QCSG1205019-2018電力設備交接驗收規程(中國南方電網有限責任公司企業標準)





  

 

   1

1 范圍 3

2 規范性引用文件 3

3 術語和定義 6

4 總則 8

5交流電力變壓器 10

6電抗器 29

7 電流互感器 41

8電壓互感器 48

9 敞開式斷路器 55

10 敞開式隔離開關 64

11 GIS(含HGIS、GIL) 66

12 高壓開關柜 73

13 電容器 78

14 中性點成套裝置 82

15 避雷器 90

16 絕緣子 91

17 母線 95

18 橡塑絕緣電力電纜 96

19 接地裝置 97

20 站內交直流電源 100

21 補平臺設備 113

22 1kV 及以下電壓等級配電裝置和饋電線路 116

23 1kV 以上架空電力線路 117

24 設施及輔助設備 117

附錄A(資料性附錄)絕緣油 147

附錄B(資料性附錄)SF6氣體 149

附錄C(資料性附錄)海拔高度與外絕緣修正 150

 

 


  

2012年公司頒布了Q/CSG 411002《中國南方電網有限責任公司10kV~500kV輸變電及配電工程質量驗收與評定標準》、2016國家修訂頒布GB 50150-2016《電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準》,上述標準為公司電力工程電氣設備的交接和驗收發揮了重要作用,但是隨著電網建設的飛速發展和區域管理的差異,生產運行單位在進行設備和設施的交接、驗收工作存在諸多問題。為使生產運行單位能更好的對新建及改擴建工程一次交流設備、設施進行交接驗收,同時適應公司精益化管理的需求,公司參考上述標準制定了《電力設備交接驗收規程》,供生產運行單位開展驗收工作時采用。

本標準與Q/CSG 411002相比,本標準主要規定了生產運行單位在驗收時應進行的項目和要求,不包含施工、監理、設計和建設單位進行的驗收內容;本標準主要對新建及改擴建工程的一次設備、設施進行規定,不包含繼電保護、通訊、變電自動化等設備驗收內容。

本標準與GB 50150相比,主要技術變化如下:

——增加了高壓開關柜(見12章);

——增加了中性點成套裝置(見14章);

——增加了站內交直流電源(見20章);

——增加了串補平臺設備(見21;

——增加了設施及輔助設備(見24章)。

本標準由中國南方電網有限責任公司生產技術部提出、歸口并解釋。

本標準主要起草單位:中國南方電網有限責任公司生產技術部、云南電網有限責任公司

本標準主要起草人:陳曦、喇元、程志萬、鄒德旭、周仿榮、陳宇民、王紀渝、馬力、魏忠明、張單、黃軍、馬宏明、劉光祺、錢國超、羅俊平、易永亮、徐應飛、張恭源、楊宏偉、王致、龔博。其中第1-4章節由陳曦、喇元、程志萬、陳宇民、王紀渝主要編寫,第5-8章節由鄒德旭、劉光祺、錢國超主要編寫,第9-12章節由程志萬、馬宏明、張恭源、楊宏偉主要編寫,第13-17章節由馬宏明、劉光祺主要編寫,第18-21章節由周仿榮主要編寫,第22、23章由羅俊平、易永亮、徐應飛、龔博編寫,第24章節由馬力、魏忠明、張單、黃軍、王致主要編寫。

本標準參與起草人:顏冰、彭兆裕、陳旻、王耀龍、何順、項恩新、黃然、丁薇、李艷偉、賀德榮、吳超、陳益、王欣、徐真、劉俊峰、朱榮峰。

本標準主要審查人:姚捷、王昆林、毛鳳春、王宏斌、羅煒、姜益民、周舟、肖寧、伍國興、刑鋒。

本標準2018年5月首次發布,由中國南方電網有限責任公司標準化委員會批準。

本標準在執行過程中的意見或建議反饋至南方電網公司生技部。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

電力設備交接驗收規程

1 范圍

本標準規定了生產運行單位對新建及改擴建500kV及以下電壓等級一次交流設備、設施交接驗收的技術要求,生產運行單位開展的驗收工作應依據本標準執行。

本標準適用于中國南方電網500kV及以下電壓等級新建及改擴建工程一次交流設備、設施現場及交接試驗、驗收,換流站內交流設備可參照本規程要求執行。繼電保護、自動、遠動、通信、測量、高壓直流設備、在線監測裝置等按現行相關標準的規定執行。

2 規范性引用文件

下列文件中的條款通過在本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件,其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內容)或修訂版均不適用于本標準,然而,鼓勵使用本標準的各方探討使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本適用于本標準。

GB    261        閃點的測定賓斯基-馬丁閉口杯法

GB/T  264        石油產品酸值測定法

GB/T 311.1~.6   絕緣配合

GB/T  507        絕緣油 擊穿電壓測定法

GB/T  511        石油和石油產品及添加劑機械雜質測定法

GB/T  1001.1~.2   標稱電壓高于1000V的架空線路絕緣子

GB/T  1094.1.12   電力變壓器

GB   1984         高壓交流斷路器

GB   1985         高壓交流隔離開關和接地開關

GB/T  2314       電力金具通用技術條件

GB/T  4787       高壓交流斷路器用均壓電容器

GB/T  5654       液體絕緣材料相對電容率、介質損耗因數和直流電阻率的測量

GB/T  7252       變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則

GB/T  7354       局部放電測量

GB/T  7595       運行中變壓器油質量

GB/T  7598       運行中變壓器油水溶性酸測定法

GB/T  7600       運行中變壓器油和汽輪機油水分含量測定法(庫侖法)

GB/T  7601       運行中變壓器油、汽輪機油水分測定法(氣相色譜法)

GB   7674        額定電壓72.5kV及以上氣體絕緣金屬封閉開關設備

GB/T  8349       金屬封閉母線

GB/T  8905       六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢測導則

GB/T  11022      高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求

GB    11023      高壓開關設備六氟化硫氣體密封試驗方法

GB/T  11024.1    標稱電壓 1000V 以上交流電力系統用并聯電容器 第 1 部分:總則

GB    11032      交流無間隙金屬氧化物避雷器

GB /T  12022      工業六氟化硫

GB/T  14542      運行變壓器油維護管理導則

GB/T  16927.1~.3  高電壓試驗技術

GB/T  17623      絕緣油中溶解氣體組分含量的氣相色譜測定法

GB/T  20840.1~.8  互感器

GB/T 26218.1~.3  污穢條件下使用的高壓絕緣子的選擇和尺寸確定

GB  50054        低壓配電設計規范

GB  50148        電氣安裝工程、電力變壓器、油浸式電抗器、互感器施工及驗收規范

GB  50149        電氣裝置安裝工程 母線裝置施工及驗收規范

GB  50150        電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準

GB  50169        電氣裝置安裝工程 接地裝置施工及驗收規范

GB  50204        混凝土結構工程施工質量驗收規范

GB  50207        屋面工程質量驗收規范

GB  50209        建筑地面工程施工質量驗收規范

GB  50210        建筑裝飾裝修工程質量驗收規范

GB  50233        110kV~750kV架空輸電線路施工及驗收規范
GB  50242        建筑給水排水及采暖工程施工質量驗收規范

GB  50300        建筑工程施工質量驗收統一標準

GB  50303        建筑電氣工程施工質量驗收規范

GB  50395        視頻安防監控系統工程設計規范

GB  50617        建筑電氣照明裝置施工與驗收規范

DL/T  253        直流接地極接地電阻 地電位分布跨不電壓和分流的測量方法

DL/T  264        油浸式電力變壓器(電抗器)現場密封性試驗導則

DL/T  402        高壓交流斷路器

DL T  417        電力設備局部放電現場測量導則

DL/T  421        電力用油體積電阻率測定法

DL/T  423        絕緣油中含氣量測量方法 真空壓差法

DL/T  429.9       電力系統油質試驗方法  絕緣油介電強度測定法

DL/T  474.1~.5    現場絕緣試驗實施導則

DL/T  475        接地裝置特性參數測量導則

DL/T  486        高壓交流隔離開關和接地開關

DL/T  540        QJ-25 50 80型氣體繼電器檢驗規程

DL/T  555       氣體絕緣金屬封閉開關設備現場耐壓及絕緣試驗導則

DL/T 586      電力設備用戶監造技術導則

DL/T  593       高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求

DL/T  596       電力設備預防性試驗規程

DL/T  618       氣體絕緣金屬封閉開關設備現場交接試驗規程

DL/T 620       交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合

DL/T  627       絕緣子用常溫固化硅橡膠防污閃涂料

DL/T  664       帶電設備紅外診斷應用規范

DL/T  703       絕緣油中含氣量的氣相色譜測定法

DL/T  722       變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則

DL/T  911       電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法

DL/T  1010.4    高壓靜止無功補償裝置 4部分 現場試驗

DL/T  1093      電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則

DL/T  1096      變壓器油中顆粒度限值

DL/T  1220     串聯電容器補償裝置 交接試驗及驗收規范

DL/T  1250      氣體絕緣金屬封閉開關設備帶電超聲局部放電檢測應用導則

DL/T  1300      氣體絕緣金屬封閉開關設備現場沖擊試驗導則

DL/T  1366      電力設備用六氟化硫氣體

DL/T  1378      光纖復合架空地線(OPGW)防雷地導則

DL/T  1630      氣體絕緣金屬封閉開關設備局部放電特高頻檢測技術規范

DL/T  5390      發電廠和變電站照明設計技術規定   

JGJ   126       外墻飾面磚工程施工及驗收規程

JGJ   169       清水混凝土應用技術規程

JJG   1021      電力互感器

國能安全[2014]161防止電力生產事故的二十五項重點要求

Q/CSG 1206007  電力設備檢修試驗規程

Q/CSG 1205011  變電站照明運用技術規范

Q/CSG 1203004.1 南方電網35kV500kV變電站裝備技術導則(變電一次分冊)

Q/CSG 1203004.2 35kV500kV 交流輸電線路裝備技術導則

Q/CSG 1203004.3 20kV及以下電網裝備技術導則

3 術語和定義

下列術語和定義、縮略語適用于本標準。

3.1

交接試驗

電力設備安裝完畢后,為了驗證電力設備的性能達到設計要求和滿足安全運行的需要而做的電氣試驗。

3.2

驗收

電力工程竣工后,運維單位對電力設備、設施交接試驗項目的完整性和準確性、施工質量、施工工藝及相關的技術資料進行檢查的程序。

3.3

資料驗收

    運維單位對電力設備、設施的相關技術資料進行檢查驗收的程序。

3.4

現場檢查

    運維單位在現場對電力設備、設施的外觀、性能和功能進行復核性檢查的程序。

3.5

旁站見證

    運維單位對電力設備關鍵交接試驗項目或電力設施關鍵施工環節進行現場見證及檢查的程序。

3.6

抽檢

運維單位按照規定的抽樣方案,隨機地從進場的材料、構配件、設備或建筑安裝工程檢驗項目中,按檢驗批抽取一定數量的樣本所進行的檢驗。

3.7

常溫

本標準中使用常溫為1040。   

3.8

照度

入射在包含該點的面元上的光通量dΦ除以該面元面積dA所得之商。

3.9

應急照明

因正常照明的電源失效而啟用的照明。應急照明包括疏散照明、安全照明、備用照明

3.10

視頻安防監控系統  

利用視頻探測技術,監測設防區域并實時顯示、記錄現場圖像的電子系統或網絡。

3.11

設施基座

用于固定設備,確保設備穩定并安全的基礎部分。

3.12

保護層

在防水層上鋪設一層塊料、水泥砂漿或細石混凝土達到防護作用或作其他用途的構造層。

3.13

伸縮縫

為避免混凝土塊體因熱脹冷縮而出現混凝土塊體不規則的開裂所設置的縫格。

3.14

符號 Symbol

Un  設備額定電壓

Um  設備最高電壓

U0/U 電纜額定電壓(其中U0為電纜導體與金屬套或金屬屏蔽之間的設計電壓,U為導體與導體之間的設計電壓)

U1mA  避雷器直流lmA下的參考電壓

tanδ 介質損耗因數

RTV 泛指常溫固化硅橡膠防污閃涂料(Room temperature vulcanized silicone rubber anti-pollution coating), RTV 依照 DL/T 627 分為普通 RTV-型和加強 RTV-型。

4 總則

4.1 本標準是電力設備交接試驗和驗收應遵守的基本原則,中國南方電網有限責任公司所轄相關交流設備均應按本標準的要求進行交接和驗收。本標準所規定的各項試驗和驗收要求,是電力設備技術監督工作的基本要求,是電力設備全過程管理工作的重要組成部分。

4.2 本標準所列內容為最基本的要求,本標準中未包含的驗收內容,如有需要,經相關管理部門同意后可在執行本標準的基礎上由驗收單位按照相關標準增設驗收項目,增設的驗收項目經基建、生技等部門會審后,作為在版時補充的內容。

4.3 本標準在使用過程中遇到有關新設備、新材料、新工藝等帶來的質量驗收無法適用的情況,供電單位可依據設計材料和廠家供貨技術資料以及相關技術標準自行執行驗收項目,并向分(子)公司生產技術部報備。

4.4 交接試驗主要用以判斷設備經過運輸、安裝及調試后各項性能是否滿足相關標準要求,在開展交接試驗時,應盡量在設備安裝完畢之后開展,保持與日后開展預防性試驗時的工況相同,便于預防性試驗數據的比對分析。

4.5交接驗收工作主要以消除設備運輸、安裝及調試后存在的隱患和缺陷為重點,防止設備帶病投產為目標,全面掌握設備投運前的各項性能指標。

4.6交接試驗或驗收不合格的設備、設施,不得投入運行。

4.7 交接驗收前,施工單位應組織完成三級檢驗,出具自檢報告,監理單位完成初檢,出具監理報告。

4.8 本標準未包含的電力設備交接驗收項目,可參照廠家說明書(維護檢修手冊)執行。

4.9交接試驗和施工調試過程中,運維單位應安排相應的專業人員對關鍵試驗項目或者施工關鍵環節進行旁站見證。

4.10施工單位應按本規程的要求開展交接試驗。

4.11 檢修試驗用儀器、儀表及工器具的準確級及技術特性應符合國家、行業等要求,并在檢驗合格有效期內;特種設備經專門機構檢驗并在合格有效期內。

4.12交接試驗項目分為停電檢測和帶電檢測兩類。帶電檢測的項目主要是紅外測溫工作,一般在新設備帶電24h之內開展,檢查設備本體、一次接頭、二次回路等位置是否存在發熱缺陷。

4.13 進行電氣絕緣的測量和試驗時,當只有個別項目達不到本標準規定時,則應根據全面的試驗記錄進行綜合判斷。

4.14 110kV 及以上設備經交接試驗后超過 6 個月未投入運行的,35kV及以下設備經交接試驗后超過 12 個月未投入運行的,應重新進行測量絕緣電阻、tanδ、絕緣油的水分和擊穿電壓、絕緣氣體濕度等非破壞性試驗,并經驗收合格后方可投運。其中對于 GIS 完整備用間隔經交接試驗后未超 1 年投入運行,在投運前,若其絕緣氣體組分、濕度等測試結果合格者,可不進行耐壓試驗或采取空充替代常規耐壓。

4.15 進行耐壓試驗時,應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)。同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備,在單獨試驗有困難時,也可以連在一起進行試驗,此時,試驗電壓應采用所連設備中的最低試驗電壓。

4.16  當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時,應根據以下原則確定試驗電壓:

a)當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時,應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓;

b)當采用額定電壓較高的設備作為代用時,應按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓;

c)為滿足高海拔地區的要求而采用較高電壓等級的設備時,應在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。

4.17 在進行與溫度和濕度有關的各種試驗(如測量直流電阻、絕緣電阻、tanδ、泄漏電流等)時,應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。進行絕緣試驗時,被試品溫度不低于+5,戶外試驗應在良好的天氣下進行,且空氣相對濕度一般不高于80%。

4.18 如不拆引線不影響對試驗結果的相對判斷時,宜采用不拆引線試驗的方法進行。

4.19 測量絕緣電阻時,采用兆歐表的電壓等級,設備電壓等級與兆歐表的選用關系應符合表1的規定。用于極化指數測量時,兆歐表短路電流不應低于2mA。

1 設備電壓等級與兆歐表的選用關系

序號

設備電壓等級(V)

兆歐表電壓等級(V)

兆歐表最小量程(MΩ)

1

<100

250

50

2

<500

500

100

3

<3000

1000

2000

4

<10000

2500

10000

5

≥10000

2500或5000

10000

4.20 油浸式變壓器及電抗器的絕緣試驗應在注滿合格油,靜置一定時間內,待氣泡消除后方可進行,靜置時間應按制造廠規定執行,當制造廠無規定時,油浸式變壓器及電抗器電壓等級與注油后靜置時間關系應按表2執行。

2 油浸式變壓器及電抗器電壓等級與注油后靜置時間關系

電壓等級(kV)

110(66)及以下

220

500

靜置時間(h)

24

48

72

4.21 驗收時做好文件、資料的檢查,如資料不齊全,可拒絕此項驗收,直至資料提供齊全。資料應包括:

1)項目相關圖紙、資料,包括施工組織文件(土建、電氣安裝開竣工報告、施工組織設計、設計變更通知);

2)施工質量文件(質量檢查評定、中間驗收記錄、測試材料等);

3)施工安裝文件(現場施工記錄、安裝記錄);

4)設備技術文件(供貨清單、訂貨合同技術部分、技術協調(如有)、開箱檢查記錄、合格證、使用說明書、安裝手冊、接線圖、備品備件資料、出廠試驗報告);

5)交接試驗報告、調試報告。

所有提交的資料均應具有對應的中文資料,資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備后方可完成驗收。

5交流電力變壓器

5.1 油浸式電力變壓器

表3 油浸式電力變壓器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

1

交接試驗

絕緣油試驗

1)絕緣油的試驗類別應符合以下規定:

a)外觀:透明、無雜質或懸浮物;

b)水溶性酸值(pH值):>5.4;

c)酸值,mgKOH/g:≤0.03;

d)閃點(閉口),:≥135;

e)水分,mg/L:500kV:≤10;220kV:≤15;110kV及以下電壓等級:≤20;

f)界面張力(25),mN/m:≥40;

g)tanδ(90),%:入電氣設備前≤0.5,注入電氣設備后≤0.7;

h)擊穿電壓(球形電極),kV:500kV:≥65;110kV~220kV:≥45;35kV及以下電壓等級:≥40;

i)體積電阻率(90),Ω?m:≥6×1010;

j) 油中含氣量(體積分數),%:500kV:≤1.0;

k) 油泥與沉淀物(質量分數),%:≤0.02;

l)顆粒度:500kV交流變壓器投運前(熱油循環后)100mL油中大于5μm的顆粒數≤2000個。

2)變壓器油在注入變壓器前、注入后(熱油循環后)應開展變壓器油全部試驗,耐壓試驗后應進行變壓器油色譜試驗。

3)油中溶解氣體的色譜分析,應符合下列規定:

a)電壓等級在66kV及以上的變壓器,應在注油靜置(66kV、110kV不少于24h,220kV不少于48h,500kV不少于72h)后、耐壓和局部放電試驗24h后、沖擊合閘及額定電壓下運行24h后,各進行一次變壓器油中溶解氣體的色譜分析;

b)試驗應符合DL/T 722《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》的有關規定,各次測得的氫、乙炔、總烴含量,應無明顯差別;

c)新裝變壓器油中溶解氣體含量(μL/L)應小于以下數值:

500kV及以上:總烴:10;H2:10;C2H2:0.1

220kV及以下:總烴:20;H2:30;C2H2:0.1

資料驗收

擊穿電壓電極形狀應嚴格按相應試驗方法的規定執行參考GB/T

507

2

交接試驗

繞組連同套管的直流電阻

1)測量應在各分接的所有位置上進行,完成所有分接檔位測試后,應恢復到運行檔位并復測該檔位;

2)1600kVA及以下三相變壓器, 各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的4%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;1600kVA 以上變壓器,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的1%;

3)變壓器的直流電阻,與同溫下產品出廠實測數值比較,相應變化不應大于2%;不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

4)無勵磁調壓變壓器送電前最后一次測量,應在使用的分接鎖定后進行。

資料驗收

由于變壓器結構等原因,差值超過本條第2款時,可只按本條第3款進行比較,但應說明原因。

3

交接試驗

所有分接的電壓比

1)所有分接的電壓比應符合設計電壓變化規律;

2)與制造廠銘牌數據相比,應符合下列規定:

a)電壓等級在35kV 以下,電壓比小于3 的變壓器電壓比允許偏差不應超過±1%;

b)其他所有變壓器額定分接下電壓比允許偏差不應超過±0.5%;

c)其他分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內,且允許偏差不應超過±1%。

資料驗收


4

交接試驗

三相接線組別和單相變壓器引出線的極性

1)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應符合設計要求;

2)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應與銘牌上的標記和外殼上的符號相符。

資料驗收


5

交接試驗

鐵心及夾件的絕緣電阻

1)進行器身檢查的變壓器,應測量可接觸到的穿心螺栓、軛鐵夾件及綁扎鋼帶對鐵輒、鐵心、油箱及繞組壓環的絕緣電阻。當軛鐵梁及穿心螺栓一端與鐵心連接時,應將連接片斷開后進行試驗;

2)在變壓器所有安裝工作結束后應進行鐵心對地、有外引接地線的夾件對地及鐵心對夾件的絕緣電阻測量;

3)對變壓器上有專用的鐵心接地線引出套管時,應在注油前后測量其對外殼的絕緣電阻;

4)采用2500V 兆歐表測量,持續時間應為1min,應無閃絡及擊穿現象。

資料驗收


6

交接試驗

繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數

1)絕緣電阻值不應低于產品出廠試驗值的70%或不低于10000MΩ (20);

2)當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,油浸式電力變壓器絕緣電阻的溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較。

油浸式電力變壓器絕緣電阻的溫度換算系數

溫度差K51015202530354045505560換算系數A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

b)測量溫度以上層油溫為準。

3)當測量絕緣電阻的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.5K/10         (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

R20 = ARt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

R20 = Rt/A         (3)

式中:R20校正到20時的絕緣電阻值(MΩ);

Rt在測量溫度下的絕緣電阻值(MΩ)。

4)變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在4000kVA 及以上時,應測量吸收比。吸收比與產品出廠值相比應無明顯差別,在常溫下不應小于1.3;當R60大于3000MΩ(20)時,吸收比可不作考核要求;

5)變壓器電壓等級為220kV及以上或容量為120MVA及以上時,宜用5000V 兆歐表測量極化指數。測得值與產品出廠值相比應無明顯差別,在常溫下不應小于1.5;當R60大于10000 MΩ(20)時,極化指數可不作考核要求。

資料驗收


7

交接試驗

繞組連同套管的介質損耗因數tanδ及電容量

1)當變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在10000kVA及以上時,應測量介質損耗因數(tanδ);

2)被測繞組的tanδ值不宜大于產品出廠試驗值的130%。當大于130% 時,可結合其他絕緣試驗(色譜分析、絕緣電阻、局部放電等)結果綜合分析判斷;

3)盡量在油溫低于50時測量,當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,油浸式電力變壓器介質損耗因數溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較。

油浸式電力變壓器介質損耗因數溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

b)測量溫度以上層油溫為準。

4) 當測量tanδ的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.3K/10             (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

tanδ20 = Atanδt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

tanδ20 = tanδt/A         (3)

式中:tanδ20校正到20時的介質損耗因數;

tanδt在測量溫度下的介質損耗因數。

5)變壓器本體電容量與出廠值相比允許偏差應不超過±3%。

資料驗收

1)非被試繞組應短路接地或屏蔽;

2)同一變壓器各繞組tanδ 的要求值相同;

3)測量溫度以上層油溫為準,各次測量時的溫度盡量相近。

8

交接試驗

繞組變形試驗

1)對于35kV及以下電壓等級變壓器,宜采用低電壓短路阻抗法;

2)對于110(66)kV及以上電壓等級變壓器,宜采用低電壓短路阻抗與頻率響應法兩種方法綜合測量。

資料驗收

1600kVA及以下容量可不進行。

9

交接試驗

繞組連同套管的交流耐壓試驗

1)額定電壓在35kV及以下的變壓器,試驗耐受電壓標準為出廠試驗值的80%,應在高壓側監視施加電壓;

2)繞組額定電壓為110kV 及以上的變壓器,其中性點應進行交流耐壓試驗,試驗耐受電壓標準為出廠試驗值的80%;

3)試驗電壓應符合下列規定:

a) 試驗電壓波形應接近正弦,試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以√2;

b)外施交流電壓試驗電壓的頻率不應低于40Hz,全電壓下耐受時間應為60s。

旁站見證

僅對110kV及以上電壓等級的主變壓器進行旁站見證

10

交接試驗

繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量

1)110kV及以上電壓等級和120MVA及以上容量變壓器在新安裝時,應進行現場局部放電試驗;

2)局部放電試驗及判斷方法,應按GB 1094.3《電力變壓器第3 部分:絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空隙間隙》中的有關規定執行;

3) 感應電壓試驗時,試驗電壓的頻率應大于額定頻率。當試驗電壓頻率小于或等于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間為60s;當試驗電壓頻率大于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間應按下式計算:

t = 120 ×(fN/ fS

式中:fN ——額定頻率;

fS——試驗頻率;

t——全電壓下試驗時間,不應少于15s。

4)局部放電試驗測試電壓為1.5Um/√3時,66kV及以上電壓繞組不大于100pC。66kV以下電壓繞組不大于300pC 。強迫油循環變壓器應在油泵全部開啟時(除備用油泵)進行局部放電試驗。

5)局部放電測量前、后本體絕緣油色譜試驗比對結果應合格。

旁站見證


11

交接試驗

空載電流和空載損耗

110kV電壓等級變壓器在交接時應抽樣進行額定電壓空載損耗試驗,要求滿足專用相關專用條款要求。

資料驗收


12

交接試驗

變壓器中性點間隙工頻放電電壓試驗

1)對中性點安裝有棒間隙的變壓器,需對間隙進行工頻放電電壓試驗;

2)相關電壓標準如下:

工頻放電電壓范圍(kV)110kV中性點 60±5%220kV中性點 102±5%

 

資料驗收


13

交接試驗

套管絕緣電阻

1)套管主絕緣電阻值不應低于10000MΩ;

2)末屏絕緣電阻值不宜小于1000MΩ,當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2% 。

資料驗收


14

交接試驗

20kV 及以上非純瓷套管的主絕緣介質損耗因數

(tanδ和電容值

 

 

 

1)在室溫不低于10的條件下,套管的介質損耗角正切值tanδ符合下表的規定;

 

 

 

套管主絕緣介質損耗角正切值tanδ(%)的標準

套管主絕緣類型tanδ(%)最大值油浸紙0.4膠浸紙0.5膠粘紙1.0(35kV及以下電壓等級套管1.5)氣體浸漬膜0.5氣體絕緣電容式0.5澆鑄或模塑樹脂1. 5油脂覆膜0.5膠浸纖維0.5組合由供需雙方商定其他套管由供需雙方商定

2)電容型套管的實測電容量值與產品銘牌數值或出廠試驗值相比,允許偏差應不超過±5% ;

3)當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2%。

資料驗收

1)用正接法測量套管主絕緣tanδ;

2)測量時記錄環境溫度及電抗器頂層油溫;

3)當介損變化量超過30%時,應進行復測,并查明原因;

4)若介損絕對值超過0.5%,且橫比變化大,應查明原因。

15

交接試驗

套管絕緣油試驗

1)套管中的絕緣油應有出廠試驗報告,現場可不進行試驗。當有下列情況之一者,應取油樣進行水分含量和色譜試驗,并將試驗結果與出廠試驗報告比較:

a)套管主絕緣的介質損耗因數tanδ的超過本標準規定值;

b)套管密封損壞,抽壓或測量小套管的絕緣電阻不符合要求;

c)套管由于滲漏等原因需要重新補油時;

2)套管絕緣油的補充或更換時進行的試驗,應符合下列規定:

a)套管絕緣油的外狀、水溶性酸、酸值、閃點、水含量、界面張力、介質損耗因數、擊穿電壓、體積電阻率、油中含氣量、油泥與沉淀物及油中顆粒度限值按變壓器絕緣油試驗標準執行;

b)根據 DL/T 722 《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》新裝套管油中 H2 與烴類氣體含量(μL/L)任一項不宜超過下列數值:

500kV:      總烴:10; H2:50; C2H2:0.1

220kV及以下:總烴:10; H2:150;C2H2:0.1

資料驗收


16

交接試驗

套管中的電流互感器試驗

1)絕緣電阻測試:

a)各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

b)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異;

2)繞組直流電阻測量

a)測量二次繞組直流電阻值;

b)同型號、同規格、同批次直流電阻和平均值差異不大于10%。

3)接線繞組組別和極性符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

4)校核勵磁特性曲線

a)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量; 

b)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

c)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

d)500kV套管式電流互感器,若具有暫態特性要求的繞組,應根據銘牌參數采用交流法(低頻法)或直流法測量其相關參數,并應檢查是否滿足相關要求。

5)誤差及變比測量應滿足產品相應準確度等級的要求。

資料驗收

1)采用2500V兆歐表;

2)誤差試驗應安裝就位后進行。

17

交接試驗

整體密封檢查

整臺變壓器(包括所有充油附件,波紋油枕除外)應能承受在儲油柜油面上施加30kPa靜壓力,持續24h,應無滲漏及損傷。

試驗方法和程序按DL/T 264《油浸式電力變壓器(電抗器)現場密封性試驗導則》規定進行。

旁站見證

試驗時帶冷卻器,不帶

壓力釋放裝置。

18

交接試驗

有載調壓切換裝置的檢查

1)在變壓器無電壓下,有載分接開關的手動操作不應少于2個循環、電動操作不應少于5個循環,其中電動操作時電源電壓應為額定電壓的85% 及以上。操作應無卡澀,連動程序、電氣和機械限位應正常;

2)循環操作后,進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量,試驗結果應符合本標準的規定;

3)在變壓器帶電條件下進行有載調壓開關電動操作,動作應正常。操作過程中,各側電壓應在系統電壓允許范圍內;

4)現場檔位指示與后臺指示一致。

現場檢查/資料驗收


19

交接試驗

有載分接開關絕緣油試驗

1)根據DL/T 722 《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》,投運前有載分接開關絕緣油中H2與烴類氣體含量(μL/L)任一項不宜超過下列數值:

500kV:      總烴:10; H2:10; C2H2:0.1

220kV及以下:總烴:10; H2:30;C2H2:0.1

2)水分(mg/L):投運前≤35;

3)擊穿電壓(kV):110kV 以上:≥45; 110kV 及以下:≥40。

資料驗收


20

交接驗收

有載分接開關在線濾油裝置檢查

1)閥門正確開啟,運轉正常;

2)開啟濾油裝置,運轉20min后,有載瓦斯、頂蓋、濾油裝置等各個排氣孔排氣檢查。

現場檢查


21

交接試驗

檢查變壓器的相位

應與電網相位一致。

資料驗收


22

交接試驗

突發壓力繼電器檢查及其二次回路試驗

1)密封良好,無漏油、漏水現象;

2)絕緣電阻一般不低于1MΩ。

3)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


23

交接試驗

測溫裝置校驗及其二次回路試驗

1)按制造廠的技術要求;

2)溫度計內無潮氣凝露;

3)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符;

4)絕緣電阻一般不低于1 MΩ;

5)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


24

交接試驗

氣體繼器校驗及其二次回路試驗

1)按DL/T 540規定;

2)整定值符合運行規程要求,動作正確;

3)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


25

交接試驗

壓力釋放閥校驗及其二次回路試驗

1)動作值應符合制造廠規定;

2)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

3)壓力釋放閥應加裝防雨罩;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


26

交接試驗

額定電壓下的沖擊合閘試驗

1)在額定電壓下對變壓器的沖擊合閘試驗,應進行5 次,每次間隔時間宜為5min,應無異?,F象;

2)沖擊合閘宜在變壓器高壓側進行,對中性點接地的電力系統試驗時變壓器中性點應接地;

3)發電機變壓器組中間連接無操作斷開點的變壓器,可不進行沖擊合閘試驗。

旁站見證

有差動保護按5次,無差動保護按3次

27

交接驗收

套管頂部密封結構檢查

1)套管頂部密封應采用將軍帽結構,穿纜式套管頂部引線頭與將軍帽的連接應采用并帽加銷子的固定連接方式;

2)套管端部密封螺栓,不能用于安裝均壓環。

現場檢查


28

交接驗收

套管參數檢查

詳見GB/T26218.2-2010(10.3)的規定:

a)兩裙伸出之差(P2-P1)≥20 mm;

b)相鄰裙間高(S)與裙伸出長度(P2)之比應大于0.9;

c)相鄰裙間高(S)≥70 mm;

d)500kV高壓套管干弧距離不小于4.7m;

e)安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

f)廠家資料應包含套管油中尺寸及將軍帽結構圖。

資料驗收


29

交接驗收

低壓套管之間的凈距離檢查

Um為40.5kV時不少于400mm;安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:

a) 海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;

b)海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;

c)海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;

d)海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

資料驗收


30

交接驗收

升高座CT 二次接線盒檢查

1)二次接線盒蓋板封閉嚴密,內部無受潮滲水;

2)二次接線端子牢固無滲漏油。

現場檢查


31

交接驗收

氣體繼電器(瓦斯繼電器)檢查

1)氣體繼電器(瓦斯繼電器)連接管道應有大于3°的傾角,防止氣體繼電器(瓦斯繼電器)窩氣;

2)整定值符合技術要求;

3)氣體繼電器(瓦斯繼電器)應加裝防雨罩;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查


32

交接驗收

力矩檢查

所有變壓器一次引流線接頭開展力矩檢查。

抽檢


33

交接驗收

低壓絕緣包裹檢查

220kV、110kV主變壓器低壓側套管與低壓側母線連接母線橋應全部采用絕緣材料包封(可預留接地線掛點)。。

現場檢查


34

交接驗收

閥門位置檢查

1)各閥門應處于正確的開啟、關閉位置。

2)密封良好,無滲漏。

現場檢查


35

交接驗收

導電連接部位檢查

1)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有過熱變色等異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓,力矩符合GB 5273和廠家指導文件的要求;

2)引線長度應適中,套管接線柱不應承受額外應力;

3)引流線無扭結、松股、斷股或其他缺陷;

4)6.0級以上地震危險區域內的主變壓器,要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

現場檢查


36

交接驗收

接地裝置檢查

鐵心、夾件、外殼接地良好,鐵心、夾件引出套管等位置螺栓等無松動,變色痕跡。

現場檢查


37

交接驗收

外觀檢查

1)檢查本體、冷卻裝置及所有附件無缺陷,且不滲油;

2)檢查套管外觀完好、無裂紋、無破損、無劣化、無臟污、無滲漏;

3)檢查油色正常、油位正常;

4)檢查變壓器上無任何試驗線、工具、雜物及其他無關物品遺留。

現場檢查


38

交接驗收

冷卻裝置檢查

1)冷卻裝置應試運行正常,聯動正確,按定值正常啟動風扇;強迫油循環的變壓器應啟動全部冷卻裝置,循環4h以上,并應排完殘留空氣;

2)油流繼電器指示正確、潛油泵轉向正確,無異常噪聲、振動或過熱現象。油泵密封良好,無滲油或進氣現象;

3)冷卻系統的電源應來自兩路獨立的電源,且能自動切換,有關信號裝置應齊全可靠;

4)強迫油循環結構的潛油泵啟動應逐臺啟用,延時間隔應在30秒以上,以防止氣體繼電器(瓦斯繼電器)誤動。

現場檢查


39

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

40

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)500kV變壓器和240MVA以上容量變壓器,制造廠應提供同類產品突發短路試驗報告或抗短路能力計算報告;

10)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收


5.2 SF6電力變壓器

4 SF6電力變壓器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

SF6 氣體試驗

SF6氣體的試驗類別應符合以下規定:

對SF6氣體絕緣的變壓器應進行SF6氣體含水量檢測、檢漏及氣體組分分析。SF6氣體含水量(20的體積分數)不宜大于250μL/L,變壓器應無明顯泄漏點。

資料驗收


交接試驗

SF6氣體泄漏試驗

采用局部包扎法進行氣體泄漏測量,每個密封部位包扎后歷時5h,測得的SF6氣體含量(體積分數)不大于15μL/L。

資料驗收


交接試驗

SF6氣體成分分析

1)SF6≥99.9%,CF4≤0.01%,Air≤0.03%;

2)SF6氣體的純度測定應在對應氣室充氣24h后進行。

資料驗收


交接試驗

繞組連同套管的直流電阻

1)測量應在各分接的所有位置上進行,完成所有分接檔位測試后,應恢復到運行檔位并復測該檔位;

2)1600kVA及以下三相變壓器, 各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的4%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;1600kVA 以上變壓器,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的1%;

3)變壓器的直流電阻,與同溫下產品出廠實測數值比較,相應變化不應大于2%;不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

4)無勵磁調壓變壓器送電前最后一次測量,應在使用的分接鎖定后進行。

資料驗收

由于變壓器結構等原因,差值超過本條第2款時,可只按本條第3款進行比較,但應說明原因。

交接試驗

所有分接的電壓比

1)所有分接的電壓比應符合設計電壓變化規律;

2)與制造廠銘牌數據相比,應符合下列規定:

a)電壓等級在35kV 以下,電壓比小于3 的變壓器電壓比允許偏差不應超過±1%;

b)其他所有變壓器額定分接下電壓比允許偏差不應超過±0.5%;

c)其他分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內,且允許偏差不應超過±1%。

資料驗收


交接試驗

三相接線組別和單相變壓器引出線的極性

1)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應符合設計要求;

2)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應與銘牌上的標記和外殼上的符號相符。

資料驗收


交接試驗

鐵心及夾件的絕緣電阻

1)進行器身檢查的變壓器,應測量可接觸到的穿心螺栓、軛鐵夾件及綁扎鋼帶對鐵輒、鐵心、體及繞組壓環的絕緣電阻。當軛鐵梁及穿心螺栓一端與鐵心連接時,應將連接片斷開后進行試驗;

2)在變壓器所有安裝工作結束后應進行鐵心對地、有外引接地線的夾件對地及鐵心對夾件的絕緣電阻測量;

3)對變壓器上有專用的鐵心接地線引出套管時,應在充氣前后測量其對外殼的絕緣電阻;

4)采用2500V 兆歐表測量,持續時間應為1min,應無閃絡及擊穿現象。

資料驗收


交接試驗

繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數

1)絕緣電阻值不應低于產品出廠試驗值的70%或不低于10000MΩ (20);

2)當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,變壓器絕緣電阻的溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較。

變壓器絕緣電阻的溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

3)當測量絕緣電阻的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.5K/10         (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

R20 = ARt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

R20 = Rt/A         (3)

式中:R20校正到20時的絕緣電阻值(MΩ);

Rt在測量溫度下的絕緣電阻值(MΩ)。

4)變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在4000kVA 及以上時,應測量吸收比。吸收比與產品出廠值相比應無明顯差別,在常溫下不應小于1.3;當R60大于3000MΩ(20)時,吸收比可不作考核要求;

5)變壓器電壓等級為220kV及以上或容量為120MVA及以上時,宜用5000V 兆歐表測量極化指數。測得值與產品出廠值相比應無明顯差別,在常溫下不應小于1.5;當R60大于10000 MΩ(20)時,極化指數可不作考核要求。

資料驗收


交接試驗

繞組連同套管的介質損耗因數tanδ及電容量

1)當變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在10000kVA及以上時,應測量介質損耗因數(tanδ);

2)被測繞組的tanδ值不宜大于產品出廠試驗值的130%。當大于130% 時,可結合其他絕緣試驗(氣體組分、絕緣電阻、局部放電等)結果綜合分析判斷;

電力變壓器介質損耗因數溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: 表中K為實測溫度減去20的絕對值;

3) 當測量tanδ的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.3K/10             (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

tanδ20 = Atanδt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

tanδ20 = tanδt/A         (3)

式中:tanδ20校正到20時的介質損耗因數;

tanδt在測量溫度下的介質損耗因數。

4)變壓器本體電容量與出廠值相比允許偏差應不超過±3%。

資料驗收

1)非被試繞組應短路接地或屏蔽;

2)同一變壓器各繞組tanδ 的要求值相同。

10 

交接試驗

繞組變形試驗

1)對于35kV及以下電壓等級變壓器,宜采用低電壓短路阻抗法;

2)對于110(66)kV及以上電壓等級變壓器,宜采用低電壓短路阻抗與頻率響應法兩種方法綜合測量。

資料驗收

1600kVA及以下容量可不進行。

11 

交接試驗

繞組連同套管的交流耐壓試驗

1)額定電壓在35kV及以下的變壓器,試驗耐受電壓標準為出廠試驗值的80%,應在高壓側監視施加電壓;

2)繞組額定電壓為110kV 及以上的變壓器,其中性點應進行交流耐壓試驗,試驗耐受電壓標準為出廠試驗值的80%;

3)試驗電壓應符合下列規定:

a) 試驗電壓波形應接近正弦,試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以√2;

b)外施交流電壓試驗電壓的頻率不應低于40Hz,全電壓下耐受時間應為60s。

旁站見證


12 

交接試驗

繞組連同套管的長時感應電壓試驗帶局部放電測量

1)110kV及以上電壓等級和120MVA及以上容量變壓器在新安裝時,應進行現場局部放電試驗;

2)局部放電試驗及判斷方法,應按GB 1094.3《電力變壓器第3 部分:絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空隙間隙》中的有關規定執行;

3) 感應電壓試驗時,試驗電壓的頻率應大于額定頻率。當試驗電壓頻率小于或等于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間為60s;當試驗電壓頻率大于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間應按下式計算:

t = 120 ×(fN/ fS

式中:fN ——額定頻率;

fS——試驗頻率;

t——全電壓下試驗時間,不應少于15s。

4)局部放電試驗測試電壓為1.5Um/時,66kV及以上電壓繞組不大于100pC。66kV以下電壓繞組不大于300pC 。強迫油循環變壓器應在油泵全部開啟時(除備用油泵)進行局部放電試驗。

旁站見證


13 

交接試驗

空載電流和空載損耗

110kV電壓等級變壓器在交接時應抽樣進行額定電壓空載損耗試驗,要求滿足專用相關專用條款要求。

資料驗收


14 

交接試驗

變壓器中性點間隙工頻放電電壓試驗

1)對中性點安裝有棒間隙的變壓器,需對間隙進行工頻放電電壓試驗;

2)相關電壓標準如下:

工頻放電電壓范圍(kV)110kV中性點60±5%220kV中性點102±5%

 

資料驗收


15 

交接試驗

套管絕緣電阻

1)套管主絕緣電阻值不應低于10000MΩ;

2)末屏絕緣電阻值不宜小于1000MΩ,當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2% 。

資料驗收


16 

交接試驗

20kV 及以上非純瓷套管的主絕緣介質損耗因數

tanδ和電容值

1)在室溫不低于10的條件下,套管的介質損耗角正切值tanδ符合下表的規定;

套管主絕緣介質損耗角正切值tanδ(%)的標準:

 

套管主絕緣類型tanδ(%)最大值膠浸紙0.4膠粘紙0.5氣體浸漬膜0.5氣體絕緣電容式0.5澆鑄或模塑樹脂1. 5膠浸纖維0.5組合由供需雙方商定其他套管由供需雙方商定

2)電容型套管的實測電容量值與產品銘牌數值或出廠試驗值相比,允許偏差應不超過±5% ;

3)當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2%。

資料驗收

1)用正接法測量套管主絕緣tanδ;

2)測量時記錄環境溫度;

3)當介損變化量超過30%時,應進行復測,并查明原因;

4)若介損絕對值超過0.5%,且橫比變化大,應查明原因。

17 

交接試驗

套管中的電流互感器試驗

1)絕緣電阻測試:

a)各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

b)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異;

2)繞組直流電阻測量

a)測量二次繞組直流電阻值;

b)同型號、同規格、同批次直流電阻和平均值差異不大于10%。

3)接線繞組組別和極性符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

4)校核勵磁特性曲線

a)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求。

b)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

c)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

d)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

e)500kV套管式電流互感器,若具有暫態特性要求的繞組,應根據銘牌參數采用交流法(低頻法)或直流法測量其相關參數,并應檢查是否滿足相關要求。

5)誤差及變比測量應滿足產品相應準確度等級的要求。

資料驗收

1)采用2500V兆歐表;

2)誤差試驗應安裝就位后進行。

18 

交接試驗

有載調壓切換裝置的檢查

1)在變壓器無電壓下,有載分接開關的手動操作不應少于2個循環、電動操作不應少于5個循環,其中電動操作時電源電壓應為額定電壓的85% 及以上。操作應無卡澀,連動程序、電氣和機械限位應正常;

2)循環操作后,進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量,試驗結果應符合本標準的規定;

3)在變壓器帶電條件下進行有載調壓開關電動操作,動作應正常。操作過程中,各側電壓應在系統電壓允許范圍內;

4)現場檔位指示與后臺指示一致。

現場檢查


19 

交接試驗

有載分接開關SF6氣體的濕度(20)的體積分數

不大于250μL/L。

現場檢查/資料驗收


20 

交接試驗

檢查變壓器的相位

應與電網相位一致。

現場檢查


21 

交接試驗

測溫裝置校驗及其二次回路試驗

1)按制造廠的技術要求;

2)溫度計內無潮氣凝露;

3)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符;

4)絕緣電阻一般不低于1 MΩ;

5)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


22 

交接試驗

額定電壓下的沖擊合閘試驗

1)在額定電壓下對變壓器的沖擊合閘試驗,應進行5 次,每次間隔時間宜為5min,應無異?,F象;

2)沖擊合閘宜在變壓器高壓側進行,對中性點接地的電力系統試驗時變壓器中性點應接地;

3)發電機變壓器組中間連接無操作斷開點的變壓器,可不進行沖擊合閘試驗。

旁站見證

有差動保護按5次,無差動保護按3次

23 

交接驗收

SF6壓力值及密度繼電器檢查

1)氣體壓力指示正常,與溫度校正曲線相符。

2)氣體壓力指示與實際壓力一致。

3)氣體壓力指示應隨溫度變化同步動作。

4)氣體壓力計外觀良好,無潮氣凝露,500V或1000V絕緣電阻表測量絕緣電阻應在1MΩ以上測量或符合廠家要求。

5)檢查后臺信號正確。

現場檢查


24 

交接驗收

套管頂部密封結構檢查

1)套管頂部密封應采用將軍帽結構,穿纜式套管頂部引線頭與將軍帽的連接應采用并帽加銷子的固定連接方式;

2)套管端部密封螺栓,不能用于安裝均壓環。

現場檢查


25 

交接驗收

套管參數檢查

詳見GB/T26218.2-2010(10.3)的規定:

a)兩裙伸出之差(P2-P1)≥20 mm;

b)相鄰裙間高(S)與裙伸出長度(P2)之比應大于0.9;

c)相鄰裙間高(S)≥70 mm;

d)500kV高壓套管干弧距離不小于4.7m;

e)安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

f)廠家資料應包含套管尺寸及將軍帽結構圖。

資料驗收


26 

交接驗收

低壓套管之間的凈距離檢查

Um為40.5kV時不少于400mm;安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:

a) 海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;

b)海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;

c)海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;

d)海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

資料驗收


27 

交接驗收

升高座CT 二次接線盒檢查

二次接線盒蓋板封閉嚴密,內部無受潮滲水。

現場檢查


28 

交接驗收

力矩檢查

所有變壓器一次引流線接頭開展力矩檢查。

抽檢


29 

交接驗收

低壓絕緣包裹檢查

220kV、110kV主變壓器低壓側套管與低壓側母線連接母線橋應全部采用絕緣材料包封(可預留接地線掛點)

現場檢查


30 

交接驗收

閥門位置檢查

1)各閥門應處于正確的開啟、關閉位置。

2)密封良好,無滲漏。

現場檢查


31 

交接驗收

套管引線檢查

1)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有過熱變色等異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓,力矩符合GB 5273和廠家指導文件的要求;

2)引線長度應適中,套管接線柱不應承受額外應力;

3)引流線無扭結、松股、斷股或其他缺陷;

4)6.0級以上地震危險區域內的主變壓器,要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

現場檢查


32 

交接驗收

接地檢查

鐵心、夾件、外殼接地良好,鐵心、夾件引出套管等位置螺栓等無松動,變色痕跡。

現場檢查


33 

交接驗收

外觀檢查

1)檢查本體、冷卻裝置及所有附件無缺陷;

2)檢查套管外觀完好、無裂紋、無破損、無劣化、無臟污、無滲漏;

3)檢查變壓器上無任何試驗線、工具、雜物及其他無關物品遺留。

現場檢查


34 

交接驗收

冷卻裝置檢查

冷卻系統的電源應來自兩路獨立的電源,且能自動切換,有關信號裝置應齊全可靠。

現場檢查


35 

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

36 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)500kV變壓器和240MVA以上容量變壓器,制造廠應提供同類產品突發短路試驗報告或抗短路能力計算報告;

10)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收



5.3 干式電力變壓器

表5 干式電力變壓器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

繞組連同套管的直流電阻

1)測量應在各分接的所有位置上進行,完成所有分接檔位測試后,應恢復到運行檔位并復測該檔位;

2)1600kVA及以下三相變壓器, 各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的4%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;1600kVA 以上變壓器,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%;無中性點引出的繞組,各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的1%;

3)變壓器的直流電阻,與同溫下產品出廠實測數值比較,相應變化不應大于2%;不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

4)無勵磁調壓變壓器送電前最后一次測量,應在使用的分接鎖定后進行。

資料驗收

由于變壓器結構等原因,差值超過本條第2款時,可只按本條第3款進行比較,但應說明原因。

交接試驗

所有分接的電壓比

1)所有分接的電壓比應符合設計電壓變化規律;

2)與制造廠銘牌數據相比,應符合下列規定:

a)電壓等級在35kV 以下,電壓比小于3 的變壓器電壓比允許偏差不應超過±1%;

b)其他所有變壓器額定分接下電壓比允許偏差不應超過±0.5%;

c)其他分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內,且允許偏差不應超過±1%。

資料驗收


交接試驗

三相接線組別和單相變壓器引出線的極性

1)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應符合設計要求;

2)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應與銘牌上的標記和外殼上的符號相符。

資料驗收


交接試驗

鐵心及夾件的絕緣電阻

1)進行器身檢查的變壓器,應測量可接觸到的穿心螺栓、軛鐵夾件及綁扎鋼帶對鐵輒、鐵心、體及繞組壓環的絕緣電阻。當軛鐵梁及穿心螺栓一端與鐵心連接時,應將連接片斷開后進行試驗;

2)在變壓器所有安裝工作結束后應進行鐵心對地、有外引接地線的夾件對地及鐵心對夾件的絕緣電阻測量;

3)對變壓器上有專用的鐵心接地線引出套管時,應在充氣前后測量其對外殼的絕緣電阻;

4)采用2500V 兆歐表測量,持續時間應為1min,應無閃絡及擊穿現象。

資料驗收


交接試驗

繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數

1)絕緣電阻值不應低于產品出廠試驗值的70%或不低于10000MΩ (20);

2)當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,變壓器絕緣電阻的溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較。

變壓器絕緣電阻的溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

3)當測量絕緣電阻的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.5K/10         (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

R20 = ARt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

R20 = Rt/A       (3)

式中:R20校正到20時的絕緣電阻值(MΩ);

Rt在測量溫度下的絕緣電阻值(MΩ)。

4)變壓器電壓等級為35kV及以上且容量在4000kVA 及以上時,應測量吸收比。吸收比與產品出廠值相比應無明顯差別,在常溫下不應小于1.3;當R60大于3000MΩ(20)時,吸收比可不作考核要求;

資料驗收


交接試驗

繞組連同套管的交流耐壓試驗

1)額定電壓在35kV及以下的變壓器,試驗耐受電壓標準為出廠試驗值的80%,應在高壓側監視施加電壓,并應符合下列規定:

a) 試驗電壓波形應接近正弦,試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以√2;

b)外施交流電壓試驗電壓的頻率不應低于40Hz,全電壓下耐受時間應為60s。

資料驗收 

對于35kV站用變應旁站見證

交接試驗

套管絕緣電阻

1)套管主絕緣電阻值不應低于10000MΩ;

2)末屏絕緣電阻值不宜小于1000MΩ,當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2% 。

資料驗收


交接試驗

20kV 及以上非純瓷套管的主絕緣介質損耗因數

(tanδ和電容值

1)在室溫不低于10的條件下,套管的介質損耗角正切值tanδ符合下表的規定;

套管主絕緣介質損耗角正切值tanδ(%)的標準

套管主絕緣類型tanδ(%)最大值膠浸紙0.4膠粘紙0.5氣體浸漬膜0.5氣體絕緣電容式0.5澆鑄或模塑樹脂1. 5膠浸纖維0.5組合由供需雙方商定其他套管由供需雙方商定

2)電容型套管的實測電容量值與產品銘牌數值或出廠試驗值相比,允許偏差應不超過±5% ;

3)當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2%。

資料驗收

1)用正接法測量套管主絕緣tanδ;

2)測量時記錄環境溫度;

3)當介損變化量超過30%時,應進行復測,并查明原因;

4)若介損絕對值超過0.5%,且橫比變化大,應查明原因。

交接試驗

套管中的電流互感器試驗

1)絕緣電阻測試:

a)各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

b)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異;

2)繞組直流電阻測量

a)測量二次繞組直流電阻值;

b)同型號、同規格、同批次直流電阻和平均值差異不大于10%。

3)接線繞組組別和極性符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

4)校核勵磁特性曲線

a)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求。

b)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

c)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

d)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

e)500kV套管式電流互感器,若具有暫態特性要求的繞組,應根據銘牌參數采用交流法(低頻法)或直流法測量其相關參數,并應檢查是否滿足相關要求。

5)誤差及變比測量應滿足產品相應準確度等級的要求。

資料驗收

1)采用2500V兆歐表;

2)誤差試驗應安裝就位后進行。

10 

交接試驗

有載調壓切換裝置的檢查

1)在變壓器無電壓下,有載分接開關的手動操作不應少于2個循環、電動操作不應少于5個循環,其中電動操作時電源電壓應為額定電壓的85% 及以上。操作應無卡澀,連動程序、電氣和機械限位應正常;

2)循環操作后,進行繞組連同套管在所有分接下直流電阻和電壓比測量,試驗結果應符合本標準的規定;

3)在變壓器帶電條件下進行有載調壓開關電動操作,動作應正常。操作過程中,各側電壓應在系統電壓允許范圍內;

4)現場檔位指示與后臺指示一致。

現場檢查/資料驗收


11 

交接試驗

檢查變壓器的相位

應與電網相位一致。

資料驗收


12 

交接試驗

測溫裝置校驗及其二次回路試驗

1)按制造廠的技術要求;

2)溫度計內無潮氣凝露;

3)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符;

4)絕緣電阻一般不低于1 MΩ;

5)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


13 

交接試驗

額定電壓下的沖擊合閘試驗

1)在額定電壓下對變壓器的沖擊合閘試驗,應進行5 次,每次間隔時間宜為5min,應無異?,F象;

2)沖擊合閘宜在變壓器高壓側進行,對中性點接地的電力系統試驗時變壓器中性點應接地;

3)發電機變壓器組中間連接無操作斷開點的變壓器,可不進行沖擊合閘試驗。

旁站見證

有差動保護按5次,無差動保護按3次

14 

交接驗收

套管參數檢查

詳見GB/T26218.2-2010(10.3)的規定:

a)兩裙伸出之差(P2-P1)≥20 mm;

b)相鄰裙間高(S)與裙伸出長度(P2)之比應大于0.9;

c)相鄰裙間高(S)≥70 mm;

d)安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

資料驗收


15 

交接驗收

力矩檢查

所有變壓器一次引流線接頭開展力矩檢查。

抽檢


16 

交接驗收

套管引線檢查

1)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有過熱變色等異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓,力矩符合GB 5273和廠家指導文件的要求;

2)引線長度應適中,套管接線柱不應承受額外應力;

3)引流線無扭結、松股、斷股或其他缺陷;

現場檢查


17 

交接驗收

接地裝置檢查

鐵心、夾件、外殼接地良好,鐵心、夾件引出套管等位置螺栓等無松動,變色痕跡。

現場檢查


18 

交接驗收

外觀檢查

1)檢查本體、冷卻裝置及所有附件無缺陷;

2)檢查套管外觀完好、無裂紋、無破損、無劣化、無臟污、無滲漏;

3)檢查變壓器上無任何試驗線、工具、雜物及其他無關物品遺留。

現場檢查


19 

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

20 

交接驗收

消防設施檢查

消防設施應經過消防部門驗收合格。

現場檢查/資料驗收


21 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)干式站用變壓器絕緣水平應與變電站絕緣水平要求一致。

10)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收


6電抗器

6.1 500kV電抗器

表6 500kV電抗器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

1

交接試驗

絕緣油試驗

1)絕緣油的試驗類別應符合以下規定:

a)外觀:透明、無雜質或懸浮物;

b)水溶性酸值(pH值):>5.4;

c)酸值,mgKOH/g:≤0.03;

d)閃點(閉口),:≥135;

e)水分,mg/L:≤10;

f)界面張力(25),mN/m: ≥40;

g)tanδ(90),%:注入電氣設備前≤0.5,注入電氣設備后≤0.7;

h)擊穿電壓(球形電極),kV:≥65;

i)體積電阻率(90),Ω?m:≥6×1010;

j)油中含氣量(體積分數),%:≤1.0;

k)油泥與沉淀物(質量分數),%:≤0.02;

l)顆粒度:投運前(熱油循環后)100mL油中大于5μm的顆粒數≤2000個。

2)電抗器油在注入電抗器前、注入后(熱油循環后)應開展電抗器油全部試驗,耐壓試驗后應進行電抗器油色譜試驗。

3)油中溶解氣體的色譜分析,應符合下列規定:

a)靜置時間不少于72h,靜置后、耐壓試驗24h后、沖擊合閘及額定電壓下運行24h后,各進行一次電抗器油中溶解氣體的色譜分析;

b)試驗應符合DL/T 722《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》的有關規定。各次測得的氫、乙炔、總烴含量,應無明顯差別;

c)新裝電抗器油中溶解氣體含量(μL/L)應小于以下數值:

總烴:10;H2:10;C2H2:0.1

資料驗收


2

交接試驗

繞組連同套管的直流電阻試驗

1)三相電抗器所有繞組(含抽能高抗的二次繞組)直流電阻值相互間差值不應大于三相平均值的2%;

2)與同溫下產品出廠實測數值比較,相應變化不應大于2%;不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

      T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

資料驗收

1)抽能高抗二次繞組若采用電纜引出方式,可不進行直流電阻測試;

2)由于電抗器結構等原因,差值超過本條第1款時,可折算至與出廠值同一溫度下,并按本條第2款進行比較,但應說明原因。

3

交接試驗

檢查單相電抗器引出線極性

1)單相電抗器引出線的極性應符合設計要求;

2)單相電抗器引出線的極性應與銘牌上的標記和外殼上的符號相符;

3)Y或接線方式的抽能繞組均應進行極性檢測。

資料驗收


4

交接試驗

繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數試驗

1) 絕緣電阻值不應低于產品出廠試驗值的70% 或不低于10000 MΩ(20) ;

2)盡量在油溫低于50時測量,當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,油浸式電抗器絕緣電阻的溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較;

油浸式電抗器絕緣電阻的溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

b)測量溫度以上層油溫為準。

3) 當測量絕緣電阻的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.5K/10       (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

R20 = ARt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

R20 = Rt/A         (3)

式中:R20校正到20時的絕緣電阻值(MΩ);

Rt在測量溫度下的絕緣電阻值(MΩ);

4)絕緣電阻測試值與產品出廠值相比應無明顯差別,吸收比在常溫下不應小于1.3,當R60s大于3000MΩ(20)時,吸收比可不作考核;極化指數不小于1.5,當R60s大于10000 MΩ(20)時,極化指數可不作考核要求。

資料驗收

1)采用2500V或5000V兆歐表,兆歐表容量一般要求輸出電流不小于3mA;

2)測試前被試繞組應充分放電;

3)測試溫度以上層油溫為準,各次測量時的溫度應盡量接近;

4)吸收比和極化指數不進行溫度換算。

5

交接試驗

繞組連同套管的介質損耗角正切tanδ及電容量試驗

1)被測繞組的tanδ值不宜大于產品出廠試驗值的130%。當大于130% 時,可結合其他絕緣試驗(色譜分析、絕緣電阻等)結果綜合分析判斷;

2)盡量在油溫低于 50時測量,當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,油浸式電抗器介質損耗因數溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較;

油浸式電抗器介質損耗因數溫度換算系數

溫度差K5101520253035404550換算系數A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

b)測量溫度以上層油溫為準;

3) 當測量tanδ的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.3K/10          (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

tanδ20 = Atanδt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

tanδ20 = tanδt/A         (3)

式中: tanδ20校正到20時的介質損耗因數;

tanδt在測量溫度下的介質損耗因數;

4)電抗器本體電容量與出廠值相比允許偏差應不超過±3%。

資料驗收

1)非被試繞組應短路接地或屏蔽;

2)測量溫度以上層油溫為準,各次測量時的溫度盡量相近。

6

交接試驗

電容型套管的tanδ和電容值試驗

1)500kV套管20時的tanδ值應不大于0.4%,中性點套管20時的tanδ值應不大于0.7%;

2)當電容型套管末屏對地絕緣電阻小于 1000MΩ時,應測量末屏對地tanδ,其值不大于2%;

3)電容型套管的實測電容值與銘牌值或出廠值比較差別不應超出±5%。

資料驗收

1)用正接法測量套管主絕緣tanδ;

2)測量時記錄環境溫度及電抗器頂層油溫;

3)當介損變化量超過30%時,應進行復測,并查明原因;

4)若介損絕對值超過0.5%,且橫比變化大,應查明原因。

7

交接試驗

測量套管絕緣電阻

1)套管主絕緣電阻值不應低于10000MΩ;

2)末屏絕緣電阻值不宜小于1000MΩ,當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanδ,不應大于2% 。

資料驗收


8

交接試驗

繞組連同套管的交流耐壓試驗

1)分級絕緣設備,其耐壓試驗電壓按接地端或其末端絕緣的電壓等級進行;

2)耐壓值為出廠試驗電壓值的80% 。

旁站見證

按GB1094.3要求進行外施交流耐壓試驗

9

交接試驗

測量鐵心及夾件的絕緣電阻

1)應測量鐵心對地絕緣電阻、夾件對地絕緣電阻、鐵心對夾

絕緣電阻,與以前測試結果相比無顯著差別;

2)進行器身檢查的點情況器,應測量可接觸到的穿心螺栓、軛鐵夾件及綁扎鋼帶對鐵輒、鐵心、油箱及繞組壓環的絕緣電阻。當軛鐵梁及穿心螺栓一端與鐵心連接時,應將連接片斷開后進行試驗;

3)在電抗器所有安裝工作結束后應進行鐵心對地、有外引接地線的夾件對地及鐵心對夾件的絕緣電阻測量;

4)對電抗器上有專用的鐵心接地線引出套管時,應在注油前后測量其對外殼的絕緣電阻;

5)采用2500V 兆歐表測量,持續時間應為1min,應無閃絡及擊穿現象。

資料驗收


10

交接試驗

升高座電流互感器試驗

1)絕緣電阻測試:

a)各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

b)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異;

2)繞組直流電阻測量

a)測量二次繞組直流電阻值;

b)同型號、同規格、同批次直流電阻和平均值差異不大于10%。

3)接線繞組組別和極性符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

4)校核勵磁特性曲線

a)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求。

b)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

c)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

d)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

e)500kV套管式電流互感器,若具有暫態特性要求的繞組,應根據銘牌參數采用交流法(低頻法)或直流法測量其相關參數,并應檢查是否滿足相關要求。

5)誤差及變比測量

滿足產品相應準確度等級的要求。

6)二次接線盒檢查

1)檢查二次接線盒應密封良好,無進水。

2)檢查二次接線板及接線柱應完整,標志清晰,無裂紋、起皮、放電、發熱痕跡。

資料驗收

1)采用2500V兆歐表;

2)誤差試驗應安裝就位后進行。

11

交接試驗

突發壓力繼電器檢查及其二次回路試驗

1)密封良好,無漏油、漏水現象;

2)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

3)檢查后臺信號正確。

資料驗收/現場檢查


12

交接試驗

溫度

1)溫度計內應無潮氣凝露;

2)必要時進行校驗,檢驗不合格的應及時更換。

資料驗收/現場檢查


13

交接試驗

氣體繼器校驗及其二次回路試驗

1)按制造廠的技術要求;

2)整定值符合運行規程要求,動作正確;

3)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

4)無殘留氣體,無滲漏油;

5)必要時進行校驗,檢驗不合格的應及時更換;

6)繼電器防雨罩應完好無銹蝕,必要時除銹修復;

7)氣體繼電器(瓦斯繼電器)連接管道應有大于3°的傾角,防止氣體繼電器(瓦斯繼電器)窩氣。

資料驗收/現場檢查


14

交接試驗

壓力釋放閥校驗及其二次回路試驗

1)動作值應符合制造廠規定;

2)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

3)壓力釋放閥應加裝防雨罩;

4)檢查后臺信號正確。

資料驗收/現場檢查


15

交接試驗

整體密封檢查

對于新安裝的500kV電壓等級油浸式電抗器,安裝完成后應對電抗器整體開展密封檢查試驗,試驗方法按照DL/T 264 《油浸式電力變壓器(電抗器)現場密封性試驗導則》開展,在油枕頂部施加0.035MPa壓力,試驗持續時間24h無滲漏。

旁站見證

試驗時帶冷卻器,不帶

壓力釋放裝置。

16

交接試驗

額定電壓下的沖擊合閘試驗

在額定電壓下,對變電站及線路的并聯電抗器連同線路的沖擊合閘試驗應進行5次,每次間隔時間應為5min ,應無異?,F象。

旁站見證


17

交接試驗

測量箱殼表面溫度

應測量箱殼表面的溫度,溫升不應大于65°C。

現場檢查

投運24h后進行測量。

18

交接試驗

測量箱殼的振動

在額定工況下測得的箱殼振動振幅雙峰值不應大于100μm 。

檢修

投運24h后進行測量。

19

交接驗收

套管頂部密封結構檢查

1)套管頂部密封應采用將軍帽結構,穿纜式套管頂部引線頭與將軍帽的連接應采用并帽加銷子的固定連接方式;

2)套管端部密封螺栓,不能用于安裝均壓環。

現場檢查


20

交接驗收

高壓套管參數檢查

詳見GB/T26218.2-2010(10.3)的規定:

a)兩裙伸出之差(P2-P1)≥20 mm;

b)相鄰裙間高(S)與裙伸出長度(P2)之比應大于0.9;

c)相鄰裙間高(S)≥70 mm;

d)500kV高壓套管干弧距離不小于4.7m;

e)安裝地高于1000m時,應按安裝地海拔高度進行修正,按下列要求確定:海拔在1000-2000m范圍,設備外絕緣水平按2000m海拔修正,修正系數取1.13;海拔在2000-2500m范圍,設備外絕緣水平按2500m海拔修正,修正系數取1.20;海拔在2500-3000m范圍,設備外絕緣水平按3000m海拔修正,修正系數取1.28;海拔高于3000m,應考慮實際運行地點的環境,符合設計要求。

f)廠家資料應包含套管油中尺寸及將軍帽結構圖。

資料驗收


21

交接驗收

氣體繼電器(瓦斯繼電器)檢查

1)氣體繼電器(瓦斯繼電器)連接管道應有大于3°的傾角,防止氣體繼電器(瓦斯繼電器)窩氣;

2)整定值符合技術要求;

3)氣體繼電器(瓦斯繼電器)應加裝防雨罩。

現場檢查


22

交接驗收

力矩檢查

所有電抗器一次引流線接頭開展力矩檢查。

抽檢


23

交接驗收

油氣檢查

1)儲油柜、套管、呼吸器油杯的油位均應滿足技術要求,是否滿足油位-溫度曲線,過多或過少均應處理;

2)電抗器投入運行前必須多次排出套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部油室等處的殘存氣體。

現場檢查


24

交接驗收

閥門位置檢查

1)各閥門應處于正確的開啟、關閉位置。

2)密封良好,無滲漏。

現場檢查


25

交接驗收

套管引線檢查

1)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓;

2)引線長度應適中,套管接線柱不應承受額外應力;

3)引流線無扭結、松股、斷股或其他缺陷;

4)6.0級以上地震危險區域內的電抗器,要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

現場檢查


26

交接驗收

接地檢查

1)電抗器本體應兩點接地,且鐵心和夾件的接地引出套管接地符合技術文件要求;

2)確認電容型套管末屏已恢復并處于穩定接地狀態;

3)套管電流互感器備用二次端子應短接接地。

現場檢查


27

交接驗收

外觀檢查

1)檢查本體、冷卻裝置及所有附件無缺陷,且不滲油;

2)檢查套管外觀完好、無裂紋、無破損、無劣化、無臟污、無滲漏;

3)檢查油色正常、油位正常;

4)檢查電抗器上無任何試驗線、工具、雜物及其他無關物品遺留。

現場檢查


28

交接驗收

冷卻裝置檢查

冷卻裝置應試運行正常,聯動正確,按定值正常啟動風扇,循環1h無滲漏,水、油系統應分別檢查滲漏。 

現場檢查


29

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查


30

交接驗收

事故排油設施及消防設施檢查

事故排油設施完好,消防設施應經過消防部門驗收合格。

現場檢查/資料驗收


31

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收


6.2 35kV及以下油浸式電抗器

表7 35kV及以下油浸式電抗器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

1

交接試驗

絕緣油試驗

1)絕緣油的試驗類別應符合以下規定:

a)外觀:透明、無雜質或懸浮物;

b)水溶性酸值(pH值):>5.4;

c)酸值,mgKOH/g:≤0.03;

d)閃點(閉口),:≥135;

e)水分,mg/L:≤20;

f)界面張力(25),mN/m: ≥40;

g)tanδ(90),%:注入電氣設備前≤0.5,注入電氣設備后≤0.7;

h) 擊穿電壓(球形電極),kV:≥40;

i)體積電阻率(90),Ω?m:≥6×1010;

j) 油泥與沉淀物(質量分數),%:≤0.02;

2)絕緣油在注入前、注入后(熱油循環后)后應開展絕緣油全部試驗,耐壓后應開展油色譜試驗。

資料驗收


2

交接試驗

繞組連同套管的直流電阻試驗

1)三相電抗器繞組直流電阻值相互間差值不應大于三相平均值的2%;

2)與同溫下產品出廠實測數值比較,相應變化不應大于2%;不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

      T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

資料驗收


3

交接試驗

阻抗測量

與出廠值相差在±5%范圍內。

資料驗收

如受試驗條件限制,可在低電壓下測量。

4

交接試驗

繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比試驗

1)絕緣電阻值不應低于產品出廠試驗值的70% 或不低于10000 MΩ (20) ;

2)盡量在油溫低于50時測量,當測量溫度與產品出廠試驗時的溫度不符合時,油浸式電抗器絕緣電阻的溫度換算系數可按下表換算到同一溫度時的數值進行比較。

油浸式電抗器絕緣電阻的溫度換算系數

溫度差K51015202530354045505560換算系數A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2

: a)表中K為實測溫度減去20的絕對值;

b)測量溫度以上層油溫為準。

3) 當測量絕緣電阻的溫度差不是上表中所列數值時,其換算系數A可用線性插入法確定,也可按下式計算:

A = 1.5K/10       (1)

校正到20 時的絕緣電阻值計算應滿足下列要求:

當實測溫度為20 以上時,可按下式計算:

R20 = ARt          (2)

當實測溫度為20以下時,可按下式計算:

R20 = Rt/A         (3)

式中:R20校正到20時的絕緣電阻值(MΩ);

Rt在測量溫度下的絕緣電阻值(MΩ)。

4)35kV且容量大于8000kvar的電抗器應測量吸收比,吸收比與產品出廠值相比應元明顯差別,在常溫下不應小于1.3; 當R60大于3000MΩ(20)時,吸收比可不作考核要求。

資料驗收

1)采用2500V兆歐表;

2)測試前被試繞組應充分放電;

3)測試溫度以頂層油溫為準,各次測量時的溫度應盡量接近;

4)吸收比和極化指數不進行溫度換算。

5

交接試驗

繞組連同套管的介質損耗角正切tanδ試驗

1)35kV且容量在10000kvar及以上時,進行該項試驗;

2)測試值不大于出廠試驗值的130%,當大于130% 時,可結合其他絕緣試驗(色譜分析、絕緣電阻等)結果綜合分析判斷;

3)測量溫度與出廠試驗溫度不相符時,應按下式換算到同一溫度下進行比較:

 

式中、分別為溫度、時的值;

4)本體電容量與出廠值相比允許偏差應為±3%;

5)試驗電壓10kV。

資料驗收


6

交接試驗

電容型套管的tanδ和電容值試驗

1)20時的tanδ(%)值應不大于下列數值:0.7;

2)當電容型套管末屏對地絕緣電阻小于 1000MΩ時,應測量末屏對地 tanδ,其值不大于2%;

3)電容型套管的實測電容值與銘牌值或出廠值比較差別不應超出±5%。

資料驗收

1)用正接法測量套管主絕緣tanδ;

2)測量時記錄環境溫度及電抗器上層油溫。

7

交接試驗

繞組對鐵心及外殼、相間交流耐壓試驗

繞組對鐵心及外殼、相間交流耐壓試驗:

需開展外施交流電壓試驗,試驗電壓符合GB 50150中附錄表D.0.1條規定(68kV)。

資料驗收


8

交接試驗

測量鐵心及夾件的絕緣電阻

1)應測量鐵心對地絕緣電阻、夾件對地絕緣電阻、鐵心對夾件絕緣電阻;

2)采用2500V 兆歐表測量,持續時間應為1min,應無閃絡及擊穿現象。

資料驗收


9

交接試驗

突發壓力繼電器檢查及其二次回路試驗

1)密封良好,無漏油、漏水現象;

2)必要時進行校驗,檢驗不合格的應及時更換;

3)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


10

交接試驗

溫裝置校驗及其二次回路試驗

1)按制造廠的技術要求;

2)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符;

3)絕緣電阻一般不低于1 MΩ;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


11

交接試驗

氣體繼器校驗及其二次回路試驗

1)按DL/T 540規定;

2)整定值符合運行規程要求,動作正確;

3)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

4)檢查后臺信號正確。

現場檢查/資料驗收


12

交接試驗

壓力釋放閥校驗及其二次回路試驗

1)動作值符合制造廠規定;

2)絕緣電阻一般不低于1MΩ;

3)檢查后臺信號正確。

資料驗收


13

交接試驗

測溫元件熱電阻校驗

誤差校驗應滿足產品相應準確度等級的要求。

資料驗收


14

交接試驗

額定電壓下的沖擊合閘試驗

1)在額定電壓下對電抗器的沖擊合閘試驗,應進行5 次,每次間隔時間宜為5min,應無異?,F象;

2)沖擊合閘宜在電抗器高壓側進行,對中性點接地的電力系統試驗時電抗器中性點應接地。

旁站見證


15

交接驗收

氣體繼電器(瓦斯繼電器)檢查

1)氣體繼電器(瓦斯繼電器)連接管道應有大于3°的傾角,防止氣體繼電器(瓦斯繼電器)窩氣;

2)整定值符合技術要求;

3)氣體繼電器(瓦斯繼電器)應加裝防雨罩。

現場檢查


16

交接驗收

電抗器基礎安裝方式檢查

1)對于輪軌式安裝的電抗器,應加強固定(如在輪子兩側加止滑擋板,盡可能避免其滑動移位傾倒);

2)對平放在預埋鋼板基礎上的電抗器,電抗器底座與基礎的固定措施,符合設計要求。

現場檢查


17

交接驗收

螺栓緊固方式檢查

法蘭螺栓應按對角線位置依次均勻緊固,緊固后的法蘭間隙或緊固力矩值應符合產品技術文件要求。

抽檢


18

交接驗收

力矩檢查

所有電抗器一次引流線接頭開展力矩檢查。

抽檢


19

交接驗收

油氣檢查

1)儲油柜、套管、呼吸器油杯的油位均應滿足技術要求,是否滿足油位-溫度曲線,過多或過少均應處理;

2)電抗器投入運行前必須多次排出套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部油室等處的殘存氣體。

現場檢查


20

交接驗收

閥門檢查

核對本體及附件上的所有閥門位置正確。

現場檢查


21

交接驗收

套管引線檢查

1)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓;

2)引線長度應適中,套管接線柱不應承受額外應力;

3)引流線無扭結、松股、斷股或其他缺陷;

4)6.0級以上地震危險區域內的主變壓器,要求各側套管及中性點套管接線應采用帶緩沖的軟連接或軟導線。

現場檢查


22

交接驗收

接地檢查

1)電抗器本體應兩點接地,且鐵心和夾件的接地引出套管接地符合技術文件要求;

2)確認電容型套管末屏已恢復并處于穩定接地狀態;

3)套管電流互感器備用二次端子應短接接地。

現場檢查


23

交接驗收

外觀檢查

1)檢查本體、冷卻裝置及所有附件無缺陷,且不滲油;

2)檢查套管外觀完好、無裂紋、無破損、無劣化、無臟污、無滲漏;

3)檢查油色正常、油位正常;

4)檢查電抗器上無任何試驗線、工具、雜物及其他無關物品遺留。

現場檢查


24

交接驗收

冷卻裝置檢查

冷卻裝置應試運行正常,聯動正確。

現場檢查


25

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

26

交接驗收

事故排油設施及消防設施檢查

事故排油設施完好,消防設施應經過消防部門驗收合格。

現場檢查/資料驗收


27

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收


6.3 35kV及以下干式電抗器

表8 35kV及以下干式電抗器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

1

交接試驗

直流電阻試驗

1)三相電抗器繞組直流電阻值相互間差值不應大于三相平均值的1%;

2)與同溫下產品出廠值比較相應變化不應大于1%;

不同溫度下直流電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 一溫度在t1) 時的電阻值(Ω) ;

R2 一溫度在t2) 時的電阻值(Ω) ;

T—計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

資料驗收

由于電抗器結構等原因,差值超過本條第1款時,可折算至與出廠值同一溫度下,并按本條第2款進行比較,但應說明原因。

2

交接試驗

阻抗測量

與出廠值相差在±5%范圍內。

資料驗收

1此項目僅針對35kV干式空心電抗器進行;

2)如受試驗條件限制可在低電壓下測量。

3

交接試驗

匝間耐壓試驗

1)試驗持續時間1min,每次放電的初始峰值應不低于如下值:

戶外設備(kV)戶內設備(kV)12896

2)試驗諧振頻率一般在100kHz以下,試驗應包含不低于3000個要求幅值的過電壓;

3)電壓波的典型波前時間,應大大短于標準雷電沖擊試驗的波前時間;

4)圖形法確認繞組絕緣的完好性,降低電壓(不高于20%)的波形與全電壓波之間周期或包絡線衰減速度的一致性較好;

5)降低電壓與全電壓振蕩周期變化率不超過5%;

6)電抗器繞組未出現明顯增大的噪聲、無可見煙霧或火花放電。

資料驗收

1)此項目僅針對35kV干式空心電抗器進行;

2)電抗器受到的過電壓類型與指數衰減的正弦波的操作沖擊相似;

3對于35kV應旁站見證。

4

交接試驗

額定電壓下沖擊合閘試驗

在額定電壓下對電抗器的沖擊合閘試驗,應進行5 次,每次間隔時間宜為5min,應無異?,F象。

旁站見證


5

交接試驗

測量噪音

滿足相關技術要求。

資料驗收

1)投運后,若聲響異常進行測量;

2)測量方法和要求按GB/T 1094.10規定進行

6

交接驗收

紅外測溫

1)用紅外線熱成像儀對在運電抗器進行溫度測量并留取正常運行工況下的溫度分布圖譜,記錄溫度及負荷電流,溫度異常時保存紅外成像圖譜;

2)重點關注線包溫度、調匝環溫度,是否存在局部過熱點。

現場檢查

1此項目僅針對35kV干式空心電抗器投運后24h進行;

2)檢查周圍環境是否存在發熱現象。

7

交接驗收

布置方式檢查

對新建變電站的干式空心電抗器,應采用品字形布置。

現場檢查

1)此項目僅針對35kV干式空心電抗器進行;

2)禁止采用疊裝結構,避免電抗器單相事故發展為相間事故。

8

交接驗收

構件檢查

電抗器周邊結構件(框架或護欄)的金屬件應呈開環狀態,尤其是地下接地體不應呈金屬閉合環路狀態。

現場檢查


9

交接驗收

選用檢查

電抗器的電抗率應根據系統諧波測試情況計算配置,必須避免同諧波發生諧振或諧波過度放大。運行中諧波電流應不超過標準要求。

現場檢查/資料驗收

此項目僅針對35kV干式空心電抗器進行。

10

交接驗收

本體外觀檢查

1)電抗器本體應無銹蝕及機械損傷;

2)包封涂層完整無損傷;

3)匝間撐條排列整齊、無位移松動散落現象。

4)表面涂層應無龜裂、脫落、變色現象,包封表面進行憎水性試驗,無浸潤現象;

5)包封表面無發熱、變色痕跡;

6)銘牌參數齊全、正確,安裝在便于查看的位置上;

7)銘牌材質應為防銹材料,無銹蝕;

8)防雨罩及防雨隔柵應無破損、無松動;

9)風道清潔、無異物堵塞;

10)絕緣子清潔、無破損;

11)接地可靠,無嚴重銹蝕;

12)檢查引線接頭、匯流排、等電位連接片等導電部位無斷股、松焊或連接不良。

現場檢查/抽檢

此項目僅針對35kV干式空心電抗器進行;

11

交接驗收

文件資料

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)電抗器匝間及本體耐熱絕緣等級應為F級,檢查試驗報告;

11)35k投切電容器、電抗器組斷路器,應選用開斷時無重燃(C2級)及適合頻繁操作的SF6斷路器,審閱型式試驗報告。

現場檢查/資料驗收


7 電流互感器

7.1 油浸式電流互感器

表9油浸式電流互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

絕緣油試驗

1)絕緣油試驗類別應符合本標準表的規定:

a)外觀:透明、無雜質或懸浮物;

b)水溶性酸值(pH值):>5.4;

c)酸值,mgKOH/g:≤0.03;

d)閃點(閉口),:≥135;

e)水分,mg/L:500kV:≤10;220kV:≤15;110kV及以下電壓等級:≤20;

f)界面張力(25),mN/m: ≥40;

g)tanδ(90),%:注入電氣設備前≤0.5,注入電氣設備后≤0.7;

h) 擊穿電壓(球形電極),kV:500kV:≥65;110kV~220kV:≥45;35kV及以下電壓等級:≥40;

i)體積電阻率(90),Ω?m:≥6×1010;

j) 油中含氣量(%)(體積分數):500kV:≤1.0;

k) 油泥與沉淀物(%)(質量分數):≤0.02;

2)油中溶解氣體的色譜分析,應符合下列規定:

互感器投運前油中溶解氣體含量(μL/L)應小于以下數值:

500kV 及以上:總烴: 10; H2: 50; C2H2:0.1

220kV 及以下:總烴: 10;H2: 100;C2H2:0.1

3)當絕緣油需要進行混合時,在混合前應按混油的實際使用比例先取混油樣進行分析,其結果應符合GB/T 14542《運行變壓器油維護管理導則》有關規定;混油后還應按本標準規定進行絕緣油的性能試驗。

資料驗收

1)制造廠明確要求不能取油 樣分析時可不 進行;

2)全密封電流互感器按制造廠要求進行;

3)當66kV及以上電壓等級絕緣性能有懷疑時進行。

交接試驗

繞組及末屏的絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼絕緣電阻,各二次繞組及其對外殼,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

2)測量電流互感器一次繞組段間的絕緣電阻,絕緣電阻值不宜低于1000MΩ,由于結構原因無法測量時可不測量;

3)測量電容型電流互感器的末屏及電壓互感器接地端(N)

對外殼(地)的絕緣電阻,絕緣電阻值不宜小于1000MΩ 。當末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量其tanθ時,其值不應大于2%;

4)測量絕緣電阻應使用2500V 兆歐表。

資料驗收


交接試驗

測量20kV及以上電流互感器一次繞組的tanδ

1)互感器的繞組tanδ測量電壓應為10kV,tanδ(%)不應大于下表數據:

tanδ(%)限值(20

電壓等級(kV)20~3566~110220500油浸式電流互感器2.50.80.60.5末屏2

2)當對絕緣性能有懷疑時,可采用高壓法進行試驗,在(0.5~1)/范圍內進行,其中是設備最高電壓(方均根值),tanδ變化量不應大于0.2%,電容變化量不應大于0.5%;

3)對于倒立油浸式電流互感器,二次線圈屏蔽直接接地結構,宜采用反接法測量tanδ與電容量;

4)電容型電流互感器的電容量與出廠試驗值比較超出5%時,應查明原因;

5)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量末屏對地tanδ,其值不大于2%,末屏tanδ測量電壓應為2kV。

資料驗收


交接試驗

交流耐壓試驗

1)應按出廠試驗電壓的80%進行,試驗電壓波形應接近正弦,試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以√2,試驗時應在高壓端監測;

2)電壓等級66kV及以上的油浸式互感器,交流耐壓前后宜各進行一次絕緣油色譜分析;

3)二次繞組間及其對箱體(接地)的工頻耐壓試驗電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代;

4)電壓等級110kV及以上的電流互感器末屏對地的工頻耐受電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代。

旁站見證

110kV及以上電壓等級旁站見證

交接試驗

繞組直流電阻測量

1)分別測量一、二次繞組直流電阻值。

2)同型號、同規格、同批次電流互感器繞組的直流電阻和平均值的差異不宜大于10%,一次繞組有串、并聯接線方式時,對電流互感器的一次繞組的直流電阻測量應在正常運行方式下測量,或同時測量兩種接線方式下的一次繞組的直流電阻,倒立式電流互感器單匝一次繞組的直流電阻之間的差異不宜大于30%。

3)當有懷疑時,應提高施加的測量電流,測量電流(直流值)不宜超過額定電流(方均根值)的50%。

資料驗收


交接試驗

接線繞組組別和極性

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

校核勵磁特性曲線

1)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

2)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭,測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

3)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

4)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比測量

滿足產品相應準確度等級的要求:

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構;

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分可只進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查,檢查互感器變比,應與制造廠銘牌相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接頭的變比。

資料驗收


交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)設備外觀應完整無缺損,瓷絕緣子無破損、無裂紋、法蘭無開裂,瓷鐵粘合應牢固;

2)互感器應無滲漏,油位應符合產品技術文件的要求;

3)對于噴涂RTV涂層的互感器,現場涂覆RTV涂層表面要求均勻完整,不缺損,不流淌,嚴禁出現傘裙間的連絲,無拉絲滴流。

4)具有保護間隙的,保護間隙的距離應符合設計要求;

5)油漆應完整,相色應正確;

6)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓;

7)引線長度應適中,接線柱不應承受額外應力;

8)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。

9)電容型絕緣的電流互感器一次繞組,末屏應可靠接地。

10)一次接線與設計接線相同。

現場檢查/抽檢


10 

交接驗收

安裝檢查

零序電流互感器的安裝,不應使構架或其他導磁體與互感器鐵心直接接觸,或與其構成磁回路分支。

現場檢查

僅零序電流互感器執行此條款

11 

交接驗收

油箱、二次接線盒檢查

1)外表清潔,檢查無銹蝕,漆膜完好,必要時補漆;

2)緊固密封面螺栓;

3)檢查二次接線盒應密封良好,無進水、凝露現象;

4)檢查二次接線板應完整,標志清晰,無裂紋、起皮、放電、發熱痕跡;

5)二次接線柱應清潔,無破損、滲漏,無放電燒傷痕跡;

6)檢查油浸式電流互感器末屏、電壓互感器的N(X)端引出線及互感器二次引線的接地端,應與接地端子可靠連接。

現場檢查


12 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


7.2 干式電流互感器

表10干式電流互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

繞組絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼絕緣電阻,各二次繞組及其對外殼,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

2)末屏絕緣電阻一般不低于1000MΩ;

3)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異,一般不低于出廠值的70%。

資料驗收

采用2500V測量電壓

交接試驗

測量20kV及以上電流互感器一次繞組的tanδ

1)干式電流互感器的繞組tanδ測量電壓應為10kV,tanδ限值(20)不應大于0.5%;

2)當對絕緣性能有懷疑時,可采用高壓法進行試驗,在(0.5~1)/范圍內進行,其中是設備最高電壓(方均根值),tanδ變化量不應大于0.2%,電容變化量不應大于0.5%;

3)電容型電流互感器的電容量與出廠試驗值比較超出5%時,應查明原因;

4)當電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時,應測量末屏對地tanδ,其值不大于2%,末屏tanδ測量電壓應為2kV。

資料驗收

環氧樹脂絕緣結構互感器不做本條試驗。其他類型干式互感器可以參照執行。

交接試驗

交流耐壓試驗

1)應按出廠試驗電壓的80%進行,試驗電壓波形應接近正弦,試驗電壓值應為測量電壓的峰值除以√2,試驗時應在高壓端監測;

2)二次繞組間及其對箱體(接地)的工頻耐壓試驗電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代;

3)電壓等級110kV及以上的電流互感器末屏對地的工頻耐受電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代。

旁站見證

110kV及以上電壓等級旁站見證

交接試驗

繞組直流電阻測量

1)分別測量一、二次繞組直流電阻值;

2)同型號、同規格、同批次電流互感器繞組的直流電阻和平均值的差異不宜大于10%,一次繞組有串、并聯接線方式時,對電流互感器的一次繞組的直流電阻測量應在正常運行方式下測量,或同時測量兩種接線方式下的一次繞組的直流電阻;

3)倒立式電流互感器單匝一次繞組的直流電阻之間的差異不宜大于30%。當有懷疑時,應提高施加的測量電流,測量電流(直流值)不宜超過額定電流(方均根值)的50%。

資料驗收


交接試驗

接線繞組組別和極性

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

校核勵磁特性曲線

1)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

2)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求;

3)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

4)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比測量

滿足產品相應準確度等級的要求。

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構;

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分可只進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查;檢查互感器變比,應與制造廠銘牌相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接頭的變比。

資料驗收


交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)設備外觀應完整無缺損,復合套管無龜裂老化跡象;

2)互感器應無裂痕,是否符合產品技術文件的要求;

3)具有保護間隙的,保護間隙的距離應符合設計要求;

4)油漆應完整,相色應正確;

5)接地應可靠;

6)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有過熱變色等異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓;

7)引線長度應適中,接線柱不應承受額外應力;

8)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷;

9)電容型絕緣的電流互感器一次繞組,末屏應可靠接地。

10)一次接線與設計接線相同。

現場檢查/抽檢


交接驗收

安裝檢查

零序電流互感器的安裝,不應使構架或其他導磁體與互感器鐵心直接接觸,或與其構成磁回路分支。

現場檢查

僅零序電流互感器執行此條款

10 

交接驗收

油箱、二次接線盒檢查

1)外表清潔,檢查無銹蝕,漆膜完好,必要時補漆;

2)緊固密封面螺栓;

3)檢查二次接線盒應密封良好,無進水、凝露現象;

4)檢查二次接線板應完整,標志清晰,無裂紋、起皮、放電、發熱痕跡;

5)二次接線柱應清潔,無破損、滲漏,無放電燒傷痕跡;

6)檢查油浸式電流互感器末屏、電壓互感器的N(X)端引出線及互感器二次引線的接地端,應與接地端子可靠連接。

現場檢查


11 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


7.3 SF6電流互感器

11 SF6式電流互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

繞組絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼絕緣電阻,各二次繞組及其對外殼,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

2)末屏絕緣電阻一般不低于1000MΩ;

3)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異,一般不低于出廠值的70%。

資料驗收

采用2500V測量電壓

交接試驗

繞組直流電阻測量

1)分別測量一、二次繞組直流電阻值;

2)同型號、同規格、同批次電流互感器繞組的直流電阻和平均值的差異不宜大于10%,一次繞組有串、并聯接線方式時,對電流互感器的一次繞組的直流電阻測量應在正常運行方式下測量,或同時測量兩種接線方式下的一次繞組的直流電阻;

3)倒立式電流互感器單匝一次繞組的直流電阻之間的差異不宜大于30%。當有懷疑時,應提高施加的測量電流,測量電流(直流值)不宜超過額定電流(方均根值)的50%。

資料驗收


交接試驗

交流耐壓試驗

1)一次繞組試驗電壓按出廠試驗值的80%;

2)220kV及以上氣體絕緣的電流互感器安裝后應進行現場耐壓試驗。老煉試驗后進行耐壓試驗;

3)二次繞組間及其對箱體(接地)的工頻耐壓試驗電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代;

4)電壓等級110kV及以上的電流互感器末屏對地的工頻耐受電壓應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗替代。

旁站見證

110kV及以上電壓等級旁站見證

交接試驗

SF6氣體試驗

1)氣體濕度檢測(20 體積百分數):≤250μL/L;

2)氣體成分分析:SF6 ≥99.9%;CF4≤0.01%;Air≤0.03%。

資料驗收

在充入電氣設備 24h 后方可進行試驗。

交接試驗

接線繞組組別和極性

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

校核勵磁特性曲線

1)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求。

2)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

3)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭。測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

4)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

5)500kV電壓等級的電流互感器,其具有暫態特性要求的繞組,應根據銘牌參數采用交流法(低頻法)或直流法測量其相關參數,并應核查是否滿足相關要求。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比測量

滿足產品相應準確度等級的要求。

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構;

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分可只進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查;檢查互感器變比,應與制造廠銘牌相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接頭的變比。

資料驗收


驗收

密封性能檢查

SF6氣體絕緣互感器定性檢漏應無泄漏點,懷疑有泄漏點時應進行定量檢漏,年泄漏率應小于1%。

資料驗收


交接試驗

氣體密度繼電器校驗及其二次回路傳動試驗

1)進行誤差校驗,滿足產品相應準確度等級的要求;

2)二次回路信號正確。

資料驗收


10 

交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)設備外觀應完整無缺損;

2)互感器應無滲漏,氣壓和密度是否符合產品技術文件的要求;

3)具有保護間隙的,保護間隙的距離應符合設計要求;

4)油漆應完整,相色應正確;

5)接地應可靠;

6)檢查接線端子連接部位,金具應完好、無變形、銹蝕,若有異常應拆開連接部位檢查處理接觸面,并按標準力矩緊固螺栓;

7)引線長度應適中,接線柱不應承受額外應力;

8)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。

9)一次接線與設計接線相同。

現場檢查/抽檢


11 

交接驗收

安裝檢查

零序電流互感器的安裝,不應使構架或其他導磁體與互感器鐵心直接接觸,或與其構成磁回路分支。

現場檢查

僅零序電流互感器執行此條款

12 

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

13 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


8電壓互感器

8.1 油浸電磁式電壓互感器

12 油浸電磁式電壓互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

繞組絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼絕緣電阻、各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

2)絕緣電阻值不低于出廠值的70%。

資料驗收

采用2500V測量電壓。

交接試驗

測量20kV及以上電壓互感器一次繞組的tanδ

1)tanδ(%)不應大于下表中的數值,且與歷年數據比較,不應有顯著變化;

 

 

電壓等級(kV)20~35kV110kV及以上溫度(℃)510203040510203040繞組tanδ(%)1.52.53.05.07.01.01.52.03.55.0

2)串級式互感器的tanδ建議采用末端屏蔽法進行測量;

3)當對絕緣性能有懷疑時,可采用高壓法進行試驗,在(0.5~1)Um/√3范圍內進行,其中Um是設備最高電壓(方均根值),tanδ變化量不應大于0.2%,電容變化量不應大于0.5%;

4)串級式電壓互感器支架tanδ一般不大于6%。

資料驗收

全絕緣繞組tanδ試驗電壓為10kV,分級絕緣電壓互感器試驗電壓為3kV。

交接試驗

絕緣油試驗

1)絕緣油的試驗類別應符合以下規定:

a)外觀:透明、無雜質或懸浮物;

b)水溶性酸值(pH值):>5.4;

c)酸值,mgKOH/g:≤0.03;

d)閃點(閉口),:≥135;

e)水分,mg/L: 220kV:≤15;110kV及以下:≤20;

f)界面張力(25),mN/m: ≥40;

g)tanδ(90),%:注入電氣設備前≤0.5,注入電氣設備后≤0.7;

h) 擊穿電壓(球形電極),kV:35kV及以下:≥40;110kV及以上:≥45;

i)體積電阻率(90),Ω?m:≥6×1010;

k) 油泥與沉淀物(質量分數),%:≤0.02。

2)油中溶解氣體的色譜分析,應符合下列規定:

互感器投運前油中溶解氣體含量(μL/L)應小于以下數值:

總烴: 10;H2: 100;C2H2:0.1

資料驗收

若制造廠明確要求不能取油樣進行色譜分析時可不進行

交接試驗

交流耐壓試驗

1)一次繞組交流耐壓試驗電壓為出廠試驗值的80%,并應在高壓側監視施加電壓;

2)二次繞組之間及對外殼試驗電壓標準為2kV;接地端(N)對地的工頻耐壓試驗標準,應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗代替;

3)進行感應耐壓試驗時,試驗電壓為出廠值的80%;試驗電壓的頻率應大于額定頻率。當試驗電壓頻率小于或等于2倍額定頻率時,全電壓下試驗時間為60s;當試驗電壓頻率大于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間應按下式計算:

t =120×(fN/ fS

式中:fN ——額定頻率;

fS——試驗頻率;

t——全電壓下試驗時間,不應少于15s。

4)電壓等級66kV及以上交流耐壓試驗前后宜各進行一次絕緣油色譜分析,檢測結果合格。

旁站見證

110kV及以上電壓等級旁站見證

 

交接試驗

繞組直流電阻測量

1)一次繞組直流電阻測量值,與換算到同一溫度下的出廠值比較,相差不大于10%;

2)二次繞組直流電阻測量值,與換算到同一溫度下的出廠值比較,相差不大于15%;

3)不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——上層油溫為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——上層油溫為t2) 時的電阻值(Ω);

    T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

資料驗收


交接試驗

極性和接線組別檢查

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

校核勵磁特性曲線

1)用于勵磁曲線測量的儀表應為方均根值表,測量結果與出廠值或型式試驗報告相差不宜大于30%;

2)勵磁曲線測量點應包括額定電壓的20%、50%、80%、100%和120%;

3)對于中性點直接接地的電壓互感器,最高測量點應為額定電壓的150%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的150%;

4)對于中性點非直接接地系統,半絕緣結構電磁式電壓互感器最高測量點應為額定電壓的190%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的190%;全絕緣結構電磁式電壓互感器最高測量點應為額定電壓的120%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的120%。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比試驗

滿足產品相應準確度等級的要求。

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構。

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查;檢查互感器變比,應與制造廠銘牌值相符;

4)用于非關口計量的互感器,應檢查互感器變比,并應與制造廠銘牌值相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接的變比。

資料驗收


交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)外絕緣表面應無臟污,無破損、裂紋及放電現象。

2)金屬部位應無銹蝕,底座、支架牢固,無傾斜變形。

3)設備外涂漆層清潔、無大面積掉漆。

4)油位指示在標準范圍內。

5)瓷套、底座、閥門和密封法蘭等部位應無滲漏

6)接地引下線連接可靠、無銹蝕

7)檢查接線板及金具應無裂紋、破損、銹蝕現象,緊固接線板螺栓,接線板應接觸良好,無燒傷痕跡。

8)檢查引流線應長度適中,接線端不應承受額外應力。

9)檢查緊固等電位片螺栓。

10)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。

現場檢查/抽檢


10 

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

11 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


8.2 干式電磁式電壓互感器

13 干式電磁式電壓互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

繞組絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼絕緣電阻,各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,絕緣電阻值不低于1000MΩ;

2)絕緣電阻值與出廠值相比無明顯差異,一般不低于出廠值的70%。

資料驗收

采用2500V測量電壓

交接試驗

交流耐壓試驗

1)一次繞組交流耐壓試驗電壓為出廠試驗值的80%,并應在高壓側監視施加電壓;

2)二次繞組之間及對外殼試驗電壓標準為2kV;接地端(N)對地的工頻耐壓試驗標準,應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗代替;

3)進行感應耐壓試驗時,試驗電壓為出廠值的80%;試驗電壓的頻率應大于額定頻率。當試驗電壓頻率小于或等于2倍額定頻率時,全電壓下試驗時間為60s;當試驗電壓頻率大于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間應按下式計算:

t = 120 ×(fN/ fS

式中:fN ——額定頻率;

fS——試驗頻率;

t——全電壓下試驗時間,不應少于15s。

旁站見證

110kV及以上電壓等級旁站見證

交接試驗

繞組直流電阻測量

1)一次繞組直流電阻測量值,與換算到同一溫度下的出廠值比較,相差不大于10%;

2)二次繞組直流電阻測量值,與換算到同一溫度下的出廠值比較,相差不大于15%;

3)不同溫度下電阻值應按下式計算:

R2=R1(T+t2)/(T+t1

式中:R1 ——環境溫度為t1) 時的電阻值(Ω);

R2 ——環境溫度為t2) 時的電阻值(Ω);

      T ——計算用常數,銅導線取235,鋁導線取225。

資料驗收


交接試驗

極性和接線組別檢查

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

校核勵磁特性曲線

1)用于勵磁曲線測量的儀表應為方均根值表,測量結果與出廠值或型式試驗報告相差不宜大于30%;

2)勵磁曲線測量點應包括額定電壓的20%、50%、80%、100%和120%;

3)對于中性點直接接地的電壓互感器,最高測量點應為額定電壓的150%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的150%;

4)對于中性點非直接接地系統,半絕緣結構電磁式電壓互感器最高測量點應為額定電壓的190%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的190%;全絕緣結構電磁式電壓互感器最高測量點應為額定電壓的120%,且勵磁特性拐點電壓應大于額定電壓的120%。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比試驗

滿足產品相應準確度等級的要求。

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構。

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查;檢查互感器變比,應與制造廠銘牌值相符;

4)用于非關口計量的互感器,應檢查互感器變比,并應與制造廠銘牌值相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接的變比。

資料驗收


交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)外絕緣表面應無臟污,無破損、裂紋及放電現象。

2)金屬部位應無銹蝕,底座、支架牢固,無傾斜變形。

3)設備外涂漆層清潔、無大面積掉漆。

4)接地引下線連接可靠、無銹蝕

5)檢查接線板及金具應無裂紋、破損、銹蝕現象,緊固接線板螺栓,接線板應接觸良好,無燒傷痕跡。

6)檢查引流線應長度適中,接線端不應承受額外應力。

7)檢查緊固等電位片螺栓。

8)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。

現場檢查/抽檢


交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


8.3 電容式電壓互感器

14 電容式電壓互感器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

中間變壓器繞組絕緣電阻

1)測量一次繞組對二次繞組及外殼、各二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,不宜低于1000MΩ;

2)絕緣電阻值與出廠值相比應無明顯差異。

資料驗收

采用1000V測量電壓。

交接試驗

中間變壓器一、二次繞組的直流電阻

一次繞組直流電阻測量值,與換算到同一溫度下的出廠值比較,相差不宜大于10%;

資料驗收

當一次繞組與分壓電容器在內部連接而無法測量時可不進行一次繞組直流電阻。

交接試驗

電容器極間、低壓端絕緣電阻

1)極間絕緣電阻值一般不低于5000 MΩ;

2)低壓端絕緣電阻一般不低于1000MΩ。

資料驗收

1)采用2500V測量電壓;

2)低壓端對地采用1000V測量電壓;

3)低壓端是指“N”端或“J”端或“δ”端。

交接試驗

電容器電容及tanδ測試

1)分別測量每節電容器的電容量和tanδ,下節電容試驗電壓根據測試設備確定,其他電容試驗電壓為10kV;

2)下節電容采用自激法分別測量C1、C2的電容量和tanδ;

3)tanδ不應大于0.2%;

4)電容量與額定值比較其偏差不超出-5%~+10%范圍;

5)由多節電容器組成的同一相,任何兩節電容器的實測電容值相差不超過5%;

6)疊裝結構CVT電磁單元因結構原因不易將中壓連接引出時,可不進行電容量和介質損耗因數(tanδ)測試,但應進行誤差試驗。

資料驗收

下節電容試驗電壓根據測試設備確定,一般不超過3kV,其他電容試驗電壓為10kV。

交接試驗

交流耐壓試驗

1)電容器交流耐壓試驗電壓為出廠試驗值的80%,并應在高壓側監視施加電壓;

2)中間變二次繞組之間及對外殼試驗電壓標準為2kV;接地端(N)對地的工頻耐壓試驗標準,應為2kV,可用2500V兆歐表測量絕緣電阻試驗代替;

3)進行感應耐壓試驗時,試驗電壓為出廠值的80%;試驗電壓的頻率應大于額定頻率。當試驗電壓頻率小于或等于2倍額定頻率時,全電壓下試驗時間為60s;當試驗電壓頻率大于2 倍額定頻率時,全電壓下試驗時間應按下式計算:

t = 120 ×(fN/ fS

式中:fN ——額定頻率;

fS——試驗頻率;

t——全電壓下試驗時間,不應少于15s。

4)電壓等級110kV及以上的互感器,交流耐壓前后宜進行一次絕緣油色譜分析,檢測結果合格。

5)對電容式電壓互感器的中間電壓變壓器進行感應耐壓試驗時,應將耦合電容分壓器、阻尼器及限幅裝置拆開;

6)感應耐壓試驗前后,應各進行一次額定電壓時的空載電流測量,兩次測得值相比不應有明顯差別。

旁站見證

1)下節電容因在油箱中與中間變壓器、避雷器相連,不能拆開,可不進行交流耐壓試驗;

2)由于產品結構原因現場無條件拆開時,可不進行感應耐 壓試驗。

交接試驗

極性和接線組別檢查

符合設計要求,并應與銘牌和標示相符。

資料驗收


交接試驗

誤差及變比測量

滿足產品相應準確度等級的要求;

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構;

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查;檢查互感器變比,應與制造廠銘牌值相符;

4)用于非關口計量的互感器,應檢查互感器變比,并應與制造廠銘牌值相符,對對抽頭的互感器,可只檢查使用分接的變比。

資料驗收


交接驗收

外觀及一次接線檢查

1)外絕緣表面應無臟污,無破損、裂紋及放電現象。

2)金屬部位應無銹蝕,底座、支架牢固,無傾斜變形。

3)設備外涂漆層清潔、無大面積掉漆。

4)油位指示在標準范圍內。

5)瓷套、底座、閥門和密封法蘭等部位應無滲漏

6)接地引下線連接可靠、無銹蝕

7)檢查接線板及金具應無裂紋、破損、銹蝕現象,緊固接線板螺栓,接線板應接觸良好,無燒傷痕跡。

8)檢查引流線應長度適中,接線端不應承受額外應力。

9)檢查緊固等電位片螺栓。

10)引流線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。

現場檢查/抽檢


交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查機構箱及匯控柜檢查:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

3)呼吸孔無明顯積污現象;

4)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

5)柜門無變形情況,能正常關閉;

6)箱內應無水漬或凝露;

7)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

8)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕;

9)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

10)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查

因設備結構原因無法觸及機構箱的情況下可不檢查機構箱內部。

10 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;

2)出廠試驗報告;

3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;

4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;

5)安裝檢查及安裝過程記錄;

6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;

7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;

8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;

9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備;

10)關口電能計量用互感器,應有由法定計量檢定機構出具的有效的檢定證書;檢定證書應符合《電力互感器》(JJG1021-2007)的要求。

現場檢查/資料驗收


9 敞開式斷路器

9.1 SF6斷路器


15  SF6斷路器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

絕緣電阻

1)測量整體絕緣電阻值,應符合產品技術文件規定;

2)采用2500V兆歐表。

資料驗收


交接試驗

導電回路電阻

1)采用電流不小于100A的直流壓降法測量;

2)測試結果應符合產品技術條件的規定。

抽檢


交接試驗

交流耐壓試驗

1)試驗在SF6氣體額定壓力下進行;

2)瓷柱式斷路器:

a) 瓷柱式斷路器交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓的0.8倍;

b) 110kV以下電壓等級應進行合閘對地和斷口間耐壓試驗;110kV及以上電壓等級,只對500kV定開距瓷柱式斷路器進行合閘對地和斷口耐壓試驗,對于有斷口電容器時,耐壓頻率應符合產品技術文件規定;

c)對于變開距開關,根據制造廠及用戶的規定執行。

3)罐式斷路器:

a) 500kV罐式斷路器交流耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓的0.9倍;

b)220kV及以下罐式斷路器交流耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓;

c)應進行合閘對地和斷口間耐壓試驗,耐壓試驗方式:合閘對地;分閘狀態兩端輪流加壓,另一端接地;

d)在1.2Um/√3電壓下進行局部放電檢測。

旁站見證

1)110kV及以上電壓等級旁站見證;

2)罐式斷路器現場耐壓試驗前應進行不少于20次的分合操作試驗,以保證觸頭充分磨合。20次操作試驗后,應通過手孔等觀察孔檢查動靜觸頭、導電桿及內部緊固連接,確認無異常再進行耐壓試驗。

交接試驗

斷路器均壓電容器的試驗

1)測量斷路器電容器極間絕緣電阻,測試值不低于5000MΩ;

2)測量斷路器電容器的電容量和tanδ,測得的電容值偏差應在額定電容值的±5%范圍內,10kV試驗電壓下tanδ(%)值不大于下列數值:

油紙絕緣:0.5%

膜紙復合絕緣:0.2%

3)測量斷路器電容器連同斷口的整體電容量和 tanδ,該值作為今后預防性試驗的基礎比較數據;

4)罐式斷路器按制造廠規定。

資料驗收


交接試驗

斷路器的時間參量

1)在斷路器的額定操作電壓、液壓下進行;

2)斷路器的分、合閘時間,主、輔觸頭的配合時間應符合制造廠規定;

3)斷路器的合-分閘時間應符合制造廠規定;

4)除制造廠另有規定外,斷路器的分、合閘同期性應滿足下列要求:

—相間合閘不同期不大于5ms;

—相間分閘不同期不大于3ms;

—同相各斷口間合閘不同期不大于3ms;

—同相各斷口間分閘不同期不大于2ms。

資料驗收


交接試驗

斷路器的分、合閘行程曲線

1)對35kV及以上的SF6斷路器開展;

2)在斷路器的額定操作電壓、液壓下進行;

3)測試值(速度、行程、超程)應符合產品技術條件規定。

資料驗收


交接試驗

斷路器合閘電阻的投入時間及電阻值

1)除制造廠另有規定外,阻值變化允許范圍不得大于額定值±5%;

2)合閘電阻的有效接入時間按制造廠規定校核。

資料驗收

罐式斷路器的合閘電阻布置在罐體內部,交接試驗時測試總阻值。

交接試驗

斷路器分、合閘線圈絕緣電阻及直流電阻

1)斷路器分、合閘線圈絕緣電阻測試值不應低于 10MΩ;

2)直流電阻試驗結果應符合制造廠規定。

資料驗收


交接試驗

分合閘電磁鐵動作電壓

1)并聯合閘脫扣器在合閘裝置額定電源電壓的85%~110%下應該正確地動作。當電源電壓等于或小于額定電源電壓的30%時,并聯合閘脫扣器不應脫扣;

2)并聯分閘脫扣器在分閘裝置額定電源電壓的65%~110%(直流)或85%~110%(交流)范圍內可靠動作。當電源電壓等于或小于額定電源電壓的30%時,并聯分閘脫扣器不應脫扣;

3)在使用電磁機構時,合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作;

4)或按制造廠規定。

資料驗收

分合閘脫扣器均應記錄最低可靠脫扣動作電壓值

10 

交接試驗

套管式電流互感器繞組的絕緣電阻

測量一次繞組對二次繞組及外殼、二次繞組間及其對外殼的絕緣電阻,不宜低于1000MΩ。

資料驗收

1)適用于罐式斷路器;

2)一次繞組采用2500V測量電壓,二次繞組采用1000V測試電壓。

11 

交接試驗

套管式電流互感器極性檢查

與銘牌標示相符合。

資料驗收

適用于罐式斷路器

12 

交接試驗

套管式電流互感器誤差及變比

滿足產品相應準確度等級的要求:

1)用于計費、關口計量的繞組(包括上網電站考核關口)必須進行誤差測量,且進行誤差檢測的機構(實驗室)必須是具有相關資質的計量機構;

2)用于非計費、非關口計量的繞組,按供應商供貨量的5%比例進行誤差測量的抽查,其余部分可只進行變比檢查;

3)保護用繞組進行變比檢查,檢查互感器變比,應與制造廠銘牌相符,對多抽頭的互感器,可只檢查使用分接頭的變比。

資料驗收

適用于罐式斷路器

13 

交接試驗

套管式電流互感器校核勵磁特性曲線

1)當繼電保護對電流互感器的勵磁特性有要求時,應進行勵磁特性曲線測量;

2)當電流互感器為多抽頭時,應測量當前擬定使用的抽頭或最大變比的抽頭,測量后應核對是否符合產品技術條件要求;

3)當勵磁特性測量時施加的電壓高于繞組允許值(電壓峰值4.5kV),應降低試驗電源頻率;

4)與同類互感器特性曲線或制造廠家提供的特性曲線相比較,應無明顯差別,并滿足產品相應準確限值系數要求。

資料驗收

適用于罐式斷路器

14 

交接試驗

SF6氣體的濕度(20的體積分數) μL/L

1)斷路器滅弧室氣室≤150μL/L;

2)SF6氣體的含水量測定應在斷路器充氣24h后進行。

資料驗收


15 

交接試驗

SF6氣體成分分析

1)SF6≥99.9%,CF4≤0.01%,Air≤0.03%;

2)SF6氣體的純度測定應在斷路器充氣24h后進行。

資料驗收


16 

交接試驗

SF6氣體泄漏試驗

1)按 GB 11023 方法執行;

2)采用靈敏度不低于 1×10-6(體積比)的檢漏儀對斷路器各密封部位、管道接頭等處進行檢測時,檢漏儀不應報警;

3)必要時可采用局部包扎法進行氣體泄漏測量。以24h的漏氣量換算,每一個氣室年漏氣率不應大于0.5%;局部包扎時不應有遺漏點,所有密封面、壓力表接頭、管路接頭及瓷套法蘭與瓷瓶粘結處等都應測量;

4)密封試驗應在斷路器充氣24h以后,且應在開關操動試驗后進行。

資料驗收

必要時:懷疑有泄漏時。

17 

交接試驗

輔助回路和控制回路絕緣電阻

不低于2MΩ。

資料驗收

采用 500V 或1000V

兆歐表。

18 

交接試驗

輔助回路和控制回路交流耐壓試驗

試驗電壓為2kV,持續時間1min。不得進行點試。

資料驗收

可用2500V兆歐表測量代替。

19 

交接試驗

SF6氣體密度繼電器(包括整定值)檢驗

試驗結果應符合制造廠規定。

資料驗收


20 

交接試驗

壓力表校驗(或調整),液壓機構操作壓力整定值校驗

1) 試驗結果按制造廠規定要求;

2)后臺壓力低告警信號正常,且與現場相符。

現場檢查/資料驗收


21 

交接試驗

液壓操作機構在分閘、合閘、重合閘操作下的壓力下降值

試驗結果應符合制造廠規定。

資料驗收/抽檢


22 

交接試驗

液壓操作機構的泄漏試驗

試驗結果按制造廠規定要求。

現場檢查


23 

交接試驗

油泵補壓及零起打壓的運轉時間

試驗結果應符合制造廠規定。

資料驗收/抽檢


24 

交接試驗

液壓機構的防失壓慢分試驗

試驗結果按制造廠規定要求。

資料驗收/抽檢


25 

交接試驗

閉鎖、防跳躍及防止非全相合閘等輔助控制裝置的動作性能

試驗結果按制造廠規定要求。

現場檢查


26 

交接試驗

彈簧儲能時間

試驗結果按制造廠規定要求。

抽檢/資料驗收


27 

交接驗收

螺栓力矩檢查

螺栓緊固力矩值應符合產品技術文件的要求。

抽檢


28 

交接驗收

外觀檢查

1)構架接地良好、緊固,無松動、銹蝕;

2)基礎無裂紋、沉降或移位;

3)支架、橫梁所有螺栓應無松動、銹蝕;

4)接地可靠、無銹蝕;

5)瓷套清潔、無損傷、裂紋;

6)法蘭處無損傷、無裂紋。應采用上砂水泥膠裝,膠裝處膠合劑外露表面應平整,無水泥殘渣及露縫等缺陷,膠裝后露砂高度10~20mm,且不得小于10mm,膠裝處應均勻涂以防水密封膠;

7)引線無松股、斷股,連接可靠,自然下垂,三相松弛度一致。

現場檢查


29 

交接驗收

相間連桿檢查

檢查(三相)操動連桿及部件無開焊、變形、銹蝕或松脫

現場檢查


30 

交接驗收

分合閘指示牌檢查

1)分、合閘指示牌指示到位,無歪斜、松動、脫落現象;

2)分、合閘指示牌的指示與斷路器拐臂機械位置、分合閘指示燈及后臺狀態顯示應一致。

現場檢查


31 

交接驗收

液壓機構檢查

1)讀取高壓油壓表指示值,應在廠家規定正常范圍內;

2)液壓系統各管路接頭及閥門應無滲漏現象,各閥門位置、狀態正確;

3)觀察低壓油箱的油位是否正常(液壓系統儲能到額定油壓后,通過油箱上的油標觀察油箱內的油位,應在最高與最低油位標識線之間)。

現場檢查


32 

交接驗收

彈簧機構檢查

1)機構傳動部件無銹蝕、裂紋,機構內軸銷無碎裂、變形,鎖緊墊片無松動;

2)檢查緩沖器應無漏油痕跡,緩沖器的固定軸正常;

3)分、合閘彈簧外觀無裂紋、斷裂、銹蝕等異常;

4)機構儲能指示應處于“儲滿能”狀態。后臺儲能信號與現場一致。

現場檢查


33 

交接驗收

SF6壓力值及密度繼電器檢查

1)SF6氣壓指示應清晰可見,SF6密度繼電器外觀無污物、損傷痕跡;

2)SF6 密度表與本體連接可靠,無滲漏油。如果發現密度表滲漏油應對密度表進行更換;

3)SF6氣體壓力值應在廠家規定正常范圍內;

4)在巡視檢查斷路器SF6密度繼電器壓力表時,應關注壓力表與本體連接的閥門處于開啟狀態;

5)SF6密度繼電器與開關設備本體之間的連接方式應滿足不拆卸校驗密度繼電器的要求;

6)密度繼電器應裝設在與斷路器本體同一運行環境溫度的位置,以保證其報警、閉鎖接點正確動作;

7)戶外安裝的密度繼電器應設置防雨罩,密度繼電器防雨箱(罩)應能將表、控制電纜接線端子一起放入,防止指示表、控制電纜接線盒和充放氣接口進水受潮。

8)后臺氣壓低告警信號正常,且與現場相符。

現場檢查


34 

交接驗收

計數器檢查

計數器讀數正常,并記錄各開關裝置的動作次數

現場檢查


35 

交接驗收

電氣性能連鎖檢查

閉鎖、連鎖功能應符合設計要求。

現場檢查


36 

交接驗收

機構箱及匯控柜檢查

檢查各開關裝置的機構箱及匯控柜:

1)電器元件及其二次線應無銹蝕、破損、松脫,機構箱內無燒糊或異味;

2)分合閘指示燈、儲能指示燈及照明應完好;分合閘指示燈能正確指示各開關裝置的位置狀態;

3)機構箱底部應無碎片、異物;二次電纜穿孔封堵應完好;

4)呼吸孔無明顯積污現象;

5)動作計數器應正常工作;

6)“就地/遠方”切換開關應打在“遠方”;

7)儲能電源空氣開關應處于合閘位置;

8)密封應良好,無脫落、破損、變形、失去彈性等異常;

9)柜門無變形情況,能正常關閉;

10)箱內應無水漬或凝露;

11)箱體底部應清潔無雜物;二次電纜封堵良好;

12)輔助開關切換正常,動作應準確可靠,接點接觸良好,無燒損或銹蝕。測控及后臺位置信號正確;

13)加熱器(驅潮裝置)、溫控器應能正常工作:按要求應長期投入的加熱器,在交接驗收時應利用紅外或其它手段檢測是否在工作狀態;對于由環境控制的加熱器,應檢查溫濕度控制器的設定值是否滿足廠家要求,廠家無明確要求時,溫度控制器動作值不應低于10,濕度控制器動作值不應大于80%;

14)防火封堵應采用阻燃材料封堵,封堵嚴密,堵料凸起2-5mm。

現場檢查


37 

交接驗收

文件、資料檢查

1)采購技術協議或技術規范書;
2)出廠試驗報告;
3)工廠監造、施工監理、質量檢驗及評定報告;
4)運輸記錄、安裝使用說明書,竣工圖紙、維護手冊等技術文件;
5)安裝檢查及安裝過程記錄;
6)安裝過程中設備缺陷通知單、設備缺陷處理記錄;
7)現場試驗及交接試驗報告審查,數據正確、項目齊全、試驗結果滿足規程要求;
8)備用、備件、專用工具及測試儀器齊全及清單資料齊備;
9)資產管理系統臺賬信息錄入正確、完備。

現場檢查/資料驗收


9.2 真空斷路器

16 真空斷路器交接驗收項目、要求

序號

類別

項目

要求

驗收方式

備注

交接試驗

絕緣電阻

1)測量整體絕緣電阻值,應符合制造廠規定;

2)采用2500V兆歐表。

資料驗收


交接試驗

導電回路電阻

1)采用電流不小于100A的直流壓降法測量;

2)測量結果應符合產品技術條件的規定。

抽檢


交接試驗

交流耐壓試驗

1) 應在斷路器合閘及分閘狀態下進行交流耐壓試驗;

2)當在合閘狀態下進行時,真空斷路器的交流耐受電壓應符合下表的規定;

3)當在分閘狀態下進行時,真空滅弧室斷口間的試驗電壓應按產品技術條件的規定,當沒有特殊規定時,真空斷路器的交流耐受電壓應符合下表的規定:

額定電壓(kV)1min工頻耐受電壓(kV)有效值相對地相間斷路器斷口隔離斷口3.625/1825/1825/1827/207.230/2330/2330/2334/271242/3042/3042/3048/362465/5065/5065/5079/6440.595/8095/8095/80118/10372.5140140140180160160160200

:斜線下的數值為中性點接地系統使用的數值,亦為濕試時的數值。

4)試驗中不應發生貫穿性放電。

資料驗收


交接試驗

真空滅弧室真空度

測試結果應符合產品技術條件規定 。

資料驗收

優先用真空度測試儀進行真空度測量;可以用斷口耐壓代替。

交接試驗

斷路器的時間參量

1)測量應在斷路器額定操作電壓條件下進行;

2)合閘過程中觸頭接觸后的彈跳時間,40.5kV 以下斷路器不應大于2ms ,40.5kV 及以上斷路器不應大3ms;對于額定電流3kA 及以上的10kV真空斷路器,彈跳時間如不滿足小于2ms ,應符合產品技術條件的規定;

3)實測數值應符合產品技術條件的規定。

資料驗收


交接試驗

斷路器的分、合閘行程曲線

 對于并聯電容器裝置用真空斷路器,分閘反彈幅值應小于斷口間距的20%。

資料驗收


交接試驗

斷路器分、合閘線圈絕緣電阻及直流電阻

1)斷路器分、合閘線圈絕緣電阻測試值不應低于 10MΩ;

2)直流電阻試驗結果應符合制造廠規定。

資料驗收


交接試驗

分合閘電磁鐵動作電壓

1)并聯合閘脫扣器在合閘裝置額定電源電壓的85%~110%下應該正確地動作。當電源電壓等于或小于額定電源電壓的30%時,并聯合閘脫扣器不應脫扣;

2)并聯分閘脫扣器在分閘裝置額定電源電壓的65%~110%(直流)或85%~110%(交流)范圍內可靠動作。當電源電壓等于或小于額定電源電壓的30%時,并聯分閘脫扣器不應脫扣;

3)在使用電磁機構時,合閘電磁鐵線圈通流時的端電壓為操作電壓額定值的80%(關合電流峰值等于及大于50kA時為85%)時應可靠動作;

4)或按制造廠規定。

資料驗收

分合閘脫扣器均應記錄最低可靠脫扣動作電壓值

交接試驗

輔助回路和控制回路絕緣電阻

不低于2MΩ。

資料驗收


10 

交接試驗

輔助回路和控制回路交流耐壓試驗

試驗電壓為2kV,時間1min。不得進行點試。

資料驗收

可用2500V兆歐表測量代替。

11 

交接試驗

彈簧儲能時間

試驗結果按制造廠規定要求。

抽檢/資料驗收


12 

交接驗收

螺栓力矩檢查

螺栓緊固力矩值應符合產品技術文件的要求。

抽檢


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交接驗收

外觀檢查

1)構架接地良好、緊固,無松動、銹蝕;

2)基礎無裂紋、沉降或移位;

3)支架、橫梁所有螺栓應無松動、銹蝕;

4)接地可靠、無銹蝕;

5)絕緣清潔、無損傷、裂紋;

6)引線無松股、斷股,連接可靠,自然下垂,三相松弛度一致。

現場檢查


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