山东电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程.docx

山东电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程二三年三月前 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，1996年原电力工业部颁发DL/T5961996电气设备预防性试验规程后，原山东省电力工业局为了减少停电次数，达到多发多供的目的，结合山东省的实际情况，制定颁发了山东省电力工业局电气设备预防性试验规程(试行)，多年来对电力生产起到了非常重要的作用，并积累了丰富的经验。 交接试验的主要目的是检验电气设备安装过程中的质量，它是电气设备开展预防性试验和绝缘监督工作的基础。GB501501991电气装置安装工程电气设备交接试验标准自1992年实施以来，对保证电气设备安全可靠投入运行起了重要作用。随着电力工业的迅速发展，新设备的大量涌现，试验技术不断更新与提高，原规程的某些内容已不能适应当前电力生产的需要。特别是在执行预试规程和交接标准的过程中，由于交接标准10年来没有进行过修订，出现了交接标准比预试标准低的现象，给执行标准带来困难。为此，2002年山东电力集团公司组织相关技术人员，在广泛征求意见的基础上，依据电气设备预防性试验规程和电气装置安装工程电气设备交接试验标准，结合山东电力集团公司的实际情况，编制了电力设备交接和预防性试验规程。 本标准经山东电力集团公司批准从2003年3月10日起实施。 本标准从生效之日起代替1997年山东省电力工业局颁发的山东省电力工业局电气设备预防性试验规程(试行)，凡其它标准、规定涉及电力设备交接和预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有抵触的，以本标准为准。 本标准的附录A、附录B和附录H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、附录I、附录J和附录K是提示的附录。目 录1 范围42 引用标准43 定义、符号54 总则65 旋转电机76 电力变压器及电抗器187 互感器278 开关设备319 套管4210 支柱绝缘子和悬式绝缘子4311 电力电缆线路4312 电容器4913 绝缘油和六氟化硫气体5714 避雷器5715 母线5916 二次回路6017 1kV及以下的配电装置和电力布线6018 1kV及以上的架空电力线路6119 接地装置6220 电除尘器6421 低压电器66附录A(标准的附录) 同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗67附录B(标准的附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准70附录C(提示的附录) 污秽等级与对应附盐密度值71附录D(提示的附录) 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法71附录E(提示的附录) 橡塑电缆附件中金属层的接地方法72附录F(提示的附录) 避雷器的电导电流值和工频放电电压值72附录G(提示的附录) 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值73附录H(标准的附录) 高压电气设备的工频耐压试验标准74附录I(提示的附录) 发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值74附录J(提示的附录) 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数75附录K(提示的附录) 参考资料751 范围 本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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、测量装置等电气设备和安全用具。进口设备和合资企业生产的设备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。 DL/T 5961996 电力设备预防性试验规程 GB 501501991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB/T 2611983 石油产品闪点测量法 GB/T 2641983 石油产品酸值测量法 GB/T 3111997 高压输变电设备的绝缘配合 GB/T 5071986 绝缘油介电强度测量法 GB/T 5111988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 1094.1.21996、GB 1094.3.5 电力变压器 GB 25361990 变压器油 GB 55831985 互感器局部放电测量 GB 56541985 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 64501986 干式电力变压器 GB/T 65411986 石油产品油对水界面张力测量法(圆环法) GB/T 72522001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 73281987 变压器和电抗器的声级测量 GB/T 75952000 运行中变压器油质量标准 GB/T 75981987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法(比色法) GB/T 75991987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法(BTB法) GB 76001987 运行中变压器油水分含量测量法(库仑法) GB 76011987 运行中变压器油水分含量测量法(气相色谱法) 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 9326.1.51988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 110221989 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB 110231989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 110322000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 120221989 工业六氟化硫 DL/T 4211991 绝缘油体积电阻率测量法 DL/T 4231991 绝缘油中含气量测量-真空压差法 DL/T 429.91991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 DL/T 4501991 绝缘油中含气量的测量方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 4592000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 4921992 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订货技术导则 SH 00401991 超高压变压器油 SH 03511992 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漏电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本标准中，若无特别说明，均指加压lmin时的测得值。3.5 吸收比 在同一次试验中，lmin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lmin时的绝缘电阻值之比。3.7 本标准所用的符号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lmA下的参考电压tg 介质损耗因数4 总则4.1 设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。4.2 山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。在执行标准过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kV及以上电气设备并报上级主管部门备案。4.3 50Hz交流耐压试验，加至试验标准电压后的持续时间，无特别说明，均指lmin，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，可根据本标准规定的相邻电压等级按插入法进行计算。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，发电机和电动机应按铭牌额定电压计算，电缆可按电缆额定电压计算。4.4 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备额定电压满足以下要求： 500kV 72小时 220kV 48小时 110kV及以下 24小时4.5 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。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各种设备中的最低试验电压。4.6 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：4.6.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘者，应按照设备的额定电压确定其试验电压；4.6.2 当采用额定电压较高的设备作为代用者，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。4.7 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tg、泄漏电流等)，应同时测量被试品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，空气相对湿度一般不高于80。本标准中使用常温为1040。试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器、电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。4.8 110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T6641999带电设备红外诊断技术应用导则执行。4.10 预试周期原则上110kV及以上电气设备为3年。35kV及以下电气设备可延长至6年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。4.11 不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆头试验的方法进行。4.12 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行。4.13 交接试验时，本标准未涉及到的内容仍以电气装置安装工程 电气设备交接试验标准为准。5 旋转电机5.1 同步发电机5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机交接和预防性试验项目、周期和要求见表5.1。6000kW以下、电压1kV以上的同步发电机应进行除第29项以外的其余各项。电压1kV及以下的同步发电机不论其容量大小，均应按第1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项进行。5.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定5.1.2.1 发电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，换算公式参考附录J。5.1.2.2 运行中的发电机，在大修中未换绕组时，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。5.1.3 有关发电机的在线监测 水冷、水氢氢以及全氢冷的发电机要依据各自的冷却方式分别加装漏水报警或内部过热报警在线监测装置，并在发电机运行中保证在线监测装置可靠工作。表5.1 同步发电机试验项目、周期和要求序号项 目周 期要 求说 明1定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)交接时2)大修前、后3)小修时4)23年5)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，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因，设法消除2)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于23)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，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，应测量汇水管及引水管的绝缘电阻，阻值应符合制造厂的规定3)200MW及以上机组推荐测量极化指数序号项 目周 期要 求说 明2定子绕组的直流电阻1)交接时2)大修时3)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，不大于最小值的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%，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试验1)交接时2)大修前、后3)23年或小修时4)更换绕组后1)试验电压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含氢量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1min3)不符合左栏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的显著增长时，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表面有绝缘者，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5.0102S/m；对于独立的密闭循环水系统不大于1.5102S/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大修前运行20年及以下2.5Un运行20年以上与架空线路直接连接2.5Un运行20年以上不与架空线路直接连接(2.02.5)Un小修时、预试和大修后2.0Un2)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20A以下者，相间差值与历次试验结果相比较，不应有显著变化3)泄漏电流不随时间的延长而增大4)交接时：试验电压为3.0Un，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，最大泄漏电流在20A以下者，相间差值与出厂试验结果相比较，不应有明显差别序号项 目周 期要 求说 明4定子绕组交流耐压试验1)交接时2)大修前3)更换绕组后1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压为：1)应在停机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含氢量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)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按制造厂规定。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5.0102S/m；对于独立的密闭循环水系统不大于1.5102S/m3)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值的1.2倍,持续时间为1min4)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UnV试验电压V小于1000036以上2Un+1000但最低为150010000及以上6000以下2.5Un6000180002Un+300018000以上按专门协议2)交接时，交流耐压标准按上表值的75%3)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1.5Un运行20年以上与架空线路直接连接者1.5Un运行20年以上不与架空线路直接连接者(1.31.5)Un5转子绕组的绝缘电阻1)交接时2)大修中转子清扫前、后3)小修时1)绝缘电阻值一般不小于0.5MW2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温下一般不应小于5kW1)水内冷发电机用500V及以下兆欧表或其它测量仪器2)转子绕组额定电压在200V以上的可用2500V兆欧表，200V及以下的采用1000V兆欧表3)当水内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于2k时，可允许投入运行4)当氢内冷发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求，而转子绕组的绝缘电阻值不低于0.5M时，可允许投入运行序号项 目周 期要 求说 明6转子绕组的直流电阻1)交接时2)大修时与初次(交接或大修)所测量的结果比较，其差别一般不超过2%1)在冷状态下进行测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于32)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)隐极式转子拆卸护环后、局部修理槽内的绝缘和更换绕组后试验电压1)隐极式转子拆卸护环只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替2)隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸护环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)全部更换转子绕组时工艺过程中的试验电压值按制造厂规定4)交接时，隐极式转子绕组不进行交流耐压试验，可采用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替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1000V，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1000V，不大于2000V8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)的绝缘电阻1)交接时2)大修时3)小修时绝缘电阻值不应小于0.5MW，否则应查明原因并消除1)小修时，用1000V兆欧表2)大修时，用2500V兆欧表3)回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接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1)交接时2)大修时试验电压为1000V1)可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替2)水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压，应按序号7的规定进行3)回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接序号项 目周 期要 求说 明10定子铁芯试验1)交接时2)重新组装或更换、修理硅钢片后3)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)对于运行年久的发电机自行规定1)交接时，若制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行试验2)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3)用红外热像仪测温11发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻1)交接时2)大修时1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5MW2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴不得低于100MW；油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MW3)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100MW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1)交接时2)大修时与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%非线性电阻按制造厂要求13灭磁开关的并联电阻1)交接时2)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1)交接时2)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，不应有明显变化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线圈测量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计检验1)交接时2)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)除埋入式检温计外还包括水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10V1)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)有条件时可用超声法探测槽放电序号项 目周 期要 求说 明17汽轮发电机定子绕组端部振型模态试验1)交接时2)大修时(200MW及以上)3)必要时模态试验固有频率在94115Hz之间，且振型为椭圆的为不合格，应进行端部结构改造交接时有制造厂测量数据时可不进行18定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量1)交接时2)大修时3)必要时1)直流试验电压为Un2)测试结果一般不大于附录I表I1中的值1)本项试验适用于100MW及以上的国产定子水内冷汽轮发电机2)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷19轴电压1)交接时2)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)分别在空载额定电压时及带负荷后测量3)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V4)水轮发电机应测量轴对机座的电压1)测量时应采用高内阻(不小于100kW/V)的交流电压表2)对于端盖式轴承可测轴对地电压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)交接时2)大修后3)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内2)在额定转速下的定子电压最高值:a)水轮发电机为1.5Un(以不超过额定励磁电流为限)b)汽轮发电机为1.3Un(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5min22三相稳定短路特性曲线1)交接时2)更换绕组后3)必要时 与制造厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围之内23发电机定子开路时间的灭磁时间常数1)交接时2)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别24测量自动灭磁装置分闸后的定子残压交接时残压值不作规定(一般在200V以下)序号项 目周 期要 求说 明25检查相序1)交接时2)改动接线时应与电网的相序一致26温升试验1)定、转子绕组更换及冷却系统改进后2)增容改造后3)必要时应符合制造厂规定如对埋入式温度计准确度有怀疑时，可用带电测平均温度的方法加以校对27进相运行试验1)交接时2)增容改造后3)必要时应符合运行规程的要求分备变和厂变带厂用电两个工况进行28效率试验增容改造后应符合制造厂规定29超瞬态电抗和负序电抗1)交接时2)必要时应符合制造厂规定交接时当无制造厂型式试验数据时应进行测量5.2 直流电机 直流电机的试验项目、周期和要求见表5.2。表5.2 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)交接时2)大修时3)必要时绝缘电阻值一般不低于0.5MW1)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绕组的直流电组1)交接时2)大修时1)与制造厂试验数据或以前测得的值比较，其差别一般不大于2%，补偿绕组自行规定2)100kW以下不重要的电机自行规定3电枢绕组片间的直流电阻1)交接时2)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1)交接时2)大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压：1)交接时为1.5Un750V，但不小于1200V2)大修时为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兆欧表测量绝缘电阻代替5磁场可变电阻器的直流电阻1)交接时2)大修时与铭牌数据或最初测量值比较差别不应超过10%应在不同分接头位置测量，电阻变化应有规律性6磁场可变电阻器的绝缘电阻1)交接时2)大修时绝缘电阻值一般不低于0.5MW1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行2)用2500V兆欧表序号项 目周 期要 求说 明7调整碳刷的中心位置1)交接时2)大修时3)必要时核对位置是否正确，应满足良好的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1)交接时2)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1)交接时2)大修时各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围内：3mm以下气隙： 10%3mm及以上气隙：5%10直流发电机的特性1)交接时2)大修后必要时3)更换绕组后与制造厂试验数据相比较，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的情况下进行11直流电动机的空转检查1)交接时2)大修后3)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 中频发电机 中频发电机的试验项目、周期和要求见表5.3。表5.3 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)交接时2)大修时3)小修时绝缘电阻值不小于0.5MW1000V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1)交接时2)大修时1)各相绕组直流电阻值相互间差别不超过最小值的2%2)励磁绕组所测得的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1)交接时2)大修时试验电压为出厂值的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1)交接时2)大修时与制造厂数值或最初测得的值比较，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序号项 目周 期要 求说 明5测录中频发电机的特性曲线1)交接时2)大修后必要时3)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)永磁式中频发电机只测录发电机电压与转速的关系曲线4)外特性：必要时进行6检查相序交接时电机出线端子标号与相序一致7温升试验必要时按制造厂规定新机投运后创造条件进行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5.4。5.4.2 容量在100kW以下的电动机一般只进行1、2、4、14，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。表5.4 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(或极化指数)1)交接时2)大修时3)小修时4)必要时1)绝缘电阻值a)额定电压1000V以下者，室温下不低于0.5MWb)额定电压1000V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每千伏1MW，投产前室温下(包括电缆)不应低于每千伏1MWc)转子绕组绝缘电阻不应低于0.5MW2)吸收比(或极化指数)自行规定1)容量为500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照发电机中有关规定2)3000V以下的电动机使用1000V兆欧表；3000V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，转子绕组可与其起动设备一起测量4)有条件时应分相测量2绕组的直流电阻1)交接时2)大修时3)必要时1)1000V及以上或100kW及以上的电动机各相绕组的直流电阻值的相互间差别不应超过最小值的2%，中性点未引出时，可测量线间电阻，其相互差别不应超过最小值的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试验1)交接时2)大修时3)更换绕组后1)试验电压交接及全部更换绕组：3Un；大修或局部更换绕组：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以下者不做规定3)500kW以下的电动机自行规定有条件时应分相进行序号项 目周 期要 求说 明4定子绕组的交流耐压1)交接时2)大修后3)更换绕组后1)大修中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1500V3)交接时试验电压0.75(2Un+1000)V1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可