江苏省电力设备交接和预防性试验规程.doc

1 范围
本规程规定了各种电力设备交接、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。
本规程适用于500kV及以下的交流电力设备。
本规程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。
从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本规程执行。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB261—83石油产品闪点测定法 GB264—83石油产品酸值测定法
GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合 GB/T16927.1—1997高电压试验技术 第一部分:一般试验要求
GB/T507—86绝缘油介电强度测定法 GB/T511—88石油产品和添加剂机械杂质测定法
GB1094.1～2—1996电力变压器 GB1094.3～5—85电力变压器
GB2536—90变压器油GB5583—85互感器局部放电测量 GB5654—85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
GB6450—86干式电力变压器 GB/T6541—86石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)
GB7252—87变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB7328—87变压器和电抗器的声级测定
GB7595—87运行中变压器油质量标准 GB/T7598—87运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)
GB/T7599—87运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)
GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB7600—87运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB7601—87运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)
GB11022—89高压开关设备通用技术条件 GB11023—89高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则
GB11032—2000交流无间隙金属氧化物避雷器 GB12022—89工业六氟化硫
DL/T421—91绝缘油体积电阻率测定法 DL/T423—91绝缘油中含气量测定真空压差法
DL/T429.9—91电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法 DL/T450—91绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)
DL/T459—92镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T492—92发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则
DL/T593—1996高压开关设备的共用定货技术导则
SH0040—91超高压变压器油 SH0351—92断路器油

3 定义、符号
3.1 交接、预防性试验
为了发现新安装及运行中设备的隐患，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流电流值之比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时的测得值。
3.5 吸收比 在同一次试验中，1min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1min时的绝缘电阻值之比。
3.7 本规程所用的符号
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1mA下的参考电压； tgδ 介质损耗因数。
4 总则
4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。
4.2 遇到特殊情况需改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。
4.3 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，在必要时应进行耐压试验。
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：
500kV＞72h 220kV＞48h 110kV及以下＞24h
4.4 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。
4.5 预防性试验时，如电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同，应根据下列原则确定试验电压：
a)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
b)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；
c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
交接试验时，耐压试验电压值以额定电压的倍数计算，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。
4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等)时，应同时测量被试品的温度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℃，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%。
本规程中使用常温为10～40℃；运行温度为75℃。
4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
4.8 新安装投运的110千伏及以上设备（包括主变套管）三年内电气试验应每年一次，各项指标均合格后，转入正常周期。新安装投运的35千伏主变压器、消弧线圈、互感器、耦合电容器一年后应做电气试验一次，各项指标均合格后，转入正常周期。
4.9 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。
4.10 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不做停电试验或适当延长周期。
4.11 本规程未作规定的其它电力设备交接、预防性试验的项目、周期和要求，按制造厂的要求执行，制造厂未作要求的自行规定。
4.12 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的预试执行周期。
5 旋转电机
5.1 同步发电机和调相机
5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，6000kW以下者可参照执行。
表1 容量为6000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)交接时
2)大修前、后
3)1年或小（中）修时
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

2)各相或各分支绝缘电阻值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
1)额定电压为1000V以上者，采用2500V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；
3)220MW及以上机组，在具备测量极化指数的条件下，推荐测量极化指数。4）水内冷电机应在消除剩水影响的情况下进行。 5）交流耐压试验合格的电机，当其绝缘电阻在接近运行温度、环氧粉云母绝缘的电机则在常温下不低于其额定电压每千伏1MΩ时，可不经干燥投入运行。但在投运前不应再拆开端盖进行内部作业。
6）对水冷电机，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
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，相差不得大于最小值的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±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
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)更换绕组后
4)1年或小（中）修时
1)试验电压如下：
全部更换定子绕组并修好后、交接时 3.0Un
局部更换定子绕组并修好后 2.5Un
大修前：
运行20年及以下者 2.5Un
运行20年以上与架空线直接连接者 2.5Un
运行20年以上不与架空线直接连接者 (2.0～2.5)Un
小修时和大修后： 2.0Un
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%（交接时为50%）；最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化
3)泄漏电流不随时间的延长而增大
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0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min；3)不符合2)、3)要求之一者，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20℃时要求：对于开启式水系统不大于5.0×102μS/m；对于独立的密闭循环水系统现暂可执行2.0×102μS/m，但应力争达到1.5×102μS/m水内冷电机试验时，宜采用低压屏蔽法。
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
4)必要时
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。处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机试验条件同本表序号3的说明1)
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(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍
4)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10000
36以上
2Un+1000但最低为1500
10000及以上
6000以下
2.5Un
6000～18000
2Un+1000
18000以上
按专门协议
2)交接时按上表的0.8倍执行
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 (1.3～1.5)Un
5
转子绕组的绝缘电阻
1)交接时
2)大修时
3)小修时4)转子清扫前、后
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)采用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300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ，或在20℃时不小于20kΩ，允许投入运行；
3)对于300MW及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在10～30℃时不小于0.5MΩ
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
转子绕组交流耐压试验
1)显极式转子交接时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2500V兆欧表测绝缘电阻代替
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交接时或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2000V
8
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
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除
1)小修时用1000V兆欧表
2) 交接、大修时用2500V兆欧表
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1kV
可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
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A
3)对运行年久的电机自行规定
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45min。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)用红外热像仪测温；3）交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验
11
发电机组、励磁机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0.5MΩ
2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；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，每一轴瓦不得低于100MΩ
1） 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
2） 交接时对氢冷发电机应
测量内、外挡板的绝缘电阻，其值应符合制造厂的规定
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%

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，不应有显著变化
1）隐极式转子在膛内或膛外，以及不同转速下测量（300MW双水内冷机组必要时）显极式转子对每一个转子绕组测量
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
15
检温计绝缘电阻和温度误差检验
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)检温计除埋入式外还包括水内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10V
1)运行中（至少在大修停机前）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)有条件时可采用超声法探测槽放电
17
汽轮发电机定子绕组引线的自振频率
1)交接时；
2)第一次大修时；
3)必要时
自振频率fz不得介于基频的±10%范围内且要求≤94Hz和,≥115Hz
1）200MW及以上机组应至少检测一次
2）交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验
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)直流试验电压值为Un
2)测试结果一般不大于下表中的值
1） 本项试验适用于200MW及以上的国产水氢氢汽轮发电机，还应包括300MW双水内冷汽轮发电机。
2） 可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷
1) 尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验
2) 交接时当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行此项试验
手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头
（20μA；100MΩ电阻上的电压降值为2000V）
端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块
（30μA；100MΩ电阻上的电压降值为3000V）
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)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V3)水轮发电机不作规定
测量时采用高内阻（不小于100kΩ/V宽频的交流电压表。
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)更换绕组后
3)大修后
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5min
1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验
2)新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3Un空载特性曲线试验；一般性大修时可以带主变压器试验
22
三相稳定短路特性曲线
1)交接时
2)更换绕组后；3)必要时
与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内
1)无起动电动机的同步调相机不作此项试验
2)新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验
23
发电机定子开路时的灭磁时间常数
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异

24
检查相序
1) 交接时；2)改动接线时
应与电网的相序一致

25
温升试验
1)定、转子绕组更换后；2)冷却系统改进后；
3)第一次大修前；
4)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，用带电测平均温度的方法进行校核
26
测量超瞬态电抗和负序电抗
交接时
不作规定
当无制造厂型式试验数据时，应进行测量
27
测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压
1）交接时
2）必要时
不作规定
发电机在空载额定电压下自动灭磁装置分闸后测量定子残压
5.1.2 各类试验项目：
交接试验项目见表1中序号1～15、17～19、21～24、26、27。其中序号7适用于显极式。
大修前试验项目见表1中序号1、3、4，大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11～15、18，大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。
定期试验项目见表1中序号1、3。
5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。
5.1.3.1 发电机和同步调相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自行规定，在具备测量极化指数的条件下，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)MΩ (取Un的千伏数，下同)，分相试验时，不小于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算。
5.1.3.2运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，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。
5.2 直流电机
5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表2。 表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)小修时
绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ
1)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
绕组的直流电阻
1)交接时
2)大修时
1)与制造厂试验数据或以前测得值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定
2)100kW以下的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
绕组的交流耐压试验
1)交接时
2)大修时
1)交接时励磁绕组对外壳和电枢绕组对轴的交流耐压试验电压，应为额定电压的1.5倍加750V，并不应小于1200V2)大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为1000V
100kW以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V兆欧表试验代替
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相差不应大于10%
应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性
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0.5MΩ
1)磁场可变电阻器可随同励磁回路进行；2)用2500V兆欧表
7
调整碳刷的中心位置
1)交接时
2)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
检查绕组的极性及连接的正确性
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：
3mm以下气隙±10% 3mm及以上气隙±5%

10
直流发电机的特性试验
1)交接时；2)更换绕组后3)必要时
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1h
12
测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电阻
1)交接时2)大修后3)更换绕组后
测量励磁回路连同所有连接设备的绝缘电阻值不应低于0.5MΩ
不包括励磁调节装置回路的绝缘电阻测量
5.2.2 各类试验项目：
交接试验项目见表2中序号1～7、9～12。
大修时试验项目见表2中序号1～7、9，大修后试验项目见表2中序号11、12。
5.3 中频发电机
5.3.1中频发电机的试验项目、周期和要求见表3。
表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
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ
1000V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的相互间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
绕组的交流耐压试验
1)交接时；2)大修时
试验电压为出厂试验电压的75%
副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测绝缘电阻代替
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
5
中频发电机的特性试验
1)交接时；
2)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)外特性：必要时进行
6
温升
必要时
按制造厂规定
新机投运后创造条件进行
7
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，不应有显著变化。
1）本试验适用于采用三机励磁的125MW及以上机组的主励磁机；2）在膛内或膛外测量；3）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。
8
测量相序
1)交接时；2)必要时
电机出线端子标号应与相序一致

5.3.2 各类试验项目：
交接试验项目见表3中序号1～7。 大修时试验项目见表3中序号1～6。
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4。
表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
1)交接时
2)大修时
3)小修时
1)绝缘电阻值：a)额定电压3000V以下者，室温下不应低于0.5MΩ，b)额定电压3000V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UnMΩ(取Un的千伏数，下同)；投运前室温下(包括电缆)不应低于UnMΩ；c)转子绕组不应低于0.5MΩ；2)交接时3000V及以上的电动机应测量吸收比。吸收比不应低于1.2；3)大、小修时吸收比自行规定
1)500kW及以上的电动机，应测量吸收比(或极化指数)，参照表1序号1；
2)3kV以下的电动机使用1000V兆欧表；3kV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，转子绕组可与起动设备一起测量；4)有条件时可分相测量
2
绕组的直流电阻
1)交接时
2)1年(3kV及以上或100kW及以上)
3)大修时；4)必要时
1)3kV及以上或100kW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过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：交接或全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un ；2)泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定；3)500kW以下的电动机自行规定
有条件时可分相进行
4
定子绕组的交流耐压试验
1)交接时；2)大修后
3)更换绕组后
1)大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V；2)全部更换定子绕组试验电压为(2Un+1000)V，但不低于1500V；3）交接时试验电压
1)低压和100kW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替
2)更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定
额定电压(kV)
3
6
10
试验电压(kV)
5
10
16
5
绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验
1)交接时；2)大修后
3)更换绕组后
试验电压如下：
1)绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验
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

不可逆式
可逆式
交接时
1.5Uk+750
3.0Uk+750
大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后
1.5Uk，但不小于1000V
3.0Uk，但不小于2000V
全部更换转子绕组
2Uk+1000V
4Uk+1000V
6
同步电动机转子绕组交流耐压试验
1)交接时；2)大修时
1)交接时试验电压值为额定励磁电压的7.5倍，且不应低于1200V，但不应高于出厂试验电压值的75%。2) 大修时试验电压为1000V
大修时可用2500V兆欧表代替
7
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结果比较，相差不应超过10%
3kV及以上的电动机应在所有分接头上测量
8
可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验
1)交接时；2)大修时
试验电压为1000V
可用2500V兆欧表测量代替
9
同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻
1)交接时；2)大修时
绝缘电阻不应低于0.5MΩ
在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量
10
转子金属绑线的交流耐压
1)交接时；2)大修时
试验电压为1000V
可用2500V兆欧表测量代替
11
检查定子绕组的极性
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
定子铁芯试验
1)全部更换绕组时或修理铁芯后
2)必要时
参照表1中序号10
1)3kV或500kW及以上电动机应做此项试验；2)如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值
13
电动机空转并测空载电流和空载损耗
1)交接时；2)必要时
1)转动正常，空载电流自行规定
2)额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50%
1)空转检查的时间一般不小于1h（交接时不小于2h）；2)测定空载电流仅在对电动机有怀疑时进行；3)3kV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗
14
双电动机拖动时测量转矩—转速特性
必要时
两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10%
1)应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机；2)更换时，应选择两台转矩转速特性相近似的电动机
5.4.2 各类试验项目：
交接试验项目见表4中序号1～10、13。大修时试验项目见表4中序号1、2、3、6～10，大修后试验项目见表4中序号4、5。
定期试验项目见表4中序号2。 容量在100kW以下的电动机一般只进行序号1、4、13项试验，对于特殊电动机的试验项目按制造厂规定。
6 电力变压器及电抗器
6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表5。
表5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1) 交接时；2）大修后；3）投运前；4）运行中：（1）220kV及以上变压器、电抗器3个月；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天；（2）110kV变压器1年；对新安装、大修、更换绕组后投运第1、4、10、30天；（3）35kV主变压器及8MVA及以上变压器1年；
5）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（小于0.5µl/l）
3）运行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：150µl/l；H2：150µl/l；C2H2：5.0µl/l（500kV变压器为1.0µl/l）；
4）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；
5）500kV电抗器，当出现痕量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
1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4、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)溶解气体组分含量超过注意值时，应缩短检测周期，跟踪变化趋势；4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；5)装有变压器绝缘油气体组分在线监测装置（经证明检测数据能反映绝缘油气体组分变化趋势的）的变压器，经批准可以适当延长周期
2
绕组直流电阻
1) 交接时；2) 大修后
3) 1～3年；4) 有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧)；5) 无励磁调压变压器变换分接位置后；6)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%；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（出厂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；5)平衡绕组无论三端子或二端子引出均应测量直流电阻，变化量不应大于2%。
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；
4）二端子引出的平衡绕组其直流电阻值变化结合以前及其它绕组综合判断
3
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)交接时；2)大修后
3)1～3年；4)必要时
1）交接时绝缘电阻不低于出厂值