電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程

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電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程PreventivetestcodeforelectricpowerequipmentDL/T596—1996

中華人民共和國電力行業(yè)標準DL/T596—1996電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程

Preventivetestcodeforelectricpowerequipment

中華人民共和國電力工業(yè)部1996-09-25批準1997-01-01實施

前言預防性試驗是電力設(shè)備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)絕緣監(jiān)督工作的主要依據(jù)，在我國已有40年的使用經(jīng)驗。1985年由原水利電力部頒發(fā)的《電氣設(shè)備預防性試驗規(guī)程》，適用于330kV及以下的設(shè)備，該規(guī)程在生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用，并積累了豐富的經(jīng)驗。隨著電力生產(chǎn)規(guī)模的擴大和技術(shù)水平的提高，電力設(shè)備品種、參數(shù)和技術(shù)性能有較大的發(fā)展，需要對1985年頒布的規(guī)程進行補充和修改。1991年電力工業(yè)部組織有關(guān)人員在廣泛征求意見的基礎(chǔ)上，對該規(guī)程進行了修訂，同時把電壓等級擴大到500kV，并更名為《電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程》。本標準從1997年1月1日起實施。本標準從生效之日起代替1985年原水利電力部頒發(fā)的《電氣設(shè)備預防性試驗規(guī)程》，凡其它規(guī)程、規(guī)定涉及電力設(shè)備預防性試驗的項目、內(nèi)容、要求等與本規(guī)程有抵觸的，以本標準為準。本標準的附錄A、附錄B是標準的附錄。本標準的附錄C、附錄D、附錄E、附錄F、附錄G是提示的附錄。本標準由中華人民共和國電力工業(yè)部安全監(jiān)察及生產(chǎn)協(xié)調(diào)司和國家電力調(diào)度通信中心提出。本標準起草單位：電力工業(yè)部電力科學研究院、電力工業(yè)部武漢高壓研究所、電力工業(yè)部西安熱工研究院、華北電力科學研究院、西北電力試驗研究院、華中電力試驗研究所、東北電力科學研究院、華東電力試驗研究院等。本標準主要起草人：王乃慶、王火昆明、馮復生、凌愍、陳英、曹榮江、白健群、樊力、盛國釗、孫桂蘭、孟玉嬋、周慧娟等。

1范圍本標準規(guī)定了各種電力設(shè)備預防性試驗的項目、周期和要求，用以判斷設(shè)備是否符合運行條件，預防設(shè)備損壞，保證安全運行。本標準適用于500kV及以下的交流電力設(shè)備。本標準不適用于高壓直流輸電設(shè)備、礦用及其它特殊條件下使用的電力設(shè)備，也不適用于電力系統(tǒng)的繼電保護裝置、自動裝置、測量裝置等電氣設(shè)備和安全用具。從國外進口的設(shè)備應以該設(shè)備的產(chǎn)品標準為基礎(chǔ)，參照本標準執(zhí)行。2引用標準下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構(gòu)成為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。GB261—83石油產(chǎn)品閃點測定法GB264—83石油產(chǎn)品酸值測定法GB311—83高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合高電壓試驗技術(shù)GB/T507—86絕緣油介電強度測定法GB/T511—88石油產(chǎn)品和添加劑機械雜質(zhì)測定法GB1094.1～5—85電力變壓器GB2536—90變壓器油GB5583—85互感器局部放電測量GB5654—85液體絕緣材料工頻相對介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)和體積電阻率的測量GB6450—86干式電力變壓器GB/T6541—86石油產(chǎn)品油對水界面張力測定法(圓環(huán)法)GB7252—87變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB7328—87變壓器和電抗器的聲級測定GB7595—87運行中變壓器油質(zhì)量標準GB/T7598—87運行中變壓器油、汽輪機油水溶性酸測定法(比色法)GB/T7599—87運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法(BTB法)GB7600—87運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)GB7601—87運行中變壓器油水分含量測定法(氣相色譜法)GB9326.1～.5—88交流330kV及以下油紙絕緣自容式充油電纜及附件GB11022—89高壓開關(guān)設(shè)備通用技術(shù)條件GB11023—89高壓開關(guān)設(shè)備六氟化硫氣體密封試驗導則GB11032—89交流無間隙金屬氧化物避雷器GB12022—89工業(yè)六氟化硫DL/T421—91絕緣油體積電阻率測定法DL/T423—91絕緣油中含氣量測定真空壓差法DL/T429.9—91電力系統(tǒng)油質(zhì)試驗方法絕緣油介電強度測定法DL/T450—91絕緣油中含氣量的測定方法(二氧化碳洗脫法)DL/T459—92鎘鎳蓄電池直流屏定貨技術(shù)條件DL/T492—92發(fā)電機定子繞組環(huán)氧粉云母絕緣老化鑒定導則DL/T593—1996高壓開關(guān)設(shè)備的共用定貨技術(shù)導則SH0040—91超高壓變壓器油SH0351—92斷路器油3定義、符號3.1預防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱患，預防發(fā)生事故或設(shè)備損壞，對設(shè)備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.2在線監(jiān)測在不影響設(shè)備運行的條件下，對設(shè)備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3帶電測量對在運行電壓下的設(shè)備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。3.4絕緣電阻在絕緣結(jié)構(gòu)的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄流電流值之比。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本規(guī)程中，若無說明，均指加壓1min時的測得值。3.5吸收比在同一次試驗中，1min時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.6極化指數(shù)在同一次試驗中，10min時的絕緣電阻值與1min時的絕緣電阻值之比。3.7本規(guī)程所用的符號Un設(shè)備額定電壓(對發(fā)電機轉(zhuǎn)子是指額定勵磁電壓)；Um設(shè)備最高電壓；U0/U電纜額定電壓(其中U0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設(shè)計電壓，U為導體與導體之間的設(shè)計電壓)；U1mA避雷器直流1mA下的參考電壓；tgδ介質(zhì)損耗因數(shù)。4總則4.1試驗結(jié)果應與該設(shè)備歷次試驗結(jié)果相比較，與同類設(shè)備試驗結(jié)果相比較，參照相關(guān)的試驗結(jié)果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析后做出判斷。4.2遇到特殊情況需要改變試驗項目、周期或要求時，對主要設(shè)備需經(jīng)上一級主管部門審查批準后執(zhí)行；對其它設(shè)備可由本單位總工程師審查批準后執(zhí)行。4.3110kV以下的電力設(shè)備，應按本規(guī)程進行耐壓試驗(有特殊規(guī)定者除外)。110kV及以上的電力設(shè)備，在必要時應進行耐壓試驗。50Hz交流耐壓試驗，加至試驗電壓后的持續(xù)時間，凡無特殊說明者，均為1min；其它耐壓試驗的試驗電壓施加時間在有關(guān)設(shè)備的試驗要求中規(guī)定。非標準電壓等級的電力設(shè)備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本規(guī)程規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法計算。充油電力設(shè)備在注油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間如無制造廠規(guī)定，則應依據(jù)設(shè)備的額定電壓滿足以下要求：500kV＞72h220及330kV＞48h110kV及以下＞24h4.4進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設(shè)備分離開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設(shè)備不在此限)，但同一試驗電壓的設(shè)備可以連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設(shè)備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應采用所連接設(shè)備中的最低試驗電壓。4.5當電力設(shè)備的額定電壓與實際使用的額定工作電壓不同時，應根據(jù)下列原則確定試驗電壓：a)當采用額定電壓較高的設(shè)備以加強絕緣時，應按照設(shè)備的額定電壓確定其試驗電壓；b)當采用額定電壓較高的設(shè)備作為代用設(shè)備時，應按照實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓；c)為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設(shè)備時，應在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.6在進行與溫度和濕度有關(guān)的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tgδ、泄漏電流等)時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5℃，戶外試驗應在良好的天氣進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.7在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。4.8如產(chǎn)品的國家標準或行業(yè)標準有變動，執(zhí)行本規(guī)程時應作相應調(diào)整。4.9如經(jīng)實用考核證明利用帶電測量和在線監(jiān)測技術(shù)能達到停電試驗的效果，經(jīng)批準可以不做停電試驗或適當延長周期。4.10執(zhí)行本規(guī)程時，可根據(jù)具體情況制定本地區(qū)或本單位的實施規(guī)程。5旋轉(zhuǎn)電機5.1同步發(fā)電機和調(diào)相機5.1.1容量為6000kW及以上的同步發(fā)電機的試驗項目、周期和要求見表1，6000kW以下者可參照執(zhí)行。表1容量為6000kW及以上的同步發(fā)電機的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1定子繞組的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)1)1年或小修時2)大修前、后1)絕緣電阻值自行規(guī)定。若在相近試驗條件(溫度、濕度)下，絕緣電阻值降低到歷年正常值的1/3以下時，應查明原因2)各相或各分支絕緣電阻值的差值不應大于最小值的100%3)吸收比或極化指數(shù)：瀝青浸膠及烘卷云母絕緣吸收比不應小于1.3或極化指數(shù)不應小于1.5；環(huán)氧粉云母絕緣吸收比不應小于1.6或極化指數(shù)不應小于2.0；水內(nèi)冷定子繞組自行規(guī)定1)額定電壓為1000V以上者，采用2500V兆歐表，量程一般不低于10000MΩ2)水內(nèi)冷定子繞組用專用兆歐表3)200MW及以上機組推薦測量極化指數(shù)2定子繞組的直流電阻1)大修時2)出口短路后汽輪發(fā)電機各相或各分支的直流電阻值，在校正了由于引線長度不同而引起的誤差后相互間差別以及與初次(出廠或交接時)測量值比較，相差不得大于最小值的1.5%(水輪發(fā)電機為1%)。超出要求者，應查明原因1)在冷態(tài)下測量，繞組表面溫度與周圍空氣溫度之差不應大于±3℃2)汽輪發(fā)電機相間(或分支間)差別及其歷年的相對變化大于1%時，應引起注意3定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗1)1年或小修時2)大修前、后3)更換繞組后1)試驗電壓如下：1)應在停機后清除污穢前熱狀態(tài)下進行。處于備用狀態(tài)時，可在冷態(tài)下進行。氫冷發(fā)電機應在充氫后氫純度為96%以上或排氫后含氫量在3%以下時進行，嚴禁在置換過程中進行試驗2)試驗電壓按每級0.5Un分階段升高，每階段停留1min3)不符合2)、3)要求之一者，應盡可能找出原因并消除，但并非不能運行4)泄漏電流隨電壓不成比例顯著增長時，應注意分析5)試驗時，微安表應接在高壓側(cè)，并對出線套管表面加以屏蔽。水內(nèi)冷發(fā)電機匯水管有絕緣者，應采用低壓屏蔽法接線；匯水管直接接地者，應在不通水和引水管吹凈條件下進行試驗。冷卻水質(zhì)應透明純凈，無機械混雜物，導電率在水溫20℃時要求：對于開啟式水系統(tǒng)不大于5.0×102μS/m；對于獨立的密閉循環(huán)水系統(tǒng)為1.5×102μS/m全部更換定子繞組并修好后3.0Un局部更換定子繞組并修好后2.5Un大修前運行20年及以下者2.5Un運行20年以上與架空線直接連接者2.5Un運行20年以上不與架空線直接連接者(2.0～2.5)Un小修時和大修后2.0Un2)在規(guī)定試驗電壓下，各相泄漏電流的差別不應大于最小值的100%；最大泄漏電流在20μＡ以下者，相間差值與歷次試驗結(jié)果比較，不應有顯著的變化3)泄漏電流不隨時間的延長而增大4定子繞組交流耐壓試驗1)大修前2)更換繞組后1)全部更換定子繞組并修好后的試驗電壓如下：1)應在停機后清除污穢前熱狀態(tài)下進行。處于備用狀態(tài)時，可在冷狀態(tài)下進行。氫冷發(fā)電機試驗條件同本表序號3的說明1)2)水內(nèi)冷電機一般應在通水的情況下進行試驗，進口機組按廠家規(guī)定，水質(zhì)要求同本表序號3說明5)3)有條件時，可采用超低頻(0.1Hz)耐壓，試驗電壓峰值為工頻試驗電壓峰值的1.2倍4)全部或局部更換定子繞組的工藝過程中的試驗電壓見附錄A容量kW或kVA額定電壓UnV試驗電壓V小于1000036以上2Un+1000但最低為150010000及以上6000以下2.5Un6000～180002Un+300018000以上按專門協(xié)議2)大修前或局部更換定子繞組并修好后試驗電壓為：運行20年及以下者1.5Un運行20年以上與架空線路直接連接者1.5Un運行20年以上不與架空線路直接連接者(1.3～1.5)Un5轉(zhuǎn)子繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修中轉(zhuǎn)子清掃前、后1)絕緣電阻值在室溫時一般不小于0.5MΩ2)水內(nèi)冷轉(zhuǎn)子繞組絕緣電阻值在室溫時一般不應小于5kΩ1)采用1000V兆歐表測量。水內(nèi)冷發(fā)電機用500V及以下兆歐表或其它測量儀器2)對于300MW以下的隱極式電機，當定子繞組已干燥完畢而轉(zhuǎn)子繞組未干燥完畢，如果轉(zhuǎn)子繞組的絕緣電阻值在75℃時不小于2kΩ，或在20℃時不小于20kΩ，允許投入運行3)對于300MW及以上的隱極式電機，轉(zhuǎn)子繞組的絕緣電阻值在10～30℃時不小于0.5MΩ

6轉(zhuǎn)子繞組的直流電阻大修時與初次(交接或大修)所測結(jié)果比較，其差別一般不超過2%1)在冷態(tài)下進行測量2)顯極式轉(zhuǎn)子繞組還應對各磁極線圈間的連接點進行測量7轉(zhuǎn)子繞組交流耐壓試驗1)顯極式轉(zhuǎn)子大修時和更換繞組后2)隱極式轉(zhuǎn)子拆卸套箍后，局部修理槽內(nèi)絕緣和更換繞組后試驗電壓如下：1)隱極式轉(zhuǎn)子拆卸套箍只修理端部絕緣時，可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替2)隱極式轉(zhuǎn)子若在端部有鋁鞍，則在拆卸套箍后作繞組對鋁鞍的耐壓試驗。試驗時將轉(zhuǎn)子繞組與軸連接，在鋁鞍上加電壓2000V3)全部更換轉(zhuǎn)子繞組工藝過程中的試驗電壓值按制造廠規(guī)定顯極式和隱極式轉(zhuǎn)子全部更換繞組并修好后額定勵磁電壓500V及以下者為10Un，但不低于1500V；500V以上者為2Un+4000V顯極式轉(zhuǎn)子大修時及局部更換繞組并修好后5Un,但不低于1000V，不大于2000V隱極式轉(zhuǎn)子局部修理槽內(nèi)絕緣后及局部更換繞組并修好后5Un,但不低于1000V，不大于2000V8發(fā)電機和勵磁機的勵磁回路所連接的設(shè)備(不包括發(fā)電機轉(zhuǎn)子和勵磁機電樞)的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值不應低于0.5MΩ，否則應查明原因并消除1)小修時用1000V兆歐表2)大修時用2500V兆歐表9發(fā)電機和勵磁機的勵磁回路所連接的設(shè)備(不包括發(fā)電機轉(zhuǎn)子和勵磁機電樞)的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1kV可用2500V兆歐表測絕緣電阻代替10定子鐵芯試驗1)重新組裝或更換、修理硅鋼片后2)必要時1)磁密在1T下齒的最高溫升不大于25K，齒的最大溫差不大于15K，單位損耗不大于1.3倍參考值，在1.4T下自行規(guī)定2)單位損耗參考值見附錄A3)對運行年久的電機自行規(guī)定1)在磁密為1T下持續(xù)試驗時間為90min,在磁密為1.4T下持續(xù)時間為45min。對直徑較大的水輪發(fā)電機試驗時應注意校正由于磁通密度分布不均勻所引起的誤差2)用紅外熱像儀測溫11發(fā)電機組和勵磁機軸承的絕緣電阻大修時1)汽輪發(fā)電機組的軸承不得低于0.5MΩ2)立式水輪發(fā)電機組的推力軸承每一軸瓦不得低于100MΩ；油槽充油并頂起轉(zhuǎn)子時，不得低于0.3MΩ3)所有類型的水輪發(fā)電機，凡有絕緣的導軸承，油槽充油前，每一軸瓦不得低于100MΩ汽輪發(fā)電機組的軸承絕緣，用1000V兆歐表在安裝好油管后進行測量12滅磁電阻器(或自同期電阻器)的直流電阻大修時與銘牌或最初測得的數(shù)據(jù)比較，其差別不應超過10%

13滅磁開關(guān)的并聯(lián)電阻大修時與初始值比較應無顯著差別電阻值應分段測量14轉(zhuǎn)子繞組的交流阻抗和功率損耗大修時阻抗和功率損耗值自行規(guī)定。在相同試驗條件下與歷年數(shù)值比較，不應有顯著變化1)隱極式轉(zhuǎn)子在膛外或膛內(nèi)以及不同轉(zhuǎn)速下測量。顯極式轉(zhuǎn)子對每一個轉(zhuǎn)子繞組測量2)每次試驗應在相同條件、相同電壓下進行，試驗電壓峰值不超過額定勵磁電壓(顯極式轉(zhuǎn)子自行規(guī)定)3)本試驗可用動態(tài)匝間短路監(jiān)測法代替15檢溫計絕緣電阻和溫度誤差檢驗大修時1)絕緣電阻值自行規(guī)定2)檢溫計指示值誤差不應超過制造廠規(guī)定1)用250V及以下的兆歐表2)檢溫計除埋入式外還包括水內(nèi)冷定子繞組引水管出水溫度計16定子槽部線圈防暈層對地電位必要時不大于10V1)運行中檢溫元件電位升高、槽楔松動或防暈層損壞時測量2)試驗時對定子繞組施加額定交流相電壓值，用高內(nèi)阻電壓表測量繞組表面對地電壓值3)有條件時可采用超聲法探測槽放電17汽輪發(fā)電機定子繞組引線的自振頻率必要時自振頻率不得介于基頻或倍頻的±10%范圍內(nèi)

18定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量1)投產(chǎn)后2)第一次大修時3)必要時1)直流試驗電壓值為Un2)測試結(jié)果一般不大于下表中的值1)本項試驗適用于200MW及以上的國產(chǎn)水氫氫汽輪發(fā)電機2)可在通水條件下進行試驗，以發(fā)現(xiàn)定子接頭漏水缺陷3)盡量在投產(chǎn)前進行，若未進行則投產(chǎn)后應盡快安排試驗手包絕緣引線接頭，汽機側(cè)隔相接頭20μA；100MΩ電阻上的電壓降值為2000V端部接頭(包括引水管錐體絕緣)和過渡引線并聯(lián)塊30μA；100MΩ電阻上的電壓降值為3000V19軸電壓大修后1)汽輪發(fā)電機的軸承油膜被短路時，轉(zhuǎn)子兩端軸上的電壓一般應等于軸承與機座間的電壓2)汽輪發(fā)電機大軸對地電壓一般小于10V3)水輪發(fā)電機不作規(guī)定測量時采用高內(nèi)阻(不小于100kΩ/V)的交流電壓表20定子繞組絕緣老化鑒定累計運行時間20年以上且運行或預防性試驗中絕緣頻繁擊穿時見附錄A新機投產(chǎn)后第一次大修有條件時可對定子繞組做試驗，取得初始值21空載特性曲線1)大修后2)更換繞組后1)與制造廠(或以前測得的)數(shù)據(jù)比較，應在測量誤差的范圍以內(nèi)2)在額定轉(zhuǎn)速下的定子電壓最高值：a)水輪發(fā)電機為1.5Un(以不超過額定勵磁電流為限)b)汽輪發(fā)電機為1.3Un(帶變壓器時為1.1Un)3)對于有匝間絕緣的電機最高電壓時持續(xù)時間為5min1)無起動電動機的同步調(diào)相機不作此項試驗2)新機交接未進行本項試驗時，應在1年內(nèi)做不帶變壓器的1.3Un空載特性曲線試驗；一般性大修時可以帶主變壓器試驗22三相穩(wěn)定短路特性曲線1)更換繞組后2)必要時與制造廠出廠(或以前測得的)數(shù)據(jù)比較，其差別應在測量誤差的范圍以內(nèi)1)無起動電動機的同步調(diào)相機不作此項試驗2)新機交接未進行本項試驗時應在1年內(nèi)做不帶變壓器的三相穩(wěn)定短路特性曲線試驗23發(fā)電機定子開路時的滅磁時間常數(shù)更換滅磁開關(guān)后時間常數(shù)與出廠試驗或更換前相比較應無明顯差異

24檢查相序改動接線時應與電網(wǎng)的相序一致

25溫升試驗1)定、轉(zhuǎn)子繞組更換后2)冷卻系統(tǒng)改進后3)第一次大修前4)必要時應符合制造廠規(guī)定如對埋入式溫度計測量值有懷疑時，用帶電測平均溫度的方法進行校核

5.1.2各類試驗項目：定期試驗項目見表1中序號1、3。大修前試驗項目見表1中序號1、3、4。大修時試驗項目見表1中序號2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。大修后試驗項目見表1中序號1、3、19、21。5.1.3有關(guān)定子繞組干燥問題的規(guī)定。5.1.3.1發(fā)電機和同步調(diào)相機大修中更換繞組時，容量為10MW(MVA)以上的定子繞組絕緣狀況應滿足下列條件，而容量為10MW(MVA)及以下時滿足下列條件之一者，可以不經(jīng)干燥投入運行：a)瀝青浸膠及烘卷云母絕緣分相測得的吸收比不小于1.3或極化指數(shù)不小于1.5，對于環(huán)氧粉云母絕緣吸收比不小于1.6或極化指數(shù)不小于2.0。水內(nèi)冷發(fā)電機的吸收比和極化指數(shù)自行規(guī)定。b)在40℃時三相繞組并聯(lián)對地絕緣電阻值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏數(shù)，下同)，分相試驗時，不小于2(Un+1)MΩ。若定子繞組溫度不是40℃，絕緣電阻值應進行換算。5.1.3.2運行中的發(fā)電機和同步調(diào)相機，在大修中未更換繞組時，除在繞組中有明顯進水或嚴重油污(特別是含水的油)外，滿足上述條件時，一般可不經(jīng)干燥投入運行。5.2直流電機5.2.1直流電機的試驗項目、周期和要求見表2。5.2.2各類試驗項目：定期試驗項目見表2中序號1。大修時試驗項目見表2中序號1、2、3、4、5、6、7、9。大修后試驗項目見表2中序號11。5.3中頻發(fā)電機表2直流電機的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值一般不低于0.5MΩ1)用1000V兆歐表2)對勵磁機應測量電樞繞組對軸和金屬綁線的絕緣電阻2繞組的直流電阻大修時1)與制造廠試驗數(shù)據(jù)或以前測得值比較，相差一般不大于2%；補償繞組自行規(guī)定2)100kW以下的不重要的電機自行規(guī)定

3電樞繞組片間的直流電阻大修時相互間的差值不應超過正常最小值的10%1)由于均壓線產(chǎn)生的有規(guī)律變化，應在各相應的片間進行比較判斷2)對波繞組或蛙繞組應根據(jù)在整流子上實際節(jié)距測量電阻值4繞組的交流耐壓試驗大修時磁場繞組對機殼和電樞對軸的試驗電壓為1000V100kW以下不重要的直流電機電樞繞組對軸的交流耐壓可用2500V兆歐表試驗代替5磁場可變電阻器的直流電阻大修時與銘牌數(shù)據(jù)或最初測量值比較相差不應大于10%應在不同分接頭位置測量，電阻值變化應有規(guī)律性6磁場可變電阻器的絕緣電阻大修時絕緣電阻值一般不低于0.5MΩ1)磁場可變電阻器可隨同勵磁回路進行2)用2500V兆歐表7調(diào)整碳刷的中心位置大修時核對位置是否正確，應滿足良好換向要求必要時可做無火花換向試驗8檢查繞組的極性及其連接的正確性接線變動時極性和連接均應正確

9測量電樞及磁極間的空氣間隙大修時各點氣隙與平均值的相對偏差應在下列范圍：3mm以下氣隙±10%3mm及以上氣隙±5%

10直流發(fā)電機的特性試驗1)更換繞組后2)必要時與制造廠試驗數(shù)據(jù)比較，應在測量誤差范圍內(nèi)1)空載特性：測錄至最大勵磁電壓值2)負載特性：僅測錄勵磁機負載特性；測量時，以同步發(fā)電機的勵磁繞組作為負載3)外特性：必要時進行4)勵磁電壓的增長速度：在勵磁機空載額定電壓下進行11直流電動機的空轉(zhuǎn)檢查1)大修后2)更換繞組后1)轉(zhuǎn)動正常2)調(diào)速范圍合乎要求空轉(zhuǎn)檢查的時間一般不小于1h

5.3.1中頻發(fā)電機的試驗項目、周期和要求見表3。表3中頻發(fā)電機的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組的絕緣電阻1)小修時2)大修時絕緣電阻值不應低于0.5MΩ1000V以下的中頻發(fā)電機使用1000V兆歐表測量；1000V及以上者使用2500V兆歐表測量2繞組的直流電阻大修時1)各相繞組直流電阻值的相互間差別不超過最小值的2%2)勵磁繞組直流電阻值與出廠值比較不應有顯著差別

3繞組的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為出廠試驗電壓的75%副勵磁機的交流耐壓試驗可用1000V兆歐表測絕緣電阻代替4可變電阻器或起動電阻器的直流電阻大修時與制造廠數(shù)值或最初測得值比較相差不得超過10%1000V及以上中頻發(fā)電機應在所有分接頭上測量5中頻發(fā)電機的特性試驗1)更換繞組后2)必要時與制造廠試驗數(shù)據(jù)比較應在測量誤差范圍內(nèi)1)空載特性：測錄至最大勵磁電壓值2)負載特性：僅測錄勵磁機的負載特性；測錄時，以同步發(fā)電機的勵磁繞組為負載3)外特性：必要時進行6溫升必要時按制造廠規(guī)定新機投運后創(chuàng)造條件進行

5.3.2各類試驗項目：定期試驗項目見表3中序號1。大修時試驗項目見表3中序號1、2、3、4。5.4交流電動機5.4.1交流電動機的試驗項目、周期和要求見表4。表4交流電動機的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組的絕緣電阻和吸收比1)小修時2)大修時1)絕緣電阻值：a)額定電壓3000V以下者，室溫下不應低于0.5MΩb)額定電壓3000V及以上者，交流耐壓前，定子繞組在接近運行溫度時的絕緣電阻值不應低于UnMΩ(取Un的千伏數(shù)，下同)；投運前室溫下(包括電纜)不應低于UnMΩc)轉(zhuǎn)子繞組不應低于0.5MΩ2)吸收比自行規(guī)定1)500kW及以上的電動機，應測量吸收比(或極化指數(shù))，參照表1序號12)3kV以下的電動機使用1000V兆歐表；3kV及以上者使用2500V兆歐表3)小修時定子繞組可與其所連接的電纜一起測量，轉(zhuǎn)子繞組可與起動設(shè)備一起測量4)有條件時可分相測量2繞組的直流電阻1)1年(3kV及以上或100kW及以上)2)大修時3)必要時1)3kV及以上或100kW及以上的電動機各相繞組直流電阻值的相互差別不應超過最小值的2%；中性點未引出者，可測量線間電阻，其相互差別不應超過1%2)其余電動機自行規(guī)定3)應注意相互間差別的歷年相對變化

3定子繞組泄漏電流和直流耐壓試驗1)大修時2)更換繞組后1)試驗電壓：全部更換繞組時為3Un；大修或局部更換繞組時為2.5Un2)泄漏電流相間差別一般不大于最小值的100%，泄漏電流為20μA以下者不作規(guī)定3)500kW以下的電動機自行規(guī)定有條件時可分相進行4定子繞組的交流耐壓試驗1)大修后2)更換繞組后1)大修時不更換或局部更換定子繞組后試驗電壓為1.5Un，但不低于1000V2)全部更換定子繞組后試驗電壓為(2Un+1000)V，但不低于1500V1)低壓和100kW以下不重要的電動機，交流耐壓試驗可用2500V兆歐表測量代替2)更換定子繞組時工藝過程中的交流耐壓試驗按制造廠規(guī)定5繞線式電動機轉(zhuǎn)子繞組的交流耐壓試驗1)大修后2)更換繞組后試驗電壓如下：1)繞線式電機已改為直接短路起動者，可不做交流耐壓試驗2)Uk為轉(zhuǎn)子靜止時在定子繞組上加額定電壓于滑環(huán)上測得的電壓

不可逆式可逆式大修不更換轉(zhuǎn)子繞組或局部更換轉(zhuǎn)子繞組后1.5Uk，但不小于1000V3.0Uk，但不小于2000V全部更換轉(zhuǎn)子繞組后2Uk+1000V4Uk+1000V6同步電動機轉(zhuǎn)子繞組交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替7可變電阻器或起動電阻器的直流電阻大修時與制造廠數(shù)值或最初測得結(jié)果比較，相差不應超過10%3kV及以上的電動機應在所有分接頭上測量8可變電阻器與同步電動機滅磁電阻器的交流耐壓試驗大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替9同步電動機及其勵磁機軸承的絕緣電阻大修時絕緣電阻不應低于0.5MΩ在油管安裝完畢后，用1000V兆歐表測量10轉(zhuǎn)子金屬綁線的交流耐壓大修時試驗電壓為1000V可用2500V兆歐表測量代替11檢查定子繞組的極性接線變動時定子繞組的極性與連接應正確1)對雙繞組的電動機，應檢查兩分支間連接的正確性2)中性點無引出者可不檢查極性12定子鐵芯試驗1)全部更換繞組時或修理鐵芯后2)必要時參照表1中序號101)3kV或500kW及以上電動機應做此項試驗2)如果電動機定子鐵芯沒有局部缺陷，只為檢查整體疊片狀況，可僅測量空載損耗值13電動機空轉(zhuǎn)并測空載電流和空載損耗必要時1)轉(zhuǎn)動正常，空載電流自行規(guī)定2)額定電壓下的空載損耗值不得超過原來值的50%1)空轉(zhuǎn)檢查的時間一般不小于1h2)測定空載電流僅在對電動機有懷疑時進行3)3kV以下電動機僅測空載電流不測空載損耗14雙電動機拖動時測量轉(zhuǎn)矩—轉(zhuǎn)速特性必要時兩臺電動機的轉(zhuǎn)矩—轉(zhuǎn)速特性曲線上各點相差不得大于10%1)應使用同型號、同制造廠、同期出廠的電動機2)更換時，應選擇兩臺轉(zhuǎn)矩轉(zhuǎn)速特性相近似的電動機

5.4.2各類試驗項目：定期試驗項目見表4中序號1、2。大修時試驗項目見表4中序號1、2、3、6、7、8、9、10。大修后試驗項目見表4中序號4、5。容量在100kW以下的電動機一般只進行序號1、4、13項試驗，對于特殊電動機的試驗項目按制造廠規(guī)定。6電力變壓器及電抗器6.1電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求見表5。表5電力變壓器及電抗器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1油中溶解氣體色譜分析1)220kV及以上的所有變壓器、容量120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器和330kV及以上的電抗器在投運后的4、10、30天(500kV設(shè)備還應增加1次在投運后1天)2)運行中：a)330kV及以上變壓器和電抗器為3個月；b)220kV變壓器為6個月；c)120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器為6個月；d)其余8MVA及以上的變壓器為1年；e)8MVA以下的油浸式變壓器自行規(guī)定3)大修后4)必要時1)運行設(shè)備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數(shù))超過下列任何一項值時應引起注意：總烴含量大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV變壓器為1×10-6)2)烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率大于0.25ml/h(開放式)和0.5ml/h(密封式)，或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設(shè)備有異常3)對330kV及以上的電抗器，當出現(xiàn)痕量(小于5×10-6)乙炔時也應引起注意；如氣體分析雖已出現(xiàn)異常，但判斷不至于危及繞組和鐵芯安全時，可在超過注意值較大的情況下運行1)總烴包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四種氣體2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析3)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5)測試周期中1)項的規(guī)定適用于大修后的變壓器2繞組直流電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)無勵磁調(diào)壓變壓器變換分接位置后3)有載調(diào)壓變壓器的分接開關(guān)檢修后(在所有分接側(cè))4)大修后5)必要時1)1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均值的1%2)1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2%3)與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%4)電抗器參照執(zhí)行1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，按要求中3)項執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下式換算式中R1、R2分別為在溫度t1、t2時的電阻值；T為計算用常數(shù)，銅導線取235，鋁導線取2253)無勵磁調(diào)壓變壓器應在使用的分接鎖定后測量3繞組絕緣電阻、吸收比或(和)極化指數(shù)1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化2)吸收比(10～30℃范圍)不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.51)采用2500V或5000V兆歐表2)測量前被試繞組應充分放電3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相近4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算4繞組的tgδ1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)20℃時tgδ不大于下列數(shù)值：330～500kV0.6%66～220kV0.8%35kV及以下1.5%2)tgδ值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化(一般不大于30%)3)試驗電壓如下：1)非被試繞組應接地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tgδ的要求值相同3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的tgδ值一般可按下式換算式中tgδ1、tgδ2分別為溫度t1、t2時的tgδ值繞組電壓10kV及以上10kV繞組電壓10kV以下Un4)用M型試驗器時試驗電壓自行規(guī)定5電容型套管的tgδ和電容值1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時見第9章1)用正接法測量2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器(電抗器)頂層油溫6絕緣油試驗1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時見第13章7交流耐壓試驗1)1～5年(10kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更換繞組后4)必要時1)油浸變壓器(電抗器)試驗電壓值按表6(定期試驗按部分更換繞組電壓值)2)干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值；部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1)可采用倍頻感應或操作波感應法2)66kV及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3)電抗器進行外施工頻耐壓試驗8鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2)運行中鐵芯接地電流一般不大于0.1A1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1)大修后2)必要時220kV及以上者絕緣電阻一般不低于500MΩ，其它自行規(guī)定1)采用2500V兆歐表(對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)連接片不能拆開者可不進行10油中含水量見第13章11油中含氣量見第13章12繞組泄漏電流1)1～3年或自行規(guī)定2)必要時1)試驗電壓一般如下：讀取1min時的泄漏電流值繞組額定電壓kV36～1020～3566～330500直流試驗電壓kV5102040602)與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化13繞組所有分接的電壓比1)分接開關(guān)引線拆裝后2)更換繞組后3)必要時1)各相應接頭的電壓比與銘牌值相比，不應有顯著差別，且符合規(guī)律2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi)，但不得超過±1%

14校核三相變壓器的組別或單相變壓器極性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致

15空載電流和空載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗值相比，無明顯變化試驗電源可用三相或單相；試驗電壓可用額定電壓或較低電壓值(如制造廠提供了較低電壓下的值，可在相同電壓下進行比較)16短路阻抗和負載損耗1)更換繞組后2)必要時與前次試驗值相比，無明顯變化試驗電源可用三相或單相；試驗電流可用額定值或較低電流值(如制造廠提供了較低電流下的測量值，可在相同電流下進行比較)17局部放電測量1)大修后(220kV及以上)2)更換繞組后(220kV及以上、120MVA及以上)3)必要時1)在線端電壓為時，放電量一般不大于500pC；在線端電壓為時，放電量一般不大于300pC2)干式變壓器按GB6450規(guī)定執(zhí)行1)試驗方法符合GB1094.3的規(guī)定2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的試驗可自行規(guī)定3)電抗器可進行運行電壓下局部放電監(jiān)測18有載調(diào)壓裝置的試驗和檢查1)1年或按制造廠要求2)大修后3)必要時

1)檢查動作順序，動作角度

范圍開關(guān)、選擇開關(guān)、切換開關(guān)的動作順序應符合制造廠的技術(shù)要求，其動作角度應與出廠試驗記錄相符

2)操作試驗：變壓器帶電時手動操作、電動操作、遠方操作各2個循環(huán)

手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規(guī)定，電動操作應無卡澀，沒有連動現(xiàn)象，電氣和機械限位動作正常

3)檢查和切換測試：

有條件時進行a)測量過渡電阻的阻值

與出廠值相符

b)測量切換時間c)檢查插入觸頭、動靜觸頭的接觸情況，電氣回路的連接情況

三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術(shù)要求相符動、靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好

d)單、雙數(shù)觸頭間非線性電阻的試驗

按制造廠的技術(shù)要求

e)檢查單、雙數(shù)觸頭間放電間隙

無燒傷或變動

4)檢查操作箱

接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等工作正常

5)切換開關(guān)室絕緣油試驗

符合制造廠的技術(shù)要求，擊穿電壓一般不低于25kV

6)二次回路絕緣試驗

絕緣電阻一般不低于1MΩ采用2500V兆歐表19測溫裝置及其二次回路試驗1)1～3年2)大修后3)必要時密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表20氣體繼電器及其二次回路試驗1)1～3年(二次回路)2)大修后3)必要時整定值符合運行規(guī)程要求，動作正確絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表21壓力釋放器校驗必要時動作值與銘牌值相差應在±10%范圍內(nèi)或按制造廠規(guī)定

22整體密封檢查大修后1)35kV及以下管狀和平面油箱變壓器采用超過油枕頂部0.6m油柱試驗(約5kPa壓力)，對于波紋油箱和有散熱器的油箱采用超過油枕頂部0.3m油柱試驗(約2.5kPa壓力)，試驗時間12h無滲漏2)110kV及以上變壓器，在油枕頂部施加0.035MPa壓力，試驗持續(xù)時間24h無滲漏

試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置23冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)自行規(guī)定2)大修后3)必要時1)投運后，流向、溫升和聲響正常，無滲漏2)強油水冷裝置的檢查和試驗，按制造廠規(guī)定3)絕緣電阻一般不低于1MΩ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表24套管中的電流互感器絕緣試驗1)大修后2)必要時絕緣電阻一般不低于1MΩ采用2500V兆歐表25全電壓下空載合閘更換繞組后1)全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min2)部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5min

1)在使用分接上進行2)由變壓器高壓或中壓側(cè)加壓3)110kV及以上的變壓器中性點接地4)發(fā)電機變壓器組的中間連接無斷開點的變壓器，可不進行26油中糠醛含量必要時1)含量超過下表值時，一般為非正常老化，需跟蹤檢測：建議在以下情況進行：1)油中氣體總烴超標或CO、CO2過高2)500kV變壓器和電抗器及150MVA以上升壓變壓器投運3～5年后3)需了解絕緣老化情況運行年限1～55～1010～1515～20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟蹤檢測時，注意增長率3)測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重27絕緣紙(板)聚合度必要時當聚合度小于250時，應引起注意1)試樣可取引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等數(shù)克2)對運行時間較長的變壓器盡量利用吊檢的機會取樣28絕緣紙(板)含水量必要時含水量(質(zhì)量分數(shù))一般不大于下值：可用所測繞組的tgδ值推算或取紙樣直接測量。有條件時，可按部頒DL/T580—96《用露點法測定變壓器絕緣紙中平均含水量的方法》標準進行測量500kV1%330kV2%220kV3%29阻抗測量必要時與出廠值相差在±5%，與三相或三相組平均值相差在±2%范圍內(nèi)適用于電抗器，如受試驗條件限制可在運行電壓下測量30振動必要時與出廠值比不應有明顯差別

31噪聲必要時與出廠值比不應有明顯差別按GB7328要求進行32油箱表面溫度分布必要時局部熱點溫升不超過80K

6.2電力變壓器交流試驗電壓值及操作波試驗電壓值見表6。6.3油浸式電力變壓器(1.6MVA以上)6.3.1定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。6.3.2大修試驗項目表6電力變壓器交流試驗電壓值及操作波試驗電壓值額定電壓kV最高工作電壓kV線端交流試驗電壓值kV中性點交流試驗電壓值kV線端操作波試驗電壓值kV全部更換繞組部分更換繞組全部更換繞組部分更換繞組全部更換繞組部分更換繞組＜1≤132.532.5——33.518151815353066.92521252150401011.53530353060501517.54538453890752023.055475547105903540.5857285721701456672.5140120140120270230110126.0200170(195)9580375319

220252.0

36039530633685(200)72(170)750638330363.0

46051039143485(230)72(195)850950722808500550.0

630680536578851407212010501175892999注：1括號內(nèi)數(shù)值適用于不固定接地或經(jīng)小電抗接地系統(tǒng)；2操作波的波形為：波頭大于20μS，90%以上幅值持續(xù)時間大于200μS，波長大于500μS；負極性三次。a)一般性大修見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。b)更換繞組的大修見表5中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25，其中10、11項適用于330kV及以上變壓器。6.4油浸式電力變壓器(1.6MVA及以下)6.4.1定期試驗項目見表5中序號2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5項適用于35kV及以上變電所用變壓器。6.4.2大修試驗項目見表5中序號2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16適用于更換繞組時，4、5項適用于35kV及以上變電所用變壓器。6.5油浸式電抗器6.5.1定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV及以下只作2、3、6、7)。6.5.2大修試驗項目見表5中序號1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、24，其中10、11項適用于330kV及以上電抗器(10kV及以下只作2、3、6、7、9、22)。6.6消弧線圈6.6.1定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6。6.6.2大修試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6、7、9、22，裝在消弧線圈內(nèi)的電壓、電流互感器的二次繞組應測絕緣電阻(參照表5中序號24)。6.7干式變壓器6.7.1定期試驗項目見表5中序號2、3、7、19。6.7.2更換繞組的大修試驗項目見表5中序號2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17項適用于澆注型干式變壓器。6.8氣體絕緣變壓器6.8.1定期試驗項目見表5中序號2、3、7和表38中序號1。6.8.2大修試驗項目見表5中序號2、3、7、19，表38中序號1和參照表10中序號2。6.9干式電抗器試驗項目在所連接的系統(tǒng)設(shè)備大修時作交流耐壓試驗見表5中序號7。6.10接地變壓器6.10.1定期試驗項目見表5中序號3、6、7。6.10.2大修試驗項目見表5中序號2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16項適用于更換繞組時進行。6.11判斷故障時可供選用的試驗項目本條主要針對容量為1.6MVA以上變壓器和330、500kV電抗器，其它設(shè)備可作參考。a)當油中氣體分析判斷有異常時可選擇下列試驗項目：——繞組直流電阻——鐵芯絕緣電阻和接地電流——空載損耗和空載電流測量或長時間空載(或輕負載下)運行，用油中氣體分析及局部放電檢測儀監(jiān)視——長時間負載(或用短路法)試驗，用油中氣體色譜分析監(jiān)視——油泵及水冷卻器檢查試驗——有載調(diào)壓開關(guān)油箱滲漏檢查試驗——絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tgδ、泄漏電流)——絕緣油的擊穿電壓、tgδ——絕緣油含水量——絕緣油含氣量(500kV)——局部放電(可在變壓器停運或運行中測量)——絕緣油中糠醛含量——耐壓試驗——油箱表面溫度分布和套管端部接頭溫度b)氣體繼電器報警后，進行變壓器油中溶解氣體和繼電器中的氣體分析。c)變壓器出口短路后可進行下列試驗：——油中溶解氣體分析——繞組直流電阻——短路阻抗——繞組的頻率響應——空載電流和損耗d)判斷絕緣受潮可進行下列試驗：——絕緣特性(絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、tgδ、泄漏電流)——絕緣油的擊穿電壓、tgδ、含水量、含氣量(500kV)——絕緣紙的含水量e)判斷絕緣老化可進行下列試驗：——油中溶解氣體分析(特別是CO、CO2含量及變化)——絕緣油酸值——油中糠醛含量——油中含水量——絕緣紙或紙板的聚合度f)振動、噪音異常時可進行下列試驗：——振動測量——噪聲測量——油中溶解氣體分析——阻抗測量7互感器7.1電流互感器7.1.1電流互感器的試驗項目、周期和要求，見表7。表7電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1繞組及末屏的絕緣電阻1)投運前2)1～3年3)大修后4)必要時1)繞組絕緣電阻與初始值及歷次數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化2)電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ采用2500V兆歐表2tgδ及電容量1)投運前2)1～3年3)大修后4)必要時1)主絕緣tgδ(%)不應大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：1)主絕緣tgδ試驗電壓為10kV，末屏對地tgδ試驗電壓為2kV2)油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系，當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到時，tgδ增量超過±0.3%，不應繼續(xù)運行3)固體絕緣互感器可不進行tgδ測量

電壓等級kV20～3566～110220330～500大修后油紙電容型充油型膠紙電容型—3.02.51.02.02.00.7——0.6——運行中油紙電容型充油型膠紙電容型—3.53.01.02.52.50.8——0.7——2)電容型電流互感器主絕緣電容量與初始值或出廠值差別超出±5%范圍時應查明原因3)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%3油中溶解氣體色譜分析1)投運前2)1～3年(66kV及以上)3)大修后4)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴100×10-6H2150×10-6C2H22×10-6(110kV及以下)1×10-6(220～500kV)1)新投運互感器的油中不應含有C2H22)全密封互感器按制造廠要求(如果有)進行4交流耐壓試驗1)1～3年(20kV及以下)2)大修后3)必要時1)一次繞組按出廠值的85%進行。出廠值不明的按下列電壓進行試驗：

電壓等級kV361015203566試驗電壓kV1521303847721202)二次繞組之間及末屏對地為2kV3)全部更換繞組絕緣后，應按出廠值進行5局部放電測量1)1～3年(20～35kV固體絕緣互感器)2)大修后3)必要時1)固體絕緣互感器在電壓為時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC2)110kV及以上油浸式互感器在電壓為時，放電量不大于20pC試驗按GB5583進行6極性檢查1)大修后2)必要時與銘牌標志相符

7各分接頭的變比檢查1)大修后2)必要時與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差8校核勵磁特性曲線必要時與同類型互感器特性曲線或制造廠提供的特性曲線相比較，應無明顯差別繼電保護有要求時進行9密封檢查1)大修后2)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定10一次繞組直流電阻測量1)大修后2)必要時與初始值或出廠值比較，應無明顯差別

11絕緣油擊穿電壓1)大修后2)必要時見第13章

注：投運前是指交接后長時間未投運而準備投運之前，及庫存的新設(shè)備投運之前。7.1.2各類試驗項目定期試驗項目見表7中序號1、2、3、4、5。大修后試驗項目見表7中序號1、2、3、4、5、6、7、9、10、11(不更換繞組，可不進行6、7、8項)。7.2電壓互感器7.2.1電磁式和電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求分別見表8和表9。表8電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后3)必要時

自行規(guī)定一次繞組用2500V兆歐表，二次繞組用1000V或2500V兆歐表2tgδ(20kV及以上)

1)繞組絕緣：a)1～3年b)大修后c)必要時

2)66～220kV串級式電壓互感器支架：a)投運前b)大修后

c)必要時1)繞組絕緣tgδ(%)不應大于下表中數(shù)值：

串級式電壓互感器的tgδ試驗方法建議采用末端屏蔽法，其它試驗方法與要求自行規(guī)定溫度℃51020304035kV及以下大修后1.52.53.05.07.0運行中2.02.53.55.58.035kV以上大修后1.01.52.03.55.0運行中1.52.02.54.05.52)支架絕緣tgδ一般不大于6%3油中溶解氣體的色譜分析1)投運前2)1～3年(66kV及以上)3)大修后4)必要時油中溶解氣體組分含量(體積分數(shù))超過下列任一值時應引起注意：總烴100×10-6H2150×10-6C2H22×10-61)新投運互感器的油中不應含有C2H22)全密封互感器按制造廠要求(如果有)進行4交流耐壓試驗1)3年(20kV及以下)2)大修后3)必要時1)一次繞組按出廠值的85%進行，出廠值不明的，按下列電壓進行試驗：1)串級式或分級絕緣式的互感器用倍頻感應耐壓試驗2)進行倍頻感應耐壓試驗時應考慮互感器的容升電壓3)倍頻耐壓試驗前后，應檢查有否絕緣損傷電壓等級kV361015203566試驗電壓kV1521303847721202)二次繞組之間及末屏對地為2kV3)全部更換繞組絕緣后按出廠值進行5局部放電測量1)投運前2)1～3年(20～35kV固體絕緣互感器)3)大修后4)必要時1)固體絕緣相對地電壓互感器在電壓為時，放電量不大于100pC，在電壓為1.1Um時(必要時)，放電量不大于500pC。固體絕緣相對相電壓互感器，在電壓為1.1Um時，放電量不大于100pC2)110kV及以上油浸式電壓互感器在電壓為時，放電量不大于20pC1)試驗按GB5583進行2)出廠時有試驗報告者投運前可不進行試驗或只進行抽查試驗6空載電流測量1)大修后2)必要時1)在額定電壓下，空載電流與出廠數(shù)值比較無明顯差別2)在下列試驗電壓下，空載電流不應大于最大允許電流中性點非有效接地系統(tǒng)中性點接地系統(tǒng)

7密封檢查1)大修后2)必要時應無滲漏油現(xiàn)象試驗方法按制造廠規(guī)定8鐵芯夾緊螺栓(可接觸到的)絕緣電阻大修時自行規(guī)定采用2500V兆歐表9聯(lián)接組別和極性1)更換繞組后2)接線變動后與銘牌和端子標志相符

10電壓比1)更換繞組后2)接線變動后與銘牌標志相符更換繞組后應測量比值差和相位差11絕緣油擊穿電壓1)大修后2)必要時見第13章注：投運前指交接后長時間未投運而準備投運之前，及庫存的新設(shè)備投運之前

表9電容式電壓互感器的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1電壓比1)大修后2)必要時與銘牌標志相符

2中間變壓器的絕緣電阻1)大修后2)必要時自行規(guī)定采用2500V兆歐表3中間變壓器的tgδ1)大修后2)必要時與初始值相比不應有顯著變化

注：電容式電壓互感器的電容分壓器部分的試驗項目、周期和要求見第12章7.2.2各類試驗項目：定期試驗項目見表8中序號1、2、3、4、5。大修時或大修后試驗項目見表8中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11(不更換繞組可不進行9、10項)和表9中序號1、2、3。8開關(guān)設(shè)備8.1SF6斷路器和GIS8.1.1SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求見表10。表10SF6斷路器和GIS的試驗項目、周期和要求序號項目周期要求說明1斷路器和GIS內(nèi)SF6氣體的濕度以及氣體的其它檢測項目見第13章2SF6氣體泄漏試驗1)大修后2)必要時年漏氣率不大于1%或按制造廠要求1)按GB11023方法進行2)對電壓等級較高的斷路器以及GIS，因體積大可用局部包扎法檢漏，每個密封部位包扎后歷時5h，測得的SF6氣體含量(體積分數(shù))不大于30×10-63輔助回路和控制回路絕緣電阻1)1～3年2)大修后絕緣電阻不低于2MΩ采用500V或1000V兆歐表4耐壓試驗1)大修后2)必要時交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓值的80%1)試驗在SF6氣體額定壓力下進行2)對GIS試驗時不包括其中的電磁式電壓互感器及避雷器，但在投運前應對它們進行試驗電壓值為Um的5min耐壓試驗3)罐式斷路器的耐壓試驗方式：合閘對地；分閘狀態(tài)兩端輪流加壓，另一端接地。建議在交流耐壓試驗的同時測量局部放電4)對瓷柱式定開距型斷路器只作斷口間耐壓5輔助回路和控制回路交流耐壓試驗大修后試驗電壓為2kV耐壓試驗后的絕緣電阻值不應降低6斷口間并聯(lián)電容器的絕緣電阻、電容量和tgδ1)1～3年2)大修后3)必要時1)對瓷柱式斷路器和斷口同時測量，測得的電容值和tgδ與原始值比較，應無明顯變化2)罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)按制造廠規(guī)定3)單節(jié)電容器按第12章規(guī)定1)大修時，對瓷柱式斷路器應測量電容器和斷口并聯(lián)后整體的電容值和tgδ，作為該設(shè)備的原始數(shù)據(jù)2)對罐式斷路器(包括GIS中的SF6斷路器)必要時進行試驗，試驗方法按制造廠規(guī)定7合閘電阻值和合閘電阻的投入時間1)1～3年(罐式斷路器除外)2)大修后1)除制造廠另有規(guī)定外，阻值變化允許范圍不得大于±5%2)合閘電阻的有效接入時間按制造廠規(guī)定校核罐式斷路器的合閘電阻布置在罐體內(nèi)部，只有解體大修時才能測定8斷路器的速度特性大修后測量方法和測量結(jié)果應符合制造廠規(guī)定制造廠無要求時不測9斷路器的時間參量1)大修后2)機構(gòu)大修后除制造廠另有規(guī)定外，斷路器的分、合閘同期性應滿足下列要求：相間合閘不同期不大于5ms相間分閘不同期不大于3ms同相各斷口間合閘不同期不大于3ms同相各斷口間分閘不同期不大于2ms

10分、合閘電磁鐵的動作電壓1)1～3年2)大修后3)機構(gòu)大修后

1)操動機構(gòu)分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%之間2)在使用電磁機構(gòu)時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關(guān)合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作3)進口設(shè)備按制造廠規(guī)定

11導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)敞開式斷路器的測量值不大于制造廠規(guī)定值的120%2)對GIS中的斷路器按制造廠規(guī)定用直流壓降法測量，電流不小于100A12分、合閘線圈直流電阻1)大修后2)機構(gòu)大修后應符合制造廠規(guī)定

13SF6氣體密度監(jiān)視器(包括整定值)檢驗1)1～3年2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定

14壓力表校驗(或調(diào)整)，機構(gòu)操作壓力(氣壓、液壓)整定值校驗，機械安全閥校驗1)1～3年2)大修后按制造廠規(guī)定對氣動機構(gòu)應校驗各級氣壓的整定值(減壓閥及機械安全閥)15操動機構(gòu)在分閘、合閘、重合閘下的操作壓力(氣壓、液壓)下降值1)大修后2)機構(gòu)大修后應符合制造廠規(guī)定

16液(氣)壓操動機構(gòu)的泄漏試驗1)1～3年2)大修后3)必要時按制造廠規(guī)定應在分、合閘位置下分別試驗17油(氣)泵補壓及零起打壓的運轉(zhuǎn)時間1)1～3年2)大修后3)必要時應符合制造廠規(guī)定

18液壓機構(gòu)及采用差壓原理的氣動機構(gòu)的防失壓慢分試驗1)大修后2)機構(gòu)大修時按制造廠規(guī)定

19閉鎖、防跳躍及防止非全相合閘等輔助控制裝置的動作性能1)大修后2)必要時按制造廠規(guī)定

20GIS中的電流互感器、電壓互感器和避雷器

1)大修后2)必要時按制造廠規(guī)定，或分別按第7章、第14章進行

8.1.2各類試驗項目：定期試驗項目見表10中序號1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。大修后試驗項目見表10中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。8.2多油斷路器和少油斷路器8.2.1多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求見表11。表11多油斷路器和少油斷路器的試驗項目、周期和要求序號項目周期

要求說明1絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)整體絕緣電阻自行規(guī)定2)斷口和有機物制成的提升桿的絕緣電阻不應低于下表數(shù)值：MΩ使用2500V兆歐表試驗類別額定電壓kV＜2424～40.572.5～252363大修后10002500500010000運行中300100030005000240.5kV及以上非純瓷套管和多油斷路器的tgδ1)1～3年2)大修后1)20℃時多油斷路器的非純瓷套管的tgδ(%)值見表202)20℃時非純瓷套管斷路器的tgδ(%)值，可比表20中相應的tgδ(%)值增加下列數(shù)值：1)在分閘狀態(tài)下按每支套管進行測量。測量的tgδ超過規(guī)定值或有顯著增大時，必須落下油箱進行分解試驗。對不能落下油箱的斷路器，則應將油放出，使套管下部及滅弧室露出油面，然后進行分解試驗2)斷路器大修而套管不大修時，應按套管運行中規(guī)定的相應數(shù)值增加3)帶并聯(lián)電阻斷路器的整體tgδ(%)可相應增加1額定電壓kV≥126＜12640.5(DW1—35DW1—35D)tgδ(%)值的增加數(shù)123340.5kV及以上少油斷路器的泄漏電流1)1～3年2)大修后1)每一元件的試驗電壓如下：252kV及以上少油斷路器提升桿(包括支持瓷套)的泄漏電流大于5μA時，應引起注意額定電壓kV40.572.5～252≥363直流試驗電壓kV2040602)泄漏電流一般不大于10μA4斷路器對地、斷口及相間交流耐壓試驗1)1～3年(12kV及以下)2)大修后3)必要時(72.5kV及以上)斷路器在分、合閘狀態(tài)下分別進行，試驗電壓值如下：12～40.5kV斷路器對地及相間按DL/T593規(guī)定值；72.5kV及以上者按DL/T593規(guī)定值的80%對于三相共箱式的油斷路器應作相間耐壓，其試驗電壓值與對地耐壓值相同5126kV及以上油斷路器提升桿的交流耐壓試驗1)大修后2)必要時試驗電壓按DL/T593規(guī)定值的80%1)耐壓設(shè)備不能滿足要求時可分段進行，分段數(shù)不應超過6段(252kV)，或3段(126kV)，加壓時間為5min2)每段試驗電壓可取整段試驗電壓值除以分段數(shù)所得值的1.2倍或自行規(guī)定6輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1)1～3年2)大修后試驗電壓為2kV

7導電回路電阻1)1～3年2)大修后1)大修后應符合制造廠規(guī)定2)運行中自行規(guī)定用直流壓降法測量，電流不小于100A8滅弧室的并聯(lián)電阻值，并聯(lián)電容器的電容量和tgδ1)大修后2)必要時1)并聯(lián)電阻值應符合制造廠規(guī)定2)并聯(lián)電容器按第12章規(guī)定

9斷路器的合閘時間和分閘時間大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓(氣壓、液壓)下進行10斷路器分閘和合閘的速度大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓(氣壓、液壓)下進行11斷路器觸頭分、合閘的同期性1)大修后2)必要時應符合制造廠規(guī)定

12操動機構(gòu)合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動作電壓1)大修后2)操動機構(gòu)大修后

1)操動機構(gòu)分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%間2)在使用電磁機構(gòu)時，合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關(guān)合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作

13合閘接觸器和分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻，輔助回路和控制回路絕緣電阻1)1～3年2)大修后1)絕緣電阻不應小于2MΩ2)直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用500V或1000V兆歐表14斷路器本體和套管中絕緣油試驗見第13章15斷路器的電流互感器1)大修后2)必要時見第7章

8.2.2各類試驗項目：定期試驗項目見表11中序號1、2、3、4、6、7、13、14。大修后試驗項目見表11中序號1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15。8.3磁吹斷路器8.3.1磁吹斷路器的試驗項目、周期、要求見表