发电机预防性试验报告

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_______________。

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。

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]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
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。

发电机大修试验及预防性试验危险源辨识和控制措施一、发电机大修试验1.发电机大修试验的目的发电机大修试验是为了验证发电机的性能是否符合设计要求，以及检查发电机是否存在故障或潜在故障。

2.发电机大修试验的内容发电机大修试验包括以下内容：•测试发电机的绝缘电阻、耐压和接地电阻；•测试发电机的无载电流和短路电流；•测试发电机的电压、电流、功率和功率因数等参数；•测试发电机的振动、噪声、温度和湿度等环境参数。

3.发电机大修试验的安全措施•在试验前必须对发电机进行检查和维护；•在试验期间必须遵守电气安全规定，严格执行操作规程；•试验时必须戴绝缘手套和绝缘鞋；•在试验结束后必须清理场地和设备。

4.发电机大修试验的常见问题•发电机输出电压不稳定；•发电机输出电流异常；•发电机温度过高或过低；•发电机噪声过大；•发电机振动过大。

二、预防性试验危险源辨识和控制措施1.预防性试验的目的预防性试验是为了预防发生事故或故障，保证设备运行安全和可靠。

2.危险源辨识在预防性试验前，必须对发电机进行危险源辨识，包括以下方面：•电气危险：如触电、电弧等；•机械危险：如碰撞、夹伤等；•化学危险：如火灾、爆炸等；•热危险：如高温、低温等；•辐射危险：如电磁辐射等。

3.控制措施针对危险源的不同特点，制定相应的控制措施，包括以下方面：•电气危险控制：如带电作业、绝缘和接地等；•机械危险控制：如机械保护、标志和隔离等；•化学危险控制：如通风、防火和防爆等；•热危险控制：如降温、保温和防热等；•辐射危险控制：如屏蔽、隔离和防护等。

4.预防性试验的注意事项在预防性试验中，必须遵守以下注意事项：•试验前必须对设备进行检查和维护，确保设备状态良好；•试验时必须穿戴相应的防护装备，保证人身安全；•对设备进行试验时，必须严格按照试验流程进行操作；•在试验过程中，必须随时监测设备运行状态，确保试验安全。

结论发电机大修试验和预防性试验是保证发电设备安全和可靠运行的重要措施。

发电机预防性试验方法发电机是一种常见的电力设备，用于将机械能转化为电能供应给各种负载。

为了确保发电机在长期运行中的可靠性和安全性，预防性试验是必不可少的一项工作。

下面将介绍几种常用的发电机预防性试验方法。

1.绝缘电阻测试绝缘电阻测试是一种常见的发电机预防性试验方法，用于检测绝缘材料是否存在漏电现象。

测试时将发电机的绕组与大地分离，然后通过施加一定的电压，测量绝缘材料的电流，从而判断是否存在绝缘故障。

一般来说，绝缘电阻测试应该按照标准要求进行，并且需要定期进行。

2.定子、转子绝缘试验定子和转子是发电机的核心部件，其绝缘性能对整个设备的运行安全性至关重要。

因此，定期进行定子和转子绝缘试验是非常重要的预防性措施。

该试验通过施加一定的电压，测量绝缘材料中的电流，以评估绝缘材料的质量和状况。

3.变压器比率测试发电机中的变压器是将机械能转化为电能的关键设备之一、为了确保变压器的工作正常，在预防性试验中应包括变压器的比率测试。

该试验通过施加一定的电压和电流，测量变压器的输出电压和电流，以确定变压器的比率是否符合设计要求。

4.轴承振动测试轴承是保证发电机正常运转的重要组成部分，其工作状态直接影响到发电机的可靠性和寿命。

因此，在预防性试验中应包括对轴承振动的测试。

该试验通过使用加速度传感器等设备，测量轴承运行时的振动水平，并根据标准要求进行评估和判断。

5.电气性能测试除了绝缘性能和机械性能之外，发电机的电气性能也是需要进行预防性试验的一项内容。

该试验包括对发电机的输出电压、电流、频率等进行测试，以确保其满足设计要求和运行参数。

综上所述，发电机的预防性试验方法主要包括绝缘电阻测试、定子、转子绝缘试验、变压器比率测试、轴承振动测试和电气性能测试等。

通过定期进行这些试验，可以及时发现和排除潜在的故障，确保发电机的正常运行，并提高其使用寿命和可靠性。

发电厂预防性试验工作总结
随着社会经济的不断发展，电力需求也在不断增加，因此发电厂的运行质量和
安全性显得尤为重要。

为了保障发电设备的正常运行，预防性试验工作成为了发电厂必不可少的一部分。

在过去的一段时间里，我们发电厂进行了大量的预防性试验工作，现在我将对这些工作进行总结。

首先，预防性试验工作主要包括设备的定期检查、维护和保养。

我们对发电设
备进行了定期的检查，包括发电机、变压器、开关设备等，确保设备的正常运行。

同时，我们还对设备进行了维护和保养，及时发现并解决设备的问题，确保设备的长期稳定运行。

其次，针对设备的特点和工作环境，我们还进行了一些特殊的预防性试验工作。

比如，在高温高压的环境下，我们对设备进行了热负荷试验，确保设备在极端环境下的安全运行；在潮湿多雨的环境下，我们对设备进行了防潮防霉试验，确保设备的防潮防霉性能。

最后，预防性试验工作还包括对人员的培训和技能提升。

我们对发电设备的操
作人员进行了定期的培训，提高他们的技能水平，确保他们能够熟练地操作设备，及时发现并解决设备问题。

总的来说，预防性试验工作是发电厂运行的重要保障，通过这些工作，我们可
以及时发现并解决设备问题，确保设备的正常运行，保障电力供应的稳定性和安全性。

在未来的工作中，我们将继续加强预防性试验工作，不断提高设备的运行质量和安全性。

预防性试验和检修是电力设备运行和维护工作中一个重要环节，是保证电力设备安全运行的有效手段之一。

多年来，独山子自备电网的高压电力设备基本上都是按照原电力部颁发的《电力设备预防性试验规程》的要求进行试验的，对及时发现、诊断设备缺陷起到重要作用。

随着炼化装置的停工检修周期的加长，对供电的可靠性和安全性提出了更高的要求，传统的预防性试验和检修方式愈来愈显示出许多不足。

1.电力设备预防性试验和检修的现状独山子电网现有2座热电厂，2座110kV变电站，6座35kV变电站，主变容量达到了约600MVA.在安排历年电网的检修计划时，采用了一年一度的春季预防性试验和检修制度，贯彻“到期必修，修必修好”的方针。

预防性试验实际上包含三部分内容，即电力设备的检修和绝缘试验及继电保护装置的调校，以下简称预试。

作为例行的定期检修，春季预试已经成为独山子电网的一件大事，由于预试期间倒闸操作频繁、时间跨度长、风险大，从独山子石化公司领导、职能部门到相关班组都高度重视。

职能部门从2月份就开始编制计划，各基层单位也在人员、仪器、工具、配件等方面充分准备。

预试时间为3～7月，历时约4月之久。

在此期间，试验检修人员加班加点，极为辛苦。

另外还要有电力调度、运行人员等一大批人员付出可观的劳动。

以2003年为例，据不完全统计，电网倒闸操作1560次，检修变压器218台，线路65条，高压开关柜565台。

多年来，独山子石化公司严格执行电力设备预防性试验规程，检修规程和保护装置的检验条例，发现了许多电力设备缺陷，通过及时消缺保证了电力设备和系统的安全运行。

但是，预试这一定期维护体制在运行中也暴露出很多弊端。

预防性试验的目的之一是通过各种试验手段诊断电力设备的绝缘状况。

电力设备的绝缘部分是薄弱环节，最容易被损坏或劣化。

绝缘故障具有随机性、阶段性、隐蔽性。

绝缘缺陷大多数发生在设备内部，从外表上不易观察到。

微弱的绝缘缺陷，特别是早期性绝缘故障，对运行状态几乎没有影响，甚至绝缘预防性试验根本测试不到。

发电机大修试验及预防性试验安全控制措施发电机大修试验及预防性试验危险源辨识和控制措施在发电机的维护过程中，大修试验及预防性试验是至关重要的环节。

然而，这些过程中存在许多潜在的危险源，如果不加以适当处理和控制，可能会引发严重的安全事故。

本文将就高电压操作、设备损坏、误操作、环境污染和连锁反应等方面，探讨发电机大修试验及预防性试验危险源的辨识和控制措施。

1.高电压操作在发电机大修试验及预防性试验中，涉及高电压操作是一项重大危险源。

操作人员如果未按照规定进行操作，或设备未及时维护，可能会引发电击、电弧等意外事故。

控制措施：加强操作人员的专业培训，确保其熟悉高电压操作规程，提高安全意识。

同时，对设备应进行定期维护和检查，保证其处于良好的工作状态。

2.设备损坏设备维护不当或检修流程有问题是导致设备损坏的危险源。

例如，未正确使用维修工具可能导致设备损坏，或在维修过程中未按照规定的步骤进行操作可能导致设备功能异常。

控制措施：在进行维护和检修前，应详细了解设备的特性、结构和操作流程，确保有足够的了解。

优化检修流程，并根据设备的特点选择合适的维护方法，以确保设备在维修过程中不受损害。

同时，对维修工具应进行定期检查和维护，保证其处于良好的工作状态。

3.误操作误操作可能源于操作人员未按照规定操作，也可能是因为设备出现异常时未及时处理。

这类危险源可能导致设备损坏、人员伤亡等严重后果。

控制措施：提高操作人员的责任心和专业素养，使其在操作过程中始终保持警觉，及时发现并处理设备异常。

同时，在操作现场应设置明显的安全警示标识，提高工作人员的安全意识。

4.环境污染在发电机的大修试验和预防性试验过程中，可能会产生一些污染物，如废机油、废抹布等。

如果这些污染物未得到有效处理，可能会对环境和周边人员造成危害。

控制措施：加强环保意识的培养，提高工作人员对环境保护的重视程度。

同时，在试验现场应配备专门的废弃物收集和处理设施，对产生的污染物进行分类处理，确保其对环境的影响最小化。

技术方案发电机出口PT试验方案编写人(签字)（技术报告专用章）审核人(签字)批准人(签字)批准日期：年月日#4发电机出口PT试验方案1 任务目的为了保证电力系统安全运行，发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，应电厂要求，对#4发电机出口PT进行试验，以检查其动作情况，为相应的维护、检验、更换等提供依据。

2 客户名称3 试验日期4 设备信息#4发电机出口PT。

5 试验设备试验所用的设备见表1。

表1 试验所用设备6 试验项目6.1 绝缘电阻。

6.2 感应耐压试验。

7 标准依据DL/T596-1996 《电力设备预防性试验规程》。

8 试验方法8.1 绝缘电阻测量8.1.1 试验接线如表2。

表2 试验接线8.1.2 断开绝缘电阻表后应对被试品放电接地。

8.1.3 判断标准：不应低于出厂值或初始值的70%。

8.2 绕组交流感应耐压试验8.2.1 二次绕组耐压用2500V摇表代替。

8.2.2 一次绕组采用感应耐压试验；全绝缘和半绝缘式的互感器采用倍频感应耐压试验。

8.2.3 一般情况下，应在额定电压较高的二次绕组上加压；本次采用三倍频进行加压。

8.2.4 耐压试验前后，应检查有否绝缘损伤。

8.2.5 感应耐压试验时，试验电压持续时间t=(120×额定频率)/试验频率(S)；试验时间不得少于15S。

8.2.6 将一次绕组的尾端(X)接地，高压端悬空，在二次绕组加压，其余二次绕组开路并一端接地，见图1。

图1 感应耐压试验接线图8.2.7 判断标准：(1)试验过程不应发生闪络、击穿现象；(2)外施耐压试验前后，绝缘电阻不应有明显变化。

9 职责分工9.1 现场工作人员安排工作负责人：安全负责人：工作班成员：电厂相关人员。

9.2 工作负责人的工作职责9.2.1 正确、安全、全面地组织本次试验工作；9.2.2 负责检查工作票所载安全措施是否完备和值班员所做的安全措施是否符合现场实际条件；9.2.3 开工前召开班前会，集中向工作班组人员交待工作内容，交待清楚安全事项；9.2.4 确认工作现场满足工作条件后，指导工作班组成员装卸试验设备，检查并确保试验设备的接线正确；9.2.5 解答工作班组成员对试验现场的疑问，监督班组成员严格按照试验方案开展工作；9.2.6 依据规程对试验过程中的各种情形作出判断，保证试验工作顺利进行；9.2.7 收工后清理现场，工作负责人将工作票交回值班员，次日复工时需经值班员许可方可工作。