电气热控工程公司（调试所）
高压试验技术培训教材
湖南火电二OO七年九月
目录
一、基本知识
高压试验技术培训的意义和目的---1
高压试验人员应具备的基本素养和要求-1
高压电气试验的分类----1
电气高压试验的专业术语-----2
二、常规试验方法
绝缘电阻、吸收比和极化指数试验3
直流高电压和泄漏电流测量试验---5
介质损耗因数tgδ试验-7
交流耐压试验------9
电力设备局部放电试验-11
三、各类电气设备交接试验方法
同步发电机试验---13
交、直流电动机试验----15
电力变压器试验---16
电流电压互感器试验----17
真空、SF6断路器及GIS试验------19
避雷器试验--19
套管试验-----20
电力电缆试验------20
电抗器、消弧线圈试验-21
电除尘器的试验----21
绝缘子试验---21
电容器试验---21
绝缘油的化学分析和电气试验21
接地电阻试验21
母线试验和定相试验-----22
电气绝缘安全用具的试验------22
四、安装工程电气交接试验一些问题的探讨
1、对GB501050-2006 的有关条文说明------22
2、在线测试技术以及最新试验方法----23
3、电气高压试验设备的选取和市场跟踪-----23
4、现场高压试验（作业）的标准程序-23
5、湖南省18项反措的有关规定--25
基本知识
高压试验技术培训的意义和目的：
火电的调试专业要想在如今竞争激烈的市场中占据一席之地或者说继续生存下去并尽可能地取得最大的经济效益，就要求我们每个人人尽其才，在调试人才输出较多、现有资源紧缺的情况下，对补充进来的新生力量需要在较短的时间里熟练掌握高压试验的基本技能，尤其是现场实际操作水平和解决问题的能力能够得到一定程度的提高。
电力系统中60%以上的停电事故都是由电气设备的绝缘缺陷引起的，而设备绝缘部分的劣化、缺陷的发展都有一定的发展期，在这个期间，绝缘材料会发出各种物理、化学等方面的信息。这就需要我们试验人员在工程交接或者设备运行过程中，通过各种试验方法去取得各种不同电气设备在不同时间的数据信息，并通过规程的要求来判断其能否投入运行或者能否继续运行。
电建市场日渐进入微利时代，要想出效益，不仅要求建设周期加快，尤其需要安装质量能够使用户满意，因此要求我们在进行设备交接试验时胸有成竹、试验结论正确明了，以确保工程整套启动和试生产运行期间调试质量“零事故”。
2、高压试验人员应具备的基本素养和要求：
可以说，高压试验人员的责任重大，既不能放过任何设备隐患，又不能误判断。而且
对于一个电气调试工程，只要高压试验能够放心，整个工程就基本上不会出什么问题。如此说来对我们电气调试员工就提出了较高的素质要求。
首先应具有全面的安全技术知识，我们搞安装工程，既有设备带电前的试验、又有设备运行过程中的维护；有低压作业、更有高压工作；既有低空、也有高空；有停电试验、也有带电测试。因此我们必须要有良好的自我保护意识、具有全面个安全技术知识、严格遵守安全规程的各项规定，如高压试验不应少于2人、设置足够的安全区域和围栏、悬挂“高压危险”的警告牌、必须有专门的监护人、运行中的设备试验必须开具工作票，断电验电隔离挂接地线、大电容设备如电机电缆试验时的放电、试验完成后要拆除的短接线等等。
其次应具有全面熟练的试验技术，它既是高强度的体力劳动，有些试验还偏要选择阳光日晒的时候，它又是一项复杂的脑力劳动，碰到一些问题或者要判断结论时要综合考虑。因此要求我们了解电厂（变电所）各种电气设备的型式、用途、结构及原理，了解各种绝缘材料的性能、各种绝缘结构的用途；熟悉发电厂和变电所的电气主接线以及系统运行方式、了解继电保护和电气设备的控制原理及现场接线等；熟悉各类电气试验设备的原理、结构、用途和使用方法，并能排除简单的故障；能正确完成各种设备试验接线、操作及测量并保证仪器在合格有效的使用周期内，熟悉各种影响试验结果的因素及排除方法等。
另外应具有严肃认真的工作作风，任何一个试验项目，从试验前的仪器准备、设备选取、现场试验场地的勘查、环境温湿度的影响，试验过程中设备布置、人员安排、安全监护、异常情况的处理，到试验结果的数据分析、记录的整理、现场设备的维保和临时措施的拆除等都要求我们有“严”“细”“实”的良好品质，尤其要诚实，“诚”是指知之为知之，不知为不知，要不耻下问，要三思而后行，千万不能盲目指挥和行动；“实”则指要踏实，对于高压试验的每一个步骤心中有底，电压加到哪里，会感应到何处，先接地，再放电……“实”还有一个意思，则是从事高压试验的人员应不断地提高自己的理论水平，不断地研究新设备新工艺的试验方法，端正工作心态，落“实”工作方法。
3、高压电气试验的分类：
电气试验一般可分为出厂试验、交接试验、大修试验和预防性试验。
出厂试验是检查产品设计、制造、工艺的质量，防止不合格品出厂，新产品时应有型式试验，比较大型的设备出厂试验应有建设使用单位的人员现场监造。任何电气设备的出厂应附合格的出厂试验报告，以供后续的试验和运行参考。
交接试验主要是电气设备投运前按照《交接规程》和厂家技术标准等来检查产品有无缺陷、运输途中有无损坏、最终判断它能否投入运行并且为预防性试验积累参考数据等。
预防性试验则是电气设备在投运后，按照一定的周期来检查运行中的设备有无绝缘缺陷和其他缺陷等。
按照试验的性质和要求，高压试验又分为绝缘试验和特性试验两大类：绝缘试验可分为非破坏性试验和破坏性试验，非破坏性试验即用不损坏设备绝缘的方法来判断缺陷，它有绝缘电阻、吸收比试验和介质损耗因数tgδ试验、油色谱分析等，他们能够发现设备绝缘的整体性缺陷，其灵敏性还是有限，因为电压较低，但目前这类试验仍是一种必要的有效的手段；而破坏性试验如交流和直流耐压试验，因其电压较高，易于发现设备的集中性缺陷，其缺点是会给设备造成绝缘损伤积累，影响其使用寿命。特性试验主要是对设备的电气和机械方面的特性进行测试，如断路器的分合闸时间参数、GIS和断路器的主回路接触电阻、电流电压互感器的变比误差、极性、安伏曲线，发电机变压器的直流电阻等。
一般电气设备的高压试验顺序应该是非破坏性试验、特性试验，最后才是破坏性试验，以免给设备造成不必要的击穿，如电容式套管和CT，其末屏很容易受潮，若不处理或者维保不善，就进行高压试验，可能造成其整体性绝缘缺陷；又比如交流电动机的试验，在其绝缘电阻未合格之前绝对不允许进行交流耐压试验，否则就可能把电机击穿。
4、高压电气试验的一些专业术语
常规如电流、电压、频率、相位、相序、功率、容量、功率因素、磁通、互感、谐振、
电阻、阻抗、接地、接地电阻、接触电压、跨步电压、过电压、防雷、内绝缘、外绝缘、绝缘配合、标准绝缘水平等，还深入一些的如功率表的接线和交流耐压设备容量的选取等。
绝缘材料：防止导电元件之间导电的材料，如塑料、环氧树脂、油、真空、SF6气体、
云母、电容器纸、绝缘漆、陶瓷等，其主要功能是阻断电流通路，还应具有很强的机械性能和耐热特性，按照耐热能力的高低，其有以下几个等级：
耐热等级 O A E B F H C 工作温度（℃） 90 105 120 130 155 180 〉180 电介质：能够被电场极化的物质，可以理解为绝缘材料。它也有电导，但它的泄漏电流很小，即导体和电介质的本质区别就在于导体中有可以自由移动的带电质点，其电阻率很小仅有10-8~10-4Ωm，而电介质因为材料原子中的原子核对电子的束缚，不能形成自由电子，只是分散的带电质点，其电阻率可达107~1020Ωm。但绝对不导电的电介质是不存在的，在外电场的作用下，这些分散的带电质点沿电场的方向运动就形成了泄漏电流。泄漏电流可分为表面泄漏和体积泄漏两部分。
电介质的极化：绝缘材料中的带电质点在外电场的作用下沿电场方向的有规律、有限的移动，并显示出极性，当外电场消失时期又恢复原状。它分为电子式极化、离子式极化、偶极子式极化、夹层式极化。
电介质的损耗：绝缘材料在电场的作用下会产生泄漏电流和极化现象，这必然伴随着材料的发热和能量的损失。它可分为：电导损耗（既电导电流使介质发热，交直流电场中都有）、
游离损耗（电压高于某一值时，局部放电，电压越高，损耗越大，在交直流电场中都存在）、
极化损耗（只在交变电场中存在，偶极子扭来扭去，产生摩擦损耗和内部电场电势的平衡形成的电流产生的损耗）。一般用tgδ来表述电介质的损耗，它只与绝缘材料的性质有关，而与它的结构、形状、几何尺寸无关，有以下公式判断比较：
tgδ=IR/IC=U/R/（UωC）=1/ωRC①
P=U（U/R）=U2ωCtgδ②
从②式进行分析：U与频率一定时，P∝tgδ
由于C=εS/D对于同类型的电介质，其ε是定值，电容基本不变，则可以直接从tgδ值判断绝缘的优劣，是否整体性受潮或者表面脏污等。
电介质的吸收现象：绝缘材料在外电场的作用下体现出来的电流的性质，可分为电容电流Ic，它主要体现在弹性极化过程中；吸收电流Ia，它主要体现在夹层式极化和偶极子式极化过程中；电导电流Ig，它主要体现为泄漏电流，因为表面电导和体积电导的存在。吸收现象与电介质表面脏污程度，温度高低，受潮程度的不同而变化。因此在试验过程中，一定要注意环境温度的影响和采取一定的屏蔽措施。由于材料的多层和复杂化，夹层式极化的现象尤为突出，则吸收比和极化指数的测试对检查材料绝缘的好坏，是否整体受潮和脏污时有着非常重要的作用。
电介质的击穿：在强电场作用下，绝缘材料使出绝缘性能而成为导体即为击穿，一般可分为电击穿、热击穿、放电击穿（绝缘油）。绝缘性能丧失，一般空气间隙30KV/cm，固体绝缘是指达到温度极限形成热击穿，而绝缘油油应去除杂质，设置屏障，防止小桥形成以提高击穿电压。
二、常规的试验方法
1、绝缘电阻、吸收比和极化指数试验：
一般选用手动摇表、电动摇表、数字摇表，而兆欧表的基本原理，无论是指针式或数字式，都是基于同一原理，即两组线圈中流过的电流在同一磁场中产生不同方向的转动力矩，指针或数字的指示与下式相关：α=f(I1/I2)，其中I2对应其电压线圈，回路电阻固定，即要求摇测时转速恒定，使输出电压稳定。其接线端子有L高压端、E接地端、G屏蔽端，而屏蔽端子G，是直接与负极性相连的，表面泄漏电流经它直接流回，不经过测量机构，所以谓之“屏蔽”。
前面已经描述过，当直流电压施加于绝缘介质上时，通过的电流有IC、Ia、Ig，IC为电容电流，很快完成充电，Ia为吸收电流，极化现象较漫长，因此用吸收比来确认大容量、复杂多层绝缘的情况，即K=R60“/R15，近年来，随着变压器容量的不断增长，对其绕组的绝缘阻值误判现象增多，如其吸收比＜1.3，但运行良好，原因是其吸收电流衰减时间太长，因此规定了用极化指数来衡量即R10min/R1min。
对于Ig，有体积和表面之分，因此在设备表面脏污时和绝缘受潮或开裂状态下，其传导电流剧增。因此，测绝缘及其吸收比可以很方便地判断其整体受潮的情况，例如湛江奥里油发电机耐压试验时测绝缘的过程和避雷器测试泄漏电流时的情况就可以明确说明问题。测绝缘时设备的选择，一般是根据被试设备电压等级的不同而选用不同电压等级的兆欧表，则依据交接规程有：250V→电机测温元件、500V→发电机转子绕组绝缘测试、1000V→电动机轴承绝缘电阻、2500V→一般电机、变压器、5000V→大容量的变压器、水内冷摇表→水内冷发电机的绝缘测试，但也有例外，如隐极式发电机转子的交流耐压试验则规定可以用2500V摇表替代。
交接规程上的相关规定：发电机：（1）各相绝缘电阻的不平衡系数不得大于2；（2）吸收比：对沥青浸胶及烘春云母≥1.3，对环氧粉云母绝缘≥1.6，在交接试验前，包括汇水管电阻不同的厂家均有不同的规定，应区别对待；（3）转子绕组应使用500V摇表，不低于0.5MΩ。交流电动机：380V电机≥0.5MΩ；1000V以上电机，应测试吸收比≥1.2。电力变压器：（1）不低于产品出厂试验值的70%；（2）35KV及以上且容量为4000KVA及以上，测量吸收比≥1.3；（3）220KV及以上且容量为120MVA及以上，应用5000V摇表测量极化指数≥1.3。互感器：（1）应测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组之间及对外壳的绝缘。应尤其注意半绝缘PT测绝缘时应拆开一次侧的N端接线来测试，另外每个二次绕组均应有体现，我们的报告格式应改进；（2）油纸电容式的CT应测试末屏对二次绕组对地的阻值，用2500V摇表≥1000MΩ。断路器：（1）应测试绝缘拉杆的绝缘值；（2）操作回路的绝缘电阻应≥10MΩ。套管：（1）套管的主绝缘；（2）电容式套管的末屏应用2500V摇表≥1000MΩ，否则应进行末屏的介损试验。电力电缆：应测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘值。电容器：（1）耦合电容，断路器电容应在二极之间测试；（2）并联电容器应在电极与外壳之间进行。避雷器：应测试主绝缘及基座绝缘。
测试绝缘的基本步骤和注意事项：
被试品与外部的连接全部拆除，并对地放电充分。变压器的被试侧应外接接地，中性点能够拆开的要拆开，电动机绕组也要如此；不能拆开的则三相联在一起；
检查摇表的好坏，开路为无穷大，短路则为零；
在均匀转速下，即加压状态下（数字摇表），将“L”引至测试端，读取吸收比或极化指数
测试读数正常后，将“L”先从测试线上拆开，再摇表停止，或“OFF”，（能自放电的摇表例外），否则会损坏摇表；
将测试品对地充分放电；
有泄漏影响时，可加屏蔽至“G”端，屏蔽线应靠近被试品的加压端，以免摇表过载；
水内冷发电机必须引入汇水管的屏蔽；
发电机和电缆电容电流大，必须充分放电。
在安规中也对测绝缘有专门的规定：“电气设备在进行耐压试验前，应先测定绝缘电阻，用摇表测定绝缘电阻时，被试设备应确实与电源断开，试验中应防止带电部位与人体接触。试验完成后被试设备必须放电。”
对数据的分析：
注意环境温度与湿度，作好记录，在必要的情况下，如变压器的绝缘阻值与厂家比较
时，可进行温度换算。一般测绝缘时的空气相对湿度不高于80%，温度在10~40℃之间进行；
残余电荷，如发电机绝缘测试时在直流耐压进行换相试验时如果间隔时间短就会造成绝缘电阻的虚假数值；
感应电压的影响，一般感应电压较高时无法测试到准确地绝缘电阻值。
对于兆欧表应每年检验一次。
2、直流高电压和泄漏电流测量试验：
其原理基本上与绝缘电阻测试基本相同，但电压稍高，能够更加有效地检测出绝缘受潮的情况和用兆欧表检测不出的尚未完全贯通的局部缺陷，尤其是端部缺陷比如发电机的手包绝缘，且能够从泄漏电流上直观地反映其绝缘情况，一般来说，在试验电压下其泄漏电流与加压时间的变化曲线是随着时间的延长其电流逐渐减小；与摇表一样，直流耐压也通常采用负极性，为了防止外绝缘的闪络和易于发现集中性的局部缺陷，原因是绝缘中的水分带正电，若采用正极性，则水分向地端排斥形成一个反向电势，因此相当于抬升了绝缘的击穿电压，使得测试的泄漏电流偏小。
对于试验设备的选取，一般选择不同电压等级的直流高压发生器，我们室内现有60KV2套，200KV2套，600KV1套，根据被试设备需要的试验电压值来确认，具体原理都是通过硅堆倍压整流得来。但也可以通过现场组建，即用试验变压器高压串硅堆（半波或全波整流）和并滤波电容器来进行发电机、电缆或避雷器的耐压和泄漏电流的测试。
交接规程的相关规定：发电机：其Us=3Ue，Us按0.5Ue分阶段上升，每阶段停留1min。各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；泄露电流不应随时间延长而加大；当泄漏电流不成比例上升时，应进行分析。（为什么要分段加压，且每阶段要停留，是因为大容量的被试品其吸收过程较长，若加压太快，在US下1min是读取的电流值不一定是真正的电导电流），水内冷发电机应采用低压屏蔽法。交流电动机：其Us=3Ue，只针对1000V及1000KW以上容量的、中性点连线引出的绕组分相进行，并在Us下，各相泄漏电流的差值不应大于最小值的100%，当泄漏电流小于20μA时，相间无明显差别即可。电力变压器：35KV及以上，且容量在800KVA及以上时，应测量泄漏电流。测试绕组连同套管的泄漏电流时，不同的电压出线等级规定了不同的Us值，并给出了允许的泄漏电流值（不同温度下的参考值）。
电缆：Us分4-6段均匀上升，每阶段停留1min，泄漏值不平衡系数≤2，6KV电缆小于10μA时，平衡系数不作规定，当电流不稳或突变时或随时间延长而增加时应处理。金属氧化物避雷器：应测试其1mA下的直流参考电压和75%U1mA的泄漏电流，一般小于50μA，6KV的避雷器因产品的型号和规格的不同会有区别，应注意产品的说明书和出厂试验报告。
一般试验接线：主要涉及的是微安表的接入。当接在高压侧时精度稍高，误差小，一般读取发生器高压侧的泄漏值，其主要应用于被试品一极接地的场合，如变压器和电机、电缆等，其微安表可方便地引入高压引线的屏蔽。当被试品的一极对地有绝缘时，如避雷器，则可将微安表接在避雷器的基座之间，但必须先测试其基座的绝缘良好。如果接在高压侧则必须经过屏蔽，否则肯定超差。而水内冷发电机直流耐压时，微安表接在电源的低压侧，采用低压屏蔽法。另外试验电压的读取一般要求直读Us，而发电机试验时必须并接标准表，等级精度均应符合要求。当单独接入微安表时，应有保护防止冲击的措施如并接电感电容和短路刀闸等。
基本试验步骤和注意事项：按作业指导书的相关程序，现场勘察环境，布置安全设施，按仪器的操作规程进行接线。
1、必须将被试设备绝缘检测合格；
2、应先空试，尤其是发电机直流耐压前，必须记录I0；
3、应消除表面泄漏和杂散电流影响，引入屏蔽，擦拭干净表面；
4、非被试侧三相应接地短接；
5、精神集中，关注微安表的变化；
6、测试完后必须充分放电后才能进行换相；
7、记录环境温度，如变压器绕组连同套管的泄漏与温度有很大关系，应记录准确。
安规中的相关内容：
（1）试验设备的接地，应使用4mm2的多股软铜线；
（2）被试品的外壳和非被试相应可靠接地，高压引线尽量缩短，有安全距离，不得影响放电；
（3）应挂“止步，高压危险”警示牌；
（4）合闸前应检查设备的零位；
（5）应大声喧唱；
（6）进行电机、电容、电缆耐压后，应先用带电阻的接地棒放电，然后直接放电；
（7）雷电天气或6级以上风时，严禁户外高试。
对于直流高压发生器和标准测试杆应每年检验一次
3、介质损耗因数tgδ试验
其原理在前面已经讲过，tgδ是IR/IC的比值，它能反映电介质内单位体积中能量损耗的大小，只与电介质的性质有关，而与其体积大小尺寸均没有关系。因此，tgδ的测试目的，也是能够有效地发现设备绝缘的普遍老化、受潮、脏污等整体缺陷。对小电容设备，如套管、互感器（电容式）也能够发现内部是否存在气隙及固定绝缘开裂等集中性的局部绝缘缺陷。
但要说明一点的是，针对大电容的设备如变压器、电缆等进行tgδ的测量时，只能发现他们的整体分布性缺陷，而其局部集中性的缺陷可能不会被发现；而对于套管、互感器等小电容量的设备，测tgδ能有效地发现其局部集中性和整体分布性的缺陷，详见如下分析。这也是大型变压器不仅要单独测试引出线套管的tgδ，也要测套管连同绕组的介损tgδ，就是因为套管若有缺陷时在整体绝缘良好时不能体现出来。
一般设备的绝缘结构都由多层绝缘、多种材料构成。如局部有缺陷绝缘用C1tgδ1表示，其他良好绝缘用C2tgδ2表示，两部分并联，则有P1=C1tgδ1P2=C2tgδ2
而总的损耗为P=U2ωCtgδ①
U、ω一定时，P与C、tgδ有关，→P=C1tgδ1+C2tgδ2又C=C1+C2
则C1tgδ1+C2tgδ2=Ctgδ
tgδ=（C1tgδ1+C2tgδ2）/（C1+C2）②
若套管电容C1=250PF，tgδ1=5%（超差）
而变压器电容C2=10000PF，tgδ2=0.4%（良好）
从②式可以看出总tgδ=0.5%（合格），可见明显形成了误判断。
设备的选取及常规试验方法：因为精度和灵敏度的原因，测变压器和一般套管的介损时（包括电容式CT），应采用GWS-1A光导介损测试仪，而当测试电容式PT电容量和tgδ时，可采用DX6000异频介损测试仪，它介绍了CVT的中压电容C2的测试方法，比较方便（自激法）。两者的原理前者是通过比较内部标准回路电流和被试品的电流的幅值及相互的相差，后者是电桥原理，离散傅立叶算法。一般接线形式主要有二种：正接法：适用于测量两相对地绝缘的设备，测试精度较高，如套管和电容式CT的主绝缘tgδ，耦合电容的的tgδ等；反接法：适用于测量一级接地的设备，仪器的外壳必须接地可靠，如变压器连同套管和绕组的tgδ，套管和电容式CT的末屏tgδ等。另外还有自激法，对角接线等，不同的试验设备均有不同的接线形式，取决于现场环境及标准设备。
需要说明的是现场试验时要创造条件，力求测试精度，如主变高低压侧套管的tgδ测试必须要用正接法，应要求安装单位制作测试平台，以达到两极绝缘的条件。
对于CVT中压电容的tgδ测试，应充分理解仪器的操作程序，按照其说明，操作规程进行试验。
交接规程的一般要求及条款：电力变压器：当电压等级为35KV及以上，且容量在8000KVA以上时，应测试tgδ，其tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%，对于300MW或600MW机组的厂高变，一般未达到上述要求，交接试验可不作；但一般厂家出厂试验均有该项目的数据，为充分体现对用户负责的思想，建议测试以便比较，但不出试验报告。互感器：规定了20℃下电流互感器（油纸电容式）的tgδ，220KV≤0.6%，330KV≤0.5，500KV≤0.5。其电容与铭牌差值应在±10%之内，只针对主绝缘。而电压互感器只规定了35KV及以上油浸式的tgδ值，35KV的20℃时≤3.5%，35KV以上的不应大于出厂值的130%。套管：现场一般有油纸电容式，20-500KV下，tgδ≤0.7%，电容差值在±10%范围内。说明一点，不管电容式CT还是电容式套管，都会有末屏，应在测主绝缘tgδ之前进行末屏的测绝缘，用2500V摇表，应大于1000MΩ，有的出厂试验也有末屏tgδ值，因此绝缘达不到要求时，应测tgδ以便比较，但是试验电压应控制在2KV。
另外，tgδ值都规定了相应的温度值，是因为温度对tgδ值的影响较大，一般随着温度上升，tgδ值也增大，因此规定了温度换算，一般应校正到20℃时进行与厂家试验数据的比较，换算公式为：
环境温度高于20℃时，tgδ20=tgδt/A
环境温度低于20℃时，tgδ20=tgδtA
A：与20℃温差绝对值不同的换算系数，见规程。
一般操作步骤和注意事项：按常规的GWS-1A或DX6000的操作规程与相应的作业指导书相关条款进行操作。试验应良好的天气、环境温度不低于5℃和湿度不大于80%的条件下进行，测试前应测量被试品各电极间的绝缘电阻，必要时对小套管进行清洁和干燥处理。
接地必须牢靠，符合“安规”中高压试验的条款规定，正接法时低压侧的引线也应有绝缘要求，不得与外壳接触。
对于试验电压的大小，前面提到P=U2ωCtgδ，P与电压有关，良好绝缘的tgδ不会随电压的升高而明显增加，但若有内部缺陷时则tgδ会随电压的升高而明显增加。因此对于试验电压一般为10KV，但对于电容式套管或CT的末屏和电容式电压互感器中压电容的tgδ测试时，则应降低电压标准使用2000V或3000V左右。测变压器的tgδ时应将其他侧短接接地。
对试验结果的分析：应根据厂家出厂试验数据和交规进行综合判断，尤其应注意避免套管末屏的脏污情况，还有环境温度、湿度的影响，经过出厂测试合格的产品若现场测试值差，一般应考虑环境影响和受潮情况。例如湛江奥里油电厂500KVGIS出线套管的过程防护的重要性和绝缘受潮经烘烤测试合格的情况，说明高压试验不能只关注试验本身，对于安装单位来说，一定要关注产品的全过程。
对于介损测试仪应定期进行检验。
4、交流耐压试验：
交流耐压试验是电气设备鉴定其绝缘好坏的最直接的方法。它对于判断电气设备能否投入运行有着决定性的意义，也是保证设备绝缘水平，避免发生绝缘事故的重要手段。
由于其试验电压比运行电压高，其属于破坏性，因此之前必须测定绝缘电阻和吸收比，直流耐压或经tgδ测试合格。若有受潮或缺陷，应先作干燥处理再耐压。
交流耐压试验对于设备内部绝缘劣化有着累计效应，能使绝缘强度逐步衰减，因此，必须正确地选择试验电压大小和时间，Us越高，发现绝缘缺陷的有效性更高，但被试品击穿的可能性越大，积累效应更严重。因此国家标准参照各种绝缘材质和所能承受的过电压倍数，规定了出厂试验标准，而交接标准的电压低于出厂试验电压，但比如支柱绝缘子等几乎没有累积效应，因此其交接试验电压和出厂值几乎一样。
绝缘的击穿电压Uj与加压的持续时间有关，随时间的增加其Uj下降，因此规定了一分钟。这一方面是为了观察被试品情况，使有缺陷的绝缘来得及暴露（固体绝缘发生击穿需要一定的时间）；另一方面不致于因为时间过长而引起的不应有的绝缘损害。
交流耐压试验的加压方法一般有：一是工频耐压，包括用常规的交流试验变压器和工频串、并联谐振试验，可以对交流电动机和发电机、绝缘子、断路器、电流互感器等设备进行；二是感应耐压试验，如变压器、电磁式电压互感器等，采用从二次加压使得一次侧感应高压的方法，它不仅可以考验被试品的主绝缘（绕组对地、相间、相对地），还可以考验纵绝缘（同一绕组的层间、匝间），通常采用100~400HZ的倍频进行；三是冲击电压试验，主要考验被试品耐受操作波过电压和大气过电压下绝缘的承受能力，它分为操作波冲击电压试验和雷电冲击电压试验。
一般设备的选取和电压的产生及测量：针对不同的被试设备，应选取不同容量的耐压装置，因此首先必须计算电容电流，IC=ωCxUs，Us已有规定，而Cx要参阅资料或实测。
在进行发电厂和变电所的厂用系统比如CT和断路器的交流耐压时，采用50KV/6KVA的一套、而耐电动机时则需要用15KV/10KVA的较大容量的试验变、在300或600MW机组的主封闭母线的耐压中，则应采用我室的一套100KV/50KVA的装置来进行，其试验电压的选取若封母中有CT时应按照CT的耐压等级、而发电机耐压时应用并联谐振装置则已经非常方便，并联谐振即电流谐振，回路中电容电流和电感电流相互抵消，使得总回路电流很小，则电源电缆的截面可小一些，其品质因数Q可用试验电压和被试电流的乘积除以调压器的输出电压和电流的乘积得到，一般可达10~40左右，Q=XC/R，而回路中的限流电阻R应尽量选小，否则调谐时很难达到谐振频率；另外串联谐振即电压谐振，须采用激励变压器，而可调电感的耐压等级应和被试品一样，因其串联回路的电压相互抵消，则激励变的容量可降低Q倍。至于试验电压的测量，一般小电容量的被试品可只用变压器低压侧电压乘以变压器变比即可得到，但大容量诸如发电机的交流耐压试验电压，因为考虑到容升效应和被试电压的有效可靠，高压侧电压的测定必须用合格的高压测试仪如SVT-100进行，容升效应即在交流耐压时容性电流在绕组上产生漏抗压降，造成实际用到被试品上的电压值超过按变比计算出的高压侧输出的电压。试验电流的测量一般是在试验变高压侧尾端串电流表来监视，但应有短路刀闸保护，防止加压时冲坏和便于换档。在主回路中串入限流电阻是为了防止在被试品击穿时在试验变压器上产生过电压，但不宜太大，太大会由于负载电流而产生较大的压降和损耗，一般选0.1~0.5Ω/V，在进行发电机的交流谐振耐压时还可小些，而球隙保护水阻一般取1Ω/V。
交接规程的一般规定和要求：发电机：对于水内冷电机时，应要求水质合格，电导率＜1.5μs/cm；充氢前进行，耐压前的条件，一般是绝缘1000MΩ以上，吸收比合格，尤其是大容量的，应达1.6左右，水质电阻应达30KΩ，要求各汇水管测点连在一起，如600MW机组（哈尔滨）1-90测温端子，74、75、76汇水管端子等；但对于汇水管死接地的发电机，交流耐压前的绝缘根据厂家的规定，一般有2~3MΩ就差不多了。交流电动机：6KV电机的Us为10KV，10KV电机的Us为16KV，大容量电机一般应分相进行，中性点不引出时可三相一同进行。变压器：应尽量利用规程的条款规定，8000KVA以下，Ue在110KV以下的应进行交流耐压试验，如6KV的所有干式变和油浸变等，应三相短接，非被试侧也应三相短接接地，否则会有容升现象。8000KVA及以上，Ue在110KV以上，在有试验设备时，应进行耐压试验，我们应灵活与监理、质检部门沟通。6KV的电压互感器和电流互感器：6KV的半绝缘PT，无法进行耐压，实际上作伏安特性时已经进行感应耐压，但全绝缘的就要进行24KV的耐压，此时的一次A、N短接，二次全部短接接地。6KV的CT耐压时，其二次侧不能开路，必须全部短接接地，一般随6KV断路器对地耐压一同进行，此时应作好相应的措施（PT抽出来，避雷器线拆开，CT二次短接）。真空断路器：断口的耐压等级一般按出厂试验电压的规定的75%或80%进行，不应有断口闪络和击穿。
一般试验程序及注意事项：任何被试品在交流耐压前，应先进行其他绝缘试验，合格后再进行，充油设备如油浸变应静止规定的时间，以排除内部可能残存的气体。试验前应测试绝缘电阻，试验现场应设置安全区域、悬挂“高压危险“的标志牌和围栏，保护球隙应调整好，一般为1.1~1.15倍试验电压，整定过流保护，一般为1.5倍电容电流，加压前要检查调压器的零位，不可冲击加压。升压过程中应密切监听被试品有何异响、关注电流表的摆动，如无破坏性放电发生，则认为耐压通过，耐压后应测试被试品的绝缘电阻以比较。在耐压过程中如发现电压表指针摆动过大、电流表指示急剧增加、被试品冒烟、闪络或发出击穿响声，应立即停止升压。如发生试验过程中在US下突然停电，不能仅进行“补足时间“的试验。应进行防止谐振的校核，因为试验变的感抗和被试品的容抗是串联的，当两者相等时，会引起串联谐振，合闸时电流很大，在被试品上要引起很高的过电压，因此要求：
CX<3.18×109/XK（PF），XK=Ue/Ie×UK%(Ω)；同时为避免并联谐振，又要求：
0.08SN/UN2×106
5、电力设备局部放电试验：
据我国110KV及以上变压器损坏情况的统计，50%是在运行电压下局部放电逐渐发展产生的，而长期以来使用的试验方法，虽然能够直接或间接判断绝缘的可靠性，但对局部放电这种潜伏性的缺陷是难以发现的，因此新版交接规程有：电压等级220KV及以上，在新安装时，必须进行现场局部放电试验。对于110KV电压等级的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。
高压电力设备的绝缘内部由于制造修理等各方面的原因，存在一些气泡、杂质等。而这些气泡、杂质、导体的毛刺等，就是发生局部放电的根源。
局部放电的一些参数及其关系：1、放电起始电压与熄灭电压，被试品外加电压从零升起，开始看不到局部放电，在升压过程中从试验装置上观察到局部放电量超过某一规定值的最低电压称为局部放电起始电压；当试品上的外加电压从超过局部放电起始电压的较高值逐渐下降时，局部放电量小于某一规定值的最高电压为局部放电熄灭电压。2、实际放电量qc和视在放电量的关系，实际放电量是在局部放电时，介质内部移动的电荷，是无法测量的、视在放电量是每一次局部放电，气泡上的电压下降一个△UC，外部的电压增加必须供给一个电量qa，这个qa是可以用专门的仪器进行测量的，通过qa=uc这个公式来校准，通常视在放电量qa小于实际放电量qc，这样有利于试验结果的判断。
视在放电量的校准：即确定试验回路的换算系数，校准的原理是将幅值为u0的方波通过串联的小电容C0注入被试品两端，则其充入的电荷为
Q0=U0C0（PC）
将已知电荷Q0直接注入被试品，这是仪器的测量系统响应为L’，取下标准方波发生器，加电压试验，当有内部放电时，测量系统响应为L，则有换算系数k=L/L’，因此被试品的放电量Q=U0C0k（PC）。
电力变压器的局部放电试验当其内部放电量较大时，也属于破坏性试验，因此试验前要求测试绝缘合格、保证试品表面尤其是套管的清洁干燥、在注油后应静止足够的时间48小时。一般利用变压器电容式套管的末屏端子对地串联测量阻抗；局部放电试验电源是最高电压Um，一般采用中频电源150~200HZ，试验步骤和加压时间为：首先升压到测量电压u2，u2=1.5um/√3，读取并记录放电量，在u2下坚持5min，再加压到预加电压u1，u1=um，坚持5s，读取并记录放电量。5s后电压再降到u2，这时u2坚持30min，后将为零。电压升到u2和u2降低过程中记录起始放电电压和熄灭电压值。
整个试验过程中试品不发生击穿、所有测量端子测得的放电量Q连续维持在允许值内，并无明显地增长趋势即认为局部放电合格。
三、各类电气设备交接试验方法
发电机定子绕组的绝缘性能包括：电气性能，即指绝缘的耐电强度和承受过电压的能力、热性能，即指绝缘在工作温度下不应有浸渍漆和粘合剂流出，具有承受持续热作用的能力、机械性能，即包括承受各种绝缘材料的膨胀延伸、正常运行和突然短路时的交变电动力等、化学性能，即能够承受严重的电晕产生的臭氧和各种氧化氮对绝缘材料的侵蚀和腐蚀。
发电机定子绕组的绝缘结构，主要有片云母带沥青浸胶绝缘、烘卷云母和环氧粉云母三种，属于复合式夹层绝缘，而环氧粉云母的耐电、耐热、机械性能均比前两者好，且较经济，因此目前高电压发电机基本上都是采用这种绝缘。
1、其主要交接试验项目有：
1）测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
发电机绝缘的等值电路是：图略，当加上直流电压后
Ic1中通过的电流为电容电流，它衰减很快，随时间按指数曲线衰减，它与发电机的几何尺寸、绕组连接方式、绝缘厚度、所加试验电压大小有关；
Ig通过的是传导电流，包括体积电阻和表面电阻，它是恒定的，不随时间而衰减，它和绝缘的导电率、工作温度、制造工艺、绕组的并联支路，另外潮气、脏污程度和局部缺陷也会增加其导电率；
Ia为吸收电流，发电机是复合绝缘，它的极化过程也就是Ia随时间衰减的过程，且大容量发电机吸收时间较长，因此规定了极化指数；
另外有气隙支路，我们在测试中发现摇表或微安表的摆动，往往是由于内部的严重局部放电引起。
一般选取2500V摇表进行，测试前应断电、验电、将其充分放电，摇测前进行摇表的检查和测试中转速的平稳、时间的掌握，测试后先断开测试线再停止摇表等注意事项。与厂家的数值进行比较时应参照不同温度的换算公式计算后进行。
2）测量定子绕组的直流电阻；
它主要检查焊接头的质量、线圈个股是否存在断线、匝间短路等现象。
一般采用合格的直流电阻测试仪进行，要求分相测试，记录温度值，与厂家值比较时应进行换算，公式为：R2=R1K,K=(T+75)/(T+t1)T:铜—235、铝—225。不平衡系数即最大值与最小值的差值除以最小值。
3）定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量；
其原理与测绝缘一样，但它电压较高，能更有效发现整体性和端部缺陷，泄漏电流和直流电压一般呈线性曲线。
水内冷发电机的汇水管死接地时，应必须在其内部保持干燥、绝缘良好（达到1000MΩ以上，吸收比1.6以上）、在定子手包绝缘和格后马上进行；当汇水管有绝缘时，耐压前应要求其水质小于1.5，电阻按照厂家的规定，一般要有30KΩ左右；未充氢。非被试相必须短接接地，换相耐压应充分放电；保持联系畅通。
一般采用低压屏蔽法，汇水管电流必须屏蔽，试验装置用高压试验变压器串全波整流硅堆进行，高压侧电流大几百毫安。
若泄漏电流随试验电压不成比例地显著增长，就可能是整体性绝缘受潮或脏污，像湛江奥里油#1机；若泄漏在某一电压值电流突然增大，就可能是严重受潮或存在贯穿性的绝缘缺陷，如金竹山的手包绝缘。
4）定子绕组交流耐压试验；
主要考核定子绕组的主绝缘强度，应分相进行，试验相短路加压、非被试相短路接地包括转子绕组、测温元件、出口CT二次线等，试验电压应在高压侧测量，时间1分钟。
一般采用我室的谐振耐压装置进行，电容电流的计算可以参照厂家的绕组电容值进行，试验电压下的电流一般比较吻合。至于调谐，应在1/3试验电压下进行，其判断依据是：功率因数表指示接近1、一次侧电流指示最小。注意一次限流电阻应尽可能小，否则调谐达不到最佳点。
5）测量转子绕组的绝缘电阻；
注意摇表电压的选择，一般水内冷发电机用500V的，在转子到位时和穿入定子之前应测试好做记录，以便于不间断地监督，防止现场保管不善而使绝缘受潮。
6）测量转子绕组的直流电阻；
与定子绕组一样
7）转子绕组交流耐压试验；
一般用2500V摇表替代进行，但应在确定绝缘良好之后。
8）测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻；
在运行中，由于发电机的磁通不平衡、大轴被磁化以及高速蒸汽产生的静电等因素，在大轴上会产生电势，若轴承绝缘不良，轴电势就会通过轴颈、轴瓦、机组的底座构成闭合回路从而产生轴电流，轴电流有时高达数百安培，它使轴承油的油质劣化、甚至会损坏轴颈和轴瓦，为了切断轴电流的通路，在发电机励磁侧的轴承下、励磁机轴承下及轴承的各个油管接头处都要装上绝缘垫，我们就是要测量这个绝缘垫的绝缘电阻，应结合机本体专业的安装进度进行，一般用1000V的摇表，达到0.5M即可。
9）测量埋入式测温计的绝缘电阻并检查是否完好；
热校专业进行，一般用500V摇表进行
10）测量灭磁电阻器、自同期电阻器的直流电阻；
11）测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗（无刷励磁机组，无测量条件时，可以不测量）；
转子绕组发生匝间短路时，会使转子电流增加，绕组温度上升，限制发电机的无功输出，还有可能使机组剧烈振动。而有匝短时，则通过的交流电流比正常时大很多，它有强烈的去磁作用，导致交流阻抗大为降低，而功率损耗有明显增加。
所加的电流一般要达到30A，而其试验电压峰值不能超过转子额定励磁电压；为了防止测量时接地短路，必须在电源回路接入隔离变，最好使用线电压。
一般用转子交流阻抗测试仪进行，也可用调压器、隔离变和低功率因数瓦特表等组合接线，但一定要注意瓦特表的极性和读数。
一般应在膛外、膛内、不同转速下进行测量，而其结果的比较应在相同的条件和测试环境下进行，不然则可比性不强（我们的测试数据交流阻抗膛内大于膛外）。
12）测录三相短路特性曲线；
13）测录空载特性曲线；
14）测量发电机定子开路时的灭磁时间常数和转子过电压倍数；
15）测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压；
16）测量相序；
17）测量轴电压；
18）定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析；
发电机在安装运行后，由于端部的磨损，其固有频率会接近两倍频即100HZ，就可能引起电磁振动引发事故，该试验主要是为了与制造厂及以后的试验结果提供参考数据。
19）定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量。
定子绕组交流耐压试验由于电容压降的存在，不利于发现端部绝缘的缺陷，它更易于发现定子绕组槽部的绝缘缺陷，而直流耐压试验由于其施加的电压和绝缘强度成正比，因为端部绝缘中没有电容电流，则其泄漏电流小，端部绝缘上承受的电压较高。但是即使直流耐压试验合格的发电机，在运行中也会在手包绝缘处发生事故，因此要对现场手包绝缘进行施加直流电压测试，一种是测表面电位、一种是测泄漏电流。当绕组外加电压一定时，绝缘表面对地电位大小和绝缘强度有直线关系，绝缘强度越高、表面电位越低，反之亦然。
一般要用直流耐压的设备，通水后的水质合格，施加发电机额定电压，在所有被测接头、手包绝缘引线接头及过度引线并联块等处包裹一层0.01~0.02mm厚的铝箔纸，用带金属探针的表面电位测试杆进行试验。
2、交、直流电动机试验
2.1直流电动机试验
1）测量励磁绕组和电枢的绝缘电阻；
2）测量励磁绕组的直流电阻；
应确保励磁绕组不能开路，以防“飞车”（开路则没有反向电势）
3）测量电枢整流片间的直流电阻；
4）励磁绕组和电枢的交流耐压试验；
5）测量励磁可变电阻器的直流电阻；
6）测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电阻；
7）励磁回路连同所有连接设备的交流耐压试验；
8）检查电机绕组的极性及其连接的正确性；
为了防止“环火“的出现，应要求电枢绕组和换向极绕组的极性相反，即其连接点的极性相同；串极绕组和并极绕组的极性应相同，试验时指针表应接在串极绕组上，以防冲坏表计。一般采用直流法，需要注意现在的直流电机有两组换相绕组、另外换向时一定要注意电机的铭牌标志，励磁绕组和电枢绕组都要调换极性，还要求机务一定要看准泵的转向。
9）测量并调整电机电刷，使其处在磁场中性位置；
10）测录直流发电机的空载特性和以转子绕组为负载的励磁机负载特性曲线；
11）直流电动机的空转检查和空载电流测量。
因为其电源是蓄电池，一般只空转30min，而测试空载电流的直流钳形表我室还没有，可以通过盘表或测量分流器的电压来计算。
2.2交流电动机试验
1）测量绕组的绝缘电阻和吸收比；
2）测量绕组的直流电阻；
规程只规定了1000V及100KW以上的电动机有：相间的相互差别小于最小值的2%，中性点未引出的线间的相互差别小于最小值的1%。
3）定子绕组的直流耐压试验和泄漏电流测量；
4）定子绕组的交流耐压试验；
5）绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验；
6）同步电动机转子绕组的交流耐压试验；
7）测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的绝缘电阻；
8）测量可变电阻器、起动电阻器、灭磁电阻器的直流电阻；
9）测量电动机轴承的绝缘电阻；
采用1000V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ
10）检查定子绕组极性及其连接的正确性
要重视极性的检查，若连错则不能产生三相旋转磁场，甚至会损坏电动机。但它的做法与互感器、直流电机等相反。
11）电动机空载转动检查和空载电流测量。
3、电力变压器试验
1）绝缘油试验或SF6气体试验；
绝缘油根据低温性能的不同分为#10、#25、#45三种牌号，它在高压电力设备中的主要作用是：作为绝缘介质、作为冷却介质、作为灭弧介质，高温下可以分解出70%左右的氢气从而灭弧、作为浸渍介质，可以防止潮气和气泡浸入。绝缘油在高温下氧化加快，有杂质和水分时其老化过程更快、击穿电压更低，氧化后绝缘油的颜色由淡黄色变为深暗红色、由透明变浑浊。绝缘油的几项主要指标是：黏度、闪点、水溶性酸和碱、酸值、机械杂质、透明度、凝点、游离碳等。绝缘油的电气性能包括电气强度试验和介质损耗因数tgδ试验，一般采用2.5mm的标准平板电极油杯，试验前应进行清洗和干燥。绝缘油中溶解气体分析的方法主要是特征气体法：正常运行时绝缘油老化过程中产生的气体有CO和CO2、当存在局部放电时，油裂解产生的气体有H2和CH4、当温度高于100℃时，如在电弧温度的作用下，油裂解产生的气体有C2H2。对绝缘油进行色谱分析，就可以判断其老化的程度。
SF6气体作为优良的绝缘和灭弧介质，正常情况下是无色、无味、无毒的，但它在电弧
作用的分解下能生成多种具有强腐蚀性和毒性的杂质，引起设备的化学腐蚀，并危及人员安全。因此对于SF6，应严格控制其泄漏和水分含量，一般采用检漏仪进行定性分析和微水测试仪检测，变压器和CT等的微水小于250ppm，微水仪在测试前必须进行通入高纯氮气干燥的过程，一般应降到10ppm左右。
2）测量绕组连同套管的直流电阻；
直流电阻试验可以检查出绕组内部导线的焊接质量、引线与绕组的焊接质量、绕组的规格是否符合要求、分接开关、引线、套管等载流部分的接触是否良好、三相电阻是否平衡等。
变压器绕组由于电感很大，又存在互感，且电阻较小，τ=L/R，时间常数很大，需要充电很长时间才能达到电流稳定，因此大型变压器的直流电阻试验缩短其测试时间具有现实意义。一般方法是减小L（可以增加电流，提高铁心的饱和程度）、增大R（可以串联适当的附加电阻来达到），但当测量大型变压器的低压绕组电阻时，由于低压侧激磁匝数少，即使较大电流也不能使铁心饱和，这时可以采用串联绕组助磁法，连接是应注意各绕组的接线方式（应使磁通为同一方向，一般A、B、C、与a、b、c同极性）。
一般采用电桥法或直流电阻测试仪进行，如3395应带附加电流源。
3）检查所有分接头的电压比；
其测试原理为K=U1/U2=N1/N2，一般是线电压的比值；测试目的为：检查变压器绕组匝数比的正确性、检查分接开关的状况、检查是否存在匝间短路即等同测直阻、判断变压器能否并列运行。
一般采用变比电桥法进行，注意不同仪器的使用说明书，而变电站使用的ZN-Y11的
测试则应进行一些换算。
4）检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
一般采用变比电桥法
5）测量与铁心绝缘的各紧固件及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；
在变压器吊罩或内检时用2500V摇表进行，要测试1min。
6）非纯瓷套管的试验；
一般采用电容式套管，必须在吊装之前进行其绝缘和介损的试验。
7）有载调压切换装置的检查和试验；
要求进行过渡电阻及切换时间及三相切换的同期性的测试，我室已有一套珠海的测试仪。测时要注意其灵敏度的选择、高压侧中性点应断开、低压侧的三相应短接接地。
8）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
被测绕组应短接、非被试绕组应短接接地：可以测试出被测绕组对地和非被测绕组之间的绝缘状态；同时能够避免非被试绕组中剩余电荷的影响。应在变压器注入合格油后静止一段时间且油试验合格后方能进行。500KV的变压器应用5000V的摇表且应进行极化指数的测量。
9）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；
10）测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
当环境比较恶劣时，必须进行屏蔽，否则会使泄漏电流不合格
11）变压器绕组变形试验；
绕组产生局部变形后，其电感和电容等分布参数必然发生相对变化，也同时使集中参数发生变化即阻抗电压、短路电抗、漏抗、空载电流、空载损耗等，绕组变形试验就是测试这些参数的变化来判断。
12）绕组连同套管的交流耐压试验；
13）绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；
14）额定电压下的冲击合闸试验；
冲击合闸试验主要目的是检查差动保护的接线正确性和励磁涌流的测试，因此有冲击3次和5次之分，一般小型变压器没有差动保护就只进行3次。
15）检查相位；
包括低压侧一、二次侧相序的测量和两路电源间的相位检查即核相。
16）测量噪音。
4、电流、电压互感器试验
1）测量绕组的绝缘电阻；
应测量一次绕组对地、各二次绕组之间的绝缘电阻，尤其要注意套管式CT在进行吊装时要仔细，不能漏项；而对于半绝缘的PT，要求解开接地的一次N点进行一次侧绝缘的测试。应大于1000M。
2）测量35kV及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值tanδ；
介损测试可以较容易地发现小电容设备的集中性缺陷，而电容式电流互感器若绝缘受潮，其水分一般沉积在底部，即末屏处，因此先应用正接线进行主绝缘的介损测试，但要用2500V摇表对末屏检查绝缘大于1000M合格的前提下，否则要用反接法2KV进行末屏的介损测试，尤其要保证末屏的清洁和干燥。
电容式互感器试验时，上面的耦合电容器采用正接法进行，而对于互感器本体的主电容C1和中压电容C2，应采用我室的DX6000异频介损测试仪用“自激法“、在互感器的二次加压（用100V的二次绕组）进行，测C1时：C1的高压侧接“CX“、C2的δ点（即载波装置的接入点）接“HV“，注意电压不能超过3KV（一般中压互感器的变比为13000/100V），要计算好二次加压值。测C2时：C1的高压侧接“HV”、C2的δ点接“CX”，电压不能超过3KV。
3）局部放电试验；
4）交流耐压试验；
5）绝缘介质性能试验；
一般是指充油互感器的油质检查、SF6互感器的微水、检漏等试验
6）测量绕组的直流电阻；
一般电压互感器的一次绕组较细，容易断线。水渡河就发现PT一次绕组断线的情况。新规程要求CT的所有二次绕组均应测试其直流电阻值。用PC9或电阻测试仪进行。
7）检查接线组别和极性；
电压互感器的极性应是A与a同极性，用直流法或变比测试仪进行，6KV的PT开口三角的二次绕组尤其要注意其三相连接的串联关系，否则受电时零序电压会异常。
电流互感器的极性一定要测试出L1与K1等的关系，且要在图纸上和原始记录上记正确，以供继电保护参考，尤其是带差动保护的回路，像变压器的套管式CT。
8）误差测量；
一般只进行变比误差检查，又多个二次绕组的应该都要看，要重视试验数据与铭牌、设计院图纸、设备相互之间、继电保护要求的比较、还要注意CT一次绕组串并联的连接方式。现场已经多次出现过变比错误而在受电或整套启动时才发现的质量事故。
一般用CT特性测试仪进行，也可以用升流器或试验变进行。
9）测量电流互感器的励磁特性曲线；
电流互感器的励磁曲线一般只对保护级进行，其有测量级、P级、TP级、XP级等，P级为稳态保护用，TP级为暂态保护用，。
保护用电流互感器要求在规定的一次电流范围内，二次电流的综合误差不超出规定值。对于有铁心的电流互感器，形成误差的最主要因素是铁心的非线性励磁特性及饱和。电流互感器的饱和可分为两类：一类是大容量短路稳态对称电流引起的饱和(以下称为稳态饱和)；另一类是短路电流中含有非周期分量和铁心存在剩磁而引起的暂态饱和(以下称为暂态饱和)。这两类饱和的特性有很大不同，引起的误差也差别很大。在同样的允许误差条件下，考虑暂态饱和要求的互感器铁心截面可能是仅考虑稳态饱和的数倍至数十倍。因而对互感器造价及安装条件提出了严峻的要求。以往在中低压系统和发电机容量较小的情况下，互感器暂态饱和的影响较轻，一般未采取专门对策。而对当前的超高压系统和大容量机组，为保证继电保护的正确动作，暂态饱和已成为必须考虑的因素。因此有的工程中的500KVCT包括发电机CT均为TPY或TPX
励磁特性的试验主要是检查其是否存在匝间短路和铁心质量的好坏。注意进行差动保护首尾CT的特性曲线的对比，不应该有太大的差别。
应当明白互感器如10%误差曲线和如5P20的概念：最大短路电流与其额定电流的倍数所对应的CT二次负载在允许范围内，该CT的比值误差才能保证小于10%；5P20，30VA。其中5P为准确等级，30VA为二次负荷额定值，20为准确限值系数（即一次电流为额定电流的20倍时，此时综合误差应不超过5%）。
10）测量电磁式电压互感器的励磁特性；
注意新规程的二次电压施加量达190%Ue
11）电容式电压互感器（CVT）的检测；
其变比应在一次侧加压或用变比测试仪进行
12）密封性能检查；
13）测量铁心夹紧螺栓的绝缘电阻。
5、真空、SF6断路器及GIS试验
1）测量绝缘电阻；
2）测量每相导电回路的电阻（或整个主回路）；
主要检查断路器或隔离开关的动、静触头的接触电阻的大小，因为接触电阻的存在，增加了导体通电时的损耗，使接触处的温度升高，影响了正常的载流能力。
一般用回路电阻测试仪进行，100A，而GIS的整个回路的电阻选取测量点时应注意可比性，可以选取进出线的套管进行。
3）交流耐压试验；
真空断路器的断口的耐压一般采用厂家值的80%。
GIS的交流耐压一般采用串联变频谐振装置，加压前应确认绝缘良好、尤其是每个气室的微水应监测合格、架空线断开、电磁式电压互感器和氧化锌避雷器断开连接、CT的二次
侧短接接地，试验程序应参照《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程〉的要求进行。
4）测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸时触头的弹跳时间；
合闸时间：合闸回路通电到动静触头接触瞬间的时间
分闸时间：分闸回路通电到动静触头分离瞬间的时间
分-合时间：对于重合闸时，从分到合的时间
合-分时间：对于重合闸不成功时，后加速跳开的时间
同期性：三相之间或同相的不同端口之间的时间差。
一般采用开关参数测试仪进行，注意仪器的操作步骤和内、外部电源的选择
5）测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；
6）断路器操动机构的试验
直流系统电源下，控制电压为80~100Ue时应可靠合闸；为65~120%Ue时应可靠分闸；当电压低于30%Ue时应可靠不分闸。即最低分闸动作电压为30~65%Ue。
7）测量断路器内SF6气体的含水量；
断路器气室的微水量一般要小于150ppm
8）密封性试验；
用检漏仪定性检测
避雷器试验
电力系统中的过电压一般分为：暂时过电压，其由单相接地、甩负荷和谐振等原因引起；操作过电压，其由投切空载线路、重合闸等操作引起；雷电过电压，可以分为感应雷、直击雷、反击雷。过电压一般用系统的最高电压来Um表示，220KV及以下的系统Um=1.15Ue，330KV以上的系统Um=1.1Ue。只要电力设备上的电压超过Um就认为其承受了过电压，不同的电力设备根据系统电压的高低有着不同的绝缘水平，因此其承受过电压的能力也不一样。通常绝缘水平就是指设备耐受工频过电压、操作过电压、雷电过电的能力。
避雷器就是作为系统中过电压对电力设备的保护装置，即将过电压的幅值限制在设备能够承受的绝缘水平之下，从而使设备的绝缘不受损害。避雷器的灭弧能力和热容量不允许避雷器限制暂时过电压，因此避雷器的灭弧电压即动作电压应高于设备安装点的暂时过电压。
避雷器分为阀式（有间隙）、氧化锌（有间隙和无间隙之分）。现在系统中广泛使用的是氧化锌避雷器，因为它具有良好的安伏特性、残压低、正常运行时泄漏电流位微安级，可以降低被保护设备的绝缘水平，从而降低造价。它的一些主要参数是：持续运行电压Uc，避雷器在Uc的作用下，有阻性电流Ir和容性电流Ic之分，Ir一般只占总电流的10%~20%，其大小是避雷器是否劣化的重要判据；额定电压Ur，它是指避雷器在因雷电或操作过电压作用下动作之后系统中同时出现由于甩负荷、不对称短路、电容效应引起的工频电压升高，此时的避雷器应在这种工况下工作一段时间，因此避雷器不能在Ur长期运行，且它不等于系统额定电压；直流或交流参考电压Uref，Uref是指避雷器在U-I特性曲线上小电流拐点附近的电压，通常规定Uref在运行中的变化超过5%时，则预示其开始劣化，直流Uref和交流Uref一般在拐点附近是相交的，而参考电流一般为1~20mA，一般Uref略大于或等于Ur。
1）测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻；
应用2500V摇表测试避雷器的基座绝缘电阻大于5M，是为了正常监测其泄漏电流。
2）测量金属氧化物避雷器的工频参考电压和持续电流；
3）测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流；
用相应电压等级的直流高压发生器进行，其参考电压的大小要符合厂家铭牌值或试验报告的数据，一般升压站的出线侧参考电压稍高于主变侧的参考电压。而泄漏电流的测量应将微安表接在避雷器的基座和地之间，一般要求小于50微安。
4）检查放电记数器动作情况及监视电流表指示；
5）工频放电电压试验。
厂用系统中有些电厂使用了有间隙的氧化锌避雷器，需要加工频交流电压进行其放电电压的测试，此时要接入大电流表（带保护更好），用试验变压器加压，记录电流突然增大时的电压即放电电压，一般厂家都有具体规定。
套管试验
1）测量绝缘电阻；
2）测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tanδ和电容值；
3）交流耐压试验；
4）绝缘油的试验。（有机复合绝缘套管除外）。
5）SF6套管气体试验
电力电缆试验
1）测量绝缘电阻；
2）直流耐压试验及泄漏电流测量；
要注意测试绝缘的正确步骤，防止摇表损坏；一定要等放电充分后才能进行耐压或者换相接线工作。
3）交流耐压试验；
对于交联聚乙烯电缆材质、结构的特点，新规程推荐使用交流耐压，主要是因为：直流耐压试验过程中在电缆中形成空间电荷，很难消失，其对绝缘有积累效应，能加速绝缘的老化，缩短其使用寿命；直流电压下绝缘电场的分布与实际的运行电压下不一样，直流是按电阻率分布，交流是按介电常数分布，直流耐压合格的电缆在运行中在正常电压下也会发生绝缘事故。因一般电缆的电容电流较大，交流耐压需要的设备容量要很大，对于300MW~600MW级的大容量机组的厂用系统中的电缆工作量特别大，若采用笨重的谐振装置进行交流耐压，是有点不划算。因此规程中保留了“当不具备条件时，额定电压Uo/U为18/30KV及以下电缆，允许用直流耐压及泄漏电流测试代替交流耐压”。
4）测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比；
该条可操作性不强，测试目的是为以后的预防性试验提供参考数据。
5）检查电缆线路两端的相位；
6）充油电缆的绝缘油试验；
7）交叉互联系统试验。
属于特殊试验项目，主要测试高电压等级的每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间的10KV电压试验、过电压保护器的试验、交叉互联厢的接触电阻和加大电流试验。
电抗器、消弧线圈试验
1）测量绕组连同套管的直流电阻；
2）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
3）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；
4）测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
5）绕组连同套管的交流耐压试验；
6）测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻；
7）绝缘油的试验；
8）非纯瓷套管的试验；
9）额定电压下冲击合闸试验；
10）测量噪音；
11）测量箱壳的振动；
12）测量箱壳表面的温度。
电除尘器的试验
1）测量整流变压器及直流电抗器铁心穿芯螺栓的绝缘电阻；
2）测量整流变压器高压绕组及其直流电抗器绕组的绝缘电阻及直流电阻；
3）测量整流变压器低压绕组的绝缘电阻及其直流电阻；
4）测量硅整流元件及高压套管对地绝缘电阻；
5）测量取样电阻、阻尼电阻的电阻值；
6）油箱中绝缘油的试验；
7）绝缘子、隔离开关及瓷套管的绝缘电阻测量和耐压试验；
8）测量电场的绝缘电阻；
9）空载升压试验；
10）电除尘器振打及加热装置的电气设备试验；
11）测量接地电阻。
10、绝缘子试验
11、电容器试验
12、绝缘油的化学分析和电气试验
14、接地电阻试验
接地属于隐蔽工程，它是保障电气设备、继电保护、运行人员安全的重大安全技术之一，
接地按用途可分为：工作接地、保护接地、防雷接地、防静电接地。接地装置是指地下的水平或垂直接地体和接地线的统称。有关几个名词解释和概念：接地电阻，当电流由接地体流入土壤时，接地体周围土壤形成的电阻，它包括接地体设备间的连线、接地体本身、土壤电阻的综合，其值等于接地体对大地零电位的电压和流经接地体电流的比值，其有工频接地电阻和冲击接地电阻之分，一般要求R<2000/I，I时短路电流；接触电位差，在接地短路电流注入地网时，大地表面各处都有电位，在地面上离设备水平距离为0.8米处与设备外壳、架构距地面高1.8米处的两点的电位差；跨步电位差，在地面上，相当于人的两脚间距（0.8米）的地面两点间的电位差；最大所能允许的接触电位差在110KV及以上系统约为174/√t（V），110KV以下系统约为50V，t为短路电流持续时间，（接触电位差允许值Ut=(174+0.17ρt)/√t=588.0V，其中ρt为地表土壤电阻率，取174.6Ω.m、t为接地短路电流持续时间，按主保护动作时间考虑，取0.12s；跨步电位差允许值Us=(174+0.7ρt)/√t=855.1V。）这些公式均是依据人体电阻概值为1500Ω、人体耐受的电击电流与持续时间的关系为I=0.116/√t等这些条件推算出来的。
降低接地电阻值的措施有：当地下深处有低电阻率地层时，可使用深成层接地网；使用降阻剂；敷设水下接地体；也可以外引延伸接地体。控制接触电位差和跨步电位差的措施有：局部增设水平均压带；铺设砾石、沥青路面等。
接地网接地电阻的测试规程要求：
1、接地网电气完整性测试；是指对整个地网各个接地点之间的导通情况的检查，可以用万用表进行，应小于0.2Ω。
接地阻抗；一般对于小地网，可用接地电阻测试仪进行、对于大型发电厂和变电
所则要求使用电流、电压法，电流不小于30A，电流和电压极的布置可采用0.618直线布置法和等腰三角形布置法。0.618法的电流极为（4~5）D、电压极为0.618（4~5）D，D为地网最大对角线的距离；三角形法的电流和电压极都是（2~3）D，只间呈300角。敷设电流、电压极时要求其接地电阻尽可能小，最好选择在比较潮湿的位置、或者借助其他设备的接地装置。测试电源一般选用可以施加线电压的调压器（需要进行换相）、大容量隔离变、高精度电压表等。计算公式为：
Rg=1/I√1/2(U12+U22)-U02
I—正向或反向加压时，保持不变的注入电流（A）
U1--正向加压时的地网电压（V）
U2--反向加压时的地网电压（V）
U0--干扰电压（V）
接地电阻的数值应达到设计院的规定要求。
15、母线试验和定相试验
一般110KV以下的系统采用一次核相，利用核相杆进行；110KV及以上的系统则是在
电压互感器的二次侧进行核相。
16、电气绝缘安全用具的试验
四、安装工程电气交接试验一些问题的探讨
1、对GB501050-2006 的有关条文说明
对技术难度大、需要特殊的试验设备、应由具备相应资质和试验能力的单位进行的试验项目，被列为特殊试验项目，按照现行有关国家概算的规定，特殊试验项目不包括在概算范围内，当需要做这些试验时，应由甲方承担费用！
对汇水管和地之间无绝缘（死接地）的发电机的现场直流耐压试验，若有存积水，要彻底吹干很困难，此时进行耐压，可能引起放电、破坏引水管，因此标准规定现场可不进行该项试验！
对于变压器，220KV及以上的应进行极化指数的测试；变压器的直流耐压试验一般制造厂家是不做的，但它对发现变压器受潮或局部缺陷是有效的，所以现场一定不能忽视，且要采用负极性；变压器冲击合闸的次数问题，对大容量的一般5次，其主要是考验在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使差动保护误动，并不是考验变压器的绝缘性能、对于一般厂用的干式变压器可只冲击3次，因为它们的主保护一般为速断！
对于互感器规定的二次侧绕组的对地及相互之间均应大于1000M，现场比较困难；CVT的中压电容的介损测试，我们用的都是二次励磁法，但它不足以暴露电容器的缺陷问题，因为加在中压电容器上的电压很低（2~3KV）、另外还容易造成电磁单元中的元件损坏！
对于断路器，真空断路器的断口耐压主要是检测灭弧室的真空度是否合格，因为目前还没有更直接的方法，因此要求耐压值不能低，一般为出厂的80%；另外其弹跳时间是主要的技术指标，要给与关注，因为弹跳时间过长必然是弹跳次数多，这样引起的操作过电压也高，一般40KV以下的不大于2ms，40KV以上的不大于3ms！
对于电缆的耐压，橡塑绝缘采用直流有明显缺陷，因此规程中有一条“直流耐压可能对绝缘有害；而其他试验方法还在考虑中”，只对Uo为18KV以下的仍旧采用；另外因为引入了U0/U的概念，我们耐压时应特别注意！
工频参考电压是无间隙金属氧化物避雷器的一个重要参数，因为一般情况下工频参考电压峰值与1mA下的直流参考电压相等，因此我们没做。而其持续电流应带电进行在线测试！
在线测试技术以及最新试验方法
目前在线测试介损、泄露电流Ic、全电流Ig、泄露电流中的直流分量Ir和局部放电等
对于判断设备的绝缘状况非常有效，且不用停电还能减少预试项目。对于变压器和发电机主要是检测局部放电、对于避雷器等主要是采用便携式仪器测试其阻性电流等。
3、电气高压试验设备的选取和市场跟踪
4、现场高压试验（作业）的标准程序
要把标准化作业真正落到实处，就应该将作业指导书的标准程序以操作卡片的形式运用到日常工作之中，比如变压器的作业指导书的具体内容和现场作业标准步骤。
其内容主要包括：编制依据及引用标准、试验目的、工程概况与工程量、参加作业人员配置、对参加人员的素质要求、施工所需试验设备及工器具量具、安全防护用品配备、施工
条件及施工前准备工作、作业程序流程图、试验项目、质量保证措施、安全文明施工及环境管理要求和措施、职业健康安全风险控制计划、环境因素及其控制措施。
其作业流程为：
5、湖南省18项反措的有关规定
5.1变压器的安装和相关试验要求：
出厂试验：测量电压为1.5Um/时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC。
测量电压为1.5Um/时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。
500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。
应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
认真执行交接试验规程：110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；110kV电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。
对110kV变压器，要逐步开展局放测量工作。
对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地。
变压器（电抗器）放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻）时，应有防止因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体的措施。
无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。
加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。
强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。主、备油泵不能同时启动，多台油泵不宜同时启动，启动的时间间隔不少于3分钟。
变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。瓦斯继电器要采取如加装防雨罩等措施。变压器本体保护应加强防雨、防震措施。变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。500kV变压器的高、低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护失灵。
变压器的保护装置必须完善可靠，确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。非电量保护装置应注意消除因接点短接等造成的误动因素，接点盒应有可靠的防潮措施等。非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行检验。变压器或辅助设备在检修时应将相关非电量保护退出运行。油浸式变压器和高压并联电抗器不宜设绕组温度跳闸保护。
5.2互感器的安装和相关试验要求：
出厂试验要求：110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对220kV及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量，还应测取的关系曲线（上升和下降），同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。
新安装和大修后互感器的投运：互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠，如电流互感器的末屏接地、电磁式电压互感器高压绕组的接地端（X或N）接地、电容式电压互感器的电容分压器部分的低压端子（或N）的接地及互感器底座的接地等，严防出现内部悬空的假接地现象。安装电容式电压互感器时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。对于多节的电容式电压互感器，如其中一节电容器出现问题不能使用，应整套CVT返厂更换，出厂时应进行全套出厂试验，一般不允许在现场调配单节或多节电容器。在特殊情况下必须现场更换其中的单节或多节电容器时，必需对该CVT进行角差、比差校验。当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
5.3开关设备的安装和相关试验要求：
真空断路器应采用经过老炼后的真空灭弧室，并有相应的开断型式试验报告。40.5kV及以上投切容性或感性负载的断路器宜采用SF6断路器，并有相应的开断型式试验报告。
高压开关柜应选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下条件：
空气绝缘净距离：≥125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV）；
爬电比距：≥18mm/kV（对瓷质绝缘），≥20mm/kV（对有机绝缘）。
126kV及以上断路器的合-分时间应不大于60ms，推荐不大于50ms。当断路器的合-分时间不能满足保护装置的快速动作时间要求时，应优先保证断路器的安全。断路器出厂前必须按国标进行整体耐压试验。
设备的交接验收必须严格执行国家和电力行业有关标准，不符合交接验收标准的设备不得投运。因特殊原因无法进行试验的项目，应由制造单位出具必要的书面承诺，表明该项目不影响设备的安全运行，并经运行单位的技术主管部门认可。新装及检修后的高压开关设备应按照《国家电网公司交流高压断路器评价标准》、《国家电网公司隔离开关、接地开关评价标准》、《国家电网公司气体绝缘全封闭开关设备评价标准》等评价标准进行评价，不合格者不得投运。应严格控制GIS设备现场安装过程中的环境条件，运行单位有关技术人员必须参与GIS设备现场安装过程的质量监督，对母线安装、单元对接以及壳体内清洁的质量进行把关，杜绝GIS内部绝缘受到污染，引发设备事故。各单位应尽量创造条件在交接试验中开展GIS局部放电测量。对装有合闸电阻的断路器，新装和大修后，应进行断口交流耐压试验。
断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，并符合有关技术要求。断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性曲线、合－分时间、辅助开关的切换与主断口动作时间的配合、合闸电阻预投入时间等机械特性，并符合有关技术要求。制造厂必须提供机械行程特性曲线的测量方法和出厂试验数据，并提供现场测试的连接装置。在现场无法进行的机械行程特性试验，由厂家提供出厂试验数据和测试方法。原则上不得以出厂试验代替交接试验。断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。设计部门在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。在未能采用有效方法测量真空度前，新装、大修和预试中真空灭弧室必须经耐压试验合格后方能投运，预防由于真空度下降引发的事故。真空断路器应根据使用工况，选用性能优良的真空灭弧室，生产厂家应提供灭弧室的老炼试验报告。加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。对于带有合闸电阻的500kVSF6线路断路器，每年应根据电力系统的变化，对该断路器投切线路时的过电压水平进行校核。如果在不带有合闸电阻的情况下，该断路器投切线路时的操作过电压水平满足规程的要求，则可以考虑结合大、小修对该断路器进行技术改造，拆除合闸电阻，提高高压断路器的可靠性。断路器并联均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。预防断路器合分时间与保护装置动作时间配合不当引发故障的措施，解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间配合不当的问题，必须以满足电力系统安全稳定要求为前提，因此不宜通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。应校核断路器产品承诺的合分时间与产品型式试验的合分时间是否一致；根据《电力系统安全稳定导则》（DL/T755-2001）及有关规定要求，断路器合-分时间的设计取值应不大于60ms，推荐采用不大于50ms。应重视对以下两个参数的测试工作：
1）断路器合-分时间。测试结果应符合产品技术条件中的要求。
2）断路器辅助开关的转换时间与主触头动作时间之间的配合。
预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障的措施，各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85％，并均不高于额定操作电压值的110％，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。220kV及以上电压等级变电站站用电应有两路可靠电源，新建变电站不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。
新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。含有SF6密度继电器的新设备和大修后设备，投运前必须对密度继电器进行校验并合格。
5.4防止接地网和过电压事故：
对于220kV及以上重要变电站，当站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀时，宜采用铜质材料的接地网。且变电站不应使用化学降阻剂。新建110kV及以上变电站应测量接触电压、跨步电压、电位分布。变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。测试中禁止使用万用表进行接地引下线之间的回路电阻测量，应采用测量电流大于1A的接地引下线导通测量装置。当短路电流引起的地电位升高超过2000V时，接地网应符合以下要求：
1、为防止转移电位引起的危害，对可能将接地网的电位升高引向站外或将低电位引向站内的设施，应采取隔离措施。
2、应测量接触电势和跨步电压，对不满足规定要求的，应采取局部增设水平均压带或垂直接地极，以及铺设砾石地面或沥青地面等措施，防止对人身安全造成威胁。对接地网接地电阻值超标的变电站应进行接触电势和跨步电压测量，并进行安全性评估。
对于避雷器电导电流测试，应严格避雷器的交接试验，500kV氧化锌避雷器必须测量持续运行电压下的泄漏电流。
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试验设备和仪器准备工作
设计院图纸审查
确认已安装的设备是否符合设计
变压器绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比测量
所有分接头的变压比检查及接线组别检查
有载调压装置的检查和试验
变压器绕组直流电阻测量
测量绕组及套管的介质损耗角正切值
测量绕组连同套管的直流泄漏电流（W点）
绕组连同套管的交流耐压试验（W点）
在额定电压下的冲击合闸试验（W点）
相位检查（W点）
试验报告资料整理
变压器油的试验
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