光伏电站升压站调试方案

三宝营光伏电站发电项目电气设备调试方案批准：孔庆国审核：王武军编制：胡万刚吉林省嘉格电力工程有限公司2022年11月目录TOC\o"1-2"\h\u1.编制依据 页共59页3.组织机构3.1调试组织机构调试负责人-调试负责人-孔庆国技术负责人-胡万刚技术负责人-胡万刚质检员-王小义技术员-质检员-王小义技术员-马良义义安全员-李波继保试验组负责人继保试验组负责人陈志刚高压试验组负责人王武军全站调试人员为8人，分为高压、继保两个专业。（1）高压试验人员：2名（2）继保试验人员：4名，助手2名3.2职责划分3.2.1调试负责人职责（1）遵照国家有关政策、法规、法令和公司有关管理制度的规定，结合本项目实际，认真贯彻实施。（2）贯彻公司质量、安全方针目标，对本项目的施工质量和安全全面负责。（3）建立与项目的质量和安全管理体系相应的组织机构，保证其有效运行。（4）根据本项目的质量、安全目标，落实相应的质量、安全保证措施和具体的调试方案。（5）合理配置资源，控制成本，确保工期。（6）坚持不懈地、经常地向组员进行质量保证意识和安全生产文明生产的宣传教育，确保质量、安全，做到文明生产。3.2.2技术负责人职责（1）在调试负责人领导下，对本工程技术质量和安全全面负责。（2）组织技术交底，严格按照施工管理制度执行。（3）组织编审施工方案和特殊试验措施。（4）负责组织工程原始资料、技术资料、产品资料和试验报告的收集整理工作。3.2.3安全负责人职责：（1）对本工程的施工安全全面负责。（2）负责监督检查施工现场的安全施工、文明施工。做好施工前的安全交底，制定安全措施，并认真落实。工程中发现隐患积极提出整改意见。（3）对重要和危险的施工项目要先定出安全措施并严格执行。（4）进行安全用具、用品、设施的检查，参加对施工项目的安全大检查，做好人员的安全教育。3.2.4质量负责人职责：（1）对本工程的施工质量全面负责。（2）工作中严格按技术验收规范管理，贯彻质量管理实施细则，掌握质量信息。对重要过程和关键部位要做出防止质量事故的具体措施。（3）负责工程质量的监督、控制、检查工作。（4）组织搞好工程质量自检、互检工作。4.工期、施工进度计划安排4.1施工工期及进度安排国家电投北票市二道沟20MW光伏发电项目工程调试任务后立即组建调试小组，开工前召开试验工作会议，确定了主要施工人员，并落实了相关人员职责。本工程工期为26天，以满足试验要求算起。一定要严格按照预定工期进行，坚持计划工期与实际施工工期有机结合，随时掌握工程进度，出现问题立即采取措施及时纠正，并按反措施要求，在投产前完成各项消缺工作，保证工期和质量。本工程计划工期未考虑产品质量严重不合格等所引起的工期延误。进度计划：（具体计划工作时间以进场日期为准）二次部分：序号工作内容工作日期安排工作条件备注1400V室回路抽屉开关检查，核相2022.11.17-2022.11.18400V室安装已完成2主控室直流屏、UPS屏回路检查。二次舱交流环网检查。到各保护装置，测控及其打印机等辅助设备的空开位置正确2022.11.17-2022.11.19主控室电缆及二次配线安装完成3就地状态检查66kV和35kv各开关，刀闸控制回路正常。指示灯显示正常.GIS开关、地刀，地刀之间的连锁及开关操作机构闭锁。2022.11.20-2022.11.21厂家开关内部配线及二次配线完成。4主控室66kV主变保护调试定值校验，35KV母差及220母差调试定值校验2022.11.20-2022.11.21保护装置内部配线完成535kV各个间隔保护装置调试定值校验。2022.11.20-2022.11.21保护装置内部配线完成6主变本体及有载调压调试，主变中性点校线，试验控制回路及遥控。2022.11.22-2022.11.26主变安装完成，二次配线完成7试验svg刀闸，地刀控制回路，配合SVG厂家联调2022.112-2022.11.26SVG厂家进场，SVG配线完成8根据设计图对主变测控，公用测控，35kv公用测控对信号2022.112-2022.11.26各测控装置及二次配线完成，后台配置已完成。9依据35kv开关设计图遥信对信号2022.11.22-2022.11.26各测控装置及二次配线完成，后台配置已完成。1066kV保护测控二次通流通压，CT，PT各匝保护量测量量故障录波同步向量，电度表核对2022.11.27-2022.11.29各测控装置及二次配线完成，后台配置已完成。录波配置完成1135kv保护测控二次通流通压，CT，PT各匝保护量测量量故障录波，同步向量，电度表核对2022.11.27-2022.11.29各测控装置及二次配线完成，后台配置已完成。录波配置完成1266kV线路及主变保护、母线保护保护传动，测控及后台遥控分合。测试五防锁。2022.11.27-2022.11.29站内保护测控配线完成，通讯正常1335kV线路及母线保护保护，接地变，站用变，传动，测控及后台遥控分合。测试五防锁2022.11.27-2022.11.29站内保护测控配线完成，通讯正常1466kV线路及主变间隔一次通流，查看各采样值2022.11.30-2022.11.30各装置配线完成，CT开路排查，人员安全提醒1535kV室集电线，主变进线等间隔一次通流，查看各采样值2022.12.1-2022.12.1各装置配线完成，CT开路排查，人员安全提醒16全站与省调、地调对点2022.12.2-2022.12.3调度数据网通讯正常。17站内压板及装置汉字标识标签2022.12.4-2022.12.5设备安装全部完成总计15一次部分：序号工作内容工作天数工作条件备注11台66kV主变2022.09.18-2022.10.26安装完成266kVGIS2022.10.10-2022.10.11安装完成31台35kVSVG2022.10.10-2022.10.11安装完成435kV开关柜2022.10.25-2022.10.26安装完成535kV接地变2022.09.05-2022.09.06安装完成总计15备注：（1）本工期计划为暂定计划，具体工作内容步骤会根据现场安装情况和厂家配合情况作出适当调整。（2）本工期是按照现场工作条件完全满足的情况下所制定的，如遇到厂家迟迟不来现场配合、设备安装不到位等情况可能导致规定时间无法完成相关工作。5.一次试验及二次调试内容：5.1.1试验项目及作业顺序：5.1.1.1测量绕组直流电阻a、使用设备：变压器直流电阻测试仪b、测试步骤:测量并记录顶层油温及环境温度与湿度；测量应在各分接头的所有位置上进行；将测量设备或仪表通过测试线与被被测试绕组有效连接，开始测量；测试完毕应使用测试仪器或仪表上的“放电”、“复位”键对被测试绕组充分放电。c、试验结果及判断依据：（1）1600kVA及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；（2）变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算：R2=R1(T+t2)／(T+t1)（7.0.3）式中R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。d、注意事项1）测试一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同于绕组温度，测量结果才不会因为温度差异而引起温度换算误差；2）对于大型变压器测试时充电时间很长，应予以足够重视，可考虑采用去磁法或助磁法；3）应注意在测量后对被测试绕组充分放电。5.1.1.2绝缘电阻及吸收比（1）测试绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻值。被测试绕组各引出端应短路，其他非被试绕组应短路接地。（2）测试铁芯及夹件绝缘电阻时，应打开铁芯或夹件的固有接地点，进行测试。使用2500V档位测量。a、试验步骤1）测量并记录环境温度和湿度，并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度；2）测量前应对被试绕组短路接地，将所有绕组充分放电；3）各非被试绕组短路接地，被试绕组各引出端短路，测量记录15、60、600秒得绝缘电阻值；4）关闭兆欧表，被测试绕组回路对地放电；5）测量其他绕组。b、试验结构及判断依据1）绝缘电阻值需要进行换算时。换算公式为式中：－换算至40℃时的绝缘电阻值，MΩ；－试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ；－绝缘电阻温度换算因数。绝缘电阻温度换算因数(Kt)按下列公式计算：式中：－试验时的温度，℃－换算温度值(75℃、40℃或其它温度)；℃：－温度系数℃-1,此值与绝缘材料的类别有关，如对于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030。绝缘电阻与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（大于10000MΩ以上不考虑）；吸收比不低于1.3；铁芯绝缘电阻与以前测试结果无明显差别。对于变压器绝缘电阻、吸收比或极化指数测试结果的分析判断最重要的方法就是与出厂试验比较。c、注意事项a）测量吸收比时应注意时间引起的误差；b）试验时应设法消除表面泄露电流的影响；c）试验时应注意兆欧表的L端和E端不能对调；d）准确记录顶层油温，因为变压器的绝缘电阻随温度变化而明显变化。5.1.1.3绕组连同套管的介损及电容量（1）测试方法1）测试时根据试品的接地状况选择正接线或反接线，在有干扰时应设法排除以保证测试结果的准确性；试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地。2）试验前应将变压器套管外绝缘清扫干净。（2）试验步骤1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度；2）按照仪器接线图连接试验接线，并注意测试高压线的对地绝缘问题；3）按照各介损电桥操作说明进行试验。（3）试验结果和判断依据1）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ，应符合下列规定：当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tanδ；被测绕组的tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%；当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。温度差K5101520253035404550换算系数A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7介质损耗角正切值tanδ(%)温度换算系数注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值；测量温度以上层油温为准；进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：A=1.3K/10校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：当测量温度在20℃以上时，tanδ20=tanδt/A当测量温度在20℃以下时:tanδ20=Atanδt式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值；tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。2）测量套管主绝缘的绝缘电阻：66kV及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。测量20kV及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗角正切值tanδ和电容值，应符合下表规定：在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tanδ不应大于下表的规定；3）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±5%范围内。套管主绝缘介质损耗角正切值tanδ(%)的标准套管主绝缘类型tanδ(%)最大值电容式油浸纸0.7（500kV套管0.5）①胶浸纸0.7②胶粘纸1.0（66kV及以下电压等级套管1.5）①②浇铸树脂1.5气体1.5有机复合绝缘③0.7非电容式浇铸树脂2.0复合绝缘由供需双方商定其他套管由供需双方商定注：所列的电压为系统标称电压；对20kV及以上电容式充胶或胶纸套管的老产品，其tanδ(%)值可为2或2.5；有机复合绝缘套管的介损试验，宜在干燥环境下进行。d、注意事项1）介损测试能发现变压器整体受潮、绝缘油劣化、严重的局部缺陷等，但对于大型变压器的局部缺陷而言，其灵敏度较低；2）在试验中高压测试线电压为10kV，应注意对地绝缘问题。5.1.1.4变压器绕组的电压比a、使用设备：变压比测试仪b、试验步骤1）将专用变压比测试仪与被试变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接；2）根据被测变压器的铭牌、型号对变比测试仪进行设置；3）运行测试仪器便可得到被测变压器的变压比。c、试验结构及判断依据1）检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律。注：“无明显差别”可按如下考虑：1电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%；2其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%；3其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。d、注意事项a）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测量额定变压比；b）测量前应正确输入被测变压器的铭牌、型号。5.1.1.5有载分接开关特性试验a、使用设备：有载分接开关特性测试仪b、试验步骤1）将非被试绕组短路接地，被试绕组引线端打开，不短路，进行试验接线；2）在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。3）对于M型有载分接开关，只进行单-双和双-单的切换过程的检验。c、试验结果和判断依据1）变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。2）切换开关过渡波形中不应出现明显的断开点或零位点，否则，应查明原因。d、注意事项1）按照有载分接开关测试仪的要求进行接线。5.1.1.6变压器绕组变形试验a、测试方法使用专用的变压器绕组变形测试仪器进行测试。对变压器的每个绕组每施加一系列特定频率的信号，测量其两端的响应信号，即可得出频率响应特性。对于中性点引出的绕组依次测量OA、OB、OC的频率响应特性，对于角接的绕组依次测量AB、AB、BC的频率响应特性。b、试验步骤1）通过专用测试线将被测变压器的被试绕组引出端与测试仪器的端口有效连接；2）打开笔记本电脑输入被试变压器的铭牌信息；打开测试电源开关，与笔记本电脑进行连接，开始测量；3）采集完毕，关闭电脑和测试仪器的电源。c、试验结果和判断依据1）变压器绕组的频率响应特性中、低频部分（10-500kHz）的频率曲线具有较丰富的谐振点，这些谐振点的变化灵敏的反应了变压器绕组断股、鼓包、扭曲、饼间错位等变形情况，而高频部分（500kHz以上）能反应出变压器绕组的位移，对110kV及以上等级的变压器绕组频率响应曲线的高频部分，由于影响因素较多，有时很难保证该部分曲线较好的重合，在进行判断时，应重点注意中、低频部分，高频部分作为必要时的参考。2）其余判断参见绕组变形测试仪器附带说明性文件。d、注意事项1）试验前仪器应可靠接地。2）试验前应将被试变压器线端对地放电，以防静电或感应电损坏仪器；3）输入变压器铭牌及分接位置，注明试验是在末屏或变压器外部直接接线；4）应注意电缆与仪器及被试变压器接触良好；5）应尽量在最大分接位置进行试验；6）应尽量保持变压器外部接线一致；7）对110kV及以上变压器绕组，试验引线和套管间杂散电容可能会影响其频率响应曲线高频部分的一致性，应尽量在前后试验或三相试验时保持一致；8）试验中若变压器三相频响曲线不一致，应检查设备后重做，直至同一相两次试验结果一致；9）试验完成后，检查数据是否存妥，然后退出测试系统并依次关机。5.1.1.7交流耐压试验a、试验方法1）绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验电压标准为出厂试验电压值的80％2）使用高电压试验变压器及测量装置（电压测量总不确定度不得大于±3%）。45-65Hz交流耐压60秒，应无内外绝缘闪络或击穿。b、试验仪器试验电源采用:变频串联谐振成套装置,由试验人员进行现场试验准备工作.并有变压器厂家技术人员现场配合工作.试验设备参数如下:序号部件名称型号规格单位1高压电抗器HVDK-76/43台2调频电源HVFRF－20kW台3单相励磁变压器ZB－8/1.0/2.7/3.6/6.5/12台4电容分压器HV－2000/270台5补偿电容器H/JF－3000/270台6装置附件（电源线、各部分连接线等）套c、试验步骤a）按试验原理进行试验接线（见下图）；1）检查接线正确性，在完成保证安全的组织措施和技术措施后，取得试验负责人许可，对试验仪器进行不带试品的空升试验，应可靠动作；2）将被试绕组短接，其他非被试绕组短路接地，在保证其他绝缘试验都已完成并合格的情况下，将被试绕组接入试验回路，开始升压，进行耐压试验；3）试验过程中应无内外绝缘的闪络或击穿；4）试验完毕，降压，断开电源，并对被试设备进行充分放电。d、现场安全措施1）工作负责人和现场安全员负责人监督各项安全措施的落实。2）试验现场不准吸烟，并备有足够的灭火器材。3）试验时、试验设备及被试品周围栏好警戒带，并由专人看护；加压及试验过程中请厂家和安装人员在现场观察，并在本方案上签字。如有异常情况，及时向试验负责人联系。4）现场工作人员应严格执行电业相关规程，有现场安全员监督。5）对耐压试验前后，均应测量绝缘电阻，作为耐压前后的比较。6）试验前必须设安全围栏，并挂“止步，高压危险”标示牌，试验时并由专人看守，试验现场必须带安全帽。e、试验结果及判断依据1)试验过程中应无内外绝缘的闪络或击穿；2）耐压前后宜重复进行主绝缘的介损和电容量测试，注意耐压前后应无明显变化。f、注意事项1）试验时应记录环境湿度，相对湿度超过80%时不应进行本试验；2）升压设备的容量应足够，试验前应确认高压升压设备功能正常，所用测量仪器、仪表在检定周期内；3）对变压器套管进行耐压试验时，其下部必须浸入一合格的油筒内，注入筒内的油应是符合油质试验的有关标准，并静置后才能进行试验；4）试验前应有足够的静置时间；5.1.1.8局放试验a、试验条件：1）试验电源：本次试验，现场应提供380V、100A的电源。2）变压器局放试验前放气并静置24小时以上，所以CT二次短路接地，所有套管末屏接地。b、试验仪器试验设备参数如下:序号部件名称型号规格单位1控制箱/台2变频电源/台3中间升压变压器/台4电容分压器/台5局部放电仪/台6装置附件（电源线、各部分连接线等）套c、试验方法：1）电压等级为66kV及以上的变压器应进行长时感应电压及局部放电测量试验，所加电压、加压时间及局部放电视在电荷量符合下列规定：2）三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行试验。3）施加电压应按图C.0.1所示的程序进行。图C.0.1变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序注：A=5min；B=5min；C=试验时间；D≥60min(对于Um≥300KV)或30min(对于Um＜300KV)；E=5min试验接线图（如上）4）在不大于U2/3的电压下接通电源；5）电压上升到1.2Um/√3，保持5min，其中Um为设备最高运行线电压；6）电压上升到U2，保持5min；7）电压上升到U1，其持续时间按规程7.0.13条第4项的规定执行；8）试验后立刻不间断地将电压降到U2，并至少保持60min（对于Um≥300kV）或30min（对于Um＜300kV），以测量局部放电；9）电压降低到1.2Um/√3，保持5min；10）当电压降低到U2/3以下时，方可切断电源。11）除U1的持续时间以外，其余试验持续时间与试验频率无关。12）在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。对地电压值应为：U1=1.8Um/√3(C.0.1)U2=1.58Um/√3，视试验条件定。13）在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平；14）在电压上升到U2及由U2下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在1.2Um/√3下测量局部放电视在电荷量；15）在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷量值；16）在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值；17）在电压U2的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次。d、试验结果及判断依:1)如果满足下列要求，则试验合格：2)试验电压不产生忽然下降；3)在U2=1.58Um/√3下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于100pC；4)在U2下，局放放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值的脉冲可以不计入；5)在1.2Um/√3下，视在电荷量的连续水平不大于100pC。注：Um为设备的最高电压有效值。试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气气隙》GB1.94.3中的有关规定进行。e、安全措施：1）工作现场的隔离措施2）试验时注意安全距离，防止触电3）设立专人看护4）试验后每个阶段充分放电5）电流互感器二次端子短路接地5.1.1.9短路阻抗试验a.参数测量测试前应考虑试验可能达到的电压和电流最大值，不能超过仪器的测量范围，不能超过供电设备供电最大输出能力，如果电压或电流比较大，可考虑使用单相或三相调压器提供试验电源。变压器低压侧用足够粗的导线全部短路，短路线的截面积应考虑可以承受低压侧额定电流，而且确保接触良好，以减小附加误差。（1）四线分相阻抗按图7接好测试线，单相电源固定施加在仪器AB相，变压器分三次接线，依次测量A0、B0、C0。在状态（5）选择菜单“四线分相阻抗”，进入状态（7），屏幕下部提示“测量A0相”，将测试钳接在变压器高压侧A0两端，接通试验电源，等数据稳定后，按“确定”键，A0相测量结束，屏幕下部提示“测量B0相”，不要退出测量状态，断开试验电源，将测试钳接在变压器高压侧B0两端，接通试验电源，等数据稳定后，按“确定”键，B0相测量结束，屏幕下部提示“测量C0相”，不要退出测量状态，断开试验电源，将测试钳接在变压器高压侧C0两端，接通试验电源，等数据稳定后，按“确定”键，断开试验电源，三相测量结束，仪器根据三相数据计算出各相阻抗、电抗、电阻和变压器阻抗电压。（2）三线分相阻抗和四线分相阻抗测试方法相似，只是三次测量依次接在变压器高压侧AB、BC、CA。（3）三相三线阻抗按图4接好测试线，在状态（5）选择菜单“三相三线阻抗”，进入状态（7），接通三相试验电源，等数据稳定后，按“确定”键数据锁定并储存，断开试验电源，测量结束。（4）单相阻抗测量按图7接好测试线，在状态（5）选择菜单“单相阻抗测量”，进入状态（7），接通单相试验电源，等数据稳定后，按“确定”键数据锁定并储存，断开试验电源，测量结束。显示数据说明如下：（1）测试条件：测试过程中实际施加的电压，电流，功率，频率当前值。（2）测试结果：AB，BC，CA和A0，B0，C0各相的阻抗、电抗、电阻及三相阻抗电压百分数。三相阻抗电压u%：是根据设置的辅助参数计算出三相阻抗电压百分数，该值可以和变压器标牌上的出厂值比对。5.266kV交流器5.2.1试验条件断路器设备安装完成，各气室气体已充满并试验合格并静置24小时以上；5.2.2试验项目测量断路器的分、合闸时间分、合闸电磁铁的动作电压导电回路电阻辅助回路和控制回路绝缘电阻分、合闸电磁铁的动作电压SF6气体微水测试SF6气体泄漏试验SF6密度继电器校验交流耐压局部放电试验5.3.3仪器设备开关动作测试仪精密露点仪检漏仪密度继电器校验仪回路电阻测试仪绝缘摇表串联谐振耐压装置5.3.4作业程序5.3.4.1测量66kV断路器的分、合闸时间试验方法：在额定操作电压进行，断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定；除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms，相间分闸不同期不大于3ms，同相各断口间合闸不同期不大于3ms，同相各断口间分闸不同期不大于2ms。5.3.4.266kV断路器分、合闸电磁铁的动作电压试验方法：并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110％范围或直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30％或更低时不应脱扣。操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值30%～65%之间；在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%关合电流峰值等于及大于50kA时为85%时应可靠动作；按制造厂规定。5.3.4.366kV断路器导电回路电阻（1）试验方法：采用直流压降法，测试电流不小于100A。有引线套管的，可利用引线套管注入电流进行测量。若接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连线，利用回路上的两组接地开关导电杆测量回路进行测量。若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时，先测量导体与外壳的并联电阻R0和外壳的直流电阻R1，后按下式换算：R=R0R1/（R1＋R0）。（2）试验步骤测量并记录环境温度和湿度。测量分合相应刀闸、相应断路器等。（3）试验结果判断依据（或方法）（1）测量主回路的导电电阻值，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果，不应超过产品技术条件规定值的1.2倍。5.3.4.466kV断路器辅助回路和控制回路绝缘电阻a、试验方法用500V绝缘电阻表分别测量分闸线圈和合闸线圈对地的绝缘电阻；测量分、合闸线圈的绝缘电阻值b、试验结果判断依据（或方法）不应低于10M；5.3.4.5SF6气体微水测试、检漏试验a、使用仪器SF6微水测试仪检漏仪b、试验方法将仪器与待检设备经设备检测口、连接管路、接口相连接。接通气路，用六氟化硫气体短时间地吹扫和干燥连接管路与接口。开机检测，待仪器读数稳定后读取结果，同时记录检测时的环境温度和湿度。c、试验结果判断依据（或方法）断路器气室不大于150μL/L其他气室不大于250μL/L5.3.4.666kVSF6密度继电器校验a、使用仪器密度继电器校验仪b、试验方法将被测设备的密度继电器气路与设备本体气路切断将被测设备的密度继电器控制回路电源切断。将密度继电器校验仪气路连接部分与被测密度继电器的气路连接。将密度继电器校验仪节点插座接到被测密度继电器的相应节点上。调节密度继电器校验仪的压力，使其达到被测密度继电器的报警或闭锁压力。记录密度继电器达到报警或闭锁的动作值或返回值（记录数值应校正到20℃时的压力值)。c、试验结果判断依据（或方法）密度继电器的校验结果与生产厂家对密度继电器的报警和闭锁节点的整定值及其范围(出厂值)比较。5.3.4.766kV电流互感器（a）绝缘电阻一次绕组不得低于3000MΩ，与初始值及历次数据比较，不得低于70%。二次绕组对地及绕组之间不得低于1000MΩ（b）变比、极性试验与铭牌标志相符（c）励磁特性与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别（d）直流电阻一、二绕组直流电阻值，与同型号、同规格、同批次的电流互感器胡算到同一温度下的出厂值比较，直流电阻和平均值差异不得大雨10%。与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不得大于±3%。5.3.4.866kV电压互感器（a）绝缘电阻一次绕组不得低于3000MΩ，与初始值及历次数据比较，不得低于70%。二次绕组对地及绕组之间不得低于1000MΩ（b）变比、极性试验与铭牌标志相符（c）空载电流在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别。（d）直流电阻与电流互感器方法测试相同（e）感应耐压试验条件：（1）需加装试验工装，并充入SF6气体并测试微水合格，（2）采用三倍频或者多倍频感应耐压方法从二次绕组加压，其他绕组单端接地，耐压前后测试空载电流有无明显差别。（多倍频感应耐压接线方法）5.3.4.966kV交流耐压试验a、试验方法检查：所有电流互感器二次不得开路，并短路接地；所有电压互感器二次不得短路；断开二次空开；合上所有的断路器、隔离开关，分开所有的接地刀闸，试验电压146kV,时间5min,带上PT和避雷器，并测量电压互感器二次空开电压；完成后，将电压降为0V，充分放电，断开所有的PT和避雷器，并合上PT一次侧接地刀闸，将试验电压升至184kV持续3min，试验电压：额定电压3min时间到后，将试验电压缓慢升至365kV，持续1min，无任何放电等异常视为通过。结束：试验结束将电压降为0V，并充分放电。b、试验仪器试验电源采用:变频串联谐振成套装置,由试验人员进行现场试验准备工作.并有变压器厂家技术人员现场配合工作.试验设备参数如下:序号部件名称型号规格单位1高压电抗器HVDK-76/43台2调频电源HVFRF－20kW台3单相励磁变压器ZB－8/1.0/2.7/3.6/6.5/12台4电容分压器HV－2000/270台5补偿电容器H/JF－3000/270台6装置附件（电源线、各部分连接线等）套c、试验步骤按试验原理进行试验接线（见下图）；d、现场安全措施1）工作负责人和现场安全员负责人监督各项安全措施的落实。2）试验现场不准吸烟，并备有足够的灭火器材。3）试验时、试验设备及被试品周围栏好警戒带，并由专人看护；加压及试验过程中请厂家和安装人员在现场观察，并在本方案上签字。如有异常情况，及时向试验负责人联系。4）现场工作人员应严格执行电业相关规程，有现场安全员监督。5）对耐压试验前后，均应测量绝缘电阻，作为耐压前后的比较。6）试验前必须设安全围栏，并挂“止步，高压危险”标示牌，试验时并由专人看守，试验现场必须带安全帽。e、试验结果及判断依据1)试验过程中应无内外绝缘的闪络或击穿；2）耐压前后测量绝缘电阻，注意耐压前后应无明显变化。f、注意事项1）试验时应记录环境湿度，相对湿度超过80%时不应进行本试验；2）升压设备的容量应足够，试验前应确认高压升压设备功能正常，所用测量仪器、仪表在检定周期内；5.435kV电流互感器5.4.1测量项目（1）一次绕组对二次绕组及地绝缘电阻（2）二次绕组对一次绕组及地绝缘电阻（3）二次绕之间绝缘电阻（4）极性检查（5）绕组直流电阻测量（6）二次绕组励磁特性检查（7）变比检查（8）交流耐压5.4.2使用仪表（10）绝缘电阻表（11）互感器测试仪（12）抗干扰精密介损仪（13）串联谐振耐压装置5.4.3试验方法5.4.3.1测量电流互感器的绝缘电阻。（1）用2500V绝缘电阻表测量一次绕组对二次及地的绝缘电阻；绝缘电阻值不宜低于1000M（2）用2500V绝缘电阻表分别测量二次绕组间及地的绝缘电阻；绝缘电阻值不宜低于1000M5.4.3.2电流互感器的变比、极性检查。（1）检查互感器的接线组别和极性，必须符合设计要求，并应与铭牌和标志相符5.4.3.3电流互感器一、二次绕组直流电阻测量（1）同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%。当有怀疑，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）一般不宜超过额定电流（方均根值）的50%。5.4.3.4测量保护组TA的励磁特性曲线（1）当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。测量后核对是否符合产品要求（2）测量保护组TA的励磁特性曲线：同类型电流互感器的特性相互比较，应无显著差别。5.4.3.5电流互感器交流耐压试验在规定试验电压下1min，不击穿，无异常现象。5.535kV电压互感器5.5.1测量项目（1）一次绕组对二次绕组及地绝缘电阻（2）二次绕组对一次绕组及地绝缘电阻（3）二次绕组之间绝缘电阻（4）极性检查（5）绕组直流电阻测量（6）变比检查（7）交流耐压5.5.2使用仪表（1）绝缘摇表（2）互感器测试仪（3）交流耐压设备5.5.3试验方法及步骤5.5.3.1作业条件检查电压互感器已经安装完毕，固定牢固，外观检查无异常，标识清楚正确。二次接线和设备接地完成，高压引线未连接或已解开，临近设备做好接地防止感应触电。现场环境满足试验进行，试验场所不得有显著的交直流外来电磁场干扰。所有使用的测量仪表均经检验合格，并在检定周期内。5.5.3.2测量电压互感器绝缘电阻（1）测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；绝缘电阻不宜低于1000MΩ；5.5.3.3电压互感器的变比、极性检查（1）检查互感器的接线组别和极性，必须符合设计要求，并应与铭牌和标志相符5.5.3.4电压互感器绕组直流电阻测量（1）电压互感器：一次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于15%。5.5.3.5励磁特性（1）电磁式电压互感器的励磁曲线测量，应符合下列要求：1）用于励磁曲线测量的仪表为方均根值表，若发生测量结果与出厂试验报告和型式试验报告有较大出入（＞30%）时，应核对使用的仪表种类是否正确2）一般情况下，励磁曲线测量点为额定电压的20%、50%、80%、100%和120%。对于中性点直接接地的电压互感器（N端接地），电压等级35kV及以下电压等级的电压互感器最高测量点为190%；电压等级66kV及以上的电压互感器最高测量点为150%；3）对于额定电压测量点（100%），励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告的测量值的30%，同批同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%；5.5.3.6耐压试验（1）应按出厂试验电压的80%进行；1）电磁式电压互感器（包括电容式电压互感器的电磁单元）在遇到铁心磁密较高的情况下，宜按下列规定进行感应耐压试验：2）感应耐压试验电压应为出厂试验电压的80%。3）试验电源频率和试验电压时间参照7.0.13条第4款规定执行。4）感应耐压试验前后，应各进行—次额定电压时的空载电流测量，两次测得值相比不应有明显差别；5）感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。6）二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV；5.635kV金属氧化物避雷器5.6.1测量避雷器及底座绝缘电阻（1）使用仪器：绝缘摇表（2）要求：35kV以上，绝缘电阻不低于2500MΩ；35kV及以下，绝缘电阻不低于1000MΩ5.6.2直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流测量（1）使用仪器：直流高压发生器（2）要求：1）不低于GB11032-2000规定值2）U1mA实测值与初始值相比，变化不应大于±5%3）0.75U下的泄漏电流不应大于50µA5.6.3放电计数器试验（1）试验时每点一次，记录器跳动一格，同时有小火花和叭叭的放电声，这是正常现象，直至放电记录器复零为止。（2）试验结束充分放电。（3）判断方法：测试3-5次，均应正常动作。5.6.4测量步骤（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（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，按下75%U1mA按钮降压至该电压的75%，再读取此时的泄漏电流。（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。（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。5.6.5注意事项：（1）由于无间隙金属氧化物避雷器优异的非线性特性，在直流泄漏电流超过200μA时，此时电压升高一点，电流将会急剧增大，所以此时应该放慢升压速度，在电流达到1mA时，读取电压值（2）由于无间隙金属氧化物避雷器表面的泄漏原因，在试验时应尽可能的将避雷器瓷套表面擦拭干净。如果仍然试验直流1mA电压不合格，应在避雷器瓷套表面装一个屏蔽环，让表面泄漏电流不通过测量仪器，而直接流入地中；（3）直流1mA电压试验值与产品出厂值相比较，变化不应该大于±5%；（4）泄漏电流应该在高压侧读表，而且测量电流的导线必须使用屏蔽线；（5）试验时需记录环境温度和相对湿度以及试验施加的电压，并且应该注意瓷套表面的清洁程度；同时要求注意相邻避雷器的影响（即相间干扰）。（6）为保证人身和设备安全，在进行绝缘电阻或直流试验后应对试品充分放电；（7）在进行高压试验时，应有专人在试验场地周围监护，严禁非试验人员进入试验场地。5.735kV手车式断路器5.7.1试验项目（1）测量绝缘电阻（2）导电回路电阻（3）分合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻（4）测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸时触头的弹跳时间；（5）断路器操动机构试验；（6）相间、断口的绝缘电阻及交流耐压（7）辅助回路和控制回路绝缘5.7.2使用仪器（1）绝缘摇表（2）工频交流耐压装置（3）回路电阻测试仪（4）高压开关特性测试仪（5）直流电阻测试仪5.7.3作业程序5.7.3.1测量绝缘电阻使用仪器：绝缘摇表试验方法：分别测量断口和合闸状态下的绝缘电阻，并测量控制回路绝缘电阻5.7.3.2导电回路电阻（1）使用仪器：回路电阻测试仪试验方法：采用直流压降法，测试电流不小于100A。试验结果判断依据（或方法）测量主回路的导电电阻值，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果，不应超过产品技术条件规定值的1.2倍。5.7.3.3测量绝缘电阻值（1）整体绝缘电阻值测量，应参照制造厂规定；5.7.3.4分合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻（1）测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻。用500V绝缘电阻表分别测量分闸线圈和合闸线圈对地的绝缘电阻，用万用表分别测量分闸线圈和合闸线圈的直流电阻；测量分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10M；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。5.7.3.5测量断路器主触头的分、合闸时间测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸过程中触头接触后的弹跳时间，应符合下列规定：合闸过程中触头接触后的弹跳时间，40.5kV以下断路器不应大于2ms。40.5kV及以上断路器不应大于3ms；5.7.3.6断路器操动机构试验（1）10.0.12断路器操动机构的试验，应符合下列规定：合闸操作。当操作电压、液压在表10.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作；表10.0.12-1断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围电压液压直流交流(85%～110%)Un(85%～110%)Un按产品规定的最低及最高值注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。2）弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。2脱扣操作。1）直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸；5.7.3.7交流耐压（1）应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验。当在合闸状态下进行时，试验电压应符合表10.0.5的规定。当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，试验中不应发生贯穿性放电。表10.0.5断路器的交流耐压试验标准额定电压kV最高工作电压kV1min工频耐受电压kV峰值相对地相间断路器断口隔离断口33.62525252767.2323232361012424242493540.59595951186672.51551551551971101262002002002252302302302652202523603603604153953953954603303634604605205205105105805805005506306307907906806807907907407407907905.835kV电力电缆5.8.1试验项目（1）测量绝缘电阻（2）交流耐压试验；（3）检查电缆线路两端的相位；5.8.2使用仪器（1）绝缘摇表（2）串联谐振耐压装置5.8.3试验步骤5.8.3.1电缆绝缘电阻测量（1）测量方法用兆欧表，依次测量各相线芯对其他两相及金属套的绝缘电阻，金属套及非被试相线芯接地。测量前将被测线芯接地，使其充分放电，放电时间一般为2－5分钟。由于存在吸收现象，兆欧表的读数随时间逐步增大，测量时应读取绝缘电阻的稳定值，作为电缆的绝缘电阻值。（2）测量步骤1）测量并记录环境温度、相对湿度、电缆铭牌、仪器名称及编号；2）将所有被试部分充分放电，非被试相电缆线芯及金属套接地；3）将兆欧表地线端子（E）用接地线与接地导体连接好，兆欧表火线端子（L）接至被测部位的引出端头上，兆欧表读数稳定后记录绝缘电阻值。拆除兆欧表相线；4）将被试电缆对地放电并接地；5）依照此步骤测试其他两相及外护套。（3）注意事项在试验中读取绝缘电阻后，应先断开接至被试品的火线端子，然后再将兆欧表停止运转；由于电缆的吸收现象比较严重，特别是对于大电容电缆，兆欧表开始读数可能非常的低，这一现象是正常的。（4）试验标准（1）电缆绝缘电阻不小于10MΩ/Km。（2）耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化。（3）测量绝缘电阻用兆欧表的额定电压等级，应符合下列规定：①0.6/1kV电缆:用1000V兆欧表。②0.6/1kV以上电缆:用2500V兆欧表；6/6kV及以上电缆也可用5000V兆欧表。③橡塑电缆外护套、内衬套的测量:用1000V兆欧表。5.8.3.2检查电缆线路两段的相位（1）试验步骤a.采用绝缘电阻法检查电缆相位：b.将测量线的一端接绝缘摇表的L端，另一端接绝缘杆，绝缘摇表E端接地，通知对侧人员将电缆其中一相（例如A相），另外两相悬空，试验人员驱动绝缘电阻表，将绝缘杆分别接电缆三相芯线，绝缘电阻为0的芯线为A相。试验完毕，将绝缘杆脱离A相，再停止摇表，对电缆放电并记录相序。完成上述操作，通知对侧人员将接地线接在另一相，重复上述操作步骤，直至对侧三相分别均有一次接地。（2）注意事项试验前、后必须对电缆充分放电。5.8.3.3电缆主绝缘交流耐压试验（1）测量步骤a.检查试验接线，按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确，指示正确；b.一切设备接好后，在空载情况下，调整保护动作值，使其略高于试验电压值5%，然后空升设备，在此值下维持1min并检查保护是否可靠动作，最后将电压降为0，并拉断电源；c.将加压线接通被试设备进行试验，升压必须从0开始，升压速度在40%试验电压以内不受限制，其后应均匀升压，速度约为每秒3%的试验电压值，升至试验电压值52kV,维持60min;d.耐压时间到，将电压降为0，拉开试验电源，挂好接地线充分放电，试验结束！e.试验结果判断如果试验中未发生放电击穿现象，则认为试验通过,试品合格。（2）注意事项a、耐压试验前确定交流耐压试验值。b、试验时应注意试验电流的变化,试验前后应测量主绝缘绝缘电阻,并做好记录。c、交流耐压试验后电缆主绝缘电阻测量步骤同3.1所述。5.935kV变压器5.9.1试验项目变压器常规试验包括以下试验项目：（1）绕组的直流电阻（2）绕组绝缘电阻（3）变压器变比和极性（4）交流耐压（5）铁芯绝缘电阻（6）耐压后绕组绝缘电阻5.9.2仪器设备清单（1）温度计、湿度计（2）绝缘摇表（3）直流电阻测试仪（4）工频交流耐压装置（5）变比测试仪5.9.3作业程序5.9.3.1绕组的直流电阻（1）使用设备1）直流电阻测试仪（2）测量方法及注意事项1）测量时非被试线圈均应开路不能短接，在测量低压线圈时，电源开、合瞬间高电压线圈会感生较高的电压，应注意人身安全。2）试验结束注意被试绕组对地放电。进行别一相直流电阻时，把接地线断开。3）由于变压器的电感较大，电流稳定所需的时间较长，为了测量准确，必须等待稳定后再读数。（3）试验结果判断依据（或方法）1）按公式R2=R1(T+t2)/(T+t1)将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。2)各相绕组电阻相互间的差别，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项平均值的1%。3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，变化不应大于2%。4）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。（4）注意事项1）应注意在测量后对被测绕组充分放电。5.9.3.2绕组绝缘电阻（1）使用仪表：绝缘摇表（2）测试方法按下表顺序依次各绕组对地和绕组间的绝缘电阻。测量顺序测量绕组接地绕组方法1低压高压绕组和外壳高压红绕组合主变高压侧地刀接地，中接点接地，低压侧三相引出线套管屏蔽后接“GUARD”，三相低压绕组短接后接绝缘仪“+”2高压低压绕组和外壳从中性点测量。中性点引出线外瓷套端部屏蔽后接至绝缘仪“GUARD”。中性点点引出线接测量“+”3高压和低压外壳主变高压侧地刀断开，低压侧与中性点短接，三相低压绕组及中性点短接，三相出线外瓷套端部及中性点端部屏蔽后接至绝缘仪“GUARD”（3）试验步骤测量并记录环境温度和湿度。测量前应将所有绕组充分放电。测量低压各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路。（4）试验结果判断依据（或方法）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。（5）注意事项试验时注意摇表显示正常后才能断开测量线。断人工对测量测绕组放电5分钟以上使其充分放电。5.9.3.3变压器绕组的电压比和极性a、使用设备：变压比测试仪b、试验步骤1）将专用变压比测试仪与被试变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接；2）根据被测变压器的铭牌、型号对变比测试仪进行设置；3）运行测试仪器便可得到被测变压器的变压比和极性。c、试验结构及判断依据1）检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律。注：“无明显差别”可按如下考虑：电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%；其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%；其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。d、注意事项a）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测量额定变压比；b）测量前应正确输入被测变压器的铭牌、型号。5.9.3.4交流耐压试验使用设备：工频交流耐压装置测量方法及步骤：试验电压为出厂值的0.8倍。被试绕组首尾短接，非被试绕组首尾短接接地。耐压出间1min。试验过程中无放电击穿现象视为合格。5.1035kV电抗器5.10.1试验项目1)直流电阻2)绝缘电阻3)交流耐压5.10.2使用仪器1)绝缘摇表2)串联谐振耐压装置3)直流电阻测试仪5.10.3试验步骤1)电抗器外观完好，无裂纹等现象。2)所有使用的测量仪表均经检验合格，并在检定周期内。3)试验前将每个干式电抗器擦拭干净。4)绝缘电阻测试。绝缘电阻测试宜尽量选湿度较低（一般不得大于80％）的天气进行。绝缘测量之前，应检查绝缘电阻表电量是否充足。应检查绝缘电阻表短路电流不低于2mA。试验应记录好试验环境温度，以便换算至出厂相同温度下进行比较，要求不低于出厂值的70％。要求测量绕组对地、绕组间的绝缘电阻。5)直流电阻测试。用直阻测试仪测量绕组直流电阻，测量时应记录好环境温度，以便与出厂值进行换算比较，三相电抗器直流电阻相互间差值不大于平均值的2％。6)交流耐压试验：试验电压为出厂值的0.8倍。被试绕组首尾短接，非被试绕组首尾短接接地。耐压出间1min。试验过程中无放电击穿现象视为合格。7)检查调试记录。检查调试记录完整并签字，调试数据符合投产条件。5.13接地装置5.13.1接地装置检测的相关规范性引用文件（1）DL/T475-2017《接地装置工频特性参数的测量导则》（2）GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（3）GB26860-2016《电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》（4）DB52/T537—2008《防雷装置安全检测技术规范》5.13.2检测内容（1）接地装置特性参数检测；（2）接地引下线试验检测。5.13.3检测时间接地装置的特性参数大都与土壤的潮湿程度密切相关，因此接地装置的状况评估和验收测试应尽量在干燥季节和土壤未冻结时进行;不应在雷、雨、雪中或雨、雪后立即进行。5.13.4检测周期大型接地装置的交接试验应进行各项特性参数的测试;电气完整性测试宜每年进行一次;接地阻抗、场区地表电位梯度、跨步电位差、接触电位差、转移电位等参数，正常情况下宜每5-6年测试一次;遇有接地装置改造或其他必要时，应进行针对性测试。5.13.5检测流程作业流程：接受任务→试验人员、设备、资料准备→试验现场准备→试验→恢复试验现场→交接与验收→编写试验报告→提交试验报告5.13.6接地装置特性参数的检测5.13.6.1接地装置的检测方法一、采用直线法，其试验原理接线图如图1所示。按照图1布置好接线方式，电压极引线与电流极引线之间距离不小于10m。假设被测地网的最大对角线长度为D，整个地网中心与地网边缘之间的距离为d，单位为m。那么，dGC取（4～5）D－d，dGP取(4～5)D×0.618－d；利用调压器和隔离变组成的工频电源从被测地网测点加入一不小于30A的电流，记录此时的电压和电流值（包括干扰量），由此便可得到接地电阻。电流电压法接线示意图G—被测接地装置；C—电流极；P—电位极；D—被测接地装置最大对角线长度；（1）试验步骤设被测地网的最大对角线长度为D，整个地网中心与地网边缘之间的距离为d，单位为m。1）将电压极、电流极按照图2所示的方法布线，其中：dGC=（4～5）D－ddGP=(4～5)D×0.618－d2）首先、导线布置完成，开始摇表；3）读数将其记录下来；4）改变电压极位置，将电压极向前移动电流极长度的5%；5)重复上述步骤1）、2)、3)进行测量；6)改变电压极位置，将电压极向后移动电流极长度的5%；7）重复上述步骤1）、2)、3)进行测量。采用夹角法，其试验原理接线图如图3所示。设被测地网的最大对角线长度为D，dGC取（4～5）D，dGP长度与dGC相近；利用调压器和隔离变组成的工频电源或大功率异频测试仪从被测地网测点加入试验电流，记录此时的电压和电流值，由此便可得到接地阻抗。图3夹角法接线示意图G—被测接地装置；C—电流极；P—电位极；D—被测接地装置最大对角线长度；夹角法测试接地电阻公式用下式进行计算：5.13.7接地网完整性试验（1）测试方法：使用直流电阻测试仪测量设备与接地网之间的导通电阻值5.13.8设备清单和要求为了提高工作效率，本次测量将以升压站的高压出线作为测量引线，根据其测量方法特点，所需设备清单如下：（1）隔离变压器（2）调压器（3）接地电阻测试仪（4）万用表（5）专用接地线若干（6）锤子：2把（7）接地桩4根（8）绝缘胶布：若干卷（9）对讲机：2部6.继电保护调试内容6.1调试应具备的条件（1）工作手续按规定办理完毕；（2）试验安全措施按要求执行；（3）一次设备命名编号图及保护调试版整定值已下达；（4）交、直流工作电源正常；（5）现场安全设施及消防系统正常；（6）现场与调度及相关变电站、发电厂通信正常；（7）检查所有保护压板出口压板均在切除位置；（8）检查该保护装置所保护开关操作电源确已拉开；6.2继电保护及综合自动化系统安装调试（1）安装流程：接线检查保护调试网络测试网络连接，设备上电控制电缆敷设、接线；光纤熔接二次设备安装接线检查保护调试网络测试网络连接，设备上电控制电缆敷设、接线；光纤熔接二次设备安装综自后台安装数据库生成、画图及定义综自后台安装数据库生成、画图及定义点表生成及确认点表生成及确认（2）调试流程：调试报告整组传动试验回路检查、虚端子检查、传动单装置调试调试报告整组传动试验回路检查、虚端子检查、传动单装置调试后台功能测试三遥（遥信、遥测、遥控）对点后台功能测试三遥（遥信、遥测、遥控）对点（3）作业方法首先要进行外观检查，包括各继电器和装置是否完好，屏内配线有无松脱或脱焊，如有此种情况要进行处理和更换。单元件调试要求按照厂家的技术数据和定值要求精确调整单元件，现场调整不过来的要更换或返厂处理。按施工图对保护屏内各回路整组调试，要求能够实现各种保护功能且动作准确无误，检查交直流回路、控制回路、保护跳闸回路、闭锁回路、信号回路的正确性，禁止有寄生回路，各回路绝缘必须满足要求；特别注意电流、电压回路的极性正确。各回路传动配合整组：按图纸的设计要求进行各回路的相互配合及连同开关的传动。如有回路问题应及时处理，以保证各回路的完好和配合正确。注意各回路允许通过的电流及施加电压，以防止烧损电器元件或配合失调。做好各继电器、控制开关、电源开关、保护功能压板、出口压板的标示。填写调试报告：应按实际情况，认真填写调试报告，保证准确完整地反映出调试的真实情况。调试完毕后应及时整理和清扫现场，保持现场整洁。6.3继电保护调试项目6.3.1外部检查6.3.1.1外部检查的范围：（1）装置屏上的主、辅设备及其光电指示信号灯（牌）、连接片，交直流设备连接回路中的内外配线，电缆、端子、接地线的安装连接外观、标识情况。（2）相关试验范围内一次回路的电流互感器、电压互感器、断路器、隔离开关端子箱中相应设备和电缆端子安装连接及外观、标识情况。（3）规定管辖范围内通信连线回路中有关设备及其连接线、接地线的安装工艺质量及外观、标识情况。6.3.1.2外部检查的内容：（1）装置的实际构成情况是否与设计要求相符。（2）装置中设备安装的工艺质量，以及导线、端子的材质是否满足国家有关要求。（3）是否与现行规程或反事故措施、网（省）事先提出的要求等相符。（4）装置外部检查范围内的设备标志应正确、完整、清晰，表计、信号灯及信号继电器、光字牌的计量正确。（5）连接片、把手、按钮的安装应端正、牢固，接触良好。（6）装置外部检查范围内各设备及端子排的螺丝应紧固可靠，无严重灰尘、无放电痕迹，端子箱应无严重潮湿、进水现象。（7）装置附近应无强热源、强电磁干扰源，有空调设备，环境温度、湿度满足相关规定。（8）装置外部检查范围内端子排上内部、外部连接线，以及沿电缆敷设路线上的电缆标号是否正确完整，与图纸资料是否吻合。装置外部检查范围内设备及回路的接地情况是否符合国家规程和反事故措施要求。6.3.2绝缘检查（1）在保护屏的端子排处将所有电流、电压、直流回路的端子连在一起，并将电流、电压回路的接地点拆开，用1000V兆欧表测量各回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻值不应小于10兆欧。（2）对信号回路用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及对其它各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻值不应小于10兆欧。备注：在试验前将保护装置的外围电源回路断开，方可进行绝缘试验，整个二次回路对地的绝缘电阻值不应低于10兆欧。6.3.3保护所用逆变电源及逆变回路工作正确性及可靠性的校验6.3.3.1逆变电源的自启动性能：（1）直流电源缓慢上升时的自启动性能校验，合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上电源指示灯变亮。（2）拉合直流电源时的自启动性能校验，直流电源调至80%额定电压断开，合上逆变电源开关，逆变电源应能够正常启动。6.3.3.2正常工作状态下校验：装置所有插件均插入，加直流额定电压，装置处于正常工作状态，其输出电压均在有效允许范围内。6.3.4保护程序的版本号、校验码等程序正确性及完整性的检查检查保护装置软件版本和程序校验码的正确性和完整性6.3.5数据采集回路正确性的测定装置模拟量输入的幅值特性检验，即零漂测试、电流、电压、相位等采样值。6.3.6各逻辑回路的工作性能的检验（1）检验装置的特性应符合实际运行条件并满足实际运行要求，每一检验项目都要有明确的目的，或为运行所需，或用以判断元件、装置是否处于良好状态和发现可能存在的缺陷等。（2）在检验时，要求检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）或0.95倍（反映低定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠动作。检查当动作量为整定值的0.95倍（反映过定值条件动作）或1.05倍（反映低定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。若保护元件带方向，还需检验反方向最大可能短路电流时的性能。6.3.7时间元件及延时元件工作时限的测定（1）检验时钟是否正确。（2）断电5分钟以上，走时仍正确。（3）延时时间继电器是否正常工作。6.3.8开出/开入回路工作性能的检验（1）开出量工作性能检验：检查开出量的开出情况是否正确，如启动继电器自检、中央信号等等。（2）开入量工作性能检验即检查开入量的开入情况是否正确。6.3.9检查信号回路正常（1）检测与装置有关的操作把手、按钮、插头、灯座、位置指示继电器、中央信号装置及这些部件回路中的端子排、电缆、熔断器等。（2）检查信号灯及限流电阻的容量是否与设计相符，以防止与信号回路相连接的继电器接点烧坏。（3）检查所有信号回路的指示是否正确。6.3.10整组传动试验（1）装置在做完每一套单独的整定检验后，需要将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组的检查试验，以检验保护回路正确性及调试质量。（2）整组试验时通到保护屏的直流电源电压应为额定电压的80%，对那些直流电源设有可靠稳压装置的保护，经检验认为稳压确实可靠后，进行整组试验时，应按额定电压进行，但向断路器发出跳闸、合闸脉冲的直流电源电压仍在80%额定电压下进行。（3）实测动作时间与整定时间相差（误差）最大值不得超过整定时间级差的10%。（4）在整组试验中还必须注意交流回路的每相（包括零相）及各套保护间有相互连接的每一直流回路在整组试验中都应能检验到。进行试验前，应事先列出预想结果，以便在试验中核对并即时做出结论。6.4保护逻辑调试项目：1．主变保护逻辑检测：序号试验项目判断标准试验方法使用仪器1差动保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量（或数字量）继电保护测试仪（数字）2复压过流保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）或0.95倍（反映低定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠动作。检查动作量为整定值的1.05倍（反映低定值条件动作）或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量（或数字量）继电保护测试仪（数字）3过负荷保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量（或数字量）继电保护测试仪（数字）4间隙保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量（或数字量）继电保护测试仪（数字）5非电量保护检查逻辑是否正确开入接点开入接点2．66kV母线保护1差动保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量（或数字量）继电保护测试仪（数字）2失灵保护检查启失灵开入是否正确，检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作，0.95倍可靠返回加模拟量进行测量继电保护测试仪3．35kV线路保护：1速断保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪2过流保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪3零序保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪4．35kVSVG保护：1速断保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪2过流保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪3零序保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪5．35kV站用变/接地变保护：1速断保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪2过流保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪3零序保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪6．35kV母线保护：1差动保护检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。加模拟量进行测量继电保护测试仪2失灵保护检查启失灵开入正确，检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍可靠返回加模拟量进行测量继电保护测试仪3接地变联跳接地变动作值检查的动作量为整定值的1.05倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。接地变经母线跳闸，跳母线各支路。加模拟量进行测量继电保护测试仪6.4主站系统性能测试（含画面刷新、AB网切换等）测试目的：测试监控主站性能6.4.1测试项目及要求（1）检查系统容量测试要求：模拟量:1200点；状态量:15000点；控制量:1200点；计算量:3000点,由用户设定；人工置数:1000点,由用户设定。（2）切换画面测试要求：态画面响应时间≤3s（3）画面实时数据刷新周期测试要求：画面实时数据可以按照人工设置频率进行周期刷新（4）遥信变位到操作员工作站显示的时间间隔测试要求：≤2s（5）遥测变化到操作员工作站显示的时间间隔测试要求：≤3s（6）遥控操作到现场变位信号返回总时间（采用模拟断路器）测试要求：≤3s（7）遥控执行成功率测试要求：1