预防性试验范文10篇

预防性试验范文篇1

1变压器(包括电抗器)和油浸互感器变压器油中总烃、氢和乙炔超标问题

由于变压器油只有在局部放电(温度可达3000℃以上)或局部过热(温度可达1000℃以上)时才能分解出氢、乙炔和其它碳氢化合物。所以通过定期预防性试验发现总烃、氢或乙炔超标，或未超标但有上升趋势时，说明设备内部可能已出现局部放电或过热故障了，应给予足够的注意。从安全性评价中可看出，一般单位对这项试验都能按原部颁《电力设备预防性试验规程》(以下简称“预试规程”)执行，但对测试数值的分析和处理往往注意不够，主要表现在以下两个方面：

(1)认为测试数值不超标就平安无事。

如有的单位在定期试验时突然出现乙炔，但不超过标准5ppm，就认为没有问题，让设备继续运行，实际上乙炔的出现即说明设备内部可能出现局部放电或局部高温过热。如某厂一台互感器在预试中出现乙炔，在安排吊芯检查前一天发生爆炸；某厂一台互感器出现微量乙炔，通过及时吊芯检查，发现了局部放电点。

(2)110kV及以上电压等级电流互感器氢气超标比较普遍。

在安全性评价中，有的供电局氢气超标的电流互感器多达几十台，甚至上百台，大都未采取措施及时处理。部分单位对氢气超标问题有不同看法。如某省电力试验研究所规定，若其它各项试验合格，仅单一的氢气超标可当成一级绝缘使用。但在国外制造厂中有的却把产生氢气作为掌握和控制设备内部故障的唯一指标。

因为变压器油中的溶解气体色谱分析是目前掌握和控制变压器类设备内部故障的一项非常重要的技术措施，既是定期试验，又是检查性试验。为此建议，在试验中若发现总烃、氢、乙炔超标，或虽未超标但有不断增加的趋势时，应给予足够的重视。一般可采取以下措施：

(1)用“三比值”法分析故障类型；

(2)对已超标或虽未超标但情况比较严重的设备如产气速率较快等，应创造条件进行吊芯检查和对变压器油进行脱气处理。经上述处理后的设备还应缩短试验周期，加强跟踪、试验、分析，直到气体不再产生或产气平稳不再增加为止；

(3)电流互感器如产生氢气，若确认是因变压器油质量不合格，应及时更换，更换后仍应继续跟踪试验分析。若产氢的原因无法确定，应在跟踪试验分析的基础上进行脱气处理，然后再继续跟踪试验分析。情况严重的应创造条件吊芯检查。

2变压器绕组、套管和互感器tgδ试验问题

因变压器绕组、套管和互感器中使用了大量的绝缘纸，当绝缘纸的含水量超过其固有值时，设备会出现受潮现象。测量tgδ的目的就是对绝缘受潮作出准确的判断。预试规程中除了根据不同的设备规定了不同的tgδ允许值外，还规定了应将试验测得的tgδ与出厂值、历年值或上一次试验值进行比较，要求变压器绕组的增量限值一般不大于30%；而对油纸电容型套管和电流互感器的增量限值虽未作具体要求，但在说明中规定“有明显增长或接近允许限值时进行综合分析tgδ与温度电压的关系。当tgδ随温度增加明显增大，或试验电压由10kV升到Um/3，tgδ增量超过±0.3%时，不应继续运行”，对电磁式电压互感器只规定tgδ不应大于表中的限值；对电容式电压互感器规定tgδ与初始值相比不应有显著变化。

在安全性评价中，各单位对tgδ试验和预试规程中规定的限值都很重视，但对将试验值与出厂值或历年值或上一次试验值对比则普遍注意不够。如某供电局对数十台主变压器和上百台互感器都按规定进行了定期试验，记录了大量数据，但没有一个按规定作对比，就下结论为合格。由于不进行对比，可能会有绝缘受潮未及时发现和处理的重大隐患。如某发电厂在一台110kV主变压器试验中tgδ虽然偏大，但未超过限值，就下结论为合格，在继续运行中套管发生爆炸，造成变压器严重损坏重大事故。由于电容型套管和油纸电容型电流互感器的主绝缘是由若干串联的电容链构成，外部充有绝缘油，当设备由于密封不良等原因受潮时，水份往往通过外层绝缘逐步浸入电容芯，因此在受潮初期测量末屏对地的绝缘电阻和tgδ更为灵敏，同时还可以通过比较主绝缘(导杆对末屏)和外层绝缘(末屏对地)的绝缘电阻和tgδ来判断绝缘受潮程度。所以在预试规程中规定对电容型套管和油纸电容型电流互感器在定期预防性试验时，应测量末屏对地绝缘电阻值，若小于1000M时，应测量末屏对地tgδ不得大于2%。此外预试规程中还规定应测量主绝缘的电容量与初始值或出厂值差别，若超出±5%范围时应查明原因。对这几项规定有的单位均未执行，有的单位仅做了绝缘电阻测定，但对低于1000M的设备没有进行tgδ检测，就下结论为合格，有可能留下事故隐患。

根据上述问题，提出以下建议：

(1)原部颁《电力设备预防性试验规程》是总结电力部门技术监督工作40多年经验和教训，吸取近年来国内外新出现的试验项目和诊断技术编写而成的，是法规性文件，对其中规定的试验项目、标准和要求，应认真执行，不得随意删减或将标准降低。

(2)为了便于将试验数值与初始值、出厂值、历年值进行对比和审查，可在现行的试验数据表格中，加入规定限值和初始值或出厂值，历年值和对比值三栏。试验人员在试验前先从试验档案中查出初始值或出厂值、历年值，以便试验后立即在现场进行对比分析，发现问题及时处理。

(3)tgδ试验的准确性除了直接受试验人员的技术水平和经验影响外，还与采用的仪器有关。一般tgδ试验可以采用西令电桥，M型试验器或其它仪器，但每种仪器由于精密度和抗干扰能力不一致，测量误差不同，因此测出的数值都不相同，为了便于对比，建议将试验人员和使用的仪器固定下来。

(4)tgδ试验由于精密度较高，易受仪器和外界因素的干扰，最大误差有可能接近0.3%，所以当试验数值很小，如在0.3%以下时，通过对比变化稍大于30%，一般可不算有明显变化。

3有载调压装置的试验问题

在安全性评价中，发现许多单位对有载调压装置的试验普遍重视不够。按预试规程规定，对这个装置应进行的试验项目共有6个大项和5个小项。在部颁《电力变压器检修导则》和《有载分接开关运行维护导则》中，对检查、试验的规定和要求更为详尽和具体。共分为5个大项25个小项。如其中规定在检修时要用直流示波器测量触头的切换时间，弧触头的桥接时间和三相同期误差(限值标准分别为30～50ms，3～5ms，3ms)，测量过渡电阻值误差不大于10%，测量各对触头接触电阻应小于500μ等。此外，对运行中的有载分接开关还增加了不少规定，如：对开关室内的绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次至少采样试验一次；击穿电压低于25kV时，应开盖清洗换油或滤油一次。新投产设备1～2年或分接变换5000次应吊芯检查一次；每年结合小修，操作3个循环分接变换等。在安全性评价中我们查阅了有关单位的检修维护记录、运行记录和大修报告，仅有一个单位有比较详细的记录，但检查试验项目还是不够完整。针对上述问题，提出如下建议：

(1)对变压器的有载分接开关的检查和试验应按部颁《有载分接开关运行维护导则》和《电力变压器检修导则》中的有关规定认真执行。

(2)建议国家电力公司下属有关单位按上述两个部颁导则要求修改和补充预试规程中的有关检查试验项目。

4变压器绕组变形试验问题

电力变压器在运行中发生低压侧出口短路或近区短路事故时，冲击电流很大(可能超过10倍额定电流)，对变压器有较强的破坏力，尤其是国产变压器承受这种冲击的能力较弱，往往造成内部结构，特别是绕组严重变形。如某供电局一台220kV150MVA主变压器在低压侧出口短路后，做了各种绝缘试验和对变压器油进行了色谱分析均良好，但在做绕组变形试验时，内部绕组呈现严重变形，经吊罩检查，打开围屏后发现低压侧绕组已乱成一团，及时进行了处理，避免了一起变压器损坏的重大事故。由于预试规程中没有绕组变形试验的规定，致使一般单位对此项试验重视不够。我们还发现有的单位由于配电装置(包括线路)可靠性较差，有的变电站在一年中连续发生过100多次速断过流保护跳闸事故，有的事故发生在变压器出口，但未引起足够的重视。一般认为事故后只要强送电成功就平安无事了。根据上述的经验，在变压器出口或近区短路事故后，不进行绕组变形试验很可能会留下十分严重的隐患。为此建议：

(1)在主变压器发生出口或近区短路事故后，除了进行各种绝缘试验和色谱分析外，还应及时进行绕组变形试验；

(2)建议国家电力公司电科院等有关部门在预试规程中补充变压器绕组变形试验的项目和要求；

(3)据了解，目前一般发供电企业大都没有测试绕组变形试验的仪器，只能请外单位协助进行，且每次试验费用较大。若供电局自己拥有较多的变压器(如50台以上)，建议购置一台试验仪器，对故障后的变压器都进行试验，作为历史档案保存，便于日后对比，这对加强设备管理，防止重大设备事故发生，将起到积极的作用。

5避雷器试验问题

预试规程对避雷器试验规定得详尽具体，除绝缘电阻测定，检查放电记录的动作情况外，要求在雷雨季节前对阀式避雷器做电导电流和同一组内串联组合元件的非线性因素差值；对金属氧化物避雷器测量直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA以下的泄漏电流和运行电压下的有功交流泄漏电流。对这几项技术性要求较高的试验，不少单位虽然做了，但不够完整，主要表现在以下几个方面：

(1)有些主要项目，如金属氧化物避雷器在试验中只测定了运行电压下的全电流，未测定阻性电流功率损耗，因而无法与初始值进行比较。预试规程规定，当阻性电流增加1倍时，应停电检查。

(2)测试数据未按预试规程进行对比分析，如阀式避雷器的电导电流，金属氧化物避雷器的U1mA下的泄漏电流值阻性电流损耗，虽然都测量了，但未按规定与初始值比较，就下结论为合格。

预防性试验范文篇2

1变压器(包括电抗器)和油浸互感器变压器油中总烃、氢和乙炔超标问题

由于变压器油只有在局部放电(温度可达3000℃以上)或局部过热(温度可达1000℃以上)时才能分解出氢、乙炔和其它碳氢化合物。所以通过定期预防性试验发现总烃、氢或乙炔超标，或未超标但有上升趋势时，说明设备内部可能已出现局部放电或过热故障了，应给予足够的注意。从安全性评价中可看出，一般单位对这项试验都能按原部颁《电力设备预防性试验规程》(以下简称“预试规程”)执行，但对测试数值的分析和处理往往注意不够，主要表现在以下两个方面：

(1)认为测试数值不超标就平安无事。

如有的单位在定期试验时突然出现乙炔，但不超过标准5ppm，就认为没有问题，让设备继续运行，实际上乙炔的出现即说明设备内部可能出现局部放电或局部高温过热。如某厂一台互感器在预试中出现乙炔，在安排吊芯检查前一天发生爆炸；某厂一台互感器出现微量乙炔，通过及时吊芯检查，发现了局部放电点。

(2)110kV及以上电压等级电流互感器氢气超标比较普遍。

在安全性评价中，有的供电局氢气超标的电流互感器多达几十台，甚至上百台，大都未采取措施及时处理。部分单位对氢气超标问题有不同看法。如某省电力试验研究所规定，若其它各项试验合格，仅单一的氢气超标可当成一级绝缘使用。但在国外制造厂中有的却把产生氢气作为掌握和控制设备内部故障的唯一指标。

因为变压器油中的溶解气体色谱分析是目前掌握和控制变压器类设备内部故障的一项非常重要的技术措施，既是定期试验，又是检查性试验。为此建议，在试验中若发现总烃、氢、乙炔超标，或虽未超标但有不断增加的趋势时，应给予足够的重视。一般可采取以下措施：

(1)用“三比值”法分析故障类型；

(2)对已超标或虽未超标但情况比较严重的设备如产气速率较快等，应创造条件进行吊芯检查和对变压器油进行脱气处理。经上述处理后的设备还应缩短试验周期，加强跟踪、试验、分析，直到气体不再产生或产气平稳不再增加为止；

(3)电流互感器如产生氢气，若确认是因变压器油质量不合格，应及时更换，更换后仍应继续跟踪试验分析。若产氢的原因无法确定，应在跟踪试验分析的基础上进行脱气处理，然后再继续跟踪试验分析。情况严重的应创造条件吊芯检查。

2变压器绕组、套管和互感器tgδ试验问题

因变压器绕组、套管和互感器中使用了大量的绝缘纸，当绝缘纸的含水量超过其固有值时，设备会出现受潮现象。测量tgδ的目的就是对绝缘受潮作出准确的判断。预试规程中除了根据不同的设备规定了不同的tgδ允许值外，还规定了应将试验测得的tgδ与出厂值、历年值或上一次试验值进行比较，要求变压器绕组的增量限值一般不大于30%；而对油纸电容型套管和电流互感器的增量限值虽未作具体要求，但在说明中规定“有明显增长或接近允许限值时进行综合分析tgδ与温度电压的关系。当tgδ随温度增加明显增大，或试验电压由10kV升到Um/3，tgδ增量超过±0.3%时，不应继续运行”，对电磁式电压互感器只规定tgδ不应大于表中的限值；对电容式电压互感器规定tgδ与初始值相比不应有显著变化。

在安全性评价中，各单位对tgδ试验和预试规程中规定的限值都很重视，但对将试验值与出厂值或历年值或上一次试验值对比则普遍注意不够。如某供电局对数十台主变压器和上百台互感器都按规定进行了定期试验，记录了大量数据，但没有一个按规定作对比，就下结论为合格。由于不进行对比，可能会有绝缘受潮未及时发现和处理的重大隐患。如某发电厂在一台110kV主变压器试验中tgδ虽然偏大，但未超过限值，就下结论为合格，在继续运行中套管发生爆炸，造成变压器严重损坏重大事故。由于电容型套管和油纸电容型电流互感器的主绝缘是由若干串联的电容链构成，外部充有绝缘油，当设备由于密封不良等原因受潮时，水份往往通过外层绝缘逐步浸入电容芯，因此在受潮初期测量末屏对地的绝缘电阻和tgδ更为灵敏，同时还可以通过比较主绝缘(导杆对末屏)和外层绝缘(末屏对地)的绝缘电阻和tgδ来判断绝缘受潮程度。所以在预试规程中规定对电容型套管和油纸电容型电流互感器在定期预防性试验时，应测量末屏对地绝缘电阻值，若小于1000M时，应测量末屏对地tgδ不得大于2%。此外预试规程中还规定应测量主绝缘的电容量与初始值或出厂值差别，若超出±5%范围时应查明原因。对这几项规定有的单位均未执行，有的单位仅做了绝缘电阻测定，但对低于1000M的设备没有进行tgδ检测，就下结论为合格，有可能留下事故隐患。

根据上述问题，提出以下建议：

(1)原部颁《电力设备预防性试验规程》是总结电力部门技术监督工作40多年经验和教训，吸取近年来国内外新出现的试验项目和诊断技术编写而成的，是法规性文件，对其中规定的试验项目、标准和要求，应认真执行，不得随意删减或将标准降低。

(2)为了便于将试验数值与初始值、出厂值、历年值进行对比和审查，可在现行的试验数据表格中，加入规定限值和初始值或出厂值，历年值和对比值三栏。试验人员在试验前先从试验档案中查出初始值或出厂值、历年值，以便试验后立即在现场进行对比分析，发现问题及时处理。

(3)tgδ试验的准确性除了直接受试验人员的技术水平和经验影响外，还与采用的仪器有关。一般tgδ试验可以采用西令电桥，M型试验器或其它仪器，但每种仪器由于精密度和抗干扰能力不一致，测量误差不同，因此测出的数值都不相同，为了便于对比，建议将试验人员和使用的仪器固定下来。

(4)tgδ试验由于精密度较高，易受仪器和外界因素的干扰，最大误差有可能接近0.3%，所以当试验数值很小，如在0.3%以下时，通过对比变化稍大于30%，一般可不算有明显变化。

3有载调压装置的试验问题

在安全性评价中，发现许多单位对有载调压装置的试验普遍重视不够。按预试规程规定，对这个装置应进行的试验项目共有6个大项和5个小项。在部颁《电力变压器检修导则》和《有载分接开关运行维护导则》中，对检查、试验的规定和要求更为详尽和具体。共分为5个大项25个小项。如其中规定在检修时要用直流示波器测量触头的切换时间，弧触头的桥接时间和三相同期误差(限值标准分别为30～50ms，3～5ms，3ms)，测量过渡电阻值误差不大于10%，测量各对触头接触电阻应小于500μ等。此外，对运行中的有载分接开关还增加了不少规定，如：对开关室内的绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次至少采样试验一次；击穿电压低于25kV时，应开盖清洗换油或滤油一次。新投产设备1～2年或分接变换5000次应吊芯检查一次；每年结合小修，操作3个循环分接变换等。在安全性评价中我们查阅了有关单位的检修维护记录、运行记录和大修报告，仅有一个单位有比较详细的记录，但检查试验项目还是不够完整。针对上述问题，提出如下建议：

(1)对变压器的有载分接开关的检查和试验应按部颁《有载分接开关运行维护导则》和《电力变压器检修导则》中的有关规定认真执行。

(2)建议国家电力公司下属有关单位按上述两个部颁导则要求修改和补充预试规程中的有关检查试验项目。

4变压器绕组变形试验问题

电力变压器在运行中发生低压侧出口短路或近区短路事故时，冲击电流很大(可能超过10倍额定电流)，对变压器有较强的破坏力，尤其是国产变压器承受这种冲击的能力较弱，往往造成内部结构，特别是绕组严重变形。如某供电局一台220kV150MVA主变压器在低压侧出口短路后，做了各种绝缘试验和对变压器油进行了色谱分析均良好，但在做绕组变形试验时，内部绕组呈现严重变形，经吊罩检查，打开围屏后发现低压侧绕组已乱成一团，及时进行了处理，避免了一起变压器损坏的重大事故。由于预试规程中没有绕组变形试验的规定，致使一般单位对此项试验重视不够。我们还发现有的单位由于配电装置(包括线路)可靠性较差，有的变电站在一年中连续发生过100多次速断过流保护跳闸事故，有的事故发生在变压器出口，但未引起足够的重视。一般认为事故后只要强送电成功就平安无事了。根据上述的经验，在变压器出口或近区短路事故后，不进行绕组变形试验很可能会留下十分严重的隐患。为此建议：

(1)在主变压器发生出口或近区短路事故后，除了进行各种绝缘试验和色谱分析外，还应及时进行绕组变形试验；

(2)建议国家电力公司电科院等有关部门在预试规程中补充变压器绕组变形试验的项目和要求；

(3)据了解，目前一般发供电企业大都没有测试绕组变形试验的仪器，只能请外单位协助进行，且每次试验费用较大。若供电局自己拥有较多的变压器(如50台以上)，建议购置一台试验仪器，对故障后的变压器都进行试验，作为历史档案保存，便于日后对比，这对加强设备管理，防止重大设备事故发生，将起到积极的作用。

5避雷器试验问题

预试规程对避雷器试验规定得详尽具体，除绝缘电阻测定，检查放电记录的动作情况外，要求在雷雨季节前对阀式避雷器做电导电流和同一组内串联组合元件的非线性因素差值；对金属氧化物避雷器测量直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA以下的泄漏电流和运行电压下的有功交流泄漏电流。对这几项技术性要求较高的试验，不少单位虽然做了，但不够完整，主要表现在以下几个方面：

(1)有些主要项目，如金属氧化物避雷器在试验中只测定了运行电压下的全电流，未测定阻性电流功率损耗，因而无法与初始值进行比较。预试规程规定，当阻性电流增加1倍时，应停电检查。

(2)测试数据未按预试规程进行对比分析，如阀式避雷器的电导电流，金属氧化物避雷器的U1mA下的泄漏电流值阻性电流损耗，虽然都测量了，但未按规定与初始值比较，就下结论为合格。

预防性试验范文篇3

【论文摘要】本文主要论述了电气设备预防性试验的地位和作用。并就现行的预防性试验提出了几点要求。

电气预防性试验是为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏;对设备进行的检查、试验或监测,包括取油样进行的试验。是电力设备运行和维护工作中一个重要环节,是保证电气设备安全运行的有效手段之一。预试试验的依据是国家《电力设备预防性试验规程》、行业的有关标准、规范及设计资料。

1预试结果的分析和判断

由于预试结果对判定电气设备能否继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。《电力设备预防性试验规程》指出,对试验结果应进行综合分析和判断,一般应进行下列三步:第一步应与历年各次试验结果比较;第二步与同类型设备试验结果比较;第三步对照《规程》技术要求和其他相关试验结果,进行综合分析,判断缺陷发展趋势,作出判断。

综合分析判断有时有一定复杂性和难度,而不是单纯地、教条地逐项对照技术要求(技术标准)。特别当试验结果接近技术要求限值时-尚未超标,更应考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及甚至要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析判断的准确与否,在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点,采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质等的了解程度。

根据综合分析,一般可对设备做出判断结论:合格、不合格或对设备的怀疑。对不合格的,应及时进行检修。为了能做到有重点地或加速处理缺陷,应根据设备结构特点,尽量做部件的分节试验,以进一步查明缺陷的部位或范围。对有怀疑或异常、一时不易确定是否合格的设备,应采用缩短试验周期的措施,或在良好天气下、或在温度较高时进行复测来监视设备可疑缺陷的变化趋势,或验证过去测量的准确性。

2预试的地位和作用

预试是电力设备运行管理工作的重要部分,是实现电力设备科学管理、安全运行、提高经济效益的重要保障。

2.1预试是电力设备安全运行的保证

电力设备安全运行的首要问题是确保电力设备安全、确保继电保护可靠。这不仅仅是对已投入运行的电力设备而言,就是对于新建的电力设备,虽然交付使用时已进行过交接验收试验,预试也是十分必要的。

对于使用多年的电力设备设备,能否继续投入运行,更应依靠预试提供的科学结论来决策。电力设备处于长期运行状态,其技术性能会逐渐降低,而处于间断运行或长期停运状态,其绝缘特性和机械性能受温、湿、尘等环境影响也会劣化,只有通过预试检验才能确定这些设备能否安全运行。通过预试及时了解掌握电力设备的完好状态,根据对预试资料的分析,可分轻重缓急对设备有序地更新、修理,从而保证了设备安全运行。

2.2预试是电力设备设备分类管理的前提

电力设备设备管理类同其他行业或部门的设备管理一样,往往需要对设备进行考查,按照性能的完好程度进行分类,而分类是动态的。同样,电力设备的分类,不仅看外观好坏,重要的是其性能完好情况,即通过预试测量其主要性能参数或考核设备绝缘符合标准及规程、规范的程度。比如,全部性能通过预试合格者为完好类设备;主要性能通过预试合格,部分性能不合格者为待修设备:主要性能不合格,即失去主要功能者为待报废设备等等。电力设备电力设备预试能满足设备管理的动态分类,给电气设备的科学管理提供了支持。

2.3预试为电力设备设备更新改造提供科学依据

事物的发展总是有一个由量变到质变的过程,设备性能的劣化也不例外,通过对设备的有关参数的测试,经过逐年累计、比较及统计分析,可以找出设备性能变化的规律,预测其寿命,并结合运行情况,充分发挥设备功雏,争取维修主动,最大限度地减少损失,提高效益。超过设计年限而继续运行的重要设备如发电机、变压器等的绝缘寿命预测就更有显著的经济意义。“超寿命”设备继续运行的前提是必须可靠地估计其残余寿命。例如,变压器寿命不决定于已运行的年数而应由其绝缘实际状况决定是否能继续使用,并提出了“绝缘年龄”的概念,以油中CO、CO2、糠醛并结合纸绝缘的抗拉强度和聚合度测量来估算。随着“绝缘年龄”增加,设备运行的可靠性将降低,当可靠性低于某一预定值时,认为绝缘寿命已尽,设备即退出运行或进行相应的处理。预试直接为电力设备电力设备的检修、更换提供了依据,由于电力设备设备的逐渐老化,对它进行局部检修或全部更新是必然的。尤其是超期“服役”的老设备,预试结果可以为设备更新改造决策提供第一手资料。

2.4预试设备和技术的发展是小水电走向管理现代化的基础

随着科技的快速发展,预试设备和技术也在不断创新。近年来国内生产的测量仪器和试验设备有了较多的改进,有的逐步走向数字化、微机化、自动化或半自动化,提高了测量精度和工作效率。例如:1)出现了数字兆欧表,能自动计时,并能显示吸收比值和极化指数值,兼有自动放电功能。2)高压直流电压试验设备更趋完善。功率和电压等级均有提高,采用数字式和指针式并用表计,读数方便、准确、易于判别。3)出现了多种新颖的绝缘介损失角测试仪(有多种新式的M型试验电路和测量电压、电流相角差的电路)。提高了测量精度和工作简捷性,促使QS1高压电桥逐步淘汰。4)广泛使用新式数字式交直流高压分压器,使现场能方便地直接测量高压侧电压,能直接显示“交流电压峰值”的数值或有效值。5)新开发的有载分接开关特性测试仪和高压开关测试仪,采用数字存储电子示波器的原理,显示波形和测量值,并打印出来,成为成套专用仪器。6)氧化锌避雷器自动测试仪、变压器变比和接线组别自动测试仪、接触电阻测量仪、绝缘油介质强度自动测试器等都有了改进。这些先进的检测手段将更科学地揭示出设备性能变化规律,特别是计算机的普及应用,将进一步推动电力设备预试项目实现在线检测自动化,在设备运行过程中,自动对设备状况连续或定时进行监测。这必将为电力设备的运行和管理走向现代化打下坚实的基础。

3结语

对此笔者认为,首先要进一步提高电力设备的管理者对预试工作重要性的认识,从思想上彻底改变对电力设备预试工作可有可无的错误认识;其次是要加强对预试人员的业务培训,提高试验人员的业务素质,确保预试结果的质量;第三是要求有条件的电力设备配备必要的预试设备,对无力配备预试设备的电力设备则要求其签订委托预试合同,委托其他有试验能力的水电站为其进行预试;第四是行业管理部门要进一步加强对电力设备预试工作的检查和督促。

总之,预试工作是电力设备运行管理中不可或缺的一项基础性工作,对电力设备的长期稳定安全运行起着决定作用,因此真正提高对预试工作的地位和作用的认识,切实加强对预试工作的领导和实施,是一项应长期坚持的工作。

参考文献

[1]电力设备预防性试验规程Q/CSG10007-2004,2004.

[2]电力设备预防性试验技术问答.中国水利水电出版社.陈化钢编著,1995.

预防性试验范文篇4

关键词:机电设备;预防性试验;日常维护

0引言

当前，随着我国经济的不断好转，煤矿的生产任务也与日俱增，矿井所使用的机电设备也经常性处于高负荷运转。如何能使机电设备在合理运行条件下高效、无故障运行，则是我们需要认真对待的问题。本文基于对矿井机电设备日常使用过程中预防性试验和日常维护两方面的内容做出分析和阐述，对广大机电设备管理人员在工作中提升对这两项工作的认知度有着重要的意义。

1预防性试验概述及其重要性

1．1预防性试验概述

针对机电设备的预防性试验主要是防止电气设备的损坏及其事故发生，特别是恶劣天气下的影响，只有这样才能判断电气设备是否能够正常使用;在这个过程中不仅保证机电设备正常运行，还要判断整个运行中的状况，同时还要确认安全性能，这些环节都是不可缺少的。

1．2预防性试验的重要性

首先，在针对预防性设备中，不仅要通过相关设备进行检修，还要通过科学设备消除运行中的问题，防止在操作过程中出现安全隐患。其次，预防性试验的重点对象，为关键场所中的避雷电保护设备，通过对避雷产品进行检查和试验，控制好操作过程中的装置检测和测试工作，保证电器在使用时的绝缘性，防止漏电现象。最后，机电设备的使用大多数在大型设备中，为了防止整个电路及供电系统出现故障，要通过测试预防问题的出现，特别是在矿井供电中，对出现问题及时排除和治理，为施工现场的安全奠定基础。

2预防性试验相关内容分析

2．1预防性试验主要内容分析

第一，针对预防性试验主要内容就是防止机电设备运行中的事故发展，在这个操作过程中，预防性试验起到的作用是不容忽视的，通过对设备的检查、监测和测试来确认机电设备是否可以应用。同时试验结果与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。第二，在进行操作中需要结合相关内容进行分析，每一个步骤都需要和设备单独试验，并且记录不同电压的电力设备，如果在单独试验中出现问题，也可以进行连接试验，最主要的就是将设备电压控制到最低试验电压。

2．2针对特定的电力设备在进行额度电压控制时，需要注意的相关问题

首先，控制好额度电压设备，按照设备的额度电压来进行操作控制，当采用额定电压较高的设备时，需要安装实际使用的电压工作量来进行试验电压，通过安装地点和工作方式来实现试验电压的控制;其次，在进行安装电气设备上，必须按照规定操作进行，在操作中还要进行详细的记录，防止事故出现，并且交给单位，同时还要控制好运行之前的检查工作和试验及其调试工作，为了防止在运行中的事故问题，要有效控制恶劣天气的影响，特别是防雷电设施和接地装置的进行，为一切运行使用排除故障和隐患。

2．3预防性试验的要求，应严格按煤矿安全规程的有关规定执行

在进行防爆电气设备检验调整工作结束后，每个工作人员需要进行检查工作，特别是针对井下工作，需要按照井下三大保护严格按“煤矿井下检漏继电器安装、运行、维护与检修细则”、“矿井保护接地装置的安装、检查测定工作细则”和“矿井低压电网短路保护装置的整定细则”进行。现就井下常见设备高压真空开关和低压保护箱为例进行说明。针对高压真空开关即移动变电站的高压侧配电装置，首先在工作状态下，对于变压器的使用，需要进行保护，因为长时间的使用和操作会出现短路或者欠压的故障，有的甚至会出现漏电的现象，为了防止这些问题的出现，需要根据变压器的信息进行分析，保护好带有隔爆外壳的器件，克服高压负荷开关只能起隔离作用，不能保护干式变压器的弊端。针对使用变压器上的容量也要根据移动变电站的形式来进行，防止稳定性和可靠性。低压保护箱是移动变电站的低压侧配套装置。在使用过程中，需要有效分配好每个压测的负载能力，将可能出现的事故和问题进行检测，并及时反馈到高压真空上，实现保护，并带有隔爆外壳的保护电器。由于采用低压侧保护，断高压侧电源，低压不与负载分断，且高压电流比低压电流小，故分断高压比分断低压可靠。在变电站的基础上，对于低压保护箱也要根据基本的配电方式，进行控制，从而提高变电站的可靠性。

3机电设备的日常维护

从日常管理上看，在机电设备方面进行有效管理可以在最大程度上提升设备在应用过程中的使用寿命，对于减少事故发生来讲也十分重要。进行预防性设备维护的方法一定要采取正确的方法来进行，避免设备在使用过程中出现问题。尽可能减少设备在应用过程中出现更加严重的问题而发生损坏影响使用寿命，避免在设备出现的问题影响矿井的生产等其他各项工作。机电系统日常维护要点。1)根据不同的变电站，建立健全机电预防性维护体系。在进行设备操作过程中，特别是机电设备的操作中，为了防止在使用过程中出现问题，要有健全的维护体系，不再是单纯的设备，还要有专业的负责人进行围护，防止问题出现的严重性，每个系统管理员的足够重视，不能等到问题严重后再进行维修，增大维修成本不说，还会影响到系统的正常运行和设备完好率。2)有效控制好机电设备的监督体系，在进行机电设备操作过程中，需要专业的监督人员进行检查工作，在实施过程中通过监督体制来进行保护，能够行之有效地促进日常维护工作的开展，避免不必要的损失。3)维护好定期检修和试运行的制度和标准。在进行检测和试运行中，不仅要完善系统的有效性，还要通过重要设备来进行记录，有效保证在使用过程中的安全性和稳定性，以保证设备能够正常良好的运行。4)建立针对性的学习培训体制。加强技术培训，使系统管理员对系统有深入的了解，特别是系统更新或升级后，需要及时进行培训。5)建立机电运行情况询问制度。机电管理部门要对本部门常见故障设备，和正在维修的设备进行问询时刻掌握机电设备运行情况，以便更好地进行设备维护维修计划的制定，以及备品备件的购置。6)建立机电运行首问责任制。机电设备运行要责任到人，机电管理部门的领导作为本部门安全生产第一责任人，要积极协调联系机电设备的维护和维修，避免出现扯皮，推诿现象。

4结语

本文对于机电设备预防性试验、井下电气设备和机电设备维护做了一些分析，主要说明预防性试验对煤矿用机电设备的重要性和具体要求，并对其他方面进行阐述，希望对于未来煤矿工程机电设备发展和应用过程中的安全稳定性有积极作用。

参考文献:

［1］马丽娜．煤矿机电设备安全管理及维护要点分析［J］．山东煤炭科技，2016(8):110－111．

［2］张玉杰．机电设备的维修保养［J］．山东煤炭科技，2016(8):151－152+158．

［3］李书耕．高速公路机电设备维护管理系统分析与设计［D］．西安:长安大学，2014．

［4］杨明海．机电设备在煤矿企业中的日常维护与检修［J］．科技创业家，2013(22):71．

预防性试验范文篇5

由于预试结果对判定电气设备能否继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。《电力设备预防性试验规程》指出,对试验结果应进行综合分析和判断,一般应进行下列三步:第一步应与历年各次试验结果比较;第二步与同类型设备试验结果比较;第三步对照《规程》技术要求和其他相关试验结果,进行综合分析,判断缺陷发展趋势,作出判断。

综合分析判断有时有一定复杂性和难度,而不是单纯地、教条地逐项对照技术要求(技术标准)。特别当试验结果接近技术要求限值时-尚未超标,更应考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及甚至要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析判断的准确与否,在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点,采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质等的了解程度。

根据综合分析,一般可对设备做出判断结论:合格、不合格或对设备的怀疑。对不合格的,应及时进行检修。为了能做到有重点地或加速处理缺陷,应根据设备结构特点,尽量做部件的分节试验,以进一步查明缺陷的部位或范围。对有怀疑或异常、一时不易确定是否合格的设备,应采用缩短试验周期的措施,或在良好天气下、或在温度较高时进行复测来监视设备可疑缺陷的变化趋势,或验证过去测量的准确性。

2预试的地位和作用

预试是电力设备运行管理工作的重要部分,是实现电力设备科学管理、安全运行、提高经济效益的重要保障。

2.1预试是电力设备安全运行的保证

电力设备安全运行的首要问题是确保电力设备安全、确保继电保护可靠。这不仅仅是对已投入运行的电力设备而言,就是对于新建的电力设备,虽然交付使用时已进行过交接验收试验,预试也是十分必要的。

对于使用多年的电力设备设备,能否继续投入运行,更应依靠预试提供的科学结论来决策。电力设备处于长期运行状态,其技术性能会逐渐降低,而处于间断运行或长期停运状态,其绝缘特性和机械性能受温、湿、尘等环境影响也会劣化,只有通过预试检验才能确定这些设备能否安全运行。通过预试及时了解掌握电力设备的完好状态,根据对预试资料的分析,可分轻重缓急对设备有序地更新、修理,从而保证了设备安全运行。

2.2预试是电力设备设备分类管理的前提

电力设备设备管理类同其他行业或部门的设备管理一样,往往需要对设备进行考查,按照性能的完好程度进行分类,而分类是动态的。同样,电力设备的分类,不仅看外观好坏,重要的是其性能完好情况,即通过预试测量其主要性能参数或考核设备绝缘符合标准及规程、规范的程度。比如,全部性能通过预试合格者为完好类设备;主要性能通过预试合格,部分性能不合格者为待修设备:主要性能不合格,即失去主要功能者为待报废设备等等。电力设备电力设备预试能满足设备管理的动态分类,给电气设备的科学管理提供了支持。

2.3预试为电力设备设备更新改造提供科学依据

事物的发展总是有一个由量变到质变的过程,设备性能的劣化也不例外,通过对设备的有关参数的测试,经过逐年累计、比较及统计分析,可以找出设备性能变化的规律,预测其寿命,并结合运行情况,充分发挥设备功雏,争取维修主动,最大限度地减少损失,提高效益。超过设计年限而继续运行的重要设备如发电机、变压器等的绝缘寿命预测就更有显著的经济意义。“超寿命”设备继续运行的前提是必须可靠地估计其残余寿命。例如,变压器寿命不决定于已运行的年数而应由其绝缘实际状况决定是否能继续使用,并提出了“绝缘年龄”的概念,以油中CO、CO2、糠醛并结合纸绝缘的抗拉强度和聚合度测量来估算。随着“绝缘年龄”增加,设备运行的可靠性将降低,当可靠性低于某一预定值时,认为绝缘寿命已尽,设备即退出运行或进行相应的处理。

预试直接为电力设备电力设备的检修、更换提供了依据,由于电力设备设备的逐渐老化,对它进行局部检修或全部更新是必然的。尤其是超期“服役”的老设备,预试结果可以为设备更新改造决策提供第一手资料。

2.4预试设备和技术的发展是小水电走向管理现代化的基础

随着科技的快速发展,预试设备和技术也在不断创新。近年来国内生产的测量仪器和试验设备有了较多的改进,有的逐步走向数字化、微机化、自动化或半自动化,提高了测量精度和工作效率。例如:1)出现了数字兆欧表,能自动计时,并能显示吸收比值和极化指数值,兼有自动放电功能。2)高压直流电压试验设备更趋完善。功率和电压等级均有提高,采用数字式和指针式并用表计,读数方便、准确、易于判别。3)出现了多种新颖的绝缘介损失角测试仪(有多种新式的M型试验电路和测量电压、电流相角差的电路)。提高了测量精度和工作简捷性,促使QS1高压电桥逐步淘汰。4)广泛使用新式数字式交直流高压分压器,使现场能方便地直接测量高压侧电压,能直接显示“交流电压峰值”的数值或有效值。5)新开发的有载分接开关特性测试仪和高压开关测试仪,采用数字存储电子示波器的原理,显示波形和测量值,并打印出来,成为成套专用仪器。6)氧化锌避雷器自动测试仪、变压器变比和接线组别自动测试仪、接触电阻测量仪、绝缘油介质强度自动测试器等都有了改进。这些先进的检测手段将更科学地揭示出设备性能变化规律,特别是计算机的普及应用,将进一步推动电力设备预试项目实现在线检测自动化,在设备运行过程中,自动对设备状况连续或定时进行监测。这必将为电力设备的运行和管理走向现代化打下坚实的基础。

3结语

对此笔者认为,首先要进一步提高电力设备的管理者对预试工作重要性的认识,从思想上彻底改变对电力设备预试工作可有可无的错误认识;其次是要加强对预试人员的业务培训,提高试验人员的业务素质,确保预试结果的质量;第三是要求有条件的电力设备配备必要的预试设备,对无力配备预试设备的电力设备则要求其签订委托预试合同,委托其他有试验能力的水电站为其进行预试;第四是行业管理部门要进一步加强对电力设备预试工作的检查和督促。

总之,预试工作是电力设备运行管理中不可或缺的一项基础性工作,对电力设备的长期稳定安全运行起着决定作用,因此真正提高对预试工作的地位和作用的认识,切实加强对预试工作的领导和实施,是一项应长期坚持的工作。

参考文献

[1]电力设备预防性试验规程Q/CSG10007-2004,2004.

[2]电力设备预防性试验技术问答.中国水利水电出版社.陈化钢编著,1995.

[3]电气设备预防性试验.中国电力出版社陕西省电力公司组编,2003.

[4]高电压技术.水利电力出版社.周泽存,1998.

预防性试验范文篇6

在变压器诊断中,单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷,而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法,对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效,这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化,在特定温度下,往往有某一种气体的产气率会出现最大值;随着温度升高,产气率最大的气体依此为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系,而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下,由于油和固体绝缘会逐渐老化,变质,并分解出极少量的气体(主要包括氢H2甲烷CH4乙烯C2H4乙炔C2H2一氧化碳CO二氧化碳CO2等多种气体)。当变压器内部发生过热性故障,放电性故障或内部绝缘受潮时,这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中,少部分上升至绝缘油的表面,并进入气体继电器。经验证明,油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度有关,不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的,因此在设备运行过程中,定期测量溶解于油中的气体成分和含量,对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效,在1997年颁布执行的电力设备预防性试验规程中,已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置,并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明:过热性故障占63%;高能量放电故障占18.1%;过热兼高能量放电故障占10%;火花放电故障占7%;受潮或局部放电故障占1.9%。而在过热性故障中,分接开关接触不良占50%;铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流约占33%;导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14.4%;其余2.1%为其他故障,如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞,致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞狐等故障。火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电;分接开关拔叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。

对变压器故障部位的准确判断,有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握,并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等)进行比较。

同时还要注意由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离,在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成,如油中含水可与铁作用生成氢气,过热时铁芯层间油膜裂解也可生成氢,新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放,另外,某些操作也可生成故障气体,如有载调压变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响,设备油箱带油补焊,原注入油含有某些气体成分大修后滤油不彻底留有残气等。

2.绕组直流电阻的测量

它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验,能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障,实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。长期以来,绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器绝缘的主要手段之一,有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。如在对某变压器低压侧10KV线间直流电阻作试验时,发现不平衡率为2.17%,超过部颁标准值1%的一倍还多,色谱分析不存在过热故障,且每年预试数据反映直流电阻不平衡系数超标外,其它项目均正常,经分析换算后确定C相电阻值较大,判断C相绕组内有断股问题,经吊罩检查后,验证C相确实有一股开断,避免了故障的进一步扩大。通过上述例子可见,变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大作用。

3.绕组绝缘电阻的测量

绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数,对变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度,它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷,如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲,单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断,其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低,难以暴露缺陷,另一方面也因为绝缘电阻与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关,但对于铁芯夹件、穿心螺栓等部件,测量绝缘电阻往往能反映故障,这是因为这些部件绝缘结构较简单,绝缘介质单一,正常情况下基本不承受电压,绝缘更多的是起隔离作用,而不像绕组绝缘要承受高电压,比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况,也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。

4.测量介质损耗因数tgD

它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介质测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件)的影响,因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tgD,但为了提高测量的准确和检出缺陷的灵敏度,有时也进行分解试验,以判断缺陷所在位置。如在对变压器做预试时,发现一相套管介质超标,且绝缘不合格,读数较低,经分析后可能是由受潮引起,后拔出检查发现套管末端底部有水份,套管已整体受潮,经烘干处理后再做试验,各项指标均符合要求。测量泄漏电流和测量绝缘电阻相似,只是其灵敏度较高,能有效发现有些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关,在《电力设备交接和预防性试验规程》中不作规定,只在判断时强调比较,与历年数据相比,与同类型变压器数据相比,与经验数据相比较等。介质损耗因数tgD和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降,因此单纯靠tgD和泄漏电流来判断绕组绝缘状况的可能性也比较小,这主要也是因为两项试验的试验电压太低,绝缘缺陷难以充分暴露。对于电容性设备,实践证明如电容型套管、电容式电压互感器、耦合电容器等,测量tgD和电容量CX仍是故障诊断的有效手段。

5.交流耐压试验

它是鉴定绝缘强度等有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷,如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效,但受试验条件限制,要进行35KV及8000KVA以上变压器耐压试验,由于电容电流较大,要求高电压试验变压器的额定电流在100mA以上,目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍,如果能对高电压、大电流电力变压器进行交流耐压试验,对保证变压器安全运行有很大意义。

6.线圈变形检测

变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下,绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化,包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患,一旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故,严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有:

6.1短路故障电流冲击,电动力使绕组容易破坏或变形。电动力的产生是绕组中的短路冲击电流与漏磁相互作用的结果,在运行中,由于辐向和轴向电动力同时作用,可能使整个绕组发生扭转。

6.2在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和震动等。如某供电部门在对35KV、20000KVA主变压器运输途中,遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时,发现油箱下部固定器身的4个螺栓全部开焊裂断,上部对器身定位的4个定位钉全部松动,并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11mm,横向位移23mm,绕组对端圈错位,最大达30mm,可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态,并经过长途运输及多次编组,器身在油箱中摇晃,必然造成变压器损坏。

6.3保护系统有死区,动作失灵,导致变压器承受稳定短路电流作用时间长,造成绕组变形。

预防性试验范文篇7

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。受试验周期的限制，事故可能发生在2次预防性试验的间隔内。这就决定了定期的预防性试验无法及时准确及早发现绝缘隐患。

预防性试验包括破坏性试验（如直流耐压、交流耐压等）和非破坏性试验（如绝缘电阻、绕组直流电阻、介质损耗等）、非破坏性试验中，一般所加的交流试验电压不超过10kV，这比目前的35～220kV电网的运行电压低很多。在运行电压下，设备的局部缺陷已发生了局部击穿现象，而在预防性试验中仍可顺利过关，但这种局部缺陷在运行电压下却不断发展，以致在预防性试验周期内可能导致重大事故。显然，随着电压等级的升高，预防性试验的实际意义已减弱。另一方面，破坏性试验则可能引入新的绝缘隐患，由于试验电压都数倍于设备的额定电压，且这种高压对绝缘造成的不同程度的损伤是不可逆转的，长此以往必将缩短电力设备的使用寿命。

计划性的预试的重要依据是试验和检修周期。虽然对设备状态不佳的设备进行了必要的预试，但对设备运行情况良好的设备按部就班进行，不仅增加设备维护费用，而且由于检修不慎或者频繁拆装反而缩短了使用寿命，降低了设备利用率。经验表明，有些初始状态和运行状态都很好的设备，经过带有一定盲目性的试验和检修后，反而破坏了原有的良好状态。

可见这种不考虑设备运行状态的定期检修，带有很大的盲目性。不仅造成了大量的人力、物力、财力的浪费，同时也增加了运行人员误操作、继电保护及开关误动作的几率。通过对几年来发生的电气事故原因的分析，发现预防性试验期间是电气责任事故多发期。

预防性试验范文篇8

【论文摘要】本文主要论述了电气设备预防性试验的地位和作用。并就现行的预防性试验提出了几点要求。

电气预防性试验是为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏;对设备进行的检查、试验或监测,包括取油样进行的试验。是电力设备运行和维护工作中一个重要环节,是保证电气设备安全运行的有效手段之一。预试试验的依据是国家《电力设备预防性试验规程》、行业的有关标准、规范及设计资料。

1预试结果的分析和判断

由于预试结果对判定电气设备能否继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。《电力设备预防性试验规程》指出,对试验结果应进行综合分析和判断,一般应进行下列三步:第一步应与历年各次试验结果比较;第二步与同类型设备试验结果比较;第三步对照《规程》技术要求和其他相关试验结果,进行综合分析,判断缺陷发展趋势,作出判断。

综合分析判断有时有一定复杂性和难度,而不是单纯地、教条地逐项对照技术要求(技术标准)。特别当试验结果接近技术要求限值时-尚未超标,更应考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及甚至要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析判断的准确与否,在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点,采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质等的了解程度。

根据综合分析,一般可对设备做出判断结论:合格、不合格或对设备的怀疑。对不合格的,应及时进行检修。为了能做到有重点地或加速处理缺陷,应根据设备结构特点,尽量做部件的分节试验,以进一步查明缺陷的部位或范围。对有怀疑或异常、一时不易确定是否合格的设备,应采用缩短试验周期的措施,或在良好天气下、或在温度较高时进行复测来监视设备可疑缺陷的变化趋势,或验证过去测量的准确性。

2预试的地位和作用

预试是电力设备运行管理工作的重要部分,是实现电力设备科学管理、安全运行、提高经济效益的重要保障。

2.1预试是电力设备安全运行的保证

电力设备安全运行的首要问题是确保电力设备安全、确保继电保护可靠。这不仅仅是对已投入运行的电力设备而言,就是对于新建的电力设备,虽然交付使用时已进行过交接验收试验,预试也是十分必要的。

对于使用多年的电力设备设备,能否继续投入运行,更应依靠预试提供的科学结论来决策。电力设备处于长期运行状态,其技术性能会逐渐降低,而处于间断运行或长期停运状态,其绝缘特性和机械性能受温、湿、尘等环境影响也会劣化,只有通过预试检验才能确定这些设备能否安全运行。通过预试及时了解掌握电力设备的完好状态,根据对预试资料的分析,可分轻重缓急对设备有序地更新、修理,从而保证了设备安全运行。

2.2预试是电力设备设备分类管理的前提

电力设备设备管理类同其他行业或部门的设备管理一样,往往需要对设备进行考查,按照性能的完好程度进行分类,而分类是动态的。同样,电力设备的分类,不仅看外观好坏,重要的是其性能完好情况,即通过预试测量其主要性能参数或考核设备绝缘符合标准及规程、规范的程度。比如,全部性能通过预试合格者为完好类设备;主要性能通过预试合格,部分性能不合格者为待修设备:主要性能不合格,即失去主要功能者为待报废设备等等。电力设备电力设备预试能满足设备管理的动态分类,给电气设备的科学管理提供了支持。

2.3预试为电力设备设备更新改造提供科学依据

事物的发展总是有一个由量变到质变的过程,设备性能的劣化也不例外,通过对设备的有关参数的测试,经过逐年累计、比较及统计分析,可以找出设备性能变化的规律,预测其寿命,并结合运行情况,充分发挥设备功雏,争取维修主动,最大限度地减少损失,提高效益。超过设计年限而继续运行的重要设备如发电机、变压器等的绝缘寿命预测就更有显著的经济意义。“超寿命”设备继续运行的前提是必须可靠地估计其残余寿命。例如,变压器寿命不决定于已运行的年数而应由其绝缘实际状况决定是否能继续使用,并提出了“绝缘年龄”的概念,以油中CO、CO2、糠醛并结合纸绝缘的抗拉强度和聚合度测量来估算。随着“绝缘年龄”增加,设备运行的可靠性将降低,当可靠性低于某一预定值时,认为绝缘寿命已尽,设备即退出运行或进行相应的处理。

预试直接为电力设备电力设备的检修、更换提供了依据,由于电力设备设备的逐渐老化,对它进行局部检修或全部更新是必然的。尤其是超期“服役”的老设备,预试结果可以为设备更新改造决策提供第一手资料。

2.4预试设备和技术的发展是小水电走向管理现代化的基础

随着科技的快速发展,预试设备和技术也在不断创新。近年来国内生产的测量仪器和试验设备有了较多的改进,有的逐步走向数字化、微机化、自动化或半自动化,提高了测量精度和工作效率。例如:1)出现了数字兆欧表,能自动计时,并能显示吸收比值和极化指数值,兼有自动放电功能。2)高压直流电压试验设备更趋完善。功率和电压等级均有提高,采用数字式和指针式并用表计,读数方便、准确、易于判别。3)出现了多种新颖的绝缘介损失角测试仪(有多种新式的M型试验电路和测量电压、电流相角差的电路)。提高了测量精度和工作简捷性,促使QS1高压电桥逐步淘汰。4)广泛使用新式数字式交直流高压分压器,使现场能方便地直接测量高压侧电压,能直接显示“交流电压峰值”的数值或有效值。5)新开发的有载分接开关特性测试仪和高压开关测试仪,采用数字存储电子示波器的原理,显示波形和测量值,并打印出来,成为成套专用仪器。6)氧化锌避雷器自动测试仪、变压器变比和接线组别自动测试仪、接触电阻测量仪、绝缘油介质强度自动测试器等都有了改进。这些先进的检测手段将更科学地揭示出设备性能变化规律,特别是计算机的普及应用,将进一步推动电力设备预试项目实现在线检测自动化,在设备运行过程中,自动对设备状况连续或定时进行监测。这必将为电力设备的运行和管理走向现代化打下坚实的基础。

3结语

对此笔者认为,首先要进一步提高电力设备的管理者对预试工作重要性的认识,从思想上彻底改变对电力设备预试工作可有可无的错误认识;其次是要加强对预试人员的业务培训,提高试验人员的业务素质,确保预试结果的质量;第三是要求有条件的电力设备配备必要的预试设备,对无力配备预试设备的电力设备则要求其签订委托预试合同,委托其他有试验能力的水电站为其进行预试;第四是行业管理部门要进一步加强对电力设备预试工作的检查和督促。

总之,预试工作是电力设备运行管理中不可或缺的一项基础性工作,对电力设备的长期稳定安全运行起着决定作用,因此真正提高对预试工作的地位和作用的认识,切实加强对预试工作的领导和实施,是一项应长期坚持的工作。

参考文献

[1]电力设备预防性试验规程Q/CSG10007-2004,2004.

[2]电力设备预防性试验技术问答.中国水利水电出版社.陈化钢编著,1995.

预防性试验范文篇9

一、应严格掌握抗生素的适应证、禁忌证，以及药物的配伍禁忌，根据药物敏感实验，选择敏感的，毒副作用小的抗生素。

二、严格掌握与控制预防性抗生素的使用，在使用过程中，应注意监测其耐药性的变化，密切观察菌群失调的先兆。

三、尽量减少抗生素的使用不当和对其的依赖性。

四、已确定为病毒性疾病或疑为病毒性疾病的不使用抗生素。

五、发热原因不明者，在弄清病原学诊断前，不用抗生素，以免影响临床典型症状的出现和病原体的检出。对于病情特别严重的细菌感染患者，在抽血送培养后，可试选抗生素，待细菌培养结果出来，再按药敏指导用药。

六、尽量避免皮肤、粘膜等局部应用抗生素。抗菌药物的局部应用，易造成耐药菌株的产生，引起皮肤的过敏反应，尤以青霉素类、头孢菌素类、氨基糖甙类等不宜使用。必要时，可用新霉素、杆菌肽、磺胺嘧啶银等。

七、联合使用抗菌素，必须有严格的指征。联合使用抗生素，应能达到协同或相加的作用，并达到减少药量、减少毒副作用，防止或延缓耐药菌株产生的目的。不可无根据地随意联合用药，特别是起无关作用和拮抗作用的。抗生素联合用药的指征是单用一种抗生素不能控制的严重感染（包括败血症、细菌性心内膜炎、化脓性脑膜炎等）、混合感染、顽固性感染及需长期用药防止细菌产生耐药的情况。一般以二联为宜，β-内酰胺类与氨基糖甙类宜联合应用。

八、选用抗生素要严格掌握适应症。

（一）应根据细菌培养和药敏结果选用毒副作用小的抗生素。

（二）尽量能避免应用广谱抗生素，以防止引起宿主自身药群失调，而导致耐药菌株的产生。

（三）对于感染特别严重者，可选按临床估计的病原菌选择抗生素。

（四）对新生儿、老年人、孕妇及肝肾功能障碍者，应谨慎选用抗生素及酌情调整给药方案。

九、使用抗生素应注意配伍禁忌及合理给药。静脉滴注时，抗生素之间，抗生素和激素，维生素及血管活性药物之间，均可发生配伍禁忌或相互作用，使抗生素的活力受到影响，甚至产生毒性反应。抗生素的给药时间及方法要视其血药浓度，毒副作用而定。

十、药剂科应定期统计各科抗生素消耗量及使用类型。按规定对某些抗生素实行限制性使用，并根据本院常见病原菌的耐药谱，调整用药，以保证抗生素的活力和减少耐药菌株的产生。

十一、严格控制抗生素的预防使用。

（一）禁止无针对性地、以广谱抗生素作为预防感染的手段。

（二）对无感染迹象的昏迷、非感染性休克、恶性肿瘤、脑血管意外、糖尿病及接受侵袭性操作者，不必预防性使用抗生素。

（三）风湿性或先天性心脏病患者手术前后，可预防性使用抗生素，防止感染性心内膜炎的发生。流行性脑膜炎流行期间，为了减少带菌者，如果不能使用磺碳按类药物，可考虑应用抗生素。

（四）外科手术的预防性用药。

抗生素的预防性应用，主要用于手术中组织损伤严重、手术时间及疑为受细菌污染的手术。患者身体衰弱及免疫低下且对院内感染易感者，手术前预防用药，可以提高抗生素在手术中的血药浓度，一旦有细菌侵入，可以得到有效控制。

预防性试验范文篇10

关键词：沥青路面；预防性；养护技术

1前言

沥青路面在使用过程中的破损现象主要分为两种，一种是功能性损坏，也就是沥青路面的平整度以及抗滑性能下降，由于道路缺乏相应的功能而无法为人们提供较好的行车舒适度。另一种是结构性损坏，也就是路面结构受到局部或整体的损坏，使之无法具备预定的承载能力。所以，为了保证沥青路面的正常使用寿命，提升人们的行车舒适度，有必要加强新型路面养护材料、工艺以及相关设备的使用研究，通过科学的预防性养护技术进行沥青路面使用性能的优化。

2预防性养护的概述

预防性养护作为一种新的公路养护理念，主要是通过以预防为主、预防与养护相结合的政策，对公路进行科学化、规范化的养护。即在路面结构破坏之前，选择合适的时间和技术来恢复路面的性能，以保证路面的正常运行，使路面的经济效益最大化。此外，预防性养护不仅要优化路面性能，还要加强平台、桥梁、涵洞及附属设施的处理和养护，提高道路服务质量。此外，预防性养护是一项强制性的维护措施。当路面结构仅受到轻微破坏且能保证路面的抵抗力时，需要预测路面的早期病害、病害发生的原因和发展趋势，并提出有针对性的养护措施，从而延长路面破损时间，提高了路面性能，减少了路面养护的经济投资。

3常见的沥青路面预防性养护技术

3.1开槽灌缝工艺

如果沥青路面有纵向或横向裂缝，大量水分进入路面结构，导致路面形成淤泥。如果不及时处理，就会有坑。为了解决这些路面问题，可以采用灌缝填充技术。首先，用专用的开槽工具沿裂纹开出一定深度和宽度的小槽；其次，通过嵌缝机将热熔聚合物倒入小槽中。

3.2同步碎石封层施工工艺

同步碎石防水层的施工工艺主要是在巷道上铺设特定的改性沥青材料，然后碾压形成单一的沥青碎石耐磨层。因此，碎石防水层同步施工技术可以实现骨料与石料的快速结合，提高路面的硬度和强度，对预防道路病害有很好的效果。

3.3微表处施工工艺

该方法在现有路面上铺1cm厚的薄层，具有防滑、耐磨、坚固等优点，能有效恢复路面性能。首先，建筑材料要按一定的比例排列；其次，采用专用设备进行搅拌混合，形成面团混合物；最后，将泥浆混合物迅速铺上路面。

3.4碎石封层技术

喷洒沥青结合料后，应立即分布合理尺寸的粗骨料。滚压生产的薄膜防水是一种砾石防水技术。碎石防水层的施工程序如下：校准沥青分配器和石子分配器，清理巷道的突出物，用风扇将巷道上的全部松散物质全部吹扫干净，彻底清洁道路的边缘和路肩。准备好建筑材料，保持乳化沥青的合理温度，过滤碎石中过大的颗粒和灰尘。先涂乳化沥青，然后再涂碎石。乳化沥青分配器与碎石分配器的距离应控制在50m以内，沥青分配温度应控制在70～80℃，以尽量减少沥青、沥青和碎石黏合剂的分配时间；碾压应在铺砂石5min内和乳化沥青乳化研磨前进行。整个宽度应至少滚动两次。每个叠片必须重叠叠片宽度的一半。最后一滚的方向必须与行驶中的行驶方向相同；多余的路面骨料应在完工前清理干净。在通车前，确保路面有足够的时间硬化和成型，以免损坏新铺设的碎石路面。

3.5雾封层技术

目前,中国沥青路面的运营现状表明,当沥青路面用了很长时间后,道路上容易发生细小的裂纹和破损。所以,在对路面的预防性维护中,可运用雾封层技术进行保护。雾化密封的关键是保护松散的路面现象,这就对路面老化问题起了关键作用。油雾密封也是一项较为简单的道路防护技术。由于沥青洒雾器一般需要一次性搭建,所以乳化沥青需要直接喷撒到巷道上。沥青喷涂防水卷材则应均匀涂刷,并与道路表面结合形成防水层,以降低路区雨水对路面的损害。同时,在应用封雾技术时,应严格控制单位面积封雾层的含量，以防止封雾层过厚而使路面失去摩擦力。这种技术通常用于轻微磨损的路面和繁忙的道路。通过提高路面抓地力，可以合理填充巷道裂缝，减缓巷道老化[1]。

4公路沥青路面养护现状

4.1错过最佳养护时间

为提高路面的良好通行条件,很有必要在最佳时期做好必要的养护工作。一般养护工作较宜在路面使用寿命有限的阶段内完成。沥青路面的实际使用状况一般包括三个阶段:第一阶段，道路沥青的初步氧化阶段,第二阶段，道路上形成坑穴和裂纹的阶段,第三阶段，产生的阶段。道路上的大裂纹,仍然存在着结构问题。预防性维护一般是在道路状况良好的基础上完成的,而目前这些道路状况很可能错失了最好的维护时机。

4.2未开展周期性养护

沥青路面的保护性养护必须贯穿其整个生命周期。一般来说，6次以上的预防性养护可以产生显著的养护效果，使道路保持良好的服务功能。但在实践中，在对道路沥青路面进行保护性养护时，由于各种因素的影响，大部分道路不能进行定期养护[2]。

5提升沥青路面预防性养护效果的措施

5.1突出养护的预防性特点

为了保证沥青路面预防性养护的效果，必须突出预防性养护的特点。首先进行连续的路况检测、评估和分析，然后给出沥青路面养护方案。需要强调的是，在对道路状况进行检测、评估和分析时，应注意交通量逐年增加，并在此基础上准确预测道路病害，以便制定有针对性的预防措施以防止疾病变得越来越严重。其次，树立预防性养护观念，在道路通车之前禁止车辆通行，且病害应在道路路面损坏开始时进行补救，以确保正确使用道路并加强维护成本控制。

5.2实施机械化的养护手段

道路的沥青路面往往遭受不同因素的危害,产生不同病症。所以,政府在对道路进行预防性保养时,应因地制宜,根据病害发展规律和变化规律,制订道路的沥青路面预防性保养规划,才能合理采取沥青路面的预防性保养技术。另外,政府在编制道路预防性维护规划时,还应确定出与各工艺流程、各技术工作条件相对应的常见道路病害,以提高道路沥青路面预防性维护规划的合理性与有效性。所以,为了提高沥青路面预防性维护的有效性,就需要采取机械化维护方式。首先,通过应用更先进的路面检测方法,准确监控路面的破损状况,从而编制更加科学的路面维护规划。只有保证试验方法的先进性，才能保证路面试验数据采集和处理的科学合理性与路面的预防性养护效果。然后采用机械化施工方式，保证沥青路面的养护质量和效率。

5.3科学把握养护时机

由于交通量不同，气候环境原因不同，致病因素也不同，有必要在实践中探索能取得更好效果和更大经济效益的防治方法。只有根据不同的疾病、不同的交通量、不同的气候和环境原因，采取不同的预防方法和程序，才能保证预防措施的质量和有效性。因此，有必要积极实施、探索和实践最佳的预防方法，以确保质量和节约成本。如果将沥青路面的寿命分为三个阶段，第一阶段是使用完成的初始阶段，沥青路面仅经历轻微的氧化和损失。第二阶段是沥青路面出现开裂、碎裂和微坑等问题。第三阶段是沥青路面长期使用后的结构遭到破坏问题。沥青路面的最佳预防硬化时间是第一阶段，本阶段的路面维护可将路面损坏降至最低。

5.4注意养护周期

管理系统在当前的道路管理中起着非常重要的作用。完善路面管理制度，不仅可以提高道路管理的质量和效率，还可以减少资金的使用。由于道路本身的巨大特殊性，路面管理制度将不同于以往的路面管理制度。所以,将针对地方路网的实际状况,形成完整的道路管理体系。该管理系统将通过最先进的信息技术,能够对路面的实际状况进行计算与数据分析。为提高路面管理的工作效率,还可以设置一个数据库系统。该数据库系统能够对整条道路的使用状况做出评估,从而为道路的保养提供了重要的依据,以确保路面维护的成功进行。所以,如果延长沥青路面的使用寿命,就需要定期地对其加以维护。首先，应定期检查沥青路面的使用情况，并对路面进行测试、分析和评估。一旦沥青路面出现轻微损坏，应及时采取预防性养护措施。其次，根据相关部委的研究分析，只需三四项养护工作，就可以有效延长沥青路面的使用寿命10～15年，而且节省40%～50%的养护费用。

5.5提升路面养护人员的专业素养

为保证沥青路面预防性养护的效果，需要提高路面养护人员的专业素质，确保路面养护人员能够掌握先进的施工技术。一是通过系统培训，提高路面养护人员的专业技能，使其掌握系统化、规范化的路面养护技术；二是提高路面养护人员的职业道德，使他们具有高度的责任感和素质。

6结语

综上所述，近年来，我国道路建设规模越来越大，城市道路交通体系越来越完善，相应的道路预防性养护手段也越来越发达，越来越多。在自然环境的影响下，沥青路面的性能容易降低。为保证沥青路面的使用性能，需要对沥青路面的状况信息进行严格的分析，并制定预防性养护计划。提高预防性养护意识，突出养护的预防性特点，实施机械化养护方式，科学抓住养护时机，关注养护周期，提高路面养护人员的专业素质，只有这样才能提高沥青路面的质量，保障交通的持续发展。

参考文献：

[1]何大治，孙梦如.沥青路面预防性养护技术研究[J].福建质量管理，2019（2）：249.