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时间:2018-03-17 20:03

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 2.1.1. 2测量方法 通常测潮州变压器回收、铜芯250变压器回收多少钱,量直流电阻的方法是电桥法

《变压器预防性试验规程》

日期:2018/3/17

东莞变压器检修及预防性试验规程  

东莞变压器改造维护及预防性试验规程

一、电力变压器检修周期及检修项目

1、电力变压器大修周期和项目

1.1 、一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。

1.2、 在电力系统中运行的主变压器承受出口短路后,经综合诊断分析,可考虑提前大修。

1.3 、运行中的变压器,当发现异常状况或经试验判明有内部故障时,应提前进

电力设备预防性试验是通过维护、检测、及时发现并回收电力设备故障,将其消灭在萌芽状态,提高电力设备安全运行可靠率,保障生产的正常运行。通过维护、保养、合理使用电力设备,延长电力设备的的使用寿命。电气设备预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节,也是保证电力系统安全运行的有效手段之一。。

电力设备的预防性试验具体的项目有很多,针对不同设备有不同的试验项目(段小姐15817558862),例如变压器,绝缘电阻,吸收比,介质损耗,变比,直流电阻,分接开关过渡电阻,交流耐压等;CT有绝缘电阻,介损,变比,一二次

直流电阻,交流耐压等,断路器分合闸时间,速度,断口和整体以及相间绝缘,回路电阻,控制回路电阻,交流耐压等;PT也考察绝缘,介损,变比,直流电阻等。避雷器有直流耐压和泄露电流等,另外还有局部放电试验,全站地网导通试验等。

2 、电力变压器小修周期和项目 2.1、 小修一般每年一次 2.2、 小修项目

2.3 、检查并消除已发现而就地能消除的缺陷;

2.4 、检查清扫套管,配合预防性试验,拆引线接头,校紧接头螺丝; 2.5、外壳与散热器的清扫检查,回收渗漏油,必要的补漆或重涂漆; 2.6、检查冷却系统,风扇、电机、油泵、控制回路,回收发现的缺陷; 2.7、取油样更换和过滤不合格的绝缘油及补充油; 2.8、检查瓦斯继电器和保护装置; 2.9、油枕的检查;

2.10、呼吸器的检查、更换变色硅胶; 2.11、检查各部阀门和密封垫;

2.12、各附件的联接处法兰的检查,校紧螺丝,消除渗漏油; 2.3、必要时作套管电流互感器的特性试验;

2.4、必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验(包括套管油)。

3、电力变压器大修后的试验

3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数; 3.2、测量绕组连同套管的泄漏电流 3.3、测量绕组连同套管的tgδ; 3.4、冷却装置的检查和试验;

3.5、本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验;

3.6、测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接位置上),对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻;

3.7、检查有载调压装置的动作情况及顺序; 3.8、测量铁芯(夹件)引外对地绝缘电阻;

3.9、总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验; 3.10、绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时); 3.11、测量绕组所有分接头的变压比及连接组别; 3.12、检查相位;

3.13、必要时进行变压器的空载特性试验和短路特性试验; 3.14、必要时测量变压器的局部放电量; 3.15、额定电压下的冲击合闸;

3.16、空载试运行前后变压器油的色谱分析。

五、电力变压器大修后验收

变压器在大修竣工后应及时清理现场,整理记录、资料、图纸、清退材料、进行核算,提交竣工、验收报告,并按照验收规定组织现场验收。

1、电力变压器移交的资料 1.1、变压器大修总结报告。

1.2、附件检修工艺卡或检修记录; 1.3、现场干燥、检修记录;

1.4、全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、无载、有载分接开关动作情况、测温元件校验报告等)。

2、电力变压器试运行前检查项目

2.1、变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油,油漆完整; 2.2、接地可靠(变压器油箱、铁芯和夹件引外); 2.3、变压器顶盖上无遗留杂物;

2.4、储油柜、冷却装置、压力释放阀及各油管路等油系统上的阀门均在“开”的位置;

2.5、变压器的储油柜和充油套管的油位正常,隔膜式储油柜的集气盒内应无气体;

2.6、进行各升高座、管路等所有放气点的放气,使其完全充满油,气体继电器内应无残余气体;

2.7、吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象,油封良好,能起到正常呼吸作用;

2.8、无励磁分接开关的位置应符合运行要求; 2.9、温度计指示正确,整定值符合要求; 2.10、冷却装置试运行正常; 2.11、进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的自动投入、工作、辅助、备用、故障停运等试验;

2.12、继电保护装置应经调试整定,动作正确。

3、电力变压器试运行

3.1、变压器试运行时应按下列规定检查:

3.2、主变为中性点直接接地系统的变压器,在进行冲击合闸时,中性点必须接地;

3.3、气体继电器(本体和有载开关)的重瓦斯必须投跳闸位置;

3.4、额定电压下的冲击合闸应无异常,励磁涌流不致引起保护装置的误动作; 3.5、受电后变压器应无异常情况;

3.6、检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面,不应有渗油现象,变压器无异常振动或放电声;

3.7、分析比较试运行前后变压器油的色谱数据,应无明显变化;

广东永明建设发展有限公司,原名为:东莞市永明机电工程有限公司。注册资金5000万,成立于2004年。是一家高起点,专业化从事10/0.4KV变配电工程(高低压配电),0.4KV低压配电工程,电气设备预防性试验代维工程等设计、施工、调试、维护等综合性技术于一体的服务型企业。

广东永明建设发展有限公司是广东省电力设施承装修试企业协会会员和中国制

冷空调工业协会洁净室技术委员会会员。拥有国家电力监管委员会颁发的承装类五级、承修类五级、承试类五级资质(许可编号:6-1-00124-2007);建设部门颁发的机电设备安装工程专业承包叁级资质和建筑施工安全生产许可证;并通过ISO9001:2008质量管理体系;全国电力行业承装(修、试)安全无事故,质量无投诉,管理创先进,首批政府放心、用户满意示范企业。是一家资质完善、人员配备齐全、管规范的技术型服务企业。

公司业务范围包括:

10/0.4KV变配电工程(高低压配电),0.4KV低压配电工程,电气设备预防性试验代维工程,工厂配电工程,住宅配电工程,市政配电工程,配电工程安装,变压器安装,配电室电气设备年检,高低压配电柜年检,配电系统年检,高压开关柜,低压开关柜,配电箱,配电变压器,箱式变电站,户外开闭所,电缆分接箱,电缆,桥架,母线槽等,高低压配电工程,变压器安装,配电柜安装,配电改造,配电增容、减容,电力维护、保养,配电房维保,高低压电力工程,机电安装,电力电气工程。中央空调工程,无尘车间工程,装饰设计工程,环保工程,智能网络工程,园林绿化工程等。业务联系人段小姐:15817558862。

高压、低压配电的安装、维护保养:电力设施主要分为高压配电和低压配电系统两大部分。其中高压配电系统主要集中在高压配电室内和各个低压配电室的高压部分,其中包括翻线柜、进线柜、计量柜、PT柜(电压互感器柜)、1#变压器输出柜、2-1#变压器输出柜、2-2#变压器输出柜、3#变压器输出柜、公用房变压器输出柜、高压熔断器、避雷器、进户高压电缆、分支高压电缆、真空断路器、负荷开关及变压器;低压配电系统包括低压电缆、低压配电屏和电容补偿屏。长期承接一般工业、公共与民用建设项目的10KV及以下变配电电力安装工程施工,包括输(供)电线路工程10KV及以下变配电工程、及厂区厂房0.4KV低压配电安装工程。

公司内设电力事业部和暖通事业部,拥有一批高素质的专业技术和管理人才;一支训练有素、作风过硬的施工和后勤服务队伍,其中高级工程师3人、工程师20人、助理工程师、安装工长30余人,施工队员150余人,所有上岗员工均经过专业技术培训、持证上岗。同时,公司建有完善的人才培养机制,不断加强对员工的技能培训、提高员工的技术水平;不断引进国内外新技术、新装备,提高施工工艺品质;加强安全生产教育,确保工地施工安全。

公司拥有专业的电气设备设计,施工,代维,检修团队,自成立以来,为珠三角众多知名企业回收了优质的电力服务。代维服务过的工厂类经典案例如下:

代维队伍

代维车队

常规代维仪器设备

客户案例展示:

东莞南城中学-预防性试验

东莞农村商业银业(石龙支行)-预防性试验

可口可乐瓶装商(东莞)有限公司-高压设备代维工程

东莞格兰名筑房地产开发有限公司-预防性实验

富港电子(东莞)有限公司-高压设备代维工程

伟易达集团-高压设备代维工程

金霸王电池(中国)有限公司-高压柜预防性实验

代维服务工作现场

广东永明建设发展有限公司代维服务流程

广东永明建设发展有限公司代维服务体系

公司建立了会员制度,凡成为我们的会员将会得到更加快捷的服务; 免费回收技术指导、咨询、电工培训;

全面负责客户电力设备安装调试;

长期为客户回收组件及维修服务;

定期进行电话式上门质量跟踪及回访,倾听客户的意见,不断提高服务质量; 拥有二十四小时服务的抢修队伍。

广东永明建设发展有限公司代维服务承诺

(1)依法取得相应等级的资质证书,并在其资质等级许可的范围内承揽工程。不转包或者违法分包工程。

(2)建立质量责任制,对建筑工程的施工质量负责。

(3)按照工程设计图纸和施工技术标准施工,不擅自修改工程设计,不偷工减料。在施工过程中发现设计文件和图纸有差错的,及时提出意见和建议。

(4)保质、保量、按时完成合同中的承诺,不给自己找借口和逃避责任的理由。

(5)建立、健全客户资料,做到有问题及时到位,确保客户工程用电实施,及日常用电的正常运行。

(6)建立、健全施工质量的检验制度,严格工序管理,作好隐蔽工程的质量检查和记录。

(7)建立、健全教育培训制度,加强对职工的教育培训;未经教育培训或者考核不合格的人员,不上岗作业。

(8)依法履行建筑工程质量保修义务。

(9)主要负责人依法对本单位的安全生产工作全面负责。建立健全安全生产责任制度和安全生产教育培训制度,制定安全生产规章制度和操作规程,保证本单位安全生产条件所需资金的投入,对所承担的建筑工程进行定期和专项安全检查,并做好安全检查记录。

(10)项目负责人由取得相应执业资格的人员担任,对建筑工程项目的安全施工负责,落实安全生产责任制度、安全生产规章制度和操作规程,确保安全生产费用的有效使用,并根据工程的特点组织制定安全施工措施,消除安全事故隐患,及时、如实报告生产安全事故。

(11)设立安全生产管理机构,配备专职安全生产管理人员。 专职安全生产管理人员负责对安全生产进行现场监督检查。发现安全事故隐患,及时向项目负责人和安全生产管理机构报告;对违章指挥、违章操作的,立即制止。

(12)根据不同施工阶段和周围环境及季节、气候的变化,在施工现场采取相应的安全施工措施。施工现场暂时停止施工的,做好现场防护。 将施工现场的办公、生活区与作业区分开设置,并保持安全距离;办公、生活区的选址符合安全性要求。职工的膳食、饮水、休息场所等符合卫生标准。不在尚未竣工的建筑物内设置员工集体宿舍。

(13)在施工现场建立消防安全责任制度,确定消防安全责任人,制定用火、用电、使用易燃易爆材料等各项消防安全管理制度和操作规程,设置消防通道、消防水源,配备消防设施和灭火器材,并在施工现场入口处设置明显标志。

(14)作业人员遵守安全施工的强制性标准、规章制度和操作规程,正确使用安全防护用具、机械设备等。

(15)采购、租赁具有生产(制造)许可证、产品合格证的安全防护用具、机械设备、施工机具及配件,并在进入施工现场前进行查验。

(16)对管理人员和作业人员每年至少进行一次安全生产教育培训,其教育培训情况记入个人工作档案。为施工现场从事危险作业的人员办理意外伤害保险。

(17)进行无假日,7X24小时的及时抢修服务。

公司把工程质量视为企业的生存线、生命线,从工程前期设计到材料采购再到施工现场管理以及后期服务,我们都要求严把质量关、技术关,做到品质精益求精,确保“业务保真诚、设计保科学、价格保公道、施工保质量、服务保及时” 。始终坚持踏踏实实做事、诚诚恳恳做人的原则,规范管理、尽心服务,密切关注客户的需求,深化发展与客户的互惠关系,取得客户的满意与信赖,同时赢得公司的健康发展。

自成立以来,先后为广东众多知名外资企业,内资企业,港资企业,台资企业,建筑小区,市政建设,医院,学校,社区,工业园区,写字楼等回收了优质的服务,并获得了良好的赞誉。公司业务范围辐射广东全省,并逐步向国内其它地区拓展业务。专业的技术团队,优秀的施工团队,快速响应的售后保障为公司业务的快速发展奠定了扎实的基础。

我们服务过的客户有:伟易达集团、金霸王电池(中国)有限公司、可口可乐瓶装商(东莞)有限公司、明门(中国)幼童用品有限公司、东莞宏大电器制品有限公司、富港电子(东莞)有限公司、康舒电子(东莞)有限公司、康舒电子(广州)有限公司、东莞大朗百一电子厂、先锋高科技(东莞)有限公司、富裕注塑制模(东莞)有限公司、东莞联桥电子有限公司、国巨电子(东莞)有限公司、飞宏(东莞)电子有限公司、东莞泰克威科技有限公司、东莞市麻涌镇第一中学、东莞市东坑时信电子厂、东莞市寮步铨讯电子厂、东莞应华精密金属有限公司、东莞希克斯电子有限公司、东莞泉睿精密五金制品有限公司、东莞汇和电子有限公司、东莞迈达光电有限公司、东莞旗利得电子有限公司、东莞昆盈电脑制品有限公司、东莞高美电子有限公司、东莞三峰精密部件有限公司、东莞徐福记食品有限公司、东莞李洲电子有限公司、新世纪广州豪园、暨南大学附属暨华医院、立维腾电子(东莞)有限公司、东莞市桥头特比克汽车零配件厂、广东蓝盾门业有限公司、东莞伍联电子有限公司、蒙特空气回收设备(广东)有限公司东莞分厂、东莞科泰电子有限公司 、SK钢铁(东莞)有限公司、康联达工业园、华泰科技园谢岗园区、华泰科技园惠州沥林园区、东莞泰峰电子有限公司、吉威阀门五金制造(东莞)有限公司、利丰雅高包装印刷(东莞)有限公司、东莞均益精密五金制品有限公司、东莞百吉电子有限公司、亚法金属(东莞)有限公司、东莞明辉商标织造有限公司、惠州大中塑胶电子有限公司、惠州李长荣橡胶有限公司、东莞联欣运动器材有限公司、东莞联志玩具礼品有限公司、东莞达宏电子有限公司、东莞生益电子有限公司、东莞雀巢有限公司美极分厂、延峰彼欧汽车外饰系统(东莞)有限公司、东莞舒尔曼塑料有限公司、东莞恩斯克转向器有限公司、东莞中外运物流有限公司、东莞卡士莫实业有限公司、福寿汽车零部件(东莞)有限公司、东聚电子科技集团、东莞广泽汽车饰件有限公司、广东亨通光电科技有限公司、山进电子科技(东莞)有限公司、东莞华宝鞋业有限公司、东莞嘉丰机电设备有限公司、春金油脂(东莞)有限公司、东莞扬宣电子有限公司、宝钜(中国)儿童用品有限公司、东莞市源礼灯饰有限公司、长青林电子(东莞)有限公司、东莞安联电器元件有限公司、东莞大和化成汽车零配件有限公司、东莞大福科技电子有限公司、大毅科技电子(东莞)有限公司、东莞安迈特箱包有限公司、东莞优力宝橡塑制品有限公司、荣兴工业股份有限公司、东莞大信装饰礼品有限公司、东莞美骏玩具制品有限公司、石排碧水云天花园、石排崇威酒店、东莞乐域塑胶电子制品有限公司、东莞百利佳糖果玩具礼品有限公司、凯德袋帽制品有限公司、宝嘉怡升制衣厂(河源)有限公司、程品科技(东莞)有限公司、松普科技电子(东莞)有限公司、东莞艾码商标织造有限公司、东莞富鼎兴科技电子有限公司、东莞市辉华复合包装厂、东莞乔日电业制品有限公司、东莞铁鸿电子有限公司、保德科技(东莞)有限公司、迅得机械(东莞)有限公司、东莞旭科金属制品有限公司、东莞太阳诱电有限公司、东莞杰鑫金属制品有限公司、东莞桥头永福电子厂、东莞日线线缆有限公司、东莞东坑冈谷电子厂、展恒玩具电子(东莞)有限公司、精丰金属(龙南)有限公司等

 
变压器预防性试验  

变压器试验项目可分为绝缘试验和特性试验两类。

(1)绝缘试验有:绝缘电阻和吸收比试验、测量介质损耗因数、泄漏电流试验、变压器油试验及工频耐压和感应耐压试验,对220kV及以上变压器应做局部放电试验。330kV及以上变压器应做全波及操作波冲击试验。

(2)特性试验有:变比、接线组别、直流电阻、空载、短路、温升及突然短路试验。

变压器的预防性试验

6~10千伏配电变压器的预防性试验项目和试验标准如下:

(1) 测量绝缘电阻 测量结果应与出厂试验数据或前一次测量的结果相比较,通常不应低于以前测量结果的70%。

(2) 交流耐压试验 6千伏、10千伏和400伏的变压器分别用21千伏、30千伏和4千伏电压进行交流耐压试验,试验结果与历年测试数值比较不应有显著变化。

(3) 绕组直流电阻 630千伏安以上的变压器,经折算到同一温度下的各相绕组电阻值,不应大于三相平均值的2%,与以前测量结果比较,相对变化也不应大于2%。630千伏安以下的变压器,相间阻值差别不应大于三相平均值的4%,线间阻值差别不应大于三相平均值的2%。

(4) 绝缘油的电气强度 运行中的变压器,其绝缘油的电气强度试验标准为20千伏。 对运行中变压器进行定期试验,主要目的是监督其绝缘状况,一般每年对变压器作一次预防性试验。

1.试验项目:变压器的绝缘电阻和吸收比、介质损失角、泄漏电流、分接开关的直流电阻试验,变压器油的电气性能(包括绝缘电阻、损失角、击穿电压3个项目)和油色谱分析。

2.分析方法除按规程规定标准衡量是否合格外,主要是将各项目的试验结果与历次试验结果进行纵横分析比较,对有怀疑的试验结果进行鉴定性试验,找出缺陷,列入检修计划进行回收,并加强运行中的监视。

3.分析变压器绝缘时,要注意试验时的油温及试验使用的仪表、天气情况等对试验结果有影响的因素。

4.遥测变压器绝缘电阻时应注意以下事项:

(1)遥测前应将瓷套管清扫干净,拆除全部接地线和引线。

(2)使用合格的2.5千伏绝缘电阻表,遥测时将绝缘电阻表放平,当转速达到120转/分时,读R15、R60两个数值,测出吸收比。

(3)遥测时应记录当时变压器的油温及外温。

(4)严禁在遥测时用手触摸带电导体或拆除绝缘电阻表线,遥测后应将变压器的线圈放电,防止触电。

(5)遥测项目:对三绕组变压器应测量一次对二次、一次对三次、一次对地、二次对一次、二次对三次、二次对地、三次对一次、三次对二次及三次对地的绝缘电阻。

(6)在潮湿或污染严重的地区应加屏蔽线。

(7)变压器从电网上断开后,应待其上、下层油温基本一致后,再进行测量,因此时线圈、绝缘和油的温度基本相同,方可用上层油温作为线圈温度。

根据《电力设备交接和预防性试验规程》规定的试验项目及试验顺序, 主要包括油中溶解气体分析、绕组绝缘电阻的测量、绕组直流电阻的测量、介质损耗因数tgD检测、交流耐压试验、线圈变形试验、局部放电测量等。

1.油中溶解气体分析

在变压器诊断中, 单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷, 而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法, 对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化, 在特定温度下, 往往有某一种气体的产气率会出现最大值; 随着温度升高, 产气率最大的气体依此为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系, 而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下, 由于油和固体绝缘会逐渐老化,变质, 并分解出极少量的气体(主要包括氢H2 甲烷CH4 乙烯C2H4 乙炔C2H2 一氧化碳CO 二氧化碳CO2等多种气体)。当变压器内部发生过热性故障, 放电性故障或内部绝缘受潮时, 这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中, 少部分上升至绝缘油的表面, 并进入气体继电器。经验证明, 油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关, 不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的, 因此在设备运行过程中, 定期测量溶解于油中的气体成分和含量, 对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效, 在1997 年颁布执行的电力设备预防性试验规程中, 已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置, 并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明: 过热性故障占63%; 高能量放电故障占18. 1%; 过热兼高能量放电故障占10%; 火花放电故障占7%; 受潮或局部放电故障占1. 9%。而在过热性故障中, 分接开关接触不良占50%; 铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%; 导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14. 4%; 其余

2. 1% 为其他故障, 如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞, 致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主, 其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞狐等故障。火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电; 引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电; 分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。

对变压器故障部位的准确判断, 有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握, 并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等) 进行比较。

同时还要注意由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离, 在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成, 如油中含水可与铁作用生成氢气, 过热时铁芯层间油膜裂解也可生成氢,新的不锈

钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放, 另外, 某些操作也可生成故障气体, 如有载调压变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响, 设备油箱带油补焊, 原注入油含有某些气体成分大修后滤油不彻底留有残气等。

2.绕组直流电阻的测量

它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验, 能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障, 实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。长期以来, 绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器绝缘的主要手段之一, 有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。如在对某变压器低压侧10KV 线间直流电阻作试验时, 发现不平衡率为2. 17% , 超过部颁标准值1% 的一倍还多, 色谱分析不存在过热故障, 且每年预试数据反映直流电阻不平衡系数超标外, 其它项目均正常, 经分析换算后确定C 相电阻值较大, 判断C 相绕组内有断股问题, 经吊罩检查后,验证C 相确实有一股开断, 避免了故障的进一步扩大。通过上述例子可见, 变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大作用。

3.绕组绝缘电阻的测量

绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数, 对变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度, 它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷, 如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲, 单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断, 其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低, 难以暴露缺陷, 另一方面也因为绝缘电阻与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关, 但对于铁芯夹件、穿心螺栓等部件, 测量绝缘电阻往往能反映故障, 这是因为这些部件绝缘结构较简单, 绝缘介质单一, 正常情况下基本不承受电压, 绝缘更多的是起隔离作用, 而不像绕组绝缘要承受高电压, 比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况, 也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。

4.测量介质损耗因数tgD

它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介质测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件) 的影响, 因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgD, 但为了提高测量的准确和检出缺陷的灵敏度, 有时也进行分解试验, 以判断缺陷所在位置。如在对变压器做预试时, 发现一相套管介质超标, 且绝缘不合格, 读数较低, 经分析后可能是由受潮引起, 后拔出检查发现套管末端底部有水份, 套管已整体受潮, 经烘干回收后再做试验,各项指标均符合要求。测量泄漏电流和测量绝缘电阻相似, 只是其灵敏度较高, 能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关, 在《电力设备交接和预防性试验规程》中不作规定, 只在判断时强调比较, 与历年数据相比, 与同类型变压器数据相比, 与经验数据相比较等。介质损耗因数tgD和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降, 因此单纯靠tgD和泄漏电流来判断绕组绝缘状况的可能性也比较小, 这主要也是因为两项试验的试验电压太低, 绝缘缺陷难以充分暴露。对于电容性设备, 实践证明如电容型套管、电容式电压互感器、耦合电容器等, 测量tgD和电容量CX 仍是故障诊断的有效手段。

5.交流耐压试验

它是鉴定绝缘强度等有效的方法, 特别是对考核主绝缘的局部缺陷, 如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效, 但受试验条件限制, 要进行35KV 及8000KVA 以上变压器耐压试验, 由于电容电流较大, 要求高电压试

验变压器的额定电流在100mA 以上, 目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍, 如果能对高电压、大电流电力变压器进行交流耐压试验, 对保证变压器安全运行有很大意义。

6.线圈变形检测

变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下, 绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化, 包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患, 一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故, 严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有:

6. 1 短路故障电流冲击, 电动力使绕组容易破坏或变形。电动力的产生是绕组中的短路冲击电流与漏磁相互作用的结果, 在运行中, 由于辐向和轴向电动力同时作用, 可能使整个绕组发生扭转。

6. 2 在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和震动等。如某供电部门在对35KV、20000KVA 主变压器运输途中, 遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时, 发现油箱下部固定器身的4 个螺栓全部开焊裂断, 上部对器身定位的4 个定位钉全部松动, 并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11mm , 横向位移23mm , 绕组对端圈错位, 最大达30mm , 可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态, 并经过长途运输及多次编组, 器身在油箱中摇晃, 必然造成变压器损坏。

6. 3 保护系统有死区, 动作失灵, 导致变压器承受稳定短路电流作用时间长, 造成绕组变形。

结语

在变压器计划检修或故障诊断中,预防性试验结果依旧是不可缺少的诊断参量。每个预防性试验项目不能孤立的去看待,应将几个项目试验结果有机结合起来综合分析,这将有效提高判定的准确性。

Q:什么是变压器的空载试验和短路试验?变压器的空载试验和短路试验是什么意思?

变压器的空载试验指的是通过变压器的空载运行来测定变压器的空载电流和空载损耗。一般说来,空载试验可以在变压器的任何一侧进行。通常将额定频率的正弦电压加在低压线圈上而高压侧开路。为了测出空载电流和空载损耗随电压变化的曲线,外施电压要能在一定范围内进行调节。

变压器的短路试验通常是将高压线圈接至电源,而将低压线圈直接短接。由于一般电力变压器的短路阻抗很小,为了避免过大的短路电流损坏变压器的线圈,短路试验应在降低电压的条件下进行。用自耦变压器调节外旋电压,使电流在0.1~1.3倍额定电流范围变化。原边电流达到额定值时,变压器的铜损相当于额定负载时的铜损,因外施电压较低,铁芯中的工作磁通比额定工作状态小得多,铁损可以忽略不计,所以短路试验的全部输入功率基本上都消耗在变压器绕组上,短路试验可测出铜损。通常电力变压器在额定电流下的短路损耗约为额定容量的0.4%~4%,其数值随变压器容量的增大而下降。

变压器空载试验和负载试验的目的和意义

变压器的损耗是变压器的重要性能参数,一方面表示变压器在运行过程中的效率,另一方面表明变压器在设计制造的性能是否满足要求。变压器空载损耗和空载电流测量、负载损耗和短路阻抗测量都是变压器的例行试验。

变压器的空载试验就是从变压器任一组线圈施加额定电压,其它线圈开路的情况下,测量变压器的空载损耗和空载电流。空载电流用它与额定电流的百分数表示,即:

进行空载试验的目的是:测量变压器的空载损耗和空载电流;验证变压器铁心的设计计算、工艺制造是否满足技术条件和标准的要求;检查变压器铁心是否存在缺陷,如局部过热,局部绝缘不良等。

变压器的短路试验就是将变压器的一组线圈短路,在另一线圈加上额定频率的交流电压使变压器线圈内的电流为额定值,此时所测得的损耗为短路损耗,所加的电压为短路电压,短路电压是以被加电压线圈的额定电压百分数表示的:

此时求得的阻抗为短路阻抗,同样以被加压线圈的额定阻抗百分数表示:

空载试验 测量变压器的空载电流和空载损耗,以判断铁心质量和检查绕组是否有短路。试验时,在低压绕组上施加额定频率正弦波形的额定电压,其他绕组开路。测量所有三相的电流、电压和功率。这时变压器所消耗的功率称为空载损耗,主要是铁耗。这时在原绕组中虽然有空载电流产生的铜耗,但因空载电流较小,因而忽略不计。铁心的磁通密度过高会使空载电流增加;硅钢片绝缘不良、片间短路、绕组匝间短路及穿心螺杆绝缘损坏等因素都会使空载电流增大、损耗增加。

短路试验 测量变压器的短路损耗和漏阻抗电压。试验时,将变压器低压绕组短接,在高压侧施加额定频率的较小正弦电压,使绕组中的短路电流等于高压绕组的额定值。此时所加试验电压为短路电压,又称漏阻抗电压。短路试验中测得的损耗为短路损耗,即变压器额定运行时绕组的电阻损耗,又称铜耗。 空载试验

通过测定变压器高低压侧绕组的电压、

空载电流和空载损耗, 求得变压器变比和激磁阻抗参数 。

图1.5.2-1 单相变压器空载试验的原理接线图

二、短路试验

通过测定变压器的短路电压、短路电流和短路损耗求得短路阻 抗参数

器的重要参数:短路电压UkN 。 和变压

图1.5.3-1 单相变压器短路试验的原理接线图三:绝缘电阻测试(兆欧表摇对地绝缘)

 
变压器电气预防性试验  

论文关键词:变压器 分析 测量 预防性试验

论文摘要:预防性试验是保证电力变压器安全运行的重要措施, 对变压器故障诊断具有确定性影响, 通过各种试验项目, 获取准确可靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。

前 言

根据《电力设备交接和预防性试验规程》规定的试验项目及试验顺序, 主要包括油中溶解气体分析、绕组绝缘电阻的测量、绕组直流电阻的测量、介质损耗因数tgD检测、交流耐压试验、线圈变形试验、局部放电测量等。

1.油中溶解气体分析

在变压器诊断中, 单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷, 而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法, 对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化, 在特定温度下, 往往有某一种气体的产气率会出现最大值; 随着温度升高, 产气率最大的气体依此为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系, 而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下, 由于油和固体绝缘会逐渐老化,变质, 并分解出极少量的气体(主要包括氢H2 甲烷CH4 乙烯C2H4 乙炔C2H2 一氧化碳CO 二氧化碳CO2等多种气体)。当变压器内部发生过热性故障, 放电性故障或内部绝缘受潮时, 这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中, 少部分上升至绝缘油的表面, 并进入气体继电器。经验证明, 油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关, 不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的, 因此在设备运行过程中, 定期测量溶解于油中的气体成分和含量, 对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效, 在1997 年颁布执行的电力设备预防性试验规程中, 已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置, 并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明: 过热性故障占63%; 高能量放电故障占18. 1%; 过热兼高能量放电故障占10%; 火花放电故障占7%; 受潮或局部放电故障占

1. 9%。而在过热性故障中, 分接开关接触不良占50%; 铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%; 导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14. 4%; 其余2. 1% 为其他故障, 如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞, 致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主, 其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞狐等故障。火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电; 引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电; 分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。 对变压器故障部位的准确判断, 有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握, 并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等) 进行比较。

同时还要注意由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离, 在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成, 如油中含水可与铁作用生成氢气, 过热时铁芯层间油

膜裂解也可生成氢,新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放, 另外, 某些操作也可生成故障气体, 如有载调压变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响, 设备油箱带油补焊, 原注入油含有某些气体成分大修后滤油不彻底留有残气等。

2.绕组直流电阻的测量

它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验, 能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障, 实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。长期以来, 绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器绝缘的主要手段之一, 有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。如在对某变压器低压侧10KV 线间直流电阻作试验时, 发现不平衡率为

2. 17% , 超过部颁标准值1% 的一倍还多, 色谱分析不存在过热故障, 且每年预试数据反映直流电阻不平衡系数超标外, 其它项目均正常, 经分析换算后确定C 相电阻值较大, 判断C 相绕组内有断股问题, 经吊罩检查后,验证C 相确实有一股开断, 避免了故障的进一步扩大。通过上述例子可见, 变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大作用。

3.绕组绝缘电阻的测量

绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数, 对变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度, 它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷, 如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲, 单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断, 其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低, 难以暴露缺陷, 另一方面也因为绝缘电阻与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关, 但对于铁芯夹件、穿心螺栓等部件, 测量绝缘电阻往往能反映故障, 这是因为这些部件绝缘结构较简单, 绝缘介质单一, 正常情况下基本不承受电压, 绝缘更多的是起隔离作用, 而不像绕组绝缘要承受高电压, 比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况, 也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。

4.测量介质损耗因数tgD

它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介质测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件) 的影响, 因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgD, 但为了提高测量的准确和检出缺陷的灵敏度, 有时也进行分解试验, 以判断缺陷所在位置。如在对变压器做预试时, 发现一相套管介质超标, 且绝缘不合格, 读数较低, 经分析后可能是由受潮引起, 后拔出检查发现套管末端底部有水份, 套管已整体受潮, 经烘干回收后再做试验,各项指标均符合要求。测量泄漏电流和测量绝缘电阻相似, 只是其灵敏度较高, 能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关, 在《电力设备交接和预防性试验规程》中不作规定, 只在判断时强调比较, 与历年数据相比, 与同类型变压器数据相比, 与经验数据相比较等。介质损耗因数tgD和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降, 因此单纯靠tgD和泄漏电流来判断绕组绝缘状况的可能性也比较小, 这主要也是因为两项试验的试验电压太低, 绝缘缺陷难以充分暴露。对于电容性设备, 实践证明如电容型套管、电容式电压互感器、耦合电容器等, 测量tgD和电容量CX 仍是

故障诊断的有效手段。

5.交流耐压试验

它是鉴定绝缘强度等有效的方法, 特别是对考核主绝缘的局部缺陷, 如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效, 但受试验条件限制, 要进行35KV 及8000KVA 以上变压器耐压试验, 由于电容电流较大, 要求高电压试验变压器的额定电流在100mA 以上, 目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍, 如果能对高电压、大电流电力变压器进行交流耐压试验, 对保证变压器安全运行有很大意义。

6.线圈变形检测

变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下, 绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化, 包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患, 一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故, 严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有:

6. 1 短路故障电流冲击, 电动力使绕组容易破坏或变形。电动力的产生是绕组中的短路冲击电流与漏磁相互作用的结果, 在运行中, 由于辐向和轴向电动力同时作用, 可能使整个绕组发生扭转。

6. 2 在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和震动等。如某供电部门在对35KV、20000KVA 主变压器运输途中, 遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时, 发现油箱下部固定器身的4 个螺栓全部开焊裂断, 上部对器身定位的4 个定位钉全部松动, 并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11mm , 横向位移23mm , 绕组对端圈错位, 最大达30mm , 可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态, 并经过长途运输及多次编组, 器身在油箱中摇晃, 必然造成变压器损坏。

6. 3 保护系统有死区, 动作失灵, 导致变压器承受稳定短路电流作用时间长, 造成绕组变形。

结语

在变压器计划检修或故障诊断中,预防性试验结果依旧是不可缺少的诊断参量。每个预防性试验项目不能孤立的去看待,应将几个项目试验结果有机结合起来综合分析,这将有效提高判定的准确性。

 
电力变压器预防性试验,  

毕业设计(论文)任务书

系 部:电力工程系

专 业:发电厂及电力系统

班 级:发电0902 指导教师:***

设计题目:电力变压器预防性试验

摘要

电力变压器是电力系统中最为庞大和重要的变电设备之一,在

变压器的维护检修、运行工作中,必须认真执行电气设备预防性试验规程,坚持预防为主,使设备能够长周期、安全、可靠运行,防患于未然。另外还应坚持科学的态度,对试验结果全面的、历史的进行综合分析,掌握电气设备性能变化的规律和趋势,使电气设备的各项性能始终处于监控、掌握、管理之中。

此次毕业设计主要是介绍一些常见的变压器预试方法。其中包括:绝缘电阻和吸收比的测量、介质损失角测量、绕组直流电阻测试、非纯瓷套管试验、变压器变比试验、绕组变形试验、有载分接开关试验等。

关键词:电力系统 变压器 绝缘试验

Abstract

Power transformer in the power system is the most complex and important one in the transformer substation equipment, maintenance, operation, we must seriously implement preventive test rules of electrical equipment, adhering to the principle of prevention first, making the device capable of long cycle, safety, reliability, anti nip in the bud. It should also adhere to the scientific attitude, on the test results, the comprehensive history of comprehensive analysis, control of electrical equipment performance and change rules and trend of the electric equipment, the performance has always been a monitor, control, and management.

This graduation design is mainly introduced some common transformer test method. Including: insulation resistance and absorption ratio measurement, dielectric loss angle measurement, winding DC resistance testing, non pure porcelain bushing transformer ratio test, test, winding deformation test, on-load test.

Key words: Power system Transformer Insulation test

目 录

第一章:变压器试验

1.1 概述………………………………………………………………………………………6

1.2 电力变压器试验的分类………………………………………………………6

第二章:变压器的试验方法

2.1特性试验………………………………………………………………………7 2.1.1直流电阻测量 2.1.1.1试验目的 2.1.1.2测量方法 2.1.1.3试验要求 2.1.1.4注意事项

2.1.1.5现场试验数据

2.1.1.6试验结果的分析判断

2.1.2温升试验…………………………………………………………………9 2.1.2.1试验目的 2.1.2.2试验要求 2.1.2.3试验方法

2.1.3短路特性试验……………………………………………………………10 2.1.3.1试验目的 2.1.3.2测量方法 2.1.3.3试验要求 2.1.3.4注意事项

2.1.3.5现场试验数据

2.1.3.6试验结果的分析判断

2.1.4空载特性试验……………………………………………………………12 2.1.4.1试验目的 2.1.4.2测量方法 2.1.4.3试验要求 2.1.4.4注意事项

2.1.4.5现场试验数据

2.1.4.6试验结果的分析判断

2.2 绝缘实验

2.2.1绝缘电阻和吸收比的测定…………………………………………………14 2.2.1.1试验目的 2.2.1.2测量方法

2.2.1.3试验要求 2.2.1.4注意事项

2.2.1.5现场试验数据

2.2.1.6试验结果的分析判断

2.2.2交流耐压试验………………………………………………………………16 2.2.2.1试验目的 2.2.2.2.测量方法 2.2.2.3试验要求 2.2.2.4注意事项

2.2.2.5现场试验数据

2.2.2.6试验结果的分析判断

2.2.3介质损耗因数tanδ测量…………………………………………………18 2.2.3.1试验目的 2.2.3.2测量方法 2.2.3.3试验要求 2.2.3.4注意事项

2.2.3.5现场试验数据

2.2.3.6试验结果的分析判断

第三章:变压器的故障诊断与回收

3.1 概述…………………………………………………………………………20 3.2 变压器本体受潮……………………………………………………………20 3.3 过热故障(缺陷)……………………………………………………………21 3.3.1导电回路过热 3.3.2铁芯多点接地 3.3.3局部过热

3.4 放电性故障(缺陷)…………………………………………………………21 3.4.1绝缘损伤性放电 3.4.2悬浮放电 3.4.3其他放电

第四章: 总结………………………………………………………………………….23

附录……………………………………………………………………………………………24.

参考资料…………………………………………………………………………………….25

第一章:变压器试验

1、 1概述

变压器是电力系统中输变电能的重要设备,它担负着电压、电流的转换任务,它的性能好坏直接影响到系统的安全和经济运行.由于电力变压器多在室外露天下工作,承受着多种恶劣和复杂条件的考验,因此必须对它的导磁、导电和绝缘部件等进行定期试验,以检验其各项性能是否符合有关规程的要求,发现威胁安全运行的缺陷,从而进行及时的回收,以防患于未然。

随着现代工业的发展,变压器的种类越来越多,试验方法虽然广州小异 但是由于电压等级和容量的差别,所以也有各自的特点,本次论文将重点阐述500KV油浸变压器的试验。 1.2变压器试验的分类

电力变压器试验一般分为工厂试验和交接预防性试验两类.工厂试验主要包括工序间半成品试验、成品出厂试验、型式试验和特殊试验等; 交接预防性试验主要包括交接验收、大修、小修

和故障检修试验等.

绝缘试验包括:

(1) 测量线圈连同套管的泄露电流。 (2) 测量线圈连同套管的介质损失角正切值。 (3) 线圈连同套管的交流耐压试验。 (4) 油箱和套管中绝缘油试验。 (5) 油中溶解气体色谱分析。 (6) 测量线圈的绝缘电阻和吸收比。 特性试验包括:

(1)测量线圈的直流电阻。 (2)检查线圈所有分接头的变压比。

(3)检查三相变压器的接线组别和单相变压器引出线的极性。 (4)测量容量为3150KVA及以上变压器在额定电压下的空载电流和空载损耗。 (5)短路特性和温升试验等。

此次毕业设计主要是介绍一些常见的变压器预试方法。其中包括:直流电阻测量、绝缘电阻和吸收比的测量、介质损失角测量、绕组直流电阻测试、非纯瓷套管试验、变压器变比试验、绕组变形试验、有载分接开关试验等。

第二章:变压器的试验方法 2.1.1直流电阻测量

变压器的绕组可以看作是电感L和电阻R串联的等值电路。当有电压加在被测绕组两端时,由于电感不能突变,所以在刚加上电源时L中的电流为零,电阻中也无电流,所以电阻上没有压降,此时全部的电压都加在了电感L上,对于大型变压器来说就需要一段时间让电路达到稳定,如此才能测到比较正确的数据。

2.1.1.1试验目的

(1) 检查绕组的接头质量和绕组有无匝间短路。

(2) 电压分接开关的各个位置接触是否良好以及分接开关实际位置与指示位置相符。

(3) 多股导线并绕的绕组是否有段股等情况。 2.1.1. 2测量方法

通常测量直流电阻的方法是电桥法。

电桥法是采用电桥平衡来测量线圈电阻的,一般都用直流电桥。常用的有单臂电桥,双臂电桥和双单臂电桥。当被测量的电阻大于10Ω时,应该使用单臂电桥,如QJ23,QJ24等;当被测量电阻小于10Ω时使用双臂电桥。测量时最好能测量每相的阻值。对于无中性点引出的测量出线电阻后应进行换算。

当绕组是Y型接法时,各相的直流电阻为:

ru=(Ruv+Ruw-Rvw)/2 rv=(Ruv+Rvw-Ruw)/2 rw=( Rvw+Ruw-Ruv)/2

式中:ru ,rv, rw是每相绕组的直流电阻; Ruv,Ruw,Rvw是相间电阻。

当绕组是△型接法时,各相的直流电阻为:

rU=(RUV-RP)-RUVRVW/(RUV-RP) rV=(RVW-RP)-RUVRUW/(RVW-RP) rW=(RUW-RP)-RUVRVW/(RUW-RP) RP=( RUV +RVW+ RUW)/2

式中:ru ,rv, rw是每相绕组的直流电阻; Ruv,Ruw,Rvw是相间电阻。

当三相平衡时,则有r相=1.5r线

2.1.1.3试验要求

由于影响测量结果的因素很多,如测量表计,引线,温度,接触情况和稳定时间等.因此,测试中因注意以下事项:

(1)测量仪表的准确度因不低于0.5级。 (2)连接导线因有足够的截面,且接触良好。

(3)准确测量绕组的平均温度:当变压器没有运行处于冷却状态时,测量油温即可认为是绕组的平均温度;当变压器刚退出运行时,需对照变压器绕组与油面温度计的指示值,当两者温差小于5度时,可认为油面温度就是绕组的平均温度。

(4)为了与出厂及历次测量的数值比较,应将不同温度下测量的直流电阻换算到同样温度,以便比较。

(5)变压器绕组反向电动势保护。由于变压器绕组具有很大的电感,在测量过程中,不能随意切断电源及拉掉接在试品两端的充电连接线。测试完毕后,应先将变压器两端短接,然后才可以切断电源。

变压器绕组反向电动势可能有数千伏,会对仪器和人员构成威胁,但是成套的数字式变压器直流绕组测量仪内部都装了保护电路,所以还是很安全的。 2.1.1.4注意事项

(1)电压线应尽量短和粗些。

(2)电压和电流线与被测绕组的端子应可靠连接。 (3)电压线接头应在电流线接头的内侧,并避免电压线接头流过测试电流。

(4)切断测试电流时,有过电压产生,防止设备和人员受到伤害。同一变压器其他非测量绕组的端子和引线应可靠绝缘。

试验接线

2.1.1.5现场试验数据

#7主变(B相)绕组直流电阻测量数据比较

2.1.1.6试验结果的分析判断

(1)本次试验所测到的值与历次比较,没有太明显的出入,所以可说明线圈内部导线的焊接没有脱落,线圈没有层间短路和内部断线;电压分接开关,引线与套管的接触良好.

(2)测量直流电阻时必须要向仪器充电,往往需要很长的时间。从电工原理上说,电感回路施加直流电压时,其充电过程的时间常数为T=L/R,所以缩短时间的办法就是减少电感,增加电阻,

而加大电阻是比较可行的办法。在试验前串一个合适的电阻就可以达到快速测量的目的。

2.1绝缘电阻和吸收比的测定

电力变压器绝缘电阻和吸收比的测量,主要是指线圈之间以及线圈对地之间的绝缘电阻和吸收比的测量。 测定绝缘电阻和吸收比可以灵敏地发现变压器绝缘的整体或局部受潮;检查绝缘表面的脏污及局部缺陷;检查有无短路、接地和瓷件破损等缺陷.测定绝缘电阻和吸收比一直是变压器绝缘试验中常用的方法之一。

2.2.1.1试验目的:

(2)初步判断变压器绝缘的好坏。

(3)鉴别变压器绝缘的整体或局部是否受潮。

(4)检查绝缘表面是否脏污,有无放电或击穿所形成的贯通性局部缺陷。

(5)检查有无瓷套管开裂、引线碰地、器身内有无铜线搭桥所造成的短路。 2.2.1.2测量方法

(1)对于额定电压为500KV的变压器一般使用2500V或

5000V兆欧表.

(2)被测绕组各相引出端应短路后再接到兆欧表.接地的

绕组也是短路后再接地,这样可以达到测量各绕组间及各绕组对地的绝缘电阻与吸收比.变压器绝缘电阻测量部位及顺序见表

2-1。

变压器绝缘试验顺序表

表2-1

注:

吸收比:不同的绝缘设备,在相同的电压下,其总电流随时间下降的曲线不同。一般将60s和15s时的绝缘电阻的比值R60/R15称为吸收比。测量这一比值的试验叫做吸收比试验。

2.2.1.3试验要求

(1)电气设备交接试验.按GB50150—1991,测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数应满足下列规定。 1) 绝缘电阻不应低于出厂试验值的70%。

2) 当测量温度和出厂试验时的温度不符合时,按公式换算到同一温度比较.

3) 变压器的吸收比应大于1.3。

4) 变压器电压等级大于220KV,且容量大于120MVA时,宜测量极化指数.测得值与出厂值相比较不应有太大变化。 (2)电气设备检修试验.按Q\CSG10007-2004《预防性试验规程》进行。

1) 经过换算的绝缘电阻与前次的测量结果相比较应无明显变化,一般不低于上次值的70%。

2) 吸收比在常温下不低于1.3,吸收比偏低时,可测量极化指数,应不低于1.5为宜。

3) 当绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比不低于1.1极化不低于1.3。

2.2.1.4注意事项

a) 试验前应将变压器同一侧绕组的各相短路,并与中性点引出线连在一起接地。

b) 刚退出运行的变压器应等绕组的温度与油温接近时再进行

测量。

c) 吸收比和极化指数不进行温换算。

d) 为消除残余电荷对测量的影响,应将绕组对地进行充分放电3min,拆开变压器的高、低压连接线;

e) 在测量过程中,如需要重复测量时,应将绕组进行充分放电;

f) 如发现存在绝缘问题,应进行分解试验。

g) 该试验只能初步判定变压器的绝缘情况不存在特别明显的缺陷,而不能说明绝缘没有问题,它也是进行耐压试验前的预检。 试验接线

2.2.1.5现场试验数据

#7主变绝缘电阻测量试验数据比较

2.2.1.6试验结果的分析判断

本次试验所测到的值与历次比较,没有太明显的出入,所以可以证明该变压器的绝缘没有出现明显的缺陷,也没有受潮,符合相关标准。

绝缘电阻和吸收比试验虽然能反映变压器的某些状况,但是,由于它们受外界的影响较大,测得的电阻值分散性较大,没有绝对的判断标准。

一般情况下采用比较法对结果进行比较,可以是同类型的设备间相互比较,该设备历次试验结果间的比较,也可以是大修前后的数据比较。

通常情况下如果与历次数据相差较明显,在排除测量误差和温度因素的情况下即可以认为变压器的绝缘损坏或受潮了,应该及时检查变压器的主绝缘,找出隐患。

2.2.2交流耐压试验

外施工频耐压试验是将被试绕组首尾短接,施加试验电压,考察变压器主绝缘和端绝缘的强度,对设备的安全运行具有重要意义。

交流耐压试验对固体有机绝缘来说属于破坏性试验,它会使

原来存在的绝缘弱点进一步发展,使绝缘强度逐渐降低,形成绝缘内部劣化的累积效应,这是我们不希望见的。因此,必须正确的选择试验电压的标准和耐压时间。试验电压越高,发现绝缘缺陷的有效性更高,但被试品被击穿的可能性更大。反之,试验电压低,又使设备在运行中被击穿的可能性加大。

2.2.2.1试验目的:

它是变压器试验的主要项目,是考核主绝缘的基本措施。对变压器绕组连同套管一起进行超过额定电压一定倍数的工频交流试验电压,持续时间一分钟的交流耐压试验。其目的是用比运行情况更为严酷的条件下检验变压器绕组的绝缘水平。

2.2.2.2测量方法

交流耐压试验的接线应根据被试品的要求和现有试验设备来决定。通常是采用成套设备。对于大型的变压器就需要大容量的试验变压器,调压器以及电源。现场操作十分的不方便,在此情况下,可根据具体情况分别采用串联,并联谐振的方法来进行现场试验。串、并联谐振可以通过调节电感来实现,也可以通过调节频率或电容来实现。由于变压器是大电容设备,所以一般采用调感和调频来进行谐振补偿。

2.2.2.3试验要求

根据GB50150-1991与Q/CSG10007-2004制成表2-2如下,供试验参考。

变压器交流耐压试验电压标准(单位:KV)

绕组全部更换后的变压器按出厂试验电压值进行试验;局部更换绕组的变压器按出厂试验电压的0.8倍值进行试验。

表2-2

2.2.2.4注意事项

(1)检查试验接线确保无误,被试变压器外壳和非加压绕组应可靠接地,试验中的过电流,过电压保护应正确可靠。

(2)油浸变压器的套管,入孔等所有能放气的部位全都打开充分排气,以免未排出的气体残存影响绝缘强度,导致击穿和放电。

(3)三相变压器的交流耐压试验,不必分相进行,但同恻绕组的三相引出线端必须短路后才能试验,否则会损伤变压器绕组。

(4)在试验过程中,升压过程应均匀,当电压升至40%试验电压以上时,应保持3%试验电压上升速度;降压应迅速,但应避免在40%试验电压以上突然切断电源。

(5)交流耐压试验时间为1分钟。如果发生击穿时,应立即切断电源。

(6)加压期间应密切注视表计指示动态,观察,监听被试变压器,注意异常状态。 试验接线

2.2.2.5现场试验数据

#7主变(A相)交流耐压实验数据比较

#7主变(B相)交流耐压实验数据比较

#7主变(C相)交流耐压实验数据比较

2.2.2.6试验结果的分析判断

试验中,表计指针不跳动不上升,被试验变压器无放电声,

则被认为试验通过;

一般若出现电流突然上升或电流继电器动作,则表示试品已被击穿。

本次试验所测到的值与历次比较,没有太明显的出入,所以可以证明该变压器的绝缘没有出现明显的缺陷,也没有受潮,符合相关标准。

根据经验判断,一般情况下,当试品被击穿时,电路中电流会明显上升,试品会发出击穿声响,冒烟,出气,焦臭,闪弧,燃烧等,都是不允许的,一定要查明原因。这些现象如果确定是发生在绝缘上的,则认为是被试品存在缺陷和击穿。

另外,耐压试验前后都应测量被试品的绝缘电阻,确保设备和人员的安全。

2.2.3介质损耗因数tanδ测量

测量介质损耗因数tanδ是绝缘预防性试验的重要项目之一。 在交流电压作用下,流过介质的电流右两部分组成,即通过Cx 的电流ICX,和通过 Rx的电流IRx。通常ICX〈〈IRx,介质损失角δ甚小。介质中的损耗功率:

P=U2 ωCx tanδ

tanδ为介质损耗角的正切,一般均比较小 2.2.3.1试验目的:

检查变压器绝缘是否受潮、油质是否劣化以及绕组上是否存在油泥等严重的局部缺陷。它对局部放电,绝缘老化与轻微缺陷反映不灵敏。因此,当变压器等级大 于35KV时,且容量在8000KVA以上时,应测量介质损耗角的正切值。

2.2.3.2测量方法

a)使用仪器。现场试验大多使用的是电压平衡式西林电桥(例如QS1型)和ZT1型介质测量专用仪器。QS1交流电桥是按平衡原理制造的,有正反两种接法,在测介损时一般用反接法。ZT1型介质测量仪是按相敏电阻原理制成的,具有带电测试功能。

b)测量时因将非被测绕组短接接地,也可以将非被测绕组屏蔽进行分解试验,以查出局部缺陷。

c)测量变压器介质损耗因数时,对于注油或未注油的,且绕组额定电压为10KV以上的变压器,试验电压为10KV,绕组额定电压小于10KV的,试验电压不应大于额定电压。

2.2.3.3试验要求

(1)被测绕组与非被测绕组均应首尾短路。交流电压施加在绕组上,由于磁耦合作用,绕组各点的电位和相角可能不同,会对测量结果造成误差。绕组首尾短接,可以将其内部各点电位的不同减小到最低限度。

(2)测试前应降套管,瓷瓶擦拭干净,表面的脏污会影响准确,另外周围的临时接地体也要拆除。

(3)当绕组的介损较大时,因测试相应温度下的油介损,以区分纸和油的情况。

2.2.3.4注意事项

(1)一般在绝缘电阻和泄露电流试验完成之后进行介质损耗因数的测量,试验时可以一次升到试验电压,也可以分段加压,以便观察不同电压情况下的介质损耗因数的变化。

(2)由于电源频率对介质损耗因数有影响,因此,试验电源频率偏差应小于5%。

(3)测量变压器介质损耗因数时,对于注油或未注油的,且绕组额定电压为10KV以上的变压器,试验电压为10KV,绕组额定电压小于10KV的,试验电压不应大于额定电压。

试验接线

2.2.3.5现场试验数据

#7主变(A相)介质损耗电气试验数据比较

#7主变(B相)介质损耗电气试验数据比较

#7主变(C相)介质损耗电气试验数据比较

2.2.3.6试验结果的分析判断

此台变压器为外高桥电厂#7机组的升压变压器,是06年新购进的由广东ABB变压器公司生产的,所以测得的数据相当的好。但是仔细分析,大修时的数据竟然好于出厂,可见试验环境(温度和湿度)和试验水平还是很重要的因素。

第四节 非纯瓷套管试验

一、试验目的

套管是变压器的组件之一,对变压器和电网的安全运行起着重要的作用。非纯瓷套管的介质损耗角正切值(简称介损)tanδ和电容量是分析高压套管绝缘状况的一项指标,可以较灵敏地反映出套管的劣化和某些局部缺陷。

二、试验接线:

三、试验步骤:

1、摆放介损仪、将仪器接地,选择合适位置将介损仪平

稳放置,将仪器接地端可靠接地,注意预留高压引线的走向,仪器放置应安全、平稳,保证预留高压引线的走向以及与被试设备连接的角度满足要求。

2、按相应的试验方法布置试验结线,需要分别测量高、低压绕组连同套管的tanδ;测量电容型套管的tanδ、电容量;电容型套管末屏绝缘电阻小于1000MΩ时,应测量末屏对地tanδ。针对不同测试项目,参照试验结线示意图与仪器使用说明书,通过试验专用连接线按相应的试验方法布置试验结线,

(1)测量绕组连同套管的tanδ采用反接法,测量电容型套管的tanδ、电容量采用正接法 (2)防止结线错误

(3)注意高压测试线与非被试绕组或接地部位距离过近会影响测试结果

3、开始测量,读取并记录测量结果,启动介损仪进行测量,读取并记录测量数据,注意选择正确的试验电压,避免损坏被试设备,按要求选择正确的试验电压。

4、停止测量,断开介损仪电源,将被试品短路放电并接地,停止测量,断开介损仪电源,将被试品短路放电并接地,确保试品已彻底放电,防止设备、人身伤害,注意将被试品短路接地。

四、实验结果

非纯瓷套管试验

五、试验结果分析:

1,20度时tgδ不大于1.0%,

2,电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时,应查明原因

3当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000 MΩ时,应测量末屏对地tgδ,其值不大于2%。由此得知,该实验结果符合规程要求。

变比试验

一、试验目的

变比试验是考查变压器设计参数的重要试验项目之一,用于验证三相绕组每个分接的电压比偏差是否在产品标准或技术协议要求的允许范围之内,判定绕组每个分接的引线与分接开关的连接是否正确,检验绕组的绕向或线端的标识是否正确,确认并联绕组的匝数是否相同,同时可验证三相绕组的联结组标号是否正确。电压比相等和联接组标号相同也是变压器并列运行的两个重要条件,若条件不满足,则会在并列运行的绕组内产生循环电流,并引起绕组严重发热,是输出容量减小并影响变压器的正常安全运行,甚至可能使变压器在短时间内烧毁。

二、试验接线

三、操作步骤

1.连线。关掉仪器的电源开关,按下列对应关系接线。

2.变压器的中性点不接仪器,不接大地。接好仪器地线,电源线接交流220V电源。将变压器调到中间档,即3档。

3.打开仪器的电源开关,液晶屏上出现主菜单,然后选择设置参数。

(1)设置接线方式。进入接线方式设置后,选择Yy0接线,按“确认”键保存接法。

(2)设置标准变比。进入标准变比设置后,最后确定变比为25.00。由于变压器有档位,这里设定的标准变比是指中间档的标准变比。

4.测量数据。开机预热5分钟后,选择“开始测量数据”,按“确认”键后。屏幕上显示的变比值时本次测量需要的实际标准变比值,可以修改此值。每次修改的幅度=设置的标准变比*调压比。测量完成后,显示结果。

四、试验结果 电压比测量(kV)

五、试验结果分析

1.判断依据:变压器额定分接下电压允许值偏差为0.5%,其他分接的电压比允许偏差为1%。

2.试验结果判断

本次测试变压器在额定分接下即档位处于3档时相对最大误差为0.04%,在允许的偏差0.5%内。而其他分接的电压比相对最大误差为0.12%,在允许的偏差1%内。所以,各分接头变压比均满足要求,变压器不存在匝间短路,可以正常运行

参考资料

《电气设备试验及故障回收实例》 中国水利水电出版社

《高压电气设备试验方法》 中国电力出版社 《变压器试验》 机械工业出版社 《电气设备预防性试验方法》 中国水利水电出版社

《高电压绝缘》 电力工业出版社

《电力工程电工手册》 中国水利水电出版社

 
10kV站用变压器预防性试验  

广东电网公司深圳供电局作业指导书作业类别: 作业类别:10kV 站用变压器预防性试验 适用部门: 适用部门:生技部试验分部 部门 适用专业: 适用专业:高试专业 赵灵编制人员 审核 发布日期版本 编号 实施日期第一版批准第一部分: 第一部分:资源配置 1.1 人员需求 技工(高级工)1~2 人; 辅助工(中级工)2~3 人。 1.2 工时 10kV 站用变压器试验 0.5 天。 1.3 安全用具 接地线(相应电压等级,数量根据工作票规定配置,不小于 2 组); 安全围栏(在相邻开关柜周围); 安全警示牌“止步、高压危险”、“禁止合闸、有人工作”、 “禁止合闸、线路有人工作”、 “在此工作”等;(防止工作试验人员走错间隔)。 1.4 个人防护用品(PPE)要求 个人防护用品( ) 工作服 4~6 套; 绝缘鞋 4~6 双; 棉手套 4~6 对; 安全帽 4~6 顶。 1.5 工器具及材料 1.5.1 工具 . . 工具; 根据取样口大小选用 活动板手:8 吋、10 吋、12 吋各两把;尖咀钳:六吋一把;平口钳:8 吋一把; 根据螺丝大小选用 一字螺丝刀:2 吋、4 吋、6 吋各一把;十字螺丝刀:2 吋、4 吋、6 吋各一把; 1.5.2 仪器、仪表及检测工具 . . 仪器、 直流电阻测试仪一台; 万用表、1000V 兆欧表各一个; 交流耐压试验设备; 电流表或钳行电流表 记时秒表 温度计,湿度计。 1.5.3 材料 . . 试验用的导线1

广东电网公司深圳供电局 试验用接地短路线 试验电源线 1.6 工作票选用 第一种工作票。 1.7 技术文件 参照 10KV 站用变压器试验规程。第二部分: 第二部分:作业风险分析 2.1 风险分析 风险 风险 风险 风险种类 值 等级 范畴 风险来源 现有控制措施人员触电95安规:1、设专人监护;2、工作 在站用变压器试验时,误碰相邻母 前核对工作地点,取样时与带电 高 线。在站用变压器试验时,二次倒 设备保持足够的安全距离;3、若 送电导致试验人员触电。 安全距离不够,应申请停电取样 中 试验人员传递工具、材料时跌落砸 工作前安全交底 伤作业点下方试验人员 工作前安全交底 工作前安全交底安全人员砸伤 手部扭伤 脚部压伤 腿部碰伤 工具损坏35 35 35 35 35 35 35 75低 搬动试验设备时用力过度 低 试验人员试验时碰到角钢 低 中 低低 搬运试验设备其它重物时意外滑落 工作前安全交底 试验人员的不正确使用工具,或工 严格执行班组仪器设备管理规定 具不慎掉落 试验人员对试验设备仪器使用不熟 严格执行班组仪器设备管理规定 练。 搬运试验设备时碰到角钢或不慎掉 严格执行班组仪器设备管理规定 落 人员中暑应急预案设备 仪器损坏 材料损坏 试验人员 中暑 试验人员 健康 缺氧 肌肉受损 环境 质量 不合格低 高温天气下作业75试验人员在拆装试验导线工作时, 中 由于空间及位置受限制或工作时间 人员缺氧应急预案 长 中 试验人员在拆装导线工作时,由于 合理安排工作时间 空间及位置受限制或工作时间长3535低被试验设备,在耐压过程中发生击 高压试验现场规程 穿现象2

广东电网公司深圳供电局 2.2 应急回收 遇紧急情况,工作试验人员应根据具体情况分别按照以下的紧急回收程序进行回收: A)人员中暑应急预案 B)人员缺氧紧急预案 C)人员触电应急预案 D)急救箱 2.3 授权范围 获得变电一、二部的工作许可;2.4 严禁 工作人员身体不适时严禁作业; 遇雷、雨天气不得进行作业;第三部分: 第三部分:作业程序 作业步骤 3.1 准备工具、安全工用具、PPE 及材料 准备工具、安全工用具、 按照 1.3、1.4、1.5 要求准备工具、安全工用具、PPE 及材料并进行检查, 确保所用工具、安全工具、PPE 经试验并合格有效。 3.2 办理工作票 ·按照 Q/CSG 10004-2004《电气工作票技术规范》(发电厂和变电所电气部 分)办理、执行工作票。 ·工作负责人向全体工作人员交待工作票安全措施、现场安全措施及带电部 位,并填写 4.1、4.2、4.3 处内容;工作人员清楚后在附表 4.3 处签名确认。 3.3 现场交待安全措施 由工作负责人按照 3.2 要求向全体工作人员交待工作票安全措施及现场安全 措施,工作人员清楚后应签名确认。 3.4 核对停电间隔 通过核对停电间隔来确认工作位置。当在停电间隔核对工作票内容作业时, 工作负责人应按照 3.2 执行。 3.5 检查安全措施 在工作位置应检查工作地点的接地线是否可靠;围栏是否在合适位置;警示 牌是否挂了;是否对应相应位置。 3.6 10KV 站用变压器试验工作步骤 站用变压器试验工作步骤 3.6.1 测量站用变压器直流电阻并做好记录。 3.6.2 测量站用变压器一次及二次绕组绝缘电阻并做好记录。 人员触电 人员砸伤 手部扭伤 脚部压伤 腿部碰伤 存在的风险3

广东电网公司深圳供电局 3.6.3 站用变压器一次绕组的耐压并做好记录 3.6.4 站用变压器二次绕组耐压并做好记录 工具损坏 仪器损坏 材料损坏 人员中暑 人员缺氧 肌肉受损3.7 完工后自检 待试验人员离开现场后, 工作负责人认真进行检查站用变压器有没有遗留物, 有遗留物时必须取走。 3.8 验收 配合有关部门进行验收。 3.9 结束工作票3.10 填写报告 工作负责人填写检修发现的缺陷、遗留问题及工时、材料、资金使用情况。4

广东电网公司深圳供电局第四部分:试验记录 第四部分:试验记录 4.1 工作任务: : 4.2 工作开始时间: 4.3 现场安全措施交待 现场安全措施交待: 4.3.1 工作负责人已向全体工作人员宣读包括工作票的各项安全措施; 4.3.2 工作人员已正确理解该项工作存在以上各项风险,并执行相关风险的预防、控制措施; 工作票负责人(签名): 时间: 年 月 日 时 分;工作人员签名:(工作人员确实了解并执行现场安全措施后签名确认)4.4 临时安全措施安装、拆除情况(包括接地线、安全围栏、安全警示牌等): 临时安全措施安装 拆除情况(包括接地线、安全围栏、安全警示牌等): 安全措施安装、 序号 1 2 3 4 4.5 试验记录:( 见 附 表 ) 试验记录 记录: 4.6 工作质量检查单: 工作质量检查单 序号 1 2 结论 4.7 试验工作总结 试验工作总结 4.7.1 工作已全部结束,接地线全部拆除,人员已全部撤离,现场无遗留物。 4.7.2 工作完成时间: 4.7.3 遗留问题:见附表 或 年 无 ,已向 月 日 时 分; 见证内容 站用变各项试验结果 自用安全措施恢复 见证情况 见证人 安装位置 编号及安全工具 安装完成时间 拆除完成时间 确认人报告确认。 工作负责人:(签名)5

广东电网公司深圳供电局附表: 附表:深圳供电局kV变电站站用变压器高压试验 高压试验记录表 10KV 站用变压器高压试验记录表试验设备: 试验设备: 发现缺陷: 发现缺陷: 遗留问题: 遗留问题:工时、 工时、材 料、资金使 用情况: 用情况:试验记录 试验记录班组:填报人:填报日期:6

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