电气设备预防交接试验

中国华北电力集团公司文件
华北电集生『2002』10号
关于印发华北电力
集团公司《电力设备交接和
预防性试验规程》2002年修订本的通知
天津市电力公司，北京大唐发电股份有限公司，华北电力科学研究院有限责任公司，集团公司直属各发供电单位、直属各施工单位：
华北电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》(2000版)自实施以来，已生产中发挥了重要作用，并积累了丰富经验。随着试验技术水平的提高和电力设备的发展，需要对该规程进行补充和修订。为此，集团公司组织有关单位对该规程进行了修订，修订的主要内容有：
一、    增加了串联补偿装置、气体变压器和气体电流互感器试验项目。
二、    修订了与最新国家标准不一致的内容。
三、    实践证明需要修订的项目。
现批准该修订本2002年4月1日起颁布执行，请各单位认真学习和贯彻执行。各单位在执行过程中，若发现有不妥或需补充之处，请及时报华北电力集团公司生产技术部。
附件：华北电力集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》2002修订本（另发）
                                        2002年3月29日
主题词：电力   设备   规程    通知
抄送：北京国华电力有限公司，国电华北电力设计院工程有限公司
华北电力集团公司总经理工作部   2002年3月29日印发
目       录
1总则………………………………………………………………………………………… ……5
2 旋转电机…………………………………………………………………………………… ……6
3 电力变压器及电抗器（消弧线圈）………………………………………………………… …14
4 互感器………………………………………………………………………………………… …23
5 开关设备……………………………………………………………………………………… …27
6 套管………………………………………………………………………………………… ……36
7 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………… …37
8 电力电缆线路………………………………………………………………………………… …38
9 电容器………………………………………………………………………………………… …42
10 绝缘油和六氟化硫气体……………………………………………………………………… …46
11 避雷器………………………………………………………………………………………… …50
12 母线……………………………………………………………………………………………… 53
13 二次回路……………………………………………………………………………………… …53
14 1KV及以下的配电装置和电力馈线………………………………………………………………54
15 1KV以上的架空线路…………………………………………………………………………… …54
16 接地装置………………………………………………………………………………………… …55
17电除尘器…………………………………………………………………………………………… 58
18 串联补偿装置……………………………………………………………………………………… 59
19 110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器……………………………………………61
附录A 同步发电机和调相机的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗………………………62
附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准………………………………………………………………69
附录C 污秽等级与对应附盐密度值（参考件）………………………………………………………69
附录D 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法（参考件）…………………………………69
附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法（参考件）………………………………………………70
附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件）…………………………………………70
附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准………………………………………………………71
附录H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压………………………………………………71
附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值……………………………………………………72
附录J 2005年规程修订部分……………………………………………………………………………72
1 总则
1．1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。按电力部DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合华北电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。
1．2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。
1．3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。
1．4 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。对于华北电网各发、供电基建等基层单位应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监督部门备案，重大问题报集团公司批准。
1．5 本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
1．6 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。
50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定，
非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。
充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：
500KV 设备静置时间大于72h
220KV设备静置时间大于48h
110KV及以下设备静置时间大于24h
1．7 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。
1．8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压:
a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；
b)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；
1．9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正切值、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。
在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于＋5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80％。
1．10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
1．11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。
1．12 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，
1．13预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后一年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。
2．旋转电机
2．1同步发电机和调相机
2．1．1容量为6000KW以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见表2-1，6000KW以下者可参照执行。
表2——1同步发电机试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数    1）交接时2）大修前、后
3）小修时    1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。
2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。
3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5：环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0：水内冷定子绕组自行规定    1）额定电压为1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ
2）水内冷定子绕组用专用兆欧表，测量时发电机引水管电阻在100KΩ以上
3）200MW及以上机组推荐测量极化指数
2    定子绕组的直流电阻    1）交接时
2）大修时
3）出口短路后
4）小修时（200MW及以上国产汽轮发电机）    汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的1。5%（水轮发电机为1%）。超出要求者，应查明原因    1）    在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃
2）    汽轮发电机相间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%时应引起注意
3）    电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入10%——20%额定电流（直流），用红外热像仪查找
3    定子绕组泄漏电流和直流耐压    1）    交接时
2）    大修前、后
3）    小修时
4）    更换绕组后    1）    试验电压如下：
新装的；大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un
运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修好后2.5Un
大修前    运行20年及以下者2.5Un
    运行20年以上与架空线路直接连接者2.5Un
    运行20年以上不与架空线路直接连接者2.0~2.5Un
小修时和大修后2.5Un
2)在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20µA以下者,相间与历次试验结果比较,不应有显著的变化。
3）泄漏电流不应随时间延长而增大    1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验。
2）试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min
3）不符合标准2）3）之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行
4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析
5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏敝。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求；对于开启式水系统不大于5x102µS/m;对于独立的密闭循环水系统为1.5x102µµS/m
4    定子绕组交流耐压    1）交接时
2）大修前
3）更换绕组后    1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下:    1)应在停机后清除污秽前热状态下进行.交接时或备用状态时,可在冷状态上进行.。氢冷发电机试验条件见本表序号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）有条件时，可采用超低频（0.1Hz）耐压,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍,持续时间为1min
4)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A1及A2
            容量KW或KVA    额定电压Un(v)    试验电压(v)    
            小于10000    36以上    2Un+1000但最低为1500    
            10000及以上    6000以下    2.5Un    
                6000~18000    2.5Un    
                18000以上    按专门协议    
            2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.75倍
3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为:
运行20年及以下者    1.5Un
运行20年以上与架空线路直接连接者    1.5Un
运行20年以上不与架空线路直接连接者    
(1.3-1.5)Un
    
5    转子绕组的绝缘电阻    1）交接时
2）大个中转子清扫前、后
3）小修时    1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0。5MΩ
2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5KΩ    1）用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用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，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2KΩ也可投入运行
3）对于300MW及以上隐极式机组在10-30℃转子绕组绝缘电阻值不应小于0。5MΩ
6    转子绕组的直流电阻    1）交接时
2）大修时    与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2%    1）    在冷态下进行测量
2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量
7    转子绕组交流耐压    1）显极式转子交接时大修时和更换绕组后
2）隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后    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，显极式转子交接时    额定励磁电压500V及以下者为10Un但不低于1500V；500V以上者为2Un+4000V 
显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后    5Un，但不低于1000V，不大于2000V
隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后    5Un，但不低于1000V，不大于2000V
    1）    隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时和交接时，可用2500兆欧表代替
2）    隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V
3）    全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定
8    发电机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
）的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）小修时    绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除    1）    小修时用1000V兆欧表
2）    大修时用2500V兆欧表
3）    回路中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接
9    发电机和励磁机的励磁回路所连接发电机的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。    1）交接时
2）大修时    试验电压为1KV    可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
10    定子铁芯试验    1）交接时
2）重新组装或更换、修理硅钢片后
3）必要时    1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差不大于15℃，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定
2）单位损耗参考值见附录A
3）对运行年久的电机自行规定    1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。
2）在磁密为1T下持续试验时间为90min在磁密为1.4下持续时间为45min，对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差
3）可用红外热像仪测温。
11    发电机和励磁机轴承的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    1）汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ
2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100Ω，油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ
3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ    安装前后分别用1000V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻
12    灭磁电阻器（或自同期电阻器）的直流电阻    1）交接时
2）大修时    与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%    非线性电阻按厂家要求
13    灭磁开关的并联电阻    1）交接时
2）大修时    与初始值比较应无显著差别    电阻值应分段测量
14    转子绕组的交流阻抗和功率损耗    1）交接时
2）大修时    阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意    1）    隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量，显极式转子对每一个磁极转子测量。
2）    每次试验应在相同条件相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）
3）    本试验可用动态匝间短路监测法代替。
4）    交接时，超速试验前后进行测量
15    检温计绝缘电阻和温度误差    1）交接时
2）大修时    1）    绝缘电阻值自行规定
2）    检温计指示值误差不应超过制造厂规定    1）    用250V及以下兆欧表
2）    检温计除埋入式外还包括引水管定子出水温度计
16    定子槽部线圈防晕层对地电位    必要时    不大于10V    1）    运行中测温元件电压升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量
2）    试验时对定子绕组施加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电位
17    汽轮发电机定子绕组端部动态特性    1）交接时
2大修时（200MW及以上）
3）必要时    自振频率不得介于基频和倍频的-10%~~+15%范围内    交接时有厂家测量数据时可不进行
18    定子绕组端部手包绝缘表面对地电位    1）交接时
2）大修时
3）小修时
4）必要时    1）直流试验电压值为Un
2）测试结果一般不大于下表值
机组
状态    
测量部位    不同Un下之限值（KV）
        15.7    18    20
交接时或现场处理绝缘后    手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头    1.0    1.2    1.3
    端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块    1.5    1.7    1.9
大修
时。
小修时    手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头    2.0    2.3    2.5
    端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块    3.0    3.5    3.8
    1)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试验,其它机组不作规定
2)交接时,若厂家已进行过试验,且有试验记录者,可不进行试验。而交接时在现场包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。
3）定子端部表面极端脏污时（如事故后等）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，标准规定如下：表中表面电位法中限值不1、2、3、KV，则局部泄漏电流法相应电流限值不10、20、30、µA，其余依此类推
19    轴电压    1）交接时
2）大修后    1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压
2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V
3）水轮发电机不作规定    1）    测量时采用高内阴（不小于是100KΩ/V）的交流电压表
2）    对于端盖式轴承可测轴对地电压。
20    定子绕组绝缘老化鉴定    大修时    见附录A4、A5    1）    累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其它机组不作规定。
2）    新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值。
21    空载特性曲线    1）交接时
2）大修后
3）更换绕组后    1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以内
2）在额定转速下的定子电压最高试验值：
a)水轮发电机为1.5Un（以不超过额定励磁电流为限）
b)汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1 Un）
3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。    1）交接时有出厂数据时只做带交变压器的空载特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变压器的空载特性曲线试验。
2）大修时一般可以仅做变压器的试验。
22    三相稳定短路特性曲线    1）交接时
2）必要时    与制造厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。    交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带变压器下的试验。

23    发电机定子开路时的灭磁时间常数    1）交接时
2）更换灭磁开关后    时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异    
24    次瞬态电抗和负序电抗    交接时    电抗值不作规定    已有厂家形式试验数据时，可不进行
25    测量自动灭磁装置分闸后的定子残压    交接时    残压值不作规定（一般在200V以下）    
26    检查相序    1）交接时
2）改动接线后    应与电网的相序一致    
27    温升    1）第一次大修前
2）定子或转子绕组更换后、冷却系统改进后
3）必要时    应符合制造厂规定    如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核
2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定
2.1.2.1发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量不10MW（MVA）及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：
（A）分相测得沥青胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。
（B）在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）MΩ（取Un的千伏数不同），分相试验时，不小于2（Un+1）MΩ。若定子绕组不是40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式及图表见附录A7。
2.2直流电机
2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表2—2所示
表2—2直流电机的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绕组的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）小修时    绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ     1）    用1000V兆欧表
2）    对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻。
2    绕组的直流电阻    1）交接时
2）大修时    1）    与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补极绕组自行规定
2）    100KW以下的不重要电机自行规定    
3    电枢绕组片间的直流电阻    1）交接时
2）大修时    相互间的差值不应超过最小值的10%    1）    由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。
2）    对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量。
3）    交接时6000KW以上发电机及调相机的励磁机进行测量
4    绕组的交流耐压    1）交接时
2）大修时    磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压：
1）    交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V
2）    大修时为1000V    100KW以下不重要的直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
5    磁场可变电阻器的直流电阻    1）交接时
2）大修时    与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10%    应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性
6    励磁回路所有连接设备的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    一般不低于0.5MΩ    用1000V兆欧表
7    碳刷中心位置    1）交接时
2）大修时    核对位置是否正确，应满足良好换向要求    必要时可做无火花换向试验
8    绕组极性及其连接    1）交接时
2）接线变动时    极性和连接均应正确    
9    直流发电机的特性    1）交接时
2）更换绕组后    与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内    1）    空载特性：测录到最大励磁电压值为止
2）    励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行

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

2.4  交流电动机
2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表2—4所示
表2—4交流电动机的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数    1）交接时
2）大修时
3）小修时    1）绝缘电阻值
（1）额定电压3000V以下者，在室温下不应低于0.5MΩ
（2）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于每千伏1MΩ；投运前室温下（包括电缆）不应低于每千伏1 MΩ
（3）转子绕组不就低于0.5MΩ
2）吸收比或极化指数自行规定    1）500KW及以上的电动机，应测量有为收比（或极化指数）。
2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表。
3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量 ，转子绕组可与起动设备一起测量 。
4）有条件时应分相测量 。
2    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修时
3）更换绕组后    1）3KV及以上或100KW及以上的电动机各相绕相直流电阻值的相互差值不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，相互差值不应超过最小值的1%
2）其余电动机自行规定
3）应注意相互间差别的历年相对变化    
3    定子绕组泄漏电流和直流耐压    1）交接时
2）大修时
更换绕组后    1）3KV及以上或500KW及以上的电动机应进行试验，其它电动机自行规定
2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un。
3）泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100%，20µA以下者不作规定    有条件时应分相进行试验
4    定子绕组的交流耐压    1）交接时
2）大修时
3）更换绕组后    1）全部更换绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但不低于1500V
2）交接时试验电压0.75(2Un+1000)V
3)大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V    1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
2）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
5    绕线式电动机转子绕组的交流耐压    1）交接时
2）大修时
3）更换绕组后    试验电压如下：
电动机状态    不可逆式    可逆式
全部更换转子绕组后    
2Uk+1000V    
4Uk+1000V
交接时    0.75(2Uk
+10000V    0.75(4Uk
+1000)V
大修时或局部更换定子绕组后    
1.5Uk,但不小于1000V    
3.0Uk但不小于2000V
    1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压
2)UK不转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压
3)交接时,3000V以上电动机进行试验
6    同步电动机转子绕组交流耐压    1)交接时
2)大修时    交接时试验电压为出厂值的0.75倍,且不应低于1200V ;大修时为1000V    可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替
7    可变电阻器或起动电阻器的直流电阻    1）交接时
2）大修时    与制造厂数值或最初测得结果相比较，相差不应超过10%    3000V及以上的电动机应在所有分头上测量
8    可变电阻器与同步电阻器的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ    用2500V兆欧表
9    同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    绝缘电阻不应低于0.5MΩ    1）    在油管安装完毕后测量
2）    用1000V兆欧表
10    转子金属绑线的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    绝缘电阻不应低于0.5MΩ    用2500V兆欧表
11    定子绕组的极性    1）交接时
2）接线变动时    定子绕组的极性与连接应正确    1）    对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性
2）    中性点无引出者可不检查极性
12    空载电流和空载损耗    1）交接时
2）大修时    1）转动应正常，宽载电流自行规定
2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50%    1）空转检查时间一般不小天1h
2）测定空载电流公在对电动机有怀疑时进行
3）3000V以下电动机内参测空载电流不测空载损耗

3、电力变压器及电抗器
3、1  35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3——1
表3——135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    油中溶解气体色谱分析    1）交接时
2）投运前
3）大修后
4）运行中
(1)500KV变压器、电抗器3个月一次；对新装、大修、更换绕组后增加第1、4、10、30天。
(2)220KV变压器和发电厂120MVA以上的变压器3-6个月台票次；对新大修、更换绕组后增加第4、10、30天。
(3)110KV变压器新装、大修、更换绕组后30天和180天内各做1次，以后1年一次
(4)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次。
5）必要时    1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：
总烃：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有
2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：
3）    运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：
总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.1µL/1(500KV设备为1.0µL/1)
4)烃类气体总和的产气速率在
0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常
5)500KV电抗器当出现少量(小于5.0µL/1)C2H2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)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体
2）溶解气体组份含量的单位为µL/1
3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析
4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断
5）新投运的变压器应有投运前的测试数据
6）从实际带电之日起，即纳入监测范围
7）对110KV及以上变压器的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势
8）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月

2    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）1-3年
4）列激磁调压变压器变换分接位置
5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接）
6）必要时    1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%
2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意
4）电抗器参照执行    1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%
2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225；
3）无激磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻
4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的当接上下几个分接处测量直流电阻
5）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解 气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月
3    绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数    1）交接时
2）投运前
3）大修后
4）1-3年
5）必要时    1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
2）在10-30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5
3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况    1）用2500V及以上兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的绝缘值一般可用下式换算：
R2=R1×1.5(t1-t2)/10
式中R1.R2分别为在t1.t2下的绝缘电阻值
5)吸收比和极化指数不进行温度换算
6变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可公作为参考
7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量
4    绕组的tgδ    1）交接时
2）大修后
3）必要时
4）500kV变压器、电抗器和水冷变压器1-3年    1）20℃时的tgδ不大于下列数值：
500kV           0.6%
110-220kV       0.8%
35kV            1.5%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压如下：
绕组电压10 kV及以上：  10 kV
绕组电压10 kV以下：    Un    1）    非被试绕组应接地，被试绕组应短路
2）    同一变压器个绕组的tgδ标准值相同
3）    测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）    尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的tgδ值一般可用下式换算：tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10
式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ值
5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ
5    电容型套管的tgδ和电容值    110kV及以上变压器和500kV电抗器：
1）交接时
2）大修后
3）1-3年
4）必要时    见第6章    1）    用正接法测量
2）    测量时记录环境温度和设备的顶层油温
3）    封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管tgδ和电容值
6    绝缘油试验        见第10章    
7    交流耐压试验    1）35kV变压器：
⑴交接时
⑵大修后
⑶必要时
2）110kV及以上变压器、电抗器：
⑴交接时、大修后在有条件时进行
⑵更换绕组后
⑶必要时    有浸设备验电压值按附录G    1）    可用倍频感应或操作波感应法；
2）    35kV全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验；
3）    电抗器进行外施工频耐压试验
8    铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻    110kV及以上变压器、电抗器：
1）交接时
2）大修后
3）更换绕组后
4）1-3年
5）必要时    1）与以前试验结果相比无明显差别；
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A    1）用2500V兆欧表
2）夹件也有单独外引接地线的需分别测量
9    穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ；其它变压器一般不低于10 MΩ    1）    用2500V兆欧表；
2）    连接片不能拆开者可不测量
10    油中含水量        见第10章    
11    油中含气量        见第10章    
12    绕组泄漏电流    1）交接时
2）大修后
3）1-3年
4）必要时    1）试验电压一般如下：    1）读取1分钟时的泄漏电流值
2）封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量
            绕组额定电压（kV）    3    6-10    35    110-220    500    
            直流试验电压（kV）    5    10    20    40    60    
            2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）    
13    变压器绕组电压比    1）交接时
2）更换绕组后
3）分接开关引线拆装后
4）必要时    1）个相应分接的电压比顺序应与名牌相同
2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%
    
14    三相变压器的接线组别或单相变压器的极性    1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时    必须与变压器的名牌和出线端子标号相符    
15    变压器空载电流和空载损耗    1）500kV变压器交接时
2）更换绕组后
3）必要时    与出厂或大修后试验相比应无明显变化    1）    试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）
2）    500kV变压器交接时在5%额定电压下试验（如出厂提供低电压下的值，可不做）
16    变压器短路阻抗和负载损耗    1）更换绕组后
2）必要时    与出厂或大修后试验相比应无明显变化    试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）
17    局部放电    1）交接时
220kV、120MVA及以上
2）大修后(220kV及以上变压器)
3）必要时    在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一般不大于300pC    1）试验方法应符合GB1094.3的规定
2）500kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测
18    有载调压装置的试验和检查    1）交接时
2）大修后
3）1-3年或按制造厂要求
4）必要时    1）交接时按GB50150-91
2）按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》执行    
19     测温装置及其二次回路试验    1）交接时
2）大修后
3）1-3年    密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 MΩ    测量绝缘电阻用2500V兆欧表
20    气体继电器及其二次回路试验    1）交接时
2）大修后
3）1-3年    整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ    测量绝缘电阻用2500V兆欧表
21    压力释放器试验    必要时    动作值与名牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定    
22    整体密封检查    1）交接时
2）大修后    按“变压器检修工艺导则”的规定执行    
23    冷却装置及其二次回路试验    1）交接时
2）大修后
3）1-3年    1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏
2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定
3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ    测量绝缘电阻用2500V兆欧表
24    套管电流互感器试验    1）交接时
2）大修后
3）必要时    按表4-1    测量绝缘电阻用2500V兆欧表
25    变压器全电压下冲击合闸    1）交接时
2）更换绕组后    1）新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min
2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min    1）在使用分接上进行：
2）由变压器高压侧加压；
3）合闸前110kV及以上的变压器中性点接地；
4）发电机变压器组中间无断开点时，可不进行
26    油中糠醛含量    必要时    1）    含量超过表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：    出现以下情况时可进行：
1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高；
2）500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3-5年后；
3）需了解绝缘老化情况时
            运行年限    1-5    5-10    10-15    15-20    
            糠醛含量（mg/l）    0.1    0.2    0.4    0.75    
            2）    跟踪检测时注意增长率
3）    测量值大于4 mg/l时，认为绝缘老化已比较严重    
27    绝缘纸（板）聚合度    必要时    当聚合度小于250时应引起注意    试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克。运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验。
28    绝缘纸（板）含水量    必要时    含水量（m/m）一般不大于以下数值：
500kV---1%；220kV---3%    可用所测绕组的tgδ值推算，或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量
29    电抗器阻抗测量    必要时    与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内    如有试验条件限制，可在运行电压下测量
30    振动    必要时    与出厂值相比，不应有明显差别    
31    噪音    1）500kV变压器、电抗器交接时
2）500kV变压器、电抗器更换绕组时
3）必要时    在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A）    按GB7323《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行
32    油箱表面温度分布    必要时    局部热点温升不超过80K    1）用红外测温仪或温度计测量
2）在带较大负荷时进行
33    变压器绕组频率响应    110kV及以上变压器（安装地点的短路容量为变压器额定容量的10倍以上）：
1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时
4）不超过10年    与初始结果相比，或三相之间相比无明显差别    1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同；
2）应在最大分接下测量
3）出口短路后应创造条件进行试验
4）制造厂有数据时交接时可不做。
34    变压器零序阻抗    110kV及以上变压器：
1）交接时
2）更换绕组后        1）    三相五柱式可不做。
2）    如有制造厂试验值，交接时可不测
35    变压器相位检查    1）交接时
2）更换绕组后
3）外部接线变更后    必须与电网相位一致    
注：油浸电抗器试验项目、标准、周期见表3-1中序号1-12、17、19-22、24、26-32。
3.2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准见表3-2
       表3-2消弧线圈35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）厂用变、消弧线圈1-3年
4）有载调压变压器分接开关检修后（在所有分接）
5）必要时    1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%
2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%
4）电抗器参照执行    1）如果电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按3项执行
2）不同温度下的电阻值按下式换算：
R2=R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225；
3）无激磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻；
4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻
2    绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数    1）交接时
、投运前
2）大修后
3）厂（所）用变、接地变、消弧线圈1-3年，干式和气体变压器1-5年
4）必要时    绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化    1）    用2500V及以上兆欧表
2）    测量前被试绕组应充分放电
3    油浸变压器和消弧线圈绕组的tgδ    必要时    1）20℃时的tgδ不大于1.5%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压如下：
   绕组电压10 kV及以上：  10 kV
绕组电压10 kV以下：    Un    不同温度下的tgδ值一般可用下式换算：
tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10
式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ值

4    绝缘油试验    1）交接时
、投运前
2）大修后
3）厂（所）用变、消弧线圈1-3年    见第10章    投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同，厂（所）用变按110 kV及以上对待
5    交流耐压试验    1）交接时
2）大修后
3）干式、气体变压器1-5年
4）必要时    1）油浸设备试验电压值按附录H
2）干式变压器试验电压值按附录G全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值    消弧线圈大修后只在更换绕组时进行
6    穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    一般不低于10 MΩ    1）    用2500V兆欧表
2）    连接片不能拆开者可不测量
3）    气体变压器只在更换绕组时进行
7    变压器绕组电压比    1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时    1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同
2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%    气体变压器只在更换绕组时做
8    三相变压器的接线组别或单相变压器的极性    1）交接时
2）更换绕组后    必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符    气体变压器只在更换绕组时做
9    变压器空载电流和空载损耗    1）交接时
2）必要时
3）10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做    与出厂或大修后试验相比应无明显变化    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值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）
10    变压器短路阻抗和负载损耗    1）交接时
2）更换绕组后
3）10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做    与出厂或大修后试验相比应无明显变化    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值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）
11    环氧浇注型干式变压器的局部放电    1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时    干式变压器按G2B6450规定进行    试验方法符合GB1094.3规定
12    有载调压装置的试验和检查    1）交接时
2）大修后
3）1年或制造厂要求
4）必要时    按DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》的规定执行    
13    测温装置及其二次回路试验    1）交接时
2）更换绕组后
3）大修时（10 kV油浸变压器和接地变压器大修后可选做）    密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ    测绝缘电阻用2500V兆欧表
14    气体继电器及其二次回路试验    1）交接时
2）大修后
3）必要时    整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ    测绝缘电阻用2500V兆欧表
15    气体变压器的压力指示装置    1）交接时
2）大修后
3）必要时    符合制造厂规定    
16    整体密封检查    1）交接时
2）大修时
    按“变压器检修工艺导则”的规定执行    干式变压器不进行

4  电流互感器
4.1电流互感器
4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4—1。
表4—1电流互感器的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绕组及末屏的绝缘电阻    1）交接时、投运前
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%
2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ    1）用2500V兆欧表
2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地
3）500KV电流互感器具有二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间的绝缘电阻
2    tgδ及电容量    1）交接时、投运前
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年的数据比较，不应有显著的变化：
电压等级KV    35    110    220    500
交接
、
大
修
后    油纸电容型充油型    —
3.0    1.0
2.0    0.7    0.6
    胶纸电容型    2.5    2.0        
运行中    油纸电容型充油型    —
3.5    1.0
2.5    0.8
—    0.7—
    胶纸电容型    3.0    2.5    —    —
2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%时应查明原因
3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2%    1）主绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV
2）油纸电容型充油型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验电压值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10KV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行
3）固体绝缘电流互感器一般不进行tgδ测量
3    110KV及以上电流互感器油中溶解气体的色谱分析    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有C2H2
2）运行中油中溶解气体组合分含量超过下列任一值时应引起注意
总烃：100μΙ/Ι
H2：  150μΙ/Ι
C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级）
       1μΙ/Ι（220~500KV级）    只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可以不进行。
4    110KV级以上电流互感器油中含水量    1）交接时
2）大修后
3）必要时    油中微量水含量不应大于下表中数值：
电压等级KV    110    220    500
水份mg/l    20    15    10
    全密封电流互感器按制造厂要求进行
5    交流耐压    1）交接时（35KV及以下）
2）1－5年一次（35KV以下）
3）大修后
4）必要时    1）一次绕组交流耐压标准见附表G
2）二次绕组之间及对地为2KV
3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行    1）二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表代替。
2）SF6气体电流互感器对各电压等级均应进行交流耐压试验
6    局部放电    1）35KV固体绝缘电流互感器
(1)交接时(2)1－3年(开关内附式)3－6年(开关外附式)
2）110KV及以上油浸电流互感器：
(1)交接时(2)大修后(3)必要时    1）固体绝缘电流互感器在电压为
1.1Um/√3时放电量：交接时不大于50pC
，运行中不大于100pC。在电压为1.1Um时（必要时）放电量：交接时不大于250Pc,运行中不大于500pC
2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压为1.1Um/√3时，放电量不大于20pC    1）试验按GB5583进行
2）110KV及以上的油浸电流互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试。
7    极性    1）交接时
2）大修后
3）必要时    与铭牌标志相符    
8    各分接头的变化    1）交接时
2）大修后
3）必要时    与铭牌标志相符    计量有要求时和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定
9    励磁特性曲线    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂的特性曲线比较，应无明显差别
2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量    在继电保护有要求时进行
10    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    与出厂值或初始值比较，应无明显差别    
11    绝缘油击穿电压    1）交接时：35KV及以上
2）大修后
3）必要时    见第10章    全密封电流互感器按制造厂要求进行
12    绝缘油tgδ    1）交接时110KV及以上
2）必要时    新油90℃时应不大于0.5％，注入设备后应不大于0.7％    1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其他性能正常时应进行该项试验
2）全密封电流互感器按制造厂要求进行
13    密封检查    1）交接时
2）大修后
3）必要时    应无渗漏油现象    
注：套管式电流互感器按表4－1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。
SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件式按表4－1中序号1、7、8、9、10进行。
4．2电压互感器
4．2．1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4－2和表4－3
表4－2电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绕组的绝缘电阻    1）交接时、投运前
2）1－3年
3）大修后
4）必要时    绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60％    1）    使用2500V兆欧表
2）    测量时非被试绕组、外壳应接地
2    tgδ（20KV及以上）    1）绕组绝缘：(1)交接时，投运前(2)1－3年(3)大修后(4)必要时
2）串级式电压互感器支架：(1)交接时(2)必要时    1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值：
额定电压    温度
℃    5    10    20    30    40
35KV及以上    交接时大修后    1．5    2．5    3．0    5．0    7．0
    运行是    2．0    2．5    3．5    5．5    8．0
110KV及以下    交接时大修后    1．0    1．5    2．0    3．5    5．0
    运行是    1．5    2．0    2．5    4．0    5．5
2）支架绝缘tgδ应不大于10％    串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其他试验方法与要求自行规定，分级绝缘电压互感器试验电压为3000V
3    110KV及以上电压互感器油中溶解气体的色谱分析    1）交接时
2）1－3年
3）大修后
4）必要时    1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含有C2H2
2）运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意
总烃  100μl/l
H2:   150μl/l
C2H2: 2μl/l    只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。
4    110KV及以上电压互感器油中含水量    1）交接时
2）大修后
3）必要时    油中微量水含量不应大于下表中数值：

电压等级KV    110    220    500
水份mg/L    20    15    10
    全密封电压互感器按制造厂要求进行
5    交流耐压    1）交接时
2）1~5年(35KV以下)
3）大修后
4）必要时    1）一次绕组交流耐压标准见附录G
2）二次绕组之间及对地为2KV    1)耐压试验的频率f为150HZ及以上时,试验持续时间t按下式计算:t=60×00/f;
但不应小于20s,且f不应大于400HZ
2)二次绕组可用2500KV兆欧表测绝缘电阻代替
6    局部放电    1)15.75KV固体绝缘电压互感器:
(1)交接时
(2)1~3年
2)110KV及以上油浸电压互感器:(1)交接时、投运前（2）大修后（3）必要时    1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/√3时的放电量：交接时不大于50pC；运行中不大于100pC。固体绝缘相对地电压互感器，在电压为1.1Um时的放电量：交接时不大于50pC；运行中不大于100pC
2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.1 Um/√3时的放电量：不大于20 pC    1）实验按GB5583进行
2）110KV及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试，但不绝缘有怀疑时应进行
7    空载电流测试    1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时    1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值比较应无明显差别。
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为1.9 Um/√3，中性点接地系统为1.5 Um/√3    
8    联结组别或极性    1）交接时
2）更换绕组后
3）变动接线后    与铭牌标志相符    
9    电压比    1）交接时
2）更换绕组后
3）必要时    与铭牌标志相符    计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定
10    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    与出厂值或初始值比较，应无明显差别    
11    绝缘油击穿电压    1）交接时
2）大修后
3）必要时    见第10章    全密封电压互感器按制造厂要求进行
12    绝缘油tgδ    1）交接时
2）必要时    新油90℃时不应大于0.5%
注入设备后不应大于0.7%    1）当油浸电压互感器tgδ较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验
2）全密封电压互感器按制造厂要求进行
13    铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻    1）交接时
2）大修后    一般不低于10MΩ    1）用2500V兆欧表
2）吊芯时进行
14    密封检查    1）交接时
2）大修后
3）必要时    应无剩漏油现象    试验方法按制造厂规定
注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表4-2中的序号1、7、8、9、10
表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    中间变压器一、二次绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    与出厂值或初始值比较，应无明显差别    当一次绕组与分压电容器在内部连接而无法测量时可不测
2    中间变压器的绝缘电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    一次绕组对二次绕组及地应不大于1000MΩ
二次绕组之间及对地应大雨10MΩ    用2500 V兆欧表，从X端测量
3    角、比误差    必要时    应符合等级规定    计量有要求时进行
4    阻尼器检查    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）绝缘电阻应大于10 MΩ
2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行    1）用1000V兆欧表
2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。
注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和标准见第9章
5  开关设备
5.1  SF6断路器和GIS
5.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准见表5-1。
表5-1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    断路器和GIS内的SF6气体的湿度以及气体的其他检测项目    见第10章    见第10章    见第10章
2    SF6气体泄露    1）交接时
2）大修后
3）必要时    年漏气率不大于1%或按制造厂要求    1）按GB11023方法进行
2）对电压等级较高的断路器及GIS，因体积大可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时24h，测得的SF6气体含量（体积比）不大于30×10-6
3    辅助回路和控制回路绝缘电阻    1）交接时
2）1~3年
3）大修后    绝缘电阻不低于1 MΩ    用1000V兆欧表
4    耐压试验    1）交接时
2）大修后
3）必要时    交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%，当试验电压低于G的规定值时，按附录G的规定进行试验    1）试验在SF6气体额定压力下进行
2）对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对他们进行电压值为最高运行电压的5min检查试验
3）罐式断路器的耐压试验包括合闸对地和分闸断口间两种方式
4）对柱式断路器，仅对定开距式断路器进行断口间耐压实验。
5    辅助回路和控制回路的交流耐压    1）交接时
2）大修后    试验电压为1KV    1）可用2500V兆欧表代替
2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低
6    断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量tgδ    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化
2）罐式断路器（GIS中的断路器）按制造厂规定
3）单节电容器按第9章规定    1）交接大修时，对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和tgδ，作为该设备的原始数据
2）对罐式断路器（包括GIS中的断路器）必要时进行试验，试验方法按制造厂规定
7    合闸电阻值和合闸的投入时间    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）除按制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%
2）合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核    罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测定
8    断路器的速度特性    1）交接时
2）机构大
修后
3）必要时    测量方法和测量结果应符合制造厂规定    制造厂有要求时测
9    断路器的时间特性    1）交接时
2）机构大
修后
3）必要时    1）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定
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    
10    分、合闸电磁铁的动作电压    1）交接时
2）1~3年
3）机构大
修后
4）必要时    1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范围或直流额定电压的80% ~ 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65% ~120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣
2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值大于50KA时为85%）时应可靠动作    采用突然加压法
11    导电回路电阻    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定
2）运行中，敞开式断路器的回路电阻值不大于交接试验值的120%，GIS中的断路器应符合制造厂的规定    如用直流压降法测量，电流不小于100A
12  ,   分合闸线圈的直流电阻及绝缘电阻    1）交接时
2）机构大修后    1）    直流电阻应符合制造厂规定
2）    绝缘电阻不小于1MΩ    用1000V兆欧表
13    SF6气体密度继电器检查及压力表校验    1）交接时
2）大修后
3）1~3年
4）必要时    1）应符合制造厂规定    
14    机构压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机构安全阀校验    1）交接时
2）机构大修后
3）必要时    按制造厂规定    对气动机构应校验各级气阀的整定值（减压阀及机构安全阀）
15    操动机构在分闸、合闸及重合闸下的操作压力（气压，液压）下降值    1）交接时
2）机构大修后    应符合制造厂规定    
16    液（气）压操动机构的泄露试验    1）交接时
2）机构大修后
3）必要时    按制造厂规定    应在分、闸下分别试验
17    油（气）泵补压及零起打压的运转时间    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    应符合制造厂规定    
18    液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验    1）交接时
2）机构大修后    按制造厂规定    
19    闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能    1）交接时
2）大修后
3）必要时    按制造厂规定    
20    GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器    1）交接时
2）大修后
3）必要时    按制造厂规定或分别按第4章、第11章进行    
21    GIS的联锁和闭锁性能试验    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    动作应准确可靠    检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作

5.2    多油断路器和少油断路器
5.2.1    多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准表5 – 2。
表5 – 2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）    交接时
2）    1 ~3年
3）    大修后    1）    整体绝缘电阻自行规定
2）    断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）不应低于下表数值：（20℃）
试验类 别    额定电压（KV）
    ﹤24    24~40.5    126~252
交接时
大修后    
1200    
3000    
6000
运行中    
600    
1500    
3000
    用2500V兆欧表
2    40.5KV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tgδ    1）    交接时
2）    1 ~3年
3） 大修后    1）20℃时多油断路器的非纯瓷陶管的tgδ（%）值见表6
  2）20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ（%）值，可比表6中相应的tgδ（%）值增加下列数值：
额定电压（KV）    
≥126    
40.5
tgδ（%）值的增加数    
1    
3
    1）在分闸状态下按每支套管进行测量，测得的tgδ超过规定值或有显著增大时，必须落下油箱进行分解试验。对落下油箱的断路器，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tgδ可相应增加1%
3    40.5KV及以上少油断路器的泄漏电流    1）    交接时
2）    1 ~3年
3） 大修后    1）每一元件的试验电压如下：
额定电压（KV）    45.5    126~252
直流试验电压（KV）    20    40
2）泄漏电流不应大于10μA    220KV少油断路器提升杆（包括支持瓷套）的泄漏电流大于5μA时，应引起注意
4    断路器对地、断口及相间交流耐压    1）    交接时
2）    1 ~3年（12KVJ及以下
3） 大修后（45.5KV）
4）必要时（126KV及以上    断路器在分、合状态下分别进行，试验电压按G规定值。    1）    对于三相共箱式的油断路器应做相间耐压试验，其试验电压值与对地耐压值相同
2）断口耐压的定植试验可不做
5    126KV及以上断路器提升杆的交流耐压    1）交接时
2）大修后
3）必要时    试验电压按G规定值。    1）耐压设备不能满足要求时可分段段进行，分段数不应超过6段（252KV）或3段（126KV），加压时间为5min
2）每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定
6    辅助回路和控制回路交流耐压    1）    交接时
2）    1~3年
3）必要时    试验电压为1KV    可涌2500V兆欧表代替
7    导电回路电阻    1）    交接时
2）    1~3年
3）必要时    1）大修后及交接时应符合制造厂规定
2）运行中自行规定    如用直流压降法测量，电流不小于100A
8    灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容值tgδ    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）并联电阻值应符合制造厂规定
2）并联电容值与断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明显变化
3）单节并联电容器按第9章规定    交接、大修时应测量电容器和断口并联后的整体电容器和tgδ，作为该设备的原始数据
9    断路器的速度特性    1）交接时
2）大修后
3）必要时    断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂规定    在额定操作电压（气压或液压）下进行
10    断路器的时间特性    1）交接时
2）大修后
3）必要时    断路器的分、合闸时间及分、合闸的同期性均应符合制造厂规定    在额定操作电压（气压或液压）下进行
12    合闸接触器合分、合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻辅助回路和控制回路绝缘电阻    1）交接时
2）机构大修后
3）必要时    1）直流电阻应符合制造厂规定
2）绝缘电阻不小于1MΩ    用1000V兆欧表
13    断路器本体和套管中绝缘油试验        见第10章
14    断路器的电流互感器    1）交接时
2）大修后
3）必要时    见第4章
15    机构压力表校验（或调整），机构操作压力（液压）整定值检验，机构安全阀校验    1）交接时
2）机构大修后
    应符合制造厂规定    
16    操作机构在合闸、分闸及重合闸下的操动压力（液压）下降值    1）交接时
2）机构大修后
    应符合制造厂规定    
17    液压操动机构的泄漏试验    1）交接时
2）机构大修后
3）必要时    应符合制造厂规定    应在分、合闸位置下分别试验
18    油泵补压及零起打压的运转时间    1）交接时
2）1~3年
3）机构大修后
4）必要时    应符合制造厂规定    
19    液压机构防失压慢分试验    1）交接时
2）机构大修后
    按制造厂规定    

5．3  真空断路器
5.3.1  真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-3
表5-3 真空断路器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）交接时
2）1~3年
3）大修后    1）整体绝缘电阻参照制造长的规定或自行规定
2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ不应低于下表数值（20℃时）：
试验类别    额定电压（KV）
    <24    24~40.5
交接时大修后    1200    3000
运行中    300    1000
    用2500V兆欧表
2    断路器主回路对地、断口及相间交流耐压    1）交接时
2）1~3年（35KV及以下）
3）大修后
4）必要时    断路器在分、合状态下分别进行，试验电压值按G规定值    1）更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验
2）相间、相对地及断口的耐压值相同
3    辅助回路和控制回路交流耐压    1）交接时
2）1~3年
3）大修后    试验电压为1KV    可涌500V兆欧表代替
4    导电回路电阻    1）交接时
2）1~3年
3）大修后
4）必要时    1）大修后及交接时应符合制造厂规定
2）运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值    如用直流压降法测量，电流应不小于100A
5    断路器的合闸时间和分闸时间，合闸、分闸的同期性，合闸弹跳时间与分闸反弹幅值，分、合闸速度    1）交接时
2）1~3年
3）大修后    1）应符合制造厂规定
2）合闸弹跳时间不大于2ms    在额定操作电压下进行
6    灭弧室的触头开距及超行程    1）交接时
2）1~3年
3）大修后    应符合制造厂规定    
7    操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    大修后    1）    并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范围内或直流额定电压的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的30%或更低时不应脱扣
2）    在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。    采用突然加压法
8    合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻    1）    交接时
2）    更换线圈后
3）    必要时    1）    直流电阻应符合制造厂规定
2）    绝缘电阻不小于1MΩ    用1000V兆欧表
9    灭弧室真空度测试    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    灭弧室真空度应符合制造厂规定    有条件时进行

5.3    高压开关柜
5.4    高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5—4。
       表5—4高压开关柜的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    辅助回路和控制回路绝缘电阻    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    大修后    绝缘电阻不低于1MΩ    用1000V兆欧表
2    辅助回路和控制回路交流耐压    1）    交接时
2）    大修后    试验电压为1KV    可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
3    操动机构合闸接触器及分合闸电磁铁的最低动作电压    1）    交接时
2）    机构大修后    1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的80 ~ 110%范围内或直流额定电压的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的30%或更低时不应脱扣
2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。    采用突然加压法
4    合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻    1）    交接时
2）    机构大修后
3）    必要时    1）    直流电阻应符合制造厂规定
2）    绝缘电阻不小于1MΩ    测绝缘电阻用1000V兆欧表
5    断路器的速度特性、时间特性及其它要求    1）    交接时
2）    大修后
3）    必要时    根据断路器型式，应分别符合5.1、5.2、5.3条中的有关规定    
6    绝缘电阻    1）    交接时
2）    1 ~ 3年（12KV及以下）
3）大修后    应符合制造厂规定    在交流耐压试验前、分别进行
7    交流耐压    1）    接时
2）    1~ 3年（12KV及以下）
3）    大修后    试验电压值按附录G规定    1）    施加方式；合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间
2）    相间、相对地及断口间的试验电压值
8    检查电压抽取（带电显示）装置    1）    交接时
2）    大修后
3）    必要时    应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术条件》    
9    灭弧室真空度测试    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    必要时    灭弧室真空度应符合制造厂规定    有条件时进行
10    开关柜中断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    大修后    1）    交接时和大修后应符合制造厂规定
2）    运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。    隔离开关和隔离插头的回路电阻在有条件时进行测量
11    五防性能检查    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    大修后    应符合制造厂规定    五防指：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉合隔离开关；③防止带电（挂）合接地（线）开关；④防止带接地（线）开关合断路器；⑤防止误入带电间隔
12    高压开关柜中的电流互感器    1）    交接时
2）    大修后
3）    必要时    见第4章    
注：计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验项目、周期和要求可参照5—4中有关序号进行，柜内主要元部件（如：互感器、电容器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。

5．5 自动灭磁开关
自动灭磁开关的试验项目、周期和标准见表5-2中的序号11和12
5.5    隔离开关
5.6.1    隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-5
表5-5 隔离开关的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    有机绝缘支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻    1）    交接时
2）    1 ~ 3年
3）    大修后    a)    用兆欧表测量胶合元件分层电阻
b)    有机材料传动提升杆的绝缘电阻（MΩ）值不得低于下表数值：
试验类别    额定电压（KV）
    <24    24~40.5
交接时
大修后    1200    3000
运行中    300    1000
    用2500V兆欧表
2    二次回路绝缘电阻    1)交接时
2)大修后
3)必要时    绝缘电阻不低于1MΩ    用1000V兆欧表
3    二次回路交流耐压试验    1)交接时
2)大修后    试验电压为1000V    可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
4    交流耐压    1)交接时
2)大修后    1)试验电压按附录G规定
2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时,可对个胶合元件分别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行    1)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不应降低
2）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验
5    电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压    1）交接时
2）大修后    最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%~80%范围内    气动或液压应在额定压力下进行
6    导电回路电阻    1）交接时
2）大修后（仅对500KV）    1）交接时应符合制造厂规定
2）大修后不大于制造厂规定值的1.5倍    如用直流压降法测量，电流不大于100A
7    操动机构的动作情况    1）交接时
2）大修后    1）电动、气动或液压操动机构在额定操作电压（气动或液压）下分、合闸5次，动作应正常
2）手动操动机构操作应灵活，无卡涩
3）闭锁装置应可靠    

6 套管
6.1 套管的试验项目、周期和标准见表6
表6 套管的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    主绝缘及电容型套管及末屏对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修（包括主设备大修）后
3）投运前    
4）1~3年
5）必要时    1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：
110KV以下5000MΩ
110KV及以上10000MΩ
2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ    用2500V兆欧表
2    油中溶解气体色谱分析    1）交接时
2）大修后
3）6~10年（110KV及以上）
4）必要时    油中溶解气体组份含量（V/ V）超过下列任一值时应引起注意：
H2：  500μI/I
CH4： 100μI/I
C2H2：1μI/I（200~500KV）
        2μI/I（110KV及以下）    
3    主绝缘及电容型套管末屏对地的tgδ与电容量    1）交接时
2）大修（包括主设备大修）后
3）投运前    
4）1~3年
5）必要时    1）主绝缘20℃时的tgδ值不应大于下表中数值：
电压等级KV    20~35    110    220~500
交接时    充油型    2.5    110    1.0
    油纸电容型    0.7    0.7    0.5
    胶纸电容型    1.5    1.0    1.0
大修后    充油型    3.0    1.5    1.5
    油纸电容型    1.0    1.0    0.8
    胶纸电容型    2.0    1.5    1.0
运行中    充油型    3.5    1.5    1.5
    油纸电容型    1.0    1.0    0.8
    胶纸电容型    3.0    1.5    1.0
2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末屏对地的tgδ；加压2KV，其值不大于2%
3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过±5%时应查明原因    1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，若tgδ随温度升高明显增大，或试验电压由10KV升到Um/√3，tgδ增量超过±0.3%时不应继续运行
2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量
3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tgδ。
4    交流耐压    1）交接时
2）大修后
3）6~10年（110KV及以上）
4）必要时    试验电压值见附录G    35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压
5    110KV及以上电容型套管的局部放电    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/√3，其它套管的试验电压为1.05 Um/√3
2）在试验电压下局部放电值（PC）不大于下列数值：
    油纸电容型    胶纸电容型
交接及大修后    10    250（100）
运行中    20    自行规定
    1）交接时制造厂提供数据时可不进行此项试验
2）存放1年以上投运前应进行此项试验
3）左表括号内的局部放电值用于非变压器、电抗器的套管
注：①充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管
②油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管
③胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管
7支柱绝缘子和悬式绝缘子
7.1发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准见表7
            表7发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标   准    说   明
1    110kV及以上绝缘子零值检测    1-5年    在运行电压下进行    1）    根据绝缘子的劣化率调整检测周期
2）    对多元件针式绝缘子应检测每一胶和元件
2    绝缘子绝缘电阻    1）    交接时
2）    悬式绝缘子1-5年
3）    针式支柱绝缘子1-5年    1）    针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300 MΩ，500kV悬式绝缘子不应低于500 MΩ
2）    35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ
3）    半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定    1）    用2500V及以上兆欧表
2）    棒式支柱绝缘子不进行此项试验
3    绝缘子交流耐压    1）    交接时
2）    单元件支柱绝缘子1-5年
3）    悬式绝缘子1-5年
4）    针式绝缘子1-5年
5）    随主设备
6）    更换绝缘子时    1）    支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B
2）    35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下：
两个胶合元件者，每个元件50kV
三个胶合元件者，每个元件34kV
3）机械破坏负荷为60~300kN的盘行悬式绝缘子交流耐压试验电压值均为取60kV    1）棒式绝缘子不进行此项试验
2）35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准规定
4    绝缘子表面污秽物的等值盐密    1年    参照附录C污秽等级与对应符盐密度值检查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污秽水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施    应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘子取样，测量应在当地积污量最重的时期进行

注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。
8电力电缆线路
8.1一般规定
8.1.1对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作直流耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。
8.1.2对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。
8.1.3进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压（至少3段）每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时间达到规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况的参考，不做为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压（不宜超过产品标准规定的出厂试验电压）或是延长试验时间，确定能否继续运行。
8.1.4除自容式冲油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定：
a)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻（异常时按b处理）
b）停电超过1个月但不满1年的：作规定直流耐压试验值的50%耐压1min。
c)停电超过1年的电缆线路必须作常规直流耐压试验。
8.1.5新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应作1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。
8.2纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1
                     表8-1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标   准    说   明
1    绝缘电阻    1）    交接时
2）    直流耐压试验前
3）必要时    自行规定    电缆U  兆欧表电压
1kV及以下 1000V
1kV以上 2500V
6kV及以上 2500V或5000V
2    直流耐压    1）    交接时
2）    新作终端或接头后
3）    1-3年    1）    试验电压值按下表规定：加压时间交接时10min,其余不少于5 min
    6 kV及以下电缆的泄漏电流小于10µA，10 kV及以上电缆的泄漏电流小于20µA时，对不平衡系数不作规定
            电缆额定电压U0/U（kV）    直流试验电压（kV）    
            0.6/1    4    
            1.8/3    12    
            3.6/6    24    
            6/6    30    
            6/10    40    
            8.7/10    47    
            21/35    105    
            26/35    130    
            2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于1min时的泄漏电流值
3)三相之间的泄漏电流不平衡系数（最大值与最小值之比）不应大于2    
3    相位检查    1）    交接时
2）    必要时    与电网相位一致    

8.3橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯、交联聚乙烯与乙丙橡皮绝缘电力电缆。
8.3.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-2
                   表8-2橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标  准    说  明

1
    电缆主绝缘绝缘电阻    1）交接时
2）耐压试验前
3）必要时    自行规定    0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表
0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表


2

    电缆外护套、内衬层绝缘电阻    1）交接时
2）耐压试验前
3）必要时    每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ    1）    用500兆欧表
2）    当绝缘电阻低于标准时应采用附录D中叙述的方法判断是否进水
3）    110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做


3

    铜屏蔽层电阻和导体电阻比（Rp/Rx）    1）交接时
2）重作终端或接头后
3）必要时    较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比减小时表明附件中的导体连接点的电阻有可能增大。数据自行规定    1）    用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻
2）    终端以及中间接头的安装工艺，必须符合附录E的要求才能测量，不符合此附录者不测量。


4

    电缆主绝缘交流耐压试验    1）交接时
2）新作终端或接头后
3）1-3年    交流耐压
（1）0.1Hz耐压试验（35kV及以下）
交接时：3U0        60min
预试时：2.1 U0          5 min
（2）1-300Hz谐振耐压试验
交接时：
电压等级  试验电压  时间
35kV及以下   2U0       60min
66kV、110kV 1.7U0      60min
220kV       1.4U0    60min
预试时：
电压等级  试验电压  时间]
35kV及以下   1.6U0      5min
66kV、110kV  1.36U0      5min
220kV        1.12U0   5min
    1）110kV及以上一端为空气绝缘终端，另一端为GIS的电缆和两端均为空气绝缘终端的电缆应进行定期试验
2）两端均为密闭式终端的电缆可不进行定期试验


5

    交叉互联系统    1）交接时
2）2-3年
3）互联系统故障时    见表8-4    
6    相位检查    1）交接时
2）必要时    与电网相位一致    

8.4 自容式充油电缆线路
8.4.1自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-3
                       表8-3自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标  准    说  明


1

    主绝缘直流耐压    1）交接时
2）因失去油压导致受潮或进气修复后
3）新作终端或接头后    试验电压值按下表：    左表中数据皆为kV值
            U0/U    冲击耐受电压    交接时15min    修复、作头后5 min    
            64/110    450    286    225    
                550        275    
            127/220    850
950
1050    506    425
475
510    


2

    电缆外护套和接头外护套的直流耐压    1)交接时
2)2-3年    试验电压5kV,加压时间1min    1)根据历次试验记录积累经验后可以用测量绝缘电阻代替,有疑问时再作直流耐压
2)可与交叉互连系统中的直流耐压结合一起进行


3

    压力箱
1）    供油特性
2）    电缆油击穿电压
3）    电缆油的tgδ    与其直接连接的终端或塞止接头发生故障后    1）    压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供油量的90%
2）    不低于50kV
3）    不大于0.5%（100℃时）    压力供油特性的试验方法按GB9326.5第6.3条进行


4
    油压示警系统：
1）信号指示    1）交接时
2）6个月    合上示警系统信号装置的试验开关应能正确发出相应的示警信号    
    2）控制电缆线芯对地绝缘    1）交接时
2）1-2年    每公里绝缘电阻不小于1MΩ    用100V或250V兆欧表


5
    交叉互联系统    1）交接时
2）2-3年
3）互联系统故障时    见表8-4    


6

    电缆及附件内的电缆油
1）    击穿电压
2）    tgδ
3）    油中溶解气体    1）交接时
2）2-3年
3）必要时    1）新油不低于50kV，运行中油不低于45 kV
2）油温100±1℃和场强1MV/m下新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0%
3）电缆油中溶解气体组分含量的注意值
    1）油中溶解气体的试验只在交接时，或是当怀疑电缆绝缘过热老化或塞止接头存在严重局部放电时进行
2）试验方法和要求按GB7252规定进行，标准栏所列注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，应参照SD304，进行追踪分析查明原因
            注意值µl/l(v/v)    
            可燃气体总量1500    H2 500    
            C2H2  痕量    CO 100    
            CO2   1000    CH4 200    
            C2H4    200    C2H6 200    
7    相位检查    1）交接时
2）必要时    与电网相位一致    

8.4.2交叉互联系统的试验项目、周期和标准见表8-4
                        表8-4交叉互联系统的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标  准    说  明


1

    电缆外护套、绝缘接头外护套及其绝缘夹板对地直流耐压    1）交接时
2）2-3年    在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5kV，加压时间1min不应击穿    试验时必须将护层过电压保护器断开，在互联箱中应将另一侧的所有电缆金属套都接地


2

    护层过电压保护器：1）非线性电阻片的直流伏安特性
2）非线性电阻片及其引线对地的绝缘电阻    1）交接时
2）2-3年    1）伏安特性或参考电压应符合产品标准的规定
2）用1000V兆欧表测量绝缘电阻不应低于10MΩ
    按产品标准规定值加压于炭化硅电阻片，若试验时温度为t℃则被测电流应乘以修正系数（120-t）/100


3

    互联箱：
1）闸刀（或连接片）的接触电阻
2）检查闸刀（或连接片）连接位置    1）交接时
2）2-3年    1）在正常工作位置进行测量，接触电阻不应大于20µΩ
2）应正确无误    1）用双臂电桥
2）在密封互联箱之前进行；发现连错改正后必须重测闸刀（或连接片）的接触电阻
注：互联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两大段均应进行试验
9 电容器
9.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
9.1.1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表9-1
          表9-1高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标   准    说   明
1    极对壳绝缘电阻    1）交接时
2）2-3年    不低于2000MΩ    1）    用2500V兆欧表
2）    单套管电容器不试
2    电容值    1）交接时
2）必要时    1）电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%范围
2）电容值不应小于出厂值的95%    用电桥法或电压电流法

3
    并联电阻值测量    1）交接时
2）1-5年
3）必要时    电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内    用自放电法
4    极对壳交流耐压    交接时    接出厂耐压值的75%进行    
5    渗漏油检查    1）交接时
2）运行中不大于6个月    漏油者应停止使用    观察法

6
    冲击合闸    交接时    在电网额定电压下冲击合闸3次，无闪络及熔断器熔断等异常现象    
9.1.2 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。
9.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
9.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器试验项目、周期和标准见表9-2
           表9-2耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    极间绝缘电阻    1）交接时
2）投运后1年内
3）1-3年
4）必要时    一般不低于5000MΩ    用2500V兆欧表


2

    电容值    1）交接时
2）投运后1年内
3）1-3年
4）极间耐压后
5）必要时    1）每节电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%范围
2）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期
3）一相中任两节实测电容值差不应超过5%    1）用交流电桥法
2）一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差


3

    tgδ
    1）交接时
2）投运后1年内
3）1-3年
4）必要时    以10kV电压测量时tgδ值不应大于下列数值：
交接时：
油纸绝缘0.005；膜纸复合绝缘0.0015
运行中：
1）油纸绝缘0.005，如超过0.005但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.008，可监督运行。
2）膜纸绝缘0.003。运行中若测试值超过0.0015，应加强监视，且测量值超过0.003时，应予以更换    电容式电压互感器中压电容的试验电压自定。


4

    交流耐压和局部放电    1）交接时（500kV）
2）必要时    试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压后1min，降至0.8×1.3Um历时10s，再降至1.1Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC    1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只做局部放电试验。
2）Um为最大工作线电压

5
    渗漏油检查    1）交接时
2）不小于6个月    漏油时停止使用    用观察法
6    低压端对地绝缘电阻    1）交接时
2）投运后1年内
3）1-3年    1）交接时不低于100MΩ
2）运行中不低于10MΩ    用2500V兆欧表

9.2.2电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验。
9.2.3带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。
9.2.3.1测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。
9.2.3.2判断方法
a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%-+10%范围内时，应停电进行试验；
b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；
c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。
9.3断路器断口并联电容器
9.3.1断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准见表9-3
                   表9-3断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    极间绝缘电阻    1）交接时
2）断路器大修后
3）必要时    一般不低于5000MΩ    用2500V兆欧表
2    电容值    1）交接时
2）断路器大修后
3）必要时    电容值偏差应在额定值的±5%范围内    用交流电桥法
3    tgδ
    1）交接时
2）断路器大修后
3）必要时    10kV电压下的tgδ值不大于下列数值：油纸绝缘0.005
膜纸复合绝缘0.0015
    
4    渗漏油检查    不大于6个月    漏油时停止使用    用观察法
9.4集合式电容器
9.4.1集合式电容器的试验项目、周期和标准见表9-4
                        表9-4集合式电容器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    相间和极对壳绝缘电阻    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    自行规定    1）    用2500V兆欧表
2）    试验时极间应用短路线短接


2

    电容值    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    1）每相电容值偏差应在额定值的-5%-+10%范围内，且电容值与出厂值比较应在测量误差范围内
2）三相电容值比较，最大值与最小值之比大于1.06
3）每相有三个套管引出的电容器，应测量每两个套管之间的电容量，与出厂值相差不得超过±5%    
3    相间和极对壳的交流耐压    1）交接时
2）必要时    试验电压为出厂值的75%    试验时间应用导线短路
4    绝缘油击穿电压    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    参照表10-1的标准    
5    渗漏油检查    不大于6个月    应修补渗漏油处    观察法
6    冲击合闸    交接时    在电网额定电压下冲击合闸3次无闪络、击穿故障    

9.5 并联电容器组用串联电抗器
9.5.1并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表9-5
                   表9-5并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绕组绝缘电阻    1）交接时
2）1-3年
3）大修后
4）必要时    不低于1000MΩ    用2500V兆欧表
2    绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）三相绕组之间差别不应大于三相平均值的4%
2）与上次测试结果相差不大于2%    
3    电抗（或电感）值    1）交接时
2）必要时3）大修后    与出厂值比较不大于5%    
4    绝缘油击穿电压    1）交接时
2）大修后
3）1-3年    参照表10-1中标准    


5

    绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压    1）交接时
2）大修后
3）必要时    1）油浸铁芯电抗器为出厂试验电压值的85%
2）干式空芯电抗器同支柱绝缘子    


6

    轭铁梁和穿芯螺栓（可接触到）的绝缘电阻    1）大修时    不小于10MΩ    1）    吊芯时进行
2）    用2500V兆欧表
9.6放电线圈
9.6.1放电线圈的试验项目、周期和标准见表9-6
                         表9-6放电线圈的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）交接时
2）1-3年
3）大修后
4）必要时    不低于1000MΩ    一、二次绕组间及对壳均用2500V兆欧表
2    交流耐压    1）交接时
2）大修后
3）必要时    试验电压为出厂值的85%
    
3    绝缘油击穿电压    1）交接时
2）大修后
3）必要时    参照表10-1中标准    
4    一次绕组直流电阻    1）交接时
2）大修后
3）1-3年4）必要时    与上次测量值相比较无明显变化    可用万用表
5    电压比    1）交接时
2）大修后
3）必要时    符合厂家标准    

10绝缘油和六氟化硫气体
10.1变压器油
10.1.1新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040《超高压变压器》的规定。
10.1.2变压器油试验项目、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。
10.1.3设备和运行条件不同，会导致釉质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。
                           表10-1变压器油试验项目、周期和标准

序号    项  目    周  期    标  准    说  明
            投入运行前油    运行油    


1

    外观    1）注入设备前后的新油
2）运行中取油样时进行    透明、无杂质或悬浮物    将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地方观察


2

    水溶性酸pH值    1）注入设备前后的新油
2）运行中：（110-500 kV）1年，其余自行规定    ≥5.4    ≥4.2    按GB7598《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验


3

    酸值（mgKOH/g）    1）注入设备前后的新油
2）运行中：（110-500 kV）1年，其余自行规定    ≤0.03    ≤0.1    按GB264《石油产品酸值测定法》或GB7599《运行中变压器油、气轮机油酸值测定法（BTB）法》进行试验


4

    闪点（闭口）（℃）    1）准备注入设备的新油
2）注入500kV设备后的新油    ≥140（10号、25号油）
≥135（45号）    与新油原始测量值相比不低于10℃    按GB261《石油产品闪点测定法》进行试验


5

    水份（mg/l）    1）准备注入110kV及以上设备的新油
2）注入500kV设备后的新油
3）运行中500kV设备半年，110-220kV设备1年
4）必要时    110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10    110kV≤35
220kV≤25
500kV≤15    运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50℃是采样，按GB7600《运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）》或GB760《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》运行试验


6

    击穿电压（kV）    1）注入设备前后的新油
2）运行中（35kV及以上设备、厂用变、消弧线圈）1-3年    15kV以下≥30
15-35kV≥35
110-220kV≥40
500kV≥60    15kV以下≥25
15-35kV≥30
110-220kV≥35
500kV≥50    按GB507和DL429.9方法试验。
7    界面张力（25℃）（mN/m）    必要时    ≥35    ≥19    按GB6541《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验


8

    tgδ（90℃）
（%）    1）准备注入设备的新油
2）注入110-500 kV设备后的新油
3）运行中：500 kV设备1年；220 kV设备5年
4）必要时    注入前：≤0.5
注入后：
220 kV及以下≤1
500 kV≤0.7    ≤2    按GB5654《液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积电阻率的试验方法》进行试验
9    体积电阻率（90℃）
（Ω.m）    必要时    ≥6×1010    500 kV≥1×1010
220 kV及以下≥3×109    按DL421《电阻率测定法》进行试验


10

    油中含气量
（v/v）（%）    1）注入500 kV设备前后的新油
2）运行中500 kV设备1年
3）必要时    ≤1    一般不大于3    按DL423《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL450《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验
11    油泥与沉淀物（m/m）
（%）    必要时        一般不大于0.02    按GB511《机械杂质测定法》方法试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中称重
12    油中溶解气体色谱分析    见各设备章节    见各设备章节    取样、试验和判断方法分别按GB7595、SD304、和GB7252的规定

注：①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。
②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。
③10 kV及以下设备试验周期可自行规定。
④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。
10.1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。
10.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。
10.1.4.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。
10.1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。
10.1.4.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1：1比例混合。
10.2断路器油
10.2.1断路器专用油的新油应按SH0351《断路器油》进行验收。
10.2.2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准见表10-2。
                   表10-2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周期    标  准    说  明
            投入运行前油    运行油    


1

    水溶性酸pH值    1）交接时
2）110 kV及以上新设备投运前及大修后检验项目序号1-6年，运行中为1年，检验项目为序号4
3）110 kV以下新设备投运前或大修后检验项目序号1-6年，运行中不大于3年，检查项目序号4
4）少油断路器（油量为60kg以下）小于3年或以换油代替    ≥5.4    ≥4.2    见表10-1序号2
2    机械杂质        无    外观目测
3    游离碳        无较多碳悬浮于油中    外观目测


4

    击穿电压（kV）        110 kV及以下≥35
110 kV以上≥40    110 kV及以下≥30
110 kV以上≥35    1）按GB507和DL424.9方法进行试验
2）进行直流泄漏试验的油开关，可不进行顶期油耐压试验




5

    酸值（mgKOH/g）        ≤0.03    ≤0.1    见表10-1序号3


6

    闪点（闭口）（℃）        ≥140（10号、25号油）
≥135（45号油）    不应比左栏要求低5℃    见表10-1序号4

10.3 SF6气体
10.3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。每批产品按十分之三的抽检率复核主要技术指标。
10.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。
10.3.3关于补气和气体混合使用的规定：
     1）所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥；
     2）符合新气质量标准的气体均可混合使用。
10.3.4交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准见表10-3
                   表10-3交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    湿度（20℃v/v）(µl/l)    1）交接时
2）1-3年（110 kV及以上）
3）大修后
4）必要时    1）断路器灭弧室气室：
交接时及大修后不大于150
运行中不大于300
2）其他气室：
交接时及大修后不大于250
运行中不大于500    1）按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》进行
2）新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行1-3年测1次
3）周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表5-1中序号2的要求时，按实际情况增加的检测
2    密度（标准状态下）（kg/m3）    必要时    6.16    按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行
3    毒性    必要时    无毒    按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行

4
    酸度（µg/g）    1）大修后
2）必要时    ≤0.3    按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量

5
    四氟化碳（m/ m）（%）    1）大修后
2）必要时    ≤0.05    按SD311《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行
6    空气（m/ m）（%）    1）大修后
2）必要时    1）交接时及大修后≤0.05
2）运行中≤0.2    见序号5
7    可水解氟化物（µg/g）    1）大修后
2）必要时    ≤1.0    按SD309《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进行

8
    矿物油（µg/g）    1）大修后
2）必要时    ≤10    按SD310《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光脯法）》进行
11 避雷器
11.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准见表11-1
                           表11-1阀式避雷器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    绝缘电阻    1）交接时
2）大修后
3）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前
4）35kV及以上线路上避雷器1-3年
5）10kV及以下线路上避雷器自行规定
6）必要时    1）FZ（PBC，LD）、和FCD型避雷器的绝缘电阻自行规定，但与前一次及同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化。
2）FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 MΩ    1）用2500V及以上兆欧表
2）FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况。


2

    电导电流及串联组合元件的非线性因数差值    1）交接时2）大修后
3）每年雷雨季前
4）必要时    1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录F，还应与历年数据比较，不应有显著变化。
2）同一相内串联组合元件的非线性因数差值，不应大于0.05，电导电流差值（%）不应大于30%。
3）试验电压如下：
    1）施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。
2）由两个以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验。
3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F。
4）可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果做出判断。
5）如果FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，但电导电流合格允许做换节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05。
6）运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300-400µA范围内。

            元件额定
电压（kV）    3    6    10    15    20    30    
            试验电压U1（kV）
    -    -    -    8    10    12    
            试验电压U2（kV）    4    6    10    16    20    24    


3

    工频放电电压    1）交接时
2）大修后
3）发电厂、变电所避雷器1-3年，其他自行规定
4）必要时 &n, bsp;  1）FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内    带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只在解体大修后进行。
            额定电压（kV）    3    6    10    
            放电电压（kV）    交接时大修后    9-11    16-19    26-31    
                运行中    8-12    15-21    23-33    
            2）FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F
3）有间隙金属氧化物避雷器的工频放电电压应符合制造厂的规定    


4

    底座绝缘电阻    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前
3）线路上避雷器1-3年
4）大修后
5）必要时    自行规定    用2500V及以上兆欧表


5

    放电计数器动作检查    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前
3）线路上避雷器1-3年
4）大修后
5）必要时    测试3-5次，均应正常动作。
    
6    密封检查    1）大修后
2）必要时    避雷器内腔抽真空至（300-400）×133Pa后，在5min内，其内部气压的增加不应超过100Pa    
注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期
11-2金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表11-2
                     表11-2金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    绝缘电阻    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器1-3年（6-10kV避雷器）
3）3-5年（500kV避雷器）
4）必要时    1）35kV以上，不低于2500 MΩ
2）35kV及以下，不低于1000MΩ    用2500V及以上兆欧表


2

    直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器1-3年（6-10kV避雷器）
3）3-5年（500kV避雷器）
4）必要时    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）0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50µA    1）测量时应记录环境温度和相对湿度
2）测量电流的导线应使用屏蔽线
3）初始值系指交接试验或投产试验时的测量值


3

    运行电压下的交流泄漏电流    1）交接时
2）新投运的35kV及以上者，投运3个月后带电测量一次，以后每个雷雨季前、后各测量一次
3）必要时    1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必须停电检查
2）当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短检测周期。    测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰的影响。


4

    工频参考电流下的工频参考电压    1）交接时（35kV及以上者）
2）必要时    应符合GB11032或制造厂规定    1）    测量时的环境温度宜为20±15℃
2）    测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换）


5

    底座绝缘电阻    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前
3）必要时    自行规定    1）    用2500V及以上兆欧表
2）    可在带电状态下检查


6

    放电计数器动作检查    1）交接时
2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前
3）必要时    测试3-5次，均应正常动作    可在带电状态下检查
11.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准：
a)避雷器大修时，其SF6气体按表10-3的规定
b)避雷器运行中的密封检查按表5-1的规定
c)其他有关项目按表11-2中的规定。
11.4避雷器带电试验
a)系统电压等级35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应3-5年进行一次停电试验。
b)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，标准可自行规定。
c)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判别标准见表11-2序号3。
12  母线
12.1封闭母线
12.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表12-1所示。
                         表12-1封闭母线的试验项目、周期和标准见
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    绝缘电阻    1）交接时
2）大修后    1）额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于100MΩ
2）6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ    用2500V兆欧表


2

    交流耐压    1）交接时
2）大修后     额定电压（kV）    试验电压（kV）    




                出厂    现场    
            6    42    32    
            15    57    43    
            20    68    51    
            24    70    53    

12.2一般母线
12.2.1一般母线的试验项目、周期和标准见表12-2
                          表12-2一般母线的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）交接时
2）大修后
3）1-5年    不应低于1 MΩ/ kV    用2500V兆欧表
2    交流耐压试验    1）交接时
2）大修后
3）1-5年    额定电压在1 kV以上时，试验电压参照“支柱绝缘子和悬式绝缘子”规定；额定电压在1 kV及以下时，试验电压为1 kV    

13 二次回路
13.1二次回路的试验项目、周期和标准见表13
                             表13二次回路的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    绝缘电阻    1）交接时
2）大修后
3）更换二次线时    1）直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10 MΩ
2）二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1 MΩ，在比较潮湿的地方，允许降到0.5 MΩ    用500V或1000V兆欧表


2

    交流耐压
    1）交接时
2）大修后
3）更换二次线时    试验电压为1000V    1）    不重要回路可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
2）    48V及以下回路不做交流耐压
3）    带有电子元件的回路，试验时应将插件取出或两端短接
14    1kV及以下的配电装置和馈电线路
14.1 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表14
表141kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准
序号    项目    周期    标准    说明
1    绝缘电阻测量    1)交接时
2）设备大修时    配电装置没一段或馈电线路的绝缘电阻应不小于0.5MΩ    1)用1000V兆欧表
2测量电力馈电线路的绝缘电阻时应将相连的断路器,熔断器,用电设备和仪表等断开.
2    赔电装置的交流耐压试验    1)交接时
2)设备大修时    试验电压为1000V    1)48V配电装置不做交流耐压试验
2)可用2500V兆欧表代替
3    检查相位    1)交接时
2)更动设备或接线时    连接相位应正确    
注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。

15    1kV以上的架空电力线路
15.1    1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准见表15
                 表151kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    检查导线连接管的连接情况    1）交接时
2）2年
3）线路检修时    1）外观检查无异常
2）连接管压接后的尺寸及外形应符合要求    铜线的连接管检查周期可延长至5年


2

    110kV及以上线路悬式绝缘子串的零值绝缘子检测    1）1-5年
2）必要时    在运行电压下检测    1）根据绝缘子的劣化率调整检测周期
2）玻璃绝缘子不进行此项试验自破后应及时更换


3

    绝缘子和线路的绝缘电阻检测    1）交接时
2）更换绝缘子
3）线路检修后    1）悬式绝缘子的绝缘电阻标准见第7章
2）线路绝缘电阻值自行规定    1）用2500V及以上的兆欧表
2）有同杆架设或较近的平行线路时，线路的绝缘电阻不测
4    检查相位    1）交接时
2）线路连接有变动时    线路两端相位应与电网一致    
5    间隔棒检查    1）交接时
2）3年
3）线路检修时    状态完好，无松动无胶垫脱落等情况    
6    阻尼设施的检查    1）交接时
2）1-3年
3）线路检修时    无磨损松动等情况    


7

    绝缘子表面等值附盐密度    1）1年
2）必要时    参照附录C污秽等级与对应附盐密度值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验将测量值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取爬距、清扫、涂料等措施。    在污秽地区积污最重的时期进行测量。根据沿线路污染状况，每5-10km选一串悬垂绝缘子测试。
8    35kV及以上线路的工频参数测量    1）交接时
2）线路变更时    应与设计值接近    根据继电保护、过电压专业要求进行。
9    额定电压下对空载线路冲击合闸试验    1）交接时
2）大修后    全电压冲击三次绝缘应无损坏。    
10    杆塔接地电阻测量    1）交接时
2）1-5年
3）必要时    标准见第16章    运行中周期第16章规定

16    接地装置
16.1接地装置的试验项目、周期和标准见表16
            表16接地装置的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    有效接地系统的接地装置的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年
3）可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期    R≤2000/I或R≤0.5M（当I＞4000A时）式中：I—经接地装置流入地中的短路电流，A；
R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω    1）测量接地电阻时，如在必须的最下布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则采用远离法
2）测试时应断开架空地线，应注意地中电流的影响
3）在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值，但必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地装置上：
⑴接触电压和跨步电压均不超过允许的数值
⑵不发生高电位引外和低电位引内
⑶3-10kV阀式避雷器不动作。
⑷在预防性试验前或每3年以及必要时，验算一次Ⅰ值并校验设备接地引下线的热稳定。


2

    非有效接地系统的接地装置的接地电阻    1）交接时
2）不超过16年
3）可以根据该接地装置挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期    1）当接地装置与1 kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I
2）当接地装置仅用于1 kV及以上设备时，接地电阻R≤250/I
3）在上述任一情况下，接地电阻一般不得大于10Ω
 式中：I—经接地装置流入地中的短路电流，A；
R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω    测量时，应断开架空地线。


3

    1 kV以下电力设备的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年    使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过100kVA时，其接地电阻不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω。    对于在电源处接地的低压电网（包括孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不做接地，所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻
4    独立微波站的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年    不宜大于5Ω    测试时应断开电源零线（若零线与地网相连。）


5

    独立的燃油、易燃气体贮罐及其管道的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年    不宜大于30Ω（无独立避雷针保护的露天贮罐不应超过10Ω）    


6

    露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻及独立避雷针（线）的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年    不宜大于10Ω    1）与接地网连在一起的可不测量，但按序号12要求检查与接地网的连接情况。
2）在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降至10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等反击的要求
3）测量时，应避免地网的影响。


7

    发电厂烟囱附近的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻    1）交接时
2）不超过6年    不宜大于10Ω    1）与地网连在一起的可以不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情况
2）测量时，应注意地网的影响。


8

    与架空线直接连接的旋转电机进线段上排气式和阀式避雷器的接地电阻    1）交接时
2）与所在进线段上杆塔的接地电阻的测量周期相同    排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别不大于5Ω和3Ω，但对于300-500kW的小型直配电机，如不采用SDJ7-79《电力设备过电压保护设计技术规程》中相应接线时，此值可酌情放宽    


9

    有架空地线的线路杆塔的接地电阻    1）交接时
2）发电厂或变电所进出线1-2km内的杆塔1-2年
3）其他线路杆塔不超过5年。    当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时，则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ωm时，接地电阻难以达到15Ω时，可增加至20Ω    对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω时，可采用6-8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制，但对于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不超过20Ω
            土壤电阻率Ωm    接地电阻Ω    
            100及以下    10    
            100-500    10    
            500-1000    20    
            1000-2000    25    
            2000以上    30    


10

    无架空地线的线路杆塔接地电阻    1）交接时
2）发电厂或变电所进出线1-2km内的杆塔1-2年
3）其他线路杆塔不超过5年。    种类    接地电阻Ω    
            非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆    30    
            中性点不接地的低压电网的线路钢筋混凝土杆、金属杆    50    
            低压进户线绝缘子铁脚    30    
11    接地装置安装处土壤电阻率    必要时    仅对110kV以上发电厂或变电所进行    测试时用4极法，要求a＞D
其中：a—电极间距离
D—地网对角线距离


12

    检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况    不超过3年    不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象    如采用测量接地引下线与接地网（或与相邻设备）之间的电阻值来检查其连接情况，可将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查。


13

    抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况    1）本项目只限于已经运行10年以上（包括改造后重新运行达到这个年限）的接地网
2）以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行规定    不得有开断，松脱或严重腐蚀等现象    1）土壤电阻率＜10Ωm者应缩短周期8年
2）可根据电气设备的重要性和施工的安全，选择5—8个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围。

17    电除尘器
17.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表17-1
                    表17-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）必要时    ＞500 MΩ    用2500V兆欧表
2    低压绕组的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）必要时    ＞300 MΩ    用1000V兆欧表


3

    硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）必要时    ＞2000MΩ    用2500V兆欧表
4    穿芯螺栓对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）必要时    自行规定    1）    用1000V兆欧表
2）    在吊芯检查时进行
5    高、低压绕组的直流电阻    1）交接时
2）大修时
3）必要时    与出厂值相差不超出±2%范围    换算到75℃
6    变压器油试验    1）交接时
2）大修时
3）必要时    参照表10-1中序号1、2、3、6    
7    油中溶解气体色谱分析    1）交接时
2）1年
3）大修时
4）必要时    参照表3-1中序号1，注意值自行规定    


8

    空载升压    1）交接时
2）大修时
3）更换绕组后
4）必要时    输出1.5Um（或产品技术条件规定的允许值），保持1min，应均无闪络、无击穿现象，并记录空载电流。    不带电除尘器电场
17.2低压电抗器的试验项目、周期和标准见表17-2
                      表17-2低压电抗器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    穿芯螺杆对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    自行规定    
2    绕组对地的绝缘电阻    1）交接时
2）大修时    ＞300 MΩ    
3    绕组各抽头的直流电阻    1）交接时
2）大修时    与出厂值相差不超出±2%范围    换算到75℃
4    变压器油击穿电压    1）交接时
2）大修时    ＞20kV    

17.3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准见表17-4
                        表17-4绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）交接时
2）大修时
3）重作电缆头时    ＞1500 MΩ    用2500V兆欧表
2    直流耐压及泄漏电流    1）交接时
2）大修时
3）重作电缆头时    1）交接时耐压值为电缆工作电压的2倍，10min
2）大修和重作电缆头时耐压值为工作电压的1.7倍，10min
3）当电缆长度小于100 m时，泄漏电流一般小于30µA    

17.5电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω
17.6高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。

18串联补偿装置
18.1平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准见表18-1
                    表18-1平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    绝缘电阻    1）交接时
2）必要时    不低于2500 MΩ    用2500V兆欧表
2    工频参考电流下的工频参考电压    1）交接时
2）必要时    应在制造厂家规定值范围内    测量时应记录环境温度和相对湿度


3

    直流1mA电压U1mA及0.75倍U1mA下的泄漏电流    1）交接时
2）必要时    U1mA实测值较制造厂规定值（或合同规定），变化不大于±5%    

18.2串联电容器组的试验项目、周期和标准见表18-2
                         表18-2串联电容器组的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    极对壳绝缘电阻    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    不低于2500 MΩ    用2500V兆欧表
2    电容值    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    1）电容值偏差不超出额定值的－5%-＋10%范围。
2）电容值不应小于出厂值的95%    1）采用专用测试仪
2）必要时一般指不平衡电流超过报警时，对所有电容器单元进行测量。采用专用测试仪，测量时不必断开电容器组的内部连接。
3    极对壳交流耐压    1）交接时
2）必要时    出厂耐压值的75%    


4

    渗漏油检查    1）交接时
2）结合预试检修进行
3）必要时    漏油者应停止使用    观察法
5    电容器组平衡检查    1）交接时
2）更换电容器后
3）必要时    小于保护动作值的20%    

18.3阻尼电抗器试验项目、周期和标准见表18-3
                         表18-3阻尼电抗器试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明


1

    例行检查    1）交接时
2）1-3年
3）必要时    无异常状况    1）例行检查项目包括外观完整、连接是否松动、线圈异常、异物、泄漏、污染、防护漆等。
2）必要时一般指以下几种情况：
①电抗器受到严重的操作或环境应力后；
②电抗器受到严重的短路电流冲击后；
3）环境恶劣时适当缩短检查周期
2    噪音检查    运行中设备巡视时    电抗器振动噪音无明显异常    声音异常时停电检查

18.4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准见表18-4
                      表18-4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    外观检查    1）交接时
2）必要时    电极表面光滑    观察法
2    参数测量    1）交接时
2）必要时    符合制造厂要求    
3    触发变压器检查    1）交接时
2）必要时    项目及标准符合制造厂要求    

18.5旁路断路器的试验项目、周期、标准见表18－5
                      表18－5旁路断路器的试验项目、周期和标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    耐压试验    1）交接时
2）大修时
3）必要时    端口耐压的试验电压为出厂试验电压的80％    观察法
2    操作机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压    1）交接时
2）大修时
3）必要时    并联合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的30%或更低时不应脱扣，并联分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85％－110%范围内可靠动作；    采用突然加压法
3    旁路断路器的其他试验项目及周期参照表5－1进行            

19    110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器

表19－1 110KV及以上SF6气体变压器、SF6气体电流互感器有关SF6气体试验项目、周期、标准
序号    项  目    周  期    标  准    说  明
1    SF6气体湿度（20℃ V/V）（υl/l）    1）交接时
2）大修时
3）新装及大修后1年内复测
4）1－3年
5）必要时    1）有载调压箱：
交接及大修后不大于150
运行中不大于 300
2）其他：
交接及大修后不大于250
运行中不大于500    1）    按GB12022《工业六氟化硫》、SD《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》进行
2）    当新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过要求合设备异常时，按实际情况增加检测。
2    SF6气体泄漏    1）交接时
2）大修后
3）必要时    年泄漏率不大于1％/年或按厂家要求    日常监控，必要时检测
3    SF6气体成分分析    必要时    纯度   ≥97％
空气   ≤0.2％
CF4    ≤0.1％    1)    有条件时取气分析
2)    其余CO、CO2、SO2、HF有条件时可加以监控
4    SF6气体其他检测项目    见第10章    见第10章    见第10章

  注：1、110KV及以上SF6变压器、SF6电流互感器其他试验项目同油浸式变压器、油浸式电流互感器
2、110KV及以上SF6变压器、SF6电流互感器交接和大修后应进行耐压试验，试验电压参照附录G


附录A
同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗
A1交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表A1、表A2
表A1不分瓣定子圈式线圈的试验电压                                           KV
序号    试验阶段    试验形式    ＜10MW(MVA)    ≥10MW(MVA)
            ≥2    2-6    10.5-18
1    线圈绝缘后，下线前    －    2.75Un+4.5    2.75Un+4.5    2.75Un+6.5
2    下线打槽楔后    －    2.5Un+2.5    2.5Un+2.5    2.5Un+4.5
3    并头、连接绝缘后    分相    2.25Un+2.0    2.25Un+2.0    2.25Un+4.0
4    电机装配后    分相    2.0Un+1.0    2.5Un    2.0Un+3.0
表A2不分瓣定子条式线圈的试验电压
序号    试验阶段    试验形式    ＜10MW(MVA)    ≥10MW(MVA)
            ≥2    2-6    10.5-18
1    线圈绝缘后，下线前    －    2.75Un+4.5    2.75Un+4.5    2.75Un+6.5
2    下层线圈下线后    －    2.5Un+2.5    2.5Un+2.5    2.5Un+4.5
3    上层线圈下线后打完槽楔与下层线同试    －    2.5Un+1.5    2.5Un+1.5    2.5Un+4.0
4    焊好并头，装好连线、引线包好绝缘    分相    2.25Un+2.0    2.5Un+2.0    2.25Un+4.0
5    电机装配后    分相    2.0Un+1.0    2.5Un    2.0Un+3.0
A2交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表A3、表A4。
表A3整台圈式线圈（在电厂修理）的试验电压                                KV
序号    试验阶段    试验形式    ＜10MW(MVA)    ≥10MW(MVA)
            ≥2    2-6    10.5-18
1    拆故障线圈后，留在槽中的老线圈    －    0.8（2.0Un+1.0）    0.8（2.0Un+3.0）    0.8（2.0Un+3.0）
2    线圈下线前    －    2.75Un    2.75Un    2.75Un+2.5
3    下线后打完槽楔    －    0.75×2.5Un    0.75(2.5Un+0.5)    0.75(2.5Un+2.5)
4    并头连接绝缘后，定子完成    分相    0.75(2.0Un+1.0)    0.75×2.5Un    0.75(2.5Un+3.0)
5    电机装配后    分相    1.5Un    1.5Un    1.5Un
注;1）对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。
2）20KV电压等级可参照10.5-18KV电压等级的有关规定。
表A4整台条式线圈（在电厂修理）的试验电压                                KV
序号    试验阶段    试验形式    ＜10MW(MVA)    ≥10MW(MVA)
            ≥2    2-6    10.5-18
1    拆故障线圈后，留在槽中的老线圈    －    0.8（2.0Un+1.0）    0.8（2.0Un+3.0）    0.8（2.0Un+3.0）
2    线圈下线前    －    2.75Un    2.75Un    2.75Un+2.5
3    下层线圈下线后    －    0.75(2.5Un+0.5)    0.75(2.0Un+1.0)    0.75(2.5Un+2.0)
4    上层线圈下线后，打完槽楔与下层线圈同试    －    0.75×2.5Un    0.75(2.5Un+0.5)    0.75(2.5Un+1.0)
5    焊好并头，装好接线，引线包好绝缘，定子完成    分相    0.75(2.0Un+1.0)    0.75×2.5Un    0.75(2.0Un+3.0)
6    电机装配后    分相    1.5Un    1.5Un    1.5Un
注;1）对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低。
2）20KV电压等级可参照10.5-18KV电压等级的有关规定。
A3同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。
A4同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求
 表A5同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求
序号    项目    要求    说明
1    整相绕组（或分支）及单根线棒的tgδ增量（△tgδ）    1）    整相绕组（或分支）的△tgδ值不大于下列值：
定子电压等级（KV）    △tgδ（％）
6    6．5
10    6．5
△tgδ（％）值指额定电压下和起始游离电压下△tgδ（％）之差值。对于6KV及10KV电压等级，起始游离电压分别取3KV和4KV。
2）定子电压为6KV和10KV的单根线棒在两个不同电压下的△tgδ（％）值不大于下列值：
1．5Un和0.5Un下之差值    相邻0.2Un电压间隔下之差值    0．8Un和0.2Un下之差值
11    2．5    3．5
凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Un;否则也可选择（0.8-1.0）Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un、0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un下△tgδ值。    1）    在绝缘不受潮的状态下进行试验；
2）    槽外测量单根线棒△tgδ时，线棒两端应加屏蔽环。
3）    可在环境温度下试验。
2    整相绕组（或分支）及单根线棒的第二急增点Pi2，测量整相绕组电流增加率△I（％）    1）    整相绕组（分支）Pi2在额定电压Un以内明显出现者（电流增加倾向倍数m2＞1.6）属于老化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在Un以上不明显出现。
2）    单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压，不小于（2.5-3）Un
3）    整相绕组电流增加率不大于下列值：
定子电压等级(KV)    6    10
试验电压KV    6    10
额定电压下电流增加率（％）    8．5    12
    1）    在绝缘不受潮的状态下进行试验；
2）    按下图作出电流电压特性曲线；
3）    电流增加率△I＝(I-I0)/I0×100％
式中：I—在Un下的实际电容电流
I0――在Un下I=f(U)
曲线中按线性关系求得电容电流
4）    电流增加倾向倍数
m2＝tgθ2/ tgθ0
式中tgθ2－I＝f(U)
特性曲线出现Pi2点之斜率；
tgθ0－I＝f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率。
3    整相绕组（或分支）及单根线棒之局部放电量    1）    整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值：
定子电压等级KV    6    10
最高试验电压KV    6    10
局部放电试验电压KV    4    6
最大放电量    1.5×10－8    1.5×10－8
2）单根线棒参照整相绕组要求执行。    
4    整相绕组（或分支）交直流耐压试验    应符合表2－1中序号3、4有关规定    
注：
1）    进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。
2）    当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。
a)    累计运行时间超过20年，制造工艺不良者，可以适当提前；
b)    运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；
c)    外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象；
d)    鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。
3）    鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。
A5 同步发电机、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见部颁DL/T492-92《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》
A6 硅钢片的单位损耗见表A6
表A6硅钢片的单位损耗
硅钢片品种    代号    厚度mm    单位损耗
            1T下    1．5T下
热轧硅钢片    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
    D41    0.5    1．6    3．6
    D42    0.5    1．35    3．15
    D43    0.5    1．2    2．9
    D42    0.35    1．15    2．8
    D43    0.35    1．05    2．5
冷扎硅钢片    无取向    W21    0.5    2．3    5．3
        W22    0.5    2．0    4．7
        W32    0.5    1．6    3．6
        W33    0.5    1．4    3．3
        W32    0.35    1．25    3．1
        W33    0.35    1．05    2．7
    单取向    Q3    0.35    0．7    1．6
        Q4    0.35    0．6    1．4
        Q5    0.35    0．55    1．2
        Q6    0.35    0．44    1．1

A7定子绕组绝缘换算问题
下面推荐几种换算公式，现场可以根据具体条件验证选择。
1）    定子绕组绝缘电阻一般可按常用IEEE Std43－1974推荐公式换算：
Rc=KtRt
式中：Rc----换算至75℃或40℃时的绝缘电阻值，MΩ
      Rt----试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ
      Kt----绝缘电阻温度换算系数。
绝缘电阻温度换算系数（Kt）按下列公式换算：Kt＝10α（t－t1）
式中：t――－试验时的温度，℃
t1―――换算温度值（75℃、40℃或其他温度）；℃
α―――温度系数℃－1此值与绝缘材料的类别有关，如对于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030，按上述公式计算的，换算温度为75℃和40℃的Kt值，见表A7-1和图A7-2。
表A7-1定子绕组绝缘电阻温度换算因数（Kt）
定子绕组温度℃    A级绝缘材料    B级绝缘材料
    换算至75℃    换算至40℃    换算至75℃    换算至40℃
75    1．0    7．5    1．0    11．4
70    0．75    5．6    0．71    8．0
60    0．42    3．2    0．35    4．0
50    0．24    1．6    0．18    2．0
40    0．13    1．0    0．088    1．0
30    0．075    0．56    0．044    0．5
20    0．042    0．32    0．022    0．25
10    0．024    0．18    0．011    0．125
5    0．011    0．13    0．0078    0．088
2）    定子绕组绝缘电阻按苏联“电气设备试验规程”（1978年第5版）推荐方式换算：对于75℃以内（不低于10℃）发电机定子绕组绝缘电阻按表A7-2列出的温度换算因数换算，对原苏联产品推荐采用表A7-2中绝缘电阻温度换算因数。
表A7-2定子绕组绝缘电阻温度换算因数（Kt）
定子绕组温度℃    换算至75℃
75    1．0
70    0．88
60    0．59
50    0．41
40    0．29
30    0．21
20    0．15
10    0．11
计算实例：B级定子绕组试验温度20℃下的绝缘电阻为10000MΩ，要换算至75℃时的绝缘电阻，查表A7-1或查表A7-2得到Kt值为0.022，则：Rc=Kt×Rt=0.022×10000MΩ=220 MΩ
3）    对于具体机组有条件时可在干燥完毕后测量不同温度下的绝缘电阻值，并在半对数坐标纸上绘出绝缘电阻与温度的关系曲线图，此关系图近似为一条直线，查处40℃（或75℃）下的绝缘电阻值。
A8转子绕组交流耐压试验
同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流耐压有关厂家标准：
1）    隐极式发电机转子绕组耐压值有关厂家规定见表A8-1至表A8-4和图A8-1
表A8-1哈尔滨电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值
序号    试验程序    试验电压（V）
1    槽衬绝缘完成后    2Um+7500
2    a)引出线零件装好后；b)集电环装配后c)槽衬嵌入槽内后    2Um+6000
3    单个线圈嵌入槽内后    2Um+5500
4    第一次热压后    2Um+5200
5    打入永久槽楔后    2Um+5000
6    装套箍之前    2Um+4700
7    装套箍之后    2Um+4500
8    成品在额定转速及绕组温度为100℃    2Um+4000
注：Um为额定励磁电压，V.
表A8-2东方电机厂额定励磁电压在500V以下的转子绕组交流耐压试验值
序号    试验程序    试验电压
        计算公式    计算实例
            Um=150    Um=350
1    槽衬绝缘完成后    13Um+2500    4450    7050
2    槽衬嵌入槽内后，集电环及引出线零件装配后    11Um+1800    3450    5650
3    槽衬嵌入槽内后    10Um+1500    3000    5000
4    线圈热压后    10Um+1300    2800    4800
5    打入永久槽楔后    10Um+1000    2500    4500
6    装套箍之前    10Um+800    2300    4300
7    装套箍之后    10Um+500    2000    4300
8    转子装配后    10Um    1500    3500
注;1）Um为额定励磁电压，V
2）    当Um＜150V时，试验电压按Um＝150V计算；当Um＞350V时，试验电压按Um＝350V计算
表A8-3北京重型电机厂额定励磁电压在500V以下的交流耐压试验
序号    试验程序    试验电压
        额定励磁电压    试验值
1    槽绝缘成品试验    Um≤250    8000
        250＜Um≤500    12000
2    绝缘放入槽内后试验    Um≤250    7000
        250＜Um≤500    10500
3    每下完一槽线圈后试验    Um≤250    3000
        250＜Um≤500    17Um
4    线圈热压后试验    Um≤250    2500
        250＜Um≤500    14Um
5    出厂试验        100Um
最小值为1500
注：Um为额定励磁电压，V
表A8-4上海电机厂额定励磁电压为302V的交流耐压试验值
序号    试验程序    被试部分    试验部分V    试验时间s
1    槽绝缘完成后，开通风孔前    槽绝缘对地    12000    3
2    槽绝缘开好通风孔后    槽绝缘对地    7000    15
3    T形磁极引线    引线对地    8500    15
4    槽绝缘放入槽后，开通风孔后    槽绝缘对地    6500    15
5    轴向引线，接绕组前    引线对地    5500    60
6    线圈嵌入槽后（对2号、1号及6号线圈）    线圈对地    6000    15
7    线圈嵌入槽后（对1号、8号、3号、5号及7号线圈）    线圈对地    5500    15
8    线圈嵌入槽、冷压、热烘、冷却后    线圈对地    5000    15
9    线圈打入槽楔后    线圈对地    4500    15
10    线圈在装好护环后    线圈对地    3500    15
11    转子出厂试车时    线圈对地    3020    60
3）    凸极式转子绕组交流耐压值有关厂家规定见表A8-5、A8-6
A8-5东方电机厂凸极式转子绕组（Um≤750V）交流耐压试验值
序号    试验阶段    试验电压V
1    极身绝缘后    10Um+1500,最低为3000，最高为5000
2    装入铁心后未并头前    10Um+1000,最低为2500，最高为4500
3    线圈并头及引线连接后    10Um+500,最低为2000，最高为4000
4    电机总装完成未装箱    10Um,最低为1500，最高为3500
注：Um为额定励磁电压，V
表A8-6哈尔滨电机厂水轮发电机转子绕组交流耐压试验值
序号    试验阶段    试验电压V
        Um=220    Um=300    Um=400    Um=500    Um≥500
1    线圈套入磁极后    2Um+2600    2Um+3400    2Um+4200    2Um+5000    2Um+5000
2    磁极装入转子磁轭、打磁极键后    2Um+2350    2Um+3150    2Um+3950    2Um+4750    2Um+4750
3    极间引线连接，绕组与集电环连接后，转子起吊前    2Um+2100    2Um+2900    2Um+3700    2Um+4500    2Um+4500
4    电机试验完成后装箱前，安装工地组装的电机在短路干燥和过速后，正式升压前    10Um    10Um    10Um    10Um    2Um+4000
A9低压及小容量交流电机定子绕组交流耐压规定
表A9-1北京重型电机厂3KW（KVA）及以上的低压电机
（未包对地绝缘，散下式线圈或半开槽成型线圈的交流试验电压）
序号    试验阶段    被试部分    计算公式    试验电压V
                Um=220    Um=230    Um=380    Um=400    Um=500
1    成品线圈    －    －    －    －    －    －    －
2    下线后未焊头    每相与机座间，另两相连座接地    2Um+2500    2940    2960    3260    3300    3500
3    焊头包绝缘后    三相与机座间，机座接地    2Um+2000    2440    2460    2760    2800    3000
4    出厂试验    三相与机座间，机座接地    2Um+1000
不小于1500    1500    1500    1760    1800    2000
注：Um为额定励磁电压，V
表A9-2北京重型电机厂容量未10000KW（KVA）以下的电机
（已包对地绝缘的开口槽式线圈的交流试验电压）
序号    试验
阶段    被试部分    计算公式    试验电压V
                Um=380    Um=400    Um=3000    Um=3150    Um=6000    Um=6300    Um=10000    Um=10500
1    成品线圈    线圈与接地铜箔间    2.75Um+4500    5540    5600    12750    13200    21000    21830    32000    33400
2    下线后未焊头    线圈与机座间，其余线圈同机座接地    2.5Um+4500    3458    3500    10000    10400    17500    18300    27500    28750
3    焊头包头后    每相与机座间，另两相连机座接地    2.25Um+2000    2860    2900    8750    9100    15500    16200    24500    25630
4    出厂试验    三相与机座间或每相与机座间另两相接地    2Um+1000    1760    1800    7000    7300    13000    13600    21000    22000
注：
1）    Um为额定励磁电压，V
2）    对于高速二级电机，线圈下线较困难并可能有较大损伤时，对于序号1中成品线圈试验电压可以提高，对于3000V级增加2000V、6000V级增加3000V及10000V级增加4000V，而对于特难下线的电机，3000V级增加4000V、6000V级增加6000V及10000V级增加8000V.
附录B
绝缘子的交流耐压试验电压标准
表B1 支柱绝缘子的耐压试验电压                         KV
额定电压    最高工作电压    交流耐压试验电压
        纯瓷绝缘    固体有机绝缘
        出厂    交接及大修    出厂    交接及大修
3    3.5    25    25    25    22
6    6.9    32    32    32    26
10    11.5    42    42    42    38
15    17.5    57    57    57    50
20    23.0    68    68    68    59
35    40.5    100    100    100    90
110    126.0    265    26, 5（305）    265    240（280）
220    252.0    490    490    490    440
注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。
附录C
污秽等级与对应盐密度值
（参考件）
表C1 普通悬式绝缘子（X-4.5,XP-70,XP-160）附盐密度对应的污秽等级
                                                                              Mg/cm2
污秽等级    0    1    2    3    4
线路盐密    ≤0.03    ＞0.03-0.06    ＞0.06-0.10    ＞0.10-0.25    ＞0.25-0.35
发、变电所盐密    -    ≤0.06    ＞0.06-0.10    ＞0.10-0.25    ＞0.25-0.35

表C2普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级
                                                                               Mg/cm2
污秽等级    1    2    3    4
盐密Mg/cm2    ≤0.02    ＞0.02-0.05    ＞0.05-0.1    ＞0.1-0.2
附录D
橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法
（参考件）
直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受外力破坏而又未完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破坏进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。
橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示：
金属种类    铜    铅    铁    锌    铝
电位V    +0.334    -0.122    -0.44    -0.76    -1.33
当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76的电位，如内衬层也破坏进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334－（－0.76）＝1.1V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢管为“负”极。
当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用高内阻万用表的“正”“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可以判断外护套和内衬层已破损进水。
外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。
附录E
橡塑电缆附件中金属层的接地方法
（参考件）
E1终端
   终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2；铠装层接地线的截面不应小于10mm2。
E2中间接头
  中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接凯装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。
附录F
避雷器的电导电流值和工频放电电压值
（参考件）
F1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1-F4
表F1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型号    FZ-3    FZ-6    FZ-10    FZ-15    FZ-20    FZ-35    FZ-40    FZ-60    FZ-110J    FZ-110    FZ-220J
额定电压KV    3    6    10    15    20    35    40    60    110    110    220
试验电压KV
电导电流
μA    4
450-650
＜10    6
400-600
＜10    10
400-600
＜10    16
400-600
    20
400-600
    16（15KV元件）
400-600
    20（20KV元件）
400-600
    20（20KV元件）
400-600
    24（30KV元件）
400-600
    24（30KV元件）
400-600
    24（30KV元件）
400-600

工频放电电压有效值KV    9-11    16-19    26-31    41-49    51-61    82-98    95-118    140-173    224-268    254-312    448-536
注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表F2 FS型避雷器的电导电流值
型号    FS4-3、FS8-3、FS4-3GY    FS4-6、FS8-6、FS4-6GY    FS4-10、FS8-10、FS4-10GY
额定电压KV    3    6    10
试验电压KV    4    7    10
电导电流μA    10    10    10
表F3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型号    FCZ3-35    FCZ3-35L    FCZ-30DT3)    FCZ3-110J
(FCZ2-110J)    FCZ3-220J
(FCZ2-220J)
额定电压KV    35    35    35    110    220
试验电压KV    501）    502）    18    110（100）    110（100）
电导电流μA    250－400    250－400    150－300    250－400
（400－600）    250－400
（400－600）
工频放电电压有效值KV    70－85    78－90    85－100    170－195    340－390
1）    FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。
2）    FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。
3）    FCZ-30DT适用于热带多雷地区。
表F4 FCD型避雷器电导电流值
额定电压KV    2    3    4    6    10    13．2    15
试验电压KV    2    3    4    6    10    13．2    15
电导电流μA    FCD为50－100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5－20
F2几点说明：
1）    电导电流相差值（％）系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。
2）    非线性因数按下式计算
                                             α＝log（U2/U1）/log（I2/I1）
式中：    U1 U2—表11－1序号2中规定的试验电压；
         I2 I1—在U1和U2电压下的电导电流。
3） 非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。
F3 金属氧化物避雷器部分带电测试数据
表F5 MOA带电测试数据
厂家    统计相序    Ix全电流
μA ms    Ir阻性电流
μA Peak    Ir/Ix
（％）
西瓷    90    272－953    85－317    20．6－36.9
抚瓷    44    440－717    100－222    17.1-31.7
良乡    54    333－984    71－274    17.9-36.5
注：系统电压等级110－220KV
附录G                             高压电气设备的工频耐压试验电压标准
额定电压    最高工作电压    1min工频耐受电压有效值
        油浸电力变压器    并联电抗器    电压互感器    断路器
电流互感器    干式电抗器    穿墙套管    隔离开关    干式电力变压器
                            纯瓷和纯瓷充油绝缘    固体有机绝缘        
KV    KV    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修    出厂    交接
大修
3    3．6    20    17    20    17    25    23    25    23    25    25    25    25    25    23    25    25    10    8．5
6    7．2    25
20    21
17    25
20    21
17    30
20    27
18    30
20    27
18    30
20    30
20    30
20    30
20    30
20    27
18    32
20    32
20    20
    17．0

10    12    35
28    30
24    35
28    30
24    42
28    38
25    42
28    38
25    42
28    42
28    42
28    42
28    42
28    38
25    42
28    42
28    28
    24

15    18    45    38    45    38    55    50    55    50    55    55    55    55    55    50    57    57    38    32
20    24    55
50    47
43    55
50    47
43    65
    59
    65
    59
    65
    65
    65
    65
    65
    59
    68
    68
    50
    43

35    40.5    85    72    85    72    95    85    95    85    95    95    95    95    95    85    100    100    70    60
66    72.5    150    128    150    128    155    140    155    140    155    155    155    155    155    140    155    155        
110    126    200    170    200    170    200    180    200    180    200    200    200    200    200    180    230    230        
220    252    395    335    395    335    395    356    395    356    395    396    395    395    395    356    395    395        
500    550    680    578    680    578    680    612    680    612    680    680    680    680    680    612    680    680        
注：红字为低电阻接地系统
附录H                       电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压
额定电压KV    最高工作电压KV    线端交流试验电压值KV    中心点交流试验电压值KV    线端操作波试验电压值KV
        出厂或全部
更换绕组    交接或部分
更换绕组    出厂或全部
更换绕组    交接或部分
更换绕组    出厂或全部
更换绕组    交接或部分
更换绕组
＜1    ≤1    3    2．5    3    2．5    -    -
3    3．5    18    15    18    15    35    30
6    6．9    25    21    25    21    50    40
10    11．5    35    30    35    30    60    50
15    17．5    45    38    45    38    90    75
20    23．0    55    47    55    47    105    90
35    40．5    85    72    85    72    170    145
110    126．0    200    170(195)    95    80    375    319
220    252．0    360 395    306 336    85（200）    72(170)    750    638
500    550．0    630 680    536 578    85 140    72 120    1050 1175    892 999
注：
1）括号内数值适用于小接地短路电流系统；
2）操作波的波形为『100×1000（0）×200（90）』μs 负极性三次。
附录I                            油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
额定电压（KV）    试验电压峰值KV    在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA）
        10℃    20℃    30℃    40℃    50℃    60℃    70℃    80℃
2－3    5    11    17    25    39    55    83    125    178
6－15    10    22    33    50    77    112    166    250    356
20－35    20    33    50    74    111    167    250    400    570
110－220    40    33    50    74    111    167    250    400    570
500    60    20    30    45    67    100    150    235    330

附录J                                     2005年规程修订部分
二、旋转电机
1、表2－1中序号1：定子绝缘电阻测量，新国标已报批1年，主要变化是10KV及以上电压等级的绕组要求使用5KV摇表。不再测量吸收比，仅测1min/10min的极化指数。
2、表2－1中序号4：定子交流耐压，按照GB/T7409-2002规定，是两倍电压加1000V，不再是两倍电压加3000V。
3、表2－1中序号17：频率范围把现在－10％——＋15％改为－6％——＋15％；现场应进行交接试验并与出厂试验对比，取消“有厂家试验数据时可不进行”这句话。
4、表2－1中序号18：试验周期取消“小修时”。（两次大修之间作一次）。
5、附录表A1----表A4耐压试验规定值，新版JB/T6204-2002《高压交流电机定子线圈及绝缘耐压试验规范》有一些变化，应当照新标准修改，具体修改意见需要仔细核对对应表格。
6、名词“套箍”修改为“护环”。
三、电力变压器及电抗器
1、表3－1序号2直流电阻
增加：三相不平衡率判断――变化大于0.5%应引起注意,变化大于1%应处理.
增加:三相大小顺序不变。
2、表3－1序号3绝缘电阻
大型变压器不进行温度换算。大于10000M时不以下降70％判断。
3、表3－1序号13变比
单相变压器组成的三相变压器组应在组成后检查组别。
4、表3－1序号17局部放电
增加110KV交接时；
5、表3－1序号21压力释放阀
交接时（出厂有报告可不作）；5年或大修后。
6、表3－2
序号9、10、11进行讨论，建议序号9、10交接时不进行该项试验；
四、互感器
电流互感器
1、表4－1序号9励磁特性曲线
在说明中加入：“应在拐点附近测量5－6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV。”
2、表4－1序号6局部放电
2．1 35KV固体绝缘CT试验周期改为：交接时、必要时；
2．2 试验程序及标准应按GB1208-1997《电流互感器》进行更新；
局部放电允许水平（1998年5月后）
CT绝缘类型    预加电压KV    局放测量电压KV    局部放电允许水平PC
            交接时/大修后
35KV固体绝缘    工频交流耐压值得80％    1．2Um    50
        1.2Um/√3    20
110KV及以上油浸式、SF6气体绝缘        Um    10
        1.2Um/√3    5
3、SF6绝缘电流互感器
3．1气体湿度  在说明中加：安装后，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。
3．2气体密度继电器校验  周期：交接时1－3年。
3．3老练及耐压试验。周期：交接时、必要时。说明：现场安装、充气后必须进行老练及耐压试验，条件具备时还应进行局部放电试验。试验程序按照原国家电力公司发输电输『2002』58号附件2《预防110KV――500KV互感器事故措施》的要求进行：气体湿度测量合格后进行老练试验：1.1Un(10min)→0→1.0Un(5min)→1.73Un(3min)→0(Un指额定相对地电压).老练试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的90%.
电压互感器
电磁式电压互感器
1表4-2序号6局部放电
1．1 15.75—35KV,固体绝缘PT试验周期改为:交接时、必要时；
1．2 试验程序及标准应按GB1207-1997《电压互感器》进行更新：
局部放电允许水平（1998年5月后）
绝缘类型    预加电压KV    局放测量电压KV    局部放电允许水平PC
            交接时
15．75－35KV固体绝缘    预加电压为其感应耐压值得80％    相对地电压互感器    1．2Um    50
            1.2Um/√3    20
        相对相电压互感器    1.2Um    20
110KV及以上，油浸式    预加电压为其感应耐压值得80％    相对地电压互感器    Um    10
            1.2Um/√3    5
        相对相电压互感器    1.2Um    5
2、表4－2序号7空载电流测量
2．1周期改为：交接时、1－5年、必要时。
电容式电压互感器、电容器
在电容量及介损测量：在说明部分加：若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。
五、开关设备
1、表5－1序号4说明改为“对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进行断口间耐压试验。
说明中增加“罐式断路器应在耐压试验前进行老练试验，老练试验施加的电压与时间可由制造厂与用户协商，也可参照以下程序：
a)1．1倍设备额定相对地电压10min，然后下降到0。
b)1．0倍设备额定相对地电压5min，然后升到1.73倍设备额定相对地电压3min，最后上升到现场交流耐压额定值1min”
2、表5－1序号8将“制造厂有要求时测”删掉。
3、表5－1序号9：项目：断路器的时间特性：应改为：断路器合、分闸时间、合分时间、及不同期性。同期增加“1－3年”。
4、表5－3序号5：项目名称应改为：机械特性试验。周期增加“1－3年”，标准里补充：
1）分、合闸时间、分、合闸速度应符合制造厂规定；
2）分闸不同期不大于2ms，合闸同期不大于3ms；
3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms、对于40.5KV不大于3ms，分闸反弹幅值不大于触头开距的20％”。
5、另：关于控制和辅助回路的耐压值在DL/T593的最新修改中有新的规定，但还未发布，如果有改动意见按照新标准实施。
八、电力电缆线路
8．1．4 b)停电超过1个月但不满1年的：作规定耐压试验值得50％，耐压1分钟。
c)停电超过1年的电缆线路必须做常规耐压试验。
8．1．5 新敷设的电缆投入运行3－12个月，一般应作1次耐压试验。
表8－2第4标准中（2）1－300Hz谐振耐压试验
交接时：35KV及以下       2U0      5min
        66KV 110KV       1.7U0    5min
        220KV            1.4U0    60min
十一、避雷器
金属氧化锌避雷器试验项目：
序号2预试时采用的75％U1mA中的U1mA应采用交接时的数据，而不能使用预试时测量得到的U1mA。
表11－2序号5、6中说明里删掉“可在带电状态下检查”以免引起误会。
十二、接地装置
1、项目1中的《标准》修改为：
R≤2000/I       （1）
式中I――经接地装置流入地中的短路电流，A; R---考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω；但必须采取措施以保证发生接地短路时，在接地装置上：
1）    接触电压和跨步电压均不超过允许的数值；2）做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生；3）3－10KV避雷器不动作
项目1中的《说明》去掉第3） 4），保留1）、2）
需要单独增加的项目：
线路避雷器：按照华北电集生『2003』14文增加线路用金属氧化锌避雷器试验项目及标准。