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电力设备预防性试验规程

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

目 录

1 范围 2
2 规范性引用文件 2
3 总则 3
4 旋转电机 4
5 电力变压器及电抗器 14
6 互感器 29
7 开关设备 41
8 套管 54
9 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料 56
10 电力电缆线路 59
11 电容器 61
12 绝缘油和六氟化硫气体 67
13 避雷器 71
14 母线 75
15 二次回路 75
16 1kV及以下的配电装置和馈电线路 76
17 1kV以上的架空电力线路 76
18 接地装置 78
19 红外成像检测 81
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 84
附录 B （规范性附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准 87
附录 C （规范性附录） 分接开关的试验项目周期和标准 88
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 90
附录 E （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 91
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 92
附录 G （资料性附录） 电力变压器的交流试验电压 95
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 96
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 97
附录 J （资料性附录） 接触电位差和跨步电位差的计算 100
附录 K （资料性附录） 污秽等级与等值盐密/灰密的关系 103
附录 L （资料性附录） 绝缘子表面灰密测量与计算方法 104
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 105
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 108

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。
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 1094.3 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 11032-2000 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 ±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
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1～2年，220kV设备2～3年，110kV及以下设备2～3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，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，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、tanδ、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4.1，6000 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
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GB20160－2006《旋转电机绝缘电阻测试》。
1)额定电压为5000V～12000V，用2500V～5000V兆欧表，额定电压为12000V以上，用2500～10000V兆欧表。量程一般不低于10000MΩ；
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100kΩ以上，汇水管对地绝缘电阻在30kΩ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 MΩ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
2.0～2.5Un
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％；最大泄漏电流在20μA以下者(水内冷定子绕组在50μA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0.5×102μs/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/T6204－2002《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。
容量（kW
或kVA）
额定电压Un (V)

试验电压(V)
小于10000
36以上
2Un+1000但最低为1500
10000及以上
6000以下
2.5Un
6000～24000
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
(1.3～1.5)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0.5MΩ
2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ。
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 kΩ，或在20℃时不小于20 kΩ，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 0.5MΩ。
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)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

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0.5MΩ，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2500V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0.5MΩ；
2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100 MΩ 油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ；
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 MΩ。
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。
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，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95Hz～112 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95Hz～112 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、引出线和过渡引线的固有频率在95Hz～108 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10μA、20μA、30μA，其余依此类推；
3）使用内阻为100MΩ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100kΩ/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。
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：
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100MΩ，分相试验时，不小于200MΩ。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

式中：－换算至40℃时的绝缘电阻值，MΩ；
－试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ；
－绝缘电阻温度换算因数。
绝缘电阻温度换算因数(Kt)按下列公式计算：
式中：－试验时的温度，℃
－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0.025；B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。
绝缘电阻值一般不低于0.5 MΩ。
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0.5MΩ。
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
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
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0.5MΩ。
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 交流电动机
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3000 V以下者，在室温下不应低于0.5MΩ；
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1MΩ/kV；投运前室温下(包括电缆)不应低于1MΩ/kV；
c)转子绕组不应低于0.5MΩ；
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( 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%，20μA以下者不作规定。
有条件时应分相进行试验。
4
定子绕组交流耐压
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。
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 0.5MΩ。
用2500V兆欧表。
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0.5MΩ。
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0.5MΩ。
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
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天；
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、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：20μL/L；H2：30μL/L；C2H2：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：50μL/L；H2：50μL/L；C2H2：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：150μL/L；H2：150μL/L；C2H2：5.0μL/L(500kV设备为1.0μL/L)；
4)对110kV及以上变压器的油中一旦出现C2H2，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5.0μL/ 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μL/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；
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1～2年；
3)220kV变压器及电抗器2～3年；
4)35～110kV变压器2～3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：R2＝R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2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量直流电阻；结合变压器停电，每1～3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。
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1～2年；
4)220kV变压器及电抗器2～3年；
5)35～110kV变压器2～3年；