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变电站验收规范标准
2017年2月
一次部分
一、 主变压器验收检查项目 :
1. 主变压器交接试验项目:
1) 绝缘油试验或SF6气体试验;
2) 测量绕组连同套管的直流电阻;
3) 检查所有分接头的电压比;
4) 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性;
5) 测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻;
6) 非纯瓷套管的试验;
7) 有载调压切换装置的检查和试验;
8) 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;
9) 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ;
10) 测量绕组连同套管的直流泄漏电流;
11) 变压器绕组变形试验;
12) 绕组连同套管的交流耐压试验;
13) 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验;
14) 额定电压下的冲击合闸试验;
15) 检查相位;
16) 测量噪音。
1. 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、 5、6、7、8、12、14、15款的规定进行;
2. 干式变压器的试验,可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定 进行;
3. 变流、整流变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、1 5款的规定进行;
4. 电炉变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款 的规定进行;
5. 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试 验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目,现场试验按 本标准执行。
7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验,应符合下列规定:
1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定;试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。
2 油中溶解气体的色谱分析,应符合下述规定:电压等级在66kV 及以上的变压器,应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后,各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量,应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值:
总烃:20, H2:10, C2H2:0,
3 油中微量水分的测量,应符合下述规定:变压器油中的微量水分含量,对电压等级为 110kV 的,不应大于 20mg/L;220kV 的,不应大于 15mg/L ;330~500kV 的,不应大于 10mg/L 。
4 油中含气量的测量,应符合下述规定:电压等级为330 ~500kV 的变压器,按照规定时间静置后取样测量油中的含气量,其值不应大于1%(体积分数)。
5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏:SF6气体含水量(20℃的体积分数)一般不大于250μL/L。变压器应无明显泄漏点。
7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻,应符合下列规定:
1 测量应在各分接头的所有位置上进行;
2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%,线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;1600kVA 以上三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的1%;
3 变压器的直流电阻,与同温下产品出厂实测数值比较,相应变化不应大于 2%;不同温度下电阻值按照式7.0.3换算:
(7.0.3)
式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2(℃)时的电阻值(Ω);
T——计算用常数,铜导线取235,铝导线取225。
4 由于变压器结构等原因,差值超过本条第2款时,可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。
7.0.4 检查所有分接头的电压比,与制造厂铭牌数据相比应无明显差别,且应符合电压比的规律;电压等级在 220kV 及以上的电力变压器,其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
注: “无明显差别”可按如下考虑:
1 电压等级在35kV以下,电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%;
2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%;
3 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内,但不得超过±1%。
7.0.5 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性,必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
7.0.6 测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻应符合下列规定:
1 进行器身检查的变压器,应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时,应将连接片断开后进行试验;
2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器,所有安装工作结束后应进行铁心和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量;
3 铁心必须为一点接地;对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时,应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻;
4 采用 2500V 兆欧表测量,持续时间为1min,应无闪络及击穿现象。
7.0.7 非纯瓷套管的试验,应按本标准第16章的规定进行。
7.0.8 有载调压切换装置的检查和试验,应符合下列规定:
1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验,检查切换开关切换触头的全部动作顺序,测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的,不进行该项试验;
2 在变压器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操作不少于 5 个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的 85%及以上。操作无卡涩、连动程序,电气和机械限位正常;
3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量,试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4 条的要求。
4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作,动作应正常。操作过程中,各侧电压应在系统电压允许范围内。
5 绝缘油注入切换开关油箱前,其击穿电压应符合本标准表20.0.1 的规定。
7.0.9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数,应符合下列规定:
1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。
2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时,可按表 7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较;
表 7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注:1表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值。
2 测量温度以上层油温为准。
当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时,其换算系数 A 可用线性插入法确定,也可按下述公式计算:
A=1.5K/10 (7.0.9-1)
校正到 20℃ 时的绝缘电阻值可用下述公式计算:
当实测温度为 20℃ 以上时:
R20=ARt (7.0.9-2)
当实测温度为 20℃ 以下时:
R20=Rt/A (7.0.9-3)
式中 R20——校正到 20℃ 时的绝缘电阻值(MΩ);
Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。
3 变压器电压等级为 35kV 及以上,且容量在 4000kVA 及以上时,应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下应不小于 1.3;当R60s大于3000MΩ时,吸收比可不做考核要求。
4 变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时,宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不小于1.3;当R60s大于10000MΩ时,极化指数可不做考核要求。
7.0.10 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ,应符合下列规定:
1 当变压器电压等级为35kV 及以上且容量在 8000kVA及以上时,应测量介质损耗角正切值 tanδ ;
2 被测绕组的 tanδ 值不应大于产品出厂试验值的130%;
3 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时,可按表 7.0.10 换算到同一温度时的数值进行比较。
表7.0.10介质损耗角正切值tgδ (%)温度换算系数
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
换算系数 A
1.15
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
注:1 表中K为实测温度减去 20℃ 的绝对值;
2 测量温度以上层油温为准;
3 进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时,应进行综合分析判断。
当测量时的温度差不是表中所列数值时,其换算系数A可用线性插入法确定,也可按下述公式计算:
A=1.3K/10 (7.0.10-1)
校正到20℃ 时的介质损耗角正切值可用下述公式计算:
当测量温度在20℃以上时,
tanδ20= tanδt/A (7.0.10-2)
当测量温度在20℃ 以下时:
tanδ20=A tanδ t (7.0.10-3)
式中 tanδ20——校正到 20 ℃ 时的介质损耗角正切值;
tanδt ——在测量温度下的介质损耗角正切值。
7.0.11 测量绕组连同套管的直流泄漏电流,应符合下列规定:
1 当变压器电压等级为35kV 及以上,且容量在 8000kVA 及以上时,应测量直流泄漏电流;
2 试验电压标准应符合表 7.0.11 的规定。当施加试验电压达 1min 时,在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录D的规定。
表7.0.11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)
6~10
20~35
63~330
500
直流试验电压(kV)
10
20
40
60
注:1 绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时,按10kV级标准;18kV时,按20kV级标准;
2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。
7.0.12 变压器绕组变形试验,应符合下列规定:
1 对于35kV及以下电压等级变压器,宜采用低电压短路阻抗法;
2 对于66kV及以上电压等级变压器,宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。
7.0.13 绕组连同套管的交流耐压试验,应符合下列规定:
1 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器,线端试验应按表7.0.13-1进行交流耐压试验;
2 容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器,在有试验设备时,可按表7.0.13-1 试验电压标准,进行线端交流耐压试验;
3 绕组额定电压为110kV及以上的变压器,其中性点应进行交流耐压试验,试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%(见表7.0.13-2)。
表7.0.13-1 电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV
系统
标称电压
设备
最高电压
交流耐压
油浸式电力变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
<1
≤1.1
—
2.5
3
3.6
14
8.5
6
7.2
20
17
10
12
28
24
15
17.5
36
32
20
24
44
43
35
40.5
68
60
66
72.5
112
—
110
126
160
—
220
252
316(288)
—
330
363
408(368)
—
500
550
544(504)
—
注:1上表中,变压器试验电压是根据现行国家标准 《电力变压器 第3部分:绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
4 交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法,也可采用感应电压试验的方法。
试验电压波形尽可能接近正弦,试验电压值为测量电压的峰值除以,试验时应在高压端监测。
外施交流电压试验电压的频率应为45~65HZ,全电压下耐受时间为60s。
感应电压试验时,为防止铁心饱和及励磁电流过大,试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定,当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时,全电压下试验时间为60s;当试验电压频率大于2倍额定频率时,全电压下试验时间为:
(s), 但不少于15s。 (7.0.13)
7.0.14 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量(ACLD):电压等级220kV及以上,在新安装时,必须进行现场局部放电试验。对于电压等级为110kV的变压器,当对绝缘有怀疑时,应进行局部放电试验。
局部放电试验方法及判断方法,均按现行国家标准《电力变压器 第3部分:绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3中的有关规定进行(参见附录C)。
7.0.15 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验,应进行 5 次,每次间隔时间宜为 5min,应无异常现象;冲击合闸宜在变压器高压侧进行;对中性点接地的电力系统,试验时变压器中性点必须接地;发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器,可不进行冲击合闸试验。无电流差动保护的干式变可冲击3次。
7.0.16 检查变压器的相位必须与电网相位一致。
7.0.17 电压等级为500kV的变压器的噪音,应在额定电压及额定频率下测量, 噪音值不应大于80dB(A) ,其测量方法和要求应按现行国家标准《变压器和电抗 器的声级测定》GB/T 7328的规定进行。
2. 验收项目:
1) 变压器本体应清洁、无缺陷、外表整洁、无渗油和油漆脱落现象。
2) 变压器各部的油位应正常,各阀门的开闭位置应正确。套管及绝缘子应清洁、无损、爬距应满足要求。
3) 变压器本体绝缘试验,绝缘油的简化试验、色谱分析和绝缘强度试验均应合格;试验项目齐全,无遗漏项目;检修、电试、油简化、油色谱分析、继电保护、瓦斯继电器等各项试验报告及时并完整。
4) 变压器外壳接地应良好,接地电阻合格,铁芯接地、中性点接地、电容套管接地端接地应良好。钟罩结构的变压器的上、下钟罩之间应有连接片可靠连接。
5) 有载分接开关位置应放置在符合调度规定或常用的档位上,并三相一致;手动及电动操作指示均应正常,并进行1~2次全升降循环试验无异常情况。各档直流电阻测量应合格,相间无明显差异。
6) 保护、测量、信号及控制回路的接线应正确,保护按整定书校验动作试验正确,记录齐全,保护的连接片在投入运行位置,且验收合格。变压器上二次连接电缆走向正确,排布整齐。
7) 呼吸器油封应完好,过气畅通,硅胶不变色。
8) 变压器引线对地及相间距离应合格,连接母排应紧固良好,伸缩节连接应无过紧过松现象,母排上应贴有示温蜡片。
9) 压力释放器安装良好,喷口向外,红点不弹出,动作发信试验正常。
10) 变压器本体的坡度按制造厂要求。若制造厂无要求时,其安装坡度应合格(沿瓦斯继电器方向的坡度应为1~1.5%,变压器油箱到油枕的连接管坡度应为2~4%)。
11) 相位以及接线组别应正确。三线圈变压器的二/三次侧必须与其他电源核相正确。油漆相位标示应正确、明显。
12) 采用挡板式的瓦斯继电器时,其动作信号、流速应进行校验,瓦斯继电器正常时应充满油,箭头所指示油流方向应正确,无渗漏油,并有防护罩。
13) 温度表及测温回路应完整、良好。温度表就地/遥测的指示应正确。
14) 套管油封的放油小阀门和瓦斯继电器的放气小阀门应无堵塞现象,高压套管末屏接地良好。高压套管的升高法兰、冷却器顶部、瓦斯继电器和连接油管的各部位应放气。强迫油循环变压器投运前,应启动全部冷却设备并运行较长时间,将残留空气逸出。如瓦斯继电器上浮子频繁动作发信,则可能有漏气点,应查明原因处理后,方可投运。
15) 变压器上无杂物或遗留物,邻近的临时设施应拆除,临近的临时设施(如短接线)应拆除,永久设施如遮栏、扶梯等应牢固,现场应清扫干净。扶梯上应装有带锁的门盒。
16) 变压器本体保护装置信号模拟正确,保护动作出口准确。
17) 有载调压虑油机工作正常。
18) 主变梯子安装禁锢,有安全警示。
二、 母线验收项目
1、新装母线的验收要求
(1)母线相间及对地部分应有足够的绝缘距离,户外母线的绝缘子爬距应满足污秽等级的要求。
(2)母线导体在长期通过工作电流时,最高温度不得超过70℃。
(3)母线要有足够的机械强度,正常运行时应能承受风、雪、覆冰的作用,人在母线上作业时应能承受一般工具及人体的作用,流过允许的短路电流时应不致损伤和变形。
(4)母线导体接头的接触电阻应尽可能小,并有防氧化、防腐蚀、防震动的措施。
(5) 10m以上的硬母线应加装伸缩接头;软母线的弧垂应在合格范围。
(6)母线安装排列应整齐、美观、相色正确、清楚、便于巡视维护。
三、隔离开关的验收
(1)三相联动的隔离开关,触头接触时不同期值应符合产品的技术规定。当无规定时推荐表4的数据。
三相隔离开关不同期允许值 表4
电压kV
不同期性(mm)
10~35
5
63~110
10
220~330
20
(2) 隔离开关导电部分以0.05mm×l0mm的塞尺检查,对于线接触应塞不进去;对于面接触,其塞入深度:在接触表面宽度为50mm及以下时,不应超过4mm,在接触表面宽度为60mm及以上时,不应超过6mm。
(3)触头间应接触紧密,两侧的接触压力应均匀,且符合产品的技术规定。
(4)触头表面应平整、清洁,并应涂以二硫化钼导电脂;载流部分的软连接不得有折损;连接应牢固,接触应良好;载流部分表面应无严重的凹陷及锈蚀。
(5)设备接线端子应涂以薄层电力复合脂。
(6)隔离开关的闭锁装置应动作灵活、准确可靠;带有接地刀刃的隔离开关,接地刀刃与主触头间的机械或电气闭锁应准确可靠。
(7)辅助开关应安装牢固,并动作准确,接触良好,其安装位置应便于检查;装于室外时应有防雨措施。
(8)验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件;安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单;设计单位的变更图纸和文件等。
四、六氟化硫断路器的验收项目
(1)安装应牢靠,外表清洁完整,动作性能符合产品技术规定。
(2)断路器、隔离开关等与操动机构的联动应正常,无卡阻现象,分合闸指示正确,辅助开关及电气闭锁动作应正常可靠。
(3)电气连接应可靠,接触良好。
(4)支架及接地引线无锈蚀和损伤,接地良好。
(5)密度继电器的报警、闭锁整定值应符合产品规定,电气回路正确。
(6)六氟化硫气体含水量和漏气率应符合规定。
(7)油漆完整,相色标志正确。
(8)验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件;安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单;设计单位的变更图纸和文件等。
五、电力电缆的验收
(1)检查电缆及终端盒有无渗漏泊,绝缘胶是否软化溢出。
(2)检查绝缘子套是否清洁、完整,有无裂纹及闪络痕迹,引线接头是否完好、紧固,过热现象。
(3)电缆的外皮应完整,支撑应牢固。
(4)外皮接地良好。
(5)高压充油电缆终端箱压力指示应无偏差,电缆信号盘无异常信号。
六、真空断路器验收项目
(1)检查真空断路器的真空灭弧室应无异常,真空泡应清晰,屏蔽罩内颜色无变化。具体要求如下:
①真空断路器是利用真空的高介质强度来灭弧。正常时真空度应保证0.0133MPa以上。若低于此真空度,则不能灭弧。
②由于现场测量真空度非常困难,因此一般以工频耐压方法来鉴别真空度的情况,即真空断路器在分闸下,两端耐压通过后,认为真空度合格,反之则不合格。 ③根据内部屏蔽罩的颜色情况,即正常时金属屏蔽罩颜色明亮崭新,漏气后真空度降低,由于氧化原因,其表面呈暗色。
④真空断路器操作分闸时,真空度合格情况下弧光颜色应呈微兰色,若真空度下降后弧光颜色变为橙红色。
七、 电容器组的验收:
1) 电容器组室内应通风良好,无腐蚀性气体及剧烈振动源。
2) 电容器的容量大小应合理布置。
3) 电容器室门向外开,要有消防设施,电容器下部要有黄沙槽。
4) 电容器外壳应清洁,并贴有黄色示温蜡片,应无膨胀、喷油现象。
5) 安装应牢固,支持绝缘子应清洁,无裂纹。
6) 中性CT及放电PT回路应清洁,测试数据符合要求。
7) 电容器成套柜外表应清洁;有网门的电容器组网门应清洁,无锈蚀,开闭正常,并加锁。
8) 电容器室整洁,无杂物。
八 、CT/PT检修验收
(1) 技术资料应齐全。
(2)根据"电气设备交接和预防性试验验收标准"的规定,试验项目无遗漏,试验结果应合格。
(3)充油式互感器的外壳应清洁,油色、油位均应正常,无渗漏油现象。
(4)绝缘子套管应清洁、完好、无裂纹。
(5) 一、二次接线应正确,引线接头连接接触应良好,TA末端接地应良好;TV二次应可靠接地。
(6)外壳接地良好,相色正确、醒目。
九、避雷器检修验收
(1)各类避雷器的交接试验或预防性试验资料应齐全,试验结果合格。
(2)外表部分应无破损、裂纹及放电现象。
(3)引线应牢固,无松股无断股。
(4)放电计数器或泄漏电流测试仪安装正确,计数器指示在零位。
(5)避雷器的泄漏电流测试仪安装位置和角度应便于观察。
(6)引线应适当松弛,不得过紧。
通用部分
序号
验收内容
结论
备注
1.
所有设备的安装、结线方式与施工图相符。
2.
充油(气)设备无渗漏,油位(气压)指示正确,符合运行需要。
3.
绝缘件表面清洁、完整无损伤,支持绝缘子与法兰胶装处无松动。
4.
设备相色清晰、正确。
5.
电气安全距离符合以下要求:户外35kV(相间≥ mm,对地≥ mm,无遮栏裸导体距地面≥ mm) ;户外10kV(相间≥200mm,对地≥200mm,无遮栏裸导体距地面≥2700mm);户内10kV(相间≥125mm,对地≥125mm,无遮栏裸导体距地面≥2400mm);其它数据满足设计要求。
6.
紧固件齐全完整。
7.
静导电部位均匀涂抹电力复合脂。
8.
动导电部位均匀涂抹中性凡士林。
9.
屋外电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2500mm,屋内电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2300mm。
10.
接线端子的接触面应洁净,不得有裂纹、明显伤痕、毛刺、凹凸缺陷和其它影响电接触和机械强度的缺陷。
11.
设备接线端子间或设备接线端子与高压系统的电气连接,建议采用力矩扳手进行紧固。
12.
金属构件加工、配制、螺栓连接、焊接等应符合规定,防腐处理良好、涂(补)面漆均匀,无起层、皱皮现象。
13.
电气交接试验项目齐全、数据准确、全部试验结论合格。设备安装调试记录、交接验收试验记录、产品使用说明及出厂合格证件等资料完整齐全。
14.
有关说明:安装调试记录齐全,制造厂产品说明书,试验记录、产品合格证及安装图纸等技术资料齐全。
一、变压器验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
本体、冷却装置及所有附件无缺陷,不渗油。
2.
胶垫压缩量不超过厚度的1/3,胶圈不超过直径的1/2。
3.
油漆完整,相色标志正确。
4.
变压器顶盖上无遗留杂物。
5.
温度计座内注满变压器油。
6.
呼吸器内硅胶无变色现象。
7.
事故排油设施完好,充氮灭火装置完备。
8.
储油柜、冷却装置、净油器、压力释放装置等油系统上的油门均已打开,且指示正确。
9.
套管顶部结构的接触及密封应良好。
10.
各部放气螺丝处应确无气体存在。运行前应启动全部冷却装置至少4小时,以保证排完残气。
11.
变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,接地引下线及其与主接地网的连接扁钢搭接长度为其宽度的2倍,至少3边焊接。
12.
铁芯接地的引出套管、套管的接地小套管均已接地。
13.
备用电流互感器二次端子应短接并接地。
14.
储油柜和充油套管的油位正常。
15.
分接头的位置符合运行要求;有载调压切换装置的远方操作应动作可靠,指示位置正确。
16.
变压器各侧引线设备线夹压接良好,各种垫圈齐全。
17.
测温装置指示正确,整定值符合要求。
18.
变压器器身顶盖和气体继电器连管应有1-1.5%的升高坡度。
19.
信号温度计温度指示正确,与远方测温表对照,误差小于2度,信号温度计的细金属软管,其弯曲半径不得小于55mm。
20.
变压器的全部电气交接试验齐合格、齐全(其中包括绕组变形,局部放电和抗短路能力试验或计算等),保护装置整定值符合规定;操作及联动试验正确。
21.
有关说明:
二、断路器
1
触头行程、超程符合制造厂规定。
2
分闸时间(额定电压下):≤40ms。
3.
合闸时间:(额定电压下)≤110ms。
4.
相间分闸同期差:≤3ms。
5.
相间合闸同期差:≤4 ms。
6.
分、合闸速度在厂家规定范围内.
三
快速接地开关:
20.
弹簧储能时间不大于10s。
21.
分闸时间:≤0.2s。
22.
合闸时间:≤0.2s。
23.
相间分闸同期差:≤5ms。
24.
相间合闸同期差:≤5ms。
四
隔离开关及检修接地开关:
25.
分闸时间:≤0.5s。
26.
合闸时间:≤0.5s。
27.
相间分闸同期差:≤0.2s。
28.
相间合闸同期差:≤0.2s。
29
检修接地开关合闸时间:3S
30
检修接地开关分闸时间:3S
五
有关说明
三、中性点设备验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
所有部件、附件齐全,无损伤变形。
2.
瓷件无裂纹及破损。
3.
轴承座及各传动转动灵活。销钉不松动,固定螺丝锁紧,开口销全部打开。
4.
转动部分涂润滑脂。接线端子转动灵活,支持绝缘子应在垂直位置
5.
同相两导电刀杆要相互对齐,触头接触对称,上下相差不大于5mm。触头接触紧密良好。
6.
主刀三相同期不大于5mm(35kV及以下),接地刀三相应基本同期。
7.
接地刀在合闸时,导电管在上摆过程中,托板不应从导电管的槽口中滑出。若滑出,应调整平衡弹簧的长度。
8.
油漆完整,相色标志正确,接地良好。回路电阻符合规定值。
9.
有关说明:
四、10kV高压开关柜验收规范
序号
验收内容
一
高压柜的安装:
1.
柜间及柜内设备与各部件间的连接应牢固,高压柜成列安装时,其垂直度,水平偏差以及各部位偏差应符合以下规定:
项目
允许偏差(mm)
垂直度(每米)
<1.5
水平偏差
相邻两柜顶部
<2
成列柜顶部
<5
盘面偏差
相邻两柜边
<1
成列柜面
<5
盘面接缝
<2
2.
高压柜的接地应牢固良好,并应有供检修用的接地装置.
3.
盘柜的漆层应完整,无损伤,固定电器的支架等应刷漆.盘面颜色宜和谐一致.
二
真空断路器小车:
1.
小车操作平稳,接触良好,机构联锁可靠。
2.
安装应垂直,固定应牢靠,外观清洁完整.相间支持瓷件在同一开平面上。
3.
三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上,拐臂角度一致.
4.
导电部分的可挠铜片不应断裂,铜片间无锈蚀,固定螺栓应齐全紧固.
5.
电气连接应可靠,并涂电力复合脂,导电回路接触电阻试验合格.
6.
绝缘和机械特性试验合格.
三
弹簧机构
1.
各零部件齐全,各转动部分应涂润滑脂.
2.
各接触器,辅助开关的动作准确可靠,接点接触良好,无烧损或锈蚀.
3.
合闸弹簧储能后,牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠锁住。
4.
分、合闸闭锁装置动作灵活,复位准确迅速,并应扣合可靠。
5.
机构合闸后,应可靠地保持在合闸位置。
6.
断路器与其操动机构联动正常,无卡阻;分、合闸指示正确
四
接地隔离开关
1.
接线端子及载流部分应清洁,接触良好,并涂电力复合脂。
2.
绝缘件表面清洁,无裂纹、破损等缺陷。
3.
操动机构的零部件应齐全,所有固定连接部件应紧固,转动部分涂润滑脂,操作灵活。
五
有关说明:高压开关柜要严格按照《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》(GB3906)、《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》(DL/T404)和《国家电网公司预防12kV~40.5kV交流高压开关柜事故补充措施》(国家电网生[2010]811号)的有关要求,必须选用通过IAC(内部故障级别)级型式试验的产品;柜内绝缘护套材料必须选用已通过型式试验的合格产品,使用寿命不少于20年;高压断路器柜除仪表室外,断路器室、母线室和电缆室等均应设有泄压通道或压力释放装置。
五 10kV电容器成套装置验收规范
序号
验收内容
结论
备注
一、
并联电容器及放电线圈
1.
电容器组的布置与接线应正确.
2.
三相电容量误差允许值符合规定.
3.
外壳应无凹凸或渗油现象,引出端子连接牢固,垫圈螺母齐全.
4.
电容器外壳及构架的接地应可靠,其外部油漆应完整.其外部油漆应完整.
5.
电容器连接线应为软连接,或采用有伸缩节的铜排(或铝排).
6.
生产厂提供供货电容器局部放电试验抽检报告.
7.
禁止使用油浸非全密封放电圈;严禁将电容器三台放电线圈的一次绕组接成三角形或“V”形接线;
8
放电回路应完整且操作灵活。
9.
禁止使用放电线圈中心点接地的接线方式.
10.
认真校核放电线圈的线圈极性和接线是否正确,确认无误后方可进行投试,试投时不平衡保护不得退出运行.
11.
熔断器熔体的额定电流应符合设计规定。
12.
厂家必须提供外熔断器合格、有效的型式试验报告.
二
投切电容器开关
13.
新装置禁止选用开关序号小于12的真空开关投切电容器组, 所选开关必须型式试验项目齐全,型式试验项目必须包含投切电容器组试验。
14.
真空开关的合闸弹跳应小于2ms。
三
电抗器
15.
支柱应完整、无裂纹,线圈应无变形。
16.
线圈外部的绝缘漆应完好。
17.
支柱绝缘子的接地应良好,并不应成闭合环路。
18.
各部油漆应完整。
19.
电抗器宜放置在电容器组的电源侧.
20.
选用空心电抗器时,一定要电抗器周边结构件的金属件呈开环状.
四
避雷器
21.
避雷器外部应完整无缺损,封口处密封良好。
22
避雷器应安装牢固,其垂直度应符合要求,均压环应完整。
23.
禁止使用四避雷器接线方式(三支星接一支接中性点)
24
禁止将带间隙氧化锌避雷器用电容器的保护.
五
说明
六 10kV自动调谐及接地选线装置验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
消弧线圈
2.
接地变
3.
有载开关
4.
调容柜
5.
阻尼电阻器
6.
控制器
7.
避雷器
8
电压互感器
9.
电流互感器
10.
隔离开关
11.
组合柜
七 10kV矩形母线验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
硬母线转弯处弯曲半径应满足以下要求:平弯弯曲半径不小于2倍母线厚度,立弯弯曲半径不小于1.5倍母线宽度。
2.
母线开始弯曲处绝缘子的母线固定金具不应大于0.25倍的母线两支持点距离;开始弯曲处距母线连接位置不小于50mm;多片母线的弯曲度应一致。
3.
母线搭接长度不小于母线宽度。
4.
螺栓固定搭接时,连接处距支持绝缘子的固定金具边缘不小于50mm。
5.
母线直角扭转时,其扭转的长度应为母线宽度的2.5-5倍。
6.
母线的接触面加工必须平整、无氧化膜。经加工后其截面减少值:铜母线不应超过原截面的3%,铝母线不应超过原截面的5%。
7.
铜与铜搭接:室外、高温且潮湿或对母线有腐蚀性气体的室内,必须搪锡,在干燥的室内可直接连接。
8.
铝与铝直接连接。
9.
铜与铝连接:必须搪锡或镀锌,不得直接连接。
10.
母线平置时,贯穿螺栓应由下至上,其余情况下,应置于维护侧,螺栓长度宜露出螺母2-3扣。
11.
平置时,母线金具的上部压板应与母线保持1-1.5mm的间隙;立置时,上部压板与母线保持1.5-2mm的间隙。
12.
母线固定金具与支柱绝缘子间的固定应平整牢固,不应使其支持的母线受外力。
13.
交流母线的固定金具或其它支持金具不应成闭合回路。
14.
母线固定装置应无棱角或毛刺。
15.
母线伸缩节不得有裂纹、断股或折皱现象;其载面不应小于母线载面的1.2倍。
16.
母线的螺栓连接及支持连接处、母线与电器的连接处以及距所有连接处10mm以内的地方不应涂漆。
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