电气交接试验

电气交接试验（共9篇）

电气交接试验 篇1

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) .

[2]张鸿.变频串联谐振技术在电缆高压试验中的应用和分析[J].广东输电与变电技术, 2009 (2) .[2]张鸿.变频串联谐振技术在电缆高压试验中的应用和分析[J].广东输电与变电技术, 2009 (2) .

电气交接试验 篇2

第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、检查所有分接头的变压比；

三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；

四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

七、绕组连同套管的交流耐压试验；

八、绕组连同套管的局部放电试验；

九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；

十、非纯瓷套管的试验；

十一、绝缘油试验；

十二、有载调压切换装置的检查和试验；

十三、额定电压下的冲击合闸试验；

十四、检查相位；

十五、测量噪音。注：①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。③干式变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。④变流、整流变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑤电炉变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑥电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、1600kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%；

三、变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；

四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。

第6.0.4条 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

第6.0.5条 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：

一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。

二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.5 油浸式电力变压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：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：(6.0.5-1)校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为20℃以上时：(6.0.5-2)当实测温度为20℃以下时：(6.0.5-3)式中 R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)； Rt——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。

三、变压器电压等级为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，在常温下不应小于1.3。

四、变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。

第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tgδ；

二、被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%；

三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.6 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：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：(6.0.6-1)校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算： 当测量温度在20℃以上时：(6.0.6-2)当测量温度在20℃以下时：(6.0.6-3)式中 tgδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值； tgδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。

第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：

一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；

二、试验电压标准应符合表6.0.7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本标准附录三的规定。表6.0.7 油浸式电力变压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分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验；

二、容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。

第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定：

一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为。2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。4.上述测量电压的选择，按合同规定。注：Um均为设备的最高电压有效值。

二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。

三、局部放电试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关规定进行。

第6.0.10条 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻；

二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；

三、当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；

四、铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。

第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”的规定进行。第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。

二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。

三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。

第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：

一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。

二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。

三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。第6.0.14条 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。

第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。

第6.0.16条 电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准《变压器和电抗器的声级测定》的规定进行。第七章 电抗器及消弧线圈

第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

五、绕组连同套管的交流耐压试验；

六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻；

七、绝缘油的试验；

八、非纯瓷套管的试验；

九、额定电压下冲击合闸试验；

十、测量噪音；

十一、测量箱壳的振动；

十二、测量箱壳表面的温度分布。注：①干式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、九款规定进行。②消弧线圈的试验项目可按本条第一、二、五、六款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第三、四、七、八款。③油浸式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、六、七、九款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第三、四、八、十、十一、十二款。④电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、实测值与出厂值的变化规律应一致； 三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；

四、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%。第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合本标准第6.0.6条的规定。第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。第7.0.13条 电压等级为330～500kV的电抗器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65℃。第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组的绝缘电阻；

二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；

三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、油浸式互感器的绝缘油试验；

五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻；

六、测量电流互感器的励磁特性曲线；

七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性；

八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性；

九、检查互感器变化；

十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；

十一、局部放电试验；

十二、电容分压器单元件的试验。注：①套管式电流互感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；

二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行；

三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；

四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。

二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算：(8.0.3-1)式中t——试验电压持续时间(s)； f——试验电源频率(Hz)。3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tgδ(%)不应大于表8.0.4-1的规定。表8.0.4-1 电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ(%)额定电压(kV)35 63～220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±10%范围内。

二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ(%)温度(℃)5 10 20 30 40 tgδ(%)2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。

二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。

三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、当互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。第8.0.7条 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：

一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。

二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。

二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。

三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定：

一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。

二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。

三、测试时，可按现行国家标准《互感器局部放电测量》的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平接地方式 互感器型式 预加电压(t＞10s)测量电压(t＞1min)绝缘型式 允许局部放电水平视在放电量(pC)中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.8×1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。

四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。

五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定：

一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.3、18.0.4条的规定进行；

二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ；

三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量每相导电回路的电阻；

六、测量油断路器的分、合闸时间；

七、测量油断路器的分、合闸速度；

八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性；

九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值；

十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻；

十一、油断路器操动机构的试验；

十二、断路器电容器试验；

十三、绝缘油试验；

十四、压力表及压力动作阀的校验。第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压(kV)3～15 20～35 63～220 330～500 绝缘电阻值(MΩ)1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规 定：

一、在20℃时测得的tgδ值，对DW2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加2后的数值；对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加3后的数值。

二、应在分闸状态下测量每只套管的tgδ。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tgδ(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10μA；220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5μA。第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定：

一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验；

三、对35kV及以下户内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定：

一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定；

二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定：

一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定；

二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外，其余的可不进行。第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定：

一、合闸操作。1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作； 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%～110%)Un(85%～110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。

二、脱扣操作。1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验 电源电压与额定电源电压的比值 小于35%* 大于65% 大于85% 失压脱扣器的工作状态 铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放 铁芯应可靠地吸合 *当电压缓慢下降至规定比值时，铁芯应可靠地释放。3.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表9.0.12-3的规定。

三、模拟操动试验。1.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求； 当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。2.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表9.0.12-4的规定进行；液压机构的操动试验，应按表9.0.12-5的规定进行。表9.0.12-3 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类 延时动作的 瞬时动作的 脱扣电流等级范围(A)2.5～10 2.5～15 每级脱扣电流的准确度 ±10% 同一脱扣器各级脱扣电流准确度 ±5% 注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。表9.0.12-4 直流电磁或弹簧机构的操动试验 操作类别 操作线圈端钮电压与 额定电源电压的比值(%)操作次数 合、分 110 3 合 闸 85(80)3 分 闸 65 3 合、分、重合 100 3 注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表9.0.12-1“注”的情况。表9.0.12-5 液压机构的操动试验 操 作 类 别 操作线圈端钮电压 与额定电源电压的比值(%)操 作 液 压 操 作 次 数 合、分 110 产品规定的最高操作压力 3 合、分 100 额定操作压力 3 合 85(80)产品规定的最低操作压力 3 分 65 产品规定的最低操作压力 3 合、分、重合 100 产品规定的最低操作压力 3 注：①括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。②模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。③操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。第9.0.13条 断路器电容器试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第9.0.14条 绝缘油试验，应按本标准第十九章“绝缘油”的规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样试验。第9.0.15条 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。第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.1条 空气及磁吹断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量每相导电回路的电阻；

三、测量支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量断路器主、辅触头分、合闸的配合时间；

六、测量断路器的分、合闸时间；

七、测量断路器主触头分、合闸的同期性；

八、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻；

九、断路器操动机构的试验；

十、测量断路器的并联电阻值；

十一、断路器电容器的试验；

电气交接试验 篇3

【关键字】 10kv；干式变压器；电气交接；试验分析

【引言】在如今的世界，经济发展如火如荼，这其中电力毋庸置疑是最重要的驱动力，10kv干式变压器在电力行业起着决定生死的重大作用，自干式变压器从国外引入，它的使用频率和数量迅猛增长，它之所以这么受到电力行业的欢迎，成为主流变压器，是因为它的确有着其他变压器所不具备的特点，它集环保、高效、节能等优点于一身，10kv干式变压器在未来的几年一定能够取代普通变压器，独占电力行业。然而，在10kv干式变压器普及之前，我们一定要对其进行电气交接试验分析，了解它的主要性能，为干式变压器受送电提供方便，为人们的生命安全负责。

实验的目的

10kv干式变压器由于引入国内的时间比较晚，我国电力行业对其主要性能和安全等问题还不能给出确凿的证据，接下来我们就围绕10kv干式变压器安装后各个绕组同引线之间是否安全可靠、各个绕组之间的电阻是否平衡等问题来进行电气交接试验。

试验所需工具和相关注意事项

（一）、仪器仪表和工具

湿温度计一支（误差允许≤1℃）、兆欧表一盒（2500V、5000V）、变压器直流电阻测试仪一盒、变压比测试仪一盒、导线或地线若干。

（二）、试验注意事项

1、因为电气交接试验属于破坏性实验，所以干式变压器进行试验时一定要遵循一机一闸的原则，再将其接到漏电保护器上，同时还要保证额定的漏电电流不得超过30mA。

2、实验操作人员，在进入实验场地时，必须戴上安全帽，穿上绝缘鞋，避免发生不必要的危险。

3、实验应该在天气良好的情况下进行，遇到大风雷雨天气应该自觉停止一切实验。

4、干式变压器的性能实验仪器一定要保证外壳接地，检查实验线路，避免出现由于电路老化而带来巨大的损失。

5、检查湿温度计、兆欧表、变压器直流电阻测试仪、变压比测试仪、导线等是否已经损坏，在实验场地周围拉上安全警戒线，驱逐无关人员，保证实验的顺利进行。

6、在实验的过程中如果出现兆欧表指针迅速发生偏转，偏转的角度多大，应该立即断开总开关，换上量程合适的兆欧表再继续进行测量。

试验项目

1、绝缘电阻试验

2、交流耐压

试验方法和过程

（一）、绝缘电阻试验

1、试验仪器：湿温度计一支、2500V或5000V兆欧表一块

2、试验原理：绝缘电阻试验是检查干式变压器是否处于绝缘状态的最基本的方法。试验中，我们首先用兆欧表来测量干式变压器的绝缘电阻，在测量时由于很难做到控制单一变量的标准，但是对于干式变压器而言，测量时只需要读取其最稳定的值，记录下来，作为干式变压器绝缘电阻的值。

3、试验方法和步骤

用湿温度计测量试验场地的温度和湿度，记录下来，取其平均值作为最终结果。

將兆欧表地线进行接地，戴上绝缘手套，将兆欧表的导线与干式变压器相接，合上开关，记录多组绝缘电阻的值，关闭开关，将兆欧表放回原地，计算出绝缘电阻的平均值，作为最终结果。

将被测量的电路接地放电

用以上方法测量并记录干式变压器的夹件和铁芯的绝缘电阻

试验结果分析指标

当测量的环境温度与干式变压器出场的环境温度差异太大时，应该舍弃测量数据，把环境温度调到与出场温度一致时，再进行测量，得出较为准确的数据

测得的绝缘电阻值不超过出厂值的70%

、交流耐压

1、试验仪器：试验变压器、合适容量的调压器、串联电抗器、漏电保护器

2、试验原理：外施交流电压试验，试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以根号2

3、试验方法及步骤

a）根据相关规程或制造厂家的规定值确定试验电压并根据所试电力变压器的容量选择合适电压等级的电源设备，测量保护电阻和试验仪器。若试验过程中出现电压较高，则应立即使用串联谐振来降低试验电源的容量。

b）对主绝缘电阻进行试验，测量的数据合格后再进行交流耐压的试验

c）检查试验仪器是否能够正常使用，以保证试验的顺利进行

d）试验结束，合上总开关，将各仪器放回原处

4、试验结果分析指标：在进行耐压试验时，如果各仪器的的指针不跳动，被试验变压器没有发出放电的声音，这说明变压器的耐压试验合格。如果各仪器的指示突然上升，而且被试验的变压器发出强烈的放电声，同时还伴着球隙放电，则说明该变压器的耐压试验不合格，此种变压器不能投入使用。

五、试验结果分析

1、交流耐压试验是检验电力设备绝缘程度最有效，也是最直接的方法，是防止安全事故的一项必备工序，由于交流耐压试验电力一般要比正常的运行电压要高，电力部门在长期的运营中，绝缘长期受到电场、温度和机械振动等各大原因而逐渐发生劣化，很容易造成安全事故，但是，经过这种实验，我们可以排除变压器的安全隐患，提高设备的安全裕度，进行这种实验是非常必要的。

2、绝缘电阻试验是检验变压器是否安全的最有效的方法，因为变压器通常都是超负荷运作，所以，一定要对变压器的绝缘电阻经常进行试验，在试验过程中，如果将绝缘电阻换算至同一温度下，将其与前一次测量结果结果相比无明显变化，则此种变压器可以投入使用，如果测量的结果与前一次测量的数据相比相差很大，则此种变压器不能投入使用；如果测得它的吸收比不低于1.3或者变压器的极化指数不低于1.5，则此种干式变压器合格，反之，则此种干式变压器不合格，应该禁止投入使用。

结束语

综上所述，现如今的中国发展迅猛，经济发展日新月异，电力在其中扮演着一个举足轻重的角色，我国应该投入更多的人力和财力来强化我国的电网，变压器作为整个电网的心脏，其重要性不必赘述，研发一个好的变压器，对于一个国家来说相当于如获珍宝，而从国外引入的10kv干式变压器为我们国家的电力领域注入了一股全新的活力，犹如一股清新剂，将电力部门的供受电能力拉上了一个台阶，10kv干式变压器的安装试验对于变压器的安全运营起着极其重要的作用，所以，在电力部门将新型的变压器投入运营之前一定要通过具体的试验和严谨的分析来确保干式变压器的安全使用，我相信随着科技的飞速发展，各种各样的新式变压器将会被研发和使用，但是，无论经济的发展有多快，始终要坚信安全第一，只有在生命安全有保障的前提下，才能谈及一个国家的发展是否迅猛，不然，一切都只是枉然。

参考文献：

[1] 曾庆赣，蔡定国，刘斌，张勖成. 智能化节能型干式变压器特点及选型应用[J]. 电器工业. 2003（10）

[2] 尹克宁. H级干式变压器的现状及其发展前景[J]. 电力设备. 2002（01）

[3] 郭振岩，刘景江. 干式变压器发展新动向[J]. 变压器. 2002（05）

[4] 郭宏山. 绿色环保型H级干式变压器的性能和发展前景[J]. 上海电力. 2002（04）

电气交接试验 篇4

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

电气交接试验 篇5

摘要：近年来SF6封闭式组合电器，因其将除变压器之外的一些用电设备有机、系统的组合在一起，且能将这些带电设备利用六氟化硫这种惰性气体作为绝缘介质和灭弧介质密闭在金属外壳之内而被普遍利用。此外，它还有安全性高、安装时间段、体积小、养护便捷等优点。但同时SF6封闭式组合电器的造价高也相对较高，其用来绝缘和做灭弧介质的气体在纯度和浓度方面要严格把控，必须做好检测工作，因为它能有机的将各个电器设备组合起来，因而对各个零部件的施工技术也有更高的要求，否则很可能导致击穿。这就有必要对SF6封闭式组合电器进行交接试验，确保其性能;对其施工技术加以分析，保证其施工质量。

本文关键词：组合，封闭式，交接，施工技术，试验

1 简述SF6封闭式组合电器的相关内容

1.1 含 义

GIS即SF6封闭式组合电器的简称，在国际上能够被称作是气体绝缘变电站。其可把一座变电站中包括避雷器以及接地开关、断路器、隔离开关、电流互感器以及电缆终端、电压互感器、母线、进出线套管等在内的一次设备(其中不含变压器设备)实施合理优化设计，并使之有效组合成一个整体。SF6封闭式组合电器实物图，如图1所示。

1.2 特 点

第一，安全性良好，在接地金属壳中密封着带电部分，不会形成触电危险隐患，SF6气体属于不燃气体，因此其不存在火灾因素;第二，小型化，由于使用具备良好绝缘性能的气体当作灭弧介质与绝缘介质，使得变电站面积得以尽可能缩小;第三，安装周期相对较短些，基于小型化特性，能够在工厂内实施整机装配操作，并进行合格试验，整套向现场运送，大大缩短安装时间，保证可靠性;第四，较好的可靠性能，所有带电部位均是在惰性气体SF6中密封的，从而能够把积尘与盐雾、积雪等来自外部环境的影响隔离开来，增强设备安全运行的可靠性及抗震能力;第五，不会影响外部环境，可屏蔽静电及电磁，不会形成电磁波干扰与噪音等情况。

2 现场交接试验

2.1 外观检查

针对SF6封闭式组合电器外观所实施的检查包括多方面内容，具体来说，为检查是否存在生锈及磨损;管道及连接部件密封性是否良好;断路器与隔离开关等指示器能够正确显示;高压套管完好程度;螺丝位置能够符合实际出厂需求及螺丝开关紧实程度;参考说明，查看SF6密度计读数与压力表对应数值是否一致;电路接地安全性如何;箱及门能够正常关闭，等。

2.2 气体密封性检测

完成充气24 h之后认真检测气体密封性，纵观可知，组合电器灭弧性能以及绝缘性能的优化获取会受到施工现场填充SF6气体作业质量的直接影响。为充分确保施工质量，必须切实保证SF6气体拥有良好密封性，常用检测方式为基于仪器实施检漏，或者使用抽真空检漏手段。

2.3 气体湿度测量

SF6气体纯度决定着SF6封闭式组合电器性能是否稳定可靠，若气体中水分含量达到一定数值，基于水分的直接影响，固体分解物呈现半导性质，造成绝缘电阻出现降低情况，气体绝缘特性受到直接影响。因此应认真测量气体湿度情况。

2.4 气体密度装置和压力表校验

在装置使用进程当中，为保证SF6气体压力值与密度值准确无误，使之控制在合理范围之内，旨在便于及时给出确切的.分析判断，保障操作合理性，能够基于设备使用标准表实施比对，认真校验压力表与密度装置设施。

2.5 主回路电阻测量

就该装置全部通电部分而言，测试器电阻所得对应值必须充分满足产品技术需求，在此应给予三相阻值平衡度充分关注。通常选用直流压降法针对主回电阻实施测量，指在确保装置通电之后满足具体电阻要求。

2.6 回路绝缘试验

完成装置的安装组合之后应进行有效的耐压试验，旨在保障其拥有良好绝缘性能，其对应的全部电流互感器二次绕组短路之后实现接地，通常选用试验方式包括冲击耐压试验跟交流耐压试验等。

3 施工技术分析

结合配置在楼上位置的220 kV SF6封闭式组合电器实例介绍其施工技术应用。运输准备工作，将装置从设备库向变电站现场进行运输的过程中，应注意选择便捷路线以及平缓道路，旨在充分保障安全运输，因为安装装置有着较高精度要求，开始安装之前应做好放样工作，针对装置跟主变高压套管具体安装尺寸进行复核;配电室设置在2楼位置，可使用吨位适合的吊车以及汽车装备吊装设备，确保到位安装。

前期安装阶段需清洁厂房，保持安装环境较高清洁度，针对空气含尘量进行严格控制;安装中应保持厂房内较强的干燥度，选择在气温较高且晴朗的天气开展施工作业;由于装置有很高的密闭性要求，需将其年漏气量控制在百分之一范围之内，使装置可实现稳定持久的密封，严格控制密封安装施工工艺，强化装置密闭精度;SF6气体具有微弱毒性，为降低其温室效应，减少其对环境的直接破坏，进而需认真评价SF6气体环境因素，填充气体的时候合理规避其出现泄漏排放现象;待检测装置气密性及气体性能合格之后才可进行充气操作，跟装有SF6气体的高压气管实现连接，排净调压器与气管中的空气，而后将气瓶阀门打开，使得气体缓缓注入装置中，参考表格说明，确定当下充气压力跟实时温度相互关系，进而获得准确充气压力值，注意应保证管路接头严密性，保持充气管路跟设备干净清洁且不存在油污等。

4 结语

综上所述，SF6封闭式组合电器的作用不容忽视，为确保其安全性和稳定性，务必在施工前对现场进行交接试验，确认无误后再开始后续施工。此外，在对SF6封闭式组合电器开展安装、施工操作当中，要充分了解外部环境，对不利用安装的外部环境，如湿度、环境不洁等情况进行严格把控，同时还要根据实际施工环境制定适合的施工方案，以此来提高施工质量。

参考文献：

[1] 郭伟.SF6封闭式组合电器的现场交接试验与施工技术探讨[J].机电信息，2013，(30).

[2] 杨立中，闫杰.SF6封闭式组合电器局部放电典型故障分析[J].山西电 力，2013，(4).

[3] 唐宁.青藏线SF6封闭式组合电器(GIS)安装调试技术[J].城市建设理 论研究(电子版)，，(5).

10kV高压开关柜交接试验分析 篇6

1 10 k V高压电气设备的接线方式

一般情况下, 110 k V变电站中的主变压器有两三台, 变压器的排列方式为并列方式, 而且每一台变压器均带有10 k V馈线线路12条, 分别用于连接不同的电气设备。本文探讨的10 k V高压室内电气设备接线, 即并联于上述12条10 k V母线上, 同时, 实现了高压室通过变低开关与变压器的互联。需要注意的是, 开关与临近高压室的连接主要由母联开关实现。在该高压室内, 共有16个10 k V高压开关柜, 即12个10 k V馈线开关柜、2个电容开关柜和1个变低开关柜。本文以16个10 k V高压开关柜为例开展电气试验, 但不包含电阻柜、曲折变和高压室避雷器等电气设备的试验。

按照电气设备交接试验的操作流程规范, 在进行交接试验时, 包括3个主要方面, 即绝缘电阻试验、耐压试验和回路直流电阻测试。其中, 绝缘电阻试验主要检测绝缘性能、开关断口性能;耐压试验属于破坏性试验, 是指持续1 min对设备进行38 k V高压施压, 以检测设备的耐压能力;回路直流电阻是指检测开关闭合后的回路直流电阻。

需高度重视10 k V高压开关柜的电气试验, 操作前需安排专人负责实际操作, 包括2个操作人员和1个监护人员。电气试验的具体操作步骤为:将开关线路侧三相短路接地, 用接地线接地, 保证其处于分闸状态;利用兆欧表将关断口的绝缘摇开, 如果电阻值超过1 200 MΩ, 则提示绝缘满足要求;提升电压至3 k V, 持续1 min后加压后摇绝缘电阻, 如果电阻值高于1 200 MΩ, 则提示耐压试验与绝缘电阻值均符合规范;将短路接地线拆掉, 并保持开关的合闸状态, 待开关母线侧三相短路后摇绝缘, 如果符合试验要求, 则将电压提升到38 k V, 并持续1 min, 然后重复摇绝缘, 如果达到要求, 则表明绝缘电阻值和耐压试验符合要求。

根据上述方法和操作流程完成10 k V高压开关柜交接试验的用时通常为30 min。在高压室内, 一般设有10 k V开关柜交接试验, 但如果根据该方法试验, 则需要多耗费5 h, 且操作复杂, 操作人员易出现麻痹大意、过度劳累的现象, 这对试验结果的影响比较大。

2 交接试验时间过长的原因

笔者认为, 造成10 k V高压开关柜交接试验时间过长的原因大致包括2个方面, 即环境因素和试验方式。

2.1 试验方法分析

目前, 在选择10 k V高压开关柜交接试验的操作方式时, 一般选择逐个试验开关柜的操作方式, 这种方式可将危险因素全部排除。但因高压室内的开关柜数量多、试验工作量大, 增加了试验难度, 且需用2套设备开展试验, 会消耗大量的人力和物力, 且收效一般。同时, 如果工作量过大、试验时间过长, 容易降低工作人员的工作积极性。

2.2 环境条件

在高压室新建或改造完成后进行10 k V高压开关柜交接试验的过程中, 根据试验的要求, 需要对二次回路采取一定的调试措施, 并根据计量模块的要求, 在安装过程中给予一定的支持和帮助。在这种情况下, 高压室内的工作环境极为复杂。在进行耐压试验时, 由于需要疏散现场人员, 导致延长了试验时间。

为了尽量缩短10 k V高压开关柜交接试验的时间, 需要对上述2个因素进行严格控制, 以确保试验结果的准确性。

3 优化方法

3.1 交接试验的规范性措施

10 k V高压开关柜交接试验必须具有规范性。因此, 在试验过程中, 操作人员必须根据实际情况, 制订规范的10 k V开关柜交接试验制度, 且需要加强对制度落实的监督。在制度落实的过程中, 为了保证操作人员的人身安全和试验安全, 必须对现场加压进行细致、规范的规定, 及时疏散现场的非试验人员, 使其远离高压试验, 并彻底清理干净与试验无关的材料, 从而确保高压试验顺利开展。

3.2 一次性完成试验的措施

通过对高压室内10 k V开关柜电气主接线的研究, 为了顺利实施试验, 应不断优化试验方案。优化后的实施方案是确保开关绝缘电阻与耐压试验一次性完成的重要途径。在实际操作中, 将高压室主变连接至其他电气设备上, 实现10 k V开关柜的互连后, 能并联至同一根母线上。此时, 便可通过对母线加压、绝缘等措施, 保证开关柜一次性完成耐压和绝缘电阻试验。开关柜耐压和绝缘试验的步骤如下。

在开始绝缘和耐压试验前, 将试验人员分成两组, 分别负责回路电流电阻试验和绝缘耐压试验, 并积极做好试验准备工作。在开关回路直流电阻操作中, 应同步完成接线工作, 仔细检查是否具备试验条件。同时, 另外一组工作人员应检查开关是否处于合闸状态, 测试回路电流电阻, 并将回路开关调至分闸状态。完成上述操作后, 将高压操作箱与变压器互联, 并将开关柜线路侧三相短路用导线接地。完成接地后, 检查接地情况, 保证不存在安全隐患。一组人员完成准备工作后, 疏散现场的非试验人员, 另外一组人员负责开关断口绝缘和耐压试验等。具体如图1所示。

将开关柜线路侧的接地导线全部拆除, 合上开关柜的开关, 确保两相母线接地, 对另外一相母线加压, 并有效处理耐压试验和整组电阻。

上述方法简化了传统的试验方法, 不仅省去了大量的试验步骤, 还大大缩短了试验时间, 具有很大的优越性。

4 结束语

1 0 k V高压开关柜交接试验在整个系统的交接试验中占有重要的地位。为了确保电气设备的安全性和稳定性, 必须加强对10 k V高压开关柜交接试验的规范性研究。笔者结合具体实例, 系统分析了开关柜交接试验的操作流程和方法。对交接试验用时过长的原因分析后发现, 环境条件和试验方式是最主要的因素。同时, 根据这2个因素制订了优化试验操方法的方案。实践证明, 该方案不仅缩短了试验用时, 还提高了试验效率, 值得推广应用。

参考文献

[1]潘邦浩.10 k V高压开关柜交接试验分析[J].科技资讯, 2010 (13) :63-64.

[2]王洲.10 k V高压开关柜交接试验方法[J].中国高新技术企业, 2012 (09) :125-126.

电气交接试验 篇7

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)

电气交接试验 篇8

1 陕西富县芦村一号煤矿35k V变电所工程概况

陕西富县芦村一号煤矿电源工程35k V变电所工程, 实际上可以说由一个35k V的变电所和一个10k V的开闭所组成, 它为整个一号煤矿的主斜井口、综采设备、采煤选煤、通风照明、食堂、日常办公生活等多场所, 提供所有供电配送电服务, 工程量大, 设备繁多。

变电所主要包括以下工程: (1) 主变:两台16000k VA三相油浸自冷铜芯双绕组有载调压电力变压器。 (2) 35k V部分:单母线分段接线, 进线柜两台, 计量柜两台, 主变出线两台, 母联柜一台, 隔离柜一台, PT柜两台, 过度柜3台。 (3) 10k V部分:单母线分段接线, 进线柜2台, 母联柜1台, 隔离柜1台, 配电聚优柜2台, 线路出线柜20台, 接地变压器出线柜2台, 电抗器出线柜2台, 电容器出线柜4台。 (4) 无功补偿部分:安装两套MSVC动态无功补偿装置, 每套补偿容量5.5Mvar。 (5) 消弧线圈部分:安装两套10k V ZDB型自动调谐消弧线圈成套装置。 (6) 运行方式:正常运行时, 两回35k V进线同时带电运行, 互为备用, 35k V母联断开。当其中一回故障时, 由另一回进线供全部负荷用电;两台主变同时运行, 互为备用;10k V母联断开。

2 主要试验内容

变电所交接试验主要包括:变压器 (交流耐压试验、绝缘电阻、直流电阻、变比阻别、介损等) 、电缆 (绝缘电阻、交流耐压) 、高压柜 (绝缘、耐压、直阻等) 、断路器 (绝缘、耐压、回阻、开关特性等) 、电流互感器 (绝缘、耐压、变比、直阻等) 、电抗器 (绝缘、耐压、感抗) 等, 检测试验按施工顺序和设备特性等主要分为以下三类:

(1) 安装前, 需首先进行交接试验, 合格后方能进行安装。如变压器、绝缘子、避雷器、电容器、电抗器等, 这类设备的主要特点是进场时为独立设备, 方便进行单独检测, 所有项目检测都可完成。同时如未进行检测即进行安装, 安装后不方便拆卸和检测。

(2) 设备安装好后, 再进行检测, 如成套开关柜, 电力电缆等设备。成套开关柜中一般集成了断路器、互感器、过电压保护器等多种电气设备, 一般进场后由已经由厂家统一安装就位。这些设备交接试验需要待柜体安装好后, 逐一进行除耐压试验外的其他试验。比如断路器的开关特性检测, 就需等开关柜安装完毕, 且可进行送电后放能检测。电缆则需要做好电缆头后, 将电缆本身和电缆头一并进行试验。

(3) 成组设备进行耐压试验。同一规格型号的高压柜体本身和柜内设备的耐压试验, 由于耐压等级相同, 可等其他试验全部做完后, 连同母线, 多组柜子连在一起同时进行交流耐压试验, 这样可节约人力物力, 提高效率。

3 试验中应注意的问题

3.1 实验前准备工作

为确保变电所交接试验的顺利进行, 必须做好充分的准备工作, 应编制完整的试验方案, 落实试验人员和试验设备, 并进行技术交底和相应的技术培训, 分工明确, 责任到人。

3.1.1 编制试验方案

人员设备进场前需要编制完整的交接试验方案。依据电气设备安装工程电气设备交接试验标准规程, 结合设备作业指导书, 编写针对本项目的完整交接试验方案, 并对每类待检设备编制详细的操作规程和注意事项。

3.1.2 技术交底和安全培训

确认试验人员后, 应首先对每名试验人员进行技术交底和安全培训, 将详细的试验方案、每个设备试验的具体操作规程和安全注意事项、仪器设备的操作方法, 逐一介绍给每一名试验人员, 使他们在试验前就已熟悉试验方案和流程, 做到心中有数。整个试验要做到人员安排合理, 试验、操作、记录和防护人员齐全, 各就其位, 各司其职, 从而确保试验结果准确, 人员设备安全得到保障。

3.1.3 落实试验仪器

对于试验所需要的仪器, 则必须确保设备齐全, 安全可靠, 性能良好, 且在有效检定周期内。交接试验一般需要用到的仪器有:绝缘电阻表, 变比组别测试仪, 回路电阻测试仪, 直流电阻测试仪、高压试验变压器, 直流高压发生器, 自动介质损耗测试仪、、伏安综合特性曲线测试仪、智能断路器开关测试仪、继电保护测试仪等。

3.2 试验中应注意的问题

高压试验涉及动辄几万伏的高压, 是一项危险性极强的工作, 实验时必须采取切实有利的措施, 严格按操作规程执行, 确保人身和设备安全。

3.2.1 严格执行操作规程, 注意安全

进行高压试验时, 注意清场, 保持室内清洁, 试验场所设置围栏, 安排专人进行防护, 非试验人员严禁入场。比如进行10k V高压柜整体进行耐压试验时, 就出现一个故障。10k V高压柜按国家规定要升到出厂试验报告试验电压 (42 k V) 的80% (34k V) , 但是在升到20k V出现击穿声音, 立即停止升压, 经检查发现其中一个柜子里有一个施工人员遗留的耳套, 由于是铁丝包边, 造成耳套被击穿, 取出后再次进行耐压试验才成功。

3.2.2 严格规范试验数据

电气试验是有严格的温度和温度要求, 国家标准和设备出厂试验报告温度大都是20℃, 温度不同时需要进行调整, 需要根据相关要求将数据进行处理, 与标准数据进行比较, 方可得出正确的结论。

3.3 试验后应注意的问题

试验报告是对整个变电站变压器交接试验的一个审核和总结, 是竣工文件的重要组成部分。因此, 试验人员在编写试验报告时, 必须做到真实记录, 对试验数据按规定进行必要换算, 对数据进行认真核准, 确保数据准确, 从面保证试验结果的真实、可靠, 出具规范合格的试验的报告。

4 结语

总之, 通过对陕西富县芦村一号煤矿电源工程35k V变电所交接试验进行分析得之, 要做好交接试验, 就必须在试验前做好充足的准备, 熟悉试验项目内容;试验时明确注意事项, 严格操作规范;试验后认真分析做好试验分析, 确保数据真实可靠, 试验合格。只有这样, 才能真正做好35KV变电站变压器交接试验。

摘要：随着我国经济的飞速发展, 新建变电所不断增加。为保证变电所的施工质量及以后的安全运营, 新建变电所的交接试验是十分重要的。

关键词：35KV,变电所,交接试验

参考文献

[1]陈天翔.电气试验[M].中国电力出版社, 2008 (11) .

电气交接试验 篇9

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.