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吉林省电力有限公司标准
Q/JD—1.30—2005
供电企业
电力设备预防性试验规程
2005年3月1日发布 2005年3月1日实施
吉林省电力有限公司 发布
Q/JD—1.30—2005
前 言
本标准由吉林省电力有限公司标准化委员会提出。
本标准由吉林省电力有限公司标准委员会归口，吉林省电力科学研究院负责解释。 本标准起草单位：吉林省电力科学研究院
本标准主要起草人：敖明、马卫平、崔明、李绍英、梁义明
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目 次
前 言 .............................................................................................................................. 错误！未定义书签。 1 范围 ................................................................................................................................................................ 1 2 规范性引用文件 ............................................................................................................................................ 1 3 定义 ................................................................................................................................................................ 2 4 总则 ................................................................................................................................................................ 3 5 电力变压器及电抗器 .................................................................................................................................... 3
5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 ......................................................................................... 3 5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值 ...................................................................................... 9 5.3 干式变压器 ............................................................................................................................................ 9 5.4 油浸式串联电抗器 ................................................................................................................................ 10 5.5 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈 ......................................................................................................11 5.6 油浸式消弧线圈 .....................................................................................................................................11 6 互感器 ...........................................................................................................................................................11
6.1 油浸式电流互感器 .................................................................................................................................11 6.2 电磁式电压互感器 ................................................................................................................................ 13 7 开关设备 ...................................................................................................................................................... 15
7.1 SF6断路器和GIS .................................................................................................................................. 15 7.2 少油断路器 .......................................................................................................................................... 18 7.3 真空断路器 .......................................................................................................................................... 20 7.4 重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器) ........................................................ 21 7.5 分段器(仅限于10kV级) ........................................................................................................................ 23 7.6 隔离开关 .............................................................................................................................................. 24 7.7 高压开关柜 .......................................................................................................................................... 24 7.8 镉镍蓄电池直流屏 ................................................................................................................................ 26 8 套管 .............................................................................................................................................................. 26
8.1 套管的试验项目、周期和要求 ............................................................................................................... 26 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子 .......................................................................................................................... 28 10 电力电缆线路 .............................................................................................................................................. 29
10.1 纸绝缘电力电缆线路 ........................................................................................................................... 29 10.2 橡塑绝缘电力电缆线路 ........................................................................................................................ 29 10.3 交叉互联系统试验方法 ........................................................................................................................ 30 11 电容器 .......................................................................................................................................................... 31
11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 .................................................................................. 31 11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器 ...................................................................................... 31 11.3 断路器电容器 ..................................................................................................................................... 32 11.4 集合式电容器 ..................................................................................................................................... 33 11.5 高压并联电容器装置 ........................................................................................................................... 33 12 绝缘油 .......................................................................................................................................................... 34
12.1 变压器油 ............................................................................................................................................ 35 12.2 断路器油 ............................................................................................................................................ 35 12.3 常规检验周期和检验项目 .................................................................................................................... 36 12.4 变压器大修油质验收标准 .................................................................................................................... 37 13 SF6气体 ....................................................................................................................................................... 39
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14 避雷器 .......................................................................................................................................................... 40 15 母线 .............................................................................................................................................................. 43
15.1 封闭母线 ............................................................................................................................................ 43 15.2 一般母线 ............................................................................................................................................ 43 16 二次回路 ...................................................................................................................................................... 44 17 1kV及以下的配电装置和电力布线 .......................................................................................................... 44 18 1kV以上的架空电力线路 .......................................................................................................................... 44 19 接地装置 ...................................................................................................................................................... 45 规范性附录A .................................................................................................................................................... 49 绝缘子的交流耐压试验电压标准 .................................................................................................................... 49 规范性附录B .................................................................................................................................................... 50 污秽等级与对应附盐密度值 ............................................................................................................................ 50 规范性附录C .................................................................................................................................................... 51 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法 ............................................................................................ 51 规范性附录D .................................................................................................................................................... 52 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 ................................................................................................................ 52 规范性附录E .................................................................................................................................................... 53 避雷器的电导电流值和工频放电电压值 ........................................................................................................ 53
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供电企业电力设备预防性试验规程
1 范围
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500kV及以下的交流电力设备。 本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。
本标准仅适合在吉林省电力有限公司所属各供电公司使用。各供电公司可根据设备健康状况对66kV及以下高压设备的试验周期进行适当调整，报省公司备案。
2 规范性引用文件
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。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 261—83 石油产品闪点测定法 GB 2—83 石油产品酸值测定法
GB 1094.3～5—85 电力变压器
GB 5583—85 互感器局部放电测量
GB 56—85 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 GB/T 507—86 绝缘油介电强度测定法
GB/T 61—86 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 7328—87 变压器和电抗器的声级测定
GB/T 7598—87 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7599—87 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB 7600—87 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB 7601—87 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB/T 511—88 石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB 11022— 高压开关设备通用技术条件
GB 11023— 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 12022— 工业六氟化硫 GB 2536—90 变压器油
GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T 7597－87 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
GB/T 17623－98 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 DL/T 421—91 绝缘油体积电阻率测定法
DL/T 423—91 绝缘油中含气量测定 真空压差法
DL/T 429.9—91 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法
DL/T 450—91 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 459—92 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件
DL/T 506－92 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法 DL/T 580－96 用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法 DL/T 593—96 高压开关设备的共用定货技术导则
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DL/T 596—96 电力设备预防性试验规程
DL/T 6—99 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 915－2005 六氟化硫气体湿度测定法(电解法) DL/T 916－2005 六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917－2005 六氟化硫气体密度测定法
DL/T 918－2005 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法
DL/T 919－2005 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) DL/T 920－2005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色普测定法 DL/T 921－2005 六氟化硫气体毒性生物试验方法 SH 0040—91 超高压变压器油
SH 0351—92 断路器油 3 定义
3.1预防性试验
为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。
3.2在线监测
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。
3.3带电测量
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。
3.4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。
3.5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。
3.6极化指数
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。
3.7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。
3.8红外诊断
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通过探测被诊断设备表面的红外辐射信号，从而获得设备的热状态特征，并根据这种热状态特征及适当的判据，作出设备有无故障及故障属性、出现位置和严重程度的诊断判别。
4 总则
4.1 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断后给出正确结论。
4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，由本单位总工程师审查批准后执行。对220kV及以上设备应报省公司生产部备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。
4.3 在试验周期安排上应将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。
4.4 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 ＞72 h
220 kV ＞48h
66kV及以下 ＞24h
4.5 进行耐压试验时，应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。 4.6 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： 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； c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
4.7 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%。
4.8 66kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行或设备停运超过6个月的，在投运前应进行绝缘项目试验。10kV及以下设备按1年执行。
4.9 应加强电力设备的红外测温工作，具体要求按DL/T6—1999执行。
4.10 如经实用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，可以延长停电试验周期。 4.11 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线的试验方法进行。
4.12 各供电公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等做出必要的补充规定。
5 电力变压器及电抗器
5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
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表 5.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 油中溶解周 期 1)新投运、大修要 求 1)新装变压器油中H2与烃类气体含说 明 1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气 2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产总烃：20×10-6 H2： 10×10-6 C2H2：0 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 气体色谱分析 后投运： 量（体积分数）任一项不应超过下列数体 220kV及以上：值 1、4、10、30天 66kV及以上：1、4、20天 2)运行中： 3个月 66kV及以上： 6个月 3)必要时 2)运行设备油中H2与烃类气体含量 4)新投运的变压器应有投运前的测试数据 起注意： 总烃：150×10-6 H2： 150×10-6 C2H2： 5×10-6 (220kV及以下) 3)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 发生近区短路 运行发现异常 在线检测装置报警 220kV及以上： (体积分数)超过下列任何一项值时应引 5)必要时 2 绕组直流电阻 1)新投运、大修 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电后 2)正常运行 的2%，无中性点引出的绕组，线间差1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已2)不同温度下的电阻值按下式换算： R2= R1（T+ t2）/（T+ t1） 阻相互间的差别不应大于三相平均值说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行 220kV、2年1次 别不应大于三相平均值的1% 3)必要时 66kV、3年1次 2)1.6MVA及以下的变压器，相间差 式中、分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为别一般不大于三相平均值的4%，线间电阻温度系数，铜导线取235，铝导线取225 差别一般不大于三相平均值的2% 3)有载分接开关在运行分接的±2档测量（宜处测量 3)与以前相同部位测得值比较，其变在所有分接处测量），无载分接开关在运行分接化规律应相同（或不大于2%） 4)无励磁调压变压器变换分接位置后 4)必要时 5)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接测量) 3 绕组连同套1)新投运、大修 1)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（变化量不超过30%） 管的绝缘电后 阻、吸收比或 2)正常运行 本体油色谱判断有热故障 红外测温判断套管接头、引线过热 1)采用2500V或5000V兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量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 R2= R1×1.5（t1- t2）/10 (和)极化指数 220kV、2年1次 2)66kV及以上应测量吸收比，吸收比温度相近 66kV、3年1次 在常温下不低于1.3，吸收比偏低时可 3)必要时 测极化指数，应不低于1.5 3) 绝缘电阻大于10000MΩ（20℃于1.3 时），吸收比不低于1.1或极化指数不低 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 6)封闭式电缆、GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组在中性点测量 7)必要时 运行中油介损不合格或油中水分超标 渗漏油等可能引起变压器受潮 - 4 -
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续表 5.1
序 号 4 项 目 绕组连同套管的tgδ 周 期 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 要 求 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下：Un 测试 说 明 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准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算： tgδ2= tgδ1×1.3（t2－t1）/10 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 5)封闭式电缆、GIS出线的变压器，电缆、GIS6)必要时 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 运行中油介损不合格或油中水分超标 渗漏油等可能引起变压器受潮 4)使用规定试验设备及试验方法进行侧绕组在中性点加压测量 5 电容型套管容值 1)新投运大修后 见第八章套管试验 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 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 的 tgδ和电 2)正常运行 6 绝缘油试验 1)1年1次或自行规定 2)大修后 3)必要时 见第十二章油试验 7 绕组连同套管的交流耐压试验 1) 新投运 3)必要时 全部更换绕组按出厂试验电压值部的0.85倍 220kV及以上进行感应耐压试验 2) 更换绕组后 分更换绕组电压值按出厂试验电压值8 铁芯(有外1)新投运、大修 1)与以前测试结果相比无显著差别 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可 2)运行中铁芯接地电流一般不大于用1000V兆欧表) 0.1A 2)安装铁心接地电流在线检测装置的变压器巡视时进行测量 3)必要时 油色谱试验判断铁心多点接地 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可500MΩ，66kV及以下绝缘电阻一般不用1000V兆欧表) 低于100MΩ 2)连接片不能拆开者可不进行 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 引接地线的)后 绝缘电阻 9 穿心螺栓、 大修中 铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 - 5 -
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续表 5.1
序 号 10 项 目 绕组泄漏电流 周 期 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 11 绕组所有分1)分接开关引线要 求 1) 试验电压一般如下： 10kV及以下：10kV 66kV及以上：40kV 500kV：60kV 2)与前一次测试结果相比应无明显变化（增量一般不大于30%） 1)各分接的电压比与铭牌值相比无明 显差别，且符合规律 说 明 读取1min时的泄漏电流值 接的电压比 拆装后 2)更换绕组后 2)电压35kV以下，电压比小于3的 3)必要时 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%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但偏差不得超过±1% 14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 15 空载电流和 1)更换绕组后 与前次试验值相比，无明显变化 空载损耗 2)必要时 1)试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 2)必要时 怀疑磁路存在缺陷等 16 短路阻抗和 1)更换绕组后 与前次试验值相比，无明显变化负载损耗 2)必要时 更换绕组后 与变压器铭牌和顶盖上的端子标志 相一致 3 1)试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值(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) 2)必要时 出口短路（或近区短路）后 17 局部放电测量 220kV及以上 后 2)必要时 在线端电压为1.5Um/1.3Um/300pC 3时，放电量 1)试验方法符合GB1094.3的规定 1)新投运、大修一般不大于500pC；在线端电压为 2)66kV变压器新投运、大修后可参照执行 3时，放电量一般不大于 3)必要时 运行中色谱分析异常，怀疑存在放电性故障 1)每次测试时应采用同一种仪器，接线方式应 2)有载分接开关应在最大分接下测试，无载开关应在同一运行分接下测试以便比较 3)必要时 发生近区短路后
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18 绕组变形测试 66kV及以上 1)新投运 2) 更换绕组 3)必要时 与初始结果相比或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型相同 号同厂家的产品相比 Q/JD—1.30—2005
续表 5.1
序 号 19 项 目 周 期 要 求 说 明 有载调压装 1)随主设备周期 置的试验和检 2)大修后 查 顺序，动作角度 2)操作试 验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环 3)检查和切 换测试： a)测量过渡 电阻的阻值 b)测量切换 时间 c)检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况 d)单、双数 触头间非线性电阻的试验 e)检查单、 双数触头间放电间隙 4)检查操作 箱 5)切换开关 1年1次 室绝缘油试验 6)二次回路 绝缘试验 无烧伤或变动 按制造厂的技术要求 3)必要时 1)检查动作 范围开关、选择开关、切换开关的动 作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符 手动操作应轻松，必要时用力矩表测 量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常 有条件时进行 与出厂值相符（一般与出厂值相比误 差不超过±10％） 三相同步的偏差、切换时间的数值及 正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符 动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接 点、位置指示器、计数器等工作正常 符合制造厂的技术要求，击穿电压一 般不低于25kV 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 20 测温装置及 1)随主设备周期 1)按制造厂的技术要求 其二次回路 2)必要时 试验 应和出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 怀疑有故障时 2)密封良好，指示正确，测温电阻值 2)必要时 21 气体继电器 1)随主设备周期 1)按制造厂的技术要求 及其二次回路 2)必要时 试验 2)整定值符合运行规程要求，动作正确 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ - 7 - 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 2)必要时 怀疑有故障时 Q/JD—1.30—2005
续表 5.1
序 号 22 项 目 压力释放器校验及二次回路试验 23 周 期 周期 2)大修中 3)必要时 整体密封检 1)大修后 查 2）必要时 要 求 围内或按制造厂规定 2) 绝缘电阻一般不低于1MΩ 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 1)试验时带冷却器，不带压力释放装置 2)必要时 2)必要时 怀疑有故障时 说 明 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 1)随主设备检修 1)动作值与铭牌值相差应在±10%范 2)66kV及以上变压器，在油枕顶部施 怀疑密封不严时 加0.035MPa压力，试验持续时间24h 无渗漏 3)必要时(约5kPa压力)，对于波纹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 24 冷却装置及 1)随主设备检修 1)投运后，流向、温升和声响正常，其二次回路检周期 查试验 后 3)必要时 25 套管中的电流互感器试验 1）大修时 2）必要时 无渗漏 厂规定 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 1)测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 2)必要时 2)新投运、大修 2)强油水冷装置检查和试验，按制造 怀疑有故障时 1)绝缘电阻一般不低于1MΩ 2)变比测试 3)极性测试 4)伏安特性测试 采用2500V兆欧表 26 全电压下空 更换绕组后 载合闸 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min 次间隔5min 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压侧加压 4)发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每 3)220kV及以上的变压器中性点接地 27 油中糠醛含量 必要时 1)含量超过下表值时，一般为非正常 建议在以下情况进行： 老化，需跟踪检测： 运行年限 5 10 15 0.4 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高 20 变压器投运3～5年后 0.75 3)需了解绝缘老化情况时 1～5～10～15～ 2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压糠醛量 mg/L 0.1 0.2 2)跟踪检测时，注意增长率 3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重 28 绝缘纸(板)聚合度 29 绝缘纸(板)含水量 必要时 必要时 当聚合度小于250时，应引起注意 1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 2)运行时间较长的变压器可利用吊检时取样 含水量(质量分数)一般不大于下值： 可用所测绕组的tgδ值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T580—96《用露点500kV 1% 法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量 220kV 3% - 8 -
Q/JD—1.30—2005
续表 5.1
序 号 30 31 32 项 目 阻抗测量 振动 噪声 周 期 必要时 必要时 必要时 要 求 组平均值相差在±2%范围内 与出厂值比不应有明显差别 与出厂值比不应有明显差别 压下测量 必要时 发现箱壳振动异常时 1)按GB7328要求进行 2)必要时 发现噪声异常时 33 红外测温 66kV及以上： 1年至少1次 按DL/T6—1999执行 1)用红外热成像仪在负荷较大时测量 2)测量套管及接头、油箱、散热器等部位 说 明 与出厂值相差在±5%，与三相或三相 适用于电抗器，如受试验条件可在运行电 5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
表 5.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
额定电 压kV ＜1 3 6 10 15 20 35 66 110 220 330 500 最高工作 电压kV ≤1 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0 线端交流试验电压值kV 3 18 25 35 45 55 85 140 200 360 395 460 510 630 680 2.5 15 21 30 38 47 72 120 170 (195) 306 336 391 434 536 578 中性点交流试验电压值kV 3 18 25 35 45 55 85 140 95 85 (200) 85 (230) 85 140 2.5 15 21 30 38 47 72 120 80 72 (170) 72 (195) 72 120 线端操作波试验电压值kV — 35 50 60 90 105 170 270 375 750 850 950 1050 1175 — 30 40 50 75 90 145 230 319 638 722 808 2 999 全部更换绕组 部分更换绕组 全部更换绕组 部分更换绕组 全部更换绕组 部分更换绕组 363.0 550.0 注1： 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统； 注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。
5.3 干式变压器
干式变压器的试验项目、周期和要求见表5.3：
表5.3 干式变压器的试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 绕组直流电阻 周 期 1）新投运、大修后 - 9 - 要 求 1）相间差别不大于平均值的4%，线间一般不大于平均值的2% 说 明 不同温度下的电阻值按下式换算： R2= R1（T+ t2）/（T+ t1） Q/JD—1.30—2005
续表5.3
序 号 1 项 目 绕组直流电阻 周 期 2）6年1次 要 求 2）与以前相同部位测得的值比较，其变化不应大于2% 说 明 式中、分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为电阻温度系数，铜导线取235，铝导线取225 2 绕组、铁心绝缘电阻 1）新投运、大修后 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般变采用2500V或5000V兆欧表 2）6年1次 化量不超30% 3 交流耐压试验 1）新投运、大修后 2）6年1次 4 测温装置及二次回路试验 1）新投运、大修后 1）按制造厂的技术要求 2）指示正确，测温电阻值应和出厂值3）绝缘电阻一般不低于1MΩ 5 红外测温 1年至少1次 按DL/T6—1999执行 1）用红外热像仪测量 2）测量外引接头、分接头、绕组表面等部位 3）只对所用变压器进行 按出厂试验电压的85% 2）6年1次 相符 5.4 油浸式串联电抗器
油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求见表5.4。
表5.4：油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求
序 号 1 2 项 目 绕组绝缘电阻 绕组直流电阻 周 期 1）新投运、大修后 2）6年1次 1）新投运、大修后 2）6年1次 1）相间差别不大于平均值的4%， 2）与上次测量值的相差不大于2% 3 4 5 6 阻抗测量 1）新投运、大修后 2）必要时 绝缘油的击穿1）新投运、大修后 电压 绕组tgδ 2）3年1次 1）新投运、大修后 2）必要时 绕组对铁心和1）新投运、大修后 外壳交流耐压及相间交流耐压试验 7 轭铁梁和穿心大修时 螺栓（可接触到）的绝缘电阻 1）与历次试验结果相比应无显著差别 2）一般绝缘电阻不小于10 MΩ 采用2500V兆欧表 2）必要时 按出厂试验电压的85% 投运前，10kV及以下：≥30kV 运行中，10kV及以下：≥25kV 10kV及以下：≤3.5% 仅对800kvar以上的油浸式铁心电抗器进行 与出厂值相差在±5%范围内 要 求 说 明 一般不低于1000 MΩ（20℃） 采用2500V兆欧表 - 10 -
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5.5 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈
干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈试验项目、周期和要求见表5.5。
表5.5 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 阻抗测量 周 期 1）新投运、大修后 2）必要时 2 红外测温 1）1年至少1次 2）必要时 按DL/T6—1999执行 1）用红外热像仪测量 2）应注意测量干式电抗器支持瓷瓶及引线接头、接地引下线等部位 3）必要时 在高峰负载时 在高温季节 要 求 与出厂值相差在±5%范围内 说 明 如受试验条件可在低压下测量
5.6 油浸式消弧线圈
油浸式消弧线圈试验项目、周期和要求见表5.6。
表5.6 油浸式消弧线圈试验项目、周期和要求
序 号 1 项 目 油中溶解气体色谱分析 周 期 1）新投运、大修后 2）1年1次 3）必要时 2 阻抗测量 1）新投运、大修后 2）必要时 3 绕组绝缘电阻 1）新投运、大修后 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般变采用2500V兆欧表 与出厂值相差在±5%范围内 逐个分接测量 要 求 见表5.1第1项 必要时 系统接地后 说 明 2）3年1次 化量不超30% 4 绕组直流电阻 1）新投运、大修后 2）3年1次 与以前相同部位测得值比较，其变化规律应相同（或不大于2%） 1） 分接开关在运行分接的±1档测量。 2） 无载分接开关在运行分接处最后定位测量 5 绕组连同套管的tgδ 1）新投运、大修后 2）3年1次 6 绝缘油试验 1)3年1次 2)大修后 3)必要时 见第十二章油试验 见表5.1第4项 6 互感器
6.1 油浸式电流互感器
6.1.1 油浸式电流互感器（66kV及以上）的试验项目、周期和要求，见表6.1。
- 11 -
Q/JD—1.30—2005
表 6.1 电流互感器的试验项目、周期和要求
序 号 项 目 1 绕组及末周 期 要 求 说 明 1）有投运前数据 2）采用2500V兆欧表 3）必要时 怀疑有故障时 1)新投运、大修 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，一般变化量不超过30% 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于屏的绝缘电后 阻 2)正常运行 220kV、2年1次 1000MΩ（20度） 66kV、3年1次 3)必要时 2 tgδ及电容量 1)新投运大修 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数后 2)正常运行 220kV、2年1次 大 66kV、3年1次 修 3)必要时 后 运 行 中 据比较，不应有显著变化： 电压等级kV 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 66～110 1.0 2.0 2.0 1.0 2.5 2.5 220 0.7 — — 0.8 — — 1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV 2)当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到Um/3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 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%范围时应查明原因 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M4）可用带电测试tgδ及电容Ω时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 量替代 3 在线监测三个月测量一1）电容量比值（CX/CN）与初始测量电容量比值比较，在线测量结果超出要求时应： 变化范围不超过±5% 2）介损测量值不超过0.8% 3）与历史最小的介损差值（tgδX－tgδN），变化范围绝对值不超过±0.4% 4 油中溶解66kV及以上 1）油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃 100×10-6 H2 150×10-6 C2H2 2×10-6(66kV及以下) 1×10-6(220～500kV) 2）油中水分含量（mg/L）不应大于： 66kV投运前20×10-6 运行中35×10-6 220kV投运前15×10-6 运行中25×10-6 5 交流耐压试验 1)新投运、大修 1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的按下后 2)必要时 列电压进行试验： 电压等级kV 试验电压kV 3 15 6 21 - 12 -
10 30 15 38 20 47 35 66 必要时 对绝缘性能有怀疑时 1）查找原因 2）应安排停电试验 3）进行带电测量判据等同于在线监测判据 1)新投运互感器的油中不应含有C2H2 2)制造厂要求不能取油样进行色谱分析时可不进行 3）对于H2单值升高的，可以考虑缩短周期 tgδ及电容次 量 气体色谱分1)新投运、大修析 后 2)1年1次 3)必要时 72 120 Q/JD—1.30—2005
续表 6.1
序 号 验 7 局部放电测量 项 目 周 期 欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1)新投运、大修1) 干式绝缘互感器在电压为1.1Um/2)干式绝缘互感大于500pC 器 3)必要时 8 9 极性检查 各分接头的变比检查 大修后 1)大修后 2)必要时 2)66kV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/时，放电量不大于20pC 与铭牌标志相符 1）与铭牌标志相符 化，符合等级要求 10 校核励磁特性曲线 11 12 13 14 密封检查 绕组直流电阻测量 红外测温 绝缘油试验 1年至少1次 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 按DL/T6—1999执行 见第十二章油试验 用红外热像仪测量 1)大修后 2)必要时 大修后 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 必要时 1）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 2）多抽头可在使用抽头或最大抽头测量 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 1）计量计费用绕组应测比值2） 必要时 改变变比分接头时 继电保护有要求时进行 要 求 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV，可用2500V兆说 明 6 交流耐压试3时，放电量1）试验按GB5583进行 2）必要时 对绝缘性能有怀疑时 后（66kV及以上） 不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不32）比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变差和相位差 6.2 电磁式电压互感器
6.2.1 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表6.2。
表6.2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 2 tgδ(66kV及以上) 1)新投运、大修后 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 温度℃ 5 10 20 30 串级式电压互感器的tgδ40 试验方法建议采用末端屏蔽自行规定 要 求 说 明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 10kV及以下 大修后 1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 法，其它试验方法与要求自行规定 运行中 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 66kV及以上 大修后 1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 运行中 1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 - 13 - Q/JD—1.30—2005
续表6.2
序号 2 项 目 tgδ(66kV及以上) 3 油中溶解气体的色谱分析 66kV及以上 2)1年1次 3)必要时 周 期 要 求 2)支架绝缘tgδ一般不大于6% 3)与历次试验结果相比无明显变化 1）油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一 总烃 100×10-6 H2 150×10-6 C2H2 2×10-6 1)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进行 3)必要时 怀疑内部放电时 4 交流耐压试验 1)新投运、大修后 1)一次绕组按出厂值的80%进行，出厂值不明的，2）必要时 3)6年1次 (10kV及以下) 按下列电压进行试验： 电压等级kV 试验电压kV 兆欧表代替 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 5 局部放电测量 1)新投运、大修后 1)干式绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/15 21 30 38 47 72 120 3 6 10 15 20 35 66 1)串级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验，同时应考虑互感器的容升电压 3)耐压试验前后，应检查绝缘情况，应分别取油样进 说 明 1)新投运、大修后 值时应引起注意： 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV，也可用2500V行油色谱试验。 4）必要时 怀疑绝缘有缺陷时 31)试验按GB5583进行 2)必要时 （220kV及以上） 时，放电量不大于20pC，在电压为1.1Um时(必要时)，器 3)必要时 在电压为1.1Um时，放电量不大于20pC 2)66kV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/2)干式绝缘互感放电量不大于50pC。干式绝缘相对相电压互感器， 对绝缘性能有怀疑时 3时，放电量不大于20pC 6 空载电流 1)大修后 测量 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 1.9Un/ 中性点接地系统1.5Un/3 33 试验方法按制造厂规定 7 密封检查 1)大修后 2)必要时 应无渗漏油现象 8 铁芯夹紧 大修时 螺栓(可接触到的)绝缘电阻 自行规定 采用2500V兆欧表 9 联接组别和极性 1)更换绕组后 2)接线变动后 1)更换绕组后 2)接线变动后 与铭牌和端子标志相符 10 电压比 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 11 红外测温 1年至少1次 按DL/T6—1999执行 - 14 -
用红外热像仪测量 Q/JD—1.30—2005
续表6.2
序号 12 项 目 绝缘油试验 周 期 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 见第十二章油试验 要 求 说 明 表6.3 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 电压比 周 期 1)大修后 2)必要时 2 中间变压 1)大修后 器的绝缘电 2)必要时 阻 3 中间变压 1)大修后 器的tgδ 2)必要时 与初始值相比不应有显著变化 自行规定 采用2500V兆欧表 与铭牌标志相符 要 求 说 明 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第十一章电容器 7 开关设备
7.1 SF6断路器和GIS
7.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表7.1。
表7.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 断路器和体的湿度周 期 1）新投运、2）正常运行要 求 1）断路器灭弧室气室 大修后：≤150×10-6 运行中：≤300×10-6 2）其它气室 大修后：≤250×10-6 运行中：≤500×10-6 必要时 设备异常时 发现设备有漏气时 说 明 GIS内SF6气大修后 (20℃体积分220kV、2年1次 数)10-6以及66kV、3年1气体的其它次 检测项目 2 SF6气体泄漏试验 3）必要时 1)大修后 2)必要时 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1)按GB11023方法进行 2)对电压等级较高的断路器以及GIS，因体积大，可用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF6气体含量(体积分数)不大于30×10-6 - 15 -
Q/JD—1.30—2005
续表7.1
序号 2 3 项 目 SF6气体泄漏试验 辅助回路绝缘电阻 1)新投运、大 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 4 耐压试验 1)大修后 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)试验应在SF6气体额定压力下进行 2)对GIS试验时不包括其中的电磁式电压互感器及避雷器，但在投运前应对它们进行试验电压值为Um的5min耐压试验 3)罐式断路器的耐压试验方式：合闸对地；分闸状态两端轮流加压，另一端接地。建议在交流耐压试验的同时测量局部放电 4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 5)耐压试验后绝缘电阻不应降低 6)必要时 对绝缘性能有怀疑时 5 辅助回路1)新投运、大试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替 耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 和控制回路修后 交流耐压试 2)正常运行 验 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 6 断口间并1)新投运、大1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值与原始值比较，应无明显变化 1)大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值2)对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定 3)如有明显变化时，应解开断口单独对电容器进行试验 4)必要时 对绝缘性能有怀疑时 7 合闸电阻1)新投运、大1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5% 2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只有解体大修时才能测定 值和合闸电修后 阻的投入时 2)正常运行 间 66kV、3年1次 3)必要时
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联电容器的修后 绝缘电阻、电 2)正常运行 66kV、3年1次 3)必要时 绝缘电阻不低于2MΩ 和控制回路修后 周 期 要 求 3）必要时 怀疑密封不良时 采用500V或1000V兆欧表 说 明 2)罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)和tgδ，作为该设备的原始数据 3) 单节电容器按第十一章电容器规定 容量和tgδ 220kV、2年1次 按制造厂规定 220kV、2年1次 定校核 Q/JD—1.30—2005
续表7.1
序号 8 9 项 目 周 期 要 求 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 说 明 制造厂无要求时不测 断路器的速 大修后 度特性 断路器的时间参量 1)大修后 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同 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 在额定电压（气压、液压）下进行 2)机构大修后 期性应满足下列要求： 10 分、合闸电1)新投运、大 2)正常运行 220kV、2年1次 3)必要时 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流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作 3)进口设备按制造厂规定 磁铁的动作电修后 压 66kV、3年1次 时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电11 导电回路电阻 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 1）用直流压降法测量，电流不小于100A 2）必要时 怀疑接触不良时 12 13 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器(包括整定值)检验 更换线圈后 应符合制造厂规定 1）大修后 2）必要时 按制造厂规定 必要时 怀疑设备异常时 14 压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验 1）大修后 2）必要时 按制造厂规定 1）对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及机械安全阀) 2）必要时 怀疑压力表有问题或压力表不准确 15 操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值 大修后 应符合制造厂规定 16 液(气)压操动机构的泄漏试验 1) 大修后 2) 必要时 按制造厂规定 1）应在分、合闸位置分别试验 2）必要时 怀疑操作机构液（气）压回路密封不良时 - 17 -
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续表7.1
序号 17 项 目 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、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能 20 GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器 21 红外测温 1年至少1次 按DL/T6—1999规定 1）用红外成像仪测量 2）敞开式断路器在热备用状态下，应对断口并联电容器进行测量 大修中 按制造厂规定，或分别按第七章、第十四章规定 大修后 按制造厂规定 机构大修后 按制造厂规定 周 期 1) 大修后 2) 必要时 要 求 应符合制造厂规定 必要时 怀疑操作机构液（气）压回路密封不良时 说 明
7.2 少油断路器
7.2.1 少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。
表7.2 少油断路器的试验项目、周期和要求
序号 1 阻 项 目 绝缘电周 期 1)新投运、大修后 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3) 随母线（10kV及以下） 4）必要时 2 66kV及以1)新投运、大修后 要 求 1)整体绝缘电阻自行规定 2) 断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表数值：(MΩ) 试验类别 大修后 运行中 额定电压kV 直流试验 电压kV 额定电压kV 10 1000 300 66及以上 40 66－220 5000 3000 252kV及以上少油断路器提升杆(包括支持瓷套)的泄漏电流大于5μA时，应引起注意 说 明 1)使用2500V兆欧表 2)必要时 怀疑绝缘不良时 1)每一元件的试验电压如下： 上少油断路 2)正常运行 器的直流泄220kV、2年1次 漏电流 66kV、3年1次 3)必要时 3 断路器对地、断口及相间交流耐压试验 66kV及以下 2）必要时 3）随母线（10kV及以下） 2)泄漏电流一般不大于10μA 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压1）对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，压值相同 2）必要时 对绝缘有怀疑时 - 18 -
1）新投运、大修后 值如下： 66kV及以上者按DL/T593规定值的80% 10kV断路器对地及相间按DL/T593规定值； 其试验电压值与对地耐Q/JD—1.30—2005
续表7.2
序号 4 项 目 66kV及以上油断路器 提升杆的交流耐压试验 周 期 必要时 要 求 试验电压按DL/T593规定值的80% 说 明 1)耐压设备不能满足要求时可分段进行，分段数不应超过6段(252kV)，或3段(126kV)，加压时间为5min 2)每段试验电压可取整段试验电压值除以分段数所得值的1.2倍或自行规定 5 辅助回路1)新投运、大修后 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 和控制回路 2)正常运行 交流耐压试验 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 6 导电回路电阻 1)新投运、大修后 1)大修后应符合制造厂规定 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 4）随母线（10kV及以下） 7 灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容量和tgδ 1)新投运、大修后 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)正常运行 1）大修后，应测量电容2)运行中自行规定（不大于制造厂规定值2倍） 用直流压降法测量，电流不小于100A 2) 2)并联电容器与断口同时测量，测得的电容值与器和断口并联后整体的电容值和tgδ，作为该设备初始值 2）如有明显变化，应解开断口单独对电容器进行试验 220kV、2年1次 原始值比较，应无明显变化 66kV、3年1次 3)必要时 3)单节电容器按第十一章电容器规定 8 断路器的合闸时间和分闸时间 大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 9 断路器分闸和合闸的速度 大修后 应符合制造厂规定 在额定操作电压(气压、液压)下进行 10 断路器触头分、合闸的同期性 1)大修后 2)必要时 应符合制造厂规定
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续表7.2
序号 11 项 目 操动机构合闸接触器周 期 1)大修后 要 求 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作 1)新投运、大修后 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用500V或1000V兆欧表 说 明 2)操动机构大修最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%间 和分、合闸后 电磁铁的最低动作电压 12 合闸接触器和分、合 2)正常运行 闸电磁铁线220kV、2年1次 圈的绝缘电66kV、3年1次 阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 13 红外测温 1年至少1次 3)必要时 按DL/T6—1999执行 1）断路器在热备用状态下，应对断口并联电容器进行测量 2）用红外热像仪测量 14 断路器本体和套管中绝缘油试验 见第十二章油试验 15 断路器的电流互感器 1)大修后 2)必要时
见第六章电流互感器 7.3 真空断路器
7.3.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表7.3。
表7.3 真空断路器的试验项目、周期、要求
序号 1 项目 绝缘电阻 周期 要 求 说 明 1）新投运、大修后 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行2）3年1次 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以下数值： 大修后：1000(MΩ)；运行中：300(MΩ) 2 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 1）新投运、大修后 2）必要时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DL/T593规定值 1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 3）必要时 怀疑绝缘不良时 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 1）新投运、大修后 2）3年1次 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表代替 - 20 -
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续表7.3
序号 4 阻 项目 导电回路电周期 1）新投运、大修后 2）3年1次 3)必要时 5 断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 6 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 大修后 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%间，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%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 2)进口设备按制造厂规定 7 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 8 真空灭弧室真空度的测量 1）新投运、大修后 自行规定 2）3年1次 采用磁控放电法进行现场测量，在规定的使用有效期内，真空度不大于6.6×10-2Pa; 出厂时不大于1.33×10-3Pa 9 检查动触头 大修后 上的软联结夹片有无松动 10 灭弧室的触头开距及超行程
大修后 符合制造厂规定 应无松动 1）新投运、大修后 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 2）3年1次 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用1000V兆欧表 大修后 要 求 1)大修后应符合制造厂规定 值 应符合制造厂规定 说 明 1）用直流压降法测量，电流2）怀疑接触不良时 在额定操作电压下进行 2)运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂不小于100A 7.4 重合器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种10kV重合器)
7.4.1 重合器的试验项目、周期和要求见表7.4.1。
表7.4.1 重合器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1) 6年1次 2)大修后 要 求 1)整体绝缘电阻自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不应低于下列数值：大修后 1000MΩ； 运行中 300MΩ 2 SF6重合器内气体的湿度 1)大修后 2)必要时 - 21 - 见第十三章SF6气体 说 明 采用2500V兆欧表测量 Q/JD—1.30—2005
续表7.4.1
序号 3 4 漏 控制回路的绝缘电阻 5 6 交流耐压试验 辅助和控制回路的交流耐压试验 7 合闸时间，分闸时间，三相触头分、合闸同期性，触头弹跳 8 油重合器分、合闸速度 大修后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行，或按制造厂规定 9 合闸电磁铁线圈的操作电压 10 导电回路电阻 1)大修后 2)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况自行规定 1）用直流压降法测量，电流值不得小于100A 2）必要时 开短断路电流大时 开断次数多时 11 12 13 14 15 16 分闸线圈直流电阻 分闸起动器的动作电压 合闸电磁铁线圈直流电阻 最小分闸电流 额定操作顺序 利用远方操作装置检查重合器的动作情况 17 18 检查单分功能可靠性 绝缘油试验 大修后 大修后 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正确 见第十一章油试验 大修后 按规定操作顺序在试验回路中操作3次，动作应正确 大修后 操作顺序应符合制造厂要求 大修后 应符合制造厂规定 大修后 应符合制造厂规定 大修后 应符合制造厂规定 大修后 应符合制造厂规定 大修后 在额定电压的85%～115%范围内应可靠动作 大修后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 1) 6年1次 2)大修后 1) 6年1次 2)大修后 大修后 试验电压为2kV 试验电压为42kV×0.8 试验在主回路对地及断口间进行 可用2500V兆欧表替代 绝缘电阻不应低于2MΩ 采用1000V兆欧表 项 目 SF6气体泄周 期 大修后 要 求 年漏气率不大于1% 说 明
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7.5 分段器(仅限于10kV级) 7.5.1 SF6分段器
7.5.1.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求见表7.5.1。
表7.5.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 交流耐压试验 导电回路电阻 1) 6年1次 2)大修后 3)必要时 3 合闸电磁铁线圈的操作电压 4 合闸时间、分闸时间两相触头分、合闸的同期性 5 分、合闸线圈的直流电阻 6 利用远方操作装置检查分段器的动作情况 7 8 9 SF6气体泄漏 自动计数操作 SF6气体湿度 1)大修后 2)必要时 见第13章SF6气体 1)大修后 2)必要时 大修后 按制造厂规定完成计数操作 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 大修后 在额定操作电压下分、合各3次，动作应正确 大修后 应符合制造厂的规定 大修后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压(液压、气压)下进行 1)大修后 2)必要时 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 周 期 大修后 要 求 试验电压为42kV×0.8 进行 用直流压降法测量，电流值不小于100A 说 明 试验在主回路对地及断口间
7.5.2 油分段器
7.5.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表7.5.1中序号1、2、3、4、5、6进行外，还应按表7.5.2进行。
表7.5.2 油分段器的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 绝缘油试验 周 期 1)大修后 2)必要时 自动计数操作 大修后 按制造厂的规定完成计数操作 要 求 见第十二章油试验 说 明 7.5.3 真空分段器
7.5.3.1 真空分段器的试验项目、周期和要求按表7.6.1中序号1、2、3、4、5、6和表7.5.2中序号2进行。
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7.6 隔离开关
7.6.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.6.1。
表7.6.1 隔离开关的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻 周 期 1) 6年1次 2)大修后 要 求 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 2)有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于下表数值：(MΩ) 试验类别 10kV 大修后 运行中 2 二次回路的绝缘电阻 1) 6年1次 2)大修后 3)必要时 3 交流耐压试验 大修后 更换绝缘子时 1)试验电压值按DL/T593规定 在交流耐压试验前、后应测2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开量绝缘电阻；耐压后的阻值不关进行整体耐压有困难时，可对各胶合元件分别做得降低 耐压试验，其试验周期和要求按第9章的规定进行 4 二次回路交流耐压试验 5 电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压 6 导电回路电阻测量 1）大修后 2）必要时 不大于制造厂规定值的1.5倍 1）用直流压降法测量，电流值不小于100A 2）必要时 怀疑接触不良时 7 操动机构的动作情况 大修后 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、合闸5次，动作正常 2)手动操动机构操作时灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠 8 红外测温 1年至少1次 按DL/T6—1999执行 发现温度异常时应停电检修，并测量检修前后的导电回路电阻 大修后 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%～80%范围内 气动或液压应在额定压力下进行 大修后 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表替代 1000 300 额定电压 66 kV 2500 1000 采用1000V兆欧表 说 明 采用2500V兆欧表 绝缘电阻不低于2MΩ 7.7 高压开关柜
7.7.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.7.1。
7.7.2 配少油断路器和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7.7.1中序号1、5、8、9、10、13。
大修后试验项目见表7.7.1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。 7.7.3 配SF6断路器的高压开关柜的各类试验项目：
定期试验项目见表7.7.1中序号1、5、8、9、10、12、13。
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大修后试验项目见表7.7.1中1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。 7.7.4 其它型式高压开关柜的各类试验项目：
其它型式，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验项目、周期和要求可参照表7.7.1中有关序号进行。柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本规程有关章节规定。
表7.7.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 2 辅助回路和控制回路交流耐压试验 3 断路器速度特性 4 断路器的合闸时间、分闸时间和三相分、合闸同期性 5 断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻 6 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 1）大修后 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端30%～65%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%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作。 7 合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 8 绝缘电阻试验 1）3年1次 (10kV及以上) 2）大修后 9 交流耐压试验 1）3年1次(10kV及以上) 2）大修后 试验电压值按DL/T593规定 1）试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间；分闸时各相断口。 2）相间、相对地及断口的试验电压值相同 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 大修后 1)绝缘电阻应大于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用1000V兆欧表 1）3年1次 2）大修后 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中应不大于制造厂规定值的1.5倍 隔离开关和隔离插头回路电阻的测量在有条件时进行 大修后 应符合制造厂规定 大修后 应符合制造厂规定 如制造厂无规定可不进行 大修后 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表替代 周 期 1） 3年1次 2）大修后 要 求 绝缘电阻不应低于2MΩ 说 明 采用1000V兆欧表 2）机构大修后 子上的最低动作电压应在操作电压额定值的
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续表7.7.1
序号 10 项 目 检查电压周 期 1）1年至少1要 求 应符合制造厂规定 说 明 抽取(带电显次 示)装置 11 SF6气体泄漏试验 12 压力表及密度继电器校验 13 五防性能检查 1）3年1次 2）大修后 应符合制造厂规定 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防止带电(挂)合接地(线)开关；④防止带接地线(开关)合断路器；⑤防止误入带电间隔 14 高压开关柜的电流互感器 1）大修后 2）必要时 见第六章互感器 2）大修后 1）大修后 2）必要时 3年1次 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 7.8 镉镍蓄电池直流屏
7.8.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表7.8.1。
表7.8.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 蓄电池组容量测试 2 周 期 1）1年 2）必要时 要 求 按DL/T459规定 说 明 蓄电池放电 1）1年 终止电压测试 2）必要时 各项功能均应正常 检查项目有： a)闪光系统；b)绝缘监察系统；c)电压监视系统；d)光字牌；e)声响。 绝缘电阻不应低于10MΩ 采用1000V兆欧表。有两组电池时轮流测量 3 各项保护检 1年 查 4 镉镍屏(柜) 必要时 中控制母线和动力母线的绝缘电阻 5 6 均衡充电 核对性充放电 6个月1次 1年1次 仅对直流屏 仅对直流屏
8 套管
8.1 套管的试验项目、周期和要求见表8.1
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表8.1 套管的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 主绝缘及周 期 66kV及以要 求 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 说 明 1）采用2500V兆欧表 2）变压器套管、电抗器套管的试验周期随变压器、电抗器 3）必要时 红外测温发现套管发热 套管油位不正常或气体压力不正常 2 主绝缘及66kV及以1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 电压等级kV 充 油 型 大 修 后 油纸电容型 充 胶 型 胶纸电容型 胶 纸 型 充 油 型 运 行 中 油纸电容型 充 胶 型 胶纸电容型 胶 纸 型 20～35 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 1)油纸电容型套管的tgδ一般不电容型套管上： 末屏对地绝缘电阻 1)随主设备试验周期 2)必要时 电容型套管上： 对地末屏 1)随主设备tgδ与电容试验周期 量 2)必要时 66～110 220～500 进行温度换算，当tgδ与出厂值或1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 — 0.8 — 1.0 — — 0.8 — 1.0 — 上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 2)测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 3)必要时 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 在线监测tgδ及电容量 三个月测量一次 红外测温发现套管异常 套管油位不正常 4）变压器套管、电抗器套管的试验周期随变压器、电抗器 在线测量结果超出要求时应： 1）查找原因； 2）应安排停电试验 1）电容量比值（CX/CN）与初始测量电容量比值比较，变化范围不超过±5% 2）介损测量值不超过0.8% 3）与历史最小的介损差值（tgδX－tgδN），变化范围绝对值不超过±0.4% 4 油中溶解1)投运前、油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： H2 500×10-6 CH4 100×10-6 C2H22×10-6(66kV及以下) 1×10-6(220～500kV) 1）厂家要求不能取油样时可以不做 2）必要时 红外测温发现套管异常 套管油位不正常 tgδ异常时 气体色谱分大修后 析 2)正常运行 220kV、2年1次 66kV、3年1次 3)必要时 5 交流耐压试验 1)大修后 2)必要时 试验电压值为出厂值的85% 10kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 - 27 -
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续表8.1
序号 6 项 目 66kV及以上电容型套管的局部放电测量 周 期 1)大修后 2)必要时 要 求 1)变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/2)其它套管的试验电压为1.05Um/ 大修后 运行中 7 红外测温 1年至少1次 注1：充油套管指以油作为主绝缘的套管； 注2：油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管； 注3：充胶套管指以胶为主绝缘的套管； 注4：胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管； 注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)。 注6：穿墙套管的试验周期3年1次，试验项目同上。 油纸电容型 10 20 说 明 3 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 2)括号内的局部放电值适用于非变压器、电抗器的套管 3)必要时 怀疑套管存在绝缘缺陷时 用红外热成像仪测量 3 胶纸电容型 250(100) 自行规定 3)在试验电压下局部放电值(pC)不大于： 按DL/T6—1999执行 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子
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9.1。
表9.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 零值绝缘子检测 周 期 220kV 2年1次 66kV 3年1次 2 绝缘电阻 220kV 2年1次 66kV 3年1次 3 交流耐压试验 66kV及以下。 2)必要时 4 绝缘子表等值盐密 按相关规定执参照附录B污秽等级与对应等值盐密值检应分别在户外能代表当地污面污秽物的行 查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合染程度的至少一串悬垂绝缘子运行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和和一根棒式支柱上取样，测量在监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定当地积污最重的时期进行 时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 5 红外测温 66kV及以上变电站1年至少1次 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，运行中自爆的绝缘子应及时更换。 - 28 -
按DL/T6—1999执行 用红外热像仪测量 机械破坏负荷为60～300kN的盘形悬式绝缘必要时 怀疑绝缘有缺陷时 要 求 在运行电压下检测（推荐5%样本） 劣化率＜0.005% 6年1次 劣化率＜0.005%～0.01% 3年1次 劣化率＞0.01% 2年1次 检测周期 2)对多元件针式绝缘子应检测每一元件 说 明 1)可根据绝缘子的劣化率调整1)每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300M1)采用2500V兆欧表 Ω，500kV悬式绝缘子不低于500MΩ 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 2)棒式支柱绝缘子不进行此项试验 1)更换绝缘子时 子交流耐压试验电压值均取60kV Q/JD—1.30—2005
表9.2 合成绝缘子的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 红外测温 周 期 1）66kV及以上变电站1年至少1次 2）66kV及以上线路每年按不低于5%的数量抽检 要 求 按DL/T6—1999执行 说 明 用红外热像仪测量 10 电力电缆线路
10.1 纸绝缘电力电缆线路
本条规定适用于粘性油纸绝缘电力电缆和不滴流油纸绝缘电力电缆线路。纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.1。
表10.1 纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 在直流耐压试验之前进行 自行规定 要 求 说 明 额定电压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) 2 直流耐压试验 1) 3年1次 1) 试验电压值按表10.1.1规定，加压时6/6kV及以下电缆的泄漏电流小于10μA，8.7/10kV2)新作终端或接头后进间5min，不击穿 行 2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于电缆的泄漏电流小于20μA耐压1min时的泄漏电流值 3)三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于2 时，对不平衡系数不作规定 3 红外测温 1年至少1次 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量，对电缆终端接头和非直埋式中间接头进行
表10.1.1 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV
电缆额定电压U0/U 1.0/3 3.6/6 3.6/6 6/6 直流试验电压 12 17 24 30 电缆额定电压U0/U 6/10 8.7/10 21/35 26/35 直流试验电压 40 47 105 130 10.2 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。 10.2.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.2.1。
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表10.2.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 电缆主绝缘绝缘电阻 周 期 1）新作终端和接头后 2）220kV 2年1次 66kV 3年1次 10kV及以下6年1次 2 电缆外护套绝缘电阻 220kV 2年1次 66kV 3年1次 10kV及以下6年1次 3 带电测试外护套接地电流 4 绝缘外护必要时（66kV及以上电运行中电缆耐压值：5kV 新投运电缆耐压值：10kV 66kV及以上电缆 3个月1次 一般不大于电缆负荷的10% 可用钳型电流表测试 （推荐采用串入电流表测量方法） 必要时 怀疑绝缘外护套有故障时 每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 要 求 大于4000 MΩ km 说 明 0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/1kV以上电缆用2500V兆欧表(6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表) 1） 采用500V兆欧表。 2)对外护套有引出线者进行 套直流耐压缆） 试验 5 电缆内衬层绝缘电阻 220kV 2年1次 66kV 3年1次 10kV及以下6年1次 每千米绝缘电阻值不应低于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中叙述的方法判断内衬层是否进水 6 铜屏蔽层电阻和导体电阻比 1)投运前 2)重作终端或接头后 3)内衬层破损进水后 66 kV及以上 1）新投运 2）新作终端或接头后 3）必要时 对照投运前测量数据 自行规定 比值增大，铜屏蔽直流电阻增大，铜屏蔽层可能腐蚀；比值减少，导体连接点接触电阻有增大的可能。 7 电缆主绝缘交流耐压试验 1)试验电压值按表10.2.2规定，加压时间5min，不击穿 1）不具备试验条件时可施加正常系统相对地的电压24h方法替代 2）必要时 怀疑主绝缘有缺陷时 8 红外测温 1年至少1次（10kV及以上电缆） 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量，对电缆终端接头和非直埋式中间接头进行 表10.2.2 橡塑绝缘电力电缆的交流耐压试验电压 kV
电缆额定电压U 3.3 6.3 10 35 66 220 交流试验电压 kV 3.5 U0 3.2 U0 3.0 U0 2.5 U0 2.5 U0 1.7 U0 6.7 11.6 17.4 51 96 216 耐压时间（min） 5 5 5 5 5 15 10.3 交叉互联系统试验方法
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表10.3 交叉互联系统的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板直流耐压试验 2 护层过电压保护器的绝缘电阻或直流伏安特性 3 互联箱刀闸（或连接片）接触电阻和连接位置的检查 次 周 期 220kV 2年1要 求 在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间说 明 试验时必须将护层保护器断电缆金属套都接地 施加直流电压5kV，加压时间1min，不应开，在互联箱中将另一侧的三段66kV 3年1次 击穿； 220kV 2年1次 1）伏安特性参考电压应符合制造厂规定 2）用1000V兆欧表测量引线与外壳之1）在正常工作位置进行测量，接触电阻不应大于20μΩ 2）连接位置应正确无误 66kV 3年1次 间的绝缘电阻，其值不应小于10MΩ 220kV 2年1次 66kV 3年1次 1）用双臂电桥 2）在交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行；如发现连接错误，重新连接后必须重测刀闸（或连接片）的接触电阻 11 电容器
11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
11.1.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求见表11.1。
表11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波\\电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 阻 项 目 极对壳绝缘电周 期 1)投运后1年内 2)3年1次 3）必要时 要 求 不低于2000MΩ 说 明 1)串联电容器用1000V兆欧表，其它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 3）必要时 熔丝熔断或保护跳闸时 2 电容值 1)投运后1年内 2)66kV，年1次 10kV，年1次 3）必要时 3 并联电阻值测量 4 5 外观及渗漏油检查 红外测温 1年至少1次 1)投运后1年内 2)3年1次 3）必要时 巡视时 发现外壳变形及渗漏油时停止使用 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内 1）用自放电法测量 2）必要时 巡视发现渗漏油或温度异常等 观察法 1)电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
11.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求见表11.2。
表11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 极间绝缘电阻 周 期 1)投运后1年内2)220kV，2年1次 66kV，3年1次 - 31 -
要 求 一般不低于5000MΩ 说 明 用2500V兆欧表 Q/JD—1.30—2005
续表11.2
序号 2 项 目 电容值 周 期 1)投运后1年内次 要 求 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～2)电容值与出厂值相比，增加量超过2%时应3)多节电容器组成的一相中任两节电容器实测电容值相差不超过5% 3 介质损耗tgδ 1)投运后1年内2)220kV，2年1次 66kV，3年1次 4 5 6 渗漏油检查 低压端对地绝缘电阻 局部放电试验 220kV，2年1次 66kV，3年1次 必要时 预加电压0.8×1.3Um，持续时间不小于10s，然后在测量电压1.1Um/量一般不大于10pC 1）多节组合的耦合电容器2）必要时 对绝缘性能或密封有怀疑时 7 交流耐压试验 必要时 试验电压为出厂试验电压的75% 1）多节组合的耦合电容器可分节试验 2）必要时 对绝缘性能或密封有怀疑时 8 在线监测 三个月测量一次 tgδ及电容量 1）电容量比值（CX/CN）与初始测量电容量比值比较，变化范围不超过±5% 2）介损测量值不超过0.8% 3）与历史最小的介损差值（tgδX－tgδN），变化范围绝对值不超过±0.4%； 在线测量结果超出要求时应： 1）查找原因； 2）应安排停电试验； 3）进行带电测量判据等同于在线监测判据 9
红外测试 1年至少1次 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量 局部放电可分节试验 3下保持1min，一般不低于100MΩ 采用1000V兆欧表 巡视时 漏油时停止使用 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.4% 1)当tgδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运 用观察法 说 明 用电桥法 2)220kV，2年1+10%范围 66kV，3年1次 缩短试验周期 11.3 断路器均压电容器
断路器电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。
表11.3 断路器均压电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 极间绝缘电阻 周 期 220kV，2年1次 66kV，3年1次 2 电容值 220kV，2年1次 66kV，3年1次 - 32 -
电容值偏差应在额定值的±5%范围内 用电桥法 要 求 一般不低于5000MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 Q/JD—1.30—2005
续表11.3
序号 3 项 目 介质损耗tgδ 周 期 220kV，2年1次 66kV，3年1次 要 求 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.8% 膜纸复合绝缘 0.4% 4 渗漏油检查 巡视时 漏油时停止使用 说 明 11.4 集合式电容器
集合式电容器的试验项目、周期和要求见表11.4。
表11.4 集合式电容器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 相间和极对壳绝缘电阻 周 期 1)3年1次 2)吊芯修理后 自行规定 要 求 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)仅对有六个套管的三相电容器测量相间绝缘电阻 2 电容值 1)投运后1年内 2)3年1次 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%的范围内，且电容值不小于出厂值的96% 2)三相中每两线路端子间测得的电容值的最 3)吊芯修理后 大值与最小值之比不大于1.06 3)每相用三个套管引出的电容器组，应测量每两个套管之间的电容量，其值与出厂值相差在±5%范围内 3 相间和极对壳交流耐压试验 4 绝缘油试验 1)必要时 2)吊芯修理后 1)3年1次 2)吊芯修理后 5 6 渗漏油检查 红外测温 巡视时 1年至少1次 漏油应修复 参照DL/T6-1999执行 观察法 用红外热像仪测量 按第十二章规定 试验电压为出厂试验值的75%
11.5 高压并联电容器装置
装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本规程的有关规定。
11.5.1 单台保护用熔断器
单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表11.5.1。
表11.5.1 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 直流电阻 检查外壳及弹簧情况 周 期 随电容器 随电容器 要 求 与出厂值相差不大于20% 无明显锈蚀现象，弹簧拉力无明显变化，工作位置正确，指示装置无卡死等现象 说 明
11.5.2 串联电抗器
11.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表11.5.2。
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表11.5.2 串联电抗器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绕组绝缘电阻 周 期 要 求 说 明 采用2500V兆欧表 1)随电容器试 一般不低于1000MΩ(20℃) 验周期 2)大修后 2 绕组直流电阻 1)必要时 2)大修后 1)三相绕组间差别不应大于三相平均值的4% 2)与上次测量值相差不大于2% 自行规定 3 电抗(或电感)值 1)随电容器试验周期 2)大修后 4 绝缘油试验 1)随电容器试验周期 2)大修后 按第十二章规定 5 绕组tgδ 1)大修后 2)必要时 20℃下的tgδ(%)值不大于： 35kV及以下 3.5 66kV 2.5 仅对800kvar以上的油浸铁芯电抗器进行 6 绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压 1)大修后 2)必要时 1)油浸铁芯电抗器，试验电压为出厂试验电压的85% 2)干式空心电抗器只需对绝缘支架进行试验，试验电压同支柱绝缘子 7 轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到)的绝缘电阻 大修时 自行规定 11.5.3 放电线圈
11.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表11.5.3。
表 11.5.3 放电线圈的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)随电容器试验周期 2)大修后 2 交流耐压试验 1)随电容器试验周期 2)大修后 3 绝缘油击穿电压 4 一次绕组直流电阻 5 电压比 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 必要时 符合制造厂规定 与上次测量值相比无明显差异 参照表12.2.1序号4 试验电压为出厂试验电压的85% 用感应耐压法 要 求 不低于1000MΩ 说 明 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V兆欧表 12 绝缘油
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12.1 变压器油
12.1.1 投入运行前及运行中变压器油质量要求见表12.1.1
表12.1.1 投入运行前及运行中变压器油质量要求
序号 1 2 3 外状 水溶性酸(pH值) 酸值，mgKOH/g 项 目 设备电压等级（kV） 质量指标 投入运行前的油 透明、无杂质或悬浮物 ＞5.4 ≤0.03 ≥4.2 ≤0.1 运行油 外观目视 GB/T7598 GB/T7599GB/T2 4 闪点 （闭口），℃ 5 水分①，mg/L 500 220 ≤66及以下 6 界面张力 (25℃)，mN/m 7 介质损耗因数(90℃) 500 ≤220 8 击穿电压（kV） （见注解2） 500 220 66 10及以下 9 体积电阻率 (90℃)，Ω.m 10 油中含气量，%（体积分500 ≤220 220~500 ≤1 ≥140(10、25号油) ≥135(45号油) ≤10 ≤15 ≤20 ≥35 与新油原始测定值相比不低于10 ≤15 ≤25 ≤35 ≥19 GB/T61 GB/T261 GB/T7600GB/T7601 或或试验方法 ≤0.007 ≤0.010 ≥60 ≥50 ≥40 ≥35 ≥6×1010 ≤0.020 ≤0.040 ≥50 ≥45 ≥35 ≥30 ≥1×1010 ≥5×109 ≤3 GB/T56 DL/T429.9 GB/T56DL/T421 或DL/T423 或 DL/T450 GB/T511 数） 11 油泥与沉淀物，%（体积分数） 12 油中溶解气体组分含量色谱分析 注1：取样温度为40~60℃。 < 0．02（以下可忽略不计） 按DL/T596—1996中第6、7、9章 GB/T17623 注2：DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507是采用圆球、球盖形两种电极。三种电极所测的击穿电压值不同，其影响情况见附录B（提示的附录）。其质量指标为平板电极测量值。 注3：分接开关：新投运及大修时击穿电压与变压变本体相同；运行油击穿电压为25 kV。 12.2 断路器油
12.2.1投入运行前及运行中断路器油质量要求见表12.2.1
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表12.2.1 投入运行前及运行中断路器油质量要求
序 号 1 2 3 4 项 目 外状 水溶性酸(pH值) 游 离 碳 击穿电压，kV 质 量 指 标 透明、无游离水分、无杂质或悬浮物 ≥4.2 无较多碳悬浮于油中 66 kV以上：投运前或大修后≥40； 运行中≥35 66 kV及以下：投运前或大修后≥35； 运行中≥30 5 水分，mg/L 66 kV以上：投运前或大修后≤15 66 kV及以下：投运前或大修后≤20 6 酸值，mgKOH/g ≤0.1 GB/T7600或 GB/T7601 GB/T7599或 GB/T2 7 闪点（闭口），℃ 与新油原始测定值相比不低于10 GB/T261 试 验 方 法 外观目视 GB/T7598 外观目视 DL/T429.9 12.3 常规检验周期和检验项目
12.3.1 新设备投运前，对充油设备内的油质均应取样做全分析，指标按投运前油质标准验收，凝点按新油标准。
12.3.2 常规检验周期和检验项目列于表12.3.2。
12.3.3 油断路器多次跳闸后，应取样检验项目按表12.2.1中序号4和7
表12.3.2 运行中变压器油、断路器油常规检验周期和检验项目
设 备 名 称 变压器、电抗器，所 设 备 规 范 500 kV 大修后 每年至少一次 必要时 66~220kV、 8MVA及以上 大修后 每年一次 必要时 ≤10 kV 大修后 三年至少一次 互感器 ≥66 kV 大修后 220kV2年 66kV 3年 必要时 套管 ≥66 kV 大修后 同主设备试验周期 必要时 表12.1.1中第1、2、5、7、 表12.1.1中第1、2、5、 表12.1.1中第7项 表12.1.1中第1、2、5、7、 表12.1.1中第1、2、5项 表12.1.1中第7项 检 验 周 期 检 验 项 目 表12.1.1中第1~10项 表12.1.1中第1~10项 表12.1.1中第4、11项 表12.1.1中第1~9项 表12.1.1中第1、2、3、5、7、 表12.1.1中第4、6、9、11项 表12.1.1中第1、2、3、 - 36 -
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续表12.3.2
设备名称 断路器 设备规范 ≥66 kV 大修后 每年至少一次 10 kV 油量60kg以下 三年至少一次 三年一次，或换油 检验周期 检验项目 表12.2.1中第1~7项 表12.2.1中第1、2、3、4项 表12.2.1中第1、2、3、4项 表12.2.1中第4项 注1： 变压器、电抗器、厂用变压器、互感器、套管等油中的“检验项目”栏内的1、2、3„„为表1的项目序号。 注2： 断路器油“检验项目”栏内的1、2、3„„为表2的项目序号。 注3： 油中溶解气体组分含量色谱分析检验周期见附录A（标准的附录）。 注4： 对不易取样或补充油的全密封式套管、互感器设备，根据具体情况自行规定。 12.4 变压器大修油质验收要求 12.4.1 见表12.4.1
表12.4.1 变压器油经过再生处理质量要求
序号 1 2 3 项 目 设备电压等级（kV） 500 水分①，mg/L 220 ≤66及以下 6 界面张力 (25℃)，mN/m 7 介质损耗因数 (90℃) 8 击穿电压② kV 500 ≤220 500 220 66 10及以下 9 体积电阻率 (90℃)，Ω.m 10 油中含气量，%（体积分数） 11 油泥与沉淀物，%（体 积分数） 500 ≤220 220~500 ≤0.007 ≤0.010 ≥60 ≥50 ≥40 ≥35 ≥6×1010 GB/T56DL/T421 DL/T423≤1 DL/T450 GB/T511 或或GB/T507DL/T429.9 或GB/T56 25 透明、无杂质或悬浮物 ＞5.4 ≤0.03 ≥140 ≤10 ≤15 ≤20 ≥35 ≥135 质 量 指 标 45 外观目视 GB/T7598 GB/T7599或 GB/T2 GB/T261 GB/T7600或 GB/T7601 GB/T61 试 验 方 法 外状 水溶性酸(pH值) 酸值，mgKOH/g 闪点（闭口），℃ 4 5 < 0．02（以下可忽略不计） - 37 -
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续表12.4.1
序号 12 项 目 油中溶解气体组分含量色谱分析 注1：取样温度为40~60℃。 注2：DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507是采用圆球、球盖形两种电极。三种电极所测的击穿电压值不同，其影响情况见附录B（提示的附录）。其质量指标为平板电极测量值。 设备电压等级（kV） 25 质 量 指 标 45 GB/T17623 GB/T7252 试 验 方 法 按DL/T596—1996中第6、7、9章 见附录A（标准的附录） 12.4.2 变压器油经过普通过滤后质量要求见表12.4.2。
表12.4.2 变压器油经过普通过滤后质量要求
序号 1 2 3 项 目 外状 水溶性酸(pH值) 酸值，mgKOH/g 设备电压等级（kV） 25 透明、无杂质或悬浮物 ≥4.2 ≤0.1 质量指标 45 外观目视 GB/T7598 GB/T7599或 GB/T2 4 5 闪点（闭口），℃ 水分①，mg/L 220~500 220 ≤66及以下 6 界面张力 (25℃)，mN/m 7 介质损耗因数 (90℃) 8 击穿电压②，kV 500 ≤220 500 220 66 10及以下 9 体积电阻率 (90℃)，Ω.m 10 油中含气量，%（体积分数） 11 油泥与沉淀物，%（体积分数） 12 油中溶解气体组分含量色谱分析 注1：取样温度为40~60℃。 注2：DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507是采用圆球、球盖形两种电极。三种电极所测的击穿电压值不同，其影响情况见附录B（提示的附录）。其质量指标为平板电极测量值。 - 38 - 按DL/T596—1996中第6、7、9章 见附录A（标准的附录） GB/T17623 GB/T7252 < 0．02（以下可忽略不计） 500 ≤220 220~500 ≤1 ≤0.020 ≤0.040 ≥60 ≥50 ≥40 ≥35 ≥6×1010 GB/T56或 DL/T421 DL/T423或 DL/T450 GB/T511 GB/T507或 DL/T429.9 GB/T56 与新油原始测定值相比不低于10 ≤10 ≤15 ≤20 ≥19 GB/T61 GB/T261 GB/T7600或 GB/T7601 试验方法 Q/JD—1.30—2005
12.4.3 大修断路器油质量要求见表12.4.3
表12.4.3 大修断路器油质量要求
序号 1 2 3 4 项 目 外状 水溶性酸(pH值) 游 离 碳 击穿电压，kV 质 量 指 标 透明、无游离水分、无杂质或悬浮物 ≥4.2 无较多碳悬浮于油中 66 kV以上：投运前或大修后≥40 运行中≥35 66kV及以下：投运前或大修后≥35 运行中≥30 5 水分，mg/L 66 kV以上：投运前或大修后≤15 66 kV及以下：投运前或大修后≤20 6 酸值，mgKOH/g ≤0.1 试 验 方 法 外观目视 GB/T7598 外观目视 GB/T507或 DL/T429.9 GB/T7600或 GB/T7601 GB/T7599或 GB/T2 7 闪点（闭口），℃ 与新油原始测定值相比不低于10 GB/T261 注1：对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应根据具体情况决定是否采样； 注2：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。 13 SF6气体
13.1 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。
13.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 13.3 关于补气和气体混合使用的规定：
a)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； b)符合新气质量标准的气体均可混合使用。
13.4 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表13.4。
表13.4 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 湿度(20℃体积分数)10-6 年 66kV 3年 2)大修后 3)必要时 周 期 1)220kV 2要 求 1)断路器灭弧室气室 大修后不大于150 运行中不大于300 2)其它气室 大修后不大于250 运行中不大于500 说 明 1)按GB12022、DL/T 915－2005《六氟化硫气体湿度测定法(电解法)》和DL506—92《现场SF6气体水分测定方法》进行 2)新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年1次 3)周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表10中序号2的要求和设备异常时，按实际情况增加的检测 2 3 4 密度(标准状态下) 必要时 kg/m3 毒性 酸度 μg/g 必要时 1)大修后 2)必要时 - 39 -
无毒 ≤0.3 6.16 按DL/T 917－2005《六氟化硫气体密度测定法》进行 按DL/T 921－2005《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 按DL/T 916－2005《六氟化硫气体酸度测定法》或用检测管进行测量 Q/JD—1.30—2005
表13.4 （续）
序号 5 项 目 四氟化碳(质量分数)% 6 空气(质量分数) % 7 8 可水解氟化物 μg/g 矿物油 μg/g 周 期 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 ≤10 要 求 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.1 1)大修后≤0.05 2)运行中≤0.2 ≤1.0 按DL/T 918－2005《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》进行 按DL/T 919－2005《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) 》进行 说 明 按DL/T 920－2005《六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色普测定法》进行 见序号5 14 避雷器
14.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表14.1
表 14.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 周 期 要 求 1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻自行规定，但与前一次或同类说 明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和绝缘电阻 1)220kV 2年 66kV 3年 2) 大修后 3) 必要时 型的测量数据进行比较，不应有显著变化 接触情况 2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ 2 直流电导1)220kV 2年 电流及串联组合元件的非线性因数差值 66kV 3年 2)大修后 3)必要时 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流1)整流回路中应加滤波电容器，其电容值一般参考值见附录F或制造厂规定值，还应与为0.01～0.1μF，并应在高压侧测量电流 历年数据比较，不应有显著变化 2)由两个及以上元件组成的避雷器应对每个元2)同一相内串联组合元件的非线性因数件进行试验 差值，不应大于0.05；电导电流相差值(%)不应大于30% 3)试验电压如下： 元件额定电压（kV） 试验电压U1（kV） 试验电压U2（kV） 3 6 10 15 8 20 10 30 3)非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F 4)可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测量的结果作出判断 5)如FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，— — — 12 但电导电流合格，允许作换节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05 4 6 10 16 20 24 6)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300～400μA范围内 带有非线性并联电阻的阀型避雷器只在解体大修后进行 3 6 10 26～31 23～33 3 工频放电电压 1)220kV 年 21)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内： 额定电压 kV 电压 kV 66kV 3年 2)大修后 3)必要时 放电 大修后 9～11 16～19 运行中 8～12 15～21 - 40 -
Q/JD—1.30—2005
续表 14.1
序号 3 项 目 工频放电电压 周 期 要 求 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 E 4 底座绝缘电阻 1) 220kV 2年 66kV 3年 2)线路上避雷器2年 3)大修后 4)必要时 5 检查放电计数器的动作情况 1)220kV 2年 66kV 3年 2) 大修后 3) 必要时 6 检查密封情况 1)大修后 2)必要时 测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“0” （ 0～9往复式计数器） 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 7 带电测试泄漏电流 1年1次 1）应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也应注意相间的试验结果比较 2）泄漏电流相间差值达1倍以上或与上次数据比较增加50%时，应该分析原因、加强监视，必要时停电测试 8 红外测温 1年至少1次 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量 对具备带电测试条件的进行 不低于5MΩ 采用2500V及以上的兆欧表 说 明 14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表14.2。
表14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)220kV 2年 66kV 3年 10 kV同设备单元周期 2)必要时 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 3 运行电压漏电流 1)新投运的66kV及以上者1)220kV 2年 66kV 3年 10 kV同设备单元周期 2)必要时 1)不得低于GB11032规定值 定值比较，变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 测量运行电压下的全电流、阻性电1)要记录试验时的环境温度和相对2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 应记录测量时的环境温度、相对湿度2) U1mA实测值与初始值或制造厂规湿度 要 求 1)66kV及以上，不低于2500MΩ 2)10kV及以下，不低于1000MΩ 说 明 采用2500V及以上兆欧表 下的交流泄投运3个月后测量1次；以流或功率损耗，测量值与初始值比较，和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时后每半年1次；运行1年后，有明显变化时应加强监测，当阻性电进行。应注意相间干扰的影响 每年雷雨季节前1次 2)必要时 - 41 -
流增加1倍时，应停电检查 Q/JD—1.30—2005
续表14.2
序号 4 项 目 工频参考电流下的工频参考电压 周 期 必要时 要 求 应符合GB11032或制造厂规定 说 明 1)测量环境温度20±15℃ 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 5 底座绝缘电阻 1)220kV 2年 66kV 3年 2)必要时 6 检查放电计数器动作情况 1)220kV 2年 66kV 3年 2)必要时 不小于5 MΩ 采用2500V及以上兆欧表 测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“0” 7
红外测温 1年至少1次 参照DL/T6-1999执行 用红外热像仪测量 14.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表14.3。
表14.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 运行电压下的交流泄漏电流 周 期 1) 1年1次 2)必要时 要 求 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化时 说 明 1）应记录测量时运行电压。 2）避雷器计数器带全电流在线检测装置的不能替代本2）当阻性电流增加50%时应分析原因，加项目试验，应定期记录读数（3强监视、缩短检测周期；当阻性电流增加1倍个月1次），发现异常应及时时，必须停电检查 2 检查放电计数器动作情况
表14.4 线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1）必要时 要 求 1)10kV以上，不低于2500MΩ 2)10kV及以下，不低于1000MΩ 2 直流1mA电压(U1mA)及1）必要时 1)不得低于GB11032规定值 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 必要时 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化时 2）当阻性电流增加50%时应分析原因，加强监视、缩短检测周期；当阻性电流增加1倍时，必须停电检查 - 42 -
说 明 采用2500V及以上兆欧表 必要时 测试3～5次，均应正常动作 进行阻性电流测试 怀疑有缺缺陷时 0.75U1mA下的泄漏电流 3 运行电压下的交流泄漏电流 Q/JD—1.30—2005
续表14.4
序号 4 项 目 工频参考电流下的工频参考电压 5 6 检查放电计数器动作情况 复合外套、串联间隙及支撑件的外观检查 7 红外测温 1）1年至少1次 2）必要时 1）1年1次 2）必要时 1）必要时 测试3～5次，均应正常动作 1）复合外套及支撑件表面不应有明显或较大面记的缺陷（如破损开裂） 2） 串联间隙不应有明显变形 1）参照DL/T6-1999执行 2）发现温度异常时应退出运行 本项是指无间隙的避雷器 对串联间隙的避雷器不做要求 周 期 必要时 要 求 应符合GB11032或制造厂规定 说 明
15 母线
15.1 封闭母线
15.1.1 封闭母线的试验项目、周期和要求见表15.1。
表 15.1 封闭母线的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 大修时 要 求 1)额定电压为10kV及 于50MΩ 2)10kV共箱封闭母线在 常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 2 交流耐压试验 大修时 额定电压 kV ≤1 6 15 20 24 出厂 4.2 42 57 68 70 试验电压kV 现场 3.2 32 43 51 53 说 明 采用2500V以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小兆欧表 15.2 一般母线
15.2.1 一般母线的试验项目、周期和要求见表15.2。
表15.2 一般母线的试验项目、周期和要求
序号 1 2 项 目 绝缘电阻 交流耐压试验 周 期 必要时 必要时 要 求 不应低于1MΩ/kV 额定电压在1kV以上时，试验电压参照表21中序号3； 额定电压在1kV及以下时，试验电压1kV 3 红外测温 1年至少1次 1）参照DL/T6-1999执行 2）发现温度异常时应退出运行 - 43 -
说 明 用2500V兆欧表 必要时 更换支持绝缘子时 Q/JD—1.30—2005
16 二次回路
16.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表16.1。
表 16.1 二次回路的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)大修时 线时 要 求 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在断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 说 明 采用500V或1000V兆欧表 2)更换二次开所有其它并联支路时不应小于10MΩ 17 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17。
表 17 1kV及以下的配电装置和电力布线的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 设备大修时 0.5MΩ 2)电力布线绝缘电阻一般不小于0.5MΩ 2 配电装置的交流耐压试验 3 检查相位 更动设备或接线时 注1：配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分； 注2：电力布线不进行交流耐压试验。 各相两端及其连接回路的相位应一致 设备大修时 试验电压为1000V 要 求 1)配电装置每一段的绝缘电阻不应小于说 明 1)采用1000V兆欧表 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 18 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18。
表 18 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 检查导线连接管的连接情况 周 期 1)必要时 2)线路检修时 - 44 - 要 求 1)外观检查无异常 2)连接管压接后的尺寸及外形应符合要求 说 明 铜线的连接管检查周期可延长至5年 Q/JD—1.30—2005
续表 18
序号 2 项 目 悬式绝缘子串的零值绝缘子检测(66kV及以上) 3 线路的绝缘电阻(有带电的平行线路时不测) 4 5 6 检查相位 间隔棒检查 阻尼设施的检查 线路连接有变动时 线路检修时 1) 3年 2)线路检修时 7 绝缘子表面等值盐密度 按有关规定执行 参照附录B污秽等级与对应等值盐密值检验在污秽地区积污最重的所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运时期进行测量。根据沿线行经验，将测量值作为调整耐污绝缘水平和监路污染状况，每5～10km督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，选一串悬垂绝缘子测试 应根据情况采取调整爬距、清扫、涂料等措施 8 红外测温 1）1kV及以上线路投运后1年内 2）1年至少1次 3）必要时 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。
参照DL/T6-1999执行 针对导线压接管、跳线连接板进行 状态完好，无松动无胶垫脱落等情况 无磨损松动等情况 线路两端相位应一致 线路检修后 自行规定 采用2500V及以上的兆欧表 周 期 必要时 要 求 在运行电压下检测 说 明 玻璃绝缘子不进行此项试验，破损后应及时更换 19 接地装置
19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表19.1。
表 19.1 接地装置的试验项目、周期和要求
序号 1 项 目 有效接地系统的电力设备的接地电阻 周 期 1)1－3年 接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 3）必要时
- 45 - 要 求 1)R≤2000/I或R≤0.5Ω，(当说 明 1)测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀，2)可以根据该I>4000A时) 电流，A； R—考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω 式中 I—经接地网流入地中的短路可采用各种补偿法，否则，应采用远离法 2）定期（3年）进行短路电流（I）验算，并校验设备接地引下线的热稳定 Q/JD—1.30—2005
续表 19.1
序号 1 项 目 有效接地系统的电力设备的接地电阻 周 期 要 求 2)在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值（不得大于5Ω）。必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地网上 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 3）按照设计要求 3)必要时 说 明 怀疑接地网被腐蚀时 接地网改造后 2 非有效接地系统的电力设备的接地电阻 1) 1－3年 接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1)当接地网与1kV及以下设备共用R≤120/I 且不大于4Ω 2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻 R≤250/I且不大于10Ω 3)在上述任一情况下，接地电阻一般不得大于10Ω 式中 I—经接地网流入地中的短路电流，A； R—考虑到季节变化最大接地电阻，Ω 必要时 怀疑接地网被腐蚀时 接地网改造后 2)可以根据该接地时，接地电阻 3 利用大地作导体的电力设备的接地电阻 1年 1)长久利用时，接地电阻为 R≤50/I 2)临时利用时，接地电阻为 R≤250/I 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 检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况 1）1年 2）必要时 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1）如采用测量接地引下线与接地网(或与相邻设备)之间的电阻值来检查其连接情况，可将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查 2）应采用通以不小于5A的直流电流测量回路电阻的方法来检查地网的完整性和接地引下线的连接情况 3）必要时 怀疑连接线松脱或被腐蚀 - 46 -
Q/JD—1.30—2005
续表 19.1
序号 5 项 目 抽样开挖检查周 期 1)本项目只限要 求 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现说 明 可根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择5～8个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围 发电厂、变电所于已经运行10象 地中接地网的腐年以上(包括改蚀情况 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 6 1kV以下电力设备的接地电阻 1－3年 使用同一接地装置的所有这类电对于在电源处接地的低压电力网力设备，当总容量达到或超过(包括孤立运行的低压电力网)中的用100kVA时，其接地电阻不宜大于4电设备，只进行接零，不作接地。所Ω。如总容量小于100kVA时，则接用零线的接地电阻就是电源设备的地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω 接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 7 微波站的 接地电阻 1－3年 不宜大于5Ω 8 的燃油、易爆气体贮罐及其管道的接地电阻 1－3年 不宜大于30Ω 9 露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻 1－3年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表47序号1的要求检查与接地网的连接情况 10 发电厂烟囱附近的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 1－3年 不宜大于10Ω 与接地网连在一起的可不测量，但按表47序号1的要求检查与接地网的连接情况 11 避雷针(线)的接地电阻 1-3年 不宜大于10Ω 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
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Q/JD—1.30—2005
续表 19.1
序号 项 目 有架空地线的周 期 1)发电厂或变要 求 当杆塔高度在40m以下时，按下列说 明 对于高度在40m以下的杆塔，如线路杆塔的接地电所进出线1～要求，如杆塔高度达到或超过40m土壤电阻率很高，接地电阻难以降到电阻 2km内的杆塔2时，则取下表值的50%，但当土壤电30Ω时，可采用6～8根总长不超过年 12 阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受。但对于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不宜超过20Ω 10 15 20 25 30 接地电阻 Ω 30 土壤电阻率Ω·m 100及以下 100～500 500～1000 1000～2000 2000以上 无架空地线的1)变电所进出杆塔1～2年 2)其它线路杆塔不超过3年 种类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 低压进户线绝缘子铁脚 注：进行序号1、2项试验时，应断开线路的架空地线。 30 50 接地电阻Ω 2)其它线路杆达到15Ω时可增加至20Ω 塔不超过3年 线路杆塔接地电线1～2km内的阻 13
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规范性附录附录A
绝缘子的交流耐压试验电压标准
表 A.1 支柱绝缘子的交流耐压试验电压
交 流 耐 压 试 验 电 压 额定电压 kV 3 6 10 15 20 35 44 60 110 1 220 330
最高工作电压 kV 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 50.6 69.0 126.0 177.0 252.0 363.0 25 32 42 57 68 100 165 265 490 630 纯 瓷 绝 缘 出 厂 交接及大修 25 32 42 57 68 100 125 165 265 (305) 330 490 630 kV 固 体 有 机 绝 缘 出 厂 25 32 42 57 68 100 165 265 490 交接及大修 22 26 38 50 59 90 110 150 240 (280) 360 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。
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规范性附录B
污秽等级与对等值盐密值
表 B.1 等值盐密值与对应的污秽等级
污秽等级 线路盐密 mg/cm2 发、变电所盐密 mg/cm2 0 ≤0.03 — Ⅰ ＞0.03～0.06 ≤0.06
Ⅱ ＞0.06～0.10 0.06～0.10 Ⅲ ＞0.10～0.25 0.10～0.25 Ⅳ 0.25～0.35 0.25～0.35 表 B.2 普通支柱绝缘子等值盐密值与对应的发、变电所污秽等级
污秽等级 盐 密 mg/cm2 Ⅰ ≤0.02 Ⅱ 0.02～0.05
Ⅲ 0.05～0.1 Ⅳ 0.1～0.2 - 50 -
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规范性附录C
橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法
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，或者受到外力破坏而又未完全破损时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破损进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。
橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表C.1所示：
表C.1 金属的电极电位
金属种类 电 位 V 铜Cu +0.334 铅Pb -0.122 铁Fe -0.44 锌Zn -0.76 铝Al -1.33
当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V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。
当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每千米绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用万用表的“正”、“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可判断外护套和内衬层已破损进水。
外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水分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。
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规范性附录D
橡塑电缆附件中金属层的接地方法
D1 终端
终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2；铠装层接地线的截面不应小于10mm2。
D2 中间接头
中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须与铜屏蔽层绝缘。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的完整性和延续性。
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规范性附录E
避雷器的电导电流值和工频放电电压值
E.1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表E.1～E.4。
表 E.1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
FZ-3 型号 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流 μA 工频放电电压有效值 kV 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表 E.2 FS型避雷器的电导电流值
型 号 额定电压kV 试验电压kV 电导电流μA FS4-3，FS8-3，FS4-3GY 3 4 10 FS4-6，FS8-6，FS4-6GY 6 7 10 FS4-10，FS8-10，FS4-10GY 10 10 10 9～11 16～19 26～31 41～49 51～61 82～98 95～118 140～173 224～268 2～312 448～536 450～650 (＜10) 400～600 (＜10) 400～600 (＜10) 400～600 400～600 4 6 10 16 20 16 (15kV元件) 400～600 20 (20kV元件) 400～600 20 (20kV元件) 400～600 24 (30kV元件) 400～600 24 (30kV元件) 400～600 24 (30kV元件) 400～600 3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220 (FZ2 -3) FZ-6 (FZ2-6) FZ-10 (FZ2-10) FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J
表 E.3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型 号 额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流 μA FCZ3-35 35 50 (见注释1) 250～400 FCZ3-35L 35 50 (见注释2) 250～400 150～300 250～400 (400～600) 250～400 (400～600) 500～700 1000～1400 500～800 18 110 110 160 160 180 FCZ-30DT (见注释3) 35 FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 FCZ1-330T 330 FCZ-500J 500 FCX-500J 500
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续表 E.3
型 号 工频放电电压有效 值kV FCZ3-35 70～85 FCZ3-35L 78～90 FCZ-30DT (见注释3) 85～100 FCZ3-110J (FCZ2-110J) 170～195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 340～390 FCZ1-330T FCZ-500J FCX-500J 510～580 0～790 680～790 注1：FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV； 注2：FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV； 注3：FCZ-30DT适用于热带多雷地区。
表 E.4 FCD型避雷器电导电流值额定电压
额定电压 kV 试验电压 kV 电导电流 μA 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13.2 13.2 15 15 FCD为50～100，FCD、FCD3不超过10，FCD2为5～20 E.2 几点说明：
1)电导电流相差值(%)系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2)非线性因数按下式计算
α=log(U2/U1)/log(I2/I1)
式中 U1、U2——表39序号2中规定的试验电压； I1、I2——在U1和U2电压下的电导电流。
3)非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。
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