变电电气工程监理大纲Word格式文档下载.docx
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室外
带电部分至接地部分之间
125
200
300
400
850
900
1800
不同相的带电部分之间
1000
2000
栅状遮栏至带电部分之间
875
950
1050
1150
1600
1650
2550
网状遮栏至带电部分之间
225
500
1900
无遮栏裸导体至地(楼)面建筑物之间
2425
2700
2600
2900
3150
3400
4100
4300
平行的不同相停电检修的无遮栏裸导体之间
1925
2200
2100
2400
2650
3600
3800
通向室外的出线套管至室外通道路面
4000
5000
5500
二、配电装置室内各种通道最小宽度(净距)
单位:
通道分类
布置方式
操作通道
维护通道
防爆间隔通道
一面有开关设备时
1500
800
1200
两面有开关设备时
当采用成套手车柜时操作通道最小宽度(净距)不应小于下列数值:
一面有开关柜时——单车长+1200mm
两面有开关柜时——双车长+900mm
第三节电力变压器安装质量验收
油浸电力变压器到达现场后,应检查油箱及附件齐全。
主体油箱无漏渗油。
瓷套管外观完整,充油位正常。
有载调压装置机构,器件完好。
油浸电力变压器(1000KVA以上者)器身吊芯检查,现场环境温度不得低于:
0℃空气相对湿度应低于75%,芯体暴露时间不得超过16h。
芯体暴露检查主要项目为:
1、铁芯无变形。
铁轭夹件间绝缘良好,螺栓紧固,有防松措施。
2、铁芯无多点接地。
铁芯接地引出线与箱体绝缘良好。
3、绕组绝缘层完整无变位。
压钉紧固,绑扎牢固,引出套管线结线正确,连接牢固。
4、带有载调压装置的切换开关动作灵活。
分接头选择转动接触点准确通过直流电阻测量值合格。
5、绝缘屏障完好无松动现象。
6、强油循环管路系统畅通。
检查各部位应无金属杂物油泥。
三、变压器本体及附件安装质量验收
1、箱体就位后应使其顶盖沿气体继电器气流方向有l—1.5%的升高坡高。
(制造厂规定不须安装坡度者除外)
2、所有法兰连接处应用耐油密封垫。
3、散热器截门应严密,开闭操作灵活。
强油循环冷却器开启后半小时无漏渗油。
风扇叶片牢固无震动。
电机连线应用耐油性,并且紧固。
4、收襄式储油柜中隔膜应无破损。
外边呼吸器畅通。
5、各侧瓷套管外部完整与本体坚固均匀。
充油套管油位向外侧正常。
有屏蔽的与本体连接良好。
6、有净油器的变压器,安装滤网方向正确,吸附剂应干燥。
7、导管式温度计安装前应校验。
导管不得急剧扭曲,其弯曲半径不得小于50mm。
信号绝缘导线排列整齐,并有防护措施。
8、变压器本体接地引—F线与接地网连接应满足设计要求。
铁芯有小套管接地的应有外接测电流端子板。
9、检查事故排油系统畅通,储油池应有合格的卵石填充。
10、组装完成后整体应刷漆。
相位标识铭牌齐全。
提供应备的专用工具,如手动调压手柄等。
11、提供变压器投入运行前电气交接试验报告(按交接项目)。
瓦斯继电器定值整定单,作为投入依据。
12、新变压器启动投入应进行五次空载全电压冲击合闸;
持续时间不应少于5分钟。
四、干式变压器安装质量验收
第一次受电后
1、测量干式变压器线圈内部埋置的温度传感器电阻值。
如采用AN方式其内部两套传感器供过载报警与线圈极限温度跳闸使用。
如采用AF方式则两套传感器供冷却风扇启动,停止使用。
2、线圈用绝缘树脂浇注结构的表面不能有鱼裂和磨损。
3、铁芯用夹件螺栓均应镀锌处理,铁芯表面采用特殊树脂喷涂密封防腐。
4、行防护等级的干式变压器其栅网孔不得大于20mm。
防雨设施能防止雨
水60º
角淋入。
5、无载电压分接元件结构牢固,封装接触良好。
6、具有有载调压元件,其电动机构及真空切换开关测试性能良好并有记录,手动调压备件齐全。
7、干式变压器重要电气试验。
(1)应有局部放电试验依据。
(2)耐雷电冲击性能符合GB6450—86及IEC726标准要求。
第四节高压断路器的安全质量验收
一、油断路器(DW·
SW·
SN型)
1、油断路器的安装基础应符合下列要求:
(1)基础中心距离及高度误差不应大于10mm。
(2)预留孔或预埋铁板中心线误差不应大于10mm。
(3)预埋螺栓中心线误差不应大于2mm。
2、油断路器组装应符合下列要求:
(1)安装应垂直、牢固。
(2)按产品部件编号进行组装不得混装。
(3)同相支持瓷瓶法兰面应在同一水平面上,各支持柱中心线间距离的误差不应大于5mm。
(4)三相联动的机构拐臂应在同一水平线,拐臂角度应一致。
连入深度符合产品技术规定。
(5)弹簧或油缓冲器安装牢固,动作灵活无卡阻回跳现象。
(6)操作机构联动拉杆支撑应牢固,动作灵活,无卡阻现象。
(7)对油断路器灭火室应作解体检查和清理,如制造厂规定不解体检查有保证的,10kV断路器可进行抽查。
3、油断路器安装后进行厂例检查试验:
(1)电动合闸测量机构中间轴间隙,手动合闸后测量机构杠杆与止钉间隙。
(2)行程,压缩行程相间和同相间各断口间,接触的同期性。
(3)测量电动分合闸时间应符合规定。
(4)测量电动分合闸速度应符合规定。
(5)测量机构分合闸电压启动值符合产品规定。
(6)瓷套管或充胶套管的介质损及耐压试验符合交接标准。
(7)绝缘油的耐压试验及简化分析。
4、油断路器安装后交接应具备下列要求:
(1)本体及操作机构外部油漆应完好。
(2)机构轴承应充油,销钉紧固。
(3)瓷质部分完整清洁。
(4)储油筒及截门无漏渗油:
油标正常。
(5)提供备件及专用操作工具。
(6)提供调整及电气试验报告。
5、手车柜式少油断路器调整验收项目:
除应符合本节1、2、3、4项少油断路器的规定外尚应符合下列要求:
(1)手车轨道应水平、平等轨道距与手车轮相配合。
接地可靠,推入拉出灵活,同型产品具有互换性。
(2)制动装置应可靠。
运行和试验位器有明显并且准确。
(3)静触头隔离档板位置准确,灵活。
(4)静动触头接触良好,推入拉出要同期。
(5)操作及信号回路接触点(或连线对插件)接触可靠。
(6)电气和机械联锁装置动作准确可靠。
二、真空断路器
1、真空断路器设备到达安装现场后,首先检查灭弧室真空度测试其值在真空度范围内,或以断口间工频耐压判定。
2、本体操作机构的检查测试
(1)真空灭弧室表面,波纹管,导向套应无裂纹损坏。
(2)各部螺钉紧固,转动轴间隙应充润滑油
(3)三相导电元件、水平垂直装配位置偏差不超过1mm。
(4)灭弧室分合行程,压缩行程符合厂家技术数值规定。
(5)三相分合触头同期时间≤2ms≤
(6)合闸触头弹跳时间ms
(7)分合闸速度符合厂家技术数值。
3、电气试验:
(1)绝缘导杆及托架绝缘电阻测试。
(2)整体工频耐压。
(3)每相接触回路电阻。
(4)操作机构分合闸Ve%电值。
4、真空断路器如系切合电容器组,在前各项测试合格时需要带整组电
容器进行投切特性试验,按规定考核火弧室重燃率。
三、六氟化硫(SF6)断路器及组合电器
1、SF6断路器及组合电器到达安装现场后对充有SF6气体单元部件应按
放品技术要求检查压力值并做记录,有异常情况及时采取措施。
2、对组合电器的瓷件绝缘件无受潮变形破坏。
3、各分隔气室的压力值和含水量应符合产品技术规定。
4、密度继电器和压力表应校验合格。
5、压力防爆膜应完好。
6、SF6断路器的安装基础或支架参照本节有关油断路器的基础标准加工。
7、SF6断路器不允许现场解体如因处理缺陷必要时须经生产厂同意在厂方人员指导下进行。
8、组装的密封槽及密封垫密封脂的使用规格必须遵照产品厂家的技术规定。
9、SF6断路器灭弧室检查,组装需在空气相对湿度小于80%防尘环境进
10、SF6断路及组合电器试验交接项目如下:
(1)气体密封性测试以检漏仪进行不应报警。
(2)气体微水含量灭弧室相通应小于150PPm。
(3)操作分合闸时间、速度、三相同期性均应符合厂家技术规定。
(4)主电气回路连接可靠触头电阻合格。
(5)密封压力表指示正常。
(6)分合指示器及辅助开关电气闭销动作正确可靠。
(7)在验收时提交电气备件及专用:
工具测试仪器清单
(8)提交产品说明书图纸,调试记录。
家技术规定。
四、各种断路器配套的操作电磁机械,气动机构,液压机构弹簧机构等
安装调试标准细节洋见高压电气施工验收规范(GBJ一147—90)第七章。
第五节母线的安装质量验收
一、母线包括软母线,硬母线,绝缘子,穿墙套管;
金具等设备器材要求均应采用符合现行技术标准有生产合格证的产品。
二、硬铜、铝、母线排及铝合金管母线的机械性能见下表:
(参考)
母线名称
型号
最小抗拉力
N/mm2
最小伸长
%
20℃电阻率
Ωmm2/m
铜母线
TMY
255
6
0.01777
铝母线
LMY
115
3
0.0290
铝合金管母线
LF21Y
137
/
0.0373
三、硬母线的加工及安装质量验收
1、矩形母线制作应短正平直,切断面平整。
其搭接技术标准见《母线施工验收规范《GBJl49—90》第222条规定。
加工弯曲半径(R)值见第225条规定。
2、母线接触面加工必须平整无氧化膜径加工后其截面减少值:
铜母线不应超原截面的3%铝母线不应超原截面的5%有镀银层的母线搭接面不得任意锉磨。
3、成套供应的封闭母线插接母线槽的各分段应标志清晰,外壳无变形,所有焊接部位应符合验收规范:
有关焊接的规定。
4、母线金具构件均应镀锌或防腐处理。
5、母线在支柱绝缘子上固定。
支持夹板与母线水平面应有1—1.5mm间隙立面应有1.5—2mm间隙以利母线伸缩。
6、母线在支柱绝缘子上的固定死点每段应设置一个位于全K或两母线伸缩节中点。
伸缩节总截面不应小刁:
每线截面的1.2倍。
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