10千伏高压工程交接验收(标准).doc

10千伏高压工程交接验收 1、 电力变压器2.1.1变压器和电抗器基础的轨道应水平，基础无变形，表面无剥落开裂及下沉现象，场地无油迹整洁。2.2.1本体a)密封法兰连接处应清洁无油迹，橡胶密封垫的压缩量适度。b)变压器和电抗器的外壳无锈蚀，表面光洁，无灰垢，瓷套清洁，无污迹、破损或放电痕迹。c)变压器和电抗器各侧引线接头接触良好，无过热变色现象，引线长度适当。2.2.2有载调压装置a) 传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定可靠。连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象，传动机构应采取润滑措施，无明显锈蚀现象。b)位置指示器应动作正常，指示正确。c)切换开关连续切换次数小于规定值，油箱密封良好。2.2.3冷却装置a)冷却装置的散热器，强油循环风冷却器应无渗油现象。b)风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；转动时转向正确无振动、过热；叶片无扭曲变形或与风筒碰擦等现象；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线。c)潜油泵转向应正确，转动时无异常噪声、振动和过热现象，轴承部位无异常高温，且密封良好，无渗油或进气现象；油泵的转速不大于1000r/min。2.2.7气体继电器a)气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。b)气体继电器应为防震型并经校验合格，已加装防雨罩并置定牢固。3 断路器和隔离开关3.1断路器a)断路器基础无变形剥落、无油迹、场地整洁。b)混凝土基础及构支架达到断路器运行的强度和刚度，设备支架焊接质量符合要求。 c)断路器使用的紧固件，除地脚螺栓外应采用镀锌制品；户外用的紧固件应采用热镀锌制品。 D)断路器闭锁装置齐全逻辑正确、操作可靠、符合规程规定。 i)断路器的电缆安装符合规范、排列有序，电缆保护管固定可靠、规范、电缆标号清晰、齐全、无积灰、封堵严密。 3.1.1.4六氟化硫断路器的要求a)断路器的固定应牢固可靠，支架或底架与基础的垫片不宜超过3片，其总厚度不应大于10mm，各片间应焊接牢固。B)密度继电器的报警、闭锁定值应符合厂家说明书的规定值；电气回路传动正确。C)六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应符合规定。3.2隔离开关3.2.1设备基础和外观a)隔离开关基础无变形剥落、无油迹、场地整洁；闸刀底座外观无机械损伤，固定牢固。b)混凝土基础及构支架达到隔离开关运行的强度和刚度，设备支架焊接质量符合要求。 c)隔离开关使用的紧固件，除地脚螺栓外应采用镀锌制品；户外用的紧固件应采用热镀锌制品。 d)隔离开关转动部分应动作灵活，无卡阻。 e)隔离开关接线端子及载流部分应清洁，且接触良好，触头镀银层无脱落。 f)绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损、焊接残留斑点等缺陷，瓷铁粘合应牢固。 g)隔离开关的底座转动部分应灵活，并应涂以适合当地气候的润滑脂，隔离开关的金属底座及机构的接地应可靠，使用接地导线的截面积，必须满足安全规程的要求。h)操动机构的零部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分应涂以适合当地气候的润滑脂。3.2.2隔离开关操动机构的要求a)户内手力式操动机构的手柄和单臂横杆长度应不大于500mm,其转动角度应不大于180，手轮直径和双臂横杆的长度应不大于750毫米。b)户外手力式操动机构的手柄长度（包括横柄长度在内）应不大于1000mm，手柄与接柄连接部分的尺寸和形状应一致，手柄离地面的最高处不得超过1100mm。c)配用手力式操动机构的隔离开关，一般体力的操作人员应能容易地进行分、合闸操作。在柄的端部操作力应不大于200N；对涡轮或齿轮式机构手柄操作圈数应不大于50圈（对以手里操作为失灵后的后备措施时，其操作圈数不作规定）。d)手力式操动机构的终点位置应有坚固的定位和限位装置，且在分、合闸位置时能将操作柄锁住。e)对于动力式操动机构应装设供就地操作用的手力分、合闸装置；在接受操作命令后，应能自行完成正常的合闸或分闸动作；当操动机构处于任何动作位置时，均应能取下或打开操动机构的箱门，以便检查、修理辅助开关和接线端子；在操动机构箱内应装设分、合闸按钮；电控户外动力式操动机构箱内应能装设刀开关和保护熔丝；动力式操动机构中所采用的电动机及仪表，应符合相应标准的规定。f)操动机构上应有能反映隔离开关得分。合闸位置的指示器，指示器上应标明“分”、“合”字样。4 互感器类设备4.1基础和外观4.1.1互感器基础清洁，无变形剥落、无油迹，场地整洁；互感器底座螺栓连接牢固，垂直度误差小于1.5H（H为互感器高度）4.1.2互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤，铭牌及接线图标志清晰可见。4.1.3油浸式互感器油位应正常，密封应良好，结合面和焊缝严密，无渗油和污垢。二次压降应符合DL/T448要求。计量绕组的准确度级满足DL/T448，保护绕组满足继电保护装置要求，二次负荷发生变化时进行校核。4.2.10互感器的引线安装，应保证运行中一次端子承受的机械负载不超过制造厂规定的允许值。5 无功补偿设备5.1基础和外观5.1.1电容器室通风良好，电容器构架应保持水平或垂直位置，固定牢固。5.1.2电容器构架应保持其应有的水平及垂直位置，固定应牢靠，油漆应完整。5.1.3电容器的配置应使其铭牌面向通道一侧，并有顺序编号。5.1.4电容器端子的连接线应符合设计要求，接线应对称一致，整齐美观，母线及分支线应标以相色。5.1.5凡不与地绝缘的每个电容器的外壳及电容器的构架均应接地；凡与地绝缘的电容器的外壳均应接到固定的电位上。6 电抗器和阻波器6.1基础和外观6.1.1电抗器的支柱完整、无裂纹，线圈无变形。6.1.2电抗器线圈外部绝缘漆完好，构架油漆完好，无锈蚀。6.2性能6.2.1测量电抗器的直流电阻，实测值与出厂值的变化规律应一致；三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；电抗器的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。7 架构和母线7.1构架和基础7.1.1钢结构构架的金属部分仅有轻微锈蚀，构件主材无弯曲、断裂现象，构件各部件连接牢固，螺栓齐全。垫铁和地脚螺栓位置正确，底面与基础面紧贴，平稳牢固，地脚螺栓紧固。7.1.2钢筋混凝土构架无腐蚀、无露筋、无空洞、松酥等现象。杆顶铁和型钢横梁螺栓连接牢固，焊接良好。7.1.3母线绝缘子表面无裂纹、击穿、烧伤，铁件完好无裂纹，绝缘子串连接牢固，且绝缘子串泄漏比距满足污秽等级要求。7.1.4母线引下线支柱绝缘子试验合格，无锈蚀、无裂纹、无放电痕迹、安装良好。母线和旁母线有间隔名称标示牌、相位指示牌，相位指示醒目、正确。7.1.5构架拉线调整紧固，受力适度。7.2母线一般要求7.2.1母线表面应光洁平整，不应有裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。螺栓固定的母线搭接面应平整，其镀银层不应有麻面、起皮及未覆盖部分。7.3管母线7.3.1硬母线的连接应采用焊接、贯穿螺栓连接或夹板及夹持螺栓搭接；管形和棒形母线应用专用线夹连接，严禁用内螺纹管接头或锡焊连接。7.3.2母线与母线或母线与电器接线端子的螺栓搭接面应连接紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应符合相关规定。7.3.3母线与螺杆形接线端子连接时，母线的孔径不应大于螺杆形接线端子直径1mm。丝扣的氧化膜必须刷净，螺母接触面必须平整，螺母与母线间应加铜质搪锡平垫圈，并应有锁紧螺母，但不得加弹簧垫。7.4软母线7.4.1软母线不得有扭结、松股、断股、其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；扩径导线不得有明显凹陷和变形。7.4.2采用的金具规格应相符，零件配套齐全；表面应光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷，锌层不应剥落； 330kV及以上电压级用的金具表面必须光洁、无毛刺和凸凹不平之处。8.2避雷器8.2.1基础和外观a)避雷器基础无变形剥落、无油迹、场地整洁。b)避雷器瓷套清洁、无积垢、无放电痕迹、无损伤；瓷套与金属法兰浇注严密牢固。 c)避雷器组装时，其各节位置应符合产品出厂标志的编号、避雷器各连接处的金属接触表面，应除去氧化膜及油漆，并涂一层电力复合脂。d)避雷器的铭牌座应位于易于观察的同一侧，避雷器应安装垂直，其垂直度应小于1.5H（H为避雷器元件高度）。 e)放电计数器应密封良好、动作可靠，并应按产品技术规定连接，安装位置应一致，且易于观察；接地引下线明显可靠，接地线截面积符合反措规定。f)均压环清洁、无损伤变形，均压环与瓷裙间隙四周均匀一致，且固定牢靠。 高压试验验收设备试验项目试验标准主变 绕组直流电阻 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别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% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化 2)吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5绕组的tg1)20时tg不大于下列数值：66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下Un铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定 绕组泄漏电流1)试验电压一般如下：绕组额定电压kV203566330直流试验电压kV20402)与前一次测试结果相比应无明显变化绕组所有分接的电压比1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：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，但不得超过1% 有载调压装置的试验三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符，测量过渡电阻的阻值与出厂值相符主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000M 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M电容型套管主绝缘及电容型套管对地末屏tg与电容量 1)20时的tg(%)值应不大于下表中数值：电压等级kV203566110220500大修后充 油 型3.01.5油纸电容型1.01.00.8充 胶 型3.02.0胶纸电容型2.01.51.0胶 纸 型2.52.0运行中充 油 型3.51.5油纸电容型1.01.00.8充 胶 型3.52.0胶纸电容型3.01.51.0胶 纸 型3.52.02)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tg，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出5%时，应查明原因电流互感器 绕组及末屏的绝缘电阻 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000M tg及电容量 1)主绝缘tg(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：电压等级kV35110220大修后油纸电容型充油型胶纸电容型3.02.51.02.02.00.7运行中油纸电容型充油型胶纸电容型3.53.01.02.52.50.8 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出5%范围时应查明原因 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tg，其值不大于2%电压等级kV361015203566试验电压kV152130384772120 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV电压互感器电磁式绝缘电阻绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化tg(20kV及以上)1) 1)绕组绝缘tg(%)不应大于下表中值：温度51020304035kV及以下大修后1.52.53.05.07.0运行中2.02.53.55.58.035kV以上大修后1.01.52.03.55.0运行中1.52.02.54.05.52)支架绝缘tg一般不大于6% 电容式中间变压器的绝缘电阻绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化中间变压器的tg与初始值相比不应有显著变化极间绝缘电阻 一般不低于5000M电容值 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%+10%范围 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3)一相中任两节实测电容值相差不超过5%tg 10kV下的tg值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002SF6断路器绝缘电阻绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化断路器的速度特性 测量方法和测量结果应符合制造厂规定断路器的时间参量 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸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 导电回路电阻 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定耦合电器容 极间绝缘电阻 一般不低于5000M 电容值 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%+10%范围 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3)一相中任两节实测电容值相差不超过5% tg 10kV下的tg值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002低压端对地绝缘电阻 一般不低于100M 电容器相间和极对壳绝缘电阻 绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化，自行规定 电容值 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%+10%的范围内，且电容值不小于出厂值的96% 2)三相中每两线路端子间测得的电容值的最大值与最小值之比不大于1.06 3)每相用三个套管引出的电容器组，应测量每两个套管之间的电容量，其值与出厂值相差在5%范围内相间和极对壳交流耐压试验 试验电压为出厂试验值的75%金属氧化物避雷器 绝缘电阻 1)35kV以上，不低于2500M 2)35k