目录
1 总
则…………………………………………………………………………………………………5
2 旋 转 电 动
机…………………………………………………………………………………………3
3 电 力 变 压 器 及 电 抗 器 （ 消 弧 线
圈）………………………………………………………………21
4 互 感
器………………………………………………………………………………………………46
5 开 关 设
备……………………………………………………………………………………………60
6 套
管…………………………………………………………………………………………………79
7 支 柱 绝 缘 子 和 悬 式 绝 缘
子…………………………………………………………………………82
8 电 力 电 缆 线
路………………………………………………………………………………………86
9 电 容
器………………………………………………………………………………………………94
10 绝 缘 油 和 六 氟 化 硫 气
体…………………………………………………………………………101
11 避 雷
器……………………………………………………………………………………………109
12 母
线………………………………………………………………………………………………118
13 二 次 回
路…………………………………………………………………………………………119
141KV 及 以 下 的 配 电 装 置 和 电 力 馈
线……………………………………………………………120
151KV 以 上 的 架 空 线
路……………………………………………………………………………121
16 接 地 装
置…………………………………………………………………………………………123
17 电 除 尘
器…………………………………………………………………………………………128
18 串 联 补 偿 装
置……………………………………………………………………………………132
19 红 外 检
测…………………………………………………………………………………………137
附录 A 同步发电机和调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项
目…………139
附 录 B 绝 缘 子 的 交 流 耐 压 试 验 电 压 标
准…………………………………………………………143
附 录 C 污 秽 等 级 与 对 应 附 盐 密 度
值………………………………………………………………144
附 录 D 橡 塑 电 缆 内 衬 层 和 外 护 套 破 坏 进 水 的 确 定 方
法…………………………………………145
附 录 E 橡 塑 电 缆 附 件 中 金 属 层 的 接 地 方
法………………………………………………………147
附 录 F 避 雷 器 的 电 导 电 流 值 和 工 频 放 电 电 压
值…………………………………………………148
附 录 G 高 压 电 气 设 备 的 工 频 耐 压 试 验 电 压 标
准…………………………………………………151
附 录 H 电 力 变 压 器 的 交 流 试 验 电
压………………………………………………………………152
附 录 I 油 浸 电 力 变 压 器 绕 组 直 流 泄 漏 电 流 参 考
值………………………………………………153
附 录 J 合 成 绝 缘 子 和 RTV 涂 料 增 水 性 测 量 方 法 及 判 断 准
则……………………………………154
附 录 K 气 体 绝 缘 金 属 封 闭 开 关 设 备 老 练 实 验 方
法………………………………………………158
附 录 L 断 路 器 回 路 电 阻 厂 家 标
准…………………………………………………………………161
1总则
1．1电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发
生损坏的重要措施。按电力部 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》及 GB50150-91《电
气装置安装工程电气设备交接试验标准》的基本精神，结合华北电网多年来实践的具体情况，
特制定本规程。
1．2本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的基本要求，也是电力设备全
过程管理工作的重要组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积
极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。
1．3对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对
照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。
1．4本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。对于华北电网各
发、供电基建等基层单位应遵照本规程开展绝缘试验工作。倘遇特殊情况而不能执行本规程
有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入
运行等，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位总工程师批准执行，并报上级监
督部门备案，重大问题报集团公司批准。
1．5本规程不适用于高压直流输电设备、矿用及其他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。
1．6110KV 以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV 及以上
的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。
50Hz 交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为 1min；其他耐压
方法的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。
充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定，则
应依据设备的额定电压满足以下要求：
500KV设备静置时间大于 72h
220KV设备静置时间大于 48h
110KV及以下设备静置时间大于 24h
1．7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），但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
压应采取所连接设备中的最低试验电压。
1．8当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压:
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设备时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；
1．9在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正
切值、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。
在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于 5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对
湿度一般不高于 80％。
1．10在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
1．11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，
当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。
1．12对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验，
1．13 预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应
缩短；绝缘稳定设备的周期可适当延长。交接试验后 1年未投入运行的设备在投运前要求重
做的项目本规程特设“投运前”周期内容。
2．旋转电机
2．1同步发电机和调相机
2．1．1 容量为 6000KW 以上的同步发电机和调相机的试验项目，周期和标准见表 2-1，6000KW 以下者可参
照执行。
表 2——1同步发电机试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
定子绕组
的绝缘电
阻、吸收
比或极化
指数
1）交接时；
2）大修前、
后；
2）小修时；
1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度、湿度）
下，绝缘电阻值低到历年正常值的 1/3以下时，应查明原因。
2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的 100%。
3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应
小于 或极化指数不应小于 ；环养粉云母绝缘吸收比不
应小于 或极化指数不应小于 ;水内冷定子绕组自行规
定
1 ） 额 定 电 压 为
1000V 以上者，用
2500V-5000V 兆 欧
表，量程一般不低于
10000MΩ
2）水内冷定子绕组
用专用兆欧表，测量
时发电机引水管电
阻在 100KΩ以上 ,
汇水管对地绝缘电
阻在 30KΩ以上。
3）200MΩ及以上机
组推荐测量极化指
数，当 1min 的绝缘
电阻在 5000MΩ以
上，可不测极化指数
2
定子绕组
的直流电
1）交接时；
2）大修时；
1）汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引
线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交
1）在冷态下测量,
绕组表面温度与周
阻 3）发电机
出 口 短 路
后；
4）小修时
（200MW 及
以 上 国 产
汽 轮 发 电
机）；
5）必要时；
接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的 %（水轮发
电机为 1%）。超出要求者，应查明原因
围空气温度之差不
应大于±3℃。
2）汽轮发电机机组
间（或分支间）差别
及其历年的相对变
化大于 1%时应引起
注意。
3）电阻值超出要求
时，可采用定子绕组
通入 10%-20% 额定
电流(直流),用红外
热像仪查找
3
定子绕组
泄漏电流
和直流耐
压
1） 交 接
时；
2） 大 修
前、后；
3） 小 修
时；
4） 更 换
绕组后；
1） 试验电压如下：
新装的;大修中全部更换定子绕组并修好后
运行机组重新安装时;局部更换定子绕组并修好后
大修前
运行 20年及以下者
运行 20年以下与架空线路直线连接者
运行 20年以上不与架空线路直线连接者
小修时和大修后
2） 在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值
的 50%;最大泄漏电流在 20µA 以下者,根据绝缘电阻值和交流
耐压试验结果综合判断为良好时,个相间差值可不考虑。
3）泄漏电流不应随时间延长而增大
1）应在停机后清除
污秽前热状态下进
行。交接时或处于备
用状态时，可在冷状
态下进行。氢冷发电
机应在充氢后氢纯
度为 96%以上或排
氢后含氢量在 3%以
下时进行，严禁在置
换过程中进行试验。
2）试验电压按每级
分阶段升高，
每阶段停留 1min
3）不符合标准 2）、
3）之一者，应尽找
出原因并消除，但并
非不能运行
4）泄漏电流随电压
不成比例显著增长
时，应注意分析。
5）试验时，微安表
应接在高压侧，并对
出线套管表面加以
屏敝。水内冷发电机
汇水管有绝缘者，应
采用低压屏蔽法接
线；汇水管直接接地
者，应在不通水和引
水管吹净条件下进
行试验。冷却水质应
透明纯净，无机混杂
物，导电率在水温
20℃时要求；对于开
启式水系统不大于
5×102µs/m；对于独
立的密闭循环水系
统为 ×102µs/m
4
定子绕组
交流耐压
1）交接时；
2）大修前；
3）更换绕
组后
1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下:
容量（KW或 KVA）小于 10000，额定电压 Un(v)36以上，试验
电压（V）2Un+1000但最低为 1500
容量（KW或 KVA）大于 10000及以上，{（6000以下）试验电
压（V）}
{(6000-24000)2Un+1000}{(24000以上按专门协议)}
2)交接时,交流耐压标准按上表值乘 倍
3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为:
运行 20年及以上者
运行 20年及以上与架空线路直接连接者
运行 20年以上不与架空线路直接连接者
1)应在停机后清除
污秽前热状态下进
行。交接时或备用状
态时,可在冷态时进
行,氢冷发电机试验
条件见本表序号 3
说明 1）
2）水内冷电机一般
应在通水的情况下
进行试验；进口机组
按厂家规定；水质要
求同本表序号 3 说
明 5）
3）有条件时,可在
采用超低频()
耐压,试验电压峰值
的 倍,持续时间
为 1min。
4）全部或局部更换
定子绕组的工艺过
程中的试验电压按
制造厂规定
5
转子绕组
的绝缘电
阻
1）交接时；
1）大修中
转 子 清 扫
前、后：
3）小修时；
1）绝缘电阻值在室温时一般不小于 Ω。
2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于 5KΩ
1）用 1000V兆欧表
测量。水内冷发电机
用 500V及以下兆欧
表或其它测量仪器。
2）对于 300MW以下
隐极式电动机，当定
子绕组已干燥完毕
而转子绕组尚未干
燥，如果转子绕组的
绝缘电阻值在 74℃
时不小于 2KΩ，也
可投入运行。
3）对于 300MW及以
上隐极式机组在 10
℃-30℃时转子绕组
绝缘电阻值不应小
于 Ω
6
转子绕组
的直流电
阻
1）交接时；
2）大修时；
与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过 2% 1）在冷态下进行测
量。
2）显极式转子绕组
还应对各磁极线圈
间的连接点进行测
量
7
转子绕组
交流耐压
1） 显 极
式 转 子 交
接 时 大 修
时 和 更 换
试验电压如下：
显极式和隐极式转子
全部更换绕组并修好后，
显极式转子交接时
额定励磁电压 500V 及以下
者为 10Un但不低于 1500V；
500V以上者为 2Un+4000V
1）隐极式转子若在
拆卸套箍只修理端
部绝缘时和交接时，
可用 2500V 兆欧表
绕组后
2） 隐 极
式 转 子 拆
卸套箍后，
局 部 修 理
槽 内 绝 缘
和 更 换 绕
组后
显极式转子大修时及局
部更换绕组并修好后
5Un，但不低于 1000V，不大
于 2000V
隐极式转子局部修理槽
内绝缘后及局部更换绕
组并修好后
5Un，但不低于 1000V，不大
于 2000V
代替。
2）隐极式转子若在
端部有铝鞍，则在拆
卸套箍后作绕组对
铝鞍的耐压试验。试
验时将转子绕组与
轴连接，在铝鞍上加
电压 2000V
3）全部更换转子绕
组工艺过程中的试
验电压值按制造厂
规定
8
发电机和
励磁机的
励磁回路
所连接的
设备（不
包括发电
机转子和
励磁机电
枢）的绝
缘电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）小修时；
绝缘电阻不应低于 Ω，否则应查明原因并消除 1）小修时用 1000V
兆欧表
2）回来中有电子元
器件设备时，试验时
应取出插件或将两
端短接
9
发电机和
励磁机的
励磁回路
所连接发
电机的设
备（不包
括发电机
转子和励
磁机电枢）
的交流耐
压。
1）交接时；
2）大修时；
试验电压为 1KV 1）可用 2500V 兆欧
表测量绝缘电阻代
替
10
定子铁心
试验
1）交接时；
2）重新组
装或更换、
修 理 硅 钢
片后；
3）必要时；
1） 磁密在 1T 下齿的最高温升不大于 25℃，齿的最大温差
不大于 15℃，单位损耗不大于 倍参考值,在 下自行
规定。
2） 单位损耗参考值见附录 A。
3） 对运行年久的电动机自行规定
1）交接时，若厂家已
进行过试验，且有试
验记录者，可不进行
试验。
2）在磁密在 1T下持
续试验时间为 90min，
在磁密为 下持
续
时间为 45min，对直径
较大的水轮发电机试
验时应注意效正由于
磁通密度分布不均匀
所引起的误差
3）可用红外热像仪测
温
11
发电机和
励磁机轴
承的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修时；
1）汽轮发电机组的轴承不能低于 Ω
2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于 100MΩ；
油槽充油并顶起转子时，不得低于 Ω。
3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油
前，每一轴瓦不得低于 100MΩ
安装前分别用 1000V
兆欧表测量内端盖、
密封瓦、端盖轴承等
处的绝缘电阻
12
灭磁电阻
器（或自
同期电阻
器）的直
流电阻
1）交接时；
2)大修时；
与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过 10% 非线性电阻按厂家要
求
13
灭磁开关
的并联电
阻
1）交接时；
2）大修时
与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量
14
转子绕组
的交流阻
抗和功率
损耗
1）交接时；
2）大修时；
阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数
值比较，不应有显著变化，相差 10%应引起注意
1）隐极式转子在膛外
或膛内以及不同转速
下测量，显极式转子
对每一个磁极转子绕
组测量。
2）每次试验应在相同
条件相同电压下进
行，试验电压峰值不
超过额定励磁电压
（显极式转子自行规
定）
3）本试验可用动态匝
间断路监测法代替
（波形法）
4） 交接时，超速试
验前后进行测量
15
检温计绝
缘电阻和
温度误差
1）交接时；
2）大修时；
1） 绝缘电阻值自行规定
2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定
1）250V 及以下兆欧
表。
2）温计除埋入式外还
包括引水管定子出水
温度计
16
定子槽部
线圈防晕
层对地电
位
1）必要时； 不大于 10V 1）运行中测温元件电
压升高、槽楔松动或
防晕层损坏时测量。
2）试验时对定子绕组
施加额定交流电压
值，用高内阻电压表
测量线棒表面对地电
位
17
定子绕组
端部动态
特性
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
1）新机交接时，绕组端部整体模态频率早 94～115HZ范围
之内为不合格。
2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在 94～115HZ
范围之内且
3）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在 94～115HZ
范围之内振型不是椭圆，
，应结合发电机历史情况综合分析。
4）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在 94～
115HZ范围之内为不合格
1）应结合历次测量结
果进行综合分析。
2）200MW 及以上汽轮
发电机应进行试验，
其他机组不作规定
18
定子绕组
端部手包
1）交接时；
2）大修时；
1）直流试验电压值为 Un
2）测试结果一般不大于下表值
绝缘表面
对地电位
3）必要时； 不同 Un下之限值（KV）机组
状态
测量部位
18 20
手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头 交接时现
场处理绝
缘后
端部接头（包括引水管锥体绝缘）及
过渡引线并联块
手包绝缘引线接头及汽机侧
隔相接头
大修后
端部接头（包括引水管锥体绝缘）及
过渡引线并联块
说明
1)200MW及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试验,其它机组不作规定
2）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。而交接时现场
包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。
3）定子端部表面极端脏污时（如事故后）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，
标准规定如下：表中表面电位中限制为 1、2、3KV，则局部泄漏电流法相应电流限制
为 10、20、30µA，其余依次类推。
4）使用内阻为 100MΩ的专用测量杆测量
19 轴电压
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压
一般应等于轴承与机座间的电压
2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于 10V
3）水轮发电机不作规定
1）测量时采用高内
阻（不小于 100KΩ
/V）的交流电压表。
2）对于端盖式轴承
可测轴对地电压。
20
定子绕组
绝缘老化
鉴定
1）大修时； 见附录 A 1） 累计运行时 20
年以上且运行或预
防性试验中绝缘频
率击穿的机组应进
行，其他机组不作规
定。
2）新机组投产后第
一次大修有条件时
可对定子绕组做试
验，一留取初始值
21
空载特性
曲线
1）交接时；
2）大修后；
3）更换绕
组后；
1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以
内。
2）在额定转速下的定子电压最高试验值：
a）水轮发电机为（以上不超过额定励磁电流为限）；
b)汽轮发电机为 （带变压器时为 ）
3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为 5min。
1）交接时有出厂数
据时只做带变压器
的空载特性曲线试
验；若无出厂数据时
应分别做带与不带
变压器的空载特性
曲线试验。
2）大修时一般可以
仅做带变压器的试
验
22
三相稳定
短路特性
曲线
1）交接时；
2）必要时；
与制造厂数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。 交接时有出厂数据
时只做带变压器的
短路特性曲线试验；
若无出厂数据时应
分别做带变压器下
的试验。
23
发电机定
子开路时
的灭磁时
间常数
1）交接时；
2）更换灭
磁开关后；
时间常数与出厂或更换前比教，应无明显差异
24
次瞬态电
抗和负序
电抗
1）交接时； 电抗值不做规定 已有厂家型式试验
数据时，可不进行
25
测量自动
灭磁装置
分闸后的
定子残余
1）交接时； 残压值不作规定（一般在 200V以下）
26 检查相序
1)交接时；
2) 改 动 接
线后；
与电网的相序一致
27 温升
1)第一次
大修前；
2) 定 子 或
转子；
应符合制造厂规定 如对埋入式温度计
测量值有怀疑时应
用带电测平均温度
的方法进行校核
绕组更换
后、冷却系
统改进后；
3)必要时；
有关定子绕组干燥问题的规定
发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为 10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条
件，而容量不 10MW（MVA）及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：
（1）分相测得沥青胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于 或极化指数不小于 ；对于环氧粉云母绝缘吸
收比不小于 或极化指数不小于 。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。
（2）在 40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）MΩ（取 Un 的千伏数不同），分相试验时，不小
于 2（Un+1）MΩ。若定子绕组不是 40℃，绝缘电阻应进行换算。换算公式为
RC=KtRt
式中 RC—换算至 75℃或 40℃时的绝缘电阻值，MΩ
RT__试验温度为 t℃
K—绝缘电阻温度换算因素。
绝缘电阻温度换算因素（Kt）按下列公式计算
Kt=10a(t-t1)
式中 t____试验时的温度，℃
t1____换算温度值（75℃、40℃或其他温度），℃
a____温度系数，℃-1，此值与绝缘材料的类别的类别有关，对与 A极绝缘为 ；B级绝缘为 。
直流电机
直流电机的试验项目、周期和标准见表 2—2所示
表 2—2直流电机的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）小修时；
1）绝缘电阻值一般不低于 Ω 1）1000V兆欧表
2）对励磁机应测
量电枢绕组对轴和
金属绑线的绝缘电
阻
2
绕组的直流
电阻
1）交接时；
2）大修时；
1）与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差
一般不大于 2%；补极绕组自行规定
2）100KW以下的不重要电机自行规定
3
电枢绕组片
间的直流电
阻
1）交接时；
2）大修时；
相互间的差值不应超过最小值的 10% 1）由于均压线产
生的有规律变化，
应与各相应的片间
进行比较。
2）对波绕组或蛙
绕组应根据在整流
子上实际节距测量。
3）交接时 6000KW
以上发电机及调相
机的励磁进行测量
4
绕组的交流
耐压
1）交接时；
2）大修时；
磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压：
1）交接时为 （2Un+1000）V，但不小于
1200V
2）大修时为 1000V
100KW 以下不重要
的直流电机可用
2500V 兆欧表测绝
缘电阻
代替
5
磁场可变电
阻器的直流
电阻
1）交接时；
2）大修时；
1）与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于
10%
应在所有接头位置
测量，电阻值变化
应有规律性
6
励磁回路所
有连接设备
的绝缘电阻
1）交接时；
2）大修时；
一般不低于 Ω 用 1000V兆欧表
7
碳刷中心位
置
1）交接时；
2）大修时；
核对位置是否正确，应满足良好换向要求
必要时可做无火换
向试验
8
绕组的极及
其连接
1）交接时；
2）接线变
动时；
极性和连接均应正确
9
直流发电机
的特性
1）交接时；
2）更换绕
组后；
与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内 1）空载特性：测录
到最大励磁电压值
为止。
2）励磁电压的增
长速度；在励磁机
空载额定电压下进
行
中频发电机
中频发电机的试验项目\周期和标准见表 2—3所示
表 2—3中频发电机的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）小修时；
绝缘电阻值不应低于 Ω 1000V 以下的中频
发电机使用 1000V
兆欧表；1000V 及
以上者使用 2500V
兆欧表
2
绕组的直流
电阻
1）交接时；
2）大修时；
1）各相绕组直流电阻值相互差别不超过最小值
的 2%
2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显
著差别
3
绕组的交流
耐压
1）交接时；
2）大修时；
试验电压为出厂试验电压值的 75% 副励磁机制交流
耐 压 试 验 可 用
1000V 兆欧表测量
绝缘电阻代替
4
可变电阻器
或起动电阻
器的直流电
阻
1）交接时；
2）大修时；
与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过
10%
1000V 及以上中频
发电机应在所有
分接头上测量
5
空载特性曲
线
1）交接时；
2）大修时；
与制造厂出厂值比较应无明显差别
6 检查相序 1）交接时； 应符合运行要求
交流电动机
交流电动机的试验项目、周期和标准见表 2—4所示。
表 2—4交流电动机的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组的绝缘
电阻、吸收
比或极化指
数
1）交接时；
2）大修时；
3）小修时；
1）绝缘电阻值
（a）额定电压 3000V以下者，在室温下不应低
于 Ω
（b）额定电压 3000V及以上者，交流耐压前，
定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不低
1）500KW 及以上的
电动机，应测量有
为收比（或极化指
数）。
2）3KV 以下的电动
于每千伏 1MΩ；投运前室温下（包括电缆）不
应低于每千伏 1MΩ
（c）转子绕组不不应低与 Ω
2）吸收比或极化指数自行规定
机使用 1000V 兆欧
表,3KV 以上的电动
机使用 2500V 兆欧
表。
3）小修时定子绕组
可与其所连接的电
缆一起测量，转子
绕组可与起动设备
一起测量。
4）有条件时应分相
测量。
5）加装变频器的电
动机测量前应与变
频器隔离
2
绕组直流电
阻
1）交接时；
2）大修时；
3 ） 一 年
（3KV 及以
上或 100K
及以上
小修时
1）3KV 及以上或 100KW 及以上的电动机各相绕
相直流电阻值的相互差值不应超过最小值的 2%；
中性点未引出者，可测量线间电阻，相互差值
不应超过最小值的 1%
2）其余电动机自行规定
3）应注意相互间差别的历年相对变化
3
定子绕组泄
漏电流和直
流耐压
1）交接时；
2）大修时；
3）更换绕
组后；
1）3KV 及以上或 500KW 及以上的电动机应进行
试验，其它电动机自行规定
2）交接时，全部更换绕组时试验电压为 3Un；
大修或局部更换绕组时为 。
3）泄漏电流相互差别一般不大于最小值的
100%，20µA以下者不作规定
1）有条件时应分相
进行试验
4
定子绕组的
交流耐压
1）交接时；
2）大修时；
3）更换绕
组后
1） 全部更换绕组后试验电压为（2Un+1000）
V，但不低于 1500V。
2） 交接时试验电压 （2Un+1000）V。
3）大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为
,但不低于 1000V
1）低压和 100KW及
以下不重要的电动
机，交流耐压试验
可用 2500V 兆欧表
测绝缘电阻代替
2）更换绕组定子绕
组时工艺过程中的
交流耐压试验按制
造厂规定
5
绕线式电动
机转子绕组
的交流耐压
1） 交 接
时；
2）大修时；
3）更换绕
组后；
试验电压如下：
电动机状态 不可逆式 可逆式
全部更换转子绕组后（V） 2Uk+1000 4Uk+1000
交接时（V） （2Uk+1000） （4Uk+1000）
大修时或局部更换定子
绕组后
,但不小于
1000V
但 不 小 于
2000V
1)绕线式电机已改为直接起动者,可不做交流耐压
2)UK不转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压
3）交接时，3000V及以上电动机进行试验
6
同步电动机
转子绕组交
流耐压
1） 交 接
时；
2） 大 修
时；
1）交接时试验电压为出厂值的 倍，且不
应低于 1200V；
大修时为 1000V
可用 2500V 兆欧表
测绝缘电阻代替
7
可变电阻器
或起动电阻
器的直流电
阻
1）交接时；
2）大修时；
1） 与制造厂数值或最初测得结果相比较，相
差不应超过 10%
3000V 及以上的电动
机应在所有分头上
测量
8
可变电阻器
与同步电阻
器的绝缘电
阻
1） 交 接
时；
2） 大 修
时；
1） 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于
Ω
用 2500V兆欧表
9
同步电动机
及其励磁机
轴承的绝缘
电阻
1） 交 接
时；
2） 大 修
时；
1）绝缘电阻不应低于 Ω 1）在油管安装完毕
后测量。
2）用 1000V兆欧表
10
转子金属绑
线的绝缘电
阻
1）交接时；
2）大修时；
1）绝缘电阻不应低于 Ω 用 2500V兆欧表
11
定子绕组的
极性
1） 交 接
时；
2） 接 线
变动时；
定子绕组的极性与连接应正确 1）对双绕组的电动
机，应检查两分支间
连接的正确性。
2）中性点无引出者
可不检查极性
12
空载电流和
空载损耗
1）交接时；
2）必要时
1）转动应正常，宽载电流自行规定
2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的
50%
1）空转检查时间一
般不小天 1h。
2）测定空载电流公
在对电动机有怀疑
时进行
3）3000V 以下电动
机内参测空载电流
不测空载损耗
3、电力变压器及电抗器
3、135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表 3——1
表 3——135KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
油 中 溶 解
气 体 色 谱
分析
1）交接时；
2）投运前；
3）大修后；
4）运行中；
(a)500KV
变压器、电
抗器 3 个月
一次；对新
装、大修、
更换绕组后
增加第 1、4、
10、30天；
(b)220KV
变压器和发
电 厂
120MVA 以
上的变压器
3-6 个月台
票次；对新
大修、更换
1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下
列数值：
总烃：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有。
2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过
下列数值：总烃：50µl/1；
H2：50µL/1；C2H2痕良。
3）对 110KV 及以上变压器的油中一旦出现 C2H2，既应
缩短检测周期
4)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值
时应引起注意：
总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：µL/1(500KV
设备为 µL/1)
5）烃类气体总和的产气速率在
10%月,则认为设备
有异常
6)500KV 电抗器当出现少量(小于 µL/1)C2H2 时也应
引起注意:如气体分析虽已出现异常,但判断不至于危
及绕组和铁芯安全时,可在超过注意值较大的情况下运
行
1)总烃包括:CH4、C2H6、
C2H4、和 C2H2 四种气
体
2）溶解气体组份含量
的单位为 µL/1
3）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
缩短周期进行追踪分
析。
4）总烃含量低的设备
不宜采用相对产气速
率进行分析判断。
5）新投运的变压器应
有投运前的测试数据
6）从实际带电之日起，
即纳入监测范围
7）封闭式电缆出线的
变压器电缆侧绕组当
不进行绕组直流电阻
绕组后增加
第 4、10、30
天；
(c)110KV
变压器新装、
大修、更换
绕组后 30
天和 180 天
内各做 1次，
以后 1 年一
次；
(d)35KV 变
压 器 8MVA
以上 1年
1 次，8MVA
以下 2 年 1
次。
e)必要时；
定期试验时，应缩短油
中溶解气体色谱分析
检测周期，220KV 变压
器不超过 3 个月，
110KV 变压器最长不应
超过 6个月
2
绕 组 直 流
电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）无励磁
调压变压器
变换分接位
置；
5）有载调
压器变压器
的分接开关
检修后（在
所有分接）；
6）必要时；
1） 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%。且三相不平衡率变化最
大与 %应引起注意，大于 1%应查明处理。
2） 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相
平均值的 4%；线间差别一般不应大于三相平均值的 2%
如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了
产生这种偏差的原因，但不能超过 2%，当超过 1%应引
起注意。
3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次
结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于 2%，当超
过 1%时应引起注意
4）电抗器参照执行
1）如电阻线间差在出
厂时已超过规定，制造
厂虽然说明了产生这
种偏差的原因，但不能
超过 2%
2）不同温度下的电阻
值按下式换算：R2=R1
（T+t2）/(T+t1)式中
R1、R2分别为在 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；
3）无激磁调压变压器
投入运行时，应在所选
分接位置锁定后测量
直流电阻
4）有载调压变压器定
期试验中，可在经常运
行的当接上下几个分
接处测量直流电阻。
5）封闭式电缆出线的
变压器电缆侧绕组可
不进行定期试验，但应
缩短油中溶解气体色
谱 分 析 检 测 周 期 ，
220KV 变压器不超过 3
个月，110KV 变压器最
长不应超过 6个月。
6）220KV 及以上绕组
测试电流不宜大于 10A
3
绕 组 绝 缘
电阻、吸收
比 或 极 化
指数
1）交接时；
2）投运前；
3）大修后；
4）1-3年；
5）必要时；
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相
比应无明显变化，一般不低于上次值的 70%（10000 以
上）。
2）在 10-30℃范围内，吸收比一般不低于 ；极化指
数不低于 。
3）220KV 及 120MVA 以上变压器应测量极化指数，用以
判断绝缘状况
1）用 2500V 及以上兆
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，尽量在相近的
温度下试验。
4）尽量在油温低于 50
℃时试验
5）吸收比和极化指数
不进行温度换算。
6）变压器绝缘电阻大
于 10000MΩ时，吸收比
和极化指数可仅作参
考。
7）电缆出线变压器的
电缆出现侧绕组绝缘
电阻由中性点套管处
测量
4 绕组的 1）交接时； 1）20℃时的 tgδ不大于下列数值： 1）非被试绕组应接地，
tanδ 2）大修后；3）
必要时；4）
500KV 变压
器、电抗器
和水冷变压
器 1-3年
%
%
%
2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不
大于 30%）
3）试验电压如下：
绕组电压 10kV及以上：10kV
绕组电压 10kV以下：Un
被试绕组应短路。
2）同一变压器个绕组
的 tanδ标准值相同。
3）测量温度以顶层油
温为准，尽量在相近的
温度下试验。
4）尽量在油温低于 50
℃时试验。
5）封闭式电缆出线的
变压器只测量非电缆
出线侧绕组的 tanδ
5
电 容 型 套
管的 tgδ
和电容值
1） 交接时；
2） 大修时
3） 1-3年；
4）必要时；
见第 6章
用正接法测量
测量时记录环境温度和设备的顶层油温
封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管 tg
δ和电容值
1）用正接线测量。
2）测量时记录环境温
度和设备的顶层油温。
3）封闭式电缆出线的
变压器只测量有末屏
引出的套管
6
绝 缘 油 试
验
见第 10章
7
交 流 耐 压
试验
1）交接时；
2）大修后；
3）更换绕
组后；
4）必要时；
有浸设备验电压值按附录 G 1）宜用变频感应法。
2）35KV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。
4）35KV 及以下绕组、
变压器中性点应进行
外施耐压试验。
8
铁芯（有外
引 接 地 线
的）绝缘电
阻
110K 及 以
上变压器、
电抗器：
1）交接时；
2）大修后；
1）与以前试验结果相比无明显差别；
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于
1）用 2500V兆欧表
2）夹件也有单独外引
接地线的需分别测量
3 ）更换绕
组后；
4）1-3年；
5）必要时；
9
穿芯螺栓、
夹件、绑扎
钢带、铁芯、
线 圈 压 环
及 屏 蔽 等
的 绝 缘 电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
220KV 及以上的绝缘电阻一般不低于 500MΩ其它变压
器一般不低于 10MΩ；
1）用 2500V兆欧。
2）连接片不能拆开者
可不测量
10
油 中 含 水
量
见第 10章
11
油 中 含 气
量
见第 10章
1）试验电压一般如下：
绕组额定
电压（kV）
3 6-10 20-35 66-220 500
直流试验
电压（kV）
5 10 20 40 60
12
绕 组 泄 漏
电流
1）交接时；
2）大修后；
3）1～3年；
4）必要时；
2）又泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相
近（在相同温度下）
1）读取 1 分钟时的泄
漏电流值。
2）封闭式电缆出线变
压器的电缆出线测绕
组泄漏电流由中性点
套管处测量。
3）泄漏电流参考值参
见附录 I的规定
13
变 压 器 绕
组电压比
1）交接时；
2）更换绕
组后；
3）分接开
关引线拆装
后；
4）必要时；
1） 各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
2） 额定分接电压比允许偏差±%，其他分接的偏差
应在变压器的阻抗值（%）的 1/10以内，但不得超过 1%
14
三 相 变 压
器 的 接 线
组 别 或 单
1） 交接时；
2） 更换绕
组后；
1） 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。
2） 单相变压器组成的三相变压器组应在连接完成后
进行组别检查
相 变 压 器
的极性
3） 必要时
15
变 压 器 空
载 电 流 和
空载损耗
1） 拆铁芯
后；
2） 更换绕
组后；
3） 必要时
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或
单相
16
变 压 器 短
路 阻 抗 和
负载损耗
1） 更换绕
组后；
2）必要时；
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或
单相，试验电流可用额
定电流或较低电流值
（如制造厂提供了较
低电流下的值，可在相
同电流下进行比较）
17 局部放电
1）交接时
100KV 及以
上；
2）大修后
(220kV 及
以 上 变 压
器)；
3）必要时；
1）在线端电压为 时，放电量一般不大于
500pC，在线端电压为 时，放电量一般不大
于 300pC
1）试验方法应符合
—2003 ＜ 电
力变压器第三部分绝
缘水平和绝缘试验＞
的规定。
2）没有条件进行局部
放电时，500kV 电抗器
可进行运行电压下局
部放电监测定
18
有 载 调 压
装 置 的 试
验和检查
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年或
按制造厂要
求；
4）必要时；
1）交接时按 GB50150—1991。
2）按 DL/T574-95《有载分接开关运行维护导则》执行。
19
测 温 装 置
及 其 二 次
回路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在
规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于 1MΩ
测量绝缘电阻用 2500V
兆欧表
20
气 体 继 电
器 及 其 二
次 回 路 试
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
整定值符合 DL/T540—1994＜QJ—2580 型气体继电器
检验规程＞要求，动作正确。绝缘电阻一般不低于 1MΩ
测量绝缘电阻用 2500V
兆欧表
验
21 压 力 释 放
试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
动作值与铭牌值相差不应大于 10%或符合制造厂规定 交接时出厂有报告可
不做
22
整 体 密 封
检查
1）交接时；
2）大修后；
按“变压器检修工艺导则”的规定执行
23
冷 却 装 置
及 其 二 次
回路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
1）投运后、流向、温升和声响正常，无渗漏。 测量绝缘电阻用 2500V
兆欧表测量，一般不低
于 1MΩ
24
套 管 电 流
互 感 器 试
验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
按表 4-1
25
变 压 器 全
电 压 下 冲
击合闸
1）交接时；
2）更换绕
组后；
新装和更换绕组后，冲击合闸 5次，每次间隔 5min。
部分更换绕组后，冲击和闸 3次，每次间隔隔 5min。
1） 在使用分接上进
行。
2） 油变压器高压侧
加压。
3） 和闸前 110KV 及
以上
的变压器中性点接地。
4） 发电机变压器组
中间
无断开点时，可不进行
1） 含量超过下表数值时，一般为正常老化，需跟踪检
测：
运 行
年 限
（年）
1-5 5-10 10-15 15-20
糠 含
量
26
油 中 糠 含
量
1） 交接时
500KV 变压
器和电抗器
2） 必要时
2）跟踪检测并注意增长率。
3）测量值大于 4mg/1时，认为绝缘老化已比较严重
出现以下情况时可进
行：
1） 油中气体总烃超
标，
或 CO、CO2过高。
2）500KV 变压器和电
抗器及 150MVA 以上升
压变压器投运 3-5 年
后。
3）需了解绝缘老化情
况时。
4）长期过载运行后，
温升超标后
27
绝缘纸（板）
聚合度
必要时 当聚合度小于 250时应引起注意 试样可取引线上绝缘
纸、垫块、绝缘纸板等
数克。运行年限超过 20
年，应利用吊罩机采样
试验
28
绝缘纸（板）
含水量
必要时 含水量（m/m）一般不大于以下数值：500KV为 1%220KV
为 3%
可用所测量绕组的 tan
δ值推算，或取纸样直
接测量。或取纸样直接
测量。有条件时，可按
DL/T580—1995＜用露
点法测量变压器纸中
平均含水量的方法＞
进行测量
29
电 抗 器 阻
抗测量
必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内 如有试验条件限制，可
在运行电压下测量
30 振动 必要时 与出厂相比，不应有明显差别
31 噪声
1）500KV变
压器、电抗
器交接时；
2）500变压
器、电抗器
更换绕组后：
3）必要时
在额定电压及测量频率下一般不大于 80dB（A） 按 GB7328—1987＜变
压器和电抗器的声极
测定＞的要求进行
32
油 箱 表 面
温度分布
必要时 局部热点温升不超过 80K 1）用红外测温仪或温
度计测量。
2）在带较大负荷时进
行
33
变 压 器 绕
组 变 形 试
验
110KV 及以
上变压器：
1）交接时
2）更换绕
组后；
与初试结果相比，或三相之间结果相比无明显差别创造 1） 每次测量时，变压
器
外部接线状态相同。
2） 应在最大分接下
测
3）必要时；
4）不超过
6年
量。
3） 出口短路后应创
造条
件进行试验。
4） 可用频率响应法
和低
电压阻抗法
34
变 压 器 零
序阻抗
110KV 及以
上变压器；
1） 交接时
2） 更换绕
组后
1） 三相五柱式可以
不
做。
2） 如有制造厂试验
值，
交接时可不测量
35
变 压 器 相
位检查
1） 交接时
2） 更换绕
组后
3） 外部接
线变更后
必须与电网相位一致
注：油浸电抗器试验项目、标准、周期见表 3-1中序号 1-12、17、19-22、24、26-32。
消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准（见表
3-2）
表 3-2消弧线圈 35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器和气体变压器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组直流电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）厂用变压
器、消弧线
圈 1-3年；
4）有载调压
变压器分接
开关检修后
（在所有分
接）：
5）无载调压
1） 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） 及以下的变压器，相间差别一般不应大
于三相平均值的 4%；线间差别一般不应大于三相平
均值的 2%
3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历
次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大
于 2%
4）电抗器参照执行
1）如电阻相间差在出厂
时已超过规定，制造厂说
明了产生这种偏差的原因，
可按标准 3）相执行。
2）不同温度下的电阻值
按下式换算：
R2=R1（T+t2）/(T+t1)式
中 R1、R2分别为在 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。
变压器变换
分接位置后：
6）必要时；
3）无载调压变压器投入
运行时，应在所选分接位
置锁定后测量直流电阻。
4）有载调压变压器定期
试验中，可在经常运行的
分接上下几个分接处测量
直流电阻
5）封闭式电缆出线的变
压器电缆侧绕组可不进行
定期试验，但应缩短油中
溶解气体色谱分析检测周
期，220KV 变压器不超过
3个月，110KV变压器最长
不应超过 6个月。
6）220KV及以上绕组测试
电流不宜大于 10A
2
绕组绝缘电
阻、吸收比
或极化指数
1）交接时、
投运时；
2）大修后；
3）厂用变压
器接地变压
器、消弧线
圈 1—3年，
干式变压器
1—5年；
4）必要时
绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相
比应无明显变化
1）用 2500V 及以上兆欧
表测量。
2）测量前被试绕组应充
分放电。
3）绝缘电阻大于 10000M
Ω时，可不策吸收比或极
化指数
3
油侵变压器
和消弧线圈
绕 组 的 tg
δ
必要时 1）20℃时的 tanδ不大于 %。
2）tanδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一
般不大于 30%）。
3）试验电压如下：
a)绕组电压 10KV及以上：10KV；
b)绕组电压 10KV以下：Un
不同温度下的 tanδ值一
般可用下式换算：tanδ
=tanδ1×（t2-t1）/10
式中：
tanδ1、tanδ2分别为在
温度 t1、t2下的 tanδ值
4
绝缘油试验 1）交接时、
投运前；
见第 10章 投运前和大修后的试验项
目和标准与交接时相同，
2）大修后；
3）厂（所）
用变压器、
消弧线圈 1～
3年；
4）必要时；
厂（所）用变按 110kV 及
以上对待
5
交流耐压试
验
1）交接时；
2）大修后：
3）干式变压
器 3-5年；
4）必要时
1）油浸设备试验电压值按附录 H
2）干式变压器的试验电压值按附录 G，全部更换绕
组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交
接试验值
消弧线圈大修后只在更换
绕组时进行
6
穿芯螺栓、
夹件、绑扎
钢带、铁芯、
线圈压环及
屏蔽等的绝
缘电阻
1）交接时；
2）大修时；
一般不低于 10MΩ 1）用 2500V兆欧表
2）连接片不能拆开者可
不测量
7
变压器绕组
电压比
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时；
1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
2）电压 35KV 以下，电压比小于 3 的变压器电压比
允许偏差±%，其他所有变压器的额定分接电压比
允许偏差应在变压器的阻抗值（%）的 1/10 以内，
但不得超过 1%
8
三相变压器
的接线组别
或单相变压
器的极性
1）交接时；
2）更换绕组
后；
1） 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。
9
变压器空载
电流和空载
损耗
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3） 10KV 油
浸变压器和
接地变压器
大修后可选
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，
试验电压可用额定电压或
较低电压值（如制造厂提
供了较低电压下的值，可
在相同电压下进行比较）
做
10 变压器短路
阻抗和负载
损耗
1） 交接时
2） 更换
绕组后；
3） 10KV 油
浸变压器和
接地变压器
大修后可选
做
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，
试验电流可用额定电流或
较低电流值（如制造厂提
供了较低电流下的值，可
在相同电流下进行比较）
11
环氧浇注干
式变压器的
局部放电
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时；
按 GB6450—1986〈干式电力变压器〉规定执行 试 验 方 法 符 合
GB6450—1986规定
12
有载调压装
置的试验和
检查
1）交接时；
2）大修时；
3）1 年或制
造厂要求；
4）必要时；
按 DL/T574—1995〈有载分接开关运行维护导则〉
的规定执行
13
测温装置及
其二次回路
试验
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）大修时
（10KV 油浸
变压器和接
地变压器大
修后可选做）
密封良好，指示准确，测温电阻值应和出厂值相符，
在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于 1
测绝缘电阻用 2500V 兆欧
表
14
气体继电器
及其二次回
路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
整定值符合运行要求规程要求，动作正确，绝缘电
阻一般不低于 1MΩ
测绝缘电阻用 2500V 兆欧
表
15 整体密封检
查
1）交接时；
2）大修后
按“变压器检修工艺导则”的规定执行 干式变压器不进行
16
冷却装置及
其二次回路
试验
1）投运前；
2）大修后；
3）必要时；
冷却装置的检查和试验按制造厂规定；绝缘电阻一
般不低于 1MΩ
测量绝缘电阻用 2500V 兆
欧表测量
17
消弧线圈的
电压、电流
互感器绝缘
和变化试验
1）交接时
2）大修后
3）必要时
见表 4—1、4—2 测量绝缘电阻用 2500V 兆
欧表测量
18 接地变压器
的零序阻抗
1）交接时；
2）更换绕组
后
交接时如有制造厂数据，
可不测
19
干式变压器
噪声测量
必要时 按 GB7328—1987〈变压
器和电抗器的声级测定〉
的要求进行
20
变压器绕组
变形试验
50MW 及以上
机组的高压
厂用变压器：
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时；
与初始结/相比，或三相之间结果相比无明显差别 1） 每次测量时，变压器
外部接线状态相同。
2） 应在最大分接下测
量。
3）出口短路后应进行试
验
3．3 SF6气体变压器
110KV及以上 SF6气体变压器的试验项目、周期和标准见表 3—3。
表 3—3SF6气体变压器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
SF6 气体湿
度（20℃ǖ/
ǖ）（µI/I）
1）交接时；
2）大修后；
3）新装及、
大修后 1 年
内复测；
4）1—3年；
5）必要时；
1）交接时及大修后：不大于 250。
2）运行中：不大于 500
1）按 GB12022—1989〈工
业六氟化硫气体中水分含
量测定法（电解法）〉进行。
2）当新装及大修后 1年内
复测温度不符和要求或漏
气超过要求和设备异常时，
按实际情况增加检测。
3）安装后、密封检查合格
后方可充气至额定压力，
静置 24h后进行湿度检测
2
SF6 气体泄
漏
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
年泄漏率不大于 1%/年，或按出厂家要求 日常监控，必要时检测
3
SF6 气体成
分分析
必要时 纯度≥97%；空气≤；CF4≤%
1） 有条件时取气分析。
2） 其余 CO、CO2SO6 有条
件时可加以监控
4
SF6 气体其
他检测项目
见第 10章 见第 10章 见第 10章
5
气体密度继
电器
1）交接时；
2）1～3年；
3）必要时；
应符合制造厂规定
6
绕组直流电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）无磁调压
压变压器变
换分接位置
后：
5）有载调压
变压器分接
开关检修后
（在所有分
接）：
6）必要时
1） 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） 及以下的变压器，相间差别一般不应大
于三相平均值的 4%；线间差别一般不应大于三相平
均值的 2%
3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历
次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大
于 2%，当超过 1%时应引起注意
1）如电阻相间差在出厂时
已超过规定，制造厂说明
了产生这种偏差的原因，
可按标准 3）相执行。
2）不同温度下的电阻值按
下式换算：
R2=R1（T+t2）/(T+t1)式
中 R1、R2分别为在 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。
3）无载调压变压器投入运
行时，应在所选分接位置
锁定后测量直流电阻。
4）有载调压变压器定期试
验中，可在经常运行的分
接上下几个分接处测量直
流电阻。
5）220KV 及以上绕组测试
电流不宜大于 10A
7
绕组连同套
管的绝缘电
阻、吸收比
或极化指数
1）交接时、
投运时；
2）投运前；
3）大修后
4）1—3年；
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果
相比应无明显变化一般不低于上次值的 70%。
2）在 10—30℃范围内，吸收比比一般不低于 ；
极化指数不低于 。
3）220KV 及 120MVA 以上变压器应测量极化指数，
1）用 2500V及以上兆欧表
测量。
2）测量前被试绕组应充分
放电。
3）吸收比或极化指数不进
5）必要时 用以判断绝缘状况 行温度换算。
4）变压器绝缘电阻大于
10000MΩ时，吸收比或极
化指数可仅作为参考。
5）电缆出线变压器只测量
非电缆出线侧绕组的 tan
δ
8
绕组连同套
管的 tgδ
必要时 1）20℃时的 tanδ不大于 %。
a)
b)110－%
2）tanδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一
般不大于 30%）。
3）试验电压如下：
a)绕组电压 10KV及以上：
10KV；
b)绕组电压 10KV以下：
Un
1） 非被试绕组应接地，
被
试绕组应短路。
2） 同一变压器个绕组的
tanδ标准值相同
3）封闭式电缆出线的变压
器只测量非电缆出线侧绕
组的 tanδ
9
交流耐压试
验
1）交接时；
2）大修后；
3）更换绕组
后；
4）必要时
试验电压值按附录 G 宜用倍频感应法
10
铁芯（有外
引接地线的）
绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后：
3）更换绕组
后；
4）1—3年；
5）必要时
1）与以前实验结果相比无明显差别。
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大
于
1）用 2500V兆欧表。
2）夹件也有单独外引接地
线的需分别测量
11
穿芯螺栓、
夹件、绑扎
钢带、铁芯、
线圈压环及
屏蔽等的绝
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
220KV及以上的绝缘电阻一般不低于 500MΩ；其他
变压器不低于 10MΩ
1）用 2500V兆欧表
2）连接片不能拆开者可不
测量
缘电阻
（1）试验电压一般如下
绕组额
定电压
3 6—10 20—3
5
66—2
20
500
直流试
验电压
（KV）
5 10 20 40 60
12
绕组泄漏电
流
1）交接时；
2）大修后：
3）1—3年；
4）必要时
2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所
测值相近（在相同温度下）
1）读取 1min 时的泄漏电
流值。
2）封闭式电缆出线变压器
的电缆出线绕组泄漏电流
由中性点套管处测量
13
变压器绕组
电压比
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）分接开关
引线拆装后；
1） 必要时
1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
2）额定分接电压比允许偏差±%，其他分接偏差
应在变压器的阻抗值（%）的 1/10以内，但不得超
过 1%
14
三相变压器
的接线组别
或单相变压
器的极性
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时
1）必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符；
2）单相变压器组成的三像变压器现应在连接完成
后进行组别检查
15
变压器空载
电流和空载
损耗
1）拆装芯后；
2）更换绕组
后；
3）必要时
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相
16
变压器短路
阻抗和负载
损耗
1）更换绕组
后；
2）必要时
与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，
试验电流可用额定电流或
较低电流值（如制造厂提
供了较低电流下的值，可
在相同电流下进行比较）
17
局部放电
1）交接时；
220KV 或
120MVA 及以
在线端电压为 时，放电量一般不大于
500pC，在线端电压为
大于 300pC
试 验 方 法 应 符 合
—2003
上，110KV现
场不吊罩；
2）大修后
（ 220 或
120MVA 及以
上变压器）；
3）必要时
18
有载调压装
置的试验和
检查
1）交接时；
2）大修时
3） 1—3 年
或按制造厂
要求；
4）必要时
1）交接时按 GB50150—1991。
2）按 DL/T574—1995〈有载分接开关运行维护导则〉
的规定执行
13
测温装置及
其二次回路
试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1—3年
密封良好，指示准确，测温电阻值应和出厂值相符，
在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于 1M
Ω
测绝缘电阻用 2500V 兆欧
表
20
变压器绕组
变形试验
110KV 及 以
上变压器：
1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时；
4）不超过
10年
与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别 1）每次测量时，变压器
外部接线状态相同。
2）应在最大分接下测
量。
3）出口短路后应创造条件
进行试验。
4）可采用频率响应法或低
压电压阻抗法
21
变压器零序
阻抗
1）交接时；
2）更换绕组
后
1）三相五柱式可以不做。
2）如有制造厂试验值，交
接时可不测量
22
变压器相位
检查
1）交接时；
2）更换绕组
后
3）外部接线
变更后
必须与电网相位一致
4互感器
电流互感器
电流互感器
电流互感器的试验项目、周期和标准见表 4—1。
表 4—1电流互感器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组及末屏
的绝缘电阻
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的 60%
2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低
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 电流互感器具有
二个一次绕组时，尚应测量
一次绕组间的绝缘电阻
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(%)不应大于下表中的数值，且与历年的
数据比较，不应有显著的变化：
电压等级 KV 35 110 220 500
油纸电容
型充油型
—
充油型
交接大
修后
胶纸电容
型
油纸电容
型
充油型
运行中
胶纸电容
型
2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初
始值差别超出±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 tgδ，其值不应大于
2%
1）主绝缘试验电压为 10KV，
末屏对地 tg 试验电压为
2KV。
2）油纸电容型 tgδ一般不
进行温度换算，当 tgδ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 tgδ与温度电压的关
系，当 tgδ随温度明显变
化或试验电压由 10KV升到
Um/√3时，tgδ增量超过±
%，不应继续运行。
3）固体绝缘电流互感器一
般不进行 tgδ测量
3
110KV 及以
上电流互感
1）交接时、
投运前：
1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且
不应含有 C2H2
全密封电流互感器按制造
厂要求进行
器油中溶解
气体的色谱
分析
2）1—3年；
3）大修后；
4）必要时
2）运行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）
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大于下表中数值：
电 压 等 级
KV
110 220 500
水份 mg/l 20 15 10
全密封电流互感器按制造
厂要求进行
5 交流耐压
1）交接时
（ 35KV 及
以下）
2）1—5 年
一次（35KV
以下）；
3）大修后
4）必要时
1）一次绕组交流耐压标准见附表 G
2）二次绕组之间及对地为 2KV
3）全部更换绕组绝缘后，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 时放
电量：交接时不大于 20pC。在电压为 时放
电量；交接时不大于 50pC
2）110KV 及以上油浸式电流互感器在电压为
5pC，在电压
10pC
1 ） 试 验 接 线 按
GB5583—1995进行。
2）110KV 及以上的油浸电
流互感器交接时若有出厂
试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
压值的 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；
与铭牌标志相符
3）必要时
8
各分接头的
变化
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与铭牌标志相符 计量有要求时和更换绕组
后应测量角、比误差，角、
比误差应符合等级规定
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的特性
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
在继电保护有要求时进行。
应在曲线拐点附近至少测
量 5—6 个点，对于拐点电
压较高的绕组，现场试验电
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
厂要求进行
投入运行前的油 运行油
12
绝缘油
tgδ%
1）交接时
（110KV及
注入前：≤
注入后：220KV及以下≤1：
500KV≤
≤2
1）当电流互感器 tgδ较大
但绝缘油其他性能正常时
应进行该项试验。
2）全密封电流互感器按制
造厂要求进行
13 密封检查
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
应无渗漏油现象
气体电流互感器
110KV及以上 SF6气体电流互感器的试验项目、周期和标准见表 4—2。
表 4—2110KV及以上 SF6电流互感器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
SF6 气体湿
度（20℃ǖ/
ǖ）（µl/l）
1）交接时；
2）大修后；
3）新装及
1）交接时及大修后：不大于 250。
2）运行中：不大于 500
1 ） 按
GB12022—1989〈工
业 六 氟 化 硫 〉、
大 修 后 1
年内复测；
4）1—3年；
5）必要时
SD306—1989〈六氟
化硫气体中水分含
量测定法（电解法）
进行。
2）当新装及大修后
1 年内复测温度不
符和要求或漏气超
过要求和设备异常
时，按实际情况增加
检测。
3）安装后、密封检
查合格后方可充气
至额定压力，静置
24h 后进行湿度检
测
2
SF6 气体泄
漏
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
年泄漏率不大于 1%/年，或按出厂家要求
日常监控，必要时检
测
3
SF6 气体成
分分析
1）老练试
验后；
2）必要时；
纯度≥97%；空气≤；CF4≤%
1）有条件时取气分
析。
2）其余 CO、CO2S06
有条件时可加以监
控
4
SF6 气体其
他 检 测 项
目
见第 10章 见第 10章 见第 10章
5
气 体 密 度
继电器
1）交接时；
2）1—3年；
应符合制造厂规定
6
绕 组 及 末
屏 的 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的 60%
2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于
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
器具有二个一次绕
组时，尚应测量一次
绕组间的绝缘电阻
7 tgδ（%）
1）交接时、
投运前：
2）1—3年；
3）大修后；
4）必要时
符合制造厂规定
8 极性
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与铭牌标志相符
9
各 分 接 头
的变化
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与铭牌标志相符 计量有要求时和更
换绕组后应测量角、
比误差，角、比误差
应符合等级规定
10
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的特性曲线比
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
在测量
在继电保护有要求
时进行。
应在曲线拐点附近
至少测量 5—6个点，
对于拐点电压较高
的绕组，现场试验电
压不超过 2KV
11
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
12
老 练 及 交
流耐压
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时
1）老练试验程序：（10min）→0→（5min）
→（3min）→0，老练试验后进行耐压试验。
2）一次绕组交流耐压试验电压为出厂试验值的 90%，低
于附录 G时，按附录 G进行。
3）二次绕组之间及对地的工频耐压试验电压为 2KV，可
用 2500V兆欧表代替
1）现场安装、充气
后、气体湿度测量后
进行老练及耐压试
验，条件具备时还应
进行局部放电试验。
2）Un指额定相对地
电压
3）耐压值参考附录
G
13 局 部 放 电 必要时 在电压为 5pC，在电
试验 压 10pC
4．2电压互感器
4．2．1电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准见表 4－3
表 4－3电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组的绝
缘电阻
1）交接时、
投运前；
2）1-3年；
3）大修后
4）必要时
绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始至的 60% 1）使用 2500V 兆欧
表。2）测量时非被
试绕组、外壳应接地。
2
tg δ
（ 20KV 及
以上油浸
式电流互
感器）
1）绕组绝
缘：
a）交接时、
投运前：
b）1～3年
c）大修后；
d）必要时。
2）串级式
电压互感器
支架；
a）交接时；
b）必要时
1）绕组绝缘：tgδ（%）不应大于下表中数值：
2）支架绝缘 tgδ应不大于 10%
额 定
电压
温度
℃
5 10 20 30 40
交 接
时 大
修后
1．5 2．5 3．0 5．0 7．035KV
及 以
下 运 行
中
交 接
时 大
修后
1．0 1．5 2．0 3．5 5．0110K
V 及
以上 运 行
中
串级式电压互感器
的 tgδ试验方法建
议采用末端屏蔽法，
其他试验方法与要
求自行规定，分级绝
缘电压互感器试验
电压为 3000V
3
110KV 及
以上电压
互感器油
中溶解气
体的色谱
分析
1）交接时；
2）1～3年；
3）大修后；
4）必要时
1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，且不应含
有
C2H2
运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起
注意
a)总烃 100μl/l
b)H2:150μl/l
c)C2H2:2μl/l
只有厂家明确要求
不做油色谱分析时，
才可不进行
只有厂家明确要求不作油色谱分析时，才可不进行。
4
110KV 及
以上电压
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大于下表中数值：
电压等级 KV 110 220 500
交接时 20 15 10水 份
mg/L 运行中 35 25 15
全密封电压互感器
按制造厂要求进行
5 交流耐压
1）交接时；
2）1～5 年
（ 35KV 以
下）；
3）大修后；
4）必要时
1）一次绕组交流耐压标准见附录 G
2）二次绕组之间及对地为 2KV
感应耐压试验的频
率 f 为 150HZ 及以
上时，试验持续时间
表 t=60 × 100/f;但
不应小于 20s,且 f
不应大于 300HZ.
2）二次绕组可用
2500KV 兆欧表测绝
缘电阻代替
3）预试时有条件时
进行
6 局部放电
1）发电机
出口固体绝
缘电压互感
器；
a）交接时；
b）必要时；
2）110KV及
以上油浸电
压互感器；
a）交接时、
投运前
b）大修后
c）必要时
1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为 时的
放电量：交接时不大于 20pC。时放电量；交接时不
大于 50Pc.固体绝缘相对相电压互感器，在电压为
时的放电量：交接时不大于 20pC
2）110KV 及以上油浸电压互感器在电压为 时
的放电量：不大于 5pC
4）110KV 及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值
可不进行或只进行个别抽试，但不绝缘有怀疑时应进行
1 ） 实 验 接 线 按
GB5583-1985进行
2）110kV 及以上油
浸式电压互感器交
接时若有出厂试验
值可不进行或只进
行个别抽试，但对绝
缘有怀疑时应进行。
3）预加电压为其感
应的 80%测量电压
在两值中任选其一
进行
7
空载电流
测量
1）交接时；
2）更换绕
组后；
3）必要时；
4）发电机
1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值比较应无
明显差别。
2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流。
中性点非有效接地系统为
从二次绕组加压试
验，同时测量一次和
二次绕组工频空载
电流，且一次绕组空
载电流不应大于
出口 TV:1～
5年
10mA
8
连接组别
或极性
1）交接时；
2）更换绕
组后；
3）变动接
线后
与铭牌标志相符
9 电压比
1）交接时；
2）更换绕
组后；
3）必要时
与铭牌标志相符 计量有要求时或更
换绕组后测量角、比
误差，角、比误差应
符合等级规定
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；
2）大修后；
3）必要时
见第 10章 全密封电压互感器
按制造厂要求进行
12
绝 缘 油
tanδ
1）交接时；
2）必要时；
1）新油 90℃时应不大于 %
2）注入设备后应不大于 %
1）当油浸式电压互
感器 tanδ较大，但
绝缘其他性能正常
时，应进行该项试验。
2）全密封电压互感
按制造厂要求进行
13
铁芯夹紧
螺栓（可接
触到的）
绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后；
一般不低于 10MΩ 1）用 2500V兆欧表
2）吊芯时进行
14 密封检查
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
应无剩漏油现象 试验方法按制造厂
规定
注：SF6封闭式组合电器中的电压互感器有条件时按表 4-2中的序号 1、7、8、9、10进行。
电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见表 4-4
表 4-4电容式电压互感器的试验项目、周期和标准见
序号 项目 周期 标准 说明
1
中间变压
器一、二次
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 当一次绕组与分
压电容器在内部
连接而无法测量
时可不测
2
中间变压
器的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时
1）一次绕组对二次绕组及地应不大于 1000MΩ；
2）二次绕组之间及对地应大于 10MΩ
用 1000V兆欧表，
从 X端测量
3 角、比误差
必要时 应符合等级规定 计量有要求时进
行
4 阻尼器检
查
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）用 1000V兆欧表测量绝缘电阻应大于 10MΩ
2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行
1）用 1000V 兆欧
表。
2）电容式电压互
感器在投入前应
检查阻尼器已接
入规定的二次绕
组的端子。当阻尼
器在制造厂已装
入中间变压器内
部时，可不检查
5
电容器极
间绝缘电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时
一般不低于 5000MΩ 用 2500V兆欧表
6
电容
值
1）交接时；
2）投运后
1年
3）1-3年
4）极间耐
压后；
5）必要时
1）每节电容值偏差不超出额定值的－5%～+10%范围．
2）电容值大于出厂值的 102%时应缩短试验周期．
3）一相中任两节实测电容值差不应超过 5%
1）用交流电桥
法．
2）若高压电容器
分节，则试验应针
对 每 节 单 独 进
行．
3）一相中任两节
实测电容值之差
是指实测电容之
比值与这两单元
额定电压之比值
倒数之差
7
tanδ（%）
1）交接时；
2）投运后
1年内；
3）1-3年；
4）必要时
1）交接时：
a）油纸绝缘
b）膜纸复合绝缘
2）运行中：
a）油纸绝缘 ，如超过 但与历年测试值比较无明显
变化且不大于 ，可监督运行：
b）膜纸绝缘 .若测试值超过 应加强监视，超过
应更换
上节电容器测量
电压 10kV,中压电
容的试验电压自
定
8
交流耐压
和局部放
电
1）交接时
(500Kv)；
2）必要时
试验电压为出厂值的 75%,当电压升至试验电压 1min 后，
降至 × 历时 10s,再降至 保持 1min,局
部放电量不大于 10pC
1）若耐压值低于
× 时，则
只进行局部放电
试验．
2）Um 为最大工作
线电压
9 渗油检查
1）交接时；
2）巡视检
查时
漏油时停止使用 用观察法
10
低压端对
地绝缘电
阻
1）交接时
2）投运后
1年内
3）1-3年
1）交接时不低于 100MΩ
2）运行中不低于 10MΩ
1）用 2500V 兆欧
表．
2）低压端指“N”
或“J”或“δ”
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，应进行准确度试验
带电测量电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测．
测量方法：在运行电压下用电流表或电流变换器测量流过分压器端（指“N”或＂J“或”“δ”等）
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．
判断方法
a)计算行到的电容值的偏差超出额定值的－5%～+10%范围时，应停电进行试验；
b）与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；
c）电容值与出厂值相差超出±5时，就增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。
5开关设备
断路器和 GIS
SF6断路器和 GIS的试验项目、周期和标准见表 5-1。
表 5-1SF6断路器和 GIS的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
断 路 器 和
GIS 内 的
SF6 气体的
湿度以及气
体的其他检
测项目
见第 10章 见第 10章 见第 10章
2
SF6 气体泄
露
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
年漏气率不大于 1%或按制造厂要求 1）按 GB11023－
1989方法进行
2）对电压等级较
高的断路器及 GIS，
因体积大可用局
部包扎法检漏，每
个密封部位包扎
后历时 24h，测得
的 SF6 气体含量
（体积比）不大于
30×10-6 每个包扎
点
3
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
4 耐压试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的
80%，当试验电压低于 G的规定值时，按附录 G的规定进行
试验
1）试验在 SF6 气
体额定压力下进
行
2）对 GIS 试验时
不包括其中的电
磁式电压互感器
及避雷器，但在投
运前应对他们进
行电压值为最高
运行电压的 5min
检查试验
3）罐式断路器的
耐压试验包括合
闸对地和分闸断
口间两种方式
4）对柱式断路器，
仅对定开距式断
路器进行断口间
耐压实验。
5）GIS 老炼试验
程序参照附录 K
5
辅助回路和
控制回路的
交流耐压
1）交接时；
2）大修后；
试验电压为 2kV 可用 2500V 兆欧
表代替试验电压
为 1KV
2）耐压试验后的
绝缘电阻值不应
降低
6
断口间并联
电容器的绝
缘电阻、电
容量 tgδ
1）交接时；
2）1-3年；
3）大修后；
4）必要时；
1）瓷柱式短路器，与断口同时测量，测得的电容值和 tgδ
与原始值比较，应无明显变化
2）罐式断路器（GIS中的断路器）按制造厂规定
3）单节电容器按第 9章规定
1）交接大修时，
对瓷柱式应测量
电容器和断口并
联后的整体电容
值和 tgδ，作为该
设备的原始数据
2）对罐式断路器
（包括 GIS 中的
断路器）必要时进
行试验，试验方法
按制造厂规定
3）电容量无明显
变化时，tgδ仅作
参考
7
合闸电阻值
和合闸的投
入时间
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时；
1）除按制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±
5%
2）合闸电阻的提前投入时间按制造厂规定校核
8
断路器的机
械特性试验
1）交接时；
2）机构大
修后；
3）3-5年；
4）必要时；
测量方法和测量结果应符合制造厂规定
制造厂有要求时测
1）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、
辅触头的配合时间应符合制造厂规定
2）除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下
列要求
a）相间合闸不同期不大于 5ms
b）相间分闸不同期不大于 3ms
c）同相各断口间合闸不同期不大于 3ms
d）同相各断口间分闸不同期不大于 2ms
9
分、合闸电
磁铁的动作
电压
1）交接时；
2）机构大
修后；
3）1-3年；
4）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 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，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电
压额定值的 80%（关合电流峰值大于 50KA 时为 85%）时应
可靠动作
采用突然加压法
10
导电回路电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时；
1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定
2）运行中，回路电阻值不大于出厂规定值
应采用直流压降
法测量，电流不小
于 100A
11
分合闸线圈
的直流电阻
及绝缘电阻
1）交接时；
2）机构大
修后；
直流电阻应符合制造厂规定
绝缘电阻不小于 1MΩ
用 1000V兆欧表
12
SF6 气体密
度继电器检
查及压力表
校验
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时；
1）应符合制造厂规定
13
机构压力表
校验（或调
1）交接时；
2）机构大
按制造厂规定 对气动机构应校
验各级气阀的整
整），机构操
作压力（气
压、液压）
整定值校验，
机构安全阀
校验
修后；
3）必要时；
定值（减压阀及机
构安全阀）
14
操动机构在
分闸、合闸
及重合闸下
的操作压力
（气压，液
压）下降值
1）交接时；
2）机构大
修后；
应符合制造厂规定
15
液（气）压
操动机构的
泄露试验
1）交接时；
2）机构大
修后；
3）必要时；
按制造厂规定 应在分、合闸位置
下分别试验
16
油（气）泵
补压及零起
打压的运转
时间
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时；
应符合制造厂规定
17
液压机构及
采用差压原
理的气动机
构的防失压
慢分试验
1）交接时；
2）机构大
修后；
按制造厂规定
18
闭锁、防跳
跃及防止非
全相合闸等
辅助控制装
置的动作性
能
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
按制造厂规定
19
GIS 中的电
流互感器、
电压互感器
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
按制造厂规定或分别按第 4章、第 11章进行
和避雷器
20
GIS 的联锁
和闭锁性能
试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
4）必要时；
动作应准确可靠 检查 GIS的电动、
气动联锁和闭锁
性能，以防止误动
作
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、周期和标准表 5—2。
表 5–2多油断路器和少油断路器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准
1 绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
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（MΩ）不应
低于下表数值：（20℃）
额定电压（KV）试验类别
﹤24 24～ 126～252
交接时、大
修后
1200 3000 5000 6000
运行中 600 1500 3000 3000
用 2500V 兆欧表测
量
2
及以
上非纯瓷套
管和多油断
路器的 tgδ
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
1）20℃时多油断路器的非纯瓷陶管的 tgδ（%）值见
表 6
2）20℃时非纯瓷套管断路器的 tgδ（%）值，可比表 6
中相应的 tgδ（%）值增加下列数值：
额定电压（KV） ≥126
tgδ（%）值的增加数 1 2 3
1）在分闸状态下按
每支套管进行测量，
测得的 tgδ超过规
定值或有显著增大
时，必须落下油箱进
行分解试验。对落下
油箱的断路器，则应
将油放出，使套管下
部及灭弧室露出油
面，然后进行分解试
验
2）断路器大修而套
管不大修时，应按套
管运行中规定的相
应数值增加
3）带并联电阻断路
器的整体 tgδ可相
应增加 1%
3
及以
上少油断路
器的泄漏电
流
1）交接时；
2）大修后；
3）1-3年；
1）每一元件的试验电压如下：
额定电压（KV） ～252
交接 运行
直流试验电压（KV）
40 20
40
2）泄漏电流不应大于 10μA
220KV 少油断路器提
升杆（包括支持瓷套）
的泄漏电流大于 5μ
A时，应引起注意
4
断路器对地、
断口及相间
交流耐压
1）交接时；
2）1—3年
（ 12KV 及
以下）；
3）大修后
（）
4）必要时；
（ 126KV
及以上）
断路器在分、合状态下分别进行，试验电压按 G规定值。
对于三相共箱式的油断路器应做相间耐压试验，其试验
电压值与对地耐压值相同大修后（）
1）对于三相共箱式
的油断路器应做相
间耐压试验，其试验
电压值与对地耐压
值相同。
2）断口耐压的定期
试验可不做
5
126KV 及 以
上断路器提
升杆的交流
耐压
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
试验电压按 G规定值。 1）耐压设备不能满
足要求时可分段段
进行，分段数不应超
过 6段（252KV）或 3
段（126KV），加压时
间为 5min。
2）每段试验电压可
取整段试验电压值
除以分段数所得值
的 倍或自行规
定
6
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；
试验电压为 1KV 可用 2500V 兆欧表
代替
7
导电回路电
阻
1）交接时；
2）1—3年；
1）大修后及交接时应符合制造厂规定。
2）运行中自行规定
应采用直流压降法
测量，电流不小于
3）大修后； 100A
8
灭弧室的并
联电阻值，并
联电容器的
电容值 tgδ
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
1）并联电阻值应符合制造厂规定
2）并联电容值与断口同时测量，测得的电容值和 tgδ与
原始值比较，应无明显变化
3）单节并联电容器按第 9章规定
交接、大修时应测量
电容器和断口并联
后的整体电容器和
tgδ，作为该设备的
原始数据
9
断路器的机
械特性试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
1）断路器的分闸及合闸速度均应符合制造厂规定
2）断路器的分、合闸时间及分、合闸的同期性均应符合
制造厂规定
在额定操作电压（气
压或液压）下进行
10
操作机构合
闸接角器及
分、合闸电磁
铁的最低动
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，合闸电磁铁线圈的端电压为操作
电压额定值的 80%（关合电流峰值大于 50kA 时为 85%）
时应可靠动作
采用突然加压法
11
合闸接角器
和分、合闸电
磁铁线圈的
直流电阻和
绝缘电阻，辅
助回路和控
制回路绝缘
电阻
1）交接时；
2）机构大
修后；
3）必要时；
1）直流电阻应符合制造厂规定。
2）绝缘电阻不小于 1MΩ
用 1000V兆欧表
12
断路器本体
和套管中绝
缘油试验
见第 10章 见第 10章
13
断路器的电
流互感器
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
见第 4章
14
机构压力表
校验（或调
整），机构操
作压力（液压）
整定值检验，
机械安全阀
校验
1）交接时；
2）机构大
修后；
应符合制造厂规定
15
操动机构在
合闸分闸及
重合闸下的
操动压力（液
压）下降值
1）交接时；
2）机构大
修后
应符合制造厂规定
16
液压操动机
构的泄漏试
验
1）交接时；
2）机构大
修后；
3）必要时；
应符合制造厂规定 应在分、合闸位置下
分别试验
17
油泵补压及
零起打压的
运转时间
1）交接时；
2）1～3年；
3）机构大
修后；
4）必要时；
应符合制造厂规定
18
液压机构防
失压慢分试
验
1）交接时；
2）机构大
修后；
按制造厂规定
5．3真空断路器
真空断路器的试验项目、周期和标准见表 5-3
表 5-3真空断路器的试验项目、周期和标准
序
号
项目
周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时；
2 ） 1—3
年；
1）整体绝缘电阻参照制造厂的规定或自行规定
2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）
不应低于下表数值（20℃时）：
用 2500V兆欧表
3）大修后；
额定电压（KV）
试验类别
<24 24~
交接时大修后 1200 3000 5000
运行中 300 1000 3000
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
及以下）；
3）大修后；
4）必要时
断路器在分、合状态下分别进行，试验电压值按 G
规定值
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
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；
试验电压为 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）运行中自行规定，建议不大于 倍出厂值
应采用直流压降
法测量，电流应不
小于 100A
5
断 路 器 的
机 械 特 性
试验
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）分闸不同期不大于 2ms，合闸不同期不大于 3ms。
3和闸弹跳时间对于 12KV不大于 2ms，对于
不大于 3ms。
4）分闸反弹幅值不大于触头开距的 20%
在额定操作电压
下进行
6
灭 弧 室 的
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
1）交接时；
2 ） 1—3
年；
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
采用突然加压法
闸 电 磁 铁
的 最 低 动
作电压
3）大修后； 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，合闸电磁铁线圈的端电压为
操作电压额定值的 80%（关合电流峰值大于 50kA
时为 85%）时应可靠动作
8
合 闸 接 角
器和分、合
闸 电 磁 铁
线 圈 的 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）绝缘电阻不小于 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
高压开关柜
高压开关柜的试验项目、周期和标准见表 5—4。
表 5—4高压开关柜的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准
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；
试验电压为 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
铁的最低动
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的
80~110%范围内或直流额定电压的 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，合闸电磁铁线圈的端电压
为操作电压额定值的 80%（关合峰值电流大于
采用突然加压法
50KA时为 85%）时应可靠动作。
4
合闸接触器
和分、合闸
电磁铁线圈
的直流电阻
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）绝缘电阻不小于 1MΩ
用 1000V 兆欧表测
绝缘电阻
5
断路器的速
度特性、时
间特性及其
它要求
1）交接时；
2）大修后
3）必要时
根据断路器型式，应分别符合 、、 条
中的有关规定
6 绝缘电阻
1）交接时；
2）1—3年；
（12kV 及
以下）；
3）大修后
应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、
分别进行
7 交流耐压
1）交接时；
2）1—3年；
（12kV 及
以下）；
3）大修后
试验电压值按附录 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
断口间的试验电压
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；
应符合行业标准 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
插头的导电
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）运行中不应大于制造厂规定值的 倍。
隔离开关和隔离插
头的回路电阻在有
条件时进行测量
11
五防性能检
查
1）交接时；
2）1—3年；
应符合制造厂规定 五防指：①防止误
分、误合断路器；②
3）大修后； 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
中的电流互
感器
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
见第 4章
注：计量柜、电压互感器柜和电容柜等的试验项目、周期和要求可参照 5—4 中有关序号进行，柜内主要元
部件（如：互感器、电容器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。
5．5自动灭磁开关
自动灭磁开关的试验项目、周期和标准见表 5-2中的序号 11和 12
隔离开关
隔离开关的试验项目、周期和标准见表 5-5
表 5-5隔离开关的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
有 机
绝 缘
支 持
绝 缘
子 及
提 升
杆 的
绝 缘
电阻
1）交接时；
2）1—3年；
3）大修后；
1 用兆欧表测量胶合元件分层电阻
2 有机材料传动提升杆的绝缘电阻（MΩ）值不得低于下
表数值：
额定电压（KV）
试验类别
<24 24~
交接时大修后 1200 3000
大修后 300 1000
用 2500V 兆欧
表
2
二 次
回 路
绝 缘
电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
绝缘电阻不低于 1MΩ 用 1000V 兆欧
表测量
3
二 次
回 路
1）交接时；
2）大修后；
试验电压为 1000V 可用 2500V 兆
欧表测绝缘电
交 流
耐 压
试验
阻代替
4
交 流
耐压
1）交接时；
2）大修后；
1)试验电压按附录 G规定
2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体
耐压有困难时,可对个胶合元件分别耐压,其试验和要求按
第 7章的规定进行
3)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不
应降低
4）110KV及 220KV设备在有条件时进行耐压试验
1）在交流耐压
试验前、后测
量绝缘电阻，
耐压后的阻值
不应降低
2 ） 110KV 及
220KV 设备在
有条件时进行
耐压试验
5
电动、
气 动
或 液
压 操
动 机
构 线
圈 的
最 低
动 作
电压
1）交接时；
2）大修后；
最低动作电压一般在操作电源额定电压的 30%~80%范围内 气动或液压应
在额定压力下
进行
6
导 电
回 路
电阻
1）交接时；
2）大修后；
（ 110kV
及以上）
1）交接时应符合制造厂规定
2）大修后不大于制造厂规定值的 倍
应采用直流压
降法测量，电
流不小于 100A
7
操 动
机 构
的 动
作 情
况
1）交接时；
2）大修后；
1）电动、气动或液压操动机构在额定操作电压（气动或液
压）下分、合闸 5次，动作应正常
2）手动操动机构操作应灵活，无卡涩
3）闭锁装置应可靠
6套管
套管的试验项目、周期和标准见表 6
表 6套管的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
主 绝 缘
及 电 容
型 套 管
及 末 屏
对 地 的
绝 缘 电
阻
1）交接时；
2）大修（包
括主设备大
修）后；
3）投运前；
4）1—3年；
5）必要时；
1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：
a）110KV以下 5000MΩ
b）110KV及以上 10000MΩ
2）末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ
用 2500V兆欧表
2
主 绝 缘
及 电 容
型 套 管
末 屏 对
地的 tg
δ 与 电
容量
大修（包括
主设备大修）
后
1）主绝缘 20℃时的 tgδ值不应大于下表中数值：
电压等级 KV 20～35 110～66 220～500
充油型
油纸电容型
交
接
时 胶纸电容型
充油型
油纸电容型
大
修
后 胶纸电容型
充油型
油纸电容型
运
行
中 胶纸电容型
2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于 1000M时应测量末
屏对地的 tgδ；加压 2KV，其值不大于 2%
3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超
过±5%时应查明原因
1）油纸电容型套管的
tgδ一般不进行温度
换算，当 tgδ与出厂
值或上一次测试值比
较有明显增长或接近
左表数值时，应综合
分析 tgδ与温度、电
压的关系，若 tgδ随
温度升高明显增大，
或试验电压由 10KV
升到 Um/√3，tgδ增
量超过±%时不应
继续运行
2）测量变压器套管
tgδ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）存放 1年以上的套
管应做额定电压下的
tgδ。
3 油 中 溶 1）交接时； 油中溶解气体组份含量（V/V）超过下列任一值时应引起注
解 气 体
色 谱 分
析
2）大修后；
3）6～10 年
（66kV 及以
上）；
4）必要时
意：
1）H2：500μI/I
2）CH4：100μI/I
3）C2H2：1μI/I（200~500KV）
2μI/I（110KV及以下）
4
交 流 耐
压
1）交接时；
35kV 及 以
下）；
2）大修后；
3）必要时
试验电压值见附录 G 35KV 及以下纯瓷穿墙
套管可随母线绝缘子
一起耐压
5
110KV
及 以 上
电 容 型
套 管 的
局 部 放
电
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
1）变压器及电抗器套管的试验电压为
管的试验电压为
2）在试验电压下局部放电值（PC）不大于下列数值：
油 纸 电 容 型
（pC）
胶 纸 电 容 型
（pC）
交接及大修后 10 250（100）
运行中 20 自行规定
1）交接时制造厂提供
数据时可不进行此项
试验
2）水平存放 1年以上
投运前应进行此项试
验
3）左表括号内的局部
放电值用于非变压器、
电抗器的套管
注 1;充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管
注 2;油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管
注 3:胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管
7 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV
支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准（见表 7—1）
表 7—1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
66KV 及
以 上 绝
缘 子 零
值检测
1）1—5年； 在运行电压下进行 1）根据绝缘子的劣化
率调整检测周期。
2）对元件针式绝缘子
应检测每一胶合元件
2
绝 缘 子
绝 缘 电
1）交接时；
2）悬式绝缘
1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝
缘电阻不应低于 300MΩ，500KV 悬式绝缘子不应低于 500M
1）用 2500V及以上兆
欧表。
阻 子 1—5年；
3）1—5年；
Ω。
2）35KV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于 500MΩ。
3）半导体釉绝缘子的绝缘电阻自行规定
2）棒式支柱绝缘子不
进行此项试验
3
绝 缘 子
交 流 耐
压
1）交接时；
2）单元件支
柱 绝 缘 子
1—5年；
3）悬式绝缘
子 1—5年；
4）针式支柱
绝 缘 子
1—5年；
5）随主设备；
6）更换绝缘
子时
1）支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录 B。
2）35KV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下；
a)两个胶合元件者，每个元件 50KV；
b）三个胶合元件者，每个元件 34KV。
3）机械破坏负荷为 60—300KN的盘形悬式绝缘子交流耐压
试验电压值均取 60KV
1）棒式绝缘子不进行
此相试验。
2）35KV 及以下的支
柱绝缘子，可在母线
安装完毕后一起进行，
试验电压按本标准规
定
4
绝 缘 子
表 面 污
秽 物 的
等 值 盐
密
1年 参照附录 G 污秽等级与对应附盐密度值检查所测盐密值与
当地污秽等级是否一致．结合运行经验，将测量值作为调
整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运行的依据．盐密值超过
规定时，应根据情况采取调爬清扫涂料等措施
应分别在户外能代表
当地污染程度的至少
一串悬垂绝缘子和一
根棒式支柱绝缘子上
取样，没量应在当地
积污量最重的时期进
行
注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号 1、2、3中可任一选项。玻璃绝缘子不进行序号
1、2、3项试验，运行中自破的绝缘子应及时更换。
合成绝缘子的试验项目、周期和标准（见表 7-2）
表 7-2合成绝缘子的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
外 观 检
查
1）交接时；
2）检修时每
2～3 年选点
登杆检查一
次；
3）必要时
1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电
情况及憎水性能是否减弱或消失
2）硅橡胶伞套表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电孤
烧伤痕迹。
3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。
4）伞裙无变形，伞裙之间粘接部位无脱胶等现象。
5）端部金具连部位无明显的滑移，密封良好。
检查时禁止踩踏绝缘
子伞套
6）钢脚或钢帽无锈蚀、钢脚弯曲、电孤烧损、锁紧销缺少
2 憎水性
1）1年 1次；
2）必要时
1）HC1～HC2;继续运行。
2）HC3～HC4;继续运行。
3）HC5;继续运行，须跟踪检测
4）HC6;取样送实验室做标准的憎水性迁移试验，以确定是
否退出运行
每条线路的每个厂家
的每批产品均选择一
支复合绝缘子作为测
量点，该绝缘子应为
该批绝缘子中运行环
境最为恶劣的一支。
“环境最为恶劣”指
当地污染状况最为严
重及（或）阴雨潮湿
天气相对最多等
3
湿 工 频
耐 受 电
压试验
1）3～5 年
抽样 1次
2）必要时
1）耐受：合格。
2）闪络：不合格。
4
水 煮 试
验
1）3～5 年
抽样 1次；
2）必要时
外观有明显破损为不合格，否则应继续做陡波冲击耐受电
压试验
5
陡 波 冲
击 耐 受
电 压 试
验
1）3～5 年
抽样 1次
2）必要时
伞裙、护套及芯棒发生局部或整体击穿的为不合格
6
密 封 性
能试验
1）3～5 年
抽样 1次；
2）必要时
端部密封破坏，渗透剂进入绝缘子内部的为不合格
7
机 械 破
坏 负 荷
试验
1）3～5 年
抽样 1次；
2）必要时
机械破坏负荷：
1）>:继续运行；
2）～:继续运行；
3）～;继续运行，须跟踪检测；
4）<;退出运行
1）如果仅有一只试品
不符合第 3 项～第 7
项中的任一项时，则
应在同批产品中加倍
抽样进行重复试验。
若第一次试验时有超
过一只试品不合格或
在重复试验中仍有一
只试品不合格，则该
批复合绝缘子为不合
格，退出运行。
2 ） 样 品 数 量 按
DL/T864-2004《标称
电压高于是 1000V 交
流架空线路用复合绝
缘子使用导则》执行
7．3RTV涂料试验项目、周期和标准（见表 7－3）
表 7－3RTV涂料的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
外 观 检
查
1）交接时；
2）检修时每
2～3 年选点
登杆检查一
次；
3）必要时
1）在雨、雾、露、雪等气象条件下绝缘子表面的局部放电
情况及憎水性能是否减弱或消失。
2）表面无蚀损、漏电起痕，树枝状放电或电弧烧伤痕迹。
3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象。
检查时禁止踩踏绝缘
子
2 憎水性
1）1年 1次
2）必要时
1）HC1～HC2;继续运行。
2）HC3～HC4;继续运行。
3）HC5;继续运行，须跟踪检测
4）HC6;取样做标准的憎水性迁移试验，以确定是否复涂
每站的每个厂家的每
批涂料产品均选择一
个设备作为测量点
8电力电缆线路
一般规定
对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作耐压试验时，应分别在每一相上进行，其他两相导体、电缆两端的
金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。
对额定电压为 1000V或 2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压
试验。
进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压（至少 3 段）每段停留 1min 读取泄漏电流，试验电压升至规
定值至加压时间达到规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况
的参考，不作为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，应查明原因并排除终
端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压（不宜超过产品标准规
定的出厂试验电压）或是延长试验时间，确定
能否继续运行。
除自容式冲油电缆线路外，其他电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采
取以下试验确定：
a)停电超过 1周但不满 1个月，测量绝缘电阻（异常时按 b处理）
b)停电超过 1个月但不满 1年的：作规定耐压试验值的 50%耐压 1min
c）停电超过 1年的电缆线路必须作常规耐压试验。
新敷设的电缆投入运行 3—12个月，一般应作 1次耐压试验，以后在按正常周期试验。
纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准（见表 8—1）
序号 项目 周期 标准 说明
1
绝 缘 电
阻
1）交接时：
2）直流耐压
试验前：
3）必要时
自行规定 电缆 U兆欧表电压
1KV及以上 1000V
1KV以上 2500V
6KV 及以上 2500V
或
5000V
1）试验电压值按下表规定：加压时间交接时 10min，其余不
少于 5min。
电缆额定电压
U0/U（KV）
直流试验电压
（KV）
4
12
24
6/6 30
6/10 40
47
21/35 105
26/35 130
2
直 流 耐
压
1）交接时；
2）新作终端
或接头后；
2）1—年
2）耐压试验 5min 时的泄漏电流值不应大于耐压 1min 时的
泄漏电流值。
3）三相之间的泄漏电流不平衡系数（最大值与最小值之比）
不应大于 2
6KV 及以下电缆 0
的泄漏电流小于 10
üA 时，对不平衡系
数不作规定
3
相 位 检
查
1）交接时；
2）必要时
与电网相位
橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电缆线路的试验项目、周期和标准见表 8—2
8—2橡塑绝缘电力电缆线中的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
电缆主绝
缘绝缘电
阻
1）交接时：
2）耐压试
验前：
3）必要时
自行规定 1） 电缆，
用
1000V兆欧表。
2） 以上电
缆
用 2500 或 5000V 兆
欧
表。
每千米绝缘电阻值不应低于 Ω
2
电缆外护
套、内衬层
绝缘电阻
1）交接时；
2）耐压试
验前：
2）必要时
1）用 500V兆欧表。
2）当绝缘电阻低于
标准时应采用附录
D 中叙述得方法判
断是否进水。
3）110KV 及以上电
缆进行外护套测试，
无外电极时不做
3
铜屏蔽层
电阻和导
体电阻比
（RP/RX）
1）交接时；
2）重作终
端 或 接 头
后；
3）必要时
较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，
有可能被腐蚀；电阻比减小时表明附件中的导体连接点的电
阻有可能增大。
数据自行规定
1）用双臂电桥测量
在相同温度下的铜
屏蔽层和导体的直
流电阻。
2）终端以及中间接
头的安装工艺，必须
符合附录 E 的要求
才能测量，不符和此
附录者不测量
1）耐压试验（35KV及以下）；
a)交接时：3U060min
b)预试时：
2）1—300HZ谐振耐压试验：
a)交接时
4
电缆主绝
缘交流耐
压试验
1）交接时；
2）新作终
端 或 接 头
后；
3）3—5年
电压等级 试验电压 耐压时间（min）
1）110KV 及以上一
端为空气绝缘终端，
另一端为 GLS 的电
缆或两端均为空气
绝缘终端的电缆应
进行定期试验。
2）两端均为密闭式
35KV及以下 2U0 5
66KV、110KV 5
220KV 60
预试时：
电压等级 试验电压 耐压时间（min）
35KV及以下 5
66KV、110KV 5
220KV 5
终端的电缆可不进
行试验
5
交叉互联
系统
1）交接时；
2）2～3年；
3）互联系
统故障时
见表 8—4
6 相位检查
1）交接时；
2）必要时
与电网相位一致
注：橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘与乙丙橡皮绝缘电力电缆
自容式充油电缆线路
自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准见表 8—3。
8—3自容式充油电缆线路的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
试验电压值按下表
U0/U（KV）
冲击耐受电
压
交 接 时
15min
修复作头后
5min
450 22564/110
550
286
275
850 425
1
主绝缘直
流耐压
1）交接时：
2）因失去油
压导致受潮
或进气修复
后；
3）新作终端
或接头后
127/220
950
506
475
左表中数据皆为
KV值
1050 510
2
电缆外护
套和接头
外护套的
直流耐压
1）交接时；
2）2—3年
试验电压 5KV，加压时间 1min 1）根据历次试验
记录积累经验后可
以用测量绝缘电阻
代替，有疑问时再
作直流耐压。
2）可与交叉互连
系统中的直流耐压
结合一起进行
3
压力箱 与其直接连
接的终端或
塞止接头发
生故障后
1）供油特性：压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表
的标称供量的 90%
2）电缆油击穿电压：不低于 50KV。
3）电缆油的 tgδ：不大于 %（100℃）
压力供油特性的试
验 方 法 按
—1988
《交流 330KV 及以
下油纸绝缘自容式
充油电缆及附件压
力供油箱》第
信号
指示
1）交接时；
2）6个月
和上示警系统信号装置的试验开关的应能正确发出相应的示
警信号
4
油
压
示
警
系
统
控制
电缆
线芯
对地
绝缘
1）交接时；
2）1—2年
每千米绝缘电阻不小于 1MΩ 用 100V 或 250V 兆
欧表
5
交叉互联
系统
1）交接时；
2）2—3年；
3）互联系统
故障时
见表 8—4
1）击穿电压；新油不低于 50KVA，运行中油不低于 45KV。
2）tgδ：油温 100±1℃和场强 1MV/m下新油不大于 %；运
行中油不大于 %。
3）电缆油中溶解气体组分含量的注意值
注意值ü1/1（V/V）
6
电缆及附
件内的电
缆油
1）交接时；
2）2-3年；
3）必要时
可燃气体总量 1500 H2500
1）油中溶解气体
的试验只在交接时，
或是当怀疑电缆绝
缘过热老化或塞止
接头存在严重局部
放电时进行。
C2H2痕量 CO500
CO21000 CH4200
C2H4200 C2H6200
2）试验方法和要
求 按
GB7252—1987《变
压器油中溶解
气体分析和判断导
则》规定进行，标
准栏所列注意值不
是判断充油电缆有
无故障的唯一指标，
应参照 SD304，进
行追踪分析查明原
因
7
相位检查 1）交接时；
2）必要时
与电网相位一致
交叉互联系统的试验项目、周期和标准见表 8-4。
表 8-4交叉互联系统的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
电缆外护
套、绝缘
接头外护
套及其绝
缘夹板对
地直流耐
压
1）交接时；
2）2-3年
在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加 5KV，加压 1min
不应击穿
试验时必须将护层
地过电压保护器断
开，在互联箱中应
将另一侧的所有电
缆金属套都接地
2
护层过电
电压保护
器
1）交接时；
2）2-3年
1）护层过电压保护器的直流参考电压应符合产品标准的规
定。
2）护层保护器及其引线对地的绝缘电阻用 1000V 兆欧表测
量绝缘电阻不应低于 10MΩ
3 互联箱
1）交接时；
2）2-3年
1）闸刀（或连接片）的接触电阻：在正常工作位置进行测量，
接触电阻不应大于 20üΩ。
2）检查闸刀（或连接片）连接位置：应正确无误
1）用双臂电桥。
2）在密封互联箱
之前进行；发现连
错改正后必须重测
闸刀（或连接片）
的接触
注：护联系统大段内发生障碍，则应对该大段进行试验，若互联系统内直接接地的接头发生故障，则与该点相邻的两
大段均应进行试验
9、电容器
高压并联电容器和交流滤波电容器
高压并联电容器和交流滤波电容器试验项目、周期和要求见表 9-1。
表 9-1高压并联电容器和高压交流滤波电容器
试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
极对外壳
绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时
不低于 2000MΩ 1）用 2500兆欧表；
2）单套管电容器
不试
2 电容值
1）交接时；
2）必要时
1）电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围；
2）电容值不应小于出厂值的 95%；
3）交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的
要求
用电桥法或电压电
流法
3
并联电阻
值测量
1）交接时；
2）2）1～5
年；
3）必要时
电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内 用自放电法
4
极对壳交
流耐压
交接时 按出厂耐压值的 75%进行
5
渗漏油检
查
1）交接时；
2）巡视检查
时
漏油者应停止使用 观察法
6 冲击合闸
交接时 在电网额定电压下冲击合闸 3 次，无闪络及熔断器熔断等异
常现象
耦合电容器试验项目、周期和标准
耦合电容器试验项目、周期和标准见表 9-2
表 9-2耦合电容器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
极间绝缘
电阻
1）交接时；
2）投运后 1
年内；
3）1～3年；
4）必要时
不低于 5000MΩ 用 2500兆欧表；
2 电容值
1）交接时；
2）投运后 1
年内；
3）1～3年；
4）极间耐压
后
5）必要时
1）每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围；
2）电容值大出厂值的 102%时应缩短试验周期。
3）一相中任两节实测电容值差不应超过 5%
1）用交流电桥法。
2）一相中任两节
实测电容之比值与
这两单元额定电压
之比值倒数之差
3 tgδ
1）交接时；
2）投运后 1
年内；
3）1～3年
4）必要时
以 10KV电压测量时 tgδ值不应大于下列数值；
1）交接时；
油纸绝缘 ；膜纸绝缘 。
2）运行中；
a)油纸绝缘 ，如超过 但与历年试值比较无明显变化
且不大于 ，可监督运行；
b)膜纸绝缘 ，运行中若测试值超过 ，应加强监视，
当测量值超过 时，应予以更换
4
交流耐压
和局部放
电
1）交接时
（500KV）
2）必要时
试验电压为出厂值的 75%，当电压升至试验电压后 1min，降
至 × 历时 10S，再降至 保持 1min，局部
放电量不大于 10pC
1）若耐压值低于
× 时，则
只做局部放电试验。
2）Um 为最大工作
线电压
5
渗漏油检
查
1）交接时；
2）巡视检查
时
漏油者应停止使用 观察法
6
低压端对
地绝缘电
阻
1)交接时；2)
投运后 1 年
内；
3)1～3年
1）交接时不低于 100MΩ。
2）运行中不低于 10MΩ。
用 2500V兆欧表
．2 带电测量耦合电容器的值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。
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的工作电流，并同时
记录运行电压，然后计算其电容值。
判断方法
a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%～10%范围时,应停电进行试验;
b)与上次测相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；
c)电容值与出厂值相差超出±5%时，因增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续运行。
断路器断口并联电容器
断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准见表 9-3。
9-3断路器断口并联电容器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
极间绝缘电
阻
1）交接时；
2）断路器
大修后；
3）必要时
一般不低于 5000MΩ 用 2500V兆欧表
2
电容值
1）交接时；
2）断路器
大修后；
3）必要时
电容值偏差应在额定值的±5%范围 用交流电桥法
3
tgδ
1）交接时；
2）断路器
大修后；
3）必要时
10kV电压下的 tgδ值不大于下列数值：
1）油纸绝缘
2）膜纸复合绝缘
用观察法
4
渗漏油检查
巡视检查
时
漏油时停止使用 用观察法
集合式电容器
集合式电容器的试验项目、周期和标准见表 9-4。
表 9-4集合式电容器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
想间和极对
壳绝缘电阻
1）交接时；
2）1～3年
3）必要时
自行规定 1）用 2500V 兆欧
表测量。
2）试验时极间应
用短路线端接
2 电容值
1）交接时；
2）1～3年；
1）每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%范围内，
且电容值与出厂值比较应在测量误差范围内。
3）必要时 2）三相电容值比较，最大值与最小值之比不大于 。
3）每相有三个套管引出的电容器，应测量每两个套管之间
电容量，与出厂值相差不得超过±5%
3
相间及对外
壳交流耐压
1）交接时；
2）必要时
试验电压出厂值的 75% 试验时及间应用导
线短路
4
绝缘油击穿
电压
1）交接时；
2）1～3年；
3）必要时
参照表 10-1中标准
5
渗漏油检查
巡视检查
时
应修补渗漏油处 观察法
6 冲击合闸
交接时 在电网额定电压下冲击合闸 3次无闪络、击穿故障
并联电容器组用串联电抗器
并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准见表 9-5
表 9-5并联电容器组用串联电抗器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绕组绝缘电
阻
1）交接时
2）1～3年；
3）大修后；
4）必要时
不低于 1000MΩ 用 2500V 兆欧表测
量
2
绕组直流电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）三相绕组之间差别不应大于三相平均值的 4%
2）与上次测试结果相差不大于 2%
3
电抗（或电
感）值
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与出厂值比较不大于 5%
4
绝缘油击穿
电压
1）交接时
2）大修后；
3）1～3年；
参照表 10-1中标准
5
绕组对铁芯
和外壳交流
耐压及相间
交流耐压
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）油浸铁芯电抗器为出厂试验电压值的 85%
2）干式空芯电抗器同支柱绝缘子
6
轭铁梁和穿
芯螺栓（可
接触到）的
绝缘电阻
大修时 不小于 10MΩ 1）吊芯时进行
2）用 2500V 兆欧
表
放电线圈
放电线圈的试验项目、周期和标准见表 9-6。
表 9-6放电线圈的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绝缘电阻 1）交接时；
2）1～3年；
3）大修后；
4）必要时
绝缘电阻不低于 1000MΩ 一、二次绕组间及
对壳均用 2500V 兆
欧表
2
交流耐压 1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
试验电压为出厂值的 85%
3
绝缘油击穿
电压
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
参照表 10-1中标准
4
一次绕组直
流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1～3年；
4）必要时
与上次测量值相比较无明显变化 可用万用表
5 电压比
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
符合厂家标准 对放电线圈兼保护
用的应进行误差试
验
10绝缘油和六氟化硫气体
变压器油
新变压器油的验收，应按 GB2536-1900《变压器油》或 SH0040-1991《超高压变压器》的规定。
变压器油试验项目、标准和周期见表 10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。
设备的运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的 pH值接近 或颜色骤然边深，
其他指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。
表 10-1变压器油试验项目、周期和标准
标准
序号 项目 周期
投入运行前的油 运行油
说明
1 外观
1）注入设
备前后的
新油
2）运行中
取样时进
行
透明、无杂质或悬浮物 将油样注入试管冷
却至 5℃在光线充
足的地方观察
2 水溶性酸 pH值
1）注入设
备前后的
新油
2）运行中，
110 ～
500KV1年，
其余自行
规定
≥ ≥ 按 GB7598-1987
《运行中变压器油、
气轮机油水溶性酸
测定法（比色法）》
进行试验
3 酸值（mgKOH/g）
1）注入设
备前后的
新油
2）运行中，
110 ～
500KV1年，
其余自行
规定
≤ ≤ 按 GB264-1983
《石油产品酸值测
定 法 》 或
GB7599-1987 《 运
行中变压器油、气
轮机油酸值测定法
（BTB）法》进行试
验
4
闪 点 （ 闭 口 ）
（℃）
1）准备注
入设备的
新油
2）注入
500KV 设
备后的新
油
≥140（10号、25号油）；
≥135（45号油）
与新油原始测量值相比不
低于 10℃
按 GB261-1983
《石油产品闪点测
定法》进行试验
5 水分 1）准备注 110KV≤20； 110KV≤35； 运行中设备，测量
（mg/1） 入 110KV
及以上设
备的新油；
2 ）注入
500KV 设
备后的新
油；
3）运行中
500KV 设
备半年，
110 ～
200KV 设
备 1年
4）必要时
220KV≤15；
500KV≤10；
220KV≤25；
500KV≤15；
时应注意温度影响，
尽量在顶层油温高
于 50℃时采样，按
GB7601-1987 《运
行中变压器油水分
含量测定法（库仑
法 ） 》 或
GB7600-1987 《运
行中变压器油水分
测定法（气相色谱
法）》进行试验
6 击穿电压（KV）
注入设备
前后的新
油；
2）运行中
（35KV 及
以上设备、
厂用变压
器、消弧
线圈）1～
3年
15KV以下≥30；
15～35KV≥35；
110～220KV≥40；
500KV≥60
15KV以下≥25；
15～35KV≥30
110～220KV≥35；
500KV≥50
按 GB507-1986
《绝缘油介电强度
测 定 法 》 和
-1991《电
力系统油质试验方
法绝缘油介电强度
测定法》方法进行
试验
7
界面张力（ 25
℃）（Mn/m）
必要时 ≥35 ≥19 按 GB6541-1986
《石油产品油对水
界面张力测定法
（圆环法）》进行
试验
8
Tanδ（ 90℃）
（%）
1)准备注
入设备的
新油；
2）注入
110 ～
1）注入前：≤；
2）注入后：
A）220KV及以下≤1
B）500KV≤
≤2 按 GB5654-1985
《液体绝缘材料共
频相对介电常数介
质损耗因数和体积
电阻率的试验方法》
500KV 设
备后新油；3）
运 行 中：
500KV 设
备 1 年，
220KV 设
备 5年；
4）必要时
进行试验
9
体积电阻率（90
℃）（Ω.m）
必要时 ≥6×1010 500KV≥1×1010
220KV及以下≥3×109
按 DL421-1991
《绝缘油体积电阻
率测定法》进行试
验
10
油 中 含 气 量
（v/v）(%)
1）注入
500KV 设
备前后的
新油；
2）运行中
500KV 设
备 1年；
3）必要时
≤1 一般不大于 3 按 DL423-1991
《绝缘油中含气量
的测试方法（真空
法 ） 》 或
DL450-1991《绝缘
油中含气量的测试
方法（二氧化碳洗
脱法）》进行试验
11
油泥与沉淀物
（m/m）（%）
必要时 - 一般不大于 按 GB511-1988
《石油产品及添加
挤机械杂质测定法》
方法试验，若只测
定油泥含量，试验
最后采用乙醇一苯
（1：4）将油泥洗
于恒重容器中称重
12
油中溶解气体
色谱分析
见各设备
章节
见各设备章节 取样、试验和判断
方 法 分 别 按
GB7595-1987 《 运
行中变压器油质量
标准》、SD304 和
GB7252-1987 《 变
压器油中溶解气体
分析和判断导则》
的规定
注 1：对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样
注 2：有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。
注 3：10KV及以下设备试验周期可自行规定。
注 4：互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节
关于补油或不同牌号油混合使用的规定。
补加油品的各项特性指标不应低于设备内油。如果补加到已经接近运行油质量要求
下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和 tanδ
试验，试验结果无沉淀物产生且 tanδ不大于原设备内部油的 tanδ值时，才可以混合。
不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混
合油测量的凝点决定是否可用
对于国外进口油或、来源不明以及所含添加挤的类型并不完全相同的油。如需要与
不同牌号油混合时，应预先行进参加混合的油及混合后油样的老化试验。
油样的混合比应与实际使用的混合比一致。如实际使用比不详，则采用 1：1 比列
混合。
断路器油
断路器专用油的新油应按 SH0351-1992《断路器油》进行验收。
投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和标准见表 10-2
表 10-2投运前及运行中断路器油的试验项目、周期和标准
标准
序号 项目 周期
投入运行前的油 运行油
说明
1 水溶性酸 pH值
≥ ≥4
2 机械杂质
无 外观目测
3 游离碳
1）交接时；
2）110KV
及以上新
设备投运
前及大修
后检验项
目序号 1～
6，运行中
无较多碳悬浮与油中 外观目测
4 击穿电压（KV） 为 1 年检 1）110KV及以下≥35； 1）110KV及以下≥30； 1 ） 按
2）110KV以上≥40 2）110KV以上≥35 GB507-1986 《绝
缘油介电强度测
定 方 法 》 和
DL424-1991 《火
电厂用工业硫酸
试验方法》方法
进行试验。
2）进行直流泄漏
试验的油开关，
可不进行定期油
耐压试验
5 酸值（mgKOH/g） ≤ ≤ 见表 10-1序号 3
6
闪点（闭口 0
（℃）
验项目为
序号 4；
3）110KV
一下新设
备投运前
或大修后
检验项目
序号 1～6，
运行中不
大与 3年，
检验序号
为 4，
4）少油断
路器（油
量为 60kg
以下）小
于 3 年或
以换油代
替
1）≥140（10号、25号油）
2）≥135（45号油 0
不应比左栏要求低 5℃ 见表 10-1序号 4
气体
新气到货后，充入设备前应按 GB12022-1989验收。每批产品按十分之三的抽检率复核主要技术指
标。
气体在充入电气设备 24h后，方可进行试验。
关于补气和气体混合使用的规定：
1）所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥；
2）符合新气质量标准的气体均可混合使用。
交接时及运行中 SF6气体的试验项目、周期和标准见表 10-3
表 10-3交接时及运行中 SF6气体的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
湿度（20
℃ v/v ）
(µl/l)
1 ）交接
时；
2）1～3
年（110KV
及以上）；
3 ）大修
后；
4 ）必要
时
1）断路器灭弧室气室：
交接时及大修后不大于 150；运行
中不大于 300。
2）其他气室：
交接时及大修后不大于 250；运行
中不大于 500
1）按 GB12022-1989、SD306-1989进行
2）新装及大修后 1 年内复测一次，如湿度
符合要求，则正常运行 1～3年测 1次。
3）周期中的＂必要时＂是指新装及大修后
1 年内复测湿度不符合要求或漏气超过表
5-1中序号 2的要求时，按实际情况增加的
检测
2
密度（标
准状态下）
（kg/m3
必要时 按 SD308-1989《六氟化硫新气中密度测定
法》进行
3 毒性
必要时 无毒 按 SD312-1989《六氟化硫气毒性生物试验
方法》进行
4
酸性（μ
g/g）
1）大修
后；
2）必要
时
≤ 按 SD307-1989《六氟化硫新气中酸度测定
法》或用检测管进行测量
5
四氟化碳
（ m/m ）
（%）
1）大修
后
2）必要
时
≤ 按 SF311-1989《六氟化硫新气中空气、四
氟化碳的气相色谱测定法》进行
6
空气（m/m）
（%）
1）大修
后
2）必要
时
1）交接时及大修后≤；
2）运行中≤
按 SD311-1989进行
7
可水解氟
化物（μ
g/g）
1）大修
后 2）必
要时
≤ 按 SD309-1989《六氟化硫新气中可水解氟
化物含量测定法》进行
8
矿 物 油
（ （ μ
1）大修
后 2）必
≤10 按 SD310-1989《六氟化硫新气中矿物油含
量测定法（红外光谱法）》进行
g/g） 要时
11避雷器
阀式避雷器的试验项目、周期和标准（见表 11-1）
表 阀式避雷器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
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
以 下 线 路
上 避 雷 器
自行规定
6）必要时
1）FZ（PBC，LD）、FCZ和 FCD型避雷器的绝
缘电阻自行规定，但与前一次及同类的测量
数据进行比较，不应有显著变化。
2）FS 型避雷器的绝缘电阻应不低于 2500M
Ω
1）用 2500V及以上兆欧表。
2）FZ、FCZ 和 FCD 型主要检查并联电
阻通断和接触情况
1）FZ、FCZ、FCD 型避雷器电导电流参考值
见附录 F，还应与历年数据比较，不应有显
著变化。
2）同一相内串联组合元件的线性因数差值，
不应大于 ，电导电流差值（%）不应大
于 30%。
3）试验电压如下：
元件额定电
压（KV）
3 6 10 15 20 30
2
电 导 电
流 及 串
联 组 合
元 件 的
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
试验电压 U1
（KV）
- - - 8 10 12
1）施加的直流电压应符合 GB/T16927。
1-1997《高电压试验技术第一部分：
一般试验要求》的要求，应利用屏蔽
线在高压侧测量。
2）由两个以上元件组成的避雷器应对
每个元件进行试验。
3）非线性因数差值及电导电流相差值
计算见附录 F。
4）可用带电测量方法进行测量，如对
测量结果有疑问时，应根据停电测量
的结果做出判断。
试验电压 U2
（KV）
4 6 10 16 20 24
5）如果 FZ 型避雷器的非线性因数差
值大于 ，但电导电流合格，允许
做换节处理，换节后的非线性因数差
值不应大于 。
6）运行中 PBC型避雷器的电导电流一
般应在 300～400μA范围内
1）FS 型避雷器的工频放电电压在下列范围
内。
额定电压
（KV）
3 6 10
交接时
大修后
9 ～
11
16 ～
19
26 ～
31
放
电
电
压
（KV）
运行中
8 ～
12
15 ～
21
23 ～
33
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，其他自
行规定；
4）必要时
2）FZ、FCZ、和 FCD 型避雷器的工频放电电
压参考值见附录 F
带有非线性并联电阻的阀型避雷器，
只有在解体大修后进行
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；
测试 3～5次，均应正常动作
3）线路上
避雷器 1～
3年；
4）大修后；
5）必要时；
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，其内部气压的增加不应超过 100Pa
注：变压器 10KV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期。
无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准（见表 11-2）
表 11-2无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
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以下，不低于 1000MΩ；
用 2500V及以上兆欧表
2
直流 1mA电
压 UmA 及
下的泄漏
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 GB11032-2000规定值；
3） U1mA,实测值与初始值或制造厂规
定值比较，变化不应大于±5%
4） 3）（U1mA为交接时的值）
下的泄漏电流不应大于 50μA
1）测量时应记录环境温度和相对湿度。
2）测量电流的导线使用屏蔽线。
3）初始值系指交接试验或投产试验的
测量值
3
运行电压
下的交流
泄漏电流
1）交接时；
2）新投运
的 66KV 及
以上者，投
运 3 个月后
带电测量一
1）测量运行电压下的全电流、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，当阻性电流增加一倍
时，必须停电检查。
2）当阻性电流增加到初始值的 150%时，
应适当缩短检测周期
1）测量时应记录环境温度和相对湿度
和运行电压，应注意瓷套表面状况的影
响及相间干扰影响的。
2）可用第一次带电测试代替交接试验，
并作为初始值
次，以后每
个雷雨季前、
后各测量一
次 3）必要
时
4
工频参考
电流下的
工频参考
电压
必要时 应符合 GB11032-2000《交流无间隙金
属氧化物避雷器》或制造厂规定
1）测量时的环境温度宜为 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
输电线路用无间隙的金属氧化物避雷器
输电电路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准按表 11-3的规定
表 11-3输电电路用无间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时；
1）35KV以上，不低于 2500MΩ；
2）35KV以下，不低于 1000MΩ；
用 2500V及以上兆欧表
2
直流 1mA电
压 UmA 及
下的泄漏
电流
1）交接时；
3）3～5 年
（ 500KV 避
雷器）；
4）必要时
不得低于 GB11032-2000规定值；
5） U1mA,实测值与初始值或制造厂规
定值比较，变化不应大于±5%
6） 3）（初始值）下的泄漏电
流不应大于 50μA或制造厂规定
1）测量时应记录环境温度和相对湿度。
2）测量电流的导线使用屏蔽线。
3）初始值系指交接试验或投产试验的
测量值
3
运行电压
下的交流
泄漏电流
1）交接时；
2）新投运
的 35KV 及
以上者，投
运 3 个月后
带电测量一
次，以后每
个雷雨季前、
后各测量一
1）测量运行电压下的全电流、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，当阻性电流增加 200%
时，必须停电检查。
2）当阻性电流增加到初始值的 150%时，
应适当缩短监测周期
1）测量时应记录环境温度和相对湿度
和运行电压，应注意瓷套表面状况的影
响及相间干扰影响的。
2）可用第一次带电测试代替交接试验，
并作为初始值
次 3）必要
时
4
工频参考
电流下的
工频参考
电压
必要时 应符合 GB11032-2000或制造厂规定 1）测量时的环境温度宜为 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
输电线路用带间隙的避雷器
外间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期、标准见 11-4
表 11-4外间隙金属氧化物避雷器的试验项目、周期、标准
序号 项目 周期 标准 说明
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以下，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
下的泄漏
电流
1）交接时；
2）必要时
7） U1mA,实测值与初始值或制造厂规
定值比较变化不应大于±5%
8） 3）（初始值）下的泄漏电
流不应大于 50μA或制造厂规定
1）测量电流的导线使用屏蔽线。
2）初始值系指交接试验时的测量
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
及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器
35KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期、标准见表 11-5
表 11-535KV及以下带串联间隙的金属氧化物避雷器试验项目、周期、标准
序号 项目 周期 标准 说明
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
型的测量数据进行比较不应有显著变
化
用 2500V及以上兆欧表
2
工频放电
试验
1）交接时；
2）必要时
工频放电电压应符合制造厂的规定
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
用金属氧化物避雷器的试验项目、周期和标准
a)雷器大修时，其 SF6气体按表 10-3的规定；
b）避雷器运行中的密封检查按表 5-1的规定；
c）其他有关项目按表 11-2中的规定；
避雷器带电试验
a)系统电压等级 35KV 及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试代替定期停电试验，但对
500KV金属氧化物避雷器应 3～5年进行一次停电试验。
b）35KV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验，标准可自行规定。
c）金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判断标
准见表 11-2序号 3。
12母线
封闭母线
封闭母线的试验项目、周期和标准见表 12-1所示。
表 12-1封闭母线的试验项目、周期和标准见
序号 项目 周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时；2）
大修后；3）必
要时；
1）额定电压为 15kV 及以上全连式离相封闭
母线在常温下分相绝缘电阻值不小于 100MΩ
2）6kV 共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻
值不小于 6MΩ
用 2500V兆欧表
试验电压（kV）
2 交流耐压
1）交接时；2）
大修后；3）必
额定电压（kV）
出厂 现场
6 42 32
15 57 43
20 68 51
要时；
24 70 53
一般母线
一般母线的试验项目、周期和标准见表 12-2
表 12-2一般母线的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1～5年
不应低于 1MΩ/kV 用 2500V兆欧表测量
2
交流耐压
试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1～5年
额定电压在 1kV以上时，试验电压参照 支柱
绝缘子和悬式绝缘子规定；额定电压在 1kV及以
下时，试验电压为 1kV
13二次回路
二次回路的试验项目、周期和标准见表 13
表 13二次回路的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
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的电压小母线，在断
开所有其它并联支路时不应小于 10MΩ
2）二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、
操作机构的电源回路不小于 1MΩ，在比较潮湿
的地方，允许降到 Ω
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）试验电压为 1000V 1）不重要回路可用 2500V 兆欧表
测量绝缘电阻代替
2）48V及以下回路不做交流耐压
3）带有电子元件的回路，试验时应
将插件取出或两端短接
141kV及以下的配电装置和馈电线路
及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表 14
表 141kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绝缘电阻
测量
1）交接时；
2）设备大修
时；
配电装置没一段或馈电线路的绝缘电阻应
不小于 Ω
1)用 1000V兆欧表
2 测量电力馈电线路的绝缘电阻时
应将相连的断路器,熔断器,用电设
备和仪表等断开.
2
配电装置
的交流耐
压试验
1）交接时；
2）设备大修
时；
试验电压为 1000V 1)48V配电装置不做交流耐压试验
2)可用 2500V兆欧表代替
3
检查相位 1）交接时；
2）更动设备
或接线时；
连接相位正确
注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。
151kV以上的架空电力线路
1kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准见表 15
表 151kV以上的架空电力线路的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
检查导线
连接管的
连接情况
1）交接时；
2）2年；
3）线路检
修时
1）外观检查无异常。
2）连接管压接后的尺寸及外形应符合要求
铜线的连接管检查周期可延长至
5年
2
110KV 及
以上线路
悬式绝缘
子串的零
值绝缘子
检测
1）1～5年；
2）必要时
在运行电压下检测 1）根据绝缘子劣化率调整检测周
期。
2）玻璃绝缘子不进行此项试验，
自破后应及时更换
3
绝缘子和
线路的绝
缘电阻测
量
1）交接时；
2）更换绝
缘子
3）线路检
修后
1）悬式绝缘子的绝缘电阻标准见地 7章
2）线路绝缘电阻自行规定
1）用 2500V及以上的兆欧表
2）有同杆架设或较近的平行线路
时，线路的绝缘电阻不测
4 检查相位 1）交接时； 线路两端相位应与电网一致
2 ）线路连
接有变动时；
5
间隔棒检
查
1）交接时；
2）3年；
3）线路检
修时
状态完好，无松动无胶垫脱落等情况
6
阻尼设施
的检查
1）交接时；
2）1～3 年
3）线路检
修时
无磨损松动等情况
7
绝缘子表
面等值附
盐密
1）1年；
2）必要时；
参照附录 C 污秽等级与对应附盐密度值与当
地污秽等级是否一致。结合运行经验将测量
值作为调整耐污绝缘水平和监督绝缘安全运
行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况
采取调整爬距、清扫、涂料等措施
在污秽地区积污最重的时期进行
测量。根据沿线、线路污染状况，
每 5～10Km 选一串悬垂绝缘子测
试
8
35KV 及以
上线路的
工频参数
测量
1）交接时；
2）线路变
更时
应与设计值接近 根据继电保护、过电压专业要求进
行
9
额定电压
下对空载
线路冲击
闸试验
1）交接时；
2）大修后；
全电压冲击三次绝缘应无损坏
10
杆塔接地
电阻测量
1）交接时；
2）1～5 年
3）必要时
标准见第 16章 运行中周期按第 16章规定
16接地装置
接地装置的试验项目、周期和标准见表 16
16接地装置的试验项目、周期和标准见表
序号 项目 周期 标准 说明
1
有效接地
系统的接
地装置的
1）交接时；
2） 6～ 10
年 3）可以
求时，在技术经济允许的条件下，可适当地
增大到不超过过 Ω，但必须采取措施以
保证发生接地短路时，在接地装置上：
1）测量接地电阻时，如在必须的最
小布极范围内土壤电阻率基本均匀，
可采用各种补偿法，否则采用分离
接地阻抗 根据该接地
网挖开检查
的结果斟酌
延长或缩短
周期
1）接触电压和跨步电压均不超过允许的数
值 2）做好隔离措施，防止高电位外引和低
电位引内发生；
3）3～10KV避雷器不动作
法。
2）测试时应断开架空地线，应注意
地中电流影响。
3）每 3年或必要时，验算一次 I值
并效验设备接地引下线的热稳定 4）
铜质材料地网运行中必要时
2
非有效接
地系统的
接地装置
的接地阻
抗
1）交接时；
2）不超过
6年；
3）可以根
据该接地网
挖开检查的
结果斟酌延
长或缩短周
期
1）当接地装置与 1KV 及以下设备共用接地
时，接地电阻 Z1≤120/I
2）当接地装置仅用于 1KV及以上设备时。接
地电阻 Z≤250/I。
3）在上述任一情况下，接地阻抗一般不得大
于 10Ω。
测试时，应断开架空地线
3
1KV 以 下
电力设备
的接地阻
抗
1）交接时；
2）不超过
6年
使用同一接地装置的所有这类电力设备，当
总容量达到或超过 100KVA时，其接地阻抗不
宜大于 4Ω，如容量小于 100KVA时，则接地
阻抗允许大于 4Ω，但不超过 10Ω
对于在电源处接地的低压电力网
（包括孤立运行的低压电力网）中
的用电设备，只进行接零不接地，
所用零线的接地阻抗就是电源设备
的接地阻抗其要求按序号 2 确定，
但不得大于相同容量的低压设备的
接地阻抗。
4
孤立微波
站的接地
阻抗
1）交接时；
2）不超过
6年
不宜大于 5Ω 测试时，应断开电源零线（若零线
与地网相连）
5
孤立的燃
油，易爆气
体贮罐几
其管道的
接地阻抗
1）交接时；
2）不超过
6年
不宜大于 30Ω（无独立避雷针保护的露天
贮罐不应超过 10Ω）
6
露天配电
装置避雷
针的集中
接地装置
的接地阻
抗及独立
避雷针（线）
的接地阻
抗
1）交接时；2）
不超过 6年
不宜大于 10Ω 1）与接地网连在一起的可不测量，
按序号 12 要求检查与接地网的连
接情况。
2）在高土壤电阻率地区难以将接
地阻抗降至 10Ω时，允许有较大的
数值但应符合防止避雷针（线）对
罐体及管，阀等反击的要求。
3）测试时，应避免低网的影响
7
发电厂烟
囱附近的
引风机及
吸风机处
装设的集
中接地装
置的接地
阻抗
1）交接时；
2）不超过
6年
不宜大于 10Ω 1）与接地网连在一起的可不测量，
按序号 12 要求检查与接地网的连
接情况。
2）测试时，应注意地网的影响
8
与架空线
直接连接
的旋转电
动机进线
段上排气
式和阀式
避雷器的
接地阻抗
1）交接时；
2）与所在
进线段上杆
塔的接地阻
抗的测量周
期相同
排气式和阀式避雷器的接地阻抗，分别大于 5
Ω和 3Ω，但对于 300～1500KW 的小型直配
电动机，如不采用 SD7-1979《电力设备过电
压保护设计技术规程》中相应接线时，此值
酌情放宽。
当杆塔高度在 40m 以下时，按下列要求，如
杆塔高度达到或超过 40m 时则取下表值的
50%，但当土壤电阻率大小 2000Ω.m 时，接
地阻抗难以达到 15Ω时，可增加至 20Ω
土壤电阻率（Ω．M） 接地阻抗（Ω）
100及以下 10
100～500 15
9
有架空地
线的线路
杆塔的接
地阻抗
1）交接时；
2）发电厂
或变电所进
出 线 1 ～
2km 内的杆
塔 1～2年；
3）其他线
路杆塔不超
过 5年 500～100 20
对于高度在 40m 以下的杆塔，如土
壤电阻率高，接地阻抗难以降到 30
Ω时，可采用 6～8 根总长不超过
500m 的放射形接地体或连续伸长
接地体，其接地电阻可不受限制，
但对于高度达到或超过 40m的杆塔，
节接地阻抗也也不宜超过 20Ω
1000～2000 25
2000以上 30
种类 接地阻抗（Ω）
非有效接地系统的
钢筋混凝土杆、金属
杆
30
中性点不接地的低
压电力网的线路钢
筋混凝土杆、金属杆
50
10
无架空地
线的线路
杆塔接地
阻抗
1）交接时；
2）发电厂
或变电所进
出 线 1 ～
2km 内的杆
塔 1～2年；
3）其他线
路杆塔不超
过 5年
低压进户线绝缘子
铁脚
30
11
接地装置
安装处土
壤电阻率
必要时 仅对 110KV 以上发
电厂或变电所进线
测试时用 4极法，要求 a>D,式中：
a为电极间距离；D为地网对角线距
离。
12
检查有效
接地系统
的电力设
备接地引
下线与接
地网的连
接情况
1～3 1）不应大于 Ω
2）不得有开断、松
脱或严重腐蚀等现
象
1）将所测的数据与历次数据比较
和相互比较，通过分析决定是否进
行挖开检查
2）应采用测量电流大于 1A 的接地
引下线导通测量仅进行测量
13
油样开挖
检查发电
厂、变电所
地中接地
网的腐蚀
情况
1）本项目
只限于已经
运行 10 年
以上（包括
改造后重新
运行达到这
个年限）的
接地网
2）以后的
检查年限可
根据前次开
挖检查的结
不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 10 土壤电阻率<10Ω.M 者应缩短周
期 8年。
2）可根据电气设备的重要性和施
工的安全，选择 5～8个点沿接地引
下线进行开挖检查，如有疑问还应
扩大开挖的范围。
3）铜质材料接地网不必定期开挖
检查。
果自行决定
17电除尘器
高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表 17-1
表 17-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 要求
1
高压绕组对
低压绕组及
对地的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
＞500MΩ 用 2500V兆欧表
2
低压绕组的
绝缘电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
＞300MΩ 用 1000V兆欧表
3
硅整流元件
及高压套管
对地的绝缘
电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
＞2000MΩ 用 2500V兆欧表
4
穿芯螺栓对
地的绝缘电
阻
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
自行规定 1）用 1000V兆欧表
2）在吊芯检查时进行
5
高、低压绕组
的直流电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
与出厂值相差不超出±2%范围 换算到 75℃
6
变压器油试
验
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时；
参照表 10-1中序号 1、2、3、6
7
油中溶解气
体色谱分析
1）交接时；
2）1年；
3）大修时；
4）必要时；
参照表 3-1 中序号 1，注意值自行
规定
8
空载升压
1）交接时；
2）大修时；
3）更换绕
输出 （或产品技术条件规定
的允许值），保持 1min，应均无闪
络、无击穿现象，并记录空载电流
组后；
4）必要时；
低压电抗器的试验项目、周期和标准见表 17-2
表 17-2低压电抗器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
穿芯螺杆对
地的绝缘电
阻
1）交接时；
2）大修时；
自行规定
2
绕组对地的
绝缘电阻
1）交接时；
2）大修时；
绝缘电阻＞300MΩ
3
绕组各抽头
的直流电阻
1）交接时；
2）大修时；
与出厂值相差不超出±2%范围 换算到 75℃
4
变压器油击
穿电压
1）交接时；
2）大修时；
＞20kV
绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准见表 17-3
表 17-3绝缘支掌及连接元件的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时
2）更换后
＞500MΩ 用 2500V兆欧表
2
直流耐压
及泄漏电
流
1）交接时；
2）更换后
直流 100KV或交流 72KV、1min无闪络
高压直流电缆的试验项目、周期和标准（见表 17-4）
表 17-4高压直流电缆的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 绝缘电阻
1）交接时
2）大修时；
3）重作电缆
头时；
＞1500MΩ 用 2500V兆欧表
2
直流耐压
及泄漏电
流
1）交接时；
2）更换后；
3）重作电缆
1）交接时耐压值为电缆工作电压的 2
倍，10min。
2）大修和重作电缆头时耐压值为工作
头时； 电压的 倍，10min
3）当电缆长度小于 100m 时，泄漏电
流一般小于 30µA
电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于 1Ω
高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。
18串联补偿装置
平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准（见表 18-1）
表 18-1平台金属氧化物避雷器（MOV）试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
绝缘电阻 1）交接时
2）必要时；
不低于 2500MΩ 用 2500V兆欧表
2
工频参考
电流下的
工频参考
电压
1）交接时；
2）必要时；
应在制造厂家规定值范围内 测量时应记录环境温度和相对湿度
3
直流 1mA
电压 U1mA
及
倍 U1mA 下
的泄漏电
流
1）交接时；
2）必要时；
U1mA实测值较制造厂规定值（或合同规
定）变化不大于±5%
串联电容器组的试验项目、周期和标准（见表 18-2）
表 18-2串联电容器组的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
极对壳绝
缘电阻
1）交接时；
2）1～3年；
3）必要时；
不低于 2500MΩ 用 2500V兆欧表
2 电容值
1）交接时；
2）1～3年；
3）必要时；
1）电容值偏差不超出额定值的-5%～
+10%范围。
2）电容值不应大于出厂值的 95%
1）采用专用测试仪。
2）必要时一般指不平衡电流超过报警值
时，对所有电容器单元进行测量。采用
专用测试仪，测量时不必断开电容器组
的内部连接。
3
极对壳交
流耐压
1）交接时；2）
必要时；
出厂耐压值的 75%
4
渗漏油检
查
1）交接时；
2）结合于预
示检修进行
3）必要时；
漏油者应停止使用 观察法
5
电容器组
平衡检查
1）交接时；
2）更换电容
器后；
3）必要时；
小于保护动作值的 20%
阻尼电抗器试验项目、周期和标准（见表 18-3）
表 18-3阻尼电抗器试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 例行检查
1）交接时；
2）1～3年；
3）必要时；
无异常状况 1）例行检查项目包括外观完整、连接是
否松动、线圈异常、异物、泄漏、污染、
防护漆等。
2）必要时一般指以下、几种情况；
a）电抗器受到严重的操作或环境应力后
b）电抗器受到严重的短路电流冲击后；
3）环境恶劣时适当缩短检查周期
2 噪声检查
运行中设备
巡视时
电抗器振动噪声无明显异常 声音异常时停电检查
火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准（见表 18-4）
表 18-4火花间隙及触发控制设备试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
外观检查 1）交接时；
2）必要时；
电极表面光滑 观察法
2
参数测量 1）交接时；
2）必要时；
符合制造厂要求
3
触发变压
器检查
1）交接时；
2）必要时；
项目及标准符合制造厂要求
旁路断路器的试验项目、周期、标准见表 18－5
表 18－5旁路断路器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
耐压试验 1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
端口耐压的试验电压为出厂试验电压
的 80%
2
操作机构
合闸接触
器及分、
合闸电磁
铁的最低
动作电压
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
并联合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，并联分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 85%－110%范围内可靠动
作；
采用突然加压法
3 旁路断路器的其他试验项目及周期参照表 5-1进行
19红外检测
电力设备红外检测项目、周期和标准见表 19
表 19电力设备红外检测项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1
变压器、
电抗器
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）200KV 及以上重要枢纽和负荷较
重的变压器 3个月；
3）其他 6个月；
4）必要时；
按 DL/T664-1999《带电设
备红外诊断技术应用导则》
要求执行
测量套管及接头、油箱客、
油枕、冷却器进出口等部
位
2
电流互感
器
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）200KV 及以上重要枢纽变电站 3
个月；
3）其他 6个月；
4）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 测量引线接头、瓷套表面、
二次端子箱等部位
3
电压互感
器、耦合
电容器
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）200KV 及以上重要枢纽变电站 3
个月；
3）其他 6个月；
按 DL/T664-1999要求执行 测量引线接头、瓷套表面、
二次端子箱等部位
4）必要时；
4 开关设备
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）200KV 及以上重要枢纽变电站和
通流较大的开关设备 3个月；
3）其他 6个月；
4）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 测量各连接部位、断路器、
刀闸触头等部位、敞开式
断路器在热备用状态应对
断口并联电容器测量
5 电力电缆
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）负荷较重电缆 3个月；
3）其他 6个月；
4）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 测量电缆终端和非直埋式
电缆中间接头、交叉互联
箱、外护套屏蔽接地点等
部位
6
并联电容
器
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）1年内；
3）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 测量接头及电容器外壳等
部位
7 避雷器
1）交接及大修后带负荷一个月内（但
应超过 24h）；
2）200KV 及以上重要枢纽变电站 3
个月；
3）其他 6个月；
4）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 测量引线接头及瓷套表面
等部位
8 发电机
1）交接及大修后带电一个月内
2）3个月
3）必要时；
按 DL/T664-1999要求执行 滑环、碳刷、气轮发电机
端盖
附录 A同步发电机、调相机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目
和要求
序号 项目 标准 说明
1）整相绕组（或分支）的△tanδ值不大于下列值：
1
整 相 绕 组
（或分支）
定子电压等级（KV） △tanδ（%）
1）在绝缘不受潮的状态下进行试验；
2）槽外测量单根线棒△tanδ时，线棒
6
10
△tanδ（%）值指额定电压下和起始游离电压下
tanδ（%）之差值。对于 6KV及 10KV电压等级，起
始游离电压分别取 3KV和 4KV。2）定子电压为 6KV
和 10KV 的单根线棒在两个不同电压下的△tanδ
（%）值不大于下列值。
和
下之差
值
相邻
电压间隔下
之差值
和 下
之差值
11
及单根线棒
的 tanδ增
量（△ tan
δ）
凡现场条件具备者，最高试验电压选择 ；否
则也可以选择（～）Un。相邻 电压间
隔值，即指 和 、 和 、
和 、和 下△tanδ之差值。
两端应加屏蔽环；
3）可在环境温度下试验
1）整相绕组（或分支）Pi2 在额定电压 Un 以内明
显出现者（电流增加倾向倍数 m2>）属于有老化
特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在 Un以上不明显
出现。
2）单根线棒实测或由 Pi2预测的平均击穿电压，不
小于（～3）Un
3）整相绕组电流增加率不大于下列值：
定子电压等级（KV） 6 10
试验电压（KV） 6 10
额定电压下电流增加率（%） 12
2
整 相 绕 组
（或分支）
及单根线棒
的第二急增
点 Pi2，测
量整相绕组
电流增加率
△I（%）
1）在绝缘不受潮的状态下进行试验。
2）按下图作出电流电压特性曲线
3） 电流增加率△I（I-Io）/Io×100%
式中：I为在 Un下的实际电容电流；Io
为在 Un 下 I=f（U）曲线小中按线性关
系求得的电容电流。
4） 电流增加倾向倍数
M2=tan⊙2/tan⊙式中：tan⊙2 为 I=f
（U）特性曲线中出现 Pi2 点之斜率，
tan⊙为 I=f（U）特性曲线中出现 Pi2
点以下之斜率。
1）整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值
定子电压等级（KV） 6 10
最高试验电压（KV） 6 10
局部放电试验电压（KV） 4 6
最大放电量（C） ×10-8 ×10-8
3
整 相 绕 组
（或分支）
及单根线棒
局部放电量
2）单根线棒参照整相绕组要求执行
4
整 相 绕 组
（或分支）
交直流耐压
试验
应符合表 2-1中序号 3、4有关规定
注 1：进行绝缘老化坚定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理况、历次检修中发
现的问题以及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。
注 2：当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包
括局部绝缘处理、局部绝缘更换及全部线棒更换。
（1） 累积运行时间超过 20年，制造工艺不良者，可以适当提前。
（2） 运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故。
（3） 外观和解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及
股间绝缘破坏等老化现象。
（4） 鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。
注 3：鉴定试验时，应首先做整相绕组试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，
同时整相绕组试验不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行
的线棒，抽样量不作规定。
同步发电机、调相机定子绕组还氧粉云母老化鉴定试验见 DL/T492-1992《发电机定子绕组还
氧粉云母绝缘老化鉴定导则》。
附录 B
绝缘子的交流耐压试验电压标准
表 B1支柱绝缘子的耐压试验电压 KV
交流耐压试验电压
纯瓷绝缘 固体有机绝缘额定电压 最高工作电压
出厂 交接及大修 出厂 交接及大修
3 25 25 25 22
6 32 32 32 26
10 42 42 42 38
15 57 57 57 50
20 68 68 68 59
35 100 100 100 90
110 265 265（305） 265 240（280）
220 490 490 490 440
注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。
附录 C
污秽等级与对应盐密度值
（参考件）
表 C1普通悬式绝缘子（,XP-70,XP-160）附盐密度对应的污秽等级
Mg/cm2
污秽等级 0 1 2 3 4
线路盐密 ≤ ＞ ＞ ＞ ＞
发、变电所盐密 - ≤ ＞ ＞ ＞
表 C2普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级
Mg/cm2
污秽等级 1 2 3 4
盐密 Mg/cm2 ≤ ＞ ＞ ＞
附录 D
橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法
（参考件）
直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受外力破坏而又未
完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破坏进
水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。
橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所
示：
表 橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用材料的电极电位
金属种类 铜 铅 铁 锌 铝
电位 V +
当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地的
电位，如内衬层也破坏进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生 －（－）＝
的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢管为“负”极。
当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于 Ω时，用高内阻万用表
的“正”“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原
电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。
因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可以判断外护套和内衬层已破损进水。
外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一
般应尽快检修。
附录 E
橡塑电缆附件中金属层的接地方法
（参考件）
E1终端
终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于
25mm2；铠装层接地线的截面不应小于 10mm2。
E2中间接头
中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，
而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的
内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接凯装层的地线外部必须有外护套而
且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。
附录 F
避雷器的电导电流值和工频放电电压值
（参考件）
F1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表 F1-F4
表 F1FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型号 FZ-3 FZ-6 FZ-10 FZ-15 FZ-20 FZ-35 FZ-40 FZ-60 FZ-110J FZ-110 FZ-220J
额定
电压
KV
3 6 10 15 20 35 40 60 110 110 220
试验
电压
KV
电导
电流
μA
4
450-650
＜10
6
400-600
＜10
10
400-600
＜10
16
400-600
20
400-600
16
（ 15KV
元件）
400-600
20
（ 20KV
元件）
400-600
20
（ 20KV
元件）
400-600
24
（ 30KV
元件）
400-600
24
（ 30KV
元件）
400-600
24
（ 30KV
元件）
400-600
工频
放电
电压
有效
值
KV
9-11 16-19 26-31 41-49 51-61 82-98 95-118 140-173 224-268 254-312 448-536
注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表 F2FS型避雷器的电导电流值
型号 FS4-3、FS8-3、FS4-3GY FS4-6、FS8-6、FS4-6GY FS4-10、FS8-10、FS4-10GY
额定电压 KV 3 6 10
试验电压 KV 4 7 10
电导电流μA 10 10 10
表 F3FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型号 FCZ3-35 FCZ3-35L FCZ-30DT3)
FCZ3-110J
(FCZ2-110J)
FCZ3-220J
(FCZ2-220J)
额定电压 KV 35 35 35 110 220
试验电压 KV 501） 502） 18 110（100） 110（100）
电导电流μA 250－400 250－400 150－300
250－400
（400－600）
250－400
（400－600）
工频放电电压
有效值 KV
70－85 78－90 85－100 170－195 340－390
FCZ3-35在 4000m（包括 4000m）海拔以上应加直流试验电压 60KV。
FCZ3-35L在 2000m海拔以上应加直流试验电压 60KV。
FCZ-30DT适用于热带多雷地区。
表 F4FCD型避雷器电导电流值
额定电压 KV 2 3 4 6 10 13．2 15
试验电压 KV 2 3 4 6 10 13．2 15
电导电流μA FCD为 50－100，FCD1、FCD3不超过 10，FCD2为 5－20
F2几点说明：
电导电流相差值（％）系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。
非线性因数按下式计算
α＝log（U2/U1）/log（I2/I1）
式中：U1U2—表 11－1序号 2中规定的试验电压；
I2I1—在 U1和 U2电压下的电导电流。
3）非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。
附录 G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准
1min工频耐受电压有效值 KV
穿墙套管
额
定
电
压
最高
工作
电压
油浸电力
变压器
并 联 电 抗
器
电 压 互 感
器
断路器
电 流 互 感
器
干式电抗
器
纯瓷和纯瓷
充油绝缘
固体有机绝
缘
隔离开关
干 式 电 力
变压器
KV KV
出
厂
交
接
大
修
出
厂
交接
大修
出
厂
交接
大修
出
厂
交接
大修
出
厂
交
接
大
修
出
厂
交接
大修
出
厂
交
接
大
修
出
厂
交接
大修
出
厂
交接
大修
3 3．6 20 17 20 17 25 23 25 23 25 25 25 25 25 23 25 25 10 8．5
6 7．2
25
20
21
17
25
20
21
17
30
20
27
18
30
20
27
18
30
20
30
20
30
20
30
20
30
20
27
18
32
20
32
20
20 17．0
10 12
35
28
30
24
35
28
30
24
42
28
38
25
42
28
38
25
42
28
42
28
42
28
42
28
42
28
38
25
42
28
42
28
28 24
15 18 45 38 45 38 55 50 55 50 55 55 55 55 55 50 57 57 38 32
20 24
55
50
47
43
55
50
47
43
65 59 65 59 65 65 65 65 65 59 68 68 50 43
35 85 72 85 72 95 85 95 85 95 95 95 95 95 85 100 100 70 60
66 150 128 150 128 155 140 155 140 155 155 155 155 155 140 155 155
110 126 200 170 200 170 200 180 200 180 200 200 200 200 200 180 230 230
220 252 395 335 395 335 395 356 395 356 395 396 395 395 395 356 395 395
500 550 680 578 680 578 680 612 680 612 680 680 680 680 680 612 680 680
注：红字为低电阻接地系统
附录 H 电力变压器的交流试验电压和操作波试验电压
线端交流试验电压值 KV 中心点交流试验电压值 KV
额定电压 KV 最高工作电压 KV 出厂或全部
更换绕组
交接或部分
更换绕组
出厂或全部
更换绕组
交接或部分
更换绕组
＜1 ≤1 3 2．5 3 2．5
3 3．5 18 15 18 15
6 6．9 25 21 25 21
10 11．5 35 30 35 30
15 17．5 45 38 45 38
20 23．0 55 47 55 47
35 40．5 85 72 85 72
110 126．0 200 170(195) 95 80
220 252．0 360395 306336 85（200） 72(170)
500 550．0 630680 536578 85140 72120
注：1）括号内数值适用于小接地短路电流系统；
附录 I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA）额定电压
（KV）
试验电压
峰值 KV 10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 80℃
2－3 5 11 17 25 39 55 83 125 178
6－15 10 22 33 50 77 112 166 250 356
20－35 20 33 50 74 111 167 250 400 570
110－220 40 33 50 74 111 167 250 400 570
500 60 20 30 45 67 100 150 235 330
附录 J合成绝缘子和 RTV涂料憎水性测量方法及判断准则
通则
绝缘子憎水性测量包括伞套材料的憎水性、憎水性迁移特性、憎水性恢复时间、憎水性丧失
与恢复特性。
运行符合绝缘子憎水性测量应结合检修进行。需选择晴好天气测量，若雨雾天气，应在雨
雾停止 4天后测量。
憎水性状态用静态接触（⊙）和憎水性分级（HC）来测量表示。
试品准备
试品要求
试品的配方及硫化成形工艺应与按正常工艺生产绝缘子的伞套相同。若绝缘子伞裙与护
套的配方及硫化成形工艺不同，则应对伞裙材料及护套材料分别进行试验。
静态接触角法（CA 法）采用平板试品，面积为 30cm2～50cm2，试品厚度 3mm～6mm，试品数
量为 3个。
喷水分级发（HC法）采用平板或伞裙试品，面积 50cm2～100cm2，试品数量为 5个。
清洁表面试品预处理
用无书一乙醇清洗表面，然后、用自来水来冲洗，干燥后置于防尘器内，在实验室标准环境
条件下至少保存 24h。
试品涂污及憎水性迁移
按照 DL/T810-2002《±500KV直流棒形悬式复合绝缘子技术条件》附录 B中 、条件
的方法涂污，盐密和灰密分别为
条件下的防尘容器内进行憎水性迁移，迁移时间为 4天
Ｊ.3测量方法
静态接触角发（CA法）
静态接触角法即通过直接测量固体表面平衡水珠的静态接触角来反映材料表面憎水性状态
方法。可通过静态接触角测量仪器、测量显微镜或照相等方法来测量静态接触角⊙的大小。
水珠的体积 4μl～7μl左右（即水珠重量、4mg～7mg），每个试品需测 5个水珠的静态接触
角（3个试品 15个测量点的平均值为⊙av、最小值为⊙min）。
喷水分级法（HC法）
喷水分级法是用憎水性分级来表示固体材料表面憎水性状态的方法。该法将材料表面的憎水
性状态分为 6 级，分别表示 HC1～HC6。HC1 级对应憎水性很强的表面，HC6 级对应完全亲水
性的表面。憎水性分级的描述见 DL/T810-2002附录 E，典型状况见附图。
对憎水性分级测量和喷水装置的要求如下：
（1） 喷水设备喷嘴距离试品 25cm，每秒喷水 1次，共 25次，喷水后表面应有水分流
下。喷射方向尽可能垂直于试品表面，憎水性分级的 HC 值的读取应在喷水结束后 30s 以内
完成。试品与水平面呈 20。～30。左右倾角。
（2） 喷水设备可用喷壶，每次喷水量 ～1ml；喷射角为 50。～70。。喷射角
可采用在距喷嘴 25cm远处立一张报纸喷射方向垂直与报纸，喷水 10～15次，形成
的湿斑直径在 25cm～35cm的方法进行校正。
判定准则
憎水性
按 J3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角⊙及憎水性分级 HC值。复合绝缘子的伞
裙护套材料应满足：
（1） 静态接触角⊙av≥100。，⊙min≥90。；
（2） 对出厂绝缘子一般应为 HC1～HC2级，且 HC3级的试品不多于 1个。
憎水性的丧失特性
在实验室标准环境条件下，将 5 片清洁试品置于盛有水的容器中浸泡 96h，水应保证试品被
完全浸没。试品要求见第 J2。
将试品取出后，甩掉表面的水珠，用滤纸吸干残余水分。然后任选 3个试品，测量其静态接
触角⊙及 HC值，其余两个试品仅测 HC值。每个试品的测量过程应在 10min内完成。试品应
满足：
（1） 静态接触角⊙av≥90。，⊙min≥85。；
（2） 对出厂绝缘子一般应为 HC3～HC4级，且 HC5级的试品不多于 1个。
（3） 对已运行绝缘子一般应为 HC4～HC6级，且 HC5～HC6级的试品不多于 1个。
Ｊ.４.３憎水性的迁移特性
从５个按Ｊ 规定的方法涂污并憎水性迁移 4 天后的试品中任选 3 个，顺序测量其静态接
触角⊙及 HC值，其余两个试品仅测 HC值，试品应满足：
（1）静态接触角⊙av≥110。，⊙min≥100。
（2）对出厂绝缘子一般应为 HC2～HC3级，且 HC4～HC5级的试品不多于 1个
（3）对已运行绝缘子一般应为 HC3～HC4级，且 HC5～HC6级的试品不多于 1个
憎水性恢复时间
完成 测量后，从水中取出试品，测量憎水性恢复至 条憎水性分级水平的时间，对
出厂绝缘子和已运行绝缘子憎水性恢复时间应小于 24h。
附录 K
气体绝缘金属封闭开关设备老练实验方
老练试验
老练试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式或连续地加压，其目的是：
（1）将设备中可能存在的活动微粒杂质迁移到低电场区域里去，在此区域，这些微粒对
设备的危险性减低，甚至没有危害；
（2）通过放电烧掉细小的微粒或电极上的毛刺，附者的尘埃等。
老练试验的基本原则是即要达到设备净化的目的，又要尽量减少净化过程中微粒触发的
击穿，还要减少对被试设备的损害，即减少了设备承受较高电压作用的时间，所以逐级升压
时，在低电压下可保持较长时间，在高电压下不允许长时间耐压。
老化试验应在现场耐压试验前进行，若最后施加的电压达到规定的现场耐压值Ｕt 耐压
１min，则老化试验可代替耐压试验．
老练试验时，施加交流电压值与时间的关系可参考如下方案，可从如下方案选择或与制
造厂商定。
方案 1：
加压程序是：Um/√315min→Ut1min,如图 所示。
方案 2：
加压程序是：→→→Ut1min如图Ｋ.２所示．
方案３：
加压程序是：Um/√35min→Um3min→Ut1min,如图 所示。
方案 4：
加压程序是：Um/√33min→Um15min→Ut1min→，如图所示。
试验判据
如 GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则
认为整个 GIS通过试验。
在试验过程中如果发生击穿放电，则应根据放电能量和放电引起的声、光、电、
化学等各种效应及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料，进行综合判断。
遇有放电情况，可采取下述步骤：
（1）进行重复试验。如果该设备或气隔还能承受规定的试验电压，则该放电是目恢复放电，
认为耐压试验通过。如重复试验再次失败，则应解体进行检查。
（2）设备解体，打开放电气隔，仔细检查绝缘情况，修复后，再一次进行耐压试验。
附录 L断路器回路电 2阻厂家标准
ID 厂家 类型 电压（KV） 型号 电流 直阻标准 备注
1 沈阳 少油 110 SW2-110I 180
2 沈阳 少油 110 SW2-110Ⅱ 180
3 沈阳 少油 110 SW2-110Ⅲ 140
4 沈阳 少油 220 SW-220I 180140 单断口
5 沈阳 少油 220 SW-220Ⅱ 180 单断口
6 沈阳 少油 220 SW2-220Ⅱ 180 单断口
7 沈阳 少油 220 LW11-110 140 单断口
8 沈阳 SF6 110 LW11-220 70
9 沈阳 SF6 220 LW11-220 3150 40
10 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 40
11 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 80
12 沈阳 SF6 220 LW11-220 4000 90
13 沈阳 SF6 220 LW11-220 2000 190
14 沈阳 SF6 220 LW11-500 200
15 沈阳 SF6 110 LW6-110 35
16 沈阳 SF6 220 LW6-220 35 单断口
17 平顶山 SF6 110 LW6-110 3150 35 单断口
18 平顶山 SF6 220 LW6-220 3150 90 单断口 35
19 平顶山 SF6 500 LW6-500 3150 200 单断口 35
20 西安 SF6 220 LW15-252 42
21 西安 SF6 220 LW15-500 42
22 西安 SF6 110 LW14-126 30
西安 SF6 110 LW14-145 33
23
西安 SF6 110 LW25-126 45
23 西安 SF6 220 LW25-252 45
24 西安 SF6 500 LW13-500 250
原 型 号
500-SFMT-50B
25 少油 110 SW1-110 600 700
26 少油 110 SW3-110 1000 160
27 少油 110 SW3-110G 1200 180
28 少油 110 SW4-110 1000 300
29 少油 110 SW6-110 1200 300
30 少油 110 SW7-110 1500 95
31 少油 220 SW2-220 1500 400
32 少油 220 SW4-220 1000 600
33 西安 少油 220 SW6-220 1600 400
34 沈阳 少油 220 SW6-220 1200 450
35 SF6 220 LW4-220 120
36 SF6 220 LW17-220 100
37 SF6 110 LW17-145 75
38 西门子 SF6 500 3ASS 3150 275
39 日立 SF6 220 OFPTB 3150 150
40 日立 SF6 220 OFPTB 3150 150
41 美国 真空 35 VBM、VBU 200
42 ABB SF6 500 ELFSP7-2 4000 85
43 多油 35 DW8=35 250
44 三菱 SF6 220 250-SFM-50B 2000 35
45 北京 ABB SF6 110 LTB145D1/B 3150 40
46 SF6 220 HPL245B1 4000 50
47 SF6 220 HPL245B1 4000 40
48 上海华通 SF6 220 LW31-252 3150 45 单断口
49 SF6 220 ELFSLA-2 3150 50 单断口
50 SF6 1100 LW17-125 2200 55 单断口
注：以上为断路器厂家标准。若遇到上表中未列的断路器型号，可参考相同电压等级、相同载流下的其他类型断路器或与
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