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1、-电气 检 修 规 程 -前 言 一、本规程编写依据：1、中国电力出版社出版的电气规程标准汇编及电力工业标准汇编火电卷。2、南京汽轮电机集团QW-52型发电机产品说明书及安装图纸。3、各辅助设备制造厂产品说明书。4、各类保护装置、自动装置产品说明书。5、其它同类型机组检修规程。二、下列人员应熟悉并熟知本规程 1、电气车间全体检修人员 2、电气车间主任、助理及安技科专工 3、厂长及厂级领导 -目 录 第一篇 配电装置检修规程.错误!未定义书签。第一章 变压器的检修错误!未定义书签。第二章 20KV 封闭母线装置的检修工艺错误!未定义书签。第三章 LW35-26 型 SF断路器的检修工艺错误!未定
2、义书签。第四章 6KV ZN63(VS1)12 真空断路器的检修工艺.错误!未定义书签。第五章 400V KW-3200 系列智能型万能式断路器的检修工艺错误!未定义书签。第六章 高压隔离开关的检修.错误!未定义书签。第七章 400V/6KV 母线检修工艺规程错误!未定义书签。第八章 电压互感器检修规程.错误!未定义书签。第九章 电缆检修工艺规程.错误!未定义书签。第十章 电容式穿墙套管检修工艺规程错误!未定义书签。第十一章 电力设备试验规程错误!未定义书签。第二篇 电机检修规程.错误!未定义书签。第一章 发电机检修规程.错误!未定义书签。第二章 励磁机、永磁发电机检修规程.错误!未定义书签。
3、第三章 电动机检修规程.错误!未定义书签。第三篇 继电保护检修规程.错误!未定义书签。第一章 直流系统错误!未定义书签。第二章 交流不停电 UPS 系统.错误!未定义书签。第三章 继电保护装置检修校验.错误!未定义书签。-第四章 FWK-300 型分布式稳定控制装置错误!未定义书签。第一篇 配电装置检修规程 第一章 变压器的检修.变压器结构概述（以下所称“主变”包括主变、高厂变、高备变）.铁芯 铁芯的作用是构成磁路，铁芯用硅钢片叠装而成，并且硅钢片间彼此绝缘，以防止涡流在片间流通,它又是变压器的机械骨架。22 绕组 绕组是变压器的导电部分,电力变压器的绕组绕制成圆筒形，为了便于绕组和铁芯绝缘，
4、通常把低压绕组靠近铁芯柱套在里面,高压绕组套在低夺绕组外面。绕组间还留有一定的间隙作油道，一方面作绝缘间隙，另一方面使变压器油从中流过以冷却绕组。变压器绕组按在铁芯上的排列方式，可分为同心式和交迭式两种。电力变压器都釆用同心式的，同心式绕组按制造方式不同，又分为：圆筒式、螺旋式、连续式和纠结式四种。2.3 油箱 油箱是变压器的外壳。油箱内的变压器油起到绝缘和冷却作用。2 4 其它附件 2.1 绝缘套管 主变低压侧为瓷质充油式绝缘套管，详细资料见40kv 及以下变压器用出线套管使用说明书，主变高压侧为油纸电容式变压器套管,详细资料见 油纸电容式变压器套管使用维护说明书 2.4.2 油忱(储油柜)
5、油枕是一个圆筒形容器,装在油箱的上方,用弯曲联管与油箱连通。油枕的作用是缩小变压器与空气的接触表面,以减少油的受潮和氧化过程。我厂主变采用隔膜式油枕，匹配了2382-0型指针式油位计。隔膜式油枕内装有一个耐油尼龙橡胶隔膜袋,袋内经过呼吸器与大气相通,袋外和变压器油接触。当变压器油箱中油膨胀,收缩时,油枕油面即上升下降,使隔膜袋向外排气自行补充,以平衡袋内外侧压力起到呼吸作用。2.43 气体继电器 我厂主变采用的 QJ480 型气体继电器。安装在变压器油枕与油箱的连接管路中。当变压器内部发生故障（如绝缘击穿,匝间短路，铁芯故障等）产生气体时，或油箱漏油等使油面降低时,继电器动作发出信号，若故障严
6、重可使断路器自动跳闸。对变压器起到保护作用。2.呼吸器 呼吸器内装蓝色硅胶。经铁管与油枕相连。由于变压器负荷或环境的温度的变化而使变压器油的体积发生胀缩，迫使油枕内的气体通过呼吸器产生呼吸，以清除空气中的杂物-和潮气，保持变压器内油的绝缘强度。2.4.5 压力释放阀 压力释放阀安装于油箱顶部,当变压器内部发生严重故障时,变压器油被大量气化,油箱内压力急剧升高,若此压力不及时释放往往会造成油箱变形或爆炸,而安装压力释放阀对其开启压力等级和口径选择适当，能在油箱内压力达到阀门开启压力时在 2 毫秒内开启，将油箱内压力释放出来。当油箱内部压力下降至关闭值时阀则可靠关闭，使油箱永远保持正压,有效地防止
7、了外部空气及其他杂质的进入。2.4.6 无励磁调压分接开关 无励磁调压分接开关安装于变压器油箱盖上,用于改变变压器高压侧绕组匝数,以实现其电压的调整。当需要调整电压时必须将变压器从电网上切除。使变压器完全处于无电压的情况下才能操作分接开关。本分接开关由操作机构和开关本体两部组成,两者由传动杆连接进行动能传递。由座,轴，手柄,弯板，档位指示件,罩等构成分接开关的操作机构。当转动手柄时，轴随之旋转，从而带动档位指示件移动相应位置,指示件能正确反应出开关本体的工作分接档位。由绝缘板，绝缘筒,绝缘盘,绝缘丝杆,移动螺母，定触头，动触头，弹簧等组成了开关本体。绝缘盘和定触头分别固定在绝缘板上，绝缘盘支撑
8、着丝杆,在操作机构的作用下,使绝缘丝杆旋转，带动移动螺母移动,从而使装在移动螺母上的动触头能根据设定的要求而任意短接固定在绝缘板上的两个相邻定触头，达到调整电压的目的，动触头是靠弹簧压力保证了与动触头之间的良好接触。3.变压器的检修 3.检修周期 3.11 大修周期:1.电力变压器的大修间隔，应根据变压器的结构特点和使用情况确定。主变压器，高低压厂用变压器新投入运行后满五年应进行一次大修，以后每隔十年应大修一次。(干式变压器一般不进行大修）。2 充氮与胶囊密封的变压器,可适当延长大修间隔。对全密封的变压器,仅当预防性检查和试验结果表明确有必要时,才进行大修。3.大型电力变压器在承受出口短路后应
9、考虑提前进行大修。4.根据运行情况和历次试验结果，经上有领导批准,必要时可提前或推迟大修。.有载调压变压器的分接开关部分，当达到制造厂规定的操作次数后,应将切换开关取出检修。6.电力变压器安装投运前必须进行吊芯检查。.1.2 小修周期:火力发电厂的变压器每半年至少进行一次。3.1.恢复性大修和临时性检修:恢复性大修和临时性检修应根据设备运行情况而定。变压器运行中如发现严重缺陷时,经上级领导批准，可进行计划外的临时性检修，如发现下列故障之一时,应立即停电检修。保护变压器本身的保护装置动作,如差动保护、瓦斯保护，防爆器动作和安全气道膜爆破及油枕喷油等。2.绝缘油燃点较以往记录降低 5以上,或油色混
10、浊,有游离碳存在。3.瓷套管有严重放电和损伤。4变压器内杂音偏高、音响不均匀,有爆裂声僻啪声等。-5在正常的冷却条件下，油温不正常并不断升高。6严重漏油使油枕油面低于最低油面线者。7根据绝缘油色谱分析,发现超标并判定有内部故障存在时。3.2 检修项目.1 大修项目:.揭开变压器箱盖(或吊开上节油箱)，取出(或露出）器身进行检修。2.检查器身(铁芯、线圈、引线、支架及切换装置等），必要时打开围屏检查线圈。3 检修箱盖、油箱、油枕、防爆箱及套管等。4.检修冷却装置，控制箱和各部阀门。5.对铁芯、穿芯螺杆、绑带、围屏、接地线进行检查处理。6.清洗油箱内外及油箱附件，必要时将外表面喷漆。.检查更换密封
11、胶垫,消除各密封点渗漏油，并进行检漏试验。8.处理绝缘油,必要时换油。9.必要时对器身进行干燥。10 呼吸器的检修。11.检修有载分接开关装置,并按规定项目进行调试。12.校验测温、控制仪表、信号和保护装置。13.进行规定的测量和试验。14.其它改进项目。3.小修项目：1.检查或更换套管防水型将军帽。2.清扫变压器外壳、套管和冷却装置,并处理渗漏油。检查呼吸器、净油器，更换干燥剂。4.检修或更换冷却风扇、电动机及其控制回路,测量绝缘电阻、直流电阻,检查线路是否有磨损现象,传动试验信号。.校验或更换测温计。.检查或处理防爆玻璃、油位计和充氮装置,必要时检查处理油枕胶囊。7.检查有载分接开关，并做
12、传动试验。8 处理或更换气体继电器。9.进行规定的测量和试验。10.必要时补刷油漆。3.3 恢复或临时性检修项目:根据故障损坏情况而定，一般是修复所损坏的部位。经常有下述几个方面的工作:1 个别零件损坏的检修或更换,如套管破损，分接开关损坏等。2.线圈局部挖修，更换局部因放电、过热烧损的铁芯及绝缘体。.拆除上铁轭插片，更换部分或全部线圈和绝缘件。4.对变压器特性和绝缘按规定进行试验。3.3 检修工艺要求和质量标准 3.3.1 大修前的准备工作 33.1 大修开工前应做好如下准备工作;1.大修项目及进度表。.重大特殊项目的施工技术措施。3.保证安全的组织措施和技术措施。.根据设备存在的缺陷运行情
13、况,上次大修总结报告、小修总结报告,以及此次大修决定采用的革新项目等,到现场核对，深入分析各种资料,做好设计试验和鉴定工作，进一步落-实检修项目。3.12 检修班组应做好如下工作。检修工作要及早的交给检修人员讨论，明确检修目的及任务，制定检修计划和措施,配合技术力量进行人员分工，并做好检修前的准备工作。熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录,历次的有关试验记录及上次大修记录。.除大修常规项目外，订出大修特殊项目(为消除重大缺陷,提高出力，推广兄弟单位的先进经验,对某元件、附件进行发行或改进）,对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实。.根据大修项目及工作内容，准备好大修用的备品备件
14、及材料，能够事先加工的部件,要画图加工制作，并根据附件法兰尺寸制作附件孔的临时盖板。.对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要帮耐压试验及简化试验,色谱分析，必要时做混油试验。5.将大修用的各种常用工具，专用工具放入专用工具箱并登记入册。起重工具要安全可靠，按变压器油的油重，准备适量的、干净的、合格的变压器油罐或油桶。准备好滤油机、真空泵、烘箱、阀门、油管、油桶、油箱等，运至现场。7安装好检修现场临时电源,接好现场临时照明。8.做好现场的防风、防雨、防火措施。9制定现场检修场地布置图。10准备试验仪器、记录表格和记录本。11组织检修班成员认真学习本规程及注意安全
15、事项。12确定安全可靠的起吊方法。所有起吊工具经荷重检验合格。33.2 变压器吊罩（吊芯)3.21 大修开工后，先将变压器冷风器上下阀门关闭，将变压器本体油(带储油柜油）放至距顶盖 10200mm 外,但不得露出线圈和不妨碍拆卸套管。将冷却器、净油器内部油全部放完，然后依次拆除引线、套管、油枕、防爆筒、净油器、潜油泵、冷却器、分接开关传动机构等。并将各连管法兰处用专用堵板堵紧,防止阀门关闭不紧本体油外漏及进水等。为变压器吊芯做好准备工作。3.3.2应与当地气象部门取得联系，以便了解近期天气变化情况,以便确定吊芯日期。吊芯应尽可能在干燥室内进行，在室外进行时，场地周围应清洁,并有防止雨雪尘落入的
16、措施。3.23 变压器吊芯应满足以下气候条件。1.周围空气温度不应低于 10。并且要求周围环境气温低于或等于在铁轭处测得的铁芯温度以避免空气中水份在器身上发生结露现象,并满足器身检查时测试有关项目的温度要求。否则应先将变压器加热，使器身温度高于周围环境温度 510。2.器身在空气中停留时间应尽量缩短,自开始放油或松开盖板到开始抽真空(或注油)为起计算时间、器身与空气接触时间不得超过下列规定:空气相对湿度不超过 6%的干燥天气 16 小时。空气相对湿度不超过的天气2 小时。空气相对湿度大于 75%时不能吊芯、吊罩或内检。3变压器起吊工作准备就绪后,将变压器本体油全部放尽。如果高压引线采用可卸式引
17、线时,拆卸高压引线波纹栅。对有载分接开关应先拆除有载分接开关及引线，然后进行起吊。起吊检查时,应防止外罩碰撞线圈，所用起吊工具必须经过详细检查和必要的荷重试验合格后方可使用。起吊时纲丝绳所构成的夹角不得大于 60 度。如起吊现场高度不允许时,应采用吊架法。起吊时应有专人指挥，四边有人看守。铁芯或钟罩的起吊应水平，不得有较大倾斜。起吊 10150m 左右应停止起吊,做冲击试验,检查起重设备各处无异常后再继-续起吊。3.33 变压器本体铁芯线圈检查修理 3.1 检修铁芯线圈应遵守下列规定：1 工作人员除携带必须的检修试验用具外，严禁携带其它与检修无关的器具以免脱落后掉入线圈或铁芯内。2 进入器身内
18、或到芯子上检修时，工作人员应穿耐油鞋及专用工作服,芯子顶部应垫以干净帆布，并准备好擦汗毛巾。带入器身或芯顶的工具要检查登记，并用白布带拴牢。必须使用 36V 及以下的行灯。3.检修时拧紧螺栓尽量不用活扳手,拧下的各种螺丝应放好,切勿掉入变压器内部。一旦掉入需及时报告并设法取出。检修人员上下铁芯时只能沿脚手架和梯子上下。禁止手抓踩线圈、引线以防损坏绝缘。5 修理中如需气焊或电焊时,应用石棉板或石棉布做好隔热和防火措施，并应准备适当数量的灭火器，派专人监护,并有专责消防人员在场。6检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。33.3.铁芯检修:检查铁芯是否平整，绝缘漆膜是否
19、脱落，有无放电烧伤痕迹，上铁轭顶部是否有存积的油垢杂物,若铁芯叠片翘起，应用铜锤或木锤敲打平整。铁芯若有烧伤痕迹,应查找原因并进行处理，严重时应更换叠片。铁芯表面及铁轭上的油垢应用白布及泡沫塑料擦拭(恢复性大修可用面团粘粘铁轭顶部叠片缝隙中的杂散微粒）,然后用合格的变压器油冲洗。2检查铁芯上下夹件、线圈压板是否联接可靠并经小套管与油箱一点接地。若有多点接地应设法消除。并拧紧的螺栓、压钉及各绝缘支架的螺栓，以防止在运行中受到电流冲击时发生变形或损坏。3.测量铁轭夹件对穿芯螺栓（可接触到的）绝缘电阻。测量铁轭夹件、穿芯螺丝对铁芯的绝缘电阻。5测量铁芯对地的绝缘电阻。6测量夹件对线圈铁压板的绝缘电阻
20、。.测量用 2500 伏兆欧表,铁芯对地用 100 伏兆欧表测量。测量时间一分钟代替交流耐压。测量值与历次值相比较,但不得低于 10 兆欧。8测量时将有关接地片、连接线解开，测后复装,最后再试一次联通情况。3.33.3 线圈、绝缘及引线的检修。1.检查线圈表面及主绝缘应清洁无油垢，主绝缘各部垫块无松动。相间隔板及扼绝缘无破损。2.检查线圈油道有无被油垢或其它物质堵塞,必要时用白布及泡沫塑料擦拭，然后用 2公斤厘米2压力的合格变压器油冲洗。3.检查线圈及围屏有无破损、变色变形、放电痕迹等。发现异常应打开围屏作进一步检查。.检查各部垫片、反压钉有无松动位移。5.观察绝缘件表面光泽,用手指按其表面以
21、判断绝缘情况：一级绝缘:绝缘富有弹性,金黄色，用手指按无残留变形,属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性但呈深黄色,用手指按时无裂纹、脆化现象，属合格状态。三级绝缘：绝缘脆化,呈深褐色,用手指按时有少量裂纹和变形,属勉强可用状态。四级绝缘:绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按下即变形脱落，甚至可见裸导体,属不合格状态。属三级绝缘除检查外,对大型电力变压器应协同中试所采纸样进行鉴定,属四级绝缘则-应进行更换,但必须采用试验合格的材料和部件，并经干燥处理。6检查引线及应力锥的绝缘包扎情况，包扎绝缘部位绝缘物应完好、无变形、变脆,引线无断股,无焊锡熔化现象,如果套管引线是锡焊的应改为磷铜焊或银焊。.检查分
22、接线焊接部位有无变色及破损,发现异常应剥开绝缘进行处理。8.检查引线、分接线位置有无移动，固定木支架应无松动、无破损、裂纹及烧伤痕迹，各部螺栓应紧固，胶水螺栓无缺损并有防松措施,按照图纸复核引线、分接线的绝缘距离。9.检查强油循环管路绝缘接口部位的封闭情况。1 对处干线圈下部水平连接的裸露引线,如果处于强迫油循环进油口之下，应考虑加包毫米以上的绝缘纸，以防杂物进入引起短路。3.3.4 变压器不吊芯吊罩的内检。对于大型电力变压器能够不进行吊罩进行内部检查时，大修前试验及运行记录无重大缺陷和需要改进的项目时,大修时首先应采用不吊罩的内检方法。1内检时应注意雨、雪、风(4 级以上)和相对湿度在 75
23、以上的天气不能内检。进入油箱内部进行检查人员一般不超过三人。内检人员必须事先仔细阅读说明书及具体产品的补充安装说明书,明确内检内容、要求及注意事项。3内检时应打开油箱上的所有人孔,内检人员应换上全新、洁净的衣服和鞋帽，身上不许带与工作无关的金属物及其它物品。严禁将一切尘土、杂物带入油箱内(特别注意鞋底的清洁)。所带工具要登记编号。4.在内检过程中要不断向油箱内吹入干燥空气,防止发生人员窒息现象。5.内检过程中人孔处要有防尘措施,并应有专人守候，以便与内检人员联系。6.检查完毕,内检人员将箱底所有杂物清理干净,并严防将工具遗留在油箱内。内检人员出箱后,封好人孔盖板。7.整个内检过程中不允许损坏和
24、污染变压器外部及内部的组件、部件和结构件。8.在内检过程中，应采取有效措施，防止大量潮湿空气进入油箱内,并保证油箱内空气的相对湿度不大干5。器身内不充入干燥空气时器身在空气中暴露时间与吊罩时相同。9.内检过程中检查及试验项目可参照变压器吊芯时的检查试验项目进行。3.35 分接开关的检修 3.5.1 WL 型无励磁分接开关的小修 1型号和意义:WS-00Y110-6*（)型号举例:W S L /-工作位置数 圆周触头数 额定电压(K）连接方式（Y/D）额定电流（A)接线方式(见下表）笼形 三相（单相为)无励磁 无载开关接线方式及其代号 代号 接线方式 线性调 单桥跨接 Y-D 变换 双桥跨接 代
25、号 接线方式 串-并联变换 正反调 -2.SL 型分接开关的小修随变压器小修进行。检修的分接开关，拆前做好明显标记,拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换 3.检查驱动机构的密封情况。如发现在分接开关手柄处和法兰盘间有油渗出和漏出时，必须查明漏出部位。如果从箱盖和法兰盘间漏出,需拧紧法兰盘上的三个固定螺丝。如从中间轴和套间漏出应拆下定位螺栓后轻轻地将手柄扳下来，拧紧螺母即可。.触头检查 应保持光洁,无氧化变质、碰伤及镀层脱落,动静触头间接触是否良好，触头接触电阻小于 500;弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钥和白布带穿入触柱来回擦拭清除，触柱如有严重烧损时应更换触头；接触压力用弹簧
26、秤测量应在 0.0.5Ma 之间,或用 0;mm 塞尺检查应无间隙、接触严密 为保证触头接触良好，每年至少将分接开关转动两周。如不需改变电源分接头，在转动后仍旧固定在原来的位置上并做直流电阻测量。每次调压完毕都必须将开关帽盖紧，必要时在驱动机构的零件上涂上一层薄薄的黄油以防生锈。5.检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形,表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净,绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢，如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放人油中或用塑料布包上.操作杆绝缘良好，无弯曲变形 开关所有紧固件均应拧紧，无松动,特别检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住
27、 .调压过程中按箭头方向转动主轴：当控制板上的红线对准所需分接数字时,应继续转动一个角度，使控制板转到其尖端指在定位件上的红色椭圆坑区域,然后反转,使控制板上的小孔对准定位件 5 上的螺纹孔（开关的最终位置应以能轻松地旋上固定螺钉为准)旋上并紧固固定螺丝,即达到所需分接。为了可靠，必须判定外部指示分接数字与开关内部实际位置的一致性。每次调整完毕，应测量直流电阻。.5.2 有载调压装置检修 1 打开安装切换装置的小油箱盖，拆开绕组抽头连接线和固定螺丝。.取出有载分接开关切换装置，查看引出线焊接质量,螺栓的连接是否有松动，运行中是否有烧伤和过热现象，引出线的绝缘有否损伤，开关动、静触头的导线是否良
28、好,有无烧毛现象。.再逐挡切换检测其接触电阻,其接触电阻数值小于 500 微欧。4 检查固定电阻有无断裂损伤现象，测量其阻值是否有变化，绝缘板有无损坏，并用摇表测量运行中带电部分的绝缘电阻值。5 检查切换开关侧主传动开关拐臂并逐个观察静触头的伸缩动作,并用尺测量和2，触头应无烧蚀痕迹，工作触头1：运行前 2+.5mm，允许运行1.5 mm,必须调整.mm;电弧触头2：运行前 40.5m，允许运行.，必须调整400A 时）式中 I经接地网流入地中的短路电流,A;考虑到季节变化的最大接地电阻,1)测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本均匀,可采用各种补偿法，否则，应采用远离法 2)
29、在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济上极不合理时，允许有较大的数值。但必须采取措施以保证发生接地短路时，在该接地网上 a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 b)不发生高电位引外和低电位引内 c)310kV 阀式避雷器不动作 )在预防性试验前或每 3 年以及必要时验算一次值,并校验设备接地引下线的热稳定 非有效接地系统的电力设备的接地电阻)不超过 6年)可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1)当接地网与k及以下设备共用接地时,接地电阻 R2/2)当接地网仅用于 1kV以上设备时，接地电阻 25I 3）在上述任一情况下,接地电阻一般不得大于 -式中 I经接地网流
30、入地中的短路电流,A;考虑到季节变化最大接地电阻，3 利 用 大 地作导体的电力设备的接地电阻 年 1）长久利用时，接地电阻为 IR50 2)临时利用时,接地电阻为 IR100 式中 接地装置流入地中的电流,A；R考虑到季节变化的最大接地电阻,4 1kV以下电力设备的接地电阻 不超过 6年 使用同一接地装置的所有这类电力设备,当总容量达到或超过100VA时，其接地电阻不宜大于 4。如总容量小于 10kV时,则接地电阻允许大于 4,但不超过 1 对于在电源处接地的低压电力网(包括孤立运行的低压电力网)中的用电设备，只进行接零，不作接地。所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻,其要求按序号 2
31、确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 5 独 立 微 波站的接地电阻 不超过6年 不宜大于 5 独立的燃油、易爆气体贮罐及其管道的接地电阻 不超过 6年 不宜大于 30 露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻 不超过 6年 不宜大于 10 与接地网连在一起的可不测量，但按表7 序号 1的要求检查与接地网的连接情况 8 发电厂烟囱附近的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻 不超过 6年 不宜大于0 与接地网连在一起的可不测量,但按表 47 序号的要求检查与接地网的连接情况-9 独 立 避 雷针(线)的接地电阻 不超过6年 不宜大于 1 在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降到10
32、时,允许有较大的数值，但应符合防止避雷针(线）对罐体及管、阀等反击的要求 10 与架空线直接连接的旋转电机进线段上排气式和阀式避雷器的接地电阻 与 所 在 进线段上杆塔接地电阻的测量周期相同 排气式和阀式避雷器的接地电阻,分别不大于 5和 3，但对于0010kW 的小型直配电机,如不采用 SD电力设备过电压保护设计技术规程中相应接线时，此值可酌情放宽 11 有 架 空 地线的线路杆塔的接地电阻 1）发电厂或变电所进出线 12k内的杆塔 12年 2）其它线路杆塔不超过 5 年 当杆塔高度在 40m 以下时,按下列要求，如杆塔高度达到或超过0时，则取下表值的 50%,但当土壤电阻率大于 2000m
33、,接地电阻难以达到5时可增加至 20 对于高度在0m以下的杆塔,如土壤电阻率很高,接地电阻难以降到30时，可采用 68 根总长不超过50m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制。但对于高度达到或超过 4m 的杆塔，其接地电阻也不宜超过2 土壤电阻率m 接地电阻 10及以下 10 10500 15 00000 2 02000 25 200 以上 30 12 无 架 空 地线的线路杆塔接地电阻 )发电厂或变电所进出线 12km内的杆塔 12年 2)其它线路杆塔不超过 5 年 种 类 接地电阻 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 30 中性点不接地的低压电力网的线路钢筋混凝土杆、金属
34、杆 50 低压进户线绝缘子铁脚 30 注：进行序号 1、项试验时，应断开线路的架空地线。1.电除尘器 17.1 高压硅整流变压器的试验项目、周期和要求。-序号 项 目 周 期 要 求 说 明 1 高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻 ）大修后 2)必要时 500 采 用 2 00V 兆欧表 2 低压绕组的绝缘电阻 1)大修后 2)必要时 300M 采用 1000兆欧表 3 硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻 1）大修后 2）必要时 2000M 4 穿芯螺杆对地的绝缘电阻 1)大修时 2)必要时 不作规定 5 高、低压绕组的直流电阻 1)大修后 2)必要时 与出厂值相差不超出2%范围 换算到 75
35、 6 电流、电压取样电阻 1）大修时 2)必要时 偏差不超出规定值的5%7 各桥臂正、反向电阻值 1)大修时 2)必要时 桥臂间阻值相 差小于 10 8 变压器油试验 1)1 年 ）大修后 9 油中溶解气体色谱分析 1)1 年 )大修后 10 空载升压 1）大修时 2)更换绕组后 3)必要时 输出 1.5U,保持 1mi,应无闪络，无击穿现象,并记录空载电流 不带电除尘器电场 17.2 绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和要求。序 号 项 目 周 期 要 求 说 明 绝缘电阻 更换后 50 采用 2500V 兆欧表 2 耐压试验 更换后 直流 100kV 或交流kV,保持 1in无闪络 1.电
36、除尘器本体壳体对地网的连接电阻一般小于 1。174 高、低压开关柜及通用电气部分按有关章节执行。附 录 同步发电机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 A1 交流电机全部更换定子绕组时的交流试验电压见表 A1、表2。表 1 不分瓣定子圈式线圈的试验电压 kV 序 号 试 验 阶 段 试验形式 10W（MA)10W(A)26.518 1 线圈绝缘后,下线前 2.Un+.2.75Un 4.2.75Un+45-2 下线打槽楔后 25Un+2.5.n+2.5 2.5n 4.3 并头、连接绝缘后 分相 2.2n+2.2.2U 2.0 22Un+.0 电机装配后 分相 2.n+.0 2.5Un
37、 n 2.0Un 3.0 表 A2 不分瓣定子条式线圈的试验电压 序 号 试 验 阶 段 试验形式 10W(V)W(MVA)2 6 10.518 线圈绝缘后,下线前 2.7Un+4.5 2 7n+4.2.7n+.下层线圈下线后 2 5n+2 2.Un+.5 2.5n+4.5 3 上层线圈下线后打完槽楔与下层线圈同试 .5n+1.5 2.5Un.2.5Un+4.0 4 焊好并头，装好连线,引线包好绝缘 分相.2Un+2.0 2.25U+2.0 2.25Un+4.5 电机装配后 分相 2.Un+.2.5Un 2.0n+A2 交流电机局部更换定子绕组时的交流试验电压见表 A3、表 A4。表 A3 整
38、台圈式线圈(在电厂修理)的试验电压 序 号 试 验 阶 段 试验形式 10W（MV)10W(MV)2 0.58 1 拆 除 故 障 线 圈后,留在槽中的老线圈 0.8（.0Un+1.0）0.8（20U+3.0)0.8(2.0Un+30）2 线圈下线前 2.7Un 2.75 Un 2.75Un25 下线后打完槽楔 0.752.75(2.Un+0.5)5(2.5n+.5)并头、连接绝缘后，定子完成 分相 0.75(.Un+1.）0725Un.75（2.0Un+3.0)5 电机装配后 分相 15U 1.1Un 注:1.对于运行年久的电机，序号 1,4,项试验电压值可根据具体条件适当降低；20kV 电
39、压等级可参照.518V 电压等级的有关规定。表 A4 整台条式线圈(在电厂修理)的试验电压 kV 序 号 试 验 阶 段 试验形式 Uzd*1+I Ie Im3I Ix 0 主变高压侧零序 Uh0,防止区外故障时定子接地基波零序电压灵敏段误动;机端零序电压t0 U0，闭锁定值0zd 不需整定,保护装置根据系统参数中机端、中性点 TV 的变比自动转换。()高定值段动作判据：Un0 U0zd_h。12.2 95定子接地保护试验内容 基波零序电压定子接地保护,动作于报警时，不需通过压板控制，也不需经主变高压侧零序电压闭锁。基波零序电压定子接地保护,而动作于跳闸,需经压板控制。灵敏段出口需经主变高压侧
40、、机端零序电压闭锁;高定值段不需经主变高压侧零序电压闭锁。.22 10%定子接地保护定值整定（1）保护总控制字“定子接地保护投入”置 1；（）投入发电机 100%定子接地保护投跳压板;（3)输入发电机并网前三次谐波电压比率定值、发电机并网后三次谐波电压比率定值、三次谐波电压差动定值、三次谐波电压保护延时。（4）整定跳闸矩阵定值;-(5）“三次谐波比率判据投入”置 1，动作判据:并网前:K3w K3W pzd 并网后:3 W 1d;（)“三次谐波电压差动判据投入”置 1，动作判据：T3 kwtU3|K3Wzd U3 本判据在发变组并网后且发电机电流大于 0.2Ie 时延时投入;（）“三次谐波保护
41、报警投入”置 1，00定子接地保护动作于报警；（)“三次谐波保护跳闸投入”置 1,三次谐波电压比率保护动作于跳闸，三次谐波电压差动判据不受此控制字影响，固定动作于报警。2.12.4 定子三次谐波零序电压保护试验内容（1）定子三次谐波电压比率判据 辅助判据:机端正序电压大于.5Un，机端三次谐波电压值大于 0.V。模拟发变组并网前断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于Un，机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压,使三次谐波电压比率判据动作。模拟发变组并网后断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于 0.5U,机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压，使三次谐波电压比率判据动作。（2）定
42、子三次谐波电压差动判据 辅助判据:机端正序电压大于 0.85U,机端三次谐波电压值大于.3V，发变组并网且发电机负荷电流大于I,小于 1.2Ie。三次谐波零序电压定子接地保护，动作于报警时,不需通过压板控制。模拟发变组并网后断路器位置接点输入,机端加入正序电压大于 0.85Un,发电机电流回路加入大于 0.2Ie 的额定电流,机端、中性点零序电压回路分别加入反向三次谐波电压，使三次谐波差电压为 0，延时 10,三次谐波电压差动判据投入，减小中性点三次谐波电压，使三次谐波电压判据动作。2.313 转子接地保护试验 2.313.1 转子一点接地定值整定（1)保护总控制字“转子接地保护投入”置 1；
43、(2）如转子一点接地保护动作于跳闸，投入发电机转子一点接地保护投跳压板;（3）输入一点接地信号段定值、一点接地定值、延时定值。(4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值;（5）“转子一点接地灵敏段投入”置 1,动作于报警;(6)“转子一点接地信号投入”置 1,动作于报警;（)“转子一点接地跳闸投入”置 1，按跳闸矩阵动作于出口。-.3.12 转子两点接地定值整定(1）保护总控制字“转子接地保护投入”置 1;（2）投入发电机转子两点接地保护压板；（3）输入两点接地二次谐波电压定值、两点接地保护延时定值。（4)整定转子接地保护跳闸矩阵定值;(5）“转子两点接地保护投入”置 1,动作于出口。(6）“两点接地
44、二次谐波电压投入”置 1,两点接地保护出口经定子侧二次谐波电压闭锁。2.13.3 转子一点接地试验内容 合上转子电压输入开关，从相应屏端子外加直流电压,将试验端子（0k）与电压正端短接,记录测得试验值,将试验端子与电压负端短接,记录试验值。.3.3.转子两点接地试验内容 转子一点接地保护,动作于报警时,不需通过压板控制。而动作于跳闸,需经压板控制。从屏端子外加直流电压 22V，将试验端子与电压正端短接,记录测得试验值,转子一点接地保护发出报警信号，延时 1S 左右后,装置发出转子两点接地保护投入信号，在发电机TV1 加二次谐波负序电压,将大轴输入端与电压负端短接,保护延时动作于出口。转子两点接
45、地保护不采用自动投入方式,建议在一点接地稳定后手动经压板投入；转子接地保护运行只能投入一套,转子电压不能同时进入两套保护。在装置上电重启时,转子电压输入闸刀需处于断开状态，装置“运行”灯亮后合上一套装置的转子电压输入闸刀。2.314 定子过负荷保护试验 2.34.1 定时限过负荷定值（1）保护总控制字“定子过负荷保护投入”置 1；（2）投入定子过负荷保护压板；(3）输入定时限定子过负荷电流定值、定时限定子过负荷延时、整定定时限定子过负荷跳闸控制字。（4)定子过负荷报警电流定值、定子过负荷报警延时定值。23.14.2 定时限过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点最大相电流。记录过负荷试验值和延
46、时试验值。23.4.3 反时限过负荷定值()保护总控制字“定子过负荷保护投入”置 1；（)投入定子过负荷保护压板;(3）输入反时限启动电流定值、反时限上限时间定值；（）定子绕组热容量；-()散热效应系数(一般大于 1.）；(6)整定反时限过负荷跳闸控制字。2.14.4 反时限过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点最大相电流。.31 负序过负荷保护试验 2.3.15.定时限负序过负荷定值（1)保护总控制字“负序过负荷保护投入”置;(2)投入负序过负荷保护压板；（）输入定时限负序过负荷电流定值、定时限负序过负荷延时、整定负序过负荷跳闸控制字。（4）负序过负荷报警电流定值、负序过负荷信号延时。2.
47、3.2 定时限负序过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点负序电流小值,一侧断线负序过负荷保护不会误动。记录负序过负荷 I 段试验和负序过负荷延。2.3.5.3 反时限负序过负荷定值（1)保护总控制字“负序过负荷保护投入”置；(2）投入负序过负荷保护压板;()输入反时限启动负序电流定值、反时限上限时间定值；(4）转子表层热容量值;（5）长期允许负序电流 A;()整定反时限负序过负荷跳闸控制字。23.1.4 反时限负序过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点负序电流小值，一侧 T断线负序过负荷保护不会误动。2.316 发电机失磁保护试验.36.失磁保护定值整定（1）保护总控制字“发电机失磁保护投
48、入”置 1;(2）投入发电机失磁保护压板；(3）输入定子阻抗判据:失磁保护阻抗（上端）定值、失磁保护阻抗 2(下端）定值、无功功率反向定值、整定“阻抗圆选择”控制字选择静稳阻抗圆或异步阻抗圆，整定“无功反向判据投入”控制字；（4)转子电压判据：转子低电压定值、转子空载电压定值、转子低电压判据系数定值；（5）母线电压判据：可以选择高压侧母线电压或者机端电压，低电压定值;(6）减出力判据:减出力功率定值；-.8 发电机逆功率保护试验 2.3.81 发电机逆功率保护定值整定（1）保护总控制字“发电机逆功率保护投入”置;（2)投入发电机逆功率保护投入压板；(3)输入逆功率定值、逆功率延时、逆功率跳闸控
49、制字;低功率保护定值、低功率保护延时、低功率保护跳闸控制字；程序逆功率定值、程序逆功率延时、程序逆功率跳闸控制字;.3.1 逆功率保护试验内容 保护取发电机机端电压(大于 6V)、机端电流。功率计算电流一般与差动保护共用一组机端 T，如采用测量级 TA,需从电流备用通道输入。记录逆功率试验值和逆功率延时;低功率保护需经热工控制接点闭锁（6B19 强电开入)，断路器位置接点闭锁。记录低功率试验值和低功率延时，程序逆功率需经发电机主汽门开关位置接点、发变组高压侧断路器位置接点(合位)闭锁。如果机端有断路器，还需经机端断路器位置接点（合位)闭锁。记录程序逆功率试验值和程序逆功率延时。2.3.19 高
50、厂变差动保护试验 3.19.定值整定(1)保护总控制字“高厂变差动保护投入”置 1;(2）投入高厂变差动保护压板;(3)输入比率差动启动定值、起始斜率、最大斜率、速断定值（4）整定高厂变差动跳闸矩阵定值；(5)按照试验要求整定“高厂变差动速断投入”、“高厂变比率差动投入”、“A 断线闭锁比率差动”、“高压侧 TA2 电流速断投入”控制字;（6)对于 YD-11 的接线方式，RS95 装置采用 Y 侧电流B、B-C、-A 的方法进行相位校正,并进行系数补偿。差动保护试验时分别从两侧加入电流。两侧电流加入方法按照变压器接线方式对应加入。2.3.19.2 比率差动试验“高厂变比率差动投入”置 1，从