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1、某工程 10KV 变电站施工验收方案第一部分总体根据甲方要求， 征询监理意见， 为保证 10KV 变电站交验顺利进行，特制定本方案。1、验收准备1.1 站内卫生清理：设备表面擦拭（设备带电，注意安全）站内地面卫生清理1.2 检查变压器运行噪声、温升。1.3 柜体盖板螺栓补齐。1.4 接地网检查：美观；焊口质量。1.5 防鼠措施：防鼠板；防鼠药。1.6 平台绝缘毯。1.7 变压器、电柜进出线孔防火封堵。1.8 标识。1.9 站内工器具清点。1.10安装质量鉴证资料、竣工图。2、验收内容（详见“验收细则” ）2.1 后台数据采集及操作界演示。2.2 设备安装运行状态考评：高压柜、低压柜、变压器、直
2、流屏/动力柜、后台机柜2.3 接地、接零检查。2.4 变压器、电柜进出线孔防火封堵检查。2.5 钢平台绝缘防护（绝缘毯）及护栏。2.6 高压输电线路敷设检查。2.7 站内工器具清点移交。2.8 站内桥架电缆敷设检查：路由、标识。2.9 安装质量鉴证资料、竣工图查验。3、验收程序3.1 各站3.2 站间电缆敷设设备运行状态鉴定后台系统检查接地接零检查（随机抽检）防火封堵检查（随机抽检）钢平台防护措施检查标识路由防护、封堵及固定发热第二部分验收细则1、概述本工程现场设 35KV 站一个，10KV 站四个（甲乙丙丁）；设计自35KV 站内 10KV 出线分别向甲丁站各送三路电源。去甲丁区三路电源两主
3、一备，备用电源只能操作一侧；由甲-乙、丁-丙放射至14 台变压器，供低压负荷之用。本次验收范围包括甲乙丙丁10KV 站内及站间全部施工内容。2、验收依据2.1 国家有关标准和规范。2.2 天津建院电力所提供设计图纸。2.3 厂家提供设备出厂技术资料。2.4 有关签证变更手续。3、工程范围3.1 基础平台及站内设施3.1.1 甲乙丙丁四区钢平台结构安装。3.1.2 甲乙丙丁四区变压器钢筋混凝土基础施工。3.1.3 甲乙丙丁四区接地网敷设。3.1.4 绝缘胶毯、工器具配置，检查，清点。3.1.5 防鼠板、护栏安装。3.1.6 站内桥架及支架安装。结论：钢平台施工符合设计要求； 接地系统敷设合格；
4、工器具配置合理，检查无误，清点数量正确；桥架敷设合理。3.2 由 35KV 站至 10KV 站桥架及电力电缆敷设路由从35KV 站沿电缆沟经库房钢平台，穿钢管进入丁区平台下，在丁区平台下下至管廊沿桥架进入各区。电缆头用德国3M 公司产品，耐压大于 17KV。3.2.1 由 35KV 站至 10KV 站桥架、电缆敷设由35KV站 至 甲 丁 区 站 各 三 路 ， 电 缆 规 格 为ZRYJY22-8.7/15-3x240: 甲区： 3D9-甲 H1，2D4-甲 H20，1D10-甲 H10，丁区： 1D9-丁 H1，2D10-丁 H22，3D10-丁 H11，3.2.2 各 10KV 站间桥架
5、、电缆敷设由 甲 丁 区 站 下 管 廊 ， 进 桥 架 ， 至 乙 丙 区 ， 电 缆 规 格 为YJV-8.7/10-3x150: 甲-乙区（两路）：甲 H7-乙 H2，甲 H14-乙 H4，丁-丙区（四路）：丁 H5-丙 H6，丁 H18-丙 H8，丁 H6-丙 H2，丁 H17-丙 H4，3.2.3 站内各 10KV 开关柜至变压器间电缆敷设电缆规格均为 YJV-8.7/10-3x150: 甲 H5-1变 1600KVA 甲 H6-3变 1000KVA 甲 H6-2变 1600KVA 甲 H5-4变 1000KVA 乙 H1-5变 2000KVA 乙 H3-6变 2000KVA 丙 H
6、1-9变 1000KVA 丙 H3-10变 1000KVA 丙 H5-7变 1600KVA 丙 H7-8变 1600KVA 丁 H7-11变 1600KVA 丁 H8-13变 2000KVA 丁 H15-14变 2000KVA 丁 H16-12变 1600KVA 3.2.4 交接试验项目齐全、有效。结论：路由正确，电缆桥架施工符合规范，满足设计要求，合格。3.3 主、分地网敷设（标准接地电阻不大于4，接地点土建预留，实测值均小于 0.2）3.3.1 主网用-50x5 热镀匾钢。3.3.2 主网-钢平台用 -40x4 热镀匾钢。3.3.3 主网-设备用 -40x4 热镀匾钢。结论：接地系统合理、
7、牢固、可靠，符合设计及规范要求。3.4 高低压系统相序及标记3.4.1 相色标记对应一致3.4.2 站区间高压相序一致3.4.3 低压侧与高压侧相序一致3.4.4 低压侧段间相序一致3.4.5 交接试验项目齐全、有效。结论：高低压相序一致，相色正确，冲击试验及运行正常。3.5 电气设备安装（用10 号槽钢基础）3.5.1 变压器安装（ 14 台）a、位置：甲区：1变 1600KVA、3变 1000KVA、2变 1600KVA、4变 1000KVA 乙区：5变 2000KVA、6变 2000KVA 丙区：9变 1000KVA、10变 1000KVA 7变 1600KVA、H7-8变 1600KV
8、A 丁区：11变 1600KVA、13变 2000KVA 14变 2000KVA、12变 1600KVA b、中性点接地可靠，实测电阻均小于1（最大值 0.18） 。c、安装位置正确，安装牢固可靠，符合设计及规范要求。d、温度显示正确，控制保护、有载调压动作正常。e、交接试验项目齐全、有效。结论：安装合理，标识齐全，运行稳定，符合设计和安全要求， 合格。3.5.2 中压开关柜安装与调试（54台）a、相对位置：甲区：甲 H1-20；乙区：乙 H1-4；丙区：丙 H1-8；丁区：丁 H1-22 b、排列位置、安装误差、参数均符合设计要求。c、各段五防要求准确无误。d、主备电源联络、手 /自动动作正
9、确。e、母线连接可靠。f、柜体接地可靠g、交接试验项目齐全、有效。结论：安装合理，运行稳定，参数正确，符合规范、设计及安全运行要求。合格。3.5.3 低压开关柜安装与调试（125台）a、位置：甲区： 34 台，二列四段1-17号接 1-2变压器 1600KVA；18-34 号接 3-4变压器 1000KVA；乙区： 19 台，一列二段1-19号接 5-6变压器 2000KVA；丙区： 34 台，二列四段1-17号接 7-8变压器 1600KVA； 18-34号接 9-10变压器 1000KVA；丁区： 38 台，二列四段1-17 号接11-12变压器1600KVA；18-38 号接13-14变
10、压器2000KVA；b、排列位置、安装误差、参数均符合设计要求。c、主备独立工作，母联实现互为备用，三锁二匙实现连锁。d、母排连接牢固，非带电体金属件接地合理可靠。e、各馈电开关手 /自动指示正确，操作灵敏可靠。结论：控制线路接线正确，操作可靠，智能表显示及上传数据正确，安装质量符合设计及规范要求。合格。3.5.4 直流屏和动力柜安装调试a、甲丙丁区支流屏为100AH/24、220，双电源动力柜 160A/220-380。b、乙区支流屏为 65AH/24、220，双电源动力柜 160A/220-380。c、高压柜操作及保护电源DC220V，照明 AC220V。d、低压大电流 M 系列开关操作电
11、源DC220V。e、低压小电流 NS 系列开关操作电源AC220V。f、显示仪表 DC24V。g、变压器温控电源AC220V。结论：直流屏DC24、220V 和动力柜输出电源分段到位正确，运行正常，符合设计要求。合格。3.5.5 后台管理智能柜安装与点位连接a、每站设一智能柜，实现高低压开关手动分合，并显示输出参数A、V、COS、Wh ，无连锁控制功能。b、远控状态下个开关分合正常，显示数据正常。c、丁区为总后台。结论：智能后台数据传输正确，运行稳定，操作可靠。合格。3.5.6 封闭母线槽安装（ 14 段）a、容量匹配1000KVA-2000A 封母 4 段；1600KVA-3200A 封母
12、6 段；2000KVA-4000A 封母 4 段。b、安装支架牢固，螺栓紧固，接地可靠，相序正确。c、2500V 摇表摇测大于 200M结论：容量匹配合理，安装、接地、绝缘可靠，相序正确。合格。3.6 高低压系统传动3.6.1 甲丁区高压系统为三路10KV 电源供电。故要求 ; a、同一 10KV 段开关具备五防要求：先进隔离刀，后合断路器；限定断路器，后拉隔离刀。b、不同 10KV 段间，保证二主一备，互为隔离和备用，手动切换。3.6.2 乙丙区高压系统为单一电源，要求具备五防锁即可。3.6.3 低压系统传动a、低压系统采用两台变压器独立工作，加母联互为备用。采用三台断路器二把钥匙加电气互索
13、的控制方式。b、所有低压出线开关均具备现场手动（电动/机械） 、后台远控功能。结论：连锁正确无误，信号上传及现场显示正常，操作灵敏可靠，符合设计要求。合格。3.7 系统保护与整定3.7.1 高压进线受总保护及整定a、依据 35KV 站出线柜参数（电力部门提供）b、设计、监理、甲方、施工四方确认10KV 站定值如下：35KV 站-甲区 10KV 受总、母联柜表一对应位置35KV 站内甲区 10KV 站内 开关编号3D9 2D4 1D10 甲 H3 甲 H9 甲 H12 甲 H18 互感器变比400/5 500/5 速断电流10A/800A 7.6A/760A 速断时间0.2S 0.1S 定时限电
14、流5A/400A 3.6A/360A 定时限时间1S 1S 备注电力部门提供甲方提供35KV 站-丁区 10KV 受总、母联柜表二对应位置35KV 站内丁区 10KV 站内 开关编号3D10 2D10 1D9 丁 H3 丁 H10 丁 H13 丁 H20 互感器变比400/5 600/5 速断电流14A/1120A 9A/1080A 速断时间0.2S 0.1S 定时限电流7A/560A 4.6A/552A 定时限时间1S 1S 备注电力部门提供甲方提供3.7.2 10KV 变压器出线柜保护定值10KV 变压器出线柜保护定值表三干式变压器互感器 变比速断定时限 容量 （KVA）IH1/IH2(A
15、) 电流(A) 时间（秒） 电流(A) 时间（秒）1000 59/2.95 100/5 460 0.1 3.7 1 1600 95/3.16 150/5 700 0.1 4 1 2000 116/2.9 200/5 900 0.1 3.6 1 3.7.3 低总、联络柜保护定值低总、联络柜保护定值表四变压器容量(KVA) 脱扣 /开关容量=Ir长延时tr(s) tmax=400 短延时瞬时接地动作Ir倍率动作时间 (s) Ir倍率电流 Ig 时间tg(s) 1000 1600/2500=0.64 16 6 0.3 10 J 4 1600 2500/3200=0.78 16 6 0.3 10 J
16、4 2000 3200/3200=1 16 6 0.3 10 J 4 3.7.4 低压馈电开关保护整定属于末端保护。 由用户根据容量和缆径大小自行整定。短路保护原则上不小于 5-8 倍脱扣整定值为宜。特殊说明：1）变压器的起停时间需7-12ms 的过渡过程（实测数） ，故高压侧不能设置瞬时保护。速断保护必须有大于12ms的动作时间，方能保证变压器顺利投入。2）由于低压电器系统均不设失压保护，这样当35KV 站 10KV 段同时拖挂 7 台变压器重负荷起动，有可能引起35KV 站馈电柜及站内10KV 受总柜跳闸，具体运行时应注意。3）经试验验证： 轻负荷状态下， 35KV 站 10KV 系统可顺利完成系统切换；站内 10KV 受总柜运行正常，未跳闸。结论：通过反复起停试验，定值合理，运行正常。合格。3.8 系统停送电及电冲击3.8.1 复核高压段路由和高低压相序。3.8.2 对高压电缆、变压器进行代电冲击3-5 次。3.8.3 从高压至低压逐段送电。3.8.4 对高低压各段互锁传
