电气设备预防性试验规程596

电力设备预防性试验规程

Preventive test code for electric power equipment

DL/T 596—1996

中华人民共和国电力行业标准

DL/T 596—1996

电力设备预防性试验规程

Preventive test code for electric power equipment

中华人民共和国电力工业部 1996-09-25批准 1997-01-01实施

前 言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，在我国已有40年的使用经验。1985年由原水利电力部颁发的《电气设备预防性试验规程》，适用于330kV及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的经验。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和技术性能有较大的发展，需要对1985年颁布的规程进行补充和修改。1991年电力工业部组织有关人员在广泛征求意见的基础上，对该规程进行了修订，同时把电压等级扩大到500kV，并更名为《电力设备预防性试验规程》。

本标准从1997年1月1日起实施。

本标准从生效之日起代替1985年原水利电力部颁发的《电气设备预防性试验规程》，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的，以本标准为准。 本标准的附录A、附录B是标准的附录。

本标准的附录C、附录D、附录E、附录F、附录G是提示的附录。

本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心提出。 本标准起草单位：电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、电力工业部西安热工研究院、华北电力科学研究院、西北电力试验研究院、华中电力试验研究所、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院等。

本标准主要起草人：王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。

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。 2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。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 264—83 石油产品酸值测定法

GB 311—83 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 507—86 绝缘油介电强度测定法

GB/T 511—88 石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB 1094.1～5—85 电力变压器 GB 2536—90 变压器油

GB 5583—85 互感器局部放电测量

GB 5654—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 6450—86 干式电力变压器

GB/T 6541—86 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 7252—87 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328—87 变压器和电抗器的声级测定 GB 7595—87 运行中变压器油质量标准

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 9326.1～.5—88 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 11022—89 高压开关设备通用技术条件

GB 11023—89 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 11032—89 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—89 工业六氟化硫

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 492—92 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用定货技术导则 SH 0040—91 超高压变压器油 SH 0351—92 断路器油 3 定义、符号 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。 4 总则

4.1 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判断。

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

4.3 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。

非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。

充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

500kV ＞72h 220及330kV ＞48h 110kV及以下 ＞24h

4.4 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。

4.5 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。

4.6 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%。

4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

4.8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。

4.9 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。

4.10 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。 5 旋转电机

5.1 同步发电机和调相机

5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，6000kW以下者可参照执行。

表 1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 要 求 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因 2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100% 3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；水内冷定子绕组自行规定 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%(水轮发电机为1%)。超出要求者，应查明原因 说 明 1)额定电压为1000V以上者，采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2)水内冷定子绕组用专用兆欧表 3)200MW及以上机组推荐测量极化指数 定子绕组的绝 1)1年缘电阻、吸收或小修比或极化指数 时 2)大修前、后 2 定子绕组的直流电阻 1)大修时 2)出口短路后 1)在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 2)汽轮发电机相间(或分支间)差别及其历年的相对变化大于1%时，应引起注意 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1)1年或小修时 2)大修前、后 3)更换绕组后 1)试验电压如下： 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验 2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min 3)不符合2)、3)要求之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 4)泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析 5)试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于开启式水系统不大于5.0×102μS/m；对于独立的密闭循环水系统为1.5×102μS/m 3.0Un 2.5Un 2.5Un 2.5Un (2.0～2.5)Un 2.0Un 全部更换定子绕组并修好后 局部更换定子绕组并修好后 运行20年及以下者 大修前 运行20年以上与架空线直接连接者 运行20年以上不与架空线直接连接者 小修时和大修后 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)泄漏电流不随时间的延长而增大

4 定子绕组交流耐压试验 1)大修前 2)更换绕组后 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下： 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1) 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5) 3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A 额定电压Un V 试验电压V 2 Un +1000但最低为 1500 2.5 Un 2 Un +3000 按专门协议 容 量 kW或kVA 小于10000 36以上 6000以下 6000～18000 10000及以上 18000以上 2)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为： 运行20年及以下者 运行20年以上不与架空线路直接连接者 5 转子绕组的绝缘电阻 1)小修时 2)大修中转子清扫前、后 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ 1.5 Un (1.3～1.5) Un 运行20年以上与架空线路直接连接者 1.5 Un 1)采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器 2)对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ，或在20℃时不小于20kΩ，允许投入运行 3)对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在10～30℃时不小于0.5MΩ 6 转子绕组的直流电阻 大修时 与初次(交接或大修)所测结果比较， 1)在冷态下进行测其差别一般不超过2% 量 2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量 试验电压如下： 显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后 1)隐极式转子拆卸额定套箍只修理端部绝缘励磁电时，可用2500V兆欧压500V表测绝缘电阻代替 及以下 2)隐极式转子若在则在拆卸者为端部有铝鞍，10Un，但套箍后作绕组对铝鞍试验时将不低于的耐压试验。在1500V；转子绕组与轴连接，500V以铝鞍上加电压2000V 上者为2 3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验Un +4000V 电压值按制造厂规定 5Un,但不低于1000V，不大于2000V 5Un,但不低于1000V，不大于2000V 1)小修时用1000V兆欧表 2)大修时用2500V兆欧表 7 转子绕组交流耐压试验 1)显极式转子大修时和更换绕组后 2)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 8 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的1)小修时 2)大修时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除 绝缘电阻 9 发电机和励大修时 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 定子铁芯试验 1)重新组装或更换、修理硅钢片后 2)必要时 试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 10 1)磁密在1T下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下自行规定 2)单位损耗参考值见附录A 3)对运行年久的电机自行规定 1)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45min。对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差 2)用红外热像仪测温 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 11 发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻 大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MΩ 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ 3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 12 灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻 灭磁开关的并联电阻 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 大修时 13 14 大修时 大修时 与初始值比较应无显著差别 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 电阻值应分段测量 1)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。显极式转子对每一个转子绕组测量 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) 3)本试验可用动态匝间短路监测法代替 15 检温计绝缘电阻和温度误差检验 大修时 1)绝缘电阻值自行规定 2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定 1)用250V及以下的兆欧表 2)检温计除埋入式外还包括水内冷定子绕组引水管出水温度计 1)运行中检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量 2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值 3)有条件时可采用超声法探测槽放电 16 定子槽部线圈防晕层对地电位 必要时 不大于10V 17 汽轮发电机定子绕组引线的自振频率 必要时 自振频率不得介于基频或倍频的±10%范围内 1)直流试验电压值为Un 2)测试结果一般不大于下表中的值 手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头 18 定子绕组端部 1)投产手包绝缘施加后 直流电压测量 2)第一次大修时 3)必要时 端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块 1)本项试验适用于200MW及以上20μA；的国产水氢氢汽轮发100MΩ电机 电阻 2)可在通水条件下以发现定子上的电进行试验，压降值接头漏水缺陷 为2000V 3)尽量在投产前进若未进行则投产后30μA；行，100MΩ应尽快安排试验 电阻上的电压降值为3000V 19 轴电压 大修后 1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时，测量时采用高内阻(不转子两端轴上的电压一般应等于轴承小于100kΩ/V)的交与机座间的电压 流电压表 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 3)水轮发电机不作规定 见附录A 新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值 20 定子绕组绝缘老化鉴定 累行20上行计运时间年以且运或预防性试验中绝缘频繁击穿时 21 空载特性曲线 1)大修后 2)更换绕组后 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：  a)水轮发电机为1.5 Un(以不超过额定励磁电流为限) b)汽轮发电机为1.3 Un(带变压器时为1.1Un) 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min 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，应在1年内做不带变压器的1.3 Un空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验 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应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验 22 三相稳定短路特性曲线 1)更换绕组后 2)必要时 23 发电机定子开路时的灭磁时间常数 检查相序 温升试验 更换灭磁开关后 改动接线时 1)定、转子绕组更换后 2)冷却系统改进后 3)第一次大修前 4)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 应与电网的相序一致 应符合制造厂规定 24 25 如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度的方法进行校核

5.1.2 各类试验项目：

定期试验项目见表1中序号1、3。

大修前试验项目见表1中序号1、3、4。

大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。

大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。 5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。

5.1.3.1 发电机和同步调相机大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行： a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。

b)在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数，下同)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算。

5.1.3.2 运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。 5.2 直流电机

5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表2。 5.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表2中序号1。

大修时试验项目见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、9。 大修后试验项目见表2中序号11。 5.3 中频发电机

表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 绕组的绝缘电阻 周 期 1)小修时 2)大修时 要 求 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 说 明 1)用1000V兆欧表 2)对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻 2 绕组的直流电阻 大修时 1)与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定 2)100kW以下的不重要的电机自行规定 相互间的差值不应超过正常最小值的10% 3 电枢绕组片间的直流电阻 大修时 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 100kW以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V兆欧表试验代替 应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性 1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行 4 绕组的交流耐压试验 大修时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为1000V 5 磁场可变电阻器的直流电阻 磁场可变电阻器的绝缘电阻 大修时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10% 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 6 大修时 2)用2500V兆欧表 7 8 9 调整碳刷的中心位置 检查绕组的极性及其连接的正确性 测量电枢及磁极间的空气间隙 大修时 接线变动时 大修时 核对位置是否正确，应满足良好换向要求 极性和连接均应正确 必要时可做无火花换向试验 各点气隙与平均值的相对偏 差应在下列范围： 3mm以下气隙 ±10%  3mm及以上气隙 ±5% 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：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载 3)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 空转检查的时间一般不小于1h 10 直流发电机的特性试验 1)更换绕组后 2)必要时 11 直流电动机的空转检查 1)大修后 2)更换绕组后 1)转动正常 2)调速范围合乎要求

5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表3。

表 3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 绕组的绝缘电阻 周 期 1)小修时 2)大修时 要 求 说 明 绝缘电阻值不应低于0.5M1000V以下的中频发电Ω 机使用1000V兆欧表测量；1000V及以上者使用2500V兆欧表测量 1)各相绕组直流电阻值的相互间差别不超过最小值的2% 2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 试验电压为出厂试验电压的75% 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10% 与制造厂试验数据比较应 2 绕组的直流电阻 大修时 3 绕组的交流耐压试验 大修时 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测绝缘电阻代替 1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量 1)空载特性：测录至最4 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 中频发电机的特性试大修时 5 1)更换绕验 组后 2)必要时 在测量误差范围内 大励磁电压值 2)负载特性：仅测录励磁机的负载特性；测录时，以同步发电机的励磁绕组为负载 3)外特性：必要时进行 新机投运后创造条件进行 6 温升 必要时 按制造厂规定

5.3.2 各类试验项目：

定期试验项目见表3中序号1。

大修时试验项目见表3中序号1、2、3、4。 5.4 交流电动机

5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表4。

表 4 交流电动机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期 要 求 1)绝缘电阻值： a)额定电压3000V以下者，室温下不应低于0.5MΩ b)额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于UnMΩ(取Un的千伏数，下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnMΩ c)转子绕组不应低于0.5MΩ 2)吸收比自行规定 1) 3kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1% 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的历年相对变化 说 明 1)500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照表1序号1 2)3kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV及以上者使用2500V兆欧表 3)小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测量 4)有条件时可分相测量 1 绕组的绝缘电阻和吸收比 1)小修时 2)大修时 2 绕组的直流电阻 1)1年(3kV及以上或100kW及以上) 2)大修时 3)必要时 1)大修时 2)更换绕组后 1)大修3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 定子绕组 1) 试验电压：全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un 2)泄漏电流相间差别一般不大于最 有条件时可分相进行 小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定 3)500kW以下的电动机自行规定 1)大修时不更换或局部更换定子绕 1)低压和100kW以下不重4 的交流耐压试验 后 2)更换绕组后 组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V 试验电压如下： 大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后 全部更换转子绕组后 不可逆式 可逆式 要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 5 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后 1.5Uk，但不3.0Uk，但不小于1000V 小于2000V 2Uk+1000V 4Uk+1000V 可用2500V兆欧表测量代替 6 同步电动机转子绕组交流耐压试验 可变电阻器或起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验 同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻 转子金属绑线的交流耐压 检查定子绕组的极性 大修时 试验电压为1000V 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 7 大修时 与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10% 8 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 9 大修时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量 10 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 1)对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性 2)中性点无引出者可不检查极性 1)3kV或500kW及以上电动机应做此项试验 2)如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体11 接线变动时 1)全部更换绕组时或修理铁芯后 定子绕组的极性与连接应正确 12 定子铁芯试验 参照表1中序号10 2)必要时 电动机空转并测空载电流和空载损耗 叠片状况，可仅测量空载损耗值 1)空转检查的时间一般不小于1h 2)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 1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机 2)更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机 13 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% 14 双电动机拖动时测量转矩—转速特性 必要时 两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10%

5.4.2 各类试验项目：

定期试验项目见表4中序号1、2。

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

容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。

6 电力变压器及电抗器

6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。

表 5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序 项 目 号 1 周 期 1)220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天(500kV设备还应增加1次在投运后1天) 2)运行中：a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月；要 求 说 明 油中溶解气体色谱分析 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：总烃含量大于150×10-6 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10-6 (500kV变压器为1×10-6) 2)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 3)对330kV及以上的电抗器，当出现痕量(小于5×10-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体 2)溶解气体组分含量有增长趋势时，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 4)新投运的变压器应有投运前的测试数据 5)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器

c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月；d)其余8MVA及以上的变压器为1年；e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定 3)大修后 4)必要时 2 1)1～3年或自行规定 2)无励磁调压变压器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 4)大修后 5)必要时 1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算 绕组直流电阻 ?T?t2? R2?R1??T?t??1?? 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225 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 3 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 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 1)绝缘电阻换算至同一温度下，准，尽量使每次测量温度相近 与前一次测试结果相比应无明显 4)尽量在油温低于50℃时变化 测量，不同温度下的绝缘电阻 2)吸收比(10～30℃范围)不低值一般可按下式换算 于1.3或极化指数不低于1.5 R2?R1?1.5(t1?t2)/10 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 4 绕组的tgδ 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330～500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10kV及以上 绕组电压10kV以下 10kV Un 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 tg?2?tg?1?1.3(t2?t1)/10 式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值 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 4)用M型试验器时试验电压自行规定 5 电容型套管的tgδ和电容值 绝缘油试验 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1) 1～5年(10kV及以下) 2)大修后(66kV及以下) 3)更换绕组后 4)必要时 见第9章 6 见第13章 7 交流耐压试验 1)可采用倍频感应或操作波感应法 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表 2)66kV及以下全6(定期试验按部分更换绕组电压值) 绝缘变压器，现场条 2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂件不具备时，可只进试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，行外施工频耐压试按出厂试验电压值的0.85倍 验 3)电抗器进行外施工频耐压试验 1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 1)采用2500V兆欧表(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 8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 1)1～3年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 9 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢 1)大修后 带、铁芯、 2)必要时 线圈压环及屏蔽等 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定 的绝缘电阻 10 油中含水量 11 油中含气量 12 见第13章 见第13章 1)试验电压一般如下： 绕组额 定电压 kV 直流试 验电压 kV 6～10 20～35 66～330 读取1min时的泄漏电流值 500 5 10 20 40 60 绕组泄漏电流 1)1～3年或自行规定 2)必要时 3 2)与前一次测试结果相比应无明显变化 13 绕组所有分接的电压比 1)分接开关引线拆装后 2)更换绕组后 3)必要时 1)各相应接头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%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1% 14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 15 空载电流和空载损耗 更换绕组后 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较) 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) 1)试验方法符合GB1094.3的规定 2)周期中“大修16 短路阻抗和负载损耗 1)更换绕组后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 17 局部放电测量 1)大修后(220kV及以上) 1)在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为 2)更换绕组后(220kV及以上、120MVA及以上) 3)必要时 18 有载调压装置的试验和检 1)1年或按制造厂要求 2)大修后 1.3Um/3时，放电量一般不大于300pC 2)干式变压器按GB6450规定执行 后”系指消缺性大修后，一般性大修后的试验可自行规定 3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测 查 1)检查动作顺序，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 3)必要时 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 与出厂值相符 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 按制造厂的技术要求 无烧伤或变动 有条件时进行 4)检查操作箱 5)切换开关室绝缘油试验 6)二次回路绝缘试验 19 测温装置及其二次回路试验 20 气体继电器及其二次回路试验 21 压力释放器校验 22 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 1)1～3年 2)大修后 3)必要时 1)1～3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 必要时 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 整定值符合运行规程要求，动作正确 绝缘电阻一般不低于1MΩ 动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定 1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采 用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹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 2)110kV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏 2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定 3)绝缘电阻一般不低于1MΩ 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 试验时带冷却器，不带压力释放装置 整体密封检查 大修后 23 冷却装置及其二次回路检查试验 套管中的电流互感器绝缘试验 1)自行规定 2)大修后 3)必要时 测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 24 1)大修后 2)必要时 绝缘电阻一般不低于1MΩ 采用2500V兆欧表 25 全电压下空载合闸 更换绕组后 1) 1)在使用分接上进行 1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次 2)由变压器高压间隔5min 或中压侧加压 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次 3)110kV及以上的间隔5min 变压器中性点接地 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 26 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 运行 年限 油中糠醛含量 必要时 糠醛量 mg/L 1～5 0.1 5～10 0.2 10～15 0.4 15～20 0.75 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或CO、CO2过高 2)500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后 3)需了解绝缘老化情况 1)试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长的变压器尽量利用吊检的机会取样 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《用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法》标准进行测量 适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量 按GB7328要求进行 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 27 绝缘纸(板)聚合度 必要时 当聚合度小于250时，应引起注意 28 含水量(质量分数)一般不大于下值： 500kV 330kV 绝缘纸(板)含水量 必要时 220kV 3% 1% 2% 29 阻抗测量 30 振动 31 噪声 32 油箱表面温度分布 必要时 必要时 必要时 必要时 与出厂值相差在±5%，与三相或三相组平均值相差在±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 局部热点温升不超过80K

6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。 6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA以上) 6.3.1 定期试验项目

见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.3.2 大修试验项目

表 6 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 最高工线端交流试验电压值 kV 作 电 全部更换部分更换绕压 绕组 组 kV ≤1 3.5 6.9 11.5 17.5 23.0 40.5 72.5 126.0 252.0 363.0 550.0 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 全部更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 140 95 85 (200) 85 (230) 85 140 部分更换绕组 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 全部更换绕组 — 35 50 60 90 105 170 270 375 750 850 950 1050 1175 部分更换绕组 — 30 40 50 75 90 145 230 319 638 722 808 892 999 注：1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；

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。

a)一般性大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。

b)更换绕组的大修见表5中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11项适用于330kV及以上变压器。 6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)

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

6.4.2 大修试验项目见表5中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。 6.5 油浸式电抗器

6.5.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。 6.5.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11项适用于330kV及以上电抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。 6.6 消弧线圈

6.6.1 定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。

6.6.2 大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)。 6.7 干式变压器

6.7.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7、19。

6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表5中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适

用于浇注型干式变压器。 6.8 气体绝缘变压器

6.8.1 定期试验项目见表5中序号2、3、7和表38中序号1。

6.8.2 大修试验项目见表5中序号2、3、7、19，表38中序号1和参照表10中序号2。 6.9 干式电抗器试验项目

在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表5中序号7。 6.10 接地变压器

6.10.1 定期试验项目见表5中序号3、6、7。

6.10.2 大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行。

6.11 判断故障时可供选用的试验项目

本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和330、500kV电抗器，其它设备可作参考。 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

——铁芯绝缘电阻和接地电流

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

——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视 ——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

——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ ——绝缘油含水量

——绝缘油含气量(500kV)

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

——油箱表面温度分布和套管端部接头温度

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

——绕组的频率响应 ——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、tgδ、泄漏电流) ——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV) ——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(特别是CO、CO2含量及变化) ——绝缘油酸值 ——油中糠醛含量 ——油中含水量

——绝缘纸或纸板的聚合度

f)振动、噪音异常时可进行下列试验： ——振动测量 ——噪声测量

——油中溶解气体分析 ——阻抗测量 7 互感器

7.1 电流互感器

7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。

表 7 电流互感器的试验项目、周期和要求 序 号 项 周 期 目 绕组及末屏的绝缘电阻 1)投运前 2)1～3年 3)大修后 4)必要时 要 求 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ 1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 电压等级 kV 油纸电容大 型 修 充油型 后 胶纸电容 1)投运前 型 2)1～3年 油纸电容 3)大修后 运 型 4)必要时 行 充油型 中 胶纸电容型 20～35 — 3.0 2.5 66～110 1.0 2.0 2.0 220 330～500 0.6 — — 说 明 1 采用2500V兆欧表 0.7 — — 2 tgδ及电容量 — 3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.8 — — 0.7 — — 1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV 2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，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 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)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 油中溶解气体色谱分析 交流耐压试 1)投运前 2)1～3年 (66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 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(110kV及以下) 1×10-6(220～500kV) 时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量 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(如果有)进行 3 4 1)1～3年 1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不 (20kV及明的按下列电压进行试验： 验 以下) 电压 2)大修后 等级 3)必要时 kV 试验电压 kV 3 6 10 15 20 35 66 15 21 30 38 47 72 120 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行 1)1～3年(20～35kV局部放固体绝缘互电测量 感器) 2)大修后 3)必要时 极性检查 各分接头的变比检查 1) 固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC 2)110kV及以上油浸式互感器在电压为 试验按GB5583进行 5 1.1Um/3时，放电量不大于20pC 更换绕组后应测量比值差和相位差 6 1)大修后 与铭牌标志相符 2)必要时 1)大修后 与铭牌标志相符 2)必要时 7 8 校核励磁特必要时 性曲线 密封检查 一次绕组直流电阻测量 绝缘油击穿电压 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 试验方法按制造厂规定 9 1)大修后 应无渗漏油现象 2)必要时 1)大修后 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 2)必要时 10 11 1)大修后 2)必要时 见第13章

注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前。 7.1.2 各类试验项目

定期试验项目见表7中序号1、2、3、4、5。

大修后试验项目见表7中序号1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更换绕组，可不进行6、7、8项)。

7.2 电压互感器

7.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验项目、周期和要求分别见表8和表9。

表 8 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序项 周 期 要 求 说 明

号 目 1)1～3年 2)大修后 3)必要时 1)绕组绝缘： a)1～3年 b)大修后 c)必要时 2)66～220kV串级式电压互感器支架： a)投运前 b)大修后 c)必要时 1)投运前 2)1～3年(66kV及以上) 3)大修后 4)必要时 1)3年(20kV及以下) 2)大修后 1 绝缘电阻 自行规定 一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表 1) 1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值： 温度 ℃ 35kV 大修后 及以运行中 下 35kV 以上 大修后 运行中 5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 串级式电压互感器的tgδ试验方法建议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定 2 tgδ(20kV及以上) 2)支架绝缘tgδ一般不大于6% 3 油中溶解气体的色谱分析 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 C2H 22×10-6 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(如果有)进行 4 交流耐压试验 1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验： 电压等级 kV 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 2)进行倍频感应耐压试验时应考虑 3)必要时 试验电压 kV 15 21 30 38 47 72 120 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 1)投运前 2)1～3年(20～35kV固体绝缘互感器) 3)大修后 4)必要时 1)固体绝缘相对地电压互感器在电压为互感器的容升电压 3)倍频耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤 1)试验按GB5583进行 2)出厂时有试验报告者投运前可不进行试验或只进行抽查试验 1.1Um/3时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.1Um时，放电量不大于100pC 2)110kV及以上油浸式电压互感器在电压为5 局部放电测量 1.1Um/3时，放电量不大于20pC 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/3 中性点接地系统 1.5Un/3 6 空载电流测量 1)大修后 2)必要时 7 密封检查 铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻 联接组别和极性 1)大修后 2)必要时 应无渗漏油现象 试验方法按制造厂规定 8 大修时 自行规定 采用2500V兆欧表 9 1)更换绕组后 2)接线变动后 1)更换绕组后 2)接线变动后 1)大修后 与铭牌和端子标志相符 10 电压比 绝缘油击穿 与铭牌标志相符 更换绕组后应测量比值差和相位差 11 见第13章 电压 2)必要时 注：投运前指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前

表9 电容式电压互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 3 项 目 电压比 中间变压器的绝缘电阻 中间变压器的tgδ 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 要 求 与铭牌标志相符 自行规定 与初始值相比不应有显著变化 说 明 采用2500V兆欧表 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第12章 7.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表8中序号1、2、3、4、5。

大修时或大修后试验项目见表8中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11(不更换绕组可不进行9、10项)和表9中序号1、2、3。 8 开关设备

8.1 SF6断路器和GIS

8.1.1 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表10。

表10 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GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目 SF6气体泄漏试验 1)大修后 2)必要时 周 期 要 求 见第13章 说 明 2 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 采用500V或1000V兆欧表 3 辅助回路和控制回路绝缘电阻 耐压试 1)1～3年 绝缘电阻不低于2MΩ 2)大修后 4 1)大修后 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压 1)试验在SF6气体额定验 2)必要时 为出厂试验电压值的80% 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 耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 5 辅助回路和控制回路交流耐压试验 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ 大修后 试验电压为2kV 6 1)1～3年 1)对瓷柱式断路器和断口同时测量， 2)大修后 测得的电容值和tgδ与原始值比较，应 3)必要时 无明 显变化 2)罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)按制造厂规定 3)单节电容器按第12章规定 1)大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整 体的电容值和tgδ，作为该设备的原始数据 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 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 制造厂无要求时不测 7 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 断路器的速度特 性 断路器的时间参量 1)1～3年(罐式断路器除外) 2)大修后 大修后 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定校核 测量方法和测量结果应符合制造厂规定 8 9 1)大修后 2)机构大修后 除制造厂另有规定外，断路器的分、 合闸同期性应满足下列要求： 相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms 同相各断口间合闸不同期不大于3ms 同相各断口间分闸不同期不大于2ms 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10 分、合闸电磁铁的动作电压 1)1～3年 2)大修后 3)机构大修后 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 3)进口设备按制造厂规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 11 导电回路电阻 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器(包括整定值)检验 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)1～3年 1)敞开式断路器的测量值不大于制造 2)大修后 厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 1)大修后 2)机构大修后 应符合制造厂规定 12 13 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 14 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 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) 15 操动机 1)大修后 构在分 2)机构大闸、合闸、修后 重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值 液(气)压操动机构的泄漏试验 油(气)泵补压及零起打压的运转时间 液压机构及采用差压原理 应符合制造厂规定 16 1)1～3年 按制造厂规定 2)大修后 3)必要时 1)1～3年 应符合制造厂规定 2)大修后 3)必要时 应在分、合闸位置下分别试验 17 18 1)大修后 2)机构大修时 按制造厂规定

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 GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器 1)大修后 2)必要时 按制造厂规定 20 1)大修后 2)必要时 按制造厂规定，或分别按第7章、第14章进行 8.1.2 各类试验项目：

定期试验项目见表10中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。

大修后试验项目见表10中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。

8.2 多油断路器和少油断路器

8.2.1 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表11。

表11 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)1～3年 2)大修后 要 求 说 明 1)整体绝缘电阻自行规定 使用2500V兆欧表 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 ＜24 1000 300 24～40.5 2500 1000 72.5～252 5000 3000 363 10000 5000 1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的tgδ超过规定值或有显著增大时，2 40.5kV及以上非纯瓷套管和多油断路 1)1～3年 2)大修后 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tgδ(%)值见表20 2)20℃时非纯瓷套管断路器的tgδ(%)值，可比表20中相应的tgδ(%)值增加下列数值： 器的tgδ 额定电压kV ≥126 ＜126 40.5 (DW1—35 DW1—35D) tgδ(%)值的增加数 1 2 3 必须落下油箱进行分解试验。对不能落下油箱的断路器，则应将油放出，使套管下部及灭弧室露出油面，然后进行分解试验 2)断路器大修而套管不大修时，应按套管运行中规定的相应数值增加 3)带并联电阻断路器的整体tgδ(%)可相应增加1 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 3 40.5kV及以上少油断路器的泄漏电流 1)1～3年 2)大修后 1)每一元件的试验电压如下： 额定电压 kV 直流试验电压 kV 40.5 72.5～252 ≥363 20 40 60 2)泄漏电流一般不大于10μA 4 断路器对地、断口及相间交流耐压试验 1)1～3年(12kV及以下) 2)大修后 3)必要时(72.5kV及以上) 1)大修后 2)必要时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值如下： 12～40.5kV断路器对地及相间按DL/T593规定值； 72.5kV及以上者按DL/T593规定值的80% 对于三相共箱式的油断路器应作相间耐压，其试验电压值与对地耐压值相同 5 126kV及以上油断路器提升杆的交流耐压试验 试验电压按DL/T593规定值的80% 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 6 辅助回路和控制回路交流耐压试验 1)1～3年 2)大修后 试验电压为2kV 7 导电回路电阻 1)1～3年 2)大修后 1)大修后 2)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 用直流压降法测量，电流不小于100A 8 灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容量和tgδ 断路器的合闸时间和分闸时间 断路器分闸和合闸的速度 断路器触头分、合闸的同期性 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流 电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻 断路器本体和套管中绝缘油试验 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器按第12章规定 9 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 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 11 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)操动机构大修后 应符合制造厂规定 12 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 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)绝缘电阻不应小于2MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定 采用500V1000V兆欧表 或13 1)1～3年 2)大修后 14 见第13章 15 断路器的电流互感器 1)大修后 2)必要时 见第7章

8.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表11中序号1、2、3、4、6、7、13、14。

大修后试验项目见表11中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。 8.3 磁吹断路器

8.3.1 磁吹断路器的试验项目、周期、要求见表11中的序号1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.3.2 各类试验项目：

定期试验项目见表11中序号1、4、6、13。

大修后试验项目见表11中序号1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.4 低压断路器和自动灭磁开关

8.4.1 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表11中序号12和13。 8.4.2 各类试验项目：

定期试验项目见表11中序号13。

大修后试验项目见表11中序号12和13。

8.4.3 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换顺序，主触头、灭弧触头表面情况和动作配合情况以及灭弧栅是否完整等检查。对新换的DM型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。 8.5 空气断路器

8.5.1 空气断路器的试验项目、周期和要求见表12。

表12 空气断路器的试验项目、周期和要求 序号 1 40.5kV及以上的支持瓷套管及提升杆的泄漏电流 1)1～3年 2)大修后 项 目 周 期 额定电压 kV 直流试验电压 kV 要 求 1)试验电压如下： 40.5 72.5～252 40 ≥363 说 明 20 60 2)泄漏电流一般不大于10μA，252kV及以上者不大于5μA 大修后 1)1～3年 2)大修后 1)1～3年 2)大 12～40.5kV断路器对地及相间试验电压值按DL/T593规定值；72.5kV及以上者按DL/T593规定值的80% 126kV及以上有条件时进行 试验电压为2kV 2 耐压试验 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 4 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中的电阻值允许比制造厂规定值提高1倍 用直流压降法测量，电流不小于100A 修后 5 灭弧室的并联电阻，均压电容器的电容量和tgδ 主、辅触头分、合闸配合时间 断路器的分、合闸时间及合分时间 同相各断口及三相间的分、合闸同期性 分、合闸电磁铁线圈的最低动作电压 分闸和合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 分闸、合闸和重合闸的气压降 断路器操作时的 最低动作气压 压缩空气系统、阀门及断路器本体严密性 低气压下不能合闸的自卫能力试验 大修后 1)并联电阻值符合制造厂规定 2)均压电容器按第12章规定 6 大修后 应符合制造厂规定 7 大修后 连续测量3次均应符合制造厂规定 8 大修后 应符合制造厂规定，制造厂无规定时，则相间合闸不同期不大于5ms；分闸不同期不大于3ms；同相断口间合闸不同期不大于3ms；分闸不同期不大于2ms 操动机构分、合闸电磁铁的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%间 9 在额定气压下测量 大修后 10 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1000V兆欧表 11 大修后 应符合制造厂规定 12 大修后 应符合制造厂规定 13 大修后 应符合制造厂规定 14 大修后 应符合制造厂规定

8.5.2 各类试验项目：

定期试验项目见表12中序号1、3、4。

大修后试验项目见表12中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14。 8.6 真空断路器

8.6.1 真空断路器的试验项目、周期和要求见表13。

表13 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)1～3年 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行 2)大修后 规定 2)断口和用有机物制 成的提升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值： MΩ 试验类别 额定电压 kV ＜24 1000 300 24～40.5 2500 1000 72.5 5000 3000 1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，耐压设备不能满足时可分段进行 2)相间、相对地及断口的耐压值相同 大修后 运行中 2 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 1)1～3年(12kV及以下) 断路器在分、合闸状态下分别进行，试 2)大修后 验电压值按DL/T593规定值 3)必要时 (40.5、72.5kV) 1)1～3年 2)大修后 3 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 试验电压为2kV 4 1)1～3年 1)大修后应符合制造厂规定 2)大修后 2)运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 用直流压降法测量，电流不小于100A 5 断路器 大修后 的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同 应符合制造厂规定 期性，触头开距，合闸时的弹跳过程 操动机 大修后 1)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触 在额定操作电压下进行 6 构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电 压 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 1)1～3年 触器和分、 2)大修后 合闸电磁 1)绝缘电阻不应小于2MΩ 铁线圈的 2)直流电阻应符合制造厂规定 绝缘电阻和直流电阻 真空灭弧室真空度 的测量 检查动触头上的软联结夹片有无松动 大、小修时 采用1000V兆欧表 8 自行规定 有条件时进行 9 大修后 应无松动

8.6.2 各类试验项目：

定期试验项目见表13中序号1、2、3、4、7。

大修时或大修后试验项目见表13中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.7 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) 8.7.1 重合器的试验项目、周期和要求见表14。

表14 重合器的试验项目、周期和要求 序号 1 绝缘电阻 2 SF6重合器内气体的湿度 SF6气体泄漏 控制回路的绝缘项 目 周 期 要 求 说 明 1)整体绝缘电阻自行规定 1)1～3年 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻不 2)大修后 应低于下列数值：大修后 1000MΩ 运行中 300MΩ 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 见第13章 采用2500V兆欧表测量 3 4 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 1)1～3年 绝缘电阻不应低于2MΩ 2)大修后 采用1000V兆欧表 电阻 5 6 交流耐压试验 辅助和控制回路的交流耐压试验 合闸时间，分闸时间，三相触头分、合闸同期性，触头弹跳 油重合器分、合闸速度 合闸电磁铁线圈的操作电压 导电回路电阻 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 检查单分功能可 1)1～3年 试验电压为42kV 2)大修后 试验在主回路对地及断口间进行 大修后 试验电压为2kV 7 在额定操作电压(液压、气压)下进行 大修后 应符合制造厂的规定 8 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 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 大修后 在额定电压的85%～115%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 应符合制造厂规定 用直流压降法测量，电流值不得小于100A 10 11 12 大修后 应符合制造厂规定 13 大修后 应符合制造厂规定 14 15 16 大修后 大修后 应符合制造厂规定 操作顺序应符合制造厂要求 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 17 大修后 将操作顺序调至单分，操作2次，动 作应正确 靠性 18 绝缘油试验 大修后

8.7.2 各类试验项目：

定期试验项目见表14中序号1、4、5。

大修后试验项目见表14中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18。

8.8 分段器(仅限于12kV级) 8.8.1 SF6分段器

8.8.1.1 SF6分段器的试验项目、周期和要求见表15。

表15 SF6分段器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 一次回路用2500V兆欧表 控制回路用1000V兆欧表 见第13章 1 绝缘电阻 1)整体绝缘电阻值自行规定 2)用有机物制成的拉杆的绝缘电阻值 1)1～3年 不应低于下列数值： 2)大修后 大修后 1000MΩ 运行中 300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 1)1～3年 试验电压为42kV 2)大修后 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中自行规定 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 2 3 交流耐压试验 导电回路电阻 合闸电磁铁线圈的操作电压 合闸时间、分闸时间两相触头分、合闸的同期性 分、合闸线圈的直流电阻 利用远方操作装置检查分段器的动作情况 SF6气体泄漏 试验在主回路对地及断口间进行 用直流压降法测量，电流值不小于100A 4 5 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 大修后 应符合制造厂的规定 大修后 在额定操作电压下分、合各3次，动作应正确 6 7 8 1)大修后 2)必要时 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 9 SF6气体湿度 1)大修后 2)必要时 见第13章 8.1.2 各类试验项目：

定期试验项目见表15中序号1、2。

大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.8.2 油分段器

8.8.2.1 油分段器的试验项目、周期和要求除按表15中序号1、2、3、4、5、6、7进行外，还应按表16进行。

表16 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 自动计数操作 周 期 1)大修后 2)必要时 大修后 要 求 见第13章 按制造厂的规定完成计数操作 8.8.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表15中序号1、2。

大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7及表16中序号1、2。 8.8.3 真空分段器

8.8.3.1 真空分段器的试验项目、周期和要求按表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2进行。

8.8.3.2 各类试验项目：

定期试验项目见表15中序号1、2。

大修后试验项目见表15中序号1、2、3、4、5、6、7和表16中序号1、2。 8.9 隔离开关

8.9.1 隔离开关的试验项目、周期和要求见表17。

表17 隔离开关的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 说 明 1 有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻 1)1～3年 2)大修后 1)用兆欧表测量胶合元件分层电阻 采用2500V兆欧表 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 ＜24 大修后 运行中 1000 300 额定电压 kV 24～40.5 2500 1000 采用1000V兆欧表 2 3 二次回路的绝缘电阻 交流耐 1)1～3年 2)大修后 绝缘电阻不低于2MΩ 3)必要时 大修后 1)试验电压值按DL/T593规定 在交流耐压试验前、后

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