110KV涉网电气设备预防性试验项目(重庆大朗冶金新材料有限公司)

招标

110KV涉网电气设备预防性试验主变压器绕组直流电阻试验底座绝缘电阻试验吸收比极化指数试验介质损耗试验油中溶解气体色谱分析冷却装置检查 SF6避雷器直流泄露电流试验户外电容器 SF6电流互感器电容量电容器电容值试验滤波电抗器高压电缆外护套绝缘电阻外护套绝缘电阻接地装置接地网阻值测试接地网引下线通性测试线路保护装置差动保护功能校验整租试验机构箱汇控屏主变间隔保护测控接线检查紧固带通道保护联调电厂线大朗侧单机铁合金两端系统联调母联保护装置整组试验主变保护装置后备保护功能校验非电量保护功能校验微机母线保护装置模拟刀闸盘试验独立避雷针接地电阻测试施工工程电气预防性试验调试 110kV户内组合电气GIS设备 SF6断路器 SF6独立气室 SF6密度继电器变压器油电压互感器接地刀闸滤波无功补偿装置隔离开关单相变压器红外检测炉变差动保护装置高后备保护装置低后备保护装置数字式非电量保护装置测控装置线路保护测控分段保护测控 110kV母线保护 110kV无功补偿保护数字式无功补偿保护装置公用测控保护启动故障录波信号主变两侧间隔矿热炉余热发电图纸会审断路器导电回路电阻断路器时间参量 SF6气体的湿度二次端子检查整定值检验冷却装置及其二次回路检查试验铁心及夹件绝缘电阻油中水分油中色谱分析交流电流带电测试压力释放阀二次回路试验气体继电器校验测温装置套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻电容型套管对地末屏电容型套管末屏对地绝缘电阻互感器绕组的绝缘电阻避雷器底座绝缘电阻 SF6气体微水测试仪断路器特性测试仪万用表回路电阻测试仪氧化锌避雷器在线测试仪密度继电器(包括整定值)检验密度继电器校验仪 500V兆欧表绝缘电阻测试仪红外热成像仪总烃 500kV变压器 220kV变压器 110kV变压器三相直流电阻测试仪有载分接开关无载分接开关绝缘测试仪电缆出线 GIS出线 GIS测绕组绕组连同套管铜导线铝导线不拆线试验 GIS侧绕组强油水冷装置抗干扰精密介质损耗测试仪油纸胶纸充油压力释放校验避雷器绝缘电阻直流高压发生器红外线测温仪干式电抗器串联电容器电容电感测试仪大地网测试仪有效接地系统地面点位测量独立微波站吸风机燃油易爆气体储罐露天储罐露天配电装置有架空地线线路杆塔装置外部检查示波器频率计芯片绝缘试验保护屏柜电磁干扰器件导线与端子打印机装置连接断开弱电联系回路交流电压回路端子交流电流回路端子直流电源回路端子传输远方跳闸信号的通道合闸回路端子开关量输入回路端子调度自动化系统保护用附属接口设备信号回路端子逆变电源插件逆变电源检查时钟校验码上电检查保护屏端子排引入端子排自启动性能检验微机型装置模拟变换系统继电器输出触点新安装装置的验收检验输出信号连接片转动把手相位精度检验零点漂移整定值的整定及检验纵联保护通道保护元件中联保护传输设备光纤及微波通道接口设备的接地情况进行检查光纤通道操作箱检验复用载波机各端子排接线继电保护装置通信设备跳闸1回路跳闸2回路交流电压的切换回路断路器跳跃回路传动改造设备传动试验自保持线圈就地方式功能检查空气压力继电器弹簧压力等触点各级压力继电器压力低闭锁合闸闭锁重合闸闭锁跳闸中央信号装置监控信息新装装置的验收检验集中保护模拟断路器自电流互感器装置在做完每一套单独保护故障及重合闸母线差动保护失灵保护电网安全自动装置合闸线圈停用气(液)压闭锁试验器重合闸装置传输通道保护动作行为的试验直流继电器稳压装置直流系统信号指示回路厂站自动化系统故障信息管理系统自动重合闸告警信息保护状态信息录波信息定制信息

金额

项目地址

重庆市

发布时间

2022/08/16

公告摘要

项目编号ra22081501017

预算金额-

招标公司重庆大朗冶金新材料有限公司

招标联系人田城

标书截止时间-

投标截止时间2022/08/25

公告正文

询价单号	RA22081501017	采购方式	公开
采购员	田城	联系电话	15328725525
报名截至时间	2022-08-22T09:00	报价截至时间	2022-08-25T14:00

采购商名称：重庆大朗冶金新材料有限公司

物料信息

物料代码	物料名称	规格型号	品牌	采购数量	计量单位	要求交货期	备注
	110KV涉网电气设备预防性试验项目	不限	不限	1.0	项	2022-09-02	报价为含税包干总价

询价条款

一、交货地址：

二、保证金额度：0.0元

三、商务条款：第一条投标报价【文件为签章扫描件，PDF格式提交】 1、商务偏离表【详见附件《商务偏离表》】 2、报价单：报价组成一览表，含分项报价清单。按我公司提供格式填制，明确物资的唯一性【详见附件《重庆大朗冶金110kV电气设备预防性试验技术规范书》】。采用总价包干：即含设备设计、制造、运输费、装卸费、设备检测、检验费、人工费、材料费、企业管理费、安装调试、计评价、报告费用等行政事业收费及培训费、利润、税金以及因此产生的其它相关费用。报价不得留有活口，价格已包含合同实施期间因市场变化和政策调价而造成的一切费用，只应有一个最终固定的投标价格，招标单位不接受任何有选择的价格。 3、投标优惠声明：付款方式优惠，服务范围延伸优惠（如有）等。价格优惠（折扣），付款方式优惠，工期提前、服务范围延伸优惠（如有的话）等；凡涉及价格的优惠，均以投标总报价为基数，且一律在最终报价中体现。第二条付款方式银行承兑（甲方不贴息）合同生效后预付20%；次年付：40%；第三年付：40%；每次支付前乙方需向甲方提交等额的增值税专用发票和对应的阶段性检测报告。

四、技术条款：见附件：招标文件及技术规范；技术联系人：邵海滨联系电话：18896020589

五、注册资本必须大于等于0万元

六、报名要求：资质及胜任程度证明文件【文件为签章扫描件，PDF格式提交】 1、资质文件 1.1、有年审记录的企业法人营业执照副本； 1.2、组织机构代码证； 1.3、税务登记证； 1.4、产品生产许可证（制造许可证）或鉴定书及有关产品安全生产使用的资料证明； 1.5、设计及施工资质证明； 1.6、法定代表人证明及复印件或授权委托书； 1.7、ISO（9000，14000，18000）体系认证证书等文件； 1.8、投标人企业简介资料；1.7、检测资质 2、胜任程度文件；2.1、基本情况表； 2.2、近三年财务状况； 2.3、承建同类工程及范围的业绩情况； 2.4、目前正在履约的同类设备合同一览表； 2.5、项目主要管理人员表（含联系方式及参与同类工程履历）； 2.6、其它胜任程度文件；2.7、投标人不得有行贿犯罪档案记录；2.8、本项目不接受联合体投标。

七、资质要求：

附件下载

大朗冶金新材料有限公司110KV电气设备预防性试验项目招标书.doc大朗冶金新材料有限公司110KV电气设备预防性试验项目招标书.doc

重庆大朗冶金110kV电气设备预防性试验技术规范书.docx重庆大朗冶金110kV电气设备预防性试验技术规范书.docx

报价地址： https://www.obei.com.cn/obei-web-ec-ego/ego/rfq/deploy/egoBusinessOpportunity.html#/id=0c2c3df136714ab0a6ca7c35e69ed80c/rfqMethod=RAQ/orgCode=UF8621/statusFlag=0


重庆市大朗冶金新材料有限公司110KV涉网电气设备预防性试验项目（邀请）
招标文件
项目名称	：	110KV涉网电气设备预防性试验
工程名称	：	大朗冶金新材料有限公司110KV涉网电气设备预防性试验项目
工程地点	：	重庆市涪陵区清溪工业园区
招标单位	：	重庆大朗冶金新材料有限公司
日期：二〇二二年八月十六日

第四节投标文件的编制要求5第三节报价、付款及联系方式3第二节施工工期、工程内容3第一节项目概况3招标文件1目录

项目概况项目概况依据相关的规定，我公司项目建设的需要，拟对大朗冶金新材料有限公司110KV涉网电气设备预防性试验采取议标招标的方式确定施工单位，特邀请贵单位参加招标。110KV涉网电气设备预防性试验招标书重庆大朗冶金新材料有限公司第五节技术、商务偏离表9

周期：三年施工周期、试验内容1.4、建设地点：重庆市涪陵区清溪工业园区。项目内容：110KV涉网电气设备预防性试验。建设单位：重庆大朗冶金新材料有限公司。项目名称：重庆大朗冶金新材料有限公司110KV涉网电气设备预防性试验。

投标报价报价、付款及联系方式除甲方特殊要求外，按同行业和国家同等及以上标准执行。技术要求试验、检查内容

电力设备	试验、检查内容	试验周期	备注
110KV GIS	1、气体微水试验；2、路器特性试验；3、密度继电器试验。	3年
变压器	1、绕组直流电阻试验；2、绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数试验；3、绕组连同套管的介质损耗试验；4、油中溶解气体色谱分析；5、冷却装置检查。	3年
避雷器 110KV	1、绝缘电阻试验；2、底座绝缘电阻试验；3、直流泄露电流试验。	2年
户外电容器 110KV	1、电流互感器；2、绕组及末屏的绝缘电阻；3、介质损耗及电容量；4、电容器电容值试验；5、电抗器绕组直流电阻。	3年
高压电缆110KV	1、外护套绝缘电阻。	3年
接地装置	1、接地网阻值测试；2、接地网引下线通性测试。	1年
线路保护装置	1、保护功能校验及整租试验；2、机构箱、汇控屏、测控、保护屏柜二次接线检查及紧固；3、带通道保护联调（电厂线负责大朗侧单机及联调，铁合金I、II回负责两端系统联调）	3年
母联保护装置	1、保护功能校验及整组试验；2、机构箱、汇控屏、测控、保护屏柜二次接线检查及紧固	3年
主变保护装置	1、差动保护功能校验及整组试验；2、后备保护功能校验及整组试验；3、非电量保护功能校验及整组试验。	3年
微机母线保护装置	1、模拟刀闸盘试验（三年）；2、保护功能校验及整组试验（三年）	3年	需全厂停电配合
避雷针	接地电阻测试	1年

初次投标报价单位，需缴纳投标保证金10000元，确定中标人后5个工作日内无息退还保证金；保证金缴纳至重庆大朗冶金新材料有限公司的重庆工商银行重庆枳城支行，账号：3100013109022169669投标报价，以人民币元为单位报价。投标优惠声明：付款方式优惠，服务范围延伸优惠（如有）等。价格优惠（折扣），付款方式优惠，工期提前、服务范围延伸优惠（如有的话）等；凡涉及价格的优惠，均以投标总报价为基数，且一律在最终报价中体现。在本招标文件，投标一览表中未列出而报价投标方认为要单独列出的报价项目，报价供应商可增加列出，并计入“报价合计”中。采用含税包干总价，即含机具运输费、机具装卸费、设备检测、检验费、人工费、材料费、企业管理费、有关办证手续费、利润、保险、税金以及报价供应商认为需要的其他费用。报价不得留有活口，价格已包含合同实施期间因市场变化和政策调价而造成的一切费用，只应有一个最终固定的投标价格，招标单位不接受任何有选择的价格。报价单：结合本工程特征，施工特殊性等具体情况，本工程采用含税包干总价报价，投标报价为投标人在投标文件中提出的各项支付金额的综合。投标人应在报价中考虑由工程量变化带来的风险。

商务联系人：田城电话：18896020589技术联系人：邵海滨联系方式本工程合同生效后支付合同总价20%；次年支付合同总价40%；第三年支付合同总价40%。所有款项支付前中标方需先向招标方提供相应金额增值税专用发票,支付方式采用承兑（甲方不贴息）。付款

资质文件资质及胜任程度证明文件投标文件的编制要求地址：重庆市涪陵区清溪镇平原村再生有色金属产业园邮箱：7893387@qq.com电话：15328725525

8.1.6、本工程不接受联合体投标。非渝籍投标企业的入渝经营许可资料。投标人企业简介资料。法定代表人证明及复印件或授权委托书，项目经理具有相应资格，具有安全考核合格证。具备相关工程资质。具有中国境内注册的独立法人资格的企业，持有《企业法人营业执照》。

项目主要管理人员表（含联系方式及参与同类工程履历）目前正在履约的同类设备合同一览表承建同类工程及范围的业绩情况近两年财务状况基本情况表胜任程度文件

投标方按要求办理与此工程有关的相关手续，费用由投标方负责。在合同执行过程中，如发现有漏项，投标方应无条件、无偿补齐所发生的一切费用，视为已包含在报价供应商的投标报价之中，且并不因此而影响交付招标方使用的时间。国家、部委行业相关标准要求，以及国家现行的其他相关标准、规范（以上规范如实施新标准按新标准执行，如有内容重复按标准高的执行。）验收验收和承诺其他胜任程度文件

商务偏离表。如有分项单价表（附表中所有子项单价及综合取费标准）进行单独提交。商务标书。投标文件组成：投标文件的签署、提交承诺及保证：措施安全、工期、质量承诺书及保证措施。

投标截止时间、地点/开标时间、地点投标文件均转换为PDF文件，加盖公章在欧贝系统上进行提交。投标文件的递交技术偏离表。含技术措施、安全措施及技术要求。技术标书。

开标：按报道顺序依次开标，由招标单位组织的评标委员会负责评标、议标。开标时间：招标人另行通知。开标方式：采取欧贝平台线上开标。开标开标、评标与定标投标报名截止时间：2022年8月22日09：00，各投标单位在通过资质审核后直接在欧贝平台上进行报价投标

中标与签约：定标后，即与中标方签订完技术协议及合同。依据评标委员会的评定结果，经报公司领导确定入围单位。商务发出中标通知书，以电话及其他通讯方式通知中标单位。定标评标原则：公开、公平、公正和择优原则，力求信誉可靠、取费优惠、工期合理、质量可靠。评标方法：综合评估法，即以招标文件为依据，对投标文件进行综合评价，评出能够最大限度地满足招标文件的规定的投标人。其中：投标人的企业资质、能力、业绩和信誉度、质量承诺、工期、投标价格、付款方式、投标文件完整性严密性等将是主要评价因素。评标

合同授予扰乱开标（评审）秩序的。投标单位的法定代表人或法人代表委托代理人未参加开标会议的。逾期提交的，或未按招标文件要求提交的。有下列情况之一的投标书为无效投标书：关于无效投标书的规定

该工程的招标只针对专业主体单位，不接受代理商投标并不允许分包、转包。招标方有权根据各投标单位的投标情况确定中标单位，不以最低投标价格作为中标的唯一依据，但也决不以最高价做为取胜的标准。招标方有接受和拒绝任意或所有投标的权利，招标方在授予中标通知之前仍有选择或拒绝任何投标方中标的权利；招标方如对所有的投标均不满意，有重新组织招标的权利，并对所采取的行为可不说明原因。本招标文件的解释权归招标人，投标人未中标的原因，招标人可不作任何解释。其它相关事项凭招标人通知或中标通知书与投标单位签订施工工程合同。其合同条款应根据招标书内容确定。

反商业贿赂在现场工作的中标方的人员，应遵守招标方的安全保卫及其他有关的规章制度，承担其有关资料保密义务。中标方应按国家及相关技术规范、标准、规程，招标方的任务委托书及技术要求进行设计。在设计前，提出设计纲要或设计组织设计，在规定的时间提交质量合格的成果资料，并对其负责。中标方向招标方提交主体成果资料并对其质量负责，提交成果资料电子版一份。中标方责任责任

技术规格偏离表投标人（签章）说明：本表格可自行扩展。商务条款偏离表双方为保证公平公正原则，双方必须廉洁自律、严禁贿赂，承诺杜绝各种形式的商业贿赂。若任一方违反本条，应向对方支付合同总金额20%的违约金，并承担相应的刑事法律责任。甲方接受商业贿赂举报，甲方纪检办举报座机电话：023-63886353，举报受理邮箱：455016793@qq.com，受理人电话：黄老师：13896664067（微信同号）；陈老师：13983343326（微信同号）；谭老师：15826127109（微信同号）

序号	招标文件条目号	招标文件的商务条款	投标文件的商务条款	偏离	说明
1
2
3
4
5

投标人（签章）说明：本表格可自行扩展。

序号	名称	招标文件条目号	招标规格	投标规格	偏离内容	说明	备注

高压试验的目的就是通过一定的手段，依靠仪器、设备，采用模拟的方法检验电气设备绝缘性能的可靠程度等。高压电气设备的试验是判断设备能否投入运行、预防设备绝缘损坏及保证安全运行的重要措施。本方案仅适用于重庆大朗冶金110kV变电站电气预防性试验调试工程。一、编制说明2022年8月15日重庆大朗冶金新材料有限公司技术规范书重庆大朗冶金新材料有限公司110kV电气设备预防性试验

5)DLT995-2006《继电保护及电网安全自动装置检验规程》4)Q/GDW1799.1-2013《电力安全工作规程》3)Q/CSG1206007-2017《电力设备检修试验规程》2)设计图纸；1)施工合同及相关技术要求；二、编制依据

工程地点：重庆市涪陵区平原桥；工程内容：重庆大朗冶金110kV变电站调试工程中电气预防性试验调试；工程名称:重庆大朗冶金110kV变电站调试工程；1)工程总体概况三、工程概况6)DL5009.3-1997《电力建设安全工作规范》

1)施工总体原则四、施工布置2)主要工程实物量

序号	材料名称	规格型号	单位	数量	备注
1	110kV 户内组合电气 GIS 设备		间隔	20	大朗侧
1.1	SF6 断路器		台	18
1.2	SF6 避雷器	Y10WF-108/281	组	4
1.3	SF6 独立气室		个	若干
1.4	SF6 密度继电器		套	若干
1.5	高压电缆		根	24
2	主变		套	2	大朗侧
2.1	主变压器		台	2
2.2	变压器油	本体、调压	样	2

2.3	电流互感器	LDR-60 100/5	个	1
2.4	电压互感器	LZW-10 100/5	个	1
2.5	避雷器	Y1.5W-72/186	个	1
2.6	接地刀闸	GW13-72.5 630A	台	1
3	滤波无功补偿装置		套	4	大朗侧
3.1	隔离开关	GW4-126DW/1250A-3	组	4
3.2	滤波电抗器	LKGKL-110	组	4
3.3	避雷器	Y10WR-108/281	组	4
3.4	电流互感器	LB-110 5/5	台	4
3.5	高压电缆	YJLW03-64/110kV-1*240mm2	根	12
4	炉变		间隔	8
4.1	单相变压器		台	24
4.2	变压器油		样	48
4.3	接地刀闸		台	8
4.4	避雷器		组	8
4.5	高压电缆		根	24
5	110kV 户内组合电气 GIS 设备		间隔	1	电厂
5.1	SF6 断路器		台	1
5.2	SF6 电流互感器		组	1
5.3	电压互感器		个	1
5.4	避雷器	Y10WF-108/281	组	1
5.5	SF6 独立气室		个	若干
5.6	SF6 密度继电器		套	若干
6	独立避雷针		点	2	大朗
7	输变电设备红外检测	大朗、电厂、炉变	点	若干
8	接地网	GIS 室、继保室、10kV配电室、户外电容器室、主变场各两点	点	10	大朗
9	接地网	单相炉变、中性点各	点	32	炉变

		两点
10	接地网	GIS 室两点	点	2	电厂
11	主变间隔保护测控		套	2	大朗
11.1	差动保护装置	CSC-326GD	台	2
11.2	高后备保护装置	CSC-326GH	台	2
11.3	低后备保护装置	CSC-326GL	台	2
11.4	非电量保护装置	CSC-336C3	台	2
11.5	测控装置	CSI-200EA	台	2
12	110kV 线路保护测控		套	3	大朗、电厂
12.1	线路保护装置	CSC-163A	台	3
12.2	测控装置	CSI-200ED	台	3
13	110kV 分段保护测控		套	1	大朗
13.1	母联保护装置	CSC-122M	台	1
13.2	测控装置	CSI-200ED	台	1
14	110kV 母线保护	CSC-150	台	1	大朗
15	110kV 无功补偿保护		套	4	大朗
15.1	数字式无功补偿保护装置	CSC-221B	台	4
15.2	测控装置	CSI-200ED	台	4
16	110kV 矿热炉保护测控		套	8
16.1	高后备保护装置	CSC-326GH	台	8
16.2	数字式非电量保护装置	CSC-336C1B	台	8
16.3	测控装置	CSI-200EA	台	8
18	公用测控		套	2
18.1	测控装置	CSI-200EA	台	2
19	故障录波	WY9	台	2

3)施工停电计划详细安排结合现场实际施工情况，重庆大朗冶金110kV变电站电气预防性试验调试工程，计划于2022年09月1日开始，2025年08月30日完成。2)施工进度计划以施工图为基础，综合现场实际情况，以完成施工合同规定的全部任务为最终目标。

序号	工作时间	停电范围	工作内容	备注
1	1 天	110kV 铁合金 I 回	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验	大朗
2	1 天	110kV 铁合金 II 回	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验	大朗
3	1 天	110kV 母联间隔	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验	大朗
4	1 天	110kV I 母 PT 间隔	1、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验	大朗
5	1 天	110kV II 母 PT 间隔	1、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验	大朗
6	1 天	110kV #1 无功补偿	1、保护、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验3、高压电缆试验4、隔离刀闸试验5、电抗器、电容器、互感器试验	大朗
7	1 天	110kV #2 无功补偿	1、保护、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验3、高压电缆试验4、隔离刀闸试验5、电抗器、电容器、互感器试验	大朗
8	1 天	110kV #3 无功补偿	1、保护、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验3、高压电缆试验4、隔离刀闸试验5、电抗器、电容器、互感器试验	大朗
9	1 天	110kV #4 无功补偿	1、保护、测控装置试验2、密度继电器、SF6 气体试验3、高压电缆试验4、隔离刀闸试验5、电抗器、电容器、互感	大朗

			器试验
10	2 天	#1 主变两侧间隔	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检	大朗
11	2 天	#2 主变两侧间隔	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检	大朗
12	3 天	110kV #1 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
13	3 天	110kV #2 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
13	3 天	110kV #3 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
14	3 天	110kV #4 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
15	3 天	110kV #5 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验	大朗、炉变

			3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验
16	3 天	110kV #6 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
17	3 天	110kV #7 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
18	3 天	110kV #8 矿热炉	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检7、高压电缆试验	大朗、炉变
19	3 天	110kV 余热发电	1、保护、测控装置试验2、断路器、密度继电器、 SF6 气体试验3、主变试验4、避雷器试验5、互感器试验6、抽取油样送检	大朗、电厂
20	1 天	大朗、电厂、炉变	1、红外检测	大朗、电厂、炉变 (不停电)
21	1 天	110kV 铁合金 I 回 110kV 铁合金 II 回 110kV I 母 PT 间隔 110kV II 母 PT 间隔	1、避雷器在线监测	大朗(不停电)
22	2 天	大朗、电厂、炉变	1、接地网试验	大朗、电厂、炉变(不停电)

(1)检查试验仪器是否完好，标准表是否在有效周期内2、调试前的准备工作(1)被试间隔或设备处于检修状态；1、具备调试的条件1)具体施工方案五、施工技术方案

3、详细试验项目清单(6)根据图纸说明和相关的规范标准，进行安全、技术、质量交底，并针对每个试验工序的特点和难点做出安全技术交底记录。在对主要设备的主要试验项目进行试验施工时，要严格按照试验规范及设备厂家相关资料的技术数据进行相应的调试工作，并随时监理、总包单位专业工程师及设备厂家进行技术交流，切实保证施工技术和安全措施到位，施工和监督以及相关要求规定结合，保证各项电气调试工作的安全和质量。(5)进行图纸会审，明确施工验收规范和质量标准；(4)熟悉设计图纸，明确设计内容，对设计图纸及设备厂家配套图纸及资料中电气数据参数、技术要求等进行核实；(3)各种记录表格齐备；(2)引入临时电源要求质量高、可靠性强；

e)断路器导电回路电阻d)断路器时间参量c)SF6气体的湿度b)二次端子检查a)红外检测3.1户内组合式电气GIS设备

a)红外检测3.2主变压器(含单相变压器)i)高压电缆外护套绝缘电阻h)GIS用金属氧化物避雷器运行电压的交流泄露电流g)SF6密度继电器(包括整定值检验)f)分、合闸线圈直流电阻

g)冷却装置及其二次回路检查试验f)铁心及夹件绝缘电阻e)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数d)绕组直流电阻c)油中水分b)油中色谱分析

m)避雷器运行电压下的交流电流带电测试l)压力释放阀校验及其二次回路试验k)气体继电器校验及其二次回路试验j)测温装置校验及其二次回路试验i)套管主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量h)套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

3.3滤波无功补偿装置r)互感器tanδ与电容量q)互感器绕组的绝缘电阻p)避雷器直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄露电流o)避雷器底座绝缘电阻n)避雷器绝缘电阻

f)放电线圈一次绕组直流电阻e)放电线圈绝缘电阻d)电容器电容值c)电容器极对壳绝缘电阻b)电抗器绕组直流电阻a)红外检测

l)互感器tanδ与电容量k)互感器绕组及末屏的绝缘电阻j)高压电缆外护套绝缘电阻i)避雷器直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄露电流h)避雷器底座绝缘电阻g)避雷器绝缘电阻

a)110kV变压器保护、测控3.5继电保护预防性试验项目c)独立避雷针(线)的接地电阻b)电力设备接地引下线与接地网连接情况检查(导通性测试)a)接地网电阻3.4接地网、避雷针

g)110kV电容器保护f)110kV线路保护测控(含联调试验)e)110kV母线及公用测控d)110kV故障录波柜c)110kV母联保护测控b)110kV母线保护(不带断路器试验)

3.6.1.1.2试验项目及标准要求：3.6.1.1.1试验设备：红外热成像仪3.6.1.1红外检测3.6.1户内组合式电气GIS设备3.6主要设备试验项目及调试施工工艺h)110kV炉变保护

1)红外检测异常发热时，应记录发热情况并提供红外谱图及发热处照片。5)对红外检测数据进行横向、纵向比较，判断是否存在发热发展的趋势。3.6.1.1.3注意事项：4)如发现同一站点同一间隔同一功能位置的三相共箱罐体表面或三相分箱相间罐体表面存在2K以上温差时应引起重视，并采用外因排除、X光透视、带电局部放点测试、气体组分分析、空负载红外对比测试、回路电阻测试等手段对异常部位进行综合分析判断。对于经综合分析判断确定存在问题的GIS设备应进行解体检查确认，进一步确定问题原因并及时处理。3)重点测量母线、分支母线、合闸位置的隔离开关等部位。2)户外安装GIS要求在夜间进行测量。1)按DL/T664执行。

3.6.1.3SF6气体气体的湿度3)二次元器件应正常工作，接线牢固，无锈蚀。2)储能回路、控制回路、加热和驱潮回路，应正常工作，测量各队节点通断是否正常。1)检查并紧固接线螺丝，清扫控制元件、端子排。3.6.1.2.1标准要求：3.6.1.2二次端子检查

3.6.1.4断路器时间参量1)按DL/T1366、DL/T915和DL/T506进行。2)其他气室大修后：≤250运行中：≤10003.6.1.3.3注意事项：1)断路器灭弧室气室大修后：≤150运行中：≤3003.6.1.3.2试验项目及标准要求：3.6.1.3.1试验设备：SF6气体微水测试仪

—相间合闸不同期不大于5ms；4)除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：3)断路器的合—分闸时间应符合制造厂规定。2)断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定。3.6.1.4.2试验项目及标准要求：3.6.1.4.1试验设备：断路器特性测试仪

3.6.1.5断路器导电回路1)在额定操作电压(气压、液压)下进行。3.6.1.4.3注意事项：—同相各断口间分闸不同期不大于2ms；—同相各断口间合闸不同期不大于3ms；—相间分闸不同期不大于3ms；

3.6.1.6.1试验设备：万用表3.6.1.6分、合闸线圈直流电阻1)用直流压降法测量，电流不小于100A。1)试验结果应符合制造厂规定。3.6.1.5.3注意事项：3.6.1.5.2试验项目及标准要求：3.6.1.5.1试验设备：回路电阻测试仪

3.6.1.8.1试验设备：氧化锌避雷器在线测试仪3.6.1.8GIS用金属氧化物避雷器运行电压的交流侧漏电流1)试验结果应符合制造厂规定。3.6.1.7SF6密度继电器(包括整定值)检验3.6.1.7.1试验设备：密度继电器校验仪3.6.1.7.2试验项目及标准要求：1)试验结果应符合制造厂规定。3.6.1.6.2试验项目及标准要求：

1)采用带电测量方式，测量时应记录运行电压。3.6.1.8.3注意事项：倍时必须停电检查。2)当阻性电流增加50%时应分析原因，加强检测、缩短检测周期；当阻性电流增加11)测量全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化。3.6.1.8.2试验项目及标准要求：

1)采用500V兆欧表。1)每千米绝缘电阻值不低于0.5MQ3.6.1.9.3注意事项：3.6.1.9.2试验项目及标准要求：3.6.1.9.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.1.9高压电缆外护套绝缘电阻2)避雷器(放电计数器)带有全电流在线检测装置的不能替代本项目试验，应定期记录读数(至少每3个月1次)，发现异常应及时进行阻性电流测试。

2)检查引线接头、等电位连接片等导电部位。1)具体按DL/T664执行。3.6.2.1.2试验项目及标准要求：3.6.2.1.1试验设备：红外热成像仪3.6.2.1红外检测3.6.2主变压器(含单相变压器)

220kV及以下：总烃：20；H2:30；C2H2：0.11)根据DL/T722投运前变压器油中溶解气体含量(pL/L)应小于以下数值。500kV及以上：总烃：10；H2:10；C2H2：0.13.6.2.2.2试验项目及标准要求：3.6.2.2.1试验设备：送检3.6.2.2油中色谱分析3)检查本体温度分布，记录温度及负荷电流，并保存红外成像谱图。

3)总烃含量低于注意值的设备不宜采用相对产气速率进行判断。2)溶解气体组份含量有异常时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析，具体检测要求按照DL/T722标准执行。1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H24种气体。3.6.2.2.3注意事项：3)烃类气体总和的产生气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。2)运行变压器油中溶解气体含量(pL/L)超过以下数值时应引起注意。总烃：150；H2:150；C2H2：5(35kV~220kV)，1(500kV及以上)

3.6.2.3.2试验项目及标准要求：3.6.2.3.1试验设备：送检3.6.2.3油中水分6)变压器油中总烃或H2超注意值(150pL/L)时，应查明超注意值原因，同时关注气体产气速率是否超过“规程”注意值。如果产气速率超过“规程”注意值应安排停电检查检修；如果产气速率未超过“规程”注意值，应缩短色谱分析试验周期(500kV变压器应安排专人每天分析在线监测数据，220kV变压器缩短为3各月1次，110kV变压器缩短为6个月1次)。连续两年C2H2含量稳定，可恢复正常试验周期。5)变压器油中溶解气体含C2H2且缓慢增长时，应缩短预防性试验周期，其中缩短色谱分析试验周期(500kV变压器应安排专人每天分析在线监测数据，220kV变压器缩短为3各月1次，110kV变压器缩短为6个月1次)，同时关注产气速率是否超过“规程”注意值。连续两年C2H2含量稳定，可恢复正常试验周期。4)新投运的变压器应有投运前的测试数据。

110kV及以下≤352)运行中：500kV≤10220kV≤15110kV及以下≤201)投运前：

3.6.2.4.2试验项目及标准要求：3.6.2.4.1试验设备：三相直流电阻测试仪1)运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样。3.6.2.4绕组直流电阻3.6.2.3.3注意事项：500kV≤15220kV≤25

2)有载分接开关应在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量。1)如果电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。4)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。3.6.2.4.3注意事项：3)1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。2)1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。1)直流电阻测量结果应符合GB/T6451的要求。

2)35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值得70%。3.6.2.5.2试验项目及标准要求：3.6.2.5.1试验设备：绝缘测试仪4)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS测绕组可不进行定期试验。3.6.2.5绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数3)不同温度下电阻值按下式换算：R2=R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225。

4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：R2=R1x1.5(t1-t2)/10，式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近。2)测量前被试绕组应充分放电。1)使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA。3)绝缘电阻大于10000MQ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3。3.6.2.5.3注意事项：量极化指数，应不低于1.5。

3.6.2.6.2试验项目及标准要求：3.6.2.6.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.2.6铁心及夹件绝缘电阻7)鉴于不拆除高、中、低压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按固定程序批准后可采用不拆线的试验方法。6)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量。5)吸收比和极化指数不进行温度换算。

3)绝缘电阻一般不低于1MQ。3.6.2.7.2注意事项：2)强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定。1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油。2)只对有外引接地线的铁心、夹件进行测量。3.6.2.7冷却装置及其二次回路检查试验3.6.2.7.1试验项目及标准要求：1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)。1)与以前测试结果相比无显著差别。3.6.2.6.3注意事项：

35kV：5000MQ。1)主绝缘的绝缘电阻一般不应低于下列数值：110kV及以上：100000MQ；3.6.2.8.2试验项目及标准要求：3.6.2.8.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.2.8套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻1)采用1000V兆欧表。

1)20℃的tanδ(%)值应不大于下表中数值：3.6.2.9.2试验项目及标准要求：2)变压器套管、电抗器套管的试验周期跟随变压器、电抗器。3.6.2.9套管主绝缘及电容型套管的对地末屏tanδ与电容量3.6.2.9.1试验设备：抗干扰精密介质损耗测试仪1)采用2500V兆欧表2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MQ。3.6.2.8.3注意事项：

电压等级， kV		20、35	110	220、500
电容型	油纸	1.0	1.0	0.8
	胶纸	3.0	1.5	1.0
	气体	——	1.0	1.0
	干式	——	1.0	1.0
非电容型	充油	3.5	1.5	——
	充胶	3.5	2.0	——
	胶纸	3.5	2.0	——

2)测量变压器套管tanδ时，与被试套管项链的所有绕组端子连接在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏姐电桥，正接线测量。1)油纸电容型套管的tanδ一般不尽兴温度换算，当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明显的增长(超过30%)或接近上表数值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系。当tanδ岁温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/√3时，tanδ(%)增量超过±0.3%，不应继续运行。3.6.2.9.3注意事项：不大于2%。3)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MQ时，应测量末屏对地tanδ，其值2)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值得差别超出±5%时，应查明原因。

1)按制造厂的技术要求。3.6.2.10.1试验项目及标准要求：3.6.2.10测温装置教研及其二次回路试验5)对具备测试条件的电容型套管可以用带电测试电容量及tanδ代替。4)只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地。3)测量时记录环境温度计变压器顶层油温。

1)按DL/T540规定。3.6.2.11.1试验项目及标准要求：3.6.2.11气体继电器校验及其二次回路试验1)采用1000V兆欧表。3)绝缘电阻一般不低于1MQ。3.6.2.10.2注意事项：2)密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符。

1)动作值与铭牌值相差应±10%范围内或符合制造厂规定。3.6.2.12.1试验项目及标准要求：3.6.2.12压力释放校验及其二次回路试验1)采用1000V兆欧表。3)绝缘电阻一般不低于1MQ。3.6.2.11.2注意事项：2)整定值符合运行规程要求，动作正确。

3.6.2.13.2试验项目及标准要求：3.6.2.13.1试验设备：避雷器在线测试仪3.6.2.13避雷器运行电压下的交流带电测试2)变压器压力释放阀的动作节点应接入信号回，不得接入跳闸回路(无人值班水电站除外)。1)采用1000V兆欧表。2)绝缘电阻一般不低于1MQ。3.6.2.12.2注意事项：

4)避雷器(放点计数器)带有全电流在线检测装置的不能提到本项目试验，应定期记录读数(至少每1个月一次)，发现异常应及时带电或停电进行阻性电流测试。3)带电测量宜在避雷器外套表面干燥时进行；应注意相间干扰的影响。2)应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。1)35kV及以上运行中避雷器应采用带电(或在线)测量方式，如避雷器不具备带电测试条件时(如变压器中性点避雷器、500kV主变变低35kV避雷器等)，应结合变压器停电周期安排停电测试。3.6.2.13.3注意事项测量运行电压下全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较不应有明显变化。测量值与初始值比较，当阻性电流增加50%时应该分析原因，加强监测、适当缩短检测周期；当阻性电流增加1倍时应停电检查。

1)采用2500V及以上兆欧表。3.6.2.15避雷器底座绝缘电阻3.6.2.15.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.2.15.2试验项目及标准要求：2)35kV及以下：不小于1000MQ。3.6.2.14.3注意事项：1)35kV以上：不小于2500MQ。3.6.2.14.2试验项目及标准要求：3.6.2.14.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.2.14避雷器绝缘电阻

1)不低于GB11032规定值。3.6.2.16.2试验项目及标准要求：3.6.2.16.1试验设备：直流高压发生器3.6.2.16避雷器直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄露电流1)采用2500V及以上兆欧表1)不小于5MQ。3.6.2.15.3注意事项：

4)若为多柱并联结构的避雷器，参考泄露电流应依据厂家出厂规定。3.6.2.17互感器绕组的绝缘电阻3)避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验。2)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值。1)要记录环境温度和相对湿度，测量电流的导线应使用屏蔽线。3)0.75U1mA下的泄露电流不应大于50pA3.6.2.16.3注意事项：2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化的绝对值不应大于5%，对于多支并联结构的避雷器，直流参考电压实测值不应超过测量平均值的2%。

1)采用2500V兆欧表。3.6.2.18.3注意事项：一般不低于出厂值或初始值的70%。1)一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。3.6.2.17.2试验项目及标准要求：3.6.2.17.1试验设备：绝缘电阻测试仪

3.6.2.18.3注意事项：参考厂家技术条件进行，无厂家技术条件时主绝缘tanδ不应大于0.5%，且与历年数据比较，不应有显著变化。主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因。3.6.2.18.2试验项目及标准要求：3.6.2.18.1试验设备：抗干扰精密介质损耗测试仪3.6.2.18互感器tanδ与电容量

1)具体按DL/T664执行。3.6.3.1.2试验项目及标准要求：3.6.3.1.1试验设备：红外线测温仪3.6.3滤波无功补偿装置3.6.3.1红外检测2)当tanδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系，当tanδ随温度明显变化，或试验电压由10kV到Um/√3，tanδ变化量绝对值超过±3%，不应继续运行。1)只对35kV及以上电容型互感器进行。

1)应注意测量干式电抗器支撑瓷瓶及引线接头、接地引下线等部位。3.6.3.1.3注意事项：流，并保存红外成像谱图。(电容器)4)检查本体温度分布，本体温差不大于2~3K，红外检查无异常，记录温度及负荷电3)检查本体温度分布，记录温度计负荷电流，并保存红外成像谱图。(电抗器)2)检查引线接头、等电位连接片等导电部位。(电抗器)

3.6.3.3.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.3.3电容器极对壳绝缘电阻1)与出厂时比较偏差不大于1%。3.6.3.2.2试验项目及标准要求：3.6.3.2.1试验设备：直流电阻测试仪3.6.3.2电抗器绕组直流电阻

3.6.3.4电容器电容值3)可以整组进行。2)单套管电容器不测。1)串联电容器用1000V兆欧表，其他用2500V兆欧表。1)不低于2000MQ。3.6.3.3.3注意事项：3.6.3.3.2试验项目及标准要求：

3.6.3.5.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.3.5放电线圈绝缘电阻电容值不应小于出厂值的95%。1)根据DL/T840的要求，电容值应符合以下规定：电容值偏差不超过额定值的-5%~+5%范围；3.6.3.4.2试验项目及标准要求：3.6.3.4.1试验设备：电容电感测试仪

1)与上次测量值相比无明显差异。3.6.3.6.2试验项目及标准要求：3.6.3.6.1试验设备：万用表1)一次绕组采用2500V兆欧表，二次绕组采用1000V兆欧表。3.6.3.6放电线圈一次绕组直流电阻1)不低于1000MQ3.6.3.5.3注意事项3.6.3.5.2试验项目及标准要求：

2)35kV及以下：不小于1000MQ。3.6.3.7.3注意事项：1)35kV以上：不小于2500MQ。3.6.3.7.2试验项目及标准要求：3.6.3.7.1试验设备：绝缘电阻测试仪1)可采用万用表测量。3.6.3.7避雷器绝缘电阻3.6.3.6.3注意事项

3.6.3.9.2试验项目及标准要求：3.6.3.9.1试验设备：直流高压发生器3.6.3.9避雷器直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄露电流1)采用2500V及以上兆欧表1)不小于5MQ。3.6.3.8.3注意事项：1)采用2500V及以上兆欧表。3.6.3.8避雷器底座绝缘电阻3.6.3.8.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.3.8.2试验项目及标准要求：

3)避雷器怀疑有缺陷时应同时进行交流试验。2)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值。1)要记录环境温度和相对湿度，测量电流的导线应使用屏蔽线。3)0.75U1mA下的泄露电流不应大于50pA3.6.3.9.3注意事项：2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化的绝对值不应大于5%，对于多支并联结构的避雷器，直流参考电压实测值不应超过测量平均值的2%。1)不低于GB11032规定值。

3.6.3.11互感器绕组及末屏的绝缘电阻1)每千米绝缘电阻值不低于0.5MQ。3.6.3.10.2试验项目及标准要求：3.6.3.10.1试验设备：绝缘电阻测试仪3.6.3.10高压电缆外护套绝缘电阻4)若为多柱并联结构的避雷器，参考泄露电流应依据厂家出厂规定。

2)用2500V兆欧表。1)有投运前数据。2)电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MQ。3.6.3.11.3注意事项：1)一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较，不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70%。3.6.3.11.2试验项目及标准要求：3.6.3.11.1试验设备：绝缘电阻测试仪

2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因。1)主绝缘tanδ(%)不应大于下表中的数值，且与历次数据比较，不应有显著变化。3.6.3.12.2试验项目及标准要求：3.6.3.12.1试验设备：抗干扰精密介质损耗测试仪3.6.3.12互感器tanδ与电容量

电压等级,kV		35	110	220	500
运行中	油纸电容型	1.0	1.0	0.8	0.7
	充油型	3.5	2.5	——	——
	胶纸电容型	3.0	2.5	——	——
	充胶式	2.5	2.5	2.5	——

3.6.4.1接地网、避雷针接地阻抗3.6.4接地网、避雷针1)当tanδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系，当tanδ随温度明显变化或试验电压由10kV到Um/√3，tanδ(%)变化量绝对值超过±3%，不应继续运行。3.6.3.12.3注意事项：其值不大于2%。3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MQ时，应测量末屏对地tanδ，

2)试验方法可按现行行业标准《接地装置特性参数测量导则》DL475有关规定执行，试验时应排除与接地网连接的架空地线、电缆的影响；1)接地阻抗值应符合设计文件规定，当设计文件没有规定时应符合表的要求；3.6.4.1.2试验项目及标准要求：3.6.4.1.1试验设备：大地网测试仪

接地网类型	要求
有效接地系统	Z≤2000/I 或当 I＞4000A 时， Z≤0.5Q 式中： I—经接地装置流入地中的短路电流(A)；Z—考虑机械变化的最大接地阻抗(Q )；当接地阻抗不符合以上要求时，可通过技术经济比较增大接地阻抗，但不得大于 5Q 。并应结合地面点位测量队接地装置综合分析和采取隔离措施
非有效接地系统	1.当接地网与 1kV 及以下电压等级设备公用接地时，接地阻抗Z≤120/I； 2.当接地网仅用于 1kV 以上设备时，接地阻抗 Z≤250/I；3.上述两种情况下，接地阻抗不得大于 10Q ；
1kV 以下电力设备	使用同一接地装置的所有这类电力设备，当总容量≥100kVA 时，接地阻抗不宜大于 4Q ，当总容量＜100kVA 时，则接地阻抗可大于 4Q ，但不应大于 10Q
独立微波站	不宜大于 5Q
独立避雷针	不宜大于 10Q当与接地网连在一起时可不单独测量
发电厂烟囱附近的吸风机及该处装设的集中接地装置	不宜大于 10Q当与接地网连在一起时可不单独测量
独立的燃油、易爆气体储罐及其管道	不宜大于 30Q ，无独立避雷针保护的露天储罐不应超过 10Q
露天配电装置的集中接地装置及独立避雷针(线)	不宜大于 10Q
有架空地线的线路杆塔	1.当杆塔高度在 40m 以下时，应符合下列规定： 1)土壤电阻率≤500Q • m 时，接地阻抗不应大于 10Q ； 2)土壤电阻率 500Q • m~1000Q • m 时，接地阻抗不应大于 20Q ； 3)土壤电阻率 1000Q • m~2000Q • m 时，接地阻抗不应大于 25Q ；4)土壤电阻率＞2000Q • m 时，接地阻抗不应大于 30Q ；

	2.当杆塔高度≥40m 时，取上述值的 50%，但当土壤电阻率大于 2000Q •m，接地阻抗难以满足不大于 15Q 时，可不大于 20Q ；
与架空线直接连接的旋转电机进线段上避雷器	不宜大于 3Q
无架空地线的线路杆塔	1.对于非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆，不宜大于 30Q ； 2.对于中性点不接地的低压电力网线路的钢筋混凝土杆、金属杆，不宜大于 50Q ；3.对于低压进户线绝缘子铁脚，不宜大于 30Q ；

2)状况良好设备的回路电阻测试值应在50mQ以下；50~200mQ者，宜关注其变化，重要设备宜在适当时候检查处理；200mQ~1Q者，对重要设备应尽快检查处理，其他设备宜在适当时候检查处理；1Q以上者，设备与主地网未连接，应尽快检查1)不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象。3.6.4.2.2试验项目及标准要求：3.6.4.2.1试验设备：回路电阻测试仪3.6.4.2电力设备接地引下线与接地网连接情况检查(导通性测试)3)应在扩建接地网与原接地网连接后进行全场全面测试；

3.6.5.1试验项目及标准要求：3.6.5屏柜及装置检验2)应采用通以不小于5A的直流电流测量回路电阻的方法来检查接地网的完整性和接地引下线的连接情况。1)采用测量接地引下线与接地网(或相邻设备)之间的回路电阻值来检查其连接情况，可将所测数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查。3.6.4.2.3注意事项：处理。

(2)装置外部检查；d)用具有交流电源的电子仪器(如示波器、频率计等)测量电路参数时，电子仪器测量端子与电源侧绝缘必须良好，仪器外壳应与保护装置在同一点接地。c)检验中尽量不适用烙铁，如元件损坏等必须在现场进行焊接时，要用内热式带接地线烙铁或烙铁断电后再焊接。所替换的元件必须使用制造厂确认的合格产品；b)调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片。必须更换芯片时，要用专用起拔器。应注意芯片插入的方向，插入芯片后需经第二人检查无误后，方可通电检验或使用；a)断开保护装置的电源后才允许插、拔插件，且必须有防止因静电损坏插件的措施；(1)检验时须注意如下问题以避免装置内部元器件损坏：

(3)绝缘试验；e)应将保护屏柜上不参与正常运行的连接片取下，或采取其他防止误投的措施；d)检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件和措施应符合相关标准和制造厂的技术要求。在装置检验的全过程应保持这些减缓电磁干扰器件和措施处于良好状态；c)屏柜上的标志应正确完整清晰，并与图纸和运行规程相符；b)主要设备、辅助设备的工艺质量，以及导线与端子采用材料的质量；a)装置的实际构成情况如：装置的配置、配置的型号、额定参数(直流电源额定电压、交流额定电流、电压等)是否与设计相符合；

f)装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地。在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组回路都接地；e)将打印机与装置连接断开；d)断开与其他保护的弱电联系回路；c)在保护屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流电源回路端子、跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、厂站自动化系统接口回路端子及信号回路端子；b)按照装置技术说明书的要求拔出插件；a)仅在新安装装置验收检验时进行绝缘试验；

(5)逆变电源检查：c)校对时钟；b)按照装置技术说明书描述的方法，检查并记录装置的硬件和软件版本号、校验码等信息；a)打开装置电源，装置应能正常工作；(4)上电检查：g)用500V兆欧表测量绝缘电阻值，要求阻值均大于20MQ。测试后，应将各回路对地放电；

1)在保护屏端子排处，按照装置技术说明书规定的试验方法，对所有引入端子排的开关量输入回路一次加入激励量，观察装置的行为；a)新安装装置的验收检验时：(6)开关量输入回路检验：c)直流电源缓慢上升时的自启动性能检验建议采用以下方法：合上装置逆变电源插件的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。固定试验直流电源为80&额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动；b)有检测条件时，应测量逆变电源的各级输出电压值，测量结果应符合DL/T527-2002；a)对于微机型装置，要求插入全部插件；

(9)模拟变换系统检验：(8)在(6)、(7)检验项目中，如果几种保护共用一组出口连接片或共用同一告警信号时，应将集中保护分别传动到出口连接片和保护屏柜端子排。如果几种保护共用同一开入量，应将开入量分别传动至各种保护；b)全部检验时，在装置屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试验方法，依次观察装置已投入使用的输出触点及输出信号的通断状态；a)新安装装置的验收检验时：在装置屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试验方法，依次观察装置所有输出触点及输出信号的通断状态；(7)输出触点及输出信号检查：2)安装装置技术说明书所规定的试验方法，分别接通、断开连接片及转动把手，观察装置的行为；

2)全部检验时，可仅分别输入不同幅值的电流、电压量；1)新安装装置的验收检验时，按照装置技术说明书规定的试验方法，分别输入不同幅值和相位的电流、电压量，观察装置的采样值满足装置技术条件的规定；b)各电流、电压输入的幅值和相位精度检验：观察装置在一段时间内的零飘值满足装置技术条件的规定；进行本项目检验时，要求装置不输入交流电流、电压量；a)检验零点漂移：

c)装置整定的动作时间为自向保护屏柜通入模拟故障分量(电流、电压或电流及电压)至保护动作向断路器发出跳闸脉冲的全部时间；b)在整定检验时，除所通入的交流电流、电压为模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外，整套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下，而不得在试验过程中人为地予以改变；a)每一套保护应单独进行整定检验。试验接线回路中的交、直流电源及时间测量连线均应直接接到被试保护屏柜的端子排上。交流电压、电流试验接线的相对极性关系应与实际运行接线中电压、电流互感器接到屏柜上的相对相位关系(折算到一次侧的相位关系)完全一致；(1)整定值的整定及检验是指将装置各有关元件的动作值及动作时间按照定值通知单进行整定后的试验。该项试验在屏柜上每一元件检验完毕后才可进行。具体的试验项目、方法、要求视构成原理而异，一般须遵守如下原则：3.6.6.1试验项目及标准要求：3.6.6整定值的整定及检验

3.6.7纵联保护通道检验b)在全部检验时，对于由不同原理构成的保护元件只需任选一种进行检查。建议对主保护的征订项目进行检查，后备保护如相间I、II、III段阻抗保护只需选取任一整定项目进行检查；a)新安装装置的验收检验时，应按照定值通知单上的整定项目，依据装置技术说明书或制造厂推荐的试验方法，对保护的每一功能元件进行逐一检验；(2)在定期检验及新安装装置的验收检验时，整定检验要求如下：检验装置的特性时，在原则上应符合实际运行条件，并满足实际运行的要求。每一检验项目都应有明确的目的，或为运行所必须，或用以判别元件、装置是否处于良好状态和发现可能存在的缺陷等；d)电气特性的检验项目和内容应根据检验的性质，装置的具体构成方式和动作原理拟定；

(2)传输远方跳闸信号的通道，在按安装或更换设备后应测试其通道传输时间。采用允许式信号的中联保护，除了测试通道传输时间，还应测试“允许跳闸”信号的返回时间；d)对于利用专用光纤及微波通道传输保护信息的远方传输设备，应对其发信电频、收信灵敏电平进行测试，并保证通道的富余度满足运行要求；c)通信专业应对光纤及微波通道的误码率和传输时间进行检查，指标应满足GB/T14285的要求；b)对于与光纤及微波通道相连的保护用附属接口设备应对其继电器输出触点、电源和接口设备的接地情况进行检查；a)对于光纤及微波通道可以采取资环的方式检查光纤通道是否完好；(1)对于光纤及微波通道的检查项目如下：

b)对分相操作断路器，应逐相传动防止断路器跳跃回路；a)进行每一项试验时，试验人员须准备详细的试验方案，尽量减少断路器的操作次数；(1)操作箱检验应注意：3.6.8.1试验项目及标准要求3.6.8操作箱检验(3)几点保护利用通信设备传送保护信息的通道(包括复用载波机及其通道)，还应检查各端子排接线的正确性、可靠性。继电保护装置与通信设备之间的连接(几点保护利用通信设备传送保护信息的通道)应有电气隔离，并检查各端子排接线的正确性和可靠性；

c)合闸回路、跳闸1回路及跳闸2回路的接线正确性，并保证各回路之间不存在寄生回路；b)交流电压的切换回路；如果试用断路器本体的防止断路器跳跃回路和三相不一致回路，则检查操作箱的相关回路是否满足运行要求；a)防止断路器跳跃回路和三相不一致回路；(2)操作箱的检验根据厂家调试说明书并结合现场情况进行，并重点检验下列元件及回路的正确性：c)对于操作箱中的出口继电器，还应进行动作电压范围的检验，其值应在55%~70%额定电压之间。对于其他逻辑回路的继电器，应满足80%额定电压下可靠动作；

e)断路器操作闭锁功能检查；d)断路器三相不一致回路传动；c)防止断路器跳跃回路传动；b)断路器远方分闸、合闸传动；a)断路器就地分闸、合闸传动(3)新建及重大改造设备需利用操作箱对断路器进行下列传动试验：

3.6.9.1试验项目及标准要求：3.6.9整组试验i)所有断路器信号的检查；h)在使用操作箱的防止断路器跳跃回路时，应检验串联接入跳合闸回路的自保持线圈，其动作电流不应大于额定跳合闸电流的50%，线圈压降小于额定值的5%；g)断路器辅助触点检查，远方、就地方式功能检查；f)断路器操作油压或空气压力继电器、SF6密度继电器及弹簧压力等触点的检查。检查各级压力继电器触点输出是否正确。检查压力低闭锁合闸、闭锁重合闸、闭锁跳闸等功能是否正确；

a)整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护启动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误；(5)整组试验包括如下内容：(4)新安装装置或回路经更改后的整组试验由基建单位负责时，生产部门继电保护验收人员应参加试验，了解掌握试验情况；(3)新装装置的验收检验或全部检验时，需要先进行每一套保护(指集中保护共用一组出口的保护总称)带模拟断路器(或带实际断路器或采用其他手段)的整组试验；(2)若同一被保护设备的各套保护装置皆接于同一电流互感器二次回路，则按回路的实际接线，自电流互感器引进的第一套保护屏柜的端子排上接入试验电流、电压，以检验各套保护相互间的动作关系是否正确；如果同一被保护设备的各套保护装置分别接于不同的电流回路时，则应临时将各套保护的电流回路串联后进行整组试验；(1)装置在做完每一套单独保护(元件)的整定检验后，需要将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组的检查试验，以校验各装置在故障及重合闸过程中的动作情况和保护回路设计正确性及其调试质量；

(6)在对母线差动保护、失灵保护及电网安全自动装置的整组试验。一般情况下，母线差动保护、失灵保护及电网安全自动装置回路设计及接线的正确性，要根据每一相检验结果(尤其是电流互感器的极性关系)及保护本身的相互动作检验结果来判断；e)在进行整组试验时，还应检验断路器、合闸线圈的压降不小于额定值的90%；d)将装置及重合闸装置接到实际的断路器回路中，进行必要的跳、合闸试验，以检验各有关跳、合闸回路、防止断路器跳跃回路、重合闸停用回路及气(液)压闭锁等相关回路动作的正确性；检查每一相的电流、电压及断路器跳合闸回路的相别是否一致；为减少断路器的跳合次数，试验时，应以模拟断路器代替实际的断路器。使用模拟断路器时宜从操作箱出口接入，并与装置、试验器构成闭环；c)对装设油综合重合闸装置的线路，应检查各保护及重合闸装置间的相互动作情况与设计相符合。b)借助传输通道实现的纵联保护、远方跳闸等整组试验，应与传输通道的检验一同进行。必要时，可与线路对侧的相应保护配合一起进行模拟区内、区外故障时保护动作行为的试验；

c)有两个线圈以上的直流继电器的极性连接是否正确，对于用电流启动(或保持)的回路，其动作(或保持)性能是否可靠；b)在同一类型的故障下，应该同时动作并发出跳闸脉冲的保护，在模拟短路故障中是否均能动作，其信号指示是否正确；a)各套保护间的电压、电流回路的相别及极性是否一致；(8)在整组试验中着重检查如下问题：(7)对设有可靠稳压装置的厂站直流系统，经确认稳压性能可靠后，进行整组试验时，应按额定电压进行；变电站扩建变压器、线路或回路发生变动，有条件时应利用母线差动保护、失灵保护及电网安全自动装置传动到断路器；

路器回路相别的一致性及与断路器跳合闸回路相连的所有信号指示回路的正确性。对于由双跳闸线圈的断路器，应检查量跳闸接线的极性是否一致；h)断路器跳、合闸回路的可靠性，其中装设单相重合闸的线路，验证电压、电流、断g)各套保护在直流电源正常及异常状态下(自端子排处断开其中一套保护的伏电源等)是否存在寄生回路；f)中央信号装置的动作及有关光字、音响信号指示是否正确；e)所有在运行中需要由运行值班员操作的把手及连接片的连线、名称、位置标号是否正确，在运行过程中与这些设备有关的名称、使用条件是否一致；d)所有相互间存在闭锁关系的回路，其性能是否与设计符合；

b)现场应制定配合检验的传动方案；a)检验人员在与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的配合检验前应熟悉图纸，并了解各传输量的具体定义并与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的信息表进行核对；(1)检验前的准备3.6.10与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的配合检验3.6.10.1试验项目及标准要求：(9)整组试验结束后应在恢复接线前测量交流回路的直流电阻。工作负责人应在继电保护记录中注明哪些保护可以投入运行，哪些保护需要利用负荷电流及工作电压进行检验以后才能正式投入运行；i)自动重合闸是否能确实保证按规定的方式动作并保证不发生多次重合情况；

b)对于继电保护及故障信息管理系统：各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信息、录波信息及定制信息的传输正确性；a)对于厂站自动化系统：各种继电保护的动作信息和告警信息的回路正确性及名称的正确性；(2)重点检查项目