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电力电气设备预防性试验规程 2
xiao_xiao1 发表于 2009/2/4 11:38:25 803 查看 0 回复 [上一主题] [下一主题]
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序
号
项 目周 期要 求说 明
1
绕组的
绝缘电阻
和吸收比
1)小修时
2)大修时
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)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)1 年(3kV 及
以上或100kW及
以上)
2)大修时
3)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)大修时
2)更换绕组后
1) 试验电压：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)大修后
2)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) 全部更换定子绕组后试验电压为
(2Un+1000)V，但不低于1500V
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
试验电压如下：
不可逆式 可逆式
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
5 2000V
绕线式
电动机转
子绕组的
交流耐压
试验
1)大修后
2)更换绕组后
全部更换
转子绕组
后
2Uk+1000V 4Uk+1000V
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
6
同步电动
机转子绕
组交流耐
压试验
大修时 试验电压为 1000V
可用2500V 兆欧表测量代替
7
可变电阻
器或起动
电阻器的
直流电阻
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
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
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
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
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
1)空转检查的时间一般不小于
1h
空 载 电 流
和空载损
耗
的 50% 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
序
号
项 目周 期要 求说 明
1
油中溶
解气体色
谱分析
1)220kV 及以
上的所有变压
器、容量
120MVA 及以上
的发电厂主变压
器和330kV及以
上的电抗器在投
运后的4、10、
30 天(500kV 设
备还应增加1 次
在投运后1 天)
2) 运行中：
a)330kV 及以上
变压器和电抗器
为3 个月；
b)220kV 变压器
为6 个月；
c)120MVA 及以
上的发电厂主变
压器为6 个月；
d)其余8MVA 及
以上的变压器为
1 年；e)8MVA 以
下的油浸式变压
器自行规定
3)大修后
4)必要时
1)运行设备的油中H2 与烃类气体含量(体
积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃含量大于150×10-6
H2 含量大于150×10-6
C2H2 含量大于5×10-6 (500kV 变压器为
1×10-6)
2) 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
3)对330kV 及以上的电抗器，当出现痕量
(小于5×10-6)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 和
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)总烃含量低的设备不宜采用相对
产气速率进行判断
4)新投运的变压器应有投运前的测
试数据
5)测试周期中1)项的规定适用于大
修后的变压器
2
绕组直
流电阻
1)1～3 年或自
行规定
2)无励磁调压
变压器变换分接
位置后
3)有载调压变
压器的分接开关
检修后(在所有
分接侧)
4)大修后
5)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
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
⎟ ⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
+
+
=
1
2
2 1 T t
R R T t
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
3
绕组绝
缘电阻、吸
收比或(和)
极化指数
1)1～3 年或自
行规定
2)大修后
3)必要时
1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次
测试结果相比应无明显变化
2)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3 或极
化指数不低于1.5
1)采用2500V 或5000V 兆欧表
2)测量前被试绕组应充分放电
3)测量温度以顶层油温为准，尽量
使每次测量温度相近
4)尽量在油温低于50℃时测量，不
同温度下的绝缘电阻值一般可按下式
换算
( ) /10
2 1
R = R ×1.5 t1−t2
式中 R1、R2 分别为温度t1、t2 时的
绝缘电阻值
5)吸收比和极化指数不进行温度换
算
5.4.2 各类试验项目：
定期试验项目见表4 中序号1、2。
大修时试验项目见表4 中序号1、2、3、6、7、8、9、10。
大修后试验项目见表4 中序号4、5。
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
6.2 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表6。
6.3 油浸式电力变压器(1.6MVA 以上)
6.3.1 定期试验项目
见表5 中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23，其中10、11
项适用于330kV 及以上变压器。
6.3.2 大修试验项目
表 6 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
线端交流试验电压值
kV
中性点交流试验电压
值
kV
线端操作波试验电压
值
kV
额定
电压
kV
最高工
作
电
压
kV
全部更换
绕组
部分更换
绕组
全部更换
绕组
部分更换
绕组
全部更换
绕组
部分更换
绕组
＜1 ≤1 3 2.5 3 2.5 — —
3 3.5 18 15 18 15 35 30
6 6.9 25 21 25 21 50 40
10 11.5 35 30 35 30 60 50
15 17.5 45 38 45 38 90 75
20 23.0 55 47 55 47 105 90
35 40.5 85 72 85 72 170 145
66 72.5 140 120 140 120 270 230
110 126.0 200
170
(195)
95 80 375 319
220
252.0 360
395
306
336
85
(200)
72
(170)
750 638
330
363.0 460
510
391
434
85
(230)
72
(195)
850
950
722
808
500
550.0 630
680
536
578
85
140
72
120
1050
1175
892
999
注：1 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；
2 操作波的波形为：波头大于20μS，90%以上幅值持续时间大于200μS，波长大于
500μS；负极性三次。
a)一般性大修见表5 中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、
22、23、24，其中10、11 项适用于330kV 及以上变压器。
b) 更换绕组的大修见表5 中序号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 项适用于330kV 及以上变压器。
6.4 油浸式电力变压器(1.6MVA 及以下)
6.4.1 定期试验项目见表5 中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5 项适用于35kV
及以上变电所用变压器。
6.4.2 大修试验项目见表5 中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、
22，其中13、14、15、16 适用于更换绕组时，4、5 项适用于35kV 及以上变电所用变压器。
6.5 油浸式电抗器
6.5.1 定期试验项目见表5 中序号1、2、3、4、5、6、8、19、20(10kV 及以下只作2、3、
6、7)。
6.5.2 大修试验项目见表5 中序号1、2、3、4、5、6、8、9、10、11、19、20、22、23、
24，其中10、11 项适用于330kV 及以上电抗器(10kV 及以下只作2、3、6、7、9、22)。
6.6 消弧线圈
6.6.1 定期试验项目见表5 中序号1、2、3、4、6。
6.6.2 大修试验项目见表5 中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电
流互感器的二次绕组应测绝缘电阻(参照表5 中序号24)。
6.7 干式变压器
6.7.1 定期试验项目见表5 中序号2、3、7、19。
6.7.2 更换绕组的大修试验项目见表5 中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其
中17 项适用于浇注型干式变压器。
6.8 气体绝缘变压器
6.8.1 定期试验项目见表5 中序号2、3、7 和表38 中序号1。
6.8.2 大修试验项目见表5 中序号2、3、7、19，表38 中序号1 和参照表10 中序号2。
6.9 干式电抗器试验项目
在所连接的系统设备大修时作交流耐压试验见表5 中序号7。
6.10 接地变压器
6.10.1 定期试验项目见表5 中序号3、6、7。
6.10.2 大修试验项目见表5 中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16 项适用于更
换绕组时进行。
6.11 判断故障时可供选用的试验项目
本条主要针对容量为1.6MVA 以上变压器和330、500kV 电抗器，其它设备可作参考。
a)当油中气体分析判断有异常时可选择下列试验项目：
——绕组直流电阻
——铁芯绝缘电阻和接地电流
——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部
放电检测仪监视
——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视
——油泵及水冷却器检查试验
——有载调压开关油箱渗漏检查试验
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、tgδ
——绝缘油含水量
——绝缘油含气量(500kV)
——局部放电(可在变压器停运或运行中测量)
——绝缘油中糠醛含量
——耐压试验
——油箱表面温度分布和套管端部接头温度
b)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。
c)变压器出口短路后可进行下列试验：
——油中溶解气体分析
——绕组直流电阻
——短路阻抗
——绕组的频率响应
——空载电流和损耗
d)判断绝缘受潮可进行下列试验：
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV)
——绝缘纸的含水量
e)判断绝缘老化可进行下列试验：
——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2 含量及变化)
——绝缘油酸值
——油中糠醛含量
——油中含水量
——绝缘纸或纸板的聚合度
f)振动、噪音异常时可进行下列试验：
——振动测量
——噪声测量
——油中溶解气体分析
——阻抗测量
7 互感器
7.1 电流互感器
7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。
表 7 电流互感器的试验项目、周期和要求
序
号
项
目
周 期要 求
说
明
1
绕
组及
末屏
的绝
缘电
阻
1) 投运
前
2)1 ～ 3
年
3) 大修
后
4) 必要
时
1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，
不应有显著变化
2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一
般不低于1000MΩ
采用2500V 兆
欧表
1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，
且与历年数据比较，不应有显著变化：
2
tg
δ 及
电容
量
1) 投运
前
2)1 ～ 3
年
电压等级
kV
20～
35
66～
110
220
330～
500
1)主绝缘tgδ试
验电压为10kV，
末屏对地tgδ试
验电压为2kV
大
修
后
油 纸 电 容
型
充油型
胶 纸 电 容
型
—
3.0
2.5
1.0
2.0
2.0
0.7
—
—
0.6
—
—
运
行
中
油 纸 电 容
型
充油型
胶 纸 电 容
型
—
3.5
3.0
1.0
2.5
2.5
0.8
—
—
0.7
—
—
3) 大修
后
4) 必要
时
2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始
值或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因
3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻
小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其
值不大于2%
2)油纸电容型tg
δ一般不进行温
度换算，当tgδ值
与出厂值或上一
次试验值比较有
明显增长时，应综
合分析tgδ与温
度、电压的关系，
当tgδ随温度明
显变化或试验电
压由10kV 升到
/ 3 m U 时，tgδ
增量超过±0.3%，
不应继续运行
3) 固体绝缘互
感器可不进行tg
δ测量
3
油
中溶
解气
体色
谱分
析
1) 投运
前
2)1 ～ 3
年
(66kV 及
以上)
3) 大修
后
4) 必要
时
油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下
列任一值时应引起注意：
总烃 100×10-6
H2 150×10-6
C2H2 2×10-6 (110kV 及以下)
1×10-6 (220～500kV)
1) 新投运互感
器的油中不应含
有C2H2
2) 全密封互感
器按制造厂要求
(如果有)进行
1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不
明的按下列电压进行试验：
电 压
等级
kV
3 6 10 15 20 35 66
试 验
电压
kV
15 21 30 38 47 72 120
4
交
流耐
压试
验
1)1 ～ 3
年
(20kV
及以下)
2) 大修
后
3) 必要
时 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV
3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行