DLT 596交流电力设备预防性试验规程

ICS

DL/T

中华人民共和国电力行业标准

TDL/T596—××××

交流电力设备预防性试验规程

Preventivetestcodeforalternatingcurrentelectricpowerequipment

（征求意见稿）

××××-××-××××××-××-×

发布×实施

国家能源局发布

DL/T596—20XX

前言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之

一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据。随着电力工业的迅速发展和技术水平的提高，

新设备的大量出现和老的设备不断淘汰、试验技术不断更新与提高，原电力工业部颁发的DL/T596-1996

《电力设备预防性试验规程》中的很多内容已经不能适应当前电力生产的需要，需要对其进行补充和修

改，同时把电压等级扩大到750kV，并更名为《交流电力设备预防性试验规程》。

本标准代替DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》。

本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由全国电力设备状态维修与在线监测标准化技术委员会（SAC/TC321）归口。

本标准起草单位：

本标准主要起草人：

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二

条一号，100761）。

II

DL/T596—20XX

交流电力设备预防性试验规程

1范围

本标准规定了各种交流电力设备预防性试验的项目、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。

本标准适用于750kV及以下的交流电力设备。

本标准不适用于高压直流输电设备、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。

从国外进口的设备应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。

GB261—2008闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法

GB264—1983石油产品酸值测定法

GB/T507—2002绝缘油击穿电压测定法

GB/T511—2010石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法

GB/T1029－2005三相同步电机试验方法

GB1094.1—1996电力变压器第1部分总则

GB1094.2—1996电力变压器第2部分温升

GB1094.3—2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

GB/T1094.4—2005电力变压器第4部分电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则

GB/T1094.6—2011电力变压器第6部分电抗器

GB1094.10—2003电力变压器第10部分声级测定

GB1094.11—2007电力变压器第11部分干式变压器

GB1207—2006电磁式电压互感器

GB1208—2008电流互感器

GB2536—2011电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油

GB/T5654—2007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/T6451—2008油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/T6541—1986石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)

GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB/T7595—2008运行中变压器油质量

GB/T7598—2008运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)

GB7600—1987运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)

GB/T7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)

GB/T8564—2003水轮发电机组安装技术规范

GB/T9326.15—2008交流330kV及以下油纸结缘自容式充油电缆及附件

GB11032—2010交流无间隙金属氧化物避雷器

1

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GB/T12022—2006工业六氟化硫

GB/T16927.1－1997高电压试验技术第一部分：一般试验要求

GB/T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法

GB/T20140－2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法和及评定

GB/T20160－2006旋转电机绝缘电阻测试

GB/T20835－2007发电机定子铁心磁化试验导则

GB50065-2011交流电气装置的接地设计规范

GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T366-2010串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程

DL/T374—2010电力系统污区分布图绘制方法

DL/T393—2010输变电设备状态检修试验规程

DL/T402—2007高压交流断路器订货技术条件

DL/T404—20073.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备

DL/T421—2009绝缘油体积电阻率测量法

DL/T423—2009绝缘油中含气量测量-真空压差法

DL/T429.9—1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法

DL/T432—2007电力用油中颗粒污染度测量方法

DL/T450—1991绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)

DL/T459—2000电力系统直流电源柜订货技术条件

DL/T474.1—200现场绝缘试验实施导则第1部分：绝缘电阻、吸收比和极化指数试验

DL/T474.3—2006现场绝缘试验实施导则第3部分：介质损耗因数(tanδ)试验

DL/T474.4—2006现场绝缘试验实施导则第4部分：交流耐压试验

DL/T474.5—2006现场绝缘试验实施导则第5部分：避雷器试验

DL/T475—2006接地装置特性参数测量导则

DL/T486—2000交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件

DL/T492—2009发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则

DL/T506—2007六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法

DL/T580-1995用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法

DL/T593—2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

DL/T617—2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件

DL/T621—1997交流电气装置的接地

DL/T627—2012绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料

DL/T664—2008带电设备红外诊断应用规范

DL/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T815—2002交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器

DL/T840—2003高压并联电容器使用技术条件

DL/T864—2004标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则

DL/T887—2004杆塔工频接地电阻测量

DL/T911—2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法

DL/T918—2005六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法

DL/T920—2005六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法

DL/T941—2005运行中变压器用六氟化硫质量标准

2

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DL/T984—2005油浸式变压器绝缘老化判断导则

DL/T1093—2008电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则

DL/T1094—2008电力变压器用绝缘油选用指南

DL/T1095—2008变压器油带电度现场测试导则

DL/T1096—2008变压器油中颗粒度限值

SH0040—1991超高压变压器油

SH0351—1992断路器油

JB/T6204－2002高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范

JB/T6228－2005汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定

JB/T8446—2005隐极式同步发电机转子匝间短路测定方法

JB10549—2006SF6气体密度继电器和密度表通用技术条件

3定义、符号

3.1

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。

3.2

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

初值

可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值

等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。

3.5

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。

3.6

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。

3.7

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。

3.8

径向电场电缆

每根绝缘线芯都带有金属屏蔽或挤压金属套（铅套或铝套）的油浸纸绝缘电缆，又称分相铅（铝）

包电缆。

3.9

3

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非径向电场电缆

将多根纸绝缘缆芯绞合成缆并用麻或纸填充成圆形，在圆形绞合缆芯外再包绕纸绝缘层，干燥浸油

后挤压金属套（铅套或铝套）的油浸纸绝缘电缆，又称带绝缘电缆或统包电缆。

3.10

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

间的设计电压)；

U1mA避雷器直流1mA下的参考电压；

tgδ介质损耗因数。

4总则

4.1试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，

根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

4.2遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执

行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。

4.3在进行电气试验前，应进行外观检查，保证设备外观良好，无损坏。

4.4110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV及以上的电力设备，

在必要时应进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，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。

充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依

据设备的额定电压满足以下要求：

500kV＞72h

220及330kV＞48h

110kV及以下＞24h

4.5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)，但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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验

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；

c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电

压确定其试验电压。

4.7在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、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+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一

般不高于80%。

4.8在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

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4.9如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。

4.10带电检测是常规停电检测的补充，对停电检测起参考及指导作用。带电检测无法将设备的所有缺

陷表征出来，必要时，部分常规项目仍需要进行停电检测。对于成熟的带电检测技术能达到停电试验的

效果，经批准可以适当延长停电试验的周期。

4.11执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。

4.12检测周期中的“必要时”是指当怀疑设备可能存在缺陷需要进一步跟踪诊断分析，或鉴于设备的

重要性而加强监视，测试人员可在特定时间和周期内进行的检测项目。

5旋转电机

5.1同步发电机和调相机

5.1.1容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，6000kW以下者可参照执行。

表1容量为6000kW及以上的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)额定电压为1000V以上者，

采用2500V兆欧表，额定电压为

1)绝缘电阻值可自行规定。

20000V及以上者，可采用5000V

2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应

1)1年或小兆欧表，量程一般不低于10000M

定子绕组的大于最小值的100%

修时Ω

绝缘电阻、吸3)吸收比或极化指数：环氧粉云母绝缘

12)大修前、2)水内冷发电机汇水管有绝

收比或极化指吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于

后缘者应使用专用兆欧表，汇水管

数2.0；其它绝缘材料参照制造厂规定；汇水

3)必要时对地电阻应满足专用兆欧表使

管直接接地的水内冷发电机在吹水状态下

用条件

测量时可参考制造厂规定或自行规定。

3)200MW及以上机组推荐测量

极化指数

1)在冷态下测量，绕组表面温

各相或各分支的直流电阻值，在校正了

度与周围空气温度之差不应大

由于引线长度不同而引起的误差后相互间

定子绕组的1)大修时于±3℃

2差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比

直流电阻2)必要时2)相间(或分支间)差别及其

较，相差不得大于最小值的2%。超出要求

历年的相对变化大于1%

者，应查明原因

引起注意

1)额定电压为24000V及以下的发电机试1)检修前试验，应在停机后清

验电压如下，除污秽前热状态下进行。处于备

全部更换定子绕用状态时，可在冷态下进行。氢

3.0Un

组并修好后冷发电机在充氢条件下试验时，

局部更换定子绕氢纯度应在96%以上，严禁在置

2.5Un

组并修好后换过程中进行试验

1)不超过3

运行20年及2)试验电压按每级0.5Un分阶

年2.5Un

以下者段升高，每阶段停留1min

定子绕组泄2)大修前、

运行20年以3)不符合2)、3)要求之一者，

3漏电流和直流后

大上与架空线2.5Un应尽可能找出原因并消除，但并

耐压试验3)更换绕组

修直接连接者非不能运行

后

前4)泄漏电流随电压不成比例

4)必要时运行20年以

上不与架空显著增长时，应注意分析

(2.0～2.5)Un

线直接连接5)试验应采用高压屏蔽法接

者线，微安表接在高压侧；必要时

可对出线套管表面加以屏蔽。水

小修时和大修后2.0Un

额定电压为24000V以上发电机按制造厂内冷发电机汇水管有绝缘者，应

规定或专门协议采用低压屏蔽法接线；汇水管直

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表1容量为6000kW及以上的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

接接地者，应尽可能在不通水和

引水管吹净条件下进行试验。冷

2)在规定的试验电压下，各相泄漏电流却水质应满足制造厂技术说明

的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏书中相应要求

电流在20μＡ以下者，各相泄漏电流的差6)应将试验结果与历次试验

别可不考虑，对水内冷发电机，最大泄漏结果比较，不应有显著的变化

电流在50μＡ以下者，各相泄漏电流的差7)对汇水管直接接地的发电

别可不考虑；机在不具备做直流泄漏试验的

3)泄漏电流不随时间的延长而增大条件下，可在通水条件下进行直

流耐压试验，只监视总电流，不

测量泄漏电流

1)全部更换定子绕组并修好后的试验电

压如下：1)检修前的试验，应在停机后

额定电压清除污秽前热状态下进行。处于

试验电压V

Un(V)备用状态时，可在冷状态下进

行。氢冷发电机在充氢条件下试

6000～240002Un+1000

验时，氢纯度应在96%以上，严

24000以上按制造厂规定或专门协议

禁在置换过程中进行试验

2)大修前或局部更换定子绕组并修好后

定子绕组工1)大修前2)水内冷电机一般应在通水

试验电压为：

4频交流耐压试2)更换绕组的情况下进行试验，冷却水质应

运行20年及

验后1.5Un满足制造厂技术说明书中相应

以下者要求

运行20年以3)在采用变频谐振耐压时，试

上与架空线路1.5Un验频率应在45～65Hz范围内

直接连接者4)全部或局部更换定子绕组

运行20年以的工艺过程中的试验电压见附

上不与架空线(1.3～1.5)Un录A

路直接连接者

1)采用1000V兆欧表测量。转

子水内冷发电机用250～500V电

压的兆欧表

2)对于300MW以下的隐极式电

1)小修时

1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5M机，如果转子绕组的绝缘电阻值

2)大修中转

转子绕组的Ω在75℃时不小于2kΩ，或在

5子清扫前、

绝缘电阻2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时20℃时不小于20kΩ，在排除转

后

一般不应小于5kΩ子绕组有接地的前提下，允许转

3)必要时

子绕组投入运行

3)对于300MW及以上的隐极式

电机，转子绕组的绝缘电阻值在

10～30℃时不小于0.5MΩ

1)在冷态下进行测量

转子绕组的与初次(交接或大修)所测结果比较，换

6大修时2)显极式转子绕组还应对各

直流电阻算至同一温度下其差别一般不超过2%。

磁极线圈间的连接点进行测量

试验电压如下：1)隐极式转子拆卸套箍只修理

1)显极式转

端部绝缘时，可用2500V兆欧表

子大修时和显极式和隐额定励磁电压500V及

测绝缘电阻代替

更换绕组后极式转子全部以下者为10Un，但不低于

2)隐极式转子若在端部有铝鞍，

2)隐极式转更换绕组并修1500V；500V以上者为2Un

转子绕组交则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍

7子拆卸套箍好后+4000V

流耐压试验的耐压试验。试验时将转子绕组

后，局部修显极式

与轴连接，在铝鞍上加电压

理槽内绝缘转子大修

5Un,但不低于1000V，不大2000V

和更换绕组时及局部

于2000V3)全部更换转子绕组工艺过程

后更换绕组

中的试验电压值按制造厂规定

并修好后

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表1容量为6000kW及以上的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

隐极式

转子局部

修理槽内

5Un,但不低于1000V，不大

绝缘后及

于2000V

局部更换

绕组并修

好后

发电机和励

磁机的励磁回

路所连接的设

1)小修时绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查

8备(不包括发用500～1000V兆欧表

2)大修时明原因并消除

电机转子和励

磁机电枢)的

绝缘电阻

发电机和励

磁机的励磁回

路所连接的设

可用2500V兆欧表测绝缘电阻代

9备(不包括发大修时试验电压为1000V

替

电机转子和励

磁机电枢)的

交流耐压试验

1)在磁密为1T下持续试验时

间为90min,在磁密为1.4T下持

续时间为45min。当试验时的磁

密与要求的磁密不相等时，应改

1)汽轮发电机磁密在1.4T下、水轮发变试验持续时间，持续试验时间

1)重新组装电机磁密在1T下铁心相同部位(齿或槽)的与磁密折算方法见附录A。对直

定子铁心磁或更换、修最高温升不大于25K、最大温差不大于15K，径较大的水轮发电机试验时应

10

化试验理硅钢片后单位损耗不大于1.3倍参考值注意校正由于磁通密度分布不

2)必要时2)单位损耗参考值见附录A均匀所引起的误差

3)对运行年久的电机自行规定2)用红外热像仪测温

3)对于铁心局部故障修理后

或者需查找铁心局部缺陷的电

机，可采用局部通小电流励磁的

方法法对铁心局部进行检测。

1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MΩ

2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴

发电机组和瓦不得低于100MΩ；油槽充油并顶起转子汽轮发电机组的轴承绝缘，用

11励磁机轴承的大修时时，不得低于0.3MΩ1000V兆欧表在安装好油管后进

绝缘电阻3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的行测量

导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于

100MΩ

灭磁电阻器

(或自同期电与铭牌或最初测得的数据比较，其差别

12大修时非线性电阻可不测量电阻值

阻器)的直流不应超过10%

电阻

灭磁开关的

13大修时与初始值比较应无显著差别电阻值应分段测量

并联电阻

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表1容量为6000kW及以上的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)隐极式转子在膛外或膛内

以及在额定转速下测量。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

同电压下进行，试验电压为

220V(交流有效值)或者参考出

转子绕组的厂试验和交接试验电压值，但峰

阻抗和功率损耗值在相同试验条件下与

14交流阻抗和功大修时值不超过额定励磁电压

历年数值比较，不应有显著变化

率损耗3)与历年数值比较，如果变

化较大可采用动态匝间短路监

测法或者有条件时采用脉冲法

查明转子绕组是否存在匝间短

路

4)本试验可用动态匝间短路

监测法代替

检温计绝缘1)绝缘电阻值自行规定

1)用250V及以下的兆欧表

15电阻和温度误大修时2)检温计指示值误差不应超过制造厂规

差检验定

1)运行中检温元件电位升高、

槽楔松动、防晕层损坏或者检修

时退出过槽楔时测量

定子槽部线

2)试验时对定子绕组施加额

16圈防晕层对地必要时不大于10V

定交流相电压值，用高内阻电压

电位

表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

汽轮发电机

定子绕组端部整体椭圆固有频率：绕组1)适用于200MW及以上发电

定子绕组端部

1)大修时端部是刚性支撑的，应避开95～110Hz频机，200MW以下的参照执行

17固有振动频率

2)必要时率范围，对于绕组端部是柔性支撑的，应2)水内冷发电机应尽可能在

测量和模态分

避开95～112Hz频率范围。通水条件下测量

析

1)直流试验电压值为Un

2)测试结果一般不大于下表中的值

手包

绝缘引

线接头，20μA；100MΩ1)本项试验适用于200MW

汽机侧降值为2000V及以上的定子水内冷汽轮发电

定子绕组端隔相接机

部手包绝缘施1)大修时头2)绕组端部为绝缘盒