同步发电机试验项目.doc

同步发电机
交接实验项目，应涉及下列内容：
1 测量定子绕组的绝缘电阻和吸取比或极化指数；
2 测量定子绕组的直流电阻；
3 定子绕组直流耐压实验和泄漏电流测量；
4 定子绕组交流耐压实验；
5 测量转子绕组的绝缘电阻；
6 测量转子绕组的直流电阻；
7 转子绕组交流耐压实验；
8 测量发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻，不涉及发电机转子和励磁机电枢；
9 发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压实验，不涉及发电机转子和励磁机电枢；
10 测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻；
11 埋入式测温计的检查；
12 测量灭磁电阻器、自同步电阻器的直流电阻；
13 测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗（无刷励磁机组，无测量条件时，可以不测量）；
14 测录三相短路特性曲线；
15 测录空载特性曲线；
16 测量发电机定子开路时的灭磁时间常数和转子过电压倍数；
17 测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压；
18 测量相序；
19 测量轴电压；
20 定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析；
21 定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量。
一、测量定子绕组的绝缘电阻和吸取比或极化指数，应符合下列规定：
1 各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于 2；
2 吸取比：对沥青浸胶及烘卷云母绝缘不应小于1.3；对环氧粉云母绝缘不应小于1.6。对于容量200MW及以上机组应测量极化指数，极化指数不应小于2.0。
二、测量定子绕组的直流电阻，应符合下列规定：
1 直流电阻应在冷状态下测量，测量时绕组表面温度与周边空气温度之差应在±3℃的范围内；
2 各相或各分支绕组的直流电阻，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，互相间差别不应超过其最小值的2%；与产品出厂时测得的数值换算至同温度下的数值比较，其相对变化也不应大于2%。
三、定子绕组直流耐压实验和泄漏电流测量，应符合下列规定：
1 实验电压为电机额定电压的3 倍；
2 实验电压按每级 0.5 倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，并记录泄漏电流；在规定的实验电压下，泄漏电流应符合下列规定：
1）各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%，当最大泄漏电流在 20μA 以下，根据绝缘电阻值和交流耐压实验结果综合判断为良好时，各相间差值可不考虑；
2）泄漏电流不应随时间延长而增大；
当不符合上述规定之一时，应找出因素，并将其消除。
3）泄漏电流随电压不成比例地显著增长时，应及时分析。
四、定子绕组交流耐压实验所采用的电压，应符合表1 的规定。现场组装的水轮发电机定子绕组工艺过程中的绝缘交流耐压实验，应按现行国家标准《水轮发电机组安装技术规范》GB/T 8564的有关规定进行。水内冷电机在通水情况下进行实验，水质应合格；大容量发电机交流耐压实验，当工频交流耐压实验设备不能满足规定期，可采用谐振耐压代替。
表1定子绕组交流耐压实验电压
容量(kW)
额定电压(V)
实验电压(V)
10000以下
36 以上
（1000+2Un）×0.8
10000及以上
24000 以下
（1000+2Un）×0.8
10000及以上
24000及以上
与厂家协商
注：Un为发电机额定电压。
五、测量转子绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：
1 转子绕组的绝缘电阻值不宜低于0.5MΩ；
2 当发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动规定，而转子绕组的绝缘电阻值不低于2023Ω 时，可允许投入运营；
3 在电机额定转速时超速实验前、后测量转子绕组的绝缘电阻；
4 测量绝缘电阻时采用兆欧表的电压等级：当转子绕组额定电压为 200V 以上，采用2500V 兆欧表；200V 及以下，采用 1000V 兆欧表。
六、测量转子绕组的直流电阻，应符合下列规定：
1 应在冷状态下进行，测量时绕组表面温度与周边空气温度之差应在 ±3℃ 的范围内。测量数值与产品出厂数值换算至同温度下的数值比较，其差值不应超过2%；
2 显极式转子绕组，应对各磁极绕组进行测量；当误差超过规定期，还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量。
七、转子绕组交流耐压实验，应符合下列规定：
1 整体到货的显极式转子，实验电压应为额定电压的7.5 倍，且不应低于 1200V；
2 工地组装的显极式转子，其单个磁极耐压实验应按制造厂规定进行。组装后的交流耐压实验，应符合下列规定：
1） 额定励磁电压为500V 及以下电压等级，为额定励磁电压10倍，并不应低于1500V；
2）额定励磁电压为500V 以上，为额定励磁电压的2倍加4000V。
八、测量发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻值，不应低于0.5MΩ。回路中有电子元器件设备的，实验时应将插件拔出或将其两端短接。
注：不涉及发电机转子和励磁机电枢的绝缘电阻测量。
九、发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压实验，其实验电压应为 1000V，或用2500V兆欧表测量绝缘电阻方式代替。水轮发电机的静止可控硅励磁的实验电压，应按第七条第2款的规定进行；回路中有电子元器件设备的，实验时应将插件拔出或将其两端短接。
注：不涉及发电机转子和励磁机电枢的交流耐压实验。
十、测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻，应符合下列规定：
1 应在装好油管后，采用 1000V 兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ；
十一、埋入式测温计的检查应符合下列规定：
1 用 250V 兆欧表测量检温计的绝缘电阻是否良好；
2 核对测温计指示值，应无异常。
十二、测量灭磁电阻器、自同步电阻器的直流电阻，应与铭牌数值比较，其差值不应超过10%。
十三、测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗，应符合下列规定：
1 应在静止状态下的定子膛内、膛外和在超速实验前、后的额定转速下分别测量；
2 对于显极式电机，可在膛外对每一磁极绕组进行测量。测量数值互相比较应无明显差别；
3 实验时施加电压的峰值不应超过额定励磁电压值。
注：无刷励磁机组，当无测量条件时，可以不测。
十四、测量三相短路特性曲线，应符合下列规定：
1 测量的数值与产品出厂实验数值比较，应在测量误差范围以内；
2 对于发电机变压器组，当发电机自身的短路特性有制造厂出厂实验报告时，可只录取发电机变压器组的短路特性，其短路点应设在变压器高压侧。
十五、测量空载特性曲线，应符合下列规定：
1 测量的数值与产品出厂实验数值比较，应在测量误差范围以内；
2 在额定转速下实验电压的最高值，水轮发电机应为定子额定电压值的130%，但均不应超过额定励磁电流；
3 当电机有匝间绝缘时，应进行匝间耐压实验，在定子额定电压值的 130%（不超过定子最高电压）下连续 5min；
4 对于发电机变压器组，当发电机自身的空载特性及匝间耐压有制造厂出厂实验报告时，可不将发电机从机组拆开作发电机的空载特性，而只作发电机变压器组的整组空载特性，电压加至定子额定电压值的 105%。
十六、在发电机空载额定电压下测录发电机定子开路时的灭磁时间常数。对发电机变压器组，可带空载变压器同时进行。
十七、发电机在空载额定电压下自动灭磁装置分后测量定子残压。
十八、测量发电机的相序必须与电网相序一致。
十九、测量轴电压，应符合下列规定：
1 分别在空载额定电压时及带负荷后测定；
2 水轮发电机应测量轴对机座的电压。
二十、定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析，应符合下列规定：
1 发电机冷态下定子绕组端部自振频率及振型：如存在椭圆型振型且自振频率在94～115Hz范围内为不合格；
2 当制造厂已进行过实验，且有出厂实验报告时，可不进行实验。
二一、定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量，应符合下列规定；
1 现场进行发电机端部引线组装的，应在绝缘包扎材料干燥后，施加直流电压测量；
2 定子绕组施加直流电压为发电机额定电压Un；
3 所测表面直流电位应不大于制造厂的规定值。

电抗器及消弧线圈的交接实验
交接实验项目应涉及下列内容：
1 测量绕组连同套管的直流电阻；
2 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸取比或极化指数；
3 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ；
4 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
5 绕组连同套管的交流耐压实验；
6 测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻；
7 绝缘油的实验；
8 非纯瓷套管的实验；
9 额定电压下冲击合闸实验；
10 测量噪音；
11 测量箱壳的振动；
12 测量箱壳表面的温度。
一、测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
1 测量应在各分接头的所有位置上进行；
2 实测值与出厂值的变化规律应一致；
3 三相电抗器绕组直流电阻值互相间差值不应大于三相平均值的2%；
4 电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于 2%。
二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸取比或极化指数，应符合下列规定：
1 绝缘电阻值不低于产品出厂实验值的 70%。
2 当测量温度与产品出厂实验时的温度不符合时，可按表 1换算到同一温度时的数值进行比较；
表 1油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注：1表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值。
2 测量温度以上层油温为准。
当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数 A 可用线性插入法拟定，也可按下述公式计算：
A=1.5K/10 (1)
校正到 20℃ 时的绝缘电阻值可用下述公式计算：
当实测温度为 20℃ 以上时：
R20=ARt (2)
当实测温度为 20℃ 以下时：
R20=Rt/A (3)
式中 R20——校正到 20℃ 时的绝缘电阻值(MΩ)；
Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。
3 变压器电压等级为 35kV 及以上，且容量在 4000kVA 及以上时，应测量吸取比。吸取比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于 1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸取比可不做考核规定。
4 变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核规定。
三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV 及以上且容量在 8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值 tanδ ；
2 被测绕组的 tanδ 值不应大于产品出厂实验值的130%；
3 当测量时的温度与产品出厂实验温度不符合时，可按表 2换算到同一温度时的数值进行比较。
表2介质损耗角正切值tgδ (%)温度换算系数
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
换算系数 A
1.15
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
注：1 表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值；
2 测量温度以上层油温为准；
3 进行较大的温度换算且实验结果超过第二款规定期，应进行综合分析判断。
当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法拟定，也可按下述公式计算：
A=1.3K/10 (1)
校正到20℃ 时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：
当测量温度在20℃以上时，
tanδ20= tanδt/A (2)
当测量温度在20℃ 以下时:
tanδ20=A tanδ t (3)
式中 tanδ20——校正到 20 ℃ 时的介质损耗角正切值；
tanδt ——在测量温度下的介质损耗角正切值。
四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流；
2 实验电压标准应符合表3的规定。当施加实验电压达 1min 时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录D的规定。
表3油浸式电力变压器直流泄漏实验电压标准
绕组额定电压(kV)
6～10
20～35
63～330
500
直流实验电压(kV)
10
20
40
60
注：1 绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准；
2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

五、绕组连同套管的交流耐压实验，应符合下列规定：
1干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压实验，实验电压应符合表1的规定：
表4电力变压器和电抗器交流耐压实验电压标准kV
系统
标称电压
设备
最高电压
交流耐压
油浸式电力变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
<1
≤1.1
—
2.5
3
3.6
14
8.5
6
7.2
20
17
10
12
28
24
15
17.5
36
32
20
24
44
43
35
40.5
68
60
66
72.5
112
—
110
126
160
—
220
252
316(288)
—
330
363
408(368)
—
500
550
544(504)
—
注：1上表中，变压器实验电压是根据现行国家标准 《电力变压器 第3部分：绝缘水平和绝缘实验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂实验电压乘以0.8制定的。
2 干式变压器出厂实验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB 6450规定的出厂实验电压乘以0.8制定的。

2 对分级绝缘的耐压实验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。
六、测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定：
1 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行实验；
2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；
3 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；
4 采用 2500V 兆欧表测量，连续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
七、绝缘油的实验项目及标准，应符合表5的规定。

表5绝缘油的实验项目及标准
序号
项目
标准
说 明
1
外状
透明，无杂质或悬浮物
外观目视
2
水溶性酸(pH 值)
＞5.4
按《运营中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)》GB/T 7598中的有关规定进行实验
3
酸值，mgKOH/g
≤0.03
按《运营中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(BTB)法)》GB/T 7599的有关规定进行实验
4
闪点(闭口)(℃)
不低于
DB-10
DB-25
DB-45
按GB261中的有关规定进行实验
140
140
135
5
水分(mg/L)
500kV：≤10
20kV～30kV：≤15
110kV 及以下电压等级：≤20
按《运营中变压器油水分测定法(气相色谱法)》GB/T7601中的有关规定进行实验
6
界面张力(25℃), mN/m
≥35
按《石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)》GB/T 6541中的有关规定进行实验
7
介质损耗因数tanδ(%)
90 ℃时，
注入电气设备前 ≤0.5
注入电气设备后 ≤0.7
按《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/T 5654中的有关规定进行实验
8
击穿电压
500kV：≥60kV
330kV：≥50kV
60～220kV：≥40kV
35kV 及以下电压等级：≥35kV
1 按《绝缘油 击穿电压测定法》GB/T 507或《电力系统油质实验方法 绝缘油介电强度测定法》DL/T429中的有关规定进行实验
2 油样应取自被试设备
3 该指标为平板电极测定值，其他电极可按《运营中变压器油质量标准》GB/T 7595及《绝缘油 击穿电压测定法》GB/T 507中的有关规定进行实验
4 对注入设备的新油均不应低于本标准
9
体积电阻率(90℃)(Ω·m)
≥6×1010
按《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和何种电阻率的测量》GB/T 5654 或《绝缘油体积电阻率测定法》DL/T421中的有关规定进行实验
10
油中含气量(%)
( 体积分数)
330～500kV：≤1
按《绝缘油中含气量测定真空压差法》DL/T423 或《绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)》DL/T450中的有关规定进行实验
11
油泥与沉淀物( %)( 质量分数)
≤0.02
按《石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)》GB/T511中的有关规定进行实验
12
油中溶解气体组分含量色谱分析

见有关章节
按《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T17623 或《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252 及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL/T 722中的有关规定进行实验

八、非套管的实验项目，应涉及下列内容：
1 测量绝缘电阻；
2 测量20kV 及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值 tanδ和电容值；
3 交流耐压实验；
4 绝缘油的实验。（有机复合绝缘套管除外）。
5 SF6套管气体实验
注：整体组装于35kV油断路器上的套管，可不单独进行 tanδ 的实验。
1、测量绝缘电阻，应符合下列规定：
1）测量套管主绝缘的绝缘电阻；
2）66kV 及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻。采用 2500V 兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于 1000MΩ。
2、测量20kV及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗角正切值 tanδ和电容值，应符合表6规定：
1）在室温不低于 10℃ 的条件下，套管的介质损耗角正切值 tanδ 不应大于表6的规定；
2）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂实验值相比，其差值应在±5%范围内。
表6 套管主绝缘介质损耗角正切值tanδ(%)的标准
套管主绝缘类型
tanδ ( %)最大值
电容式
油浸纸
0.7（500k V套管0.5）①
胶浸纸
0.7②
胶粘纸
1.0（66kV 及以下电压等级套管1.5）①②
浇铸树脂
1.5
气体
1.5
有机复合绝缘③
0.7
非电容式
浇铸树脂
2.0
复合绝缘
由供需双方商定
其他套管
由供需双方商定
注：1 所列的电压为系统标称电压；
2 对20kV及以上电容式充胶或胶纸套管的老产品，其tanδ (%)值可为2或2.5；
3 有机复合绝缘套管的介损实验，宜在干燥环境下进行。
3、交流耐压实验，应符合下列规定：
1）实验电压应符合本标准附录A的规定；
2）穿墙套管、断路器套管、变压器套管、电抗器及消弧线圈套管，均可随母线或设备一起进行交流耐压实验。
4、绝缘油的实验，应符合下列规定：
1）套管中的绝缘油应有出厂实验报告，现场可不进行实验。但当有下列情况之一者，应取油样进行水分、击穿电压、色谱实验：
a套管主绝缘的介质损耗角正切值超过表6中的规定值；
b套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合规定；
c套管由于渗漏等因素需要重新补油时。
2）套管绝缘油的补充或更换时进行的实验，应符合下列规定：
a换油时应按本标准表5的规定进行；
b电压等级为 500kV 的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析；油中溶解气体组分含量（μL/L）不宜超过下列任一值，总烃：10，H2：150，C2H2：0；
3）补充绝缘油时，除按上述规定外，若绝缘油需要进行混合时，在混合前，应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其结果应符合表 5中第8、11项的规定。混油后还应按表5中的规定进行绝缘油的实验。
4）充电缆油的套管须进行油的实验时，应符合表7的规定。
表 7充油电缆使用的绝缘油实验项目和标准
项目
要 求
实验方法
击穿电压
电缆及附件内
对于64/110～190/330KV，不低于50kV，对于290/500KV，不低于60KV
按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507中的有关规定进行实验
压力箱中
不低于50KV
介质损耗因数
电缆及附件内
对于64/110～127/220KV的不大于0.005，对于190/330KV的不大于0.003
按《电力设备防止性实验规程》DL/T 596中的有关规定进行实验
压力箱中
不大于0.003
九、在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸实验，应进行5次，每次间隔时间为 5min，应无异常现象。
十、测量噪音应符合下列规定：
电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A) ，其测量方法和规定应按现行国家标准《变压器和电抗器的声级测定》GB/T 7328的规定进行。
十一、电压等级为 500kV 的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。
十二、电压等级为330～500kV 的电抗器，应测量箱壳表面的温度，温升不应大于65℃。
电力电缆线路交接实验
实验项目涉及下列内容：
1 测量绝缘电阻；
2 直流耐压实验及泄漏电流测量；
3 交流耐压实验；
4 测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比；
5 检查电缆线路两端的相位；
6 充油电缆的绝缘油实验；
一、电力电缆线路的实验，应符合下列规定：
1 对电缆的主绝缘作耐压实验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行实验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地；
2 对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作耐压实验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地；
3 对额定电压为0.6/1kV的电缆线路应用2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压实验，实验时间1min。
二、测量各电缆导体对地或对金属屏蔽层间和各导体间的绝缘电阻，应符合下列规定：
1 耐压实验前后，绝缘电阻测量应无明显变化；
2 橡塑电缆外护套、内衬套的绝缘电阻不低于0.5MΩ/km；
3 测量绝缘用兆欧表的额定电压，宜采用如下等级：
1）0.6/1kV电缆:用1000V兆欧表。
2）0.6/1kV以上电缆:用2500V兆欧表；6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表。
3）橡塑电缆外护套、内衬套的测量:用500V兆欧表。
三、直流耐压实验及泄漏电流测量，应符合下列规定：
1 直流耐压实验电压标准：
1）纸绝缘电缆直流耐压实验电压Ut可采用下式计算，
对于统包绝缘（带绝缘）：
Ut =5× (U0 +U)／2 (1)
对于分相屏蔽绝缘：
Ut=5×U0 (2)
实验电压见下表 1的规定。
表1纸绝缘电缆直流耐压实验电压标准(KV)

电缆额定电压Uo/U
1.8/3
2.6/3
3.6/6
6/6
6/10
8.7/10
21/35
26/35
直流实验电压
12
17
24
30
40
47
105
130
2）18／30kV及以下电压等级的橡塑绝缘电缆直流耐压实验电压应按下式计算：
Ut = 4 ×U0 (3)
3）充油绝缘电缆直流耐压实验电压，应符合表2的规定。
表 2充油绝缘电缆直流耐压实验电压标准(kV)
电缆额定电压U0/U
雷电冲击耐受电压
直流实验电压
48/66
325
165
350
175
64/110
450
225
550
275
127/220
850
425
950
475
1050
510
200/330
1175
585
1300
650
290/500
1425
710
1550
775
1675
835
注:1上列各表中的U为电缆额定线电压；Uo为电缆导体对地或对金属屏蔽层间的额定电压。
2 雷电冲击电压依据现行国家标准《高压输变电设备的绝缘配合》GB 311.1 规定。
4） 交流单芯电缆的护层绝缘直流耐压实验标准，可依据18.0.9条文规定。
2 实验时，实验电压可分 4～6 阶段均匀升压，每阶段停留1min，并读取泄漏电流值。实验电压升至规定值后维持15min，其间读取1min和15 min时泄漏电流。测量时应消除杂散电流的影响。
3 纸绝缘电缆泄漏电流的三相不平衡系数(最大值与最小值之比)不应大于2；当 6/l0kV 及以上电缆的泄漏电流小于 20μA 和 6kV 及以下电压等级电缆泄漏电流小于 10μA 时，其不平衡系数不作规定。泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考，不作为是否能投入运营的判据。 其他电缆泄漏电流值不作规定。
4 电缆的泄漏电流具有下列情况之一者，电缆绝缘也许有缺陷，应找出缺陷部位，并予以解决：
1) 泄漏电流很不稳定；
2) 泄漏电流随实验电压升高急剧上升；
3) 泄漏电流随实验时间延长有上升现象。

四、交流耐压实验，应符合下列规定：
1 橡塑电缆优先采用20Hz～300Hz交流耐压实验。20Hz～300Hz交流耐压实验电压及时间见表3：
表3橡塑电缆20Hz～300Hz交流耐压实验和时间
额定电压U0/U(KV)
实验电压
时间(min)
18/30及以下
2.5U0（或2U0）
5（或60）
21/35～64/110
2 U0
60
127/220
1.7 U0（或1.4 U0）
60
190/330
1.7 U0（或1.3 U0）
60
290/500
1.7 U0（或1.1 U0）
60
2 不具有上述实验条件或有特殊规定期，可采用施加正常系统相对地电压24h方法代替交流耐压。
五、测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比。测量在相同温度下的金属屏蔽层和导体的直流电阻。
六、检查电缆线路的两端相位应一致，并与电网相位相符合。七、充油电缆的绝缘油实验：应符合表4的规定。
表 4充油电缆使用的绝缘油实验项目和标准
项目
要 求
实验方法
击穿电压
电缆及附件内
对于64/110～190/330KV，不低于50kV，对于290/500KV，不低于60KV
按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507中的有关规定进行实验
压力箱中
不低于50KV
介质损耗因数
电缆及附件内
对于64/110～127/220KV的不大于0.005，对于190/330KV的不大于0.003
按《电力设备防止性实验规程》DL/T 596中的有关规定进行实验
压力箱中
不大于0.003

变压器和电抗器定期的实验项目、周期和规定
一、油中溶解气体色谱分析
1、实验周期
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设备还应增长1次在投运后1天；
2) 运营中：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)其余8MVA及以上的变压器为1年；
3) 大修后；4)必要时。
2、实验规定
1) 运营设备的油中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150×10-6
 H2含量大于150×10-6
C2H2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营。
注：1) 总烃涉及：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) 新投运的变压器应有投运前的测试数据；
5) 测试周期中1)项的规定合用于大修后的变压器。
二、绕组直流电阻
1、实验周期
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。
2、实验规定
1) 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻互相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。
注：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因素，按规定中3)项执行；
2) 不同温度下的电阻值按下式换算；

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225；
3) 无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。
三、绕组绝缘电阻、吸取比或(和)极化指数
1、实验周期
1) 1～3年或自行规定；
2) 大修后；
3) 必要时。
2、实验规定
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) 吸取比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5。
注：1) 采用2500V或5000V兆欧表；
2) 测量前被试绕组应充足放电；
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

式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值；
5) 吸取比和极化指数不进行温度换算。
四、绕组的tgδ
1、实验周期
1) 1～3年或自行规定；
2) 大修后；
3) 必要时。
2、实验规定
1) 20℃时tgδ不大于下列数值：
330～500kV 0.6%
66～220kV 0.8%
35kV及以下 1.5%
2) tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)；
3) 实验电压如下：
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un

注：1) 非被试绕组应接地或屏蔽；
2) 同一变压器各绕组tgδ的规定值相同；
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tgδ值一般可按下式换算

式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值。
五、电容型套管的tgδ和电容值
1、实验周期
1) 1～3年或自行规定；
2) 大修后；
3) 必要时。
2、实验规定
1) 20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值：
电压等级kV
20～35
66～110
220～500
大修后
充 油 型
3.0
1.5
—
油纸电容型
1.0
1.0
0.8
运营中
充 油 型
3.5
1.5
—
油纸电容型
1.0
1.0
0.8
2) 当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%。
3) 电容型套管的电容值与出厂值或上一次实验值的差别超过±5%时，应查明因素。
注：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
3) 测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量；
4) 油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温度增长明显增大或实验电压由10kV升届时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运营。
六、绝缘油实验
1、实验周期
1) 300kV和500kV变压器、电抗器油，实验周期为1年的项目有序号1、2、3、5、6、7、8、9、10；
2) 66～220kV变压器、电抗器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，实验周期为1年的项目有序号1、2、3、6，必要时实验的项目有5、8、9；
3) 35kV及以下变压器油实验周期为3年的项目有序号6；
4) 新变压器、电抗器投运前、大修后油实验项目有序号1、2、3、4、5、6、7、8、9(对330、500kV的设备增长序号10)；
5) 序号11项目在必要时进行。
2、实验项目和规定见下表
实验项目和规定
序号
项 目
要 求
说 明
投入运营前的油
运 行 油
1
外 观
透明、无杂质或悬浮物
将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观测
2
水溶性酸pH值
≥5.4
≥4.2

按GB7598进行实验
3
酸值mgKOH/g
≤0.03
≤0.1
按GB264或GB7599进行实验
4
闪点(闭口)℃
≥140(10号、25号油)
≥135(45号油)
1)不应比左栏规定低5℃
2)不应比上次测定值低5℃
按GB261进行实验
5
水分mg/L
66～110kV ≤20
220kV ≤15
330～500kV ≤10
66～110kV ≤35
220kV ≤25
330～500kV ≤15
运营中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB7600或GB7601进行实验
6
击穿电压kV
15kV以下 ≥30
15～35kV ≥35
66～220kV ≥40
330kV ≥50
500kV ≥60
15kV以下 ≥25
15～35kV ≥30
66～220kV ≥35
330kV ≥45