电抗器及消弧线圈交接试验作业指导书样本.doc

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电抗器及消弧线圈交接试验
作业指导书

编码: BDYCSY-09

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二○○九年八月

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1. 工程概况及适用范围 1
2. 编写依据 1
3. 作业流程 1
3.1作业( 工序) 流程图 1
3.2工序安排 2
4. 作业准备 2
4.1 人员配备 2
4.2 工器具及仪器仪表配置 3
5．作业方法 3
6．安健环控制措施 4
6.1控制措施 4
6.2危险点辨识 5
7.质量控制措施及检验标准 5

1. 工程概况及适用范围( 文字描叙)

2. 编写依据( 表格)
序号
标准及规范名称
颁发机构
1
JB/T501- 电力电抗器试验导则
中华人民共和国国家发展和改革委员会
2
GB 50150-
电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
中华人民共和国建设部
3
DL 408 《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)
中华人民共和国建设部
4
现场绝缘试验导则绝缘电阻、 吸收比和极化指数
水利电力部
5
现场绝缘试验导则介质损耗因数tanδ试验
水利电力部
6
设计图纸及说明
厂家
7
厂家安装技术说明书及图纸
厂家
8
出厂试验报告
厂家

3. 作业流程
3.1作业( 工序) 流程图

3.2工序安排
开始
1
电容式套管试验
2
绝缘油试验
3
测量绕组连同套管的直流电阻
4
绝缘电阻及吸收比测量
5
测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
6
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
7
交流耐压试验
8
附件检查
9
冲击试验
10
结束
11

4. 作业准备
4.1 人员配备
工序名称
建议工作人数
负责人数
监护人数
开始
2
1
1
电容式套管试验
2
1
1
绝缘油试验
2
1
1
测量绕组连同套管的直流电阻
2
1
1
绝缘电阻及吸收比测量
2
1
1
测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
2
1
1
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
2
1
1
交流耐压试验
3
1
1
附件检查
3
1
1
冲击试验
2
1
1
结束
0
1
2

4.2 工器具及仪器仪表配置
序号
名称
规格/编号
单位
数量
备注
1
数字式绝缘兆欧表

MΩ
1

2
全自动介损测试仪

/
1

3
直流电阻测试仪

mΩ
1

4
直流发生器

/
1

5
交流耐压成套设备

/
1

6
数字式万用表

/
1

7
活动扳手

/
若干

8
绝缘胶带

/
若干

9
裸铜接地线

/
若干

10
导线

/
若干

11
起重吊车

/
1

5． 作业方法
5.1作业条件检查
5.1.1检查电抗器安装完毕, 电抗器油循环已结束, 符合试验条件。
5.1.2现场条件满足试验要求
5.1.3检查工作票完善, 工作安全措施完善。
5.1.4试验人员符合要求, 熟悉相关资料和技术要求。
5.1.5相关试验仪器已准备, 并保证其完好。
5.1.6检查电抗器外观完好, 无机械损伤, 。
5.1.7电抗器接地已完善可靠。
5.1.8附件设备安装完毕。
5.1.9检查冷却器的各阀门已全部打开, 油箱与本体的阀门已打开。电抗器本体无漏油现象。
5.1.10检查电抗器型号, 名牌参数与设计一致。
5.2电容式套管试验( 本项试验应在电抗器本体试验前, 配合安装先完成)
5.2.1绝缘电阻: 将套管用吊车吊起或用支架悬空, 并使套管竖直, 用2500V兆欧表分别测量接线端对末屏及法兰的绝缘电阻, 其值在相似的环境条件下与出厂值比较, 不应有太大偏差; 对于66kV以上有抽压小套管的电容型套管, 应用2500V兆欧表测量”小套管”对法兰的绝缘电阻, 其值不应低于1000MΩ。
5.2.2介损测量: 用正接线法测量套管主绝缘对末屏的介质损耗tgδ及电容值, 具体接线按仪器所标示的接线方式进行, 选择10kV电压测试; 介损高压测试线应用绝缘带挂好悬空, 不得碰及其它设备或掉地, 并要做好安全防范措施, 不得让人误入高压试验区域; 测得的介损及电容值与出厂值不应有明显并别, 应符合交接标准要求。
5.3绝缘油取样试验
取油样时应在电抗器注满油充分静置规定的时间后方可。最好选在晴朗相对湿度较低的午后, 用专用注射器在电抗器放油阀处抽取。盛油样的容器要先烘干, 现场取样时用待试验的电抗器油清洗。取好油样后, 要密封好容器, 然后及时送至相关部门检验。
5.4 测量绕组连同套管的直流电阻
分别测量高压绕组各分接头以及低压侧直流电阻, 对于有中性点的, 宜测量单相直阻。测量时应记录好环境温度, 以便与出厂值进行换算比较, 线间或相间偏差值应符合交接标准。对于大容量电抗器, 由于充电时间比较长, 测量值在一定时间内是不断变化的, 应记录所测得的最终稳定数值。
5.5 绝缘电阻、 吸收比或极化指数测量
所有与绝缘有关的试验宜在绝缘油检验合格之后并尽量选湿度较低( 一般不得大于80%) 的天所进行。绝缘测量之前, 应检查绝缘兆欧表电量是否充分; 对于要求测极化指数的电抗器, 应检查绝缘兆欧表短路电流不低于2mA。试验应记录好试验环境温度, 以便换算至出厂相同温度下进行比较, 要求不低于出厂值的70%。要求测量绕组对地, 绕组间及铁心对地和夹件对地的绝缘电阻。
5.6 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ
5.6.1用反接线的方法进行测试, 具体接线方法按仪器所标示的进行。
5.6.2试验项按高—中+低+地、 中—高+低+地、 低-中+高+地、 整体—地逐项进行。
5.6.3试验时, 要将介损仪高压试验线用绝缘胶带悬空, 不与电抗器壳体接触。
5.6.4记录好试验时的环境温度, 换算至出厂相同温度比较时, 不应大于出厂值的1.3倍。测量数据如果与出厂偏差太大, 应注意清洁套管, 或用导线屏蔽套管, 减少套管的表面泄漏电流。测量宜在相对湿度较低的天气进行。
5.7 测量绕组连同套管的直流泄漏电流
测量泄漏电流时宜在高压端读取, 测量应选择湿度较低的天气, 并记录环境温度, 泄漏电流值不得超过交接标准的规定。
5.8交流耐压试验
在电抗器的出线端进行交流耐压试验, 能够采用外施工频电压的试验方法, 也能够采用感应电压的试验方法。尽量采用串联谐振感应耐压试验方式, 可减少试验设备容量。电压等级在110kV及以上的电抗器中性点宜单独进行交流耐压试验。试验电压值均参照交接标准进行。电抗器交流耐压试验时, 应注意套管CT不得开路。
5.9 附件检查
5.9.1检查瓦斯继电器安装完好, 用500V兆欧表检查瓦斯继电器接点绝缘, 手动按下瓦斯继电器试验按纽, 检查瓦斯继电器接点闭合良好。
5.9.2检查冷却风机绝缘良好, 通电运行风机, 风机转向正确运行正常。两路交流电压切换正确。
5.10额定电压下的冲击合闸试验
在额定电压下对电抗器进行5次冲击合闸试验, 每次间隔5分钟应无异常。
说明: 1、 干式电抗器的试验项目可按5.1、 5.4、 5.5、 5.8、 5.10进行;
2、 消弧线圈的试验项目可按本条第5.1、 5.4、 5.5、 5.8、 5.10款规定进行; 对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第5.3、 5.6、 5.7款;
3、 油浸式电抗器的试验项目可按本条全部内因进行

6．安健环控制措施
6.1控制措施( 文字描叙)
6.1.1在爬套管时, 应先用安全带圈在套管上, 再慢慢往上爬。对于500kV电抗器, 其高压侧套管较高, 比较难于攀爬, 最好是搭脚手架; 电抗器套管挂试验线时, 应在电抗器套管底平台上设专人监护。
6.1.2在做高压试验时, 应设置安全围栏, 并要多派专人把守, 避免她人误入试验区域。
6.1.3试验完毕后, 应撤除所有做试验用的导线、 接地线、 绝缘胶带等
6.1.4不得在现场乱扔饮料罐, 快餐饭盒等生活垃圾, 应扔到指定的垃圾回收处。

6.2危险点辨识
序号
危险点
预控措施
1
施工用电
所接电源空开必须要有漏电保护, 应使用插头或单独空开接线, 不得并接其它电源或直接用导线勾搭
2
高空坠落
爬上电抗器上作业时, 必须要挂好安全带
3
高压试验电击伤
试验开始时, 应通知附近作业人员, 并设置安全围栏, 派专人把守; 操作人员应大声告知各在场人员, 得到回应能够开始, 方可升压, 如有异常应立即断电
4
残压电击伤
做完绝缘测量或直流泄漏试后, 应对电抗器绕组充分放电
5
感应电击伤
试验设备必须确保已可靠接地
6
损坏试验设备
试验前应估算所需试验设备的容量是否满足要求
7
中暑
高温天气尽量避免在阳光下作业, 多补水

7.质量控制措施及检验标准( 文字描叙)
7.1油中溶解气体的色谱分析, 应符合下述规定:
电压等级在66kV及以上的电抗器, 应在注油静置后、 耐压和局部放电试验24h后、 冲击合闸及额定电压下运行24h后, 各进行一次电抗器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按现行国 家标准《电抗器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、 乙炔、 总烃含量, 应无明显差别。新装电抗器油中H2与烃类气体含量( μL/L) 任一项不宜超过下列数值:
总烃: 20, H2: 10, C2H2: 0,
7.2油中微量水分的测量, 应符合下述规定:
电抗器油中的微量水分含量, 对电压等级为 110kV 的, 不应大于 20mg/L; 220kV 的, 不应大于 15mg/L ; 330～500kV 的, 不应大于 10mg/L 。
7.3油中含气量的测量, 应符合下述规定:
电压等级为330～500kV 的电抗器, 按照规定时间静置后取样测量油中的含气量, 其值不应大于 1%( 体积分数) 。
7.4测量绕组连同套管的直流电阻, 应符合下列规定:
7.4.1测量应在各分接头的所有位置上进行;
7.4.2实测值与出厂值的变化规律应一致;
7.4.3三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%;
7.4.4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%。
7.4.5电抗器的直流电阻, 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照公式( 7.0.3) 换算:
( 7.0.3)
式中　R1、 R2——分别为温度在t1、 t2( ℃) 时的电阻值( Ω) ;
T——计算用常数, 铜导线取235, 铝导线取225。

7.5铁心必须为一点接地; 对电抗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; 采用 2500V 兆欧表测量, 持续时间为 1min, 应无闪络及击穿现象

7.6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:
7.6.1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。
7.6.2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时, 可按下表换算到同一温度时的数值进行比较;
　油浸式电力电抗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。
7.6.3电抗器电压等级为 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。
7.6.4电抗器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MV·A 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。
7.7测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan, 应符合下列规定:
7.7.1当电抗器电压等级为 35kV 及以上且容量在 8000kV·A 及以上时, 应测量介质损耗角正切值 tan;
7.7.2被测绕组的 tan值不应大于产品出厂试验值的 130%;
7.7.3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时, 可按下表 换算到同一温度时的数值进行比较。
　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本条第二款规定时, 应进行综合分析判断。
7.8 测量绕组连同套管的直流泄漏电流, 应符合下列规定:
7.8.1当电抗器电压等级为 35kV 及以上, 且容量在 8000kVA 及以上时, 应测量直流泄漏电流;
7.8.2试验电压标准应符合下表 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下表的规定。
油浸式电力电抗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 分级绝缘电抗器仍按被试绕组电压等级的标准。
电抗器直流耐压时泄露电流与环境温度对应的泄漏电流值
额定电压
(kV)
试验电压峰值
(kV)
在下列温度时的绕组泄漏电流值()
10℃
20℃
30℃
40℃
50℃
60℃
70℃
80℃
2～3
6～15
20～35
63～330
500
5
10
20
40
60
11
22
33
33
20
17
33
50
50
30
25
50
74
74
45
39
77
111
111
67
55
112
167
167
100
83
166
250
250
150
125
250
400
400
235
178
356
570
570
330