1、XXX 环境保护再生能源 BOT 项目 变压器安装 施 工 组 织 设 计 编 制： 审 核： 审 批： XXXXXXXXXXXXXXXX 安装 有限 公 司 日 期： 二 0 一二 年 月 1 目 录 一、适用范围 2 二、编制依据 2 三、施工准备 2 1、设备及材料要求 . 2 2、主要机具 . 3 3、作业条件 . 3 4、操作工艺 . 3 4 1 工艺流程 . 3 4 2设备点件检查 . 3 4 3变压器二次搬运 . 4 4 4变压器安装 . 5 4 5附件安装 . 6 4 6变压器吊芯检查及交接试验 . 8 5、电力变压器的试验项目 . 9 7、变压器送电前的检 查 . 16 四、
2、质量标准 17 1、基本规定 . 17 2、主控项目 . 18 3、一般项目 . 19 五、成品保护 19 六、应注意的质量问题 20 七、质量记录 20 八、安全环保措施 21 2 一、适用范围 本工艺适用于 XX环境保护再生能源 BOT项目 35kV 及以下室内变压器安装。 一台油浸式电力变压器 S11-12500/38.5 12500KVA,38.5 2X2.5/10.5KV,Y,D11 uk=7.5% ,三台带外壳干式厂用变压器 SCB11-2000/10.5,2000KVA,10.5 2X2.5/0.4KV,Dyn11 uk=6%。 二、编制依据 建筑工程施工质量验收统一标准 GB5
3、0300-2001 建筑电气工程施工质量验收规范 GB50303-2002 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 GBJ147-90 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 GBJ148-90 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GBJ149-90 电气装置安装工程质量检验评定规程 DL/T5161-2002 三、施工准 备 1、设备及材料要求 变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压及接线组别等技术数据。 变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。 干式变压器的局放试验 PC值及噪音
4、测试器 dB（ A）值应符合设计及标准要求。 带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定 的 尺寸。 型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。 螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 其它材料：蛇皮管，耐油塑 料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。 3 2、 主要机具 2.1 搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊链，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。 2.2安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、鎯头，套丝板。 2.3测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表
5、，电桥及试验仪器。 3、 作业条件 3.1施工图及技术资料齐全无误。 3.2土建 施工 基本完毕，标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。 3.3 变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作 应由土建 操 作，安装单位配合）。 3.4墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。 3.5室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅 通 。 3.6安装干式变压器室内应无灰尘，相对湿度宜保持在 70%以下。 4、 操作工艺 4 1 工艺流程 设备 开箱点件 检查变压器二次搬运变压器 安 装附件安装变压器吊芯检查及交接试验送电前的检查送电运行验收。 4 2 设备点件检查 4.2.1 设
6、备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位 及监理单位 代表共同进行，并作好记录。 4.2.2 按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核 对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。 4.2.3变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。 4.2.4 油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即处理。 4.2.5绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。 4 4 3 变压器二次搬运 4.3.1 变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。最好采用汽车吊吊装，也可采用吊链吊装，距离较长最好用汽车运输，运输时必须用钢丝绳固定牢固，
7、并应行车平稳，尽量减少 震 动；距离较短且道路良好时，可用卷扬机、 滚杠运输。变压器重量及吊装点高度可参照表 1及表 2。 表 1 树脂浇铸干式变压器重量 序号 容量（ kVA） 重量（ t） 序号 容量（ kVA） 重量（ t） 1 2 3 100 200 250 500 630 1000 0.71 0.92 1.16 1.90 2.08 2.73 4 5 1250 1600 2000 2500 3.39 4.22 5.14 6.30 表 2 油浸式电力变压器重量 序号 容量（ kVA） 总量（ t） 吊点高（ m） 1 2 3 4 5 6 100 180 200 420 500 630 7
8、50 800 1000 1250 1600 1800 0.6 1.0 1.0 1.8 2.0 2.8 3.0 3.8 3.5 4.6 5.2 6.1 3.0 3.2 3.2 3.5 3.8 4.0 5.0 5.2 5.2 5.8 4.3.2 变压器吊装时，索具必须检查合格，钢丝绳必须挂在油箱的吊钩上，上盘的吊环仅作吊芯用，不得用此吊环吊装整台变压器（图 1）。 图 1 4.3.3 变压器搬运时，应注意保护瓷瓶，最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住，5 使其不受损伤。 4.3.4 变压器搬运过程中，不应有冲击或 严重震动情况，利用机械牵引时，牵引的着力点应在变压器重心以下，以防倾斜，运输斜角不得超过
9、 15，防止内部结构变形。 4.3.5用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱专门部位。 4.3.6 大型变压器在搬运或装卸前，应核对高低压侧方向，以免安装时调换方向发生困难。 4 4 变压器 安 装 4.4.1 变压器就位可用汽车吊直接 吊 进变压器室内，或用道木搭设临时轨道，用三步搭、吊链吊至临时轨道上，然后用吊练拉入室内合适位置。 4.4.2 变压器就位时，应注意其方位和距墙尺寸应与图纸相符，允许误差为25mm，图纸无标注 时，纵向按轨道定位，横向距离不得小于 800mm，距门不得小于1000mm，并适当照顾屋内吊环的垂线位于变压器中心，以便于吊芯，干式变压器安装图纸无注明时，安装
10、、维修最小环境距离应符合图 2要求。 部位 周围条件 最小距离 （ mm） b1 有导轨 无导轨 2600 2000 b2 有导轨 无导轨 2200 1200 b3 距墙 1100 b4 距墙 600 图 2 4.4.3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，应使其顶盖沿气体继电器汽流方向有 1% 1.5%的升 高坡度（制造厂规定不需安装坡度者除外）。 4.4.4 变压器宽面推进时，低压侧应向外；窄面推进时，油枕侧一般应向外。在装有开关的情况下，操作方向应留有 1200mm以上的宽度。 6 4.4.5 油浸变压器的安装，应考虑能在带电的情况下，便于检查油枕和套管中的油
11、位、上层油温、瓦斯继电器等。 4.4.6 装有滚轮的变压器，滚轮应能转动灵活，在变压器就位后，应将滚轮用能拆卸 的制动装置加以固定。 4.4.7变压器的安装应采取抗地震措施 。 4 5 附件安装 4.5.1气体继电器安装 气体继电器安装前应经检验鉴定 ， 气体继电器应水平安 装，观察窗应装在便于检查的一侧，箭头方向应指向油枕，与连通管的连接应密封良好。截油阀应位于油枕和气体继电器之间。 打开放气嘴，放出空气，直到有油溢出时将放气嘴关上，以免有空气使继电保护器误动作。 当操作电源为直流时，必须将电源正极接到水银侧的接点上，以免接点断开时产生飞弧。 事故喷油管的安装方位，应注意到事故排油时不致危及
12、其它电器设备；喷油管口应换为割划有“十”字线的玻璃，以便发生故障时气流能顺利冲破玻璃。 4.5.2防潮呼吸器的安装 防潮呼吸器安装前，应检查硅胶是否失效，如已失效，应在 115 120温度 烘烤8 小时，使其复原或更新。浅蓝色硅胶变为浅红色，即已失效；白色硅胶，不加鉴定一律烘烤。 防潮呼吸器安装时，必须将呼吸器盖子上橡皮垫去掉，使其通畅，并在下方隔离器具中装适量变压器油，起滤尘作用。 4.5.3温度计的安装 套管温度计安装，应直接安装在变压器上盖的预留孔内，并在孔内加以适当变压器油。刻度方向应便于检查。 电接点温度计安装前应进行校验，油浸变压器一次元件应安装在变压器顶盖上的温度计套筒内，并加适
13、当变压器油；二次仪表挂在变压器一侧的预留板上。干式变压器一次元件应按厂家说明书位置安装，二次仪表安装在便 于观侧的变压器护网栏上。软管不得有压扁或死弯弯曲半径不得小于 50mm，富余部分应盘圈并固定在温度计附7 近。 干式变压器的电阻温度计，一次元件应预埋在变压器内，二次仪表应安装 在 值班室或操作台上，导线应符合仪表要求，并加以适当的附加电阻校验调试后方可使用。 4.5.4电压切换装置的安装 变压器电压切换装置各分接点与线圈的联线应紧固正确，且接触紧密良好。转动点应正确停留在各个位置上，并与指示位置一致。 电压切换装置的拉杆、分接头的凸轮、小轴销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。
14、电压切换装置的传动机构（包括 有载调压装置）的固定应牢靠，传动机构的摩擦部分应有足够的润滑油。 有载调压切换装置的调换开关的触头及铜辫子软线应完整无损，触头间应有足够的压力（一般为 8 10kg）。 有载调压切换装置转动到极限位置时，应装有机械联锁与带有限位开关的电气联锁。 有载调压切换装置的控制箱一般应安装在值班室或操作台上，联线应正确无误，并应调整好，手动、自动工作正常，档位指示正确。 电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 3的规定。 表 3 调压切换装置露空时间 环境温度（ ） 0 0 0 0 空气相对湿度 （ %） 65以下 65 75 75 85 不控制 持续时间不
15、大于（ h） 24 16 10 8 4.5.5变压器联线： 变压器的一、二次联线、地线、控制管线均应符合相应 规范 的规定。 变压器一、二次引线的施工，不应使变压器的套管直接承受应力（图 3）。 8 图 3母线与变压器 高 压 端子连接图 变压器工作零线与中性点接地线，应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。 变压器中性点的接地回路中，靠近变压器处，宜做一个可拆卸的连接点。 油浸变压器附件的控制导线，应采用具有耐油性能的绝缘导线。靠近箱壁的导线，应用金属软管保护，并 排列整齐，接线盒应密封良好 4 6 变压器吊芯检查及交接试验 4.6.1变压器吊芯检查 变压器吊芯是为了解决变压器内部故障和隐患的维修
16、检修方式。油浸式变压器因变压器油是绝缘介质，吊芯后必须做耐压测试 ， 确保安全。吊芯的现场要保持干燥清洁 ， 最好不要安排在阴雨天气。 但 一般的电力变 压器 不需要吊芯，吊芯的目的是检查变压器在运输途中是否受到冲击或者内部的紧固件是否有松动，一般不会出现以上情况。 如需 吊芯检查 ， 应在气温不低于 0，芯子温度不低于周围空气温度、空气相对湿度不大于 75%的条件下进行（器身暴露在空气中的时间不得 超过 16h）。 所有螺栓应紧固，并应有防松措施。铁芯无变形，表面漆层良好，铁芯应接地良好。 线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。高低压线圈无移动变位情况。 线圈间、线圈与铁芯、铁芯
17、与轭铁间的绝缘层应完整无松动。 引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线固定应牢固可靠，其固定支架应紧固，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确。 所有能触及的穿心螺栓应联接坚固。用摇表测量穿心螺栓与铁芯及轭铁、以及铁芯与轭铁之间的绝缘电阻，并做 1000V的耐压试验。 9 油路应畅通，油箱底部清洁无油垢杂物 ，油箱内壁无锈蚀。 芯子检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底油堵将油放净。吊芯过程中，芯子与箱壁不应碰撞。 吊芯检查后如无异常，应立即将芯子复位并注油至正常油位。吊芯、复位、注油必须在 16h内完成。 吊芯检查完成后，要对油系统密封进行全面检查，不得有漏油渗油现象。
18、 4.6.2变压器的交接试验 变压器的交接试验由 安装单位 进行。试验标准应符合规范及产品技术资料的要求。 变压器交接试验的内容： a测量绕组连同套管的直流电阻； b检查所有分接头的变压比； c检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性； d测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； e测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg； f测量绕组连同套管的直流泄漏电流； g绕组连同套管的交流耐压试验； h绕组连同套管的局部放电试验； i测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； k绝缘油试验： l有载调压切换装置的检查和试验； m额定电压下的冲击合闸试验； n检查相位；
19、 o测量噪音。 5、电力变压器的试验项目 5.1 绝缘油试验或 SF6气体试验； 5.2 测量绕组连同套管的直流电阻； 5.3 检查所有分接头的电压比； 5.4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 10 5.5 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻； 5.6 非纯瓷套管的试验； 5.7 有载调压切换装置的检查和试验； 5.8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 5.9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan ； 5.10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 5.11 变压器绕组变形试验； 5.12 绕组连同套管的交流耐压试验；
20、 5.13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 5.14 额定 电压下的冲击合闸试验； 5.15 检查相位； 5.16 测量噪音。 注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行： a、 容量为 1600kV A 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第 1、 2、 3、4、 5、 6、 7、 8、 12、 14、 15款的规定进行； b、 干式变压器的试验，可按本条的第 2、 3、 4、 5、 7、 8、 12、 14、 15 款的规定进行； c、 变流、整流变压器的试验，可按本条的第 1、 2、 3、 4、 5、 7、 8、 12、 14、 15款的规定进行；
21、d、 电炉变压器的试验，可按本条的第 1、 2、 3、 4、 5、 6、 7、 8、 12、 14、 15款的规定进行； e、 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。 5.17 油浸式变压器中绝缘油及 SF6气体绝缘变压器中 SF6气体的试验 注： a、 SF6气体的试验 应符合下列规定： 绝缘油的试验类别应符合标准规定；试验项目及标准应符合标准规定。 b、 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
22、11 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 c、 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 ； 330 500kV 的，不应大于 10mg/L 。 d、 油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为 330 500kV 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）。 e、 对 SF6气体绝缘的变压器应进行 SF6气体含水量检验及检漏： S
23、F6气体含水量（ 20 的体积分数）一般不大于 250 L/L。变压器应无明显泄漏点。 5.18测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： a、 测量应在各分接头的所有位置上进行； b、 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，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%； 1600kV A 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%；线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%； c、 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换算： 式中 R1、 R2 分 别为温度在 t1、 t2（
24、）时的电阻值（）； T 计算用常数，铜导线取 235，铝导线取 225。 d、 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。 5.19 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 0.5%。 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 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 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值 (%)的 1/10以内，但不得超过 1
25、%。 12 5.20 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。 5.21 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定： a、 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验； b、 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心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量； c、 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油
26、前测量其对外壳的绝缘电阻； d、 采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为 1min，应无闪络及击穿现象。 5.22 非纯瓷套管的试验。 5.23 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定： a、 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； b、 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
27、动程序，电气和机械限位正常； c、 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，试验结果应符合条款的要求。 d、 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。 e、 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿 电压应符合本标准的规定。 5.24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 4换算到同一温度时13 的数值进行比较； 表 4油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差 K 5 10 15 20 25
28、30 35 40 45 50 55 60 换算系数 A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 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 。 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，吸收比可不做考核要求。 4 变压器电压等级为 35kV 及以上且容量为 20MV A 及以上时，宜
29、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大于 10000M时，极化指数可不做考核要求。 5.25 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan ，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 8000kV A 及以上时，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 换算到同一温度时的数值进行比较。 表 5介质损耗角正切值 tg (%)温度换算系数 温度差 K 5 10 15 20 25 30 35
30、40 45 50 换算系 数 A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 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二款规定时，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： 14 A=1.3K/10 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 20= tan t/A 当测量温度在 20 以下时 : tan 20=Atant 式中 tan 20 校正到 20
31、时的介质损耗角正切值； tan t 在测量温度下的介质损耗角正切值。 5.26 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 6的规定。当施加试验电压达 1min 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 6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) 6 10 20 35 63 330 500 直流试验电压 (kV) 10 20 40 60 注： 1 绕组额定电压为 13.8kV及 15.75kV时，按 10kV级标
32、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。 5.27 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，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。 5.28绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定： 1 容量为 8000kV A以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表 7.0.13-1进行交流耐压试验； 2 容量为 8000kV A及以上、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，在有试验设备时，可按表 7.0.13-1 试验电压标准，进行
33、线端交流耐压试验； 3 绕组额定电压为 110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的 80（见表 7）。 15 表 7 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 1 1.1 2.5 3 3.6 14 8.5 6 7.2 20 17 10 12 28 24 15 17.5 36 32 20 24 44 43 35 40.5 68 60 66 72.5 112 110 126 160 220 252 （ 288） 316 330 363 （ 368） 4
34、08 500 550 （ 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 第三部分：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 制定的。 4 交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，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 45 65HZ，全电压下耐受时间为 60s。 5.29绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（
35、ACLD）：电压等级 220kV及16 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，应进行局部放电试验。 局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准电力变压器第三部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1094.3中的有关规定进行。 5.30 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.
36、31 检查变压器的相位，必须与 电网相位一致。 5.32 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。 7、 变压器送电前的检查 7.1变压器试运行前应做全面检查，确认符合试运行条件时方可投入运行。 7.2变压器试运行前，必须由质量监督部门检查合格。 7.3变压器试运行前的检查内容： 7.3.1各种交接试验单据齐全，数据符合要求。 7.3.2 变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺 损，且不渗油。 7.3.3变压器一、二次引线相
37、位正确，绝缘良好。 7.3.4接地线良好。 7.3.5通风设施安装完毕，工作正常，事故排油设施完好；消防设施齐备。 7.3.6油浸变压器油系统油门应打开，油门指示正确，油位正常。 7.3.7 油浸变压器的电压切换装置及干式变压器的分接头位置放置正常电压档位。 7.3.8保护装置整定值符合规定要求；操作及联动试验正常。 7.3.9干式变压器护栏安装完毕。各种标志牌挂好，门装锁。 7.4变压器送电试运行验收： 7.4.1送电试运行： 17 变压器第一次投入时，可全压冲击合闸 ，冲击合闸时一般可由高压侧投入。 变压器第一次受电后，持续时间不应少于 10min，无异常情况。 变压器应进行 3 5 次全
38、压冲击合闸，并无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置误动作。 油浸变压器带电后，检查油系统不应有渗油现象。 变压器试运行要注意冲击电流、空载电流、一、二次电压、温度。并做好详细记录。 变压器并列运行前，应核对好相位。 变压器空载运行 24h，无异常情况，方可投入负荷运行。 7.4.2验收： 变压器开始带电起， 24h后无异常情况，应办理验收手续。 验收时，应移交下列资料和文件： a）变更设计证明； b）产品说明书、试验报告单、合格证及安装图纸等技术文件； c）安装检查及调整记录。 四、质量标准 1、 基本规定 1.1一般规定 建筑电气工程施工现场的质量管理，除应符合现行国家标准建筑工程施工质量验
39、收统一标准 GB50300 2001的 1规定外，尚应符合下列规定： 安装电工、焊工、起重吊装工和电气调试人员等，按有关要求持证上岗： 安装和调试用各类计量器具，应检定合格，使用时在有效期内。 电气设备上计量仪表和与电气保护有关的仪表应检定合格，当投入试运行时，应在有效期内。 建筑电气动力工程的空载试运行和建筑 电气照明工程的负荷试运行，应按本规范规定执行；建筑电气动力工程的负荷试运行，依据电气设备及相关建筑设备的种类、特性，编制试运行方案或作业指导书，并应经 建设 单位审查批准、监理单位确认后执行。 1.2主要设备、材料、成品和半成品进场验收 18 主要设备、材料、成品和半成品进场检验结论应
40、有记录，确认符合本规范规定，才能在施工中应用。 如 有异议送有资质试验室进行抽样检测，试验室应出具检测报告，确认符合 本规范和相关技术标准规定，才能在施工中应用。 依法定程序批准进入市场的新电气设备、器具和材料进场验收，除符合本规范规定外， 尚应提供安装、使用、维修和试验要求等技术文件。 进口电气设备、器具和材料进场验收，除符合本规范规定外，尚应提供商检证明和中文的质量合格证明文件、规格、型号、性能检测报告以及中文的安装、使用、维修和试验要求等技术文件。 经批准的免检产品或认定的名牌产品，当进场验收时，宜不做抽样检测。 变压器、箱式变电所、高压电器及电瓷制品应符合下列规定： a查验合格证和随带
41、技术文件，变压器有出厂试验记录； b 外观检查：有铭牌，附件齐全，绝缘件无缺损、裂纹，充油部分不渗漏，充气高压设备气压指示正常，涂层完整。 1.3工序交接确 认 变压器、箱式变电所安装应按以下程序进行： a 变压器、箱式变电所的基础验收合格，且对埋入基础的电线导管、电缆导管和变压器进、出线预留孔及相 关预埋件进行检查，才能安装变压器、箱式变电所； b杆上变压器的支架紧固检查后，才能吊装变压器且就位固定； c变压器及接地装置交接试验合格，才能通电。 2、 主控项目 2.1变压器安装应位置正确，附件齐全，油浸变压器油位正常，无渗油现象。 2.2 接地装置引出的接地干线与变压器的低压侧中性点直接连接
42、；接地干线与变电所的 N母线和 PE母线直接连接；变压器箱体、干式变压器的支架或外 壳应 接 地 (PE)。所有连接应可靠，紧固件及防松零件齐全。 2.3变压器必须按 GB50303-2002第 3.1.8条的规定交接试验合格。 2.4 箱式变电所及落地式配电箱的基础应高于室外地坪，周围排水通畅。用地 脚螺栓固定的螺帽齐全 ，拧紧牢固；自由安放的应垫平放正。金属箱式变电所及落 地 式配电箱，箱体应接地 (PE)或接零 (PEN)可靠，且有标识。 19 2.5箱式变电所的交接试验，必须符合下列规定： a由高压成套开关柜、低压成套开关柜和变压器三个独立单元组合成的箱式变 电所高压电气设备部分，按
43、GB50303-20023.1.8的规定交接试验合格。 b高压开关、熔断器等与变压器组合在同一个密闭油箱内的箱式变电所，交接 试验按产品提供的技术文件要求执行： c低压成套配电柜交接试验符合 GB50303-2002的规定； 3、 一 般项目 3.1 有载调压开关的传动部分润滑应良好，动作灵活，点动给定位置与开关实 际位置一致，自动调节符合产品的技术文件要求。 3.2 绝缘件应无裂纹、缺损和瓷件瓷釉损坏等缺陷，外表清洁，测温仪表指示 正确。 3.3装有滚轮的变压器就位后，应将滚轮用能拆卸的制动部件固定。 3.4 变压器应按产品技术文件要求进行检查器身， 当满足下列条件之一时，可 不检查器身。
44、a制造厂规定不检查器身者； b就地生产仅做短途运输的变压器，且在运输过程中有效监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸 等异常情况者。 3.5箱式变电所内外涂层完整、无损伤，有通风口的风口防护网完好。 3.6 箱式变电所的高低压柜内部接线完整、低压每个输出回路标记清晰，回路名称准确。 3.7装有气体继电器的变压器顶盖，沿气体继电器的气流方向有 1.0% 1.5%的升高坡度。 五、成品保护 1变压器门应加锁，未经安装单位许可，闲杂人员不得入内 2对就位的变压器高低压瓷套管及环 氧树脂铸铁，应有防砸及防碰撞措施。 3 变压器器身要保持清洁干净，油漆面有碰撞损伤。干式变压器就位后，要采取保护措施，
45、防止铁件掉入线圈内。 4 在变压器上方作业时，操作人员不得蹬踩变压器，并带工具袋，以防工具材料20 掉下砸坏、砸伤变压器。 5 变压器发现漏油、渗油时应及时处理，防止油面太低，潮气侵入，降低线圈绝缘程度。 6对安装完的电气管线及其支架应注意保护，不得碰撞损伤。 7在变压器上方操作电气焊时，应对变压器进行全方位保护，防止焊渣掉下，损伤设备。 六、 应注意的质量问题 变压器安装应注意的质量问题和防治措施参见表 8。 表 8 变压器安装应注意的质量问题及防治措施 序号 易产生的质量问题 防治措施 1 铁件焊渣清理不净，除锈不净，刷漆不均匀，有漏刷现象 加强工作责任心，作好工序搭接的自检互检 2 防地
46、震装置安装不牢 加强对防地震的认识，按照工艺标准进行施工 3 管线排列不整齐不美观 提高质量意识，管线按规范要求进行卡设，作到横平竖直 4 变压器一、二次瓷套管损坏 瓷套管在变压器搬运到安装完毕应加强保护 5 变压器中性点，零线及中性点接地线，不分开敷设 认真学习山东 地区安装标准，参照电气施工图册 6 变压器 一、二次引线，螺栓不紧，压按不牢。母带与变压器连接间隙不符合规范要求 提高质量意识，加强自互检，母带与变压器连接时应锉平 7 变压器附件安装后，有渗油现象 附件安装时，应垫好密封圈，螺栓应拧紧 七、质量记录 1产品合格证。 2产品出厂技术文件。 21 a产品出厂试验报告单。 b产品安装
47、使用说明书。 3设备材料进货检查记录。 4器身检查记录。 5交接试验报告单。 6安装自 检、 互检记录。 7设计变更洽商记录 8试运行记录。 9钢材材质证明。 10预检记录。 11分项工程质量评定记录。 八、安全环保措施 1 剔槽、打 洞时，必须戴防护眼镜，锤子柄不得松动。錾子不得卷边、裂纹。打过墙、楼板透眼时，墙体后面，楼板下面不得有人靠近。 2 在脚手架上作业，脚手板必须满铺，不得有空隙和探头板。使用的料具，应放人工具袋随身携带，不得投掷。 3现场变配电高压设备，不论带电与否，单人值班严禁跨越遮栏和从事修理工作。 4 高压带电区域内部分停电工作时，人体与带电部分必须保持安全距离，并应有人监护。 5 在变配电室内，外高压部分及线路工作时，应按顺序进行。停电、验电悬挂地线，操作手柄应上锁或挂标示牌。 6 验电时必须戴绝缘手套，按电压等级使用验电器 。在设备两侧各相或线路各相分别验电。验明设备或线路确实无电后，即将检修设备或线路做短路接地。
