发电电气设备安装工程单元工程质量评定表(共有17个表格)Word文档下载推荐.doc
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检查干燥记录，应符合GBJ148—90第2.5.1~2.5.5条有关要求
4
4.1轨道检查
两轨道间距允许误差应小于2mm，轨道对设计标高允许误差应小于±
2mm，轨道连接处水平允许误差应小于1mm1
4.2本体就位
轮距与轨距中心应对正，滚轮应加制动装置且该装置应固定牢固。
装有气体断电器的箱体顶盖应有1%~1.5%的升高坡度
△4.3冷却装置安装
安装前应进行密封试验无渗漏。
与变压器本体及其他部位的连接应牢固，密封良好。
管路阀门操作灵活，开闭位置正确。
油泵运转正常。
风扇电动机及叶片应安装牢固，转动灵活、运转正常、无振动或过热现象。
冷却装置安装完毕，试运行正常，联动正确
4.4有载调压装置的安装
△传运机构应固定牢固，操作灵活无卡阻。
切换开关的触头及其连线应完整，接触良好，限流电阻完整无断裂。
△切换装置的工作顺序及切换时间应符合产品要求，机械联锁与电气联锁动作正确。
△位置指示器动作正常，指示正确。
油箱应密封良好，油的电气绝缘强度应符合产品技术要求。
电气试验符合“标准6”要求
4.5储油柜及吸潮器安装
储油柜应清洁干净，固定牢固，△油位表应动作灵活，指示正确。
吸潮器与储油柜的连接管应密封良好，吸潮剂应干燥
续表6.1
检查项目
结论
本
体
及
附
件
安
装
△4.6套管的安装
套管表面无裂纹、伤痕，套管内应试验合格。
各连接部位接触紧密，密封良好。
充油套管不渗漏油，油位正常
4.7升高座的安装
安装正确，边相倾斜角，应符合制造要求。
与电流互感器中心应一致，绝缘筒应安装牢固位置正确
4.8气体继电器的安装
安装前应检查整定。
安装水平，接线正确。
与连通管的连接应密封良好
4.9安全气道的安装
内壁清洁干燥，隔膜的安装位置及电流方向正确
4.10测温装的安装
温度计应经校验，整定值符合要求，指示正确
4.11保护装置的安装
配备应符合设计要求，各保护应经校验，整定值符合要求。
操作及连动试验中保护装置应动作正常
5
△变电器油
应符合GB50150—91，第6.0.12条要求
6
变压器与母线或电缆的连接
应符合GBJ149—90，第2.1.8条、第2.2.2条、第2.3.2条的有关规定
7
各接地部位
应牢固可靠，并按规定涂漆。
接地引下线及引下线与主接地网的连接应满足设计要求
8
△变压器整体密封检查
符合GB50150—91，第19.0.1的要求
9
测量绕阻连同套管一起的直流电阻
相间相互差别不大于2%
10
检查分接头的变压比
额定分接头变压比允许偏差为±
0.5%，其他分接头与铭牌数据相比应无明显示差别，且应符合变压比规律
11
△检查三相变压器的接线组别和单相变压器的极性
应与铭牌及顶盖上的符号相符
结论
12
测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比
符合GB50510—91要求（绝缘电阻不低于出厂值的70%，吸收比大于等于1.）3
13
△测量绕组连同套管一起的正切值tgδ
符合GB50510—91
14
测量绕阻连同套管直流泄漏电流
GB50510—91符合要求
15
工频耐压试验
试验电压标准见GB50510—91附录1，试验中应无异常
16
与铁芯的各紧固件及铁芯引出套管与外壳的绝缘电阻测量
用2500V兆欧表测量，时间Imin，应无闪络及击穿现象
17
非纯瓷套管试验
符合GB50510—91第三者15.0.3.条的有关规定
18
18.1测量限流元件的电阻
与产品出厂测量值比较应无显著差别
18.2检查开关动、静触头动作顺序
应符合产品技术要求
18.3检查切换装置的切换过程
全部换过程，应无开路现象
18.4检查切换装置的调压情况
电压变化范围和规律与产品出厂数据相比，应无显著差别
19
△相位检查
必须与电网相位一致
20
额定电压下的冲击合闸试验
试验5次，应无异常现象
检测结果
共检测项，合格项，其中优良项，优良率%
评定意见
单元工程质量等级
主要检查项目全部符合质量标准。
一般检查项目质量标准。
启动试运行
测
量
人
年月日
施
工
单
位
年月日
建监
设理
年月日
注适用范围：
额定电压小于等于330KV，额定容量大于等于630KVA的油浸式变压器安装
油断路器安装单元工程质量评定表
表6.2
年月日
质量标准
所有部件应齐全完整，无锈蚀、损伤、变形。
油箱应焊接良好，无渗漏油且油漆完好。
安装前需进行电气试验的部件，其试验结果应于产品说明书相符
2基础及支架安装
2.1基础部分允许偏差（mm）
中心距及高度小于等于±
10；
预留孔中心小于等于±
基础螺栓中心小于等于±
2.2支架
金属支架焊接质量应良好，螺栓固定部位应紧固
本体安装
安装垂直，固定牢固，底座与基础之间的垫片总厚度水大于10mm，各垫片之间焊接牢固。
三相油箱中性线误差小于等于5mm。
油箱内部清洁，无杂质。
绝缘衬套干燥，无损伤。
放油阀畅通。
油箱、顶盖法兰等处密封良好，箱体焊接应无渗油，油漆完整
消弧室检查
组装正确，中心孔径一致，安装位置正确、固定牢固
5套管及电流互感器安装
5.1套管
介损值符合要求，安装位置正确。
法兰垫圈完好，固定螺栓紧固
5.2电流互感器
安装位置正确，固定牢固，绝缘电阻符合要求。
引线无损伤、脱焊等缺陷。
接触良好，端子板完整，编号及接线正确
提升杆及导向板检查
无弯曲及裂纹，绝缘漆层完好、干燥，绝缘电阻值符合要求
△导电部分检查
触头表面清洁，镀银部分不得挫磨，铜钨合金不得有裂纹或脱焊。
动静触头应对准，分合闸过程无卡阻，同相各触头弹簧压力均匀一致，合闸触头接触紧密。
调整后的触头行程、超行程、同相各断口间及相间接触的同期性等技术指标均符合产品技术规定
缓冲器安装
符合GBJ147—90第3.2.5条或产品的有关规定
断路器与电缆软母线连接
符合GB50168—92、GBJ149—90要求
操作机构和传动装置安装
部件齐全完整，连接牢固，各锁片、防松螺母均应拧紧，开口销张开。
分合闸线圈绝缘完好，线圈铁芯动作应灵活，无卡阻。
△合闸接触器和辅助切换开关的动作应准确，可靠，接点接触良好，无损伤或锈蚀。
△操作机构的调整应满足动作要求，检查活动部件与固定部件的间隙、移动距离、转动角度等数据均应在产品允许的误差范围内。
操作机构密封良好。
△与断路器的联动动作正常，无卡阻，分合闸位置指示器指示正确
、
续表6.2
接地
牢固可靠
提升杆绝缘电阻测量
符合产品技术要
测量35KV多油断路器介损
TgÕ
（%）≤1.5（10°
时测值）
测量少油断路器泄漏电流
35KV以上应小于等于10µ
A（试验电压为直流40KV），220KV以上小于等于5µ
A
交流耐压试验
试验电压标准见GB50150—91附录1，试验无异常
△测量每相导电回路电阻
符合产品技术规定
△测量固有分合闸时间
△测量分合闸速度
△测量触头分合闸同时性
测量分合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻
21
检查合闸接触器及分闸电磁铁的最低动作电压
合闸：
85%~110%U。
时能可靠动作
分闸：
小于30%U。
时不应分闸，大于65%U。
时能可靠分闸
22
检查并联电阻及均压电容器
23
△绝缘油试验
应符合GB10150—91要求
24
操作试验
在额定操作电压下进行分合闸操作各3次，断路器动作正常
一般检查项目质量标准。
试验结果
注：
适用范围：
额定电压35~330KV户外式油断路器及操作机构。
窒气断路器安装单元工程质量评定表
表6.3
年月日
所有部件应齐全完整，绝缘件清洁，无损伤和变形，绝缘良好。
瓷件清洁无裂纹，高强度瓷套不得修补，瓷套与金属法兰间的粘合应牢固、密实，法兰粘合面平整，无外伤或砂眼。
△安全阀、减压阀及压力表应经校验合格
基础或支架安装允许偏差（mm）
中心距离及高度小于等于±
预埋孔螺栓中心线小于等于±
断路器底座安装
三相底座相间距离误差小于±
5mm，安装应稳固。
支持瓷套的法兰面应水平，三相联动的相间瓷套法兰面应在同一水平面上。
橡皮密封无变形、开裂，密封垫圈压缩量不应超过其厚度的1/3
阀门系统的安装
活塞、套筒、弹簧、胀圈等零部件完好、清洁。
活塞动作灵活，无卡阻，弹簧符合产品要求。
橡皮垫圈无变形、裂纹，弹簧良好。
各排气管、孔畅通
△灭弧室的安装
触头零件应紧固，触指镀银层完好，弹簧压力适中。
灭弧室尺寸及活塞行程符合产品要求。
并联电阻值应符合产品规定，并联电容值应不超过出厂值的±
5%。
介损值tgÕ
（%）≤0.5，内部应无断线，接线接触良好
传动装置安装
各部件连接可靠，传动机构及缓冲器动作灵活、正确无卡阻
操作机构安装
安装应符合GBJ147—90要求。
空气管道系统在额定气压下，在于24h内压降不超过10%
应牢固，接触良好，排列整齐
测量提升杆绝缘电阻
符合产品技术要求
续表6.3
电阻值应符合产品技术要求
测量分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻及直流电阻
绝缘电阻值大于等于是10MΩ；
直流电阻应符合产品要求
测量支持瓷套及每个断口的直流泄漏电流
△工频耐压试验
试验电压标准见GB50150—91附录取，试验应无异常
△测量主、辅触头分合闸同时性
动作程序及配合时间应符合产品技术要求
△测量主触头分、合闸同时性
测量操动机构分合闸电磁铁最低动作电压
分闸电磁铁：
30%U。
＜U＜65%U。
合闸接触器：
35%U。
＜U＜110%U。
在额定操作电压（压力）下进行分合闸操作各3次，断路器应按GB50150—91第三者10.0.10条进行操动试验，动作正常
试验结果为
额定电压小于等于330KV者。
以KW1—110型空气断路器一组安装为例。
项次16质量标准栏，括号内数字用自动重合闸
六氟化硫断路器安装单元工程质量评定表
表6.4
所有部件应齐全完整，绝缘元件应无变形、受潮、裂纹，绝缘良好。
充有SF6气体和N2气体的部件，其压力值应符合产品说明书的规定。
并联电阻、电容器及合闸电阻的规格应符合合制造厂的规定。
密度继电器和压力表应经校验合格
基础或支架安装的允许偏差（mm）
基础中心距离及高度（△L、△H）≤±
预留孔中心△ƒ≤±
预埋孔螺栓中心△L2≤±
断路器的组装
部件编号正确，组装顺序符合产品规定。
零部件安装位置正确、牢固，并应符合制造厂的水平或垂直要求。
同相各支柱瓷套法兰面在同一水平上，支柱中心线距离误差小于等于±
5mm，相间中心距离误差小于等于±
5mm，绝缘支柱出线套管垂直于底架
导电回路安装
接触面应平整，接触良好。
载流部分的可挠连接无折损
操作机构应固定牢固，表面清洁完整，液压操作机构应无渗油，油位正常。
各连接管路应密封良好，阀门动作正常，油漆完整，接地良好
断路器支架接地
应牢固，可靠
△SF6气体的检验及充装
符合GBJ147—90第5.3.1~5.3.4条规定，新△SF6气体的充装前应抽校样复验，气体质量应符合《SF6气体质量标准》，含水量小于8ppm，断路器内气体含水量小于150ppm
测量绝缘操作杆的绝缘电阻
符合GB50150—91第9.0.2条要求
测量每相导电回路的电阻
续表6.4
按产品出厂试验电压的80%进行，试验应无异常
测量灭弧室的开联电阻和均压电容器的电容量
tgб（%）
△测量断路器分、合闸时间及主、副触头分合闸的同时性及主、副触头配合时间
各实测值均应符合产品技术要求
测量断路器合闸电阻投入时间及其电阻值
应符合产品要
测量断路器分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻及直流电阻
绝缘电阻大于等于10MΩ，直流电阻应符合产品技术要求
按GB50150—91第12.0.11条进行，动作应正常
六氟化硫组合器安装单元工程质量评定表
表6.5
年月日
所有零件应齐全完好。
瓷件及绝缘件应无变形、受损、裂纹
组合元件装配前的检查
各元件应完整无损，紧固螺栓在齐全紧固，气室密封应符合要求，接地体及支架无锈蚀损伤，接地应牢固可靠，密度断电器和压力应经校舍验合格
装配与调整
装配程序和编号应符合产品技术规定，元件组装的水平、垂直误差应符合产品技术规定。
电气闭锁动作应正确可靠，辅助接点接触良好，动作可靠，接地线应连接可靠，不能构成环路。
△导电回路应表面平整、清洁，接触紧密，载流部分的表面应无凹陷或毛刺
△封闭式组合电器安装的预埋件
水不误差不应超过产品技术要求
△SF6气体检验用充装
新SF6气体充装前应抽样复验，气体质量应符合（SF6气体质量标准）。
充装应符合“标准6“要求
测量主回路导电电阻
电阻值应小于等于1.2倍的产品规定量
主回路的工频耐压试验
密封性试验
各气室年漏气率应小于等于1%
进行操动试验时，联锁与闭锁装置动作应准确可靠，电动气动或液压装置的操作试验，应按产品技术条件的规定进行，动作应正常
一般检查项目质量标准，试验结果
年月日
年月日
额定电压小于等于220KV者。
以系统额定电压为110KV的六氟化硫组合器安装为例。
隔离开关安装单元工程质量评定表
表6.6
年月日
外观检查
所有部件、附件齐全无损伤、变形及锈蚀、瓷件应无裂纹及破损。
固定部分安装正确，固定牢固。
操动机构部件齐全，连接紧固动作灵活。
液压操作机构部位正常，无渗漏油。
气压操作机构密封良好，无漏气现象
开关组装
相间距离允许误差：
110KV及以下应小于±
10mm，110KV以上开关应小于等于±
20mm，支持绝缘子与底座平面应垂直且固定牢固。
同一绝缘子支柱的各绝缘子中心线应在同一中心线上。
同相各绝缘子支柱的中心线应在同一垂直面内。
均压环应安装牢固平整
触头应接触紧密，两侧压力均匀。
接触表面应平整，无氧化膜。
触头及开关与母线的接触面用厚0.05mm╳10mm塞尺检查：
线接触塞不进。
面接触：
接触面宽度在50mm及以下，塞入深度小于4；
接触面宽度在60mm及以下，塞入深度小于6。
三相触头接触的前后差值应符合产品技术规定（小于等于10mm），开关与母线的连接应符合“标准6”的要求
操动机构及传动装置检查
应符合GBJ147—90第8.2.4第8.2.5条有关规定
△交流耐压试验
试验电压标准见GB50150—91附录1。
试验中应无异常
测量操动机构线圈的最低动作电压
符合GB50150—91第14.0.7条规定，其电压值为80%~110%U。
~
开关动作情况检查
在额定操作电压（气压、液压）下进行分合闸操作各3次，动作正常
额定电压35~330KV户外者。
油浸式互感器安装单元工程质量评定表
表6.7
外观完整，部件齐全，无锈蚀、损伤。
瓷套清洁，无裂纹，瓷铁件粘合应牢固。
△油位指示器、瓷套法兰接触处及放油阀等处应密封良好，
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