主变厂变启备变试验措施.docVIP

PAGE 6 一、目的 检验变压器及其主要附件、绝缘油在运输、存放及安装吊检过程中是否受到损伤，安装后质量是否符合技术标准要求，保证投入运行时设备安全、可靠。 二、编写依据 1、GB 50150-91《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 2、DL 5009-1-92《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 3、厂家安装使用说明书及出厂报告。 三、调试范围 聊城电厂新厂高厂变4台、主变7台、启/备变2台。 四、调试应具备条件 试验时环境温度不低于5℃，空气相对湿度不高于80%。 试验所需仪器仪表配置齐全、合格。 参加调试人员熟练掌握试验方法，熟悉变压器结构、性能及相关的技术标准。 五、调试顺序与技术要求及标准 （一）、吊检前的试验 调试顺序 技术要求与标准 绝缘油化验 1、绝缘油化验 ①外观：透明、无沉淀及悬浮物； ②酸值：不应大于0.03mg(KOH)/g油； ③界面张力：不应小于35mN/m； ④闪点：不低于140℃（闭口）； ⑤水溶性酸：不应小于5.4； ⑥凝点：不应高于‐25℃； ⑦微水：不应大于15ppm；关于高厂变油样微水含量要求，因《标准》中无明确规定建议控制在20ppm以下。 ⑧电气强度：高厂变油样不应低于35 KV； 主变、启/备变油样不应低于40KV； ⑨介质损耗角正切值tgδ（90℃）不应大于 0.5%。 2、套管CT试验 参照《220kV升压站互感器试验措施》电流互感器部分 绝缘电阻与出厂值相比无明显差别； 极性应与铭牌相符合； 变比应与铭牌相符合。 3、非纯瓷套管的试验 测量套管主绝缘及末屏对地的绝缘电阻； 测量套管的tgδ和电容值Cx。 末屏对法兰绝缘电阻不应小于1000MΩ 在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗正切值tgδ≤0.7%； ② 实测电容值与产品铭牌数值或出厂试验值 相比，其差值应在±10%范围内。 （二）、吊检时试验 1、测量绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数。 ①同温下绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%； ②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； ③主变压器应测量极化指数，测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。 2、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线对外壳的绝缘电阻。 采用2500V兆欧表测量，持续时间1分钟， 应无闪络及击穿现象； ② 铁芯必须为一点接地。 3、检查变压比（在出厂所在分接及上下两分接位置上测量）。 ①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； ②变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。 绕组直流电阻测量 4、绕组直流电阻测量 在出厂所在分接及上下两分接位置上测量； 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测量时记录环境温度与变压器油温； ④测得值与同温下产品出厂实测数值比 较，相应变化不应大于2%； ⑤由于变压器结构等原因，差值超过第②条时，可只按第④条进行比较。 5、检查接线组别 ①必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符； ②电池与直流表极性连接应正确。 6、有载调压切换装置的检查和试验（启/备变） ①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。 ②检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象。 ③绝缘油注入切换开关油箱前，电气强度不应低于40KV。 （三）安装完毕后的试验 调试应具备的条件： ①变压器本体及附件安装完毕，且已注入符合厂家要求数量的，经化验合格的#25绝缘油。 ②变压器套管及其附件表面应干净、无油污、无灰尘。 ③安装完毕，试验前变压器油须静置时间：高厂变为24小时以上，主变、启/备变为48小时以上。 调试顺序 技术要求与标准 绝缘油化验 1、绝缘油化验 ①外观：透明、无沉淀及悬浮物； ②酸值：不应大于0.03mg(KOH)/g油； ③界面张力：不应小于35mN/m； ④闪点：不低于140℃（闭口）； ⑤水溶性酸：不应小于5.4； ⑥凝点：不应高于-25℃； ⑦微水：不应大于15ppm； ⑧电气强度：高厂变油样不应低于35 KV；主 变、启/备变油样不应低于40 KV； ⑨介质损耗角正切值tgδ（90℃）不应大于0.7%。 2、测量绕组连同套管的直流电阻 ①测量应在各分接头的位置上进行； ②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测量时记录环境温度与变压器油温； ④测得值与同温下产品出厂实测数值比较，相应 变化不应大于2%； ⑤由于变压器结构等原因，差值超过第②条时， 可只按第④条进行比较。 3、检查所有分接头的变压比 ①与制造厂铭牌数据相比应无明显差