箱式变电站的交接试验和标准

第一篇：箱式变电站的交接试验和标准

箱式变电站的交接试验和标准

（1）1600KVA以下变压器试验项目：

1）绕组绝缘电阻：用2500V摇表30º时，200MΩ；

2）绕组直流电阻，要求相间差别不大于三相平均值4%，线间差别不大于平均值2%；

3）极性必须与变压器的标志相符，在额定分接头的电压比偏差±0.5%；

4）绝缘油耐压强度不小于25KV；

5）交流耐压试验30KV。

（2）氧化锌避雷器试验项目：

1）绝缘电阻：用2500V摇表，不低于10000MΩ；

2）1mA直流下实测电压与初始值相比较变化不大于±0.5%；

3）75%实测电压下的泄漏电流不大于50uA；

4）阻性分量、全电流值：运行电流下的持续电流的阻性电流或总电流值符合规定。

（3）10KV四位置开关试验项目：

1）绝缘电阻：用2500V摇表，不低于1000MΩ；

2）工频交流耐压42KV，1min；

3）线路的相位一致性检查；

4）四位置开关的功能和位置正确性检查合格。

四、各类箱式变电站的安装和运行要求

(1)箱式变电站放置的地坪应选择在较高处，不能放在低洼处，以免雨水灌入箱内影响设备运行。浇制混凝土平台时要在高低压侧留有空档，便于电缆进出线的敷设。开挖地基时，如遇垃圾或腐土堆积而成的地面时，必须挖到实土，然后回填较好的土质并夯实后，再填三合土或道渣，确保基础稳固。

（2）箱式变电站接地和零线共用一接地网。接地网一般在基础四角打接地桩，然后连成一体。箱式变电站与接地网必须有两处可靠的连接。箱式变电站运行后，应经常检查接地连接处，因不松动、无锈蚀。定期测量接地电阻值，接地电阻应不大于4Ω。

（3）箱式变电站以自然风循环冷却为主。因此，在其周围不能违章堆物，尤其是变压器室门不应堵塞，还应经常清除百叶窗通风孔上附着物，以确保所有电气设备不超过最大允许温度。

（4）低压断路器跳闸后，应检查跳闸原因后方可试送。若送不成功必须彻底寻找故障原因，排除后才能送电，防止事故扩大。

（5）箱式变压器高压配电室内应装设氧化锌避雷器，装设方式必须便于试验及拆装更换。

（6）高压配电装置中的环网开关、变压器、避雷器等设备应定期巡视维护，发现缺陷及时整修，定期进行绝缘预防性试验。箱式变电站停用时间超过3个月，再投运前应进行全项预防性试验。

（7）更换无开断能力的高压熔断器，必须将变压器停电，操作时要正确解除机械连锁，并使用绝缘操作棒。（8）箱式变电站所有的进出线电缆孔应封堵，防止小动物进入造成事故。

（9）必须具有高压危险的警告标志和电气设备的铭牌编号。

第二篇：箱式变电站简介

绪 论

箱式变电站又称户外成套变电站，也有称做组合式变电站，它是发展于20世纪60年代至70年代欧美等西方发达国家推出的一种户外成套变电所的新型变电设备，由于它具有组合灵活，便于运输、迁移、安装方便，施工周期短、运行费用低、无污染、免维护等优点，受到世界各国电力工作者的重视。进入20世纪90年代中期，国内开始出现简易箱式变电站，电力部也相应制定了部颁标准，但应用并不广泛，到90年代末期，特别是农网改造工程启动后，科研开发、制造技术及规模等都进入了高速发展，被广泛应用于城区、农村10～110kV中小型变电站、厂矿及流动作业用变电站的建设与改造，因其易于深入负荷中心，减少供电半径，提高末端电压质量，特别适用于农村电网改造，被誉为21世纪变电站建设的目标模式。

箱式变电站适用于住宅小区、城市公用变、繁华闹市、施工电源等，用户可根据不同的使用条件、负荷等级选择箱式变。

箱式变电站自问世以来，发展极为迅速，在欧洲发达国家已占配电变压器的70%，美国已占90%。随着我国城市现代化建设的飞速发展，城市配电网的不断更新改造，必将得到广泛的应用。

近年来箱式变电站，是当前农网改造和今后变电站建设的主要方向，但就某些方面还存在着一些不足，具体表现在：

1.防火问题：箱式变电站一般为全密封无人值守运行，虽然全部设备无油化运行且装有远方烟雾报警系统，但是箱体内仍然存在火灾隐患，如：电缆、补偿电容器等，一旦突发火灾，不利于通风，也不利于火灾的扑救，因此应考虑设计自动灭火系统，但这样会增加箱式变电站的制造成本。

2.扩容问题：箱式变电站由于受体积及制造成本所限，出线间隔的扩展裕度小，如想在原箱体中再增加1～2个出线间隔是比较困难的，必须再增加箱体才能做到。

3.检修问题：由于箱式变电站在制造时考虑制造成本及箱体体积所限，使箱式变电站的检修空间较小，不利于设备检修，特别是事故抢修，这是箱式变电站的先天不足，是无法克服的缺点。

总之，展望未来，箱式变电站在我国广大城市、农村、工矿企业、公共建筑设施中会得到广泛的应用，它将以其物美价廉的优点被越来越多的人们所使用，使我国的电网运行水平再上一个新台阶。

第三篇：变压器交接试验项目标准

变压器交接试验标准 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；

测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；吸收比大于等于1.3 3

测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ小于0.8% 4

测量变压器各额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5% 5

交流耐压28kv 一分钟

第四篇：电力变压器交接试验标准

第六章 电力变压器

第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、检查所有分接头的变压比；

三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；

四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

七、绕组连同套管的交流耐压试验；

八、绕组连同套管的局部放电试验；

九、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；

十、非纯瓷套管的试验；

十一、绝缘油试验；

十二、有载调压切换装置的检查和试验；

十三、额定电压下的冲击合闸试验；

十四、检查相位；

十五、测量噪音。注：①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。③干式变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。④变流、整流变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑤电炉变压器的试验，可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑥电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、1600kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%；

三、变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；

四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。

第6.0.4条 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

第6.0.5条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：

一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。

二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.5 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：(6.0.5-1)校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算： 当实测温度为20℃以上时：(6.0.5-2)当实测温度为20℃以下时：(6.0.5-3)式中 R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ)； Rt——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。

三、变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。

四、变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。

第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tgδ；

二、被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%；

三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。表 6.0.6 介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：(6.0.6-1)校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算： 当测量温度在20℃以上时：(6.0.6-2)当测量温度在20℃以下时：(6.0.6-3)式中 tgδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值； tgδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。

第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：

一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；

二、试验电压标准应符合表6.0.7的规定。当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录三的规定。表6.0.7 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 绕组额定电压(kV)6～10 20～35 63～330 500 直流试验电压(kV)10 20 40 60 注：①绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准。②分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验；

二、容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。

第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定：

一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为。2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。4.上述测量电压的选择，按合同规定。注：Um均为设备的最高电压有效值。

二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。

三、局部放电试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关规定进行。

第6.0.10条 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，应符合下列规定：

一、进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻；

二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象；

三、当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；

四、铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。

第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”的规定进行。第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定；试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。

二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。

三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。

第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：

一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。

二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。

三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。第6.0.14条 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。

第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。

第6.0.16条 电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准《变压器和电抗器的声级测定》的规定进行。第七章 电抗器及消弧线圈

第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组连同套管的直流电阻；

二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

五、绕组连同套管的交流耐压试验；

六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻；

七、绝缘油的试验；

八、非纯瓷套管的试验；

九、额定电压下冲击合闸试验；

十、测量噪音；

十一、测量箱壳的振动；

十二、测量箱壳表面的温度分布。注：①干式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、九款规定进行。②消弧线圈的试验项目可按本条第一、二、五、六款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第三、四、七、八款。③油浸式电抗器的试验项目可按本条第一、二、五、六、七、九款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第三、四、八、十、十一、十二款。④电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

一、测量应在各分接头的所有位置上进行；

二、实测值与出厂值的变化规律应一致； 三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；

四、电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合本标准第6.0.6条的规定。第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。第7.0.13条 电压等级为330～500kV的电抗器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65℃。第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绕组的绝缘电阻；

二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验；

三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；

四、油浸式互感器的绝缘油试验；

五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻；

六、测量电流互感器的励磁特性曲线；

七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性；

八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性；

九、检查互感器变化；

十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；

十一、局部放电试验；

十二、电容分压器单元件的试验。注：①套管式电流互感器的试验，应按本条的第一、二、六、九款规定进行；其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第六、七、九款规定进行。第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；

二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行；

三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别；

四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：

一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。

二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算：(8.0.3-1)式中t——试验电压持续时间(s)； f——试验电源频率(Hz)。3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：

一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tgδ(%)不应大于表8.0.4-1的规定。表8.0.4-1 电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ(%)额定电压(kV)35 63～220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±10%范围内。

二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ(%)温度(℃)5 10 20 30 40 tgδ(%)2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：

一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。

二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。

三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm；220～330kV的，不应大于15ppm；500kV的，不应大于10ppm。注：上述ppm值均为体积比。

四、当互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。第8.0.7条 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：

一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。

二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：

一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。

二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。

三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定：

一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。

二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。

三、测试时，可按现行国家标准《互感器局部放电测量》的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平接地方式 互感器型式 预加电压(t＞10s)测量电压(t＞1min)绝缘型式 允许局部放电水平视在放电量(pC)中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.8×1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。

四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。

五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定：

一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.3、18.0.4条的规定进行；

二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ；

三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量每相导电回路的电阻；

六、测量油断路器的分、合闸时间；

七、测量油断路器的分、合闸速度；

八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性；

九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值；

十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻；

十一、油断路器操动机构的试验；

十二、断路器电容器试验；

十三、绝缘油试验；

十四、压力表及压力动作阀的校验。第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压(kV)3～15 20～35 63～220 330～500 绝缘电阻值(MΩ)1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规 定：

一、在20℃时测得的tgδ值，对DW2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加2后的数值；对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加3后的数值。

二、应在分闸状态下测量每只套管的tgδ。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tgδ(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10μA；220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5μA。第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定：

一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定；

二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验；

三、对35kV及以下户内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定：

一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定；

二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定：

一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定；

二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外，其余的可不进行。第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定：

一、合闸操作。1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作； 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%～110%)Un(85%～110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。

二、脱扣操作。1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验 电源电压与额定电源电压的比值 小于35%* 大于65% 大于85% 失压脱扣器的工作状态 铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放 铁芯应可靠地吸合 *当电压缓慢下降至规定比值时，铁芯应可靠地释放。3.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表9.0.12-3的规定。

三、模拟操动试验。1.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求； 当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。2.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表9.0.12-4的规定进行；液压机构的操动试验，应按表9.0.12-5的规定进行。表9.0.12-3 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类 延时动作的 瞬时动作的 脱扣电流等级范围(A)2.5～10 2.5～15 每级脱扣电流的准确度 ±10% 同一脱扣器各级脱扣电流准确度 ±5% 注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。表9.0.12-4 直流电磁或弹簧机构的操动试验 操作类别 操作线圈端钮电压与 额定电源电压的比值(%)操作次数 合、分 110 3 合 闸 85(80)3 分 闸 65 3 合、分、重合 100 3 注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表9.0.12-1“注”的情况。表9.0.12-5 液压机构的操动试验 操 作 类 别 操作线圈端钮电压 与额定电源电压的比值(%)操 作 液 压 操 作 次 数 合、分 110 产品规定的最高操作压力 3 合、分 100 额定操作压力 3 合 85(80)产品规定的最低操作压力 3 分 65 产品规定的最低操作压力 3 合、分、重合 100 产品规定的最低操作压力 3 注：①括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。②模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。③操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。第9.0.13条 断路器电容器试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第9.0.14条 绝缘油试验，应按本标准第十九章“绝缘油”的规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样试验。第9.0.15条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定；压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.1条 空气及磁吹断路器的试验项目，应包括下列内容：

一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

二、测量每相导电回路的电阻；

三、测量支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流；

四、交流耐压试验；

五、测量断路器主、辅触头分、合闸的配合时间；

六、测量断路器的分、合闸时间；

七、测量断路器主触头分、合闸的同期性；

八、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻；

九、断路器操动机构的试验；

十、测量断路器的并联电阻值；

十一、断路器电容器的试验；

十二、压力表及压力动作阀的校验。注：①发电机励磁回路的自动灭磁开关，除应进行本条第八、九款试验外，还应作以下检查和试验：常开、常闭触头分、合切换顺序；主触头和灭弧触头的动作配合；灭弧栅的片数及其并联电阻值；在同步发电机空载额定电压下进行灭磁试 验。②磁吹断路器试验，应按本条第二、四、六、八、九款规定进行。第10.0.2条 测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于本标准表9.0.2的规定。第10.0.3条 测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。第10.0.4条 支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流的试验，应按本标准第9.0.4条的规定进行。第10.0.5条 空气断路器应在分闸时各断口间及合闸状态下进行交流耐压试验；磁吹断路器应在分闸状态下进行断口交流耐压试验；试验电压应符合本标准附录一的规定。第10.0.6条 断路器主、辅触头分、合闸动作程序及配合时间，应符合产品技术条件的规定。第10.0.7条 断路器分、合闸时间的测量，应在产品额定操作电压及气压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。第10.0.8条 测量断路器主触头三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。第10.0.9条 测量分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。第10.0.10条 断路器操动机构的试验，应按本标准第9.0.12条的有关规定进行。注：对应于本标准表9.0.12中的“液压”应为“气压”。第10.0.11条 测量断路器的并联电阻值，与产品出厂试验值相比应无明显差 别。第10.0.12条 断路器电容器的试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。第10.0.13条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。

第五篇：箱式变电站使用说明书

YB□-12/0.4系列

箱式变电站

使

用

说

明

书

贵阳千福安电气技术有限公司

电

话：

网

址：

地

址：

概述

1.1

产品适用范围

YB系列预装式变电站适用于三相交流50Hz，10KV、6KV电压等级的三相系统中作为受电、变配电用。预装式变电站箱体采用了阻燃性材料和非爆炸性元件，能深入到负荷中心，广泛应用于工矿、企业、高层楼宇、住宅小区、医院、机场、学校、地铁、商业中心、以及城市道路等场所。

1.2

产品执行标准

GB/T17467-1998《高压/低压预装式变电站》

1.3

产品型号说明

Y

B

□

(□)

□

/□

□

额定容量(kVA)

低压侧电压等级(kV)

高压侧电压等级(KV)

箱体材料:彩钢复合板

结构布局：M目字形结构

P品字形结构

MS美式结构

预装式变电站

1.4

产品的正常使用条件

1.4.1海拔高度不超过1500m；

1.4.2最高气温+40℃；

1.4.3最高日平均气温+30℃；

1.4.4最高年平均气温+24℃；

1.4.5最低气温-25℃（适用于户外）；

1.4.6户外风速不超过35m/s；

1.4.7空气相对湿度不超过90%（+25℃时）；

1.4.8地震水平加速度为0.4m/s,垂直加速度为0.2m/s；

1.4.9安装在没有火灾、爆炸危险、化学腐蚀及剧烈振动，其地面倾斜度不超过5°的场所；

1.4.10上述使用条件不满足要求时，用户可与制造商协商解决。

1.5

JXYB系列预装变电站主要技术数据(表1)

项

目

单位

参

数

高

压

单

元

额定电压

kV

额定频率

Hz

额定电流

A

125

630

10～115

工频耐受电压

相-地

相间/断口

kV

32/36

42/48

70/78

雷电冲击耐压

相-地

相间/断口

kV

60/70

75/85

120/130

额定短时耐受电流有效值

kA

16（4s）

20（4s）

额定峰值耐受电流

kA

额定开断电流

A

125

630

短路闭合电流峰值

kA

变压器单元

额定容量

KVA

50～1250

阻抗电压

%

4～6

额定分接

±2*2.5%；±5%

联接组标号

YynO；Dyn11

低压单元

额定电压

V

380/220

主回路额定电流

A

200～2500

额定短时耐受电流有效值

KA

额定峰值耐受电流

KA

无功补偿容量

kvar

0～450

1.6

10kV级S9系列油浸式变压器技术参数

(表2)

额定容量（kVA）

电压组合联接组标号

空载损耗（W）

负载损耗（W）

空载电流（%）

短路阻抗（%）

高压（kV）

高压分接范围

低压（kV）

6.3；

12；24：

±5%或

±2*2.5%

0.4

YynO

或

Dyn11

290

1500

1.6

4.0

125

340

1800

1.5

160

400

2200

1.4

200

480

2600

1.3

250

560

3050

1.2

315

670

3650

1.1

400

800

4300

1.0

500

960

5100

1.0

630

1200

6200

0.9

4.5

800

1400

7500

0.8

1000

1700

10300

0.7

1250

1950

12800

0.6

1600

2400

14500

0.6

1.7

10kV级S11系列油浸式变压器技术参数

(表3)

额定容量（kVA）

电压组合联接组标号

空载损耗（W）

负载损耗（W）

空载电流（%）

短路阻抗（%）

高压（kV）

高压分接范围

低压（kV）

6.3；

12；

24；

±5%或

±2*2.5%

0.4

YynO

或

Dyn11

200

1500

1.6

4.0

125

240

1800

1.5

160

270

2200

1.4

200

330

2600

1.3

250

400

3050

1.2

315

480

3650

1.1

400

570

4300

1.0

500

680

5100

1.0

630

810

6200

0.9

4.5

800

980

7500

0.8

1000

1150

10300

0.7

1250

1360

12800

0.6

1600

1640

14500

0.5

1.8

10kV级SC9系列环氧树脂干式变压器技术参数

(表4)

额定容量（kVA）

电压组合联接组标号

空载损耗（W）

负载损耗（W）

空载电流（%）

短路阻抗（%）

高压（kV）

高压分接范围

低压（kV）

6.3；

12；

24；

±5%

或

±2*2.5%

0.4

YynO

或

Dyn11

450

1670

1.8

125

530

1850

1.7

160

610

2670

1.6

200

700

2850

1.5

250

810

2920

1.4

315

990

3670

1.3

400

1100

4220

1.2

500

1300

5170

1.1

630

1510

6210

1.0

800

1710

7360

0.9

1000

1990

8600

0.8

1250

2350

10260

0.7

1600

2750

12420

0.6

1.9

10kV级SC10系列环氧树脂干式变压器技术参数

(表5)

额定容量（kVA）

电压组合联接组标号

空载损耗（W）

负载损耗（W）

空载电流（%）

短路阻抗（%）

高压（kV）

高压分接范围

低压（kV）

6.3；

12；

24；

±5%或

±2*2.5%

0.4

YynO

或

Dyn11

400

1570

1.8

125

470

1850

1.7

160

540

2130

1.6

200

620

2530

1.5

250

720

2750

1.4

315

880

3470

1.3

400

970

3980

1.2

500

1160

4880

1.1

630

1340

5870

1.0

800

1520

6950

0.9

1000

1770

8130

0.8

1250

2090

9690

0.7

1600

2450

11730

0.6

产品结构简介

2.1

其本组成预装式变电站是由高压开关设备、电力变压器、低压开关设备三个单元组成的变、配电成套装置。具有成套性强，体积小，可移动，安装检修方便，节能性能好等特点。

2.1.1

预装式变电站的箱体外壳可采用：冷轧钢板、夹层彩钢复合板、玻纤水泥等材料制作，具有机械强度高、防腐、隔热、抗辐射等特点。

2.1.2

高压开关柜采用XGN15-12、HXGN15-12等环网开关柜，柜体结构用2.5冷轧钢板折弯焊接而成，柜体上部为母线室，仪表室位于母线室的前部，高压开关安装在柜体中部，仪表安装在仪表室面板上。开关柜具有体积小、重量轻、寿命长、无污染、无爆炸危险以及具备完善的“五防”功能。

2.1.3

高压开关柜采用压气式负荷开关、真空开关以及SF6负荷开关，这些开关设备均具有全面的防误操作联锁功能，均可与熔断器组合对变压器进行保护。

2.1.4

电力变压器可选用S9系列、S11系列油浸式变压器，SC9系列、SC10系列环氧树脂干式变压器。（技术参数详见表2～表5）

2.1.5

低压柜采用GGD、GCS、GCK等低压配电柜，柜体采用普通柜的形式，框架用8MF、10MF冷弯型钢焊接或组装而成，柜体面漆选用环氧树脂静电喷涂或聚脂桔纹烘干漆处理。

2.1.6

低压进线主断路器选DW45,W1系列智能型万能式断路器，或DW15系列、DW17系列等万能式断路器，以实行配网自动化的要求。断路器的整定电流根据预装式变电站的容量选择。

4.3箱式变电站外观参考尺寸：

容量（KVA）

L

B

H

L1

B1

H1

100～250

2900

2300

2480

2600

2000

2000

315～400

3500

2500

2480

3200

2200

2000

500～630

3500

2500

2480

3200

2200

2000

800～1000

3600

2600

2480

3300

2300

2000

1250

3600

2600

2480

3300

2300

2000

注：以上尺寸为典型方案的参考尺寸。

产品安装

5.1预装式变电的安装前请做好安装基础。

5.2预装式变电站起吊示意图见下图。

5.2.1预装式变电站安装基础参考尺寸：（实际要以图纸进行设计）

变压器容量（KVA）

A

A1

K

K1

100～250

2880

2400

2280

1800

315～400

3480

3000

2480

2000

500～630

3480

3000

2480

2000

800～1000

3580

3100

2580

2100

1250～1600

3580

3100

2580

2100

5.3预装式变电站安装前必须作最后安装检查。

5.3.1功能试验

a、开关设备和控制设备的操作；

b、预装式变电站门的机械操作；

c、绝缘挡板的定位；

d、变压器温度和油位的检查；

e、电压指示的检查；

f、接地线的连接；

g、电缆的试验；

h、熔断器的更换；

i、“五防”联锁验证。

5.3.2

接线正确性检查

接线应和接线图相符合。（接线图见预装式变电站随机附件）

产品的运行

对预装式变电站进行操作前请详细阅读本使用说明书和各主要电器元件的使用说明书。（各主要电器元件使用说明书见预装式变电站随机附件）

产品的维护、检修及主要事项

预装式变电站投入运行后，必须定期对其进行维护和检修，一般

每年一次。

7.1

检查维护项目：

a、检查各电器工作是否正常；

b、检查各信号和指示是否正常；

c、检查分、合闸和储能电源是否正常；

d、检查一次回路连接接点是否松动、过热；

e、用兆欧表检查相间、对地的绝缘，观察是否有损伤、老化；

f、清除灰尘、异物；

g、做好各项检查记录；

7.2

检修注意事项

当发现有不正常或某一部分不正常时，必须停电检修或更换，检修时必须断开上一级的隔离开关，并挂上可靠的接地线，确认无电时，才能进入检修。

随机文件

产品合格证

产品使用说明

二次接线图

装箱清单

订货须知

用户订货时应说明：

预装式变电站的型号、规格、数量；

提供电气系统接线图；

变压器型号及容量；

提供预装式变电站的特殊使用环境要求，出线及负荷，如无说明则按正常使用环境设计。

文档内容仅供参考