电力变压器、互感器施工与验收规范样本.doc

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第一章总则第1.0.1条 为确保电力变压器、油浸电抗器（以下简称电抗器）、电压互感器及电流互感器（以下简称互感器）施工安装质量，促进安装技术进步，确保设备安全运行，制订本规范。第1.0.2条 本规范适适用于电压为500KV及以下，频率为50Hz电力变压器、电抗器、互感器安装工程施工及验收。消弧线圈安装可按本规范第二章相关要求实施；特殊用途变压器、电抗器、互感器安装，应符合制造厂和专业部门相关要求。第1.0.3条 电力变压器、电抗器、互感器安装应按已同意设计进行施工。第1.0.4条 设备和器材运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，并应符合产品要求。变压器、电抗器在运输过程中，当改变运输方法时，应立即检验设备受冲击等情况，并作好统计。第1.0.5条 设备及器材在安装前保管，其保管期限应为十二个月及以下。当需长久保管时，应符合设备及器材保管专门要求。第1.0.6条 采取设备及器材均应符合国家现行技术标准要求。并应有合格证件。设备应有铭牌。第1.0.7条 设备和器材抵达现场后，应立即作下列验收检验：一、包装及密封应良好。二、开箱检验清点，规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。三、产品技术文件应齐全。四、按本规范要求作外观检验。第1.0.8条 施工中安全技术方法，应符合本规范和现行相关安全技术标准及产品技术文件要求。对关键工序，尚应事先制订安全技术方法。第1.0.9条 和变压器、电抗器、互感器安装相关建筑工程施工应符合下列要求：一、和电力变压器、电抗器、互感器安装相关建筑物、构筑物建筑工程质量，应符合国家现行建筑工程施工及验收规范中相关要求。当设备及设计有特殊要求时，尚应符合其要求。二、设备安装前，建筑工程应含有下列条件：1屋顶、楼板施工完成，不得渗漏；2室内地面基层施工完成，并在墙上标出地面标高；3混凝土基础及构架达成许可安装强度，焊接构件质量符合要求；4预埋件及预留孔符合设计，预埋件牢靠；5模板及施工设施拆除，场地清理洁净；6含有足够施工用场地，道路通畅。三、设备安装完成，投入运行前，建筑工程应符合下列要求：1门窗安装完成；2地坪抹光工作结束，室外场地平整；3保护性网门、栏杆等安全设施齐全；4变压器、电抗器蓄油坑清理洁净，排油水管通畅，卵石铺设完成；5通风及消防装置安装完成；6受电后无法进行装饰工作和影响运行安全工作施工完成。第1.0.10条 设备安装用紧固件，除地脚螺栓外，应采取镀锌制品。第1.0.11条 全部变压器、电抗器、互感器瓷件表面质量应符合现行国家标准高压绝缘子瓷件技术条件要求。第1.0.12条 电力变压器、电抗器、互感器施工及验收除基础规范要求实施外，尚应符合国家现行相关标准规范要求。 第二章电力变压器、油浸电抗器第一节装卸和运输第2.1.1条 8000KVA及以上变压器和800KVAR及以上电抗器装卸及运输，必需对运输路径及两端装卸条件作充足调查，制订施工安全技术方法，并应符合下列要求：一、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、潮汛情况和沿途桥梁尺寸；2选择船舶，了解船舶运载能力和结构，验算载重时船舶稳定性；3调查码头承重能力及起重能力，必需时应进行验算或荷重试验。二、陆路运输用机械直接拖运时，应做好下列工作：1了解道路及其沿途桥梁、涵洞、沟道等结构、宽度、坡度、倾斜度、转角及承重情况，必需时应采取方法；2调查沿途架空线、通讯线等高空障碍物情况；3变压器、电抗器利用滚轮在现场铁路专用线作短途运输时，应对铁路专用线进行调查和验算，其速度不应超出0.2km/h；4公路运输速度应符合制造厂要求。第2.1.2条 变压器或电抗器装卸时，应预防因车辆弹簧伸缩或船只沉浮而引发倾倒，应设专员观察车辆平台升降或船只沉浮情况。卸车地点土质、站台、码头必需坚实。第2.1.3条 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150000KVA及以上变压器和电压为330KV及以上电抗器均应装设冲击统计仪。冲击许可值应符合制造厂及协议要求。第2.1.4条 当利用机械牵引变压器、电抗器时，牵引着力点应在设备重心以下。运输倾斜角不得超出15。第2.1.5条 钟罩式变压器整体起吊时，应将钢丝绳系在下节油箱专供起吊整体吊耳上，并必需经钟罩上节相对应吊耳导向。第2.1.6条 用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位，升降操作应协调，各点受力均匀，并立即垫好垫块。第2.1.7条 充氮气或充干燥空气运输变压器、电抗器，应有压力监视和气体补充装置。变压器、电抗器在运输途中应保持正压，气体压力应为0.010.03MPa。第2.1.8条 干式变压器在运输途中，应有防雨及防潮方法。第二节安装前检验和保管第2.2.1条 设备抵达现场后，应立即进行下列外观检验：一、油箱及全部附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。二、油箱箱盖或钟罩法兰及封板联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输附件，其油箱应无渗漏。三、充油套管油位应正常，无渗油，瓷体无损伤。四、充气运输变压器、电抗器，油箱内应为正压，其压力为0.010.03MPa。五、装有冲击统计仪设备，应检验并统计设备在运输和装卸中受冲击情况。第2.2.2条 设备抵达现场后保管应符合下列要求：一、散热器（冷却器）、连通管、安全气道、净油器等应密封。二、表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、测温装置和绝缘材料等，应放置于干燥室内。三、短尾式套管应置于干燥室内，充油式套管卧放时应符合制造厂要求。四、本体、冷却装置等，其底部应垫高、垫平，不得水淹，干式变压器应置于干燥室内。五、浸油运输附件应保持浸油保管，其油箱应密封。六、和本体联在一起附件可不拆下。第2.2.3条 绝缘油验收和保管应符合下列要求：一、绝缘油应储藏在密封清洁专用油罐或容器内。二、每批抵达现场绝缘油均应有试验统计，并应取样进行简化分析，必需时进行全分析。1取样数量：大罐油，每罐应取样，小桶油应按表2.2.3取样。2取样试验应按现行国家标准电力用油（变压器油、汽轮机油）取样要求实施.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要求。三、不一样牌号绝缘油，应分别储存，并有显著牌号标志。四、放油时应目测，用铁路油罐车运输绝缘油，油上部和底部不应有异样：用小桶运输绝缘油，对每桶进行目测，分辨其气味，各桶商标应一致。第2.2.4条 变压器、电抗器抵达现场后，当三个月内不能安装时，应在30天内进行下列工作：一、带油运输变压器、电抗器：1检验油箱密封情况；2测量变压器内油绝缘强度；绝缘油取样数量表2.2.3 3测量绕组绝缘电阻（运输时不装套管变压器能够不测）；4安装储油柜及吸湿器，注以合格油至储油柜要求油位，或在未装储油柜情况下，上部抽真空后，充以0.010.03MPa、纯度不低于99.9%、露点低于40氮气。二、充气运输变压器、电抗器：1应安装储油柜及吸湿器，注以合格油至储油柜要求油位；2当不能立即注油时，应继续充和原充气体相同气体保管，但必需有压力监视装置，压力应保持为0.010.03MPa，气体露点应低于40。第2.2.5条 设备在保管期间，应常常检验。充油保管应检验有没有渗油，油位是否正常，外表有没有锈蚀，并每六个月检验一次油绝缘强度；充气保管应检验气体压力，并做好统计。第三节排氮第2.3.1条 采取注油排氮时，应符合下列要求：一、绝缘油必需经净化处理，注入变压器、电抗器油应符合下列要求：一、绝缘油必需经净化处理，注入变压器、电抗器油应符合下列要求：电气强度：500KV不应小于60KV；330KV不应小于50KV；63220KV不应小于40KV。含水量：500KV不应大于10ppm；220330KV 不应大于15ppm；110KV不应大于20ppm。（ppm为体积比）tg：不应大于0.5%（90时）。二、注油排氮前，应将油箱内残油排尽。三、油管宜采取钢管，内部应进行根本除锈且清洗洁净。如用耐油胶管，必需确保胶管不污染绝缘油。四、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，氮气经顶部排出；油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位应高出铁芯上沿100mm以上。油静置时间应大于12h。第2.3.2条 采取抽真空进行排氮时，排氮口应装设在空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达成18%以上时，人员不得进入。第2.3.3条 充氮变压器、电抗器需吊罩检验时，必需让器身在空气中暴露15min以上，待氮气充足扩散后进行。第四节器身检验第2.4.1条 变压器、电抗器抵达现场后，应进行器身检验。器身检验可为吊罩或吊器身，或不吊罩直接进入油箱内进行。当满足下列条件之一时，可不进行器身检验。一、制造厂要求可不进行器身检验者。二、容量为1000KVA及以下，运输过程中无异常情况者。三、就地生产仅作短途运输变压器、电抗器，假如事先参与了制造厂器身总装，质量符合要求，且在运输过程中进行了有效监督，无紧急制动、猛烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。第2.4.2条 器身检验时，应符合下列要求：一、周围空气温度不宜低于0，器身温度不应低于周围空气温度；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。二，当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中时间，不得超出16H。三、调压切换装置吊出检验、调整时，暴露在空气中时间应符合表2.4.2要求。调压切换装置露空时间 表2.4.2 四、空气相对湿度或露空时间超出要求时，必需采取对应可靠方法。时间计算要求：带油运输变压器、电抗器，由开始放油时算起，不带油运输变压器、电抗器，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。五、器身检验时，场地四面应清洁和有防尘方法；雨雪天或雾天，不应在室外进行。第2.4.3条 钟罩起吊前，应拆除全部和其相连部件。第2.4.4条 器身或钟罩起吊时，吊索和铅垂线夹角不宜大于30，必需时可采取控制吊梁。起吊过程中，器身和箱壁不得有碰撞现象。第2.4.5条 器身检验关键项目和要求应符合下列要求：一、运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用临时防护装置及临时支撑应予拆除，并经过清点作好统计以备查。二、全部螺栓应紧固，并有防松方法；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。三、铁芯检验：1铁芯应无变形，铁轭和夹件间绝缘垫应良好；2铁芯应无多点接地；3铁芯外引接地变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好；4打开夹件和钦轭接地片后，铁轭螺杆和铁芯、铁轭和夹件、螺杆和夹件间绝缘应良好；5当铁轭采取钢带绑扎时，钢带对铁轭绝缘应良好；6打开铁芯屏蔽接地引线，检验屏蔽绝缘应良好；7打开夹件和线圈压板连线，检验压钉绝缘应良好；8铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。四、绕组检验：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绕组压钉应紧固，防松螺母应锁紧。五、绝缘围屏绑扎牢靠，围屏上全部线圈引出处封闭应良好。六、引出线绝缘包扎牢靠，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，某固定支架应紧固；引出线裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好：引出线和套管连接应牢靠，接线正确。七、无励磁调压切换装置各分接头和线圈连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；全部接触到部分，用0.0510mm塞尺检验，应塞不进去；转动接点应正确地停留在各个位置上，且和指示器所指位置一致；切换装置拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。八、有载调压切换装置选择开关、范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢靠，切换开关部分密封良好。必需时抽出切换开关芯子进行检验。九、绝缘屏障应完好，且固定牢靠，无松动现象。十、检验强油循环管路和下轭绝缘接口部位密封情况。十一、检验各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。注：变压器有围屏者，可无须解除围屏，本条中因为围屏遮蔽而不能检验项目，可不予检验。铁芯检验时，其中3、4、5、6、7项无法拆开可不测。第2.4.6条 器身检验完成后，必需用合格变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物。箱壁上阀门应开闭灵活、指示正确。导向冷却变压器尚应检验和清理进油管节头和联箱。第五节干燥第2.5.1条 变压器、电抗器是否需要进行干燥，应依据本规范附录一“新装电力变压器、油浸电抗器不需干燥条件”进行综合分析判定后确定。第2.5.2条 设备进行干燥时，必需对各部温度进行监控。当为不带油干燥利用油箱加热时，箱壁温度不宜超出110，箱底温度不得超出100，绕组温度不得超出95；带油干燥时，上层油温不得超出85；热风干燥时，进风温度不得超出100。干式变压器进行干燥时，其绕组温度应依据其绝缘等级而定。第2.5.3条 采取真空加温干燥时，应优异行预热。抽真空时，将油箱内抽成0.02MPa,然后按每小时均匀地增高0.0067MPa至表2.5.3所表示极限许可值为止。变压器、电抗器抽真空极限许可值表2.5.3 抽真空时应监视箱壁弹性变形，其最大值不得超出壁厚两倍。第2.5.4条 在保持温度不变情况下，绕组绝缘电阻下降后再回升，110KV及以下变压器、电抗器连续6h，220KV及以上变压器、电抗器连续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可认为干燥完成。绝缘件表面含水量标准表2.5.4 也可采取测量绝缘件表面含水量来判定干燥程度，表面含水量应符合表2.5.4要求。第2.5.5条 干燥后变压器、电抗器应进行器身检验，全部螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况。如不能立即检验时，应先注以合格油，油温可预热至5060，绕组温度应高于油温。第六节本体及附件安装第2.6.1条 本体就位应符合下列要求：一、变压器、电抗器基础轨道应水平,轨距和轮距应配合；装有气体继电器变压器、电抗器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%1.5%升高坡度（制造厂要求不须安装坡度者除外）。当和封闭母线连接时，其套管中心线应和封闭母线中心线相符。二、装有滚轮变压器、电抗器，其滚轮应能灵活转动，在设备就位后，应将滚轮用能拆卸制动装置加以固定。第2.6.2条 密封处理应符合下列要求：一、全部法兰连接处应用耐油密封垫（圈）密封；密封垫（圈）必需无扭曲、变形、裂纹和毛刺，密封垫（圈）应和法兰面尺寸相配合。二、法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭洁净，安装位置应正确；其搭接处厚度应和其原厚度相同，橡胶密封垫压缩量不宜超出其厚度1/3。第2.6.3条 有载调压切换装置安装应符合下列要求：一、传动机构中操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象；传动机构摩擦部分应涂以适合当地气候条件润滑脂。二、切换开关触头及其连接线应完整无损，且接触良好，其限流电阻应完好，无断裂现象。三、切换装置工作次序应符合产品出厂要求；切换装置在极限位置时，其机械联锁和极限开关电气联锁动作应正确。四、位置指示器应动作正常，指示正确。五、切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好；注入油箱中绝缘油，其绝缘强度应符合产品技术要求。第2.6.4条 冷却装置安装应符合下列要求：一、冷却装置在安装前应按制造厂要求压力值用气压或油压进行密封试验，并应符合下列要求：1散热器、强迫油循环风冷却器，连续30min应无渗漏；2强迫油循环水冷却器，连续1h应无渗漏，水、油系统应分别检验渗漏。二、冷却装置安装前应用合格绝缘油经净油机循环冲洗洁净，并将残油排尽。三、冷却装置安装完成后应即注满油。四、风扇电动机及叶片应安装牢靠，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或和风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机电源配线应采取含有耐油性能绝缘导线。五、管路中阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。六、外接油管路在安装前，应进行根本除锈并清洗洁净；管道安装后，油管应涂黄漆，水管应涂黑漆，并应有流向标志。七、油泵转向应正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。八、差压继电器、流速继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。九、水冷却装置停用时，应将水放尽。第2.6.5条 储油柜安装应符合下列要求：一、储油柜安装前，应清洗洁净。二、胶囊式储油柜中胶囊或隔膜式储油柜中隔膜应完整无破损；胶囊在缓慢充气胀开后检验应无漏气现象。三、胶囊沿长度方向应和储油柜长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口密封应良好，呼吸应通畅。四、油位表动作应灵活，油位表或油标管指示必需和储油柜真实油位相符，不得出现假油位。油位表信号接点位置正确，绝缘良好。第2.6.6条 升高座安装应符合下列要求：一、升高座安装前，应先完成电流互感器试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象。二、安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。三、电流互感器和升高座中心应一致。四、绝缘筒应安装牢靠，其安装位置不应使变压器引出线和之相碰。第2.6.7条 套管安装应符合下列要求：一、套管安装前应进行下列检验：1瓷套表面应无裂缝、伤痕；2套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦洁净；3套管应经试验合格；4充油套管无渗油现象，油位指示正常。二、充油套管内部绝缘已确定受潮时，应予干燥处理；110KV及以上套管应真空注油。三、高压套管穿缆应力锥应进入套管均压罩内，其引出端头和套管顶部接线柱连接处应擦拭洁净，接触紧密；高压套管和引出线接口密封波纹盘结构（魏德迈结构）安装应严格按制造厂要求进行。四、套管顶部结构密封垫应安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣。五、充油套管油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。第2.6.8条 气体继电器安装应符合下列要求：一、气体继电器安装前应经检验判定。二、气体继电器应水平安装，其顶盖上标志箭头应指向储油柜，其和连通管连接应密封良好。第2.6.9条 安全气道安装应符合下列要求：一、安全气道安装前，其内壁应清拭洁净。二、隔膜应完整，其材料和规格应符合产品技术要求，不得任意代用。三、防爆隔膜信号接线应正确，接触良好。第2.6.10条 压力释放装置安装方向应正确；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作正确，绝缘应良好。第2.6.11条 吸湿器和储油柜间连接管密封应良好；管道应通畅；吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或按产品技术要求进行。第2.6.12条 净油器内部应擦拭洁净，吸附剂应干燥；其滤网安装方向应正确并在出口侧；油流方向应正确。第2.6.13条 全部导气管必需清拭洁净，其连接处应密封良好。第2.6.14条 测温装置安装应符合下列要求：一、温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；绕组温度计应依据制造厂要求进行整定。二、顶盖上温度计座内应注以变压器油，密封应良好，无渗油现象；闲置温度计座也应密封，不得进水。三、膨胀式信号温度计细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于52mm。第2.6.15条 靠近箱壁绝缘导线，排列应整齐，应有保护方法；接线盒应密封良好。第2.6.16条 控制箱安装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相关要求。第七节注油第2.7.1条 绝缘油必需按现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准要求试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。不一样牌号绝缘油或同牌号新油和运行过油混合使用前，必需做混油试验。第2.7.2条 注油前，220KV及以上变压器、电抗器必需进行真空处理，处理前宜将器身温度提升到20以上。真空度应符合本规范第2.5.3条中要求，真空保持时间：220330KV，不得少于8h；500KV，不得少于24h。抽真空时，应监视并统计油箱变形。第2.7.3条 220KV及以上变压器、电抗器必需真空注油；110KV者宜采取真空注油。当真空度达成本规范第2.5.3条要求值后,开始注油。注油全过程应保持真空。注入油油温宜高于器身温度。注油速度不宜大于100L/min.油面距油箱顶空隙不得少于200mm或按制造厂要求实施。注油后，应继续保持真空,保持时间：110KV者不得少于2h；220KV及以上者不得少于4h。500KV者在注满油后可不继续保持真空。真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。第2.7.4条 在抽真空时，必需将在真空下不能承受机械强度附件，如储油柜、安全气道等和油箱隔离；对许可抽一样真空度部件，应同时抽真空。第2.7.5条 变压器、电抗器注油时，宜从下部油阀进油。对导向强油循环变压器，注油应按制造厂要求实施。第2.7.6条 设备各接地点及油管道应可靠地接地。第八节热油循环、补油和静置第2.8.1条 500KV变压器、电抗器真空注油后必需进行热油循环，循环时间不得少于48h。热油循环可在真空注油到储油柜额定油位后满油状态下进行，此时变压器或电抗器不抽真空；当注油到离器身顶盖200mm处时,热油循环需抽真空。真空度应符合本规范第2.5.3条要求。真空净油设备出口温度不应低于50，油箱内温度不应低于40。经过热油循环油应达成现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准要求。第2.8.2条 冷却器内油应和油箱主体油同时进行热油循环。第2.8.3条 往变压器、电抗器内加注补充油时，应经过储油柜上专用添油阀，并经净油机注入，注油至储油柜额定油位。注油时应排放本体及附件内空气，少许空气可自储油柜排尽。第2.8.4条 注油完成后，在施加电压前，其静置时间不应少于下列要求：110KV及以下， 24h；220KV及330KV，48h；500KV， 72h。第2.8.5条 按第2.8.4条静置完成后,应从变压器、电抗器套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等相关部位进行数次放气，并开启潜油泵，直至残余气体排尽。第2.8.6条 含有胶囊或隔膜储油柜变压器、电抗器必需按制造厂要求次序进行注油、排气及油位计加油。第九节整体密封检验第2.9.1条 变压器、电抗器安装完成后，应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验,其压力为油箱盖上能承受0.03MPa压力，试验连续时间为24h，应无渗漏。整体运输变压器、电抗器可不进行整体密封试验。第十节工程交接验收第2.10.1条 变压器、电抗器起动试运行，是指设备开始带电，并带一定负荷即可能最大负荷连续运行24h所经历过程。第2.10.2条 变压器、电抗器在试运行前，应进行全方面检验，确定其符合运行条件时，方可投入试运行。检验项目以下：一、本体、冷却装置及全部附件应无缺点，且不渗油。二、轮子制动装置应牢靠。三、油漆应完整，相色标志正确。四、变压器顶盖上应无遗留杂物。五、事故排油设施应完好，消防设施齐全。六、储油柜、冷却装置、净油器等油系统上油门均应打开，且指示正确。七、接地引下线及其和主接地网连接应满足设计要求，接地应可靠。铁芯和夹件接地引出套管、套管接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子应短接接地；套管顶部结构接触及密封应良好。八、储油柜和充油套管油位应正常。九、分接头位置应符合运行要求；有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确。十、变压器相位及绕组接线组别应符合并列运行要求。十一、测温装置指示应正确，整定值符合要求。十二、冷却装置试运行应正常，联动正确；水冷装置油压应大于水压；强迫油循环变压器、电抗器应起动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气。十三、变压器、电抗器全部电气试验应合格；保护装置整定值符合要求；操作及联动试验正确。第2.10.3条 变压器、电抗器试运行时应按下列要求进行检验：一、接于中性点接地系统变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必需接地。二、变压器、电抗器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；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变压器，当发电机和变压器间无操作断开点时，可不作全电压冲击合闸。三、变压器、电抗器应进行五次空载全电压冲击合闸,应无异常情况；第一次受电后连续时间不应少于10min；励磁涌流不应引发保护装置误动。四、变压器并列前，应先查对相位。五、带电后，检验本体及附件全部焊缝和连接面，不应有渗油现象。第2.10.4条 在验收时，应移交下列资料和文件：一、变更设计部分实际施工图。二、变更设计证实文件。三、制造厂提供产品说明书、试验统计、合格证件及安装图纸等技术文件。四、安装技术统计、器身检验统计、干燥统计等。五、试验汇报。六、备品备件移交清单。 第三章互感器第一节通常要求第3.1.1条 互感器在运输、保管期间应预防受潮、倾倒或遭受机械损伤；互感器运输和放置应按产品技术要求实施。第3.1.2条 互感器整体起吊时，吊索应固定在要求吊环上，不得利用瓷裙起吊，并不得伤瓷套。第3.1.3条 互感器抵达现场后，除按本规范第1.0.6条进行检验外，尚应作下列外观检验；一、互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤。二、油浸式互感器油位应正常，密封应良好，无渗油现象。三、电容式电压互感器电磁装置友好振阻尼器封铅应完好。第二节器身检验第3.2.1条 互感器可不进行器身检验，但在发觉有异常情况时，应按下列要求进行检验：一、螺栓应无松动，附件完整。二、铁芯应无变形，且清洁紧密，无锈蚀。三、绕阻绝缘应完好，连接正确、紧固。四、绝缘支持物应牢靠，无损伤，无分层开裂。五、内部应清洁，无油垢杂物。六、穿心螺栓应绝缘良好。七、制造厂有特殊要求时，尚应符合制造厂要求。第3.2.2条 互感器器身检验时，尚应符合本规范第2.4.2条相关要求。第3.2.3条 110KV及以上互感器应真空注油。第三节安装第3.3.1条 互感器安装时应进行下列检验：一、互感器变比分接头位置和极性应符合要求。二、二次接线板应完整，引线端子应连接牢靠，绝缘良好，标志清楚。三、油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀均应无渗油现象。四、隔膜式储油柜隔膜和金属膨胀器应完整无损，顶盖螺栓紧固。第3.3.2条 油浸式互感器安装面应水平；并列安装应排列整齐，同一组互感器极性方向应一致。第3.3.3条 含有等电位弹簧支点母线贯穿式电流互感器，其全部弹簧支点应牢靠，并和母线接触良好，母线应在互感器中心。第3.3.4条 含有吸湿器互感器，其吸湿剂应干燥，油封油位正常。第3.3.5条 互感器呼吸孔塞子带有垫片时，应将垫片取下。第3.3.6条 电容式电压互感器必需依据产品成套供给组件编号进行安装，不得交换。各组件连接处接触面，应除去氧化层，并涂以电力复合脂；阻尼器装于室外时，应有防雨方法。第3.3.7条 含有均压环互感器，均压环应安装牢靠、水平，且方向正确。含有保护间隙，应按制造厂要求调好距离。第3.3.8条 零序电流互感器安装，不应使构架或其它导磁体和互感器铁芯直接接触，或和其组成份磁回路。第3.3.9条 互感器下列各部应予良好接地；一、分级绝缘电压互感器，其一次绕组接地引出端子，电容式电压互感器应按制造厂要求实施。二、电容型绝缘电流互感器，其一次绕组末屏引出端子、铁芯引出接地端子。三、互感器外壳。四、备用电流互感器二次绕组端子应先短路后接地。五、倒装式电流互感器二次绕组金属导管。第3.3.10条 互感器需补油时，应按制造厂要求进行。第3.3.11条 运输中附加防爆膜临时保护应予拆除。第四节工程交接验收第3.4.1条 在验收时，应进行下列检验：一、设备外观应完整无缺损。二、油浸式互感器应无渗油，油位指示应正常。三、保护间隙距离应符合要求。四、油漆应完整，相色应正确。五、接地应良好。第3.4.2条 在验收时，应移交下列资料和文件：一、变更设计证实文件。二、制造厂提供产品说明书、试验统计、合格证件及安装图纸等技术文件。三、安装技术统计、器身检验统计、干燥统计。四、试验汇报。附录一新装电力变压器及油浸电抗器不需干燥条件一、带油运输变压器及电抗器：1绝缘油电气强度及微量水试验合格；2绝缘电阻及吸收比（或极化指数）符合要求；3介质损耗角正切值tg（）符合要求（电压等级在35KV以下及容量在4000KVA以下者，可不作要求）。二、充气运输变压器及电抗器：1器身内压力在出厂至安装前均保持正压。2残油中微量水不应大于30ppm；电气强度试验在电压等级为330KV及以下者不低于30KV，500KV应不低于40KV。3变压器及电抗器注入合格绝缘油后：（1）绝缘油电气强度及微量水符合要求；（2）绝缘电阻及吸收比（或极化指数）符合要求；（3）介质损耗角正切值tg（%）符合要求。注：上述绝缘电阻、吸收比（或极化指数）、tg（%）及绝缘油电气强度及微量水试验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对应要求。当器身未能保持正压，而密封无显著破坏时，则应依据安装及试验统计全方面分析作出综合判定，决定是否需要干燥。三、采取绝缘件表面含水量判定时，应符合本规范第2.5.4条要求。附录二本规范用词说明一、为便于在实施本规范条文时区分对待，对要求严格程度不一样用词说明以下：1表示很严格，非这么作不可：正面词采取“必需”；反面词采取“严禁”。2表示严格，在正常情况下均应这么作：正面词采取“应”；反面词采取“不应”或“不得”。3表示许可稍有选择，在条件许可时首先应这么作：正面词采取“宜”或“可”；反面词采取“不宜”。二、条文中要求应按其它相关标准、规范实施时，写法为“应符合要求”或“应按实施”。附加说明 本规范主编单位、参与单位和关键起草人名单主编单位：能源部电力建设研究所参与单位：东北电业管理局东北送变电工程企业上海电力建设局调整试验所华东电管局工程建设定额站水电第十二工程局陕西省送变电工程企业广东省输变电工程企业东北电力建设第一工程企业大庆石油管理局供电企业化工部施工技术研究所关键起草人：胥佩葱、曾等厚