中海油深圳电力电气试验技术方案文档格式.docx

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4．15测录空载特性曲线

4．16测量发电机定子开路时的灭磁时间常数

4．17测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压

4．18测量相序

4．19测量轴电压

5．使用仪器设备

5．1兆欧表：

500V、1000V、2500V

5．2ZC-37发电机专用兆欧表

5．3220V调压器一只：

5KVA

5．4XZB谐振试验变压器一套：

额定输出电压：

0～50kV

额定容量：

300KVA

5．5双臂电桥一台

5．6直流高压发生器一套：

0～100kV

额定输出电流：

6mA

6．调试应具备的条件

6．1发电机安装完毕，并符合安装规程要求；

6．2一次设备安装、检修完毕后应将所有绝缘件擦拭干净；

6．3生产区域的场地平整，平台栏杆，沟道盖板齐全，道路应畅通，有碍试验的脚手架、障碍物、易燃物、垃圾等应清除干净，留出试验场地；

6．4发电机内冷水系统已经具备投入运行条件；

7．调试步骤

7．1测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比

7．1．1使用水内冷发电机绝缘电阻专用测试仪；

7．1．2各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于2；

7．1．3各相吸收比不应小于1.6。

7．2测量定子绕组的直流电阻

7．2．1使用QJ44双臂电桥测量；

7．2．2直流电阻应在冷态下测量，测量时绕组表面温度与周围空气温度差在±

3℃之内；

7．2．3绕组各分支的直流电阻，在校正由于引线长度不同引起的误差后，相互间差别不应超过其最小值的2%，与产品出厂试验值换算至同温度下的数值相比较，相对变化不应大于2%。

7．3定子绕组直流耐压和泄漏电流测量

7．3．1直流试验电压为3Un；

7．3．2试验电压按每级0.5Un倍分段升高，每阶段保持1分钟，记录泄漏电流；

7．3．3各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，当最大泄漏电流在20μA以下，各相间差值于出厂值比较不应有明显差别。

7．3．4泄漏电流不应随时间延长而增大；

7．3．5氢冷电机必须在充氢前或排氢后且含氢量在3%以下时进行试验,严禁在置换氢过程中进行试验。

7．3．6水内冷电机采用低压屏蔽法。

7．4交流耐压试验

7．4．1定子绕组交流耐压值为1.5Un+2250V；

7．4．2发电机内冷水要求通上，水质必须合格，电导率要小于2μS/cm；

7．4．3加压并保持1分钟；

7．4．4如使用串谐加压应选用电容性模拟试品调整好后再对发电机加压。

7．5测量转子绕组的绝缘电阻

7．5．1转子绕组额定电压200V以上，使用2500V兆欧表测量，200V及以下，使用1000V兆欧表测量。

7．5．2绝缘电阻不小于500kΩ。

7．5．3内冷水转子用500V兆欧表或其它仪器测量,绝缘电阻不小于

5kΩ。

7．5．4当发电机定子绕组绝缘电阻已符合启动要求,而转子绕组绝缘电阻不低于2kΩ,可以投入运行。

7．6测量转子绕组的直流电阻

7．6．.1使用QJ44型双臂电桥测量；

7．6．2冷态下测量，测量时绕组表面温度与周围空气温度差在±

3℃之内，与产品出厂试验值换算至同温度下的数值比较，差别不应超过2%。

7．7转子绕组的交流耐压试验：

隐极式转子绕组不进行交流耐压试验，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻来代替。

7．8测量发电机和励磁机的励磁回路所联接设备的绝缘电阻

7．8．1使用500V兆欧表；

7．8．2绝缘电阻值应不低于0.5MΩ。

回路中有电子元器件的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。

7．9测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗

7．10测量发电机、励磁机和转子轴承支座的绝缘电阻

7．10．1装好油管后用1000V兆欧表测量；

7．10．2绝缘电阻值应不低于0.5MΩ。

7．11使用250V兆欧表测量埋入式测温元件的绝缘电阻，用万用表测量测温元件的直流电阻。

7．12测量灭磁电阻器，自同步电阻器的直流电阻

7．12．1使用QJ44双臂电桥测量；

7．12．2与铭牌比较，差值不超过10%。

7．13发电机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压试验（不包括发电机转子），试验电压为1000V。

7．14测量三相短路特性曲线

7．15测量空载特性曲线

7．16在发电机空载额定电压下测录发电机定子开路时的灭磁时间常数。

7．17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。

7．18测量发电机的相序必须与电网相序一致

7．19测量轴电压

上述7．14～7．19项属于整组启动试验项目，具体另见整组启动试验方案。

8．安全注意事项

8．1试验时，应设遮栏，房间应加锁，并挂“高压危险”或“带电危险”标志牌；

8．2试验中应有专人进行安全监护，电厂或安装单位要派专人做好现场的安全工作，非试验人员不得滞留现场；

8．3安放试验设备区域内的消防水源必须可靠，消防设施齐全，并具备使用条件，要有专人检查、监护；

8．4试验升压过程中，有专人观察发电机有无异常现象；

8．5高压试验时，与被试设备相连的其它设备解开，被试设备上其它工作一律停止；

8．6试验区域内应做好可靠的工作接地和保护接地，除相关工作人员外，其他人不得进入；

8．7试验过程中，若有以下现象：

电压表指示波动大，电流表读数急剧增加，发电机内部有放电声等，应立即停止试验，判断找出原因，并向有关领导汇报；

8．8试验过程中，应记录空气温度、湿度数据。

若由于空气温度、湿度、表面脏污等影响，引起试品表面滑闪放电，不应认为被试品不合格，须经清洁、干燥后，再进行试验。

变压器试验

通过对变压器的试验，以检验设备质量及安装质量是否符合要求，并得出是否可以投入运行的结论。

3．5额定频率:

3．6联结组：

3．7空载损耗：

3．8空载电流：

电力变压器的试验项目如下：

4．1测量绕组连同套管的直流电阻的绝缘电阻和吸收比

4．2检查所有分接头的变比

4．3检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性

4．4测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比

4．5测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ

4．6测量绕组连同套管的直流泄漏电流

4．7测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻

4．8有载调压切换装置的检查和试验

5．2介质损耗角正切值测试装置一台

5．3直流电阻测试仪一台

5．4变比电桥一台

5．5直流高压发生器一套：

6．1电力变压器安装完毕，并符合安装规程要求；

6．2设备安装完毕后应将所有绝缘件擦拭干净；

6．3有载分接开关一、二次的安装及调试工作全部结束。

6．4根据电力变压器的电压等级确定具体的试验项目。

7．1测量绕组连同套管的直流电阻：

一般采用电桥法进行。

7．1．1变压器的直流电阻,与同温度下的出厂试验数据相比较,相应变化不应大于2%；

7．1．21600KVA及以下的三相变压器,相间差不应大于4%，线间差不应大于2%；

7．1．31600KVA以上的三相变压器,相间差不应大于2%,线间差不应大于1%；

7．2检查所有分接头的电压比：

采用变比电桥等装置进行。

电压比误差应小于±

0.5%。

7．3检查三相变压器的结线组别及单相变压器引出线的极性：

采用变比电桥进行。

7．4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数。

7．4．1绝缘电阻值不应低于出厂值的70%；

7．4．2吸收比与出厂值相比应无明显差别,在常温下不应小于1.3。

7．4．3220kV及以上电压等级的变压器,宜测量极化指数。

极化指数与出

厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.5。

7．5测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ：

采用QS型交流电桥等

装置进行。

被试绕组的tgδ值不应大于出厂值的70%。

7．6测量绕组连同套管的直流泄漏电流：

应在高压端测量泄漏电流。

泄漏电流值不宜超过下表数值:

油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

额定

电压

试验电压峰值

在下列温度时的绕组泄漏电流（μA）

（KV）

10℃

20℃

40℃

50℃

60℃

70℃

80℃

2～3

5

11

17

25

39

55

83

125

178

5～15

10

22

33

50

77

112

166

250

356

20～35

20

74

111

167

400

570

63～330

40

500

60

30

45

67

100

150

235

330

7．7测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯对外壳的绝缘电阻。

7．7．1当变压器进行器身检查时,应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。

其值与出厂值相比应无明显差别.

7．7．2铁芯对外壳的绝缘电阻值与出厂值相比应无明显差别。

7．8有载调压装置的试验和检查：

7．8．1测量过渡电阻的阻值,与出厂值相比应无明显差别；

7．8．2检查动作顺序，应符合制造厂的技术要求；

7．8．3测量切换时间，应符合制造厂的技术要求；

7．8．4操作试验：

交接时一般由厂家人员按制造厂的技术要求进行。

8．1试验时，应设遮栏，工作人员与带电部分应保持安全距离，并挂“高压危险”标志牌；

8．2试验中应有专人进行安全监护，非试验人员不得滞留现场；

8．3试验升压过程中，有专人观察变压器有无异常现象；

8．4工作人员应坚守岗位，不得在试验区内随意走动；

8．5全部参加试验的工作人员应听从工作负责人的统一指挥；

8．6试验前应将变压器三侧引线全部拆除，并远离。

耐压试验前变压器应静放二天；

8．7试验时变压器的套管电流互感器的二次应短路接地；

8．8试验过程中，若有以下现象：

电压表指示波动大，电流表读数急剧增加，变压器内部有放电声等，应立即停止试验，判断找出原因，并向有关领导汇报；

8．9试验过程中，应记录空气温度、湿度数据。

互感器试验

1.目的

通过对互感器的试验，以检验设备质量及安装质量是否符合要求，并提出是否可以投入运行的结论。

2.依据

2.1《火电工程启动调试工作规定》

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）》

2.3《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》

2.4《电力安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）

2.5《工程建设强制性条文（电力工程）》

2.6制造厂技术规范

2.7《电力建设安全健康与环境管理工作规定（2002年版）》

3.主要技术规范

3.1型号:

3.2额定电压:

3.3额定频率:

3.4额定变比:

4.调试内容

互感器的试验内容如下:

4.1测量绕组的绝缘电阻

4.2绕组连同套管对外壳的交流耐压试验

4.3测量35KV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗正切值tgδ

4.4测量电压互感器一次绕组的直流电阻

4.5测量电流互感器的励磁特性曲线

4.6测量1000KV以上电压互感器的空载电流和励磁特性

4.7检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性

4.8检查互感器的变比

4.9电容分压器单元件的试验

4.1035KV及以上固体绝缘互感器的局部放电试验

5.使用仪器设备

5.1兆欧表:

2500V

5.2工频电压试验装置:

额定输出电压:

0～100KV

额定输出电流:

120mA

5.3介损一台

5.4升流器:

0-500A

5.5调压器:

5KVA

5.6直流电阻测试仪一台

6.调试应具备的条件

6.1互感器安装完毕,所有连接线接好，办理完安装验收签证；

6.2用干燥、清洁的柔软布将互感器外部瓷套擦拭干净；

6.3根据互感器的类型、电压等级确定互感器的具体试验项目。

7.调试步骤

7.1测量绕组的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量

7.1.1测量一次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；

7.1.235KV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；

7.1.3110KV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻,绝缘电阻值不宜小于1000MΩ；

7.2绕组连同套管对外壳的交流耐压试验

7.2.1绝缘电阻测量合格后进行此项试验；

7.2.2全绝缘互感器应按表-规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；

表一试验电压标准

额定电压（kv）

3

6

15

35

110

220

试验电压（kv）

16

21

27

36

72

180

7.2.3二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准为2000V；

7.3测量35kv及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ,采用介损电桥测量。

7.3.1电流互感器

7.3.1.1介质损耗角正切值tgδ（%）不应大于表二的规定

表二电流互感器20℃下tgδ（%）

63～220

充油式

2

充胶式

胶纸电容式

2.5

油纸电容式

1.0

0.6

7.3.1.2220KV以上油纸电容式互感器，在测量tgδ（%）的同时，应测量主绝缘的电容值，实侧值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值应在±

10%范围内。

7.3.2电压互感器

7.3.2.135KV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ（%），不应大于表三的规定：

表三35KV油浸式电压互感器tgδ（%）

温度（℃）

tgδ（%）

2.0

3.5

5.5

8.0

7.3.2.235kV以上电压互感器,在试验电压为10KV时,按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。

7.4测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，于产品出厂值或同批同型号产品的测量值相比，应无明显差别。

7.5测量电流互感器的励磁特性曲线

当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。

当为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。

同型号电流互感器特性相互比较，应无明显差别。

7.6测量1000KV以上电压互感器的空载电流和励磁特性

7.6.1应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流，空载电流与同批同型号产品的测量值或出厂数值比较，应无明显差别；

7.6.2电容式电压互感器的中间变压器与分压器在内部连接时可不进行此项试验。

7.7检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

7.8检查互感器的变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。

7.9电容分压器单元的试验，见《电容器交接试验方案》。

7.1035KV及以上固体绝缘互感器的局部放电试验

8.安全注意识事项

8.1坚决贯彻“安全第一，预防为主”的方针，“严格执行两票三制”。

8.2试验时，应在试验范围设遮拦，并挂“高压危险”标志牌；

8.3试验中应有专人监护，非试验人员不得滞留现场；

8.4试验升压过程中，有专人观察互感器有无异常现象；

8.5试验过程中，若有以下现象：

电压表指示波动大，电流表读数急剧增加，互感器内部有放电声等，应立即停止试验，判断找出原因，并向有关领导汇报；

8.6试验过程中，应记录空气温度、湿度数据。

SF6断路器试验

通过对SF6断路器的试验，以检验设备质量及安装质量是否符合要求，并得出是否可以投入运行的结论。

2．1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）

2．2《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）

3．2额定开断短路电流：

SF6断路器的试验项目如下：

4．1测量绝缘拉杆的绝缘电阻

4．2测量每相导电回路的直流电阻

4．3测量断路器的分、合闸时间

4．4测量断路器的分、合闸速度

4．5测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间

4．6测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值

4．7测量断路器的分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻

4．8断路器操动机构的试验

4．9断路器电容器的试验

4．10密封性试验

5．2回路电阻测试仪；

5．3SF6气体检漏仪；

5．4高压开关特性测试仪；

5．6介损电桥一台

6．1安装完毕，并符合安装规程要求；

6．2一次设备安装、检修完毕后应将所有绝缘件擦拭干净，不必要的附属设施拆除；

7．1测量由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值,在常温下应不低于下表的规定：

额定电压（kV）

110~220

330~500

绝缘电阻值（MΩ）

6000

10000

7．2测量每相导电回路的电阻，电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定。

主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头与灭弧触头导电回路的电阻值；

7．3测量断路器的分、合闸时间,应符合产品技术条件的规定；

7．4测量断路器的分、合闸速度,应符合产品技术条件的规定；

7．5测量断路器主、辅触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件的规定；

7．6测量断路器的合闸电阻的投入时间及电阻值,应符合产品技术条件的规定；

7．7测量断路器的分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻，绝缘电阻值应不低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别；

7．8断路器操动机构的试验；

7．9断路器的电容器试验，应按照电容器的相关规程进行；

7．10密封性试验应采用下列方法进行：

一、采用灵敏度不低于l×

106（体积比）的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；

二、采用收集法进行气体检漏测量时，以24h的漏气量换算弃漏气率不大于l%;

三、泄漏值得测量应在断路器充气24h后进行。

8．3高压试验时，与被试设备相连的其它设备解开，被试设备上其它工作一律停止；

8．4试验区域内应做好可靠的工作接地和保护接地，除相关工作人员外，其他人不得进入；

8．5试验过程中，若有以下现象：

电压表指示波动大，电流表读数急剧增加，内部有放电声等，应立即停止试验，判断找出原因，并向有关领导汇报；

8．6试验过程中，应记录空气温度、湿度数据。

避雷器试验

通过对避雷器的试验，以检验设备质量及安装质量是否符合要求，并得出是否可以投入运行的结论。

2.8《交流系统用炭化硅阀式避雷器》（7327-87）

2.9《交流无间隙金属氧化物避雷器》（11032-89）

3.1型号：

3.2系统额定电压

3.3持续运行电压

3.4残压

避雷器的试验项目如下：

4.1测量绝缘电阻

4.2测量电导或泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数

4.3测量磁吹避雷器的交流电导电流

4.4测量金属氧化物避雷器的持续电流

4.5测量金属氧化物避雷器的工频参考电压或直流参考电压