安装(检修)验收规程目录.doc

电力变压器安装（检修）验收规程1总则1.1编制目的11.2编制依据21.3适用范围32电力变压器安装前的检查与保管2.1 设备到达现场后，应进行外观检查项目42.2 设备到达现场后的保管要求52.3 绝缘油的验收与保管要求63电力变压器本体及附件安装3.1 电力变压器本体就位应符合的要求73.2 密封处理应符合的要求83.3 有载调压切换装置的安装应符合的要求93.4 冷却装置的安装应符合的要求.103.5 储油柜的安装应符合的要求113.6 升高座的安装应符合的要求123.7 套管的安装应符合的要求143.8 气体继电器的安装应符合的要求153.9 安全气道的安装应符合的要求163.10压力释放装置安装应符合的要求173.11吸湿器安装应符合的要求183.12测温装置安装应符合的要求194 电力变压器注油4.1 电力变压器注油规定205电力变压器的试验5.1电力变压器的试验项目5.1.1 绝缘油试验215.1.2 测量绕组连同套管的直流电阻225.1.3 检查所有分接头的电压比235.1.4检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性245.1.5 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻255.1.6 非纯瓷套管的试验265.1.7 有载调压切换装置的检查和试验275.1.8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数285.1.9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan295.1.10测量绕组连同套管的直流泄漏电流305.1.11变压器绕组变形试验315.1.12绕组连同套管的交流耐压试验325.1.13绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验335.1.14额定电压下的冲击合闸试验345.1.15检查相位355.1.16测量噪音366电力变压器工程交接验收6.1 变压器在试运行前检查项目376.2 变压器试运行时检查项目386.3 在验收时，应移交的资料和文件3910110KV交流高压断路器及其操作机构和辅助机构设备安装（检修）验收规程1总则1.1编制目的11.2编制依据21.3适用范围.32 真空断路器2.1真空断路器的一般规定42.2真空断路器运到现场后的检查项目52.3真空断路器到达现场后的保管应符合的要求62.4真空断路器的安装与调整72.5真空断路器的导电部分应符合的要求82.6真空断路器交接验收时应检查的项目92.7真空断路器在验收时应提交的资料和文件.103六氟化硫断路器3.1六氟化硫断路器的一般规定.113.2六氟化硫断路器到达现场后的检查的项目123.3六氟化硫断路器到达现场后的保管应符的要求133.4氟化硫断路器的安装与调整143.4.1六氟化硫断路器的基础或支架应符合的要求143.4.2六氟化硫断路器安装前检查项目.153.4.3六氟化硫断路器的组装应符合的要求163.4.4六氟化硫断路器和操动机构的联合动作，应符合的要求173.4.5氟化硫断路器安装的一般规定183.5氟化硫气体管理及充注193.6六氟化硫断路器交接验收时应检查的项目203.7六氟化硫断路器在验收时应提交的资料和文件.214断路器的操动机构4.1断路器的操动机构的一般规定224.2操动机构运到现场后的检查项目234.3操动机构运到现场后的保管应符合的要求244.4操动机构的安装应符合的要求254.5电磁机构的安装应符合的要求264.6弹簧机构的安装应符合的要求274.7弹簧机构在调整时应符合的规定284.8断路器的操动机构交接验收时应检查的项目.294.9断路器的操动机构在验收时应提交的资料和文件305隔离开关、负荷开关及高压熔断器5.1本规程适用的范围315.2隔离、负荷开关及高压熔断器运到现场后的检查项目325.3隔离开关、负荷开关及高压熔断器运到现场后的保管应符合的要求335.4隔离负荷开关及高压熔断器安装时的检查应符合的要求345.5隔离开关的组装应符合的要求355.6传动装置的安装与调整应符合的要求365.7操动机构的安装调整，应符合的要求375.8隔离开关、负荷开关的导电部分应符合的规定385.9负荷开关的安装及调整应符合的要求395.10 人工接地开关的安装与调整应符合的要求405.11 高压熔断器的安装应符合的要求415.12 隔离开关、负荷开关及高压熔断器交接验收时应进行检查项目.425.13隔离开关、负荷开关及高压熔断器在验收时应提交的资料和文件43避雷器安装验收规程1.1本规程适用的范围.11.2避雷器安装前应进行的检查项目.21.3避雷器安装的一般规定.31.4避雷器交接验收时应进行检查项目.41.5 避雷器交接验时应提交的资料和文5互感器安装验收规程1.1互感器一般规定11.2互感器安装前应进行的检查项目21.3互感器安装规定31.4互感器交接验收时应进行检查项目.41.5互感器交接验时应提交的资料和文5母线安装验收规程1总则1.1编制目的.11.2编制依据.21.3适用范围.31.4设备和器材到达现场后应及时作验收检查的项目.41.5母线装置安装前建筑工程应具备的条件.51.6母线装置安装完毕投入运行前建筑工程应符合的要求.62母线安装2.1母线安装的一般规定.72.2硬母线加工.82.3硬母线安装.92.4硬母线焊接.102.5软母线架设.113绝缘子与穿墙套管3.1绝缘子与穿墙套管安装的一般规定.133.2悬式绝缘子串的安装应符合的要求.143.3穿墙套管的安装应符合的要求.154母线工程交接验收4.1母线交接在验收时应进行的检查项目.164.1母线在验收时应提交的资料和文件.17l10kV架空电力线路施工及验收规范1 总 则.11.1编制目的.21.2编制依据.31.3适用范围.42原材料及器材检验.53 施工测量.64土石方工程.75基础工程.85.1一般规定.85.2现场浇筑基础.95.3装配式预制基础105.4岩石基础.116杆塔工程.126.1一般规定.126.2铁 塔136.3混凝土电杆.146.4拉 线157架线工程167.1放 线167.2连 接177.3紧 线187.4附件安装.198接地工程.209工程验收219.1验收检查219.2竣工试验229.3工程移交资料23（备注：电站110KV支柱绝缘子瓷绝缘子规程、直流电源系统安装验收规程未做）电力变压器安装（检修）验收规程1总则1.1编制目的为保证电力变压器的施工安装质量，促进安装技术的进步，确保设备安全运行，制订本规程。1.2编制依据根据能源部电力建设部颁发的电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范编制本规程1.3适用范围本规范适用于电压为500kV及以下，频率为50Hz的电力变压器安装工程的施工及验收。2电力变压器安装前的检查与保管2.1 设备到达现场后，应进行外观检查项目2.1.1油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。 2.1.2油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。 2.1.3充油套管的油位应正常，无渗油、瓷体无损伤。 2.1.4充气运输的变压器、电抗器，油箱内应为正压，其压力为0.010.03MPa。 2.1.5装有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸中的受冲击情况。 2.2 设备到达现场后的保管要求2.2.1散热器(冷却器)、连通管、安全气道、净油器等应密封。 2.2.3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。 2.2.3短尾式套管应置于干燥的室内，充油式套管卧放时应符合制造厂的规定。 2.2.4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的室内。 2.2.5浸油运输的附件应保持浸油保管，其油箱应密封。 2.2.6与本体联在一起的附件可不拆下。2.3 绝缘油的验收与保管要求2.3.1绝缘油应储藏在密封清洁的专用油罐或容器内。 2.3.2每到达现场的绝缘油均应有试验记录，并应取样进行简化分析，必要时全分析。 2.3.2.1 取样数量：大罐油，每罐应取样，小桶油应按表2.2.3取样； 2.3.2.2 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的规定。 2.3.3不同牌号的绝缘油，应分别储存，并有明显牌号标志。2.3.4放油时应目测，用铁路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，对每桶进行目测，辨别其气味，各桶的商标应一致。表 2.2.3 绝缘油取样数量 每批油的桶数取 样 桶 数每批油的桶数取 样 桶 数115110072521012001062032014001521504401及以上203电力变压器本体及附件安装3.1 电力变压器本体就位应符合的要求3.1.1变压器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合；装有气体继电器的变压器、电抗器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%1.5%的升高坡度(制造厂规定不须安装坡度者除外)。当与封闭母线连接时，其套管中心线应与封闭母线中心线相符。 3.1.2装有滚轮的变压器，其滚轮应能灵活转动，在设备就位后，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。3.2 密封处理应符合的要求3.2.1所有法兰连接处应用耐油密封垫(圈)密封；密封垫(圈)必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺，密封垫(圈)应与法兰面的尺寸相配合。 3.2.2法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭干净，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。3.3冷却装置的安装应符合的要求3.3.1冷却装置在安装前应按制造厂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： 3.3.1.1 散热器、强迫油循环风冷却器，持续30min应无渗漏； 3.3.1.2 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。 3.3.2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。 3.3.3冷却装置安装完毕后应即注满油。 3.3.4风扇电动机及叶片应安装牢固，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与风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线。 3.3.5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。 3.3.6外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净；管道安装后，油管应涂黄漆，水管应涂黑漆，并应有流向标志。 3.3.7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。3.5 储油柜的安装应符合的要求3.5.1储油柜安装前，应清洗干净。 3.5.2胶囊式储油柜中的胶囊或隔膜式储油柜中的隔膜应完整无破损；胶囊在缓慢充气胀开后检查应无漏气现象。 3.5.3胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口的密封应良好，呼吸应通畅。 3.5.4油位表动作应灵活，油位表或油标管的指示必须与储油柜的真空油位相符，不得出现假油位。油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。3.6 升高座的安装应符合的要求3.6.1升高座安装前，应先完成电流互感器的试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象。 3.6.2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。 3.6.3电流互感器和升高座的中心应一致。 3.6.4绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。 3.7 套管的安装应符合的要求3.7.1套管安装前应进行下列检查： 3.7.1.1 瓷套表面应无裂缝、伤痕； 3.7.1.2 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净； 3.7.1.3 套管应经试验合格； 3.7.1.4 充油套管无渗油现象，油位指示正常。 3.7.2充油套管的内部绝缘已确认受潮时，应予干燥处理；110kV及以上的套管应真空注油。 3.7.3高压套管穿缆的应力锥应进入套管的均压罩内，其引出端头与套管顶部接线柱连接处应擦拭干净，接触紧密；高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构(魏德迈结构)的安装应严格按制造厂的规定进行。 3.7.4套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣。 3.7.5充油套管的油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。 3.8 气体继电器的安装应符合的要求3.8.1气体继电器安装前应经检验鉴定。 3.8.2气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。3.9 安全气道的安装应符合的要求3.9.1安全气道安装前，其内壁应清拭干净。 3.9.2隔膜应完整，其材料和规格应符合产品的技术规定，不得任意代用。 3.9.3防爆隔膜信号接线应正确，接触良好。3.10压力释放装置安装应符合的要求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，密封良好；电接点应动作准确，绝缘应良好。3.11吸湿器安装应符合的要求3.11.1吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；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的技术要求进行。3.11.2净油器内部应擦拭干净，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。3.12测温装置安装应符合的要求3.12.1温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；绕组温度计应根据制造厂的规定进行整定。 3.12.2顶盖上的温度计座内应注以变压器油，密封应良好，无渗油现象；闲置的温度计座也应密封，不得进水。 3.12.3膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。3.13靠近箱壁的绝缘导线，排列应整齐，应有保护措施；接线盒应密封良好。 3.14控制箱的安装应符合现行的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的有关规定。4 电力变压器注油4.1 电力变压器注油规定4.1.1绝缘油必须按现行的国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定试验合格后，方可注入变压器。 不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。 4.1.2注油前，220kV及以上的变压器必须进行真空处理，处理前宜将器身温度提高到20以上。真空度应符合本规范表4.1.2中的规定，真空保持时间：220330kV，不得少于8h；500kV，不得少于24h。抽真空时，应监视并记录油箱的变形。 4.1.3 220kV及以上的变压器必须真空注油；110kV者宜采用真空注油。当真空度达到本规范表4.1.2规定值后，开始注油。注油全过程应保持真空。注入油的油温宜高于器身温度。注油速度不宜大于100l/min。油面距油箱顶的空隙不得少于200mm或按制造厂规定执行。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。 真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。表4.1.2 变压器、电抗器抽真空的极限允许值 电压(kV)容量(kVA)真 空 度 (MPa)354000315000.0516311016000及以下0.05120000及以上0.08220及3300.1015000.1014.1.4往变压器内加注补充油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入，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，少量空气可自储油柜排尽。4.1.5注油完毕后，在施加电压前，其静置时间不应少于下列规定：110kV及以下24h220kV及330kV48h500kV72h4.1.6静置完毕后，应从变压器的套管、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。5电力变压器的试验5.1电力变压器的试验项目5.1.1 绝缘油试验5.1.1.1 绝缘油的试验类别应符合本标准表5.1.1.1的规定；试验项目及标准应符合本标准表5.1.1.1的规定。5.1.1.2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验；24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按现行国家标准变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2与烃类气体含量(L/L)任一项不宜超过下列数值： 总烃：20， H2：10， C2H2：0。 5.1.1.3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV的，不应大于20mg/L；220kV的，不应大于15mg/L；330500kV的，不应大于10mg/L。5.1.1.4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330500kV的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%(体积分数)。表5.1.1.1 绝缘油的试验项目及标准序号项 目标 准说 明1外状透明，无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸(pH值)5.4按运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测法(比色法)GB/T 7598中的有关要求进行试验3酸值，mgKOH/gO.03按运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB/T 7599中的有关要求进行试验4闪点(闭口)()不低于DB-10DB-25DB-45按石油产品闪点测定法(闭口杯法)GB 261中的有关要求进行试验1401401355水分(mg/L)500kV：1022030kV：15110kV及以下电压等级：20按运行中变压器油水分含量测定法(库仓法)GB/T 7600或运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)GB/T 7601中的有关要求试验6界面张力(25) (mN/m)35按石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)GB/T 6541中的有关要求进行试验7介质损耗因数tan(%)90时，注入电气设备前O.5注入电气设备后O.7按液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 5654中的有关要求进行试验8击穿电压500kV：60kV330kV：50kV60220kV：40kV35kV及以下电压等级：35kV1.按绝缘油击穿电压测定法GB/T 507或电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T 429.9中的有关要求进行试验；2.油样应取自被试设备；3.该指标为平板电极测定值，其他电极可按运行中变压器油质量标准GB/T 7595及绝缘油 击穿电压测定法GB/T 507中的有关要求试验；4.注入设备的新油均不应低于本标准9体积电阻率(90)(m)610l0按液体绝缘材料工频相相对电常数、介质损耗因数和体移阻率的测量GB/T 5654或缘油体积电阻率测定法DL 421中的有关要求进行试验10油中含气量(%)(体积分数)330500kV：1按绝缘油中含气量测定空压差法DL/T 423或绝缘中含气量的测定方法(二氧化洗脱法)DL/T 450中的有关求进行试验11油泥与沉淀物(%)(质量分数)O.02按石油产品和添加剂机械质测定法(重量法)GB/T：中的有关要求进行试验12油中溶解气体组分含量色谱分析见本标准的有关章节按绝缘油中溶解气体组分量的气相色谱测定法GB17623、变压器油中溶解气体析和判断导则GB/T 7252变压器油中溶解气体分析和断导则DL/T 722中的有关求进行试验5.1.2 测量绕组连同套管的直流电阻5.1.2.1 测量应在各分接头的所有位置上进行；5.1.2.2 1600KVA及以下容量等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%，线问测得值的相互差值应小于平均值的1%；5.1.2.3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照公式(7.O.3)换算。R2=R1式中R1、R2分别为温度在t1、t2()时的R电阻值()； T计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。5.1.2.4 由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较，但应说明原因。5.1.3 检查所有分接头的电压比检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为O.5%。注：“无明显差别”可按如下考虑：1 电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为士1%；2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为0.5%；3 其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/l0以内，但不得超过士1%。5.1.4检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。5.1.5 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻测量与铁芯绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻，应符合下列规定：1 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验；2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁芯和夹件(有外引接地线的)的绝缘电阻测量；3 铁芯必须为一点接地；对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；4 采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。5.1.6 非纯瓷套管的试验非纯瓷套管的试验，应按套管的试验项目的规定进行5.1.7 有载调压切换装置的检查和试验1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；2 在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常； 3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本标准5.1.2条、5.1.3条的要求； 4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内； 5 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表5.1.1.1的规定5.1.8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定： 1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表5.1.8换算到同一温度时的数值进行比较。表5.1.8 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数温度差K51015202530354045505560换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2注: 1 表中K为实测温度减去20的绝对值.2 测量温度以上层油温为准.当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：A=1.5校正到20时的绝缘电阻值可用下述公式计算：当实测温度为20以上时：R20=ART 当实测温度为20以下时： R20=Rt/A 式中 R20校正到20时的绝缘电阻值(M)： Rt在测量温度下的绝缘电阻值(M)。3 变压器电压等级为35kV及以上且容量在4000KVA及以上时,应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于1.3；当R60s大于3000M时，吸收比可不作考核要求：4 变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜用5000V兆欧表测量极化指数。测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大干10000M时，极化指数可不作考核要求。5.1.9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan1 当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000KvA发以上时，应测量介质损耗角正切值tan：2 被测绕组的tan值不应大于产品出厂试验值的130%；3当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表5.1.9换算到同一温度时的数值进行比较。 表5.1.9介质损耗角正切值tan (%)温度换算系数温度差K5101520253035404550换算系数A1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7注：1 表中K为实测温度减去20的绝对值。 2 测量温度以上层油温为准。 3 进行较大的温度换算且试验结果超过本条第2款规定时，应进行综合分析判断。 当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： A1.3 校正到20时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：当测量温度在20以上时：tan=tan/A 当测量温度在20以下时：tan=Atan式中 tan校正到20时的介质损耗角正切值； tan在测量温度下的介质损耗角正切值。5.1.10测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：1 当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；2 试验电压标准应符合表5.1.10明观。当施加试验电压达lmin时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值不宜超过本标准附录D的规定。表5.1.10油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准绕组额定电压(kV)610203563330500直流试验电压(kV)10204060注：1 绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按20kV级标准。 2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准5.1.11变压器绕组变形试验变压器绕组变形试验，应符合下列规定： 1 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法；2 对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应测量绕组特征图谱。5.1.12绕组连同套管的交流耐压试验绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：1 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，线端试验应按表5.1.12.1进行交流耐压试验。2 容量为8000kVA及以上、绕组额定电压在1l0kv以下的变压器，在有试验设备时，可按表5.1.12.1试验电压标准，进行线端交流耐压试验。3 绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进复銮流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值80%(见表5.1.12.2)。5.1.12.1 电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准（kV）系统标称电压设备最高电压交流耐受电压油浸式电力变压器和电抗器干式电力变压器和电抗器11.12.533.6148.567.22017lO1228241517.53632202444433540.568606672.5112-110126160-220252(288) 316-330363(368) 408-500550(504) 544-注：1 上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准电力变压器 第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.3 规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。2 干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准干式电力变压器GB 6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。表5.1.12.2 额定电压11OkV及以上的电力变压器系统标称电压设备最高电压中性点接地方式出厂交流耐受电压交接交流耐受电压110126不直接接地9576220252直接接地8568不直接接地200160330363直接接地8568不直接接地230184500550直接接地8568经小阻抗接地1401124 交流耐压试验可以采用处施工频率电压试验的方法也可采用感应电压试验的方法。试验电压波形尽可能接近近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以，试验时应在高压端监测。外施交流电压试验电压的频率应为4565Hz，全电压下耐受时间60s。感应电压试验时，为防止铁芯饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应行当大于额定频率。除另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时问为：12（s）, 但不少于15s 5.1.13绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量(ACLD)：电压等级220kV及以上，在新安装时，必须进行现场局部放电试验。对于电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行行局部放电试验。5.1.14额定电压下的冲击合闸试验在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。无电流差动保护的干式变压器可冲击3次。5.1.15检查相位检查变压器的相位，必须与电网相位一致。5.1.16测量噪音电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准变压器和电抗器的声级测定GB/T 7328的规定进行。6电力变压器工程交接验收6.1 变压器在试运行前检查项目6.1.1本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。 6.1.2轮子的制动装置应牢固。 6.1.3油漆应完整，相色标志正确。 6.1.4变压器顶盖上应无遗留杂物。 6.1. 5事故排油设施应完好，消防设施齐全。 6.1.6储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确。 6.1.7接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的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；套管顶部结构的接触及密封应良好。 6.1.8储油柜和充油套管的油位应正常。 6.1.9分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。 6.1.10变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。 6.1.11测温装置指示应正确，整定值符合要求。 6.1.12冷却装置试运行应正常，联动正确；水冷装置的油压应大于水压；强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气。 6.1.13变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。 6.2 变压器试运行时检查项目6.2.1接于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。 6.2.2变压器第一次投入时，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。 6.2.3变压器应进行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；励磁涌流不应引起保护装置的误动。 6.2.4变压器并列前，应先核对相位。 6.2.5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。 6.3 在验收时，应移交的资料和文件6.3.1变更设计部分的实际施工图。 6.3.2变更设计的证明文件。 6.3.3制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。 6.3.4安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等。 6.3.5试验报告。 6.3.6备品备件移交清单10110KV交流高压断路器及其操作机构和辅助机构设备安装（检修）验收规程1总则1.1编制目的条为保证高压电器的施工安装质量，促进安装技术的进步，确保设备安全运行，制订本规范。1.2编制依据电气装置安装工程高压电器施工及验收规范1.3适用范围本规范适用于交流500kV及以下空气断路器、油断路器、六氟化硫断路器、六氟化硫封闭式组合电器、真空断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器、电抗器、避雷器及电容器安装工程的施工及验收。2 真空断路器2.1真空断路器的一般规定2.1.1本章适用于额定电压为335kV的户内式真空断路器2.1.2真空断路器在运输、装卸过程中，不得倒置和遭受雨淋，不得受到强烈振动和碰撞。2.2真空断路器运到现场后的检查项目2.2.1开箱前包装应完好。2.2.2断路器的所有部件及备件应齐全，无锈蚀或机械损伤。2.2.3灭弧室、瓷套与铁件间应粘合牢固，无裂纹及破损。2.2.4绝缘部件不应变形、受潮。2.2.5断路器的支架焊接应良好，外部油漆完整。2.3真空断路器到达现场后的保管应符合的要求2.3.1断路器应存放在通风、干燥及没有腐蚀性气体的室内。2.3.2断路器存放时不得倒置，开箱保管时不得重叠放置。2.3.3开箱后应进行灭弧室真空度检测。2.3.4断路器若长期保存，应每6个月检查1次，在金属零件表面及导电接触面应涂一层防锈油脂，用清洁的油纸包好绝缘件。2.4真空断路器的安装与调整2.4.1安装应垂直，固定应牢靠，相间支持瓷件在同一水平面上。2.4.2三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上，拐臂角度一致。2.4.3安装完毕后，应先进行手动缓慢分、合闸操作，无不良现象时方可进行电动分、合闸操作。2.4.4真空断路器的行程、压缩行程及三相同期性，应符合产品的技术规定。2.5真空断路器的导电部分应符合的要求2.5.1导电部分的可挠铜片不应断裂，铜片间无锈蚀；固定螺栓应齐全紧固。2.5.2导电杆表面应洁净，导电杆与导电夹应接触紧密。2.5.3导电回路接触电阻值应符合产品的技术要求。2.5.4电器接线端子的螺栓搭接面及螺栓的紧固要求，应符合现行国家标准电气装置安装工程母线装置施工及验收规范的规定。2.6真空断路器的试验项目2.6.1 测量绝缘电阻 测量绝缘电阻值，应符合下列规定：1 整体绝缘