01主变压器试验方案OK

CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ220kV花红变电站新建工程主变压器试验方案重庆电力建设总公司220kV花红变电站新建工程项目经理部调试工程队2008年12月08日220kV花红变电站新建工程主变压器试验方案审批表编制及会签编制/会签章节内容意见签名日期编制工程队安全员劳资员材料员质检员审核：工程队专责工程师/技术负责人签名：日期：批准：分公司主任工程师/副主任工程师签名：日期：重庆电力建设总公司220kV花红变电站新建工程项目经理部调试工程队编制目录1.工程概况及工程量第1页2.施工进度计划第1页3.作业的主要方法和步骤第1页4.主要施工机具、材料、人力配置第5页5.作业步骤及质量标准第6页6.环境保护措施第6页7.危险点分析及安全控制措施第7页8.文明施工措施第7页9.其它背景资料及注意事项第8页主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第1页，共9页1.工程概况及工程量220kV花红变电站新建工程主变压器的规划容量为3×240MVA，本期建设规模为2×240MVA，由特变电工衡阳变压器有限公司生产。主变压器的主要参数如下：型号：SFPSZ10－240000/220容量：240000/240000/120000kVA变比：220±8×1.25％/121/10.5kV阻抗值：Ud1－2＝15％Ud1－3＝25％Ud2－3＝8％接线组别：YN，yn0，d11冷却方式：ODAF2.施工进度计划根据设备到货情况及电气安装进度，计划于2008年12月12日至12月17日对＃1、＃2主变压器进行电气试验。3.作业的主要方法和步骤3.1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：1绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。2当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较；表7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数温度差K51015202530354045505560换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2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。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：A=1.5K/10(7.0.9-1)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：R20=ARt(7.0.9-2)当实测温度为20℃以下时：R20=Rt/A(7.0.9-3)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)。3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，在常温下应不小于1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸收主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第2页，共9页比可不做考核要求。4变压器电压等级为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10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。3.2测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：1当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；2试验电压标准应符合表7.0.11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D的规定。表7.0.11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)6～1020～3563～330500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分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。1）变压器各绕组引线断开，将试验高压引线接至被测绕组，其他非被测的绕组短路接地2）按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确3）记录顶层油温及环境温度和湿度4）确认一切正常后开始试验。根据绕组电压按照GB50150确定试验电压（分级绝缘变压器试验电压应按被试绕组电压等级的标准，但不能超过中性点绝缘的耐压水平）。先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确5）将直流电源输出加在被试变压器绕组上，测量时，加压到0.5倍试验电压，待1min后读取泄漏电流值。然后加压到试验电压，待1min后读取泄漏电流值6）被测绕组试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须充分放电后再进行其他操作。7）高压侧施加直流电压40kV，低压侧施加直流电压20kV。3.3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：1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tan；2被测绕组的tan值不应大于产品出厂试验值的130%；3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表7.0.10换算到同一温度时的数值进行比较。主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第3页，共9页表7.0.10介质损耗角正切值tgδ(%)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第二款规定时，应进行综合分析判断。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：A=1.3K/10(7.0.10-1)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，tan20=tant/A(7.0.10-2)当测量温度在20℃以下时:tan20=Atant(7.0.10-3)式中tan20——校正到20℃时的介质损耗角正切值；tant——在测量温度下的介质损耗角正切值。1）试验前应将变压器套管外绝缘清扫干净2）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度3）按照仪器接线图连接试验线路（参照各介损测试仪试验接线），测量时根据试品的接地状况选择正接线或反接线。在有干扰时应设法排除以保证测量结果的可靠性。试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地；4）按照各介损测试仪操作说明进行试验。试验电压：10kV3.4测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定：1进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；2不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；3铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第4页，共9页其对外壳的绝缘电阻；4采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。3.5测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：1测量应在各分接头的所有位置上进行；21600kVA及以下电压等级三相变压器，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%；3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%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算：1212tTtTRR（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。4由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。3.6检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。注：“无明显差别”可按如下考虑：1电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%；2其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%；3其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。3.7电容型套管试验1）测量时记录环境温度和设备的顶层油温2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量。tgδ和电容量测量接线图参照介损测试仪接线图3）tgδ与电容量测试完毕，使用兆欧表测量末屏对地的绝缘电阻4）测量套管主绝缘的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，测量值不低于2500MΩ。5）试验完毕恢复套管的末屏接地3．8油浸式变压器中绝缘油的试验，应符合下列规定：1绝缘油的试验委托重庆电科院试验。主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第5页，共9页2油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV及以上的变压器，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，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中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，C2H2：0，3油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压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。4油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330～500kV的变压器，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）。3．9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。3．10绕组连同套管的交流耐压试验，应符合电气交接试验GB50150-2006的规定。委托重庆电科院试验。3．11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，应无异常现象；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。无电流差动保护的干式变可冲击3次。3．12检查变压器的相位必须与电网相位一致。3.13变压器绕组变形试验、绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验均委托重庆电科院试验。4.主要施工机具、材料、人力配置：4.1主要施工机具计划序号名称型号单位数量1温湿度计/块12万用表FLUKE15B只13电动绝缘兆欧表KD2677块14变压器直流电阻测试仪3395台1主变压器试验方案CQDJ/FA-01-TS-HHBDZ第6页，共9页5变压器变比组别测试仪JYT－A台16介损测试仪M-2000台17直流高压发生器ZGS250/3套14.2主要材料计划序号材料工具名称规格单位数量1高压屏蔽线/根22试验线/根若干3导线/根若干4接地线4mm2米504.3劳动力计划：序号工种名称人数备注1厂家技术人员1名指导安装和试验2调试技术员2名负责技术指导3调试专责工4名负责试验5操作工4名配合试验5.作业步骤及质量标准5.1作业步骤试验准备→绝缘电阻及吸收比、极化指数测试→绕组连同套管直流电阻测试→绕组的电压比、极性与接线组别→铁芯、夹件绝缘电阻→绕组连同套管的介损测试→有载调压分接开关试验→绕组连同套管的直流泄漏电流→交流耐压试验→结束。5.2质量标准：作业质量标准按GB50150—2006规程和高压试验方法、厂家技术条件及设计要求进行。6.环境保护措施6.1避免高噪声机具多台同时使用，并对各项机具进行定期保养，以降