1、1电力设备预防性试验规程Preventive test code for electric power equipmentDL/T 5961996中华人民共和国电力工业部 1996-09-25 批准 1997-01-01 实施前 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，在我国已有 40 年的使用经验。1985年由原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程 ，适用于 330kV 及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的经验。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数
2、和技术性能有较大的发展，需要对 1985 年颁布的规程进行补充和修改。1991 年电力工业部组织有关人员在广泛征求意见的基础上，对该规程进行了修订，同时把电压等级扩大到500kV，并更名为电力设备预防性试验规程 。本标准从 1997 年 1 月 1 日起实施。本标准从生效之日起代替 1985 年原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规程 ，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程有抵触的，以本标准为准。本标准的附录 A、附录 B 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 是提示的附录。本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国
3、家电力调度通信中心提出。本标准起草单位：电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、电力工业部西安热工研究院、华北电力科学研究院、西北电力试验研究院、华中电力试验研究所、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院等。本标准主要起草人：王乃庆、王焜明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。1 范围本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、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。本标准适用于 500kV 及以下的交流电力设备。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
4、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。GB 26183 石油产品闪点测定法GB 26483 石油产品酸值测定法GB 31183 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术GB/T 50786 绝缘油介电强度测定法GB/T 51188 石油产品和添加剂机械杂质测定法GB 1094.1585 电力变压器GB 253690 变压器油GB 558385 互感器局
5、部放电测量GB 565485 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2GB 645086 干式电力变压器GB/T 654186 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB 725287 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 732887 变压器和电抗器的声级测定GB 759587 运行中变压器油质量标准GB/T 759887 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T 759987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)GB 760087 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 760187 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)GB 93
6、26.1.588 交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件GB 1102289 高压开关设备通用技术条件GB 1102389 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 1103289 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 1202289 工业六氟化硫DL/T 42191 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 42391 绝缘油中含气量测定 真空压差法DL/T 429.991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL/T 45091 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/T 45992 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件DL/T 49292 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL
7、/T 5931996 高压开关设备的共用定货技术导则SH 004091 超高压变压器油SH 035192 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
8、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；3tg 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
9、遇到特殊情况需要改变试验项目、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
10、以下要求：500kV 72h220 及 330kV 48h110kV 及以下 24h4.4 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以连在一起进行试验。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，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，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
11、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。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、tg、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%。4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8 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。4.9 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。4.10 执
12、行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。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 1)1 年 1)绝缘电阻值自行规定。 1)额定电压为 1000V 以上者，采4缘电阻、吸收比或极化指数或小修时2)大修前、后若在相近试验条件(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 1
13、00%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3)200MW 及以上机组推荐测量极化指数2 定子绕组的直流电阻1)大修时2)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
14、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%时，应引起注意51)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 1min3)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
15、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5.0102 S/m；对于独立的密闭循环水系统为 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大修前运行 20 年以上不与架空线直接连接者(2.02.5)Un小修时和大修后 2.0Un3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1)1 年或小修时2)大修前、后 3)更换绕组后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%；最大泄漏电流在 20以下者，相
16、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61)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2 Un +1000但最低为150060
17、00 以下 2.5 Un600018000 2 Un +300010000 及以上18000 以上按专门协议2)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 1.5 Un运行 20 年以上与架空线路直接连接者 1.5 Un4 定子绕组交流耐压试验1)大修前 2)更换绕组后运行 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)小修时2)大修中转子清扫前、后1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5M2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于 5k1)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
18、 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7毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在 75时不小于 2k，或在20时不小于20k，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 1030时不小于 0.5M6 转子绕组的直流电阻大修时 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试验电压如下：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 以上者为 2 Un +4000V显极式转子大修时及局部更换绕组并修
19、好后5Un,但不低于1000V，不大于2000V7 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)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后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2000V1)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2000V3)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8 发电机和励磁机的励磁回1)小修时绝缘电阻值不应低于 0.5M，否则应查明原因并消除1)小修时
20、用 1000V兆欧表8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2)大修时2)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)重新组装或更换、修理硅钢片后2)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
21、 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11 发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5M2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于 100M；油槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M3)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 100M 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大修时 与初始值比较应无显著差别
22、电阻值应分段测量14 转子绕组的交流阻抗和功率损耗大修时 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)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。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9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)运行中检温元
23、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 必要时 自振频率不得介于基频或倍频的10%范围内1)直流试验电压值为 Un2)测试结果一般不大于下表中的值手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头20A；100M 电阻上的电压降值为 2000V18 定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量1)投产后2)第一次大修时3)必要时端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块30A；100M电阻上的电压降值为3000V1)本项试验适用于200 MW 及以上的国产水氢氢汽轮发
24、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3)尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验19 轴电压 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 100k/V) 的交流电压表1020 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)大修后2)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以内2)在额
25、定转速下的定子电压最高值： a)水轮发电机为 1.5 Un(以不超过额定励磁电流为限)b)汽轮发电机为 1.3 Un(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 5min1)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1.3 Un 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)更换绕组后2)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 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
