电流互感器验收(含评价)

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110(66)kV~750kV电流互感器验收(含评价)资料

电流互感器验收含评价

电流互感器验收含评价




第二篇:变压器电抗器电流互感器施工及验收标准 42200字

电气装置安装工程电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范GBJ 148-90 主编部门中华人民共和国原水利电力部

批准部门中华人民共和国建设部

施行日期1991 年10 月1 日

关于发布国家标准电气装置安装工程高压电器施工

及验收规范等三项规范的通知

(90)建标字第698 号

根据原国家计委计综1986 2630 号文的要求由原水利电力部组织修订的电气装 置安装工程高压电器施工及验收规范等三项规范已经有关部门会审现批准电气装 置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147 90 电气装置安装工程电力变压器油 浸电抗器互感器施工及验收规范GBJ148 90 电气装置安装工程母线装置施工及验 收规范GBJ149 90 为国家标准自1991 年10 月1 日起施行

原国家标准电气装置安装工程施工及验收规范GBJ32 82 中的高压电器篇电力 变压器互感器篇母线装置篇同时废止

该三项规范由能源部负责管理其具体解释等工作由能源部电力建设研究所负责出 版发行由建设部标准定额研究所负责组织

中华人民共和国建设部

1990 年12 月30 日

修订说明

本规范是根据原国家计委计综1986 2630 号文的要求由原水利电力部负责主编 具体由能源部电力建设研究所会同有关单位共同编制而成

在修订过程中规范组进行了广泛的调查研究认真总结了原规范执行以来的经验吸

取了部分科研成果广泛征求了全国有关单位的意见最后由我部会同有关部门审查定稿 本规范共分三章和两个附录这次修订的主要内容为

1.根据我国电力工业发展需要及实际情况增加了电压等级为500kV 的电力变压器互 感器的施工及验收的相关内容使本规范的适用范围由330kV 扩大到500kV 及以下

2.由于油浸电抗器在330kV 及500kV 系统中大量采用故将油浸电抗器的相关内容纳 入本规范内

3.充实了对高电压大容量变压器和油浸电抗器的有关要求例如运输过程中安装冲 击记录仪充气运输的设备在运输保管过程中的气体补充和压力监视排氮注油后的静 置热油循环等

4.根据各地的反映及多年的实践经验并参照了苏联的有关标准将器身检查允许露空 时间作了适当的修改较以前的规定稍为灵活

5.根据国外引进设备的安装经验并参照了国外的有关标准补充了变压器电抗器绝 缘是否受潮的新的检测方法

6.其它有关条文的部分修改和补充

本规范执行过程中如发现未尽善之处请将意见和有关资料寄送能源部电力建设研究 所(北京良乡邮政编码102401) 以便今后修订时参考

能源部

1989 年12 月

第一章总则

第1.0.1 条为保证电力变压器油浸电抗器(以下简称电抗器) 电压互感器及电流互感 器(以下简称互感器)的施工安装质量促进安装技术的进步确保设备安全运行制订本规 范

第1.0.2 条本规范适用于电压为500kV 及以下频率为50Hz 的电力变压器电抗器 互感器安装工程的施工及验收

消弧线圈的安装可按本规范第二章的有关规定执行特殊用途的变压器电抗器互感

器的安装应符合制造厂和专业部门的有关规定

第1.0.3 条电力变压器电抗器互感器的安装应按已批准的设计进行施工

第1.0.4 条设备和器材的运输保管应符合本规范要求当产品有特殊要求时并应 符合产品的要求

变压器电抗器在运输过程中当改变运输方式时应及时检查设备受冲击等情况并 作好记录

第1.0.5 条设备及器材在安装前的保管其保管期限应为一年及以下当需长期保管时 应符合设备及器材保管的专门规定

第1.0.6 条采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定并应有合格证件设 备应有铭牌

第1.0.7 条设备和器材到达现场后应及时作下列验收检查

一包装及密封应良好

二开箱检查清点规格应符合设计要求附件备件应齐全

三产品的技术文件应齐全

四按本规范要求作外观检查

第1.0.8 条施工中的安全技术措施应符合本规范和现行有关安全技术标准及产品的技 术文件的规定对重要工序尚应事先制定安全技术措施

第1.0.9 条与变压器电抗器互感器安装有关的建筑工程施工应符合下列要求

一与电力变压器电抗器互感器安装有关的建筑物构筑物的建筑工程质量应符

合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定当设备及设计有特殊要求时尚应符 合其要求

二设备安装前建筑工程应具备下列条件

1.屋顶楼板施工完毕不得渗漏

2.室内地面的基层施工完毕并在墙上标出地面标高

3.混凝土基础及构架达到允许安装的强度焊接构件的质量符合要求

4.预埋件及预留孔符合设计预埋件牢固

5.模板及施工设施拆除场地清理干净

6.具有足够的施工用场地道路通畅

三设备安装完毕投入运行前建筑工程应符合下列要求

1.门窗安装完毕

2.地坪抹光工作结束室外场地平整

3.保护性网门栏杆等安全设施齐全

4.变压器电抗器的蓄油坑清理干净排油水管通畅卵石铺设完毕

5.通风及消防装置安装完毕

6.受电后无法进行的装饰工作以及影响运行安全的工作施工完毕

第1.0.10 条设备安装用的紧固件除地脚螺栓外应采用镀锌制品

第1.0.11 条所有变压器电抗器互感器的瓷件表面质量应符合现行国家标准高压 绝缘子瓷件技术条件的规定

第1.0.12 条电力变压器电抗器互感器的施工及验收除按本规范的规定执行外尚 应符合国家现行的有关标准规范的规定

第二章电力变压器油浸电抗器

第一节装卸与运输

第2.1.1 条8000kVA 及以上变压器和8000kvar 及以上的电抗器的装卸及运输必须对 运输路径及两端装卸条件作充分调查制定施工安全技术措施并应符合下列要求 一水路运输时应做好下列工作

1.选择航道了解吃水深度水上及水下障碍物分布潮汛情况以及沿途桥梁尺寸

2.选择船舶了解船舶运载能力与结构验算载重时船舶的稳定性

3.调查码头承重能力及起重能力必要时应进行验算或荷重试验

二陆路运输用机械直接拖运时应做好下列工作

1.了解道路及其沿途桥梁涵洞沟道等的结构宽度坡度倾斜度转角及承重情

况必要时应采取措施

2.调查沿途架空线通讯线等高空障碍物的情况

3.变压器电抗器利用滚轮在现场铁路专用线作短途运输时应对铁路专用线进行调查 与验算其速度不应超过0.2km/h

4.公路运输速度应符合制造厂的规定

第2.1.2 条变压器或电抗器装卸时应防止因车辆弹簧伸缩或船只沉浮而引起倾倒应

设专人观测车辆平台的升降或船只的沉浮情况

卸车地点的土质站台码头必须坚实

第2.1.3 条变压器电抗器在装卸和运输过程中不应有严重冲击和振动电压在220kV

及以上且容量在150000kVA 及以上的变压器和电压为330kV 及以上的电抗器均应装设冲击 记录仪冲击允许值应符合制造厂及合同的规定

第2.1.4 条当利用机械牵引变压器电抗器时牵引的着力点应在设备重心以下运输倾斜角不得超过15

第2.1.5 条钟罩式变压器整体起吊时应将钢丝绳系在下节油箱专供起吊整体的吊耳上并必须经钟罩上节相对应的吊耳导向

第2.1.6 条用千斤顶顶升大型变压器时应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位升降操作应协调各点受力均匀并及时垫好垫块

第2.1.7 条充氮气或充干燥空气运输的变压器电抗器应有压力监视和气体充装置变压器电抗器在运输途中应保持正压气体压力应为0.01 0.03MPa

第2.1.8 条干式变压器在运输途中应有防雨及防潮措施第二节安装前的检查与保管

第2.2.1 条设备到达现场后应及时进行下列外观检查

一油箱及所有附件应齐全无锈蚀及机械损伤密封应良好

二油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全紧固良好无渗漏浸入油中运输

的附件其油箱应无渗漏

三充油套管的油位应正常无渗油瓷体无损伤

四充气运输的变压器电抗器油箱内应为正压其压力为0.01 0.03MPa

五装有冲击记录仪的设备应检查并记录设备在运输和装卸中的受冲击情况

第2.2.2 条设备到达现场后的保管应符合下列要求

一散热器(冷却器) 连通管安全气道净油器等应密封

二表计风扇潜油泵气体继电器气道隔板测温装置以及绝缘材料等应放置

于干燥的室内

三短尾式套管应置于干燥的室内充油式套管卧放时应符合制造厂的规定

四本体冷却装置等其底部应垫高垫平不得水淹干式变压器应置于干燥的室

五浸油运输的附件应保持浸油保管其油箱应密封

六与本体联在一起的附件可不拆下

第2.2.3 条绝缘油的验收与保管应符合下列要求

一绝缘油应储藏在密封清洁的专用油罐或容器内

二每到达现场的绝缘油均应有试验记录并应取样进行简化分析必要时全分析

1.取样数量大罐油每罐应取样小桶油应按表2.2.3 取样

2.取样试验应按现行国家标准电力用油(变压器油汽轮机油)取样的规定执行试

验标准应符合现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定

三不同牌号的绝缘油应分别储存并有明显牌号标志

表2.2.3 绝缘油取样数量

每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数

1 1 51 100 7

2 5 2 101 200 10

6 20 3 201 400 15

21 50 4 401 及以上20

四放油时应目测用铁路油罐车运输的绝缘油油的上部和底部不应有异样用小桶 运输的绝缘油对每桶进行目测辨别其气味各桶的商标应一致

第2.2.4 条变压器电抗器到达现场后当3 个月内不能安装时应在1 个月内进行下 列工作

一带油运输的变压器电抗器

1.检查油箱密封情况

2.测量变压器内油的绝缘强度

3.测量绕组的绝缘电阻(运输时不装套管的变压器可以不测)

4.安装储油柜及吸湿器注以合格油至储油柜规定油位或在未装储油柜的情况下上 部抽真空后充以0.01 0.03MPa 纯度不低于99.9% 露点低于-40 的氮气

二充气运输的变压器电抗器

1.应安装储油柜及吸湿器注以合格油至储油柜规定油位

2.当不能及时注油时应继续充与原充气体相同的气体保管但必须有压力监视装置 压力应保持为0.01 0.03MPa 气体的露点应低于-40

第2.2.5 条设备在保管期间应经常检查充油保管的应检查有无渗油油位是否正常

外表有无锈蚀并每六个月检查一次油的绝缘强度充气保管的应检查气体压力并做好记 录

第三节排氮

第2.3.1 条采用注油排氮时应符合下列规定

一绝缘油必须经净化处理注入变压器电抗器的油应符合下列要求

电气强度500kV 不应小于60kV

330kV 不应小于50kV

63 220kV 不应小于40kV

含水量500kV 不应大于10ppm

220 330kV 不应大于15ppm

110kV 不应大于20ppm

(ppm 为体积比)

tg 不应大于0.5%(90 时)

二注油排氮前应将油箱内的残油排尽

三油管宜采用钢管内部应进行彻底除锈且清洗干净如用耐油胶管必须确保胶管 不污染绝缘油

四绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器内氮气经顶部排出油应

注至油箱顶部将氮气排尽最终油位应高出铁芯上沿100mm 以上油的静置时间应不小于 12h

第2.3.2 条采用抽真空进行排氮时排氮口应装设在空气流通处破坏真空时应避免潮 湿空气进入当含氧量未达到18%以上时人员不得进入

第2.3.3 条充氮的变压器电抗器需吊罩检查时必须让器身在空气中暴露15min 以 上待氮气充分扩散后进行

第四节器身检查

第2.4.1 条变压器电抗器到达现场后应进行器身检查器身检查可为吊罩或吊器身 或者不吊罩直接进入油箱内进行当满足下列条件之一时可不进行器身检查

一制造厂规定可不进行器身检查者

二容量为1000kVA 及以下运输过程中无异常情况者

三就地生产仅作短途运输的变压器电抗器如果事先参加了制造厂的器身总装质

量符合要求且在运输过程中进行了有效的监督无紧急制动剧烈振动冲撞或严重颠簸 等异常情况者

第2.4.2 条器身检查时应符合下列规定

一周围空气温度不宜低于0 器身温度不应低于周围空气温度当器身温度低于周 围空气温度时应将器身加热宜使其温度高于周围空气温度10

二当空气相对湿度小于75%时器身暴露在空气中的时间不得超过16h

三调压切换装置吊出检查调整时暴露在空气中的时间应符合表2.4.2 的规定 表2.4.2 调压切换装置露空时间

环境温度( ) 0 0 0 0

空气相对湿度(%) 65 以下65 75 75 85 不控制

持续时间不大于(h) 24 16 10 8

四空气相对湿度或露空时间超过规定时必须采取相应的可靠措施

时间计算规定带油运输的变压器电抗器由开始放油时算起不带油运输的变压器 电抗器由揭开顶盖或打开任一堵塞算起到开始抽真空或注油为止

五器身检查时场地四周应清洁和有防尘措施雨雪天或雾天不应在室外进行

第2.4.3 条钟罩起吊前应拆除所有与其相连的部件

第2.4.4 条器身或钟罩起吊时吊索与铅垂线的夹角不宜大于30 必要时可采用控 制吊梁起吊过程中器身与箱壁不得有碰撞现象

第2.4.5 条器身检查的主要项目和要求应符合下列规定

一运输支撑和器身各部位应无移动现象运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除 并经过清点作好记录以备查

二所有螺栓应紧固并有防松措施绝缘螺栓应无损坏防松绑扎完好

三铁芯检查

1.铁芯应无变形铁轭与夹件间的绝缘垫应良好

2.铁芯应无多点接地

3.铁芯外引接地的变压器拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好

4.打开夹件与铁轭接地片后铁轭螺杆与铁芯铁轭与夹件螺杆与夹件间的绝缘应良 好

5.当铁轭采用钢带绑扎时钢带对铁轭的绝缘应良好

6.打开铁芯屏蔽接地引线检查屏蔽绝缘应良好

7.打开夹件与线圈压板的连线检查压钉绝缘应良好

8.铁芯拉板及铁轭拉带应紧固绝缘良好

四绕组检查

1.绕组绝缘层应完整无缺损变位现象

2.各绕组应排列整齐间隙均匀油路无堵塞

3.绕组的压钉应紧固防松螺母应锁紧

五绝缘围屏绑扎牢固围屏上所有线圈引出处的封闭应良好

六引出线绝缘包扎牢固无破损拧弯现象引出线绝缘距离应合格固定牢靠其

固定支架应紧固引出线的裸露部分应无毛刺或尖角其焊接应良好引出线与套管的连接 应牢靠接线正确

七无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确各分接头应清洁且接触 紧密弹力良好所有接触到的部分用0.05 10mm 塞尺检查应塞不进去转动接点应 正确地停留在各个位置上且与指示器所指位置一致切换装置的拉杆分接头凸轮小轴 销子等应完整无损转动盘应动作灵活密封良好

八有载调压切换装置的选择开关范围开关应接触良好分接引线应连接正确牢固

切换开关部分密封良好必要时抽出切换开关芯子进行检查

九绝缘屏障应完好且固定牢固无松动现象

十检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况

十一检查各部位应无油泥水滴和金属屑末等杂物

注变压器有围屏者可不必解除围屏本条中由于围屏遮蔽而不能检查的项目可

不予检查

铁芯检查时其中的3 4 5 6 7 项无法拆开的可不测

第2.4.6 条器身检查完毕后必须用合格的变压器油进行冲洗并清洗油箱底部不得

有遗留杂物箱壁上的阀门应开闭灵活指示正确导向冷却的变压器尚应检查和清理进油 管节头和联箱

第五节干燥

第2.5.1 条变压器电抗器是否需要进行干燥应根据本规范附录一新装电力变压器 油浸电抗器不需干燥的条件进行综合分析判断后确定

第2.5.2 条设备进行干燥时必须对各部温度进行监控当为不带油干燥利用油箱加热 时箱壁温度不宜超过110 箱底温度不得超过100 绕组温度不得超过95 带油干 燥时上层油温不得超过85 热风干燥时进风温度不得超过100

干式变压器进行干燥时其绕组温度应根据其绝缘等级而定

第2.5.3 条采用真空加温干燥时应先进行预热抽真空时将油箱内抽成0.02MPa

然后按每小时均匀地增高0.0067MPa 至表2.5.3 所示极限允许值为止

抽真空时应监视箱壁的弹性变形其最大值不得超过壁厚的两倍

第2.5.4 条在保持温度不变的情况下绕组的绝缘电阻下降后再回升110kV 及以下的 变压器电抗器持续6h 220kV 及以上的变压器电抗器持续12h 保持稳定且无凝结水 产生时可认为干燥完毕

表2.5.3 变压器电抗器抽真空的极限允许值

电压(kV) 容量(kVA) 真空度(MPa)

35 4000 31500 0.051

16000 及以下0.051 63 110 20000 及以上0.08

220 及330 0.101

500 0.101

表2.5.4 绝缘件表面含水量标准

电压等级(kV) 含水量标准(%)

110 及以下2 以下

220 1 以下

330 500 0.5 以下

也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度表面含水量应符合表2.5.4 的规定 第2.5.5 条干燥后的变压器电抗器应进行器身检查所有螺栓压紧部分应无松动绝 缘表面应无过热等异常情况如不能及时检查时应先注以合格油油温可预热至50 60 绕组温度应高于油温

第六节本体及附件安装

第2.6.1 条本体就位应符合下列要求

一变压器电抗器基础的轨道应水平轨距与轮距应配合装有气体继电器的变压器

电抗器应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1% 1.5%的升高坡度(制造厂规定不须安装坡 度者除外) 当与封闭母线连接时其套管中心线应与封闭母线中心线相符

二装有滚轮的变压器电抗器其滚轮应能灵活转动在设备就位后应将滚轮用能

拆卸的制动装置加以固定

第2.6.2 条密封处理应符合下列要求

一所有法兰连接处应用耐油密封垫(圈)密封密封垫(圈)必须无扭曲变形裂纹和

毛刺密封垫(圈)应与法兰面的尺寸相配合

二法兰连接面应平整清洁密封垫应擦拭干净安装位置应准确其搭接处的厚度

应与其原厚度相同橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3

第2.6.3 条有载调压切换装置的安装应符合下列要求

一传动机构中的操作机构电动机传动齿轮和杠杆应固定牢靠连接位置正确且

操作灵活无卡阻现象传动机构的摩擦部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂

二切换开关的触头及其连接线应完整无损且接触良好其限流电阻应完好无断裂 现象

三切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求切换装置在极限位置时其机械联锁与 极限开关的电气联锁动作应正确

四位置指示器应动作正常指示正确

五切换开关油箱内应清洁油箱应做密封试验且密封良好注入油箱中的绝缘油

其绝缘强度应符合产品的技术要求

第2.6.4 条冷却装置的安装应符合下列要求

一冷却装置在安装前应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验并应符合 下列要求

1.散热器强迫油循环风冷却器持续30min 应无渗漏

2.强迫油循环水冷却器持续1h 应无渗漏水油系统应分别检查渗漏

二冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干净并将残油排尽

三冷却装置安装完毕后应即注满油

四风扇电动机及叶片应安装牢固并应转动灵活无卡阻试转时应无振动过热

叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况转向应正确电动机的电源配线应采用具有耐油性 能的绝缘导线

五管路中的阀门应操作灵活开闭位置应正确阀门及法兰连接处应密封良好

六外接油管路在安装前应进行彻底除锈并清洗干净管道安装后油管应涂黄漆

水管应涂黑漆并应有流向标志

七油泵转向应正确转动时应无异常噪声振动或过热现象其密封应良好无渗油

或进气现象

八差压继电器流速继电器应经校验合格且密封良好动作可靠

九水冷却装置停用时应将水放尽

第2.6.5 条储油柜的安装应符合下列要求

一储油柜安装前应清洗干净

二胶囊式储油柜中的胶囊或隔膜式储油柜中的隔膜应完整无破损胶囊在缓慢充气胀 开后检查应无漏气现象

三胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行不应扭偏胶囊口的密封应良好呼 吸应通畅

四油位表动作应灵活油位表或油标管的指示必须与储油柜的真空油位相符不得出 现假油位油位表的信号接点位置正确绝缘良好

第2.6.6 条升高座的安装应符合下列要求

一升高座安装前应先完成电流互感器的试验电流互感器出线端子板应绝缘良好 其接线螺栓和固定件的垫块应紧固端子板应密封良好无渗油现象

二安装升高座时应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧放气塞位置应在升高座最 高处

三电流互感器和升高座的中心应一致

四绝缘筒应安装牢固其安装位置不应使变压器引出线与之相碰

第2.6.7 条套管的安装应符合下列要求

一套管安装前应进行下列检查

1.瓷套表面应无裂缝伤痕

2.套管法兰颈部及均压球内壁应清擦干净

3.套管应经试验合格

4.充油套管无渗油现象油位指示正常

二充油套管的内部绝缘已确认受潮时应予干燥处理110kV 及以上的套管应真空注 油

三高压套管穿缆的应力锥应进入套管的均压罩内其引出端头与套管顶部接线柱连接 处应擦拭干净接触紧密高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构(魏德迈结构)的安装应 严格按制造厂的规定进行

四套管顶部结构的密封垫应安装正确密封应良好连接引线时不应使顶部结构松 扣

五充油套管的油标应面向外侧套管末屏应接地良好

第2.6.8 条气体继电器的安装应符合下列要求

一气体继电器安装前应经检验鉴定

二气体继电器应水平安装其顶盖上标志的箭头应指向储油柜其与连通管的连接应 密封良好

第2.6.9 条安全气道的安装应符合下列要求

一安全气道安装前其内壁应清拭干净

二隔膜应完整其材料和规格应符合产品的技术规定不得任意代用

三防爆隔膜信号接线应正确接触良好

第2.6.10 条压力释放装置的安装方向应正确阀盖和升高座内部应清洁密封良好 电接点应动作准确绝缘应良好

第2.6.11 条吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好管道应通畅吸湿剂应干燥 油封油位应在油面线上或按产品的技术要求进行

第2.6.12 条净油器内部应擦拭干净吸附剂应干燥其滤网安装方向应正确并在出口 侧油流方向应正确

第2.6.13 条所有导气管必须清拭干净其连接处应密封良好

第2.6.14 条测温装置的安装应符合下列要求

一温度计安装前应进行校验信号接点应动作正确导通良好绕组温度计应根据制 造厂的规定进行整定

二顶盖上的温度计座内应注以变压器油密封应良好无渗油现象闲置的温度计座 也应密封不得进水

三膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲其弯曲半径不得小于 50mm

第2.6.15 条靠近箱壁的绝缘导线排列应整齐应有保护措施接线盒应密封良好

第2.6.16 条控制箱的安装应符合现行的国家标准电气装置安装工程盘柜及二次回 路结线施工及验收规范的有关规定

第七节注油

第2.7.1 条绝缘油必须按现行的国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准 的规定试验合格后方可注入变压器电抗器中

不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前必须做混油试验 第2.7.2 条注油前220kV 及以上的变压器电抗器必须进行真空处理处理前宜将器 身温度提高到20 以上真空度应符合本规范第2.5.3 条中的规定真空保持时间220 330kV 不得少于8h 500kV 不得少于24h 抽真空时应监视并记录油箱的变形

第2.7.3 条220kV 及以上的变压器电抗器必须真空注油110kV 者宜采用真空注油 当真空度达到本规范第2.5.3 条规定值后开始注油注油全过程应保持真空注入油的油 温宜高于器身温度注油速度不宜大于100l/min 油面距油箱顶的空隙不得少于200mm 或

按制造厂规定执行注油后应继续保持真空保持时间110kV 者不得少于2h 220kV 及以上者不得少于4h 500kV 者在注满油后可不继续保持真空

真空注油工作不宜在雨天或雾天进行

第2.7.4 条在抽真空时必须将在真空下不能承受机械强度的附件如储油柜安全气 道等与油箱隔离对允许抽同样真空度的部件应同时抽真空

第2.7.5 条变压器电抗器注油时宜从下部油阀进油对导向强油循环的变压器注 油应按制造厂的规定执行

第2.7.6 条设备各接地点及油管道应可靠地接地

第八节热油循环补油和静置

第2.8.1 条500kV 变压器电抗器真空注油后必须进行热油循环循环时间不得少于 48h

热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状态下进行此时变压器或电抗器 不抽真空当注油到离器身顶盖200mm 处时热油循环需抽真空真空度应符合本规范第

2.5.3 条的规定

真空净油设备的出口温度不应低于50 油箱内温度不应低于40 经过热油循环的 油应达到现行的国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定

第2.8.2 条冷却器内的油应与油箱主体的油同时进行热油循环

第2.8.3 条往变压器电抗器内加注补充油时应通过储油柜上专用的添油阀并经净

油机注入注油至储油柜额定油位注油时应排放本体及附件内的空气少量空气可自储油 柜排尽

第2.8.4 条注油完毕后在施加电压前其静置时间不应少于下列规定

110kV 及以下24h

220kV 及330kV 48h

500kV 72h

第2.8.5 条按第2.8.4 条静置完毕后应从变压器电抗器的套管升高座冷却装置

气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气并启动潜油泵直至残余气体排尽 第2.8.6 条具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器电抗器必须按制造厂规定的顺序进行注 油排气及油位计加油

第九节整体密封检查

第2.9.1 条变压器电抗器安装完毕后应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验 其压力为油箱盖上能承受0.03MPa 压力试验持续时间为24h 应无渗漏

整体运输的变压器电抗器可不进行整体密封试验

第十节工程交接验收

第2.10.1 条变压器电抗器的启动试运行是指设备开始带电并带一定的负荷即可 能的最大负荷连续运行24h 所经历的过程

第2.10.2 条变压器电抗器在试运行前应进行全面检查确认其符合运行条件时 方可投入试运行检查项目如下

一本体冷却装置及所有附件应无缺陷且不渗油

二轮子的制动装置应牢固

三油漆应完整相色标志正确

四变压器顶盖上应无遗留杂物

五事故排油设施应完好消防设施齐全

六储油柜冷却装置净油器等油系统上的油门均应打开且指示正确

七接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求接地应可靠

铁芯和夹件的接地引出套管套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应 接地备用电流互感器二次端子应短接接地套管顶部结构的接触及密封应良好 八储油柜和充油套管的油位应正常

九分接头的位置应符合运行要求有载调压切换装置的远方操作应动作可靠指示位 置正确

十变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求

十一测温装置指示应正确整定值符合要求

十二冷却装置试运行应正常联动正确水冷装置的油压应大于水压强迫油循环的 变压器电抗器应启动全部冷却装置进行循环4h 以上放完残留空气

十三变压器电抗器的全部电气试验应合格保护装置整定值符合规定操作及联动 试验正确

第2.10.3 条变压器电抗器试运行时应按下列规定进行检查

一接于中性点接地系统的变压器在进行冲击合闸时其中性点必须接地

二变压器电抗器第一次投入时可全电压冲击合闸如有条件时应从零起升压冲

击合闸时变压器宜由高压侧投入对发电机变压器组结线的变压器当发电机与变压器间 无操作断开点时可不作全电压冲击合闸

三变压器电抗器应进行5 次空载全电压冲击合闸应无异常情况第一次受电后持 续时间不应少于10min 励磁涌流不应引起保护装置的误动

四变压器并列前应先核对相位

五带电后检查本体及附件所有焊缝和连接面不应有渗油现象

第2.10.4 条在验收时应移交下列资料和文件

一变更设计部分的实际施工图

二变更设计的证明文件

三制造厂提供的产品说明书试验记录合格证件及安装图纸等技术文件

四安装技术记录器身检查记录干燥记录等

五试验报告

六备品备件移交清单

第三章互感器

第一节一般规定

第3.1.1 条互感器在运输保管期间应防止受潮倾倒或遭受机械损伤互感器的运输 和放置应按产品技术要求执行

第3.1.2 条互感器整体起吊时吊索应固定在规定的吊环上不得利用瓷裙起吊并不 得碰伤瓷套

第3.1.3 条互感器到达现场后除按本规范第1.0.6 条进行检查外尚应作下列外观检 查

一互感器外观应完整附件应齐全无锈蚀或机械损伤

二油浸式互感器油位应正常密封应良好无渗油现象

三电容式电压互感器的电磁装置和谐振阻尼器的封铅应完好

第二节器身检查

第3.2.1 条互感器可不进行器身检查但在发现有异常情况时应按下列要求进行检查 一螺栓应无松动附件完整

二铁芯应无变形且清洁紧密无锈蚀

三绕阻绝缘应完好连接正确紧固

四绝缘支持物应牢固无损伤无分层开裂

五内部应清洁无油垢杂物

六穿心螺栓应绝缘良好

七制造厂有特殊规定时尚应符合制造厂的规定

第3.2.2 条互感器器身检查时尚应符合本规范第2.4.2 条的有关规定

第3.2.3 条110kV 及以上互感器应真空注油

第三节安装

第3.3.1 条互感器安装时应进行下列检查

一互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定

二二次接线板应完整引线端子应连接牢固绝缘良好标志清晰

三油位指示器瓷套法兰连接处放油阀均应无渗油现象

四隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完整无损顶盖螺栓紧固

第3.3.2 条油浸式互感器安装面应水平并列安装的应排列整齐同一组互感器的极性 方向应一致

第3.3.3 条具有等电位弹簧支点的母线贯穿式电流互感器其所有弹簧支点应牢固并 与母线接触良好母线应位于互感器中心

第3.3.4 条具有吸湿器的互感器其吸湿剂应干燥油封油位应正常

第3.3.5 条互感器的呼吸孔的塞子带有垫片时应将垫片取下

第3.3.6 条电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行安装不得互换 各组件连接处的接触面应除去氧化层并涂以电力复合脂阻尼器装于室外时应有防雨 措施

第3.3.7 条具有均压环的互感器均压环应安装牢固水平且方向正确具有保护间 隙的应按制造厂规定调好距离

第3.3.8 条零序电流互感器的安装不应使构架或其它导磁体与互感器铁芯直接接触 或与其构成分磁回路

第3.3.9 条互感器的下列各部位应予良好接地

一分级绝缘的电压互感器其一次绕组的接地引出端子电容式电压互感器应按制造 厂的规定执行

二电容型绝缘的电流互感器其一次绕组末屏的引出端子铁芯引出接地端子 三互感器的外壳

四备用的电流互感器的二次绕组端子应先短路后接地

五倒装式电流互感器二次绕组的金属导管

第3.3.10 条互感器需补油时应按制造厂规定进行

第3.3.11 条运输中附加的防爆膜临时保护应予拆除

第四节工程交接验收

第3.4.1 条在验收时应进行下列检查

一设备外观应完整无缺损

二油浸式互感器应无渗油油位指示应正常

三保护间隙的距离应符合规定

四油漆应完整相色应正确

五接地应良好

第3.4.2 条在验收时应移交下列资料和文件

一变更设计的证明文件

二制造厂提供的产品说明书试验记录合格证件及安装图纸等技术文件

三安装技术记录器身检查记录干燥记录

四试验报告

附录一新装电力变压器及油浸电抗器

不需干燥的条件

一带油运输的变压器及电抗器

1.绝缘油电气强度及微量水试验合格

2.绝缘电阻及吸收比(或极化指数)符合规定

3.介质损耗角正切值tg (%)符合规定(电压等级在35kV以下及容量在4000kVA以下者 可不作要求)

二充气运输的变压器及电抗器

1.器身内压力在出厂至安装前均保持正压

2.残油中微量水不应大于30ppm 电气强度试验在电压等级为330kV 及以下者不低于 30kV 500kV 者应不低于40kV

3.变压器及电抗器注入合格绝缘油后

(1)绝缘油电气强度及微量水符合规定

(2)绝缘电阻及吸收比(或极化指数)符合规定

(3)介质损耗角正切值tg (%)符合规定

注上述绝缘电阻吸收比(或极化指数) tg (%)及绝缘油的电气强度及微量水试验 应符合现行的国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的相应规定 当器身未能保持正压而密封无明显破坏时则应根据安装及试验记录全面分析 作出综合判断决定是否需要干燥

三采用绝缘件表面的含水量判断时应符合本规范第2.5.4 条的规定

附录二本规范用词说明

一为便于在执行本规范条文时区别对待对要求严格程度不同的用词说明如下

1.表示很严格非这样做不可的

正面词采用必须

反面词采用严禁

2.表示严格在正常情况下均应这样做的

正面词采用应

反面词采用不应或不得

3.表示允许稍有选择在条件许可时首先应这样做的

正面词采用宜或可

反面词采用不宜

二条文中规定应按其它有关标准规范执行时写法为应符合的规定或应

按执行

附加说明

本规范主编单位参加单位和主要起草人名单

主编单位能源部电力建设研究所

参加单位东北电业管理局

东北送变电工程公司

上海电力建设局调整试验所

华东电管局工程建设定额站

水电第十二工程局

陕西省送变电工程公司

广东省输变电工程公司

东北电力建设第一工程公司

大庆石油管理局供电公司

化工部施工技术研究所

主要起草人胥佩葱曾等厚

中华人民共和国国家标准

电气装置安装工程

电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范

GBJ 148 90

条文说明

前言

本规范是根据原国家计委计综1986 2630 号文的要求由原水利电力部负责主编 具体由能源部电力建设研究所会同有关单位对电气装置安装工程施工及验收规范

GBJ232 82 第二篇电力变压器互感器篇修订而成经中华人民共和国建设部1990

年12 月30 日以(90)建标字第698 号文批准发布

为便于广大设计施工科研学校等有关单位人员在使用本规范时能正确理解和执行 条文规定电气装置安装工程电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范编制组 根据国家计委关于编制标准规范条文说明的统一要求按电气装置安装工程电力变压 器油浸电抗器互感器施工及验收规范的章节条顺序编制了电气装置安装工程

电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范条文说明供国内有关部门和单位参考

在使用中如发现本条文说明有欠妥之处请将意见直接函寄本规范的管理单位能源部电力建 设研究所(北京良乡邮政编码102401)

本条文说明仅供国内有关部门和单位执行本规范时使用不得外传和翻印

1990 年12 月

第一章总则

第1.0.2 条到1988 年底我国已有交流500kV 输电线路4000 多公里500kV 变电站

和升压站20 多座并已有10 多年的建设和运行经验500kV 设备的安装技术较为成熟已 具备条件列入规范故本规范的适用范围明确为适用于电压为500kV 及以下频率为50Hz 的电力变压器电抗器互感器安装工程的施工及验收

目前330kV 及500kV 系统中已大量使用油浸电抗器而油浸电抗器的结构施工及 验收的规定基本与电力变压器相同故将油浸电抗器也列入本规范中

本条所指特殊用途的电力变压器互感器是指各工矿企业中有特殊使用要求或安装于特 殊环境的设备如整流变压器电炉变压器矿用变压器调压器大电流变压器等对此

类特殊用途设备的安装除按本规范规定外尚应符合制造厂及专业部门的有关规定 第1.0.3 条按设计进行施工是现场施工的基本要求当设计部门按技术经济政策和现场 实际情况进行修改时应有设计变更通知

第1.0.4 条本规范适用于一般通用设备的运输和保管当制造厂根据个别设备结构等方 面的特点在运输和保管上有特殊要求时则应符合其特殊要求

为了便于分析和分清责任在运输过程中当改变运输方式时应及时检查设备受冲击 等情况并作好记录所谓改变运输方式是指由铁路运输改为公路或者水路运输或者是 由水路运输改为铁路或者公路运输

第1.0.5 条设备及器材保管是安装前的一个重要前期工作施工前做好设备及器材的保 管工作有利于以后的施工

设备及器材保管的要求和措施因其保管时间的长短而有所不同故本规范明确为设备 到达现场后安装前的保管其保管期限不超过一年对于需要长期保管的设备及器材应按 其专门规定进行保管

第1.0.6 条凡未经有关单位鉴定合格的设备或不符合国家现行技术标准(包括国家标准 或地方标准)的原材料半成品成品和设备均不得使用和安装严禁使用低劣和伪造的 不合格产品

第1.0.7 条事先做好检验工作为顺利施工提供条件首先应检查包装及密封应良好 对有防潮要求的包装应及时检查发现问题采取措施以防受潮

制造厂的技术文件根据现行国家标准电力变压器(GB1094.1 1094.5 85)中规定

制造厂每台设备(包括标准组件)应附有全套的安装使用说明书产品合格证书出厂试验记 录产品外型尺寸图运输尺寸图产品拆卸件一览表装箱单铭牌或铭牌标志图及备件 一览表等

第1.0.8 条现行的安全技术规程中对有关专业性的施工安全要求不一定齐全因此 对重要的施工工序如变压器电抗器的器身检查大型变压器电抗器的运输起吊干

燥等都应根据现场的具体条件事先制定安全技术措施

第1.0.9 条由于国家现行的有关建筑工程施工及验收规范中的一些规定不完全适合电 气设备安装的要求如建筑工程的误差以厘米(cm)计而电气设备安装误差以毫米(mm)计

这些电气设备的特殊要求应在电气设计图中标出但建筑工程中的其它质量标准在电气设 计中不可能全部标出则应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定

为了避免现场施工混乱实行文明施工本条提出了设备安装前建筑工程应具备一些

具体要求以便给安装工程创造一定的施工条件这对保证安装质量和设备安全是必要的 但这次删去了原来规定的钢轨敷设后抹面工作结束因为设备安装不一定要抹面结束 一般是设备安装后才进行抹面以免表面损坏

根据电力变压器电抗器互感器安装完毕投运前的实际需要提出了要求建筑工程应 完成的工作以便使设备安全顺利地投产

第1.0.10 条设备安装用的紧固件为防止锈蚀给以后的安全运行和设备检修拆卸带来 困难应采用镀锌制品镀锌应保证质量但对于地脚螺栓它主要埋设在混凝土中而且

是非成批定型产品一些偏远地区镀锌有困难固定在地脚螺栓上的设备拆卸搬动的情况并 非经常发生若遇地脚螺栓有锈蚀而需拆卸时可用如松锈剂等办法解决故不强调镀锌 设备端子的连接应符合现行国家标准变压器高压电器和套管的接线端子(GB 5273

85)的要求

第1.0.11 条电瓷件瓷表面的外观质量在现行国家标准高压绝缘子瓷件技术条件

(GB 772 87)中有明确规定

第二章电力变压器油浸电抗器

第一节装卸与运输

第2.1.1 条对大型变压器电抗器陆运或水运前的调查和要求作了具体规定以保证大 型变压器电抗器的运输安全

目前国产变压器以容量8000kVA 及以上划分为大型变压器电抗器尚无规定厂家

提出可按变压器划分故电抗器也暂以容量为8000 kvar 及以上划分为大型电抗器将此条 的适用范围规定为8000kVA(8000 kvar)及以上

利用滚轮在铁路专用线作短途运输时其速度的规定根据变压器滚轮与轴之间是滑动 配合且润滑情况不好某厂使用说明书规定为0.2km/h 故规定不应超过0.2km/h

公路运输速度以往一些500kV 工程对变压器公路运输都规定拖车速度不宜超过

5km/h 附件的运输速度不宜超过25km/h 而变压器厂在供给某变电站的500kV 变压器的 安装使用说明书中规定

一装在拖车上由公路运输的车速在一级路面不超过15km/h 其它路面不超过10km/h 二滚动装卸车船时拖运速度不宜超过0.3km/h 滚动拖运时速度不应超过0.9km/h

由于各地情况不同如路面车辆等各制造厂对本厂的产品的运输速度都有规定故

本条对此不加以限制强调按制造厂的规定

第2.1.2 条变压器电抗器在装车或装船时车辆的弹簧压缩或船只下沉在卸车或卸

船时车辆的弹簧的弹力和船只的浮力都可能引起变压器电抗器倾倒应设专人观测车辆 平台的升降或船只的浮沉情况

卸车地点的土质必须坚实站台码头也必须坚实否则将引起下沉危及设备安全

第2.1.3 条国家标准三相油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6451.1 5 86)中

规定电压在220kV 容量为150 360MVA 变压器运输中应装冲击记录仪国外大型变

压器和油浸电抗器在运输时大都装有冲击记录仪以记录在运输和装卸过程中受冲击和振动 情况采用的冲击记录仪必须准确可靠

设备受冲击的轻重程度以重力加速度g 表示

g 值的大小因国内尚无标准一般由制造厂提供或由定货合同双方商定基于下列国 内外的资料一般认为不小于3g 为好

某省向日本订的东芝变压器冲击允许值规定为运输的前后方向为4g 横向为1g

上下垂直方向为3g

某电厂升压站到货的6 台东芝产变压器运输过程中实际记录的冲击记录为

运输方向1.2g 0.4g 1.2g 0.05g 0.3g 0.05g

横向0.4g 0.3g 0.3g 0.3g 0.4g 0.3g

垂直方向1.4g 0.8g 1.2g 0.7g 0.2g 0.6g

BBC 公司500kV 高压电抗器规定运输中冲击允许值小于1g 设备到达现场后检查

冲击记录均未超过允许值某500kV 换流站先后有两台BBC 公司生产的换流变压器海运 到上海港后发现冲击记录值达4.8g 经检查因铁芯及绝缘件均有松动移位和损坏等情况 而返厂修理

我国引进日新公司生产的三台500kV 电抗器和一台中性点电抗器装有美国产的冲击 记录仪其实际冲击记录值为

运输方向2.2g 4.4g 2.55g 3.7g

横向1.7g 3.3g 2.5g 2.5g

垂直方向2.8g 1.4g 1.5g 2.5g

日本电气协会大型变压器现场安装规范专题研究委员会提出的大型变压器现场安装规 范中规定其冲击允许值为3g

某省引进联邦德国TU 公司的变压器其冲击值规定为3g

美国国家标准规定垂直方向为1g 前后方向为4g

我国某水电工程与有关变压器厂就国产变压器运输冲击值商谈的结果同意三个方向均 定为3g

有的单位提出大型变压器电抗器装设冲击记录仪若运输过程中不超过允许值就

不要进行器身检查否则装此记录仪就无意义我国对大型设备运输中装设冲击记录仪尚属 初始阶段对于冲击记录仪的实用还需积累一定数据和经验而且现在冲击记录仪尚无定 型产品仪器是否好用?允许冲击值多少合适?以及装设的位置在运输过程中的管理等问题 比较复杂因此只能说是刚开始当经验成熟后再在规范中作相应的规定

第2.1.4 条为防牵引过程中设备倾倒规定牵引的着力点应在设备的重心以下

国家标准三相油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6451.1 5 86)中规定在

220kV 90 360MVA 变压器下节油箱两端设置水平牵引装置专供牵引设备用

防止变压器在运行过程中由于倾斜过大而引起结构变形制造厂规定一般变压器的倾斜 角仅允许为15 船用变压器则可达45 若一般变压器在运输过程中其倾斜角需要超 过15 时应在订货时特别提出以便做好加固措施

第2.1.5 条目前变压器采用钟罩式油箱较多油箱下节备有专供起吊变压器整体用的吊 耳上节油箱上的吊耳仅供吊钟罩时用如起吊整台变压器时错用上节油箱的吊耳则将造 成重大设备破坏性事故吊起整台变压器时除必须利用下节油箱专用吊耳外其吊索尚应 经上节油箱对应的吊耳作导向否则吊运时可能使变压器重心不稳而倾倒1971 年3 月

18 日某水电站利用吊车在主厂房吊运一台360MVA 变压器时由于吊索未经上节油箱的吊 耳作导向造成变压器摔倒的大事故国外的大型变压器安装说明书中也有此规定 有的单位反映不需强调必须经钟罩上节相对应的吊耳导向其理由是有经验的起

重工不经上节吊耳导向也未发生过问题为了确保起吊安全仍应强调必须按规定施工 第2.1.6 条大型变压器重达几十吨甚至超过200t 为此制造厂在变压器油箱底部设

有数个特定的顶升部位作为千斤顶的着力位置如将千斤顶放置在其他位置顶升将使变 压器遭到结构上的损坏在顶升过程中升降操作应协调各点受力均匀并应及时垫好垫 块某工程安装一台500kV 360MVA 变压器在降落时由于受力不均使变压器受墩 最后返厂修复故在安装过程中必须引起十分注意

第2.1.7 条随着变压器电抗器的电压等级升高容量不断增加本体重量相应增加

为了适应运输机具对重量的限制大型变压器电抗器常采用充氮气或充干燥空气运输的方 式为了使设备在运输过程中不致因氮气或干燥空气渗漏而进入潮气使器身受潮油箱内 必须保持一定的正压所以要求装设压力表用以监视油箱内气体的压力并应备有气体补充 装置以便当油箱内气压下降时及时补充气体

气体的压力受气温的影响而有所变化根据日本提供某厂氮气的压力与温度的关系在

0 时压力为0.01MPa 25 时为0.02MPa 50 时为0.03MPa 故在运输中在任何温度 下油箱内的气压都必须保持正压

充气运输的变压器电抗器在运输前应进行密封性试验以保证密封良好气体压力 在运输中较起始值大大降低时则可能有渗漏的地方须及时处理以避免进入潮气 关于充入的气体的要求日本大型变压器现场安装规范中规定充入气体的露点低于 -30 即可进口联邦德国TU 公司的变压器的技术资料中规定微水含量少于25ppm(体积 比) 相当于露点低于-60 我国某变压器厂规定充入的氮气纯度不低于99.9% 露点应 低于-40

第2.1.8 条干式变压器运输时应有防雨和防潮措施根据现行国家标准干式电力变 压器(GB6450 86)的规定产品从制造厂出厂时干式(不包括成形浇注)变压器的包装应 保证在整个运输和储存期防止受潮和雨淋

第二节安装前的检查与保管

第2.2.1 条设备到达现场后应及时检查以便发现设备存在的缺陷和问题并及时处理 为安装得以顺利进行创造条件本条规定了进行外观检查的内容及要求检查连接螺栓时 应注意紧固良好因为油箱顶部一般都充油密封不好检查只有要求每个螺栓都应紧固良 好否则顶盖螺栓松动容易进水充气运输的设备检查压力可以作为油箱是否密封良好的 参考即使在最冷的气候条件下气体压力必须是正值故规定油箱内应保持不小于0.01MPa 的正压装有冲击记录仪的设备应检查并记录设备在运输和装卸过程中受冲击的情况以 判断内部是否有可能受损伤

第2.2.2 条设备的现场保管是很重要的前期工作将直接影响安装质量和设备的安全运 行本条规定了变压器电抗器的本体及其附件在安装前的保管要求对于充油式套管的保 管原制造厂要求卧放时应有适当坡度现有的充油套管制造厂在出厂时就是平放无坡度 运到现场所以充油套管卧放时是否应有坡度坡度的大小应按制造厂的规定执行 第2.2.3 条绝缘油管理工作的好坏是保证设备质量的关键应引起充分注意

一绝缘油到达现场后应进行目测验收以免混入非绝缘油某变电站用铁路油罐车

运油曾发现油罐底部放出的油似机油又如有二个变电站由国外用小桶装运的油均发现 其中混有一桶非绝缘油

二绝缘油到达现场都应存放在密封清洁的专用油罐或容器内不应使用储放过其他 油类或不清洁的容器以免影响绝缘油的性能

三不同牌号的绝缘油其理化性能不同充油设备根据对绝缘油的不同使用要求取用 不同牌号的绝缘油为了使用方便以免错用应将不同牌号的绝缘油分别贮存并应标以 明显标志

四运到现场的绝缘油若在设备制造厂作过全分析并有试验记录只需取样进行简

化分析若为炼油厂直接来油或自行购置的商品油或者对制造厂来油有怀疑时都必须取 样作全分析

绝缘油取样的数量规定根据现行的国家标准电力用油(变压器油汽轮机油)取样

(GB7597 87)中2.1.1.4 规定每次试验应按上表2.2.3 规定取数个单一油样并再用它们 均匀混合成一个混合油样

1.单一油样就是从某一个容器底部取的油样

2.混合油样就是取有代表性的数个容器底部的油样再混合均匀的油样

IEC 出版物475 号(1974 年第一版) 液体绝缘介质取样方法中2.1.1 取样位置规定 从一批交货中应从不同的容器中(如油桶)各取1 升的油样作电气强度试验对这些样品 也可作另外的试验而全面考虑则用这些样品的混合样进行

日本JISC2101 1978R 电气绝缘油试验方法中4.1.1 取样一般注意事项之(10) 规 定把同一批采取的若干个试样混合成一个试样的时候必须在清洁的室内进行避免尘 埃水分污染另外混合的时候尽可能避免接触空气电气性能试验的油样最好不用混 合样若必须混合时混合后要静置3h 以上

注例如从同一批100 个桶中抽取5 个油样再将此5 个油样混合进行试验这种方法 是不好的可以将5 个油样全部测定求其平均值也可以任意测定一个作为代表或者测 定1 5 个油样中的几个而取其平均值

表2.2.3-1 变压器油国家标准(GB 2536 81)

新来油

质量指标试验方法

项目

DB-10 DB-25 DB-45

外观透明无沉淀和悬浮物

运动粘度(mm2/s)

20 不大于

50 不大于

30

9.6

GB 265—75

凝点( ) -10 -25 -45 GB 510-77

闪点(闭口) 不低于140 140 135 GB 261-77

酸值(mg/g, 以KOH 计)

不大于

0.03 GB 7599-87 或GB 264-77

水溶性酸或碱无GB 259-77

氢氧化钠试验( 级)

不大于

2 SY 2651-77

氧化安定性

氧化后沉淀物(%)

不大于

氧化后酸值(mg/g 以KOH

计) 不大于

0.05

0.2 SY 2670-75

介质损失角正切(90 )% 0.5 GB 5654 或YS-30-1-84

不大于

击穿电压(kV)

不小于

35 GB 507-86

注外观的试验方法是把产品注入100ml 量筒中在20 5 下测定如有争议时按 GB 511 77 测定其机械杂质的含量应为无

凝点的试验方法是以新疆原油生产的变压器油测定凝点允许用定性滤纸过滤 氧化安定性测定为保证项目不作出厂每批控制指标每年至少测定两次

击穿电压测定为保证项目不作出厂每批控制指标每年至少测定两次用户使用前 必须进行过滤并重新测定

表2.2.3-2 设备中变压器油指标(GB 7595 87)

质量指标

序号项目单位

设备电压等级

(kV)

新设备投入运行

前的油

运行油

1 水溶性酸pH 值5.4 4.2 2 酸值

mg/g,

以KOH

0.03 0.1

3 闪点(闭口)

140(10#25#油)

135(45#油)

1.不比新油标准低5

2.不比前次测定值低5 4 机械杂质无无 5 游离碳无无

500

变压器220 330

66 110

10

15

20

20

30

40

6 水分ppm 500

互感器220 330

套管66 110

10

15

20

15

25

35

7 界面张力(25 ) mN/m 35 19 8 介质损耗因数(90 ) 500

330

0.007

0.010

0.020

0.040

9 击穿电压kV

500

330

66 220

20 35

15

60

50

40

35

25

50

45

35

30

20

10 油中含气量

注油中含气量由用户和制造厂家协商

现国内各地取样试验的方法不尽相同有的是每桶取样油都作简化分析而有的地区则 将取样油混合后作简化分析现条文中规定按现行国家标准电力用油(变压器油汽轮机 油)取样(GB 7597-87)的规定进行

附上新来油的变压器油标准及运行中变压器油质量标准供参考(见表2.2.3-1

表2.2.3-2) 不同之处是新油的击穿电压不低于35kV 且没有含气量含水量的要求 第2.2.4 条变压器电抗器到达现场后为防止受潮应尽快安装储油柜及吸湿器并注 油制造厂在安装说明书中亦有此规定

但根据很多单位反映由于绝缘油到货时间晚或单相变压器每台到货时间相差较大

而现场需连续安装等原因设备到达现场后不能及时注油只有充氮保管如有2 台120MVA 和2 台150MVA 变压器充氮保管在0.5 1 年某厂1 台90MVA 变压器充氮保管达2 年之 久从国外进口的3 台500kV 电抗器及3 台变压器由于计划变更工期拖后充气也达1 年之久都未发现问题设备从制造厂充氮后从等待运输至到达现场一般需数月或半年

时间从未发生过由于长期充氮而使绝缘劣化等情况故本条规定当不能及时注油时可充氮 保管但必须有压力监视装置如某厂1 台150MVA 变压器曾因未装表计无指示误 将孔盖打开致使氮气放掉造成受潮而需干燥

由于注油后便于保管监视所以现场不应因充氮保管时间未作规定而不抓紧时间注油 第2.2.5 条为了发现问题及时处理故规定了保管期间应经常检查的内容如油有无渗 漏气压是否正常等以防设备受潮

第三节排氮

第2.3.1 条

一现在国内大型变压器电抗器都采用充氮运输在内部作业时为了人身安全必

须将内部氮气排尽注油排氮是排氮方法之一对大型变压器电抗器尤以500kV 等级 的国内外均采用此法

变压器电抗器在充氮状态下经运输和较长期的保管原浸入绝缘件中的绝缘油逐渐渗 出绝缘件表面变得干燥若器身一旦暴露在空气中绝缘件就极易吸收空气中的湿气而受 潮因此为防止绝缘件受潮在人员进入内部作业之前应使器身再浸一次油并静置一 定时间日本电气协会的大型变压器现场安装规范中规定变压器安装在基础之后

要注入事先过滤好的油将运输时充入的氮气置换出来然后静置12h 以上待绝缘件浸透 油后再用干燥空气置换油

二排氮时注入的绝缘油的电气强度可较油的交接标准稍低因为是现场安装过程中 用油标准稍低不会影响质量日本的大型变压器现场安装规范中亦如此规定考虑到

施工现场一般都有真空滤油设备油的标准稍高也容易达到为了取得一致以免造成混乱 故采取交接时油的标准

三为了不致污梁经净化处理而注入的绝缘油注油排氮前应将油箱内的残油排放 干净

四注油管推荐用镀锌或不镀锌的钢管用胶管时必须慎重以往有的工程使用胶管

发现油的tg 值上升且不稳定主要是胶粒子混于油中虽用真空净油机多次处理仍无效 最后采用吸附加温处理才得以解决

五将以往500kV 工程中用净油设备的技术条件列出供参考

净油能力6000 l/h

真空度小于133Pa

油中水分为50ppm 以下含气量为12%以下电气强度为30kV 以上的新油经一次处 理后可达水分小于5ppm(体积比) 含气量小于0.1% 电气强度不小于60kV

六绝缘油应经过脱气净油设备(最好为真空净油机)从变压器下部阀门注入氮气经顶 部排出为了将氮气排尽将油充至顶部为了防止由于温度变化油膨胀排完氮后应将 油位降到高出铁芯上沿100mm 以上以免内部部件受潮为了使内部绝缘件浸透油注油 后油的静置时间应在12h 以上

第2.3.2 条这是现场排氮的另一种方式据西北地区有的单位反映现场排氮采用抽真 空的方法较为简单但如何判断氮气排尽人能进入内部国外以油箱内含氧浓度来判断 如日本防止缺氧症规则(1972 年日本劳工部第42 号令)的规定含氧量未达到18%以上 时人员不得进入而美国职业安全与健康委员会的要求为19.5%及以上原GBJ 232-82 规定为大于18% 故本条仍规定为18%以上

第2.3.3 条这也是现场排氮的一种方式吊罩之后应将器身暴露15min 以上待氮

气充分扩散后人员才可以进行器身检查工作以免造成窒息确保安全15min 是根据某 制造厂安装维护说明书的规定

第四节器身检查

第2.4.1 条关于变压器电抗器到达现场后的器身检查有各种不同的意见和执行情况 一在以往变压器器身检查中曾发生紧固件松动铁芯多点接地油箱内遗留杂物

内部不干净以及在运输中经受剧烈冲击造成器身位移绝缘板断裂更为严重的如一台35kV 变压器在吊芯时发现有散架的情况所以有些单位要求变压器到达现场后都需进行器身检 查

二有些单位认为施工现场进行器身检查是重复劳动大型变压器电抗器进行器身检 查需作大量工作耗用大量人力物力经过一次器身检查也增加了一次器身受潮的机会 反而对变压器不利从以往器身检查情况看一般也未发生多大问题国外引进的变压器无 论大小都不允许在施工现场进行器身检查所以要求在变压器无异常情况时不进行器身检 查

三华东东北地区均有实践经验即就地生产仅作短途运输的变压器可以不进行器身 检查

四参加制造厂的总装工作确认质量达到要求并在运输中作了有效监视无异常情况 时即使经过长途运输也不再进行器身检查华东地区有2 台180MVA 主变压器2 台 150MVA 主变压器及2 台20MVA 变压器也用监视运输的方式现场未进行器身检查 考虑了上述不同的意见认为现场不进行器身检查的安装方法是个方向并促使制造厂 保证制造质量但就目前制造工艺的情况仍应持慎重态度以保安全故仍规定应进行器 身检查但根据以往的实践也明确了可不进行器身检查的条件

第2.4.2 条

一规定器身检查时器身的温度应高于周围空气温度这是为了避免空气中的水分在

器身上结露当器身低于周围空气温度时应将器身加热普遍反映将器身温度加热超过周 围空气温度10 很难达到尤其是在南方夏天室外温度较高器身温度要高于周围空气 温度10 人无法进去工作以往很少加热以提高器身温度一般较多地以选择良好天气

尽量缩短器身在空气中暴露的时间等办法来减少器身受潮的程度但目前已有真空净油设备 可进行热油循环加温为保证器身不受潮故强调器身温度不应低于周围空气温度当器身 温度低于周围空气温度时应将器身加热考虑到加温高于周围空气温度10 有困难故 只作有选择性的宜的规定不作硬性规定只要求器身温度不低于周围空气温度即可 二关于器身暴露在空气中的时间1982 年的原规范中规定为空气相对湿度不超过 65%时不应超过16h 空气相对湿度不超过75%时不应超过12h 对此规定各地执行 时有不少意见这次修订时参照苏联的110 500kV 充油电力变压器和自耦变压器技术 说明书中的规定在破坏变压器密封进行检查时空气相对湿度应小于75% 时间不得

超过16h 而调压切换装置吊出检查调整时暴露在空气中的时间规定如表2.4.2 所示 对器身露空时间有所放宽并增加了调压切换装置露空时间的规定至于空气相对湿度在 65%以下时器身露空时间未作规定可根据各地的具体情况自定

三一些单位反映有时湿度时间达不到规定要求大型变压器露空作业时间长而

南方阴雨雾天较多为防止变压器器身受潮必须采取相应的可靠措施对此各地有不少 好的经验如

1.某变电站一台法国产的500kV 电抗器发现铁芯多点接地需在现场处理卸去大罩 将铁芯吊离底座约100mm 更换绝缘垫当时天阴空气相对湿度上午为85% 下午为69% 铁芯在空气中暴露达10h 大罩复位后立即抽真空至3.99kPa

2.某水电工程局在安装一台日立产的500kV 变压器时由于高压引出线缠绝缘需要约 50h 因此白天工作时内部充干燥空气晚上不工作时抽真空防止变压器受潮充入变压

器内的干燥空气是由空气经过自制的四个矽胶罐(矽胶总量为100 多公斤)后提供的其露点 可达-60 -40

除以上所述外还可采取延长抽真空和热油循环时间等措施

四1982 年原规范规定雨雪天或雾天应在室内进行现在的变电站设计一般都无

变压器检修间器身检查大都在室外进行故改为雨雪天或雾天不应在室外进行

此外为了防止尘土飞扬有的单位在器身检查场地周围洒水有些单位则用塑料布把 器身围起来以保持器身清洁

第2.4.3 条有的大型变压器其导油总管与上节油箱和闸阀相联起吊上节油箱前必 须先将导油总管与上节油箱相联部分拆除以免损坏导油总管

第2.4.4 条吊器身或钟罩时应该平衡起吊根据制造厂的要求吊索与铅垂线的夹角 不宜超过30

第2.4.5 条本条对器身检查的项目及要求作出规定

一大型变压器在运输中都加有支撑在顶部或两端装有压钉以避免运输装卸过程中

器身移动故首先应检查运输支撑及运输用的临时防护装置是否有移动检查后应将其拆除 清点作好记录并将顶部压钉翻转以防止引起多点接地某厂一台220/110kV 自耦联络 变由于未将压钉翻转或取掉形成铁芯多点接地导致在运行中接地引线烧坏事故 二检查铁芯时应注意铁芯有无多点接地铁芯多点接地后在接地点之间可能形成闭

合回路导致产生循环电流而引起局部过热甚至将铁芯烧损电业系统曾发生过多起大型 变压器铁芯事故大多数是铁芯多点接地造成的

近几年来一些变压器铁芯增加了屏蔽铁芯的固定由穿芯螺丝改为夹件压钉等方式 所以在进行铁芯检查时应注意这些地方的绝缘检查

三检查引出线时应校核其绝缘距离是否合格曾发生过由于引出线的绝缘距离过小

而在局部放电试验时出现故障引出线的裸露部分应无毛刺和尖角以防运行中发生放电击 穿

第2.4.6 条器身检查完毕后用合格的变压器油对铁芯和线圈冲洗以清除制造部门可 能遗留于线圈间铁芯间和箱底的脏物并冲洗器身露空时可能污染的灰尘等冲洗器身时 往往由于静电感应而产生高电压故冲洗时不得触及引出线端头裸露部分以免触电同时 亦应检查箱壁上阀门开闭是否灵活指示是否正确否则以后不易检查和处理

第五节干燥

第2.5.1 条变压器电抗器是否需要进行干燥规定根据本规范附录一新装电力变压 器油浸电抗器不需干燥的条件进行综合分析判断后确定

第2.5.2 条为了防止变压器电抗器在干燥时绝缘老化或破坏对各部温度必须控制 根据电力工业技术管理法规中规定油温不得超过85 美国国家标准关于油浸变

压器的安装导则中提出线圈温度不得超过95 油温不得超过85 热风干燥时进口

空气温度不得超过100 在讨论中制造厂提出现在的变压器电抗器在铁芯底部垫有绝 缘箱底温度不得超过100 代表们认为原GBJ232-82 规定箱壁温度为120 125 太高

现改为110

干式变压器干燥时其温度必须低于其最高允许温度根据现行国家标准干式电力变 压器(GB6450 86)的规定干式变压器线圈的最高允许温度如下(按电阻法测量)

绝缘等级允许温度( ) 最高允许温升(K)

A 级105 60

E 级120 75

B 级130 80

F 级155 100

H 级180 125

C 级220 150

第2.5.3 条变压器电抗器真空加温干燥方法包括热油循环抽真空干燥热油喷雾循 环干燥和绝缘高真空干燥等采用这些方法器身均需预热因为在抽真空时空气将膨胀 而降温并从空气中释放出潮气如果器身温度低则空气中释放出来的潮气将凝结在器身 上并吸入纸绝缘中为此在抽真空前首先应消除所有漏气部位并将器身加热到一定

温度以避免受潮的可能性提升真空的速度也不宜太快避免由于水分蒸发过快而使器身 温度大幅度下降故本条文作了有关器身预热和限制提升真空速度的规定

关于器身预热的温度美国标准提出绝缘的温度不低于20 根据piper 曲线器身温 度和抽的真空度成反比如器身温度为30 以上时抽真空到0.01MPa 绝缘件表面的含 水量可干燥到0.5% 而在0 时真空度一定要达到0.001MPa 以下才能干燥到0.5% 故对器身的温度不作具体规定但不得超过本规范第2.5.2 条的规定

不同等级的变压器电抗器抽真空的极限允许值是根据现行国家标准三相油浸式电力 变压器技术参数和要求(GB6451.1 5 86)中的规定该规定只到220kV 电压等级220kV 变压器真空度为0.101MPa 500kV 变压器电抗器的油箱实际可抽真空到0.101MPa 以上 故根据现行国家标准和实际情况作出本规范表2.5.3 的规定

当变压器带有有载调压切换装置时调压切换装置应和器身同时抽真空以免隔板变形 第2.5.4 条绝缘受潮后进行干燥由于温度的增加潮气将排出绝缘电阻将下降继

续干燥则潮气降低绝缘电阻将上升干燥完毕时增长率将慢下来绝缘电阻值渐趋稳定 可认为干燥完毕为保证干燥质量规定绝缘电阻必须上升后并保持稳定一段时间且无凝 结水产生时才可认为干燥完毕绝缘电阻稳定持续时间此次修订时改为110kV 及以下 者为6h 220kV 及以上者为12h 1982 年原规范规定以35kV 及以下60kV 及以上来划分 是不大合适的因为35kV 和60kV 基本属于一类

目前美国日本等一些发达国家在现场采用测量绝缘件表面的含水量来判断绝缘是

否受潮或干燥是否合格我国华东地区某500kV 工程在国外验收中也已采用这一方法故 将此种方法的标准也列入本规范供有条件时采用

表2.5.4-1

电压等级(kV) 现场干燥后绝缘件表面含水量标准(重量)(%)

500 0.5

154 275 1.0

154 以下2.0

该标准是根据日本电气协会大型变压器现场安装规范中的标准(见表2.5.4-1)并参照 美国标准而制定的美国标准规定含水量为0.5%

现场直接测量绝缘件中含水量比较困难而采用平衡水蒸气压法测量则较简单(即利用 绝缘纸中某一含水量在某一温度下与一定的水蒸气压平衡的原理) 即测量油箱内的水蒸 气压再根据绝缘件中含水量与空气中水蒸气压的关系(piper 曲线) 求出内部绝缘件的含水 量如换成干燥空气则根据这种气体的露点来推断

表2.5.4-2

日期真空度(Torr*)

3 月22 日18 时0.3

3 月22 日19 时0.12

3 月22 日20 时0.1

3 月22 日21 时0.09

3 月22 日22 时0.08

* 1Torr=1.33 102Pa

这种方法的优点是测量装置比较简单可在安装过程中反复测量多次美国日本等 国已普遍使用而在我国则刚刚开始尚未取得经验

现将我国某变电站安装的日本东芝167MVA变压器在制造厂采用此法的例子摘录如下 供参考

该500kV 变电站的5 号变压器于1986 年3 月22 日17 时40 分开始抽真空记录见 表2.5.4-2

在3 月22 日22 时即抽真空5h 以后进行真空漏泄试验和绝缘干燥程度判定其步 骤为

一停止真空泵运行

二用真空计(水银真空计较准确)测量真空度每2min 记录一次连续30min 其具体 测量数据如表2.5.4-3

表2.5.4-3

日期

真空度

(Torr)

日期

真空度

(Torr)

日期

真空度

(Torr)

3 月22 日22 时2

0.08

3 月22 日22 时8

0.085

3 月22 日22 时20

0.09

3 月22 日22 时4

0.08

3 月22 日22 时10

0.085

3 月22 日22 时25

0.09

3 月22 日22 时6

0.085

3 月22 日22 时15

0.09

3 月22 日22 时30

0.095

将录取的数值在真空漏泄率表格上描绘成曲线(真空漏泄率曲线见图2.5.4.1) 按斜率 趋势画直线见图上部直线直线的初始支点为0.084Torr 直线的最终支点为0.094Torr 漏泄率= 直线终点(Torr)-直线始点(Torr) /30min

=(0.094-0.084)/30

=0.01(Torr)/30(min)

一小时为0.02(Torr)

工厂规定漏泄率标准为0.2Torr/h 实测数据为0.02Torr/h 绕组的温度为44

纸中含水量所反映的水蒸气压力按初始点数值计由绝缘物含水量和雾气水蒸气压力平 衡曲线图2.5.4-2 上查出绝缘物的含水量为0.017%

上述过程完毕后继续抽真空(见表2.5.4-4)

在3 月23 日14 时即抽真空21h 以后再一次测量真空漏泄率和绝缘干燥程度判定步 骤同上所述

真空漏泄记录如表2.5.4-5

表2.5.4-4

日期

真空度

(Torr)

日期

真空度

(Torr)

3 月22 日23 时0.08 3 月23 日7 时0.06

3 月22 日24 时0.07 3 月23 日8 时0.04

3 月23 日1 时0.07 3 月23 日9 时0.04

3 月23 日2 时0.06 3 月23 日10 时0.03

3 月23 日3 时0.06 3 月23 日11 时0.02

3 月23 日4 时0.06 3 月23 日12 时0.02

3 月23 日5 时0.06 3 月23 日13 时0.02

3 月23 日6 时0.06 3 月23 日14 时0.02

表2.5.4-5

日期

真空度

(Torr)

日期

真空度

(Torr)

3 月23 日14 时2 分0.02 3 月23 日14 时15 分0.025

3 月23 日14 时4 分0.02 3 月23 日14 时20 分0.025

3 月23 日14 时6 分0.025 3 月23 日14 时25 分0.03

3 月23 日14 时8 分0.025 3 月23 日14 时30 分0.03

3 月23 日14 时10 分0.025

图2.5.4-1 真空漏泄率曲线

按上述举例相同方法描绘曲线如图2.5.4-1 下部所示

漏泄率= 0.03(Torr)-0.0255(Torr) /30(min)

=0.0075(Torr)/30(min)

换算成一小时漏泄率为0.0075 2=0.015(Torr)/h

绕组温度经过修正(东芝工厂修正曲线) 查piper 绝缘物含水量和雾气水蒸气压力平衡 关系曲线图2.5.4-2 得出绝缘物含水量为0.09%

经过22h 抽真空确认变压器绝缘干燥即可进行真空注油

注东芝工厂温度曲线(未附上)仅适用于制造厂干燥出炉器身温度较高的变压器而现 场变压器因长期静置其温度基本接近周围环境温度不需要查找温度下降曲线

作斜率趋势直线时可用后半段的测点作直线与t=0 的交点认为是纸中含水量反映 的水蒸气压力(如图2.5.4-3 所示) 再按piper 图查出纸中含水量

图2.5.4-2 绝缘物含水量和水蒸气压力平衡曲线

注本图摘自J.D Piper Transaction Paper. A.I.E.E.December 1946.65 pp.791-7

图2.5.4-3 真空漏泄率实例

关于绕组温度若变压器本体未加温则绕组温度基本和环境温度一致

第2.5.5 条变压器电抗器经干燥处理后应进行一次器身检查检查绝缘紧固件是否

松动及有无过热造成绝缘损伤的情况如无条件及时检查时应先注入合格的变压器油以防 受潮待准备工作就绪后再作器身检查注入的油应预热至50 60 为了避免绕组受潮 绕组的温度应高于油温但高出多少为宜各地执行不一华东地区规定可高出20 左右 华中地区规定可差30 有的提出可差10 各地可视具体情况而定

500kV 变压器在器身检查和附件安装完毕后规定要进行热油循环但热油循环后不 需再进行器身检查

有的单位提出变压器电抗器干燥合格后应先真空注以合格油然后放油或吊出再 进行器身检查以免器身受潮对器身绝缘更为有利此法也可参考

第六节本体及附件安装

第2.6.1 条当变压器电抗器内部故障时为了使气体能顺利地进入气体继电器故规

定应使其顶盖沿气体继电器方向有1% 1.5%的升高坡度此坡度值是按苏联标准规定我 国已多年采用此值近年来引进的变压器电抗器如日本欧美各国均不要求安装坡度

国内目前生产的高电压大型变压器在结构上作了修改也不要求安装坡度故条文中又规 定制造厂规定不需安装坡度者除外

第2.6.2 条目前国内的变压器电抗器渗漏油现象仍较普遍其密封是关键密封垫的

质量是很重要的因素目前变压器安装中都采用橡胶密封垫但近来有的已采用了非橡胶的 其它品质更好的耐油密封垫强调了耐油的要求不规定材质对于密封垫的要求应该严格 必须无扭曲变形裂纹和毛刺国外引进设备安装时凡用过的密封垫都不再使用根据 我国实际情况不作如此硬性规定若有必要时可在设备订货合同中提出要求

第2.6.3 条

一切换开关油箱中的变压器油其绝缘强度的要求各个不同的制造厂有不同的规定 故条文规定应符合产品的技术要求

二切换开关油箱漏油时影响本体油箱内绝缘油的性能在国产和进口变压器中均发生 过此问题故要求安装时其油箱应作密封试验其试验压力值应由制造厂提供

第2.6.4 条

一冷却装置安装前应按制造厂规定的压力值进行密封试验

1.散热器有的制造厂规定用0.05MPa 表压力的压缩空气进行检查持续30min 应无渗 油现象1982 年原规范规定或用0.7kg/cm2**1kg/cm2=9.80665Pa 表压力的变压器油进行 检查持续30min 应无渗油现象在实际工程执行中应按制造厂规定的压力值持续

30min 应无渗油现象若制造厂无规定时可按上述两种方法中的任一方法进行检查试验

2.强迫油循环风冷却器的密封试验标准变压器厂规定为0.25MPa 的压力持续30min 应无渗漏

3.强迫油循环水冷却器的密封试验标准制造厂规定为先将冷却器注油250kg 后在下 部放油塞处取油样试验如2h 后油的绝缘耐压值不低于注油时数值则冷却器不需另外清 洗否则须冲洗然后再从水室入口处通入清洁水使水从出口缓缓流出水中应无油星 将出水口封闭加水压至0.25MPa 维持12h 再测油压正常运行情况下水冷却器一般 水压在0.05MPa 左右某制造厂规定水冷却器的油压高于水压0.1 0.15MPa 而另一厂家 规定应高于0.08MPa 因运行时油压最高可达0.2MPa 左右故原规范根据全国审定会讨论 决定水冷却器的试验压力定为0.25MPa 持续时间1h 应无渗漏

根据以上情况本条文提出压力按制造厂规定持续时间1h 水油系统应分别检

查无渗漏

二运到现场的冷却装置由于出厂时未很好清理加上现场保管不善内部往往很脏

并曾发现有铁屑等杂物如不很好冲洗运行中脏物将冲入本体内故规定安装前用合格油 经净油机将其冲洗干净

三因以往曾发生风扇叶片扭曲变形造成冷却效率降低故规定叶片应无扭曲变形 四油冷却器现场配制的外接管路其内壁除锈清理工作非常重要以往曾发生过一台

变压器因现场配制的油管中砂子杂物未清洗干净而造成烧毁事故内壁除锈不彻底清洗 不干净造成的后果是严重的

有的单位在清理干净后管内壁涂以绝缘漆据某厂介绍外接油管可先喷砂再用压

缩空气吹然后用蒸汽喷洗效果良好内壁则不必喷漆关键在于必须彻底除锈并清洗干 净若除锈不尽内壁所涂漆膜往往容易起皮冲进变压器内部有堵塞油路的可能故本条 强调了彻底除锈对油管内壁涂漆则不作硬性规定

五水冷却装置停用时应将水放尽以免天寒冻裂

第2.6.5 条关于胶囊的漏气检查其检漏压力目前尚无统一标准有的变压器制造厂规 定为0.002MPa 而有的变压器厂则无规定某水电站规定胶囊检漏压力不得超过0.02MPa 胶囊的检漏很有必要某发电厂就曾发生过胶囊破裂情况胶囊破裂后即失去其应有的作用 检漏充气时务必缓慢个别单位曾因充气过急而发生胶囊破裂的情况

胶囊安装时应沿其长度方向与储油柜的长轴保持平行否则运行时将可能在胶囊口密 封处附近产生扭转或皱皮而使之损坏

油位表很容易出现假油位应特别引起注意

第2.6.6 条升高座安装时应特别注意绝缘筒的缺口方向应使之与引出线方向一致不 使相碰否则会由于振动等原因易擦破引出线绝缘升高座放气塞的位置应在最高点某厂 曾发生过一台66kV 变压器由于安装时不注意放气塞位置未放置在最高点致使空气放 不出来而造成返工为了便于套管安装电流互感器和升高座的中心线应一致

第2.6.7 条

一套管的试验应符合现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的

要求当充油套管整体介质损失角不合格时应检查套管中的绝缘油经检查系由于绝缘油 不合格所致可将套管油换掉当分析确认套管内部绝缘受潮时应进行干燥处理充油套 管的干燥可在不解体情况下进行可采用热油循环法油温不宜超过105 胶纸套管干燥 时规定温度不宜超过90 当套管介质损失角正切值tg (%)趋于稳定时干燥可认为结 束对于密封式套管尤其是500kV 级的若发现内部绝缘受潮时应和制造厂联系解决 二110kV 及以上的套管干燥后应进行真空注油以消除残留气体真空注油应尽可能 在1.33 13.3Pa 的真空状态下进行注油的速度不宜太快以免妨碍残留气体的排除 三套管顶部结构的密封至关重要由于顶部结构密封不良而导致潮气沿引线渗入变压 器线圈造成烧坏事故者不少部分原因是因安装时不当所致例如密封垫未放正确或因单 纯要求三相连接引线位置一致而将帽顶松扣故应特别强调顶部结构的密封

四近来有的变压器厂制造的500kV 变压器的高压套管与引出线的接口采用密封波 纹盘(即魏德迈结构)结构此种结构安装时较复杂故应严格按制造厂的规定进行以往有 的单位由于未很好熟悉安装说明资料安装完后作局部放电试验时发现问题只得返厂处

五为便于观察套管的油位油标应面向外侧现在一些电容芯套管为了试验方便将末 屏引出在正常时末屏应良好接地

第2.6.8 条

一气体继电器安装前应根据专业规程的要求检验其严密性绝缘性能并作流速整定 根据气体继电器(GB2107 77)的规定气体继电器油速整定范围如下

管路通径80mm 者为0.7 1.5m/s

管路通径50mm 者为0.6 1.0m/s

根据东北地区的QJ1 80 规定50 型瓦斯继电器检验规程规定的如下参数值可供各 地参考

继电器整定范围0.7 1.5m/s 偏差不应大于0.05m/s 自然冷却的变压器为0.8 1.0m/s 强油循环冷却的变压器为1.0 1.2m/s 容量大于200MVA 的变压器为1.2 1.3m/s 500kV 等级的变压器为1.3 1.4m/s 容量小于1000kVA 的变压器为0.7 0.8m/s 一般大型变压器 宜取上限值容量为7500kVA 及以上的变压器连接管径为80mm 容量为6300kVA 及以 下的变压器连接管径为50mm 有载调压开关的瓦斯继电器连接管径为25mm 其流速整 定为1.0m/s

二关于浮子式气体继电器现制造厂已不再生产故此次修订时本规范不再列入

第2.6.9 条

一施工现场往往发现由于出厂密封不良安全气道及连通管有锈蚀情况安装前必须 予以清理干净以免杂物进入变压器电抗器内部

二1978 年某电厂1 台120MVA 变压器发生严重爆炸事故除事故的直接原因外事

后发现安全气道隔膜为一薄铝片并非制造厂原配材料由于铝片是非脆性材料起爆时虽 然破损但却堵塞油道影响喷油防爆作用导致变压器油箱内压力剧增而爆破为此强

调对安全气道隔膜的材料和规格应符合产品的技术规定不得任意代用隔膜材料一般为玻 璃板或酚醛纸板

三防爆隔膜破坏时其信号将引至主控制室为了信号准确故要求防爆隔膜信号接 线应正确接触良好

第2.6.10 条近几年大型变压器电抗器都改为密封结构采用压力释放装置以使油 与外部空气隔离当变压器电抗器发生故障时内部压力达到0.05MPa 时压力释放装 置动作

安装压力释放装置时应注意方向使喷油口不要朝向邻近的设备

压力释放装置在产品使用说明书中明确规定压力释放阀门出厂时已经过严格试验和 检查而各紧固件和接合缝隙均涂有固封胶阀门的各零件不得自行拆动以免影响阀门 的密封和灵敏度凡是拆动过的阀门必须重新试验合格后方能使用凡经用户拆动过的阀 门制造厂不再保证原有的性能为此现场不必进行校验

第2.6.11 条对吸湿器油封油位的要求是为了清除吸入空气中的杂质和水分但对于 胶囊式变压器有些产品为使胶囊易于伸缩呼吸规定不要油封或少放油则应按产品的 技术要求进行

第2.6.12 条有些变压器制造厂生产的YF 型强迫油循环风冷却器其净油器可正反向 安装出入口无特殊标记施工中曾发生多起装反净油器的情况致使净油器过滤网装反 吸潮剂被冲入变压器内堵塞油路影响冷却效率甚至危及变压器出力故安装时应引起注 意据生产厂家称目前该种净油器的结构已作了修改

第2.6.13 条大型变压器电抗器上导气管数量较多均应清理以免脏物进入器身内 并应注意密封杜绝潮气侵入变压器油和渗漏

第2.6.14 条近几年引进的变压器装有测量绕组温度用的绕组温度计今后国内也可能 生产该型温度计的整定应按制造厂的规定执行

第2.6.15 条靠近箱壁的绝缘导线都是由变压器电抗器的配电箱来的冷却器风扇电源

和保护信号回路导线为避免这些导线损伤或腐蚀靠近设备箱壁处应有保护如用铁管 金属板或用金属软管等安装时应注意美观整齐当为进口设备时这些保护设施均由制 造厂供给对国内设备今后在订货时也应要求制造厂提供

第七节注油

第2.7.1 条系根据能源部某研究所出版的电力用油运行指标和方法研究中有关混油 问题而制订主要是对国家标准运行中变压器油质量标准(GB7597 87)的制订过程的 全面分析和研究这些内容解决了混油中各单位所提的问题并对混油有一个全面了解以 便在现场掌握有关内容摘录于下

在正常情况下混油的技术要求满足以下五点

(1)最好使用同一牌号的油品以保证原来运行油的质量和明确的牌号特点我国变压 器油的牌号按凝固点分为10 号(凝固点-10 ) 25 号(-25 )和45 号(-45 )三种一般是根

据设备种类和使用环境温度条件选用的混油选用同一牌号就保证了其运行特性基本不变 且维持设备技术档案中用油的统一性

(2)被混油双方都添加了同一种抗氧化剂或一方不含抗氧化剂或双方都不含因为

油中添加剂种类不同混合后会有可能发生化学变化而产生杂质所以要予以注意只要油的 牌号和添加剂相同则属于相容性油品可以任何比例混合使用国产变压器油皆用2.6 一 二叔丁基对甲酚作抗氧化剂所以只要未加其他添加剂即无此问题

(3)被混油双方油质都应良好各项特性指标应满足运行油质量标准如果补充油是新 油则应符合该新油的质量标准这样混合后的油品质量可以更好地得到保证一般不会低 于原来运行油

(4)如果被混的运行油有一项或多项指标接近运行油质量标准允许极限值尤其是酸值 水溶性酸(pH 值)等反映油品老化的指标已接近上限时则混油必须慎重对待此时必须进 行试验室试验以确定混合油的特性是否仍是合乎要求的

(5)如运行油质已有一项与数项指标不合格则应考虑如何处理问题不允许利用混油 手段来提高运行油质量

根据以上原则在新制订的运行中变压器油质量标准中关于补充油和不同牌号油 混合使用问题作了如下五条规定

1) 不同牌号的油不宜混合使用只有在必须混用的情况下方可混用变压器油不同

牌号虽可混合使用其油质性能不会发生特殊变化但在万不得已如实在购买不到同牌号 油等情况才能混用理由如前述

2) 被混合使用的油其质量均必须合格作此规定以防止在急于用油的情况下冒然混 合万一混合使用的油质不符合要求会造成不良影响

3) 新油或相当于新油质量的不同牌号变压器油混合使用时应按混合油的实测凝固点 决定其是否可用设备内原来的运行油如混入低标号油品其凝固点要上升因而必须按

混合的比例测其凝固点是否符合使用要求不能认为其化学和电气性能都合格就冒然混合 使用

4) 向质量已下降到接近运行中变压器油质量标准下限的油中加同一牌号的新油或接近 新油标准的已使用过的油时必须按照电力系统油质试验方法(YS-27-1-84)中规定预先 进行混合油样的油泥析出试验无沉淀物产生方可混合使用若补加不同牌号的油则还需 符合第3)条的规定

运行中变压器油已经老化时因老化油有溶解油泥的作用油中含有氧化产物可能还未 沉析出来此时如加入一定量的新油或接近新油标准的使用过的油因新油起到稀释作用 就反而会有沉淀物析出这样不仅达不到混油目的反而会产生油泥这是有教训的因此 在混合使用前必须进行油泥析出试验

5) 进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时应按照电力系统油试验方

法(YS-25-1-84)中规定预先进行参加混合的各种油及混合后油样的老化试验当混油的质 量不低于原运行油时方可混合使用若相混油都是新油其混合油的质量应不低于最差的

一种新油并需符合第37 条的规定

这是因为进口油或来源不明的油中含有的添加剂虽然能区分是氨类或酚类添加剂但

更具体的组份就不得而知有的变压器油中还加入了部分合成油所以必须作混油老化试验 要求其质量相对不低于运行油的试验结果实际上若加入量大混合油的质量应在运行油和 加入新油之间另外当两种新油混合时是在新油都做过全分析符合标准要求情况下进 行混油老化试验混合后的油其质量不低于其中最差的一种新油方可混合使用

第2.7.2 条为了排除绝缘物中残留的空气和安装过程中进入器身绝缘物内的潮气对于 220kV 及以上的变压器电抗器必须进行真空处理真空保持时间美国一些公司规定220 330kV 的变压器为4h 专家们认为太短故定为8h 500kV 的变压器则根据全国有关大区 的工程都为24h 故规定为24h

为了提高干燥效果器身应有一定的温度抽真空时残压越低越好温度越高越好

但器身温度太高现场有困难若温度太低按温度平衡曲线可知要绝缘物保持同样的含 水量则残压必须保持更低现场也很困难美国国家标准关于油浸变压器的安装导则 中提出为20 此温度在南方问题不大而在北方冬天由于器身检查时必须加温在器身 检查完毕时一般仍有一定温度则可加盖后及时抽真空故规定宜高于20

第2.7.3 条本条强调了真空注油并规定了真空度注油速度等要求

一真空注油能有效地驱除器身及油中气泡提高变压器的绝缘水平特别对纠结式线 圈匝间电位差较大的情况下防止存在气泡引起匝间击穿事故更有重要意义

条文规定110kV 者也宜采用真空注油有单位提出110kV 也必须真空注油考虑到 110kV 电压不高牵涉面广容量不大的都带油运输不需强调必须真空注油若容量较大 又充气运输可以采用真空注油故条文仍用宜即有条件者首先采用

二注油应按油速来控制较科学如220kV 变压器的油量由10 多吨到50 多吨若以

时间控制则油速相差三倍多而静电发生量大致按油流速三次方比例增加故注油应以油 流速度来决定注油时间较合适某厂规定为10t/h 现有的净油机出力大都为5000l/h 美国 国家标准亦建议以此值故规定注油速度不宜大于100 l/min

三为了驱除器身表面的潮气提高器身绝缘也可使器身加温故规定注入的油温应

高于器身温度国外也有要求将油加热至30 左右然后注入的情况本条对油温不作具体 规定可根据施工现场的条件而定

四为了抽真空需要油面距箱顶应有一定距离有的制造厂提出为200mm 同时油 必须淹过线圈绝缘以防受潮

五500kV 变压器电抗器必须进行真空干燥处理注完油后又将进行热油循环质量

有所保证现有一些500kV 变压器在施工中一次注满油减少了注油后保持真空这道工序 故规定500kV 者在注满油后可不继续保持真空

六雨雾天真空注油容易受潮真空度越高越应予以重视故规定不宜在雨天或雾

天进行真空注油

第2.7.4 条

一胶囊及气道隔膜承受不了真空注油时的压差一些单位由于不注意曾引起气道隔 膜破裂并吸入油箱的事故故予以明确

二有些变压器中主油箱与其它隔舱之间的隔板不能经受一侧全真空而另一侧为大气压 的状况在另一侧也必须形成真空以免所造成的压力差将隔板损坏各地区500kV 变电 所施工及验收规范中都有此规定美国国家标准也有此规定

第2.7.5 条

一为排除油箱内及附于器身上的残余气体从油箱下部油阀进油较为有利有的单位 提出若在高真空下变压器中的气体是很少的如果油从上部进入油在喷洒过程中

油表面增大油内未脱尽的气体水分可以被真空泵抽出此情况相当于真空滤油机的脱 水脱气过程油从上部进入可以提高油质问题是抽真空一定从上面抽进油也从上面 进容易将油或油雾抽入真空泵另外考虑到注入的油已经经过脱气脱水并已达到标准

在注油时主要是排除油箱内及附于器身上的残余气体并不是解决油中的微水量和含气量 故仍规定从下部进油

二强调对导向强油循环的变压器注油应按制造厂的规定因为导向强油循环的

变压器制造厂规定进油门和放油门同时注油和放油以保持围屏以外油压一致但在工程 施工中却往往忽视此点故在此条中特别提出以加强重视

第2.7.6 条本条为了人身和设备的安全要求可靠接地美国国家标准关于油浸变压

器的安装导则中特别提出注意通过滤油纸的油可能形成一种静电电荷当变压器充油时 这种电荷将传到变压器绕组上在这种情况下绕组上静电电压可能对人身及设备有危险 为避免这种可能性在充油过程中应把所有外露的可接近的部件及变压器外壳和滤油设备 都可靠接地以往各地区在500kV 工程施工及验收规范中也都有此规定

第八节热油循环补油和静置

第2.8.1 条

一规定500kV 变压器电抗器真空注油后必须进行热油循环因为500kV 设备的 器身作业时间较长为彻底清除潮气和残留气体国内外都要求注油后进行热油循环 二关于热油循环的时间及油温的规定某厂开始生产一台500kV 变压器时规定热油 循环时间为100h 但后来又在某500kV 变压器的使用说明书中规定为1)36h 2)3 变压 器总油量/通过滤油机每小时油量(小时) 华中华北华东地区500kV 工程施工及验收规 范中规定为48h 但要求油箱内油温在50 滤油机出口油温为60 若温度达不到要求 可延长循环时间某水电工程中净油设备出口温度为60 器身内油温为50 热油循 环时间为72h 有些单位反映油温很难达到50 故规定净油设备的出口温度不应低 于50 油箱内温度不低于40 热油循环时间不得少于48h 同时循环后的油应达到 下列标准

击穿电压60kV/2.5mm;

微水量10ppm(体积比)

含气量1%

tg 0.5%(90 )

第2.8.2 条冷却器内的油应与油箱主体内的油同时进行热油循环这样可使变压器

电抗器内的油都经过处理尤其是冷却器中的残余气体但为了维持油箱内的温度可将潜 油泵和阀门间断地开闭

第2.8.3 条通过净油机注油时难免要带入空气补充油如从下部油阀进油空气可能

停留于器身上而使该处绝缘强度下降所以本条规定应通过储油柜上专用油阀加注补充油 防止产生上述缺点同时对排除空气予以提醒否则易造成假油位和引起轻瓦斯动作 第2.8.4 条对于高压电力变压器电抗器在现场检查安装后虽经真空脱气注油但

在变压器绝缘油中还可能残留极少量能使油中产生电晕的气泡这种气泡主要有两种残 留在油浸纸内的气泡残留在部分油中的气泡这两种气泡均可在油中溶解而消失但前 者较后者难于溶解气泡消失的时间较长

一般浸过油的变压器即使将油抽出去由于毛细管现象已浸入绝缘物中的油仍可保 存在绝缘物中以后再注油时不会再出现此类气泡但充气运输的变压器电抗器由于安

装注油前有较长时间不浸油且在运输过程中由于振动而把原浸入绝缘物中的油淅离出来 或经过干燥处理的变压器电抗器在最初浸油时都容易出现残留在绝缘物中的气泡而

残留在绝缘油中的气泡在每次注油时其概率都大体相同且这种气泡在油中较容易溶解因 此为了溶解这些残留气泡就需要有一定静置时间

要准确地确定静置时间是十分困难的首先要知道气泡残留在什么部位气泡的体积

及形状如何其次要知道气泡周围的境膜厚度以便确定气泡的溶解速度实际上各国都是 根据各制造厂多年的生产经验确定标准

美国国家标准规定电压在287kV 及以下者至少静置12h 电压在345kV 及以上者 至少静置24h

日本规定

120kV 及以下24h 以上

140kV 36h 以上

170kV 42h 以上

220kV 48h 以上

500kV 72h 以上

参照日本的标准结合我国已安装的500kV 变压器电抗器的经验在本规范中作出 规定500kV 不少于72h 220kV 330kV 不少于48h 110kV 及以下不少于24h

第2.8.5 条变压器电抗器注油静置后油箱内残留气体以及绝缘油中的气泡不能立即 全部逸出往往逐渐积聚于各附件的高处所以须进行多次放气并应启动潜油泵以便加速 将冷却装置中的残留空气驱出

第2.8.6 条具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器其注油排气和油表加油等操作顺序要 求与普通变压器不同制造厂均有规定注油时必须排尽储油柜及油表内的残存空气不少 单位由于未掌握注油方法都曾发生过变压器跑油或假油位现象故本条作了规定

第九节整体密封检查

第2.9.1 条密封检查主要是考核油箱及附件渗漏油情况故规定应在储油柜上用气压 或油压进行整体密封试验据了解现在在现场作密封检查时基本上都是在储油柜上进行 近年来制造厂的密封结构都采用压力释放装置而压力释放装置的动作压力为

0.05MPa 作密封试验时不应超过释放装置的动作压力否则应装临时闭锁压板增加油 和空气接触时间在北京进行初稿讨论会时决定压力定为0.03MPa 不分是否密封结构三 相油浸式电力变压器技术参数和要求(GB6451.1-86)中规定变压器油箱及储油柜应承受 0.5 标准大气压1 标准大气压=1.013250 105Pa 的密封试验故压力应从箱盖算起若在储 油柜加压应减去储油柜油面到油箱顶盖的油压才是真正作试验的压力

日本各厂规定的试验压力一般为0.02 0.035MPa

试验持续时间均按24h 即经过一昼夜温度变化检查其渗漏情况

一些单位反映密封试验效果不大对1600kVA 容量以下整体到货的变压器可不作试 验据了解对小型变压器现场也未作密封试验故本条文增加对整体运输的变压器可不进 行此项试验

第十节工程交接验收

第2.10.1 条

一变压器电抗器在试运行期间应带额定负荷但变电站的变压器初投入时一般都 无带额定负荷的条件故规定带一定负荷按系统情况可供给的最大负荷

二带一定负荷并应连续24h 后即可认为试运行结束可移交生产条文中强调连

续运行

三一些工厂企业变电站完工后而其他生产用电工程尚未完工无负荷可带故提出

空载运行24h 也可交工但变压器不经带负荷24h 考核就移交生产是不合适的有此情况 甲乙双方研究是否空载24h 作为中间验收等其他办法来解决

第2.10.2 条

一大型变压器的铁芯和夹件都经过套管引出接地故规定铁芯和夹件的接地套管应予

接地以往工程中有过接地引下线不符合设计要求或接地焊接不牢而出现变压器损坏事故 故强调接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求接地应可靠

二为了尽量放出残留空气强迫油循环的变压器电抗器应起动全部冷却装置进行 循环华中东北华北华东地区500kV 变压器都规定循环时间4h 以上

第2.10.3 条

一有中性点接地的变压器在进行冲击合闸时中性点必须接地在以往工程中由于 中性点未接地而进行冲击合闸造成变压器损坏故应引起十分注意

二为了避免发电机承受冲击电流以从高压侧冲击合闸为宜变压器中如三绕组

500/220/35 60kV 的中压侧过电压较高也不强行非从高压侧冲击合闸故规定冲击合闸时 宜由高压侧投入

三对发电机变压器组结线的变压器当发电机与变压器间无操作断开点时可以不作 全电压冲击合闸

对此问题有的认为所有变压器均应从高压侧作五次全电压冲击合闸以考核变压器是 否能经受得住冲击因曾有过冲击时变压器被损坏的情况另外多数单位认为发电机变压 器单元接线组中的变压器不需要从高压侧进行五次全电压冲击合闸试验因为这种单元结 线一般都是大型发电机组运行中无变压器高压侧空载合闸的运行方式而变压器与发电机 之间为封闭母线连接无操作断开点为了进行冲击合闸试验须对分相封闭母线进行几次 拆装将消费很大的人力物力及投产前的宝贵时间变压器冲击合闸主要是考验冲击合

闸时变压器产生的励磁涌流对继电保护的影响并不是为了考核变压器的绝缘性能经多次 会议讨论后规定可不作全电压冲击合闸试验

四变压器电抗器第一次全电压带电必须对各部进行检查如声音是否正常各联接 处有无放电等异常情况故规定第一次受电后持续时间应不少于10min

5 次是原规范经代表讨论确定的并已执行多年

第2.10.4 条进行交接验收时应同时移交技术文件这是新设备的原始档案资料和运 行及检修时的依据移交的资料应正确齐全

第三章互感器

第一节一般规定

第3.1.1 条35kV 及以上互感器目前多数采用油浸瓷套式结构体型较高因此制造厂 对其搬运保管提出了具体要求例如制造厂规定瓷套式互感器的运输倾斜度不得大于15 互感器的结构一般都按直立安装考虑故运输时应直立运输否则将造成内部损坏渗 漏但330kV 和500kV 电流互感器由于器身太高无法直立运输现都卧倒运输故规定 互感器的运输和放置应按产品的技术要求进行

第3.1.2 条互感器整体起吊时由于重量较重利用瓷套或瓷套顶帽起吊将使其受损 伤故须注意起吊部位不得碰伤瓷套

第3.1.3 条设备到达现场后及时进行检查以便发现问题及时处理为安装工作顺利

进行创造条件本条根据不同形式的互感器提出了各自的检查内容和要求对于卧倒运输 的互感器到现场不能及时安装而需卧倒保管一段时间怎样抓紧检查油面及渗漏情况应引 起注意曾发现进口的500kV 电流互感器卧放保管时间较长直到安装吊直后才发现一 台油标无油另一台由于运输不慎顶部散热片碰伤而渗漏油也看不见油面由于是密封结构 不知油面是否在绝缘以下故尚需判断内部是否受潮花了大量的试验费并带来很多困难 工作

第二节器身检查

第3.2.1 条

一有关互感器吊芯检查问题根据各有关单位的反映在许多工程中有的曾进行过

吊芯检查但均未发现问题因此后来不再吊芯检查有的施工单位认为互感器结构较简单 无必要吊芯通过试验有怀疑时再吊芯检查而且无论安装前是否吊芯检查的互感器投产后 均未发生过问题制造厂也认为互感器制造工艺较好而现场的条件差吊芯检查反而对绝 缘不利密封也不易达到要求所以希望现场不要吊芯检查对于500kV 电流互感器环 境条件要求高厂家均在防尘间进行又为密封结构不应在现场进行检查若有问题应通

知制造厂在制造厂的参与或指导下进行吊芯检查以往有的单位曾发生过互感器爆炸事故 但经过分析都是因为顶盖密封不良进水所致

二若需要进行器身检查时本条规定了其检查项目及要求制造厂为查清原因还可 能进行其他的检查和测试故应遵照制造厂的规定

第3.2.2 条互感器在现场进行器身检查时为防止绝缘受潮对周围空气的相对湿度及 在其相对湿度下器身的露空时间应遵守本规范第2.4.2 条的规定

第3.2.3 条为了提高互感器的绝缘水平110kV 及以上的互感器应采用真空注油有关 真空注油的工艺应按产品规定进行其残压值按原水电部防事故措施的规定

第三节安装

第3.3.1 条瓷套式互感器多数利用瓷套帽中的耐油隔膜与外界空气隔绝隔膜随温度的 变化而伸缩因此在安装前需拆开顶盖检查油膜是否破损以往发现互感器顶盖渗水情况 较多若隔膜破裂水将直接进入油箱内而互感器进水又往往是由于顶盖螺栓未拧紧或隔 膜安放位置不妥所致故须予以检查现在有的制造厂在产品出厂时将其封好不允许打 开则安装时应注意保持铅封完好不要打开检查以免损坏

第3.3.2 条由于互感器的型式规格不同布置也不全相同所以对安装水平误差不能 作出具体规定但对于油浸式互感器其安装面应水平对于同一种型式同一种电压等级 的互感器当并列安装时要求在同一水平面上极性方向应一致做到整齐美观

第3.3.3 条大型机组采用母线贯穿式互感器较多对其安装要求作出了规定

第3.3.4 条吸湿器出厂时有时与本体分装发运曾发现有些单位安装前未进行检查 有的不注意油封致使呼吸器不起呼吸防潮作用应引起注意

第3.3.5 条有的制造厂在产品出厂时加装了临时密封垫片以往曾发现未将此垫片去 掉呼吸孔起不到呼吸防潮作用故特别提出以引起注意

第3.3.6 条电容式电压互感器由于现场调试困难制造厂出厂时均已成套调试好后编号 发运现场施工时如不注意将非同一套组件混装将造成频率特性等不配合也曾多次发生 由于制造厂发货错误各组件的编号不一致而退回制造厂的情况故安装时须仔细核对成套 设备的编号按套组装不得错装

各组件联接处的接触面除去氧化层之后应涂以电力复合脂因为电力复合脂与中性凡 士林相比较具有滴点高(200 以上) 不流淌耐潮湿抗氧化理化性能稳定能长期 稳定地保持低接触电阻等优点故规定用电力复合脂取代中性凡士林

第3.3.7 条220kV 及以上电容式电压互感器及330kV 以上电流互感器其顶部大都装 有均压环使电压分布均匀均压环安装方向有规定须予以注意有的互感器具有保护间 隙安装时应按产品技术要求将保护间隙距离调整合适否则保护间隙起不了应有的作用 第3.3.8 条零序电流互感器的安装除应按设计要求与导磁体或其它无关的带电体保持 一定距离外尚应注意不应使构架或其它导磁体与互感器铁芯直接接触或与其构成分磁回 路

第3.3.9 条本条对各种不同型式的互感器应接地之处都作了规定对电容式电压互感 器制造厂根据不同的情况有些特殊规定故应按制造厂的规定进行接地110kV 及以上的 电流互感器当为U 型线圈时为了提高其主绝缘强度采用电容型结构即在一次线圈

绝缘中放置一定数量的同心圆筒形电容屏使绝缘中的电场强度分布较为均匀其最内层电 容屏与芯线连接而最外层电容屏制造厂往往通过绝缘小套管引出所以安装后应予以可靠 接地避免在带电后外屏有较高的悬浮电位而放电以往曾发生过末屏未接地而带电后放 电的情况

第3.3.10 条互感器安装时一般情况下无需补油对是否需要补油以及补油时应注意 什么事项制造厂均有规定应按制造厂的规定进行

第3.3.11 条防爆膜在运输过程中有可能由于振动摇晃而损坏故在出厂时有的加

了一个保护罩或加装临时支撑故现场安装时必须将临时支撑或保护罩拆除否则防爆膜起 不到防爆保护作用应予以注意

第四节工程交接验收

第3.4.1 条第3.4.2 条竣工交接时对设备的外观应进行检查应符合要求并应移

交所有技术文件这是新设备的原始档案资料和运行及检修时的依据移交的资料应正确齐 全其试验报告应包括绝绝油的化验报告和设备的调整试验记录

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