九色国产,午夜在线视频,新黄色网址,九九色综合,天天做夜夜做久久做狠狠,天天躁夜夜躁狠狠躁2021a,久久不卡一区二区三区

DL/T 596－1996中華人民共和國電力工業(yè)部1996－09－25批準    1997－01－01實施前      言預防性試驗是電力設備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)絕緣監(jiān)督工作的主要依據(jù)，在我國已有40年的使用經(jīng)驗。1985年由原水利電力部頒發(fā)的《電氣設備預防性試驗規(guī)程》，適用于330kV及以下的設備，該規(guī)程在生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用，并積累了豐富的經(jīng)驗。隨著電力生產(chǎn)規(guī)模的擴大和技術水平的提高，電力設備品種、參數(shù)和技術性能有較大的發(fā)展，需要對1985年頒布的規(guī)程進行補充和修改。1991年電力工業(yè)部組織有關人員在廣泛征求意見的基礎上，對該規(guī)程進行了修訂，同時把電壓等級擴大到500kV，并更名為《電力設備預防性試驗規(guī)程》。本標準從1997年1月1日起實施。本標準從生效之日起代替1985年原水利電力部頒發(fā)的《電氣設備預防性試驗規(guī)程》，凡其它規(guī)程、規(guī)定涉及電力設備預防性試驗的項目、內(nèi)容、要求等與本規(guī)程有抵觸的，以本標準為準。本標準的附錄A、附錄B是標準的附錄。本標準的附錄C、附錄D、附錄E、附錄F、附錄G是提示的附錄。本標準由中華人民共和國電力工業(yè)部安全監(jiān)察及生產(chǎn)協(xié)調(diào)司和國家電力調(diào)度通信中心提出。本標準起草單位：電力工業(yè)部電力科學研究院、電力工業(yè)部武漢高壓研究所、電力工業(yè)部西安熱工研究院、華北電力科學研究院、西北電力試驗研究院、華中電力試驗研究所、東北電力科學研究院、華東電力試驗研究院等。本標準主要起草人：王乃慶、王火昆明、馮復生、凌愍、陳  英、曹榮江、白健群、樊力、盛國釗、孫桂蘭、孟玉嬋、周慧娟等。1  范圍本標準規(guī)定了各種電力設備預防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設備是否符合運行條件，預防設備損壞，保證安全運行。本標準適用于500kV及以下的交流電力設備。本標準不適用于高壓直流輸電設備、礦用及其它特殊條件下使用的電力設備，也不適用于電力系統(tǒng)的繼電保護裝置、自動裝置、測量裝置等電氣設備和安全用具。從國外進口的設備應以該設備的產(chǎn)品標準為基礎，參照本標準執(zhí)行。2  引用標準下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構成為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。GB 261—83          石油產(chǎn)品閃點測定法GB 264—83          石油產(chǎn)品酸值測定法GB 311—83          高壓輸變電設備的絕緣配合  高電壓試驗技術GB/T 507—86        絕緣油介電強度測定法GB/T 511—88        石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質測定法GB 1094.1～5—85    電力變壓器GB 2536—90         變壓器油GB 5583—85         互感器局部放電測量GB 5654—85         液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質損耗因數(shù)和體積電阻率的測量GB 6450—86         干式電力變壓器GB/T 6541—86       石油產(chǎn)品油對水界面張力測定法(圓環(huán)法)GB 7252—87         變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB 7328—87         變壓器和電抗器的聲級測定GB 7595—87         運行中變壓器油質量標準GB/T 7598—87       運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法(比色法)GB/T 7599—87       運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法(BTB法)GB 7600—87         運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)GB 7601—87         運行中變壓器油水分含量測定法(氣相色譜法)GB 9326.1～.5—88   交流330kV及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件GB 11022—89        高壓開關設備通用技術條件GB 11023—89        高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗導則GB 11032—89        交流無間隙金屬氧化物避雷器GB 12022—89        工業(yè)六氟化硫DL/T 421—91        絕緣油體積電阻率測定法DL/T 423—91        絕緣油中含氣量測定  真空壓差法DL/T 429.9—91       電力系統(tǒng)油質試驗方法  絕緣油介電強度測定法DL/T 450—91        絕緣油中含氣量的測定方法(二氧化碳洗脫法)DL/T 459—92        鎘鎳蓄電池直流屏定貨技術條件DL/T 492—92        發(fā)電機定子繞組環(huán)氧粉云母絕緣老化鑒定導則DL/T 593—1996      高壓開關設備的共用定貨技術導則SH 0040—91         超高壓變壓器油SH 0351—92         斷路器油3  定義、符號3.1  預防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.2  在線監(jiān)測在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3  帶電測量對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。3.4  絕緣電阻在絕緣結構的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄流電流值之比。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本規(guī)程中，若無說明，均指加壓1min時的測得值。3.5  吸收比在同一次試驗中，1min時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.6  極化指數(shù)在同一次試驗中，10min時的絕緣電阻值與1min時的絕緣電阻值之比。3.7  本規(guī)程所用的符號Un  設備額定電壓(對發(fā)電機轉子是指額定勵磁電壓)；Um  設備最高電壓；U0/U  電纜額定電壓(其中U0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓，U為導體與導體之間的設計電壓)；U1mA  避雷器直流1mA下的參考電壓；tgδ  介質損耗因數(shù)。4  總則4.1  試驗結果應與該設備歷次試驗結果相比較，與同類設備試驗結果相比較，參照相關的試驗結果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析后做出判斷。4.2  遇到特殊情況需要改變試驗項目、周期或要求時，對主要設備需經(jīng)上一級主管部門審查批準后執(zhí)行；對其它設備可由本單位總工程師審查批準后執(zhí)行。4.3  110kV以下的電力設備，應按本規(guī)程進行耐壓試驗(有特殊規(guī)定者除外)。110kV及以上的電力設備，在必要時應進行耐壓試驗。50Hz交流耐壓試驗，加至試驗電壓后的持續(xù)時間，凡無特殊說明者，均為1min；其它耐壓試驗的試驗電壓施加時間在有關設備的試驗要求中規(guī)定。非標準電壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本規(guī)程規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法計算。充油電力設備在注油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間如無制造廠規(guī)定，則應依據(jù)設備的額定電壓滿足以下要求：500kV      ＞72h220及330kV      ＞48h110kV及以下      ＞24h4.4  進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分離開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)，但同一試驗電壓的設備可以連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應采用所連接設備中的最低試驗電壓。4.5  當電力設備的額定電壓與實際使用的額定工作電壓不同時，應根據(jù)下列原則確定試驗電壓：a)當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；b)當采用額定電壓較高的設備作為代用設備時，應按照實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓；c)為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設備時，應在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.6  在進行與溫度和濕度有關的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tgδ、泄漏電流等)時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5℃，戶外試驗應在良好的天氣進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.7  在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。4.8  如產(chǎn)品的國家標準或行業(yè)標準有變動，執(zhí)行本規(guī)程時應作相應調(diào)整。4.9  如經(jīng)實用考核證明利用帶電測量和在線監(jiān)測技術能達到停電試驗的效果，經(jīng)批準可以不做停電試驗或適當延長周期。4.10  執(zhí)行本規(guī)程時，可根據(jù)具體情況制定本地區(qū)或本單位的實施規(guī)程。5  旋轉電機5.1  同步發(fā)電機和調(diào)相機5.1.1  容量為6000kW及以上的同步發(fā)電機的試驗項目、周期和要求見表1，6000kW以下者可參照執(zhí)行。表 1  容量為6000kW及以上的同步發(fā)電機的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要          求說              明1定子繞組的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1)1年或小修時2)大修前、后1)絕緣電阻值自行規(guī)定。若在相近試驗條件(溫度、濕度)下，絕緣電阻值降低到歷年正常值的1/3以下時，應查明原因2)各相或各分支絕緣電阻值的差值不應大于最小值的100%3)吸收比或極化指數(shù)：瀝青浸膠及烘卷云母絕緣吸收比不應小于1.3或極化指數(shù)不應小于1.5；環(huán)氧粉云母絕緣吸收比不應小于1.6或極化指數(shù)不應小于2.0；水內(nèi)冷定子繞組自行規(guī)定1)額定電壓為1000V以上者，采用2500V兆歐表，量程一般不低于10000MΩ2)水內(nèi)冷定子繞組用專用兆歐表3)200MW及以上機組推薦測量極化指數(shù)2定子繞組的直流電阻1)大修時2)出口短路后汽輪發(fā)電機各相或各分支的直流電阻值，在校正了由于引線長度不同而引起的誤差后相互間差別以及與初次(出廠或交接時)測量值比較，相差不得大于最小值的1.5%(水輪發(fā)電機為1%)。超出要求者，應查明原因1)在冷態(tài)下測量，繞組表面溫度與周圍空氣溫度之差不應大于±3℃2)汽輪發(fā)電機相間(或分支間)差別及其歷年的相對變化大于1%時，應引起注意3定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗1)1年或小修時2)大修前、后3)更換繞組后1)試驗電壓如下：1)應在停機后清除污穢前熱狀態(tài)下進行。處于備用狀態(tài)時，可在冷態(tài)下進行。氫冷發(fā)電機應在充氫后氫純度為96%以上或排氫后含氫量在3%以下時進行，嚴禁在置換過程中進行試驗2)試驗電壓按每級0.5Un分階段升高，每階段停留1min3)不符合2)、3)要求之一者，應盡可能找出原因并消除，但并非不能運行4)泄漏電流隨電壓不成比例顯著增長時，應注意分析5)試驗時，微安表應接在高壓側，并對出線套管表面加以屏蔽。水內(nèi)冷發(fā)電機匯水管有絕緣者，應采用低壓屏蔽法接線；匯水管直接接地者，應在不通水和引水管吹凈條件下進行試驗。冷卻水質應透明純凈，無機械混雜物，導電率在水溫20℃時要求：對于開啟式水系統(tǒng)不大于5.0×102μS/m；對于獨立的密閉循環(huán)水系統(tǒng)為1.5×102μS/m全部更換定子繞組并修好后3.0Un局部更換定子繞組并修好后2.5Un大修前運行20年及以下者2.5Un運行20年以上與架空線直接連接者2.5Un運行20年以上不與架空線直接連接者(2.0～2.5)Un小修時和大修后2.0Un2)在規(guī)定試驗電壓下，各相泄漏電流的差別不應大于最小值的100%；最大泄漏電流在20μＡ以下者，相間差值與歷次試驗結果比較，不應有顯著的變化3)泄漏電流不隨時間的延長而增大4定子繞組交流耐壓試驗1)大修前2)更換繞組后1)全部更換定子繞組并修好后的試驗電壓如下：1)應在停機后清除污穢前熱狀態(tài)下進行。處于備用狀態(tài)時，可在冷狀態(tài)下進行。氫冷發(fā)電機試驗條件同本表序號3的說明1)2)水內(nèi)冷電機一般應在通水的情況下進行試驗，進口機組按廠家規(guī)定，水質要求同本表序號3說明5)3)有條件時，可采用超低頻(0.1Hz)耐壓，試驗電壓峰值為工頻試驗電壓峰值的1.2倍4)全部或局部更換定子繞組的工藝過程中的試驗電壓見附錄A容  量kW或kVA額定電壓UnV試驗電壓V小于1000036以上2 Un +1000但最低為150010000及以上6000以下2.5 Un6000～180002 Un +300018000以上按專門協(xié)議2)大修前或局部更換定子繞組并修好后試驗電壓為：運行20年及以下者1.5 Un運行20年以上與架空線路直接連接者1.5 Un運行20年以上不與架空線路直接連接者(1.3～1.5) Un5轉子繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修中轉子清掃前、后1)絕緣電阻值在室溫時一般不小于0.5MΩ2)水內(nèi)冷轉子繞組絕緣電阻值在室溫時一般不應小于5kΩ1)采用1000V兆歐表測量。水內(nèi)冷發(fā)電機用500V及以下兆歐表或其它測量儀器2)對于300MW以下的隱極式電機，當定子繞組已干燥完畢而轉子繞組未干燥完畢，如果轉子繞組的絕緣電阻值在75℃時不小于2kΩ，或在20℃時不小于20kΩ，允許投入運行3)對于300MW及以上的隱極式電機，轉子繞組的絕緣電阻值在10～30℃時不小于0.5MΩ6轉子繞組的直流電阻大修時與初次(交接或大修)所測結果比較，其差別一般不超過2%1)在冷態(tài)下進行測量2)顯極式轉子繞組還應對各磁極線圈間的連接點進行測量7轉子繞組交流耐壓試驗1)顯極式轉子大修時和更換繞組后2)隱極式轉子拆卸套箍后，局部修理槽內(nèi)絕緣和更換繞組后試驗電壓如下：1)隱極式轉子拆卸套箍只修理端部絕緣時，可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替2)隱極式轉子若在端部有鋁鞍，則在拆卸套箍后作繞組對鋁鞍的耐壓試驗。試驗時將轉子繞組與軸連接，在鋁鞍上加電壓2000V3)全部更換轉子繞組工藝過程中的試驗電壓值按制造廠規(guī)定顯極式和隱極式轉子全部更換繞組并修好后額定勵磁電壓500V及以下者為10Un，但不低于1500V；500V以上者為2 Un +4000V顯極式轉子大修時及局部更換繞組并修好后5Un,但不低于1000V，不大于2000V隱極式轉子局部修理槽內(nèi)絕緣后及局部更換繞組并修好后5Un,但不低于1000V，不大于2000V8發(fā)電機和勵磁機的勵磁回路所連接的設備(不包括發(fā)電機轉子和勵磁機電樞)的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值不應低于0.5MΩ，否則應查明原因并消除1)小修時用1000V兆歐表2)大修時用2500V兆歐表9發(fā)電機和勵磁機的勵磁回路所連接的設備(不包括發(fā)電機轉子和勵磁機電樞)的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1kV可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替10定子鐵芯試驗1)重新組裝或更換、修理硅鋼片后2)必要時1)磁密在1T下齒的最高溫升不大于25K，齒的最大溫差不大于15K，單位損耗不大于1.3倍參考值，在1.4T下自行規(guī)定2)單位損耗參考值見附錄A3)對運行年久的電機自行規(guī)定1)在磁密為1T下持續(xù)試驗時間為90min,在磁密為1.4T下持續(xù)時間為45min。對直徑較大的水輪發(fā)電機試驗時應注意校正由于磁通密度分布不均勻所引起的誤差2)用紅外熱像儀測溫11發(fā)電機組和勵磁機軸承的絕緣電阻大修時1)汽輪發(fā)電機組的軸承不得低于0.5MΩ2)立式水輪發(fā)電機組的推力軸承每一軸瓦不得低于100MΩ；油槽充油并頂起轉子時，不得低于0.3MΩ3)所有類型的水輪發(fā)電機，凡有絕緣的導軸承，油槽充油前，每一軸瓦不得低于100MΩ汽輪發(fā)電機組的軸承絕緣，用1000V兆歐表在安裝好油管后進行測量12滅磁電阻器(或自同期電阻器)的直流電阻大修時與銘牌或最初測得的數(shù)據(jù)比較，其差別不應超過10%13滅磁開關的并聯(lián)電阻大修時與初始值比較應無顯著差別電阻值應分段測量14轉子繞組的交流阻抗和功率損耗大修時阻抗和功率損耗值自行規(guī)定。在相同試驗條件下與歷年數(shù)值比較，不應有顯著變化1)隱極式轉子在膛外或膛內(nèi)以及不同轉速下測量。顯極式轉子對每一個轉子繞組測量2)每次試驗應在相同條件、相同電壓下進行，試驗電壓峰值不超過額定勵磁電壓(顯極式轉子自行規(guī)定)3)本試驗可用動態(tài)匝間短路監(jiān)測法代替15檢溫計絕緣電阻和溫度誤差檢驗大修時1)絕緣電阻值自行規(guī)定2)檢溫計指示值誤差不應超過制造廠規(guī)定1)用250V及以下的兆歐表2)檢溫計除埋入式外還包括水內(nèi)冷定子繞組引水管出水溫度計16定子槽部線圈防暈層對地電位必要時不大于10V1)運行中檢溫元件電位升高、槽楔松動或防暈層損壞時測量2)試驗時對定子繞組施加額定交流相電壓值，用高內(nèi)阻電壓表測量繞組表面對地電壓值3)有條件時可采用超聲法探測槽放電17汽輪發(fā)電機定子繞組引線的自振頻率必要時自振頻率不得介于基頻或倍頻的±10%范圍內(nèi)18定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量1)投產(chǎn)后2)第一次大修時3)必要時1)直流試驗電壓值為Un2)測試結果一般不大于下表中的值1)本項試驗適用于200MW及以上的國產(chǎn)水氫氫汽輪發(fā)電機2)可在通水條件下進行試驗，以發(fā)現(xiàn)定子接頭漏水缺陷3)盡量在投產(chǎn)前進行，若未進行則投產(chǎn)后應盡快安排試驗手包絕緣引線接頭，汽機側隔相接頭20μA；100MΩ電阻上的電壓降值為2000V端部接頭(包括引水管錐體絕緣)和過渡引線并聯(lián)塊30μA；100MΩ電阻上的電壓降值為3000V19軸電壓大修后1)汽輪發(fā)電機的軸承油膜被短路時，轉子兩端軸上的電壓一般應等于軸承與機座間的電壓2)汽輪發(fā)電機大軸對地電壓一般小于10V3)水輪發(fā)電機不作規(guī)定測量時采用高內(nèi)阻(不小于100kΩ/V)的交流電壓表20定子繞組絕緣老化鑒定累計運行時間20年以上且運行或預防性試驗中絕緣頻繁擊穿時見附錄A新機投產(chǎn)后第一次大修有條件時可對定子繞組做試驗，取得初始值21空載特性曲線1)大修后2)更換繞組后1)與制造廠(或以前測得的)數(shù)據(jù)比較，應在測量誤差的范圍以內(nèi)2)在額定轉速下的定子電壓最高值： a)水輪發(fā)電機為1.5 Un(以不超過額定勵磁電流為限)b)汽輪發(fā)電機為1.3 Un(帶變壓器時為1.1Un)3)對于有匝間絕緣的電機最高電壓時持續(xù)時間為5min1)無起動電動機的同步調(diào)相機不作此項試驗2)新機交接未進行本項試驗時，應在1年內(nèi)做不帶變壓器的1.3 Un空載特性曲線試驗；一般性大修時可以帶主變壓器試驗22三相穩(wěn)定短路特性曲線1)更換繞組后2)必要時與制造廠出廠(或以前測得的)數(shù)據(jù)比較，其差別應在測量誤差的范圍以內(nèi)1)無起動電動機的同步調(diào)相機不作此項試驗2)新機交接未進行本項試驗時應在1年內(nèi)做不帶變壓器的三相穩(wěn)定短路特性曲線試驗23發(fā)電機定子開路時的滅磁時間常數(shù)更換滅磁開關后時間常數(shù)與出廠試驗或更換前相比較應無明顯差異24檢查相序改動接線時應與電網(wǎng)的相序一致25溫升試驗1)定、轉子繞組更換后2)冷卻系統(tǒng)改進后3)第一次大修前4)必要時應符合制造廠規(guī)定如對埋入式溫度計測量值有懷疑時，用帶電測平均溫度的方法進行校核5.1.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表1中序號1、3。大修前試驗項目見表1中序號1、3、4。大修時試驗項目見表1中序號2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。大修后試驗項目見表1中序號1、3、19、21。5.1.3  有關定子繞組干燥問題的規(guī)定。5.1.3.1  發(fā)電機和同步調(diào)相機大修中更換繞組時，容量為10MW(MVA)以上的定子繞組絕緣狀況應滿足下列條件，而容量為10MW(MVA)及以下時滿足下列條件之一者，可以不經(jīng)干燥投入運行：a)瀝青浸膠及烘卷云母絕緣分相測得的吸收比不小于1.3或極化指數(shù)不小于1.5，對于環(huán)氧粉云母絕緣吸收比不小于1.6或極化指數(shù)不小于2.0。水內(nèi)冷發(fā)電機的吸收比和極化指數(shù)自行規(guī)定。b)在40℃時三相繞組并聯(lián)對地絕緣電阻值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏數(shù)，下同)，分相試驗時，不小于2(Un+1)MΩ。若定子繞組溫度不是40℃，絕緣電阻值應進行換算。5.1.3.2  運行中的發(fā)電機和同步調(diào)相機，在大修中未更換繞組時，除在繞組中有明顯進水或嚴重油污(特別是含水的油)外，滿足上述條件時，一般可不經(jīng)干燥投入運行。5.2  直流電機5.2.1  直流電機的試驗項目、周期和要求見表2。5.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表2中序號1。大修時試驗項目見表2中序號1、2、3、4、5、6、7、9。大修后試驗項目見表2中序號11。5.3  中頻發(fā)電機表 2  直流電機的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要          求說              明1繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值一般不低于0.5MΩ1)用1000V兆歐表2)對勵磁機應測量電樞繞組對軸和金屬綁線的絕緣電阻2繞組的直流電阻大修時1)與制造廠試驗數(shù)據(jù)或以前測得值比較，相差一般不大于2%；補償繞組自行規(guī)定2)100kW以下的不重要的電機自行規(guī)定3電樞繞組片間的直流電阻大修時相互間的差值不應超過正常最小值的10%1)由于均壓線產(chǎn)生的有規(guī)律變化，應在各相應的片間進行比較判斷2)對波繞組或蛙繞組應根據(jù)在整流子上實際節(jié)距測量電阻值4繞組的交流耐壓試驗大修時磁場繞組對機殼和電樞對軸的試驗電壓為1000V100kW以下不重要的直流電機電樞繞組對軸的交流耐壓可用2500V兆歐表試驗代替5磁場可變電阻器的直流電阻大修時與銘牌數(shù)據(jù)或最初測量值比較相差不應大于10%應在不同分接頭位置測量，電阻值變化應有規(guī)律性6磁場可變電阻器的絕緣電阻大修時絕緣電阻值一般不低于0.5MΩ1)磁場可變電阻器可隨同勵磁回路進行2)用2500V兆歐表7調(diào)整碳刷的中心位置大修時核對位置是否正確，應滿足良好換向要求必要時可做無火花換向試驗8檢查繞組的極性及其連接的正確性接線變動時極性和連接均應正確9測量電樞及磁極間的空氣間隙大修時各點氣隙與平均值的相對偏差應在下列范圍：3mm以下氣隙  ±10%  3mm及以上氣隙  ±5%10直流發(fā)電機的特性試驗1)更換繞組后2)必要時與制造廠試驗數(shù)據(jù)比較，應在測量誤差范圍內(nèi)1)空載特性：測錄至最大勵磁電壓值2)負載特性：僅測錄勵磁機負載特性；測量時，以同步發(fā)電機的勵磁繞組作為負載3)外特性：必要時進行4)勵磁電壓的增長速度：在勵磁機空載額定電壓下進行11直流電動機的空轉檢查1)大修后2)更換繞組后1)轉動正常2)調(diào)速范圍合乎要求空轉檢查的時間一般不小于1h5.3.1  中頻發(fā)電機的試驗項目、周期和要求見表3。表 3  中頻發(fā)電機的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要          求說              明1繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值不應低于0.5MΩ1000V以下的中頻發(fā)電機使用1000V兆歐表測量；1000V及以上者使用2500V兆歐表測量2繞組的直流電阻大修時1)各相繞組直流電阻值的相互間差別不超過最小值的2%2)勵磁繞組直流電阻值與出廠值比較不應有顯著差別3繞組的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為出廠試驗電壓的75%副勵磁機的交流耐壓試驗可用1000V兆歐表測絕緣電阻代替4可變電阻器或起動電阻器的直流電阻大修時與制造廠數(shù)值或最初測得值比較相差不得超過10%1000V及以上中頻發(fā)電機應在所有分接頭上測量5中頻發(fā)電機的特性試驗1)更換繞組后2)必要時與制造廠試驗數(shù)據(jù)比較應在測量誤差范圍內(nèi)1)空載特性：測錄至最大勵磁電壓值2)負載特性：僅測錄勵磁機的負載特性；測錄時，以同步發(fā)電機的勵磁繞組為負載3)外特性：必要時進行6溫升必要時按制造廠規(guī)定新機投運后創(chuàng)造條件進行5.3.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表3中序號1。大修時試驗項目見表3中序號1、2、3、4。5.4  交流電動機5.4.1  交流電動機的試驗項目、周期和要求見表4。表 4  交流電動機的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要          求說              明1繞組的絕緣電阻和吸收比1)小修時2)大修時1)絕緣電阻值：a)額定電壓3000V以下者，室溫下不應低于0.5MΩb)額定電壓3000V及以上者，交流耐壓前，定子繞組在接近運行溫度時的絕緣電阻值不應低于UnMΩ(取Un的千伏數(shù)，下同)；投運前室溫下(包括電纜)不應低于UnMΩc)轉子繞組不應低于0.5MΩ2)吸收比自行規(guī)定1)500kW及以上的電動機，應測量吸收比(或極化指數(shù))，參照表1序號12)3kV以下的電動機使用1000V兆歐表；3kV及以上者使用2500V兆歐表3)小修時定子繞組可與其所連接的電纜一起測量，轉子繞組可與起動設備一起測量4)有條件時可分相測量2繞組的直流電阻1)1年(3kV及以上或100kW及以上)2)大修時3)必要時1) 3kV及以上或100kW及以上的電動機各相繞組直流電阻值的相互差別不應超過最小值的2%；中性點未引出者，可測量線間電阻，其相互差別不應超過1%2)其余電動機自行規(guī)定3)應注意相互間差別的歷年相對變化3定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗1)大修時2)更換繞組后1) 試驗電壓：全部更換繞組時為3Un；大修或局部更換繞組時為2.5Un2)泄漏電流相間差別一般不大于最小值的100%，泄漏電流為20μA以下者不作規(guī)定3)500kW以下的電動機自行規(guī)定有條件時可分相進行4定子繞組的交流耐壓試驗1)大修后2)更換繞組后1)大修時不更換或局部更換定子繞組后試驗電壓為1.5Un，但不低于1000V2)全部更換定子繞組后試驗電壓為(2Un+1000)V，但不低于1500V1)低壓和100kW以下不重要的電動機，交流耐壓試驗可用2500V兆歐表測量代替2)更換定子繞組時工藝過程中的交流耐壓試驗按制造廠規(guī)定5繞線式電動機轉子繞組的交流耐壓試驗1)大修后2)更換繞組后試驗電壓如下：1)繞線式電機已改為直接短路起動者，可不做交流耐壓試驗2)Uk為轉子靜止時在定子繞組上加額定電壓于滑環(huán)上測得的電壓不可逆式可逆式大修不更換轉子繞組或局部更換轉子繞組后1.5Uk，但不小于1000V3.0Uk，但不小于2000V全部更換轉子繞組后2Uk+1000V4Uk+1000V6同步電動機轉子繞組交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替7可變電阻器或起動電阻器的直流電阻大修時與制造廠數(shù)值或最初測得結果比較，相差不應超過10%3kV及以上的電動機應在所有分接頭上測量8可變電阻器與同步電動機滅磁電阻器的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替9同步電動機及其勵磁機軸承的絕緣電阻大修時絕緣電阻不應低于0.5MΩ在油管安裝完畢后，用1000V兆歐表測量10轉子金屬綁線的交流耐壓大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替11檢查定子繞組的極性接線變動時定子繞組的極性與連接應正確1)對雙繞組的電動機，應檢查兩分支間連接的正確性2)中性點無引出者可不檢查極性12定子鐵芯試驗1)全部更換繞組時或修理鐵芯后2)必要時參照表1中序號101)3kV或500kW及以上電動機應做此項試驗2)如果電動機定子鐵芯沒有局部缺陷，只為檢查整體疊片狀況，可僅測量空載損耗值13電動機空轉并測空載電流和空載損耗必要時1)轉動正常，空載電流自行規(guī)定2)額定電壓下的空載損耗值不得超過原來值的50%1)空轉檢查的時間一般不小于1h2)測定空載電流僅在對電動機有懷疑時進行3)3kV以下電動機僅測空載電流不測空載損耗14雙電動機拖動時測量轉矩—轉速特性必要時兩臺電動機的轉矩—轉速特性曲線上各點相差不得大于10%1)應使用同型號、同制造廠、同期出廠的電動機2)更換時，應選擇兩臺轉矩轉速特性相近似的電動機5.4.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表4中序號1、2。大修時試驗項目見表4中序號1、2、3、6、7、8、9、10。大修后試驗項目見表4中序號4、5。容量在100kW以下的電動機一般只進行序號1、4、13項試驗，對于特殊電動機的試驗項目按制造廠規(guī)定。6  電力變壓器及電抗器6.1  電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求見表5。表 5  電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要          求說              明1油中溶解氣體色譜分析1)220kV及以上的所有變壓器、容量120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器和330kV及以上的電抗器在投運后的4、10、30天(500kV設備還應增加1次在投運后1天)2)運行中：a)330kV及以上變壓器和電抗器為3個月；b)220kV變壓器為6個月；c)120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器為6個月；d)其余8MVA及以上的變壓器為1年；e)8MVA以下的油浸式變壓器自行規(guī)定3)大修后4)必要時1)運行設備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數(shù))超過下列任何一項值時應引起注意：總烴含量大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6 (500kV變壓器為1×10-6)2)烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于0.25ml/h(開放式)和0.5ml/h(密封式)，或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設備有異常3)對330kV及以上的電抗器，當出現(xiàn)痕量(小于5×10-6)乙炔時也應引起注意；如氣體分析雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時，可在超過注意值較大的情況下運行1)總烴包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四種氣體2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析3)總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5)測試周期中1)項的規(guī)定適用于大修后的變壓器2繞組直流電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)無勵磁調(diào)壓變壓器變換分接位置后3)有載調(diào)壓變壓器的分接開關檢修后(在所有分接側)4)大修后5)必要時1)1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2%3)與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%4)電抗器參照執(zhí)行1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，按要求中3)項執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下式換算式中R1、R2分別為在溫度t1、t2時的電阻值；T為計算用常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取2253)無勵磁調(diào)壓變壓器應在使用的分接鎖定后測量3繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化2)吸收比(10～30℃范圍)不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.51)采用2500V或5000V兆歐表2)測量前被試繞組應充分放電3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相近4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算4繞組的tgδ1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)20℃時tgδ不大于下列數(shù)值：330～500kV  0.6%66～220kV   0.8%35kV及以下  1.5%2)tgδ值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化(一般不大于30%)3)試驗電壓如下：1)非被試繞組應接地或屏蔽2) 同一變壓器各繞組tgδ的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的tgδ值一般可按下式換算式中tgδ1、tgδ2分別為溫度t1、t2時的tgδ值繞組電壓10kV及以上10kV繞組電壓10kV以下Un4)用M型試驗器時試驗電壓自行規(guī)定5電容型套管的tgδ和電容值1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時見第9章1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(電抗器)頂層油溫6絕緣油試驗1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時見第13章7交流耐壓試驗1) 1～5年(10kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更換繞組后4)必要時1)油浸變壓器(電抗器)試驗電壓值按表6(定期試驗按部分更換繞組電壓值)2)干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1)可采用倍頻感應或操作波感應法2)66kV及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3)電抗器進行外施工頻耐壓試驗8鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)與以前測試結果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不大于0.1A1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1)大修后2)必要時220kV及以上者絕緣電阻一般不低于500MΩ，其它自行規(guī)定1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)連接片不能拆開者可不進行10油中含水量見第13章11油中含氣量見第13章12繞組泄漏電流1)1～3年或自行規(guī)定2)必要時1)試驗電壓一般如下：讀取1min時的泄漏電流值繞組額定電壓kV36～1020～3566～330500直流試驗電壓kV5102040602)與前一次測試結果相比應無明顯變化13繞組所有分接的電壓比1)分接開關引線拆裝后2)更換繞組后3)必要時1)各相應接頭的電壓比與銘牌值相比，不應有顯著差別，且符合規(guī)律2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi)，但不得超過±1%14校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致15空載電流和空載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗值相比，無明顯變化試驗電源可用三相或單相；試驗電壓可用額定電壓或較低電壓值(如制造廠提供了較低電壓下的值，可在相同電壓下進行比較)16短路阻抗和負載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗值相比，無明顯變化試驗電源可用三相或單相；試驗電流可用額定值或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的測量值，可在相同電流下進行比較)17局部放電測量1)大修后(220kV及以上)2)更換繞組后(220kV及以上、120MVA及以上)3)必要時1)在線端電壓為 時，放電量一般不大于500pC；在線端電壓為 時，放電量一般不大于300pC2)干式變壓器按GB6450規(guī)定執(zhí)行1)試驗方法符合GB1094.3的規(guī)定2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的試驗可自行規(guī)定3)電抗器可進行運行電壓下局部放電監(jiān)測18有載調(diào)壓裝置的試驗和檢查1)1年或按制造廠要求2)大修后3)必要時1)檢查動作順序，動作角度范圍開關、選擇開關、切換開關的動作順序應符合制造廠的技術要求，其動作角度應與出廠試驗記錄相符2)操作試驗：變壓器帶電時手動操作、電動操作、遠方操作各2個循環(huán)手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規(guī)定，電動操作應無卡澀，沒有連動現(xiàn)象，電氣和機械限位動作正常3)檢查和切換測試：有條件時進行a)測量過渡電阻的阻值與出廠值相符b)測量切換時間c)檢查插入觸頭、動靜觸頭的接觸情況，電氣回路的連接情況三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術要求相符動、靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好d)單、雙數(shù)觸頭間非線性電阻的試驗按制造廠的技術要求e)檢查單、雙數(shù)觸頭間放電間隙無燒傷或變動4)檢查操作箱接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等工作正常5)切換開關室絕緣油試驗符合制造廠的技術要求，擊穿電壓一般不低于25kV6)二次回路絕緣試驗絕緣電阻一般不低于1MΩ采用2500V兆歐表19測溫裝置及其二次回路試驗1)1～3年2)大修后3)必要時密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表20氣體繼電器及其二次回路試驗1)1～3年(二次回路)2)大修后3)必要時整定值符合運行規(guī)程要求，動作正確絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表21壓力釋放器校驗必要時動作值與銘牌值相差應在±10%范圍內(nèi)或按制造廠規(guī)定22整體密封檢查大修后1)35kV及以下管狀和平面油箱變壓器采用超過油枕頂部0.6m油柱試驗(約5kPa壓力)，對于波紋油箱和有散熱器的油箱采用超過油枕頂部0.3m油柱試驗(約2.5kPa壓力)，試驗時間12h無滲漏2)110kV及以上變壓器，在油枕頂部施加0.035MPa壓力，試驗持續(xù)時間24h無滲漏試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置23冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)投運后，流向、溫升和聲響正常，無滲漏2)強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī)定3)絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表24套管中的電流互感器絕緣試驗1)大修后2)必要時絕緣電阻一般不低于1MΩ采用2500V兆歐表25全電壓下空載合閘更換繞組后1)全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min2)部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5min1)              1)在使用分接上進行2)由變壓器高壓或中壓側加壓3)110kV及以上的變壓器中性點接地4)發(fā)電機變壓器組的中間連接無斷開點的變壓器，可不進行26油中糠醛含量必要時1)含量超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢測：建議在以下情況進行：1)油中氣體總烴超標或CO、CO2過高2)500kV變壓器和電抗器及150MVA以上升壓變壓器投運3～5年后3)需了解絕緣老化情況運行年限1～55～1010～1515～20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟蹤檢測時，注意增長率3)測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重27絕緣紙(板)聚合度必要時當聚合度小于250時，應引起注意1)試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數(shù)克2)對運行時間較長的變壓器盡量利用吊檢的機會取樣28絕緣紙(板)含水量必要時含水量(質量分數(shù))一般不大于下值：可用所測繞組的tgδ值推算或取紙樣直接測量。有條件時，可按部頒DL/T580—96《用露點法測定變壓器絕緣紙中平均含水量的方法》標準進行測量500kV1%330kV2%220kV3%29阻抗測量必要時與出廠值相差在±5%，與三相或三相組平均值相差在±2%范圍內(nèi)適用于電抗器，如受試驗條件限制可在運行電壓下測量30振動必要時與出廠值比不應有明顯差別31噪聲必要時與出廠值比不應有明顯差別按GB7328要求進行32油箱表面溫度分布必要時局部熱點溫升不超過80K6.2  電力變壓器交流試驗電壓值及操作波試驗電壓值見表6。6.3  油浸式電力變壓器(1.6MVA以上)6.3.1  定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。6.3.2  大修試驗項目表 6  電力變壓器交流試驗電壓值及操作波試驗電壓值額定電壓kV最高工作電    壓kV線端交流試驗電壓值kV中性點交流試驗電壓值kV線端操作波試驗電壓值kV全部更換繞組部分更換繞組全部更換繞組部分更換繞組全部更換繞組部分更換繞組＜1≤132.532.5——33.518151815353066.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.5857285721701456672.5140120140120270230110126.0200170(195)9580375319220252.036039530633685(200)72(170)750638330363.046051039143485(230)72(195)850950722808500550.0630680536578851407212010501175892999注：1  括號內(nèi)數(shù)值適用于不固定接地或經(jīng)小電抗接地系統(tǒng)；2  操作波的波形為：波頭大于20μS，90%以上幅值持續(xù)時間大于200μS，波長大于500μS；負極性三次。a)一般性大修見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。b)更換繞組的大修見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。6.4  油浸式電力變壓器(1.6MVA及以下)6.4.1  定期試驗項目見表5中序號2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5項適用于35kV及以上變電所用變壓器。6.4.2  大修試驗項目見表5中序號2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16適用于更換繞組時，4、5項適用于35kV及以上變電所用變壓器。6.5  油浸式電抗器6.5.1  定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。6.5.2  大修試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11項適用于330kV及以上電抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。6.6  消弧線圈6.6.1  定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6。6.6.2  大修試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6、7、9、22，裝在消弧線圈內(nèi)的電壓、電流互感器的二次繞組應測絕緣電阻(參照表5中序號24)。6.7  干式變壓器6.7.1  定期試驗項目見表5中序號2、3、7、19。6.7.2  更換繞組的大修試驗項目見表5中序號2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17項適用于澆注型干式變壓器。6.8  氣體絕緣變壓器6.8.1  定期試驗項目見表5中序號2、3、7和表38中序號1。6.8.2  大修試驗項目見表5中序號2、3、7、19，表38中序號1和參照表10中序號2。6.9  干式電抗器試驗項目在所連接的系統(tǒng)設備大修時作交流耐壓試驗見表5中序號7。6.10  接地變壓器6.10.1  定期試驗項目見表5中序號3、6、7。6.10.2  大修試驗項目見表5中序號2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16項適用于更換繞組時進行。6.11  判斷故障時可供選用的試驗項目本條主要針對容量為1.6MVA以上變壓器和330、500kV電抗器，其它設備可作參考。a)當油中氣體分析判斷有異常時可選擇下列試驗項目：——繞組直流電阻——鐵芯絕緣電阻和接地電流——空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載下)運行，用油中氣體分析及局部放電檢測儀監(jiān)視——長時間負載(或用短路法)試驗，用油中氣體色譜分析監(jiān)視——油泵及水冷卻器檢查試驗——有載調(diào)壓開關油箱滲漏檢查試驗——絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tgδ、泄漏電流)——絕緣油的擊穿電壓、tgδ——絕緣油含水量——絕緣油含氣量(500kV)——局部放電(可在變壓器停運或運行中測量)——絕緣油中糠醛含量——耐壓試驗——油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度b)氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體分析。c)變壓器出口短路后可進行下列試驗：——油中溶解氣體分析——繞組直流電阻——短路阻抗——繞組的頻率響應——空載電流和損耗d)判斷絕緣受潮可進行下列試驗：——絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tgδ、泄漏電流)——絕緣油的擊穿電壓、tgδ、含水量、含氣量(500kV)——絕緣紙的含水量e)判斷絕緣老化可進行下列試驗：——油中溶解氣體分析(特別是CO、CO2含量及變化)——絕緣油酸值——油中糠醛含量——油中含水量——絕緣紙或紙板的聚合度f)振動、噪音異常時可進行下列試驗：——振動測量——噪聲測量——油中溶解氣體分析——阻抗測量7  互感器7.1  電流互感器7.1.1  電流互感器的試驗項目、周期和要求，見表7。表 7  電流互感器的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要                求說            明1繞組及末屏的絕緣電阻1)投運前2)1～3年3)大修后4)必要時1)繞組絕緣電阻與初始值及歷次數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化2)電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ采用2500V兆歐表2tgδ及電容量1)投運前2)1～3年3)大修后4)必要時1)主絕緣tgδ(%)不應大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：1)主絕緣tgδ試驗電壓為10kV，末屏對地tgδ試驗電壓為2kV2)油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tgδ與溫度、電壓的關系，當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到 時，tgδ增量超過±0.3%，不應繼續(xù)運行3)固體絕緣互感器可不進行tgδ測量電壓等級kV20～3566～110220330～500大修后油紙電容型充油型膠紙電容型—3.02.51.02.02.00.7——0.6——運行中油紙電容型充油型膠紙電容型—3.53.01.02.52.50.8——0.7——2)電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超出±5%范圍時應查明原因3)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%3油中溶解氣體色譜分析1)投運前2)1～3年(66kV及以上)3)大修后4)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴  100×10-6H2    150×10-6C2H2  2×10-6(110kV及以下)1×10-6(220～500kV)1)新投運互感器的油中不應含有C2H22)全密封互感器按制造廠要求(如果有)進行4交流耐壓試驗1)1～3年(20kV及以下)2)大修后3)必要時1)一次繞組按出廠值的85%進行。出廠值不明的按下列電壓進行試驗：電壓等級kV361015203566試驗電壓kV1521303847721202)二次繞組之間及末屏對地為2kV3)全部更換繞組絕緣后，應按出廠值進行5局部放電測量1)1～3年(20～35kV固體絕緣互感器)2)大修后3)必要時1) 固體絕緣互感器在電壓為 時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC2)110kV及以上油浸式互感器在電壓為 時，放電量不大于20pC試驗按GB5583進行6極性檢查1)大修后2)必要時與銘牌標志相符7各分接頭的變比檢查1)大修后2)必要時與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差8校核勵磁特性曲線必要時與同類型互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較，應無明顯差別繼電保護有要求時進行9密封檢查1)大修后2)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定10一次繞組直流電阻測量1)大修后2)必要時與初始值或出廠值比較，應無明顯差別11絕緣油擊穿電壓1)大修后2)必要時見第13章注：投運前是指交接后長時間未投運而準備投運之前，及庫存的新設備投運之前。7.1.2  各類試驗項目定期試驗項目見表7中序號1、2、3、4、5。大修后試驗項目見表7中序號1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更換繞組，可不進行6、7、8項)。7.2  電壓互感器7.2.1  電磁式和電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求分別見表8和表9。表 8  電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后3)必要時自行規(guī)定一次繞組用2500V兆歐表，二次繞組用1000V或2500V兆歐表2tgδ(20kV及以上)1)繞組絕緣：a)1～3年b)大修后c)必要時2)66～220kV串級式電壓互感器支架：a)投運前b)大修后c)必要時1)              1)繞組絕緣tgδ(%)不應大于下表中數(shù)值：串級式電壓互感器的tgδ試驗方法建議采用末端屏蔽法，其它試驗方法與要求自行規(guī)定溫度℃51020304035kV及以下大修后1.52.53.05.07.0運行中2.02.53.55.58.035kV以上大修后1.01.52.03.55.0運行中1.52.02.54.05.52)支架絕緣tgδ一般不大于6%3油中溶解氣體的色譜分析1)投運前2)1～3年(66kV及以上)3)大修后4)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴      100×10-6H2        150×10-6C2H       22×10-61)新投運互感器的油中不應含有C2H22)全密封互感器按制造廠要求(如果有)進行4交流耐壓試驗1)3年(20kV及以下)2)大修后3)必要時1)一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應耐壓試驗2)進行倍頻感應耐壓試驗時應考慮互感器的容升電壓3)倍頻耐壓試驗前后，應檢查有否絕緣損傷電壓等級kV361015203566試驗電壓kV1521303847721202)二次繞組之間及末屏對地為2kV3)全部更換繞組絕緣后按出廠值進行5局部放電測量1)投運前2)1～3年(20～35kV固體絕緣互感器)3)大修后4)必要時1)固體絕緣相對地電壓互感器在電壓為 時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC。固體絕緣相對相電壓互感器，在電壓為1.1Um時，放電量不大于100pC2)110kV及以上油浸式電壓互感器在電壓為 時，放電量不大于20pC1)試驗按GB5583進行2)出廠時有試驗報告者投運前可不進行試驗或只進行抽查試驗6空載電流測量1)大修后2)必要時1)在額定電壓下，空載電流與出廠數(shù)值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下，空載電流不應大于最大允許電流中性點非有效接地系統(tǒng)中性點接地系統(tǒng)7密封檢查1)大修后2)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定8鐵芯夾緊螺栓(可接觸到的)絕緣電阻大修時自行規(guī)定采用2500V兆歐表9聯(lián)接組別和極性1)更換繞組后2)接線變動后與銘牌和端子標志相符10電壓比1)更換繞組后2)接線變動后與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差11絕緣油擊穿電壓1)大修后2)必要時見第13章注：投運前指交接后長時間未投運而準備投運之前，及庫存的新設備投運之前表9  電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1電壓比1)大修后2)必要時與銘牌標志相符2中間變壓器的絕緣電阻1)大修后2)必要時自行規(guī)定采用2500V兆歐表3中間變壓器的tgδ1)大修后2)必要時與初始值相比不應有顯著變化注：電容式電壓互感器的電容分壓器部分的試驗項目、周期和要求見第12章7.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表8中序號1、2、3、4、5。大修時或大修后試驗項目見表8中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11(不更換繞組可不進行9、10項)和表9中序號1、2、3。8  開關設備8.1  SF6斷路器和GIS8.1.1  SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求見表10。表10  SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1斷路器和GIS內(nèi)SF6氣體的濕度以及氣體的其它檢測項目見第13章2SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時年漏氣率不大于1%或按制造廠要求1)按GB11023方法進行2)對電壓等級較高的斷路器以及GIS，因體積大可用局部包扎法檢漏，每個密封部位包扎后歷時5h，測得的SF6氣體含量(體積分數(shù))不大于30×10-63輔助回路和控制回路絕緣電阻1)1～3年2)大修后絕緣電阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆歐表4耐壓試驗1)大修后2)必要時交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓值的80%1)試驗在SF6氣體額定壓力下進行2)對GIS試驗時不包括其中的電磁式電壓互感器及避雷器，但在投運前應對它們進行試驗電壓值為Um的5min耐壓試驗3)罐式斷路器的耐壓試驗方式：合閘對地；分閘狀態(tài)兩端輪流加壓，另一端接地。建議在交流耐壓試驗的同時測量局部放電4)對瓷柱式定開距型斷路器只作斷口間耐壓5輔助回路和控制回路交流耐壓試驗大修后試驗電壓為2kV耐壓試驗后的絕緣電阻值不應降低6斷口間并聯(lián)電容器的絕緣電阻、電容量和tgδ1)1～3年2)大修后3)必要時1)對瓷柱式斷路器和斷口同時測量，測得的電容值和tgδ與原始值比較，應無明顯變化2)罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)按制造廠規(guī)定3)單節(jié)電容器按第12章規(guī)定1)大修時，對瓷柱式斷路器應測量電容器和斷口并聯(lián)后整體的電容值和tgδ，作為該設備的原始數(shù)據(jù)2)對罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)必要時進行試驗，試驗方法按制造廠規(guī)定7合閘電阻值和合閘電阻的投入時間1)1～3年(罐式斷路器除外)2)大修后1)除制造廠另有規(guī)定外，阻值變化允許范圍不得大于±5%2)合閘電阻的有效接入時間按制造廠規(guī)定校核罐式斷路器的合閘電阻布置在罐體內(nèi)部，只有解體大修時才能測定8斷路器的速度特性大修后測量方法和測量結果應符合制造廠規(guī)定制造廠無要求時不測9斷路器的時間參量1)大修后2)機構大修后除制造廠另有規(guī)定外，斷路器的分、合閘同期性應滿足下列要求：相間合閘不同期不大于5ms相間分閘不同期不大于3ms同相各斷口間合閘不同期不大于3ms同相各斷口間分閘不同期不大于2ms10分、合閘電磁鐵的動作電壓1)1～3年2)大修后3)機構大修后1)操動機構分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%之間2)在使用電磁機構時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作3)進口設備按制造廠規(guī)定11導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)敞開式斷路器的測量值不大于制造廠規(guī)定值的120%2)對GIS中的斷路器按制造廠規(guī)定用直流壓降法測量，電流不小于100A12分、合閘線圈直流電阻1)大修后2)機構大修后應符合制造廠規(guī)定13SF6氣體密度監(jiān)視器(包括整定值)檢驗1)1～3年2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定14壓力表校驗(或調(diào)整)，機構操作壓力(氣壓、液壓)整定值校驗，機械安全閥校驗1)1～3年2)大修后按制造廠規(guī)定對氣動機構應校驗各級氣壓的整定值(減壓閥及機械安全閥)15操動機構在分閘、合閘、重合閘下的操作壓力(氣壓、液壓)下降值1)大修后2)機構大修后應符合制造廠規(guī)定16液(氣)壓操動機構的泄漏試驗1)1～3年2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定應在分、合閘位置下分別試驗17油(氣)泵補壓及零起打壓的運轉時間1)1～3年2)大修后3)必要時應符合制造廠規(guī)定18液壓機構及采用差壓原理的氣動機構的防失壓慢分試驗1)大修后2)機構大修時按制造廠規(guī)定19閉鎖、防跳躍及防止非全相合閘等輔助控制裝置的動作性能1)大修后2)必要時按制造廠規(guī)定20GIS中的電流互感器、電壓互感器和避雷器1)大修后2)必要時按制造廠規(guī)定，或分別按第7章、第14章進行8.1.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表10中序號1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。大修后試驗項目見表10中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。8.2  多油斷路器和少油斷路器8.2.1  多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求見表11。表11  多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)整體絕緣電阻自行規(guī)定2) 斷口和有機物制成的提升桿的絕緣電阻不應低于下表數(shù)值：MΩ使用2500V兆歐表試驗類別額定電壓kV＜2424～40.572.5～252363大修后10002500500010000運行中300100030005000240.5kV及以上非純瓷套管和多油斷路器的tgδ1)1～3年2)大修后1)20℃時多油斷路器的非純瓷套管的tgδ(%)值見表202)20℃時非純瓷套管斷路器的tgδ(%)值，可比表20中相應的tgδ(%)值增加下列數(shù)值：1)在分閘狀態(tài)下按每支套管進行測量。測量的tgδ超過規(guī)定值或有顯著增大時，必須落下油箱進行分解試驗。對不能落下油箱的斷路器，則應將油放出，使套管下部及滅弧室露出油面，然后進行分解試驗2)斷路器大修而套管不大修時，應按套管運行中規(guī)定的相應數(shù)值增加3)帶并聯(lián)電阻斷路器的整體tgδ(%)可相應增加1額定電壓kV≥126＜12640.5(DW1—35DW1—35D)tgδ(%)值的增加數(shù)123340.5kV及以上少油斷路器的泄漏電流1)1～3年2)大修后1)每一元件的試驗電壓如下：252kV及以上少油斷路器提升桿(包括支持瓷套)的泄漏電流大于5μA時，應引起注意額定電壓kV40.572.5～252≥363直流試驗電壓kV2040602)泄漏電流一般不大于10μA4斷路器對地、斷口及相間交流耐壓試驗1)1～3年(12kV及以下)2)大修后3)必要時(72.5kV及以上)斷路器在分、合閘狀態(tài)下分別進行，試驗電壓值如下：12～40.5kV斷路器對地及相間按DL/T593規(guī)定值；72.5kV及以上者按DL/T593規(guī)定值的80%對于三相共箱式的油斷路器應作相間耐壓，其試驗電壓值與對地耐壓值相同5126kV及以上油斷路器提升桿的交流耐壓試驗1)大修后2)必要時試驗電壓按DL/T593規(guī)定值的80%1)耐壓設備不能滿足要求時可分段進行，分段數(shù)不應超過6段(252kV)，或3段(126kV)，加壓時間為5min2)每段試驗電壓可取整段試驗電壓值除以分段數(shù)所得值的1.2倍或自行規(guī)定6輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為2kV7導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中自行規(guī)定用直流壓降法測量，電流不小于100A8滅弧室的并聯(lián)電阻值，并聯(lián)電容器的電容量和tgδ1)大修后2)必要時1)并聯(lián)電阻值應符合制造廠規(guī)定2)并聯(lián)電容器按第12章規(guī)定9斷路器的合閘時間和分閘時間大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓(氣壓、液壓)下進行10斷路器分閘和合閘的速度大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓(氣壓、液壓)下進行11斷路器觸頭分、合閘的同期性1)大修后2)必要時應符合制造廠規(guī)定12操動機構合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動作電壓1)大修后2)操動機構大修后1)操動機構分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%間2)在使用電磁機構時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作13合閘接觸器和分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻，輔助回路和控制回路絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)絕緣電阻不應小于2MΩ2)直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用500V或1000V兆歐表14斷路器本體和套管中絕緣油試驗見第13章15斷路器的電流互感器1)大修后2)必要時見第7章8.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表11中序號1、2、3、4、6、7、13、14。大修后試驗項目見表11中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。8.3  磁吹斷路器8.3.1  磁吹斷路器的試驗項目、周期、要求見表11中的序號1、4、5、6、8、10、11、12、13。8.3.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表11中序號1、4、6、13。大修后試驗項目見表11中序號1、4、5、6、8、10、11、12、13。8.4  低壓斷路器和自動滅磁開關8.4.1  低壓斷路器和自動滅磁開關的試驗項目、周期和要求見表11中序號12和13。8.4.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表11中序號13。大修后試驗項目見表11中序號12和13。8.4.3  對自動滅磁開關尚應作常開、常閉觸點分合切換順序，主觸頭、滅弧觸頭表面情況和動作配合情況以及滅弧柵是否完整等檢查。對新?lián)Q的DM型滅磁開關尚應檢查滅弧柵片數(shù)。8.5  空氣斷路器8.5.1  空氣斷路器的試驗項目、周期和要求見表12。表12  空氣斷路器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明140.5kV及以上的支持瓷套管及提升桿的泄漏電流1)1～3年2)大修后1)試驗電壓如下：額定電壓kV40.572.5～252≥363直流試驗電壓kV2040602)泄漏電流一般不大于10μA，252kV及以上者不大于5μA2耐壓試驗大修后12～40.5kV斷路器對地及相間試驗電壓值按DL/T593規(guī)定值；72.5kV及以上者按DL/T593規(guī)定值的80%126kV及以上有條件時進行3輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為2kV4導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中的電阻值允許比制造廠規(guī)定值提高1倍用直流壓降法測量，電流不小于100A5滅弧室的并聯(lián)電阻，均壓電容器的電容量和tgδ大修后1)并聯(lián)電阻值符合制造廠規(guī)定2)均壓電容器按第12章規(guī)定6主、輔觸頭分、合閘配合時間大修后應符合制造廠規(guī)定7斷路器的分、合閘時間及合分時間大修后連續(xù)測量3次均應符合制造廠規(guī)定8同相各斷口及三相間的分、合閘同期性大修后應符合制造廠規(guī)定，制造廠無規(guī)定時，則相間合閘不同期不大于5ms；分閘不同期不大于3ms；同相斷口間合閘不同期不大于3ms；分閘不同期不大于2ms9分、合閘電磁鐵線圈的最低動作電壓大修后操動機構分、合閘電磁鐵的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%間在額定氣壓下測量10分閘和合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻大修后1)絕緣電阻不應小于2MΩ2)直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用1000V兆歐表11分閘、合閘和重合閘的氣壓降大修后應符合制造廠規(guī)定12斷路器操作時的最低動作氣壓大修后應符合制造廠規(guī)定13壓縮空氣系統(tǒng)、閥門及斷路器本體嚴密性大修后應符合制造廠規(guī)定14低氣壓下不能合閘的自衛(wèi)能力試驗大修后應符合制造廠規(guī)定8.5.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表12中序號1、3、4。大修后試驗項目見表12中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14。8.6  真空斷路器8.6.1  真空斷路器的試驗項目、周期和要求見表13。表13  真空斷路器的試驗項目、周期、要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)整體絕緣電阻參照制造廠規(guī)定或自行規(guī)定2)斷口和用有機物制成的提升桿的絕緣電阻不應低于下表中的數(shù)值：MΩ試驗類別額定電壓kV＜2424～40.572.5大修后100025005000運行中300100030002交流耐壓試驗(斷路器主回路對地、相間及斷口)1)1～3年(12kV及以下)2)大修后3)必要時  (40.5、72.5kV)斷路器在分、合閘狀態(tài)下分別進行，試驗電壓值按DL/T593規(guī)定值1)更換或干燥后的絕緣提升桿必須進行耐壓試驗，耐壓設備不能滿足時可分段進行2)相間、相對地及斷口的耐壓值相同3輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為2kV4導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中自行規(guī)定，建議不大于1.2倍出廠值用直流壓降法測量，電流不小于100A5斷路器的合閘時間和分閘時間，分、合閘的同期性，觸頭開距，合閘時的彈跳過程大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓下進行6操動機構合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動作電壓大修后1)操動機構分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%間在使用電磁機構時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合峰值電流等于或大于50kA時為85%)時應可靠動作2)進口設備按制造廠規(guī)定7合閘接觸器和分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻1)1～3年2)大修后1)絕緣電阻不應小于2MΩ2)直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用1000V兆歐表8真空滅弧室真空度的測量大、小修時自行規(guī)定有條件時進行9檢查動觸頭上的軟聯(lián)結夾片有無松動大修后應無松動8.6.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表13中序號1、2、3、4、7。大修時或大修后試驗項目見表13中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9。8.7  重合器(包括以油、真空及SF6氣體為絕緣介質的各種12kV重合器)8.7.1  重合器的試驗項目、周期和要求見表14。表14  重合器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)整體絕緣電阻自行規(guī)定2)用有機物制成的拉桿的絕緣電阻不應低于下列數(shù)值：大修后  1000MΩ運行中  300MΩ采用2500V兆歐表測量2SF6重合器內(nèi)氣體的濕度1)大修后2)必要時見第13章3SF6氣體泄漏1)大修后2)必要時年漏氣率不大于1%或按制造廠規(guī)定4控制回路的絕緣電阻1)1～3年2)大修后絕緣電阻不應低于2MΩ采用1000V兆歐表5交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為42kV試驗在主回路對地及斷口間進行6輔助和控制回路的交流耐壓試驗大修后試驗電壓為2kV7合閘時間，分閘時間，三相觸頭分、合閘同期性，觸頭彈跳大修后應符合制造廠的規(guī)定在額定操作電壓(液壓、氣壓)下進行8油重合器分、合閘速度大修后應符合制造廠的規(guī)定在額定操作電壓(液壓、氣壓)下進行，或按制造廠規(guī)定9合閘電磁鐵線圈的操作電壓1)大修后2)必要時在額定電壓的85%～115%范圍內(nèi)應可靠動作10導電回路電阻1)大修后2)必要時1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中自行規(guī)定用直流壓降法測量，電流值不得小于100A11分閘線圈直流電阻大修后應符合制造廠規(guī)定12分閘起動器的動作電壓大修后應符合制造廠規(guī)定13合閘電磁鐵線圈直流電阻大修后應符合制造廠規(guī)定14最小分閘電流大修后應符合制造廠規(guī)定15額定操作順序大修后操作順序應符合制造廠要求16利用遠方操作裝置檢查重合器的動作情況大修后按規(guī)定操作順序在試驗回路中操作3次，動作應正確17檢查單分功能可靠性大修后將操作順序調(diào)至單分，操作2次，動作應正確18絕緣油試驗大修后見第13章8.7.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表14中序號1、4、5。大修后試驗項目見表14中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18。8.8  分段器(僅限于12kV級)8.8.1  SF6分段器8.8.1.1  SF6分段器的試驗項目、周期和要求見表15。表15  SF6分段器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)整體絕緣電阻值自行規(guī)定2)用有機物制成的拉桿的絕緣電阻值不應低于下列數(shù)值：大修后  1000MΩ運行中  300MΩ3)控制回路絕緣電阻值不小于2MΩ一次回路用2500V兆歐表控制回路用1000V兆歐表2交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為42kV試驗在主回路對地及斷口間進行3導電回路電阻1)大修后2)必要時1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中自行規(guī)定用直流壓降法測量，電流值不小于100A4合閘電磁鐵線圈的操作電壓1)大修后2)必要時在制造廠規(guī)定的電壓范圍內(nèi)應可靠動作5合閘時間、分閘時間兩相觸頭分、合閘的同期性大修后應符合制造廠的規(guī)定在額定操作電壓(液壓、氣壓)下進行6分、合閘線圈的直流電阻大修后應符合制造廠的規(guī)定7利用遠方操作裝置檢查分段器的動作情況大修后在額定操作電壓下分、合各3次，動作應正確8SF6氣體泄漏1)大修后2)必要時年漏氣率不大于1%或按制造廠規(guī)定9SF6氣體濕度1)大修后2)必要時見第13章8.1.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表15中序號1、2。大修后試驗項目見表15中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9。8.8.2  油分段器8.8.2.1  油分段器的試驗項目、周期和要求除按表15中序號1、2、3、4、5、6、7進行外，還應按表16進行。表16  油分段器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣油試驗1)大修后2)必要時見第13章2自動計數(shù)操作大修后按制造廠的規(guī)定完成計數(shù)操作8.8.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表15中序號1、2。大修后試驗項目見表15中序號1、2、3、4、5、6、7及表16中序號1、2。8.8.3  真空分段器8.8.3.1  真空分段器的試驗項目、周期和要求按表15中序號1、2、3、4、5、6、7和表16中序號1、2進行。8.8.3.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表15中序號1、2。大修后試驗項目見表15中序號1、2、3、4、5、6、7和表16中序號1、2。8.9  隔離開關8.9.1  隔離開關的試驗項目、周期和要求見表17。表17  隔離開關的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1有機材料支持絕緣子及提升桿的絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)用兆歐表測量膠合元件分層電阻2)有機材料傳動提升桿的絕緣電阻值不得低于下表數(shù)值：MΩ采用2500V兆歐表試驗類別額定電壓kV＜2424～40.5大修后10002500運行中30010002二次回路的絕緣電阻1)1～3年2)大修后3)必要時絕緣電阻不低于2MΩ采用1000V兆歐表3交流耐壓試驗大修后1)試驗電壓值按DL/T593規(guī)定2)用單個或多個元件支柱絕緣子組成的隔離開關進行整體耐壓有困難時，可對各膠合元件分別做耐壓試驗，其試驗周期和要求按第10章的規(guī)定進行在交流耐壓試驗前、后應測量絕緣電阻；耐壓后的阻值不得降低4二次回路交流耐壓試驗大修后試驗電壓為2kV5電動、氣動或液壓操動機構線圈的最低動作電壓大修后最低動作電壓一般在操作電源額定電壓的30%～80%范圍內(nèi)氣動或液壓應在額定壓力下進行6導電回路電阻測量大修后不大于制造廠規(guī)定值的1.5倍用直流壓降法測量，電流值不小于100A7操動機構的動作情況大修后1)電動、氣動或液壓操動機構在額定的操作電壓(氣壓、液壓)下分、合閘5次，動作正常2)手動操動機構操作時靈活，無卡澀3)閉鎖裝置應可靠8.9.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表17中序號1、2。大修后試驗項目見表17中1、2、3、4、5、6、7。8.10  高壓開關柜8.10.1  高壓開關柜的試驗項目、周期和要求見表18。8.10.2  配少油斷路器和真空斷路器的高壓開關柜的各類試驗項目。定期試驗項目見表18中序號1、5、8、9、10、13。大修后試驗項目見表18中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。表18  高壓開關柜的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1輔助回路和控制回路絕緣電阻1)1～3年2)大修后絕緣電阻不應低于2MΩ采用1000V兆歐表2輔助回路和控制回路交流耐壓試驗大修后試驗電壓為2kV3斷路器速度特性大修后應符合制造廠規(guī)定如制造廠無規(guī)定可不進行4斷路器的合閘時間、分閘時間和三相分、合閘同期性大修后應符合制造廠規(guī)定5斷路器、隔離開關及隔離插頭的導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中應不大于制造廠規(guī)定值的1.5倍隔離開關和隔離插頭回路電阻的測量在有條件時進行6操動機構合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動作電壓1)大修后2)機構大修后參照表11中序號127合閘接觸器和分合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻大修后1)絕緣電阻應大于2MΩ2)直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用1000V兆歐表8絕緣電阻試驗1)1～3年(12kV及以上)2)大修后應符合制造廠規(guī)定在交流耐壓試驗前、后分別進行9交流耐壓試驗1)1～3年(12kV及以上)2)大修后試驗電壓值按DL/T593規(guī)定1)試驗電壓施加方式：合閘時各相對地及相間；分閘時各相斷口2)相間、相對地及斷口的試驗電壓值相同10檢查電壓抽取(帶電顯示)裝置1)1年2)大修后應符合制造廠規(guī)定11SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時應符合制造廠規(guī)定12壓力表及密度繼電器校驗1～3年應符合制造廠規(guī)定13五防性能檢查1)1～3年2)大修后應符合制造廠規(guī)定五防是：①防止誤分、誤合斷路器；②防止帶負荷拉、合隔離開關；③防止帶電(掛)合接地(線)開關；④防止帶接地線(開關)合斷路器；⑤防止誤入帶電間隔14對斷路器的其它要求1)大修后2)必要時根據(jù)斷路器型式，應符合8.1、8.2、8.6條中的有關規(guī)定15高壓開關柜的電流互感器1)大修后2)必要時見第7章8.10.3  配SF6斷路器的高壓開關柜的各類試驗項目：定期試驗項目見表18中序號1、5、8、9、10、12、13。大修后試驗項目見表18中1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。8.10.4  其它型式高壓開關柜的各類試驗項目：其它型式，如計量柜，電壓互感器柜和電容器柜等的試驗項目、周期和要求可參照表18中有關序號進行。柜內(nèi)主要元件(如互感器、電容器、避雷器等)的試驗項目按本規(guī)程有關章節(jié)規(guī)定。8.11  鎘鎳蓄電池直流屏8.11.1  鎘鎳蓄電池直流屏(柜)的試驗項目、周期和要求見表19。表19  鎘鎳蓄電池直流屏(柜)的試驗項目、周期和要求序號項    目周期要            求說    明1鎘鎳蓄電池組容量測試1)1年2)必要時按DL/T459規(guī)定2蓄電池放電終止電壓測試1)1年2)必要時3各項保護檢查1年各項功能均應正常檢查項目有：a)閃光系統(tǒng)b)絕緣監(jiān)察系統(tǒng)c)電壓監(jiān)視系統(tǒng)d)光字牌e)聲響4鎘鎳屏(柜)中控制母線和動力母線的絕緣電阻必要時絕緣電阻不應低于10MΩ采用1000V兆歐表。有兩組電池時輪流測量8.11.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表19中序號1、2、3。9  套管9.1  套管的試驗項目、周期和要求見表20。表20  套管的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1主絕緣及電容型套管末屏對地絕緣電阻1)1～3年2)大修(包括主設備大修)后3)必要時1)主絕緣的絕緣電阻值不應低于10000MΩ2)末屏對地的絕緣電阻不應低于1000MΩ采用2500V兆歐表2主絕緣及電容型套管對地末屏tgδ與電容量1)1～3年2)大修(包括主設備大修)后3)必要時1)20℃時的tgδ(%)值應不大于下表中數(shù)值：1)油紙電容型套管的tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ與出廠值或上一次測試值比較有明顯增長或接近左表數(shù)值時，應綜合分析tgδ與溫度、電壓的關系。當tgδ隨溫度增加明顯增大或試驗電壓由10kV升到 時，tgδ增量超過±0.3%，不應繼續(xù)運行2)20kV以下純瓷套管及與變壓器油連通的油壓式套管不測tgδ3)測量變壓器套管tgδ時，與被試套管相連的所有繞組端子連在一起加壓，其余繞組端子均接地，末屏接電橋，正接線測量電壓等級kV20～3566～110220～500大修后充  油  型3.01.5—油紙電容型1.01.00.8充  膠  型3.02.0—膠紙電容型2.01.51.0膠  紙  型2.52.0—運行中充  油  型3.51.5—油紙電容型1.01.00.8充  膠  型3.52.0—膠紙電容型3.01.51.0膠  紙  型3.52.0—2)當電容型套管末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%3)電容型套管的電容值與出廠值或上一次試驗值的差別超出±5%時，應查明原因3油中溶解氣體色譜分析1)投運前2)大修后3)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：H2     500×10-6CH4   100×10-6C2H22×10-6(110kV及以下)1×10-6(220～500kV)4交流耐壓試驗1)大修后2)必要時試驗電壓值為出廠值的85%35kV及以下純瓷穿墻套管可隨母線絕緣子一起耐壓566kV及以上電容型套管的局部放電測量1)大修后2)必要時1)變壓器及電抗器套管的試驗電壓為2)其它套管的試驗電壓為1)垂直安裝的套管水平存放1年以上投運前宜進行本項目試驗66kV及以上電容型套管的局部放電測量1)大修后2)必要時3)在試驗電壓下局部放電值(pC)不大于：2)括號內(nèi)的局部放電值適用于非變壓器、電抗器的套管油紙電容型膠紙電容型大修后10250(100)運行中20自行規(guī)定注：1.充油套管指以油作為主絕緣的套管；2.油紙電容型套管指以油紙電容芯為主絕緣的套管；3.充膠套管指以膠為主絕緣的套管；4.膠紙電容型套管指以膠紙電容芯為主絕緣的套管；5.膠紙型套管指以膠紙為主絕緣與外絕緣的套管(如一般室內(nèi)無瓷套膠紙?zhí)坠?。9.2  各類試驗項目定期試驗項目見表20中序號1、2。大修后試驗項目見表20中序號1、2、3、4、5。10  支柱絕緣子和懸式絕緣子發(fā)電廠和變電所的支柱絕緣子和懸式絕緣子的試驗項目、周期和要求見表21。表21  發(fā)電廠和變電所的支柱絕緣子和懸式絕緣子的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1零值絕緣子檢測(66kV及以上)1～5年在運行電壓下檢測1)可根據(jù)絕緣子的劣化率調(diào)整檢測周期2)對多元件針式絕緣子應檢測每一元件2絕緣電阻1)懸式絕緣子1～5年2)針式支柱絕緣子1～5年1)針式支柱絕緣子的每一元件和每片懸式絕緣子的絕緣電阻不應低于300MΩ，500kV懸式絕緣子不低于500MΩ2)半導體釉絕緣子的絕緣電阻自行規(guī)定1)采用2500V及以上兆歐表2)棒式支柱絕緣子不進行此項試驗3交流耐壓試驗1)單元件支柱絕緣子1～5年2)懸式絕緣子1～5年3)針式支柱絕緣子1～5年4)隨主設備5)更換絕緣子時1)支柱絕緣子的交流耐壓試驗電壓值見附錄B2)35kV針式支柱絕緣子交流耐壓試驗電壓值如下：兩個膠合元件者，每元件50kV；三個膠合元件者，每元件34kV3)機械破壞負荷為60～300kN的盤形懸式絕緣子交流耐壓試驗電壓值均取60kV1)35kV針式支柱絕緣子可根據(jù)具體情況按左欄要求1)或2)進行2)棒式絕緣子不進行此項試驗4絕緣子表面污穢物的等值鹽密1年參照附錄C污穢等級與對應附鹽密度值檢查所測鹽密值與當?shù)匚鄯x等級是否一致。結合運行經(jīng)驗，將測量值作為調(diào)整耐污絕緣水平和監(jiān)督絕緣安全運行的依據(jù)。鹽密值超過規(guī)定時，應根據(jù)情況采取調(diào)爬、清掃、涂料等措施應分別在戶外能代表當?shù)匚廴境潭鹊闹辽僖淮畱掖菇^緣子和一根棒式支柱上取樣，測量在當?shù)胤e污最重的時期進行注：運行中針式支柱絕緣子和懸式絕緣子的試驗項目可在檢查零值、絕緣電阻及交流耐壓試驗中任選一項。玻璃懸式絕緣子不進行序號1、2、3項中的試驗，運行中自破的絕緣子應及時更換。11  電力電纜線路11.1  一般規(guī)定11.1.1  對電纜的主絕緣作直流耐壓試驗或測量絕緣電阻時，應分別在每一相上進行。對一相進行試驗或測量時，其它兩相導體、金屬屏蔽或金屬套和鎧裝層一起接地。11.1.2  新敷設的電纜線路投入運行3～12個月，一般應作1次直流耐壓試驗，以后再按正常周期試驗。11.1.3  試驗結果異常，但根據(jù)綜合判斷允許在監(jiān)視條件下繼續(xù)運行的電纜線路，其試驗周期應縮短，如在不少于6個月時間內(nèi)，經(jīng)連續(xù)3次以上試驗，試驗結果不變壞，則以后可以按正常周期試驗。11.1.4  對金屬屏蔽或金屬套一端接地，另一端裝有護層過電壓保護器的單芯電纜主絕緣作直流耐壓試驗時，必須將護層過電壓保護器短接，使這一端的電纜金屬屏蔽或金屬套臨時接地。11.1.5  耐壓試驗后，使導體放電時，必須通過每千伏約80kΩ的限流電阻反復幾次放電直至無火花后，才允許直接接地放電。11.1.6  除自容式充油電纜線路外，其它電纜線路在停電后投運之前，必須確認電纜的絕緣狀況良好。凡停電超過一星期但不滿一個月的電纜線路，應用兆歐表測量該電纜導體對地絕緣電阻，如有疑問時，必須用低于常規(guī)直流耐壓試驗電壓的直流電壓進行試驗，加壓時間1min；停電超過一個月但不滿一年的電纜線路，必須作50%規(guī)定試驗電壓值的直流耐壓試驗，加壓時間1min；停電超過一年的電纜線路必須作常規(guī)的直流耐壓試驗。11.1.7  對額定電壓為0.6/1kV的電纜線路可用1000V或2500V兆歐表測量導體對地絕緣電阻代替直流耐壓試驗。11.1.8  直流耐壓試驗時，應在試驗電壓升至規(guī)定值后1min以及加壓時間達到規(guī)定時測量泄漏電流。泄漏電流值和不平衡系數(shù)(最大值與最小值之比)只作為判斷絕緣狀況的參考，不作為是否能投入運行的判據(jù)。但如發(fā)現(xiàn)泄漏電流與上次試驗值相比有很大變化，或泄漏電流不穩(wěn)定，隨試驗電壓的升高或加壓時間的增加而急劇上升時，應查明原因。如系終端頭表面泄漏電流或對地雜散電流等因素的影響，則應加以消除；如懷疑電纜線路絕緣不良，則可提高試驗電壓(以不超過產(chǎn)品標準規(guī)定的出廠試驗直流電壓為宜)或延長試驗時間，確定能否繼續(xù)運行。11.1.9  運行部門根據(jù)電纜線路的運行情況、以往的經(jīng)驗和試驗成績，可以適當延長試驗周期。11.2  紙絕緣電力電纜線路本條規(guī)定適用于粘性油紙絕緣電力電纜和不滴流油紙絕緣電力電纜線路。紙絕緣電力電纜線路的試驗項目、周期和要求見表22。表22  紙絕緣電力電纜線路的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1絕緣電阻在直流耐壓試驗之前進行自行規(guī)定額定電壓0.6/1kV電纜用1000V兆歐表；0.6/1kV以上電纜用2500V兆歐表(6/6kV及以上電纜也可用5000V兆歐表)2直流耐壓試驗1)1～3年2)新作終端或接頭后進行1) 試驗電壓值按表23規(guī)定，加壓時間5min，不擊穿2)耐壓5min時的泄漏電流值不應大于耐壓1min時的泄漏電流值3)三相之間的泄漏電流不平衡系數(shù)不應大于26/6kV及以下電纜的泄漏電流小于10μA，8.7/10kV電纜的泄漏電流小于20μA時，對不平衡系數(shù)不作規(guī)定表23  紙絕緣電力電纜的直流耐壓試驗電壓                kV電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓1.0/3126/10403.6/6178.7/10473.6/62421/351056/63026/3513011.3  橡塑絕緣電力電纜線路橡塑絕緣電力電纜是指聚氯乙烯絕緣、交聯(lián)聚乙烯絕緣和乙丙橡皮絕緣電力電纜。11.3.1  橡塑絕緣電力電纜線路的試驗項目、周期和要求見表24。表24  橡塑絕緣電力電纜線路的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1電纜主絕緣絕緣電阻1)重要電纜：1年2)一般電纜：a)3.6/6kV及以上3年b)3.6/6kV以下5年自行規(guī)定0.6/1kV電纜用1000V兆歐表；0.6/1kV以上電纜用2500V兆歐表(6/6kV及以上電纜也可用5000V兆歐表)2電纜外護套絕緣電阻1)重要電纜：1年2)一般電纜：a)3.6/6kV及以上3年b)3.6/6kV以下5年每千米絕緣電阻值不應低于0.5MΩ采用500V兆歐表。當每千米的絕緣電阻低于0.5MΩ時應采用附錄D中敘述的方法判斷外護套是否進水本項試驗只適用于三芯電纜的外護套，單芯電纜外護套試驗按本表第6項3電纜內(nèi)襯層絕緣電阻1)重要電纜：1年2)一般電纜：a)3.6/6kV及以上3年b)3.6/6kV以下5年每千米絕緣電阻值不應低于0.5MΩ采用500V兆歐表。當每千米的絕緣電阻低于0.5MΩ時應采用附錄D中敘述的方法判斷內(nèi)襯層是否進水4銅屏蔽層電阻和導體電阻比1)投運前2)重作終端或接頭后3)內(nèi)襯層破損進水后對照投運前測量數(shù)據(jù)自行規(guī)定試驗方法見11.3.2條5電纜主絕緣直流耐壓試驗新作終端或接頭后1)試驗電壓值按表25規(guī)定，加壓時間5min，不擊穿2)耐壓5min時的泄漏電流不應大于耐壓1min時的泄漏電流6交叉互聯(lián)系統(tǒng)2～3年見11.4.4條注：為了實現(xiàn)序號2、3和4項的測量，必須對橡塑電纜附件安裝工藝中金屬層的傳統(tǒng)接地方法按附錄E加以改變。表25  橡塑絕緣電力電纜的直流耐壓試驗電壓                kV電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓電纜額定電壓U0/U直流試驗電壓1.8/31121/35633.6/61826/35786/62548/661446/102564/1101928.7/1037127/22030511.3.2  銅屏蔽層電阻和導體電阻比的試驗方法：a)用雙臂電橋測量在相同溫度下的銅屏蔽層和導體的直流電阻。b)當前者與后者之比與投運前相比增加時，表明銅屏蔽層的直流電阻增大，銅屏蔽層有可能被腐蝕；當該比值與投運前相比減少時，表明附件中的導體連接點的接觸電阻有增大的可能。11.4  自容式充油電纜線路11.4.1  自容式充油電纜線路的試驗項目、周期和要求見表26。表26  自容式充油電纜線路的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要            求說    明1電纜主絕緣直流耐壓試驗1)電纜失去油壓并導致受潮或進氣經(jīng)修復后2)新作終端或接頭后試驗電壓值按表27規(guī)定，加壓時間5min，不擊穿2電纜外護套和接頭外護套的直流耐壓試驗2～3年試驗電壓6kV，試驗時間1min，不擊穿1)根據(jù)以往的試驗成績，積累經(jīng)驗后，可以用測量絕緣電阻代替，有疑問時再作直流耐壓試驗2)本試驗可與交叉互聯(lián)系統(tǒng)中絕緣接頭外護套的直流耐壓試驗結合在一起進行3壓力箱a)供油特性b)電纜油擊穿電壓c)電纜油的tgδ與其直接連接的終端或塞止接頭發(fā)生故障后見11.4.2條不低于50kV不大于0.005(100℃時)見11.4.2條見11.4.5.1條見11.4.5.2條4油壓示警系統(tǒng)a)信號指示b)控制電纜線芯對地絕緣6個月1～2年能正確發(fā)出相應的示警信號每千米絕緣電阻不小于1MΩ見11.4.3條采用100V或250V兆歐表測量5交叉互聯(lián)系統(tǒng)2～3年見11.4.4條6電纜及附件內(nèi)的電纜油a)擊穿電壓b)tgδc)油中溶解氣體2～3年2～3年懷疑電纜絕緣過熱老化或終端或塞止接頭存在嚴重局部放電時不低于45kV見11.4.5.2條見表28表 27  自容式充油電纜主絕緣直流耐壓試驗電壓               kV電纜額定電壓U0/UGB311.1規(guī)定的雷電沖擊耐受電壓直流試驗電壓48/6632535016317564/110450550225275127/2208509501050425475510190/330105011751300525590650290/50014251550167571577584011.4.2  壓力箱供油特性的試驗方法和要求：試驗按GB9326.5中6.3進行。壓力箱的供油量不應小于壓力箱供油特性曲線所代表的標稱供油量的90%。11.4.3  油壓示警系統(tǒng)信號指示的試驗方法和要求：合上示警信號裝置的試驗開關應能正確發(fā)出相應的聲、光示警信號。11.4.4  交叉互聯(lián)系統(tǒng)試驗方法和要求：交叉互聯(lián)系統(tǒng)除進行下列定期試驗外，如在交叉互聯(lián)大段內(nèi)發(fā)生故障，則也應對該大段進行試驗。如交叉互聯(lián)系統(tǒng)內(nèi)直接接地的接頭發(fā)生故障時，則與該接頭連接的相鄰兩個大段都應進行試驗。11.4.4.1  電纜外護套、絕緣接頭外護套與絕緣夾板的直流耐壓試驗：試驗時必須將護層過電壓保護器斷開。在互聯(lián)箱中將另一側的三段電纜金屬套都接地，使絕緣接頭的絕緣夾板也能結合在一起試驗，然后在每段電纜金屬屏蔽或金屬套與地之間施加直流電壓5kV，加壓時間1min，不應擊穿。11.4.4.2  非線性電阻型護層過電壓保護器。a)碳化硅電阻片：將連接線拆開后，分別對三組電阻片施加產(chǎn)品標準規(guī)定的直流電壓后測量流過電阻片的電流值。這三組電阻片的直流電流值應在產(chǎn)品標準規(guī)定的最小和最大值之間。如試驗時的溫度不是20℃，則被測電流值應乘以修正系數(shù)(120-t)/100(t為電阻片的溫度，℃)。b)氧化鋅電阻片：對電阻片施加直流參考電流后測量其壓降，即直流參考電壓，其值應在產(chǎn)品標準規(guī)定的范圍之內(nèi)。c)非線性電阻片及其引線的對地絕緣電阻：將非線性電阻片的全部引線并聯(lián)在一起與接地的外殼絕緣后，用1000V兆歐計測量引線與外殼之間的絕緣電阻，其值不應小于10MΩ。11.4.4.3  互聯(lián)箱。a)接觸電阻：本試驗在作完護層過電壓保護器的上述試驗后進行。將閘刀(或連接片)恢復到正常工作位置后，用雙臂電橋測量閘刀(或連接片)的接觸電阻，其值不應大于20μΩ。b)閘刀(或連接片)連接位置：本試驗在以上交叉互聯(lián)系統(tǒng)的試驗合格后密封互聯(lián)箱之前進行。連接位置應正確。如發(fā)現(xiàn)連接錯誤而重新連接后，則必須重測閘刀(或連接片)的接觸電阻。11.4.5  電纜及附件內(nèi)的電纜油的試驗方法和要求。11.4.5.1  擊穿電壓：試驗按GB/T507規(guī)定進行。在室溫下測量油的擊穿電壓。11.4.5.2  tgδ：采用電橋以及帶有加熱套能自動控溫的專用油杯進行測量。電橋的靈敏度不得低于1×10-5，準確度不得低于1.5%，油杯的固有tgδ不得大于5×10-5，在100℃及以下的電容變化率不得大于2%。加熱套控溫的控溫靈敏度為0.5℃或更小，升溫至試驗溫度100℃的時間不得超過1h。電纜油在溫度100±1℃和場強1MV/m下的tgδ不應大于下列數(shù)值：53/66～127/220kV        0.03190/330kV                0.0111.4.6  油中溶解氣體分析的試驗方法和要求按GB7252規(guī)定。電纜油中溶解的各氣體組分含量的注意值見表28，但注意值不是判斷充油電纜有無故障的唯一指標，當氣體含量達到注意值時，應進行追蹤分析查明原因，試驗和判斷方法參照GB7252進行。表 28  電纜油中溶解氣體組分含量的注意值電纜油中溶解氣體的組分注意值×10-6(體積分數(shù))電纜油中溶解氣體的組分注意值×10-6(體積分數(shù))可燃氣體總量1500CO21000H2500CH4200C2H2痕量C2H6200CO100C2H420012  電容器12.1  高壓并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器和交流濾波電容器12.1.1  高壓并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器和交流濾波電容器的試驗項目、周期和要求見表29。表 29  高壓并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器和交流濾波電容器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1極對殼絕緣電阻1)投運后1年內(nèi)2)1～5年不低于2000MΩ1)串聯(lián)電容器用1000V兆歐表，其它用2500V兆歐表2)單套管電容器不測2電容值1)投運后1年內(nèi)2)1～5年1)電容值偏差不超出額定值的-5%～+10%范圍2)電容值不應小于出廠值的95%用電橋法或電流電壓法測量3并聯(lián)電阻值測量1)投運后1年內(nèi)2)1～5年電阻值與出廠值的偏差應在±10%范圍內(nèi)用自放電法測量4滲漏油檢查6個月漏油時停止使用觀察法12.1.2  定期試驗項目見表29中全部項目。12.1.3  交流濾波電容器組的總電容值應滿足交流濾波器調(diào)諧的要求。12.2  耦合電容器和電容式電壓互感器的電容分壓器12.2.1  耦合電容器和電容式電壓互感器的電容分壓器的試驗項目、周期和要求見表30。表30  耦合電容器和電容式電壓互感器的電容分壓器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1極間絕緣電阻1)投運后1年內(nèi)2)1～3年一般不低于5000MΩ用2500V兆歐表2電容值1)投運后1年內(nèi)2)1～3年1)每節(jié)電容值偏差不超出額定值的-5%～+10%范圍2)電容值大于出廠值的102%時應縮短試驗周期3)一相中任兩節(jié)實測電容值相差不超過5%用電橋法3tgδ1)投運后1年內(nèi)2)1～3年10kV下的tgδ值不大于下列數(shù)值：油紙絕緣      0.005膜紙復合絕緣  0.0021)當tgδ值不符合要求時，可在額定電壓下復測，復測值如符合10kV下的要求，可繼續(xù)投運2)電容式電壓互感器低壓電容的試驗電壓值自定4滲漏油檢查6個月漏油時停止使用用觀察法5低壓端對地絕緣電阻1～3年一般不低于100MΩ采用1000V兆歐表6局部放電試驗必要時預加電壓0.8×1.3Um，持續(xù)時間不小于10s，然后在測量電壓 下保持1min，局部放電量一般不大于10pC如受試驗設備限制預加電壓可以適當降低7交流耐壓試驗必要時試驗電壓為出廠試驗電壓的75%12.2.2  定期試驗項目見表30中序號1、2、3、4、5。12.2.3  電容式電壓互感器的電容分壓器的電容值與出廠值相差超出±2%范圍時，或電容分壓比與出廠試驗實測分壓比相差超過2%時，準確度0.5級及0.2級的互感器應進行準確度試驗。12.2.4  局部放電試驗僅在其他試驗項目判斷電容器絕緣有疑問時進行。放電量超過規(guī)定時，應綜合判斷。局部放電量無明顯增長時一般仍可用，但應加強監(jiān)視。12.2.5  帶電測量耦合電容器的電容值能夠判斷設備的絕緣狀況，可以在運行中隨時進行測量。12.2.5.1  測量方法：在運行電壓下，用電流表或電流變換器測量流過耦合電容器接地線上的工作電流，并同時記錄運行電壓，然后計算其電容值。12.2.5.2  判斷方法：a) 計算得到的電容值的偏差超出額定值的-5%～+10%范圍時，應停電進行試驗。b) 與上次測量相比，電容值變化超過±10%時，應停電進行試驗。c)電容值與出廠試驗值相差超出±5%時，應增加帶電測量次數(shù)，若測量數(shù)據(jù)基本穩(wěn)定，可以繼續(xù)運行。12.2.5.3  對每臺由兩節(jié)組成的耦合電容器，僅對整臺進行測量，判斷方法中的偏差限值均除以2。本方法不適用于每臺由三節(jié)及四節(jié)組成的耦合電容器。12.3  斷路器電容器斷路器電容器的試驗項目、周期和要求見表31。表 31  斷路器電容器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1極間絕緣電阻1)1～3年2)斷路器大修后一般不低于5000MΩ采用2500V兆歐表2電容值1)1～3年2)斷路器大修后電容值偏差應在額定值的±5%范圍內(nèi)用電橋法3tgδ1)1～3年2)斷路器大修后10kV下的tgδ值不大于下列數(shù)值：油紙絕緣      0.005膜紙復合絕緣  0.00254滲漏油檢查6個月漏油時停止使用12.4  集合式電容器集合式電容器的試驗項目、周期和要求見表32。表32  集合式電容器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1相間和極對殼絕緣電阻1)1～5年2)吊芯修理后自行規(guī)定1)采用2500V兆歐表2)僅對有六個套管的三相電容器測量相間絕緣電阻2電容值1)投運后1年內(nèi)2)1～5年3)吊芯修理后1)每相電容值偏差應在額定值的-5%～+10%的范圍內(nèi)，且電容值不小于出廠值的96%2)三相中每兩線路端子間測得的電容值的最大值與最小值之比不大于1.063)每相用三個套管引出的電容器組，應測量每兩個套管之間的電容量，其值與出廠值相差在±5%范圍內(nèi)3相間和極對殼交流耐壓試驗1)必要時2)吊芯修理后試驗電壓為出廠試驗值的75%僅對有六個套管的三相電容器進行相間耐壓4絕緣油擊穿電壓1)1～5年2)吊芯修理后參照表36中序號65滲漏油檢查1年漏油應修復觀察法12.5  高壓并聯(lián)電容器裝置裝置中的開關、并聯(lián)電容器、電壓互感器、電流互感器、母線支架、避雷器及二次回路按本規(guī)程的有關規(guī)定。12.5.1  單臺保護用熔斷器。單臺保護用熔斷器的試驗項目、周期和要求見表33。表 33  單臺保護用熔斷器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1直流電阻必要時與出廠值相差不大于20%2檢查外殼及彈簧情況1年無明顯銹蝕現(xiàn)象，彈簧拉力無明顯變化，工作位置正確，指示裝置無卡死等現(xiàn)象12.5.2  串聯(lián)電抗器。12.5.2.1  串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求見表34。表 34  串聯(lián)電抗器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1繞組絕緣電阻1)1～5年2)大修后一般不低于1000MΩ(20℃)采用2500V兆歐表2繞組直流電阻1)必要時2)大修后1)三相繞組間的差別不應大于三相平均值的4%2)與上次測量值相差不大于2%3電抗(或電感)值1)1～5年2)大修后自行規(guī)定4絕緣油擊穿電壓1)1～5年2)大修后參照表36中序號65繞組tgδ1)大修后2)必要時20℃下的tgδ(%)值不大于：35kV及以下    3.566kV           2.5僅對800kvar以上的油浸鐵芯電抗器進行6繞組對鐵芯和外殼交流耐壓及相間交流耐壓1)大修后2)必要時1)油浸鐵芯電抗器，試驗電壓為出廠試驗電壓的85%2)干式空心電抗器只需對絕緣支架進行試驗，試驗電壓同支柱絕緣子7軛鐵梁和穿芯螺栓(可接觸到)的絕緣電阻大修時自行規(guī)定12.5.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表34中序號1、3、4。大修時或大修后試驗項目見表34中序號1、2、3、4、5、6、7。12.5.3  放電線圈12.5.3.1  放電線圈的試驗項目、周期和要求見表35。表 35  放電線圈的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要        求說    明1絕緣電阻1)1～5年2)大修后不低于1000MΩ一次繞組用2500V兆歐表，二次繞組用1000V兆歐表2繞組的tgδ1)大修后2)必要時參照表8中序號23交流耐壓試驗1)大修后2)必要時試驗電壓為出廠試驗電壓的85%用感應耐壓法4絕緣油擊穿電壓1)大修后2)必要時參照表36中序號65一次繞組直流電阻1)大修后2)必要時與上次測量值相比無明顯差異6電壓比必要時符合制造廠規(guī)定12.5.3.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表35中序號1。大修后試驗項目見表35中序號1、2、3、4、5。13  絕緣油和六氟化硫氣體13.1  變壓器油13.1.1  新變壓器油的驗收，應按GB2536或SH0040的規(guī)定。13.1.2  運行中變壓器油的試驗項目和要求見表36，試驗周期如下：a)300kV和500kV變壓器、電抗器油，試驗周期為1年的項目有序號1、2、3、5、6、7、8、9、10；b)66～220kV變壓器、電抗器和1000kVA及以上所、廠用變壓器油，試驗周期為1年的項目有序號1、2、3、6，必要時試驗的項目有5、8、9；c)35kV及以下變壓器油試驗周期為3年的項目有序號6；d)新變壓器、電抗器投運前、大修后油試驗項目有序號1、2、3、4、5、6、7、8、9(對330、500kV的設備增加序號10)；e)互感器、套管油的試驗結合油中溶解氣體色譜分析試驗進行，項目按第7、9章有關規(guī)定；f)序號11項目在必要時進行。13.1.3  設備和運行條件的不同，會導致油質老化速度不同，當主要設備用油的pH值接近4.4或顏色驟然變深，其它指標接近允許值或不合格時，應縮短試驗周期，增加試驗項目，必要時采取處理措施。表 36  變壓器油的試驗項目和要求序號項    目要            求說    明投入運行前的油運  行  油1外觀透明、無雜質或懸浮物將油樣注入試管中冷卻至5℃在光線充足的地方觀察2水溶性酸pH值≥5.4≥4.2按GB7598進行試驗3酸值mgKOH/g≤0.03≤0.1按GB264或GB7599進行試驗4閃點(閉口)℃≥140(10號、25號油)≥135(45號油)1)不應比左欄要求低5℃2)不應比上次測定值低5℃按GB261進行試驗5水分mg/L66～110kV ≤20220kV ≤15330～500kV ≤1066～110kV ≤35220kV ≤25330～500kV ≤15運行中設備，測量時應注意溫度的影響，盡量在頂層油溫高于50℃時采樣，按GB7600或GB7601進行試驗6擊穿電壓kV15kV以下 ≥3015～35kV ≥3566～220kV ≥40330kV ≥50500kV ≥6015kV以下 ≥2515～35kV ≥3066～220kV ≥35330kV ≥45500kV ≥50按GB/T507和DL/T429.9方法進行試驗7界面張力(25℃) mN/m≥35≥19按GB/T6541進行試驗8tgδ(90℃)%330kV及以下≤1500kV      ≤0.7300kV及以下≤4500kV      ≤2按GB5654進行試驗9體積電阻率(90℃)Ω·m≥6×1010500kV≥1×1010330kV及以下≥3×109按DL/T421或GB5654進行試驗10油中含氣量(體積分數(shù))%330kV500kV)     ≤1一般不大于3按DL/T423或DL/T450進行試驗11油泥與沉淀物(質量分數(shù))%—一般不大于0.02按GB/T511試驗，若只測定油泥含量，試驗最后采用乙醇—苯(1∶4)將油泥洗于恒重容器中，稱重12油中溶解氣體色譜分析變壓器、電抗器    見第6章互感器            見第7章套管              見第9章電力電纜          見第11章取樣、試驗和判斷方法分別按GB7597、SD304和GB7252的規(guī)定進行注：1.對全密封式設備如互感器，不易取樣或補充油，應根據(jù)具體情況決定是否采樣；2.有載調(diào)壓開關用的變壓器油的試驗項目、周期和要求按制造廠規(guī)定。13.1.4  關于補油或不同牌號油混合使用的規(guī)定。13.1.4.1  補加油品的各項特性指標不應低于設備內(nèi)的油。如果補加到已接近運行油質量要求下限的設備油中，有時會導致油中迅速析出油泥，故應預先進行混油樣品的油泥析出和tgδ試驗。試驗結果無沉淀物產(chǎn)生且tgδ不大于原設備內(nèi)油的tgδ值時，才可混合。13.1.4.2  不同牌號新油或相同質量的運行中油，原則上不宜混合使用。如必須混合時應按混合油實測的凝點決定是否可用。13.1.4.3  對于國外進口油、來源不明以及所含添加劑的類型并不完全相同的油，如需要與不同牌號油混合時，應預先進行參加混合的油及混合后油樣的老化試驗。13.1.4.4  油樣的混合比應與實際使用的混合比一致，如實際使用比不詳，則采用1∶1比例混合。13.2  斷路器油13.2.1  斷路器專用油的新油應按SH0351進行驗收。13.2.2  運行中斷路器油的試驗項目、周期和要求見表37。表 37  運行中斷路器油的試驗項目、周期和要求序號項    目要求周    期說    明1水溶性酸pH值≥4.21)110kV及以上新設備投運前或大修后檢驗項目為序號1～7，運行中為1年，檢驗項目序號42)110kV以下新設備投運前或大修后檢驗項目為序號1～7。運行中不大于3年，檢驗項目為序號43)少油斷路器(油量為60kg以下)小于3年或以換油代替按GB7598進行試驗2機械雜質無外觀目測3游離碳無較多碳懸浮于油中外觀目測4擊穿電壓kV110kV以上：投運前或大修后  ≥40運行中          ≥35110kV及以下：投運前或大修后≥35運行中          ≥30按GB/T507和DL/T429.9方法進行試驗5水分mg/L110kV以上：投運前或大修后 ≤15運行中         ≤25110kV及以下：投運前或大修后≤20運行中          ≤35見表36序號56酸值mgKOH/g≤0.1按GB264或GB7599進行試驗7閃點(閉口)℃不應比新油低5按GB261進行試驗13.3  SF6氣體13.3.1  SF6新氣到貨后，充入設備前應按GB12022驗收。抽檢率為十分之三。同一批相同出廠日期的，只測定含水量和純度。13.3.2  SF6氣體在充入電氣設備24h后，方可進行試驗。13.3.3  關于補氣和氣體混合使用的規(guī)定：a)所補氣體必須符合新氣質量標準，補氣時應注意接頭及管路的干燥；b)符合新氣質量標準的氣體均可混合使用。13.3.4  運行中SF6氣體的試驗項目、周期和要求見表38。表 38  運行中SF6氣體的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要    求說    明1濕度(20℃體積分數(shù))10-61)1～3年(35kV以上)2)大修后3)必要時1)斷路器滅弧室氣室大修后不大于150運行中不大于3002)其它氣室大修后不大于250運行中不大于5001)按GB12022、SD306《六氟化硫氣體中水分含量測定法(電解法)》和DL506—92《現(xiàn)場SF6氣體水分測定方法》進行2)新裝及大修后1年內(nèi)復測1次，如濕度符合要求，則正常運行中1～3年1次3)周期中的“必要時”是指新裝及大修后1年內(nèi)復測濕度不符合要求或漏氣超過表10中序號2的要求和設備異常時，按實際情況增加的檢測2密度(標準狀態(tài)下)kg/m3必要時6.16按SD308《六氟化硫新氣中密度測定法》進行3毒性必要時無毒按SD312《六氟化硫氣體毒性生物試驗方法》進行4酸度μg/g1)大修后2)必要時≤0.3按SD307《六氟化硫新氣中酸度測定法》或用檢測管進行測量5四氟化碳(質量分數(shù))%1)大修后2)必要時1)大修后≤0.052)運行中≤0.1按SD311《六氟化硫新氣中空氣—四氟化碳的氣相色譜測定法》進行6空氣(質量分數(shù))%1)大修后2)必要時1)大修后≤0.052)運行中≤0.2見序號57可水解氟化物  μg/g1)大修后2)必要時≤1.0按SD309《六氟化碳氣體中可水解氟化物含量測定法》進行8礦物油μg/g1)大修后2)必要時≤10按SD310《六氟化硫氣體中礦物油含量測定法(紅外光譜法)》進行14  避雷器14.1  閥式避雷器的試驗項目、周期和要求見表39。表 39  閥式避雷器的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1絕緣電阻1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季前2)線路上避雷器1～3年3)大修后4)必要時1)FZ(PBC.LD)、FCZ和FCD型避雷器的絕緣電阻自行規(guī)定，但與前一次或同類型的測量數(shù)據(jù)進行比較，不應有顯著變化2)FS型避雷器絕緣電阻應不低于2500MΩ1)采用2500V及以上兆歐表2)FZ、FCZ和FCD型主要檢查并聯(lián)電阻通斷和接觸情況2電導電流及串聯(lián)組合元件的非線性因數(shù)差值1)每年雷雨季前2)大修后3)必要時1)FZ、FCZ、FCD型避雷器的電導電流參考值見附錄F或制造廠規(guī)定值，還應與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化2)同一相內(nèi)串聯(lián)組合元件的非線性因數(shù)差值，不應大于0.05；電導電流相差值(%)不應大于30%3)試驗電壓如下：1)整流回路中應加濾波電容器，其電容值一般為0.01～0.1μF，并應在高壓側測量電流2)由兩個及以上元件組成的避雷器應對每個元件進行試驗3)非線性因數(shù)差值及電導電流相差值計算見附錄F4)可用帶電測量方法進行測量，如對測量結果有疑問時，應根據(jù)停電測量的結果作出判斷5)如FZ型避雷器的非線性因數(shù)差值大于0.05，但電導電流合格，允許作換節(jié)處理，換節(jié)后的非線性因數(shù)差值不應大于0.056)運行中PBC型避雷器的電導電流一般應在300～400μA范圍內(nèi)元件額定電壓kV3610152030試驗電壓U1kV———81012試驗電壓U2kV46101620243工頻放電電壓1)1～3年2)大修后3)必要時1)FS型避雷器的工頻放電電壓在下列范圍內(nèi)：帶有非線性并聯(lián)電阻的閥型避雷器只在解體大修后進行額定電壓kV3610放電電壓kV大修后9～1116～1926～31運行中8～1215～2123～332)FZ、FCZ和FCD型避雷器的電導電流值及FZ、FCZ型避雷器的工頻放電電壓參考值見附錄F4底座絕緣電阻1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季前2)線路上避雷器1～3年3)大修后4)必要時自行規(guī)定采用2500V及以上的兆歐表5檢查放電計數(shù)器的動作情況1)發(fā)電廠、變電所內(nèi)避雷器每年雷雨季前2)線路上避雷器1～3年3)大修后4)必要時測試3～5次，均應正常動作，測試后計數(shù)器指示應調(diào)到“0”6檢查密封情況1)大修后2)必要時避雷器內(nèi)腔抽真空至(300～400)×133Pa后，在5min內(nèi)其內(nèi)部氣壓的增加不應超過100Pa14.2  金屬氧化物避雷器的試驗項目、周期和要求見表40。表 40  金屬氧化物避雷器的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1絕緣電阻1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季節(jié)前2)必要時1)35kV以上，不低于2500MΩ2)35kV及以下，不低于1000MΩ采用2500V及以上兆歐表2直流1mA電壓(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏電流1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季前2)必要時1)不得低于GB11032規(guī)定值2) U1mA實測值與初始值或制造廠規(guī)定值比較，變化不應大于±5%3)0.75U1mA下的泄漏電流不應大于50μA1)要記錄試驗時的環(huán)境溫度和相對濕度2)測量電流的導線應使用屏蔽線3)初始值系指交接試驗或投產(chǎn)試驗時的測量值3運行電壓下的交流泄漏電流1)新投運的110kV及以上者投運3個月后測量1次；以后每半年1次；運行1年后，每年雷雨季節(jié)前1次2)必要時測量運行電壓下的全電流、阻性電流或功率損耗，測量值與初始值比較，有明顯變化時應加強監(jiān)測，當阻性電流增加1倍時，應停電檢查應記錄測量時的環(huán)境溫度、相對濕度和運行電壓。測量宜在瓷套表面干燥時進行。應注意相間干擾的影響4工頻參考電流下的工頻參考電壓必要時應符合GB11032或制造廠規(guī)定1)測量環(huán)境溫度20±15℃2)測量應每節(jié)單獨進行，整相避雷器有一節(jié)不合格，應更換該節(jié)避雷器(或整相更換)，使該相避雷器為合格5底座絕緣電阻1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季前2)必要時自行規(guī)定采用2500V及以上兆歐表6檢查放電計數(shù)器動作情況1)發(fā)電廠、變電所避雷器每年雷雨季前2)必要時測試3～5次，均應正常動作，測試后計數(shù)器指示應調(diào)到“0”14.3  GIS用金屬氧化物避雷器的試驗項目、周期和要求：a)避雷器大修時，其SF6氣體按表38的規(guī)定；b)避雷器運行中的密封檢查按表10的規(guī)定；c)其它有關項目按表40中序號3、4、6規(guī)定。15  母線15.1  封閉母線15.1.1  封閉母線的試驗項目、周期和要求見表41。表 41  封閉母線的試驗項目、周期和要求序號項    目周  期要    求說    明1絕緣電阻大修時1)額定電壓為15kV及以上全連式離相封閉母線在常溫下分相絕緣電阻值不小于50MΩ2)6kV共箱封閉母線在常溫下分相絕緣電阻值不小于6MΩ采用2500V兆歐表2交流耐壓試驗大修時額定電壓kV試驗電壓kV出廠現(xiàn)場≤14.23.26423215574320685124705315.1.2  各類試驗項目：大修時試驗項目見表41中序號1、2。15.2  一般母線15.2.1  一般母線的試驗項目、周期和要求見表42。表 42  一般母線的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1絕緣電阻1)1～3年2)大修時不應低于1MΩ/kV2交流耐壓試驗1)1～3年2)大修時額定電壓在1kV以上時，試驗電壓參照表21中序號3；額定電壓在1kV及以下時，試驗電壓參照表44中序號215.2.2  各類試驗項目：定期試驗項目見表42中序號1、2。大修時試驗項目見表42中序號1、2。16  二次回路16.1  二次回路的試驗項目、周期和要求見表43。表 43  二次回路的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1絕緣電阻1)大修時2)更換二次線時1)直流小母線和控制盤的電壓小母線，在斷開所有其它并聯(lián)支路時不應小于10MΩ2)二次回路的每一支路和斷路器、隔離開關、操作機構的電源回路不小于1MΩ；在比較潮濕的地方，允許降到0.5MΩ采用500V或1000V兆歐表2交流耐壓試驗1)大修時2)更換二次線時試驗電壓為1000V1)不重要回路可用2500V兆歐表試驗代替2)48V及以下回路不做交流耐壓試驗3)帶有電子元件的回路，試驗時應將其取出或兩端短接16.2  各類試驗項目大修時試驗項目見表43中序號1、2。17  1kV及以下的配電裝置和電力布線1kV及以下的配電裝置和電力布線的試驗項目、周期和要求見表44。18  1kV以上的架空電力線路1kV以上的架空電力線路的試驗項目、周期和要求見表45。表 44  1kV及以下的配電裝置和電力布線的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1絕緣電阻設備大修時1)配電裝置每一段的絕緣電阻不應小于0.5MΩ2)電力布線絕緣電阻一般不小于0.5MΩ1)采用1000V兆歐表2)測量電力布線的絕緣電阻時應將熔斷器、用電設備、電器和儀表等斷開2配電裝置的交流耐壓試驗設備大修時試驗電壓為1000V1)配電裝置耐壓為各相對地，48V及以下的配電裝置不做交流耐壓試驗2)可用2500V兆歐表試驗代替3檢查相位更動設備或接線時各相兩端及其連接回路的相位應一致注：1.配電裝置指配電盤、配電臺、配電柜、操作盤及載流部分；2.電力布線不進行交流耐壓試驗。表 45  1kV以上的架空電力線路的試驗項目、周期和要求序號項  目周    期要      求說    明1檢查導線連接管的連接情況1)2年2)線路檢修時1)外觀檢查無異常2)連接管壓接后的尺寸及外形應符合要求銅線的連接管檢查周期可延長至5年2懸式絕緣子串的零值絕緣子檢測(66kV及以上)必要時在運行電壓下檢測玻璃絕緣子不進行此項試驗，自破后應及時更換3線路的絕緣電阻(有帶電的平行線路時不測)線路檢修后自行規(guī)定采用2500V及以上的兆歐表4檢查相位線路連接有變動時線路兩端相位應一致5間隔棒檢查1)3年2)線路檢修時狀態(tài)完好，無松動無膠墊脫落等情況6阻尼設施的檢查1)1～3年2)線路檢修時無磨損松動等情況7絕緣子表面等值附鹽密度1年參照附錄C污穢等級與對應附鹽密度值檢驗所測鹽密值與當?shù)匚鄯x等級是否一致。結合運行經(jīng)驗，將測量值作為調(diào)整耐污絕緣水平和監(jiān)督絕緣安全運行的依據(jù)。鹽密值超過規(guī)定時，應根據(jù)情況采取調(diào)整爬距、清掃、涂料等措施在污穢地區(qū)積污最重的時期進行測量。根據(jù)沿線路污染狀況，每5～10km選一串懸垂絕緣子測試注：關于架空電力線路離地距離、離建筑物距離、空氣間隙、交叉距離和跨越距離的檢查，桿塔和過電壓保護裝置的接地電阻測量、桿塔和地下金屬部分的檢查，導線斷股檢查等項目，應按架空電力線路和電氣設備接地裝置有關規(guī)程的規(guī)定進行。19  接地裝置19.1  接地裝置的試驗項目、周期和要求見表46。表 46  接地裝置的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要    求說    明1有效接地系統(tǒng)的電力設備的接地電阻1)不超過6年2)可以根據(jù)該接地網(wǎng)挖開檢查的結果斟酌延長或縮短周期R≤2000/I或R≤0.5Ω，(當I>4000A時)式中  I—經(jīng)接地網(wǎng)流入地中的短路電流，A；R—考慮到季節(jié)變化的最大接地電阻，Ω1)測量接地電阻時，如在必須的最小布極范圍內(nèi)土壤電阻率基本均勻，可采用各種補償法，否則，應采用遠離法2)在高土壤電阻率地區(qū)，接地電阻如按規(guī)定值要求，在技術經(jīng)濟上極不合理時，允許有較大的數(shù)值。但必須采取措施以保證發(fā)生接地短路時，在該接地網(wǎng)上a)接觸電壓和跨步電壓均不超過允許的數(shù)值b)不發(fā)生高電位引外和低電位引內(nèi)c)3～10kV閥式避雷器不動作3)在預防性試驗前或每3年以及必要時驗算一次I值，并校驗設備接地引下線的熱穩(wěn)定2非有效接地系統(tǒng)的電力設備的接地電阻1)不超過6年2)可以根據(jù)該接地網(wǎng)挖開檢查的結果斟酌延長或縮短周期1)當接地網(wǎng)與1kV及以下設備共用接地時，接地電阻R≤120/I2)當接地網(wǎng)僅用于1kV以上設備時，接地電阻R≤250/I3)在上述任一情況下，接地電阻一般不得大于10Ω式中  I—經(jīng)接地網(wǎng)流入地中的短路電流，A；R—考慮到季節(jié)變化最大接地電阻，Ω3利用大地作導體的電力設備的接地電阻1年1)長久利用時，接地電阻為2)臨時利用時，接地電阻為式中  I—接地裝置流入地中的電流，A；R—考慮到季節(jié)變化的最大接地電阻，Ω41kV以下電力設備的接地電阻不超過6年使用同一接地裝置的所有這類電力設備，當總容量達到或超過100kVA時，其接地電阻不宜大于4Ω。如總容量小于100kVA時，則接地電阻允許大于4Ω，但不超過10Ω對于在電源處接地的低壓電力網(wǎng)(包括孤立運行的低壓電力網(wǎng))中的用電設備，只進行接零，不作接地。所用零線的接地電阻就是電源設備的接地電阻，其要求按序號2確定，但不得大于相同容量的低壓設備的接地電阻5獨立微波站的接地電阻不超過6年不宜大于5Ω6獨立的燃油、易爆氣體貯罐及其管道的接地電阻不超過6年不宜大于30Ω7露天配電裝置避雷針的集中接地裝置的接地電阻不超過6年不宜大于10Ω與接地網(wǎng)連在一起的可不測量，但按表47序號1的要求檢查與接地網(wǎng)的連接情況8發(fā)電廠煙囪附近的吸風機及引風機處裝設的集中接地裝置的接地電阻不超過6年不宜大于10Ω與接地網(wǎng)連在一起的可不測量，但按表47序號1的要求檢查與接地網(wǎng)的連接情況9獨立避雷針(線)的接地電阻不超過6年不宜大于10Ω在高土壤電阻率地區(qū)難以將接地電阻降到10Ω時，允許有較大的數(shù)值，但應符合防止避雷針(線)對罐體及管、閥等反擊的要求10與架空線直接連接的旋轉電機進線段上排氣式和閥式避雷器的接地電阻與所在進線段上桿塔接地電阻的測量周期相同排氣式和閥式避雷器的接地電阻，分別不大于5Ω和3Ω，但對于300～1500kW的小型直配電機，如不采用SDJ7《電力設備過電壓保護設計技術規(guī)程》中相應接線時，此值可酌情放寬11有架空地線的線路桿塔的接地電阻1)發(fā)電廠或變電所進出線1～2km內(nèi)的桿塔1～2年2)其它線路桿塔不超過5年當桿塔高度在40m以下時，按下列要求，如桿塔高度達到或超過40m時，則取下表值的50%，但當土壤電阻率大于2000Ω·m，接地電阻難以達到15Ω時可增加至20Ω對于高度在40m以下的桿塔，如土壤電阻率很高，接地電阻難以降到30Ω時，可采用6～8根總長不超過500m的放射形接地體或連續(xù)伸長接地體，其接地電阻可不受限制。但對于高度達到或超過40m的桿塔，其接地電阻也不宜超過20Ω土壤電阻率Ω·m接地電阻Ω100及以下10100～50015500～1000201000～2000252000以上3012無架空地線的線路桿塔接地電阻1)發(fā)電廠或變電所進出線1～2km內(nèi)的桿塔1～2年2)其它線路桿塔不超過5年種  類接地電阻Ω非有效接地系統(tǒng)的鋼筋混凝土桿、金屬桿30中性點不接地的低壓電力網(wǎng)的線路鋼筋混凝土桿、金屬桿50低壓進戶線絕緣子鐵腳30注：進行序號1、2項試驗時，應斷開線路的架空地線。19.2  接地裝置的檢查項目、周期和要求見表47。表 47  接地裝置的檢查項目、周期和要求序號項    目周    期要    求說    明1檢查有效接地系統(tǒng)的電力設備接地引下線與接地網(wǎng)的連接情況不超過3年不得有開斷、松脫或嚴重腐蝕等現(xiàn)象如采用測量接地引下線與接地網(wǎng)(或與相鄰設備)之間的電阻值來檢查其連接情況，可將所測的數(shù)據(jù)與歷次數(shù)據(jù)比較和相互比較，通過分析決定是否進行挖開檢查2抽樣開挖檢查發(fā)電廠、變電所地中接地網(wǎng)的腐蝕情況1)本項目只限于已經(jīng)運行10年以上(包括改造后重新運行達到這個年限)的接地網(wǎng)2)以后的檢查年限可根據(jù)前次開挖檢查的結果自行決定不得有開斷、松脫或嚴重腐蝕等現(xiàn)象可根據(jù)電氣設備的重要性和施工的安全性，選擇5～8個點沿接地引下線進行開挖檢查，如有疑問還應擴大開挖的范圍20  電除塵器20.1  高壓硅整流變壓器的試驗項目、周期和要求見表48。表 48  高壓硅整流變壓器的試驗項目、周期和要求序號項    目周    期要      求說  明1高壓繞組對低壓繞組及對地的絕緣電阻1)大修后2)必要時＞500MΩ采用2500V兆歐表2低壓繞組的絕緣電阻1)大修后2)必要時＞300MΩ采用1000V兆歐表3硅整流元件及高壓套管對地的絕緣電阻1)大修后2)必要時＞2000MΩ4穿芯螺桿對地的絕緣電阻1)大修時2)必要時不作規(guī)定5高、低壓繞組的直流電阻1)大修后2)必要時與出廠值相差不超出±2%范圍換算到75℃6電流、電壓取樣電阻1)大修時2)必要時偏差不超出規(guī)定值的±5%7各橋臂正、反向電阻值1)大修時2)必要時橋臂間阻值相差小于10%8變壓器油試驗1)1年2)大修后參照表36中序號1、2、3、69油中溶解氣體色譜分析1)1年2)大修后參照表5中序號1，注意值自行規(guī)定10空載升壓1)大修時2)更換繞組后3)必要時輸出1.5Un，保持1min，應無閃絡，無擊穿現(xiàn)象，并記錄空載電流不帶電除塵器電場20.2  低壓電抗器的試驗項目、周期和要求見表49。表 49  低壓電抗器的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要      求說    明1穿心螺桿對地的絕緣電阻大修時不作規(guī)定2繞組對地的絕緣電阻大修后＞300MΩ3繞組各抽頭的直流電阻必要時與出廠值相差不超出±2%范圍換算到75℃4變壓器油擊穿電壓大修后＞20kV參照表36序號620.3  絕緣支撐及連接元件的試驗項目、周期和要求見表50。表 50  絕緣支撐及連接元件的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要      求說    明1絕緣電阻更換后＞500MΩ采用2500V兆歐表2耐壓試驗更換后直流100kV或交流72kV，保持1min無閃絡20.4  高壓直流電纜的試驗項目、周期和要求見表51。表 51  高壓直流電纜的試驗項目、周期和要求序 號項    目周    期要      求說    明1絕緣電阻大修后＞1500MΩ采用2500V兆歐表2直流耐壓并測量泄漏電流1)大修后2)重做電纜頭時電纜工作電壓的1.7倍，10min，當電纜長度小于100m時，泄漏電流一般小于30μA20.5  電除塵器本體殼體對地網(wǎng)的連接電阻一般小于1Ω。20.6  高、低壓開關柜及通用電氣部分按有關章節(jié)執(zhí)行。附  錄  A同步發(fā)電機和調(diào)相機定子繞組的交流試驗電壓、老化鑒定和硅鋼片單位損耗A1  交流電機全部更換定子繞組時的交流試驗電壓見表A1、表A2。表 A1  不分瓣定子圈式線圈的試驗電壓                    kV序 號試  驗  階  段試驗形式＜10MW(MVA)≥10MW(MVA)≥22～610.5～181線圈絕緣后，下線前—2.75Un+4.52.75Un +4.52.75Un +6.52下線打槽楔后—2.5Un +2.52.5Un +2.52.5Un +4.53并頭、連接絕緣后分相2.25Un +2.02.25Un +2.02.25Un +4.04電機裝配后分相2.0 Un +1.02.5Un n2.0Un +3.0表 A2  不分瓣定子條式線圈的試驗電壓                   kV序 號試  驗  階  段試驗形式＜10MW(MVA)≥10MW(MVA)≥22～610.5～181線圈絕緣后，下線前—2.75Un +4.52.75Un +4.52.75Un +6.52下層線圈下線后—2.5Un +2.52.5Un +2.52.5Un +4.53上層線圈下線后打完槽楔與下層線圈同試—2.5Un +1.52.5Un +1.52.5Un +4.04焊好并頭，裝好連線，引線包好絕緣分相2.25Un +2.02.25Un +2.02.25Un +4.05電機裝配后分相2.0Un +1.02.5Un2.0Un +3.0A2  交流電機局部更換定子繞組時的交流試驗電壓見表A3、表A4。表 A3  整臺圈式線圈(在電廠修理)的試驗電壓                  kV序 號試  驗  階  段試驗形式＜10MW(MVA)≥10MW(MVA)≥22～610.5～181拆除故障線圈后，留在槽中的老線圈—0.8(2.0Un+1.0)0.8(2.0Un +3.0)0.8(2.0Un +3.0)2線圈下線前—2.75Un2.75 Un2.75Un+2.53下線后打完槽楔—0.75×2.5Un0.75(2.5 Un +0.5)0.75(2.5Un +2.5)4并頭、連接絕緣后，定子完成分相0.75(2.0Un +1.0)0.75×2.5Un0.75(2.0Un +3.0)5電機裝配后分相1.5Un1.5 Un1.5Un注：1.對于運行年久的電機，序號1，4，5項試驗電壓值可根據(jù)具體條件適當降低；2.20kV電壓等級可參照10.5～18kV電壓等級的有關規(guī)定。表 A4  整臺條式線圈(在電廠修理)的試驗電壓                  kV序 號試  驗  階  段試驗形式＜10MW(MVA)≥10MW(MVA)≥22～610.5～181拆除故障線圈后，留在槽中的老線圈—0.8(2.0 Un +1.0)0.8(2.0 Un +3.0)0.8(2.0 Un +3.0)2線圈下線前—2.75 Un2.75 Un2.75 Un +2.53下層線圈下線后—0.75(2.5 Un +0.5)0.75(2.5 Un +1.0)0.75(2.5 Un +2.0)4上層線圈下線后，打完槽楔與下層線圈同試—0.75×2.5 Un0.75(2.5Un +0.5)0.75(2.5 Un +1.0)5焊好并頭，裝好接線，引線包好絕緣，定子完成分相0.75(2.0Un +1.0)0.75×2.5 Un0.75(2.0 Un +3.0)6電機裝配后分相1.5Un1.5 Un1.5 Un注：1.對于運行年久的電機，試驗電壓值可根據(jù)具體條件適當降低；2.20kV電壓等級可參照10.5～18kV電壓等級的有關規(guī)定。A3  同步發(fā)電機轉子繞組全部更換絕緣時的交流試驗電壓按制造廠規(guī)定。A4  同步發(fā)電機、調(diào)相機定子繞組瀝青云母和烘卷云母絕緣老化鑒定試驗項目和要求見表A5。表 A5  同步發(fā)電機、調(diào)相機定子繞組瀝青云母和烘卷云母絕緣老化鑒定試驗項目和要求序號項    目要      求說    明1整相繞組(或分支)及單根線棒的tgδ增量(Δtgδ)1)整相繞組(或分支)的Δtgδ值不大于下列值：1)在絕緣不受潮的狀態(tài)下進行試驗2)槽外測量單根線棒tgδ時，線棒兩端應加屏蔽環(huán)3)可在環(huán)境溫度下試驗定子電壓等級kVΔtgδ%66.5106.5Δtgδ(%)值指額定電壓下和起始游離電壓下tgδ(%)之差值。對于6kV及10kV電壓等級，起始游離電壓分別取3kV和4kV2)定子電壓為6kV和10kV的單根線棒在兩個不同電壓下的Δtgδ(%)值不大于下列值：1.5Un和0.5Un相鄰0.2Un電壓間隔0.8Un和0.2Un112.53.5凡現(xiàn)場條件具備者，最高試驗電壓可選擇1.5Un；否則也可選擇(0.8～1.0)Un。相鄰0.2Un電壓間隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un，0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un2整相繞組(或分支)及單根線棒的第二電流增加率ΔI(%)1)整相繞組(或分支)Pi2在額定電壓Un以內(nèi)明顯出現(xiàn)者(電流增加傾向倍數(shù)m2>1.6)，屬于有老化特征。絕緣良好者，Pi2不出現(xiàn)或在Un以上不明顯出現(xiàn)2)單根線棒實測或由Pi2預測的平均擊穿電壓，不小于(2.5～3)Un3)整相繞組電流增加率不大于下列值：1)在絕緣不受潮的狀態(tài)下進行試驗2)按下圖作出電流電壓特性曲線3)電流增加率式中  I—在Un下的實際電容電流；I0—在Un下I=f(U)曲線中按線性關系求得的電容電流4)電流增加傾向倍數(shù)m2=tgθ2/tgθ0式中  tgθ2—I=f(U)特性曲線出現(xiàn)Pi2點之斜率；tgθ0—I=f(U)特性曲線中出現(xiàn)Pi1點以下之斜率定子電壓等級kV610試驗電壓kV610額定電壓下電流增加率%8.5123整相繞組(或分支)及單根線棒之局部放電量1)整相繞組(或分支)之局部放電量不大于下列值：定子電壓等級kV610最高試驗電壓kV610局部放電試驗電壓kV46最大放電量C1.5×10-81.5×10-82)單根線棒參照整相繞組要求執(zhí)行4整相繞組(或分支)交、直流耐壓試驗應符合表1中序號3、4有關規(guī)定注：1.進行絕緣老化鑒定時，應對發(fā)電機的過負荷及超溫運行時間、歷次事故原因及處理情況、歷次檢修中發(fā)現(xiàn)的問題以及試驗情況進行綜合分析，對絕緣運行狀況作出評定。2.當發(fā)電機定子繞組絕緣老化程度達到如下各項狀況時，應考慮處理或更換絕緣，其采用方式包括局部絕緣處理、局部絕緣更換及全部線棒更換。a)累計運行時間超過30年(對于瀝青云母和烘卷云母絕緣為20年)，制造工藝不良者，可以適當提前；b)運行中或預防性試驗中，多次發(fā)生絕緣擊穿事故；c)外觀和解剖檢查時，發(fā)現(xiàn)絕緣嚴重分層發(fā)空、固化不良、失去整體性、局部放電嚴重及股間絕緣破壞等老化現(xiàn)象；d)鑒定試驗結果與歷次試驗結果相比，出現(xiàn)異常并超出表中規(guī)定。3.鑒定試驗時，應首先做整相繞組絕緣試驗，一般可在停機后熱狀態(tài)下進行，若運行或試驗中出現(xiàn)絕緣擊穿，同時整相繞組試驗不合格者，應做單根線棒的抽樣試驗，抽樣部位以上層線棒為主，并考慮不同電位下運行的線棒，抽樣量不作規(guī)定。A5  同步發(fā)電機、調(diào)相機定子繞組環(huán)氧粉云母絕緣老化鑒定試驗見DL/T492。A6  硅鋼片的單位損耗見表A6。表 A6  硅鋼片的單位損耗硅鋼片品種代    號厚    度mm單位損耗  W/kg1T下1.5T下熱軋硅鋼片D210.52.56.1D220.52.25.3D230.52.15.1D320.51.84.0D320.351.43.2D410.51.63.6D420.51.353.15D430.51.22.90D420.351.152.80D430.351.052.50冷軋硅鋼片無取向W210.52.35.3W220.52.04.7W320.51.63.6W330.51.43.3W320.351.253.1W330.351.052.7單取向Q30.350.71.6Q40.350.61.4Q50.350.551.2Q60.350.441.1附  錄  B絕緣子的交流耐壓試驗電壓標準表 B1  支柱絕緣子的交流耐壓試驗電壓                   kV額定電壓最高工作電壓交  流  耐  壓  試  驗  電  壓純  瓷  絕  緣固  體  有  機  絕  緣出    廠交接及大修出    廠交接及大修33.52525252266.9323232261011.5424242381517.5575757502023.0686868593540.5100100100904450.61251106069.0165165165150110126.0265265(305)265240(280)154177.0330360220252.0490490490440330363.0630630注：括號中數(shù)值適用于小接地短路電流系統(tǒng)。附  錄  C污穢等級與對應附鹽密度值表 C1  普通懸式絕緣子(X-4.5，XP-70，XP-160)附鹽密度與對應的污穢等級                     mg/cm2污穢等級01234線路鹽密≤0.03＞0.03～0.06＞0.06～0.10＞0.10～0.25＞0.25～0.35發(fā)、變電所鹽密—≤0.06＞0.06～0.10＞0.10～0.25＞0.25～0.35表 C2  普通支柱絕緣子附鹽密度與對應的發(fā)、變電所污穢等級   mg/cm2污穢等級1234鹽    密mg/cm2≤0.02＞0.02～0.05＞0.05～0.1＞0.1～0.2附  錄  D橡塑電纜內(nèi)襯層和外護套破壞進水的確定方法直埋橡塑電纜的外護套，特別是聚氯乙烯外護套，受地下水的長期浸泡吸水后，或者受到外力破壞而又未完全破損時，其絕緣電阻均有可能下降至規(guī)定值以下，因此不能僅根據(jù)絕緣電阻值降低來判斷外護套破損進水。為此，提出了根據(jù)不同金屬在電解質中形成原電池的原理進行判斷的方法。橡塑電纜的金屬層、鎧裝層及其涂層用的材料有銅、鉛、鐵、鋅和鋁等。這些金屬的電極電位如下表所示：金屬種類銅Cu鉛Pb鐵Fe鋅Zn鋁Al電  位V+0.334-0.122-0.44-0.76-1.33當橡塑電纜的外護套破損并進水后，由于地下水是電解質，在鎧裝層的鍍鋅鋼帶上會產(chǎn)生對地-0.76V的電位，如內(nèi)襯層也破損進水后，在鍍鋅鋼帶與銅屏蔽層之間形成原電池，會產(chǎn)生0.334-(-0.76)≈1.1V的電位差，當進水很多時，測到的電位差會變小。在原電池中銅為“正”極，鍍鋅鋼帶為“負”極。當外護套或內(nèi)襯層破損進水后，用兆歐表測量時，每千米絕緣電阻值低于0.5MΩ時，用萬用表的“正”、“負”表筆輪換測量鎧裝層對地或鎧裝層對銅屏蔽層的絕緣電阻，此時在測量回路內(nèi)由于形成的原電池與萬用表內(nèi)干電池相串聯(lián)，當極性組合使電壓相加時，測得的電阻值較??；反之，測得的電阻值較大。因此上述兩次測得的絕緣電阻值相差較大時，表明已形成原電池，就可判斷外護套和內(nèi)襯層已破損進水。外護套破損不一定要立即修理，但內(nèi)襯層破損進水后，水分直接與電纜芯接觸并可能會腐蝕銅屏蔽層，一般應盡快檢修。附  錄  E橡塑電纜附件中金屬層的接地方法E1  終端終端的鎧裝層和銅屏蔽層應分別用帶絕緣的絞合導線單獨接地。銅屏蔽層接地線的截面不得小于25mm2；鎧裝層接地線的截面不應小于10mm2。E2  中間接頭中間接頭內(nèi)銅屏蔽層的接地線不得和鎧裝層連在一起，對接頭兩側的鎧裝層必須用另一根接地線相連，而且還必須與銅屏蔽層絕緣。如接頭的原結構中無內(nèi)襯層時，應在銅屏蔽層外部增加內(nèi)襯層，而且與電纜本體的內(nèi)襯層搭接處的密封必須良好，即必須保證電纜的完整性和延續(xù)性。連接鎧裝層的地線外部必須有外護套而且具有與電纜外護套相同的絕緣和密封性能，即必須確保電纜外護套的完整性和延續(xù)性。附  錄  F避雷器的電導電流值和工頻放電電壓值F1  避雷器的電導電流值和工頻放電電壓值見表F1～F4。表 F1  FZ型避雷器的電導電流值和工頻放電電壓值型號FZ-3(FZ2-3)FZ-6(FZ2-6)FZ-10(FZ2-10)FZ-15FZ-20FZ-35FZ-40FZ-60FZ-110JFZ-110FZ-220J額定電壓kV36101520354060110110220試驗電壓kV4610162016(15kV元件)20(20kV元件)20(20kV元件)24(30kV元件)24(30kV元件)24(30kV元件)電導電流μA450～650(＜10)400～600(＜10)400～600(＜10)400～600400～600400～600400～600400～600400～600400～600400～600工頻放電電壓有效值kV9～1116～1926～3141～4951～6182～9895～118140～173224～268254～312448～536注：括號內(nèi)的電導電流值對應于括號內(nèi)的型號。表 F2  FS型避雷器的電導電流值型  號FS4-3，F(xiàn)S8-3，F(xiàn)S4-3GYFS4-6，F(xiàn)S8-6，F(xiàn)S4-6GYFS4-10，F(xiàn)S8-10，F(xiàn)S4-10GY額定電壓kV3610試驗電壓kV4710電導電流μA101010表 F3  FCZ型避雷器的電導電流值和工頻放電電壓值型  號FCZ3-35FCZ3-35LFCZ-30DT③FCZ3-110J(FCZ2-110J)FCZ3-220J(FCZ2-220J)FCZ1-330TFCZ-500JFCX-500J額定電壓kV353535110220330500500試驗電壓kV50①50②18110110160160180電導電流μA250～400250～400150～300250～400(400～600)250～400(400～600)500～7001000～1400500～800工頻放電電壓有效值kV70～8578～9085～100170～195340～390510～580640～790680～790注：①FCZ3-35在4000m(包括4000m)海拔以上應加直流試驗電壓60kV；②FCZ3-35L在2000m海拔以上應加直流電壓60kV；③FCZ-30DT適用于熱帶多雷地區(qū)。表 F4  FCD型避雷器電導電流值額定電壓額定電壓kV23461013.215試驗電壓kV23461013.215電導電流μAFCD為50～100，F(xiàn)CD、FCD3不超過10，F(xiàn)CD2為5～20F2  幾點說明：1)電導電流相差值(%)系指最大電導電流和最小電導電流之差與最大電導電流的比。2)非線性因數(shù)按下式計算α=log(U2/U1)/log(I2/I1)式中  U1、U2——表39序號2中規(guī)定的試驗電壓；I1、I2——在U1和U2電壓下的電導電流。3)非線性因數(shù)的差值是指串聯(lián)元件中兩個元件的非線性因數(shù)之差。附  錄  G參  考  資  料GB 755—87           旋轉電機基本技術要求GB 1001—86          盤形懸式絕緣子技術條件GB 1207—86          電壓互感器GB 1208—87          電流互感器GB 1984—89          交流高壓斷路器GB 1985—89          交流高壓隔離開關和接地開關GB 3906—91          3～35kV交流金屬封閉式開關設備GB 3983.2—89        高電壓并聯(lián)電容器GB 4109—88          高壓套管技術條件GB 4703—84          電容式電壓互感器GB 4705—92          耦合電容器和電容分壓器GB 4787—84          斷路器電容器GB 6115—85          串聯(lián)電容器GB 6451.1～5—86     三相油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求GB 7064—86          汽輪發(fā)電機通用技術條件GB 7253—87          盤形懸式絕緣子串元件尺寸與特性GB 7327—87          交流系統(tǒng)用碳化硅閥式避雷器GB 7674—87          六氟化硫封閉式組合電器GB 8349—87          離相封閉母線GB 8564—88          水輪發(fā)電機組安裝技術規(guī)范GB 8905—88          六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗導則GB 10229—88        電抗器GB 10230—88         有載分接開關GB 11017—89         額定電壓110kV銅芯、鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣電力電纜GB 12706.1～.3—91   額定電壓35kV及以下銅芯、鋁芯塑料絕緣電力電纜GB 12976.1～.3—91   額定電壓35kV及以下銅芯、鋁芯紙絕緣電力電纜GBJ 233—90          架空送電線路施工及驗收規(guī)范DL 417—91           電力設備局部放電現(xiàn)場測量導則DL 474—92           現(xiàn)場絕緣試驗實施導則DL 474.1-92            絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)試驗DL 474.2-92            直流高電壓試驗DL 474.3-92            介質損耗因數(shù)(tgδ)試驗DL 474.4-92            交流耐壓試驗DL 474.5-92            避雷器試驗DL 474.6-92            變壓器操作波感應耐壓試驗JB 3373—83           大型高壓交流電機定子絕緣耐壓試驗規(guī)范