资源描述
5．3 真空断路器
真空断路器实验项目、周期和原则见表5-3
表5-3 真空断路器实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
1）整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定
2）断口和有机物制成提高杆绝缘电阻（MΩ）不应低于下表数值（20℃时）：
实验类别
额定电压（KV）
<24
24~40.5
72.5
交接时大修后
1200
3000
5000
运营中
300
1000
3000
用2500V兆欧表
2
断路器主回路对地、断口及相间交流耐压
1）交接时；
2）1—3年（35KV及如下）；
3）大修后；
4）必要时
断路器在分、合状态下分别进行，实验电压值按G规定值
1）更换或干燥后绝缘提高杆必要进行耐压实验
2）相间、相对地及断口耐压值相似
3
辅助回路和控制回路交流耐压
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
实验电压为1KV
可用500V兆欧表代替
4
导电回路电阻
1）交接时；
2）1—3年
3）大修后；
4）必要时；
1）大修后及交接时应符合制造厂规定
2）运营中自行规定，建议不不不大于1.2倍出厂值
应采用直流压降法测量，电流应不不大于100A
5
断路器机械特性实验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
4）1—3年；
1）合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规定。
2）分闸不同期不不不大于2ms，合闸不同期不不不大于3ms。
3和闸弹跳时间对于12KV不不不大于2ms，对于40.5KV不不不大于3ms。
4）分闸反弹幅值不不不大于触头开距20%
在额定操作电压下进行
6
灭弧室触头开距及超行程
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
应符合制造厂规定
7
操动机构合闸接角器及分、合闸电磁铁最低动作电压
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压85%～110% 范畴或直流额定电压80%～110%范畴内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%～120%范畴内可靠动作，当电源电压低至额定值30% 或更低时不应脱扣。
2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈端电压为操作电压额定值80%（关合电流峰值不不大于50kA 时为85%）时应可靠动作
采用突然加压法
8
合闸接角器和分、合闸电磁铁线圈直流电阻 和绝缘电阻
1）交接时；
2）更换线圈后；
3）必要时；
1）直流电阻应符合制造厂规定
2 ）绝缘电阻不不大于1MΩ
用1000V 兆欧表
9
灭孤室真空度测试
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
灭孤室真空度应符合制厂规定
有条件时进行
5.2 高压开关柜
5.3 高压开关柜实验项目、周期和原则见表5—4。
表5—4高压开关柜实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
1
辅助回路和控制回路绝缘电阻
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
绝缘电阻不低于1MΩ
用1000V兆欧表测量
2
辅助回路和控制回路交流耐压
1）交接时；
2）大修后；
实验电压为1kV
可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
3
操动机构合闸接触器及分合闸电磁铁最低动作电压
1）交接时；
2）机构大修后
1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压80 ~ 110%范畴内或直流额定电压80% ~ 110%范畴内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压65% ~ 120%范畴内可靠动作，当电源电压低至额定值30%或更低时不应脱扣
2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈端电压为操作电压额定值80%（关合峰值电流不不大于50KA时为85%）时应可靠动作。
采用突然加压法
4
合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈直流电阻和绝缘电阻
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
1）电阻应符合制造厂规定
2）绝缘电阻不不大于1MΩ
用1000V兆欧表测绝缘电阻
5
断路器速度特性、时间特性及其他规定
1）交接时；
2）大修后
3）必要时
依照断路器型式，应分别符合5.1、5.2、5.3条中关于规定
6
绝缘电阻
1）交接时；
2）1—3年；（12kV及如下）；
3）大修后
应符合制造厂规定
在交流耐压实验前、分别进行
7
交流耐压
1）交接时；
2）1—3年；（12kV及如下）；
3）大修后
实验电压值按附录G规定
1）施加方式；合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间
2）相间、相对地及断口间实验电压值
8
检查电压抽取（带电显示）装置
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
应符合行业原则DL/T583—93《高压带电显示装置技术条件》
9
灭孤室真空度测试
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
灭孤室真空度应符合制造厂规定
有条件时进行
10
开关柜中断路器、隔离开关及隔离插头导电回路电阻
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
1）交接时和大修后应符合制造厂规定
2）运营中不应不不大于制造厂规定值1.5倍。
隔离开关和隔离插头回路电阻在有条件时进行测量
11
五防性能检查
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
应符合制造厂规定
五防指：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉合隔离开关；③防止带电（挂）合接地（线）开关；④防止带接地（线）开关合断路器；⑤防止误入带电间隔
12
高压开关柜中电流互感器
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
见第4章
4 .1 电流互感器
4.1电流互感器
4.1.1电流互感器实验项目、周期和原则见表4—1。
表4—1电流互感器实验项目、周期和原则
序号
项目
周期
原则
阐明
1
绕组及末屏绝缘电阻
1）交接时、投运前：
2）1—3年；
3）大修后；
4）必要时
1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值60%
2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻普通不低于1000MΩ
1）用2500V兆欧表
2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地
3）500KV电流互感器具备二个一次绕组时，尚应测量一次绕组间绝缘电阻
2
tgδ及电容量
1）交接时、投运前：
2）1—3年；
3）大修后；
4）必要时
1）主绝缘 (%)不应不不大于下表中数值，且与历年数据比较，不应有明显变化：
电压级别KV
35
110
220
500
交接大修后
油纸电容型充油型
—
0.8
0.6
0.5
充油型
3.0
2.0
胶纸电容型
2.5
2.0
运营中
油纸电容型
1.0
0.8
0.7
充油型
3.5
3.5
胶纸电容型
3.0
2.5
2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超过±5%时应查明因素
3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻不大于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应不不大于2%
1）主绝缘实验电压为10KV，末屏对地tg实验电压为2KV。
2）油纸电容型tgδ普通不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次实验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压关系，当tgδ随温度明显变化或实验电压由10KV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运营。
3）固体绝缘电流互感器普通不进行tgδ测量
3
110KV及以上电流互感器油中溶解气体色谱分析
1）交接时、投运前：
2）1—3年；
3）大修后；
4）必要时
1）交接时与制造厂实验值比较应无明显变化，且不应具有C2H2
2）运营中油中溶解气体组合分含量超过下列任一值时应引起注意
总烃：100μΙ/Ι
H2： 150μΙ/Ι
C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级）
1μΙ/Ι（220—500KV级）
全密封电流互感器按制造厂规定进行
4
110KV级以上电流互感器油中含水量
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
油中微量水含量不应不不大于下表中数值：
电压级别KV
110
220
500
水份mg/l
20
15
10
全密封电流互感器按制造厂规定进行
5
交流耐压
1）交接时（35KV及如下）
2）1—5年一次（35KV如下）；
3）大修后
4）必要时
1）一次绕组交流耐压原则见附表G
2）二次绕组之间及对地为2KV
3）所有更换绕组绝缘后，应按出厂值进行
二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
6
局部放电
1）35KV固体绝缘电流互感器；
a）交接时；b）投运后3年内；
c）必要时。
2）110KV及以上油侵电流互感器
a）交接时；b）大修后；c）必要时；
1）固体绝缘电流互感器在电压为1.2Um/√3时放电量：交接时不不不大于20pC。在电压为1.2Um时放电量；交接时不不不大于50pC
2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压为1.2Um/√3时放电时，放电量不不不大于5pC，在电压1.2Um/时放电量不不不大于10pC
1）实验接线按GB5583—1995进行。
2）110KV及以上油浸电流互感器交接时若有出厂实验值可不进行或只进行个别抽试。
3）预加电压为出厂工频耐压值80%。测量电压在两值中任选其一进行
7
极性
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与铭牌标志相符
8
各分接头变化
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与铭牌标志相符
计量有规定期和更换绕组后应测量角、比误差，角、比误差应符合级别规定
9
励磁特性曲线
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）与同类型电流互感器特性曲线或制造厂特性曲线比较，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测量
在继电保护有规定期进行。
应在曲线拐点附近至少测量5—6个点，对于拐点电压较高绕组，现场实验电压不超过2KV
10
绕组直流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与出厂值或初始值比较，应无明显差别
11
绝缘油击穿电压
1）交接时（35KV及以上）；
2）大修后
3）必要时
见第10章
全密封电流互感器按制造厂规定进行
12
绝缘油
tgδ%
1）交接时（110KV及
1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其她性能正常时应进行该项实验。
2）全密封电流互感器按制造厂规定进行
投入运营前油
运营油
注入前：≤ 0.5
注入后：220KV及如下≤1：
500KV≤0.7
≤2
13
密封检查
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
应无渗漏油现象
11避雷器
11.1 阀式避雷器实验项目、周期和原则（见表11-1）
表11.1 阀式避雷器实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前；
4）35KV及以上线路上避雷器1～3年；
5）10KV及如下线路上避雷器自行规定
6）必要时
1）FZ （PBC，LD）、FCZ和FCD型避雷器绝缘电阻自行规定，但与前一次及同类测量数据进行比较，不应有明显变化。
2）FS型避雷器绝缘电阻应不低于2500MΩ
1）用2500V及以上兆欧表。
2）FZ、FCZ和FCD型重要检查并联电阻通断和接触状况
2
电导电流及串联组合元件线性因数差值
1）交接时；2）大修后；
3）每年雷雨季前；
4）必要时
1）FZ、FCZ、FCD型避雷器电导电流参照值见附录F，还应与历年数据比较，不应有明显变化。
2）同一相内串联组合元件线性因数差值，不应不不大于0.05，电导电流差值（%）不应不不大于30%。
3）实验电压如下：
1）施加直流电压应符合GB/T 16927。1-1997《高电压实验技术第一某些：普通实验规定》规定，应运用屏蔽线在高压侧测量。
2）由两个以上元件构成避雷器应对每个元件进行实验。
3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F。
4）可用带电测量办法进行测量，如对测量成果有疑问时，应依照停电测量成果做出判断。
5）如果FZ型避雷器非线性因数差值不不大于0.05，但电导电流合格，容许做换节解决，换节后非线性因数差值不应不不大于0.05。
6）运营中PBC型避雷器电导电流普通应在300～400μA范畴内
元件额定电压（KV）
3
6
10
15
20
30
实验电压U1（KV）
-
-
-
8
10
12
实验电压U2（KV）
4
6
10
16
20
24
3
工频放电电压
1）交接时；
2）大修后；3）发电厂、变电所避雷器1～3年，其她自行规定；
4）必要时
1）FS型避雷器工频放电电压在下列范畴内。
带有非线性并联电阻阀型避雷器，只有在解体大修后进行
额定电压
（KV）
3
6
10
放
电
电
压
（KV）
交接时
大修后
9～11
16～19
26～31
运营中
8～12
15～21
23～33
2）FZ、FCZ、和FCD型避雷器工频放电电压参照值见附录F
4
底座绝缘电阻
1）交接时；2）发电厂、变电所内避雷器每年雷雨季前；
3）线路上避雷器1～3年；
4）大修后；5）必要时；
自行规定
用2500V及以上兆欧表
5
放电计数器动作检查
1）交接时；2）发电厂、变电所内避雷器每年雷雨季前；
3）线路上避雷器1～3年；
4）大修后；5）必要时；
测试3～5次，均应正常动作
6
密封检查
1）大修后；2）必要时；
避雷器内腔抽真空至（300～400）×133Pa后，5min内，其内部气压增长不应超过100Pa
注： 变压器10KV侧及变压器中性点避雷器，随变压器实验周期。
11.2 无间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期和原则（见表11-2）
表11-2 无间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；2）发电厂、变电所避雷器3～5年（6～10KV避雷器）；
4）必要时；
1）35KV以上，不低于2500MΩ；
2）35KV如下，不低于1000MΩ；
用2500V及以上兆欧表
2
直流1mA电压UmA及0.75U1mAx下泄漏电流
1）交接时； 2）发电厂、变电所避雷器3～5年（6～10KV避雷器）；
3）3～5年（500KV避雷器）；
4）必要时
不得低于GB11032-规定值；
1） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应不不大于±5%
2） 3）0.75U1mA（U1mA为交接时值）下泄漏电流不应不不大于50μA
1）测量时应记录环境温度和相对湿度。
2）测量电流导线使用屏蔽线。
3）初始值系指交接实验或投产实验测量值
3
运营电压下交流泄漏电流
1）交接时；2）新投运66KV及以上者，投运3个月后带电测量一次，后来每个雷雨季前、后各测量一次3）必要时
1）测量运营电压下全电流、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，当阻性电流增长一倍时，必要停电检查。
2）当阻性电流增长到初始值150%时，应恰当缩短检测周期
1）测量时应记录环境温度和相对湿度和运营电压，应注意瓷套表面状况影响及相间干扰影响。
2）可用第一次带电测试代替交接实验，并作为初始值
4
工频参照电流下工频参照电压
必要时
应符合GB 11032-《交流无间隙金属氧化物避雷器》或制造厂规定
1）测量时环境温度宜为20±15℃。
2）测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换）
5
底座绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时；
自行规定
用2500V及以上兆欧表
6
放电计数器动作检查
1）交接时；
2）必要时；
测试3～5次，均应正常动作
11.3 输电线路用无间隙金属氧化物避雷器
输电电路用无间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期和原则按表11-3规定
表11-3输电电路用无间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时；
1）35KV以上，不低于2500MΩ；
2）35KV如下，不低于1000MΩ；
用2500V及以上兆欧表
2
直流1mA电压UmA及0.75U1mAx下泄漏电流
1）交接时；
3）3～5年（500KV避雷器）；
4）必要时
不得低于GB11032-规定值；
3） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应不不大于±5%
4） 3）0.75U1mA（初始值）下泄漏电流不应不不大于50μA或制造厂规定
1）测量时应记录环境温度和相对湿度。
2）测量电流导线使用屏蔽线。
3）初始值系指交接实验或投产实验测量值
3
运营电压下交流泄漏电流
1）交接时；2）新投运35KV及以上者，投运3个月后带电测量一次，后来每个雷雨季前、后各测量一次3）必要时
1）测量运营电压下全电流、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，当阻性电流增长200%时，必要停电检查。
2）当阻性电流增长到初始值150%时，应恰当缩短监测周期
1）测量时应记录环境温度和相对湿度和运营电压，应注意瓷套表面状况影响及相间干扰影响。
2）可用第一次带电测试代替交接实验，并作为初始值
4
工频参照电流下工频参照电压
必要时
应符合GB 11032-或制造厂规定
1）测量时环境温度宜为20±15℃。
2）测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器（或整相更换）
5
底座绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时；
自行规定
用2500V及以上兆欧表
6
放电计数器动作检查
1）交接时；
2）必要时；
测试3～5次，均应正常动作
11.4 输电线路用带间隙避雷器
外间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期、原则见11-4
表11-4外间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期、原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；
2）3～5年；3）必要时；
1）35KV以上，不低于2500MΩ；
2）35KV如下，不低于1000MΩ；
用2500V及以上兆欧表
2
间隙距离检查
1）交接时；2）必要时
间隙距离与厂家标称距离相比应在±10mm以内
纯空气间隙避雷器应进行测量
3
避雷器本体直流1mA电压UmA及0.75U1mAx下泄漏电流
1）交接时；
2）必要时
5） U1mA ,实测值与初始值或制造厂规定值比较变化不应不不大于±5%
6） 3）0.75U1mA（初始值）下泄漏电流不应不不大于50μA或制造厂规定
1）测量电流导线使用屏蔽线。
2）初始值系指交接实验时测量
4
放电计数器动作检查
1）交接时；
2）必要时；
测试3～5次，均应正常动作
11.5 35KV及如下带串联间隙金属氧化物避雷器
35KV及如下带串联间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期、原则见表11-5
表11-5 35KV及如下带串联间隙金属氧化物避雷器实验项目、周期、原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；
2）3～5年；3）必要时；
绝缘电阻自行规定但与前一次及同类型测量数据进行比较不应有明显变化
用2500V及以上兆欧表
2
工频放电实验
1）交接时；2）必要时
工频放电电压应符合制造厂规定
3
底座绝缘电阻
1）交接时；2）3～5年；
3）必要时；
自行规定
用2500V及以上兆欧表
4
放电计数器动作检查
1）交接时；
2）必要时；
测试3～5次，均应正常动作
13 二次回路
13.1二次回路实验项目、周期和原则见表13
表13二次回路实验项目、周期和原则
序号
项 目
周 期
原则
阐明
1
绝缘电阻
1）交接时；2）大修后；3）更换二次线时
1）直流小母线和控制盘电压小母线，在断开所有其他并联支路时不应不大于10 MΩ
2）二次回路每一支路和断路器、隔离开关、操作机构电源回路不不大于1 MΩ，在比较潮湿地方，容许降到0.5 MΩ
用500V或1000V兆欧表
2
交流耐压
1）交接时；2）大修后；3）更换二次线时
1）实验电压为1000V
1）不重要回路可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
2）48V及如下回路不做交流耐压
3）带有电子元件回路，实验时应将插件取出或两端短接
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