中国南方电网公司预防性试验规程(Q-CSG 1 0007—2004)

目 次

前 言

1 范围…………………………………………………………………………………………………………1 2 规范性引用文件……………………………………………………………………………………………1 3 定义、符号…………………………………………………………………………………………………2 4 总则…………………………………………………………………………………………………………2 5 电力变压器及电抗器………………………………………………………………………………………3 6 互感器………………………………………………………………………………………………………12 7 开关设备……………………………………………………………………………………………………17 8 套管…………………………………………………………………………………………………………25 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………………26 10 电力电缆线路………………………………………………………………………………………………27 11 电容器………………………………………………………………………………………………………30 12 绝缘油和六氟化硫气体……………………………………………………………………………………32 13 避雷器………………………………………………………………………………………………………35 14 母线…………………………………………………………………………………………………………37 15 二次回路……………………………………………………………………………………………………38 16 1kV 及以下的配电装置和电力布线………………………………………………………………………38 17 1kV 及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………38 18 接地装置……………………………………………………………………………………………………39 19 旋转电机……………………………………………………………………………………………………40

附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准……………………………………………………48 附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………48 附录C(资料性附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………48 附录D(规范性附录) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗…50 附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法和判断依据…………………………………………………54 附录F(资料性附录) 参考资料………………………………………………………………………………55

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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。

本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 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。在标准出版时，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/T 311.2—2002 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.1～.2—1996 电力变压器 GB 1094.3、.5—2003 电力变压器 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器 GB 1984—1989 交流高压断路器

GB 1985—1989 交流高压隔离开关和接地开关

GB 2536—1990 变压器油

GB 3906—1991 3kV～35kV交流金属封闭式开关设备 GB 4109—1999 高压套管技术条件 GB 4703—2001 电容式电压互感器 GB 4787—1996 断路器电容器

GB 6115—1998 电力系统用串联电容器 GB 6450—1986 干式电力变压器

GB 6451—1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准

GB 7674—1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB 8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则

GB 9326.1～.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 10229—1988 电抗器

GB 10230—1988 有载分接开关

GB 11017—1989 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆 GB/T 11022—1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器

GB 12706.1～.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆 GB 12976.1～.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆 GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准

DL/T 402—1999 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则

DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则

DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程

DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地

DL/T 664—1999 带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T 864—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则

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JB/T 7111—1993 高电压并联电容器装置 JB/T 7112—2000 集合式高电压并联电容器 JB/T 8169—1999 耦合电容器和电容分压器

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 带电测试

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试。 3.4 红外测温

利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。 3.5 绕组变形测试

利用频率响应等方法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。

3.6 GIS局部放电测试

利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。 3.7本标准所用的符号

Un 设备额定电压 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lmA下的参考电压 tanδ 介质损耗因数 3.8 常温

本标准中使用常温为10℃～40℃。 4 总则

4.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

4.2 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，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。

4.3遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。

4.4 在试验周期的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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。

4.5 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。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电压不同时，应根据以下原则确定试验电压： 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时，应按照实际使用的额定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、tanδ、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。

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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下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。

4.8 110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行。

4.9 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实用证明利用带电测试或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或不做停电试验，同时报省一级公司备案。 4.10 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 4.11 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 4.12 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。

4.13 各省公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定。

5 电力变压器及电抗器

5.1 油浸式电力变压器

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表5.1。

表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 周 期 要 求 1)新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值： 总烃:20；H2:10；C2H2:0 2)运行设备油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃：150； H2:150 C2H2:5 (35kV～220kV)，1 (500kV) 3)烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 投运前 运行中 110kV ≤20 110kV ≤35 220kV ≤15 220kV ≤25 500kV ≤10 500kV ≤15 说 明 1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体 2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析 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)必要时,如: －出口(或近区)短路后 —巡视发现异常 －在线监测系统告警等 1)运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样 2)必要时,如: —绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时 —渗漏油等 3)注:本项目正在被修订 油中溶解气1)新投运及大体色谱分析 修后投运 500kV:1,4,10,30天 220kV:4,10,30天 110kV:4,30天 2)运行中 500kV:3个月 220kV:6个月 35kV、110kV:1年 3)必要时 2 油中水分， 1)准备注入mg/L 110kV及以上变压器的新油 2)注入500kV变压器后的新油 3)110kV及以上:运行中1年 4)必要时 3 油中含气量， 500kV变压器 %(体积分数) 1)新油注入前 后 2)运行中:1年 3)必要时 序号 项目 周 期 4

投运前: ≤1 运行中: ≤3 必要时，如： —变压器需要补油时 —渗漏油 要 求 说 明 Q/CSG 1 0007—2004

4 油中糠醛 必要时 含量，mg/L 1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测： 1)变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况 2)必要时，如： 15～—油中气体总烃超标或CO、CO2过高 20 —需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等 5 6 运行 10～1～5 5～10 年15 限 糠醛0.1 0.2 0.4 0.75 含 量 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 油中洁净度500kV：必要时 标准在制定中，每100ml油中大于5μm 测试 的颗粒数不超过3000个 绝缘油试验 见12.1节 7 绕组直流电1)3年 阻 2)大修后 3)无载分接开关变换分接位置 4)有载分接开关检修后 5)必要时 1)1600kVA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)1600kVA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% 8 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)3年 2)大修后 3)必要时 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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 2)有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算: R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。 4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 5)必要时，如： —本体油色谱判断有热故障 —红外测温判断套管接头或引线过热 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次1)使用2500V或5000V兆欧表，对测试结果相比应无显著变化，一般不低于220kV及以上变压器，兆欧表容量一般上次值的70％ 要求输出电流不小于3mA 2)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收2)测量前被试绕组应充分放电 比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可3)测量温度以顶层油温为准，各次测测量极化指数，应不低于1.5 量时的温度应尽量接近 3)绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不4)尽量在油温低于50℃时测量，不同低于1.1或极化指数不低于1.3 温度下的绝缘电阻值按下式换算R2R11.5(tt)/10 12序号 项目 周 期 要 求 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)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量 7)必要时，如： —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的情况 说 明 5

Q/CSG 1 0007—2004 9 绕组连同套1)3年 管的tanδ 2)大修后 3)必要时 1)20℃时不大于下列数值： 1)非被试绕组应短路接地或屏蔽 500kV 0.6% 2)同一变压器各绕组tanδ的要求值110kV～220kV 0.8% 相同 35kV 1.5% 3)测量温度以顶层油温为准，各次测量2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比时的温度尽量相近 较不应有显著变化(增量一般不大于30％) 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同3)试验电压： 温度下的tanδ值一般按下式换算 ( t t1 ) / 10  2 tan  绕组电压10kV及以上：10kV 2  tan 1 .3  1  绕组电压10kV以下： Un 式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t210 电容型套管的tanδ和电容值 11 12 绕组连同套管的交流耐压试验 铁芯及夹件绝缘电阻 13 14 15 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 局部放电试220kV及以上： 验 1)大修更换绝缘部件或部分绕组后 2)必要时 绕组所有分1)分接开关引接的电压比 线拆装后 2)更换绕组后 时的tanδ值 5)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 6)必要时，如： —绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 —油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等 见第8章 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变压器顶层油温 3)只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地 1)10kV及以下：全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部1)110kV及以上进行感应耐压试验 6年 分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.82)10kV按35kV×0.8=28kV进行 2)更换绕组后 倍 1)3年 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2)大修后 2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A 压器可用1000V兆欧表) 3)必要时 2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 3)必要时，如： 油色谱试验判断铁芯多点接地时 大修中 220kV及以上：一般不低于500MΩ 1)用2500V兆欧表 110kV及以下：一般不低于100MΩ 2)连接片不能拆开可不进行 16 校核三相变更换绕组后 压器的组别 或单相变压器极性 可在线端电压为1.5Um/3时，放电量一般1)110kV电压等级的变压器大修后，不大于500pC；在线端电压为1.3Um/3参照执行 2)必要时，如： 时，放电量一般不大于300pC 运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时 1)各分接的电压比与铭牌值相比应无明 显差别，且符合规律 2)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，但偏差不得超过±1% 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志 相一致 6 Q/CSG 1 0007—2004

序号 17 项目 空载电流和空载损耗 周 期 1)更换绕组后 2)必要时 要 求 与前次试验值相比无明显变化 说 明 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(如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较) 2)必要时，如： 怀疑磁路有缺陷等 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(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，如： 出口短路后 1)每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同 2)对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较 3)发电厂厂高变可参照执行 4)必要时，如： 发生近区短路后 1)在运行分接上进行 2)由变压器高压侧或中压侧加压 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，可不进行 18 短路阻抗和1)更换绕组后 负载损耗 2)必要时 与前次试验值相比无明显变化 19 绕组变形测110kV及以上： 与初始结果相比，或三相之间结果相比无试 1)6年 明显差别，无初始记录时可与同型号同厂2)更换绕组后 家对比 3)必要时 20 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 2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min 按DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行 1)按制造厂的技术要求 2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 1)按制造厂的技术要求 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1 MΩ 21 22 有载分接开关的试验和检查 测温装置校验及其二次回路试验 气体继电器校验及其二次回路试验 压力释放器校验及其二次回路试验 冷却装置及其二次回路检查试验 23 24 25 1)按制造厂规定 2)大修后 1)3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 1)3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 1)3年(二次回路) 2)必要时 1)3年(二次回路) 2)大修后 3)必要时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如： 怀疑有故障时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如： 怀疑有故障时 26 整体密封检1)大修后 查 2)必要时 27 套管中的电大修时 流互感器试 验 项目 周 期 序号 1)动作值与铭牌值相差应在±10%范围内1)采用2500V兆欧表 或符合制造厂规定 2)必要时,如： 2)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 怀疑有故障时 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏1)采用2500V兆欧表 油 2)必要时,如： 2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规怀疑有故障时 定 3)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1)试验时带冷却器，不带压力释放装置 超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压2)必要时,如： 力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用怀疑密封不良时 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)绝缘电阻测试 见第6章 2)变比测试 3)极性测试 4)伏安特性测试 要 求 说 明 7

Q/CSG 1 0007—2004 28 绝缘纸(板)必要时 聚合度 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)对运行时间较长(如20年)的变压器尽量利用吊检的机会取样 3)必要时,如： 怀疑纸(板)老化时 1)可用所测绕组的tanδ值推算或取纸样直接测量 2)必要时,如： 怀疑纸(板)受潮时 1)按GB7328—1987《变压器和电抗器的声级测量》要求进行 2)必要时，如： 发现噪音异常时 必要时，如： 发现箱壳振动异常时 1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等部位 29 绝缘纸(板)必要时 含水量 水分(质量分数)一般不大于下值： 500kV： 1% 220kV： 3% 与出厂值比较无明显变化 30 噪声测量 必要时 31 32 箱壳振动 红外测温 必要时 与出厂值比不应有明显差别 运行中 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断500kV:1年2次 技术应用导则》执行 110kV、220kV: 1年1次 5.2 干式变压器 干式变压器的试验项目、周期和要求见表2。

表2 干式变压器的试验项目和周期 序号 1 项 目 周 期 绕组直流 1)6年 电阻 2)大修后 要 求 说 明 1)相间差别一般不大于平均值的4%，线间不同温度下电阻值按下式换算: 差别一般不大于平均值的2% R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R22)与以前相同部位测得值比较，其变化不应分别为在温度t1、t2下的电阻值；大于2% T为电阻温度常数，取235 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试采用2500V或5000V兆欧表 结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％ 按出厂试验电压值的0.8倍 10kV变压器按35kV×0.8=28kV进行 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相符 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技1)用红外热像仪测量 术应用导则》执行 2)测量套管及接头、油箱壳等部位 3)只对站用变压器、厂用变压器进行 2 绕组、铁芯1)6年 绝缘电阻 2)大修后 交流耐压 试验 测温装置及其二次回路试验 红外测温 1)6年 2)大修后 1)6年 2)大修后 1年1次 3 4 5 5.3 SF6气体绝缘变压器

SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表5.3。

表5.3 SF6气体绝缘变压器的试验项目和周期 序号 1 项 目 周 期 SF6气体的1)1年 湿度(20℃2)大修后 的体积分3)必要时 数) 要 求 运行中：不大于500μL/L 大修后：不大于250μL/L 说 明 1)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506《现场SF6气体水分测量方法》进行 2)必要时,如： —新装及大修后1年内复测湿度不符合要求 —漏气超过表7.1中序号2的要求 —设备异常时 2 SF6气体成1)大修后 分分析 2)必要时 见12.3节 8

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序号 3 4 项 目 SF6气体泄漏试验 绕组直流 电阻 周 期 1)大修后 2)必要时 1)3年 2)大修后 3)必要时 要 求 无明显漏点 1)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1% 2)1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 说 明 5 6 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 绕组连同套管的tanδ 1)3年 2)大修后 3)必要时 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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 2)预试时有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量 3)不同温度下电阻值按下式换算: R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，取235) 4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验 5)必要时，如： 红外测温判断套管接头或引线过热时 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测1)采用2500V或5000V兆欧表，兆试结果相比应无显著变化，一般不低于上次欧表容量一般要求输出电流不小于值的70％ 3mA 2)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收2)测量前被试绕组应充分放电 比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测3)必要时，如: 量极化指数，应不低于1.5 对绝缘有怀疑时 3)绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1，或极化指数不低于1.3 7 8 9 10 35kV及以上： 1)20℃时不大于下列数值： 1)3年 110kV及以上： 0.8% 2)大修后 35kV： 1.5% 2)tanδ值与出厂试验值或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： 绕组电压10kV及以上：10kV 绕组电压10kV以下： Un 铁芯及夹件1)3年 1)与以前测试结果相比无显著差别 绝缘电阻 2)大修后 2)运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A 交流耐压试1) 大修后 全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部验 2) 必要时 分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8 倍 测温装置的1)3年 1)按制造厂的技术要求 校验及其二2)大修后 2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出次回路试验 3)必要时 厂值相符 3)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 红外测温 运行中 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技500kV:1年2次 术应用导则》执行 110kV、220kV: 1年1次 1)非被试绕组应短路接地或屏蔽 2)同一变压器各绕组tanδ的要求值相同 3) 封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量 1)采用2500V兆欧表 2)只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量 110kV变压器采用感应耐压 必要时，如: 对绝缘有怀疑时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如： 怀疑有故障时 1)用红外热像仪测量 2)测量套管及接头、油箱壳等部位 5.4 油浸式电抗器

500kV油浸式电抗器的试验项目、周期和要求见表5.4。

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表5.4 油浸式电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 周 期 要 求 说 明 油中溶解气1) 新投运体色谱分析 及大修投运后:1,4,10,30天 2)运行中：3个月 3)必要时 1)新装电抗器油中H2与烃类气体含量(μL/L)1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气任一项不宜超过下列数值： 体 总烃：20；H2：10；C2H2：0； 2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结2)运行中H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟任何一项值时应引起注意： 踪分析 总烃：150；H2：150；C2H2：1 3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气3)烃类气体总和的绝对产气速率超过12mL/d或速率进行判断 相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常 4)新投运的电抗器应有投运前数据 4)当出现痕量(小于1μL/L)乙炔时也应引起注5)必要时，如： 意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危—巡视发现异常 及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情 况下运行 投运前：≤10 运行中：≤15 1)运行中设备，测量时应注意温度的影 响，尽量在顶层油温高于50℃时取样 2)必要时，如： —绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时 —渗漏油等 投运前: ≤1 运行中: ≤3 必要时，如： —需要补油时 —渗漏油时 2 油中水分, mg/L 3 4 1) 注入电抗器前后的新油 2)运行中1年 3) 必要时 油中含气1)注入电抗量,% 器前后的新(体积分数) 油 2)运行中:1年 3)必要时 油中糠醛含必要时 1)超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检必要时,如： 量，mg/L 测： —油中气体总烃超标或CO、CO2过高 —需了解绝缘老化情况时 运行 10～15～—长期过载运行后，温升超标后等 1～5 5～10 年限 15 20 糠醛 含量 0.1 0.2 0.4 0.75 5 6 7 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 绝缘油试验 见第12.1节 阻抗测量 必要时 与出厂值相差在±5%范围内，与三相或三相组平均值相差在±2%范围内 绕组直流电阻 1)3年 2)大修后 3)必要时 1)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)与以前数值比较，其变化不应大于2% 如受试验条件限制可在低电压下测量 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，则与以前数值比较，其变化不应大于2% 2)不同温度下电阻值按下式换算: R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，取235 3)必要时，如: —本体油色谱判断有热故障 —红外测温判断套管接头或引线过热 10

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序号 8 项目 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 周 期 1)3年 2)大修后 3)必要时 要 求 说 明 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结1)采用2500V或5000V兆欧表，兆欧表果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％ 容量一般要求输出电流不小于3mA 2)吸收比在常温下不低于1.3，吸收比偏低时可2)测量前被试绕组应充分放电 测量极化指数，应不低于1.5 3)测量温度以顶层油温为准，各次测量3)绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1，时的温度应尽量接近 或极化指数不低于1.3即可 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2R11.5(tt)/10 129 绕组连同套1)3年 管的tanδ 2)大修后 3)必要时 10 电容型套管的tanδ和电容值 绕组连同套管的交流耐压试验 铁芯及夹件的绝缘电阻 大修后 1) 3年 2) 必要时 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)必要时，如： —运行中油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等 1)20℃时不大于0.6% 1)测量温度以顶层油温为准，各次测量2)tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应时的温度尽量相近，尽量在油温低于有显著变化(一般不大于30％) 50℃时测量，不同温度下的tanδ值一3)试验电压10kV 般按下式换算  ) / 10 t t1 2  2  tantan 1. 3 ( 1  式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值 2)必要时，如： —绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量异常时 —油介损不合格或油中水分超标 —渗漏油等 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及电抗器顶层油见第8章 温 全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换 绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍 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应大于0.1A 1)采用2500V兆欧表 2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量 3) 必要时，如： 油色谱分析怀疑铁芯多点接地时 1)采用2500V兆欧表 2)连接片不能拆开者可不进行 11 12 13 穿心螺栓、铁大修中 轭夹件、绑扎 钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻 一般不低于500MΩ 11

Q/CSG 1 0007—2004 气体继电器1)3年(二次校验及其二回路) 次回路试验 2)大修后 3)必要时 15 压力释放器1) 3年(二次 校验及其二回路) 次回路试验 2) 必要时 16 冷却装置及1)3年(二次其二次回路回路) 试验 2)大修后 3)必要时 序号 项目 周 期 17 整体密封检1)大修后 查 2)必要时 箱壳振动 噪声测量 红外测温 必要时 必要时 1年2次 14 1)按制造厂的技术要求 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1 MΩ 1)动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定 2)绝缘电阻一般不低于1 MΩ 1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗 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 要 求 在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如： 怀疑有故障时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如： 怀疑有故障时 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如： 怀疑有故障时 说 明 18 19 20 1)试验时带冷却器，不带压力释放装置 2)必要时，如： 怀疑密封不良时 与出厂值比不应有明显差别 必要时，如： 发现箱壳振动异常时 与出厂值比不应有明显差别 必要时，如： 发现噪声异常时 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技术应1)用红外热像仪测量 用导则》执行 2)测量套管及接头、油箱壳等部位 5.5 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5.5

表5.5 油浸式串联电抗器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 3 4 项 目 绕组绝缘电阻 绕组直流电阻 阻抗测量 绝缘油 击穿电压,kV 绕组tanδ 周 期 1) 6年 2) 大修后 1) 6年 2) 大修后 1)大修后 2)必要时 1) 6年 2) 大修后 1) 6年 2) 大修后 1) 大修后 2) 必要时 大修时 要 求 一般不低于1000 MΩ(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% 与出厂值相差在±5%范围内 投运前 运行中 15kV～35kV ≥35 15kV～35kV ≥30 15kV以下 ≥30 15kV以下 ≥25 20℃下的tanδ值不大于： 35kV及以下 3.5% 试验电压为出厂试验电压的0.8倍 1)与历次试验结果相比无显著差别 2)一般不小于10 MΩ 说 明 采用2500V兆欧表 5 6 7 绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压 轭铁梁和穿心螺栓(可接触到)的绝缘电阻 仅对800kVar以上的油浸铁芯电抗器进行 采用2500V兆欧表 5.6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的试验项目、周期和要求见表5.6。

表5.6 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求

序号 1 2 项 目 阻抗测量 红外测温 周 期 必要时 1)1年 2)必要时 要 求 与出厂值相差在±5%范围内 说 明 如受试验条件限制可在低电压下测量 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技术应1)采用红外热像仪测量 用导则》执行 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，如 12

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序号 项 目 周 期 要 求 说 明 —在高峰负载时 —在高温季节 5.7油浸式消弧线圈

油浸式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表5.7。

表5.7油浸式消弧线圈的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 绕组直流电阻 周 期 6年 6年 要 求 1)相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2% 2)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％ 说 明 2 绝缘电阻 6 互感器

6.1 油浸式电流互感器

油浸式电流互感器(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表6.1。

表6.1 油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 周 期 绕组及末1)3年 屏的绝缘2)大修后 电阻 tanδ及电1)3年 容量 2)大修后 3)必要时 要 求 1)一次绕组对末屏及地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70％ 2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ 1)主绝缘tanδ(%)不应大于下表中的数值，且与历次数据比较，不应有显著变化： 说 明 1)有投运前数据 2)用2500V兆欧表 3)必要时，如: 怀疑有故障时 1)当tanδ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tanδ与温度、电压的关系，当tanδ随温度明显变化或试验电压由10kV到Um/3，tanδ(%)变化绝对量超过±0.3，不应继续运行 2)可以用带电测试tanδ及电容量代替 2 3 带电测试tan 及电容量 4 油中溶解气体色谱分析及油中水分含量测定 电压等级,kV 35 110 220 500 油纸电容型 1.0 1.0 0.7 0.6 大 充 油 型 3.0 2.0 — — 修胶纸电容型 2.5 2.0 — — 后 充 胶 式 2.0 2.0 2.0 — 油纸电容型 1.0 1.0 0.8 0.7 运 充 油 型 3.5 2.5 — — 行 胶纸电容型 3.0 2.5 — — 中 充 胶 式 2.5 2.5 2.5 — 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过±5%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tanδ，其值不大于2% 1) 投产后1)可采用同相比较法，判断标准为： 一个月 — 同相设备介损测量值差值(tanX- tanN)与初始测量值差2) 一年 值比较，变化范围绝对值不超过±0.3%，电容量比值(CX/CN)3) 大修后 与初始测量电容量比值比较，变化范围不超过±5%。 4) 必要时 — 同相同型号设备介损测量值(tanX- tanN)不超过± 0.3%。 2)采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则。 1)3年 1)油中溶解气体组份含量(μL/L)超过下列任一值时应引起2)大修后 注意，总烃：100 ，H2：150 ；一旦发现含有C2H2，应立即停 3)必要时 止运行，进行检查 2)油中水分含量(mg/L)不应大于下表规定： 电压等级,kV 110 220 500 投运前 20 15 10 运行中 35 25 15 对已安装了带电测试信号取样单元的电容型电流互感器进行，超出要求时应： 1)查明原因。 2)缩短试验周期。 3)必要时停电复试。 1)制造厂明确要求不能取油样进行色谱分析时可不进行 2)对于H2单值升高的，可以考虑缩短周期。 13

Q/CSG 1 0007—2004 5 绝缘油击1)大修后 穿电压, 2)必要时 kV 1)全密封电流互感器按制造厂要求进行 2)必要时，如： 怀疑有绝缘故障时 局部放电110kV及以 在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于20pC 必要时，如： 试验 上：必要时 对绝缘性能有怀疑时 极性检查 大修后 与铭牌标志相符合 交流耐压1)大修后 1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行 必要时，如： 试验 2)必要时 2)二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为2kV，可对绝缘性能有怀疑时 用2500V兆欧表代替 各分接头1)大修后 1)与铭牌标志相符合 1)对于计量计费用绕组应的变比检2)必要时 2)比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符测量比值差和相位差 查 合等级规定 2)必要时，如： 改变变比分接头运行时 项目 周 期 要 求 说 明 校核励磁继保有要求1)与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较， 特性曲线 时 应无明显差别 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 绕组直流大修后 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 包括一次及二次绕组 电阻 红外测温 500kV:1年参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 用红外热像仪测量 2次 220kV及以下:1年1次 1) 投运前(平板电极) 35kV ： ≥35 110kV、220kV： ≥40 500kV： ≥60 2) 运行中(平板电极) 35kV ： ≥30 110 kV、220kV： ≥35 500kV ： ≥50 6 7 8 9 序号 10 11 12 6.2 SF6电流互感器

SF6电流互感器(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表6.2。

表6.2 SF6电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 气体湿度(20℃的体积分数), μL/L 周 期 1)投产后1年1次，如无异常，3年测1次 2)大修后 要 求 大修后不大于250，运行中不大于500 说 明

2 气体泄漏1)3年 试验 2)必要时 绕组的绝1)大修后 缘电阻 2)必要时 无明显漏点 3 一次绕组对地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70％ 与铭牌标志相符合 1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行 2)二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替 3)老练试验电压为运行电压 1)与铭牌标志相符合 2)比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定 4 5 极性检查 大修后 交流耐压1)大修后 试验 2)必要时 6 各分接头1)大修后 的变比检2)必要时 查 7 校核励磁必要时 特性曲线 1)与同类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)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 必要时，如：如压力继电器显示压力异常 1)采用2500V兆欧表 2)必要时,如: 怀疑有故障时 必要时,如: —怀疑有绝缘故障 —补气较多时(表压小于0.2MPa) —卧倒运输后 1)对于计量计费用绕组应测量比值差和相位差 2)必要时，如： 改变变比分接头运行时 14 Q/CSG 1 0007—2004

8 气体密度必要时 参照厂家规定 继电器和压力表检查 红外测温 500kV：1年2参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 次 220kV及以下:1年1次 9 采用红外热像仪测量 6.3 干式电流互感器

干式电流互感器的试验项目、周期和要求见表6.3。

表6.3 干式电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 tanδ及电容量 周 期 1) 35kV及以上：3年；10kV:6年 2)大修后 3)必要时 要 求 说 明 1)一次绕组对末屏及对地、各二次绕组间及其对地的绝1)采用2500V兆欧表 缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一2)必要时，如： 般不低于出厂值或初始值的70％ 怀疑有故障时 2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ 1) 主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因 2)参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时主绝缘tanδ不应大于0.5%，且与历年数据比较，不应有显著变化 1)只对35kV及以上电容型互感器进行 2)当tanδ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tanδ与温度、电压的关系，当tanδ随温度明显变化，或试验电压由10kV到Um/3，tanδ变化量绝对值超过±0.3%，不应继续运行 3)对具备测试条件的电容型互感器可以用带电测试tanδ及电容量代替 只对已安装了带电测试信号取样单元的电容型电流互感器进行，当超出要求时应： 1)查明原因。 2)缩短试验周期。 3)必要时停电复试。 必要时，如： 怀疑有绝缘故障时 必要时，如： 对绝缘性能有怀疑时 1)对于计量计费用绕组应测量比值差和相位差 2)必要时,如: 改变变比分接头运行时 2 35kV及以上： 1)3年 2)大修后 3)必要时 3 带电测试tan及电容量 4 交流耐压试验 5 6 局部放电试验 各分接头的变比检查 1)可采用同相比较法，判断标准为： — 同相设备介损测量值差值(tanX- tanN)与初始测量值差值比较，变化范围绝对值不超过±0.3%，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%。 — 同相同型号设备介损测量值(tanX- tanN)不超过±0.3%。 2)采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则。 35kV及以上：必要1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行，10kV电流互感器耐时； 压试验电压按35kV进行。 10kV:6年 2)二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为 2kV，可用2500V兆欧表代替 110kV及以上:必要在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于50pC 时 必要时 1)与铭牌标志相符合 2)比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定 1) 投产后一个月 2) 一年 3) 大修后 4)必要时 15

Q/CSG 1 0007—2004 7 校核励磁必要时 特性曲线 红外测温 1年 1)与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相必要时，如： 比较，应无明显差别 继保有要求时 2)多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 采用红外热像仪测量 8 6.4电磁式电压互感器

6.4.1电磁式电压互感器(油浸式绝缘)

电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.1。

表6.4.1电磁式电压互感器(油浸式绝缘)的试验项目、周期和要求

序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)3年 2)大修后 3)必要时 1)绕组绝缘: —3年 —大修后 —必要时 2)110 kV及以上串级式电压互感器支架： —必要时 要 求 不应低于出厂值或初始值的70％ 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如：怀疑有绝缘缺陷时 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 40 前后对比宜采用同一试验方法 2 tanδ( 35kV及以上) 1)tanδ(%)不应大于下表中数值: 温度,℃ 5 10 35kV 110kV及以上 大修后 运行中 大修后 运行中 1.5 2.0 1.0 1.5 2.5 2.5 1.5 2.0 5.0 7.0 5.5 8.0 3.5 5.0 4.0 5.5 3 油中溶解1)3年 气体色谱2)大修后 分析及油3)必要时 中水分含 量测定 2)与历次试验结果相比无明显变化 3)支架绝缘 tanδ一般不大于6％ 1)一旦发现C2H2增长，应考虑缩短周期 2)油中溶解气体组份含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意： 总烃：100 H2： 150C2H2： 2 (220kV) 3 (110kV) 3)油中水分含量(mg/L)不应大于下表规定： 电压等级,kV 220 投运前 15 运行中 25 1)全密封互感器按制造厂要求进行 2)必要时，如：怀疑有内部放电时 4 交流耐压试验 1)大修后 2)必要时 110 20 35 1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行 2)二次绕组之间及其对地的工频耐压标准为2kV，可用2500V兆欧表代替 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(频率150Hz时,110kV5%, 220kV10%) 2)耐压试验前后，应检查绝缘情况 3)必要时，如：怀疑有绝缘缺陷时 5 局部放电必要时 测量 6 空载电流大修后 和励磁特 性 联接组别更换绕组后 和极性 油浸式相对地电压互感器在电压为1.2Um/3时，放电量不1)只对110kV及220kV 大于20pC 2)必要时，如： 对绝缘性能有怀疑时 1)在额定电压下，空载电流与出厂值比较无明显差别 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 与铭牌和端子标志相符 7 16

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8 9 10 电压比 更换绕组后 绕组直流大修后 电阻测量 绝缘油 1)大修后 击穿电压, 2)必要时 kV 红外测温 1年 与铭牌标志相符 与初始值或出厂值相比较，应无明显差别 投运前 运行中 35kV: ≥35 35kV: ≥30 110kV、220kV: ≥40 110、220kV: ≥35 参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 必要时，如： 对绝缘有怀疑时 用红外热像仪测量 11 6.4.2电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)

电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.2。

表6.4.2 电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 SF6气体的湿度(20℃的体积分数), μL/L SF6气体泄漏试验 绝缘电阻 周 期 1)投产后1年1次，如无异常，3年1次 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 要 求 大修后不大于250，运行中不大于500 说 明

2 3 无明显漏点 不应低于出厂值或初始值的70％ 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如：怀疑有绝缘缺陷时 必要时,如: —怀疑有绝缘故障时 —补气较多时(表压小于 0.2MPa) —用倍频感应耐压试验时，应考虑互感器的容升电压 4 交流耐压试验 1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行。 2)二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替 5 空载电流大修后 和励磁特 性 联结组别和极性 电压比 更换绕组后 更换绕组后 大修后 1)在额定电压下，空载电流与出厂值比较无明显差别 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 与铭牌和端子标志相符 与铭牌标志相符 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 6 7 8 9 绕组直流电阻 红外测温 1年 参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 用红外热像仪测量 6.4.3电磁式电压互感器(固体绝缘)

电磁式电压互感器(固体绝缘)的试验项目、周期和要求见表6.4.3。

表6.4.3 电磁式电压互感器(固体绝缘)的试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绝缘电阻 周 期 1) 6年 2) 大修后 3) 必要时 要 求 不应低于出厂值或初始值的70％ 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)必要时，如： 怀疑有绝缘缺陷时 17

Q/CSG 1 0007—2004 2 交流耐压1)6年(10kV) 试验 2)必要时(35kV 及以上) 局部放电必要时 试验 空载电流大修后 和励磁特 性 1)一次绕组按出厂值的0.8倍进行。 2)二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代替 在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于50pC 必要时，如： 怀疑有绝缘故障时 必要时，如： 对绝缘性能有怀疑时 3 4 1)在额定电压下，空载电流与出厂值比较无明显差别 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 要 求 与铭牌和端子标志相符合 与铭牌标志相符 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 序号 5 6 7 8 项目 周 期 联结组别更换绕组后 和极性 电压比 更换绕组后 绕组直流1)大修后 电阻 2)必要时 红外测温 1年 说 明 必要时，如： 怀疑内部有故障时 参考DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 用红外热像仪测量 6.5电容式电压互感器

电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第11.2节,其它部分不作要求。 6.6 放电线圈

放电线圈的试验项目、周期和要求见表6.6。

表6.6 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 6年 必要时 6年 不低于1000MΩ 要 求 说 明 一次绕组采用2500V兆欧表，二次绕组采用1000V兆欧表 用感应耐压法 必要时，如： 怀疑有缺陷时 可采用万用表测量 2 交流耐压试验 一次绕组直流电阻 试验电压为出厂试验电压的0.8倍 3 与上次测量值相比无明显差异 7 开关设备

7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS)

SF6断路器和GIS(含H-GIS)的试验项目、周期和要求见表7.1。

表7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS)的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 SF6气体的湿度(20℃的体积分数), μL/L 周 期 1)投产后1年1次，如无异常，3年1次 2)大修后 3)必要时 1)大修后 2)必要时 要 求 1)断路器灭弧室气室 大修后： ≤150 运行中： ≤300 2)其它气室 大修后： ≤250 运行中： ≤500 年漏气率：≤ 1% 或按制造厂要求 说 明 必要时，如： —设备异常时 —发现设备有漏气时 2 SF6气体泄漏试验 1)按GB11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》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30μL/L 3)必要时，如： 怀疑密封不良时 18

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3 SF6气体成分分析 耐压试验 必要时 按第12.3节 必要时，如： 当设备出现异常情况，需要用气体成分分析结果查找原因时 1)试验在SF6气体额定压力下进行 2)对GIS工频耐压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为Um/3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 4)对瓷柱式定开距型断路器只作断口间耐压 5)耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 6)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时 说 明 采用500V或1000V兆欧表 4 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的0.8倍 序号 5 6 7 项 目 辅助回路和控制回路绝缘电阻 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tanδ 周 期 1)3年 2大修后 1)3年 2)大修后 1)3年 2)大修后 3)必要时 要 求 不低于2MΩ 试验电压为2kV 可用2500V兆欧表测量代替 8 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间 1)3年 2)大修后 9 10 断路器的速度大修后 特性 断路器的时间大修后 参量 1)对瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值偏差应在初始值的±5%范围内，tanδ(%)值一般不大于0.5 2)罐式断路器(包括GIS中的断路器)按制造厂规定 3)单节电容器见第11.3节规定 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 1)断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定 2)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)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tanδ作为原始数据 2)如有明显变化时，应解开断口单独对电容器进行试验 3)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 4)必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时 罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测量 制造厂无要求时不测量 在额定操作电压(气压、液压)下进行 19

Q/CSG 1 0007—2004 11 分、合闸电磁铁的动作电压 1)3年 2)大修后 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110％范围或直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30％或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈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)或按制造厂规定 要 求 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 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 序号 12 项 目 导电回路 电阻 周 期 1)3年 2)大修后 3)必要时 说 明 1)用直流压降法测量，电流不小于100A 2)必要时,如: 怀疑接触不良时 13 14 15 16 17 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度继电器(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 操作机构在分闸、合闸、重合闸操作下的压力(气压、液压)下降值 液(气)压操作机构的泄漏试验 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的气动机构的防失压慢分试验 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中的联锁和闭锁性能试验 更换线圈后 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 必要时，如： 怀疑设备有异常时 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，如： 怀疑压力表有问题或压力值不准确时 按制造厂规定 大修后 应符合制造厂规定 18 19 1)大修后 2)必要时 1) 大修后 2) 必要时 机构大修后 按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 必要时，如: 怀疑操作机构液(气)压回路密封不良时 必要时，如: 怀疑操作机构液(气)压回路密封不良时 应符合制造厂规定 按制造厂规定 20 大修后 按制造厂规定 21 大修后 动作应准确可靠 检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止误动作 20

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22 GIS中的互感器和避雷器 触头磨损量测量 大修后 电流互感器见第6.2节、 电压互感器见第6.4.2节、避雷器见第13.3节 23 必要时 按制造厂规定 24 运行中局部放电测试 25 红外测温 1)投产后1年1次，如无异常，3年1次 2)必要时 500kV:1年2次 220kV及以下:1年 应无明显局部放电信号 必要时，如： —投切频繁时 —投切次数接近电寿命时 —开断故障电流次数较多时 1)只对运行中的GIS进行测量 2)必要时，如: 对绝缘性能有怀疑时 1)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 2)用红外热像仪测量 按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行 7.2 多油断路器和少油断路器

多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求见表7.2。

表7.2 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年 2)大修后 3)必要时 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在常温下不低于下表数值： MΩ 试验 类别 大修后 运行中 2 40.5kV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tanδ 1)1年 2)大修后 额定电压kV <24 1000 300 24～40.5 2500 1000 72.5～252 5000 3000 1)在分闸状态下按每支套管进行测量。测量的 tanδ(%)超过规定值或有显著增大时，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tanδ(%)可相应增加1 252kV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)采用2500V兆欧表 2)必要时，如: 如怀疑绝缘不良时 1)20℃时多油断路器的非纯瓷套管的tanδ(%)值见表8 2)20℃时非纯瓷套管断路器的tanδ(%)值，可比表8中相应的tanδ(%)值增加下列数值： 额定电压,kV tanδ(%)值的增加数 126 1 40.5 (DW1—35,DW1—35D) 3 3 40.5kV及以上少油断路器的直流泄漏电流 1)1年 2)大修后 1)每一元件试验电压如下 额定电压,kV 试验电压,kV 40.5 20 72.5～252 40 2)大修后泄漏电流：252kV:不宜大于5μA，126 kV及以下:不应大于10μA；预试时一般不大于10μA 21

Q/CSG 1 0007—2004 4 断路器对地、断口及相间交流耐压试验 126kV及以上油断路器提升杆的交流耐压试验 1)1年(指12kV及以下) 2)大修后 3) 必要时 1)断路器在分、合闸状态下分别进行 2)试验电压值按DL/T593规定值的0.8倍 1)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 2)必要时，如： 对断路器绝缘性能有怀疑时 1)耐压设备不能满足要求时分段进行，分段数不应超过6段(252kV)，或3段(126kV)，耐压时间为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 可用2500V兆欧表代替 5 大修后 试验电压按DL/T593规定值的0.8倍 6 7 序号 8 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 项 目 灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容量和 tanδ 1)1年 2)大修后 试验电压为2kV 1)1年 2)大修后 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况规定(可以考虑不大于制造厂规定值的2倍) 用直流压降法测量，电流不小于100A 周 期 1)1年 2)大修后 要 求 1)并联电阻值应符合制造厂规定 2)并联电容器与断口同时测量，测得的电容值偏差应在初始值的5%范围内,tanδ(%)一般不大于0.5 3)单节并联电容器试验见第11.3节 9 10 11 12 断路器的合闸时间和分闸时间 断路器的分、合闸速度 断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性 操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压 大修后 大修后 大修后 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 说 明 1)大修时，应测量电容器和断口并联后整体的电容值和tanδ，作为该设备的原始数据 2)如有明显变化时，应解开断口单独对电容器进行试验 在额定操作电压(气压、液压)下进行 在额定操作电压(气压、液压)下进行 在额定操作电压(气压、液压)下进行 1)大修后 2)必要时 13 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的直流电阻 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110％范围或直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30％或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈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 更换线圈后 应符合制造厂规定 22

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14 断路器中绝缘油试验 断路器的电流互感器 红外测温 见第12.2节 15 大修后 见第6.3节 16 1年 按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》1)断路器在热备用状态执行 下，应对断口并联电容器进行测量 2)用红外热像仪测量 7.3 真空断路器

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、周期和要求 序号 1 项目 绝缘电阻 周 期 1)投运后1年内进行1次,以后母联、变低、电容器组开关每3年1次，其余6年1次 2)大修后 周 期 1)投运后1年内进行1次,以后母联、变低、电容器组开关每3年1次，其余6年1次 2)大修后 3)必要时 要 求 说明 1)整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定 采用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中数值: MΩ 试验类别 额定电压,kV 3～15 1000 20～40.5 2500 72.5 5000 大修后 运行中 300 1000 3000 说明 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)12kV等级运行中有如下情况的,耐压值为28kV： —中性点有效接地系统 —进口开关设备其绝缘水平低于42kV 4)必要时,如: 怀疑绝缘不良时 可用2500V兆欧表代替 1)用直流压降法测量，电流不小于100A 2)必要时,如: 怀疑接触不良时 序号 2 项目 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口) 要 求 试验电压值按DL/T593规定值的0.8倍 3 4 辅助回路和控制回路交流耐压试验 导电回路电阻 5 断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，合闸时的弹跳过程 1)6年 2)大修后 1)投运后1年内进行1次,以后母联、变低、电容器组开关每3年1次，其余6年1次 2)大修后 3)必要时 大修后 试验电压为2kV 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况规定,建议不大于1.2倍出厂值 1)分、合闸时间，分、合闸同期性和触头在额定操作电压下进开距应符合制造厂规定 行 2)合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms 23

Q/CSG 1 0007—2004 6 操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压 1)6年 2)大修后 1)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压 的85％～110％范围或直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30％或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 1) 绝缘电阻：大修后应不小于10MΩ，运采用500V或1000V兆行中应不小于2MΩ 欧表 2)直流电阻应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 可以用断口耐压代替 应无松动 应符合制造厂规定 按制造厂技术要求,一般要求触头磨损量不超过2mm 必要时,如: —投切频繁 —开断故障电流接近其型式试验开断次数—开断负荷电流次数较多 7 8 合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻 真空灭弧室真空度的测量 检查动触头上的软连接夹片有无松动 灭弧室的触头开距及超行程 触头磨损量测量 更换线圈后 母联、变低、电容器组开关每3年1次，其余6年1次 大修后 大修后 必要时 9 10 11 7.4 低压断路器和自动灭磁开关

低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求见表7.4。

表7.4 低压断路器和自动灭磁开关的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压 周 期 1)3年 2)大修后 要 求 1) 并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110％范围或直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30％或更低时不应脱扣 2)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈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 说明 2 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 1)3年 2)更换线圈后 采用500V或1000V兆欧表 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。

7.5 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) 重合器的试验项目、周期和要求见表7.5。

表7.5 重合器的试验项目、周期和要求 序号 1 24 项 目 绝缘电阻 周 期 1)6年 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说 明 采用2500V兆欧表 Q/CSG 1 0007—2004

2 3 4 5 6 交流耐压试验 SF6气体泄漏试验 控制回路的绝缘电阻 辅助和控制回路的交流耐压试验 导电回路电阻 1)6年 2)大修后 大修后 1)6年 2)大修后 1)6年 2)大修后 1)6年 2)大修后 3)必要时 于下列数值：大修后1000MΩ 运行中300MΩ 试验电压值为42kV×0.8 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 不应低于2MΩ 试验电压为2kV 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况规定 试验在主回路对地及断口间进行 采用500V或1000V兆欧表 可用2500V兆欧表代替 1)用直流压降法测量，电流值不小于100A 2)必要时,如: —开断短路电流大时 —开断次数多时 在额定操作电压下进行 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 合闸时间，分闸时间，三相触头分、合闸同期性，触头弹跳 分、合闸速度 合闸电磁铁线圈的操作电压 合闸电磁铁线圈和分闸线圈直流电阻 分闸起动器的动作电压 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 检查单分功能可靠性 绝缘油击穿电压试验 大修后 应符合制造厂的规定 大修后 大修后 应符合制造厂的规定 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 应符合制造厂规定 操作顺序应符合制造厂要求 按规定操作顺序在试验回路中操作3次，动作应正确 将操作顺序调至单分，操作2次，动作应正确 大修后: ≥35kV 运行中: ≥30kV 更换线圈后 大修后 大修后 大修后 大修后 大修后 1)大修后 2)必要时 必要时,如: 怀疑进水受潮时 7.6 分段器(包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV分段器) 分段器的试验项目、周期和要求见表7.6。

表7.6 分段器的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1) 6年 2) 大修后 2 3 4 5 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,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 绝缘油击穿电压试验 大修后 1)6年 2)大修后 大修后 要 求 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不应低于下列数值： 大修后：1000MΩ；运行中：300MΩ 3)控制回路绝缘电阻值不小于2MΩ 试验电压值为42kV×0.8 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中根据实际情况规定 在制造厂规定的电压范围内应可靠动作 应符合制造厂的规定 说 明 一次回路用2500V兆欧表；控制回路用500V或1000V兆欧表 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 在额定操作电压下进行 大修后 6 7 更换线圈后 应符合制造厂的规定 在额定操作电压下分、合闸各3次，动作应正确 年漏气率不大于1% 或按制造厂规定 大修后: ≥35kV 运行中: ≥30kV 大修后 8 9 1)大修后 2)必要时 1)大修后 2)必要时 必要时,如: 对绝缘性能有怀疑时 必要时,如: 怀疑进水受潮时 25

Q/CSG 1 0007—2004 10 自动计数操作 大修后 按制造厂的规定完成计数操作 7.7 隔离开关

隔离开关的试验项目、周期和要求见表7.7。

表7.7 隔离开关的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 周 期 有机材料支持1)6年 绝缘子及提升2)大修后 杆的绝缘电阻 要 求 说 明 有机材料传动提升杆的绝缘电阻不得低于下表数值： 采用2500V兆欧表 MΩ 试验类别 大修后 运行中 2 3 4 5 6 交流耐压试验 大修后 二次回路的绝1)6年 缘电阻 2)大修后 二次回路交流耐压试验 操动机构的动作电压试验 导电回路电阻测量 1)6年 2)大修后 大修后 1)大修后 2)必要时 不应低于2MΩ 试验电压为2kV 额定电压, kV 3～15 1000 300 20～40.5 2500 100O 采用500V或1000V兆欧表 试验电压值按DL/T593规定值的0.8 7 序号 8 可用2500V兆欧表代替 电动机操动机构在其额定操作电压的80％～110％范围内分、 合闸动作应可靠； 应符合制造厂规定 1)用直流压降法测 量，电流值不小于100A 2)必要时,如: 怀疑接触不良时 操动机构的动大修后 1)电动、气动或液压操动机构在额定操作电压(液压、气压) 作情况 下分、合闸5次，动作应正常 2)手动操作机构操作时灵活，无卡涩 3)闭锁装置应可靠 项 目 周 期 要 求 说 明 红外测温 500kV:1年21)按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行 用红外热像仪测量 次 2)发现温度异常时应停电检修，并应测量检修前后的导电回 220kV及以路电阻，以积累运行经验。 下:1年 7.8 高压开关柜

高压开关柜的试验项目、周期和要求见表7.8。

表7.8 高压开关柜的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1)10kV母联、变低、电容器组开关柜每 3年1次，其余6年1次 2)大修后 1)母联、变低、电容器组开关柜每3年1次，其余6年1次 2)大修后 要 求 一般不低于50 MΩ 说 明 采用2500kV兆欧表 2 交流耐压 1)大修后：试验电压值按DL/T593规定值； 2)运行中：试验电压值按DL/T593规定值的0.8,如: 额定电压,kV 1min工频耐受电压,kV 7.2 12 40.5 26 35 76 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相同 26

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3 断路器、隔离1)6年 开关及隔离插2)大修后 头的导电回路3)必要时 电阻 辅助回路和控1)6年 制回路绝缘电2)大修后 阻 辅助回路和控1)6年 制回路交流耐2)大修后 压试验 防误操作性能1)大修后 检查 2)必要时 1)大修后应符合制造厂规定 2)运行中一般不大于制造厂规定值的1.5倍 1)隔离开关和隔离插头回路电阻的测量在有条件时进行 2)必要时,如: 怀疑接触不良时 采用500V或1000V兆欧表 4 不应低于2MΩ 5 试验电压为交流2kV 可用2500V兆欧表代替 必要时，如： 对开关柜防误操作性能可靠性有怀疑时 其它型式开关柜，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7.8中有关序号进行。柜内主要元件(如互感器、电容器、避雷器等)的试验项目按本标准有关章节规定。

6 应符合制造厂规定 8 套管

套管(20kV及以上)的试验项目、周期和要求见表8。

表8 套管的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 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 tanδ与电容量 周 期 1)3年 2)变压器套管、电抗器套管在变压器、电抗器大修后 3)必要时 1)3年 2)变压器套管、电抗器套管在变压器、电抗器大修后 3)必要时 要 求 1)主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值： 110kV及以上：10000MΩ 35kV：5000MΩ； 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跟随变压器、电抗器 3)必要时，如： —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 1)油纸电容型套管的tanδ一般不进行温度换算，当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系。当tanδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/3时，tanδ增量超过±0.3％，不应继续运行 2)测量变压器套管tanδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起2 1)20℃时的tanδ(%)值应不大于下表中数值： 电压等级,kV 油纸 胶纸 气体 干式 充油 充胶 胶纸 20、35 1.0 3.0 — — 3.5 3.5 3.5 110 1.0 1.5 1.0 1.0 1.5 2.0 2.0 220、500 0.8 1.0 1.0 1.0 — — — 电容型 非电容型 27

Q/CSG 1 0007—2004 加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 3)对具备测试条件的电容型套管可以用带电测试电容量及tanδ代替 4)必要时，如： —红外测温发现套管异常 —套管油位不正常 带电测1)投产后一1)可采用同相比较法，判断标准为： 对已安装了带电测试信号取样单元试tan个月 — 同相设备介损测量值差值(tanX- tanN)与初始测的电容型套管进行，超出要求时应： 及电容2)一年 量值差值比较，变化范围绝对值不超过±0.3%，电容1)查明原因。 量 3)大修后 量比值(CX/CN)与初始测量电容量比值比较，变化范围2)缩短试验周期。 4)必要时 不超过±5%。 3)必要时停电复试。 — 同相同型号设备介损测量值(tanX- tanN)不超过±0.3%。 2)采用其它测试方法时，可根据实际制定操作细则。 油中溶必要时 油中溶解气体组份含量(μL/L)超过下列任一值时应1)厂家要求不能取油样时可以不做 解气体 引起注意: H2：500, CH4:100；一旦发现含有C2H2，应2)必要时，如： 色谱分立即停止运行，进行检查—红外测温发现套管发热 析 —套管油位不正常 局部放110kV及以1)变压器及电抗器套管的试验电压为1.5Um/31)垂直安装的套管水平存放1年以, 电测量 上：必要时 上投运前宜进行本项目试验 对油浸纸式及胶浸纸式要求局放量不大于20pC，对胶2)必要时，如： 粘纸式可由供需双方协议确定；—怀疑套管存在绝缘缺陷时 2)其它套管的试验电压为1.05Um/3’2) 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) 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tanδ，其值不大于2% 3 4 5 6 红外 500kV：1年2测温 次 220kV及以下：1年 对油浸纸式及胶浸纸式要求局放量不大于20pC，对胶 粘纸式可由供需双方协议确定； 按DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技术应用导用红外热像仪测量 则》执行 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子

9.1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 项 目 周 期 要 求 说 明 1 零值绝缘子1)110kV及以上变电站3年1次 1)对于投运3年内年均劣化率大于1)参照DL/T626《盘形悬式绝检测 2)110kV以上线路投运3年内进0.04%、3年后检测周期内年均劣化率大缘子劣化检测规程》执行 行普测1遍，根据普测结果按如于0.02%，或年劣化率大于0.1%，应分2)在运行电压下测量电压分布下年平均劣化率确定检测周期： 析原因，并采取相应的措施。 (或火花间隙) <0.005%，5～6年 2)劣化绝缘子片数在规定的检测次数中3)对多元件针式绝缘子应检测0.005%～0.01%，3～4年 达到110kV线路2～3片、220kV线路3每一元件 >0.01%，2年 片、500kV线路6～8片时必须立即整串 更换。 2 绝缘电阻 悬式绝缘子及针式绝缘子同上 1)针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬1)采用2500V兆欧表 式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ，2)棒式支柱绝缘子不进行此项500kV悬式绝缘子不低于500MΩ 试验 2)半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定 3 交流耐压试1)随主设备 验 2)更换绝缘子时 1)支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录A中表A 2)机械破坏负荷为60-300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压均取60kV 1)棒式绝缘子不进行此项试验 2)35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准规定 28

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4 绝缘子表面1年 污秽物的等值盐密测量 参照附录B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。 按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行 应分别在户外线路每5～30km能代表当地污秽程度的至少一串悬垂绝缘子(或悬挂试验串)和一根棒式支柱绝缘子上取样，测量应在当地积污最重的时期进行 1) 500kV变电站：1年2次，用红外热像仪测量 110kV、220kV变电站：1年1 次 2)110kV及以上线路：每年按照不低于5%的数量抽检 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。玻璃绝缘子不进行1、2、3项中的试验。运行中自爆(破)的绝缘子应及时更换。

5 红外测温 9.2合成绝缘子的试验项目、周期和要求见表9.2。

表9.2 合成绝缘子的试验项目、周期和要求 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 红外测1)变电站500kV：11)按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术登杆塔用红外热像仪检测 温 年2次，110kV、应用导则》执行 220kV：1年1次 2)红外检测发现有明显发热点时应予更换 2)110kV及以上线路，每年按照不低于5%的数量抽检 注：其它试验项目如憎水性检测、湿工频耐受电压试验、水煮试验、陡波冲击耐受电压试验、密封性能试验、机械破坏负荷试验等，在必要时按DL/T864-2003《标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则》执行。

10 电力电缆线路

10.1纸绝缘电力电缆线路

本条仅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 项目 1 绝 缘 电 阻 周 期 6年 要 求 大于1000MΩ 说 明 额定电压0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；0.6/lkV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) 6年 1)试验电压值按下表规定，加压时间5min，不击穿 2)大修新做额定电压 粘性油纸绝缘 不滴流油纸绝缘 终端或接头U0/U，kV 试验电压，kV 试验电压，kV 后 0.6/1 4 4 1.8/3 12 - 3.6/6 24 - 6/6 30 - 6/10 40 - 8.7/10 47 30 21/35 105 - 26/35 130 - 2)耐压结束时的泄漏电流值不应大于耐压lmin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 参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 3 红外测1年 温 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 10.2 橡塑绝缘电力电缆线路 橡塑绝缘电力电缆是塑料绝缘电缆和橡皮绝缘电缆的总称。塑料绝缘电缆包括聚氯乙烯

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绝缘、聚乙烯绝缘和交联聚乙烯绝缘电力电缆；橡皮绝缘电缆包括乙丙橡皮绝缘电力电缆等。

橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.2。

表10.2 橡塑绝缘电力电缆的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 主绝缘的绝缘电阻 周 期 新作终端或接头大于1000MΩ 后 3年 每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ 要 求 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 用钳型电流表测量 2 外护套绝缘电阻 3 4 5 带电测试110kV及以上:1年 一般不大于电缆负荷电流值的10% 外护层接地电流 外护套直110kV及以上:必按制造厂规定执行 流耐压试要时 验 主绝缘交1)大修新作终端或推荐使用频率20Hz～300Hz谐振耐压试验 流耐压试接头后 试验电压 时间 电压等级 验 2)必要时 1.6U0 60min 35kV及以下 1.36U0 60min 110kV 必要时，如：当怀疑外护套绝缘有故障时 6 1)不具备试验条件时可用施加正常系统相对地电压24小时方法替代。 2)必要时，如： 怀疑电缆有故障时 1.12U0 60min 220kV及以上 红外测温 1)500kV :1年2次 参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用用红外热像仪测量，对电缆2)220kV及以下:1导则》 终端接头和非直埋式中间接年1次 头进行 10.3 自容式充油电缆线路 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求见表10.3。

表10.3 自容式充油电缆线路的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 主绝缘直流耐压试验 周 期 1)新作终端或接头后 2)电缆失去油压并导致受潮或进气经修复后 2 外护套和接头外护套的直流耐压试验 压力箱供油特性、电缆油击穿电压和电缆油的tanδ 3年 3 与其直接连接的终端或塞止接头发生故障后 要 求 说 明 试验电压值按下表规定，加压时间 5min，不击穿 GB/T 311.1修复、作头电缆额定规定的雷电后试验电电压 冲击耐受电压,kV U0/U 压,kV 450 225 64/110 550 275 850 425 127/220 950 475 1050 510 1425 715 290/500 1550 775 1675 840 试验电压6kV，试验时间1min，不击穿 1)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 1)压力箱的供油量不应小于压力箱供1)压力箱供油特性的试验按油特性曲线所代表的标称供油量的90% GB9326.5中6.3进行 2)电缆油击穿电压不低于50kV 2)电缆油击穿电压试验按3)100℃时电缆油的 tanδ不大于0.5% GB/T507规定在室温下测量油的击穿电压 3)tanδ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。-5电桥的灵敏度不得低于1×10，30

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准确度不得低于1.5%，油杯的固-5有tanδ不得大于5×10，在100℃及以下的电容变化率不得大于2%。加热套控温的灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的时间不得超过1h 4 油压示警系信号指示6个月；1)信号指示能正确发出相应的示警信1)合上示警信号装置的试验开关统信号指示控制电缆线芯对地号 应能正确发出相应的声、光示警信及控制电缆绝缘3年 2)控制电缆线芯对地绝缘每千米绝缘号。 线芯对地绝电阻不小于1MΩ 2)绝缘电阻采用100V或250V兆欧缘电阻 表测量 5 电缆及附件1) 测量击穿电压1)击穿电压不低于45kV 1)电缆油击穿电压试内的电缆油和tanδ：3年； 2)电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的 验按GB/T507规定在室击穿电压、2) 测量油中溶解tanδ不应大于下列数值： 温下测量油的击穿电tanδ及油气体：怀疑电缆绝投运前：0.5% 压 中溶解气体 缘过热老化，或终其 余：3% 2)tanδ采用电桥以及端或塞止接头存在3)油中溶解气体组份含量的注意值见下表, 带有加热套能自动控严重局部放电时 μL/L 温的专用油杯进行测 量。电桥的灵敏度不得气体组份 注意值 气体组份 注意值 低于1×10-5，准确度不得低于1.5%，油杯的固有tanδ不得大于5×可燃气体总量 1500 CO2 1000 -510，在100℃及以下的电容变化率不得大于H2 500 CH4 200 2%。加热套控温的灵敏度为0.5℃或更小，升温至试验温度100℃的C2H2 痕量 C2H6 200 时间不得超过1h CO 100 C2H4 200 序号 项 目 周 期 要 求 说 明 6 红外测温 1)500kV :1年2次， 参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断用红外热像仪测量，对电缆终端接2)220kV及以下:1技术应用导则》 头和非直埋式中间接头进行 年1次 注:油中溶解气体分析的试验方法和要求按GB/T 7252(或DL/T722)规定。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GB/T 7252(或DL/T722)进行。

10.4 交叉互联系统

交叉互联系统的试验项目、周期和要求见表10.4。

表10.4 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的直流耐压试验 护层过电压保护器的绝缘电阻或直流伏安特性 周 期 3年 2 3年 3 互联箱闸刀(或连接片)接触电阻和连接位置的检查 3年 要 求 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 1)伏安特性或参考电压应符合制造厂的规定 2)用1000V兆欧表测量引线与外壳之间的绝缘电阻，其值不应小于10MΩ 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 说 明 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 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闸刀(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

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。

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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 说 明 1)6年 1)串联电容器用1000V兆欧表，2)必要时 其它用2500V兆欧表 2)单套管电容器不测 3)必要时,如： 保险熔断或保护跳闸时 2 电容值 1)6年 1)电容值偏差不超过额定值的 2)必要时 -5%～＋10%范围 2)电容值不应小于出厂值的95% 3 并联电阻值测量 1)6年 电阻值与出厂值的偏差应在±1)自放电法测量 2)必要时 10%之内 2)必要时，如： 巡视时发现有渗漏油或温度异常等。 4 外观及渗漏油检查 巡视时 发现外壳变形及漏油时停止使观察法 用 5 红外测温 1年 参照DL/T664-1999《带电设备红用红外热像仪测量 外诊断技术应用导则》 注：交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器的调谐要求 序号 项 目 1 极对壳绝缘电阻 周 期 要 求 不低于2000MΩ

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 2 项 目 极间绝缘电阻 电容值 周 期 3年 3年 要 求 一般不低于5000MΩ 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～＋10%范围 2)电容值与出厂值相比，增加量超过＋2%时，应缩短试验周期 3)由多节电容器组成的同一相，任何两节电容器的实测电容值相差不超过5% 10kV下的tanδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.4% 漏油时停止使用 一般不低于100MΩ 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/3下保持1min，局部放电量一般不大于10pC 试验电压为出厂试验电压的0.8倍 1)电容值的偏差超出额定值的-5%～＋10%范围时，应停电进行试验 2)与上次测量相比，电容值说 明 采用2500V兆欧表 当采用电磁单元作为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量及tanδ时，应按制造厂规定进行 3 tanδ 3年 当tanδ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 4 5 6 渗漏油检查 低压端对地绝缘电阻 局部放电试验 巡视时 3年 必要时 用观察法 采用1000V兆欧表 1)多节组合的耦合电容器可分节试验 2)必要时，如： —对绝缘性能或密封有怀疑时 1)多节组合的耦合电容器可分节试验 2)必要时，如： —对绝缘性能有怀疑时 1)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。 2)对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进7 工频交流耐压试验 带电测试 必要时 8 1年 32

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变化超过±10%时，应停电进行测量，判断方法中的偏差限值均除以2。本方行试验 法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容3)电容值与出厂试验值相差器。 超过±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。 参照DL/T664-1999《带电设用红外热像仪测量 备红外诊断技术应用导则》 9 红外测温 1)500kV:1年2次 2)110kV、220kV:1年1次 11.2.2 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，或电容分压器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。

11.2.3 局部放电试验可在其它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。

11.3 断路器电容器

断路器电容器的试验项目、周期和要求见表11.3。

表11.3 断路器电容器的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 极间绝缘电阻 2 电容值 3 tanδ 周 期 3年 3年 3年 巡视时 要 求 不小于5000MΩ 电容值偏差在额定值的±5%范围内 10kV下的tanδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.5% 膜纸复合绝缘 0.4% 漏油时停止使用 说 明 采用2500V兆欧表 用交流电桥法 当tanδ值超出0.5%后应解开断口单独对电容器进行介损测量 用观察法 4 渗漏油检查 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 项 目 1 相间和极对壳绝缘电阻 周 期 6年 不小于1000 MΩ 要 求 说 明 1)采用2500V兆欧表 2)试验时极间应用短路线短接 3)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 6年 3 4 5 绝缘油 击穿电压 渗漏油检查 红外测温 6年 巡视时 必要时 1) 每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%的范围内，且不小于出厂值的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 15kV以下 ≥25kV 15～35kV ≥30kV 漏油应修复 观察法 参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用红外热像仪测量 用导则》 11.5 高压并联电容器装置

装置中的开关、串联电抗器、并联电容器、电压互感器、电流互感器、放电线圈、母线支架、避雷器及二次回路按本标准的有关规定。

12 绝缘油和六氟化硫气体

12.1 变压器油

12.1.1 变压器油(包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油)的试验项目、周期和要求见表12.1。如试验周期与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。

表12.1 变压器油的试验项目、周期和要求

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Q/CSG 1 0007—2004 序号 1 2 3 4 项 目 外状 水溶性酸 (pH值) 酸值， mgKOH/g 闪点(闭口)，℃ 水分， mg/L 界面张力(25℃) mN/m tanδ(90℃) % 击穿电压， kV 项 目 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) 油中溶解气体组份含量色谱分析 3年 3年 3年 3年 周期 要 求 投运前 运行中 透明、无杂质或悬浮物 >5.4 ≥4.2 ≤0.03 ≤0.1 检验方法 外观目视 GB/T7598 GB/T264或GB/T7599 GB/T261 5 1年 6 7 3年 ≥140(10号、25号油) 与新油原始测量值相≥135(45号油) 比不低10℃ 500kV： ≤10 500kV： ≤15 220kV： ≤15 220kV： ≤25 110kV及以下：≤20 110kV及以下： ≤35 ≥35 ≥19 GB/T7600或GB/T7601 GB/T6541 3年 500kV： ≤0.7 220kV及 以下： ≤1.0 500kV： ≥60 110～220kV：≥40 35kV及以下：≥35 8 3年 500kV： ≤2.0 220kV及以下：≤4.0 500kV： ≥50 110～220kV：≥35 35kV及以下 ：≥30 GB5654 电极形状应严格按相应试验方法的规定执行，表中指标是指对平板电极而言，对球形和球盖型电极应考虑换算，参考GB/T507 或DL/T429.9。 序号 9 周期 必要时 ≥6×10 10要 求 投运前 10 500kV： 1年 500kV： ≤1 检验方法 运行中 500kV： ≥1×DL/T421或GB5654 1010；220kV： 9≥5×10 500kV： ≤3 DL/T450或DL/T423 11 3年 <0.02(以下可忽略不计) GB/T511 变压器、电抗器 见第5章 GB/T17623或互感器 见第6章 GB/T7252 套管 见第8章 电力电缆 见第10章 注： 1 .互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见相关章节；对全密封式的互感器和套管，

不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样；

2 .有载调压开关用的变压器油的其他试验项目、周期和要求可按制造厂规定； 3 . 对变压器及电抗器，取样油温为40℃～60℃； 4 .项目5正在被修订。

12 12.1.2 关于补充油和混油的规定 12.1.2.1 关于补充油的规定

a) 充油电气设备已充入油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。电气设备原已充入的油品称为“已充油”；拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总油量的分额称为“补加分额”。已充油混入补加油后成为“补后油”。

b) 补加油宜采用与已充油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补充油(不论是新油或已使

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Q/CSG 1 0007—2004

用的油)的各项特性指标不应低于已充油。

c) 如补加油的补加分额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近表12.1或表12.2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加分额进行油样混合试验(DL/T429.7油泥析出测定法)；确定无沉淀物产生，且介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。

d) 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守b)、c)项的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合油样的老化试验(DL/T429.6 运行油开口杯老化测定法)。经老化试验的混合油样质量不低于已充油质量，方可进行补充油过程。补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。 12.1.2.2 关于混油的规定

a)尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。 b) 对混油的要求应参照12.1.2.1“关于补充油的规定”。

c) 油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用的混合比不明确，则采用1:1比例混合。

12.2 断路器油

12.2.1 断路器专用油的新油应按SH0351进行验收。

12.2.2 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求见表12.2。试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。

表12.2 投运前、大修后和运行中断路器油的试验项目、周期和要求 序号 1 2 3 项 目 外状 周 期 1) 3年 2) 投运前或大修后 水溶性酸 1) 3年 (pH值) 2) 投运前或大修后 游离碳 1) 3年 2) 投运前或大修后 项 目 周期 击穿电压， 1) 1年 kV 2) 投运前或大修 3)油量为60kg以下的 少油断路器3年或以换 油代替 水分， 投运前或大修后 mg/L 要 求 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 检验方法 外观目视 GB/T7598 外观目视 序号 4 要 求 110kV以上： 投运前或大修后 ≥40 运行中 ≥35 110kV及以下： 投运前或大修后 ≥35 运行中 ≥30 220kV及以上： 投运前或大修后 ≤15 运行中 ≤25 110kV及以下： 投运前或大修后 ≤20 运行中 ≤35 ≤0.1 与新油原始测量值相比不低于10 检验方法 GB/T507或DL/T429.9 5 按GB/T7600或GB/T7601 6 7 酸值， mgKOH/g 闪点(闭口)，℃ 投运前或大修后 投运前或大修后 GB/T264或GB/T759 GB/T261 12.3 SF6气体

12.3.1 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。

12.3.2 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。 12.3.3 关于补气和气体混合使用的规定：

— 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； — 符合新气质量标准的气体均可混合使用。 12.3.4 大修后及运行中SF6气体的试验项目、周期和要求见表12.3。试验周期如与设备试验周期有不同时，应按设备试验周期进行。

表12.3 SF6气体的试验项目、周期和要求

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Q/CSG 1 0007—2004

序号 1 项 目 湿度 (20℃体积分数)， μL/L 周期 1)新装及大修后1年内复测1次，以后3年1次 2)大修后 3)必要时 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：额定绝对气压≤0.35Mpa的不大于1000，额定绝对气压>0.35Mpa的不大于500 说 明 1)按GB12022《工业六氟化硫》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-1992《现场SF6气体水分测量方法》进行 2) 必要时，如： —新装及大修后1年内复测湿度不符合要求 —漏气超过表7.1中序号2的要求 —设备异常时 按SD308《六氟化硫新气中密度测量法》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量法》或用检测管测量 按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法》进行 按SD311《六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法》进行 按SD309《六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法》进行 按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法)》进行 2 3 4 5 6 7 8 9 密度(标准状态3下)，kg/m 毒性 酸度， μg/g 四氟化碳(质量百分数)， % 空气(质量百分数)， % 可水解氟化物， μg/g 矿物油， μg/g 纯度，% 6.16 无毒 ≤0.3 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 ≤10 ≥99.8

13 避雷器

13.1 普阀、磁吹型避雷器

普通阀式避雷器、磁吹型阀式避雷器的试验项目、周期和要求见表13.1。

表13.1 普阀、磁吹型避雷器的试验项目、周期和要求 序号 项目 1 绝缘电阻 周 期 1)3年 2)怀疑有缺陷时 1)3年 2)怀疑有缺陷时 要 求 1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻值与出厂值、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 1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考值见附录C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)直流试验电压如下： 元件额定 3 6 10 15 20 30 电压,kV 说 明 1)采用2500V及以上兆欧表 2)FZ、FCZ、FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况 2 直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值 3 带电测试泄漏电流 1年 1)整流回路中应加滤波电容器，其电容值一般为0.01μF～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C 4)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，允许试验电压 作换节处理，换节后的非线性因数U1 ,kV -- -- -- 8 10 12 差值不应大于0.05 5)运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300μA～400μA范围内 试验电压 6)每年定期进行交流泄漏电流带电U2 ,kV 4 6 10 16 20 24 测试的本项目可延长至6年进行一次 1)应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也对具备带电测试条件的进行 应注意相间试验结果的比较 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、加强监测，必要36

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4 工频放电电压 1)3年 2)怀疑有缺陷时 时进行停电测试 1)FS型避雷器工频放电电压在下列范围内： 额定电压,kV 工频放电电压,kV 3 812 6 1521 10 2333 5 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 运行中避雷器的红外测温 6 1)3年 2)怀疑有缺陷时 1)3年 2)怀疑有缺陷时 1年 2)FZ、FCZ型避雷器的工频放电电压参考值见附录C 不低于5MΩ 测试3～5次，均应正常动作 采用2500V兆欧表 7 参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用用红外热像仪测量 导则》 13.2 金属氧化物避雷器

金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.2。

表13.2 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 项 目 绝缘电阻 底座绝缘电阻 项 目 检查放电计数器动作情况 工频参考电流下的工频参考电压 直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流 周 期 1)3年 2)怀疑有缺陷时 1)3年 2)怀疑有缺陷时 周 期 1)3年 2)怀疑有缺陷时 35kV及以上：怀疑有缺陷时 要 求 1)35kV以上:不小于2500MΩ 2)35kV及以下:不小于1000MΩ 不小于5MΩ 要 求 测试3～5次，均应正常动作 说 明 采用2500V及以上兆欧表 采用2500V及以上兆欧表 说 明 序号 3 4 应符合GB11032或制造厂的规定 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，宜整相更换 1)要记录环境温度和相对湿度，测量电流的导线应使用屏蔽线 2)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 3)避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验 4)10kV开关柜母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变低压侧避雷器结合主变的停电试验进行 1)35kV及以上运行中避雷器宜采用带电测量方式 2)应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压 3)带电测量宜在避雷器外套表面干燥时进行；应注意相间干扰的影响 4)避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试 5 1)3年 2)怀疑有缺陷时 1)不低于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 6 运行电压下的交流泄漏电流 1)110kV及以上：新投运后半年内测量一次，运行一年后每年雷雨季前1次 2)怀疑有缺陷时 1)测量运行电压下全电流、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 2)测量值与初始值比较，当阻性电流增加50％时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期；当阻性电流增加1倍时应停电检查 37

Q/CSG 1 0007—2004 1)500kV：每年2次 参照DL/T664-1999《带电设备红外1)采用红外热像仪 2)220kV及以下：每诊断技术应用导则》 2)发现温度异常时应停电检查 年1次 3)怀疑有缺陷时 注:每年定期进行运行电压下全电流及阻性电流带电测量的,对序号1、2、3及5的项目可不做定期试验 7 红外测温

13.3 GIS用金属氧化物避雷器

GIS用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.3。

表13.3 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 2)怀疑有缺陷时 要 求 1)测量全电流、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 2)当阻性电流增加50％时应分析原因，加强监测、缩短检测周期；当阻性电流增加1倍时必须停电检查 测试3～5次，均应正常动作 说 明 1)采用带电测量方式，测量时应记录运行电压 2)避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一次)，发现异常应及时进行阻性电流测试 2 检查放电计数器动作情况 怀疑有缺陷时 13.4 线路用金属氧化物避雷器

线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求见表13.4。

表13.4 线路用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求 序号 1 2 项 目 本体绝缘电阻 本体直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流 本体运行电压下的交流泄漏电流 本体工频参考电流下的工频参考电压 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 红外测温 周 期 必要时 必要时 要 求 说 明 1)35kV以上不低于2500MΩ 采用2500V及以上兆欧表 2)35kV及以下不低于1000MΩ 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 1)测量全电流、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 2)当阻性电流增加50％时应分析原因；当阻性电流增加1倍时应退出运行 应符合GB11032或制造厂的规定 测试3～5次，均应正常动作 3 必要时 4 必要时 5 必要时 6 必要时 1)复合外套及支撑件表面不应有明显或较大面积的缺陷(如破损、开裂等) 2)串联间隙不应有明显的变形 1)参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 2)发现温度异常时应退出运行 7 1)1年 2)必要时 对串联间隙的避雷器不作要求 38 Q/CSG 1 0007—2004

14 母线

14.1 封闭母线

封闭母线的试验项目、周期和要求见表14.1。

表14.1 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 ≤1 6 15 20 24 3 红外测温 1年 试验电压，kV 出厂 4.2 42 57 68 70 现场 3.2 32 43 51 53 说 明 采用2500V兆欧表 2 交流耐压试验 大修时 1)参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 2)发现温度异常时应退出运行 14.2 一般母线 一般母线的试验项目、周期和要求见表14.2。

表14.2 一般母线的试验项目、周期和要求 序号 项 目 1 绝缘电阻 2 交流耐压试验 红外测温 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9.1项目3规定；额定电压在1kV及以下时，试验电压为1kV,可用2500V兆欧表试验代替, 48V及以下不做交流耐压试验 1)参照DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》 2)发现温度异常时应退出运行 说 明 采用2500V兆欧表 必要时，如： 更换支持绝缘子等 3

1年 15 二次回路

二次回路的试验项目、周期和要求见表15。

表15 二次回路的试验项目、周期和要求 序号 项目 1 绝缘 电阻 周 期 1)大修时 2)更换二次线时 要 求 说 明 1)直流小母线和控制盘的电压小母线，在采用500V或1000V兆欧表 断开所有其它并联支路时不应小于2MΩ 2)二次回路的每一支路和断路器大修、隔离开关、操作机构的电源回路不小于2MΩ；在比较潮湿的地方，允许降到0.5MΩ 试验电压为1000V,可用2500V兆欧表代替；1)48V及以下回路不做交流耐压试或按照制造厂的规定 验 2)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 2)更换二次线时

16 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16。

表16 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 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 39

Q/CSG 1 0007—2004 2 配电装置的交流耐压试验 检查相位 设备大修时 试验电压为1000V,可用2500V兆欧表试验代替 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 更动设备或各相两端及其连接回路的相位应一致 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 2.电力布线不进行交流耐压试验

3 17 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17。

表17 1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和要求

序号 1 2 3 4 5 项 目 检查导线连接管的连接情况 悬式绝缘子串的零值绝缘子检测(110kV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 周 期 1)3年 2)线路检修时 见表9.1 线路检修后 根据实际情况综合判断 采用2500V及以上的兆欧表 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 线路连接有变动时 线路两端相位应一致 1)3年 状态完好，无松动、无胶垫脱2)线路检修时 落等情况 6 阻尼设施的检查 1)3年 无磨损松动等情况 2)线路检修时 7 红外测温 110kV及以上线路投运1按DL/T664—1999《带电设备针对导线压接管、年内测量1次，以后根据红外诊断技术应用导则》执行 跳线连接板进行 巡视结果决定 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。

18 接地装置

接地装置的试验和检查项目、周期和要求见表18。

表18 接地装置的试验和检查项目、周期和要求 序号 1 项 目 有效接地系统电力设备的接地电阻 周 期 必要时 要 求 1)R≤2000/I 或R≤0.5Ω(当I＞4000A时) 式中： I－经接地网流入地中的短路电流(A), R－考虑到季节变化的最大接地电阻(Ω) 2)在高土壤电阻率地区，接地电阻按上述要求在技术、经济上极不合理时，允许有较大的数值但不得大于5Ω，且必须采取措施以保证发生接地时，在该接地网上： —接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 —不发生高电位引外和低电位引内 3)按照设计要求 说 明 1)测量接地电阻时，应避免土壤结构不均匀的影响，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀，可采用各种补偿法，否则，应尽量采用远离法 2)每3年及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定 3)必要时，如 —怀疑地网被腐蚀时 —地网改造后 40

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2 非有效接地系统电力设备的接地电阻 必要时 1)当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I，且不应大于4Ω 2)当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R≤250/I，且不应大于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) 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 必要时，如 —怀疑地网被腐蚀时 —地网改造后 3 检查有效接地系统电力设备接地引下线与接地网连接情况 1)3年 2)必要时 4 抽样开挖检查发电厂、变电站接地网的腐蚀情况 1)本项目只限于已经运行10年以上(包括改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挖开检查结果自行决定 周 期 必要时 不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1)采用测量接地引下线与接地网(或相邻设备)之间的回路电阻值来检查其连接情况，可将所测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)有条件的单位应采用通以不小于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，如 怀疑连接线松脱或被腐蚀时 根据电气设备重要性和施工安全性，选择5～8点沿接地引下线开挖检查，如有疑问还应扩大开挖范围 序号 5 项 目 1kV以下电力设备的接地电阻 要 求 使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量达到或超过100kVA时，其接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω 说 明 对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备，只进行接零不作接地。所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，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 6 7 8 独立贮油、贮气罐及其管道的接地电阻 发电厂专用设施集中接地装置的接地电阻 露天配电装置避雷针的集中接地电阻 不超过6年 不宜大于30Ω 不超过6年 不宜大于10Ω 与主接地网连在一起的可不测量，但应按序号3的要求检查与接地网的连接情况 与主接地网连在一起的可不测量，但应按序号3的要求检查与接地网的连接情况 不超过6年 不宜大于10Ω 41

Q/CSG 1 0007—2004 9 独立避雷针(线)的接地电阻 独立微波站的接地电阻 与架空线直接连接的旋转电机进线段上避雷器的接地电阻 有架空地线的线路杆塔的接地电阻 不超过6年 不宜大于10Ω 在高土壤电阻率地区接地电阻难以降到10Ω时，允许有较大数值，但应符合防止避雷针(线)对被保护对象及其它物体反击的要求 10 11 不超过6年 与进线段杆塔接地电阻的测量周期相同 不宜大于5Ω 排气式和阀式避雷器的接地电阻，分别应不大于5Ω和3Ω。对于1500kW及以下的小型直配电机，如果不采用DL/T620-1997中相应接线时，此值可酌情放宽 当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω·m，接地电阻难以达到15Ω时可增加至20Ω 12 1)进线段杆塔2年 2)其它线路杆塔不超过5年 高度40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω，可采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限。但对于高度达到土壤电阻率,Ω·m 接地电阻，Ω 或超过40m的杆塔，其接地电阻也不宜超过20Ω 100及以下 100～500 500～1000 1000～2000 10 15 20 25 30 接地电阻，Ω 30 13 无架空地线的线路杆塔接地电阻 1)进线段杆塔2年 2)其它线路杆塔不超过5年 2000以上 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 50 30 19 旋转电机

19.1 同步发电机

19.1.1 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19，6000kW以下者可参照执行。

表 19.1 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 项 目 1 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 2 定子绕组的直流电阻 周 期 1)1年或小修时 2)大修前、后 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 1)大修时 透平型发电机各相或各分支的直流电阻值，2)必要时 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)采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2)200MW及以上机组推荐测量极化指数 3)水内冷定子绕组应在消除剩水的影响下进行，否则自行规定 4)水内冷定子绕组在通水情况下用专用兆欧表,同时测量汇水管及绝缘引水管的绝缘电阻 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)透平型发电机相间(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)接头质量不良的检测见DL/T664—1999 6.1.1 42

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4)必要时,如: —出现差动保护动作又不能完全排除定子故障时 —出口短路后 1)1年或1)试验电压如下： 1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。小修时 全部更换定子绕组并修好后 处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷3.0Un 2)大修局部更换定子绕组并修好后 发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排2.5Un 前、后 氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换运行20年及以下者 2.5Un 3)更换绕过程中进行试验 大 运行20年以上与架空线2.5U n组后 2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每修 直接连接者 4)必要时 前 运行20年以上不与架空阶段停留1min (2.0～线直接连接者 2.5)Un 3)不符合要求的2)、3)之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 小修时和大修后 2.0Un 2)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别4)泄漏电流随电压不成比例显著增长时，不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20应注意分析 μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，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。水内冷发电机汇水不应有显著的变化 管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇3)泄漏电流不随时间的延长而增大 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25℃时2要求：对于开启式水系统不大于5.0×10μS/m；对于独立的密闭循环水系统为21.5×10μS/m 6)必要时,如: 出现定子绕组单相接地或差动保护动作又不能完全排除定子故障时 1)大修前 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。2)更换绕下： 处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢组后 冷发电机试验条件同本表序号3说明1) 额定电压,V 试验电压,V 6000～18000 2 Un +3000 2)水内冷电机一般应在通水的情况下进18000以上 按专门协议 2)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5) 电压为： 运行20年及以下者 1.5 Un 3)全部或局部更换定子绕组的工艺过程运行20年以上与架空线路直1.5 Un 中的试验电压见附录D 接连接者 运行20年以上不与架空线路(1.3～直接连接者 1.5) Un 周 期 要 求 1)小修时 1)在室温时一般不小于0.5MΩ 2)大修中2)水内冷转子绕组在室温时一般不应小于5k转子清扫Ω 前、后 3)必要时 说 明 1)采用1000V兆欧表测量。水内冷转子用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 4)必要时，如： 出口短路后 1)在冷态下进行测量 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 3)必要时,如: 出口短路后 1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 定子绕组交流耐压试验 序号 项 目 5 转子绕组的绝缘电阻 6 转子绕组的直流电阻 4 1)小修时 与初次(交接或大修)所测结果比较，在相同2)必要时 温度下，其差别一般不超过2% 7 转子绕组交1)显极式试验电压如下： 43

Q/CSG 1 0007—2004 流耐压试验 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 额定励磁电压500V及以下者为10Un，但不低于1500V；500V以上者为2Un +4000V 显极式转子大修时及局部5Un,但不低于更换绕组并修好后 1000V，不大于2000V 隐极式转子局部修理槽内5Un,但不低于绝缘后及局部更换绕组并1000V，不大于修好后 2000V 1)小修时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原2)大修时 因并消除 显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后 时，可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 2)隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 8 9 10 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)的绝缘电阻 发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验 定子铁芯试验 1)小修时用1000V兆欧表 2)大修时用2500V兆欧表 大修时 试验电压为1kV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1)重新组装或更换、修理硅钢片后 2)必要时 1)磁密在1T下齿的最高温升不大于15K，齿的最大温差不大于10K，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D 3) 序号 项 目 11 发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻 12 13 14 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 周 期 要 求 大修时 1)透平型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 大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应 超过10% 1)用红外热像仪测温 2)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 3)200MW及以上透平型发电机，试验时磁通密度宜为1.4T或不小于80%设计磁密 4)必要时,如: —对定子铁心测点温度有怀疑时 —第一次大修，抽出转子后 —更换定子线棒或槽锲后 说 明 透平型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 大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 大修时 阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化 1)隐极式转子在膛外或膛内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44

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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 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 3)对电阻式检温计应测量电阻值 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 必要时,如: —更换线棒后 —改变端部固定结构后 15 检温计绝缘电阻和温度误差检验 定子槽部线圈防晕层对地电位 大修时 1)绝缘电阻值自行规定 2)检温计指示值或电阻值误差不应超过制造厂规定 不大于10V 16 必要时 17 18 透平型发电机定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量 1)大修时 按DL/T735—2000《大型汽轮发电机定子绕2)必要时 组端部动态特性的测量及评定》规定执行 1)大修时 1)直流试验电压值为Un 2)必要时 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20μA；100MΩ侧隔相接头 电阻上的电压降值为2000V 端部接头(包括引水管锥30μA；100MΩ体绝缘)和过渡引线并联电阻上的电压块 降值为3000V 19 轴电压 大修后 20 定子绕组绝缘老化鉴定 序号 项 目 21 空载特性曲线 22 23 24 三相稳定短路特性曲线 发电机定子开路时的灭磁时间常数 检查相序 累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时 周 期 要 求 1)大修后 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在2)更换绕测量误差的范围以内 组后 2)在额定转速下的定子电压最高值： —水轮发电机为1.5 Un(以不超过额定励磁电流为限) —透平型发电机为1.3 Un(带变压器时为1.1Un) 3)对于有匝间绝缘的电机，施加最高电压时的持续时间为5min 1)更换绕与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其组后 差别应在测量误差的范围以内 2)必要时 1) 透平型发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压 2) 透平型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D 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 1)本项试验适用于200MW及以上的国产水氢氢透平型发电机 2)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷 3)宜用反向加压法 4)必要时,如: 水轮发电机和200MW及以下透平型发电机在出现三相直流泄漏电流不符合序号3要求2)、3)的规定时，可利用此方法查找缺陷 测量时采用高内阻(不小于100kΩ/V)的交流电压表 说 明 一般性大修时可以带主变压器试验 更换灭磁开关后 改动接线时 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 45

Q/CSG 1 0007—2004 25 温升试验 1)定、转应符合制造厂规定 子绕组更换后 2)冷却系统改进后3)必要时 1)大修时 参照JB/T6228—1992《汽轮发电机绕组内部2)必要时 水系统检验方法及评定》 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 26 定、转子线棒水流量试验 同时测试总进水或总出水的流量 19.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定 19.1.2.1 发电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，才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。

19.1.2.2 运行中的发电机，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。

19.2 直流电机

直流电机的试验项目、周期和要求见表19.2。

表 19.2 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 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 3 电枢绕组片间的直流电阻 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根据实际情况规定 相互间的差值不应超过正常最小值的10% 序 号 4 项 目 绕组的交流耐压试验 周 期 大修时 要 求 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为1000V 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 5 6 磁场可变电阻器的直流电阻 磁场可变电阻器的绝缘电阻 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 大修时 7 8 9 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 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)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 说 明 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 2)用2500V兆欧表 必要时可做无火花换向试验 10 直流发电机的特性试验 46

1)更换绕组后 2)必要时 1)空载特性：测录至最大励磁电压值 Q/CSG 1 0007—2004

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 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 19.3 中频发电机

中频发电机的试验项目、周期和要求见表19.3。

表 19.3 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 大修时 要 求 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 说 明 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表测量；1000V及以上者使用2500V兆欧表测量 2 绕组的直流电阻 3 4 5 绕组的交流耐压试验 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验 大修时 大修时 1)更换绕组后 2)必要时 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在测量误差范围内 6 温升 必要时 按制造厂规定 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 19.4 交流电动机

交流电动机的试验项目、周期和要求见表19.4。

表 19.4 交流电动机的试验项目、周期和要求 序 号 1 项 目 绕组的绝缘电阻和吸收比 周 期 1)小修时 2)大修时 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)吸收比根据实际情况规定 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)其余电动机根据实际情况规定 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19.1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 必要时,如: —怀疑有匝间短路时 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 47

Q/CSG 1 0007—2004 3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 1)大修时 2)更换绕组后 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以下的电动机根据实际情况规定 1)大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为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： 不可逆式 可逆式 3.0Uk，但不小于2000V 大修不更1.5Uk，但不小换转子绕于1000V 组或局部更换转子绕组后 全部更换2Uk+1000V 转子绕组后 试验电压为1000V 有条件时可分相进行 4 定子绕组的交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后 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)低压和100kW以下不重要的电动机，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启动者，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 4Uk+1000V 6 7 8 9 10 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 大修时 可用2500V兆欧表测量代替 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% 3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 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 大修时 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测量代替 序 号 11 项 目 检查定子绕组的极性 定子铁芯试验 周 期 接线变动时 1)全部更换绕组时或修理铁芯后 2)必要时 必要时 要 求 定子绕组的极性与连接应正确 12 参照表19.1中序号10 13 电动机空转并测空载电流和空载损耗 双电动机拖动时测量转矩—转速特性 1)转动正常，空载电流根据实际情况规定 2)额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50% 14 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% 说 明 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 48

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15 运行中故障检测 每年2次 检测内容： —鼠笼断条 —气隙偏心 —定子绕组匝间短路 49

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附录A(规范性附录)

绝缘子的交流耐压试验电压标准

表A 支柱绝缘子的交流耐压试验电压 额定电压,kV 3 6 10 15 20 35 44 60 110 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 交 流 耐 压 试 验 电 压,kV 纯 瓷 绝 缘 固 体 有 机 绝 缘 出 厂 大修后 出 厂 大修后 25 25 25 22 32 32 32 26 42 42 42 38 57 57 57 50 68 68 68 59 100 100 100 90 — 125 — 110 165 165 165 150 265 240 265 265 (305) (280) — 330 — 360 490 490 490 440 630 630 — — 154 177.0 220 252.0 330 363.0 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录B(资料性附录)

污秽等级与对应附盐密度值

表 B1 普通悬式绝缘子(X-4.5，XP-70，XP-160)

附盐密度与对应的污秽等级 污秽等级 2线路盐密,mg/cm 2发、变电所盐密,mg/cm 0 ≤0.03 — 1 ＞0.03～0.06 ≤0.06 2 ＞0.06～0.10 ＞0.06～0.10 3 ＞0.10～0.25 ＞0.10～0.25

4 ＞0.25～0.35 ＞0.25～0.35 表 B2 普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 污秽等级 盐 密， 2mg/cm 1 ≤0.02 2 ＞0.02～0.05 3 ＞0.05～0.1 4 ＞0.1～0.2 附录C(资料性附录)

避雷器的电导电流值和工频放电电压值

C1 避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表C1～C4。

表C1 FZ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 FZ-10 (FZ2-10) 10 10 FZ-35 35 16 (15kV元件) FZ-40 40 20 (20kV元件) FZ-60 60 20 (20kV元件) 400～600 140～173 FZ-110J 110 24 (30kV元件) 400～600 224～268 FZ-110 110 24 (30kV元件) 400～600 254～312 FZ-220J 220 24 (30kV元件) 400～600 448～536 电导电流， 400～600 400～600 400～600 μA (＜10) 工频放电电26～31 82～98 95～118 压有效值，kV 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。 50

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表 C2 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 表C3 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 35 ①50 250～400 FCZ3-35L 35 ②50 250～400 FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 110 250～400 (400～600) FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110 250～400 (400～600) FCZ-500J 500 160 1000～1400 640～790 FCX-500J 500 180 500～800 680～790 工频放电电压70～85 78～90 170～195 340～390 有效值，kV 注：① FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上应加直流试验电压60kV； ② FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流电压60kV； ③ FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表C4 FCD型避雷器电导电流值 额定电压，kV 试验电压，kV 电导电流，μA 2 2 3 3 4 6 10 13.2 4 6 10 13.2 FCD为50～100，FCD、FCD3不超过10，FCD2为5～20 15 15 C2 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13.1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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附录D(规范性附录)

同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗

D1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表D1、表D2。

表 D1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压 kV 序 号 1 2 3 4 试 验 阶 段 线圈绝缘后，下线前 下线打槽楔后 并头、连接绝缘后 电机装配后 试验形式 — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un+4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.0 Un +1.0 ≥10MW(MVA) 2～6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.25Un +2.0 2.5Un 10.5～18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0 表 D2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 kV 序 号 1 2 3 4 5 试 验 阶 段 线圈绝缘后，下线前 下层线圈下线后 上层线圈下线后打完槽楔与下层线圈同试 焊好并头，装好连线、引线，包好绝缘 电机装配后 试验形式 — — — 分相 分相 ＜10MW(MVA) ≥2 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.0Un +1.0 ≥10MW(MVA) 2～6 2.75Un +4.5 2.5Un +2.5 2.5Un +1.5 2.25Un +2.0 2.5Un 10.5～18 2.75Un +6.5 2.5Un +4.5 2.5Un +4.0 2.25Un +4.0 2.0Un +3.0 D2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表D3、表D4。

表 D3 整台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序 号 1 试 验 阶 段 试验形式 ＜10MW(MVA) ≥2 ≥10MW(MVA) 2～6 10.5～18 拆除故障线圈后，留在槽中的— 0.8(2.0Un+1.0) 0.8(2.0Un +3.0) 0.8(2.0Un +3.0) 老线圈 2 线圈下线前 — 2.75Un 2.75 Un 2.75Un+2.5 3 下线后打完槽楔 — 0.75×2.5Un 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75(2.5Un +2.5) 4 并头、连接绝缘后，定子完成 分相 0.75(2.0Un +1.0) 0.75×2.5Un 0.75(2.0Un +3.0) 5 电机装配后 分相 1.5Un 1.5 Un 1.5Un 注：1. 对于运行年久的电机，序号1，4，5项试验电压值可根据具体条件适当降低； 52

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2. 20kV电压等级可参照10.5～18kV电压等级的有关规定。

表 D4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序 号＜10MW(MVA) ≥10MW(MVA) 试 验 阶 段 试验形式 ≥2 2～6 10.5～18 1拆除故障线圈后，留在槽中的 老线圈— 0.8(2.0 Un +1.0) 0.8(2.0 Un +3.0) 0.8(2.0 Un +3.0) 2 线圈下线前 — 2.75 Un 2.75 Un 2.75 Un +2.5 3 下层线圈下线后 — 0.75(2.5 Un +0.5) 0.75(2.5 Un +1.0) 0.75(2.5 Un +2.0) 4上层线圈下线后，打完槽楔与 下层线圈同试— 0.75×2.5 Un 0.75(2.5Un +0.5) 0.75(2.5 Un +1.0) 5焊好并头，装好接线，引线包 好绝缘，定子完成分相 0.75(2.0Un +1.0) 0.75×2.5 Un 0.75(2.0 Un +3.0) 6 电机装配后 分相 1.5Un 1.5 Un 1.5 Un 注：1. 对于运行年久的电机，试验电压值可根据具体条件适当降低； 2. 20kV电压等级可参照10.5～18kV电压等级的有关规定。

D3 同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按制造厂规定。

D4 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求见表D5。

表D5 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求 序号 项 目 要 求 说 明 1 整相绕组(或分 1)整相绕组(或分支)的Δtanδ值不大于下列值： 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 支)及单根线棒定子电压等级 Δtanδ 2)槽外测量单根线棒tanδ时，线棒两端应的tanδ增量(ΔkV % 加屏蔽环 tanδ) 6 6.5 3)可在环境温度下试验 10 6.5 Δtanδ(%)值指额定电压下和起始游离电压下tanδ(%)之差值。对于6kV及10kV电压等级，起始游离电压分别取3kV和4kV 2)定子电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的Δtanδ(%)值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un 相邻0.2Un电压间隔 0.8Un和0.2Un 11 2.5 3.5 凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Un；否则也可选择(0.8～1.0)Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un，0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un

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Q/CSG 1 0007—2004 序号 2 项 目 整相绕组(或分支)及单根线棒的第二电流增加率ΔI(%) 要 求 说 明 1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压Un以内明显出现者(电流增加 1)在绝缘不受潮的状态下进行试验 倾向倍数m2>1.6)，属于有老化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在 2)按下图作出电流电压特性曲线 Un以上不明显出现 2)单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压，不小于(2.5～3)Un 3)整相绕组电流增加率不大于下列值： 定子电压等级 6 10 kV 试验电压 6 10 kV 3)电流增加率 额定电压下电流增加率 8.5 12 % II I0 3 整相绕组(或分支)及单根线棒之局部放电量 1)整相绕组(或分支)之局部放电量不大于下列值： 定子电压等级 6 10 kV 最高试验电压 6 10 kV 局部放电 试验电压 4 6 kV 最大放电量 -8-81.5×10 1.5×10 C 2)单根线棒参照整相绕组要求执行 应符合表1中序号3、4有关规定 式中 I—在Un下的实际电容电流； I0—在Un下I=f(U)曲线中按线性关系求得的电容电流 4)电流增加倾向倍数 m2=tanθ2/tanθ0 式中 tanθ2—I=f(U)特性曲线出现Pi2点之斜率； tanθ0—I=f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率 I0100%4 54

整相绕组(或分支)交、直流耐压试验 Q/CSG 1 0007—2004

注：1.进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。 2.当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其采用方式包括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。 a)累计运行时间超过30年(对于沥青云母和烘卷云母绝缘为20年)，制造工艺不良者，可以适当提前； b)运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；

c)外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象； d)鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。

3.鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位

以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。

D5 同步发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见DL/T492。 D6 硅钢片的单位损耗见表D6。

表 D6 硅钢片的单位损耗 硅钢片品种厚 度 单位损耗 W/kg 代 号 mm 1T下 1.5T下 D21 0.5 2.5 6.1 D22 0.5 2.2 5.3 D23 0.5 2.1 5.1 D32 0.5 1.8 4.0 热轧硅钢片D32 0.35 1.4 3.2 D41 0.5 1.6 3.6 D42 0.5 1.35 3.15 D43 0.5 1.2 2.90 D42 0.35 1.15 2.80 D43 0.35 1.05 2.50 W21 0.5 2.3 5.3 W22 0.5 2.0 4.7 无取向 W32 0.5 1.6 3.6 W33 0.5 1.4 3.3 冷轧硅钢片 W32 0.35 1.25 3.1 W33 0.35 1.05 2.7 Q3 0.35 0.7 1.6 单取向 Q4 0.35 0.6 1.4 Q5 0.35 0.55 1.2 Q6 0.35 0.44 1.1

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附录E(资料性附录)

带电设备红外诊断方法和判断依据

(摘录于DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》)

E1 表面温度判断法

根据测得的设备表面温度值，对照GB 763的有关规定，凡温度(或温升)超过标准者可根据设备温度超标的程度、设备负荷率的大小、设备的重要性及设备承受机械应力的大小来确定设备缺陷的性质，对在小负荷率下温升超标或承受机械应力较大的设备要从严定性。 E2 相对温差判断法

E2.1 对电流致热型设备，若发现设备的导流部分热态异常，应进行准确测温，算出相对温差值，按表E1的规定判断设备缺陷的性质。

表E1 部分电流致热型设备的相对温差判据 设备类型 SF6断路器 真空断路器 充油套管 高压开关柜 空气断路器 隔离开关 其他导流设备 相对温差值% 一般缺陷 ≥20 ≥20 ≥20 ≥35 ≥50 ≥35 ≥35 重大缺陷 ≥80 ≥80 ≥80 ≥80 ≥80 ≥80 ≥80 视同紧急缺陷 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 E2.2 当发热点的温升值小于10K时，不宜按表E1的规定确定设备缺陷的性质。对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备，如果有条件改变负荷率，可增大负荷电流后进行复测，以确定设备缺陷的性质。当无法进行此类复测时，可暂定为一般缺陷，并注意监视。 E3 同类比较法

E3.1 在同一电气回路中，当三相电流对称和三相(或两相)设备相同时，比较三相(或两相)电流致热型设备对应部位的温升值，可判断设备是否正常。若三相设备同时出现异常，可与同回路的同类设备比较。当三相负荷电流不对称时，应考虑负荷电流的影响。

E3.2 对于型号规格相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。一般情况下，当同类温差超过允许温升值的30%时，应定为重大缺陷。当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响。 E4 热谱图分析法

根据同类设备在正常状态和异常状态下的热谱图的差异来判断设备是否正常。 E5 档案分析法

分析同一设备在不同时期的检测数据(例如温升、相对温差和热谱图)，找出设备致热参数的变化趋势和变化速率，以判断设备是否正常。

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Q/CSG xxxx—200X

附录F(资料性附录)

参 考 资 料

GB/T 261—1983 石油产品闪点测量法 GB/T 264—1983 石油产品酸值测量法 GB/T 507—1986 绝缘油介电强度测量法

GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 755—2000 旋转电机 定额和性能

GB 763—1990 交流高压电器在长期工作时的发热 GB 1001—1986 盘形悬式绝缘子技术条件 GB/T 1029—1993 GB 1032—1993 GB 5583—1985 GB 5654—1985 GB/T 6541—1986 GB/T 7064—2002 GB 7253—1987 GB 7328—1987 GB/T 7598—1987 GB/T 7599—1987 GB 7600—1987 GB 7601—1987 GB/T 7894—2001 GB 8349—2000 GB 9326.1～.5—1988 GB 11023—1989 GB 12022—1989 GB 14542 GB/T 17623-1998 DL/T 402—1999 DL 417—1991 DL/T 421—1991 DL/T 423—1991 DL/T 429.6—1991 DL/T 429.7—1991 DL/T 429.9—1991 DL/T 450—1991 DL/T 459—2000 DL 474—1992 DL 474.1—1992 DL 474.2—1992 DL 474.3—1992 DL 474.4—1992 DL 474.5—1992 DL 474.6—1992 DL 475—1992 DL/T 492—1992 DL 506—1992 DL/T 595—1996 DL/T 626 DL/T 735—2000 DL/T 815—2002 三相同步电机试验方法 三相异步电机试验方法 互感器局部放电测量

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 石油产品油对水界面张力测量法(圆环法)

透平型同步电机技术要求

盘形悬式绝缘子串元件尺寸与特性 变压器和电抗器的声级测量

运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB法) 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法)

运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法) 水轮发电机基本技术条件 金属封闭母线

交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 工业六氟化硫

运行中变压器油维护管理导则

绝缘油中溶解气体组份含量的气相色谱测定法

交流高压断路器订货技术条件 电力设备局部放电现场测量导则 绝缘油体积电阻率测量法

绝缘油中含气量测量--真空压差法

运行油开口杯老化测定法 油泥析出测定法

电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) 电力系统直流电源柜订货技术条件 现场绝缘试验实施导则

绝缘电阻、吸收比和极化指数试验 直流高电压试验

介质损耗因数(tanδ)试验 交流耐压试验 避雷器试验

变压器操作波感应耐压试验

接地装置工频特性参数的测量导则

发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则

现场SF6气体水分测定方法 六氟化硫设备气体监督细则

盘形悬式绝缘子劣化检测规程

大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定 交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器

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DL/T 864-2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 JB/T 6228—1992 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定 SD306 六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法) SD307 六氟化硫新气中酸度测量法 SD308 六氟化硫新气中密度测量法

SD309 六氟化硫气体中可溶解氟化物含量测量法

SD310 六氟化硫气体中矿物油含量测量法(红外光谱法) SD311 六氟化硫新气中空气—四氟化碳的气相色谱测量法 SD312 六氟化硫气体毒性生物试验方法 SH 0040—1991 超高压变压器油 SH 0351—1992 断路器油

Q/001—126.01—2002 电力变压器绕组变形测试导则(频率响应法)

电容型设备比较法带电测试导则

关于南网《预试规程》部分条款的修编说明

（绝缘油和SF6部分）

一、关于设备试验周期所涉及的设备和条款 附表1

充油和充SF6气体的确设备有19种，涉及29个试验项目，在有关设备试验周期的条款中，DL/T596-1996规程与南网预试规程相比，没有变化的有8条，新增设备试验项目5项，取消设备试验3项，其余13项条款都做了不同程度的修改。 二、关于试验标准的变化

（一）、DL/T596-1996标准与南网预试规程标准相对应三个主要表格

序号 1 2 DL/T596-1996标准 表 36 变压器油的试验项目和要求 南网预试规程标准 表12.1变压器油的试验项目、周期和要求 表37运行中断路器油的试验项目、周期和要求 表12.2投运前和运行中断路器油的试验项目、周期和要求 3 表 38运行中SF6气体的试验项目、周期和要求 表12.3 SF6气体的试验项目、周期和要求 序号1表格是变压器油的试验项目和质量标准 序号2表格是断路器油的试验项目和质量标准 序号3表格是SF6气体的试验项目和质量标准

上述两个规程，各自使用的三个表格在中许多的设备试验标准被引用，本次修改的南网预试规程中，没有对此进行大的修改，所改动的地方为：

1、从题目上看，表 36对应的表12.1相比，增加了变压器油的试验周期；表 37与对应的

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表12.2相比，增加了断路器油投运前质量标准；表 38 与对应的表12.3相比运行中SF6气体的试验项目、周期和要求没有变化。

2、从内容看：

1）、表12.1、12.2质量表格修编所涉及的内容

表12.1变压器油的试验项目和质量标准与原标准相比，除了增加了变压器油的试验周期外，还取消了330kV电压等级的水分，介损，击穿电压，体积电阻率和含气量的试验；将闭口闪点运行标准放宽了5℃；将15kV以下绝缘油的击穿电压值提高到 与35 kV同等的水平。

表12.2断路器油的试验项目和质量标准与原标准相比，增加了变压器油的外状项目，取消了机械杂质项目；对于水分的要求，应该不包括500 kV电压等级的标准。

2）、表12.3 增加了SF6气体的纯度试验项目，其原因是考虑了目前SF6设备使用已经有一段时间，SF6气体的纯度有变化，增加其该试验项目有必要；第二可与GB/T8905-1996接轨；第三、在必要的检修或解体时有参数准备（SF6气体的纯度试验方法相对简单且有效）。

3）、表12.3明确了无灭弧室气室在低SF6压力状态运行参数：当额定绝对气压≤0.35MPa时，SF6气体的湿度不大于1000，额定绝对气压>0.35MPa的湿度不大于500，为SF6气体变压器的运行规定了湿度上限标准，为部分变压器在低SF6压力状态湿度运行参数。 （二）、设备分析项目标准的修订

附表2

充油和充SF6气体的确设备有19种，涉及37个试验项目，在有关设备试验标准的条款中，DL/T596-1996规程与南网预试规程相比，没有变化的有13条，新增设备试验标准项目7项，取消设备试验标准4项，其余13项条款都做了不同程度的修改。 三、本规程涉及相关标准的实际情况

1）、本规程有关化学专业方面所包含的条文不违反DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》，所有项目均按实际运行情况，在现有的GB或DL或各行业标准对《电力设备预防性试验规程》做了必要的补充（如关于绝缘油耐压试验：1、GB/T507、DL/T429.9对绝缘油耐压试验方法、使用范围进行了规定，在本规程规定采用GB/T7595- 2000《运行中变压器油质量标准》，明确了标准值为平板电极试验值，采用GB/T507方法的试验值可以校正。2、关于绝缘油取样温度的规定：绝缘油取样温度执行GB/T7595- 2000《运行中变压器油质量标准》取样油温为40-60℃等）。

2）、新增加的试验项目标准是根据现有的试验经验，如SF6变压器SF6气体湿度，参考了GIS中CT、PT等运行经验，并参考了相关厂家（三菱、东芝等）的相关标准，但也不排除最新版本应用的可能性。

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3）、对有争议的较难确定标准的个别试验项目标准，如油的洁净度（颗粒度）标准（NAS）暂时不作为硬性规定执行。

4）、化学专业预试侧重于对设备的状态试验，在试验周期上做了比较多的调整，在试验标准上，有相对严格了的地方，如对部分10kV设备油耐压。目的是在安全的基础上，延长设备预试周期，减少停电次数；另外，一些设备预试周期的延长有依赖红外测作为补充手段（如红外测试有效发现套管接头发热和缺油）。

5）、不满足的地方。由于研究、经验、时间和相对信息等原因，有一些漏写或错写的地方（如断路气油），部分最新标准不一定含概，还有一些在GB或DL或各行业标准不兼容的地方，部分的标准做了规定。

6）、关于SF6特征气监督标准。绝缘油用于电力设备的用途除绝缘、散热、灭弧以外，现在由于被赋予了新的使命，就是通过对油中气体成分的分析来监督运行设备的状态而逐步的受到重视。SF6气体用于电力设备的用途除了与绝缘油同样的功能外，暂时还没有标准的特征气来表述运行设备的状态，也就是说SF6分解气体只是表明设备中有故障出现，但是故障类型和故障程度不能够定性和量化，并且故障的特征气体的成分的分类和检出还在研究中。 附表：

一、关于设备试验周期所涉及的设备和条款

绝缘设备名称 介质 序分析项目 号 1 色谱 DL/T596-1996周期 运行中330 kV以上 3个月、220 kV 6个月、8MkV以上的1年、其余自行规定 新油、运行中330 kV以上1年、66-220 kV必要时 必要时 -- 66-220 kV 1-3年，35kV以下3年或自行规定 大修后、必要时 投运前、大修后、330 kV以上1年 自行规定 南网预试规程周南网预试规程期 备注 运行中500 kV 3 个月、220 kV 6个月、35 kV、110 kV1年 新油、投运前、运行中110 kV以上1年、必要时 必要时 500kV：必要时 110 kV以上3年、必要时 2 油中含水量 充 油 变压器及电抗器500 kV 设 3 4 5 糠醛含量 油中颗粒度含量测试 绝缘油 不变 增加 水分试验1年 备58

6 电抗器10 7 kV 8 套管 含气量 绝缘油 色谱 投运前、必要时、 500 kV1年 6年、大修后 只做耐压试验 投运前、大修后、必要时 必要时 Q/CSG xxxx—200X

9 CT、PT 10 绝缘油耐压试验 11 绝缘油 色谱及含水量 投运前、大修后、大修后、必要时、 必要时、66 kV以3年、 上1-3年 大修后、必要时 大修后、必要时 不变 投运前、大修后、运行中110 kV以上1年、110 kV及以下3年、 电缆过热或终端、塞止接头有局放时 2-3年、 大修后、必要时 大修后、必要时 大修后、必要时 1-5年、吊芯后 35 kV以上1-3年 — — — 投运前、大修后、油耐压、水分试运行中3年、 验1年 断路器 12 色谱 充油电缆 重合器（10kV） 分段器 放电线圈 集合式电容器 变压器 13 绝缘油耐压、介损 14 绝缘油耐压试验 15 绝缘油试验 16 绝缘油耐压试验 17 绝缘油耐压试验 18 19 20 21 SF6气体湿度 SF6气体检漏 体成分分析 SF6气体湿度 电缆过热或终端、不变 塞止接头有局放时 3年 大修后、必要时 不变 大修后、必要时 — 6年 只做油耐压试验 取消 新增 新增 新增 新增 不变 不变 取消 不变 取消 不变 充 SF6 CT、PT 气 22 SF6气体检漏 23 SF6气体湿度 开关和GIS 重合器（10kV） 分段器 29 SF6气体检漏 24 25 26 27 28 SF6气体检漏 体成分分析 SF6气体湿度 SF6气体检漏 SF6气体湿度 体 设 备1年 大修后、必要时 大修后、必要时 投后1年、3年、大修后 — 3年、必要时 1-3年、大修后、投后1年、3年、必要时 大修后 大修后、必要时 大修后、必要时 必要时 必要时 大修后、必要时 — 大修后、必要时 大修后、必要时 大修后、必要时、— 1-3年 大修后、必要时 大修后、必要时 绝缘介质 二、设备分析项目标准的修订 设备名称 序号 分析项目 DL/T596-1996分析项目 南网预试规程分析项目 南网预试规程备注 59

Q/CSG 1 0007—2004 1 色谱 1)运行设备注意值： 1)新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值： 总烃含量大于150×10-6 总烃:20；H2:10；C2H2:0 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10 2)运行设备油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注(500kV变压器为1×10-6) 2)烃类气体总和的产气意： 速率大于0.25ml/h(开放式)总烃：150； H2:150 和0.5ml/h(密封式)，或相对C2H2:5 (35kV～220kV)，1 (500kV) 产气速率大于10%/月则认3)烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或为设备有异常 3)对330kV及以上的电相对产气速率大于10%/月则认为设备抗器，当出现痕量(小于有异常 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 投运前: ≤1%, 运行中: 投运前: ≤1%, 运行中: ≤3 % ≤3 % 投运前66-110 kV≤20，投运前;110kV ≤20,220kV ≤15, 500kV 220 kV≤15，330 ≤10 运行中110kV ≤35,220kV ≤25, 500kV -500kV≤10；运行中≤15μL/L。 -6 增加新装压器意值准 了变注标 2 变压器及电抗器500 kV 3 含气量 油中含水量 不变 取消66、330 kV电压等级 充 油 66-110 kV≤25，220 kV≤20，330 -500kV≤15μL/L。 4 设 备5 6 7 8 500kV：1%, 一般不大于下值： 绝缘纸(一般不大于下值：500kV：1%, 220kV：3% 板)含水330kV：3%,220kV：3% 量 糠醛含量 略 略（长期过载运行后，温升超标后等） 油中颗粒_ 按GB14542《运行中变压器油维护管理度含量测导则》执行 试 见12.1节 绝缘油 见第13 不变 60

不变 新增 相关8项 取消了高电压等级的 电抗器 略 投运前 15kV～35kV ≥35 15kV以下 ≥30 运行中 15kV～35kV ≥30 15kV以下 ≥25 电抗器10 9 kV 10 套管 变压器油 ＞20kV 击穿电压 色谱 注意值： H2 500×10-6 CH4 100×10-6 C2H 2×10-6(110kV及以下) ,1×10-6(220～500kV) 略 油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意: H2：500, CH4:100；一旦发现含有C2H2，应立即停 止运行，进行检查不变 一旦发现含有C2H2应立即运 Q/CSG xxxx—200X

11 色谱 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) 及含水量 - 1）油中溶解气体组分含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注意，总烃：100 ，H2：150 ；一旦发现含有C2H2，应立即停止运行，进行检查 一旦发现含有C2H2应立即运 CT、 12 油中水分含量不应大于下表规定（mg/L） 电压等级kV 投运前 运行中 增加 13 绝缘油耐压试验 PT 14 色谱 15 C2H：2×10-6 及含水量 -- 110 20 35 220 15 25 500 10 15 投运前（平板电极运行中（平板电极见第13章 ） ） 35kV ：≥35 kV 35kV：≥30 kV 110kV、220kV： ≥110 kV、220kV：≥40 kV 35 kV 500kV：≥60 kV 500kV： ≥50 kV 油中溶解气体组分含1）一旦发现C2H2增长，应考虑缩短周量(体积分数)超过下列期 2）油中溶解气体组分含量(μL/L)超任一值时应引起注意：过下列任一值时应引起注意： 总烃：100×10-6 总烃：100,H2： 150 H2：150×10-6 C2H2： 2(220kV), 3(110kV) 3）油中水分含量（mg/L）不应大于下表规定： 电压等级投运前 运行中 ,kV 220 15 25 110 20 35 见12.2节 明确标准值为平板电极值 C2H2： 2(220kV), 3(110kV) 增加 16 断路器 17 18 绝缘油耐压试验 绝缘油 色谱 见第13章 8项 见第13章 充油电缆 19 压力箱电缆油耐压、介损 电缆及电缆油耐压、介损 少写了应 注意值: 可燃气体总量注意值: 可燃气体总量1500,H2 不变 1500,H2 500,C2H2 很亮500,C2H2 很亮,CO100, CO2 ,CO100, CO2 1000,CH4 1000,CH4 200,C2H6 200,C2H4 200 200,C2H6 200,C2H4 200 不低于50kV, 不低于50kV, 不变 不大于0.005(100℃时) 不大于0.005(100℃时) 不低于45kV 53/66～127/220kV介损0.03 190/330kV介损0.01 见第13章 见第13章 1)击穿电压不低于45kV 2)电缆油在温度100±1℃和场强1MV/m下的tanδ不应大于下列数值： 投运前：0.5%,其 余：3% 大修后 ≥35kV 运行中 ≥30kV tanδ取见12.3节 20 消了按电压等级 不变 不变 重合器（10kV） 分段器 21 22 绝缘油耐压试验 绝缘油耐压试验 绝缘油耐压试验 61

Q/CSG 1 0007—2004 放电线圈 集合式电容器 23 24 绝缘油耐压试验 绝缘油耐压试验 见第13章 投运前: 15kV以下 ≥30 kV 15～35kV ≥35 kV — 运行中: 15kV以下 ≥25 kV 15～35kV ≥30 kV — 投运前: 15kV以下 ≥30 kV 15～35kV ≥35 kV 取消 运行中: 不变 15kV以下 ≥25 kV 15～35kV ≥30 kV 新增 25 SF6气体湿度 运行中：不大于500μL/L 大修后：不大于250μL/L 当额定绝对气压≤0.35MPa时，SF6气变压器 26 27 28 CT、PT 29 30 充 SF6 气 SF6气体检漏 体成分分析 SF6气体湿度 SF6气体检漏 SF6气体湿度体成分分析 — — — — 1)断路器灭弧室气室 大修后： 150 运行中： 300 2)其它气室 大修后： 250 运行中： 500 体的湿度不大于1000，额定绝对气压>0.35MPa的湿度不大于500 无明显漏点 见12.3节 新增 新增 大修后不大于250，运行中不大于500 新增 无明显漏点 1)断路器灭弧室气室 大修后： 150 运行中： 300 2)其它气室 大修后： 250 运行中： 500 年漏气率：1% 或按制造厂要求 新增 不变 体 开关和GIS 设 31 32 33 34 SF6气体检漏 SF6气体成分分析 备年漏气率不大于1%或按制造厂要求 — 应符合制造厂规定 见第13章 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 见第13章 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 不变 增加 取消 取消 不变 取消 不变 按第12.3节 隔离开关 重合器（10kV） 35 36 分段器

37 62

SF6气体泄漏试验 SF6气体湿度 SF6气体检漏 SF6气体湿度 SF6气体检漏 — — 年漏气率不大于1%或按制造厂规定 — 年漏气率不大于1% 或按制造厂规定 《中国南方电网公司预防性试验规程》修编说明

广东省电力试验研究所 姚森敬

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技术监督工作的主要依据，1996年由原电力工业部颁发的DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》，多年来对电力生产起到了重要的作用。但近

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年来,我国电力工业发展迅速，涌现大量新设备；试验技术也不断进步，出现了带电测试、在线监测、红外测试等测试手段；在此期间不少国家标准、行业标准的规程也进行了修改；还遇到了一些问题需要协调、明确；部分过时的设备及部分测试项目不合适的内容，则有必要进行删除。因此由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出，由广电集团电力试验研究所、广电集团广州供电分公司电力试验研究所共同对DL/T596—1996进行了修订，作为中国南方电网有限责任公司的企业标准。

下面对规程的修编情况进行说明，以帮助大家对新规程有较好的理解。

一、修编预防性试验规程的背景和过程

中国南方电网有限责任公司成立后，网公司领导在检查工作时发现很多问题，希望将预防性试验规范起来，对原规程存在的问题如弹性较大、周期项目不统一的情况希望能统一；要充分考虑并增加新设备的预防性试验内容，补充新的测试技术或测试项目，以及新的标准和反措提出的项目，特别是要增加运行设备带电测试、在线监测、红外测试等方面的测试项目；对于部分设备的部分测试项目，过时或不合适的内容进行了删除。

2003年7月31日，中国南方电网公司发文《关于开展公司系统生产运行管理标准起草工作的通知》（生[2003]14号），按照文件要求，由广电集团公司负责南方电网公司《电力设备预防性试验规程》的起草工作。文件下达后，广电集团公司分别于8月5日和6日召开了会议，对文件的精神进行研究学习，根据文件精神安排广东省电力试验研究所、广电集团广州供电分公司作为修编单位，共同修编《中国南方电网公司预防性试验规程》。从接到工作开始，编制小组就开始了前期的调研和搜集资料工作，分别收集了《广州电力分公司预试规程》、《佛山电力分公司预试规程》、《广西电力公司电力设备交接和预防性试验规程》、《广电集团预防性试验技术研究讨论会资料》、《广电集团有关预防性试验情况调查结果》以及广电集团预防性试验方面专家和基层工作人员的意见，在原DL／T596-1996《电力设备预防性试验规程》的基础上进行了认真的修改，经过日夜的努力，在9月18日形成了《中国南方电网公司电力设备预防性试验规程》第1稿，作为修编征询意见稿，发电子版给编制小组各成员及广电集团公司征求意见。

9月28日～29日在广州番禺进行了第1次讨论，参加会议的单位有南方电网公司、广电集团公司运行部、广东省电力试验研究所、南电广州超高压公司、广州供电分公司电力试研所等。南方电网公司蒋琨主管出席会议并作了讲话，指出修改应重点突出5个方面的内容：1）试验项目应精简；2）试验周期应定死；3）对新设备应给出试验项目及周期；4）应在规程中加入新的试验手段；5）应处理好在线监测、状态检修、状态试验的关系。广电集团公司运行部邓昌辉经理出席会议并作了讲话,指出编制规程不要模棱两可,要敢于大胆突破。 经过2天的讨论，与会专家和成员均对规程的条文提出了许多有益的建议。责成规程起草人会后对根据讨论意见对规程进行修改，对不明白的条文应查找相应的国标、行标依据。

10月28～29日在广州番禺召开第2次讨论修编会议，南方电网公司、广电集团公司、广东省电力试验研究所、广州供电分公司试验研究所、佛山供电分公司、珠海供电分公司、深圳供电分公司、东莞供电分公司、惠州供电分公司、肇庆供电分公司等单位参加了会议。南方电网公司生产技术部皇甫学真副主任出席会议并作了重要讲话，指出网公司的目标要实现“两型两化”，其中标准化编制体现南网公司高起点、高质量，要求规程应比原有行业标准有高质量的提高。广电集团公司运行部王志英副总经理、邓昌辉经理、朱根良高工、梁文进高工等也出席了讨论会。经过2天的讨论，与会专家和成员均对规程的条文提出了许多有益的建议。责成规程起草人会后继续根据讨论意见对规程进行修改。

11月5日至10日，在广州从化召开第3次讨论修编会议，参加会议的全部为广东省电力试验研究所人员。对规程条文进行逐条检查，进一步改正错漏及修改格式。 11月11日，《中国南方电网公司电力设备预防性试验规程》（送审稿）全部完成，由编制小组将规程上交给南方电网公司。 12月，由网公司组织在广东省恩平市召开规程审编会，会议邀请了南方电网下属5省区各运行单位、管理单位及研究院所、中电联、武高所共100名专家对送审稿进行了审核。与会专

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家提出了许多新的修改意见，会后编制小组根据讨论意见继续对规程进行了修改，形成报批稿，经国家有关部门批准后最后形成网公司的规程。 二、预防性试验规程修编的总原则 1、基础

以原电力部1996年9月25日颁布的预防性试验规程（DL/T 596-1996）为基础，结合1996年以来新颁布的国家标准和行业标准、以及反事故措施提出的内容，总结南网公司先进的生产运行管理经验和测试技术进行修编。 2、范围

所界定的范围包括南网公司目前全部的运行设备，对原规程火电厂部分的设备如“电除尘器” 等进行了删除。由于南方电网公司“旋转电机”部分设备较少，将“旋转电机”一章放在了最后。 3、定性

预防性试验规程应定性为“技术标准”，尽量不要将管理标准加进去；涉及到人员安排、仪器设备条件等内容将不在本规程讨论。并注意与其他标准的区别，如国家标准或行业标准中已有试验导则进行规范的，将不再重复。 4、创新

对新设备、新技术的使用，许多已超出原预防性试验规程的规范，但对于在实际运行中卓有成效的，在本次修改中结合我们的运行经验进行了修编。新的检测技术如增加了带电检测、红外检测；新的设备如SF6变压器、SF6互感器、干式互感器等。 5、可操作性

与原规程相比，强调了可操作性，如：

◎在试验周期的安排上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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。

◎鉴于在实际中由于拆接引线损坏设备、停电时间长、高空作业危险等原因，有的地方预防性试验是采用不拆引线进行， 提出如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。

◎对原规程中的“必要时”进行了详细的解释或界定，使之具有可操作性；以方便试验人员进行综合判断。 6、周期的统一

对原规程存在的问题如弹性较大、周期项目不统一的情况进行了统一；例如对原规程“1-3年”的试验周期根据实际分别按设备进行了规定，或定为1年，或定为3年；避免各行其是的混乱情况。 三、修订说明

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目 次

前 言

1 范围…………………………………………………………………………………………………………1 2 规范性引用文件……………………………………………………………………………………………1 3 定义、符号…………………………………………………………………………………………………2 4 总则…………………………………………………………………………………………………………2 5 电力变压器及电抗器………………………………………………………………………………………3 6 互感器………………………………………………………………………………………………………12 7 开关设备……………………………………………………………………………………………………17 8 套管…………………………………………………………………………………………………………25 9 支柱绝缘子和悬式绝缘子…………………………………………………………………………………26 10 电力电缆线路………………………………………………………………………………………………27 11 电容器………………………………………………………………………………………………………30 12 绝缘油和六氟化硫气体……………………………………………………………………………………32 13 避雷器………………………………………………………………………………………………………35 14 母线…………………………………………………………………………………………………………37 15 二次回路……………………………………………………………………………………………………38 16 1kV 及以下的配电装置和电力布线………………………………………………………………………38 17 1kV 及以上的架空电力线路………………………………………………………………………………38 18 接地装置……………………………………………………………………………………………………39 19 旋转电机……………………………………………………………………………………………………40

附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准……………………………………………………48 附录B(资料性附录) 污秽等级与对应附盐密度值…………………………………………………………48 附录C(资料性附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值……………………………………………48 附录D(规范性附录) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗…50 附录E(资料性附录) 带电设备红外诊断方法和判断依据…………………………………………………54 附录F(资料性附录) 参考资料………………………………………………………………………………55

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1 范围

本标准适用于中国南方电网有限责任公司所辖的500kV及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。

2 规范性引用文件 本规程涉及到的标准很多，一种是所涉及设备的基本标准；另一种是有关试验方法的标准。与原规程相比，增加了1996年后颁布的许多新标准。考虑到排版问题，分别在正文和附录中列出了所引用的国标或行标，供使用者参考。

3 定义、符号 增加了“红外测温”、 “绕组变形测试”、 “GIS局部放电测试”、 “常温”等定义，删除了“绝缘电阻”、“吸收比”、“极化指数”几个定义。 4 总则

修改后使规程更具有可操作性，如

4.3条增加了“特殊情况”的解释，遇到特殊情况(例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出)，需要改变设备的试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各运行单位负责生产的总工批准执行，220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门(省公司、超高压公司)备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。 4.4条 在试验周期的安排上，采用“综合停电”，这样减少了大量停电机会，并增加了安全和效益。如：

◎应将同间隔设备调整为相同试验周期；如开关，CT间隔同试验周期，主变三侧设备同试验周期，出线开关，CT，YDR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； ◎发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。

4.8条 针对工程项目施工时间较长，设备验收后长期未投运的，或运行中设备停运超过6个月，为避免设备在现场发生绝缘受潮情况，提出本条。“110kV及以上设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应进行绝缘项目试验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行”。同时，原规程在试验周期中提到的“投运前”试验项目则相应删除。

4.9条提出：有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实用证明（删除了原来的“考核”）利用带电测试或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或不做停电试验，同时报省一级公司备案。

4.10条提出应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。

4.9和4.10体现了新技术的应用，且实际在工作中已取得很好效果；由于不停电就可以试验，因此新规程强调了“应”采用新技术，且在后面具体的试验项目中都给予了很重的份量。

4.11 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。可减少因拆线造成的设备损坏并减少停电时间。 5 电力变压器及电抗器 5.1 前言

本章比原规程作了较大的修改，理解了本章的修改内容，后面几章的修改格式也可类似理解。修改后的规程打破了原规程项目罗列、主次不分、轻重不辨的格局。使修改后的规程更一目了然，大大方便现场人员的操作。修改的内容包括：

1）分类

本章内容分为7部分，即将电力变压器与电抗器的内容按绝缘形式分为油浸式电力变压器、干式变压器、SF6气体绝缘变压器、油浸式电抗器、油浸式串联电抗器、干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈、油浸式消弧线圈，分类后使得更具有可操作性，试验人员可根据不同设备按不同的试验周期和不同的试验项目进行对号入座，而不必来回查找相关条文。与此对应，删除了原规程表4后的大段解释性文字，将其试验项目和要求直接放在相关表格中，使得整体布局更加简洁清晰。

2）关于试验周期的调整

试验周期的改变可以说是本规程修改最大的地方，也是使用新规程必须充分关注的焦点。由于原规程的很多项目对定期试验的周期定为“1～3年或自行规定”，过大的弹性造成了具体执行中的混乱。网公司领导在检查工作时，就发现了以下的一些误区：

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①因为设备停电困难，有些设备（包括500kV主变压器）投产后7、8年从未进行预防性试验。 ②因为人员紧张，有些设备投产后多年从未进行预防性试验。

③将预防性试验工作量与奖金挂钩，出现了对同一设备在1年间多次进行预试；只要有停电机会，就立刻进行试验；试验的目的是为了增加奖金。

④有的供电分公司由于仅有一套试验仪器，当有多个工程需要仪器，或仪器损坏时，有些设备就只好不进行试验了。

⑤有的地方认为设备有问题时才需要进行预防性试验，设备运行正常时就毋需试验了。失去了预防性试验的意义。

⑥认为试验周期越短越好，结果在试验过程中因为过多拆接线造成设备损坏，或由于对少油量设备（如套管）取油样过多造成设备缺油。

凡此种种，使网公司领导下定决心要对定期试验的周期进行规范，要求改变原规程弹性过大、操作性差的局面、要求各执行单位不能放任自流，应有明确规定并坚决贯彻执行。

根据广州供电分公司最近12年的运行经验，对原规程定期试验中需停电的项目执行3年1次的周期是合适的，对于不需要停电的试验项目如油浸式变压器（电抗器）的绝缘油试验、红外测试等则相应加强。 如油浸式电力变压器序号7、8、9、12、22、23、24、25采用了3年1次的定期试验周期；而项目32的“红外测温”则对500kV设备1年2次测温，对110kV及220kV设备1年1次测温。根据调查，目前除了广州外，深圳、佛山、珠海、东莞、中山、茂名等分公司均有采用3年1次的试验周期，实践证明是合理可行的。 3）项目的排列 项目的排列与原规程相比有所调整，按以下顺序重新进行了排列:先绝缘油、气，其次为绝缘试验项目，再为特性试验项目，然后为附件试验项目，最后为整体试验项目。这样的调整更有条理性，有利于现场的使用。 4)增加了“必要时”的解释 在非定期试验中，原规程采用的“必要时”，基层的试验人员反映不好把握：“什么时候必要？什么时候不必要？”，在本规程中进行了解释。尽管这样的解释还没有包括全部的可能情况，但对于加强试验人员的理解和实际操作，是非常有意义的。 5）对于南网系统没有的电压等级如“66kV、330kV”等情况进行了删除。 5.2 油浸式电力变压器

5.2.1油中溶解气体色谱分析（《规程》表1序号1） 周期1）“新投运及大修后投运”增加“110kV:4,30天”，这是因为与220kV和500kV一样，在投运后进行油中溶解气体色谱分析，可有效发现工程中遗留的缺陷；而且试验时不需停电，较为方便。

周期2）“运行中”删除“8MVA以下的油浸式变压器自行规定”，因为对35kV及110kV已提出了“1年”的要求。 要求1）增加了新装变压器油中H2与烃类气体含量的要求，来自国标。 要求3）按国标的要求将相对产气率的单位从每小时“／ｈ”改为每天“／ｄ”。数值相应改变。 说明5）增加对“必要时”的解释 5.2.2油中水分（《规程》表1序号2）

排序上将其提到前面，使油项目集中在一起。 周期3）提出 “110kV及以上:运行中1年”，将其列为定期试验；说明2）增加“必要时”的解释。 5.2.3油中含气量（《规程》表1序号3）

排序上将其提到前面，使油项目集中在一起。 周期2）提出 “对500kV运行中1年”，将其列为定期试验；说明中增加“必要时”的解释。 5.2.4油中糠醛含量（《规程》表1序号4） 在说明中增加“变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况”，说明中增加“必要时”的解释。 5.2.5油中洁净度测试（《规程》表1序号5） 也称“油中颗粒度”或“油中颗粒含量”，该项目的国家标准目前由广东省电力试验研究所主持编写，正在报批中，初定为每100ml油中大于5μm的颗粒数不超过3000个。 5.2.6 删除了“绕组泄漏电流测试” 由于受绝缘表面脏污及表面潮气影响，该项目测试结果分散性较大；且通过其他绝缘试验已可以发现绝缘缺陷。根据对广电集团各供电分公司调查结果，广州、深圳、佛山、汕头、江门都未将该项目作为定期试验；而中山、东莞、茂名、珠海近年来的该项目的试验都未发现设备缺陷。可见该项目实用性较差。因此作了删除。

5.2.7绕组直流电阻（《规程》表1序号7）

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定期试验周期改为3年，

说明2）增加“有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量”，调查中发现对有载开关有的地方采用测量上下各3个分接，有的测量上下各5个分接，有的仅测量运行分接，本条款进行了规范，考虑到利用有载开关改变分接进行测试所用的时间并不多，要求对所有分接进行测量，也使得前后数据对比有了依据。无载分接开关平时比较少动，不必全部测试。

说明4）增加“封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验”，对封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，预试时进行本项目试验需要拆除电缆连接或GIS连接，工艺要求较高，可能会带来拆接的损坏。实际上经调查，各运行单位基本上均没有为了预试而去拆除连接。现在以条文进行了规范。

说明5）中增加了“必要时”的解释。

5.2.8绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数（《规程》表1序号8） 定期试验周期改为3年；

要求2）和3）是根据实际经验提出。原规程要求吸收比大于1.3或极化指数大于1.5，现改为吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5，更具有可操作性。一般说来，中小容量，电压在110kV及以下，采用吸收比较合适；大容量，220kV及以上的，采用极化指数较合适。如果绝缘电阻极高的500kV变压器，极化指数也有低于1.5的情况，并不说明绝缘不良。由于绝缘电阻较大时，吸收现象比较不明显；因此增加要求第3条：当绝缘电阻大于10000 MΩ时，可允许吸收比降低到1.1或极化指数低到1.3。 说明1）对兆欧表的容量提出要求，避免因为兆欧表容量引起的测量误差； 说明6）、7）的解释同上文。

5.2.9绕组连同套管的tanδ（《规程》表1序号9） 要求1）改为对35kV以下的变压器不要求测tanδ；

说明5）、6）的解释同上文。 5.2.10电容型套管的tanδ和电容值（《规程》表1序号10）

增加说明3）的解释同上文。 5.2.11绕组连同套管的交流耐压试验（《规程》表1序号11）

周期1）改为对10kV及以下的变压器6年耐压1次，代替原来的5年；主要考虑到为3年的倍数，可利用综合停电。 要求1）耐压值改为“按出厂试验电压值的0.8倍”代替原来的0.85倍，改动的依据是根据GB 1094.3—2003 《电力变压器》中重复耐压 “按出始试验电压值的0.8倍”；说明2）中10kV电压等级因为出厂试验值有35kV、 38kV 、42kV 等，考虑到35kV已可满足要求，因此进行了统一。

5.2.12铁芯及夹件绝缘电阻（《规程》表1序号12）

周期改为3年，增加了“必要时”的解释。

5.2.13穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻（《规程》表1序号13） 要求增加了“110kV及以下：一般不低于100MΩ”，考虑到对110kV变压器现场进行大修比较多，应提出要求。

5.2.14局部放电试验（《规程》表1序号14）

考虑到新的国标GB 1094.3—2003 《电力变压器》中对110kV变压器在短时间交流耐压中增加了局部放电测量，因此本条与原规程相比，增加了“110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行”；另外增加了对“必要时”的解释。 5.2.15绕组变形测试（《规程》表1序号19） 绕组变形测试技术自1995年在全国开展以来，取得了极大的成绩。以广东省为例，已经通过测试检查到40多台变压器存在的绕组变形，及时进行了大修，避免了事故。由广东省电力试验研究所参与制订的国家测试标准已在2003年送审，很快就可以颁布。此次将项目单列，体现了其重要性。在周期上建议6年测试1次及发生近区短路后进行测试。在说明中要求“每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同；对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试以便比较”。

5.2.16套管中的电流互感器试验（《规程》表1序号19）

大修时套管中的电流互感器试验项目改为1)绝缘电阻测试2)变比测试3)极性测试4)伏安特性测试，比

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原来仅测试绝缘电阻更可行，经调查，当变压器大修需更换套管中的电流互感器时，各运行单位实际都进行了互感器全部项目试验。

5.2.17红外测温（《规程》表1序号32）

利用红外测温技术测量电力设备的发热，进而判断其是否异常，在近年来得到广泛的应用。由于测量时无需停电，操作简单，安全可靠，通过图谱的对比就可以进行直观判断，因而得到了运行人员和试验人员的欢迎。目前已有行业规程DL/T664—1999 《带电设备红外诊断技术应用导则》给予了测试指导。在本规程中几乎所有的设备试验都用到了红外测温，使用本规程的试验人员应给予充分的重视。周期：运行中500kV设备:1年2次；110kV、220kV设备1年1次为最低要求。可根据实际情况选择在负荷大时测量、在高温时测量等。说明1)中要求用红外热像仪测量，这是由于其操作性和准确性明显比其他测量仪器如点温仪优越。

5.3干式变压器

干式变压器的试验项目、周期和要求以表格单独列出，使规程使用者更方便。同时删除了原规程的文字陈述。周期统一改为6年，并增加红外测温项目。 5.4 SF6气体绝缘变压器

SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求：定期试验除湿度检测周期为1年外，其他项目为3年。项目增加了SF6气体成分分析、SF6气体泄漏试验、绕组连同套管的tanδ、红外测温。目前系统内SF6气体绝缘变压器有35kV及110kV，tanδ的要求仍参考油浸式。

5.4 油浸式电抗器

本节仅对500kV油浸式并联电抗器提出要求，其条文解释与500kV油浸式变压器相同。

5.5 油浸式串联电抗器

试验周期改为6年，耐压值改为0.8倍，解释理由同上。 5.6干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈

项目取消交流耐压，由于耐压只对瓷瓶进行，没有实际意义且数量大，因此取消。采用红外测温方式进行支持瓷瓶及引线接头、接地引下线等部位的检查，每年1次。在必要时可测量阻抗。 5.7油浸式消弧线圈

项目作了精简，删除了油试验及介损试验，仅保留绕组直流电阻和绝缘电阻测试，同时周期改为6年。

6 互感器

按类别和绝缘形式分为6类，分表列出试验项目、周期和要求，从而使用更方便。其中补充了SF6互感器及干式互感器的试验标准。

SF6互感器是一种较新的产品，近年来逐步在电力系统内使用，具有无油化、维护工作量小等优点。35kV以上电压等级干式电流互感器仍然是电容屏结构，但主绝缘采用聚四氟乙烯绝缘取代油浸式的油纸绝缘。其整体结构为U型双臂，外绝缘采用硅橡胶伞裙。干式互感器与油浸和气体的相比，有以下特点：无油、无气、无瓷、无可燃可爆介质、无泄露、无环境污染、基本免维护、免充气换油、适用于无人值班变电站、体积小、重量轻、便于施工，虽然干式互感器在国内还没有具体的标准，但在广东已有5年的运行经验，实践证明，干式互感器技术已逐渐成熟，干式互感器在全国运行约10000台次，尚未发生事故。经过对几家厂家的调研，结合运行经验，新规程提出了预防性试验的标准供用户使用，具体指标是否恰当，仍需继续从实践从进行考核。

6.1 油浸式电流互感器

增加了序号3“带电测试tan 及电容量”及序号12“红外测温”，这是因为两种试验技术均比较成熟，可以进行推广，由于不必停电，周期定为1年1次或1年2次；其他试验项目周期仍为3年。其中序号3“带电测试tan 及电容量”提出可采用同相比较法，是根据广东省的应用情况提出的，不同的带电测试设备也可采用相应的试验方法，但要求修订细则进行规范。如广东省已制订了《电容型设备比较法带电测试导则》 项目4增加“油中水分含量测定”，由于周期放宽了，适当加强油样测试；油浸式电流互感器的渗漏问题仍较严重，测量油中水分含量可有效发现互感器是否受潮。而根据国电公司2002年《预防110kV～500kV互感器事故措施》，一旦发现油中含有C2H2，应立即停止运行，进行检查处理。

序号6“局部放电试验”，由于互感器近年来的工艺水平提高较快，在GB1208中对局部放电测量的要求已有大幅度提高。如GB1208（包括正在修订的GB26044. 1）中，要求对中性点接地系统，测量电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于5pC。即测量电压比原规程1.1Um/3高，而局放量要求却比原来20pC还低。考虑到

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预试的标准可适当比出厂标准放宽松些，因此仍将放电量选为20pC。

序号8“交流耐压试验” 如参考GB1094，一次绕组耐压值按出厂值的0.8倍进行，代替原来的0.85倍。 6.2 SF6电流互感器

定期试验改为测量“气体湿度”与“气体泄漏”3年1次，其中“气体泄漏”要求改为“无明显漏点”，代替原来1％的年泄漏率；项目增加“红外测温”，因不需要停电，对500kV：1年2次；对220kV及以下:1年1次。“交流耐压试验”试验电压值仍改为按出厂值的0.8倍进行。 6.3干式电流互感器

虽然10kV配网系统早已普遍使用干式CT，但10kV系统的干式是指树脂浇注绝缘，与110kV及以上电压等级的干式绝缘意义上完全不同。90年代中期，在110kV干式高压穿墙套管技术的基础上，北方的电科院下属公司、南方的湖南汨罗电力实业公司先后开发了110kV干式高压电流互感器。它的结构是将干式高压穿墙套管弯成U形作为互感器的一次绕组，将二次绕组套装在U形的底部。经过几年的发展，已形成了4～5次的技术改造，使干式高压电流互感器在技术上逐渐成熟，并进一步发展到了220kV系列。干式电流互感器仍然是电容屏结构，但主绝缘与油浸式不同，采用聚四氟乙烯绝缘取代油浸式的油纸绝缘。其整体结构为U型双臂，外绝缘采用硅橡胶伞裙。特点：无油、无气、无瓷、无可燃可爆介质；无泄露、无环境污染；基本免维护、免充气换油、适用于无人值班变电站；体积小、重量轻、便于施工；适用于多种恶劣环境；

生产工艺简单，周期短。干式电流互感器目前在广东深圳供电分公司、广州供电分公司、中山供电分公司、韶关供电分公司、江门供电分公司等地都有使用，用户反映普遍较好。

根据对厂家和用户的调研，在新规程中提出了预防性试验方法：对35kV及以上电压等级的定期试验为3年1

次，测试“绕组及末屏的绝缘电阻”与“tanδ及电容量”，其中“tanδ及电容量”的要求比油浸式严格，要求无厂家技术条件时主绝缘tanδ不应大于0.5%。

“局部放电试验”原规程在电压为1.1Um/3时，视在放电量不大于100pC，已明显偏松。新规程采用了

GB1208（GB26044.1），在电压为1.2Um/3时，要求视在放电量不大于50pC。 “带电测试”及“红外测温”项目则与油浸式电流互感器类似。 6.4电磁式电压互感器 修改的内容基本与电流互感器类似。 6.5电容式电压互感器 电容分压器部分的试验项目、周期和要求见第11.2节,其它部分原规程均没有定期试验项目，考虑到目前大修都是返厂进行，因此也取消大修后试验项目。 6.6 放电线圈 由于放电线圈与电压互感器性质类似，因此放在本章。取消了“tanδ测试”，仅保留3个试验项目，使更具可操作性。周期调整为6年，将“一次绕组直流电阻测试”也改为6年的周期。 7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS)

本规程对SF6开关设备内的SF6气体的检测项目包括SF6气体湿度的检测、SF6气体泄漏试验、SF6气体成分分析等三部分，把有关的试验周期、要求和说明更具体化，给出了具体数值和要求，便于操作，提高试验人员的工作效率。明确的规定了开关设备每个气室SF6气体年泄漏率不大于1%；SF6气体湿度试验要求， 1)断路器灭弧室气室 ： 大修后≤150μL/L、 运行中≤300μL/L；2)其它气室大修后： ≤250μL/L、运行中≤500μL/L。试验是按GB11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-1992《现场SF6气体水分测量方法》等标准进行，用于测漏的检漏仪灵敏度不应低于1×10（体积比），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30μL/L。

本规程对开关设备辅助回路和控制回路的交流耐压试验条件作了适当的放宽，以适应现场工作，试验电压为2kV可用2500V兆欧表测量代替，实践证明用兆欧表施加DC2500V电压测量也可以发现设备绝缘问题,而且操作性强。

DL/T596-1996中该部分有些试验项目的试验周期是1～3年，本规程试验周期改为3年，主要是考虑到产品质量、工艺水平的提高，设备安全运行的可靠性也大大的提高，尤其是SF6开关设备，生产厂家的产品使用说明书中就阐述检修周期长的优点，从近几年的预防性试验数据的统计分析也证明了产品质量得到提高，因此将DL/T596-1996中试验周期1～3年的适当放宽至3年。

DL/T596-1996中要求断口间并联电容器的tanδ(%)值与原始值比较，应无明显变化，在本规程中也符合该原则，同时也给出了更具体数值，tanδ(%)值一般不大于0.5，在此数值以下的范围内运行是安全的，这也是经过多年运行经验的总结。

本规程规定运行中GIS要进行局部放电测试，其周期为投产后1年1次，如无异常，以后3年1次。GIS

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局部放电检测是在GIS正常运行的情况下带电进行检测，不需要动GIS的任何部位，检测方便、故障定位准确，能及早发现事故隐患，防范于未然。广东已开展带电检测GIS局部放电有3年了，效果良好，发现绝缘缺陷3起，均得到了及时处理，确保了电力系统安全运行。

红外测温新技术在开关设备的应用效果明显，能有效检出故障所在点，尤其是能准确的检测出导体接触不良发热的缺陷，因此在本规程规定了其试验周期为500kV1年2次、220kV及以下1年1次，试验方法及标准按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。 7.2 多油断路器和少油断路器 考虑到油断路器的缺陷率较高，试验周期定为1年。同样增加了红外测温项目。 7.3真空断路器

在DL/T596-1996规程中真空断路器试验周期是1～3年1次，本规程对真空断路器试验周期规定为除母联、变低、电容器组开关每3年1次外，其余6年1次。为什么放宽到6年？主要是根据多年来予试结果、运行经验的总结，以及产品质量的提高，认为母联、变低、电容器组开关比较重要，有必要定为3年1次，其余放宽至6年1次，这样做可以满足电力系统安全运行的需要了。

目前检验真空灭弧室是否漏气有两种方法，一种方法是检测其真空度，另一种方法是对其断口进行工频耐压试验。用检测真空度方法较工频耐压方法灵敏度高，能够及早发现设备漏气，我们曾经在同一个真空灭弧室进行两种方法的试验，检测其真空度已降到10，说明该真空灭弧室是在漏气了，但工频耐压试验42kV1min还是通过，因此在有条件的情况下，应首选测量真空灭弧室真空度 的方法。

真空断路器灭弧室的动、静触头是对接式结构，其开距较小，如10kV真空断路器触头开距一般为8～12mm, 真空断路器在开断电流时，触头会受到电磨损的，开断次数越多触头磨损量越大，在一定范围内，触头仍能正常工作，超出磨损厚度，真空断路器就不能正常开断了。触头磨损量是一个很重要的技术参数，它关系到真空断路器的开断性能，定期测试灭弧室触头磨损量，以触头磨损量作为真空断路器本体检修的依据，如果触头磨损量超过2mm,则应考虑对真空断路器灭弧室进行检修或更换。

高压开关柜的项目类似本节。 7.4 隔离开关

由于常规的“绝缘电阻测试”并不能有效发现隔离开关的缺陷，反而“红外测温”的测量效果较好，因此也增加了红外测温项目。其他的试验项目改为6年的周期。

此外，本章取消了“磁吹断路器”、“空气断路器”等本系统中已没有的设备。对“重合器”及“分段器”的试验周期都改为6年。镉镍蓄电池直流屏(柜)由于目前已采用开关电池加免维护电池方式，可以删除该部分试验项目。

8 套管

试验项目增加了“带电测试tan及电容量”及“红外测温”，原1～3年的定期试验周期改为3年。项目1增加了35kV的绝缘电阻值要求不小于5000 MΩ；项目2参考国标对套管进行了重新分类（电容型：油纸、胶纸、气体、干式；非电容型：充油、充胶、胶纸）；项目4按套管反事故措施，要求一旦发现含有C2H2，应立即停止运行。110kV及以上干式套管（采用电容屏结构）已在部分地区开始使用，根据厂家的意见及用户的运行经验，

其试验项目基本可参考油纸电容型套管。

9 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子 增加了合成绝缘子的试验项目，对全部绝缘子增加了“红外测温”项目；支柱绝缘子和悬式绝缘子参照DL/T626《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》执行。盐密测量仍保持1年的周期，但在说明中增加“悬挂试验串”使得可以实现不停电测量。 10 电力电缆线路 增加“红外测温”对电缆终端接头和非直埋式中间接头进行，橡塑绝缘电力电缆增加用钳型电流表测量“带

电测试外护层接地电流”，根据广州分公司的运行经验，该电流一般不大于电缆负荷电流值的10%。由于测试方便有效，因此列入试验项目。

对橡塑绝缘电力电缆，项目5取消原来“主绝缘直流耐压试验” ，改为“主绝缘交流耐压试验”。由于从理论上及实际运行经验上都证明“高电压直流耐压试验”会对电缆的寿命造成影响，因此目前一般改为用“交流耐压试验”代替，其试验电压根据IEC相关标准列表作为参考。

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

由于电容器组的试验工作量大，加上电容器绝缘缺陷发生情况很少（根据广州分公司2000年至2003年的统计，412组电容器通过试验仅发现缺陷2台），因此适当延长周期，将需停电的项目试验周期改为6年，与10kV系统其他设备适应；对不需停电的项目“外观及渗漏油检查”与“红外测温”的周期则在1年或巡视时进行。

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11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器

1、10kV下的tanδ值不大于下列数值：膜纸复合绝缘从0.2％改为 0.4%，由于现场的试验是带着断口试验的，造成了一定的误差，按照0.2％的标准将有大量的设备不合格。建议按照佛山等单位的作法放宽到0.4％。同样，对断路器电容器10kV下的tanδ值膜纸复合绝缘从0.25％改为 0.4%。

2、增加带电测试及红外测温项目。 11.4 集合式电容器

增加“绝缘油击穿电压”及“红外测温”项目。

13 避雷器

13.1 普阀、磁吹型避雷器

（1）名称修改

 本节名称原规程为阀式避雷器，由于金属氧化物避雷器严格上也属于阀式避雷器，为区别起见，本节名称修改为普阀、磁吹型避雷器，内容限定为普通阀式避雷器（如FZ、FS型）和磁吹型阀式避雷器（如FCZ、FCD型）

（2）内容保留

 广东电网普阀、磁吹型避雷器运行数量少，广电集团公司应用数量更少，测试经验不多

 由于地区差别，普阀和磁吹型避雷器在其它省公司可能挂网较多，所以仍保留本节内容，内容较原规程

没有大的修改

（3）定期试验周期修改

 原规程规定的测试项目（本体和底座绝缘电阻、直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值、工频

放电电压、放电计数器动作情况检查）的定期试验周期由原来的每年雷雨季前或1-3年延长至3年；  新增加的带电测试和红外测温项目试验周期规定为1年

（4）规定底座绝缘电阻

 对于普阀、磁吹型避雷器的底座绝缘电阻值，原规程没有具体要求，本次修订考虑到对避雷器进行带电

测试的需要，参照广州供电分公司意见，规定底座绝缘电阻不低于5M。底座绝缘不影响避雷器正常运行，如果规定的较高，有时可能达不到且没有必要

（5）关于直流电导电流

 由于直流电导电流测量需要停电甚至拆除避雷器进行，因此本次修订规定每年定期进行交流泄漏电流带

电测试的本项目可延长至6年进行一次，基本上可由交流泄漏电流带电测试代替

（6）去掉避雷器大修试验内容

 由于现在避雷器损坏后一般直接更换，本次修订去掉了避雷器大修后试验内容，如大修后工频放电电压

测量、密封情况检查等

（7）关于交流泄漏电流带电测试

 普阀、磁吹型避雷器具备带电测量条件的，应尽量采用带电测试替代停电试验。交流泄漏电流带电测试

应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也应注意相间试验结果的比较。

 具体测量应根据本单位带电测试经验和实际情况分析判断，如不同阀式避雷器（FZ、FS或FCZ、FCD）

泄漏电流范围不一样，不同带电测量方式对泄漏电流影响较大等。

（8）增加红外测温项目

 增加普阀、磁吹型避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对避雷器包

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Q/CSG xxxx—200X

括普阀、磁吹型避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行。

13.2 金属氧化物避雷器

（1）定期试验周期修改

 本体和底座绝缘电阻、放电计数器动作情况检查、直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流定期试验周

期由原来每年雷雨季前延长至3年；

 交流泄漏电流带电测试项目定期试验周期为每年雷雨季前1次；  红外测温项目定期试验周期规定为每年1-2次

（2）规定底座绝缘电阻

 同普阀、磁吹型避雷器，考虑到避雷器交流泄漏电流带电测试需要，规定底座绝缘电阻不低于5M。

（3）关于放电计数器动作情况检查

 原规程规定计数器动作测试后计数指示应恢复零位，这适用于机械式单指针计数器，不适用于当前大量

使用的多指针计数器或数字计数器，并且必要性不大，因此本次修订对计数器动作测试后计数指示复零不做要求

（4）关于直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流测量

——测量结果判断

 测量结果不低于GB11032规定值

 U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%  0.75U1mA下泄漏电流不应大于50μA

原规程颁布近十年的预试经验表明，上述判据行之有效，故本次修订完全保留没有修改

——新增要求

 避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验

 10kV开关柜母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变低压侧避雷器结合主变的停电试验进行  每年定期进行全电流及阻性电流带电测量的,本项目可不做定期试验

（5）交流泄漏电流测量及带电测试

——避雷器交直流试验的可替代性、交流泄漏电流带电测试的有效性

 多年预试经验已经证明，氧化锌避雷器交、直流试验基本上具有可替代性，通过直流试验发现的缺陷交

流试验也能发现，反之亦然

 同时，多年来国内和广东电网开展避雷器带电测试积累了丰富的数据，氧化锌避雷器交流泄漏电流带电

测试的有效性基本可以肯定

 直流试验需要定期停电且消耗大量人力物力，交流泄漏电流带电测试则不影响设备运行且方便快捷，特

别是广电公司已大量开展氧化锌避雷器带电测量项目，成效显著。另外本次规程修订重要出发点也包括：尽量开展不停电试验、不拆除设备引线试验

——新投运避雷器试验周期修改

 原规程规定：对于110kV及以上新投运3个月后测量1次、以后每半年测量1次，运行一年后每年雷雨季

前1次。考虑到工作量大且时间限制太严格，修改为：对于110kV及以上新投运后半年内测量1次，运行一年后每年雷雨季前1次

——测量结果判断（新增：强调原因分析）

 测量运行电压下全电流、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

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 当阻性电流增加1倍时应停电检查

 新增部分：测量值与初始值比较，当阻性电流增加50％时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期

——新增要求

 35kV及以上运行中避雷器宜采用定期带电测量方式，以代替直流停电试验

 避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一

次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试

避雷器放电计数器附带的全电流在线检测装置对于避雷器缺陷的检出作用不容忽视，如最近广东电网发现一起500kVMOA重大缺陷（巡检时发现计数器全电流读数偏大，经红外测温和停电试验证实避雷器存在重大缺陷），所以应定期记录计数器附带的全电流装置读数，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试，但是由于测值粗略不能替代本项目试验。

（6）增加红外测温项目

 增加金属氧化物避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对金属氧化物

避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行

 500kVMOA的重要性及数量较少，每年检测2次

 220kV及以下MOA由于数量较多，考虑实际情况，每年检测1次  发现温度异常时应停电检查

13.3 GIS用金属氧化物避雷器

 由于特殊结构，GIS用金属氧化物避雷器与一般金属氧化物避雷器相比，只能进行运行电压下交流泄漏

电流（带电）测量、放电计数器动作情况检查项目，具体要求同上述一般金属氧化物避雷器  原规程规定的避雷器大修后气体试验、运行中避雷器密封性检查试验参见其它章节

13.4 线路用金属氧化物避雷器

 线路用金属氧化物避雷器已经广泛使用，因此增加预防性试验内容  试验项目和具体要求同一般金属氧化物避雷器  根据线路用金属氧化物避雷器特点，增加复合外套、串联间隙及支撑件的外观检查以及红外测温项目（红

外测温对串联间隙避雷器不做要求）

 试验周期：考虑到线路型避雷器数量多、拆卸工作量大，并且一般都有串联间隙、正常运行时避雷器本

体承受较小工频电压，故不要求进行定期试验（红外测温除外），必要时才进行试验。红外测温定期检测周期为1年

18 接地装置

（1）关于有效接地系统接地电阻

——测试结果判据

 R≤2000/I 或R≤0.5Ω(当I＞4000A时)

按照新的DL/T621-1997，对有效接地系统接地电阻要求只是R≤2000/I，考虑到实际地网工程很难达到这一要求，故仍保留原规程“或 R≤0.5Ω(当I＞4000A时)”的要求

 高土壤电阻率地区允许较大数值但不得大于5Ω，且必须采取均压及电位隔离措施

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按照新的DL/T621-1997增加本要求（不得大于5Ω）  按照设计要求

由于不同的接地工程往往设计要求不同，根据实际情况，对接地电阻值有的可能要求更严格、有的可能要求稍宽松，因此增加本要求

——试验周期修改  取消定期试验

原规程定期试验周期规定不超过6年，本次修订取消定期试验，规定必要时测量  运行中发、变电站接地电阻测量的局限性

测量发、变电站接地电阻主要是为了检查发、变电站地网施工效果、检验厂、站范围内地网接地电阻值是否满足要求。运行中发、变电站地网都与架空地线连接或与电缆外皮连接，并且一般都与变电站终端杆塔本体或其基础相连，实际测量时很难完全拆除上述连接，由于地线分流作用导致测量结果一般都偏小（偏小程度取决于分流系数大小）。考虑到上述发、变电站地网整体运行的实际情况，运行中单独测量厂、站范围铺设地网的接地电阻意义不大，因此决定取消定期试验

——基本要求

 应避免土壤结构不均匀影响，土壤电阻率基本均匀时可采用各种补偿法，否则应尽量采用远离法以消除

土壤不均匀影响

 每3年及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定  必要时如怀疑地网被腐蚀时、地网改造后进行测试

（2）关于非有效接地系统接地电阻

 测试结果判据

按照新的DL/T621-1997，修改为：

当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I，且不应大于4Ω 当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R≤250/I，且不应大于10Ω  取消定期试验，规定必要时测量

（3）检查有效接地系统电力设备接地引下线与接地网连接情况

 取消接地电阻定期测试项目，应加强接地引下线与接地网连接情况检查  试验周期：原规程不超过3年，修改为3年

 有条件的应采用测量直流回路电阻的方法来检查地网完整性和接地引线连接情况，以消除工频干扰和互

感影响

19 旋转电机

删除调相机部分内容，将“汽轮发电机”改为“透平型发电机”

中国南方电网电力设备预防性试验规程编制说明

（开关部分）

7.1 SF6断路器和GIS(含H-GIS)

本规程对SF6开关设备内的SF6气体的检测项目包括SF6气体湿度的检测、SF6气体泄漏试验、SF6气体成分分析等三部分，把有关的试验周期、要求和说明更具体化，给出了具体数

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值和要求，便于操作，提高试验人员的工作效率。明确的规定了开关设备每个气室SF6气体年泄漏率不大于1%；SF6气体湿度试验要求， 1)断路器灭弧室气室 ： 大修后≤150μL/L、 运行中≤300μL/L；2)其它气室大修后： ≤250μL/L、运行中≤500μL/L。试验是按GB11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则》、SD306《六氟化硫气体中水分含量测量法(电解法)》和DL506-1992《现场SF6气体水分测量方法》等标准进行，用于测漏的检漏仪灵敏度不应低于1×106（体积比），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30μL/L。

本规程对开关设备辅助回路和控制回路的交流耐压试验条件作了适当的放宽，以适应现场工作，试验电压为2kV可用2500V兆欧表测量代替，实践证明用兆欧表施加DC2500V电压测量也可以发现设备绝缘问题,而且操作性强。

DL/T596-1996中该部分有些试验项目的试验周期是1～3年，本规程试验周期改为3年，主要是考虑到产品质量、工艺水平的提高，设备安全运行的可靠性也大大的提高，尤其是SF6开关设备，生产厂家的产品使用说明书中就阐述检修周期长的优点，从近几年的预防性试验数据的统计分析也证明了产品质量得到提高，因此将DL/T596-1996中试验周期1～3年的适当放宽至3年。

DL/T596-1996中要求断口间并联电容器的tanδ(%)值与原始值比较，应无明显变化，在本规程中也符合该原则，同时也给出了更具体数值，tanδ(%)值一般不大于0.5，在此数值以下的范围内运行是安全的，这也是经过多年运行经验的总结。

本规程规定运行中GIS要进行局部放电测试，其周期为投产后1年1次，如无异常，以后3年1次。GIS局部放电检测是在GIS正常运行的情况下带电进行检测，不需要动GIS的任何部位，检测方便、故障定位准确，能及早发现事故隐患，防范于未然。广东已开展带电检测GIS局部放电有3年了，效果良好，发现绝缘缺陷3起，均得到了及时处理，确保了电力系统安全运行。

红外测温新技术在开关设备的应用效果明显，能有效检出故障所在点，尤其是能准确的检测出导体接触不良发热的缺陷，因此在本规程规定了其试验周期为500kV1年2次、220kV及以下1年1次，试验方法及标准按DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。

7.3真空断路器

在DL/T596-1996规程中真空断路器试验周期是1～3年1次，本规程对真空断路器试验周期规定为除母联、变低、电容器组开关每3年1次外，其余6年1次。为什么放宽到6年？主要是根据多年来予试结果、运行经验的总结，以及产品质量的提高，认为母联、变低、电容器组开关比较重要，有必要定为3年1次，其余放宽至6年1次，这样做可以满足电力系统安全运行的需要了。

目前检验真空灭弧室是否漏气有两种方法，一种方法是检测其真空度，另一种方法是对其断口进行工频耐压试验。用检测真空度方法较工频耐压方法灵敏度高，能够及早发现设备漏气，我们曾经在同一个真空灭弧室进行两种方法的试验，检测其真空度已降到10，说明该真空灭弧室是在漏气了，但工频耐压试验42kV1min还是通过，因此在有条件的情况下，应首选测量真空灭弧室真空度 的方法。

真空断路器灭弧室的动、静触头是对接式结构，其开距较小，如10kV真空断路器触头开距一般为8～12mm, 真空断路器在开断电流时，触头会受到电磨损的，开断次数越多触头磨损量越大，在一定范围内，触头仍能正常工作，超出磨损厚度，真空断路器就不能正常开断了。触头磨损量是一个很重要的技术参数，它关系到真空断路器的开断性能，定期测试灭弧室触头磨损量，以触头磨损量作为真空断路器本体检修的依据，如果触头磨损量超过2mm,则应考虑对真空断路器灭弧室进行检修或更换。

13 避雷器

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13.1 普阀、磁吹型避雷器

（1）名称修改

 本节名称原规程为阀式避雷器，由于金属氧化物避雷器严格上也属于阀式避雷器，为区别起见，本节名

称修改为普阀、磁吹型避雷器，内容限定为普通阀式避雷器（如FZ、FS型）和磁吹型阀式避雷器（如FCZ、FCD型）

（2）内容保留

 广东电网普阀、磁吹型避雷器运行数量少，广电集团公司应用数量更少，测试经验不多

 由于地区差别，普阀和磁吹型避雷器在其它省公司可能挂网较多，所以仍保留本节内容，内容较原规程

没有大的修改

（3）定期试验周期修改

 原规程规定的测试项目（本体和底座绝缘电阻、直流电导电流及串联组合元件的非线性因数差值、工频

放电电压、放电计数器动作情况检查）的定期试验周期由原来的每年雷雨季前或1-3年延长至3年；  新增加的带电测试和红外测温项目试验周期规定为1年

（4）规定底座绝缘电阻

 对于普阀、磁吹型避雷器的底座绝缘电阻值，原规程没有具体要求，本次修订考虑到对避雷器进行带电

测试的需要，参照广州供电分公司意见，规定底座绝缘电阻不低于5M。底座绝缘不影响避雷器正常运行，如果规定的较高，有时可能达不到且没有必要

（5）关于直流电导电流

 由于直流电导电流测量需要停电甚至拆除避雷器进行，因此本次修订规定每年定期进行交流泄漏电流带

电测试的本项目可延长至6年进行一次，基本上可由交流泄漏电流带电测试代替

（6）去掉避雷器大修试验内容

 由于现在避雷器损坏后一般直接更换，本次修订去掉了避雷器大修后试验内容，如大修后工频放电电压

测量、密封情况检查等

（7）关于交流泄漏电流带电测试

 普阀、磁吹型避雷器具备带电测量条件的，应尽量采用带电测试替代停电试验。交流泄漏电流带电测试

应注意对同一相历次试验结果的比较，同时也应注意相间试验结果的比较。

 具体测量应根据本单位带电测试经验和实际情况分析判断，如不同阀式避雷器（FZ、FS或FCZ、FCD）

泄漏电流范围不一样，不同带电测量方式对泄漏电流影响较大等。

（8）增加红外测温项目

 增加普阀、磁吹型避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对避雷器包

括普阀、磁吹型避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行。

13.2 金属氧化物避雷器

（1）定期试验周期修改

 本体和底座绝缘电阻、放电计数器动作情况检查、直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流定期试验周

期由原来每年雷雨季前延长至3年；

 交流泄漏电流带电测试项目定期试验周期为每年雷雨季前1次；  红外测温项目定期试验周期规定为每年1-2次

（2）规定底座绝缘电阻

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 同普阀、磁吹型避雷器，考虑到避雷器交流泄漏电流带电测试需要，规定底座绝缘电阻不低于5M。

（3）关于放电计数器动作情况检查

 原规程规定计数器动作测试后计数指示应恢复零位，这适用于机械式单指针计数器，不适用于当前大量

使用的多指针计数器或数字计数器，并且必要性不大，因此本次修订对计数器动作测试后计数指示复零不做要求

（4）关于直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流测量

——测量结果判断

 测量结果不低于GB11032规定值

 U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%  0.75U1mA下泄漏电流不应大于50μA

原规程颁布近十年的预试经验表明，上述判据行之有效，故本次修订完全保留没有修改

——新增要求

 避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验

 10kV开关柜母线避雷器结合开关柜的停电试验进行，主变低压侧避雷器结合主变的停电试验进行  每年定期进行全电流及阻性电流带电测量的,本项目可不做定期试验

（5）交流泄漏电流测量及带电测试

——避雷器交直流试验的可替代性、交流泄漏电流带电测试的有效性

 多年预试经验已经证明，氧化锌避雷器交、直流试验基本上具有可替代性，通过直流试验发现的缺陷交

流试验也能发现，反之亦然

 同时，多年来国内和广东电网开展避雷器带电测试积累了丰富的数据，氧化锌避雷器交流泄漏电流带电

测试的有效性基本可以肯定

 直流试验需要定期停电且消耗大量人力物力，交流泄漏电流带电测试则不影响设备运行且方便快捷，特

别是广电公司已大量开展氧化锌避雷器带电测量项目，成效显著。另外本次规程修订重要出发点也包括：尽量开展不停电试验、不拆除设备引线试验

——新投运避雷器试验周期修改

 原规程规定：对于110kV及以上新投运3个月后测量1次、以后每半年测量1次，运行一年后每年雷雨季

前1次。考虑到工作量大且时间限制太严格，修改为：对于110kV及以上新投运后半年内测量1次，运行一年后每年雷雨季前1次

——测量结果判断（新增：强调原因分析）

 测量运行电压下全电流、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  当阻性电流增加1倍时应停电检查

 新增部分：测量值与初始值比较，当阻性电流增加50％时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期

——新增要求

 35kV及以上运行中避雷器宜采用定期带电测量方式，以代替直流停电试验

 避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月一

次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试

避雷器放电计数器附带的全电流在线检测装置对于避雷器缺陷的检出作用不容忽视，如最近广东电网发现一起500kVMOA重大缺陷（巡检时发现计数器全电流读数偏大，经红外测温和停电试验证实避雷器存在重

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大缺陷），所以应定期记录计数器附带的全电流装置读数，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试，但是由于测值粗略不能替代本项目试验。

（6）增加红外测温项目

 增加金属氧化物避雷器红外测温内容，DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》对金属氧化物

避雷器红外诊断进行了规定，可以参照执行

 500kVMOA的重要性及数量较少，每年检测2次

 220kV及以下MOA由于数量较多，考虑实际情况，每年检测1次  发现温度异常时应停电检查

13.3 GIS用金属氧化物避雷器

 由于特殊结构，GIS用金属氧化物避雷器与一般金属氧化物避雷器相比，只能进行运行电压下交流泄漏

电流（带电）测量、放电计数器动作情况检查项目，具体要求同上述一般金属氧化物避雷器  原规程规定的避雷器大修后气体试验、运行中避雷器密封性检查试验参见其它章节

13.4 线路用金属氧化物避雷器

 线路用金属氧化物避雷器已经广泛使用，因此增加预防性试验内容  试验项目和具体要求同一般金属氧化物避雷器  根据线路用金属氧化物避雷器特点，增加复合外套、串联间隙及支撑件的外观检查以及红外测温项目（红

外测温对串联间隙避雷器不做要求）

 试验周期：考虑到线路型避雷器数量多、拆卸工作量大，并且一般都有串联间隙、正常运行时避雷器本

体承受较小工频电压，故不要求进行定期试验（红外测温除外），必要时才进行试验。红外测温定期检测周期为1年

18 接地装置

（1）关于有效接地系统接地电阻

——测试结果判据

 R≤2000/I 或R≤0.5Ω(当I＞4000A时)

按照新的DL/T621-1997，对有效接地系统接地电阻要求只是R≤2000/I，考虑到实际地网工程很难达到这一要求，故仍保留原规程“或 R≤0.5Ω(当I＞4000A时)”的要求

 高土壤电阻率地区允许较大数值但不得大于5Ω，且必须采取均压及电位隔离措施 按照新的DL/T621-1997增加本要求（不得大于5Ω）  按照设计要求

由于不同的接地工程往往设计要求不同，根据实际情况，对接地电阻值有的可能要求更严格、有的可能要求稍宽松，因此增加本要求

——试验周期修改  取消定期试验

原规程定期试验周期规定不超过6年，本次修订取消定期试验，规定必要时测量  运行中发、变电站接地电阻测量的局限性

测量发、变电站接地电阻主要是为了检查发、变电站地网施工效果、检验厂、站范围内地网接地电阻值是否满足要求。运行中发、变电站地网都与架空地线连接或与电缆外皮连接，并且一般都与变电站终端杆塔本体

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或其基础相连，实际测量时很难完全拆除上述连接，由于地线分流作用导致测量结果一般都偏小（偏小程度取决于分流系数大小）。考虑到上述发、变电站地网整体运行的实际情况，运行中单独测量厂、站范围铺设地网的接地电阻意义不大，因此决定取消定期试验

——基本要求

 应避免土壤结构不均匀影响，土壤电阻率基本均匀时可采用各种补偿法，否则应尽量采用远离法以消除

土壤不均匀影响

 每3年及必要时验算1次I值，并校验设备接地引下线的热稳定  必要时如怀疑地网被腐蚀时、地网改造后进行测试

（2）关于非有效接地系统接地电阻

 测试结果判据

按照新的DL/T621-1997，修改为：

当接地网与1kV及以下设备共用接地时，接地电阻R≤120/I，且不应大于4Ω 当接地网仅用于1kV以上设备时，接地电阻R≤250/I，且不应大于10Ω  取消定期试验，规定必要时测量

（3）检查有效接地系统电力设备接地引下线与接地网连接情况

 取消接地电阻定期测试项目，应加强接地引下线与接地网连接情况检查  试验周期：原规程不超过3年，修改为3年

 有条件的应采用测量直流回路电阻的方法来检查地网完整性和接地引线连接情况，以消除工频干扰和互

感影响

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