现场交接试验

现场交接试验（精选10篇）

现场交接试验 篇1

1 概述

某水电站550kV GIS配电装置为双母线接线形式, 共包括5个进线间隔、2个出线间隔、1个母联间隔和2个PT/避雷器间隔。GIS与550kV敞开式出线设备通过SF6/空气出线套管相连, 与主变通过SF6/绝缘油套管相连。GIS室内的550kV断路器采用平行水流方向卧式布置, 主母线和分支母线均为分相式结构。GIS室内主要设备有550kV高压断路器 (西开电气LW13-550/Y) 8组、550kV隔离开关23组、550kV接地开关21组、550kV快速接地开关4组、550kV氧化锌避雷器 (444kV) 21台、550kV电流互感器165台、550kV电压互感器6台、SF6管道母线 (主、分支母线) 1 090m、SF6/空气出线套管 (2 500A) 6台、SF6/绝缘油套管 (2 500A) 15台。550kV GIS主要技术参数:额定电流为2 500A;额定电压为550kV;相数为3相;断路器额定开断电流为50kA;热稳定电流为50kA (2s) ;工频耐压为740kV (相对地) ;雷电冲击耐压为1 550kV (相对地) ;操作冲击耐压为1 175kV (相对地) 。

2 交接试验项目与安装工序的关系

2.1 交接试验项目

根据厂家技术文件和GB 50150规范要求, 该水电站GIS系统试验项目、试验内容及合格标准如下。

(1) CT交接试验:包括绕组绝缘电阻、绕组直流电阻、交流耐压、接线组别和极性、误差测量、伏安特性等试验。合格标准:与出厂试验记录对比, 需满足设计及规范要求。

(2) VT交接试验:包括安装前的绕组绝缘电阻、绕组直流电阻、接线组别和极性、误差测量、伏安特性等试验, 安装完成后的交流耐压试验。合格标准:与出厂试验记录对比, 需满足设计及规范要求。

(3) LA交接试验:包括安装前的基座绝缘电阻测量、放电计数器动作检查, 安装完成后的持续运行电压下的持续电流测量和直流1mA电流下的参考电压测量。合格标准:基座绝缘电阻不小于2 500MΩ (5kV兆欧表) , 阻性电流符合厂家产品技术要求。

(4) 主回路电阻测试:与工厂测试方法完全对应, 相应主回路设备安装完成后即测试, 共测试168个回路电阻值。合格标准:现场测量值不超过出厂测试记录的1.2倍。

(5) 断路器试验:包括断路器机械特性试验 (分、合闸时间及三相同期性) 、分合闸线圈绝缘电阻及直流电阻测量。合格标准:符合产品技术要求。

(6) 隔离、接地开关试验:包括动作性能试验。合格标准:符合产品技术要求。

(7) SF6气体到货抽样检查:对气瓶按10%进行全性能抽样检查, 其它气瓶全部进行微水含量测试。合格标准:全性能抽检气体符合规范SF6气体技术条件, 微水不大于8×10-6。

(8) SF6密度计校验:密度计计量校验, 压力开关动作值、返回值校验。合格标准:符合产品技术要求。

(9) 抽真空记录:利用专用设备对气室抽真空至10~20Pa。合格标准:4h内起始和最终压力差不超过10%。

(10) 气室充注SF6记录:抽真空及真空检漏合格后, 充注SF6气体并记录。合格标准:断路器气室0.5MPa, 其它0.4MPa。

(11) 气室微水含量测试:充注SF6气体48h后, 利用专用仪器测试气室微水含量。合格标准:断路器气室小于150×10-6, 其它气室小于250×10-6。

(12) 气室泄漏测试:充注SF6气体24h后, 利用灵敏度不低于1×10-6的检漏仪对各密封部位、管道接头等进行检漏。合格标准:持续72h, 每12h检测1次, 检漏仪均不报警。

(13) 联锁功能试验:检查隔离开关、断路器、接地开关三者间的机械、电气闭锁功能是否满足设计要求。合格标准:机械闭锁功能正常, 电气闭锁符合设计逻辑关系要求。

(14) 主回路绝缘电阻测量:利用回路电阻测试仪按照出厂测试方案进行测试。合格标准:不大于出厂值的1.2倍。

(15) 断路器保护联动试验:通过继电保护仪模拟各种故障, 保护联动断路器。合格标准:断路器动作符合继电保护设计要求。

(16) 交流耐压试验:按出厂耐压值的80%进行交流耐压试验。合格标准:1min顺利通过。

(17) 主回路提前通电流试验:利用接地开关设置短路点, 通过调压器施加100A电流检查CT回路。合格标准:各CT回路正确, 极性符合设计要求。

(18) GIS升流试验:利用发变组零起升流至额定电流, 通过红外温度仪检查GIS回路是否过热, 再次检查CT各回路。合格标准:主回路无过热现象, CT回路正确。

(19) GIS升压试验:利用发变组零起升压至额定电压, 检查GIS是否存在放电等异常现象, 检查PT回路。合格标准:GIS无放电等异常现象, PT回路正确。

(20) GIS并网试验:核相并进行线路保护试验检查。合格标准:电站相位和系统相位符合, 线路保护各参数正确。

2.2 工艺工序逻辑关系

交接试验检查和设备安装穿插有序进行, 并符合一定工艺工序逻辑关系。

(1) CT、VT交接试验:鉴于GIS设备的结构特点, CT、VT安装就位后, 应在其相应间隔气室端盖密封更换、吸附剂更换及抽真空前完成该项试验, 确保CT、VT合格后才可进行后续工作, 以避免返工处理。

(2) LA交接试验:受现场试验条件和GIS罐式氧化锌避雷器结构特点的限制, 安装前应严格检查设备试验出厂记录, 并在进行绝缘电阻测量后才进行设备安装, LA在额定电压下的持续电流只能在GIS整体安装完毕后利用出线套管加压试验测试。

(3) CB、DS机械特性试验:断路器及隔离开关机械特性试验应在主回路电阻测试前完成, 在测试GIS主回路电阻的同时也对CB、DS触头回路电阻作相应的检查。

(4) 主回路电阻测量:该检查试验项目必须在气室最终检查清扫、端盖密封更换、吸附剂更换及气室抽真空前完成, 否则主回路电阻测试不合格时需重新打开气室端盖, 造成返工。

(5) SF6气体相关试验:SF6气体到场后按10%比例进行全性能抽样检查, 微水含量100%检测, 确认合格后方可使用;SF6密度继电器应进行校验检查, 确认合格后方可进行安装。

(6) 气室抽真空及SF6充注、气室微水含量测试、泄漏试验检查:气室抽真空到10~20Pa后进行真空泄漏试验, 要求4h内起始与最终的压力差不超过10%, 否者继续抽真空30min, 重复进行真空泄漏试验, 以确定是否存在泄漏或吸入潮气。气体泄漏试验在气体充注24h后利用专用检测仪进行, 在泄漏试验检查合格后, 气室微水含量测试在气室注气静置48h后进行。

(7) 联锁功能试验及保护联动试验:该项试验检查为二次控制保护系统功能验证, 在二次控制保护系统调试完成后即可进行, 宜在GIS系统整体耐压试验前完成。

(8) 绝缘电阻测量及交流耐压试验:交流耐压试验可以进行的前提是绝缘电阻测量合格。

(9) GIS主回路提前通电流试验:利用调压试验变压器, 在相应部位用接地开关做短路点, 给GIS主回路通入100A电流, 对CT二次侧电流回路及极性进行检查。

(10) GIS升流、升压及并网试验:利用发电机进行零起升流、升压试验, 最终考核GIS设备主回路过流、耐压能力, 并对CT/PT测量、保护、监控等二次回路进行复核检查, 这是GIS系统并网前的最后一项试验检查项目;GIS并网试验需要对系统电网和电站系统进行核相检查, 并对线路保护系统进行检查。至此, GIS系统安装调试试验全部完成, 系统可直接并网运行。

3 交接试验方法

3.1 主回路电阻测试

主回路电阻测试是GIS设备安装过程中一项重要的过程控制试验项目。为了便于与设备工厂测量数值进行比较, 要求现场测量回路和测量方法与工厂相同。在测试时, 首先确定待测主回路, 然后合上待测回路上的隔离开关、断路器和接地开关;在接地开关处断开接地板后, 接上回路电阻测试仪的电流输入端子, 通以DC 100A电流, 同时将另一组接地开关接地引出线接入回路电阻测试仪的电压端子, 然后开始测量。接线中, 电流端子测量点要尽可能远离电压端子测量点。现场测量值要求不超过工厂试验测量值的120%。

3.2 GIS系统主体设备交流耐压试验

根据电站机组分期投产发电的时间进度要求, 首台 (#4) 机组发电时, 除#4主变进线间隔 (#9间隔) 分支母线安装完毕外, 其余4台主变进线间隔 (#1、#3、#7、#10间隔) 分支母线均未安装完毕, 这就要求GIS设备分支母线交流耐压试验必须分期、分段进行。为满足首台机组发电要求, GIS系统主体设备和#9间隔分支母线先期进行交流耐压试验。进行GIS系统主体设备耐压试验时须将主母线PT及避雷器、主变、出线线路与系统断开 (主变及PT/避雷器与系统连接导体不连接, 断开处加装屏蔽罩, 断开处气室和其它气室一样充注SF6气体) 。

3.2.1 试验标准与试验方案

根据规范要求, GIS设备现场交流耐压试验电压为出厂耐压的80%, 出厂耐压为740kV, 则现场耐压最高值为592kV。

试验的第1阶段是“老练净化”, 其目的是清除GIS设备筒体内部可能存在的各种微粒, 使可能存在的导电微粒移到低电场区或微粒陷阱中;烧蚀掉电极表面的毛刺, 使其不能再破坏绝缘。“老练净化”分为2个时段:第1个时段电压取316kV, 时间为15min;第2个时段电压取500kV, 时间为2min。第2阶段是耐压试验, 即在“老练净化”结束后, 继续升压至耐压试验电压592kV, 时间持续1min, 若试验过程中无击穿放电, 则认为试验顺利通过。

根据现有技术条件, 目前多采用调频式串联谐振耐压试验装置进行GIS设备现场交流耐压试验。调频式串联谐振耐压试验装置质量轻、品质因数Q高 (可达50以上) , 所需电源容量仅为工频试验变压器的1/Q;被试品被击穿时, 谐振同时终止, 高压消失, 回路电流仅为试品击穿前的1/Q, 对被试品破坏小, 也不会对电源产生冲击。根据厂家出厂实测GIS电容量 (见表1) , 并结合现有设备情况, 选用LTYK-F4500kVA/750kV/5A型成套调频式串联谐振耐压试验装置, 其输入电压最高可达750kV, 输出电流为5A。

根据串联谐振原理, 当调节电源频率使回路达到谐振条件时, 谐振电抗器的电压在数值上等于被试试品 (等效为电容C1) 和分压器的电压。

根据现有试验设备容量, 并考虑一定的安全裕量, 选择将每相分成2个部分, 三相共加压6次, 利用GIS室屋顶出线SF6/空气套管施加试验电压。

3.2.2 试验步骤与试验结果

利用母联间隔隔离开关隔离GIS系统I母和II母, 所有间隔设备平均分配至I母和II母, 分别进行耐压试验。试验过程中, 所有CT二次绕组短路并接地 (其中PT和系统已断开) , 非试验范围的GIS设备通过母线接地开关接地, 严格按照倒闸操作票进行操作, 确保试验区域GIS主体设备全部耐压, 无漏项和重复耐压情况发生。试验获得顺利通过。

3.3 PT/避雷器试验方案

GIS系统主体设备耐压试验完毕后, 恢复主母线PT/避雷器 (#5、#6间隔) 、#9间隔#4主变高压侧避雷器与母线的连接, 再次对相应连接导体部位气室抽真空、注气、进行微水含量和泄漏测试。测试合格后静置24h, 通过#8间隔出线套管施加316kV的避雷器持续运行电压进行避雷器泄漏电流测试, 同时对PT进行额定电压下的交流耐压试验, 并检查互感器二次回路。

3.4 其余间隔进线分支母线耐压试验方案

首台机组 (#4) 投产发电后, GIS系统主体设备和首台发变组主变进线间隔分支母线、2组出线间隔已全部带电运行, 后续机组投产发电时需接入主变进线间隔 (#1、#3、#7、#10间隔) 的分支母线尚未进行耐压试验, 后期陆续投运的分支母线耐压试验边界条件与前期耐压试验条件完全不同。

3.4.1 从SF6/空气出线套管施加电压

GIS主体部分耐压试验采取从SF6/空气出线套管施加电压的方案。但是, 对于后期需要试验的分支母线, 该方案会对2条母线已经环网运行的GIS系统造成很大影响。考虑到系统安全性, 势必需整体停电GIS系统, 停运全部已投产机组, 这不仅会使GIS系统部分设备重复耐压, 还会带来巨大的经济损失, 该方案被否决。

3.4.2 主变带GIS分支母线

#3主变带GIS分支母线进行耐压试验的过程中, 试验电压升不起来。后经分析测算, 认为出现这种情况是因现有设备容量不能满足要求。该试验方案本质上将主变作为试验变来使用, 对变压器存在破坏风险, 同时类似试验方案比较鲜见, 因此此种试验方案不可取, 也很难实现。

3.4.3 发电机带主变及GIS进线分支母线零起升压

利用发电机带主变零起升压来对GIS分支进行“老练净化”试验, 工程上有多次先例。但是, 零起升压时分支母线出现故障, 故障分支母线将基本报废, 这将对工程进度影响很大, 带来的损失也很大。同时, 该方案仅满足了“老练净化”试验要求, 并未满足GIS设备整体耐压要求。

3.4.4 专用试验套管

#3、#2机组投产发电时, 工期紧张, GIS分支母线较短, 以发变组零起升压 (1.1Un) 的方法对其进行检验。但是, #1、#5主变进线分支母线较长, 存在问题的几率相对较大, 最终利用重新采购的高压试验套管, 从各进线分支母线避雷器上端的十字罐顶部进行安装, 安全距离满足不小于4.6m的要求。#1、#5主变进线分支母线严格按照规范要求进行耐压试验, 试验顺利完成, 对已运行GIS系统主体设备无任何影响。

4 结束语

某水电站GIS设备出厂主回路电阻测试区间的设置与设备气室分割总体对应, 现场安装过程中完全按照厂内回路电阻测试方案进行测试, 在每测试完一段主母线回路, 确认合格的情况下进行相应气室母线筒体内部清扫、端盖密封更换及后期气体作业工作, 以确保设备现场安装质量。

GIS设备现场安装施工方案制定中, 必须认真分析设备交接试验与安装工序以及设备交接试验间的工艺工序逻辑关系。该水电站GIS设备现场安装组织实施中, 对每个GIS元件、部件及整体交接试验进行了规划, 明确了工艺工序逻辑关系, 设备安装与试验均有序进行, 工程质量得到了保证, 建议以后修订GIS设备安装规范时, 能够对其进行明确和细化。

该水电站GIS系统发电机组分期投运, 导致4个主变进线间隔分支母线耐压试验存在一定困难。为此, 专门定制试验套管用于分支母线耐压试验, 导致成本增加。相关工程在做进度计划安排时应汲取该经验, GIS系统设备应一次全部安装完毕, 交流耐压试验应一次性做, 这样既可避免设备重复耐压, 又能节省成本。

参考文献

[1]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2001

[2]GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S]

现场交接试验 篇2

为加强区队对岗位的管理，规范各岗位的现场交接班行为，经调度室研究制定《岗位现场交接班制度》。

1、接班人员必须提前半小时到达工作岗位现场交接班，需要现场交接班的岗位工包括：跟班区队长、班组长、验收员、电钳工、瓦检员、掘进操作工等。

2、交班人员必须在交班前做好一切准备工作，如：检查安全隐患、整理工具材料、设备物品管理、文明卫生施工等。

3、交班人员要将当班设备运转情况，维护检查情况，安全情况，事故隐患等向接班人交代清楚，接班人未到时，交班人员严禁离开。

4、交接班双方共同巡回检查工作地点，对存在安全隐患、设备运转情况、物品材料工具、文明卫生施工、安全设施状况等情况等交待清楚。

5对交接班时查出的问题要及时处理，不能处理的要及时汇报区队值班领导及有关部门，并详细记录。6双方交接完毕后，在交接记录本上记录并签字，交班人员方可离开工作岗位。

7、交接班后，如因交接不明所发生事故，必须根据事故原因追究责任。

现场交接试验 篇3

关键词：电力设备；电气交接试验；绝缘检测；试验方法

中图分类号：TM506 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0079-02

电力设备建设单位要想在竞争日益激烈的市场中获得生存与发展，首先就是要加快项目的建设周期，同时还必须要保证项目的建设质量，在此基础上还要开发有自身特色的独特产品，以满足不同用户的个性化需要。电力设备的交接试验是影响电力建设项目以及建设周期和建设质量的重要环节，因此做好电力设备高压电气的交接试验，确保试验内容的适用性和交接程序、试验结论的准确性，是保证电力设备调试及工程项目按照预期要求顺利投产的关键因素。追求经济效益是企业适应市场生存环境的必然要求，因此，在高压电气交接试验中还应该在保证试验质量的基础上尽量降低试验成本，以便争取项目利润的最大化。

1 电力设备高压电气试验概述

通常情况下，电力设备高压电气试验可以分为出厂试验、交接试验和预防性试验等几种。其中，出厂试验是以电气设备的设计、制造工艺的检验为主要目标，目的是避免存在质量缺陷的设备出厂，为确保电力设备后续的正常使用奠定基础。尤其是对大型电气设备而言，其出厂试验需要使用单位进行严格监督，并对高压电气试验过程的报告进行认真分析，以便为后续设备的稳定运行提供指导。

在整个高压电气设备试验程序中，交接试验占有主要地位。交接试验主要是指电气设备在投入运行前需要根据《交接规程》中的相关要求和制造厂家的技术标准对设备的电气状况进行检查，目的是确认试验后的设备是否可以投入到工作中去正常使用。同时，在交接试验过程中形成的数据和产生的结果都可以为设备后续的检修提供参考。此外，预防性试验也是非常重要的。预防性试验主要是指高压电气设备在投入到使用之后对其进行的定期检查，内容包括多个方面，例如电气设备是否存在绝缘缺陷等等。

除了前面提到的三种试验方式外，按照试验的内容和基本要求还可以将高压电气交接试验分为特性试验和绝缘试验两类。其中，绝缘试验又包括破坏性与非破坏性试验两种。非破坏性试验在试验过程中不破坏电气设备，通过采取适当的措施对试验设备的整体予以把握，通常这种方法不能涉及到电气的实质性参数，所以存在试验灵敏度不高的问题，但是依然是排除设备故障的主要手段之一。而破坏性试验由于涉及的电压较高，可以发现电气设备存在的多种缺陷类型，但是这种试验会对电气设备产生一定的损伤，长期多次试验后会影响电气设备的使用寿命。特性试验则主要是对电力设备的电气性能、机械性能进行的检验，内容包括电力设备的伏安特性曲线和断路器的分合闸时间等相关参数。

2 电力设备高压电气交接试验中需要关注的主要 问题

电力设备的高压电气交接试验属于一种特殊类型的试验，对试验流程的控制和实施技术要求较高，试验难度较大，而且需要使用特殊的试验设备和器材，因此一直属于国家特殊试验项目，对该试验的操作流程进行了严格控制，并制定了相应的技术标准。在开展电气交接试验时，产生的试验费用一般情况下都是由甲方承担的。

实验过程中，首先在进行发电机现场耐压试验时，要对引水管与地面不存在绝缘的发电机进行预先的绝缘处理，清理发电机表面，以免试验过程中由于出现放电现象而导致引水管的破坏。在通常情况下，甲方没有特殊要求时一般不在现场参与这种交接试验。同时，在交接试验过程中要关注变压冲击合闸的次数，容量较大的时候最好保证在五次左右。

另外，在电气交接试验时要重点观察冲击合闸产生的励磁涌流是否会导致差动保护的误动作，而不要仅仅只是关注变压器的绝缘性能。而对于干式变压器而言，考虑到其主保护方式为速断保护，因此冲击次数可以调整为冲击三次。

其次，在对CVT的中压电容介损进行试验时，通常采取二次鼓磁法进行测试。但是，这种测试方法并不能完全将电容器中存在的问题检测出来，这主要是因为试验过程中为电容器提供的电压通常为2～3 kV，如果超出了这一标准就会破坏电磁单元中的相关元件。

第三，在断路器检测试验中，需要检测断路器的耐压大小来确定灭弧室的实际真空程度，确认其是否满足实际要求。但是从目前的掌握的情况来看，暂时并没有直接的可测量方法，因此为了保证测量结果，在测试时要使设备能够达到的耐压值不能过小，应该达到出厂规定电压的80%以上。

此外，还需要说明两点，一是在试验过程中还应该重点关注跳闸时间，若跳闸时间过长则会导致设备跳闸次数增加，引起电压值的增加。常规情况下，要求电压超过 40 kV时，对应的时间不得超过3 ms；小于40 kV时，对应的时间不得超过2 ms。二是在对电缆的耐压性能进行检测时，橡塑绝缘要使用直流方式进行检测。对于这个一点，相关的技术标准中对“直流耐压可能对绝缘有害”进行了详细说明，检测前要认真阅读。

3 电力设备高压电气交接试验方法

在使用传统的高压电气交接方法进行试验时，不但存在浪费时间的问题，而且消耗的试验材料较多。因此，在实际的试验过程中必须重视试验技术的创新与提高，积极应用新的交接试验技术进行相关试验。当前，使用在线测试技术采取介损、泄露电流等方面的测试方法能够较好的判断设备的绝缘状况，对于变压器、发动机的电气检测则主要采用局部放电方式，而对于避雷器等设备则可以采用便携式设备对阻性电流进行测试。

3.1 高压电气交接试验器材

在进行高压电气交接试验之前要针对具体的测试对象制定可行的实施技术方案，并论证测试方案的可行性和测试结果的准确性，以便保证试验技术方案在能够顺利实施的基础上最大程度的减少试验成本。近些年来，随着社会经济的快速发展，能源储备日益减少，未来能源供给不足将在一定程度上阻碍经济的持续发展。面对这些问题，首先就必须要加强对新能源的利用和探索，降低当前能源消耗过大的问题。因此，电力企业也应该根据当前的实际发展状况，采取合理的技术措施尽量减少在能源方面的消耗，以保证企业得以持续发展。所以，在选择高压电气交接试验的器材过程中，除了要保证其满足电力设备损耗参数检测等功能之外，还应该保证其具有较低的能耗性能。

3.2 高压电气交接试验程序

在高压电气交接试验过程中要将标准化操作和作业程序落实到位，要将作业指导书中的标准程序采取操作卡片的方式应用到日常工作当中，例如将变压器作业指导书中的具体内容和现场作业标准逐步分解，并根据实际的岗位操作需要分发给对应的工作人员。其中主要的内容包括这样几个方面：试验技术方案编制依据或者对应的标准、试验目的、试验工程量、参加试验操作的人员配置、参加人员的基本素质要求、交接试验的设备及量具、安全防护设备、交接试验条件与试验前准备、质量控制措施、安全文明施工与环境管理要求、环境因素及其控制措施等。

高压电气交接试验工作是对电力设备的阶段性安装工作是否合格进行的一次检验，根据设备的实际情况，该阶段性试验规模可大可小——可以是一个互感设备的特性测试，也可以是一个大型变压器的局部放电试验。交接试验应该在设备的整个安装过程中是穿插进行的，虽然每进行一次交接试验都表明完成了一个阶段性的工作，但是在试验过程中所有的安装工作都必须要停止，只有在等到试验完成、检验合格之后才能够进行后续的安装工作。

3.3 高压电气交接试验的监督与管控

严格的技术监督工作是确保电力设备高压电气交接试验得以成功的基础，同时也是设备投入使用之后稳定运行的重要保障。电力设备高压电气交接试验监督工作包括设备的设计选型、监督制造、调试、基础设施建设以及生产运行等多个阶段，监督工作必须面向高压电气交接试验的全过程。同时，监督管控的工作人员还必须对整个交接试验有全面的了解，如果发现不符合施工要求时要立即停工进行技术整改，这样才能达到对交接进行监督的目的。

值得一提的是，电力设备高压电气交接试验管理工作必须具有一定的超前性，在具体的施工程序没有开始之前就应该编制对应的技术监督与管理方案，并根据实验规模进行量化细分，有条件的企业还应该成立专业的技术监督小组来保证交接试验程序的顺利开展。

参考文献：

[1] 王英超.电力设备高压电气交接试验问题以及相应对策探讨[J].科技 传播，2014，（21）.

[2] 翟景坚.电力设备高压电气交接试验问题探讨[J].科技致富向导，2013， （15）.

现场交接试验 篇4

2014年7月18日, 中国电科院完成1 000 k V浙北—福州特高压交流输变电工程浙北站全光纤电子式电流互感器 (光CT) 现场交接试验, 这是光CT在我国1 000 k V特高压交流输变电工程中的首次应用, 在国际上尚属首次。

国家电网公司交流建设部委托中国电科院计量研究所负责浙福特高压工程浙北和浙中2个站全部光CT的现场交接试验工作。光CT是光学、电力、通信、电子、计算机技术等多学科融合的新型互感器, 其原理、特性与传统互感器相比有较大改变, 其试验方法也发生了很大变化。而且特高压工程的运行条件更加严酷, 性能要求更高, 如何保证投运的光CT性能合格, 确保整个特高压工程的正常安全运行, 是光CT现场交接试验所面临的难题。为确保现场交接试验的顺利完成, 中国电科院抽调技术骨干全程参与现场交接试验工作, 制定了详细的试验方案, 在实验室对试验项目进行了全面的模拟试验, 为光CT的后续验收工作和浙福特高压工程的顺利投运提供保障。

施工现场质量三检与交接班制度 篇5

1、项目部对工程工序施工质量实行班组自检、互检和质检员专检“三检”制度。班组长对工序施工过程进行合格控制，质检员对工序质量检查合格后，及时填写检验质量验收记录，报监理验收。

2、当下道工序由不同工种班组施工时，施工员应组织上、下道工序、分项施工班组长进行交接检查，做好工序、分项施工交接工作，并填写工序交接检查记录。各班组长、施工员签字认可。

3、工序施工质量应按技术交底、验收规范、质量要求进行检查。对不符合质量要求的，班组应及时返修或返工。专业质检员对返修、返工后的工序质量重新检查评定，符合后方可报监理验收。

4、工序交接的班组，上道工序班组应为下道工序施工提供方便、有利的条件；下道工序班组对上道工序施工结果应予以保护。上、下道工序施工有交叉作业或互有影响时，由施工员做好班组作业协调和安排。

5、不同专业或项目之间的工序交接检查，由项目技术负责人主持各专业施工员、班组长进行交接检查，并形成交接检查记录，技术负责人和各专业施工员签字认可。有必要由监理单位见证的交接项目，应通知监理参加交接检查，并作出见证意见和签字。

6、下道工序将上道工序施工结果隐蔽的，项目部需提前24小时通知监理单位。项目技术负责人组织施工、质检、班组长对隐蔽工程检查合格后，通知监理提请有关单位进行隐蔽工程验收，并填写“隐蔽工程验收记录”。监理工程师检查合格并签认后，方可进行隐蔽施工。

7、特殊、关键部位的隐蔽工程检查，项目部应通知公司（分公司）技术质量、施工等部门派人参与检查验收。

新购变压器的交接试验 篇6

变压器在整个电力系统中是一种应用十分广泛的设备。对于新购置的变压器到货后, 如何验收是摆在用户面前的重要课题。在编号为GB50150-2006《电气装置、安装工程电气设备交接试验标准》的国家标准中, 规定了变压器交接试验、预防性试验、检修过程中的常规电气试验的引用标准, 还对仪器设备的要求、试验人员资质和职责、作业程序、试验结果判断方法和试验注意事项等进行了严格的规定。

变压器交接试验的目的是判定新变压器在运输、安装过程中内部和外部是否受到的损伤或发生了变化, 以及验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定。因此, 变压器的交接试验要严格按照规范的试验步骤进行操作, 以保证试验结果的准确性, 交接试验结束, 要与出厂试验报告和历史数据进行比较, 验证交接试验结果是否符合GB50150-2006国家标准。

2 变电站主要设备现状及变压器更新改造方案

2.1 变电站主要设备现状

我台现变电站于1995年6月兴建, 总投资563万元 (实际投资497.04万元) , 机房土建面积为818m2。由于当时图纸设计问题较多, 使得电气设备定货期延误了三个月, 直到1995年12月上旬设备才分批到货。待电气设备全部安装就位, 验收合格后, 于1996年7月23日工程才全部完成, 并投入运行。

我台目前是一座35kV变电站, 高压配电室高压侧电压等级为35kV, 低压侧电压等级为10kV, 变压设备由两台8000kVA (35k V/10k V) 油浸式变压器组成。

在变电站里, 有35kV高压开关柜11面, 型号为GBC-35 (JF) , 其主要部分为落地式小车少油断路器 (型号为SN10-35Ⅱ) , 生产厂家是四川电器股份有限公司, 生产日期为1995年9月;有10kV高压开关柜18面, 型号为GCS-10 (F) , 其主要部分为落地式小车少油断路器 (型号分别为SN10-10Ⅱ和SN10-10Ⅰ) , 生产厂家和生产日期同上;有变压器2台, 型号为SFzlb-8000kVA/35kV, 生产厂家是沈阳变压器厂, 生产日期为1982年6月。

在变电站中, 其二次控制、信号、测量、继电保护装置均采用分离元件组屏, 由电磁型 (继电器) 继电保护构成, 生产日期为1995年9月。

2.2 变电站设备运行情况

我台高压变电站自投入运行以来, 各电气设备基本运行正常, 日常维护保养到位, 操作监控等工作程序符合国家电网及北京市电力公司的要求。广大运行值班人员能够做到认真执行电力规程, 爱岗敬业, 使得变电站的各电气设备长期处于良好的运行状态。但是, 随着我台发射机设备的更新换代, 对电力供应的可靠性和供电质量的要求越来越高, 这样, 对高压变电站的一、二次电气设备的运行水平提出了更高的要求。目前, 变电站运行的一、二次电气设备都是建站时 (1996年) 投入运行的早期电气产品, 从投入运行到现在已经有16年, 各种电气设备都不同程度的存在着设备老化和各种缺陷。有些型号的电气设备属于国家明令已经淘汰的产品 (如变压器SFzlb-8000/35) ;还有一些设备属于技术落后、厂家已经停止生产的产品 (如少油断路器) , 厂家根本无法提供备件和有效的售后服务。上述问题, 给设备的正常维护和运行带来了很大的危胁, 一旦电气设备在正常运行状态突然出现问题, 将很难及时恢复供电 (因没有备品、备件) , 会使安全播出工作造成重大损失。为此, 变电站的更新改造工作势在必行。

2.3 变电站更新改造方案

为保证这次变压器更新改造工程的质量, 我们分别与供电部门的两个具有相应资质的施工单位进行了洽谈, 最后选定北京中联创业电力工程有限公司为施工单位。按照变电站更新改造方案, 于2010年9月29日与施工单位签订了如下施工协议:

(1) 依据我台提出更换原老旧变压器 (型号为SFzlb-8000/35) 的要求, 由施工单位提出更换变压器施工方案, 双方共同作好现场各项安全、技术措施。施工单位帮助我台申请停电, 合理安排好近三个月的工期 (2010年10月-12月底尽量提前完工) , 并与更换变压器设备工作衔接好。经与施工单位协商变压器容量定为8000kVA, 由我台自行采购, 由施工单位负责电气交接试验、验收、安装、调试, 合格后投入运行。

(2) 根据我台变电站一次电气设备运行情况, 按国家电网公司和北京电力公司的相关运行文件的要求以及电力运行规程的规定, 对高压电气设备, 包括35k V开关柜、10kV开关柜以及高压母线、高压电缆以及高压柜内的一些电气附属设备, 进行一次全面检修、维护和保养, 更换易损件及老化橡胶密封圈垫等, 同时进行相应的检测试验工作, 保证变电站内所有的一次设备经过检修、试验后, 处于健康的运行状态。对未更换的变压器 (仍然可用) 按周期检修项目进行检修、维护和电气预防性试验。

(3) 结合此次更换变压器停电机会, 对变电站二次控制信号、仪表测量、继电保护装置及备用自投装置进行一次全面的检测、维修和试验, 并对保护值进行整定;对二次回路接线进行正确性检查及传动试验, 保证二次设备处于正常良好的运行状态。

(4) 未尽事宜, 双方协商解决。

3 新购变压器的交接试验

根据施工协议, 变压器在安装施工前, 要由施工单位对新购入的变压器进行交接试验, 交接试验主要包括变压器的吊芯检查、交接试验、数据对比和验收等。

3.1 变压器的吊芯检查

为使更新变压器工程顺利进行, 我台抽调出精干的高素质人员成立了领导小组。按照相关程序, 进行了变压器的网上竞价, 确定了设备的生产厂家, 并委派变电站机房和器材科派人前往南方厂家实地考察, 并订购了变压器, 2010年10月15日新变压器设备到货。本来只要遵循国家标准GB50150-2006进行交接试验就可以了, 但是由于我台购买的变压器不是北京市供电局入围的产品, 要入北京市供电网, 需由北京市电力试验研究院对生产厂家的变压器进行吊芯检查, 这样, 可以使验收过程更加全面, 符合要求。吊芯检查的目的, 主要是检查变压器器身内部的构造是否符合如下要求:

(1) 变压器绕组匝间或层间的绝缘结构是否严谨、工艺是否优良;

(2) 铁芯片间的绝缘问题, 即紧固硅钢片用的穿钉螺栓与硅钢片绝缘是否良好;

(3) 油浸式变压器分接开关接触是否良好, 并测量分接开关的接触电阻值。

2010年11月5日, 天气条件具备了吊芯检查的环境要求。施工单位请来了北京市内唯一具备变压器进行吊芯检查资质的北京市电力试验研究院鑫诚公司, 他们会同厂家对新变压器进行了吊芯检查, 图1、图2为当时吊芯检查的工作现场。

经过吊芯检查后, 得出的结论是:变压器绕组间和层间的绝缘结构严谨, 绕组头搭接合理, 工艺优良。

3.2 变压器的交接试验和数据对比

根据国家标准GB50150-2006, 从16个方面规定了变压器的交接试验的指标:

(1) 绝缘油试验或SF6气体试验;

(2) 测量绕组连同套管的直流电阻;

(3) 检查所有分接头的电压比;

(4) 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出的极性;

(5) 测量与铁芯绝缘的各紧固件 (连接片可拆开者) 及铁芯 (有外引接地线的) 绝缘电阻;

(6) 非纯瓷套管的试验;

(7) 有载调压切换装置的检查和试验;

(8) 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;

(9) 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ;

(10) 测量绕组连同套管的直流泄漏电流;

(11) 变压器绕组变形试验;

(12) 绕组连同套管的交流耐压试验;

(13) 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验;

(14) 额定电压下的冲击合闸试验;

(15) 检查相位;

(16) 测量噪音。

根据以上16种试验的内容, 我们大致可将变压器绝缘程度的试验, 划分为非破坏性试验和破坏性试验两种。

非破坏性试验是指在较低电压 (低于或接近于额定电压) 下进行的试验, 主要指测量绝缘电阻, 测量泄漏电流、测量介质损耗因数等等, 如1-10条。

破坏性试验是指在高于工作电压下所进行的试验, 试验时, 在变压器绝缘上施加规定的试验电压和规定的时限, 考验在此电压下的耐受能力。如11-14条。

以上两类试验是有一定顺序的, 应首先进行非破坏性试验, 然后再进行破坏性试验, 这样可避免不应有的击穿事故。

在国家标准GB50150-2006中, 规定电力变压器的交接试验 (2) 、 (3) 、 (4) 、 (8) 条款为强制性条件, 必须严格执行, 表1-3中, 对交接试验与出厂报告的数据进行了对比。

厂家和施工单位配合我台共同遵守GB50150-2006国家标准, 对变压器进行了交接试验, 工程验收全部合格 (见表4) 。

实践证明, 新购的变压器只有经过严格、规范的标准化验收, 才能保证投运后设备的稳定、安全、可靠的运行, 同时, 也为我台留下了新变压器完整的归档资料, 为以后运行、维护提供了保障。

3.3 变压器的安装和应急预案

在北京电力公司朝阳供电公司大力支持下, 我台与北京中联创业电力工程有限公司共同合作, 变压器更新改造工程从2010年10月初开始, 到2010年12月20日提前完工, 历时经历两个半月取得了圆满的竣工, 新变压器运行稳定、可靠。在这期间我台还出色完成了2010年广州亚运会 (2010年11月12日00:00开始至2010年11月28日00:00结束) 重要保障期间的播音和全年的播音任务, 并创造我台有记录以来最好成绩!

在新变压器的施工期间, 为了确保发射机正常运行, 我台制定了安全播出应急预案, 在工程最紧要的时期, 北京电力公司朝阳供电公司为我台提供了免费的发电车, 为我台解决了后顾之忧。

各发射机房发电车的配备情况如下:甲、乙机房4部车、丙机房1部车、丁机房2部车、戍机房1部车, 并将介入发电车的要领通知给各机房。图3为供电公司派出发电车作为用电保障, 图4为新变压器就位情况。

4 变电站更新改造后存在的问题

变电站设备更新后, 使变电站的设备运行稳定了, 供电得到了保障, 但是目前变电站仍然还存在不少问题, 其中最大的问题是高压开关柜及少油断路器缺少备品备件:

(1) 现使用的高压开关柜及少油断路器属于技术落后的早期电气产品, 厂家已于2003年停止生产, 厂家根本无法提供备品备件和有效的售后服务。并且社会上该产品的备品备件库存量已十分罕见, 甚至难以寻找。

(2) 现在我台变电站设备基本上已无可替换的备用落地式少油断路器小车, 一旦电气设备在正常运行状态突然出现问题, 将很难及时恢复供电, 造成巧媳妇难为无米之炊的状况。

现在我们已进入2 0 1 1年, 也是“十二五”开局之年, 我台已将变电站设备更新计划列入我台“十二五”规划之中, 我们相信随着党和国家的兴旺发达, 我台变电站设备更新换代的愿望将会逐步实现。

摘要：本文介绍了491台变电站变压器更新改造的实施方案, 重点介绍了新购变压器交接试验的全过程。

现场交接试验 篇7

电力设备市场日渐进入微利时代, 要想出效益, 不仅要求建设周期加快, 尤其需要安装质量能使用户满意, 因此要求在进行设备交接试验时试验过程与试验结论正确简洁, 试验内容客观实用, 以确保工程整套启动和试生产运行期间调试质量最佳。如何确保高压电气试验在不降低质量的条件下降低成本是我们追求的目标。

1 高压电气试验综述

电气试验一般可分为出厂、交接、大修和预防性等类别试验。出厂试验是检查产品设计、制造、工艺的质量, 防止不合格品出厂, 新产品生产时应有型式试验, 比较大型的设备出厂试验应有建设使用单位的人员现场监造。任何电气设备的出厂应附合格的出厂试验报告, 以供后续的试验和运行参考。

交接试验主要是电气设备投运前按照《交接规程》和厂家技术标准等来检查产品有无缺陷, 运输途中有无损坏, 最终判断它能否投入运行并且为预防性试验积累参考数据等;预防性试验则是电气设备在投运后, 按照一定的周期来检查运行中的设备有无绝缘缺陷和其他缺陷等。按照试验的性质和要求, 高压试验又分为绝缘试验和特性试验2大类:绝缘试验可分为非破坏性试验和破坏性试验, 非破坏性试验即用不损坏设备绝缘的方法来判断缺陷, 能够发现设备绝缘的整体性缺陷, 其灵敏性有限, 因为电压较低, 但目前这类试验仍是一种必要的有效的手段;而破坏性试验如交流和直流耐压试验, 因其电压较高, 易于发现设备的集中性缺陷, 其缺点是会给设备造成绝缘损伤积累, 影响其使用寿命。

2 安装工程电气交接试验一些问题的探讨

交接试验对企业经济影响最为直接, 如果试验过程顺利不但能保证产品顺利销售获得直接效益, 而且能够增强企业知名度, 从而带动其他产品销售的增长, 提高电力企业宏观效益, 给企业的生存与发展带来契机。

交接试验过程非常复杂, 因此为节约成本, 必须在试验前考虑好一切试验过程中出现的异常现象。因此对试验有关注意事项作出说明。

特殊立项试验:技术难度大、需要特殊的试验设备、被列为特殊试验项目, 按照国家概算的关于交接试验规定, 特殊试验项目试验时费用, 应由甲方承担。发电机的现场直流耐压试验, 特别是对汇水管和地之间无绝缘 (死接地) 的发电机, 一定要清除表面积水, 否则可能引起放电、破坏引水管。建议最好这类项目不做现场交接试验。

变压器冲击合闸的次数问题, 对大容量的一般5次, 其主要是考验在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使差动保护误动, 并不是考验变压器的绝缘性能, 对于一般厂用的干式变压器可只冲击3次, 因为它们的主保护一般为速断。

对于互感器规定的二次侧绕组对地及相互之间大于1000m, 现场比较困难;CVT的中压电容的介损测试, 我们用的都是二次励磁法, 但它不足以暴露电容器的缺陷问题, 因为加在中压电容器上的电压很低 (2~3k V) , 另外还容易造成电磁单元中的元件损坏。

3 在线测试技术以及最新试验方法

高压电器交接试验传统方法耗时, 费材料, 因此, 从经济角度与本技术角度必须加以技术上的更新。目前在线测试介损、泄露电流IC、全电流Ig、泄露电流中的直流分量Ir和局部放电等对于判断设备的绝缘状况非常有效, 且不用停电还能减少预试项目。对于变压器和发电机主要是检测局部放电, 对于避雷器等主要是采用便携式仪器测试其阻性电流等。

3.1 高压新试验设备选材

主要对高压试验设备项目实施的可能性、有效性、如何实施、相关技术方案及财务效果进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价, 以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案。在经济飞速发展的今天, 能源贮藏日趋减少, 能源的供给逐渐成为影响经济快速增长的瓶颈, 解决这一问题的途径主要是开发新能源与节能降耗, 提高单位能耗产量。针对我国目前电力及相关技术的发展, 节能降耗是促进经济发展的有效手段。

3.2 现场高压新试验 (作业) 的标准程序

要把标准化作业真正落到实处, 就应该将作业指导书的标准程序以操作卡片的形式运用到日常工作之中, 比如变压器的作业指导书的具体内容和现场作业标准步骤。其内容主要包括:编制依据及引用标准、试验目的、工程概况与工程量、参加作业人员配置、对参加人员的素质要求、施工所需试验设备及工器具量具、安全防护用品配备、施工条件及施工前准备工作、作业程序流程图、试验项目、质量保证措施、安全文明施工销及环境管理要求和措施、职业健康风险控制计划、环境因素及其控制措施。

电气交接试验项目是对电气设备阶段性安装工作是否合格作一次检验, 这个阶段性试验可大可小, 可以是一个互感器的特性试验, 也可以是一个变压器的局部放电试验, 交接试验穿插在整个安装过程中, 但必须要说的是, 试验时该设备已经安装完成, 或者该设备的某个工序已经完成, 安装工作暂时停止, 等待试验, 试验合格后, 完成安装或者进行下一道工序的安装, 从这个角度说, 停止点, 是对的。用排除法, 确定电气交接质检范围, 不是检验点;是具有资质的操作人员的行为, 不是监视点;他无法控制, 也不是控制点。所以只能是停止点。

4 试验监督

超前谋划是确保技术监督工作顺利开展的关键。在技术监督现场工作开始前, 即编制了详细的技术监督方案, 并建立了专门的技术监督组织机构, 明确了各方的责权利, 使参建的众多部门之间能够默契配合, 确保了技术监督工作的顺利高效开展。 (1) 试验工作开始前深入广泛的技术交流, 有利于强化对相关标准的理解和执行, 做好试验设备、工器具、技术资料各项准备工作, 保证各项试验的顺利进行。 (2) 精细化的管理和全过程的技术监督是保障技术监督高质量完成的手段。全过程的技术监督, 确保了对试验过程中出现的问题及时准确地分析和处理意见, 为工程的按期高质完工提供了技术保证。 (3) 特高压工程中的技术监督是整个特高压工程质量监督和控制的重要组成部分, 应贯彻全过程技术监督的原则。

在设备设计选型、监造、基建、调试、生产运行各阶段, 技术监督工作应同步开展。在特高压工程前期准备及设计、制造和安装的整个过程中以及相关标准的制定过程中, 技术监督人员的充分参与, 有利于了解各设备的技术特点和特殊要求, 掌握技术监督的重点, 提高技术监督成效。

摘要：针对高压交接传统试验效益较低的现象, 从节约与节能角度研究了现场交接试验方法、程序以及注意事项, 最后强调试验监督的重要性与内容, 对实际工程试验中提高企业效益、节省成本有一定意义。

关键词：高压电气,交接试验,监督,降低成本

参考文献

[1]苏长兵, 李应红, 等.等离子体气动激励系统电特性的实验研究[J].高压电器, 2009 (1) .[1]苏长兵, 李应红, 等.等离子体气动激励系统电特性的实验研究[J].高压电器, 2009 (1) .

现场交接试验 篇8

针对高压室中所有设备实施的交接试验来说, 在整个实验中, 10 kV开关柜试验是其中最为重要的一部分。从现实状况来看, 现在普遍使用的方法是逐一地对开关柜开展实验, 然而这种方法在现实的操作过程中是受众多因素制约的。在运行10 k V开关柜试验的时候通常要占用1 h, 假设有特殊情况出现所占用的时间就会无限期的拖延。针对这一时间问题, 本文就以更改前的10 kV高压室和更改后的10 kV开关柜试验作为实例进行仔细的剖析。

1 10 k V电气高压室接线方式

10 kV变电站在安装策划时通常全部是以2～3台的主变压器全部工作作为基础, 1台主变带有12条10 kV的馈线线路。10 kV高压室中的全部设备都是与10 kV母线并联开展工作的。高压室所有的低开关是和变压器联通的, 母联开关和周围的高压室联通。高压室中共存在10 kV的开关柜16个, 变低开关柜1个, 母联开关柜1个, 电容开关柜2个以及10 kV馈线的开关柜12个。本文所涉及的开关柜已将这16个全部包括了, 但并没有涵盖电阻柜、站用变、曲折变、避雷器等设备。

2 10 k V开关柜实施交接试验的过程

依照电气设备在交接过程中所应符合的规格表明, 1个10 k V的开关柜试验在运行的过程中重点涵盖下面的3个层次:直流回路电阻测试、耐压试验以及电阻绝缘试验。其中实施电阻绝缘试验的关键就在于测试相对地绝缘的能力和开关断口的强度。耐压试验属于破坏性的试验, 关键的操作方法就是对设备增添1 min的42 kV (或38 kV) 高压, 从而测试其耐压的能力, 也就是测试设备能否在高压的情况下运行。直流回路电阻测试的关键就在于测试在开关闭合时直流回路内的电阻。

在实施10 kV开关柜试验期间, 一定要组织3名工作人员实施实验, 其中1人的任务是监护, 另外2人主要负责操作。实际操作如图1所示。

图中的虚线框内部的试验需要再次运行, 先实施单个断口开关耐压试验, 再进行单个相对开关耐压试验, 其中试验接线图如图2、图3所示。

据上述所展示的接线图所示, 其实际流程是:

(1) 开关线路旁侧的三相短路应该由接地线连接至地面, 这样三相短路就全部能够保持“分闸”的情况;

(2) 使用兆欧表把开关母线旁侧的三相短路中的关断口予以绝缘摇开, 只有在阻值超过1 200 MΩ时才能说明已经符合绝缘的标准;

(3) 把电压增大到38 kV, 维持的时间应该是1 min, 在不对其加压之后实施绝缘电阻, 假设阻值仍然保持超过1 200 MΩ, 则说明耐压和绝缘电阻的实验全部符合预定的标准;

(4) 避免短路与接地线连接, 让开关保持“合闸”的情况, 对开关母线旁侧的三相短路实施后摇绝缘, 假设与预定的规格相一致, 那么就把电压增大到38 kV, 维持的时间应该是1 min, 完毕时实施多次摇绝缘;假设实验与预定的规格相一致, 那么耐压以及绝缘电阻的实验就全部和预定的标准相一致。

上面所述的几种情况全部属于10 kV开关柜试验的操作过程, 这个实验全程所需要的时间是30 min。但是, 这个实验在实际操作的过程中依据上面所列的方案执行所占用的时间是6 h。所以说, 高压室中的10 kV开关柜试验是存在很大问题的, 即操作过程复杂、占用时间长等, 这样工作人员往往承受不了长时间的工作任务, 会出现疲劳的情况, 从而发生意外, 为此, 应该尽量降低其运行所占用的时间。

3 引发10 k V开关柜高压交接试验所占用时间长的原因

引起其占用的时间长的原因有很多种可能, 为了能够寻找到真正占用其速度的因素, 缩短时间, 现从以下2个角度出发, 仔细剖析其原因。

(1) 环境因素:对高压室实施改造完毕时以及在实施10 kV开关柜高压交接试验时, 整个流程中是需要安装单位进行再一次的回路调试的, 这是为了保证安装的质量, 避免出现问题而引发更大的麻烦, 在具体的调试中主要是使用计量班对计量的模块施加工作的, 整个过程中, 基本上全部是机器自动运行, 人员只是在机器遇到问题的时候予以帮助。所以, 高压室中的工作条件是相对比较麻烦的, 工作交叉时所需的工人数量大, 基于这样的工作环境, 实验能够正常开展并运行是相当困难的。尤其是在尚未开展耐压试验时, 为了避免现场的工作人员出现不必要的安全问题, 所以在开展实验之前首先应该疏散实施人员, 这样在一定程度上就拖延了实验的时间。

(2) 试验的方式:对每一个开关柜实施试验被认为是现用的10 kV开关柜试验应用中广泛的一种, 单个的高压室中10 kV开关柜的数量是很多的, 这样就不利于实验的正常运行, 为了保证其能够正常运行, 就必须在同一个时间段准备2套设备同时安排2组人员实施实验, 这不仅加大了机器设备的损耗, 还增加了人员的消耗。另外, 由于存在这样的情况, 所以, 每一组工作人员的休息时间有所减少, 长此以往就会出现疲劳, 稍不注意就会发生意外。

4 优化10 k V开关柜高压交接试验的方案

(1) 依据实际实验的相关规定制定《10 kV开关柜的交接试验的工作制度》, 这是为了确保实验能够有序的开展。另外, 不仅仅要依据上述制度作为实验的唯一标准, 还应该确保参加实验的人员安全问题, 实验过程中应该对其具体的工作有必要的限制, 禁止非实验的人员进入实验室, 倘若进入一定要立刻予以疏散, 特别是高压室, 上述准备工作全部结束后才能够开展实验, 这样实验在实施的过程中才不会出现不必要的问题。

(2) 经过研究高压室内的主接线表明, 为了能够准确有效地获得实验的效率, 应该对实验的相关方案实施优化, 这样才能够保障耐压以及绝缘电阻的试验顺利完成, 不需任何附加试验。假设把高压室和主变以及别的高压室内部的相关电气彼此衔接在一起, 接着使用母线摇绝缘或者是加压的方案夹杂在实验中, 这样就可以确保耐压以及绝缘电阻的试验圆满完成, 具体的执行流程为:

首先, 在试验正式运行时, 将参加实验的人员分成两个小组, 其中一组的主要任务就是进行直流回路电阻的试验, 而剩下的一组则准备耐压绝缘的试验。当第一小组实施开关回路直流电阻试验时, 第二小组必须要完成接线工作, 对实验条件进行详细地检查。第一组的人员把全部的开关打在“合闸”状态, 对回路直流电阻进行测试, 测试结束后, 要把开关处于“分闸”状态。这时, 第二组人员应该将高压操作箱和变压器连接好, 利用导线把全部开关柜线路侧三相短路接地, 对接线情况进行详细地检查, 以保证达到实验要求。待第一组人员工作结束后, 对实验现场的非实验人员进行疏散, 然后第二组人员要进行分三相, 主要是完成开关的断口绝缘、耐压试验等工作。所有的开关柜及其母线的接线图, 如图4所示。

其次, 拆除所有的开关柜线路的接地导线, 合并所有的开关柜开关, 确保两相母线全部与地相接触, 增加另一相母线的电压, 对其进行整组开关耐压试验, 所有的开关柜及其母线接线图, 如图5所示。

使用这种实验方案不仅缩减了实验的步骤, 避免了很多重复工作, 还有效地降低了实验所需的时间。

5 结语

本文以10 kV开关柜的交接实验引作实例, 经过试验论证及实际剖析, 阐述了引起10 kV开关柜进行交接试验所占用的时间长的原因, 然后提出了相应的改进方案, 并加以试验, 通过实验说明了以上试验方法所占用的时间就大大的降低, 从原来的6 h经改进后降低到了3.2 h, 这样不仅降低了工作人员的承受能力, 还有效地提升了办公的效率。

参考文献

[1]彭晓, 黄绍平.国内外高压开关柜的技术发展[J].大众用电, 2003 (4)

[2]张宗九.高压成套开关柜运行问题及对策[J].江苏电力技术, 1999 (1)

[3]吴江, 刘成鹏.高压开关柜常见故障及使用介绍[J].大众科技, 2004 (9)

现场交接试验 篇9

1 高压室接线方式

本次研究中在对高压开光柜的交接试验进行分析时,主要以10KV变电站的高压开光柜为例进行分析,在目前的10KV变电站中,大多是以两到三台的主变压器的工作为基础,其中一台主变压器有12条10KV的馈线线路,在其高压室中,所有设备都与10KV母线并联,高压室中所有的低开关都应该与变压器联通,并且母联开关要与周围的高压室联通,在其高压室中一共有16各共存的10KV开关柜,12个10KV馈线开关柜、2个电容开关、1个母联开关、1个变低开关柜,本次研究中所指的开光柜包含了所有16个开光柜,但是没有包含避雷器、曲折变、站用变、电阻柜等设备。

2 开关柜的交接试验过程

电气设备在进行交接的过程中,要能够满足相关的规定,在相关的规格要求中指出 :在1个10KV开关柜交接试验的过程中,应该包含电阻绝缘试验、耐压试验、直流回路电阻测试等方面的内容,其中开展电阻绝缘试验的的重点应该放在开关断口强度及相对地绝缘能力的检测上。而其中的耐压试验是一种具有破坏性的试验,在开展试验的过程中,一个非常重要的方法就是要对设备添加1分钟42KV的高压,以便于对其耐压能力予以测试,其主要目的是对设备处于高压情况下运行时的性能。在交接试验中开展直流回路电阻测试的重点应该放在开关闭合时直流回路中的电阻的测试上,在开展10KV开关柜试验的过程中,需要有3名工作人员参与到交接试验中,其中有2个人主要负责操作,另一个人的主要任务是负责监护,保证操作的安全性,其试验过程中如图1所示 :

上图中虚线框中的试验如果需要再次开展,就需要先开展单个的断口开关耐压试验,然后再开展单个的相对开关耐压试验,其试验流程主要表现为 :(1)通过接地线将开关线路旁侧的三相短路接至地面,以便于三相短路能够全部保持分闸的情况 ;(2)应用兆欧表将开关母线旁侧的三相短路的关断口予以绝缘摇开,其绝缘标准为组织超出1200兆欧 ;(3)将电压值增大到38KV时,应该能够维持1分钟的时间,不对其实施加压之后,要对其实施绝缘电阻,如果其组织依然能够保持超出1200兆欧,那么说明其绝缘电阻及耐压性能能够满足相关标准的规定 ;(4)应该防止出现短路与接电线连接的情况,以便于在开关保持合闸的情况下,对开关母线旁侧的三相短路实施后摇绝缘,如果其值能够与规定的规格保持一致,就将其电压值增大到38KV,并要能够维持一分钟的时间,之后还需要实施多次的摇绝缘,如果试验值能够与规定值保持一致,那么就说明其绝缘电阻及耐压性能与规定要求相一致。

根据上述的操作流程开展交接试验,其交接试验整个过程中所需要的时间大致是半个小时,但是在实际的操作过程中,执行该方案需要耗费大概六个小时的时间,这说明在10KV高压开关柜交接试验中,存在占有时间长、过程复杂等问题,并且容易因为工作人员承受不了长时间的工作任务,因过于疲劳导致意外的发生,所以在实际工作中,积极采取措施降低其运行时间是非常必要的。

3 导致开关柜高压交接试验时间长的主要原因

导致高压开关柜交接试验时间过长的原因是多种多样的,从试验方式与环境因素两个方面予以简单分析,主要表现为 :(1)试验方式,目前常用的交接试验方式是对每一个开关柜都开展试验,但是在高压室中,单个的高压开关柜的数量是非常的多的,这就会对正常的试验造成影响,为了缩短试验试验,在同一个时间段中,最少需要准备两套相同的设备开展试验,同时需要安排两组工作人员参与到试验中,这就会导致人力资源与设备资源消耗量的加大,并且工作量加大之后,每个工作人员的休息时间相应的缩短,容易疲劳,潜在安全事故的发生率就会加大 ;(2)环境因素,在高压室改造之后,已经在高压开关柜交接试验开展的过程中,需要对安装单位实施回路调试,这主要是为了保证安装质量,防止由于安装过程中存在的问题引发安全事故,但是在实际的调试工作中,主要是通过计量班对计量模块进行加工,整个过程中大多是由机器自动运行,工作人员主要是在机器出现故障的情况提供相应的帮助,这会导致高压室中的工作环境比较复杂,尤其是在工作交叉时,会导致高压室中的人员数量庞大,在这样的工作环境中,要想保证各项工作的顺利开展是具有较大难度的,特别是在还没有开展耐压试验的情况下,要想有效的防止工作人员在工作过程中出现安全问题,就需要将与试验无关的工作人员予以撤离,这就会延长试验时间。

4 高压开关柜交接试验的改进措施

针对上述问题,提出下列的改进措施 :(1)根据相关的规定制定出详细的高压开关柜交接试验工作制度,以便于保证所有试验能够顺利开展,同时要做好人员安全的管控工作,保证所有工作人员的人身安全 ;(2)为了在试验过程中获得准确、有效的试验结果,就会要结合实际的试验需求,对相关方案予以优化,这样才能保证绝缘电阻试验及耐压试验能够顺利开展,并且不需要附加其他试验,这样不仅能够保证试验质量,还有利于试验时间的缩短,在试验过程中,就爱那个参与试验的工作人员分成两个小组,一组人员开展耐压绝缘试验,一组开展直流回路电阻试验,当开关回路直流电阻试验完成之后,另一个小组的工作人员需要做好接线工作,对实验条件予以详细的检查,保证试验顺利开展。

5 结束语

现场交接试验 篇10

对刚安装的供电设备按规定进行的试验称作交接性试验。通过交接性试验能够及时发现新设备内部隐藏的缺陷,预防事故发生或设备损坏,保证供电设备的正常运行;通过对同类设备之间测试数据的横向比较及本次测试数据与出厂数据之间的纵向比较,可以判断设备的状态。以避免设备带病投入运行,造成损坏设备的事故。这样就能做到预防为主,使设备能长期、安全、经济地投入运行。

2 交接性试验项目

1)测量主回路的导电电阻;试验仪器采用回路电阻测试仪;测量前应先分、合断路器几次,以破坏触头上的金属氧化膜;主回路的导电电阻值应符合产品技术条件规定值。2)测量断路器的分、合闸时间;试验仪器采用高压开关动作特性测试仪;测量断路器的分、合闸时间,试验应在断路器额定操作电压下进行,实测数值应符合产品技术条件的规定。3)测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间;试验仪器采用高压开关动作特性测试仪;断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间,应符合产品技术条件的规定。4)测量断路器分、合闸以及失压线圈绝缘电阻、直流电阻以及低电压试验;试验仪器采用兆欧表和直流电阻测试仪以及直流电源发生器;测量断路器分、合闸以及失压线圈的绝缘电阻值不应低于10 MΩ,直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。低电压试验应符合产品技术条件的规定。5)测量绝缘电阻;试验仪器采用兆欧表;测量包括主回路、断口间以及辅助回路与控制回路的绝缘电阻。试验应符合GB 50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准中的相关的规定。6)交流耐压试验;试验仪器采用交流高压试验变压器及耐压测试仪;测量包括主回路、断口间以及辅助回路与控制回路的耐压试验主回路的耐压试验程序和方法,应按产品技术条件的规定进行,试验电压值为出厂试验电压的80%。7)密封性检查;试验仪器采用SF6气体检漏仪;试验应符合产品技术条件的规定;气体检漏仪灵敏度不低于1×10-6(体积比);试验应对各气室密封部位、管道接头等处进行检测,检漏仪不应报警。8)测量六氟化硫气体微量水含量;试验仪器采用微水检测仪(露点仪);试验应符合产品技术条件的规定;微量水含量的测量应在封闭式组合电器充气24 h后进行;有电弧分解的隔室,实测值应小于150 ppm;无电弧分解的隔室,实测值应小于500 ppm。9)封闭式组合电器内各元件的试验;元件指装在封闭式组合电器内的断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等;试验应符合GB 50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准以及产品技术要求中的相关规定;试验方法及注意事项见各分类项目。10)断路器的操作试验;操作试验应符合产品技术条件的规定;包括机械/电气合、分闸操作以及机械/电气联锁试验。联锁与闭锁装置动作应准确可靠。按照产品技术条件规定的操作电压下对断路器进行分、合闸试验,断路器应可靠动作。11)气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验。气体密度继电器及压力动作阀的动作值,应符合产品技术条件的规定;压力表指示值的误差及其变差,均应在产品相应等级的允许误差范围内。

3 实例分析

3.1 对35 kV GIS柜进行主回路导电电阻测试

1)事件:2009年8月6日,对某台GIS柜安装完后进行现场交接验收试验,对GIS柜进行回路导电电阻测试,当电流加到100 A时,测试导电回路电阻分别为:A相130.85 μΩ;B相131.52 μΩ;C相532.85 μΩ;其中C相导电回路电阻比A相、B相高出很多并大于出厂值(见图1)。2)检查结果:经现场试验人员外观检查,试验仪器正常,试验仪器接线正确,接触紧密未发现异常现象;打开GIS柜C相发现母排连接螺栓没有拧紧。3)经分析确认:是安装时C相导电回路连接螺栓没有拧紧,引起导电回路电阻增大。4)处理结果:厂家打开母线室后进行检查,发现C相连接螺栓松动。用扳手拧紧后再做回路导电电阻试验,测量结果符合厂家说明书要求。5)总结:交接验收试验能够发现新设备在生产制造、运输和安装中出现的隐患。

3.2 对35 kV GIS柜交流耐压试验

1)出现的现象:2008年10月21日,在地铁某变电所进行交接试验,在对GIS柜进行交流耐压试验时,在电压加到60 kV时出现不正常的放电声音,继续加压到63 kV时出现严重的放电声音,查看出厂试验报告,均表明无异常;再次进行交流耐压试验,在电压加到60 kV时出现不正常的放电声音,关灯后观察发现A相压互有放电弧光(见图2)。2)检查结果:停电后经仔细检查发现A相压互外表无异常现象,单独对压互进行耐压试验符合要求,又单独对GIS柜本体进行交流耐压试验也符合要求,怀疑是压互安装时与GIS柜接口部位没有处理干净。用高纯度清洁液对接口部位重新清洗,并涂上导电膏,装上压互后重新进行交流耐压试验,电压到68 kV时无异常现象出现。3)经分析确认:是安装人员在施工过程中对接口部位没有处理干净,而引起放电,送电后GIS柜一直运行正常。4)总结:交接性试验能够及时发现设备安装过程中的隐患。

4结语

试验仪器、设备的好坏直接影响试验的结果,也就影响了对设备状况的正确判断,加强对试验仪器、设备的检查和保养都是最重要的;通过交接性试验不仅能发现设备的潜在缺陷,对没有缺陷的设备也能做出正确的判断。通过上述实例说明,为了达到交接试验目的,不仅要求试验人员熟练掌握试验操作技术,而且还要坚持科学的态度。一方面要准确无误地反映出设备的实际性能指标和设备的工作状态;另一方面能对试验结果进行全面地、综合地分析,掌握设备性能变化的规律和趋势。

摘要：详细介绍了GIS的预防性试验项目和试验仪器及试验要求,结合具体工程实例,通过对35 kV GIS柜进行主回路导电电阻测试和交流耐压试验,阐述了交接性试验在地铁GIS柜中的应用,指出变接性试验是检测设备潜在缺陷的重要手段。

关键词：交接性试验,地铁GIS柜,隐患,耐压试验

参考文献

[1]陈化钢.电气设备预防性试验方法[M].北京:水利电力出版社,1994.

[2]赵家礼.变压器故障诊断与修理[M].北京:机械工业出版社,2000.

[3]阎士琦.常用电气设备故障诊断技术手册[M].北京:中国电力出版社,2002.

[4]周武仲.电力设备交接和预防性试验200例[M].北京:中国电力出版社,2005.

[5]成永.电力设备绝缘检测与诊断[M].北京:中国电力出版社,2001.