公司分布式光伏发电项目工程监理实施细则.doc

公司分布式光伏发电项目工程监理实施细则

75
2020年4月19日
文档仅供参考

三亚********公司
8.5MW分布式光伏发电项目

工程监理实施细则

编 制 人:
审 批 人:

海南***********监理有限公司

编制时间: 9月25日

目 录
1概述 3

1.1监理范围 3

1.2监理依据 4

2施工质量控制的重点及目标值 5

2.1太阳能光伏板构件及光伏板的安装 5

2.2电气一次设备安装质量控制 6

2.3电气二次设备安装质量控制 24

3监理控制的程序和措施 24

3.1工程质量控制程序 47

3.2施工质量控制措施 48

4质量验收程序 49

5进度控制 49

5.1进度控制的工作内容 49

5.2 进度控制的工作措施 50

6 安全文明施工要求 50

6.1拼装、焊接安全施工要求 50

6.2吊装就位调整焊接安全施工要求 51

6.3现场文明施工要求 52

1概述
三亚*******公司8.5MW分布式光伏发电项目位于光山县西南约15公里,项目区隶属于河南省信阳市光山县晏河乡刘畈村,东有G45大广高速,附近有X015县道和X022县道,交通条件较为便利。项目当前占地1800亩,本并网光伏发电工程容量50MWp,将系统分成32个1.6MWp发电单元,共采用310MWp型多晶硅太阳能电池组件由161280片。电池组件均采用固定支架,安装角度为25°。考虑到光伏组件最大利用率,每台逆变器采用20块太阳能光伏板组成一个串列。就地升压变为双绕组变压器,规划容量为1.6MVA,高压侧为35KV,32个发电系统的35KV升压变压器高压侧接入35KV高压柜母线。再采用电缆连接到主变低压侧经过升压110kV 送到金楼变侧,年发电量为5200万度,投资额为4.2亿。项目为 9月 25日正式开工,计划于 1月30日并网。
自然环境
光山县属信阳地区,信阳地跨黄河,位于中国亚热带和暖温带的地理分界线上属亚热带向暖温带的过渡区。信阳日照充分,年平均气温15.1-15.3℃,降雨丰沛,空气湿润,四季分明,各具特色,工程环境良好。场地自上而下为杂填土、粉质粘土、粉土、细砂、中砂、含硕卵石。场地地下水为潜水,埋深为2.6m-3.5m左右,水位变幅1.0m。拟建场地为Ⅱ类建筑场地,属可建设的一般场地。
工程建设规模
本项目建设规模为50MWp,项目拟设计安装 161280 块标准功率的310Wp的晶体硅光伏组件,采用微孔灌注桩基础配固定支架安装方式。每个固定支架安装组件20块,安装角度25º。就地升压变采用双绕组变压器,规划容量为1.6MWA,高压侧额定电压为35KV。50MWp光伏发电站共计有32个1.6MWp的光伏发电分系统,32个发电分系统35KV升压变压器的的高压侧接入110升压站的35KV配电系统,为尽量减少低压直流电缆长度,有效降低低压直流输电损失,32个逆变升压单元分别就地布置在区内。每回35KV集电线路由8台箱变并联构成,本期共4回35KV集电线路接入光伏发电站35KV母线。土建工程:项目土建工程占地13亩,主要包括生产综合楼、配件仓库、附属用房及升压站房,总建筑面积5600平方米,其中:生产综合楼为2层砖混结构,建筑面积 平方米;附属用房为1层钢结构,建筑面积600平方米;升压站房为1层砖混结构,建筑面积3000平方米。
1.1监理范围
以下所述各系统电气设备的到货验收、卸货、二次运输、保管、安装、高压试验、调试、试运行等工作。
(1)汇流箱的安装调试
(2) 40KW并网逆变器的安装调试
(3)逆变器室内直流配电柜的安装调试
(4)1250KVA美式箱变的安装调试
(5)10kV开关柜的安装调试
(6)全站电气一次、二次电缆、光缆安装调试
(7) 0.4kV厂用电系统的安装调试
(8)全站接地和防雷系统的安装调试
(9) 控制、保护设备的安装调试
(10) 直流电源系统设备的安装调试
(11) 综合自动化系统设备的安装调试
(12) 全站二次电缆及光缆的安装调试
(13)30兆瓦太阳能光伏组件的安装与调试
(14)光伏组件支架安装
(15)电缆支架的制作及安装
(16) 升压站安装、调试
1.2监理依据
本工程监理服务适用的国家法律、行政法规和部门规章以及地方法规、规章主要包括:<中华人民共和国建筑法>;<中华人民共和国合同法>;<中华人民共和国质量法>;<建设工程质量管理条例>(国务院令第279号)等。
监理依据主要有:
光伏发电工程建设有关的法律、法规、技术标准和规程规范;
国家或国家授权部门与机构批准的工程项目建设文件。(包括建设计划、规划、设计任务书等);
<建筑电气工程施工质量验收规范> GB 50303
<电力建设施工及验收技术规范> DJ 57
<电气装置安装工程 电气设备交接试验标准> GB 50150
<电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范> GB 50168
<电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范> GB 50169
<电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范>GB50171
<电气装置安装工程 低压电气施工及验收规范> GB 50254
<电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范> GBJ 147
<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> GBJ 148
<电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范> GBJ 149
<电气装置安装工程 质量检验及评定标准(第1部分—第17部分)> DL/T5161.1--5161.17
<电能计量装置技术管理规程> DL/T 448
<电能量远方终端> DL/T 743
<0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表> GB/T 17883
<电能计量装置技术管理规程> DL/T 448
<35～110kV升压变电站设计规范> GB50059
<变电站运行导则> DL/T969
<高压配电装置设计技术规程> DL/T 5352
<电力装置的继电保护和自动装置设计规范> GB50062
<电力系统调度自动化设计技术规程> DL/T 5003
<电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范> GB 50168
<电气装置安装工程 35KV及以下架空电力线路施工及验收规范>GB 50173
<110-500kV架空电力线路施工及验收规范> GBJ233
工程建设合同、勘测设计合同及监理合同;
上级有关主管部门对本项工程的有关指示文件或批件;
设计文件、技术要求及图纸;
2施工质量控制的重点及目标值
2.1太阳能光伏板构件及光伏板的安装质量控制
太阳能光伏板构件的基础应安装水平,且固定牢固;太阳能光伏板构件基础型钢应有可靠的接地,并做防腐处理;太阳能光伏板安装应符合现场安装图纸要求。
检查预埋的部件应牢固可靠,符合设计要求;安装太阳能光伏板构件的安装基础,并与预埋件可靠固定;将太阳能光伏板构件的安装基础与主接地网进行可靠的焊接;太阳能光伏板的布置应整齐美观,不得有损坏现象。
2.2电气一次设备安装质量控制
(1)汇流箱的安装调试
安装汇流箱支架,螺栓连接牢固,与组件支架焊接牢固;将汇流箱安装就位,且调整整齐,安装牢固;汇流箱其它附件的安装按照要求按图施工。汇流箱及辅助设备投运前的试验项目应符合标准。 验收合格后进行设备通电。核对极性,依次对汇流箱进行冲流,观察应无异常现象; 对汇流箱进行加负荷,观察应无异常现象。对汇流箱进行加负荷72小时试运行。
(2) 40KW并网逆变器的安装调试
逆变器的安装调试严格按图纸及厂家技术要求执行,厂家技术代表现场提供指导。
(3)逆变器室内直流配电柜的安装调试
基础型钢的安装应符合下列要求:

项目
允 许 偏 差
Mm/m
Mm/全长
不 直 度
≦1
≦5
水 平 度
≦1
≦5
位置误差及不平行度

≦5
基础型钢材料型号、规格符合设计,应除锈刷漆两遍,接地应两点接地,固定牢固。
柜体安装时,其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合以下表格内容的规定:
项 目
允许偏差
垂直度(每米)
≦1.5mm
水平偏差
相邻两盘顶部
≦2 mm
成列盘顶部
≦5 mm
盘面误差
相邻两盘面
≦1 mm
成列盘面
≦5 mm
盘间接缝
≦2 mm
柜体的接地应牢固良好。装有电器的可开启门,应以裸铜导线软线与接地的金属构架可靠地连接。
直流配电柜通电运行:核对极性,依次对直流配电柜直流母线进行冲压,观察应无异常现象;直流配电柜进行柜内设备冲压,观察应无异常现象;对直流配电进行加负荷,观察应无异常现象。对直流配电柜进行加负荷72小时试运行。
(4) 1250KVA美式箱变的安装调试
美式箱变基础型钢应安装水平,且固定牢固;基础型钢应有可靠的接地,并做防腐处理;检查美式箱变各部件间的绝缘情况及变压器预试。美式箱变吊卸时,要防止发生冲击或严重振动,更不能严重倾斜,一般斜角不超过15度;采用汽车吊进行吊卸,在起吊时吊绳与垂直线夹角不大于30度;对美式箱变进行平面和垂直度调整,使其符合安装要求;安装美式箱变冷却风机,使固定螺丝受力均匀,且固定牢固可靠;美式箱变本体高压侧引线接引,并应相序正确、连接牢固可靠,接触良好;美式箱变本体低压侧引线接引,并应相序正确、连接牢固可靠,接触良好;美式箱变及附属设备投运前的试验项目及数据应满足规范要求; 验收合格后进行设备通电;对美式箱变进行冲压,观察应无异常现象;
对美式箱变进行加负荷,观察应无异常现象。对美式箱变进行加负荷72小时试运行。
(5)10kV开关柜、低压开关柜和站用变的安装调试
10kV开关柜的设备安装技术要求:
柜体成列安装时,其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合以下表格内容的规定:
项 目
允许偏差
垂直度(每米)
小于1.5mm
水平偏差
相邻两盘顶部
小于2 mm
成列盘顶部
小于5 mm
盘面误差
相邻两盘面
小于1 mm
成列盘面
小于5 mm
盘间接缝
小于2 mm
柜体的接地应牢固良好。装有电器的可开启门,应以裸铜导线软线与接地的金属构架可靠地连接;
成套柜的安装应符合下列要求:机械闭锁、电气闭锁应动作可靠、准确;
动触头与静触头的中心线应一致,触头接触紧密;二次回路辅助开关的切换接点应动作准确,接触可靠;柜内照明齐全。
手车式柜的安装应符合下列要求:检查防止电气误操作的 ”五防”装置齐全,并动作灵活可靠;手车推拉应灵活轻便,无卡阻、碰撞现象,相同型号的手车应能互换;手车推入工作位置后,动触头顶部与静触头底部的间隙应符合产品要求;手车和柜体间的二次回路插件应接触良好;安全隔离板应开启灵活,随手车的进出而相应动作;柜体控制电缆的位置不应妨碍手车的进出,并应牢固;
手车与柜体间接地触头应接触紧密,当手车推入柜体时,其接地触头应比主触头先接触,拉出时接地触头比主触头后断开。
开关柜安装时,要防止发生冲击或严重振动,更不能严重倾斜,一般斜角不超过15度。进行吊卸时,在起吊时吊绳与垂直线夹角不大于30度;开关柜进行平面和垂直度应符合安装要求;连接开关柜内部连接母线,并应相序正确、连接牢固可靠,接触良好;且满足以下要求: 铜与铜必须搪锡;铜与铝,应采用铜铝过渡板,铜端应搪锡;铜与铜或铝,搭接面必须搪锡;母线涂漆的颜色应符合下列规定:开关柜内其它附件的安装,且牢固可靠;
验收合格后进行设备通电:对开关柜母线、断路器、PT等设备进行冲压,观察应无异常现象;对开关柜进行加负荷,观察应无异常现象。对开关柜进行加负荷72小时试运行。
(6)10kV高压电缆的安装调试
电缆敷设前,应根据电缆长度对电缆廊道长度的实地测量校对。电缆敷设速度根据制造厂家要求进行,电缆允许最大牵引力的大小要符合制造厂技术要求。牵引电缆时,钢丝绳绑扎在电缆牵引头上向前拖拽,电缆头要有专人看护,严防损伤电缆头。电缆在敷设过程中其弯曲半径不小于2m,电缆摆放后,各电缆夹固定距离按厂家和设计图纸要求进行放置,加固牢靠。敷设电缆时留有足够的备用长度,作为温度变化而引起变形的补偿和事故检修时使用。
电缆敷设过程中,注意对电缆外护层的保护,防止刮伤、碰伤。电缆敷设完成后进行电缆摆放固定,各相间排列整齐、美观,没有交叉。电缆与电缆卡子接触处垫有橡胶垫。现场电缆终端头制作按合同文件执行,严格遵照厂家制定的工艺规程进行电缆终端头制作、导体连接、电缆终端吊装、附件安装等。准备临时保护棚,以满足防尘、防潮、场地清洁无污的要求;
安装完毕后的现场试验应按照设备供应商的技术文件要求和国家有关标准GB50168、GB50169的有关规定进行。现场检查及试验应至少包括且不限于如下内容:
电力电缆的试验项目,应包括下列内容:
1)测量绝缘电阻;
2)直流耐压试验及泄漏电流测量;
3)检查电缆线路的相位;
测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻。
依据设计图纸查核配线的准确性,检查各设备间的连接是否正确,测试二次回路绝缘电阻不低于1MΩ。交流回路外部端子对地10MΩ以上,不接地直流回路对地电阻＞1MΩ。
直流耐压试验及泄漏电流测量,应符合下列规定:
直流耐压试验电压标准:
1)塑料绝缘电缆直流耐压试验电压,应符合表5-2的规定。

塑料绝缘电缆直流耐压试验电压标准
  2)橡皮绝缘电力电缆直流耐压试验电压,应符合下表的规定。

橡皮绝缘电力电缆直流耐压试验电压标准
试验时,试验电压可分4～6阶段均匀升压,每阶段停留1min,并读取 泄漏电流值。测量时应消除杂散电流的影响。
电缆的泄漏电流具有下列情况之一者,电缆绝缘可能有缺陷,应找出缺陷部位,并予以处理:
 1) 泄漏电流很不稳定;
  2)泄漏电流随试验电压升高急剧上升;
 3)泄漏电流随试验时间延长有上升现象。
检查电缆线路的两端相位应一致并与电网相位相符合。
(7)110KV升压变安装调试
施工准备阶段
1)监理人员应熟悉施工图纸和制造厂的技术资料,审批施工单位上报的施工组织措施,召开技术交底会议,并在以后的施工过程中督促施工方严格执行施工方案。
2)施工前监理人员应仔细认真审阅厂家说明书和装配图,并要求施工单位确保对每个施工人员进行技术交底。
3)检查施工工器具及材料,包括大型机械设备、卷扬机、倒链、滑轮等起重设施,脚手架、蓬布、加热片、照明设备、真空滤油设备及管路阀门、抽真空设备等,并要求施工方在开工前上报主要施工设备的自检报告,经监理工程师审批后方可施工。
4)电气试验仪器应能满足安装要求,并要求施工方在开工前上报试验仪器的自检报告,经监理工程师审批后方可用于试验。
5)按照施工图纸,监理人员应核准主变就位的十字中心线及轨道高程。
6)主变内检前, 监理人员应检查主变绝缘油滤油处理(在绝缘油库进行)情况,各项化验指标是否符合国标与制造厂技术要求。
7)安装前, 监理人员应检查所有管路、风冷却器、临时注油设施的管路与阀门等附件是否用合格绝缘油进行了冲洗,是否用干净塑料布扎紧保管。
8)监理人员应检查临时设备场地布置情况
主变绝缘油的过滤是否设在绝缘油库进行。
主变注油管是否就近布置于绝缘油库至主变内检施工场地。
用于主变注油和热油循环的真空滤油机是否就近布置于不影响主变附件安装的位置。
用于主变内检、注油和热油循环的保温防护棚架是否设于主变周围对应处。
防火消防器材是否就近布置于不影响主变附件安装的明显位置,摆放是否整齐。
用于油污清扫的锯末、棉布、酒精等是否摆放于保温防护棚内通风处。
吊车是否布置于主变近旁的相对位置进行主变附件安装。
9)主变卸车,监理人员应检查的项目
在主变卸车前,应对起吊进行彻底检查。确保卸车安全。
在主变进厂前应对主变运输小车进行检查,是否满足安装要求。
读取主变内氮气压力应符合规定。
查看冲击记录仪的记录,横向、纵向均应不超过3g,以此判断变压器在运输途中受冲击的情况。
检查变压器油箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓是否齐全,紧固是否良好。
核准主变内存油取样化验数据,以检查主变运输过程中是否受潮,油取样化验指标应符合国标规范要求。
主变排氮与内检
排氮前的准备与相关条件等的检查:
用汽车吊和汽车将高压升高座及连接套筒、高低压套管、其它附件从仓库倒运至主变室,拆箱后将高压与中性点套管放置在临时支架上进行静油试验,支架要求稳固牢靠,静置时间不得小于24小时。24小时后检查套管底部不得有渗油现象,否则应处理合格。用白布或棉纱蘸无水乙醇将瓷套表面的灰尘和油污擦拭干净。检查套管内的油位应合乎要求,若油位不够,可按厂家提供的说明书进行抽真空补充注油。对高低压套管、中性点套管进行绝缘电阻测量、介质损耗正切值和电容值测量。对中性点电流互感器进行分接头的变比测量,出线端子应绝缘良好,其接线螺栓和固定件的垫块应紧固,端子板应密封良好,无渗油现象。电流互感器和升高座的中心应一致。卸下高压套管下部的均压球、导电头等零件,擦净并用塑料布包好备用。仔细检查O型密封圈,如发现损伤或老化而不能使用时,必须更换。布置好真空滤油机、真空泵及管路阀门,接好电源,检查真空滤油机的工作应正常,真空泵及管路的密封性能应良好。连接好绝缘油库至主变的注油管,准备注油及主变内检前的热油循环。
主变排氮、热油循环的检查项目:
依据国标GBJ148变压器器身温度高于环境温10℃度的要求考虑主变排氮,监理人员应检查变压器器身的温度,并进行记录,应能满足以上要求。
采用注油排氮方式,排氮的同时向本体内注入合格绝缘油进行热油循环。提高器身绝缘程度和自身温度,保证器身内部不受潮,并应对主变压器内的残油进行化验,应合格。
主变内检前一天,在绝缘油库用真空滤油机,对绝缘油罐所用的绝缘油进行热油循环,提高绝缘油温度,使油温达到40℃～50℃。保证注入主变本体的油,高于变压器器身温度。
注油由绝缘油库的真空滤油机经注油管给主变油箱注油。注油从主变油箱底部进油阀注入,注油的速度不宜过快,应控制在4～5t/h,当油面距油箱顶部不小于200mm并淹没铁芯后,停止注油。由变压器侧布置的真空滤油机开始热油循环。
热油循环到一定温度时(根据当日环境气温进行,一般热油循环出口油温控制在50℃时)排油内检。排油的同时进行高管、低套、连管的安装。
主变排油内检前的准备与相关条件等的检查:
1)主变排油内检选在晴天进行,主变排油内检前先用真空滤油机热油循环加热变压器使器身温度高于周围环境温度5－10℃后方可排油(排向油罐)内检。排油时要向箱内充以干燥空气防止器身受潮。排油完后再打开进人孔盖板进行内检,内检时要一直吹入干燥空气,且要将变压器上面高压升高座孔打开一个,使空气流通,直至检完封盖为止。
2)变压器内检时周围环境温度低于0℃时不能进行器身检查工作(低于0℃时采取措施,保证环境温度符合要求),变压器内检应在无尘沙、空气相对湿度小于75%的条件下进行,并应采取防尘、防潮措施。
3)变压器内检时器身暴露在空气中的时间要尽量缩短,允许暴露的最长时间(从放油至重新抽真空为止)如下:干燥天气(空气相对湿度75%以下)16h、潮湿天气(空气相对湿度65%～75%)8h,箱内检查过程中,应采用强光手灯,电压不应高于36V。
4)变压器内检时如天气变化需要中断工作,中断超过8～24小时以内应采取抽真空保管,中断工作超过24小时以上应采取注入合格变压器油保管。
5)进入变压器内检人员(监理、厂家、施工人员)必须穿清洁衣服和鞋袜,除所带工具外不允许带其它任何金属物件;所用工具要求专人负责严格执行登记清点制度,防止工具遗忘在变压器中。
变压器内部检查的主要项目有:
1)运输支撑和器身各部位应无移动现象,运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除,并经过清点作好记录以备查。
2)所有螺栓应紧固,并有防松措施;绝缘螺栓应无损坏,防松绑扎完好。
3)铁芯检查:铁芯应无变形、铁轭与夹件间的绝缘垫应良好;铁芯应无多点接地(测量绝缘电阻);打开夹件与铁轭接地片后,铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好。
4)绕组检查:绕组绝缘层应完整,无缺损、变位现象;各绕组应排列整齐,间隙均匀,油路无堵塞;绕组的压钉应紧固,防松螺母应锁紧。
5)绝缘围屏绑扎牢固,围屏上所有线圈引出处的封闭应良好;
6)引出线绝缘包扎牢固,无破损、拧弯;引出线绝缘距离应合格,固定牢靠,其固定支架应紧固;引出线的裸露部份应无毛刺或尖角,其焊接应良好;引出线与套管的连接应牢靠,接线正确
7)开关切换装置检查:开关切换装置各分接头与线圈的连接应牢固,且接触紧密,弹力良好;所有连接接触面,用0.05mm×10mm塞尺检查,应塞不进;转动接点应正确地停留在各个位置上且与指示器所指位置相一致;切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损;转动盘应转动灵活,密封良好。
8)绝缘屏障应完好,且固定牢靠,无松动现象。
9)强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封良好。
10)各部位应无油泥、金属屑末等杂物;箱壁上的阀门应开启灵活、指示正确。器身检查完毕后必须用合格变压器油进行冲洗,油箱底部不得有遗留杂物。在进行内检的同时,进行套管升高座及套管的安装。
主变器附件安装
套管升高座安装
1)套管升高座安装前,监理人员应先检查升高座内部的绝缘油是否放干、电流互感器的常规试验是否合格、电流互感器和升高座的中心是否一致、电流互感器出线端子板是否密封良好,无渗油现象,其接线螺栓和固定件的垫块是否紧固。
2)套管升高座安装时,打开变压器上与升高座相连接的法兰封盖,用白布蘸无水酒精清洁连接面且涂抹厂家提供的密封胶,对准位置粘贴密封垫,并立即将升高座吊至安装部位的上方用校准棒校准方位,监理人员应检查电流互感器铭牌位置是否面向油箱外侧、放气塞位置是否在升高座最高处、是否用力矩板手对称拧紧全部螺栓。
套管安装
1)将套管垂直立放在套管临时支承架上并固定牢靠,用白布蘸无水酒精清洁套管外表,监理人员应检查套管表面应无裂缝、伤痕,测量套管绝缘电阻、吸收比或极化指数、直流电阻、介质损耗角正切值、直流泄漏电流应合格后方可进行安装。
2)打开套管升高座上的法兰封盖,用白布蘸无水酒精清洁连接面且涂抹厂家提供的密封胶,对准位置粘贴密封垫,并立即将套管吊至安装部位的上方用校准棒校准方位后,将变压器内部的变压器引出线与套管上的连接端子可靠连接后,穿入连接螺栓用力矩板手对称拧紧全部螺栓。安装过程中,监理人员应检查变压器内部套管引线与对应绕组是否可靠连接、套管顶部的密封是否安装正确,密封是否良好。
储油柜安装
1)储油柜安装前先将储油柜的支架初步就位于安装部位,监理人员应检查储油柜支架安装是否牢固。
2)监理人员应检查储油柜在安装前是否清洗干净,用氮气将储油柜中胶囊或隔膜缓慢充气胀开,检查确认应无漏气破损;胶囊或隔膜沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行不得有扭偏,胶囊或隔膜口应密封良好呼吸通畅。
3)安装过程中,监理人员应检查油位表动作是否灵活,油位表的指示是否与储油柜的真实油位相符,油位表的信号接点位置是否正确,绝缘是否良好。
4)检查确认工作完毕后将储油柜吊至安装部位的上方用校准棒校准方位穿入连接螺栓,用力矩板手对称拧紧全部螺栓,最后监理人员应检查储油柜支架固定螺栓是否全部拧紧。
冷却器装置安装
1)冷却器装置安装前监理人员应仔细检查内部是否清洁,否则要用合格的变压器油冲洗干净,并将残油排尽。
2)监理人员应仔细检查冷却器所有连接管路应接续1h无渗漏(包括油、水系统)
3)监理人员应仔细检查管路中阀门是否操作灵活,开闭位置是否正确、阀门及法兰连接处是否密封良好。
4)外接油管路在安装前,应进行彻底除锈并清洗干净,管路安装后,油管应涂黄漆,水管应涂黑漆,并应标有正确的流向标志。
5)油泵安装完毕后,监理人员应仔细检查油泵的转向是否正确、转动时应无异常噪声、振动或过热现象;其密封是否良好,应无渗油或进气现象。
6)差压继电器、流速继电器在安装前,监理人员应检查差压继电器、流速继电器是否已经校验合格,且密封良好,动作可靠。
安全装置安装
1)安装前,监理人员应仔细检查施工方是否提交有资质校检部门校验合格证书(压力释放阀)。
2)打开安装接口,监理人员应仔细检查气道内壁是否清洁干净,检查安全气道防暴隔膜是否完整,信号接线是否正确、接触是否良好;压力释放阀的安装方向是否正确,阀盖和升高座内部是否清洁、密封良好,电接点是否动作准确、绝缘良好。
3)检查合格后应要求施工方再次清洁连接面且涂抹厂家提供的密封胶,对准位置粘贴密封垫,穿入连接螺栓用力矩板手对称拧紧全部螺栓。
气体继电器和测温装置安装
1)气体继电器安装:安装前,监理人员应仔细检查气体继电器是否有有资质校检部门提交的校验合格证书、气体继电器是否安装水平、其顶盖上标志的箭头是否指向储油柜且与联通管的连接是否密封良好。
2)测温装置安装:温度计安装前,监理人员应仔细检查其是否校验合格、信号接点是否动作正确、导通良好;绕组温度计是否按厂家规定进行整定;顶盖上的温度计座内是否注入合格的变压器油且是否密封良好、无渗油现象;膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁扭曲,其弯曲半径不得小于50mm。
无励磁调压分接开关安装
监理人员应做如下检查:
1)档位指示器是否清晰,操作是否灵活、切换是否正确,内部实际档位与外部档位指示是否正确一致。
2)机械操作闭锁装置的止钉螺丝是否固定到位。
3)机械操作装置是否无锈蚀并涂有润滑脂。
主变抽真空
1)在高低压套管等附件安装完毕后抽真空前,监理人员应仔细检查封闭的设备孔与进人孔是否密封完好,准备抽真空(不带油枕将其连接蝶阀关闭)。为确认高低压套管连接可靠,抽真空前,监理人员应仔细检查高低压绕组连同套管的直流电阻的测量数值换算到同一温度后与出厂值相比,是否符合要求。
2)在箱顶进油阀处加装一截止阀和真空表,连接真空管道。在对油箱抽真空之前,单独对管道抽真空,检查抽真空系统本身真空度,应小于10Pa,否则应查明原因并加以消除。
3)打开各附件、组件联通本体的所有阀门,对所有能承受真空的附件(包括冷却器)连同本体一起抽真空。监理人员应仔细检查储油柜、压力释放阀、气体继电器等附件应不参与抽真空。
4)抽真空过程中,监理人员应时刻检查有无渗漏,监视记录油箱变形量。当真空度<13Pa后停止抽真空,继续保持真空度,真空保持不得少于48小时。
主变真空注油
主变真空注油过程中,监理人员应进行以下项目的检查:
1)真空注油时变压器外壳及部件、滤油设备及油管道应可靠接地。
2)注入的绝缘油指标符合要求:(厂家另有要求时按厂家要求进行)
3)注油采用真空滤油机,油从油箱下部的注油阀注入。注油的速度不宜过快,应控制在4～5t/h,或符合制造厂要求。
4)注油时,真空泵继续运转,保持油箱真空,应小于20Pa。
5)当油注到油面距油箱顶盖约200mm时,关闭真空阀门,停止抽真空。真空滤油机继续注油,直至油位接近气体继电器连接法兰为止。
主变器补油、热油循环与静置
关闭注油阀,拆下进油管。在储油柜的进油管上接上油管。关闭储油柜集气室的排气、排油阀门,打开储油柜顶部放气塞和进油阀门,用真空滤油机向升高座和储油柜等部件补入合格油。
向储油柜注油时,监理人员应仔细检查放气塞是否被胶囊阻挡。当放气口溢出油时,立即将放气塞旋紧,同时关闭进油阀、停止补油。
打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞,监理人员应仔细检查是否将残余气体放尽、打开放油阀是否放出储油柜中多余的油、是否使油表指示的油面比当时实测油温下所要求的油位面低一些,在热油循环结束后再补充至设计油位。
打开冷却器与本体之间的阀门,打开油箱与储油柜之间的蝶阀。将油从油箱下部抽出,监理人员应仔细检查经真空滤油机加热的油是否达到65±5℃或制造厂要求的温度,再从油箱上部回到本体。热油循环过程中能够间断起动冷却器运行,以提高循环效果。
热油循环时间遵照制造厂技术文件要求进行。
热油循环期间,监理人员应时刻监视根据油温与储油柜油位升高的情况,必要时从储油柜排出少量油,热油循环结束后再进行少量补充。
热油循环结束后,监理人员应检查是否将储油柜油位补充至正常油位,本体静置放气,静置时间不得少于72小时,静置期间对升高座、冷却器、气体继电器等部件是否充分进行放气。
8、静置时间到后,对本体内绝缘油取样化验,监理人员应检查耐压、微水、介损、色谱分析等各项指标应满足规范要求。
主变器整体密封试验
在储油柜上对油箱施加标准规定的压力,进行整体密封试验,静放72小时,监理人员应仔细检查主变本体各部、各附件应无渗漏。试验时在油箱上装设压力表进行监视,若从储油柜监视压力,压力值应从油箱上盖算起,并扣除储油柜油面到油箱上盖的压力。加压密封试验中,检查监视压力释放装置不应动作。
主变中性点设备支柱绝缘子安装
1)支柱绝缘子安装前应进行检查,瓷件、法兰应完整无裂纹,胶合处填料完整,结合牢固。
2)吊装调整支柱绝缘子,保证绝缘子垂直不偏斜,三相绝缘子在同一直线上,中心位置符合设计要求,且固定牢固可靠。
3)有其它要求的按厂家要求进行。
4)按电气设备交接试验标准对支柱绝缘子进行常规电气试验应合格。
管母线及接铜排安装
1)管母线安装前应监理人员应进行如下检查,母线表面应光滑、无毛刺或凹凸不平,母线固定装置应无棱角和毛刺。
2)管母线应采用多点吊装,不得伤及母线,管母线轴线应处于一个垂直面上。
3)管母线固定金具与支柱绝缘子间的固定应平整牢固,不应使其所支持的母线受到额外应力;管母线安装在滑动式支持器上时,支持器的轴座与管母线之间应有1～2mm的间隙。
4)接铜排安装前的检查应符合下列规定:接铜排不得有明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。
金具表面应光滑,无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷,锌层不应剥落。根据设计图对设备线夹进行开孔,开孔直径宜大于螺栓直径1mm,钻孔应垂直、不歪斜,螺孔间中心距离的误差应为±0.5mm。接铜排的端头伸入设备线夹的长度应达到规定的长度,铜排及线夹接触面均应清除氧化膜,并用汽油或丙酮清洗,清洗长度不应少于连接长度的1.2倍,导电接触面应涂以电力复合脂。接地铜排应进行硫化处理,并应在安装前套热缩绝缘套,接地铜排与至少与两个独立的接地抽头连接,连接面积应符合要求。
中性点电流互感器安装
电流互感器安装过程中监理人员应进行以下项目的检查:
(1)互感器外观应完整,附件应齐全,无锈蚀或机械损伤。
(2)互感器的变比分接头的位置和极性、绝缘电阻等应符合规定。
(3)二次接线板应完整,引线端子应连接牢固,绝缘良好,标志清晰。
主变及其中性点设备试验
监理人员应在试验前严格审查试验技术方案,对所有试验项目进行旁站,并做好记录。试验结束后对试验数据进行分析,并做出合格与否的判定。主要进行的交接试验项目如下:
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
使用数字兆欧表测量高压绕组对低及外壳、低压绕组对高及外壳、高压绕组和低压绕组对外壳的绝缘电阻,分别记录15s、60s、1min、10min的绝缘电阻值,计算吸收比和极化指数。绝缘电阻大于出厂值的70%,吸收比与出厂值比较无明显差别,常温下不小于1.5,极化指数与出厂值比较,无明显差别。
测量绕组连同套管的直流电阻
使用变压器直流电阻测试仪测量高压绕组各分接位置的相电阻,各相测得值的相互差值不大于平均值的2%,测试低压绕组的线电阻,线间测得值的相互差值不大于平均值的1%。换算至与出厂试验时同一温度下的测量值比较, 差值不大于2%。
测量绕组连同套管的介质损耗角正切值
使用介质损耗测试仪测量变压器高压绕组对低压绕组及外壳、低压绕组对高压绕组及外壳、高低压绕组对外壳的介质损耗角正切值tgδ及电容量,将测量值换算到与出厂试验同一温度时的数值进行比较,测得值不大于出厂试验值的130%,tgδ并应小于0.5%。
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
使用直流高压发生器测量高压绕组对低压及外壳的直流泄漏电流,高压绕组试验电压为40kV,当施加试验电压达1min时,在高压端读取泄漏电流,其值符合规范规定;
检查所有分接头的变压比
使用变压比测试仪,检查所有分接头的变压比,其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
检查变压器的三相结线组别
使用变压比测试仪,测试变比时,同时检测变压器的联结组别:单相:I,I0 三相:YNd11。
绝缘油试验
注油排氮时,注入变压器油符合以下标准
1)电气强度 ≥50kV
2)含水量 ≤15ppm
3)tgδ ≤0.5% (90℃)
4)静置时间到后,放气结束,对本体内绝缘油取样化验,各项指标符合以上规定。
5)在冲击合闸前及额定电压下运行24h后,各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析,两次测得的结果无明显差别
工频耐压试验
在所有常规试验合格以后,进行高压绕组对低压绕组及外壳的工频耐压试验。试验电压应出厂试验电压的80%,试验1分钟,无闪络、 异响、试验电压突然升高或突然降低等异常现象,即为合格。
绕组连同套管的局部放电试验
试验目的
测定变压器在规定电压下的局放量,测量变压器的放电起始电压及熄灭电压,检查设备隐患,保障变压器安全投入运行。
试验前应检查的项目
1)试验前主变安装完毕,油位正常,常规试验结果满足交接试验标准要求。
2)变压器分接开关置于1档位置,将变压器充分放气。
3)检查试验电源,应满足要求,试验设备布置适当,设备工作正常。
试验程序
1)采用方波发生器进行放电量的校准。
2)根据试品参数合理选择设备配置,将试验设备输出线接至被试验相上,开始试验。
3)将电压调到1/3试验电压,调节信号源的频率,缓慢调整到电流最小点,必要时改变电抗器的参数,直至调到最佳谐振点。之后保持该频率加压。
4)首先,试验电压升至U2进行测量,保持5min;时间到后升到U1保持5S;之后降回U2保持30 min;
5)电压升到U2及由U2再下降时记录起始、熄灭放电电压;
6)在整个试验时间内需连续观察放电波形,每5 min记录一次放电量Q。(见下图:局部放电试验加压时序图)
7)如果满足下列要求,则试验合格:
在U2=1.5Um/√3下的长时试验期间,局部放电量的连续水平不大于100pC;
在U2下,局部放电不呈现持续增加的趋势,偶然出现的较高幅值的脉冲可不计入;
在1.5Um/√3下,视在电荷量的连续水平不大于100 pC
测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻
使用5000V兆欧表测量铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻,持续时间为1m