防止电力生产事故的二十五项重点要求电气部分.docx
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防止电力生产事故的二十五项重点要求电气部分
防止电力生产事故的二十五项重点要求--电气部分
《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全[2014]161号)
8.6防止发电机局部过热
8.6.1发电机绝缘过热监测器发生报警时,运行人员应及时记录并上报发电机运行工况及电气和非电量运行参数,不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。
经检查确认非监测仪器误报,应立即取样进行色谱分析,必要时停机进行消缺处理。
8.6.2大修时对氢内冷转子进行通风试验,发现风路堵塞及时处理。
8.6.3全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8°C或定子线棒间温差超过80°C时,应立即停机处理。
7防止发电机内遗留金属异物故障的措施
8.7.1严格规范现场作业标准化管理,防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部,特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
8.7.2大修时应对端部紧固件(如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、定子铁芯穿心螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无过热、断裂等进行检查。
8防止护环开裂
8.8.1发电机转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐蚀。
发电机大修时应对转子护环进行金属探伤和金相检查,检出有裂纹或蚀坑应进行消缺处理,必要时更换为18Mnl8Cr材料的护环。
10.8.2大修中测量护环与铁芯轴向间隙,做好记录,与出厂及上次测量数据比对,以判断护环是否存在位移。
11.9防止发电机非同期并网
11.9.1微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。
10.9.2新投产、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组.在第一次并网前必须进行以下工作:
11.9.2.1对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。
11.9.2.2利用发电机一变压器组带空载母线升压试验,校核同期电压检测二次回路的正确性,并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。
11.9.2.3进行机组假同期试验,试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。
11.10防止发电机定子铁芯损坏
检修时对定子铁芯进行仔细检查,发现异常现象,如局部松齿、铁芯片短缺、外表面附着黑色油污等,应结合实际异常情况进行发电机定子铁芯故障诊断试验,或温升及铁损试验,检查铁芯片间绝缘有无短路以及铁芯发热情况,分析缺陷原因,并及时进行处理。
11.11防止发电机转子绕组接地故障
10.11.1当发电机转子回路发生接地故障时,应立即查明故障点与性质,如系稳定性的金属接地且无法排除故障时,应立即停机处理。
11.11.2机组检修期间要定期对交直流励磁母线箱内进行清擦、连接设备定期检查,机组投运前励磁绝缘应无异常变化。
12.12防止次同步谐振造成发电机损坏
送出线路具有串联补偿的发电厂,应准确掌握汽轮发电机组轴系扭转振动频率,以配合电网管理单位或部门共同防止次同步谐振。
12.13防止励磁系统故障引起发电机损坏
12.13.1有进相运行工况的发电机,其低励限制的定值应在制造厂给定
的容许值和保持发电机静稳定的范围内,并定期校验。
12.13.2自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内,并定期校验。
12.13.3励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。
严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节)下长期运行。
在手动励磁调节运行期间,在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷,以防止发电机失去静态稳定性。
12.13.4运行中应坚持红外成像检测滑环及碳刷温度,及时调整,保证电刷接触良好;必要时检查集电环椭圆度,椭圆度超标时应处理,运行中碳刷打火应釆取措施消除,不能消除的要停机处理,一旦形成环火必须立即停机。
12.14防止封闭母线凝露弓丨起发电机跳闸故障
12.14.1加强封闭母线微正压装置的运行管理。
微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气,应具有滤油、滤水过滤(除湿)功能,定期进行封闭母线内空气湿度的测量。
有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。
12.14.2机组运行时微正压装置根据气候条件(如北方冬季干燥)可以退出运行,机组停运时投入微正压装置,但必须保证输出的空气湿度满足在环境温度下不凝露。
有条件的可加装热风保养装置,在机组启动前将其投入,母线绝缘正常后退出运行。
14.3利用机组检修期间定期对封母内绝缘子进行耐压试验、保压试验,如果保压试验不合格禁止投入运行,并在条件许可时进行清擦;增加主变压器低压侧与封闭母线连接的升高座应设置排污装置,定期检查是否堵塞,运行中定期检查是否存在积液;封闭母线护套回装后应釆取可靠的防雨措施;机组大修时应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫,如有老化变质现象,应及时更换。
11防止发电机励磁系统事故11.1加强励磁系统的设计管理
11.1.1励磁系统应保证良好的工作环境,环境温度不得超过规定要求。
励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内,整流柜冷却通风入口应设置滤网,必要时应釆取防尘降温措施。
1.2励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互独立,使用机端不同电压互感器的二次绕组,防止其中一个故障引起发电机误强励。
13.1.3励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求,且灭磁装置应具备独立于调节器的灭磁能力。
灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。
13.1.4自并励系统中,励磁变压器不应釆取高压熔断器作为保护措施。
励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合,防止机组强励时保护误动作。
13.1.5励磁变压器的绕组温度应具有有效的监视手段,并控制其温度在设备允许的范围之内。
有条件的可装设铁芯温度在线监视装置。
13.1.6当励磁系统中过励限制、低励限制、定子过压或过流限制的控制失效后,相应的发电机保护应完成解列灭磁。
13.1.7励磁系统电源模块应定期检查,且备有备件,发现异常时应及时予以更换。
13.2加强励磁系统的基建安装及设备改造的管理
13.2.1励磁变压器高压侧封闭母线外壳用于各相别之间的安全接地连接应釆用大截面金属板,不应釆用导线连接,防止不平衡的强磁场感应电
流烧毁连接线。
13.2.2发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。
接入保护柜或机组故障录波器的转子正、负极釆用高绝缘的电缆且不能与其他信号共用电缆。
13.3励磁系统的二次控制电缆均应釆用屏蔽电缆,电缆屏蔽层应可靠接地。
13.2.4励磁系统设备改造后,应重新进行阶跃扰动性试验和各种限制环节、电力系统稳定器功能的试验,确认新的励磁系统工作正常,满足标准的要求。
控制程序更新升级前,对旧的控制程序和参数进行备份,升级后进行空载试验及新增功能或改动部分功能的测试,确认程序更新后励磁系统功能正常。
做好励磁系统改造或程序更新前后的试验记录并备案。
12.3加强励磁系统的调整试验管理
12.3.1电力系统稳定器的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或认可的技术监督单位按照相关行业标准进行。
试验前应制定完善的技术方案和安全措施上报相关管理部门备案,试验后电力系统稳定器的传递函数及自动电压调节器(AVR)最终整定参数应书面报告相关调度部门。
12.3.2机组基建投产或励磁系统大修及改造后,应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验,检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。
试验前应编写包括试验项目、安全措施和危险点分析等内容的试验方案并经批准。
12.3.3励磁系统的V/Hz限制环节特性应与发电机或变压器过激磁能力低者相匹配,无论使用定时限还是反时限特性,都应在发电机组对应继电保护装置动作前进行限制。
V/Hz限制环节在发电机空载和负载工况下都应正确工作。
12.3.4励磁系统如设有定子过压限制环节,应与发电机过压保护定值相配合,该限制环节应在机组保护之前动作。
12.3.5励磁系统低励限制环节动作值的整定应主要考虑发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及对系统静态稳定的影响,并与发电机失磁保护相配合在保护之前动作。
当发电机进相运行受到扰动瞬间进入励磁调节器低励限制环节工作区域时,不允许发电机组进入不稳定工作状态。
12.3.6励磁系统的过励限制(即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制)环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致,并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合在保护之前动作。
12.3.7励磁系统定子电流限制环节的特性应与发电机定子的过电流能力相一致,但是不允许出现定子电流限制环节先于转子过励限制动作从而影响发电机强励能力的情况。
12.3.8励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。
接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。
励磁系统无功调差功能应投入运行。
12.4加强励磁系统运行安全管理
12.4.1并网机组励磁系统应在自动方式下运行。
如励磁系统故障或进行试验需退出自动方式,必须及时报告调度部门。
12.4.2励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。
严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节)下长期运行。
在手动励磁调节运行期间,在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷,以防止发电机失去静态稳定性。
12.4.3进相运行的发电机励磁调节器应投入自动方式,低励限制器必
须投入。
12.4.4励磁系统各限制和保护的定值应在发电机安全运行允许范围内,并定期校验。
12.S修改励磁系统参数必须严格履行审批手续,在书面报告有关部门审批并进行相关试验后,方可执行,严禁随意更改励磁系统参数设置。
12.4.6利用自动电压控制(AVC)对发电机调压时,受控机组励磁系统应投入自动方式。
12.7加强励磁系统设备的日常巡视,检查内容至少包括:
励磁变压器各部件温度应在允许范围内,整流柜的均流系数应不低于0.9,温度无异常,通风孔滤网无堵塞。
发电机或励磁机转子碳刷磨损情况在允许范围内,滑环火花不影响机组正常运行等。
12防止大型变压器损坏和互感器事故
13.1防止变压器出口短路事故
13.1.1加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理。
应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。
240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品;500kV变压器和240MVA以上容量变压器,制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告,计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。
220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。
13.1.2全电缆线路不应釆用重合闸,对于含电缆的混合线路应釆取相应措施,防止变压器连续遭受短路冲击。
13.1.3变压器在遭受近区突发短路后,应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验,并与原始记录比较,判断变压器无故障后,方可投运。
12.2.1工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
12.2.2出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/V3-时,220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于lOOpC。
llokV(66kV)电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于lOOpC。
330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。
12.2.3生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验(承受短路能力的试验视实际情况而定)。
12.2.4500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验。
12.2.S新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环,真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。
对釆用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空,但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。
为防止真空度计水银倒灌进设备中,禁止使用麦氏真空计。
12.2.6变压器器身暴露在空气中的时间:
相对湿度不大于65%为16h。
空气相对湿度不大于75%为12h。
对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。
12.2.7装有密封胶囊、隔膜或波纹管式储油柜的变压器,必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油,防止空气进入或漏油,并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油柜的完好性进行检查。
12.2.8充气运输的变压器运到现场后,必须密切监视气体压力,压力过低时(低于0.OlMPa)要补干燥气体,现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存,并装上储油柜,严防进水受潮。
注油前,必须测定密封气体的压力,核查密封状况,必要时应进行检漏试验。
为防止变压器在安装和运行中进水受潮,套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。
必要时应测露点。
如已发现绝缘受潮,应及时釆取相应措施。
12.2.9变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告,油运抵现场后,应取样在化学和电气绝缘试验合格后,方能注入变压器内。
17.110kV(66kV)及以上变压器在运输过程中,应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。
主变压器就位后,制造厂、运输部门、监理单位、用户四方人员应共同验收,记录纸和押运记录应提供用户留存。
18.110kV(66kV)及以上电压等级变压器、50MVA及以上机组高压厂用电变压器在出厂和投产前,应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录;110kV(66kV)及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验;对110kV(66kV)电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验;如有条件时,500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。
现场局部放电试验验收,应在所有额定运行油泵(如有)启动以及工厂试验电压和时间下,220kV及以上变压器放电量不大于lOOpC。
12.2.12加强变压器运行巡视,应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区
出现的渗漏油,如果出现渗漏应切换停运冷却器组,进行堵漏消除渗漏点。
12.2.13对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试,加强油质管理,对运行中油应严格执行有关标准,对不同油种的混油应慎重。
12.2.14对运行年限超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换。
12.2.15对运行超过20年的薄绝缘、铝线圈变压器,不宜对本体进行改造性大修,也不宜进行迁移安装,应加强技术监督工作并逐步安排更新改造。
12.2.16220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后,应进行现场局部放电试验。
12.2.17积极开展红外检测,新建、改扩建或大修后的变压器(电抗器),应在投运带负荷后不超过1个月内(但至少在24h以后)进行一次精确检测。
220kV及以上电压等级的变压器(电抗器)每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。
在高温大负荷运行期间,对220kV及以上电压等级变压器(电抗器)应增加红外检测次数。
精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。
12.2.18铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器,应将接地引线引至适当位置,以便在运行中监测接地线中有无环流,当运行中环流异常变化,应尽快查明原因,严重时应釆取措施及时处理,电流一般控制在100mA以下。
12.2.19应严格按照试验周期进行油色谱检验,必要时应装设在线油色谱监测装置。
12.2.20大型强迫油循环风冷变压器在设备选型阶段,除考虑满足容量
要求外,应增加对冷却器组冷却风扇通流能力的要求,以防止大型变压器在高温大负荷运行条件下,冷却器全投造成变压器内部油流过快,使变压器油与内部绝缘部件摩擦产生静电,油中带电发生变压器绝缘事故。
12.3防止变压器保护事故
12.3.1新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用;气体继电器应在真空注油完毕后再安装;瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
12.3.2变压器本体保护应加强防雨、防震措施,户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。
12.3.3变压器本体保护宜釆用就地跳闸方式,即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两对触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路,减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。
变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。
若需退出重瓦斯保护,应预先制订安全措施,并经总工程师批准,限期恢复。
12.3.5气体继电器应定期校验。
当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时,应立即检查气体继电器,及时取气样检验,以判明气体成分,同时取油样进行色谱分析,查明原因及时排除。
12.3.6压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。
12.3.7运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时,以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放油或放气阀门时,均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。
12.3.8变压器运行中,若需将气体继电器集气室的气体排出时,为防
止误碰探针,造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式;排气结束后,应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。
12.4防止分接开关事故
12.4.1无励磁分接开关在改变分接位置后,必须测量使用分接的直流电阻和变比;有载分接开关检修后,应测量全程的直流电阻和变比,合格后方可投运。
12.4.2安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动,机械指示到位后触头所处位置是否到位。
12.4.3新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能,束缚电阻应釆用常接方式。
12.4.4有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。
要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。
新安装的有载分接开关,应对切换程序与时间进行测试。
12.4.5加强有载分接开关的运行维护管理。
当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时,应进行检修,并对开关的切换程序与时间进行测试。
12.5防止变压器套管事故
12.5.1新套管供应商应提供型式试验报告,用户必须存有套管将军帽结构图。
12.5.2检修时当套管水平存放,安装就位后,带电前必须进行静放,其中330kV及以上套管静放时间应大于36h,110~220kV套管静放时间应
大于24h。
事故抢修所装上的套管,投运后的3个月内,应取油样进行一次色谱试验。
12.5.3如套管的伞裙间距低于规定标准,应釆取加硅橡胶伞裙套等措施,防止污秽闪络。
在严重污秽地区运行的变压器,可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
12.5.4作为备品的110kV(66kV)及以上套管,应竖直放置。
如水平存放,其抬高角度应符合制造厂要求,以防止电容芯子露出油面受潮。
对水平放置保存期超过一年的110kV(66kV)及以上套管,当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时,安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
12.5.5油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压,应避免频繁取油样分析而造成其负压。
运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况,注意保持套管油位正常。
套管渗漏油时,应及时处理,防止内部受潮损坏。
12.5.6加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理,每次拆接末屏后应检查末屏接地状况,在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。
12.5.7运行中变压器套管油位视窗无法看清时,继续运行过程中应按周期结合红外成像技术掌握套管内部油位变化情况,防止套管事故发生。
12.6防止冷却系统事故
12.6.1优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。
13.6.2潜油泵的轴承应釆取E级或D级,禁止使用无铭牌、无级别的轴承。
对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。
13.6.3对强油循环的变压器,在按规定程序开启所有油泵(包括备用)
后整个冷却装置上不应出现负压。
13.6.4强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源,并具备自动切换功能。
13.6.5新建或扩建变压器一般不釆用水冷方式。
对特殊场合必须釆用水冷却系统的,应釆用双层铜管冷却系统。
13.6.6变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测,任一相故障失电时,应保证自动切换至备用电源供电。
13.6.7强油循环冷却系统的两个独立电源应定期进行切换试验,有关信号装置应齐全可靠。
13.6.8强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用,延时间隔应在30s以上,以防止气体继电器误动。
17.6.9对于盘式电机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防止铁芯的平面摩擦。
运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时,应安排停运检修。
17.6.10为保证冷却效果,管状结构变压器冷却器每年应进行1~2次冲洗,并宜安排在大负荷来临前进行。
17.6.11对目前正在使用的单铜管水冷却变压器,应始终保持油压大于水压,并加强运行维护工作,同时应釆取有效的运行监视方法,及时发现冷却系统泄漏故障。
17.7防止变压器火灾事故
17.7.1按照有关规定完善变压器的消防设施,并加强维护管理,重点防止变压器着火时的事故扩大。
17.7.2釆用排油注氮保护装置的变压器应釆用具有联动功能的双浮球
(1)排油注氮启动(触发)功率应大于220Vx5A(DC)。
(2)注油阀动作线圈功率应大于220Vx6A(DC)。
(3)注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门。
⑷动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变压器断路器跳闸、油箱超压开关(火灾探测器)同时动作时才能启动排油充氮保护。
17.7.4水喷淋动作功率应大于8W,其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器跳闸同时动作。
17.7.5变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀,以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。
17.7.6现场进行变压器干燥时,应做好防火措施,防止加热系统故障或线圈过热烧损。
17.7.7应结合例行试验检修,定期对灭火装置进行维护和检查,以防止误动和拒动。
17.8防止互感器事故
17.8.1防止各类油浸式互感器事故
17.8.1.1油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。
17.8.1.2所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求,一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。
17.8.1.3电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设金属氧化物避雷器(MOA)。
18.4.38.1.4110(66)~500kV互感器在出厂试验时,局部放电试验的测量
8.1.5对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Un、l.OUn、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验(注:
Un指额定一次相电压,下同)。
12.8.1.6电磁式电压互感器在交接试验时,应进行空载电流测量。
励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/S(中性点有效接地系统)或1.9Um/V3(中性点非有效接地系统)。
12.8.1.7电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值,其电气连接应接触良好,防止产生过热故障及电位悬浮。
互感器
已安装完成的互感器若长期未带电运行(llOkV及以上大于半年,35kV及以下一年以上>,在投运前应按照《输变电设备状态检修试验规程》(DL/T393-2010)进行例行试验。
8.1.9在交接试验时,对llokV(66kV)及以上电压等级的油浸式电流互感器,应逐台进行交流耐受电压试验,交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。
油浸式设备在交流耐压试验前要保证静置时间,110kV(66kV)设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500
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