82)DLT 596—1996 电力设备预防性试验规程.doc

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中华人民共和国电力工业部 1996-09-25 批准批准 1997-01-01 实施实施前 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 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；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： 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5.0×102S/m；对于独立的密闭 循环水系统为 1.5×102S/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大修前运行 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2.0Un3 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 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容 量 kW 或 kVA额定电压 Un V试验 电压 V小于 1000036 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(1.3 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0.5M2)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1)小修 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2)大修 时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 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0.5M2)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 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200MW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 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测量时采用高内阻(不 小于 100k/V)的交 流电压表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 100kW 及 以上)2)大修 时1) 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3)必要 时化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+1000V4Uk+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 器与同步电 动机灭磁电 阻器的交流 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 大修时 试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量绑线的交流 耐压代替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 150×10-6H2含量大于 150×10-6C2H2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 于 0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密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 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 开关检修后(在 所有分接侧)4)大修后5)必要时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%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 12 12tTtTRR式中 R1、R2分别为在温度 t1、t2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/ )( 12215 . 1ttRR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/ )( 12123 . 1tgtgtt 式中tg1、tg2分别为 温度 t1、t2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(10kV 及以 下)2)大修后 (66kV 及以下)3)更换绕组 后4)必要时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