2024年11月5日发(作者：初任真)

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

U

n

设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)；

U

m

设备最高电压；

U0/U 电缆额定电压(其中U

0

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)；

U

1mA

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0.5U

n

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

5.0×10

2

μS/m；对于独立的密闭

循环水系统为1.5×10

2

μS/m

3.0U

n

2.5U

n

2.5U

n

2.5U

n

(2.0～

2.5)U

n

2.0U

n

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U

n

V

试验

电压

V

2 U

n

+1000

但最

低为

1500

2.5 U

n

2 U

n

+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 U

n

(1.3～

1.5)

U

n

运行20年以上与架空线路直接连接者 1.5 U

n

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，

10U

n

，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

U

n

+4000V

电压值按制造厂规定

5U

n

,

但不低

于

1000V，

不大于

2000V

5U

n

,

但不低

于

1000V，

不大于

2000V

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 1)小修时用1000V

查明原因并消除 兆欧表

2)大修时用2500V

兆欧表

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45min。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

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 与铭牌或最初测得的数据比较，其差

别不应超过10%

13

14

大修时

大修时

与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量

阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试 1)隐极式转子在膛

验条件下与历年数值比较，不应有显著外或膛内以及不同转

变化 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U

n

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

200MW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 U

n

(以不超过额

定励磁电流为限)

b)汽轮发电机为1.3 U

n

(带变压器时

为1.1U

n

)

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

U

n

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(U

n

+1)MΩ(取U

n

的千伏数，下同)，分相试验

时，不小于2(U

n

+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

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

兆欧表

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U

n

MΩ(取U

n

的千伏数，下同)；投运前室温下(包

括电缆)不应低于U

n

MΩ

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

1) 试验电压：全部更换绕组时为

3U

n

；

大修或局部更换绕组时为2.5U

n

2)泄漏电流相间差别一般不大于最

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

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

有条件时可分相进行

4

1)低压和100kW以下不重

的交流耐压

试验

后

2)更换

绕组后

组后试验电压为1.5U

n

，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)U

k

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

1.5U

k

，但不3.0U

k

，但不

小于1000V

小于2000V

2U

k

+1000V

4U

k

+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

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

1)应使用同型号、同制造

厂、同期出厂的电动机

两台电动机的转矩—转速特性曲线

2)更换时，应选择两台转

上各点相差不得大于10%

矩转速特性相近似的电动

机

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H

2

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

H

2

含量大于150×10

-6

C

2

H

2

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：CH

4

、

C

2

H

6

、

C

2

H

4

和C

2

H

2

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t

2

R

2

R

1





Tt

1











式中R

1

、R

2

分别为在温度

t

1

、t

2

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

R

2

R

1

1.5

(t

1

t

2

)/10

式中R

1

、R

2

分别为温度t

1

、

t

2

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

U

n

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

4)用M型试验器时试验电压自行

规定

tg



2

tg



1

1.3

(t

2

t

1

)/10

式中tgδ

1

、tgδ

2

分别为

温度t

1

、t

2

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

5 电容型

套管的tg

δ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

(10kV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

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

1.5U

m

/3

时，放电量

GB1094.3的规定

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

1.3U

m

/3

时，放电量一般不大于300pC

后，一般性大修后的

2)干式变压器按GB6450规定执行

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

后”系指消缺性大修

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

1) 1)在使用分接上

进行

2)由变压器高压

或中压侧加压

3)110kV及以上的

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

25

1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次

间隔5min

2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次

间隔5min

全电压

下空载合

闸

更换绕组后

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、CO

2

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

作 kV

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、CO

2

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

U

m

/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

H

2

150×10

-6

C

2

H

2

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C

2

H

2

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

1.1U

m

/3

时，

放电量不大于100pC，在电压为1.1U

m

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

1.1U

m

/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

H

2

150×10

-6

C

2

H 22×10

-6

1)新投运互感器

的油中不应含有

C

2

H

2

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

1.1U

m

/3

时，放电量不大于100pC，在电压为

1.1U

m

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1.1U

m

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

1.1U

m

/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

1.9U

n

/3

中性点接地系统

1.5U

n

/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 SF

6

断路器和GIS

8.1.1 SF

6

断路器和GIS的试验项目、周期和要求见表10。

表10 SF

6

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

SF

6

气体

的湿度以

及气体的

其它检测

项目

SF

6

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SF

6

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SF

6

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tg

δ

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SF

6

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SF

6

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

SF

6

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

13

1)1～3

年

2)大修

后

采用500V

1000V兆欧表

或

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SF

6

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

SF

6

重

合器内气

体的湿度

SF

6

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 SF

6

分段器

8.8.1.1 SF

6

分段器的试验项目、周期和要求见表15。

表15 SF

6

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

SF

6

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

SF

6

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

压试验 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成应测量绝缘电阻；耐压后

的隔离开关进行整体耐压有困难时，可对的阻值不得降低

各胶合元件分别做耐压试验，其试验周期

和要求按第10章的规定进行

大修后 试验电压为2kV

气动或液压应在额定

压力下进行

大修后

最低动作电压一般在操作电源额定电

压的30%～80%范围内

4

二次回

路交流耐

压试验

电动、

气动或液

压操动机

构线圈的

最低动作

电压

导电回

路电阻测

量

操动机

构的动作

情况

5

6

大修后

不大于制造厂规定值的1.5倍

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

用直流压降法测量，电

流值不小于100A

7

大修后

8.9.2 各类试验项目：

定期试验项目见表17中序号1、2。

大修后试验项目见表17中1、2、3、4、5、6、7。

8.10 高压开关柜

8.10.1 高压开关柜的试验项目、周期和要求见表18。

8.10.2 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18中序号1、5、8、9、10、13。

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

表18 高压开关柜的试验项目、周期和要求

序

号

项 目

辅助回

路和控制

回路绝缘

电阻

周 期

要 求

说 明

1

1)1～3年

2)大修后

绝缘电阻不应低于2MΩ

采用1000V兆欧表

2

辅助回

路和控制

大修后

回路交流

耐压试验

断路器

速度特性

大修后

试验电压为2kV

3

应符合制造厂规定

如制造厂无规定可不进

行

4

断路器

的合闸时

间、分闸时

间和三相

分、

合闸同期

性

大修后

应符合制造厂规定

5

断路器、

隔离开关

及隔离插 1)1～3年

头的导电 2)大修后

回路电

阻

操动机

构合闸接

1)大修后

触器和分、

2)机构大

合闸电磁

修后

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

绝缘电

阻试验

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

6 参照表11中序号12

7 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

8

1)1～3年

(12kV及以

上)

2)大修后

1)1～3年

(12kV及以

上)

2)大修后

应符合制造厂规定

在交流耐压试验前、后

分别进行

1)试验电压施加方式：合闸

时各相对地及相间；分闸

时各相断口

2)相间、相对地及断口的

试验电压值相同

9

交流耐

压试验

试验电压值按DL/T593规定

10

检查电

压抽取(带

电显示)装

置

SF

6

气体

泄漏试验

压力表

及密度继

电器校验

1)1年

2)大修后

1)大修后

2)必要时

1～3年

应符合制造厂规定

11 应符合制造厂规定

12 应符合制造厂规定

13

五防性能

检查

1)1～3年

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

对断路

器的其它

要求

高压开

关柜的电

流互感器

1)大修后

2)必要时

1)大修后

2)必要时

根据断路器型式，应符合8.1、8.2、

8.6条中的有关规定

15 见第7章

8.10.3 配SF

6

断路器的高压开关柜的各类试验项目：

定期试验项目见表18中序号1、5、8、9、10、12、13。

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

8.10.4 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18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。

8.11 镉镍蓄电池直流屏

8.11.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求见表19。

表19 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验项目、周期和要求

序

号

1

项 目

镉镍蓄电

池组容量测

试

蓄电池放

电终止电压

测试

周期

1)1年

2)必要时

按DL/T459规定

1)1年

2)必要时

检查项目有：

a)闪光系统

b)绝缘监察系统

c)电压监视系统

d)光字牌

e)声响

要 求

说 明

2

3

各项保护

检查

1年

各项功能均应正常

4

镉镍屏

(柜)中控制

母线和动力

母线的绝缘

电阻

必要时

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

8.11.2 各类试验项目：

定期试验项目见表19中序号1、2、3。

9 套管

9.1 套管的试验项目、周期和要求见表20。

表20 套管的试验项目、周期和要求

序号

1

项 目

主绝缘及

电容

型套管末屏

对地绝缘电

阻

主绝缘及

电容型套管

对地末屏tg

δ与电容量

周 期

1)1～3年

2)大修(包括

主设备大修)

后

3)必要时

1)1～3年

2)大修(包括

主设备大修)

后

3)必要时

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

采用2500V兆欧表

2

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

66～110

1.5

1.0

2.0

1.5

2.0

1.5

1.0

2.0

1.5

2.0

220～

500

—

0.8

—

1.0

—

—

0.8

—

1.0

—

1)油纸电容型套管

一般不进行温度换算

δ与出厂值或上一次

比较有明显增长或接

数值时，应综合分析

度、电压的关系。当

度增加明显增大或试

由10kV升到

U

m

/

2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ

时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%

3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值

的差别超出±5%时，应查明原因

3 油中溶解

气体色谱分

析

1)投运前

2)大修后

3)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：

H

2

500×10

-6

CH

4

100×10

-6

C

2

H22×10

-6

(110kV及以下)

1×10

-6

(220～500kV)

试验电压值为出厂值的85%

1)变压器及电抗器套管的试验电压为

1.5U

m

/3

2)其它套管的试验电压为

1.05U

m

/3

1)大修后

2)必要时

3)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

δ增量超过±0.3%，不

运行

2)20kV以下纯瓷套

变压器油连通的油压

不测tgδ

3)测量变压器套管

与被试套管相连的所

端子连在一起加压，其

端子均接地，末屏接

接线测量

4

5

交流耐压

试验

66kV及

以上电容型

套管的局部

放电测量

66kV及

以上电容型

1)大修后

2)必要时

1)大修后

2)必要时

35kV及以下纯瓷穿

可随母线绝缘子一起

1)垂直安装的套管水

年以上投运前宜进行

试验

2)括号内的局部放

用于非变压器、电抗器

套管的局部

放电测量

大修后

运行中

10

20

250(100)

自行规定

注：1.充油套管指以油作为主绝缘的套管；

2.油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管；

3.充胶套管指以胶为主绝缘的套管；

4.胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管；

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)。

9.2 各类试验项目

定期试验项目见表20中序号1、2。

大修后试验项目见表20中序号1、2、3、4、5。

10 支柱绝缘子和悬式绝缘子

发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求见表21。

表21 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和要求

序

号

1

项 目

零值绝

缘子检测

(66kV及

以上)

绝缘电

阻

周 期

1～5年

要 求

在运行电压下检测

说 明

1)可根据绝缘子的劣化

率调整检测周期

2)对多元件针式绝缘子

应检测每一元件

1)采用2500V及以上兆

欧表

2)棒式支柱绝缘子不进

行此项试验

2

1)悬式绝缘

子1～5年

2)针式支柱

绝缘子1～5年

1)针式支柱绝缘子的每一元件和

每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低

于300MΩ，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

1)支柱绝缘子的交流耐压试验电

压值见附录B

2)35kV针式支柱绝缘子交流耐压

试验电压值如下：

两个胶合元件者，每元件50kV；

三个胶合元件者，每元件34kV

3)机械破坏负荷为60～300kN的

盘形悬式绝缘子交流耐压试验电压

值均取60kV

参照附录C污秽等级与对应附盐

密度值检查所测盐密值与当地污秽

等级是否一致。结合运行经验，将测

量值作为调整耐污绝缘水平和监督

绝缘安全运行的依据。盐密值超过规

定时，应根据情况采取调爬、清扫、

涂料等措施

3

交流耐

压试验

1)单元件支

柱绝缘子1～5

年

2)悬式绝缘

子1～5年

3)针式支柱

绝缘子1～5年

4)随主设备

5)更换绝缘

子时

1年

1)35kV针式支柱绝缘

子可根据具体情况按左

栏要求1)或2)进行

2)棒式绝缘子不进行此

项试验

4

绝缘子

表面污秽

物的等值

盐密

应分别在户外能代表

当地污染程度的至少一

串悬垂绝缘子和一根棒

式支柱上取样，测量在当

地积污最重的时期进行

注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中

任选一项。玻璃悬式绝缘子不进行序号1、2、3项中的试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。

11 电力电缆线路

11.1 一般规定

11.1.1 对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行试

验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。

11.1.2 新敷设的电缆线路投入运行3～12个月，一般应作1次直流耐压试验，以后再按正常周期试

验。

11.1.3 试验结果异常，但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆线路，其试验周期应缩短，

如在不少于6个月时间内，经连续3次以上试验，试验结果不变坏，则以后可以按正常周期试验。

11.1.4 对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压

试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。

11.1.5 耐压试验后，使导体放电时，必须通过每千伏约80kΩ的限流电阻反复几次放电直至无火花后，

才允许直接接地放电。

11.1.6 除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前，必须确认电缆的绝缘状况良好。

凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路，应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻，如有疑问时，

必须用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进行试验，加压时间1min；停电超过一个月但不满一

年的电缆线路，必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验，加压时间1min；停电超过一年的电缆

线路必须作常规的直流耐压试验。

11.1.7 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直

流耐压试验。

11.1.8 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后1min以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。

泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)只作为判断绝缘状况的参考，不作为是否能投入运行

的判据。但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化，或泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或

加压时间的增加而急剧上升时，应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响，

则应加以消除；如怀疑电缆线路绝缘不良，则可提高试验电压(以不超过产品标准规定的出厂试验直

流电压为宜)或延长试验时间，确定能否继续运行。

11.1.9 运行部门根据电缆线路的运行情况、以往的经验和试验成绩，可以适当延长试验周期。

11.2 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22。

表22 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

要 求

自行规定

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)

6/6kV及以下电缆的

泄漏电流小于10μA，

8.7/10kV电缆的泄漏电

流小于20μA时，对不

平衡系数不作规定

2

直流耐

压试验

1)1～3年

2)新

作

终端或接头

后进行

1) 试验电压值按表23规定，加压时间

5min，不击穿

2)耐压5min时的泄漏电流值不应大于

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

表23 纸绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV

电缆额定电压U

0

/U

1.0/3

3.6/6

3.6/6

6/6

直流试验电压

12

17

24

30

11.3 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。

11.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表24。

表24 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)重要电缆：1

年

2)一般电缆：

a)3.6/6kV及以

上3年

b)3.6/6kV以下5

年

1)重要电缆：1

年

2)一般电缆：

a)3.6/6kV及以

上3年

b)3.6/6kV以下5

年

1)重要电缆：1

年

2)一般电缆：

a)3.6/6kV及以

上3年

b)3.6/6kV以下5

年

1)投运

前

2)重作终端或接

头后

3)内衬层破损进

水后

新作终端或

接头后

要 求

自行规定

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)

电缆额定电压U

0

/U

6/10

8.7/10

21/35

26/35

直流试验电压

40

47

105

130

2

电缆外

护套绝缘

电阻

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0.5M

Ω时应采用附录D中叙述的

方法判断外护套是否进水

本项试验只适用于三芯电

缆的外护套，单芯电缆外护

套试验按本表第6项

采用500V兆欧表。当每

千米的绝缘电阻低于0.5M

Ω时应采用附录D中叙述的

方法判断内衬层是否进水

3

电缆内

衬层绝缘

电阻

每千米绝缘电阻值不应低于

0.5MΩ

4

铜屏蔽

层电阻和

导体电阻

比

对照投运前测量数据

自行规定

试验方法见11.3.2条

5

电缆主

绝缘直流

1)试验电压值按表25规定，

加压时间5min，不击穿

耐压试验

2)耐压5min时的泄漏电流不

应大于耐压1min时的泄漏电

流

2～3年

见11.4.4条

6

交叉互

联系统

注：为了实现序号2、3和4项的测量，必须对橡塑电缆附件安装工艺中金属层的传统接地方法

按附录E加以改变。

表25 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压 kV

电缆额定电压U

0

/U

1.8/3

3.6/6

6/6

6/10

8.7/10

直流试验电压

11

18

25

25

37

11.3.2 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法：

a)用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻。

b)当前者与后者之比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐

蚀；当该比值与投运前相比减少时，表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。

11.4 自容式充油电缆线路

11.4.1 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表26。

表26 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求

序

号

1

项 目

电缆主绝缘直

流

耐压试验

周 期

要 求

说 明

电缆额定电压U

0

/U

21/35

26/35

48/66

64/110

127/220

直流试验电压

63

78

144

192

305

1)电缆失 试验电压值按表27规定，加压

去油压并导时间5min，不击穿

致受潮或进

气经修复后

2)新作终

端或接头后

2～3年

2

电缆外护套和

接头外护套的直

流耐压试验

试验电压6kV，试验时间1min， 1)根据以往的试验成

不击穿

绩，积累经验后，可以用

测量绝缘电阻代替，有疑

问时再作直流耐压试验

2)本试验可与交叉互联

系统中绝缘接头外护套

的直流耐压试验结合在

一起进行

见11.4.2条

不低于50kV

不大于0.005(100℃时)

见11.4.2条

见11.4.5.1条

见11.4.5.2条

3

压力箱

a)供油特性

b)电缆油击穿

电压

c)电缆油的tg

与其直接

连接的终端

或塞止接头

发生故障后

δ

4

油压示警系统

a)信号指示

b)控制电缆线

芯对地绝缘

交叉互联系统

电缆及附件内

的电缆油

a)击穿电压

b)tgδ

c)油中溶解气

体

6个月

1～2年

能正确发出相应的示警信号

每千米绝缘电阻不小于1MΩ

见11.4.3条

采用100V或250V兆

欧表测量

5

6

2～3年

2～3年

2～3年

怀疑电缆

绝缘过热老

化或终端或

塞止接头存

在严重局部

放电时

见11.4.4条

不低于45kV

见11.4.5.2条

见表28

表 27 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压 kV

电缆额定电压U

0

/U

48/66

64/110

GB311.1规定的雷电冲击耐受电压

325

350

450

550

850

950

1050

1050

1175

1300

1425

1550

1675

直流试验电压

163

175

225

275

425

475

510

525

590

650

715

775

840

127/220

190/330

290/500

11.4.2 压力箱供油特性的试验方法和要求：

试验按GB9326.5中6.3进行。压力箱的供油量不应小于压力箱供油特性曲线所代表的标称供油

量的90%。

11.4.3 油压示警系统信号指示的试验方法和要求：

合上示警信号装置的试验开关应能正确发出相应的声、光示警信号。

11.4.4 交叉互联系统试验方法和要求：

交叉互联系统除进行下列定期试验外，如在交叉互联大段内发生故障，则也应对该大段进行试验。

如交叉互联系统内直接接地的接头发生故障时，则与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。

11.4.4.1 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验：试验时必须将护层过电压保护器

断开。在互联箱中将另一侧的三段电缆金属套都接地，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，

然后在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压5kV，加压时间1min，不应击穿。

11.4.4.2 非线性电阻型护层过电压保护器。

a)碳化硅电阻片：将连接线拆开后，分别对三组电阻片施加产品标准规定的直流电压后测量流过

电阻片的电流值。这三组电阻片的直流电流值应在产品标准规定的最小和最大值之间。如试验时的温

度不是20℃，则被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100(t为电阻片的温度，℃)。

b)氧化锌电阻片：对电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压，其值应在产品标

准规定的范围之内。

c)非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻：将非线性电阻片的全部引线并联在一起与接地的外壳

绝缘后，用1000V兆欧计测量引线与外壳之间的绝缘电阻，其值不应小于10MΩ。

11.4.4.3 互联箱。

a)接触电阻：本试验在作完护层过电压保护器的上述试验后进行。将闸刀(或连接片)恢复到正常

工作位置后，用双臂电桥测量闸刀(或连接片)的接触电阻，其值不应大于20μΩ。

b)闸刀(或连接片)连接位置：本试验在以上交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行。连

接位置应正确。如发现连接错误而重新连接后，则必须重测闸刀(或连接片)的接触电阻。

11.4.5 电缆及附件内的电缆油的试验方法和要求。

11.4.5.1 击穿电压：试验按GB/T507规定进行。在室温下测量油的击穿电压。

11.4.5.2 tgδ：采用电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进行测量。电桥的灵敏度不得低于1

×10-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于5×10-5，在100℃及以下的电容变化率

不得大于2%。加热套控温的控温灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h。

电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tgδ不应大于下列数值：

53/66～127/220kV 0.03

190/330kV 0.01

11.4.6 油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB7252规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的注

意值见表28，但注意值不是判断充油电缆有无故障的唯一指标，当气体含量达到注意值时，应进行

追踪分析查明原因，试验和判断方法参照GB7252进行。

表 28 电缆油中溶解气体组分含量的注意值

电缆油中溶解气体的组

分

可燃气体总量

H

2

C

2

H

2

CO

注意值×10

-6

(体积分

数)

1500

500

痕量

100

12 电容器

12.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器

12.1.1 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29。

表 29 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

项 目

极对壳

绝缘电阻

周 期

1)投运后1年

内

2)1～5年

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

电缆油中溶解气体的组

分

CO

2

CH

4

C

2

H

6

C

2

H

4

注意值×10

-6

(体积分数)

1000

200

200

200

2

电容值

1)投运后1年

内

2)1～5年

1)投运后1年

内

2)1～5年

6个月

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%

电阻值与出厂值的偏差应在±

10%范围内

漏油时停止使用

用电桥法或电流电压法

测量

3

并联电

阻值测量

渗漏油

检查

用自放电法测量

4

观察法

12.1.2 定期试验项目见表29中全部项目。

12.1.3 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。

12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

12.2.1 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30。

表30 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

电容值

周 期

1)投运后

1年内

2)1～3年

1)投运后

1年内

2)1～3年

要 求

一般不低于5000MΩ

说 明

用2500V兆欧表

2

1)每节电容值偏差不超出额定值的

-5%～+10%范围

2)电容值大于出厂值的102%时应缩

短试验周期

3)一相中任两节实测电容值相差不超

过5%

10kV下的tgδ值不大于下列数值：

油纸绝缘 0.005

膜纸复合绝缘 0.002

用电桥法

3

tgδ

1)投运后

1年内

2)1～3年

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

2)电容式电压互感器

低压电容的试验电压

值自定

用观察法

采用1000V兆欧表

如受试验设备限制

预加电压可以适当降

低

4

5

6

渗漏油检

查

低压端对

地绝缘电阻

局部放电

试验

6个月

1～3年

必要时

漏油时停止使用

一般不低于100MΩ

预加电压0.8×1.3U

m

，持续时间不小

于10s，然后在测量电压

1.1U

m

/3

下

保持1min，局部放电量一般不大于

10pC

7

交流耐压 必要时

试验电压为出厂试验电压的75%

试验

12.2.2 定期试验项目见表30中序号1、2、3、4、5。

12.2.3 电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出

厂试验实测分压比相差超过2%时，准确度0.5级及0.2级的互感器应进行准确度试验。

12.2.4 局部放电试验仅在其他试验项目判断电容器绝缘有疑问时进行。放电量超过规定时，应综合

判断。局部放电量无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。

12.2.5 带电测量耦合电容器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进行测量。

12.2.5.1 测量方法：

在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运

行电压，然后计算其电容值。

12.2.5.2 判断方法：

a) 计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～+10%范围时，应停电进行试验。

b) 与上次测量相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行试验。

c)电容值与出厂试验值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续

运行。

12.2.5.3 对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进行测量，判断方法中的偏差限值均除以2。本

方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。

12.3 断路器电容器

断路器电容器的试验项目、周期和要求见表31。

表 31 断路器电容器的试验项目、周期和要求

序

号

1

2

项 目

极间绝缘电

阻

电容值

周 期

1)1～3年

2)断路器大修后

1)1～3年

2)断路器大修后

1)1～3年

2)断路器大修后

6个月

要 求

一般不低于5000MΩ

电容值偏差应在额定值的±5%

范围内

10kV下的tgδ值不大于下列数

值：

油纸绝缘 0.005

膜纸复合绝缘 0.0025

漏油时停止使用

12.4 集合式电容器

集合式电容器的试验项目、周期和要求见表32。

表32 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)1～5年

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

说 明

采用2500V兆欧

表

用电桥法

3

tgδ

4

渗漏油检查

2

电容值

1)投运后 1)每相电容值偏差应在额定值的

1年内

2)1～5年

3)吊芯修

理后

-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

试验电压为出厂试验值的75%

仅对有六个套管的

三相电容器进行相间

耐压

3

相间和极

对壳交流耐

压试验

绝缘油击

穿电压

渗漏油检

查

1)必要时

2)吊芯修

理后

1)1～5年

2)吊芯修

理后

1年

4

参照表36中序号6

5

漏油应修复

观察法

12.5 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。

12.5.1 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33。

表 33 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

必要时

1年

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

12.5.2 串联电抗器。

12.5.2.1 串联电抗器的试验项目、周期和要求见表34。

表 34 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

绕组直流电

阻

电抗(或电

感)值

绝缘油击穿

周 期

1)1～5年

2)大修后

1)必要时

2)大修后

1)1～5年

2)大修后

1)1～5年

要 求

一般不低于1000MΩ(20℃)

1)三相绕组间的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

参照表36中序号6

说 明

采用2500V兆欧表

说 明

2

3

4

电压

5

绕组tgδ

绕组对铁芯

和外壳交流耐

压及相间交流

耐压

轭铁梁和穿

芯螺栓(可接

触到)的绝缘

电阻

2)大修后

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

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

仅对800kvar以上

的油浸铁芯电抗器进

行

6

1)大修后

2)必要时

大修时

自行规定

7

12.5.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表34中序号1、3、4。

大修时或大修后试验项目见表34中序号1、2、3、4、5、6、7。

12.5.3 放电线圈

12.5.3.1 放电线圈的试验项目、周期和要求见表35。

表 35 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)1～5年

2)大修后

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

必要时

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

参照表8中序号2

试验电压为出厂试验电压的

85%

用感应耐压法

2

3

4

5

6

绕组的tgδ

交流耐压试

验

绝缘油击穿

电压

一次绕组直

流电阻

电压比

参照表36中序号6

与上次测量值相比无明显差异

符合制造厂规定

12.5.3.2 各类试验项目：

定期试验项目见表35中序号1。

大修后试验项目见表35中序号1、2、3、4、5。

13 绝缘油和六氟化硫气体

13.1 变压器油

13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。

13.1.2 运行中变压器油的试验项目和要求见表36，试验周期如下：

a)300kV和500kV变压器、电抗器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、5、6、7、8、9、

10；

b)66～220kV变压器、电抗器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，试验周期为1年的项目有序

号1、2、3、6，必要时试验的项目有5、8、9；

c)35kV及以下变压器油试验周期为3年的项目有序号6；

d)新变压器、电抗器投运前、大修后油试验项目有序号1、2、3、4、5、6、7、8、9(对330、500kV

的设备增加序号10)；

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

f)序号11项目在必要时进行。

13.1.3 设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色

骤然变深，其它指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。

表 36 变压器油的试验项目和要求

序号

1

2

3

4

5

项 目

外观

水溶性酸pH值

酸值

mgKOH/g

闪点(闭口)

℃

水分mg/L

要 求

投入运行前的油

运 行 油

透明、无杂质或悬浮物

≥5.4

≤0.03

≥140(10号、25号油)

≥135(45号油)

66～110kV ≤20

220kV ≤15

330～500kV ≤10

15kV以下 ≥30

15～35kV ≥35

66～220kV ≥40

330kV ≥50

500kV ≥60

≥35

330kV及以下≤1

500kV ≤0.7

≥6×10

10

330kV

500kV) ≤1

≥4.2

≤0.1

说 明

将油样注入试管中冷却至5

充足的地方观察

按GB7598进行试验

按GB264或GB7599进行试

1)不应比左栏要求低5℃ 按GB261进行试验

2)不应比上次测定值低5℃

66～110kV ≤35

220kV ≤25

330～500kV ≤15

15kV以下 ≥25

15～35kV ≥30

66～220kV ≥35

330kV ≥45

500kV ≥50

≥19

300kV及以下≤4

500kV ≤2

500kV≥1×10

10

330kV及以下≥3×10

9

一般不大于3

运行中设备，测量时应注意

响，尽量在顶层油温高于50℃

按GB7600或GB7601进行试

6

击穿电压

kV

按GB/T507和DL/T429.9方

验

7

8

9

10

界面张力(25℃)

mN/m

tgδ(90℃)

%

体积电阻率(90℃)

Ω·m

油中含气量(体积分

数)

%

油泥与沉淀物(质量

分数)

%

油中溶解气体色谱

分析

按GB/T6541进行试验

按GB5654进行试验

按DL/T421或GB5654进行

按DL/T423或DL/T450进

11

一般不大于0.02

—

变压器、电抗器 见第6章

互感器 见第7章

套管 见第9章

按GB/T511试验，若只测

量，试验最后采用乙醇—苯(

泥洗于恒重容器中，称重

12

取样、试验和判断方法

GB7597、SD304和GB7252

行

电力电缆 见第11章

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；

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。

13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

13.1.4.1 补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的

设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果

无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

13.1.4.2 不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实

测的凝点决定是否可用。

13.1.4.3 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号

油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

13.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1∶1比例混合。

13.2 断路器油

13.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。

13.2.2 运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表37。

表 37 运行中断路器油的试验项目、周期和要求

序

号

1

2

3

4

项 目

水溶性酸pH

值

机械杂质

游离碳

击穿电压

kV

要求

≥4.2

周 期

说 明

按GB7598

进行试验

外观目测

外观目测

按

GB/T507和

DL/T429.9方

法进行试验

5

水分

mg/L

1)110kV及以上新设

备投运前或大修后检

验项目为序号1～7，运

无

行中为1年，检验项目

无较多碳悬浮于油中

110kV以上：投运前或大修后

序号4

2)110kV以下新设备

≥40

投运前或大修后检验

运行中

项目为序号1～7。运行

≥35

110kV及以下：投运前或大修后

中不大于3年，检验项

目为序号4

≥35

3)少油断路器(油量

运行中

为60kg以下)小于3年

≥30

110kV以上：投运前或大修后 ≤

或以换油代替

15

运行中

≤25

110kV及以下：投运前或大修后

≤20

运行中

≤35

≤0.1

见表36序

号5

6

酸值

mgKOH/g

闪点(闭口)

℃

按GB264

或GB7599进

行试验

按GB261

进行试验

7

不应比新油低5

13.3 SF

6

气体

13.3.1 SF

6

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。

13.3.2 SF

6

气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。

13.3.3 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。

13.3.4 运行中SF

6

气体的试验项目、周期和要求见表38。

表 38 运行中SF

6

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

周 期

1)1～3年

(35kV以上)

2)大修后

3)必要时

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

6.16

说 明

1)按GB12022、SD306《六氟化硫气体

中水分含量测定法(电解法)》和

DL506—92《现场SF

6

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

按SD308《六氟化硫新气中密度测定

法》进行

按SD312《六氟化硫气体毒性生物试

验方法》进行

按SD307《六氟化硫新气中酸度测定

法》或用检测管进行

测量

按SD311《六氟化硫新气中空气—四

氟化碳的气相色谱测定法》进行

见序号5

2

密度(标准

状态下)

kg/m

3

毒性

酸度

μg/g

四氟化碳

(质量分

数)%

空气

(质量分

数)

%

必要时

3

4

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

无毒

≤0.3

5

1)大修后≤0.05

2)运行中≤0.1

1)大修后≤0.05

2)运行中≤0.2

6

7

8

可水解氟 1)大修后

化物 μg/g

2)必要时

矿物油

μg/g

1)大修后

2)必要时

≤1.0

≤10

按SD309《六氟化碳气体中可水解氟

化物含量测定法》进行

按SD310《六氟化硫气体中矿物油含

量测定法(红外光谱法)》进行

14 避雷器

14.1 阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表39。

表 39 阀式避雷器的试验项目、周期和要求

序

号

1

项 目

绝缘

电阻

周 期

1)发电

厂、变电所

避雷器每

年雷雨季

前

2)线路

上避雷器

1～3年

3)大修

后

4)必要

时

1)每年

雷

雨季前

2)大修

后

3)必要

时

要 求

1)FZ()、FCZ和FCD型避雷器的绝

缘电阻自行规定，但与前一次或同类型的测量

数据进行比较，不应有显著变化

2)FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ

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

通断和接触情况

2

电导

电流及

串联组

合元件

的非线

性因数

差值

1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考

值见附录F或制造厂规定值，还应与历年数据

比较，不应有显著变化

2)同一相内串联组合元件的非线性因数差

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U

1

kV

3

6

10

15

20

30

—

—

—

8

10

12

试验电

压U

2

kV

4

6

10

16

20

24

1)整流回路中应加滤

波电容器，其电容值一

般为0.01～0.1μF，并

应在高压侧测量电流

2)由两个及以上元件

组成的避雷器应对每

个元件进行试验

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，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

6)运行中PBC型避

雷器的电导电流一般

应在300～400μA范

围内

3 工频放1)1～3年 1)FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内：

带有非线性并联电

电电压 2)大修

后

3)必要

时

额定电压

kV

放

电

电

压

kV

大修后

3

9～11

6

16～

19

15～

21

10

26～31

阻的阀型避雷器只在

解体大修后进行

运行中 8～12 23～33

2)FZ、FCZ和FCD型避雷器的电导电流值

及FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值

见附录F

4 底座绝

缘电阻

1)发电

厂、变电所

避雷器每

年雷雨季

前

2)线路

上避雷器

1～3年

3)大修

后

4)必要

时

1)发电

厂、变电所

内避雷器

每年雷雨

季前

2)线路

上避雷器

1～3年

3)大修

后

4)必要

时

1)大修

后

2)必要

时

自行规定 采用2500V及以上

的兆欧表

5 检查

放电计

数器的

动作情

况

测试3～5次，均应正常动作，测试后计数

器指示应调到“0”

6 检查

密封情

况

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

14.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表40。

表 40 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求

序

号

项 目

周 期

要 求

说 明

1

绝缘电阻

1)发电

厂、变电所

避雷器每年

雷雨季节前

2)必要时

1)发电

厂、变电所

避雷器每年

雷雨季前

2)必要时

1)新投运

的110kV及

以上者投运

3个月后测

量1次；以

后每半年1

次；运行1

年后，每年

雷雨季节前

1次

2)必要时

必要时

1)35kV以上，不低于2500MΩ

2)35kV及以下，不低于1000M

Ω

采用2500V及以上兆欧

表

2

直流1mA电

压(U

1mA

)及

0.75U

1mA

下的

泄漏电流

1)不得低于GB11032规定值

2) U

1mA

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

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，有明显变化时应加强监测，

当阻性电流增加1倍时，应停电检

查

1)要记录试验时的环境

温度和相对湿度

2)测量电流的导线应使

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、相对湿度和运行电压。

测量宜在瓷套表面干燥时

进行。应注意相间干扰的

影响

3

运行电压下

的交流泄漏电

流

4

工频参考电

流下的工频参

考电压

应符合GB11032或制造厂规定

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

采用2500V及以上兆欧

表

5

底座绝缘电

阻

1)发电

厂、变电所

避雷器每年

雷雨季前

2)必要时

1)发电

厂、变电所

避雷器每年

雷雨季前

2)必要时

自行规定

6

检查放电计

数器动作情况

测试3～5次，均应正常动作，

测试后计数器指示应调到“0”

14.3 GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求：

a)避雷器大修时，其SF

6

气体按表38的规定；

b)避雷器运行中的密封检查按表10的规定；

c)其它有关项目按表40中序号3、4、6规定。

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41。

表 41 封闭母线的试验项目、周期和要求

序

号

项 目

周 期

要 求

1)额定电压为15kV及

以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻

值不小于50MΩ

2)6kV共箱封闭母线在

常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ

额定电压

kV

2

交流耐压

试验

大修时

≤1

6

15

20

24

15.1.2 各类试验项目：

大修时试验项目见表41中序号1、2。

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42。

表 42 一般母线的试验项目、周期和要求

序

号

1

项 目

绝缘电阻

交流耐压

试验

周 期

1)1～3年

2)大修时

1)1～3年

2)大修时

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，

试验电压参照表44中序号2

15.2.2 各类试验项目：

定期试验项目见表42中序号1、2。

大修时试验项目见表42中序号1、2。

16 二次回路

16.1 二次回路的试验项目、周期和要求见表43。

表 43 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

要 求

说 明

说 明

试验电压

kV

出厂

4.2

42

57

68

70

现场

3.2

32

43

51

53

说 明

1

绝缘电阻

大修时

采用2500V

兆欧表

2

1)大修时 1)直流小母线和控制盘的电压小母 采用500V或1000V兆欧

2)更换二线，在断开所有其它并联支路时不应小表

次线时

于10MΩ

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

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

2

交流耐

压试验

1)大修时 试验电压为1000V

2)更换二

次线时

16.2 各类试验项目

大修时试验项目见表43中序号1、2。

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44。

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45。

表 44 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

要 求

1)配电装置每一段的绝缘电阻不应

小于0.5MΩ

2)电力布线绝缘电阻一般不小于

0.5MΩ

试验电压为1000V

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

2

配电装

置的交流

耐压试验

设备大修

时

3

检查相

位

更动设备

或接线时

各相两端及其连接回路的相位应一

致

注：1.配电装置指配电盘、配电台、配电柜、操作盘及载流部分；

2.电力布线不进行交流耐压试验。

表 45 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)2年

2)线路检

修时

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

2

悬式绝缘子

串的零值绝缘

子检测(66kV及

以上)

线路的绝缘

电阻(有带电的

平行线路时不

测)

检查相位

间隔棒检查

必要时

在运行电压下检测

玻璃绝缘子不进行

此项试验，自破后应

及时更换

采用2500V及以上

的兆欧表

3

线路检修

后

自行规定

4

5

线路连接

有变动时

1)3年

2)线路检

修时

1)1～3年

2)线路检

修时

1年

线路两端相位应一致

状态完好，无松动无胶垫脱落等情

况

无磨损松动等情况

6

阻尼设施的

检查

绝缘子表面

等值附盐密度

7

参照附录C污秽等级与对应附盐密

度值检验所测盐密值与当地污秽等级

是否一致。结合运行经验，将测量值

作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安

全运行的依据。盐密值超过规定时，

应根据情况采取调整爬距、清扫、涂

料等措施

在污秽地区积污最

重的时期进行测量。

根据沿线路污染状

况，每5～10km选一

串悬垂绝缘子测试

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。

19 接地装置

19.1 接地装置的试验项目、周期和要求见表46。

表 46 接地装置的试验项目、周期和要求

序

号

项 目

周 期

要 求