电缆、变压器及整流变压器拆除方案

电缆、变压器及整流变压器拆除方案（精选8篇）

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第1篇

坪坝区小龙坎正街至风天路主干道环境综合改造工程外墙电线、电缆及变压器等线缆保护措施方案

一、工程简介

沙坪坝区小龙坎正街至风天路主干道环境综合改造工程位于沙坪坝区，包括小龙坎正街至天星桥转盘、天星桥转盘至西南医院、天星桥转盘至风天路，全长4.4公里。工作内容包括外墙面、阳台、门窗、遮雨蓬、空调外机、沿街底层门面、防盗网及护拦、线网、屋顶、围墙整治。

由于多数为老旧的居民住房，电线、电缆等线网满布于墙面，没有统一的走向，在施工时有效保护是施工的一个重点。外墙施工时需对其进行统一保护，待外墙施工完后在对其电线、电缆进行统一整理。

在外脚手架搭设施工中，有局部的建筑物与高压线的距离较近，在脚手架搭设过程中或在脚手架上操作的过程中的安全存在较大的隐患。电力公司在巡查中发现架体在搭设中与高压线相邻太近，不能保证安全距离，存在严重安全隐患后，要求在施工中需采取相应的安全保证措施，否则要求停止该处脚手架搭设。项目部经过现场实际查勘，凡是高压电线与建筑物的距离在3米以内的，拟采取对脚手架搭设方案进行局部调整，已保证安全施工。

另外在居民楼旁边有变压器及电杆时，也应对其变压器等设施进行先保护后搭设脚手架施工。故在变压器四周设置防护棚，保证施工和用电安全。

二、外墙电线、电缆保护具体措施

（一）、准备工作

（1）脚手架搭设好后，派专业电工沿外墙检查裸露在外墙上的电线、电缆走向，弄清楚电线种类、性质、是否带电，与业主间的关系等。摸清楚电线的基本情况。

（2）必要时联系电力及宽带等相关部门对其进行交底，以便情况了解的更清楚。

（3）统计出需要进行保护电线的工程量，提出保护材料的计划。

（二）、具体实施措施

（1）派专业人员对裸露在外墙面的电线进行清理、分类。

（2）采用PVC塑料管对其电线进行穿管对其电线进行保护，由于电线不能从一端穿入，采用先把PVC塑料管剖开，再把电线放进去。电线不能全部堵满套管，只能放入套管一半的电线。

（3）电线穿好套管后，在脚手架上对其套管进行固定。

（4）如在该处电线位置的外墙上需动用焊机等动火作业，在下部的电线套管表面缠裹防火棉，并派专职安全员进行巡视，避免发生火灾等事故。

（5）待外墙施工完毕后，对其外墙电线进行改造，达到漂亮、整洁外观。

三、高压电线及电杆保护措施

1、外墙脚手架搭设在距高压电线最近位置或电杆上部横杆距架体前后约3米处距墙边间距调整，架体靠墙体间距调整为70-80mm；

2、下部防护棚脚手架按要求搭设，上层外墙脚手架在该转角处落搭设脚手架距墙距离根据实际情况作调整。

2、脚手架搭设过程前，安全员针对该处进行特别安全交底，在施工过程中，安全员必须现场巡视；在电线或电杆距脚手架没有安全距离的情况下操作，先要与电力部门取得联系，在断电的情况下进行脚手架搭设及防护，待防护好后再通电。

3、脚手架搭设好后，在立杆与高压线位置采取全封闭，保证后续工作在操作时工具、材料等与高压电线及电杆接触。外脚手架外立面用九夹板封闭上部2米，下部1米，宽3米。防止人员操作时触碰到电线。

4、在九夹板封闭好后表面用绝缘板再覆盖一道。

四、变压器及电杆保护措施

1、先测量出脚手架外边缘与该变压器及电杆的距离，确定保护范围。

2、在变压器四周搭设脚手架防护棚，立杆与变压器的间距为80CM,顶棚离高压电缆２m（双层防护，底层防护与其最高点垂直距离不得小于1m），立杆与立杆间距为１.2-1.5m。

3、在变压器上部及四周采用绝缘板封闭，顶部在绝缘板的上部用竹跳及九夹板铺防护层。

五、安全措施

1、对其操作人员进行安全技术交底，让工人在思想上引起重视。

2、检查线路应为持证上岗的专业人员，在检查线路时工人要戴好安全帽、拴好安全绳，带好绝缘手套，穿好绝缘靴。

3、在穿管时，如发现电线有损伤、接头有松动等问题，需先进行处理，再穿管。

4、在电线保护管的上方进行焊接等工作时，一定要避免火花溅落到电线保护管上，确保用火安全。

5、搭设和拆除防护架必须由符合“特种作业人员安全技术考核规定”的架子工进行，操作人员必须持证上岗。操作时必须配戴安全帽、安全带、穿防滑鞋。

6、在脚手架搭设时，操作人员进入现场必须遵守安全生产纪律，必须带好安全帽及安全带，并扣好安全扣。

7、搭设时应有临时支撑，防止初立的立杆倾倒伤人。

8、在搭至近高压线时，须特别注意每传递的竹竿不得与高压线相碰，操作人员必须互相提醒，互相关心。

9、在搭设时，必须有专业的安全员全程巡视监控作业人员操作的各环节的安全动态情况，发现有不合安全规范的地方，尤其是在距高压线很近时必须全程监控。

10、在作业前，安全员应向班组操作人员作详细的交底并严格按照方案搭设技术要求进行。

11、搭设前应搭设警戒线，并指派专人看护，防止人员进入警戒区。

12、在采取以上措施时，均先征得电力部门同意后，方可实施。

附图一：电线保护构造图 附图二：高压电线保护措施图 附图三：变压器及电杆保护措施图

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第2篇

介绍10kV油浸式变压器运行中通过仪表、保护装置等应检查的项目，给出了油浸式变压器温升限值、顶层油温的一般规定值，变压器油的一般鉴定法等；变压器常见故障的处理，绝缘电阻的测量方法，变压器的干燥法等。10kV油浸式变压器是中、小企业常用的一种静止的电气设备，其构造简单，运行可靠性较高，在额定条件下带额定负荷可连续运行20~25年。为了保障变压器的安全运行，应做好经常性的维护和检修工作，确保正常供电。

一、变压器运行中的检查

变压器的运行情况，可通过仪表，保护装置及各种指示信号等设备来反映，对仪表不能反映的问题，需值班人员去观察、监听，及时发现，如运行环境的变化、变压器声音的异常等等。经常有人值班的，每天至少检查一次，每星期进行一次夜间巡视检查。无固定值班人员的至少每两个月检查一次。在有特殊情况或气温急变时，要增加检查次数或进行即时检查。1．监视仪表

变压器控制盘的仪表，如电流表、电压表、功率表等应1~2h抄表一次，画出日负荷曲线。在过负载下运行时，应每0.5h抄表一次，表计不在控制室时，每班至少记录两次。2．监视变压器电源电压

电源电压的变化范围应在士5%额定电压以内。如电压长期过高或过低，应通过调整变压器的分接开关，使二次电压趋于正常。

3．测量三相电流是否平衡

对于Y、Yn0接线的变压器，线电流不应超过低压侧额定电流的25%，超过时应调节每相负荷，尽量使各相负荷趋于平衡。

4．变压器的允许温度和温升(1)允许温度

变压器在运行时，要产生铜损和铁损，使线圈和铁芯发热。变压器的允许温度是由变压器所使用绝缘材料的耐热强度决定的。油浸式电力变压器的绝缘属于A级，绝缘是浸渍处理过的有机材料，如纸、木材和棉纱等，其允许温度是105℃。变压器温度最高的部件是线圈，其次是铁芯，变压器油温最低。线圈匝间的绝缘是电缆纸，而能测量的是线圈的平均温度，故运行时线圈的温度应≤95℃。

电力变压器的运行温度直接影响到变压器的输出容量和使用寿命。温度长时间超过允许值，则变压器绝缘容易损坏，使用寿命降低。变压器的使用年限的减少一般可按“八度规则”计算，即温度升高8℃，使用年限减少1/2。试验表明：如果变压器绕组最热点的温度一直维持在95℃，则变压器可连续运行20年。若绕组温度升高到105℃，则使用寿命降低到7.5年，若绕组温度升高到120℃，使用寿命降低到2.3年，可见变压器使用寿命年限主要决定于绕组的运行温度。

变压器绕组温度与负载大小及环境温度有关。变压器温度与环境温度的差值叫变压器的温升。对A级绝缘的变压器，当环境温度为40℃（环境最高温度）时，国家标准规定绕组的温升为65℃，上层油温的允许温升为45℃，只要上层油温及温升不超过规定值，就能保证变压器在规定的使用年限内安全运行。允许温度=允许温升+40℃

当环境温度＞40℃，散热困难，不允许变压器满负荷运行。当环境温度＜40℃时，尽管有利散热，但线圈的散热能力受结构参数限制，无法提高，故不允许超负荷运行。如当环境温度为零度以下时，让变压器过负荷运行，而上层油温维持在90℃以下，未超过允许值95℃，但由于线圈散热能力无法提高，结果线圈温度升高，发热，超过了允许值。例如，一台油浸自冷式变压器，当环境温度为32℃时，其上层油温为60℃，未超过95℃，上层油的温升为60℃-32℃=28℃，＜允许温升45℃，变压器可正常运行。若环境温度为44℃，上层油温为99℃，虽然上层油的温升为99℃-44℃=55℃，没超过温升限定值，但上层油温却超过了允许值，故不允许运行。若环境温度为一20℃时，上层油温为45℃，虽＜95℃，但上层油的温升增为45℃一（—20）℃=65℃，已超过温升限定值，也不允许运行。因此，只有上层油温及温升值均不超过允许值，才能保证变压器安全运行。5．变压器油的运行

检查油枕和充油套管内油面的高度，密封处有无渗漏油现象。油标指示一般应在1/4~3/4处。油面过高，一般是由于冷却装置运行不正常或变压器内部故障等所造成的油温过高引起的。油面过低，应检查变压器各密封处是否有严重漏油现象，放油阀是否关紧。油标管内的油色应是透明微带黄色，如呈红棕色，可能是油位计脏污造成的，也可能是变压器油运行时间过长，油温高，使油质变坏引起。

我国常用的变压器油有国产25#、10#两种。在油浸式变压器中，变压器油既是绝缘介质，又作为冷却介质。因此，变压器油质量的优劣直接影响到变压器的运行质量。新的和运行中的变压器油都需要做试验，以保证变压器安全可靠运行。(1)油的试验

①耐压试验。测量油的介质强度，它是指试油器两电极间油层击穿时电压表所显示的最小值。击穿电压的高低说明油中水、杂质的含量。一般要求介质强度愈高愈好。

②介质损耗试验。在外加电压作用下测量绝缘介质中功率损耗的数值，它反映出油质的好坏及净化程度，一般要求介质损失角正切值在20℃时≤0.5%。

③简化试验。为了掌握变压器油运行的情况，一般仅作如下简化试验项目：酸价试验KOH新油的标准≤0.05mg/g，运行中的油应≤0.4mg/g。耐压试验同前述。闪点试验一般在130~140℃。游离碳，机械混合物，最好没有新油的酸碱度pH值一般为5.4~5.6。(2)油在运行中的要求

对电压在35kV以下的变压器每两年至少取样作一次简化试验，对电压在35kV以上的变压器，每年至少作一次简化试验。在两次简化试验之间作一次耐压试验。当变压器经受短路故障后，或出现异常情况时，应根据油样进行分析。通过简化试验后，若不符合上述标准时，则说明油已变质，应及时处理，使其恢复到标准值如发现油受潮，应进行干燥，如油已老化，应进行净化和再生一般可用过滤法，澄清法，干燥后将油与水分、杂质分离，或者使用化学处理法，除去油的酸碱，然后再过滤、干燥，使油再生，恢复其原有的良好性能。

①油的颜色。新油一般为浅黄色，氧化后颜色变深。运行中油的颜色迅速变暗，表明油质变坏。②透明度。新油在玻璃瓶中是透明的，并带有紫色的荧光，否则，说明有机械杂质和游离碳。

③气味。变压器油应没有气味，或带一点煤油味，如有别的气味，说明油质变坏。如烧焦味说明油干燥时过热；酸味则说明油严重老化；乙炔味则说明油内产生过电弧。其他味可能是随容器产生的。(4)补油和取油样 补油：

①新补入的油应经试验合格。35kV变压器应补入相同牌号的油，l0kV及以下的变压器可补入不同牌号的油（应作混合油耐压试验）。

②补油后要检查气体继电器，并及时放出气体，24h后无问题，再将重气体保护接入掉闸位置。③不准从变压器底部油阀处补油，以防止底部污秽物质进入变压器内。取油样：

①从变压器中取油样应在天气干燥时进行。

②取油样时，先从变压器底部阀门处放掉底部积存的污油，然后用干净布将油阀擦净，再放少许油冲洗油阀，将油样放入洗净的毛玻璃瓶中。此过程，应防止灰尘、水分等浸入油中。装油后将瓶口塞紧，用火漆或石蜡加封。

③简化试验取油0.9kg，耐压试验取油约0.45kg。启瓶时，室温应接近油样温度，以防油样受潮，每次取油试验结果，应与上次取样试验结果作比较，以掌握油质性能的变化和趋势。6．检查变压器响声

变压器正常运行时，一般有均匀的嗡嗡声，这是由于交变磁通引起铁芯振颤而发出的声音。如果运行中有其他声音，则属于声音异常。7．检查绝缘套管

检查绝缘套管是否清洁，有无破损裂纹及放电烧伤痕迹。8．冷却装置的检查

检查冷却装置运行是否正常，对于强迫油循环及风冷的变压器，应检查油、水、温度、压力等是否符合规定，冷却中油压应比水压高（1~1.5)×105Pa。冷却处不应有油、水冷却器部分应无漏水。9．检查一、二次母线

母线接头应接触良好，不过热，如贴有示温蜡片的，应检查蜡片是否熔化。10．检查干燥剂

送电前和运行中的变压器，应检查吸湿器中的硅胶，如硅胶已由浅蓝色变成粉红色，则说明硅胶已饱和吸湿，已失去作用应及时换用干燥的硅胶，或对受潮硅胶进行还原处理后再用。

当吸湿器下部变压器油的酸值KOH的含量达到。0.1~0.15mg/g，而且酸值不再降低时，应更换干燥剂。更换方法：旋下法兰盘上的螺钉，将吸湿器及储油柜相连的呼吸器管脱开，再旋松内部螺母，卸下盖板，即可倒出或装入干燥剂。新装或更换硅胶的质量一般为变压器油质量的0.8%~0.9%；硅胶粒度为3~7mm，受潮变色后的硅胶可以再生。方法是：将回收的受潮硅胶，置于电热炉或热风炉内焙烘，温度115~120℃，加热15~20h。待全部硅胶呈现蓝色时，即可再次使用。硅胶每再生一次，其吸湿力将有所降低。11．检查防爆管及气体继电器

防爆管的防爆膜应完整无裂纹，无存油。气体继电器无动作。12．检查接地、保护设备及变压器室 外壳接地及保护设备应良好。变压器室门窗是否完整，通风是否良好。对于变压器应有计划地进行停电清扫瓷套管及有关附属设备，检查母线的接线端子等连接点接触情况，摇测绕组的绝缘电阻及接地电阻。

二、变压器的维护

1．测量变压器的绝缘电阻(1)绝缘电阻的测量方法 测量前，先拆去变压器的全部引线和零相套管接地线，擦净瓷套管。用1000~2500V的兆欧表按照一定的方式接线（不同接线，对测量结果有影响）。以120r/min的转速摇动手柄，待指针稳定后（一般取1min）读取数值。10/0.4kV电力变压器绝缘电阻要求值见表4。

在测绕组对地绝缘电阻时，其余未被测绕组与外壳均接地。测绕组间的绝缘电阻时，外壳接地。测量绝缘电阻接线图见图1。用图1a接线测出高压绕组对地及不同电压绕组间的电阻，可避免各绕组中剩余电荷造成的测量误差，但被测高压绕组套管的表面绝缘电阻会对测量结果产生影响。用图1b接线能消除套管表面泄漏的影响，测量电阻值大于甚至远大于图1a接法的测量值。

(2)绝缘电阻不正常的原因

①当绝缘电阻为零时，可能是绕组之间或绕组与外壳有击穿现象，应解体检查绕组及绝缘。

②绝缘电阻较前一次测量值（经温度换算）低30%~40%，可能是绕组受潮。为此，可进一步用兆欧表测量吸收比R60/R15（施压后15s和60s的电阻R15和R60）。一般来说，对于60kV及以下的绕组，其吸收比R60/R15应≥1.2，110kV及以上的绕组，应≥1.3。否则可认为绕组受潮，应进行干燥处理。

③绕组间及每相间的绝缘电阻不等。可能是套管损坏。此时，应拆除套管与绕组间的引线，单独测量绕组对油箱或套管对箱盖的绝缘电阻。

(3)绝缘电阻下降或损坏的原因

①变压器长期过载运行，绕组受高温作用而被烧焦，甚至绝缘脱落造成匝间或层间短路。

②线路发生短路保护失灵，导致变压器长时间承受大电流冲击，使绕组受到很大的电磁力而发生位移或变形，同时温度很快升高，导致绝缘损坏。

③变压器受潮或绝缘油含水分，或修理绕组时，绝缘漆没有浸透等，均会引起绝缘下降，甚至造成匝间短路。④绕组接头和分接开关接触不良。

⑤变压器遭受雷击，而防雷装置不当或失败，使绕组经受强大电流冲击。2．变压器的干燥

线圈受潮后必须恢复其绝缘电阻值，常用的方法有抽真空法，烘箱干燥法，当条件不备时可用短路法干燥变压器。所谓短路干燥法，就是将变压器二次绕组短路，一次绕组经电焊机或调压器加以适当的电压（对于中小型变压器也可直接施加380V电源），利用一次绕组内电流所产生的热量驱散变压器身内的潮气。

短路干燥法常带油，也可以将器身吊出进行带油干燥的操作方法为：①将变压器油放出少许、使油面低于散热油管的上口，拆卸防爆管的顶盖，并用布幕罩住，以防灰尘进入。②将变压器二次绕组用母排短路（母排截面应能承受变压器二次额定电流的125%)，在一次绕组加以适当电压。③开始以125％的额定电流通电，当油面温度达到65℃（或绕组内部温度达到75℃）时，应减小电流。使油面温度不超过75℃。④每4h测量一次绕组的绝缘电阻和油耐压。当油的击穿电压保持稳定状态时，绝缘电阻值在6h（110kV及以下）或12h（220kV及以上）内几次测量保持稳定，干燥即告结束。⑤添加合格的绝缘油至油位。

3．变压器渗漏油原因及处理方法

变压器渗漏油是一种较常见的故障，经常发生在有密封圈密封处，放气（油）柱密封处，油缓冲器、分接开关、铸造及焊接过程中造成的砂眼，都可能造成漏油。

当密封圈未放正，或是螺栓未拧紧，密封圈压缩量不够，或太大，密封压紧面上有异物，接触面粗糙不平，密封圈质量低劣、老化、损坏、都会造成渗漏油现象。这时，要及时调整压紧螺栓的压力，将接触面打磨平整或用速效堵漏密封胶将凹处填平。对于丁腈橡胶耐油密封垫的压缩量一般为厚度的1/3。

放气（油）螺栓密封处渗漏油，大多是采用了设计不合理的紧固件所致。当压力小时，密封垫压缩量不够而渗漏；当压力过大时，密封垫超过弹性极限而渗漏这时需要改造紧固件结构，即在螺母上车一道圆形密封槽，槽深约3mm。这样可将密封垫压在槽内，使密封垫在挤压作用下向外扩展受到限制，以保证密封和良好的弹性。

分接开关安装不良，渗油多发生在芯子转轴处这时，需重新安装，压紧压圈加以消除若不能消除，可拆下开关调整把手，擦去渗油，然后倒入少量丙酮，用小毛刷轻轻刷去，将油带走，再拧紧压圈。

因铸造、焊接过程中上艺不当，试漏不严或材质有问题，造成渗漏油，如果砂眼不大，渗漏量小，可带电堵漏。焊缝处渗漏油时，先清理掉渗漏部位的漆皮、氧化层等，使其露出金属本色，用酒精清洗干净，再用密封胶封住焊缝，固化后即可堵住渗漏油。如果渗漏油部位过于光滑，则可将表面打毛，以增加粘附力。停电补焊时，应采用二氧化碳保护焊或自动弧焊等工艺，补焊后应试漏和检漏。4．变压器套管漏油的处理

造成套管漏油的原因，大多是由于变压器接线桩头过热引起，使套管上的密封垫过早老化，接线桩头的紧固螺母和螺杆松动等，诱发故障。

接线桩头过热的原因：①线头粗大，垫圈小，不配套，压不紧。②连线材料未进行氧化层处理，也未涂导电膏，使搭接不良，接触电阻增大。当通过大电流时，产生过热，进而增大氧化层，加大接触电阻。周而复始，过热更甚。③负荷过大或分配不合理，使电流超出连接导体及桩头的安全载流量。

为了防止变压器套管漏油，应采取以下措施：①正确实施连接工艺，采用与桩头相配套的垫圈、卡爪、勾连板及螺母。线头或电缆过粗时应采用电线压接端子。②在线头两侧用螺母同时相对拧紧的连接方法，不仅紧固更牢，而且使接头处散热更好，减小对密封垫的发热影响。③冶理分配负荷，避免变压器长时间过负荷运行。④加强日常巡视检查，一旦发现渗漏油现象，应及时处理。

5．气体保护装置动作的原因及处理(1)保护装置动作而不跳闸

应停止音响信号，对变压器进行外部检查。原因可能是：①因漏油、加油和冷却系统不严密，以致空气进入变压器内。②因温度下降和漏油，致使油面缓慢降低。③变压器故障，产生少量气体。④发生穿越性故障。⑤保护装置二次回路原因引起。

当外部检查未发现变压器有异常现象时，应查明气体继电器中的气体性质。若气体不易燃，而且是无色无嗅的，混合气体中主要有惰性气体，氧气含量＞16%，油的闪点不降低，则说明是空气进入变压器内，变压器可以继续运行。

若气体是可燃的，则说明变压器内部有故障；如气体为黄色不易燃，且一氧化碳含量＞1%~2%，说明是木质绝缘损坏。若气体为灰色和黑色，且易燃，氢气的含量＜30%，有焦油味，闪点降低，说明油因过热分解或油内曾发生过闪络故障。若气体为浅灰色且带强烈臭味可燃，说明是纸或纸板绝缘损坏。这时，应立即停电检修，并且取油样分析。(2)气体保护装置动作并跳闸

原因可能是：①变压器内部发生严重故障。②油位下降太快。③保护装置二次回路有故障。④在某种情况下，如变压器修理后投入运行，空气从油中析出的速度太快，也可能使断路器跳闸。在未查明变压器跳闸原因前，不准重新合闸。

电力变压器的试验检测项目主要有以下项目：

一、测量绕组连同套管的直流电阻（1-3年）；

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（1-3年）；

五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ（1-3年）；

六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流（1-3年）；

七、绕组连同套管的交流耐压试验（1-5年）；

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（1-3年）；

十二、有载调压切换装置的检查和试验（1-3年）；

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。

一般情况基本在1-3年，也可以根据生产情况自己定，但在大修或更换绕组后必须做完实验再投入运行！

说一下整流变压器：

整流变压器输出的仍然是交流，它只是给整流设备提供电源。通常情况下一次侧接成星形二次侧接成角形，作用是抑制高次谐波。二次侧接成角形中性点不接地，当整流设备一点接地时不会造成设备损坏，通过接地检测设备发出接地故障报警信号。

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第3篇

1 概述

某110k V变电站主变为封闭式电缆出线 (图1) , 变压器型号为SZ10-50000/110, 2011年3月投运。电缆型号为YJV-64/110, 与电缆另一端相连的GIS型号为ZF7A-126。交接试验测试采用方法为加装试验套管后测试。设备投运后, 若再进行放油、安装试验套管进行测试, 则停电时间过长。为满足例行试验需求, 采取以下策略开展检修试验:将GIS的-4BD接的刀闸外部接地连片打开, 将其外部接地端子作为主变高压侧的试验端子, 完成主变绕组电阻、介损、电容量、绝缘电阻测试及有载分接开关切换时间测量等例行试验项目, 为确保GIS的-4BD主绝缘不发生闪络或击穿, 绝缘试验电压控制在3000V以内。

2 绕组电阻测试结果分析

绕组电阻试验可有效发现绕组接头焊接质量, 发现绕组是否存在匝、层间短路;分接开关电气连接是否完好, 指示是否准确;引出线是否存在断股等多种问题, 是变压器例行试验的重要测试项目。绕组电阻试验中多增加一段电缆直阻, 该电缆为铜芯电缆, 截面积为300mm2, 长约20m, 根据:R=ρL/S=0.01724120/300=1.149410-3 (Ω) (20℃时铜的电阻率为0.017241Ω*mm2/m, L为长度, S为截面积) , 测试设备精度0.2级, 分辨率:0.1μΩ。由电缆产生的直阻为1.1494mΩ, 约占绕组电阻值的0.23%~0.26%, 不影响整体绕组电阻值测试。

由两次绕组电阻试验数据对比可以发现:2011年变压器的绕组电阻值比2012年绕组电阻值 (含有电缆直阻) 略大。以2011年数据为初值, 2012年数据与同相初值比较, 其差值为0.3%, 考虑电缆直阻影响, 年度测试差值不超过0.5%, 远小于输变电状态检修试验规程规定的±2%的要求, 因此可以判断该测试方法可以有效判断设备状态, 证明该变压器绕组电阻无现异常。而2012年测试数据要小的原因可能为测试仪器的不同、测试套管与绕组连接之间存在的一个可以被测试出的电阻。

3 绝缘电阻测试结果分析

变压器的绝缘试验能够有效发现绝缘受潮及局部的绝缘缺陷, 尤其能够有效发现部件的绝缘弱点。按照测试方案, 测试方法的等效电路为三相电缆的绝缘电阻与变压器本身绝缘电阻进行并联。测试值要小于并联的任意一个电阻值, 因此如果测试值能够合格, 则证明变压器高压绕组对低及地的绝缘电阻值、电缆对地的绝缘电阻值均合格。若存在绝缘电阻不合格的情况, 则需要将电缆头拆解, 进行诊断性试验。

设备的绝缘电阻试验, 交接与例行试验数据没有明显变化, 说明变压器的高压对低压及地的绝缘电阻符合试验规程要求。绝缘电阻的测试方法满足试验规程要求。

4 电容量及介质损耗测试结果分析

通过测试设备电容量和介质损耗可以有效发现变压器是否存在绕组变形, 介质是否存在劣化, 绝缘油是否存在受潮, 是变压器例行试验中一项重要的测试手段。

电容量分析:2012年低压绕组对高压绕组及地的电容量为15.26n F, 由于高压绕组短封接地, 则电缆的电容量的影响不会存在于该电容值中, 可与2011年交接试验值直接进行比较。初值差为 (15.26-15.18) /15.18100%=0.52%。高压绕组对低压绕组的电容量测试中, 交接试验中电容量可分解为高压绕组对低压绕组电容量 (C1) 、高压绕组对铁芯电容量 (C3) 、高压绕组对地电容量 (C5) 。由于高压绕组对地电容量可忽略不计, 则2012年测试数据中高压绕组对铁芯电容量与高压绕组对低压绕组电容量之和可近似与2011年交接试验中高压对低压及地的电容量进行比较, 初值差为 (2.950+5.721-8.54) /8.54100%=1.5%。由此可见2012年设备电容量没有明显变化。由于高压绕组对地电容量可忽略不计, 则2012年试验数据中电缆电容量近似为15.83-2.95-5.721=7.159 (n F) 。电缆长度初步估算为15~20米、300mm2的铜芯电缆, 通过XLPE电缆单位长度电容量速查表, 电容量为0.139n F/m, 电缆长度计算为:7.159/0.139/3=17.17 (m) , 长度与估算值相吻合。

今后可将2012年例行试验数据作为初始值, 以C5+C6为未知量, 可分别分解出各个电容量进行比较。可以有效发现设备电容是否有明显变化, 变压器是否出现绕组变形。

介质损耗分析:将2012年测试数据中, 变压器高压绕组对低压绕组的绝缘介质看成变压器绝缘和电缆绝缘两部分并联组成, 根据公式, 由于两部分电容量近似, 介损值近似为两部分介损之和的平均值。由此可见, 介损值也可反映两设备的绝缘状态, 只是单独反映变压器的绝缘情况的灵敏度有所降低。不过, 由于测试部位增加, 对各部分绝缘分解测试介质损耗, 弥补了高压对低压及地介质损耗值反映变压器绝缘状态灵敏度降低的不足。

5 对其他测试项目的影响

该变压器进行了有载分接开关过渡时间测试和变压器的短路阻抗测试。电缆对地电容没有被接入测试回路, 测试结果与交接试验值相吻合。

6 结语

封闭式电缆出线变压器, 通过将GIS的-4BD接的刀闸外部接地连片打开, 将其外部接地端子作为主变高压侧的试验端子, 完成变压器试验项目, 试验方法有效, 绕组电阻、绝缘电阻等多种试验数据均能够有效反映设备状态。今后, 将设备首次例行试验数据作为初始值, 进行设备试验数据的纵比, 将更加准确、有效。此类设备均可照此方法开展试验工作。

摘要：探索封闭式电缆出线变压器例行试验方法, 并对试验数据进行分析, 判断数据的有效性, 提出有针对性的状态监测手段。

关键词：变压器,封闭式电缆出线变压器,例行试验,状态监测

参考文献

[1]GB/T3048.2-2007.电线电缆电性能试验方法.第2部分金属材料电阻率试验.

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第4篇

拆除及安装施工安全措施

山东华新建工集团安装一区

2005年4月24日

编 制：

审 查：

项目经理：

分公司：

预算科：

机电科：

专业副总经理：

领导审批：

一、工程简介

新汶矿业集团赵官矿位于山东省齐河县赵官境内，因原临时35KV主变压器不能满足基本生产建设需要，为不影响正常施工生产需更换变压器一台。

二、工程主要内容

1.拆除电力变压器6000KVA 1台及相关铝母线32余米。2.安装电力变压器8000KVA 1台及相关铜母线32米。3.U-1000 3×50+1×16电缆架空敷设260米。

三、施工前准备工作

1.施工前所有施工人员应认真熟悉现场及随机说明书。

2.依据设备尺寸对原基础进行校核，设备尺寸与原基础不一致时根据现场具体情况进行调整。

3.施工前要组织人员对需要安装的设备进行全面检查，并做电气试验，按照施工计划把设备运到现场。严禁碰伤设备，做好保护措施。

4.设备到现场后，与相关人员对设备进行外观检查看是否有缺损，并做检查记录，记清清点时间、内容、人员情况，若有缺损件及时向甲方汇报。

5.备齐施工用材料及工器具，如出线侧硬母线、伸缩节、进线侧独芯电缆、电缆桥架，镀锌扁铁、控制电缆、冲打机、煨弯机、切割机、钢丝绳套、电焊机、千斤顶等。

6.施工用电准备采用生活区农业用电，利用敷设好的3×50+1×16电缆作为施工用临时电源。

7.清理施工现场障碍物，做好现场“三通一平”。

四、施工方案及施工工艺 1.先将降压站西围墙拆除

2.利用25T汽车吊先将6000KVA变压器拆除，吊放在不影响施工的位置。

3.因8000KVA变压器重约15T，所以将汽车吊靠近基础，将变压器就位，找平找正，并对基础加固。4.变压器抽芯检查。

五、施工质量标准 1.变压器安装

（1）变压器箱体及附件外观检查：铭牌及结线图标志清晰，油漆无脱皮反锈，瓷质光滑无掉瓷裂纹，附件齐全。

（2）变压器本体安装：轨道全长水平度最大偏差≤5㎜，顶盖沿气体继电器出口方向的升高坡度（制造厂特殊规定除外）1%～1.5%。（3）吸湿器安装：油枕连接处密封无渗漏，硅胶颜色为蓝色，油封油位高于吸湿器下口5～10㎜，呼吸通道无阻塞。

（4）接地线：连接牢固可靠，接地引线安装符合有关规定，本体及轨道应分别接地。2.母线安装

（1）母线表面光洁无裂纹皱折，外观平直无变形扭曲。（2）紧固件及金具镀锌，型号规格符合设计（3）。三相同一段面上的弯曲弧度力求一致，弯曲部分无裂纹，无明显折皱。

（4）搭接面长度80～100mm，搭接面螺孔布置及规格符合要求，螺孔间中心距偏差≤0.5，与孔径配合≤1，接触面平整无局部凹陷，带电体间及带电体与其他物体间距离符合规定，相色符合设计，油漆均匀完整。

3.电缆敷设及电缆头制作安装

（1）电缆型号、电压及规格符合设计，无机械损伤，绝缘电阻符合规定。

（2）电缆弯曲半径≥15倍电缆直径。

（3）电缆终端、始端及拐弯处装设标志牌，字迹清晰，不易脱落。（4）电缆头规格符合设计，电缆芯线无损伤，线鼻子规格与芯线相符，相色标志正确。

（5）热缩电缆头安装按产品说明书，电缆头固定牢靠，接地线连接牢靠，接触良好。

六、工程质量及施工安全措施

（一）保证工程质量的主要措施

1.推行全面质量管理，在全体施工人员中，进行质量管理教育，提高职工的质量意识，牢固树立“质量是企业的生命”的观点，充分发挥职工内在潜力，自觉按国家和行业“规范”、“规程”、“质量标准”进行施工。

2.广泛开展活动“QC”小组、区队、班组层层建立“QC”小组，定期开展活动，对工程质量进行动态分析，采取“预防为主，事先控制”，全面管理，制定必控工序管理手段。3.加强各工程所需的成品、半成品、非标准的质量检验和验收制度。严格按照煤矿安装工程质量检验评定标准要求，做好安装使用前的检查验收，不合格不准使用。

4.上、下道工序之间应加强自检，严格作到上道工序不合格，下道工序不施工。

（二）安全技术施工措施

⒈ 所有参加施工人员必须严格遵守《煤矿安全规程》和《安全操作规程》，严禁违章作业和违章指挥。

⒉ 每班前召开班前会，由班长进行安全、技术工艺交底，做到每个人员心中有数。

⒊ 临时电源接在施工用配电盘上，从配电盘引出的电源线必须无明接头，无裸露部分。

⒋ 电气设备的外壳应有良好的接地线，现场氧气、乙炔瓶的安全距离达到10m以上。

⒌ 所有起重器具均有可靠性和足够的安全系数，钢丝绳及钢丝绳套安全系数达到8和10以上。

⒍ 遵守劳动纪律，班前不得饮酒，班中不得打闹，增强自保意识。

⒎ 下放管道时要统一指挥，施工人员要做到眼明手快，防止现场构件伤人。⒏ 2m和2m以上作业必须系安全带，进入施工现场必须戴安全帽。⒐ 所有用电设备要设专人负责，严格按照规程操作。

⒑ 注意天气预报，尽量避免雨天施工，雨天焊接必须有防护措施。⒒ 夜间施工应有足够的照明。

⒓ 在管沟工作坑内焊接时，要注意异变情况，防止塌方伤人。⒔ 施工场地要做到工完场清，场地清洁，做到文明施工。⒕ 要保护施工现场成品及半成品设备，严禁损坏。

15.所有施工人员学习措施并签字后，方准进入施工现场参加施工。16.现场应设防火器材及防火沙箱。

17.未尽事宜，参照《煤矿安全规程》有关事项，遵章守法作业。传达人： 传达时间： 传达地点： 签字处：

三、施工方法及步骤

1.1＃变压器安装前应安排专人检查1＃变压器进出线侧高压柜确已没电，带电部分与施工部分安全净距符合要求，进行验电、放电试验工作。

2.1＃变压器SF9－12500／35，总重22600㎏，拆除东围墙可以将50T汽车吊开进降压站院内，支在1＃变压器基础北侧进行吊装，起吊时可利用6×19－31－155Ⅰ钢丝绳套2根，对穿变压器身的四个起吊鼻，起吊200㎜检查起吊器具确无问题后，将变压器吊至基础上，操平找正时可用50T千斤顶进行，操平找正后用电焊机将变压器底座与予埋板点焊牢固，然后进行进线侧电缆桥架安装，电缆敷设，终端头制作安装，出线侧硬母线配置安装，冷却装置安装及风机安装，最后进行电控设备及变压器上易损附件安装，接地装置安装。

3.变压器安装完毕后应按照电气设备试验标准进行检验，检验均符合要求方可试运行。（因新安变压器运输过程无异常情况，可不进行器身检查，但电气试验时如不符合要求，必须进行器身检查）

四、质量要求 1.变压器安装

（1）变压器箱体及附件外观检查：铭牌及结线图标志清晰，油漆无脱皮反锈，瓷质光滑无掉瓷裂纹，附件齐全。

（2）变压器本体安装：轨道全长水平度最大偏差≤5㎜，顶盖沿气体继电器出口方向的升高坡度（制造厂特殊规定除外）1%～1.5%。（3）吸湿器安装：油枕连接处密封无渗漏，硅胶颜色为蓝色，油封油位高于吸湿器下口5～10㎜，呼吸通道无阻塞。

（4）接地线：连接牢固可靠，接地引线安装符合有关规定，本体及轨道应分别接地。2.硬母线安装

（1）母线表面光洁无裂纹皱折，外观平直无变形扭曲。（2）紧固件及金具镀锌，型号规格符合设计

（3）。三相同一段面上的弯曲弧度力求一致，弯曲部分无裂纹，无明显折皱。

（4）搭接面长度80～100mm，搭接面螺孔布置及规格符合要求，螺孔间中心距偏差≤0.5，与孔径配合≤1，接触面平整无局部凹陷，带电体间及带电体与其他物体间距离符合规定，相色符合设计，油漆均匀完整。

3.电缆敷设及电缆头制作安装

（6）电缆型号、电压及规格符合设计，无机械损伤，绝缘电阻符合规定。

（7）电缆弯曲半径≥15倍电缆直径。

（8）电缆终端、始端及拐弯处装设标志牌，字迹清晰，不易脱落。（9）电缆头规格符合设计，电缆芯线无损伤，线鼻子规格与芯线相符，相色标志正确。

（10）热缩电缆头安装按产品说明书，电缆头固定牢靠，接地线连接牢靠，接触良好。

五、安全注意事项：

1.所有参加施工人员必须严格遵守《煤矿安全规程》和《安全操作规程》，严禁违章作业和违章指挥。

2.每班前召开班前会，由班长进行安全、技术工艺交底、做到每个人员心中有数。、3.临时电源接在施工用配电盘上，从配电盘引出的电源线必须无明接头，无裸露部分。

4.电气设备的外壳应有良好的接地线，现场氧气、乙炔瓶的安全距离达到10m以上。

5.所有起重器具均有可靠性和足够的安全系数，钢丝绳及钢丝绳套安全系数达到6和8以上。

6.遵守劳动纪律，班前不得饮酒，班中不得打闹，增强自保意识。7.吊装时要统一指挥，起吊物下方严禁站人。

8.2m和2m以上作业必须系安全带，进入施工现场必须戴安全帽。9.所有用电设备要设专人负责，严格按照规程操作。10.注意天气预报，避免雨天施工

11.使用扶梯时要有专人扶牢，使用的工器具要系牢存放，严禁乱仍乱抛。

12.施工场地要做到工完场清，场地清洁，做到文明施工。

13.所有施工人员学习措施并签字后，方准进入施工现场参加施工。附吊装钢丝绳套安全系数的校验 m=Q1／Q2=4×55450／22600=9.8＞ma Q1—钢丝绳破断拉力总和4×55450㎏ Q2—SFq－12500／35变压器总重量22600㎏ ma—《煤矿安全规程》中所要求安全系数ma≥8 钢丝绳6×19－31－155Ⅰ，由《煤矿建井手册》查得单根绳破断拉力总和55450㎏

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第5篇

一、演练目的：

1、为了有效做好变压器、电缆着火事故的应急处理，保证电厂设备的安全稳定运行，并对变压器着火的异常情况能够做出最快应急响应。

2、在变压器、电缆着火时，保证电厂设备的安全停运，最大限度地减少故障引起的设备损坏和经济损失，锻炼人员快速应急反应能力，防止因变压器着火造成人员伤亡。

3、通过SVG连接变及连接电缆着火事故应急演练，提高整体协调指挥、处理事故能力，并进一步发现处置方案是否存在问题。

4、通过演习，了解运行人员的技术业务动态情况，及时发现薄弱环节和存在问题，引导运行人员进行深入分析、研究；制定整改措施、制定培训计划，采取针对性的培训和管理。

二、演练原则:

1、本次应急演练要遵循“保护人员安全优先，防止和控制事故蔓延为主；统一指挥、分级负责”的原则。

2、现场控制原则：切实坚持以人为本的原则，确保人身安全始终是第一要务。

3、坚持“保人身，保电网，保主设备”的原则，最大程度地减少变压器火灾造成的人员伤亡和财产损失。

三、演练要求：

1、演练人员要精神饱满，声音宏亮，口齿清楚。

2、演练中联系调度时必须严格执行调度命令，下达每一项命令，受令人要复述。

3、要求参加演练人员统一穿工作服、正确戴安全帽，使用对讲机进行工作联系。

四、演练时间：

2018年5月9日15时00分。

五、演练地点：

电场主控室、35kV配电室、SVG连接变。

六、演练组织机构：

1、组 长：XXXX

2、副 组 长：XXXX

3、成 员：XXXX、XXXX

4、通讯、后勤：XXXX

七、演练所需物资：

1、推车式灭火器2支

2、对讲机2台

3、安全帽5顶

4、防毒面具2幅

八、演练程序： 1、13时50分参演人员将本次演练所需物资准备齐全后在电厂院子内集结待命。2、13时58分，主控室xx后台监控同时发出报警声，值班员xxxx立即查看报警信息，监控屏上显示SVG连接变重瓦斯保护启动，1号动态无功补偿装置3561断路器跳闸，1号动态无功补偿装置停止运行，值班员xxxx立即汇报当值值长xxxx，当值值长xxxx查看报警信息后立即向应急演练小组组长汇报。3、14时00分，应急演练小组组长接到当值值长的汇报后宣布启动应急预案。4、14时01分，当值值长xxxx立即命令当值值班员xxx到现场查看SVG连接变外部，值班员xxxx到达现场后发现SVG连接变上部套管着火，通过对讲机迅速向当值值长汇报现场变压器着火部位、火势情况：变压器上部套管处着火，火势较大。5、14时02分，应急小组组长安排人员拉开1号动态无功补偿装置隔离开关，将1号动态无功补偿装置3561断路器由热备用摇至检修位。6、14时04分，在做好各项安全措施后应急小组组长立即组织人员进行灭火。7、14时05分，当值值长向地调汇报故障情况（包括开关及

保护动作情况，表计指示及光字报警等）、设备损坏情况以及故障设备隔离情况。

8、经过应急小组的奋力扑救，14时35分火势全部扑灭。9、14时40分，当值值长向地调汇报事故处理情况，地调要求尽快查明事故原因，并将事故报告发送至地调相关人员邮箱内，未尽调度许可，不准将设备擅自恢复运行。10、14时45分，变压器灭火后，当值值长xxxx立即联系变压器厂家对变压器进行检查，分析着火原因并进行抢修。11、14时50分，根据现场恢复情况，应急小组组长宣布事故应急处理情况终止，生产秩序和生活秩序恢复为正常状态。

12、应急小组副组长牵头编写事件报告，事件报告内容主要包括：事件发生时间、事件发生地点、事故性质、处理情况等。

电缆、变压器及整流变压器拆除方案 第6篇

变压器在运行的过程中，很容易受到励磁涌流的影响而出现差动保护误动的问题，这样就会使得变压器的运行质量下降，变压器的电压调节作用就会大打折扣。因此，就需要采取有效的解决方案，针对出现误动的变压器进行有效的整改，从而保障变压器运行的有效性，使得其不会因为励磁涌流的影响，而出现误动的问题。下面本文就主要针对变压器差动保护励磁涌流误动进行深入的分析，并提出相应的解决方案。

1、变压器差动保护动作情况分析

1.1某220KV变压器差动保护动作原因分析。以某220KV变电站为例，针对其在充电的过程中，因为励磁涌流的影响，而使得变压器出现差动保护误动的情况进行分析。在励磁涌流的影响下，使得该变电站的2号主变出现了差动保护动作，从而使得变压器的三个侧面的断路器均出现了跳开的问题。具体可见图1。

从上述图中就可以了解到，当220KV变电站2号主变在充电的过程中，出现了空冲的情况，那么会使得C相差电流二次谐波量在9%上下波动。而这时候断路器所出现的跳闸电流也会随之消失一段时间，在这一时间段内，C相差电流二次谐波量会出现一定的增长，会增长到14%。在220KV变电站的2号主变中，主要采用的保护装置就是RCS-978型保护装置，该装置受到励磁涌流影响的主要判断依据就是分相制动原理。这种保护装置中采用的保护程序主要是利用的最早的一个版本，该保护装置中的相关软件在受到励磁涌流的影响下，虽然已经采用了浮动门槛进行保护，但是也使得C相差电流二次谐波量相应的减少，只占到整个装置二次谐波量的15%左右。如果继续维持这样的状况，那么就会使得二次谐波的闭锁性能被影响，从而使得该功能被大大的放开，这样就会使得变压器出现误动的问题。

1.2110KV良村变差动保护动作原因。下面以某110KV变压器为研究实例，针对该110KV变压器的差动保护动作出现的原因进行分析。110KV变压器的望良线6号杆中的B相在接地上出现了故障问题，导致114断路器无法进行接地保护，与接地之间的距离为1个动作，在出现接地故障后，114断路器的27ms范围内出现了严重的三相跳闸问题。同时导致了在1358ms范围内出现了重合闸口，使得144断路器能够实现有效的重合。另外，该变压器中的1号主变在受到励磁涌流的影响下，使得其比率制动的动作出现了迟缓，无法有效的避开励磁涌流的冲击，导致在1358ms路段上，1号主变器三个侧面的断路器的跳动动作均受到了影响，从而就会形成误动问题。详情可见图2。

从图2可以看出，110kV变在区外故障切除及恢复过程中，1号主变高压侧三相电流呈现励磁涌流特征，二次谐波百分比分别为66%、17%、75%。CST231A型保护装置励磁涌流的判据采用的是“或”制动原理。早期的CST231A装置，因为采样精度不高，为避免误闭锁保护，当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的计算，所以虽然A、C两相的谐波含量很高，但因为差流小于icd，所以没有闭锁保护；而B相的谐波含量为17%小于保护装置整定的20%闭锁定值，且处于动作区内，所以变压器差动保护动作。

2、励磁涌流造成差动保护动作的原因分析

根据相关的定律可以了解懂啊，在没有受到励磁涌流的影响下，或者是在没有出现差动保护动作的时候，如果变压器出现故障等问题，那么电流的和也只会表现为0。也就是说，无论电流波形是否出现变化，当输入电流与输出电流相等的情况下，差动保护电流都会是0，并不会出现误动的问题。通常而言，变压器保护都是由保护绕组以及铁芯所构成的。在变压器出现空载合闸情况的时候，或者是其出现了短路问题的时候，就会使得变压器的励磁电流相应的增大，而这样的励磁电流就可以被称作是励磁涌流。励磁涌流在流入到变压器中后，就会使得变压器出现差动保护动作，在一些特殊条件下，变压器就会出现误动的情况。所以，在对励磁涌流导致的差动保护动作进行有效的解决的过程中，就需要从保护定制以及保护原理这两个角度来制定相应的对策，从而防止误动问题的出现。

3、变压器差动保护二次谐波制动门槛整定值

3.1影响励磁涌流大小的因素。影响三相变压器空载合闸励磁涌流的因素很多。根据实践经验，在变压器进行变压器绕组变形和绕组直流电阻试验时，由于向变压器绕组注入了直流分量，其衰减时间较长，也会造成励磁涌流中二次谐波分量的减少。

3.2整定时应考虑的问题。现场和动模大量数据表明，一些正常变压器励磁涌流情况下的二次谐波分量往往比空投到变压器内部故障情况下的差电流中的二次谐波分量还要低。因此，需要从防误动和防拒动两方面综合考虑二次谐波制动门槛值的问题。

4、提高变压器差动保护躲避励磁涌流能力的措施

4.1差动保护定值整定。要想使得变压器在受到励磁涌流影响下，能够保持保护动作不变，就需要将差动保护的二次谐波制定定值设定为15%。而针对一些较为特殊的变压器，可以利用空充的方式来对变压器的二次谐波进行判明，在将变压器中的录波图二次谐波控制在15%以下的时候，则需要将变压器的差动保护二次谐波系数控制在12%左右，这样可以防止误动问题的出现。

4.2RCS-978型保护装置的整改措施。为了能够减少变压器差动保护误动的出现，就需要合理的对相关的保护软件进行升级处理。在对变压器进行空冲的时候，需要合理的利用保护装置来对将上下浮动的励磁涌流谐波所定到具体的值上，然后在空充开始的一段时间内到二次谐波系数降低到设定的值后，在时间逐步推移的过程中，使得二次谐波值尽可能的接近整定值，另外，要针对二次谐波定值的变化进行合理的分析，并且要采取辅助性的手段来对励磁涌流的影响进行判断，从而使得变压器的差动保护躲避能力可以相应的得到提升。

4.3CST231A型保护装置的整改措施。对保护软件进行升级：将原设计中当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的逻辑修改为分3个不同的二次谐波制动区域，并参与谐波闭锁的计算，以增强躲避励磁涌流的能力。

5、结语

本文针对2起变压器励磁涌流引起差动保护误动作的原因进行了分析，提出了提高变压器躲励磁涌流能力的相应措施，实施结果证明措施是有效的，明显降低了由于受变压器励磁涌流的影响造成变压器差动保护动作情况的发生。

整流变压器安装调试试验 第7篇

关键词：整流变压器,安装,调试试验

1 前言

在铝电解法生产线的电源端, 需要大中型整流装置提供十几万安培到几十万安培的大电流。整流变压器的作用是把电网提供的220 kV 电压, 变换成整流装置输入相匹配的低电压大电流。整流变压器是一种特种变压器, 它由变压器主体 (调压变压器、整流变压器) 、饱合电抗器、强迫油循环风冷却器、附件等组成。由于容量特别大, 约5 104kVA～10 104kVA。是一般工厂用动力变压器的50～100倍。而且电压等级高, 为11～22万V, 是一般工厂用动力变压器的30～50倍。整流变压器移相角复杂, 又有无载调压、有载调压等特点, 增加了安装调试的难度。如果在安装变压器过程中漏做了某个试验, 或者对试验出现的问题不能查出原因分析解决, 会给日后正常的送电运行留下严重的安全隐患。

2 单体试验

单体试验包括: (1) 密封性试验; (2) 高压套管绝缘检验; (3) 气体继电器复验; (4) 绝缘油化验; (5) 直流电阻测试; (6) 变压器绕组吸收比和介损角的测试; (7) 电流互感器伏安曲线的测试; (8) 电压变比的测量等等。

2.1 密封性试验

(1) 在整流变压器安装就位、联通管路和附件连接完成后、注油前, 要对各部分进行密封性检查, 以防出现渗油、漏油现象。

(2) 试验装置 (见图1) 。在变压器联通管路的任意一端法兰F处, 在堵板E 上钻一小孔, 在钻孔处焊接一个长150～200mm , 直径Φ16～Φ20mm的钢管D。再在钢管D中间开孔焊接上一个压力表C (量程为0～1MPa) 。在钢管D的另一侧接上一个截止阀B, 在截止阀的另一边接上汽压泵A, 然后把试验装置接到变压器联通管路的法兰F上。

(3) 试验。打开截止阀B, 开动汽压泵A 向管路缓慢加压, 当压力升至50kPa 时停泵。 (注:变压器内部各密封圈承载压力是50kPa) 。检查压力表C指示值与汽压泵A 压力表的指示一致。要求:保持压力24 h 压力表C 值不变化, 证明变压器安装过程中各附件及循环油管路密封合格。

2.2 绝缘套管受潮检验

(1) 变压器高压套管多是油浸介质套管, 在没有油浸条件的运输和存放过程中很容易受潮, 在套管吊装就位前要对高压绝缘套管进行介质损失角tgδ%测试。比较测试结果与出厂试验数据的差别可以判断套管在运输、存放过程中受潮状态。若将受潮的绝缘套管未经检查就直接安装到变压器上, 待变压器整体介损检查时发现受潮现象, 就很难区分是线圈绕组还是绝缘套管引起的。

(2) 绝缘检查。在测试高压套管介质损失角之前, 必须先用2500VmΩ 绝缘摇表对套管进行绝缘检查;先将套管上的末屏端子接地线拆下, 测导杆与末屏之间、导杆与地之间的绝缘电阻, 其数值都必须>1500MΩ , 否则在做介损测试时很容易烧坏实验仪器。

(3) 测试。采用智能型介损测试仪, 一般用反接法测试套管介质损失角。接通仪器电源后, 缓慢调升测试仪的输出电压至1万伏, 保持1min。记录并打印测试仪上显示的漏电流数值和电容C 值。要求与出厂实验报告误差不应超过±10%。

2.3 气体继电器复验

气体继电器在安装前须送供电局进行复验, 并出具实验报告。主要检查以下几项指标:

①油流动特性。复查气体继电器出厂整定值, 油流动速度在0.6～1m/s时跳闸接点必须接通。通过试验确认运输过程中有没有出现误差;

②气体容积动特性。当继电器油室内气体达到预定容量时检查继电器触点应动作;

③密封实验。继电器在充满变压器油的常温下加压到200kPa, 持续20min应无渗漏;

④绝缘强度实验。在工频电压2000V下1min , 触点之间、触点对地之间应无辉光闪络现象;

⑤电气信号动作检验。在继电器油室充满油的情况下从气塞处打进空气, 当油位降到一定液位时继电器触点应动作, 按动探针可检查“跳闸”接点动作的可靠性。

2.4 变压器油的化验

在整流变压器各部位循环滤油完成后, 要对变压器内的绝缘油进行化验, 以检查油的各项指标是否符合标准。①电气强度:110kV电压等级的变压器油耐压值不低于40kV;220kV电压等级变压器油耐压值不低于50kV;②介质损失角正切值:要求在90 ℃时tgδ%不大于0. 5%;③凝固点:对于BG- 25 # 油凝点不高于-25℃, GB-40 # 油凝点不高于-40℃;④水份含量:10kV电压等级变压器绝缘油不大于20μg/g, 220kV电压等级变压器绝缘油不大于15μg/ g;⑤色谱分析:在变压器送电前与冲击电压实验后, 对变压器油各作一次色谱分析, 比较两次色谱分析的乙烃和氢的含量应无大的差别;⑥安定性测试;氧化后的酸价应<0.2mg (KOH) /g, 氧化后沉淀物应小于0.05%。

2.5 直流电阻测试

测量整流变压器无载调压开关、有载调压开关在不同档位时绕组的直流电阻;先将直阻仪测量端接到整流变压器网侧高压绕阻A、B、C 上, 然后将整流变压器无载调压开关分别调至Ⅰ、Ⅱ档位。可通过电动或手动使有载调压开关分接档从1 档向n 档逐级增加。记录下直阻仪测得的每一档位变压器各相绕组直流电阻值:要求列表计算出绕阻直流电阻不平衡率, 并且将测量数据与出厂实验报告值进行比较, 不应有波动。用同样的方式测量阀侧低压绕阻饱和电抗器偏移绕阻、控制绕阻的直流电阻, 并与出厂实验报告进行比较, 应无大的误差。

2.6 绕阻绝缘电阻吸收比和介质损失角的测试

在变压器送电前用5000VmΩ绝缘摇表测各绕组绝缘电阻吸收比。用智能型介质损耗仪测量各绕阻介质损失角tgδ%。目的是检查变压器整体及各部分受潮和绝缘缺陷情况。由于不同温度下变压器的测试值不同, 为了与变压器出厂实验数据进行比较, 测试时先记录下变压器测试时的油温度然后将测试温度下的测量数据换算成出厂温度下的相应数据进行比较应无明显差别。测试:用细铁丝将网侧高压绕组短接, 同时短接阀侧绕组、稳定绕组及地。测网侧对阀侧、稳定绕组及地之间的R15″和R60″。然后列表计算R60″/R15″的比值, 要求>1.3。然后用介损测试仪 (可用正接或反接法) 测量该绕组加套管的介质损失角正切值tgδ%和电容C 值, 将实测的数据与出厂的试验报告值进行比较, 误差不大于130%。用同样的方法测量阀侧对网侧、稳定绕组及地之间的R15″和R60″, 介质损失角正切值tgδ%和电容C 值;稳定绕组对网侧、阀侧及地之间的R15″和R60″, 介质损失角正切值tgδ%和电容C 值。列表计算进行比较。

2.7 伏安测试

整流变压器与动力变压器的另一个不同之处在于整流变压器主体内装有两组电流互感器, 一组用于测量, 一组用于保护。采用伏安曲线测试仪 (或电压电流表法) 测量两组电流互感器的伏安曲线, 要求根据测得的数据绘出电流互感器的磁化曲线。列表标出曲线的饱和点。

2.8 电压变比偏差测量

将整流变压器无载调压开关分别调至I 档和II档, 有载调压开关从1 到n 逐档增加, 用变比测试仪测量变压器网侧绕组AB、BC、CA , 对阀侧绕组ab、bc 、ca 的电压比偏差值, 列表方法如下:首先计算出无载开关在I 档位、有载开关从1档到n档的K1～Kn , 然后把实测的K1测～Kn测减去计算的K1～Kn , 列表就得到了电压变比偏差表。要求将测试的电压变比偏差值与出厂试验报告进行比较, 应无大的波动和误差。

参考文献

多脉波整流变压器相位测量算法 第8篇

整流设备、大功率开关电源的使用日益增长, 此类设备带来的大量谐波影响电网和其他设备的正常运行[1]。采用多脉波整流变压器是从源头上治理的方法[2]。只有确保多脉波整流变压器出厂测试与使用中的相位差测量的精度, 才能充分发挥多脉波整流变压器的作用。

常用的过零法、波形变换法、填充计数法等相位测量方法在谐波干扰的情况下测量结果波动大、精确度低[3,4]。本文研究基于傅里叶变换相位差测量算法。

1 基于傅里叶变换的测量原理

多脉波整流变压器任意端子电压是待测信号u (t) , 将u (t) 按傅里叶变换得出频谱[5],

求得各个频率点ω对应的幅值F (ω) 。通常情况下, 要测定待测信号基波的相位, 而且基波幅值最大。所以, 在F (ω) 中寻找幅值最大的点, 该点频率ω0即为u (t) 基波频率[6]。F (ω) 可写成虚部、实部或幅值、相角形式,

多脉波整流变压器任意两端子电压波形u1 (t) , u2 (t) , 先做傅里叶变换得到F1 (ω) , F2 (ω) , 然后确定基波频率ω0, 最后计算基波相角θ1 (ω0) , θ2 (ω0) , 两相角相减θ1 (ω0) -θ2 (ω0) , 得到任意两端子相位差。

2 提高傅里叶变换测量精度的方法

理论上, 针对频率ω的傅里叶变换, 其实就是对该频率对应的正弦波分量做傅里叶变换, 也是对一个周期T的波形做傅里叶变换。

3 实现与测试

用MATLAB实现了基于傅里叶变换的高精度相位差测量计算方法, 全面测试该算法的计算精度。

在基波正弦波上叠加了各种高、低次谐波以及数据采集系统噪声等, 模拟实际测量中不理想的电压波形作为仿真的输入测试波形, 如图1所示。

全面测试相位差、低频谐波、高频谐波、基波频率、采样频率、分析数据长度、数据采集系统噪声以及算法等8个影响因素对算法准确度的影响。其中:

在测试每一个影响因素时, 其他变量设定为基准值保持不变, 相位差15°, 带有5%基波幅值的3次、5次、7次的低频谐波和5%基波幅值的11次、13次的高频谐波、基波频率50 Hz, 采样频率10 k Sa/s, 分析数据长度10基波周期, 数据采集系统噪声1%基波幅值。每种情况测试10次, 计算测量误差平均值和标准偏差。

3.1 相位差

改变两输入电压波形的相位差, 测试本算法测量各种相位差的精度。测试值与理论值的关系如图2所示, 无谐波理想波形输入时, 误差小于0.1%。波形输入对1为理想波形叠加5%基波幅值的3、5、7、11、13次谐波。波形输入对2为理想波形叠加了10%基波幅值的3、5、9、11、15、19次谐波。测量对象相位差在1°~15°内变化时, 误差小于0.35%。常见的24、48脉波的相邻相相位差即在此范围内。

3.2 低频谐波

本文以9次及以下谐波为低频谐波, 在正弦基波上分别叠加1%~10%基波幅值的低频谐波, 测试低频谐波对该算法计算相位差的影响。步长1°, 分别取1°至15°相位差, 计算误差平均值及标准偏差, 如表1所示。

3.3 高频谐波

本文以11次及以上谐波为高次谐波, 在正弦基波上分别叠加1%~10%基波幅值的高频谐波, 测试高频谐波对该算法计算相位差的影响。步长1°, 分别取1°至15°相位差, 计算误差平均值及标准偏差, 如表2所示。

3.4 基波频率

实际工作中测试电源频率基频会在50 Hz附近波动, 为此在47 Hz~53 Hz的变化范围内测试, 评估基频变化对该算法计算相位差的的影响。如图3所示, 该算法在基频扰动的情况下依然能保持很好的计算稳定性, 误差低于0.5%。

3.5 采样频率

对输入波形对做不同采样频率的测试, 分析采样频率对该算法精度的影响。如图4所示, 理论上, 采样频率越高, 计算越精确。当采样频率达到10 k Sa/s时达到一个比较高的稳定值。实际的相位测量系统, 可以根据精度的要求以及硬件的条件选择合适的采样频率。

3.6 分析数据长度

傅里叶计算的分析数据长度对算法的精确度也有影响。如图5所示, 整体的趋势上, 分析数据长度 (积分的周期) 越长 (多) 计算精度越高, 当分析数据长度为10个周期 (分析数据点数乘以采样周期Ts是10个基波周期) 能达到一个比较精确的值。但分析数据长度长, 计算时间也长, 所以在能满足精度要求的条件下, 分析数据长度越短越好。

3.7 数据采集系统噪声

数据采集系统噪声包括了分压器或电压互感器, 数据采集卡 (DAQ) 等的热噪声。

在正弦基波上叠加0.5%、1%、2%、5%、10%基波幅值的随机噪声模拟数据采集系统噪声。观察噪声系统对算法精确度的影响。如图6所示, 当噪声幅值小于2%基波幅值时, 算法计算精度稳定在0.5%以内。

3.8 算法

普通算法没有考虑基波频率变化的影响, 本算法考虑了基波频率变化, 计算准确积分周期, 提高了基波频率变动的情况下的测量精度。两种算法误差比较见图7, 当基波频率的变化, 本算法有良好的精度。

4 结束语

傅里叶变换实际上是一种时域和频域的映射关系, 能够区分各种频率分量, 因此它对谐波、噪声造成的波形畸变、频率漂移以及零点漂移等都有较好的抑制作用[7]。

基于傅里叶变换的相位差测量的误差主要是傅里叶变换的截断误差。本文通过寻找频域最大幅值得到的基波频率来求得准确的积分周期, 再取整周期个分析数据点进行积分计算, 基本排除了截断误差的干扰。其他误差主要源于白噪声低频段对信号源实际频率的影响、计算傅里叶变换时积分的计算误差 (本文采用梯形积分法) 、寻找基频时的搜索步长精度等。

通过仿真测试评估证明了本文算法的精度和不确定度。与其他的测量方法比, 该算法对谐波以及噪声等干扰有很好的抑制作用, 当采样频率达到10 k Sa/s以上时, 测量精度非常高, 这在硬件上也是非常容易实现的。针对多脉波整流变压器相位测量, 本文提出的基于傅里叶变化的相位差测量法是一种精度高, 可靠性强, 且非常实用的方法。

参考文献