纳雍高压试验方案.docx
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纳雍高压试验方案
表B.0.1施工组织设计/专项施工方案报审表★
工程名称：
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程编号：
BD-YYB-
致：
贵州电力工程建设监理公司（监理项目部）
我方已完成九寨220kV变2号主变扩建工程220kV母线搭火工程施工组织设计/专项施工方案的编制和审批，请予以审查。
附件：
□施工组织设计
□专项施工方案
承包单位（盖章）：
项目经理（签字）：
日期：
审查意见：
专业监理工程师（签字）：
日期：
审核意见：
监理项目部（盖章）：
总监理工程师（签字、加盖执业印章）：
日期：
建设单位（业主项目部）审批意见：
建设单位（业主项目部）（盖章）：
项目负责人（签字）：
日期：
本表（含附件）一式5份，监理项目部存2份，建设单位（业主项目部）存2份，承包单位存1份。
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
高压试验
施工方案
中国能源建设集团西北电力建设工程有限公司
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
二O一八年八月
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
施工四措审批表
审核部门
部门意见
施工单位
承包单位（盖章）：
项目经理（签字）：
日期：
监理单位
监理项目部（盖章）：
专业监理工程师（签字）：
日期：
项目建设管理部门
建设单位（盖章）：
项目负责人（签字）：
日期：
运行单位
运行单位（盖章）：
负责人（签字）：
日期：
本表（含附件）一式4份，监理项目部存2建设单位（业主项目部）存2份承包单位存1份
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
高压试验
施工方案
编制：
年月日
审核：
年月日
批准：
年月日
中国能源建设集团西北电力建设工程有限公司
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
二O一八年八月
一、概述
工程名称：
毕节友谊（纳雍）220kV变2号主变扩建工程
建设单位：
毕节供电局
设计单位：
贵州能达电力设计有限责任公司
监理单位：
贵州电力工程建设监理公司
施工单位：
中国能源建设集团西北电力建设工程有限公司
建设地点：
贵州省·毕节·纳雍县·友谊村
工程概述：
本期扩建180MVA变压器一组；扩建220kV预留场地内的#2主变进线间隔；扩建预留场地内的110kVI段母线、I段母线PT间隔、母联间隔、#2主变进线间隔以及完善前期110kV出线间隔与I段母线的联接；本期在10kVⅡ段母线上扩建1面#2主变进线柜、1面#2主变进线隔离柜、1面分段隔离柜、5面电容器柜、5面出线柜、1面接地变柜；主变10kV侧扩建5×8016kvar，配置2组12%与3组5%的电抗器；扩建1x700kVA，接入10kVII段母线10kV接地补偿成套装置。
扩建工程仅在站内预留场地进行，不须重新征地。
二、试验依据:
1、试验方案包括了该变电站主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验。
2、试验依据为贵州电网公司企业标准Q/GXD126.01--2009《电力设备交接和预防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合贵州电网公司企业标准Q/GXD126.01一-2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。
3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技术要求。
三、试验项目及要求:
1.220kV主变压器
（1）油中溶解气体色谱分析:
交接时，110kV以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次，各次无明显差异。
（2）绕组直流电阻:
各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%。
（3）绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数:
绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70%。
（4）绕组连同套管的tgδ:
20℃时不大于下列数值:
110~220kV（20℃时）不大于0.8%;35kV（20℃时）不大于1.5%且tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）。
（5）电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻:
主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ;末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ。
（6）电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地tgδ与电容量:
交接时在室温下tgδ（%）不应大于规程规定及厂家要求;电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不起出±5%。
（7）电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析:
不超过规程要求。
（8）变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV;注入设备前后的新油:
要进行水溶性酸pH值、酸性mgK0H/g、闪点（闭口）℃、水分mg/L、界面张力（25℃）mN/m、tgδ（90℃）%、体积电阻率（90℃）Ω.m、油中含气量（体积分数）%、色谱等项目。
（9）绕组连同套管的交流耐压试验,高压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，中压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%,低压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，持续时间1分钟，应无异常。
（10）铁芯及夹件绝缘电阻:
与以前测试结果相比无显著差别。
（11）穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻:
220kV及以上绝缘电阻一般不低于500MΩ;110kV及以下绝缘电阻一般不低于100MΩ;其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别，一般不低于10MΩ。
（12）测量绕组连同套管的直流泄漏电流,20℃下不应大于50μA。
（13）绕组所有分接头的电压比:
与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律;额定分接电压比允许偏差为0.5%,其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但偏差不得超过±1%。
（14）校核三相变压器的组别或单相变压器极性:
必须与交压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。
（15）空载电流和空载损耗：
与前次试验相比无明显变化。
（16）阻抗电压和负载损耗:
与前次试验相比无明显交化。
（17）绕组变形（频率响应）:
与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比。
18）绕组连同套管的局部放电试验，测量电压在1.5Um/√3下，时间为30分钟，视在放电量不宜大于100pC。
（19）有载分接开关的试验和检查:
按DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。
（20）测温装置校验及其二次回路试验:
按制造厂的技术要求;密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符;绝缘电阻一般不低于1MΩ。
（21）气体继电器校验及其二次回路试验:
1）按制造厂的技术要求;整定值符合运行规程要求，动作正确;绝缘电阻一般不低于1MΩ。
（22）压力释放器校验及其二次回路试验:
动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定;绝缘电阻一般不低于1MΩ。
（23）整体密封检查:
在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏。
（24）冷却装置及其二次回路试验:
投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏;强油水冷装置的检查和试验按制造厂规定;绝缘电阻一般不低于1MQ。
（25）套管中的电流互感器试验:
互感器的交比、伏安特性、极性及二次绕组的绝缘电阻应符合该产品的技术要求。
（26）全电压下的空载冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min,无异常现象。
*（试运行时进行）
2、SF6断路器
（1）SF6气体的湿度（20℃体积分数）:
断路器灭弧室气室交接后不大于150,运行中不大于300;其它气室交接后不大于250，运行中不大于500。
（2）SF6气体泄漏试验:
不存在明显漏点;年漏气率不大于1%或按制造厂要求。
（3）辅助回路和控制回路绝缘电阻:
绝缘电阻不低于2MΩ。
（4）耐压试验:
交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压的80%;按规程的要求进行。
（5）回路和控制回路交流耐压试验:
耐压试验后的绝缘电阻值不应降低。
（6）断路器的速度特性:
测量方法和测量结果应符合制造厂规定。
（7）断路器的时间参量:
在额定操作电压进行，断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定;除制造厂另有规定外，断路器的分、合间同期性应满足下列要求:
相间合闸不同期不大于5ms,相间分闸不同期不大于3ms,同相各断口间合闸不同期不大于3ms，同相各断口间分闸不同期不大于2ms.
（8）分、合闸电磁铁的动作电压:
并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%-110%范围或直流额定电压的80%-110%范围内可靠动作;并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%-120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣。
操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值30%~65%之间;在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值等于及大于50kA时为85%）时应可靠动作;按制造厂规定。
（9）导电回路电阻:
交接时的回路电阻值应符合制造厂规定。
（10）测量断路器的分、合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻，绝缘电阻不应低于10MΩ，.直流电阻与产品出厂试验值相比应无明显差别。
（11）SF6气体密度继电器（包括整定值）检验:
按制造厂规定进行。
（12）闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能:
按制造厂规定进行。
3.金属氧化锌避雷器
（1）绝缘电阻:
不低于2500MΩ。
（2）直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流:
不得低于GB11032规定值;U1MA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5%;0.75U1MA下的泄漏电流不应大于50μA。
（3）运行电压下的交流泄漏电流:
测量运行电压下全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化。
（4）工频参考电流下的工频参考电压:
应符合GB11032或制造厂规定。
（5）底座绝缘电阻:
不小于5MΩ。
（6）检查放电计数器动作情况:
测试3-5次，均应正常动作。
4．隔离开关
（1）二次回路的绝缘电阻:
交接时不应低于10MΩ。
（2）交流耐压试验:
试验电压按规程进行;在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻;耐压后的阻值不得降低。
（3）二次回路交流耐压试验:
试验电压为2kV;可用2500V兆欧表代替。
（4）电动操作机构线圈的最低动作电压:
电动机操动机构在其额定操作电压的80%-110%范围内分、合闸动作应可靠;最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%-80%范围内。
（5）导电回路电阻测量:
交接时应符合制造厂规定。
（6）操动机构的动作情况:
电动操动结构在额定操作电压下分、合闸5次，动作应正常;手动操作机构操作时灵活，无卡涩;闭锁装置应可靠。
5.SF6电流互感器
（1）绕组的绝缘电阻:
一次绕组对二次绕组及地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著交化。
一般不低于出厂值或初始值的70%。
（2）局部放电试验:
交接时，在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于5pC;在电压为1.0Um时（必要时），视在放电量不大于10pC。
运行中,在电压为1.2Um/3时,视在放电量不大于20pC。
（3）极性检查:
与铭牌标志相符合。
（4）交流耐压试验:
交接试验:
a.老练试验:
预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后降至0;施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升至设备额定电压3分钟，然后将至0；b.老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90%;补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验，试验电压为出厂值的80~90%。
（5）各分接头的变比检查:
与铭牌岸标志相符合;交接时的比值差和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化,并符合等级规定。
（6）校核励磁特性曲线:
与同类互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别;多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量。
（继电保护有要求时进行）
（7）绕组直流电阻:
与出厂值或初始值比较，应无明显差别。
（包括一次及二次绕组）
（8）SF6电流互感器气体的温度:
交接时和大修后不大于250。
（9）SF6电流互感器气体泄漏试验:
无明显漏点;年漏气率不大于1%。
6.10kV干式电抗器
（1）绕组绝缘电阻:
一般不低于1000MΩ（20℃）
（2）绕组直流电阻:
三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4%;与上次测量值相差不大于2%。
（3）电抗（或电感）值:
与出厂值比较不大于5%。
（4）绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压:
干式空心电抗器只需对绝缘支架进行试验，试验电压同支柱绝缘子。
7.10kV电力电缆
（1）电缆主绝缘的绝缘电阻，与历次试验结果和同类型电缆试验结果相比无显著差别，一般大于1000MΩ。
（2）电缆外护套绝缘电阻，每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ。
（3）电缆内衬层绝缘电阻，每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。
（4）铜屏蔽层电阻和导体电阻比，当电阻比与投运前相比增大时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大,铜屏蔽层有可能被腐蚀;当该比值与投运前相比减小时，表明附件中的导体连接点的接触电阻有增大的可能。
（5）外护套直流耐压试验交接时2.5kV,可用2500V兆欧表代替，持续时间1分钟,应无异常。
（6）相位检查与电网相位一致。
（7）电缆主绝缘耐压试验采用交流耐压，持续时间1分钟，应无异常。
8.10kV电容器
（1）极对壳绝缘电阻：
一般不低于2000MΩ。
（2）电容值：
每节电容值偏差不超出额定值的-5%～＋10%范围；
（3）tanδ（%）：
符合厂家要求和规程要求。
（4）渗漏油检查：
用观察法，应无渗漏。
（5）低压端对地绝缘电阻：
一般不低于100MΩ。
四、安全措施
4.1专项安全措施
4.1.1工作负责人每天工作前必须对所有人员进行四交“交任务、交安全、交技术、交代工作区域”。
4.1.2工作负责人每天应宣读施工作业票上所列安全注意事项及检查安全措施是否完善完备。
4.1.3停电作业时应明确施工及停电范围，施工前必须确认所有施工区域设备停电后方可施工，施工中由专人进行安全监护，确保施工人员与带电设备保持足够的安全距离；
4.1.4进入施工现场必须正确佩带安全帽，严禁酒后上岗，作到“三查”。
4.1.5施工结束后应认真检查施工范围确认无人及无安全隐患后方可通知运行人员，拆除相应的接地措施；
4.1.6施工用电必须接在供电局指定的位置，且只能经专业人员连接，严禁乱接；
4.1.6施工区域与带电区域应装设围栏，并向外悬挂“止步，高压危险”标示牌。
4.1.7在施工区域四周装设围栏，向内悬挂““止步，高压危险”标示牌，并留出唯一施工通道；“在此工作”标示牌应悬挂在醒目位置上。
4.1.7施工用电电源箱必须带漏电保护器。
4.1.8登高作业时必须有专人监护，作业人员必须采取双保险。
4.1.9使用劳保用品时，必须认真检查，有损坏的严禁使用。
4.1.10吊车、材料转运车辆行驶路线必须由工作负责人带领至工作区域。
4.2危险源辨识清单、风险评价及风险控制计划表
表4-1安全风险辨析及预控措施检查表
序号
危险点
预控措施
检查结果
1
安全措施不完善误入其它非试验设备
坚持工作票及监护制度
2
试验人员技术不熟练，损坏设备
检查试验人员资质
3
仪器设备不合格，造成校验错误
仪器必须在检定有效期内
4
试验电源与现场不一致造成保护装置损坏
试验前用万用表测量试验电源电压及装置电源电压
5
装置未接地
检查装置接地情况
6
回路及装置绝缘损坏引起开关误跳
分别检查各回路的绝缘
7
保护装置交直流回路与其它回路的不正确联接造成保护装置损坏
分析隔离相关回路
8
保护绝缘电阻及介质强度检测，忘拔保护弱电插件造成保护插件损坏
检测前拔出保护弱电插件
9
检验过程中，误加入电流电压烧坏保护装置
按要求加电流和电压
10
带电插拔保护插件，损坏保护插件
插拔保护插件前先关掉保护装置电源
11
PT短路和CT开路及接地不符合要求造成设备故障
严格检查并做好记录
12
电流回路检查误通入其它间隔
分组通流且需在加入和退出时分别测量
13
直流接地或交直流短路
试验时需解开的连线需做好标识并用结缘胶布包扎
14
传动试验造成设备及人员伤害
现场传动必须符合条件，现场有人监护
15
压板名称不对造成误传动
严格设备压板双重编号，并做好标识，传动时必须在投合压板时分别传动，保证压板的唯一性
16
寄生回路的存在，造成事故
将全站所有交流、直流开关合上，逐一检查串电情况，测量时必须采用正对地和负对地的方法测量交直流情况；
17
保护整定值更改
校验前先记录保护整定值，工作完成后由两人一起核对定值
18
高空坠落
登高人员必须使用安全带
19
作业现场情况核查得不全面
（1）对现场的坑洞要悬挂警示牌;
（2）加强与施工队的协调,避免交叉施工。
（3）电动分合开关、刀闸前，要确定设备是否具备条件。
20
作业任务不清
（1）对该施工项目，重大的调试任务要编调试方案，并组织全体作业人员结合现场实际认真学习；
（2）对常规的一般性作业，调试负责人要在作业前将人员的任务分工、危险点及其控制措施予以详尽的交待。
21
工作负责人不向工作班成员交底
（1）工作负责人应检查工作班成员着装是否整齐，符合要求。
安全用具和劳保用品是否佩带齐全；
（2）工作班人员列队并面向工作地点，由工作负责人宣读工作票，交待现场安全措施、带电部位和其他注意事项。
22
工作不协调
（1）高低压调试要加强沟通，避免发生冲突；
（2）开工前要与各方联系，并保持联系。
23
耐压试验触电
（1）设专人监护；
（2）四周装设遮栏；
（3）改接线前要挂地线；
24
保护传动
（1）开关上禁止工作；
（2）开关处要有人监护；
请您认真检查并签名确认，您的签名意味着将承担相应的安全质量责任
施工单位检查人：
监理单位检查人：
日期：
日期：
4.3重大危险源辨识
4.3.1重大危险源清单
4.3.1.1作业现场情况核查的不全面、不准确。
4.3.1.2无安全技术措施或未交底
4.3.1.3安全设施不完善、作业环境不安全又未采取措施
4.3.1.4误入带电间隔或误触带电设备；
4.3.1.5不设网栏，误入带电区。
4.4文明施工及环境保护管理
（1）施工开始前必须准备好工器具。
施工班组内部要按照每天的作业计划把设备和材料妥善放置到工作现场，合理确定设备材料在现场的存放时间，做到当天用当天清，保持现场清洁。
（2）工具摆放要求定位管理。
设备、材料在现场一定要摆放整齐成形，严禁乱摊乱放；机械、工具要求擦拭干净，停放安全位置。
现场工具、材料应有专人保管，并做到每天记录检查，严禁随手丢弃。
（3）禁止在设备区用餐，剩菜剩饭要自觉放人指定的垃圾桶内。
（4）废品、废料（如电焊头、废钢材等）要及时清理，送到指定的回收点。
（5）自觉保护设备、构件、地面的清洁卫生和表面完好，防止“二次污染”和设备损伤。
凡吊装的设备、构件必须在地面先擦拭干净。
（6）现场卫生设施、保健设施、饮水设施要自觉保持清洁和卫生。
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