第一篇：500kV变压器交接试验作业指导书_图文.
编号:Q/×××
××变电站500kV×#变压器交接试验作业指导书 (范本 编写:年月日 审核:年月日 批准:年月日 试验负责人: 试验日期年月日时至年月日时 ××局××× 1适用范围
本作业指导书适用于××变电站500kV×#变压器现场交接试验。 2引用文件
GB 1094.3--2003电力变压器第三部分绝缘水平和绝缘试验 GB/T 7354--2003 局部放电试验
GB 50150 --1991 电气装臵安装工程电气设备交接试验标准 1998.9 重庆电力公司电力设备试验规程 3试验前准备工作安排 3.1准备工作安排
√序号内容标准责任人备注
1 根据试验性质,确定试验项目,组织作业人员学习作业指导书, 使全体作业人员熟悉作业内容、作业标准、安全注意事项 不缺项、漏项
2 了解被试设备出厂和历史试验数据,分析设备状况明确设备状况 3 根据现场工作时间和工作内容填写工作票工作票填写正确 4 准备试验用仪器仪表,所用仪器仪表良好,有校验要求的仪表应 在校验周期内 仪器良好 3.2人员要求
√序号内容责任人备注
1 现场作业人员应身体健康、精神状态良好
2 具备必要的电气知识和高压试验技能,能正确操作试验设备,了解被试设备有关技术标准要求,能正确分析试验结果,具有一定的变压器专业理论知识,对变压器局部放电试验具有一定经验
3 熟悉现场安全作业要求,并经《安规》考试合格3.3仪器仪表和工具 √序号名称型号及编号单位数量备注 1 温湿度计只 1 误差±1℃
2 兆欧表台 1 2500V,500kV变压器试验时输出电流宜大于5mA 3 直流发生器台 1 输出电压高于试验电压,输出电流大于绕组的泄漏电流,通常在0.5mA以上。电压波纹小于3%
4 介损测试仪台 1 介损测量准确度为1%,电容量准确度为0.5% 5 变压器直流电阻测 试仪 台 1 0.2级; 120MVA及以上变压器输出电流宜大于20A; 180MVA以上变压器输出电流宜大于40A 6 变压比测试仪台 1 0.2级,可测极性和接线组别
7 局部放电试验电源套 1 100H Z以上,试验电源要求背景噪声水平应低于标准对被试品规定的视在放电量的50%。
8 局部放电测试仪套 1 方波发生器内阻应不大于100Ω,上升时间应小于60ns,测量仪器特性应符合国家标准规定
9 变压器绕组变形测 试仪 台 1 10 工频耐压试验装臵套 1 输出电压应高于试验电压,容量应满足要求,含试验变压器、调压器、球隙、分压器、水阻等。
11 空载试验装臵套1输出电压应高于被试变压器低压侧额定电压,容量应满足要求,测量精度0.5级,含电源变压器、升压变压器、调压器、电流电压互感器、损耗测试仪
12 绝缘杆、导、地线根若干 13 安全带、安全帽个若干 14 常用接线工具套 1 3.4危险点分析 √
序号内容
1 作业人员进入作业现场不戴安全帽,不穿绝缘鞋可能会发生人员伤害事故 2 作业人员进入作业现场可能会发生走错间隔及与带电设备保持距离不够情况 3 试验现场不设安全围栏,会使非试验人员进入试验场地,造成触电 4 进行绝缘电阻测量和直流试验后不对试品充分放电,会发生电击
5 加压时无人监护,可能会造成误加压或非试验人员误入试验场地,造成触电 6 升压过程不实行呼唱制度,会造成人员触电 7 登高作业可能会发生高空坠落或瓷件损坏 8 试验设备接地不好,可能会对试验人员造成伤害 9 变更试验接线,不断开电源,可能会对试验人员造成伤害 3.5安全措施 √序号内容
1 进入试验现场,试验人员必须戴安全帽,穿绝缘鞋
2 现场试验工作必须执行工作票制度、工作许可制度、工作监护制度、工作间断、转移和终结制度
1. 3 试验现场应装设遮拦或围栏,悬挂“止步,高压危险!”的标示牌,并有专人监护,严禁非试验人员进入试验场地
2. 4 为保证人身和设备安全,在进行绝缘电阻测量和直流试验后应对试品充分放电
3. 5 在现场进行试验工作时,根据带电设备的电压等级,试验人员应注意保持与带电体的安全距离不应小于《安规》中规定的距离
4. 6 试验器具的金属外壳应可靠接地,试验仪器与设备的接线应牢固可靠 5.7 工作中如需使用登高工具时,应做好防止瓷件损坏和人员高空摔跌的安全措施
6.8 试验装臵的电源开关,应使用具有明显断开点的双极刀闸,并有可靠的过载保护装臵
7.9 开始试验前,负责人应对全体试验人员详细说明在试验区应注意的安全注意事项
8.10 试验过程应有人监护并呼唱,试验人员在试验过程中注意力应高度集中,防止异常情况的发生。当出现异常情况时,应立即停止试验,查明原因后,方可继续试验
9.11 变更接线或试验结束时,应首先将加压设备的调压器回零,然后断开电源侧刀闸,并在试品和加压设备的输出端放电接地
10.12 试验结束后,试验人员应拆除试验临时接地线,并对被试设备进行检查和清理现场
11.13 试验应在天气良好的情况下进行,遇雷雨大风等天气应停止试验 3.6试验分工
√序号试验项目作业人员
1 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数 2 绕组连同套管的直流泄漏电流 3 绕组连同套管的tgδ 4 铁芯绝缘电阻
5 绕组连同套管的直流电阻 6 绕组的电压比、极性与接线组别 7 电容式套管试验 8 局部放电试验 9 绕组变形试验 10 工频耐压试验 11 空载试验 4 试验程序 4.1开工
√序号内容作业人员签字
1 作业负责人全面检查现场安全措施是否与工作票一致,是否与现场设备相符 2 作业负责人向工作人员交待作业任务、安全措施和注意事项,明确作业范围。 4.2试验项目和操作标准
√序号试验项目试验方法安全措施及注意事项试验标准责任人签字 1 绕组连同
套管绝缘 电阻、吸 收比和极 化指数
12.1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测量前应将被测绕组短路接地,将 所有绕组充分放电 1绝缘电阻测量后应 对试品充分放电,测量 在耐压前后都应进行, 静臵时间应足够 2测量吸收比时应注
1将不同温度下的绝缘值换算到 同一温度下R2= R1×1.5(t1-t2/10, 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%。 (式中R
1、R2分别为在温度t
1、
3各非被测绕组短路接地,被测绕组各引出端短路,测量记录15秒、60秒、600秒的绝缘电阻值
4先断开测量线,关闭兆欧表,被测绕组回路对地放电意时间引起的误差 3试验时设法消除表 面泄漏电流的影响 4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 t2下的绝缘电阻值
2在10-30℃范围内,吸收比不 小于1.3;极化指数不小于1.5。 吸收比和极化指数不进行温度换 算
3绝缘电阻大于10000MΩ时, 可不考核吸收比或极化指数 2 绕组连同 套管的直 流泄漏电
流
1变压器各绕组引线断开,将试验高 压引线接至被测绕组,其他非被测的 绕组短路接地
2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 3记录顶层油温及环境温度和湿度 4确认一切正常后开始试验。试验电 压为:35 kV线圈为20kV,220kV线圈 为40kV,500kV线圈为60kV。先空载 分段加压至试验电压以检查试验设备 绝缘是否良好、接线是否正确 5将直流电源输出加在被试变压器绕 组上,测量时,加压到0.5倍试验电 压,待1min后读取泄漏电流值。然后 加压到试验电压,待1min后读取泄漏 电流值
6被测绕组试验完毕,将电压降为零, 切断电源,必须充分放电后再进行其
他操作
1高压引线应使用屏 蔽线以避免引线泄漏 电流对结果的影响,高 压引线不应产生电晕 2微安表应在高压端 测量
3负极性直流电压下 对绝缘的考核更严格, 应采用负极性 4由于出厂试验一般 不进行直流泄漏电流 测量,直流泄漏电流值 应符合有关标准规定, 并为以后预试比较判 断留存依据 5如果泄漏电流异常, 应首先考虑环境的影 响
6升降电压时速度不 应过快
1由泄漏电流换算成的绝缘电阻 值应与兆欧表所测值相近 2500kV变压器的泄漏电流一般 不大于30μA
3任一级试验电压时,泄漏电流 的指示不应有剧烈摆动 3 绕组连同 套管的tg δ
1试验前应将变压器套管外绝缘清扫 干净
2测量并记录顶层油温及环境温度和 湿度
1应注意测试高压线 的对地绝缘问题 2仪器应可靠接地
1不同温度下的tgδ值一般可
用公式tgδ 2 = tgδ 1 ×1.3(t2-t1/10 换算( 式中tgδ
1、 tgδ 2 分别为在 温度t 1 、t 2 下的tgδ值, 20℃
3按照仪器接线图连接试验线路(参照各介损测试仪试验接线,测量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量结果的可靠性。试验中被测绕组短接,各非被测绕组短路接地; 4按照各介损测试仪操作说明进行试验。
试验电压: 10kV 时tgδ不大于:0.6% 2与出厂试验记录比较,应无明显变化(一般不大于30% 3同一变压器各绕组tgδ应基本一致 4 铁芯、夹 件绝缘电 阻
1测量并记录顶层油温及环境温度和 湿度
2使用2500V兆欧表,将地线端子用 接地线和变压器的外壳连接好,用绝 缘把手将火线接触被测变压器的铁 芯,开始测量。记录60秒的绝缘电阻 值
3 关闭兆欧表并将被测变压器的铁 芯放电
注意对试验完毕的变 压器铁芯必须充分放 电
绝缘电阻值与出厂值比较应无明
显差别,不低于50 MΩ,如果铁 芯绝缘电阻过低,应查明原因 5 绕组连同 套管的直 流电阻
1使用变压器直流电阻测试仪进行测 量
2试验原理接线图(参照各直流电阻 测试仪试验接线
3测量并记录顶层油温及环境温度和 湿度
4将测量设备或仪表通过测试线与被 测绕组可靠连接,开始测量
5测试完毕应对被测绕组充分放电。 6每档都应测量 1测量一般应在油温 稳定后进行。只有油温 稳定后,油温才能等同 绕组温度,测量结果才
不会因温度差异而引 起温度换算误差 2对于500kV变压器 测量时充电过程很长, 应予足够的重视,可考 虑使用去磁法或助磁 法
3应注意在测量后对 被测绕组充分放电
1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 大于三相平均值的1% 2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 3按公式R2= R1(T+t2/ (T+t1 将测量值换算到同一温度(式中 R
1、R2分别为在温度t
1、t2下
的电阻值,t1可取为交接试验时 的变压器绕组温度;T为电阻温 度常数,铜导线取235,铝导线 取225 6 绕组的电 压比、极 性与接线 组别
1将变压比测试仪与被测变压器的高 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 压比测试仪进行设臵
3操作测试仪便可得到被测变压器的 变压比、极性与接线组别
4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 第三绕组只测额定变压比 1按测试仪要求在测
试前正确输入被测变 压器的铭牌参数 2测试线应防止高、 低压接反
1各相应分接的电压比顺序应与 铭牌相同
2变压器的额定分接电压比允许 偏差为±0.5%,其它分接的偏差 应在变压器阻抗值(%的1/10 以内,但不得超过1% 3三相变压器的接线组别或单相 变压器的极性必须与变压器的铭 牌和出线端子标号相符 7 电容型套 管试验
1测量时记录环境温度和设备的顶层 油温
2测量变压器套管tgδ时,与被试套 管相连的所有绕组端子连在一起加
压,其余绕组端子均接地,末屏接电 桥,正接线测量。tgδ和电容量测量 接线图参照介损测试仪接线图 3tgδ与电容量测试完毕,使用兆欧 表测量末屏对地的绝缘电阻 4试验完毕恢复套管的末屏接地 测量后应对末屏充分 放电
1主绝缘20℃时的tgδ%值应不 大于0.8% 2当电容型套管末屏对地绝缘电 阻低于1000M时应测量末屏对地 的tgδ;加压2kV,其值不大于 2% 3当电容量变化达到+5%时(或 达到一层电容屏击穿引起的变 化应认真处理
4油纸绝缘电容式套管tgδ试 验时一般不低于10℃而且不进
行温度换算 8 局部放电 试验
被试绕组的中性点端子应接地。 对于其他的独立绕组如为星形联结应 将其中性点端子接地,如为三角形联 结应将其一个端子接地。 一台三相变压器,可按照单相连接 的方式逐相地将电压加在线端进行试 验。
作业负责人检查试验接线正确,确 1试验过程应有人监 护并呼唱,试验人员在 试验过程中注意力应 高度集中
2试验过程中保持对 局部放电仪的观察,若 出现异常,应停止试 验,检查测量接线是否
3 / 5.1Um电压下局部放电量应 不大于500pC,3 / 3.1Um电压
下局部放电量应不大于300pC 认试验现场布臵好安全围栏并无人后即可开始试验, 试验按照附图
2加压程序图进行,在不大于1/3U1的电压下接通电源并增加至U1,持续5min,再增加至U2,保持5s,然后,立即将U2降低到U1,保持30min,当电压再降低到1/3 U1以下时方可切断电源存在问题,复测试验电源背景噪声水平是否低于标准对被试品规定的视在放电量的50%,确定异常放电的原因后,重新进行试验3现场试验电源容量应满足试验要求
9 绕组变形 试验
通过三根专用测试线将被试验变压 器的被试绕组引出端与测试仪的三个 端口(GEN、INPUT
1、INPUT2有效连 接。
打开笔记本电脑输入被试变压器铭
牌;打开测试仪电源开关,用专用串 口线将测试仪与笔记本电脑连接,开 始试验。对变压器每一绕组的一端每 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F(f=10kHz-1MHZ=20lg(v2/v1。 对于有中性点引出的绕组依次测量分 别测量高压、中压、低压绕组频率响 应特性。
采集完毕,试验完成后,检查数据 文件是否存妥,然后退出测试系统并 依次关机
1试验前仪器应可靠 接地,最好使用隔离变 压器
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试验电缆放好后, 先将电缆短接,检验仪 器及电缆是否完好,检 验曲线应近似一条 0dB直线(末端允许有 +/-1dB 4输入被试变压器铭 牌以及分接位臵,注明 试验是在末屏或变压 器外部直接接线
5应注意电缆与仪器 及被试变压器接触良 好
6应尽量在最大分接 位臵试验; 7应尽量保持变压器
三相频率响应曲线之间比较应无 明显差别 外部接线一致
8试验引线与套管间杂散电容可能会影响其频响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
9试验中如果变压器三相频响特性不一致,应检查设备后重做,直至同一相两次试验结果一致
10 工频耐压 试验
1用交流耐压试验装臵对变压器进行 工频耐压试验,容量应足够,波形应 是正弦波,频率应是工频。
2试验电压按出厂试验电压值的0.85 倍,时间60s. 3升压必须从零开始,升压速度在40% 试验电压内不受限制,其后应按每秒 3%的试验电压均匀升压。
4交流耐压前后应测量绝缘电阻和吸 收比,两次测量结果不应有明显差别。 5非被试线圈需短路接地,并接入保 护电阻和球隙,直接在高压侧测量 1此项试验属破坏性
试验,必须在其它绝缘 试验完成后进行。 2变压器应充满合格 的绝缘油,静臵时间应 大于72h,才能进行试 验。
3接线必须正确,加 压前应仔细进行检查, 保持足够的安全距离, 调压器回零,并进行空 升,调节球隙放电电 压。
4试验可根据试验回 路的电流表、电压表的 突然变化,控制回路过 流继电器的动作,被试 品放电或击穿的声音 进行判断。
1被试设备一般经过交流耐压试
验,在规定的持续时间内不发生 击穿,耐压前后绝缘电阻不降低 30%,取耐压前后油样做色谱分析 正常,则认为合格;反之,则认 为不合格。
2在试验过程中,若空气湿度、 温度或表面脏污等的影响,仅引 起表面滑闪放电或空气放电,应 经过清洁和干燥等处理后重新试 验;如由于瓷件表面铀层损伤或 老化等引起放电(如加压后表面 出现局部红火,则认为不合格。 3电流表指示突然上升或下降, 有可能是变压器被击穿。 4在升压阶段或持续时间阶段, 如发生清脆响亮的“当、当”放 电声音,象用金属物撞击油箱的 声音,这是由于油隙距离不够或
√序号试验项目试验方法安全措施及注意事项试验标准责任人签字
5如试验中发生放电或击穿时,应立即降压,查明故障部位。是电场畸变引起绝缘结构击穿,此时伴有放电声,电流表指示发生突变。当重复进行试验时,放电电压下降不明显。如有较小的“当、当”放电声音,表计摆动不大,在重复试验时放电现象消失,往往是由于油中有气泡。5如变压器内部有炒豆般的放电声,而电流表指示稳定,这可能是由于悬浮的金属件对地放电
11 空载试验1用零升压法对变压器低压侧施加额 定电压,测量变压器的空载电流和空 载损耗,采用单相法。 2高中压侧开路,中性点接地。 1此试验在常规试验 全部合格后进行,将分 接开关臵额定档,通电 前应对变压器本体及 套管放气。
2试验应在额定电压、 额定频率和正弦波电 压的条件下进行,电源 和升压变压器及调压 器容量应足够。 3所用仪表的准确度等
级不低于0.5级,并采用 低功率因数功率表,互感 器的准确度应不低于0.2 级。
4试验应设臵紧急跳 闸装臵。
1与出厂值相比应无明显变化 2三相空载电流和空载损耗应基 本相同 4.3竣工
√序号内容责任人签字 1 拆除试验临时电源接线
2 检查被试设备上无遗留工器具和试验用导地线 3 将被试设备的
一、二次接线恢复正常 4 清点工具,清理试验现场,拆除安全围栏 5 向运行人员报告被试设备试验结果 6 办理工作票终结手续 5 试验总结 序号试验总结
1 试验结果
2 存在问题及处理意见 6作业指导书执行情况评估 评估内容符合性 优可操作项
良不可操作项可操作性 优修改项 良遗漏项
存在问题改进意见 7 附录 a 附图
图1 变压器局部放电试验原理接线图
U 1= 3/ 5.1Um U 2=U M 图2 加压程序图
b 试验记录
变压器试验原始记录
标识与编号 试验日期 单 位 安装地点 型 号 制 造 厂 出厂序号 出厂日期 运行编号
试验负责人 试验参加人 审 核 记 录
图3交流耐压试验接线图 l 、双极开关;
2、熔断器;
3、绿色指示灯;
4、常闭分闸按钮;
5、常开合间按钮;
6、电磁对关;
7、过流继电器;
8、红色指示灯;
9、调压器;
10、低压侧电压表;
11、电流表;
12、高压试验变压器;
13、毫安表;
14、放电管;
15、测量用电压互感器;
16、电压表;
17、过压继电器;R1一保护电阻;C X 一被试品
1. 变压器绝缘电阻 相别R 15(MΩ R 60 (MΩ R 600 (MΩ 吸收比极化指数 高压对低压绕组及地 A B C
低压对高压绕组及地 A B C 环境温度℃环境湿度 % 油温℃ 换算温度℃使用仪器 2. 变压器的tgδ 绕组的tgδ(% 电容量(nF A B C A B C 高压对低压绕组及地 低压对高压绕组及地 使用仪器油温℃ 环境温度℃环境湿度% 备注
3. 变压器的泄漏电流 电压(kV 绕组的泄漏电流(μA A B C 高压对低压绕组及地 低压对高压绕组
及地
使用仪器油温℃环境温度℃环境湿度% 4. 变压器绕组的电压比
相别分接 高压对低压 AX/ax BY/by CZ/cz 相别 分接 1 2 3 4 5 使用仪器 备 注 AmX/ax 中压对低压 BmY/by CmZ/cz 试验日期 5. 铁芯绝缘电阻 铁芯对地绝缘电阻(MΩ 使用仪器 环境温度℃ 环境湿度% 结论 备注 6. 变压器接线组别极性检查 使用仪器 结论 备 注 高压 OB(mΩ 实测值 换算值 中压 第 16 页 共 19 页 A B 试验日期 油温℃ 换算温度℃ 换算温度℃ C 试验日期 7. 变压器绕组的直流电阻 相别 分接 OA (mΩ 实测值 换算值 相别 OC(mΩ 实测值 换算值 三相不平衡率（%）
分接 1 2 3 4 5 低压侧 I 接线 低压侧直阻实测值 低压侧直阻换算值 使用仪器 环境温度℃ 环境湿度% 备 注 OAm (mΩ 实测值 换算值 OBm (mΩ 实测值 换算值 OCm (mΩ 实测值 换算值 三相不平衡率（%） ax(mΩ by(mΩ cz (mΩ 三相不平衡率（%） 试验日期 油温℃ 换算温度℃ 8．变压器套管的 tgδ 绝缘电阻 (MΩ A 高压套管 B C Am 中压套管 Bm Cm 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 第 17 页 共 19 页 tgδ
电容量(pF Oa 中性点套管
Ob Oc a x b 低压套管 y c z 环境温度℃ 使用仪器 9． 局部放电试验 使用仪器 试验电压 kV 时间 高压 低压 A相 B相 C相 a相 b相 5min 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 一次 末屏 环境湿度25min 30min 局放量 pC 第 18 页 共 19 页
结论 5s 5min 10min 15min 20min
c相 10．绕组变形试验 使用仪器 相别 A B C 试验数据 保存计算机 高压 低压 子 目 录 结论 备注 11．工频耐压试验 使用设备仪器 电压 kV 高压侧 低压侧 结论 备注 12．空载试验 使用设备仪器 电压 kV A B C 结论 备注 13．试验总结论： 时间 s 结果 电流 A 电流％ 损耗 kW 第 19 页 共 19 页
第二篇：水压试验作业指导书_图文.
目录 目录 (1
1、编制依据 (2
2、工程概况 (2
3、施工准备 (3
4、施工进度 (8
5、施工方案设计 (8
6、锅炉水压试验卡 (12
7、安全技术措施与环境管理要求 (15
8、 QA检查单 (19
9、强制性条文部分内容 (20
10、反馈单 (21
1、编制依据
1.1《环境体系管理程序文件》 1.2《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 1.3《国家电网公司基建安全管理规定》 1.4东方锅炉厂提供的有关图纸及说明书 1.5《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222—88 1.6《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-95 1.7《工程建设标准强制性条文》-电力工程部分2006版 1.8《火电施工质量监督检查典型大纲》建质(199584号 1.9《电力建设施工及验收技术规范》(电厂化学篇DL158-81 1.10《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇DL/T 5047-95 1.11华电莱州发电有限公司2×1000MW建设工程《施工组织总设计》 1.12华电莱州发电有限公司2×1000MW建设工程《锅炉专业施工组织设计》 1.13《电力建设施工质量验收及评价规程》第二部分:(锅炉机组篇DL/T5210.2-2009
2、工程概况
华电莱州发电有限公司一期工程安装2台1000MW高效超超临界燃煤机组,锅炉由东方锅炉(集团股份有限公司(DBC制造,为超超临界参数变压运行直流锅炉,单炉膛、一次再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型锅炉。设计煤种:神府东胜烟煤;校核煤种:神府和山西晋北混煤。
锅炉本体受热面组合安装共有54446只高压焊口,系统复杂。为保证锅炉本体系统的严密性,根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》规定,锅炉受热面系统安装结束后,应进行整体水压试验,以检验冷态下锅炉各承压部件,特别是焊口及阀门的强度和严密性。锅炉水压试验是锅炉本体承压部件安装结束后和投运前的一项重要工序,是保证锅炉安全可靠运行的重要手段。
3.1人员配备及劳动力组织
总指挥1人负责整个水压过程的指挥 副总指挥3人协助总指挥指挥锅炉水压试验
技术负责人2人负责解决水压试验过程中出现的技术问题质监1人负责对水压过程中的质量进行监护
安全2人负责对水压过程中的安全进行监护
压力表监视、记录及贮水罐壁温监视人员2人负责水压过程中压力及温度的监视与记录膨胀指示器记录2人负责上水前后及试验过程中各受热面膨胀
的记录
顶板梁挠曲度测量记录2人负责上水前后顶板梁挠曲度的测量录
电工2人负责水压试验过程中电源接线
上水泵、升压泵操作及阀门操作检查3人负责水压过程中上水泵、升压泵的监护及
临时管道阀门的操
尾部竖井内及炉顶检查10人负责检查尾部竖井及炉顶区域有无泄漏炉膛内部检查16人负责检查炉膛区域有无泄漏
水平烟道内部及前炉顶检查8人负责检查水平烟道内部及前炉顶有无泄 漏
水冷壁外检查(5.7米—36.8米8人负责检查水冷壁外侧有无泄漏
水冷壁、包墙外检查(36.8米—70.7米8人负责检查水冷壁、包墙外侧有无泄漏临时堵板监护人
员1人负责检查堵板有无泄漏
安装焊口检查16人负责检查安装焊口有无泄漏 电厂协调员1人负责协调需电厂解决的问题 化验人员1人(电厂负责试验用水中药品浓度化验 对讲机号码 42.735 3.2机具配备
临时上水泵2台(扬程H=80m,流量Q=100m3/h, XZ三柱塞升压泵1台,流量70L/min 对讲机16台;电焊机4台、手电筒30把 风压设备(空压机
3.3力能配备
除盐水供应充足,能满足需要(约3000m3 220V、380V施工电源及时拉设到位 3.4药品准备
(25%NH4OH1400Kg,(按照实际用水量的1.5倍算出。 40%联氨约1500Kg,(按照实际用水量的1.5倍算出。 3.5水压试验压力及范围 3.5.1试验压力
根据安装设计规定,确定风压试验压力为 0.49MPa。
根据锅炉厂给出的运行说明书,确定一次汽系统水压试验压力为省煤器进口设计压力的 1.1倍: P=33.3×1.1=36.63 MPa 再热器部分试验压力为再热器系统设计压力的1.5倍。 P=5.71×1.5=8.565MPa 3.5.2一次汽系统水压试验范围
a、锅炉省煤器系统、水冷系统、启动分离系统、过热器系统: 一次汽系统水压试验范围是指自主给水操作台开始按汽水流程至省煤器、水冷壁、启动分离系统(至17米位置闸阀、各级过热器、主蒸汽管道堵板止。并包括以下附属管道: b、所有放空气管道至二次门
c、主给水管道至给水操作台一次门 d、所有疏放水管道至二次门 e、汽水取样管道至一次门 f、
过热器减温水管道至集中下水管 g、蒸汽吹灰管道至一次门 h、过热器安全阀、PCV阀
i、高温过热器就地压力表管道至压力表接头 j、361阀不参加水压试验
k、其它,锅炉水压试验范围内的所有热工测点、压力信号、压力取样至一次门。
3.5.3再热器系统水压试验范围
a、二次汽系统水压试验范围是指自再热蒸汽冷段水压试验堵阀开始按汽水流程经低温再热器、高温再热器至再热热段水压试验堵阀止。并包括以下管道: b、所有放空气管道至二次门 c、再热器疏水管道至二次门
d、再热器就地压力表管道至压力表接头 e、再热器安全阀
f、其它,锅炉水压试验范围内的所有热工测点、压力信号、压力取样至一次门。
3.6水压试验用水的水质及水温
本次水压试验使用加有一定剂量的氨水和联氨的除盐水,其氯离子含量不得超过25 mg/L 。用水量约为3000 m3,水压试验用水的PH值约为10至10.5,联氨的浓度为200 -300 mg/L。为调整除盐水的浓度,经计算,每1m3水压试验用水中的化学药品如下表所示。
1400Kg,40%联氨约:1500Kg。
根据锅炉运行说明书的要求,水压环境温度低于5℃时应有防冻措施,上水速度应缓慢。本次锅炉水压试验将一次汽系统和二次汽系统两大系统分开进行水压试验,即先进行二次汽系统水压试验,再进行一
次汽系统水压试验。
3.7水压试验用水量 锅炉水压时水容积:
3.8水压临时管道
临时管道(见附图包括风压管道、上水管道、升压管道、放水管道(排到一期机组排水槽等,所用材料为:
3.9.1.应具备的技术条件资料
3.9.1.1锅炉施工所依据的国家有关规程、规范和标准。
3.9.1.2东锅厂所供锅炉设备图纸及技术文件(包括规程、规范、标准等、分阶段供货的质
量合格证、传真及其他文件。
3.9.1.3锅炉专业施工组织设计、焊接专业施工组织设计、锅炉钢结构安装、锅炉受压部件
安装、连接管道安装作业指导书、锅炉水压试验作业指导书。 3.9.1.4土建移交安装签证书、锅炉定期沉降观测记录。 3.9.1.5锅炉划线记录及验评签证。
3.9.1.6锅炉钢架安装记录及验评签证。
3.9.1.7高强螺栓的出厂质保书以及施工单位对钢架高强螺栓所进行的复检报告。
3.9.1.8受压部件通球记录及验评签证。
3.8.1.9锅炉受压部件及参加水压试验的四大管道验评签证及施工技术记录、试验报告。
3.9.1.10锅炉及水压范围内四大管道设备及附件的光谱复查记录和现场合金钢焊缝的光谱检查报告。水压范围内四大管道及锅炉本体各集箱及管道支吊架安装完成。
3.9.1.11施工过程中的电厂、监理、制造厂、施工各类通知单、联系单、材料代用单、设备修改单、设备缺陷单等(包括封闭。
3.9.1.12施工单位焊材管理制度(保管、发放、焊材质保书。 3.9.1.13焊接和无损检测管理制度,焊工及无损检测培训及资质证书。 3.9.1.14各部分膨胀指示器安装齐全,并记录上水前指示值。 3.9.1.15上水前进行一次沉降观测,水压后再进行一次沉降观测。 3.9.1.16上水前、上水后、水压后分别进行板梁挠度测量。
3.9.1.17水压试验前应将主蒸汽、再热蒸汽管道和下水连接管道、过渡段水冷壁连接管道、启动系统连接管道、集箱等各管道上的恒力弹簧吊架、可变弹簧吊架、炉顶恒力及可变弹簧吊架以及碟簧吊架用插销或定位片予以临时固定,暂时当刚性吊架用,水压后应拆除。
3.9.2水压试验前应完成的工作
3.9.2.1锅炉钢架、平台、栏杆扶梯安装完毕,高强螺栓已按图纸要求终紧结束,并经监理验评签证。
3.9.2.2锅炉受压部件及水压试验范围内的四大管道全部安装完毕(放空气、疏放水、取样、仪表、排污、减温水等管道已至少接至二次门,并经监理验评签证。所有焊口施焊结束,经外观检查合格。热处理及无损检测合格,返修焊口经复验合格,并经监理验评签证。
3.9.2.3焊在受压部件上的鳍片、门孔铁件、保温钩钉、防磨罩、刚性梁附件、拼缝、一次密封等焊接工作全部结束。
3.9.2.4水压范围内的热工检测件(温度测点、烟温及烟压测点、泄漏报警等焊接工作结束。
3.9.2.5所有用于固定的临时支撑、吊装用的临时吊点均应割除,并打磨光滑。 3.9.2.6水压范围内四大管道及锅炉本体各集箱及管道支吊架安装完成,偏装位置符合要求,受力均匀,并经监理验收签证。
3.9.2.7水压堵板安装完毕。 3.9.2.8安全阀已按要求处理完毕。
3.9.2.9属于金属监督范围内各部件材质均符合设计和制造要求。所有合金钢部件和现场焊缝光谱检查结束。
3.9.2.10锅炉各部位膨胀间隙经检查符合设计和制造要求。
3.9.2.11参加水压试验的主蒸汽管道、再热热段及再热冷段堵阀及堵板安装工作结束。
3.9.3.水压试验前应完成的其他工作
3.9.3.1施工单位编制报审的锅炉水压试验措施已经业主组织审查批准。水压试验的范围、试验压力、试压用水的水温、水质等要求已明确。
3.9.3.2化水系统调试已完成,并已制出合格除盐水,排水用临时管道已贯通。 3.9.3.3锅炉水压试验用标准压力表校验合格,并已安装就位。
3.9.3.4水压试验时必须的通道、临时脚手架、照明、通讯装设完毕,各层平台和地面清理干净,必要
的安全围拦已设置。
3.9.3.5水压试验的组织分工已明确,并已现场张贴。 3.9.3.6水压试验升压曲线经审查已现场张贴。
3.9.3.7水压试验临时系统安装调试完毕,所有参加水压试验及临时系统的所有阀门、挂牌标识完毕。
3.9. 4.其它注意事项 3.9. 4.1按水压试验质量监督检查大纲要求所进行的施工单位自检、质监站预检、中心站监检已完成,整改封闭已确认,中心站已下达可以进行水压试验的指令。
3.9. 4.2放空气管疏水槽已经接好,水槽的疏水已经接到指定便于排水的位置。 3.9. 4.3炉膛内部检查脚手架搭设完毕。 3.9.
4.4水压试验用上水泵、升压泵经检修能够连续运行,并处于良好的待用状态 4.施工进度
#1炉水压试验定于2011.09.10-2011.09.15。 5.施工方案设计 5.1进水方案
除盐水由2×1000MW建设工程化水室通过化学水补充水管道送至凝结水储水箱(容积为500 m3,除盐水在凝结水储水箱中加药后,一次气系统用临时上水泵通过主给水旁路进行上水,再热器系统通过低温再热器进口管段上的安全阀处进水(注:再热器水压完成后,安全阀安装,焊口进行检测。水压临时管道安装前需将管道内部清理干净。
5.2升压方案
升压泵采用3×B卧式柱塞泵,流量为70L/min,升压泵放置在锅炉房零米。水冷、过热
器系统通过集中下水管疏水管道升压。再热系统通过低再冷段进口疏水管升压。
5.3环境温度
锅炉说明书的要求,水压环境温度低于5℃时应有防冻措施,上水速度应缓慢。 5.4放水方案
水压试验合格后。当系统内压力降到1.0MPa时,对取样、热工仪表等管路水冲洗,专人负责,逐路冲洗,压力降至0时,停止水冲洗,打开所有放空气门、疏水门,将省煤器、水冷壁、包墙、低过、低再等的水排掉,再经临时放水管道放至一期机组排水槽。
5.5风压试验
为保证水压试验能顺利进行,初步检查炉本体的严密性,根据《电力建设施工质量验收及评价规程》(锅炉机组篇3.6.2条的规定,在水压前应做一次0.49MPa的风压试验。
风压试验的气源来自空压机,充气管道接在水压试验的上水管道上,风压试验范围同水压试验。水系统、过热器系统、再热器系统同时进行风压试验,除连接进气管道上的阀门打开外,所有管道上的一二次门全部关闭。
当风压压力达到0.49Mpa时,对焊口、焊缝(包括厂家焊口、焊缝进行检查,并监视压力表的变化情况,做好记录。风压试验完毕及时消除发现的缺陷。如无缺陷可以向锅炉上水。
5.6水压试验 5.6.1临时管道冲洗
临时管道用除盐水进行冲洗。上水前先把500 m3凝结水储水箱冲洗干净,然后进除盐水,对临时管道进行冲洗,冲洗时锅炉所有的进水(锅炉疏水阀门关闭,开启临时管道疏水阀门,进行冲洗,冲洗干净后再开启锅炉0米的放水阀门,把临时管路中的水放出。
5.6.2水压试验
a、临时管道冲洗后,投500m3凝结水补水箱内,在除盐水内加入氨水、联氨,调节PH值为10—10.5、联氨浓度为200-300 mg/L之间,合格后,对锅炉上水,上水至放空气管中有水流出且无气泡逸出时,再过3-5分钟后,关闭所有放空气门及上水门,停止上水泵,并对受压件及吊杆受力情况检查,记录膨胀值(上水前应检查各膨胀点初值。注:上水前后应测量顶板梁的挠曲值。
b、开启升压泵,对水冷、过热系统、再热系统升压并记录(升压时控制升压速度,至工作压力时不大于0.3MPa/分钟,达到工作压力后升压速度应小于0.1MPa/分
钟。一次汽系统的试验压力以过热器出口就地压力表为准,再热汽系统的试验压力以高再出口就地压力表为准。升压期间随时校对过热器出口和低位压力表。
c、系统满水后,对系统进行一次全面检查,看有无泄漏、阀门漏关及其他异常现象;如各部件正常,则打开升压阀门,启动升压泵,对系统升压;当系统压力升到二次汽系统试验压力的10%时,即8.565×10%=0.8565Mpa,暂停升压进行初步检查,若未发现泄漏和异常,可继续升压。
d、当压力升到一次汽系统试验压力10%时,即36.63×10%=3.66Mpa,暂停升压,进行初步检查,若未发现泄漏和异常,可继续升压。
e、当压力达到再热器工作压力4.78MPa时,停泵,对再热器系统作初步检查,如无泄漏继续升压。
f、当压力升到再热系统试验压力8.565M Pa时,停升压泵,在该压力下保持20分钟,如果没有压降,则缓缓打开再热系统放水门进行降压,压力降到再热器进口集箱工作压力4.98Mpa 时,停止降压对再热器系统作全面检查,确认水压合格后方可以0.4MPa-0.5MPa/分钟的速度降压放水并将过热器系统与再
热器系统的连接阀门12关闭,此阀门手轮卸下,管子截断,防止误操作。然后对水冷、过热系统继续升压。注意,在此后的升压过程中,要有专人监视再热器系统压力表,防止再热器系统升压。
g、当压力升到高过出口工作压力时即26.25MPa时,停泵检查有无漏水和异常现象,如没有发现异常,继续升压。
h、当压力升至炉本体系统的试验压力即36.63MPa时,保持此压力20分钟。在此期间,停止一切在受热面上的检查工作。然后缓慢开启升压泵再循环门,放水降压。当压力降至高过出口工作压力即26.25MPa时对受热面进行检查,确认水压试验合格后方可以0.4MPa-0.5MPa/分钟的速度降压放水。
5.7水压试验检查的项目
5.7.1锅炉厂焊口和现场组合安装焊口。
5.7.2与承压部件连接的焊缝。
5.7.3内、外护板生根件(锅炉密封及保温钩钉焊接处。 5.7.4门孔处密封焊缝。 5.7.5水压范围内的阀门。
5.7.6受压件吊架、管道吊架变形情况。 5.7.7各膨胀指示器记录。 5.8水压试验评价标准
5.8.1在试验压力下保持20分钟压力不变,降到工作压力检查期间压力保持不变。
5.8.2在受压元件金属壁和密封焊缝处没有渗漏的水珠和水雾。 5.8.3水压试验后参与水压试验的部件无残余变形。
5.8.4水压部件及所有焊缝、人孔门、法兰、阀门等处不泄漏。 5.8.5检查刚性梁张力板处无泄漏。
5.8.6水压试验中出现的问题及时安排处理并办理签证。 5.9工序流程图 临时管路安装 锅炉风压试验
检查、调试上水和升压设备 调节联氨浓度和PH值
系统升压(二次汽一次汽 附属管路水冲洗 临时系统恢复
6.锅炉水压试验工序卡编号:001
7.1、安全措施
7.1.1参加水压试验的所有人员必须接受过安全、技术交底,并有签字记录。 7.1.2水压试验人员应熟习作业流程,分工明确,服从指挥,坚守岗位,发现问题及时汇报,不得擅自处理。
7.1.3锅炉整体水压前,平台、扶梯安装完,需要检查的地方搭设必要的平台、栏杆。
7.1.4.放空气管道应临时管道引出锅炉,防止水流在受热面上,影响水压检查。 7.1.5水压系统的管道支吊架安装结束,检查支吊架的情况,弹簧吊架的限位,必须齐全,并且在水压需要的状态。
7.1.6水压用试压泵、阀门、压力表及管道附件,必须是经检修,校验及计算合格的。
7.1.7水压试验临时管道系统的焊接质量应严格检查,且由合格的焊工进行施焊。
7.1.8水压试验具备的条件及签证须由质检站和质检中心站参加。
7.1.9照明设施齐全,炉膛内标高30m处装设四只照明灯具,并离开金属壁1m以外。
7.1.10 锅炉及试压泵周围应设围栏,并挂警告牌,非操作及检查人员严禁入内,临时管路设备应挂标示牌。
7.1.11进行水压试验期间,应停止锅炉内外的一切安装工作,更不允许在承压部件上动用电火焊。升压时,无关人员应离开现场。
7.1.12避免雨天升压检查。若必须进行,应做好防雨工作。
7.1.13检查人员检查时要注意安全,防止高空坠落。进入炉膛内部检查时,应有两人或两人以上,严禁一个人进入炉膛内部检查。流动照明应采用手电筒。
7.1.14水压试验检查期间,禁止检查人员用手锤等工具敲打各承压部件。 7.1.15水压试验时,特别是超压期间,所有人员不得站在焊接堵头正面或法兰的侧面。
7.1.16超压前,必须进行全面检查,清点人数,待所有人员离开后方可超压,超压过程中停止一切工作。锅炉楼梯口有专人监护,超压期间任何人不得上锅炉。
7.1.17进行超压时不得进行任何检查工作,应待压力降到工作压力时方可进行。 7.1.18超压试验后,如发现升压泄漏的地方应降压后处理。
7.1.19参加水压试验人员尤其是在升压期间不得随便离开现场。无关人员不得入内,并有专人维护现场。
7.1.20试验压力下的水压试验次数应尽量少做。《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇DL/T
5047-95,3.6.7项。
7.1.21无关人员严禁进入加药现场,药品设专人保管发放,加药现场严禁吸烟,不得有明火或其它火源,消防器材充足可靠。
7.1.22锅炉水压试验前应清理好现场,做到三无五清,施工垃圾及废料分类存放,并及时外运。
7.1.23焊接设备集中布置,焊线统一布线,走向合理。
7.1.24水压临时管道系统拆除时,不得损坏,以备后继工程使用。
7.1.25水压试验期间,专职安全人员要全过程监督,确保水压试验安全文明措施的落实执行。
7.1.26加入药品时,操作人员应正确配戴防护用品,现场应备好救护药品,同时配备专用车在现场待命。
7.1.27炉内布置的照明应充足,电源线应完好,设有漏电保护装置。并有专职电工值班。7.1.28高空作业人员要衣着灵便,必须穿软底、平底鞋,正确使用安全帽、安全带等安全用品。
7.1.29施工现场道路、各露天施工场所及特设位置搭建的临时施工通道应及时清除积水并采
取防滑措施。
7.1.30特种作业人员必须持证上岗。 7.2文明环保措施
7.2.1水压过程中注意节约用水。
7.2.2水压用水排放符合环保要求。 7.2.3参加加药人员安全防护用品齐全。
7.2.4施工过程中带油废弃物,应放置在专用废弃箱中;加药后的药瓶、药箱应及时收回。
7.2.5节约能源,严禁用火焊照明。 7.3施工安全风险控制计划
8.QA检查单
9、强制性条文部分内容
锅炉整体水压试验分部工程强制性条文执行情况检查表 编号:表4.4.105
10.反馈单
附件:水压试验强度计算书
1.锅炉水压试验临时升压管道计算书: 1.1水冷、过热器系统升压临时管道强度计算书: 公式:Sm=PDw/2{[σ]η+yP} P=33.63Mpa [σ]=131 Mpa η=1 y=0.4 取φ=33.4mm
则Smin=PDw/2{[σ]η+yP} =36.63×33.4/2×(131×1+0.4×36.63 =4.2mm 取壁厚为7.1mm>4.2 mm;可用φ33.4×7.1的管子升压。 1.2再热器升压临时管道强度计算书: 公式:Sm=PDw/2{[σ]η+yP} P=8.565Mpa [σ]=131 Mpa η=1 y=0.4 取φ=33.4mm
则Smin=PDw/2{[σ]η+yP} =8.565×33.4/2×(131×1+0.4×8.565 =1.064mm 取壁厚为3.8mm>1.064mm;可用φ33.4×3.8的管子升压。
1.3主汽水压试验堵板由锅炉厂设计并安装完毕,因此不需进行计算。
1.4锅炉水压试验临时堵头计算书: 手孔端盖:型式为平端盖内堵头。 安装位置:冷再安全阀一管座:φ216×28.7
计算公式:Smin=kDn P/[σ] k=0.45;P=8.625Mpa,[σ]=131 Mpa 安全阀管座: Dn=159 Smin=0.45×159× 8.625/131 =18mm,取δ=20 mm 2.附图
2.1一次汽系统升压曲线图 2.2再热器系统升压曲线图 2.3锅炉水压试验系统图
2.4锅炉水压试验受热面残余变形记录表
24
附表一:锅炉水压试验受热面管道残余变形检查表:
依据。
32 截止阀 33 截止阀 34 截止阀 35 截止阀 36 截止阀 37 截止阀 38 截止阀 39 截止阀 40 截止阀 41 截止阀 42 截止阀 43 截止阀 44 截止阀 45 截止阀 46 截止阀 47 截止阀 48 截止阀 49 截止阀 1.0\"2155#Ltd.SA105 1.0\"2155#Ltd.F22 1.0\"2155#Ltd.F22 1.0\"3045#Ltd.F22 1.0\"3045#Ltd.F91
1.0\"4095#Ltd.F91
1.0\"2155#Ltd.F22
1.0\"1195#F91
1.0\"1195#F91
3.0\"3045#Ltd.SA105 2.5\"2155#Ltd.SA105 2.0\"2155#Ltd.F22 1.5\"2155#Ltd.F22 1.5\"3045#F22 2.0\"2155#Ltd.F22 3.0\"3045#F22 1.5\"3045#Ltd.F22 1.5\"3045#Ltd.F91 2 2 2 2 1 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2 省煤器出口集箱排气及充氮 螺旋水冷壁出口混合集箱排气 水冷壁出口混合集箱排气及充 氮 低过出口集箱排气及充氮 屏过出口连接管排气 过热器出口集箱排气及充氮 汽水分离器出口排气及充
氮 低再出口排气 再热器出口排气及充氮 省煤器进口疏水管路 集中下降管分配集箱疏水管路 螺旋水冷壁出口混合集箱疏水 管路 水平烟道底部出口集箱疏水管 路 垂直水冷壁出口混合母管疏水 管路 顶棚出口集箱疏水管路 包墙出口混合集箱疏水管 屏式过热器进口集箱疏水管路 屏式过热器出口集箱疏水管路 30 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开 开
50 截止阀 51 截止阀 52 截止阀 53 截止阀 54 截止阀 55 截止阀 56 截止阀 57 截止阀 58 截止阀 59 截止阀 60 截止阀 61 截止阀 62 截止阀 63 截止阀 64 截止阀 65 截止阀 66 截止阀 67 截止阀 68 截止阀 1.5\"3045#Ltd.F91 1.5\"4095#Ltd.F91 1.0\"2155#Ltd.F22 1.0\"1195#F22 3.0\"1195#F22
1.0\"1195#F22
1.0\"1195#F91
2.0\"3045#F22
1.0\"1195#SA105 1.5\"3045#F22
1.5\"2155#Ltd.SA105 1.0\"2155#Ltd.SA105
2.0\"2155#Ltd.F22
1.0\"1195#F91 1.0\"2155#Ltd.F22 1.0\"1195#SA105 1.0\"2155#Ltd.SA105 1.0\"3045#Ltd.F22 M25W-U16LB-G-SS-HT-BW33.4× 2 2 8 4 2 2 2 2 2 1 1 2 6 2 2 4 1 2 4 高温过热器进口集箱疏水管路 高温过热器出口集箱疏水管路 过热器
一、二级喷水疏水管路 低再出口集箱疏水管路 高再进口集箱疏水管路 高温再热器出口疏水管路 再热器出减温水疏水管路 361 阀进口排污管路 再热器减温水支管 361 阀暖管管路总管 储水罐到二级过热器减温水总 管路 储水罐到二级过热器减温水支 管路 361 阀暖管管路 再热器出口管压力表 360 阀进出口压力表 再热器进
口压力传输及压力表 省煤器出口连接管压力表 屏式过热器进口管道压力表 主给水取样 31 开 开 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 开 开 开 开 关 关 关 关 关 关 开 开 关 开 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 开 开 开 开 开 开 开 开 关 关 开 开 关 开 关 关 关 关 关
3.8 M25W-U16LB-G-SS-HT-BW33.4× 7.1 M25W-U16LB-G-SS-HT-R1-BW33.4 70 截止阀 ×9 69 截止阀 71 三通阀 72 三通阀 73 三通阀 74 三通阀 75 三通阀 76 三通阀 77 三通阀 78 三通阀 79 针形阀 HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-60-150H-R1-15Cr HALS2V3P-25-150H-R1-20G
HALS2V3P-10-150H-R1-20G HALS2V3P-60-150H-R1-20G
HALS2V3P-10-150H-R1-T91 HALS2V3P-60-150H-R1-T91
2.0\"2155#Ltd.F22 4 4 4 8 2 2 2 3 1 1 1 过热器出口蒸汽取样 储水罐出口管道取样 361 阀进出口管路压力表用 过热器喷水管路压力表用 屏过进口连接管压力表用 再热器进口导管压力表用 再热器出口导管压力表用 再热器喷水管路压力表用 省煤器出口连接管压力表用 高过出口导管压力表用 361 阀暖管 关 关 关 关 关 关 开 关 关 开 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 开 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 关 关 关 关 关 关 开 关 32
第三篇：10kV配电变压器检修作业指导书
10k
V配电变压器检修作业指导书
1
目的
规范10kV
配电变压器的检修行为，确保
10kV
配电变压器的检修质量和设备的运行可靠性。
2
适用范围
本作业指导书适用于云南云铝泽鑫铝业有限公司10kV
油浸式(干式)配电变压器的检修作业。
3
规范性引用文件
DL
408-91
《电业安全工作规程（发电厂及变电所电气部分）
》
Q/CSG
114002-2011
《电力设备预防性试验规程》
4
职责划分
所有10kV变压器由所属使用单位自己进行日常巡视点检、卫生打扫；节假日巡视点检由动力厂配合使用单位进行；检修电气试验由动力厂完成。生活区变及澡堂变由动力厂负责。
5
周期
5.1
日常巡视点检一周一次，节假日进行巡视检查。
5.2
电解厂使用的自用变、烟气净化变及变频器半年一次卫生打扫，其余变压器一年一次卫生打扫。
5.3
所有变压器一年检修一次。
5.4
故障时检修。
6
检修工作流程
6.1
电解厂、加工厂所属使用的变压器工作程序为：使用单位上检修申请到生产部→生产部安排动力厂开工作票→停电→使用单位工作负责人办理工作表→开展检修工作，动力厂进行电气试验→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
6.2
动力厂所管理变压器：汇报生产部→开工作票→停电→工作负责人办理工作表→开展检修、电气试验工作→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
7
工作准备
7.1
人员配备
工作负责人应由段长职务及以上、拥有电工证或者电工进网许人员担任；并掌握变压器工作原理，
各部件作用及名称；熟悉变压器结构，对一次缺陷能进行分析、判断和处理；熟悉变压器检修规程。
7.2
供电运行准备
在检修申请同意以后，在检修变压器停电以前，该变压器上的负荷，经低压开关倒由另外一台并列运行变压器供电，要负荷稳定运行一段时间后，才能进行变压器停电操作。低压开关倒闸操作由各分厂负责，动力厂监护，要求检修变压器低压开关处于工作位置分闸状态。操作以后增加运行设备的巡视。
7.3
工器具准备
7.4
材料准备
7.5
故障时应做相应的检修和试验方案
8
安全措施
8.1
配电变压器台停电检修时，必须办理工作票。并严格按照工作票及操作票制度，坚决制止无票作业。变压器高低压两侧安装好接地线，才能开始检修工作。
8.2
作业前，工作负责人应认真核对配电变压器的正确名称和编号，并向作业人员交底。
8.3
检查所需的安全用具是否合格齐备，现场作业人员应配戴安全帽。
8.4
作业人员做到互相监护、照顾和提醒。
8.5
现场的工器具，长大物件必须与带电体设备保持足够的安全距离并设专人监护。
8.6
高空作业必须系好安全带，安全带应系在牢固的构件上，严禁将物品上下抛掷，要
按规定使用绳索或梯子。
8.7
作业现场不得存放易燃易爆物品，严禁使用明火和吸烟。
8.8
使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
8.9
检修作业安全措施。
8.9.1
在检修变压器套管及引线过程中，应正确配备和正确使用工具，以免损坏套管瓷
件及人员误伤。
8.9.2
在拆卸检修可能跌落的瓷质部件时，必须两人配合，注意拆装方法，避免因拆卸
方法不当而造成设备损坏。
8.10
变压器试验
8.10.1
试验前后应对被试设备接地短路，进行充分的放电。
8.10.2
试验现场装设醒目的遮拦或围栏，并悬挂“止步，高压危险”标示牌。
8.10.3
试验加压前应认真检查试验接线、表记倍率、量程、调压器零位及仪表的初始状态等，并经检查无误，方可进行试验。
8.10.4
进行试验时，工作人员应专心操作，加压速度必须按试验要求进行，加压过程中
应有人监护，并做好记录。
8.10.5
试验过程中若有异常应立即降压，断开试验电源，进行检查，确认无误后方能再
次试验。
8.10.6
每项试验完毕应对试品充分放电。
8.10.7
配电变压器试验完毕后，试验人员应拆除自装的接地短路线，并对被试设备进行
检查和清理现场。
8.11
危险点分析及预防控制措施：
序号
危险点
控
制
措
施
1
高空摔跌
a、使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
b、必须穿防滑性能良好鞋，必须清除鞋底的油污。
c、高空作业人员应系好安全带。
2
触电
a、要使用专用电源，安全开关要完好。
b、电源开关的操作把手需绝缘良好。
c、与带电体保持足够的安全距离。
d、更换接线或试验结束时，应断开电源。
3
火灾
a、作业现场不得存放易燃易爆物品，
b严禁使用明火和吸烟，并远离易燃易爆品，在现场备足消防器材。
4
高空坠物
a、物品应使用绳索上下传递，并且捆绑牢固。
b、高空作业人员应使用工具袋。
c、地面作业人员不得站在高处有人作业的下方。
d、作业人员必须戴好安全帽。
9
检修项目、工艺要求及质量标准
9.1
作业项目
9.1.1
检查和清除变压器外观缺陷，并进行全面清扫工作。处理已发现的缺陷。
9.1.2
检查储油柜的油位。
9.1.3
检查套管的密封情况、引出线接头情况，清扫套管，检查电气连接点螺栓是否紧固。
9.1.4
检查接地装置是否接地良好。
9.1.5
检查各焊缝和密封处有无渗漏油情况。
9.1.6
检查瓦斯继电器是否正常，重瓦斯、轻瓦斯动作、报警信号正常。
9.1.7
检查温度动作、报警信号正常。
9.1.8
检查呼吸器硅胶有无变色，变色需进行更换。
9.1.9
按规程规定进行试验。
9.2
配电变压器检修的工艺要求
配电变压器检修的工艺要求及质量标准：
检修内容
工艺要求及质量标准
检查绕组外观，绕组表面是否清洁。
绕组应清洁，表面无油垢，无变形。
检查引线及引线绝缘，引线接头的焊接，引线对各部位的绝缘距离，引线的固定情况是否符合要求。
引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。引线接头表面应平整、清洁，光滑无毛刺，并不得有其他杂质。
检查绝缘支架有无松动、损坏和位移。
绝缘支架应无破损、裂纹，变形及烧伤现象。
检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。
铁芯只允许一点接地,接地片其外露部分应包扎绝缘,防止铁芯短路.
检查油箱上的焊点＼焊缝中存在的沙眼等渗漏点。
全面消除渗漏点
检查分接开关部件是否齐全完整，转动是否灵活。
完整无缺损，机械转动灵活。
检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住。
开关所有紧固件均应拧紧，无松动。
将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃招应完好，并进行清扫。更换变色硅胶。吸湿器的连接口应垫入橡胶垫，在吸湿器油封罩中加入适量的变压器油。
玻璃罩清洁完好，重新装入硅胶，胶垫质量符合标准规定。油封加油至正常油位线，能起到呼吸作用。
检查瓦斯、温度动作及信号是否正常
动作及信号正常
9.3
配电变压器检修试验的工艺要求及质量标准
9.31
绕组连同套管的绝缘电阻试验
a
绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值得
70%。
b
试验周期为
1
年，在大修后、怀疑有绝缘缺陷时也要进行该项目的试验。
9.3.2
绕组直流电阻试验
a
分接开关变换位置前、后均应进行直流电阻测试，并判断是否合格。
b
1500kVA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%；
1500kVA
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%。
c
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式：R2=R1×（T+t2）/(T+t1）换算，式中：R1、R2—
分别为温度在
t1，t2时的电阻值，T—计算常数，铜导线取
235，铝导线取
225。
d
由于变压器结构等原因，差值超过本条第
b
款时，可只按本条第
c
款进行比较。但应说明原因。
e
试验周期为
1
年，在大修后、无载分接开关变换分解位置、套管接头或引线过热时也要进行该项目的试验。
9.3.3
电压比试验
a
检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合
变压比的规律；35kV以下，电压比小于
3
的变压器电压比允许偏差为±1%，
其他变压器电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%，其他分接的电
压比应在变压器阻抗电压值的
1/10以内，偏差不超过±1%。
b
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及
铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
c
试验时注意高压绕组与低压绕组试验接线不能接反，可能危及人身及仪器安全。
d
在分接开关引线拆装后、更换绕组后也要进行该项目的试验。
10
风险预估
10.1
检修申请表要写明检修设备停运后，存在的供电风险。
10.2
倒闸操作及停电操作中存在的风险。
10.3
工作票中应写明带电设备、安全范围及工作范围。
10.4
如无特殊情况，检修变压器停运时间不超过一天；检修变压器停运后，增加备供设备的巡视次数。
11
作业后的验收与交接
11.1
验收由工作负责人会同运行人员进行。
11.2
变压器试验合格，试验报告及资料齐全。
11.3
瓷套管完好，油位合格，无渗油漏油现象。
11.4
接线正确，各部螺母紧固，安装牢固。
11.5
接地装置安装齐全、合格。
11.6
调整分接开关在合适位置。
11.7
如验收中发现问题，工作负责人应组织人员进行处理，直到合格为止。
11.8
验收合格后，工作负责人与运行人员做相应的记录并办理工作终结手续。
11.9
送电投运后应监视电压、电流、温升等参数，并在2小时、8小时、24小时时进行跟踪巡视。
4.1
10kV电解D区、J区配电室的变压器及排烟风机变频器的日常巡视点检、卫生打扫由电解厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；停电检修电气试验由动力厂完成。
4.2
10kV阳极组装、铸造配电室的变压器（生活区及澡堂的变压器除外）及检大修变压器的日常巡视点检、卫生打扫由加工厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；检修电气试验由动力厂完成。
4.3
10kV空压站循环水变、变电站的自用变、生活区变压器及澡堂变压器的日常巡视点检、卫生打扫、节假日巡检及检修电气试验有动力厂完成。
第四篇：变压器交接试验项目
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变压器交接试验项目
根据GB 50150—2016 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，变压器（电抗器）交接试验的项目有：
（1） 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗因数、直流电阻和泄漏电流的测量。
（2） 与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻的测量。 （3） 变压器电压比（所有分接头）、三相联结组别和单相变压器引出线的极性的检查。
（4） 变压器外施工频交流耐压试验。
（5） 非纯瓷套管主屏绝缘电阻、电容值、介质损耗因数、末屏绝缘电阻及介质
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（6） 绕组连同套管的感应耐压试验带局部放电测量试验。
（7） 本体绝缘油试验（必要时包括套管绝缘油试验），包括界面张力、酸值、水溶性酸（PH值）、机械杂质、闪电、绝缘油电气强度、油介质损耗因数（90℃）、绝缘油中微水含量、绝缘油中含气量（330KV及以上）、色谱分析。
（8） 套管型电流互感器试验，包括绝缘电阻、直流电阻、电流比及极性、伏安特性。
（9） 有载分接开关的检查和试验，包括绝缘油电气强度、绝缘油中微水含量、动作顺序（或动作圈数）、切换试验和密封试验。 （10）绕组变形试验，额定电压下的冲击合闸试验和噪声测量。
第五篇：变压器常规试验作业指导书
变压器常规试验作业指导书
1 范围
本作业指导书适用于10 kV及以上的干式、油浸式变压器，规定了变压器交接验收、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准、仪器设备要求、试验人员资质要求和职责、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等。变压器试验的主要目的是判定变压器在运输、安装过程中和运行中是否受到损伤或发生变化，以及验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定。因此变压器试验的判断原则是与出厂试验和历史数据比较，有关标准和技术条件的各项条款试验判据也是依据这一原则制定
的。制定本作业指导书的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。
2 规范性引用文件
GB 50150-2006
电气装置安装工程电气设备交接试验标准
3 安全措施
（1） 测量前应断开变压器与引线的连接，并应有明显断开点。 （2） 变压器试验前应充分放电，防止残余电荷对试验人员的伤害。
（3） 为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。 （4） 接地线应牢固可靠。
（5） 注意对试验完毕的变压器绕组必须充分放电。
（6） 进行直流泄漏电流试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长或有异常放电现象时，应立即停止试验，并断开电源，将被测变压器绕组接地，充分放电后，再进行检查。
4 试验项目
变压器常规试验包括以下试验项目： （1） 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数； （2）
绕组连同套管的直流电阻； （3） 绕组的电压比、极性与接线组别； （4） 交流耐压试验；
（5） 绝缘油试验（油浸变压器）； （6） 额定电压下的冲击合闸试验。
5 仪器设备要求
（1） 温度计（误差±1℃）、湿度计。 （2） 2500 V兆欧表：输出电流大于1mA。 （3） 变压器直流电阻测试仪(0.2级）。 （4） 变压比测试仪（0.2级）。 （5） 交流试验变压器。
所有使用仪器均应在校验有效期内。
6 作业程序
6.1 绕组连同套管绝缘电阻、吸收比与极化指数
6.1.1 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。被测绕组各引出端应短路，其余各非被测绕组应短路接地。 6.1.2 试验接线
6.1.3 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） 测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电。
（3） 各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录
15、60s的绝缘电阻值。
（4） 关闭兆欧表，被测绕组回路对地放电。 （5） 测量其他绕组。 6.1.4 试验结果判断依据（或方法）
（1） 可利用公式R2二R1 x 1.5(t1-t2)/10，将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下，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%（式中R
1、R2分别为在温度t
1、t2下的绝缘电阻值）。
（2） 在10~30℃范围内，吸收比不小于1.3；极化指数不小于1.5。吸收比和极化指数不进行温度换算。
（3） 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，比较绝缘电阻时应注意温度的影响。由于干燥工艺的改进变压器绝缘电阻越来越高，一般能达到数万兆欧，这使变压器极化过程越来越长，原来的吸收比标准值越来越显示出其局限性，这时应测量极化指数，而不应以吸收比试验结果判定变压器不合格。变压器绝缘电阻大于10000 MΩ时，可不考核吸收比或极化指数。 6.1.5 注意事项
（1） 测量吸收比时应注意时间引起的误差。 （2） 试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调。 （3） 试验时设法消除表面泄漏电流的影响。
6.2 绕组连同套管的直流电阻
6.2.1 测试方法
（1） 使用变压器直流电阻测试仪进行测量。
（2） 试验原理接线图（参照各直流电阻测试仪试验接线）。 6.2.2 试验步骤
（1） 测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
（2） 将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。 （3） 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。
6.2.3 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R
1、R2分别为在温度t
1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。
（2） 1.6 MVA以上的变压器，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，线间差别应不大于三相平均值的1%。 （3） 1.6 MVA及以上变压器，相间差别一般应不大于三相平均值的4％；线间差别一般应不大于三相平均值的2%。
（4） 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，不应有明显差别。
（5） 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。 6.2.4 注意事项
（1） 测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。
（2） 对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。
（3） 应注意在测量后对被测绕组充分放电。
6.3 绕组的电压比、极性与接线组别
6.3.1 测试方法
（1） 在出厂试验时，检查变压器极性与接线组别及所有分接头的变压比，目的在于检验绕组匝数、引线及分接引线的连接、分接开关位置及各出线端子标志的正确性。对于安装后的变压器，主要是检查分接开关位置及各出线端子标志是否正确。可使用专用变压比测试仪进行测试。 （2） 试验原理接线图（参照变压比测试仪试验接线）。 6.3.2 试验步骤
（1） 将专用变压比侧试仪与被测变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接。 （2） 根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置。 （3） 运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性与接线组别。 6.3.3 试验结果判断依据（或方法）
（1） 各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
（2） 电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%。
（3） 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。 6.3.4 注意事项
（1） 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，而对第三绕组只测额定变压比。 （2） 测试前应正确输人被测变压器的铭牌、型号。
6.4 交流耐压试验
6.4.1 试验目的
（1） 交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度最有效和最直接的方法。电力设备在运行中，绝缘长期受着电场、温度和机械振动的作用会逐渐发生劣化，其中包括整体劣化和部分劣化，形成缺陷，例如由于局部地方电场比较集中或者局部绝缘比较脆弱就存在局部的缺陷。
（2） 各种预防性试验方法，各有所长，均能分别发现一些缺陷，反映出绝缘的状况，但其他试验方法的试验电压往往都低于电力设备的工作电压，但交流耐压试验电压一般比运行电压高，因此通过试验后，设备有较大的安全裕度，所以这种试验已成为保证安全运行的一个重要手段。
（3） 但是由于交流耐压试验所采用的试验电压比运行电压高得多，过高的电压会使绝缘介质损耗增大、发热、放电，会加速绝缘缺陷的发展，因此，从某种意义上讲，交流耐压试验是一种破坏性试验，在进行交流耐压试验前，必须预先进行各项非破坏性试验。
（4） 如测量绝缘电阻、吸收比、介质损耗因数tanδ、直流泄漏电流等，对各项试验结果进行综
合分析，以决定该设备是否受潮或含有缺陷。若发现已存在问题，需预先进行处理，待缺陷消除后，方可进行交流耐压试验，以免在交流耐压试验过程中，发生绝缘击穿，扩大绝缘缺陷，延长检修时间，增加检修工作量。 6.4.2 试验接线
图1 交流耐压原理接线图
6.4.3 注意事项
（1） 交流耐压是一项破坏性试验，因此耐压试验之前被试品必须通过绝缘电阻、吸收比、绝缘油色谱、tanδ等各项绝缘试验且合格。充油设备还应在注油后静置足够时间（110kV及以下，24h；220kV,48h；500kV，72h）方能加压，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。
（2） 进行耐压试验时，被试品温度应不低于+5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
（3） 试验过程中试验人员应大声呼唱，加压过程中应有人监护。
（4） 加压期间应密切注视表记指示动态，防止谐振现象发生；应注意观察、监听被试变压器、保护球隙的声音和现象，分析区别电晕或放电等有关迹象。 （5） 有时耐压试验进行了数十秒钟，中途因故失去电源，是试验中断，在查明原因、恢复电源后，应重新进行全时间的持续耐压试验，不可仅进行“补足时间”的试验。
（6） 谐振试验回路品质因数Q值的高低与试验设备、试品绝缘表面干燥清洁及高压引线直径大小、长短有关，因此试验宜在天气晴好的情况下进行。试验设备、试品绝缘表面应干燥、清洁。尽可能缩短高压引线的长度，采用大直径的高压引线，以减小电晕损耗。提高试验回路品质因数Q值。
（7） 变压器的接地端和测量控制系统的接地端要互相连接，并应自成回路，应采用一点接地方式，即仅有一点和接地网的接地端子相连。 （8） 耐压前应检查所需电源容量和试验设备的容量是否满足要求。
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