GB 50835-2013  1000kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(完整正版、清晰无水印)

1)击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2）含水量应小于或等于8mg/L。 3）介质损耗因数tano应小于或等于0.5%（90℃）。 2应选择晴朗干燥的天气注油排气，注油前应将油箱内的残 油排尽；宜在注油前进行残油的击穿电压和含水量试验，以便进行 绝缘分析判断。 3油管应采用钢管、尼龙管或其他耐油、耐热管，油管内部应 清洗干净。 4绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器、 电抗器内。在未安装储油柜的情况下，最终油位距箱顶约 200mm；充人露点低于一40℃的干燥气体解除真空后，压力应保 持在0.01MPa～0.03MPa。 5注油保管期间应将变压器、电抗器的外壳专用接地点与接 地网连接牢靠。

3.2.1 绝缘油的验收与保管应符合下列规定： 1 绝缘油应采用密封、清洁的专用油罐或容器运输与保管。 2 每批到达现场的绝缘油均应提交全分析试验报告。 3每批到达现场的绝缘油应取样进行简化分析试验，必要时 应进行全分析试验，并应符合下列规定： 1）大罐绝缘油应每罐取样，小桶绝缘油取样数量应按表 3. 2. 1 的规定取样。

表3.2.1绝缘油取样数量

2）取样试验应符合现行国家标准《电力用油（变压器油、汽 轮机油）取样方法》GB/T7597的规定。 3）抽样试验的绝缘油应符合现行国家标准《变压器油》 GB2536的规定，并应符合击穿电压大于或等于35kV 2.5mm、介质损耗因数tan小于或等于0.5%（90℃）的 要求。 4放油时应自测检查，采用油罐车运输的绝缘油，放油前应 在油罐的上部和底部各取一瓶油样目测检查，上部和底部的油样 不应有异样；采用小桶运输的绝缘油，各桶上的标识应清晰、正确、 一致，对小桶运输的绝缘油 旅游标准，气味应一致。 5到达现场的绝缘油首次抽取时宜使用压力式滤油机进行 粗过滤。

3.2.2绝缘油现场过滤应符合下列规定：

1储油罐应符合下列规定： 1）储油罐总容积应大于单台最大设备容积的120%。 2）储油罐顶部应设置进、出气阀，用于呼吸的进气口应安装 干燥过滤装置。 3)储油罐应设置进油阀、出油阀、油样阀和残油阀；出油阀 应位于罐的下部，距罐底约100mm，进油阀应位于罐的 上部，油样阀应位于罐的中下部，残油阀应位于罐的 底部。 4）储油罐顶部应设置人孔盖，并应能可靠密封。 5）储油罐应设置油位指示装置。 6储油罐应设置专用起吊挂环和专用接地连接点，并应在 存放点与接地网可靠连接。 2经过粗过滤的绝缘油应采用真空滤油机进行处理，真空滤 机主要指标应满足下列要求： 1）标称流量应达到6000L/h12000L/h。 2）应具有两级真空功能，真空泵能力宜大于1500L/min，机

械增压泵能力宜大于280m°/h，运行真空宜小于或等于 67Pa，加热器应分组。 3)运行油温应控制在20℃～80℃。 4)应在滤油机出口油样阀取油样试验；滤油机过滤能力宜 达到击穿电压大于或等于75kV/2.5mm，含水量小于或 等于5mg/L，含气量小于或等于0.1%，杂质小于或等于 0. 5μm。 3现场油务系统中所采用的储油罐及管道均应事先清理 干净。 4现场应配备废油存放罐存放残油和清洗油，并应避免对储 油罐内的绝缘油产生污染。 5每批绝缘油处理结束后，应对每个储油罐的绝缘油取样进 行试验，击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm

3.3.1当变压器、电抗器的三维冲击加速度均不大于3g时，应 视为正常，可直接进行器身检查。 3.3.2当变压器、电抗器的任方向冲击加速度大于3g时，或 冲击加速度监视装置出现异常时，应对运输、装卸和就位过程进行 分析，明确相关责任，并应确定现场进行器身检香或返广进行检查 和处理。

3.3.3变压器、电抗器现场器身检查应符合下列规定

1凡雨、雪、风（4级以上）和相对湿度75%以上的天气不得 进行器身内检。 2充氮气运输的变压器、电抗器，应抽真空排氮，室真空残压 小于1000Pa时，用露点低于一40℃的干燥空气解除真空。 3变压器、电抗器在器身检查前，应用露点低于一40℃的干 燥空气充入本体内，补充干燥空气速率应符合产品技术文件要求。 4变压器、电抗器本体内部含氧量低于18%时，检查人员严

禁进入；在内检过程中必须向箱体内持续补充干燥空气，并必须保 持内部含氧量不低于18%。

内部含氧量不低于18%。 5器身检查主要项目应符合下列规定： 1铁芯对地、夹件对地、铁芯对夹件的绝缘电阻应符合产品 技术文件要求。 2器身定位件及绝缘件应无损坏、变形及松动。 3）铁芯拉带及接地线连接情况：绝缘应无损伤，紧固螺栓应 无松动，拉带与夹件之间的绝缘套应无破损。 4）所有引线支撑件、导线夹件应无位移、损坏，紧固用的绝 缘螺杆、螺母应无松动，引线外包绝缘应无损伤。： 5）线圈及围屏应无明显的位移，围屏外边的绑带应无松动。 6）器身上部的压紧垫块应无位移、松动。 7所有屏蔽接地应良好。 8）所有紧固件均应无松动。 9运输用的临时防护装置及临时支撑应已拆除，并应做好 记录。 10）油箱内部应擦干净，所有结构件表面应无尘污。 6内部检查人员应掌握内部检查的内容、要求及注意事项。 7打开的人孔应采取临时防尘措施，人孔旁应设专人进行信 传递。 8应根据器身检查结果确定运输是否正常，并应做好记录。 9器身检查结束，应抽真空并补充干燥空气直到内部压力达 0.01MPa~0.03MPa。

3.4.1附件开箱检查应在安装前进行，装箱运输的附件规格、数 量应与装箱清单、图纸和合同相符，不应缺少或损坏；设备的出厂 试验报告、合格证和安装使用说明书等应齐全。

3.4.3附件开箱检查记录应

3.5.1附件安装应符合下列规定：

3.5.1附件安装应符合下列

1环境相对湿度应小于80%，在安装过程中应向箱体内持 续补充露点低于一40℃的干燥空气，补充干燥空气的速率应符合 产品技术文件要求。 2每次宜只打开1处封口，并应用塑料薄膜覆盖，器身连续 露空时间不宜超过8h。每天工作结束应抽真空补充干燥空气直 到压力达到0.01MPa~0.03MPa，持续抽真空时间应符合产品技 术文件要求；累计露空时间不宜超过24h。 3为减少变压器、电抗器器身露空时间，散热器、储油柜等不 需在露空状态安装的附件应先行安装完成，且在散热器及油管的 安装过程中不得扳动或打开本体油箱的任一阀门或密封板

3.5.2密封处理应符合下列规定：

1所有法兰莲接处应用耐油密封垫（圈）密封，密封垫（圈）应 无扭曲、变形、裂纹和毛刺，法兰连接面应平整、清洁。 2安装部位的密封垫（圈）应更换新的垫（圈）；密封垫（圈）应 擦拭干净，密封垫（圈）应与法兰面的尺寸相配合，安装位置应准 确，搭接处的厚度应与原厚度相同，橡胶密封垫（圈）的压缩量应符 合产品技术文件要求。 3.5.3所有螺栓连接和紧固应对称、均匀用力，其紧固力矩值应 符合产品技术文件要求。 3.5.4冷却装置的安装应符合下列规定： 1冷却器安装前密封应良好。 合格。 3外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 4管路中的阀门操作应录活,开闭位置应正确，阀门及法兰

1冷却器安装前密封应良好。 2冷却器应平衡起吊，接口阀门密封、开启位置应预先检查 合格。 3 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 4 管路中的阀门操作应灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰

3.5.5升高座的安装应符合下列规定

1升高座安装前，应先完成电流互感器的交接试验，合格 可进行安装。 2升高座法兰面应与本体法兰面平行就位，

3.5.6套管安装应符合下列

1电容式套管应经试验合格，瓷套表面应无裂纹、伤痕；充油 套管应无渗油，油位指示应正常。 2套管竖立和吊装应符合产品技术文件要求。 3套管顶部结构的密封垫安装应正确，密封应良好；当连接 引线时，不应使顶部结构松扣。 4充油套管的油位指示应面向外侧，末屏连接应符合产品技 术文件要求

.5.7储油柜安装应符合下列

1储油柜应按照产品技术文件要求进行检查、安装。 2油位表动作应灵活，指示应与储油柜的真实油位相 位表的信号接点位置应正确，绝缘应良好。

1储油柜应按照产品技术文件要求进行检查、安装。 2油位表动作应灵活，指示应与储油柜的真实油位相符。油 位表的信号接点位置应正确，绝缘应良好。 3.5.8所有连接管道内部应清洁，连接处密封应良好。 3.5.9压力释放装置的安装方向应正确，阀盖和升高座内部应清 洁，密封应良好，电接点动作应准确、绝缘应良好，动作压力值应符 合产品技术文件要求

3.5.10气体继电器的安装应符合下列规定：

求，并应解除运输用的固定措施。 2气体继电器应水平安装，顶盖上箭头标志应指向储油柜 连接密封应良好。 3集气盒内应充满绝缘油，密封应良好。 4气体继电器应具备防潮和防进水的功能，并应加装防 雨罩。 5电缆引线在接人气体继电器处应有滴水弯，进线孔应封堵 严密。

3.5.11测温装置安装应符合下列规定：

1温度计安装前应检验合格，信号接点动作应正确，导通应 良好，就地与远传显示应符合产品技术文件规定。 2温度计应根据设备厂家的规定进行整定，并应报运行单位 认可。 3项盖上的温度计座内应注入绝缘油，密封应良好，应无渗 油；闲置的温度计座应密封。 4膨胀式信号温度计的细金属软管不得压扁和急剧扭曲，其 弯曲半径不得小于50mm。 3.5.12吸湿器与储油柜间的连接管密封应良好，吸湿剂应干燥 油封油位应在油面线以上。 3.5.13变压器、电抗器本体电缆应排列整齐，并有保护措施；接 线盒密封应良好。 3.5.14控制箱安装应符合下列规定，

5.14控制箱安装应符合下列规定：

1冷却系统控制箱应有两路交流电源，且自动互投传动应正 确、可靠。 2控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘应良好、无损 伤。接线宜采用铜质螺栓紧固，且应有防松装置；连接导线截面应 符合设计要求，标志应清晰。 3控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合现行国

家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169 的有关规定。 4内部断路器、接触器动作应灵活、无卡涩，触头接触应紧 密、可靠，无异常声响。 5保护电动机用的热继电器的整定值应为电动机额定电流 的0.95倍～1.05倍。 6内部元件及转换开关各位置的命名应正确，并应符合设计 要求。 7控制箱密封应良好，内外清洁、无锈蚀；端子排应清洁、无 异物；驱潮装置工作应正常。

3.6.1内部安装、连接应由设备厂家技术服务人员按照产品说明 书要求完成，也可由设备厂家技术服务人员和施工人员共同完成。 3.6.2内部安装、连接记录签证应完整。

3.6.1内部安装、连接应由设备厂家技术服务人员按照产品说明

1 应采用真空泵加机械增压泵形式，极限真空残压宜小于或 等于0.5Pa。 2真空泵能力宜大于10000L/min，机械增压泵能力宜大于 2500m3/h，持续运行真空残压宜小于或等于13Pa。 3宜有1个～3个独立接口。 一古宝法拉篮道

3.7.5直空泄漏检查应符合产品技术文件要求。

无要求时，真空残压小于或等于13Pa的持续抽真空时间不得少 于48h，或真空残压小于或等于13Pa的累计抽真空时间不得少于 60h。计算累计时间时，抽真空间断次数不应超过2次，间断时间 不应超过1h。， 3.7.7当抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超 过油箱壁厚的2倍

3.8.1真空注油前，应对绝缘油进行脱气和过滤处理，达到下列 标准后：方可注入变压器、电抗器中： 击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2 含水量应小于或等于8mg/L。 ? 含气量应小于或等于0.8%（应从滤油机取样阀取样）。 介质损耗因数tan应小于或等于0.5%（90℃）。 5 颗粒度应小于或等于1000个/100mL（5μm～100μm），应 无100um以上颗粒。

3.8.2真空注油前，设备各接地点及连接管道必须可靠接地

3.8.3当变压器、电抗器注油时，宜从下部油阀进油；注油全过程 应持续抽真空，真空残压应小于或等于20Pa，注入油的油温宜高 于器身温度，滤油机出口油温应在55℃～65℃，注油速度不宜大 于100L/min。在真空注油全过程中，真空滤油机进、出油管不得 在露空状态切换。 3.8.4胶囊式储油柜的变压器、电抗器应按产品技术文件要求进 行注油、排气。

3.9.1当热油循环时，油温、油速以及热油循环的时间应按照产 品技术文件要求进行控制。当产品技术文件无规定时，热油循环 应符合下列规定：

1对本体及冷却器宜同时进行热油循环，如环境温度较低， 可只开后一组冷却器的阀门，并每隔4h切换一次：当环境温度全 天平均低于10℃时，应对油箱采取保温措施，以保持器身温度。 2热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度应控制在 65℃±5℃范围内。 3当热油循环符合下列条件时，方可结束： 1)热油循环时间不应少于48h，且热油循环油量不应少于3 倍变压器（电抗器）总油量。 2)绝缘油试验应合格

3.9.2热油循环结束后：应关闭注油阀门，静置48h后开启变压

器（电抗器）所有组件、附件及管路的放气阀多次排气，当有泊 时，应立即关闭放气阀。

3.11静置和电气试验

3.11.1热油循环结束，静置48h后，取本体油样送检，油样试验 主要指标应符合下列规定： 1击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2含水量应小于或等于8mg/L。 3 含气量应小于或等于0.8%。 4 介质损耗因数tano应小于或等于0.5%（90℃）。 5颗粒度应小于或等于1000个/100mL（5um～100μm），并 应无100um以上颗粒。 3.11.2变压器、电抗器注油完毕后，在施加电压前，静置时间不 应少于120h，月绝缘油合格；静置期间，应从变压器、电抗器的套 管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进 行多次放气，并宜启动潜油泵，直至残余气体排尽

3.11.3 变压器、电抗器交接试验项目应符合现行国家标准 《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB/T50832的有关规定。

3.12.1调压变压器的施工除应符合本节要求外，还应符合本章 第3.1节～第3.11节及第3.13节的规定。 3.12.2调压变压器应按照产品技术文件要求对调压切换装置的 接触和连接进行检查。 3.12.3传动机构中的操作机构、传动齿轮和杠杆应固定牢固，连 接位置应正确，且操作应灵活，无卡阻现象，传动机构的摩擦部分 应涂以适合当地气候条件的润滑脂。 3.12.4位置指示器动作应正常，指示应正确。 3.12.5调压变压器油箱密封应良好。 3.12.6调压变压器的交接试验应符合现行国家标准《1000kV

统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T50832 关规定。

3.13.1变压器、电抗器验收应符合下列规定： 1本体、冷却装置及所有附件应无缺陷、无渗油。 2 设备上应无遗留物。 3 事故排油设施应完好，消防设施应齐全。 4本体与附件上的所有阀门位置应正确。 5变压器、电抗器中性点必须有两根与主接地网的不同干线 连接的接地引下线，规格必须符合设计要求。 6铁芯和夹件的接地引出套管、套管的未屏应接地良好；备 用电流互感器二次端子应短接接地。套管顶部结构的接触及密封

13.1变压器、电抗器验收应符合下列规定： 1 本体、冷却装置及所有附件应无缺陷、无渗油。 2 设备上应无遗留物。 3 事故排油设施应完好，消防设施应齐全。 47 本体与附件上的所有阀门位置应正确。

4本体与附件上的所有阀门位置应正确。

5变压器、电抗器中性点必须有两根与主接地网的不同干线 连接的接地引下线，规格必须符合设计要求。 6铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏应接地良好；备 用电流互感器二次端子应短接接地。套管顶部结构的接触及密封 应良好。

7储油柜和充油套管的油位应正常。 8 分接头的位置应符合运行要求，且指示位置应正确。 9 变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。 10测温装置指示应正确，整定值应符合产品技术文件要求 11冷却装置试运行应正常，联动应正确；强迫油循环的变压 器、电抗器应启动全部冷却装置，循环时间应持续1h以上，并应排 净残留空气。 12变压器、电抗器的全部电气试验应合格，保护装置整定值 立符合调度规定，操作及联动试验应正确。 13局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验比对结果应 合格。 14接地应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置 施工及验收规范》GB50169的有关规定。 3.13.2验收时应提交下列资料： 1质量检验及评定资料、电气交接试验报告。 2施工图纸及设计变更文件。 3设备厂家的产品说明书、试验记录、合格证件及施工图纸 等技术文件。 4备品、备件、专用工具及测试仪器清单。

1质量检验及评定资料、电气交接试验报告。 2 施工图纸及设计变更文件。 3设备厂家的产品说明书、试验记录、合格证件及施工！ 等技术文件。 4备品、备件、专用工具及测试仪器清单

4.1.1互感器在运输、保管期间应防止受潮、倾倒或遭受机械损 伤；互感器的运输和放置应符合产品技术文件要求。

4.1.1互感器在运输、保管期间应防止受潮、倾倒或遭受机械损 伤；互感器的运输和放置应符合产品技术文件要求。 4.1.2互感器交接应做下列外观检查： 1互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤。 2 互感器密封应良好。 4.1.3 互感器应单节吊装，吊索应固定在规定的吊环上，不得利 用瓷套起吊，并不得碰伤瓷套

1二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志 清晰，接线盒密封应良好。 2油位指示器、瓷套法兰连接处以及放油阀应无渗油。 4.2.2互感器安装面应水平；当并列安装时，应排列整齐。 4.2.3互感器应根据产品成套供应的组件编号顺序进行单节安 装，不得互换。各组件连接处的接触面应除去氧化层，并涂以适合 当地气候条件的电力复合脂。

4.2.2互感器安装面应水平；当并列安装时，应排列整齐。 4.2.3互感器应根据产品成套供应的组件编号顺序进行单节安 装，不得互换。各组件连接处的接触面应除去氧化层，并涂以适合 当地气候条件的电力复合脂。 4.2.4具有保护间隙的互感器应按照产品技术文件规定调好 距离。 4.2.5互感器应按照产品技术文件要求接地。 4.2.6 当互感器电磁单元需补油时，应按照产品技术文件规定进

4.2.4 具有保护间原的互感器应按照产 发小尔文规狗灯 距离。 4.2.5 互感器应按照产品技术文件要求接地。 4.2.6 当互感器电磁单元需补油时，应按照产品技术文件规定进 行补油。

置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T50832的有关规定

4.3.1 验收时应进行下列检查： 1 设备外观应完整、无缺损。 2 互感器应无渗油，油位指示应正常。 3 保护间隙的距离应符合规定。 4 油漆应完整，相色应正确。 5 接地应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置施 工及验收规范》GB50169的有关规定。 4.3.2 验收时应提交下列资料： 1 施工图纸及设计变更文件。 2设备厂家提供的产品说明书、试验记录、合格证件及施工 图纸等技术文件。 3质量检验及评定资料、电气交接试验报告。

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合 的规定”或“应按·执行”

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合 的规定”或“应按执行”。

《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169 《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204 《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205 《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T50832 《高压绝缘子瓷件技术条件》GB/T772 《变压器油》GB2536 《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB/T7597 《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》 /T 5210.1

1000kV电力变压器、油浸电抗器

电力变压器和油浸电抗器 (31) 3. 1 检查与保管 (31) 3. 2 绝缘油 (31) 3. 3 本体检查与判断·… (32) 3. 4 附件安装前检查 (32) 3. 5 附件安装 (32) 3. 7 抽真空 (33) 3. 8 真空注油 (33) 3. 9 热油循环 (34) 3. 10 整体密封检查 (34) 3. 11 静置和电气试验 (34) 3.12 调压变压器施工 (34 ) 3.13 验收· (34) 电容式电压互感器 (36 )

电力变压器和油浸电抗器 (31) 3. 1 检查与保管 (31) 3. 2 绝缘油 (31) 3. 3 本体检查与判断·… (32) 3. 4 附件安装前检查 (32) 3. 5 附件安装 (32) 3. 7 抽真空 (33) 3. 8 真空注油 (33) 3. 9 热油循环 (34) 3. 10 整体密封检查 (34) 3. 11 静置和电气试验 (34) 3. 12 调压变压器施工 (34) 3.13 验收： (34) 电容式电压互感器 (36) 一宝装 26

3电力变压器和油漫电抗器

2.0.2本条所指的国家现行有关标准包括《1000kV单相油浸式 自耦电力变压器技术规范》GB/Z24843、《1000kV交流系统用油 浸式并联电抗器技术规范》GB/Z24844、《1000kV交流系统用套 管技术规范》GB/Z24840和《1000kV交流系统用电容式电压互 感器技术规范》GB/Z24841等。

2.0.3设备到达现场后及时进行检查，以便发现设备存在的缺陷 和问题，并及时处理，为顺利施工提供条件，这也是设备交接、责任 转移的环节。

2.0.3设备到达现场后及时进行检查，以便发现设备存在的

3产品的技术文件一般包括：每台设备（包括标准组件） 的安装使用说明书、产品合格证书、出厂试验记录、产品外型 图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌或铭牌标志 备件一览表等。

2.0.4设备保管的要求和措施因设备本身情况和保管时间的长

2.0.4设备保管的要求和措施因设备本身情况和保管时间 短而有所不同，部分设备和材料有特殊的保管要求，如户内倪 坚立保管、通电保管等，产品技术文件中一般都有相应的 规定

2.0.6由于国家现行的有关建筑工程施工及验收规范

规定不完全适合电气设备施工的要求，所以设计人员对电气设备 的特殊要求会在电气设计图中标出，建筑工程中予以满足。但建 筑工程中的其他质量标准在电气设计中不可能全部标出，还应符 合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定。设备安装前 建筑工程应具备的条件是文明施工的基本条件，也是保证设备安 装质量和设备安全的必要条件。 根据电力变压器、电抗器、互感器施工前和投运前的实际需

要，提出了要求建筑工程应完成的工作，以便确保设备安全顺利地 施工和投运。

普遍锈蚀严重。为防止锈蚀给以后的安全运行和设备检修、拆卸 带来困难，对紧固件防腐作出规定

条规定。结冰区曾发生因均压环存水而冻裂的现象，故规定均压 环易积水部位最低点宜钻排水孔。

3.1.1由于1000kV变压器、电抗器重量大，一般充气进行运输。

3.1.1由于1000kV变压器、电抗器重量大，一般充气进行运输。 充气运输的设备，检查压力可以作为油箱是否密封良好的参考；装 有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸过程中受 冲击的情况，以判断内部是否有可能受损伤，

1本款对带油运输的变压器、电抗器的保管要求作出规定。 2）保管期间的油样试验耐压和含水量能够反映保管状态，选 取的击穿电压和含水量指标是能满足变压器、电抗器的保管要求 的。本规范所指的击穿电压、含水量的试验方法按照现行国家标 准《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB/T50832执行。 2本款对充气运输的变压器、电抗器的保管要求作出规定。 2本体内气体含水量测量比对可判断内部十燥程度；通过比 对积累数据，本体内气体含水量如增加较大，则需采取相应的措 施

3.2.1绝缘油管理工作的好坏是保证设备质量的关键。国内厂

3.2.1绝缘油管理工作的好坏是保证设备质量的关键。国内厂 家多用大型专用油罐运输绝缘油，进口绝缘油有时会用小桶运输， 敌分别对大罐绝缘油和小桶绝缘油取样作出规定。

2本款对真空滤油机主要指标作出规定 4主穿由压指标与油中含水最含气最和杂质密切相关击穿

电压满足标准基本能反映油的品质；从储油罐取样进行全部项目 试验存在分散性，而从真空滤油机出口取样比较方便和可靠。

3.3 本体检查与判断

3.3.2由于冲击监视装置记录等原因，不能确定运输、

3.3.2由于冲击监视装置记录等原因，不能确定运输、装卸 中冲击加速度符合产品技术规定要求时，要分析原因，确定检 案并最终得出检查分析结论

3.3.3本条对变压器、电抗器现场器身检查作出规定。

4本款是强制性条款。本款规定是为了保证进人变压器、电 抗器内部检查的人员生命安全，也可保证在设备内部检查过程中 不会发生绝缘受潮。

3.4.1由于变压器、电抗器附件较多，施工场地有限，且如高压套 管等特殊附件在开箱后不便保管，在工程实践中，一般在附件开箱 检查合格后及时安装。 3.4.2变压器、电抗器附件开箱检查通知设备厂家参加主要是核 查附件的符合性和完整性，以便在发现问题时能及时解决，并分清

3.42变压器、电抗器附件开箱检查通知设备）家参加土要 查附件的符合性和完整性，以便在发现问题时能及时解决，并 责任。

3.5.1本体露空安装附件时环境相对湿度应小于80%，较以往 吊罩检查小于75%有所放宽，主要考虑因为采取了适量补充干燥 空气保持微正压措施。通过对500kV变压器安装过程跟踪、检 测，在采取补充干燥空气1m/h时，本体内相对湿度可以控制在 20%以内。对于1000kV变压器、电抗器，为确保内部不受潮，规 定补充干燥空气速率满足产品技术文件要求，连续露空时间不宜 超过8h，每天工作结束抽真空补充干燥空气压力达到0.01MPa～ 0.03MPa，都是为了确保绝缘不受潮。

3.5.4运到现场的冷却装置，由于设备厂家已经进行过冷却 洗和密封试验，在厂内将冷却器组装在本体上使用后拆下并 运输，故现场检查密封良好时可以直接安装

3.5.5升高座安装前的试验工作非常重要，以往曾出现过绝

4未屏或电压分压器连接方式不尽相同，按照产品技术文件 正确连接对设备安全运行非常重要。 3.5.10气体继电器按规定应进行检验，但个别设备厂家不同意 忆送松可

3.5.10气体继电器按规定应进行检验，但个别设备厂家不同意 现场送检，可以在合同谈判时协商检验问题

3.5.11本条对测温装置安装作出规定

1温度计安装前按规定应进行检验，但个别制造广不同 意现场送检，或者送出检验有困难，可以在合同谈判时协商检 验问题。

3.7.6变压器、电抗器产品技术文件一般对真空残压有具体要 求，真空残压降低及真空时间的适当加长对内部真空干燥有明显 效果。

3.8.1为确保1000kV变压器、电抗器安装后的绝缘可靠，本条 对真空注油过程中油的指标进行了规定，变压器油过滤处理方法 通常采用变压器油全密封处理方法，

3.8.3本条规定真空注油全过程中真空滤油机进、出油

空状态切换，是为了确保注油质量。通常通过储油罐群管路 理连接来实现持续真空注油。

医院标准规范范本3.8.4对采用胶囊式储油柜的变压器的注油、排气操作

4对采用胶囊式储油柜的变压器的注油、排气操作顺序，设 家均有规定。曾出现过个别单位由于未掌握注油方法，发生 器跑油或假油位现象。

4 对采用胶囊式储油柜的变压器的注油、排气操作顺序，设

3.9.1本条对热油循环作出

1冷却器内的油与本体内的油同时进行热油循环，有利于变 压器、电抗器冷却器中的残余气体排净。当环境温度较低时，为了 维持油箱内的温度，可将阀门间断地开闭

3.10.1根据调研情况，各设备厂家进行密封检查的方法不尽相 同，故作本条规定。

装修施工组织设计 3.11静置和电气试验