电力设备交接和预防性试验规程

1、目录1) 范围2) 引用标准3) 定义、符号4) 总则5) 旋转电机6) 电力变压器及电抗器7) 互感器8) 开关设备9) 套管10) 支柱绝缘子和悬式绝缘子11) 电力电缆线路12) 电容器13) 绝缘油和六氟化硫气体14) 避雷器15) 母线16) 二次回路17) 1kV及以下的配电装置和电力布线18) 1kV及以上的架空电力线路19) 接地装置20) 电除尘器21) 低压电器附录A（标准的附录）同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗附录B （标准的附录）绝缘子的交流耐压试验电压标准附录C （提示的附录）污秽等级与对应附盐密度值附录D （提示的附录）橡塑电缆内衬层和外护

2、套破坏进水的确定方法附录E（提示的附录）橡塑电缆附件中金属层的接地方法附录F （提示的附录）避雷器的电导电流值和工频放电电压值附录G（提示的附录）油浸电力变压器绕组支流泄露电流参考值附录H （标准的附录）高压电气设备的工频耐压试验标准附录 I （提示的附录）发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值附录J （提示的附录）电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数附录K（提示的附录）参考资料1范围本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。本标准不适用于高压支流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用

3、于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。进口设备和合资企业生产的设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。DL/T5961996GB501501991GB/T2611983GB/T2641983GB/T3111997GB/T5071986GB/T5111988GB1094.1.21996GB25361990GB55831985GB56541985阻率的测量GB64501986GB/T6541

4、1986GB/T72522001GB/T7222000GB73281987GB/T75952000GB/T75981987电力设备预防性试验规程电气装置安装工程电气设备交接试验标准石油产品闪点测量法石油产品酸值测量法高压输变电设备缘配合绝缘油介电强度测量法石油产品和添加剂机械杂质测量法GB1094.3.5电力变压器变压器油互感器局部放电测量液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电干式电力变压器石油产品油对水界面张力测量法（圆环法）变压器油中溶解气体分析和判断导则变压器油中溶解气体分析和判断导则变压器和电抗器的声级测量运行中变压器油质量标准运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法（比色法

5、）GB/T75991987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法（BTB法）GB 7600 1987运行中变压器油水分含量测量法（库仑法）GB 7601 1987运行中变压器油水分含量测量法（气相色谱法）GB/T 17623 1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB 11022 1989GB 11023 1989GB 11032 2000GB 12022 1989DL/T 421 1991DL/T 423 1991DL/T 429.9 1991DL/T 450 1991DL/T 459 2000DL/T 492 1992DL/T 593 1996SH 0040 1991SH 0351

6、19923 定义、符号3.1 预防性试验GB9326.1.51988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则交流无间隙金属氧化物避雷器工业六氟化硫绝缘油体积电阻率测量法绝缘油中含气量测量真空压差法电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法绝缘油中含气量的测量方法（二氧化碳洗脱法）电力系统直流电源柜订货技术条件发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则高压开关设备的共用订货技术导则超高压变压器油断路器油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。3.2

7、 在线监测在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。3.3 带电测量对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。3.4 绝缘电阻在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。3.5 吸收比在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.6 极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。3.7 本规程所用的符号Un设备额定电压（对发电机转子是指额定励磁电压）；Um设备最高电压；U0/U电缆额定

8、电压（其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压）；UmA避雷器直流1mAF的参考电压；tg6介质损耗因数。4总则4.1 设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后做出正确结论。4.2 山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。在执行标准过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kV及以上电气设备并报上一级主管部门备案。4.3 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，无特殊

9、说明，均为1min;其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。4.4 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备的额定电压满足以下要求：500kV>72h220kV>48h110kV及以下>24h4.5 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）。同一试验电压的

10、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各种设备中的最低试验电压。4.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压:a) 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；b) 当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压；4.7 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油样等有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tg6、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。进行绝缘试验时，被试

11、品温度不应低于+5，空气相对湿度一般不高于80%。本标准中使用常温为1040。试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。4.8 110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T6641999带电设备红外诊断技术应用导则执行。4.10 预防周期原则上110kV及以上电气设备为3年。35kV及以下电气设备可延长至6年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。4.11 不拆头不影响试验结果的预防性试验可

12、以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。4.12 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行。4.13 交接试验时，本标准未涉及到的内容仍以电气装置安装工程电气设备交接试验标准为准。5旋转电机5.1 同步发电机5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机交接和预防性试验项目、周期和要求见表5.1。6000kW以下、电压1kV以上的同步发电机应进行除第29项以外的其余各项。电压1kV及以下的同步发电机不论其容量大小，均应按第1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项进行。5.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定表5.1同步发电机的试验项目、周期和要求序号项目

13、周期要求说明1定子绕组的1）交接时1）绝缘电阻值自行规定。1）额定电压为绝缘电阻、吸2）大修前、若在相近试验条件（温度、1000V以上者，米用收比或极化后湿度）下，绝缘电阻值降低2500V兆欧表，fflS指数3）小修时到历年正常值的1/3以下一®不低于10000M4)23年时，应查明原因，设法消除Q5）必要时2）各相或各分支绝缘电2）水内冷定子绕阻值不平衡系数不应大于2组用专用兆欧表，应3）吸收比或极化指数：沥测量汇水管及引水青浸胶及烘卷云母绝缘吸管的绝缘电阻，阻值收比不应小于1.3或极化指应符合制造厂的规数不应小于1.5;环氧粉云士母绝缘吸收比不应小于1.63）200MW及以上机或

14、极化指数不应小于2.0;组推荐测量极化指水内冷定子绕组自行规定数2定子绕组的直流电阻1）交接时2）大修时3）出口短路后汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，不大于最小值的1.5%（水轮发电机为1%）,超出要求者，应查明原因1）在冷态卜测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于土3c2）汽轮发电机相间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%应引起注息3）电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入10%20额定电流（直流），用红外热像仪查找3定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1）交接时2）大修前、后3）23年或小修时1）

15、试验电压1）应在停机后清除污秽前热状态卜进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在全部更换定子绕组并修好后3.0un局部更换定子绕组并修好后2.5un4）更换绕组后运行20年及以下者2.5un充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢运行20年量在3%Z下时进行，大修、心刖以上与架空线直接连接者2.5U严禁在置换过程中进行试验2）试验电压按每运行20年级0.5Un分阶段升以上不与架(2.0高，每阶段停留1min空线直接连2.5)Un3）不符合2）、3）孜白要求之T,应尽可小修时和大修后2.0un能找出原因并消除，2）在规定试验电压卜，各相但并非不能运行泄漏电流的差别不应大于4）泄漏电流随电

16、最小值的100%最大泄漏电压不成比例的显着流仕20dA以下者，相间差增长时，应注意分析值与历次试验结果比较，不5）试验时，微安表应有显着的变化3）泄漏电流不随时间的延长而增大4）交接时：试验电压为3.0Un,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%,最大泄漏电流在20dA以下者，相间差值与出厂试验结果相比较，不应有明显差别应接在身压侧，并对出线套管表面加以屏敝。水内冷发电机汇水管表面有绝缘者，应采用低压屏敝法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20c时要求：对于开启式水系统不大于5.0X102医S/m;对于独立的密闭循环水

17、系统为1.5x102dS/m4定子绕组交流耐压试验1）交接前2）大修前1）全部更换定子绕组并修好后的试验电压为：1）应在停机后清除污秽前热状态下进3）更换绕组后容量kW<kVA额定电压unV试验电压V行。处于备用状态时，可在冷状态卜进行。氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1）2）水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5）3）有条件时，可采用超低频（0.1Hz）耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍4）全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录A小于1000036以上2un+1000但最低为150010000及以上6000以下

18、2.5Un6000180002Un+300018000以上按专门协议2）交接时，交流耐压标准按上表值的75%3）大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为：运行20年及以下者1.5U运行20年以上与架空线路直接连接者1.5U运行20年以上不与架空线路直接连接者(1.31.5)U转子绕组的绝缘电阻1）小修时2）大修中转子清扫前、后1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MQ2）水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kQ1）采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或具它测量仪器2）对于300MVWZ下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝

19、缘电阻值在75c时不小于2kQ,或在20c时不小于20kQ,允许投入运行3）对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在1030c时不小于0.5MQ?4）当氢内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合启动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不彳氐于0.5MQ时，可允许投5入运行6转子绕组的直流电阻1）交接时2）大修时与初次（父接或大修）所测结果比较，具差别1）在冷态卜进行测量，绕组表面温度与周围空气温度之差小应大于土3c2）显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量一般不超记t2%7转子绕组交1）显极式转试验电压：1）隐极式转子拆卸护流耐压试验子大修时和更显极式和额定励磁电环只修理端部绝缘时，

20、换绕组后隐极式转压500V及以下可用2500V兆欧表测绝2）隐极式转子全部更者为10U,但缘电阻代替子拆卸护环后、换绕组并不低于1500V;2）隐极式转子若在端局部修理槽内修好后500V以上者为部有铝鞍，则在拆卸护绝缘和更换绕2U+4000V环后作绕组对铝鞍的耐组后显极式5un,但不压试验。试验时将转子转子大修低于1000V,绕组与轴连接，在铝鞍时及局部不大于上加电压2000V更换绕组2000V3）全部更换转子绕组并修好后工艺过程中的试验电压隐极式转5un,但不值按制造厂规定子局部修低于1000V,4）交接时，隐极式转子理槽内绝不大于绕组不进行交流耐压试缘后及局2000V验，可采用2500V兆

21、欧部更换绕表测量绝缘电阻代替组并修好后8发电机和1）交接时绝缘电阻值不应低于1）小修时用1000V兆欧励磁机的励2）小修时0.5MQ,否则应查明原表磁回路所连3）大修时因并消除2）大修时用2500V兆欧接的设备表（不包括发3）回路中有电子元器件电机转子和设备的，试验时应将插励磁机电件拔出或将起两段短接枢）的绝缘电阻9发电机和励1）交接时试验电压为1kV1）可用2500V兆欧表测磁机的励磁2）大修时绝缘电阻代替回路所连接2）水轮发电机的静止可的设备（不控硅励磁的试验电压，包括发电机应按序号7的规定进行转子和励磁3）回路中有电子元器件机电枢）的设备的，试验时应将插交流耐压试件拔出或将起两端短接验1

22、0定子铁芯试1）交接时1）磁密在1T下齿的最高温1）交接时，若制造厂已进验2）重新组升不大于25K,齿的最大温行过试验，且有出厂试验装或更换、差不大于15K,单位损耗不报告时，可不进行试验修理硅钢大于1.3倍参考值，在1.4T2）在磁密为1T下持续试片后下自行规定验时间为90min,在磁密3）必要时2）单位损耗参考值见附录A为1.4T下持续时间为453）对运行年久的电机自行min。对直径较大的水规定轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差3）用红外热像仪测温11发电机组和1）交接时1）汽轮发电机组的轴承汽轮发电机组的轴承励磁机的绝2）大修时不得低于0.5MQ绝缘，用1000V

23、兆欧表在缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦小得低于100MQ;油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MQ3）所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油禧充油前，母一轴瓦不得低于100MQ安装好油管后进行测量12火磁电阻器（或自同期电阻器）的直流电阻1）交接时2）大修时与铭牌或最初测得的数据比较，具差别不应超过10%?非线性电阻按制造1要求13火磁开关的并联电阻1）交接时2）大修时与初始值比较应无显着差别电阻值应分段测量14转子绕组的交流阻抗和功率损耗1）交接时2）大修时阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应后显着艾化1）隐极式转子在膛外或

24、膛内以及不同转速卜测量，显极式转子对每一个转子绕组测量2）每次试验应在相同条件、相同电压卜进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压（显极式转子自行规定）3）本试验可用动态匝间短路监测法代替15检温计绝缘电阻和温度误差检验1）交接时2）大修时1）绝缘电阻值自行规定2）检温计指不值误差/、应超过制造厂规定1）用250V及以下的兆欧表2）除埋入式检温外还包括水内冷定子绕组引水管出水温度计16定子槽部线圈防晕层对地电位必要时不大于10V1）运行中检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量2）试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压哀测量绕组表面对地电压值3）有条件时可采用超声法探测槽放电17汽

25、轮发电机定子绕组端1）交接时2）大修时模态试验固有频率在94115Hz之间，且振型为椭?交接时有制造厂测量数据时可不进行部振型模态试验（200MW及以上）3）必要时圆的为不合格，应进行端部结构改造18定子绕组端1）交接时1）直流试验电压值为un1）本项试验适用于200MW部手包绝缘2）大修时2）测试结果一般不大于F极以上的国产水氢氢汽施加直流电压测量3）必要时I中中的值轮发电机2）可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷3）尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验19轴电压大修后1）汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压2）汽轮发电机大轴对地

26、电压一般小于10V3）水轮发电机不作规定4）水轮发电机应测量轴对机座的电压1）测量时采用高内阻（不小于100kQ/V）的交流电压哀2）对于端盖式轴承可测轴对地电压20定子绕组绝缘老化鉴定累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时见附录A新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值21空载特性曲线1）交接时2）大修后3）更换绕组后1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量误差的范围以内2）在额定转速下的定子电压最高值：a）水轮发电机为1.5Un（以不超过额定励磁电流为限）b）汽轮发电机为1.3Un（带变摘取1.1Un）3）对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5

27、min22三相稳定短路特性曲线1）交接时2）更换绕组后与制造厂出厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内3）必要时23发电机定子开路时间火磁时间常数1）交接时2）更换灭磁开关后时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异24测量自动灭磁装置分闸后的定子残压交接时残压值不作规定（一般在200V以下）25检查相序1）交接时2）改动接线时应与电网的相序一致26温升试验1）定、转子绕组更换及冷却系统改进后2）增容改造后3）必要时应符合制造厂规定如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度的方法进行校核27进相运行试验1）交接时2）增容改造时应符合运行规程的要求分备变和厂变带厂用电两

28、个工况进行3）必要时28效率试验增容改造后应符合制造厂规定29超瞬态电抗和负序电抗1）交接时2）必要时应符合制造厂规定交接时当无制造厂型式试验数据时应进行测量10MW（MVA）上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW（MV徵以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行：a）沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5,对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0o水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。b）在40c时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于（U+1）MQ（取U的千伏数,下同），分相试验时不小于2（U+1）MQo若定子绕组温度不是4

29、0C,绝缘电阻值应进行换算，换算公式参考附录Jo5.1.2.2运行中的发电机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污（特别是含水的油）外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。5.1.3有关发电机的在线监测水冷、水氢氢以及全氢冷的发电机要依据各自的冷区方式分别加装漏水报警或内部过热报警在线监测装置，并在发电机运行中保证在线监测装置可靠工作。5.2直流电机直流电机的试验项目、周期和要求见表5.2表5.2直流电机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组的绝缘电阻1）交接时2）大修时3）必要时绝缘电阻值般不低于0.5MQ1）用1000V兆欧表2）对励磁机应测量电枢绕组对轴和金

30、属绑线的绝缘电阻2绕组的直流电阻1）交接时2）大修时1）与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%补偿绕组自行规定2）100kW以下的小重要的电机自行规定3电枢绕组片间的直流电阻1）交接时2）大修时相互间的差值不应超过正常最小值的10%1）由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判断2）对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值4绕组的交流耐压试验1）交接时2）大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压：1）交100kW以卜不重要的直流电机电枢绕组对接日1.5Un+750V,但不小于1200V2）大修时为1000V轴的交流耐压可用2500V兆欧表试验代替5磁场可变电

31、阻器的直流电阻1）交接时2）大修时与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10%应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性6磁场可变电阻器的绝缘电阻1）交接时2）大修时绝缘电阻值般不低于0.5MQ1）磁场可变电阻器可随同励磁回路进行2）用2500V兆欧表7调整碳刷的中心位置1）交接时2）大修时3）必要时核对位置是否正确，应满足良好换向要求必要时可做无火花换向试验8检查绕组的极性及其连接的止确性1）交接时2）接线变动时极性和连接均应正确必要时可做无火花换向试验9测量电枢及磁极间的空气间隙1）交接时2）大修时各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围：3mm以下气隙±10%3mnft以上气隙

32、±5%10直流发电机的特性试验1）交接时2）大修后必与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围1）空载特性：测录至最大励磁电压值要时3）更换绕组后内2）负载特性：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载3）外特性：必要时进行4）励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压卜进行11直流电动机的空转检查1）交接时2大修后3）更换绕组后1）转动正常2）调速范围合乎要求空转检查的时间一般不小于1h5.3中频发电机中频发电机的试验项目、周期和要求见表5.3。表5.3中频发电机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组的绝缘电阻1）交接时2）小修时3）大修时绝缘电阻值不应低于

33、0.5MQ1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表测量；1000V及以上者使用2500V兆欧表测量2绕组的直流电阻1）交接时2）大修时1）各相绕组直流电阻值的相互间差别不超过最小值的2%2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显着差别3绕组的交流耐压试验1）交接时2）大修时试验电压为出厂试验电压的75%副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测绝缘电阻代替4可变电阻器或起动电阻器的直流电阻1）交接时2）大修时与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过10%1000V及以上中频发电机应在所有分接头上测量5中频发电机的特性试验1）交接时2）大修后必要时3）更换绕组后与制造厂试验数据比较应在测

34、量误差范围内1）空载特性：测录至最大励磁电压值2）负载特性：仅测录励磁机的负载特性；测录时，以同步发电机的励磁绕组为负载3）外特性：必要时进行4）外特性：必要时进行6检查相序交接时电机出线端子标号与相序一致7温升试验必要时按制造厂规定新机投运后创造条件进行5.4交流电动机5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表5.4o5.4.2 容量在100kW以下的电动机一般只进行1、2、4、14,对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。表5.4交流电动机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组的绝缘电阻和吸收比1）交接时2）小修时1）绝缘电阻值：a）额定电压1000V以下者，室温卜不应低于0

35、.5MQb）额定电压1000V及以上者，1）容量为500kW及以上的电动机，应测量吸收比（或极化指数），参照发电（或极3）大修交流耐压前，定子绕组在接近运机中有关规定化指数）时行温度时的绝缘电阻值不应低2）3kV以下的电动4）必要于每千伏1MQ;投运前室温下机使用1000V兆欧时（包括电缆）不应低于每千伏1M表；3kV及以上者Q使用2500V兆欧表c）转子绕组绝缘电阻/、应低3）小修时定子绕组于0.5MQ可与其所连接的电2）吸收比（或极化指数）自行缆一起测量，转子规定绕组可与其起动设备T测量4）有条件时可分相测量1）1kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值1）交接的相互差别不应

36、超过最小值的时绕组的2%中性点未引出者，可测量线2）大修2直流电间电阻，其相互差别不应超过时阻1%3）必要2）其余电动机自行规定时3）应注意相互间差别的历年相对变化3定子绕1）交接1）试验电压：有条件时可分相组泄漏电流和直流耐压试验时2）大修时3）更换绕组后交接或全部更换绕组时为3un.大修或局部更换绕组时为2.5Un2）泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%泄漏电流为20dA以下者不作规定3）500kW以下的电动机自行规定进行4定子绕组的交流耐压试验1）大修后2）更换绕组后1）大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un,但不低于1000V2）全部更换定子绕组后试验电压为（2Un

37、+1000）V,但不低于1500V3）交接时试验电压0.75（2Un+1000）V1）低压和100kW以卜不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替2）更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定5绕线式电动机转子1）交接时2）大修后试验电压如下：1）绕线式电机已改为直接短路起动者，可小做交流耐压试验不可逆式可逆式绕组的交流耐压试验3）更换绕组后大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组1.5Uk,但小小于1000V3.0U,但小小于2000V2）以为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压3）交接时,3000V及以上电动机进行试验全部更换转子绕组后(2以+1000)V

38、(4U+1000)V交接时0.75(2Uk+1000)V0.75(4Uk+1000)V6同步电动机转子绕组交流耐压试验1）交接时2）大修时1）交接时试验电压为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于1200V，但不应高于出厂试验电压值是75%2）大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替7可变电阻器、起动电阻器、火磁电阻器的直流1）交接时2）大修时与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10%3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量直流电阻电阻可变电阻用2500V兆欧表器、起动1）交接电阻器、与回路T测量时，绝缘电阻8火磁电阻时2）大值不应低于0.5MQ修时器的直流电阻可变电阻器与同

39、1）交接步电动机可用2500V兆欧表测量9火磁电阻时2）大试验电压为1000V代替修时器的交流耐压试验同步电动机及其励1）交接在油管安装完毕后，10磁机轴承时2）大绝缘电阻不应低于0.5MQ用1000V兆欧表测量的绝缘电修时阻转子金属1）交接可用2500V兆欧表测11绑线的交时2）大绝缘电阻不应低于0.5MQ量流耐压修时12检查定子绕组的极性1）交接时2）接线变动时定子绕组的极性与连接应止确1）对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的止确性2）中性点无引出者可不检查极性13定子铁芯试验1）全部更换绕组时或修理铁心后2）必要时参照表5.1中序号101）3kV或500kW及以上电动机应做此项试验2）

40、如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值14电动机空转并测空载电流和空载损耗1）交接时2）必要时1）转动正常，空载电流自行规定2）额定电后F的空载损耗值不得超过原来值的50%1）空转检查的时间一般不小于1h2）测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行3）3kV以下电动机仅测空载电流，不测空载损耗15双电动必要两台电动机的转矩转速1）应使用同型号、同制机拖动时测量转矩一转速特性时特性曲线上各点相差不得大于10%造厂、同期出厂的电动机2）更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机6电力变压器及电抗器6.1电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表6.1表6.1电力变

41、压器及电抗器的试验项目、周期和要求序号项目周期说明要求11）交接时2）投运前3）新装、大修后1）新装变压器的油中H与烧类气体含量（医L/L）不得超过卜列数值：1）总煌包括：CHGH、GH和GH四种气体油中的变压器在投总烧：20;H：10;GK:不2）溶解气体组分含量溶解运后1天、4天、应含有有增长趋势时，可结合气体10天、30天各12）大修后变压器的油中H产气速率判断，必要时色谱次与煌类气体含量（医L/L）缩短周期进行追踪分析分析4）运行中：a500kV变压器和电抗器为1个月1次；b）220kV不得超过卜列数值：总煌:50;出50;GH:不应含有3）运行设备中油中H与爆3）总燃含量低的设备不宜

42、米用相对产气速率进行判断变压器为3个月1次；c）110kV变压器为6个月1次；5）出口（或近类气体含量（医L/L）超过卜，列任何一项值时应引起注息：总煌:150;H2：150;GH2:5（35220kV）区）短路后6）必要时1（500kV）4）煌类气体总和的绝对产气速率超过12ml/d或相对产气率大于10%/月,则认为设备有异常5）对500kV电抗器，当出现痕量（小于1医L/L）乙快时，也应引起注意，如分析气体虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可跟踪监督运行21）交接时1）1600kVA以上变压1）如电阻相间差在出厂绕组2)3年器，各相绕组电阻相互间时超过规定，制造厂已直流3）大

43、修前、后的差别不应大于平均值说明了这种偏差的原电阻4）无载分接开的2%无中性点引出的绕因，则与以前相同部分关变换分接位组，线间差别不应大于平测得值比较，起变化不置均值的1%应大于2%5）有载分接开2）1600kVA及以下的变2）预试时有载分接开关关检修后（所有压器，相间差别一般不大可在经常运行的分接上分接）于三相平均值的4%线间下几个饿饭内接处测6）必要时差别一般不大于平均值量，无载分接开关在运的2%行分接测量3）与以前相同部位测3）不同温度卜的电阻值得值比较，其变化不应大按下式换算于2%R2R1-t2Tt14）电抗器参照执行式中R、R2分别为在温度3、t2时的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线

44、取235,铝导线取2253绕组1）绝缘电阻换算至同一1)采用2500V或5000V绝缘1）交接时温度下，与前一次测试结兆欧表电阻、2)3年果相比应无明显变化2）测量前被试绕组应充吸收3）大修前、后2）35kV及以上应测量吸分放电比或4）投运前收比，吸收比在常温卜小3）测量温度以顶层油温（和）5）必要时彳"1.3为准，尽量使每次测量极化3）220kV及以上应测量极温度相近指数化指数，极化指数在常温卜不低于1.54）预试时可不测量极化指数；吸收比不合格时增加测量极化指数，二者之一满足要求即可4）尽量在油温低于50c时测量，不同温度卜的绝缘电阻值一般可按下式换算式中R、R分别为温度3、t2

45、时的绝缘电阻值5）吸收比和极化指数不进行温度换算4绕组的介质损耗因数tg1）交接时2）大修前、后3）必要时4）绕组绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异常时1）20C时不大于下列数值：500kV0.6%110220kV0.8%35kV及以下1.5%2）tg6值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显着变化（一般不大于30%）3）试验电压如下：1）非被试绕组应接地或屏敝2）同一变压器各绕组tg6的要求值相同3）测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4）尽量在油温低于50C时测量，不同温度卜的tg6值按下式换算式中tg61、tg也分别为温度3、t2时的tg绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下额定电压un占值5电容型套管的介质损耗因数（tg6）和电容值1）3年2）大修后3）必要时见第9章“套管”1）用正接法测量2）测量时记录环境温度及变压器（或电抗器）顶层油温6绝缘油试验见第13章7绕组连同套管的交流耐1）交接时2）更换绕组后3）必要时1）容量8000KVA以下、额定电压35KV及以上交接时应进行交流耐压试验2）容量8000kVA及以