风电绝缘试验参考性检测项目及检测数据明细.doc

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1、1变压器安装位置：试验日期：1.1 铭牌参数风电绝缘试验参考性检测项目及检测数据明细型号联结组别出厂日期出厂序号制造厂额定电压（kV）额定电流（A）阻抗电压%套管型号A 相B 相C 相O 相高压高中中压高低低压中低1.2 绝缘电阻器身温度（）：测量仪器：测量部位实测值（M）换算至 20（M）吸收比极化指数R15sR60sR600sR15sR60sR600s高压中压低压铁心（M）夹件（M）说明：绝缘电阻可检出受潮、脏污及贯穿性缺陷。一般要求绕组吸收比 R60s/ R15s1.3，若不满足则测极化指数 R600s / R60s，要求 R600s / R60s1.5。即吸收比和极化指数中只要一个合格

2、就认为合格。 若吸收比或极化指数不满足要求，但绕组绝缘电阻不小于 10000M（另外一说不小于 3000M），则吸收比和极化指数可不考核，也认为合格。只要求 35kV 及以上且容量在 4000kVA 及以上变压器做吸收比试验。1.3 直流泄漏电流器身温度（）：测量仪器：测量部位施加直流电压（kV）泄漏电流（A）高压中压、低压及地中压高压、低压及地低压高压、中压及地说明：直流泄漏电流测量的作用与绝缘电阻项目相似，但施加电压较高，对贯穿性缺陷更灵敏。制造厂一般不做此项试验，但交接和预防性试验要求做，所 以在订货合同中可要求厂家进行直流泄漏电流测量。要求直流泄漏电流小于 50A（20），并要求与上次

3、相比较变化不大于 150%。只要求 35kV 及以上且容量在 8000kVA 及以上变压器做该项试验。1.4 介质损耗因数器身温度（）：测量仪器：接线方式电容量（pF）tg（%）加电接地实测换算至 20高压中压、低压和铁心（夹件）中压高压、低压和铁心（夹件）低压高压、中压和铁心（夹件）高压和低压中压和铁心（夹件）高压和中压低压和铁心（夹件）低压和中压高压和铁心（夹件）高压、中压和低压铁心（夹件）说明：介质损耗因数（即 tg）可检查整体受潮、油质量劣化、绕组上附着油泥及严重局部缺陷等。应将介质损耗因数测量值换算到 20。只要求 35kV 及以上且容量在 8000kVA 及以上变压器做该项试验。1

4、.5 绕组直流电阻器身温度（）：测量仪器：分接位置高压绕组（m）中压绕组（m）A-OB-OC-O R (%)Am-OmBm-OmCm-Om R (%)1234567891011121314151617低压绕组（m）abbcca R (%)说明：绕组直流电阻可检查绕组及引线各焊接质量、分接开关接触是否良好、导线是否存在断股、严重匝间短路等绕组直流电阻值是否合格，除通过三相电阻值的比较来判断是否合格以外，还要与上次测量值比较（换算到相同温度）来判断。1.6 变压比试验及联结组别测量仪器：（1）高压/低压分接位置额定变比实测 AB/ab误差%实测 BC/bc误差%实测 CA/ca误差%联结组别123

5、4567891011121314151617（2）高压/中压分接位置额定变比实测 AB/AmBm误差%实测 BC/BmCm误差%实测 CA/CmAm误差%联结组别1234567891011121314151617说明：绕组变比测量可检查不同电压绕组变比与铭牌标示是否一致、分接开关连接是否正确、有无匝间短路；联结组别测量可检查同一电压各相绕组连线是 否正确、与铭牌标示是否一致。1.7 零序阻抗高压绕组中压绕组低压绕组施加电压 U（V）电流 I（A）零序阻抗（）Z03U/IABC 线端短路对 O 线端加压开路三角形绕组线端开路短路开路AmBmCm 线端短路 对 Om 线端加压短路说明：有中性点引出

6、的变压器（110kV 以上变压器、接地变压器、接地电抗器）零序阻抗测量，为继电保护整定计算提供基础数据。1.8 外施交流耐压绕组电压（kV）频率（Hz）时间（s）高压中压、低压及地中压高压、低压及地低压高压、中压及地说明：交流耐压试验是考核变压器主绝缘的有效方法，可检查变压器主绝缘受潮、引线距离不够、绕组对地及其它电压等级绕组绝缘不够、绕组（围屏） 上有污物等问题。分级绝缘变压器只对中性点绝缘外施交流耐压。1.9 感应耐压试验低压绕组施加电压（kV）高压绕组电压（kV）频率（Hz）时间（s）A 相B 相C 相说明：对全绝缘变压器可考核变压器的纵绝缘，可检查变压器匝间、层间、段间绝缘强度。对分级

7、绝缘变压器可考核变压器的纵绝缘和线端对地、相间绝缘。对分级绝缘变压器，感应耐压试验可与局部放电试验同时进行。1.10 低压空载试验（单相法）(1) 角接绕组加压（内部接线 a-y、b-z、c-a）序号加压（三角绕组）短路（三角绕组）开路电 压U（V）电流 （I A）功 率P（W）1abbcABCO AmBmCmCmIoabPoab2bccaIobcPobc3caabIocaPoca注：角接绕组（内部接线 a-y、b-z、c-a），如 Ynd11 联结组别变压器的 绕组。(2) 角接绕组加压（内部接线 a-z、b-x、c-y）序号加压（三角绕组）短路（三角绕组）开路电 压U（V）电流 （I A）

8、功 率P（W）1abbcABCO AmBmCmCmIoacPoac2bccaIobcPobc3caabIoabPoab注：角接绕组（内部接线 a-z、b-x、c-y），如 Dyn11 联结组别变压器的 绕组。(3) 星接绕组加压序号加压短路开路电压 U（V）电流 I（A）功率 P（W）1abco 或 c 相其它绕组ABCO AmBmCmCmIoabPoab2bcao 或 a 相其它绕组IobcPobc3cabo 或 b 相其它绕组IocaPoca说明：在现场由于受条件限制进行低压空载试验（单相法），从空载电流和空载损耗检测绕组是否存在匝间短路、铁心叠片间绝缘情况、穿心螺杆和压板绝缘情况。单相法

9、低电压空载试验时，每次试验需加相同值的电压,便于分析判断试验结果。PoabPobc（相差一般不超过 3%），Poca 为 Poab 、Pobc 的 1.31.4 倍（35kV66kV 变压器）或 1.41.55 倍（110kV220kV 变压器）。在订货时，要求变压器制造厂进行该项试验，并提供试验数据，作为基础数据，便于对变压器是否存在故障进行分析。1.11 小电流负载试验（单相法）(1) 星接绕组加压序号分接加压短路电压 U（V）电流 I（A）功率 P（W）阻抗 Z（）1额定ABabc2BC3CA4AmBm5BmCm6CmAm(2) 角接绕组加压（内部接线 a-y、b-z、c-a）序号分接加

10、压短路电压 U（V）电流I（A）功率 P（W）阻抗 Z（）1额定ABabc，BC2BCabc，CA3CAabc，AB4AmBmAbc， BmCm5BmCmabc ，CmAm6CmAmabc ，AmBm注：在现场由于受条件限制进行低压负载试验（单相法），从短路阻抗和短路损耗检测绕组是否存在匝间短路、绕组变形。单相法小电流负载试验时，每次试验需通以相同值的电流（不小于 5A）。在订货时，要求变压器制造厂进行该项试验，并提供试验数据，作为基础数据，便于对变压器是否存在故障的分析。1.12 套管绝缘电阻、介质损耗因数及电容量测量器身温度（）：测量仪器：相别绝缘电阻（M）介质损耗因数及电容量tg (%)

11、电容量 C（pF）A主电容末屏B主电容末屏C主电容末屏O主电容末屏A m主电容末屏Bm主电容末屏Cm主电容末屏Om主电容末屏说明：套管 tg 和电容量测量可反映绝缘受潮和老化。套管的电容量小，tg 测量对检测套管缺陷灵敏。当套管末屏的绝缘电阻不小于 1000M 时，可不进行 tg（%）和电容量 C 的测量。1.13 局部放电测量相别ABCAmBmCm线端施加电压（kV）局部放电量（pC）局部放电起始电压（kV）局部放电熄灭电压（kV）说明：局部放电对绝缘材料中的杂质（如气泡、水分、油中悬浮物）、局部电场强度高（如尖端、引线等电场不均匀处）、接线端子（如螺栓、分接开关 触头）接触不良、存在悬浮电

12、位（如铁心接地不良、未固定电位的金属件、焊渣）灵敏。局部放电起始电压和熄灭电压应该高于变压器相电压，保证在运行中不发生局部放电。1.14 绕组变形测试电力变压器绕组变形是指在电动力、机械力，绕组的尺寸或形状发生了不可逆的变化，包括绕组轴向和径向尺寸变化、器身位移、绕组扭曲、鼓包、 匝间短路等。测试变压器绕组变形的方法，电力行业标准推荐了两种方法，即频率响应分析法和电抗法。（1）频率响应分析法 用频率响应分析法判断变压器绕组变形，主要是对绕组的幅频响应特性进行纵向或横向比较，并综合考虑变压器遭受短路冲击的情况、变压器结构、电气试验及油中溶解气体分析等因素。根据相关系数的大小，可较直观地反映出变压

13、器绕组幅频响应特性的变化（曲线），通常可作为判断变压器绕组变形的辅助手段。（2）电抗法 用电抗法判断变压器绕组变形，是通过比较变压器经受短路冲击或机械冲击（如搬运）前后电抗来判断。变压器的每一对绕组的漏电感是这两个绕组相对距离（同心圆的两个绕组的半径 R 之差）的增函数，而且 LK 与这两个绕组的高度的算术平均值近似成反比。即漏电感 LK 是这对绕组相对位置的 函数，绕组对中任何一个绕组的变形必定会引起 LK（数值）的变化。检测后，分析同一参数的三个单相值的互差（横比）和同一参数值与原始数据或上一次测试数据的相比之差（纵比），判断差值是否超过了注意值（纵 比不大于3）。采用频率响应分析法和电抗

14、法判断变压器绕组是否存在变形，都是分析比较前后试验结果，因此要建立包含出厂、交接和现场首次试验值的原始资料数据库。1.15 有载调压开关（1）铭牌参数型号额定电压（kV）额定电流（A）电压级次数量变压器油牌号出厂序号制造厂出厂时间（2）试验变压器不带电，有载调压开关手动操作不少于 2 个循环，电动操作不少于 5 个循环。操作无卡涩、电气和机械限位正常、就地分接位置指示与 主控室指示一致。变压器不带电，有载调压开关进行切换试验，切换开关触头动作顺序正常，切换时间、过渡电阻、三相同步偏差符合厂家规定（该项试验需有 载调压开关单独进行，由于变压器结构及接线原因无法进行的可不做）。变压器带电，有载调压

15、开关电动操作，动作正常、各侧电压指示正常。1.16 变压器油色谱分析取油部位变压器上部变压器下部氢 H2（ppm）甲烷 CH4（ppm）乙烷 C2H6（ppm）乙烯 C2H4（ppm）乙炔 C2H2（ppm）一氧化碳 CO（ppm）二氧化碳 CO2（ppm）（CH4 C2H6 C2H4 C2H2）总烃值（ppm）(1) 运行中变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量注意值 L/L设 备气体组分含 量330kV 及以上220kV 及以下变压器和电抗器总 烃150150乙 炔15氢150150一氧化碳CO2/CO3二氧化碳套管甲 烷100100乙 炔12氢500500(2) 对出厂和新投运的设备气体含

16、量的要求 LL气 体变压器和电抗器互 感 器套 管氢1050150乙 炔000总 烃201010(3) 运行中电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值 L/L设 备气体组分应开始注意的气体含量220kV 及以上110kV 及以下电 流互感器总 烃100100乙 炔12氢150150电 压互感器总 烃100100乙 炔23氢150150说明：油浸变压器内部发生过热、放电故障时，油和绝缘材料会分解低分子烃类和一氧化碳、二氧化碳等气体，并溶解在油中。变压器油色谱分析是分 析判断变压器是否存在故障的有效手段，该项试验不影响变压器的正常运行。通过对油中溶解气体的组分含量和几种气体的比值关系（三比值

17、法）来判断变压器是否存在故障和可能是什么故障。三比值法是 C2H2 /C2H4 ， CH4 /H2， C2H4 /C2H6 三个气体含量比值的范围进行编码（有 010,110,101,102,001,020,021,022 多个编码），根据编 码来判断故障的性质。变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量注意值 LL：绝对产气速率（mL/h）和相对产气速率（%/月）可以用来判断充油电气设备内部故障的发展情况。总烃的绝对产气速率大于 12mL/d（隔膜式） 或 6mL/d（开放式），相对产气速率大于 10%时，应引起注意。对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此判据。有的变压器装有油色谱在线监测装置，有的

18、只监测氢气，有的可监测几种气体。1.17 油试验设 备变压器油牌号交流击穿电压（kV）油温 90下的tg（%）油中水分（mg/L）变压器本体油有载调压开关油注：有载调压开关油只进行交流击穿电压试验说明：油浸变压器的绝缘油是变压器绝缘的主要组成部分，通过油的电气试验可有效判断油的整体绝缘状况，如含水量、杂质、老化情况。 变压器试验总说明：可分为：交接试验、预防性试验（或春检、秋检）、大修试验、临检试验。变压器试验的内容，是按三绕组变压器考虑的。对于二绕组变压器，不必填写有关中压绕组的部分。变压器试验时间较长，不宜只记录一个温度，需按项目分别记录温度。不同电压等级、不同容量、不同类型（油浸、干式）

19、的试验项目、周期、要求，按规程规定确定。在现场进行交流耐压、感应耐压，耐压值为出厂耐压值的 80%电压。2干式电抗器2.1 铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）额定电流（A）额定电抗（）额定端电压（V）2.2 试验温度（）：测量仪器：相别ABC绝缘电阻（M）直流电阻（）电抗（）交流耐压（kV）出厂序号制造厂出厂时间3互感器3.1 电容式电压互感器3.1.1铭牌参数相别ABC型号安装位置及运行编号额定电压（kV）额 定 电 容 量（pF）上节下节出厂序号制造厂出厂时间3.1.2试验温度（）：测量仪器：相别ABC绝缘电阻上节下节tg（%）上节下节电容量（pF）上节下节制造厂出厂序号出厂时

20、间说明： 电容式电压互感器（CVT）由电容分压器、电磁元件（包括中间变压器和电抗器）组成。对于电磁元件单元式结构（中压连线外露）的，电容分 压器、电磁元件分别进行试验；对于电磁元件为整体式结构（中压连线不外露）的则整体试验，采用几种不同接线进行测试。电容量的变化可反映电容元件短接、焊接点断开、连线断线路；tg 变化主要反映绝缘受潮，也反映电容元件短接、焊接点断开、连线断线（由于 电容量的变化使 tg 变化）。耦合电容器的试验与电容式电压互感器的电容分压器试验相同。3.2 电磁式电压互感器（放电线圈）3.2.1铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）3.2.2试验温度（）：测量仪器：相别A

21、BC绝缘电阻（M）一次绕组直流电阻（）tg (%)电容量（pF）变比二次励磁电流（A）交流耐压（或感应耐压）（kV）出厂序号制造厂出厂时间说明：干式电压互感器不进行 tg（%）和电容量（pF）测量；油浸式电压互感器还需进行油色谱分析、油击穿电压、油中水分测量（全密封结构可不做）；SF6 电压互感器还需进行 SF6 湿度测量。绝缘电阻和 tg 反映互感器受潮；绕组直流电阻检测断线、匝间短路；励磁电流检测匝间短路，反映铁心饱和特性。外施交流耐压试验适于全绝缘电压互感器；感应耐压适于串级式或分级绝缘式电压互感器，感应耐压时为使励磁电流不超过互感器允许电流需采 用倍频电源（如 100Hz 或 150H

22、z 电源）。二次励磁电流测量点至少包括额定电压的 0.2、0.5、0.8、1.0、1.2 倍，测量出对应的励磁电流，与出厂值相比应无显著改变；与同一批次、同一 型号的其他电磁式电压互感器相比，彼此差异不应大于 30%。3.3 电流互感器：3.3.1铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）电流比3.3.2试验温度（）：测量仪器：相别ABC绝缘电阻（M）主绝缘末屏一次绕组直流电阻（）tg（%）电容量（pF）变比极性交流耐压（kV）出厂序号制造厂出厂时间说明：tg 和电容量测量可反映绝缘受潮和老化。电容式电流互感器的电容量小，tg 测量对检测套管缺陷灵敏。当电容式电流互感器末屏的绝缘电阻小于

23、1000M 时，要进行 tg（%）测量。对于继电保护有要求做伏安特性和 10%误差测试的，给出伏安特性和 10%误差曲线（或表格）。4SF6 断路器和 GIS4.1 铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）额定电流（A）额定短路开断电流（kA）SF6 额定压力（Mpa）出厂序号制造厂出厂时间说明：GIS 内，母线处的 SF6 压力与断路器内 SF6 额定压力不一样。4.2 绝缘电阻器身温度（）：测量仪器：相别ABC绝缘电阻（M）4.3 回路电阻测量仪器：相别ABC回路电阻（）说明：可检测断路器触头和连接部位接触状况。由于接触部位可能存在氧化层，采用小电流测量容易出现误判断，所以试验时要求

24、通 100A 直流电流进行测量。4.4 交流耐压相别ABC高压外壳及地（M）断口（M）说明：交流耐压是考核 SF6 断路器绝缘的主要手段。当出现电场不均匀、SF6 气体中有杂质、SF6 气体质量有问题或压力低时，电气强度会降低。对于 GIS 设备，在进行交流耐压时，对于三相同箱结构布置的还应进行相间交流耐压。对于装于 GIS 内的避雷器、电磁式电压互感器不能进行交 流耐压。4.5 断路器机械特性试验（1）分、合闸时间、速度及同期性试验相别ABC三相同期性（ms）合闸时间（ms）分闸时间（ms）合闸速度（m/s）分闸速度（m/s）说明：机械特性是保证断路器性能的基本参数，试验可考核断路器的安装质

25、量是否符合要求。GIS 内的开关设备防误操作的联锁与闭锁动作准确可靠。（2）分、合闸线圈绝缘电阻及动作电压试验相别ABC注合闸分闸合闸分闸合闸分闸绝缘电阻（M）合闸电压（V）（80%110%）Un分闸电压（V）（30%65%）Un说明：操动机构合闸电压在（80%110%）Un 时可靠动作；操动机构分闸电压在低于 30%Un 时不动作，在（30%65%）Un 时可靠动作。4.6 SF6 气体相别ABC湿度（L/L）密度继电器检验压力表检验说明：SF6 气体是 SF6 断路器的绝缘介质和灭弧介质。SF6 气体中的水分直接影响到 SF6 气体的绝缘性能，必须保证湿度（L/L）在合格范围内。SF6 断

26、路器的绝缘强度和灭弧性能取决于 SF6 气体的密度（SF6 气体的密度与温度无关），因此密度继电器应检验，保证合格。压力表直观监视设备内的 SF6 气体压力，保证压力在规定范围内，因此压力表应检验，保证合格。用检漏仪器对各密封部位、管道接头等处进行检测，保证密封良好。5开关设备5.1 高压隔离开关 ：5.1.1铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）额定电流（A）出厂序号制造厂出厂时间5.1.2试验相别ABC回路电阻（）绝缘电阻（M）交流耐压（kV）说明：可检测隔离开关触头和连接部位接触状况。由于接触部位可能存在氧化层，采用小电流测量容易出现误判断，所以试验时要求通 100A 直流电流进

27、行测量。5.2 高压开关柜：5.2.1铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）额定电流（A）断路器额定短路开断电流（kA）断路器型号出厂序号制造厂出厂时间5.2.2试验相别ABC回路电阻（）绝缘电阻（M）交流耐压（kV）合闸时间（ms）三相同期性（ms）分闸时间（ms）三相同期性（ms）合闸线圈绝缘电阻（M）分闸线圈绝缘电阻（M）操动机构合闸电压（V）（85%110%）Un操动机构分闸电压（V）（30%65%）Un“五防”性能检查说明：高压开关柜中的互感器、避雷器等设备按相应规定进行。交流耐压时，电磁式电压互感器和避雷器应断开。回路电阻测量，可检测隔离开关触头和连接部位接触状况。由于接触

28、部位可能存在氧化层，采用小电流测量容易出现误判断，所以试验时要求通100A 直流电流进行测量。6绝缘子名称悬式绝缘子（片）支柱绝缘子棒形绝缘子安装位置型号爬电距离（mm）绝缘电阻（M）交流耐压（kV）制造厂说明：绝缘电阻测量可检测零值瓷瓶（绝缘电阻小于 500M）和贯穿性缺陷7橡塑绝缘电力电缆试验温度（）：测量仪器：相别ABC安装位置及运行编号型号额定电压（U0/U）（kV）导体截面（mm2）主绝缘层厚度（mm）主绝缘电阻（M）主交流耐压（kV）直流耐压（kV）及泄漏电流（A）外护套绝缘电阻（M）制造厂出厂时间说明：橡塑绝缘电力电缆（交联聚乙烯电缆）的额定电压 U0 表示电缆芯线对外铜带屏蔽层

29、的额定电压、U 表示不同相芯线之间的额定电压。 电缆的耐压值常 用 U0 的倍数表示。交联聚乙烯电缆优先采用 20300Hz 交流耐压试验；当条件不具备的情况下，才允许对 U0 为 18kV 及以下的交联聚乙烯电缆采用直流耐压试验。外护套绝缘电阻试验只于三芯电缆，该试验可检测外护套是否进水。外护套破损进水后，可能腐蚀铜屏蔽层。8集合式电容器8.1 铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）额定容量（kvar）额定电容（F）出厂型号制造厂出厂时间8.2 试验相别ABC极对外壳绝缘电阻（M）极间绝缘电阻（M）电容量（F）极对外壳相交流耐压（kV）极间交流耐压（kV）注：单台电容器除不做极间试验

30、外，其它试验同上表。说明：测量电容值可检测集合式电容器内部接线是否正确9避雷器9.1 金属氧化物避雷器（1）铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压 Ur（kV）持续运行电压 Uc（kV）标称放电电流（kA）残压（kV）出厂序号制造厂出厂时间（2）试验相别ABC本体绝缘电阻（M）直流 U1mA 电压（kV）0.75 直流 U1mA 电压下泄漏电流（A）持续运行交流下的泄漏电流（mA）全电流阻性电流底座绝缘电阻（M）动作计数器动作试验说明：测量绝缘电阻可初步了解避雷器内部是否受潮测量直流 U1mA，主要是检查避雷器阀片是否受潮。直流 U1mA 电压是避雷器的临界动作电压，一般 U1mAUr。直流

31、0.75U1mA（该 U1mA 是中的测量值）一般比最大相（峰值）高，在此电压下主要检测长期允许工作电流是否符合规定（不大于 50A）。持续运行交流电压下的泄漏电流（全电流）包含阻性电流和容性电流。泄漏电流（全电流）的变化可反映避雷器严重受潮、内部元件接触不良、阀片 严重老化；阻性电流的变化对阀片初期老化反映比较灵敏。9.2 过电压保护器（1）铭牌参数安装位置及运行编号型号额定电压（kV）工频放电电压（kV）标称放电电流（kA）残压（kV）出厂序号制造厂出厂时间（2）试验相别ABC绝缘电阻（M）工频放电电压（kV）说明：过电压保护器的内部有放电间隙，所以要进行工频放电电压测量。10母线 试验名

32、称kV 母线kV 母线kV 母线绝缘电阻（M）交流耐压（kV）11高压架空线路线路名称及杆塔号接地电阻（）绝缘电阻（M）等 值 盐 密 值（mg/cm2）灰密（mg/cm2）线路名称杆塔号设计值测量值说明： 检测杆塔的接地电阻是否满足设计要求，接地线连接是否完整。 测量架空线路绝缘子表面等值盐密值（mg/cm2），灰密（mg/cm2）。当风电场无架空线路时，测量升压站绝缘子表面等值盐密值（mg/cm2），灰密（mg/cm2）。12接地电阻12.1 设备接地电阻试验温度（）：测量仪器：名称实测值（）设计要求（）测量部门升压站主接地网独立避雷针风电机塔筒及箱变12.2 同一地网电气完整性测试序号相

33、邻设备接地线直流电阻（）1主变外壳接地线避雷器接地线2避雷器接地线隔离开关接地线3隔离开关接地线断路器接地线4断路器接地线电流互感器接地线5电流互感器接地线隔离开关接地线6隔离开关接地线电压互感器接地线7电压互感器接地线避雷器接地线8主变中性点接地线主变接外壳地线9构架避雷针接地线附近设备接地线注：相邻设备接地线之间的直流电阻不应大于 0.2，导通试验的电流建议大于 5A。说明： 接地是保证人身安全以及电力设备和过电压保护装置正常工作的重要环节。 通过接地电阻的测量，可检测接地电阻值是否符合设计要求、地网接地线连接是否完整。13绝缘安全工器具绝缘器具绝 缘 电 阻（M）工频耐压周期试验日期电容型验电器10kV45kV/0.7m（1min）1 年3