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110kV及以下电力设备预防性试验规程

32
2020年4月19日
文档仅供参考，不当之处，请联系改正。

参照 Q/CSG114002- 标准
红河磷电有限责任公司企业标准

电力设备预防性试验规程
-10-26实施
-10-26发布

目 录

前 言 II
1 范围 1
2 术语和定义 1
3 总则 2
4 电力变压器 3
5 互感器 6
6 开关设备 9
7 套管 13
8 电力电缆线路 14
9 绝缘油 15
10 避雷器 17
11 1KV以上的架空电力线路 18
12 接地装置 19
13 旋转电机 21

前 言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据。近年来,随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应红河磷电公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。
本标准的提出以南方电网公司Q/CSG114002- 相关标准、行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求适用于红河磷电有限责任公司的电力设备预防性试验工作。
本标准自 10月26日起实施。
本标准自实施之日起，凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的或有问题和意见的，请及时反馈红河磷电电气检修部门。

电力设备预防性试验规程

1 范围
本标准规定了部分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。
本标准适用于红河磷电公司110kV及以下的交流输变电设备。

2 术语和定义
2.1 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。
2.2 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，一般是自动进行的。
2.3 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。
2.4 红外检测
利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其它致热效应的带电设备进行检测和诊断。
2.5 绕组变形测试
利用频率响应分析及电抗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。
2.6 局部放电带电测试
利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如GIS、变压器、电缆系统、开关柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。
2.7接地网安全性状态评估
对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。
2.8 现场污秽度(SPS)
在参照绝缘子连续积污3～5年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的ESDD/NSDD的最大值。
2.9 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
2.10 常温
本标准中使用常温为10℃～40℃。

3 总则
3.1 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。
3.2本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。
3.3 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。
3.4 特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由负责生产的总工或副总经理批准执行，对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。
3.5 在试验周期的安排上应尽量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。
3.6 对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，能够及早获取设备运行后的重要状态信息，在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。
3.7 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，也能够连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。
3.8 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。
3.9 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。
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%。
3.10 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，35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。
3.11 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。
3.12 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。
3.13 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 电力变压器
4.1 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1。
表1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周 期
要 求
说 明
1
油中溶解气体色谱分析
1）新投运及大修后投运
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
1）根据GB/T 7252— 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；H2：30；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
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
2
油中水分,
mg/L
1）准备注入110kV及以上变压器的新油
2）投运前
3）110kV及以上:运行中1年
4）必要时
投运前
110kV ≤20
220kV ≤15
500kV ≤10
运行中
110kV ≤35
220kV ≤25
500kV ≤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、极化指数)测量异常时
—渗漏油等
3
绕组直流电阻
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
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%
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
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
—红外检测判断套管接头或引线过热
4
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
2）大修后
3）必要时
1）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%%
2）35kV及以上变压器应测量吸收比，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
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
1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近
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：

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）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。
8）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

5
绕组连同套管的tanδ
1）大修后
2）必要时
1）20℃时不大于下列数值：
500kV 0.6%
110kV～220kV 0.8%
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
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）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算：

式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2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
6
绕组连同套管的交流耐压试验
1）10kV及以下：6年
2）更换绕组后
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）110kV及以上进行感应耐压试验
2）10kV按35kV×0.8=28kV进行
3）额定电压低于1000V的绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
7
铁芯及夹件绝缘电阻
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
2）大修后
3）必要时
1）与以前测试结果相比无显著差别
2）运行中铁芯接地电流一般不应大于0.1A
1）采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)
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
8
测温装置校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年 (二次回路)
2）大修后
3）必要时
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）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
9
气体继电器校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）大修后
3）必要时
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1MΩ
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
10
压力释放器校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）必要时
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1MΩ
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
11
冷却装置及其二次回路检查试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）大修后
3）必要时
1）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油
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
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
12
红外检测
运行中
500kV：1年6次或以上
220kV：1年4次或以上
110kV：1年2次或以上
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）测量套管及接头、油箱壳等部位
3）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图

5 互感器
5.1 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2。
表2 油浸式电流互感器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周 期
要 求
说 明
1
绕组及末屏的绝缘电阻
1） 3年
2）大修后
3）必要时
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）有投运前数据
2）用2500V兆欧表
3）必要时，如：
怀疑有故障时
2
tanδ及电容量
1）3年
2）大修后
3）必要时
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：
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/，tanδ(%)变化绝对量超过±0.3，不应继续运行
2）必要时，如：
怀疑有故障时
电压等级,kV
35
110
220
500
大
修后
油纸电容型
充 油 型
胶纸电容型
充 胶 式
1.0
3.0
2.5
2.0
1.0
2.0
2.0
2.0
0.7
—
—
2.0
0.6
—
—
—
运
行
中
油纸电容型
充 油 型
胶纸电容型
充 胶 式
1.0
3.5
3.0
2.5
1.0
2.5
2.5
2.5
0.8
—
—
2.5
0.7
—
—
—
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%
3
带电测试tand 及电容量
1） 投产后半年内
2） 一年
3） 大修后
4） 必要时
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(tandX- tandN)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(tandX- tandN)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
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
4
油中溶解气体色谱分析及油中水分含量测定
1） 110kV及以上：3年，500kV站35kV：3年
2）大修后
3）必要时
1）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
H2：150
C2H2： 1 (220kV、500kV)
2 (110kV)
2）油中水分含量(mg/L)不应大于下表规定：
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，或出现C2H2，但未超注意值能够考虑缩短周期； C2H2含量超过注意值时，应考虑更换
3）500kV站35kV互感器具体要求参考110kV规定执行
电压等级,kV
投运前
运行中
110
20
35
220
15
25
500
10
15
5
红外检测
1）500kV：1年6次或以上；220kV：1年4次或以上；110kV：1年2次或以上
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图
3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷时
注:每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的项目周期可调整为6年。

5.2 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3。
表3 干式电流互感器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周 期
要 求
说 明
1
绕组及末屏的绝缘电阻
1） 3年
2）大修后
3）必要时
1）一次绕组对末屏及对地、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%%

1）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
2
tanδ及电容量
1）3年
2）大修后
3）必要时
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/，tanδ变化量绝对值超过±0.3%，不应继续运行
3） 必要时，如：
怀疑有故障时
3
带电测试tand及电容量
1） 投产后半年内
2） 一年
3） 大修后
4）必要时
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(tandX- tandN)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(tandX- tandN)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
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
4
红外检测
1）220kV：1年4次或以上；110kV：1年2次或以上
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图
3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷时
注:每年定期进行运行电压下带电测试tanδ及电容量的,对序号1、2的项目周期可调整为6年。

5.3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4。
表4 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
项目
周 期
要 求
说 明
1
绝缘电阻
1） 35kV、110kV：6年；220kV：3年
2）大修后
3）必要时
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
2
tanδ( 35kV及以上)
1）绕组绝缘:
— 35kV、110kV：6年；220kV：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
1）tanδ(%)不应大于下表中数值:
前后对比宜采用同一试验方法
温度,℃
5
10
20
30
40
35kV
大修后
1.5
2.5
3.0
5.0
7.0
运行中
2.0
2.5
3.5
5.5
8.0
110kV及以上
大修后
1.0
1.5
2.0
3.5

5.0
运行中
1.5
2.0
2.5
4.0
5.5
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%
3
油中溶解气体色谱分析及油中水分含量测定
1）35kV以上设备：3年
2）大修后
3）必要时
1）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
H2：150
C2H2： 2 (220kV)
3 (110kV)
2）油中水分含量(mg/L)不应大于下表规定：
1）全密封互感器按制造厂要求进行
2） 出现C2H2时，应缩短试验周期，C2H2含量超过注意值时，应考虑更换
3）必要时如：
怀疑有内部放电时
电压等级,kV
投运前
运行中
220
15
25
110
20
35
4
红外检测
1） 220kV：1年4次或以上；110kV：1年2次或以上
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图
3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷时

6 开关设备
6.1 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5。
表5 多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和要求
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
绝缘电阻
1）1年
2）大修后
3）必要时
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
1）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑绝缘不良时
试验
类别
额定电压kV
<24
24～40.5
72.5～252
大修后
1000
2500
5000
运行中
300
1000
3000
额定电压,kV
40.5
72.5～252
试验电压,kV
20
40
2） 126 kV及以下大修后泄漏电流要求不应大于10μA；预试时一般不大于10μA
2
辅助回路和控制回路交流耐压试验
1）1年
2）大修后
试验电压为2kV
可用2500V兆欧表代替
3
导电回路电阻
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(能够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
4
灭弧室并联电阻值，并联电容器的电容量和tanδ
1）1年
2）大修后
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
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
5
断路器中绝缘油试验
见第12.2节

6
红外检测
1）500kV：1年6次或以上；
220kV：1年4次或以上；110kV及以下：1年2次或以上
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
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
3）结合运行巡视进行
4）必要时，如：
怀疑有过热缺陷时

6.2 真空断路器
真空断路器的试验项目、周期和要求见表6。
表6 真空断路器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周 期
要 求
说明
1
红外检测
1）每半年至少一次
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）应结合巡视开展
3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷或异常时
2
绝缘电阻
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
1）整体绝缘电阻按制造厂规定或自行规定
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
1）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
当带电局部放电测试检测到有异常信号时或怀疑有绝缘缺陷时

试验
类别
额定电压,kV
3～15
20～40.5
72.5
大修后
1000
2500
5000
运行中
300
1000
3000
3
交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口）
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
试验电压值按DL/T593规定值的0.8倍
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：
当带电放电检测有异常信号时或怀疑有绝缘缺陷时

4
辅助回路和控制回路交流耐压试验
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
试验电压为2kV
1）可用2500V兆欧表代替

5
导电回路电阻
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
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）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

6
操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的动作电压
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
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

7
真空灭弧室真空度的测量
1）母线联络断路器、主变低压侧断路器、电容器组断路器每3年1次，其余6年1次
2）必要时
应符合制造厂规定
能够用断口耐压代替
注：高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器序号2、3、4、5、7的项目可不做定期试验；对110kV站母线联络断路器、主变低压侧断路器序号2、3、4、5、7的项目定期试验周期可调整为6年1次。高压开关柜内的真空断路器不具备条件时，可不进行序号1的项目。

6.3隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和要求见表7。
表7 隔离开关的试验项目、周期和要求
序号
项目
周 期
要 求
说明
1
有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻
1）6年
2）大修后
有机材料传动提升杆的绝缘电阻不得低于下表数值：
MΩ
采用2500V兆欧表
试验
类别
额定电压, kV
3～15
20～40.5
大修后
1000
2500
运行中
300
100O
2
二次回路的绝缘电阻
1）6年
2）大修后
不应低于2MΩ
采用500V或1000V兆欧表
3
二次回路交流耐压试验
1）6年
2）大修后
试验电压为2kV
可用2500V兆欧表代替
4
红外检测
1）500kV：1年6次或以上；
220kV：1年4次或以上；110kV：1年2次或以上
2）必要时
1）按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
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路电阻
1）采用红外热像仪测量
2）结合运行巡视进行
3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷时

6.4高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和要求见表8。
表8 高压开关柜的试验项目、周期和要求
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
红外检测
1）每半年1次或以上
2）必要时
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外测温仪或红外热像仪测量
2）结合运行巡视进行

3）必要时，如：
怀疑有过热缺陷或异常时
2
运行中局部放电带电测试
1）每半年1次或以上
2）必要时
无明显局部放电信号
1）具备条件者可采用特高频法、超声波法、地电波法等方法进行
2）必要时，如：
怀疑内部有绝缘缺陷时
3
绝缘电阻
1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次
2）必要时
1）一般不低于50 MΩ
2）交流耐压前后应对高压开关柜进行绝缘电阻试验，绝缘电阻值在耐压前后不应有显著变化
1）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑绝缘不良时

4

交流耐压
1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次
2）必要时
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:
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
3）必要时，如：
怀疑绝缘不良时

额定电压,kV
1min工频耐受电压,kV
7.2
26
12
35
40.5
76
5
断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻
1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次
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
3）对于变压器进线断路器柜，如实际运行电流大于额定电流的80%，则测量值不应大于制造厂规定值的1.2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

6
辅助回路和控制回路绝缘电阻
1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次
2）必要时
不应低于2MΩ
1）采用500V或1000V兆欧表

7
辅助回路和控制回路交流耐压试验
1）母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余6年1次
2）必要时
试验电压为交流2kV
1）可用2500V兆欧表代替

注1：对高压开关柜进行运行中局部放电带电测试的，对馈线断路器柜序号3、4、5、6、7的项目可不做定期试验；对110kV站母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜序号3、4、5、6、7的项目定期试验周期可调整为6年1次。
注2：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19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。
7 套管
套管(35kV及以上)的试验项目、周期和要求见表9,35kV以下可参照执行。
表9 套管的试验项目、周期和要求
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻
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）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
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：
—红外检测发现套管发热
—套管油位不正常或气体压力不正常
2
主绝缘及电容型套管对地末屏 tanδ与电容量
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）20℃时的tanδ(%)值应不大于下表中数值：
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/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能够用带电测试电容量及tanδ代替
4）必要时，如：
—红外检测发现套管异常
—套管油位不正常
电