XXXX1610332315高压电气设备预防性试验规程正式稿

上海宝山钢铁股份有限公司高压电气设备预防性试验规程（2003年修订版）宝山钢铁股份有限公司二○○三年十二月目 录1 总则 12 同步发电机和调相机 33 无刷励磁装置 64 交流电动机 75 直流电机 96 变压器、电抗器、消弧线圈 107 互感器 178 悬式绝缘子 199 开关设备 209.1 220kV、110kVGIS 209.2 少油断路器(3～10kV) 229.3 SF6 封闭型高压接触器 249.4 磁吹式断路器(3～10kV) 269.5 高压真空接触器 279.6 高压真空断路器 299.7 高压电磁接触器（空气型） 319.8 旋转电弧式SF6断路器(FCBâ) 329.9 空气断路器 349.10 隔离开关 3610 套管 3711 电力电缆 4011.1 一般规定 4011.2 橡塑绝缘电力电缆 4111.3 110kV OF 电缆 4412 电力电容器 4712.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 4712.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 4812.3 过电压吸收器 4913 避雷器 5013.1 无间隙氧化锌避雷器 5013.2 GIS 用无间隙氧化锌避雷器 5213.3 有间隙氧化锌避雷器(含三相组合式过电压保护器) 5213.4 阀型避雷器 5313.5 放电记数器 5514 接地装置 5514.1 接地装置的试验 5514.2 接地装置的检查 5715 中性点电阻器 5716 母线 5717 绝缘油和六氟化硫气体 5817.1 变压器油 5817.2 变压器油中溶解气体 6017.3 六氟化硫（SF6 ） 6018 电除尘器 6218.1 高压硅整流变压器 6218.2 绝缘支撑及连接元件 6218.3 高压直流电缆 6318.4 接地装置 6319 快速开关（HSCB） 63附录 A 电机定子绕组最低容许绝缘电阻 65附录 B 电机耐压试验标准 66附录 C 硅钢片的单位损耗 67附录 D 电机定子绕组绝缘老化精密诊断 68附录 E 变压器绕组绝缘电阻标准 70附录 F 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 71附录 G 变压器绕组交流耐压试验标准 72附录 H 变压器油中溶解气体色谱分析的试验周期 73附录 J 各类互感器局部放电量出厂容许值 75附录 K 日本《电气设备技术基准》规定的设备等耐压试验电压 75附录 L 开关的交流试验电压 76附录 M 电力电缆耐压试验电压及试验时间 78附录 N 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法 80附录 P 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 80附录 Q 氧化锌避雷器有关参数 81附录 R 阀式避雷器的有关参数 86附录 S 日本绝缘油的种类和特性（JISC－2320－1982） 88附录 T GB 311.1-1997 规定的各类设备的短时（1min）工频耐受电压 91附录 U 日本《电气设备技术基准》规定的高压、超高压电路交流试验电压 91附录 V 引用标准及参考资料 92— 4 —1 总则1.1 目的和范围1.1.1 高压电气设备预防性试验是指上海宝山钢铁股份有限公司范围内额定工频电压3kV及以上、直流或变频电压500V及以上的电气设备试验。

本《规程》规定的各种电气设备试验项目、周期和标准，是用以判断设备是否符合运行条件，检查检修质量，预防设备损坏，保证安全运行的重要措施公司范围内（电厂除外）所有工频电压3kV及以上、直流或变频电压500V及以上的电气设备，都应根据本《规程》的要求进行预防性试验《规程》中没有具体规定的进口设备应按产品使用说明要求进行1.1.2 本《规程》规定的各项目中，设备部电气试验室负责公司运用的、规定设备容量以上电气量（包括可通过电气量测量来监测其他量如开关的真空度等）的测试，其他项目应由有关部门（包括点检人员）来进行为便于综合分析，统一掌握公司电网高压电气设备的状况，其他部门（包括公司电网产权外设备的责任单位）应将测试报告交设备部电气试验室汇总存档1.1.3 本《规程》的各项规定是作为检查设备的基本要求，应认真执行在定期点检及检修工作中，有关人员还应执行各点检、检修标准、运行规程及安全规程的有关规定，不断提高质量，坚持预防为主，使设备能安全、持续、顺行1.1.4 本《规程》包括对高压设备进行的定期测试、检查和修理后的试验，不包括交接试验和电机等设备修理过程中的中间试验及绕组更换后的试验1.1.5 有关继电保护装置、自动装置、测量装置及传动装置等电气设备以及电气设备中的机械部分检查测定等项目，除本《规程》明确规定的以外，应分别根据相应的专用规程进行。

1.2 试验条件的规定1.2.1 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、介质损耗因数、泄漏电流等），应同时测量被试物温度和周围空气的温度和湿度，并应注意测量全过程中的温度和湿度变化进行绝缘试验时，被试物温度不应低于＋5 ℃，户外试验宜在良好的天气条件下进行，且空气相对湿度一般不高于80%在上述条件不满足 （抢修例外）时，不宜进行高压设备绝缘试验工作1.2.2 油浸的变压器、电抗器及消弧线圈在注油后，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：220kV ＞48小时110kV及以下 ＞24小时1.2.3 当电气设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，除特别规定外，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工作电压确定其试验电压1.2.4 在施加直流高压进行泄漏电流试验时，应采用负极性接线1.2.5 《规程》中规定的耐压试验，除具体规定者以外，耐压试验时间为1分钟1.2.6 针对宝钢电压等级使用情况，计算长时间耐压值用的系统标称电压和最大使用电压值规定如下：系统标称电压（kV）361035110220最大使用电压（kV）3.456.911.540.5115230注：变压器的最大使用电压按该变压器绕组的最大分接头电压计算。

1.2.7 如经实用考核证明利用带电测量或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1.3 试验结果的判断和处理1.3.1 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，进行全面分析后做出正确判断1.3.2进行绝缘试验时，允许将电缆和电机，电缆和变压器等连在一起试验；发现测试数据超标时，应将连在一起的设备分开重新进行试验，以确定有问题设备1.4 说明事项1.4.1 高压电气设备发生更换、事故等情况，各单位点检负责人员应及时将设备有关情况通知设备部电气试验室，以便能及时掌握设备有关变化动态1.4.2 遇到特殊情况，或设备的质量、运行状态等频繁出现问题，要改变试验项目、周期或标准时，各生产厂（部）应将修改原因及意见报设备部，按《维修技术管理办法》办理审批手续后再执行1.4.3 本《规程》的试验周期栏中写有“必要时”的项目，是指对设备的性能发现有疑问等情况时，要追加的试验项目1.4.4 本《规程》自颁发之日起，实施中遇到的问题及意见，请向设备部电气试验室提出，以便补充修订2 同步发电机和调相机2.1 容量为1000kW及以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准如表1所示表1 同步发电机和调相机的试验项目、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和极化指数① 1年② 抽心检修解体前、后① 定子绕组最低容许绝缘电阻值见附录A② 若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3～1/5时，应查明原因，设法消除③ 各相或各分支的绝缘电阻值的差不应大于最小值的100%④ 极化指数：不应小于1.6额定电压为1000V以上者， 采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ2定子绕组的直流电阻① 2～4年② 出口短路后③ 抽心检修时① 各相或各分支的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间的最大差值与最小值之比不得大于1.5%② 各相或各分支直流电阻经温度换算后，与初次（出厂或交接）试验值比较，同一相或各分支的相对变化不应大于2%（本次测量值与以前测量值的差值与以前测量值之比）③ 超过标准者，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 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定子绕组直流耐压与泄漏电流试验① 2～4年② 抽心检修解体前、后① 试验电压如下：① 抽心检修前的耐压试验，应在停机后清除污秽前热状态下进行。

处于备用状态时，可在冷态下进行氢冷发电机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0.5倍额定电压分段升高，每段停留1分钟读取泄漏电流值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，应注意分析抽心检修前、后(V)(7/4) Un +600周期试验时(V)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 泄漏电流不随时间而增大序号项 目周 期标 准说 明4定子绕组交流耐压试验抽心检修前抽心检修前的试验电压，按附录B表B1交流电机的维护试验电压标准的“维护时”进行（可根据情况任选试验时间为10分钟的长时间耐压试验，或试验时间为1分钟的交流耐压试验）① 试验条件同本表序号3的说明①②50Hz耐压试验与0.1Hz耐压试验具有相同的有效性现场试验时，也可采用0.1Hz低频耐压，0.1Hz耐压时的试验电压计算及有关事项列出如下：1）0.1Hz(正弦波形)试验电压峰值为：式中：-预定的工频试验电压有效值2）升压方式为:在1min内将0.1Hz电压自零均匀上升到试验值5转子绕组绝缘电阻① 2～4年② 抽心检修中转子清扫前、后绝缘电阻最低值应在每千伏1MΩ以上采用500V兆欧表6转子绕组的直流电阻① 2～4年② 抽心检修时与初次（出厂或交接时）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绕组间的连接点进行测量7显极式转子绕组交流耐压试验显极式转子机组抽心检修时抽心检修时的试验电压如下：显极式转子机组抽心检修时5Un，但不低于1000V，不大于2000V8发电机励磁回路所有设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻① 2～4年② 抽心检修时绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除采用500V兆欧表9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)的交流耐压试验抽心检修时试验电压为1kV可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替序号项 目周 期标 准说 明10定子铁心试验必要时① 磁密在1T时，齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T时自行规定② 单位损耗参考值见附录C③ 对运行年久的电机自行规定① 在磁密为1T下持续试验时间为90min，在磁密为1.4T下持续时间为45min② 用红外热像仪测温11灭磁电阻器或自同期电阻器直流电阻① 2～4年②抽心检修时与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%12转子绕组的交流阻抗和功率损耗抽心检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① 隐极式转子在膛外或膛内（非无刷励磁转子）以及在不同转速下测量显极式转子对每一个转子绕组测量② 每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定)13发电机和励磁机轴承的绝缘电阻① 抽心检修时② 必要时轴承绝缘电阻应大于0.5MΩ汽轮发电机组的轴承绝缘，用1000V兆欧表在安装好油管后进行测量14轴电压① 抽心检修后② 必要时① 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，或按制造厂标准测量时应采用高内阻（不小于1000Ω/V）的交流电压表15检温计绝缘电阻的测量和温度误差的检验① 2～4年② 抽心检修时① 绝缘电阻应大于0.5MΩ② 检温计指示值误差不应超过制造厂规定测量绝缘电阻用250V兆欧表，由点检测量16空载特性曲线抽心检修后① 与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内② 在额定转速下的定子电压最高值：抽心检修后：1.1Un③ 对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min① 无起动电动机的同步调相机不作此项试验② 新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3 Un空载特性曲线试验；定期检修时可以带主变压器试验17三相稳定短路特性曲线必要时与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内① 无起动电动机的同步调相机不作此项试验② 新机交接未进行本项试验时宜在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验序号项 目周 期标 准说 明18发电机定子开路时的灭磁时间常数必要时时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异19检查相序改动接线时应与电网的相序一致20定子绕组绝缘老化精密诊断① 4～5年②有疑问时试验项目、标准参看附录D《定子绕组绝缘老化精密诊断》注: 备用柴油发电机的试验项目、周期和标准参考有关厂家资料或说明书进行。

3 无刷励磁装置3.1 无刷励磁装置的试验项目、周期和标准如表2所示表2 无刷励磁装置的试验项目、周期和标准序号项 目周 期标 准说 明1主、付励磁机绕组的绝缘电阻主机抽心检修时应大于10MΩ或满足产品说明书规定① 采用500V兆欧表，100V以下的采用250V兆欧表② 电枢绕组、磁场绕组应分别测量2主、付励磁机绕组的直流电阻主机抽心检修时测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于2%3测量灭磁电阻器的直流电阻主机抽心检修时测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于5%4测量旋转整流器的绝缘电阻主机抽心检修时应大于5MΩ或满足产品说明书规定5测量旋转整流器用功率器件的泄漏电流主机抽心检修时在0.6～0.8倍功率器件额定电压下，泄漏电流应小于20mA，或满足产品说明书规定6过电压吸收用电容器绝缘电阻主机抽心检修时绝缘电阻应大于200MΩ或满足产品说明书规定采用500V兆欧表7过电压吸收用电容器的电容量主机抽心检修时测得的电容量与铭牌或初次测量值比较，其差别不应大于+10%～-5%8过电压吸收用电阻元件直流电阻主机抽心检修时测得直流电阻值与制造厂试验数据或初次测量值比较，其差别不大于±10%，或符合制造厂规定4 交流电动机4.1 交流电动机的试验项目、周期和标准如表3所示表3 电压3kV及以上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绕组的绝缘电阻和极化指数① 1年② 抽心检修时① 绝缘电阻值：1）定子绕组最低容许绝缘电阻值见附录A。

若在相近试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3～1/5时，应查明原因，设法消除但不作为是否能投入运行的条件2）绕线式电动机转子绕组绝缘电阻不应低于0.5 MΩ3）同步电动机转子绕组绝缘电阻最低值应在每千伏1 MΩ以上② 定子绕组极化指数不应小于1.5① 定子绕组额定电压为1000V以上者，采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ② 转子绕组采用500 V兆欧表③ 容量为500kW及以上的电动机，应测量极化指数④ 容量为500kW及以上电机，有条件时应分相测量2绕组的直流电阻① 2～4年② 抽心检修时① 电动机各相绕组的直流电阻相互间差别应不超过最小值的2%，中心点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1%，并应注意相互间差别的历年相对变化② 同步电动机转子绕组的直流电阻与初次（出厂或交接时）所测结果比较，折算至同一温度下其差别一般不超过2%同步电动机转子绕组直流电阻测量时：① 在冷态下进行测量② 显极式转子绕组还应对各磁极绕组间的连接点进行测量3定子绕组直流耐压与泄漏电流试验① 2～4年② 抽心检修时① 试验电压如下：① 试验电压按每级0.5倍额定电压分段升高，每阶段停留1分钟，读取泄漏电流值② 不符合标准②、③、④之一者应尽可能找出原因，并将其消除，但并非不能投入运行③ 泄漏电流随电压不成比例显著增长，应注意分析④ 有条件时应分相进行测量抽心检修时(V)(7/4)Un+600周期试验时(V)② 在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定③ 各相测量值与历次试验结果比较，不应有显著变化④泄漏电流不随时间延长而增大4定子绕组交流耐压试验抽心检修后抽心检修后的试验电压，按附录B表B1交流电机的维护试验电压标准的“维护时”进行（可根据情况任选试验时间为10分钟的长时间耐压试验，或试验时间为1分钟的交流耐压试验）同表1序号4中的说明②、③序号项 目周 期标 准说 明5电动机转子绕组的交流耐压试验① 绕线式电动机抽心检修后② 同步电动机抽心检修时抽心检修的试验电压如下：1）绕线式电动机转子按附录B表B1交流电机的维护试验电压标准的“维护时”进行（可根据情况任选试验时间为10分钟的长时间耐压试验，或试验时间为1分钟的交流耐压试验）2）同步电动机转子如下所示：绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验修理类别抽心检修时转子吹扫清理后同步电动机1000V(可用2500V兆欧表代替)6转子金属绑线的交流耐压抽心检修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替7可变电阻器或起动电阻器的直流电阻① 2～4年② 抽心检修时与制造厂数据或最初测得结果比较相差不应超过10%3kV及以上的电动机在抽心检修时，应在所有分接头上测量，其余情况仅在工作的分接头上测量直流电阻8可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验抽心检修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替9电动机轴承座的绝缘电阻①2～4年② 抽心检修时③ 必要时绝缘电阻不应低于0.5MΩ在油管安装完毕后，采用500V兆欧表测量10检查定子绕组的极性接线变动时极性应正确中性点无引出者可不检查极性11电动机轴电压的测定必要时轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压12定子铁心试验必要时 参照第2章表1中序号10① 3kV或500kW及以上电动机应做此项试验② 如果电动机定子铁心没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值13绝缘老化精密诊断①4～5年② 有疑问时试验项目，标准参看附录D表D1、D2500kW及以上电机进行该项试验序号项 目周 期标 准说 明14电动机空转并测空载电流和空载损耗必要时① 转动正常，空载电流自行规定② 额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50%① 空转检查的时间一般不小于1h② 测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行③ 3kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗5 直流电机5.1 直流电机的试验项目、周期和标准如表4所示表4 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 2～4年② 抽心检修时① 绝缘电阻值一般不低于0.5MW② 额定电压大于500V电机其绝缘电阻应不低于每千伏1MΩ① 绕组额定电压500V以上采用1000V兆欧表，500V及以下采用500V兆欧表② 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 2～4年② 抽心检修时与制造厂试验数据或以前测得值比较其差别一般不大于2%3电枢绕组片间的直流电阻① 2～4年② 抽心检修时相互间的差值不应超过正常最小值的10%① 由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判断② 对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值4绕组的交流耐压试验必要时抽心检修（拆卸清理干燥）时，如进行耐压试验，磁场绕组对机壳和电枢绕组对轴的试验电压可按1.5 Un进行（电机额定电压Un在100V及以上的，不低于1000V；100V以下的，不低于500V）5磁场可变电阻器的直流电阻① 2～4年② 抽心检修时与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过10%应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性6磁场可变电阻器的绝缘电阻① 2～4年② 抽心检修时绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ① 磁场可变电阻器可随同磁场回路进行② 采用1000V兆欧表7调整碳刷的中心位置必要时核对位置是否正确，应满足良好换向要求8检查绕组的极性及其连接的正确性接线变动时极性和连接均应正确序号项 目周 期标 准说 明9测量轴电压必要时满足制造厂说明书规定10直流电机的特性试验必要时与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内① 空载特性：测录至最大励磁电压值② 负载特性：测录至电枢1.1倍Un③ 外特性：必要时进行④ 励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行11直流电机的空转检查① 抽心检修后 ① 转动正常 ② 调速范围合乎要求空转检查的时间一般不小于1h6 变压器、电抗器、消弧线圈6.1 变压器、电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和标准如表5所示表5 变压器、电抗器、消弧线圈的试验项目、周期和标准序号项 目周 期标 准说 明1绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数① 2～4年②解体修理后① 变压器绕组最低容许绝缘电阻值见附录E表E1及表E3；油浸电抗器、消弧线圈可参照执行② 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化③ 在10～30℃范围时，吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.5④ 干式电抗器对地绝缘电阻一般不低于1MΩ/kV ① 采用2500V兆欧表② 测量前被试绕组应充分放电③ 测量时非被试绕组接地④ 220kV、110kV侧属于封闭结构变压器必要时进行⑤ 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近，不同温度下的绝缘电阻值的换算参见附录E表E2⑥ 电压等级为35kV及以上的变压器宜进行极化指数的测量⑦ 吸收比和极化指数不进行温度换算2油浸变压器绕组连同套管一起的泄漏电流① 2～4年②解体修理后① 试验电压如下：①读取1分钟的泄漏电流值②仅对容量为1000kVA及以上、绕组额定电压为3kV及以上的变压器进行该项试验绕组额定电压(kV)36～1520～3535以上直流试验电压(kV)5102040② 泄漏电流不作规定，但与历年数值比较不应有显著变化③ 油浸式变压器解体修理后，当施加规定试验电压达1min时，泄漏电流值不宜超过本《规程》附录F的规定序号项 目周 期标 准说 明3油浸设备的绕组连同套管一起的 tgδ① 2～4年② 解体修理后① 介质损耗因数（tgδ），按右图所示曲线（Gross氏标准）判断② tgδ值（换算至20℃）与历年的数值比较不应有显著变化，其相对变化一般应不大于30%① 仅对容量为1000kVA及以上、额定电压3kV及以上的绕组进行该项试验② 测量时非被试绕组应接地③ 测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量相近④ 额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；10kV以下者，试验电压为绕组的额定电压4非纯瓷套管的介质损耗因数（tgδ）和电容值① 解体修理后② 必要时介质损耗因数（tgδ）和电容值标准见第10章表18序号4① 额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；10kV以下者，试验电压为套管的额定电压② 测量时记录环境温度及变压器（或电抗器）顶层油温5绕组直流电阻① 2～4年② 无励磁调压变压器变换分接位置后③ 有载调压分接开关检修后（在所有分接侧）④ 解体修理后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（出厂）相同部位测得值比较，其变化不应大于2%④ 单相设备在同温度下与历次试验数据相比无显著差别⑤ 电抗器参照执行① 如电阻相间差别在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按左栏第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t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2256校核三相变压器的组别和单相变压器的极性内部接线变动时必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致序号项 目周 期标 准说 明7油浸设备和空心电抗器的交流耐压试验① 空心电抗器2～4年② 解体修理后(66kV及以下)③ 必要时试验电压值按下列规定（长时间耐压试验电压标准参见表G1）：① 油浸式电力变压器的试验电压:① 变压器的交流耐压试验包括工频耐压试验和倍频感应耐压试验② 66kV及以下的全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验③ 分级绝缘变压器对绕组仅进行感应耐压试验，此外还须对中性点按其绝缘等级进行外施工频耐压试验④ 电抗器进行外施工频耐压试验⑤ 倍频感应耐压时，任一三相绕组的相间电压不得超过相应工频耐压的规定标准⑥ 倍频感应耐压试验时间，按下式计算（但不小于15s、不大于60s）:试验时间(s)=120×修理类别工频耐压倍频感应耐压吊心整修10分钟长时间耐压试验85%×2倍额定电压（认为必要时）维护（认为必要时）② 电抗器和消弧线圈的试验电压：1）空心电抗器：定期试验时按附录K表K1所规定的长时间耐压试验电压进行2）油浸式电抗器和消弧线圈：按油浸式电力变压器规定的“工频耐压”试验电压进行8油浸变压器和油浸式电抗器铁心绝缘电阻① 2～4年② 解体修理后③ 必要时① 与以前测试结果相比无显著差别② 绝缘电阻值可参考下表规定：① 采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)② 运行中的周期试验，仅对有外引接地线的铁心进行测量；夹件引出接地的可单独对夹件进行测量额定电压（kV）0.43～1020～35110～220铁心（MΩ）20℃90200300500③ 运行中铁心接地电流一般不大于0.1A9油浸设备穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻① 解体修理后② 必要时绝缘电阻参考值可参照铁心绝缘电阻参考值① 采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)② 连接片不能拆开者可不进行10变压器绕组所有分接的电压比① 分接开关引线拆装后② 必要时① 各相应分接的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律② 电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比允许偏差应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%序号项 目周 期标 准说 明11变压器空载电流和空载损耗① 解体修理后② 必要时与前次试验值相比，无明显变化① 解体修理后，不具备条件时可不进行② 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)12变压器短路阻抗和负载损耗① 解体修理后② 必要时与前次试验值相比，无明显变化① 解体修理后，不具备条件时可不进行② 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(如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)13变压器有载调压装置的试验和检查① 有载调压开关吊心时② 必要时① 有载调压开关吊心检查维护时进行下列试验：1）测量触头接触电阻：触头接触电阻应不大于500μΩ2）测量过渡电阻：过渡电阻数值与出厂值相比，误差应不大于±10%3）测量切换时间（必要时进行）：切换时间及三相同步的偏差应符合制造厂的技术要求② 有载调压装置大修后的试验和标准参照制造厂的技术要求进行14测温装置及其二次回路试验① 2～4年② 解体修理后③ 必要时① 密封良好，测温电阻值应和出厂值相符② 温度保护设定值的动作校验和显示值校验在装置的允许误差范围内③ 绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻采用1000V兆欧表15气体继电器及其二次回路试验① 2～4年(二次回路)② 解体修理后③ 必要时整定值符合相关规程要求，动作正确绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻采用1000V兆欧表16压力释放器校验必要时动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定17套管中的电流互感器绝缘试验① 解体修理后② 必要时绝缘电阻一般不低于1MΩ采用2500V兆欧表序号项 目周 期标 准说 明18充氮变压器氮气压力测定1年符合铭牌要求19充氮变压器氮气纯度和含氮量测定① 1～3年② 氮气有泄漏时纯度在98%以上或含氧量在2%以下20油箱、有载调压开关中的变压器油试验① 1～3年② 带有滤油机或为全油密封时3年③ 投运前、解体修理后④ 必要时① 油箱中及投运前、解体修理后的有载调压开关油按第17章表32规定选用试验项目、标准② 运行中有载调压开关中变压器油的试验项目和标准应符合下列规定；击穿电压应不低于20kV酸值为0.6mg.KOH/g以下套管中的变压器油试验周期和项目标准见第10章表18序号221油浸设备的油中含水量按第17章表32序号5规定进行22油浸设备的油中溶解气体色谱分析按附录H表H1要求进行① 运行设备的油中H2与烃类气体含量体积分数超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量 ＞150×10-6H2含量 ＞150×10-6C2H2含量 ＞5×10-6② 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① 总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体② 溶解气体含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析③ 总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断23油浸设备的油中糠醛含量① 运行20年以上、容量5000kVA及以上变压器3～5年② 必要时① 含量超过下表值时，一般为非正常老化，需连续检测：建议在以下情况进行：① 油中气体总烃超标或CO、CO2过高② 需了解绝缘老化情况运行年限1～55～1010～1515～20糠醛量mg/l0.10.20.40.75② 连续测量时，注意增长率③ 测试值大于4mg/l时，认为绝缘老化已比较严重24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、绝缘纸板等数克序号项 目周 期标 准说 明25绝缘纸（板）含水量必要时220kV变压器含水量一般不大于（按重量比）3%可用纸样直接测量。

有条件时，可用露点法测量26电抗器阻抗测量① 滤波电抗器2～4年② 必要时与出厂值相差不大于±5%，与整组平均值相差不大于±2%27油箱表面温度分布必要时局部热点温升不超过80K28变压器绕组变形试验① 二次发生短路后② 运输中发生意外碰撞后按有关仪器提供的判断标准29变压器局部放电试验必要时① 油浸变压器：试验施加电压应按下图所示的时间顺序进行在不大于U2/3电压下，接通电源并增加至U2 ，持续5min， 再增加至 U1，保持5s，然后，立即将U1 降低到 U2 ，保持30min，当电压降低到U2/3以下时方可切断电源试验持续时间与试验频率无关图中：U1为预加电压，其值为Um/=Um，( Um为系统最高工作线电压)，U2为测量电压，当1.5Um/时，q不大于500pc；当U2为1.3 Um/时，q不大于300pc② 干式环氧变压器1）当绕组接到直接接地，或通过一个小阻抗接地的系统时，应先加1.5Um/ 的线对地的预加电压，其感应耐压时间为30s（Um为设备的最高电压），然后不切断电源再施加1.1Um/的线对地电① 背景噪音水平应低于规定的视在放电电荷量限值q的一半② 视在电荷主要根据最高的稳定状态的重复脉冲读出，偶然发生的较高脉冲可以忽略③ 每个测量端子都应该在线端与地之间施加重复脉冲波来校正，这种校正是用来在试验期间对读数的定量序号项 目周 期标 准说 明压3min，并测量此期间中的局部放电量2）当绕组接到不接地或通过一个相当大的阻抗（如消弧线圈）接地的系统时，应将一个线路端子接地，先加1.5Um相对相的预加电压，其感应耐压时间为30s，然后不切断电源再施加1.1Um的相对相电压3min，并应测量此期间中的局部放电量，然后将另一个线路端子接地重复进行本试验3）对放电量的标准不作规定6.2 判断故障时可供选用的试验项目本条主要针对1.6MVA以上变压器，其他设备可作参考。

A、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………铁心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………油泵及水冷却器检查试验………有载调压开关油箱渗漏检查试验………绝缘油的介电强度，介质损耗因数………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B、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C、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………绕组变形试验………绕组空载电流和损耗D、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、介质损耗因数、泄漏电流）………绝缘油的介电强度、介质损耗因数、含水量………绝缘纸的含水量E、判断绝缘老化可进行下列试验：………油中溶解气体分析………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F、振动、噪音异常时可进行下列试验：………振动测量………噪音测量………油中溶解气体分析………阻抗测量7 互感器7.1 互感器的试验项目、周期和标准如表6所示表6 互感器的试验项目、周期和标准序号项 目周 期标 准说 明1绕组的绝缘电阻① 环氧树脂2～4年② 充SF6 GIS类必要时③ 电容式电压互感器类1～3年④ 解体修理后① 环氧树脂类（3～10kV）：高压与二次及地之间100MΩ以上② 其它类测量值与初次值比较，应无显著降低采用2500V兆欧表2介质损耗因数(tgδ)测定① 2～4年② 解体修理后① 3～10kV环氧树脂互感器主绝缘tgδ(%)应不大于8%② 其他类型和电压等级互感器tgδ(%)值不作规定，但应注意历年变化① 测量高压对低压及地之间介质损耗因数（tgδ）② 额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；10kV以下者，试验电压应不超过绕组的额定电压；高压侧绕组中性点接地者，试验电压为1kV③ 除环氧树脂类互感器以外，35kV以下的互感器不进行该项试验3SF6气体压力测定① 解体修理后② 必要时压力应在3.5kg/cm2 以上，标准为4.0 kg/cm2 (在20℃时)适用于东芝GSLK-200，GSPK-100型GIS用互感器其他应符合制造厂规定4SF6气体中微量水分含量测定① 6年② 解体修理后水分管理值500ml/m3水分允许值1000ml/m3适用于GIS用互感器序号项 目周 期标 准说 明5局部放电测定必要时不大于附录J表J1规定值的2倍6三相联结组标号和单相互感器引出线的极性检查① 解体修理后② 必要时与铭牌和端子标志相符7电压、电流互感器的变比检查① 接线变动后② 必要时与铭牌标志相符8电流互感器励磁特性曲线校核必要时与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别继电保护有要求时进行9电压互感器空载电流测量① 解体修理后② 必要时① 在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别② 在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流中性点非有效接地系统:中性点接地系统:10电压互感器铁心夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻解体修理时自行规定采用2500V兆欧表11互感器的交流耐压试验① 解体修理后② 必要时① 高压侧交流耐压试验：1）工频耐压电压及加压时间按附录K表K1进行；或按出厂交流耐压试验电压值的85%进行2）电压互感器的感应耐压试验：按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验：① 对于全绝缘电压互感器采用工频耐压和感应耐压试验② 对于分级绝缘电压互感器应进行感应耐压试验③ 倍频感应耐压试验时间同第6章表5序号7说明栏⑥的规定电压等级(kV)3610试验电压kV低阻或直接接地系统8.51724不接地或消弧线圈接地系统152130② 二次绕组之间及对地交流耐压为2kV，可用2500V兆欧表代替③ 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行注：本表不包含充油式电压、电流互感器的试验项目。

8 悬式绝缘子8.1 悬式绝缘子的试验项目、周期和标准如表7所示表7 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绝缘电阻必要时每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ采用2500V兆欧表2交流耐压试验必要时机械破坏负荷为60～300kN的盘型悬式绝缘子交流耐压试验电压值均取60kV注：运行中悬式绝缘子的试验项目可在上表所列的绝缘电阻、交流耐压试验中任选一项；运行中自破的绝缘子应及时更换— 19 —10 套管10.1 套管的试验项目、周期和标准如表18所示表18 套管的试验项目、周期和标准序号项 目周 期标 准说 明1绝缘电阻① 随主设备（有条件时）② 解体修理(包括主设备解体修理)后①进口设备1）绝缘等级≥100kV：2000ＭΩ以上2）100kV＞绝缘等级≥60kV：1000ＭΩ以上3）绝缘等级＜60kV：500ＭΩ以上②国产设备：1）主绝缘的绝缘电阻：10000ＭΩ以上2）末屏对地绝缘电阻：1000ＭΩ以上① 采用2500V兆欧表② 进口套管绝缘电阻值参照东京芝浦电气株式会社推荐标准2绝缘油击穿电压① 解体修理后② 必要时应符合第17章表32序号1及注的相关规定3油中溶解气体色谱分析① 投运前②解体修理后③ 必要时油中溶解气体含量超过下列任一值应引起注意：H2含量＞500×10－6CH4含量＞100×10－6C2H2含量＞2×10－6（110kV及以下）或1×10－6（220kV）4主绝缘及电容型套管末屏对地的介质损耗因 数（t gδ）与电容量① 随主设备（有条件时）② 解体修理(包括主设备解体修理)后① 进口套管1）单一式及油浸密封式套管的介质损耗因数判定标准如图10-22）油浸电容纸型套管的介质损耗因数判定标准如图10-33）松香纸电容型套管的介质损耗因数判定标准如图10-44）充油（油浸〕和电容型套管的电容值不作规定，相互间及历次比较应无显著差异5）有关型号的意义（第一个字母）S→单一式（绝缘等级仅30kV以下）F→油浸密封式U→油浸纸电容型M→松香纸电容型 ② 国产套管：1）20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值① 进口套管(左侧的标准是东京芝浦推荐值)：1） 单一式及油浸密封套管：在tgδ测定值要求精度不高时，可不将瓷套管从本体卸下直接进行测定。

测试接线如图10-1所示，将铝箔卷缠于瓷套管的外围，并将此作为低压端子；套管引出端作为高压端进行测定此时低压端的铝箔面积尽可能大，以使增加电容量也可将高、低压电极位置颠倒，这时低压端子（套管引出端）接地2） 油浸纸电容型套管：此时应将套管引出端作为高压端；而将试验端子或电压测定端子作为电压端子与1）同样，高、低压电极可以电压等级(kV)20～3566～110220修理后充油型3.0 1.5油纸电容型1.0 1.00.8胶纸电容型2.01.51.0运行中充油型 3.5 1.5油纸电容型1.0 1.00.8胶纸电容型3.0 1.51.0序号项 目周 期标 准说 明2）末屏对地绝缘电阻小于1000ＭΩ时，测量末屏对地tgδ，且不大于2%3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验相比，超过±5%时，要查明原因颠倒，但这时电压不要超过2kV在套管中，若无试验或电压测定端子时，请按1）的方法进行3） 松香纸电容式套管：同2），69kV以下套管，由于无测定端，按 1）项规定。

② 国产套管：1） 油纸电容型套管tgδ与出厂值或上一次测定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随温度增加明显增加或试验电压10kV到Um/，tgδ增量超过±0.3%时，不应继续运行2） 20kV以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ3） 测量变压器套管tgδ时，测量绕组短路加压，非测量绕组短路接地，末屏接电桥，正接线测量③ 左表中①与②两种套管额定电压为10kV及以上者，试验电压为10kV；额定电压低于10kV者，试验电压应不超过套管额定电压5交流耐压试验① 解体修理后③ 必要时① 试验电压值为出厂值的85%② 日本套管也可按附录K表K1标准进行660kV以上电容型套管的局部放电测量必要时① 变压器及电抗器套管的试验电压为；其它套管的试验电压为② 在试验电压下局部放电值（pC）不大于：油纸电容型胶纸电容型。