目录 1 范围 2 引用标准 3 定义、符号 4 总则 5 旋转电机
6 电力变压器及电抗器 7 互感器 8 开关设备 9 套管
10 支柱绝缘子和悬式绝缘子 11 电力电缆线路 12 电容器
13 绝缘油和六氟化硫气体 14 避雷器 15 母线 16 二次回路
17 1kV及以下的配电装置和电力布线 18 1kV及以上的架空电力线路 19 接地装置 20 电除尘器 21 低压电器
附录A（标准的附录） 同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 附录B（标准的附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准 附录C（提示的附录） 污秽等级与对应附盐密度值
附录D（提示的附录） 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法 附录E（提示的附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 附录F（提示的附录） 避雷器的电导电流值和工频放电电压值 附录G（提示的附录） 油浸电力变压器绕组支流泄露电流参考值 附录H（标准的附录） 高压电气设备的工频耐压试验标准
附录I（提示的附录） 发电机定子绕组端部手包绝缘表面电位测量的限值
附录J（提示的附录） 电机定子绕组绝缘电阻值换算至运行温度时的换算系数 附录K（提示的附录） 参考资料
1 范围
本标准规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、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。
本标准不适用于高压支流输电设备、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。
进口设备和合资企业生产的设备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。 DL/T596－1996 电力设备预防性试验规程
GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB/T 261—1983 石油产品闪点测量法 GB/T 264—1983 石油产品酸值测量法 GB/T 311—1997 高压输变电设备缘配合 GB/T 507—1986 绝缘油介电强度测量法
GB/T 511—1988 石油产品和添加剂机械杂质测量法 GB 1094.1~.2—1996、GB 1094.3~.5 电力变压器 GB 2536—1990 变压器油
GB 5583—1985 互感器局部放电测量
GB 5654—1985 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 6450—1986 干式电力变压器
GB/T 6541—1986 石油产品油对水界面张力测量法（圆环法） GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328—1987 变压器和电抗器的声级测量 GB/T 7595—2000 运行中变压器油质量标准
GB/T 7598—1987 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测量法（比色法） GB/T 7599—1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法（BTB法） GB 7600—1987 运行中变压器油水分含量测量法（库仑法） GB 7601—1987 运行中变压器油水分含量测量法（气相色谱法） GB/T 17623—1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB 9326.1~.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 11022—1989 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB 11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 12022—1989 工业六氟化硫
DL/T 421—1991 绝缘油体积电阻率测量法
DL/T 423—1991 绝缘油中含气量测量—真空压差法
DL/T 429.9—1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测量法 DL/T 450—1991 绝缘油中含气量的测量方法（二氧化碳洗脱法） DL/T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T 492—1992 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则 SH 0040—1991 超高压变压器油 SH 0351—1992 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 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 设备进行试验时，试验结果应与本设备历次试验结果相比较，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后做出正确结论。
4.2 山东电力各发、供电、基建等单位应遵守本标准开展绝缘试验工作。在执行标准过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准、增、删试验项目时，应组织有关人员认真分析讨论，提出建议由本单位负责生产的领导批准执行，110kＶ及以上电气设备并报上一级主管部门备案。
4.3 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，无特殊说明，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。耐压试验电压值以额定电压的倍数计算时，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。 4.4 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 500kV ＞72h 220 kV ＞48h 110kV及以下 ＞24h 4.5 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)。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各种设备中的最低试验电压。
4.6 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压确定其试验电压；
4.7 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油样等有关的各种试验(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℃，空气相对湿度一般不高于80%。本标准中使用常温为10~40℃。试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式变压器电抗器及消弧线圈，应以变压器、电抗器及消弧线圈的上层油温作为测试温度。
4.8 110kV及以上6个月、35kV及以下1年未投入运行的设备，在投运前按本标准“投运前”规定的内容进行。
4.9 电气设备红外测温工作应加强，具体要求按DL/T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》执行。
4.10 预防周期原则上110kV及以上电气设备为3年。35kV及以下电气设备可延长至6年，具体执行周期由各单位做好统计分析，根据本单位的实际情况自定。
4.11 不拆头不影响试验结果的预防性试验可以按照本标准要求采用不拆试验的方法进行。 4.12 本标准未包含的电气设备的交接和预防性试验，按制造厂规定进行。
4.13 交接试验时，本标准未涉及到的内容仍以《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》为准。
5 旋转电机
5.1 同步发电机
5.1.1 容量为6000kW及以上的同步发电机交接和预防性试验项目、周期和要求见表5.1。6000kW以下、电压1kV以上的同步发电机应进行除第29项以外的其余各项。电压1kV及以下的同步发电机不论其容量大小，均应按第1、2、4、5、6、7、8、9、11、12、15、19和25项进行。
5.1.2 有关定子绕组干燥问题的规定
表5. 1 同步发电机的试验项目、周期和要求 序号 1 项 目 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 周 期 1)交接时 2)大修前、后 3）小修时 4）2~3年 5）必要时 要 求 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，设法消除 2)各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于2 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 说 明 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，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 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)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，不大于最小值的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%，应引起注意 3)电阻值超出要求时,可采用定子绕组通入10%~20%额定电流(直流),用红外热像仪查找 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的显著增长时，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表面有绝缘者，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5.0×102μS/m；对于独立的密闭循环水系统为1.5×102μS/m 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)2~3年或小修时 4)更换绕组后 1)试验电压 全部更换定子绕组并修好后 局部更换定子绕组并修好后 运行20年及以下者 大修前 运行20年以上与架空线直接连接者 运行20年以上不与架空线直接连接者 小修时和大修后 3.0Un 2.5Un 2.5Un 2.5Un (2.0～2.5)Un 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 4)交接时:试验电压为3.0Un,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20μＡ以下者,相间差值与出厂试验结果相比较,不应有明显差别
电力设备交接和预防性试验规程 - 图文
