变电所施工验收标准docxWord格式.docx

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k）《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》（GB50150－06）

l）《电器装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB50171－2012）

m）《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GB50147-2010）

n）《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》（GB50148-2010）

o）《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GB50149-2010）

2电力变压器、电抗器

2.1装卸与运输

2.1.1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。

2.1.2当利用机械牵引变压器、电抗器时，牵引的着力点应在设备重心以下并符合制造厂规定。

运输倾斜角度不得超过15°

。

变压器、电抗器装卸及就位使用产品设计的专用受力点，并应采取防滑、防溜措施，牵引速度不应超过2m/min。

2.1.3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。

2.1.4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,升降操作应使各点受力均匀,并及时垫好垫块。

2.1.5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-40度；

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。

2.1.6干式变压器在运输途中，应有防雨及防潮措施。

2.2安装前的检查与保管

2.2.1设备到达现场后，应及时进行下列外观检查：

a）油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。

b）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；

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。

c）充油套管包装应完好，无渗油，瓷体无损伤；

运输方式应符合产品技术要求。

d）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0.01~0.03Mpa，现场应办理交接签证并移交压力监视记录。

e）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。

2.2.2设备到达现场后的保管应符合下列要求：

a）充干燥气体的变压器、电抗器，油箱内压力应为0.01~0.03Mpa,现场保管要每天记录压力值。

b）散热器（冷却器）、连通管、安全气道等应密封。

c）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。

d）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。

e）本体、冷却装置等，其底部应垫高、垫平，不得水浸。

f）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。

g）浸油运输的附件应保持浸油保管，密封良好。

h）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。

2.2.3绝缘油的验收与保管应符合下列要求：

a）绝缘油应储藏在密封清洁的专用容器内。

b）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。

c）取样数量：

大罐油，每罐取样，小桶油应按表2.2.3取样。

绝缘油取样数量表2.2.3

每批油的桶数

取样桶数

1

2~5

2

6~20

3

21~50

4

51~100

7

101~200

10

201~400

15

401及以上

20

d）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。

e）不同牌号的绝缘油应分别储存，并有明显牌号标志。

i）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，对每桶进行目测，辨别其气味，各桶的商标应一致。

j）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。

2.3器身检查

2.3.1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:

a）制造厂规定可不进行器身检查者。

b）容量为1000kVA及以下，运输过程中无异常情况者。

c）就地生产短途运输的变压器、电抗器，当事先参加了制造厂的器身总装，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、冲撞或严重颠簸待异常情况者。

2.3.2器身检查可吊罩或吊器身，或直接进入油箱内进行。

2.3.3有下列情况之一时，应对变压器、电抗器进行器身检查：

a）制造厂或建设单位认为应进行器身检查。

b）变压器、电抗器运输或装卸过程中冲撞加速度出现大于3G或冲撞加速度监视装置出现异常情况时，应由建设、监理、施工、运输和制造厂等单位代表共同分析原因并出具正式报告。

必须进行运输和装卸过程分析，明确相关责任，并确定进行现场器身检查或返厂进行检查和处理。

2.3.4进行器身检查时进入油箱内部检查应以制造厂服务人员为主，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。

2.3.5器身检查时，应符合下列规定：

a）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。

b）在没有排氮前，任何人不得进入油箱。

当油箱内的含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。

c）在内检过程中，必须向箱体内持续补充露点低于-40度的干燥空气，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。

2.3.6器身检查完毕后，必须用合格的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物。

箱壁上的阀门应开闭灵活、指示正确。

导向冷却的变压器尚应检查和清理进油管节头和联箱。

2.4干燥

2.4.1设备进行干燥时，宜采用真空热油循环干燥法。

带油干燥时，上层油温不得超过85度。

干式变压器进行干燥时，其绕组温度应根据其绝缘等级确定。

2.4.2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及以下变压器、电抗器持续6h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。

2.5本体及附件安装

2.5.1密封处理应符合下列要求：

a）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。

b）法兰连接面应平整、清洁；

密封垫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。

c）法兰螺栓应按对角线位置依次均匀紧固，紧固后的法兰间隙应均匀，紧固力矩值应符合产品技术文件要求。

2.5.2有载调压切换装置的安装应符合下列要求：

a）传动机构中的操作机构、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；

传动结构的磨擦部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。

b）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。

c）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。

d）位置指示器应动作正常，指示正确。

e）切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好；

注入油箱中的绝缘油，其绝缘强度应符合产品的技术要求。

2.5.3冷却装置的安装应符合下列要求：

a）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：

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。

b）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。

c）风扇电动机及叶片应安装牢固，转动应灵活，转向应正确，并无卡阻。

d）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。

e）外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净；

水冷却装置管道安装后，油管应涂黄油漆，水管应涂黑漆，并应有流向标志。

f）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。

g）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。

h）水泠却装置停用时，应将水放尽。

2.5.4储油柜的安装应符合下列要求：

a）储油柜应按照产品技术文件要求进行检查、安装。

b）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正确，绝缘良好

c）储油柜安装方向正确并进行位置复核。

2.5.5升高座的安装应符合下列要求：

a）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。

b）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。

c）电流互感器和升高座的中心应基本一致。

d）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。

2.5.6套管的安装应符合下列要求：

a）套管安装前应进行下列检查：

1．电容型套管应经试验合格，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油性能良好的防水胶，瓷套管的外观不得有裂纹、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．套管顶部结构和密封垫安装正确，密封良好，连接引线时，不应使顶部连接松口；

4．充油套管油位指示应面向外侧，末屏连接符合产品技术文件要求。

b）均压环表面应光滑无划痕，安装牢固且方向正确；

均压坏易积水部位最低点应有排水孔。

2.5.7气体继电器的安装应符合下列要求；

a）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。

b）气体继电器应水平安装，顶盖上箭头标志应指向储油柜，连接密封严密。

c）集气盒内应充满绝缘油，且密封严密。

d）气体继电器应具备防潮和防进水的功能并加装防雨罩。

e）电缆引线在接入气体继电器处应有滴水弯，进水孔封堵应严密。

f）观察窗的挡板应处于打开位置。

2.5.8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，密封严密；

电接点应动作准确，绝缘性能、动作压力值应符合产品技术文件要求。

2.5.9吸湿器与储油柜间的连接管的密封应严密，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。

2.5.10测温装置的安装应符合下列要求：

a）温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通应良好；

当制造厂已提供有温度计出厂检验报告时可不进行现场送检，但应进行温度现场比对检查。

b）温度计应根据制造厂的规定进行整定。

c）顶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。

d）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。

2.5.11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。

2.5.12控制箱的检查安装应符合下列规定：

a）冷却系统控制箱应有两路交流电源，自动互投传动应正确、可靠。

b）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。

c）控制箱接地应牢固、可靠。

d）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常响声。

e）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1.0~1.15倍。

f）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。

g）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。

h）控制和信号回路应正确。

2.6注油

2.6.1绝缘油必须按照现行国家标准的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。

2.6.2不同牌号的绝缘油或铜牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。

2.6.3新安装的变压器不宜使用混合油。

2.6.4变压器真空注油工作不宜在雨天或雾天进行，注油和真空处理应按产品技术文件要求，并应符合下列规定：

a）抽真空时，应监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。

b）110KV变压器、电抗器宜采用真空注油。

注油全过程保持真空。

注入油的油温应高于器身温度。

注油速度不宜大于100L/min。

2.6.5在抽真空时，必须将不能承受真空在机械强度的附加与油箱隔离；

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应误操作二引起真空泵油倒灌的措施。

2.6.6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进行。

2.6.7变压器本体及各侧绕组，滤油机及油管道应可靠接地。

2.7补油、整体密封检查和静放

2.7.1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。

2.7.2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。

2.7.3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变压器进行密封试验持续时间应为24小时，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。

注油完毕后，在施加电压前，其静置时间应符合表4.11.4的规定：

2.7.4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。

2.8工程交接验收

2.8.1变压器、电抗器的起动度运行，是指设备开始带电，并带一定的负荷即可能的最大负荷连续运行24h所经历的过程。

2.8.2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。

检查项目如下：

a）本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。

b）轮子的制动装置应牢固。

c）油漆应完整，相色标志正确。

d）变压器顶盖上应无遗留杂物。

e）事故排油设施应完好，消防设施安全。

f）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。

g）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。

h）储油柜和充油套管的油位应正常。

i）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。

j）变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。

k）测温装置指示应正确，整定值符合要求。

l）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、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。

m）变压器、电抗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。

2.8.3变压器、电抗器试运行时应按下列规定进行检查：

a）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。

b）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。

c）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；

第一次受电后持续时间不应少于10min；

励磁涌流不应引起保护装置的误动。

d）变压器并列前，应先核对相位。

e）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。

2.8.4在验收时，应移交下列资料和文件：

a）变更设计部分的实际施工图。

b）变更设计的证明文件。

c）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。

d）安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等。

e）试验报告。

f）备品备件移交清单。

3六氟化硫封闭式组合电器

3.1运输与保管

3.1.1封闭式组合电器在运输和装卸过程中不得倒置、倾翻、碰撞和受到剧烈的振动。

制造厂有特殊规定标记的，应按制造厂的规定装运。

3.1.2封闭式组合电器运到现场后的检查应符合下列要求：

a）包装应无残损。

b）所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形及锈蚀。

c）瓷件及绝缘件应无裂纹及破损。

d）充有六氟化硫等气体的运输单元或部件，其压力值应符合产品的技术规定。

3.1.3封闭式组合电器运到现场后的保管应符合下列要求：

a）封闭式组合电器应按原包装置于平整、无积水、无腐蚀性气体的场地并垫上枕木，在室外加蓬布遮盖。

b）封闭式组合电器的附件、备件、专用工器具及设备专用材料应置于干燥的室内。

c）瓷件应安放妥当，不得倾倒、碰撞。

d）充有六氟化硫等气体的运输单元，应按产品热核规定检查压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施。

e）当保管期超过产品规定时，应按产品技术要求进行处理。

3.2安装与调整

3.2.1封闭式组合电器元件装配前，应进行下列检查：

a）组合电器元件的所有部件应完整无损。

b）瓷件应无裂纹、绝缘件应无受潮、变形、剥落及破损。

c）组合电器元件的接线端子、插接件及载流部分应光洁、无锈蚀现象。

d）各分隔气体的压力值和含水量应符合产品的技术规定。

e）各元件的坚固螺栓应齐全、无松动。

f）各连接件、附件及装置性材料的材质、规格及数量应符合产品的技术规定。

g）支架及接地引线应无锈蚀或损伤。

h）密度继电器和压力表应经检验合格。

i）母线和母线筒内壁应平整无毛刺。

j）防爆膜应完好。

3.2.2封闭式组合电器基础及预埋槽钢的水平误差，不应超过产品的技术规定。

3.2.3制造厂已装配好的各电器元件在现场组装时，不应解体检查；

如有缺陷必须在现场解体时，应经制造厂同意，并在厂方人员指导下进行。

3.2.4组合电器元件的装配，应符合下列要求：

a）装配工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于８０％的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。

b）应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。

c）使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品的技术规定。

d）密封槽面应清洁、无划伤痕迹；

已用过的密封垫（圈）不得使用；

涂密封脂时，不得使其流入密封垫（圈）内侧面与六氟化硫气体接触。

e）盆式绝缘子应清洁、完好。

f）应按产品的技术规定选用吊装器具及吊点。

g）连接插件的触头中心应对准插口，不得卡阻，插入深度应符合产品的技术规定。

h）所有螺栓的坚固均应使用力矩扳手，其力矩值应符合产品的技术规定。

i）应按产品的技术规定更换吸附剂。

3.2.5设备接线端子的接触表面应平整、清洁、无氧化膜，并涂以薄层电力复合脂；

镀银部分不得挫磨；

载流部分其表面应无凹陷及毛刺，连接螺栓应齐全、坚固。

3.3六氟化硫气体管理及充注

3.3.1六氟化硫气体的技术条件，应符合表5.3.1的规定。

3.3.2新六氟化硫气体应具备出厂试验报告及合格证件。

运到现场后，每瓶应作含水量检验；

有条件时，应进行抽样作全分析。

表5.3.1六氟化硫气体的技术条件

名称

指标

空气（Ｎ２＋Ｏ２）

≤０．０５％

四氟化碳

水分

≤８ppm

酸度（以ＨＦ计）

≤３ppm

可水解氟化物（以ＨＦ计）

≤１．０ppm

矿物油

≤１０ppm

纯度

≥９９．８％

生物毒性试验

无毒

　注：

表中指标为重量比值。

3.3.3六氟化硫气瓶的搬运和保管，应符合下列要求：

a）六氟化硫气瓶的安全帽、防震圈应齐全，安全帽应拧紧；

搬运时应轻装轻卸，严禁抛掷溜放。

b）气瓶应存放在防晒、防潮和通风良好的场所；

不得靠近热源和油污的地方，严禁水分和油污在阀门上。

c）六氟化硫气瓶与其它气瓶不得混放。

3.3.4六氟化硫气体的充注应符合下列要求：

a）充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；

管路连接部分应无渗漏。

b）气体充入前应按产品的技术规定对设备内部进行真空处理；

抽真空时，应防止真空泵突然停止或因误操作而引起倒灌事故。

c）当气室已充有六氟化硫气体，且含水量检验合格时，可直接补气。

3.3.5设备内六氟化硫气体的含水量和漏气率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。

3.4工程交接验收

3.4.1在验收时，应进行下列检查：

a）组合电器应安装牢靠，外表清洁完整，动作性