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1、I C S中华人民共和国电力行业标准D L/T 5 9 6 2 0 2 1电力设备预防性试验规程P r e v e n t i v e t e s t c o d e f o r e l e c t r i c p o w e r e q u i p m e n t2 0 2 1-0 4-2 6 发布2 0 2 1-1 0-2 6 实施国家能源局 发布D L/T 5 9 6 2 0 2 1目 次前 言.1 范围 .32 规范性引用文件.33 术语和定义.44 总则.65 旋转电机 76 电力变压器.1 47 电抗器及消弧线圈 .2 28 互感器 2 79 开关设备.3 91 0 有载调压装置.
2、5 21 1 套管.5 21 2 绝缘子.5 41 3 电力电缆线路.5 61 4 电容器.6 11 5 绝缘油和六氟化硫气体.6 21 6 避雷器.6 51 7 母线 .6 81 8 1 k V 及以下的配电装置和电力布线.6 91 9 1 k V 以上的架空电力线路及杆塔.6 92 0 接地装置.7 02 1 并联电容器装置 .7 22 2 串联补偿装置.7 32 3 电除尘器.7 7附录A(资料性附录)交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压.0附录B(资料性附录)交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压.1附录C(资料性附录)同步发电机、调相机铁心磁化试验修正折算方法.2附录D(资料性
3、附录)电磁式定子铁心检测仪通小电流法.4附录E(资料性附录)判断变压器故障时可供选用的试验项目 .5附录F(资料性附录)判断电抗器故障时可供选用的试验项目.7附录G(资料性附录)憎水性分级的描述及典型状态.8附录H(资料性附录)有效接地系统接地网安全性状态评估的内容、项目和要求.9ID L/T 5 9 6 2 0 2 1前 言本文件按照G B/T 1.1 2 0 2 0 标准化工作导则 第1 部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件代替 D L/T 5 9 6-1 9 9 6 电力设备预防性试验规程,与D L/T 5 9 6-1 9 9 6 相比，主要技术变化如下：增加 7 5 0
4、k V 设备的试验要求；增加了串联补偿装置设备、电子式电流互感器、电子式电压互感器、三相组合式互感器、S F 6电流互感器、复合绝缘电流互感器、电子式电流互感器、复合绝缘子等设备类型；增加电抗器及消弧线圈、并联电容器装置设备章节：删除了“二次回路”章节，有关内容与相关设备合并；有关电容式电压互感器中间变压器、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的内容，合并修改为电容式电压互感器；增加了在线监测、初值、检修级别等术语和定义；增加了设备红外测温、局部放电检测、绕组频率响应分析、S F 6 分解物测试等新型检测项目；依据最新的国行标，更新了变压器油、S F?气体等部分项目的检测方法或判断依据。请
5、注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电力设备状态维修与在线监测标准化技术委员会(S A C/T C 3 2 1)归口。本文件起草单位：。本文件主要起草人：。本文件1 9 9 6 年首次颁布，本次修订为第一次修订。本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心(北京市白广路二条1 号，1 0 0 7 6 1)。D L/T 5 9 6 2 0 2 1电力设备预防性试验规程1 范围本文件规定了运行中交流电力设备预防性试验的项目、周期和要求。本文件适用于7 5 0 k V 及以下的交流电力设备。2 规范性
6、引用文件下列文件中的内容通过文件的规范性引用而构成本文必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。G B/T 2 6 1 闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法G B 2 6 4 石油产品酸值测定法G B/T 5 0 7 绝缘油击穿电压测定法G B/T 5 1 1 石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法G B/T 3 1 1.1 绝缘配合 第1 部分：定义、原则和规则G B/T 1 0 0 0.3 标称电压高于1 0 0 0 V 架空线路用绝缘子使用导则 第3 部分：交流系统用棒形悬式复合绝缘子G B/T 1 0
7、 2 2 8 干式电力变压器技术参数和要求G B/T 1 0 2 9 三相同步电机试验方法G B/T 1 0 9 4.3 电力变压器 第3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙G B/T 1 0 9 4.6 电力变压器 第6 部分：电抗器G B/T 1 0 9 4.1 0 电力变压器 第1 0 部分：声级测定G B/T 1 0 9 4.1 1 电力变压器 第1 1 部分：干式变压器G B 2 5 3 6 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油G B/T 5 6 5 4 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G B/T 6 5 4 1 石油产品油对水界面张力测定法
8、(圆环法)G B/T 7 5 9 8 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)G B/T 7 6 0 0 运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法(库仑法)G B/T 7 6 0 1 运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)G B/T 8 3 4 9 金属封闭母线G B 1 1 0 3 2 交流无间隙金属氧化物避雷器G B/T 1 2 0 2 2 工业六氟化硫G B/T 1 4 5 4 2 运行变压器油维护管理导则G B/T 2 0 1 4 0 隐极同步发电机定子绕组端部动态特性和振动测量方法及评定G B/T 2 0 1 6 0 旋转电机绝缘电阻测试G B/T 2 0 8 4 0
9、.8 互感器 第8 部分 电子式电流互感器G B/T 2 6 2 1 8.1 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定 第1 部分：定义、信息和一般原则G B/T 3 2 5 0 8G B 5 0 1 5 0 电气装置安装工程电气设备交接试验标准D L/T 2 9 8 发电机定子绕组端部电晕检测与评定导则D L/T 3 0 3 电网在役支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则D L/T 3 9 3 输变电设备状态检修试验规程D L/T 4 1 5 带电作业用火花间隙检测装置D L/T 4 2 1 绝缘油体积电阻率测量法3D L/T 5 9 6 2 0 2 1D L/T 4 2 3 绝缘油中含气量测
10、量-真空压差法D L/T 4 3 2 电力用油中颗粒污染度测量方法D L/T 4 7 4.3 现场绝缘试验实施导则 第3 部分：介质损耗因数 t a n 试验D L/T 4 7 5 接地装置特性参数测量导则D L/T 4 9 2 发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则D L/T 5 0 6 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法D L/T 5 4 0 气体继电器检验规程D L/T 5 7 4 变压器分接开关运行维修导则D L/T 5 8 0 用露点法测定变压器绝缘纸中平均含水量的方法D L/T 5 9 3 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求D L/T 6 2 1 交流电气装置的接地D L
11、/T 6 2 6 劣化悬式绝缘子检测规程D L/T 6 6 4 带电设备红外诊断应用规范D L/T 7 2 2 变压器油中溶解气体分析和判断导则D L/T 8 1 5 交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器D L/T 8 8 7 杆塔工频接地电阻测量D L/T 9 1 1 电力变压器绕组变形的频率响应分析法D L/T 9 1 6 六氟化硫气体酸度测定法D L/T 9 1 8 六氟化碳气体中可水解氟化物含量测定法D L/T 9 1 9 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)D L/T 9 2 0 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法D L/T 9 4 1 运行中变压器用六氟化硫
12、质量标准D L/T 9 8 4 油浸式变压器绝缘老化判断导则D L/T 1 0 0 0.3-2 0 1 5 标称电压高于1 0 0 0 V 架空线路用绝缘子使用导则 第3 部分：交流系统用棒形悬式复合绝缘子D L/T 1 0 1 0.5 高压静止无功补偿装置 第5 部分：密封式水冷装置D L/T 1 0 9 3 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则D L/T 1 0 9 5 变压器油带电度现场测试导则D L/T 1 4 3 0-2 0 1 5 变电设备在线监测系统技术导则D L/T 1 4 7 4 标称电压高于1 0 0 0 V 交、直流系统用复合绝缘子憎水性测量方法D L/T 1 5 2
13、2 发电机定子绕组内冷水系统水流量超声波测量方法及评定导则D L/T 1 5 2 4 发电机红外检测方法及评定导则D L/T 1 5 2 5 隐极同步发电机转子匝间短路故障诊断导则D L/T 1 6 1 2 发电机定子绕组手包绝缘施加直流电压测量方法及评定导则J B/T 1 0 5 4 9 S F 6 气体密度继电器和密度表 通用技术条件J B/T 6 2 0 4 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范J B/T 6 2 2 7 氢冷电机气密封性检验方法及评定J B/T 6 2 2 8 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定J B/T 6 2 2 9 隐极同步发电机转子气体内冷通风道检验
14、方法及限值N B/S H/T 0 8 1 绝缘液在电场和电离作用下析气性测定法N B/S H/T 0 8 0 2 绝缘油中2,6-二叔丁基对甲酚的测定 红外光谱法N B/S H/T 0 8 1 2 矿物绝缘油中 2-糠醛及相关组分测定法3 术语和定义D L/T 1 4 3 0-2 0 1 5 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1预防性试验 p r e v e n t i v e t e s t4D L/T 5 9 6 2 0 2 1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。预防性试验包括停电试验、带电检测和在线监测。3.2停电试验 o u t a
15、g e t e s t在退出运行的条件下，由作业人员在现场对设备状态进行的各种检测与试验。注：对设备中定期开展的停电试验，称为例行停电试验。3.3在线监测 o n-l i n e m o n i t o r i n g在不停电情况下，对电力设备状况进行连续或周期性的自动监视检测。D L/T 1 4 3 0-2 0 1 5,术语3.1 3.4带电检测 e n e r g i z e d t e s t在运行状态下对设备状态量进行的现场检测，也包括取油样或气样进行的试验。一般采用便携式检测设备进行短时间的检测，有别于连续或周期性的在线监测。注：D 级检修时进行带电检测。3.5初值 i n i t
16、i a l v a l u e可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：(当前测量值-初值)/初值1 0 0?3.6绝缘电阻 i n s u l a t i o n r e s i s t a n c e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。若无说明，均指加压 1 m i n 时的测得值。3.7吸收比 a b s o r p t i o n r a t i o在同一次试验中，1 m i n 时的绝缘电阻值与1 5 s 时的绝缘电阻值之比。3.8极化指数 p o l a
17、r i z a t i o n I n d e x在同一次试验中，1 0 m i n 时的绝缘电阻值与1 m i n 时的绝缘电阻值之比。3.9检修等级 M a i n t e n a n c e G r a d e s以电力设备检修规模和停用时间为原则，分为A、B、C、D 四个等级。其中 A、B、C 级是停电检修，D 级主要是不停电检修。3.1 0A 级检修 A C l a s s M a i n t e n a n c e电力设备整体性的解体检查、修理、更换及相关试验。注：A 级检修时进行的相关试验，也包含所有B 级停电试验项目。3.1 1B 级检修 B C l a s s M a i n
18、 t e n a n c e电力设备局部性的检修，主要组件、部件的解体检查、修理、更换及相关试验。注：B 级检修时进行的相关试验，也包括所有例行停电试验项目。3.1 2C 级检修 C C l a s s M a i n t e n a n c e电力设备常规性的检查、试验、维修，包括少量零件更换、消缺、调整和停电试验等。注：C 级检修时进行的相关试验即例行停电试验。3.1 3D 级检修 D C l a s s M a i n t e n a n c e电力设备外观检查、简单消缺和带电检测。3.1 4挤出绝缘电力电缆绝缘采用采用挤出工艺的电力电缆，如聚乙烯、交联聚乙烯、聚氯乙烯绝缘和乙丙橡胶绝缘
19、等电力电缆。5D L/T 5 9 6 2 0 2 13.1 5年劣化率 a n n u a l a g i n g r a t e在某一运行年限内，某一区域该批绝缘子出现劣化绝缘子片数(支数)与检测绝缘子片数(支数)的比值。它通常以百分数表示，并按式(1)计算。A=1 0(1)式中：A,年劣化率(?x,第i 年劣化绝缘子片数或支数；x检测绝缘子片数或支数。3.1 6年均劣化率 a n n u a l a v e r a g e a g i n g r a t e在一定运行年限内，某一区域该批绝缘子出现劣化绝缘子片数(支数)的和与运行年限及检测绝缘子片数(支数)的比值。它通常以百分数表示，并按式
20、(2)计算。A-1.(2)式中：A,年均劣化率(?x,第i 年劣化绝缘子片数或支数；n 运行年限(年):x检测绝缘子片数或支数。4 总则4.1 本文件规定的各类设备试验的项目、周期、方法和判据是电力设备绝缘监督工作的基本要求。4.2 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。4.3 在进行电气试验前，应进行外观检查，保证设备外观良好，无损坏。4.4 一次设备交流耐压试验，凡无特殊说明，试验值一般为有关设备出厂试验电压的8 0 加至试验电压后的持续时间均为1 m i n,并在耐压前后测量绝缘电阻；二次设备及回路
21、交流耐压试验，可用2 5 0 0 V 兆欧表测绝缘电阻代替。4.5 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。静置时间如无产品技术要求规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：7 5 0 k V 9 6 h 7 2 h5 0 0 k V2 2 0 及3 3 0 k V 4 8 h1 1 0 k V 及以下 2 4 h4.6 充气电力设备在解体检查后在充气后应静置2 4 h 才可进行水分含量试验。4.7 进行耐压试验时，应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
22、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。4.8 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；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。4.9 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、介质损耗因数、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
23、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 8 0?4.1 0 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.1 1 3 3 0 k V 及以上新设备投运1 年内或2 2 0 k V 及以下新设备投运2 年内应进行首次预防性试验。首次预防6D L/T 5 9 6 2 0 2 1性试验日期是计算试验周期的基准日期(计算周期的起始点),宜将首次试验结果确定为试验项目的初值，作为以后设备纵向综合分析的基础。4.1 2 新设备经过交接试验后，3 3 0 k V 及以上超过1 年投运的或2 2 0 k V 及以下超过2 年投运的，投运前宜重新进行交接试验；停运6
24、个月以上重新投运的设备，应进行预防性试验(例行停电试验);设备投运1 个月内宜进行一次全面的带电检测。4.1 3 现场备用设备应按运行设备要求进行预防性试验。4.1 4 检测周期中的“必要时”是指怀疑设备可能存在缺陷需要进一步跟踪诊断分析，或需要缩短试验周期的，或在特定时期需要加强监视的，或对带电检测、在线监测进一步验证的等情况。4.1 5 5 0 0 k V 及以上电气设备停电试验宜采用不拆引线试验方法，如果测量结果与历次比较有明显差别或超过本文件规定的标准，应拆引线进行验证性试验。4.1 6 有条件进行带电检测或在线监测的设备应积极开展带电检测或在线监测。当发现问题时，应通过多种带电检测或
25、在线监测检测手段验证，必要时开展停电试验进一步确认；对于成熟的带电检测或在线监测项目(如：变压器有中溶解气体、铁心接地电流、M O A 阻性电流和容型设备电容量和相对介质损耗因数等)判断设备无异常的，可适当延长停电试验周期。5 旋转电机5.1 同步发电机和调相机容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求见表1,6 0 0 0 k W 以下者可参照执行。表1 容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求序号项 目周 期判 据方法及说明1定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)C 级检修时2)A 级检修前、后3)必要时1)绝缘电阻
26、值自行规定，可参照产品 技术文件 要求或 G B/T2 0 1 6 0;2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的1 0 0%;3)吸收比或极化指数：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;其它绝缘材料参照产品技术文件要求；4)对汇水管死接地的电机宜在无水情况下进行，在有水情况下应符合产品技术文件要求；对汇水管非死接地的电机，测量时应消除水的影响。1)额定电压为1 0 0 0 V 以上者，采用2 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪；额定电压为2 0 0 0 0 V 及以上者，可采用5 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪，量程不宜低于1 0 0 0 0 M;2)水内冷发电机汇
27、水管有绝缘者应使用专用绝缘电阻测试仪，汇水管对地电阻及对绕组电阻应满足专用绝缘电阻测试仪使用条件，汇水管对地电阻可以用数字万用表测量；3)2 0 0 M W 及以上机组推荐测量极化指数。2定子绕组直流电阻1)不超过3年2)A 级检修时3)必要时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，相互之间的差别不得大于最小值的2?换算至相同温度下初值比较，相差不得大于最小值的2?超出此限值者，应查明原因。1)在冷态下测量时，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于3;2)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)分支数较多的水轮发电机组可在A、B 级检修及必要时
28、时测量。3定子绕组泄漏电流和直流耐压1)不超过3年2)A 级检修前、后3)更换绕组后4)必要时1)额定电压为 2 7 0 0 0 V 及以下的电机试验电压如下：a)全部更换定子绕组并修好后的试验电压为3.0 U N;b)局部更换定子绕组并修好后的试验电压为2.5 U Nc)A 级检修前且运行 2 0 年及以下者 的试验电压为2.5 U n;d)A 级检修前且运行 2 0 年以上与架空线直接连接者的试验电压为2.5 U n;e)A 级检修前且运行 2 0 年以上1)检修前试验，应在停机后清除污秽前，尽量在热态下进行。氢冷发电机在充氢条件下试验时，氢纯度应在9 6?上，严禁在置换过程中进行试验；2
29、)试验电压按每级0.5 U N 分阶段升高，每阶段停留1 m i n;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显著增长时，应注意分析；5)试验应采用高压屏蔽法接线，微安表接在高压侧；必要时可对出线套管表面加以屏蔽。水7D L/T 5 9 6 2 0 2 1表1 容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求不与架空线直接连接者的试验电压为(2.0 2.5)U Nf)A 级检修后或其它检修时的试验电压为2.0 U N。2)在规定的试验电压下，各相泄漏电流之间的差别不应大于最小值的1 0 0 最大泄漏电流在
30、2 0 A以下者，可不考虑各相泄漏电流之间的差别；3)泄漏电流不随时间的延长而增大。内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线；汇水管死接地者，应尽可能在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应满足产品技术文件要求，如有必要，应尽量降低内冷水电导率；6)对汇水管直接接地的发电机在不具备做直流泄漏试验的条件下，可在通水条件下进行直流耐压试验，总电流不应突变。4定子绕组工频交流耐压1)A 级检修前2)更换绕组后1)全部更换定子绕组并修好后的电机，试验电压如下：a)对于容量小于1 0 M V A 且额定电压不低于3 8 0 V 的者，其试验电压为 2 U N+1 0 0 0,但最低为1 5
31、0 0 V;b)对于容量大于等于 1 0 M V A者，当其额定电压为6 k V 时，试验电压为2.5 U n;当其额定电压大于等于6 k V 且不大于2 4 k V 时，试验电压为2 U N+1 0 0 0;当其额定电压大于2 4 k V 时，试验电压为2 U N+1 0 0 0,或按设备供货协议执行。2)A 级检修前或局部更换定子绕组并修好后的电机，试验电压为：a)对于运行 2 0 年及以下者，试验电压为1.5 U Nb)对于运行2 0 年以上与架空线路直接连接者，试验电压为1.5 U N;c)对于运行2 0 年以上不与架空线路直接连接者，试验电压为(1.3 1.5)U N。1)检修前的试
32、验，应在停机后清除污秽前，尽可能在热态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。氢冷发电机在充氢条件下试验时，氢纯度应在9 6?上，严禁在置换过程中进行试验；2)水内冷电机宜在通水的情况下进行试验，冷却水质应满足制造厂技术说明书中相应要求：3)在采用变频谐振耐压时，试验频率应在4 5 5 5 H z 范围内；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、B;5)如采用超低频(0.1 H z)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2 倍。5转子绕组绝缘电阻1)B、C 级检修时2)A 级检修中转子清扫前、后3)必要时1)绝缘电阻值不宜小于0.5 M Q;2)水内冷转子绕组绝缘电阻值
33、不宜小于5 k。1)采用1 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪测量。转子水内冷发电机用2 5 0 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪；2)对于3 0 0 M W 以下的隐极式电机，当转子绕组未干燥完毕时，如果转子绕组的绝缘电阻值在 7 5 时不小于 2 k,或在 2 0 时不小于2 0 k,在排除转子绕组有接地的前提下，允许转子绕组投入运行；3)对于3 0 0 M W 及以上的隐极式电机，转子绕组的绝缘电阻值在1 0 3 0 时不小于 0.5 M Q。6转子绕组直流电阻1)A 级检修时2)必要时与初值比较，换算至同一温度下其差别不宜超过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
34、接点进行测量；3)对于频繁启动的燃气轮机发电机，应在 A、B、C 级检修时测量不同角度的转子绕组直流电阻。7转子绕组交流耐压1)凸极式转子A 级检修时和更换绕组后2)隐极式转子拆卸护环后，局部修理槽内绝缘1)对于凸极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后的电机，当其额定励磁电压为5 0 0 V 及以下者，试验电压为1 0 U n,但不低于1 5 0 0 V;当其额定励磁电压为 5 0 0 V 以上者，试验电压为2 U N+4 0 0 0 V;2)对于凸极式转子A 级检修时及局部更换绕组并修好后的电机，试1)隐极式转子拆卸护环只修理端部绝缘时，可用2 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪测绝缘电阻代替；2
35、)同步发电机转子绕组全部更换绝缘时的交流试验电压按产品技术文件要求执行。8D L/T 5 9 6 2 0 2 1表1 容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求和更换绕组后验电压为5 U n,但不低于 1 0 0 0 V,不大于2 0 0 0 V;3)对于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的电机，试验电压为5 U n,但不低于1 0 0 0 V,不大于2 0 0 0 V。8发电机和励磁机的励磁回路所连接设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻1)A、B、C级检修时2)必要时绝缘电阻值不应低于0.5 M Q,否则应查明原因并消除。1)A
36、级检修时用2 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪；2)B、C 级检修时用1 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪。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)交流耐压A 级检修时试验电压为1 0 0 0 V。可用2 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪测绝缘电阻代替。1 0定子铁心磁化 试 验G B 2 0 8 3 51)重新组装或更换、修理硅钢片后2)必要时1)折算至规定的磁密和时间下，铁心相同部位(齿或槽)的最高温升不应大于2 5 K、最大温差不应大于1 5 K;2)对运行年久的电机，应根据历史数据自行规定。1)水轮发电机的磁通密度应为 1.0 T,不宜低于0.9 T;汽轮发电机
37、的磁通密度应在1.4 T,不宜低于 1,2 6 T,在磁密为 1.4 T 下持续时间为4 5 m i n。当试验时的磁密与要求的磁密不相等时，应改变试验持续时间，持续试验时间与磁密折算方法见附录 C.1。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)受现场条件限制时，在磁密为1 T 下持续试验时间为9 0 m i n;3)铁心磁化试验比损耗及试验数据修正折算方法见附录C;4)采用红外成像仪进行温度测量；5)定子铁心初始温度和环境温度温差应不超过5 K;6)对于铁心局部故障修理后或者需查找铁心局部缺陷的电机，可使用电磁式定子铁心检测仪通小电流法对铁心局部进行检测，
38、推荐判定标准参见附录D,但最终判断依据为全磁通方法。1 1发电机组和励磁机轴承绝缘电阻A 级检修时1)汽轮发电机组的轴承不得低于0.5 M Q;2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不应低于 1 0 0 M Q;油槽充油并顶起转子时，不应低于0.3 M Q;轴瓴绝缘的水轮发电机上端轴瓴采用2 5 0 V 绝缘电阻测试仪测量时，不应低于 1 M Q;3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不应低于1 0 0 M Q。汽轮发电机组的轴承绝缘，用1 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪在安装好油管后进行测量。1 2灭磁电阻器(或自同期电阻器)直流电阻A 级检修时线性电阻与铭牌或最初
39、测得的数据比较，其差别不应超过1 0?非线性电阻遵照产品技术文件要求执行。9D L/T 5 9 6 2 0 2 1表1 容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求1 3灭磁开关并联电阻A 级检修时与初值比较应无显著差别。电阻值应分段测量。1 4转子绕组的交流阻抗和功率损耗1)A 级检修时2)必要时1)阻抗和功率损耗值在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化；2)出现以下变化时应注意：a)交流阻抗值与出厂数据或历史数据比较，减小超过1 0%;b)损耗与出厂数据或历史数据比较，增加超过1 0%;c)当交流阻抗与出厂数据或历史数据比较减小超过 8 同时损耗与
40、出厂数据或历史数据比较增加超过8%;d)在转子升速与降速过程中，相邻转速下，相同电压的交流阻抗或损耗值发生5?上的突变时。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磁极绕组测量；2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压参考出厂试验和交接试验电压值，但峰值不超过额定励磁电压；3)本试验可用动态匝间短路监测法或极平衡法试验代替；4)与历年数值比较，如果变化较大可采用动态匝间短路监测法、重复脉冲法等方法查明转子绕组是否存在匝间短路；5)测量转速按照 D L/T 1 5 2 5,转速间隔3 0 0 r/m i n。1 5重复脉冲(R S O)法测量转子匝间短路必要时评定
41、准则按照 D L/T 1 5 2 5。试验条件、设备及方法按照 D L/T 1 5 2 5。1 6检温计绝缘电阻A 级检修时绝缘电阻值自行规定。用2 5 0 V 及以下的绝缘电阻测试仪。1 7定子槽部线圈防晕层对地电位必要时大于1 0 V 应引起注意。1)运行中检温元件电位升高、槽楔松动、防晕层损坏或者检修时退出过槽楔时测量：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、高频信号法探测槽放电。1 8隐极同步发电机定子绕组端部动态特性和振动测量1)A 级检修时2)必要时1)对于2 极汽轮发电机，定子绕组端部整体椭圆振型固有频率应避开9
42、5 H z 1 1 0 H z 范围，对于4 极汽轮发电机，定子绕组端部整体4瓣 振 型 固 有 频 率 应 避 开9 5 H z 1 1 0 H z 范围；定子绕组相引线和主引线固有频率应避开9 5 H z 1 0 8 H z 范围；2)对引线固有频率不满足1)中要求的测点，应测量其原点响应比。在需要避开的频率范围内，测得的响应比不大于0.4 4 m/s 2/N;3)如果整体振型固有频率不满足1)中的要求，应测量端部各线棒径向原点响应比。1)适用于2 0 0 M W 及以上汽轮发电机，2 0 0 M W以下的汽轮发电机参照执行；2)水内冷发电机应尽可能在通水条件下测量；3)对于引线固有频率不
43、符合要求，且测得的响应比小于0.4 4 m/s 2/N 的测点，可不进行处理，响应比大于或等于 0.4 4 m/s 2/N 的测点，新机应尽量采取措施进行绑扎和加固处理，已运行的发电机应结合历史情况综合分析处理；4)对于整体振型固有频率不满足要求，且测得响应比小于0.4 4 m/s 2/N 的测点，可不进行处理，响应比大于或等于0.4 4 m/s 2/N 的测点，建议测量运行时定子绕组端部的振动；5)测量方法按照 G B/T 2 0 1 4 0。1 9定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量1)A 级检修时2)现包绝缘后3)必要时1)直流试验电压值为U;2)现包绝缘后，测量电压限值1 0 0 0
44、V,测量泄漏电流限值1 0 A:3)A 级检修时，测量电压限值2 0 0 0 V,测量泄漏电流限值2 0 A。1)本项试验适用于2 0 0 M W 及以上的定子水内冷汽轮发电机；2)应尽可能在通水条件下进行试验；3)测量时，与微安表串接的电阻阻值为1 0 0 M Q;4)测量方法按照 D L/T 1 6 1 2。2 0定子绕组内部水系统流通性1)A 级检修时2)必要时1)超声波流量法：按照D L/T 1 5 2 2;2)热水流法：按照J B/T 6 2 2 8。1)本项试验适用于2 0 0 M W 及以上的水内冷汽轮发电机；2)测量时定子内冷水按正常(运行时的)压力循环。1 0D L/T 5
45、9 6 2 0 2 1表1 容量为6 0 0 0 k W 及以上的同步发电机、调相机的试验项目、周期和要求2 1定子绕组端部电晕1)A 级检修时2)必要时评定准则按照 D L/T 2 9 8。检测方法按照 D L/T 2 9 8。2 2转子气体内冷通风道检验A 级检修时限值按照产品技术文件要求或J B/T 6 2 2 9。检验方法按照J B/T 6 2 2 9。2 3气密性试验1)A 级检修时2)必要时评定准则按照J B/T 6 2 2 7。检测方法按照J B/T 6 2 2 7。2 4水压试验1)A 级检修时2)必要时评定准则按照J B/T 6 2 2 8。检测方法按照J B/T 6 2 2
46、 8。2 5轴电压1)A 级检修时2)必要时1)汽轮发电机大轴接地端(汽端)的轴承油膜被短路时，大轴非接地端(励端)轴承与机座间的电压应接近等于轴对机座的电压；2)汽轮发电机大轴非接地端(励端)的轴对地电压不宜大于2 0 V;3)水轮发电机可只测量轴对机座电压。1)应在额定转速和额定电压下空载运行时测量，测量时采用高内阻(不小于1 0 0 k Q/V)的交流电压表；2)如果测得的大轴非接地端(励端)轴承与机座间的电压与轴对机座的电压相差较多，应查明原因；3)端盖轴承的轴瓦或轴瓴绝缘处未引出线时可不测量该轴承对机座电压。2 6环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定1)累计运行时间 2 0 年以上且运行或预
47、防性试验中绝缘频繁击穿时2)必要时评定准则按照D L/T 4 9 2。试验项目、方法按照D L/T 4 9 2。2 7空载特性曲线1)A 级检修后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)在额定转速下的定子电压最高值：a)水轮发电机为1.3 U n(带变压器时为1.0 5 U n,以不超过额定励磁电流为限)b)汽轮发电机为1.2 U N(带变压器时为1.0 5 U):3)对于有匝间绝缘的电机最高电压为1.3 U,持续时间为5 m i n。1)无起动电动机的同步调相机不做此项试验；2)对于发电机变压器组，可只做带主变压器的整组空载特性试验。2 8三相稳定短路
48、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做此项试验：2)对于发电机变压器组，可只做带主变压器的整组短路特性试验；3)最大短路电流不低于额定电流。2 9发电机定子开路时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。3 0检查相序改动接线时应与电网的相序一致。3 1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 A级检修前4)必要时应符合产品技术文件要求。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。3 2效率试验必要时试验方法按照G B/T 1 0 2
49、 9。3 3红外测温按照 D L/T1 5 2 4评定准则按照 D L/T 1 5 2 4。检测方法按照 D L/T 1 5 2 4。1 1D L/T 5 9 6 2 0 2 15.2 交流励磁机交流励磁机的试验项目、周期和要求见表2,表2 中A、B、C、D 级检修均指所属发电机或调相机的检修级别。表2交流励磁机的试验项目、周期和要求序号项 目周 期判 据方法及说明1绕组绝缘电阻A、B、C 级检修时绝缘电阻值不应低于0.5 M Q。1 0 0 0 V 以下的交流励磁机，励磁绕组使用5 0 0 V 绝缘电阻测试仪，电枢绕组使用1 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪测量；1 0 0 0 V 及以上者使
50、用2 5 0 0 V 绝缘电阻测试仪测量。2绕组直流电阻A 级检修时1)各相绕组直流电阻值的相互间差别不超过最小值的2%;2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别。3绕组交流耐压A 级检修时试验电压为出厂试验电压的7 5?副励磁机的交流耐压试验可用1 0 0 0 V 绝缘电阻测试仪测绝缘电阻代替。4旋转电枢励磁机熔断器直流电阻A 级检修时直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别。5可变电阻器或起动电阻器直流电阻A 级检修时与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超过1 0?1 0 0 0 V 及以上中频发电机应在所有分接头上测量。6交流励磁机特性1)更换绕组后2)必要时与制造厂或交接试验数据比