-
电力设备预防性试验规程
Preventive
test
code
for
electric
power
equipment
DL/T
596
—
1996
中华人民共和国电力行业标准
DL/T
596
—
1996
电力设备预防性试验规程
Preventive
test
code
for
electric
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
< br>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
< br>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》
，
< br>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
50
0kV
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。
< br>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
1
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
261
—
83
石油产品闪点测定法
GB
264
—
83
石油产品酸值测定法
GB
311
—
83
高压输变电设备的绝缘配合
高电压试验技术
GB/T
507
—
86
绝缘油介电强度测定法
GB/T
511
—
88
石油产品和添加剂机械杂质测定法
GB
1094.1
< br>～
5
—
85
电力变压器
GB
2536
—
90
变压器油
GB
5583
—
85
互感器局部放电测量
GB
5654
—
85
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
—
86
干式电力变压器
GB/T
6541
< br>—
86
石油产品
油对水界面张力测定法
(
圆环法
)
GB
7252
—
87
变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB
7328
—
87
变压器和电抗器的声级测定
GB
7595
—
87
运行中变压器油质量标准
GB/T
7598
< br>—
87
运行中变
压器油、汽轮机油水溶性酸测定法
(
比色法
)
GB/T
7599
—
87
运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法
(BTB
法
)
GB
7600
—
87
运行中变
压器油水分含量测定法
(
库仑法
)
GB
7601
—
87
运行中变压器油水分含量测定法
(
气相
色谱法
)
GB
9326.1
< br>～
.5
—
88
< br>
交流
330kV
及以下油
纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB
11022
—
89
高压开关设备通用技术条件
GB
11023
—
89
高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB
11032
—
89
交流无间隙金属氧化物避雷器
GB
12022
—
89
工业六氟化硫
DL/T
421
—
91
绝缘油体积电阻率测定法
DL/T
423
—
91
绝缘油中含气量测定
真空压差法
DL/T
429.9
—
91
电力系统油质试验方法
绝缘油介电强度测定法
DL/T
450
—
91
绝缘油中含气量的测定方法
(
二氧化碳
洗脱法
)
DL/T
459
—
92
镉镍蓄电池直流屏定货技术条件
DL/T
492
—
92
发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T
< br>593
—
1996
高压开关设备的共用定货技术导则
SH
0040
—
91
超高压变压器油
SH
0351
—
92
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
< br>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
< br>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
< br>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
2
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
< br>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
U
n
设备
额定电压
(
对发电机转子是指额定励磁电压
)
；
U
m
设备最高电压；
U
0/
U
电缆额定电压
(
其中
< br>U
0
为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，<
/p>
U
为导体与导体
之间的设计电压
)
；
U
1mA
避雷器直流
1mA
下的参考电压；
tg
δ
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
＞
72h
220
及
330kV
< br>
＞
48h
110kV
及以下
＞
24h
?
4.4
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；
< br>
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
δ
、泄漏电流等<
/p>
)
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。
3
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
< br>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
1
项
目
周
期
要
求
1)
绝<
/p>
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
< br>不应小于
2.0
；水内冷定
子绕
组自行规定
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<
/p>
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
说
明
1)
额定电压为
1000V
以上者，采
用
2500V
兆欧表，量程一般不低于
10000M
Ω
2)
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
定子绕组的绝
1)1
年
缘电阻、吸收
或
小
修
比或极化指数
时
2)
大修
前、后
2
定子绕组的直
流电阻
1)
大修
时
2)
出口
短路后
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±
3
℃
2)
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
4
3
定子绕组泄
漏电流和直流
耐压试验
1)1
年<
/p>
或
小
修
时
2)
大修
前、后
3)
更
换
绕组后<
/p>
1)
试验电压如下：
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
0.5
U
n
分阶段
升高，每阶段
停留
1min
3)
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
5.0
×
10
2
?
μ
S/m
；对于独立的密闭
循环水系
统为
1.5
×
10
2
μ
S/m
3.0
U
n
2.5
U
n
2.5
U
n
2.5
U
n
(2.0
～
2.5)
U
n
2.0
U
n
全部更换定子绕组并修好后
局部更换定子绕组并修好后
运行
20
年及以下者
大修前
运行
20
年以上与架空
线直接连接者
运行
20
年以上不与架
空线直接连接者
小修时和大修后
2)
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
μ
Ａ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
5
4
定子绕组交流
耐压试验
1)
大修
前
2)
更
换
绕组后
1)
全部更换定子绕组
并修好后的试验电压如
下：
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<
/p>
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
额定电压
U
n
V
试验
电压
V
2
U
n
+10
00
但最
低为
1500
2.5
U
n
2
U
n
+3000
按专
门协
议
容
量
kW
或
kV
A
小于
10000
36
以上
6000
以下
6000
～
18000
10000
及以上
18000
以上
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
运行
20
年以上不与架空线路直接连接
者
5
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
0.5M
Ω
2)
水内冷转子绕组绝缘电阻值在
室
温时一般不应小于
5k
Ω
1.5
U
n
(1.
3
～
1.5)
U
n
运行
20
年以上与架空线路直接连接者
1.5
U
n
<
/p>
1)
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<
/p>
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
Ω
，或在
20
℃时不
6
小于
20k
Ω
，
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
～
30
℃
时
不
小
于
0.5M
Ω
6
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，
1)
在冷
态下进行测
其差别一般不超过
2%
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
1)
隐极式转子拆卸
额
定
套箍只修理端部绝缘
励
磁
电
时，可用
2500V
兆
欧
压
500V
表测绝缘电阻代替
及
以
下
<
/p>
2)
隐极式转子若在
则在拆卸
者
为
端部有铝鞍，
10<
/p>
U
n
，但
套箍后
作绕组对铝鞍
试验时将
不
低
于
的耐压试验。
在
150
0V
；
转子绕组与轴连接，
500V<
/p>
以
铝鞍上加电压
2000V
上者为
2
3)
全部更换转子绕
组工艺过程中的试
验
U
n
+4000V
电压值按制造厂规定
5
U
n
,
但
不
低
于
1000V
，
不
大
于
2000V
5
U
n
,
但
不<
/p>
低
于
1000V
，
不
大
于
20
00V
1)
小修时用
1000V
兆欧表
2)
大修时用
2500V
兆欧表
7
转子绕组交流
耐压试验
1)
显极
式
转
子
大
修<
/p>
时
和
更
换
绕组后
2)<
/p>
隐极
式
转
子
拆
卸
套
箍后，
局
部
修
理
槽
内
绝
缘
和
更
换
绕
< br>组
后
显极式转子大修时及局
部更换绕组并修好后
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
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
)<
/p>
的
1)
小修
时<
/p>
2)
大修
时
绝缘电阻值不应低于
0.5M
Ω
，否则应
查明原因并消除
7
绝缘电阻
9
?发电机和励
大修时
磁机的励磁回
路所连接的设
备
(
不
包
括
发<
/p>
电机转子和励
磁
机
电
枢
)
的
交
流耐压试验
定子铁芯试验
1)
重新
组
装
或
更换、
修
理
硅
钢
片后
2)
必要
时
试验电压为
1kV
可用
2500V
兆欧表测
绝缘电阻代替
< br>
10
1)
磁密在
1T
下齿的最高温升不大于
< br>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
A
3)
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
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
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
Ω
2)
立式水轮发电机组的推力轴承每
一轴瓦不得低于
100M
Ω
；油槽充油并
顶起转子时
，不得低于
0.3M
Ω
3)
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
Ω
与铭牌或最初测得的数据比较，
其差
别不应超过
10%
12
灭
磁
电
阻
器
(
或
自
同
期
电
阻
器
)
的
直
流
电阻
灭磁开关的并
联电阻
转子绕组的交
流阻抗和功率
损耗
< br>
大修时
13
14
大修时
大修时
与初始值比较应无显著差别
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
电阻值应分段测量
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
8
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
< br>计
1)
< br>运行中检温元件
电位升高、
槽楔松动或
< br>防晕层损坏时测量
2)<
/p>
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
16
定子槽部线圈
防晕层对地电
位
必要时
不大于
10V
17
汽轮发电机定
子绕组引线的
自振频率
< br>
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
U
n
2)
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<
/p>
18
定子绕组端部
1)
投产
手包绝缘施加
后
直流电压测量
< br>2)
第一
次
大
< br>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
1)
本项试验适用于
200
?
MW
?及以上
20
μ
A
；
的国产水氢氢汽轮发
100M
Ω
电机
?
电
阻
<
/p>
2)
可在通水条件下
以发现定子
上
的
电
进行试验，
压
降
值
接头漏水缺
陷
为
2000V
3)
尽量在投产前进
若未进行则投产后
30
μ
A
；
行，
100M
Ω
应尽快安排试验
电
阻
上
的
电
< br>压
降
值
为
3000V
19
轴电压
大修后
1)
汽轮发电机的轴承油膜被短路时，
测量时采用高内阻
(
不
转子两端轴上的电压一般应等于轴承
小于
100k
Ω
/
V)
?的交
与机座间的电压
流电压表
2)
汽轮发电机大轴对地电压一般小
于
10V
3)
水轮发电机不作规定
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<
/p>
值
20
定子绕组绝缘
老化鉴定
累
行
20
上
行
计
运
时
间
年
以
且
运
或
预
9
防
性
试
验
中
绝
缘
频
繁
击穿时
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
U
< br>n
(
以不超过额
定励磁电流为限
)
b)
汽轮发电机为
1.3
U
n
(
带变压器时
为
1.1
U
n
)
3)
对于有匝间绝缘的电机最高
电压
时持续时间为
5min
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
1.3
U
< br>n
空
载
特
性
曲
线
试
验
；
一般性大修时可以
带主变压器试验
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
22
三相稳定短路
特性曲线
1)
更换
绕组后
2)
必要
时
23
发电机定子开
路时的灭磁时
间常数
检查相序
温升试验
更
换
灭
磁
开
关
后
改
动
接
线时
1)
定、
转
子
绕
组
更<
/p>
换
后
2)
冷却
系
统
改
进后
3)
第一
次
大
修
前
4)
必要
时
时间常数与出厂试验或更换前相比较
应无明显差异
应与电网的相序一致
应符合制造厂规定
24
25
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
。
10
大修后试验项目见表
1
中序号
1<
/p>
、
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(MV
A)
以上的定子绕组绝缘状况应满
足下列条件，而容量为
10MW(MV
A)
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
(
U
n
+1)M<
/p>
Ω
?
(
取
U
n
的千伏数，下同
)
，分相试验
时，不小于
2(
U
n
+1)M
Ω
。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<
/p>
(
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<
/p>
、
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
1
项
目
绕组的绝缘电阻
周
期
1)
小修时
2)
大修时
要
求
绝缘
电阻值一般不低于
0.5M
Ω
说
明
1)
用
1000V
兆欧表
< br>
2)
对励磁机应测量电<
/p>
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
相互间的差值不应超过正常
最小值的
10%
3
电
枢
绕组
片间
的直
流电阻
大修时
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
100kW<
/p>
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
应在不同分接头位置测
量，
电阻值变化应有规律
性
1)
磁场可变电阻器可
随同励磁回路进行
11
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<
/p>
的试验电压为
1000V
5
磁
场
可变
电阻
器的
直流电阻
磁
场
可变
电阻
器的<
/p>
绝缘电阻
大修时
与铭牌数据或最初测量值比<
/p>
较相差不应大于
10%
绝
缘
电
阻
值
< br>一
般
不
低
于
0.5M
Ω
6
大修时
2)
用
2
500V
?兆欧表
7
8
9
调
整
碳刷
的中
心位
置
检
查
绕组
的极
性及
其连接的正确性
测
量
电枢
及磁
极间
的空气间隙
大修时
接线变动时
大修时
核对位置是否正确，应满足<
/p>
良好换向要求
极性和连接均应正确
必要时可做无火花换向
试验
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%
与制造厂试验数据比较，应<
/p>
在测量误差范围内
1)
空载特性：
测录至最
大励
磁电压值
2)
< br>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
空转检查的时间一般
不小于
1h
10
直
流
发电
机的
特
性
试验
1)
更
换
绕
组
后
2)
必要时
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
5.3.1
< br>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
1
项
目
绕组的绝缘电阻
周
期
1)
小修时
2)
大修时
要
求
说
明
绝缘电阻值不应低于
0.5M
1000V
以下的中频发电
Ω
机使用
1000V
兆欧表测
量；
1000V
及以上者使用
2500V
兆欧表测量
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
试验电压为出厂试验电压
的
75% <
/p>
与制造厂数值或最初测得
值比较相差不得超过
10%
与制造厂试验数据比较应
2
绕组的直流电阻
大修时
3
绕组的交流耐压试验
大修时
副励磁机的交流耐压试
验可用
1000V
兆欧表测
< br>绝缘电阻代替
1000V
及以
上中频发电
机应在所有分接头上测
量?
1)
空载特性：测录至最
12
4
可变电阻器或起动电
阻器的直流电阻
中频发电机的特性试
大修时
5
1
)
更
换
绕
验<
/p>
组后
2)
必要时
在测量误差范围内
大励磁电压值
< br>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
新机投运后创造条件
进行
6
温升
必要时
按制造厂规定
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<
/p>
、
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
1)
绝缘电阻值：
a)
额定电压
3000V
以下者，室温下
不应低于
0.5M
Ω
< br>b)
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
U
n
M
Ω
(
取
U
n
的千伏数，下同
)
；投运前室温下
(
包
括电缆
)
不应低于
U
n
M
Ω
c)
转子绕组不应低于
0.5M
Ω
2)
吸收比自行规定
1)
3
kV
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
说
明
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
1
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
子绕组可与起动设备一起测
量
4)
有条件时可分相测量
1
绕组的绝
缘电阻和吸
收比
1)
小
修
时
2)
大
修
时
< br>
2
绕组的直
流电阻
1)1
年
(3kV
及以
上
或
100kW
及
以上
)
2)
大
修
时
3)
必
要
时
1)
大
修
时
2)
更
换
绕组后
1)
大
修
3
定子
绕组
泄漏电流和
直流耐压试
验
定子绕组
1)
试验电压：全部更换绕组时为<
/p>
3
U
n
；
大修或局部更换绕组时为
2.5
U
n
2)
泄漏电流相间差别一般不大于最
有条件时可分相进行
小值的
100%
，泄漏电流为
20
μ
A
以
下者不作规定
3)500kW
以下的电动机自行规定
1)
大修时不更换或局部更换定子绕
1)
低压和
100kW
以下不重
13
4
的交流耐压
试验
后
2)
更
换
绕组后
组后试验电压为
1.5
U
n
，但不低于
1000V
2)
全部更换定子绕组后试验电压为
(
2
U
n+1000)V
，但不低于
1500V
试验电压如下：
大修不
更换转
子绕组
或局部<
/p>
更换转
子绕组
后
全部更
换转子
绕组后
< br>
不可逆式
可逆式
要的电动机，交流耐压试验<
/p>
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
< br>
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)
U
k
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
5
绕线式电
动机转子绕
组的交流耐
压试验
<
/p>
1)
大
修
后
2)
更
换
绕组后
1.5
U
k
，
但不<
/p>
3.0
U
k
，<
/p>
但不
小于
1000V
小于
2000V
2
U
k
+1000V
4
U
k
+1000V
可用
25
00V
兆欧表测量代替
6
同步电动机
转子绕组交
流耐压试验
可变电阻器
或起动电阻
器
的直流电
阻
可变电阻
器与同步电
动机灭磁电
阻
器的交流
耐压试验
同步电动
机及其励磁
机轴承的绝
缘电阻
转子金属
绑线的交流
耐压
检查定子
绕组的极性
大修时
试验电压为
1000V
3kV
及以上的电动机应在所
有分接头上测量
7
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%
8
大修时
试验电压为
1000V
可用
2500V
< br>兆欧表测量代
替
9
大修时
绝缘电阻不应低于
0.5M
Ω
在
油
管<
/p>
安
装
完
毕
后
，
用
1000V<
/p>
兆欧表测量
10
大修时
试验电压为
1000V
可用
2500V
< br>兆欧表测量代
替
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
1)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
14
11
接
线
变
动时
1)
全
部
更换绕组
时或修理
铁芯后
定子绕组的极性与连接应正确
12
定子铁芯
试验
参照表
1
中序号
10
2)
必
要
时
电动
机空
转并测空载
电流和空载
损耗
叠片状况，可仅测量空载损
耗值
1)
空转检查的时间一般不
小于
1h
2)
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
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
13
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%
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%
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
< br>。
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
项
目
号
1
周
期
1)
220kV
及
以上的所有变
压
器
、
容
量
120MV
A
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
(500
kV
设
备还应增加
1
< br>次在投运后
1
天
)
2)
运
行
中
：
a)330kV
< br>及
以
上变压器和电
抗器为
3
个月；
b)220kV
变
压
器为
6
个月；
要
求
说
明
油<
/p>
中
溶
解
气
体
色
谱分析
1)
运行设备的油中
H
2
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
< br>150×
10
-6
?
H
2
含量大于
150×
10
-6
< br>C
2
H
2
含量大于
5×
10
-6
(500kV
变压器为
1
×
10
-6
)
2)
烃类气体总和的产气速率大<
/p>
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
< br>
3)
对
< br>330kV
及以上的电抗器，
当出现痕量
(
小于
5×
10
-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：
< br>CH
4
、
C
2
H
6
、
C
2
H
4
和<
/p>
C
2
H
2
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)
< br>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
15
c)120MV
A
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)8MV
A
以
下的油浸式变
压器自行规定
3)
大修后
4)
必要时
2
1)
1
～
3
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
开关检修后
(
在
所有分接侧
)
4)
大修后
5)
必要时
1)1.6MV
A
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)1.6MV
A
及以下的变压器，
相
间差别一般不大于三相平均值的<
/p>
4%
，线间差别一般不大于三相平
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，
按要求中
3)
项执行
2)
不同温度下的电阻值按
下式换算
绕<
/p>
组
直
流电阻
<
/p>
?
T
?
t
2
?
R
2
?
R
1
?
?
T
?
t
?
?
1
?
?
式中
R
1
、
R
2<
/p>
分别为在温度
t
1
、
t
2
时的电阻值；
T
为计算
用常数，铜导线取
2
35
，铝导
线取
225
3)
无励磁调压变压器应在
使用的分接锁定后测量
3
绕<
/p>
组
绝
缘电阻、
吸
收
比
或
(
和
)
极
化
指数
1)1
～
3
年或
自行规定
2)
大修后
3)
必要时
1)
采用
2500V
< br>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
1)
绝缘电阻换算至同一温度下，
准，
尽量使每次测量温度相近
与前一次测试结果相比应无明显
4
)
尽量在油温低于
50
℃时
变化
测量，
不同温度下的绝缘电阻
2)
吸收比
(10
～
30
℃范围
)
不低
值一般可按下式换算
于
1.3
或极化指数不低于
1.5
R
2
?
< br>R
1
?
1
.
5
(
t
1
?
t
2
)
/
10
式中
R
1
、
R
2
分别为温度
t<
/p>
1
、
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
16
4
绕<
/p>
组
的
tg
δ
1)1
～<
/p>
3
年或
自行规定
2)
大修后
3)
必要时
1)20
℃时
tg
δ
< br>不大于下列数值：
330
～<
/p>
500kV
0.6%
66
～
220kV
0.8%
35kV
及以下
1.5%
2)tg
δ
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
<
/p>
绕组电压
10kV
以下
< br>
10kV
U
n
1
)
非被试绕组应接地或屏
蔽
2)
同
一变压器各绕组
tg
δ
的要求值相同<
/p>
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
δ
值一
般可按下式换算
?
tg
?
2
?
tg
?
1
?
1
.
3
(
t
2
?
t
< br>1
)
/
10
式中?
tg
δ
1
、
tg
< br>δ
2
分别为
温度
t
1
、
t
2
时的
tg
δ
值
1)
用正接法测量
2)
测量时记录环境温度及
变压器
(
电抗器
)<
/p>
顶层油温
4)
用
M
型试验器时试验电压自行
规定
5
电
容
型
套管的
tg<
/p>
δ
和
电
容
值
绝
缘
油
试验
1)1
～
3
年或
自行规定
2)
大修后
3)
必要时
1)1
～
3
年
或
自行规定
2)
大修后
3)
必要时
1)
1
～<
/p>
5
年
(10
?<
/p>
kV
及以
下
)
2)
大
修
后
(66kV
及以下
< br>)
3)
更
换
绕
组
后
4)
必要时
见第
9
章
6
见第
13
章
7
交
流
耐<
/p>
压
试验
1)<
/p>
可
采
用
倍
频感
应
或操作波感应法
1)
油浸变压器
(
电抗器
)
试验电压值按表
2)66kV
及以下全
6(
定期试验按部分更换绕组电压值
)
绝缘变压器，
现场条
2)
干式变压器全部更换绕组时，按出厂
件不具备时
，
可只进
试验电压值；
部分更换绕组和
定期试验时，
行外施工频耐压试
按出厂试验电压值的
0.85
倍
验
3)
电
抗
器
进
行
外
施工频耐压试验
1)
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
1)
采用
2500V
兆
欧表
(
对运行年久的
变压器可用
1
000V
兆欧表
)
2)
连
接
片
不
能
拆
开者可不进行
17
8
铁芯
(
有
外
引
接
地
线的
)
绝缘
电阻<
/p>
1)1
～
3
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
0.1A
9
穿<
/p>
心
螺
栓、
铁轭夹
件、
绑扎钢
1)
大修后
带、铁芯、
2)
必要时
线
圈
压
环
及<
/p>
屏
蔽
等
220kV
及以上者绝缘电阻一般不低于
5
00M
Ω
，其它自行规定
的
绝
缘
电
阻
10
油
中
含
水量
11
油
中
含
气量
12
见第
13
章
见第
13
章
1)
试验电压一般如下：
绕组额
定电压
kV
直流试
验电压
kV
6
～
10
20
～
35
66
～
330
读取
1min
时的泄漏
电流值
500
5
10
20
40
60
绕
组<
/p>
泄
漏电流
1)1
～
3
年
或
自行规定
2)
必要时
3
2)
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<
/p>
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<
/p>
压
器
极性
15
空
载
电
流
和
空
载
损耗
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
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
)<
/p>
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
)
<
/p>
1)
试
验
方
法
符
合
GB109
4.3
的规定
< br>2)
周
期
中
“
大
修
18
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
17
局
部
放
电测量
1)
大
修
后
(220kV
及
以
上
)
1)
在线端电压为
1
.
5
U
m
/
3
时，放电量
一般不大于
50
0pC
；在线端电压为
2)
更
换
绕
组
后
(220kV
及以<
/p>
上
、
120MV
A
及以上
)
3)
必要时
18
有
载
调
压
装
置
的
试
验
和
检
1)1
年
或
按
制造厂要求<
/p>
2)
大修后
1
.
3
U
m<
/p>
/
3
时，
放电量
一般不大于
300pC
2)
干式变压器按
GB6450
规定执行
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
查
1)
检
查
动作顺序，
动作角度
2)
操
作
试验：
变压
器
带
电
时
< br>手动操作、
电动操作、
远
方
操
作
各
2
个循
环
3)
检
查
和
切
换
测
试：
a)
测
量
过
渡
电
< br>阻
的阻值
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
d)
单、
双
数
触
头
间
非
线
< br>性
电
阻的试验
e)
检
查
单、
双数触
头
间
放
电
间隙
3)
必要时
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
< br>
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
与出厂值相符
< br>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<
/p>
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
按制造厂的技术要求
无烧伤或变动
有条件时进行
19
-
-
-
-
-
-
-
-
-
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