电力设备预防性试验规程[2017年]

中国南方电网有限责任公司企业标准

.WORD. 格式 . Q/CSG

Q/CSG114002-2011

电力设备预防性试验规程

2011-10-26 发布

中国南方电网有限责任公司

发 布

2011-10-26 实施

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目

次

.WORD.

格式 .

言 ........................................

前

.................................... II 范

围 .......................................1 ....................................... 1

规范性引用文件 ..........................................2 ..........................

1 术语和定义 .........................................3 ...............................

2 总

则 .......................................4 ....................................... 3

电力变压器及电抗器 ...........................................5 .....................

4 互感

器 .......................................6 .................................... 16

开关设备 ........................................7 ................................. 23

套

管 .......................................8 ......................................

33 支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘9 子. ...........................................

34

电力电缆线路 ........................................10 ............................

36 电容

器 .......................................11 ................................... 40

绝缘油和六氟化硫气体 ............................................12 .................

42 避雷

器 .......................................13 ................................... 46

母

线 ........................................14 .................................... 48 15 1KV 以上的架空电力线路 ...........................................................

49 接地装置 .......................................16 ................................. 50

串补装置 .......................................17 ................................. 53

旋转电机 .......................................18 ................................. 55 附录 A( 规范性附绝缘子的交流耐压试验电压标录 )

准......................................

62 污秽等级与现场污秽

附录 B( 资料性附度.........................................

录 )

.....

63 附录 C(资料性附有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要

录 )

求

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.... 64

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附录 D(资料性附录 )

附录 E( 规范性附变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方64 法..............................

同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

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67

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录 ) .--

前

言

.WORD.

格式 .

预防性试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。预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据， 2004 年以来，中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG 1 0007 — 2004《电力设备预防性试验规程》对电力生产起到了重要的作用。 但近年来 , 随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应南方电网公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。

本标准的提出以 2004 年以来新颁布的相关国家标准、 行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求，适用于中国南方电网有限责任公司的电力设备预防性试验工作。

本标准的附录 A 是规范性附录，附录 B、附录 C、附录 D、附录 E 是资料性附录。 本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。

本标准主要起草单位：广东电网公司电力科学研究院、广东电网公司广州供电局、广东电网公司佛山供电局。

本标准主要起草人：何宏明，王红斌，吴琼，李谦，卢启付，刘平原，王勇，喇元，付强，庄贤盛，梁文进，姚森敬，欧阳旭东，李端姣，陆国俊，黄松波，黄慧红，赵卫民，金向朝等。

本标准主要审查人：皇甫学真 陈建福 黄志伟 谢植飚 姜虹云 刘辉 黄星 赵现平等本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。 本标准自 2011 年 10 月 26 日起实施。

本标准自实施之日起，原 Q/CSG 1 0007 — 2004 《电力设备预防性试验规程》废止。凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准。

执行中如有问题和意见，请及时反馈中国南方电网有限责任公司生产技术部。

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1 范围

电力设备预防性试验规程

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本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、 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。

本标准适用于中国南方电网 500kV 及以下的交流输变电设备。 高压直流输电设备及其他特殊条 件下使用的电力设备可参照执行。进口设备应按照本标准，参考产品技术要求执行。 2 规范性引用文件

其随下列文件中的条款通过在本标准的引用而成为本标准的条款。 凡是注日期的引用文件， 后 所有的修改单 ( 不包括勘误的内容 ) 或修订版均不适用于本标然而， 鼓励使用本标准的各方探准， 讨

使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB/T 311.1 — 1997 高压输变电设备的绝缘配合

高压输变电设备的绝缘配合使用导 GB/T 311.2 — 2002 则

GB 1094.1 ～ .2 — 1996 电力变压器 总则

绝缘水平和绝缘试

GB 1094.3 — 2003 电力变压器 验 GB 1094.4 — 2005 电力变压器 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则

干式变压 GB 1094.11 — 2007 电力变压器 器

GB 1207— 2006 电磁式电压互感器

GB 1208 — 2006 电流互感器 GB 1984 — 2003 高压交流断路器 GB 1985 — 2004 高压交流隔离开关和接地开关

GB 2536— 1990 变压器油

GB 3906 — 20063.6kV ～ 40.5kV 交流金属封闭式开关设备和控制设备 GB/T 4109 — 2008 交流电压高于 1000V 的绝缘套管 GB/T 4703 — 2007 电容式电压互感器 GB/T 4787 — 1996 断路器电容器 GB 6115.1 — 2008 电力系统用串联电容器 第 1 部分：总则 GB/T 6451 — 2008 油浸式电力变压器技术参数和要求

变压器油中溶解气体分析和判断导GB/T 7252 — 2001 则

运行中变压器油质

GB/T 7595 — 2008 量 GB 7674 — 2008 额定电压 72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 8905 — 2008 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则

交流 500kV 及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附

GB 9326.1 ～ .5 — 2008 件 GB 10229 — 1988 电抗器 GB 10230.1 ～ .2 —

2007 分接开关

GB/T 11017.1 ～ .3 —

2008 额定电压 110kV 交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件

GB/T 11022 — 1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

GB 11023— 1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法

GB 11032— 2000 交流无间隙金属氧化物避雷器

GB 12022— 2006 工业六氟化硫

额定电压 1kV（ Um=1.2kV）到 35kV（ Um=40.5kV）挤包绝缘电力电

GB12706.1 ～ .4 — 2002 缆

及附件

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GB/Z 18890.1 ～ .3 —2002

GB/T 19749 — 2005 GB 50150— 2006 DL/T 366 — 2010 DL/T 402 — 2007 DL/T 432 — 2007 额定电压 220kV（ Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附 件

耦合电容器及电容分压器

电气装置安装工程 电气设备交接试验标准

串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程

交流高压断路器订货技术条件

染度测量方

电力用油中颗粒污 法

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DL/T 459 — 2000 DL/T 475 － 2006 DL/T 574 — 1995 DL/T 593 — 2006 DL/T 596 — 1996 DL/T 620 — 1997 DL/T 621 — 1997 DL/T 626 — 2005 DL/T 664 — 2008 DL/T 722 — 2000 DL/T 864 — 2004 DL/T 911 — 2004 DL/T 1093 — 2008 DL/T 1094 — 2008 DL/T 1096 — 2008 JB/T 7111 — 1993 JB/T 7112 — 2000

.WORD.

电力系统直流电源柜订货技术条件

接地装置特性参数测量导则

有载分接开关运行维修导则

高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件

电力设备预防性试验规程

交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

交流电气装置的接地

劣化盘形悬式绝缘子检测规程

带电设备红外诊断应用规范

变压器油中溶解气体分析和判断导则

标称电压高于 1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则

电力变压器绕组变形的频率响应分析法

电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则

电力变压器用绝缘油选用指南

变压器油中颗粒度限值

高电压并联电容器装置

集合式高电压并联电容器

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3 术语和定义

3.1 预防性试验 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、试验或监测，也

包括取油样或气样进行的试验。

3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.3 带电测试 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试。 3.4 红外检测

利用红外技术对电力系统中具有电 流、 电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊 断 。

3.5 绕组变形测试

判断其是否存在扭曲、 断股、移

利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组的特性进行测试， 位、

松脱等变形现象。

3.6 局部放电带电测试

利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备 GIS、变压器、电缆系统、开关 （如

柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。

3.7 接地网安全性状态评估

对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等 参数进行实测和数值分析， 结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断， 综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、 接触电压和跨步电压等指标是否满足一、 二次设备安全和人员安全的要求。

3.8 现场污秽度 (SPS)

在参照绝缘子连续积 3～5 年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的 ESDD/NSDD的最 污

大值。

等值附盐密度（简称盐3.9 密， ESDD) 溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量

2

除以表面积，一般表示为 mg/cm。

2

3.10 不溶物密度（简称灰密， NSDD） mg/cm。

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从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶残留物总量除以表面积，一般表示为 3.11 固定串联电容器补偿装置 将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。

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3.12 晶闸管控制串联电容器补偿装置

将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开 关、 串

补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。

3.13 金属氧化物限压器 由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。 3.14 触发型间隙

在规定时间内承载被保护部分的负载电流或 （和） 故障电流， 以防止电容器过电压或金属氧化

物限压器过负荷的受控触发间隙。

3.15 阻尼装置

用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频 率， 并使之快速衰

减的设备。阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。

3.16 旁路断路器

旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能用来旁路串联补偿设 力， 备， 是串联

补偿装置投入和退出运行的主要操作设备。

3.17 电阻分压器 利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。 3.18 符号 Un 设备额定电压 Um 设备最高电压

U /U 电缆额定电压 ( 其中 U 为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电 U为导体与导体之 压， 0 0 间的设计电压 )

U1mA 避雷器直流 lmA 下的参考电压 tan δ 介质损耗因数 3.19 常温

本标准中使用常温为 10℃～ 40℃。 4 总则

4.1 本标准所规定的各项试验标准， 是电力设备技术监督工作的基本要求， 是电力设备全过程管理 工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

4.2 本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。对一些特定设备（如：担负为重要 用户供电的设备； 存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等） 进行的带电检测与停电试验，其试验项目、要求和安排可另行规定。

4.3 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。

4.4 特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由 各供电局负责生产的总工或副局长批准执行， 220kV及以上电气设备应报分（省）公司生产技术部、 电力科学研究院（试验中心）备案。对老旧设备（运行 20年以上），可根据设备状态适当缩短试验 周期。

4.5 在试验周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同试验周期， 需停电取油样或气样的化学试 验周期调整到与电气试验周期相同。

4.6 对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，可以及早获取设备运行后的重要状态信息， 在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。

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

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4.8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压： a) 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； b) 当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；

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c) 为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。

4.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验 ( 如测量直流电阻、绝缘电阻、 tan δ、泄漏电流等 ) 时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

进行绝缘试验时，被试品温度不应低于 +5℃， 户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于 80%。 4.10 110kV 及以上设备经交接试验后超6 个月未投入运行，或运行中设备停运超6 个月的， 过 过 35kV 及以下设备经交接试验后超12 个月未投入运行，或运行中设备停运超12 个月的，在投

过 过

运前应进行测量绝缘电阻、 tan δ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。

4.11 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线 监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。 如经实际应用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报分（省）公司生产技术部、电

力科学研究院（试验中心）备案。

4.12 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 4.13 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。 5 电力变压器及电抗器

5.1 油浸式电力变压器

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表

项目

1。

表 1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

周 期 1）新投运

1 油 中 及 序号

要 求 说 明

1）根据 GB/T 7252— 2001 新1）总烃包括 CH、C H、C H 装变压 和 C H

4 2 4 2 6 2 2 H2 与烃类气体含量

( μL/L) 任 溶 解 气 大修后投运 器油中 四种气体

2）溶解气体组份含量有增

长趋势 体 色 谱 500kV ： 一项不宜超过下列数值：

1,4,10时，可结合产气速率判断，必,30 总烃： 20； H2： 30；C2 H2： 0 要时 分析 天

2）运行设备油H2 与烃类气体缩短周期进行跟踪分

220kV ： 中 含 析

4,10,3量 ( μ L/L) 超过下列任何一项3）总烃含量低的设备不宜

0 值时应 采用相 天

110kV ： 对产气速率进行

4,30 引起注意： 判断

总烃： 150 ； 4）新投运的变压器应有投

H 2：150 运前的 天

C2 H2 ： 5 (35kV ～ 220kV) ， 2）运行中 1 (500kV) 测试数据

500kV：3 个3 ）烃类气体总和的产气速率大5）必要时，

月 于 如：

220kV：6 个6mL/d( 开放式 ) 和 12mL/d( 密—出口 ( 或近区 )

月 封式 ) ，或 短路后

35kV、110kV： 相对产气速率10%/月则认为设—巡视发现异

大于 备 常

—在线监测系统告 1 年 有异常 警等 3）必要时

1）准备注1 ）运行中设备，测量时应

2 油 中 入 注意 投运前 运行中

110k110kV 及 以 温度的影响，尽量在顶层油温V 水分 , 上 ≤ 20 110kV ≤ 35 高于 220k mg/L 变压器的新油 V ≤ 15 220kV ≤ 25 50℃时取样

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3

油 中 含 气 量 ,

2）投运前 3） 110kV

及

以上:运行中

1

年

4）必要时 500kV 1）新油注

入

500kV ≤ 10

2）必要时，

500kV ≤ 15 如：

—绕组绝缘电( 吸收比、极化 阻

指数 ) 测量异常

时

—渗漏油等

投运前：≤ 1 运行中：≤ 3

前后

2）运行

%( 体 中：

1）限值规定依据：GB/T

7595-2008 《运行中变压器油

质量》

2）必要时，

如：

—变压器需要补油

时

积 分数 ) 4 油 中

糠 醛 含1年

3）必要时 必要时

1）含量超过下表值常老化，需跟踪检

时， 测：

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一般为非正 —渗漏油

1）变压器油经过处理后， 醛含量会不同程度的降低，在油中糠

作出

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10～ 判断时一定要注意这一

运行 1～5 5～10 15 15～ 20 情况

年限 2）必要时，如：

—油中气体总烃超标

或 CO、 CO 2 糠醛 0.1 0.2 0.4 0.75 过高 含量 —需了解绝缘老化情况时，如 长 5

2）跟踪检测时，注意增期过载运行后、温升超

标后等 长率

3）测试值大4mg/L 时，认为绝

于 缘

老化已比较严

重

1）投运前 ( 热循环后 )100mL

油中大 1）限值规定依据：DL/T 油 中 500kV

于 5μ m的颗粒数≤ 1096-2008 《变压器油中颗粒度颗 粒 限 度 1）投运前 2000 个

2）投运 1 2）运行时 ( 含大修后 )100mL 6 个 油中大 测试 值》

于 5μ m的颗粒数≤ 2）检验方法参考： DL/T 432- 2007 月或大修后 3000 个

7 3）运行中 1

《电力用油中颗粒污染度测量方 年 法》 4）必要时

3）如果颗粒有明显的增长趋

势，

应缩短检测周期，加强

监控 绝

见 12.1 节 缘

油试验

1）110kV 1）1600kVA 以上变压器，各1）如电阻相间差在出厂时超过

相绕组 规 绕 组 及

直 流 以下： 6 电阻相互间的差别不应大于三定，制造厂已说明了这种偏差的

原 电 年； 相平均

220kV、值的 2%，无中性点引出的绕因，则与以前相同部位测得值比

较， 500kV： 组，线间 阻

3 年 差别不应大于三相平均值的1% 其变化不应大于 2%

2）1600kVA 及以下的变压2）有载分接开关宜在所有分接

2）大修后 器，相间 处

3）无载分差别一般不大于三相平均值测量，无载分接开关在运行分接

接 4%，线 测 的

间差别一般不大于三相平均

2% 量 开关变换分接 值的

3）与以前相同部位测得值比

较， 位置 其 无载分接开关在运行分接测量

4）有载分3 ）不同温度下电阻值按下式

接 变化不应大于 2% 换 算： 开关检修后

R2 ＝R1 2 )/(T+t 1 ) ，式中 5）必要时 (T+t R1、R2

分别为在温t 1 、t 2 下的电阻

度 值； T

为电阻温度常数，铜导

线取 235， 铝导线取 225

4）封闭式电缆出线或 GIS 出线的

变压器，电缆、 GIS 侧绕组可不进

行定期试验

5）必要时，如：

—本体油色谱判断有热故障

—红外检测判断套管接头或引线

过热

量 ,mg

/

L

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1）绝缘电阻换算至同一温度）使用 2500V 或 5000V 兆

8 欧表， 绕 组 1）110kV 及 下， 与 1

以下： 6 对 220kV 及以上变压器，兆欧表前一次测试结果相比应无显著

容 连 同 套 年； 变化，

220kV、量一般要求输出电流不

3mA 一般不低于上次值的 70%% 小于 管 的 绝 500kV：

2） 35kV 及以上变压器应测）测量前被试绕组应充

2 量吸收 缘 电 3 年 分放电

比，吸收比在常温下不）测量温度以顶层油温

1.3 ；吸 3 阻 、 吸 2）大修后 低于 为准， 各

收比偏低时可测量极化指数，次测量时的温度应尽量

接近 收 比 或 3）必要时 应不低

50℃时测）尽量在油温低

4 于 1.5 量， 极 化 指 于

3）绝缘电阻大于 10000 MΩ不同温度下的绝缘电阻值按

时，吸 数 下式换

收比不低1.1 或极化指数不

算： 低于 于

(tR2 1. 5 1 t)/ 10 1.3 R1 2 t

式中 R1、 R2 分别1、 2

为温度 t 时

的绝缘电阻

值

）吸收比和极化指数不进行温

5 度 换算

）封闭式电缆出

6 GIS 出线的 线或

变压器，电缆、 GIS 侧绕组可

在中 性点测量

）鉴于不拆高、 中压侧引线

7 的试

验方法能够提高供电可靠

性，增进

工作效率，并已在一些地区

成功应

用，因此鼓励开展不拆线试

验方法

的研究，积累经验，条件成

熟者按

规定程序批准后可采用不拆

线的试 验方法。 8 ）必要时，如：

—运行中油介损不合格或 油中水 分超标

—渗漏油等可能引起变压 器受潮 的情况 9

绕 组 1）大修后 连 同 套 2）必要时 管

的

1） 20℃时不大于下列数

值：

500kV 0.6% 110kV～ 220kV 0.8%

）非被试绕组应短路接地或屏1 蔽

）同一变压器各tan δ的2 要 绕组

tan δ

求值相同

）测量温度以顶层油温

35kV 1.5% 3 为准， 各 2） tan δ值与出厂试验值次测量时的温度尽量 相近 或历年的

50℃时测数值比较不应有显著变( 增量一）尽量在油温低

般 4 量， 化 于

不同温度下tan δ值一般按下

的 不大于 30%%) 式 换算： 3）试验电压：

t1)

tan tan 1 / 绕组电压 10kV 及以上： ( t2

1.3 10 2 10kV

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绕组电压 10kV 以下： Un 式中 tan δ 1、 tan δ 2 分

10

电容 型 套 管

的 tan

δ 和 电 容 值

见第 8章

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别为温度

t 1 、 t 2 时的

tan δ值 5）封闭式电缆出

线或

GIS 出线的 变压器 , 电缆、 GIS 侧绕组可

在中 性点加压测

量

6 —绕组绝缘电阻、吸收比）必要时，如： 或极化

指数异常时—油介损不合格或油中水

分超标 —渗漏油

等

1）用正接法测量

2）测量时记录环境温度

及变压

器顶层油温

3）只测量有末屏引出的

tan δ套管线或和电容值，封闭式电缆出

GIS 出线的变压器，电缆、套管从中性点加压，非被试 GIS 侧 侧短路

接地

--

.WORD.

格式 .

1）110kV 及以上进行感应耐压全部更换绕组时，按出厂试验电

11 试 压

值；部分更换绕组时，按出厂试验

连 同 套 下： 6年 电 验

2）10kV 按

35kV×0.8=28kV 管 的 交 2）更换绕组 压值的 0.8 倍 进行

3）额定电压低于 1000V 的

绕组可 流 耐 压 后

用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻代

替 试验

1）与以前测试结果相比无显著1）采用 2500V 兆欧表 ( 对

12 运行年 铁 芯 1）110kV 及 差别

以下： 6 2）运行中铁芯接地电流一般不久的变压器可用 1000V 兆

应大 欧表 ) 及 夹 件 年；

220kV、2）只对有外引接地线的

于 0.1A 铁芯、 绝 缘 电 500kV： 夹

3 年 阻 件进行测量

2）大修后 3）必要时，如：

油色谱试验判断铁芯多点接地

3）必要时 时

220kV 及以上：一般不

13 低于 500MΩ 1）用 2500V 兆欧表 穿 心 大修中

110kV 及以下：一般不2）连接片不能拆开可不

低于 100MΩ 进行 螺 栓 、

铁 轭 夹

件 、 绑

扎 钢

带 、 铁

芯 、 绕

组 压 环

及 屏 蔽

等 的 绝

缘电阻 在线端电压为 1）110kV 电压等级的变压器大

量 修 14 局 部 220kV 及以 1.5Um/

一般不 大于 500pC；在 线端电

压为 放 电 试 上： 后，可参照执行

1.3Um/ 3 时 ， 放 电 量 一 般 1）大修更换 不 大 于 2）必要时，如： 验

运行中变压器油色谱异常，怀

绝缘部件或部 300pC 疑 分绕组后 存在放电性故障时 2）必要时

1）各分接的电压比与铭牌值相

15 绕 组 1）分接开关 比应

无明显差别，且符合

所 有 分 引线拆装后 规律

2） 35kV 以下，电压

3 的变 接 的 电 2）更换绕组 比小于

压器电压比允许偏差

1%；其它所 压比 后 为±

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 以内， 1/10 但 偏差不得超过± 1%

必须与变压器铭牌和顶盖上的端

16 校 核 更换绕组后 子

三 相 变 标志相一致

压 器 的

组 别 或

单 相 变

压 器 极

3

1） 10kV 及

绕 组 以

时，放电

----

--

性 17

空 载 1）更换绕组 与前次试验值相比无明显变化 电 流 和 后

空 载 损 2）必要时 18

耗

短 路 1）更换绕组 与前次试验值相比无明显变化 阻 抗 和 后

1）试验电源可用三相或单相； 试 验电压可用额定电压或较低

电压

（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）

2）必要时，如：

怀疑磁路有缺陷等

1）试验电源可用三相或单相； 试 验电流可用额定值或较低电 流（如

负 载 损 耗

2）必要时

----

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）

2）必要时，如：

出口短路后

--

.WORD.

格式 .

）采用频率响应分析法与初始结）每次测试时， 宜采用同一

19 绕 组 110kV 及以 1 1 果 种仪

相比，或三相之间结果相比无明显

变 形 测 上： 差 器，接线方式应相同

别，无初始记录时可与同型号同厂）对有载开关应在最大分接下

2 1）更换绕组 家 试 测

试，对无载开关应在同一运 后 对比 行分接

）采用电抗法分析判断同一参数

2 2）必要时 的 下测试以便比较

三个单相值的互差（横比）和同一）发电厂厂高变可参照

3 参 执行

数值与原始数据及上一次测试值相

4 比 ）必要时，如：

之差（纵比），其差值不应超过注

意 发生近区短路后

值，注意值参见

DL/T1093-2008 5 20 全 电 更换绕组后 次， 1 ）在运行分接上进行

）由变压器高压侧或中压侧加

压 下 空 2 每次间隔 5min 压

3 ）110kV 及以上的变压器中性）部分更换绕组，空载合

2 次， 3 点 载合闸 闸 每次间隔 5min 接地

）发电机变压器组的中间连接

4 无 断开点的变压器，可不进行

按 DL/T574-1995 《有载分接开）应在整个操作循环内

21 有 载 1）按制造厂 关运 1 进行

）必要时应检查开关切换程序

分 接 开 规定 2 行维修导则》执行 及

时间、动作顺序、过渡电阻 关 的 试 2）大修后 及触头 验 和 检 3）必要时 的接触电阻等结果 3 查 ）必要时，如： 怀疑有故障时

）按制造厂的技术

22 测 温 1）110kV 及 1 1 ）采用 2500V 兆欧表 要求

以下： 6 年）密封良好，指示正确，测温电

装 置 校 (二 2 2 阻 ）必要时，如： 验 及 其 次回路 )； 值应和出厂值相符 怀疑有故障时

220kV、）绝缘电阻一般不

二 次 回 500kV： 3 1 MΩ 低于 路试验 3年( 二次回 路 ) 2）大修后 3）必要时

）按制造厂的技术

23 气 体 1）110kV 及 1 1）采用 1000V 兆欧表 要求

以下： 6 年）整定值符合运行规程要

继 电 器 (二 2 求， 动作 2）必要时，如： 校 验 及 次回路 )； 正确 怀疑有故障时

220kV、）绝缘电阻一般不

其 二 次 500kV： 3 1MΩ 低于 回 路 试 3 年(二次回 路 ) 验 2）大修后 3）必要时

）动作值与铭牌值相差应

24 压 力 1）110kV 及 1 10% 1）采用 1000V 兆欧表 在±

以下： 6 年范围内或符合制造厂规

释 放 器 (二 2）必要时，如： 定

）绝缘电阻一般不

校 验 及 次回路 )； 2 1MΩ 低于 怀疑有故障时

220kV、

其 二 次 500kV： 回 路 试 3 年(二次回

）全部更换绕组，空载合

1 闸

----

--

）投运后， 流向、温升和声响

25 冷 却 1）110kV 及 1 1）采用 1000V 兆欧表 正常，

以下： 6 年

装 置 及 (二 2）必要时，如： 无渗漏油

）强油水冷装置的检查和试验，

其 二 次 次回路 )； 2 按 怀疑有故障时

220kV、

回 路 检 500kV： 制造厂规定

）绝缘电阻一般不

3 1MΩ 查试验 3 年(二次回 低于 路 ) 2）大修后 3）必要时

验

路 )

2）必要时

----

--

整 体 密 封 检 查

套 管 中 的

电

流 互

感

器试验

26

格 .WORD. 式 . 1） 35kV 及以下管状和平面油1）试验时带冷却器，不带压力

1）大修后 箱变 释

压器采用超过油枕顶部

2）必要时 0.6m 油柱试 放装置

验( 约 5kPa 压力 ) ，对于波纹

油箱和有 2）必要时，如：

散热器的油箱采用超过油

0.3m 怀疑密封不良时 枕顶部

油柱试验 ( 约 2.5kPa 压力 ) ，

试验时间

12h 无渗漏

2）110kV 及以上变压器在油枕

顶部

施加 0.035MPa 压力，试验持续时

间

24h 无渗漏 大修时

1）绝缘电阻测试 2）变比测试

见第 6章

27

28 绝 缘

纸( 板)

聚合度

必要时

29 绝 缘 纸( 板) 含水量

噪 声 测量

必要时

30

必要时

31 32

箱 壳 振动

必要时

红 外 检测

运行中 500kV：1 年

6 次或以上 220kV：1 年 4 次或以上 110kV：1 年

2 次或以上

3）极性测试

4）伏安特性测试

当聚合度小于 250 时，应引）试样可取引线上绝缘垫

1 起注意 纸、 块、

绝缘纸板等数克

年 ) ）对运行时间较

2 (如 20 的 长

变压器尽量利用吊检的机

会取样 3 ）必要时，如：

怀疑纸 ( 板)老

化时 水分 ( 质量分数 ) 一般不大于）可用所测绕组tan δ值推

1 下值： 算 的

500kV： 1% 或取纸样直接测量 220kV： 3% 2）必要时，如：

怀疑纸 ( 板)受

潮时

1）按 GB7328— 1987《变压器与出厂值比较无明显变

和电 化

抗器的声级测量》要求进

行 2 ）必要时，如： 发现噪音异常时 与出厂值比不应有明显

差别 必要时，如：

发现箱壳振动异

常时 按 DL/T664-2008 《带电设备红）用红外热像仪1 外诊 测量

）测量套管及接头、油箱壳等

2 断应用规范》执行 部

位

）结合运行巡视进行，试验人

3 员

每年至少进行一次红外检测，同

时

加强对电压致热型设备的检测，

并 记录红外成像谱图

5.2 干式变压器、干式接地变压器

干式变压器、干式接地变压器的试验项目、周期和要求见表

2。

表 2 干式变压器的试验项目和周期

序号 项 目 1

周

期

要

求

说

明

绕 组 1） 年 1）相间差别一般不大于平均4%， 1）不同温度下电阻值按下式

----

--

6

值的 换

算

:

R2＝ R1 (T+t 1) ，式中 2)/(T+t R1 、 R2 分别为在温度 t 1、t 2 下的电阻值；

T 为电阻温度常数，铜导线取235

）必要时，2 如：

红外检测异常

时

）采用 2500V 或 5000V 1 兆欧表 ）必要时，线间差别一般不大于平均值的

直 流 电 2）必要时 2%

2）与以前相同部位测得值比

较，其 阻

变化不应大于 2%

1） 绝缘电阻换算至同一温度下，

2 绕组、 6 年 与前一

次测试结果相比应无显著变化，

铁 芯 绝 缘电阻

2）必要时 一般不

低于上次值的

70%% ----

2 如：

红外检测异常

时

--

3 4 5 6

.WORD.

格式 .

交 流 耐 压 试 验

测 温 装 置 及 其 二 次 回 路 试 验 噪 声 测试 红 外 检测

一次绕组按出厂试验电压

0.8 1） 6 年 值的 倍 1）10kV 变压器高压绕组按

35kV× 0.8=28kV 进行 2）必要时

2）额定电压低1000V 的绕

于 组

可用 2500V 兆欧表测量绝缘电

阻 代替

3）必要时，

如：

红外检测异常

时

1）按制造厂的技术

1） 6 要求 年 必要时，如：

2）指示正确，测温电阻值应和红外检测异常

2）必要时 出厂 时

值相符

3）绝缘电阻一般不1 M 低于 Ω 必要 时 必要时，如：

运行巡视发现噪声异常时 1 年 按 DL/T664-2008 《带电设备

1 红外诊断 1）用红外热像仪测量 次

2）测量套管及接头、油箱壳

等 应用规范》执行 部位

5.3 SF 6 气体绝缘变压 器

SF6 气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见 表 3。

表 SF 6 气体绝缘变压器的试验项目和周

3 期 序号 项 目 1 2

周

期

要 求

运行中：不大于 500μ

L/L

大修后：不大于 250μ

L/L

应无明显漏点

SF6 气 1）1 年 体的湿度

2）大修后

(20℃的 3）必要时 体 积

分 数)

SF6

说 明

1）按GB12022《工业六氟化硫》 、

DL/T915-2005《六氟化硫气体湿度

测定法 ( 电解法 ) 》和DL/T506-2007

《六氟化硫电气设备中绝缘气体

湿度测量方法》

进行

2）必要时，

如：

—新装及大修后 1 年内复测湿度

不符合要求

—漏气超过表 3 中序号 2 的要求

—设备异常时

1）按 DL/T 596-1996 《电力设备

预防性试验规程》 、DL/T 941-2005

《运行中变压器用六氟化硫质量

标准》、 GB 11023《高压开关设备

六氟化硫气体密封试验方法》 进行

2）对检测到的漏点可采用局部

包扎法检漏， 每个密封部位包扎后

历时 5 小时，测得的 SF6 气

气 1）大修后

2）必要时

体泄漏试 验

----

--

1）投产后

3 现场分 1

年 1 次，如无

解产物测 异

超过以下参考值需引起注

意：

SO2：不大于 3μL/L

H2S：不大于

设备中气体管理和检验导则》 常，3年1次 2μL/L 试

CO：不大于 100μ 2）必要时，

2）大修后 L/L 如： 3）必要时 怀疑有故障时

检测组分： CF、SO、SOF、SOF 、必要

4 SF 、 实验室 时 必要时，如：

4 2 2 2 2 4

现场分解产物测试超参考值

分解产物 S2OF 、 HF 或

体含量

（体积分数）不

30μ L/L 大于

1）建议结合现场湿度测试进行，

参考 GB8905-2008《六氟化硫电气

测试

10 ----

有增长时

--

.WORD.

格式 .

1 ）如电阻相间差在出厂时 超

阻相互间的差别不应大于平均值2%， 过规定，制造厂已说明了这种偏 的

无中性点引出的绕组，线间差别 差的原因，则与以前相同部位

不应大 测

得值比较，其变化不

2% 于平均值的 1% 应大于

2）1600kVA 及以下的变压器， 2 ）预试时有载分接开关宜

相间差 在

别一般不大于平均值4%，线间差别所有分接处测量，无载分接开

一 的 关

般不大于平均值的

2% 在运行分接测量

3）与以前相同部位测得值比3 ）不同温度下电阻值按下

较，其 式 变化不应大于 2% 换算 :

R2 ＝R1(T+t 1 ) ，式中

2 )/(T+t R1、

R2 分别为在温度 t 1、 t 2

下的电阻

值； T 为电阻温度常数，铜导

线 取 235

4）封闭式电缆出线GIS

或 出

线的变压器，电

GIS 侧绕组 缆、

可不进行定期试

验

5）必要时，

如：

红外检测判断套管接头或引

1）1600kVA 以上变压器， 各相绕

组电

1）6 年 5绕组直

2）大修后 流电阻

3）必要时

线过热时 1）绝缘电阻换算至同一温度下，）采用 2500V 或 5000V 6 绕组连 1）6 年 1 与 兆欧

同套管的 2）大修后 前一次测试结果相比应无显著变表，兆欧表容量一般要求输绝 缘 电 3）必要时 化，一 出电

般不低于上次值的 阻、吸收

70% 流不小于 3mA 比或极化

2）35kV 及以上变压器应测量吸）测量前被试绕组应充分指数 2 收比， 放 吸收比在常温下不低1.3 ；吸收

比偏 电 于

低时可测量极化指数，应不低

1.5 3 于 ）必要时，如：

SF6 气体试验异常7 绕组连35kV 及以上： 3）绝缘电阻大于 10000 MΩ

时，吸收 时 同套管的1）大修后

比不低1.1 ，或极化指数不

tan δ 2）必要时 于 1.3 低于 1）20℃时不大于下列数）非被试绕组应短路接地

1 值： 或

110kV：0.8% 屏蔽

35kV）同一变压器各绕tan δ

1.5% 2 ： 的 组

2）tan δ值与出厂试验值或历年

的数 要求值相同

值比较不应有显著变化，增量一般） 封闭式电缆出GIS 3 出 不大 线或

线的变压器 , 电缆、 GIS

8 铁芯及 1）6 年 于 30% 侧绕组

夹件绝缘 2）大修后 3）试验电压： 可在中性点加压测量 电阻 绕组电压 10kV 及以上：

4 10kV ）必要时，如：

绕组电压 10kV 以下： 绕组绝缘电阻、吸收比或9 交流耐1） 大修后

Un 极化 压试验 2） 必要时

指数异常时 1）与以前测试结果相比无显著差）采用 2500V 兆

1 别 欧表

----

--

2）运行中铁芯接地电流一般不应大

于 0.1A

全部更换绕组时，按出厂试 验电压

值；部分更换绕组时，按出厂试验

10测温装

1）6 年

电压 ）只对有外引接地线的铁

2 芯、值的

0.8 倍 夹件进行测量

110kV 变压器采用感应耐压

必要时，如：

SF6 气体试验异常

时

置的校验 2）大修后

及其二次 3）必要时

回路试验

1 ）按制造厂的技术要求

）密封良好，指示正确，测温电2 阻

值应和出厂值相符

3）绝缘电阻一般不低于

1 M Ω

）采用 2500V 兆

1 欧表

2 ）必要时，如：

怀疑有故障时

----

--

11红外检

测

运行中

500kV：1 年 6 应用规范》执行

次或以上

220kV：1 年

4

次或以上

110kV：1 年

2

次或以上

按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊断

1）用红外热像仪测量 2）测量套管及接头、箱壳等部位

3）结合运行巡视进行，试验 人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图

.WORD. 格式 .

油浸式电抗5.4 器

500kV 油浸式电抗器的试验项目、周期和要求 见表

项目

4。

表 4 500kV 油浸式电抗器的试验项目、周期和要求

序号 1

2

3

周 期 要 求 说 明

1） 新投运1） 根据 GB/T 7252 —2001，1）总烃包

新装电 括 CH、CH、CH 和 油 中 及

4 2 4 2 6

抗器油中 H2 与烃类气体含量

C2H2 四种气体 溶 解 气 大修投运后： ( μ L/L) 任

1,4,10,30 一项不宜超过下列数2）溶解气体组份含量有 天 增长趋 体 色 谱 值：

2）运行中： 总烃： 20； H2： 30； 势时，可结合产气速率判

3 C2H2： 0； 分析 断，必

2）运行中 与烃类气体含量 要时缩短周期进行跟踪

H2 ( μL/L) 个月 分析

3）总烃含量低的设备不超过下列任何一项值时应引起注

3）必要时 意： 宜采用

总烃： 150； H2： 150；C2 相对产气速率进行

H2： 1 判断

3）烃类气体总和的绝对产气速率4）新投运的电抗器应有 超 投运前

过 12mL/d 或相对产气速

10%/ 数据 率大于

月，则认为设备有

5）必要时，如： 异常 -6

4）当出现痕量 ( 小于 1×10

μ L/L) 乙 —巡视发现异常

炔时也应引起注意；如气体分析虽

已出

现异常，但判断不至于危及绕组和

铁芯

安全时，可在超过注意值较大的情

况下 运行

1 ） 注入电运行中：≤ 1) 运行中设备， 测量时应

投运前：≤ 10 15 注意温 油中水 抗

度的影响，尽量在顶层油

分 , 器前后的新油 温高于

2）运行中 1

mg/L 年 50℃时取样

2) 必要时， 3） 必要时 如：

—绕组绝缘电阻、 吸收比或

极化 指数异常时 —渗漏油等

1）限值规定参

1）注入电抗 投运前：≤ 1 运行中：≤ 5 考： 油中

GB/T7595-2008《运行中变压

器油 含气 器前后的新油

2）运行中：

量 ,% 1 质量》 ( 体积 年 2）必要时，如：

----

--

分数 ) 3）必要时 4 油 中 必要时

糠 醛 含 量，mg/L

1）超过下表值时， 一般为非正常

老化，

2 需跟踪检—油中气体总烃超 CO、CO 测： 标或 过高

运行 15～ —需了解绝缘老化情

20 况时 1～ 5 5～ 10 10～15

年限 —长期过载运行后，温

升超标

糠醛 后等 0.4 0.75 0.1 0.2 —需要补油

时

—渗漏油时 必要时，

如：

含量

2）跟踪检测时，注意增长率

3）测试值大于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重

----

--

5

6 7

绝缘 见第12.1节油试验

与出厂值相差在± 5%范围内，与三相

或三相组平均值相差在2%范围

内 ±

1）各相绕组电阻相互间的差

别不应

大于三相平均值的 2%，无中性点引出的

绕组，线间差别不应大于三相平 均值的

1%

2）与以前数值比较，其变化

不应大

于 2%

.WORD. 格式 .

阻 抗 必要时 测量 绕 组 直 流 电 阻

1） 3年 2）大修后 3）必要时

如受试验条件限制可在低电压

1）绝缘电阻换算至同一温度

8 绕 组 1） 3年 下，与

前一次测试结果相比应无显著

连 同 套 2）大修后 变化，

般不低于上次值的

管 的 绝 3）必要时 70%% 小于 3mA

2）吸收比在常温下不）测量前被试绕组应充分

缘电阻、 低于 1.3 ，吸收 2 放电

比偏低时可测量极化指数，应）测量温度以顶层油温为

吸 收 比 3 不低于 准， 或 极 化 1.5 各次测量时的温度应尽量接近

3）绝缘电阻大于 10000MΩ）尽量在油温

4 时，吸收 50℃时测 指数 低于

比不低于 1.1 ，或极化指数量，不同温度下的绝缘电阻值

1.3 按 不低于 即可 下式换算：

( tt) /10 R2R1 1.51 2 式中 R1、 R2 分别为温度

t 1、 t 2 时的绝缘电阻值

5）吸收比和极化指数不进行温度换算

6）必要时，如：

—运行中油介损不合格或油中 水分超标

—渗漏油等

1）20℃时不大于 1）测量温度以顶层油温为

9 绕 组 1）大修后 0.6% 准，各次测量时的温度尽量

2）tan δ值与出厂试验值或相近，尽量在油温低于 50℃

连 同 套 2）必要时 历年的数

时测量，不同温度下的 tan ( 一般不值比较不应有显著变

δ值一般按下式换算： 管的 tan 大于 化

(tt) /10

30%%) δ tan 2 tan 1 1.32 1

式中 tan δ1 、 tan δ 3）试验电压 10kV

2 分别为温度 t 1 、t 2 时的 tan δ值

下测量

）如电阻相间差在出厂时1 超过

规定，制造厂已说明了这种偏差

的原因，则与以前数值比较，其

变化不应大于

2%

）不同温度下电阻值按下2 式换

算：

R2＝ R1(T+t 1) ，式中 R1 、 2 )/(T+t

R2 分别为在温度 t 1 、 t 2 下的电阻

值； T 为电阻温度常数，铜绕组

取 235

）必要时，3 如：

—本体油色谱判断有热故障 —红外检测判断套管接头或引

线过热

）采用 2500V 或 5000V 兆1 欧表，

兆欧表容量一般要求输出电流一 不

----

--

10

电 容 见第 8 章 型 套 管 的 tan δ 和 电 容 值

2）必要时，如：

—绕组绝缘电阻、吸收比或极 化指数测量异常时

—油介损不合格或油中水分超 标

—渗漏油等

1）用正接法测量

2）测量时记录环境温度及电抗 器顶层油温

----

--

大修后

1） 3年 2）必要时

穿 心 螺栓、铁 轭夹件、 绑 扎 钢 带 、 铁 芯、绕组 压 环 及 屏 蔽 等 的 绝 缘 电阻 气 体 继 电 器 校 验 及 其 二 次 回 路 试 验 压 力 释 放 器 校 验 及 其 二 次 回 路 试 验 冷 却 装 置 及 其 二 次 回 路 试

大修中

1）3 年( 二次 回路 ) 2）大修后 3）必要时

1) 3 年(二次 回路 ) 2) 必要时

1）3 年( 二次 回路 ) 2）大修后 3）必要时

.WORD.

格式 .

绕 11 组

连 同 套

管 的 交

流 耐 压 试验

铁 12 芯

及 夹 件

的 绝 缘 电阻

全部更换绕组时，按出厂试 验电压

值；部分更换绕组时，按出厂试验

电压 值的 0.8 倍

1）与以前测试结果相比无显著差）采用 2500V 兆

1 别 欧表

2）运行中铁芯接地电流一般不应）夹件引出接地的可单独对

2 大 夹 于 0.1A

一般不低于 500MΩ

件进行测量

3 ） 必要时，如：

油色谱分析怀疑铁芯多点接地

时

）采用 2500V 兆1 欧表

）连接片不能拆开者可不进2 行

13

14 15 16

1）按制造厂的技术

要求

2）整定值符合运行规程要求，动作

正确

3）绝缘电阻一般不低于 1MΩ

）采用 1000V 兆1 欧表

2 ）必要时，如： 怀疑有故障时

1）动作值与铭牌值相差应）采用 1000V 兆

在± 10%范 1 欧表 围内或符合制造厂规定

2）绝缘电阻一般不低于 1MΩ

2 ）必要时，如： 怀疑有故障时

1）投运后，流向、温升和声响正）采用 1000V 兆

1 常， 欧表 无渗

2）强油水冷装置的检查和试验， 按制

2 ）必要时，如： 怀疑有故障时

验

整 17 体 1）大修后

密 封 2）必要时 检

造厂规定

3）绝缘电阻一般不

低于 1MΩ

在油枕顶部施加 0.035MPa 压1）试验时带冷却器，不带压力，试 力 验持续时间 24h 无渗

释放装置

----

--

漏

查

箱壳

必要时

2）必要时，如： 怀疑密封不良时 必要时，如：

发现箱壳振动异常

时

必要时，如：

发现噪声异常时 ）用红外热像仪测1 量

）测量套管及接2 头、 油箱壳等

18

与出厂值比不应有明显差别

振动

噪 19 声 必要时 与出厂值比不应有明显差别 测量

1年 6次或按 DL/T664-2008 《带电设备红外红

20 外 以 诊断 检测 上

应用规范》执行

油浸式串联电抗器

油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求见表 ----

5

部位 3）结合运行巡视进行，试验

员每年至少进行一次红外检人

测，同时加强对电压致热型设备的

检测，并记录红外成像

谱图

5.5 --

序号 项 目 1 2

.WORD.

表 5 油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求 周 期

要 求

一般不低于 1000 MΩ(20 ℃)

说

明

格式 .

绕 组 1） 6年 绝 缘 电 2）大修后 阻

3） 必要时

绕 组 1） 6年 直 流 电 2）大修后

1）三相绕组间的差别不应大于三相平

1）采用 2500V兆欧表 2）必要时，

如：

红外检测异常

时

必要时，如：

红外检测异常

时

必要时，如：

红外检测异常

时

必要时，如：

红外检测异常

时

均值的 4%

2）与上次测量值相差不

2% 3） 必要时 大于 阻

与出厂值相差在5%范围3 内 阻 抗 1）大修后 ± 4 5 6 7

测量

2）必要时

投运前

15kV～35kV≥ 35

运行中

15kV～35kV≥ 30

绝 缘 1） 6年 油 击 穿 2）大修后

电

压 ,kV 3） 必要时 绕 组 1） 6年 tan δ

1） 大修

绕 组 后

对 铁 芯 2） 必要时 和 外 壳

交 流 耐

压 及 相

间 交 流

耐压

2）大修后 3） 必要时

轭 铁 大修时

梁 和 穿 心 螺 栓 ( 可接触

到) 的绝 缘电阻

1） 1 年一

8 红 外 次 检测

2）必要时

15kV以下≥ 30 15kV以下≥ 25

20℃下的 tan δ值不大1 ）仅对 800kVar 以上的 于： 油浸铁

35kV及以下

3.5% 芯电抗器进行

2）必要时，

如：

红外检测异常

时

试验电压为出厂试验电0.8

倍 压的 必要时，如：

红外检测异常

时

1）与历次试验结果相比无显著差采用 2500V兆 别 欧表

2）一般不小于 10 MΩ

按DL/T664-2008 《带电设备红

外诊断 应用规范》执行

1）采用红外热像仪测量 2）测量套管及接头、 油箱壳等 部位

5.6 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈

干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表

6。

表6 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求

周 期 要 求 必要时，如与出厂值相差在

1 5%范围内 阻 抗 怀 ± 测量 疑存在匝间短 路时 2

红 外

1 ）1年一次

按 DL/T664-2008《带电设备红外

序号 项 目

说 明

如受试验条件限制可在低电压

下测量

1）采用红外热像仪测量

----

--

诊断

检测

2 ）必要时

应用规范》执行

2）应注意测量干式电抗器支持

瓷瓶及引线接头、接地引下线等

部位

3）必要时，如 —在高峰负载时 —在高温季节

5.7 油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器

油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器的试验项目、周期和要求见表

表 7 油浸式消弧线圈、油浸式接地变压器的试验项目、周期和要求

7。

----

--

格

.WORD.

式 .

序号 项 目 周 期

要

求

说

明

1 绕 组 6 年 1）相间差别一般不大于平均值的

直 流 电

4%，线间差别一般不大于平均值的

2% 阻 2）与以前相同部位测得值比较，其

变化不应大于

2%

2 绝 缘 6 年 绝缘电阻换算至同一温度

电阻

次测试结果相比应无显著变下， 与前一 化， 一般不

低于上次值的

70%%

6 互感器

6.1 油浸式电流互感器

油浸式电流互感器 (35kV 及以上 ) 的试验项目、周期和要求 见表 8。

表 8 油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求

序号 项目

周 期

要 求

说 明

1 1）

1）一次绕组对末屏及地、各二1）有投运前

绕 组 3 年

次绕

数据

2）用 2500V 兆及 末 屏 2）大修后 组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及

欧表

3）必要时，

的 绝 缘 3）必要时 历次数据比较，不应有显著变化。一般

如：

电阻 不低于出厂值或初始值的 70%% 怀疑有故障时

2）电容型电流互感器末屏绝缘

电阻

不宜小于

1000MΩ

2 1）主绝缘 tan δ(%)不应大于1）3年

下表中

及tan δ 容 电 2）大修后 的数值，且与历次数据比较，不应有显

量

3）必要时 著变化：

50

电压等级 ,kV 35 110 220 0

0.3 1） 投产后带电

半 油纸电容型 1.0 1.0 0.7 6

大

测试 年内

充 油 型 3.0 2.0 — — tan 及 2） 一年 修

胶纸电容型 2.5 2.0 — — 电容量

3） 大修后 后

4） 必要时 充 胶 式 2.0 2.0 2.0 —

0. 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 7

运

充 油 型 3.5 2.5 — — 行

胶纸电容型 3.0 2.5 — — 中

充 胶 式 2.5 2.5 2.5 —

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）当

对地绝

缘电阻小

末屏对

地 tan

2%

1）可

准为：—值差值 同

tan N)

较，变化

围绝对值

过± (CX/C N

值比较，

化范围不超过±

5% —同相同型

--

号设备介损测量值 (tan X- tan N) 不超过± 0.3%

2）采用其它测试方法时，可根据实

际制定操作细则

----

1）当 tan δ值与出厂值或上一 次试验值比较有明显增长时，应

综合分析

tan δ与温度、 电压的关 系，当 tan δ随温度明显变化或试 验电压由

10kV 到 Um/ 3 ，tan δ (%) 变化绝对量超过± 0.3

，不应继续运行 2）必要时，如：怀疑有故 障时

对已安装了带电测试信号取样单元的电容型电流互感器进行，超出要求时应：

1）查明原因

2）缩短试验周期 3）必要时停电复试

--

.WORD.

格式 .

1）油中溶解气体组份( μ L/L) 1）制造厂明确要求不能取油

4 超 样 及 含量

过下列任一值时应引起进行色谱分析时可不进

溶 解 气 以上：3 年， 注意： 行

500kV 站 2）对于 H2 单值升高的，或

体 色 谱 35kV： 总烃： 100 出现

C2H2，但未超注意值可以考虑

分 析 及 3 年 H2 ：150 缩短

周期； C 2 H2 含量超过注）大修

油 中 水 2 C2 H2： 1 (220kV 、 500kV) 意值时， 后

2 ）必要

分 含 量 3 (110kV) 时 应考虑更换

2）油中水分含量 3）500kV 站 35kV 互感器具

(mg/L) 测定 不应大于下 体要

求参考 110kV 规定执

行 表规定：

电压等级 ,kV 投运前

110 220 500

20 15 10

运行中 35 25 15

）

110kV 油 中 1

5 绝 缘

油 击 穿

电 压 , kV

）全密封电流互感器按制

1) 1 1）大修后 2) 运行中 投运前 造厂

2）必要时 35kV ：≥ 35 35kV ：≥ 30 要求进行

110kV、110 kV、 ）电极形状应严格按相应

2 220kV： 220kV： 试验

≥ 方法的规定执行， 220kV 40 ≥ 35 及以下

设备采用平板电极， 500kV

500kV：≥ 60 500kV：≥ 50 设备采 用球形和球盖型电极，参考

GB/T507-2002 或 DL 429.9- 91 3 ）必要时，如： 怀疑有绝缘故障时

必要时，如：

对绝缘性能有怀疑时

必要时，如： 对绝缘性能有怀疑时

）对于计量计费用绕组应1 测量

3 时，视在放电在电压为

6 量 1.2Um/ 局 部 110kV 及以

放 电 试 上：必要时 不大于 20pC 验

与铭牌标志相

7 极 性 大修后 符合 检查

1）一次绕组按出厂值的 0.8

8 倍进行 交 流 1）大修后

2）二次绕组之间及末屏对地的工

耐 压 试 2）必要时 频

耐压试验电压为 2kV，可用

2500V 兆欧 验 表代替 1）与铭牌标志相符合

2）比值差和相位差与制造厂试验

接 头 的 2）必要时 值

比较应无明显变化，并符合等级规

变 比 检 定 查

1）与同类互感器特性曲线或制造

10 校 核 继保有要求 厂

提供的特性曲线相比较， 应无明

励 磁 特 时 显差别

2）多抽头电流互感器可在使用抽

头 性曲线 或最大抽头测量

与出厂值或初始值比较， 应无

11 绕 组 大修后 明显差 直 流 电 别 9

各 分 1）大修后

比值差和相位差 2 ）必要时，如：

改变变比分接头运行时

包括一次及二次绕组

----

--

按 DL/T664-2008《带电设备红外

12 红 外 1） 500kV：1 诊断 1 ）用红外热像仪测量

年 6 次或以）结合运行巡视进行，试

2 上； 检测 应用规范》执行 验人

220kV：1 年 4 员每年至少进行一次红外检

次 测，

或以上； 同时加强对电压致热型设备

110kV： 的检 1年2次或以上 测，并记录红外成像谱图 3 2）必要时 ）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时

注 : 每年定期进行运行电压下带tan δ及电容量的 , 对序号 1、 2 的项目周期可调整为 电测试 6 年。

阻

6.2 SF 6 电流互感器

SF6 电流互感器 (35kV 及以上 ) 的试验项目、周期和要求见表 9。

表 9 SF 6 电流互感器的试验项目、周期和要求

----

--

周 期 1）投产后 1

.WORD.

格式 .

要 求

运行中：不大于 500μ

1 SF 气 L/L 6

大修后：不大于 250μ 体 湿 年 1 次，如无

异 L/L 度

(20 ℃常，3年测 1 的 次

体 积 2）大修后 分 数 ), 序号 项目 2

μL/L

说 明

1）按 GB12022《工业六氟化 硫》、

DL/T 915 《六氟化硫气体湿度

测

定法 ( 电解法 ) 》和 DL506

《现场

SF6 气体水分测量方法》进行 2）必要时，如：

1 年内复测—新装及大 湿 修后

度不符合要求

—漏气超过9中序号 2的

要 表

求

—设备异常

时

1）按 DL/T 596-1996

《电力设

备预防性试验规程》、DL/T 941-2005 《运行中变压器用六

氟

化硫质量标准》 、GB 11023

《高压

开关设备六氟化硫气体密封试

验

方法》进行

2）对检测到的漏点可采用局

部

包扎法检漏，每个密封部位包

扎

后历时 5 小时，测得的 SF6

气体含

量（体积分数）不大于

30μL/L

1 ）建议结合现场湿度测试

进

行，参考 GB8905-2008《六氟

化硫

电气设备 中气体管理和检验

导

则》

2）必要时，如： 怀疑有故障

时

必要时，

如：

现场分解产物测试超参考值或 有增长时

SF 气 1）大修后 应无明显漏点 6 体 泄

2）必要时 漏 试验

1）投产后 现 超过以下参考值需引起注

3 1 场 意：

分 产 解 2

年 1 次，如无SO：不大于

异 3μL/L

H2 S：不大于 物测

常，3年1次 2μL/L 试，

CO：不大于 100μ

μ L/L 2）大修后 L/L 3）必要时 4

实

验

必要时

检测组分： CF4、SO、SOF、SOF 、SF、

2 2 2 2 4

室 分

S2 OF10、HF 解

产 物 测 试

绕 一次绕组对地、 各二次绕组间5 1）大修后 组 及其对

的 绝 地的绝缘电阻与出厂值及历次数 2）必要时 据比 缘

较，不应有显著变化。一般不低

电阻 于出厂

值或初始值的

70%%

极 与铭牌标志相符6 性 大修后 合 检查

1）采用 2500V 兆欧表 2）必要时，如：

怀疑有故障

时

----

--

7 交流

耐试 压 验

8 各分

接的

头 变检 比 查

9 校核 励特 磁 性曲线

10 气

密体继

度 电 器 和 压 力 表 检查

1）大修后 2）必要时

1）大修后 2）必要时 必要时

必要时

1）一次绕组按出厂值的

0.8 倍进

行 必要时，

如：

2）二次绕组之间及对地的工频

耐压

—怀疑有绝缘故障

试验电压为 2kV，可用 2500V 兆欧表代

—补气较多时(表压小于

替

0.2MPa) 3）老练试验电压为运行

电压

—卧倒运输

后

1）与铭牌标志相符

1）对于计量计费用绕组应测

合

量

2）比值差和相位差与制造厂试

比值差和相位

比较应无明显变化，并符合等级

验值

差

规定

2）必要时，如：

改变变比分接头运行时 1）与同类互感器特性曲线或制

提供的特性曲线相比造厂

较， 应无明显差别 2）多抽头电流互感器可在使用

抽头

或最大抽头测量

参照厂家规定

----

--

11

红 外 检测

.WORD.

格式 .

1）500kV：1 年 6 次或以上； 应用规范》执行 220kV：1 年 4

次

或以上；

110kV： 1年2次或以上 2）必要时

按 DL/T664-2008《带电设备红外诊断

）用红外热像仪测1 量

）结合运行巡视进行，试验2 人

员每年至少进行一次红外检测，

同时加强对电压致热型设备的检

测，并记录红外成像

谱图

）必要时，3 如：

怀疑有过热缺 陷时

6.3 干式电流互感器

干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表 10。

干式电流互感器的试验项目、周期和要

表 10 求

项 序号 目 周 期 要 求 说 明

1） 1）一次绕组对末屏及对地、各二）采用 2500V 兆

1 1 次 欧表 绕 组 3 年

及 末 绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂）必要时，

2 2）大修后 值 屏 如：

的 绝 及历次数据比较， 不应有显著变

3）必要时 化。 一 缘 怀疑有故障时

般不低于出厂值或初始

70%% 电阻 值的

2

tan δ 及 电 容

1）3年 2）大修后

1） 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 2）参考厂家技术条件进行，无厂家

技术 条件 时主绝 缘 tan δ 不应 大于

0.5%，且与历年数据比较，不应有显

）只对 35kV 及以上电容1 型互

感器进行

）当 tan δ值与出厂值或2 3）必要时 上一 量

次试验值比较有明显增长时，

应

综合分析 tan δ与温度、

电压的关

系，当 tan δ随温度明显变

化， 或 著变化

试验电压由 10kV 到 Um/

3 ，tan

δ变化量绝对值超过

0.3%，不 ± 应继续运行 3 ） 必要时，如： 怀疑有故障时

1） 投产后1）可采用同相比较法， 判断标只对已安装了带电测试信号

3 准为： 带 电 半 取

样单元的 电容型电流互感器

测 试 年内 — 同相设备介损测量值差值 进

(tan X- tan N) 与初始测 量行，当超出要求时

tan 及 2） 一年 值 差值 比 应：

较，变化范围绝对值不

3） 大修后 超过± 0.3%，电 1 电容量 ）查明原因

容量比值 (CX/CN ) 与初始测量电）缩短试验周

2 4）必要时 容量比 期

值比较，变化范围不超

5% 3）必要时停电复试 过± — 同相同型号设备介损测量值 (tan X- tan N) 不超过± 0.3%

2）采用其它测试方法时，可根据

实 际制定操作细则

1）一次绕组按出厂值0.8 倍进必要4 的 行 必要时，如： 交 流 时

耐 压 怀疑有绝缘故 试 （开关柜内） 障时

----

--

2）二次绕组之间及末屏对地的工

频 验

耐压试验电压为 2kV，可用 2500V

兆欧 表代替

110kV 及以在电压为 3 时，视在放电

5 1.2Um/ 量 局 部 上： 必要时，如：

放 电 对绝缘性能有怀疑

不大于 50pC 试 必要时 时

验

1）对于计量计费用绕组应测必要6 1）与铭牌标志相符合 量 各 分 时

2）比值差和相位差与制造厂试验接 头

值 的 比值差和相位差

变检 比 查 7 励校 特 磁核 性曲线

必要时

比较应无明显变化，并符合等级规定 1）与同类互感器特性曲线或制造提供的特性曲线相比较，厂 显差别

应无明 2）多抽头电流互感器可在使用抽

头 或最大抽头测量

----

2）必要时，

改变变比分接头运

如：

行时

必要时，

如：继保有要求

时

--

.WORD.

格式 .

1 ） 按 DL/T664-2008 《带电设备红

8 红 外 220kV： 1 外诊

年 4 次或以断应用规范》执

检测 上； 行

110kV：1 年 2

次

或以

上 2）必要时

1）用红外热像仪测量

2）结合运行巡视进行，试验

人

员每年至少进行一次红外检

测，

同时加强对电压致热型设备的

检

测，并记录红外成像谱图

3）必要时，

如： 怀疑有过热缺陷时 注 : 每年定期进行运行电压下tan δ及电容量的 , 对的项目周期可调整为

带电测试 序号 1、2 6 年。

6.4 电磁式电压互感器

6.4.电磁式电压互感1 器 ( 油浸式绝缘 )

( 油浸式绝缘 ) 的试验项目、周期和要求

见表 11。 电磁式电压互感器

电磁式电压互感器 ( 油浸式绝缘 ) 的试验项目、周期和要

表 11 求 序号 1

项目

周 期

2

3

要 求 说 明 不应低于出厂值或初始

70%% 1）采用 2500V 兆欧表 绝 缘 1） 35kV 、 值的

110kV：2）必要时，

6 如： 电阻 年；

220kV： 3 年 怀疑有绝缘缺陷时 2）大修后

3）必要时

1）绕组绝1） tan δ (%)不应大于下前后对比宜采用同一试验方

表中数值 : tan δ 缘 : 法

( 35kV — 35kV 、

及以110kV ： 6 温度,℃ 5 10 20 30 40

上 ) 年 ；

大修后 1.5 2.5

220kV：3 年 3.0 5.0 7.0

35kV —大修后

运行中 2.0 2.5

3.5 5.5 8.0 —必要时

2） 110 kV 110k 大修

1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 及 后

以上串级式电

V 及 压互感器支

架：

1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 以上 运行中

—必要时

2）与历次试验结果相比无明

显变化

3）支架绝缘 tan δ一般不大

于 6%

1） 35kV 以1）油中溶解气体组份含量( μ 1）全密封互感器按制造厂要

L/L) 求 油 中 上

溶 解 超过下列任一值时应引起 设备： 3年 气 注意： 进行

总烃： 2） 出现 C2H2 时，应缩短体 色

2）大修后 100 试验周 谱

期， C2 H2 含量超过注意值分 析

3）必要时 H2 ：150 时，应考 及

C2 H2： 2 油 中

(220kV) 水 虑更换

3）必要时，分 含

3 (110kV) 如： 量

2）油中水分含量 (mg/L) 不应

大于下 测定 怀疑有内部放电时

----

--

4

交 流 耐 压 试

表规定：

电压等

级 ,kV 投运前

220

15

运行中 25

110 20 35 1）一次绕组按出厂1）大修后 值的 0.8 倍进行

2）二次绕组之间及其对地的

2）必要时 工频耐

压标准为 2kV，可用 2500V 兆欧

1）串级式或分级绝缘式的互

感

器用倍频感应耐压试验，同时

应

考虑互感器的容升电压 ( 频

验

5

局 部 放测

电

量

必要时

表代替

油浸式相对地电压互感器在电压为 1.2Um/ 3 时，放电量不

大于

20pC

----

率

150Hz 时， 110kV 为 5%,

220kV

为 10%)

2）耐压试验前后， 应检查

绝缘

情况

3）必要时，如：

怀疑有绝缘缺陷时 1）只对 110kV 及 220kV

2）必要时，如：

对绝缘性能有怀疑时

--

6 7 8 9 10

大修后

更换绕组后

1）在额定电压下，空载电流与

出厂

值比较无明显差

别

2）在下列试验电压下，空载电

流不

应大于最大允许电流：

3 中性点非有效接地系统1.9Un/

中性点接地系

1.5Un/ 3 统

与铭牌和端子标志相符

.WORD.

格式 .

空 载 电 流

和

励 磁

特

性

联 接 组 别

和

极性 电 压

比

绕 组 直 流

电

阻测量 绝 缘 油 击 穿 电

压 , kV

与铭牌标志相

更换绕组后 符

大修后

1）大修后 2）必要时

差别

与初始值或出厂值相比较， 应无明显

1）电极形状应严格按相应试验 投运前 运行中

35kV：≥ 方法的规 定执行，表中指标

35kV：≥ 35 30 是 110kV、 110 kV、220kV： 220kV 及以下设备采用平板220kV： 电极

2）必要时，

≥ 40 ≥ 35 如：

对绝缘有怀疑

时

《带电设备红

外诊

1）用红外热像仪测量

2）结合运行巡视进行，试验人

员每年至少进行一次红外检测，

同时加强对电压致热型设备的检

测，并记录红外成像谱图 3）必要时，

如：

怀疑有过热缺 陷时

1） 220kV ：按 DL/T664-11 2008 红 外 1

年 4 次或以断应用规范》执上； 检测 行 110kV：1 年 2

次

或以

上 2）必要时

电磁式电压互感6.4.2 器

(SF 6 气体绝缘 )

(SF6 气体绝缘 ) 的试验项目、周期和要求 见表 12。 电磁式电压互感器

电磁式电压互感器 (SF6 气体绝缘 ) 的试验项目、周期和要

表 12 求

周 期 要 求

1） 投产后

SF 气 1 运行中：不大于 500μ L/L

6

体 的 年 1 次，如无

异 大修后：不大于 250μ L/L 湿

度

(20℃ 常，3年1次

的 体

2）大修后 积

分

数 ), 3）必要时

项目

说 明

1）按GB12022《工业六氟化硫》 、

DL/T 915 《六氟化硫气体湿度测

定法 ( 电解法 ) 》和 DL506《现场 SF6

气体水分测量方法》进行 2）必要时，

如：

—新装及大修1 年内复测

湿 后

度不符合要求

—漏气超过表 12 中序号 2 的要

序号 1

μL/L

----

--

应无明显漏点

----

求

—设备异常时

1）按 DL/T 596-1996 《电力设

备预防性试验规程》、DL/T 941-2005 《运行中变压器用六氟

化硫质量标准》 、GB 11023《高压开关设备六氟化硫气体密封试

验

方法》进行

2）对检测到的漏点可采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎

后

历时 5 小时，测得的 SF6 气体含量（体积分数）不

大于

30μ L/L 2

SF 气 6 体 泄 漏 试验

1）大修后

2）必要时

--

3 4 5 6 7 8 9

超过以下参考值需引起

现 场 1）投产后 1 注意：

年 1 次，如无SO2：不大于

3μL/L 分 解 产 异

H2 S：不大于 物测

常，3年1次 2μL/L 试，

CO：不大于 100μ

则》 μ L/L 2）大修后 L/L

3）必要时 2）必要时，如： 怀疑有故障时

检测组分： CF 、 SO、 SOF、

SOF 、 实 验 必要时 必要时，如：

4 2 2 2 2

SF4、 S2OF10、 现场分解产物测试超参

HF 室 分 解 考值或

有增长时 产 物 测

试

不应低于出厂值或初始

70%% 1）采用 2500V 兆欧表 绝 缘 1）大修后 值的

2）必要时 2）必要时，如： 电阻

怀疑有绝缘缺陷时

1）一次绕组按出厂1）用倍频感应耐压试验时，倍进

0.8 值的 应 交 流 1）大修后 行。

2）二次绕组之间及末屏对地

考虑互感器的容升电压 的工频 耐 压 试 2）必要时

耐压试验电压为 2kV，可用 2500V

兆欧 2）必要时，如： 验

表代替 —怀疑有绝缘故障时 —补气较多时(表压小于 0.2MPa)

1）在额定电压下，空载电流

与出厂 空 载 大修后

电 流 和 值比较无明显差别

2）在下列试验电压下，空载

电流不 励 磁 特

应大于最大允许电

性 流：

中性点非有效接地系

1.9Un/ 3 统 3 中性点接地系统 1.5Un/

与铭牌和端子标志相

联 结 更换绕组后 符

组 别 和

极性

.WORD.

1 ）建议结合现场湿度 测试进

行，参考 GB8905-2008《六氟化硫

电气设备 中气体管理和检验导

格式 .

电 压 更换绕组后 与铭牌标志相符

比

与初始值或出厂值比应无明显

10 绕 组 大修后 较， 差 直 流 电 别 阻

1 ） 220kV： 按 DL/T664-2008 《带电设备

11 红 外 1 红外诊 1）用红外热像仪测量

年 4 次或以2）结合运行巡视进行，试验

上； 人 检测 断应用规范》执行

110kV：1 年 2 员每年至少进行一次红外检

测， 次

同时加强对电压致热型设备的

检 或以上； 测，并记录红外成像谱图 2）必要时 3）必要时，如： 怀疑有过热缺陷时 电磁式电压互感6.4.3 器 ( 固体绝缘 )

( 固体绝缘 ) 的试验项目、周期和要求见表

电磁式电压互感器 13。

----

--

序号 1

项目

表 13 电磁式电压互感器 ( 固体绝缘 ) 的试验项目、周期和要求

周 期 1） 35kV：6

绝 缘 年 电阻

2）大修后 3）必要时

交 流 1）大修后 耐 压 试 2）必要时 验

要 求

不应低于出厂值或初始

70%% 值的

说 明

1）采用 2500V 兆欧表

2）必要时，

如：

怀疑有绝缘缺 陷时

2

1）一次绕组按出厂值的 0.8 倍进行。 必要时，如：

怀疑有绝缘故 2）二次绕组之间及末屏对地的工频 障时

耐压试验电压为 2kV，可用 2500V

兆欧

表代替

3 局 部 放 电 试

验

必要时

在电压为 1.2Um/ 不大于 50pC 3 时，视在放电量 ----

必要时，如：对绝缘性能有怀

疑时

--

1）在额定电压下，空载电流与出厂

值比较无明显差别

2）在下列试验电压下，空载电流不

应大于最大允许电

流：

中性点非有效接地系统 1.9Un/

中性点接地系统 1.5Un/ 与铭牌和端子标志相符合

3 3

.WORD.

格式 .

4 空 载 大修后 电 流 和

励 磁 特

性

5 6 7

更换绕组

联 结 后

组 别 和

极性

更换绕组

电 压 后

比

1）大修

绕 组 后

2）必要

直 流 电 时

阻

与铭牌标志相符

与初始值或出厂值比较， 应无必要时，明显差 如： 别

8

怀疑内部有故障时

按 DL/T664-2008 《带电设备

红外诊 红 外 1年 1次 用红外热像仪测量

检测 断应用规范》执行

11.2 节 , 其它部分不作要

电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第 求。 6.6 放电线圈

放电线圈的试验项目、周期和要求见表14。

表 14 放电线圈的试验项目、周期和要

求 6.5 电容式电压互感器 序号 项 目 1 2

周 期

要

求

绝 缘 6年

电阻

交 流 必要时

不低于 1000MΩ

试验电压为出厂试验电压的

0.8 倍

耐 压 试 验

说 明

一次绕组采2500V兆欧表，

二 用

次绕组采用 1000V兆欧表 1）对全绝缘者采用外施交流耐

压法；对分级绝缘者采用倍频感

应耐压法，试验时间参照电压互

感器要求进行折算 2）必要时，如： 怀疑有缺陷

时

3 一 次 6年 绕 组 直 流电阻

与上次测量值相比无明显差异 可采用万用表测量

7 开关设备

7.1 SF 6断路器GIS( 含 H-GIS) 和 GIS( 含 H-GIS) 的试验项目、周期和要求15。

SF 6 断路器见表

和

表15 6 断路GIS( 含 H-GIS) 的试验项目、周期和要求

SF 器和

序项 目 周 期 要 求 说 号

明

----

--

1 2

SF6 气 SF6 气

.WORD.

格式 .

1）投产后满 1）断路器灭弧室气室 1年 1次，如

大修后： ≤ 150 体的湿 无

异常，其后

度(20 ℃ 3 运行中： ≤ 300 的体积 年 1 次 分数 ) 2）大修后 μL/L 3）必要时

1）大修后

应无明显漏点 2）其它气室

大修后： ≤ 250 运行中： ≤ 500

体 泄 漏 2）必要时

试验

1 ） 按 GB12022《工业六氟化

硫》、 DL/T 915 《六氟化硫气体湿

度测定法 ( 电解法 ) 》和 DL/T 506

《现场 SF6 气体水分测量方法》进

行

2） 必要时，如：

—新装及大修后 1 年内复测湿

度不符合要求

—漏气超过表 15 中序号 2 的要 求

—设备异常时

1） 参考 GB11023《高压开关设

备六氟化硫气体密封试验方法》 进行

2）对检测到的漏点可采用局部

包扎法检漏，每个密封部位包扎

后历时 5 小时，测得的 SF6 气体含

量（体积分数）不大于 30μL/L

3）必要时，如： 怀疑密封不良时 1 ）建议结合现场湿度测试进

行，参考 GB8905-2008《六氟化硫

电气设备中气体管理和检验导

则》

2 ）必要时，如：

设备运行有异响，异常跳闸，

开断短路电流异常

时

超过以下参考值需引起注

3 现 场 1）投产后满 意：

1年 1次，如SO2：不大于 分 解

无 3μL/L 产

H2S：不大于 物测异常，其 3 2μL/L 试， 后

CO：不大于 100μ

μ L/L 年 1 次 L/L 2）大修后 4 5

实 验

室 分

解

产 物

测

试 耐 压 试验

3）必要时

必要时

检测组分： CF4、 SO、 SOF、 SOF 、 必要时，如：

2 2 2 2

现场分解产物测试超参考

SF4 、S2OF10 、HF 值或

有增长时

）试验在 SF6 气体额定1 压力下 进行

）对 GIS 交流耐压试验2 时不包

括其中的电磁式电压互感器及避

雷器，但在投运前应对它们进行

试验电压为 Um/ 3 的 5min

耐压 试验

3 ）罐式断路器的耐压试验方

式：合闸对地；分闸状态两

交流耐压或操作冲击耐压的

1） 大修后 试验电

压为出厂试验电压的

2）必要时 0.8 倍

----

--

1） 110kV：

6 不低于 2MΩ 辅 助 6

端轮

流加压，另一端接

地

）对瓷柱式定开距型断路4 器只

作断口间耐压试验

）耐压试验后的绝缘电阻5 值不

应降低

6 ）必要时，如： 对绝缘性能有怀

疑时

）采用 500V 或 1000V 1 兆欧表

回和

路

控回 制

路缘

绝

电阻 年 ； 220kV 、 500kV： 3 年；

35kV 及 66kV 补 偿电容器 / 电

抗 器组断路器 3

年

2）大修后

----

2） 35kV 及 66kV 补偿电容器 /

电抗器组断路器适

用于

500kV 变电站变低侧无功补偿用断路器

--

1） 110kV：

7 试验电压为 2kV 辅 助 6

年 ； 回 路

220kV 、 和

500kV： 3 控 制

年； 回

35kV 及 66kV 路 交

补 流

偿电容器 / 电耐 压

抗 试 器组断路器 3 验 年 2）大修后

1） 110kV： 补

偿电容器 / 电的 65%～ 抗 当电源

电压低至

器组断路器 3 值的 年 扣

）在

2 2）大修后 磁铁

线圈通流

定

值的 8

于

50kA 时

靠动作 3 ）或

1） 110kV： ）敞

13 1 导 电 6 于制

8 回电

路

年 ； 220kV 、 间断联 口 6 1）对瓷柱式断路器，与断口同

时测

并 220kV、 量，测得的电容值偏差应在初始值 年；的± 阻 500kV： 3

年；2）对 电器 容

5%范围内， 10kV 试验电压下 500kV：3 年 tan δ(%) GIS 中的断路器按制造 的

缘 绝 2）大修后 值不大于下列数值： 厂规定 电阻、

电

3）必要时 油纸绝缘0.5% 35kV、 66kV 补 容和 量 膜纸复合绝

缘

0.4% 偿电 tan δ 2 ）罐式断路器 ( 包括 GIS

中的断路

容 器) 按制造厂规

定

器 3）单节电容器见第

11.3 节规定 / 电9 合 闸 1）3 年 1）除制造厂另有规定外，阻值 变化

抗 电允许范围不得大于±

器值 阻 2）大修后

5%

组 和 闸 合

2）合闸电阻的有效接入时间按 制造 断路 电

的 阻

厂规定校核

器 投

时

入

间

1 测量方法和测量结果应符合制造

年

10 厂

2）大修后

器断大修后

速

的

路

规定

度特性

11 断 路 11）断路器的分、合闸时间，

器主、辅

时 ）6年

的

2）大修后 触头的配合时间应符合制造厂规定 间参量 2）除制造厂另有规定外，断路

器的 分、合闸同期性应满足下列要求：

—相间合闸不同期不大

于5ms —相间分闸不同期不大

于3ms —同相各断口间合闸不同期不大

于 3ms

—同相各断口间分闸不同期不大

于 2ms

12 1） 110kV： 分、合 6 1）并联合闸脱扣器应能在其交

流额

闸年 ；磁

电

定电压的 85%%%～ 110%范围或直220kV 、 流额定 铁500kV： 3 电压的 80%～110%范围内可靠动动

的

年； 作； 作电压 35kV、 66kV 联分闸脱扣器应能在其额定电源电

并 压

----

造厂规定--

.WORD. 格式 .

可用 2500V 兆欧表测量代替

1）大修时， 对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值和 tan δ作为原始数据

2）如有明显变化时， 应解开断口单独对电容器进行试验

3）对罐式断路器 ( 包括 GIS 中的 SF6 断路器 ) 必要时进行试验，试验方法按制造厂规定

4）必要时，如： 对绝缘性能有怀疑时

罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测量

制造厂无要求时不测量

在额定操作电压 ( 气压、液压 ) 下进行

）用直流压降法测量， 1 电流不

小于 100A

） 35kV 及 66kV 补偿2 电容器 /

电抗器组断路器适500kV 变 用于

电站变低侧无功补

偿用

）必要时，如： 3

怀疑接触不良时

----

--

.WORD.

格式 .

14 分、合 更换线圈后 试验结果应符合制造厂规定 闸 线 圈 直 流 电 阻

SF6 15 气 1）大修后 试验结果应符合制造厂规定 体 密 度 2）必要时 继 电 器 ( 包括整 定值 )检 验 16

压力表 1）大修后 校验( 或 2）必要时 调整 )，

机

构操作压 力( 气

压、

液压) 整 定值校验

试验结果按制造厂规定要求

必要时，如：

怀疑设备有异常时

1）对气动机构应校验各级气

压

的整定值 ( 减压阀及机械安全

阀 )

怀疑压力表有问题或压力值

不

准确时

2）必要时，如：

17 操作机 1）6年 构 在 分 2 ）大修后

闸、合 闸、

重合闸操 作下的压

力 ( 气压、 液压) 下 降值

试验结果应符合制造厂规定

18 液(气) 1）大修后

压操作机 2）必要时

构的泄漏 试验

1）6 年

试验结果按制造厂规定要求

19油(气) 20 21

试验结果应符合制造厂规定

1）应在分、 合闸位置下分别试

验

2）必要时，

如：

怀疑操作机构( 气)压回路

密 液

封不良时

必要时，如：

怀疑操作机构( 气)压回路

密 液

封不良时

泵补压及 2）大修后 零起打压 3）必要时

的运转时

间

液压机 1）6 年 2 ）机构大

构及采用 修 差压原理 后 的气动机 构的防失 压慢分试

验

试验结果按制造厂规定要

求

试验结果按制造厂规定要

求

闭锁、 1）6 年 防跳跃及 2）大修后

防止非全

相合闸等

辅助控制

装置的动

----

--

22 23 作性能

GIS 中 1）6 年

动作应准确可靠

具备条件时，GIS 的电动、 检查

气动联锁和闭锁性能， 以防止防止

拒动或失效

的联锁和 2）大修后

闭锁性能

试验

GIS 中 大修后

电流互感器见第 6.2 节、电压互感器

见第 6.4.2 节、避雷器见

第 13.2 节

试验结果按制造厂规定要求 ----

必要时，如： —投切频繁时 —投切次数接近电寿命时 —开断故障电流次数较多时

的互感器

和避雷器

24 触头磨 必要时 损量测量

--

格

.WORD.

式 .

25 1）投产 1

运 行 年 应无明显局部放电信号 1）只对运行中的 GIS 进行

测量 中 局 部 内每 3个月 1 2

放 电 测 次；如无异常

对绝缘性能有怀疑时，巡检）必要时，如：

发

其后，1年1

现异常或 试 次 SF6 气体成分分析结果

2）必要时

异常时

26 1） 500kV： 按 DL/T664-2008 《带电设备

红 外 1

红外诊 1）敞开式断路器在热备用状 态

检测 年 6 次或以

上； 断应用规范》执行

下，应对断口并联电容器进行测

220kV：1 年

4 量

次或以上；

2 ）用红外热像仪测量 110kV 及以

下：

3 ）结合运行巡视进行 1 年 2次或以

上 4 ）必要时，如： 2）必要时

怀疑有过热缺陷时

多油断路器和少油断路器

多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表

16。

表 16 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求

说 明

1 1）整体绝缘电阻自行

1）采用 2500V 兆绝 缘1 ）1 年 规定

欧表

2）断口和有机物制成的提升杆的2）必要时，

电阻

2 ）大修后

绝

如： 3 ）必要时 缘电阻在常温下不低于下表数值： 怀疑绝缘不良

时

M Ω

试验 额定电压 kV

类别 <24 24～ 40.5 72.5～252

大修后 1000

2500 5000

运行中

300

1000

3000

2 40.5k 1） 20℃时多油断路器的非纯

1）1 年 瓷套管

的 tan δ (%)值见表

路 器 的 V及以上 2）大修后 20

2 ）20℃时非纯瓷套管断路器

非 纯 瓷 的 tan

直 流 泄 δ (%) 值，可比表 20 中相应的 套 管 和 tan δ (%)

漏电流 多 油 断 值增加下列数值：

路 器 的 额定电

4 断 路 1）1 年(指 tan δ

压 ,kV

126 40.5 器对地、 12kV 及以下 ) (DW1—35,

断 口 及 2）大修后 DW1— 相 间 交 3） 必要时 35D) tan δ (%)

流 耐 压 值的

1 3 试验

增加数

3 40.5k

1）每一元件试验电压1）1 年 如下

V 及以上 2）大修后 额定电72.5 ～

压 ,kV

40.5 252 少 油 断

试验电

20 40 ----

压 ,kV

2）

kV

要求不于

于 10 1）断

别进行

2）试

定值0.8 倍

7.2

--

1）在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的 tan δ(%)超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解试验 2 ）断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加 3 ）带并联电阻断路器的整体 tan δ(%) 可相应增加 1

1）对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，其试验电压值与对地耐压值相同

2）必要时，如：

对断路器绝缘性能有怀疑时

----

--

5 6 7 8

126kV 及 以 上 油 断 路 器 提 升 杆 的 交 流 耐 压

试验

大修后

试验电压为 2kV

试验电压按 DL/T593规定值的 0.8 倍

.WORD. 格式 . 1）耐压设备不能满足要求时分

段进行，分段数不应

6 段 超过

(252kV) ，或 3 段(126kV) ，耐压

时间为 5min

2）每段试验电压可取整段试验

电压值除以分段数所

1.2 得值的

倍或自行规定

可用 2500V 兆欧表

代替

用直流压降法测量，电流不小

辅 助 1）1 年 回 路 和 2）大修后

控 制 回

路 交 流

耐 压 试

验 导 电 回 路 电 阻 灭 弧 室 并 联 电阻值， 并 联 电 容 器 的

电 容 量 和 tan δ

1）大修后应符合制造厂

1）1 年 规定

2）运行中根据实际情况( 可

2）大修后 规定 以 于 100A

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1）大修时，应测量电容器和

1）1 年 定 断

2）并联电容器与断口同时测tan 口并联后整体的电容

2）大修后 量，测 δ， 值和

得的电容值偏差应在初始值作为该设备的原始数

5%范 据 的

围内 ,tan δ (%) 一般不2）如有明显变化时， 应解

大于 0.5 开断

3）单节并联电容器试验11.3 口单独对电容器进行

见第 节 试验

应符合制造厂

规定

应符合制造厂规定

应符合制造厂规定

1）并联合闸脱扣器应能在其交流额 定电压的 85%～ 110%范围或直流额定 电压的 80%～ 110%范围内可靠动作； 并 联分闸脱扣器应能在其额定电源电压

的 65%～ 120%范围内可靠动作， 当电源 电压低至额定值

30%或更低时不应 的

脱扣

在额定操作电压 ( 气压、液压 ) 下进行

在额定操作电压 ( 气压、液压 ) 下进行

在额定操作电压 ( 气压、液压 ) 下进行

9

断 路 大修后 器 的 合 闸 时 间 和 分 闸

时间

10 断 路 大修后

器的分、 合 闸 速 度 11 12

断 路 大修后 器 主 触 头 三 相 或 同 相 各 断 口 分、合闸 的 同 期

性

操 作 1）大修后

机 构 合 2）必要时 闸 接 触 器和分、 合 闸 电 磁 铁 的 动 作 电

----

--

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

应符合制造厂

13 合 闸 更换线圈后 规定 接 触 器 和分、合

闸 电 磁 铁 线 圈 的 直 流 电阻

压

----

--

14

断路见第12.2节 器 中 绝 缘 油 试 验

见第 6.3

.WORD. 格式 .

15断路 大修后 节

器 的 电

流 互 感

器

1 ） 按 DL/T664-2008 《带电设备）敞开式断路器在热备1 500kV ： 1 红外诊 16红外检 用状态

年 6 次或以下，应对断口并联电容器上； 测 断应用规范》执行 进行测 220kV：1 年

4 量

2 次或以上； ）用红外热像仪测量

110kV 及以

3 下： 1 ）结合运行巡视进行 4 年 2 次或以上 ）必要时，如：

2）必要时 怀疑有过热缺陷时

17。

7.3 真空断路器

真空断路器的试验项目、周期和要求见表 序号

项目

表 17 真空断路器的试验项目、周期和要求

周 期 要 求 说明 按 DL/T664-）每半年至

1 2008 红 外 1 少 《带电设备红外 1）用红外热像仪测量

2）应结合巡视开展 检测 一次 诊断应用规范》执行

2 3）必要时，如： ）必要时 怀疑有过热缺陷或异常时

1）整体绝缘电阻按制造厂规定）母线联络

2 或自 1）采用 2500V兆欧表 绝 缘 1 断

路器、主变低

2）必要时，如： 电阻 压 行规定

2）断口和有机物制成的提升杆侧断路器、电当带电局部放电测试检测

的绝 容 到有

缘电阻不应低于下表中异常信号时或怀疑有绝缘缺

: 器组断路器每3 数值 陷时

年 1次，其余 M 6年 1 Ω 次 额定电压 ,kV 2 ）必要时 试验 类别 3～ 20～ 72.5 15 40.5

3

大修后

1000

2500

5000

1）更换或干燥后的绝缘

提升杆

必须进行耐压试验

2）相间、相对地及断口

的耐压

值相同

3）12kV等级运行中有如 下情况

的 , 耐压值为 28kV：

—中性点有效接地系统 —进口开关设备其绝缘水

平低

3000 运行中 300 1000

试验电压值按 DL/T593规定值）母线联络

的 0.8 交 流 1 断

耐 压 路器、主变低

试 压 倍

侧断路器、电

验(断路 容

器 主

器组断路器每3 回

年 1次，其余 路对

6年 1 地、

相 间

及 次

2 断口） ）必要时

----

--

于 42kV

4）必要时，如：

当带电放电检测有异常信

号时

或怀疑有绝缘缺陷时 1）可用 2500V兆欧表代试验电压为 ）母线联络

回辅 助 1 断

2kV 和 控 路 路器、主变低

回 制 压侧断路器、电

路 流

交

容

器组断路器每3 耐试

压 年 1次，其余 6年 1 验 次

2 ）必要时

替

----

4 --

1）母线联络断

1）大修后应符合制造厂

规定

2）运行中根据实际情况, 建

议 小于 100A 路器、主变低压 规定

2）必要时，如： 侧断路器、电容 不大于 1.2 倍出厂值

器组断路器每3 怀疑接触不良时

年 1次，其余

6年 1 次 2）必要时

1）分、合闸时间，分、合闸同断 在额定操作电压下进

6 期性 路 大修后 行

器 的 和触头开距应符合制造厂 合 规定

2）合闸时触头的弹跳时间不应闸 时

大于 间

和 分 2ms 闸

时 间 ，

分、合 闸

的 同 期

性，合 闸

时 的 弹 跳过程

1）母线联络1）并联合闸脱扣器应能在其交操

7 断 流额 作

定电压的 85%～ 110%范围或直流机 构

合 路器、主变低压 额定

电压的 80%～110%范围内可靠动闸 接

触 侧断路器、电容 作； 并

器和联分闸脱扣器应能在其额定电源电 器组断路器每3 压 分、

合 闸 年 1次，其余 的 65%～120%范围内可靠动作， 6年 1 当电源 电

电压低至额定值的 30%或更低时磁 铁

不应 的 次

动 作 2）必要时 脱扣 电

2）在使用电磁机构时， 合闸

电磁铁 压 线圈通流时的端电压为额定值的

80%(关合峰值电流等于或50kA 大于 时 为 85%)时应可靠动作

1） 绝缘电阻： 大修后应不小采用 500V或1000V兆合

8 于 10M 欧表 闸 更换线圈后

Ω，运行中应不小于 接 触

2MΩ 器

2）直流电阻应符合制造和 分

厂规定 合

闸 电 磁

铁 线 圈

的 绝 缘

电 阻 和

直 流 电 阻

1）母线联络真

9 断 空 应符合制造厂规定 可以用断口耐压代替

灭 弧 室 路器、主变低压

真 空 度 侧断路器、电容 导 5 电

回 路 电 阻

格.WORD. 式 . 1）用直流压降法测量，电流不

----

--

的测量 器组断路器每3

年 1次，其余

6年 1 次 10 检

动查 头 触 上

软 的 连

夹

接 片无 有 松动

11 灭弧

室触 的 头

距

开 及 超 行 程

2）必要时

大修后 大修后 应无松动

应符合制造厂规定

----

--

, 一般要求触头

.WORD.

12 触 头 必要时 按制造厂技术 必要时，如：

磨 损 量 —投切频繁 要求 磨损量不超过 —开断故障电流接近其型式试 测量 2mm 验开断次数

—开断负荷电流次数较多

注：高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器序号 2、3、4、5、7的项目可不做定期试验； 对 110kV站母线联络断路器、主变低压侧断路器序号2、3、 4、 5、7的项目定期试验周期可调整为 6年1次。高

压开关柜内的真空断路器不具备条件时，可不进行序号1的项目。 7.4 隔离开

关

隔离开关的试验项目、周期和要求见

18。 表

表 18 隔离开关的试验项目、周期和

要求 序号 项目 1

周 期

要 求

有机材料传动提升杆的绝缘电阻

不得低于下表数值：

MΩ

额定电压 ,

kV 试验

3～ 15 20～ 40.5 类别 大修后 运行中

1000

2500

说明

格式 .

有 机 1）6 年 材 料 支 2）大修后

持 绝 缘

子 及 提

升 杆 的 绝 缘 电

阻

采用 2500V 兆欧表

采用 500V 或 1000V 兆欧表

可用 2500V 兆欧表

代替

电流值

2

3

4

5

6

交 流 大修后 耐 压 试

验

二 次 1） 6年

回 路 的 2）大修后

绝 缘 电

阻

二 次 1） 6年

回 路 交 2）大修后

流 耐 压

试验

操 动 大修后

机 构 的 动 作 电

压试验

300 100O

DL/T593 试验电压值按 规定值的

0.8

不应低于

2MΩ

导 电 1）大修后

回 路 电 2）必要时

阻测量

操 动 大修后 机 构 的 动 作 情 况

7

试验电压为 2kV

电动机操动机构在其额定

操作电

压的 80%～ 110%范围内分、合闸动作

应可靠

1）用直流压降法测量， 应符合制造厂规定

不小于 100A 2）必要时，如： 怀疑接触不良时 1）电动、气动或液压操动 机构在

额定操作电压 ( 液压、气压）下分、合

闸 5 次，动作应正常

2）手动操作机构操作时灵活， 无卡

涩

----

--

8

3）闭锁装置应可靠 应符合制造厂规定

触 头 大修后 夹 紧 力

测试

----

--

.WORD.

格式 .

1 ） 1）按 DL/T664-2008 《带电设

9 备红 红 外 500kV ： 1

年 6 次或以外诊断应用规范》 上； 检测 执行

220kV： 1 年 2）发现温度异常时应停电

4 检修，

次或以并应测量检修前后的导电回

上； 路电阻

110kV：1 年 2

次 或以上 2 ）必要时 7.5 高压开关

柜

高压开关柜的试验项目、周期和要

19。 求见表

表 19 高压开关柜的试验项目、周期和

要求 序号 1

2

3

4

）采用红外热像仪1 测量

）结合运行巡视进2 行

）必要时，3 如：

怀疑有过热缺 陷时

项 目 周 期 要 求 说 明

）每半年 1 按 DL/T664-红 《带电设备红）用红外测温仪或红外热像

1 1 次 2008 外 外 仪

诊断应用规范》执

检测 或以上 行 测量

）结合运行巡视进

2 2 ）必要时 行

3 ）必要时，

如：

怀疑有过热缺陷或异

常时

）每半年 1 无明显局部放电1 ）具备条件者可采用特高运

1 次 频 行 信号

中 局 法、超声波法、地电波法等方

部 或以上 法

放 电

2 带 ）必要时 进行

）必要时，

2 电测试 如：

怀疑内部有绝缘缺陷

时

1）一般不低于 50 ）采用 2500V 兆绝 ）母线联络

1 1 MΩ 欧表 缘 断

2 ）交流耐压前后应对高压）必要时，

2 电阻 路器柜、主变低 开关柜 如：

进行绝缘电阻试绝缘电阻值在怀疑绝缘不良

压侧断路器柜、 验， 耐 时

压前后不应有显著 电容器组断路器 变化

柜每 3年 1

次，其

余6年1

次 2 ）必要时

1）大修后：试验电压交 ）母线联络）试验电压施加方

1 DL/T593 1 值按 流 断 式： 合闸时

各相对地及相间；分闸时各相

耐压 路器柜、主变低 规定值 断

2）运行中：试验电压

DL/T593 口 压侧断路器柜、 值按

规定值的 0.8, ）相间、 相对地及断口的

2 电容器组断路器 如: 试验

柜每 3年 1

次，其 电压相同

）必要时，余6年1

1min 工频耐受电 如： 次 3 额定电压 ,kV 怀疑绝缘不良 2 压 ,kV ）必要时 时 7.2 26

12 40.5

35 76

----

--

5

6 断 路 器、隔离 开 关 及 隔 离 插 头 的 导 电 回 路 电阻 辅 助 1）大修后应符合制造厂规）隔离开关和隔离插头回路

1 定 电

2）运行中一般不大于制造厂规阻的测量在有条件时进

路器柜、主变低 定值 行

的 ）必要时，

2 压侧断路器柜、 1.5 倍 如：

3）对于变压器进线断路器怀疑接触不良

电容器组断路器 柜， 如实 时

柜每 3年 1际运行电流大于额定电

次，其 80%，则 流的

余6年1测量值不应大于制造厂规定

1.2 次 值的

2 ）必要时 倍 ）母线联络1 断 ）母线联络1 断

不应低于 2MΩ

）采用 500V 或 1000V 兆1 欧表 回和 路 控 回 制 路 缘 绝 电阻

路器柜、主变低 压侧断路器柜、 电容器组断路器 柜每 3年 1

次，其

余6年1

次

2 ）必要时

----

--

.WORD.

格式 .

1）母线联络

7 辅 助 断 试验电压为交流 2kV 回 路 和 路器柜、主变低 控 制 回 压侧断路器柜、 路 交 流 电容器组断路器

柜每 3年 1

耐 压 试 次，其 余6年1次 验 2）必要时 8

防 误 1）大修后

应符合制造厂规定

1）可用 2500V 兆欧表

代替

必要时，如：

对开关柜防误操作性能 操 作 性 2）必要时 可靠性

能检查 有怀疑时

注 1：对高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器柜序号 3、4、5、 6、7 的项目可不做定

期试验；对 110kV 站母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜序号 3、4、 5、 6、7 的项目定期试验周期可调 整为 6年1次。

注 2：其它型式开关柜，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表 19 中有

关序号进行。柜内主要元件 ( 如互感器、电容器、避雷器等 ) 的试验项目按本标准有关章节规定。

8 套管

以下可参照执

20,35kV 行。

套管 (35kV 及以上 ) 的试验项目、周期和要求见表

表 20 套管的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1

主 绝 缘 及电

周 期 1）3 年

要 求

1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应

—红外检测发现套管发热 —套管油位不正常或气体压

缘电阻 3）必要时 1000MΩ 力 不正常

1） 20℃时的 tan δ(%) 值应1）油纸电容型套管tan δ2 不大于 的 一 主 绝 1）3年

缘 及 下表中数般不进行温度换算，tan δ 与 电 2）变压器套 值： 当

容 型 出厂值或上一次试验值比较有

套 管、电抗器套管 电压等明 级 , 220 、 显增长或接近左表数值时，应 20、 管 对 35 110 地 在变压器、电抗 综 kV 500 合分析 tan δ与温度、电 压的关 末 屏 器大修后 油纸 1.0 1.0 0.8 系。当 tan δ随温度增加 tan δ 3）必要时 明显增 电

与 电 大 或 试 验 电 压 由 10kV

容 胶纸 3.0 1.5 1.0 升 到 容 Um/ 3 时 ， tan δ 增 量 1.0 1.0 超 过 ± 量 气体 — 型 0.3%，不应继续 1.0 1.0 运行 干式 —

2）变压器套 低于下列数值：

110kV 及以上：

容 型套 管、电抗器套管 10000MΩ

在变压器、 电

35kV： 5000MΩ 管 末屏 抗

2）末屏对地的绝缘电阻不应低于 对 地绝 器大修后

说 明

1）采用 2500V 兆

欧表

2 ）变压器套管、电抗器套

管

的试验周期跟随变压器、电

抗器

3）必要时，

如：

----

--

2）测量变压器套管 tan

δ时， 充油 3.5 1.5 —

非电 与被试套管相连的所有绕组端

— 子 充胶 3.5 2.0

连在一起加压，其余绕组端子

容型 均

胶纸 3.5 2.0 — 接地，末屏接电桥，正接线测

量

2） 电容型套管的电容值与出厂3）对具备测试条件的电容

值 型套

或上一次试验值的差别超

5%时， 管可以用带电测试电出±

tan 容量及

应查明原因 δ代替

3） 当电容型套管末屏对地绝缘4）必要时，

电 阻小于 1000M对地 tan δ，其值不大于 Ω时，应测量末屏

2% ----

如：

—红外检测发现套管

异常 —套管油位不 正常

--

3

.WORD.

格式 .

1）投产后半

带 电 年 测

试 内

）可采用同相比较法， 判断标1 准为：

— 同相设备介损测量值差值 (tX- tan N) 与初始测量值差an 值比 tan 及 2）一年 求时应： 较，变化范围绝对值不超

3）大修后 过± 0.3%， 1）查明原因 电容量

电容量比值 (CX/CN ) 与初始测

4）必要时 量电容量 2）缩短试验周期

比值比较，变化范围不超

5% 3）必要时停电复试 过± — 同相同型号设备介损测量值

(t an X- tanN) 不超过± 0.3%。

）采用其它测试方法时， 可

2 根据实 际制定操作细则

( μ L/L) 油中溶解气体组份

4 超 必要时，如： 油 中 必要时 含量

过下列任一值时应引起注意，停电—红外检测发现套管发

溶 解 气 检 热

体 色 谱 查： —套管油位不正常 H2： 500 -- 套管介损超标等 分析

CH：100 4

C2H2： 1 (220kV 、500kV) 2 (110kV)

1）变压器及电抗器套管的试1）垂直安装的套管水平存

5 放 1 年以上投运前宜进行本局 部 110kV 及以上： 验电压 放 电 测 必要时 项目试验为 1 .5 U m / 3 , 对油浸纸式及胶浸纸 2）必要时，如： 量 式要求局放量不大于 20pC， —怀疑套管存在绝缘缺陷时 对胶粘纸

式可由供需双方协议确定 2）其它套管的试验电压为

1 . 05 U m / 3 , 对油浸纸式及胶

浸纸

1）用红外热像仪测量 式要求局放量不大于 20pC，

2）结合运行巡视进行， 对胶粘纸

试验人员每年至少进行一次式可由供需双方协议确定

红外检测，同时加强对电压1 ） 500kV ： 按 DL/T664-2008 《带电设备

6 红外诊 致热型设备的检测，并记录1 红外

年 6 次或以红外成像谱图

检测 上； 断应用规范》执行 3）必要时，如： 220kV：1 年 4 怀疑有过热缺陷时 次

或以上； 110kV： 1年2次或以上 2）必要时

注 : 对电容型套管， 每年定期进行运行电压下带电测试 tan δ及电容量的 , 对序号 1、2 的项目周期可调整为 6 年。

对已安装了带电测试信 号取样

单元的电容型套管进行，

超出要

9 支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子

9.1 支柱绝缘子

9.1 支柱绝缘子的试验项目、周期和要求见表21。

支柱绝缘子的试验项目、周期和要

表 21 求

----

--

序号 项 目

要 求 说

交流耐压试验电压值见

1 A中表 A 交 流 必要时 附录 耐 压 试 验

500kV 变电按 DL/T664-2008 《带电设备红外用红外热像仪2 诊 红 外 站： 测量

1 年 2 次，110kV、 断应用规

范》执行 检测

220kV 变电站：

1 年 1 次

周 期

明

----

--

3

超 声 必要时 波探伤

根据具体情况进行抽检

.WORD.

格式 .

4 绝 缘 必要时 子 表面 的 污秽 度

(ESDD 和 NSDD)

必要时，如：

—运行超过 15 年的支柱绝缘子

—隔离开关的支柱绝缘子， 在开

关非正常操作，受到巨大力矩的冲

击后

变电站发生污秽放电或污闪跳测量办法参照盘形悬式 闸后 绝缘子

注：运行中针式支柱绝缘子的试验项目可用绝缘电阻代替交流耐压试验( 采用 2500V兆欧表 )。 9.2 盘形悬式绝缘子

盘形悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见9.2 表

22。

表 22 盘形悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

序号 项 目

1 2 3 4

周 期 要 求 说 明 1）110kV 及1）对于投运 3 年内年均劣化1 ）参照 DL/T626-2005

率大于 《劣 瓷 质 以

绝 缘 上变电站 3年0.04%、3 年后检测周期内年均劣

1 化率 子 化盘形悬式绝缘子检测规程》

大于 0.02%，或年劣化率大于 零 值

0.1%， 检 次 执 行

2）110kV 以2）在运行电压下测量电压上 分布 测 应分析原因，并采取相应的措施 线路投运 3 2）劣化绝缘子片数在规定的检( 或火花间隙 ) ，有争议

年内 测次 时，以绝

普测 1 次，数中达到 110kV 线路 片、

然后 2～ 3 220kV 缘电阻法为准

500kV 线路 6 线路 3 片、500kV 线路 6～ 8 片3）对多元件针式绝缘子应

年 1 时必须 检测

次，220kV 线立即整串更

路 9 换 每一元件 年 1 次

1）每片悬式绝缘子的绝缘电阻采用 2500V 兆欧

不 表 绝 缘 同上

应低于 300MΩ，500kV 悬式绝缘

子不 电阻

低于

500MΩ

2）半导体釉绝缘子的绝缘电阻

自 行规定

机械破坏负荷60-300kN 的盘

形 交 流 1）随主设备 为

2）更换绝缘悬式绝缘子交流耐压均耐 压

60kV 子 试 取

验 时

1）模拟绝缘B 污秽等级与对应污应分别在户外线路5～ 秽 30km 绝 缘 子 参照附录 每

子 表 度，检查所ESDD和 NSDD与当地能代表当地污秽程度的至少一

串：1年 污 面 测 串

2）运行绝缘秽等级是否一致。超过规定时，应悬垂绝缘子 ( 或悬挂试验的 污

子 串 ) 上取 秽 根

据情况采取调爬、清扫、涂料等措样，测量应在当地积污最重的

度（ ESDD 串： 3 年 施 时期 和 NSDD） 进行

----

--

1） 500kV 按 DL/T664-2008 《带电设备红用红外热像仪5 外诊 瓷 质 变 测量

绝 缘 电站： 1 年 2 次， 断应用规 范》执行 子

红 外 110kV、220kV 变 检

电站： 1年 1

次 测

2）110kV 及

以

上线路：每年按 照不低于 5%的数 量抽检

注：运行中瓷质盘形悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。玻璃绝缘子不进行 1、2、3、5 项中的试验，运行中自爆的绝缘子应及时更换。

9.3 复合绝缘子

----

--

2

1

外 观 6 年 及 憎 水 性检查

9.3 复合绝缘子的试验项目、周期和要求见表 23。

表 23 复合绝缘子的试验项目、周期和要求

序号 项 目

周 期

要

求

.WORD. 格式 .

说 明

采取抽检方式，结合停电时进 行登杆检查

2

红 外 1 ） 变 电 站 1） 按 DL/T664-2008 《带电设备红 登杆塔用红外热像仪检测 检测 500kV：1 年 2 次， 外诊断应用规范》执行

110kV、220kV：1 2）红外检测发现有明显发热点时应 年1次 予更换 2） 110kV 及以 上线路，每年按 照不低于 5%的数 量抽检

注：复合绝缘子主要强调抽样试验，抽检的试验项目按 DL/T864-2004 《标称电压高于 1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》 执 行。

10 电力电缆线路 10.1 纸绝缘电力电缆线路

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试验项目、周期和要求见表24。

表24

序号 项目 1 用

绝 缘 电 阻

周 期 6 年 1 次

纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求

要

大于 1000MΩ

求

说

额 定 电 压

明

0.6/1kV 电 缆

1000V 兆欧表； 0.6/lkV 以上电缆 用 2500V 兆欧表； 6/6kV 及以上 电缆也可用 5000V 兆欧表

1）试验电压值按下表规定，加压 6/6kV 及以下电缆的泄漏直 流 1）6年

电流小于 10μA， 8.7/10kV 2）大修新做

电缆的泄漏电流小于 20μ A 时间 5min，不击穿 耐 压 终

时，对不平衡系数不作规定 试 验 端或接头后

粘性油纸绝不滴流油 额定电压 缘 试验电压， 纸绝缘试 U0 /U， kV kV 验电压， kV

0.6/1 1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10

4 12 24 30 40 47

4 - - - - 30

21/35 105 - 26/35 130 - 2）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 2

----

--

3

红 外 1 年 检测

按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊

断应用规范》执行

用红外热像仪测量，对电缆

终

端接头和非直埋式中间接头

进行

----

--

10.2 橡塑绝缘电力电缆线路

.WORD. 格式 .

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试验项目、周期和要求见表25。

表25

序 号 项 目 1 2

周 期

橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求

大于 1000MΩ

要

求

说 明

0.6/1kV 电缆用 1000V兆

欧表；

0.6/1kV 以 上 电缆 用 2500V兆 欧

表； 6/6kV 及以上电缆可用

5000V

兆欧表

1）采用 500V兆欧表

2）对外护套有引出线者

进行

用钳型电流表

测量

主 绝 新作终端或接 缘 的 绝 头后 缘电阻

110kV及以

外 护 上：

每千米绝缘电阻值不0.5MΩ 低于

套 绝 缘 6年

电阻

110kV及以

3 带 电 上：

测 试 外 1年 护 层 接 地电流 4

必要时，如：

当怀疑外护套绝缘有故

套 直 流 必要时 障时 耐 压 试 验

1）大修新作1）不具备试验条件时可推荐使用频20Hz～ 300Hz谐振

5 耐 用施加 主 绝 终 率

正常系统相对地24小时方

法 缘 交 流 端或接头后 压试验 电压 耐 压 试 2）必要时 替代 电压等级 试验电压 时间 2）对于运行年限较久5 （如 年 验

以上）的电缆线路，可选

2.0U 0 5min 用较低 35kV 以下 ( 或 ( 或 的试验电压或较短的时 1.6U0) 60min) 间。

3）必要时，

如： 35kV 1.6U 0 60min 怀疑电缆有故 障时 110kV 1.6U 0 60min

（ 1.36U 60min

0 ） 及以上

按相关检测设备要求，或无明显可采用：振荡波、超声局 波、超

部放电信号 高频等检测方法

参见 表 27 中

10.4 序号 2、 3

220kV

1.12U 0

110kV 及以

外 护 上：

单回路敷设电缆线一般不大路， 于

10%，多回路同电缆负荷电流沟 值的

敷设电缆线路， 应注意外护套接地电

流变化趋势， 如有异常变化应加强监

测并查找原

因

按制造厂规定执行

必要

6 局 部 时 放 电 测 试 7

护 层 6 年

保 护 器

的 绝 缘

电 阻 或

----

--

110kV 及以

8 接 地 上： 箱保、护 必要时 箱 连 接 接 触 电

阻 和 连 接 位 置 的检查

直 流 伏 安特性

参见 10.4

表 27 中序号

2、 3

----

--

9

序号 项 目

红 外 检测

220kV： 1 年 4

按 DL/T664-2008《带电设备红外诊

.WORD.

格式 .

次或以上； 断应用规范》执行 110kV：1 年 2

次 或以上

1）用红外热像仪测

量， 对电缆 终端接头和非直埋式中间接头进

行

2）结合运行巡视进行， 试验人 员每年至少进行一次红外检测，

同时加强对电压致热型设备的检

测，并记录红外成像

谱图

10.3 自容式充油电缆线路

自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表 26。

表 26 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求

要 求 周 期

1）新作终端

1 主 绝 或 试验电压值按下表规定，加压时间

5min，不击 穿 缘 直 流 接头后

2）电缆失去

GB/T 耐 压 试 油

311.1 压并导致受潮

验 或 电缆额 规定的雷修复、作头 定 电

电压, 冲击耐受 0/ 进气经修复后 电 后试验电 U U 压 ,kV 压 ,kV 450 225 64/110 550 275 外 2 护

套 和 接

头 外 护

套 的 直

流 耐 压 试验

必要时

850

127/220 950 1050

1425 290/500 1550 1675

425

475 510 715 775 840

说

明

试验电压 6kV，试验1min，时间 不 击穿

）可以用测量绝缘电阻代

1 替，

有疑问时再作直流耐压试验 ）本试验可与交叉互联系2 统中

绝缘接头外护套的直流耐压

试验

结合在一起进行

1）压力箱的供油量不应小于压）压力箱供油特性的试验

3 1 压力 与其直接连接 力箱 按

供油特性曲线所代表的标称供油量

GB9326.5 中 6.3 进行 箱供油 的终端或塞止接 的

特性、 2 电 头发生故障后 90% ）电缆油击穿电压试验按

2）电缆油击穿电压不GB/T507 规定在室温下测量

50kV 油的 低于 缆油击

3） 100℃时电缆油的 tan δ

不大于 穿电压 击穿电压

----

--

和电缆 油的

tan δ

0.5%

） tan δ采用电桥以及3 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

1 于 -5

× 10 ，准确度不得低于 1.5%，油 杯的固有 tan δ不得大于 -55×10 ， 100℃及以下的电容变化

在 率不

得大于 2%。加热套控温的

灵敏度

为 0.5 ℃或更小， 升温至

试验温度

4 油

示压系 警

统号 信 指及 示

控

电 制 缆 芯 线 对

绝 地 缘电阻

信号指示 6 个 月；控制电缆线芯对地绝缘 3 年

1）信号指示能正确发出相应的示警

信号

2）控制电缆线芯对地绝缘每千米绝 缘电阻不小于 1MΩ ----

10

0 ℃的时间不得超过 1h 1）合上示警信号装置的试 关应能正确发出相应的声、

验开

光示

警信号。

2）绝缘电阻采用 100V 或 250V 兆欧表测量

--

5 电 缆 及 附 件 内 的 电 缆 油 击 穿电压、 tan δ及 油 中 溶

.WORD.

格式 .

1）击穿电压不

45kV 低于 1）电缆油击穿电压试验按

2）电缆油在温100± 1℃和场GB/T507 规定在室温下测量油

度 强 的

击穿电压

2） tan δ采用电桥以及带

有加

热套能自动控温的专用油杯进

行

1） 测量击穿

电压和 tan δ： 3 年；

1MV/m下的

tan δ不应大于下列

2） 测量油中 数值：

溶解气体：怀疑 投运前： 0.5%

6

7 8

测量。电桥的灵敏度不得低于1 -5

× 10 ，准确度不得1.5%， 低于 油 -杯的固有 tan δ不5×105

得大于 ， 解气体 止接头存在严重 见下表 ,

在 100℃及以下的电容变化率

μL/L 不 局部放电时

得大于 2%。加热套控温的灵

敏度 气体 气体 为 0.5 ℃或更小， 升温至试 注意值 注意值 验温度 组份 组份 100 ℃的时间不得超过 1h 可燃气 1500 CO2 1000 体总量 H 500 CH 200 2 4

C2H

2 C2H6 200 痕量

100 C2H4 200

表 27 中序2、 号 3 参见 10.4

CO

电缆绝缘过热老 其 余： 3%

3）油中溶解气体组份含量的注

化，或终端或塞 意值

护 层 6 年 保护 器 的 绝

缘

电 阻

或

直 流

伏

安特性

110kV 及以表 27 中序2、 号 3 接 地 上 : 参见 10.4

箱保 、 必要时

护箱 连

接 接

触

电 阻

和

连 接

位

置 的

检

查

500kV： 1 年 按 DL/T664-2008《带电设备红

外诊 红 外 6 检测

次或以上； 断应用规范》执行

220kV：1 年 4

次

或以上；

110kV： 1年2次或以上

1）用红外热像仪测

量， 对电缆

终端接头和非直埋式中间接头

进

行

2）结合运行巡视进

行， 试验人

员每年至少进行一次红外检

测，

同时加强对电压致热型设备的

检

测，并记录红外成像

谱图

----

--

注 : 油中溶解气体分析的试验方法和要求按 GB/T 7252( 或 DL/T722) 规定。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。 10.4 交叉互联系统

交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表 27。

表 27 交叉互联系统的试验项目、周期和要求

序号 项 目 1 周 期 110kV 及以

电 缆 上 :

要 求

在每段电缆金属屏蔽或金属套与地

之间施加直流电5kV，加压时

间 压

1min，不应击穿 说 明

1）试验时必须将护层过电压保

护器断开，在互联箱中将另一侧

的三段电缆金属套都接地 外 护 必要时

套、绝 缘接头

外护套 与绝缘 夹板的 直流耐

压试验

----

2）必要时，

如：

怀疑有缺陷时

--

.WORD.

格式 .

护 2 6 年 层 过电压

）伏安特性或参考电压应符合1 制造

厂的规定

）用 1000V 兆欧表测量引线与

2 外壳 保护器

之间的绝缘电阻，其值不应

10M 的绝缘 小于 电阻或 Ω 直流伏 安特性

1）用双臂电桥或回路电阻测互 ）在正常工作位置进行测

3 联 110kV 及以上 : 1 量， 接触 试 电阻不应大于 20μΩ 箱闸刀 必要时 仪

( 或 2）在交叉互联系统的试验合 2 连 格 ）连接位置应正确无误

接 后密封互联箱之前进行； 片 ) 如发现

连接错误重新连接后必须

接触电 重测闸

刀 ( 或连接片 ) 的接触

电阻 阻和连 3）必要时，如： 接位置 的检查 怀疑有缺陷时

11 电容器

11.1 组架式高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器

组架式高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表

表28 组架式高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 2

周 期 1） 6年 1

极 对 次

壳绝缘 2）必要时

电阻

1） 6年 1

电 容 次

2）必要时 值

要

求

说 明

）串联电容1000V兆欧1 表， 器用

其它用 2500V兆欧表 2 ）单套管电容器不测 ）可以整组3 进行

）必要时，4 如：

保险熔断或保护跳闸时

28。

不低于 2000MΩ

1）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

95% 值的

1） 6年 11）自放电法电阻值与出厂值的偏差应

3 10% 测量 并 联 次 在±

）必要时，

2 电阻值 2）必要时 之内 如：

巡视时发现有渗漏油或温度

测量 异 常等

发现外壳变形及漏油时停4 外 观 巡视时 止使用 观察法 及渗漏 油检查

按 DL/T664-2008 《带电设备红

5 外诊 红 外 1年1次 用红外热像仪测量

断应用规范》执

检测 行

注：交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器的调

谐要求。

----

--

11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

11.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表

表 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求

29

序项 目 周 期 要 求 说 明

号

3年 1次 采用 2500V兆欧表 一般不低5000MΩ 极1 于

间

绝 缘 电 阻

29。

----

--

2

3

4

5

6

7

8

电 容 3年 1次 值

tan δ 3年 1次

渗 漏 巡视时 油检

查

低 压 3年 1次 端 对 地 绝 缘 电 阻

局 部 必要时 放 电 试 验

.WORD.

格式 .

1）每节电容值偏差不超出额定当采用电磁单元作为电源测值的 量 -5%～ +10%范电容式电压互感器的电容 围 分压器

2）电容值与出厂值相比，增加C1 和C2 的电容量及 tan δ量超 时，应按 过 +2%时，应缩短试验周

期 制造厂规定进行

3）由多节电容器组成的同一

相，任

何两节电容器的实测电容值相差不

超

过 5%

10kV试验电压下的 tan δ值当tan δ值不符合要求时， 不大于 应综

合分析 tan δ与电压的关

系， 并查 下列数值：

油纸绝缘 0.5% 明原因。

膜纸复合绝

0.4% 缘

漏油时停止使用

用观察法

一般不低于 100MΩ 采用 1000V兆欧表

预加电压 0.8 ×1.3U m，持续1）多节组合的耦合电容器可时间不小 分 于 10s，然后在测量电压 1.1U m/ 3 下保 节试验

持 1min，局部放电量一般10pC 2）必要时，如： 不大于

—对绝缘性能或密封有怀疑

时 0.8 1）多节组合的耦合电容器可试验电压为出厂试验电

倍 分 压的

节试验

2）必要时，如：

—对绝缘性能有怀疑时 对已安装了带电测试信号取样

单元的电容器进行，超出 要求时

工 频 必要时

交 流 耐 压试

验

1）可采用同相比较法， 判断标

带 电 1）投产后半 准为：

— 同相电容器的电容量比值 (CX/C N) 与初始测量电容量比值

2）一年 比较， 容量 应：

3）大修后 变化范围不超过± 2% 1）查明原因

2）采用其它测试方法时，可根

4）必要时 据实 2）缩短试验周期

际制定操作细

3）必要时停电复试 则

1） 500kV： 按 DL/T664-2008 《带电设备红

9 外诊 1）用红外热像仪测量 红 外 1

2 ）结合运行巡视进

行，试验 检测 年不 6 次或以 断应用规范》

上； 220kV： 人员每年至少进行一次红

1 外检

年 4 次或以测，同时加强对电压致热 上； 型设备

的检测，并记录红外成像

110kV：1 年 2 谱图 次或以上 3）必要时，如： 2）必要时 怀疑有过热缺陷时 注 : 每年定期进行运行电压下带, 对序号 1、 2、 3 及 5 的项目周期可调整为 6

电测试者 年。

测 试 电 年内

----

--

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

11.2.2 ± 2%范围时，或电容分压器分

2%时，对准确度 0.5 级及 0.2 级的互感器应进行准确度压比与出厂试验实测分压比相差超 试验。 过

局部放电试验可在其它试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时，应

11.2.3 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。

11.3 断路器电容器

断路器电容器的试验项目、周期和要求见表 30。

表 30 断路器电容器的试验项目、周期和要求

序

号 项 目 1

极间绝缘电阻

周 期

参考断路

器有关要

求

要 求 不小于 5000MΩ ----

说 明

采用 2500V欧表 兆

--

2 3

巡视时

.WORD.

格式 .

参考断路

电容值 器

有关要求 参考断路

tan δ 器

有关要求

4 渗漏油 检查

电容值偏差在额定值用交流电桥

5%范围内 法 的±

10kV试验电压下的 tan δ值不大于 当 tan δ值大于要求值后应解

开断口单独对电容器进行测

下列数值： 量，

油纸绝缘电容tan δ值应不

0.5% 大 油纸绝缘 器

于 0.5%，膜纸复合绝缘电容器 膜纸复合绝

0.2% tan 缘

δ值应不大于 0.2%。当 tan δ 值不

符合要求时， 应综合分析 tan δ与 电压的关系，查明原因

漏油时停止

使用 用观察法

11.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表 31。

表 31 集合式电容器的试验项目、周期和要求

周 期 6年 11 次 相 间

和 极 对

壳 绝 缘 2 3 电阻

6年1

电 容 次

序号 项 目

要

不小于 1000 MΩ

求

说

明

值

绝 缘 必要时

油 击 穿 电压 4 油 中 必要时

溶 解 气

体 组 份

含 量 色 谱分析 5 6

渗 漏 巡视时

油检查 红 外 必要时 检测

1） 每相电容值偏差应在额定值的

-5%～ +10%的范围内， 且不小于出厂值

的 96%

2）三相中每两线路端子间测得的电

容值的最大值与最小值之比不大于 1.06

3）每相用三个套管引出的电容器

组，应测量每两个套管之间的电容量，

其值与出厂值相差

5%范围内 在±

15kV 以下≥

25kV

15～

35kV≥30kV

参照 110kV 变压器规定执行

漏油应修复

1）采用 2500V兆欧表 2）试验时极间应用短路线短接

3）仅对有六个套管的三相电容

器测量相间绝缘 电阻

必要时，如：

同类设备缺陷、故障率高时

必要时，如：

同类设备缺陷、故障率高时

观察法

按 DL/T664-2008 《带电设备红外诊

断应用规范》执行

用红外热像仪测量

----

--

11.5 高压并联电容器装置

装置中的开关、串联电抗器、并联电容器、电压互感器、电流互感器、放电线圈、母线支架、避雷器及二次回路预防性试验按本标准的有关规定执行。 12 绝缘油和六氟化硫气体

12.1 变压器油 12.1.1 变压器( 包含变压器、 电抗器、 互感器、 有载开关、 套管等设备中的) 的试验项目、 油 绝缘油

周期和要求见表 32。如试验周期与设备电气试验周期有不同时，应按设备电气试验周期进行。

表 32 变压器油的试验项目、周期和要求

----

--

要

周期

投运前

3年

运行中

透明、无杂质或悬浮物 >5.4

≤ 0.03

≥135

≥135

≤0.1

GB/T261-2008

≥4.2

GB264-83

求

.WORD.

检验方法

DL 429.1-91 GB/T7598-2008

格式 .

序号 项 目 1 2 3 4 5

6

界面张 力 (25 ℃) mN/m tan δ (90 ℃) % 击穿电 压， kV

体积电 阻率

(90 ℃)，

Ω ? m 油中含 气量， % ( 体积 分数 ) 外状

水溶性 必要时

酸

(pH 值)

酸值， 必要时

mgKOH/ g 闪点 必要时

(闭口)，

℃

水分， 1年

mg/L

必要时

500kV：≤ 10 500kV：≤ 15 GB/T7600-1987 或

220kV：≤ 15 220kV：≤ 25 GB/T7601-1987

110kV及以110kV及以

下： 下：

≤20 ≤ 35

GB/T6541-1986(1991 年确

≥ 35 ≥19 认 )

7

8 9

3年

500kV：≤

500kV：≤ 0.5 2.0 220kV及以220kV及以下： 下： ≤1.0 ≤ 4.0

GB/T5654-2007

3年

必要时

电极形状应严格按相应试验

500kV： ≥ 60 500kV：≥ 50 方

110～ 220kV：110～220kV：法的规定执行， 表中指标是 ≥ ≥ 220kV

及以下设备采用平板电极，

40 35 500kV 35kV及以下： 35kV及以设备采用球形和球盖型电极≥ 下 ： 参考

GB/T507-2002 或DL 429.9-35 ≥ 30 91 。

500kV： ≥ 1 DL 421-91 或 GB/T5654-10

≥ 6× 10 × 2007 10

10；220kV：

≥

9

5×10

DL/T 703-1999 、 DL450-91 或

10 11

500kV： 1年 500kV：≤ 1

油泥与 必要时 沉淀 物， % ( 质量 分数 )

变压器、电抗

12 油中溶 器

解气体组

互感器

500kV：≤ 3

(电抗器 ) ：

DL/T423-2009 ≤ 5

GB/T511-1988 、 DL

<0.02( 以下可忽略不计 ) 429.7-91

见第 5章 见第 6章

GB/T17623-1998 、 GB/T7252-2001 或DL/T722-2000

----

--

份含量色 谱分析 套管 电力电缆

见第 8章 见第 10章 非腐蚀性

ASTM D 1275B-2006

IEC 60628(A)-1985

GB/T11142-1989

、

13 腐蚀性 必要时 硫 14

析气性

500kV：必要 报告

时

报告

15 带电倾 必要时 向

DL/T 1095-2008

----

--

16油中颗

粒度

.WORD.

500kV： 1）投运 1个 于 5μ m的颗粒数≤ 2000 个 月或大修

2）运行时 ( 含大修后 )100mL油中大 后；

2）必要时 于5μ m的颗粒数≤ 3000个

1）投运前 ( 热循环后 )100mL 油中大DL/T 432-2007

格式 .

注： 1 . 互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见相关章节；对全密封式的互感器和套管，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其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定（如无制造厂规定，则检

验项目按表 32第 1、8项目，指标参照断路器油要求） ；如设备需停电取样时，应按设备电气试验周期进行；

3 . 对变压器及电抗器，取样油温为 40℃～ 60℃。 12.1.2 关于补充油和混油的规定

12.1.2.1 关于补充油的规定

a) 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” 。

b) 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。

c) 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 32或表 33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试验 (DL/T429.7 油泥析出测定法 ) ；确定无沉淀物产生，且介质损耗因数不大于已充油数值，方

可进行补充油过程。

d) 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 b) 、 c) 项的规定外，还应预先按预 定的补加分额进行混合油样的老化试验 (DL/T429.6 运行油开口杯老化测定法 ) 。经老化试验的混合 油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。 12.1.2.2 关于混油的规定 a) 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”

b) 对混油的要求应参照 32.2.1 “关于补充油的规定” 。

比例混

c) 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用的混合比不明确，则采用 1:1 合。 12.2 断路器油

12.2.1 断路器专用油的新油应按 SH0351进行验收。

投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求见

12.2.2 表

验周期有不同时，应按设备试验周期进

行。 序号 1

2

水 溶 性

33。试验周期如与设备试

表33 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求 项 目 外状

周 期

要 求

透明、无游离水分、无杂质或悬浮

GB/T7598-2008

检验方法

DL429.1-91

1） 3年 2） 投运前 物 或大修后

1） 3年 2） 投运

前 酸

(pH值) 或大修后

≥ 4.2

----

--

3

击 穿 电 压， kV

1） 1年后 2） 投运前

或大修

3）油量为 60kg以下的少

油断路器 3

年

或以换油代

替

110kV以上：

投运前或大修后 ≥ 40

运行中 ≥ 35

110kV及以下：

投运前或大修后 ≥ 35

运行中 ≥ 30

GB/T507-2002 或 DL429.9-91

12.3 SF 6气体 GB12022－ 2006《工业六氟化硫》验收。抽检率为 10%。其 12.3.1 SF 新气到货后，充入设备前应按

6

----

--

.WORD. 格式 .

他每瓶只测定含水量。

12.3.2 SF 6气体在充入电气设备 24h后方可进行试验。 12.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

— 所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥； — 符合新气质量标准的气体均可混合使用。

12.3.4 大修后及运行中 SF6气体的试验项目、周期和要求见表 34。试验周期如与设备试验周期有不

同时，应按设备试验周期进行。

表 34 SF 6气体的试验项目、周期和要求

说 明 序号 项 目 周期 要 求

1）断路器灭弧室气室大修后不 ）新装及

1）按 GB12022-2006《工1 湿度 1 大于 大

业六氟化硫》、DL/T915-修后 1 年内

(20 ℃ 复 150，运行中不大于 300 2005 《六氟化硫气体湿度测

测 次，以2）其它气室大修后不250，定法 ( 电解法 ) 》和 体 积

大于 运 分 1 后

DL/T506-2007 《六氟化硫电数 ) 3 行中：不大于

气设备中绝缘气体湿度测量 ， 年 1 次 500

3） SF6变压器大修后250，方法》进行

2 μL/L 运 2） 必要时，如： ）大修后 不大于 3 ）必要时 行中不大于 500 —新装及大修后 1年内复测湿

度不符合要求

—漏气超过表 7.1 中序号 2的 要 求

—设备异常时

按 DL/T917-2005 《六氟化硫气体密度测定法》进行 密度 6.16 必要时 ( 标准状 2

按 DL/T921-2005 《六氟 态下)，

3化硫气体毒性生物试验方法》 kg/m

进行 3 毒性 无毒

按 DL/T916-2005 《六氟化硫气体酸度测定法》或用

4 酸度， ≤0.3 检测管测量

μg/g

按 DL/T920-2005 《六氟1）大修后≤ 四 氟

化硫气体中空气、四氟化碳5 化 0.05

的气相色谱测定法》进行 2）运行中≤

碳(质量 0.1

百 分 数)， %

按 DL/T920-2005 《六氟6 1）大修后≤ 0.05 化硫气 空 气

体中空气、四氟化碳的气相

(质量百 2）运行中≤ 0.2 色谱 分 测定法》进行

数 ) ， %

7 8 9

可 水 解 氟化物， μg/g 矿物 油， μg/g 纯度， %

≥99.8

≤10 ≤1.0

按 DL/T918-2005 《六氟化硫气

体中可溶解氟化物含量测定法》

进行

按 DL/T919-2005 《六氟化硫气

( 红外体中矿物油含量测

光 定法

谱分析法 ) 》进行 按 DL/T920-2005 《六氟

----

--

化硫气

体中空气、四氟化碳的气相色谱

测定法》进行

----

--

现 场 分

.WORD.

格式 .

1）投产后 参考指标如下，超过参考值需引1）建议结合现场湿度测

10 1 试进 起

年 1 次，如行，参考 GB8905-2008《六氟

化硫 解产物测 无 注意：

试，μ 电气设备中气体管理和检 L/L 异常，3年 1 SO2≤ 3 验导 H2S≤ 2 次 则》 2）大修后 CO≤ 100 2）必要时，如：

设备运行有异响，异常跳

3）必要时 闸， 开断短路电流异常时

检测组分： CF4 、 SO2、SOF2、 实 验

11 SO2F2、 室 必要时 必要时，如：

现场分解产物测试超参考值

SF4、S2 OF10 、HF 分解产物 或

有增长，结合现场分解产 测试 物测试 结果进行综合判断

13 避雷器

13.1 金属氧化物避雷器

金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表 35。

表35 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

周 期 要 求 说 明

1）35kV及1）测量运行电压下全电流、阻）35kV及以上运行中避雷

1 1 性电 器应 运行电 以

采用带电 ( 或在线 ) 测量上：新投运流或功率损耗，测量值与初始值

方式，如 压下的交 后 比较

避雷器不具备带电测试条件

流泄漏电 半年内测量 不应有明显变化 时

2）测量值与初始值比较，当阻( 如变压器中性点避雷器、 一次，运行

性电 500kV 流带电测 一

流增加 50%时应该分析原因，加主变变低 35kV避雷器

等 ) ，应结合 试 年后每年雷 强监

测、适当缩短检测周期；当阻性变压器停电周期安排停电测

雨季前 1次 电流 试

2）怀疑有增加 1倍时应停）应记录测量时的环境温

2 缺 电检查 度、

相对湿度和运行 陷时 电压

）带电测量宜在避雷器外

3 套表

面干燥时进行；应注意相间

干扰 的影响

）避雷器 ( 放电计数器 )

4 带有全

电流在线检测装置的不能替

代本

项目试验，应定期记录读数

( 至少

每个月一次 ) ，发现异常应

1 及时

带电或停电进行阻性电流测

试

1）500kV：按 DL/T664-2008 《带电设备

2 1 红外诊 红外检 1 ）采用红外热像仪

）发现热像图异常时应结

2 年 6次或以 断应用规范》执行 测 合带

上；电测试综合分析，再决定是

220kV ：1 否进

行停电试验和检

年 4次或以 查

上；

3 110kV：1 ）结合运行巡视进行 序号

项 目

----

--

3

年 2 次或以

上

2）怀疑有

缺

陷时

检查放 1）每年雷 测试 3～5次，均应正常动作

电计数器 雨季前

2）怀疑有

动作情况 缺 陷时

1）35kV以上 : 不小于

4 绝缘电 1） 35kV、 2500MΩ

110kV： 62）35kV及以下 : 不小于

结合带电测试进行

采用 2500V及以上兆欧表 阻 年； 1000MΩ 220kV、

500kV： 3年 2）怀疑有缺 陷时

----

--

.WORD.

格式 .

1）

5 35kV、 1）不低于 GB11032规定值 直流

110kV： 62）U1mA实测值与初始值或制造

1mA电压 年； 厂规定 U1mA及 220kV、 值比较，变化不应大于± 5%

0.75U1mA3）0.75U 1mA下的泄漏电流不应 下 500kV： 3年 大于 50

2）怀疑有

μA 的泄漏电 缺 流 6

陷时

1 ）要记录环境温度和相对湿

度，测量电流的导线应使用屏蔽

线

）初始值系指交接试验或投2 产 试验时的测量值

）避雷器怀疑有缺陷时应同3 时

进行交流试验

采用 2500V及以上兆

欧表

）测量环境温度 (20

7 应符合 GB11032或制造厂的规定 1 ±15) ℃ 工频参 35kV及以

上：怀疑有）测量应每节单独进

2 考电流下 缺 行， 整相

避雷器有一节不合格，宜整相

的工频参 陷时 更 考电压 换 注 : （ 1）每年定期进行运行电压下全电流及阻性电流带电测量的 , 对序号 4～ 7的项目可不做定期试验。

（ 2）安装在变电站终端塔上的无间隙金属氧化物避雷器的预防性试验周期和要求等同于变电站内金属

氧化物避雷器， 如进行交流阻性电流带电测试有困难时可加强红外检测、 全电流监视和巡视频度， 或采取 抽检的方式，也可结合线路停电安排停电试验。

13.2 GIS 用金属氧化物避雷器

GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表 36。

表 36 GIS 用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

要 求

1）测量全电流、阻性电流或功

1 率损

耗，测量值与初始值比较，不应

压下的交 后半年内测 有明

量一次， 运

流泄漏电 行 显变化

2）当阻性电流50%时应分析

增加 原 流 一年后每年

雷雨季前 1因，加强监测、缩短检测周期；

次 当阻

2 ）怀疑

有 性电流增加 1倍时必须停电检查

检 查 2 测试 3～5次，均应正常动作 放 怀疑有缺 电计数器 陷时 动作情况

缺陷时

序号

项 目

运 行 电

周 期 1 ）新投运

说 明

1）采用带电测量方式， 测量时 应记录运行电

压

2）避雷器 ( 放电计数器 ) 带有全

电流在线检测装置的不能替代本

项目试验，应定期记录读数 ( 至少

每3个月一次 ) ，发现异常应及时

进行阻性电流

测试

1）

不小于 5MΩ 底座绝 35kV、

110kV： 6

缘电阻 年；

220kV、

500kV： 3年

2）怀疑有

缺

陷时

13.3 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器

线路用带串联间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表

37。

表 37 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

----

--

序号 1 2

项 目 周 期 本 体

绝 必要时

缘电阻

本 体

直 必要时 流 1mA 电

U1mA 及 压

说 明

采用 2500V及以上1） 35kV以上不低于 2500MΩ 兆欧表

2） 35kV及以下不低于 1000MΩ 1）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）0.75U 1mA下的泄漏电流不应大于 50

μ A

要 求

0.75 U1mA 下

的泄漏电

流

----

--

3 4

本 体 运 必要时 行电压下 的交流泄 漏电流

本 体 工 必要时

频参考电

流下的工

频参考电

压

.WORD.

1）测量全电流、阻性电流或

功率损

耗，测量值与初始值比较，不应有明

显变化

2）当阻性电流50%时应分析增加 原 因；当阻性电流增1倍时应退出

运行 加

应符合 GB11032或制造厂的规定

格式 .

5 检 查 放 必要时 电计数器 动作情况

测试 3～ 5次，均应正常动作

1）复合外套及支撑件表面不

6 应有明 复 合 外 必要时

显或较大面积的缺( 如破损、开

裂 套、串联间 陷 等 ) 隙及支撑

2）串联间隙不应有明显的变

形 件的外观 检查

注 : 线路用带串联间隙金属氧化物避雷器主要强调抽样试验，必要时指： （ 1）每年根据运行年限和放电动作次数等因素确定抽样比例，将运行时间比较长或动作次数比较多的避雷器拆下进行预防性试验。 （ 2）怀疑避雷器有缺陷时。

14 母线

14.1 封闭母线

封闭母线的试验项目、周期和要求见表 38。

表 38 封闭母线的试验项目、周期和要求 序号 1

2

3

项 目

周 期

绝 缘 电 大修时 阻

交 流 耐 大修时 压试验

红 外 检 1年1次

要 求 说 明

1）额定电压为 15kV及以上全连采用 2500V 兆式离 欧表 相封闭母线在常温下分相绝缘电阻

值

不小于 50MΩ

2）6kV共箱封闭母线在常温下分

相绝

缘电阻值不小于

6MΩ

试验电压 ,kV

出厂 4.2 42 57 68

现场 3.2 32 43 51

额定电压 ,kV

≤1 6 15 20

24 70 53 1）参照 DL/T664-2008 《带电设

备红

----

--

测

外诊断应用规范》

2）发现温度异常时应退出运行

注：管型母线试验项目参照封闭母线执行，交流耐压试验电压参考制造厂规定。 14.2 一般母线

一般母线的试验项目、周期和要求见表 39。

----

--

表 39 一般母线的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3

项 目 绝 缘 电

阻 交 流 耐 压试验

红 外 检 测

.WORD. 格式 .

要 求 说 明

不应低于 1MΩ 采用 2500V兆

/kV 欧表 必要时

额定电压在 1kV以上时，试验电必要时，

压参 必要时 如：

照表 9.1 项目 3规定；额定电压在 更换支持绝缘子1kV及 等 以下时，试验电1kV, 可用 2500V

兆 压为

欧表试验代替 ,

48V 及以下不做交流耐

压试验

1）按 DL/T664-2008 《带电设备

1 年 红外

诊断应用规范》

执行

2）发现温度异常时应退出运行

周 期

15 1kV 以上的架空电力线路

1kV 以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求见表 40。

表

40 1kV 以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求 序号 1

2

3

4

5

7 6

项 目

周

期

要 求 说 明

1）外观检查无铜线的连接管检查周期 异常 检 查 导 1）3 年 可延长

2）连接管压接后的尺寸及外形

至 5 年 线连接管 2）线路检 应符

的连接情 修时 合要求

况

瓷 质 绝 见表 9.1

缘子串的

零值绝缘

子

检 测

(110kV 及 以

上 )

采用 2500V 及以上的兆根据实际情况综合判

欧表 线 路 的 线路检修 断

绝缘电阻 后

( 有带电

的

平行线路

时不测 )

线路两端相位应 检 查 相 线路连接 一致

位 有变动时

状态完好，无松动、无胶垫脱落

间 隔 棒 1）3 年 等

2）线路检 情况 检查

修时

无磨损松动等情

阻 尼 设 1）3 年 况

施 ( 防 振 2）线路检锤)的检查 修时 上线路投运 1 断应用规范》执行 红 外 110kV 及以 按 DL/T664-2008 《带电设 测检 备红外诊

----

--

导针对线

压接管、跳线连接板进行

年内测量 1 次，以后根据 巡视结果决 定

注：关于架空电力线路离地距离、离建筑物距离、空气间隙、交叉距离和跨越距离的检查，杆塔和过电压保护装置的接地电阻测量、杆塔和地下金属部分的检查，导线断股检查等项目，应按架空电力线路和电气设备接地装置有关规程的规定进行。

----

--

16 接地装置 16.1 有效接地系统

.WORD. 格式 .

有效接地系统 （指 35kV及以上变电站、 发电厂） 接地网的试验和检查项目、 周期和要求见表

41。表 41 有效接地系统接地网的试验和检查项目、周期和要求

序号 项 目

检 查 1 电

力设备接 地引下线 与接地网 连接情况 （导通性 测试）

要 求

不得有开断、松脱或严重腐蚀等

1）6年 现

象。状况良好设备的回路电阻测试

2）必要时 值

应在 50mΩ以下； 50～200mΩ者，宜关

注其变化，重要设备宜在适当时候检

查处理； 200mΩ～ 1Ω者，对重要设备

应尽快检查处理，其它设备宜在适当

时候检查处理； 1Ω以上者，设备与主

地网未连接，应尽快检查处理

周 期

说 明

1）采用测量接地引下线与接地

网（或相邻设备）之间的回路电

阻值来检查其连接情况，可将所

测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

2）应采用通以不小于 5A的直流

电流测量回路电阻的方法来检查

地网的完整性和接地引下线的连

接情况

3） 必要时，如：

怀疑连接线松脱或被腐蚀时

1）传统的方法是抽样开挖检

查，根据电气设备重要性和施工

安全性，选5～ 8点沿接地

引下 择

线开挖检查，采用外观检查、取

样进行腐蚀率和腐蚀速度等量化

指标判断变电站接地网的腐蚀情

况，如有疑问还应扩大开挖范围

2）判断主网导体腐蚀程度的方

法有直观法（肉眼观察腐蚀情况，

拍照记录）、取样量直径法、 取样

失重法（相对失重法、自然失重

法）和针孔法（以腐蚀深度反映

腐蚀率）等，以相对失重法为例， 腐蚀率小于 10%的，腐蚀程度为 一 般；腐蚀率大于等于 25%的，腐蚀 程度为严重。

3）推荐探索和应用成熟的变电 站接地网腐蚀诊断技术及相应的 专家系统与开挖检查相结合的方 法，减少抽样开挖检查的盲目性。 “变电站钢材质接地网土壤腐蚀 性评价方法”见附录 D。

发电不得有开断、松脱或严重腐蚀等2 1）10年 厂、 现

象，当外观检查或根据腐蚀量化指

2）位于海 标 变电站接

边、潮湿地得出接地网已严重腐蚀的结论时，

地网的腐 区 应

或有地下污安排大修或因地制宜的采用成熟的

蚀诊断检 染 防

源地区的变

查 电 腐措施

站，可视情

况

缩短开挖周

期

3）怀疑地

网

腐蚀情况严

重

时

----

--

3接地网

接地网安全性状态评估的内容、项

目和要求详见附录 C

1）通过实测接地阻抗值和架空避雷

线（包括 10kV电缆外皮）的分流系数

确定的接地网接地阻抗应满足设计值

要求（一般不宜大于 0.5

Ω）

2）在高土壤电阻率地区，接地阻抗

按上述要求在技术、经济上极不合理

时，允许超过 0.5 Ω，且必须采取措施

以保证发生接地时，在该接地网上：

接触电压和跨步电压均不超过允许的

数值；采取措施防止高电位引外和低

电位引内；考虑短路电流非周期分量

的影响，接地网电位升高10kV

避 时，

雷器不应动作或动作后能承受被赋予

的能量而不发生爆炸；二次设备有防

主要根据 运行年限和

安全性状 运

行情况确

态评估 定：

1）运行年限

比较长，建议

220kV 及 以 上

变电站不超 过10年 2）变电站 扩容或负荷 增加导致接 地短路电流 水平有明显 的提高 3）地网（尤

格 .WORD. 式 . 1）宜采用夹角法 （电流极 和电

压极远离地网，电压线和电流线

成夹角布置，最好为反向布置）

测量地网接地阻抗，电压极和电

流极与接地装置边缘的直线距离

应至少是接地网最大对角

4 线的

倍

2）对于 110kV及以上的大 型地

网，不宜采用直线法进行

测量

3）变电站周围土壤电阻率比 较

均匀，可采用 30度夹角法进行测

量

4）电压线和电流线布 线前， 应 用 GPS对接地网边缘、 电压极和电

流极进行精确定位，确保电压线

和电流线的放线长度满足

要求

5）应采用柔性电流钳表 （罗哥

夫斯基线圈）测量出线构架的避

雷线（普通地线和 OPGW光纤地线）

和 10kV电缆外皮对测试电流的分

流，得到分流系数，结合接地阻

抗实测值来推算接地装置真实的

其是外扩地 网）遭到局

部 雷措施

3）根据跨步电压和接触电压的

实测 破坏

4）地网腐值和数值评估值对比其安全限值，

蚀 要

求跨步电压和接触电压满足人身安

严重 全

5）运行中

发 要求

4）通过数值评估得到的变电站生过与接地

接地 网

有关的设备短路故障下地网导体电位升高和场

故 区 接地阻抗值

电压差应满足一次设备、 二次设

障 备（或

6）怀疑接二次回路）和弱电子设备的绝缘要

地 求

网在雷击或

工 和电磁干扰要求

频接地短路

状

态下性能不

满 足要求

7）地网改

造 后

( 纯铜、铜包钢、铜镀注：本表主要针对钢材质接地网，对耐腐蚀性能好、开挖检查存在困

钢 难的铜质材料

等 ) 接地网的试验项目、周期和要求可结合实际情况参照本表执行。 16.2 架空输电线路

架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表 42。

表 42 架空输电线路接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号

项 目

周 期

要

求

说

明

----

--

1 有 架 空 1）进线段 地线的线 杆塔 2年 路杆塔的 2）其它线

路杆塔不超

接地电阻 过 5年 3）必要时

当杆塔高度在 40m以下时，按1）基建工程交接验收时下列要 必须采

求，如杆塔高度达到或超过 40m用三极法布线测量，并用时则取 钳表法

下表值的 50%，但当土壤电阻率测量比对，如果两者结果大于 一致， 2000Ω·m，接地电阻难以达到 预防性试验才能用钳表法15Ω时 直接测

可增加至 20Ω 量

高度 40m以下的杆塔，如土壤电2）线路杆塔改造后的测阻率 量程序

（如线路雷击

跳闸、绝缘子

击穿等故障 后）

很高，接地电阻难以降到 30Ω，可采 用 6～ 8根总长500m的放射形不超过地体或连续伸长接地体，其接地电 接 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 土壤电阻率 ,

Ω·m 接地电阻 , Ω100及以下

10 100～ 500 15 500～1000 20 1000～ 2000 25 2000以上

30

----

和要求同交接验

收

3）必要时，

如：

—巡检时怀疑杆塔地网 —放射延长线存在人为偷盗和

雨水冲刷等外力因素破坏时

--

接地电阻 ,

Ω 种 类

非有效接地系统

的 ）其它线

路杆塔接 2 路

杆塔不超过 钢筋混凝土杆、金

30 属 地电阻 5

杆

年 中性点不接地的

低

压电力网的线路钢

50 筋 混凝土杆、金属杆

低压进户线绝缘子

30

铁脚 ）进线段

2无架空 1 杆

塔2 地线的线 年

.WORD. 格式 .

16.3 非有效接地系统

非有效接地系统接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表 43。

表 43 非有效接地系统接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号 1 2

1kV 以下 电力设备 的接地电 阻

项 目

周 期

要 求

1）当接地网与 1kV及以下设备共用

接地时，接地电阻 R≤120/I ，且不应

说

必要时，如 —怀疑地网被腐蚀时 —地网改造

后

明

非 有 效 必要时 接地系统 电力设备 的接地电 阻

大于4Ω

2）当接地网仅用于 1kV以上设

备时，

接地电阻 R≤250/I ，且不应大于

10Ω，

式中：

I －经接地网流入地中的短路电

流

(A) ，

R－考虑到季节变化最大接地电

阻

( Ω)

使用同一接地装置的所有这类电对于在电源处接地的低压

必要时 力 电力

设备，当总容量达到或超过 100kVA时， 网 ( 包括孤立运行的低压电力网 )

其接地电阻不宜大于 4Ω。如总容中的用电设备，只进行接零量小 不作 于 100kVA时，则接地。所用零线的接地电阻接地 电阻允许大于 就是 4Ω，但不超过 电源设备的接地电阻，其要

10Ω 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

16.4 其它设备

其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表 44。

表 44 其它设备接地装置的试验和检查项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求

独 立 1 不超过 6年 不宜大于 10Ω 避

雷针( 线) 的接地电

说 明

在高土壤电阻率地区接地电阻

难以降到 10Ω时，允许有较大数

值，但应符合防止避雷针 ( 线 ) 对

----

--

阻

不超过 6独 立

2 年 不宜大于 5Ω 微 波站的接 地电阻

独 立 3 不超过 6年 不宜大于 30Ω 贮

油、贮气 罐 及其管道 的接地电 阻

被保护对象及其它物体反击

的要

求

----

--

4 5

发 电 厂 不超过 6年 专用设施 集中接地 装置的接 地电阻

不宜大于 10Ω

不宜大于 10Ω

不超过 6

露 天 配 年

与进线段

6 与 架 空 杆 排气式和阀式避雷器的接地电阻，

塔接地电阻分别应不大于 5Ω和

1500kW 线直接连 的 3Ω。对于

测量周期相

接的旋转 同 及以下的小型直配电机，如果不采用 DL/T620-1997 中相应接线时，此值可 电机进线 段上避雷 酌情放宽 器的接地 电阻

电装置避

雷针的集 中接地电

阻

格.WORD. 式 . 与主接地网连在一起的可不测

量，但应检查与接地网的连接情

况（导通性测试）

与主接地网连在一起的可不测

量，但应检查与接地网的连接情

况（导通性测试）

17 串补装置

串补装置金属氧化物限压器、旁路断路器、电流互感器等元件试验和检查项目、周期和要求分别按本标准中金属氧化物避雷器、断路器、电流互感器相关章节要求执行。 17.1 串补装置电容器

串补装置电容器的试验和检查项目、周期和要求见表 45。

项 目

表 45

串补装置电容器的试验和检查项目、周期和要求

要 求

每臂电容值偏差不超过不平衡电

1 电 容 器 6年或必要 流 组桥臂电 时 初始整定值要求 容值测量

投运后 1电容值偏差不超出额定值

2 电 容 器 年， 3%范 的±

以 后 6年或

单元电容 必 围 值测量 要时（根据不 平衡电流确 定） 序号

周 期

17.2 串补装置阻尼电阻

串补装置阻尼电阻的试验和检查项目、周期和要求见表 46。

说 明

用电桥法或其它专用仪器测量

用电桥法或其它专用仪器测量

项 目

表 46 串补装置阻尼电阻的试验和检查项目、周期和要求 周 期

要 求 说 明

按照 DL/T 780-中 4.4.1 执

1 电 阻 值 6年或必要 2001 行， 与出厂值相差在± 5%范围内 测量 时

外观无烧蚀，距离变化不超过± 如有需要，打磨电极2 阻 尼 电 6年或必要 5% 烧痕 阻器间隙 时

序号

----

--

外观检查 及间隙距 离测量

18.3 串补装置阻尼电抗器

串补装置阻尼电抗器的试验和检查项目、 周期 和要求见表 47。

----

--

序号 1 2

项 目

.WORD.

表 47 串补装置阻尼电抗器的试验和检查项目、周期和要求

周 期

要 求

按照 GB 50150-2006 中 8.0.2 执行，

与出厂值相差在± 2%范围内

说 明

测量时阻尼电抗器应远离强磁

场源，电抗器绕组温度应与环境

温度基本平衡，电阻测量值应换

算到75℃

格式 .

绕 组 直 必要时 流电阻测 量

绕 组 电 必要时 感值测量

按照 GB/T 10229-1988 中 28.1.2 执 宜采用阻抗法测量 行，与出厂值相差

5%范围内 在±

17.4 串补装置电阻分压器

串补装置电阻分压器的试验和检查项目、周期和要求见表 48。

表 48 串补装置电阻分压器的试验和检查项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求

高 压 1 6年或必要 绝缘电阻不应小于500M (电压 臂 1000V) 对串补平 时 台的绝缘 电阻检查

按照 DL/T 780-2001 执行，分 压

2 6年或必要 中4.4.1 电 与

出厂值相差在± 0.5%范阻一、二

围内 次 时 侧阻值测 量

电 阻 符合制造厂规3 比 必要时 定 检测 17.5 串补装置触发型间隙

串补装置触发型间隙的试验和检查项目、周期和要求见表 49。

表 49 串补装置触发型间隙的试验和检查项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 6

项 目

周 期

要

求

说 明

采用 2500V兆欧表测量

采用 2500V兆欧表测量

从保护出口到脉冲变出口

说 明

固定串补通常不需要电阻分压

器

固定串补通常不需要电阻分压 器

固定串补通常不需要电阻分压

器

触 发 管 6年 绝缘电阻

测量

绝缘电阻不应低于 2500MΩ

记录触发管放电电压，和出厂值

触 发 管 必要时 相

比较 , 放电电压偏差不超过额定

值 闪络放电

电压检测

符合照制造厂规

放 电 间 6年或必要 定

隙距离检 时

查

绝缘支柱和绝缘套管的绝缘电阻

绝 缘 电 6年或必要 不

应低于 500MΩ 阻测量 时

符合照制造厂规

限 流 电 6年或必要 定

阻值测量 时

触 发 回 6年或必要 可靠触发 路试验 时

----

--

符合照制造厂规

7 电 压 同 6年或必要 定 步回路检 时 查

注 1：利用交流电压发生器或直流电压发生器，对触发管进行自放电试验。试验时，将触发管与其它部件的电气连接解开。

注 2：在电压同步回路的输入端施加 50Hz交流电压，并进行点火试验。当施加电压低于触发门槛电压值时，点火试验时触发装置应可靠不点火；当施加电压高于触发门槛电压值时，点火试验时触发回路应可靠点火。

----

--

18 旋转电机

18.1 同步发电机 18.1.容量为 6000kW及以上的同步发电机的试验项1 目、

照执行。

.WORD. 格式 .

周期和要求见表 50，6000kW以下者可

参

表 50 容量为 6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求

序号 项 目 周 期 要 求 说 明

1）11）绝缘电阻值自行规定。 若在相近1）采用 2500V兆欧表，

1 定 子 绕 年 试验条 量程一

或小修件( 温度、湿度 ) 下，绝缘电阻值降低般不低于 组的绝缘 时 到历年 10000MΩ 2）大电阻、吸正常值的 1/3 以下时，应查明2）200MW及以上机组推荐 修 收 原因 测量 前、2）各相或各分支绝缘电阻值的差值 比或极化 后 不应大 极化指数

指数 3）水内冷定子绕组应在消

于最小值的 100% 除

3）吸收比或极化指数： 沥青浸胶及剩水的影响下进行， 否则

烘卷云 自行规

母绝缘吸收比不应小于 或极化指数不 1.3 应 定

小于 1.5 ；环氧粉云母绝缘吸收比4）水内冷定子绕组在通水

1）大 不应小于 情

2 定 子 绕 修 1.6 或极化指数不应小况下用专用兆欧, 同时测量

于 2.0 汇 表 组的直流 时

水管及绝缘引水管的绝缘电2）必 阻 要 电阻

1）在冷态下测量，绕组表透平型发电机各相或各分支的直 时 面 流电阻

值，在校正了由于引线长度不同而温度与周围空气温度之差不

引起的误 应

差后相互间差别以及与( 出厂或交接

时 ) 大于± 3℃ 初次

1.5%( 2）透平型发电机相间 测量值比较， 相差不得大于最

水 ( 或分支 小值的

轮发电机为 1%)。超出要求者，应间 ) 差别及其历年的相对变

查明原因 化大

于 1%

3 ）接头质 量不良 的3 定子绕1）1年

检测见 组 泄漏电 或小修

时 DL/T664— 1999 6.1.1

4）必要时，流和直流 2）大

如： 耐压试验 修前、

—出现差动保护动作又不后

能 3）更

完全排除定子故换 障时

绕组后 —出口短路后 4）必1）应在停机后清除污秽前要 1）试验电压如下： 热 时 全部更换定子绕组并修状态下进行。处于备用状态

好后 3.0 n 时，

U 局部更换定子绕组并修可在冷态下进行。 氢冷发

2.5 Un 电机应 好后

运行 20 年及以下在充氢后氢纯度 2.5 Un 为 者 96%以上或排

运行 20 年以上与架空氢后含氢量在 3%以下时进2.5 n 行， 严 大 线

U 修 直接连接者 禁在置换过程中进行试验

运行 20 年以上不与架(2.0 2）试验电压按每级

～ 0.5Un分阶 前 空

2.5) n 段升高，每阶段停留 1min 线直接连接者

----

--

小修时和大修后

U 2.0 U

n3）不符合要求的

2) 、3)

之一

----

--

4 定 子 绕组交流耐压试验 5 转 子 绕组的绝缘电阻

6 转 子 绕组的直流电阻 7 转 子 绕组交流耐压试验

1）大修 前

2）更换 绕组后

1）小修 时

2）大修 中转子清 扫前、后 3要）必 时

1）小修 时

2）必要 时

1）显式转子

极

大修时和

更

换绕组后

2）隐极

2）在规定试验电压下， 各相泄式转子拆 漏电流的差别不应大于最小值的 卸 套 箍 100%；最大泄漏电流在 20μ A以后，局部 下者，相间差值与历次试验结果比修理槽内 较，不应有显著的变化

绝缘和更

3）泄漏电流不随时间的延长而增 大

1）全部更换定子绕组并修好后的 试验电压

如下：

试验电

额定电压 ,V 压 ,V

2 Un 6000～ 18000

+3000 18000 以上 按专门协议 2）大修前或局部更换定子绕组并修

好后试

验电压为：

U运行 20 年及以下者

1.5 n 运行

20 年以上与架空线路直

U 接连接

1.5 n 者

运行

(1.20 年以上不与架空线路 3 ～ 直接连接者 1.5) n

1）在室温时一般不U 小于

0.5MΩ 2）水内冷转子绕组在室温时一般 不应小于 5k Ω

与初次 ( 交接或大修 ) 所测结果比较，在相同温度下，其差别一般不超过 2%

----

--

试验电压如下： 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

.WORD. 格式 .

2）隐极式转子若在端部

有铝鞍，则在拆卸套箍后

者，应尽可能找出原因并消

作绕组对铝鞍的耐压试验。 除，但并非不能运行

试验时将转子绕组与轴连额定励磁电接，在铝鞍上加电压

压 4）泄漏电流随电压不成比

2000V 500V 及以下

例显著增长时，应注意分析

者 5）试验时，微安表应接在高3）全部更换转子绕组为 10Un，但压侧，并对出线套管表面加以屏

工艺过程中的试验电压值不低

蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘 按制造厂规

于 1500V；500V 者，应采用低压屏蔽法接线；汇

水管直接接地者，以上者为 2 和引水管吹净条件下进行试验。n 应在不通水 冷却水质应透明纯净，U

无机械+4000V 混杂物，导电率在水温

25℃时5Un, 但 不 要求：对于开启式水系统不大于

低 于 1000V，不大5.0 × 于 102循环水系统为 μ S/m；对于独立的密闭

1.5 × 102μS/m

6）必要时，如：

出现定子绕组单相接地或差动保护动作又不能完全排除定子故障时

1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。 氢冷发电机试验条件同本表序号 3说明 1)

2）水内冷电机一般应在通水 的情况下进行试验， 进口机组按厂家规定， 水质要求同本表序号

3说明 5) 3）全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附

录 E

1）采用 1000V兆欧表测量。水内冷转子用 500V及以下兆欧表或其它测量仪器

2）对于 300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕， 如果转子绕组的绝缘电阻值在 75 ℃时不小

于 2kΩ，或在 20 ℃时不小于 20k Ω，允许投入运行 3）对于 300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在 10 ～30℃时不小于 0.5MΩ 4）必要时，如： 出口短路后

1）在冷态下进行测量 2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量

3）必要时，如： 出口短路后

1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用 2500V兆欧表测绝缘电阻代替

2000V

----

--

.WORD. 定

5 n, 但 不 隐极式转子局部修理

低 于 换绕组后 槽内 U

1000V，不大绝缘后及局部更换绕

于 组并 2000V 修好后

绝缘电阻值不应低0.5MΩ，否则应查

8 明 发 电 机 1）小修 于 和励磁机 时 原因并消除 的励磁回 2 ）大 路所连接 修时 的设备 (不 包括发电

机转子和 励磁机电

枢 ) 的绝缘 电阻 9

格式 .

1）小修时用 1000V兆欧表 2）大修时用 2500V兆欧表

发 电 机 大修时 试验电压为 1kV

和励磁机

的励磁回 路所连接 的设备 (不 包括发电 机转子和 励磁机电

枢 ) 的交流 耐压试验

1）重1）磁密在 1T下齿的最高温升

10 定 子 铁 新 不大于 15K， 1）用红外热像仪测温

齿的最大温差不大于 10K，单位损耗2）在磁密为 1T下持续

试验时 芯试验 组装或更 不大于

1.3 倍参考值，在 1.4T 下自行间为 90min, 在磁密为

1.4T 下持 换、修理 规定

续时间为 45min 。对直径较

大的 硅钢片后 2）单位损耗参考值见附录 E

2）必水轮发电机试验时应注意校

要 正

由于磁通密度分布不均匀所

时 引 起的误差

3 ） 200MW及以上透平型

发电

机，试验时磁通密度宜为

1.4T 或 不小于 80%设计磁密 4）必要时，如：

—对定子铁心测点温度有

怀 疑时

—第一次大修，抽出转子

后 —更换定子线棒或槽锲后

1）透平型发电机组的轴承不得透平型发电机组的轴承绝

11 发 电 机 大修时 低于 0.5M 缘，

用 1000V兆欧表在安装好油

管后 组和励磁 Ω

2）立式水轮发电机组的推力轴承每一

轴瓦 机轴承的 进行测量

不得低于 100MΩ；油槽充油并顶起转子

时， 绝缘电阻 不得低于 0.3MΩ

3）所有类型的水轮发电机， 凡有绝

缘的导

轴承，油槽充油前，每一轴瓦不

100M 得低于

可用 2500V兆欧表测绝缘电阻 代替

----

--

Ω

与铭牌或最初测得的数据比较，其差别

12 灭 磁 电 大修时 不 阻器(或自 应超过 10% 同期电阻

器 ) 的直流 电阻

13 灭 磁 开 大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量关的并联

电阻

----

--

14 15 16 17

阻抗和功率损耗值自行规定。在相

转 子 绕 大修时 同试验

条件下与历年数值比较，不应有显著

组的交流 变化 阻抗和功 率损耗

检 温 计 绝缘电阻 和温度误

差检验

定 子 槽 部线圈防 晕层对地 电位

透 平 型

1）大修

必要时

不大于 10V

大修时

.WORD. 格式 . 1）隐极式转子在膛外或膛内

以及不同转速下测量。 显极式转 子对每一个转子绕组测量 2）每次试验应在相同条件、

相同电压下进行， 试验电压峰值

不超过额定励磁电( 显极式

转 压

子自行规定 )

3）本试验可用动态匝间短路

监测法代替

1）用 250V及以下的兆欧表

2）检温计除埋入式外还包括

水内冷定子绕组引水管出水温

度计

3）对电阻式检温计应测量电

阻值

1）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）试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）有条件时可采用超声法探

测槽放电

必要时，如： —更换线棒后

1）绝缘电阻值自行规

定

2）检温计指示值或电阻值误差不应

超过制 造厂规定

按 DL/T735—2000《大型汽轮发电机定子绕

组端部动态特性的测量及评定》规定执行

1）直流试验电压值为

Un

发电机定 时

2）必

子绕组端 要 部固有振 时 动频率测 试及模态 分析

1）大

18 定 子 绕 修 19

—改变端部固定结构后

1）本项试验适用于 200MW 及以

上的国产水氢氢透平型发电

2）测试结果一般不大于下表中的值 组端部手 时 机

2）必手包绝缘引线接头，汽20μ A；2）可在通水条件下进行试

100MΩ 验， 包绝缘施 要 机

电阻上的电

加直流电 时 侧隔相接头 压 以发现定子接头漏水缺陷

3）宜用反向加

降值为 2000V 压法 压测量

端部接头 ( 包括引水30μ A；4）必要时，

管锥 100MΩ 如：

体绝缘 ) 和过渡引线电阻上的电水轮发电机和 200MW及以

并联 下透 压

平型发电机在出现三相直流

降值为 3000V 泄 块

漏电流不符合序号 3要求

2) 、 3)

的规定时， 可利用此方法查

找缺 陷

1）透平型发电机的轴承油膜被短路测量时采 用高内阻 ( 不

轴电压 大修后 时， 转 小于

子两端轴上的电压一般应等于轴承与

100kΩ /V) 机座间

----

--

20

定 子 绕

的电压

2）透平型发电机大轴对地电压一般

小于

10V 3) 水轮发电机不作规

定

累计运 见附录 E 行时间

组绝缘老 20

化鉴定 年以上且

运行或预 防性试验

中绝缘频 繁击穿时

新机投产后第一次大修有条

件时可对定子绕组做试验， 取得

初始值

----

--

21 22 23 24 25

1）与制造厂 ( 或以前测得的 ) 数空 载 ）大

1 据比较， 应 特 修

性曲线 后 在测量误差的范围以内

）更2 2）在额定转速下的定子电压最高值： 换

—水轮发电机1.5 Un( 以不超过额

定励 绕组后 为

磁电流为限 )

1.3 —透平型发电

Un( 带变压器时为 机为 1.1Un)

3）对于有匝间绝缘的电施加最高电

机， 压 时的持续时间为 5min

与制造厂出厂 ( 或以前测得的 ) 三 相 ）更

1 数据比较， 稳 换

其差别应在测量误差的范

定短路特 绕组后 围以内

）必2 性曲线 要

时

发 电 时间常数与出厂试验或更换前相比较

机 更换灭 应无

定子开路 磁开关后 明显差异

时的灭磁

时间常数

检 查

相 改动接 应与电网的相序一致

序 线时

温 升 ）应符合制造厂

1 试 定、 规定 验

格.WORD. 式 . 一般性大修时可以带主变压

器试验

如对埋入式温度计测量值有

怀疑时， 用带电测平均温度的方

法进行校核

转子绕组

更换后

）冷

2 却 系统改进 后

）必

3 要 时

参照 JB/T6228 — 1992《汽轮发电机定、转）大同时测试总进水或总出水

26 1 绕组内 子 修 的

部水系统检验方法及评

线棒水流 时 定》 流量

）必

2 量试验 要

时

18.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定 18.1.2.1 发电机大修中更换绕组时，容量10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件， 为

才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 ) ，分相试验

2( Un+1)MΩ。若定子绕组温度40时，不小 ℃，绝缘电阻值应进行换算。

于 不是 19.1.2.2 运行中的发电机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油( 特别是 污

含水的油 ) 外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。

18.2 直流电机

51。 直流电机的试验项目、周期和要求见

表

----

--

序 号 1

表 51 直流电机的试验项目、周期和要求

周 期 要 求绝缘电 项 目

1）小修绕组的绝缘电阻 阻值一般不低于 0.5时

M

2）大修Ω 时

绕组的直流电阻

大修时

2

说 明

1）1000V 兆 用 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

1 ）与制造厂试验数据或以前

测得值比较，相差一般不大于 2%；补偿绕组自行规定

2）100kW 以下的不重要的电 机根据实际情况规定

----

--

3 4 5 6 7 8 9 10 11

直流电动机的空转检 查

磁场可变电阻器的直

流电阻

磁场可变电阻器的绝

缘电阻

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

直流发电机的特性试 验

绕组的交流耐压试验

电枢绕组片间的直流 电阻

格 .WORD. 式 .

1）由于均压线产生的相互间的差值不应超过正

有 大修时 常

规律变化，应在各相应

最小值的 10% 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 以下不重要的磁场绕组对机壳和电枢对

直 大修时 轴

的试验电压为 流电机电枢绕组对轴的

1000V 交

流耐压可用 兆欧

2500V 表 试验代替

与铭牌数据或最初测量值应在不同分接头位置

大修时 比 测

较相差不应大于 量，电阻值变化应有规

10% 律性

1）磁场可变电阻器可绝缘电阻值一般不

0.5M 随 大修时 低于

Ω 同励磁回路进行

2）用 2500V 兆欧表

核对位置是否正确， 应满必要时可做无火花换

大修时 足良 向

好换向要求 试验

极性和连接均应正

接线变动时 确

各点气隙与平均值的相对

大修时 偏

差应在下列范围：

3mm 以下气隙 ± 10%

3mm 及以上气隙 ± 5%

1）更换绕与制造厂试验数据比较， 1）空载特性：测录至组 最 应在

后 测量误差范围内 大励磁电压值

2）负载特性：仅测录

2）必要时 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

下 进行

空转检查的时间一般

1）大修后 1）转动正常 不

2）更换绕2）调速范围合乎要

组 求 小于 1h

后

18.3 中频发电机

中频发电机的试验项目、周期和要求见表 52。

表 52 中频发电机的试验项目、周期和要求

序 号 1

项

目

周

期

要 求 绝缘电阻值不应低

0.5MΩ 于

说 明

1000V 以下的中频发电 机使

1000V兆欧表测用

绕组的绝缘电阻

1）小修时 2）大修时

----

--

2

绕组的直流电阻

大修时

1）各相绕组直流电阻值的

相

互间差别不超过最小

2% 值的

2）励磁绕组直流电阻值与

出

厂值比较不应有显著

差别

量；

1000V 及以上者使用 2500V

兆欧表测量

3 绕组的交流耐压试验

4 可变电阻器或起动电

阻器的直流电阻

大修时

试验电压为出厂试验电压的 75%

大修时

与制造厂数值或最初测得

比较相差不得超

值

过

10% ----

副励磁机的交流耐压试

验可1000V 兆欧表测

用

绝 缘电阻代替

1000V 及以上中频发机应在所有分接头上测电

量

--

5

温升

中频发电机的特性试 验

6

格 .WORD. 式 .

1）更换绕1）空载特性：测录至与制造厂试验数据比较组 最 应在 后 测量误差范围内 大励磁电压值

2）负载特性：仅测录

2）必要时 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）外特性：必要时进

行

新机投运后创造条件

必要时 按制造厂规定 进

行

18.4 交流电动机

交流电动机的试验项目、周期和要求见表 53。

项

目

周

表 53 交流电动机的试验项目、周期和要求 期

要

求

序 号 1

2 3 4

说 明 1） 500kW 及以上的电动

1）小修 1）绝缘电阻值： 机， 绕组的绝

a）额定电3000V 以下者，室温下不应测量吸收比 ( 或极化指压 应 数 ) ，参 缘电阻和吸 时

2）大修 低于 0.5MΩ 照表 19.1 序号 1 收比

b）额定电3000V 及以上者，交流耐2 ） 以 下的电动机

压 压 3kV 使用 时

前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘1000V 兆欧表； 3kV 及以

上者使 电

阻值不应低Un MΩ ( 取 Un 的千伏

数，下 用 2500V 兆欧表 于

同 ) ；投运前室温下 ( 包括电缆 ) 3）小修时定子绕组可与

不应低于 Un 其所

连接的电缆一起测量， 转

MΩ 子绕组

c）转子绕组不应低

于 0.5MΩ 可与起动设备一起测量 2）吸收比根据实际情况规定 4）有条件时可分相测量

1）3kV 及以上或 100kW及以上的电

1）1 年 动机 绕组的直 必要时，如： (3k流电各相绕组直流电阻值的相互差别不应超V 及 以 过 阻 —怀疑有匝间短路时 上或 最小值2%；中性点未引出者，可测 100kW 量线 的

间电阻，其相互差别不 1% 及以上 ) 应超过

2）其余电动机根据实际情况

2）大修 规定

3）应注意相互间差别的历年相 对变化 时 3）必要 时

1）试验电压：全部更换绕组

1）大修 时为 3Un； 有条件时可分相进行 定子绕组

大修或局部更换绕组

2.5Un 泄漏电流和 时 时为

2）泄漏电流相间差别一般不大于最

小值 直流耐压试 2）更换

的 100%，泄漏电流为 20μ A 以下者

不作规 验 绕组后

定 3)500kW 以下的电动机根据实际情

况规 定

1）大修时不更换或局部更换定子绕1）低压和 100kW 以下

1) 大 修 组后 不重要 定子绕组

试验电压为 1.5Un ，但不低于 的电动机，交流耐压试验可

1000V 的交流耐压 后 用

2) 更 换 2） 全部更 换定 子绕组 后试验 2500V 兆欧表测量代替 试验

----

--

5

绕组后

1）大修

电压为

(2Un+1000)V ，但不低于 1500V

绕线式电 试验电压如下： 大修 不

动机转子绕 后

可逆式 2）Uk 为转子静止时在定

子绕 组的交流耐 2）更换 1.5Uk ， 3.0Uk ，

但 但 压试 组上加额定电压于滑环上测

验 绕组后 得 不小于 更换转

1000V 不小于 2000V 子 不可逆

式

2）更换定子绕组时工艺

过程

中的交流耐压试验按制造厂规

定

1）绕线式电机已改为直接短

路启动者， 可不做交流耐压试验

6 同步电动 机转子绕组

交流耐压试 验

大修时

绕组或 局 部更换

转 子绕组

后 全部

换转子

更

2Uk+1000V 绕 组后

试验电压为 1000V ----

4Uk+1000V 的电压 可用 2500V 兆欧表测量

代替

--

7 8 9 10 11 12 13 14

电动机 空转并测空 载电流和空

载损耗

双电动 机拖动时测 量转矩—转 速特性

每年 2次 必要时

检测内容： —鼠笼断条 —气隙偏心

—定子绕组匝间短路

两台电动机的转矩—转速特性曲线上各

点相差不得大于 10%

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 同步电动 机及其励磁 机轴承的绝

缘电阻 转子金属

绑线的交流

耐压 检查定子

大修时

大修时

大修时

大修时

接 线 变

参照表 19.1 中序号 10 定子绕组的极性与连接应正确 试验电压为 1000V

绝缘电阻不应低于 0.5MΩ

试验电压为 1000V

与制造厂数值或最初测得结果比较，相

差不应超过 10%

绕组的极性 动时

1）全部 定子铁

芯试验 更换绕组

时或修理 铁芯后

2）必要

时 必要时

1）转动正常，空载电流根据实际情

况规 定

2）额定电压下的空载损耗值不得超过原

来值的 50%

格

.WORD. 式 . 3kV 及以上的电动机应在所有

分接头上测量

可用 2500V 兆欧表测量代替

1000在油管安装完毕

V 后，用

兆欧表测量

可用 2500V 兆欧表测量代替

1）对双绕组的电动机，应检

查两分支间连接的正

确性

2）中性点无引出者可不检查

极性

1） 3kV 或 500kW 及以上电动

机应做此项试验

2）如果电动机定子铁芯没有

局部缺陷， 只为检查整体叠片状

况，可仅测量空载损

耗值

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

3） 3kV 以下电动机仅测空载

电流不测空载损耗 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

—转速特性相近似的 电动机

15 运行中故 障检测

附录 A(规范性附录 ) 绝缘子的交流耐压试验电压标准

----

--

额定电压 ,kV

最高工作 电压 ,kV

绝缘子的交流耐压试验电压标准见表 A。

表 A 支柱绝缘子的交流耐压试验电压

交 流 耐 压 试 验 电 压,kV

纯瓷绝缘 固体有机绝缘

大修出 厂 大修后 出 厂 后 3 6 10 15

3.5 6.9 11.5 17.5 25 32 42 57

----

25 32

42 57

25 32 42 57

22 26 38 50

--

20 35 44 60 110 154 220 330

23.0 40.5 50.6 69.0 126.0

177.0 252.0 363.0

— 490 630

68 100 — 165 265

(305) 330 490 630

— 490 —

68 100 125 165 265

.WORD. 68 100 — 165 265

(280) 360 440 — 59 90 110 150 240

格式 .

注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录 B(资料性附录 ) 污秽等级与现场污秽度

污秽等级与现场污秽度

从标准化考虑，现场污秽度从非常轻到非常重分为 5 个等级：

a 级— 非常轻

b 级— 轻 c 级— 中等 d 级— 重

e 级— 非常重

注 1：该字母表示的污秽等级与 GB/T 16434-1996 中以数字表示的污秽等级不一一对应，但无本质差异。

注 2：选择绝缘子时，需考虑现场污秽度的具体数值。

图 1 给出了普通盘形悬式绝缘子与每一现场污秽度等级相对应的等值盐密 / 灰密值的范围，该 值是根据现场测量、经验和污秽试验确定的，是 3 年至 5 年积污的测量结果。

图 1 中数值是基于我国电网参照绝缘子表面自然积污实测结果和 IEC60815“第 2 部分”规定 的各级污区所用统一爬电比距并计及自然污秽与人工污秽的差别计算而得， 而不是简单由人工污秽 试验所得。现场污秽度从一级变到另一级不表明突变。

E7

E6

E4

E5

E3

E1

E2

图 1

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--

普通盘形绝缘子现场污秽度与等值盐密

/ 灰密的关系

E1～E7 对应表 1 中的 7 种典型污秽示例， a-b 、b-c 、c-d 、 d-e 为各级污区的分界线

三条直线分别为灰密盐密比值为 10 1、5 1、2 1 的等灰盐比线

----

--

.WORD. 格式 .

变电站的现场污秽度， 同样由盘形绝缘子的等值盐密和灰密来确定， 污闪后支柱绝缘子的测量值参考 IEC60815 进行评估。

附录 C(资料性附录 ) 有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要求

有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要求

（参见《南方电网公司变电站防雷设备运行管理规定》附录四）

1. 接地网特性参数（接地电阻、避雷线的分流、跨步电压和接触电压）测试 1.1 对接地电阻、跨步电压和接触电压的要求：

1) 通过实测接地电阻和避雷线的分流系数确定的接地网接地电阻应满足设计值要求（一般不大于 0.5 Ω）。 2) 在高土壤电阻率地区，接地电阻按上述要求在技术、经济上极不合理时，允许超过0.5 Ω，且必

须采取措施以保证发生接地时， 在该接地网上：（1）接触电压和跨步电压均不超过允许的数值； （ 2）采取措施防止高电位引外和低电位引内。

3) 根据跨步电压和接触电压的实测值和数值评估值对比其安全限值， 评价跨步电压和接触电压是否满足人身安全要求。

1.2 对接地电阻测量方法的要求：

1) 测量接地电阻时，采用远离法（夹角法）进行测量，电压线和电流线与接地装置边缘的直线距离 应至少是接地网最大对角线的 4倍，以避免土壤结构不均匀和电流、电压线间互感的影响。如变电 站周围土壤电阻率比较均匀， 可采用 30度夹角法进行测量， 此时电压线和电流线与接地装置边缘的距离为接地网最大对角线的 2倍。 2) 慎用直线法，对于 110kV及以上的大型地网，不宜采用直线法进行测量。 3) 电压线和电流线布线前，应用 GPS对接地网边缘、电压极和电流极进行精确定位，确保电压极、 电流极与接地网边缘的直线距离满足要求，并根据 GPS实测的电压线和电流线夹角按照 DL/T 475 － 2006《接地装置特性参数测量导则》的有关公式对测量结果进行修正。

3) 应采用柔性电流钳表（罗哥夫斯基线圈）测量出线构架的避雷线（普通地线和 OPGW光纤地线）对 测试电流的分流，得到分流系数，结合接地电阻实测值来推算接地装置真实的接地电阻值。 2. 变电站站址区域分层土壤电阻率测试

2.1 通过变电站站址土壤电阻率测试，结合相关软件（如 CDEGS软件）完成土壤分层结构分析，为接地网状态的数值评估提供依据。 2.2 对土壤电阻率测量要求： 1) 测量的分层土壤深度应与接地网最大对角线长度相当。 2) 注意测量线之间的互感对土壤电阻率测量结果的影响。 3. 接地网安全性状态的数值评估

基于相关软件（如 CDEGS软件）的接地网状态数值评估内容包括：

1) 变电站出线架空地线分流系数和入地最大短路故障电流计算； 2) 地网接地阻抗； 3) 实际单相接地短路故障情况下， 地网接地导体的电位升高和变电站场区电压差， 是否满足一次设备、二次设备（或二次回路）和弱电子设备的运行安全要求； 4) 计算变电站跨步电压 US和接触电压 UT 分布情况，对比测试结果以及跨步电压 US和接触电压 UT的限

值，分析和评估接触电压和跨步电压是否满足人身安全要求。

附录 D(资料性附录 ) 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法

变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法

----

--

.WORD.

（佛山供电局推广应用）

变电站钢材质接地网的腐蚀速率主要取决于填埋在接地体周围的土壤，按国家土壤腐蚀标准，

格式 .

从轻到重可依次分为 I 、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五级。本评估方法可以在不停电和不截取接地网钢材的情 况下通过土壤参数的测量实现对运行变电站接地网钢材土壤腐蚀环境的评估， 确定接地网钢材的腐

蚀等级，也可以在新变电站选址时通过土壤参数的测量对新变电站接地网钢材土壤腐蚀环境进行预

测，预测接地网钢材的腐蚀等级， 以正确设计选用和校核钢材截面及因地制宜地采用合适的防腐蚀

指标评价体系及实施方法由于测量土壤参数相对较少， 适合用于广东地区一般变电站接地网土壤腐

蚀环境的评价， 应用范围相对较广， 而八指标评价体系及实施方法由于测量土壤参数相对稍多， 预 测准确率得到进一步提高， 适合广东地区重要性较高的变电站接地网土壤腐蚀环境的评价。 根据佛 山供电局 41 个变电站的实践，三指标法总体准确度可达 80%，八指标法总体准确度可达 89%。

-6 砂土

-4 砂粉土 土壤质

地 粉土 / 0 粉壤土 Z1

4 粘壤土

6 粘土

I 级腐蚀

＜2 1g/dm -4 ·a ＞ 8.5 ≤ -6

土壤三指标评II 级腐蚀

PH值 ≥ 1且＜ 价 ＞ 7.0 ≥-5 3g/dm 且≤ 且≤ 2-2 Z2 ·a 8.5 0 体系

III 级腐蚀

≥ 3 且＜ ＞ 5.5 5g/dm 且≤ ≥1且20 Z1+Z2+Z3 ·a 7.0 ≤4

IV 级腐蚀 土壤电≥ 5且＜ ＞ 4.5 阻率 7g/dm 且≤ ≥5且22 ·a 5.5 ≤8 Z3

V 级腐蚀

≥2 7g/dm 4 ·a ≤ 4.5 ≥ 9

＞ 50 -2 Ω·m ＞ 20 且≤ 50 0 Ω·m ≤ 20 2 Ω·m 措施，具有简单、准确、方便现场实施的优点。

变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价三指标法和八指标法均可以独立实施， 其中土壤腐蚀性三

图 1 三指标法评价框图

----

--

八指标评价

体系

土壤质 地 Z1

土壤 PH 值 Z2

土壤电 阻率 Z3

土壤含 盐量 Z4

土壤含 水量 Z5

腐蚀电 位 Z6 - 2-

Cl +2SO4

（水溶性） Z7

砂土 -6 砂粉土 -4 粉土/粉壤土 0 粘壤土 4 粘土 6 -4 ＞＞≤7.08.5 8.5且 -2 ＞≤5.57.0且 0 ＞≤4.55.5且 2 ≤4.5 4 ＞50Ω·m -2 ≤＞5020Ω·且m 0 ≤20Ω·m 2 -5 ≥＜0.01%0.01% 0.05%且＜ -3 ≥0.05%0 ≥0.75% 0.1%0.1%且＜且＜ 3 ≥0.75% 5 -＜3% 5 ≥3%且＜7% - 3 或≥40%

≥7%且＜10%

或≥0 40%

30%且＜

≥10%且＜12%

或≥30%

25%且＜

3

≥12%且＜25% 5 ＞-0.15V ＞-0.15且

-2

≤-1 ≤-0.3V

-0.45V

-0.3且＞

0 ≤-0.450.55V且＞ -1 ≤-0.55V

2

＜3mmol/kg -2

10mmol/kg≥3且＜ -1

30mmol/kg≥10且＜

0 100mmol/kg≥30且＜ 1

≥100mmol/

kg

2 ----

--

.WORD.

格式 .

Z1+Z2+Z3+

Z4+Z5+Z6+ Z7

II级腐蚀

≥-8且＜-1

2

≥1且＜ 3g/dm

·a

III级

2 腐蚀

≥3且＜≥0且＜6 5g/dm·a

IV级

2 腐蚀

≥7且＜≥5且＜ 10 7g/dm ·a

V级腐

2 蚀

≥7g/dm

≥10 ·a

2 ＜ 1g/g/dm

·a

I级腐

蚀 ＜-8

图 2 八指标法评价框图

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--

.WORD. 格式 .

附录 E(规范性附录 ) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

E1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见

表 E1、表 E2。

kV 表 E1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压

＜ 10MW(MVA) ≥10MW(MVA)

序 号 试 验 阶 段 试验形式 10.5 ～ ≥ 2 2～ 6 18

2.75 U 2.75 U

1 线圈绝缘后，下线前 — 2.75 U+4.5 +4.5 +6.5 n n n

2.Un Un 2 5 Un +2.5 2.5 +2.5 2.5 +4.5 下线打槽楔后 —

并头、连接绝2.22.25 n n 3 缘后 分相 5 n +2.0 2.25 +2.0 +4.0

U U U

U 4 2.0 2.0 电机装配后 分相 U +1.0 2.5 U +3.0

n n n

表 E2 不分瓣定子条式线圈的试验电压

＜10MW(MVA)

序 号 试 验 阶 段 试验形式

≥2

线圈绝缘后，下线前 1 — 2.75 U +4.5 n

下层线圈下线2 后 2.5 Un +2.5 —

上层线圈下线后打完 槽 3 2.5 Un +1.5 — 楔与下层线圈同试

2.2焊好并头，装好连

4 线、 引 5 n +2.0 分相 U 线，包好绝缘

kV

≥10MW(MVA)

10.5 ～ 18

2.75 U +6.5 n 2.5 Un +4.5 2.5 Un +4.0

2.25 n +4.0

U 2.n 0 +3.0 U

2～ 6 2.75 U +4.5

n 2.5 Un +2.5

2.5 Un +1.5

2.2

5 n +2.0

U

电机装配后 n +1.0 5 分相 2.0 2.5 n

U U

交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见E2 E3、表 E4。 表

序 号 1

2

整台圈式线圈 ( 在电厂修理 ) 的试验

表 E3 电压

＜10MW(MVA)

试 验 阶 段 试验形式

≥2 拆除故障线圈后，留

在

0.8(2.0 U+1.0) —

n

槽中的老线圈

2.75 U 线圈下线前 —

n

—

kV ≥10MW(MVA) 2～6

10.5 ～18

下线后打完槽3 楔

并头、连接绝缘后，4 定 分相 子完成

0.8(2.0 U +3.0) 0.8(2.0 U +3.0) n n

2.7

2.75 U 5 U+2.5 n n 0.75(2.n 0.75(2.n

5 +0.5) 5 +2.5) 0.75 ×2.5 n

U U U

0.75(2.n

0.75(2.0 n +1.0) 0.75 ×2.5 n 0 +3.0) U U U

----

--

1. 电机装配后 5 分相 5 n 1.5 n U U 注： 对于运行年久的电机，1，4，5 项试验电压值可根据具体条件适1. 当降低； 序号

20k电压等级可参照 10.5 ～18kV 电压等级的有关2. V 规定。

1.5 n

U

整台条式线圈 ( 在电厂修理 ) 的试验

kV 表 E4 电压

＜10MW(MVA) ≥ 10MW(MVA)

序 号 试 验 阶 段 试验形式

≥2 2～6 10.5 ～ 18

拆除故障线圈后，留 在 0.8(2 U 1 0.8(2.0 U +1.0) .0 U +3.0) 0.8(2.0 +3.0) — n n n 槽中的老线圈

n

2 线圈下线前 2.75 n 2.75 n 2.75 +2.5 — U U U

Un 0.75(2Un 0.75(2.+2.下层线圈下线n3 后 0.75(2.5 +0.5) .5 +1.0) 5 U 0) —

上层线圈下线后，打 完 0.75(2 Un 0.75(2.+1.

nn4 .5 +0.5) 5 U 0) 0.75 ×2.5 U — 槽楔与下层线圈同试

焊好并头，装好接

线，

0.75(20.75(2.+3.0.75 ×2.5 引线包好绝缘，定子nn5 完 .0 U +1.0) 0 U 0) Un 分相 成

1.5 1.1.5

n

6 电机装配后 Un 5 U Un 分相

注： 对于运行年久的电机，试验电压值可根据具体条件适当

1. 降低；

20k电压等级可参照 10.5 ～18kV 电压等级的有关2. V 规定。 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规E3 定。 E4 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表

E5。

----

--

.WORD. 格式 .

表 E5 同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

序 项 目

要 求 说 明

号

1) 整相绕组 ( 或分支 ) 的 tan δ值1)1 整相绕 在绝缘不受潮的状态下进行试验

组(或2) 槽外测量单根线棒 tan δ时， 不大于下列

值： 分支 ) 线棒两端应加屏蔽环

tan 及单根3) 可在环境温度下试验 δ 线 定子电压等级

棒的 tan kV % δ 6 6.5 增量 ( 10 6.5 tan

tan δ(%) 值指额定电压下和起始游离电δ )

压下 ta n

δ (%) 之差值。 对于 6kV 及 10kV 电压等级， 起始游离电压分别取 3kV 和 4kV

2) 定子电压为 6kV 和 10kV 的单根线棒在两个不同电压下的 tan δ (%)值不大于下列值：

Un 电相邻

1.5 压 0.2 U和 0.2 U 和 0.5U U 0.8 n n n n 间隔 11 2.5 3.5 凡现场条件具备者， 最高试验电压可选择 1.5 Un；否则也可选择 (0.8 ～ 1.0) Un 。 相邻 0.2 Un 电压间隔值，即指 1.0 Un 和 0.8 Un 、0.8 Un 和 0.6 Un， 0.6 Un 和 0.4 Un 、0.4 Un 和 0.2 Un 1) 在绝缘不受潮的状态下进行试验

整相绕组 ( 或分在额定电以内明2) 按下图作出电流电压特性曲线

2整相绕组 1) 支 ) i2 压 显

Un P

出现者 ( 电流增加倾2 >1.6) ，属于有老

(或分支 ) 向倍数 化特

m 征。绝缘良好者， 不出现或在 U 以上不

及单根线 Pi2 明显出

n

棒的第二 现

单根线棒实测i2 预测的平均击穿电 3) 电流增加率

压， 电流增加 2) 或由 I I 0

P I 100%

率 I(%)不小于 (2.5 ～3) Un

I 0 3) 整相绕组电流增加率不大于下

I —在 Un 下的实际电容电列值：定子电压等级

流； 式中 6 10

0 —在n ( ) 曲线中按

kV 下 = 线性关

I U 试验电压 U I f

系求得的电容电流 6 10

4) 电流增加倾向倍数 kV

m2=tan θ 2 /tan θ 0 额定电压下电流增加

式中 tan θ 2 —I =f ( U) 特性

8.5 12 率 曲线出现 Pi2 点之斜率； %

tan θ 0 —I =f ( U) 特性曲线中出现

Pi1 点以下之斜率

3

整相绕组1) 整相绕组 ( 或分支 ) 之局部放电量不大于下列值： ( 或分支 )定子电压等

----

--

及单根线 棒之局部 放电量

级 kV 最高试验电

压 kV 局部放电 试验电压

kV

6

6

4

-810

10

6

1.5 ×10 -8

1.5 ×10 最大放电量

C

2) 单根线棒参照整相绕组要求执行

----

--

.WORD.

4

格式 .

整相绕组 (或分支 )

应符合表 1 中序号 3、4 有关规定

交、直流耐 压试验

注：1. 进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的

问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

2. 当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘， 其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) 运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；

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

老化 现象；

d) 鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。

3. 鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位

以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。

E5 同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见 DL/T492。 E6 硅钢片的单位损耗见表 D6。 表 E6 硅钢片的单位损耗 单位损耗 W/kg 厚 度 硅钢片品种 代 号 1.5T mm 1T 下 下 D21 0.5 2.5 6.1 D22 0.5 2.2 5.3 D23 0.5 2.1 5.1 D32 0.5 1.8 4.0 D32 0.35 1.4 3.2 热轧硅钢片 D41 0.5 1.6 3.6 D42 0.5 1.35 3.15 D43 0.5 1.2 2.90 D42 0.35 1.15 2.80 D43 0.35 1.05 2.50 W21 0.5 2.3 5.3 W22 0.5 2.0 4.7 W32 0.5 1.6 3.6 无取向 W33 0.5 1.4 3.3

W32 0.35 1.25 3.1 冷轧硅钢片

W33 0.35 1.05 2.7 Q3 0.35 0.7 1.6 Q4 0.35 0.6 1.4 单取向 Q5 0.35 0.55 1.2 Q6 0.35 0.44 1.1

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