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1、DLT 596-1996 电力设备预防性试验规程电力设备预防性试验规程Preventive test code for electric power equipment DL/T 5961996中华人民共和国电力行业标准DL/T 5961996电力设备预防性试验规程Preventive test code for electric power equipment中华人民共和国电力工业部 1996-09-25 批准 1997-01-01 实施前 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绝缘监视工作的主要依据，在我国已有
2、40 年的使用阅历。1985 年由原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程，适用于 330kV 及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积存了丰富的阅历。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和技术性能有较大的进展，需要对 1985 年公布的规程进展补充和修改。1991 年电力工业部组织有关人员在广泛征求意见的根底上，对该规程进展了修订，同时把电压等级扩大到 500kV，并更名为电力设备预防性试验规程。本标准从 1997 年 1 月 1 日起实施。本标准从生效之日起代替 1985 年原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的工程
3、、 本标准的附录 A、附录 B 是标准的附录。本标准的附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G 是提示的附录。本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心提出。 本标准起草单位:电力工业部电力科学争论院、电力工业部武汉高压争论所、电力工业部西安热工争论院、华北电力科学争论院、西北电力试验争论 院、华中电力试验争论所、东北电力科学争论院、华东电力试验争论院等。本标准主要起草人:王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。1 范围本标准规定了各种电力设备预防性试验的工程、周期和要求，用以推断设备是否符合运
4、行条件，预防设备损坏，保证安全运行。本标准适用于 500kV 及以下的沟通电力设备。本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特别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。从国外进口的设备应以该设备的产品标准为根底，参照本标准执行。2 引用标准以下标准所包含的条文，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。全部标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用以下标准最版本的可能性。 GB 26183 石油产品闪点测定法GB 26483 石油产品酸值测定法GB 31183 高压输变电设备的绝缘协作 高电压试验技术GB
5、/T 50786 绝缘油介电强度测定法GB/T 51188 石油产品和添加剂机械杂质测定法GB 1094.1,585 电力变压器GB 253690 变压器油GB 558385 互感器局部放电测量GB 565485 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 GB 645086 干式电力变压器GB/T 654186 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB725287变压器油中溶解气体分析和推断导则GB732887变压器和电抗器的声级测定GB759587运行中变压器油质量标准GB/T 759887 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T 759987 运行中
6、变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)GB 760087 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 760187 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB 9326.1,.588 沟通 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB 1102289 高压开关设备通用技术条件GB 1102389 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 1103289 沟通无间隙金属氧化物避雷器GB 1202389 工业六氟化硫DL/T 42191 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 42391 绝缘油中含气量测定 真空压差法DL/T 429.991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL/
7、T 45091 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/T 45992 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件DL/T 49292 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T 5931996 高压开关设备的共用定货技术导则SH 004091 超高压变压器油SH 035192 断路器油3 定义、符号3.1 预防性试验为了觉察运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进展的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进展的试验。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展的监测，通常是自动进展的。3.3 带电测量对在运行电压下的设备，承受专用仪器，由人员参与进展的测量。3.
8、4 绝缘电阻在绝缘构造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，假设无说明，均指加压 1min 时的测得值。3.5 吸取比在同一次试验中，1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。3.6 极化指数在同一次试验中，10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝缘电阻值之比。3.7 本规程所用的符号Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压); 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 1mA 下的参考电压
9、; tg 介质损耗因数。4 总则4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较， 参照相关的试验结果，依据变化规律和趋势，进展全面分析后做出推断。4.2 遇到特别状况需要转变试验工程、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行;对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。4.3 110kV 以下的电力设备，应按本规程进展耐压试验(有特别规定者除外)。110kV 及以上的电力设备，在必要时应进展耐压试验。50Hz 沟通耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特别说明者，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
10、力设备的沟通耐压试验值，可依据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进展耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求:500kV ,72h220 及 330kV ,48h110kV 及以下 ,4.4 进展耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分别开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进展试验。已有单独试验记录的假设干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进展试验，此时，试验电压应承受所连接设备中的最低试验电压。4.5 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，
11、应依据以下原则确定试验电压: a)当承受额定电压较高的设备以加强绝缘时，应依据设备的额定电压确定其试验电压;b) 当承受额定电压较高的设备作为代用设备时，应依据实际使用的额定工作电压确定其试验电压;c) 为满足高海拔地区的要求而承受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。4.6 在进展与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tg、泄漏电流等)时，应同时测量被试品的温度和四周空气的温度和湿度。进展绝缘试验时，被试品温度不应低于+5?，户外试验应在良好的天气进展， 且空气相对湿度一般不高于 80%。4.7 在进展直流高压试验时，应承受负极性接线。4.
12、8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。4.9 如经有用考核证明利用带电测量和在线监测技术能到达停电试验的效果， 经批准可以不做停电试验或适当延长周期。4.10 执行本规程时，可依据具体状况制定本地区或本单位的实施规程。 5 旋转电机5.1 同步发电机和调相机5.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验工程、周期和要求见表 1， 6000kW 以下者可参照执行。5.1.2 各类试验工程:定期试验工程见表 1 中序号 1、3。大修前试验工程见表 1 中序号 1、3、4。大修时试验工程见表 1 中序号 2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。
13、大修后试验工程见表 1 中序号 1、3、19、21。 5.1.3 有关定子绕组枯燥问题的规定。5.1.3.1 发电机和同步调相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以下条件，而容量为 10MW(MVA)及以下时满足以下条件之一者，可以不经枯燥投入运行: a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸取比不小于1.3 或极化指数不小于 1.5，对于环氧粉云母绝缘吸取比不小于 1.6 或极化指数不小于 2.0。水内冷发电机的吸取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取 Un 的千伏数，下同)，分相试验时，不小于 2(Un+1)M。假设定子
14、绕组温度不是 40?，绝缘电阻值应进展换算。5.1.3.2 运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严峻油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经枯燥投入运行。 5.2 直流电机5.2.1 直流电机的试验工程、周期和要求见表 2。 5.2.2 各类试验工程: 定期试验工程见表 2 中序号 1。大修时试验工程见表 2 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9。 大修后试验工程见表 2 中序号 11。 5.3 中频发电机5.3.1 中频发电机的试验工程、周期和要求见表 3。5.3.2 各类试验工程:定期试验工程见表 3 中序号 1。大修时试验工程见表 3 中
15、序号 1、2、3、4。 5.4 沟通电动机5.4.1 沟通电动机的试验工程、周期和要求见表 4。5.4.2 各类试验工程:定期试验工程见表 4 中序号 1、2。大修时试验工程见表 4 中序号 1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验工程见表 4 中序号 4、5。容量在 100kW 以下的电动机一般只进展序号 1、4、13 项试验，对于特别电动机的试验工程按制造厂规定。6 电力变压器及电抗器6.1 电力变压器及电抗器的试验工程、周期和要求见表 5。表 5 电力变压器及电抗器的试验工程、周期和要求6.2 电力变压器沟通试验电压值及操作波试验电压值见表 6。 6.3 油浸式电力变压器(1.6M
16、VA 以上) 6.3.1 定期试验工程见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11项适用于 330kV 及以上变压器。 6.3.2 大修试验工程2 操作波的波形为:波头大于 20S，90%以上幅值持续时间大于 200S，波长大于 500S;负极性三次。a) 一般性大修见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。更换绕组的大修见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、 14、15、16、1
17、7、18、19、20、22、23、24、25，其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。 6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA 及以下)6.4.1 定期试验工程见表 5 中序号 2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中 4、5 项适用于 35kV 及以上变电所用变压器。6.4.2 大修试验工程见表 5 中序号 2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中 13、14、15、16 适用于更换绕组时，4、5 项适用于 35kV 及以上变电所用变压器。 6.5 油浸式电抗器6.5.1 定期试验工程见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、8、19、
18、20(10kV 及以下只作 2、3、6、7)。 6.5.2 大修试验工程见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中 10、11 项适用于 330kV 及以上电抗器(10kV 及以下只作 2、3、6、7、9、22)。 6.6 消弧线圈6.6.1 定期试验工程见表 5 中序号 1、2、3、4、6。6.6.2 大修试验工程见表 5 中序号 1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈干式变压器6.7.1 定期试验工程见表 5 中序号 2、3、7、19。6.7.2 更换绕组的大修试验工程见表 5 中序号 2、3、7、9、13、14、15、16、1
19、7、19，其中 17 项适用于浇注型干式变压器。 6.8 气体绝缘变压器6.8.1 定期试验工程见表 5 中序号 2、3、7 和表 38 中序号 1。6.8.2 大修试验工程见表 5 中序号 2、3、7、19，表 38 中序号 1 和参照表 10 中序号 2。 6.9 干式电抗器试验工程在所连接的系统设备大修时作沟通耐压试验见表 5 中序号 7。 6.10 接地变压器6.10.1 定期试验工程见表 5 中序号 3、6、7。6.10.2 大修试验工程见表 5 中序号 2、3、6、7、9、15、16、22，其中 15、16 项适用于更换绕组时进展。6.11 推断故障时可供选用的试验工程本条主要针对
20、容量为 1.6MVA 以上变压器和 330、500kV 电抗器，其它设备可作参考。 a)当油中气体分析推断有特别时可选择以下试验工程:绕组直流电阻铁芯绝缘电阻和接地电流空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视油泵及水冷却器检查试验有载调压开关油箱渗漏检查试验绝缘特性(绝缘电阻、吸取比、极化指数、tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg绝缘油含水量绝缘油含气量(500kV)局部放电(可在变压器停运或运行中测量)绝缘油中糠醛含量耐压试验油箱外表温度分布和套管端部接头温度b) 气体继电器报警后，进展变压
21、器油中溶解气体和继电器中的气体分析。c)变压器出口短路后可进展以下试验:油中溶解气体分析绕组直流电阻短路阻抗绕组的频率响应空载电流和损耗d) 推断绝缘受潮可进展以下试验:绝缘特性(绝缘电阻、吸取比、极化指数、tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg、含水量、含气量(500kV)绝缘纸的含水量e) 推断绝缘老化可进展以下试验:油中溶解气体分析(特别是 CO、CO2 含量及变化)绝缘油酸值油中糠醛含量油中含水量绝缘纸或纸板的聚合度f) 振动、噪音特别时可进展以下试验:振动测量噪声测量油中溶解气体分析阻抗测量7 互感器7.1 电流互感器7.1.1 电流互感器的试验工程、周期和要求，见表 7。表 7 电
22、流互感器的试验工程、周期和要求注:投运前是指交接后长时间未投运而预备投运之前，及库存的设备投运之前。 7.1.2各类试验工程定期试验工程见表 7 中序号 1、2、3、4、5。大修后试验工程见表 7 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更换绕组，可不进展 6、7、8 项)。7.2 电压互感器7.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验工程、周期和要求分别见表 8 和表9。表 8 电磁式电压互感器的试验工程、周期和要求注:投运前指交接后长时间未投运而预备投运之前，及库存的设备投运之前注:电容式电压互感器的电容分压器局部的试验工程、周期和要求见第 12 章7.2.2 各类试验工程:定
23、期试验工程见表 8 中序号 1、2、3、4、5。大修时或大修后试验工程见表 8 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11(不更换绕组可不进展 9、10 项)和表 9 中序号 1、2、3。 8 开关设备8.1 SF6 断路器和 GIS8.1.1 SF6 断路器和 GIS 的试验工程、周期和要求见表 10。8.1.2 各类试验工程:定期试验工程见表 10 中序号 1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。大修后试验工程见表 10 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。8.2 多油断路器和少油断路器8.2
24、.1 多油断路器和少油断路器的试验工程、周期和要求见表 11。8.2.2 各类试验工程:定期试验工程见表 11 中序号 1、2、3、4、6、7、13、14。大修后试验工程见表 11 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。 8.3 磁吹断路器8.3.1 磁吹断路器的试验工程、周期、要求见表 11 中的序号 1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.3.2 各类试验工程:定期试验工程见表 11 中序号 1、4、6、13。大修后试验工程见表 11 中序号 1、4、5、6、8、10、11、12、13。 8.4 低压断路器和自动灭磁开关8.4.1 低压断
25、路器和自动灭磁开关的试验工程、周期和要求见表 11 中序号 12 和 13。 8.4.2 各类试验工程:定期试验工程见表 11 中序号 13。大修后试验工程见表 11 中序号 12 和 13。8.4.3 对自动灭磁开关尚应作常开、常闭触点分合切换挨次，主触头、灭弧触头外表状况和动作协作状况以及灭弧栅是否完整等检查。对换的 DM 型灭磁开关尚应检查灭弧栅片数。 8.5 空气断路器8.5.1 空气断路器的试验工程、周期和要求见表 12。8.5.2 各类试验工程:定期试验工程见表 12 中序号 1、3、4。大修后试验工程见表 12 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、
26、14。 8.6 真空断路器8.6.1 真空断路器的试验工程、周期和要求见表 13。表 13 真空断路器的试验工程、周期、要求8.6.2 各类试验工程:定期试验工程见表 13 中序号 1、2、3、4、7。大修时或大修后试验工程见表 13 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.7 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) 8.7.1 重合器的试验工程、周期和要求见表 14。表 14 重合器的试验工程、周期和要求8.7.2 各类试验工程:定期试验工程见表 14 中序号 1、4、5。大修后试验工程见表 14 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10
27、、11、12、13、14、15、16、17、18。8.8 分段器(仅限于 12kV 级)8.8.1 SF6 分段器8.8.1.1 SF6 分段器的试验工程、周期和要求见表 15。8.1.2 各类试验工程:定期试验工程见表 15 中序号 1、2。大修后试验工程见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9。 8.8.2 油分段器8.8.2.1 油分段器的试验工程、周期和要求除按表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 进展外，还应按表 16 进展。8.8.2.2 各类试验工程:定期试验工程见表 15 中序号 1、2。大修后试验工程见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 及表
28、16 中序号 1、2。8.8.3 真空分段器8.8.3.1 真空分段器的试验工程、周期和要求按表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 16 中序号 1、2 进展。8.8.3.2 各类试验工程:定期试验工程见表 15 中序号 1、2。大修后试验工程见表 15 中序号 1、2、3、4、5、6、7 和表 16 中序号 1、2。8.9 隔离开关8.9.1 隔离开关的试验工程、周期和要求见表 17。8.9.2 各类试验工程:定期试验工程见表 17 中序号 1、2。大修后试验工程见表 17 中 1、2、3、4、5、6、7。8.10 高压开关柜8.10.1 高压开关柜的试验工程、周期和要求见表
29、18。8.10.2 配少油断路器和真空断路器的高压开关柜的各类试验工程。定期试验工程见表 18 中序号 1、5、8、9、10、13。大修后试验工程见表 18 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、13、15。8.10.3 配 SF6 断路器的高压开关柜的各类试验工程:定期试验工程见表 18 中序号 1、5、8、9、10、12、13。大修后试验工程见表 18中 1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15。 8.10.4 其它型式高压开关柜的各类试验工程:其它型式，如计量柜，电压互感器柜和电容器柜等的试验工程、周期和要求可参照表 18 中有关序号进展。柜镉镍蓄电池
30、直流屏8.11.1 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验工程、周期和要求见表 19。表 19 镉镍蓄电池直流屏(柜)的试验工程、周期和要求8.11.2 各类试验工程:定期试验工程见表 19 中序号 1、2、3。 9 套管9.1 套管的试验工程、周期和要求见表 20。注:1.充油套管指以油作为主绝缘的套管;2.油纸电容型套管指以油纸电容芯为主绝缘的套管; 3.充胶套管指以胶为主绝缘的套管;4. 胶纸电容型套管指以胶纸电容芯为主绝缘的套管;5. 胶纸型套管指以胶纸为主绝缘与外绝缘的套管(如一般室各类试验工程定期试验工程见表 20 中序号 1、2。大修后试验工程见表 20 中序号 1、2、3、4、5。 10
31、 支柱绝缘子和悬式绝缘子发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验工程、周期和要求见表 21。表 21 发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验工程、周期和要求中任选一项。玻璃悬式绝缘子不进展序号 1、2、3 项中的试验，运行中自破的绝缘子应准时更换。 11 电力电缆线路11.1 一般规定11.1.1 对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进展。对一相进展试验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地。11.1.2 敷设的电缆线路投入运行 3,12 个月，一般应作 1 次直流耐压试验， 以后再按正常周期试验。11.1.3 试验结果特别，但依据综合推断
32、允许在监视条件下连续运行的电缆线路，其试验周期应缩短，如在不少于 6 个月时间对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时，必需将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。11.1.5 耐压试验后，使导体放电时，必需通过每千伏约 80k 的限流电阻反复几次放电直至无火花后，才允许直接接地放电。11.1.6 除自容式充油电缆线路外，其它电缆线路在停电后投运之前，必需确认电缆的绝缘状况良好。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆线路，应用兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻，如有疑问时，必需用低于常规直流耐压试验电压的直流电压进展试验，加压时间
33、 1min;停电超过一个月但不满一年的电缆线路，必需作 50%规定试验电压值的直流耐压试验，加压时间 1min;停电超过一年的电缆线路必需作常规的直流耐压试验。11.1.7 对额定电压为 0.6/1kV 的电缆线路可用 1000V 或 2500V 兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。11.1.8 直流耐压试验时，应在试验电压升至规定值后 1min 以及加压时间到达规定时测量泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数(最大值与最小值之比)只作为推断绝缘状况的参考，不作为是否能投入运行的判据。但如觉察泄漏电流与上次试验值相比有很大变化，或泄漏电流不稳定，随试验电压的上升或加压时间的增加而急剧上升时，
34、应查明缘由。如系终端头外表泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响，则应加以消退;如疑心电缆线路绝缘不良，则可提高试验电压(以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜)或延长试验时间，确定能否连续运行。11.1.9 运行部门依据电缆线路的运行状况、以往的阅历和试验成绩，可以适当延长试验周期。 11.2 纸绝缘电力电缆线路本条规定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工程、周期和要求见表 22。11.3 橡塑绝缘电力电缆线路橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡皮绝缘电力电缆。 11.3.1 橡塑绝缘电力电缆线路的试验工程、周期和要求见表 2
35、4。注:为了实现序号 2、3 和 4 项的测量，必需对橡塑电缆附件安装工艺中金属层的传统接地方法按附录 E 加以转变。11.3.2 铜屏蔽层电阻和导体电阻比的试验方法:a) 用双臂电桥测量在一样温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻。b) 当前者与后者之比与投运前相比增加时，说明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐蚀;当该比值与投运前相比削减时，说明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。 11.4 自容式充油电缆线路11.4.1 自容式充油电缆线路的试验工程、周期和要求见表 26。表 26 自容式充油电缆线路的试验工程、周期和要求表 27 自容式充油电缆主绝缘直流耐压试验电压 kV11.4
36、.2 压力箱供油特性的试验方法和要求: 试验按 GB9326.5 中 6.3 进展。压力箱的供油量不应小于压力箱供油特性曲线所代表的标称供油量的 90%。11.4.3 油压示警系统信号指示的试验方法和要求:合上示警信号装置的试验开关应能正确发出相应的声、光示警信号。 11.4.4 穿插互联系统试验方法和要求:穿插互联系统除进展以下定期试验外，如在穿插互联大段电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验:试验时必需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，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，然后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1m
37、in，不应击穿。 11.4.4.2 非线性电阻型护层过电压保护器。a) 碳化硅电阻片:将连接线拆开后，分别对三组电阻片施加产品标准规定的直流电压后测量流过电阻片的电流值。这三组电阻片的直流电流值应在产品标准规定的最小和最大值之间。如试验时的温度不是 20?，则被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100(t 为电阻片的温度，?)。b) 氧化锌电阻片:对电阻片施加直流参考电流后测量其压降，即直流参考电压，其值应在产品标准规定的范围之互联箱。a) 接触电阻:本试验在作完护层过电压保护器的上述试验后进展。将闸刀(或连接片)恢复到正常工作位置后，用双臂电桥测量闸刀(或连接片)的接触电阻，其值不应大于
38、 20。b) 闸刀(或连接片)连接位置:本试验在以上穿插互联系统的试验合格后密封互联箱之前进展。连接位置应正确。如觉察连接错误而重连接后，则必需重测闸刀(或连接片)的接触电阻。 11.4.5 电缆及附件击穿电压:试验按 GB/T507 规定进 行。在室温下测量油的击穿电压。11.4.5.2 tg:承受电桥以及带有加热套能自动控温的专用油杯进展测量。电桥的灵敏度不得低于110-5，准确度不得低于 1.5%，油杯的固有 tg 不得大于 510-5，在 100? 及以下的电容变化率不得大于 2%。加热套控温的控温灵敏度为 0.5?或更小，升温至试验温度 100?的时间不得超过1h。电缆油在温度 10
39、0?1?和场强 1MV/m 下的 tg 不应大于以下数值: 53/66,127/220kV 0.03 190/330kV 0.0111.4.6 油中溶解气体分析的试验方法和要求按 GB7252 规定。电缆油中溶解的各气体组分含量的留意值见表 28，但留意值不是推断充油电缆有无故障的唯一指标，当气体含量到达留意值时，应进展追踪分析查明缘由，试验和推断方法参照GB7252 进展。12 电容器12.1 高压并联电容器、串联电容器和沟通滤波电容器12.1.1 高压并联电容器、串联电容器和沟通滤波电容器的试验工程、周期和要求见表 29。表 29 高压并联电容器、串联电容器和沟通滤波12.1.2 定期试验
40、工程见表 29 中全部工程。12.1.3 沟通滤波电容器组的总电容值应满足沟通滤波器调谐的要求。 12.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器12.2.1 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验工程、周期和要求见表 30。12.2.2 定期试验工程见表 30 中序号 1、2、3、4、5。12.2.3 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 级的互感器应进展准确度试验。12.2.4 局部放电试验仅在其他试验工程推断电容器绝缘有疑问时进展。放电量超过规定时，应综合推断。局部放电量
41、无明显增长时一般仍可用，但应加强监视。12.2.5 带电测量耦合电容器的电容值能够推断设备的绝缘状况，可以在运行中随时进展测量。 12.2.5.1 测量方法: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。12.2.5.2 推断方法:a) 计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%,+10%范围时，应停电进展试验。b) 与上次测量相比，电容值变化超过?10%时，应停电进展试验。c) 电容值与出厂试验值相差超出?5%时，应增加带电测量次数，假设测量数据根本稳定，可以连续运行。12.2.5.3 对每台由两节组成的耦合电容器，仅对整台进展测
42、量，推断方法中的偏差限值均除以 2。本方法不适用于每台由三节及四节组成的耦合电容器。12.3 断路器电容器断路器电容器的试验工程、周期和要求见表 31。12.4 集合式电容器集合式电容器的试验工程、周期和要求见表 32。12.5 高压并联电容器装置装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、母线支架、避雷器及二次回路按本规程的有关规定。12.5.1 单台保护用熔断器。单台保护用熔断器的试验工程、周期和要求见表 33。12.5.2 串联电抗器。12.5.2.1 串联电抗器的试验工程、周期和要求见表 34。表 34 串联电抗器的试验工程、周期和要求12.5.2.2 各类试验工程:定期试验工程
43、见表 34 中序号 1、3、4。大修时或大修后试验工程见表 34 中序号 1、2、3、4、5、6、7。 12.5.3 放电线圈12.5.3.1 放电线圈的试验工程、周期和要求见表 35。表 35 放电线圈的试验工程、周期和要求12.5.3.2 各类试验工程:定期试验工程见表 35 中序号 1。大修后试验工程见表 35 中序号 1、2、3、4、5。13 绝缘油和六氟化硫气体13.1 变压器油13.1.1 变压器油的验收，应按 GB2536 或 SH0040 的规定。13.1.2 运行中变压器油的试验工程和要求见表 36，试验周期如下: a)300kV 和 500kV 变压器、电抗器油，试验周期为
44、 1 年的工程有序号 1、2、3、5、6、7、8、9、10;b) 66,220kV 变压器、电抗器和 1000kVA 及以上所、厂用变压器油，试验周期为1 年的工程有序号 1、2、3、6，必要时试验的工程有 5、8、9;c) 35kV 及以下变压器油试验周期为 3 年的工程有序号 6; d)变压器、电抗器投运前、大修后油试验工程有序号 1、2、3、4、5、6、7、8、9(对 330、500kV 的设备增加序号 10);e)互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进展，工程按第 7、9 章有关规定; f)序号 11 工程在必要时进展。13.1.3 设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度
45、不同，当主要设备用油的 pH 值接近 4.4 或颜色突然变深，其它指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验工程，必要时实行处理措施。表 36 变压器油的试验工程和要求注:1.对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应依据具体状况打算是否采样; 2.有载调压开关用的变压器油的试验工程、周期和要求按制造厂规定。 13.1.4 关于补油或不同牌号油混合使用的规定。13.1.4.1 补加油品的各项特性指标不应低于设备不同牌号油或一样质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必需混合时应按混合油实测的凝点打算是否可用。13.1.4.3 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全一样的油
46、，如需要与不同牌号油混合时，应预先进展参与混合的油及混合后油样的老化试验。13.1.4.4 油样的混合比应与实际使用的混合比全都，照实际使用比不详，则承受 1?1 比例混合。 13.2 断路器油13.2.1 断路器专用油的油应按 SH0351 进展验收。13.2.2 运行中断路器油的试验工程、周期和要求见表 37。13.3 SF6 气体13.3.1 SF6 气到货后，充入设备前应按 GB12023 验收。抽检率为格外之三。同一批一样出厂日期的，只测定含水量和纯度。13.3.2 SF6 气体在充入电气设备 24h 后，方可进展试验。 13.3.3 关于补气和气体混合使用的规定:a)所补气体必需符合气质量标准，补气时应留意接头及管路的枯燥; b)符合气质量标准的气体均可混合使用。13.3.4