同步发电机试验项目42页word.docx
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同步发电机试验项目42页word
同步发电机
观察内容的选择,我本着先静后动,由近及远的原则,有目的、有计划的先安排与幼儿生活接近的,能理解的观察内容。
随机观察也是不可少的,是相当有趣的,如蜻蜓、蚯蚓、毛毛虫等,孩子一边观察,一边提问,兴趣很浓。
我提供的观察对象,注意形象逼真,色彩鲜明,大小适中,引导幼儿多角度多层面地进行观察,保证每个幼儿看得到,看得清。
看得清才能说得正确。
在观察过程中指导。
我注意帮助幼儿学习正确的观察方法,即按顺序观察和抓住事物的不同特征重点观察,观察与说话相结合,在观察中积累词汇,理解词汇,如一次我抓住时机,引导幼儿观察雷雨,雷雨前天空急剧变化,乌云密布,我问幼儿乌云是什么样子的,有的孩子说:
乌云像大海的波浪。
有的孩子说“乌云跑得飞快。
”我加以肯定说“这是乌云滚滚。
”当幼儿看到闪电时,我告诉他“这叫电光闪闪。
”接着幼儿听到雷声惊叫起来,我抓住时机说:
“这就是雷声隆隆。
”一会儿下起了大雨,我问:
“雨下得怎样?
”幼儿说大极了,我就舀一盆水往下一倒,作比较观察,让幼儿掌握“倾盆大雨”这个词。
雨后,我又带幼儿观察晴朗的天空,朗诵自编的一首儿歌:
“蓝天高,白云飘,鸟儿飞,树儿摇,太阳公公咪咪笑。
”这样抓住特征见景生情,幼儿不仅印象深刻,对雷雨前后气象变化的词语学得快,记得牢,而且会应用。
我还在观察的基础上,引导幼儿联想,让他们与以往学的词语、生活经验联系起来,在发展想象力中发展语言。
如啄木鸟的嘴是长长的,尖尖的,硬硬的,像医生用的手术刀―样,给大树开刀治病。
通过联想,幼儿能够生动形象地描述观察对象。
交接试验项目,应包括下列内容:
死记硬背是一种传统的教学方式,在我国有悠久的历史。
但随着素质教育的开展,死记硬背被作为一种僵化的、阻碍学生能力发展的教学方式,渐渐为人们所摒弃;而另一方面,老师们又为提高学生的语文素养煞费苦心。
其实,只要应用得当,“死记硬背”与提高学生素质并不矛盾。
相反,它恰是提高学生语文水平的重要前提和基础。
1测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;
家庭是幼儿语言活动的重要环境,为了与家长配合做好幼儿阅读训练工作,孩子一入园就召开家长会,给家长提出早期抓好幼儿阅读的要求。
我把幼儿在园里的阅读活动及阅读情况及时传递给家长,要求孩子回家向家长朗诵儿歌,表演故事。
我和家长共同配合,一道训练,幼儿的阅读能力提高很快。
2测量定子绕组的直流电阻;
3定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量;
4定子绕组交流耐压试验;
5测量转子绕组的绝缘电阻;
6测量转子绕组的直流电阻;
7转子绕组交流耐压试验;
8测量发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻,不包括发电机转子和励磁机电枢;
9发电机或励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压试验,不包括发电机转子和励磁机电枢;
10测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻;
11埋入式测温计的检查;
12测量灭磁电阻器、自同步电阻器的直流电阻;
13测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗(无刷励磁机组,无测量条件时,可以不测量);
14测录三相短路特性曲线;
15测录空载特性曲线;
16测量发电机定子开路时的灭磁时间常数和转子过电压倍数;
17测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压;
18测量相序;
19测量轴电压;
20定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析;
21定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量。
一、测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数,应符合下列规定:
1各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于2;
2吸收比:
对沥青浸胶及烘卷云母绝缘不应小于1.3;对环氧粉云母绝缘不应小于1.6。
对于容量200MW及以上机组应测量极化指数,极化指数不应小于2.0。
二、测量定子绕组的直流电阻,应符合下列规定:
1直流电阻应在冷状态下测量,测量时绕组表面温度与周围空气温度之差应在±3℃的范围内;
2各相或各分支绕组的直流电阻,在校正了由于引线长度不同而引起的误差后,相互间差别不应超过其最小值的2%;与产品出厂时测得的数值换算至同温度下的数值比较,其相对变化也不应大于2%。
三、定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量,应符合下列规定:
1试验电压为电机额定电压的3倍;
2试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高,每阶段停留1min,并记录泄漏电流;在规定的试验电压下,泄漏电流应符合下列规定:
1)各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%,当最大泄漏电流在20μA以下,根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时,各相间差值可不考虑;
2)泄漏电流不应随时间延长而增大;
当不符合上述规定之一时,应找出原因,并将其消除。
3)泄漏电流随电压不成比例地显著增长时,应及时分析。
四、定子绕组交流耐压试验所采用的电压,应符合表1的规定。
现场组装的水轮发电机定子绕组工艺过程中的绝缘交流耐压试验,应按现行国家标准《水轮发电机组安装技术规范》GB/T8564的有关规定进行。
水内冷电机在通水情况下进行试验,水质应合格;大容量发电机交流耐压试验,当工频交流耐压试验设备不能满足要求时,可采用谐振耐压代替。
表1定子绕组交流耐压试验电压
容量(kW)
额定电压(V)
试验电压(V)
10000以下
36以上
(1000+2Un)×0.8
10000及以上
24000以下
(1000+2Un)×0.8
10000及以上
24000及以上
与厂家协商
注:
Un为发电机额定电压。
五、测量转子绕组的绝缘电阻,应符合下列规定:
1转子绕组的绝缘电阻值不宜低于0.5MΩ;
2当发电机定子绕组绝缘电阻已符合起动要求,而转子绕组的绝缘电阻值不低于2000Ω时,可允许投入运行;
3在电机额定转速时超速试验前、后测量转子绕组的绝缘电阻;
4测量绝缘电阻时采用兆欧表的电压等级:
当转子绕组额定电压为200V以上,采用2500V兆欧表;200V及以下,采用1000V兆欧表。
六、测量转子绕组的直流电阻,应符合下列规定:
1应在冷状态下进行,测量时绕组表面温度与周围空气温度之差应在±3℃的范围内。
测量数值与产品出厂数值换算至同温度下的数值比较,其差值不应超过2%;
2显极式转子绕组,应对各磁极绕组进行测量;当误差超过规定时,还应对各磁极绕组间的连接点电阻进行测量。
七、转子绕组交流耐压试验,应符合下列规定:
1整体到货的显极式转子,试验电压应为额定电压的7.5倍,且不应低于1200V;
2工地组装的显极式转子,其单个磁极耐压试验应按制造厂规定进行。
组装后的交流耐压试验,应符合下列规定:
1)额定励磁电压为500V及以下电压等级,为额定励磁电压10倍,并不应低于1500V;
2)额定励磁电压为500V以上,为额定励磁电压的2倍加4000V。
八、测量发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻值,不应低于0.5MΩ。
回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注:
不包括发电机转子和励磁机电枢的绝缘电阻测量。
九、发电机和励磁机的励磁回路连同所连接设备的交流耐压试验,其试验电压应为1000V,或用2500V兆欧表测量绝缘电阻方式代替。
水轮发电机的静止可控硅励磁的试验电压,应按第七条第2款的规定进行;回路中有电子元器件设备的,试验时应将插件拔出或将其两端短接。
注:
不包括发电机转子和励磁机电枢的交流耐压试验。
十、测量发电机、励磁机的绝缘轴承和转子进水支座的绝缘电阻,应符合下列规定:
1应在装好油管后,采用1000V兆欧表测量,绝缘电阻值不应低于0.5MΩ;
十一、埋入式测温计的检查应符合下列规定:
1用250V兆欧表测量检温计的绝缘电阻是否良好;
2核对测温计指示值,应无异常。
十二、测量灭磁电阻器、自同步电阻器的直流电阻,应与铭牌数值比较,其差值不应超过10%。
十三、测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗,应符合下列规定:
1应在静止状态下的定子膛内、膛外和在超速试验前、后的额定转速下分别测量;
2对于显极式电机,可在膛外对每一磁极绕组进行测量。
测量数值相互比较应无明显差别;
3试验时施加电压的峰值不应超过额定励磁电压值。
注:
无刷励磁机组,当无测量条件时,可以不测。
十四、测量三相短路特性曲线,应符合下列规定:
1测量的数值与产品出厂试验数值比较,应在测量误差范围以内;
2对于发电机变压器组,当发电机本身的短路特性有制造厂出厂试验报告时,可只录取发电机变压器组的短路特性,其短路点应设在变压器高压侧。
十五、测量空载特性曲线,应符合下列规定:
1测量的数值与产品出厂试验数值比较,应在测量误差范围以内;
2在额定转速下试验电压的最高值,水轮发电机应为定子额定电压值的130%,但均不应超过额定励磁电流;
3当电机有匝间绝缘时,应进行匝间耐压试验,在定子额定电压值的130%(不超过定子最高电压)下持续5min;
4对于发电机变压器组,当发电机本身的空载特性及匝间耐压有制造厂出厂试验报告时,可不将发电机从机组拆开作发电机的空载特性,而只作发电机变压器组的整组空载特性,电压加至定子额定电压值的105%。
十六、在发电机空载额定电压下测录发电机定子开路时的灭磁时间常数。
对发电机变压器组,可带空载变压器同时进行。
十七、发电机在空载额定电压下自动灭磁装置分后测量定子残压。
十八、测量发电机的相序必须与电网相序一致。
十九、测量轴电压,应符合下列规定:
1分别在空载额定电压时及带负荷后测定;
2水轮发电机应测量轴对机座的电压。
二十、定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析,应符合下列规定:
1发电机冷态下定子绕组端部自振频率及振型:
如存在椭圆型振型且自振频率在94~115Hz范围内为不合格;
2当制造厂已进行过试验,且有出厂试验报告时,可不进行试验。
二一、定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量,应符合下列规定;
1现场进行发电机端部引线组装的,应在绝缘包扎材料干燥后,施加直流电压测量;
2定子绕组施加直流电压为发电机额定电压Un;
3所测表面直流电位应不大于制造厂的规定值。
电抗器及消弧线圈的交接试验
交接试验项目应包括下列内容:
1测量绕组连同套管的直流电阻;
2测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;
3测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ;
4测量绕组连同套管的直流泄漏电流;
5绕组连同套管的交流耐压试验;
6测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻;
7绝缘油的试验;
8非纯瓷套管的试验;
9额定电压下冲击合闸试验;
10测量噪音;
11测量箱壳的振动;
12测量箱壳表面的温度。
一、测量绕组连同套管的直流电阻,应符合下列规定:
1测量应在各分接头的所有位置上进行;
2实测值与出厂值的变化规律应一致;
3三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%;
4电抗器和消弧线圈的直流电阻,与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。
二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数,应符合下列规定:
1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时,可按表1换算到同一温度时的数值进行比较;
表1油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注:
1表中K为实测温度减去20℃的绝对值。
2测量温度以上层油温为准。
当测量绝缘电阻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=1.5K/10
(1)
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算:
当实测温度为20℃以上时:
R20=ARt
(2)
当实测温度为20℃以下时:
R20=Rt/A(3)
式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ);
Rt——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。
3变压器电压等级为35kV及以上,且容量在4000kVA及以上时,应测量吸收比。
吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下应不小于1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可不做考核要求。
4变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时,宜用5000V兆欧表测量极化指数。
测得值与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不小于1.3;当R60s大于10000MΩ时,极化指数可不做考核要求。
三、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:
1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;
2被测绕组的tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%;
3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时,可按表2换算到同一温度时的数值进行比较。
表2介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
换算系数A
1.15
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
注:
1表中K为实测温度减去20℃的绝对值;
2测量温度以上层油温为准;
3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
(1)
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
(2)
当测量温度在20℃以下时:
tanδ20=Atanδt(3)
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。
四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流,应符合下列规定:
1当变压器电压等级为35kV及以上,且容量在8000kVA及以上时,应测量直流泄漏电流;
2试验电压标准应符合表3的规定。
当施加试验电压达1min时,在高压端读取泄漏电流。
泄漏电流值不宜超过本标准附录D的规定。
表3油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压(kV)
6~10
20~35
63~330
500
直流试验电压(kV)
10
20
40
60
注:
1绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时,按10kV级标准;18kV时,按20kV级标准;
2分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。
五、绕组连同套管的交流耐压试验,应符合下列规定:
1干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验,试验电压应符合表1的规定:
表4电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV
系统
标称电压
设备
最高电压
交流耐压
油浸式电力变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
<1
≤1.1
—
2.5
3
3.6
14
8.5
6
7.2
20
17
10
12
28
24
15
17.5
36
32
20
24
44
43
35
40.5
68
60
66
72.5
112
—
110
126
160
—
220
252
316(288)
—
330
363
408(368)
—
500
550
544(504)
—
注:
1上表中,变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第3部分:
绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
2干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
2对分级绝缘的耐压试验电压标准,应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。
六、测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻应符合下列规定:
1进行器身检查的变压器,应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时,应将连接片断开后进行试验;
2不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器,所有安装工作结束后应进行铁心和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量;
3铁心必须为一点接地;对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时,应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻;
4采用2500V兆欧表测量,持续时间为1min,应无闪络及击穿现象。
七、绝缘油的试验项目及标准,应符合表5的规定。
表5绝缘油的试验项目及标准
序号
项目
标准
说明
1
外状
透明,无杂质或悬浮物
外观目视
2
水溶性酸(pH值)
>5.4
按《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)》GB/T7598中的有关要求进行试验
3
酸值,mgKOH/g
≤0.03
按《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(BTB)法)》GB/T7599的有关要求进行试验
4
闪点(闭口)(℃)
不低于
DB-10
DB-25
DB-45
按GB261中的有关要求进行试验
140
140
135
5
水分(mg/L)
500kV:
≤10
20kV~30kV:
≤15
110kV及以下电压等级:
≤20
按《运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)》GB/T7601中的有关要求进行试验
6
界面张力(25℃),mN/m
≥35
按《石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)》GB/T6541中的有关要求进行试验
7
介质损耗因数tanδ(%)
90℃时,
注入电气设备前≤0.5
注入电气设备后≤0.7
按《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量》GB/T5654中的有关要求进行试验
8
击穿电压
500kV:
≥60kV
330kV:
≥50kV
60~220kV:
≥40kV
35kV及以下电压等级:
≥35kV
1按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T507或《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》DL/T429中的有关要求进行试验
2油样应取自被试设备
3该指标为平板电极测定值,其他电极可按《运行中变压器油质量标准》GB/T7595及《绝缘油击穿电压测定法》GB/T507中的有关要求进行试验
4对注入设备的新油均不应低于本标准
9
体积电阻率(90℃)(Ω·m)
≥6×1010
按《液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和何种电阻率的测量》GB/T5654或《绝缘油体积电阻率测定法》DL/T421中的有关要求进行试验
10
油中含气量(%)
(体积分数)
330~500kV:
≤1
按《绝缘油中含气量测定真空压差法》DL/T423或《绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)》DL/T450中的有关要求进行试验
11
油泥与沉淀物(%)(质量分数)
≤0.02
按《石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)》GB/T511中的有关要求进行试验
12
油中溶解气体组分含量色谱分析
见有关章节
按《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T17623或《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL/T722中的有关要求进行试验
八、非套管的试验项目,应包括下列内容:
1测量绝缘电阻;
2测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tanδ和电容值;
3交流耐压试验;
4绝缘油的试验。
(有机复合绝缘套管除外)。
5SF6套管气体试验
注:
整体组装于35kV油断路器上的套管,可不单独进行tanδ的试验。
1、测量绝缘电阻,应符合下列规定:
1)测量套管主绝缘的绝缘电阻;
2)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。
2、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,应符合表6规定:
1)在室温不低于10℃的条件下,套管的介质损耗角正切值tanδ不应大于表6的规定;
2)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。
表6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③
0.7
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:
1所列的电压为系统标称电压;
2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;
3有机复合绝缘套管的介损试验,宜在干燥环境下进行。
3、交流耐压试验,应符合下列规定:
1)试验电压应符合本标准附录A的规定;
2)穿墙套管、断路器套管、变压器套管、电抗器及消弧线圈套管,均可随母线或设备一起进行交流耐压试验。
4、绝缘油的试验,应符合下列规定:
1)套管中的绝缘油应有出厂试验报告,现场可不进行试验。
但当有下列情况之一者,应取油样进行水分、击穿电压、色谱试验:
a套管主绝缘的介质损耗角正切值超过表6中的规定值;
b套管密封损坏,抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求;
c套管由于渗漏等原因需要重新补油时。
2)套管绝缘油的补充或更换时进行的试验,应符合下列规定:
a换油时应按本标准表5的规定进行;
b电压等级为500kV的套管绝缘油,宜进行油中溶解气体的色谱分析;油中溶解气体组分含量(μL/L)不宜超过下列任一值,总烃:
10,H2:
150,C2H2:
0;
3)补充绝缘油时,除按上述规定外,若绝缘油需要进行混合时,在混合前,应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析,其结果应符合表5中第8、11项的规定。
混油后还应按表5中的规定进行绝缘油的试验。
4)充电缆油的套管须进行油的试验时,应符合表7的规定。
表7充油电缆使用的绝缘油试验项目和标准
项目
要求
试验方法
击穿电压
电缆及附件内
对于64/110~190/330KV,不低于50kV,对于290/500KV,不低于60KV
按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T507中的有关要求进行试验
压力箱中
不低于50KV
介质损耗因数
电缆及附件内
对于64/110~127/220KV的不大于0.005,对于190/330KV的不