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35kV并联电容器成套装置技术规范书(杨老师)


第六章

技术条款

6.1 35kV 并联电容器成套装置技术规范书

目 1 总则 2 使用条件 3 技术参数和要求 4 试验 5 供货范围 6 供方在投标时应提供的资料 7 技术资料和图纸交付进度 8 标志、包装、贮存和运输 9 技术服务与设计联络



1 总则 1.1

本规范书适用于 35kV 并联电容器成套装置, 它提出设备的功能设计、 结构、 性能、 安装和试验等方面的技术要求。 1.2 需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求,并未规定所有的技术要求和适用的 标准,未对一切技术细则作出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,供方应提供一套 满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。 1.3 如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议,则意味着供方提供的设备 (或系统)完全满足本规范书的要求。如有异议,不管是多么微小,都应在投标书中以“对 规范书的意见和与规范书的差异 (表) ” 为标题的专门章节加以详细描述。 本规范书的条款, 除了用“宜”字表述的条款外,一律不接受低于本技术规范条款的差异。不允许直接修改本 技术规范书的条款而作为供方对本技术规范书的应答。 1.4 本设备技术规范书和供方在投标时提出的 “对规范书的意见和与规范书的差异 (表) ” 经需、供双方确认后作为订货合同的技术附件,与合同正文具有同等的法律效力。 1.5 供方须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要标准如下: GB 4208-2008 外壳防护等级(IP代码) GB 1984-2003 高压交流断路器 GB 2706-1999 交流高压电器动、热稳定试验方法 GB/T 11024.1-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第1部分: 总则 性能、 试验和定额 安全要求 安装和运行导则 GB/T 11024.2-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第2部分:耐久性 试验 GB/T 11024.4-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第4部分: 内部熔 丝 GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB/T5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50060-1992 3~110kV高压配电装置设计规范 GB 15116.5-1994 交流高压熔断器并联电容器外保护用熔断器 GB 50227-1995 并联电容器装置设计规范 GB/T 6916-1997 湿热带电力电容器 GB/T16927.2~GB/T 16927.6-1997高电压试验技术 GB.311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB50150-2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件 DL 442-1991 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件 DL 462-1992 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 DL 5014-1992 330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 DL/T 604-1996 高压并联电容器装置订货技术条件 DL/T 628-1997 集合式高压并联电容器订货技术条件 DL/T 653-1998 高压并联电容器用放电线圈订货技术条件 DL/T 804-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 840-2003 高压并联电容器使用技术条件 ZBK48003-1987 并联电容器电气试验规范 JB/T 8958-1999 自愈式高电压并联电容器 GB 8923-1988 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级

ISO12944-1998 色漆和清漆-防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护 Q/GXD 126.01-2009 电力设备交接和预防性试验规程(企业标准) 上述标准所包含的条文, 通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。 本技术 规范出版时,所列标准版本均为有效。所有标准都会被修订,供需双方应探讨使用上述标准 最新版本的可能性。标准之间有矛盾时,按技术要求较高的标准执行。 1.6 本设备技术规范书未尽事宜,由需供双方协商确定。 2 使用条件 2.1 户外使用 2.2 并联电容器成套装置接入系统概况 系统额定电压: 35 kV; 系统最高电压: 40.5 kV; 系统额定频率: 50 Hz; 系统中性点接地方式:不接地。 2.3 周围空气温度 历年 1h 平均最高温度: +55℃; 24h 平均最高温度: +45℃; 年平均最高温度: +35℃; 最低温度: -10 ℃ 最大日温差: 25 K 平均温度: +22℃ 日照强度:0.1 W/cm2(风速 0.5m/s) 2.4 海拔高度:不超过 1000m 2.5 最大风速:35 m/s(离地面高 10m 处持续 10min 的平均最大风速) 2.6 环境湿度 月平均相对湿度不大于 90% 日平均相对湿度不大于 95% 2.7 地震烈度: 8 度 水平加速度: 0.25 g 垂直加速度: 0.125 g 2.8 覆冰厚度: 5 mm。 3 技术参数和要求 3.1 并联电容器成套装置基本技术参数和性能 3.1.1 并联电容器 a) 型式:为屋外框架组合式,见供货范围。 电容器组的保护配置应与电气主接线一致,即双星形接线配置不平衡电压或不平衡电 流保护;单星形接线配置开口三角电压保护。保护形式见供货范围。 b) 系统额定电压:40.5kV。 c) 额定容量:见供货范围。电容器单元容量不小于 334kvar。 d) 额定频率:50Hz。 e) 相数:三相。

f) 单台电容器额定电压:由厂家根据总容量优化决定。 d) 单台额定容量:见供货范围。 f) 电容器组采用单星或双星形接线,中性点不接地。 g) 高压并联电容器成套装置外绝缘爬电比距不小于 25mm/kV(相对系统最高电压) 。 3.1.2 串联电抗器 a)型式:自冷,干式(F 级绝缘,半铁芯、磁屏蔽或铁芯,不采用完全空芯)或全密封 油浸式,户外或户内型,见供货范围。 容性无功补偿装置户内安装时,配置三相一体铁芯型浇注式电抗器;户外安装时, 配置全密封油浸式三相一体铁芯型电抗器或半铁芯型、磁屏蔽型浇注式电抗器。 b)系统标称电压:35kV c)额定频率:50Hz d)额定电抗率、额定容量:见供货范围。 e)对于单相电抗器组成的三相电抗器组,每相电抗值不超过三相平均值的±2%。 f)K≥4.5%的电抗器的电抗值的容许偏差为 0~+5%; K≤1%的电抗器的电抗值的容许偏差 为 0+10%。 g)对于铁芯电抗器,在 1.8 倍额定电流下的电抗值与额定值之差不超过-5%。 3.1.3 放电线圈基本技术参数 a)型式:固体绝缘浇注式,带二次线圈,户外型。 b)额定一次电压 U1n:38.5/√3kV。 c)额定频率:50Hz d)额定二次电压:100V 或 100/√3V。 e)额定输出及准确级:100VA,1 级 f)放电容量:见供货范围。 g)放电电流:不小于电容器组额定电流的 1.35 倍。 3.1.4 金属氧化锌避雷器的基本技术参数 氧化锌避雷器应由需方根据投切电容器组的过电压条件配套供应相应规范的产品,并 附泄漏电流在线监测和放电计数仪(一体化) 。 3.1.5 隔离开关(带接地刀闸) a)型式:屋外,单接地,四级联动、操作机构电动并可手动。 b)额定电压: 40.5kV。 c)额定频率: 50Hz。 d)额定电流: 1250A。 e)热稳定电流(有效值) : 40kA-3s 。 f)动稳定电流(峰值) : 100kA。 g)接地刀闸:动热稳定与主刀闸一致。 h)操动机构的控制箱内应有足够的端子板,每块端子板应有 15%的备用端子(全部采 用铜端子) , 辅助开关与传动连杆的连接应可靠、稳定、受力均匀,传动方式宜采用直连传动。二次 元件的布置应能防止误碰。要求采用真空辅助开关(接点) 。 i)操动机构: 主刀闸和接地刀闸的操动机构型式:电动并可手动。操动机构的控制柜应有足够的端 子板,每块端子板应有 15%的备用端子, 且要求采用 OT 接线方式(将电缆芯线弯圈后再上 螺丝的接线方式) ,或采用管状接线方式(凤凰端子) 。采用真空辅助接点,除控制、指示及 连锁等通常用的辅助接点外,需有备用的常开与常闭线接点各 4 对,接地刀闸则为 4 对。二

次元器件应为质量可靠,工艺要满足电气连接要求。机构内接线端子、螺丝应为铜质。 j)主刀闸和接地刀闸之间应有可靠的机械联锁,并应具有实现电气联锁的条件。 k)隔离开关底座、支架材料要热镀锌处理。 l)隔离开关及其操动机构应具有自锁能力,以保证隔离开关在风压、重力及地 震的作用下不能从合闸位置脱开或从分闸位置合闸。 m)机械特性: 三相操作 1000 次。进行本试验时,在隔离开关的一端应在施加纵向水平拉力,按连续 操作顺序进行。在试验过程中不得进行任何的修理和调整,不得紧固任何部件,连接件中只 允许按制造厂指定的间隔次数添加润滑剂。在试验过程不得出现振动、误动、运行不到位及 损害。 n)接线端子板的机构负荷及材质: 垂直: 500N 纵向: 750N 横向: 400N 安全系数: 静态 3.5,动态 1.67 接线端子板的材质应为铝质或铜质。 o)有符合国标要求的铭牌,铭牌用耐腐蚀材料制成,字样、符号应清晰耐久,铭牌在 设备正常运行和安装时位置应明显可见。 3.1.6 对于框架式装置,其母线之间连接处及主电路中各连接处的温升应不超过 50K。 各电器设备的温升应不超过各自的规定。 3.1.7 耐受短路电流能力 a)主回路中的电器设备、 连接线及机械结构应能耐受短路电流和电容器内部极间短路放 电电流的作用而不产生热的和机械的损伤及明显的变形。 b)装置的额定短路耐受电流值见供货范围。 3.1.8 所有暴露在大气中的金属部件应有可靠的防锈层或采用不锈钢材料制成。 钢材表 面除锈等级达到或优于 Sa2.5、St2,防腐耐久性达到 H 级(15 年以上。至少达到 M 级中等 水平,即 10 年以上) 。直径 12mm 以下的螺栓、螺钉等应采用不锈钢材料制成,直径 12 mm 及以上的螺栓应采用不锈钢材料制成或采用热镀锌。 3.1.9 产品的设计和材料的选用应保证使用寿命不小于 15 年(除避雷器和电子元器件 不小于 10 年外) 。产品从交接验收合格之日起,如运行单位按“使用说明书”的规定进行 运输、保管、安装和使用,当产品五年之内出现质量问题时,要求生产厂家免费更换新品或 维修。 3.1.10 电容器成套装置有符合国标要求的铭牌,铭牌用耐腐蚀材料制成,字样、符号 应清晰耐久,铭牌在设备正常运行和安装时位置应明显可见。 3.2 并联电容器 3.2.1 型式:框架式(或称组合式)电容器组。 3.2.2 绝缘水平 工频耐受电压有效值:85/95kV(户外产品在型式试验时,应在淋雨下进行,斜线下的试 验电压值为干燥状态下进行。) 雷电冲击耐受电压峰值(1.2~5/50?s):200kV。 3.2.3 抗污秽能力:集合式并联电容器的外绝缘爬电比距应不小于 35mm/kV(按系统最 高电压计算) 3.2.4 电容偏差 电容偏差应不超过其额定值的 0~+5%,三相电容器组的任何两线路端子之间,其电容 的最大值与最小值之比应不超过 1.02。电容器组各串联段的最大电容与最小电容之比, 应

不超过 1.02。 3.2.5 过负荷能力 a)稳态过电流 电容器组成套装置应能在不超过 1.1×1.30In 的稳态过电流下连续运行。 该电流系由 1.1Un、 电容值偏差及高次谐波综合作用的结果。(由于电容器的电容可能达到 1.05Cn,因而最大过 电流可能达到 1.365 In)。 b)稳态过电压 装置的连续运行电压为 1.05Un,且能在下表所规定的稳态过电压下运行相应的时间.能 为电容器所耐受而不受到显著损伤的过电压值取决于持续时间、总的次数和电容器的温度. 下表中高于 1.15Un 的过电压是在电容器的寿命期间发生总共不超过 200 次为前提确定的。 过电压值 1.10Un 1.15Un 1.20Un 1.30Un 允许持续时间 长期 30min/24h 5min 1min 系统电压调整与波动 轻载荷时电压升高 备注 长期过电压的最高值不超过 1.10Un

3.2.6 操作过电压和过电流 用不重击穿开关投切电容器组时,可能发生第一个周波其峰值不大于 2.2√2 倍的施加 电压(有效值),持续时间不大于 1/2 周的过渡电压,其相应过渡过电流峰值可达到 100In,在 这种情况下,电容器应能满足每年操作 1000 次。 单台电容器及其保护用的熔断器所能承受的涌流应分别满足相应标准 GB3983.2-1989 及 DL 442-1991 的要求。 装置应能将投入电容器组时产生的涌流限制在电容器组额定电流的 20 倍以下。 3.2.7 最大允许容量 电容器应能满足在计入稳定过电压、稳态过电流和电容偏差的各种因素作用下,总输 出容量 Q 不超过 1.35Qn 时正常运行。 3.2.8 3.2.9 金属外露件 电容器的金属外露件应有良好的防腐性能, 并符合电工产品防腐标准及相应技术文件的 要求。 3.2.10 密封件 电容器应有良好的密封性能。其密封件应具有在所规定温度类别下限值到上限值的抗老 化能力。 3.2.11 外绝缘的电气距离:电容器外绝缘的电气距离应不小于 0.4m。 3.2.12 套管:电容器引出端子的套管能承受的水平拉力应不小于 980N。 3.2.13 线路端子的导电杆 线路端子的导电杆应有可靠的防转(扭)动措施,并配置铜铝过渡接头。线路端子的导 电杆能承受的力矩应符合下表的数值。

表:

电容器线路端子的导电杆应承受的力矩值 应能承受的力矩值(N·m) 最 大 值 98 196 343 最 小 值 78 156 274

连接螺纹公称尺寸 (mm) ≤M16 M20 M24

3.2.14 环境保护要求:电容器的浸渍剂应符合国家环保部门的有关规定。 3.2.15 铭牌符合国家标准的要求,用耐腐蚀材料制成,字样、符号应清晰耐久,安装 位置明显可见。 3.2.16 电容器的介质损耗因数(tgδ ) 电容器及其内部的电容器单元,在额定电压下,环境温度 20℃时测得的介质损耗因数应 符合的要求: 纸膜复合介质的电容器产品 tgδ ≤0.08% 全膜介质的电容器:有放电电阻和内熔丝的产品 tgδ ≤0.05%;无放电电阻和内熔丝的 产品 tgδ ≤0.03% 3.2.17 电容器极间电气强度 电容器极间应能承受额定电压 2.15 倍的工频交流试验电压,历时 10s. 3.2.18 局部放电 制造厂应对电容器单元逐台进行局部放电性能检查.预加电压至 2.15 倍额定电压,保持 1s,将电压降至 1.35 倍额定电压,保持 10s,在此 10s 内,局部放电应熄灭。然后升压至 1.6 倍额定电压保持 10min,此时,应无明显局部放电。 制造厂应提供电容器单元(或比拟元件)的常温下和温度类别下限时的局部放电熄灭电 压值.常温下的局部放电熄灭电压值应不低于 1.25 倍额定电压;在温度类别下限时,局部放 电熄灭电压值应不低于 1.15 倍额定电压。 极对壳局部放电熄灭电压,应不低于 1.2 倍最高运行线电压。 3.2.19 内部熔丝或外部熔丝 电容器单元的内部熔丝或外部熔丝,其性能应符合 GB11025 的要求。 3.2.20 放电器 电容器内部放电元件, 应能使电容器断开电源后, 剩余电压在 5min 内自√2Un 降至 50V 以下。 3.2.21 机械强度 电容器外壳应有足够的机械强度,应能承受正、负 0.05MPa 的压力,在其适当部位设 置起吊构件,并应能满足在起吊、运输时不会发生永久性变性,而其结构应能防止在运输过 程中构架变形和联接部件松动。各附件应尽量采用通用标准件。 3.2.22 高压并联电容器工作场强,在压紧系数为 1(即 K=1)的条件下,膜纸电容器 绝缘介质的平均场强不得大于 38kV/mm, 全膜电容器绝缘介质的平均场强不得大于 57kV/mm。 3.2.23 必须提供供货电容器的局部放电试验抽检报告。 报告必须给出局部放电起始电 压、局部放电量和局部放电熄灭电压。要求:局部放电起始电压不小于 1.5Un,局部放电量 (1.5Un 下)不大于 100pC,局部放电熄灭电压不小于 1.2Un。 供货的电容器极对壳局部放电熄灭电压不低于 1.2 倍最高运行线电压(外壳落地式产 品) 。 3.3 串联电抗器 3.3.1 最大短时电流 K≥4.5%的干式半铁芯电抗器应能承受额定电抗率倒数倍额定电流持续 2S 的作用,而

不产生任何热的机械的损伤。 铁芯电抗器及 K≤1%的干式半铁芯电抗器应能承受 25 倍额定电流持续 2S 的作用, 而不 产生任何热的机械的损伤。 3.3.2 过电流能力: 合成电流 (有效值) 不超过 1.3 倍额定电流时, 电抗器可连续运行。 3.3.3 温升 油浸式铁芯电抗器绕组温升不超过 55K,顶层油温升不超过 50K。 干式电抗器采用 F 级绝缘,温升不应超过 90K,最热点温度不应超过 155℃。 3.3.4 损耗 在工频额定电流下,75℃时的电抗器的损耗值应符合下表的规定,其偏差不大于+15%。 电抗器额定容量 (kvar) 100 及以下 101~300 301~500 501~1000 1000 以上 损耗值(W/var) 铁芯电抗器 0.015 0.012 0.010 0.008 0.006 干式半铁芯、磁屏蔽电抗器 0.022 0.018 0.015 0.012 0.009

3.3.5 绝缘水平 1min 工频耐受电压(干、湿) (有效值) :油浸铁芯电抗器 85kV;干式电抗器 95kV 冲 击耐受电压(1.2/50?s) :200kV (峰值) 3.3.6 爬电比距 外绝缘的爬电比距应不小于 25mm/kV(相对于系统最高工作电压) ,除特别说明外。 3.3.7 安装方式:单相电抗器组成三相电抗器组时,三相水平安装。 (除特别注明外) 3.3.8 外绝缘尺寸要求:出线端子间、支柱绝缘子带电部分对地间的电气距离应不小于 0.4m。 3.3.9 电抗器外露的金属部分应有良好的防腐蚀层,并符合户外防腐电工产品的涂漆标 准。 3.3.10 电抗器应采用耐气候的绝缘材料。 3.3.11 半铁芯、磁屏蔽电抗器的构架和支撑件应采用低导磁材料,以免漏磁造成过高 温升。 3.3.12 电抗器宜放置在电容器组的中性点侧。 3.3.13 不得使用采用裸漆包线直接包绕的干式电抗器。 3.3.14 电感偏差 a)在额定电流下,额定电抗率 K≥4.5%的电抗器,其电抗值的容许偏差为 0~+5%;K≤ 1%的电抗器,其电抗值的容许偏差为 0~+10%。 b)对于三相电抗器或单相电抗器组成的三相电抗器组, 每相电抗值不超过三相平均值的 ±2%。 c)对于油浸铁芯电抗器,在 1.8 倍额定电流下的电抗值与额定值之差不超过-5%。 3.3.15 支柱绝缘子 a) 雷电冲击耐受电压全波(峰值) :250kV; b) 短时 1 分钟工频耐受电太(有效值) :120kV c) 支持绝缘子爬距:1012.5mm,法兰为非磁性材料。 d) 支柱绝缘子的质量和机械强度符合相应标准的要求。

3.4 放电线圈 3.4.1 绝缘水平:按 GB311.1 标准要求。 3.4.2 高压端子间倍频电压耐受值: 1.1 倍电容器额定电压 , 试验频率为 100Hz 及以下 1min,150Hz 时 40S,200Hz 时 30S。 二次端子对接地铁芯和外壳的工频耐受电压:3kV,1min。 3.4.3 绝缘电阻(20℃时) 一次绕组对二次绕组、铁芯和外壳:不小于 1000MΩ /2500V。 二次绕组对铁芯和外壳:不小于 500MΩ /1000V。 3.4.4 有功损耗:小于线圈额定容量的 0.5~1%。 3.4.5 放电性能 在额定频率和额定电压下,放电线圈与电容器直接并联,当电容器断电以后,其端子 间的电压在 5s 后应由√2U1n 降至 50V 以下。放电线圈应能承受在 1.58√2U1n 电压下电 容器储能放电的作用。 3.4.6 放电线圈应满足下列运行条件的要求: a)稳态过电压。放电线圈的工频稳态过电压和相应的允许施加时间如下表所示。 工频稳态过电压倍数 1.10 1.15 1.20 1.30 连续 每 24h 内不超过 30min 每月中 5min 以内的不超过 2 次 每月中 1min 以内的不超过 2 次 允许施加时间

b)操作过电压及放电储存能量。用重击穿机率低的开关正常操作电容器组,关合时可 能发生第一个峰值不大于 2√2 倍施加电压 (有效值) , 持续时间不大于 1/2 周波的过渡过程; 开断时可能受到 1.37√2 倍施加电压(有效值)的电容器储能放电的作用。 c)工频加谐波过电压。如果放电线圈在不高于 1.1U1n 下长期过行,则包括所有谐波分 量在内的电压峰值不超过 1.2√2U1n。 3.4.7 采用安装于绝缘框架上的安装方式。 3.4.8 在 1.1 倍额定电压、额定频率和额定二次负荷(cosφ 在 0.8~1)的条件下试验 时,绕组温升不超过 55K(电阻法) ,顶层油温升不超过 55K(温度计法) 。 3.4.9 在额定电压下,放电线圈应能承受二次短路电流在 1s 时间内所产生的热和机械 力的作用而无损伤。 3.4.10 外绝缘的爬电比距不小于 25mm/kV(相对于系统最高电压) ,除特别说明外。 3.4.11 放电线圈套管应能承受 500N 的静荷载。 3.4.12 放电线圈外露空气中金属部分应有良好的防腐蚀层,并符合户外防腐电工产品 的涂漆标准及相应的技术文件的要求。 3.4.13 放电线圈应保证在下限温度下油箱不出现负压,而在最高运行温度下油箱内部 压力不大于 0.1Mpa,并且不出现渗漏油。 3.4.14 放电线圈两个高压端子之间、高压端子与外壳之间以及支柱绝缘子带电部分对 地间的电气距离应不小于 0.4m。 3.4.15 放电线圈外壳接地螺栓直径应不小于 16mm,二次出线端子螺杆直径不得小于 8mm,并用铜或铜合金制成。 3.4.16 产品结构部件应有足够的机械强度,并必须安装方便。产品应保证在预期寿命 期内不必更换部件。

3.4.17 高压端子、二次端子、接地端子和铭牌等齐全,固定牢固。 3.4.13.3 放电线圈首末端必须与电容器首末端相连接,其间不得有断路器、熔断器或 任何别的隔离器件。 当串联电抗器置于电容器组的中性点侧时, 放电线圈首末端可以与中性 点相连接。 不能采用放电线圈的中性点与电容器中性点不相连的星形接线方式。不得使用放电线 圈中心点接地的接线方式。 不得将电容器组三台放电线圈的一次绕组接成三角形或“V”形接线。 3.4.18 不得使用油浸非全密封放电线圈,防止放电线圈因受潮而发生爆炸事故。 3.5 金属氧化锌避雷器。 3.5.1 型式:户外型,电容器保护用。 3.5.2 额定值 额定频率:50Hz。 额定电压:51kV。 持续运行电压:50.8kV。 标称放电电流等级:5kA。 2mA 直流方波通流容量不小于 600A。 操作冲击电流残压(峰值) :105kV。 雷电冲击电流残压(峰值) :134kV。 3.5.3 性能与结构要求 a) 氧化锌避雷器接于电容器组的电源侧端部 b) 氧化锌避雷器必须采用无间隙结构 c) 不得使用四避雷器接线方式(三支星接一支接中性点) d) 外绝缘爬电比距不小于 31mm/kV(按系统最高电压)。 3.5.4 金属氧化锌避雷器的试验项目、方法、内容和要求按照有关标准执行。 3.6 布置和安装 3.6.1 装置的布置和安装应符合 GB50227-1995 的有关规定要求。 3.6.2 框架式装置的结构件应具备通用性与互换性。 3.6.3 最小电气间隙 3.6.3.1 户内装置的带电体之间、 带电体与接地体之间的最小电气间隙应不小于下表所 列数值。 表 户内装置的最小电气间隙 mm 相关位置 不同相的裸导体间 带电裸导体至接地框架 带电裸导体至板状遮拦 带电裸导体至网门及网状 遮拦 标称电压 35kV 300 300 330 400 二次回路 500V 以下 4 15 15 50

3.6.3.2 户外装置的带电体间、 带电体与接地体间的最小电气间隙应不小于下表所列数 值。 表户外装置的最小电气间隙 mm 相关位置 带电部分至接地部分之间 网状遮拦向上延伸线距地 2.5m 处与遮拦上方带电部分之间 不同相的带电部分之间 电气间隙 400 400

相关位置 断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间 设备运行时,其外廊至无遮拦带电部分之间 交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间 栅状遮拦至绝缘体和带电部分之间 网状遮拦至带电部分之间 无遮拦裸导体至地面之间 无遮拦裸导体至建筑物、构筑物顶部之间 平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间 带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间

电气间隙

1150 500 2900 2400

3.6.4 电容器组的安装尺寸 安装框架尺寸应使电容器在其上安装时能满足设计标准的要求, 所有钢结构均应热镀锌。 电容器组的安装尺寸不应小于下表所列数值。 表 名称 最小尺寸 间距 100 电容器组安装尺寸表 电容器(户外、户内) 排间距离 200 电容器底部距地面 户外 300 户内 200 mm 框架顶部至屋顶净距 1000

3.6.5 连接线及熔断器的安装 3.6.5.1 电容器至电容器组横联线之间必须采用软铜线连接, 接头必须采用铜鼻子压接 方式。不得将电容器的套管直接与横联线连接。 3.6.5.2 熔断器的安装必须符合 DL 442-1991 的要求。 3.6.6 串联电抗器及放电线圈的选用 装置中的串联电抗器及放电线圈宜选用单相式,电容器选用集合式电容器时宜选用单 相式组合。 3.6.7 支撑绝缘、支柱绝缘子采用 35kV 级产品(按最高电压 40.5kV 下 25mm/kV,除特 别注明外) ;为防止锈蚀,安装框架应采用热镀锌处理。 3.7 母线及连接线 3.7.1 主母线:母线采用铜材,截面积由供方确定,其长期允许电流应不小于 1.5 倍回 路工作电流,同时应能承受三相短路电流为 31.5kA 时的动、热稳定要求。所有连接应采用 双 M16 螺栓。 3.7.2 连接线: 单台电容器至母线或熔断器连接线的长期允许电流不小于 1.5 倍单台电 容器额定电流,同时应能承受三相短路电流为 20kA 时的动、热稳定要求。 3.7.3 母线支柱绝缘子采用 35kV 级产品(按最高电压 40.5kV 下 25mm/kV,除特别注明 外) ; 。 3.7.4 电容器连接线应为软连接,或采用有伸縮节的铜排,避免电容器因连接线的热 胀冷缩使套管受力而发生渗漏油故障。 3.8 电容器组安装安全围栏 3.8.1 性能要求:为防止锈蚀,安装框架应采用热镀锌处理。 3.8.2 结构 a) 成套装置安装四周设安全围栏。 b) 安装框架尺寸应使电容器在其上安装时能满足设计标准 SDJ25—85 要求, 所有钢结构件、紧固件均应热镀锌。 c) 提供的安全围栏尺寸应经运行单位确认,采用不锈钢或热镀锌钢丝网,网孔小于

40mm×40mm,网丝直径宜不小于Φ 6mm。 3.9 隔离开关(带接地刀闸) 3.9.1 操动机构: 主刀闸和接地刀闸的操动机构型式:电动并可手动,电机 AC380V,控制 AC220V。 操动机构的控制柜应有足够的端子板, 每块端子板应有 15%的备用端子。 采用真空辅助 接点,除控制、指示及连锁等通常用的辅助接点外,需有备用的常开与常闭线接点各 4 对, 接地刀闸则为 4 对。 二次元器件应为质量可靠, 工艺要满足电气连接要求。 机构内接线端子、 螺丝应为铜质。 3.9.2 主刀闸和接地刀闸之间应有可靠的机械联锁,并应具有实现电气联锁的条件。 3.9.3 隔离开关底座、支架材料要热镀锌处理。 3.9.4 隔离开关及其操动机构应具有自锁能力,以保证隔离开关在风压、重力及地震的 作用下不能从合闸位置脱开或从分闸位置合闸。 3.9.5 机械特性: 三相操作 1000 次。进行本试验时,在隔离开关的一端应在施加纵向水平拉力,按连续 操作顺序进行。在试验过程中不得进行任何的修理和调整,不得紧固任何部件,连接件中只 允许按制造厂指定的间隔次数添加润滑剂。在试验过程不得出现振动、误动、运行不到位及 损害。 3.9.6 接线端子板的机构负荷及材质: 垂直: 1000N 纵向: 1500N 横向: 1000N 安全系数: 静态 3.5,动态 1.67 接线端子板的材质应为铝质或铜质。 3.9.7 有符合国标要求的铭牌,铭牌用耐腐蚀材料制成,字样、符号应清晰耐久,铭牌 在设备正常运行和安装时位置应明显可见。 3.10 其它 高压并联电容器单台保护用熔断器的相关要求详见 DL 442-1991 和GB 15116.5-1994。 高压并联电容器用内部熔丝和内部过压力隔离器的相关要求详见GB 11025-1989。 高压并联电容器用串联电抗器的相关要求详见 DL 462-1992。 高压并联电容器用放电线圈的相关要求详见 DL/T 653-1998。 高压并联电容器用金属氧化物避雷器的相关要求详见 DL/T 804-2002。 4 试验 4.1 试验基本条件 4. 除一次电路元件应分别进行试验外,进行装置整体试验时,有关接线都必须按实际 运行情况连接好; (2)试验电压的频率应为 50±0.5Hz;其波形应接近正弦波形(即两个半波基本一样,且 峰值和方均根值之比不超过√2±0.07、总谐波畸变率不大于 5%)。 (3)试验时的环境温度为 10℃~40℃,并作记录。 (4)试验方法应符合 ZBK48003-1987 的要求。 4.2 外观检查 目测检查:引出端子和绝缘子是否有损伤,金属件外表面是否有损伤或腐蚀,各配套件 是否有渗油、表面损伤、外壳变形,铭牌清晰,接地端子应有明显标志。

用量具测量:用量具按 GB 50227-1995 的要求检验有关的尺寸。按制造厂的技术图样, 测量主要尺寸、外绝缘的电气距离。 4.3 电容测量 装置的电容可用实际测量电容的方法, 也可根据装置内各单台电容器的实测电容用计算 的方法来检验。 电容的初测,可在降低电压下测量(施加电压不高于 0.15 倍额定电压) 电容的复测,应在(0.9-1.1)倍额定电压、(0.8-1.2)fn 下进行,所用测量方法应 能排除由于谐波和测量回路内附件所引起的误差。测量准确度应不低于 2%。 测量的方法应足以检出一个元件损坏(或一根熔丝熔断)。 4.4 电感(电抗)测量 当忽略电阻成分时,电抗为试验端电压和电流的比值。 干式半铁芯、磁屏蔽电抗器测量电感时,可以在降低电流和电压的情况下进行,也可以 用电桥法测量。 测量垂直叠装的干式半铁芯、磁屏蔽电抗器的电感时,应使用三相电源。 4.5 耐电压试验 试验前应将不易承受试验电压的电器元件(如避雷器、电容器、放电线圈等)拆除,并 另行试验。 4.5.1 工频耐电压试验 工频耐电压试验在装置的相间、 相与地之间、 辅助电路与地之间以及带电部件与绝缘材 料制成或覆盖的外部操作手柄之间进行。 试验时,应从装置额定电压的一半或以下开始升压,在 2~10s 内均匀升高到试验电压 值,并在该电压下保持规定的时间。 4.5.2 冲击耐电压试验 试验时,先施加 15 次正极性冲击,紧接着再施加 15 次负极性冲击。改变极性后,施加 负极性冲击之前, 允许施加数次低幅值的冲击。 如果每一极性试验中均未发生多于 2 次的闪 络且未发生击穿,则认为装置通过了该项试验。 4.6 温升试验 对于柜式装置试验时,装置应按正常布置;应给装置施加不低于 Un 的电压,并使装置 的容量在整个试验过程中等于 1.35Qn。 试验时应有足够的时间使温度达到稳定。每隔 1h~2h 用温度计或热电偶或其它测温仪 测量各规定部位的温度,同时测量最热区域 2 台电容器中间的冷却空气温度。当 6h 内连续 4 次测量温度的变化不超过 1K 时,认为温升达到稳定。 试验期间应测量装置的周围空气温度, 此测量应用不少于 3 支经标准温度计校验过的水 银温度计或热电偶进行。温度计或热电偶均匀布置在距装置约 1m 之处,放置高度应为装置 各载流部分高度的平均值。取最后 2 次所测温度的算术平均值作为装置的周围空气温度。 为了避免由于温度的迅速变化而引起的误差,温度计或热电偶应置于盛有油的容器中, 使热时间常数约为 1h。 注:如受试验条件限制,本试验也可在额定电压下进行,然后换算到 1.35Qn 下的温升 值。 4.7 短路强度试验 装置的短路强度试验的目的是验证装置耐受由短路电流引起的热应力和电动应力的能 力。 试验时,装置按正常使用情况安装,装置进线处的预期短路电流值按不小于 31.5kA 考 虑,功率因数为 0.25。

试验方法按 GB 2706-1989,试验时,被试电容器组进线端子处短路。 试验后若母线没有过大变形,导线、绝缘支持件没有任何损坏,电气间隙和爬电距离仍 符合规定,电器没有损坏,则认为装置通过了本项试验。 4.8 放电试验 放电试验应分别在每一组电容器上进行。 用直流将电容器组充电至额定电压的峰值, 然 后接通放电装置。测量电压下降至 50V 所经历的时间,应在 5s 以内。 注:自动投切装置的放电试验可结合投切试验进行。 4.9 投切试验 投切试验应参照 GB 7675-1987 的有关规定进行。 对于由多组电容器组成的装置,试验应对每一组进行,各投切操作 30 次,测量过电压 及涌流;背靠背试验仅需对投入最后一组电容器组时进行测量,操作 10 次。 试验时,断路器应能正常切合,机械运动灵活,无操作力过大或卡住现象,与其相连接 的机械联锁或其它附件承受上述操作次数后应未受损伤, 且不应发生重击穿, 过电压及涌流 均不应超过规定值。 4.10 熔断器保护试验 在某台电容器两端并接 1 或 2 台与其同容量的电容器, 模拟内部故障, 通电后观察熔断 器动作情况,应能正确动作。 4.11 保护装置试验 对于柜式及构架式装置,可在一次电路上并接或撤出 1~2 台电容器以模拟电容器内部 故障,或在二次回路上设定等价故障信号,保护装置在整定范围内应能正常动作。试验次数 不少于 3 次。 4.12 自动控制试验 应能正确动作。试验次数不少于 3 次。 4.13 密封性试验 将电容器单元加热至(75±2)℃后保持 6h,检查是否渗漏。 4.14 介质损耗因数(tgδ )的测量 电容器介质损耗因数的测量,应在(0.9~1.1)倍额定电压、(0.8~1.2)fn 下,用 能排除由于谐波所引起的误差的方法进行。测量的准确度应不低于 20%。 4.15 局部放电试验 4.15.1 电容器单元出厂试验时,对其进行局部放电情况检查,此项试验与极间工频耐 压同时进行,可采用声测法。预加电压至 2.15 倍额定电压,保持 1s,将电压降到 1.35 倍 额定电压,保持 10s,在此前 10s 内,局部放电应熄灭。 4.15.2 电容器单元型式试验时,预加工频交流电压至 2.15 倍额定电压,保持 1s,将电 压降到 1.2 倍额定电压,保持 10min,然后再升至 1.5 倍额定电压,保持 10min。在后 10min 内不应观察到局部放电量的增加。电容器单元的局部放电量不应大于 100PC。测量仪器和测 试回路按 ZBK48003-1987 的规定要求。 4.16 局部放电熄灭电压试验 此项试验分别在常温下和产品的下限温度下进行。测试下限温度的局部放电熄灭电压 值之前,应将产品置于下限温度下不少于 8h。对电容器单元施加工频交流电压至局部放电 起始后历时 1s,降压至 1.35 倍额定电压保持 10min,然后将电压升至 1.6 倍额定电压保持 10min,在将电压降低,记录局部放电熄灭时的电压值。如果施加电压达到 2.15 倍额定电压 时仍未见局部放电,则应停止试验。 4.17 放电器检验 本项检验在耐压试验后进行,用自放电法。

4.18 热稳定试验 4.18.1 本试验在电容器单元的型式试验时进行。 4.18.2 试验时将电容器单元置于绝缘油中,试验过程中绝缘油的温度为集合式电容器 的温度类别的上限温度加 15℃。对电容器单元施加工频电压,历时 48h。在整个试验过程中 应使单元的容量等于 1.58 倍的额定容量并保持恒定。 4.19 绝缘冷却油试验 自油箱下部的取样口取油样, 用间隙 2.5mm 的平板电极进行油样的击穿电压试验。 用同 样的油样,测量其 90℃时的介质损耗因数。 4.20 套管及线路端子的机械强度试验 4.20.1 套管的机械强度试验:在套管顶部施加与其中心纵轴线垂直的拉力,在 10min 内进行 5 次。 4.20.2 线路端子的机械强度试验:在线路端子上用力矩扳手加扭力。 4.21 外壳机械强度试验 由制造厂采用行之有效的试验方法进行。 4.22 耐久性试验 电容器的耐久性试验,按 GB 11024-1989 的要求进行。 4.23 检验规则 装置的试验分为:出厂试验、型式试验和验收试验。 4.23.1 出厂试验 4.23.2 出厂试验项目如下: 试验项目 外观检查 电容测量 电感测量 工频耐电压试验 保护装置试验 密封性试验 初测电容 复测电容 测量损耗角正切值 局部放电检查 高压并联电容器成套装置 √ √ √ √ √ — — — — — √:表示此项目需要。—:表示此项目不需要。 4.23.2 型式试验 新产品必须进行型式试验。 在生产中,当材料、工艺、产品结构或所选用的配套设备有所改变,且其改变有可能影 响装置的性能时,也应进行型式试验,此时允许只进行与这些改变有关的试验项目。 在正常生产中,每 5 年至少应进行 1 次型式试验。 用来做型式试验的装置必须是经出厂试验合格的装置, 除出厂试验项目外, 增加下列试 验项目: 试验项目 冲击耐电压试验 温升试验 高压并联电容器成套装置 √ √ 电容器单元 — — 电容器单元 √ — — √ — √ √ √ √ √

试验项目 短路强度试验 防护等级检验 投切试验 放电试验 熔断器保护试验 热稳定试验 雷电冲击电压试验 放电试验 内熔丝试验 放电器检验 局部放电试验 局部放电熄灭电压试验

高压并联电容器成套装置 √ √ √ √ √ — — — — — — — √:表示此项目需要。—:表示此项目不需要。

电容器单元 — — — — — √ √ √ √ √ √ √

4.23.3 交接验收试验 交接验收试验按 Q/GXD 126.01-2009《电力设备交接和预防性试验规程》 (企业标准)进 行,参见附录 A。主要项目如下: 外观检查; 绝缘电阻测量; 电容测量; 电感测量; 耐受电压试验; 保护装置试验; 冲击合闸试验; 自动控制试验(有条件时应进行)。 5. 供货范围 并联电容器成套装置供货见附件。 合同设备 (包括备品备件和专用工具) 的交货时间指合同设备到达需方指定交货地点的 日期。 6.供方在投标时应提供的资料 6.1 提供与投标产品一致而且有效的产品型式试验报告(检测报告)、鉴定证书、型号 使用证书等。 6.2 提供投标产品的下列数据 序号 一 1 2 3 4 系统额定电压 母线三相短路电流 额定容量 接线方式: 名 框架式电容器组 称 需方要求值 TBB35-6012/334-ACW 35 31.5kA 6012 kvar 供方保证值 备 注

序号 电容器组接线





需方要求值 单星或双星形接线, 中性点不接地

供方保证值





每相臂串接、并接电容数 5 保护 1)单台电容器装设保护 2)电容器组装设保护 6 二 1 2 单相式/三相式 电容器单元 型号 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)额定容量 4)绝缘水平 a. 1min 工频耐压(有效值 kV) b. 雷电冲击耐压(峰值 kV) (5)温度类别 3 电容偏差 1)单台电容器 2)电容器组 3)电容器组任何两线路端子之间、串联 段之间的最大值与最小值之比 4 5 介质损耗角 提供局放熄灭电压、电气强度、端子机械 强度、 抗腐蚀能力、 密封性能、 过载能力、 耐受短路放电能力、耐久性能等资料 电容器外壳耐爆能力 外绝缘尺寸 1)两端子间净距 2)端子对外壳电气距离 8 9 10 11 三 1 2 爬电比距 电容器绝缘介质 瓷套颜色 生产厂家 串联电抗器 型式 额定值 1)额定电抗率 2)最高电压 3)额定频率 4)额定电流 12% 40.5kV 50 与电容器额定电流相 CKSQ-720/35-12W 不小于 31mm/kV 不小于 15kJ 0~+5% 0~+5% 不超过 1.02 20 ℃时介质损耗角正 切值(tg?)≤0.0003 95kV 200kV 50 12kV 334kvar BAM12-334-1W

6 7

序号 5)额定容量





需方要求值 同 720kvar

供方保证值





6)长期最大工作电流 7)绝缘耐热等级 8)额定电流时损耗 9)绝缘水平 a. 1min 工频耐压(有效值) b. 雷电冲击耐压(峰值) 3 接线端子的机械强度 1)水平方向 2)垂直方向 3)横向 4)安全系数 4 5 6 电抗器出线端子间、出线端子与外壳及支 柱绝缘子带电部分对地净距 噪音水平 温升限值(额定电流下) 线圈最大平均温升(K) 线圈最高热点温升(K) 电抗值的偏差 7 在工频额定电流下电抗值的偏差 三相电抗器每相电抗值不超过三相平均 值 生产厂家 隔离开关 型式 GW□-40.5DW/1250A, 31.5kA, 四极联动(单 接地) 50 35 40kA-3s 100kA 电动 AC380 AC220 95kV 200kV 0-+5% ±2% 95kV 200kV

8 四 1

2

额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)热稳定电流(有效值) 4)动稳定电流(峰值)

3

操动机构 电机电源 控制电源

4

额定绝缘水平 1min 工频耐压(有效值) 雷电冲击耐压(峰值)

5 6 五

电气距离(端子间、对地) 生产厂家 熔断器

序号 1 2 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)最高电压 4)额定电流 5)耐爆能量 3 六 1 2 生产厂家 放电线圈 型式 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)最高电压 4)放电容量 5)绝缘水平 3 4 5 6 7 七 1 2 放电时间 有功损耗

名 型式(外置/内置)



需方要求值

供方保证值





干式绝缘,带二次线 圈,户外型 50 U1n:38.5/√3kV ≥Qn/6

放电线圈的接线方式 放电线圈瓷套的爬电距离 生产厂家 不平衡保护用电流互感器(CT) 型式 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)额定变比 4)准确等级 5)额定二次容量

3

1min 工频耐压(有效值) 1)一次线圈对地 2)二次线圈对地

4 5 八 1 2

外绝缘爬电距离 生产厂家 差压保护用电压互感器(PT) 型式 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)额定变比 4)准确等级 与放电线圈共用

序号 3

名 5)额定二次容量



需方要求值

供方保证值





1min 工频耐压(有效值) 1)一次线圈对地 2)二次线圈对地

4 5 九 1 2

外绝缘爬电距离 生产厂家 金属氧化锌避雷器 型式 额定值 1)额定频率 2)额定电压 3)持续运行电压 4)标称放电电流等级 5)操作冲击电流残压 6)雷电冲击电流残压 7)直流 1mA 参考电压 8)所保护的电容器组额定容量 50 51kV 40.8kV 5kA 105kV 134kV HY5W-51/134

3 4 十 1 2

外绝缘爬电距离 生产厂家 电容器组安装框架和安全网栏 支撑绝缘、支柱绝缘子电压 绝缘水平 1)1min 工频耐压(有效值) 2)雷电冲击耐压(峰值)

≥1350mm

35kV

3 十一 1 2

支柱绝缘子生产厂家 母线及连接线 主母线型式及截面 连接线型式及截面 单台电容器至母线或熔断器连接线的长 期允许电流 ≦1.5 倍单台电容器 额定电流

十二

在满足技术规范书要求的前提下提供可 供选择的接线组合型式及相应的全套装 置结构型式 其它 制造厂建议的备品、备件清单 制造厂建议的专用工具及仪器清单 图纸资料的交付期 交货时间 交货地点 合同签订后 10 天内 合同签订后 2 个月内 都安县 110kV 红渡变 电站施工工地

十三 1 2 3 4 5

7 技术资料和图纸交付进度 7.1 一般要求 7.1.1 供方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制,语言为中文。 7.1.2 资料的组织结构清晰、逻辑内容要正确、准确、一致、清晰、完整,满足工程 要求。 7.1.3 供方资料的提交及时充分, 满足工程进度要求。 在合同签定后 7 天内给出全部技 术资料清单和交付进度,并经需方确认。提供资料与图纸一式 6 份。 7.1.4 对于其它没有列入合同技术资料清单,却是工程所必须的文件和资料,一经发 现,供方也应及时免费提供。 7.2 资料提交的基本要求 7.2.1 供方应在投标阶段提供有关资料。 7.2.2 供方须及时提供配合工程设计的资料与图纸。 7.2.3 供方应提供满足合同设备性能检验/见证所需的全部技术资料。 7.2.4 施工、调试、试运和运行维护所需的技术资料(需方提出具体清单和要求,供方 细化,需方确认)包括但不限于: 7.2.4.1 提供设备安装、调试和试运说明书,以及组装、拆卸时所需用的技术资料。 7.2.4.2 供方须安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件,包括设备总图、 部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。提供保护计算方法和保护整定值。 7.2.4.3 供方应提供备品、配件总清单和易损零件图。 7.2.5 供方须提供的其它技术资料(需方提出具体清单,供方细化,需方确认)包括 以下但不限于: 7.2.5.1 设备供货时提供下列资料:设备的开箱资料,除了上述图纸外还应包括:部件 清单资料、工厂试验报告(包括型式试验报告及出厂试验报告) 、产品合格证和 3 套安装、 运行、维护、修理说明书。另提供电子版全套资料 1 份。 7.2.5.2 供方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定清单。 7.2.5.3 设备和备品管理资料文件,包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清 单) ,设备和备品存放与保管技术要求,运输超重和超大件的明细表和外形图。 7.2.5.4 详细的产品质量文件,包括材质、材质检验、焊接、热处理,加工质量,外 形尺寸和性能检验等的证明。 8 标志、包装、贮存和运输 8.1 标志 8.1.1 每套电容器装置应装有标明下列内容的标牌: 高压并联电容器成套装置 名称及型号 额定电压,kV 额定电流,A 额定频率,Hz 额定容量,kvar 额定电抗率,% 接线图 出厂、制造编号 √ √ √ √ √ √ √ √ 电容器单元 √ √ √ √ √ — - √

制造年月;出厂日期 制造厂名称或商标 实测电容,uF 温度类别 绝缘水平 总重量,kg

√ √ — — — — √:表示此项目需要。—:表示此项目不需要。

√ √ √ √ √ √

8.1.2 包装箱外表面应标明如下标志及字样: (1)型号、制造厂名称、交货合同号; (2)收、发货单位和地址; (3)净重、毛重、箱体尺寸以及"共×箱,第×箱"; (4)"小心轻放"、"不许倒置"、"请勿受潮"等。 (5) 起吊位置; 标志和字样应牢固、清晰、整齐。 8.2 包装及警告牌 包装前必须把积尘擦净,按装箱单进行包装。 8.2.1 包装箱必须牢固,应能保证在正常运输条件下装置及装置内的电器不受损伤。 8.2.2 装箱资料应包括: (1)装箱单(应详细标明配套设备的数量、型号、制造厂名、出厂编号); (2)合格证(包括配套设备的合格证); (3)产品使用说明书; (4)出厂试验报告; (5)安装时必需的技术图样。 注:集合式电容器增加电容器单元的型号,每个电容器单元的编号及测试数据; 8.3 贮存和运输 在贮存和运输装置期间,应能保证装置的性能和质量不受影响。产品储存时,储存场地 不得有腐蚀气体、物质,并不受雨、雪侵蚀。 9 技术服务与设计联络 9.1 合同签订后, 供方应指定负责本工程的项目经理, 负责协调供方在工程中的各项工 作,如设计图纸、工程进度、设备制造、包装运输、现场安装、调试验收等。 9.2 供需双方可根据工程需要召开工程联络协调会议或其他形式解决设计和制造中的 问题。 9.3 工程文件的交接要有记录,联络协调会议应有会议纪要。

附录 A 标准《电力设备交接和预防性试验规程》
(Q/GXD 126.01-2009)电容器部分内容 11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器 11.1.1 高压并联电容器、 串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、 周期和要求见表11.1。 表11.1
序号 1 项

高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器的试验项目、周期和要求
目 周 1)交接时 2)投运前 3) 投 运 后 前 3 年 和 15 年 后每年1次,其余3年 4)必要时 期 要 不低于2000MΩ 求 说 明 1 )串联电容器用 1000V 兆欧表,其它用2500V兆 欧表 2)单套管电容器不测 3)必要时,如: 保险熔断或保护跳闸时

极对壳绝缘 电阻

2

电容值

1)交接时 2)投运前 3) 投 运 后 前 3 年 和 15 年 后每年1次,其余3年 4)必要时

1) 电 容 值 偏 差 按 制 造 厂 规 定, 但不超过额定值的-5%~ +10%范围, 不应小于出厂值 的95% 2 )对用内熔丝保护的电容 器, 334kvar以上容量的电容 器, 当电容量减少超过1%-3% 时,应认真检查,发现问题 应退出运行; 334kvar容量的 电容器,当电容量减少超过 5%时,应退出运行;200kvar 及以下容量的电容器,当电 容量减少超过10%时, 应退出 运行 3) 对用外熔断器保护的电容 器,一旦发现电容量增大超 过一个串段击穿所引起的电 容量增大, 应立即退出运行, 避免电容器带故障运行而发 展成扩大性故障

1) 用电桥法或电流电压 法测量。 2)对于电容器组,推荐 使用不拆连接线的测量 方法 3)必要时,如: 保险熔断或保护跳闸时

3

相间、相对地 或极对壳交 流耐压试验

交接时

试验电压按出厂值的80%

高压并联电容器按 DL/T604进行

4

并联电阻值 测量

1)交接时 2) 投运后前 3 年和 15 年 后每年1次,其余3年

电阻值与出厂值的偏差应在 1)自放电法测量 ±10%之内 2)必要时,如: 巡视时发现有渗漏油或

3)必要时 5 凸肚、渗漏油 检查 6 冲击合闸 交接时 在电网额定电压下冲击合闸 3次, 无闪络及熔断器熔断等 异常现象 7 红外测温 参照 DL/T664 巡视时 发现凸肚、漏油时停止使用

温度异常等。 观察法

用红外热像仪测量

11.1.2 交流滤波电容器组的总电容值应满足交流滤波器调谐的要求。 11.5 高压并联电容器装置 装置中的开关、并联电容器、电压互感器、电流互感器、串联电抗器、放电线圈、母线 支架、避雷器及二次回路按本规程的有关规定。 单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求见表11.5。 表11.5
序 号 1 直流电阻 1)交接时 2)必要时 2 检查外壳及弹簧情况 1)交接时 2)必要时 无明显锈蚀现象,弹簧拉力无明显变化,工作位置正确, 指示装置无卡死等现象。 与出厂值相差不大于20% 项 目 周

单台保护用熔断器的试验项目、周期和要求
期 要 求 说 明

5.8 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求见表 5.8。 表 5.8
序 号 1 绕组绝缘电阻 1)交接时 2)6年 3)大修后 4)必要时 2 绕组直流电阻 1)交接时 2)6年 3)大修后 4)必要时 3 电抗(或电感)值 1)交接时 2)必要时 3)大修后 与出厂值比较不大于5% 1)三相绕组间的差别不应大于三相平均值的4% (叠装式电抗器除外) 2)与出厂值或上次测量值相差不大于2% 一般不低于1000 MΩ (20℃) 1)阻波器可不进 行此项定期试验 2 )用 2500V 兆欧 表 阻波器可不进行 此项定期试验 项 目

干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈的试验项目、周期和要求
周 期 要 求 说 明

4

绕 组 对 铁 芯 和外 壳 交 流 耐 压 及 相 间交 流 耐 压

1)交接时 2)大修后 3)必要时 大修时 1)1 年 2)必要时

1)铁芯电抗器,试验电压按附录G。 2)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 1)与历次试验结果相比无显著差别 2)一般不小于10MΩ 按 DL/T664 执行 1)采用红外热像 仪测量 2)应注意测量干 式电抗器支持瓷 瓶及引线接头、接 地引下线等部位 3)必要时,如 —在高峰负载时 —在高温季节 用2500V兆欧表

5

轭铁梁和穿芯螺栓 ( 可 接触到)的绝缘电阻 红外测温

6


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