电力设备交接和预防性试验规程

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的确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目录范围引用标准定义、符号总则旋转电机电力变压器及电抗器互感器开关设备套管支柱绝缘子和悬式绝缘子电力电缆线路电容器绝缘油和六氟化硫气体避雷器母线二次回路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接地装置电除尘器低压电器附录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/T596－1996电力设备预防性试验规程GB50150—1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T261—1983GB/T264—1983GB/T311—1997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GB/T507—1986GB/T511—1988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GB1094.1~.2—1996、GB1094.3~.5电力变压器GB2536—1990变压器油GB5583—1985GB5654—1985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阻率的测量GB6450—1986干式电力变压器GB/T6541—1986GB/T7252—2001GB/T722—2000GB7328—1987GB/T7595—2000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GB/T7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法（比色法）GB/T7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法（BTB法）GB7600—1987GB7601—1987运行中变压器油水分含量测量法（库仑法）运行中变压器油水分含量测量法（气相色谱法）GB/T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB9326.1~.5—1988交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB11022—1989GB11023—1989GB11032—2000GB12022—1989DL/T421—1991DL/T423—1991DL/T429.9—1991DL/T450—1991DL/T459—2000DL/T492—1992DL/T593—1996SH0040—1991SH0351—1992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；Uo/U电缆额定电压（其中Uo为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 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；tgS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。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：TOC\o"1-5"\h\z500kV>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、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10~40C。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。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。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4）2~3年5）必要时1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（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或极化指数不应小于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10000MQ2）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）在冷态下测量，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%，应引起注意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）2~3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下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢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分阶段升咼，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，微安表应接在咼压侧，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^S/m;对于独立的密闭循环水系统为1.5X102卩S/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年及以下者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(2.0〜2.5)Un小修时和大修后2.0Un2）在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%;最大泄漏电流在20以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化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20^A以下者,相间差值与出厂试验结果相比较，不应有明显差别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下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。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，水质要求冋本表序号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容量kW或kVA额定电压UnV试验电压V小于1000036以上2Un+1000但最低为150010000及以上6000以下2.5Un6000〜180002Un+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1.5Un运行20年以上与架空线路直接连接者1.5Un运行20年以上不与架空线路直接连接者（1.3〜1.5）Un5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至温时般不应小于5kQ1）采用1000V兆欧表测量。水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器2）对于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10〜30C时不小于0.5MQ4）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0.5MQ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，其差别一般不超过2%1）在冷态下进行测量，绕组表面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）隐极式转子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）隐极式转子若在端部有铝鞍，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艺过程中的试验电压值按制造厂规定4）交接时，隐极式转子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及以下者为10Un,但不低于1500V;500V以上者为2Un+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）小修时用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下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于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，若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下持续试验时间为90min,在磁密为1.4T下持续时间为45min。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0.5MQ2）立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于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，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MQ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）交接时2）大修时与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过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，不应有显者变化1）隐极式转子在膛外或膛内以及不冋转速下测量，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）检温计指示值误差不应超过制造厂规定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）运仃中检温元件电位升冋、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）必要时模态试验固有频率在94~115Hz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1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，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100kQ/V）的交流腫压农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）在额疋转速下的疋子电压取咼值：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（带变压器时为1.1Un）3）对于有匝间绝缘的电机取咼电压时持续时间为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，其差别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制造厂型式试验数据时应进行测量5.121发电机大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容量为10MW（MVA）及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2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规b）在40C时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于（Un+1）MQ（取Un的千伏数，下同），分相试验时不小于2（Un+1）MQ。若定子绕组温度不是40C，绝缘电阻值应进行换算，换算公式参考附录J。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。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）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以下的不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1200V2）大修时为1000V100kW以下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%应在不冋分接头位置测量，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下列范围：3mm以下气隙土10%3mm及以上气隙土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下进行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著差别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交流电动机交流电动机的试验项目、周期和要求见表5.4。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（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0.5MQb）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1MQ;投运前室温下（包括电缆）不应低于每千伏1MQc）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别不应超过最小值的2%;中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1%2）其余电动机自行规定3）应注意相互间差别的历年相对变化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20卩A以下者不作规定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以下不重要的电动机，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）交接时,3000V及以上电动机进行试验不可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、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）大修时与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于0.5MQ用2500V兆欧表9可变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低于0.5MQ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）大修时绝缘电阻不应低于0.5MQ可用2500V兆欧表测量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，空载电流自行规疋2）额疋电压下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个月1次；1）新装变压器的油中H2与烃类气体含量（卩L/L）不得超过下列数值：总烃:20;H2：10；C2H2：不应含有2）大修后变压器的油中H2与烃类气体含量（卩L/L）不得超过下列数值：总烃:50；H2：50；C2H2:不应含有3）运行设备中油中H2与烃类气体含量（卩L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃:150；H2:150；C2H2：5（35~220kV）1）总烃包括：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）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断5）出口（或近区）短路后6）必要时1（500kV）4）烃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卩L/L）乙炔时，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）有载分接开关检修后（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别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%2）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于二相平均值的4%，线间差别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）如电阻相间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，起变化不应大于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）不同温度下的电阻值按下式换算只2=尺心巴）J+b丿式中&、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）绝缘电阻换算至冋一温度下，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，吸收比在常温下不低于1.33）220kV及以上应测量极化指数,极化指数在常温下不低于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50C时测量，不冋温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2=R江1.5（2）/10式中R1、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绕组的介质损耗因数tgs1）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%110〜220kV0.8%35kV及以下1.5%2）tg§值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）3）试验电压如下：1）非被试绕组应接地或屏蔽2）同一变压器各绕组tg§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，不同温度下的tg§值按下式换算tg6=tg®x1.3（t2_t1"10式中tg§1、tg§2分别为温度如t2时的tg§值绕组电压10kV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§）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（有外引接地线的）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别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、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏敝等的绝缘电阻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别1）采用2500V兆欧表2）连接片不能拆开者可不进行10油中含水量mg/L1）交接时2）投运前3）220kV及以上半年1次,110kV1年1次4）必要时投入运行前的油110kV<20220kVw15500kVw10运行油110kVw35220kVw25500kVw15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50C时取样11油中含气量（体积分数）%500kV交接时500Kv1年220kV及以上必要时投运前的油500kVw1220kVw3运行油220kVw5500kVw312绕组泄漏电流（35kV及以上，且容量在10000kVA及以上）1）交接时2）投运前3）3年4）大修前、后5）必要时1）试验电压一般如下：读取1min时的泄漏电流值，交接时的泄露电流不宜超过附录G规疋绕组额定电压kV36〜15.7518〜35110〜220500直流试验电压kV5102040602）与前一次测试结果相比应无明显变化13绕组所有分接的电压比1）交接时2）分接开关拆装后3）更换绕组后4）必要时1）各相应接头的电压比与铭牌值相比应无显著差别，且符合变压比的规律2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为土1%;其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为土0.5%,其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值（％）的1/10以内，但不得超过土1%14校核三相变压器的组别或单相变压器极性1）交接时2）更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致15空载电流和空载损耗1）更换绕组后2）必要时与前次试验值相比，无明显变化试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较）16阻抗电压和负载损耗1）更换绕组后2）必要时与前次试验相比，无明显变化试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较）17绕组变形测量（110kV及以上主变压器和高压厂用变压器）1）交接时2）更换绕组后3）大修后4）出口（或近区）短路后5）10年按山东电力集团公司集团生工[2002]12号《变压器绕组变形测试应用导则》执行18局部放电实验（220kV及以上电压登记和容量120MWA及以上）1）交接时2）大修更换绝缘部件或部分线圈后3）必要时1）在线端电压为1.5Um^3时，视在放电量不宜大于500pC;线端电压为JSJm/J3时，放电量不宜大于300pC2）新安装的变压器交接试验中，要求加于匝间和主绝缘的试验电压为1.5UmM/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，怀疑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，第一次间隔10min,以后每次间隔5min2）部分更换绕组，冲击合闸3次，第一次间隔10min,以后每次间隔5min1）在运行分接上进行2）由变压器冋压侧或中压侧加压3）110kV及以上的变压器中性点接地4）发电机变压器组的中间连接无断开点时可不进行24220kV及以上油中1）投运后10年内3年1次，其1）糠醛含量（mg/L）超过下列注意值时，应视为非正常老化，需跟踪检测：建议在以下情况进行：1）油中气体总烃超标或糠醛含量后5年一次2）必要时运行年限1〜34〜67〜910〜12CO、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13~1516~1819~2122~25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）聚合度怀疑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机会取样26绝缘纸（板）含水量必要时含水量（质量分数）一般不大于下值：可用所测绕组的tgS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%，与三相或三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下测量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不应大于100卩m29500kV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率下不大于80Db（A）30油箱表面温度分布1）500kV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/MI/20C33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|卩A在变压器停电启动油泵状态下测量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最咼工作电压kV线端交流试验电压值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tgS交接时、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6.4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、铁轭夹件、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[6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7)6.5干式电抗器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6.6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、铁轭夹件、绑扎钢带、铁心、线圈压环及屏敝等的绝缘电阻交接时、大修时6空载电流和空载损耗交接时、更换绕组后7短路阻抗和负载损耗交接时、更换绕组后8整体密封检杳交接时、大修后6.7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6.8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：1）SF6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试验分别按表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以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。a）当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目：——绕组直流电阻——铁芯绝缘电阻和接地电流——空载损耗和空载电流测量或长时间空载（或轻负载下）运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视——长时间负载（或用短路法）试验，用油中气体色谱分析监视——油泵及水冷却器检查试验——有载调压开关油箱渗漏检查试验——绝缘特性（绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgS、泄漏电流）——绝缘油的击穿电压、tgS——绝缘油含水量——绝缘油含气量（500kV）——局部放电（可在变压器停运或运行中测量）——绝缘油中糠醛含量——耐压试验——油箱表面温度分布和套管端部接头温度b）气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。c）变压器出口短路后可进行下列试验：——油中溶解气体分析——绕组直流电阻——短路阻抗——绕组的频率响应——空载电流和损耗d）判断绝缘受潮可进行下列试验：——绝缘特性（绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgS、泄漏电流）――绝缘油的击穿电压、tgS、含水量、含气量（500kV）——绝缘纸的含水量e）判断绝缘老化可进行下列试验：――油中溶解气体分析（特别是CO、CO2含量及变化）――绝缘油酸值――油中糠醛含量油中含水量绝缘纸或纸板的聚合度f）振动、噪音异常时可进行下列试验:振动测量――噪声测量——油中溶解气体分析――阻抗测量7互感器7.1电流互感器电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7.1。表7电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组及末屏的绝缘电阻1）交接时2）投运前3）3年4）大修后5）必要时1）一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化2）电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于