电力设备交接和预防性试验规程

1、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 附录D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 附录D提示的附录 附录E提示的附录 附录F提示的附录 附录G提示的附录 附录H标准的附录污秽等级与对应附盐密度值橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水确实定方法 橡塑电缆附件中金属层的接地方法避雷器的电导电流值和工频放电电压值 油浸电力变压器绕组支流泄露电流参考值 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外表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目录1）范围2）引用标准3）定义、符号4）总则5）旋转电机

2、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1kV及以下的配电装置和电力布线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附录A标准的附录附录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

3、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引用标准以下标准所包含的条文,通过在本标准中引用血构成为本标准的条文。本标准出版时，所本版本均为有效。所有标准都会被修订， 使用本标准的各方应探讨使用以下标准最新版本的可能性。DL/T596 1996电力设备预防性试验规程GB 50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T 261 1983石油产品闪点测量法GB/T 2641983石油产品酸值测量法GB/T 311 1997高压输变电设备缘配合GB/T 5071986绝缘油介电强度测量法GB/T 511 1988石油产品和添加剂机械杂质测量法GB 1094.1.2

4、1996、GB 1094.3-.5电力变压器GB 2536-1990变压器油GB 5583-1985互感器局部放电测量GB 5654 1985液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB 6450 -1986干式电力变压器GB/T 6541 1986石油产品油对水界面张力测量法圆环法GB/T 7252 2001变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 722 2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 73281987变压器和电抗器的声级测量GB/T 75952000运行中变压器油质量标准GB/T 75981987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法比色法GB/T 75

5、991987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法 BTB法GB 76001987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 9326.1-.5-1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB 11022 1989高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件GB 11023 1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 11032 2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB 12022 1989工业六氟化硫DL/T 4211991绝缘油体积电阻率测量法DL/T

6、4231991绝缘油中含气量测量 一真空压差法DL/T 429.9 1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测量法DL/T 4501991绝缘油中含气量的测量方法二氧化碳洗脱法DL/T 4592000电力系统直流电源柜订货技术条件DL/T 4921992发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T 5931996高压开关设备的共用订货技术导则SH 00401991超高压变压器油SH 0351 1992断路器油3定义、符号预防性试验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。在线监测在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或

7、定时进行的监测，通常是自动进行的。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。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，假设无说明，均指加压 1min时的测得值。吸收比在同一次t验中，1min时的绝缘电阻值与 15s时的绝缘电阻值之比。极化指数在同一次t摆脸中，10min时的绝缘电阻值与 1min时的绝缘电阻值之比。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

8、设计电压）；U1mA 避雷器直流1mA下的参考电压；tg 8 介质损耗因数。4 总则设备进行试验时，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。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，110k V及以上电气设备并报上一级主管部门备案。50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，无特殊说明，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

9、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。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： TOC o 1-5 h z 500kV 72h220 kV 48h110kV及以下24h进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备别离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限）。同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的假设干不同试验 电压的电力设备，在单

10、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。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，应根据以下原则确定试验电 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；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、tgS、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，被试品温度不应低于 +5C,空气相对湿度一般不高于80%。本标准中使用常温为 1040C。试

11、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。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。电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T664 1999带电设备红外诊断技术应用导则执行。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。不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。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。交接

12、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旋转电机同步发电机容量为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管其容量大小，均应按第 1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项 进行。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 号项目周期要求说明1定子绕组的绝缘 电阻、吸收比或 极化指数1）交接时2）大修前、后3小修时423年5必要时1）绝缘电阻值自行规定。假设在 相近试验条

13、件（温度、湿度）下，绝 缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因，设法消除2）各相或各分支绝缘电阻值不 平衡系数不应大于 23）吸收比或极化指数：沥青浸胶 及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数/、应小于 1.5;环氧 粉云母绝缘吸收比不应小于 1.6或 极化指数不应小于 2.0;水内冷定 子绕组自行规定1）额定电压为1000V以 上者，采用 2500V兆欧 表，量程一般不低于10000M Q2）水内冷定子绕组用专 用兆欧表，应测量汇水管 及引水管的绝缘电阻，阻 值应符合制造厂的规定3）200MW及以上机组 推荐测量极化指数2定子绕组的直流 电阻1）交接时2）大修时3）出口短路

14、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 /、同而引起的误差后相互间差异 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 外表温度与周围空气温 度之差不应大于 3C2）汽轮发电机相间 （或 分支间）差异及其历年的 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4）更换绕组后1）试验电压1）应在停机后清除污秽 前热状态卜进行。处于备

15、用状态时，引在冷态卜进 行。氧冷发电机应在充氢 后氢纯度为96%以上或排 氢后含氢量在 3%以下时 进行，严禁在置换过程中 进行试验2）试验电压按每级 0.5Un分阶段升高，每阶 段停留1min3）不符合2）、3）要求之 一者，应尽可能找出原因 并消除，但并非不能运行4）泄漏电流随电压不成 比例的显著增长时，应注 意分析5）试验时，微安表应接 在高压侧，并对出线套管 外表加以屏蔽。水内冷发 电机汇水管外表有绝缘 者，应采用低压屏蔽法接 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 水质应透明纯洁，无机械 混杂物，导电举在水温 20 c时要求：对于开启式 水系统小大于5.

16、0X102科 S/m ;对于独立的密闭循 环水系统为1.5 x 102S/m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2.5Un大修 刖运行20年及 以卜者2.5Un运行20年以 上与架空线直 接连接者2.5Un运行20年以 上不与架空线 直接连接者(2.02.5)Un小修时和大修后2.0Un2）在规定试验电仄下，各相泄漏电 流的差异不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20dA以卜者，相间差值与历次试验结果比较，不应用显者的变化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,各相泄漏电流的差异不应大于最小值的50%,最大泄漏电流在 20 dA以 卜者，

17、相间差值与出厂试验结果相比较，不应有明显差异4定子绕组交流耐 压试验1）交接前2）大修前3）更换绕组后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 前热状态卜进行。处于备 用状态时，引在冷状态卜 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 质要求向本表序号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 绕组的上2过程中的试 验电压见附录A容量kW或 kVA额定电压UnV试验电压V小于1000036以上2 Un+1000

18、但 最低为150010000及 以上6000以下2.5 Un6000180002Un+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1.5 Un运行20年以上与架 空线路直接连接者1.5 Un运行20年以上不与架空线路直接连接者(1.3 1.5) Un5组电 绕缘 子绝 转的阻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0.5M Q2）水内冷转亍绕组绝缘 电阻值在室温时一般不应小于5k Q1）采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器2）对

19、于300MW 以下的隐极式电机， 当定子 绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕， 如果 转子绕组的绝缘电阻值在 75 c时不小于 2k Q,或在20c时不小于20k允许投入运行3）对于300MW及以上的隐极式电机， 转亍 绕组的绝缘电阻值在 1030c时不小于0.5M Q4）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低于0.5M 时，可允许投入运行6转子绕组的直 流电阻1）交接时2）大修时与初次（交接或大修）所测结 果比较，其差异一般不超过2%1）在冷态不进行测量，绕组外 表温度与周围空气温度之差不应大于土 3C2）显极式转子绕组还应对各 磁极线圈间的连接点进行测

20、量7转子绕组交流 耐压试验1）显极式转子大 修时和更换绕组后2）隐极式转子拆 卸护环后、局部修 理槽内绝缘和更换 绕组后试验电压：1）隐极式转亍拆卸护环只 修理端部绝缘时， 可用2500V 兆欧表测绝缘电阻代替2）隐极式转亍假设在端部 有铝鞍，则在拆卸护环后作绕 组对铝鞍的耐压试验。 试验时 将转子绕组与轴连接，在铝鞍 上加电压2000V3）全部更换转子绕组工2 过程中的试验电压值按制造 厂规定4交接时，隐极式转亍绕组 不进行交流耐压试验，可采用 2500V兆欧表测量绝缘电阻 代替显极式和 隐极式转 子全部更 换绕组并 修好后额定励磁电压 500V及以卜者为 10U n ,但不低于 1500V

21、 ; 500V 以上 者为 2 Un +4000V显极式 转子大修 时及局部 更换绕组 并修好后5Un,但不低 于1000V,不大 于 2000V隐极式转 子局部修 理槽内绝 缘后及局 部更换绕 组并修好 后5Un,但不低 于1000V,不大 于 2000V8发电机和励 磁机的励磁回 路所连接的设 备（不包括发电 机转子和励磁 机电枢）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0.5MQ,否则应查明原因并消除1）小修日用1000V兆欧表2）大修时用2500V兆欧表3）回路中有电子元器件设备 的，试验时应将插件拔出或将 起两段短接9发电机和励磁 机的励磁回路 所连接的设备 （不包

22、括发电机 转子和励磁机 电枢）的交流耐 压试验1）交接时2）大修时试验电压为1kV1）可用2500V兆欧表测绝缘 电阻代替2）水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压，应按序号 7 的规定进行3）回路中有电子元器件设备 的，试验时应将插件拔出或将 起两端短接10定子铁芯试验1）交接时2）重新组装 或更换、修理 硅钢片后3）必要时1）磁密在1T下齿的最局温升不大于25K ,齿的最大温差/、大于15K,单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定2）单位损耗参考值见附录A3）对运行年久的电机自行规定1）交接时，假设制造厂已进行过 试验，且有出厂试验报告时，可不 进行试验2）在磁密为1T下持续试验

23、时间 为90min,在磁密为1.4T下持续 时间为45 min。对直径较大 的水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发电机组和励 磁机的绝缘轴 承和转子进水 支座的绝缘电 阻1）交接时2）大修时1）汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5M Q2）立式水轮发电机组的推力轴 承每l轴瓦不得低于 100MQ;油 槽充油并顶起转子时，不得低于0.3M Q3）所有类型的水轮发电机，凡有 绝缘的导轴承，油槽充油前，每 一轴瓦不得低于 100M Q汽轮发电机组的轴承绝缘，用 1000V兆欧表在安装好油管后 进行测量12灭磁电阻器（或 自同期电阻器） 的直流电阻1

24、）交接时2）大修时与铭牌或最初测得的数据比较， 其差异/、应超过10%非线性电阻按制造厂要求13灭磁开关的并 联电阻1）交接时2）大修时与初始值比较应无显著差异电阻值应分段测量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，不应后显著艾化1）隐极式转子在膛外或膛内以 及不同转速卜测量，显极式转于 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

25、规定2）检温计指示值误差/、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，用高内阻电压表 测量绕组外表对地电压值3）有条件时可采用超声法探测 槽放电17汽轮发电机定 子绕组端部振 型模态试验1）交接时2）大修时 （200MW及以 上）3）必要时模态试验固启频率在94715Hz之间，且振型为椭圆的为不合格 ，应进行端部结构改造交接时有制造厂测量数据时可 不进行18定子绕组端部 手包绝缘施加 直

26、流电压测量1）交接时2）大修时3）必要时1）直流试验电压值为Un2）测试结果一般不大于下表I中 的值1）本项试验适用于200MW及以 中上的国产水氢氢汽轮发电机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，假设未进 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，转于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）测量时米用高内阻（不小于100k a/V） 的交流电压表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

27、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A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1.5 Un（以不超过 额定励磁电流为限）b）汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1Un）3）对于有也间绝缘的电机取局电压时持续时间为 5min22三相稳定短路 特性曲线1）交接时2）更换绕组 后3）必要时与制造厂出厂（或以前测得的）数 据比较，其差异应在测量误差的 范围以内23发电机定子开 路时间灭磁时 间

28、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 却系统改良 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 疑心时，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3）必要时应符合运行规程的要求分备变和厂变带厂用电 两个工况进行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

29、制造厂型式 试验数据时应进行测量5.1.2.1发电机大修中更换绕组时，容量为 10MW（MV A）以上的定子绕组绝缘状况应满足以下条 件，而容量为10MW（MV A）及以下时满足以下条件之一者，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 2.0。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（Un+1）M Q（取Un的千伏数，下同），分相试验时不小于 2（Un+1）M Qo假设定子绕组温度不是40 C,绝缘电阻值应进行换算，换算公式参考附录J O

30、5.1.2.2 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。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。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）必要时绝缘电阻值一般不低于0.5MQ1）用1000V兆欧表2）对励磁机应测量电枢绕 组对轴和金属绑线的绝缘 电阻2绕组的直流电 阻1）交接时2

31、）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/、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交接时为 1.5Un+750V ,但不小于 1200V 2大修时为1000V100kW 以卜不重要的直流 电机电枢绕组对轴的交流 耐压可用 2500V兆欧表试 验代替5磁场可变

32、电阻 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）大修时绝缘电阻值一 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 心位直1）交接时2）大修时3）必要时核对位置是否止确，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 正确性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 差应在以卜范围：3mm以下气隙10

33、%3mm及以上气隙 5%10直流发电机的 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 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

34、）小修时3）大修时绝缘电阻值不应低于0.5M Q1000V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 的相互间差异不超过最 小值的2%2）励磁绕组直流电阻值 与出厂值比较小应后显 著差异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

35、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 斤-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5.4。5.4.2 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

36、电阻 和吸收比或极化 指数1）交接时2）小修时3）大修时4）必要时1）绝缘电阻值：a）额定电压1000V以下者，室温下不应低于0.5M Qb）额定电压1000V及以上者，交流耐 压前，定子绕组在接近运行温度时的绝 缘电阻值不应低于每千伏1M ;投运前室温下（包括电缆）不应彳氐于每千伏1M Qc）转子绕组绝缘电阻不应低于0.5MQ2）吸收比（或极化指数）自行规定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 发电机中有关规定2）3kV以下的电动机使 用1000V兆欧表；3kV 及以上者使用2500V兆欧表3）小修时定子绕组可与 其所连接的电缆一起测 量，转子绕组可与其起

37、 动设备一起测量4）有条件时可分相测量2绕组的直 流电阻1）交接时2）大修时3）必要时1） 1kV及以上或100kW 及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差异不应超过最小值的2%;中性点未引出者， 可测量线间电阻，其相互差异不应超过1%2）其余电动机自行规定3）应注意相互间差异的历年相对变化3定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验1）交接时2）大修时3）更换绕 组后1）试验电压：交接或全部更换绕组时为3U n.大修或局部更换绕组时为2.5U n2）泄漏电流相间差异一般不大于最小值的100%,泄漏电流为20 dA以卜者不作规定3）500kW以下的电动机自行规定有条件时可分相进行4定子绕组 的交流

38、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+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2过程 中的交流耐压试验按制造厂规定5绕线式 电动机转 子绕组的 交流耐压 试验1）交接时2）大修后3）更换绕 组后试验电压如下：1）绕线式电机已改为直接 短路起动者，可不做交流耐压 试验2）Uk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

39、）交接时，3000V及以上电动 机进行试验不PJ逆式可逆式大修不更换 转子绕组或 局部更换转 子绕组1.5Uk,但 不小于1000V3.0Uk,但不小于2000V全部更换转 子绕组后(2Uk+1000 )V(4Uk+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/、应图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、灭磁 电阻器的直 流电阻1交接时2大修时与制造厂数值或

40、最初测得结果比较，相差/、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8可变电阻 器、起动电 阻器、灭磁 电阻器的直 流电阻1）交接时2）大修时与回路T测量时，绝缘电阻值不应低于0.5MQ用2500V兆欧表9可艾电阻 器与同步电 动机灭磁电 阻器的交流 耐压试验1交接时2大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替10同步电动机 及其励磁机 轴承的绝缘 电阻1交接时2大修时绝缘电阻不应彳氐于 0.5M Q在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量11转子金属绑 线的交流耐 压1交接时2大修时绝缘电阻小应1氐于 0.5M Q可用2500V兆欧表测量12检查定子 绕组的

41、极性1）交接时 2）接线变 动时定子绕组的极性与连接应正确1）对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性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 换绕组时或修理铁芯后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）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）额定电压卜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 机有疑心时进行3）3kV以下电动机仅测空载电 流

42、,不测空载损耗15双电动机 拖动时测量 转矩一转速 特性必要时两台电动机的转矩一转速特性曲线上各点相差不得大于 10%1）应使用同型号、同制造厂、 同期出厂的电动机2）更换时，应选择两台转矩一 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电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求序 号项 目周 期要求说明1油中溶 解气体 色谱分 析1）交接时2）投运前3）新装、大修后的变 压器在投运后1天、4天、10天、30天 各1次4）运行中：a500kV变压器和电抗器为1个月1次；b）220kV变压器为3 个月1次；c）110kV变压器为6 个

43、月1次；1）新装变压器的油中H2与烧类气体含量（科L/L）不得超过以下 数值：思煌:20; H2:10； C2H2:不应含有2）大修后变压器的油中 H 2与燃 类气体含量科L/L不得超过 以下数值：思煌:50; H2:50; C2H2:/、应含有3）运行设备中油中H2与烧类气体含量（科L/L）超过以下任何一 项值时应引起注意：总煌:150 ;H2:150 ;C2 H2:5（35220kV）1）总煌包括：CH4、C2H6、 C2H4和C2H2四种气体2）溶解气体组分含量有增 长趋势时，可结合产气速率判 断，必要时缩短周期进行追踪 分析3）总燃含量低的设备不宜 采用相对产气速率进行判断5）出口或近

44、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科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/、至丁危及绕组和铁 芯安全时，可跟踪监督运行2绕组直 流电阻1）交接时2）3年3）大修前、后4）无载分接开关变 换分接位置5）宿载分接开关检 修后（所有分接）6）必要时1）1600kVA以上变压器，各相 绕组电阻相互间的差异不应大 于平均值的2%,无中性点引出 的绕组，线间差异不应大于平均 值白1 1%2）1600kVA及以下的变压器， 相间差异一般不大

45、于二相平均 值的4%,线间差异一般不大于 平均值的2%3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于 2%4）电抗器参照执行1）如电阻相同差在出厂时超 过规定，制造厂已说明了这种 偏差的原因，则与以前相同部 分测得值比较，起变化/、应大 于2%2）预试时有载分接开关可在 经常运行的分接上下几个饿 饭内接处测量，无载分接开关 在运行分接测量3）小同温度卜的电阻值按卜式换算R2 R 口2T t1式中R1、R2分别为在温度 t1、t2时的电阻值；T为电阻 温度常数，铜导线取 235,铝 导线取2253绕组绝 缘 电 阻、吸 收比或 （和）极 化指数1）交接时2）3年3）大修前、后4）投运前5）必要时1

46、）绝缘电阻换算至同一温赏下， 与前一次测试结果相比应无明 显变化2）35kV及以上应测量吸收比，吸 收比在常温卜不低d1 1.33）220kV及以上应测量极化指 数，极化指数在常温卜不低d11.54）预试时可M、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1）采用2500V或5000V 兆欧 表2）测量前被试绕组应充分放 电3）测量温度以顶层油温为准， 尽量使每次测量温度相近4）尽量在油温低于50 c时测量，不同温度卜的绝缘电阻值一般可按T式换算R2R1 1.5（t1t2）/10式中Ri、R2分别为温度t1、t2 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

47、介质损 耗因数tg s1）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）20 C时不大于以下数值：500kV0.6%110220kV0.8%35kV及以下 1.5%2）tg 8值与出厂试验值或历年的数值比较小应用显著艾化（一般不大于30%）3）试验电压如下：1）非被试绕组应接地或屏蔽2）同一变压器各绕组tgS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 50 c时测 量，小同温度卜的tgB值按卜 式换算tg 2 tg 1 1.3（t2 t1）/10式中tgSj tg 8 2分别为温度t1、t2时的tg值绕组电压10k

48、V及以上10kV绕组电压10kV以下额定电压Un5电容型 套管的 介质损 耗因数 （tg 8 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 耐压试 验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及以上、额定电压35KV 及以下交接时有试验设备可进行交流耐 压试验3油浸变压器电抗器试验电压按表6.21）可采用倍频感应 或操作波感应法2）35kV及以下全绝 缘变压器，现场条件 不具备

49、时，可只进行 外施工频耐压试验3）电抗器进行外施 工频耐压试验8铁芯 （有夕卜 引接地 线的） 绝缘电 阻1）交接时2）3年3）大修前后4）必要时1）与以前测试结果相比无显著差异2）运行中铁芯接地电流一般不大于0.3A1）采用2500V兆欧 表2）夹件引出接地的 可单独对夹件进行 测量9穿心螺 栓、铁辗 夹件、绑扎钢带、 铁芯、线 圈压划、及 屏蔽等的 绝缘电阻1）交接时2）大修中220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MQ,其它与出厂值和以前测试结果 相比应无显著差异1）采用2500V兆欧 表2）连接片不能拆开 者可/、进行10油中含水量 mg/L1）交接时2）投运前3）220kV 及 以

50、上半年1次,110kV1 年1次4）必要时投入运行前的油110kV20220kV 15500kV 10运行油110kV35220kV 25500kV 15运行中设备，测量时应 注意温度的影响，尽量 在顶层油温高于50 C时取样11油中含气 量（体积分数）1)500kV 交 接时2)500Kv1年3)220kV 及 以上必要 时投运前的油500kV 1220kV 3运行油220kV 5500kV /31） 110kV电压登记的新 安装变压器，可比照执 行2）运行中的变压器油色 异常，疑心存在放电性 故障时可进行局部放电 试验19有载分接开 关的试验和 检查1）交接时2）按制造厂规定3）大修后4必

51、要时按DL/T574 -95有载分接开关运行 维修导则执行20测温装置 及其二次 回路试验1）交接时2）按制造厂规定3）大修后4）必要时按制造厂的技术要求21气体继电 器及其二 次回路试 验1）交接时2）大修后3）必要时按制造厂的技术要求22压力释放 器校验必要时动作值与铭牌值相差应不大于10%范围或符合制造厂规定23全电压下 空载合闸1）交接时2）更换绕组后1）新装和全部更换绕组， 冲击合闸5次， 元-次间隔10min,以后每次间隔5min2）部分更换绕组，冲击合闸3次，A次间隔10min,以后每次间隔5min1）在运行分接上进行2）由变压器高压侧或中 压侧加压3）110kV 及以上的变压器

52、中性点接地4）发电机变压器组的中 间连接无断开点时可小进行24220kV 及以上油中1）投运后10年内3年1次淇1）糠醛含量（mg/L）超过以下注意值时， 应视为非正常老化，需跟踪检测：建议在以下情况进行：1）油中气体总燃超标或糠醛含量后5年一次2）必要时运行 年限13467910 12CO、CO2过高2）需了解绝缘老化情况糠醛 量0.040.070.10.2运行 年限1315161819212225糠醛 量0.40.6122）跟踪检测时，注意增长率3）糠醛含量大于 2mg/L时，认为绝缘 老化已比较严重25绝缘纸 （板）聚合 度疑心绝缘老化 比较严重当聚合度小于250时，应引起注意1）试样可

53、取引线上绝缘 纸、垫块、绝缘纸板等 数克2）对运行时间较长的变 压器尽量利用吊检的时 机取样26绝缘纸 （板）含水 量必要时含水量（质量分数）一般不大于卜值：可用所测绕组的tg 8值推算或取纸样直接 测量。500kV1%220kV3%27电抗器阻 抗测量必要时与出厂值相差在土 5%,与三相或二相组 平均值相差在土 2%范围内如受试验条件限制可 在运行电压卜测量28箱壳振动1）500kV 电抗器交接时2）必要时在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰 值/、应大于100dm29500kV 噪音测量1）交接时2）更换绕组后3）必要时在额定电压及额定频竹F不大于80Db（A）30油箱外表 温度分布1）50

54、0kV 电抗器交接时2）必要时1）500kV电抗器交接时温升不应大于65K2）局部热点温升不超过 80K31110kV 及 以上变压 器零序阻 抗1）交接时2）更换绕组后如有制造厂出厂试验 值，交接时可以不做32壳式变压 器绝缘油 带电度1）交接时2）3年3）必要时应小于 500Pc/Ml/20 C33壳式变压 器线圈泄 露电流1）交接时2）3年3）必要时应小于I -3.5 | 科 A在变压器停电启动油 泵状态卜测量6.2电力变压器交流试验电压值见表6.2表6.2电力变压器交流试验电压额定电压kV最局工作电压kV线端交流试3电压值 kV中性点交流试验电压值kV全部更换绕 组部分更换绕 组全部更

55、换绕 组部分更换绕 组66.9252125211011.5353035301517.5453845382023.0554755473540.585728572110126.0200170(195)958022025236039530633685 (230)72 (170)5005506306805365788514072120注：括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统;6.3消弧线圈6.3消弧线圈的试验项目和周期序号试验项目周期1油中溶解气体色谱分析交接时、1年、大修后、必要时2绕组直流电阻交接时、3年、大修后、必要时3绕组绝缘电阻、吸收比交接时、3年、大修后、必要时4绕组的tg 6交接

56、时、必要时5绝缘油试验交接时、投运前、3年、大修后、必要时6交流耐压试验交接时、大修后、必要时7消弧线圈内电压、电流互感器的绝缘和变比试验交接时、大修后、必要时干式变压器6.4干式变压器的试验项目和周期序号试验项目周期1绕组直流电阻交接时、3年、大修后、必要时2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数交接时、3年、大修后、必要时3交流耐压试验交接时、3年、大修后、必要时4穿心螺栓、铁辗夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压 环及屏蔽等的绝缘电阻交接时、大修时5绕组所有分接的电压比交接时、更换绕组后、必要时16校核三相变压器的组别或单相变压器极性交接时、更换绕组后7空载电流和空载损耗交接时、更换绕组后8短路阻抗和负

57、载损耗交接时、更换绕组后9环氧浇注型干式变压器的局部放电测量交接时、更换绕组后、必要时10测温装置及其二次回路试验交接时、更换绕组后6.1中序号76.1中序号7干式点抗器试验项目：所连接的系统设备大修时作交流耐压试验表接地变压器和变压器中性点高阻装置6.4接地变压器和变压器中性点高阻装置的试验项目和周期序号试验项目周期1绕组直流电阻交接时、3年、大修后、必要时2绕组绝缘电阻、吸收比交接时、3年、大修后、必要时3绝缘油试验交接时、投运前、3年、大修后、必要时4交流耐压试验交接时、3年、大修后、必要时5穿心螺栓、铁辗夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压 环及屏蔽等的绝缘电阻交接时、大修时6空载电流和空载损

58、耗交接时、更换绕组后7短路阻抗和负载损耗交接时、更换绕组后8整体密封检查交接时、大修后气体绝缘变压器6.4气体绝缘变压器的试验项目和周期序号试验项目周期1SF6气体的湿度20c的体积分数交接时、3年、大修后、必要时一2SF6气体泄露试验交接时、大修后、必要时3绕组直流电阻交接时、3年、大修后、必要时4绕组绝缘电阻、吸收比或和极化指数交接时、3年、大修后、必要时5交流耐压试验交接时、3年、大修后、必要时6二次回路试验交接时、大修后、必要时箱式变压器6.4箱式变压器的试验项目和周期序号试验项目周期1绕组直流电阻必要时2绕组绝缘电阻、吸收比必要时3绝缘油试验必要时4交流耐压试验必要时6.9特殊连接结

59、构变压器6.9.1高压套管通过SF6高压引线装置与 GIS连接的变压器 a.交接和大修后试验按本标准规定的项目和要求进行b.预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表6.1执行。实验项目：1SF6高压引线装置中 SF6气体的湿度检测和泄漏试验分别按表8.1序号1和序号2进行；2变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄露、介质损耗因数和绝缘电阻试验；3变压器铁心试验；4变压器高压绕组和 GIS 一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数;5变压器其它项目和 GIS试验分另1J按表6.1和表8.1进行。6.9.2高压套管通过充油全密封高压引线装置与高压充油电缆连接的变压

60、器a.交接和大修后试验按本标准规定的项目和要求进行b.预防性试验试验项目按以下内容进行，各项目的周期和要求按表6.1执行。实验项目：1变压器和充油全密封高压引线装置每月次绝缘油色谱分析，没半年1次绝缘油中含水量分析;高压充油电缆的绝缘油试验周期和项目按表11.3进行；2变压器低压绕组进行直流电阻、直流泄露、介质损耗因数和绝缘电阻试验；3变压器铁心试验；4变压器高压绕组及其连带的高压引线装置和高压充油电缆一起进行绝缘电阻试验，采用5000V兆欧表测量吸收比和极化指数；5电力电缆外护套和外护套避雷器试验；6其它项目参照表 6.1。6.10判断故障时可供选用的试验项目本条主要针对容量为 1.6MVA