电气设备检修规程

PAGE/NUMPAGES电气设备检修规程1范围本 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 规定 关于下班后关闭电源的规定党章中关于入党时间的规定公务员考核规定下载规定办法文件下载宁波关于闷顶的规定 了铟锌冶炼厂范围内电气设备检修的通用规定、检修项目及质量要求。本标准适用于电气设备的检修。2通用规定2.1有 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 的搞好设备检修是不断提高设备水平，确保安全供电的重要措施。因此必须坚决贯彻以预防为主的计划检修方针，做到“应修必修、修必修好”。2.2根据水电部规程、制造厂说明书、设备特性及有关检修工艺导则，并结合现场的检修经验，制定了本规程。2.3应根据本规程中的质量标准及有关的工艺导则的要求，对检修后的设备进行全面验收，填写检修验收报告，提出验收评价，并做出可投入运行的结论后，设备方可投运。2.4本规程如有与部颁规程不符之处，应按部颁规程执行。2.5检修前的准备工作2.5.1各检修项目应有专人负责，在明确检修任务、内容、要求的前提下，对检修工作所需人力、材料、设备、工具，尤其是备件进行充分的准备，并由检修负责人检查。2.5.2到现场检修应严格执行两票制。2.5.3检修前由检修班长或施工负责人召集检修人员会议，详细具体地布置检修工作任务、项目、内容、技术质量要求及安全注意事项。2.5.4设备大修，有关技术负责人应查阅设备档案，历次检修记录，运行日记，事故记录等资料，结合规程提出检修过程中的技术及安全措施。2.6检修现场管理2.6.1贯彻安全工作规程，确保人身和设备安全。2.6.2严格执行工艺措施，质量要求，保证检修质量。2.6.3各设备及输配电线路的安装及检修工艺，应遵照各有关规程及说明书进行。2.6.4及时掌握进度，保证按期竣工。2.6.5及时做好检修记录。内容包括设备技术状况、改造情况、处理情况、试验和测试的数据及有关隐蔽工程记录等，所有记录应做到准确完整，图表简明实用。2.6.6检修中做好工具、仪表的管理，竣工后做好现场的清理工作。2.7　检修竣工及验收管理2.7.1严格审查各项技术资料，检修记录、试验和测量记录；继电保护装置整定记录，各种资料，记录及竣工图纸等。2.7.2检查设备的各部件及冷却润滑系统均应良好。2.7.3试运转应先空载后负载，先组件后整体的原则进行。2.7.4检修（大修、中修、）竣工后，经全面检查和试运转正常后，由厂部组织验收，在验收合格后交付设备所在单位投入运行。3变压器检修的内容及项目3.1检修周期变压器检修分为大修与小修两种，大修主要是吊芯检查，必要时将铁芯和线圈分解检修；而小修则仅作外部及密封方面的检修。3.1.1大修周期电力变压器大修周期，应根据变压器的构造特点和运行状况确定。3.1.1.1变电所内10kV以上的电力变压器，必要时3.1.1.2对全密封的电力变压器与不吊芯结构的电力变压器，仅在预防性试验结果表明确有必要时，才能进行。3.1.1.3电力变压器，当出现内部缺陷及外部出口发生多次短路时，可考虑提前大修。3.1.2小修周期3.1.2.1重要部位的主要电力变压器，每6个月小修1次。3.1.2.2安装在特别脏污区的变压器，按现场情况确定。3.1.2.3一般电力变压器，每年小修1次。3.2检修内容3.2.1大修项目3.2.1.1揭开变压器箱盖（或吊开上节油箱），取出（或露出）器身进行的检查。3.2.1.2检修器身（铁芯、线圈、绝缘、引线、支架及切换装置等）。3.2.1.3检修箱盖、油箱、油枕、防爆筒和套管等。3.2.1.4检修冷却装置、控制箱和各部阀门。3.2.1.5对铁芯、穿芯螺杆、接地线进行检查处理。3.2.1.6清洗油箱内外及油箱附件，必要将外表面喷漆。3.2.1.7检查更换密封胶垫，消除各密封点渗漏油，并进行检漏试验。3.2.1.8处理绝缘油，必要时换油。3.2.1.9必要时对器身进行干燥。3.2.1.10呼吸器及热虹吸器的检查处理。3.2.1.11检修有载分接开关装置，并按规定项目进行调试。3.2.1.12校验测温、控制仪表、信号和保护装置。3.2.1.13进行规定的测量和试验。3.2.1.14其它改进项目。3.2.2小修项目3.2.2.1检查或更换套管防水帽。3.2.2.2清扫变压器外壳、套管和冷却装置，并处理渗漏油。3.2.2.3检查呼吸器、热虹吸器，更换干燥剂。3.2.2.4检查潜油泵及净油器。3.2.2.5检查或更换冷却风扇、电动机。3.2.2.6校验或更换温度计。3.2.2.7检查或处理防爆筒（压力释放阀）玻璃、油位计和充氮装置，必要时检查处理油枕胶囊或隔膜。3.2.2.8检查有载开关，并做传动试验。3.2.2.9处理或更换气体继电器。3.2.2.10处理经检查发现的能及时处理的各类缺陷。3.2.2.11进行规定的测量和试验。3.2.2.12必要时补刷油漆。3.3变压器吊芯应遵守的条件：3.3.1周围空气温度不宜低于0℃，变压器芯子温度不应低于周围空气温度，否则应将变压器加热，使其芯子温度高于周围空气温度10℃左右。3.3.2芯子暴露在空气中的时间不应超过下述规定：相对湿度≤65％16h相对湿度≤75％12h注：暴露在空气中的时间的计算由开始放油算起，至开始加油止。3.3.3变压器吊芯一般在干燥清洁的吊芯室进行。如现场吊芯，场地应清洁，雨雪天或雾天不宜吊芯检查。3.3.4起吊用钢丝绳应事先检查，起吊用绳索所构成的夹角不应大于60°。3.3.5参加芯部检查人员必须带绸手套，穿不带金属纽扣的工作服，衣带里不许装有金属物件或其它容易掉落的东西。所带工具、仪表，工作前应登记，工作完后应清点收回，工作时工具应用布带拴在手臂上。4高压配电装置的检修4.1KYN28A一12（Z）手车式高压柜的检修4.1.1手车从手车室中的拉出与推入：4.1.1.1打开柜门放正辅助轨道，使断路器处于分闸位置，将手柄插入推进机构定位件的孔内，将定位件压入滑道内部，然后摇动手柄，使推进机构两侧的滚轮退出钩板沟槽，再将手车拉出到试验位置，进行必要的试验，如不进行试验，可将二次线插头拔下，将手车拉出小车室。4.1.1.2手车推入顺序是断路器处于分闸位置，将手车推到辅助轨道上，摆正位置缓缓推进手车室，使推进机构两侧的滚轮靠近手车室钩板工作位置的沟槽口下，（或试验位置的沟槽口下），将手柄插入推进机构定位件的孔内，摇动手柄，使推进机构两侧的滚轮沿沟槽滑向槽的底部，此时一次动静触头完全接触，抽出手柄，定位件自动弹出，再将二次线插头插牢。4.1.2检修项目及质量标准：4.1.2.1一次隔离动静触头应清洗、涂润滑油或导电膏，使其相互接触时，接触电阻不大100μΩ，每个接触点上压力大于30kg。4.1.2.2清洗接地触头，使接触电阻不大于1000μΩ，压力为5kg～8kg。4.1.2.3一次隔离触头要对正，其上下左右方向的偏差不大于4mm，在工作位置时，其超行程保证±6mm，一次静触头前端上下摆动量应保证为5mm～8mm。4.1.2.4推进机构完好，动作正常。4.1.2.5保护遮板完好，动作正常。4.1.2.6机械联锁装置动作准确可靠，在合闸位置时，操动推进机构向下转动约30°范围内应可靠分闸、并能保证断路器处合闸状态时，手车不可能推入手车室。4.1.2.7二次线的检修：4.1.2.7.1用1kV摇表，测量绝缘电阻不小于2MΩ。4.1.2.7.2检查二次线插头，插座应完好，接触可靠，过门软线无挤坏、磨坏现象。4.1.2.7.3清扫接线端子板，紧牢所有螺丝。4.1.2.7.4各种继电器、仪表完好、动作正常。4.2电压互感器检修4.2.1定检的质量标准：4.2.1.1清扫各部灰尘，瓷瓶不应有裂纹或烧伤等缺陷。4.2.1.2各电气联结点应紧固。4.2.1.3充油互感器的油位应正常，各密封处应无渗漏油现象。4.2.1.4互感器固定牢固，接地良好，不用的二次线圈应于接线板处短路，并直接接地。4.2.1.5充油互感器的吊芯检查应遵守变压器吊芯的条件，其检查项目参照变压器一节进行。4.2.2试验：4.2.2.1绝缘电阻：一次线圈用2500V兆欧表，二次线圈用1000V或2500V兆欧表。绝缘电阻值自行规定，但与上一次数值比较应无明显变化。4.2.2.2直流电阻：测电压互感器直流电阻，与以前测得的数值比较应无显著差别。4.2.2.3变比及伏安特性：测电压互感器变比与铭牌值比应无明显差别，测电流互感器伏安特性，与同类型电流互感器相比应无明显差别。4.3电力电容器与电抗器的检修每年做1次预防性试验。4.3.1电容器的定检与质量标准：4.3.1.1清扫电容器本体及附属设备，应清洁无污垢。4.3.1.2引线套管、支柱瓷瓶应无破损、裂纹。4.3.1.3放电装置应完好，接地应良好。4.3.1.4电容器箱壳应无膨胀变形，无渗油。4.3.1.5更换电容器后，三相电流应平衡，误差不应超过5％。4.3.2电抗器的定检与质量标准：4.3.2.1电抗器线圈无变形，绝缘无破损，清扫线圈与绝缘件上的灰尘。4.3.2.2支柱瓷瓶应清洁，无放电痕迹，紧固螺栓无松动，接地应良好。4.3.3试验：4.3.3.1测量电容器的电容量，其值不超过额定值的±10％。4.4母线与金具检修4.4.1检修周期：变配所每年1次。每2年～3年进行1次交流耐压试验。4.4.2检修项目：4.4.2.1清扫母线、瓷瓶、套管及母线金具；4.4.2.2检查各导电接头有无过热（每年定检一次）、氧化、烧伤，紧固螺栓有无松动，防松装置是否齐全良好；4.4.2.3检查母线整体有无变形（短路故障后），尖角部位有无放电痕迹，母线金具是否完好齐全，对于裂相母线还应检查母线距离支持金具的情况；4.4.2.4检查母线补偿器有无断裂；4.4.2.5更换已损坏或达不到技术要求的部件，如母线、紧固件等；4.4.2.6检查母线漆层是否完好，必要时涂保护漆；相序色标应予特别注意标明；4.4.2.7检查软母线压接头搪锡及断裂腐蚀等情况，必要时应予修补或更换；4.4.2.8检查金具和接地线焊点是否完整，并除锈刷漆；4.4.2.9 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 母线对地及相间绝缘强度的整体试验。4.4.3检修质量标准：4.4.3.1母线应整齐，无变形，其保护漆层应完好，颜色要清晰；4.4.3.2母线连接处应接触好，无过热痕迹，用0.05mm×10mm塞尺检查，其塞入深度；母线宽度在60mm及以上者不应超过6mm；母线宽度在50mm及以下者不应超过4mm。接触部位直流电阻不得大于相同长度母线电阻值的1.2倍；接头温度超过标准者应予处理；4.4.3.3母线补偿器及软连接片应无断裂；4.4.3.4紧固螺栓应无松动，防松装置齐全完好。母线金具应完整、其镀层不应有脱落、腐蚀现象。在有腐蚀性气体的环境中，可涂刷防腐漆（如在含酸的空气中，所有镀锌件均应刷耐酸油漆）；4.4.3.5多片组合母线，应检查衬垫块是否掉落松动，运行中不应有异常声响。4.5瓷瓶及套管的检修（设备套管除外）4.5.1定期检查的项目及要求：4.5.1.1清扫并检查瓷瓶及套管的法兰，铁件和瓷件应完好无裂纹、破损或电弧烧痕。胶合处应牢固，铁件无严重锈蚀。4.5.1.2母线与瓷瓶支持夹子的固定应无松动现象。支持瓷瓶柱的连接应牢固，螺栓齐全力严重锈蚀，上下中心线应一致。4.5.1.3瓷瓶及套管接地应良好。4.5.1.4检查悬式瓷瓶串部件和金具应无缺陷，损伤及严重钢蚀，销子应齐全完整。4.5.1.5瓷瓶及套管设备耐压，其标准参照水电部试验标准。4.5.2瓷瓶及套管更换质量标准：4.5.2.1选择同型号的瓷瓶及套管，并经交流耐压试验合格后.才可使用。4.5.2.2支持瓷瓶及穿墙套管更换安装时，应使用螺孔直径相适应的螺栓固定。4.5.2.3支持瓷瓶的安装及母线支持夹板与瓷瓶的固定应无松动现象。套管与母线的连接参照《接点规程》。4.5.3瓷瓶柱或串的更换时的质量标准：4.5.3.1选择同型号的瓷瓶，并经交流耐压合格后，方可使用；4.5.3.2悬式瓷瓶串组合时，应使各瓷瓶的销子方向一致。耐张瓷瓶串的碗口应向上；4.5.3.3销子必须完整，开口销末端必须分开，弹簧销应弹力充足。4.5.3.4瓷瓶串的球头和碗口的接合应灵活自如，不得卡死。5高压变频器的检修5.1维护检修目的：维护检修是防止装置发生偶发性故障的有效手段。为了有效进行维护。检查，应制作检查检验单，记录并保存装置因存在特性的变化的构成部件的稳定性，防止发生故障，以及在发生故障时调查故障原因。维护检查分为日常检查和定期检查，运转时间变长后，需要检查部件是否出现特性恶化等。5.2日常检查检查周期：每月一次5.3日常检查项目：5.3.1确认安装环境；确认温度湿度，有无特殊气体、有无尘埃；5.3.2确认电抗器、变压器、冷却风扇等有无异常声音，有无振动；5.3.3确认有无异味，绝缘物的气味及各电路元件特有的气味；5.3.4确认空气滤清器肮脏情况，根据肮脏情况减少清洁周期；对于以上项目，以目测检查为中心实施，有异常时应立即进行维修。5.4定期检查5.4.1检查周期：按机组小修周期进行5.4.2检查的项目如下：5.4.2.1柜内的清洁5.4.2.2空气滤请器的清洁5.4.2.3电路部件的变色、变形、漏夜（电容器电阻电抗器变压器等）的确认5.4.2.4基板（电阻、电容器的变色、变形、基板的变色、变形、脏污、焊接的老化的等）的确认和清洁5.4.2.5配线（有无因发热导致的变色、腐蚀）的确认5.4.2.6紧固部分（螺栓、螺帽、螺钉类的松动）的确认进行本装置的主电路部分的检查时、应在断开（OFF）输入电源后，经过越5分钟以上，在验电后进行。请注意：装置内部的电容在输入电源断开（OFF）后电荷仍会残留一段时间。另外，为防止发生触电事故，在设备运转的状态下请不要打开门。5.5维护重点5.5.1主电路部及控制电路部的清洁维护、检查的第一步就是清洁，清洁应根据设备的状态实施。清洁时。应在切断电源，确认主电路没有电压后，通过吸引或吹扫等将设备内的尘埃取去。注意：如果压缩空气的压力太强，有可能会损坏部件和配线。另外，吹扫无法除去的附着屋应用布擦掉。清洁原则上从上部开始，在下部结束。灰尘，金属的切屑从上面落下，如果从先从下检查，则无法发现和除去上面的落下物柜体、结构用品5.6.1冷却风扇（随时）确认风量有无异常，风扇的噪声是否增加。特别是拆除后重新安装时，如果忘记拧紧螺栓等，会因为振动使轴承叶片等受到损坏，因此要特别小心。5.6.2空气滤清器（1次/月～1次/年）目测检查空气滤清器是否堵塞。在室外轻轻拍打，去掉粉尘，在中性清洁剂的溶液中去掉赃物，水洗后干燥。5.6.3主电路部件，柜体全体（1次/月～1次/年）检查机壳有无灰尘堆积，电抗器、导体紧固部分，保险丝、电容器、电阻有无变色、发热、异常声音、异味、损坏。仔细检查配线、安装零件有无断线、断开的配线、紧固有无松动，是否有损坏的地方。5.6.4检查功率单元的运行情况。5.7树脂干式变压器的大修周期5.7.1大修周期干式变压器的大修、其周期不得超过三年，安装第一年后按大修标准进行全部检修5.7.2大修项目5.7.2.1外观检查、仔细检查铁心、绕组、线片等是否清洁有无损伤和局部变形，特别是各铜焊处有无开裂现象。5.7.2.1各紧固处是否紧固并焊牢，如铁心夹紧、接地片的链接，器身的压紧结构及高低压接线片是否焊接好。5.7.2.1变压器接地是否可靠，引线位是否正常，绝缘距离有无改变。5.7.2.1运行过程中有无局部过热现象，各部位是否正常。5.7.2.1噪声有无异常。5.7.2.1高低压绕组电阻的测量，数值不得低于150MΩ（20℃），否则必须干燥处理。5.7.2.1外施高压一分钟，实验电压为出厂实验电压的85%（16×0.85=13.6KV）5.7.2.1测量三相高低压绕组的直流电阻，判断三相绕组的直流电阻是否平衡。5.7.2.1绝缘性能的测定。6架空线路的检修6.1架空线路的检修6.1.1检修周期：一般每年1次。6.2架空线路的一般规定：6.2.1架空线路最大弛度点与地面垂直距离应符合表6.1的规定。。6.2.2同杆架设线路和横担之间的最小垂直距离应符合表6.2的规定。6.2.3直线杆横担应装设于负荷侧，非直线杆横担应装设于张力反侧。6.2.4拉线应采用镀锌钢绞线，最小截面不应小于35mm2，拉线与电杆的夹角一般应在30°～45°之间。并应满足下列要求：6.2.4.1一般转角杆应打拉线，小于30°的转角秆可打合力拉线，大于30°的转角杆要分别在导线的反方向打拉线。6.2.4.2耐张杆要顺着导线方向的两侧打拉线，以平衡事故时导线的水平拉力。表6.1跨越对象线路电压（kV）1以下1～1035～110220垂直距离（m）非居民区55.566.5居民区66.577.5公路路面6778建筑物顶2.5356特殊管道1.5345河渠最高水位6667跨越对象线路电压（kV）1以下1～1035～110220垂直距离（m）果树、城市灌木、街道树1.51.533.5导线与建筑凸出物水平距离11.545表6.2单位：m导线排列方式直线杆分歧或转角杆高压与高压0.80.45/0.6（注）高压与低压1.21.0低压与低压0.60.3注：转角或分歧线横担，距上面横担为0.45m，距下面横担为0.6m。6.2.4.3终端杆和分支杆只在导线的反方向上打拉线。6.2.4.4在同一耐张段中的直线杆，每隔10档左右应装设一组两侧防风拉线。6.2.4.5由于地形限制不能打拉线时，可在受张力侧装设顶杆。6.2.5厂区高压架空线路宜采用防尘绝缘子，悬式绝缘子必须做单片耐压试验，且单位泄漏距离应大于或等于1.6cm/kV，在现场安装前，应用2500V摇表测试，其绝缘电阻不得小于500MΩ。6.2.6架空线路的金具，应采用国家定型的标准镀锌金具，自制金具须经电镀锌工艺处理。6.2.7档距技术要求：6.2.7.1不同金属、不同截面、不同绞向的导线，严禁在挡距内续接；6.2.7.2与重要的铁路、公路、通讯线路、高压输电线路及燃气管道交叉的架空线路，在档距内不允许有接头；6.2.7.3新建线路在一个挡距内，一根导线不应超过一个接头；6.2.7.4接头位置应距导线固定处0.5m以上。6.2.8架空导线连接技术要求：6.2.8.1钢芯铝线、铝线在档距内的连接，宜采用钳压法或爆压法，禁止采用缠绕编结法；6.2.8.2铜线在档距内的连接可采用编结法；6.2.8.3铜铝导线连接应采用可靠的过渡措施；6.2.8.4导线在档距内的接头，其机械强度不应小于导线瞬时破坏应力的90％，其电阻值不应大于等长度导线的电阻值。6.2.9当导线垂直排列时，应从上层线开始紧线；当导线水平排列时，应先紧中线，后紧两边线；有防雷线的线路应先紧防雷线。6.2.10观察驰度的方法要正确，驰度要掌握准确，符合设计要求。架设新的导线及防雷线时，应考虑初伸长，一般按设计规定驰度减少：钢芯铝绞线12％，铜绞线7％，钢绞线7％。6.2.11高低压接户线应尽量不跨越重要设施，必须跨越时，应考虑其安全距离。高低进户线长度不应超过30m，截面不宜太小，一般不允许有接头。6.2.12水泥电杆的铁横担及金具应接地，R地≤30Ω。6.2.13架空线路新建或大修时，应遵照设计要求和安装规程进行，不得降低标准。完成施工后应组织验收，验收合格后，方可交付运行。6.3架空线路的检修及质量标准：6.3.1检查线路离地、离建筑物的距离以及与其它设施的交叉跨越点距离应合乎要求。导线驰度适当，三相弧垂应一致。有碰线可能的树木，应及时进行砍伐修整。6.3.2杆塔、横担倾斜度不应超过下列规定：6.3.2.1水泥杆线路：直线杆为杆梢直径的1/2，转角杆、终端杆为一个杆梢。6.3.2.2横担：不应大于横担长度的1％。6.3.3水泥杆横向裂纹不应超过下列规定：裂纹宽度不应大于0.2mm，长度不得大于水泥杆园周长的l/3。6.3.4水泥秆有严重裂缝时应及时更换，轻微裂缝和护层脱落时，按下述方法进行修补：6.3.4.1有轻微裂缝时，可将裂缝表面打扫洗净后，应用1:2的水泥砂浆填缝，水泥标号不应低于300号，并将表面涂平。在靠近地面处出现裂缝时，除用水泥砂浆填缝外，还应在地面上下之间1.5m段内，涂刷沥青。6.3.4.2护层脱落时，须将被浸蚀酥松部分凿去，用清水刷净，然后用高一级的混凝土填塞补强。如果钢筋外露，应先彻底去锈，然后用1:2的水泥砂浆涂抹1mm～2mm厚，再用混凝土填塞补强。6.3.5杆塔的标志应齐全、清晰，电力线路应设立明显的标志，并注明安全距离。6.3.6拉线应牢固完好，设置的方法正确，拉线及部件应无锈蚀、松驰、断股、张力分配不均，缺螺栓、螺帽等现象，基础培土情况应无突起或沉陷等异常情况。6.3.7绝缘子、瓷横担应表面应清净、光滑、无脏污，凡有瓷质裂纹、破碎、严重烧伤痕迹者，应及时更换。6.3.8导线在绝缘子上应固定牢固，方法正确，导电接头部分应无过热、氧化现象，接续部位直流电阻不超过相同材质、相同截面导线的1.2倍。6.3.9导线、避雷线应无严重腐蚀、磨损、烧伤、断股等现象，如果腐蚀、磨损、烧伤、断股等减少的截面积，超过导线导电部分截面积的15％时，则应作相应处理；严重的，如果超过25％时，则应切断重接。6.3.10导线、避雷线的驰度应符合要求，三相弧垂应一致，三相不平衡值不得超过200mm。6.3.11相分裂导线水平排列时应无扭绞，间隔棒应无松动，离位等情况，导线间距均匀，同相驰度不平衡值不得超过200mm。6.3.12所有的金具、金属铁质部分应去锈刷漆，木质横担亦应刷防腐漆。6.3.13防雷装置和接地装置应完整无缺，并试验合格。试验周期为每年1次。6.3.14更换零部件的检修，如换杆、换横担、换导线、换避雷线、换拉线、换绝缘子等，要求更换后新部件的强度和参数，不低于原设计的要求。7.2电力电缆7.2.1检修周期：一般1年～3年用2500兆欧表测试绝缘1次。7.2.2电力电缆的一般规定：7.2.2.1常用电力电缆的分类、型号、名称如表7.1的规定。7.2.2.2电力电缆正常运行时，缆芯长期允许最高温度应符合表7.2的规定。交联聚乙烯绝缘电力电缆长期允许电流应在表7.3规定之内。聚氯乙烯绝缘电力电缆长期允许电流应符合表7.4的规定。7.2.2.5电力电缆的最大允许电流与敷设方式、周围环境（如直埋、空气中敷设时的并排系数，热阻系数等）、电缆允许温度等条件有关，并按条件来确定。对于混合敷设的电缆，长期允许电流应根据散热条件最坏的一段计算，但此段长度不得少于10m。表7.1分类型号名称铜芯铝芯交联电缆YJVYJLV交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套电力电缆YJV2YJLV2交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套钢带铠装电力电缆塑料绝缘电缆VVVLV聚氯乙烯绝缘、聚氯乙烯护套电力电缆VV2VLV2聚氯乙烯绝缘、聚氯乙烯护套钢带铠装电力电缆橡胶绝缘电缆XQXLQ橡皮绝缘、麻被铅包电力电缆XQ2XLQ2橡皮绝缘、麻被铅包钢带铠装电力电缆XVXLV橡皮绝缘、聚氯乙烯护套电力电缆XV2XLV2橡皮绝缘、聚氯乙烯护套钢带铠装电力电缆表7.2额定电压（kV）电缆类别温度（℃）1及以下橡胶绝缘65油纸绝缘8010油纸绝缘60交联聚乙烯绝缘90表7.3缆芯截面（mm2）缆芯材质10kV（三芯）35kV（单芯）铜芯铝芯铜芯铝芯允许电流（A）空气中直埋空气中直埋空气中直埋空气中直埋3×25129116100903×351591351231053×50188155146120220215170165表7.4缆芯截面（mm2）缆芯材质10kV（三芯）35kV（单芯）铜芯铝芯铜芯铝芯允许电流（A）空气中直埋空气中直埋空气中直埋空气中直埋3×702301961781522702652102003×952832352191823303152552403×1203242642512053753602902703×1503652832832194254003303053×1854183193242474854553803453×2404883773782925605254354003×3005594234333286505955104557.2.2.6在存放、运输、安装过程中或安装以后，即不论在什么情况之下，电缆的最小弯曲半径与电缆外径的比值应不小于：7.2.2.6.1油纸绝缘电缆单芯为25倍，多芯为15倍；7.2.2.6.2交联电缆和塑料电缆为15倍；7.2.2.6.3橡皮绝缘铠装电力电缆为10倍；7.2.2.6.4橡皮绝缘无铠装电力电缆为6倍。表7.5缆芯截面（mm2）缆芯材质1kV～3kV（三芯或四芯）6kV（三芯）铜芯铝芯铜芯铝芯允许电流（A）空气中直埋空气中直埋空气中直埋空气中直埋3×4＋1×2.5273921303×6＋1×4354827373×10＋1×649653850526540503×16＋1×1067885268708454653×25＋1×108911269879210771833×35＋1×1610613582105110129851003×50＋1×251341661041291391631081263×70＋1×351661961291521661921291493×95＋1×502002321551802062281601773×120＋1×702332671812072392641852053×150＋1×702723062112372732942122283×185＋1×953173412462643173292462553×240＋1×1203824002963103783872933003×300＋1×1504234483283474174283233327.2.2.7电缆敷设前，应对电缆型号、截面、电压等级、规格等进行核对与鉴定，应符合设计要求，并应检查有无外伤，经直流耐压漏泄试验合格后，方可敷设。7.2.2.8电缆敷设时，在尽可能选择距离最短的路径的情况下，应尽可能减少穿越各种热力管道、燃气管道、公路、铁路等设施，必须穿过时，也应尽可能与之垂直交叉，且采取相应的保护措施。7.2.2.9电缆与各种管道交叉或平行敷设时，应保持尽可能大的安全距离，尤其是与热力管道和燃气管道，其净距不应小于1m，否则应采取加装防护隔板等补救措施。7.2.2.10电缆由土沟引出至电杆或墙上的距地面2m高度内，或由土沟引入建筑物或隧道，或电缆穿过楼板，或与铁路、公路交叉等，均应穿管保护，以防机械损伤。管口应打喇叭口，管壁应光滑无毛刺，内径不应小于电缆外径的1.5倍，电缆穿管前应进行清扫，并应涂刷防腐漆，敷设后管口应以耐火纤维充填，或以防火堵料封实。7.2.2.11多根电缆直埋敷设时，相互间的净距，10kV及以下电力电缆为l00mm。7.2.2.12电缆敷设时，应留有足够的备用长度，以备电缆接头及变形时的补偿用。水平面敷设时应作波浪状式的敷设，不应绷紧拽直。7.2.2.13敷设好的电缆线路和中间接头等处，应按要求装设标明电缆线路名称、编号、电缆型号、电压、截面、长度及用途等情况的标示牌或标桩，以便于巡视和检修。7.2.2.14电缆线路施工的同时，应注意建立该电缆线路的电缆资料，并上交存档。电缆资料应包括：7.2.2.14.1电缆网络总平面图，敷设线路图；7.2.2.14.2变更设计部分的实际施工图及变更设计的证明文件；7.2.2.14.3电缆线路的原始装置记录，如电缆的起止地点，电缆型号、电压、截面规格，实际敷设长度，电缆头（终端头和中间接头）的型号规格，安装地点，制作日期，制作人员等，还应包括隐蔽工程的技术记录；7.2.2.14.4电缆线路敷设安装时的试验记录；7.2.2.14.5制造厂家提供的产品说明书，试验记录，合格证明，安装图纸等技术文件。7.2.2.15新敷设电缆线路时，应遵照设计要求和安装规程进行，不得降低标准。电缆线路施工完毕，应进行验收，隐蔽工程应在施工过程中进行中间验收并签证，验收合格后方可交付运行。7.2.3电力电缆的检修及质量要求：7.2.3.1检查直埋电缆线路沿线情况，应无下沉倾斜，压痕、外露等情况，在电缆有可能受机械或人为损伤的地方，应及时装设保护装置或作相应处理，对于施工中挖出的电缆，更应及时采取保护措施，必要时应派专人现场监护。7.2.3.2检查非直埋电缆线路沿线情况，电缆放置应稳固，绑扎处应无松动，铅皮、铠装钢带、护套等应完好，如有损伤和锈蚀，应作相应处理。7.2.3.3检查电缆支架、卡子、接地线、标桩、标示牌等均应完好，如有损伤和锈蚀严重，应及时更换处理。7.2.3.4金属零部件及保护铁管等均应涂刷防腐漆，并应良好接地。运行一段时间以后对容易锈蚀的金属零部件应适时作防腐处理。7.2.3.5检查电缆沟，电缆渡槽，电缆桥架，电缆井，电缆中间头房等地，里面应无积水、杂物，盖板应齐全完整，无缺损和丢失现象，上面应无污泥、脏物、积土等杂物，门锁应完好无缺。7.2.3.6对各电缆头应作重点检查。应及时清扫电缆头上的灰尘。作卫生清扫时，严禁用水直冲电缆头或用浸水破布擦拭，否则将降低电缆头的绝缘性能。清扫时，只能用干布或浸四氯化碳擦拭。7.2.3.7所有电缆头的引出线之间以及引线对地之间，均应保持合格的安全距离，三相引线均用黄、绿、红三色相序带，或三色热缩相序管标记相序，并与实际相位相符合，即与母线相位相符合。拆开引线检修或试验后，重接时相位必须正确。7.2.3.8所有电缆头的引线，尤其是户外头，应无严重的放电痕迹，相线颜色标记等外护层应紧密完好无破损。破损严重者应及时重新包绕。7.2.3.9所有电缆头引线的导电接头处，均应用带弹簧垫圈的螺栓紧密连接，并涂抹导电膏。接头应无过热烧红变色氧化现象，否则应作相应处理。7.2.3.10运行中的电力电缆出现事故时，应首先寻找故障点。排除故障后，经直流耐压泄漏试验合格后，即可交付运行。电力电缆的事故处理情况，应及时写出相应的报告，上交存档。7.2.4热缩交联电缆头的制作工艺要求：7.2.4.1尽量避免在雨天、雾天进行施工，在急须用电的情况下，经领导批准后，必须采取可靠的防雨水措施，方可施工。7.2.4.2施工前，应认真核对电缆线路名称、电缆型号、电压、截面等，并应检查电缆是否受潮，应用2500V摇表摇侧绝缘电阻，运行中的电缆须进行直流耐压，合格后方可施工。7.2.4.3施工前，应将所须工具、材料、零配件等准备齐全，整理好现场，使现场保持清洁干燥。施工自剥切电缆开始到缆头制作完毕，应严格按制作工艺施工，应一气呵成，不应中断，以保证制作质量。7.2.4.4焊接地线要用电烙铁，选用镀锡编织扁铜线，不得直接使用喷枪、喷灯，避免损伤主绝缘。地线应绑扎牢固，以防脱落。7.2.4.5使用小型液化汽罐喷枪作加热工具时，火焰温度较高，应注意适当远离材料，均匀缓慢加热，控制好温度。所有热缩管件，当温度达到110℃～130℃时，材料即开始收缩，收缩率约50%～70%。材料在140℃短时间作用时，性能还可不受影响，但时间稍长时，将损伤材质。应牢记此要点。7.2.4.6电缆头制作完毕，应及时作好有关检修记录。7.2.5电力电缆的绝缘检测一般规定：7.2.5.1运行中电力电缆的绝缘检测工作，应在拆开与刀闸、断路器、变压器或架空线路等电气设备的连接后进行，其对地和相间均应保证相应足够的安全距离；7.2.5.2绝缘检测前，对端头及引线应用四氯化碳等清洗剂认真进行清洁工作，禁止用水冲洗或湿抹布擦拭；7.2.5.3绝缘检测时，裸露的带电线芯部分等，应用显眼的绳带围成临时安全护栏，并派专人监护；7.2.5.4绝缘检测后，应按原相序连接好端头各引线，并确保各连接点接触良好；7.2.5.51kV及以下的电缆用1000V摇表，1kV以上的电缆用2500V摇表；7.2.5.6电缆长度在500m以内时，参考下值，电缆更长时，可略为降低：7.2.5.6.13kV及以下电缆＞300MΩ。7.2.5.6.210kV电缆＞400MΩ。7.2.5.6.3新敷电缆应比此数值更高；7.2.6电力电缆的故障原因分析：7.2.6.1机械损伤：如直接受外力损伤，安装过程中损伤，或因土地沉降等自然现象造成损伤等。7.2.6.2绝缘受潮：如护套被刺穿或腐蚀穿孔，缆头制作不良等。7.2.6.3绝缘老化变质：如运行长久，绝缘正常衰老，或受热提早老化。7.2.6.4过电压：一般是雷击或其它冲击过电压，击穿本来已有缺陷的某部位。7.2.6.5过热：如长期过负荷，过于接近热源等。7.2.6.6材料缺陷：一般指制造厂家造成的先天性缺陷。7.2.6.7设计或工艺方面的缺陷：如缆头选用材料不当，制作工艺不严格。8防雷与接地装置的检修8.1防雷装置定检质量标准8.1.1清扫检查避雷器瓷套管，瓷件应无裂纹及破损，瓷套与铁法兰的结合应严密，接缝表面无裂纹和其他缺陷，并密封完好，受潮的避雷器应予更换。8.1.2检查放电计录器动作灵活正常，接地引下线良好。8.1.3避雷器固定牢固，器身倾斜不得大于其高度的1.5％，接地线、固定支架等应除锈刷漆。8.2防雷装置定检内容8.2.1阀型避雷器内部的零件应固定牢靠，轻轻摇动避雷器，内部应无响声。8.2.2阀型避雷器并联电阻断裂、内部元件移动或接触不牢者应处理或更换。8.2.3阀型避雷器瓷件严重破损者，应更换。8.2.4绝缘试验不合格者，应更换。8.2.5避雷器动作记录器应与避雷器同时进行检查，电气部分连接是否牢靠，密封是否良好，受潮元件应处理或更换。8.2.6每年做1次预防性试验项目检查。8.2.7注意事项：如阀型避雷器拆分检修后，避雷器、顶帽、底座、各节连接时，应先将接触面上的油漆、锈蚀及氧化膜除尽后，涂一层中性凡士林，然后将螺栓均匀拧紧，最后用油漆将法兰接触面边缘上的缝隙堵严。8.3接地装置定检质量标准8.3.1小接地短路电流系统接地电阻不宜超过30Ω。8.3.2独立避雷针的接地电阻不宜超过10Ω。8.3.3工业电子设备的单独接地体，无明确规定时，接地电阻不大于10Ω。8.3.4电气设备的工作接地和保护接地，应与防雷接地分开，如需要共用时，接地电阻应小于1Ω。8.3.5中性点直接接地系统和低压电气设备的接地电阻不大于4Ω。8.3.6防静电接地每处接地电阻不宜超过30Ω。8.3.7防高频干扰装置的接地电阻不宜超过20Ω。8.3.8整流装置的电压在1kV及以上，接地电阻应不超过0.5Ω，电压在1kV以下，接地电阻应不超过4Ω。8.4接地装置定检内容8.4.1各变配电站的独立避雷针应及时除锈刷防锈漆、银粉漆各一遍次。8.4.2每年检查维修1次，避雷针、避雷网与接地装置的连接应牢固，有无松脱断裂，连接不良应处理并更换螺栓或补焊，锈蚀30%以上者应更换处理。8.4.3每年测量1次接地电阻。8.4.4接地线涂漆剥落、退色应补刷涂色和色标。8.4.5接地装置检修中处理的问题和故障情况应作好记录。9整流机组的检修9.1定检项目9.1.1整流机组定检周期一般为3个月，发生故障时，随时检修，定检或检修后应达到检修质量要求。9.1.2全面检测各部件的技术参数及各支路均流度、均压度，并调试合格。9.1.3检测主回路的硅元件、快熔、均压电阻、电容、脉冲变压器、信号继电器等性能参数合格。9.1.4检测触发控制保护回路，并调试其技术参数合格。9.1.5检测直流电流、电压测量回路正常。9.1.6检查母线各接头，软联接板，分流器及支柱瓷瓶正常。9.1.7检查循环水冷却系统正常、无渗漏。9.1.8检查过电压吸收装置正常。9.1.9摇测整流机组的绝缘正常。9.1.10整流机组的空载或负载试验。9.2小修项目9.2.1小修项目以运行当中出现的问题、缺陷为主进行，根据故障情况作小修处理。9.2.2检查可控硅整流的触发控制系统：9.2.2.1检查同步电源、稳压电源等变压器绝缘状况，以及有无过热、老化、烧伤，并处理正常。9.2.2.2检查各电源输出是否正常，同步电源相位是否正确，并调试正常。9.2.2.3检查各控制插件是否正常，有无松动脱落和虚焊现象，并处理正常。9.2.2.4检查触发脉冲指示是否正常，各测试点波形是否正确，并调试正常。9.2.2.5检查各种电子器件有无过热、烧伤等现象，并处理正常。9.2.3检查机组的主回路：9.2.3.1检查各元件参数及导通情况是否正常，并处理正常。9.2.3.2检查快熔、均压回路是否完好，并处理正常。’9.2.3.3检查过压吸收装置是否完好，并处理正常。9.2.3.4检查主回路元器件有无发热、烧伤，各接头是否完好，并处理正常。9.2.4检查循环水系统：9.2.4.1电接点压力表和温度表指示是否正常，并处理正常。9.2.4.2各阀门、管接头有无渗水现象，阀门启闭是否灵活，连接胶管有无开裂、变质现象，循环水质是否合格，并处理正常。9.2.5检修正常后投入运行，按操作规程合闸送电。9.3大修要求9.3.1当机组通过小修、定检不能满足运行要求，或需要技术更新、扩容改造时，机组即进行大修。9.3.2大修将对整流机组进行全面技术更新和改造，大修后机组的整体性能应全面提升。9.4整流机组检修质量一般要求9.4.1机体完整，配线整齐，清洁无积尘。9.4.2主回路各器件齐全完好，接触紧密，无松动，并联支路的硅元件参数应匹配。9.4.3可控硅整流器的触发控制系统完好、准确、可靠，控制参数符合要求。9.4.4各种电气保护（欠支路、元件击穿、水中断、水温异常、过电压、直流过流等）完好、可靠。9.4.5压板器件的固定螺丝应确保紧固，压板与螺杆之间绝缘良好，弹簧压板无变形、开裂现象。9.4.6相间隔板和快熔防护板应完整无缺。9.4.7冷却装置完好，无堵塞、无渗漏，阀门启闭应灵活，连接胶管无开裂，变质等现象。9.4.8水压试验时，应能承受高于额定值的水压，无渗漏现象。9.4.9去离子水电阻率应不小于2MΩ/cm，9.5.整流机组绝缘电阻的测量与要求：整流机组绝缘电阻应用500V兆欧表测量，测量部位和要求见表9.1表9.1整流机组绝缘测量部位与要求序号测量部位1测量部位2绝缘电阻1主回路地＞2MΩ2主回路外壳＞2MΩ3主回路二次回路＞2MΩ4二次回路地＞1MΩ5二次回路外壳＞1MΩ6地外壳＞1MΩ10继电保护和自动装置的校验10.1总则10.1.1电力系统继电保护装置和系统自动装置必须经继电保护专业人员进行检验，确定其设备回路良好，结线、定值及特性正确后方可投入运行。10.2继电保护装置及系统自动装置的检验分为3种：10.2.1新安装设备的验收检验。10.2.2运行中设备的定期检验。10.2.3运行中设备的补充检验。10.3检修周期10.3.1一般1年～2年对所有继电保护装置与系统自动装置进行一次全部检验。10.3.2重要继电保护装置和自动装置（包括以下内容），每年检修一次：10.3.3各种类型变流器每4年进行一次检验。10.3.4运行情况良好、简单的继电保护装置与系统自动装置每2年进行一次检验。10.3.5凡继电保护装置和自动装置拒绝动作，不正确动作或动作原因不明时，均应由继电保护专业人员拟定试验项目和程序经有关业务部门批准并有其参加的情况下进行事故后检验。10.3.6特殊情况需酌情考虑。10.4检验项目10.4.1二次回路的检验。10.4.2电流互感器与电压互感器的检验。10.4.3断路器的检查试验。10.4.4保护继电器的检验。10.4.5整组动作试验。10.4.6带负荷检验。10.5检验前准备及注意事项10.5.1检查前应备好整定 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 、原理接线图、回路安装图、前次检验记录、有关检验规程、纪录表格、试验所需仪器仪表和设备、连接导线、工具及备用零件等。10.5.2了解所试验设备的一次接线图及其运行方式并弄清设备及保护装置现状。10.5.3根据调度指挥安排并取得有关值班人员的同意办好工作许可手续，按电气安全技术规程有关规定做好切实可行的安全措施后方可进行检验。10.5.4凡调整工作与通电整组试验均应有两人以上进行。10.5.5在已投运和部分投运的变电所或生产设备进行调整试验工作时，不得随意触及其他运行设备。10.5.6继电保护和自动装置动作的整定值设定或整定值的变更，应由主管领导通知。10.6二次回路电阻的测量及接头检查：10.6.1用欧姆表（或万用表）测二次电流回路各相或相间回路电阻，若二次线不出本盘，其回路电阻应不大于0.5Ω，若二次线超出本盘，其回路电阻应按回路的实际长度估算，如超过估算值应细致检查二次回路中是否有松脱和开焊现象。10.6.2二次回路的绝缘电阻测定可用1kV兆欧表进行摇测，其绝缘电阻不应低于1MΩ.。10.6.3对二次回路中不能承受高电压的器件（如电容器、半导体元件等）在摇测绝缘和耐压之前将其从回路中断开或将其短接。在直流控制电源的正、负极间和交流电源各相间应无短路现象。10.6.4二次回路所有接头螺丝（包括端子板上，继电器元件上和保险底座的螺丝）应逐个检查并拧紧，并要求接触良好。10.7电流互感器与电压互感器的检验10.7.1电流互感器与电压互感器的外部检查：10.7.1.1充油式电流互感器与电压互感器不应有渗油现象。10.7.1.2检查互感器出口螺丝是否松动、接线是否压紧，绝缘是否破损。10.7.1.3检查互感器二次线圈的接地点与接地状况。10.7.1.4电流互感器二次不得开路，不用时二次线圈应可靠短接并接地。10.7.1.5电压互感器不得短路，其二次回路中所有自动开关及熔断器应完整良好。10.7.2互感器的绝缘检查：10.7.2.1互感器二次线圈绝缘电阻：用1kV兆欧表检查绝缘电阻值不应低于1MΩ。10.7.2.2交流耐压试验：新装和交接时二次线圈应以2kV电压进行1min对地绝缘耐压试验，当试验设备有困难时，允许用2500V兆欧表摇测量代替。10.7.3电流互感器的试验：10.7.3.1极性检查；10.7.3.2变比试验；10.7.3.3伏安特性试验；10.7.4电压互感器的试验：10.7.4.1极性检查。10.7.4.2变比试验。10.7.5SEL系列微机保护的检验：试验人员对SEL系列设备的检验途径有两种，即为采用维护终端通过通讯口连接保护装置进行保护校验和通过面板操作的方法进行保护校验，原则上主设备在运行中可以对保护进行定值、逻辑、注释、通讯设置等进行修改与查看。但考虑面板操作的特殊性，在此规定：在主设备运行时，面板操作只能进行定值、I/O、事故报告等查看，不得进行任何的修改操作；只有通过维护终端，才能在线对保护进行各项设置与调用。保护装置的定值、控制逻辑和输入输出设定必需具有主管部门的书面更改单才能进行更改。10.7.5.1常规检验项目：10.7.5.1.1定值与控制逻辑检查；10.7.5.1.2开关量输入（DI）与输出（DO）、模拟量输入（AI）与输出（AO）校验；10.7.5.1.3通讯检查，主要检验信号的传输是否正常，模拟量输出是否存在误差等；10.7.5.1.4整组试验：逻辑及保护的动作情况、信号的出口情况均应在面板上及后台监控装置上（如MMI、中央信号装置）体现出来。10.7.5.1.5数据备份：必需将保护装置的程序清单（面板操作将保护与逻辑数据）如实记录在调试报告中。10.7.5.2外围设备的检验：微机保护的外围设备主要指与保护装置输入输出具有直接联系的部件。如操作箱、作转换用的中间继电器等；10.8变压器瓦斯保护装置的系统检查：10.8.1检查变压器安装情况：10.8.2装有瓦斯继电器的电力变压器，在安装时应使其顶盖沿瓦斯继电器的方向有1％～1.5％的升高坡度，由变压器至油枕的油管应有2％～4％（以变压器顶盖为准）的升高坡度，以便使瓦斯继电器能正确动作。10.8.3瓦斯继电器顶盖上箭头应指向油枕，油枕与油箱之间的油管上的油门应可打开。10.8.4检查电缆接线盒质量，并检查防油防潮的保护措施是否良好，接线极性是否正确。11电器设备预防性试验11.1变压器试验项目、周期和标准（见表11.1）表11.1序号项目周期要求说明1测量绕组的绝缘电阻和吸收比。1.大修时；2.1a～2a。1.同温度下绝缘电阻参考见附录C《预防性试验规程》表C.22.吸收比：10℃～30℃时≥1.31.额定电压为1kV以上绕组用2500V及以上的摇表，其量程一般不低于10000ΜΩ，1kV以下者用1kV兆欧表；2.测量时非被试绕组接地。2测量绕组连同套管的直流电阻1.大修时；2.分接开关换档时；3.1a～2a一次；4.有载开关检修后。1.1600kVA以上变压器，各相绕组电阻，相互间的差别不大于三相平均值的2%，无中性点引出时线间差别不大于三相平均值的1%。2.1600kVA及以下的变压器相间差别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%。3.整流变阀侧差别≯5%4.测得的相间差与以前相应部位测得的相间差比较，其变化也不应大于2%。1.大修时，各绕组的所有分接头位置上测量；2.对有载调压，一般在所有分接头上测量；3.对无载调压，只在使用分接头上测量；4.所规定的标准是指对引线的影响校正后的数值；5.按GBl094—7l《电力变压器》生产的变压器仍以630kVA为界。3交流耐压试验1.大修后2.更换绕组后3.必要时1.试验电压按《预防性试验标准》2.出厂试验电压与标准不同，应按出厂值的85％3.非标准系列产品按有关规定进行1.大修后绕组额定电压为35kV及以下且容量为8000kVA及以下的变压器应进行，其它临时决定2.其它试验均合格后才能进行此项试验互感器的试验项目、周期和要求（见表11.2）表11.2序号项目周期要求说明1测绝缘电阻1.大修时2.35KV及以下1a～3a一次3.主变1a一次绝缘电阻自行规定但与上一次所测数值应无明显变化1.一次绕组用2500V及以上兆欧表，二次用1000V或2500V表2.测量时非被试绕组短路接地3.220kV电流互感器一次对二次及地的绝缘电阻一般不小于1kΜΩ2交流耐压试验1.大修后2.1a～3a一次3.必要时互感器二次绕组交流耐压值为2kV3测直流电阻（电压互感器）大修时与制造厂及以前测得的数据不应有明显变化11.3隔离开关和母线：11.3.1大修时或la～4a年测量一次绝缘电阻，用2500V兆欧表，阻值参考出厂值；11.3.2对10kV配电装置的隔离开关和母线，每4a进行一次交流耐压试验，标准为：11.3.2.1额定电压10kV，耐压42kV，1min。11.4套管和绝缘子：11.4.1大修前后或1a～3a一次用2500V兆欧表测绝缘电阻，阻值自行规定。11.4.2大修前后或1a～3a年应测量一次220kV油浸纸电容式穿墙套管的介损tgδ％值，当温度为20℃时，大修为0.8，运行中为0.8，且与出厂值或初始值比较不应有显著变化。11.4.3大修后或换新时进行交流耐压试验：11.4.3.1额定电压为10kV，耐压42kVlmin。11.5电力电缆：11.5.1对交联聚乙烯电缆，1a～5a测量一次绝缘电阻。1kV以下电缆用1kV兆欧表，1kV及以上的用2500V兆欧表。当电缆长度小于500m时，10kV电缆大于400ΜΩ，各相绝缘电阻不平衡系数不大于2.5倍。11.5.2直流耐压试验并测泄漏电流值：11.5.2.1试验前提：新做终端头或接头后进行。11.5.2.2试验电压：——交联电缆（8.7/15kV），交接试验为37k