第一篇：耐压试验作业指导书
6KV电机耐压试验作业指导书
1 目的和适用范围
为保证安全生产，保障现场的作业人员、设备的安全，提供指导原则以满足6KV电机耐压试验操作和维修保运厂的基本安全要求，特制订本作业指导书。
本指导书适用于6KV电机耐压试验作业维修保运一般作业。
2 工作任务
6KV电机耐压试验作业
3 作业前准备工作
3.1
明确作业内容，开具作业票据
开具并办理停送电票。根据作业区域办理相关工作票。办理第一种工作票或第二种工作票。属于临时用电，开具并办理临时用电票。
3.2
人员配置：工种、人数，素质要求，劳保穿戴
3.2.1
试验人员应经过专业技术培训，并经过考核合格。。
3.2.1
试验负责人应有经验丰富的技工或技师担任，负责试验工作的指挥、监督和安全以及试验结果的综合评价。
3.2.1
试验必须三人以上进行。
3.3
作业工具：
兆欧表 2500V DC ;温湿度计;机械秒表;交流耐压试验设备;裸铜接地线;高压绝缘鞋，高压绝缘手套，放电棒;安全围栏，警示牌、警示带;力矩扳手。
3.4熟悉作业现场，进行风险辨识
了解电机运行情况，风险主要来源电机运行旋转造成人员受伤，电机损坏;人员触及带电部位给人员造成伤害。试验中操作不当对人员造成伤害。
3.5 落实现场安全措施，并检查确认
3.5.1电机周围拉设围栏，挂警告牌，设专人监护。
3.5.2一次设备操作时要正确使用安全器具。
3.5.3 严格按规程操作。
4 作业步骤、内容、方法和技术
4.1
对电机的不同绕组，如直流电阻的电枢绕组、励磁绕组、交流异步电动机的定子绕组和绕线转子电机的转子绕组、同步电机的定子绕组、励磁绕组及某些自励电机的励磁系统中的电抗器、电流互感器等的绕组等，如果它们的两个线端都已引出到电机机壳之外，则应分别测量每个绕组对机壳的绝缘电阻和各绕组相互间的绝缘电阻。试验时，不参与试验的绕组应与机壳可靠连接。对在电机内部已做连接的绕组，则可只测它们对机壳的绝缘电阻。
4.2
测量时，对于手摇发电的兆欧表，其转速应保持在120r/min左右;读数应在仪表指针达到稳定以后读取。
4.3测量绝缘电阻时，采用兆欧表的电压等级，在本标准未作特殊规定时，应按下列规定执行：
1)
100V以下的电气设备或回路，采用250V兆欧表;
2) 500V以下至100V的电气设备或回路，采用500V兆欧表;
3) 3000V以下至500V的电气设备或回路，采用1000V兆欧表;
4) 10000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V兆欧表;
5)
10000V及以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V兆欧
4.3
测量绝缘电阻后，应将被测绕组对地放电后再拆测量线。
4.4
耐交流电压试验的方法、电压值及注意事项
1) 测试仪器的升压变压器的高压输出端按被试绕组，低压端按地。
2) 被试电机外壳(或铁心)及未加高压的绕组都要可靠接地。
3) 试验加压时间分为1min和1s两种。
对于电机成品，1min方法耐电压试验电压值1000+2UN，最低为1500V
4) 绝缘电阻测量，应使用60s的绝缘电阻值;吸收比的测量应使用60s与15s绝缘电阻值的比值;极化指数应为10min与1min的绝缘电阻值的比值
4.5
直流耐压试验
4.5.1 试验电压为电机额定电压的3倍。
4.5.2
试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，并记录泄漏电流;在规定的试验电压下，泄漏电流应符合下列规定：
1) 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，各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别;
2)
泄漏电流不应随时间延长而增大;
3) 当不符合上述规定之一时，应找出原因，并将其消除。
4) 泄漏电流随电压不成比例地显著增长时，应及时分析
5 试运验收
5.1工作票办理终结。恢复检修前状态。
5.2质量验收签字。
6
危险辨识、安全预防措施和环境控制措施
6.1 主要危险
6.1.1触电、电击
6.1.2
违章操作
6.2 安全预防措施
3.5.1使用合格的高压绝缘手套、绝缘靴、安全间距、警示牌。
3.5.1
加设安全围栏、警示牌、专人监护。
6.3 环境控制措施
6.3.1 拆除的废旧设备和材料放到指定地点。
6.3.2 工作完成对施工现场进行清洁。
6.3.3
施工垃圾不得随意丢放，必须一律放到指定的垃圾箱内。
6.3.4
对使用完的工具放到指定位置。
6.3.5 现场要保持清洁，做到工完料尽场地清。
7 相关记录
7.1 班前班后会记录及作业风险辨识;
坚持中海油的“五想五不干”的工作原则，做好工作前的各种风险分析。将事故消灭在萌芽状态。
7.2 检维修记录
在班组的检维修记录上做好各种数据的记录，以备今后查询
第二篇：高压灭火器耐压试验装置
一.产品介绍：
高压灭火器耐压试验装置主要用于高压灭火器耐压爆破时间的测定，广泛应用于灭火器生厂厂家、质量检测站、科研院校等单位。本试验装置通过调节驱动空气压力来调节系统压力，调节范围广，压力控制精度高。试验压力0~40.0Mpa，介质为水，可循环利用。
二.典型应用
灭火器耐压试验
二氧化碳灭火器耐压强度试验 水系灭火器耐水压试验 三.性能特点：
1、节省能耗，水压试验内外部清洗用水，可循环使用，配有过滤装置。
2、本试验装置增压装置选择思明特自主研发成熟的，升压稳定快速，可设置升压速率。
3、整个过程实现自动化控制，注水、排气、升压、卸荷均由计算机控制
4、每一路均采用专业高压电磁阀，具备快速升压、慢速间 歇补压和卸压的功能，从而很好的实现快速升压、慢速补压，精确显示压力数值到0.01Mpa。
四.技术参数：
(1)试验装置的介质：水
(2)耐压压力范围：1~40.0Mpa，可根据需求定制不同压力等级。 (3)试验工位：1 (5)操作方式：计算机自动控制，手动操作
(6)显示精度：0.01Mpa (7)试验时间：0-100H (8)试验温度：常温，可定制高温
(9)爆破测试报告自动打印，输出曲线图
(10)数据保存方法：自动保存excel表格数据，输出试验报告
第三篇：翠峰水泥总降耐压试验及检修方案
1、检修项目：
对本公司一二线总降做耐压试验，综保动作可靠性试验等;损坏及不合格元器件进行更换;测量接地电阻。确保总降运行的安全稳定可靠。
2、检修人员：
公司电气维护人员，高压柜综保厂家人员，电气试验厂家人员。
3、检修步骤：
⑴、 公司电气维护人员和高压柜综保厂家人员根据图纸对总降一二次线路及元器件进行检查，更换损坏的综保、PT、CT、保险等元器件;根据实际情况调整总降后台画面，确保后台显示的真实可靠。
⑵、 测量总降各点的接地电阻是否在正常值之内;并做好记录;
⑶、 在生产检修或销售不紧张时对一二线总降分别停电进行耐压等试验。停电前需通知各用电单位做好停电准备;一切准备就绪后停电;放电;验电;挂接地线;按电气试验厂家要求进行耐压等试验;
⑷、 做好接地后，公司电气维护人员对高压母排连接螺栓、高压电缆进行紧固
⑸、 试验完毕将数据汇总记录，检查综保整定值及各开关位置和联锁保护联片是否在正常位置，地线是否已拆除，按程序送电，送电正常通知各单位;
⑹、 对试验不合格和性能不良元器件进行登记，做计划采购;采购回来后由电气维护人员及时进行更换。
⑺、 对综保后台画面进行完善，加入历史曲线等数据库记录。
2012-1-10
第四篇：水压试验作业指导书_图文.
目录 目录 (1
1、编制依据 (2
2、工程概况 (2
3、施工准备 (3
4、施工进度 (8
5、施工方案设计 (8
6、锅炉水压试验卡 (12
7、安全技术措施与环境管理要求 (15
8、 QA检查单 (19
9、强制性条文部分内容 (20
10、反馈单 (21
1、编制依据
1.1《环境体系管理程序文件》 1.2《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 1.3《国家电网公司基建安全管理规定》 1.4东方锅炉厂提供的有关图纸及说明书 1.5《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222—88 1.6《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-95 1.7《工程建设标准强制性条文》-电力工程部分2006版 1.8《火电施工质量监督检查典型大纲》建质(199584号 1.9《电力建设施工及验收技术规范》(电厂化学篇DL158-81 1.10《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇DL/T 5047-95 1.11华电莱州发电有限公司2×1000MW建设工程《施工组织总设计》 1.12华电莱州发电有限公司2×1000MW建设工程《锅炉专业施工组织设计》 1.13《电力建设施工质量验收及评价规程》第二部分:(锅炉机组篇DL/T5210.2-2009
2、工程概况
华电莱州发电有限公司一期工程安装2台1000MW高效超超临界燃煤机组,锅炉由东方锅炉(集团股份有限公司(DBC制造,为超超临界参数变压运行直流锅炉,单炉膛、一次再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型锅炉。设计煤种:神府东胜烟煤;校核煤种:神府和山西晋北混煤。
锅炉本体受热面组合安装共有54446只高压焊口,系统复杂。为保证锅炉本体系统的严密性,根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》规定,锅炉受热面系统安装结束后,应进行整体水压试验,以检验冷态下锅炉各承压部件,特别是焊口及阀门的强度和严密性。锅炉水压试验是锅炉本体承压部件安装结束后和投运前的一项重要工序,是保证锅炉安全可靠运行的重要手段。
3.1人员配备及劳动力组织
总指挥1人负责整个水压过程的指挥 副总指挥3人协助总指挥指挥锅炉水压试验
技术负责人2人负责解决水压试验过程中出现的技术问题质监1人负责对水压过程中的质量进行监护
安全2人负责对水压过程中的安全进行监护
压力表监视、记录及贮水罐壁温监视人员2人负责水压过程中压力及温度的监视与记录膨胀指示器记录2人负责上水前后及试验过程中各受热面膨胀
的记录
顶板梁挠曲度测量记录2人负责上水前后顶板梁挠曲度的测量录
电工2人负责水压试验过程中电源接线
上水泵、升压泵操作及阀门操作检查3人负责水压过程中上水泵、升压泵的监护及
临时管道阀门的操
尾部竖井内及炉顶检查10人负责检查尾部竖井及炉顶区域有无泄漏炉膛内部检查16人负责检查炉膛区域有无泄漏
水平烟道内部及前炉顶检查8人负责检查水平烟道内部及前炉顶有无泄 漏
水冷壁外检查(5.7米—36.8米8人负责检查水冷壁外侧有无泄漏
水冷壁、包墙外检查(36.8米—70.7米8人负责检查水冷壁、包墙外侧有无泄漏临时堵板监护人员1人负责检查堵板有无泄漏
安装焊口检查16人负责检查安装焊口有无泄漏 电厂协调员1人负责协调需电厂解决的问题 化验人员1人(电厂负责试验用水中药品浓度化验 对讲机号码 42.735 3.2机具配备
临时上水泵2台(扬程H=80m,流量Q=100m3/h, XZ三柱塞升压泵1台,流量70L/min 对讲机16台;电焊机4台、手电筒30把 风压设备(空压机
3.3力能配备
除盐水供应充足,能满足需要(约3000m3 220V、380V施工电源及时拉设到位 3.4药品准备
(25%NH4OH1400Kg,(按照实际用水量的1.5倍算出。 40%联氨约1500Kg,(按照实际用水量的1.5倍算出。 3.5水压试验压力及范围 3.5.1试验压力
根据安装设计规定,确定风压试验压力为 0.49MPa。
根据锅炉厂给出的运行说明书,确定一次汽系统水压试验压力为省煤器进口设计压力的 1.1倍: P=33.3×1.1=36.63 MPa 再热器部分试验压力为再热器系统设计压力的1.5倍。 P=5.71×1.5=8.565MPa 3.5.2一次汽系统水压试验范围
a、锅炉省煤器系统、水冷系统、启动分离系统、过热器系统: 一次汽系统水压试验范围是指自主给水操作台开始按汽水流程至省煤器、水冷壁、启动分离系统(至17米位置闸阀、各级过热器、主蒸汽管道堵板止。并包括以下附属管道: b、所有放空气管道至二次门
c、主给水管道至给水操作台一次门 d、所有疏放水管道至二次门 e、汽水取样管道至一次门 f、过热器减温水管道至集中下水管 g、蒸汽吹灰管道至一次门 h、过热器安全阀、PCV阀
i、高温过热器就地压力表管道至压力表接头 j、361阀不参加水压试验
k、其它,锅炉水压试验范围内的所有热工测点、压力信号、压力取样至一次门。
3.5.3再热器系统水压试验范围
a、二次汽系统水压试验范围是指自再热蒸汽冷段水压试验堵阀开始按汽水流程经低温再热器、高温再热器至再热热段水压试验堵阀止。并包括以下管道: b、所有放空气管道至二次门 c、再热器疏水管道至二次门
d、再热器就地压力表管道至压力表接头 e、再热器安全阀
f、其它,锅炉水压试验范围内的所有热工测点、压力信号、压力取样至一次门。
3.6水压试验用水的水质及水温
本次水压试验使用加有一定剂量的氨水和联氨的除盐水,其氯离子含量不得超过25 mg/L 。用水量约为3000 m3,水压试验用水的PH值约为10至10.5,联氨的浓度为200 -300 mg/L。为调整除盐水的浓度,经计算,每1m3水压试验用水中的化学药品如下表所示。
1400Kg,40%联氨约:1500Kg。
根据锅炉运行说明书的要求,水压环境温度低于5℃时应有防冻措施,上水速度应缓慢。本次锅炉水压试验将一次汽系统和二次汽系统两大系统分开进行水压试验,即先进行二次汽系统水压试验,再进行一次汽系统水压试验。
3.7水压试验用水量 锅炉水压时水容积:
3.8水压临时管道
临时管道(见附图包括风压管道、上水管道、升压管道、放水管道(排到一期机组排水槽等,所用材料为:
3.9.1.应具备的技术条件资料
3.9.1.1锅炉施工所依据的国家有关规程、规范和标准。
3.9.1.2东锅厂所供锅炉设备图纸及技术文件(包括规程、规范、标准等、分阶段供货的质
量合格证、传真及其他文件。
3.9.1.3锅炉专业施工组织设计、焊接专业施工组织设计、锅炉钢结构安装、锅炉受压部件
安装、连接管道安装作业指导书、锅炉水压试验作业指导书。 3.9.1.4土建移交安装签证书、锅炉定期沉降观测记录。 3.9.1.5锅炉划线记录及验评签证。
3.9.1.6锅炉钢架安装记录及验评签证。
3.9.1.7高强螺栓的出厂质保书以及施工单位对钢架高强螺栓所进行的复检报告。
3.9.1.8受压部件通球记录及验评签证。
3.8.1.9锅炉受压部件及参加水压试验的四大管道验评签证及施工技术记录、试验报告。
3.9.1.10锅炉及水压范围内四大管道设备及附件的光谱复查记录和现场合金钢焊缝的光谱检查报告。水压范围内四大管道及锅炉本体各集箱及管道支吊架安装完成。
3.9.1.11施工过程中的电厂、监理、制造厂、施工各类通知单、联系单、材料代用单、设备修改单、设备缺陷单等(包括封闭。
3.9.1.12施工单位焊材管理制度(保管、发放、焊材质保书。 3.9.1.13焊接和无损检测管理制度,焊工及无损检测培训及资质证书。 3.9.1.14各部分膨胀指示器安装齐全,并记录上水前指示值。 3.9.1.15上水前进行一次沉降观测,水压后再进行一次沉降观测。 3.9.1.16上水前、上水后、水压后分别进行板梁挠度测量。
3.9.1.17水压试验前应将主蒸汽、再热蒸汽管道和下水连接管道、过渡段水冷壁连接管道、启动系统连接管道、集箱等各管道上的恒力弹簧吊架、可变弹簧吊架、炉顶恒力及可变弹簧吊架以及碟簧吊架用插销或定位片予以临时固定,暂时当刚性吊架用,水压后应拆除。
3.9.2水压试验前应完成的工作
3.9.2.1锅炉钢架、平台、栏杆扶梯安装完毕,高强螺栓已按图纸要求终紧结束,并经监理验评签证。
3.9.2.2锅炉受压部件及水压试验范围内的四大管道全部安装完毕(放空气、疏放水、取样、仪表、排污、减温水等管道已至少接至二次门,并经监理验评签证。所有焊口施焊结束,经外观检查合格。热处理及无损检测合格,返修焊口经复验合格,并经监理验评签证。
3.9.2.3焊在受压部件上的鳍片、门孔铁件、保温钩钉、防磨罩、刚性梁附件、拼缝、一次密封等焊接工作全部结束。
3.9.2.4水压范围内的热工检测件(温度测点、烟温及烟压测点、泄漏报警等焊接工作结束。
3.9.2.5所有用于固定的临时支撑、吊装用的临时吊点均应割除,并打磨光滑。 3.9.2.6水压范围内四大管道及锅炉本体各集箱及管道支吊架安装完成,偏装位置符合要求,受力均匀,并经监理验收签证。
3.9.2.7水压堵板安装完毕。 3.9.2.8安全阀已按要求处理完毕。
3.9.2.9属于金属监督范围内各部件材质均符合设计和制造要求。所有合金钢部件和现场焊缝光谱检查结束。
3.9.2.10锅炉各部位膨胀间隙经检查符合设计和制造要求。
3.9.2.11参加水压试验的主蒸汽管道、再热热段及再热冷段堵阀及堵板安装工作结束。
3.9.3.水压试验前应完成的其他工作
3.9.3.1施工单位编制报审的锅炉水压试验措施已经业主组织审查批准。水压试验的范围、试验压力、试压用水的水温、水质等要求已明确。
3.9.3.2化水系统调试已完成,并已制出合格除盐水,排水用临时管道已贯通。 3.9.3.3锅炉水压试验用标准压力表校验合格,并已安装就位。
3.9.3.4水压试验时必须的通道、临时脚手架、照明、通讯装设完毕,各层平台和地面清理干净,必要的安全围拦已设置。
3.9.3.5水压试验的组织分工已明确,并已现场张贴。 3.9.3.6水压试验升压曲线经审查已现场张贴。
3.9.3.7水压试验临时系统安装调试完毕,所有参加水压试验及临时系统的所有阀门、挂牌标识完毕。
3.9. 4.其它注意事项 3.9. 4.1按水压试验质量监督检查大纲要求所进行的施工单位自检、质监站预检、中心站监检已完成,整改封闭已确认,中心站已下达可以进行水压试验的指令。
3.9. 4.2放空气管疏水槽已经接好,水槽的疏水已经接到指定便于排水的位置。 3.9. 4.3炉膛内部检查脚手架搭设完毕。 3.9.
4.4水压试验用上水泵、升压泵经检修能够连续运行,并处于良好的待用状态 4.施工进度
#1炉水压试验定于2011.09.10-2011.09.15。 5.施工方案设计 5.1进水方案
除盐水由2×1000MW建设工程化水室通过化学水补充水管道送至凝结水储水箱(容积为500 m3,除盐水在凝结水储水箱中加药后,一次气系统用临时上水泵通过主给水旁路进行上水,再热器系统通过低温再热器进口管段上的安全阀处进水(注:再热器水压完成后,安全阀安装,焊口进行检测。水压临时管道安装前需将管道内部清理干净。
5.2升压方案
升压泵采用3×B卧式柱塞泵,流量为70L/min,升压泵放置在锅炉房零米。水冷、过热
器系统通过集中下水管疏水管道升压。再热系统通过低再冷段进口疏水管升压。
5.3环境温度
锅炉说明书的要求,水压环境温度低于5℃时应有防冻措施,上水速度应缓慢。 5.4放水方案
水压试验合格后。当系统内压力降到1.0MPa时,对取样、热工仪表等管路水冲洗,专人负责,逐路冲洗,压力降至0时,停止水冲洗,打开所有放空气门、疏水门,将省煤器、水冷壁、包墙、低过、低再等的水排掉,再经临时放水管道放至一期机组排水槽。
5.5风压试验
为保证水压试验能顺利进行,初步检查炉本体的严密性,根据《电力建设施工质量验收及评价规程》(锅炉机组篇3.6.2条的规定,在水压前应做一次0.49MPa的风压试验。
风压试验的气源来自空压机,充气管道接在水压试验的上水管道上,风压试验范围同水压试验。水系统、过热器系统、再热器系统同时进行风压试验,除连接进气管道上的阀门打开外,所有管道上的一二次门全部关闭。
当风压压力达到0.49Mpa时,对焊口、焊缝(包括厂家焊口、焊缝进行检查,并监视压力表的变化情况,做好记录。风压试验完毕及时消除发现的缺陷。如无缺陷可以向锅炉上水。
5.6水压试验 5.6.1临时管道冲洗
临时管道用除盐水进行冲洗。上水前先把500 m3凝结水储水箱冲洗干净,然后进除盐水,对临时管道进行冲洗,冲洗时锅炉所有的进水(锅炉疏水阀门关闭,开启临时管道疏水阀门,进行冲洗,冲洗干净后再开启锅炉0米的放水阀门,把临时管路中的水放出。
5.6.2水压试验
a、临时管道冲洗后,投500m3凝结水补水箱内,在除盐水内加入氨水、联氨,调节PH值为10—10.5、联氨浓度为200-300 mg/L之间,合格后,对锅炉上水,上水至放空气管中有水流出且无气泡逸出时,再过3-5分钟后,关闭所有放空气门及上水门,停止上水泵,并对受压件及吊杆受力情况检查,记录膨胀值(上水前应检查各膨胀点初值。注:上水前后应测量顶板梁的挠曲值。
b、开启升压泵,对水冷、过热系统、再热系统升压并记录(升压时控制升压速度,至工作压力时不大于0.3MPa/分钟,达到工作压力后升压速度应小于0.1MPa/分
钟。一次汽系统的试验压力以过热器出口就地压力表为准,再热汽系统的试验压力以高再出口就地压力表为准。升压期间随时校对过热器出口和低位压力表。
c、系统满水后,对系统进行一次全面检查,看有无泄漏、阀门漏关及其他异常现象;如各部件正常,则打开升压阀门,启动升压泵,对系统升压;当系统压力升到二次汽系统试验压力的10%时,即8.565×10%=0.8565Mpa,暂停升压进行初步检查,若未发现泄漏和异常,可继续升压。
d、当压力升到一次汽系统试验压力10%时,即36.63×10%=3.66Mpa,暂停升压,进行初步检查,若未发现泄漏和异常,可继续升压。
e、当压力达到再热器工作压力4.78MPa时,停泵,对再热器系统作初步检查,如无泄漏继续升压。
f、当压力升到再热系统试验压力8.565M Pa时,停升压泵,在该压力下保持20分钟,如果没有压降,则缓缓打开再热系统放水门进行降压,压力降到再热器进口集箱工作压力4.98Mpa 时,停止降压对再热器系统作全面检查,确认水压合格后方可以0.4MPa-0.5MPa/分钟的速度降压放水并将过热器系统与再热器系统的连接阀门12关闭,此阀门手轮卸下,管子截断,防止误操作。然后对水冷、过热系统继续升压。注意,在此后的升压过程中,要有专人监视再热器系统压力表,防止再热器系统升压。
g、当压力升到高过出口工作压力时即26.25MPa时,停泵检查有无漏水和异常现象,如没有发现异常,继续升压。
h、当压力升至炉本体系统的试验压力即36.63MPa时,保持此压力20分钟。在此期间,停止一切在受热面上的检查工作。然后缓慢开启升压泵再循环门,放水降压。当压力降至高过出口工作压力即26.25MPa时对受热面进行检查,确认水压试验合格后方可以0.4MPa-0.5MPa/分钟的速度降压放水。
5.7水压试验检查的项目
5.7.1锅炉厂焊口和现场组合安装焊口。
5.7.2与承压部件连接的焊缝。
5.7.3内、外护板生根件(锅炉密封及保温钩钉焊接处。 5.7.4门孔处密封焊缝。 5.7.5水压范围内的阀门。
5.7.6受压件吊架、管道吊架变形情况。 5.7.7各膨胀指示器记录。 5.8水压试验评价标准
5.8.1在试验压力下保持20分钟压力不变,降到工作压力检查期间压力保持不变。
5.8.2在受压元件金属壁和密封焊缝处没有渗漏的水珠和水雾。 5.8.3水压试验后参与水压试验的部件无残余变形。
5.8.4水压部件及所有焊缝、人孔门、法兰、阀门等处不泄漏。 5.8.5检查刚性梁张力板处无泄漏。
5.8.6水压试验中出现的问题及时安排处理并办理签证。 5.9工序流程图 临时管路安装 锅炉风压试验
检查、调试上水和升压设备 调节联氨浓度和PH值
系统升压(二次汽一次汽 附属管路水冲洗 临时系统恢复
6.锅炉水压试验工序卡编号:001
7.1、安全措施
7.1.1参加水压试验的所有人员必须接受过安全、技术交底,并有签字记录。 7.1.2水压试验人员应熟习作业流程,分工明确,服从指挥,坚守岗位,发现问题及时汇报,不得擅自处理。
7.1.3锅炉整体水压前,平台、扶梯安装完,需要检查的地方搭设必要的平台、栏杆。
7.1.4.放空气管道应临时管道引出锅炉,防止水流在受热面上,影响水压检查。 7.1.5水压系统的管道支吊架安装结束,检查支吊架的情况,弹簧吊架的限位,必须齐全,并且在水压需要的状态。
7.1.6水压用试压泵、阀门、压力表及管道附件,必须是经检修,校验及计算合格的。
7.1.7水压试验临时管道系统的焊接质量应严格检查,且由合格的焊工进行施焊。
7.1.8水压试验具备的条件及签证须由质检站和质检中心站参加。
7.1.9照明设施齐全,炉膛内标高30m处装设四只照明灯具,并离开金属壁1m以外。
7.1.10 锅炉及试压泵周围应设围栏,并挂警告牌,非操作及检查人员严禁入内,临时管路设备应挂标示牌。
7.1.11进行水压试验期间,应停止锅炉内外的一切安装工作,更不允许在承压部件上动用电火焊。升压时,无关人员应离开现场。
7.1.12避免雨天升压检查。若必须进行,应做好防雨工作。
7.1.13检查人员检查时要注意安全,防止高空坠落。进入炉膛内部检查时,应有两人或两人以上,严禁一个人进入炉膛内部检查。流动照明应采用手电筒。
7.1.14水压试验检查期间,禁止检查人员用手锤等工具敲打各承压部件。 7.1.15水压试验时,特别是超压期间,所有人员不得站在焊接堵头正面或法兰的侧面。
7.1.16超压前,必须进行全面检查,清点人数,待所有人员离开后方可超压,超压过程中停止一切工作。锅炉楼梯口有专人监护,超压期间任何人不得上锅炉。
7.1.17进行超压时不得进行任何检查工作,应待压力降到工作压力时方可进行。 7.1.18超压试验后,如发现升压泄漏的地方应降压后处理。
7.1.19参加水压试验人员尤其是在升压期间不得随便离开现场。无关人员不得入内,并有专人维护现场。
7.1.20试验压力下的水压试验次数应尽量少做。(《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇DL/T 5047-95,3.6.7项。
7.1.21无关人员严禁进入加药现场,药品设专人保管发放,加药现场严禁吸烟,不得有明火或其它火源,消防器材充足可靠。
7.1.22锅炉水压试验前应清理好现场,做到三无五清,施工垃圾及废料分类存放,并及时外运。
7.1.23焊接设备集中布置,焊线统一布线,走向合理。
7.1.24水压临时管道系统拆除时,不得损坏,以备后继工程使用。
7.1.25水压试验期间,专职安全人员要全过程监督,确保水压试验安全文明措施的落实执行。
7.1.26加入药品时,操作人员应正确配戴防护用品,现场应备好救护药品,同时配备专用车在现场待命。
7.1.27炉内布置的照明应充足,电源线应完好,设有漏电保护装置。并有专职电工值班。7.1.28高空作业人员要衣着灵便,必须穿软底、平底鞋,正确使用安全帽、安全带等安全用品。
7.1.29施工现场道路、各露天施工场所及特设位置搭建的临时施工通道应及时清除积水并采
取防滑措施。
7.1.30特种作业人员必须持证上岗。 7.2文明环保措施
7.2.1水压过程中注意节约用水。
7.2.2水压用水排放符合环保要求。 7.2.3参加加药人员安全防护用品齐全。
7.2.4施工过程中带油废弃物,应放置在专用废弃箱中;加药后的药瓶、药箱应及时收回。
7.2.5节约能源,严禁用火焊照明。 7.3施工安全风险控制计划
8.QA检查单
9、强制性条文部分内容
锅炉整体水压试验分部工程强制性条文执行情况检查表 编号:表4.4.105
10.反馈单
附件:水压试验强度计算书
1.锅炉水压试验临时升压管道计算书: 1.1水冷、过热器系统升压临时管道强度计算书: 公式:Sm=PDw/2{[σ]η+yP} P=33.63Mpa [σ]=131 Mpa η=1 y=0.4 取φ=33.4mm
则Smin=PDw/2{[σ]η+yP} =36.63×33.4/2×(131×1+0.4×36.63 =4.2mm 取壁厚为7.1mm>4.2 mm;可用φ33.4×7.1的管子升压。 1.2再热器升压临时管道强度计算书: 公式:Sm=PDw/2{[σ]η+yP} P=8.565Mpa [σ]=131 Mpa η=1 y=0.4 取φ=33.4mm
则Smin=PDw/2{[σ]η+yP} =8.565×33.4/2×(131×1+0.4×8.565 =1.064mm 取壁厚为3.8mm>1.064mm;可用φ33.4×3.8的管子升压。
1.3主汽水压试验堵板由锅炉厂设计并安装完毕,因此不需进行计算。
1.4锅炉水压试验临时堵头计算书: 手孔端盖:型式为平端盖内堵头。 安装位置:冷再安全阀一管座:φ216×28.7
计算公式:Smin=kDn P/[σ] k=0.45;P=8.625Mpa,[σ]=131 Mpa 安全阀管座: Dn=159 Smin=0.45×159× 8.625/131 =18mm,取δ=20 mm 2.附图
2.1一次汽系统升压曲线图 2.2再热器系统升压曲线图 2.3锅炉水压试验系统图
2.4锅炉水压试验受热面残余变形记录表
24
附表一:锅炉水压试验受热面管道残余变形检查表:
依据。
32 截止阀 33 截止阀 34 截止阀 35 截止阀 36 截止阀 37 截止阀 38 截止阀 39 截止阀 40 截止阀 41 截止阀 42 截止阀 43 截止阀 44 截止阀 45 截止阀 46 截止阀 47 截止阀 48 截止阀 49 截止阀 1.0"2155#Ltd.SA105 1.0"2155#Ltd.F22 1.0"2155#Ltd.F22 1.0"3045#Ltd.F22 1.0"3045#Ltd.F91 1.0"4095#Ltd.F91 1.0"2155#Ltd.F22 1.0"1195#F91 1.0"1195#F91 3.0"3045#Ltd.SA105 2.5"2155#Ltd.SA105 2.0"2155#Ltd.F22 1.5"2155#Ltd.F22 1.5"3045#F22 2.0"2155#Ltd.F22 3.0"3045#F22 1.5"3045#Ltd.F22 1.5"3045#Ltd.F91 2 2 2 2 1 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2 省煤器出口集箱排气及充氮 螺旋水冷壁出口混合集箱排气 水冷壁出口混合集箱排气及充 氮 低过出口集箱排气及充氮 屏过出口连接管排气 过热器出口集箱排气及充氮 汽水分离器出口排气及充氮 低再出口排气 再热器出口排气及充氮 省煤器进口疏水管路 集中下降管分配集箱疏水管路 螺旋水冷壁出口混合集箱疏水 管路 水平烟道底部出口集箱疏水管 路 垂直水冷壁出口混合母管疏水 管路 顶棚出口集箱疏水管路 包墙出口混合集箱疏水管 屏式过热器进口集箱疏水管路 屏式过热器出口集箱疏水管路 30 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开
50 截止阀 51 截止阀 52 截止阀 53 截止阀 54 截止阀 55 截止阀 56 截止阀 57 截止阀 58 截止阀 59 截止阀 60 截止阀 61 截止阀 62 截止阀 63 截止阀 64 截止阀 65 截止阀 66 截止阀 67 截止阀 68 截止阀 1.5"3045#Ltd.F91 1.5"4095#Ltd.F91 1.0"2155#Ltd.F22 1.0"1195#F22 1.0"1195#F22 1.0"1195#F91 1.0"1195#SA105 1.5"2155#Ltd.SA105 3.0"1195#F22 2.0"2155#Ltd.F22 2.0"3045#F22 1.5"3045#F22 1.0"2155#Ltd.SA105 1.0"1195#F91 1.0"2155#Ltd.F22 1.0"1195#SA105 1.0"2155#Ltd.SA105 1.0"3045#Ltd.F22 M25W-U16LB-G-SS-HT-BW33.4× 2 2 8 4 2 2 2 2 2 1 1 2 6 2 2 4 1 2 4 高温过热器进口集箱疏水管路 高温过热器出口集箱疏水管路 过热器
一、二级喷水疏水管路 低再出口集箱疏水管路 高再进口集箱疏水管路 高温再热器出口疏水管路 再热器出减温水疏水管路 361 阀进口排污管路 再热器减温水支管 361 阀暖管管路总管 储水罐到二级过热器减温水总 管路 储水罐到二级过热器减温水支 管路 361 阀暖管管路 再热器出口管压力表 360 阀进出口压力表 再热器进
口压力传输及压力表 省煤器出口连接管压力表 屏式过热器进口管道压力表 主给水取样 31 开 开 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 开 开 开 开 关 关 关 关 关 关 开 开 关 开 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 关 关 开 开 关 开 关 关 关 关 关
3.8 M25W-U16LB-G-SS-HT-BW33.4× 7.1 M25W-U16LB-G-SS-HT-R1-BW33.4 70 截止阀 ×9 69 截止阀 71 三通阀 72 三通阀 73 三通阀 74 三通阀 75 三通阀 76 三通阀 77 三通阀 78 三通阀 79 针形阀 HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-10-150H-R1-20G HALS2V3P-10-150H-R1-T91 HALS2V3P-25-150H-R1-20G HALS2V3P-60-150H-R1-20G HALS2V3P-60-150H-R1-T91 2.0"2155#Ltd.F22 4 4 4 8 2 2 2 3 1 1 1 过热器出口蒸汽取样 储水罐出口管道取样 361 阀进出口管路压力表用 过热器喷水管路压力表用 屏过进口连接管压力表用 再热器进口导管压力表用 再热器出口导管压力表用 再热器喷水管路压力表用 省煤器出口连接管压力表用 高过出口导管压力表用 361 阀暖管 关 关 关 关 关 关 开 关 关 开 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 开 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 32
第五篇：电气试验标准化作业指导书
避雷器电气试验标准化作业指导书(试行)
一、 适用范围
本作业指导书适用于避雷器交接或预试工作。
二、引用的标准和规程
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 DL408-91《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分) 《重庆市电力公司电气设备试验规程》
三、 试验设备、仪器及有关专用工具
1.
交接及大修后试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
高压直流发生器
1台
绝缘板
1块 2
泄漏电流测试仪
1套
温湿度计
1个
工频升压设备
1只
小线箱(各种小线夹及短线
1个
兆欧表(2500V)
1只
常用工具
1套
放电计数器测试棒
1套
常用仪表(电压表、万用表)
1套
电源盘及刀闸板
2副
前次试验报告
1本 2.
预防性试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
高压直流发生器
1台
温湿度计
1个
工频升压设备
1套
小线箱(各种小线夹及短线
1个
兆欧表(2500V)
1只
常用工具
1套
放电计数器测试棒
1只
常用仪表(电压表、万用表)
1套
电源盘及刀闸板
1套
前次试验报告
1本 6
绝缘板
1块
四、
安全工作的一般要求
1. 必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》及市公司相关安全规定。 2. 现场工作负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督。
五、 试验项目
1.
绝缘电阻的测量 1.1试验目的
测量避雷器的绝缘电阻，目的在于初步检查避雷器内部是否受潮;有并联电阻者可检查其通、断、接触和老化等情况。 1.2该项目适用范围
10kV及以上避雷器交接、大修后试验和预试。 1.3试验时使用的仪器
35kV及以下的用2500V兆欧表;对35kV及以上的用5000V兆欧表;低压的用500V兆欧表测量。 1.4测量步骤
1.4.1断开被试品的电源，拆除或断开对外的一切连线，将被试品接地放电。放电时应用绝缘棒等工具进行，不得用手碰触放电导线。
图1 测量避雷器绝缘电阻接线图
1.4.2 用干燥清洁柔软的布擦去被试品外绝缘表面的脏污，必要时用适当的清洁剂洗净。
1.4.3兆欧表上的接线端子“E”是接被试品的接地端的，“L”是接高压端的，“G”是接屏蔽端的。应采用屏蔽线和绝缘屏蔽棒作连接。将兆欧表水平放稳，当兆欧表转速尚在低速旋转时，用导线瞬时短接“L”和“E”端子，其指针应指零。开路时，兆欧表转速达额定转速其指针应指“∞”。然后使兆欧表停止转动，将兆欧表的接地端与被试品的地线连接，兆欧表的高压端接上屏蔽连接线，连接线的另一端悬空(不接试品)，再次驱动兆欧表或接通电源，兆欧表的指示应无明显差异。然后将兆欧表停止转动，将屏蔽连接线接到被试品测量部位。
1.4.4驱动兆欧表达额定转速，或接通兆欧表电源，待指针稳定后(或60s)，读取绝缘电阻值。
1.4.5读取绝缘电阻后，先断开接至被试品高压端的连接线，然后再将兆欧表停止运转。
1.4.6 断开兆欧表后对被试品短接放电并接地。
1.4.7测量时应记录被试设备的温度、湿度、气象情况、试验日期及使用仪表等。
1.5影响因素及注意事项
1.5.1试品温度一般应在10～40℃之间。
1.5.2绝缘电阻随着温度升高而降低，但目前还没有一个通用的固定换算公式。
温度换算系数最好以实测决定。例如正常状态下，当设备自运行中停下，在自行冷却过程中，可在不同温度下测量绝缘电阻值，从而求出其温度换算系数。 1.6测量结果的判断
FS(PBⅡ，LX)型交接时>2500MΩ，运行中>2000 MΩ;FZ(PBC，LD)、FCZ和FCD型等有分流电阻的避雷器，主要应与前一次或同一型式的测量数据进行比较;氧化锌避雷器35kV以上不小于2500 MΩ，35kV及以下不小于1000 MΩ。底座绝缘电阻不小于100 MΩ。
2.
电导电流和直流1mA下的电压U1mA的测量 2.1试验目的
试验目的是检查避雷器并联是否受潮、劣化、断裂，以及同相各元件的α系数是否相配;对无串联间隙的金属氧化物避雷器则要求测量直流1mA下的电压及75%该电压下的泄漏电流。 2.2该项目适用范围
10kV及以上避雷器交接、大修后试验和预试。 2.3试验时使用的仪器 高压直流发生器、微安表 2.4测量步骤
2.4.1避雷器地端接地，高压直流发生器输出端通过微安表与避雷器引线端相连，如图2所示。
图2 避雷器泄漏电流测试接线图
2.4.2首先检查升压旋纽是否回零，然后合上刀闸，打开操作电源，逐步平稳升压，升压时严格监视泄漏电流，当要到1mA时，缓慢调节升压按钮，使泄漏电流达到1mA，此时马上读取电压，然后降压至该电压的75%，再读取此时的泄漏电流。 2.4.3迅速调节升压按钮回零，断开高压通按钮，断开设备电源开关，拉开电源刀闸，对被试设备和高压发生器放电。 2.4.4测量时应记录被试设备的温度、湿度、气象情况、试验日期及使用仪表等。 2.5影响因素及注意事项
对不同温度下测量的普通阀型或磁吹型避雷器电导电流进行比较时，需要将它们换算到同一温度。经验指出，温度每升高10℃，电流增大3%~5%，可参照换算。 2.6测量结果的判断
2.6.1对不同温度下测量的普通阀型或磁吹型避雷器电导电流进行比较时，需要将它们换算到同一温度。经验指出，温度每升高10℃，电流增大3%~5%，可参照换算。 额定电压(千伏)
10 直流试验电压(千伏)
11 泄漏电流(微安)
≤10
≤10
≤10
2.6.2 FZ(PBC，LD)型有分流电阻的避雷器的各元件直流试验电压和电导电流标准及同相各节间非线性系数差值，同相各节电导电流最大相差值(%)标准如下： (20℃时)
元件额定电压(千伏)
30 直流试验电压(千伏)
U2
U1
24 U2时电 导电流 (微安)
上限
650
650
650
650
650
650
下限
交接
400
400
400
400
400
400
运行
300
300
300
300
300
300 同相各节间电导电流最大相差 %
25
30 同相各节间非线性系数α的差值，交接时不应大于0.04运行中不大于0.05 电导电流最大相差 (%)= α=lg ∕lg
I
1、I2分别为电压U
1、U2时测得的电导电流 Δα=α1-α2
2.6.3 氧化锌避雷器试验标准如下：
U1mA值与初始值或与制造厂给定值相比较，变化应不大于±5%，0.75U1mA下的泄漏电流不大于50μA。 3.
测量工频放电电压 3.1试验目的
测量工频放电电压，是FS避雷器和有串联间隙金属氧化物避雷器的必做项目，其试验的目的，是检查间隙的放电电压是否符合要求。 3.2该项目适用范围
10kV及以上避雷器交接、大修后试验和预试。 3.3试验时使用的仪器
电压表、电流表、调压器、试验变压器 3.4测量步骤
3.4.1工频放电试验接线与一般工频耐压试验接线相同，接线如图3所示。
3.4.2试验电压的波形应为正弦波，为消除高次谐波的影响，必要时调压器的电源取线电压或在试验变压器低压侧加滤波回路。对有串联间隙的金属氧化物避雷器，应在被试避雷器下端串接电流表，用来判别间隙是否放电动作。 3.4.3图3中的保护电阻器R，是用来限制避雷器放电时的短路电流的。对不带并联电阻的FS型避雷器，一般取0.1~0.5Ω/V，保护电阻不宜取得太大，否则间隙中建立不起电弧，使、测得的工频放电电压偏高。
3.4.4有串联间隙的金属氧化物避雷器，由于阀片的电阻值较大，放电电流较小，过流跳闸继电器应调整得灵敏些。调整保护电阻器，将放电电流控制在0.05~0.2A之间，放电后在0.2S内切断电源。 3.5影响因素及注意事项
试验时，升压不能太快，以免电压表由于机械惯性作用读不准。应读取避雷器击穿时电压下降前的最高电压值，作为避雷器的放电电压。一般一只避雷器做3次试验，取平均值作为工频放电电压。 3.6测量结果的判断
FS(PBⅡ，LX)型的工频放电电压在下列范围内： 额定电压(千伏)
10 放电电压(千伏)
新装及大修后
9~11
16~19
26~31
运行中
8~12
15~21
23~33 4.
测量运行电压下的交流泄露电流 4.1试验目的
监测金属氧化物避雷器，判断是否出现故障保障避雷器的安全运行。 4.2该项目适用范围
110kV及以上避雷器交接试验。 4.3试验时使用的仪器 泄漏电流测试仪 4.4测量步骤
按照测试仪器接线方法，正确连接试验接线，一人接，一人检查，接线检查完毕后，进行交流泄漏电流的测试。 4.5影响因素及注意事项
由于是在运行中测量避雷器的泄露电流，因此应注意保持足够安全距离，监护人应提高警惕。
4.6测量结果的判断
测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查。 5.
测量工频参考电流下的工频参考电压 5.1试验目的
工频参考电压是无间隙金属氧化物避雷器的一个重要参数，它表明阀片的伏安特性曲线饱和点的位置。运行一定时期后，工频参考电压的变化能直接反映避雷器的老化、变质程度。 5.2该项目适用范围
35kV及以上避雷器交接试验。 5.3试验时使用的仪器
电压表、调压器、试验变压器、交流泄漏电流测试仪器 5.4测量原理接线图
如图4接好试验接线，然后逐步升压使测得的工频泄漏电流等于工频参考电流，此时读取输入电压求得避雷器两端所加电压，此电压就为工频参考电压。
5.5影响因素及注意事项
测量时的环境温度应在20±15℃，测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器合格 5.6测量结果的判断
判断的标准是与初始值和历次测量值比较，当有明显降低时就应对避雷器加强监视，110kV及以上的避雷器，参考电压降低超过10%时，应查明原因，若确系老化造成的，宜退出运行。金属氧化物避雷器工频放电电压应符合GB11032或制造厂规定。 6.
检查放电计数器动作情况 6.1试验目的
检查放电计数器是否正常工作。 6.2该项目适用范围
10kV及以上避雷器交接、大修后试验和预试。 6.3试验时使用的仪器 放电计数器测试棒 6.4测量步骤
6.4.1 将测试棒的接地引线夹在计数器的接地端。
6.4.2 然后打开电源，等待几秒钟后，测试棒高压输出端迅速接触计数器与避雷器连接体，同时观察计数器是否动作。 6.5影响因素及注意事项
测试3~5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“0”。 6.6测量结果的判断
观察计数器是否能正常动作。
变压器及电抗器电气试验标准化作业指导书(试行) 一. 适用范围
本作业指导书适应于电力变压器及电抗器交接、大修和预防性试验。 二. 引用的标准和规程
GB50150-91《电气设备交接及安装规程》 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 《重庆市电力公司电力设备试验规程》 三. 试验仪器、仪表及材料
1. 交接及大修后试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪
1套
倍频电源车、补偿电抗、局部放电测量系统
1套
2500—5000V手动或电动兆欧表
1块
TDT型变压器绕组变形测试系统
1套 3
试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。
1套
万用表、直流毫伏表 、相位表、电压表、电流表、瓦特表、
若干
直流发生器、微安表
1套
有载分接开关特性测试仪
1套
调压器、升压变压器，电流互感器、电压互感器
1套
电源线和试验接线、常用工具、干电池
若干
自动介损测试仪或QS1型西林电桥
1套
绝缘杆、安全带、安全帽
若干
QJ35型变比电桥或变比测试仪
1套
14
温湿度计
1只
2. 预防性试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪
1套
万用表、电压表、电流表
若干
2500—5000V手动或电动兆欧表
1块
有载分接开关特性测试仪
1套 3
试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。(6-10KV站变时需要)
1套
电源线和试验接线、常用工具、干电池
若干
直流发生器、微安表
1套
绝缘杆、安全带、安全帽
若干
自动介损测试仪或QS1型西林电桥
1套
温湿度计
1只
四. 安全工作的一般要求
1. 必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》及市公司相关安全规定。 2. 现场工作负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督 五. 试验项目
1. 变压器绕组直流电阻的测量 1.1 试验目的
检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路;分接开关的各个位置接触是否良好以及分接开关的实际位置与指示位置是否相符;引出线有无断裂;多股导线并绕的绕组是否有断股的情况; 1.2该项目适用范围
交接、大修、预试、无载调压变压器改变分接位置后、故障后; 1.3试验时使用的仪器
QJ42型单臂、QJ44型双臂电桥或直流电阻测试仪; 1.4试验方法
1.4.1电流电压表法
电流电压表法有称电压降法。电压降法的测量原理是在被测量绕组中通以直流电流，因而在绕组的电阻上产生电压降，测量出通过绕组的电流及绕组上的电压降，根据欧姆定律，即可计算出绕组的直流电阻，测量接线如图所示。
测量时，应先接通电流回路，待测量回路的电流稳定后再合开关S2，接入电压表。当测量结束，切断电源之前，应先断S2，后断S1，以免感应电动势损坏电压表。测量用仪表准确度应不低于0.5级，电流表应选用内阻小的电压表应尽量选内阻大的4位高精度数字万用表。当试验采用恒流源，数字式万用表内阻又很大时，一般来讲，都可使用图1-1(b)的接线测量。
根据欧姆定律，由式(1-1)即可计算出被测电阻的直流电阻值。 RX=U/I
(1-1) RX——被测电阻(Ω)
U——被测电阻两端电压降(V); I——通过被测电阻的电流(A)。
电流表的导线应有足够的截面，并应尽量地短，且接触良好，以减小引线和接触电阻带来的测量误差。当测量电感量大的电阻时，要有足够的充电时间。 1.4.2平衡电桥法 应用电桥平衡的原理测量绕组直流电阻的方法成为电桥法。常用的直流电桥有单臂电桥与双臂电桥两种。
单臂电桥常用于测量1Ω以上的电阻，双臂电桥适宜测量准确度要求高的小电阻。 双臂电桥的测量步骤如下：
测量前，首先调节电桥检流计机械零位旋钮，置检流计指针于零位。接通测量仪器电源，具有放大器的检流计应操作调节电桥电气零位旋钮，置检流计指针于零位。 接人被测电阻时，双臂电桥电压端子P
1、P2所引出的接线应比由电流端子C
1、C2所引出的接线更靠近被测电阻。
测量前首先估计被测电阻的数值，并按估计的电阻值选择电桥的标准电阻RN和适当的倍率进行测量，使“比较臂”可调电阻各档充分被利用，以提高读数的精度。测量时，先接通电流回路，待电流达到稳定值时，接通检流计。调节读数臂阻值使检流计指零。被测电阻按式(1-2)计算
被测电阻=倍率 ×读数臂指示
(1-2)
如果需要外接电源，则电源应根据电桥要求选取，一般电压为2～4V，接线不仅要注意极性正确，而且要接牢靠，以免脱落致使电桥不平衡而损坏检流计。
测量结束时，应先断开检流计按钮，再断开电源，以免在测量具有电感的直流电阻时其自感电动势损坏检流计。选择标准电阻时，应尽量使其阻值与被测电阻在同一数量级，最好满足下列关系式(1-2)
0.1RX
(1-3) 1.4.3微机辅助测量法
计算机辅助测量(数字式直流电阻测量仪)用于直流电阻测量，尤其是测量带有电感的线圈电阻，整个测试过程由单片机控制，自动完成自检、过渡过程判断、数据采集及分析，它与传统的电桥测试方法比较，具有操作简便、测试速度快、消除认为测量误差等优点。
使用的数字式直流电阻测量仪必须满足以下技术要求，才能得到真实可靠的测量值; (l)恒流源的纹波系数要小于0.1%(电阻负载下测量)。
(2)测量数据要在回路达到稳态时候读取，测量电阻值应在5min内测值变化不大于0.5%。
(3)测量软件要求为近期数据均方根处理，不能用全事件平均处理。 1.5试验结果的分析判断
1.5.1 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互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%;
1.5.2 1.6MVA以下变压器，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%;
1.5.3 与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%;
1.5.4 三相电阻不平衡的原因 ：分接开关接触不良，焊接不良，三角形连接绕组其中一相断线，套管的导电杆与绕组连接处接触不良，绕组匝间短路，导线断裂及断股等。
1.6 注意事项
1.6.1不同温度下的电阻换算公式：R2=R1(T+t2)/(T+t1)式中R
1、R2分别为在温度t
1、 t2时的电阻值，T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。 1.6.2 测试应按照仪器或电桥的操作要求进行。
1.6.3 连接导线应有足够的截面，长度相同，接触必须良好(用单臂电桥时应减去引线电阻)。
1.6.4 准确测量绕组的平均温度。
1.6.5 测量应有足够的充电时间，以保证测量准确;变压器容量较大时，可加大充电电流，以缩短充电时间。
1.6.6如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂已说明了造成偏差的原因，则按标准要求执行。
2. 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数及铁芯的绝缘电阻 2.1 试验目的
测量变压器的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简便的辅助方法。测量绝缘电阻、吸收比能有效发现绝缘受潮及局部缺陷，如瓷件破裂，引出线接地等。 2.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时 2.3试验时使用的仪器
2500—5000V手动或电动兆欧表 2.4试验方法
2.4.1断开被试品的电源，拆除或断开对外的一切连线，并将其接地放电。此项操作应利用绝缘工具(如绝缘棒、绝缘钳等)进行，不得用手直接接触放电导线。 2.4.2用干燥清洁柔软的布擦去被试品表面的污垢，必要时可先用汽油或其他适当的去垢剂洗净套管表面的积污。
2.4.3将兆欧表放置平稳，驱动兆欧表达额定转速，此时兆欧表的指针应指“∞”，再用导线短接兆欧表的“火线”与“地线”端头，其指针应指零(瞬间低速旋转以免损坏兆欧表)。然后将被试品的接地端接于兆欧表的接地端头“E”上，测量端接于兆欧表的火线端头“L”上。如遇被试品表面的泄漏电流较大时，或对重要的被试品，如发电机、变压器等，为避免表面泄漏的影响，必须加以屏蔽。屏蔽线应接在兆欧表的屏蔽端头“G”上。接好线后，火线暂时不接被试品，驱动兆欧表至额定转速，其指针应指“∞”，然后使兆欧表停止转动，将火线接至被试品。
2.4.4驱动兆欧表达额定转速，待指针稳定后，读取绝缘电阻的数值。
2.4.5测量吸收比或极化指数时，先驱动兆欧表达额定转速，待指针指“∞”时，用绝缘工具将火线立即接至被试品上，同时记录时间，分别读取 15S和 60S或 10min时的绝缘电阻值。
2.4.6读取绝缘电阻值后，先断开接至被试品的火线，然后再将兆欧表停止运转，以免被试品的电容在测量时所充的电荷经兆欧表放电而损坏兆欧表，这一点在测试大容量设备时更要注意。此外，也可在火线端至被试品之间串人一只二极管，其正端与兆欧表的火线相接，这样就不必先断开火线，也能有效地保护兆欧表。
2.4.7在湿度较大的条件下进行测量时，可在被试品表面加等电位屏蔽。此时在接线上要注意，被试品上的屏蔽环应接近加压的火线而远离接地部分，减少屏蔽对地的表面泄漏，以免造成兆欧表过载。屏蔽环可用保险丝或软铜线紧缠几圈而成。 2.4.8测得的绝缘电阻值过低时，应进行解体试验，查明绝缘不良部位 2.5试验结果的分析判断
(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; (3)绝缘电阻在耐压后不得低于耐压前的70%; (4)于历年数值比较一般不低于70%。 测量铁芯绝缘电阻的标准：
(1)与以前测试结果相比无显著差别，一般对地绝缘电阻不小于50MΩ; (2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A; (3)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量。 2.6注意事项
2.6.1不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2=R1×1.5(t1- t2)/10 R
1、 R2分别为温度t
1、t2时的绝缘电阻。
2.6.2测量时依次测量各线圈对地及线圈间的绝缘电阻，被试线圈引线端短接，非被试线圈引线端短路接地，测量前被试线圈应充分放 电;测量在交流耐压前后进行。 2.6.3变压器应在充油后静置5小时以上，8000kVA以上的应静置20小时以上才能测量。
2.6.4吸收比指在同一次试验中，60S与15S时的绝缘电阻值之比，极化指数指10分钟与1分钟时的绝缘电阻值之比，220kV、120000kVA及以上变压器需测极化指数。
2.6.5测量时应注意套管表面的清洁及温度、湿度的影响。
2.6.6读数后应先断开被试品一端，后停摇兆欧表，最后充分对地放电。 3. 绕组的tgδ及其电容量 3.1 试验目的
测量tgδ是一种使用较多而且对判断绝缘较为有效的方法，通过测量tgδ可以反映出绝缘的一系列缺陷，如绝缘受潮、油或浸渍物脏污或劣化变质，绝缘中有气隙发生放电等。
3.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时。(35KV及以上，10KV容量大于1600KVA) 3.3试验时使用的仪器
自动介损测试仪、QS1型西林电桥 3.4试验方法
3.4.1 QS1型西林电桥 3.4.1.1技术特性
QS1型电桥的额定工作电压为10kV，tgδ测量范围是0.5%～60%，试品电容Cx是30pF～0.4μF(当CN为50pF时)。该电桥的测量误差是：tgδ=0.5%～3%时，绝对误差不大于±0.3%;tgδ=3%一60%时，相对误差不大于±10%。被试品电容量CX的测量误差不大于±5%。如果工作电压高于10kV，通常只能采用正接线法并配用相应电压的标准电容器。电桥也可降低电压使用，但灵敏度下降，这时为了保持灵敏度，可相应增加CN的电容量(例如并联或更换标准电容器)。 3.4.1.2接线方式
1.正接线法。所谓正接线就是正常接线，如图3-1所示。
在正接线时，桥体处于低压，操作安全方便。因不受被试品对地寄生电容的影响，测量准确。但这时要求被试品两极均能对地绝缘(如电容式套管、耦合电容器等)，由于现场设备外壳几乎都是固定接地的，故正接线的采用受到了一定限制。
2.反接线法。反接线适用于被试品一极接地的情况，故在现场应用较广，如图3-2所示。这时的高、低电压端恰与正接线相反，D点接往高压而C点接地，因而称为反接线。在反接线时，电桥体内各桥臂及部件处于高电位，所以在面板上的各种操作都是通过绝缘柱传动的。此时，被试品高压电极连同引线的对地寄生电容将与被试品电容Cx并联而造成测量误差，尤其是Cx值较小时更为显著。
3、对角接线。当被试品一极接地而电桥又没有足够绝缘强度进行反接线测量时，可采用对角接线，如图3-3所示。在对角接线时，由于试验变压器高压绕组引出线回路与设备对地(包括对低压绕组)的全部寄生电容均与Cx并联，给测量结果带来很大误差。因此要进行两次测量，一次不接被试品，另一次接被试品，然后按式(3-1)计算，以减去寄生电容的影响。
tgδ=(C2 tgδ2-C1 tgδ1)/(C2-C1) (3-1)
CX=(C2-C1)
(3-2) 式中 tgδ1——未接人被试品时的测得值; tgδ2——接人被试品后的测得值; C1——未接人被试品时测得的电容; C2——接人被试品后测得的电容。
这种接线只有在被试品电容远大于寄生电容时才宜采用。用QSI型电桥作对角线测量时，还需将电桥后背板引线插头座拆开，将D点(即图3-3中E点)的输出线屏蔽与接地线断开，以免E点与地接通将R3短路。此外，在电桥内装有一套低压电源和标准电容器，供低压测量用，通常用来测量压(100V)大容量电容器的特性。当标准电容CN=0.001μF时，试品电容 Cx的范围是300pF～10μF;当CN=0.01μF时，CX的范围是3000pF～100μF。tgδ的测量精度与高压测量法相同，Cx的误差应不大于±5%。
3.4.2数字式自动介损测量仪
数字式介损测量仪的基本原理为矢量电压法。数字式介损型测量仪为一体化设计结构，内置高压试验电源和BR26型标准电容器，能够自动测量电气设备的电容量及介质损耗等参数，并具备先进的于扰自动抑制功能，即使在强烈电磁干扰环境下也能进行精确测量。电通过软件设置，能自动施加
10、5kV或2kV测试电压，并具有完善的安全防护措施。能由外接调压器供电，可实现试验电压在l～10kV范围内的任意调节。当现场干扰特别严重时，可配置45～60HZ异频调压电源，使其能在强电场干扰下准确测量。
数字式自动介损测量仪为一体化设计结构，使用时把试验电源输出端用专用高压双屏蔽电缆 滞插头及接线挂钩)与试品的高电位端相连、把测量输人端(分为“不接地试品” 和“接地试品”两个输人端)用专用低压屏蔽电缆与试品的低电位端相连，即可实现对不接地试品或接地试品(以及具有保护的接地试品)的电容量及介质损耗值进行测量。
在测量接地试品时，接线原理见图3-4(b)，它与常用的闭型电桥反接测量方式有所不同，现以单相双绕组变压器(如图3-5所示)为例，说明具体的接线方式。 测量高压绕组对低压绕组的电容CH-L时，按照图3-5(a)所示方式连接试验回路，低压测量信号IX应与测试仪的“不接地试品”输入端相连，即相当于使用QS1型电桥的正接测试方式。
测量高压绕组对低压绕组及地的电容CH-L+CH-G时，应按照图3-5(b)所示方式连接试验回路，低压测量信号Ix应与测试仪的“接地试品”输人端相连，，即相当于使用QS1型电桥的反接测试方式。
测试标准当仅测量高压绕组对地之间的电容CH-G时，按照图3-5(c)所示方式连接试验回路，低压测量信号Ix应与测试仪的“接地试品”输人端相连，并把低压绕组短路后与测量电缆所提供的屏蔽E端相连，即相当于使用QSI型电桥的反接测试方式。
3.5试验结果的分析判断
(1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330-500kV 0.6% 66-220kV 0.8% 35kV及以下1.5% (2)tgδ值于历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%) (3)试验电压如下：
绕组电压10kV及以上
10kV 绕组电压10kV以下
Un (4)用M型试验器时试验电压自行规定 3.6注意事项
3.6.1采用反接法测量，加压10kV，非被试线圈短路接地。 3.6.2测量按试验时使用的仪器的有关操作要求进行。
3.6.3应采取适当的措施消除电场及磁场干扰，如屏蔽法、倒相法、 移相法。 3.6.4非被试绕组应接地或屏蔽。
3.6.5测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近。
值一般可按下式换算3.6.6尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tg tg =tg
分别为温度 、tg式中tg 值的tg
4.交流耐压 4.1试验目的
工频交流(以下简称交流)耐压试验是考验被试品绝缘承受各种过电压能力的有效方法，对保证设备安全运行具有重要意义。交流耐压试验的电压、波形、频率和在被试品绝缘内部电压的分布，均符合在交流电压下运行时的实际情况，因此，能真实有效地发现绝缘缺陷。 4.2该项目适用范围
交接、大修、更换绕组后、必要时、6-10kV站用变2年一次 4.3试验时使用的仪器
试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。 4.4试验方法
4.4.1试验变压器耐压的原理接线
交流耐压试验的接线，应按被试品的要求(电压、容量)和现有试验设备条件来决定。通常试验时采用是成套设备(包括控制及调压设备)，现场常对控制回路加以简化，例如采用图4-1所示的试验电路。试验回路中的熔断器、电磁开关和过流继电器，都是为保证在试验回路发生短路和被试品击穿时，能迅速可靠地切断试验电源;电压互感器是用来测量被试品上的电压;毫安表和电压表用以测量及监视试验过程中的电流和电压。 进行交流耐压的被试品，一般为容性负荷，当被试品的电容量较大时，电容电流在试验变压器的漏抗上就会产生较大的压降。由于被试品上的电压与试验变压器漏抗上的电压相位相反，有可能因电容电压升高而使被试品上的电压比试验变压器的输出电压还高，因此要求在被试品上直接测量电压。
此外，由于被试品的容抗与试验变压器的漏抗是串联的，因而当回路的自振频率与电源基波或其高次谐波频率相同而产生串联谐振时，在被试品上就会产生比电源电压高得多的过电压。通常调压器与试验变压器的漏抗不大，而被试品的容抗很大，所以一般不会产生串联谐振过电压。但在试验大容量的被试品时，若谐振频率为 50HZ，应满足(CX<3184/XL(μF)XC >XL，XL是调压器和试验变压器的漏抗之和。为避免3次谐波谐振，可在试验变压器低压绕组上并联LC串联回路或采用线电压。当被试品闪络击穿时，也会由于试验变压器绕组内部的电磁振荡，在试验变压器的匝间或层间产生过电压。因此，要求在试验回路内串人保护电阻R1将过电流限制在试验变压器与被试品允许的范围内。但保护电阻不宜选得过大，太大了会由于负载电流而产生较大的压降和损耗;R1的另一作用是在被试品击穿时，防止试验变压器高压侧产生过大的电动力。Rl按0.1～0.5Ω/V选取(对于大容量的被试品可适当选小些)。
4.5试验结果的分析判断
4.5.1油浸变压器(电抗器)试验电压值按试验规程执行; 4.5.2干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值;部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍。
4.5.3被试设备一般经过交流耐压试验，在规定的持续时间内不发生击穿，耐压前后绝缘电阻不降低30%，取耐压前后油样做色谱分析正常，则认为合格;反之，则认为不合格。
4.5.3在试验过程中，若空气湿度、温度或表面脏污等的影响，仅引起表面滑闪放电或空气放电，应经过清洁和干燥等处理后重新试验;如由于瓷件表面铀层损伤或老化等引起放电(如加压后表面出现局部红火)，则认为不合格。 4.5.4电流表指示突然上升或下降，有可能是变压器被击穿。 4.5.5在升压阶段或持续时间阶段，如发生清脆响亮的“当、当”放电声音，象用金属物撞击油箱的声音，这是由于油隙距离不够或是电场畸变引起绝缘结构击穿，此时伴有放电声，电流表指示发生突变。当重复进行试验时，放电电压下降不明显。如有较小的“当、当”放电声音，表计摆动不大，在重复试验时放电现象消失，往往是由于油中有气泡。
4.5.6如变压器内部有炒豆般的放电声，而电流表指示稳定，这可能是由于悬浮的金属件对地放电 4.6注意事项
4.6.1此项试验属破坏性试验，必须在其它绝缘试验完成后进行。 4.6.2变压器应充满合格的绝缘油，并静置一定时间，500KV变压器应大于72h，220 KV变压器应大于48h，110KV变压器应大于24h，才能进行试验。
4.6.3接线必须正确，加压前应仔细进行检查，保持足够的安全距离，非被试线圈需短路接地，并接入保护电阻和球隙，调压器回零。 4.6.4升压必须从零开始，升压速度在40%试验电压内不受限制，其后应按每秒3%的试验电压均匀升压。
4.6.5试验可根据试验回路的电流表、电压表的突然变化，控制回路过流继电器的动作，被试品放电或击穿的声音进行判断。
4.6.6交流耐压前后应测量绝缘电阻和吸收比，两次测量结果不应有明显差别。 4.6.7如试验中发生放电或击穿时，应立即降压，查明故障部位。
5.绕组泄漏电流 5.1试验目的
直流泄漏试验的电压一般那比兆欧表电压高，并可任意调节，因而它比兆欧表发现缺陷的有效性高，能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂绝缘油劣化、绝缘的沿面炭化等。 5.2该项目适用范围
交接、大修、预试、必要时(35KV及以上，不含35/0.4KV变压器) 5.3试验时使用的仪器
试验变压器或直流发生器、微安表 5.4试验方法
试验回路一般是由自耦调压器、试验变压器、高压二极管和测量表计组成半波整流试验接线，根据微安表在试验回路中所处的位置不同，可分为两种基本接线方式，现分述如下。
5.4.1微安表接在高压侧
微安表接在高压侧的试验原理接线，如图5-1所示。
由图5-1可见，试验变压器TT的高压端接至高压二极管V(硅堆)的负极由于空气中负极性电压下击穿场强较高，为防止外绝缘闪络，因此直流试验常用负极性输出。由于二极管的单向导电性，在其正极就有负极性的直流高压输出。选择硅堆的反峰电压时应有20%的裕度;如用多个硅堆串联时，应并联均压电阻，电阻值可选约1000MΩ。为减小直流电压的脉动。在被试品CX上并联滤波电容器C，电容值一般不小于0.1μF。对于电容量较大的被试品，如发电机、电缆等可以不加稳压电容。半波整流时，试验回路产生的直流电压为： Ud= U2-Id/(2cf) Ud¬—直流电压(平均值，V); C—滤波电容(C); f—电源频率(HZ) Id—整流回路输出直流电流(A)
当回路不接负载时，直流输出电压即为变压器二次输出电压的峰值。因此，现场试验选择试验变压器的电压时，应考虑到负载压降，并给高压试验变压器输出电压留一定裕度。
这种接线的特点是微安表处于高压端，不受高压对地杂散电流的影响，测量的泄漏电流较准确。但微安表及从微安表至被试品的引线应加屏蔽。由于微安表处于高压，故给读数及切换量程带来不便。 5.4.2微安表接在低压侧
微安表接在低压侧的接线图如图5-2所示。这种接线微安表处在低电位，具有读数安全、切换量程方便的优点。
当被试品的接地端能与地分开时，宜采用图5-2(a)的接线。若不能分开，则采用5-2(b)的接线，由于这种接线的高压引线对地的杂散电流I’将流经微安表，从而使测量结果偏大，其误差随周围环境、气候和试验变压器的绝缘状况而异。所以，一般情况下，应尽可能采用图5-2(a)的接线。
5.5试验结果的分析判断 5.5.1试验电压见试验规程
5.5.2与前一次测试结果相比应无明显变化 5.5.3泄漏电流最大容许值试验规程 5.6注意事项
5.6.1 35KV及以上的变压器(不含35/0.4KV的配变)必须进行，读取1分钟时的泄漏电流。
5.6.2试验时的加压部位与测量绝缘电阻相同，应注意套管表面的清洁及温度、湿度对测量结果的影响。
5.6.3对测量结果进行分析判断时，主要是与同类型变压器、各线圈相互比较，不应有明显变化。
5.6.4微安表接于高压侧时，绝缘支柱应牢固可靠、防止摇摆倾倒。
5.6.5试验设备的布置要紧凑、连接线要短，宜用屏蔽导线，既要安全又便于操作;对地要有足够的距离，接地线应牢固可靠。 5.6.6应将被试品表面擦拭于净，并加屏蔽，以消除被试品表面脏污带来的测量误差。 5.6.7能分相试的被试品应分相试验，非试验相应短路接地。 5.6.8试验电容量小的被试品应加稳压电容。 5.6.9试验结束后，应对被试品进行充分放电。
5.6.10泄漏电流过大，应先检查试验回路各设备状况和屏蔽是否良好，在排除外因之后，才能对被试品作出正确的结论。
5.6.11泄漏电流过小，应检查接线是否正确，微安表保护部分有无分流与断线。 5.6.12高压连接导线对地泄漏电流的影响
由于与被试品连接的导线通常暴露在空气中(不加屏蔽时)，被试品的加压端也暴露在外，所以周围空气有可能发生游离，产生对地的泄漏电流，尤其在海拔高、空气稀薄的地方更容易发生游离，这种对地泄漏电流将影响测量的准确度。用增加导线直径、减少尖端或加防晕罩、缩短导线、增加对地距离等措施，可减少对测量结果的影响。 5.6.13空气湿度对表面泄漏电流的影响
当空气湿度大时，表面泄漏电流远大于体积泄漏电流，被试品表面脏污易于吸潮使表面泄漏电流增加，所以必须擦净表面，并应用屏蔽电极。
6.空载电流、空载损耗 6.1试验目的 检查变压器磁路 6.2该项目适用范围
交接时、更换绕组后、必要时 6.3试验时使用的仪器
调压器、升压变压器、电流互感器、电压互感器、电流表、电压表、瓦特表等 6.4试验方法
6.4.1额定条件下的试验
试验采用图6-1到6-3的接线。所用仪表的准确度等级不低于0.5级，并采用低功率因数功率表(当用双功率表法测量时，也允许采用普通功率表)。互感器的准确度应不低于0.2级。
根据试验条件，在试品的一侧(通常是低压侧)施加额定电压，其余各侧开路，运行中处于地电位的线端和外壳都应妥善接地。空载电流应取三相电流的平均值，并换算为额定电流的百分数，即
I0%=[(I0A+I0B+ I0C)/3 In]×% (6-1)
式中I0A、I0B、I0C——三相实测的电流; In——试验加压线圈的额定电流
试验所加电压应该是实际对称的，即负序分量值不大于正序值的5%;试验应在额定电压、额定频率和正弦波电压的条件下进行。但现场实际上难以满足这些条件，因而要尽可能进行校正，校正方法如下：
(一)试验电压
变压器的铁损耗可认为与负载大小无关，即空载时的损耗等于负载时的铁芯损耗，但这是额定电压时的情况。如电压偏离额定值，空载损耗和空载电流都会急剧变化。这是因为变压器铁芯中的磁感应强度取在磁化曲线的饱和段，当所加电压偏离额定电压时，空载电流和空载损耗将非线性地显著增大或减少，这中间的相互关系只能由试验来确定。 由于试验电源多取自电网，如果电压不好调，则应将分接开关接头置于与试验电压相应的位置试验，并尽可能在额定电压附近选做几点，例如改变供电变压器的分接开关位置，再将各电压下测得的P0和I0作出曲线，从而查出相应的额定电压下的数值。如在小于额定电压，但不低于90%额定电压值的情况下试验，可用外推法确定额定电压下的数值，即在半对数坐标纸上录制I0、P0、与U的关系曲线，并近似地假定I0、P0是U的指数函数，因而曲线是一条直线，可延长直线求得UN;下的I0、P0。应指出，这一方法会有相当误差，因为指数函数的关系并不符合实际。
(二)试验电源频率
变压器可在与额定频率相差±5%的情况下进行试验，此时施加于变压器的电压应为 U1=UN×(f1/ fN)= UN×(f1/ 50)
(6-2) f1——试验电源频率;fN——额定频率，即50HZ U1——试验电源电压; UN——额定电压
由于在f1下所测的空载电流I1接近于额定频率下的I0，所以这样测得的空载电流无须校正时，空载损耗按照下式换算 P0=P1(60/ f1-0.2)(6-3)
P1——在频率为f
1、电压为U1时测得的空载损耗。
6.4.2低电压下的试验
低电压下测量空载损耗，在制造和运行部门主要用于铁芯装配过程中的检查，以及事故和大修后的检查试验。主要目的是：检查绕组有无金属性匝间短路;并联支路的匝数是否相同;线圈和分接开关的接线有无错误;磁路中铁芯片间绝缘不良等缺陷。 试验时所加电压，通常选择在5%～10%额定电压范围内。低电压下的空载试验，必须计及仪表损耗对测量结果的影响，而且测得数据主要用于相互比较，换算到额定电压时误差较大，可按照下式换算 P0=P1(UN/ U1)n(6-4)
式中U1——试验时所加电压;Un——绕组额定电压;
P1——电压为 U’时测得的空载损耗;P0——相当于额定电压下的空载损耗; n——指数，数值决定于铁芯硅钢片种类，热轧的取1.8，冷轧的取1.9～2。
对于一般配电变压器或容量在3200kVA以下的电力变压器，对值可由图6-4查出。
6.4.3三相变压器分相试验
经过三相空载试验后，如发现损耗超过国家标准时，应分别测量单相损耗，通过对各相空载损耗的分析比较，观察空载损耗在各相的分布情况，以检查各相绕组或磁路甲有无局部缺陷。事故和大修后的检查试验，也可用分相试验方法。进行三相变压器分相试验的基本方法，就是将三相变压器当作三台单相变压器，轮换加压，也就是依次将变压器的一相绕组短路，其他两相绕组施加电压，测量空载损耗和空载电流。短路的目的是使该相无磁通，因而无损耗，现叙述如下。
(一)
加压绕组为三角形连接(a-y,b-z,c-x)
采用单相电源，依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组依次短路(即bc、ca 、ab)，分相试验接线如图6-5所示。加于变压器绕组上的电压应为线电压，测得的损耗按照下式计算
P0=(P0ab+P0bc+ P0ca)/2(6-5)
P0ab、P0bc、 P0ca——ab、bc、ca三次测得的损耗。 空载电流按下式计算
I0=[0.289(I0ab+I0bc+ I0ca)]/IN×100%(6-6)
(二)
加压绕组为星形连接
依次在ab、bc、ca相加压，非加压绕组应短路，如图6-6所示。若无法对加压绕组短路时，则必须将二次绕组的相应相短路，如图6-7所示，施加电压U为二倍相电压，即U=2UL/ ，式中UL为线电压。
测量的损耗仍然按照式(6-5)进行计算，空载电流百分数为 I0=[0.333(I0ab+I0bc+ I0ca)]/IN×100%(6-7) 由于现场条件所限，当试验电压达不到上述要求2UL/ ，低电压下测量的损耗如需换算到额定电压，可按照式(6-4)换算。 分相测量的结果按下述原则判断：
(1)由于ab相与bc相的磁路完全对称，因此所测得ab相和 bc相的损耗P0ab和P0bc应相等，偏差一般应不超过3%;
(2)由于ac相的磁路要比ab相或bc相的磁路长，故由ac相测得的损耗应较ab或bc相大。电压为 35～60kV级变压器一般为20%～30%;110～220kV级变压器一般为30%～40%。
如测得结果大于这些数值时，则可能是变压器有局部缺陷，例如铁芯故障将使相应相激磁损耗增加。同理，如短路某相时测得其他两相损耗都小，则该被短路相即为故障相。这种分相测量损耗判断故障的方法，称为比较法。 6.5试验结果的分析判断
与出厂值相比应该无明显变化 6.6注意事项
①空载试验采用从零升压进行，在低压侧加压，高(中)压侧开路，中性点接地，测量采用两瓦法或三瓦法。
②此试验在常规试验全部合格后进行，将分接开关置额定档，通电前应对变压器本体及套管放气。
③试验应设置紧急跳闸装置。
④计算 平均电流 I平均=(IA+IB+IC)/3 空载电流I0= I平均/IN×100% 空载损耗P0=P1+ P2(+P3)
7. 绕组所有分接的电压比 7.1试验目的
检查变压器绕组匝数比的正确性;检查分接开关的状况;变压器故障后，测量电压比来检查变压器是否存在匝间短路;判断变压器是否可以并列运行。 7.2该项目适用范围
交接时、分接开关引线拆装后、更换绕组后、必要时 7.3试验时使用的仪器
QJ35型变比电桥或变比测试仪 7.4试验方法
7.4.1用双电压表法测量电压比 7.4.1.1直接双电压表法
在变压器的一侧施加电压，并用电压表在一次、二次绕组两侧测量电压(线电压或用相电压换算成线电压)，两侧线电压之比即为所测电压比。
测量电压比时要求电源电压稳定，必要时需加稳压装置，二次侧电压表引线应尽量短，且接触良好，以免引起误差。测量用电压表准确度应不低于0.5级，一次、二次侧电压必须同时读数。
7.4.1.2电压互感器的双电压表法
在被试变压器的额定电压下测量电压比时，一般没有较准确的高压交流电压表，必须经电压互感器来测量。所使用的电压表准确度不低于0.5级，电压互感器准确度应为0.2级，其试验接线如图7-1所示。其中，图7-1(b)为用两台单相电压互感器组成的V形接线，此时，互感器必须极性相同。 当大型电力变压器瞬时全压励磁时，可能在变压器中产生涌流，因而在二次侧产生过电压，所以测量用的电压表在充电的瞬间必须是断开状态。为了避免涌流可能产生的过电压，可以用发电机调压，这在发电厂容易实现，而变电所则只有利用变压器新投人运行或大修后的冲击合闸试验时一并进行。对于 110/10kV的高压变压器，如在低压侧用 380V励磁，高压侧需用电压互感器测量电压。电压互感器的准确度应比电压表高一级，电压表为0.5级，电压互感器应为0.2级。
7.4.2变比电桥测量变压比
利用变比电桥能够很方便的测量出被试变压器的变压比。变比电桥的测量原理图如图7-1所示，只需要在被试变压器的一次侧加电压U1，则在变压器的二次侧感应出电压U2，调整电阻R1，使检流计指零，然后通过简单的计算求出电压比K。
测量电压比的计算公式为
K= U1/ U2=(R1+ R2)/ R2=1+R1/ R2 QJ35型变比电桥，测量电压比范围为1.02—111.12，准确度为±0.2%，完全可以满足我国电力系统测量变压比的要求。 7.4.3自动变比测试仪
按照仪器的需要，输入相关参数，按接线图和操作步骤，测出每个分接位置的变压比
7.5试验结果的分析判断
(1)各相引接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律;
(2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%;其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差±0.5%，其他分接的电压比允许偏差应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。 7.6注意事项
仪器的操作要求进行，首先计算额定变比，然后加压测量实际变比与额定变的误差。
8.校核三相变压器的组别和单相变压器的极性 8.1试验目的
由于变压器的绕组在一次、二次间存在着极性关系，当几个绕组互相连接组合时，无论接成串联或并联，都必须知道极性才能正确进行。
变压器接线组别是并列运行的重要条件之一，若参加并列运行的变压器接线组别不一致，将出现不能允许的环流。 8.2该项目适用范围
交接时、更换绕组后、内部接线变动后 8.3试验时使用的仪器
万用表或直流毫伏表 、电压表、相位表 8.4试验方法
8.4.1极性校核试验方法 8.4.1.1直流法
如图8-1所示，将1.5～3V直流电池经开关S接在变压器的高压端子A、X上，在变压器二次绕组端子上连接一个直流毫伏表(或微安表、万用表)。注意，要将电池和表计的同极性端接往绕组的同名端。例如电池正极接绕组A端子，表计正端要相应地接到二次a端子上。测量时要细心观察表计指针偏转方向，当合上开关瞬间指针向右偏(正方向)，而拉开开关瞬间指针向左偏时，则变压器是减极性。若偏转方向与上述方向相反，则变压器就是加极性。试验时应反复操作几次，以免误判断。在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。
8.4.1.2交流法
如图8-2所示，将变压器的一次的A端子与二次的a端子用导线连接。在高压侧加交流电压，测量加入的电压UAX和低压侧电压Uax与未连接的一对同名端子间的电压UXx。如果UXx=UAX-Uax，则变压器为减极性，若UXx=UAX+Uax，则变压器为加极性。
交流法比直流法可靠，但在电压比较大的情况下(K > 20)，交流法很难得到明显的结果，因为(UAX-Uax)与(UXx=UAX+Uax)的差别很小。这时可以从变压器的低压侧加压，使减极性和加极性之间的差别增大。如图8-2(b)所示，一台220/10kV变压器，其变比K=22。若在10kV侧加压20V，则
UXx=440-20(V) 为减极性 或
UXx=440+20(V) 为加极性
一般电压表的最大测量范围为 0～600V，而且差值为 440土 2(V)时分辨明显，完全可以满足要求。
8.4.2组别试验方法 8.4.2.1直流法
如图8-3所示，用一低压直流电源，(通常用两节1.5V干电池串联)轮流加入变压器的高压侧AB、BC、CA端子，并相应记录接在低压端子ab、bc、ca上仪表指针的指示方向及最大数值。测量时应注意电池和仪表的极性，例如，AB端子接电池，A接正，B接负。表针也是一样的，a接正，b接负，图8-3是对接线组别为Y，y0的变压器进行的九次测量的情况。图中正负号表示的是：高压侧电源开关合上瞬间的低压表计指示的数值和方向的正负;如是分闸瞬间，符号均应相反。 8.4.2.2双电压表法
连接变压器的高压侧A端与低压侧a端，在变压器的高压侧通入适当的低压电源，如图8-4所示。测量电压UBb、、UBc、UCb，并测量两侧的线电压UAB、UBC、UCA和Uab、Ubc、Uca。根据测量出的电压值，可以来判断组别。
8.4.2.3相位表法
相位表法就是利用相位表可直接测量出高压与低压线电压间的相位角，从而来判定组别，所以又叫直接法。
如图8-4所示，将相让表的电压线圈接于高压，其电流线圈经一可变电阻接人低压的对应端子上。当高压通人三相交流电压时，在低压感应出一个一定相位的电压，由于接的是电阻性负载， 所以低压侧电流与电压同相。因此，测得的高压侧电压对低压侧电流的相位就是高压侧电压对低压侧电压的相位。 8.5试验结果的分析判断 与铭牌和端子标志相符合。 8.6注意事项
8.6.1 测量极性可用直流法或交流法，试验时反复操作几次，以免误判断，在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。
8.6.2接线组别可用直流法、双电压表法及相位表法三种，对于三绕组变压器，一般分两次测定，每次测定一对绕组。
8.6.3直流法测量时应注意电池和仪表的极性，最好能采用中间指零的仪表，操作时要先接通测量回路，再接同电源回路，读数后要先断开电源回路，后断开测量回路表计。
8.6.4双电压表法试验时要注意三相电压的不平衡度不超过 2%，电压表宜采用0.5级的表。
8.6.5相位表法对单相变压器要供给单相电源，对三相变压器要供给三相电源，接线时要注意相位表两线圈的极性。
8.6.6在被试变压器的高压侧供给相位表规定的电压一般相位表有几档电压量程，电压比大的变压器用高电压量程，电压比小的用低电压量程。可变电阻的数值要调节适当，即使电流线圈中的电流值不超过额定值，也不得低于额定值的20%; 8.6.7必要时，可在试验前，用已知接线组的变压器核对相位表的正确性。
9. 局部放电测量 9.1 试验目的 测试电气设备的局部放电特性是目前预防电气设备故障的一种好方法。 9.2 该项目适用范围
交接时、大修后、必要时 9.3 试验时使用的仪器
倍频电源车、补偿电抗，局部放电测量系统 9.4
试验方法
9.4.1局部放电试验前对试品的要求
a.本试验在所有高压绝缘试验之后进行，必要时可在耐压试验前后各进行一次，以资比较。
b.试品的表面应清洁干燥，试品在试验前不应受机械、热的作用。 c.油浸绝缘的试品经长途运输颠簸或注油工序之后通常应静止48h后，方能进行试验。
d.测定回路的背景噪声水平。背景噪声水平应低于试品允许放电量的50%，当试品允许放电量较低(如小于10PC)时，则背景噪声水平可以允许到试品允许放电量的100%。现场试验时，如以上条件达不到，可以允许有较大干扰，但不得影响测量读数。
9.4.2试验基本接线
变压器局部放电试验的基本原理接线，如图9-1所示
利用变压器套管电容作为耦合电容Ck，并且在其末屏端子对地串接测量阻抗Zm。
9.4.3试验电源
试验电源一般采用50 HZ的倍频或其它合适的频率。三相变压器可三相励磁，也可单相励磁。
9.4.4现场试验电源与试验方法
现场试验的理想电源，是采用电动机一发电机组产生的中频电源，三相电源变压器开口三角接线产生的150HZ电源，或其它形式产生的中频电源。试验电压与允许放电量应同制造厂协商。 若无合适的中频或150HZ电源，而又认为确有必要进行局部放电试验，则可采用降低电压的现场试验方法。其试验电压可根据实际情况尽可能高，持续时间和允许局部放电水平不作规定。降低电压试验法，不易激发变压器绝缘的局部放电缺陷。但经验表明，当变压器绝缘内部存在较严重的局部放电时，通过这种试验是能得出正确结果的。 9.4.5现场试验工频降低电压的试验方法
工频降低电压的试验方法有三相励磁、单相励磁和各种形式的电压支撑法。现推荐下述两种方法。 9.4.5.1单相励磁法
单相励磁法，利用套管作为耦合电容器Ck，其接线如图9-2所示。这种方法较为符合变压器的实际运行状况。图9-2同时给出了双绕组变压器各铁芯的磁通分布及电压相量图(三绕组变压器的中压绕组情况相同)。
由于C相(或A相)单独励磁时，各柱磁通分布不均，A、B、C(或AM、BM、CM)
感应的电压又服从于E=4.44fWφ规律，因此，根据变压器的不同结构，当对C相励磁的感应电压为Uc时B相的感应电压约为0.7Uc，A相的感应电压约为0.3Uc(若A相励磁时，则结果相反)。 当试验电压为U时，各相间电压为 UCB=1.7U ; UCA=1.3U 当A相单独励磁时，各相间电压为
UBA=1.7U ; UAC=1.3U 当B相单独励磁时，三相电压和相间电压为
UA=UC=(1/2) UB
UBA=UBC=1.5U 单相电源可由电厂小发电机组单独供给，或以供电网络单独供给。选用合适的送电网络，如经供电变压器、电缆送至试品，对于抑制发电机侧的干扰十分有效。变电所的变压器试验，则可选合适容量的调压器和升压变压器。根据实际干扰水平，再选择相应的滤波器。 9.4.5.2中性点支撑法
将一定电压支撑于被试变压器的中性点(支撑电压的幅值不应超过被试变压器中性点耐受长时间工频电压的绝缘水平)，以提高线端的试验电压称为中性点支撑法。支撑方法有多种，便于现场接线的支撑法，如图9-3所示。
图9-3(b)的试验方法中，A相统组的感应电压Ui为2倍的支撑电压 U0，则A相线端对地电压UA为绕组的感应电压Ui与支撑电压U0的和，即
UA=3U0 这就提高了A相统组的线端试验电压. 根据试验电压的要求，应适当选择放电量小的支撑变压器的容量和电压等级，并进行必要的电容补偿。 9.5试验结果的分析判断
国家标准GB 1094—85(电力变压器)中规定的变压器局部放电试验的加压时间步骤，如图9-4所示。其试验步骤为：首先试验电压升到U2下进行 测量，保持5min;然后试验电压升到U1，保持5S; 最后电压降到U2下再进行测量，保持 30min。 U
1、U2的电压值规定及允许的放电量为 U1= UM/ = UM;
U2=1.5 UM/ 电压下允许放电量Q<500pC 或U2=1.3 UM/ 电压下允许放电量Q<300pC 式中：UM——设备最高工作电压。
试验前，记录所有测量电路上的背景噪声水平，其值应低于规定的视在放电量的50%。
测量应在所有分级绝缘绕组的线端进行。对于自耦连接的一对较高电压、较低电压绕组的线端，也应同时测量，并分别用校准方波进行校准。在电压升至U2及由U2再下降的过程中，应记下起始、熄灭放电电压。在整个试验时间内应连续观察放电波形，并按一定的时间间隔记录放电量Q。放电量的读取，以相对稳定的最高重复脉冲为准，偶尔发生的较高的脉冲可忽略，但应作好记录备查。
整个试验期间试品不发生击穿;在U2的第二阶段的 30 m i n内，所有测量端子测得的放电量Q连续地维持在允许的限值内，并无明显地、不断地向允许的限值内增长的趋势，则试品合格。
如果放电量曾超出允许限在 但之后又下降并低于允许的限值，则试验应继续进行，直到此后30min的期间内局部放电量不超过允许的限值，试品才合格。 9.6注意事项
9.6.1干扰的主要形式如下： (1)来自电源的干扰; (2)来自接地系统的干扰;
(3)从别的高压试验或者电磁辐射检测到的干扰; (4)试验线路的放电;
(5)由于试验线路或样品内的接触不良引起的接触噪声。 9.6.2对以上这些干扰的抑制方法如下：
(1)来自电源的于扰可以在电源中用滤波器加以抑制。这种滤波器应能抑制处于检测
仪的频宽的所有频率，但能让低频率试验电压通过。
(2)来自接地系统的干扰，可以通过单独的连接，把试验电路接到适当的接地点来消 除。
(3)来自外部的干扰源，如高压试验、附近的开关操作、无线电发射等引起的静电或
磁感应以及电磁辐射，均能被放电试验线路耦合引人，并误认为是放电脉冲。如果这些干
扰信号源不能被消除，就要对试验线路加以屏蔽。需要有一个设计良好的薄金属皮、金属
板或铁丝钢的屏蔽。有时样品的金属外壳要用作屏蔽。有条件的可修建屏蔽试验室。 (4)试验电压会引起的外部放电。假使试区内接地不良或悬浮的部分被试验电压充 电，就能发生放电，这可通过波形判断与内部放电区别开。超声波检测仪可用来对这种放
电定位。试验时应保证所有试品及仪器接地可靠，设备接地点不能有生锈或漆膜，接地连
接应用螺钉压紧。
(5)对试验电路内的放电，如高压试验变压器中自身的放电，可由大多数放电检测仪检测到。在这些情况中，需要具备一台无放电的试验变压器。否则用平衡检测装置或者可以在高压线路内插入一个滤波器，以便抑制来自变压器的放电脉冲。 9.6.3如果高压引线设计不当，在引线上的尖端电场集中处会出现电晕放电，因此这些引线要由光滑的圆柱形或者直径足够大的蛇形管构成，以预防在试验电压下产生电晕。采用环状结构时圆柱形的高压引线可不必设专门的终端结构。采用平衡检测装置或者在高压线终端安装滤波器，可以抑制高压引线上小的放电。滤波器的外壳应光滑、圆整，以防止滤波器本身产生电晕。
10.变压器绕组变形测试 10.1 试验目的
确定变压器绕组是否发生变形，保证变压器的安全运行 10.2 该项目适用范围 交接时、出口短路后 10.3 试验时使用的仪器
TDT型变压器绕组变形测试系统 10.4
测试方法
10.4.1变压器绕组变形后频响特性曲线变化情况分析 变压器绕组的等值网络图如下：
频率响应法是一种先进的测试方法，它主要对绕组的频响特性曲线进行测试，进行前后或相间比较来判断绕组是否发生了机械变形。
变压器绕组变形的种类很多，但大体上可分为：整体变形和局部变形。如果变压器在运输过程或安装过程中发生了碰撞，变压器绕组就可能发生整体位移，这种变形一般整体完好，只是变压器绕组之间发生了相对位移，这种情况下，线圈对地电容C会发生改变，但线圈的电感量和饼间电容并不会发生变化，频响特性曲线各谐振峰值都对应存在，但谐振点会发生平移。线圈在运行中，出现固定压板松动、垫块失落等情况时或由于绕组间安匝不平衡，可能会出现高度尺寸上的拉伸，线圈在高度上的增加，将使线圈的总电感减小，同时线饼间的电容减小，在对应的频响特性曲线上，变形相曲线将出现第一个谐振峰值向高频方向偏移，同时伴随着幅值下降，而中高频部分的曲线与正常相的频响特性曲线相同。线圈在运行中，由于漏磁的作用，线圈在端部所受到的轴向作用力最大，可能使线圈出现高度上的压缩，线圈的总电感增加，线饼间的电容增加，在对应的频响特性曲线上，变形相曲线将出现第一个谐振峰值向低频方向偏移，同时伴随着幅值升高，而中高频部分的曲线与正常相的频响特性曲线相同。
变压器在发生出口短路后，一般只是发生局部变形，如出现局部压缩或拉开变形、扭曲、幅相变形(向内收缩和鼓爆)、引线位移、匝间短路、线圈断股、存在金属异物等情况。如果变压器出现事故，则这几种情况可能同时存在。当线圈两端被压紧时，由于电磁力的作用，个别垫块可能被挤出，造成部分线饼被压紧，部分线饼被拉开，纵向电容发生变化，部分谐振峰值向高频方向移动，部分谐振峰值向低频方向移动。变压器绕组发生匝间短路后，由于线圈电感明显下降，低频段的频响特性曲线会向高频方向偏移，线圈对信号的阻碍大大减小，频响曲线将向衰减减小的方向移动，一般说来也可以通过测量变压比(有时候不一定能够测出变压比)来判断绕组是否发生匝间短路。线圈断股时，线圈的整体电感将略有增大，对应到频谱图，其低频段的谐振点将向低频方向略有移动，而中高频的频响曲线与正常曲线的图谱重合。在发生断股和匝间短路后，一般会有金属异物产生，虽然金属异物对低频总电感影响不大，但饼间电容将增大，频谱曲线的低频部分谐振峰值将向低频方向移动，中高频部分曲线的幅值将有所升高。当变压器绕组的引线发生位移时，不会影响线圈电感，频响特性曲线在低频段应重合，只是在中、高频部分的曲线会发生改变，主要是衰减幅值方面的变化，引线向外壳方向移动则幅值向衰减增大的方向移动，引线向线圈靠拢则曲线向衰减较小的方向移动。在电动力作用下，在线圈两段受到压迫时，线圈向两端顶出，线圈被迫从中部变形，如果变压器的装配间隙较大或有撑条受迫移位，线圈可能会发生轴向扭曲，由于这种变形使部分饼间电容和部分对地电容减小，所以频响特性曲线谐振峰值会向高频方向偏移，低频附近的谐振峰值略有下降，中频附近的谐振峰值点频率略有上升，高频段的频响特性曲线保持不变。在电动力作用下，一般是内线圈向内收缩，如果装配留有裕度，线圈有可能出现幅向变形，出现收缩和鼓爆，这种情况下，线圈电感会略有增加，线圈对地电容会略有增加，在整个频段范围内谐振点会向高频方向略微偏移。 10.4.2试验步骤
10.4.2.1变压器停电完毕;
10.4.2.2将变压器的各侧出线完全拆除; 10.4.2.3将变压器的档位调至最大档
10.4.2.4用DTD绕组变形测试仪对变压器的每相进行测量，并且对数据进行横向与纵向比较，得出最后结论。 10.5试验结果的分析判断
10.5.1变压器绕组变形测试时，可根据特定相关系数的变化判断绕组变形的严重程度，并结合频响特性曲线的谐振点和谐振幅值的变化加以确认。
10.5.2当变压器绕组的频响特性曲线相关系数小于0.6且低频段谐振点有明显偏移时，变压器绕组发生了严重变形;
10.5.3当相关系数小于0.8且大于0.6且低频段谐振点有偏移时，变压器绕组发生了较严重变形;
10.5.4当相关系数大于0.9时小于1.3时，变压器绕组有轻微变形;
10.5.5当相关系数大于1.3时，且频响特性曲线低频部分谐振点无明显偏移时，变压器绕组无明显可见变形;
10.5.6通过相关系数判断绕组的变形程度后，还需通过谐振点的偏移和谐振幅值进一步确认线圈的变形性质：变压器绕组频响特性曲线谐振点在低频段发生了较明显偏移且幅值变化较大，或在整个频段范围内谐振点都发生了偏移时，变压器绕组发生了严重变形或发生了整体变形，应尽快处理变压器。 10.6 注意事项
10.6.1电源使用220V交流电源;
10.6.2测试过程中要排除外部干扰，进行准确测量; 10.6.3设备在运输过程中要注意防止过度震动。 11.分接开关试验 11.1 试验目的
进行分接开关的试验，以确定分接开关各档是否正常 11.2 该项目适用范围
交接、大修、预试及必要时 11.3 试验时使用的仪器
QJ44型双臂电桥、有载分接开关特性测试仪 11.4 试验项目和试验方法 11.4.1试验项目
接触电阻(吊罩时测量)，过渡电阻测量，过渡时间测量 11.4.2试验方法
11.4.2.1在变压器吊罩时时可用双臂电桥测量无载调压分接开关和有载调压分接开关选择开关的接触电阻和切换开关的接触电阻和过渡电阻，用有载分接开关特性测试仪可测量分接开关不代线圈时的切换波形和切换时间和同期。
11.4.2.2用有载分接开关特性测试仪可测量分接开关代线圈时的切换波形和切换时间和同期。
11.5试验结果的分析判断
11.5.1无载分接开关每相触头各档的接触电阻，应符合制造厂要求。
11.5.2有载分接开关的过渡电阻、接触电阻及切换时间，都应符合制造厂要求，过渡电阻允许偏差为额定值的±10%，接触电阻小于500μΩ。
11.5.3分接开关试验可检查触头的接触是否良好，过渡电阻是否断裂，三相切换的同期和时间的长短。 11.6注意事项
11.6.1测量应按照仪器的操作步骤和要求进行，带线圈测量时，应将其他侧线圈短路接地。
11.6.2应从单数档到双数档和双数档到单数档两次测量。
电缆电气试验标准化作业指导书(试行) 一 适用范围
1、本指导书在重庆市电力公司各下属单位范围内适用。
2、本指导书适用于1kV及以上电缆(包括橡塑绝缘电缆和油纸绝缘电缆)的交接、预防性试验。
二 引用的标准和规程
GB 50150-91 电气设备交接试验标准
DL/T596-96
《电力设备预防性试验规程》 重庆市电力公司《电力设备试验规程》 三 试验仪器、仪表及材料
1. 交接及大修后(新作终端或接头后)试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
500V、1000V、2500V兆欧表
各1块
带有屏蔽层的测量导线
1根
调压器
1只
试验导线
若干
试验变压器
1台
交流试验变压器
1台 4
高压硅堆
1根
干湿温度计
1只 5
保护电阻
1只
电源盘
2只 6
电压表
1块
平口螺丝刀
1把 7
微安表
1块
梅花螺丝刀
1把 8
数字万用表
1块
计算器
1只
双臂电桥
1只
试验原始记录
1本 10
串联谐振试验设备
1套
2. 预防性试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
500V、1000V、2500V兆欧表
各1块
带有屏蔽层的测量导线
1根
调压器
1只
试验导线
若干
试验变压器
1台
交流试验变压器
1台 4
高压硅堆
1根
干湿温度计
1只 5
保护电阻
1只
电源盘
2只 6
电压表
1块
平口螺丝刀
1把 7
微安表
1块
梅花螺丝刀
1把 8
双臂电桥
1只
计算器
1只
串联谐振试验设备
1套
试验原始记录
1本 注：
如果使用直流高压发生器一套时，也可不需2～7所列设备 四 安全工作的一般要求 1
基本要求
1.1 为了保证工作人员在现场试验中的安全和健康，电力系统发、供、配电气设备的安全运行，必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》。
1.2 加压前必须认真检查试验接线，表计倍率、量程，通知有关人员离开被试设备，加压时，必须将被测设备从各方面断开，验明无电压，确实证明设备无人工作，且电缆的另一端已派专人看守后，方可进行。在加压过程中，试验人员应精力集中，操作人应站在绝缘垫上。
1.3摇测电缆绝缘电阻时，测量完毕，仍然要摇动摇表，使其保持转速，待引线与被试品分开后，才能停止摇动，以防止由于试品电容积聚的电荷反放电损坏兆欧表。 1.4 变更接线或绝缘电阻试验以及直流耐压结束后应对电缆彻底放电，并将升压设备短路接地。
1.5高压设备带电时的安全距离 表1 高压设备带电时的安全距离
电压等级(kV)
安全距离(m) 10及以下
0.70 20-35
1.00 44
1.20 60-110
1.50 154
2.00 220
3.00 330
4.00 500
5.00 2 保证安全的组织措施
2.1 在电气设备上工作，保证安全的组织措施 a.
工作票制度; b.
工作许可制度; c.
工作监护制度;
d.
工作间断，转移和终结制度。 注：详见《电业安全工作规程》
2.2必须由有经验的运行维护单位的实际操作人员现场进行安全监督。 现场技术负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督。
2.3 电气试验工作应填写第一种工作票，必须严格履行工作许可手续，工作不得少于两人。
五.试验项目及要求 1绝缘电阻测量
1.1测量目的
通过对主绝缘绝缘电阻的测试可初步判断电缆绝缘是否受潮、老化、脏污及局部缺陷，并可检查由耐压试验检出的缺陷的性质。对橡塑绝缘电力电缆而言，通过电缆外护套和电缆内衬层绝缘电阻的测试，可以判断外护套和内衬层是否进水。 1.2 该项目适用范围
交接(针对橡塑绝缘电缆)及预防性试验时，耐压前后进行。 1.3试验时使用的仪器、仪表
1.3.1 采用500V兆欧表(测量橡塑电缆的外护套和内衬层绝缘电阻时) 1.3.2 采用1000V兆欧表(对0.6/1kV及以下电缆) 1.3.3采用2500 V兆欧表(对0.6/1kV以上电缆) 1.4试验步骤
1.4.1电缆主绝缘绝缘电阻测量 1.4.1.1断开被试品的电源，拆除或断开其对外的一切连线，并将其接地充分放电。 1.4.1.2 用干燥清洁柔软的布檫净电缆头，然后将非被试相缆芯与铅皮一同接地，逐相测量。
1.4.1.3 将兆欧表放置平稳，将兆欧表的接地端头“E”与被试品的接地端相连，带有屏蔽线的测量导线的火线和屏蔽线分别与兆欧表的测量端头“L”及屏蔽端头“G”相连接。
1.4.1.4 接线完成后，先驱动兆欧表至额定转速(120转/分钟)，此时，兆欧表指针应指向“∞”，再将火线接至被试品，待指针稳定后，读取绝缘电阻的数值。
1.4.1.5读取绝缘电阻的数值后，先断开接至被试品的火线，然后再将兆欧表停止运转。
1.4.1.6 将被试相电缆充分放电，操作应采用绝缘工具。 1.4.2 橡塑电缆内衬层和外护套绝缘电阻测量 解开终端的铠装层和铜屏蔽层的接地线 1.4.2.1 同1.4.1中1.4.1.1;
1.4.2.2 首先用干燥清洁柔软的布檫净电缆头; 注1：测量内衬层绝缘电阻时：
将铠装层接地;将铜屏蔽层和三相缆芯一起短路(摇绝缘时接火线) 注2：测量外护套绝缘电阻时：
将铠装层、铜屏蔽层和三相缆芯一起短路(摇绝缘时接火线) 1.4.2.3， 1.4.2.4 ，1.4.2.5 ，1.4.2.6分别同1.4.1中1.4.1.3， 1.4.1.4， 1.4.1.5 ，1.4.1.6 1.5试验接线图
绝缘电阻测试原理接线图 (a)不加屏蔽 (b)加屏蔽 1.6 测量结果分析判断
运行中电缆，其绝缘电阻值应从各次试验数据的变化规律及相间的相互比较来综合判断。
1.6.1电力电缆的绝缘电阻值与电缆的长度和测量时的温度有关，所以应进行温度和长度的换算，公式为： Ri20=RitKL 式中 Ri20表示温度为20℃时的单位绝缘电阻值，(MΩ.km); Rit表示电缆长度为L,在温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ; L为电缆长度(km);
K为绝缘电阻温度换算系数，见下表
电缆绝缘的温度换算系数 温度(℃)
0
25
30
35
40 K
0.48
0.57
0.70
0.85
1.00
1.13
1.41
1.66
1.92 停止运行时间较长的地下电缆可以以土壤温度为准，运行不久的应测量导体直流电阻后计算缆芯温度，对于新电缆(尚未铺设)可以以周围环境温度为准。 1.6.2绝缘电阻参考值 对油纸绝缘电缆
额定电压(kV)
1～3
35 绝缘电阻每km不少于(MΩ)
50 100
100
100
对橡塑绝缘电缆： 主绝缘电阻值应满足：
额定电压(kV)
3～6
35 MΩ
1000 1000
2500 橡塑绝缘电缆的内衬层和外护套电缆每km不应低于0.5MΩ(使用500V兆欧表)，当绝缘电阻低于0.5 MΩ/km时，应用万用表正、反接线分别测量铠装层对地、屏蔽层对铠装的电阻，当两次测得的阻值相差较大时，表明外护套或内衬层已破损受潮。 1.6.3对纸绝缘电缆而言，如果是三芯电缆，测量绝缘电阻后，还可以用不平衡系数来判断绝缘状况。
不平衡系数等于同一电缆各芯线的绝缘电阻值中最大值与最小值之比，绝缘良好的电缆，其不平衡系数一般不大于2.5。 1.7 注意事项
1.7.1兆欧表接线端柱引出线不要靠在一起;
1.7.2测量时，兆欧表转速应尽可能保持额定值并维持恒定。
1.7.3被试品温度不低于+5℃，户外试验应在良好的天气下进行，且空气的相对湿度一般不高于80%。
2 直流耐压和泄漏电流试验
由于重庆市电力公司目前已经着手对交联聚乙烯电缆开展交流耐压试验工作，所以这里的直流耐压和泄漏电流主要针对纸绝缘电缆，对于尚未开展交流耐压试验(对交联聚乙烯电缆)的单位，也可参照《重庆市电力公司电力设备试验规程》的有关规定，进行直流耐压和泄漏电流试验。 2.1测量目的
通过直流耐压试验可以检查出电缆绝缘中的气泡、机械损伤等局部缺陷，通过直流泄漏电流测量可以反映绝缘老化、受潮等缺陷，从而判断绝缘状况的好坏。 2.2 该项目适用范围
交接、预试、新作终端或接头后 2.3 试验时使用的仪表(测量仪器)
直流高压发生器一套，也可使用下列散件： 2.3.1 调压器 2.3.2 试验变压器 2.3.3 高压硅堆 2.3.4 保护电阻 2.3.5 直流微安表 2.3.6电压表 2.4试验步骤
2.4.1. 按照试验接线图由一人接线，接线完后由另一人检查，内容包括试验接线有无错误，各仪表量程是否合适，试验仪器现场布局是否合理，试验人员的位置是否正确。
2.4.2 将电缆充分放电，指示仪表调零，调压器置于零位。
2.4.3 测量电源电压值并分清电源的火、地线，电源火、地线应与单相调压器的对应端子相接。
2.4.4 合上电源刀闸，给升压回路加电，然后用单相调压器逐步升压至预先确定的试验电压值：在0.
25、0.5、0.75倍试验电压下各停留1分钟，读取泄漏电流值，在1.0倍试验电压下读取1分钟及5分钟泄漏电流值，交接时还应读取10分钟和15分钟泄漏电流值。
2.4.5 试验完毕，应先将升压回路中单相调压器退回零位并切断电源。
2.4.6 每次试验后，必须将电缆先经电阻对地放电，然后对地直接放电。放电时，应使用绝缘棒，并可根据被试相放电火花的大小，大概了解其绝缘状况。 2.4.7 再次试验前，必须检查接地是否已从被试相上移开。 2.5试验原理接线图
2.6对测量结果的分析判断 2.6.1 试验电压标准
预试时纸绝缘电缆主绝缘的直流耐压试验值(加压时间5min) 电缆额定电压(U0/U)
直流试验电压(kV) 1.0/3
12 3.6/3.6
17 3.6/6
24 6/6
30 6/10
40 8.7/10
47 21/35
105 26/35
130
交接时粘性油浸纸绝缘电缆主绝缘直流耐压试验电压值
电缆额定电压U0/U (kV)
0.6/1
6/6
8.7/10
21/35 直流试验电压
(kV)
6U
6U
6U
5U 试验时间
(min)
10 不滴流油浸纸绝缘电缆主绝缘直流耐压试验电压值
电缆额定电压U0/U (kV)
0.6/1
6/6
8.7/10
21/35 直流试验电压
(kV)
6.7
37
80 试验时间
(min)
5
交联聚乙烯电缆主绝缘的直流耐压试验标准(加压5分钟)
电缆额定电压(U0/U)
直流试验电压(kV) 1.8/3
11 3.6/3.6
18 6/6
25 6/10
25 8.7/10
37 21/35
63 26/35
78 48/66
144
64/110
192 127/220
305
2.6.2 要求耐压5分钟时的泄漏电流值不得大于耐压1分钟时的泄漏电流值。 对纸绝缘电缆而言，三相间的泄漏电流不平衡系数不应大于2，6/6kV及以下电缆的泄漏电流小于10μA，8.7/10kV电缆的泄漏电流值小于20μA时，对不平衡系数不作规定。
2.6.3 在加压过程中，泄漏电流突然变化，或者随时间的增长而增大，或者随试验电压的上升而不成比例地急剧增大，说明电缆绝缘存在缺陷，应进一步查明原因，必要时可延长耐压时间或提高耐压值来找绝缘缺陷。
2.6.4 相与相间的泄漏电流相差很大，说明电缆某芯线绝缘可能存在局部缺陷。
2.6.5 若试验电压一定，而泄漏电流作周期性摆动，说明电缆存在局部孔隙性缺陷。当遇到上述现象，应在排除其他因素(如电源电压波动、电缆头瓷套管脏污等)后，再适当提高试验电压或延长持续时间，以进一步确定电缆绝缘的优劣。 2.7注意事项
2.7.1 试验时，应每相分别施加电压，其他非被试相应短路接地。
2.7.2 每次改变试验接线时，应保证电缆电荷完全泄放完、电源断开、调压器处于零位，将待被试的相先接地，接线完毕后加压前取下该相的地线。
2.7.3 泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考，不能作为是否能投入运行的判据。
2.7.4 注意温度和空气湿度对表面泄漏电流的影响
当空气湿度对表面泄漏电流远大于体积泄漏电流，电缆表面脏污易于吸潮，使表面泄漏电流增加，所以必须擦净表面，并应用屏蔽电极。另外，温度对高压直流试验结果的影响极为显著，最好在电缆温度为30～80℃时做试验，因在这样的温度范围内泄漏电流变化较明显。
2.7.5 对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作直流耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地。 3 检查相位 3.1测量目的
检查电缆两端相位一致并应与电网相位相符合，以免造成短路事故。 3.2该项目适用范围 交接时或检修后。
3.3试验时使用的仪表(测量仪器) 数字万用表 3.4试验步骤
3.4.1 在电缆一端将某相接地，其他两相悬空，准备好以后，用对讲机呼叫电缆另一端准备测量。
3.4.2 将万用表的档位开关置于测量电阻的合适位置，打开万用表电源，黑表笔接地，将红表笔依次接触三相，观察红表笔处于不同相时电阻值的大小。 3.4.3 当测得某相直流电阻较小而其他两相直流电阻无穷大时(此时表)，说明该相在另一端接地，呼叫对侧做好相序标记(己侧也做好相同的相序标记)。
3.4.4 重复步骤ABC,直至找完全部三相为止，最后随即复查任意一相，确保电缆两端相序的正确。 3.5原理接线图
4 交联聚乙烯电缆交流耐压试验 4.1 测量目的
橡塑绝缘电缆特别是交联聚乙烯电缆，因其具有优异的性能，得到了迅速的发展，目前在中低压电压等级中已基本取代了油浸纸绝缘电缆，超高压交联聚乙烯电缆已发展至500kV电压等级。如果对交联聚乙烯电缆施加直流电压，那么直流试验过程中在交联聚乙烯电缆及其附件中会形成空间电荷，对绝缘，有积累效应，加速绝缘老化，缩短使用寿命，同时，直流电压下绝缘电场分布与实际运行电压下不同。因此，直流试验合格的交联聚乙烯电缆，投入运行后，在正常工作电压作用下也会发生绝缘事故。通过施加交流试验电压，可以避免以上不足，并且可以有效地鉴别正常绝缘的绝缘水平。 4.2该项目适用范围
交接、预试、 新作终端或接头后 4.3试验时使用的仪器(测量仪器)
串联谐振试验设备一套(包括操作箱、励磁变、谐振电抗器、分压器、负载补偿电容等)
4.4试验步骤
4.4.1 将被试电缆与其他电气设备解开并充分放电。
4.4.2 布置试验设备，检查设备的完好性，连接电缆无破损、断路和短路。连接线路前应有明显的电源断开点。
4.4.3 按照试验接线图连接各部件，各接地点应一点接地。
4.4.4 检查“电源”开关处于断开位置，“电压调节”电位器逆时针旋转到底(零位)，接通电源线。
4.4.5 检查“过压整定”拨码开关，拨动拨盘，使显示的整定值为试验电压的1.05～1.1倍。
4.4.6 接通“电源”开关，显示设置界面，进行有关参数设置。 4.4.7 升压及试验结果保存与查询。 4.4.8 更换试验相，重复步骤A～G。 4.4.9 关机，断开电源。 4.5试验原理接线图
串联谐振试验现场接线布置原理示意图(单个或并联使用)
串联谐振试验现场接线布置原理示意图(单个或串并联使用) 4.6测量结果的分析判断
4.6.1 国内部分地区(省)交流耐压试验电压标准 地区
江苏、安徽 浙江 (30～300Hz)
华北 (1～300Hz)
山东 (1～300Hz)
吉林 (20～70Hz)
U0/U
交接/分钟
预试/分钟
交接/分钟
预试/分钟
交接/分钟
预试/分钟
交接/分钟
预试/分钟
1.8/3
2 U0/5
1.6 U0/5
2 U0/5
1.6 U0/5
2 U0/5
1.6 U0/5
6.7/5 (3.5 U0)
5.7/5 3.6/6
2 U0/5 (7.2KV)
1.6 U0/5 (6kV)
2 U0/5
1.6 U0/5
2 U0/5
1.6 U0/5
11.6/5 (3.2 U0)
9.9/5 6/10 8.7/10
2 U0/5
1.6 U0/5
2 U0/60
1.6 U0/5
2 U0/60
1.6 U0/5
17.4/5 (3.0U0)
14.8/5 地区
江苏、安徽 浙江 (30～300Hz)
华北 (1～300Hz)
山东 (1～300Hz)
吉林 (20～70Hz) 12/20 21/35 26/35
2 U0/5
1.6 U0/5
2 U0/60
1.6 U0/5
2 U0/60
1.6 U0/5
64/110 127/220
1.7 U0/5 1.4 U0/5
1.36 U0/5 1.15 U0/5
1.7 U0/60 1.4 U0/60
1.7 U0/60 1.4 U0/60
1.7 U0/60 1.4 U0/60
1.36 U0/5 1.12 U0/5
颁发日期
江苏2002.2 安徽
2003.6
2002.2
2003.3(新版)
4.6.2 由于重庆市电力公司目前还未有统一的交流耐压试验电压标准，各单位可参照相关省市制定的标准执行。 4.6.3 在一定频率范围内(通常为20～300Hz)，当确定试验电压后，逐渐升高电压，如果在规定时间内耐压通过，说明电缆能够投入运行，否则不合格。 4.7注意事项
4.7.1 被试电缆两端应完全脱空，试验过程中，两端应派专人看守。
4.7.2 试验前应根据电缆长度、电压等级等确定励磁变低压侧接线方式，以使励磁变高压能输出满足试验条件的电压。
4.7.3 在施加试验电压前应设定好过电压整定值。
4.7.4 试验设备(谐振电抗器、分压器、励磁变压器等)应尽量靠近被试电缆头，减少试验接地线的长度，及减少接地线的电感量。
4.7.5 试验时操作人员除接触调谐、调压绝缘旋钮外，不要触及控制箱金属外壳。 5 交联聚乙烯电缆铜屏蔽层电阻和导体电阻比 5.1测量目的
通过对交联聚乙烯电缆铜屏蔽层电阻的测量，以判断铜屏蔽层是否被腐蚀;通过对交联聚乙烯电缆铜屏蔽层电阻和导体电阻比的测量，可大致判断附件中导体连接点接触情况。
5.2该项目适用范围
交接、投运前、重作终端或接头后或内衬层破损进水后
5.3试验时使用的仪表(测量仪器)
双臂电桥一套
5.4试验步骤
5.4.1 用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层直流电阻。 5.4.2 用双臂电桥测量在相同温度下的导体的直流电阻。 5.5对测量结果的分析判断
当铜屏蔽层电阻和导体电阻比与投运前相比增加时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐蚀;当该值与投运前相比减少时，表面附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。 6 交叉互联系统 6.1测量目的
检查电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板耐受规定电压的能力;检查非线性电阻型护层过电压保护器性能的好坏，以保证高压电缆的金属护套能承受在电缆受到过电压时感应的过电压对外护层的破坏;检查互联箱中闸刀(或连接片)接触电阻的大小。
6.2该项目适用范围 交接、预试时
6.3使用的仪表(测量仪器) 6.3.1直流发生器一套 6.3.2 1000V兆欧表 6.3.3 回路电阻测试仪 6.4试验步骤
6.4.1 电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验 6.4.2 非线性电阻型护层过电压保护器 6.4.2.1对炭化硅电阻片：
6.4.2.1.1将连接线拆开后，分别对三组电阻片施加产品规定的直流电压后测量流过电阻片的电流值。
6.4.2.1.2将测得值与产品规范相比较。 6.4.2.2对氧化锌电阻片： 6.4.2.2.1将连接线拆开。
6.4.2.2.2对产品施加直流电压，当回路中电流刚好达1mA时，记下此时的电压，及直流1mA参考电压。
6.4.2.2.3测得的U1Ma应符合产品规范。
6.4.2.3测量非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻：
6.4.2.3.1将非线性电阻片的全部引线并联在一起并与接地的外壳绝缘。 6.4.2.3.2用1000V兆欧表测量引线与外壳间的绝缘电阻。 6.4.3 互联箱
6.4.3.1测量闸刀(或连接片)的接触电阻。
6.4.3.2检查闸刀(或连接片)连接位置是否正确。 6.5测量结果分析判断
6.5.1 在对电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验过程中，要求施加直流电压5kV，加压时间1min，不应击穿，如果发生击穿现象，说明电缆绝缘中有气泡、机械损伤等局部缺陷。
6.5.2 在测量炭化硅电阻片泄漏电流试验中，如果试验时的温度不是20℃，则被测电流值应乘以修正系数(120-t)/100(t为电阻片的温度，℃)。
6.5.3 当用兆欧表测量非线性电阻片及其引线的对地绝缘电阻小于10 MΩ时，说明电阻片受潮或老化。
6.5.4 测量互联箱中闸刀(或连接片)的接触电阻不应大于20μΩ，否则说明接触不良好，应处理。 6.6 注意事项
6.6.1 在测量电缆外护套、绝缘接头外护套与绝缘夹板的直流耐压试验中，试验时必须将护层过电压保护器断开。在互联箱中将另一侧的三段电缆金属套都接地，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，然后在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压。
6.6.2 互联箱中闸刀(或连接片)接触电阻的测量应在做完护层过电压保护器的所有试验后进行。
6.6.3 检查闸刀(或连接片)连接位置试验应在交叉互联系统的试验合格后密封互联箱之前进行。
电容器电气试验标准化作业指导书(试行) 一.
适用范围
本作业指导书适应于高压并联电容器、串联电容器、交流滤波电容器、集合式电容器、断路器电容器、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的交接或预防性试验。
二.
引用的标准和规程
GB50150-91《电气设备交接及安装规程》 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 《重庆市电力公司电力设备试验规程》 制造厂出厂说明书
三.
试验设备、仪器及有关专用工具
3.
交接及大修后试验所需仪器仪表及材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
兆欧表
1块
电源盘
2个 3
介损测试仪
1套
4 刀闸板
2块
常用仪表(电压表、微安表、万用表等)
1套
小线箱(各种小线夹及短接线)
1个
局部放电测试仪
1套
交流耐压试验系统
1套 9
常用工具
1套
安全带
3根
示波器
1台
暂态录波系统
一套 13
操作杆
3副
设备试验原始记录
1本 4.
预防性试验所需仪器仪表及材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
兆欧表
1块
介损测试仪
1套
常用仪表(电压表、微安表、万用表等)
1套
小线箱(各种小线夹及短接线)
1个
安全带
2根
电源盘
1个 7
操作杆
3副
常用工具
1套 9
设备预试台帐
1套
四.
安全措施、试验工作要求
1.
必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》及市公司相关安全规定。 2.
现场工作负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督。 五.
电气试验项目及要求 1. 渗漏油检查 1.1 目的
检查电容器是否有渗漏油现象。 1.2 试验性质
交接、大修后、预防性试验或每6个月。 1.3 测量结果的分析判断 有渗漏油现象应停止使用。 1.4 注意事项
渗漏油检查由变电站值班员或检修人员观察。 2. 交流耐压 2.1 目的
检查电容器极间或极对壳的绝缘性能。 2.2 试验性质 交接
2.3 使用仪表
调压器、工频试验变压器、分压器、限流电阻、测量用电流电压表。 2.4 试验步骤
电容器极间交流耐压试验所需无功容量较大，有试验条件的可用试验变压器对电容器直接加压试验，否则采用串联谐振的试验方法。消弧线圈L2与电容量并联，以补偿电容电流，使其并联后仍为容性，再与消弧线圈L1串联，L1用于电压补偿，以实现用较低的电源电压和较小的电流来满足试验电压较高、电流较大的试品的试验要求。
电容器极对外壳的交流耐压试验将电容器的两极连接在一起，外壳接地，用一般的耐压试验方法，对电容器两极逐步加至试验电压，并持续1min。 2.5 接线图
电容器极间交流耐压采用补偿方法的试验接线如图2所示。 2.6 测量结果的分析判断
交流耐压过程中无放电、升温和击穿为合格。 2.7 注意事项
交流耐压试验电压应按产品出厂试验电压值的75%进行。 3. 绝缘电阻 3.1 目的 检查电容器极间和双极对壳的绝缘状况。 3.2 试验性质
交接、大修后、预防性试验。 3.3 使用仪表
绝缘摇表或兆欧表。 3.4 试验步骤
一般用2500V兆欧表测量电容器的绝缘电阻。对断路器电容器、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器，测量两极间的绝缘电阻;对并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器，测量两极对外壳的绝缘电阻(测量时两极应短接)，以检查器身套管等的对地绝缘。 3.5 测量结果的分析判断
并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器极对壳绝缘电阻不低于2000MΩ;断路器电容器、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器极间绝缘电阻不低于5000MΩ;耦合电容器低压端对地绝缘电阻不低于100MΩ;集合式电容器的相间和极对壳绝缘电阻不做规定。 3.7 注意事项
3.7.1 串联电容器极对壳绝缘、耦合电容器低压端对地绝缘用1000V兆欧表测量，其余用2500V兆欧表测量。
3.7.2使用兆欧表测量时应注意在测量前后均应对电容器充分放电;测量过程中，应充断开兆欧表与电容器的连接面停止摇动兆欧表的手柄，以免电容器反充放电损坏兆欧表。
4. 介质损耗角正切值tgδ及电容值 4.1 目的
检查电容器极间电容量及其介质损耗。 4.2 试验性质
交接、大修后、预防性试验。 4.3 使用仪表
电容表、介质损耗电桥、调压器、工频试验变压器、分压器、标准电容。 4.4 试验步骤
测量极间电容量可采用电容表直接测量、电流电压表法和电桥法。电容表法可以直接读数，简单易行，但受电容表准确度和测量电容值大小的限制。用电流、电压表法测量电容量的接线如图1所示。测量电压取0.05～0.5Un，额定电压Un较低的电容器应取较大的系数，测量时要求电源频率稳定，并为正弦波，测量读数用电流、电压表均不低于0.5级。加上试验电源，待电压、电流表指针稳定以后，同时读取电流和电压。当被试品的容抗较大时，电流表的内阻可以忽略不计，其被测电容为 Cx=I*106/2πfU
式中，I—通过被试电容器的电流(A); U—加于被试电容器的试验电压(V); f—试验电源频率(Hz); Cx—被试电容量(μF)。
4.5 接线图
图1 用电流、电压表法测量电容器接线图
图2 极间交流耐压、tgδ和电容量测量接线图
图2中TR为移圈调压器;T为隔离变压器;L
1、L2为消弧线圈;Cx为被试电容器;CN为标准电容器;RN为交流分流器;TV
1、TV2为电压分压器;TA为电流互感器，r为阻尼电阻;F为保护球隙;S1～S3为开关。U1为电源电压;U2为加在被试电容器上的电压;U为补偿电压;I1为试验变压器的电流;I2为补偿电流;Ic为被试电容器的电容电流。 4.6 测量结果的分析判断
10kV或额定电压下油纸绝缘耦合电容器介质损耗角正切值tgδ小于0.5，膜纸绝缘耦合电容器介质损耗角正切值tgδ小于0.2;每相并联电容器、串联电容器、交流滤波电容器、集合式电容器、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%范围，电容器叠柱中任何两单元的实测电容之比值与这两单元的额定电压之比值的倒数之差不应大于5%;断路器电容器电容值的偏差应在额定电容值的±5%范围内。对电容器组，还应测量总的电容值。交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的标准。 4.7 注意事项
4.7.1耦合电容器、电容式电压互感器的电容分压器采用电桥法正接线测量，电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差±2%范围时，准确度为0.5级及0.2级的应进行误差试验。
4.7.2断路器电容器的介质损耗角正切值tgδ及电容值用电桥法正接线与断口并联测量。对OWF系列电容器tgδ≥0.5%时，宜停止使用。
4.7.3并联电容器、串联电容器、交流滤波电容器、集合式电容器在预防性试验时不测量介质损耗角正切值tgδ。 5. 并联电阻值测量 5.1 试验性质
交接、大修后、预防性试验。 5.3 使用仪表 万用表
5.4 试验步骤
并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器并联电阻采用自放电法测量，断路器电容器并联电阻可用万用表测量。 5.5 测量结果的分析判断
并联电阻值与出厂值的偏差在±10%范围内为合格。 5.6 注意事项
耦合电容器、电容式电压互感器的电容分压器不做这项试验。 6. 局部放电试验 6.1 目的
检查电容器的绝缘性能。 6.2 试验性质 交接。
6.3 使用仪表
调压器、试验变压器、分压器、局部放电测量装置 6.4 试验步骤
预加电压值为0.8×1.3Um，停留时间大于10s;降至测量电压值为1.1Um/ ，维持1min后，测量局部放电量。 6.5 测量结果的分析判断
试验电压下放电量小于10pC为合格，放电量超过规定时，应综合判断，局部放电量无明显增长时一般仍可使用，但应加强监视。 6.7 注意事项
局部放电试验仅限于耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器，除交接外，局部放电试验仅在其它试验判断电容器绝缘有疑问时进行，多节组合的耦合电容器可分节进行试验。
7. 电容器组现场投切试验 7.1 目的
检查并联电容器组回路的投切性能。 7.2 试验性质
系统试验，适用于并联电容器组。 7.3 使用仪表
测量用电流、电压表，示波器，暂态录波系统，电容分压器。 7.4 试验步骤
在电网额定电压下，对电力电容器组回路进行3次合闸、分闸试验，测量投切过程中三相稳态和暂态的母线及电容器上的电压波形、合闸过程的三相涌流波形、避雷器的动作电流。电流、电压的稳态信号可通过变电站的CT和PT二次直接读取，同时用光线示波器记录波形;因合闸涌流的频率约为几百赫兹，可从CT抽取信号输入示波器;暂态电压信号由电容分压器降低电压获得，通过阻抗变换器再输入暂态录波系统;避雷器的动作电流应通过分流器FL抽取信号输入示波器。试验接线时，所有暂态测量信号线均应使用双屏蔽电缆，并采用阻抗匹配措施。 7.5 接线图
图3 10kV电容器组现场投切试验接线图 7.6 测量结果的分析判断
熔断器不应熔断;电容器组各相电流相互间的差值不宜超过5%。 7.7 注意事项
为保证测量信号的可靠记录，应保持开关投切的动作时间与暂态录波装置启动的同步，每次操作完毕后，须及时分析波形图，如出现异常由现场负责人决定试验是否继续进行。
互感器电气试验标准化作业指导书(试行)
一、适用范围
本作业指导书适应于35kV及以上电磁式、电容式互感器的交接或预防性试验。
二、引用的标准和规程
GB50150-91《电气设备交接及安装规程》 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 《重庆市电力公司电力设备试验规程》 高压电气设备试验方法 制造厂说明书
三、试验仪器、仪表及材料
5.
交接及大修后试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
兆欧表
1块
电源盘
2个 3
介损测试仪
1套
4 刀闸板
2块
常用仪表(电压表、微安表、万用表等)
1套
小线箱(各种小线夹及短接线)
1个
局部放电测试仪
1套
交流耐压试验系统
1套 9
常用工具
1套
安全带
3根
操作杆
3副
设备试验原始记录
1本 6.
预防性试验所需仪器及设备材料： 序号
试验所用设备(材料)
数量
序号
试验所用设备(材料)
数量
兆欧表
1块
介损测试仪
1套
常用仪表(电压表、微安表、万用表等)
1套
小线箱(各种小线夹及短接线)
1个
安全带
2根
电源盘
1个 7
操作杆
3副
常用工具
1套 9
设备预试台帐
1套
四、安全工作的一般要求
3.
必须严格执行DL409-1991《电业安全工作规程》及市公司相关安全规定。 4.
现场工作负责人负责测试方案的制定及现场工作协调联络和监督。
五、试验项目
1.
绝缘电阻的测量 1.1
试验目的
有效发现设备整体受潮和脏污，以及绝缘击穿和严重过热老化等缺陷 1.2
该项目适用范围
电流和电压互感器交接、大修后试验和预防性试验 1.3
试验时使用的仪器
2500V兆欧表、1000V兆欧表或具有1000V和2500V档的电动绝缘兆欧表 1.4
测量步骤
1.4.1 断开被试品的电源，拆除或断开对外的一切连线，将被试品接地放电。放电时应用绝缘棒等工具进行，不得用手碰触放电导线。
1.4.2 一次绕组用2500V兆欧表测量，二次绕组用1000V兆欧表测量。测量时，被测量绕组短接至兆欧表，非被试绕组均短路接地。
1.4.3 用干燥清洁柔软的布擦去被试品外绝缘表面的脏污，必要时用适当的清洁剂洗净。
1.4.4 兆欧表上的接线端子“E”接被试品的接地端，“L”接高压端，“G”接屏蔽端。采用屏蔽线和绝缘屏蔽棒作连接。将兆欧表水平放稳，当兆欧表转速尚在低速旋转时，用导线瞬时短接“L”和“E”端子，其指针应指零。开路时，兆欧表转速达额定转速其指针应指“∞”。然后使兆欧表停止转动，将兆欧表的接地端与被试品的地线连接，兆欧表的高压端接上屏蔽连接线，连接线的另一端悬空(不接试品)，再次驱动兆欧表或接通电源，兆欧表的指示应无明显差异。然后将兆欧表停止转动，将屏蔽连接线接到被试品测量部位。
1.4.5 驱动兆欧表达额定转速，或接通兆欧表电源，待指针稳定后(或60s)，读取绝缘电阻值。
1.4.6 读取绝缘电阻后，先断开接至被试品高压端的连接线，然后再将兆欧表停止运转。
1.4.7 断开兆欧表后对被试品短接放电并接地。
1.4.8 测量时应记录被试设备的温度、湿度、气象情况、试验日期及使用仪表等。 2.
极性检查
2.1
该项目适用范围 电流互感器交接试验
2.2
试验时使用的仪器 毫伏表，干电池等 2.3
测量步骤
极性检查试验接线如图1所示，当开关S瞬间合上时，毫伏表的指示为正，指针右摆，然后回零，则L1和K1同极性。
装在电力变压器套管上的套管型电流互感器的极性关系，也要遵循现场习惯的标法，即“套管型电流互感器二次侧的始端a与套管上端同极性”的原则。因为套管型电流互感器是在现场安装的，因此应注意检查极性，并做好实测记录。 3.
励磁特性试验 3.1
试验目的
可用此特性计算10%误差曲线，可以校核用于继电保护的电流互感器的特性是否符合要求，并从励磁特性发现一次绕组有无匝间短路。 3.2
该项目适用范围 电流互感器的交接试验
3.3
试验时使用的仪器 调压器、电压表、电流表等 3.4
测量步骤 按图2所示接线。
试验时电压从零向上递升，以电流为基准，读取电压值，直至额定电流。若对特性曲线有特殊要求而需要继续增加电流时，应迅速读数，以免绕组过热。 3.5
测量结果判断
当电流互感器一次绕组有匝间短路时，其励磁特性在开始部分电流较正常的略低，如图3中曲线2或3所示，因此在录制励磁特性时，在开始部分多测几点。当电流互感器一次电流较大，励磁电压也高时，可用2(b)的试验接线，输出电压可增至500V左右。但所读取的励磁电流值仍只为毫安级，在试验时对仪表的选用要加以注意。
根据规程规定，电流互感器只对继电保护有特性要求时才进行该项试验，但在调试工作中，当对测量用的电流互感器发生怀疑时，也可测量该电流互感器的励磁特性，以供分析。
4.
电流比效对试验 4.1
该项目适用范围 电流互感器的交接试验
4.2
试验时使用的仪器
电压表、电流表、升流器、标准电流互感器、调压器等 4.3
测量步骤
理想的电流互感器的电流比应与匝数比成反比，即： I1 / I2=N2 / N1
式中：I1— 一次电流(A);I2—M次电流(A);N1— 一次绕组匝数;N2— 二次绕组匝数。
电流比测量接线见图4，如被测互感器TAX实际的电流比为 KX=I1X / I2X
标准电流互感器的变流比为 KN=I1N / I2N
已知被试电流互感器的铭牌标定电流比为K1X。 5.
一、二次绕组直流电阻测量 5.1
该项目适用范围 电流互感器的交接试验
5.2
试验时使用的仪器 QJ44型双臂电桥、甲电池等 5.3
测量步骤
以QJ44型双臂电桥为例，测量步骤如下：
测量前，首先调节电桥检流计机械零位旋钮，置检流计指针于零位。接通测量仪器电源，具有放大器的检流计应操作调节电桥电气零位旋钮，置检流计指针于零位。 接人被测电阻时，双臂电桥电压端子P
1、P2所引出的接线应比由电流端子Cl、C2所引出的接线更靠近被测电阻。
测量前首先估计被测电阻的数值，并按估计的电阻值选择电桥的标准电阻RN和适当的倍率进行测量，使“比较臂”可调电阻各档充分被利用，以提高读数的精度。测量时，先接通电流回路，待电流达到稳定值时，接通检流计。调节读数臂阻值使检流计指零。被测电阻按下式计算
被测电阻=倍率×读数臂指示
如果需要外接电源，则电源应根据电桥要求选取，一般电压为2～4V，接线不仅要注意极性正确，而且要接牢靠，以免脱落致使电桥不平衡而损坏检流计。
测量结束时，应先断开检流计按钮，再断开电源，以免在测量具有电感的直流电阻时其自感电动势损坏检流计。
6.
tgδ及电容量(20kV及以上)测量 6.1
该项目适用范围
电流互感器的交接、大修后和预防性试验 6.2
试验时使用的仪器 0.5级及以上精度、三位有效数值及以上，自动抗干扰一体化电桥或QS19型电桥等。 6.3
测量步骤
一般采用正接线法测量，试验接线和测试步骤参见测试仪器的使用说明书。 操作及注意事项：
测量tgδ是一项高电压试验，电桥桥体外壳应用足够截面的导线可靠接地，对桥体或标准电容器的绝缘应保持良好状态。反接线测量时，桥体内部及标准电容器外壳均带高压，应注意安全距离。
6.4
影响tgδ的因素和结果的分析
在排除外界干扰，正确地测出tgδ值后，还需对tgδ的数值进行正确分析判断。为此，就要了解tgδ与哪些因素影响有关。根据tgδ测量的特点，除不考虑频率的影响(因施加电压频率基本不变)外，还应注意以下几个方面的问题。 (1)、温度的影响
温度对tgδ有直接影响，影响的程度随材料、结构的不同而异。一般情况下，tgδ是随温度上升而增加的。现场试验时，设备温度是变化的，为便于比较，应将不同温度下测得的tgδ值换算至20℃(见附录B)。例如，25℃时测得绝缘油的介质损失角为0.6%，查附录B得25℃时的系数为0.79，因此20℃时的绝缘油介质损失角即为tgδ20=0.6%×0.78=0.47%。
应当指出，由于被试品真实的平均温度是很难准确测定的，换算系数也不是十分符合实际，故换算后往往有很大误差。因此，应尽可能在10～30℃的温度下进行测量。 有些绝缘材料在温度低于某一临界值时，其tgδ可能随温度的降低而上升;而潮湿的材料在0℃以下时水分冻结，tgδ会降低。所以，过低温度下测得的tgδ不能反映真实的绝缘状况，容易导致错误的结论，因此，测量tgδ应在不低于5℃时进行。 油纸绝缘的介质损耗与温度关系取决于油与纸的综合性能。良好的绝缘油是非极性介质，油的电 主要是电导损耗，它随温度升高而增大。而纸是极性介质，其年 由偶极子的松弛损耗所决定，一般情况下，纸的培 在一40～60℃的温度范围内随温度升高而减小。因此，不含导电杂质和水分的良好油纸绝缘，在此温度范围内其边 没有明显变化。对于电流互感器与油纸套管，由于含油量不大，其主绝缘是油纸绝缘。因此，对把 进行温度换算时，不宜采用充油设备的温度换算方式，因为其温度换算系数不符合油纸绝缘的tgδ随温度变化的真实情况。
当绝缘中残存有较多水分与杂质时，tgδ与温度关系就不同于上述情况，tgδ随温度升高明显增加。如两台220kV电流互感器通入50%额定电流，加温9h，测取通入电流前后tgδ的变化，tgδ初始值为0.53%的一台无变化，tgδ初始值为0.8%的一台则上升为1.1%。实际上初始值