交接试验标准.docx

交接试验工程及标准一、 电流互感器1、SF6 电流互感器110kV 及以上序号工程标准说明1当装及大修后 1 年内复测湿度不符合要求或漏气超过要求和设备1 SF6 气体湿度(20)(l/l)交接试验不大于 250l/l(1) 承受灵敏度不低于 1×10-6(体积比)的检漏仪对各密封部位、管道特别时，按实际状况增加检测 2安装后、密封检查合格方可充气至额定压力静置 24h 后进展检测2 SF6 气体泄露3 SF6 气体成分分析必要时4 SF6 气体其它检测项目5 SF6 密度表校验接头等处进展检测，检 日常监控，必要时检测。漏仪应不报警(2) 年泄露率不大于 1%/年或按厂家要求纯度：97% 1有条件时取气体分析空气：0.2% 2其余CO、CO2、SO2 CF4：0.1% 有条件时可加以监控见符合制造厂规定6 绕组及末屏的绝缘电阻7 tan(%)1绕组绝缘电阻与出厂值比较无明显变化2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于 1000M500kV：绕组 0.4末屏 1.5220kV 及以下：绕组 0.5末屏 2.012500V 或 5000V 兆欧表。2） 测量时非被试绕组或末屏、外壳应接地3500kV 电流互感器具有二个一次绕组时，应测量一次绕组的绝缘电阻计量有要求和更换绕组8 各分接头的变比9 极性与铭牌标志相符后应测量角、比误差且应符合等级规定。与铭牌标志相符10 励磁特性曲线11 绕组直流电阻12 老炼及沟通耐压试验13 局部放电试验必要时14 介质损耗测试1） 与同类型电流互感器特性曲线或厂家特性曲线比较，应无明显差异。2） 多抽头电流互感器可在使用抽头或最 大抽头测量。与出厂值或初始值比较， 应无明显差异 1老炼试验程序： 1.1Un 10min 1.73Un3min 0，老炼试验后进展耐压试验2） 一次绕组沟通耐压试验电 压 为 出 厂 试 验 值的 90%，低于附录 时，按附录 进展。3） 二次绕组之间及对地耐压试验电压 2kV，可用 2500V 兆欧表代替。在电压为 1.2Un/3，放电量不大于 5pC符合制造厂规定在继电保护有要求时进展。应在曲线拐点四周至少测量 5-6 个点，对于拐点电压较高的绕组， 现场试验电压不应超过2kV。1 现场安装、充气后、气体湿度检测合格后进展老炼及耐压试验，条件具备时还应进展局部放电试验。2Un 指额定相对地电压3耐压值参考附录序号工程标准1绕组及末屏的绝缘电阻1绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的 70% 2电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M说明12500V 兆欧表。2测量时非被试绕组或末屏、外壳应接地3500kV 电流互感器具有二个一次绕组时，应测量一次绕组的绝缘电阻2、油浸、干式电流互感器2tan(%)345671主绝缘tan(%)不应大于下表的数值351102205000.80.60.53.02.02.52.9电压等级(kV) 油纸电容型 充油型胶纸电容型2)电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差异超出± 5%时应查明缘由3当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于 1000M时，应测量末屏对地 tan，其值不应大于2%1 主绝缘 tan试验电压为 10kV，末屏对地tan试验电压为 2kV 2 油纸电容型 tan 一般不进展温度换算，当 tan值与出厂值或上一次试验比较有明显增长时，应综合分析tan与温度电压的关系，当 tan随温度明显变化或试验电压由10kV 升到 Um/3 时，tan (%)增量超过 0.3 ,不应连续运行。3 固体绝缘电流互感器一般不进展 tan 测量各分接头的变8 比计量有要求和更换绕组与铭牌标志相符后应测量角、比误差且应符合等级规定。9 极性10 励磁特性曲线11 绕组直流电阻与铭牌标志相符1与同类型电流互感器特性曲线或厂家特性曲线比较，应无明显差异。 2多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量。与出厂值或初始值比较，应无明显差异在继电保护有要求时进展。应在曲线拐点四周至少测量 5-6 个点，对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不应超过 2kV。老炼及沟通耐12 压试验局部放电试验13 必要时14 介质损耗测试1老炼试验程序：1.1Un10min 3 现场安装、充气1.73Un3min 0，老炼试验 后、气体湿度检测合格后进展耐压试验后进展老炼及耐压试2一次绕组沟通耐压试验电压为 验，条件具备时还应进出厂试验值的 90%，低于附录 行局部放电试验。时，按附录 进展。4Un 指额定相对地电3二次绕组之间及对地耐压试验 压电压 2kV，可用 2500V 兆欧表代 5耐压值参考附录替。在电压为 1.2Un/3，放电量不大于 5pC符合制造厂规定二、电容式电压互感器：序号工程标准说明中间变压器一、二1次绕组直流电阻中间变压器的绝缘地应大于 1000M用 1000V 兆欧表电阻2二次绕组及对地应大于从 X 端测量2与出厂值比较应无明显差异1一次绕组对二次绕组及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10M1绝缘电阻应大于 10M1） 用 1000V 兆欧表2） 电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器以3阻尼器检查2阻尼器特性检查依据厂接入规定的二次绕组的要求进展端子。当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时可不检查。4 电容器极间绝缘电一般不低于 5000M用 2500V 兆欧表阻5 电容值6 介质损耗测试1每节电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%范围。2一相中任两节实测电容值差不应超过 5%交接时、油纸绝缘 0.5、膜纸复合绝缘 0.151） 假设高压电容器分节， 则试验应针对每节单独进展。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上节电容器测量电压10KV，中压电容的试验电压自定。试验电压为出厂值的1 假设 耐 压 值 低 于7 沟通耐压和局部放 75%，当电压升至试验电 0.8*1.3Um 时只进展 局电压 1min 后，再降至放试验。0.8*1.3Um 历时 10S2Um 为最大工作电压8 渗漏油检查漏油时停顿使用用观看法9 极性检查与铭牌标志相符10 电压比检查与设计铭牌标志相符11 低压端对地绝缘电交接试验不低于 100M1用 2500V 兆欧表阻2低压端指“N”或“j”三、耦合电容器：序号工程标准说明1极间绝缘电阻一般不低于 5000 M用 2500V 兆欧表1每节电容值偏差不超出2电容值测量3介质损耗测试一相中任两节实测电容额定值的-5%-+10%范围。 值之差是指实测电容之2一相中任两节实测电容 比值与这两单元额定电值差不应超过 5%压之比值倒数之差以 10KV 电压测量时值不应大于以下数值、油纸绝缘 0.5、膜纸复合绝缘0.154渗漏油检查低压端对地绝缘电阻漏油时停顿使用用观看法5交接试验不低于 100M6沟通耐压和局部放电试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压 1min 后，再降至用 2500V 兆欧表1 假设 耐 压 值 低 于0.8*1.3U时只进展 局m放试验。0.8*1.3Um历时 10S2Um为最大工作电压四、氧化锌避雷器：序号工程标准1绝缘电阻不应低于 2500 M直流 1mA 参考电1实测值与制造厂规定值比较变化不应大于正 负2压及 0.75 倍泄露电流5%20.75 倍的泄露电流不应说明用 2500V 及以上兆欧表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大于 50uA1） 测量运行电压下的全电流、阻性电流，测量值与初始值比较不应有明显变运行电压下的沟通 化，当阻性电流增加一倍泄露电流 时必需停电检查2） 当阻性电流增加到初始值的 150%时应适当缩短检测周期。4底座绝缘电阻1） 测量时应记录环境温度相对湿度和运行电压，应留意瓷套外表状况的影响及相间干扰的影响2） 可用第一次带电测试代替交接试验并作为初始值。用 2500V 及以上兆欧表5放电计数器动作检查自行规定测试 3-5 次，均应动作正常五、SF6 断路器：序号工程标准说明1关心回路和掌握回路绝缘电阻不应低于 1 M用 1000V 兆欧表测量1断路器灭弧室气室，交断路器内SF6 气体 接时不大于 150ppm2 湿度检测2其他气室，交接时不大于 250ppm装设备一年内复测一次，如湿度符合要求， 则正常运行一至三年测一次。3 SF6 气体泄露年漏气率不大于 1%或按厂家要求。沟通耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电1） 试验在 SF6 气体额定压力下进展。4 耐压试验压值的 80%，当试验电压低于 612KV 时，应按612KV 进展试验。2） 对定开距断路器和带有合闸电阻的断路器应进展断口间耐压试验1可用 2500V 兆欧表关心回路和掌握回5 路的沟通耐压断口间并联电容器6 的绝缘电阻、电容量和介质损耗合闸电阻值和合闸7 电阻的投入时间断路器的机械特性8 试验分、合闸电磁铁的试验电压为 2KV1） 瓷柱式断路器与断口同时测量，测得的电容值和介损与原始值比较应无明显变化。2） 电容值不应小于出厂值的 95%1） 除厂家另有规定外， 阻值变化允许范围不得大于正负 5%2） 合闸电阻的提前投入时间按厂家规定校核。1速度特性测量方法和测量结果应符合厂家规定。2合、分闸时间，主、辅触头的协作时间应符合厂家规定。3除厂家另有规定外，分合闸应满足相间不大于合5ms 分 3ms、同相不大于合 3ms 分 2ms并联合闸脱扣器应在沟通额定电压的 85%-110%范围 或 直 流 额 定 电 压80%-110%范围内牢靠动代替。2耐压试验后的绝缘电阻不应降低。1） 交接时对瓷柱式应测量电容器和断口并联后的整体电容值和介损，作为该设备的原始记录 2电容量无明显变化时，介损仅做参考。9 动作电压10 主回路的导电回路电阻作，并联分闸应在额定电 承受突然加压法压 65%-120%范围内牢靠动作，当电源电压低至额定值的 30%或更低时不应脱扣交接时的回路电阻应符合 应承受直流压降法测厂家规定 量，电流不小于 100A。11分、合闸线圈的直流电阻及绝缘电阻1） 直流电阻应符合厂家规定2） 绝缘电阻不小于 1 M应符合厂家规定承受 1000V 兆欧表12SF6 密度表检查六、站用变压器：序号工程标准说明1 总烃包括： CH 、装变压器的油中任一项1 油中溶解气体色谱 溶解气体含量不得超过下2分析列数值：总烃 20u1/1；H42、和四C HC HC H62422种气体。30u1/1；C2H22溶解气体组分含量的不应含有。 单位为 u1/1。2 绕组直流电阻1相间差异一般不应大于三相平均值的 4%，线间差异一般不应大于三相平均值的 2%如电阻线间差在出厂时2各相绕组电阻与以前相 已超过规定，厂家虽然同部位、一样温度下的历 说明白产生这种偏差的次结果相比，不应有明显 缘由，但不能超过 2%。差异，其差异 不应大 于2%，当超过 1%时应引起留意。1绝缘电阻与上一次试验 1用 2500V 及以上兆结果相比应无明显变化， 欧表。一般不低于上次值的 70%2测量前被试绕组应充3 绕组绝缘电阻、吸 1000 M 以上。分放电。收比或极化指数2在 10-30。C 范围内，吸 3电缆出线变压器的电收比一般不低于 1.3；极化 缆出线侧绕组绝缘电阻指数不低于 1.5。 由中性点套管处测量。120C 时的介损不大于 1非被试绕组应接地，4 绕组的介质损耗测 35KV 标准是 1.5%被试绕组应短路。量2试验电压 35KV 变压器 2同一变压器各绕组的是 10KV介损标准值一样135KV 全绝缘变压器现场条件不具备时，可5 沟通耐压试验35KV 沟通耐压应不小于72KV 一分钟通过。1与以前试验结果相比无只进展外施工频耐压试验235KV 及以下绕组、变压器中性点应进展外施耐压试验。明显差异。1用 2500V 兆欧表。6 铁芯绝缘电阻2消灭两点接地现象时， 2夹件也有单独外引接运行中接地电流一般不大 地线的应分别测量。于 0.1A。220KV 及以上的绝缘电阻穿芯螺栓、夹件线 一般不低于 500 M，其7 圈、压环及屏蔽等1） 用 2500V 兆欧表2） 连接片不能撤除的可的绝缘电阻他变压器一般不低于 10M。1绕组额定电压 10KV 的直流试验电压为 10KV、绕组额定电压 35KV 的直不测量。1） 读取 1min 时的泄露电流值。8 绕组泄露电流流试验电压为 20KV。2由泄露电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近在一样温度下 1各相应分接的电压比挨次应与铭牌一样2额定分接电压比允许偏9 变压器绕组电压比 差为正负 0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值%的 1/10 以内，但不能超过 1%。三相变压器的接线 必需与变压器的铭牌和出10 组别或单相变压器2） 封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄露电流由中性点套管处测量。的极性11 测温装置及其二次线端子标号相符。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，测量绝缘电阻用 1000V回路试验绝 缘 电 阻 一 般 不 低 于1M兆欧表。12 气体继电器及其二整定值应符合要求，动作正确，绝缘电阻一般不低测量绝缘电阻用 1000V次回路试验于 1M。兆欧表。13 压力释放器试验动作值与铭牌值相差应不大于 10%或符合厂家规定交接时有出厂报告可不做。14 变压器相位检查必需与电网相位全都。七、隔离开关：序号工程标准说明1有机绝缘支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻二次回路绝缘电阻二次回路沟通耐压用兆欧表测量胶合元件分层电阻。用 2500V 兆欧表。23绝缘电阻不得低于 1 M 试验电压为 1000V。最低动作电压一般在操作用 1000V 兆欧表。可用 2500V 兆欧表代替4电动机操动机构的最低动作电压电源 额 定 电 压 的30%-80%的范围内。5导电回路电阻交接时应符合厂家规定。 应承受直流压降法测量，电流不得小于 100A61） 电动操动机构在额定操作电压下分、合闸 5 次，操动机构动作状况 动作应正常。2） 手动操动机构应敏捷，无卡涩。3） 闭锁装置应牢靠。八、支柱绝缘子及悬式绝缘子：序号工程标准针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子说明1） 用 2500V 及以上兆欧表。1 绝缘子绝缘电阻2 绝缘子沟通耐压的绝缘电阻不应低与 300M，500KV 悬式绝缘子不得低于 500 M1支柱绝缘子的沟通耐压试验电压值详见规程。235KV 针式绝缘子沟通耐压两个胶合元件的每个元件 50KV 三个胶合元件的每个 34KV。3 机 械 破 坏 负 荷 为60-300kN 的盘形悬式绝缘子沟通耐压均取60KV。2） 棒式支柱绝缘子不进展此项试验。1） 棒式绝缘子不进展此项试验。235KV 及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进展，试验电压按本标准规定。九、高压并联电抗器：序号工程标准说明1 总烃包括：1油中溶解气体色谱分析装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下C H26、4C H 和 C H4CH 、222 四列数值：总烃 20u1/1；H230u1/1；C H2种气体。2溶解气体组分含量的2 不应含有。 单位为 u1/1。2绕组直流电阻1相间差异一般不应大于三相平均值的 4%，线间差异一般不应大于三相平均值的 2%如电阻线间差在出厂时2各相绕组电阻与以前相 已超过规定，厂家虽然同部位、一样温度下的历 说明白产生这种偏差的次结果相比，不应有明显 缘由，但不能超过 2%。差异，其差异 不应大 于2%，当超过 1%时应引起留意。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%3 绕组绝缘电阻、吸 1000 M 以上。收比或极化指数2在 10-30 C 范围内，吸收比一般不低于 1.3；极化指数不低于 1.5。1） 用 2500V 及以上兆欧表。2） 测量前被试绕组应充分放电。3） 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。1非被试绕组应接地，4 绕组的介质损耗测 20 C时的介损不大于 被试绕组应短路。量500KV 标准是 0.6%2同一变压器各绕组的介损标准值一样135KV 全绝缘变压器现场条件不具备时，可只进展外施工频耐压试5 沟通耐压试验500KV 沟通耐压应不小于578KV 一分钟通过。1与以前试验结果相比无验235KV 及以下绕组、变压器中性点应进展外施耐压试验。3电抗器进展外施工频耐压试验。明显差异。1用 2500V 兆欧表。6 铁芯绝缘电阻2消灭两点接地现象时， 2夹件也有单独外引接运行中接地电流一般不大 地线的应分别测量。于 0.1A。220KV 及以上的绝缘电阻穿芯螺栓、夹件线一般不低于 500 M，其1） 用 2500V 兆欧表7 圈、压环及屏蔽等2连接片不能撤除的可的绝缘电阻他变压器一般不低于 10M。不测量。1绕组额定电压 500KV1读取 1min 时的泄露的直流试验电压为60KV、绕组额定电压 35KV 的直8 绕组泄露电流 流试验电压为 20KV。2由泄露电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近在一样温度下电流值。2） 封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄露电流由中性点套管处测量。电容型套管的介损9 和电容值主绝缘及电容型套10 管及末屏对地的绝缘电阻测温装置及其二次11 回路试验气体继电器及其二12 次回路试验13 压力释放器试验14 变压器相位检查15 局部放电1） 主绝缘 20 度时介损值不应大于充油型 1.0、油纸电容型 0.5、胶纸电容型1.02） 当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于 1000 M应测量末屏对地的介损 ,加压 2KV 其值不大于2% 3电容型套管的电容值与出厂值差异超过正负5%时查明缘由。1） 主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于 110KV 以下 5000M 、 110KV 以 上10000 M2） 末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000 M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1M整定值应符合要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于 1M。动作值与铭牌值相差应不大于 10%或符合厂家规定必需与电网相位全都。 在线端电压为 相电压 的1.5 倍时放电量一般不大于 500Pc，在线端电压为1.3 倍时放电量一般不大于 300pC。用 2500V 兆欧表测量绝缘电阻用 1000V兆欧表。测量绝缘电阻用 1000V兆欧表。交接时有出厂报告可不做。没有条件进展局部放电时，500KV 电抗器可进展运行电压下局部放电监测。2油中含水量3油中含气量4油中介损量500KV 小于等于 10注入 500KV 设备的应小于等于 1。注入前应小于等于 0.5注入后应小于等于 0.7十、站内绝缘油的试验：序号工程标准击穿电压： 35KV说明大于等1绝缘油试验于 35KV、500KV于 60KV大于等十一、35KV 及 10KV 高压开关柜：序号工程关心回路和掌握回1 路绝缘电阻关心回路和掌握回2 路沟通耐压操动机构合闸接触3 器及分合闸电磁铁的最低动作电压合闸接触器和分合标准不应低于 1 M 试验电压 1KV1） 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%范围内牢靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电压的 65%-120%范围内牢靠动作，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% 时应牢靠动作。1） 直流电阻应符合厂家规说明用 1000V 兆欧表测量可用 2500V 兆欧表代替承受突然加压法4 闸电磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻定。测量绝缘电阻应承受2） 绝缘电阻不应小于 11000V 兆欧表。M5 绝缘电阻应符合厂家规定在沟通耐压试验前、后分别进展。 1试验电压施加方式： 合闸时各相对地及相6 沟通耐压试验电压值按规程规定间，分闸时各断口间2相间、相对地及断口间的试验电压值一样。检查电压抽取带 应符合高压带电显示装置7 电显示装置技术条件8 灭弧室真空度测试灭弧室真空度测试应符合厂家规定有条件时进展开关柜中断路器、 1交接时应符合厂家规定隔离开关和隔离插头9 隔离开关及隔离插 2运行中不得大于厂家的 的回路电阻在有条件时头的导电回路电阻 1.5 倍。进展测量。10 五防性能检查应符合厂家规定高压开关柜中的电11 流1) 测量绕组绝缘 绕组绝缘电阻不应低于出电阻厂值的 60%用 2500V 兆欧表。2) 各抽头的电流比3) 极性检查4) 伏安特性检查5) 绕组直流电阻与设计铭牌标志相符与铭牌标志相符1） 与同类型电流互感器特性曲线或厂家特性曲线比较，应无明显差异。2） 多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量。与出厂值比较应无明显差异固体绝缘电流互感器在电压为相电压的 1.2 倍时放计量有要求时应测量 角、比误差且应符合等级规定。在继电保护有要求时进展。应在曲线拐点四周至少测量 5-6 个点，对于拐点电压较高的绕 组，现场试验电压不应超过 2KV。6) 局部放电电量不应大于 20PC,在电压为1.2Um 时放电量不大于 50PC。高压柜中的电压互12 感器1) 绕组的绝缘电阻绕组绝缘电阻不应低于出厂值的 60%。1绕组绝缘：35KV 以下1） 使用 2500V 兆欧表2） 测量时非被试绕组、外壳应接地。2) 介质损耗测试2二次绕组之间及对地2KV。欧表测绝缘电阻代替。从二次绕组加压试验，在额定电压下的空载电流同时测量一次和二次绕4)空载电流测量与出厂值比较应无明显差异。组工频空载电流，且一次绕组空载电流不应大于 10mA。3) 沟通耐压20 度时，介损不应大于3.02支架绝缘介损应不大于10%。1） 一次绕组沟通耐压标准：35KV 的 85KV。二次绕组可用 2500V 兆5) 连接组别或极 与铭牌标志相符性6) 电压比检查与铭牌标志相符7) 绕组直流电阻与出厂值比较应无明显差异十二、35KV 及 10KV 氧化锌避雷器：序号工程标准1绝缘电阻不应低于 2500 M说明用 2500V 及以上兆欧表1实测值与制造厂规定值直流 1mA 参考电压及 0.75 倍泄露电流比较变化不应5%大于正 负23运行电压下的沟通泄露电流20.75 倍的泄露电流不应大于 50uA1） 测量运行电压下的全电流、阻性电流，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需停电检查2） 当阻性电流增加到初始值的 150%时应适当缩短检测周期。1） 测量时应记录环境温度和相对湿度。2） 测量电流的导线应使用屏蔽线4底座绝缘电阻自行规定1） 测量时应记录环境温度相对湿度和运行电压，应留意瓷套外表状况的影响及相间干扰的影响2） 可用第一次带电测试代替交接试验并作为初始值。用 2500V 及以上兆欧表5放电计数器动作检 测试 3-5 次，均应动作正查常十二、35KV 及 10KV 电力电缆：序号工程1 电缆主绝缘电阻电缆外护套、内衬2 层绝缘电阻标准自行规定每千米绝缘电阻值不应低于 0.5 M较投运前的电阻比增大时，说明铜屏蔽层的直流说明1 0.6/1KV电 缆 用1000V 兆欧表2) 0.6/1KV 以上电缆用2500V 以上兆欧表1用 500V 兆欧表2） 当绝缘电阻低于标准时推断是否进水。1用双臂电桥测量在一样温度下的同屏蔽层和铜屏蔽层电阻和导 电阻增大，有可能被腐蚀；3 体电阻比电阻比减小时说明附件中的导体连接点的电阻有可能增大，数据自行规定。10.1Hz 耐压试验 35KV导体的直流电阻。2终端以及中间接头的安装工艺必需符合本标准，不符合的不于测量。电缆主绝缘沟通耐4 压试验穿插互联系统直流5 耐压及以下交接时 3Uo 60min. 两端均为密闭式终端21-300Hz 谐振耐压试验 的电缆可不进展定期试交接时 35V 及以下 2Uo 验。5min。在每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加 5KV， 加压 1min 不应击穿。1互层过电压保护器的直流参考电压应符合产品标6互层过电压保护准的规定。2互层保护器及其引线对地的绝缘电阻用 1000V 兆欧表，绝缘电阻不应低于10 M7相序检查与电网相位全都。