江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程(试行).pdf

江苏省发电企业电力设备江苏省发电企业电力设备 交接和预防性试验规程交接和预防性试验规程 （试行试行） 江苏方天电力技术有限公司江苏方天电力技术有限公司 二一三二一三年年二二月月 第 i 页 共 iii 页 前前 言言 交接试验和预防性试验是保证电力系统安全运行的有效手段之一。原电力工业部颁 发的 dl/t596-1996电气设备预防性试验规程 ，和江苏省电力公司 2001 年 12 月颁发的 江苏省电力设备交接和预防性试验规程 ，作为电力企业绝缘监督的主要依据，在发电 企业一直沿用至今。上述两个规程在生产中发挥了重要作用，并积累了丰富经验。随着电 力生产规模的扩大和技术水平的提高，以及新设备、新技术的不断应用，以上规程的部分 内容已不符合当前设备交接与预防性试验的实际要求。 为此， 根据国家标准 gb50150-2006 电气设备交接试验标准 、行业标准 dl/t393-2010输变电设备状态检修试验规程 ， 结合多年来的交接验收、运行维护经验，江苏方天电力技术有限公司组织对江苏省电力 设备交接和预防性试验规程进行了修订。 本次对发电企业电力设备的交接试验项目和要求进行了修订，将设备的各类预防性 试验项目分为例行试验和诊断试验， 对例行试验的周期作了适当调整， 并增加了各类设备 红外检测等带电检测项目的要求。 本规程修订为 江苏省发电企业电力设备交接和预防性 试验规程（试行） ，发布后替代 2001 年 12 月颁发的江苏省电力设备交接和预防性试验 规程 。 本规程主要起草单位：江苏方天电力技术有限公司。 本规程参加起草单位：国电谏壁发电厂、华能金陵发电有限公司、新海发电有限公 司、南热发电有限责任公司、常熟发电有限公司、盐城发电有限公司、国华太仓发电有限 公司、张家港华兴电力有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、江苏核电有限公司、南京化 工园热电有限公司、大唐吕四港发电有限责任公司、利港电力有限公司、华电戚墅堰发电 有限公司。 本规程主要起草人：张霁、王成亮、黄磊、冒士平、花炜、封建宝。 本规程参加起草人：张劲松、吴德才、黄论军、徐新达、薛建根、张峥、陶晓明、 蔡光德、王声学、刘成钧、董志江、王之刚、俞华峰。 本规程由江苏方天电力技术有限公司修订并负责解释。 本规程自发布之日起实施 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 ii 页 共 iii页 目目 录录 前 言 . i 目 录 ii 1. 范围 . 1 2. 引用标准 . 1 3. 术语、定义和符号 2 4. 总则 3 5. 旋转电机 5 6. 电力变压器及电抗器 27 7. 电流互感器 40 8. 电压互感器 45 9. 高压套管 51 10. sf6 断路器 54 11. 气体绝缘金属封闭开关设备（gis）(hgis 参照执行) . 59 12. 隔离开关、接地开关及高压熔断器 65 13. 高压开关柜 67 14. 耦合电容器 70 15. 金属氧化物避雷器 71 16. 电力电缆 73 17. 接地装置 82 18. 变电站设备外绝缘、绝缘子、封闭母线及一般母线 84 19. 绝缘油 87 20. sf6 气体湿度和成分检测 . 91 21. 红外检测 92 22. 1kv 及以下的配电装置和电力布线 . 95 23. 电除尘器 95 附录 a 高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准 . 97 附录 b 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数 . 97 附录 c 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 . 98 附录 d 变压器局部放电试验方法 102 附录 e 憎水性检查方法. 104 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 iii 页 共 iii 页 附录 f 电流互感器保护级励磁曲线测量方法 . 106 附录 g 电力电缆线路交叉互联系统试验方法和要求 .110 附录 h 特殊试验项目 . 111 附录 i 状态量显著性差异分析法 .112 附录 j 变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法 .113 附录 k 金属氧化物避雷器直流 1ma 电压 .114 附录 l 红外检测诊断判据 116 附录 m 变压器状态诊断时可选用的试验项目 .119 附录 n 污秽等级与对应附盐密度值 121 附录 o 外绝缘配置原则 122 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 1 页 共 123 页 1. 范围范围 本规程规定了电力设备交接试验、例行试验、诊断试验的项目、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。 本规程适用于江苏省发电企业500kv及以下的电力设备。 本规程不适用于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. 引用标准引用标准 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款，引用文件均不注日期，其最新版本适 用于本规程。 电力变压器 第 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙gb 1094.3 3 gb 1094.6 电力变压器 第 6部分：电抗器 电力变压器 第部分：干式变压器gb 1094.11 11 电磁式电压互感器gb 1207 电流互感器gb 1208 高压交流断路器gb 1984 gb 变压器油2536 gb 7674 额定电压72.5kv及以上气体绝缘金属封闭开关设备 交流无间隙金属氧化物避雷器gb 11032 电气装置安装工程电气设备交接试验规程gb 50150 gb 50233 1架空送电线路施工及验收规范10500kv 石油产品酸值测定法gb/t 264 绝缘油击穿电压测定法gb/t 507 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）gb/t 511 电力变压器 第部分： 声级测定gb/t 1094.10 10 高压套管技术条件gb/t 4109 电容式电压互感器gb/t 4703 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 石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）gb/t 6541 gb/t 7064隐极同步发电机技术要求 变gb/t 7252压器油中溶解气体分析和判断导则 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）gb/t 7600 运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）gb/t 7601 六氟化硫设备中气体管理和检验导则gb/t 8905 gb/t 分接开关技术要求10230.1 gb/t分接开关应用导则10230.2 额定电压交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件gb/t 11017.1gb/t 11017.3 110 kv 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件gb/t 11022 高压开关设备六氟化硫气体密封试验gb/t 11023导则 额定电压（gb/t 12706.2 1kvum）到（=1.2kv35kvum）挤包绝缘电力电缆及附件=40.5kv 第 部分：额定电压（26kvum）到（=7.2kv30kvum）电缆=36kv 额定电压（gb/t 12706.3 1kvum）到（=1.2kv35kvum）挤包绝缘电力电缆及附件=40.5kv 第 部分：额定电压（335kvum）电缆=40.5kv 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 2 页 共 123 页 额定电压（gb/z 18890.1gb/z 18890.3 220kvum）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件252kv gb/t 1951标称电压高于的交流架空线路用复合绝缘子定义、试验方法及验收准则91000v dl/t 输变电设备状态检修试验规程393 dl/t 492发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 高压电缆选择导则dl/t 401 电力设备局部放电现场测量导则dl/t 417 绝缘油体积电阻率测定法dl/t 421 绝缘油中含气量的测定 真空差压法dl/t 423 电力系统油质试验方法 透明度测定法dl/t 429.1 电力系统油质试验方法 颜色测定法dl/t 429.2 电力用油颗污染粒度测量方法dl/t 432 dl/绝缘油中含气量的测试方法 二氧化碳洗脱法t 450 dl/t 47现场绝缘试验试验导则 第 部分：绝缘电阻、吸收比和极化指数试验4.1 1 dl/t 47现场绝缘试验试验导则 第 部分：介电损耗因数4.3 3tan试验 接地装置特性参数测量导则dl/t 475 dl/t 459镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法dl/t 506 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求dl/t 593 交流电气装置的接地dl/t 621 带电设备红外诊断应用规范dl/t 664 dl/t 绝缘油中含气量的气相色谱测定法703 标称电压高于交流架空线路用复合绝缘子使用导则dl/t 8641000v 杆塔工频接地电阻测量dl/t 887 电力变压器绕组变形的频率响应分析法dl/t 911 六氟化硫气体湿度测定法（重量法）dl/t 914 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）dl/t 915 六氟化硫气体酸度测定法dl/t 916 六氟化硫气体密度测定法dl/t 917 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法dl/t 918 六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）dl/t 919 dl/t 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法920 六氟化硫气体毒性生物试验方法dl/t 921 油浸式变压器绝缘老化判断导则dl/t 984 变压器油中颗粒度限值dl/t 1096 架空送电线路设计技术规程dl/t 5092 110500kv jjg 310 国家计量检定规程压力式温度计 国家电网公司生变电2010号 电力设备带电检测技术规范（试行）11 电力系统污区分级与外绝缘选择标准q/gdw 152 q/gdw-10-江苏省电力公司支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则j394 3. 术语术语、定义和定义和符号符号 下列术语、定义和符号适用于本标准 3.1 交接试验交接试验 hand-over test 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 3 页 共 123 页 为了确定新安装设备的状态，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 例行试验例行试验 routing test 为了确定运行中设备的状态并及时发现存在的隐患按确定的周期进行的试验。 3.3 诊断试验诊断试验 diagnostic test 巡检、在线监测、例行试验等发现设备存在缺陷，或经受了不良运行工况，或受家族缺陷警示， 进一步诊断设备缺陷进行的试验。 3.4 在线监测在线监测 on-line detect 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。 3.5 带电测量带电测量 energized test 一般采用便携式检测仪器，对运行设备的状态量进行短时间的现场检测，有别于长期连续的在线 监测。 3.6 家族性缺陷家族性缺陷 family defect 经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族性缺陷。如出现这类缺 陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺 陷隐患被消除之前，都称为有家族性缺陷设备。 3.7 不良工况不良工况 undesirable service condition 设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。 3.8 设备状态量设备状态量 equipment condition indicators 直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。 3.9 初值初值 initial value 能够代表状态量原始值的试验值，初值可以是出厂试验值、交接试验值、早期试验值、大修后的 首次试验值等。初值差的定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。 3.10 注意值注意值 attention value 状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。 3.11 警示值警示值 warning value 状态量达到该数值时，设备已经存在缺陷并有可能发展为故障。 3.12 本规程所用的符号本规程所用的符号 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； 介质损耗因数； if 励磁电流。 4. 总则总则 4.1 设备巡检设备巡检 在设备运行期间，应按规定的巡检内容和巡检周期对设备进行巡检，巡检情况应有书面或电子文 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 4 页 共 123 页 档记录。 在雷雨季节、大风、大雨、大雪、冰雹、大雾、沙尘暴及有明显震感（烈度 4 级及以上）地震之 后，应对相关设备加强巡检；新投运和大修后投运的设备应加强巡检；日最高气温 35以上或大负荷 期间应加强红外检测。 4.2 试验说明试验说明 4.2.1 设备技术文件与本标准不一致的处置原则 若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行。若设备 技术文件要求与本标准要求不一致，按严格要求执行。 4.2.2 首次例行试验时间要求 新设备（66kv 及以上、容量 2mva 及以上变压器和容量 6mw 及以上发电机）投运满 1 年，以 及停运 6 个月以上重新投运前，应进行例行试验。大修后设备重新投运前可参照新设备要求执行。 4.2.3 现场备用设备例行试验要求 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是 新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。 4.2.4 介质损耗因数试验说明 除特别说明，所有电容量和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为 10kv，tan 限值均为 20温度下的值。 4.2.5 耐压试验说明 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： 500kv72h 220kv48h 110kv 及以下24h 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。 4.2.6 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。 4.2.7 试验时温度湿度要求 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、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。 在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜大于 80%， 环境温度不宜低于 5，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可采用 4.3.4 进行分析。 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 5 页 共 123 页 本规程中使用常温为 1040；运行温度为 75。 4.2.8 直流耐压要求 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 4.3 设备状态量的评价和处置原则设备状态量的评价和处置原则 4.3.1 注意值处置原则 有注意值要求的试验项目，若当试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在运行的设 备，应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺陷，则不宜投入运行。 4.3.2 警示值处置原则 有警示值要求的试验项目，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运行设备应 尽快安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前一般不应投入运行。 4.3.3 试验值的显著性差异分析 在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一试验值不应有明显差异，否则应进行显著性差 异分析，分析方法见附录 a。 4.3.4 易受环境影响的试验值的纵横比分析 设 a、b、c 三台设备的上次试验值和当前试验值分别为 a1、b1、c1、a2、b2、c2，在分析设备 a 当前试验值 a2 是否正常时，根据 a2/(b2+c2)与 a1/(b1+c1)相比有无明显差异进行判断，一般不超过 30%可作为判断正常与否的参考。a1、b1、c1 宜选择初值。 4.4 基于设备状态的周期调整基于设备状态的周期调整 4.4.1 延长试验周期的条件 符合以下各项条件的设备，需停电进行的例行试验可以在原有周期的基础上延迟 1 个年度。 a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常。 b) 带电检测（如有）显示设备状态良好。 c) 上次例行试验与前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异。 d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族性缺陷。 e) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。 4.4.2 需提前试验的情形 有下列情形之一的设备，需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验： a) 巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致。 b) 带电检测（如有）显示设备状态不良。 c) 之前的例行试验数据有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势，或接近注意值或警示值。 d) 存在重大家族缺陷。 e) 经受了较为严重的不良工况。 4.5 解体性检修的适用原则解体性检修的适用原则 存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或主体进行解体性检修，不适宜检修的应进行更 换。 a) 例行或诊断试验表明存在重大缺陷的设备。 b) 受重大家族缺陷警示，需要消除重大家族缺陷的设备。 c) 依据设备技术文件之推荐或运行经验，达到解体性检修条件的设备。 5. 旋转电机旋转电机 5.1 同步发电机和调相机同步发电机和调相机 本规程对容量为 6000kw 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求做了相应规定，6000kw 以下者可参照执行。 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 6 页 共 123 页 5.1.1 有关定子绕组干燥问题的规定有关定子绕组干燥问题的规定。 5.1.1.1 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)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。 5.1.1.2 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。 5.1.2 同步发电机和调相机的交接试验项目和要求见表同步发电机和调相机的交接试验项目和要求见表 1。 表 1 容量为 6000kw 及以上的同步发电机的交接试验项目及要求 序号 项目 要求 说明 1 定子绕组 的绝缘电 阻、吸收 比或极化 指数 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 值降低到出厂正常值的 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 10000m 2. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 3. 200mw 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 1m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 7. 对于汇水管死接地的电机应在无水情况下 进行；对汇水管非死接地的电机，应分别测量 绕组及汇水管绝缘电阻， 绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响， 测量结果应符合制 造厂规定 2 定子绕组 的直流电 阻 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 出厂时测量值比较，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)差别及其出厂 值的相对变化大于 1%时，应引起注意 3 定子绕组 泄漏电流 和直流耐 压试验 在制造厂无特殊电压要求下： 1. 试验电压为 3.0un 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 50%； 最大泄漏电流在 20以下者，根 1. 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 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 7 页 共 123 页 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 3. 泄漏电流不应随时间延长而增大 3. 不符合要求 2.和 3.之一者，应找出原因并 消除 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 5.0102s/m；对于独立的密闭循环 水系统现暂可执行 2.0102s/m，但应力争 达到 1.5102s/m 6. 制造厂有特殊规定时，按制造厂要求进行 4 定子绕组 交流耐压 试验 在制造厂无特殊电压要求下，试验 电压要求如下： 容量 kw 额定电压 un v 试验电压 v 小于 10000 36 以上 1.6un+800 但最低为 1500 10000 及以 上 6000 以下 2un 6000 24000 1.6un+800 24000以上 按专门协 议 1. 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，持 续时间为 1min 4. 制造厂有特殊规定时，按制造厂要求进行 5 转子绕组 的绝缘电 阻 1. 绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5m 2. 水内冷转子绕组绝缘电阻值在室 温时一般不应小于 5k 1. 当转子额定电压为 200v 以上时，采用 2500v 兆欧表，当转子额定电压为 200v 及以 下时， 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 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 0.5m 6 转子绕组 的直流电 阻 与出厂时所测结果换算到同温度下 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 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 8 页 共 123 页 7 转子绕组 交流耐压 试验 试验电压要求如下： 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 1.对显极式转子要求 2.隐极式转子可不进行交流耐压试验，用 2500v 兆欧表测绝缘电阻代替 8 发电机或 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 绝缘电阻值不应低于 0.5m，否则 应查明原因并消除 1.用 2500v 兆欧表 2.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路 9 发电机或 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 试验电压为 1kv 可用 2500v 兆欧表测绝缘电阻代替 10 定子铁心 试验 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 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 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 2. 用红外热像仪测温 3. 本试验可用 el cid 试验代替 4. 当制造厂已进行试验，且有出厂试验报告 时，可不进行此项试验 11 发电机、 励磁机绝 缘轴承和 转子进水 支座的绝 缘电阻 1. 汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5m 2. 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 0.3m 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 100m 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. 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 3.制造厂有特殊规定时，按制造厂要求进行 12 灭磁电阻 器 ( 或 自 与铭牌数值或出厂数值比较，其差 别不应超过 10% 非线性电阻按厂家要求 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 9 页 共 123 页 同步电阻 器 ) 的 直 流电阻 13 灭磁开关 的并联电 阻 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 阻抗和功率损耗值自行规定。在相 同试验条件下与出厂时数值比较， 不应有显著变化 1. 隐极式转子在膛内或膛外，以及超速前、 后的额定转速下测量， 显极式转子对每一个转 子绕组测量 2. 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 4. 无刷励磁机组，无测量条件时，可以不测 量 15 检温计绝 缘电阻和 温度误差 检验 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 定子绕组 端部及引 线的固有 频率测试 及端部模 态分析 自振频率fz不得介于基频的10% 范围内且要求94hz和115hz 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 17 定子绕组 端部手包 绝缘施加 直流电压 测量 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 手包绝缘引线 接头， 汽机侧隔 相接头 100m电阻上 的电压降值为 1300v 端部接头(包括 引水管锥体绝 缘)和过渡引线 并联块 100m电阻上 的电压降值为 1900v 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 3. 尽量在投产前进行， 若未进行则投产后应尽 快安排试验 4. 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，而在现场包裹绝缘的 过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行 18 轴电压 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，轴承与机 座间的电压与轴两端电压相比不应 相差 10% 2. 汽轮发电机大轴对地电压应小于 20v 3. 水轮发电机不作规定 测量时采用高内阻（不小于 100k/v）宽频的 交流电压表。 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 10 页 共 123 页 19 空载特性 曲线 1. 与制造厂数据比较，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 20 三相稳定 短路特性 曲线 与制造厂出厂数据比较，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 21 发电机定 子开路时 的灭磁时 间常数 时间常数与出厂试验或更换前相比 较应无明显差异 22 检查相序 应与电网的相序一致 23 测量超瞬 态电抗和 负序电抗 不作规定 当无制造厂型式试验数据时，应进行测量 24 测量发电 机自动灭 磁装置分 闸后的定 子残压 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 5.1.3 同步发电机和调相机的例行试验项目和要求见表同步发电机和调相机的例行试验项目和要求见表 2。 发电机例行试验主要包括发电机大、小修试验。 发电机大修对应为 a 级检修，小修对应为 b、c 级检修：a 级检修是指对发电机组进行全面解 体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能；b 级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部 分设备进行解体检查和修理；c 级检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点的对机组进行检查、 评估、修理和清扫。 表 2 容量为 6000kw 及以上的同步发电机的例行试验项目及要求 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. 大修前、 后 2. 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% 1. 额定电压为 1000v 以上者， 采用 2500v 兆欧表，量程一般不低于 10000m 2. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 3. 200mw 及以上机组，在具备测量 极化指数的条件下，推荐测量极化 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 11 页 共 123 页 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 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 1m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 7. 对于汇水管死接地的电机应在 无水情况下进行；对汇水管非死接 地的电机，应分别测量绕组及汇水 管绝缘电阻，绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响，测量结 果应符合制造厂规定 2 定子绕组 的直流电 阻 1.大修时 2.小修或中 修时 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.大修前、 后 2. 小修或 中修时 1. 试验电压如下： 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%； 最大泄漏电流在 20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. 不符合要求 2.和 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 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 12 页 共 123 页 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 环水系统现暂可执行 2.010 2 s/m，但应力争达到 1.510 2s/m 6. 制造厂有特殊规定时， 按制造厂 要求进行 4 定子绕组 交流耐压 试验 大修前 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 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，持续时间为 1min 5 转子绕组 的绝缘电 阻 大、中、小 修时 1. 绝缘电阻值在室温时一般不小 于 0.5m 2. 水内冷转子绕组绝缘电阻值在 室温时一般不应小于 5k 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 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 10 30时不小于 0.5m 6 转子绕组 的直流电 阻 大、中修时 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 大修时 试验电压为 5un， 但不低于 1000v， 不大于 2000v 1.对显极式转子要求 2.隐极式转子可不进行交流耐压试 验， 用 2500v 兆欧表测绝缘电阻代 替 8 发电机或 励磁机的 励磁回路 所连接的 设 备 ( 不 大、中、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路 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 13 页 共 123 页 包括发电 机转子和 励磁机电 枢 ) 的 绝 缘电阻 9 发电机或 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 发电机、 励磁机绝 缘轴承和 转子进水 支座的绝 缘电阻 大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低于 0.5m 2)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 0.3m 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 100m 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. 制造厂有特殊规定时， 按制造厂 要求进行 11 灭磁电阻 器 ( 或 自 同步电阻 器 ) 的 直 流电阻 大修时 与铭牌数值或交接数值比较，其差 别不应超过 10% 非线性电阻按制造厂要求 12 灭磁开关 的并联电 阻 大修时 与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 13 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 14 检温计绝 缘电阻和 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 1. 用 250v 及以下的兆欧表 2. 检温计除埋入式外还包括水内 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 14 页 共 123 页 温度误差 检验 造厂规定 冷定子绕组引水管出水温度计 15 定子绕组 端部及引 线的固有 频率测试 及端部模 态分析 大修时 自振频率fz不得介于基频的10% 范围内且要求94hz和115hz 16 定子绕组 端部手包 绝缘施加 直流电压 测量 大修时 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 手包绝缘引线 接头，汽机侧 隔相接头 100m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 100m电阻上 的电压降值为 3000v 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 17 轴电压 大、中、小 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，轴承与机 座间的电压与轴两端电压相比不应 相差 10% 2. 汽轮发电机大轴对地电压应小 于 20v 3. 水轮发电机不作规定 用高内阻（不小于 100k/v）宽频 的交流电压表测量。 18 空载特性 曲线 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 5.1.4 同步发电机和调相机的诊断性试验项目和要求见表同步发电机和调相机的诊断性试验项目和要求见表 3。 表 3 容量为 6000kw 及以上的同步发电机的诊断性试验项目及要求 序号 项目 要求 说明 1 定子绕组 的绝缘电 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 1. 必要时进行 2. 额定电压为 1000v 以上者，采用 2500v 兆 江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行） 第 15 页 共 123 页 阻、吸收 比或极化 指数 值降低到出厂正常值的 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 欧表，量程一般不低于 10000m 3. 水内冷定子绕组用专用兆欧表 4. 200mw 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 5. 水内冷电机应在消除剩水影响的情况下进行 6. 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 1m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 7. 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 8. 对于汇水管死接地的电机应在无水情况下 进行；对汇水管非死接地的电机，应分别测量 绕组及汇水管绝缘电阻， 绕组绝缘电阻测量时 应用屏蔽法消除水的影响， 测量结果应符合制 造厂规定 2 定子绕组 的直流