目录
范围 引用标准 定义、符号 总则
电力变压器及电抗器 互感器 开关设备 套管
支柱绝缘子和悬式绝缘子
1 2 3 4 5 6 7 8 9
10 电力电缆线路 11 电容器
12 绝缘油和六氟化硫气体 13 避雷器 14 母线 15 二次回路
16 1kV 及以下的配电装置和电力布线 17 1kV 及以上的架空电力线路 18 接地装置 19 电除尘器 20 低压电器
附录 B （标准的附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准 橡塑电附录E （提示的附录） 缆附件中金属层的接地方法 避雷器的电附录F （提示的附录） 导电流值和工频放电电压值 高压电气设附录H （标准的附录） 备的工频耐压试验标准 参考资料 附录K （提示的附录）
1 范围 本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。
本标准不适用于高压支流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于 电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。
进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版 本均为有效。 所有标准都会被修订， 使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T596 － 1996 GB/T 507 — 1986
电力设备预防性试验规程 绝缘油介电强度测量法
电力变压器
GB 1094.1~.2—1996、GB 1094.3~.5
GB 5583 —
互感器局部放电测量 干式电力变压器
1985
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。
GB 6450 — 1986
3.2 在线监测
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.3带电测量
对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。 3.4绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。常用兆 欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压 3.5 吸收比
在同一次试验中， 1min时的绝缘电阻值与
15s时的绝缘电阻值之比。
3.6 极化指数 在同一1min时的绝缘电阻值之
10min时的绝缘电阻值与 比。 次试验中，
3.7 本规程所用的符号
1min时的测得值。
Un设备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压
U m
）；
U为导体
设备最高电压；
Uo/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， 与导体之间的设计电压）;
UimA 避雷器直流1mA下的参考电压； tg S 介质损耗因数。
4总则
4.1设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行 全面分析和判断后做出正确结论。
4.2山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。在执行标准过程中， 遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员 认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行， 级主管部门备案。
4.3 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，无特殊说明，均为
1min ;其它耐压试
验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压 试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。耐压试验电压值以额定电压的倍数 计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。
4.4充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。 求，当制造厂无规定时，则应依据设备的额定电压满足以下要求：
500kV 220 kV
110kV及以下
> 72h > 48h >24h
静置时间按产品要
110k V及以上电气设备并报上一
4.5进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验 （制造厂装配的成套设备 不在此限）。同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电 压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。此时试验电压应采用各种设 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工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电 压：
a） b）
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；
当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试 验电压；
湿度、油样等有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电
80%。本标准中使用常温为
10~40 C。
4.7当进行与设备的环境条件如温度、 于 +5 C,空气相对湿度一般不高于 为测试温度。
阻、tgS、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，被试品温度不应低试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及 消弧线圈的上层油温作4.8 110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准\投运前” 规定的内容进行。 4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按 导则》执行。
4.10预防周期原则上110kV及以上电气设备为 3年。35kV及以下电气设备可延长至 体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。
4.11不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。 4.12本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行。 电力变压器及电抗器
电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表
序 号 1 项 目 周 1） 交接时 2） 投运前 3） 新装、大修后的变 压器在投运后1天、 4天、10天、30天 各1次 油中溶 解4） 运行中： 气体 色谱a500kV变压器和电 分 析 抗器为1个月1次； b） 220kV变压器为3 个月1次； c） 110kV变压器为6 个月1次；
DL/T664 —1999《带电设备红外诊断技术应用
6年，具
6.1
表6. 1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
期 要 求 说 明 1） 新装变压器的油中 H2与烃类 气体含量（卩L/L）不得超过下列 数值： 总烃:20 ；出：10； C2H2：不应含有 2） 大修后变压器的油中 H2与烃 1） 总烃包括：CH4、C2H6、 类气体含量（卩L/L ）不得超过 下C2H4和C2H2四种气体 2） 溶解气体组分含量有增 列数值： 总烃:50 ；出:50 ； C2H2:不应含有 长趋势时，可结合产气速率判 3） 运行设备中油中 H2与烃类气 断，必要时缩短周期进行追踪 分体含量（卩L/L）超过下列任何一 析 3） 总烃含量低的设备不宜 项值时应引起注意： 总烃:150 ； H 2:150 ； 采用相对产气速率进行判断 C2H2：5（35~220kV） 1（500kV） 4） 烃类气体总和的绝对产气速 率超过12ml/d或相对产气率大 于5） 出口（或近区）短 路后
5）对500kV 电抗器，当出现痕 量（小于1卩L/L）乙炔时，也应引 起注意，如分析气体虽已出现异 常，但判断不至于危及绕组和铁 芯安全时，可跟踪监督运行 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1） 1600kVA以上变压器，各相 绕组电阻相互间的差别不应大 1） 交接时 2） 3年 3） 大修前、后 绕组直 流4） 无载分接开关变 电阻 换分接位置 修后（所有分接） 6） 必要时 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二相平均 均值的2% 3） 与以前相同部位测得值比 较，其变化不应大于 2% 4） 电抗器参照执行 的原因，则与以前相同部 分测得值比较，起变化不应大 于2% 2） 预试时有载分接开关可在 经常运行的分接上下几个饿 饭内接处测量，无载分接开关 在运行分接测量 3） 不同温度下的电阻值按下 式换算R2 5） 有载分接开关检 值的4%，线间差别一般不大于 平R1 2 T 1 T tt式中R1、R2分别为在温度 t1、t2时的电阻值；T为电阻 温度常数，铜导线取 235,铝 导线取225 3 1） 绝缘电阻换算至冋一温度下， 与前一次测试结果相比应无明 显变化 绕组绝 缘电 阻、吸 1） 交接时 2） 3年 2） 35kV及以上应测量吸收比，吸 收比在常温下不低于 1.3 3） 220kV及以上应测量极化指 数,极化指数在常温下不低于 1.5 4） 预试时可不测量极化指数；吸 收比不合格时增加测量极化指 数，二者之一满足要求即可 1） 采用2500V或5000V 兆欧 表 2） 测量前被试绕组应充分放 电 3） 测量温度以顶层油温为准， 尽量使每次测量温度相近 4） 尽量在油温低于 50 C时测 量，不冋温度下的绝缘电阻值 一般可按下式换算 收比或 3） 大修前、后 （和）极 4） 投运前 化指数 5） 必要时 R2 R1 1.5（t1 t2）/10 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
4 1） 20 C时不大于下列数值： 500kV 110?220kV 0.6% 0.8% 1） 非被试绕组应接地或屏蔽 2） 同一变压器各绕组 tg 3的 要求值相同 3） 测量温度以顶层油温为准， 尽量使每次测量的温度相近 量，不同温度下的tg 3值按下 式换算 35kV及以下 1.5% 1） 交接时 绕组的 介2） 大修前、后 3） 必要时 质损 耗因4） 绕组绝缘电阻数 （吸 收比、极化指tgs 数）测 量异常时 2） tg 3值与出厂试验值或历年 的数值比较不应有显著变化 般不大于30%） 3） 试验电压如下： 绕组电压 10kV及以上 绕组电压10kV以下 10kV 额定电 压Un （一 4） 尽量在油温低于 50 C时测 tg 2 tg 1 1.3(t2t1)/10 式中tg 3 1、tg 3 2分别为温 度—t2时的tg 3值 5 电容型 套管的 介质损 耗因数 （tg §） 和电容 值 1） 3年 2） 大修后 3） 必要时 见第9章“套管” 1） 用正接法测量 2） 测量时记录环境温度及变 压器（或电抗器）顶层油温 6 7 绝缘油 试验 见第13章 1） 容量8000KVA以下、额定电压 35KV 及以上交接时应进行交流耐压试验 1） 可采用倍频感应 或操作波感应法 2） 35kV及以下全绝 缘变压器，现场条件 不具备时，可只进行 外施工频耐压试验 3） 电抗器进行外施 工频耐压试验 绕组连 同套管 的交流 耐压试 验 1） 交接时 2） 更换绕组后 3） 必要时 2） 容量8000kVA及以上、额定电压35KV 及以下交接时有试验设备可进行交流耐 压试验 3） 油浸变压器（电抗器）试验电压按表 6.2 8 铁芯 （有1） 交接时 1） 采用2500V兆欧 1） 与以前测试结果相比无显著差别 2） 运行中铁芯接地电流一般不大于 0.3A 表 2） 夹件引出接地的 可单独对夹件进行 测量 外 引接地 2） 3年 线的） 绝3） 大修前后 缘电 阻 4） 必要时
电力设备交接和预防性试验规程(doc41页)
