电力设备预防性试验规程完整

电力设备预防性试验规程

第一章 X围

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110kV及以下的交流电力设备。 第二章 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。

GB 311.1－1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1－1996 电力变压器 第一部分 总则

GB 1094.3－2003 电力变压器 第3部分： 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

GB 1094.11—2007 电力变压器 第11部分：干式变压器 GB 1207—2006 电磁式电压互感器 GB 1208—1996 电流互感器 GB 1984—2003 高压交流断路器 GB 4703—2007 电容式电压互感器

GB 1985—2004 高压交流隔离开关和接地开关 GB 7330—2008 交流电力系统阻波器

GB/T 8287.1-2008 标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子 第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验 GB 12022—2006 工业六氟化硫

GB/T 20876.2 标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件

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第2部分:尺寸和电气特性

GB 50150—2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 474.5—2006 现场绝缘试验实施导则 第5部分:避雷器试验 DL/T 475—2006 接地装置特性参数测试导则

DL/T 555—2004 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程

DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地

DL/T 627—2004 绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 664—2008 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 804—2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 864—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则

DL/T 911—2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 1048—2007 标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子-定义、试验方法及验收规则

DL/T 1093—2008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程 Q/GDW 407—2010 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则

Q/GDW 415—2010 电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规X

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Q/GDW 515.1—2010 交流架空线路用绝缘子使用导则第1部分、玻璃绝缘子

Q/GDW 515.2—2010 交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子

国家电网公司 （(国家电网公司十八项电网重点反事故措施)（国家电网生计(2005)400号） 第三章 定义、符号 （一） 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。 （二） 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。 (三)带电测量

对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。 （四） 绝缘电阻

在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。 （五）吸收比

在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。 （六）极化指数

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在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。 （七） 本规程所用的符号

Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)； Um 设备最高电压；

U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设

计电压，U为导体与导体之间的设计电压)；

U1mA 避雷器直流1mA下的参考电压；

tgδ 介质损耗因数。 （八）家族缺陷

经确认由设计、和/或材料、和/或工艺共性因数导致的设备缺陷为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材料、和/或工艺的其他设备，不论当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷。 第四章 总则

（一）设备巡检：在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其他巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。

在雷雨季节前，大风、降雨(雪、冰雹)、沙尘暴之后，应对相关设备加强巡检；新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，宜加强巡检；日最高气温35℃以上或大负荷期间，宜加强红外测温。 （二）试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做

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出判断。

（三）遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。

（四） 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，在必要时应进行耐压试验。 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；其它耐压试验的试验电压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。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

500kV ＞72h, 220及330kV ＞48h, 110kV及以下＞24h （五） 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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。

（六）当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压：

一、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；

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二、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工作电压确定其试验电压；

三、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。

（七） 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、tgδ、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进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

（八）在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

（九）如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。 （十） 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。 第五章、同步发电机

（一） 容量为4000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，4000kW以下者可参照执行。

表 1 容量为4000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序项 周 要 求 号 目 1 定子绕组的绝期 1)1年或小1)绝缘电阻值自行规定。若在相近1)额定电压为说 明 试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻1000V以上者，采修时 值降低到历年正常值的1/3以下时，用2500V兆欧表，6 / 84

缘电阻、吸收比或极化指数 2)大应查明原因 量程一般不低于修前、2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不10000MΩ 后 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； 2 定子绕组的直流电阻 1)大水轮发电机各相或各分支的直流电阻1)在冷态下测量，修时 值，在校正了由于引线长度不同而引绕组表面温度与周2)出口短起的误差后相互间差别以及与初次围空气温度之差不(出厂或交接时)测量值比较，相差不应大于±3℃ 路后 得大于最小值的1%。超出要求者，应 查明原因 3 定子1)1年1)试验电压如下： 或小绕组2)大泄漏1)应在停机后清除污秽前热全部更换定子绕组并修3.状态下进行。处于备用状态0U时，可在冷态下进行。 2)n修时 好后 试验电压按每级0.5Un分阶修前、局部更换定子绕组并修2.段升高，每阶段停留1min 后 3)更好后 3)要求之一者，5U3)不符合2)、n 应尽可能找出原因并消除，7 / 84

换绕电流组后 和直运行20年及2.但并非不能运行 以下者 5U4)泄漏电流随电压不成比例n 显著增长时，应注意分析 运行20年以2.5)试验时，微安表应接在高上与架空线流耐直接连接者 大修前 压试运行20年以(2管有绝缘者，应采用低压屏上不与架空验 线直接连接者 .0蔽法接线；汇水管直接接地～者，应在不通水和引水管吹2.净条件下进行试验。冷却水5)质应透明纯净，无机械混杂n5U压侧，并对出线套管表面加 以屏蔽。水内冷发电机汇水Un 物，导电率在水温20℃时要2.求：对于开启式水系统不大小修时和大修后 0U于5.0×10n2μS/m；对于独 立的密闭循环水系统为1.58 / 84

2)在规定试验电压下，各相×10μS/m 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，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化 3)泄漏电流不随时间的延长而增大 4 定子大修前 绕组2)更kW或kVA 换绕交流组后 小于耐压36以上 低为 10000 1500 试验 6000以下 10000及6000～以上 18000 18000以按专门协议 上 9 / 84

21)1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下： 额定电容 量 压Un V 试验电压V 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。 2 Un +1000但最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2.5 Un 求同本表序号3说明5) 2 Un +3000 3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为

2)大修前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 1.5 Un 运行20年以上与架空线路直接连接者 运行20年以上不与架空线路直接连接者 5 转子绕组的绝缘电阻 1)小修时 2)大修中转子清扫前、后 0.5MΩ 值在室温时一般不小于1)绝缘电阻(1.3～1.5) Un 1.5 Un 工频试验电压峰值的1.2倍 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A 1)采用1000V兆欧表测量。 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20kΩ，允许投入运行 6 转子绕组的直流电大修时 与初次(交接或大1)在冷态下进行测量 修)所测结果比较，2)显极式转子绕组还应对各磁极线其差别一般不超过2% 10 / 84

圈间的连接点进行测量

阻 7 转子绕组交流耐压试验 1)显极式转子大修时和更换绕组后 2)隐极式转子拆卸套箍后，局显极式转子大修时部修理槽内绝缘和更换绕组后 11 / 84

试验电压如下： 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 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 显极式和隐极式转额定励磁电压500V及以 子全部更换绕组并下者为10Un，但不低于修好后 1500V；500V以上者为2 Un +4000V 5Un,但不低于1000V，不 及局部更换绕组并大于2000V 修好后 隐极式转子局部修5Un,但不低于1000V，不理槽内绝缘后及局大于2000V 部更换绕组并修好后

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 9 1)小修时 绝缘电阻值不应1)小修时用1000V兆2)大修时 低于0.5MΩ，否欧表 则应查明原因并2)大修时用2500V兆消除 欧表 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)的交流耐压试验 大修试验电压为时 1kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1定子铁芯1)重新1)磁密在1T下齿的最高1)在磁密为1T下持续试组装或温升不大于25K，齿的最验时间为90min,在磁密为更换、大温差不大于15K，单位1.4T下持续时间为45修理硅损耗不大于1.3倍参考min。对直径较大的水轮发0 试验 钢片后 值，在1.4T下自行规定 电机试验时应注意校正由2)必要2)单位损耗参考值见附时 录A 3)对运行年久的电机自行规定 1发电机组大修时 1) 立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；油槽充油并12 / 84

于磁通密度分布不均匀所引起的误差 2)用红外热像仪测温 1 和励磁机

轴承的绝缘电阻 顶起转子时，不得低于0.3MΩ 2)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 1灭磁电阻大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 2 器(或自同期电阻器)的直流电阻 1灭磁开关大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 3 的并联电阻 1转子绕组大修时 阻抗和功率损耗值1)隐极式转子在膛外或膛内以自行规定。在相同及不同转速下测量。显极式转子试验条件下与历年对每一个转子绕组测量 数值比较，不应有2)每次试验应在相同条件、相同显著变化 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 的交流阻抗和功率损耗 1检温计绝大修时 1)绝缘电阻值自行规定 13 / 84

1)用250V及以下的兆欧

5 缘电阻和温度误差检验 12)检温计指示值误差不应超过制造厂规定 表 2)检温计埋入定子绕组 定子槽部必要时 不大于10V 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 6 线圈防晕层对地电位 1汽轮发电必要时 自振频率不得介于基频或倍频的±10%X围内 7 机定子绕组引线的自振频率 1定子绕组1)投产1)直流试验电压值为Un 1)可在通水条件下进行试2)测试结果一般不大于验，以发现定子接头漏水缺陷 2)尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验 手包绝缘引线接头， 20μA；100MΩ电阻上的电压降值为2000V 14 / 84

8 端部手包后 绝缘施加2)第一下表中的值 直流电压次大修测量 时 3)必要时

端部接头(包括引水管锥30μA；100MΩ体绝缘)和过渡引线并联电阻上的电压块 19 轴电压 降值为3000V 大修后 1)水轮发电机不作规定 测量时采用高内阻(不小于100kΩ/V)压表 的交流电2定子绕组累计运行时间20见附录A 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值 0 绝缘老化年以上且运行或鉴定 预防性试验中绝缘频繁击穿时 2空载特性1)大修1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的X围以内 1)新机交接未进行本项试验时，应1 曲线 2)在额定转速下的定子电压最高值： 在1年内做不带后 水轮发电机为1.5 Un(以不超过额定变压器的1.3 Un2)更换绕组后 2三相稳定1)更换与制造厂出厂(或1)新机交接未进行本项试验时应励磁电流为限) 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min 空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验 2 短路特性绕组后 以前测得的)数据在1年内做不带变压器的三相稳15 / 84

曲线 2)必要比较，其差别应在定短路特性曲线试验 时 测量误差的X围以内 2发电机定更换灭时间常数与出厂试验 3 子开路时磁开关或更换前相比较应无的灭磁时后 间常数 24 25 检查相序 改动接线时 应与电网的相序一致 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 明显差异 温升试验 1)定、转子绕组更换应符合制造后 2)冷却系统改进后 3)第一次大修前 4)必要时 厂规定

（二） 各类试验项目：

定期试验项目见表1中序号1、3。 大修前试验项目见表1中序号1、3、4。

大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、

18。

大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。

（三） 有关定子绕组干燥问题的规定。

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一、发电机大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，

可以不经干燥投入运行：

一)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。

二)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)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是

40℃，绝缘电阻值应进行换算。

二、运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可

不经干燥投入运行。

（一） 电力变压器的试验项目、周期和要求见表2。

表 2 电力变压器的试验项目、周期和要求

序项 目 号 1 油中溶解气体色谱1) 8MVA以1)烃类气体总和的产气1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4下的油浸式速率大于0.25ml/h(开变压器自行放式)和0.5ml/h(密封规定 和C2H2四种气体 2)新投运的变压器应有投周 期 要 求 说 明 式)，或相对产气速率大运前的测试数据 于10%/月则认为设备17 / 84

分析 2)大修后 3)测试周期中1)项的规定

3)必要时 有异常 适用于大修后的变压器 2 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的1)1～3年或差别不应大于三相平均自行规定 值的2%。 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为在温度2)无励磁调2)1.6MVA及以下的变绕组直流压变压器变压器，相间差别一般不换分接位置大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 电阻 后 3)大修后 4)必要时 t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 1)采用2500V或5000V兆3 绕组1)绝缘电阻换算至同一绝缘1)1～3年或温度下，与前一次测试电自行规定 阻、2)大修后 吸收3)必要时 比或指数不低于1.5 (和)18 / 84

欧表 2)测量前被试绕组应充分结果相比应无明显变化 放电 2)吸收比(10～30℃X3)测量温度以顶层油温为围)不低于1.3或极化准，尽量使每次测量温度相近

极化指数 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 4 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330～500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 1)1～3年或绕组自行规定 的tg2)大修后 δ 3)必要时 3)试验电压如下： 绕组电压10kV10kV 及以上 绕组电压10kV以下 式中测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算 tgδ1、tgδ2分别(一般不大于30%) 4)尽量在油温低于50℃时比较不应有显著变化度相近 2)tgδ值与历年的数值准，尽量使每次测量的温1)非被试绕组应接地或屏蔽 2) 同一变压器各绕组tgδ的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为Un 为温度t1、t2时的tgδ值 19 / 84

4)用M型试验器时试验电压自行规定 5 电容型套管的tgδ和电容值 6 绝缘自行规定 油试2)大修后 验 3)必要时 7 1) 1～5年(10kV及1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值) 2)干式变压器全部更换绕组1)可采用倍频感应或操作波感应法 2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只见第12章 1)1～3年或1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 见第9章 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温 以下) 交流耐压2)大修后(66kV及以试验 下) 时，按出厂试验电压值；部分进行外施工频耐压3)更换绕组更换绕组和定期试验时，按出试验 后 4)必要时 8 铁芯1)1～3年或1)与以前测试结果相比无显20 / 84

厂试验电压值的0.85倍 1)采用2500V兆欧

(有外引接地线的)绝缘电阻 9 穿心螺栓、铁轭夹自行规定 2)大修后 3)必要时 著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 1)采用2500V兆欧件、表(对运行年久的绑扎1)大修后 钢2)必要时 带、2)连接片不能拆开铁者可不进行 芯、线圈压环及屏蔽等21 / 84

220kV及以上者绝缘电阻一般变压器可用1000V不低于500MΩ，其它自行规定 兆欧表)

的绝缘电阻 1油中见第12章 0 含水量 1油中1 含气量 1见第12章 读取1min时的泄漏1)试验电压一般如下： 电流值 绕组额定电压绕组泄漏1)1～3年或kV 自行规定 直流试电流 2)必要时 验电压kV 2)与前一次测试结果相比应 无明显变化 5 10 20 40 60 10 35 63 ～2066～50～330 0 2 1绕组1)分接开1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显关引线拆著差别，且符合规律 装后 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比22 / 84

3 所有分接

的电2)更换绕允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在压比 组后 3)必要时 变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 1校核三相变更换4 压器的组别绕组或单相变压后 器极性 1空载试验电源可用三相或单相；试验5 电流和空载损耗 1短路1)更换绕组与前次试验值后 2)必要时 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值1)更换绕组与前次试验值电压可用额定电压或较低电压值后 2)必要时 相比，无明显变(如制造厂提供了较低电压下的化 值，可在相同电压下进行比较) 的端子标志相一致 必须与变压器铭牌和顶盖上 6 阻抗和负载损耗 1局部7 放电测量 相比，无明显变(如制造厂提供了较低电流下的化 测量值，可在相同电流下进行比较) 1)大修后1)在线端电压为时，1)试验方法符合(220kV及以放电量一般不大于500pC；在GB1094.3的规定 上) 线端电压为时，放电2)周期中“大修后”系指消缺性大修2)更换绕组量一般不大于300pC 23 / 84

后(220kV及2)干式变压器按GB6450规定以上、120MVA及以上) 3)必要时 1测温1)1～3年 及其2)大修后 二次3)必要时 回路试验 1气体1)1～3年器及(二次回路) 其二2)大修后 次回3)必要时 路试验 2压力动作值与铭牌值相差应在±必要时 器校验 24 / 84

后，一般性大修后的试验可自行规定 执行 8 装置密封良好，指示正确，测温电测量绝缘电阻采用阻值应和出厂值相符绝缘电2500V兆欧表 阻一般不低于1MΩ 9 继电整定值符合运行规程要求，动测量绝缘电阻采用作正确 2500V兆欧表 绝缘电阻一般不低于1MΩ 0 释放10%X围内或按制造厂规定

21 1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采 用超过油枕顶部0.6m油柱试 验(约5kPa压力)，对于波纹 整体密封检查 大修后 油箱和有散热器的油箱采用 超过油枕顶部0.3m油柱试验 (约2.5kPa压力)，试验 时间12h无渗漏 试验时带冷却器，2)110kV及以上变压器，在油不带压力释放装置 枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 2冷却装1)自行规定 二次回2)大修后 路检查3)必要时 试验 1)投运后，流向、温升和声响正常，测量绝缘电无渗漏 阻采用2)强油水冷装置的检查和试验，按制2500V兆欧造厂规定 表 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 2 置及其2套管中的1)大修绝缘电阻一般不低于1MΩ 器绝缘试2)必要验 时 1)全部更换绕组，空载合闸51) 在使用分接上进次，每次间隔5min 25 / 84

3 电流互感后 采用2500V兆欧表 2全电压更换绕组4 下空载后 行

合闸 2)部分更换绕组，空载合闸32)110kV及以上的次，每次间隔5min 变压器中性点接地 2阻抗测5 量 与出厂值相差在±5%，与三相 必要时 或三相组平均值相差在±2%X围内 2振动 6 2噪声 7 2油箱表必要时 局部热点温升不超过80K 必要时 与出厂值比不应有明显差别 必要时 与出厂值比不应有明显差别 按GB7328要求进行 8 面温度分布

（二） 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表3。

（三） 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)

一、定期试验项目

见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23。 二、大修试验项目

表 3 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值

26 / 84

最高额定线端交流试验电中性点交流试验电压值 kV 线端操作波试验电压值 kV 工作 压值 电压 电 kV kV 压 kV ＜1 3 6 10 15 20 35 66 110 220 330 全部更部分更全部更部分更全部更部分更换绕组 换绕组 换绕组 换绕组 换绕组 换绕组 3 18 25 2.5 15 21 30 38 47 72 120 170 3 18 25 35 45 55 85 140 95 (195) 306 336 391 434 536 578 85 (200) 85 (230) 85 140 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 72 750 638 722 808 892 999 (170) 72 (195) 72 120 850 950 1050 1175 — 35 50 60 90 105 170 270 375 — 30 40 50 75 90 145 230 319 ≤1 3.5 6.9 11.5 35 17.5 45 23.0 55 40.5 85 72.5 140 126.0 200 252.0 360 395 363.0 460 510 550.0 630 500 680 注：1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；

27 / 84

2 操作波的波形为：波头大于20μS，90%以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。

一)一般性大修见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24。 二)

更换绕组的大修见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、

11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25。 四、油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)

一）定期试验项目见表2中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。

二）大修试验项目见表2中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 五、干式变压器

一）定期试验项目见表4中序号2、3、7、19。

二）更换绕组的大修试验项目见表2中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。 六、接地变压器

一）定期试验项目见表2中序号3、6、7。

二）大修试验项目见表2中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。 七、判断故障时可供选用的试验项目

本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器，其它设备可作参考。

28 / 84

一)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目： ——绕组直流电阻

——铁芯绝缘电阻和接地电流

——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视

——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 ——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——绝缘油含水量

——局部放电(可在变压器停运或运行中测量) ——绝缘油中糠醛含量 ——耐压试验

——油箱表面温度分布和套管端部接头温度

二)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。 三)变压器出口短路后可进行下列试验： ——油中溶解气体分析 ——绕组直流电阻 ——短路阻抗 ——绕组的频率响应 ——空载电流和损耗

四)判断绝缘受潮可进行下列试验：

——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)

29 / 84

——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV) ——绝缘纸的含水量

五)判断绝缘老化可进行下列试验：

——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) ——绝缘油酸值 ——油中糠醛含量 ——油中含水量

——绝缘纸或纸板的聚合度

六)振动、噪音异常时可进行下列试验： ——振动测量 ——噪声测量

——油中溶解气体分析 ——阻抗测量 七、互感器 <一>电流互感器

一 )电流互感器的试验项目、周期和要求，见表4。 表4 电流互感器的试验项目、周期和要求 序 项 周 要 求 号 目 期 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝30 / 84

说 明 绕组1)投运1 及末前 屏的2)1～3采用2500V兆欧表

绝缘年 电阻 3)大修后 4)必要时 tgδ1)投运2 及电前 容量 2)1～3缘电阻一般不低于1000MΩ 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表1)主绝缘tgδ试验中的数值，且与历年数据比较，电压为10kV，末屏对不应有显著变化： 地tgδ试验电压为31 / 84

年 3)大修后 4)必要时 2kV 2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，6620电压等级 ～kV 35 0 110 500 变化或试验电压由10kV升到tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 油纸电容大 型 修 充油型 后 胶纸电容型 — 1.0 0.7 0.6 3.0 2.0 — 2.5 2.0 — — — 时，～22～当tgδ随温度明显330温度、电压的关系，应综合分析tgδ与32 / 84

油纸电容运 型 行 充油型 中 胶纸电容型 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出±5%X围时应查明原因 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，其值不大于2% 1)投运前 油中溶解气体组分含量(体积分2)1～3油中年 溶解(66kV3 气体及以上) 色谱3)大修分析 后 4)必要时 1×10-6— 1.0 0.8 0.7 3.5 2.5 — 3.0 2.5 — — — 数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃 100×10 H2 150×10C2H2 2×10-6-6 -61)新投运互感器的油中不应含有C2H2 2)全密封互感器按制造厂要求(如果(110kV及以下) 有)进行 (220～500kV) 33 / 84

1)一次绕组按出厂值的85%进行。 出厂值不明的按下列电压进行试验： 电压1)1～3等年 级 (20kV交流及以下) 4 耐压2)大修试验 后 电3)必要压 时 kV 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1) 固体绝缘互感器在电压为1)大修局部后 5 放电2)必要测量 时 2)110kV及以上油浸式互感器在34 / 84

13 6 0 kV 试验12338 47 72 5 1 0 0 1215 20 35 66 试验按GB5583进行 时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC

电压为20pC 1)大修极性后 6 检查 2)必要时 各分1)大修接头后 7 的变2)必要比检时 查 校核时，放电量不大于 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 与铭牌标志相符 继电保护有要求时与同类型互感器特性曲线或制造进行 必要时 厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 励磁8 特性曲线 1)大修密封后 9 检查 2)必要时 一次1)大修与初始值或出厂值比较，应无明10 绕组后 显差别 直流2)必要35 / 84

试验方法按制造厂规定 应无渗漏油现象

电阻时 测量 绝缘1)大修油击后 11 穿电2)必要压 时

注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运

之前。

二）各类试验项目

定期试验项目见表4中序号1、2、3、4、5。

大修后试验项目见表4中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更换绕

组，可不进行6、7、8项)。

<二>电压互感器

一）电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表5。

表5 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求

序项 目 号 1)大修后 1 电压比 2)必要时 中间变压器的绝2 缘电阻 2)必要时 36 / 84

见第12章 要 周 期 求 与铭牌标志相符 采用2500V兆欧自行规定 表 说 明 1)大修后

与初始值相比中间变压器的tg1)大修后 3 δ 2)必要时 化 不应有显著变 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第12

章

二）各类试验项目：

定期试验项目见表4中序号1、2、3、4、5。

大修时或大修后试验项目见表4中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、

11。

八、开关设备 <一>SF6断路器

一）SF6断路器的试验项目、周期和要求见表6。

表6 SF6断路器的试验项目、周期和要求

序项 周 号 目 1 期 见第12章 要 求 说 明 断路器SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目 2 SF6气1)大修年漏气率不大于1%或按制造厂 要求 37 / 84

1)按GB11023方法进行 2)对电压等级较高的断路器，因体积大可用局部体泄漏后 试验 2)必要

时 包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于30×10-6 3 辅助回1)1～3路和控年 制回路2)大修绝缘电后 阻 绝缘电阻不低于2MΩ 采用500V或1000V兆欧表 4 耐压试1)大修验 后 2)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% 1)试验在SF6气体额定压力下进行 2)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 3)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 5 辅助回大修后 路和控制回路试验电压为2kV 耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 38 / 84

交流耐压试验 6 断口间1)1～3并联电年 容器的2)大修绝缘电后 阻、电3)必要容量和时 tgδ 1)对瓷柱式断路器和断口1)大修时，对瓷柱式断路同时测量，测得的电容值和器应测量电容器和断口tgδ与原始值比较，应无明并联后整体的电容值和显变化 2)罐式断路器按制造厂规定 3)单节电容器按第12章规定 tgδ，作为该设备的原始数据 2)对罐式断路器必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 7 合闸电1)1～31)除制造厂另有规定外，阻罐式断路器的合闸电阻阻值和年(罐式值变化允许X围不得大于±布置在罐体内部，只有解合闸电断路器阻的投除外) 入时间 2)大修后 8 断路器大修后 的速度特性 9 断路器1)大修的时间后 参量 2)机构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39 / 84

5% 2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核 体大修时才能测定 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 制造厂无要求时不测

大修后 同期不大于3ms、 同相各断口间分闸不同期不大于2ms 10 分、合1)1～3闸电磁年 铁的动2)大修作电压 后 3)机构1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接 触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于 大修后 及大于50kA时为85%)时应可靠动作 3)进口设备按制造厂规定 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 用直流压降法测量，电流不小于100A 11 导电回1)1～3路电阻 年 2)大修后 12 分、合1)大修闸线圈后 直流电2)机构阻 大修后 应符合制造厂规定 13 SF6气体密度监视1)1～3年 器(包括整定值)检验 2)大修后 3)必要时 按制造厂规定 14 压力表校验(或调1)1～3年 整)，机构操作压2)大修后 按制造厂规定 对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及40 / 84

力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验 15 操动机构在分闸、1)大修后 机械安全阀) 应符合制造厂 合闸、重合闸下的2)机构大修规定 操作压力(气压、后 液压)下降值 16 液(气)压操动机构的泄漏试验 1)1～3年 2)大修后 3)必要时 17 油(气)泵补压及零起打压的运转时间 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 19 闭锁、防跳跃及防1)大修后 止非全相合闸等辅助控制装置的动 作性能 41 / 84

按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 1)1～3年 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)机构大修时 应符合制造厂 规定 按制造厂规定 按制造厂规定 2)必要时

二）各类试验项目：

定期试验项目见表6中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。大修后试验项目见表6中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、

13、14、15、16、17、18、19。

<二>真空断路器

一）真空断路器的试验项目、周期和要求见表7。

表7 真空断路器的试验项目、周期、要求

序项 号 目 1 绝缘电阻 周 要 求 期 1)1～3年 2)大修后 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值：MΩ 额定电压kV 试验类别 ＜24 大修1002500 后 运行300 1000 中 2 交流耐压试验1)1～3年断路器在分、合闸状1)更换或干燥后的绝3000 0 5000 24～72.5 40.5 说 明 (12kV及以下) 态下分别进行，试验缘提升杆必须进行耐42 / 84

(断路器主回路对地、相间及断口) 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 4 导电回路电阻 2)大修后 3)必要时 电压值按DL/T593规压试验，耐压设备不定值 能满足时可分段进行 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 1)1～3年 2)大修后 试验电压为2kV 1)1～31)大修后应符合制造厂规定 年 2)运行中自行规定，建议不大2)大修于1.2倍出厂值 后 电流不小于100A 用直流压降法测量，5 断路器的合闸时间和分闸时大修后 在额定操作电压下应符合制造厂规定 进行 间，分、合闸的同期性，触头开43 / 84

距，合闸时的弹跳过程 6 操动机构合闸接触器30%～65%间,在使用电磁机构时，合闸电磁铁和分、合线圈通流时的端电压为操作电压额定值的闸电磁80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为铁的最85%)时应可靠动作 低动作2)进口设备按制造厂规定 电压 7 合闸接触器和1)1～3年 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 电磁铁线圈的定 绝缘电阻和直流电阻 8 真空灭弧室真空度的44 / 84

大修1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端后 子上的最低动作电压应在操作电压额定值的 分、合闸2)大修后 2)直流电阻应符合制造厂规采用1000V兆欧表 大、小修时 自行规定 有条件时进行

测量 9 检查动触头上的软联应无松动 结夹片有无松动

二）各类试验项目：

定期试验项目见表7中序号1、2、3、4、7。

大修时或大修后试验项目见表7中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。

<三>隔离开关

一）隔离开关的试验项目、周期和要求见表8。

表8 隔离开关的试验项目、周期和要求

序项 号 目 有机材料支持绝缘子1 及提升杆的绝缘电阻 2)大修阻值不得低于下表数值：MΩ 后 试验类别 额定电压kV ＜24 45 / 84

大修后 周 要 求 期 1)用兆欧表测量胶合元件分层电1)1～3阻 年 2)有机材料传动提升杆的绝缘电说 明 采用2500V兆欧表 24～40.5

大修后 运行中 1)1～3年 二次回2)大修2 路的绝后 缘电阻 3)必要时 1000 300 2500 1000 采用1000V兆欧表 绝缘电阻不低于2MΩ 1)试验电压值按DL/T593规定 2)用单个或多个元件支柱绝缘子交流耐3 压试验 大修后 组成的隔离开关进行整体耐压有在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻；耐压后困难时，可对各胶合元件分别做耐的阻值不得降低 压试验 二次回路交流4 耐压试验 电动、气动或液最低动作电压一般在操作电源额5 压操动机构线圈的最46 / 84

大修后 试验电压为2kV 气动或液压应在额定压力下进行 大修后 定电压的30%～80%X围内

低动作电压 导电回6 路电阻测量 大修后 不大于制造厂规定值的1.5倍 用直流压降法测量，电流值不小于100A 1)电动、气动或液压操动机构在额 定的操作电压(气压、液压)下分、操动机合闸5次，动作正常 7 构的动作情况 涩 3)闭锁装置应可靠 二）各类试验项目：

定期试验项目见表8中序号1、2。

大修后试验项目见表8中1、2、3、4、5、6、7。

<四>高压开关柜

一）高压开关柜的试验项目、周期和要求见表9。 二）真空断路器的高压开关柜的各类试验项目。 定期试验项目见表9中序号1、5、8、9、10、13。

大修后试验项目见表9中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。

表9 高压开关柜的试验项目、周期和要求

序项 目 号 周 期 求 47 / 84

大修后 2)手动操动机构操作时灵活，无卡要 说 明

辅助回路和控制回路绝缘电1 阻 1)1～3年 绝缘电阻不应低采用1000V兆欧表 2)大修后 于2MΩ 辅助回路和控2 制回路交流耐压试验 断路器速度特3 性 断路器的合闸时间、分闸时4 间和三相分、 合闸同期性 断路器、隔离开关及隔离插1)1～3年 5 头的导电回路2)大修后 电 阻 操动机构合闸1)大修后 接触器和分、6 合闸电磁铁的修后 最低动作电压 2)机构大大修后 大修后 大修后 试验电压为2kV 应符合制造厂规定 如制造厂无规定可不进行 应符合制造厂规定 1)大修后应符合隔离开关和隔离制造厂规定 插头回路电阻的2)运行中应不大测量在有条件时于制造厂规定值进行 的1.5倍 参照表11中序号 12 48 / 84

合闸接触器和分合闸电磁铁7 线圈的绝缘电阻和直流电阻 1)1～3年(12kV及8 绝缘电阻试验 以上) 2)大修后 大修后 1)绝缘电阻应大于2MΩ 采用1000V兆欧表 2)直流电阻应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 1)试验电压施加方式：合闸时各相1)1～3年对地及相间；分闸(12kV及9 交流耐压试验 以上) 2)大修后 断口的试验电压值相同 检查电压抽取1)1年 10 (带电显示)装2)大修后 定 置 SF6气体泄漏试1)大修后 应符合制造厂规11 验 压力表及密度12 继电器校验 1～3年 定 49 / 84

试验电压值按时各相断口 DL/T593规定 2)相间、相对地及应符合制造厂规 2)必要时 定 应符合制造厂规

五防是：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉、合隔离开关；③防1)1～3年 应符合制造厂规13 五防性能检查 2)大修后 定 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 根据断路器型式，对断路器的其14 它要求 2)必要时 8.6条中的有关规定 高压开关柜的15 电流互感器 2)必要时 <五>镉镍蓄电池直流屏

一）镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表10。

表10 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求

序项 目 号 周期 求 要 说 明 1)大修后 见第7章 1)大修后 应符合8.1、8.2、 止带电(挂)合接50 / 84

镉镍蓄电池组1 容量测试 蓄电池放电终2 止电压测试 1)1年 2)必要时 按DL/T459规定 1)1年 2)必要时 检查项目有： a)闪光系统 b)绝缘监各项功能均应3 各项保护检查 1年 正常 察系统 c)电压监视系统 d)光字牌 e)声响 镉镍屏(柜)中采用1000V兆欧表。控制母线和动4 力母线的绝缘电阻 二）各类试验项目：

定期试验项目见表10中序号1、2、3。

<六>套管

一）套管的试验项目、周期和要求见表11。

表11 套管的试验项目、周期和要求

序项 周 要 求 号 目 1 期 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 51 / 84

绝缘电阻不应必要时 低于10MΩ 测量 有两组电池时轮流说 明 采用2500V兆欧表 主绝缘1)1～3及电容 年

型套管2)大修2)末屏对地的绝缘电阻不应低末屏对(包括主于1000MΩ 地绝缘设备大电阻 修)后 3)必要时 2 主绝缘1)1～3及电容年 型套管2)大修电压等级 对地末(包括主kV 屏tgδ设备大与电容修)后 量 3)必要时 大充 胶 修型 后 胶纸电容2.0 1.5 1.0 型 胶 纸 2.5 2.0 — 型 到时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 2)20kV以下纯瓷套管3.0 2.0 — 充 油 3.0 1.5 — 型 油纸电容1.0 1.0 0.8 型 35 110 500 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。当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升～～～与出厂值或上一次1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 20662201)油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ52 / 84

充 油 3.5 1.5 — 型 油纸电容1.0 1.0 0.8 型 运充 胶 行型 中 胶纸电容3.0 1.5 1.0 型 胶 纸 3.5 2.0 — 型 3.5 2.0 — 及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ 3)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 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 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出±5%时，应查明原因 3 油中溶解气体色谱分析 1)投运油中溶解气体组分含量(体积分数)超前 过下列任一值时应引起注意： -6 2)大修H2 500×10 后 CH4 100×10 22×10(110kV及以下) -6-6-63)必要C2H时 1×10(220～500kV) 53 / 84

4 交流耐1)大修35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 压试验 后 2)必要试验电压值为出厂值的85% 时 5 66kV及以上电容型套管的局部放电测量 66kV及以上电容型套管的局部放电测量 1)大修后 1)变压器及电抗器套管的试验电压为2)必要时 2)其它套管的试验电压为 1)垂直安装的套管水平存放1年以上投运前宜进行本项目试验 1)大修3)在试验电压下局部放电值(pC)不大后 2)必要时 大修后 运行中

10 20

油纸电容型 型 250(100) 自行规定

于： 胶纸电容2)括号内的局部放电值适用于非变压器、电抗器的套管

注：1.充油套管指以油作为主绝缘的套管；

2.油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管；

3.充胶套管指以胶为主绝缘的套管；

4.胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管；

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5.胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管(如一般室内无瓷套胶纸

套管)。

二）各类试验项目

定期试验项目见表11中序号1、2。

大修后试验项目见表11中序号1、2、3、4、5。

<七>支柱绝缘子和悬式绝缘子

发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表

12。

表12 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要

求

序项 周 期 要 求 说 明 号 目 1 零值绝1～5年 缘子检测(66kV及以上) 2 绝缘电1)悬式绝阻 缘子1～5年 2)针式支1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于在运行电压下检测 1)可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元件 1)采用2500V及以上兆欧表 2)棒式支柱绝缘300MΩ，500kV悬式绝缘子不进行此项试55 / 84

柱绝缘子1～5年 子不低于500MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 验 3 交流耐1)单元件压试验 支柱绝缘1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B 1)35kV针式支柱绝缘子可根据具体情况按左栏要求1)或2)进行 2)棒式绝缘子不子1～5年 2)35kV针式支柱绝缘子2)悬式绝缘子1～5年 交流耐压试验电压值如下： 两个胶合元件者，每元件进行此项试验 50kV；三个胶合元件者，每元件34kV 3)机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV 3)针式支柱绝缘子1～5年 4)随主设备 5)更换绝缘子时 4 绝缘子1年 表面污秽物的等值盐密 参照附录C污秽等级与对应分别在户外能应附盐密度值检查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根验，将测量值作为调整耐棒式支柱上取样，污绝缘水平和监督绝缘56 / 84

测量在当地积污

安全运行的依据。盐密值最重的时期进行 超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 注：运行中针式支柱绝缘子和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。玻璃悬式绝缘子不进行序号1、2、3项中的

试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。

<八>电力电缆线路

一）一般规定

（一）对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。

（二）新敷设的电缆线路投入运行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。

（三）试验结果异常，但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路，其试验周期应缩短，如在不少于6个月时间内，经连续3次以上试验，试验结果不变坏，则以后可以按正常周期试验。

（四）对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。

（五）耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约80kΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。

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（六）除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前，必须确认电缆的绝缘状况良好。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路，应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻，如有疑问时，必须用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进行试验，加压时间1min；停电超过一个月但不满一年的电缆线路，必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验，加压时间1min；停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。 （七）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。

（八）直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)只作为判断绝缘状况的参考，不作为是否能投入运行的判据。但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化，或泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或加压时间的增加而急剧上升时，应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响，则应加以消除；如怀疑电缆线路绝缘不良，则可提高试验电压(以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜)或延长试验时间，确定能否继续运行。

（九）运行部门根据电缆线路的运行情况、以往的经验和试验成绩，可以适当延长试验周期。 二）橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。

（一）橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表13。

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表13 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求 序项 周 期 号 目 1 电缆主1)重要电缆：自行规定 绝缘 1年 0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 要 求 说 明 绝缘电2)2)一般电阻 缆： a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV以下5年 2 电缆外1)重要电缆：每千米绝缘电阻值护套绝1年 缘电阻 2)一般电缆：a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV以下5年 不应低于0.5MΩ 采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述的方法判断外护套是否进水 本项试验只适用于三芯电缆的外护套，单芯电缆外护套试验按本表第6项 3 电缆内1)重要电缆：每千米绝缘电阻值衬层绝1年 缘电阻 2)2)一般电59 / 84

采用500V兆欧表。当每千米的绝缘电阻低于0.5MΩ时应采用附录D中叙述不应低于0.5MΩ

缆： a)3.6/6kV及以上3年 b)3.6/6kV以下5年 4 铜屏蔽1)投运前 层电阻2)重作终端和导体或接头后 电阻比 3)内衬层破损进水后 5 电缆主新作终端或 绝缘直接头后 流耐压试验 1)试验电压值按表25规定，加压时间5min，不击穿 2)耐压5min时的泄漏电流不应大于耐压1min时的泄漏电流 对照投运前测量数据 自行规定 的方法判断内衬层是否进水 试验方法见11.2.2条 注：为了实现序号2、3和4项的测量，必须对橡塑电缆附件安装工艺中金

属层的传统接地方法按附录E加以改变。

表14 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV电缆额定电压U0/U 直流试验电压 电缆额定电压直流试验电压 U0/U 60 / 84

1.8/3 3.6/6 6/6 6/10 8.7/10 11 18 25 25 37 21/35 26/35 48/66 64/110 127/220 63 78 144 192 305 （二）铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法：

一)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。二)当前者与后者之比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐蚀；当该比值与投运前相比减少时，表明附件中的

导体连接点的接触电阻有增大的可能。

<九>绝缘油和六氟化硫气体

一、变压器油

一）新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。

二）运行中变压器油的试验项目和要求见表15，试验周期如下：（一）66～220kV变压器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、6，必要时试验的项目有5、8、9； （二）35kV及以下变压器油试验周期为3年的项目有序号6； （三）新变压器投运前、大修后油试验项目有序号1、2、3、4、5、6、7、8、9；

（四）互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进行，项目按第7、9章有关规定；

（五）序号11项目在必要时进行。

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三）设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其它指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表 15 变压器油的试验项目和要求 序号 1 外观 项 目 要 求 投入运行前的油 运 行 油 透明、无杂质或悬浮物 将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察 2 水溶性酸pH值 3 酸值 mgKOH/g 4 闪点(闭口) ℃ ≤0.03 ≥5.4 ≥4.2 说 明 按GB7598进行试验 ≤0.1 按GB264或GB7599进行试验 ≥140(10号、251)不应比左栏要求按GB261进行试验 号油) 低5℃ ≥135(45号油) 2)不应比上次测定值低5℃ 5 水分mg/L 66～110kV ≤20 66～110kV ≤35 220kV ≤15 330～500kV ≤10 220kV ≤25 330～500kV ≤15 运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB7600或62 / 84

GB7601进行试验 6 击穿电压 kV 15kV以下 ≥30 15kV以下 ≥25 15～35kV ≥35 15～35kV ≥30 66～220kV ≥40 66～220kV ≥35 330kV ≥50 500kV ≥60 330kV ≥45 500kV ≥50 按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验 7 界面X力≥35 (25℃) mN/m ≥19 按GB/T6541进行试验 330kV及以下≤1 300kV及以下≤4 500kV ≤0.7 500kV ≤2 按GB5654进行试验 8 tgδ(90℃) % 9 体积电阻率(90℃) Ω·m ≥6×1010 500kV≥1×10 330kV及以下≥3×10 910按DL/T421或GB5654进行试验 10 油中含气量(体积分数)% 11 油泥与沉淀物(质量分数)% 330kV 500kV) ≤1 一般不大于3 按DL/T423或DL/T450进行试验 一般不大于0.02 按GB/T511试验，若只测定油泥含— 量，试验最后采用乙醇—苯(1∶4)将油泥洗于恒重容器63 / 84

中，称重 12 油中溶解气体变压器 见第6章 色谱分析 互感器 见第7章 套管 见第9章 电力电缆 见第11章 取样、试验和判断方法分别按GB7597、SD304和GB7252的规定进行 四）关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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。 <二>SF6气体

一）SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的，只测定含水量和纯度。 二）SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 三）关于补气和气体混合使用的规定：

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（一)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；

（二)符合新气质量标准的气体均可混合使用。 四）运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表16。 表 16 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求 序项 号 目 1 湿度1)1～3年1)断路器灭弧1)按GB12022、SD306《六氟化硫室气室 气体中水分含量测定法(电解法)》周 期 要 求 说 明 (20℃体(35kV以积分数)10-6 上) 大修后不大于和DL506—92《现场SF6气体水分测定方法》进行 2)大修后 150 3)必要时 运行中不大于2)新装及大修后1年内复测1次，300 2)其它气室 如湿度符合要求，则正常运行中1～3年1次 大修后不大于3)周期中的“必要时”是指新装及250 大修后1年内复测湿度不符合要运行中不大于求或漏气超过表10中序号2的要500 求和设备异常时，按实际情况增加的检测 2 密度(标必要时 准状态下) 65 / 84

6.16 按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行

kg/m 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 5 四氟化1)大修后 ≤0.3 2)必要时 1)大修后 1)大修后≤按SD307《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 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 3碳(质量2)必要时 0.05 分数)% 2)运行中≤0.1 6 空气(质1)大修后 1)大修后≤量分数) % 2)必要时 0.05 2)运行中≤0.2 7 可水解 见序号5 1)大修后 ≤1.0 按SD309《六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法》进行 氟化物 2)必要时 μg/g 8 矿物油 1)大修后 ≤10 μg/g 2)必要时 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行 13 避雷器

13.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表17。

表 17 阀式避雷器的试验项目、周期和要求

序项 周 期 要 求 66 / 84

说 明

号 目 1 绝缘1)发电厂、1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD1)采用2500V及以上电阻 变电所避雷型避雷器的绝缘电阻自行规兆欧表 器每年雷雨定，但与前一次或同类型的2)FZ、FCZ和FCD型主季前 测量数据进行比较，不应有要检查并联电阻通断和接触情况 2)线路上避显著变化 雷器1～3年 3)大修后 4)必要时 2 电导电流及串联组合元件的非线性因数差1)每年雷 雨季前 2)大修后 3)必要时 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的1)整流回路中应加滤电导电流参考值见附录F或波电容器，其电容值一制造厂规定值，还应与历年般为0.01～0.1μF，数据比较，不应有显著变化 并应在高压侧测量电2)同一相内串联组合元件的流 非线性因数差值，不应大于2)由两个及以上元件0.05；电导电流相差值(%)不组成的避雷器应对每应大于30% 3)试验电压如下： 个元件进行试验 3)非线性因数差值及67 / 84

值 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，应根据停元电测量的结果作出判件断 额2定电0.05，但电导电流合压 格，允许作换节处理，kV 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300～400μAX围内 试验1电压U1 kV — — — 8 0 2 1 3 6 10 15 0 0 线性因数差值大于35)如FZ型避雷器的非68 / 84

试验2电压U2 kV 3 工频放电1)1～3年 1)FS型避雷器的工频放电电带有非线性并联电阻2)大修后 压在下列X围内： 额定电压 3 kV 放大9～电 修11 电后 8～kV 行12 中 21 ～33 19 1523～ 压 运～31 1626～ 6 10 的阀型避雷器只在解体大修后进行 4 6 10 16 0 4 2电压 3)必要时 2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值及FZ、FCZ型避 雷器的工频放电电压参考值见附录F 4 底座绝缘1)发电厂、自行规定 变电所避雷采用2500V及以上的兆欧表 电阻 器每年雷雨69 / 84

季前2)线路上避雷器1～3年3)大修后4)必要时 5 检查放电计数器的动作1)发电厂、测试3～5次，均应正常动作， 变电所内避测试后计数器指示应调到雷器每年雷“0” 雨季前2)线路上避雷情况 器1～3年3)大修后4)必要时 6 检查密封情况 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

<十>金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表18。

表 18 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

序项 目 号 70 / 84

周 期 要 求 说 明

1 绝缘电阻 1)发电厂、1)35kV以上，不低于采用2500V及以上兆欧变电所避雷器每年雷雨季节前 2)必要时 2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 表 2 直流1mA1)发电厂、1)不得低于GB11032规定值 2) U1mA实测值与初始1)要记录试验时的环境温度和相对湿度 2)测量电流的导线应使电压(U1mA)变电所避及0.75U1mA雷器每年下的泄漏电流 雷雨季前 2)必要时 值或制造厂规定值比用屏蔽线 较，变化不应大于±3)初始值系指交接试验5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 或投产试验时的测量值 3 运行电压下的交流1)新投运测量运行电压下的全应记录测量时的环境温的110kV及电流、阻性电流或功度、相对湿度和运行电率损耗，测量值与初压。测量宜在瓷套表面干泄漏电流 以上者投运3个月后始值比较，有明显变燥时进行。应注意相间干测量1次；化时应加强监测，当扰的影响 以后每半阻性电流增加1倍时，年1次；运应停电检查 行1年后，71 / 84

每年雷雨季节前1次 2)必要时 4 工频参考电流下的工频参考电压 必要时 应符合GB11032或制1)测量环境温度20±造厂规定 15℃ 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 5 底座绝缘电阻 1)发电厂、自行规定 变电所避雷器每年雷雨季前 2)必要时 6 检查放电计数器动作情况 1)发电厂、测试3～5次，均应正 变电所避雷器每年雷雨季前 2)必要时 一、GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求：

一)避雷器大修时，其SF6气体按表16的规定；

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采用2500V及以上兆欧表 常动作，测试后计数器指示应调到“0”

二)其它有关项目按表18中序号3、4、6规定。

<十一>母线 一、封闭母线

一）封闭母线的试验项目、周期和要求见表19。

表 19 封闭母线的试验项目、周期和要求

序项 目 号 期 1)额定电压为15kV及以上全连式离相封大1 绝缘电阻 修时 闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于采用2500V50MΩ 兆欧表 2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 额定电压 kV 大交流耐压2 试验 时 15 20 24 57 68 70 43 51 53 二）各类试验项目：

大修时试验项目见表19中序号1、2。

二、一般母线

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周 要 求 说 明 试验电压kV 出厂 4.2 42 现场 3.2 32 ≤1 6 修

一）一般母线的试验项目、周期和要求见表20。

表 20 一般母线的试验项目、周期和要求

序项 目 号 1)1～3绝缘电1 阻 2)大修时 额定电压在1kV以上时，试验1)1～3交流耐2 压试验 2)大修时 压参照表44中序号2 二）各类试验项目：

定期试验项目见表20中序号1、2。 大修时试验项目见表20中序号1、2。

<十二>二次回路

一、二次回路的试验项目、周期和要求见表21。

表 21 二次回路的试验项目、周期和要求

序项 周 期 1)大修时 2)更换1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ 74 / 84

周 期 要 求 说 明 年 不应低于1MΩ/kV 电压参照表21中序号3；额定年 电压在1kV及以下时，试验电 要 求 说 明 号 目 1 绝缘电阻 采用500V或1000V兆欧表

二次线时 2)二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ；在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 2 交流耐压试验 1)大修时 2)更换二次线时 试验电压为1000V 1)不重要回路可用2500V兆欧表试验代替 2)48V及以下回路不做交流耐压试验 3)带有电子元件的回路，试验时应将其取出或两端短接 二、各类试验项目

大修时试验项目见表21中序号1、2。 一）1kV及以下的配电装置和电力布线

1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求见表22。 二）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23。 表 22 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求 序项 周 期 设备大1)配电装置每一段的绝缘75 / 84

要 求 说 明 号 目 1 绝缘1)采用1000V兆欧表

电阻 修时 电阻不应小于0.5MΩ 2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 2)测量电力布线的绝缘电阻时应将熔断器、用电设备、电器和仪表等断开 1)配电装置耐压为各相对地，48V及以下的配电装置不做交流耐压试验 2)可用2500V兆欧表试验代替 2 配电装置的交流耐压试验 设备大修时 试验电压为1000V 3 检查相位 更动设备或接线时 各相两端及其连接回路的相位应一致 注：1.配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分；

2.电力布线不进行交流耐压试验。

表 23 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 1 检查导线连接1)2年 1)外观检查无异常 铜线的连接管检查周期可延长至5年 玻璃绝缘子不进行此项试验，自破76 / 84

项 目 周 期 要 求 说 明 管的连接情况 2)线路检2)连接管压接后的尺寸修时 2 悬式绝缘子串必要时 的零值绝缘子及外形应符合要求 在运行电压下检测

检测(66kV及以上) 3 线路的绝缘电线路检修自行规定 阻(有带电的平行线路时不测) 4 检查相位 线路连接线路两端相位应一致 有变动时 5 间隔棒检查 1)3年 后 后应及时更换 采用2500V及以上的兆欧表 状态完好，无松动无胶垫 2)线路检脱落等情况 修时 6 阻尼设施的检1)1～3年 无磨损松动等情况 查 2)线路检修时 7 绝缘子表面等1年 值附盐密度 参照附录C污秽等级与对在污秽地区积污应附盐密度值检验所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经最重的时期进行测量。根据沿线路污染状况，每5～ 验，将测量值作为调整耐10km选一串悬垂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77 / 84

绝缘子测试

采取调整爬距、清扫、涂料等措施 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。

<十三>接地装置

一、接地装置的试验项目、周期和要求见表24。

表 24 接地装置的试验项目、周期和要求

序项 目 周 期 要 求 号 1 有效接地1)不超过R≤2000/I 系统的电6年 或R≤0.5Ω，(当1)测量接地电阻时，如在必须的最小布极X围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则，应采用远离法 2)在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在说 明 力设备的2)可以根I>4000A时) 接地电阻 据该接地式中 I—经接地网网挖开检流入地中的短路电查的结果流，A； 斟酌延长 R—考虑到季节变化或缩短周的最大接地电阻，Ω 技术经济上极不合理时，允期 许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地网上 78 / 84

a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 b)不发生高电位引外和低电位引内 c)3～10kV阀式避雷器不动作 3)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1)不超过1)当接地网与1kV及以下设备共地系统的6年 电力设 用接地时，接地电阻R≤120/I 2)可以根2)当接地网仅用于1kV以上设备备的接地据该接地时，接地电阻 电阻 网挖开检R≤250/I 查的结果3)在上述任一情况下，接地电阻斟酌延长一般不得大于10Ω式中 I—经或缩短周接地网流入地中的短路电流，A； 期 R—考虑到季节变化最大接地电阻，Ω 3 利用大地1年 作导体的1)长久利用时，接地电阻为2)临时利用时，接地电阻为79 / 84

电力设备的接地电阻 式中 I—接地装置流入地中的电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 4 1kV以下不超过6使用同一接地装置的对于在电源处接地的低压所有这类电力设备，电力网(包括孤立运行的低当总容量达到或超过压电力网)中的用电设备，100kVA时，其接地电只进行接零，不作接地。所阻不宜大于4Ω。如总容量小于100kVA用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求电力设备年 的接地电阻 时，则接地电阻允许按序号2确定，但不得大于大于4Ω，但不超过10Ω 5 独立微波不超过6不宜大于5Ω 站的接地年 电阻 6 独立的燃不超过6不宜大于30Ω 油、易爆年 气体贮罐及其管道的接地电阻 80 / 84

相同容量的低压设备的接地电阻

7 露天配电不超过6不宜大于10Ω 装置避雷年 针的集中接地装置的接地电阻 与接地网连在一起的可不测量，但按表27序号1的要求检查与接地网的连接情况 8 发电厂烟不超过6不宜大于10Ω 囱附近的年 吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 与接地网连在一起的可不测量，但按表27序号1的要求检查与接地网的连接情况 9 独立避雷不超过6不宜大于10Ω 针(线)的年 接地电阻 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、阀等反击的要求 10 与架空线与所在进排气式和阀式避雷器 直接连接线段上杆的接地电阻，分别不的旋转电塔接地电大于5Ω和3Ω，但对81 / 84

机进线段阻的测量于300～1500kW的小上排气式周期相同 型直配电机，如不采和阀式避雷器的接地电阻 用SDJ7《电力设备过电压保护设计技术规程》中相应接线时，此值可酌情放宽 11 有架空地1)发电厂当杆塔高度在40m以对于高度在40m以下的杆线的线路或变电所下时，按下列要求，塔，如土壤电阻率很高，接杆塔的接进出线地电阻 1～2km如杆塔高度达到或超地电阻难以降到30Ω时，可过40m时，则取下表采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻内的杆塔值的50%，但当土壤1～2年 电阻率大于20002)其它线Ω·m，接地电阻难以可不受限制。但对于高度达路杆塔不达到15Ω时可增加至到或超过40m的杆塔，其接超过5年 20Ω 土壤电阻率接地电Ω·m 阻Ω 地电阻也不宜超过20Ω 100及以下 10 100～500 15 500～1000 20 1000～2000 25 2000以上 82 / 84

30

12 无架空地1)发电厂种 类 线的线路或变电所杆塔接地进出线电阻 1～2km接地电阻 Ω 非有效接地系30 内的杆塔统的钢筋混凝1～2年 土杆、金属杆 2)其它线中性点不接地50 路杆塔不的低压电力网超过5年 的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝30 缘子铁脚

注：进行序号1、2项试验时，应断开线路的架空地线。

二、接地装置的检查项目、周期和要求见表25。

表 25 接地装置的检查项目、周期和要求

序号 1 检查有效接地不超过3年 不得有开断、松如采用测量接地引下线系统的电力设备接地引下线脱或严重腐蚀等与接地网(或与相邻设现象 83 / 84

项 目 周 期 要 求 说 明 备)之间的电阻值来检查

与接地网的连接情况 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 2 抽样开挖检查1)本项目只不得有开断、松可根据电气设备的重要发电厂、变电限于已经运脱或严重腐蚀等性和施工的安全性，选择所地中接地网行10年以的腐蚀情况 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决定 现象 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X围

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