220kV变电站高压试验方案

乌东德施工区左岸水厂高压电气

设备试验方案

批准：.

审核：.

编写：.

2014年11月7日

一．概述

220kV变电站工程进行交接试验的高电压电气设备本期有：1号主变压器一台（1×180MVA），其中220kV部分：出线4回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、Ⅱ母线PT间隔等；110kV部分：本期3回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、ⅡPT间隔等；10kV户内包括1号主变进线柜、Ⅰ段母线PT柜、10回馈线柜、2个站用变柜、4组补偿电容器组柜、1个分段柜等；10kV户外1组1号主变出线干式电抗器，本期装设4×8Mvar补偿电容器组。

二、试验依据：

1、试验方案包括了该变电所主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验，一次高压设备的交流耐压试验、变压器局部放电试验等重大试验项目则另写方案。

2、试验依据为XX电网公司企业标准Q/GXD 126.01—2009《电力设备交

接和预防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合XX电网公司企业标准Q/GXD 126.01—2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。

3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技术

要求。

三．试验项目及要求：

1. 220kV主变压器

⑴油中溶解气体色谱分析：交接时，110kV以上的变压器，

应在注油静臵后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次，

各次无明显差异。

⑵绕组直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均

值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%。

⑶绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻换算至同一

温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。

⑷绕组连同套管的tgδ：20℃时不大于下列数值：110～220kV （20℃时）不大于0.8％；35kV（20℃时）不大于1.5%且 tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％)

⑸电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ

⑹电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地tgδ与电容量：交接时在室温下tgδ(%)不应大于规程规定及厂家要求；电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不超出±5％。⑺电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析：不超过规程要求。（厂家要求不能取油样时可以不做）

⑻变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV；注入设备前后的新油：要进行水溶性酸pH值、酸性mgKOH/g、闪点(闭口)℃、水分mg/L、界面张力(25℃)mN/m、tgδ(90℃)%、体积电阻率(90℃)Ω.m、油中含气量(体积分数) %、色谱等项目，取样后送广西中试所进行试验。

⑼绕组连同套管的交流耐压试验，高压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，中压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%, 低压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，持续时间1分钟，应无异常。

⑽铁芯及夹件绝缘电阻：与以前测试结果相比无显著差别。

⑾穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻：220kV及以上绝缘电阻一般不低于500MΩ；110kV及以下绝缘电阻一般不低于100MΩ；其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别，一般不低于10 MΩ。

⑿测量绕组连同套管的直流泄漏电流，20℃下不应大于50μA。

⒀绕组所有分接头的电压比：与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；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，但偏差不得超过±1%。

⒁校核三相变压器的组别或单相变压器极性：必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。

⒂空载电流和空载损耗：与前次试验相比无明显变化。

⒃阻抗电压和负载损耗：与前次试验相比无明显变化。

⒄绕组变形(频率响应)：与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比。

⒅绕组连同套管的局部放电试验，测量电压在1.5Um/√3-下，时间为30分钟，视在放电量不宜大于100pC。‘

⒆有载分接开关的试验和检查：按DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行。

⒇测温装臵校验及其二次回路试验：按制造厂的技术要求；密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；绝缘电阻一般不低于1 MΩ。

21气体继电器校验及其二次回路试验：1）按制造厂的技术要求；整定值符合运行规程要求，动作正确；绝缘电阻一般不低

于1 MΩ。

22压力释放器校验及其二次回路试验：动作值与铭牌值相差

应在±10%范围内或符合制造厂规定；绝缘电阻一般不低于1 M

Ω。

23整体密封检查：在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续

时间24h无渗漏。

24冷却装臵及其二次回路试验：投运后，流向、温升和声响

正常、无渗漏；强油水冷装臵的检查和试验按制造厂规定；绝

缘电阻一般不低于1 MΩ。

25套管中的电流互感器试验：互感器的变比、伏安特性、极

性及二次绕组的绝缘电阻应符合该产品的技术要求。

26全电压下的空载冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间

宜为5min，无异常现象。*（试运行时进行）

2. SF6断路器

⑴ SF6气体的湿度(20℃体积分数) ：断路器灭弧室气室交接

和大修后不大于150，运行中不大于300；其它气室交接和

大修后不大于250，运行中不大于500。

⑵ SF6气体泄漏试验：不存在明显漏点；年漏气率不大于1%

或按制造厂要求。

⑶辅助回路和控制回路绝缘电阻：绝缘电阻不低于2MΩ。

⑷耐压试验：交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试

验电压的80%；按规程的要求进行。

⑸回路和控制回路交流耐压试验：耐压试验后的绝缘电阻值

不应降低。

⑹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。（制造厂无要求时不测量，但要求提供厂家的测量报告）

⑺断路器的时间参量：在额定操作电压进行，断路器的分、

合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定；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。

⑻分、合闸电磁铁的动作电压：并联合闸脱扣器应能在其交

流额定电压的85％～110％范围或直流额定电压的80％～

110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源

电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压低至额定

值的30％或更低时不应脱扣。操作机构分、合闸电磁铁或

合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值

30%～65%之间；在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流

时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及

大于50kA时为85%)时应可靠动作；按制造厂规定。

⑼导电回路电阻：交接时的回路电阻值应符合制造厂规定。

⑽测量断路器的分、合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻，绝缘电阻不应低于10 MΩ，直流电阻与产品出厂试验值相比应

无明显差别。

⑾ SF6气体密度继电器(包括整定值)检验：按制造厂规定进行。

⑿闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装臵的动作性能：按制造厂规定进行。

3. 电容式电压互感器

⑴电压比：与铭牌标志相符；计量有要求时应测量比值差和

相位差，且符合厂家要求。

⑵中间变压器的绝缘电阻：与历次试验结果和同类型设备的

试验结果相比无显著差别；一次绕组对二次绕组及地应大于

1000MΩ，二次绕组之间及对地应大于10MΩ。

⑶中间变压器的tanδ(%)：与出厂值或初始值相比不应有显著

变化。

⑷中间变压器一、二次绕组直流电阻：与出厂值或初始值相比

不应有显著变化。（当一次绕组与分压电容器在内部连接而无

法测量时可不测）

⑸阻尼器检查：绝缘电阻应大于10MΩ；阻尼器特性检查按制

造厂要求进行。（当阻尼器在制造厂已装入中间变压器内部时可

不检查。）

⑹电容分压器极间绝缘电阻：一般不低于5000MΩ。

⑺电容分压器电容值：每节电容值偏差不超出额定值的-5%～

＋10%范围；电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期；一

相中任何两节实测电容值相差不超过5%。

⑻电容分压器tanδ(%)：应符合厂家要求。

⑼渗漏油检查：用观察法，应无油渗漏。

⑽低压端对地绝缘电阻：一般不低于100MΩ。

4．电磁式电压互感器(SF6气体绝缘)

⑴绝缘电阻：与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无显

著差别；不应低于出厂值或初始值的70％。

⑵交流耐压试验：一次绕组试验电压按规程进行；二次绕组之

间及其对外壳的工频耐压标准为2kV，可用2500V兆欧表代替持

续时间1分钟，应无异常。

⑶局部放电测量：交接时，相对地电压互感器在测量电压为

1.2Um/3时，视在放电量不大于5pC；在电压为1.0Um时(必要

时)，视在放电量不大于10pC。

⑷空载电流和励磁特性：在额定电压下，空载电流与出厂值比

较无明显差别；空载电流的增量不应大于出厂试验值的10%。

⑸联接组别和极性：与铭牌和端子标志相符。

⑹电压比：与铭牌标志相符。

⑺绕组直流电阻测量：与初始值或出厂值相比较，应无明显差

别。

⑻SF6电压互感器气体的湿度：交接时和大修后不大于250。

⑼SF6电压互感器气体的成分分析：交接时和大修后只测量纯

度，要求≥99.8%。（110kV以上）

⑽SF6电压互感器气体泄漏试验：无明显漏点；年漏气率不大于

1%。

5．金属氧化锌避雷器

⑴绝缘电阻：不低于2500MΩ。

⑵直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流：不得低于GB11032

规定值；U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大

于±5%；0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA。

⑶运行电压下的交流泄漏电流：测量运行电压下全电流、阻性

电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化。

⑷工频参考电流下的工频参考电压：应符合GB11032或制造厂规

定。

⑸底座绝缘电阻：不小于5MΩ。

⑹检查放电计数器动作情况：测试3?5次，均应正常动作。

6. 隔离开关

⑴二次回路的绝缘电阻：交接时不应低于10MΩ。

⑵交流耐压试验：试验电压按规程进行；在交流耐压试验前、

后应测量绝缘电阻；耐压后的阻值不得降低。

⑶二次回路交流耐压试验：试验电压为2kV；可用2500V兆欧

表代替。

⑷电动操作机构线圈的最低动作电压：电动机操动机构在其额

定操作电压的80％～110％范围内分、合闸动作应可靠；最低动

作电压一般在操作电源额定电压的30％?80％范围内。

⑸导电回路电阻测量：交接时应符合制造厂规定。

⑹操动机构的动作情况：电动操动结构在额定操作电压下分、

合闸5次，动作应正常；手动操作机构操作时灵活，无卡涩；

闭锁装臵应可靠。

7. SF6电流互感器

⑴绕组的绝缘电阻：一次绕组对二次绕组及地、各二次绕组间

及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变

化。一般不低于出厂值或初始值的70％。

⑵局部放电试验：交接时，在电压为1.2Um/3时，视在放电量

不大于5pC；在电压为1.0Um时(必要时)，视在放电量不大于

10pC 。运行中，在电压为1.2Um/3时，视在放电量不大于20pC。

⑶极性检查：与铭牌标志相符合。

⑷交流耐压试验：交接试验：a.老练试验：预加1.1倍设备额

定相对地电压10分钟，然后降至0；施加1.0倍设备额定相对

地电压5分钟，接着升至设备额定电压3分钟，然后降至0；b.

老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验

值的90%；补气较多时(表压小于0.2MPa)，应进行工频耐压试

验，试验电压为出厂值的80?90%。

⑸各分接头的变比检查：与铭牌标志相符合；交接时的比值差

和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定。

⑹校核励磁特性曲线：与同类互感器特性曲线或制造厂提供的

特性曲线相比较，应无明显差别；多抽头电流互感器可在使用

抽头或最大抽头测量。（继电保护有要求时进行）

⑺绕组直流电阻：与出厂值或初始值比较，应无明显差别。（包

括一次及二次绕组）

⑻SF6电流互感器气体的湿度：交接时和大修后不大于250。

⑼SF6电流互感器气体泄漏试验：无明显漏点；年漏气率不大于

1%。

⑽气体密度继电器和压力表检查：参照厂家规定。

8．10kV干式电流互感器

⑴绕组及末屏绝缘电阻：一次绕组对二次绕组及地、各二次绕

组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显

著变化。一般不低于出厂值或初始值的70％，电容型电流互感

器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ。

⑵tgδ及电容量(35kV及以上)：主绝缘tgδ(%)不应大于1.0，

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过

±5%时应查明原因，交接试验时应测量末屏对地tgδ及电容

量，tgδ值不大于2%。

⑶极性检查：与铭牌标志相符合。

⑷交流耐压：一次按出厂试验电压的80%至90%进行；二次绕组

之间及对外壳的工频耐压试验电压为2kV，可用2500V兆欧表代

替。

⑸各分接头的变比检查：与铭牌标志相符合；交接时的比值差

和相位差与制造厂试验值比较应无明显变化，并符合等级规定。

⑹校核励磁特性曲线：与同类互感器特性曲线或制造厂提供的

特性曲线相比较，应无明显差别；多抽头电流互感器可在使用

抽头或最大抽头测量。（继电保护有要求时进行）

⑺绕组直流电阻：与出厂值或初始值比较，应无明显差别。（包

括一次及二次绕组）

9．10kV干式电抗器

⑴绕组绝缘电阻：一般不低于1000 MΩ(20℃) 。

⑵绕组直流电阻：三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4%；

与上次测量值相差不大于2%。

⑶电抗(或电感)值：与出厂值比较不大于5％。

⑷绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压：干式空心电抗

器只需对绝缘支架进行试验，试验电压同支柱绝缘子。

10.10kV电力电缆

⑴电缆主绝缘的绝缘电阻，与历次试验结果和同类型电缆试验结

果相比无显著差别，一般大于1000MΩ。

⑵电缆外护套绝缘电阻，每千米绝缘电阻值不低于0.5MΩ。

⑶电缆内衬层绝缘电阻，每千米绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。

⑷铜屏蔽层电阻和导体电阻比，当电阻比与投运前相比增大

时，表明铜屏蔽层的直流电阻增大，铜屏蔽层有可能被腐

蚀；当该比值与投运前相比减小时，表明附件中的导体连

接点的接触电阻有增大的可能。数据自行规定。

⑸外护套直流耐压试验交接时2.5kV，可用2500V兆欧表代替，

持续时间1分钟，应无异常。

⑹相位检查与电网相位一致。

⑺电缆主绝缘耐压试验采用交流耐压，持续时间1分钟，应无异

常。

11． 10kV所用变压器

⑴绕组直流电阻：1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的

差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不

应大于平均值的1%；1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不

大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%；与以前相

同部位测得值比较，其变化不应大于2%。

⑵绕组绝缘电阻：绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试

结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。

⑶绕组连同套管的tanδ（%）：不大于1.5%；tgδ值与出厂试

验值或历年的数值比较不应有显著变化。

⑷穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等

的绝缘电阻：与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别，一

般不低于10 MΩ。（吊罩检查时）

⑸绕组连同套管的交流耐压试验：按出厂试验电压值的0.85倍；

持续时间1min，无异常。

⑹铁芯及夹件绝缘电阻：与以前测试结果相比无显著差别。（吊

罩检查时）

⑺绕组所有分接头的电压比：各相分接头的电压比与铭牌数据

相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；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，但偏差不得超过±1%。

⑻校核三相变压器的组别或单相变压器极性：必须与变压器铭

牌和顶盖上的端子标志相一致。

⑼空载电流和空载损耗：与前次试验相比无明显变化。

⑽阻抗电压和负载损耗：与前次试验相比无明显变化。

12．10kV电容器

⑴极对壳绝缘电阻：一般不低于2000MΩ。

⑵电容值：每节电容值偏差不超出额定值的-5%～＋10%范围；

⑶tanδ（%）：符合厂家要求和规程要求。

⑷渗漏油检查：用观察法，应无渗漏。

⑸低压端对地绝缘电阻：一般不低于100MΩ。

13．悬式绝缘子及棒式绝缘子

⑴测量绝缘电阻；采用2500kV兆欧表，按同批产品数量10％进行

抽查，绝缘电阻不应低于300MΩ。

⑵工频耐压试验，每片试验电压55kV，持续时间1分钟，应无异

常。

⑶棒式绝缘子的交流耐压按规程要求连同管母和隔离开关一起进

行。

14．10kV真空断路器

⑴绝缘电阻：断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于

1200MΩ；整体绝缘电阻不低于出厂值要求。

⑵交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口)：断路器在分、

合闸状态下分别进行，试验电压为38kV。

⑶辅助回路和控制回路交流耐压试验：试验电压为2kV，可用2500V

兆欧表代替。

⑷导电回路电阻：用直流压降法测量，电流不小于100A，其测量

值应符合厂家的技术要求。

⑸断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，

合闸时的弹跳过程：1)分、合闸时间，分、合闸同期性和触头开

距应符合制造厂规定；2)合闸时触头的弹跳时间不应大于2ms。

⑹操作机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压：

（7)并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110％范围或

直流额定电压的80％～110％范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应

能在其额定电源电压的65％～120％范围内可靠动作，当电源电压

低至额定值的30％或更低时不应脱扣。

（8)操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压

应在操作电压额定值的30%?65%之间。

（9)在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为额定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作。

（10）合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻：

（11) 绝缘电阻：交接时不应小于10MΩ，运行时不应小于2MΩ

（12)直流电阻应符合制造厂规定

（13）检查动触头上的软连接夹片有无松动：应无松动。

（14）灭弧室的触头开距及超行程，应符合制造厂规定。

15. 10kV电磁式电压互感器(固体绝缘)

1．绝缘电阻：与历次试验结果和同类设备的试验结果相比无显著差别，不应低于出厂值或初始值的70％。

2.交流耐压试验：一次绕组试验电压按附录G；二次绕组之间及其对

外壳的工频耐压标准为2kV，可用2500V兆欧表代替；全部更换绕组绝缘后按出厂值进行。

3. 空载电流和励磁特性：在额定电压下，空载电流与出厂值比较

无明显差别；在下列试验电压下，空载电流的增量不应大于出厂

试验值的10%：中性点非有效接地系统 1.9Un/3，中性点接地系

统 1.5Un/3。

4. 联接组别和极性：与铭牌和端子标志相符。

5.电压比：与铭牌标志相符。

6.绕组直流电阻测量：与初始值或出厂值相比较，应无明显差别。16．一般母线

⑴绝缘电阻：110kV不应低于10000 MΩ；220kV不应低于

20000MΩ.

⑵交流耐压试验：按试验规程要求进行，可连同设备耐压一起进

行。

17．接地装臵

⑴有效接地系统的电力设备的接地电阻：1）R≤2000/I或R≤0.5

Ω(当I＞4000A时)式中I－经接地网流入地中的短路电流，A；R

－考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω

2）在高土壤电阻率地区，接地电阻如按规定值要求，在技术经济

上极不合理时，允许有较大的数值但不得大于5Ω，且必须采取措

施以保证发生接地时，在该接地网上：

a)接触电压和跨步电压均不超过允许的数值

b)不发生高电位引外和低电位引内

3）按照设计规定要求。

⑵独立避雷针(线)的接地电阻：不宜大于10Ω。

四.人员组织

设置工作负责人1名；安全负责人1名；试验人员若干。

五、危险点分析及控制措施

1、施工人员高压触电

防范措施：认真执行《电业安全作业规程》、《电力建设工程安全规程》的有关安全

规定。布置作业前，将测试设备与其它设备前后以明显的标志分开，做好隔离措施，即

在工作地点设置安全围栏和安全标志牌，如：“止步，高压危险”标志牌。

2、施工电源误接，防止短路和触电。

防范措施：

施工电源接线时应在工作负责人的监督下，接在专用的检修施工电源箱。施工电源应设有漏电空开。

3、高空作业坠落

防范措施：高空作业应系好安全带。

4、工作负责人应作好在现场的交底和监督。

六、安全及环境保护措施：

1、试验人员严格执行监护制度，工作时必须遵守高压试验的安全规定。

2、参加高压试验的人员必须具有高压试验专业知识,熟识试验设备和试品,熟悉并遵守《电业安全工作规程》。

3、在试验设备与其它设备间装设安全围栏，并悬挂“止步，高压危险！”标示牌。

4、试验工作前应设专人监护，并对全体施工人员进行安全、技术交底。

5、所有短路、接地和引线都应有足够的截面，且连接牢靠,特别是短高压线路的测试，

应加大末端短接线的截面积，减小短路、接地线导线阻抗对测量结果的影响。

6、测试人员进行高处作业时，必须遵守高处作业的有关规定，戴好安全帽，扎好安

全带，施工中所用的梯子要架在坚实的地上，并加以固定，防止滑倒和倾斜。

7、试验人员应详细阅读试验方案及试验设备说明书，了解有关本工作的专业知识。

8、试验人员严格按试验程序要求进行操作。

9、施工机具必须安全可靠，满足施工要求，所使用机械要对其性能进行全面检查合格

后方可使用。

10、现场施工负责人应时刻注意观察高空作业人员的精神状态，严防疲劳作业。

11、工作范围只限于围栏内，不得随意走动，不得走错间隔，不得碰及与本工作无关的

设备。

12、在进行高压试验时,应在试验区周围设置遮拦,向外悬挂适当数量的警告标示牌,并设

专人监视。

13、试验设备及试品外壳必须可靠接地。

14、每次试验开始前，试验负责人应对所有试验人员详细布置试验任务和交代安全措施。

15、试验装置的电源开关应有明显的断开点。

16、高压试验加压前，试验负责人必须检查接线是否正确，调压器应在零位。

17、试验结束或试验过程中需更改接线，必须降压至零并断开电源，对高压设备和试品充分放电并可靠接地。

18、当天的工作结束时，应及时将现场清理干净，做到“工完、料尽、场地清”，

不得破坏施工现场的植草。

110KV变电站调试送电方案

一、简介 降压站的设计规模为：110KV系统3回路进线，3回路出线，主变压器3×75MVA；35KV系统分3段，3回路进线，18回路出线；10KV系统分3段，6回路进线，60回路出线，无功补偿电容系统为3×7500Kvar,该变电所分二期建设，第一期为：110KV系统2回路进线，2回路出线，主变压器为2×75MVA；35KV系统为二段，2回路进线，10回路出线；10KV系统为2段，4回路进线，40回路出线；无功补偿电容系统为2段，2×7500Kvar。 变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267平方米，其中主建筑面积为2533平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、35KV、10KV、主变压器系统的保护均采用公司生产的F35系列继电器、T60变压器管理继电器进行保护，YCPM—2000综合自动控制系统。设计院完成，安装、调试由完成。监理单位公司第一监理部。 二、保护设备 保护设备：F35复馈线管理继电器、T60变压器管理继电器、YCPM—2000，其自动控制系统的主要功能如下： 1、F35是UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供5组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。 保护功能包括：相、中性线和接地过流，相低电压和低周电压，还包

110kV变电站调试送电方案

XXXXXXXXXXXX110KV变电站系统调试送电方案

目录 一、简介 二、110KV系统调试 三、主变压器调试 四、10KV系统调试 五、110KV、10KV主变压器保护试验 六、110KV、10KV主变压器系统受电

一、变电站简介 建设规模： 本次新建的XXXXXXX110kV变电站作为企业用电的末端站考虑。 主变压器：容量为2×16MVA，电压等级110/10.5kV。 110kV侧：电气主接线规划为双母线接线；110kV出线规划8回。 10kV侧：电气主接线按单母线分段设计，10kV出线规划39回。 10kV无功补偿装置：电容器最终按每台主变容量的30％进行配置，每台主变按4800kvar，分别接在10kV的两段母线上。 中性点：110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点经过消弧线圈接地设计。 变电站总体规划按最终规模布置。 变电所位于电石厂区，其中占地面积1065平方米，主建筑面积为1473平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用新疆升晟变压器股份公司生产的两圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（GIS），10KV设备选用四达电控有限公司生产的绝缘金属铠装封闭式开关柜。110KV主接线为双母线、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、10KV、主变压器系统的保护均采用南瑞继保公司生产的继电器保护综合自动控制系统。由昌吉电力设计院完成设计、安装、调试。由山东天昊工程项目管理有限公司负责现场监理。 二、 110KV系统调试 110KV系统(图1)设备经过正确的安装后，应做如下的检查和测试： 1、外观检查：装配状态，零件松动情况，接地端子配置，气体管路和电缆台架有无损坏等。

某110KV变电站试验方案

XXIIOkV变电站新建工程交接试验方案 批准________________ 审核________________ 编制_______________

2015年11月 XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XXIIOkV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1 ）主变规模：最终 2 X 10MVA，本期2 X 10MVA。 2）出线： 110kV :最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV :最终出线4回，本期2回。 10kV :最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。

高压试验方案 1、110kV主变试验方案： (1)、编制依据 1.1 GB50150 —2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1绝缘电阻及吸收比试验 2.2直流电阻试验 2.3接线组别及电压比试验 2.4介质损耗tg 3及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6绝缘油试验 2.7有载调压切装置的检查和试验 2.8额定电压下的冲击合闸试验 2.9检查相位 2.10交流耐压试验 2.11绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施

3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题； 3.2试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； （4）、试验现场的技术措施 4.1变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好， 引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3电流互感器二次严禁开路。 4.4套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险” 标示牌。 （5）、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1交接试验所需仪器及设备材料：

110kV变电站调试方案

110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂

广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14

一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500k V送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（W HS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单； 1.13、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂

XX110KV变电站试验方案

XX110kV变电站新建工程交接试验方案 批准 审核 编制 2015年11月

XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XX110kV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1）主变规模：最终2×10MVA，本期2×10MVA。 2）出线： 110kV：最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV：最终出线4回，本期2回。 10kV：最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。

高压试验方案 1、110kV主变试验方案: (1)、编制依据 1.1 GB50150－2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。 1.2 《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4 出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1 绝缘电阻及吸收比试验 2.2 直流电阻试验 2.3 接线组别及电压比试验 2.4 介质损耗tgδ及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6 绝缘油试验 2.7 有载调压切装置的检查和试验 2.8 额定电压下的冲击合闸试验 2.9 检查相位 2.10 交流耐压试验 2.11 绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施 3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题；

3.2 试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3 试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； (4)、试验现场的技术措施 4.1 变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2 断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好，引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3 电流互感器二次严禁开路。 4.4 套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6 在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险”标示牌。 (5)、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1 交接试验所需仪器及设备材料：

变电站试验和运维方案说明

35KV 变电站运行维护实施方案 一、说明： 1.1 编写依据：本方案包含变电站试验和运维方案两部分，因缺乏明确指导性的变电站电压等级、容量、系统设备配置、数量等信息，故在内容上使用通用性的标准，本方案仅供参考，具体需以现场实际情况为准进行进一步的修订和完善。 1.2 参考标准： 变电站电气一次和二次图纸 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GBJ50150-2006 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GBJ50168-2006 《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GBJ50171-92 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GBJ50254-96 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GBJ50169-2006 《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-90 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GBJ50168-92 《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-88

二、运行维护管理的主要工作范围： 2.1 运行中的日常巡视检查；相关数据、参数、设备运行状况的记录及汇报。 2.2 设备运行中出现的隐患、缺陷等异常情况的记录、汇报和处理。 2.3 设备出现故障或停运时的检修；计划中的检查性检修；突发性情况下的抢修。 2.4 检修或停运时对设备做各项对应性的试验、周期性试验。 三、运行维护工作的详细内容：其中包括运行中的日常检查和巡视、检修中检查项目和处理、停电和不停电时的消缺处理以及相应的周期计划。 3.1 一次主设备 3.1.1 变压器。充油电抗器呼吸器硅胶应定期检查，发现受潮或变色时应及时晾晒或更换；母线桥热缩检查等工作，接点检查，设备传动试验，示温腊片的粘贴等工作，结合设备停电工作进行。 3.1.2 设备接点的红外线测温工作，严格按照《红外线测温管理办法》执行。35KV 站每半年至少一次；每年7 月对站内设备接点进行红外线成像一次；新投运带负荷的变电站第一个月内进行一次同时，根据大负荷出现的时间特点应适当增加测温次数；发现接点发热时，缩短巡视周期，依据 负荷、温度变化跟踪测温，并做好记录 3.1.3 罐式断路器、端子箱、机构箱内的防潮及封堵设施定期维护、检查，根据防潮需要及时开启。端子箱、机构箱、通风控制箱定期清理，确保干净整洁，箱门轴润滑每季进行一次；变压器本体蛇皮

110kV变电站调试方案

调试方案 批准： 审核： 编写：古成桂 广东鸿安送变电工程有限公司

2013年1月

目录 一、编制依据及工程概况 ----- ------- ------- - --------- -- --- --- 2 三、施工现场组织机构 ------- --------- ------- - --------- --------- --- 3 四、工期及施工进度计划 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 3 五、质量管理--- ------ - --------- --------- ------- - --------- --------- --- 4 六、安全管理--- ------ - --------- --------- ------- ------- --- --------- --- 11 七、环境保护及文明施工 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 14

一、编制依据及工程概况： 1 、编制依据 1.1 、本工程施工图纸； 1.2 、设备技术文件和施工图纸； 1.3 、有关工程的协议、合同、文件； 1.4 、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1. 5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007 版； 1. 6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1. 7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8 、《工程建设标准强制性条文》； 1.9 、《110kV ~500 kV 送变电工程质量检验及评定标准》； 1.1 0、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准 （WHS）； 1.1 1 、现场情况调查资料； 1.1 2 、设备清册和材料清单； 1. 13、电气设备交接试验标准GB5 015 0－2006； 1. 14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/ T995- 2006； 1.1 5、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.1 6、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.1 7、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.1 8、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2 、工程概况： 110kV 变电站为一新建户内GI S 变电站。 110kV 变电站一次系统110kV 系统采用单母线分段接线方式，本期共 2 台主变、2 回出线，均为电缆出线；10 kV 系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设I、U段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入I段母线，带10k V出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变

110KV变电站检修作业施工方案

110KV变电站检修作业施工方案 第一部分主变吊芯检修及试验方案 本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。 一、编制依据： 1、GBJ148-90《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施 工及验收规范》。 2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） 3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分） 5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范 8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。 二、吊芯检修环境的选择： 变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开始放油时开始。空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。调压切换装置的检查调整的露空时间如下表： 三、安全质量保证措施： 1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。 2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手

110kv变电站施工组织设计方案(完整版)

施工组织设计 批准： 审查： 校核： 编写：

3.1 工程概况 ** 水利枢纽施工供电110kv 变电站工程是为满足** 水利枢纽工程施工用电而建设，该项目位于枢纽** 大桥左侧下游约200m 处。施工变电站的110kv 进线接于** 地区东笋变，施工变电站建成投产后，将枢纽右岸已建成的35kv 临时变电站设备搬迁至施工变电站合并运行，35kv 线路延伸过江进110kv 施工变作为枢纽施工保安电源。 本工程主要工程项目有： （1）35kv 施工供电备用线路工程； （2）110kv 施工供电线路工程； （3）110kv 施工变电站土建及安装工程； 3.2 施工布署 3.2.1 工程质量目标 满足国家或电力施工验收规范，做到：土建分项工程和单位工程合格率100%，优良率85%以上；电气设备安装工程合格率100％，优良率90％以上；整项工程质量等级达到优良。 3.2.2 工期目标 按招标范围的施工图纸工程内容及招标文件要求，计划总工期210 日历天。 3.2.3 安全目标 群伤群亡事故为零；

重大设备事故为零； 重大火灾事故为零； 轻伤事故率控制在5‰ 以内。 3.2.4 工程主要施工负责人简介 施工主要负责人简介见第二章中“ 2.4 拟投入本工作的主要人员表”。

3.2.5 施工工序总体安排 本工程的施工是在场地平整工作完成后进行。施工队伍进场后，先按施工总平面图 布置临时设施，并按平面布置要求对站内的主控楼基础和排水系统及110kv 线路工程进行施工，在主控楼基础和排水系统完成后即安排主控楼主体工程、设备基础、电缆沟、构 架基础等施工；最后进行电气设备安装及站内各附属设施的施工。110kv 施工变电所建成投产后，即进行35kv 临时变电站搬迁工作。在土建施工过程中安排电气预埋、接地等交 叉作业。 3.3 施工进度计划 根椐招标文件要求，本工程计划2001 年5 月25 日开工，2001 年12 月20 日完工，总日历工期210 天，详细的施工进度见《** 水利枢纽施工供电110KV 输变电工程施工进度横道图》。

变电站工程调试大纲

220kV变电站工程调试大纲

签字栏批准: 审核: 编制:

目录 第一章编制目的和依据 (1) 第二章工程概况 (2) 第三章人员及仪器仪表配备 (5) 第四章职业健康安全和环境管理 (8) 第五章质量管理 (18) 第六章进度管理 (22) 第七章施工现场管理 (24) 第八章调试工作内容 (25)

第一章编制目的和依据 一、编制目的 为了使调试施工管理人员及调试人员明确本工程的工程规模、工程特点、工作范围、工程的安全健康与环境目标、质量目标、进度目标，安全、优质高效的完成本工程调试工作，特编制本大纲。 二、编制依据 1、相关的法律法规（见《2015年适用法律法规清单》） 2、国家标准： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006； 《工程建设施工企业质量管理规范》 GB/T 50430-2007； 《职业健康安全管理体系实施指南》 GB/T 28002-2011等。 3、行业标准： 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T 995-2006； 《微机变压器保护装置通用技术条件》DL/T 770—2012； 《继电保护微机型试验装置技术条件》DL/T 624-2010 ； 《电力安全工作规程》（变电所部分）DL 等. 4、企业标准及相关文件 国家电网公司建设安全工作规程（变电部分）Q/GDW 665-2011 《电力系统继电保护规定汇编第三版》（中国电力出版社 2014年）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明》 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及编制释义 《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》 调试各专业《作业指导书》； 设计图纸； 产品说明书、试验报告及厂家技术资料等。

220kV变电站高压试验方案

乌东德施工区左岸水厂高压电气 设备试验方案 $ > 批准：. 审核：. | 编写：. ~ 2014年11月7日 ;

一．概述 220kV变电站工程进行交接试验的高电压电气设备本期有：1号主变压器一台（1×180MVA），其中220kV部分：出线4回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、Ⅱ母线PT间隔等；110kV部分：本期3回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、ⅡPT间隔等；10kV户内包括1号主变进线柜、Ⅰ段母线PT柜、10回馈线柜、2个站用变柜、4组补偿电容器组柜、1个分段柜等；10kV户外1组1号主变出线干式电抗器，本期装设4×8Mvar补偿电容器组。 二、试验依据： 1、试验方案包括了该变电所主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验，一次高压设备的交流耐压试验、变压器局部放电试验等重大试验项目则另写方案。 2、试验依据为XX电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和预 防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合XX 电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。 ， 3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技术 要求。 三．试验项目及要求： 1. 220kV主变压器 ⑴油中溶解气体色谱分析：交接时，110kV以上的变压器， 应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次， 各次无明显差异。 ⑵绕组直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均

值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%。 ⑶绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。 ⑷绕组连同套管的tgδ：20℃时不大于下列数值：110～220kV （20℃时）不大于％；35kV（20℃时）不大于%且tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％) ⑸电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ ⑹！ tgδ与电容量：交⑺电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地 接时在室温下tgδ(%)不应大于规程规定及厂家要求；电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不超出±5％。 ⑻电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析：不超过规程要求。（厂家要求不能取油样时可以不做） ⑼变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV；注入设备前后的新油：要进行水溶性酸pH值、酸性mgKOH/g、闪点(闭口)℃、水分mg/L、界面张力(25℃)mN/m、tgδ(90℃)%、体积电阻率(90℃)Ω.m、油中含气量(体积分数) %、色谱等项目，取样后送广西中试所进行试验。 ⑽绕组连同套管的交流耐压试验，高压绕组按中性点绕组出厂

变电站试验及运维方案

35KV变电站运行维护实施方案 一、说明： 1.1编写依据： 本方案包含变电站试验和运维方案两部分，因缺乏明确指导性的变电站电压等级、容量、系统设备配置、数量等信息，故在内容上使用通用性的标准，本方案仅供参考，具体需以现场实际情况为准进行进一步的修订和完善。 1.2参考标准： 变电站电气一次和二次图纸 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GBJ50150-2006 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GBJ50168-2006 《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GBJ50171-92 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GBJ50254-96 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GBJ50169-2006 《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-90 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GBJ50168-92 《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-88 二、运行维护管理的主要工作范围： 2.1运行中的日常巡视检查；相关数据、参数、设备运行状况的记录及汇报。 2.2设备运行中出现的隐患、缺陷等异常情况的记录、汇报和处理。 2.3设备出现故障或停运时的检修；计划中的检查性检修；突发性情况下的抢修。 2.4检修或停运时对设备做各项对应性的试验、周期性试验。 三、运行维护工作的详细内容： 其中包括运行中的日常检查和巡视、检修中检查项目和处理、停电和不

停电时的消缺处理以及相应的周期计划。 3.1一次主设备 3.1.1变压器。充油电抗器呼吸器硅胶应定期检查，发现受潮或变色时应及时晾晒或更换；母线桥热缩检查等工作，接点检查，设备传动试验，示温腊片的粘贴等工作，结合设备停电工作进行。 3.1.2设备接点的红外线测温工作，严格按照《红外线测温管理办法》执行。35KV站每半年至少一次；每年7月对站内设备接点进行红外线成像一次；新投运带负荷的变电站第一个月内进行一次同时，根据大负荷出现的时间特点应适当增加测温次数；发现接点发热时，缩短巡视周期，依据负荷、温度变化跟踪测温，并做好记录。 3.1.3罐式断路器、端子箱、机构箱内的防潮及封堵设施定期维护、检查，根据防潮需要及时开启。端子箱、机构箱、通风控制箱定期清理，确保干净整洁，箱门轴润滑每季进行一次；变压器本体蛇皮管、端子箱、机构箱、接地引下线除锈、防腐补漆每半年检查完善一次。 3.1.4通风冷却回路、加热防潮回路、合闸回路电源及切除投入功能检查消缺（电机检修除外）、合闸保险完好性检查每月一次。未安装自动控制装置者，运行人员应根据气温和负荷状况，及时投撤通风冷却装置，定期投撤备用冷却装置。 3.1.5压缩空气系统得到排污与放水，每周一次。 3.1.6隔离刀闸的拉合试验，防误闭锁的功能试验结合设备停电工作进行。 3.1.7端子箱、机构箱在根据气候允许的条件上，做好通风晾晒工作。 3.1.8充油设备渗漏油油迹处理，每周一次。 3.1.9变电站主变、站用变、YH等设备的定期轮换每半年一次。变电站照明（包括探照灯、事故照明、应急灯等）每周至少检查一次，开关柜内的照明灯泡的更换结合设备停电进行。放到设施的检查、维护每月进行一次。 3.1.10一次设备的清扫工作必须按照防污闪工作规定的要求，每三年至少清扫一次，喷涂RTV长效涂料地原则上不进行清扫。无功补偿设备每季清扫、检查一次。 3.2二次设备 3.2.1继电保护及安全自动装置的传动试验结合有关一次设备停电工作进行。 3.2.2变电站中央信号系统的光字和音响信号必须每天进行检测（集控站除外）。 3.2.3配有高频保护的变电站，高频通道检测每日进行一次（无人值班

110kV变电站新建工程调试方案

成都地铁4#线110kV变电站工程 调试方案 批准： 审核： 编写: 中国水利水电第七工程局有限公司

安装分局电气试验室 206年7月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14

一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《工程建设标准强制性条文》； 1.8、《110kV～500kV送变电工程质量检验及评定标准》； 1.9、设备清册和材料清单； 1.10、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.11、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.12、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.13、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.14、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入Ⅰ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变变低单臂接入Ⅱ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台，消弧线圈1组，母线设备1组。 110kV变电站二次系统由北京四方继保自动化股份有限公司生产，站内二次设备由微机监控系统、继电保护装置、直流系统及电能计量系统

220kV变电站高压试验方案

220k V变电站高压试 验方案 -CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN

乌东德施工区左岸水厂高压电气 设备试验方案 批准： . 审核： . 编写： . 2014年11月7日

一．概述 220kV变电站工程进行交接试验的高电压电气设备本期有：1号主变压器一台（1×180MVA），其中220kV部分：出线4回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、Ⅱ母线PT间隔等；110kV部分：本期3 回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、ⅡPT间隔等；10kV户内包括1号主变进线柜、Ⅰ段母线PT柜、10回馈线柜、2个站用变柜、4组补偿电容器组柜、1个分段柜等；10kV户外1组1号主变出线干式电抗器，本期装设4×8Mvar补偿电容器组。 二、试验依据： 1、试验方案包括了该变电所主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验，一次高压设备的交流耐压试验、变压器局部放电试验等重大试验项目则另写方案。 2、试验依据为XX电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和 预防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合XX电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。 3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技 术要求。 三．试验项目及要求： 1. 220kV主变压器 ⑴油中溶解气体色谱分析：交接时，110kV以上的变压器， 应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次， 各次无明显差异。

⑵绕组直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%。 ⑶绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。 ⑷绕组连同套管的tgδ：20℃时不大于下列数值：110～220kV（20℃时）不大于％；35kV（20℃时）不大于 %且tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％) ⑸电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ ⑹电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地tgδ与电容量：交接时在室温下tgδ(%)不应大于规程规定及厂家要求；电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不超出±5％。 ⑺电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析：不超过规程要求。（厂家要求不能取油样时可以不做） ⑻变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV；注入设备前后的新油：要进行水溶性酸pH值、酸性mgKOH/g、闪点(闭口)℃、水分 mg/L、界面张力(25℃)mN/m、tgδ(90℃)%、体积电阻率(90℃)Ω.m、油中含气量(体积分数) %、色谱等项目，取样后送广西中试所进行试验。 ⑼绕组连同套管的交流耐压试验，高压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，中压绕组按中性点绕组出厂试验电压值

110KV变电所检修措施方案

恒源煤电股份钱营孜煤矿 技术安全措施 工程名称：110kV变电所日常检修 编制单位：动力物资保障部 编号： QYZDLB2015-04 持有单位：动力物资保障部机电队 编制时间： 2015年1月20日

编审会签记录

110kV变电所日常检修安全技术措施 一、概述 110kV变电所现运行110kVGIS设备、两台主变、52台10kV开关柜、两套MSVC磁控式动补设备，在日常检修工作中，需要变电工与电修工对设备进行维护保养。 为确保全矿供电系统正常运转，由动力部机电队负责对110kV设备进行日常检修维护。为保障日常检修的安全和质量，结合部门安排及设备运转实际情况特制定本安全技术措施。 施工地点：110kV变电所 二、施工人员组织 施工负责人：倪发 安全负责人：刚 技术负责人：黄飞王珂琰 现场负责人：每班工作安排指定人员 四、施工容 （一）GIS设备 1、日检项目 1)巡查记录GIS室34块气室压力表指示。 2)巡查各汇控柜报警信号指示。 3)巡查进线汇控柜带电显示仪。 2、定期检修项目 1）每季度检查、紧固各汇控柜二次控制线、接地螺栓。

2）每季度检查各汇控柜部元器件完好。 3）每月检查各汇控柜电缆孔洞封堵情况。 4）每月清理GIS设备表面卫生。 （二）主变 1、日检项目 1）巡查主变的油温、油位及运行声。 2）变压器油路连接处是否渗油，干燥剂是否变色，若变为粉红，要及时更换。 3）有载调压档位变化以及开关仪表指示等情况。 4）目测高低压套管瓷瓶的完好，铜接线端子是否有放电现象。 2、定期检修项目 1）每半年对主变进行一次停电检修。清理套管表面积尘，检查瓦斯继电器油位，打开套管、油枕、有载开关及瓦斯继电器放气阀，排出多余气体，紧固主变本体高低压铜接线螺栓，使用吊车对架空线路Ｔ型线卡以及穿墙瓷瓶线卡螺栓进行紧固。 2）每季度对有载调压开关部变压器油取样检验，发现不合格，及时更换。 3）每三年申请有资质单位，进行主变本体试验，检验变压器油是否合格。主变本体检验项目主要包括直流电阻、耐压性能、泄漏电流等技术指标。变压器油试验项目主要有耐压、水分测试、闪点等。4）主变本体附属元件出现不完好，应按照措施审批流程，对主变停电更换损坏部件。

110kV变电站_3主变压器启动送电方案

编号： 110kV#3主变扩建工程 #3主变压器启动送电方案 编制单位：

110kV#3主变扩建工程 #3主变压器启动送电方案 批准（启委会） 调度机构（省中调） 批准： 审核： 运行单位（） 批准： 审核： 建设单位（） 批准： 审核： 编制单位（） 批准： 审核： 编制： 印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会 海南电网电力调度控制中心，供电局 送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司

目录

一、工程概况 1、建设规模： 本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV 电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。 2、电气主接线方式： 110kV采用单母线分段接线方式。 10kV采用三分段母线接线方式。 110kV配电装置采用户内GIS布置方式。 3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。 二、启动范围 (一)启动范围 1、#3主变压器； 2、10kV III段母线； 3、#3接地变消弧线圈成套装置。 4、#3电容器组。

kV变电站交流耐压试验的技术方案

BPXZ-HT-200kVA/200kV一体式变频串联谐振升压装置 一、被试品对象及试验要求 1、110kV变电站交流耐压试验，试验频率为30-300Hz,试验电压≤200kV。 二、工作环境 1.环境温度：－150C–40 0C; 2.相对湿度：≤90%RH; 3.海拔高度: ≤2500米； 4.车载式：依维柯三排座工程车； 三、装置主要技术参数及功能 1.额定容量：200kV A； 2.输入电源：单相220V电压，频率为50Hz； 3.额定电压：200kV； 4.额定电流：1A 5.工作频率：30-300Hz； 6.波形畸变率：输出电压波形畸变率≤1%； 7.工作时间：额定负载下允许连续5min；过压1.1倍1分钟； 8.温升：额定负载下连续运行5min后温升≤65K； 9.品质因素：装置自身Q≥30(f=45Hz)； 10.保护功能：对被试品具有过流、过压及试品闪络保护(详见变频电源部分)； 11.测量精度：系统有效值1.5级； 12.可实现以下功能 1)自动试验时,自动跟踪系统的谐振状态,当谐振状态发生变化,超过设置的区域时, 系统自动跟踪谐振点.在整个过程中保证系统工作在最优出力状态，调频时绘制频 率电压曲线。 2)耐压时自动跟踪电压,电压正常波动时自动调整电压到目标电压,异常波动时提示 用户电压异常波动,由用户根据试验情况进行操作 3)全压输出保护：在调压过程中，严格保证变频电源不会全电压输出 4)软件经过严格模拟运行检验，运行安全、稳定、可靠，变频器系统参数设置中有 外接分压器变比参数设置。 5)液晶显示屏可显示电源电压和电流；高压输出的频率、电压 6)保护功能：具有断电、过流、过压及闪络保护功能； a)过电压保护：可人工设定过电压保护值；当整套装置的输出电压达到保护整

瓦窑110kv变电站工程试验方案

目录 一、编制依据： (2) 二、工程概况： (2) 三、实验项目： (3) 四、实验程序： (4) 五、实验内容： (4) 六、施工流水段的划分： (9) 七、施工试验主要工作量： (9) 八、实验计划： (10)

一、编制依据： 1、瓦窑110kv变电站工程施工施工图纸。 2、现行施工规范、规程和有关规定。 3、设计图纸所指定的标准图集。 4、瓦窑110kv变电站工程施工组织设计。 二、工程概况： 1、工程总体简介 2、建筑设计简介

2.3、工程概况 三、试验项目： 1、砂浆、砼配比申请单及各类试块制作和送检。 2、原材料取样和送检。 3、钢筋接头连接取样和送检、闭淋水试验。 4、防水材料复试取样和送检。 5、外加剂、掺合料取样试验和送检。 6、按照规定实施有见证取样和送检，见证数量不少于30％。 7、现场混凝土坍落度的测定。

8、资料整理，收集归档，建立台帐。 9、素土击实试验和回填土密实性试验。 四、试验程序： 材料进场→索取有效材料“三证”→栋号提供使用部位、数量、规格、型号→材料试验→现场取样→填写申请委托单→送试→回收报告单→换算→计量→分类整理记录存档报送→台帐记录→反馈。 五、试验内容： （一）、混凝土： 1.普通砼标养试块 （1）同一配比单，同一强度等级，同一原材料砼，批量按≤100m3做一组试块或每一个工作组每一流水段不足100m3时做一组试块；当一次连续浇筑超过1000 m3时，同一配合比的混凝土每200 m3取样不得少于一次，同一强度等级的混凝土取样不得少于三组。 （2）注意事项：取样的试块应同见证同时现场取样。 a.对现场混凝土坍落度要经常进行检测。尤其对砼坍落度的测定应班前一次，班中两次，结束前30分钟一次，有问题立即向工程师汇报，并作出处理意见。 b.试件应在混凝土的浇筑地点随机抽取，试件试样要有代表性，应在搅拌三盘后，结束前30分钟之间取样。 c.试块成型后用薄塑料布覆盖表面，以防水分蒸发，在20±5℃温度下静置一昼夜至两昼夜，然后编号拆模，拆模后立即放入温度为20±2℃，相对湿度为95％以上的标准养护室中养护，试块排放彼此间隔为50mm。

110kV变电站电气安装施工方案

110kV 变电站施工组织设计 1、工程概况和特性 1.1工程范围及内容： 1. 1.1郑州设计院设计图纸范围内某110kV 变电站高低压电气设备安装。 室外高压设备安装：导线安装；避雷针安装；主变压器安装3台；龙门架安 装6架及变压器中心点接地隔离开关；中性点避雷器安装。 室内高压设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；高压成套开关柜安装；电容器电抗器安装；消弧柜、控制柜安装；一次电缆敷设。 低压电气设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；低压成套配电屏安装。 控制室设备安装：整流装置安装；蓄电池组安装；二次回路结线；二次电缆 敷设；控制、保护、信号屏台安装。 接地装置安装：接地装置安装； 站内防火部分：消防设施系统安装； 以上安装设备应做的所有试验。 1.1.2 110kV 变电站与高低压供电线路的安装对接。 2.1特性：主变压器SFSZ10-2000/110，容量比：100%/100%/100% YN,YO,d11；kV .3.6%5.2 3335%25.111088 ?±?± ； 2、施工现场组织机构 为了确保工程质量、高效、有序的工作，本工程实行项目机构负责制。成立110kV 某变电站新建工程项目管理部。项目经理部的人员由公司各职能部门选派的工作骨干组成，在项目部中承担相应的工作。对于不能胜任工作或玩忽职守的人员，监理工程师有权提出撤换要求，项目部应根据监理工程师的要求从速完成人员撤换。项目经理部设项目经理、项目总工各一人，下设电气试验室、变电安装班、配电安装班，全面负责工程施工。 2.1 组织机构关系图 见附图一。 2.2 工程主要负责人简介 见附项目经理表。