内蒙电力设备预防性试验规程(XXXX版).pdf

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1、 内蒙古电力集团有限责任公司 电力设备预防性试验规程 内蒙古电力集团有限责任公司 发布 2 电力设备预防性试验规程 目 录 1 范围.3 2 规范性引用文件.3 3 总则.4 4 旋转电机.4 5 电力变压器及电抗器.12 6 互感器.24 7 开关设备.33 8 套管.43 9 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV 涂料.45 10 电力电缆线路.47 11 电容器.49 12 绝缘油和六氟化硫气体.54 13 避雷器.57 14 母线.60 15 二次回路.61 16 1KV 及以下的配电装置和馈电线路.61 17 1KV 以上的架空电力线路.61 18 接地装置.62 19 红外成

2、像检测.65 附录 A 资料性附录 同步发电机和调相机的老化鉴定和硅钢片单位损耗.68 附录 B 规范性附录 绝缘子的交流耐压试验电压标准.71 附录 C 规范性附录 分接开关的试验项目周期和标准.72 附录 D 资料性附录 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法.74 附录 E 资料性附录 橡塑电缆附件中金属层的接地方法.75 附录 F 资料性附录 高压电气设备的工频耐压试验电压标准.76 附录 G 资料性附录 电力变压器的交流试验电压.79 附录 H 资料性附录 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值.80 附录 I 资料性附录 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法.81 附录 J 资料性

3、附录 接触电位差和跨步电位差的计算.84 附录 K 资料性附录 污秽等级与等值盐密/灰密的关系.87 附录 L 资料性附录 绝缘子表面灰密测量与计算方法.88 附录 M 规范性附录 复合绝缘子和 RTV 涂料憎水性测量方法及判断准则.89 附录 N 资料性附录 带串联间隙过电压保护器试验、接线方法和注意事项.92 3 电力设备预防性试验规程 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、测量装置等电力设备和安全用具

4、。本标准适用于内蒙古电力公司直属发供电、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件其随后所有的修改单不包括勘误的内容或修订版均不适用于本规程然而鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件其最新版本适用于本规程。GB/T 261 石油产品闪点测定法 GB/T 264 石油产品酸值测定法 GB 507 绝缘油介电强度测定方法 GB/T 511 石油产品及添加剂机械杂质测定法(重量法)GB/T 7601 运行中变压器油水份测定法(气相色谱法)GB 1094

5、.3 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 2536 超高压变压器 GB 5654 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试验方法 GB 1094.11 电力变压器第 11 部分干式电力变压器 GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328 变压器和电抗器的声级测定 GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB/T 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T 7600 运行中变压器油水份含量测定法(库仑法)GB 11032-

6、2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB/T 16927.1-1997 高电压试验技术第一部分一般试验要求 GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB/T 20140-2006 透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定 GB/T 20160-2006 旋转电机绝缘电阻测试 GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 421 绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 423 绝缘油中含气量的测试方法(真空压差法)DL 424-1991 火电厂用工业硫酸试验方法 DL 429.9 电力系统油质试验方法 9.绝缘油介电强度测定

7、法 DL/T 450 绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)DL/T 492 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 DL/T 574 有载分接开关运行维修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 580-1995 用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法 DL/T 538-1993 高压带电显示装置技术条件 DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 735 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定 DL/T 810-2002

8、 500kV 直流棒形悬式复合绝缘子技术条件 DL/T 864-2004 标称电压高于 1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则 JB/T 6204-2002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范 GB 12022-2006 工业六氟化硫 DL/T 506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封性试验方法 DL/T 916-2005 六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917-2005 六氟化硫气体密度测定法 DL/T 918-2005 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 DL/T 919-2005 六氟化硫气体中矿物油含量

9、测定法(红外光谱分析法)DL/T 920-2005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法 4 电力设备预防性试验规程 DL/T 921-2005 六氟化硫气毒性生物试验方法 3 总则 3.1 电力设备预防性试验是检测、鉴定设备的健康状况防止设备在运行中发生损坏的重要措施。依据华北电网有限公司 电力设备交接和预防性试验规程 2005 年、参照 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50150-2006、国网公司输变电设备状态检修试验规程Q/GDW 168-2008并结合内蒙古电网多年来预防性试验工作经验特制定本规程。3.2 本标准只对运行中电力设备的预防性试验、检测项目、周期和内容

10、做出规定交接时的试验和检测项目及有关规定按照电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006执行。3.3 电力设备预防性试验周期一般规定500kV 设备 12 年220kV 设备 23 年110kV 及以下设备 23 年。执行中各单位应根据管辖设备的具体运行情况在本标准规定的预试周期范围内合理确定预试周期。重要设备、有缺陷设备和运行超过 20 年的设备预试周期应缩短绝缘稳定设备的周期可适当延长但不能超过规定周期上限。新投运设备一年内必须进行预试根据试验结果并结合运行情况确定是否纳入各电压等级正常预试周期。交接试验后 6 个月内未投入运行的设备在重新投运前应重做试验要求重做的试验项目

11、本规程列为“投运前”周期内容。3.4 预防性试验中对试验结果必须进行全面、历史地综合分析和比较即要对照历次试验结果也要对照不同相别或同类设备的试验结果根据变化规律和趋势经全面分析后做出判断。3.5 若遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时如延长设备的试验周期、删减试验项目、降低试验标准以及判断设备能否投入运行等应组织有关人员认真分析讨论、提出建议由本单位主管生产的领导批准执行并报上级监督部门备案重大问题报公司批准。3.6 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 及以上的电力设备除有特殊规定外可不进行耐压试验。50Hz 交流耐压试验加至试验电压后的持续时间

12、凡无特殊说明者均为 1min其它耐压方法的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 1)500kV 设备静置时间大于 72h 2)220kV 设备静置时间大于 48h 3)110kV 及以下设备静置时间大于 24h 3.7 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

13、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。3.8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时应根据下列原则确定其试验电压 1)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 2)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。3.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验时如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等应同时测量被试品的温度以及环境温度和湿度。在进行绝缘试验时 被试品温度一般不低于 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%。对不满足上述温度、湿度条件情况下测得的试验

14、数据应进行综合分析以判断电力设备是否可以运行。3.10 在进行直流高压试验时应采用负极性接线。3.11 有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流当带电测试发现问题时应进行停电试验进一步核实。3.12 对引进的国外设备应按国外制造厂标准和有关技术协议并参照本规程进行试验。4 旋转电机 4.1 同步发电机和调相机 4.1.1 容量为 6000kW 以上的同步发电机和调相机的试验项目、周期和标准见表 4.16000 kW 以下者可参照执行。表 4.1 同步发电机试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 5 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说

15、明 1 定子绕 组 的绝 缘 电阻、吸收比 或 极化指数 1)大修前、后 2)小修时 3)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)下绝缘电阻值低到历年正常值的 1/3 以下时应查明原因 2)各相或分支绝缘电阻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 4)参见 GB201602006旋转电机绝缘电阻测试。1)额定电压为 5000V12000V用 2500V5000V兆欧表额定电压为 12000V以上 用 2

16、50010000V 兆欧表。量程一般不低于 10000M 2)水内冷定子绕组用专用兆欧表测量时发电机引水管电阻在 100k 以上 汇水管对地绝缘电阻在 30k 以上 3)200MW 及以上机组推荐测量极化指数 当 1min 的绝缘电阻在 5000 M 以上时可不测极化指数。2 定子绕 组 的直 流 电阻 1)大修时 2)发 电机出口短路后 3)小 修时 200MW 及以上国产汽轮 发 电 机组 4)必要时。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)测量值比较相差值不得大于最小值的 2%超出要求者应查明原因。1)在冷态下测量绕组表

17、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 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 1)大修前、后 2)小修时 3)更 换绕组后 4 必要时。1)试验电压如下 大修中全部更换定子绕组并修好后 3.0Un 运行机组重新安装时 局部更换定子绕组并修好后 2.5Un 大修前 运行 20 年及以下者 2.5Un 运行 20 年以上 2.02.5Un 小修时和大修后 2.5Un 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

18、电流在 20 A 以下者(水内冷定子绕组在50 A以下者)各相间差值可不考虑 3)泄漏电流不应随时间延长而增大。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 Un分阶段升高每阶段停留1min 3)不符合标准 2)、3)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

19、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 25时不大于 0.5102 s/m。4 定子绕 组 交流耐压 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。备用状态时可在冷状态上进行。氢冷发电机试验条件见本表序容量kW 或 kVA 额定电压Un(V)试验电压(V)6 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 小于 10000 36 以上 2Un+1000 但最低为 1500 号 3 说明 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

20、低频(0.1 Hz)耐压试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2 倍持续时间为 1 min 4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见 JB/T62042002高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范或按制造厂规定。10000 及以上 6000 以下 2.5Un 600024000 2Un+1000 24000 以上 按专门协议 2)大修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(1.31.5)Un 5 转子绕 组 的绝 缘 电阻 1)大 修中转子清扫前、后 2)小修时。1)绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5M 2)水内冷转子绕组绝

21、缘电阻值在室温时一般不应小于 5k。1)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300 MW以下的隐极式电机当定子绕组已干燥完毕而转子绕组尚未干燥如果转子绕组的绝缘电阻值在 75时不小于 2 k 或在 20时不小于 20 k 也可投入运行 3)对于300 MW及以上隐极式机组在 10-30时转子绕组 绝 缘 电 阻 值 不 应 小 于 0.5M。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。7 转子绕 组 交流耐压 1)

22、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。试验电压如下 1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时可用 2500 V 兆欧表代替 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 2000V 3)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。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 1000 V不大于 2000V 隐极式转子局部修

23、理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 5Un但不低于 1000 V不大于 2000V 7 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 8 发电机 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)大修时 2)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 1000 V 兆欧表 2)大修时用 2500 V 兆表 3)回路中有电子元器件设备时试验时应取出插件或将两端短接。9 发电机 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 大修时。试验电压为 1kV。可用 25

24、00V 兆欧表测量绝缘电阻代替。10 定子铁 心 损耗试验 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 25 齿的最大温差不大于 15单位损耗不大于 1.3 倍参考值在1.4T 下自行规定 2)对运行年久的电机自行规定 3)单位损耗参考值见附录 A。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)可用红外热像仪测温。11 发电机 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能低于 0.5M 2)立式水轮发电机组

25、的推力轴承每一轴瓦不得低于100 M 油槽充油并顶起转子时不得低于 0.3M 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不低于 100 M。安装前的分别用 1000 V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻。12 灭磁电 阻 器(或自同期 电 阻器)的直流电阻 大修时。与铬牌或最初测得的数据比较其差别不应超过10%。非线性电阻按厂家要求。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。8 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 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

26、试验条件下与历年数值比较 不应有显著变化 相差 10%应引起注意。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对每一个磁极转子绕组测量 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(波形法)。15 定子绕 组 端部 动 态特性 1)大 修时(应 在 大 修后、转子回装前进行)2)必要时。1已运行的发电机绕组端部整体模态频率在95Hz112 Hz 范围之内且振型为为椭圆为不合格 2已运行的发电机绕组端部整体模态频率在95Hz112 Hz 范围之内振型不是椭圆应结合发电机历史情况综合分析 3线棒鼻端接头、引出

27、线和过渡引线的固有频率在95Hz108 Hz 范围之内为不合格。1)应结合历次测量结果进行综合分析 2)200 MW 及以上汽轮发电机应进行试验其它机组不作规定。16 定子绕 组 端部 手 包绝 缘 表面 对 地电位 1)大修时 2)必要时。1)直流试验电压值为 Un 2)测度结果一般不大于下表值 1)200 MW 及以上国产水氢氢汽轮发电机应进行试验其它机组不作规定 2)定子端部表面极端脏污时(如事故后等)可采用测量局部泄漏电流的方法来试验标准规定如下表中表面电位法中限值为 1kV、2kV、3kV则局部泄漏电流法相应电流限值为 10 A、20 A、30 A其余依此类推 3使用内阻为 100M

28、 的专用测量杆测量。机组 状态 测量部位 不同 Un下之限值(kV)15.75 18 20 现场处理绝缘后 手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头 1.0 1.2 1.3 端部接头(包括引水管锥体绝缘)及过渡引线并联块 1.5 1.7 1.9 大修时 手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头 2.0 2.3 2.5 端部接头(包括引水管锥体绝缘)及过渡引线并联块 3.0 3.5 3.8 17 轴电压 1)大修后 2)必要时。1)在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 10V 3)水轮发电机不作规定。1)测量时采用高内阻(不小于 100

29、k/V)的交流电压表 2)对于端盖式轴承可测轴对地电压。18 定子绕 组 绝缘 老 化鉴定 1)新 机投产后第一次大修有条件时进行 2)累 计运行 20 年以上的每次大修后。参见 DL/T 492发电机定子绕组环洋云母绝缘老化鉴定导则。1)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的机组应进行其它机组不作规定 2)新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验以留取初始值。9 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 19 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试验值

30、 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 1.05 Un)3)对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。大修时一般可以仅做带变压器的试验。20 发电机 定 子开 路 时的 灭 磁时 间 常数 更换灭磁开关后。时间常数与出厂或更换前比较应无明显差异。21 检查相序 改动接线后。应与电网的相序一致。22 温升 1)第 一次大修前 2)定 子或转子绕组更换后、冷却系统改进后 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应采用带电测平均温度的方法进行校核。4.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定 发电机和同步调相机交

31、接及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)分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于 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不小于 100M 分相试验时不小于 200M。若定子绕组不是 40绝缘电阻值需要进行换算时。换算公式为 cttRK R 式中cR换算至 40时的绝缘电阻值M tR试验温度为 t时的绝缘电阻值M tK绝缘电阻温度换算因

32、数。绝缘电阻温度换算因数(Kt)按下列公式计算1()1 0tttK 式中t试验时的温度 1t换算温度值(75、40或其它温度)温度系数-1,此值与绝缘材料的类别有关如对于 A 级绝缘为 0.025B 级绝缘为 0.030。4.1.3 发电机大修对应为 A 级检修、小修对应为 B、C 级检修。A 级检修是指对发电机组进行全面解体检查和修理以保持、恢复或提高设备性能 B 级检修是指针对机组某些设备存在问题对机组部分设备进行解体检查和修理 C 级检查是指根据设备的磨损、老化规律有重点的对机组进行检查、评估、修理、清扫。4.2 直流电机 直流电机的试验项目、周期和标准见表 4.2。表 4.2 直流电机

33、的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 10 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 1 绕 组 的 绝缘电阻 1)大修时 2)小修时。绝缘电阻值一般不低于 0.5 M。1)用 1000 V 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小 2%补偿绕组自行规定 2)100 kW 以下的不重要电机自行规定。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最小值的 10%。1)由于均压线产生的有规律变化 应与各相应的片间进行比较 2)对波绕组或硅绕组应根据在整

34、流子上实际节距测量 4 绕 组 的 交流耐压 大修时。磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压 1)大修时为 1000V。100kW 以下不重要的直流电机可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代替。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%。应在所有接头位置测量电阻值变化应有规律性。6 励 磁 回 路所有连接设备的绝缘电阻 大修时。一般不低于 0.5M。用 1000V 兆欧表。7 碳 刷 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 绕 组 的 极性及其连接 接线变动时。极性和连接均应正确。9 直 流 发 电机的特性

35、 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)空载特性测录到最大励磁电压值为止 2)励磁电压的增长速度在励磁机空载额定电压下进行。4.3 中频发电机的试验项目、周期和标准见表 4.3。表 4.3 中频发电机的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 1 绕 组 的 绝缘电阻 1)大修时 2)小修时。绝缘电阻值不应低于 0.5M。1000 V 以下的中频发电机使用 1000V 兆欧表 1000V 及以上者使用 2500V 兆欧表。2 绕 组 的 直流电阻 大修时。1)各相绕组直流电阻值相互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

36、 的 交流耐压 大修时。试验电压为出厂试验电压值的 75%。副励磁机的交流耐压试验可用1000V 兆欧表测量绝缘电阻代替。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%。1000 V 及以上中频发电机应在所有分接头上测量。5 空 载 特 性曲线 大修时。与制造厂出厂值比较应无明显差别。4.4 11 电力设备预防性试验规程 交流电动机的试验项目、周期和标准见表 4.4。表 4.4 交流电动机的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 1 绕 组 的 绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)大修时 2)小修时。1)绝缘电阻值 a)额定电压 3

37、000 V 以下者在室温下不应低于 0.5M b)额定电压 3000 V 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 1M/kV投运前室温下(包括电缆)不应低于 1M/kV c)转子绕组不应低于 0.5M 2)吸收比或极化指数自行规定。1)500 kW 及以上的电动机应测量吸收比(或极化指数)2)3 kV以下的电动机使用1000 V 兆欧表 3kV 以上的电动机使用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)有条件时应分相测量 5 加装变频器的电动机测量前应与变频器隔离。2 绕 组 的 直流电阻 1)大修时 2)1 年(

38、3kV及 以上 或 100 kW 及以上)。1)3kV及以上或 100kW及以上的电动机各相绕相直流电阻值的相互差值不应超过最小值的 2%中性点未引出者可测量线间电阻相互差值不应超过最小值的 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 1)大修时 2)更换 绕组后。1)3kV及以上或 500kW及以上的电动机应进行试验其它电动机自行规定 2)在线滤油装置全部更换绕组时试验电压为 3 Un大修或局部更换绕组时为 2.5Un 3)泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100%20 A 以下者不作规定。有条件时应分相进行试验。4 定 子 绕 组交

39、流耐压 1)大修时 2)更换 绕组后。1)全部更换绕 组后试验电压为(2Un+1 000)V但不低于 1500V 2)大修时或局部更换定子绕组后 试验电压为 1.5 Un但不低于 1000V。1)低压和100 kW以下不重要的电动机 交流耐压试验可用 2 500 V 兆欧表测绝缘电阻代替 2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制制造厂规定。5 绕 线 式 电动机转子绕组的交流耐压 1)大修时 2)更换 绕组后。试验电压如下 1)绕组式电机已改为直接起动者可不做交流耐压 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 电 动 机状态 不可逆式 可逆式 全 部 更换转子绕组

40、后 2Uk+1000 V 4Uk+1000V 大 修 时或局部更换定子绕组后 1.5Uk 但不小于 1000 V 3.0Uk 但不小于 2000 V 6 同 步 电 动机转子绕组交流耐压 大修时 大修时为 1000V。用2500 V兆欧表测绝缘电阻代替。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相比较 相差不应超过 10%。3000 V 及以上的电动机应在所有分头上测量。12 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 8 可 变 电 阻器与同步电阻器的绝缘电阻 大修时。与回路一起测量时绝缘电阻值不应低于 0.5M。用 2500V 兆欧表。9 同

41、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。1)在油管安装完毕后测量 2)用 1000V 兆欧表。10 转 子 金 属绑线的绝缘电阻 大修时。绝缘电阻不应低于 0.5M。用 2500V 兆欧表。11 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 空 载 电 流和空载损耗 必要时。1)转动应正常空载电流自行规定 2)额定电压下空载损耗值不得超过上次值的 50%。1)空转检查时间一般不小于1h 2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行 3)3000 V 以下电动机仅测

42、空载电流不测空载损耗。5 电力变压器及电抗器 5.1 35kV 及以上油浸式变压器、电抗器 35kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表 5.1。表 5.1 35kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准 序号 项目 周期 标准 说明 13 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 1 油中溶解气体色谱分析 1)投运前 2)大修后 3)运行中 a)500kV 变 压器、电抗器 1 个月1 次对新装、大修、更换绕组后增加第 1、4、10、30 b)220kV变压器和发电厂 120 MVA以上的变压器 3个月 1 次对新装、大修、更换绕组后增加第 1、4、

43、10、30 天 c)110kV变压器6 个月 1 次对新装、大修、更换绕组后增加第 1、4、10、30 天 d)35kV 变压器8MVA及以上1年1次8MVA 以下 2年 1 次 e)必要时。1)新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值总烃20 L/LH230 L/LC2H2不应含有 2)大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值总烃50 L/LH250 L/LC2H2痕量 3)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意总烃150L/LH2150 L/LC2H25.0 L/L(500kV设备为 1.0 L/L)4)对 110kV 及以上变压器的油中一旦出现C2

44、H2即应缩短检测周期跟踪变化趋势 5)烃类气体总和的产气速率在 0.25mL/h(开放式)和 0.5 mL/h(密封式)相对产气速率大于 10%/月则认为设备有异常 6)500kV 电抗器当出现少量(小于 5.0 L/L)C2H2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CH4、C2H6、C2H4和 C2H2四种气体 2)溶解气体组份含量的单位为 L/L 3)溶解气体组份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跟踪分析 4)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断 5)新投运的变压器应有投运前的测试数据

45、6)从实际带电之日起 即纳入监测范围。7)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时 应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期220 kV 变压器不超过 3 个月110kV 变压器最长不应超过 6 个月。2 绕组直流电阻 1)大修后 2)500kV变压器及电抗器 12年 3)220kV变压器及电抗器 23年 4)35110kV变压器 23 年 5无磁调压变压器变换分接位置 6)有载调压变压器的分接开关检修后(所有分接)7)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%。且三相不平衡率变化

46、量大于 0.5%应引起注意大于 1%应查明原因 2)1.6MVA 及以下变压器 相间差别一般不应大于三相平均值的 4%线间差别一般不应大于三相平均值的 2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比不应有明显差别其差别不应大于 2%当超过 1%时应引起注意 4)电抗器参照执行。1)如电阻线间差在出厂时已超过规定 制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因 但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算R2R1(T+t2)/(T+t1)式中 R1R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值 T为电阻温度常数铜导线取 235铝导线取 225 3)无激磁调压变压器投入运行时 应在所选分接位置锁定后测

47、量直流电阻结合变压器停电每 13 年主动转动分接开关防止运行触头状态劣化 4)有载调压变压器定期试验中 可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻 在测量直流电阻前 对有载分接开关进行全程切换 5)220kV及以上绕组测试电流不宜大于 10A。6)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期220kV 变压器不超过 3 个月110kV 变压器最长不超过 6 个月。14 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 3 绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 1)投运前 2)大修后 3)500kV变压器及电抗器 12年 4)220kV变压器及电抗器 23

48、年 5)35110kV变压器 23 年 6)必要时。1)绝缘电阻与上一次试验结果相比应无明显变化一般不低于上次值的 70%大于10000M 以上不考虑 2)在 1030范围内 吸收比一般不低于 1.3极化指数不低于 1.5 3)220kV 及 120 MVA 以上变压器应测量极化指数用以判断绝缘状况。1)用 2500V 及以上兆欧表 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在相近的温度下试验 4)尽量在油温低于 50时试验 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时吸收比和极化指数可仅作为参考。7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中

49、性点套管处测量。4 绕 组 的tan 1)大修后 2)500kV变压器及电抗器 12年 3)必要时。1)20时的 tan 不大于下列数 500kV0.6%66kV220kV0.8%35kV1.5%。2)tan 值与历年的数值比较不应有明显变化(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Un。1)非被试绕组应接地 被试绕组应短路 2)同一变压器各绕组的tan标准值相同 3)测量温度以顶层油温为准尽量在相近的温度下试验 4)尽量在油温低于 50时试验 5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tan 6)当变压器遭受出口或近区短路故障

50、冲击后 比较绕组电容量的变化 作为一种诊断性试验手段。5 套管试验 见第 8 章 6 绝缘油试验 见第 12 章 7 交流耐压试验 1)大修后 2)更换绕组后 3)必要时。油浸设备试验电压值参见附录 G。1)宜用变频感应法 2)35kV 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)35kV 及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验。15 电力设备预防性试验规程 序号 项目 周期 标准 说明 8 铁 芯(有外引接地线的)绝 缘 电阻 110kV及以上变压器、电抗器 1)大修后 2)更换绕组后 3)500kV变压器及电抗器 12年 4)220kV变