城网工程电气部分讲稿.docx

1、城网工程电气部分讲稿电气监理依据性文件：1、国家关于电力行业的行政法律法规和建设监理法律规定；2、电气装置安装工程质量检验及评定规程；3、国家、电力行业颁布的规程、施工及验收规范、电气装置安装工程电气交接试验标准；4、 本工程已批准的设计文件、图纸和厂家提供的设备技术资料；5、 施工单位的施工组织设计；6、 本公司的质量手册；7、其它有关文件; 一、工程概况电气监理人员进入现场后，首先要清晰所监理的工程的建设规模，电气安装工程所要监理工作范围和目标。一般情况下电气部分包括电气一次、二次、继电保护及自动装置、微机监控系统、微机防误系统、载波通信及通信等。二、施工阶段前的监理工作1、参与初步设计审

2、查、提出监理意见。（主要是初设的方案存在的问题）2、组织（或参加）施工图交底会审，提出监理意见3、要求施工单位在开工前将相关报审资料（包括开工报告；施工组织设计方案；分包单位资质；特殊工种作业人员；主要仪器、仪表；施工单位安全保证体系；安全监督管理体系；安全管理规章制度；主要材料/构、配件/设备报审等）报项目监理部审查。监理要对所报审的文件进行审查，并提出审查意见。4、参加开工条件审查会，开工准备条件具备后签署开工令。5、主要设备的到场情况，主要设备进场后参加设备开箱检查验货，主要检查型号、技术参数、数量是否符合设计要求，是否有出厂试验报告、出厂合格证；检查有无缺件、损坏，资料、图纸是否齐全情

3、况。如发现不符合设计要求“三无产品”和缺件、损件的，应及时联系业主或建设单位协调供货商限时补齐、更换（或退货）。6、对施工单位自订设备、主要装置性材料，应严格审查厂家资质、出厂合格证和出厂试验报告，不符合设计要求和“三无产品”及检查有问题的不得进入施工现场使用。三、施工阶段的监理工作1、 质量控制一、接地网敷设、电缆埋管1、接地网敷设（1）到场检查1、1、圆钢、扁钢、角钢镀锌层（热镀锌）外观质量完好、表面平整。1、2、型号、规格应符合设计的要求。1、3、出厂合格证应合格齐全；1、4、到场存放措施合理。（2）、接地装置施工检查内容：2、施工单位施工前是否进行了技术交底。2、电焊工是否持证上岗。（

4、3）明敷接地线3、1、跨越伸缩缝和沉降缝时应有补偿器。3、2、设备外壳接地应采标注间距为15mm-100mm的黄绿相间的接地标识（4）暗敷接地线4、1、接地沟的深度应满足规范及设计要求，坑内应清洁无杂物。4、2、接地扁钢与接地扁钢、接地角钢采用三面满焊接时，搭接长度应不少于2倍扁钢宽度，焊接处应进行了防腐处理。4、3、圆钢与圆钢、接地扁钢搭接长度为圆钢宽度的6倍，焊接处应进行了防腐处理。4、4、检查接地线与接地线间距是否满足设计要求（设计无规定是应不小于5m），检查接地体间距应满足设计要求，接地体顶面的埋深应满足设计要求（无设计规定时，应不小于60cm）。4、5、变电站进站门前应设置均压带（防

5、止跨步触电），检查各层扁钢的埋深。（5）接地装置（电解地极）的连接5、1、接地装置与接地干线搭接应根据搭接金属的不同来确定其焊接方式（普通焊接、铜焊等）；5、2、检查其埋深应满足设计要求。5、3、因降阻剂对土壤和扁钢可能产生腐蚀作用，降阻剂的使用与否（以建设单位意见为准）。（6）避雷针 （线） 的接地网6、1、独立避雷针应有独立的接地网，如与主接地网连接，则与接地网的连接点延接地线至变压或35kV及以下电气设备的的接地点的地中连接长度应不少于15m。6、2、避雷针的接地带敷设检查类同6、3，电阻值不宜大于10欧。（7）电缆埋管7、施工前是否进行技术交底。7、2、电缆管的镀锌层应完好，型号、规格

6、应满足“规程”“设计”要求一根电缆管只能穿一根电缆。7、3、电缆埋管直径、弯曲半径是否与电缆直径相匹配，电缆管最多一个弯头，出现多个弯头时应采用大管接连小管的螺拴固定连接方式7、4电缆管是否与主接地网相连，接头焊接部位是否经过防腐处理。7、5、电缆管两侧应采用防火泥进行封堵。7、6、电缆管应接地。二、母线及设备连线施工检查内容（1）施工前是否进行施工方案安全技术交底。（2）压接工艺流程是否符合规范规定。（3）绝缘子串的球头、碗头挂板及锁紧销应相匹配，弹簧销应有足够弹性，开口销必须打开；悬式绝缘子凹口是否向上。（4）母线弧垂是否符合设计要求，设备连线驰度是否一致、整齐、美观。（5）母线不得有扭结

7、、松股、断股及其它明显损伤或严重腐蚀。（6）母线采用钢制各种螺栓型耐张线夹连接时必须缠绕铝包带。缠绕方向与外层铝股的旋向一致，两端露出线夹口不应超过10mm且端口应回到线夹内压住。（7）金具表面应光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、骨扣等缺陷，镀锌层不应剥落。（8）相间安全距离，对地安全距离是否符合规范要求。（9）要接的引流线要进行检查，压接后的六角形对边尺寸应为0.866D，当任何一个对边尺寸超过0.866D+0.2mm时应更换钢模（D为压接管外径），压接后管口附近不应有隆起和松股，线夹表面应光滑，无裂纹、毛刺。（10）母线连接正确，螺栓紧固，接触可靠，相间及对地电气距离符合要求。三、主变压器安

8、装、调试（1）到场检查1、1、铭牌参数是否清晰、外观质量完好。1、2、型号、规格应满足设计和产品说明书的要求。1、3、根据装箱清单，检查备品备件是否齐全合格，产品合格证、厂家技术资料是否齐全合格。1、4、就位后，检查变压器的冲撞记录仪和变压器内部压力，冲撞记录仪的检查，检查X、Y、Z方向的加速度参照技术协议和厂家说明书（加速度超过3g,应进行芯部检查，超5g应返厂处理，以上仅供参考）。 充氮运输的变压器内部压力应满足产品说明书和规程要求（0.01-0.03MPa）。1、5、到场存放措施合理（2）施工方案安全技术措施的审查：2、1人员分工要明确；2、2工具器要足够，要设专人保管。分类，发放，收回

9、要登记，每件工具要设标记，不是变压安装人员不得借用工具，收工时，要清点工具数量，规格是否与原登记相符。2、3措施可行。（3）如果变压器需要芯部检查监理要设旁站点S，芯部检查可分为吊芯检查、吊罩检查和人进入油箱内检查。检查内容：A、铁轭夹件是否松动，螺丝是否紧固。B、铁芯，线圈是否位移，变形，固定螺栓是否松动；排列是否正确；有载调压引出线绝缘包扎是否完好与紧固；引出线与套管接线是否正确。绝缘电阻测试是否符合试验标要求。C、引出线绝缘包扎是否松动完好，是否扭曲变形。D、有载调压开关抽头位置变比与挡位一致。E、铁芯无多点接地。F、运输支撑件（或铁芯固定器）应撤除。G、变压器箱体内部各部位无油泥、金属

10、屑等杂质（拍照取证，可能的话：进箱内检查）。复罩前进行工具器清点。（4）附件安装4、1、本体就位方向是否正确。4、2、冷却装置、套管、油枕、吸湿器、载调压切换装置及瓦斯继电器等附件进场质量是否完好。4、3、瓦斯继电器的安装方向是否正确（指向油枕或有载跳压油枕），手动应可靠，是否有防雨罩。4、4、风扇的旋转方向是否正确（实际操作观察），有无进行编号，散热器有无编号，阀门、出油口应涂红色警戒标志，各连接管道是否有油流标记（征求运行单位意见）。4、5、温度计的指示是否正常，有无防雨罩。4、6、吸湿器内的硅胶是否合格（查看颜色变化）。4、7、变压器的排气管道（套管、本体）连接是否正确。4、8、散热器是

11、否编号（与运行讨论处理如何编号）。4、9、检查变压器及其附件连接螺栓是否齐全、紧固（主变压器是否有防松螺栓）。4、10、名牌参数是否清晰，外观质量是否完好。4、11、套管油位的检查（油位应在一个观察口或在两个观察口的中线），密封性检查（检查进油阀门处和套管末屏处是否有漏油）。连接处密封垫完好无损坏、变形或扭曲，条件允许时应更换密封垫。4、12、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。4、13、套管末屏与本体的连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，密封圈应完好。4、14、接地点有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全。4、15、电缆管与

12、二次接线盒、本体端子箱的防火封堵是否有效。（5）变压器油及油务管理5、1不同牌号和不同产地的油一般不能混用，需要混用时应作混油试验。5、2一般情况下初油进入现场时要抽取一定比例的油样作全分析化验。除微水和绝缘强度可能满足试验标准外，物理，化学成份必须符合试验标准要求，试验结果合格。5、3油在注入变压器本体前，当微水，耐压不满足标准时应进行热油循环，热油循环后，按规范静止时间后取油样进行试验，符合规范后才能向变压器进行注油。5、4油静止一定时间后油箱上部有部分气体，必须进行多次排气。同时取油样做相关试验。合格后待投运。（6）变压器油6、1、变压器油的取样方法是否规范，应防止二次污染。6、2、检查

13、外状、水溶性酸（pH 值）、界面张力（25、mN/m）、酸值（mgKOH/g）、微水、介质损耗因数（90、tan）、闪点（闭口，）、击穿电压（kV ）、体积电阻率（90，m）、油中含气量（体积分数，），油中溶解气体组分含量色谱分析。6、3、应在注油前、注油后、每次滤油后、热油循环静止后进行油试验。（7）变压器试验试验项目应符合产品技术协议和交接试验标准要求，具体项目有：7、1、绕组连同套管的直流电阻、泄漏电流、介损值、绝缘、吸收比、极化指数，绕组相序、变比（检查所有分接头的电压比）、极性、相位、绕组变形试验、变比、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电试验、交流耐压试验、空载电流和空载损耗、

14、变压器中性点间隙工频放电电压试验、压力式温度计校验及其二次回路传动试验、温度显示控制仪校验及其二次回路传动试验、测温元件热电阻校验、温度变送器校验、测量噪音、额定电压下的冲击合闸试验是否符技术协议和交接实验标准，其中空载试验、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电试验、高压试验设置S点。 7、2、有载调压切换装置的检查和试验：1）切换过程检查，2）操作循环检查3）带电条件下有载调压开关电动操作。7、3、专业监理工程师注意检查各试验设备连线以及设备的接地7、4、试验报告中各项设备的试验项目应满足云南电网公司电气设备交接试验规定，试验数据是否符合要求（与出厂试验报告和交接试验标准的要求）。（）试

15、运行A 投运前检查 本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油。 油漆完整，相色标志正确。 变压器顶盖上无任何遗留物。 事故排油设施完好，消防设施齐全。 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均已打开且指示正确。 接地连接正确可靠。 储油柜和充油套管油位正常。 分接头的位置符合运行要求，有载调压切换装置运动操作可靠，指示位置正确。 变压器的相位及绕组接线组别符合并列运行要求。B 试运行 中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，中性点必须接地。 变压器应进行五次空载全电压冲击合闸，无异常情况，第一次受电持续时间应不少于15分钟。（四）、断路器（1）到场检查1、1、铭牌参数是否清晰、外观质量完好

16、。1、2、型号、规格符合设计的要求。1、3、出厂合格证、技术资料（图纸、说明书）应合格齐全。1、4、备品备件是否齐全。1、5、到场存放措施合理。（2）施工检查检查内容：2、1、施工前是否进行施工方案安全技术交底。2、2、安装方向是否正确，安装相序是否正确（应认真检查断路器机构箱与汇控箱的二次信号回路连接的正确性，可能会引起相关信号回路的错误接入）。2、3、压力管道安装、检漏。电机电源接线正确。仪表指示正确。、断路器及其操动机构联动正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，辅助开关动作可靠正确。合闸、跳闸速度测试结果符合出厂试验结果相同，SF6气体低压闭锁回路动作正确。2、4、螺栓、螺帽、垫片数量、规格

17、齐全符合产品要求。2、5、安装几何尺寸满足设计要求。2、6、相间安全距离，对地安全距离是否符合规范要求。油漆应完整，相色标志正常，接地可靠牢固。2、7、接线板涂有电力复合脂，连接螺栓紧固，调试报告齐全。2、8、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。2、9、外壳应双接地，检查接地点的接地扁钢或铜排的规格，接地点有效搭接面积、连接螺栓。（3） SF6断路器气体检验和充气3、1、检查到场气体出厂报告的微水等微量气体的含量是否超标。3、2、充SF6气体的方法和措施是否符合厂家说明书和规范要求（注意记录充气当天的温、湿度和压力闭锁值、报警值）。3、3、

18、注入断路器的SF6气体在保持24小时后进行微水含量测试、成分分析是否符合规范要求，进行密封性试验（使用检漏仪进行检漏），特殊情况下进行局部包扎24小时，检测其泄露情况。3、4、充气完成24小时后，检查记录压力表读数（应满足产品说明书要求）。（4）SF6断路器试验项目应符合产品技术协议和交接试验标准要求，具体项目有：导电回路的绝缘电阻、接触电阻、交流耐压试验（S点）、均压电容器的电容和介质损耗、分合闸时间、主副触头分合闸的同期性和配合时间、合闸电阻的投入时间和电阻值、整组传动试验、压力表和密度计的校验（应贴有校验合格证），分、合闸速度（在条件允许的情况下进行），调试报告应齐全，试验数据应符合要求

19、（与出厂说明书和交接试验标准比较）。试验报告中各项设备的试验项目应满足云南电网公司电气设备交接试验规定，试验数据是否符合要求（与出厂试验报告和交接试验标准的要求）。（五）、隔离开关检查内容：（1）到场检查1、铭牌参数是否清晰、外观质量完好。2、型号、规格符合设计的要求。3、出厂合格证、技术资料（图纸、说明书）应合格齐全。4、备品备件是否齐全。5、到场存放措施合理。（2）安装调整及调试1、1、施工前是否进行施工方案安全技术交底。1、2、安装方向是满足设计要求（到场设备与设计图纸核对，重点比较主刀、地刀操作机构箱位置）。1、3相间安全距离，对地安全距离及触头打开角度和距离是否符合规范要求。1、4、

20、主刀、地刀合闸是否到位，电气、机械闭锁是否可靠（检查动静触头接触面积、插入深度（或备用行程）、动静触头合闸时有无卡阻）。1、5、同期是否满足规范要求（110kV为10mm，10kV、35kV为5mm，）。1、6、垂直拉杆是否垂直，操作时是否有弯曲现象，与设备底座是否有卡塞现象。1、7、分合闸时主、地刀的安全距离是否满足规程和设计要求（合闸位置时主刀的相间距以及主刀对地刀的安全距离），分闸位置时，主刀与构支架的安全距离）。1、8、设备构支架应双接地，检查接地点的接地扁钢或铜排的规格，焊接点焊渣、防锈处理。1、9、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号

21、核对。1、10、进行接触电阻的测量（采用了回路电阻测量仪），交流耐压试验，试验报告中各项设备的试验项目应满足云南电网公司电气设备交接试验规定，试验数据是否符合要求（与出厂试验报告、交接试验标准的要求）。1、11油漆应完整，相色标志正确，接地良好。（六）、电流互感器（1）到场检查1、1、铭牌参数是否清晰、外观质量完好。1、2、型号、规格符合设计的要求。1、3、出厂合格证、技术资料（图纸、说明书）应合格齐全（2）安装调整及调试2、1安装前是否进行安全技术交底，分工是否明确。2、2互感器一次端子接线方向是否符合设计。2、3互感器的试验：绝缘、交流耐压试验是否合格；变比、极性是否正确；油试验结果是否合

22、格。2、4相间安全距离，对地安全距离是否符合规范要求。2、5 SF6电流互感器1、检查到场气体出厂报告的微水等微量气体的含量是否超标，对新气进行成分分析和微水检测。2、充SF6气体的方法和措施是否符合厂家说明书和规范要求（注意记录充气当天的温湿度和压力闭锁、报警值），3、注入断路器的SF6气体在保持24小时后的微水含量是否符合规范要求，是否进行密封性试验（使用检漏仪进行检漏）。4、安装方向是否正确，外观质量良好、铁心接地端子应外部接地。5、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。6、检查绕组及末屏的绝缘电阻测量、极性检查、电容量测量、交流耐压试

23、验（设置S点）、绕组直流电阻测量、极性检查、校核励磁特性曲线、误差试验。7、调试报告应齐全，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。2、6干式电流互感器1、安装方向是否正确，外观质量良好、铁心接地端子应外部接地。2、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。3、检查绕组及末屏的绝缘电阻测量、极性检查、电容量测量、交流耐压试验（设置S点）、绕组直流电阻测量、极性检查、校核励磁特性曲线、误差试验。4、调试报告应齐全，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。（七）、电压互感器（1）到场检查1、1、铭牌参数是否清晰、外观质量完

24、好。1、2、型号、规格符合设计的要求。1、3、出厂合格证、技术资料（图纸、说明书）应合格齐全。1、4、到场存放措施合理。2电容式电压互感器2、1、安装方向是否正确，外观质量良好、铁心接地端子应外部接地。2、2、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。2、3、检查中间变压器绕组绝缘电阻、中间变压器一、二次绕组的直流电阻、低压端绝缘电阻、电容器极间绝缘电阻、电容器电容及tan测试、交流耐压试验（设置S点）、局部放电试验、误差试验、极性和接线组别检查。2、4、调试报告应齐全，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。（八）、金属氧化物避雷

25、器（1）到场检查1、1、铭牌参数是否清晰、外观质量完好。1、2、型号、规格符合设计的要求。1、3、出厂合格证、技术资料（图纸、说明书）应合格齐全。（2）安装与调试2、1、名牌参数是否清晰，相色标识是否正确，外观质量是否完好。2、2、检查各节编号，组装是否正确，安装高度是否一致，上桩头的接地线应悬空。2、3、各接线板与设备线夹的有效搭接面积，连接螺栓是否紧固，螺帽、垫片是否齐全，设备线夹型号核对。2、4、检查工频参考电流下的工频参考电压、底座绝缘电阻、基座的绝缘电阻、工频参考电压和持续电流（或1mA直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流），运行电压下的交流泄漏电流放电计数器校验(试验完

26、应统一归为某一数值)，试验工频放电电压、2、5、调试报告应齐全，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。（九）、绝缘子（支柱、悬式、合成）1到场检查1、外观质量完好。2、出厂合格证、出厂试验报告应合格齐全。3、到场存放措施合理。2安装与试验1、支柱式绝缘子的的固定螺栓应紧固，吊装前应清插干净（防止产生污闪）螺栓、螺帽应齐全。2、悬式绝缘子的碗口安装方向应向上，开口销、各金具应齐全，吊装前应清擦干净（防止产生污闪），绝缘和耐压试验应合格。3、检查绝缘电阻、交流高压试验。4、调试报告应齐全，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。（十）、电容器1到场检查1、铭牌参数是否

27、清晰、外观质量完好。2、出厂合格证、出厂试验报告应合格齐全。3、到场存放措施合理。（十一）、电缆敷设2电缆敷设（1）、施工检查内容：1、1、施工前是否进行施工方案安全技术措施交底。1、2、外观质量完好。1、3、型号、规格符合设计的要求。1、4、出厂合格证应合格齐全。1、5、排放是否合理美观，牢固可靠，电缆牌是否齐全、标识是否清晰正确（禁止手写），防火封堵和沟盖板上标识是否完好，电缆沟内无杂物；防火层涂涮均匀、封堵严实，防火措施应符合设计要求。高压电缆头制作工艺精细，交流耐压试验合格。接地应良好。1、6、测量高压电缆的绝缘电阻、直流耐压试验及泄漏电流测量，测量金属屏蔽层电阻，核相，调试报告应齐全

28、，试验数据应符合要求（与出厂说明书和交接试验标准比较）。（2）电缆支架安装2、1、外观质量完好。2、2、型号、规格符合设计的要求。2、3、出厂合格证应合格齐全。电气二次部分1、盘、柜安装及二次回路接线盘、柜安装必须符合GB50171-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范规定。试验必须符合GB50150-91电气装置安装工程电气交接试验标准的要求。检查内容：1）施工前是否进行施工方案安全技术交底。2）盘、柜的垂直度和水平度是否符合规范要求。3）二次端子接线有无交叉，电缆芯线是否留有余地，排列整齐一致，导电部分是否裸露在外，接地端子接地是否可靠，屏蔽层是否接地可靠。4）盘、柜安装

29、完后，应做好封堵。5）安装记录、试验记录是否完整、真实。2、继电保护（1）主变保护装置1、1、二次回路检查（二次回路正确性检查、二次回路绝缘试验）。1、2、装置逆变电源的检验（逆变电源自启动性能检查、正常工作状态下各电压检查）。1、3、装置通电初步检查【软件版本号和程序校验码检查、时钟校对（与本站 GPS 时间校对）】。1、4、装置模数变换系统检验（零漂检查、模拟量输入的幅值和相位精度检验）。1、5、装置开入回路检查1、6、装置定值检查1、7、整组试验1）、变压器主保护功能逻辑及定值检验（1）、差动电流速断、差流越限、比率制动等各定值检查（2）、谐波制动功能及定值检查2）、变压器后备保护功能逻

30、辑及定值检验（1）、复压元件闭锁过流、零序保护等检验（2）、相应电压等级备自投由相应电压等级侧后备保护闭锁；模拟后备保护动作，备自投装置闭锁状态检查3）、变压器本体非电量保护功能逻辑检查（1）、瓦斯保护（2）、冷却器全停保护（3）、油面降低、油温过高、绕温过高、压力过高保护4）、告警及闭锁功能检查5）、装置的开出接点检查6)、变压器冷却系统功能检查7)、变压器有载调压控制回路检查8)、中性点接地开关操作回路检查9)、与监控后台（模拟信号及各种音响、光字、画面、报文）的正确性和完备性检查10)、带断路器传动试验11)、保护定值核对12)、用一次电流及工作电压的检验1）、幅值、相位检验2）、差流检

31、验3、直流系统（1）施工前检查1、1施工前是否进行施工方案安全技术措施交底。1、2免维护铅酸蓄电池：电池外观无变形、渗漏；电池连线紧固正确；极性标志正确。1、3初充电、放电过程的控制是否符合厂家说明书中的要求。（2）安装调试检查1、外观工艺检查2、绝缘电阻测量3、绝缘监测装置试验4、蓄电池组容量试验5、电压调整功能试验5.1、手动调压试验5.2、自动调压试验6、交流电源自投互闭锁检查7、充电装置参数设置检查及备份8、充电装置稳流精度试验9、充电装置稳压精度试验10、直流母线纹波系数试验11、直流母线连续供电试验12、高频开关电源模块并机均流试验13、充电装置限流及限压特性试验14、保护及报警功能试验15、微机控制装置自动转换程序试验15.1、充电程序（恒