。

附 录 C

电力变压器操作波耐压推荐值,绕组绝缘电阻

及泄漏电流允许值

(参 考 件)

表C1 推荐的操作波耐压值

电压等级 kV 60 110 220 330 500 工频一分钟耐压 kV 140 200 400 510 — 折算至操作波 (峰值) kV 268 382 765 975 — 推荐的操作波耐压值 (峰值) kV 270 375 750 950 1300 大修更换绕组后的操作 波耐压值(峰值) kV 270×0.85 375×0.85 750×0.85 950×0.85 1300×0.85 注：波形为[100×1000(0)×200(90)μs，负极性三次

表C2 油浸电力变压器绕组绝缘电阻的允许值MΩ

高压绕组电压等级 kV 3～10 20～35 63～220 温 度 ℃ 10 450 600 1200 20 300 400 800 30 200 270 540 40 130 180 360 50 90 120 240 60 60 80 160 70 40 50 100 80 25 35 70 表C3 油浸电力变压器绕组泄漏电流允许值μA

额定电压 kV 2～3 6～15 20～35 63～330 试验电压(峰值) kV 5 10 20 40 温 度 ℃ 10 11 22 33 33 20 17 33 50 50 30 25 50 74 74 40 39 77 111 111 50 55 112 167 167 60 83 166 250 250 70 125 250 400 400 80 170 240 570 570 附 录 D

断路器的时间、速度特性和导电回路电阻标准参考值

(参 考 件)

表D1 油断路器的时间速度特性和导电回路电阻标准(制造厂标准)

续 表

续 表

续 表

续 表

续 表

续 表

表D2 空气断路器的时间、速度特性和导电回

附 录 E

绝缘子串电压分布典型标准

(参 考 件)

表E1 悬式绝缘子串电压分布典型标准 工作电压kV 线 220 相 127 X-4.5 绝缘子类型 个数 14 绝缘子状态 1 正常的 有缺陷，小于 8 4 2 6.0 3.0 3 6.5 3.0 4 5.0 2.0 按由横担起绝缘子元件顺序的分布电压kV 5 5.0 2.0 6 5 2 7 5.0 2.0 8 6 3 9 6.5 3.0 10 7 3 11 9 4 12 12 6 13 16 8 14 13 16 X-4.5 110 65 X-4.5 X-4.5 X-4.5 35 20 X-4.5 X-4.5 8 7 6 4 3 2 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 8 4 9 4 10 5 4 2 6 3 10 5.0 5.0 2.0 6.0 3.0 7.0 3.0 3.5 2.0 5.0 3.0 10.0 5.0 5.0 2.0 5.0 2.0 8.0 4.0 4.8 2.0 9.0 5.0 — — 4.5 2.0 7.0 3.0 9.0 4.0 8.0 4.0 — — — — 6.5 3.0 8.5 4.0 11.0 5.0 — — — — — — 8 4 10 5 19 9 — — — — — — 10.0 5.0 18.5 9.0 — — — — — — — — 17 9 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — —

表E2 多元件支柱绝缘子电压分布典型标准 工作电压kV 线 220 相 127 绝缘子类型 和 个 数 5×2PD-1-35 (5×ИШД-35) 3×2PC-1-35 (3×ИШД-35) 3×2PC-1-35 (3×ШТ-35) 1×2PC-1-35 (1×ШТ-35) 绝缘子状态 1 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 正常的 有缺陷，小于 6 3 6 3 7 3 10 5 2 7 3 4 2 8 4 10 5 3 7 3 5 3 9 5 — — 按由构架数起绝缘子元件顺序的分布电压kV 4 5 2 6 3 11 6 — — 5 6 3 6 3 12 8 — — 6 6 4 7 3 18 11 — — 7 6 3 7 4 — — — — 8 7 3 8 6 — — — — 9 9 4 16 10 — — — — 10 7 3 — — — — — — 11 8 3 — — — — — — 12 10 5 — — — — — — 13 11 6 — — — — — — 14 12 8 — — — — — — 15 18 12 — — — — — — 110 65 110 35 65 20 附 录 F

油浸纸绝缘电力电缆泄漏电流参考值

(参 考 件)

表F1 油浸纸绝缘电力电缆长度为250m及以下时的泄漏电流参考值

电缆类型 工作电压 kV 35 20 试验电压 kV 140 80 50 30 15 50 30 15 泄漏电流 (μA) 85 80 50 30 20 70 45 30 说 明 (1)微安表接在高压侧或采用消除杂散电流影响的其他接线方式 (2)测量泄漏电流时，一般应在直流耐压过程中于0.25、0.5、0.75、1.0倍试验电压下各停留1min读取泄漏电流值(在试验电压下应读取1min及5min泄漏电流值) (3)电缆长度超过250m时，泄漏电流可按长度适当增加 三芯电缆 10 6 3 10 单芯电缆

6 3 附 录 G 避雷器补充材料 (参 考 件)

G.1 避雷器的电导电流值。

表G1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电 型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压 有效值kV

表G2 FS型避雷器的电导电流值 型 号 FS4-3，FS8-3，FS4-3GY FS4-6，FS8-6，FS4-6GY FS4-10，FS8-10，FS4-10GY 9～11 16～19 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 140～173 224～268 254～312 448～536 FZ-3 3 FZ-6 6 FZ-10 10 FZ-15 15 FZ-20 20 FZ-35 35 16 (15kV元件) 400～600 FZ-40 40 20 (20kV元件) 400～600 FZ-60 60 20 FZ-110J 110 24 FZ-110 110 24 FZ-220J 220 24 (30kV元件) 400～600 4 450～650 6 400～600 10 400～600 16 400～600 20 400～600 (20kV元件) (30kV元件) (30kV元件) 400～600 400～600 400～600 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA

3 4 10 6 7 10 10 10 10 表G3 FCZ型避雷器电导电流和工频放电电压 型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA 工频放电电压有效值kV FCZ3-35 35 50* 250～400 70～85 FCZ3-35L 35 50* 250～400 78～90 FCZ-30DT 35 18 150～300 85～100 FCZ3-110J 110 110 250～400 170～195 FCZ3-220J 220 110 250～400 340～390 FCZ1-330T 330 160 500～700 510～580 FCZ-500J 500 160 1000～1400 640～790 FCX-500J 500 180 500～800 680～790 注：*FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV。 FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV。 FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表G4 FCD型避雷器电导电流值 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA

G.2 几点说明：

G.2.1 电导电流相差(%)，系指串联元件或并联电阻的最大电导电流与最小电导电流之差，与最大值之比，即

G.2.2 非线性系数按下式计算

U1及U2为按表17中规定的试验电压，I1及I2为电压在U1及U2时测得的电导电流。 G.2.3 非线性系数差值，为串联元件中两个元件的非线性系数的相差值Δα=α1-α2。

表G5 避雷器非线性系数α表 I2/I1 20.0 α 0.231 I2/I1 10.80 a 0.291 I2/I1 7.10 α 0.353 I2/I1 5.40 α 0.411 I2/I1 4.20 α 0.482 I2/I1 3.54 α 0.548 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.0 15 15 FCD1、FCD3型不超过10；FCD2、FCD为50～100 19.50 19.00 18.50 18.00 17.50 17.00 16.50 15.80 15.60 15.40 15.20 15.00 14.80 14.60 14.40 14.20 14.00 13.80 13.60 13.40 13.20 13.00 12.80 12.60 12.40 12.20 12.00 11.80 0.233 0.235 0.237 0.239 0.242 0.245 0.247 0.251 0.252 0.254 0.255 0.256 0.257 0.259 0.260 0.261 0.263 0.264 0.266 0.267 0.269 0.270 0.272 0.273 0.275 0.277 0.279 0.281 10.60 10.40 10.20 10.00 9.90 9.80 9.70 9.60 9.50 9.40 9.30 9.20 9.10 9.00 8.90 8.80 8.70 8.60 8.50 8.40 8.30 8.20 8.10 8.00 7.90 7.80 7.70 7.60 0.293 0.296 0.298 0.301 0.302 0.303 0.305 0.306 0.308 0.309 0.311 0.312 0.314 0.315 0.317 0.319 0.320 0.322 0.324 0.326 0.328 0.329 0.331 0.333 0.335 0.337 0.339 0.342 7.00 6.95 6.90 6.85 6.80 6.75 6.70 6.65 6.60 6.55 6.50 6.45 6.40 6.35 6.30 6.25 6.20 6.15 6.10 6.05 6.00 5.95 5.90 5.85 5.80 5.75 5.70 5.65 0.356 0.357 0.359 0.360 0.361 0.363 0.364 0.366 0.367 0.369 0.370 0.372 0.373 0.375 0.376 0.378 0.380 0.382 0.383 0.385 0.387 0.389 0.390 0.392 0.394 0.396 0.398 0.400 5.35 5.30 5.25 5.20 5.15 5.10 5.05 5.00 4.95 4.90 4.85 4.80 4.75 4.70 4.65 4.60 4.55 4.50 4.48 4.46 4.44 4.42 4.40 4.38 4.36 4.34 4.32 4.30 0.413 0.415 0.418 0.42 0.423 0.425 0.428 0.431 0.433 0.436 0.439 0.442 0.445 0.448 0.451 0.454 0.457 0.461 0.462 0.463 0.465 0.466 0.468 0.469 0.471 0.472 0.474 0.475 4.18 4.16 4.14 4.12 4.10 4.08 4.06 4.04 4.02 4.00 3.98 3.96 3.94 3.92 3.90 3.88 3.86 3.84 3.82 3.80 3.78 3.76 3.74 3.72 3.70 3.68 3.66 3.64 0.484 0.486 0.488 0.489 0.491 0.493 0.495 0.496 0.498 0.500 0.502 0.504 0.505 0.507 0.509 0.511 0.513 0.515 0.517 0.519 0.521 0.523 0.525 0.528 0.530 0.532 0.534 0.536 3.52 3.50 3.48 3.46 3.44 3.42 3.40 3.38 3.36 3.34 3.32 3.30 3.28 3.26 3.24 3.22 3.20 3.18 3.16 3.14 3.12 3.10 3.08 3.06 3.04 3.02 3.00 0.551 0.553 0.556 0.558 0.561 0.563 0.566 0.569 0.572 0.575 0.578 0.580 0.583 0.586 0.589 0.593 0.596 0.599 0.602 0.606 0.609 0.613 0.616 0.619 0.623 0.627 0.631 11.60 11.40 11.20 11.0

0.283 0.285 0.287 0.289 7.50 7.40 7.30 7.20 0.344 0.346 0.349 0.351 5.60 5.55 5.50 5.45 0.402 0.404 0.406 0.409 4.28 4.26 4.24 4.22 0.477 0.478 0.480 0.481 3.62 3.60 3.58 3.56 0.539 0.541 0.543 0.546