电力设备预防性试验规程
预防性试验是为了发现运行中设备的隐患, 预防发生事故或设备损坏, 对设备进行的检查、试验或监测, 也包括取油样或气样进行的试验；是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节, 是保证电力系统安全运行的有效手段之一。
一、范围
本规程规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求, 用以判断设备是否符合运行条件, 预防设备损坏, 保证安全运行。本规程适用于四川筠连西南水泥有限公司。
二、总则
1、试验结果应与该设备历次试验结果相比较, 与同类设备试验结果相比较, 参照相关的试验结果, 根据变化规律和趋势, 进行全面分析后做出判断。
2、遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时, 对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本公司总工程师审查批准后执行。
3、110KV 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）。
4、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。
5、在进行与温度和湿度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电 阻、泄漏电流等）时, 应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 6、进行绝缘试验时, 被试品温度不应低于+5°C, 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%。
7、在进行直流高压试验时, 应采用负极性接线。
三、细则 1、交流电动机：检测周期为1年。
1. 1绕组的绝缘电阻： 1. 1. 1绝缘电阻值：
1.1. 1.1额定电压3000V 以下者, 室温下不应低于0.5M Ω。
1. 1. 1. 2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UnM Ω (取Un 的千伏数, 下同）；投运前室温下（包括电缆）不应低于UnM Ω。 1. 1. 1.3转子绕组不应低于0.5M Ω。
1. 1.2 3KV以下的电动机使用1000V 兆欧表；3KV 及以上者使用 2500V 兆欧表。 1.2 绕组的直流电阻：
1.2.1 3KV及以上或100KW 及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%;中性点未引出者, 可测量线间电阻, 其相互差别不应超过1%。
1.2.2其余电动机自行规定。
1.2.3应注意相互间差别的历年相对变化。
1.3定子绕组泄漏电流和直流耐压试验：
1.3.1试验电压：全部更换绕组时为3Un ; 大修或局部更换绕组时为 2. 5Un 。
1.3.2泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%,泄漏电流为20 u A以下者不作规定。
1. 3.3 500KW 以下的电动机自行规定。
2、电力变压器
2.1油中溶解气体色谱分析：8MVA 及以上的变压器为1年, 8MVA 以下的油浸式变压器自行规定。运行设备的油中H 2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：
2. 1. 1总烃含量大于150X10-6 、H 2含量大于150X10-6 、C2H2含量大于
5X10-6。
2.1.2 烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h (开放式）和 0.5ml/h (密封式）, 或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。
2.2.1 1.6MVA 及以上变压器，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%。
2.2.2 1.6MVA及以下的变压器, 相间差别一般不大于三相平均值的4%, 线间差别一般不大于三相平均值的2%。
2.2.3与以前相同部位测得值比较, 其变化不应大于2%。
2.3绕组绝缘电阻、吸收比：1〜3年。
2. 3. 1绝缘电阻换算至同一温度下, 与前一次测试结果相比应无明显变化。
2. 3. 2吸收比（10〜30°C 范围）不低于1. 3或极化指数不低于1. 5。
2 . 4绕组的介质损耗因素（tg δ ): 1〜3年。
2.4.1 20°C 时tg δ不大于下列数值:66〜220KV: 0.8%; 35KV及以下：
1.5%。
2.4.2 tg δ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于 30%)。
2.5气体继电器及其二次回路试验：1〜3年。
2.5.1整定值符合运行规程要求, 动作正确。
2.5.2绝缘电阻一般不低于1M Ω。
3、电流互感器
3. 1绕组及末屏的绝缘电阻：1〜3年
3. 3.1.1绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化。1. 2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M Ω。
3.2 tg δ及电容量：
3. 2. 1电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出
±5%范围时应查明原因。
3.2.2当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M Ω时, 应测量末屏对地tg δ, 其值不大于2%。
3.3交流耐压试验：
3. 3. 1 一次绕组按出厂值的85%进行。
3、 3. 2 二次绕组之间及末屏对地为2KV 。
4、电压互感器
4.1绝缘电阻：1〜3年。
4.2交流耐压试验：3年。
5、SF6断路器和GIS
5.1 SF6气体泄漏试验：1年, 年漏气率不大于1%。
5.2耐压试验：1年, 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%。
5.3断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tg δ: 1〜3年。
5.4 SF6气体密度监视器（包括整定值）检验：1〜3年。
5.5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：1〜3年。
5.6液（气）压操动机构的泄漏试验：1〜3年。
6、真空断路器
6.1绝缘电阻：1〜3年。
6.2交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）： 1〜3年, 断路器在分、合闸状态下分别进行。
6.3操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压：
6. 3. 1操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%间。
6. 3. 2在使用电磁机构时, 合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80% (关合峰值电流等于或大于50KA 时为85%)时应可靠动作。
7、隔离开关
7.1有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻：1〜3年, 用兆欧表测量胶合元件分层电阻。
7.2 二次回路的绝缘电阻：1〜3年, 绝缘电阻不低于2M Ω。
7-3交流耐压试验：1〜5年, 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做耐压试验, 其试验周期1〜5年。
8、髙压开关柜 8.1辅助回路和控制回路绝缘电阻- 1〜3年, 绝缘电阻不应低于2M Ω。
8.2辅助回路和控制回路交流耐压试验：1〜3年。
8.3断路器速度特性：1〜3年。
8.4交流耐压试验：1〜3年。
8.5五防性能检查：1〜3年。
9、蓄电池直流屏
9.1电池组容量测试：1年。
9.2蓄电池放电终止电压测试：1年。
10、套管
10.1主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：1〜3年。
10.1. 1主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000M Ω。
10. 1. 2末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M Ω。 10.2交流耐压试验：1〜3年, 试验电压值为出厂值的85%。
11、支柱绝缘子和悬式绝缘子 11.1零值绝缘子检测（66KV 及以上）：1〜5年, 在运行电压下检测。 11.2绝缘电阻：1〜5年, 针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300M Ω。
11.3交流耐压试验：1〜5年。
11.4绝缘子表面污秽物的等值盐密：1年, 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。
12、电力电缆
12.1对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时, 应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时, 其它两相导体、金属屏蔽 或金属套和铠装层一起接地。
12.2新敷设的电缆投入运行3〜12个月, 一般应作1次直流耐压试验, 以后再按正常周期试验。
12.3试验结果异常, 但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆, 其试验周期应缩短, 如在不少于6个月时间内, 经连续3次以上试验, 试验结果不变坏, 则以后可以按正常周期试验。
12.4对金属屏蔽或金属套一端接地, 另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时, 必须将护层过电压保护器短接, 使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。
12.5耐压试验后, 使导体放电时, 必须通过每千伏约80K Ω的限流电阻反复几次放电直至无火花后, 才允许直接接地放电。
12.6除自容式充油电缆外, 其它电缆在停电后投运之前, 必须确认电缆的绝缘状况良好。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆, 应用 兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻, 如有疑问时, 必须用低于常规直 流耐压试验电压的直流电压进行试验, 加压时间1min ; 停电超过一个月 但不满一年的电缆, 必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验, 加压 时间1min ；停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。
12. 7对额定电压为0. 6/1KV的电缆线路可用1000V 或2500V 兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。
12. 8直流耐压试验时, 应在试验电压升至规定值后1min 以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数（最大值与最小值之比）只作为判断绝缘状况的参考, 不作为是否能投入运行的判据。但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化, 或泄漏电流不稳定, 随试验电压的升高或加压时间的增加而急剧上升时, 应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响, 则应加以消除；如怀疑电缆线路绝缘不良, 则可提高试验电压（以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜）或延长试验时间, 确定能否继续运行。
12.9运行部门根据电缆的运行情况、以往的经验和试验成绩, 可以适当延长试验周期。
13、电容器
13.1极对壳绝缘电阻：投运后1年内, 不低于2000M Ω。
13.2电容值：投运后1年内。
13. 2. 1电容值偏差不超出额定值的-5%〜+10%范围。
13. 2. 2电容值不应小于出厂值的95%。
13.3并联电阻值测量：投运后1年内, 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内。
13.4渗漏油检查：6个月, 漏油时停止使用。
14、变压器油
14.1外观：透明、无杂质或悬浮物。
14.2水溶性酸pH 值：≥4. 2。
14.3 酸值（mgKOH/g):≤0. 1。
14.4 闪点（闭口）°C:≥ 140。
14. 5 击穿电压(KV) ： 15KV 以下≥ 25、15〜35KV ≥ 30、66〜220KV ≥ 35。
14.6油中含气量（％): —般不大于3。
14.7油泥与沉淀物（％): —般不大于0.02。
14.8油中溶解气体色谱分析：油中溶解气体组分含量（体积分数) 超过下列任一值时应引起注意：H 2： 500X10-6、CH 4：100X10-6、C 2H ：22X10-6 (llOkV
及以下）。
15、SF6气体
15. 1 SF6新气到货后, 充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的, 只测定含水量和纯度。
15.2 SF6气体在充入电气设备24h 后, 方可进行试验。
15.3 15.3关于补气和气体混合使用的规定:
15.3.1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。
15. 3.2符合新气质量标准的气体均可混合使用。
15.4运行中SF6气体的试验项目、周期：
15.4.1湿度(20°C 体积分数)10-6、1〜3年。
15.4.2密度（标准状态下）k g /r n : 1〜3年。
15.4.3 3酸度 ug/g: 1 〜3 年。
15.4.4可水解氟化物ug/g: 1〜3年。
16、母线
16.1封闭母线
16.1.1绝缘电阻：1〜3年
16. 1. 1. 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50M Ω。 16. 1. 1. 2 6KV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6M Ω。 16.1.2交流耐压试验：1〜3年。
16.2 —般母线：
16.2.1绝缘电阻：1〜3年, 不应低于1M Ω/KV。
16.2.2交流耐压试验：1〜3年。
17、金属氧化物避雷器 17.1绝缘电阻：每年雷雨季节前。35KV 以上, 不低于2500M Ω; 35KV及以下, 不低于1000M Ω
17. 2直流1mA 电压（U1mA) 及0. 75U1mA下的泄漏电流：每年雷雨季节前：
17.2.1 U1mA 实测值与初始值或制造厂规定值比较, 变化不应大于 ±5%。
17.2.2 0.75UlmA 下的泄漏电流不应大于50u A 。
17.3运行电压下的交流泄漏电流：新投运的110KV 及以上者投运3个月后测量1次；以后每半年1次；运行1年后, 每年雷雨季节前1次。
17.4检查放电计数器动作情况：每年雷雨季节前。测试3〜5次, 均应正常动作, 测试后计数器指示应调到“0”。
18、接地装置
18.1有效接地系统的电力设备的接地电阻：不超过6年。
18.2非有效接地系统的电力设备的接地电阻：不超过6年。 18.3利用大地作导体的电力设备的接地电阻：1年。
18.4 1KV 以下电力设备的接地电阻：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, 其接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于100KVA 时, 则接地电阻允许大于4Ω, 但不超过10 Ω。
18.5独立的燃油、易爆气体贮罐及其管道的接地电阻：不超过6年。不宜大于30 Ω。
18.6独立避雷针(线）的接地电阻：不超过6年。不宜大于10 Ω。
18. 7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：不超过3年。不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象。
筠连西南水泥
2013.10.20
电力设备预防性试验规程
预防性试验是为了发现运行中设备的隐患, 预防发生事故或设备损坏, 对设备进行的检查、试验或监测, 也包括取油样或气样进行的试验；是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节, 是保证电力系统安全运行的有效手段之一。
一、范围
本规程规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求, 用以判断设备是否符合运行条件, 预防设备损坏, 保证安全运行。本规程适用于四川筠连西南水泥有限公司。
二、总则
1、试验结果应与该设备历次试验结果相比较, 与同类设备试验结果相比较, 参照相关的试验结果, 根据变化规律和趋势, 进行全面分析后做出判断。
2、遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时, 对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本公司总工程师审查批准后执行。
3、110KV 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）。
4、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。
5、在进行与温度和湿度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电 阻、泄漏电流等）时, 应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 6、进行绝缘试验时, 被试品温度不应低于+5°C, 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%。
7、在进行直流高压试验时, 应采用负极性接线。
三、细则 1、交流电动机：检测周期为1年。
1. 1绕组的绝缘电阻： 1. 1. 1绝缘电阻值：
1.1. 1.1额定电压3000V 以下者, 室温下不应低于0.5M Ω。
1. 1. 1. 2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UnM Ω (取Un 的千伏数, 下同）；投运前室温下（包括电缆）不应低于UnM Ω。 1. 1. 1.3转子绕组不应低于0.5M Ω。
1. 1.2 3KV以下的电动机使用1000V 兆欧表；3KV 及以上者使用 2500V 兆欧表。 1.2 绕组的直流电阻：
1.2.1 3KV及以上或100KW 及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%;中性点未引出者, 可测量线间电阻, 其相互差别不应超过1%。
1.2.2其余电动机自行规定。
1.2.3应注意相互间差别的历年相对变化。
1.3定子绕组泄漏电流和直流耐压试验：
1.3.1试验电压：全部更换绕组时为3Un ; 大修或局部更换绕组时为 2. 5Un 。
1.3.2泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%,泄漏电流为20 u A以下者不作规定。
1. 3.3 500KW 以下的电动机自行规定。
2、电力变压器
2.1油中溶解气体色谱分析：8MVA 及以上的变压器为1年, 8MVA 以下的油浸式变压器自行规定。运行设备的油中H 2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：
2. 1. 1总烃含量大于150X10-6 、H 2含量大于150X10-6 、C2H2含量大于
5X10-6。
2.1.2 烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h (开放式）和 0.5ml/h (密封式）, 或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。
2.2.1 1.6MVA 及以上变压器，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%。
2.2.2 1.6MVA及以下的变压器, 相间差别一般不大于三相平均值的4%, 线间差别一般不大于三相平均值的2%。
2.2.3与以前相同部位测得值比较, 其变化不应大于2%。
2.3绕组绝缘电阻、吸收比：1〜3年。
2. 3. 1绝缘电阻换算至同一温度下, 与前一次测试结果相比应无明显变化。
2. 3. 2吸收比（10〜30°C 范围）不低于1. 3或极化指数不低于1. 5。
2 . 4绕组的介质损耗因素（tg δ ): 1〜3年。
2.4.1 20°C 时tg δ不大于下列数值:66〜220KV: 0.8%; 35KV及以下：
1.5%。
2.4.2 tg δ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于 30%)。
2.5气体继电器及其二次回路试验：1〜3年。
2.5.1整定值符合运行规程要求, 动作正确。
2.5.2绝缘电阻一般不低于1M Ω。
3、电流互感器
3. 1绕组及末屏的绝缘电阻：1〜3年
3. 3.1.1绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化。1. 2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M Ω。
3.2 tg δ及电容量：
3. 2. 1电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出
±5%范围时应查明原因。
3.2.2当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M Ω时, 应测量末屏对地tg δ, 其值不大于2%。
3.3交流耐压试验：
3. 3. 1 一次绕组按出厂值的85%进行。
3、 3. 2 二次绕组之间及末屏对地为2KV 。
4、电压互感器
4.1绝缘电阻：1〜3年。
4.2交流耐压试验：3年。
5、SF6断路器和GIS
5.1 SF6气体泄漏试验：1年, 年漏气率不大于1%。
5.2耐压试验：1年, 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%。
5.3断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tg δ: 1〜3年。
5.4 SF6气体密度监视器（包括整定值）检验：1〜3年。
5.5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：1〜3年。
5.6液（气）压操动机构的泄漏试验：1〜3年。
6、真空断路器
6.1绝缘电阻：1〜3年。
6.2交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）： 1〜3年, 断路器在分、合闸状态下分别进行。
6.3操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压：
6. 3. 1操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%〜65%间。
6. 3. 2在使用电磁机构时, 合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80% (关合峰值电流等于或大于50KA 时为85%)时应可靠动作。
7、隔离开关
7.1有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻：1〜3年, 用兆欧表测量胶合元件分层电阻。
7.2 二次回路的绝缘电阻：1〜3年, 绝缘电阻不低于2M Ω。
7-3交流耐压试验：1〜5年, 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做耐压试验, 其试验周期1〜5年。
8、髙压开关柜 8.1辅助回路和控制回路绝缘电阻- 1〜3年, 绝缘电阻不应低于2M Ω。
8.2辅助回路和控制回路交流耐压试验：1〜3年。
8.3断路器速度特性：1〜3年。
8.4交流耐压试验：1〜3年。
8.5五防性能检查：1〜3年。
9、蓄电池直流屏
9.1电池组容量测试：1年。
9.2蓄电池放电终止电压测试：1年。
10、套管
10.1主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：1〜3年。
10.1. 1主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000M Ω。
10. 1. 2末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M Ω。 10.2交流耐压试验：1〜3年, 试验电压值为出厂值的85%。
11、支柱绝缘子和悬式绝缘子 11.1零值绝缘子检测（66KV 及以上）：1〜5年, 在运行电压下检测。 11.2绝缘电阻：1〜5年, 针式支柱绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300M Ω。
11.3交流耐压试验：1〜5年。
11.4绝缘子表面污秽物的等值盐密：1年, 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。
12、电力电缆
12.1对电缆的主绝缘作直流耐压试验或测量绝缘电阻时, 应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时, 其它两相导体、金属屏蔽 或金属套和铠装层一起接地。
12.2新敷设的电缆投入运行3〜12个月, 一般应作1次直流耐压试验, 以后再按正常周期试验。
12.3试验结果异常, 但根据综合判断允许在监视条件下继续运行的电缆, 其试验周期应缩短, 如在不少于6个月时间内, 经连续3次以上试验, 试验结果不变坏, 则以后可以按正常周期试验。
12.4对金属屏蔽或金属套一端接地, 另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时, 必须将护层过电压保护器短接, 使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。
12.5耐压试验后, 使导体放电时, 必须通过每千伏约80K Ω的限流电阻反复几次放电直至无火花后, 才允许直接接地放电。
12.6除自容式充油电缆外, 其它电缆在停电后投运之前, 必须确认电缆的绝缘状况良好。凡停电超过一星期但不满一个月的电缆, 应用 兆欧表测量该电缆导体对地绝缘电阻, 如有疑问时, 必须用低于常规直 流耐压试验电压的直流电压进行试验, 加压时间1min ; 停电超过一个月 但不满一年的电缆, 必须作50%规定试验电压值的直流耐压试验, 加压 时间1min ；停电超过一年的电缆线路必须作常规的直流耐压试验。
12. 7对额定电压为0. 6/1KV的电缆线路可用1000V 或2500V 兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替直流耐压试验。
12. 8直流耐压试验时, 应在试验电压升至规定值后1min 以及加压时间达到规定时测量泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数（最大值与最小值之比）只作为判断绝缘状况的参考, 不作为是否能投入运行的判据。但如发现泄漏电流与上次试验值相比有很大变化, 或泄漏电流不稳定, 随试验电压的升高或加压时间的增加而急剧上升时, 应查明原因。如系终端头表面泄漏电流或对地杂散电流等因素的影响, 则应加以消除；如怀疑电缆线路绝缘不良, 则可提高试验电压（以不超过产品标准规定的出厂试验直流电压为宜）或延长试验时间, 确定能否继续运行。
12.9运行部门根据电缆的运行情况、以往的经验和试验成绩, 可以适当延长试验周期。
13、电容器
13.1极对壳绝缘电阻：投运后1年内, 不低于2000M Ω。
13.2电容值：投运后1年内。
13. 2. 1电容值偏差不超出额定值的-5%〜+10%范围。
13. 2. 2电容值不应小于出厂值的95%。
13.3并联电阻值测量：投运后1年内, 电阻值与出厂值的偏差应在±10%范围内。
13.4渗漏油检查：6个月, 漏油时停止使用。
14、变压器油
14.1外观：透明、无杂质或悬浮物。
14.2水溶性酸pH 值：≥4. 2。
14.3 酸值（mgKOH/g):≤0. 1。
14.4 闪点（闭口）°C:≥ 140。
14. 5 击穿电压(KV) ： 15KV 以下≥ 25、15〜35KV ≥ 30、66〜220KV ≥ 35。
14.6油中含气量（％): —般不大于3。
14.7油泥与沉淀物（％): —般不大于0.02。
14.8油中溶解气体色谱分析：油中溶解气体组分含量（体积分数) 超过下列任一值时应引起注意：H 2： 500X10-6、CH 4：100X10-6、C 2H ：22X10-6 (llOkV
及以下）。
15、SF6气体
15. 1 SF6新气到货后, 充入设备前应按GB12022验收。抽检率为十分之三。同一批相同出厂日期的, 只测定含水量和纯度。
15.2 SF6气体在充入电气设备24h 后, 方可进行试验。
15.3 15.3关于补气和气体混合使用的规定:
15.3.1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。
15. 3.2符合新气质量标准的气体均可混合使用。
15.4运行中SF6气体的试验项目、周期：
15.4.1湿度(20°C 体积分数)10-6、1〜3年。
15.4.2密度（标准状态下）k g /r n : 1〜3年。
15.4.3 3酸度 ug/g: 1 〜3 年。
15.4.4可水解氟化物ug/g: 1〜3年。
16、母线
16.1封闭母线
16.1.1绝缘电阻：1〜3年
16. 1. 1. 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50M Ω。 16. 1. 1. 2 6KV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6M Ω。 16.1.2交流耐压试验：1〜3年。
16.2 —般母线：
16.2.1绝缘电阻：1〜3年, 不应低于1M Ω/KV。
16.2.2交流耐压试验：1〜3年。
17、金属氧化物避雷器 17.1绝缘电阻：每年雷雨季节前。35KV 以上, 不低于2500M Ω; 35KV及以下, 不低于1000M Ω
17. 2直流1mA 电压（U1mA) 及0. 75U1mA下的泄漏电流：每年雷雨季节前：
17.2.1 U1mA 实测值与初始值或制造厂规定值比较, 变化不应大于 ±5%。
17.2.2 0.75UlmA 下的泄漏电流不应大于50u A 。
17.3运行电压下的交流泄漏电流：新投运的110KV 及以上者投运3个月后测量1次；以后每半年1次；运行1年后, 每年雷雨季节前1次。
17.4检查放电计数器动作情况：每年雷雨季节前。测试3〜5次, 均应正常动作, 测试后计数器指示应调到“0”。
18、接地装置
18.1有效接地系统的电力设备的接地电阻：不超过6年。
18.2非有效接地系统的电力设备的接地电阻：不超过6年。 18.3利用大地作导体的电力设备的接地电阻：1年。
18.4 1KV 以下电力设备的接地电阻：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, 其接地电阻不宜大于4Ω。如总容量小于100KVA 时, 则接地电阻允许大于4Ω, 但不超过10 Ω。
18.5独立的燃油、易爆气体贮罐及其管道的接地电阻：不超过6年。不宜大于30 Ω。
18.6独立避雷针(线）的接地电阻：不超过6年。不宜大于10 Ω。
18. 7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：不超过3年。不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象。
筠连西南水泥
2013.10.20