015 高压开关设备验收规范.docx

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015高压开关设备验收规范

1适用范围

本标准适用于浙江省220kV及以上各类新建、扩建及改建变电工程的3~500kV高压开关设备，其它工程同类设备可参照执行。

2总体要求

2.1在工程启动验收委员会的领导下由主管专职、建设单位、运行单位、监理单位、设计单位、安装单位派员组成高压开关设备验收小组。

2.2高压开关设备验收的依据。

2.2.1国家、行业有关技术标准及规范等（包括反措文件）。

2.2.2变电工程中有关设计文件。

2.2.3订货技术合同有关条款。

2.2.4有关设计联络会议纪要。

2.2.5设备制造商有关说明书、产品使用技术条件。

2.3高压开关设备根据安装调试情况，部分项目可安排中间验收，其结果可作为总体验收的一部分。

2.4验收后填写附表交工程启动验收委员会。

3支柱式、罐式六氟化硫断路器

3.1安装

3.1.1本体

a）支柱式、罐式断路器型号、参数应与设计相符。

b）支柱式断路器垂直偏差、罐式断路器水平偏差应满足产品技术条件。

c）三相并列安装的断路器中心线应在同一直线上。

d）各部件连接螺栓紧固，连接可靠。

e）断路器基础螺栓紧固。

3.1.2本体外瓷套或合成套外表检查

a）绝缘子外表应光洁、无破损、无裂纹。

b）有效爬电距离满足污秽分布区规定要求，并要求提供实际爬电距离。

c）有效爬电距离须满足下列要求：

35kV，纯瓷、合成均不小于1256mm（户内纯瓷不小于729mm，合成不小于810mm，）；110kV不小于3150mm；220kV不小于6300mm，500kV不小于12875mm。

d）断路器断口外绝缘爬电距离应为相对地的1.15倍。

e）大小伞裙、干弧距离应满足订货技术规范书要求。

3.1.3断路器并联电容器

a）电容器外表面应光洁、无破损、无裂纹。

b）电容器瓷套外爬距应符合断路器断口外绝缘爬距要求。

c）电容器瓷套法兰完好。

d）外观应无渗油现象。

3.1.4断路器并联合闸电阻

a）合闸电阻外表面应光洁、无破损、无裂纹。

b）合闸电阻瓷套外爬距应符合断路器断口外绝缘爬距要求。

c）合闸电阻瓷套法兰完好。

3.1.5套管式电流互感器验收

a）互感器的参数应与设计相符，变比与保护整定值相符。

b）二次接线板及端子清洁密封完好，无渗漏。

3.1.6相间距离

a）断路器相间距离应与设计相符。

3.1.7一次引线安装

a）引线螺栓紧固，连接可靠，接触良好，接触面应涂有电力复合脂。

b）引线松紧适当，无明显过紧过松现象。

c）相色标志正确。

3.1.8传动连杆检查

传动连杆连接销子紧固检查，螺栓应拧紧。

3.1.9SF6气体压力

a）汇控（控制）箱内应装设SF6压力—温度对应曲线铭牌。

b）SF6气体压力应符合产品技术条件，所安装的压力表显示压力应和压力—温度曲线表值相符。

c）500kV断路器SF6压力指示三相基本一致。

3.1.10整体接地

a）整体的接地体符合规程要求。

每根引下线截面应满足设计要求。

b）横梁和基础之间应有保护铜接地线，截面不小于25mm2。

3.1.11防锈

a）横梁、基座、传动连杆、轴、销、螺丝等应无锈蚀。

b）螺丝、螺母应采用热镀锌工艺处理。

3.1.12液压机构

a）液压机构内的轴、销、卡片完好。

b）液压机构管路连接处应密封良好，管路不应和大梁及机构箱内其它元件相碰。

c）液压机构下方应无油迹，汇控箱的内部应无液压油渗漏。

d）液压油应洁净无杂质，油位指示应正常。

e）安装完毕后应对液压机构油泵放气处理（查安装记录）。

f）油泵启动、闭锁自动重合闸、闭锁分合闸、氮气泄漏报警、氮气预充压力应产品技术条件相符。

g）防失压慢分装置应可靠。

h）电接点压力表、安全阀应校验合格，泄压阀动作应可靠，关闭严密。

i）机构打压时液压表指针不应抖动非常厉害。

j）微动开关、接触器的动作应准确可靠，接触良好。

k）油泵打压计数器应正确动作。

3.1.13弹簧机构

a）弹簧机构内的轴、销、卡片等零部件完好。

b）机构合闸后，应能可靠地保持在合闸位置。

c）弹簧机构缓冲器的行程，应符合产品技术条件。

d）合闸弹簧储能完毕后，限位辅助开关应立即将电机电源切断。

e）储能时间满足产品技术条件，并应小于重合闸充电时间。

3.1.14汇控（控制）箱

a）箱体密封条应完好。

机构箱应清洁，封堵应完好。

b）机构箱防潮加热器完好。

c）加热器电源回路应独立，并装设空气小开关。

d）汇控（控制）箱内应装设照明灯。

3.1.15二次接线

a）二次引线应无损伤，接线端子紧固，接线应连接可靠。

b）二次接线端子间应清洁无异物。

c）每一个端子片的一侧应避免出现接线数量大于二的情况，防止设备在长时间运行后出现连接线松动的现象。

d）正极和跳闸回路应空一个端子。

e）电缆备用芯子应做好防误碰措施。

f）罐式断路器流变二次绕组必须有一个可靠接地点，且不允许二点及以上多地接地。

g）备用的套管式电流互感器二次端子应短接后接地。

h）二次电缆应固定，电缆牌应采用带朔料绝缘铁扎线固定。

3.1.16控制回路

a）控制箱内相关的时间继电器、加热器应设置准确、功能完好。

b）元器件应标识清楚。

c）断路器防跳功能应完好。

d）220kV及以上断路器，两个三相不一致保护均接入跳闸回路（三相连动的断路器无此功能）。

e）SF6气体、机构压力等闭锁功能完整、正确。

3.1.17二次信号回路

a）断路器操作时位置信号应正确上传。

b）远、近控切换开关状态信号应上传。

c）检查SF6气体压力闭锁信号应正确上传。

d）油泵启动、打压超时、报警、闭锁重合闸、闭锁分合闸压力、压力异常、漏氮、油泵电源失压信号应准确上传。

e）三相不一致保护动作信号应上传。

f）加热器回路失电发告警信号。

3.1.18断路器操作

a）220kV及以上分相操作断路器，在汇控箱上端子排上用短接线实现检查单分、单合操作应正确。

b）远、近控位置分、合闸操作正确，就地位置远方无法分、合闸（保护应能跳合闸）。

c）操作时断路器分、合闸指示正确。

d）操作时断路器辅助开关应动作准确、可靠。

动作计数器正确动作。

3.2交接试验

3.2.1交接试验项目

a）测量绝缘拉杆的绝缘电阻。

b）测量每相导电回路的电阻。

c）耐压试验。

d）断路器电容器的试验。

e）测量断路器的分、合闸时间。

f）测量断路器的分、合闸速度（按技术合同酌情处理）。

g）测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间。

h）测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值。

i）套管式电流互感器的试验。

j）断路器操动机构的试验。

k）测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻。

l）测量断路器内SF6气体的微量水含量。

m）密封性试验。

n）气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验，电气回路传动试验。

o）二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验。

3.2.2绝缘拉杆的绝缘电阻值

a）35kV，≥3000MΩ；63～220kV，≥6000MΩ；330～500kV，≥10000MΩ。

b）与出厂值比较无大差别。

3.2.3测量每相导电回路的电阻值及测量方法，应符合产品技术条件的规定，并与出厂值无大的差别。

3.2.4耐压试验，应符合下列规定：

a）应在断路器分、合闸状态下，且SF6气压为额定值时进行。

试验电压按出厂试验电压的80%。

b）对110kV及以上罐式断路器和500kV定开距瓷柱式断路器的断口进行。

3.2.5均压电容器的试验项目及要求：

a）10kV下的介损不大于下列数值：

油纸绝缘不超过0.5%，膜纸复合绝缘不超过0.25%。

b）电容值偏差应在额定电容值的±5%范围内；

c）测量电容器二极的绝缘电阻与出厂值无大差别。

3.2.6测量断路器的分、合闸时间，应在断路器的额定操作电压、液压下进行。

实测数值应符合产品技术条件的规定。

3.2.7测量断路器的分、合闸速度，应在断路器的额定操作电压、液压下进行。

实测数值应符合产品技术条件。

3.2.8测量断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件。

3.2.9合闸电阻试验项目及要求：

a）合闸电阻阻值不超过铭牌值的±5%（制造厂特别规定除外）。

b）断路器合闸电阻投入时间符合设计要求。

3.2.10套管式互感器验收：

a）测量电流互感器的励磁特性与出厂值和同类型产品相比应无明显差别。

b）极性试验：

必须与设计相符，并与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

c）检查互感器的变比，测量电流互感器的角比差应满足计量的要求和铭牌值相符。

二次绕组之间及其对外壳的绝缘电阻与出厂无明显差别。

3.2.11断路器操动机构的试验：

a）在断路器端子（汇控）箱施加直流电压30～65%Ue时断路器应可靠分、合闸，当此电压小于30%Ue时不应分闸，并和出厂值无大差别。

b）合资厂断路器按制造厂产品技术条件规定验收。

3.2.12断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别，分合闸线圈动作应符合有关标准。

3.2.13测量断路器内SF6气体的微水含量，应符合下列规定：

a）微水含量应小于150μL/L。

b）微水的测量应在断路器充气24h后进行。

3.2.14密封性试验可采用下列方法进行：

a）采用灵敏度不低于1×10-6（体积比）的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警。

b）采用收集法进行气体泄漏测量时，以24h的漏气量换算，年漏气率不应大于1%。

c）泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。

d）安装单位提供检漏报告。

3.2.15气体密度继电器动作值及压力表校核，应符合产品技术条件的规定。

压力表指示值均应在产品相应等级的允许误差范围内。

3.2.16二次回路绝缘电阻

二次回路的每一支路均不应小于1MΩ，在比较潮湿的地方可不小于0.5MΩ。

3.2.17二次回路交流耐压试验

a）试验电压为1000V。

当回路绝缘电阻值在10MΩ以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验持续时间为1min。

b）48V及以下回路可不作交流耐压试验。

c）回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。

注：

二次回路是指电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等。

3.2.18各类继电器应校验合格。

3.3验收时提交的资料和文件：

a）订货技术合同（或技术协议）。

b）变更设计的证明文件。

c）制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及竣工图纸等技术文件。

d）安装调整记录。

e）现场试验记录。

f）备品、备件、专用工具及测试仪器按清单移交，应齐全、无锈蚀和损伤变形。

4六氟化硫封闭式组合电器

4.1安装

4.1.1本体安装

a）组合电器的型号参数应与设计相符。

b）组合电器应安装牢靠，基础螺栓紧固。

c）支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。

d）各部件连接螺栓紧固，连接可靠。

4.1.2外瓷套或合成套外表检查

a）外瓷套外表应光洁、无破损、无裂纹。

b）有效爬电距离满足污秽分布区规定要求，并要求提供实际爬电距离。

c）大小伞裙、干弧距离应满足订货技术规范书要求。

4.1.3筒体检查

a）铸件应无砂眼。

b）焊接部位应较平滑。

c）筒体应无撞击或凹陷痕迹。

4.1.4波纹管安装

波纹管安装安装符合产品技术条件。

4.1.5一次引线安装

a）引线螺栓紧固，连接可靠，接触良好，接触面应涂有电力复合脂。

b）引线松紧适当，无明显过紧过松现象。

c）相色标志正确。

4.1.6传动连杆检查

传动连杆连接销子紧固检查，螺栓应拧紧。

4.1.7SF6气体压力

a）各隔室应装设SF6压力表及密度继电器。

b）所安装的压力表应带温度补偿，压力表应无渗漏油。

c）汇控（控制）箱内应装设SF6压力—温度对应曲线铭牌。

d）各隔室SF6气体压力应符合产品技术条件，所安装的压力表显示压力应和压力—温度曲线表值相符。

e）分相式组合电器同一单元功能模块的三相气隔宜用管道连通，若不连通时三相SF6压力指示基本一致。

f）SF6气体阀门的操作手柄应标以开、闭方向及正常运行位置。

g）SF6气隔压力释放装置泄压口方向应背向巡视人员方向。

4.1.8本体接地

a）整体的接地体符合规程要求，应为多点接地系统，每根引下线截面应满足设计要求。

b）等电位体连接可靠。

c）电压互感器、避雷器应单独有专用接地引下线。

4.1.9防锈

a）组合电器筒体、基座、传动连杆、轴、销、螺丝等应无锈蚀。

b）M12以上螺栓、螺母应采用热镀锌工艺处理。

4.1.10断路器液压机构

a）机构内的轴、销、卡片完好。

b）液压机构管路连接处应密封良好，管路不应和机构箱内其它元件相碰。

c）液压机构下方应无油迹，汇控箱的内部应无液压油渗漏。

d）液压油应洁净无杂质，油位指示应正常。

e）检查油泵启动、闭锁自动重合闸、闭锁分合闸、氮气泄漏报警、氮气预充压力应和产品技术条件相符。

f）防失压慢分装置应可靠。

g）电接点压力表、安全阀应校验合格，泄压阀动作应可靠，关闭严密。

h）微动开关、接触器的动作应准确可靠，接触良好。

i）油泵打压计数器应正确动作。

4.1.11断路器弹簧机构

a）弹簧机构内的轴、销、卡片等零部件完好。

b）机构合闸后，应能可靠地保持在合闸位置。

c）弹簧机构缓冲器的行程，应符合产品技术条件。

d）合闸弹簧储能完毕后，限位辅助开关应立即将电机电源切断。

e）储能时间满足产品技术条件规定，并应小于重合闸充电时间。

4.1.12隔离开关电动机构

a）机构的分、合闸指示应与实际相符。

b）传动齿轮应咬合准确，操作轻便灵活。

c）电机三相电源不应缺相。

d）隔离开关控制电源和操作电源应独立分开。

e）机构的电动操作与手动操作相互闭锁应可靠。

f）机构动作应平稳，无卡阻、冲击等异常情况。

g）机构限位装置应准确可靠,到达规定分、合极限位置时，应可靠地切除电源。

4.1.13汇控、控制（机构）箱

a）箱体密封条应完好。

机构箱应清洁,封堵应完好。

b）元器件应标识清楚。

c）机构箱加热防潮器完好，加热器回路失电发告警信号。

d）加热器电源回路应独立，并装设空气小开关。

e）汇控（控制）箱内应装设照明灯。

4.1.14二次接线

a）二次引线应无损伤，接线端子紧固，接线应连接可靠。

b）二次接线端子间应清洁无异物。

c）每一个端子片的一侧应避免出现接线数量大于二的情况，防止设备在长时间运行后出现连接线松动的现象。

d）正极和跳闸回路应空一个端子。

e）电缆备用芯子应做好防误碰措施。

f）电流互感器、电压互感器二次绕组必须有一个可靠接地点，且不允许二点及以上多地接地。

g）备用的电流互感器二次端子应短接后接地。

h）电流互感器二次开路过电压保护器安装应满足产品技术条件。

i）二次电缆应固定，电缆牌应采用带朔料绝缘铁扎线固定。

4.1.15控制回路

a）控制箱内相关的继电器、加热器应设置准确、功能完好。

b）联锁功能完整、可靠（包括SF6气体、机构压力等闭锁功能）。

4.1.16信号回路

a）断路器、负荷开关、隔离开关操作时位置信号正确上传。

b）远、近控切换开关状态信号应上传。

c）各报警信号正确上传。

4.1.17组合电器操作

a）组合电器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象。

b）对220kV及以上分相操作断路器，在汇控箱上端子排上用短接线实现检查单分、单合操作是否正确。

c）断路器、隔离开关远、近控位置分、合闸操作正确，就地位置远方无法分、合闸（保护应能跳合闸）。

d）断路器、负荷开关、隔离开关操作时分、合闸指示正确。

e）操作时断路器、负荷开关、隔离开关辅助开关应动作准确、可靠。

动作计数器正确动作。

4.2交接试验

4.2.1交接试验项目

a）测量主回路的导电电阻。

b）主回路的耐压试验。

c）密封性试验。

d）测量六氟化硫气体微量水含量。

e）封闭式组合电器内各元件的试验（包括500kV均压电容器）。

f）组合电器的操动试验。

g）气体密度继电器、压力表、压力动作阀的校验。

h）进行二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验。

注：

本条中的“元件”是指装在封闭式组合电器内的断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线。

4.2.2主回路导电电阻值应满足产品技术条件，应与出厂值无大差别。

4.2.3主回路的耐压试验程序和方法，应按产品技术条件的规定进行，试验电压值为出厂试验电压的80%。

4.2.4密封性试验可采用下列方法进行：

a）采用灵敏度不低于1×10-6（体积比）检漏仪对各气隔密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；

b）采用收集法进行气体泄漏测量时，以24h的漏气量换算，每一个气室年漏气率不应大于1%。

c）泄漏值的测量应在封闭式组合电器充气24h后进行。

4.2.5测量六氟化硫气体微水含量（20℃时），应符合下列规定：

a）有电弧分解的气隔，应小于150μL/L。

b）无电弧分解的气隔，应小于250μL/L。

c）微量水含量的测量应在封闭式组合电器充气24h后进行。

4.2.6气体密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。

压力表指示值均应在产品相应等级的允许误差范围内。

4.2.7断路器试验

a）绝缘拉杆的绝缘电阻：

35kV，≥3000MΩ；63～220kV，≥6000MΩ；330～500kV，≥10000MΩ。

绝缘电阻与出厂值比较无大差别。

b）分、合闸时间：

满足产品技术条件，并与出厂无大差别。

c）分、合闸速度：

满足产品技术条件，并与出厂无大差别（现场无条件时可不作要求）。

d）主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间：

满足产品技术条件，并与出厂无大差别。

e）分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻：

绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻符合产品技术条件。

f）断路器操动机构检查：

在断路器端子（汇控）箱施加直流电压30～65%Ue时断路器应可靠分、合闸，当此电压小于30%Ue时不应分闸，并和出厂值无大差别。

对于合资厂断路器可按制造厂产品技术条件验收。

4.2.8断路器均压电容器试验

a）电容量应不超过铭牌值的±5%。

b）介损应不超过0.25%。

4.2.9隔离开关试验

a）隔离开关的有机材料传动杆的绝缘值：

35kV，≥3000MΩ；63～220kV，≥6000MΩ；330～500kV，≥10000MΩ。

并与出厂值比较无大差别。

b）有特殊要求的辅助开关时差特性应满足继电保护时间配合要求。

c）快速接地开关动作时间应满足产品技术条件。

d）操动机构试验：

操动机构线圈最低动作电压应符合产品技术条件；电动操动机构电动机接线端子电压在其额定电压80%～110%范围内隔离开关能可靠分、合闸。

4.2.10电流互感器试验

a）极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

b）励磁特性与出厂值和同类型产品相比应无明显差别。

c）角比差应满足计量、测量、继电保护的要求，并和铭牌值相符。

4.2.11电压互感器试验

a）极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

b）变比应与设计相符，并和铭牌值相符。

c）空载电流和励磁特性与出厂值和同类型产品相比应无明显差别。

4.2.12避雷器试验

a）直流1mA下参考电压应符合产品技术条件。

b）75%直流1mA参考电压下的泄漏电流应符合产品技术条件。

c）工频参考电流下的参考电压应符合产品技术条件。

d）放电计数器动作校验。

e）泄漏电流表应校验。

4.2.13二次回路绝缘电阻

二次回路的每一支路和断路器、隔离开关的操动机构的电源回路等，均不应小于1MΩ。

在比较潮湿的地方，可不小于0.5MΩ。

4.2.14二次回路交流耐压试验

a）试验电压为1000V。

当回路绝缘电阻值在10MΩ以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验持续时间为1min。

b）48V及以下回路可不作交流耐压试验。

c）回路中有电子元器件设备的，试验时应将插件拔出或将其两端短接。

注：

二次回路是指电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等。

4.2.15各类继电器应校验合格。

4.3验收时应提交下列资料和文件：

a）订货技术合同（或技术协议）。

b）变更设计的证明文件。

c）制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及竣工图纸等技术文件。

d）安装调整记录。

e）现场试验记录。

f）备品、备件、专用工具及测试仪器按清单移交，应齐全、无锈蚀和损伤变形。

5六氟化硫气体

5.1六氟化硫气体的质量要求

名称

指标

空气（N2+O2）

≤0.05%

四氟化碳

≤0.05%

水分

≤8PPM

酸度（以HF计）

≤0.2PPM

可水解氟化物（以HF计）

≤1.0PPM

矿物油

≤10PPM

纯度

≥99.8%

生物毒性试验

无毒

注：

表中指标为重量比值。

5.2新六氟化硫气体应具有出厂试验报告及合格证件。

5.3运到现场后，每瓶应作含水量检查，并具有合格有效的抽样全分析报告。

6真空断路器

6.1安装

6.1.1本体

a）断路器型号、参数应与设计相符。

b）支柱式断路器垂直偏差应满足产品技术条件。

c）断路器中心线应在同一直线上。

d）各部件连接螺栓紧固，连接可靠。

e）断路器基础螺栓紧固。

6.1.2本体外瓷套或合成套外表检查

a）绝缘子外表应光洁、无破损、无裂纹。

b）有效爬电距离满足污秽分布区规定要求，并要求提供实际爬电距离。

c）大小伞裙、干弧距离应满足订货技术规范书要求。

6.1.3相间距离

断路器相间距离应与设计相符。

6.1.4一次引线安装

a）引线螺栓紧固，连接可靠，接触良好，接触面应涂有电力复合脂。

b）引线松紧适当，无明显过紧过松现象。

c）相色标志正确。

6.1.5传动连杆检查

传动连杆连接销子紧固检查，螺栓应拧紧。

6.1.6整体接地

a）整体的接地体符合规程要求。

每根引下线截面应满足设计要求。

b）横梁和基础之间应有保护铜接地线，截面不小于25mm2。

6.1.7防锈

a）横梁、基座、传动连杆、轴、销、螺丝等应无锈蚀。

b）螺丝、螺母应采用热镀锌工艺处理。

6.1.8弹簧机构

a）弹簧机构内的轴、销、卡片等零部件完好。

b）机构合闸后，应能可靠地保持在合闸位置。

c）弹簧机构缓冲器的行程，应符合产品技术条件。

d）合闸弹簧储能完毕后，限位辅助开关应立即将电机电源切断。

e）合闸完毕后，辅助开关应将储能电机电源接通，储能时间满足产品技术条件，并应小于重合闸充电时间。

6.1.9机构箱

a）箱体密封条应完好。

机构箱应清洁,封堵应完好。

b）元器件应标识清楚。

c）机构箱防潮加热器完好。

d）加热器电源回路应独立，并装设空气小开关。