变压器安装质量评定表Word文档下载推荐.docx

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监理机构：

******水利工程建设监理*公司

*************程项目监理部

监理工程师：

日期：

年月日

说明：

本表一式份，由承包人填写，监理机构审签后，承包人份、监理机构份、发包人份、设代机构份。

表9.1主变压器安装单元工程质量验收评定表

单位工程名称

李集北站改建工程

单元工程量

分部工程名称

电气设备安装工程

安装单位

单元工程名称、部位

变压器安装

评定日期

年月日

项目

检验结果

主变压器外观及器身检查

主控项目

一般项目

主变压器本体及附件安装

主变压器注油及密封

主变压器电气试验

主变压器试运行

安装单位自评意见

安装质量检验主控项目项，全部符合SL639—2013质量要求；

一般项目______项，与SL639—2013有微小出入的项，所占比率为%。

质量要求操作试验或试运行符合SL639—2013的要求，操作试验或试运行出现故障。

单元工程安装质量等级评定为：

____________。

年月日

监理单位复核意见

年月日

表9.1.1主变压器外观及器身检查质量检查表

编号

单元工程名称

安装内容

开/完工日期

年月日~

年月日

项次

检验项目

质量要求

检验人（签字）

主

控

1

器身

（1）各部位无油泥、金属屑等杂质；

（2）各部件无损伤、变形、无移动；

（3）所有螺栓紧固并有防松措施；

绝缘螺栓无损坏，防松绑扎完好；

（4）绝缘围屏（若有）绑扎应牢固，线圈引出处封闭符合产品技术文件要求

2

铁芯

（1）外观无碰伤变形，铁轭与夹件间的绝缘垫完好；

（2）铁芯一点接地；

（3）铁芯各紧固件紧固，无松动；

（4）铁芯绝缘合格

3

绕组

（1）绕组裸导体外观无毛刺、尖角、断股、断片、拧弯，焊接符合要求，绝缘层完整，无缺损、变位；

（2）各绕组线圈排列整齐、间隙均匀，油路畅通（有绝缘围屏者除外）无异物；

（3）压钉紧固，防松螺母锁紧；

（4）高压应力锥、均压屏蔽罩（500kV高压侧）完好，无损伤；

（5）绕组绝缘电阻值不低于出厂值的70%

4

引出线

（1）绝缘包扎牢固，无破损，拧弯；

（2）固定牢固，绝缘距离符合设计要求；

（3）裸露部分无毛刺或尖角，焊接良好；

（4）与套管接线正确，连接牢固

5

调压切换装置

（1）无励磁调压切换装置各分接头与线圈连接紧固、正确，接点接触紧密、弹性良好，切换装置拉杆、分接头凸轮等完整无损，转动盘动作灵活、密封良好，指示器指示正确；

（2）有载调压切换装置的分接开关、切换开关接触良好，位置显示一致，分接引线连接牢固、正确，切换开关部分密封良好

一般

到货检查

（1）油箱及所有附件齐全，无锈蚀或机械损伤，密封良好；

（2）各连接部位螺栓齐全，紧固良好；

（3）套管包装完好，表面无裂纹、伤痕、充油套管无渗油现象，油位指示正常；

（4）充气运输的变压器，气体压力保持在0.01～0.03MPa；

（5）电压在220kV及以上，容量150MVA及以上的变压器在运输和装卸过程中三维冲击加速度均不大于或符合制造厂要求

回罩

（1）器身在空气中的暴露时间应符合GB50148的规定；

（2）法兰连接紧固，结合面无渗油

检查意见：

主控项目共项，其中符合SL639—2013质量要求项。

一般项目共项，其中符合SL639—2013质量要求项，与SL639—2013有微小出入项。

评定人

监理工程师

注：

设备运输符合规定，且制造厂说明可不进行器身检查的，现场可不进行器身检查。

表9.1.2主变压器本体及附件安装质量检查表

套管

（1）瓷外套套管表面清洁，无损伤，法兰连接螺栓齐全、紧固密封良好；

（2）硅橡胶外套套管外观无裂纹、损伤、变形；

（3）充油套管无渗漏油，油位正常；

（4）均压环表面光滑无划痕，安装牢固、方向正确；

（5）套管顶部密封良好，引出线与套管连接螺栓紧固

升高座

（1）电流互感器和升高座的中心宜一致，电流互感器二次端子板密封严密，无渗油现象；

（2）升高座法兰面与本体法兰面平行就位，放气塞位置在升高座最高处；

（3）绝缘筒安装牢固，位置正确

冷却装置

（1）安装前按制造厂的规定进行密封试验无渗漏；

（2）安装牢靠，密封良好，管路阀门操作灵活、开闭位置正确；

（3）油流继电器、差压继电器、渗漏继电器密封严密、动作可靠；

（4）油泵密封良好，无渗油或进气现象，转向正确，无异常现象；

（5）风扇电动机及叶片安装牢固，叶片无变形，电机转动灵活、转向正确，无卡阻；

（6）冷却装置控制部分安装质合标准符合GB50171的规定

基础及轨道

（1）预埋件符合设计文件要求；

（2）基础水平允许误差为±

5mm；

（3）两轨道间距允许误差为±

2mm；

（4）轨道对设计标高允许误差为±

（5）轨道连接处水平允许误差为±

1mm

检验人

（签字）

本体就位

（1）变压器安装位置正确；

（2）轮距与轨距中心对正，制动器安装牢固

储油柜及吸湿器

（1）储油柜安装符合产品技术文件要求；

（2）油位表动作灵活，其指示与储油柜实际油位相符；

（3）储油柜安装方向正确；

（4）吸湿器与储油柜的连接管密封良好，吸湿剂干燥，油封油位在油面线上

气体继电器

（1）安装前经校验合格，动作整定值符合产品技术文件要求；

（2）与连通管的连接密封良好，连通管的升高坡度符合产品技术文件要求；

（3）集气盒充满变压器油，密封严密，继电器进线孔封堵严密；

（4）观察窗挡板处于打开位置；

（5）进口产品安装质量标准还应符合产品技术文件要求

安全气道

（1）内壁清洁干燥；

（2）隔膜安装位置及油流方向正确

6

压力释放装置

（1）安装方向正确；

（2）阀盖及升高座内部清洁，密封良好，电接点动作准确，动作压力值符合产品技术文件要求

7

测温装置

（1）温度计安装前经校验合格，指示正确，整定值符合产品技术文件要求；

（2）温度计座严密无渗油，闲置的温度计座应密封；

（3）膨胀式温度计细金属软管不应压扁和急剧扭曲，弯曲半径不小于50mm

主控项目共项，其中符合SL639—2013质量要求项。

一般项目共项，其中符合SL639—2013质量要求项，与SL639—2013有微小出入项。

表9.1.3主变压器注油及密封质量检查表

注油

（1）绝缘油试验合格，绝缘油试验类别、试验项目及标准应符合GB50150的规定；

（2）变压器真空注油、热油循环及循环后设备带电前绝缘油试验项目及标准应符合GB50148的规定；

（3）注油完毕，检查油标指示正确，油枕油面高度符合产品技术文件要求

干燥

变压器干燥应符合GB50148的规定

整体密封试验

应符合GB50148的规定及产品技术文件要求

表9.1.4主变压器电气试验质量检查表

项

目

绕组连同套管一起的绝缘电阻、吸收比或极化指数

（1）换算至同一温度比较，绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%；

（2）电压等级在35kV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比较应无明显差别，在常温下应不小于1.3；

当R60S>

3000MΩ时，吸收比可不作考核要求；

（3）电压等级在220kV及以上且容量在120MVA及以上时，宜用5000V兆欧表测极化指数；

测得值与产品出厂值比较应无明显差别，在常温下应不小于1.3；

10000MΩ时，极化指数可不作考核要求

与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻

持续1min无闪烙及击穿现象

绕组连同套管的直流电阻

（1）各相测值相互差值应小于平均值的2%；

线间测值相互差值应小于平均值应的1%；

（2）与同温下产品出厂实测值比较，相应变化应不大于2%；

（3）由于变压器结构等原因，差值超过第

（1）项时，可只按第

（2）项比较，但应说明原因

绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ

应符合GB50150的规定

绕组连同套管的直流泄漏电流

绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电测量

（1）电压等级220kV及以上的变压器，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，应进行局部放电试验；

（2）试验及判断方法应符合GB1094.3的规定

绕组变形试验

应符合GB50150的规定

8

相位

与系统相位一致

9

所有分接头的电压比

与制造厂铭牌数据相比无明显差别，且符合变压比的规律，差值应符合GB50150的规定

10

三相变压器的接线组别和单相变压器引出线极性

与设计要求及铭牌标记和外壳符号相符

11

非纯瓷套管试验

12

有载调压装置的检查试验

13

绝缘油试验

应符合GB50150的规定或产品技术文件要求

14

绕组连同套管的交流耐压

一

般

噪音测量

绕组绝缘电阻

（1）一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻值不宜低于1000MΩ；

（2）电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻值不宜低于1000MΩ，但由于结构原因而无法测量：

时可不进行；

（3）电容式电流互感器的末屏及电压互感器接地端（N）对外壳（地）的绝缘电阻值不宜小于1000MΩ

介质损耗角正切值tanδ

接线组别和极性

应符合设计要求，与铭牌和标志相符

交流耐压试验

局部放电

绝缘介质性能试验

绕组直流电阻

（1）电压互感器绕组直流电阻测量值与换算到同一温度下的出厂值比较，一次绕组相差不宜大于10%，二次绕组相差不宜大于15%；

（2）同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻测量值与其平均值的差异不宜大于10%

励磁特性

误差测量

年月日

年月日

表9.1.5主变压器试运行质量检查表

试运行前检查

（1）本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；

（2）轮子的制动装置牢固；

（3）事故排油设施完好，消防设施齐全，投入正常；

（4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门处于设备运行位置，储油柜和充油套管油位应正常；

冷却装置试运行正常，联动正确；

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；

（5）接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地可靠；

（6）铁芯和夹件的接地引出套管、套管末屏接地应符合产品技术文件要求；

备用电流互感器二次绕组应短接接地；

套管电流互感器接线正确，极性符合设计要求；

套管顶部结构的接触及密封良好；

（7）分接头的位置符合运行系统要求，且指示正确；

安装完毕如分接头位置有调整，必须进行调整后分接位置的直流电阻测试，并对比分析合格；

（8）变压器的相位及绕组的接线组别符合并列运行要求；

（9）测温装置指示正确，冷却装置整定值符合设计要求；

（10）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

冲击合闸试验

（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；

（2）变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时在冲击合闸前应先进行零起升压试验；

（3）冲击合闸试验时，变压器宜由高压侧投人；

对发电机变压器组接线的变压器，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，以零起升压试验考核；

（4）变压器进行5次空载全电压冲击合闸，第一次受电后持续时间不少于10min，检查无异常后按每次间隔5min进行冲击合闸试验；

全电压冲击合闸时，变压器励磁涌流不应引起保护装置动作，变压器无异常

试运行时检查

（1）变压器并列前，应先核对相位；

（2）带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，无渗油现象

年月日