10KV/35KV变电站二次系统调试仪器设备

产品简介

10KV/35KV变电站二次系统调试仪器设备

10KV/35KV变电站二次系统调试仪器设备严格参照（DLT956-1996）及中试控股南方电网电气设备预防性试验规程规定。

 

（一）、 GIS的预防性试验

1、SF6气体微水测试及气体的泄漏测试

2、SF6 密度继电器检查

3、现场分解产物测试

4、GIS二次回路的绝缘测试：

4.1、CT回路绝缘测试

4.2、信号回路的绝缘测试

4.3、控制回路的绝缘测试

4.4、极性检查

5、GIS电气联锁和闭锁性能测试#p#分页标题#e#

6、GIS断路器分、合闸动作电压测试

6.1、各开关绝缘电阻测试

6.2、绕组直流电阻测试

6.3、变比检查

6.4、交流耐压试验

6.5、励磁特性试验

6.6、回路绝缘线圈电阻测试

6.7、操作机构

6.8、分合闸时间测试

6.9、GIS组合电气联锁和闭锁性能测试

6.10、分合闸电磁铁的动作电压

6.11、分合闸开关的同期性

6.12、导电回路的导通值

6.13、压力表的校验

7、高压套管试验项目

7.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

7.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量

8、电流互感器试验项目

8.1、 绕组及末屏的绝缘电阻

8.2、 tgδ及电容量

8.3、 交流耐压试验

8.4、局部放电测量

8.5、 直流电阻测试

8.6、 变比检查

8.7、 误差校验

9、电压互感器试验项目

9.1、 绕组及末屏的绝缘电阻

9.2、 tgδ及电容量

9.3、 油中溶解气体色谱分析

9.4、 交流耐压试验

9.5、局部放电测量

9.6、变比检查

9.7、励磁特性试验

9.8、极性检查

10、避雷器试验项目

10.1、运行电压下的交流泄漏试验

10.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流

10.3、 绝缘电阻

10.4、计数器检查

（二）、主变压器预防性试验

1、变压器的油样化验：

1.1、油样的微水含量

1.2、油样的色谱

2、变压器的绕组直流电阻测试

3、变压器的绝缘电阻测试

3.1、变压器的吸收比

3.2、变压器的极化指数

4、变压器绕组连同套管介损试验

5、变比及结线组别检查

6、变压器的直流泄漏测试

7、外耐压试验

8、变压器的测温装置测试

9、有载调压装置检查和试验：

9.1、油样试验

9.2、档位校对

10、变压器电流互感器试验（包括油样）

10.1、CT变比检查

10.2、绝缘电阻测试

10.3、极性检查

10.4、绕组直流电阻

11、高压套管试验项目

9.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

9.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量

12、二次回路检查及整组传动试验

13、主变中性点

13.1、操作机构

13.2、接触电阻测试

14、中性点间隙CT

14.1、绝缘电阻测试

14.2、直流电阻测试

14.3、变比检查

14.4、励磁特性试验

14．5、极性检查

14.6、交流耐压

14.7、放电计数器检查

14．8、直流参考电压测试

15、励磁特性试验

16、变压器铁芯对地电流值（应打开铁芯、夹件接地端子，测试绝缘电阻，判断变压器铁芯、夹件是否存在多点接地）

（三）、PT分解项目

1、110KV线路、变压器的保护装置，测控装置，电度表

2、PT端子箱、录波、PT测控、并列屏

3、SVG成套

（四）、35kV油浸站用变以及10kV油浸式备用变预防性试验

1、变压器的油样化验：

1.1、油样的微水含量

1.2、油样的色谱

2、变压器的绕组直流电阻测试

3、变压器的绝缘电阻测试：

3.1、变压器的吸收比

3.2、变压器的极化指数

4、高压套管试验项目

4.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

4.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量

5、隔离开关试验项目

5.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻

5.2、二次回路的绝缘电阻

6、二次回路检查及整组传动试验

（五）、35kV高压开关柜试验项目：

1、断路器测试项目：

1.1、绝缘电阻

1.2、直流电阻测试

1.2、交流耐压

1.3、导通值

1.4、分合闸同期性

1.5、分合闸电压值

1.6、CT极性

1．7、变比检查

1.8、励磁特性试验

2、二次回路绝缘电阻测试项目

3、避雷器测试项目

3.1、运行电压下的交流泄漏试验

3.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流

3.3、 绝缘电阻

4、电流互感器测试项目

4.1、 绕组及末屏的绝缘电阻

4.2、 tgδ及电容量

4.3、 交流耐压试验

4.4、局部放电测量

5、五防性能测试

6、二次回路检查及整组传动保护试验

（六）、35kV共箱母线

1、交流耐压

2、绝缘电阻

（七）、35kV FC电容器补偿装置的预防性试验

1、FC电容器组试验项目

1.1极对壳绝缘电阻测试

1.2 FC电容器组电容值测试

1.3 FC电容器组并联阻值测试

2、电抗器试验项目

2.1绕组直流电阻

2.2绕组绝缘电阻

2.3电抗值试验

3、放电线圈试验项目

绝缘电阻

4、母线试验项目

绝缘电阻

5、避雷器试验项目

5.1、运行电压下的交流泄漏试验

5.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流

5.3、 绝缘电阻

6、隔离开关试验项目

6.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻

6.2、二次回路的绝缘电阻

（八）、35kV SVG无功补偿设备的预防性试验：

1、SVG补偿柜试验项目

1.1外观检查

1.2绝缘及交流试验

1.3空载和满载运行

1.4响应时间

1.5输出无功控制

1.6电压控制

1.7功率因数控制

1.8、线序正确

2、连接变的试验项目：

2.1油样分析（微水分析、色谱分析）

2.2绕组直流电阻

2.3绕组绝缘

3、隔离开关试验项目

3.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻

3.2、二次回路的绝缘电阻

4、二次回路检查及整组传动保护试验

（九）、110KV及35KV电流回路检查

1、110KV线路保护

2、110KV线路测量

3、110KV线路计量

4、主变变高保护

5、主变变高测量

6、主变变高计量

7、主变变低保护

8、主变变低保护

9、主变变低测量

10、主变变低计量

11、35KV各馈线的保护

12、35KV各馈线的测量

13、35KV各馈线的计量

14、35KV站用柜、SVG柜、电容柜的保护，测量，计量

（十）、110KV风电站变电站预防性试验方案综自屏柜二次回路试验

1、110KV线路保护

1.1、逆变电源检查

1.2、零漂检查

1.3、开入量检查

1.4、开出接点检查

1.5、过流保护

1.6、零序过流保护

1.7、重合闸

1.8、距离保护

1.9、保护组试验

1.9.1、保护跳闸及重合闸

1.9.2、防跳

1.9.3、后加速

1.9.4、开关操作及连锁回路

1.9.5、五防、就地、远控

1.10、装置异常检查

1.11、二次回路绝缘检查

2、主变保护

2.1、逆变电源检查

2.2、开入量检查

2.3、开出接点检查

2.4、差动保护试验

2.4.1、差动速断

2.4.2、稳态比率差动

2.4.3、二次谐波制动

2.4.4、稳态比率差动制动特性（分别说明接线方式及计算K1、Kb1、K2三段启动电流和计算过程）

2.4.5、装置异常检查

2.4.6、装置绝缘检查

2.5、主变变高后备保护

2.5.1、逆变电源检查

2.5.2、开入量检查

2.5.3、开出接点检查

2.5.4、相间过流保护

2.5.5、零序过流保护

2.5.6、过负荷及启动冷却和闭锁调压

2.5.7、装置异常检查

2.5.8、装置绝缘检查

2.6、主变变低后备保护

2.6.1、逆变电源检查

2.6.2、开入量检查

2.6.3、开出接点检查

2.6.4、相间过流保护

2.6.5、过负荷

2.6.6、装置异常检查

2.6.7、装置绝缘检查

2.8、主变非电量保护

2.8.1、逆变电源检查

2.8.2、开入量检查

2.8.3、开出接点检查

2.8.4、装置异常检查

2.8.5、装置绝缘检查

3.1、逆变电源检查

3.2、开入量检查

3.3、开出接点检查

3.4、零漂检查

3.5、保护试验

3.5.1、过流保护

3.5.2、其他保护（失灵相电流、I段保护、II段保护、零序I段保护、II段保护）

3.6、五防、就地、远控

3.7、装置异常检查

3.8、二次回路绝缘检查

4、35KV集电线路保护测控装置

4.1、 逆变电源检查

4.2、开入量检查

4.3、开出接点检查

4.4、零漂检查

4.5、通道有效值检测

4.6、保护试验

4.6.1、过流保护

4.6.2、低周保护

4.6.3、零序保护

4.6.4、重合闸

4.7、保护整组试验

4.7.1、保护跳闸及重合闸

4.7.2、防跳

4.7.3、后加速

4.7.4、开关操作及联锁回路

4.8、远控、就地、五防检测

4.9、装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）

4.10、二次回路绝缘检查

5、故障录波

5.1、逆变电源检查

5.2、模拟量精度检查

5.3、开关量启动试验

5.4、模拟量启动试验

5.6、其他试验（与卫星对时、失电告警、直流对地、交流对地、交流对直流）

6、交流屏

6.1、盘表检查

6.2、功能检查

6.3、绝缘检查

（十一）、通讯电池组和站用电池组试验

1、保护检查试验

2、绝缘检测

本技术文件为工程电气调试方案，中试控股主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照有关规范、规程和制造的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调查及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。共分编制说明、编制依据、工程概况、施工准备、电气调试基本工序、主要调试方法和技术措施、中试控股施工资源配置计划、施工进度计划、质量措施和施工HSE保证措施十个部分编辑。

2. 编制依据

 

 ZS系列中试控股10KV/35KV变电站二次系统调试仪器设备是根据DL/T848.2-2004行业标准而设计的，中试控股的全套装置由多台仪器组成，适用于电力系统、工矿企业、科研部门等对各种高压电气设备、电器元件、绝缘材料进行高压下试验。

3、工程概况

3.1 35KV电力调试方案基本概括

本工程为xxx安装工程，由xxx组成，其中xxx及xxx组成。

本工程设高、低压配电室，其6kV高压电源为双回路，引自xxx变电所。变电所电气主接线为6KV单母线分段接线，采用设母联自投装置。其中低压电源经二台800KVA变压器和二台1000KVA变压器引自本配电室高压系统。本装置内用电负荷电源将由变配电所提供。

本工程共有高压配电柜16台，低压配电柜40台，其它箱柜为8台，电机75台，其中低压100kW及以上电机4台。中试控股电机为就地或控制室控制，除变频电机外其它电机均采用直接起动方式。

本工程电气接地系统采用TN-S系统，变压器中性点直接接地。为防雷电感应和防静电感应，所有电气设备在正常情况下不带电的金属外壳和构件、避雷设施、中试控股中可能产生静电危害的设备及管道、构架均需接地。防雷接地、防静电接地和安全接地均相连，构成全厂接地网，冲击接地电阻值不大于4欧姆。

3.2主要实物工程量

4、施工准备

4.1组织准备

电气安装组织结构

4.2技术准备

  4.3人员资质

5、电气调试基本工序

   5.1电机调试工序：

5.2变压器调试工序：

5.3开关柜调试工序：

5.4电力电缆调试工序：

5.5电压互感器调试工序：先低压试验后高压试验。

5.6电流互感器调试工序：先低压试验后高压试验。

6、主要调试方法及技术措施

6.1变压器调试：

待变压器安装就位后就可以进行变压器试验。

6.1.1测量变压器绕组连同套管一起的绝缘电阻及吸收比。

a) 测试方法：

    测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻值。中试控股被测绕组各引出端应短路，其他各非被测绕组应短路接地。

   b) 试验步骤：

   测量并记录环境温度和湿度，中试控股并记录变压器顶层油温平均值作为 绕组绝缘温度；

   测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电；

   各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录15s、60s、600s的绝缘电阻值；

   关闭兆欧表，被测绕组回路对地放电；

   测量其他绕组。

        c) 试验结果判断依据：

当测量温度与中试控股产品出试验时的温度不符合时，可按表换算到同一温度时的数值进行比较。

注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。  

当实测温度为20℃以上时：采用公式 ，

当实测温度为20℃以下时：采用公式

式中 R₂₀——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)；

    R_t——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。

将不同温度下的绝缘值换算到同一试验温度下，与出试验试验结果相比应无明显变化，绝缘电阻值不应低于产品出试验值的70%。

         d) 注意事项：

    试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调；

    试验时设法消除表面泄露电流的影响；

    准确记录顶层油温，因为变压器的绝缘电阻随温度变化而有明显的变化。

6.1.2测量变压器绕组连同套管一起的直流电阻：

    a) 测量方法：

      使用变压器直流电阻测试仪进行测量。

    b) 试验步骤：

   测量并记录变压器顶层油温、环境温度和湿度；

   将测量设备或仪表通过测试线和被测绕组有效连接，开始测量；

   测试完毕应使用测量设备或仪表上的“放电”或“复位”键对被测绕组充分放电。

        c) 试验结果判断依据：

    1600kVA及以下三相变压器，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%；

    变压器的直流电阻，与同温下产品出实测数值比较，中试控股相应变化不应大于2%。

          d) 注意事项：

    测量一般应在油温稳定后进行；

    应注意在测量后对被测绕组进行充分放电。

6.1.3测量所有分接头的变压比、极性和三相变压器的接线组别：

     a) 测量方法：

       使用变压比测试仪进行测量。

     b) 试验步骤：

   将专用变压比测试仪与变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接起来；

   根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置；

   运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性和接线组别。

         c) 试验结果判断依据：

变压比与铭牌数据相比较应无显著差别，且应符合变压比的规律。接线组别与极性和铭牌标志相符。

6.1.410KV/35KV变电站二次系统调试仪器设备变压器耐压试验：

a) 测量方法：

    使用高电压试验变压器及调压器进行试验；

    根据相关规范及规定值确定高试验电压为21 KV；

    确认变压器绝缘油充足，各相绕组均浸入绝缘油中；

    试验前应进行绝缘电阻、吸收比等试验，并且各项试验结果合格后再进行本项试验。

b) 试验步骤：

    调压器及升压高压试验变压器正确接线，将高压引线接至被试验变压器的高压绕组；

    从零开始升压，升压速度保持缓慢均匀，直到试验电压并维持1min；

    将电压降至零，切断电源。对被测绕组进行充分放电。

c) 试验结果判断依据：

 试验过程中无异常情况发生及试验后绝缘电阻无明显变化为合格。

d) 注意事项：

    注意成品保护，确认变压器绝缘油充足，各相绕组均浸入绝缘油中；

    耐压试验开始前，变压器四周应绕安全警示带，并悬挂安全警告指示牌如“高压危险”等必要的安全措施，并在试验过程中要有专人监护，防止无关人员误入；

    负责升压的人要随时注意周围的情况，发现异常情况应立刻切断电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验；

    试验步骤布置紧凑，高压连接线，接地线应牢固可靠；

    在试验过程中，如果发现电压表指针摆动大，电流表指示急剧增加，有绝缘烧焦气味，冒烟或发出响声等异常情况，应立刻降低电压，切断电源，被测试绕组充分接地放电后再进行检查。

6.1.5绝缘油试验：

   绝缘油只做电气强度试验。采用洁净专用取油杯取油，采用升压变压器给电极升压，测量五次变压器油被击穿时的电压。其值不应低于25KV。

6.2开关柜仪表校验和本体调试：

6.2.1开关柜仪表校验

 开关柜仪表应在安装就位以后、投运以前进行校验。

l进行基本误差校验时，所采用的标准设备，其整套装置的线性误差宜  小于被检仪表的等级值的1/5，低要求为1/3。

l测量的仪表误差应在仪表误差范围内，并贴上标准调校合格证，并注 明调校日期。不合格的仪表做好记录并告知甲方更换。

6.2.2高压开关柜内电流互感器、电压互感器等调试测定：

6.2.2.1电压互感器的调试：

    a) 绕组直流电阻测量：

      采用微欧计直接测量，测量值与出值比较无明显的差别。

    b) 绕组绝缘电阻测量：

      用2500V绝缘摇表测量一次绕组与二次绕组间及外壳、二次绕组间及外壳的绝缘电阻，其值不宜低于1000 MΩ。

    c) 铁芯夹紧螺栓绝缘电阻测量：

      用2500V绝缘摇表测量铁芯夹紧螺栓绝缘电阻，其值应不小于10 MΩ。

    d) 极性检查：

  使用仪器：电池、指针式直流毫伏表

   检查及判断方法：

将指针式直流毫伏表的“＋”、“－”输入端接在待检二次绕组的端子上，方向必须正确：“＋”端接在“a”，“－”端接在“n”；将电池负极与电压互感器一次绕组的“N”端相连，从一次绕组“A”端引一根电线，用它在电池正极进行突然连通动作，此时指针式直流毫伏表的指针应随之摆动，若向正方向摆动则表明被检二次绕组极性正确。反之则极性不正确。

   注意事项：电池连通时间为2~3s后立即断开，防止电池放电过量及指针摆动超过量程而撞针。

             e) 变比检查：

  使用仪器设备：调压器、交流电压表（1级以上）、交流毫伏表（1级以上）

  检查方法：待检电压互感器一次及所有二次绕组均开路，将调压器输出接至一次绕组端子，缓慢升压，同时用交流电压表测量所加一次绕组的电压U₁、用交流毫伏表测量二次绕组的感应电压U₂，计算U₁/U₂的值，判断是否与铭牌上该绕组的额定电压比（U_1n/U_2n）相符。

            f) 空载电流测量：

 使用仪器设备：调压器、交流电压表（1级以上）、交流电流表（1级以上）、测量用电流互感器（0.2级以上）。

  试验方法：

各二次绕组n端单端接地，一次绕组N端单端接地。将调压器的电压输出端接至二次绕组，在此接入测量用电压表、电流表。缓慢升压，当电压升至该二次绕组额定电压时读出并记录电压、电流值。中试控股继续升压至1.3U_m/1.73下，迅速读出并记录电压、电流值并降压，断开电源。

 结果判定：在额定电压下的空载电流与出值比较，应无明显差异。在高限电压1.3U_m/1.73下，空载电流不应大于大允许电流。

     g) 交流耐压试验及局部放电试验：

        本装置高压柜中电压互感器均为接地电压互感器，外施工频耐压试验电压为2kV（用2500V兆欧表测量N端绝缘电阻代替），历时为60s。

6.2.2.2电流互感器的调试：

    a) 绕组直流电阻测量：

      采用微欧计直接测量，测量值与出值比较无明显的差别。

    b) 绕组绝缘电阻测量：

      用2500V绝缘摇表测量一次绕组与二次绕组间绝缘电阻，其值不应小于出值的60%。

    c) 极性检查：

  使用仪器：电池、指针式直流毫伏表

   检查及判断方法：

将指针式直流毫伏表的“＋”、“－”输入端接在待检二次绕组的端子上，方向必须正确：“＋”端接在“s1”，“－”端接在“s2”；将电池负极与电流互感器一次绕组的“L2”端相连，从一次绕组“L2”端引一根电线，用它在电池正极进行突然连通动作，此时指针式直流毫伏表的指针应随之摆动，若向正方向摆动则表明被检二次绕组极性正确。反之则极性不正确。

   注意事项：电池连通时间为2~3s后立即断开，防止电池放电过量及指针摆动超过量程而撞针。

             d) 变比检查：

  使用仪器设备：调压器、调流器、测量用电流互感器、交流电流表

  检查方法：由调压器和调流器构成升流回路，待检电流互感器一次绕组串入升流回路；中试同时用测量用电流互感器和电流表测量加在一次绕组的电流I₁，用另一块电流表测量待测二次绕组的电流I₂，计算I₁/I₂的值，判断是否与铭牌上该绕组的额定电流比（I_1n/I_2n）相符。

  注意二次绕组均应短路，不得开路。

             e) 励磁特性曲线：

  使用仪器设备：调压器、测量用电流互感器、交流电压表、交流电流表、毫安表

   试验方法：

调压器的电压输出高压端接至待检二次绕组的一端，待检二次绕组另一端通过电流表接地，调压器的高压尾接地，接好测量电流互感器、电压表，缓慢升压，同时读出并记录各测量点的电压、电流值。

 结果判别：与出的特性曲线相比，应无明显差异。

  注意二次绕组均应短路，不得开路。

             f) 交流耐压试验：

  使用仪器：高电压试验变压器及测量装置

 试验方法及结果判断依据：调压器及升压高压试验变压器正确接线，将高压引线接至被试验电流互感器一次绕组，从零开始升压，升压速度保持缓慢均匀，直到试验电压21kV并维持1min，将电压降至零，切断电源，对被测绕组进行充分放电；试验过程中内外绝缘无闪络或击穿等无异常情况发生及试验后绝缘电阻无明显变化为合格。

 注意事项：试验时记录环境湿度，湿度大于80%时不应进行本试验；中试控股电流互感器的一次绕组短接并接试验变压器高压端，二次绕组应短路并接地。

  交流耐压试验结合局部放电测试一起进行。

   6.2.3真空断路器调试：

       a) 真空断路器整体和断口间绝缘电阻：

采用2500V兆欧表测量真空断路器整体和断口间绝缘电阻，不应低于1200 MΩ。

       b) 导电回路的电阻值：

采用微欧计测量每相导电回路的电阻值，应符合制造厂的规定。

       c) 断路器的分闸、合闸时间、同期性及断路器合闸过程中触头接触后弹跳时间：

    采用仪器设备：可调直流电源、断路器特性测试仪

    测量方法：将断路器特性测试仪的合、分闸控制线分别接入断路器控制线路中，用试验接线将断路器一次各断口的引线接入断路器特性测试仪的时间通道，将可调直流电源调至额定电压，通过控制断路器特性测试仪，对真空断路器进行合、分闸操作，得出各相分闸、合闸时间及合闸弹跳时间。三相合闸时间中的大值与小值之差为合闸不同期，三相分闸时间中的大值与小值之差为分闸不同期。

   试验结果判断依据：断路器的分闸、合闸时间、同期性应符合的规定，合闸弹跳时间应不大于2ms。

        d) 应在断路器合闸及分闸状态下分别进行交流耐压试验。在断路器合闸状态时，试验电压为21kV；在断路器分闸状态时，试验电压按产品技术条件的规定，试验中灭弧室断口间不应发生贯穿性放电。

        e) 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应小于10MΩ，直流电阻值与产品出试验值相比应无明显差别。

        f) 断路器操动机构的试验：

          采用可调直流电源接入断路器二次控制线的分、合闸回路，逐步升压，进行以下操作：

．合闸操作。断路器操作机构合闸操作试验电压在85%~110%额定操作电压范围内，操作机构应可靠动作。

Ⅱ．在脱扣操作。分闸电磁铁端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当小于额定电压的30%时，不应分闸。附装失压脱扣器，其动作特性应符合：电源电压与额定电源电压的比值小于35%，铁芯应可靠地释放；大于65%时，铁芯不得释放；大于85%时应可靠地吸合。

g)   模拟操作试验。对断路器进行就地和远控操作，每次操作断路器均应正确、可靠地动作，其连锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求；直流电磁或弹簧机构的操作试验：操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值为110%时，合、分闸操作3次，断路器动作应正常；操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值为85%时，合闸操作3次，中试控股断路器动作应正常；操作线圈端钮电压与额定电源电压的比值为65%时，分闸操作3次，断路器动作应正常；操作线圈端的电压与额定电源电压的比值为100%时，合、分、重合闸操作3次，断路器动作应正常。

     6.2.4 避雷器调试

         a) 使用仪器设备：直流发生器、2500V兆欧表、避雷器阻性电流测试仪器。

         b) 测量避雷器及底座绝缘电阻：

    采用2500V兆欧表，摇测避雷器的两极绝缘电阻，保持1min，记录绝缘电阻值。测试完必须对避雷器的两极充分放电。

    判断依据：测量值与出值比较应无明显差别。35kV及以下，绝缘电阻不低于1000MΩ。

         c) 运行电压下的交流泄漏电流的测量：

    采用调压器、试验变压器、避雷器阻性电流测试仪器

    试验方法及结果判断依据：将各仪器用试验线连接好，缓慢升压，当电压升至运行电压时，测量避雷器交流泄漏电流值。降压至零，断开电源，挂接地线充分放电后方可拆除试验接线。与出值比较应无明显差异。

d) 参照上述步骤，测量75%U1电压下的交流泄漏电流。

     6.2.5 综合保护器由厂根据设计提供的整定值进行设定和调试。施工单位通过综合继电保护测试仪进行检测，确认保护动作的条件、时间是否符合设计要求，指示是否正常。

    6kV变压器应设：电流速断保护（瞬时动作于跳闸）、过电流保护（带时限动作于跳闸）、6kV单相接地保护（动作于信号或跳闸）、温度保护、重、轻瓦斯保护。

    6kV电动机保护设：低电压保护（断线闭锁低电压延时跳闸）、电流速断（瞬时动作于跳闸）、过负荷保护（该保护宜采用反时限继电器，保护装置可动作于跳闸，也可视情况动作于信号或自动减负荷。对起动时间较长的电动机，可在起动过程中将过载保护元件闭锁，但应有堵转保护。）、单相接地保护（带时限动作于信号或跳闸）。

    6KV母线联络设：过电流（延时跳闸）、带进线回路过电流闭锁的备自投装置，过电流保护。

    6KV进线装设：电流速断（延时跳闸）、过电流（延时跳闸）、PT断线闭锁低电压保护动作于跳闸、过电流闭锁。6KV母线分段备自投。

6.3 低压开关柜本体调试

A．把所要检查开关柜抽屉抽出，检查内部连接线螺丝是否有松动并紧固，用兆欧表测量开关柜及回电线路的绝缘电阻应不小于0.5兆欧表。

B．加1000V试验电压对开关柜进行耐压试验，试验持续时间为1分钟应无异常，当回路绝缘电阻在10兆欧以上时，可用2500V兆欧表代替。

C．检查开关柜内不同电源的馈线间相位应一致。

D．开关柜内热继电器的调试，把热继电器的进线和出线6个端头串联，把电流刻度调到整定位置，加所保护电动机额定电流的1.2倍电流冷态试验，12~20分钟之内热继电器应可靠动作。

6.4 变频器调试：

变频器柜或箱安装就位后，检查绝缘情况合格后通电。根据说明书的操作方法把电动机的参数如功率、电压、电流、转速等一一输入变频器并保存，加4~20毫安模拟量观察其显示是否正常，输出开关量是否对应。

6.5低压交流电动机调试：

   测量绕组的绝缘电阻和吸收比： 1000V以下、常温下绝缘电阻不应低于0.5兆欧。

    用微欧计测量绕组直流电阻，三相应基本平衡。100kw以上的电机各相绕组直流电阻值相互差别不应超过其小值的2%，中试控股中性点未引出的电动机可测量线间直流电阻，其相互差别不应超过其小值的1%。

   采用绝缘兆欧表测量电动机轴承的绝缘电阻应大于0.5兆欧。

    检查定子绕组极性及其连接的正确性。

    检查电动机的正确转向并作好标记，方便以后接线。

  6.6电力电缆试验：

    6.6.1绝缘电阻测试：

a)    使用仪器设备：500V兆欧表、2500V兆欧表、温度计、湿度计

b)    测试方式：

  测量环境的温度和湿度并记录；

  将所有被试部分充分放电；

  将兆欧表地线端子用接地线与接地体连接好，用绝缘把手将兆欧表的相线接触被测量部位的引出端子，开始测量，等读数稳定后，记录绝缘电阻值。拆离兆欧表相线，将被测试回路对地放电。

6.6.2交流耐压试验：

    仅对高压电缆进行交流耐压试验，试验电压为24kV

    使用仪器：高电压试验变压器及测量装置

    试验方法及结果判断依据：调压器及升压高压试验变压器正确接线，将高压引线接至被试验电缆，中试控股从零开始升压，升压速度保持缓慢均匀，直到试验电压24kV并维持15min，将电压降至零，切断电源，对被测电缆进行充分放电；试验过程中内外绝缘无闪络或击穿等无异常情况发生及试验后绝缘电阻无明显变化为合格。

6.7直流系统调试

   当柜体及蓄电池安装完后，用500V绝缘摇表测量绝缘电阻，应大于0.5兆欧。

    在输出端接入负载，通电，由控制模块控制蓄电池充、放电试验。记录充放电电压、电流，绘制充放电曲线。

6.8接地网接地电阻试验：

    采用接地摇表直接测量，接地电阻要求小于4Ω。注意测试前三天未下雨。

6.9电气系统调试：

待电气二次线全部接完后，查对接线情况，测量二次回路绝缘，中试控股断开动力馈线回路，空负荷通电检查二次回路。短接工艺或仪表 相应接点，然后进行远方或就地实验操作，观察控制元件是否可靠动作、输出接点是否正常、对应指示灯是否正确，然后用保护或短开仪表，工艺联锁接点来跳开接触器，接触器应可靠动作，输出接点应对应，这样电气系统空负荷调试就算完成，为下一步配合仪表、工艺联锁系统调试作好准备。   

  6.10原始记录和正式报告：

    原始记录的填写要求字迹清晰、完整、准确，不得随意涂改，不得留有空白，并在原始记录上注名使用仪器设备的名称及编号。

    在记录表格出现某些“表格”确无数据记录时，应用“/”表示此格无数据。

    若确属笔误，出现记录错误时，允许用“单线划改”，中试控股并要求更改者在更改旁签名。

    原始记录应由记录人和审核人二级审核签字，试验报告应由拟稿人、审核人、批准人三级审核签字。

    原始记录的记录人和审核人不得是同一人，正式报告的拟稿人和审核人/批准人不得是同一人。

    原始记录和试验报告应按规定存档。

    7、施工资源配备计划

7.1人力动员准备计划

7.2 主要施工机、工具准备计划

8. 施工进度计划

8.1 施工网络计划的制订

8.2 施工进度计划保障措施

9. 质量保证措施

10. 施工HSE保证措施

电气安装HSE组织体系：

10.1 安全教育

10.2用电安全

10.3环境保护

 ZS系列中试控股电气调试仪器是根据DL/T848.2-2004行业标准而设计的，中试控股的全套装置由多台仪器组成，适用于电力系统、工矿企业、科研部门等对各种高压电气设备、电器元件、绝缘材料进行高压下试验。

产品别称

产品特征