电气设备现场试验规程.doc

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1、电气设备现场试验规程Q/*-JS-JX036-20171主题内容与适用范围1.1 *水电厂的发电机及10.5kV设备系奥地利进口设备，厂家未提供试验项目标准。本规程中有关项目、标准是由原江西省电力工业局于1994年7月1213日组织有关专家审查、鉴定通过,1994年8月1日起执行。1.2 对国内设备，仅就比较特殊的试验列出了试验方法。1.3 本规程适应于*水电厂发电机及其它高压电气设备的现场试验工作。在情况相同时可作为同类型电气设备的试验参考标准。2 引用标准电力设备预防性试验规程DL/T596-1996五凌电力有限公司电力设备预防性试验实施细则（试行稿） 五凌电力有限公司电机绕组制造 奥地利

2、*水电厂灯泡贯流式机组及辅助设备试验规范 原江西省电力工业局3 发电机试验3.1 发电机技术参数见下表表1型号SV58880195旋转方向顺水流方向为顺时针额定容量（S）19500kVA空气间隙8mm额定出力（P）18500KW定子铁芯长度1450mm额定电压（U）10500V定子铁芯外径6380mm额定电流（I）1072A定子铁芯内径6000mm功率因数0.95定子槽数480频率50Hz纵轴瞬变电抗0.325额定转速75转分纵轴次变电抗0.23飞逸转速205转分同步电抗0.891磁极对数2P80绝缘等级F每极每相槽数2极距235.62mm绕组形式Y发电机效率96.69励磁方式自并激可控硅励磁

3、定子磁轮磁通密度8700高斯3.2 机组安装后有关试验项目及数据3.2.1 绝缘时间常数测量用2500伏兆欧表测量010min时的绝缘电阻及交流200伏时的电容值,求出CR10,应处于干燥区。交接试验数据见下表。表2机组编号相别绝缘电阻(M)时间参数(s)R15sR1minR10minC(F)t(s)1号机A200190017000595.510-3B200190018000592.3910-3C200200020000592.3910-32号机A16012005500579.6210-3B16012005000581.2110-3C17012506000581.2110-33号机A70480

4、950624.2110-3B70430950621.0410-3C65270400617.910-33.2.2 定子绕组泄漏电流测量及直流耐压试验试验电压：15kV试验时，分5.0kV、10.0kV、15.0kV三点进行，每点停留一分钟读取泄漏电流值，当电压为15kV时，耐压5分钟，每一分钟读取泄漏电流值一次。表3、泄漏电流 试验电压：10.5KV 单位:A 机组编号相 别2.5kV5.0kV7.5kV10.5kV3号机A6121832B8122434C102035553.2.3 定子、转子绕组直流电阻测量（t=115）见下表表4 机组编号直流电阻()ABC转子1号机0.042200.0422

5、10.042220.338252号机0.040840.040850.040850.33003号机0.040610.04060.040610.32713.2.4 转子绕组交流阻抗测量（转子置于定子膛内）见下表表5机组编号1号机2号机3号机试验电流(A)阻抗值()30.029.430.77A3.2.5 交流耐压试验定子绕组：22.00.817.6 kV1min转子绕组: 3.50.82.8 kV1min 表6、定子绕组交流耐压时的电容电流测量值 单位：A机组编号相别电容电流温度机组编号相别电容电流温度机组编号相别电容电流温度1号机A3.175302号机A3.20313号机A3.27528B3.21

6、530B3.2031B3.2928C3.18530C3.2031C3.275283.3 现场预防性试验项目、周期、标准3.3.1 定期试验表7序号试验项目周期标准说明1测量定子绕组的绝缘电阻、极化指数一年一次大修时必要时绝缘电阻符合：R2500e-t/10.864极化指数大于1.6绝缘电阻测量用2500V或5000V兆欧表S=R10minC502测量定子绕组的直流电阻一年一次大修时短路后各相的直流电阻在校正了由于引线长度引起的误差后，互相间的差别不得大于最小值的1，这种差别与初次比较相对变化不得大于1。超出要求应查出原因校正温度影响后的差别3测量转子绕组的绝缘电阻一年一次、大修时、必要时不小于

7、0.5M用1000V兆欧表测量4测量励磁回路的绝缘电阻一年一次大修时不小于0.5M用1000V兆欧表测量5测量转子绕组的直流电阻一年一次大修时与初次或大修时所测得结果比较，差别一般不应大于2%校正温度影响后的差别6定子绕组直流耐压并测量泄漏电流一年一次大修时施加最高电压15kV，分5kV、10kV、15kV三点进行，每点停留1min读取泄漏电流，15kV时停留5min，每1min读取泄漏电流15kV1min泄漏电流小于70A时，对数值不作要求7测量定子绕组对地电容一年一次大修时施加工频电压200VR10minC502500e-t/10.8648测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗大修时阻抗和功率损

8、耗值自行规定，在相同试验条件下与交接或大修时比较不应有显著变化，与安装时比较变化值不得超过5每次试验应在相同状态测量试验电压峰值最高不超过额定电压9测量轴电压大修后小于3V使用数字万用表10测量灭磁电阻的伏安特性大修时与第一次比较不应有显著变化（测量到拐点为止）11测量发电机空载特性曲线大修后施加最高电压1.15倍额定电压1.15倍额定电压时持续时间不得超过10S12测量发电机短路特性曲线大修后定子短路电流不超过绕组的额定电流即：1072A13冷却水质试验1、外观检查2、杂质3、电导率4、JD酚5、JD全6、PH值7、SiO28、腐蚀检查半年一次1、清澈、无沉淀物2、无3、大于300s/cm4

9、、大于2me/L5、大于5me/L6、大于9.57、大于70ppm8、应无腐蚀现象3.4 绝缘电阻测量3.4.1 绝缘时间常数及极化指数测量3.4.1.1 用2500伏或5000伏兆欧表分别测量A、B、C三相对地的绝缘电阻值，记录15s和110min时每分钟的数据，未试相及转子绕组必须接地，线与地之间保持一定的距离。试验接线见下图。3.4.1.2 加入50Hz的电压200V ,分别测量A、B、C三相对地的电容值，按IC U计算电容量。电容测量应在绝缘电阻测量前进行。若在其后测量, 则必须将绕组充分放电5分钟。3.4.1.3 测量时必须记录机温、环温和湿度。3.4.1.4 结果处理 RCR10m

10、in 应大于2500e-t/10.864 或处于干燥区 K1R1minR15s K2R10minR1min其中: R: 绝缘电阻值 t:每相绕组平均温度（机温） C:电容(F) R10min时的电阻值(M) K1:吸收比 K2:极化指数 R15s:15秒时绝缘电阻值 R1min:1分钟时绝缘电阻值R10min:10分钟时绝缘电阻值3.4.1.5 测量时异常情况的处理（1）试验时,兆欧表指针摆动较大，原因可能是：电源电压不稳；兆欧表外壳绝缘不良；发电机端部灰尘影响。（2）解决方法:兆欧表与地之间加绝缘垫，并将E线与外壳之间隔离；L线悬空；清扫定子绕组端部。3.4.1.6 结果判断（1）测量结果符

11、合规程的规定要求。（2）测量结果和历年测量值相比较无差异（在温度、湿度相同条件下）。3.4.2 年度预试时，可带出口电缆三相一起进行。若有疑问时，则需解开定子与出线电缆的连接头分别进行试验。3.4.3 发电机大修时，可带出口电缆一起进行，但必须分相进行测量。若有疑问时，则需解开定子与出线电缆的连接头分别进行试验。3.5 直流耐压并测量泄漏电流3.5.1 试验接线见下图。 K1:单相刀闸（5A） TY：调压器(单相1.5KVA)LJ:电流继电器（02.5A） HC：接触器(220V、10A)B:试验变压器（1.55KVA） R1：保护电阻D:整流硅堆（2DL、反向电压30KV）A：微安表（050

12、A） K2：微安表保护开关V：静电电压表（07.51530kV）3.5.2 先不带被试验对象进行空载试验，试验仪器及回路应正常，并记录空载电流值。 3.5.3 试验变压器高压短路接地，保护应动作正确，动作值按试验变压器额定电流的1.2倍整定。3.5.4 合上试验电源开关，按5kV、10kV、15kV升压试验，每点停留1分钟，读取泄漏电流值，15kV时停留5分钟，每1分钟读取泄漏电流值一次。3.5.5 降压至零断开试验电源，并对发电机已试绕组进行放电，放电棒的接地部位应可靠接地。3.5.6 记录相应的试验电压、泄漏电流，环温、湿度、机温。 3.5.7 当泄漏电流剧烈摆动或当电压升到某一阶段，泄漏

13、电流剧烈摆动，一般在槽口或端部存在绝缘缺陷，或出线套管有绝缘缺陷。3.5.8 试验判断应避开温度、湿度的影响。3.6 定子绕组直流电阻测量3.6.1 必须使用测量精度为10-4以上的双臂电桥（QJ44电桥），为了缩短充电时间，外接全压恒流源进行充电。在接通恒流源的输出回路之前，应先按下并可靠锁住电桥的电源按钮“KB”，以防止“KB”按钮锁不稳突然断开造成切电感电流产生高压损坏仪器。3.6.2 将电桥面板上的数值调至0.043左右。3.6.3 合上电源开关,将恒流源输出电流调至2A。3.6.4 逐渐将电桥灵敏度调至最大，调节电桥检流计至零，电桥达到平衡，记录电桥的读数，电桥倍率，输入电流值、机温

14、、环温。3.6.5 将测量值换算至20下进行比较： R20Rt(235+20)235+t 式中：Rt：温度为t时的实测值 t：测量时每相绕组的平均温度 R20：20时的电阻值3.6.6 相间差别: （RtmaxRtminRtmin ） 100 Rtmax：测量结果的最大值 Rtmin：测量结果的最小值3.6.7 当相间差别或相对变化或相间规律发生变化时，原因可能是：表计误差、温度误差或接头开焊。当排除表计，温度影响时，应打开端部人孔门检查。3.7 转子绕组直流电阻测量3.7.1 拆除EC7屏内的换极装置、拆除灭磁电阻的引线。3.7.2 在EC7屏内通过励磁电缆加入试验电流2A。试验接线见图：E

15、：恒流源 L：转子绕组 A：电流表(直流) V：直流电压表 K：恒流源仪器上开关3.7.3 在滑环的两极和换极装置励磁电缆端部用直流毫伏表测量电压降，毫伏表的测量线应使用专用线。3.7.4 记录U、I及机温（取平均值），直流电阻计算式：RUI()。3.7.5 将测量结果换算至相同温度下进行比较，相对变化超过标准或阻值增大时, 则可能为磁极线圈接头焊接不良或励磁引线开焊。若变小，可能存在短路现象，应单独测量磁极的电阻并结合交流阻抗、短路、空载试验一起进行分析、判断。3.8 转子绕组交流阻抗及功率损耗测量3.8.1 测量结线见下图。K1：单相刀闸(10A) TY：调压器(0400伏)5KVA B：

16、 隔离变压器(35KVA) 380V380V L: 励磁绕组 A: 交流电流表 T72AV W: 瓦特表 V：电压表 0300V3.8.2 试验回路中，必须加入隔离变压器，试验电源用线电压。3.8.3 合上开关K，将电流升至7A，记录电压U、电流I、功率损耗P。计算式：ZUI()。3.8.4 交流阻抗变化时，应排除环境(膛内、外、剩磁)的影响，当变化值超过5时，应测量单个磁极的交流阻抗。3.9 转子绕组绝缘电阻测量3.9.1 拆除EC7屏内变极装置、灭磁电阻的连接引线，并将定子绕组短路接地。3.9.2 用1000伏兆欧表测量转子绕组带励磁电缆的绝缘电阻，如有异常，则分别测量转子绕组和励磁电缆的

17、绝缘电阻。3.9.3 测量结果与历次测量比较，下降显著时，应清扫滑环的绝缘部件及转子绕组，若为受潮, 则应进行干燥处理。3.10 定子绕组交流耐压试验3.10.1 耐压试验前，其它试验项目应合格。3.10.2 按1.2倍试验电流调整保护定值。3.10.3 空载升至试验电压，试验回路及试验设备、仪器仪表应正常。3.10.4 调整保护球隙放电电压为1.15倍试验电压，取三次放电的平均距离作为球隙距离。3.10.5 升至试验电压，保持1分钟，球隙应不放电。3.10.6 试验变压器高压短路接地，保护应可靠动作。3.10.7 定子绕组交流耐压试验接线见下图。 3.10.8 为了防止波形发生畸变，试验电源

18、应采用线电压。3.10.9 接上被试品，按3KVs的速度升压，在试验电压下保持1分钟。3.10.10 记录试验电压，电容电流、机温、环温、湿度、试验工况。3.10.11 耐压后,测量绝缘电阻应无明显变化。3.10.12 试验时，应派专人监护，如出现异常响声、冒烟、焦臭、电压表指针摆动，电流剧增等现象时，应立即降压停止试验。查找原因后，重新耐压时，必须累计耐压时间。3.10.13 如未发现绝缘部位对地闪络、击穿以及冒烟等不良现象, 则为耐压通过。3.11 测量发电机轴电压3.11.1 测量发电机空载运行和带负荷时的轴电压(必须记录,有功、无功,转子电流)。3.11.2 测量时必须使用高内阻电压表

19、，测量时将电压表的一端接发电机大轴，另一端接于发电机机座。严防测量时，大轴对地短路, 轴电压一般为1.7V2.7V。3.12 测量发电机定子残压3.12.1 定子电压降为零，励磁开关未断开时测量发电机定子残压。3.12.2 测量点在中压柜（MV1）避雷器引线上进行。3.12.3 测量人员应站在绝缘垫上，戴绝缘手套，用数字万用表测量，相间残压为200伏左右，相对地残压为140伏左右。3.13 发电机空载试验3.13.1 将发电机出口断路器摇至“试验”位置。3.13.2 取下励磁变高压保险。3.13.3 制动开关在断开位置。3.13.4 退出发电机过电压保护第一级(115Vn)。3.13.5 退出

20、励磁变0.4KV侧过电流保护。3.13.6 在保护装置上退出转子接地保护闭锁。3.13.7 模拟给上380V电源，短路UC6X846,455端子。3.13.8 模拟动作电气制动，断开UC6X426端子。3.13.9 在励磁调节器上设置I503为1（原始值为0），I700为1（原始值为0），V703为1（原始值为0），P47为2（原始值为0.2），I503为1（原始值为0），设置完成以上各参数后，在调节器控制主界面按loc/rem设为loc状态。 3.13.10 励磁装置上出现告警信号*error 65，进行试验。3.13.11 定子电压表接在UC4X299、101、103端子，转子电流接在EC

21、7R1上。3.13.12 试验接线如下图。3.13.13 在监控系统LCU手动开机至“发电机通风机投入”, “油开关准备”信号采用模拟方式输入,不投入“发电机励磁”。发电机在额定转速下空载、稳定运行。3.13.14 按下列数据调整励磁电流,求取发电机空载特性曲线。(上升、下降曲线)表8UG(定子电压)02060809095100105110115If(转子电流)A0702102903303703904204605203.13.15 注意事项3.13.15.1 励磁电流只能单方向调节，分别求取其电压上升、下降两组数据。3.13.15.2 当UG100时,读取励磁电流数值应快速进行。3.13.15

22、.3 当UG100时,启动示波器录取定子电压,转子电流,转子电压波形。3.13.15.4 UG100时,测量轴电压。3.13.16 定子电压取三相平均值作Uf(Ip)上升、下降曲线, 取平均曲线作为所求空载特性曲线,但实践测量点必须在曲线上描点表示(未拆除试验结线时,描出曲线图)。3.13.17 与历次试验曲线比较,不应有明显差别。3.13.18 试验完毕，必须将励磁装置中I503、P47、V703、I700设置恢复为原始值，否则无法开机，并且将locrem设置为rem，拆除安全措施，然后恢复发电机运行方式。3.14 发电机三相稳态短路试验。3.14.1 发电机出口断路器摇至“试验”位置。3.

23、14.2 取下励磁变高压侧三相保险。3.14.3 在保护装置上退出发电机失磁保护(两套)。3.14.4 在保护装置上退出发电机逆功率保护。3.14.5 在保护装置上退出发电机过流保护。3.14.6 在保护装置上退出发电机负序过流保护。3.14.7 将励磁调节器设置为试验态，并置“现地”位置。在微机励磁面板上操作：设置I503为1（原始值为0），将locrem设置为loc，此时出现告警信号error65，可以开始进行空载试验。3.14.8 转子电流接在EC7R1上，定子电流表串接在UC4X1101、105、109回路，并采用专用线与短路刀闸接线。3.14.9 试验结线如下图。3.14.10 监控

24、系统LCU手动开机至“发电机通风机投入”,不投励磁。 3.14.11 按下表调整励磁电流,求取发电机短路特性曲线。表9定子电流IG(A)2004006008001000转子电流If(A)601251852503303.14.18 励磁电流只能往一个方向调节,严防TA二次开路。3.14.19 将三相电流取其平均值,绘制IGf(If)的关系曲线与历年比较不应有差别。 3.14.20 试验完毕，必须将励磁调节器参数I503设置恢复为0，否则无法开机，并且将locrem设置为rem，拆除安全措施。3.15 发电机组的特殊检查项目3.15.1 发电机出口短路后,应进行下列项目的检查。3.15.1.1 定

25、子绕组直流电阻测量。3.15.1.2 定子绕组绝缘电阻(010min)。3.15.1.3 定子出口及中性点CT,绝缘试验,表面检查。3.15.1.4 定子绕组各连接螺栓紧固件,支柱绝缘检查。3.15.1.5 转子绕组直流电阻,绝缘电阻测量。3.15.1.6 转子绕组阻尼环检查。3.15.1.7 转子引线及固定件检查。3.15.2 发电机主保护动作后应进行下列项目的检查。3.15.2.1 有关定子绕组保护动作后,应检查定子绕组的绝缘（测量10分钟绝缘电阻值）。3.15.2.2 有关转子保护动作,则应检查转子的绝缘,交流阻抗、直流电阻。3.15.2.3 必要时对机组进行零起升压。4 变压器试验4.

26、1 变压器铭牌参数4.1.1 1号主变压器表10 型号SFL620000110额定电压12122.510额定容量20000kVA连接组别Y11短路电压10.5空载电流0.583空载损耗22.2KW短路损耗121.5KW绕组结构绕组材质中性点绝缘高压绕组纠结式铝40KV低压绕组纠结式铜厂家沈阳变压器厂高 压 套 管型 号BR13额定电压110KV额定电流400A出厂日期1986年6月制造厂抚顺电瓷厂4.1.2 2号主变压器表11 型号SFS40000110额定电压12122.538.522.510.5KV额定容量40000KVA连接组别YY1211高压低压高压中压中压低压短路电压11.0718.

27、866.42短路损耗230KW219KW173KW空载损耗60.6KW空载电流0.991高压绕组中压绕组低压绕组绕组结构纠结式纠结式纠结式绕组材质铜铜铜中性点绝缘等级60KV全绝缘三角形连接制造厂长沙变压器厂出厂日期1982年9月高 压 套 管型号油纸电容式(BRB)额定电压110KV额定电流600A出厂日期1982年制造厂醴陵电瓷厂4.1.3 励磁变压器表12型号TGEF103F10AgK额定电压10.50.590.55KV额定容量760760424KVA连接组别YY125导线材质铜空载电流0.65制造厂家奥地利ELIN公司短路阻抗5.64.1.4 61T近区变压器表13 型号S920003

28、5额定电压35510.5kV额定容量2000KVA连接组别Y11高压额定电流33A低压额定电流110A空载电流0.75空载损耗2.6kW短路电压6.5短路损耗19kW绕组结构连续式绕组材质铜出厂序号030341总 重5.73吨冷却方式油浸自冷制造厂家益阳变压器厂4.1.5 厂用变压器表14 型 号SG80010额定电压10.550.4KV额定容量800KVA短路电压8.99%高压额定电流44A低压额定电流1155A空载电流1.21%空载损耗2.28KW短路损耗7.224KW连接组别Y0Y012绕组结构圆筒式导线材质铜线绝缘等级H级总重2.95吨出厂日期1982年10月制造厂长沙变压器厂4.2

29、厂家试验项目及试验结果4.2.1 励磁变压器4.2.1.1 绝缘电阻测量（使用2500V，10000M表）高压低压+地10000M低压高压+地10000M4.2.1.2 工频交流耐压试验表15 部位试验电压耐压时间结果高压低压+地25KV1min通过低压高压+低Y+地3.5KV1min通过低压Y高压+低+地3.5KV1min通过4.2.1.3 感应耐压试验150Hz感应耐压试验，施加试验电压为2倍额定电压，耐压时间为2min。4.2.1.4 直流电阻值（22时）表16 单位:高 压低 压 Y低 压 U-V1.02500.0044480.002933V-W1.0260.0044570.00293

30、7W-V1.0270.0045030.0029704.2.1.5 变压比测量高压低压 1.82 高压/低压Y 2.104.2.1.6 空载短路损耗测量(115)P0=1831.1W Pd=7332.2W Vd=5.60%4.2.2 1号主变4.2.2.1 绝缘电阻,吸收比,泄漏电流测量（使用2500V兆欧表）表17 绝缘电阻吸收比泄漏电流（A）高压低压+地30003000170040KV4.5低压高压+地23002300100010KV24.2.2.2 介质损耗测量（QS1电桥）表18 高压绕组低压绕组高 压 套 管ABCOtg0.40.40.30.30.30.34.2.2.3 变压比测量（Q

31、J-35变比电桥）：相对误差绝对值均小于0.1。4.2.2.4 直流电阻测量(QJ44电桥) 上层油温：18表19 高压绕组A1.6581.6191.581.541.5B1.6561.6161.5781.5381.498C1.6641.6261.5851.5421.5060.360.620.440.260.53低压绕组ab0.02059bc0.02045ca0.020490.684.2.3 2号主变压器4.2.3.1 绝缘电阻测量（使用2500V兆欧表）和泄漏电流测量表20 高压中压+低压+地中压高压+低压+地低压中压+高压+地吸收比200015001500100020001300泄漏电流40

32、KV35A20KV34.5A10KV18A4.2.3.2 介损测量(使用QS-1电桥) t=23表21 高压中压+低压+地中压高压+低压+地低压中压+高压+地tg()0.30.60.24.2.3.3 变压比测量（QJ35变比电桥）表22高压中压相对误差绝对值小于0.3中压低压相对误差绝对值小于0.2高压低压相对误差绝对值小于0.24.2.3.4 直流电阻测量表23高压绕组AO0.80300.78360.76230.74410.7250BO0.80310.78400.76210.74430.7250CO0.80480.78490.76300.74460.72600.220.170.120.067

33、0.14中压绕组中压绕组AmO0.049950.049080.047340.046050.04480BmO0.050160.048920.047600.046550.04529CmO0.049700.048500.047310.046100.044210.931.20.611.092.44低压绕组ab0.01024bc0.01024ca0.010351.14.3 预防性试验项目、周期、标准4.3.1 励磁变压器表24序号项目周期标准说明1测量绕组的绝缘电阻1年1次大修时大于200M用2500VM表2测量绕组的直流电阻2年1次大修时短路后相间差不大于三相平均值的4，线间差不大于23测量铁芯与夹件

34、之间的绝缘电阻1年1次大修时与初次比较不应有显著变化使用1000V兆欧表4试验交流耐压大修时必要时高压侧20KV低压侧2.8KV耐压1min4.3.2 国产变压器参见电力设备预防性试验规程DL/T596-1996和五凌电力有限公司电力设备预防性试验实施细则（试行稿）。 4.4 试验方法4.4.1 拆除被试变压器高、中、低压侧引线。4.4.2 测量绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数。4.4.3 测量绕组泄漏电流。4.4.4 测量铁芯的绝缘电阻（2号主变压器）。4.4.5 测量绕组的直流电阻4.4.5.1 使用变压器绕组直流电阻测试仪。4.4.5.2 厂用变压器应测量绕组直流电阻和引线与套管的接触电阻

35、。4.4.5.3 线电阻换算为相电阻（1）励磁变压器三角形绕组。Rx(RxzRp)(RxyRyz)(RxzRp)Ry(RxyRp)(RxzRyz)(RxyRp)Rz(RyzRp)(RxyRxz)(RyzRp)Rp(Rxz+Ryz+Rxy)2（2）主变压器、近区变压器三角形绕组。RA(RAB-Rp)(RACRBC)(RAB-Rp)RB(RBC-Rp)(RABRAC)(RBC-Rp)RC(RAC-Rp)(RABRBC)(RAC-Rp)RP(RAB+RBC+RAC)2（3）星形绕组。RA=(RAB+RAC-RBC)/2RB=(RAB+RBC-RAC)/2RC=(RAC+RBC-RAB)/2（4）温度

36、换算。4.5.5.4 相间差(RmaxRmin)R平均1004.6 变压比测量用QJ35变比电桥进行。4.7 接线组别检查(仅介绍直流法检查方法)参照下表连接电源及电压表(直流)。表25 YY12接线组别变压器（括号内为励磁变压器）通电相低压侧表计指针指向+ -a(x)+ b(y)-b(y)+ c(z)a(x)+ c(z)-A(U) B(V)+-+B(V) C(W)-+A(U) C(W)+表26 Y5接线组别变压器（励磁变压器）通电相低 压 侧 表 计 指 针 指 向+ -a(+) b(-)b(+) c(-)a(+) c(-)A B-0-B C+-0A C0-表27 Y11连接变压器通电相低压

37、侧表计指针指向+ -a(+) b(-)b(+) c(-)a(+) c(-)A B+0+B C-+0A C0+4.8 空载试验，在低压侧施加试验电压，高压侧开路，分别测量低压侧电流、损耗，并计算空载损耗、空载电流。2号主变进行空载试验时，用2号机或3号机带主变零起升压。1号主变进行空载试验时，用1号机带主变零起升压。4.8.1 发电机进行零起升压试验步骤如下4.8.1.1 按发电机零起升压做好组织措施、技术措施和安全措施。4.8.1.2 退出被试变压器及发电机保护跳高压断路器的出口。4.8.1.3 发电机开机至额定转速,并合上发电机出口断路器。4.8.1.4 手动按下表调节发电机励磁电流，记录各

38、点的三相电压、三相电流、三相功率、转子电流。表28 UG02060809095100IP0702102903303703904.8.1.5 按相反顺序调节励磁电流,记录下降时各点的三相电压、三相电流、 三相功率、转子电流。4.8.1.6 停机，并断开励磁开关。4.8.2 描绘空载特性曲线,取平均值作为试验时的测量值。I0=CAKCT P0=CWKCTKPT CA：电流表常数 KCT:TA变比 KCT12005A:电流表常数 CW：瓦特表常数 105003W:瓦特表常数 KPT：TV变比 10034.8.3 试验结果与原始值及历年试验结果比较应无显著变化，否则应仔细检查试验仪器,试验回路，当空载损耗或空载电流增长时，可能是铁芯、硅钢片漆脱落, 迭片不紧等问题。4.9 短路试验4.9.1 在变压器高压侧施加试验电源，低压侧短路, 试验标准是试验电流等于加压线圈的额定电流，对于三相变压器，应测量三相电压，三相电流, 三相功率，并计算短路电压，短路损耗。4.9.2 励磁变压器短路试验时在高压侧加电流，低压侧开路(短路)低压Y侧短路(开路),并按下式计算短路电压，短路损耗。Ud=Ud(Ie/I) Pd=Pd(Ie/I)2式中:Ud短路