电抗器及消弧线圈交接试验作业指导书样本.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。电抗器及消弧线圈交接试验作业指导书编码: BDYCSY-09审 查: 编 写: 二九年八月 目 录( 设置跟踪链接) 1. 工程概况及适用范围12. 编写依据13. 作业流程13.1作业( 工序) 流程图13.2工序安排24. 作业准备24.1 人员配备24.2 工器具及仪器仪表配置35作业方法36安健环控制措施46.1控制措施46.2危险点辨识57.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1JB/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2GB 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3DL 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tan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tan6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114. 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211电容式套管试验211绝缘油试验211测量绕组连同套管的直流电阻211绝缘电阻及吸收比测量211测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan211测量绕组连同套管的直流泄漏电流211交流耐压试验311附件检查311冲击试验211结束0124.2 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M12全自动介损测试仪/13直流电阻测试仪m14直流发生器/15交流耐压成套设备/16数字式万用表/17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/15 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1000M。 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tg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tan 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( L/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 ; 330500kV 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330500kV 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( ) ; 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 K51015202530354045505560换算系数 A 1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2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3000M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 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10000M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 8000kVA 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tg (%)温度换算系数温度差 K5101520253035404550换算系数 A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7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)610203563330500直流试验电压(kV)10204060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()1020304050607080236152035633305005102040601122333320173350503025507474453977111111675511216716710083166250250150125250400400235178356570570330