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Q／GDW 11717-2017 电网设备金属技术监督导则.pdf4.5紧固件连接监督要求
抽检，紧固件检测项目包括外观质量、螺栓楔负载、螺母保证载荷试验及镀锌层厚度检测等 4.5.2热浸镀锌螺栓镀锌层平均厚度不应小于50m，局部最低厚度不应小于40m。 4.5.3连接螺栓垫片应为“两平一弹"结构形式且为双螺帽。 4.5.4接线端子、导体及法兰面等连接处的螺栓紧固力矩，应符合厂家工艺文件要求或通用标准要求 连接应牢固、可靠 4.5.5应对输电线路耐张线夹引流板、变电导流部件的连接螺栓进行紧固力矩复核。在工程验收时螺
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SN/T 1059.6-2016 出口食品中沙门氏菌属检测方法 第6部分：垂直膜过滤法4.6液压压接监督要求
4.6.1液压施工操作人员须经专业培训、持证上岗，施工时须遵循液压操作规程的相关要求，连接完 成并自检合格后，应在压接管上打上操作人员的钢印。 4.6.2线路用压缩型金具（耐张线夹、接续金具）压接前，每种规格导地线取试件不小于3件，进行 屋着力强度试验，其强度不应小于导地线设计计算拉断力的95%。 4.6.3变电站用耐张线夹压接前，每种规格导地线取试件2件，进行握着力强度试验，其强度不应小 于导地线设计计算拉断力的65%。接触金具（T型线夹及设备线夹）握着力强度不应小于导地线设计 计算拉断力的10%。 4.6.4应对压接部件的外观质量、弯曲度、对边距等进行检测，必要时可进行射线检测或轴向剖切检 查。 4.6.5导地线液压压接设备、工艺及质量应符合DL/T5285要求。 4.6.6对“三跨"区段耐张线夹应进行X射线检测，评判耐张线夹压接是否存在防滑槽压接不到位、导 线穿管长度不足、压接管弯曲变形过大、裂纹、偏芯等异常状态，射线检测方法参考NB/T47013.2及 NB/T47013.11的规定执行。
4.7无损检测监督要求
4.7.1无损检测人员应当取得国家或相关机构颁发的相应的检测方法技术类别证书，从事与该方法和 该技术类别相对应的无损检测工作， 4.7.2受监焊接接头焊缝外观质量检验合格后，才能进行其它项目的检验。 4.7.3钢结构支撑类设备无损检测的要求应符合GB/T2694、GB/T50661、DL/T646、Q/GDW1384的 规定，无损检测方法执行GB/T11345、GB/T29712、GB/T3323及DL/T1611的规定。 4.7.4钢制壳体类设备无损检测要求应符合GB150的规定，铝制壳体类设备应符合GB/T28819及JB/T 4734的规定。无损检测方法按照NB/T47013的规定执行，当铝合金壳体公称壁厚小于8mm时，超声 波检测方法参照NB/T47013中壁厚为8mm的规定执行。 4.7.5铝制母线无损检测按照DL/T754的规定执行。 4.7.6金具无损检测按照GB/T2314及DL/T768.6的规定执行。钎焊型铜铝过渡设备线夹的超声波检 测按照DL/T1622执行。 4.7.7支柱瓷绝缘子、避雷器瓷套、断路器瓷套等应逐个进行超声波检测，应执行Q/GDW11307及Q/GD 11083的规定
4.8结构强度监督要求
4.8.1电气设备铝合金外壳的强度计算按照GB/T28819及DL/T617的规定执行。 4.8.2在温差应力较大地区使用的GIS、GIL设备外壳应根据热伸缩量核算支架焊缝受力状态，必要时 对外壳进行补强或调整补偿装置吸收变形。 4.8.3变压器、电抗器设备的油箱外壳应进行结构受力计算，确保在设备试验、运输、安装和运行过 程的刚度和强度要求。 4.8.4各种形式变电构架的强度计算按GB50017、DL/T5457的规定执行。 4.8.5架空送电线路杆塔、导地线、绝缘子和金具，可参照杆塔设计图纸和设计气象条件，根据结构 杆件实际测量尺寸、线路参数、实际气象条件等，按GB50545、DL/T5154、DL/T5254、DL/T5130 及DL/T5092的规定执行强度计算。 4.8.6对于非典型设计、优化设计的杆塔或其它结构件应进行强度校核计算，其强度、刚度、稳定性 应满足规范要求。 4.8.7对重冰区、强风区、采矿区输电线路应按耐张段进行强度校核计算，在恶劣工况下杆塔的承载 能力应满足规范要求。
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4.8.8对重腐蚀环境中设备及部件的防腐性能应进行设计复核，其材质及覆盖层应满足规范要求。 4.8.9对运行20年及以上输电线路、“三跨”输电线路、大跨越杆塔、变电站构架等应进行安全检测， 开展变形测量、无损检测结构力学性能检测和强度校核等，评价其安全可靠性。 4.8.10首次使用的双分裂设备线夹应进行短路电流电动力承载能力核算，并提供建议的安装次档距。 4.8.11首次紧固抱杆线夹、抱箍线夹的螺栓，应根据实际的材料力学性能和结构尺寸核算螺栓紧固力 矩。 4.8.12与变电站硬质管母线相连的焊接成型的设备接线板（接线端子），应有避免焊接接头区域疲劳 破坏的措施。
5.1.1杆塔、构架金属技术监督部件包括输电线路角钢塔、钢管塔（杆）、混凝土杆塔、变电站构架 避雷针、设备支架等及其附属结构件。 5.1.2杆塔、构架金属技术监督参照GB/T2694、GB50205、GB/T50661、DL/T284、DL/T646、DL/T 1425、DL/T1453、DL/T5457、Q/GDW11080、Q/GDW13234.1、Q/GDW13233.1中相关条款执行。
5.2规划设计采购阶段
5.2.1金属构件应根据服役腐蚀环境设计腐蚀防护层 非紧固件防护镀层厚度要求按表1规定执行， 紧固件热浸镀锌层质量应符合DL/T284的要求。镀层外观质量及附着力应符合DL/T1453的要求。紧 固件外螺纹宜攻丝后热浸镀锌，内螺纹宜热浸镀锌后再攻丝，在装配前应用防腐油脂涂装。
非紧固件不同腐蚀环境防
5.2.2圆管型构架设备及避雷针设计时应考虑开排水孔和上部密封等问题，防止管内进水结冰开裂。 5.2.3对于角钢塔、钢管杆塔，如涉及Q420或Q460高强钢焊接，制造方应提供高强钢焊接工艺文件、 高强钢焊接管理人员、焊接作业人员资格证书及其冷加工、热加工工艺文件。 5.2.4避雷针应采用法兰式、格构式或锥形外插式结构。法兰式结构针体应插入法兰内焊接，法兰焊 接部位应有加强筋，针尖部分长度不应大于5m。锥形外插式结构针体应确保插接处加工精度，连接可 靠，且纵向焊缝应焊透。
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5.2.5避雷针针尖管壁厚度应不小于3mm。避雷针柱段之间连接采用法兰螺栓连接时，应采用双螺母 结构，法兰与钢管焊缝应采用加强筋板，变电站避雷针应从结构上避免连接部位的疲劳损伤
5.3制造安装验收阶段
5.3.1应复核以下内容
术条件； b）低温区的选材有设计要求的，应符合相关标准或采购技术条件 5.3.2对材料质保书、复验报告、设计变更、材料代用说明、外观、规格尺寸检查、焊接检验记录 产品检验记录及包装及交货记录等文件进行见证。 5.3.3对杆塔抽检包括：钢材质量、零部件尺寸、镀锌层质量、焊接及焊缝质量、试组装等项目。抽 检项目的检验内容、检验依据和要求、检测设备及方法、样本数量等见附录A。 5.3.4环形混凝土杆抽检项目按GB/T4623的规定执行。 5.3.5对构架钢管灌浆口进行检查，要求留有排水孔，且水泥灌浆高度达到灌浆口处，并做放坡处理 5.3.6钢圈连接的混凝土电杆，应采用电弧焊接，焊接质量符合GB50233的规定。 5.3.7避雷针安装验收阶段应进行以下检查：
.4环形混凝土杆抽检项目按GB/T4623的规定执行。 5对构架钢管灌浆口进行检查，要求留有排水孔，且水泥灌浆高度达到灌浆口处，并做放坡处理 6钢圈连接的混凝土电杆，应采用电弧焊接，焊接质量符合GB50233的规定。 7避雷针安装验收阶段应进行以下检查： a）对避雷针本体进行检查，每个构件应整体成型，不应有环向焊缝； b 采用力矩扳手对螺栓进行力矩值进行复核，螺栓紧固力矩值应符合设计规定，设计无规定时 M12、M16、M20、M24的螺栓紧固力矩值分别不应小于40N·m、80N·m、100N·m、250N·m； C 对螺栓外露部位进行检查，应涂抹二硫化钼或黄油等，防止锈蚀； d 采用全站仪或经纬仪对避雷针倾斜度进行测量，整体垂直偏差不应大于避雷针本体高度（不含 基础立柱高度）的1%，且不大于35mm。
采用力矩扳手对螺栓进行力矩值进行复核，螺栓紧固力矩值应符合设计规定，设计无规定时， M12、M16、M20、M24的螺栓紧固力矩值分别不应小于40N·m、80N·m、100N·m、250N·m 对螺栓外露部位进行检查，应涂抹二硫化钼或黄油等，防止锈蚀 采用全站仪或经纬仪对避雷针倾斜度进行测量，整体垂直偏差不应大于避雷针本体高度（不含 基础立柱高度）的1%，且不大于35mm
5.4.1杆塔检测项目与周期执行DL/T741的规定
5.4.4裂纹处理应满足以下要求
钢管塔各类焊缝出现裂纹时，应尽快进行焊接修复
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6.2规划设计采购阶段
钢质接续管应选用碳含量不大于0.15%的优质钢，铝质压缩件应采用纯度不低于99.5%的铝： ） 以铜合金材料制造的金具，其铜含量不应低于80%； C 碳纤维复合芯导线配套金具，耐张线夹的钢锚、楔型夹及楔型座以及接续管的连接器、楔型夹 及型座选用06Cr19Ni10的奥氏体不锈钢棒制造： d 导线间隔棒本体框架和线夹材料应选用优质高强铝合金材料，挡位销和线夹铰链销应采用奥氏 体不锈钢： e） 铸造导线悬垂线夹的本体和压板材料选用高强铝合金，锻造导线悬垂线夹本体材料选用变形铝 合金6082 f 导线接续管和耐张线夹用本体材料、引流线夹选用铝纯度不低于99.5%的热挤压成型铝管，铝 及铝合金管的布氏硬度不大于25HB，超过25HB时应进行退火处理： g 导线耐张线夹钢锚和接续管的钢管应采用10号钢或Q235A，含碳量不超过0.15%，布氏硬度不 大于137HB； h 特高压直流输电线路耐张线夹钢锚和接续管的钢管布氏硬度不应大于156HB； 1 铸铝件的重要部位（指有机械载荷要求的部位），不允许有缩松、气孔、砂眼、渣眼、飞边等 缺陷。铝铸件一般表面不允许有直径大于4mm，深度超过1.5mm的孔洞类缺陷存在； 设备线夹、耐张线夹的引流板不应使用铸造工艺： k） 铜铝过渡线夹宜采用铜铝过渡板或覆铜过渡片，不应采用铜铝对接焊接形式： 1） 铜铝复合片的冲孔应从铝面侧向铜面侧，而钻孔方向应从铜面侧向铝面侧。
6.3制造安装验收阶段
6.3.1电力金具焊接质量应满足以下要求： a） 焊接质量应符合DL/T768.6的要求： b 焊接件的焊缝应为细密平整的鱼鳞形并应封边，咬边深度不大于1mm，无裂纹、气孔、夹渣等 缺陷： c 铝和铝的对接焊缝采用氩弧焊工艺，焊接应开坡口，不得有裂纹、未焊透及未熔合等缺陷： d) 均压环、屏蔽环和均压屏蔽环的支架与环体采用氩弧焊连接，焊缝应光滑，均匀一致，不得有 裂纹、弧坑、烧穿、焊缝间断等缺陷 铜铝焊缝应完整，无气孔和裂纹，侧面错边不超过2mm，厚度错边不超过0.5mm f） 电力金具压接质量应满足DL/T5285、GB50233、Q/GDW1571的要求。 6.3.2电力金具标识应清晰可辨，标识应包括厂标、型号等。
3.1电力金具焊接质量应满足以下要求： 焊接质量应符合DL/T768.6的要求： b 焊接件的焊缝应为细密平整的鱼鳞形并应封边，咬边深度不大于1mm，无裂纹、气孔、夹渣等 缺陷： C 铝和铝的对接焊缝采用氩弧焊工艺，焊接应开坡口，不得有裂纹、未焊透及未熔合等缺陷： d) 均压环、屏蔽环和均压屏蔽环的支架与环体采用氩弧焊连接，焊缝应光滑，均匀一致，不得有 裂纹、弧坑、烧穿、焊缝间断等缺陷 e） 铜铝焊缝应完整，无气孔和裂纹，侧面错边不超过2mm，厚度错边不超过0.5mm f） 电力金具压接质量应满足DL/T5285、GB50233、Q/GDW1571的要求。 3.2电力金具标识应清晰可辨，标识应包括厂标、型号等。
6.3.1电力金具焊接质量应满足以下要求：
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6.3.3设备线夹连接管如采用铸造工艺制造，其压接后应进行外观质量检查，应无裂纹产生。 6.3.4线夹引流板如采用覆铜片型式，应有可靠措施防止铜铝接合面在钻孔后产生分层。 6.3.5新建变电工程设备线夹、耐张线夹及引流板抽取10%进行目视检测，必要时进行渗透检测 6.3.6金具抽样试验应执行Q/GDW11080及GB/T2317.4的规定。 6.3.7对新建及改建的“三跨”区段金具安装质量应执行本标准4.6.6的规定。
4.1在役线路的“三跨”区段耐张线夹，应结合停电检修开展无损检测，每个区段抽检比例不小于 该区段总数量的10%，检查结果（检测报告、X光片等）应存档备查。 4.2电力金具运维阶段应进行以下检查： a 大截面上扬的设备线夹及耐张线夹应无进水鼓胀开裂； b 构架到线路终端塔地线及挂点金具应无锈蚀断裂： c）龙门构架绝缘子挂点金具应为抱箍不应为预埋挂环
展无损检测，每个区段抽检比例不小
7.1.1变压器金属技术监督部件包括铁芯、绕组、油箱、套管、外壳、储油柜、散热片、分接开关及 相关附件等。 7.1.2电抗器金属技术监督部件包括铁芯、绕组、支柱绝缘子、防护罩、支架及接地等部件。 7.1.3变压器金属技术监督执行DL/T1424、Q/GDW11085、Q/GDW10169、GB1094.1、GB1094.1的 规定。干式电抗器金属技术监督执行DL/T1424、Q/GDW11077、GB1094.6的规定。
7.1.1变压器金属技术监督部件包括铁芯、绕组、油箱、套管、外壳、储油柜、散热片、分接开关及 相关附件等 7.1.2电抗器金属技术监督部件包括铁芯、绕组、支柱绝缘子、防护罩、支架及接地等部件 7.1.3变压器金属技术监督执行DL/T1424、Q/GDW11085、Q/GDW10169、GB1094.1、GB1094.1的 规定。干式电抗器金属技术监督执行DL/T1424、Q/GDW11077、GB1094.6的规定。
7.2规划设计采购阶段
21变压器应满足以下要
.1变压器应满足以下要求： a） 密封连接处，特别是法兰应进行强度计算，并且提供强度计算书； b 套管端子的允许组合荷载、安全系数、套管接线端采用的型式和尺寸应由电力设计部门提出要 求，制造厂应提供套管组装于变压器上的机械强度计算报告： C 充油套管自身的紧固力配合应满足变压器高温、高负荷极限运行工况要求，避免热胀冷缩导致 套管紧固部件机械强度下降。套管应有能承受变压器出口短路振动的抗振设计； d） 变压器端子箱设计应合理，端子箱应能防晒、防雨、防潮，并有足够的空间。有载分接开关的 驱动电机及其附件应装于耐候性好的控制箱内，控制箱和端子箱防护等级应满足IP55，材质 及壁厚要求按照附属部件16.3.1的规定执行： e 不锈钢连接螺栓、油管连接波纹管、传动连杆及抱箍、本体油位计、压力释放阀、气体继电器 排油注氮继电器、油流速动维电器及压力突变继电器等外露附件的防雨罩和电缆槽盒等部件应 选用06Cr19Ni10的奥体不锈钢： f）主变接线端子的材质含铜量不应低于90%。变压器套管、升高座、带阀门的油管等法兰连接 面跨接软铜线及铁芯、夹件接地引下线、纸包铜扁线、换位导线及组合导线，铜含量不应低于 99.9%： g 铁心应使用优质低耗的晶粒取向冷轧硅钢片。全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线 在特殊要求情况下，铁心采用非晶合金，绕组可采用铜箔： h） 变压器油箱应承受住GB/T6451中规定的真空度和正压力的机械强度试验，不得有损伤和不 允许的永久变形。 2.2电抗器应满足：
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a）干式空心电抗器绕组导线采用纯铝材料。干式铁芯电抗器的铁芯应由优质冷轧硅钢片制成，铁 芯柱不能因运输和运行的振动而松动、开裂，绕组使用高质量铜线，应采用连续线，减少焊接 点； 平波电抗器装配件的结构应防爆，所有的金属件、法兰、螺母和螺栓应采用防磁材料。应降低 平波电抗器金属支架的温度，并提供金属件的温升值： 铁心电抗器布置在户内时，应考虑电抗器的防振动措施
7.3.1变压器应满足！
a）引线安装不得采用铜铝对接过渡线夹； b 强油冷却变压器的油管伸缩节，要求其相邻波峰不能直接接触，限位杆在正常工作范围内： 变压器壳体及油管焊接质量应符合NB/T47003.1的要求，焊缝表面不充许出现裂纹、气孔等缺 。 变压器线圈严禁以铝代铜，可采用工业CT等合适的检测手段对其进行检测： 变压器油箱、储油柜、散热装置及连管等的外表面均应涂漆，变压器油箱内表面、铁心上下夹 件等均应涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容性。所有需要涂漆的表面在涂漆前应进行彻 底的表面处理（如采用喷砂处理或喷丸处理）。油箱外部螺栓等金属件应采用热浸镀锌等防锈 措施。
7.3.2电抗器应满足
a）紧固件螺栓应采用铜质螺栓或奥氏体不锈钢螺栓：导电回路应采用8.8级热浸镀锌螺栓； b 设备接线端子与母线的连接应符合GB50149的要求，当其额定电流为1500A及以上时，应采 用非磁性金属材料制成的螺栓。
.4.1 变压器应满足以下要求： a) 本体及储油柜、冷却装置及机械操作装置无渗漏油与锈蚀： b) 户外变压器的防雨罩无脱落、变形、偏斜、锈蚀情况； c 套管及升高座检修时导电杆和连接件紧固螺栓或螺母有防止松动的措施。套管应不渗漏； d 金属波纹管检修应检查金属波纹移动滑道和滑轮完好无卡涩； 油箱壁振动最大值不大于100μm（峰一峰值）。 7.4.2 电抗器应满足以下要求： a) 紧固件无松动、断裂现象： b) 支柱绝缘子金属部位无锈蚀，支架牢固，无倾斜变形： c) 防雨罩结构合理且无松动破损： d) 上下汇流排、线圈至汇流排引线无变形开裂、散股、开焊、烧蚀等现象： e) 铁芯无松动、异响、过热、烧蚀等现象。
8.1.1断路器包括瓷柱式断路器及罐式断路器，其金属技术监督部件包括灭弧室触头、操动机构、支 座、机构箱体、接线端子等，其中触头包括主触头、弧触头等，操动机构包括分合闸弹簧、拐臂、拉杆、 传动轴、凸轮等。
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8.2规划设计采购阶段
8.2.1主触头应镀银，镀银质量应符合设计要求。弧触头的材质应符合设计要求；采用铜钨材质的弧 触头，技术指标应符合GB/T8320的要求，铜钨烧结面不应有裂纹，凹面不大于2mm。 8.2.2防雨罩、户外汇控柜、机构箱应符合本标准16.3.1的要求。 8.2.3拐臂等球墨铸铁件应无影响铸件使用性能的裂纹、冷隔、缩孔、夹渣等铸造缺陷，必要时，结 构变化处及主要承载部件应进行超声波或X射线检测。石墨金相组织以球状为主，球化级别应不低于 GB/T9441规定的球化级别4级，其力学性能应符合GB/T1348的要求。 8.2.4封闭箱体内的机构零部件宜电镀锌，电镀锌后应钝化处理；机构零部件电镀层厚度不宜小于 18um，紧固件电镀层厚度不宜小于6um。 8.2.5二次回路的接线螺栓应无磁性，宜采用铜质或耐腐蚀性能不低于06Cr19Ni10的奥氏体不锈钢 8.2.6弹簧的技术指标应符合GB/T1358和GB/T23934的要求。
8.3制造安装验收阶段
8.3.1应逐批对断路器、接地开关触头、导体镀银层进行检测，建议采用X射线荧光法进行厚度抽测 并进行镀银层附着力检测。必要时由制造厂商提供断路器镀银层检测试验报告。 8.3.2252kV及以上罐式断路器用盆式绝缘子应逐只进行X射线检测； 8.3.3252kV及以上瓷空心绝缘子应逐支进行超声纵波检测（粘接的套管由套管制造厂在粘接前进行 检测并提供相关报告） 8.3.4弹簧机构检查应执行GB/T11022的规定
8.4.1应定期对弹簧机构进行机械特性试验，行程曲线应符合厂家标准曲线要求，并对其进行评价， 运行10年以上的弹簧机构应抽检其弹簧力值。 8.4.2操动机构的连板、拐臂、连杆、链条等部件应无锈蚀、裂纹、变形等；卡、轴销、锁扣等应无 变形、裂纹、脱落；固定螺栓应无松动、脱落现象；操动机构箱应外观完好，清洁无杂物，无锈蚀，箱 体内应无凝露、渗水，加热驱潮装置功能应正常。 8.4.3对断路器各受监部件在运行巡视中进行外观检查，各部件应无断裂、锈蚀、变形等异常情况。 B.4.4定期对油气管道、液压传动管道本体及其焊缝进行无损检测，检验要求应执行TSGD7004规定 瓷套表面应光滑无裂纹、缺损，外观检查有疑问时应进行无损检测；瓷外套与金属法兰胶装部位应牢固 密实并涂有性能良好的防水胶；硅橡胶外套外观应无裂纹、损伤、变形等缺陷。
9.1.1隔离开关金属技术监督部件包括导电部件、传动结构、操作机构、支座，其中导电部件包括触 头、导电杆、接线座，传动结构包括拐臂、连杆、轴齿等。 9.1.2隔离开关和接地开关金属技术监督应执行Q/GDW11074、GB50147、GB1985、DL/T486、DL/T 593、GB/T25091的规定。
9.2规划设计采购阶段
9.2.1户外设备的箱体、操作机构和传动部件应执行DL/T486的规定。 9.2.2传动类零部件应有化学成分分析报告和机械性能报告；齿轮类还应有热处理报告和硬度报告； 铸造类传动件应有无损检测报告。
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9.2.3隔离开关和接地开关动、静触头接触部位应整体镀银，镀银层厚度应不小于20μm，硬度应不小 于120HV。触头弹簧应进行防腐防锈处理，应尽量采用外压式触头，支座材质应为热浸镀锌钢或不锈 钢，其支撑钢结构件的厚度不应小于8mm， 9.2.4机构箱体顶部应有防渗漏措施。 9.2.5导电臂、接线板、静触头横担铝板不应采用2系和7系铝合金，应采用5系或6系铝合金。 9.2.6连杆万向节的关节滑动部位材质应为06Cr19Ni10的奥氏体不锈钢，螺杆外套可采用热浸镀锌 钢，且采用锻造工艺加工 9.2.7轴销及开口销的材质应为06Cr19Ni10的奥氏体不锈钢，不宜采用不锈钢轴销配不锈钢轴套或 制镀锌轴销配黄铜轴套。 9.2.8铜、铝接触部位的铜端应镀锡，镀锡层厚度不小于12凹m。
9.3制造安装验收阶段
9.3.1制造厂应严格按照设计和工艺要求，按批次对隔离开关和接地开关触头镀银层厚度进行检测， 验测合格后方可用于产品安装。 9.3.2对新安装的隔离开关和接地开关，其中间法兰和根部法兰与瓷件的胶装部位应进行超声波检测
9.4.1支柱绝缘子运维检修阶段的监督应执行本标准13.4的规定。 9.4.2对隔离开关各受监部件在运行巡视中应进行外观检查，各部件应无断裂、锈蚀、变形、异响等 异常情况。
10.1.1互感器金属技术监督部件包括瓷绝缘外套、复合绝缘外套、设备底座、绝缘支撑件、接线端子 等。
10.2.1污移比较严重的地区，宜选用优质复合绝缘套管；污移较轻或风沙严重的地区宜选用高强瓷套 管。瓷外套优先选用高强瓷产品（强度>110MPa），复合外套应采用优质材料及工艺。 10.2.2膨胀器防雨罩应选用耐蚀铝合金或06Cr19Ni10奥氏体不锈钢。 10.2.3二次绕组屏蔽罩宜采用铝板旋压或铸造成型的高强度铝合金材质，电容屏连接筒应要求采用强 度足够的铸铝合金制造。 0.2.4气体绝缘互感器充气接头不应采用2系或7系铝合金 10.2.5除非磁性金属外，所有设备底座、法兰应采用热浸镀锌防腐。
10.3制造安装验收阶段
0.3.1硅钢片、铝箔等重要原材料应提供材质报告单、出厂试验报告、物理化学等材料性能的分析及 合格证：外协材料应配有出厂试验报告。 10.3.2电磁线表面应色泽均匀且光滑，漆包线不应有气泡和漆膜剥落，纸包线、丝包线表面应无损伤 导线截面应符合设计要求。铝箔表面应平整、干净，铁芯应无锈蚀、无毛刺，不应有断片 0.3.3绝缘子支撑件应进行100%的外观和尺寸检查。电压互感器应无裂纹、缩孔，尺寸应符合图纸 电流互感器绝缘支撑件应按批次抽样进行抗弯、抗拉强度试验和扭矩试验，并在扭转试验后进行X射 线检测，内部应无气孔、砂眼、夹杂和裂纹等缺陷
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10.4运维检修阶段
0.4.1对互感器受监部件在运行巡视中应进行外观检测，检测应执行Q/GDW11075、DL/T727的规定 各部件应无锈蚀、开裂、变形、破损等异常情况， 0.4.2膨胀器应符合DL/T727和JB/T7068的要求
1气体绝缘金属封闭式电气设备
11.1.1气体绝缘金属封闭式电气设备金属技术监督部件包括设备的外壳、金属波纹管补偿器、套管、 母线、底座和支架等，其中母线包括导电杆和盆式绝缘子。 1.1.2气体绝缘金属封闭式电气设备金属技术监督应执行GB/T28819、GB150、JB4734、NB47013、 DL/T617、GB/T11022的规定
11.3制造安装验收阶段
3.1壳体质量检验应满足以下要求： 对于特高压交直流设备壳体、公称壁厚≥25mm壳体、及筒体和铸件连接的环向焊接接头，制 造单位需采用图样规定的方法，对其A类和B类焊接接头，进行100%射线或超声检测： 除a）规定以外的壳体对接接头，制造阶段应对其A类及B类焊接接头进行局部射线或超声检 测。局部检测长度不得少于各条焊缝总长的20%，且不少于250mm。进行局部无损检测的设备 制造单位也应对未进行检测部分的质量负责： 到货验收阶段壳体焊缝质量金属监督的检测，每个工程的不同厂家不同型号的GIS设备按照 缝10%（长度），环缝5%（长度）抽检，采取超声波检测对A、B类焊接接头进行验收，具备 条件时，也可采取射线方式进行检测验收。 所有盆式和支撑绝缘子在制造阶段应进行外观和内部X射线或超声波检验，外观检测应光滑、 无气泡、杂质、裂纹等缺陷，内部检验按订货技术协议要求控制质量； 对壳体漆膜进行宏观检查，漆膜应平整光滑，漆色均匀光亮，附着牢固，表面无明显凹凸不平 不允许有流痕、气泡、起皱、针孔、露底、严重桔皮等影响外观质量的缺陷。户外GIS设备壳 体漆膜厚度不小于120Hm。 3.2 金属波纹管补偿器应满足以下要求： a 波纹管内外表面的外观检测应无以下缺陷：尖锐压坑、压痕、划伤、裂纹、轴线与波纹环形平 面不垂直、波距不均、波纹歪斜、锈斑、氧化皮、大片水渍、颜色不均等。波纹管焊接接头外 表面应修整平滑，不应有毛刺、尖角，焊接接头应修整成圆滑的曲面，高度不大于1mm； 膨胀节两侧法兰端面平面度公差不大于0.2mm，密封平面的平面度公差不大于0.1mm，伸缩节 两侧法兰端面对于波纹管本体轴线的垂直度公差不大于0.5mm：
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c）波纹管本体不应有环向焊接接头，公称直径小于等于Φ600mm，仅允许有一条纵向焊接接头， 公称直径大于Φ600mm允许有两条纵向焊接接头，两条焊接接头间隔应大于250mm； 波纹管为多层时，管坏套合时各层管坏间纵向焊接接头位置应沿圆周方向均匀错开。多层波纹 管各层间不应有水、油、污物等杂质。多层波纹管直边段端口应采用熔融焊： 对膨胀节中的直焊缝应进行100%的X射线检测，合格级别应符合NB/T47013.2规定的II级， 环向焊缝进行100%着色渗透检查，合格级别应符合NB/T47013.5规定的I级： 对焊接接头的返修，不充许对成品波纹管纵向焊接接头补焊：波纹管装配焊接接头和接管焊接 接头同一部位最多只允许补焊两次。 1.3.3 母线应满足以下要求： a 母线焊接工艺要求及焊接质量的检验应执行DL/T754的规定； b 母线导体的触头部位应镀银。母线静接触部位镀银厚度不应小于8Hm； 户外GIS设备水平方向母线筒体及伸缩节最大伸缩情况下导体触头的插入应可靠： 在安装阶段对组合电气的底座和支架焊接接头应进行检测，不应有裂纹、未焊透等焊接缺陷。
11.4.1对组合电器进行外观检测，应满足以下要求： a） 外壳、支架等无锈蚀、松动、损坏，外壳漆膜无局部颜色加深或烧焦、起皮： 波纹管外观无损伤、变形等异常情况：波纹管螺柱紧固符合厂家技术要求：波纹管波纹尺寸符 合厂家技术要求： 波纹管伸缩长度裕量符合厂家技术要求： d） 波纹管焊接处完好、无锈蚀。固定支撑检查无变形和裂纹，滑动支撑位移在合格范围内； 盆式绝缘子分类标示清楚，可有效分辨通盆和隔盆，外观无损伤、裂纹。 11.4.2 对底座和支架焊接接头进行检测，特别是大温差地区，底座和支架有裂纹的焊接接头应进行评 估，有必要时进行更换。 11.4.3 定期对电气设备的膨胀情况进行评估，内容包括： a 强风沙地区滑动支撑防砂尘设施应完好，滑槽内无沙石颗粒等影响滑动的异物； b 对带滑动支撑的滑动情况进行测量，观察不同时段下标记移动的情况，标尺读数应在厂家技术 条件允许范围内。 11.4.4 应对以下GIS部位进行超声波检测 a 设备内部发生故障后相关区域焊接接头： ） 制造或验收阶段发现有缺陷的部位： 5级及以上地震影响地区的GIS设备外壳焊接接头
12.1.1开关柜金属技术监督部件包括柜体、梅花触头、紧固弹簧、母线、接地导体等。 12.1.2开关柜防护等级应符合GB4208的要求
12.1.1开关柜金属技术监督部件包括柜体、梅花触头、紧固弹簧、母线、接地
12.2.1柜体应采用敷铝锌钢板弯折后拴接而成或采用优质防锈处理的冷轧钢板制成，公称厚度不应小 于5mm。 12.2.2梅花触头材质应为不低于T2的纯铜，且接触部位应镀银，镀银层厚度不应小于8μm。紧固弹 簧及触头座应为06Cr19Ni10奥氏体不锈钢。 12.2.3开关柜里所有铜排连接的导电接触部位应采用镀银处理，且镀银层厚度不应小于8um
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12.3.1每个厂家每种型号的开关柜触头抽取一相的全部触头进行镀银层检测，接触面为必检部位。 12.3.2对触指弹簧材质进行检测，应为06Cr19Ni10奥氏体不锈钢。 2.3.3对额定电流2500A及以上开关柜的静触头进行检查，应选用5孔固定，不能使用单孔固定。 12.3.4对触头插入深度进行检测，应为15~25mm
触头等导体连接部位应无高温过热迹象。
13.1.1绝缘子金属技术监督部件包括绝缘件及金属附件等，绝缘件包括瓷绝缘子、玻璃绝缘子、复合 绝缘子。 13.1.2避雷器瓷套、断路器瓷套金属技术监督部件包括瓷套及金属附件等。
绝缘子、瓷套选型应考虑环境影响，采用合理的防污、防鸟害、防风、防（冰）雪、防雷、防串落 等措施，并进行强度校核
13.3制造安装验收阶段
13.3.1外观检查应该满足以下要求：
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13.4.1绝缘子的运维检修应执行DL/T307、DL/T741、DL/T864的规定。 13.4.2出现下列异常情况，应及时进行处理或更换： a 瓷质绝缘子瓷件破损，瓷质有裂纹，瓷釉烧坏； b） 玻璃绝缘子自爆或表面有裂纹、闪络痕迹： C) 瓷或玻璃绝缘子钢帽、绝缘件、钢脚不在同一轴线上，钢脚、钢帽、浇装水泥有裂纹、歪斜、 变形或严重腐蚀，钢脚与钢帽槽口间隙超标： d 复合绝缘子伞套损坏、龟裂、脆化、粉化等，黏接剂老化，均压环损坏，连接金具与护套发生 位移。伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离的10%或蚀损深度大于所处 位置材料厚度的30%。复合绝缘子各连接部位密封失效、出现裂缝和滑移。闪络后伞裙表面被 电弧灼伤。 13.4.3有下列情形之一，应对瓷质支柱绝缘子及瓷套进行超声波检测： 发生过断裂、存在材质或机械强度方面缺陷的同一厂家、同一批次的瓷件； b） 5级及以上地震影响地区的瓷件。 3.4.4 隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，无异常电晕现象。 13.4.5盘形瓷绝缘子的劣化率和玻璃绝缘子的自破率超出正常水平时应进行相应处理，
13.4.1绝缘子的运维检修应执行DL/T307、DL/T741、DL/T864的规定。 3.4.2出现下列异常情况，应及时进行处理或更换： a 瓷质绝缘子瓷件破损，瓷质有裂纹，瓷釉烧坏； b 玻璃绝缘子自爆或表面有裂纹、闪络痕迹； C） 瓷或玻璃绝缘子钢帽、绝缘件、钢脚不在同一轴线上，钢脚、钢帽、浇装水泥有裂纹、歪斜、 变形或严重腐蚀，钢脚与钢帽槽口间隙超标： d 复合绝缘子伞套损环、龟裂、脆化、粉化等，黏接剂老化，均压环损环，连接金具与护套发生 位移。伞套出现漏电起痕与蚀损，且累计长度大于绝缘子爬电距离的10%或蚀损深度大于所处 位置材料厚度的30%。复合绝缘子各连接部位密封失效、出现裂缝和滑移。闪络后伞裙表面被 电弧灼伤。 3.4.3有下列情形之一，应对瓷质支柱绝缘子及瓷套进行超声波检测： a 发生过断裂、存在材质或机械强度方面缺陷的同一厂家、同一批次的瓷件； 5级及以上地震影响地区的瓷件。 3.4.4 隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，无异常电晕现象。 13.4.5盘形瓷绝缘子的劣化率和玻璃绝缘子的自破率超出正常水平时应进行相应处理
4.1.1导地线的金属技术监督部件包括架空导线和架空地线。 14.1.2架空导线应符合GB/T1179的要求，铝包钢绞线应符合YB/T124的要求，镀锌钢绞线应符合 【B/T5004的要求，稀土锌铝合金镀层钢绞线应符合YB/T183的要求，光纤复合架空地线（0PGW）应 符合DL/T832的要求，铜、铝及其合金母线应符合GB/T5585.1、GB/T5585.2的要求GB 51041-2014 核电厂岩土工程勘察规范，铜包铝母线应 符合DL/T247的要求。
14.2规划设计采购阶段
14.2.1钢绞线用钢丝应采用GB/T24242.2、GB/T4354规定的盘条制造。 14.2.2钢丝镀锌用锌锭应采用GB/T470中Zn99.995或Zn99.99锌锭。 14.2.3导线用硬铝线的铝含量应不小于99.5%。 14.2.4盐雾影响区段应采用防腐性钢芯铝绞线。 14.2.5重腐蚀环境架空地线宜采用铝包钢绞线。“三跨”地线宜采用铝包钢绞线和架空地线复合光缆 (OPGW）。 14.2.6架空地线复合光缆（OPGW）外层线股110kV及以下线路应选取单丝直径2.8mm及以上的铝包 钢线：220kV及以上线路应选取单丝直径3.0mm及以上的铝包钢线，并严格控制施工工艺 14.2.71×3结构钢绞线和架空地线不允许接头，其他类钢绞线内钢丝接头应用电焊对接，任意两接 头间距不得小于50m，接头应做防腐蚀处理。 14.2.8特高压“三跨”，跨越档内导地线不允许有接头；其它电压等级“三跨”，耐张段内导、地线 不充许有接头。 14.2.9支撑式母线应采用带导轨的滑动支撑金具。 14.2.10安装时管母最底端应开排水孔，支撑式母线内部安装阻尼导线。
14.3制造安装验收阶段
4.3.1导地线成品应满足技术规范和相应权 标准的要求，并提供完整、齐全的出厂试验报告和合格证书
QBCL 0018S-2014 楚雄州百草岭药业发展有限公司 辣木叶干制品Q/GDW 117172017