电力设备交接试验规程.doc
陕西省电力公司文件
关于印发《陕西省电力公司
电力设备交接试验规程(试行)》的通知
运维检修部,基建部,直属各供电局,公司,,安康水力发电厂,省电力科学研究院, 陕西送变电工程公司,省检修公司:
为进一步规范和加强电力设备交接验收管理～从源头上把好设备质量关～公司组织有关单位在广泛征求意见的基础上～依据GB 50150-2006《电气设备交接试验
标准
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》、DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》等文件～结合陕西电网的实际情况～编制了《陕西省电力公司电力设备交接试验规程(试行)》～现予印发～请各单位做好学习宣贯工作～并遵照执行。系统外施工单位在陕西省电力公
司内承担的基建工程应执行本规程规定～陕西省内其他发电厂、电力用户可参照执行。本规程解释权属陕西省电力公司运维检修部～各单位在执行过程中的意见或建议反馈至公司运维检修部。
附件:电力设备交接试验规程
主
题
快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题
词:科技 设备 试验 规程 通知
陕西省电力公司企业标准
——
——
—— 电力设备交接试验规程
附 录 A(试行)
附 录 B
A
目 次
前言 ...............................................................................................................................................III
1 范围............................................................................................................................................. 1
2 规范性引用文件 ........................................................................................................................... 1 3 术语和定义 .................................................................................................................................. 2
4 总则............................................................................................................................................. 2
5 电力变压器及电抗器 .................................................................................................................... 3 5.1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器 ........................................................................................ 3 5.2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器 ................................................. 7
6 互感器 ......................................................................................................................................... 8
6.1 电流互感器 ............................................................................................................................ 8
6.2 电压互感器 ...........................................................................................................................10 7 开关............................................................................................................................................13
7.1 SF断路器和GIS ...................................................................................................................13 6
7.2 多油断路器和少油断路器 ......................................................................................................16 7.3 真空断路器 ...........................................................................................................................18 7.4 高压开关柜 ...........................................................................................................................19 7.5 自动灭磁开关 .......................................................................................................................20 7.6 隔离开关 ..............................................................................................................................20
8 套管............................................................................................................................................21
9 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料 .....................................................................22
9.1 变电站的支柱绝缘子和悬式绝缘子 ........................................................................................22 9.2 合成绝缘子 ...........................................................................................................................23 9.3 RTV涂料...............................................................................................................................24
10 电力电缆 ...................................................................................................................................24
11 电容器 ......................................................................................................................................25
11.1 高压并联电容器和交流滤波电容器 ......................................................................................25 11.2 耦合电容器 .........................................................................................................................25 11.3 断路器断口并联电容器 ........................................................................................................26 11.4 集合式电容器 ......................................................................................................................26 12 避雷器 ......................................................................................................................................27
12.1 无间隙金属氧化物避雷器 ....................................................................................................27 12.2 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器 ...............................................................................27
12.3 输电线路用带间隙的避雷器.................................................................................................28 12.4 35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器 .......................................................................28
12.5 GIS用金属化物避雷器 .........................................................................................................29
I
13 母线 ..........................................................................................................................................29
13.1 封闭母线.............................................................................................................................29
13.2 一般母线.............................................................................................................................29
14 二次回路 ...................................................................................................................................29
15 配电装置 ...................................................................................................................................30
16 1kV以上的架空电力线路 ...........................................................................................................30
17 接地装置 ...................................................................................................................................31
18 绝缘油和六氟化硫气体 ..............................................................................................................33
18.1 变压器油.............................................................................................................................33
18.2 SF气体 ...............................................................................................................................34 6
附 录 A (规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准.........................................................36 附 录 B (资料性附录) 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法(参考件) .......................37
附 录 C (资料性附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法(参考件) ........................................38 附 录 D (资料性附录) 高压电器设备绝缘的工频耐压试验电压标准 .......................................39
附 录 E (资料性附录) 电力变压器的交流试验电压 ................................................................40 附 录 F (资料性附录) 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 ...........................................41 附 录 G (资料性附录) 变压器局部放电试验方法 ...................................................................42 附 录 H (资料性附录) 合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则 ...........................44
附 录 I (资料性附录) 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 ............................................47 附 录 J (资料性附录) 特殊试验项目
表
关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf
..................................................................................50
1.1.1
1.1.2
II
前 言
1.1.3 电力设备交接试验是保障电网安全运行的一个重要手段。为适应国家电网公司设备状态检修需要和技术监督的要求，结合陕西电网的实际情况，陕西省电力公司组织有关单位在广泛征求意见的基础上，依据GB 50150-2006《电气设备交接试验标准》、DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》、DL/T 393-2010《输变电设备状态检修规程》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》等文件，编制了《陕西省电力公司电力设备交接试验规程》。
1.1.4 本规程附录A为规范性附录、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录I、附录J为资料性附录。
1.1.5 本规程由陕西省电力公司运维检修部提出并解释。
1.1.6 本规程由陕西省电力公司技术标准分委会归口。
1.1.7 本规程主要起草(部门)单位:运维检修部、陕西电力科学研究院
1.1.8 本规程主要起草人:李晓霞、菅永峰、蒲 路、毛 辰、李志忠、单玉涛、朱红梅、吴经锋、黄国强、王 森、刘孝为、王辰曦、王荆、申巍
1.1.9 本规程主要审核人:季斌炜、盛 勇、齐卫东、李红波、张文星、汪金星、郭磊、安宗贵、刘富元、乐 琨、刘 超、裴 磊
1.1.10 本规程批准人:邬捷龙
1.1.11 本规程首次发布。
1.1.12
III
电力设备交接试验规程(试行)
1 1 范围
1.1.13 本规程规定了各种电力设备交接试验的项目和要求，用以判断设备是否符合投运条
件，预防设备损坏，保证安全运行。
1.1.14 本规程不适用于高压直流输变电设备、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、测量装置等电力设备和安全用具。 1.1.15 对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议且不低于本规程要求。
2 规范性引用文件
2.1.1 下列标准文件，对本规程的应用是不可缺少的。对于注日期的引用文件，仅所引用的
这一版本对本规程有效。对于不注日期的引用文件，其最新版本(包括其修正案)均适用于本规程。 2.1.2 GB 1094.1,.2、GB 1094.3,.5 电力变压器
2.1.3 GB 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
2.1.4 GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
2.1.5 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器
2.1.6 GB 12022 工业六氟化硫
2.1.7 GB 1207 电压互感器
2.1.8 GB 1208 电流互感器
2.1.9 GB 12706.1,3 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 2.1.10 GB 2536 电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 2.1.11 GB 4109 高压套管技术条件
2.1.12 GB 4703 电容式电压互感器
2.1.13 GB 50150 电气设备交接试验标准
2.1.14 GB 5583 互感器局部放电测量
2.1.15 GB 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量 2.1.16 GB 6450 干式电力变压器
2.1.17 GB 7328 变压器和电抗器的声级测量
2.1.18 GB 7600 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法)
2.1.19 GB 7601 运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法)
2.1.20 GB 7674 额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 2.1.21 GB 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
2.1.22 GB 9326.1,.5 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 2.1.23 GB/T 17623 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 2.1.24 GB/T 261 闪点的测定 宾斯基-马丁闭口杯法
2.1.25 GB/T 26 石油产品酸值测量法
2.1.26 GB/T 311.2 高压输变电设备的绝缘配合
2.1.27 GB/T 507 绝缘油击穿电压测定法
1
2.1.28 GB/T 511 石油产品和添加剂机械杂质测量法 2.1.29 GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测量法(圆环法) 2.1.30 GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 2.1.31 GB/T 7595 运行中变压器油质量
2.1.32 GB/T 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法)
2.1.33 GB/T 7674 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 2.1.34 DL 474.1,.5 现场绝缘试验实施导则
2.1.35 DL/T 402 交流高压断路器订货技术条件 2.1.36 DL/T 421 绝缘油体积电阻率测量法
2.1.37 DL/T 423 绝缘油中含气量测量--真空压差法 2.1.38 DL/T 429.9 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 2.1.39 DL/T 450 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) 2.1.40 DL/T 459 电力系统直流电源柜订货技术条件 2.1.41 DL/T 574 有载分接开关运行维修导则 2.1.42 DL/T 593 高压开关设备的共用订货技术导则 2.1.43 DL/T 596 电力设备预防性试验规程
2.1.44 DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 2.1.45 DL/T 621 交流电气装置的接地
2.1.46 DL/T 626 盘形悬式绝缘子劣化检测规程 2.1.47 DL/T 628 集合式高压并联电容器订货技术条件 2.1.48 DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则 2.1.49 DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 2.1.50 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 2.1.51 DL/T 840 高压并联电容器使用技术条件 2.1.52 DL/T 864 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
2.1.53 DL/T 393 输变电设备状态检修规程
2.1.54 Q/GDW 157 750kV电气设备交接试验标准 2.1.55 Q/GDW 168 输变电设备状态检修试验规程 2.1.56 国家电网公司十八项电网重大反事故措施
3 术语和定义
3.1.1 下列术语和定义适用于本文件。
3.2 本规程所用的符号
3.2.1 Un设备额定电压
3.2.2 Um设备最高工作线电压
3.2.3 U0设备额定相对地电压
3.2.4 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)
3.2.5 U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压
3.2.6 tanδ 介质损耗因数
4 总则
2
按GB 50150—2006《电气设备交接试验标准》的基本要求，参照Q/GDW 168《输变电设备状态检修试验规程》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》，结合陕西电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。
从本规程生效之日起，凡其它规程、规定、标准等的要求与本规程有抵触的，均以本规程为准。
遇特殊情况不能执行本规程有关规定时，如降低试验标准、删减试验项目等，由本单位总工程师审核、批准，并报评价中心备案。
工频交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min;其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。
充油电气设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压和局部放电试验。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:
750kV设备静置时间大于96h
330kV设备静置时间大于72h
110kV设备静置时间大于24h
35 kV设备静置时间大于12h
进行耐压试验时，宜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。
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其试验电压:
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工作电压确定其试验电压;
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、tanδ、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，被试设备不宜低于+5?，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度不高于80%。
110(66)kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，投运前应重新进行全部交接试验项目。35kV及以下设备按1年执行。
特殊试验项目应由具有相应资质和试验能力的单位进行，特殊试验项目见附录J。
5 电力变压器及电抗器
35kV及以上油浸式变压器、电抗器 5.1
5.1.1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目见表1。
表1 35kV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
油中溶解气体交接时 1)气体含量不得超过下列数值: 应在变压器油注入前、注油后24h，交
色谱分析 流耐压和局部放电试验后，冲击合闸总烃:20µL/L
1 H:10µL/L 后，投运后1天、3天、7天、15天、2
CH:0µL/L 30天分别取油样做色谱分析 22
2)绝缘试验前后两次分析结果不应有
3
明显的区别
绝缘油试验 2 见第18章 见第18章
绕组直流电阻 1)交接时 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻1)应在所有分接测试，如电阻线间差
相互间的差别，不应大于三相平均值的在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明2)无磁调压
变压器变换了产生这种偏差的原因，但不能超过2%;无中性点引出的绕组，线间差别不
分接位置 应大于三相平均值的1% 1.5%
2)1.6MVA及以下变压器，相间差别一2)不同温度下的电阻值按下式换算:
=(T+t)/(T+t)式中R，R分别为般不应大于三相平均值的4%;线间差R22112
在温度t、t下的电阻值，T为电阻温别一般不应大于三相平均值的2% 123 度常数，铜导线取235，铝导线取225 3)各相绕组电阻与出厂相同部位、相
同温度下的结果相比，不应有明显差3)无激磁调压变压器投入运行时，应
在所在分接位置锁定后测量直流电阻; 别，其差别不应大于2%
4)110kV及以上绕组测试电流不宜大4)电抗器参照执行
于10A
5)电缆、GIS出线的应在电缆、GIS
安装前进行直阻试验 绕组绝缘电交接时 1)绝缘电阻与出厂值相比应无明显变1)采用2500V及以上兆欧表 阻、吸收比或化，一般不低于出厂值的70% 2)测量前被试绕组应充分放电 极化指数 2)在10?,30?范围内，吸收比一般3)在油温低于50?时试验;测量温度
以顶层油温为准，尽量在相近的温度下不低于1.3;极化指数不低于1.5;当绝
试验;不同温度下的绝缘值一般可用下缘电阻大于10000MΩ而吸收比和极化
式换算: 指数达不到要求时，可结合tanδ测量结
)(t2-t1/10果综合判断 R=R×1.5 21
4 3)110kV及120MVA以上变压器应测式中R、R分别为在温度t、t下的绝1212
量极化指数，用以判断绝缘状况 缘电阻值
4)吸收比和极化指数不进行温度换算
5)变压器绝缘电阻大于
10000M?(20?)时，吸收比和极化指
数可仅作为参考
6)电缆进线变压器在安装电缆插接装
置前测量
绕组连同套管交接时 1)20?时的tanδ不大于0.5% 1)非被试绕组应接地，被试绕组应短
路 的tanδ和电容2)tanδ值与出厂数值比较不应有明显
量 变化(不应大于30%) 2)同一变压器各绕组的tanδ标准值相
同 5 3)试验电压如下:绕组电压10kV及以
上:10kV;绕组电压10kV以下:Un 3)在油温低于50?时试验;测量温度
以顶层油温为准，尽量在相近的温度下
试验
电容型套管的见第8章 见第8章 1)用正接法测量 6 tanδ和电容量 2)测量时记录环境温度 交流耐压试验 交接时 油浸设备试验电压值按附录E 1)可采用变频感应法
7 2)110kV及以上分级绝缘变压器一般
只进行中性点外施工频耐压试验
4
3)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
4)电抗器进行外施工频耐压试验
交接时 铁芯、夹件(有绝缘电阻不低于1000MΩ 1)用2500V兆欧表 外引接地线8 2)铁芯、夹件绝缘电阻应分别测量，的)绝缘电阻 且应做铁芯与夹件间的绝缘 变压器绕组电交接时 1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌
压比 相同
9 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%
三相变压器的交接时 1)必须与变压器的铭牌和出线端子标
接线组别或单号相符 10 相变压器的极2)单相变压器组成的三相变压器组应
性 在联结完成后进行组别检查
交接时 抽检(由省公司运检部决定) 试验电源可用三相或单相，空载试验电110kV变压器
空、负载试验 压用额定电压，负载试验可用不小于11
1/3额定电流较低电流值
交接时 局部放电(长时在线端电压为1.5Um/?3时，放电量不试验方法应符合GB1094.3-2003的规感应耐压试12 大于100pC，现场干扰较强时可适当放定(参见附录G) 验) 宽，但不应超过300pC
操作试验 交接时 手动操作应轻松，必要时用力距表测变压器分接开关无电压下操作5个循
量，其值不超过制造厂的规定，电动操环，在额定电压(空载下)操作1个循
作应无卡涩，没有连动现象，电气和机环
械限位动作正常
动作顺序 交接时 分接选择器、转换选择器、切换开关或应在整个操作循环内进行
选择开关触头的全部动作顺序，应符合
产品技术要求
测量过渡电阻交接时 1)符合制造厂规定
阻值 2)过渡电阻阻值与说明书值比较偏差
不大于?10%
测量触头的接交接时 每对触头不大于500μΩ 13 触电阻
辅助回路的绝交接时 绝缘电阻一般不低于1M? 采用1000V兆欧表 缘试验
切换过程程序交接时 正反方向的切换程序与时间均应符合
与时间 制造厂要求;无开路现象，其主弧触头
分开与另一侧过渡弧触头闭合的时间
不得小于10ms
检查插入触交接时 动静触头平整光滑，接触良好
头、动静触头
的接触情况，
电气回路的连
5
接情况
二次回路的绝交接时 不应低于1MΩ 1000V绝缘电阻表 缘电阻
有载开关的油交接时 参照同电压等级变压器油标准，制造厂
有要求时按制造厂要求执行 中水分(mg/L)
切换开关油室交接时 见表31
绝缘油的击穿
电压
套管电流互感交接时 按表3 14 器试验
变压器全电压交接时 1)新装和更换绕组后，冲击合闸5次 1)在使用分接上进行 下冲击合闸 2)部分更换绕组后，冲击合闸3次 2)合闸前110kV及以上的变压器中性
点应接地 3)第1次冲击合闸后的带电运行时间
不少于10min，其后每次合闸后带电运
行时间不应少于5min;两次冲击间隔不
少于5min 15 4)冲击合闸时，应无异常声响等现象，
保护装置不应动作
5)冲击合闸时，可测量励磁涌流及其
衰减时间
6)冲击合闸前后的油色谱分析结果应
无明显差别
电抗器阻抗测交接时 与出厂值相差?5%，与整组平均值相差 16 量 在?2%范围内
电抗器噪音 交接时 与出厂值相比不应有明显的变化 按GB7323《变压器和电抗器的声级测
定》的要求进行 17 据电抗器轮廓线2m处的噪声值不大于
80dB
变压器绕组频交接时 与出厂结果相比，或三相之间结果相比1)测量时，变压器外部无接线 率响应 无明显差别 18 (110kV及2)应在最大分接下测量
以上)
低电压下短路交接时 各绕组实测值与出厂试验值比较，其差应在低压绕组短路的情况下，分别从高阻抗测试 压绕组或中压绕组加电压进行测量 (110kV及值不应大于出厂试验值的2%。
同一组变压器中各台单相变压器在相19 以上)
同电压下的短路阻抗的差值不应大于
三相平均值的3%
变压器零序阻交接时 1)三相五柱式可以不做 抗 20 (110kV及2)如有制造厂试验值，交接时可不测
以上)
测温装置及其交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和测量绝缘电阻用1000V兆欧表 二次回路试验 出厂值相符，在规定的周期内使用，绝21
缘电阻一般不低于1M?
气体继电器及交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，测量绝缘电阻用1000V兆欧表 22 其二次回路试绝缘电阻一般不低于1M?
6
验
压力释放器试交接时 动作值与铭牌值相差应不大于10%或 23 验 符合制造厂规定
冷却装置及其交接时 1)投运后，流向、温升和声响正常、无测量绝缘电阻用1000V兆欧表 二次回路试验 渗漏，油流继电器指示正常
24 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1M?
5.2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器
5.2.1 35kV及以下油浸式变压器、电抗器的试验项目见表2。
表2 35kV及以下油浸式变压器、电抗器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绝缘油试验 1 见第18章 见第18章 10kV设备一般只进行油耐压试验 绕组直流电阻 交接时 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，
相互间的差别，不应大于三相平均值的制造厂虽然说明了产生这种偏差的原
2%;无中性点引出的绕组，线间差别不因，但不能超过2%
应大于三相平均值的1% 2)不同温度下的电阻值按下式换算:
2)1.6MVA及以下变压器，相间差别一R=R(T+t)/(T+t)式中 2l21
般不应大于三相平均值的4%;线间差R、R分别为在温度t、t下的电阻值;12122 别一般不应大于三相平均值的2% T为电阻温度常数，铜导线取235，铝
3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同导线取225
温度下的历次结果相比，不应有明显差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 别，其差别一般应不大于2%
4)变压器、消弧线圈应进行所有分接直4)电抗器参照执行
阻
绕组绝缘电阻 交流耐压试绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次1)用2500V及以上兆欧表
验后 试验结果及出厂试验相比应无明显变2)测量前被试绕组应充分放电
3 化，一般不低于上次值的70% 3)尽量在相近的温度下试验;不同温度
下的绝缘值一般可用下式换算:(见油
浸式)
油浸变压器、交接时 1)20?时的tanδ不大于0.5% 不同温度下的tanδ值一般可用下式换
(t2-t1)/10接地变压器和2)tanδ值与出厂数值比较不应有明显变算:tanδ=tanδ×1.3 1
消弧线圈绕组4 化(一般不大于30%) 式中tanδ、tanδ分别为在温度t、t1212的tanδ 3)试验电压如下:绕组电压10kV及以下的tanδ值
上:10kV绕组电压10kV以下:Un
交流耐压试验 交接时 5
穿芯螺栓、夹交接时 一般不低于10M? 1)用2500V兆欧表 件、绑扎钢带、2)连接片不能拆开者可不测量 铁芯、线圈压6
环及屏蔽等的
绝缘电阻
7
变压器绕组电交接时 1)各相应分接的电压比顺序应与铭牌相 压比 同
2)电压35kV以下，电压比小于3的变
7 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% 三相变压器的交接时 必须与变压器的铭牌和出线端子标与 接线组别或单相符 8 相变压器的极
性
整体密封检查 交接时 干式变压器不进行 9 按“变压器检修工艺导则”的规定执行 消弧线圈附属交接时 附属的电流互感器绝缘和变比见表测量绝缘电阻用2500V兆欧表，阻尼
的电流互感器电阻阻值应进行温度换算 3-1、阻尼电阻值与出厂铭牌无大的差绝缘和变比、别，且直流电阻阻值不大于出厂值的10
阻尼电阻绝缘5%
和直流电阻
接地变压器的交接时 交接时如有制造厂数据，可不测 11 零序阻抗
气体继电器及交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，测量绝缘电阻用1000V兆欧表
其二次回路试12 绝缘电阻一般不低于1M?
验
测温装置及其交接时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和测绝缘电阻用1000V兆欧表
二次回路试验 出厂值相符，在规定的检定周期内使13
用，绝缘电阻不低于1M?
冷却装置及其交接时 冷却装置的检查和试验按制造厂的规测量绝缘电阻用1000V兆欧表 14 二次回路试验 定;绝缘电阻一般不低于1M?
6 互感器
6.1 电流互感器
6.1.1 油浸式电流互感器
6.1.2 油浸式电流互感器的试验项目见表3。
表3 油浸式电流互感器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绕组及末屏的交接时 1)35kV及以上:绕组绝缘电阻不应低于1)用2500V兆欧表 绝缘电阻 出厂值的70%;35kV以下:不低于2)测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应
接地 1 1000MΩ
2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻
不低于1000MΩ
8
tanδ及电容量 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与出1)主绝缘tanδ试验电压为10kV，末屏
厂值差别不应超出?5% 对地tanδ试验电压为2kV
2)油纸电容型tanδ一般不进行温度换
算
3)必要时，如介损测量值与出厂比有明
2 显变化时，110kV及以上电流互感器应
U/3m电压下介损，当试验电压加做
U/3m由10kV升到时，Tanδ变化量
不超过?0.1%
油中溶解气体气体含量不得超过下列数值: 全密封电流互感器只有厂家明确要求110kV及以
的色谱分析 上电流互感可不进行试验的方可不进行该试验 总烃:10μL/L 3 器交接时 H:50μL/L 2
CH:0μL/L 22
油中含水量全密封电流互感器只有厂家明确要求110kV及以110kV:?20
上电流互感可不进行试验的方可不进行该试验 4 (mg/L) 330kV:?15
器交接时 330kV以上:?10
绝缘油击穿电全密封电流互感器只有厂家明确要求35kV及以见表15-1
压 上电流互感可不进行试验的方可不进行该试验 5
器交接时
全密封电流互感器只有厂家明确要求绝缘油tanδ(%) 110kV及以90?时，?0.7
上电流互感可不进行试验的方可不进行该试验 6
器交接时
交流耐压 交接时 1)一次绕组交流耐压值为出厂值的80% 二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表7 测绝缘电阻代替 2)二次绕组之间及对地为2kV
极性 交接时 与铭牌标志相符 8
各分接头的变交接时 与铭牌标志相符 用于关口计量的互感器必须进行误差比 测量;用于非关口计量，电压等级35kV
及以上的互感器，宜进行误差测量;用9
于非关口计量的互感器应进行变比检
查试验
励磁特性曲线 交接时 1)与同类型电流互感器特性曲线或制造1)保护有要求时进行
厂的特性曲线比较，应无明显差别 2)应在曲线拐点附近至少测量5—6个10 点;对于拐点电压较高的绕组，现场试2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最
大抽头测量 验电压不超过2kV 绕组直流电阻 交接时 与出厂值及三相间比较，应无明显差别 包括一次及二次绕组，中置柜内电流互11 感器一次直阻可不做 密封检查 交接时 应无渗漏油现象 12
6.1.3 注1:套管式电流互感器按表1中序号1、7、8、9、10、11，其中序号7可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行
6.1.4 注2:SF断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时按表1中序号1、8、9、10、11、进行 6
9
6.1.5 SF气体电流互感器 6
6.1.6 110 kV及以上SF气体电流互感器的试验项目见表4。 6
表4 110kV及以上SF电流互感器试验项目 6
序号 项目 周期 标准 说明
交接时 SF气体湿度?250 1)安装后、密封检查合格后方可充气至61 (20?)(μL/L) 额定压力，静置24h后进行湿度检测
交接时 SF气体泄漏?0.5%(或按厂家要求) 1)按GB11023方法进行 6
(%/年) 2)用局部包扎法检漏，每个密封部位包2 扎后历时24h，测得的SF气体含量(体6
积比)不大于20μL/L
老炼试验后SF气体成份?97 63 必要时 分析(%)
绕组的绝缘电交接时 1)绕组绝缘电阻不应低于出厂值的70% 1)用2500V兆欧表 阻 4 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻2)测量时非被试绕组(或末屏)、外壳应
接地 不低于1000MΩ
极性 交接时 与铭牌值相符 5
各分接头的变交接时 与铭牌值相符 计量线圈应测量角、比误差，角、比误6 比 差应符合等级规定 励磁特性曲线 交接时 1)与同类型电流互感器特性曲线或制造应在曲线拐点附近至少一5—6个点;
厂的特性曲线比较，应无明显差别 对于拐点电压较高的绕组，现场试验电7 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最压不超过2kV
大抽头测量
绕组直流电阻 交接时 与出厂值比较，应无明显差别 包括一次及二次绕组 8
老炼及交流耐交接时 现场安装、充气后、气体湿度测量合格1)老炼试验程序:
压试验 后进行老练及耐压试验 1.1Uo(10min)?0?1.0Uo(5min)?1.73U
o(3min)?0。老炼试验后进行耐压试验
9 2)一次绕组交流耐压试验电压为出厂试
验值的80%
3)二次绕组之间及对地的工频耐压试验
电压为2kV，可用2500兆欧表代替
气体密度继电交接时 应符合制造厂规定 10 器校验
6.2 电压互感器
6.2.1 电磁式电压互感器
6.2.2 电磁式电压互感器的试验项目见表5。
6.2.3
表5 电磁式电流互感器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
10
绕组的绝缘电交接时 绕组绝缘电阻不应低于出厂值的70% 1)使用2500V兆欧表 1 阻 2)测量时非被试绕组、外壳应接地
分级绝缘电压互感器试验电压为交接时 tanδ(35kV及以绕组绝缘:tanδ(%)不应大于下表中数
值: 3000V 上油浸式)
电压等级kV 35 110 220 2 油纸电容型 — 0.5 0.5
充油型 3.0 2.0 —
胶纸电容型 2.5 2.0 —
油中溶解气体气体含量不得超过下列数值: 全密封电压互感器只有厂家明确要求110kV及以
的色谱分析 上电压互感可不进行试验的方可不进行该试验 总烃:10μL/L 3 器交接时 H:50μL/L 2
CH:0μL/L 22
油中含水量全密封电压互感器只有厂家明确要求110kV及以110kV:?20
上电压互感可不进行试验的方可不进行该试验 4 (mg/L) 330kV:?15
器交接时 330kV以上:?10
绝缘油击穿电交接时 全密封电压互感器只有厂家明确要求见表31 5 压 可不进行试验的方可不进行该试验
全密封电压互感器只有厂家明确要求绝缘油tanδ(%) 110kV及以90?时，?0.7
上电压互感可不进行试验的方可不进行该试验 6
器交接时
交流耐压 交接时 1)一次绕组交流耐压标准按附录D执行 1)感应耐压试验的频率f为150Hz及以
2)二次绕组之间及对地为2kV 上时，试验持续时间t按下式计算:
t=60×100/f;但不应小于20s，且f不应7 大于400Hz
2)二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘
电阻代替 励磁特性 交接时 在二次绕组加压试验 1)一般情况下，励磁曲线测量点为额定
电压的20%、50%、80%、100%和120%。
对于中性点直接接地的电压互感器(N
端接地)，额定电压为35kV及以下电压
等级(分级绝缘)的最高测量点为
1.9Un/;额定电压为110kV及以上3
电压等级(分级绝缘)的最高测量点为8 1.5Un/;全绝缘互感器相间为1.5Un 3
2)对于额定电压测量点(100%)，励磁电
流不大于其出厂试验值的5%，同批同
型号、同规格电压互感器此点的励磁电
流不应相差30%
3)额定电压为110kV同批、同型号和同
规格的电压互感器，额定电压下
联结组别或极交接时 与铭牌标志相符 9 性
11
电压比 交接时 与铭牌标志相符 计量有要求时测量角、比误差，角、比
误差应符合等级规定 10
绕组直流电阻 交接时 包括一次及二次绕组 1)一次绕组直流电阻测量值，与厂家同
型号、同规格的直流电阻值在同一温度
下的测量值相差不大于10%
2)二次绕组直流电阻测量值，与厂家同
型号、同规格的直流电阻值在同一温度11
下的测量值相差不大于15%
3)同一批次的电压互感器一次绕组、二
次绕组的直流电阻值相互间的差异不
大于5%
铁芯夹紧螺栓交接时 一般不得低于10MΩ 用2500V兆欧表
12 (可接触到的)
绝缘电阻
密封检查 交接时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 13
6.2.4 电容式电压互感器
6.2.5 电容式电压互感器的试验项目见表6。
表6 电容式电压互感器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 电容器极间绝交接时 一般不低于5000MΩ,750kV CVT应不用2500V兆欧表 1 缘电阻 低于10000MΩ
电容值 交接时 1)每节电容值偏差不超出额定值的1)用交流电桥法
-5%,+5%范围 2)若高压电容器分节，则试验应针对每
节单独进行 2)一相中任两节实测电容值差不应超过2 5% 3)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
交接时 tanδ 膜纸绝缘(330kV及以上):不大于上节电容器测量电压10kV，抽压电容
0.15% 的试验电压3kV(有试验开关时)
油纸绝缘(330kV以下):不大于0.5% 3 当tanδ不符合要求时，可测量额定电压
下tanδ，若额定电压下的tanδ满足上述
要求，则可投运
分压器的交流交接时 应分别对每节电容器进行交流耐压试出厂试验电压的80% 4 耐压试验 验
渗漏油检查 交接时 电容器单元渗、漏油时应更换 观察法 5
低压端对地绝交接时 不低于100MΩ 1)用2500V兆欧表 6 缘电阻 2)低压端指“N”或“J”或“δ”等 中间变压器交接时 与出厂值比较，应无明显差别 当一次绕组与分压电容器在内部连接7
12
一、二次绕组而无法测量时可不测
直流电阻
中间变压器的交接时 1)一次绕组对二次绕组及地应大于用2500兆欧表，从X端测量 绝缘电阻 8 1000MΩ
2)二次绕组之间及对地应大于10MΩ
阻尼器检查 交接时 1)绝缘电阻应大于10MΩ 1)用1000V兆欧表
2)阻尼器特性检查按制造厂要求进行 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的端子。9
当阻尼器在制造厂已装入中间变压器
内部时，可不检查 角、比误差 交接时 应符合等级规定 计量有要求时进行 10
中间变压器油必要时 气体含量不得超过下列数值: 中溶解气体色 总烃:10μL/L 11 谱分析 :50μL/L H2
CH:0μL/L 22
中间变压器油必要时 含水量?20 中含水量测量12
(mg/L)
中间变压器绝必要时 击穿电压?35 kV 缘油击穿电压13
(kV)
中间变压器绝必要时 90?时，?0.7 14 缘油tanδ(%)
7 开关
7.1 SF断路器和GIS 6
7.1.1 SF断路器和GIS的试验项目见表7。 6
表7 SF断路器和GIS的试验项目 6
序号 项目 周期 标准 说明
交接时 SF气体湿度1)断路器灭弧室气室: 当新装(未带电)3个月内复测湿度不符6
合要求或漏气超过要求和设备异常时，1 (20?时) ?150μL/L
2)其他气室:?250μL/L 按实际情况增加检测;静置时间24h
交接时 SF气体泄漏 1)?0.5%/年(或按厂家要求小于该数值) 按GB11023方法进行 6
2)对110kV及以上的断路器及GIS，
因体积大可用局部包扎法检漏，每个密2
封部位包扎后历时24h，测得的SF气6
体含量(体积比)不大于20μL/L
交接时 SF纯度测试 断路器气室SF纯度?98%，非断路器气 663 室SF纯度?97% 6
耐压试验 交接时 4 1)6,363kV电压等级断路器耐压试验1)试验在SF气体额定压力下进行 6
13
电压为出厂试验电压值的80%，当试验2) GIS老炼试验程序参照附录I
电压低于附录D的规定值时，按附录D3)对GIS试验时不包括其中的电磁式
的规定进行试验 电压互感器及避雷器，但在投运前应对
它们进行电压值为最高运行电压的2)126,363kV GIS的交流耐压值为出
厂试验电压值的100% 5min检查试验
3)550,800kV交接试验电压按出厂电4)110kV及以下电压等级应进行合闸
对地和断口间耐压试验 压的90%(应在现场分合操作50次后进
行) 5)罐式断路器应进行合闸对地和断口
间耐压试验 4)363kV及以上电压等级的罐式断路
器和126kV及以上电压等级的GIS耐压
试验采用交流耐压试验和局部放电检
测相结合的方式进行;有条件时可进行
交流耐压和冲击截波耐压相结合的方
式
断口间并联电交接时 1)罐式断路器(包括GIS中的断路器)按1)交接时，对瓷柱式应测量电容器和断容器的绝缘电制造厂规定 口并联后的整体电容值和tanδ，作为该阻、电容量和设备的原始数据 2)单节电容器按第11章规定 5 tanδ 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
合闸电阻值和交接时 合闸电阻值测试在大修后交接时进行 1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许
合闸电阻的投范围不得大于?5% 6 入时间 2)合闸电阻的提前投入时间按制造厂规
定校核
断路器的速度交接时 测量方法和测量结果应符合制造厂规有条件时进行 7 特性 定
断路器的时间交接时 1)断路器的合、分闸时间及合分(金属短
特性 接)时间，主、辅触头的配合时间应符合
制造厂规定
2)断路器的分、合闸同期性应满足下列
要求: 8
—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
分、合闸电磁交接时 采用突然加压法 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电
铁的动作电压 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9 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
14
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
导电回路电阻 交接时 应符合制造厂规定或不应超过产品技如用直流压降法测量，电流不小于10 术条件规定值的1.2倍 100A 分、合闸线圈交接时 1)直流电阻应符合制造厂规定，与产品用1000V兆欧表 的直流电阻及出厂试验值相比应无明显差别 11
绝缘电阻 2)绝缘电阻不小于10MΩ
机构压力表校交接时 按制造厂规定 对气动机构应校验各级气阀的整定值
验(或调整)，机(减压阀及机构安全阀)
构操作压力(气12 压、液压)整定
值校验，机械
安全阀校验
操动机构在分交接时 应符合制造厂规定 闸、合闸及重
合闸下的操作13
压力(气压，液
压)下降值
交接时 按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 液(气)压操动
机构的泄漏试14
验
交接时 应符合制造厂规定 油(气)泵补压 及零起打压的15
运转时间
液压机构及采交接时 按制造厂规定 用差压原理的16 气动机构的防
失压慢分试验
闭锁、防跳跃交接时 按制造厂规定 及防止非全相
合闸等辅助控17
制装置的动作
性能
交接时 GIS中的电流按制造厂规定或分别按第3章、第9章GIS中电压互感器和避雷器的个别试
互感器、电压进行 验项目在现场不具备条件时可以厂家18 互感器和避雷试验报告为准 器
交接时 动作应准确可靠 GIS的联锁和检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性19 闭锁性能试验 能，以防止误动作
交接时 应符合制造厂规定 SF气体密度 6
继电器检查及20
压力表校验
15
辅助回路和控交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 制回路绝缘电21
阻
辅助回路和控交接时 试验电压为2kV 1)可用2500V兆欧表代替 制回路的交流22 2)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 耐压
7.2 多油断路器和少油断路器
7.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目表8。
表8 多油断路器和少油断路器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 交接时 1)整体绝缘电阻自行规定 用2500V兆欧表
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?)
额定电1 12 40.5 126 压(kV)
绝缘电1200 3000 6000 阻(MΩ)
交接时 40.5kV及以上1)20?时多油断路器的非纯瓷套管的1)在分闸状态下按每支套管进行测量，非纯瓷套管和tanδ(,)值见表12 测得的tanδ超过规定值或有显著增大油断路器的时，必须落下油箱进行分解试验。对落2)20?时非纯瓷套管断路器的tanδ(,)
下油箱的断路器，则应将油放出，使套tanδ 值，可比表5中相应的tanδ(,)值增2 加下列数值: 管下部及灭弧室露出油面，然后进行分
解试验 额定电压(kV) 126 40.5
3)带并联电阻断路器的整体tanδ可相tanδ(,)值增1 3 加值 应增加1,
交接时 40.5kV及以上1)每一元件的试验电压如下;
少油断路器的额定电压40.5 126 泄漏电流 (kV) 3 直流试验电20 40 压(kV)
2)泄漏电流不大于10μA
断路器对地、交接时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试对于三相共箱式的油断路器应做相间断口及相间交耐压试验，其试验电压值与对地耐压值4 验电压值按照附录D规定值
流耐压 相同
交接时 126kV断路器试验电压按附录D规定 1)耐压设备不能满足要求时可分段进提升杆的交流行，分段数不应超过3段，加压时间为耐压 5 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 导电回路电阻 交接时 应符合制造厂规定 采用直流压降法测量，电流不小于6
16
100A 灭弧室的并联交接时 交接时应测量电容器和断口并联后的1)并联电阻值应符合制造厂规定 电阻值，并联2)并联电容器与断口同时测量，测得整体电容器和tanδ，作为该设备的原始
电容器的电容数据 7 的电容值和tanδ与原始值比较，应无明
显变化 量和tanδ
3)单节并联电容器按第8章规定 断路器的速度交接时 断路器的分闸及合闸速度均应符合制1)在额定操作电压(气压或液压)下
特性 造厂规定 进行 8
2)有条件时进行
断路器的时间交接时 断路器的分、合闸时间及分、合闸的同在额定操作电压(气压或液压)下进行 9 特性 期性均应符合制造厂规定 操动机构合闸交接时 采用突然加压法 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定接触器及分、电压的85,,110,范围或直流额定电合闸电磁铁的压的80,110,范围内可靠动作;并联最低动作电压 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
10 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
断路器本体和见第18章
套管中绝缘油11
试验
断路器的电流交接时 见第6章 12 互感器
操动机构在合交接时 应符合制造厂规定 闸、分闸及重
合闸下的操动13
压力(液压)
下降值
液压操动机构交接时 应符合制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 14 的泄漏试验
油泵补压及零交接时 应符合制造厂规定 起打压的运转15
时间
液压机构防失交接时 按制造厂规定 16 压慢分试验
多油断路器套交接时 应小于200pC 测量电压1.05U/3，维持5分钟进行测m管的局部放电量 17
试验
辅助回路和控交接时 18 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替
17
制回路交流耐
压
合闸接触器和交接时 1)直流电阻应符合制造厂规定 用1000V兆欧表
分、合闸电磁2)绝缘电阻不小于1MΩ 铁线圈的直流
电阻和绝缘电19
阻，辅助回路
和控制回路绝
缘电阻
机构压力表校交接时 应符合制造厂规定 验(或调整)，
机构操作压力20 (液压)整定
值检验，机械
安全阀校验
7.3 真空断路器
7.3.1 真空断路器的试验项目见表9。
表9 真空断路器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行用2500V兆欧表
规定
2)断口和有机物制成的提升杆的绝缘电
阻(M)不应低于下表数值(20?): ,1 额定电压12 40.5 (kV)
绝缘电阻1200 3000 (M) ,
断路器主回路交接时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试相间、相对地及断口的耐压值相同
对地、断口及2 验电压值按附录D规定值 相间交流耐压
导电回路电阻 交接时 交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流应不小于3 100A 断路器的合闸交接时 在额定操作电压下进行;分闸反弹幅值1)应符合制造厂规定
时间和分闸时在条件具备时进行 2)分闸不同期不大于2ms，合闸不同期间，合闸、分不大于2ms
闸的同期性，4 3)合闸弹跳时间对于12kV不大于2ms，合闸弹跳时间对于40.5kV不大于3ms
与分闸反弹幅4)分闸反弹幅值不大于触头开距的值 20%(必要时)
灭弧室的触头交接时 应符合制造厂规定 条件具备时进行 5
18
开距及超行程
合闸接触器和交接时 1)直流电阻应符合制造厂规定，与产品用1000V兆欧表
分、合闸电磁出厂试验值相比应无明显差别 铁线圈的直流6 2)绝缘电阻不小于10MΩ 电阻和绝缘电
阻
操动机构合闸交接时 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电 接触器及分、压的85%,110%范围或直流额定电压合闸电磁铁的的80%,110%范围内可靠动作;并联最低动作电压 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
7 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
灭弧室真空度交接时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 8 测试
辅助回路和控交接时 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替
制回路交流耐9
压试验
7.4 高压开关柜
7.4.1 高压开关柜的试验项目见表10。
表10 高压开关柜的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
操动机构合闸交接时 采用突然加压法 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电接触器及分、压的85%,110%范围或直流额定电压合闸电磁铁的的80%,110%范围内可靠动作;并联最低动作电压 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
1 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
合电流峰值电流大于50kA时为85%)
时应可靠动作
合闸接触器和交接时 1)直流电阻应符合制造厂规定，与同型测绝缘电阻用1000V兆欧表
分、合闸电磁号产品相比不应有明显差别 2 铁线圈的直流2)绝缘电阻不小于10MΩ 电阻和绝缘电
19
阻
断路器的速度交接时 根据断路器型式，应分别符合7.1、7.2、
特性、时间特3 7.3条中的有关规定
性及其它要求
绝缘电阻 交接时 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 4
交流耐压 交接时 试验电压值按附录D规定 1)试验电压施加方式:合闸时各相对地
及相间，分闸时各断口间 5 2)相间、相对地及断口间的试验电压值
相同 检查电压抽取交接时 应符合行业标准DL/T538-93《高压带电
显示装置技术条件》 6 (带电显示)装
置
灭弧室真空度交接时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 7 测试
开关柜中断路交接时 应符合制造厂规定 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有器、隔离开关条件时进行测量 8 及隔离插头的
导电回路电阻
高压开关柜中交接时 见第6章 9 的电流互感器
辅助回路和控交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 制回路绝缘电10
阻
辅助回路和控交接时 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 制回路交流耐11
压
7.4.2 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10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。
7.5 自动灭磁开关
7.5.1 自动灭磁开关的试验项目见表8中序号10和19。
隔离开关 7.6
7.6.1 隔离开关的试验项目见表11。
表11 隔离开关的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 有机绝缘支持交接时 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 用2500V兆欧表 绝缘子及提升2)有机绝缘传动提升杆的绝缘电阻(M),
杆的绝缘电阻 1 不应低于下表数值(20?):
额定72.5,363,12 40.5 电压126 550
20
(kV)
绝缘
电阻1200 3000 6000 10000
) (M,
交流耐压 交接时 在交流耐压试验前、后测量绝缘电1)试验电压按附录D规定
阻，耐压后的阻值不应降低 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，可对各胶2
合元件分别耐压，其试验和要求按第6章
的规定进行
电动、气动或交接时 最低动作电压一般在操作电源额定电压的气动或液压应在额定压力下进行 液压操动机构30%,80%范围内 3 线圈的最低动
作电压
导电回路电阻 交接时 应符合制造厂规定 1)35kV及以上设备需进行
2)采用直流压降法测量，电流不小4 于100A;开关柜内装式隔离开关可
不进行此项试验 操动机构的动交接时 1)电动、气动或液压操动机构在额定操作电
作情况 压(气压或液压)下分、合闸5次，动作应正
常 5
2)手动操作机构操作应灵活，无卡涩
3)闭锁装置应可靠
二次回路绝缘交接时 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 6 电阻
二次回路交流交接时 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 7 耐压试验
8 套管
8.1.1 套管的试验项目见表12。
表12 套管的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 主绝缘及电容交接时 1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下用2500V兆欧表 型套管及末屏列数值:
对地的绝缘电66kV以下5000MΩ 1 阻 66kV及以上10000MΩ
2)末屏对地的绝缘电阻不应低于
1000MΩ
交接时 主绝缘tanδ与1)主绝缘20?时的tanδ%值不应大于1)油纸电容型套管的tanδ一般不进行电容量 2 0.5% 温度换算，当tanδ与出厂值比较有明
2)电容型套管的电容值与出厂值的差别显增长时，应综合分析tanδ与温度、
21
超过?3%时应查明原因 电压的关系，若tanδ随温度升高明显
增大，或试验电压由10kV升到
，tanδ增量超过?0.1%时不应运Um/3
行
2)测量变压器套管tanδ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
油中溶解气体交接时 气体含量不得超过下列数值:
色谱分析 总烃: 10μL/L 3 H: 150μL/L 2
CH: 0μL/L 22
油中含水量交接时 110kV:?20
(mg/L) 330kV:?15 4
330kV以上:?10
绝缘油耐压交接时 见表31 5 (kV)
穿墙套管交流交接时 见附录D 6 耐压
8.1.2 注:?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; 8.1.3 ?油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管。
9 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料
9.1 变电站的支柱绝缘子和悬式绝缘子
9.1.1 变电站的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目见表13。
表13 变电站的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绝缘子绝缘电交接时 1)针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每1)用2500V及以上兆欧表 阻 片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于2)棒式支柱绝缘子不进行此项试验
300MΩ
1 2)35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电
阻不应低于500MΩ
3)半导体釉绝缘子的绝缘电阻符合产品
技术条件的规定
22
绝缘子交流耐交接时 1)支柱绝缘的交流耐压试验电压值见附1)棒式绝缘子不进行此项试验
压 录A 2)35kV及以下的支柱绝缘子，可在母2)35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验线安装完毕后一起进行，试验电压按本电压值如下: 标准规定 2 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的盘形悬
式绝缘子交流耐压试验电压值均取
60kV
9.2 合成绝缘子
9.2.1 合成绝缘子的试验项目见表14。
表14 合成绝缘子试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
外观检查 交接时 检查时禁止踩踏绝缘子伞套 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘
子表面的局部放电情况及憎水性能是
否减弱或消失
2)硅橡胶伞套表面无蚀损、漏电起痕，
树枝状放电或电弧烧伤痕迹
3)无硬化、脆化、粉化、开裂等现象; 1 4)伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱
胶等现象
5)端部金具连部部位无明显的滑移，密
封良好
6)钢脚或钢帽锈蚀，钢脚弯曲，电弧烧
损，锁紧销缺少
憎水性试验 抽样 必要时，在试验室用接触角法试验 现场测试采用喷水分级法(HC法)
HC1,HC2:运行
2 HC3,HC4:运行
HC5,HC6:取样送实验室做标准的憎
水性迁移试验，以确定是否不能运行 湿工频耐受电抽样 耐受:合格 1)如果仅有一只试品不符合第3项至3 压试验 闪络:不合格 第7项中的任一项时，则应在同批产品
中加倍抽样进行重复试验。若第一次试水煮试验 抽样 外观有明显破损为不合格，否则应继续4 验时有超过一只试品不合格或在重复做陡波冲击耐受电压试验
试验中仍有一只试品不合格，则该批复陡波冲击耐受抽样 伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿5 合绝缘子判为不合格，退出运行 电压试验 的为不合格
2)样品数量按DL/T864—2003执行 密封性能试验 抽样 端部密封破坏，渗透剂进入绝缘于内部6 的为不合格
机械破坏负荷抽样 机械破坏负荷:>0.85SML 7 试验
23
9.3 RTV涂料
9.3.1 RTV涂料试验项目见表15。
表15 RTV涂料试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
外观检查 交接时 检查时禁止踩踏绝缘子 1)在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘
子表面的局部放电情况及憎水性能是
否减弱或消失 1 2)表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电
或电弧烧伤痕迹
3)无硬化、脆化、粉化、开裂等现象
憎水性试验 交接时 现场测试采用喷水分级法(HC法) 1)每站的每个厂家的每批涂料产品均
选择一个设备作为测量点 HC1,HC3:运行 2 HC4,HC6:取样做标准的憎水性迁移2)必要时，在试验室用接触角法试验
试验，以确定是否运行
10 电力电缆
10.1 电力电缆的试验项目，包括下列内容:
1) 测量绝缘电阻;
2) 交流耐压试验;
3) 测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比;
4) 检查电缆线路两端的相位;
5) 交叉互联系统试验。
10.2 电力电缆线路的试验，应符合下列规定:
1) 对电缆的主绝缘做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;
2) 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;
3) 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路应用2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试
验，试验时间1min。
10.3 交流耐压试验，应符合下列规定:
1) 橡塑电缆优先采用20,300Hz交流耐压试验。20,300Hz交流耐压试验电压和时间见表
16。
表16 橡塑电缆20Hz,300Hz交流耐压试验电压和时间
额定电压U/U(kV) 试验电压 时间(min) 0
18/30及以下 2U 15 0
21/35,64/110 2U 60 0
127/220 1.7U 60 0
24
190/330 1.7U 60 0
290/500 1.7U 60 0
10.3.1
2) 不具备上述试验条件或有特殊规定时，可采用施加正常系统相对地电压24h方法代替交流
耐压。
10.4 测量各电缆导体对地或对金属屏蔽层间和各导体间的绝缘电阻，应符合下列规定:
1) 耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化;
2) 橡塑电缆外护套、内衬层的绝缘电阻不低于0.5MΩ/km;
3) 测量绝缘用兆欧表的额定电压，宜采用如下等级:
, 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;
, 橡塑电缆外护套、内衬层的测量用500V兆欧表。 10.5 测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比，测量在相同温度下的金属屏蔽层和导体的直流电阻。 10.6 检查电缆线路的两端相位应一致，并与电网相位相符合。
11 电容器
11.1 高压并联电容器和交流滤波电容器
11.1.1 高压并联电容器和交流滤波电容器试验项目见表17。
11.1.2
11.1.3
表17 高压并联电容器和高压交流滤波电容器试验项目 序号 项目 周期 标准 说明
极对壳绝缘电交接时 不低于5000M? 1)用 2500V 兆欧表 1 阻 2)单套管电容器不试
电容值测量 交接时 电容值偏差应满足签订的技术条件要用电桥法、电压电流法、电容表法
求，且满足下列要求:
1)电容值偏差不超出额定值的0%,2 +3%范围
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
并联电阻值测交接时 电阻值与出厂值的偏差应在 用自放电法 3 量 ?10%范围内
渗漏油检查 交接时 渗漏油应更换 观察法 6
冲击合闸 交接时 在额定电压下冲击合闸3次，无闪络及 7 熔断器熔断等异常现象
11.2 耦合电容器
11.2.1 耦合电容器试验项目见表18。
25
11.2.2
表18 耦合电容器试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
极间绝缘电阻 交接时 1 一般不低于5000M? 用 2500V 兆欧表
电容值 交接时 1) 每节电容值偏差不超出额定值的1)用交流电桥法
—5%,+5%范围 2)一相中任两节实测电容值之差是指2 实测电容之比值与这两单元额定电压2) 一相中任两节实测电容值差不应超
之比值倒数之差 过5%
交接时 tanδ 10kV电压测量tanδ时，值不应大于 3 0.15%
渗漏油检查 交接时 渗漏油应更换 用观察法 4
低压端对地绝交接时 不低于100M? 用2500V兆欧表 5 缘电阻
11.3 断路器断口并联电容器
11.3.1 断路器断口并联电容器试验项目见表19。
表19 断路器断口并联电容器的试验项目 序号 项目 周期 标准 说明
极间绝缘电阻 交接时 1 一般不低于5000M? 用 2500V 兆欧表
电容值 交接时 2 电容值偏差应在额定值的?5%范围内
交接时 tanδ 10kV 电压下的tan 值不大于下列数 3 值:油纸绝缘0.5%;
膜纸复合绝缘0.15%
渗漏油检查 交接时 渗漏油应更换 用观察法 4
11.4 集合式电容器
11.4.1 集合式电容器试验项目见表20。
11.4.2
11.4.3
11.4.4
表20 集合式电容器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
相间和极对壳交接时 不小于1000M? 1)用 2500V 兆欧表 1 绝缘电阻 2) 试验时极间应用短路线短接
电容值 交接时 应符合技术条件要求，且满足以下要
求:
1)每相电容值偏差应在额定值的-0%,2 +3%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
26
比不大于1.02
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?2%
相间极对壳的交接时 试验时极间应用导线短路 试验电压出厂值的75% 3 交流耐压
绝缘油击穿电交接时 全密封型可不进行此项试验 15,35kV:?30 kV 4 压(kV) 15kV以下:?25 kV
渗漏油检查 交接时 应修补渗漏油处 观察法 5
冲击合闸 交接时 在额定电压下冲击合闸 3 次无闪络、 6 击穿故障
12 避雷器
12.1 无间隙金属氧化物避雷器
12.1.1 无间隙金属氧化物避雷器试验项目见表21。
表21 无间隙金属氧化物避雷器试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 35kV以上避雷器:不小于2500MΩ 35kV以上避雷器:用5000V兆欧表 1 35kV及以下避雷器:不小于1000MΩ 35kV及以下避雷器:用2500V兆欧表
交接时 直流1mA电压1)U实测值不得低于订货技术条件1)测量时应记录环境温度和相对湿度 1mA
规定值 U及0.75 2)测量电流的导线应使用屏蔽线 1mA
U下的泄漏2)U实测值与出厂值比较，变化不应3) 测量应每节单独进行，整相避雷器1mA1mA2 电流 有一节不合格，应更换该节避雷器或整大于?5%
相更换 3)0.75U (初始值)下的泄漏电流不应1mA
大于50μA
工频参考电压交接时 工频参考电压、阻性电流或总电流值应
和持续运行电符合GB11032或产品技术条件规定 3 压下持续电流
(35kV及以上)
底座绝缘电阻 交接时 4 不低于100MΩ 用2500V兆欧表
放电计数器动交接时 测试3—5次，均应正常动作，测试后 5 作检查 计数器指示应调到“0”
12.2 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器
12.2.1 输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目见表22。
表22 输电线路用无间隙金属氧化物避雷器试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 1 35kV以上避雷器:不小于2500MΩ 35kV以上避雷器:用5000V兆欧表
27
35kV及以下避雷器:不小于1000MΩ 35kV及以下避雷器:用2500V兆欧表
交接时 直流1mA电压实测值不得低于订货技术条件1)U1)测量时应记录环境温度和相对湿度 1mA
规定值 及 U2)测量电流的导线应使用屏蔽线 1mA
0.75U下的2)U实测值与出厂值比较，变化不应3)测量应每节单独进行，整相避雷器有1mA1mA2 泄漏电流 大于?5% 一节不合格，应更换该节避雷器(或整
3)0.75U(初始值)下的泄漏电流不应相更换) 1mA
大于50μA
工频参考电压交接时 工频参考电压、阻性电流或总电流值应
和持续运行电符合GB11032或产品技术条件规定 3 压下持续电流
(35kV及以上)
放电计数器动交接时 测试3—5次，均应正常动作，测试后 4 作检查 计数器指示应调到“0”
12.3 输电线路用带间隙的避雷器
12.3.1 输电线路用带间隙的避雷器试验项目见表23。
表23 带间隙金属氧化物避雷器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 交接时 35kV以上避雷器:不小于2500MΩ 35kV以上避雷器:用5000V兆欧表 1 35kV及以下避雷器:不小于1000MΩ 35kV及以下避雷器:用2500V兆欧表 间隙距离检查 交接时 间隙距离与厂家标称距离相比应在此项仅为带支撑件间隙避雷器的试验
项目空气间隙避雷器应在安装后进行2 ?10mm以内
测量 避雷器本体直交接时 测量电流的导线应使用屏蔽线 1)U实测值不得低于订货技术条件1mA
流1mA电压规定值(可参考铭牌)
U和75% 2) U实测值与出厂值比较变化不应1mA1mA3 U下的泄漏大于土5% 1mA
电流 3)75%U (初始值)下的泄漏电流不应1mA
大于50μA
放电计数器动交接时 测试3—5次，均应正常动作，测试后 4 作检查 计数器指示应调到“0”
12.4 35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器
12.4.1 35kV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目见表24。
表24 35kV及以下带串联间隙金属氧化物避雷器的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明 绝缘电阻 交接时 绝缘电阻自行规定，但与出厂值及同类用2500V兆欧表
型的测量数据进行比较不应有显著变1
化
28
工频放电试验 交接时 工频放电电压应符合制造厂的规定 2
底座绝缘电阻 交接时 3 不小于100MΩ 用2500V兆欧表
放电计数器动交接时 测试3—5次，均应正常动作，测试后 4 作检查 计数器指示应调到“0”
12.5 GIS用金属化物避雷器
12.5.1 GIS用金属化物避雷器有关项目按表21中的规定。 13 母线
13.1 封闭母线
13.1.1 封闭母线的试验项目见表25所示。
表25 封闭母线的试验项目 序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 1)额定电压为15kV及以上全连式离相用2500V兆欧表
封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不1 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
交流耐压 交接时 额定电按GB8349 进行 试验电压kV
出厂 现场 压kV
6 32 24
10 42 32 2 15 57 43
20 68 51
24 75 57
35 100 75
13.2 一般母线
13.2.1 一般母线的试验项目见表26。
表26 一般母线的试验项目 序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 1 不应低于1MΩ/kV 用2500V兆欧表
交流耐压试验 交接时 额定电压在1kV以上时，试验电压参照
“6.1支柱绝缘子和悬式绝缘子”规定;2 额定电压在1kV及以下时，试验电压为
1kV
14 二次回路
29
14.1.1 二次回路的试验项目见表27。
表27 二次回路的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻 交接时 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，用500V或1000V兆欧表
在断开所有其它并联支路时不应小于
10MΩ
1 2)二次回路的每一支路的断路器、隔离
开关、操作机构的电源回路不小于
1MΩ，在比较潮温的地方，允许降到
0.5MΩ
交流耐压 交接时 试验电压为1000V 1)不重要回路可用2500V兆欧表测绝
缘电阻代替 2 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 15 配电装置
15.1.1 1 kV及以下配电装置和馈电线路的试验项目见表28。
表28 1kV以下的配电装置和电力馈线的试验 序号 项目 周期 标准 说明
绝缘电阻测量 交接时 配电装置每一段或馈电线路的绝缘电1)用1000V兆欧表
阻应不小于0.5MΩ 2)测量电力馈电线路的绝缘电阻时应1 将相连的断路器、熔断器、用电设备和
仪表等断开
配电装置的交交接时 试验电压为1000V 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2 流耐压试验 2)可用2500V兆欧表代替
检查相位 交接时 连接相位正确 3
注:配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及其载流部分。
16 1kV以上的架空电力线路
16.1.1 1kV以上的架空电力线路的试验项目见表29。
表29 1kV以上的架空电力线路的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
检查导线连接交接时 1)外观检查无异常 1
30
管的连接情况 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要
求
绝缘子和线路交接时 1)悬式绝缘子的绝缘电阻标准见第6章 1)用2500V及以上的兆欧表
的绝缘电阻测2 2)线路绝缘电阻值自行规定 2)有同杆架设或较近的平行线路带电
量 时，线路的绝缘电阻不测
检查相位 交接时 线路两端相位应与电网一致 3
间隔棒检查 交接时 状态完好、无松动、无胶垫脱落等情况 4
阻尼设施的检交接时 无磨损松动等情况 5 查
交接时 应符合设计要求 根据及继电保护、过电压专业要求进行 35kV及以上线
路的工频参数6
测量
额定电压下对交接时 全电压冲击三次绝缘应无损坏 空载线路冲击7
合闸试验
杆塔接地电阻见第17章 8 测量
17 接地装置
17.1.1 接地装置的试验项目见表30。
表30 接地装置的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
有效接地系统交接时 测量接地阻抗时，如在必须的最小布极1)接地阻抗满足Z?2000/I或Z?0.5Ω(当的接地装置的范围内土壤电阻率基本均匀，可采用I>4000A时)，同时需满足设计要求 接地阻抗、跨1 2)跨步电压、接触电压应满足DL/621 30度夹角法，否则需采用远离法
步电压、接触中3.4规定
电压
非有效接地系交接时 1)当接地装置与1kV及以下设备共用接 统的接地装置地时，接地阻抗
的接地阻抗、Z?120/I
跨步电压、接2)当接地装置仅用于1kV及以上设备触电压 时，接地阻抗Z?250/I
3)在上述任一情况下，接地阻抗一般不2 宜大于10Ω
4) 在高土壤电阻率地区的接地阻抗不
应大于30Ω，且接触电位差和跨步电位
差应满足标准要求
5)跨步电压、接触电压应满足DL/621
中3.4规定
31
式中;I一经接地装置流人地中的短路
电流，A
Z—考虑到季节变化的最大接地阻抗，
Ω
交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设1kV以下电力对于在电源处接地的低压电力网(包括设备的接地阻备，当总容量达到或超过100kVA时，孤立运行的低压电力网)中的用电设抗 备，只进行接零不做接地，所用零线的其接地阻抗不宜大于4Ω;当容量小于3 接地阻抗就是电源设备的接地阻抗，其100kVA时，则接地阻抗应不超过10Ω
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阻抗 独立微波站的交接时 不宜大于5Ω 测试时应断开电源零线(若零线与地网4 接地阻抗 相连)
独立的燃油、交接时 不宜大于30Ω(无独立避雷针保护的露
易爆气体贮罐天贮罐不应超过10Ω) 5 及其管道的接
地阻抗
露天配电装置交接时 不宜大于10Ω 1)与接地网连在一起的可不测量 避雷针的集中2)在高土壤电阻率地区难以将接地阻接地装置的接抗降至10Ω时，允许有较大的数值，6 地阻抗及独立但应符合防止避雷针(线)对罐体及管、
阀等反击的要求 避雷针(线)的
接地阻抗 3)测试时，应避免地网的影响 有架空地线的交接时 当杆塔高度在40m以下时，按下列要对于高度在40m以下的杆塔，如土壤线路杆塔的接电阻率很高，接地阻抗难以降到30Ω求，如杆塔高度达到或超过40m时，则
地阻抗 时，可采用6,8根总长不超过500m取下表值的50%，但当土壤电阻率大于
的放射形接地体或连续伸长接地体，其2000Ω?m时，接地阻抗难以达到15Ω
接地电阻可不受限制，但对于高度达到时，可增加至20Ω
或超过40m的杆塔，其接地阻抗也不土壤电阻率Ω.m 接地电阻Ω 7
宜超过20Ω <=100 10
100,500 15
500,1000 20
1000,2000 25
>2000 30
无架空地线的交接时 1). 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、
线路杆塔接地金属杆接地阻抗不大于30Ω
阻抗 2).中性点不接地的低压电力网的线路
钢筋混凝土杆、金属杆 8
接地阻抗不大于50Ω
3)低压进户线绝缘子铁脚接地电阻不
大于30Ω
接地装置安装交接时 测试时用四极法，电极间距a最大可取
9 处土壤电阻率 0.67D
32
其中:a—电极间距离
D—接地装置最大对角线距离
检查有效接地交接时 应做测试位置与测试值的记录工作 1不得有开断、松脱或严重腐蚀的现象
系统和非有效2)测试连接与同一接地网的各相邻设备
接地系统的电接地线之间的电气导通情况，以直流电10 力设备接地引阻值表示，直流电阻值宜在0.05Ω范围
下线与接地网内，不应大于0.2Ω
的连接情况 3)应采用直流仪器测量，电流不低于5A
注:扩建接地网应在与原接地网连接后进行测试。
18 绝缘油和六氟化硫气体
18.1 变压器油
18.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536-2011《电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝
缘油》的规定。变压器新油应由厂家提供无腐蚀性硫、结构簇及油中颗粒度报告(330kV及以上)。
18.1.2 设备的运行条件不同，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。
18.1.3 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。
18.1.3.1 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酸值、tanδ试验，试验结果无沉淀物产生且酸值、tanδ不大于原设备内部油的酸值、tanδ值时，才可混合。 18.1.3.2 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，除应事先测定混合油的倾点外，还应按DL/T429.6方法进行老化试验，并观察油泥析出情况，无沉淀、混合油样应不比原运行油差，才决定是否可用。
18.1.3.3 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。混合油的质量不应低于最差的一种油，并按实测倾点决定是否适用该地区。
18.1.3.4 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。
18.1.4 变压器油的试验项目见表31。
表31 变压器油的试验项目
序号 项目 周期 标准 说明
外观 注入设备前透明、无杂质或悬浮物 外观目视 1 后的新油
注入设备前水溶性酸pH>5.4 按GB7598《运行中变压器油水溶性酸2 值 后的新油 测定法》进行试验
33
酸值 注入设备前?0.03 按GB264《石油产品酸值测定法》进
后的新油 行试验 (mgKOH/g) 3
准备注入设闪点(闭口)(?) ?135 按GB/T 261—2008闪点的测定 宾斯4 备的新油 基-马丁闭口杯法进行试验
准备注入水份(mg/L) 110kV及以下?20 按GB7600《运行中变压器油水份含量
110 kV及330~1000kV?10 测定法(库仑法)》或GB7601《运行中5 以上设备的变压器油水份测定法(气相色谱法)》进
新油 行试验
注入设备击穿电压(kV) 35kV及以下?35 kV 按GB507和DL429.9方法进行试验;
前、后的新60,110kV?40 kV 质量指标为DL429.9方法的测定值
油 6 330kV?50kV
500kV?60kV
750~1000kV?70kV
界面张力注入设备注入设备前?40 mN/m， 按GB6541《石油产品油对水界面张力
前、后的新7 (25?)(mN/m) 注入设备后?35 mN/m 测定法(圆环法)》进行试验
油
准备注入设tanδ(90?)(%) 注入前:?0.5 按GB5654《液体绝缘材料工频相对介
备的新油 电常数介质损耗因数和体积电阻率的注入后:?0.7 8
试验方法》进行试验
10体积电阻率必要时 按DL421或GB/T5654进行试验 ?6×109 (90?)(Ω?m)
油中溶解气体见各设备章见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB7595、10 色谱分析 节 GB17623和DL722的规定
投运前 油中颗粒数(个750kV:大于5um颗粒数 ?2000 DL/T432
11 /100mL) 500kV以上直流:大于5um颗粒数
?1000
投运前 油中含气量(体330kV及以上:?1% DL/T703 DL/T423 DL/T450 12 积分数)
注:?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。
?有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。
18.2 SF气体 6
18.2.1 SF新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。每批产品按标准抽检后进行气体全分析6
试验，其他气瓶应进行湿度测试。
18.2.2 关于补气和气体混合使用的规定:
18.2.2.1 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。
18.2.2.2 符合新气质量标准的气体均可混合使用。
18.2.3 设备充入六氟化硫新气前，应复检其湿度。
18.2.4 六氟化硫气体在储气瓶内存放半年以上时，使用单位充气于六氟化硫气室前，应复检其中的湿度和空气含量，指标应符合新气标准。
18.2.5 对开关类设备中的充放气作业的要求:
34
18.2.6 SF组份异常的气体通常含有SO，HS等对于设备绝缘有腐蚀作用的成份。另外长期622
使用并保养维护不善的充放气装置难免会混入空气，当SF设备中空气的含量超过一定值时，将直6
接影响到设备的绝缘性能。
18.2.6.1 对于测试仪器的管理
18.2.7 严格执行国网公司的有关规定，日常测试使用的仪器应为测试精度满足潜伏性故障判
断的SF气体组份测试仪器，故障定位可使用测试精度满足潜伏性故障判断或故障判断的SF气体组66
份测试仪器。SF气体组份测试仪器一年校验一次，校验方式为各单位送检，由陕西电科院负责进6
行校验。
18.2.7.1 对现场使用的充放气装置应用测试精度满足潜伏性故障判断的SF气体组份测试仪进行SF66气体的组份测试，同时进行气体纯度及水分测试，出现下列情况之一则被认定为装置已被污染:
18.2.8 ?组份测试发现SF气体中含有SO,0.1μL/L或HS,0.1μL/L或CO,5μL/L(测试前应622
使用合格的SF气体将测试仪器吹扫5分钟后清零); 6
18.2.9 ?SF气体纯度,99,; 6
18.2.10 ?SF气体水分,100μL/L。 6
18.2.10.1 对于已被污染的充放气装置，根据情况分别采取以下步骤进行处理:
18.2.11 ?对于异常组份污染的充放气装置
18.2.12 第一步，把充放气装置中异常的气体全部充入空的气瓶中，气体需进行再生处理，
并经陕西省SF气体监督检测中心(陕西电科院)检测合格后，方可再次使用。 6
18.2.13 第二步，更换充放气装置的吸附剂。
18.2.14 第三步，对充放气装置进行气体冲洗。冲洗方法为:对充放气装置充入压力为1MPa
的高纯氮气，保持压力2小时后抽出，反复多次直到满足SO及HS未检出，CO<5μL/L时，认为清洗22
合格。
18.2.15 测试前应使用高纯氮气吹扫测试仪器5分钟后清零，测试数据方为SF为背景的真实6
数据。
18.2.16 ?对于气体纯度达不到要求的充放气装置
18.2.17 把充放气装置中异常的气体全部充入空的气瓶中，气体需进行再生处理，并经陕西
省SF气体监督检测中心(陕西电科院)检测合格后，方可再次使用。无须更换吸附剂及对装置进6
行气体清洗。
18.2.18 ?对于湿度达不到要求的充放气装置
18.2.19 把充放气装置中异常的气体充入空的气瓶中，更换吸附剂，再由瓶中通过吸附剂充
入充气装置，反复多次，直到湿度测试合格。
18.2.19.1 气体充入设备后进行组份测试，断路器气室SF纯度>98%，非断路器气室SF纯度>97%，66SO、HS为0及CO<5μL/L，方可认为合格。湿度测试按原有技术要求进行。 22
18.2.19.2 对于800kV、363kV SF开关类设备及126kVGIS进行设备交接和大修试验中，应增加SF66组分测试，耐压测试后1-3小时(气室大的时间长)内需进行组份测试，对于330kV及以上电压等级的设备，设备充气及耐压试验后的测试由陕西电科院进行，其中包括进行设备气体取样后的全组份分析。330kV以下设备可由各局进行检测。当耐压试验后出现SO,0.2μL/L、HS,0.2μL/L或CO增量,5μL/L22
时，应通知陕西省SF气体检测中心(陕西电科院)进行诊断性检测。 6
18.2.20
35
附 录 C
(规范性附录)
绝缘子的交流耐压试验电压标准
表A.1 支柱绝缘子的耐压试验电压(kV)
交流耐压试验电压
额定电压 最高工作电压 纯瓷绝缘 固体有机绝缘
出厂 交接及大修 出厂 交接及大修 3 3.6 25 25 25 22 6 7.2 32 32 32 26 10 12 42 42 42 38 15 18 57 57 57 50 20 24 68 68 68 59 35 40.5 100 100 100 90 110 126 265 265 (305) 265 240 (280) 220 252 490 490 490 440
注:括号中数值适用于小接地短路电流系统
18.2.21
36
附 录 D
(资料性附录)
橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法(参考件)
18.2.22 直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受到外力破环而又未完全破损时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根椐绝缘电阻值降低来判断外护套破损进水。为此，提出了根椐不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。
18.2.23 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Cu 铅Pb 铁Fe 锌Zn 铝Al 电位(V) +0.334 -0.122 -0.44 -0.76 -1.33
18.2.24 当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V的电位，如内衬层也破损进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334-(-0.76)=1.1V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢带为“负”极。
18.2.25 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层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小;反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可判断外护套和内衬层已破损进水。
18.2.26 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会腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。
37
附 录 E
(资料性附录)
橡塑电缆附件中金属层的接地方法(参考件)
E.1 终端
18.2.27 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
22的截面不得小于25mm;铠装层接地线的截面不应小于10mm。
E.2 中间接头
18.2.28 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。连接铠装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。
38
附 录 F
(规范性附录)
高压电器设备绝缘的工频耐压试验电压标准
1min工频耐受电压(kV)有效值 额穿墙套管 支柱绝缘子、隔离开关 定最高固体有机绝缘、电工作电压互感器 电流互感器 纯瓷和纯瓷充油固体有机绝油浸电容式、干纯瓷 压电压绝缘 缘 式、SF6式 (kV(kV) 出交) 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 厂 接 3 3.6 25(18) 20(14) 25 20 25(18) 25(18) 25(18) 20(14) 25 25 25 22 6 7.2 30(23) 24(18) 30 24 30(23) 30(23) 30(23) 24(18) 32 32 32 26 10 12 42(28) 33(22) 42 33 42(28) 42(28) 42(28) 33(22) 42 42 42 38 15 17.5 55(40) 44(32) 55 44 55(40) 55(40) 55(40) 44(32) 57 57 57 50 20 24.0 65(50) 52(40) 65 52 65(50) 65(50) 65(50) 52(40) 68 68 68 59
101035 40.5 95(80) 76(64) 95 76 95(80) 95(80) 95(80) 76(64) 100 90 0 0
140/18112/14140/18112/14140/18140/18140/18112/14161666 69.0 165 148 5 8 5 8 5 5 5 8 5 5
126.200/23160/18200/23160/18200/23200/23200/23160/182626110 265 240 0 0 4 0 4 0 0 0 4 5 5
252.395/46316/36395/46316/36395/46395/46395/46316/364949220 495 440 0 0 8 0 8 0 0 0 8 5 5
363.510/63408/50510/63408/50510/63510/63510/63408/50330 0 0 4 0 4 0 0 0 4
680/74544/59680/74544/59680/74680/74680/74544/59500 550 0 2 0 2 0 0 0 2
8366750 800 975 780 975 780 - - - - - - 0 4 注1:表中电器设备出厂试验电压参照现行国家标准《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1; 注2:括号内的数据为全绝缘结构电压互感器的匝间绝缘水平;
注3:斜杠上下位不同绝缘水平取值，以出厂(铭牌)值为准。
18.2.29
39
附 录 G
(规范性附录)
电力变压器的交流试验电压
线端交流试验电压值(kV) 中性点交流试验电压值(kV) 额定电压最高工作电压出厂或全部更换绕交接或部分更换绕出厂或全部更换绕交接或部分更换绕(kV) (kV) 组 组 组 组 3 3.6 17.5 14 17.5 14 6 7.2 25 20 25 20 10 12 35 28 35 28 15 17.5 45 36 45 36 20 24 55 44 55 44 35 40.5 85 68 85 68 66 72.5 140 112 140 112 110 126 200 160 95 76 330 363 510 408 85 68 750 800 900 720 200 160
注:括号内数值适用于小接地短路电流系统
18.2.30
18.2.31
18.2.32
18.2.33
18.2.34
18.2.35
40
附 录 H
(规范性附录)
油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
在下列温度时的绕组泄漏电流值(μA) 额定电压(kV) 试验电压峰值(kV) 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 74 111 167 250 400 570 110,330 40 33 50 74 111 167 250 400 570 750 60 20 30 45 67 100 150 235 330
18.2.36
18.2.37
18.2.38
18.2.39
18.2.40
18.2.41
41
附 录 I
(规范性附录)
变压器局部放电试验方法
I.1 电压等级为110kV及以上的变压器应进行长时感应电压及局部放电测量试验，所加电压、加压时
间及局部放电视在电荷量符合下列规定:
18.2.42 三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行试验。 18.2.43 施加电压应按 图G所示的程序进行。
18.2.44
图G 变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序 18.2.45 在不大于U2/3的电压下接通电源;
18.2.46 电压上升到1.1Um/?3，保持5min，其中Um为设备最高运行线电压; 18.2.47 电压上升到U2，保持5min;
18.2.48 电压上升到U1，其持续时间为60×100/试验频率(秒)，但不少于15秒; 18.2.49 试验后立刻不间断地将电压降到U2，并至少保持60 min(对于Um?300kV)或30min(对于Um<300kV)，以测量局部放电;
18.2.50 电压降低到1.1Um/?3，保持5min;
18.2.51 当电压降低到U2/3以下时，方可切断电源。
18.2.52 除U1的持续时间以外，其余试验持续时间与试验频率无关。 18.2.53 在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。
18.2.54 对地电压值应为:
18.2.55 U1=1.7Um/?3
(G.0.1)
18.2.56 U2=1.5Um/?3或1.3Um/?3，视试验条件定。
18.2.57 在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平;
42
18.2.58 在电压上升到U2及由U2下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在1.1Um/?3下测量局部放电视在电荷量;
18.2.59 在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值;
18.2.60 在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值;
18.2.61 在电压U2的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次。
18.2.62 如果满足下列要求，则试验合格:
18.2.63 试验电压不产生忽然下降;
18.2.64 在U2=1.5Um/?3或1.3Um/?3下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于500pC或300 pC;
18.2.65 在U2下，局放放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值的脉冲可以不计入;
18.2.66 在1.3Um/?3下，视在电荷量的连续水平不大于100pC。
18.2.67 注:Um为设备的最高电压有效值。
I.2 G试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关
规定进行。
43
附 录 J
(规范性附录)
合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则
J.1 通则
18.2.68 绝缘子憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎
水性的丧失与恢复特性。
18.2.69 运行复合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，若遇雨雾天气，
应在雨雾停止4天后测量。
18.2.70 憎水性状态用静态接触角(θ)和憎水性分级(HC)来表示。
J.2 试品准备
J.2.1 试品要求
18.2.71 试品的配方及硫化成形工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙
与护套的配方及硫化成形工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。
2218.2.72 静态接触角法(CA法)采用平板试品，面积为30cm,250cm，试品厚度3mm,6mm，
试品数量为3个。
2218.2.73 喷水分级法(HC法)采用平板或伞裙试品，面积50cm,100cm，试品数量为5个。 J.2.2 清洁表面试品预处理
18.2.74 用无水乙醇清洗表面，然后用自来水冲洗，干燥后置于防尘容器内，在实验室标准
环境条件下至少保存24h。
J.2.3 试品涂污及憎水性迁移
218.2.75 按照DL/T810-2002附录B中B2.2、B2.3条的方法涂污，盐密和灰密分别为0.1mg/cm，
20.5mg/cm。涂污后的试品置于实验室标准环境条件下的防尘容器内进行憎水性迁移，迁移时间为4
天。
J.3 测量方法
J.3.1 静态接触角法(CA法)
18.2.76 静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水
性状态的方法。可通过静态接触角测量仪器、测量显微镜或照相等方法来测量静态接触角θ的大小。
18.2.77 水珠的体积(4,7)μL左右(即水珠重量4mg,7mg)，每个试品需测5个水珠的静态接触
角。(3个试品15个测量点的平均值为θav、最小值为θmin)
J.3.2 喷水分级法(HC法)
44
18.2.78 喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水性状态分为6级，分别表示为HC1,HC6。HC1级对应憎水性很强的表面，HC6级对应完全亲水性的表面。憎水性分级的描述见DL/T810-2002附录E，典型状况见附图。
18.2.79 对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下:
18.2.80 喷水设备喷嘴距试品25 m，每秒喷水1次，共25次，喷水后表面应有水分流下。喷射方向尽可能垂直于试品表面，憎水性分级的HC值的读取应在喷水结束后30s以内完成。试品与水平面呈20?,30?左右倾角;
18.2.81 喷水设备可用喷壶，每次喷水量为0.7mL,1mL;喷射角为50?,70?。喷射角可采用在距喷嘴25cm远处立一张报纸，喷射方向垂直于报纸，喷水10,15次，形成的湿斑直径在(25,35)cm的方法进行校正。
J.4 判定准则
J.4.1 憎水性
18.2.82 按H3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角θ及憎水性分级HC值。复合绝缘子的伞裙护套材料应满足:
18.2.83 a) 静态接触角θav?100?、θmin?90?;
18.2.84 b) 对出厂绝缘子一般应为HC1,HC2级，且HC3级的试品不多于1个。
J.4.2 憎水性的丧失特性
18.2.85 在实验室标准环境条件下，将5片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡96h，水应保证试品被完全浸没。试品要求见第H.2。
18.2.86 将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选3个试品，测量其静态接触角θ及HC值，其余两个试品仅测HC值。每个试品的测量过程应在10min内完成。试品应满足:
18.2.87 a) 静态接触角θav?90?、θmin?85?;
18.2.88 b) 对出厂绝缘子一般应为HC3,HC4级，且HC5级的试品不多于1个;
18.2.89 c) 对已运行绝缘子一般应为HC4,HC6级，且HC5,HC6级的试品不多于1个。
J.4.3 憎水性的迁移特性
18.2.90 从5个按H2.3规定的方法涂污并憎水性迁移4天后的试品中，任选3个，顺序测量其静态接触角θ及HC值，其余两个试品仅测HC值。试品应满足:
18.2.91 a) 静态接触角θav?110?、θmin?100?;
18.2.92 b) 对出厂绝缘子一般应为HC2,HC3级，且HC4,HC5级的试品不多于1个;
18.2.93 c) 对已运行绝缘子一般应为HC3,HC4级，且HC5,HC6级的试品不多于1个。
J.4.4 憎水性恢复时间
18.2.94 完成H4.1测量后，从水中取出试品，测量憎水性恢复至H4.1条憎水性分级水平的时间，对出厂绝缘子和已运行绝缘子憎水性恢复时间应小于24 h。
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HC1 HC2
HC3 HC4
HC5 HC6
46
附 录 K
(规范性附录)
气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法
K.1 老练试验
18.2.95 老练试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式地或连续地加压，其目的是:
18.2.96 将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对设备的危险性减低，甚至没有危害;
18.2.97 通过放电烧掉细小的微粒或电极上的毛刺，附着的尘埃等。
18.2.98 老练试验的基本原则是既要达到设备净化的目的，又要尽量减少净化过程中微粒触发的击穿，还要减少对被试设备的损害，即减少设备承受较高电压作用的时间，所以逐级升压时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下不允许长时间耐压。
18.2.99 老练试验应在现场耐压试验前进行。若最后施加的电压达到规定的现场耐压值Ut耐压1min,则老练试验可代替耐压试验。
18.2.100 老练试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下
方案
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
，可从如下方案选择或与制造厂商定。
18.2.101 方案1:
18.2.102 加压程序是:Um/?3 15min ? Ut 1min ，如图I1所示。
18.2.103
图I1 电压与时间关系曲线
18.2.104 方案2:
18.2.105 加压程序是:0.25Ut 2min ? 0.5 Ut 10min ?0.75 Ut 1min ? Ut 1min ，如图I2所示。
47
图I2 电压与时间关系曲线
18.2.106 方案3:
18.2.107 加压程序是:Um/?3 5min ? Um 3min ? Ut 1min ，如图I3所示。
图I3 电压与时间关系曲线
18.2.108 方案4:
18.2.109 加压程序是:Um/?3 3min ? Um 15min? Ut 1min ?1.1 Um 3min ，如图I4所示。 18.2.110
图I4 电压与时间关系曲线
48
K.2 试验判据
K.2.1 如GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。
K.2.2 在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的声、光、电、化学等各种效应及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。遇有放电情况，可采取下述步骤:
18.2.111 进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，则该放电是自恢复放
电，认为耐压试验通过。如重复试验再次失败，则应解体进行检查。
18.2.112 设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再一次进行耐压试验。
18.2.113
49
附 录 L
(规范性附录)
特殊试验项目表
序号 内容 说明
变压器绕组变形试验 1
绕组连同套管的长时感应耐压带局部放电测量 2
互感器的局部放电测量 3
互感器误差测量
1)用于关口计量的互感器(包括电流互感器、电压互感器和组合互感器) 4 必须进行误差测量，且进行误差检测的机构(实验室)必须是国家授权的法
定计量检定机构;
2)用于非关口计量，电压等级35kV 及以上的互感器，宜进行误差测量
电容式电压互感器(CTV)检测
2 CTV 电磁单元因结构原因不能将中压联线引出时，必须进行误差试 5 验，若对电容分压器绝缘有怀疑时，应打开电磁单元引出中压联线进行
额定电压下的电容量和介质损耗角tanδ的测量
6 电力电缆交流耐压试验(35kV 及以上电压等级)
交叉互联性能检验 7
耦合电容器的局部放电试验 8 9 测量35kV 以上线路的工频参数 10 接地阻抗值测量(接地网)
全规范中 11 110kV 及以上电压等级电气设备的交、直流耐压试验(或高电压测试)
各种电气设备的局部放电试验 全规范中 12
全规范中 13 SF6气体和绝缘油(除击穿电压试验外)试验
浙公网安备 33021202002483