GB50148-2010 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

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  • 在变压器全部安装完毕后,通过变压器内部增加压力的方法 变压器有无渗漏。

    2.0.11并联电抗器

    螺纹标准用来将信息传递给测量仪器、仪表和保护或控制装置的变压 器。

    在正常使用情况下,其二次电流与一次电流实质上成正比,而 其相位差在联结方法正确时接近零的互感器

    2.0.14电容式电压互感器

    一种由电容分压器和电磁单元组成的电压互感器。

    3.0.1变压器、电抗器、互感器的安装应按已批准的设计文件进 行施工。

    行施工。 3.0.2设备和器材应有铭牌、安装使用说明书、出厂试验报告及 合格证件等资料:并应符合合同技术协议的规定。 3.0.3变压器、电抗器在运输过程中,当改变运输方式时,应及时 检查设备受冲击等情况,并应作好记录。 3.0.4设备和器材到达现场后应及时按下列规定验收检查: 1 包装及密封应良好。 2应开箱检查并清点,规格应符合设计要求,附件、备件应齐 全。 、3产品的技术文件应齐全。 4按本规范第4.2.1条的规定作外观检查。 3.0.5对变压器、电抗器、互感器的装卸、运输、就位及安装,应制 定施工及安全技术措施,经批准后方可实施。 3.0.6与变压器、电抗器、互感器安装有关的建筑工程施工应符 合下列规定: 1设备基础混凝土浇筑前,电气专业应对基础中心线、标高 等进行核查;基础施工完毕后,应对标高、中心进行复核。 2建(构)筑物的建筑工程质量:应符合现行国家标准《建筑 工程施工.质量验收统一标准》GB/T50300的有关规定。当设备 及设计有特殊要求时,尚应符合其要求。 3设备安装前,建筑工程应具备下列条件: 1)屋顶、楼板施工应完毕,不得渗漏。 2室内地面的基层施工应完些,并府在墙上标出地面标高

    3)混凝土基础及构架应达到允许安装的强度,焊接构件的 质量应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程 施工及验收规范》GB50236的有关规定。 4预埋件及预留孔应符合设计要求,预埋件应牢固。 5)模板及施工设施应拆除,场地应清理于净。 6)应具有满足施工用的场地,道路应通畅。 4设备安装完毕,投人运行前,建筑工程应符合下列规定: 2)室内地坪抹面工作结束,强度达到要求,室外场地应平 整。 费标准下载站bzfxw. 3)保护性围栏、网门、栏杆等安全设施应齐全,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的规定。 4)变压器,电抗器的蓄油坑应清理十净,排油管路应通畅: 翊石填充应完毕。 5通风及消防装置安装验收应完毕。 6室内装饰及相关配套设施施工验收应完毕。 .7设备安装用的紧固件,应采用镀锌制品或不锈钢制品,用 1外的紧固件应采用热镀锌制品:电气接线端子用的紧固件应 合现行国家标准《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB 3的有关规定。 0.8变压器、电抗器、互感器的瓷件质量,应符合现行国家标准 压绝缘子瓷件技术条件》GB/T772、《标称电压高于1000V系 用户内和户外支柱绝缘子第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验》 /T8287.1、《标称电压高于1000V系统用户内和外支柱绝缘 第2部分:尺寸与特性》GB/T8287.2、《高压套管技术条件》 /T4109及所签订技术条件的规定。

    8.0.7设备安装用的紧固件,应采用镀锌制品或不锈钢制

    4.1.131.5MV·A及以上变压器和40MVar及以上的电抗器 的装卸及运输,应对运输路径及两端装卸条件作充分调查,制定施 工安全技术措施,并应符合下列规定: 1水路运输时,应做好下列工作: 1)选择航道,了解吃水深度、水上及水下障碍物分布、潮汛 情况以及沿途桥梁尺寸、承重能力。 2)选择船舶,了解船舶运载能力与结构,验算载重时船舶的 稳定性。 3)调查码头承重能力及起重能力,必要时应进行验算或荷 重试验。 2陆路运输采用机械直接拖运时,应对运输路线沿途及两端 装卸条件认真调查,并编制相应的安全技术措施。调查的内容及 安全技术措施,应包括下列内容: 1)道路桥梁、涵洞、沟道等的高度、宽度、坡度、倾斜度、转 角、承量情况及应采取的措施。 2)沿途架空电力、通信线路等高空障碍物高度情况。 3)公路运输时的车速应符合制造厂的规定。当制造厂无规 定时,应将车速控制在高等级路面上不得超过20km/h 一级路面上不得超过15km/h,二级路面上不得超过 10km/h,其余路面上不得超过5km/h范围内。 4.1.2变压器或电抗器的装卸应符合下列规定: 1装卸站台、码头等地点的地面应坚实。 2装卸时应设专人观测车辆、平台的升降或船只的沉浮情

    兄,防止超过允许范围的倾斜

    4.1.3变压器、电抗器在装卸和运输过程中,不应有严重冲击和 振动。电压在220kV及以上且容量在150MV·A及以上的变压 器和电压为330kV及以上的电抗器均应装设兰维冲击记录仪。 冲击充许值应符合制造厂及合同的规定。

    4.1.4当利用机械牵引变压器、电抗器时,牵引着力点应不

    重心以下并符合制造厂规定。运输倾斜角不得超过15°。 器、电抗器装卸及就位应使用产品设计的专用受力点,并应买 滑,防溜措施,牵引速度不应超过2m/min。

    4.1.5钟罩式变压器整体起吊时,应将钢丝绳系在专供整体起吊 的吊耳上。

    .1.6用千斤顶顶开大型变压器时,应将千斤顶放置在油箱 千斤顶支架部位,升降操作应使各点受力均匀,并及时垫好垫 块。

    4.1.7充干燥气体运输的变压器、电抗器油箱内的气体压力应保 持在0.01MPa~0.03MPa;干燥气体露点必须低于一40℃;每台 变压器、电抗器必须配有可以随时补气的纯净、干燥气体瓶,始终 保持变压器电抗器内为正压力,并设有压力表进行监视。

    4.1.7充干燥气体运输的变压器、电抗器油箱内的气体压力应保

    .8平式变压器在运输途中,应采取防雨及防潮措施。

    1装有气体继电器的变压器、电抗器,除制造厂规定不需要 设置安装坡度者外,应使其项盖沿气体继电器气流方向有1%~ 1.5%的升高坡度。当与封闭母线连接时,其套管中心线应与封 团母线中心线的尺寸相符。 2变压器、电抗器基础的轨道应水平,轨距与轮距应相符 装有滚轮的变压器、电抗器,其滚轮应能灵活转动,设备就位后,应 将滚轮用可拆卸的制动装置加以固定。 3变压器、电抗器本体直接就位于基础上时,应符合设计、制 造的要求,

    4.2.1设备到达现场后,应及时按下列规定进行外观检

    1油箱及所有附件应齐全,无锈蚀及机械损伤,密封应良好。 2油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全,紧固良 好,无渗漏;充油或充干燥气体运输的附件应密封无渗漏并装有监 视压力表。 3套管包装应完好,无渗油、瓷体无损伤;运输方式应符合产 品技术要求。 4充干燥气体运输的变压器、电抗器,油箱内应为正压,其压 力为0.01MPa~~0.03MPa,现场应办理交接签证并移交压力监视 记录。 5检查运输和装卸过程中设备受冲击情况,并应记录冲击 值、办理交接签证手续

    4.2.2设备到达现场后的保管应符合下列规定: 1充十燥气体的变压器、电抗器,油箱内压力应为0.01MPa ~0.03MPa,现场保管应每天记录压力值。 2散热器(冷却器)、连通管、安全气道等应密封。 3表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、测温装置以及 绝缘材料等,应放置于干燥的室内。 4存放充油或充干燥气体的套管式电流互感器应采取防护 措施,防止内部绝缘件受潮。套管式电流互感器不得倾斜或倒置 存放。 5本体、冷却装置等。其底部应垫高、垫平,不得水浸。 6干式变压器应置于干燥的室内;室外放置时底部应垫高, 并采取可靠的防雨、防潮措施。 7漫油运输的附件应保持浸油保管,密封良好。 .8套管装卸和保管期间的存放应符合产品技术文件要求:短 尾式套管应置于干燥的室内。

    2.2设备到达现场后的保管应符合下列规定:

    4.2.3变压器、电抗器到达现场后,当3个月内不能安装电

    1个月内进行下列工作:

    带油运输的变压器、电抗器应符合下列规定: 1)检查油箱密封情况。 2)绝缘油的试验。 3)运输时安装了套管的变压器,应对绕组进行绝缘电阻测 量。 4)安装储油柜及吸湿器,注以合格油至储油柜规定油位,或 在未装储油柜的情况下,上部抽真空后,充以0.01MPa ~0.03MPa、露点低于一40℃的干燥气体,或按厂家要 求执行。 2充气运输的变压器、电抗器应符合下列规定: 1)应安装储油柜及吸湿器,注以合格油至储油柜规定油位。 2)当不能及时注油时,应继续充与原充气体相同的气体保 管:并应有压力监视装置,压力应保持为0.01MPa~ 0.03MPa,气体的露点应低于一40℃,或按厂家要求执行。 3)应取残油作电气强度、含水量试验,并应按本规范附录A 的规定判断是否受潮。 4设备在保管期间,应经常检查。充油保管时应每隔10关 压器外观进行次检查,包括检查有无渗油、油位是否正常、 有无锈蚀。每隔30天应从变压器内抽取油样进行试验,其变 内油样性能应符合表4.2.4的规定:

    4.2.4设备在保管期间,应经常检查。充油保管时反

    变压器外观进行次检查,包括检查有无渗油、油位是否正 表有无锈蚀。每隔30天应从变压器内抽取油样进行试验,其 器内油样性能应符合表4.2.4的规定

    表 4.2.4变压器内油样性能

    4.3.1绝缘油的验收与保管应符合下列规定

    1绝缘油应储藏在密封清洁的专用容器内。 2每批到达现场的绝缘油均应有试验记录,并应按下列规定 取样进行简化分析,必要时进行全分析: 1)大罐油应每罐取样,小桶油应按表4.3.1的规定进行取 样:

    表4.3.1绝缘油取样数

    2)取样试验应按现行国家标推《电力用油(变压器油、汽轮 机油)取样方法》GB7597的规定执行。试验标准应符合 现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验 标准》GB50150的规定。 3不同牌号的绝缘油应分别储存,并应有明显牌号标志。 4放油时应目测,用油罐车运输的绝缘油,油的上部和底部 不应有异样,用小桶运输的绝缘油,应对每桶进行目测,辨别其气 味,各桶的商标应一致。 5到达现场的绝缘油首次抽取,宜使用压力式滤油机进行粗 过滤。 4.3.2绝缘油现场过滤应符合下列规定: 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 位于罐的下部,距罐底约100mm,进油阀位于罐上部,油 样阀位于罐的中下部,残油阀位于罐底部。 4)储油罐顶部应设置人孔盖并能可靠密封。 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。对 00kV及以上的变压器油过滤,其真空滤油机主要指标应符合下 列规定: 1)真空滤油机标称流量应达到6000L/h~12000L/h。 2真空滤油机具有两级真空功能,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 不宜大于67Pa加热器应分2组~3组。 3)真空滤油机运行油温应为20℃~70℃。 4)真空滤油机的处理能力,应满足在滤油机出口油样阀取 油样试验,击穿电压不得低于75kV/2.5mm,含水量不 得天于5uL/L,含气量不得大于0.1%,杂质颗粒不得大 于0.5m的标准。 3现场油务系统中所采用的储油罐及管道均应清洗于净,检 查合格。 4现场应配备废油存放罐,避免对正式储油罐内的油产生污染 5现场油处理过程中所有油处理设备、变压器本体、电源箱 应与接地网可靠连接。 6每批油处理结束后,应对每个储油罐的绝缘油取样进行试 验,其电气强度应达到本规范表4.2.4的要求

    1绝缘油应经净化处理,注入变压器、电抗器的油应符合表 4. 4. 1 的规定;

    .4.1注入变压器、电抗器的油质

    2注油排氮前应将油箱内的残油排尽。 3油管宜采用钢管或其他耐油管,油管内部应彻底清洗于 净。当米用耐油胶管时,应确保胶管不污染绝缘油。 4应装上临时油位表。 5绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器 内,氮气应经顶部排;油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位 应高出铁芯上沿200mm以上。750kV的绝缘油的静置时间不应 小于24h,500kV及以下的绝缘油的静置时间不应小于12h。 6注油排氮时,任何人不得在排气孔处停留。 4.4.2采用抽真空排氮时,排氮口应装设在空气流通处。破坏真 空时应注人干燥空气。

    中暴露15min以上,待氮气充分扩散后进行。

    4.5.1变压器、电抗器到达现场后,当满足下列条件之一时,可不 进行器身检查: 1制造厂说明可不进行器身检查者。 2容量为1000kV·A及以下,运输过程中无异常情况者。 3就地生产仅作短途运输的变压器、电抗器,当事先参加了 制造广的器身总装,质量符合要求,且在运输过程中进行了有效的 监督,无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。

    4.5.3有下列情况之一时,应对变压器、电抗器进行器身检

    1制造厂或建设单位认为应进行器身检查。 2变压器、电抗器运输和装卸过程中冲撞加速度出.3 3g或冲撞加速度监视装置出现异常情况时,应由建设、监 工、运输和制造厂等单位代表共同分析原因并出具正式报 须进行运输和装卸过程分析,明确相关责任,并确定进行现 检查或返厂进行检查和处理。

    为主,现场施工人员配合;进行内检的人员不宜超过3人,内检人 员应明确内检的内容、要求及注意事项

    4. 5.5进行器身检查时必须符合以下规定:

    1凡雨、雪天,风力达4级以上,相对湿度75%以上的天气, 不得进行器身检查。 2在没有排氮前,任何人不得进入油箱。当油箱内的含氧 未达到18%以上时,人员不得进入。 3在内检过程中,必须向箱体内持续补充露点低于一40℃ 的干燥空气,以保持含氧量不得低于18%,相对湿度不应大于 20%:补充干燥空气的速率,应符合产品技术文件要求。

    进人变压器内部进行器身检查,应符合下列规定: 1应将十燥、清洁、过筛后的硅胶装入变压器油罐硅胶罐 中,确保硅胶罐的完好。 2)应将放油管路与油箱下部的阀门连接,并打开阀门将油 全部放入储油罐中。 3周围空气温度不宜低于0℃,器身温度不宜低于周围空 气温度,当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加 热,宜使其温度高于周围空气温度10℃,或采取制造厂 要求的其他措施。 4)当空气相对湿度小于75%时,器身暴露在空气中的时 间不得超过16h。内检前带油的变压器、电抗器,应由开 始放油时算起;内检前不带油的变压器、电抗器,应由揭 开顶盖或打开任一堵塞算起,到开始抽真空或注油为止: 当空气相对湿度或露空时间超过规定时,应采取可靠的 防止变压器受潮的措施。 5)调压切换装置吊出检查、调整时,暴露在空气中的时间应 符合表 4. 5. 6 的规定:

    表4.5.6调压切换装置露空时间

    6器身检查时,场地四周应清洁弃设有防尘措施。 2吊罩、吊芯进行器身检查时,应符合下列规定: 1)钟罩起吊前,应拆除所有运输用固定件及与本体内部相 连的部件。 2)器身或钟罩起吊时,吊索与铅垂线的夹角不宜大于30°, 必要时可采用控制吊梁。起吊过程中,器身不得与箱壁 有接触。

    4.5.7器身检查的主要项目和要求应符合下列规定:

    1运输支撑和器身各部位应无移动,运输用的临时防护装置 临时支撑应拆除,并应清点作好记录。 2所有螺栓应紧固,并有防松措施;绝缘螺栓应无损坏,防松 阝扎完好。 3铁芯检查应符合下列规定: 1)铁芯应无变形,铁轭与夹件间的绝缘垫应完好。 2)铁芯应无多点接地。 3)铁芯外引接地的变压器,拆开接地线后铁芯对地绝缘应 符合产品技术文件的要求。 4)打开夹件与铁轭接地片后,铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹 件、螺杆与夹件间的绝缘应符合产品技术文件的要求。 5)当铁轭采用钢带绑扎时,钢带对铁轭的绝缘应符合产品 技术文件的要求。 6)打开铁芯屏蔽接地引线,检查屏蔽绝缘应符合产品技术 文件的要求。 7)打开夹件与线圈压板的连线,检查压钉绝缘应符合产品 技术文件的要求。 8)铁芯拉板及铁轭拉带应紧固,绝缘符合产品技术文件的 要求。 4绕组检查应符合下列规定: 1)绕组绝缘层应完整,无缺损、变位现象。 2)各绕组应排列整齐,间隙均匀,油路无堵塞。 3)绕组的压钉应紧固,防松螺母应锁紧。 5绝缘围屏绑扎应牢固,围屏上所有线圈引出处的封闭应符 合产品技术文件的要求。 6引出线绝缘包扎应牢固,无破损、拧弯现象;引出线绝缘距 离应合格,固定牢靠,其固定支架应紧固;引出线的裸露部分应天 毛刺或尖角,焊接质量应良好;引出线与套管的连接应牢靠,接终

    正确。 7无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确 各分接头应清洁,且接触紧密,弹性良好:转动接点应正确地停留 在各个位置上,且与指示器所指位置一致;切换装置的拉杆、分接 头凸轮、小轴、销子等应完整无损;转动盘应动作灵活,密封严密。 8有载调压切换装置的选择并关、切换开关接触应符合产品 技术文件的要求,位置显示一致;分接引线应连接正确、牢固,切换 开关部分密封严密。必要时抽出切换开关芯子进行检查。 9绝缘屏障应完好,且固定牢固,无松动现象。 10检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封应完好。 11 检查各部位应无油泥、水滴和金属屑等杂物。 注:1 变压器有围屏者,可不必解除围屏,本条中由于圖屏遮蔽而不能检查的项 自,可不予检查; 2铁芯检查时,其中的3)、4)、5)、6)、7)项无法拆开的可不测量。 4.5.8器身检查时应检查箱壁上阀门开闭是否灵活,指示是否正 确,导向冷却的变压器尚应检查和清理进油管接头和联箱。器身 检查完毕后,应用合格的变压器油对器身进行冲洗、清洁油箱底 部,不得有遗留杂物及残油。冲洗器身时,不得触及引出线端头裸 露部分。

    4.6.1变压器的内部安装、连接,应按照产品说明书及合同约定

    4.6.1 变压器的内部安装、连接,应按照产品说明书及合同约定 执行。

    4.7.1变压器、电抗器是否需要进行干燥,应根据本规范附录A “新装电力变压器及油浸电抗器不需于燥的条件”进行综合分析判 断后确定。

    .7.2设备进行干燥时,宜采用真空热油循环干燥法。带油

    4.7.3在保持温度不变的情况下,绕组的绝缘电阻下降后再回 升,110kV及以下的变压器、电抗器持续6h,220kV及以上的变 压器、电抗器持续12h保持稳定,且真空滤油机中无凝结水产生 时可认为干燥完毕

    4.7.3在保持温度不变的情况下,绕组的绝缘电阻下降后再回

    4.8.1 定: 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,补充于燥空气速率应符合产 品技术文件要求。 2每次宜只打开一处,并用塑料薄膜覆盖,连续露空时间不 宜超过8h,累计露空时间不宜超过24h;油箱内空气的相对湿度不 大于20%。每天工作结束应抽真空补充于燥空气直到压力达到 0. 01MPa~0. 03MPa.

    .8.2密封处理应符合下列规

    1所有法兰连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,密封垫圈应与法兰面的尺寸相配合。 2法兰连接面应平整、清洁;密封垫圈应使用产品技术文件 要求的清洁剂擦拭干净,其安装位置应准确;其搭接处的厚度应与 其原厚度相同,橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3。 3法兰螺栓应按对角线位置依次均勾紧固,紧固后的法兰间 随应均勾紧固力矩值应符合产品技术文件要求。

    1传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆压 牢靠,连接位置正确,且操作灵活,无卡阻现象;传动机构的

    分应涂以适合当地气候条件的润滑脂,并应符合产品技术文件的 规定。 2切换开关的触头及其连接线应完整无损,且接触可靠;其 限流电阻应完好,无断裂现象。 3切换装置的工作顺序应符合产品技术要求;切换装置在极 限位置时,其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。 4位置指示器应动作正常,指示正确 5切换开关油箱内应清洁,油箱应做密封试验,且密封良好 注人油箱中的绝缘油,其绝缘强度应符合产品技术文件要求。

    4.8.4冷却装置的安装应符合下列规定,

    1冷却装置在安装前应按制造厂广规定的压力值用气压或油 压进行密封试验,并应符合下列要求: 1)冷却器、强迫油循环风冷却器,持续30min应无渗漏。 2)强迫油循环水冷却器,持续1h应无渗漏,水、油系统应分 别检查渗漏。 2冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干 净,并将残油排尽。 3风扇电动机及叶片安装应牢固,转动应灵活,转向应正确: 并无卡阻。 4管路中的阀门应操作灵活,开闭位置应正确;阀门及法兰 连接处应密封良好。 5外接油管路在安装前,应进行彻底除锈并清洗于净;水冷 却装置管道安装后,油管应涂黄漆,水管应涂黑漆,并应有流向标 志。 6油泵密封良好,无渗油或进气现象;转向正确,无异常噪 声、振动或过热现象。 7油流继电器、水冷变压器的差压继电器应密封严密,动作 可靠。 8水冷却装置停用时,应将水放尽。

    4.8.5储油柜的安装应符合下列规定:

    4.8.7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,二次线 圈排列顺序检查正确;电流互感器出线端子板绝缘应符合产品技 术文件的要求,其接线螺栓和固定件的垫块应紧固,端子板密封严 密,无渗油现象。 2升高座安装时应使绝缘筒的缺口与引出线方向一致,并不 得相碰。 3电流互感器和升高座的中心应基本一致。 4升高座法兰面必须与本体法兰面平行就位。放气塞位置 应在升高座最高处。 4.8.8套管的安装应符合下列规定: 1电容式套管应经试验合格,套管采用瓷外套时,瓷套管与 金属法兰胶装部位应牢固密实并涂有性能良好的防水胶,瓷套管 外观不得有裂纹、损伤;套管采用硅橡胶外套时,外观不得有裂纹 损伤、变形;套管的金属法兰结合面应平整、无外伤或铸造砂眼;充 油套管无渗油现象,油位指示正常。 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应安装正确,密封良好,连接引线 时,不应使顶部连接松扣。 4充油套管的油位指示应面向外侧,末屏连接符合产品技术 文件要求。 5均压环表面应光滑无划痕,安装牢固且方向正确;均压环 易积水部位最低点应有排水孔

    1升高座安装前,应先完成电流互感器的交接试验,二次线 圈排列顺序检查正确;电流互感器出线端子板绝缘应符合产品技 术文件的要求,其接线螺栓和固定件的垫块应紧固,端子板密封严 密,无渗油现象。 2升高座安装时应使绝缘筒的缺口与引出线方向一致,并不 得相碰。 3电流互感器和升高座的中心应基本一致。 4升高座法兰面必须与本体法兰面平行就位。放气塞位置 应在升高座最高处。

    4.8.8套管的安装应符合下列

    1电容式套管应经试验合格,套管采用瓷外套时,瓷套管与 金属法兰胶装部位应牢固密实并涂有性能良好的防水胶,瓷套管 外观不得有裂纹、损伤;套管采用硅橡胶外套时,外观不得有裂纹 损伤、变形;套管的金属法兰结合面应平整、无外伤或铸造砂眼;充 油套管无渗油现象,油位指示正常。 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应安装正确,密封良好,连接引线 时,不应使顶部连接松扣。 4充油套管的油位指示应面向外侧,末屏连接符合产品技术 文件要求。 5均压环表面应光滑无划痕,安装牢固且方向正确;均压环 易积水部位最低点应有排水孔。

    4.8.9气体继电器的安装应符合下列规定

    1气体继电器安装前应经检验合格,动作整定值符合定值要 求,并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, 连接密封产密。 3集气盒内应充满绝缘油、且密封严密。 4气体继电器应具备防潮和防进水的功能并加装防雨罩。 5 电缆引线在接入气体继电器处应有滴水弯,进线孔封堵应 严密。· 6观察窗的挡板应处于打开位置。 .810 压力整放装墨的安装方尚声正路润美迎市中

    4.8.12测温装置的安装应符合下列规定

    1温度计安装前应进行校验,信号接点动作应正确,导通应 良好;当制造厂已提供有温度计出广检验报告时可不进行现场送 验,但应进行温度现场比对检查。 2温度计应根据制造厂的规定进行整定。 3盖上的温度计座应严密无渗油现象,温度计座内应注以 绝缘油;闲置的温度计座也应密封。 4膨胀式信号温度计的细金属软管不得压篇和急剧扭曲,其 弯曲半径不得小于50mm。 4.8.13变压器、电抗器本体电缆,应有保护措施;排列应整齐,接 线盒应密封。

    4.8.14控制箱的检查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:自动互投传动 、可靠。

    2控制回路接线应排列整齐、清晰、美观,绝缘无损伤;接线 应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固,且应有防松装置,连 接导线截面应符合设计要求、标志清晰。 3控制箱接地应牢固、可靠。 4内部断路器、接触器动作灵活无卡涩,触头接触紧密、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1.0倍~~1.15倍。 6内部元件及转换开关各位置的命名应正确并符合设计要 求。 7控制箱应密封,控制箱内外应清洁无锈蚀,驱潮装置工作 应正常。 8控制和信号回路应正确,并应符合现行国家标准《电气装 置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171 的有关规定

    4.9.1绝缘油必须按现行国家标准《电气装置安装工程电 备交接试验标准》GB50150的规定试验合格后,方可注入变 电抗器中。

    4.9.3新安装的变压器不宜使用混合油。

    1220kV及以上的变压器、电抗器应进行真空处理,当油箱 内真空度达到200Pa以下时,应关闭真空机组出口阀门,测量系 统泄漏率,测量时间应为30min,泄漏率应符合产品技术文件的要 求

    2抽真空时,应蓝视并记录油箱的变形,其最大值不得超过 壁厚最大值的两倍。 3220kV~500kV变压器的真空度不应大于133Pa,750kV 变压器的真空度不应大于13Pa。 4用真空计测量油箱内真空度,当真空度小于规定值时开始 记时,真空保持时间应符合:220kV~330kV变压器的真空保持时 间不得少于8h;500kV变压器的真空保持时间不得少于24h; 750kV变压器的真空保持时间不得少于48h时方可注油。 4.9.5220kV及以上的变压器、电抗器应真空注油;110kV的变 压器、电抗器宜采用真空注油。注油全过程应保持真空。注人油 的油温应高于器身温度。注油速度不宜大于100L/min。 4.9.6在抽真空时,必须将不能承受真空下机械强度的附件与油 箱隔离:对允许抽同样真空度的部件,应同时抽真空:真空泵或真 空机组应有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措 施。 4.9.7变压器、电抗器注油时,宜从下部油阀进油。对导向强油 循环的变压器注油应按产品技术文件的要求热行

    4.9.7变压器、电抗器注油时,宜从下部油阀进油。对导向强油 循环的变压器,注油应按产品技术文件的要求执行。 4.9.8变压器本体及各侧绕组,滤油机及油管道应可靠接地

    4.9.7变压器、电抗器注油时,宜从下部油阀进油。对导向强油

    4.10.1330kV及以上变压器、电抗器真空注油后应进行热油循 环,并应符合下列规定: 1热油循环前,应对油管抽真空,将油管中空气抽干净。 2冷却器内的油应与油箱主体的油同时进行热油循环。 3热油循环过程中,滤油机加热脱水缸中的温度,应控制在 65℃士5℃范围内,油箱内温度不应低于40℃。当环境温度全天 平均低于15℃时,应对油箱采取保温措施。 4热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状 态下进行,此时变压器或电抗器不应抽真空;当注油到离器身顶盖

    200mm处时,应进行抽真空。

    200mm处时,应进行抽真空。 4.10.2热油循环应符合下列条件,方可结束: 1热油循环持续时间不应少于48h。 2热油循环不应少于3×变压器总油重/通过滤油机每小时 的油量。

    表4.10.2热油循环后施加电压前变压器油标准

    4.11补油、整体密封检查和静放

    4.11.1向变压器、电抗器内加注补充油时,应通过储油柜上专用 的添油阀,并经净油机注人,注油至储油柜额定油位。注油时应排 放本体及附件内的空气。 4.11.2具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器、电抗器,应按照产品 技术文件要求的顺序进行注油、排气及油位计加油。 4.11.3对变压器连同气体继电器及储油柜进行密封性试验,可 采用油柱或氮气,在油箱顶部加压0.03MPa,110kV~750kV变 压器进行密封试验持续时间应为24h,并无渗漏。当产品技术文 件有要求时,应按其要求进行。整体运输的变压器、电抗器可不进 行整体密封试验。

    4.11.1向变压器、电抗器内加注补充油时,应通过储油柜上专用 的添油阀,并经净油机注人,注油至储油柜额定油位。注油时应排 放本体及附件内的空气,

    表 4.11. 4 变压器注油完毕施加电压前静置时间(h)

    4.11.5静置完毕后,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,并启动 潜油泵,直至残余气体排尽,调整油位至相应环境温度时的位置。

    4. 12 工程交接验收

    4.12.1变压器、电抗器在试运行前,应进行全面检查,确认其符 合运行条件时,方可投入试运行。检查项目应包含以下内容和要 求: 1本体、冷却装置及所有附件应无缺陷,且不渗油。 2 设备上应无遗留杂物。 3事故排油设施应完好,消防设施齐全。 4本体与附件上的所有阀门位置核对正确。 5变压器本体应两点接地。中性点接地引出后,应有两根接 地引线与主接地网的不同干线连接,其规格应满足设计要求。 6铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品 技术文件的要求;电流互感器备用二次线圈端子应短接接地;套管 顶部结构的接触及密封应符合产品技术文件的要求。 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,整定值符合要求。 11冷却装置应试运行正常,联动正确:强迫油循环的变压 器、电抗器应启动全部冷却装置,循环4h以上,并应排完残留空 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 应符合规定;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。

    1中性点接地系统的变压器,在进行冲击合闸时,其中性点 必须接地。 2变压器、电抗器第一次投入时,可全电压冲击合闸。冲击 合闸时,变压器宜由高压侧投入;对发电机变压器组结线的变压 器,当发电机与变压器间无操作断开点时,可不作全电压冲击合 闸,只作零起升压。 3变压器、电抗器应进行5次空载全电压冲击合闸,应无异 常情况;第一次受电后持续时间不应少于10min;全电压冲击合闸 时,其励磁涌流不应引起保护装置动作。 4变压器并列前,应核对相位。 5带电后,检查本体及附件所有焊缝和连接面,不应有渗油 现象。

    1安装技术记录、器身检查记录、干燥记录、质量检验及评定 资料、电气交接试验报告等。 2施工图纸及设计变更说明文件。 3制造厂的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等 技术文件。 4备品、备件、专用工具及测试仪器清单

    5.1.1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按产品技术文件要求执行。 5.1.2互感器整体起吊时,吊索应固定在规定的吊环上,并不得 碰伤伞裙。

    1互感器外观应完整,附件应齐全,无锈蚀或机械损伤。 2 油浸式互感器油位应正常,密封应严密,无渗油现象。 3 电容式电压互感器的电磁装置和谐振阻尼器的铅封应完 好。 4气体绝缘互感器内的气体压力,应符合产品技术文件的要 求。 5气体绝缘互感器所配置的密度继电器、压力表等,应经校 验合格,并有检定证书。

    5.2.1互感器可不进行器身检查,但在发现有异常情况时,应在 厂家技术人员指导下按产品技术文件要求进行下列检查: 1 螺栓应无松动,附件完。 2 铁芯应无变形,且清洁紧密,无锈蚀。 3 绕阻绝缘应完好,连接正确、紧固。 4 绝缘夹件及支持物应牢固,无损伤,无分层开裂。 5内部应清洁,无污垢杂物,

    6穿心螺栓的绝缘应符合产品技术文件的要求。 7 制造厂有其他特殊要求时,尚应符合产品技术文件的要 求。 5.2.2互感器器身检查时,尚应符合本规范第4.5节的有关规 定。 5.2.3110kV及以上互感器应真空注油。

    互感器安装时应进行下列检

    1互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定。 2二次接线板应完整,引线端子应连接牢固,标志清晰,绝缘 应符合产品技术文件的要求。 3油位指示器、瓷套与法兰连接处、放油阀均应无渗油现象, 4隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完好无损,顶盖螺栓 紧固。 5气体绝缘的互感器应检查气体压力或密度符合产品技术 文件的要求,密封检查合格后方可对互感器充SF。气体至额定压 力,静置24h后进行SF气体含水量测量并合格。气体密度表、继 电器必须经核对性检查合格。 5.3.2互感器支架封顶板安装面应水平;并列安装的应排列整 齐,同一组互感器的极性方向应一致。 5.3.3电容式电压互感器应根据产品成套供应的组件编号进行 安装,不得互换。组件连接处的接触面,应除去氧化层,并涂以电 力复合脂。 5.3.4具有均压环的互感器,均压环应安装水平、牢固,且方向正

    5.3.4具有均压环的互感器,均压环应安装水平、牢固

    确。安装在环境温度0℃及以下地区的均压环应在最低处打 孔。具有保护间隙的,应按产品技术文件的要求调好距离。

    5.3.6互感器的下列各部位应可靠接地:

    1分级绝缘的电压互感器,其一次绕组的接地引出端子;电 容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。 2电容型绝缘的电流互感器,其一一次绕组末屏的引出端子、 铁芯引出接地端子。 3互感器的外壳。 4电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地。 5倒装式电流互感器二次绕组的金属导管。 6应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接 地引下线。

    5.3.7互感器需补油时,应按产品技术文件要求进行。

    5. 4 工程交接验收

    5.4.1在验收时,应进行下列检查: 1设备外观应完整无缺损 2互感器应无渗漏,油位、气压、密度应符合产品技术文件的 要求。 3 保护间隙的距离应符合设计要求。 4 油漆应完整,相色应正确。 5: 接地应可靠。 5.4.2 在验收时,应移交下列资料和文件: 1 安装技术记录、质量检验及评定资料、电气交接试验报告 等。 2施工图纸及设计变更说明文件。 3制造厂产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等产 品技术文件。 4备品、备件、专用工具及测试仪器清单,

    学士标准规范范本附录A新装电力变压器及油浸电抗器

    A.U.I带油运输的变压器及电抗器应符合现行国家标准《电气 装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150的规定,并应 符合下列规定: 1绝缘油电气强度及含水量试验应合格。 2绝缘电阻及吸收比(或极化指数)应合格。 3介质损耗角正切值tga合格,电压等级在35kV以下或容 量在4000kV·A以下者不作要求。 A.0.2充气运输的变压器及电抗器应符合现行国家标准《电气 装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150的规定,并应 符合下列规定。 1器身内压力在出厂至安装前均应保持正压。 2残油中含水量不应大于30ppm;残油电气强度试验在电 压等级为330kV及以下者不应低于30kV,500kV及以上者不应 低于40kV。 3变压器及电抗器注人合格绝缘油后应符合下列规定: 1)绝缘油电气强度及含水量应合格。 2)绝缘电阻及吸收比(或极化指数)应合格。 3)介质损耗角正切值tgo应合格。 4当器身未能保持正压,而密封无明显破坏时,应根据安装 及试验记录全面分析,按照现行国家标准《电气装置安装工程电 气设备交接试验标准》GB50150的规定作综合判断,决定是否需 要干燥。

    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)表示允许稍有选择,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”

    不锈钢标准《电气装置安装工程 《电气装置安装工程 《电气装置安装工程 GB 50171

    电气设备交接试验标准》GB50150 接地装置施工及验收规范》GB50169 盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》

    《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》 GB 50171 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB/T50300 《高压绝缘子瓷件技术条件》GB/T772 《电力变压器第2部分:温升》GB1094.2 《电力变压器第3部分:绝缘水平和绝缘试验》GB1094.3 《电力变压器第4部分:电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作 冲击试验导则》GB/T1094.4 《电力变压器第5部分:承受短路的能力》GB1094.3 《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB5273 《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》GB7597 《高压套管技术条件》GB/T4109 《标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第1部分: 瓷或玻璃绝缘子的试验》GB/T8287.1 《标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第2部分: 尺寸与特性》GB/T8287.2

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