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文档简介
1、 2 变压器高压试验项目变压器高压试验项目 2.1 预防性试验项目预防性试验项目 绕组直流电阻 绕组绝缘电阻吸收比或极化指数 绕组连同套管的交流耐压试验(干式变压器) 绕组连同套管的tan测量 电容型套管的tan测量 铁芯及夹件的绝缘电阻 有载分接开关试验部分项目 变压器套管试验 绝缘油试验 红外测温 表3-1 特征气体产生的原因 在一般情况下,变压器油中是含有溶解气体的,新油含有 的气体最大值约为CO-100L/L,C02-35L/L,CH4- 2.5L/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是,当变 压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变 压器内部故障时产生的气体及其产生的原因
2、如表3-1所示。 表3-2三比值法的编码规则 表3-3故障类型判断方法 4.变压器绕组直流电阻测量绕组直流电阻测量 4.1 测量目的测量目的 检查绕组焊接头质量和绕组有无匝层间短 路; 检查绕组导体或引出线是否存在断股或开 路问题; 检查分接开关各个位置接触是否良好,以 及分接开关实际位置与指示位置是否相符 多股并绕的绕组是否有断股等情况。 4.2试验周期 1)交接时 2)大修后 3)1-3年 4)无载调压变压器变换分接位置 5)有载调压变压器的分接开关检修后(在所 有分接) 6)必要时 4.3变压器直流电阻测试原理及方法 当时间t为零时,I=0,当t为,I=EN/R,达到稳定。 由于变压器绕
3、组的电感较大,电阻较小,电感可达 数百亨,时间常数较大。对于高压大容量变压器, 测量一个电阻的稳定时间需要几分钟、几十分钟、 甚至数小时,对于所选用适当的测量手段和测量设 备是保证测量准确度的关键。 缩短测量时间(即减小值),对提高实验很有功效。 要使减小,可用减少L或增加R(即增加附加电阻) 的方法来达到。减小L可用增加测量电流,提高铁 芯的饱和程度,即减小铁芯的导磁系数,增大R,可 用在回路中串入适当的附加电阻来达到,一般附加 电阻为被测电阻的4-6倍,此时测量电压也应提高, 以免电流过小而影响测量的灵敏度。 4.4试验结果分析判断 1)1.6MVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差 别,
4、不应大于三相平均值的2%;无中性点引出的绕 组,线间差别不应大于三相平均值的1%(不平衡率 =(三相中实测最大值-最小值)/三相算数平均值 2)1.6MVA及以下变压器,相间差别一般不应大于 三相平均值的4%;线间差别一般不应大于三相平均 值的2% 3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的 历次结果相比,不应有明显差别,其差别应不大于 2%,当超过1%时应引起注意 4)电抗器参照执行 说明 1)如电阻线间差在出厂时已超过规定,制造厂虽 然说明了产生这种偏差的原因,但不能超过2% 2)不同温度下的电阻值按下式换算:R2=R1 (T+t2)/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电
5、阻值;T为电阻温度常数,铜导线取235,铝导线取 225; 3)无载调压变压器投入运行时,应在所选分接位 置锁定后测量直流电阻 4)有载调压变压器定期试验中,可在经常运行的 分接上下几个分接处测量直流电阻 5)220KV及以上绕组测试电流不大于10A 三相电阻不平衡原因 分接开关接触不良。分接开关接触不良反映在一 个或两个分接处电阻偏大,而且三相之间不平衡。 主要是分接开关不清洁、电镀层脱落、弹簧压力 不够等。固定在箱盖上的分接开关也可能在箱盖 紧固以后,使开关受力不均造成接触不良。 焊接不良。由于引线和绕组焊接处接触不良造成 电阻偏大;当多股并联绕组,可能其中有一、两 股没有焊上,这时一般电
6、阻偏大较多。 三角形连接绕组中其中一相断线。测出的三个线 端的电阻都比设计值大,没有断线的亮相线端电 阻为正常时的1.5倍,而断线相线端的电阻为正常 值的3倍。 变压器套管导电杆和绕组连接处,由于接触不良 也会引起直流电阻增加。 中性点调压 中部调压 4.5 注意事项注意事项 4.5.1 测量前 1) 记录变压器绕组温度和绝缘油温度; 2) 测量端子应接触良好,必要时应打磨测点表面; 3) 调节无载分接开关时,应来回转动几次触头, 使触头接触良好; 4)测量时非被测绕组不宜短路,各绕组间也不能 通过接地开关与大地形成短路; 5)当测量线的电流引线和电压引线分开时,应将 电流引线夹于被测绕组的外
7、侧,电压引线夹于被 测绕组的内侧,这样才能避开接触电阻的影响。 如下图所 示 目前基本上是采用直流电阻测试仪进行测量, 测量接线见下图。 绕组直流电阻测量接线 4.5.2 测量中 1)对于中小型的变压器,要注意测量电流 不宜超过变压器额定电流的20%,以免线 圈发热造成直流电阻增加; 2)测量大型变压器低压绕组的直流电阻时, 宜选择50A100A的测量电流,以免测量 时间太长; 3)由于变压器电感大,数据的稳定需要一 段时间,必须等待数据稳定后才能读数; 4.5.3 测量后 测量结束后,应待测量回路电流衰减到零 后方可拆开测量接线,严禁未放电或放电 不完全就断开测量回路,以免感应过电压 损坏变
8、压器或测量仪器,因为变压器中的 感应电压是由下式决定的: 即感应电压与电感L和电流的变化率成正比, 如果电流不为零,突然切断电流相当于d t 等于零,电流的变化率为无穷大,理论上 感应电压也是无穷大。 td id Lu 6.泄漏电流试验泄漏电流试验 6.1试验目的试验目的 直流泄漏试验的电压一般那比兆欧表电压高, 并可任意调节,因而它比兆欧表发现缺陷的 有效性高,能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、 夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂绝缘油 劣化、绝缘的沿面炭化等。 6.2试验周期及使用仪器 1)交接时 2)大修后 3)1-3年 4)必要时 使用仪器 直流发生器 微安表 6.3 测量方法及接线测量方法及
9、接线 1) 按试验要求接好试验线路,仪器外壳应 良好接地; 3) 试验电压符合下表的规定; 4) 施加试验电压达到1min后,读取泄漏电 流值。测量绕组对外壳的泄漏电流时,可 直接读取高压侧微安表的示值; 下表为油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 绕组额定电压 (kV) 61035 66- 220 500 直流试验电压 (kV) 10204060 注:分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。 6.4标准 图6-1微安表接在高压侧试验原理接线 PV1低压电压表;PV2高压静电电压表 R保护电阻;TR自耦调压器;PA微安表;TT试验变 压器;U2高压试验变压器二次输出电压 6.5微安表接法比较
10、 这种接线的特点是微安表处于高压端,不受 高压对地杂散电流的影响,测量的泄漏电流 较准确。但微安表及从微安表至被试品的引 线应加屏蔽。由于微安表处于高压,故给读 数及切换量程带来不便。 图6-2微安表接在低压侧,泄漏电流试验原理接 线 (a)被试品对地绝缘 (b)被试品直接接地 微安表接在低压侧 微安表接在低压侧的接线图如图6-2所示。这种接线 微安表处在低电位,具有读数安全、切换量程方便 的优点。 当被试品的接地端能与地分开时,宜采用图6-2(a) 的接线。若不能分开,则采用6-2(b)的接线,由 于这种接线的高压引线对地的杂散电流I将流经微安 表,从而使测量结果偏大,其误差随周围环境、气
11、候和试验变压器的绝缘状况而异。所以,一般情况 下,应尽可能采用图6-2(a)的接线。 6.6 注意事项 试验前应将套管外表面擦拭干净,防止外 部脏污影响测量的准确性; 升压速度应平缓均匀,在升压过程注意微 安表的示值,发现异常情况应停止试验, 查明原因; 读取数据后,降下试验电压,切断电源开 关,用专用放电棒对试品进行充分的放电。 能分相试的被试品应分相试验,非试验相应 短路接地 泄漏电流过大,应先检查试验回路各设备状 况和屏蔽是否良好,在排除外因之后,才能 对被试品作出正确的结论。 泄漏电流过小,应检查接线是否正确,微安 表保护部分有无分流与断线。 高压连接导线对地泄漏电流的影响 高压连接导
12、线对地泄漏电流的影响 由于与被试品连接的导线通常暴露在空气中(不 加屏蔽时),被试品的加压端也暴露在外,所以周 围空气有可能发生游离,产生对地的泄漏电流,尤 其在海拔高、空气稀薄的地方更容易发生游离,这 种对地泄漏电流将影响测量的准确度。用增加导线 直径、减少尖端或加防晕罩、缩短导线、增加对地 距离等措施,可减少对测量结果的影响。 空气湿度对表面泄漏电流的影响 当空气湿度大时,表面泄漏电流远大于体积泄漏 电流,被试品表面脏污易于吸潮使表面泄漏电流增 加,所以必须擦净表面,并应用屏蔽电极。 测量线圈和接地部位 测量低压绕组介损接线图(反接线) 7.3接线 油纸电容型套管主要由电容芯子、瓷套、油枕
13、、联接 套筒,接线端子等构成。电容式变压器套管的主绝缘 为电容芯子,套管的电容芯子是由以高质量的变压器 油浸渍的电缆纸(对500kV及以上的套管为超高压电缆 纸)和铝箔均压极板包绕在导电管外组成的多层同心 圆柱形电容器作电极。电容芯子的外部有瓷套作为外 绝缘和变压器油的容器及供安装用的联接套筒等构成, 瓷套和芯子之间充有优质的变压器油。 套管电容芯子的最外屏为末屏,须经接地小套管安装 法兰一起接地。 8.套管 8.1绝缘电阻测量绝缘电阻测量 目的:目的: 检查套管是否存在受潮现象。检查套管是否存在受潮现象。 8.2试验周期 1)交接时 2)大修(包括主设备大修)后 3)投运前 4)1-3年 5
14、)必要时 )主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数 值: 110KV以下5000M 110KV及以上10000M 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M 用2500V摇表 8.3主绝缘及电容型套管末屏对地的主绝缘及电容型套管末屏对地的tg与电容与电容 量量 测量目的 检查套管是否存在受潮现象。 测量接线 1) 采用正接法测量导电杆对末屏的tan,测量接 线见下图,试验电压为10kV 2)与套管连接的绕组以及其它绕组应短接,防 止电感影响测量结果 3)套管外表以及末屏小套管应擦拭干净 1)主绝缘20时的tg(%)值不应大于下表中数值: 电压等级KV 35110220 交接 时 充油型2.51.0
15、1.0 油纸电容型0.70.70.5 胶纸电容型1.51.01.0 大修 后 充油型3.01.51.5 油纸电容型1.01.00.8 胶纸电容型2.01.51.0 运行 中 充油型3.51.51.5 油纸电容型1.01.00.8 胶纸电容型3.01.51.0 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末 屏对地的tg;加压2KV,其值不大于2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超 过5%时应查明原因 1)油纸电容型套管的tg一般不进行温度换 算,当tg与出厂值或上一次测试值比较有明 显增长或接近左表数值时,应综合分析tg与 温度、电压的关系,若tg随温度升高明显增
16、 大,或试验电压由10KV升到Um/3,tg增 量超过0.3%时不应继续运行 2)测量变压器套管tg时,与被试套管相连 的所有绕组端子连在一起加压,其余绕组端 子均接地,末屏接电桥,正接线测量 3)存放1年以上的套管应做额定电压下的tg。 变压器套管介质损耗测量:按套管试验技术要求套 管树直立起后24小时后,才能进行套管介损测量。 套管介质损耗测量遇到问题相对比较多,尤其是夏 季湿度比较大时,经常出现介质损耗超过国家标准 的现象,主要原因是套管表面潮湿或表面有灰尘影 响,一般套管表面经过清洁和用电热吹风吹干后, 试验结果都能合格。 套管介质损耗测量还应注意,加压接线、末屏接线、 接地线都必须可
17、靠连接,如果接触不良都会出现介 损偏大现象。 对tan在不同温度下的测量值如果进行换算,应慎 用GB6451-1999国标中的换算公式,实践证明此公 式差异比较大。 l、双极开关;2、熔断器;3、绿色指示灯;4、常闭分闸按钮;5、常 开合间按钮; 6、电磁对关;7、过流继电器;8、红色指示灯;9、调压器;10、低 压侧电压表; 11、电流表;12、高压试验变压器;13、毫安表;14、放电管;15、 测量用电压互感器;16、电压表;17、过压继电器;R1一保护电阻; CX一被试品 在变压器注油后进行试验时,需要静置一定时间。通常500kV变压器 静置时间大于72h,220kV变压器静置时间大于4
18、8h,110kV变压器静置时间 大于24h.。 交流耐压试验标准 T1 C2 C12 X x a T2 C1 A Ic R 错误接线一:双绕组均不短接 Ic T1 R A X T2 a x 错误接线二:双绕组均仅短接 图5-3 变压器交流耐压试验的正确接线方式 T1-试验变压器;T2-被试变压器 x a T2 X A R1 T1 10. 感应耐压试验 感应耐压试验的目的是: 1)考核全绝缘变压器的纵绝缘(绕组层间、匝间 及段间); 2)检查分级绝缘变压器主绝缘和纵绝缘(主绝缘 是指绕组对地、相间及不同电压等级的绕组间的绝 缘。) 感应耐压试验可分为短时感应耐压试验(ACSD)和长 时感应耐压试
19、验(ACLD),在考核方式上可分为逐相 施加电压的试验方法和采用三相对称加压的试验方 法。我国现行交接试验标准规定采用长时感应耐压 试验,推荐采用逐相施加电压的试验方法,在进行 长时感应耐压试验时,要求同时测量局部放电量。 如果感应耐压试验中对中性点绝缘的考核没有达到 规定的电压值,应在感应耐压前对中性点进行外施 电压的耐压试验。 典型的试验接线如图所示。为了防止铁心磁路饱和, 试验频率应为额定频率的两倍以上。 3)变比试验周期及标准)变比试验周期及标准 12.铁芯和夹件绝缘电阻测量铁芯和夹件绝缘电阻测量 铁心和夹件的接地方式 变压器在运行中,线芯及其夹件等金属部件,均处在强电场 之中,由于静
20、电感应而在钱芯及金属部件上产生悬浮电位, 可能在某些地方引起放电,是不允许的,为此铁芯及其夹件 都必须正确,可靠的接地。如果有两点或多点接地,在接地 点之间便形成了闭合回路,当变压器运行时,其主磁通穿过 此闭合回路时,就会产生环流,将会造成铁芯的局部过热, 甚至烧毁某个金属部件及其绝缘。所以变压器不能多点接地。 铁芯由硅钢片组成,为减小涡流,片间有一定的绝缘电阻 (一般仅几欧姆至几十欧姆),由于片间电容极大,在交变电 场中可视为通路,因而铁芯中只需一点接地即可将整叠的铁 芯叠片电位箝制在地电位。 铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 周期 110KV及以上变压器、电抗器; 交接时 大修后 更换绕组后
21、 1-3年 必要时 与以前试验结果相比无明显差别使用2500V兆欧表 运行中的检查方法运行中的检查方法 1)气相色谱法 当存在铁心多点接地故障时,气相色谱分析结果将反 映存在7001000的过热性故障,由于分接开 关或引线接触不良、硅钢片局部短路也会产生局部 过热的故障,应在退出运行后检查铁心的绝缘电阻 进行确认。 2)接地电流检查法 用钳表检查铁心和夹件接地线的接地电流,一般不 应超过0.1A。 穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏 蔽等的绝缘电阻 周期 1)交接时 2)大修后 3)必要时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 M;其 它变压器一般不低于10 M 用2500V兆
22、欧表; 连接片不能拆开者可不测量 铁芯接地临时应急处理。 运行中发现变压器铁芯多点接地故障后,为保证 设备的安全,均需停电进行吊罩检查和处理。但 对于系统暂不允许停役检查的,可采用在外引铁 芯接地回路上串接电阻的临时应急措施,以限制 铁芯接地回路的环流,防止故障的进一步恶化。 。在串接电阻前,分别对铁芯接地回路的环流和 开路电压进行了测量,为使环流限制在100mA以 下,串接电阻 。但应注意所串电阻不宜太大,以保持铁芯基本 处于接地电位;也不宜过小,以能将环流限制在 0.1A以下。同时还需注意所串电阻的热容量,以 防烧坏电阻造成铁芯开路。 吊罩检查。 吊开钟罩,对变压器铁芯可能接地的部位进行重
23、 点检查,是目前国内用得较为普遍的处理方法。 为了减少变压器器身在空气中的暴露时间,使检 查工作有的放矢,一般在解开铁芯与夹件等连接 片后,进行如下检查试验: a.测量空心螺杆对铁芯的绝缘; b.检查各间隙、槽部有无螺帽、硅钢片废料等金 属物; c.对铁芯底部看不到的地方用铁丝进行清理; d.对各间隙进行油冲洗或氮气冲吹清理。 对于杂物引起的接地故障,一般进行上述检查后, 均能发现故障点,并消除接地故障。 电容放电冲击排除法。 对于那些由铁芯毛刺、铁锈和焊渣的积聚引起的接 地故障,吊罩直接检查处理往往无法取得明显效果, 因要消除故障需要烧掉毛刺,这时,可用电容放电 冲击法,其方法是:备一50F
24、左右的电容,用输 出电压大约为600-1000V的直流电压发生器对电容 充电,等电容器完全充电后,利用电容器对变压器 故障点放电,此时变压器四周要有专人颁布在各个 可疑点处,仔细倾听异常响声和是否有异物冒烟。 当电容器对铁芯接地引线放电时,若有听到响声, 并发现青烟逸出,这就证明该处为变压器铁芯多点 接地故障处。如此反复进行几次,再用1000V兆欧 表测量铁芯绝缘电阻,当放电后测得的绝缘电阻值 明显合格时,即证明该变压器的多点接地故障已处 理好。采用上述方法处理铁芯多点接地,应当注意 加电压的仪表、设备及人身的安全。 13.3试验接线 不使用CT空载接线图 P=UABIAUCBIC 14.短路
25、试验 14.1 试验目的 测量短路损耗和短路阻抗是否符合技术要 求,以便确定变压器并列运行;计算变压器 效率、热稳定、动稳定;计算变压器二次侧 电压的电压变动率及确定变压器温升等。检 查变压器的设计和制造质量是否存在缺陷。 通过短路试验可发现以下缺陷: 1.变压器各结构件(屏蔽、压环和电容环、轭铁梁 板等)或油箱箱壁中由于漏磁通所致的附加损耗过 大和局部过热 2.油箱箱盖或套管法兰等附件损耗过大并发热 3带负载调压变压器的电抗绕组匝间短路 4.大型电力变压器低压绕组中并联导线间短路或换 位错误,这些缺陷均使附加损耗显著增大。 短路损耗包括电流在绕组上产生的损耗和漏磁通引 起的各种附加损耗(在交
26、变磁场作用下的绕组中的 涡流损失和漏磁通穿过绕组压板、铁芯夹件、油箱 等结构件所形成的涡流损耗)。 对容量6300KVA及以下的电力变压器,附加损耗所 占比例较小;对容量为8000KVA及以上电力变压器 及电炉、整流、自耦变压器等,附加损耗所占比重 较大(常大于参考温度下电阻损耗的一半,有时甚 至等于大于电阻损耗),因此应按不同情况进行计 算。 将变压器一侧绕组(通常是低压侧)短路, 而从另一侧(分接头在额定电压位置上)加 入额定频率的交流电压,使变压器绕组内的 电流为额定值,测量所加电压和功率,成为 变压器的短路试验。 将测得的有功功率换算至额定温度下的数值, 称为变压器的短路损耗。所加电压
27、Uk称为阻 抗电压,通常以占加压绕组额定电压的百分 数表示;UK%=UK/Un *100% 35KV及以上变压器 更换绕组后 试验电源可用三相或单相,试验电流可用额定电流 或较低电流值(如果制造厂提供了较低电流下的值, 可在相同电流下进行比较。 与出厂值相差在5%范围内。 35KV及以下变压器 交接时;更换绕组后;10KV油浸变压器和接地变压 器大修后可选做。 与出厂或大修后试验相比应无明显变化。 试验电源可用三相或单相,试验电流可用额定电流 或较低电流值(如果制造厂提供了较低电流下的值, 可在相同电流下进行比较。 如已进行监造,交接时可不进行此项。 14.2试验周期及标准 1.电源频率应为5
28、0HZ(偏差不超过5%)。调节电 压,使绕组中的电流等于额定值,受条件所限时允 许电流可小些,但一般不应低于In/4。在现场有时 不得不在更低电流下做试验,这时测得的结果误差 较大。 2.短路试验数据与温度有关,试验前应准确测量绕 组直流电阻并求出平均温度。短路损耗与直流电阻 有关,因此绕组的短路线必须尽可能短,截面应不 小于被短路绕组出线的截面。连接处绕接触良好。 试验结果应换算至参考温度,如无相应规定,可分 别换算到75(A 、B 、E级绝缘)或115 (C 14.3试验方法及接线 由上式可知,试验电源的容量一般为变压器容 量的5%-20%。为减小试验电源的容量,允许 在降低试验电流下进行
29、短路试验。同时所测 得的试验电流I和对应损耗PK可换算到额定 电流In下的短路损耗PK PK= PK*(In/I)2 I下的阻抗电压UK可换算到额定电流In下的阻 抗电压UK UK= UK*( In/ I) 14.4试验数据的归算 当试验电流IK不是额定值时,应归算至额定 电流下的数值,即 Pk= Pk(In/ IK)2 Pk归算到额定电流时的损耗 Pk 测得的损耗 In加压绕组的额定电流 然后再将短路损耗到参考温度下的数值。按变压器 容量的大小,区分下述两种计算方法。 (1)容量为6300KVA及以下的电力变压器,附加 损耗占的比重较小(常不超过绕组电阻损耗的 10%),故可依下式计算 PK
30、75=KPK K=(+75)/(+) PK75换算至参考温度的短路损耗(75时记为PK75, 即换算至75) PK温度下的短路损耗 K铜或铝的电阻温度系数,铜导线为235,铝导 线为225. , (2)对容量为8000KVA及以上电力变压器及电炉、整流、自 耦变压器等,附加损耗所占比重较大.在温度升高时,绕组导 线电阻损耗I2R与电阻温度系数K成正比。当附加损耗Pa小 于参考温度下的电阻损耗的一半时。可看成与K成反比,故 绕组导线电阻损耗和附加损耗应分别换算。由于短路损耗为 绕组导线损耗和附加损耗值之和,写成Pk= I2R+ Pa 则75时的损耗为PK75= K I2R + Pa/ K- 将P
31、a= Pk- I2R 代入,得 PK75= Pk+ I2R ( K-1)/K 高低压绕组电子损耗的计算 对于单相变压器和三相变压器分 别为 单相 I2R=I12R1+I22R2 三相 I2R=(I12R1+I22R2)1.5 I1、I2_高低压绕组的额定电流 R1 、R2高低压绕组的直流电阻,取三相平均值,系指在 引出线端测得的相间电阻,即线电阻。 阻抗电压的换算 将阻抗电压换算至额定电流下的数值。由于阻抗电压包括有 功分量Ur%和无功分量Ux%。前者与温度有关,随温度增加 而增加,后者与温度无关。当Ur%0.15 Uk%时,阻抗电压 可不进行校正。当Ur%0.15 Uk%时,应按照下式进行换算 Uk75%= (Ur2%K2+Ux2%) Ur%=PR/10Sn Ux%= ( Uk2%-Ur2%) Ur%温度为时测得的短路电压有功分量 Ux%阻抗电压的无功分量 Uk温度为时测得的阻抗电压百分数。 Pk温度为及额定电流时的短路损耗(w) Sn变压器的额定容量(kvA) 可得实际采用公式: Uk75%= Uk2%+ (Pk/10Sn)2(K2-1) 、 15.3测量方法及波形 16.绕组变形试验多由电
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