同步发电机试验项目模板.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。
同步发电机
交接试验项目, 应包括下列内容:
1 测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;
2 测量定子绕组的直流电阻;
3 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量;
4 定子绕组交流耐压试验;
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 转子绕组交流耐压试验;
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, 不包括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试验, 不包括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, 能够不测量) ;
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收比或极化指数, 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 吸收比: 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围空气温度之差应在±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, 相互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、 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量, 应符合下列规定:
1 试验电压为电机额定电压的3 倍;
2 试验电压按每级 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; 在规定的试验电压下, 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试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, 应找出原因, 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、 定子绕组交流耐压试验所采用的电压, 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试验, 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试验, 水质应合格; 大容量发电机交流耐压试验, 当工频交流耐压试验设备不能满足要求时, 可采用谐振耐压代替。
表1定子绕组交流耐压试验电压
容量(kW)
额定电压(V)
试验电压(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要求, 而转子绕组的绝缘电阻值不低于 Ω 时, 可允许投入运行;
3 在电机额定转速时超速试验前、 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围空气温度之差应在 ±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; 当误差超过规定时, 还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量。
七、 转子绕组交流耐压试验, 应符合下列规定:
1 整体到货的显极式转子, 试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, 其单个磁极耐压试验应按制造厂规定进行。组装后的交流耐压试验, 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, 试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注: 不包括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试验, 其试验电压应为 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试验电压, 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, 试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注: 不包括发电机转子和励磁机电枢的交流耐压试验。
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、 膛外和在超速试验前、 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。测量数值相互比较应无明显差别;
3 试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, 能够不测。
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试验数值比较, 应在测量误差范围以内;
2 对于发电机变压器组, 当发电机本身的短路特性有制造厂出厂试验报告时, 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试验数值比较, 应在测量误差范围以内;
2 在额定转速下试验电压的最高值, 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, 应进行匝间耐压试验, 在定子额定电压值的 130%( 不超过定子最高电压) 下持续 5min;
4 对于发电机变压器组, 当发电机本身的空载特性及匝间耐压有制造厂出厂试验报告时, 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 当制造厂已进行过试验, 且有出厂试验报告时, 可不进行试验。
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试验
交接试验项目应包括下列内容:
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、 吸收比或极化指数;
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试验;
6 测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻;
7 绝缘油的试验;
8 非纯瓷套管的试验;
9 额定电压下冲击合闸试验;
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相互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、 吸收比或极化指数, 应符合下列规定:
1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。
2 当测量温度与产品出厂试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 可用线性插入法确定, 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, 应测量吸收比。吸收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, 吸收比可不做考核要求。
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要求。
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试验值的130%;
3 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时, 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试验结果超过第二款规定时, 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可用线性插入法确定, 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 试验电压标准应符合表3的规定。当施加试验电压达 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试验电压标准
绕组额定电压(kV)
6～10
20～35
63～330
500
直流试验电压(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试验, 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试验, 试验电压应符合表1的规定:
表4电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准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, 变压器试验电压是根据现行国家标准 《电力变压器 第3部分: 绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
2 干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB 6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

2 对分级绝缘的耐压试验电压标准, 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试验;
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, 持续时间为1min, 应无闪络及击穿现象。
七、 绝缘油的试验项目及标准, 应符合表5的规定。

表5绝缘油的试验项目及标准
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《运行中变压器油、 汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)》GB/T 7598中的有关要求进行试验
3
酸值, mgKOH/g
≤0.03
按《运行中变压器油、 汽轮机油水溶性酸测定法(BTB)法)》GB/T 7599的有关要求进行试验
4
闪点(闭口)(℃)
不低于
DB-10
DB-25
DB-45
按GB261中的有关要求进行试验
140
140
135
5
水分(mg/L)
500kV: ≤10
20kV～30kV: ≤15
110kV 及以下电压等级: ≤20
按《运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)》GB/T7601中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验
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《电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法》DL/T429中的有关要求进行试验
2 油样应取自被试设备
3 该指标为平板电极测定值, 其它电极可按《运行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中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验
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中的有关要求进行试验

八、 非套管的试验项目, 应包括下列内容:
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 交流耐压试验;
4 绝缘油的试验。( 有机复合绝缘套管除外) 。
5 SF6套管气体试验
注: 整体组装于35kV油断路器上的套管, 可不单独进行 tanδ 的试验。
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试验值相比, 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
其它套管
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试验, 宜在干燥环境下进行。
3、 交流耐压试验, 应符合下列规定:
1) 试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试验。
4、 绝缘油的试验, 应符合下列规定:
1) 套管中的绝缘油应有出厂试验报告, 现场可不进行试验。但当有下列情况之一者, 应取油样进行水分、 击穿电压、 色谱试验:
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要求;
c套管由于渗漏等原因需要重新补油时。
2) 套管绝缘油的补充或更换时进行的试验, 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试验。
4) 充电缆油的套管须进行油的试验时, 应符合表7的规定。
表 7充油电缆使用的绝缘油试验项目和标准
项目
要 求
试验方法
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中的有关要求进行试验
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《电力设备预防性试验规程》DL/T 596中的有关要求进行试验
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试验, 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) , 其测量方法和要求应按现行国家标准《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℃。
电力电缆线路交接试验
试验项目包括下列内容:
1 测量绝缘电阻;
2 直流耐压试验及泄漏电流测量;
3 交流耐压试验;
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 充油电缆的绝缘油试验;
一、 电力电缆线路的试验, 应符合下列规定:
1 对电缆的主绝缘作耐压试验或测量绝缘电阻时, 应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时, 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试验时, 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试验, 试验时间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 耐压试验前后, 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、 直流耐压试验及泄漏电流测量, 应符合下列规定:
1 直流耐压试验电压标准:
1) 纸绝缘电缆直流耐压试验电压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)
试验电压见下表 1的规定。
表1纸绝缘电缆直流耐压试验电压标准(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
直流试验电压
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试验电压应按下式计算:
Ut = 4 ×U0 (3)
3) 充油绝缘电缆直流耐压试验电压, 应符合表2的规定。
表 2充油绝缘电缆直流耐压试验电压标准(kV)
电缆额定电压U0/U
雷电冲击耐受电压
直流试验电压
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试验标准, 可依据18.0.9条文规定。
2 试验时, 试验电压可分 4～6 阶段均匀升压, 每阶段停留1min, 并读取泄漏电流值。试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行的判据。 其它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, 电缆绝缘可能有缺陷, 应找出缺陷部位, 并予以处理:
1) 泄漏电流很不稳定;
2) 泄漏电流随试验电压升高急剧上升;
3) 泄漏电流随试验时间延长有上升现象。

四、 交流耐压试验, 应符合下列规定:
1 橡塑电缆优先采用20Hz～300Hz交流耐压试验。20Hz～300Hz交流耐压试验电压及时间见表3:
表3橡塑电缆20Hz～300Hz交流耐压试验和时间
额定电压U0/U(KV)
试验电压
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 不具备上述试验条件或有特殊规定时, 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、 充油电缆的绝缘油试验: 应符合表4的规定。
表 4充油电缆使用的绝缘油试验项目和标准
项目
要 求
试验方法
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中的有关要求进行试验
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《电力设备预防性试验规程》DL/T 596中的有关要求进行试验
压力箱中
不大于0.003

变压器和电抗器定期的试验项目、 周期和要求
一、 油中溶解气体色谱分析
1、 试验周期
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)其余8MVA及以上的变压器为1年;
3) 大修后; 4)必要时。
2、 试验要求
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150×10-6
 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行。
注: 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) 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。
二、 绕组直流电阻
1、 试验周期
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、 试验要求
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。
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;

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、 吸收比或(和)极化指数
1、 试验周期
1) 1～3年或自行规定;
2) 大修后;
3) 必要时。
2、 试验要求
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(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

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。
四、 绕组的tgδ
1、 试验周期
1) 1～3年或自行规定;
2) 大修后;
3) 必要时。
2、 试验要求
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) 试验电压如下:
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、 试验周期
1) 1～3年或自行规定;
2) 大修后;
3) 必要时。
2、 试验要求
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
运行中
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试验值的差别超出±5%时, 应查明原因。
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随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到时, tgδ增量超过±0.3%, 不应继续运行。
六、 绝缘油试验
1、 试验周期
1) 300kV和500kV变压器、 电抗器油, 试验周期为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, 试验周期为1年的项目有序号1、 2、 3、 6, 必要时试验的项目有5、 8、 9;
3) 35kV及以下变