发电机预防性试验报告
发电机预防性试验作业指导书
6kV发电机预防性试验作业指导书一、目的与范围为了加强公司各电站6kV发电机每年预防性试验技术工作，确保6kV发电机试验工作符合工艺质量和安全生产管理要求，并确保该工作全过程无不安全情况发生，确保发电机试验后能安全、可靠地运行，所有参加试验项目的工作人员、质检人员，必须遵循本质量保证程序。
本指导书适用于额定电压6kV的发电机试验。
其他类型的发电机现场试验可参照执行。
二、规范性引用文件（含验收标准等）GB 8564-88 水轮发电机组安装技术规范SD 230—87发电厂检修规程DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程SF12.5－10／6300发电机安装技术规程Q/DNCX 滇能楚雄老虎山水电站运行规程三、作业过程控制3.1 作业准备3.1.1 人员配备3.2 作业项目、方法、标准、风险评估、风险预控措施3456783.2.1 作业项目、方法、标准9101.定子三相绕组绝缘的测试：用2500V水冷专用兆欧表测量三相定子线圈对地绝缘和相间绝缘电阻≥500MΩ，吸收比≥1.6，极化指数≥2.0，三相不平衡系数不小于2；如通水时：汽励端两端汇水管和引线部分汇水管对地绝缘电阻≥30KΩ，绕组对汇水管绝缘电阻≥100KΩ，（定冷水水质合格并正常循环）2.定子线圈直流泄漏和直流耐压的测试：试验电压按0.5倍额定电压分5个阶段升高，每阶段停1分钟读取泄漏电流值，电压升至2.5倍额定电压。
其泄漏电流不应随时间的延长而增大，在额定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；在20A以下者，各相间差值比较不应有显著变化。
（应在停机后清污前的热态下、排氢后进行，若在通水情况下：绕组绝缘大于1兆欧；汇水管、机内测温元件、CT二次侧接地；水路流量接近额定；并水电导率小于1.5微西/厘米）3.定子线圈交流耐压试验：向三相定子线圈加1.5Un交流试验电压，一分钟通过。
（条件同上）4.轴承各部的绝缘测量：用500V摇表测量发电机汽励两端轴瓦的密封瓦及中间环、左右轴承座、外恻挡油盖、轴瓦衬垫、高压进油管绝缘电阻不小于10MΩ，（通油情况要大于1MΩ）1、加压前必须认真检查试验接线表计倍率、量程、调压器零位及仪表开始状态，加压过程中应精力集中，严密监四、附件4.1作业过程记录表（实际工作时填写，连同现场作业指导书、工作票一起保存）4.2检修技术数据记录表检修技术数据记录表工作成员：记录人员：记录日期：天气情况：温度：湿度：4.3 发电机定转子检修作业定置图及围栏图4.4 验收卡4.5 风险控制措施卡风险控制措施卡工作内容：4.6 缺陷处理及部件更换记录缺陷处理及部件更换记录部件更换记录4.7设备名牌参数设备技术台账4.8设备检修前后试验记录设备检修试验记录单位__________________ 站名_______________。
发电机预防性试验方法
发电机是电力系统的核心设备之一，其运行状态直接影响到电力系统的供电质量和可靠性 。通过预防性试验，可以确保发电机在最佳状态下运行，提高电力系统的供电质量和可靠 性。
延长设备寿命
预防性试验可以及时发现并处理发电机存在的潜在问题，避免因小问题积累导致大故障的 发生。同时，合理的维护和保养也可以延长发电机的使用寿命。
目的
通过预防性试验，及时发现并消除发 电机存在的潜在隐患，确保发电机在 运行过程中安全、稳定、可靠，提高 电力系统的供电质量和可靠性。
试验周期和标准
试验周期
根据发电机的类型、运行环境、使用年限等因素，制定合理的试验周期。一般 而言，新安装的发电机在投入运行前需要进行全面的预防性试验，运行中的发 电机按照规定的周期进行定期试验。
THANKS
谢谢您的观看
通过与正常发电机温度分布对比，可以发现异常部位及其温度变化情况。
根据试验结果，可以提出相应的处理建议，如对异常部位进行维修或更换部件等。
07
发电机预防性试验结论和建议
试验结果总结
试验数记录
详细记录发电机在预防 性试验中的各项数据， 包括电压、电流、频率 、功率等。
异常现象识别
通过数据分析，发现发 电机可能存在的异常现 象，如绝缘老化、绕组 松动等。
测试方法
将发电机三相电流分别连接到不平衡电流测量仪，记录测量值并进 行比较。
测试周期
每月进行一次测试。
04
预防性机械试验
发电机外观检查
总结词
发电机外观检查是预防性试验中重要的一环，通过观察发电 机的外观状况，可以初步判断发电机的运行状态和是否存在 潜在故障。
详细描述
在进行发电机外观检查时，应重点检查发电机的机座、端盖 、轴承等部件是否有磨损、裂纹、变形等情况。同时，还需 检查发电机的表面是否清洁、是否有油污和灰尘等杂质。
预防性试验报告
预防性试验报告报告编号：XXXX报告日期：XXXX年XX月XX日一、试验目的本次试验旨在验证XX设备的预防性维护措施的有效性，确保设备运转的稳定性和可靠性，减少设备故障发生的风险。
二、试验内容1. 设备清洁：对设备进行清扫、除尘、擦拭等操作，清除设备表面和内部的灰尘、污染和杂质，避免设备运行中堆积过多的杂质影响设备性能。
2. 设备连接检查：检查设备各部件的连接是否松动、脱落，保持设备的整体稳定。
3. 设备润滑：使用特定的润滑油或脂对设备各部件进行润滑，减少设备在使用过程中的摩擦和磨损。
4. 设备散热：确保设备正常散热，保持设备运行时的稳定温度。
5. 设备校准：对设备进行校准，确保设备的准确性和精度。
三、试验过程1. 设备清洁：试验人员对设备进行全面的清洁，包括外壳、内部部件、电路板等。
2. 设备连接检查：试验人员逐一检查设备各部件的连接状态，确保牢固稳定。
3. 设备润滑：根据设备使用说明书，使用适宜的润滑油或脂对设备各部件进行润滑。
4. 设备散热：确保设备正常散热，避免设备因长时间运转而过热，影响设备运行稳定性。
5. 设备校准：使用专用设备进行校准，确保设备的准确性和精度。
四、试验结果本次试验对设备的各项预防性维护措施进行了验证，试验结果显示，经过清洁、连接检查、润滑、散热和校准等预防性维护措施后，设备运行的稳定性有所提高，设备故障发生的概率有所降低。
同时，对于设备预防性维护措施的执行情况进行了评估，评估结果良好。
五、结论本次试验验证了XX设备的预防性维护措施的有效性，并为后续设备的正常运行提供了有力的支持。
建议在设备使用过程中，定期执行相关的预防性维护措施，确保设备的稳定性和可靠性。
同时，根据试验结果对设备生产和维护过程作出一定的改进。
六、致谢在本次试验中，感谢XX公司相关人员的技术支持和配合。
同时，感谢试验人员对试验的认真负责和专业素养，为试验提供了保障。
2水轮发电机组预防性试验报告
水轮发电机预防性试验报告(—）工程名称:黄土湾水电站安装位置：主厂房2#发电机一、铭牌数据二、线圈直流电阻使用仪器：YＳＢ—8２3型直流电阻测试仪温度: 10℃三、线圈绝缘电阻、吸收比温度： 1０℃水轮发电机预防性试验报告(二)四、定子绕组泄漏电流和直流耐压试验使用仪器:ZGF-２000型型直流试验器温度：１0 ℃五、工频交流耐压试验ﻩ使用仪器:BSJX调频串并联谐振耐压装置温度： 10 ℃六、试验结论:试验人员：试验日期： 2014年11月11日电力变压器预防性试验报告(一)工程名称黄土湾水电站安装地点2#励磁变二、线圈直流电阻温度:9℃使用仪器:YＳB－８23型直流电阻测试仪三、线圈绝缘电阻测量温度:9℃使用仪器：SＨ-2500型便携式吸收比测试仪电力变压器试验报告(二)四、变压比及组别试验: 使用仪器：全自动变比组别测试使用仪器:ＢSJＸ调频串并联谐振耐压装置温度: 10 ℃六、二次回路试验七、试验结论：试验人员: ﻩ试验日期: 2０14-11-10电压互感器试验记录安装地点：2F出口PＴ(１ＳＹＨ)柜型号：JＤZX10-10ＧＹC 额定电压：10500/√3／100/√3／１００/３准确等级:０.５/６P额定输出：1０0/100VＡ出厂年月:201０.6厂家：天水长开互感器有限公司一、绝缘电阻温度：１１℃二、直流电阻及极性测试温度： 11℃使用仪器:YSB-８23型直流电阻测试仪 YSB８42型伏安特性、变比、极性综合测试仪三、变比误差测试使用仪器：全自动变比组别测四、结论:试验人员: 试验日期： 20１4－1１－１0电压互感器试验记录安装地点：２FLC PT（２ＳYH)柜型号:JＤZX１0－10C 额定电压:10500/√3／100/√3 准确等级:0.5 额定输出:100 VA出厂年月：20０9.6厂家: 天水长开互感器有限公司一、绝缘电阻温度: 11 ℃二、直流电阻及极性测试温度: 11 ℃三、变比误差测试使用仪器：全自动变比组别测试仪四、结论:试验人员: ﻩ试验日期: 2014-１1-10电压互感器试验记录安装地点：１FLＣPT（3SＹＨ）柜型号：ＪDZX1０-10Ｃ额定电压：10500／√3／100／√3准确等级:0.5 额定输出:10０ VA出厂年月:20０9．6厂家: 天水长开互感器有限公司一、绝缘电阻ﻩ温度：１1 ℃二、直流电阻及极性测试温度:11 ℃三、变比误差测试使用仪器：全自动变比组别测试仪四、结论:试验人员：试验日期: 2０14-1１-10电流互感器试验记录安装地点：２F高压开关柜型号:ＬMＺBJ6-１0ＧYM1 额定电流：800 /5A 额定输出：30/10VA准确等级：0．5/1０P20出厂年月：2010．6 厂家：天水长开互感器有限公司二、直流电阻及极性检查使用仪器：YSB-82３型直流电阻测三、保护级伏安特性使用仪器:互感器全自动综合测四、误差试验使用仪器：互感器全自动综合测试仪五、结论：试验人员:试验日期:201４-１1-10电流互感器试验记录安装地点：２F出线型号：LＭZＢJ６-１0GYW1 额定电流：８00 ／5A 额定输出：30/10ＶA准确等级:0.5/10P20出厂年月: ２０１0.6 厂家: 天水长开互感器有限公司四、极性、变比测试使用仪器：YSＢ８4２型伏安特性、变比、极性综合测试仪五、结论:试验人员：试验日期:201４年１1月10日电流互感器试验记录安装地点：2F中性点型号:LMZＢJ６-１0GYW1 额定电流:8００ /5A 额定输出:30/３0ＶA准确等级：1０P2０/10P20出厂年月：２０１0.6 厂家：天水长开互感器有限公司三、保护级伏安特性使用仪器：互感器全自动综合测试仪测试仪五、结论:试验人员:试验日期:2０14年11月11日电流互感器试验记录安装地点：2F励磁变型号:LZＺBJ９-1０额定电流:３0 /5A 额定输出:１0/15VA 准确等级:0.５/１０Ｐ10出厂年月：２010．8 厂家: 上海华通互感器有限公司一、绝缘电阻及工频耐压温度：11℃二、直流电阻及极性检查使用仪表:YＳB-8２3型直流电阻测四、极性、变比测试使用仪器：互感器全自动综合测试仪五、结论:试验人员:试验日期:20１4-11-4真空断路器试验记录安装地点：２F开关柜型号:ZＮ63A-12/T １250-31.５额定电压:12KV 额定电流:12５0Ａ额定短路开断电流:３1.5KA 编号:20100５２2S002出厂日期：201０.6 制造厂家:天水长城开关厂有限公司一、直流电阻及绝缘电阻测试温度： 1１℃使用仪器:ＹSB-８2３型直流电阻四、工频交流耐压使用仪器：BSJX调频串联谐振耐压试五、结论：试验人员: 试验日期:２01４-１1-5无间隙金属氧化物避雷器试验报告型号:ＴBP-0-7.6 制造商:西安神电电器有限公司出厂日期:２01０．６绝缘电阻及泄漏电流 : 温度：１1℃使用仪器：ＺGＦ型直流试验器电池式高压兆欧表结论:试验人员:试验日期：20１4－１1-１0三相组合式金属氧化物避雷器试验报告型号： TBP-B-12．７／1３１制造商:西安神电电器有限公司出厂日期:２0１0．6绝缘电阻测试温度:11 ℃使用仪器:电池式高压兆欧表结论：试验人员：试验日期:20１４-１1-10电缆试验记录工程项目:黄土湾水电站电缆名称:交联聚乙烯电缆头型式：冷缩式起始位置:2F出口至2Ｆ开关柜电缆截面：2Ⅹ３Ⅹ185 ｍｍ2额定电压:10KV 一、绝缘电阻：使用仪器：电池式高压兆欧表温度１1 ℃二、交流耐压试验: 使用仪器:ＢSJX调频串联谐振耐压试验仪三、相位检查:A.B.C三相对应黄.绿．红三色四、试验结论:试验人员：试验日期: 2014-11-1０电缆试验记录工程项目:黄土湾水电站电缆名称:交联聚乙烯电缆头型式:冷缩式起始位置:2F开关柜至2FPT1SＹH柜电缆截面: 3Ⅹ3５ mm２额定电压:１0KV一、绝缘电阻：使用仪器:电池式高压兆欧表温度11℃二、交流耐压试验：使用仪器：BＳJX调频串联谐振耐压试验仪三、相位检查：A.Ｂ．C三相对应黄.绿．红三色四、试验结论:试验人员: 试验日期： 20１4-1１-10电缆试验记录工程项目:黄土湾水电站电缆名称：交联聚乙烯电缆头型式:冷缩式起始位置:2FＰＴ2SＹH开关柜至２F励磁变电缆截面: 3Ⅹ３5 mｍ2额定电压:10ＫV一、绝缘电阻: 使用仪器:电池式高压兆欧表温度 1１℃二、交流耐压试验: 使用仪器:BSJＸ调频串联谐振耐压试验仪三、相位检查：A．B．C三相对应黄.绿．红三色四、试验结论:试验人员：试验日期： 2０１4－1１-10。
预防性试验总结[大全]
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预防性试验总结[大全]第一篇：预防性试验总结[大全]有机硅车间电气预防性试验总结预防性试验是电力设备运行和维护工作的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一，是对现运行电设备电气性能的综合性的测试及评价，关系到电气设备及电气线路还能否继续正常、可靠投入生产运行；为提高电力设备健康水平及设备的安全稳定运行和车间生产可靠有序，我单位根据实际情况编制预防性试验方案和严格按照招标文件的技术要求及根据DL/T 596-2006电力设备预防性试验规程，完成了对有机硅车间电气设备的预防性试验工作。
在设备试验中，对一次设备及二次回路的绝缘电阻、直流耐压、泄漏电流、直流电阻、交流耐压、断口及整体以及相间绝缘、高压柜进行继电保护二次的过流、速断及限时速断整定、一次传动、断路器性能的检测、电动机、变压器等项目进行认真细致的检查试验。
在这次试验中发现的问题汇总如下：1.10KV变电站开关柜1AH10反应导热油泵、2AH1导热油站2#变压器真空断路器弹跳时间过长超出规定范围值，建议跟换备用真空断路器。
2.10KV变电站部分综合保护装置内置电源已经馈电，造成装置持续报警建议及时跟换新电池。
3.10KV开关柜内五防连锁及断路器机械机构部分卡塞严重，建议联系厂家重新调整及对滑道、转轴部位做润滑处理。
4.10KV开关柜电缆及过电压保护器搭接部分松动，已进行了处理。
5.10KV开关柜Ⅰ、Ⅱ段电容柜综合保护装置定值及出口设置错误，保护装置不能联动开关跳闸已根据实际情况进行了调整，可正常使用。
6.35KV变电站Ⅱ段AH110变压器柜断路器动、静触头套管存在放电现象，为安全起见建议及时更换套管。
7.现场P1106、P1104、K1201C、C2121A等高压电动机因设备长时间运行、震动等原因，导致接线室内端子松动严重，已及时进行了处理。
8.10KV变电站1#导热油变压器过电压保护器B相放电电压偏低，超出规定值，建议及时更换。
9.10KV变电站、1#、2#、3#低压配电室均存在通风不良室内温度过高的现象，我们的电气元件只要投入运行，在正常情况下是持续运行的，内部电子元件就会发热，假如温度过高就会影响电气设备的安全运行，继电保护规程规定环境温度为应该保持在5℃---30℃，如果温度过高可能对微机保护装置的程序存储器芯片故障，也就是存储器对温度的干扰特别灵敏回导致保护装置误动，同时也影响电子元件的使用寿命。
15kV变电站预防性试验报告
15kV变电站预防性试验报告
概述
本文档是对15kV变电站进行的预防性试验的报告。
试验旨在评估变电站的运行状况，以保证其正常运行和安全性。
实施试验
试验采用以下步骤进行：
1. 检查电气设备：对变电站内的电气设备进行仔细检查，确保其外观完好、无异常状况，并进行必要的清洁。
2. 测试绝缘性能：使用绝缘测试仪对变电站设备的绝缘性能进行测试，以确保其符合规定的标准。
3. 检查接地系统：检查变电站的接地系统，包括接地装置和接地网，确保其良好连接并无异常。
4. 检查保护装置：对变电站的保护装置进行检查，包括保护继电器和保护设备，确保其正常工作和准确响应。
5. 检查设备通风系统：对变电站的设备通风系统进行检查，确保其通风良好，无堵塞和异常噪音。
6. 测试运行电压：对变电站的运行电压进行测量和记录，确保其稳定在规定范围内。
结果和建议
经过试验，我们得出以下结论和建议：
1. 电气设备整体状况良好，无异常情况。
2. 变电站设备的绝缘性能符合规定的标准。
3. 接地系统连接正常，无异常情况。
4. 保护装置正常工作，响应准确。
5. 设备通风系统良好，无堵塞和异常噪音。
6. 变电站的运行电压稳定在规定范围内。
综上所述，我们建议定期进行预防性试验，以确保变电站的正常运行和安全性。
结束语
本报告详细记录了15kV变电站预防性试验的实施和结果。
我们将根据试验结果提供的建议，采取相应的措施来确保变电站的正常运行和安全性。
电力设备预防性试验
电力设备预防性试验一、容量为6000KW及以上的同步发电机的试验项目1.定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数2.定子绕组的直流电阻3.定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.定子绕组交流耐压试验5.转子绕组的绝缘电阻6.转子绕组的直流电阻7.转子绕组交流耐压试验8.发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机的电枢）的绝缘电阻9.发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机的电枢）的交流耐压试验10.定子铁芯试验11.发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻12.灭磁电阻器（或自同期电阻器）的直流电阻13.灭磁开关的并联电阻14.转子绕组的交流阻抗和功率损耗15.检温计绝缘电阻和温度误差检验16.定子槽不线圈防晕层对地电位17.汽轮发电机定子绕组引线的自振频率18.定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量19.轴电压20.定子绕组绝缘老化鉴定21.空载特性曲线22.三相稳定短路特性曲线23.发电机定子开路时的灭磁时间常数24.检查相序25.温升试验二、直流电机的试验项目1.绕组的绝缘电阻2.绕组的直流电阻3.电枢绕组片间的直流电阻4.绕组的交流耐压试验5.磁场可变电阻器的直流电阻6.磁场可变电阻器的绝缘电阻7.调整碳刷的中心位置8.检查绕组的极性及其连接的正确性9.测量电枢及磁极间的空气间隙10.直流发电机的特性试验11.直流电动机的空转检查三、中频发电机的试验项目1.绕组的绝缘电阻2.绕组的直流电阻3.绕组的交流耐压试验4.可变电阻器或期5.中频发电机的特性试验6.温升四、交流电动机的试验项目1.绕组的绝缘电阻和吸收比2.绕组的直流电阻3.定子绕组泄漏电流和直流耐压试验4.定子绕组的交流耐压试验5.绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验6.同步电动机转子绕组交流耐压试验7.可变电阻器或起动电阻器的直流电阻8.可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验9.同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻10.转子金属绑线的交流耐压11.检查定子绕组的极性12.定子铁芯试验13.电动机空转并测空载损耗14.双电动机拖动时测量转矩-转速特性五、电力变压器及电抗器的试验项目1.油中溶解气体色谱分析2.绕组直流电阻3.绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数4.绕组的tg§5.电容型套管的tg§和电容值6.绝缘油试验7.交流耐压试验8.铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻9.穿心螺栓、铁轭（e)夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等绝缘电阻10.油中含水量11.油中含气量12.绕组泄漏电流13.绕组所有分接的电压比14.校核三相变压器的组别或单相变压器极性15.空载电流和空载损耗16.短路阻抗和负载损耗17.局部放电测量18.有载调压装置的试验和检查19.测温装置及其二次回路试验20.气体继电器及其二次回路试验21.压力释放器校验22.整体密封检查23.冷却装置及其二次回路检查试验24.套管中的电流互感器绝缘试验25.全电压下空载合闸26.油中糠醛含量27.绝缘纸（板）聚合度28.绝缘纸（板）含水量29.阻抗测量30.振动31.噪声32.油箱表面温度分布六、电流互感器的试验项目1.绕组及末屏的绝缘电阻2.tg§及电容量3.油中溶解气体色谱分析4.交流耐压试验5.局部放电测量6.极性检查7.各分接头的变比检查8.校核励磁特性曲线9.密封检查10.一次绕组直流电阻测量11.绝缘油击穿电压七、电磁式电压互感器的试验项目1.绝缘电阻2.tg§（20KV及以上）3.油中溶解气体色谱分析4.交流耐压试验5.局部放电测量6.空载电流测量7.密封检查8.铁芯夹紧螺栓（可接触到的绝缘电阻）9.联接组别和极性10.电压比11.绝缘油击穿电压八、电容式电压互感器的试验项目1.电压比2.中间变压器的绝缘电阻3.中间变压器的tg§九、SF6断路器和GIS的试验项目1.断路器和GIS内SF6气体的湿度以及气体的其它检测项目2.SF6气体泄漏试验3.辅助回路和控制回路绝缘电阻4.耐压试验5.辅助回路和控制回路交流耐压试验6.断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tg§7.合闸电阻值和合闸电阻的投入时间8.断路器的速度特性9.断路器的时间参数10.分、合闸电磁铁的动作电压11.导电回路电阻12.分、合闸线圈直流电阻13.SF6气体密度监视器（包括整定值）检验14.压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值校验，机械安全阀校验15.操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力（气压、液压）下降值16.液（气）压操动机构的泄漏试验17.油（气）泵补压及零起打压的运转时间18.液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验19.闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能20.GIS中的电流互感器、电压互感器和避雷器十、多油断路器和少油断路器的试验项目1.绝缘电阻2.40.5KV及以上非纯瓷套管和多油断路器的tg§3.40.5KV及以上少油断路器的泄漏电流4.断路器对地、断口及相间及相间交流耐压试验5.126KV及以上油断路器提升杆的交流耐压试验6.辅助回路和控制回路交流耐压试验7.导电回路电阻8.灭弧室的并联电阻值，并联电容器的电容量和tg§9.断路器的合闸时间和分闸时间10.断路器分闸和合闸的速度11.断路器触头分、合闸的同期性12.操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压13.合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘电阻14.断路器本塔和套管中绝缘油试验15.断路器的电流互感器十一、空气断路器的试验项目1.40.5KV及以上的支持瓷套管及提升杆的泄漏电流2.耐压试验3.辅助回路和控制回路交流耐压试验4.导电回路电阻5.灭弧室的并联电阻，均压电容器的电容量和tg§6.主、辅触头分、合闸配合时间7.断路器的分、合闸时间及合分时间8.同相各断口及三相间的分、合闸同期性9.分、合闸电磁铁线圈的最低电压10.分闸和合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻11.分闸、合闸和重合闸的气压降12.断路器操作时的最低动作气压13.压缩空气系统、阀门及断路器本体严密性14.低气压下不能合闸的自卫试验+...十二、真空断路器的试验项目1.绝缘电阻2.交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）3.辅助回路和控制回路交流耐压试验4.导电回路电阻5.断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程6.操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压7.合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻8.真空灭弧室真空度的测量9.检查动触头上的软联结夹片有无松动十三、重合器的试验项目1.绝缘电阻2.SF6重合器内气体的湿度3.SF6气体泄漏4.控制回路的绝缘电阻5.交流耐压试验6.辅助和控制回路的交流耐压试验7.合闸时间，分闸时间，三相触头分、合闸同期性，触头弹跳8.油重合器分、合闸速度9.合闸电磁铁线圈的操作电压10.导电回路电阻11.分闸线圈直流电流12.分闸起动器的动作电压13.合闸电磁铁线圈直流电阻14.最小分闸电流15.额定操作顺序16.利用远方操作装置检查重合器的动作情况17.检查单分功能可靠性18.绝缘油试验十四、SF6分段器的试验项目1.绝缘电阻2.交流耐压试验3.导电回路电阻4.合闸电磁铁线圈的操作电压5.合闸时间、分闸时间两相触头分、合闸的同期性6.分、合闸线圈的直流电阻7.利用远方操作装置检查分段器的动作情况8.SF6气体泄漏9.SF6气体湿度十五、油分段器的试验项目1.绝缘油试验2.自动计数操作十六、隔离开关的试验项目1.有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻2.二次回路的绝缘电阻3.交流耐压试验4.二次回路交流耐压试验5.电动、气动或液压操动机构线圈的最低动作电压6.导电回路电阻测量7.操动机构的动作情况十七、高压开关柜的试验项目1.辅助回路和控制回路绝缘电阻2.辅助回路和控制回路交流耐压试验3.断路器速度特性4.断路器的合闸时间、分闸时间和三相分、合闸同期性5.断路器、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻6.操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压7.合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻8.绝缘电阻试验9.交流耐压试验10.检查电压抽取（带电显示）装置11.SF6气体泄漏试验12.压力表及密度继电器校验13.五防性能检查14.对断路器的其它要求15.高压开关柜的电流互感器十八、铬镍蓄电池直流屏（柜）的试验项目1.铬镍蓄电池组容量测试2.蓄电池放电终止电压测试3.各项保护检查4.铬镍屏（柜）中控制母线和动力母线的绝缘电阻十九、套管的试验项目1.主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻2.主绝缘及电容型套管对地末屏tg§与电容量3.油中溶解气体色谱分析4.交流耐压试验5.66KV及以上电容型套管的局部放电测量二十、发电厂和变电所的支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目1.零值绝缘子检测（66KV及以上）2.绝缘电阻3.交流耐压试验4.绝缘子表面污秽物的等值盐密二十一、纸绝缘电力电缆线路的试验项目1.绝缘电阻2.直流耐压试验二十二、橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目1.电缆主绝缘绝缘电阻2.电缆外护套绝缘电阻3.电缆内衬层绝缘电阻4.铜屏蔽层电阻和导体电阻比5.电缆主绝缘直流耐压试验6.交叉互联系统二十三、自容式充油电缆线路的试验项目1.电缆主绝缘直流耐压试验2.电缆外护套和接头外护套的直流耐压试验3.压力箱a.供油特性b.电缆油击穿电压c.电缆油的tg§4.油压示警系统a.信号指示b.控制电缆线芯对地绝缘5.交叉互联系统6.电缆及附件内的电缆油a.击穿电压b.tg§c.油中的溶解气体二十四、高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目1.极对壳绝缘电阻2.电容值3.并联电阻值测量4.渗漏油检查二十五、耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器的试验项目1.极间绝缘电阻2.电容值3.tg§4.渗漏油检查5.低压端对地绝缘电阻6.局部放电试验7.交流耐压试验二十六、断路器电容器的试验项目1.极间绝缘电阻2.电容值3.tg§4.渗漏油检查二十七、集合式电容器的试验项目1.相间和极对壳绝缘电阻2.电容值3.相间和极对壳交流耐压试验4.绝缘油击穿电压5.渗漏油检查二十八、单台保护用熔断器的试验项目1.直流电阻2.检查外壳及弹簧情况二十九、串联电抗器的试验项目1.绕组绝缘电阻2.绕组直流电阻3.电抗（或电感）值4.绝缘油击穿电压5.绕组tg§6.绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压7.轭铁梁和穿芯螺栓（可接触到）的绝缘电阻三十、放电线圈的试验项目1.绝缘电阻2.绕组的tg§3.交流耐压试验4.绝缘油击穿电压5.一次绕组直流电阻6.电压比三十一、变压器油的试验项目1.外观2.水溶性酸PH值3.酸值mgKOH/g4.闪点（闭口）C5.水分mg/L6.击穿电压KV7.界面张力（25℃)mN/m8.tg§（90℃)％9.体积电阻率（90℃)Ω.m10.油中含气量（体积分数）％11.油泥与沉淀物（质量分数）％12.油中溶解气体色谱分析三十二、运行中断路器油的试验项目1.水溶性酸PH值2.机械杂质3.游离碳4.击穿电压KV5.水分mg/L6.酸值mgKOH/g7.闪点（闭口）℃三十三、运行中SF6气体的试验项目1.湿度（20℃体积分数）10-62.密度（标准状态下）kg/m33.毒性4.酸度μg/g5.四氟化碳（质量分数）％6.空气（质量分数）％7.可水解氟化物μg/g8.矿物油μg/g三十四、阀式避雷器的试验项目1.绝缘电阻2.电导电流及串联组合元件的非线性因数差值3.工频放电电压4.底座绝缘电阻5.检查放电计数器的动作情况6.检查密封情况三十五、金属氧化物避雷器的试验项目1.绝缘电阻2.直流1mA电压（U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流3.运行电压下的交流泄漏电流4.工频参考电流下的工频参考电压5.底座绝缘电阻6.检查放电计数器动作情况三十六、封闭母线的试验项目1.绝缘电阻2.交流耐压试验三十七、一般母线的试验项目1.绝缘电阻2.交流耐压试验三十八、二次回路的试验项目1.绝缘电阻2.交流耐压试验三十九、1KV及以下的配电装置和电力布线的试验项目1.绝缘电阻2.配电装置的交流耐压试验3.检查相位四十、1KV以上的架空电力线路的试验项目1.检查导线连接管的连接情况2.悬式绝缘子串的零值绝缘子检测（66KV及以上）3.线路的绝缘电阻（有带电的平行线路时不测）4.检查相位5.间隔棒检查6.阻尼设施的检查7.绝缘子表面等值附盐密度四十一、接地装置的试验项目1.有效接地系统的电力设备的接地电阻2.非有效接地系统的电力设备的接地电阻3.利用大地作导体的电力设备的接地电阻4.1KV以下电力设备的接地电阻5.独立微波站的接地电阻6.独立的燃油、易爆气体储罐及其管道的接地电阻7.露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻8.发电厂烟囱附件的吸风机及引风机处装设的集中接地装置的接地电阻9.独立避雷针（线）的接地电阻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11.有架空地线的线路杆塔的接地电阻12.无架空地线的线路杆塔接地电阻四十二、接地装置的检查项目1.检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况2.抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况四十三、高压硅整流变压器的试验项目1.高压绕组对低压绕组及对地的绝缘电阻2.低压绕组的绝缘电阻3.硅整流元件及高压套管对地的绝缘电阻4.穿芯螺杆对地的绝缘电阻5.高、低压绕组的直流电阻6.电流、电压取样电阻7.各桥臂正、反向电阻值8.变压器油试验9.油中溶解气体色谱分析10.空载升压四十四、低压电抗器的试验项目1.穿心螺杆对地的绝缘电阻2.绕组对地的绝缘电阻3.绕组各抽头的直流电阻4.变压器油击穿电压四十五、绝缘支撑及连接元件的试验项目1.绝缘电阻2.耐压试验四十六、高压直流电缆的试验项目1.绝缘电阻2.直流耐压并测量泄漏电流。
风力发电厂预防性试验工作总结风力发电运维工作总结
风力发电厂预防性试验工作总结风力发电运维工作总结工作总结日期学习记录12月13日停电前准备工作（专题会议、设备检修申请单、400V切换）12月14日倒闸操作流程12月15-16日 35kv更换静触头盒12月17-18日箱变消缺及保养工作12月19日学习35kv线路跳闸处理流程12月20日 GIS工作12月21日箱变高压侧电缆安装12月22日线路保护联调工作12月13日工作日志：一、停电前的专题会议：做好大停电期间的工作安排？领导们再一次带着我们梳理了每一个工作面的任务，重点强调每一个工作面负责人要熟悉工作内容，每一个班组成员要知道施工方案以及自己需要配合做的事情，工作负责人安排好每一天的工作计划、验收计划及以及培训工作，只有在熟悉自己工作内容，让班组成员积极参与进来。
有任务，有计划，有进度，有培训，这样才能保证大停电期间顺利完成工作的同时，同样结合理论培训熟悉设备。
二、设备检修设备提交工作及准备工作？1.设备检修申请单分为一次设备检修申请单和调度自动化系统及设备申请单。
此次工作内容是配合进行220kv响德线停电改造开断环入220kv清新变，所以申请的是一次设备检修申请单。
设备检修申请单的流程：1.明确工作内容，是需要填写一次还是调度自动化设备检修申请单2.填写设备检修申请单需提前3个工作日，提前打电话给省调说清楚工作内容，告知停电范围，明确工作时间。
3.待省调同意后填写设备检修申请单，填完以后要电话汇报自己填写的情况，咨询清楚省调有没有其他要求，确定无异议后发送走流程；4.关注流程进度，有效提高开工进度。
5.调度审核后会打电话让你签收，签收后下发操作任务票，省调打电话核对信息6.打印操作任务票以及申请单。
7.熟悉调度专业用语，特殊数字读音要注意例如“0 、1、2、7”，提高自己汇报工作准确度。
3.准备第一种工作票以及停送电操作票。
三、切换400V厂用变？严格按照操作票操作先后顺序，遵循“先停后送”原则，切换400V厂用电。
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转子绕组的绝缘电阻
1）绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5MΩ。
2）小修时采用1000V兆欧表。
4
励磁回路所连设备的绝缘电阻
1）绝缘电阻不低于0.5МΩ，否则查明原因并消除。
2）小修时采用1000V兆欧表。
二、设备型号及铭牌数据
名 称
交流同步发电机
型 号
额定功率
额定电压
10.5 kV
额定电流
额定频率
1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3 以下时，应查明原因。
2）各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%。
3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3 或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6 或极化指数不应小于 2.0；本发电机组定子绝缘材料为环氧粉云母。
2
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
1）小修试验电压为2.0Un。
2）在规定试验电压下，各相泄漏电流差别不应大于最小值的100%，最大泄漏电流在20µA以下者，相间差别与历次比较，不应有显著变化。
3）泄漏电流不随时间延长而增大。
4）试验电压按0.5Un分级升高，每阶段停留1min，额定试验电压2.0Un时停留5min。
/
/
/
300
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/
/
六、试验结果
以上试验合格
试验人员
审 核
批 准
时 间
绝缘电阻（MΩ）
参考值（MΩ）
结论
DC1000V
转子绕组
0.5 MΩ
励磁回路
0.5 MΩ
五、直流耐压及泄漏电流
试验时间
2018
/
试验电压
（kV）
时间
（s）
泄漏电流（C
A
B
C
5.25
15
/
/
/
60
/
/
/
10.50
15
/
/
/
60
/
/
/
15.75
15
/
/
/
60
/
/
/
21.00
15
电气设备预防性试验报告
被试设备：1号发电机
试验日期
温度
℃
湿度
%
试验仪器
日本共立3125A绝缘电阻测试仪、福禄克F17B数字万用表、武汉特试JYR 50B直流电阻测试仪
一、试验项目及要求
引用规程规范：DL/T 596-2005《电力设备预防性试验规程》
序号
试验项目
技术要求
1
定子绝缘电阻、吸收比或极化指数
50Hz
相 数
3
功率因数
YNd11
励磁电压
励磁电流
绝缘等级
F/F
定子接法
2Y
出厂编号
出厂日期
生产厂家
三、定子绕组绝缘电阻
试验电压
绕 组
试验前绝缘电阻（MΩ）
试验后绝缘电阻（MΩ）
结论
15s
60s
吸收比
15s
60s
吸收比
DC2500V
A-BC及地
B-AC及地
C-AB及地
四、转子绝缘电阻
试验电压
试验项目