电力设备预防性试验规程

电力设备预防性试验规程Preventive test code for electric power equipmentDL/T 5961996中华人民共和国电力行业标准DL/T 5961996电力设备预防性试验规程Preventive test code forelectric power equipment中华人民共和国电力工业部 1996-09-25 批准 1997-01-01 实施前 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，在我国已有 40 年的使用经验。1985 年由原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程 ，适用于 330kV及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的经验。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和技术性能有较大的发展，需要对 1985年颁布的规程进行补充和修改。1991 年电力工业部组织有关人员在广泛征求意见的基础上，对该规程进行了修订，同时把电压等级扩大到 500kV，并更名为电力设备预防性试验规程 。本标准从 1997 年 1 月 1 日起实施。本标准从生效之日起代替 1985 年原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程 ，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的，以本标准为准。本标准的附录 A、附录 B 是标准的附录。本标准的附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G 是提示的附录。本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通信中心提出。本标准起草单位：电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、电力工业部西安热工研究院、华北电力科学研究院、西北电力试验研究院、华中电力试验研究所、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院等。本标准主要起草人：王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。1 范围本标准规定了各种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 500kV 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。GB 26183 石油产品闪点测定法GB 26483 石油产品酸值测定法GB 31183 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术GB/T 50786 绝缘油介电强度测定法GB/T 51188 石油产品和添加剂机械杂质测定法GB 1094.1585 电力变压器GB 253690 变压器油GB 558385 互感器局部放电测量GB 565485 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 645086 干式电力变压器GB/T 654186 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB 725287 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 732887 变压器和电抗器的声级测定GB 759587 运行中变压器油质量标准GB/T 759887 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T 759987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)GB 760087 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 760187 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB 9326.1.588 交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB 1102289 高压开关设备通用技术条件GB 1102389 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 1103289 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 1202289 工业六氟化硫DL/T 42191 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 42391 绝缘油中含气量测定 真空压差法DL/T 429.991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL/T 45091 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/T 45992 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件DL/T 49292 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定货技术导则SH 004091 超高压变压器油SH 035192 断路器油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 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；tg 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 110kV 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 72h220 及 330kV 48h110kV 及以下 24h4.4 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。4.5 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。4.6 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、tg、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%。4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8 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。4.9 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。4.10 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。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 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数1)1 年或小修时2)大修前、后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2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的 100%3)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 10000M2)水内冷定子绕组用专用兆欧表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)大修时2)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，相差不得大于最小值的 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32)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% 时，应引起注意1)试验电压如下：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运行 20 年及以下者 2.5Un3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1)1 年或小修时2)大修前、后 3)更换绕组后大修前 运行 20 年以上与架空线直接连接者 2.5Un1)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 分阶段升高，每阶段停留 1min3)不符合 2)、3) 要求之一者，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，并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘者，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 20时要求：对于开启式水系统不大于 5.0102 S/m；对于独立的密闭循环水系统为1.5102S/m1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下：容 量kW 或kVA额定电压UnV试验电压V小于10000 36 以上2 Un +1000 但最低为15006000 以下 2.5 Un6000180002 Un +300010000 及以上18000 以上 按专门协 议2)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 Un4 定子绕组交流耐压试验 1)大修前 2)更换绕组后运行 20 年以上不与架空线路直接连接者(1.31.5) Un1)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 A5 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0.5M2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于 5k1)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 75时不小于 2k，或在20时不小于 20k，允许投入运行3)对于 300MW 及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在 1030时不小于0.5M6 转子绕组的直流电阻 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2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间的连接点进行测量试验电压如下：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 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2000V7 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)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后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2000V1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，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，则在拆卸套箍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8 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)小修时2)大修时绝缘电阻值不应低于 0.5M，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)的交流耐压试验大修时 试验电压为 1kV 可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替10 定子铁芯试验 1)重新组装或更换、修理硅钢片后2)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)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 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2)用红外热像仪测温11 发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5M汽轮发电机组的轴承绝缘，用 1000V 兆欧表在安装好油 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于 100M；油槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M3)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 管后进行测量12 灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过 10%13 灭磁开关的并联电阻 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，不应有显著变化1)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。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)检温计除埋入式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 10V 1)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引线的自振频率 必要时 自振频率不得介于基频或倍频的10%范围内1)直流试验电压值为 Un2)测试结果一般不大于下表中的值手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头20A；100M 电阻上的电压降值为 2000V18 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量1)投产后2)第一次大修时3)必要时端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块30A；100M电阻上的电压降值为 3000V1)本项试验适用于200 MW 及以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测量时采用高内阻(不小于100k/V) 的交流电压表与机座间的电压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)大修后2)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)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为 5min1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验2)新机交接未进行本项试验时，应在 1 年内做不带变压器的 1.3 Un 空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验22 三相稳定短路特性曲线 1)更换绕组后2)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1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验2)新机交接未进行本项试验时应在 1 年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验23 发电机定子开路时的灭磁时间常数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 检查相序 改动接线时 应与电网的相序一致 25 温升试验 1)定、转子绕组更换后2)冷却系统改进后3)第一次大修前4)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5.1.2 各类试验项目：定期试验项目见表 1 中序号 1、3。大修前试验项目见表 1 中序号 1、3、4。大修时试验项目见表 1 中序号 2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。大修后试验项目见表 1 中序号 1、3、19、21。5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。5.1.3.1 发电机和同步调相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定。b)在 40时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于 (Un+1)M (取 Un 的千伏数，下同) ，分相试验时，不小于 2(Un+1)M。若定子绕组温度不是 40，绝缘电阻值应进行换算。5.1.3.2 运行中的发电机和同步调相机，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。5.2 直流电机5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表 2。5.2.2 各类试验项目：定期试验项目见表 2 中序号 1。大修时试验项目见表 2 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9。大修后试验项目见表 2 中序号 11。5.3 中频发电机表 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)小修时2)大修时绝缘电阻值一般不低于 0.5M1)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 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大修时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为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大修时 绝缘电阻值一般不低于0.5M1)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大修时 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接线变动时 极性和连接均应正确 9 测量电枢及磁极间的空气间隙大修时 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% 3mm 及以上气隙 5%10 直流发电机的特性试验1)更换绕组后2)必要时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)大修后2)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 1h5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表 3。表 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)小修时2)大修时绝缘电阻值不应低于0.5M1000V 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 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)更换绕组后2)必要时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6 温升 必要时 按制造厂规定 新机投运后创造条件进行5.3.2 各类试验项目：定期试验项目见表 3 中序号 1。大修时试验项目见表 3 中序号 1、2、3、4。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 4。表 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)小修时2)大修时1)绝缘电阻值：a)额定电压 3000V 以下者，室温下不应低于 0.5Mb)额定电压 3000V 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UnM(取 Un 的千伏数，下同) ；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnMc)转子绕组不应低于 0.5M2)吸收比自行规定1)500kW 及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数) ，参照表1 序号 12)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)1 年(3kV 及以上或 100kW1) 3kV 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%；中及以上)2)大修时3)必要时性点未引出者，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)大修时2)更换绕组后1) 试验电压：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20A 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 1500V1)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试验电压如下：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后1.5Uk，但不小于1000V3.0Uk，但不小于2000V5绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验1)大修后2)更换绕组后全部更换转子绕组后2Uk+1000V 4Uk+1000V1)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6同步电动机转子绕组交流耐压试验大修时 试验电压为 1000V可用 2500V 兆欧表测量代替7可变电阻器或起动电阻器的直流电阻大修时 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8 可变电阻器 大修时 试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量代替与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验9同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻大修时 绝缘电阻不应低于 0.5M 在油管安装完毕后，用 1000V 兆欧表测量10转子金属绑线的交流耐压大修时 试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量代替11检查定子绕组的极性接线变动时 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12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 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13电动机空转并测空载电流和空载损耗必要时1)转动正常，空载电流自行规定2)额定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14双电动机拖动时测量转矩转速特性必要时 两台电动机的转矩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 转速特性相近似的电动机5.4.2 各类试验项目：定期试验项目见表 4 中序号 1、2。 大修时试验项目见表 4 中序号 1、2、3、6、7、8、9、10。大修后试验项目见表 4 中序号 4、5。容量在 100kW 以下的电动机一般只进行序号 1、4、13 项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。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 5。表 5 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)220kV 及以上的所有变压器、容量 120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV 及以上的电抗器在投运后的 4、10、30 天(500kV 设备还应增加 1 次在投运后 1 天)2)运行中：a)330kV 及以上变压器和电抗器为3 个月；b)220kV 变压器为6 个月；c)120MVA 及以上的发电厂主变压器为 6 个月；d)其余 8MVA及以上的变压器为 1 年；e)8MVA 以下的油浸式变压器自行规定3)大修后4)必要时1)运行设备的油中 H2 与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃含量大于 15010-6 H2 含量大于 15010-6C2H2 含量大于 510-6 (500kV 变压器为 110-6)2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密封式) ，或相对产气速率大于 10%/月则认为设备有异常3)对 330kV 及以上的电抗器，当出现痕量(小于 510-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃包括：CH 4、 C2H6、C 2H4 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4)新投运的变压器应有投运前的测试数据5)测试周期中 1)项的规定适用于大修后的变压器2绕组直流电阻1)13 年或自行规定2)无励磁调压变压器变换分接位置后3)有载调压变压器的分接开关1)1.6MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的 2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的 1%2)1.6MVA 及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的 4%，线间差别一般不大于三相平均值的 2%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，按要求中 3)项执行2)不同温度下的电阻值按下式换算 122tTR检修后(在所有分接侧)4)大修后5)必要时3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于 2%4)电抗器参照执行式中 R1、R 2 分别为在温度 t1、t 2 时的电阻值；T 为计算用常数，铜导线取 235，铝导线取 2253)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量3绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)13 年或自行规定2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化2)吸收比(1030范围) 不低于 1.3 或极化指数不低于 1.51)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时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 10/)(1225.tR式中 R1、R 2 分别为温度 t1、t 2 时的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算1)20时 tg 不大于下列数值：330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV 及以下 1.5%2)tg 值与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：绕组电压 10kV 及以上 10kV绕组电压 10kV 以下 Un4绕组的tg1)13 年或自行规定2)大修后3)必要时4)用 M 型试验器时试验电压自行规定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 50时测量，不同温度下的 tg 值一般可按下式换算 10/)(1223.tgt式中 tg 1、tg 2 分别为温度t1、t 2 时的 tg 值5 电容型套管的tg 和电容值1)13 年或自行规定2)大修后3)必要时见第 9 章 1)用正接法测量2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器) 顶层油温6绝缘油试验1)13 年或自行规定2)大修后3)必要时见第 13 章7交流耐压试验1) 15 年(10 kV 及以下)2)大修后(66kV 及以下 )3)更换绕组后1)油浸变压器(电抗器) 试验电压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的 0.85 倍1)可采用倍频感应或操作波感应法2)66kV 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 4)必要时8 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)13 年或自行规定2)大修后3)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 0.1A1)采用 2500V 兆欧表(对运行年久的变压器可用 1000V 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、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)大修后2)必要时220kV 及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定1)采用 2500V 兆欧表(对运行年久的变压器可用 1000V 兆欧表 )2)连接片不能拆开者可不进行10 油中含水量 见第 13 章11 油中含气量 见第 13 章1)试验电压一般如下：绕组额定电压kV3 610 2035 66330 500直流试验电压kV5 10 20 40 6012绕组泄漏电流1)13 年或自行规定2)必要时2)与前一次测试结果相比应无明显变化读取 1min 时的泄漏电流值13绕组所有分接的电压比1)分接开关引线拆装后2)更换绕组后3)必要时1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律2)电压 35kV 以下，电压比小于 3 的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为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1%14 校核三相变压器的组别或单相变压器极性更换绕组后 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值(如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较)16 短路阻抗和负载损耗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局部放电测量1)大修后(220kV 及以上 )2)更换绕组后(220kV 及以上、120MVA 及以上)3)必要时1)在线端电压为 3/5.1mU时，放电量一般不大于 500pC；在线端电压为3/.1m时，放电量一般不大于 300pC2)干式变压器按 GB6450 规定执行1)试验方法符合 GB1094.3 的规定2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的试验可自行规定3)电抗器可进行运行电压下局部放电监测有载调压装置的试验和检查1)1 年或按制造厂要求2)大修后3)必要时1)检查动作顺序，动作角度范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符2)操作试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各 2 个循环手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常3)检查和切换测试： 有条件时进行a)测量过渡电阻的阻值与出厂值相符b)测量切换时间c)检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好18d)单、双数触头间非线性电阻的试验按制造厂的技术要求 e)检查单、双数触头间放电间隙无烧伤或变动4)检查操作箱 接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常5)切换开关室绝缘油试验符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于 25kV6)二次回路绝缘试验绝缘电阻一般不低于 1M 采用 2500V 兆欧表19 测温装置及其二次回路试验1)13 年2)大修后3)必要时密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻一般不低于 1M测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表20 气体继电器及其二次回路试验1)13 年( 二次回路)2)大修后3)必要时整定值符合运行规程要求，动作正确绝缘电阻一般不低于 1M 测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表21 压力释放器校验 必要时动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂规定22整体密封检查 大修后1)35kV 及以下管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部 0.6m 油柱试验 (约 5kPa 压力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部 0.3m 油柱试验 (约 2.5kPa 压力)，试验时间 12h 无渗漏2)110kV 及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa 压力，试验持续时间 24h 无渗漏试验时带冷却器，不带压力释放装置23 冷却装置及其二次回路检查试验1)自行规定2)大修后3)必要时1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定3)绝缘电阻一般不低于 1M测量绝缘电阻采用 2500V 兆欧表24 套管中的电流互感器绝缘试验1)大修后2)必要时 绝缘电阻一般不低于 1M 采用 2500V 兆欧表25全电压下空载合闸更换绕组后1)全部更换绕组，空载合闸 5 次，每次间隔 5min2)部分更换绕组，空载合闸 3 次，每次间隔 5min1)1)在使用分接上进行2)由变压器高压或中压侧加压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的变压器，可不进行1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：运行年限 15 5101015 1520糠醛量mg/L0.1 0.2 0.4 0.7526油中糠醛含量 必要时2)跟踪检测时，注意增长率3)测试值大于 4mg/L 时，认为绝缘老化已比较严重建议在以下情况进行：1)油中气体总烃超标或 CO、CO 2过高2)500kV 变压器和电抗器及150MVA 以上升压变压器投运 35年后3)需了解绝缘老化情况27绝缘纸(板)聚合度 必要时 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含水量(质量分数)一般不大于下值：500kV 1%330kV 2%28绝缘纸(板)含水量 必要时220kV 3%可用所测绕组的 tg 值推算或取纸样直接测量。有条件时，可按部颁DL/T58096用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法标准进行测量29 阻抗测量 必要时 与出厂值相差在5%，与三相或三相组平均值相差在2%范围内适用于电抗器，如受试验条件限制可在运行电压下测量30 振动 必要时 与出厂值比不应有明显差别 31 噪声 必要时 与出厂值比不应有明显差别 按 GB7328 要求进行32 油箱表面温度分布 必要时 局部热点温升不超过 80K6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表 6。6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA 以上)6.3.1 定期试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中 10、11项适用于 330kV 及以上变压器。6.3.2 大修试验项目表 6 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值线端交流试验电压值kV中性点交流试验电压值kV线端操作波试验电压值kV额定电压kV最高工作电 压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全部更换绕组部分更换绕组1 1 3 2.5 3 2.5 3 3.5 18 15 18 15 35 306 6.9 25 21 25 21 50 4010 11.5 35 30 35 30 60 5015 17.5 45 38 45 38 90 7520 23.0 55 47 55 47 105 9035 40.5 85 72 85 72 170 14566 72.5 140 120 140 120 270 230110 126.0 200 170(195) 95 80 375 319220252.036039530633685(200)72(170) 750 638330 363.0 460510 391434 85(230) 72(195) 850950 722808500 550.0 630680 536578 85140 72120 10501175 892999注：1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；2 操作波的波形为：波头大于 20S，90% 以上幅值持续时间大于 200S，波长大于500S；负极性三次。a)一般性大修见表 5 中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。b) 更换绕组的大修见表 5 中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中 10、11 项适用于 330kV 及以上变压器。6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA 及以下)6.4.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中 4、5 项适用于35kV 及以上变电所用变压器。6.4.2 大修试验项目见表 5 中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中 13、14、15、16 适用于更换绕组时，4、5 项适用于 35kV 及以上变电所用变压器。6.5 油浸式电抗器6.5.1 定期试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV 及以下只作2、3、6、7)。6.5.2 大修试验项目见表 5 中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中 10、11 项适用于 330kV及以上电抗器(10kV 及以下只作 2、3、6、7、9、22) 。6.6 消弧线圈6.6.1 定期试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、6。6.6.2 大修试验项目见表 5 中序号 1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表 5 中序号 24)。6.7 干式变压器6.7.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、7、19。6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表 5 中序号 2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中 17 项适用于浇注型干式变压器。6.8 气体绝缘变压器6.8.1 定期试验项目见表 5 中序号 2、3、7 和表 38 中序号 1。6.8.2 大修试验项目见表 5 中序号 2、3、7、19，表 38 中序号 1 和参照表 10 中序号 2。6.9 干式电抗器试验项目在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表 5 中序号 7。6.10 接地变压器6.10.1 定期试验项目见表 5 中序号 3、6、7。6.10.2 大修试验项目见表 5 中序号 2、3、6、7、9、15、16、22，其中 15、16 项适用于更换绕组时进行。6.11 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 330、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、 tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg 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、 tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg 、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、CO 2 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7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表 7。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)投运前2)13年3)大修后4)必要时1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于 1000M采用 2500V 兆欧表1)主绝缘 tg(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：电压等级kV203566110 220330500大修后油纸电容型充油型胶纸电容型3.02.51.02.02.00.70.6运行中油纸电容型充油型胶纸电容型3.53.01.02.52.50.80.72tg及电容量1)投运前