（电力行业）电力设备交接及预
防性试验规程
华北电网有限公司
电力设备交接和预防性试验规程
华北电网有限公司发布
关于印发华北电网有限公司
《电力设备交接和预防性试
验规程》（2005）的通知
华北电网生[2005]30号
北京电力公司，天津市、河北省、山西省电力公司，山东电力集团公司，内蒙古电力（集团）有限责任公司，
华北电网有限公司直属各发供电单位，华北电力科学研究院有限责任公司：
为适应电力设备和试验技术的发展，华北电网有限公司组织有关单位对 2002版《电力设备交接和预防性试
验规程》进行了补充和完善，修订的主要内容有：
一、增加了输电线路用氧化锌避雷器、RTV、红外检测、六氟化硫电流互感器和六氟化硫变压器等试验项目。
二、修订了与最新国标、反措不一致的内容。
三、修订了不适应电网要求的试验项目、试验标准。
现决定该修订本自 2005年 11月 1日起颁布执行，请华北电网有限公司直属各发供电单位认真学习和贯彻
执行，其他单位可以参照执行。
各单位在执行过程中，若发现有不妥之处，请及时报华北电网有限公司生产技术部。
附件：华北电网有限公司《电力设备交接和预防性试验规程》2005修订本
华北电网有限公司（印）
二 00五年十月二十八日
目次
1总则
2旋转电动机
3电力变压器及电抗器
4互感器
5开关设备
6套管
7支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料
8电力电缆线路
9电容器
10绝缘油和六氟化硫气体
11避雷器
12母线
13二次回路
141kV及以下的配电装置和馈电线路
151kV以上的架空电力线路
16接地装置
17电除尘器
18串联补偿装置
19红外检测
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
附录 B绝缘子的交流耐压试验电压标准
附录 C污秽等级与对应附盐密度值
附录 D橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法
附录 E橡塑电缆附件中金属层的接地方法
附录 F避雷器的电导电流值和工频放电电压值
附录 G高压电气设备的工频耐压试验电压标准
附录 H电力变压器的交流试验电压
附录 I油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
附录 J合成绝缘子和 RTV涂料憎水性测量方法及判断准则
附录 K气体绝缘金属封闭开关设备老炼实验方法
附录 L断路器回路电阻厂家标准
1总则
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 DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》及 GB50150—1991《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。
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。
对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，既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，经全面分析后做出判断。
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。尚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，重大问题报电网公司批准。
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、测量装置等电力设备和安全用具。
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。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备
的额定电压满足以下要求：
（1）500kV设备静置时间大于 72h；
（2）220kV设备静置时间大于 48h；
（3）110kV及以下设备静置时间大于 24h。
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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。
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其试验电压：
（1）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；
（2）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。
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、tanδ、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，被试品温度一般不低于 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％。对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以
运行。
在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
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
题时应进行停电试验进一步核实。
对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。
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
同步发电机和调相机
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；
3）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 ；环氧粉云母绝缘吸收
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）200MW及以上机组推荐测量
极化指数，当 lmin的绝缘电阻在
5000MΩ以上时，可不测极化指数
2 定子绕
组的直流
电阻
1）交接时；
2）小修时；
3）发电机出
口短路后；
4） 小 修 时
（ 200MW及 以
上国产汽轮发
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
1）在冷态下测量，绕组表面温
度与周围空气温度之差不应大于
±3℃。
2）汽轮发电机相间（或分支问）
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
电机组）；
5）必要时
定子绕组通入 10％~20％额定电
流（直流），用红外热像仪查找
续表
序
号
项目 周期 标准 说明
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
定子绕组
泄漏电流和
直流耐压
运行 20年及以
下者
运行 20年以上
与架空线路直接连
接者
大
修
前
运行 20年以上
不与架空线路直接
连接者
~
3 1）交接时；
2）大修前、
后；
3）小修时；
4）更换绕组
后
小修时和大修后
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，应尽可能找出原因并
消除，但并非不能运行。
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，各相间差值可不
考虑。
3）泄漏电流不应随时间延长而增大
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
加以屏蔽。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，无机械混
续表
序号 项目 周期 标准 说明
3 定 子 绕 组
泄漏电流和
直流耐压
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
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）
额定电压
Un（V）
试验电压（V）
小于
10000
36以上 2Un+1000但
最低为 1500
5000以
下
6000~
24000
2Un
+1000
10000
及以上
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年及以下者
运行 20年以上与架空线
路直接连接者
4 定 子 绕 组
交流耐压
1）交接时；
2）大修前；
3）更换绕组
后
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，可在冷状态上进
行。氢冷发电机试验条件见
本表序号 3说明 1）。
2）水内冷电动机一般应在
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，可采用超低
频（）耐压，试验电压
峰值为工频试验电压峰值的
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
5 转 子 绕
组的绝缘
电阻
1）交接时；
2）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及以下兆欧表或其他测量
仪器。
2）对于 300MW以下的隐极式电动机，
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
75℃时不小于 2kΩ，或在 20℃时不小
于 20kΩ，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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
7 转 子 绕 组
交流耐压
1）显极式转
子交接时大修
时和更换绕组
后；
2）隐极式转
子拆卸套箍后，
局部修理槽内
绝缘和更换绕
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
1）隐极式转子拆卸套箍只
修理端部绝缘时和交接时，
可用 2500V兆欧表代替。
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。
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
组后 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
绝缘电阻值不应低于 Ω，否则应查
明原因并消除
1）小修时用 1000V兆欧表。
2）交接时、大修时用 2500V
兆欧表。
3）回路中有电子元器件设
备时，试验时应取出插件或
将两端短接
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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 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）在磁密为 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
验时应注意校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。
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
11 发电机和励
磁机轴承的绝
缘电阻
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
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短
路监测法代替（波形法）。
4）交接时，超速试验前后
进行测量
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）用 250V及以下兆欧表。
2）检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
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压
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在
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范围之内振型为椭圆为不合
格。
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）直流试验电压值为 Un。
2）测度结果一般不大于下表值
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
18 定子绕组
端部手包绝
缘表面对地
电位
1）交接时；
2）大修时；
3）必要时
交
接
时
或
现
场
处
理
绝
缘
端部接头
（包括引水
管锥体绝缘）
及过渡引线
并联块
1）200MW及以上国产水
氢氢汽轮发电机应进行试
验，其他机组不作规定。
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。而交接时在
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（如事故后等）可采用
测量局部泄漏电流的方法
来试验，标准规定如下：表
中表面电位法中限值为 1、
2、3kV，则局部泄漏电流法
相应电流限值为 10、20、30
后
手包绝缘
引线接头及
汽机侧隔相
接头
大
修
时
端部接头
（包括引水
管锥体绝缘）
及过渡引线
并联块
μA，其余依此类推。
4）使用内阻为 100MΩ的
专用测量杆测量
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
大修时 见附录 A 1）累计运行时间 20年以上
且运行或预防性试验中绝缘
频繁击穿的机组应进行，其他
机组不作规定。
2）新机投产后第一次大修
有条件时可对定子绕组做试
验，以留取初始值
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，
应在测量误差的范围以内。
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动机最高电压下持
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
带与不带变压器下的试验
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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较，应无明显
差异
24 次 瞬 态 电
抗和负序电
抗
交接时 电抗值不作规定 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
残压
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
应与电网的相序一致
线后
27 温升 1）第一次
大修前；
2）定子或
转子绕组更
换后、冷却系
统改进后；
3）必要时
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
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，而容量为 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）分相测得沥青浸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，下同），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℃时的绝缘电阻值，MΩ；
Kt——绝缘电阻温度换算因数。
绝缘电阻温度换算因数（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有关，对于 A级绝缘为 ；B级绝缘为 。
直流电动机
直流电动机的试验项目、周期和标准见表 2-2所示。
表 2-2直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
1）交接时；
2）大修时；
3）小修时
绝缘电阻值一般不低于 Ω 1）用 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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％；补偿绕组自行规定。
2）100kW以下的不重要电动机自行规定
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）对波绕组或硅绕组应根
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机进行
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
电动机可用 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
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 必要时可做无火花换向试
验
续表
序号 项目 周期 标准 说明
8 绕 组 的 极
性及其连接
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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％ 副励磁机的交流耐压试验可
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 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
缘电阻值不应低于 1MΩ/kV，投运前室温
下（包括电缆）不应低于 1MΩ/kV；
1）500kW及以上的电动机，应
测量吸收比（或极化指数）。
2）3kV以下的电动机使用 1000V
兆欧表，3kV以上的电动机使用
2500V兆欧表。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
l 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
c）转子绕组不应低于 Ω。
2）吸收比或极化指数自行规定
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 绕组的直流
电阻
1）交接时；
2）大修时；
3）一年（3kV
及以上或 100kW
及以上）
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，其他电动机自行规定。
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
有条件时应分相进行试验
续表
序号 项目 周期 标准 说明
4 定 子 绕
组 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）更换定子绕组时工艺过
程中的交流耐压试验按制造
厂规定
5 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）
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
大修时或局
部更换定子绕
组后（V）
， 但
不小于 1000
，
但不小于
2000
1）绕组式电动机已改为直
接起动者，可不做交流耐压。
2）Uk为转子静止时，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
交接时试验电压为出厂值的 倍，且不
应低于 1200V；大修时为 1000V
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
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
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
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
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，空载电流自行规定。
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于
1h。
2）测定空载电流仅在对电动
机有怀疑时进行。
3）3000V以下电动机仅测空
载电流不测空载损耗
3电力变压器及电抗器
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 1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 1次；对新装、
大修、更换绕组后
增加第 4、10、30
天。
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/l；
H230μl/l；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/l；
H250μl/l；C2H2痕量。
3）对 110kV及以上变压器的油中一旦
出现 C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变
化趋势。
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 150
μ l/l； H2150μ l/l； μ l/l
（500kV设备为 μl/l）。
5）烃类气体总和的产气速率在
式），相对产气速率大于 10％月，则认
为设备有异常。
6）500kV电抗器当出现少量（小于
μl/l）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）溶解气体组分含量的单
位为μl/l。
3）溶解气体组分含量有增
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1 油 中 溶 解
气体色谱分
析
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 1次。
d） 35kV变压
器 8MVA以上 1
年 1次，8MVA以
下 2年 1次。
e）必要时
2 绕 组 直 流
电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）l~3年；
4）无磁调压变
压器变换分接位
置；
5）有载调压变
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
变化量大于 ％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％。
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，其差别不应大于 2％，当超过 1％时应
引起注意。
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=Rl（T+t2）/（T+t1），
式中：Rl，R2分别为在温度
t1、t2下的电阻值；T为电阻
温度常数，铜导线取 235，铝
导线取 225。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 绕 组 直 流
电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1~3年；
4）无磁调压变
压器变换分接位
置；
5）有载调压变
压器的分接开关
检修后（在所有
分接）；
6）必要时
4）电抗器参照执行。 3）无励磁调压变压器投入
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％
（10000MΩ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。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
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
指数可仅作为参考。
7）电缆出线变压器的电缆
出线侧绕组绝缘电阻由中性
点套管处测量
4 绕组的 tan
δ
1）交接时；
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
1）20℃时的 tanδ不大于下列数值：
％
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）同一变压器各绕组的
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 tanδ和
电容值
1）交接时；
2）大修时；
见第 6章 1）用正接法测量。
2）测量时记录环境温度和
设备的顶层油温。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
5 电容型套管
的 tanδ和电
容值
3）1~3年；
4）必要时
见第 6章 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
油浸设备试验电压值按附录 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
110kV及 以 上
变压器、电抗器：
1）交接时；
2）大修后；
3）更换绕组后；
4）l~3年；
5）必要时
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
线的应分别测量
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
10 油中含水
量
见第 10章
11 油中含气 见第 10章
量
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）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 lmin时的泄漏
电流值。
2）封闭式电缆出线变
压器的电缆出线侧绕组
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为±％，其他
分接的偏差应在变压器阻抗值（％）的 1/10以
内，但不得超过 1％
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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相变压器组
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110kV
及以上；
2） 大 修 后
（ 220kV或
120MVA及以上变
压器）；
3）必要时
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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—1995《有载分接开
关运行维修导则》执行
19 测 温 装 置
及其二次回
路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）l~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
回路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）1~3年
整 定 值 符 合 DL/T540—1994
《QJ-25/50/80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
2l 压 力 释 放
器试验
1）交接时；
2）大修后；
动作值与铭牌值相差应不大于 10％
或符合制造厂规定
交接时出厂有报告可不做
3）必要时
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
23 冷却装置
及其二次回
路试验
1）交接时；
2）大修后；
3）l~3年
1）投运后，流向、温升和声响正常、
无渗漏。
2）强油水冷装置的检查和试验按制造
厂的规定。
3）绝缘电阻一般不低于 1MΩ
测量绝缘电阻用 2500V兆
欧表
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
1）新装和更换绕组后，冲击合闸 5次，
每次间隔 5min。
2）部分更换绕组后，冲击合闸 3次，
每次间隔 5min
1）在使用分接上进行。
2）由变压器高压侧加压。
3）合闸前 110kV及以上
的变压器中性接地。
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，一般为非正
常老化，需跟踪检测：
运行年
限（年）
l~5 5~10 10~15 15~20
糠醛量
（mg/l）
26 油中糠醛
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。
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。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
26 油 中 糠 醛
含量
1） 交 接 时
500kV变压器和
电抗器；
3）测量值大于 4mg/l时，认为绝缘老
化已比较严重
3）需了解绝缘老化情况时。
4）长期过载运行后，温升
超标后
2）必要时
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％
可用所测绕组的 tanδ值推
算，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；
在额定电压及测量频率下一般不大于
80dB（A）
按 GB7328—1987《变压器
和电抗器的声级测定》的要求
进行
续表
序号 项目 周期 标准 说明
31 噪声 2）500kV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
和电抗器的声级测定》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；
3）必要时；
4）不超过 6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
部接线状态应相同。
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
35 变压器相位
检查
1）交接时； 必须与电网相位一致
续表
序号 项目 周期 标准 说明
35 变 压 器 相
位检查
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、
干式变压器的试验项目、周期标准
序号 项目 .周期 标准 说明
l 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）；
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）及以下变压器，相间差别一
般不应大于三相平均值的 4％；线问差别
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）项执行。
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分别为在温度tl、
t2下的电阻值；T为电阻温度
常数，铜导线取 235，铝导线
取 225。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1 绕组直流电
阻
5）无载调压
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
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（所）
用变压器、接
地变压器、消
弧线圈 l~3年，
干 式 变 压 器
1~5年；
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。
2）测量前被试绕组应充分放电。
3）绝缘电阻大于 10000MΩ时，
可不测吸收比或极化指数
4）必要时
3 油浸变压器
和消弧线圈绕
组的 tanδ
必要时 1）20℃时的 tanδ值不大于 ％。
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：
式中：tanδ1、tanδ2分别为在
温度 t1、t2下的 tanδ值
续表
字号 项目 周期 标准 说明
4 绝 缘 油 试
验
1）交接时、投
运前；
2）大修后；
3）厂（所）用
变压器、消弧线
圈 l~3年；
4）必要时
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。厂（所）
用变压器按 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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为±1％，其他所有变
压器的额定分接电压比允许偏差为±
％，其他分接的偏差应在变压器阻抗值
（％）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
必须与变压器的铭牌和出线端子标示
相符
9 变 压 器 空
载电流和空
载损耗
1）交接时；
2）必要时；
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）
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
傲
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）
续表
序号 项目 周期 标准 说明
11 环 氧 浇 注
型干式变压
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）大修后；
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，
绝缘电阻不低于 1MΩ
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
15 整 体 密 封
检查
1）交接时；
2）大修时
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）交接时、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的规
定；绝缘电阻一般不低于 1MΩ
测量绝缘电阻用 2500V兆
欧表
17 消 弧 线 圈
的电压、电流
互感器绝缘
和变比试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
见表 4-1、表 4-2 测量绝缘电阻用 2500V兆
欧表
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
部接线状态应相同。
2）应在最大分接下测量。
3）出口短路后应进行试验
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℃v/v）
（μl/l）
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》、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
测湿度不符合要求或漏气超过
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、CO2、SO2有条件
时可加以监控
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
继电器校验
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
变压器变换分
接位置；
5）有载调压
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
变化量大于 ％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％。
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，其差别应大于 2％，当超过 1％时应引
起注意
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
为在温度 tl、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）无励磁调压变压器投入
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
6 绕组直流
电阻
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；
2）投运前；
3）大修后；
4）1~3年；
5）必要时
1）绝缘电阻，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）吸收比和极化指数不进行
温度换算。
4）变压器绝缘电阻大于
10000MΩ时，吸收比和极化指
数可仅作为参考。
5）电缆出线变压器的电缆出
线侧绕组绝缘电阻由中性点套
管处测量
8 绕组连同
套管的 tan
δ
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
4）500kV变压
器 1~3年
1）20℃时的 tanδ不大于下列数值：
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）同一变压器各绕组的 tan
δ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值
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
11 穿芯螺栓、
夹件、绑扎钢
带、铁芯、线
圈压环及屏
蔽的绝缘电
阻
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）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 lmin时的泄漏电
流值。
2）封闭式电缆出线变压
器的电缆出线侧绕组泄漏
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；
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为±％，其他
分接的偏差应在变压器阻抗值（％）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相变压器现应在连接
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
及以上，110kV现
场不吊罩时；
2） 大 修 后
（ 220kV或
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
试 验 方 法 应 符 合
—2003的规定
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-—1995《有载分接开关
运行维修导则》执行
续表
序号 项目 周期 标准 说明
19 测 温 装 置
的校验及其
二回路试验
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 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
部接线状态应相同。
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
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
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
1）主绝缘 tanδ（%）不应大于下表中的
数值，且与历年数据比较，不应有显著变化。
电压等级
（kV）
35 110 220 500
油纸电
容型
—
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 tanδ及
电容量
1）交接时、
投运前；
2）l~3年；
3）大修后；
4）必要时
1）主绝缘 tanδ试验电
压为 10kV，末屏对地 tanδ
试验电压为 2kV。
2）油纸电容型 tanδ一
般不进行温度换算，当 tan
δ值与出厂值或上一次试
验值比较有明显增长时，应
综合分析tanδ与温度电压
的关系，当 tanδ随温度明
显变化或试验电压由 10kV
升到时，tanδ增量超过±
％，不应继续运行。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 tanδ 及
电容量
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 tanδ，
其值不应大于 2％
3）固体绝缘电流互感器一
般不进行 tanδ测量
3 110kV及
以上电流互
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。
2）运行中油中溶解气体组分含量超过下
列任一值时应引起注意：
a）总烃：100μl/l。
b）H2：150μl/l。
c）C2H2：2μl/l（110kV级），lμl/l
（220~500kV级）
全密封电流互感器按制造
厂要求进行
油中微量水含量不应大于下表中数值。
电压等级
（kV）
110 220 500
4 110kV及
以上电流互
感器油中含
水量
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
水分
（mg/1）
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录 G。
2）二次绕组之间及末屏对地为 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
上油浸电流互感
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
电压为时，放电量不大于 5pC。在电压为
时放电量不大于 10pc
1） 试 验 接 线 按
GB5583—1985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；
3）必要时
与铭牌标志相符
8 各 分 接 头
的变比
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
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，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
注入前：≤
注入后：220kV
及以下≤l；
500kV≤
≤2
12 绝缘油 tan
δ（％）
1） 交 接 时
（110及以上）；
2）必要时
1）当电流互感器 tanδ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； 应无渗漏油现象
续表
序号 项目 周期 标准 说明
13 密封检查 2）大修后；
3）必要时
注：套管式电流互感器按表 4-1中序号 1、5、7、8、9、10，其中序号 5可随同变压器、电抗器或断路器等一起
进行。SF6断路器或封闭式组合电器中的电流互感器，有条件时按表 4-1中序号 l、7、8、9、10进行。
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电流互感器试验项目、
周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
l SF6气体湿
度（20℃v/v）
（μl/l）
1）交接时；
2）大修后；
3）新装及大
修后1年内复测；
4）l~3年；
5）必要时
1）交接及大修后：不大于 250；
2）运行中：不大于 500
1）按 GB12022—1989《工业
六氟化硫》、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
测湿度不符合要求或漏气超过
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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，或按厂家要
求
日常监控，必要时检测
3 SF6气体成
分分析
1）老炼试验后；
2）必要时
纯度：≥97％；
空气：≤％；
CF4：≤％
1）有条件时取气分析。
2）其余 CO、CO2、SO2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
继电器校验
1）交接时；
2）1~3年
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
7 SF6（％） 1）交接时；
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
12 老 炼 及 交
流耐压试验
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）老炼试验程序：（10min）→0→
（5min）→（3min）→0，老炼
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
体湿度测量合格后进行老炼
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
试验
必要时 在电压为时，放电量不大于 5pC。在电压
为时放电量不大于 10pC
电压互感器
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值的 60％ 1）使用2500V兆欧表。
2）测量时非被试绕组、
外壳应接地
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）绕组绝缘：tanδ（％）不应大于下表中数值。
额定
电压
温度
（℃）
5 10 20 30 40
交接时，
大修后
35kV
及以下
运行中
2 tanδ
（ 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：
110kV 交接时，
串级式电压互
感器 tanδ的试验
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
大修后及以上
运行中
a）交接时；
b）必要时
2）支架绝缘 tanδ应不大于 10％
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。
2）运行中油中溶解气体组分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
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
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
水分
（mg/1） 运行中 35 25 15
全密封电压互
感器按制造厂要
求进行
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
1）感应耐压试验的频率，
为 150Hz及以上时，试
验持续时间 t按下式计
算：t=60×100/f但不应
小于 20s，且 f不应大
于 300Hz。
2）二次绕组可用 2500V
兆欧表测绝缘电阻代替。
3）预试时有条件进行
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及以上油浸式电压互感器在电压为时的放
电量：不大于 5pC
1） 试 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）预加电压为其感应耐
压的 80％测量电压在两
值中任选其一进行
续表
序号 项目 周期 标准 说明
7 空载电流测量 1）交接时；
2）更换绕组
后；
3）必要时；
4）发电机出
口 TV：1~5年
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，中性点接地
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 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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 tan
δ
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）全密封电压互感器
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）大修时
一般不得低于 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
应无渗漏油现象 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 4-3中序号 l、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
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 中问变压器
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大于 1000M
Ω；
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）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）投运后
1年内；
3）1~3年；
4）必要时
一般不低于 5000MΩ 用 2500V兆欧表
续表
序号 项目 周期 标准 说明
6 电容值 1）交接时；
2）投运后 1年
内；
3）l~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；
上节电容器测量电压
10kV，中压电容的试验电压
自定
b）膜纸绝缘 。若测试值超过 应加
强监视，超过 应更换
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 lmin后，降至 ×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 漏 油
检查
1）交接时；
2）巡视检查时
漏油时停止使用 用观察法
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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”等
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低压端（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，应增加带电测量次数，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
CIS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
漏
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 CB11023—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； 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
1）试验在 SF6气体额定压
力下进行。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
4 耐压试验 2）大修后；
3）必要时
80％，当试验电压低于附录 G的规定值时，
按附录 G的规定进行试验
2）对 GIS试验时不包括其
中的电磁式电压互感器及避
雷器，但在投运前应对它们进
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）对定开距断路器和带有
合闸电阻的断路器应进行断
口间耐压试验。
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 1）可用 2500V兆欧表代替。
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
容量和 tanδ
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
4）必要时
1）瓷柱式断路器与断口同时测量，测得的
电容值和 tanδ与原始值比较，应无明显变
化。
2）罐式断路器（包括 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 tanδ，作为
该设备的原始数据。
2）对罐式断路器（包括 GIS
中的断路
续表
序号 项目 周期 标准 说明
6 断 口 同 并
联电容器的
绝缘电阻、电
容量和 tanδ
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
4）必要时
1）瓷柱式断路器与断口同时测量，测得的
电容值和 tanδ与原始值比较，应无明显变
化。
2）罐式断路器（包括 GIS中的断路器）按
制造厂规定。
3）单节电容器按第 9章规定
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，
tanδ仅作参考
7 合 闸 电 阻
值和合闸电
阻的投入时
间
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
4）必要时
1）除制造厂另有规定外，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
1）速度特性测量方法和测量结果应符合制
造厂规定；
2）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；
3）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）相问分闸不同期不大于 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
9 分、合闸电
磁铁的动作
电压
1）交接时；
2）1~3年；
3）机构大
修后；
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）1~3年；
3）大修后；
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
1）交接时；
2）机构大
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
阻及绝缘电
阻
修后
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
应符合制造厂规定
续表
序号 项目 周期 标准 说明
13 机 构 压 力
表校验（或调
整），机构操
作压力（气压、
液压）整定值
校验，机械安
全阀校验
1）交接时；
2）机构大修
后；
3）必要时
按制造厂规定 对气动机构应校验各级气
阀的整定值（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
泄漏试验
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
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
应符合制造厂规定
时间 4）必要时
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
压互感器和
避雷器
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
20 GIS的联锁
和闭锁性能
试验
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
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、周期和标准见表 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 说明
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 24~40
126~
252
交接时、大
修后
1200 3000 5000 6000
运行中 600 1500 3000 3000
1 绝 缘 电
阻
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后
用 2500V兆欧表
1）20℃时多油断路器的非纯瓷套管的 tanδ（％）
值见表 6。
2）20℃时非纯瓷套管断路器的 tanδ（％）值，可
比表 6中相应的 tanδ（％）值增加下列数值。
额定电压
（kV）
≥126
tanδ（％）值
的增加数
1 2 3
2
及以上非
纯瓷套管
和油断路
器的tanδ
1）交接时；
2）l~3年；
3）大修后
1）在分闸状态下按每
支套管进行测量，测
得的 tanδ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。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 及
以上非纯瓷
套管和油断
路器的 tanδ
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后
1）20℃时多油断路器的非纯瓷套管的 tanδ
（％）值见表 6。
2）20℃时非纯瓷套管断路器的 tanδ（％）值，
可比表 6中相应的 tanδ（％）值增加下列数值。
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。
额定电压
（kV）
≥126
tanδ（％）值
的增加数
1 2 3
3）带并联电阻断路器
的整体 tanδ可相应增
加 1％
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
3 及
以上少油断
路器的泄漏
电流
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后
2）泄漏电流不大于 10μA
220kV少油断路器提
升杆（包括支持瓷套）
的泄漏电流大于 5μA
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、合闸状态下分别进行，试验电压
值按照附录 G规定值
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
试验电压按附录 G规定 1）耐压设备不能满
足要求时可分段进行，
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）l~3年；
3）大修后
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 100A
8 灭 弧 室 的
并联电阴值，
并联电容器
的电容量和
tanδ
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）并联电容器与断口同时测量，测得的电容值
和 tanδ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tanδ，
作为该设备的原始数
据
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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 动 机 构
合闸接触器
及分、合闸电
磁铁的最低
动电压
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 触
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
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）整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规
定。
2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻
（MΩ）不应低于下表数值（20℃时）。
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
1 绝缘电阻 1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后
用 2500V兆欧表
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 断 路 器 主
回路对地、断
口及相同交
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、合闸状态下分别进行，试验
电压值按附录 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
1）交接时；
2）1~3年；
试验电压为 lkV 可用 2500V兆欧表代替
交流耐压试
验
3）大修后
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
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时；
4） 1~3年
（电容器组用
断路器）
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）合闸弹跳时间对于 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
合闸接触器
及分、合闸电
磁铁的最低
动作电压
1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后
1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压
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％（关合峰
值电流大于 50kA时为 85％）时应可靠动作
采用突然加压法
8 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）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 弧 室 真
空度测试
1）交接时；
2）1~3年；
3）必要时
灭弧室真空度应符合制造厂规定 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 说明
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
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 lkV 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 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
电流峰值电流大于 50kA时为 85％）时应可
靠动作
采用突然加压法
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）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
测绝缘电阻用 1000V兆欧
表
5 断路器机械
特性及其他要
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、后分别
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）试验电压施加方式：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
的试验电压值相同
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 DL/T538—1993《高压带电显示装
置技术条件》
续表
序号 项目 周期 标准 说明
9 灭 弧 室 真
空度测试
1）交接时；
2）1~3年；
3）必要时
灭弧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）l~3年；
3）大修后
应符合制造厂规定 五防指：①防止误分、误
合断路器；②防止带负荷拉、
合隔离开关；③防止带电（挂）
合接地（线）开关；④防止
带接地（线）开关合断路器；
⑤防止误入带电间隔
12 高 压 开 关
柜中的电流
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、周期和要求可参照表 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。
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中序号 10和 11。
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）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~
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
交接时 1200 3000
用 2500V兆欧表
大修后
运行中 300 1000
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
3 二次回路
交流耐压试
验
1）交接时；
2）大修后
试验电压为 1000V 可用 2500V兆欧表测绝缘
电阻代替
续表
序号 .项目 周期 标准 说明
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，可对各胶合
元件分别耐压其试验和要求按第 7章的规定
进行
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（气压或液压）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以上 10000MΩ。
2）末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MΩ
用 2500V兆欧表
1）主绝缘 20℃时的 tanδ（％）值不应大于下表
中数值。
电压等级
（kV）
20~
35
66~
110
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 主绝缘及
电容型套管
末屏对地的
tanδ与电
容量
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
2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于 1000MΩ时
应测量末屏地对地的 tanδ；加压 2kV，其值不
1）油纸电容型套管
的 tanδ一般不进行温
度换算，当 tanδ与出
厂值或上一次测试值
比较有明显增长或接
近左表数值时，应综合
分析 tanδ与温度、电
压的关系，若 tanδ随
温度升高明显增大，或
试验电压由 10kV升到
Um/，tanδ增量超过±
％时不应继续运行。
2）测量变压
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 主绝缘及
电容型套管
末屏对地的
tanδ与电容
量
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
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
器套管 tanδ时，与被
试套管相连的所有绕组
端子连在一起加压，其
余绕组端子均接地，末
屏接电桥，正接线测量。
3）存放 1年以上的套
管应做额定电压下的
tanδ
3 油中溶解
气体色谱分
析
1）交接时；
2）大修后；
3） 6~10年
（ 66kV及 以
上）；
4）必要时
油中溶解气体组分含量（v/v）超过下列任一值
时应引起注意：
1）H2：500μl/l；
2）CH4：100μl/l；
3）C2H2：1μl/l（220~500kV），2μl/l（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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）变压器及电抗器套管的试验电压为
其他套管的试验电压为
2）在试验电压下局部放电值不大于下列数值。
油纸电容
型（pC）
胶纸电容
型（pC）
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
交接及
大修后
10 250（100）
1）交接时制造厂提供
数据时不可进行此项试
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、
运行中 20 自行规定 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涂料
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
l 66kV及 以
上绝缘子零值
检测
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）对多元件针式绝缘子应
检测每一胶合元件
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 绝 缘 子 绝
缘电阻
1）交接时；
2）悬式绝
缘子 1~5年；
3）针式支
柱绝缘子 1~5
年
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 500MΩ。
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
1）用 2500V及以上兆欧表。
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 l~5年；
4）针式支
1）支柱绝缘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
1）棒式绝缘子不进行此项
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
柱绝缘子 1~5
年；
5）随主设
备；
6）更换绝
缘子时
绝缘子交流耐压试验电压值均取 60kV
4 绝 缘 子 表
面污秽物的
等值盐密
1年 参照附录 C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
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，
续表
序号 项目 周期 标准 说明
4 绝缘子表面
污秽物的等值
盐密
1年 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
测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 l、
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 ）
表 7-2合成绝缘子试验项目、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
枝状放电或电弧烧伤痕迹。
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）端部金具连部部位无明显的滑移，密封
良好。
6）钢脚或钢帽无锈蚀、钢脚弯曲、电弧烧
损、锁紧销缺少
检查时禁止踩踏绝缘子伞
套
2 憎 水 性 试
验
1）1年 1
次；
2）必要时
1）HCl~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
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 憎 水 性 试
验
1） 1年 1
次；
2）必要时
标准的憎水性迁移试验，以确定是否退出
运行
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）3~5
1）耐受：合格。
2）闪络：不合格
4 水煮试验 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
判为不合格，退出运行。
2） 样 品 数 量 按
DL/T864—2004《标称电压高
于 1000V交流架空线路用复合
绝缘子使用导则》执行
涂料试验项目、周期和标准（见表 7-3）
表 7-3RTV涂料试验项目、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
检查一次；
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
检查时禁止踩踏绝缘子
3）必要时 电弧烧伤痕迹。
3）无硬化、脆化、粉化、开裂等现象
2 憎水性试验 1）1年 1次；
2）必要时
1）HCl~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，泄漏电流不稳定，随试验电压的
升高或随加压时间延长而急剧上升，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。
除自容式充油电缆线路外，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，以后再按正常周期试验。
纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准（见表 8-1）
表 8-1纸绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
l 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
lkV及以下 1000V
lkV以上 2500V
6kV及以上 2500V或
5000V
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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；
3）l~3年
2）耐压 5min时的泄漏电流值不应大于
耐压 lmin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及以下电缆的泄漏电流小于
10μA，10kV及以上电缆的泄漏电
流小于 20μA时，对不平衡系数不
作规定
3 相 位 检
查
1）交接时；
2）必要时
与电网相位一致
橡塑绝缘电力电缆线路
橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表 8-2。
表 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）
用 1000V兆欧表。
2）
缆用2500V或5000V兆
欧
2 电缆外护套、
内衬层绝缘电
阻
1）交接时；
2）耐压试验
前；
3）必要时
每千米绝缘电阻值不应低于 Ω 1）用 500V兆欧表。
2）当绝缘电阻低于
标准时应采用附录 D
中叙述的方法判断是
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，不符合此附录者
不测量
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）耐压试验（35kV及以下）：
a）交接时：3U060min
b）预试时：
2）l~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
1）110kV及以上一端
为空气绝缘终端，另一
端为 GIS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）两端均为密闭式终
（min）
35kV及以下 2U0 5
66kV、110kV 5
220kV 60
b）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
端的电缆可不进行定期
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、交联聚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。
表 8-3自容式充油电缆线路试验项目、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 3min
450 225
64/110
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 lmin 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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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 tanδ：不大于 ％（100℃时）
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
条进行
信 号 指
示
1）交接时；
2）6个月
合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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）击穿电压：新油不低于 50kV，运行中油
不低于 45kV。
2）tanδ：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
6 电缆及附件
内的电缆油
1）交接时；
2）2~3年；
3）必要时
注意值μl/l（v/v）
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。
可燃气体总量 1500 H2500
C2H2痕量 CO100
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 lmin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
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 20μ
Ω。
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）的接触电阻
注：互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
l 极 对 壳
绝缘电阻
1）交接时；
2）必要时
不低于 2000MΩ 1）用 2500V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）l~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
一般不低于 5000MΩ 用 2500V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）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
3 tanδ
（％）
1）交接时；
2）投运后 1年内；
3）l~3年；
4）必要时
以 10kV电压测量时 tanδ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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
4 交流耐压
和局部放电
1） 交 接 时
（50kV）；
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 ×时 10s，
再降至保持 1min，局部放电量不大于 10pC
1）若耐压值低于 ×
，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
漏油时停止使用 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 10Ω
用 2500V兆欧表
带电测量耦合电容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。
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，应增加带电测量次数，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。
表 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 tanδ
（％）
1）交接时；
2）断路器大
修后；
3）必要时
10kV电压下的 tanδ值不大于下列数值：
1）油纸绝缘：；
2）膜纸复合绝缘：
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集合式电容器的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
l 相间和极
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。
2）试验时极间应用短路线
短接
2 电容值 1）交接时；
2）1~3年；
3）必要时
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。
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
每两个套管之间的电容量，与出厂值相差不
得超过±5％
3 相间和极
对壳的交流
耐压
1）交接时；
2）必要时
试验电压出厂值的 75％ 试验时极间应用导线短路
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的标准
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
l 绕组绝缘电
阻
1）交接时；
2）l~3年；
3）大修后；
4）必要时
不低于 1000MΩ 用 2500V兆欧表
2 绕组直流电
阻
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）三相绕组间之差别不应大于
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
与出厂值电较不大于 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
l 绝缘电阻 1）交接时；
2）1~3年；
3）大修后；
4）必要时
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—1990《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 或颜色骤然变深，
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 外观 1）注入设备前后的
新油；
2）运行中取油样时
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、汽轮机油水
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、汽轮机油酸值测
定法（BTB）法》进行试验
续表
标准
序号 项目 周期 投入运行前
的油
运行油
说明
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（mg/l） 1）准备注入
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，
110~220kV设备 1
年；
4）必要时
110kV≤20；
220kV≤15；
500kV≤10
110kV≤35；
220kV≤25；
500kV≤15
运行中设备，测量时应
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）
1）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
续表
标准
序号 项目 周期 投入运行前
的油
运行油 说明
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
110~500kV设备后
新油；
3） 运 行 中 ：
500kV设备 1年，
220kV设备 5年；
4）必要时
1）注入前：≤
；
2）注入后：
a）220kV及以下
≤1
b）500kV≤
≤2 按 GB5654—1985《液体
绝缘材料工频相对介电常
数介质损耗因数和体积电
阻率的试验方法》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
≤l 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
续表
标准
序号 项目 周期 投入运行前
的油
运行油 说明
11 油泥与沉淀物
（m/m）（％）
必要时 — 一般不大于
按 GB511—1988《石油产
品及添加剂机械杂质测定法》
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的油。如果补加到已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 tan
δ不大于原设备内部油的 tanδ值时，才可混合。
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实测的凝点决
定是否可用。
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相同的油，如需要与不同牌号油混合时，
应预先进行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，如实际使用比不祥，则采用 1：1比例混合。
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
1）交接时；
2）110kV及以上新
设备投运前及大修后 无 外观目测
3 游离碳 检验项目序号 1~6，运
行中
无较多碳悬浮
于油中
外观目测
续表
标准
序号 项目 周期 投入运行前
的油
运行油 说明
4 击 穿 电 压
（kV）
1）110kV及以
下≥35；
2）110kV以上
≥40
1）110kV及以
下≥30；
2）110kV以上
≥35
1）按 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）
（℃）
为 1年，检验项目为序
号 4；
3）110kV以下新设备
投运前或大修后检验
项目序号 1~6，运行中
不大于 3年，检验项目
序号 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）
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 3/10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/1）
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 1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
续表
序
号
项目 周期 标准 说明
4 酸度（μg/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 SD311—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
（μg/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
g/g）
1）大修后；
2）必要时
≤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
11避雷器
阀式避雷器的试验项目、周期和标准（见表 11-1）
表 11-1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
l 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，但与前一次及同类型的测量数据进
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 2500MΩ
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型避雷器的电导电流参考值见
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非线性因数差值，
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）
试验电压
3 6 10 15 20 30
U1（kV） — — — 8 10 12
试验电压
U2（kV）
4 6 10 16 20 24
2 电导电流
及串联组合
元件的非线
性因数差值
1）交接时；
2）大修后；
3）每年雷雨季
前；
4）必要时
1）施加的直流电
压 应 符 合
GB/—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。
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的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非线性因数差值，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
试验电压
U1（kV）
— — — 8 10 12
试验电压
U2（kV）
4 6 10 16 20 24
2 电导电流
及串联组合
元件的非线
性因数差值
1）交接时；
2）大修后；
3）每年雷
雨季前；
4）必要时
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。
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 300~400
μA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~
3l
放
电
电
压
（kV）
运行中
8~
12
5~
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，
只在解体大修后进
行
续表
序号 项目 周期 标准 说明
4 底座绝缘
电阻
1）交接时；
2）发电厂、变电
所避雷器每年雷雨
季前；
3）线路上避雷器
l~3年；
4）大修后；
5）必要时
自行规定 用 2500V及以上兆
欧表
5 放电计数
器动作检查
1）交接时；
2）发电厂、变电
所内避雷器每年雷
雨季前；
3）线路上避雷器
1~3年；
4）大修后；
5）必要时
测试 3~5次，均应正常动作
6 密封检查 1）大修后；
2）必要时
避雷器内腔抽真空至（300~400）×133Pa后，
5min内，其内部气压的增加不应超过 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）；
3）3~5年（500kV
1）35kV以上，不低于 2500M
Ω；
2）35kV及以下，不低于
1000MΩ
用 2500V及以上兆欧表
避雷器）；
4）必要时
2 直 流 lmA电
压 U1mA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
1） 不 得 低 于
GB11032—2000规定值；
2）U1mA，实测值与初始值或
制造厂规定值比较，变化不应
大于±5％；
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）测量电流的导线应使用屏蔽
线。
3）初始值系指交接试验或投产
试验时的测量值
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
月后带电测量一次，
以后每个雷雨季前、
后各测量一次；
3）必要时
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，应适当缩短监
测周期
1）测量时应记录环境温度，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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
输电线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输电线路用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
l 绝缘电阻 1）交接时；
2）必要时
1）35kV以上，不低于 2500MΩ；
2）35kV及以下，不低于 1000M
Ω
用 2500V及以上兆欧表
2 直流 lmA
电压 U1mA和
75％ U1mA下
的泄漏
1）交接时；
2） 3~5年
（ 500kV避 雷
器）；
1）不得低于 GB11032—2000
的规定值。
2）U1mA，实测值与初始值或出
厂值比较变
1）测量时应记录环一境温度和相对湿
度。
2）测量电流的导线.应使用屏蔽线。
3）初始值系指交接试验
续表
序号 项目 周期 标准 说明
2 电流 3）必要时 化不应大于±5％。
3）75％U1mA（初始值）下的泄
漏电流不应大于 50μA或制造厂
规定
时的测量值
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、
后各测量一次；
1）测量运行电压下的全电流、
阻性电流或功率损耗，测量值和
初始值比较，不应有明显变化，
当阻性电流增加到初始值的 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，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
3）必要时
4 工频参考
电流下的工
频参考电压
1）交接时；
2）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 放电记数
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、标准见表 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
l 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及以下，不低于 1000M
Ω
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±10mn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 U1mA和
75％ U1mA下
的泄漏电流
1）交接时；
2）必要时
1）U1mA实测值与初始值或出厂
值比较变化不应大于±5％。
2）75％U1mA（初始值）下的泄
漏电流不应大于5μA或制造厂规
定
1）测量电流的导线应使用屏蔽线。
2）初始值系指交接试验时的测量值
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 1l-5。
表 11-535kV及以下带串联间隙金属氧化物
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
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）避雷器大修时，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替代定期停电试验，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，判别标准见表 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-l所示。
表 12-1封闭母线的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
l 绝缘电阻 1）交接时；
2）大修时；
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）
额定电压
（kV）
出厂 现场
6 42 32
15 57 43
2
20 68 5l
交流耐压 1）交接时；
2）大修时；
3）必要时
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）大修时；
3）1~5年
不应低于 1MΩ，kV 用 2500V兆欧表
2 交 流 耐
压试验
1）交接时；
2）大修时；
3）l~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
绝缘子的规定；额定电压在 1kV
及以下时，试验电压为 lkV
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
l 绝缘电阻 1）交接时；
2）大修时；
3）更换二次线
时
1）直流小母线和控制盘的电压
小母线，在断开所有其他并联支路
时不应小于 10MΩ。
2）二次回路的每一支路的断路
器、隔离开关、操作机构的电源回
用 500V或 1000V兆欧表
续表
序号 项目 周期 标准 说明
l 绝缘电阻 路不小于 1MΩ，在比较潮湿的地
方，允许降到 Ω
2 交流耐压 1）交接时；
2）大修时；
3）更换二次线
时
试验电压为 1000V 1）不重要回路可用 2500V兆欧表测
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
1kV及以下配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表 14。
表 141kV以下的配电装置和电力馈线的试验
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
配电装置每一段或馈电线路的
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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、配电台、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）根据绝缘子的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；
1）悬式绝缘子的绝缘电阻标准
见第 7章；
2）线路绝缘电阻值自行规定
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
3 绝缘子和
线路的绝缘
电阻测量
3）线路检修后 电阻不测
4 检查相位 1）交接时；
2）线路连接有
变动时
线路两端相位应与电网一致
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
密度
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。根据沿线路污染状况，每 5~10km
选一串悬垂绝缘子测试
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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
路冲击合闸
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。
表 16接地装置的试验项目、周期和标准
序号 项目 周期 标准 说明
1 有效接地
系统的接地
装置的接地
阻抗
1）交接时；
2）6~10年；
3）可以根椐
该接地网挖开
Z≤2000/I
式中：I为经接地装置流入地中
的短路电流，A；Z为考虑到季节
变化的最大接地阻抗，Ω。
如不能满足上式的要
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，否则采用分离法。
2）测试时应断开架空地线，应注意
地中电流的影
续表
序号 项目 周期 标准 说明
1 有 效 接 地
系统的接地
装置的接地
阻抗
检查的结果斟
酌延长或缩短周
期
求时，在技术经济允许的条件
下，Z可适当地增大到不超过
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）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
位引外和低电位引内发生；
3）3~10kV避雷器不动作
响。
3）每 3年或必要时，验算一次，值
并校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进行
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）可以根椐该
接地装置挖开检
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 Z≤
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
对于在电源列接地的低压电力网（包
拓孤立运行的低压电力网）中的用电设
备，只进行接零不做接
续表
序号 项目 周期 标准 说明
3 lkV以下电
力设备的接
地阻抗
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
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 独 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 独 立 的 燃
油、易爆气体
贮罐及其管
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，
但按序号 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，应避免地网的影响
续表
序号 项目 周期 标准 说明
7 发 电 厂 烟
囱附近的吸
风机及引风
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）与地网连在一起的可不测量，但
按序号 12的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，分别不大于 5Ω和 3Ω，但对
于300~1500kW的小型直配电动机，
如不采用 SDJ7—1979《电力设备
过电压保护设计技术规程》中相
应接线时，此值可酌情放宽
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％，
但当土壤电阻率大于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
500~1000 20
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
l~2km内的杆塔
l~2年；
3）其他线路
杆塔不超过 5
年
1000~2000 25
对于高度在 40m以下的杆塔，如土壤
电阻率很高，接地阻抗难以降到 30Ω
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，其接地阻抗也不宜超
过 20Ω
2000以上 30
续表
序号 项目 周期 标准 说明
种类 接地阻抗
（Ω）
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
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
电所进行
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年 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 lA的接地引
下线导通测量仪进行测量
续表
序号 项目 周期 标准 说明
13 抽样开挖检
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
年限可根椐前次
开挖检查的结果
自行决定
不得有开断、松脱或严重腐蚀
等现象
1）土壤电阻率<10Ω·m者应缩短周
期 8年。
2）可根椐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
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 说明
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
续表
亭号 项目 周期 标准 说明
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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）更换绕组后；
4）必要时
输出 （或产品技术条件
规定的允许值），保持 1min，应
无闪络、无击穿现象，并记录空
载电流
不带电除尘电场
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
1）交接时；
2）大修时
自行规定
电阻
2 绕组对地
的绝缘电阻
1）交接时；
2）大修时
>300MΩ
续表
序号 项目 周期 标准 说明
3 绕 组 各
抽 头 的 直
流电阻
1）交接时；
2）必要时
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
绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准（见表 17-3）
表 17-3绝缘支撑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 耐压试验 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）
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）大修时；
3）重作电缆头
时
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
为电缆工作电压的倍，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 UlmA下的泄
漏电流
1）交接时；
2）必要时
UlmA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害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 极对壳绝缘
电阻
1）交接时；
2）l~3年；
3）必要时
不低于 2500MΩ 用 2500V兆欧表
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）电容值不应小于出厂值的 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）结合预试
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阻尼电抗器的试验项目、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）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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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、周期和标准（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
断口耐压的试验电压为出厂试
验电压的 80％
2 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）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 80％~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驻项目及周期参照表 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）220kV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；
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、油箱壳、油
枕、冷却器进出口等部位
4）必要时
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）220kV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）220kV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
续表
序号 项目 周期 标准 说明
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）220kV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；
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
3）其他 6个月；
4）必要时
6 并 联 电 容
器
1）交接及大修后带电一
个月内（但应超过 24h）；
2）1年；
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）交接及大修后带电一
个月内（但应超过 24h）；
2）220kV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、汽轮发电机端
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 要求 说明
1）整相绕组（或分支）的△tanδ值不大于
下列值：
定子电压等级（kV） △tanδ（％）
6
1 整相绕组（或
分
支）及单根线
棒的 tanδ增量
（△tanδ） 10
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
两端应加屏蔽环；
3）可在环境温度下试验
△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
凡现场条件具备者，最高试验电压可选择
；否则也可选择（~）Un。相邻
电压间隔值，即指 和 、和
、和 、和 下△tan
δ之差值
2 整相绕组（或
分
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
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
续表
序
号
项目 要求 说明
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：
2 支）及单
根 线 棒 的
第 二 急 增
点 Pi2，测
量 整 相 绕
组 电 流 增
定子电压等级（kV） 6 10
曲线
3）电流增加率
△I=（I-I0）/I0×100%
式中：I为在 Un下的实际电容电流；I0为
在 Un下 I=f（U）曲线中按线性关系求得的
电容电流。
试验电压（kV） 6 10
额定电压下电流
增加率（％）
12
加 率 △ I
（％）
4）电流增加倾向倍数
m2=tanθ2/tanθ
式中：tanθ2为 I=f（U）特性曲线中出现 Pi2
点之斜率，tanθ0为 I=f（U）特性曲线中出
现 Pi1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
3 整 相 绕
组（或分支）
及 单 根 线
棒 之 局 部
放电量
局部放电试
验电压（kV）
4 6
续表
序号 项目 要求 说明
最大放电量
（C）
×10-8 ×10-8
3 整相绕
组（或分支）
及单根线
棒之局部
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：进行绝缘老化鉴定时，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）累计运行时间超过 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，应首先做整相绕组绝缘试验，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、调相机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定试验见 DL/T492—1992《发电机定子绕组环氧粉云
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
（规范性附录）
表 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 12 42 42 42 38
15 18 57 57 57 50
20 24 68 68 68 59
35 100 100 100 90
110 126 265 265（305） 265 240（280）
220 252 490 490 490 440
注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。
附录 C污秽等级与对应附盐密度值（参考件）
表 普通悬式绝缘子（X-45，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 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 l 2 3 4
盐密 ≤ >~ >~ >~
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，或者受到外力破环而又未
完全破损时，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损进水。
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 Cu 铅 Pb 铁 Fe 锌 Zn 铝 Al
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，如内衬层也破损进水后，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，镀锌钢带为“负”极。
当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每干米绝缘电阻值低于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，水分直接与电缆芯接触并可能会腐蚀铜屏蔽层，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）
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。
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。连接铠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）
阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表 Fl~表 F4。
表 型避雷器的电导电流值和工频放电电压值
型号
额定电压
（kV）
试验电压
（kV）
电导电流
（μA）
工频放电电
压有效值（kV）
FZ－3
（FZ2－3）
3 4
450~650
（<10）
9~11
FZ－6
（FZ2－6）
6 6
400~600
（<10）
16~19
FZ－10
（FZ2－10）
10 10
400~600
（<10）
26~31
FZ－15 15 16 400~600 41~49
FZ－20 20 20 400~600 51~61
FZ－35 35 16（15kV元件） 400~600 82~98
FZ－40 40 20（20kV元件） 400~600 95~118
FZ－60 60 20（20kV元件） 400~600 140~173
FZ－110J 110 24（30kV元件） 400~600 224~268
FZ－110 110 24（30kV元件） 400~600 254~312
FZ－220J 220 24（30kV元件） 400~600 448~536
注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。
表 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 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
（FC22—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
①FCZ3–35在 4000m（包括 4000m）海拔以上应加直流试验电压 60kV。
②FCZ3–35L在 2000m海拔以上应加直流电压 60kV。
③FCZ–30DT适用于热带多雷地区。
表 型避雷器电导电流值
额定电压（kV） 2 3 4 6 10 15
试验电压（kV） 2 3 4 6 10 15
电导电流（μA） FCD为 50~100，FCDl、FCD3不超过 10，FCD2为 5~20
几点说明：
1）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。
2）非线性因数按下式计算
a=log（U2/U1）/log（I2/I1）
式中：
U1、U2——表 11-1序号 2中规定的试验电压；
I1、I2——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
lmin工频耐受电压有效值（kV）
穿墙套管
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
额定
电压
（kV）
最高
工作
电压
（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 20 17 20 17 25 23 25 23 25 25 25 25 25 23 25 25 10
25 21 25 21 30 27 30 27 30 30 30 30 30 27 32 32
6
（20）（17）（20）（17）（20）（18）（20）（18）（20）（20）（20）（20）（20）（18）（20）（20）
20 17
35 30 35 30 42 38 42 38 42 42 42 42 42 38 42 42
10 12
（28）（24）（28）（24）（28）（25）（28）（25）（28）（28）（28）（28）（28）（25）（28）（28）
28 24
15 18 45 38 45 38 55 50 55 50 55 55 55 55 55 50 57 57 38 32
55 47 55 47
20 24
（50）（43）（50）（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
220 252 395 335 395 335 395 356 395 356 395 356 395 395 395 356 395 395
500 550 680 578 680 578 680 612 680 612 680 680 680 680 680 612 680 680
注：括号内为低电阻接地系统。
附录 H电力变压器的交流试验电压
线端交流试验电压值（kV） 中性点交流试验电压值（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
出厂或部分
更换绕组
交接或部分
更换绕组
<1 ≤1 3 3
3 18 15 18 15
6 25 21 25 21
10 35 30 35 30
15 45 38 45 38
20 55 47 55 47
35 85 72 85 72
110 126 200 170（195） 95 80
220 252
360
395
306
336
85
（200）
72
（170）
500 550
630
680
536
578
85
140
72
120
注：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 11l 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、憎水性的丧失与恢复特性。
运行复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，若遇雨雾天气，应在雨雾停止 4天后
测量。
憎水性状态用静态接触角（θ）和憎水性分级（HC）来表示。
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。
喷水分级法（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
用无水乙醇清洗表面，然后用自来水冲洗，干燥后置于防尘容器内，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 、条的方法涂污，盐
密和灰密分别为
移，迁移时间为 4天。
测量方法
静态接触角法（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的方法。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θ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θav、最小值为θmin）。
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，分别表示为 HCl~HC6。HCl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，每次喷水量为 ~lml；喷射角为 50°~70°。喷射角可采用在距喷嘴 25cm远处
立一张报纸，喷射方向垂直于报纸，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
图 憎水性分级示意图
按 J3规定的测量方法，测量试品表面的静态接触角θ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θav≥100°，θmin≥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θ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θav≥90°，θmin≥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。
憎水性的迁移特性
从 5个按 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θ及 HC
值，其余两个试品仅测 HC值。试品应满足：
（1）静态接触角θav≥110°，θmin≥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
设备老炼实验方法
老炼试验
老炼试验是指对设备逐步施加交流电压，可以阶梯式地或连续地加压，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，附着的尘埃等。
老炼试验的基本原则是既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。
老炼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，则老炼试验可
代替耐压试验。
老炼试验时，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：15min→Ut1min，如图 所示。
方案 2：
加压程序是：→，10min→→Ut1min，如图 所示。
方案 3：
图 电压与时间关系曲线
图 电压与时间关系曲线
图 电压与时间关系曲线
加压程序是：5min→Um3min→Ut1min，如图 所示。
方案 4：
加压程序是：3min→Um15min→Ut1min→，如图 所示。
图 电压与时间关系曲线
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，则该放电是自恢复放电，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 SW2–220I 180 单断口
5 沈阳 少油 220 SW2–220Ⅱ 180 单断口
6 沈阳 少油 220 SW2–220Ⅲ 180 单断口
7 沈阳 少油 220 SW2–220Ⅳ 140 单断口
8 沈阳 SF6 110 LW11–110 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 LWl5–252 42
21 西安 SF6 220 LWl5–500 42
22 西安 SF6 110 LWl4–126 30
西安 SF6 110 LWl4–145 33
23
西安 SF6 110 LW25–126 45
续表
ID 厂家 类型 电压（kV） 型号 电流 直阻标准 备注
23 西安 SF6 220 LW25–252 45
24 西安 SF6 500 LWl3–500 250
原型号为
500–SFMT–50B
25 少油 110 SWl–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
3l 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 LWl7–220 100
37 SF6 110 LWl7–145 75
38 西门子 SF6 500 3ASS 3150 275
39 日立 SF6 500 OFPTB 3150 150
40 日立 SF6 220 OFPTB 3150 150
41 美国 真空 35 VBM、VBU 200
42 ABB SF6 500 ELESP7–2 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 LTBl45DI/B 3150 40
续表
ID 厂家
类
型
电压
（kV）
型号 电流
直阻标
准
备注
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 LWl7–125 2500 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
断路器或与厂家咨询。
