主变安装技术交底记录DOC

1、技术交底记录编号:施工项目主变压器安装技术交底会议纪录施工图纸或施工方案设计图纸及我部自行编写的主变压器安装施工方案主持单位或部门中国水利水电第三工程局有限公司共和光伏机电安装工程项目部工程技术部主持人施工单位负责人参加成员详见会议签到表1概述共和光伏产业园区一期200MWp并网光伏电站新建一座330kV升压站，工程终期建设4台240MVA345土8X 1.25%/37kV变压器，330kV侧米用单母接线，出线1回接入系统； 主变35kV侧均米用扩大单元接线，主变压器高压侧中性点经小电抗接地或直接接地，35kV母线经小电阻接地。升压变电站本阶段新建2台主变，330kV系统建设2个主变间隔、1个

2、330kV线路间 隔、1个330kV保护间隔，35kV系统建设2台主变35kV的扩大单元。2主要技术参数型式三相双绕组油循环风冷有载调压变压器型号SFPZ10-240000/330额定容量240000 kVA额定频率50 Hz相数三相调压方式有载调压风冷冷却方式3编制依据3.1国标：电力变压器GB1094.15、GB1094.17运行中变压器油质量标准 GB/T 7595电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147咼电压试验技术GB311.26电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150电气装置安装工程盘、柜及二次线路接线规范GB50171工程建设标准强制性条文：电力工程建设部分3

3、.2设计院图纸3.3厂家技术资料4施工技术方案4.1工艺流程主变压器及其中性点设备施工流程见图 4.1-14.2施工方法及技术要求4.2.1 施工准备4.2.1.1根据国家标准及制造厂安装说明书编写主变压器安装方案报监理审批。施工 前仔细认真审阅厂家出厂文件和装配图，对每个施工人员进行技术交底，分工明确、责任 到人。4.2.1.2 变压器本体运到现场后，检查变压器油箱，所有附件齐全，无锈蚀及机械损伤，密封良好，充氮运输的变压器油箱内为正压，其压力为 0.02MPa0.03MPa变压器运 输、装卸、就位过程中承受三个方向的冲击力不超过 3g的加速度（g为重力加速度）。检查 冲击记录仪的数值以验证

4、变压器在运输和装卸中的受冲击情况。4.2.1.3 对每批到达现场的绝缘油进行试验和记录，试验按中国国家标准电力用油 （变压器油、汽轮机油）取样的规定进行取样试验。4.2.1.4 准备好施工工器具及材料，包括倒链、起重设备，脚手架、蓬布、加热片、 照明设备、真空滤油设备及管路阀门、抽真空设备等，以及电气试验仪器。制作竖立主变 套管的专用支架，用于高压套管及中性点套管安装前现场试验。4.2.1.5 按照施工图纸，测量并明显标记出主变就位的十字中心线，并做好标记。图4.1-1主变压器及其中性点设备安装流程图421.6 施工现场清理清理施工现场建筑杂物，平整好施工机械布置场地。主变安装平台、事故油池、

5、事故 油道均进行全面清理和检查。421.7 在主变施工现场附近准备临时绝缘油罐，准备好绝缘油处理用的滤油设备及管路，并全部清扫干净。421.8 抽真空、热油循环设备布置在主变压器油池附近且不影响施工的地方。421.9 施工现场布置三套灯具进行照明。准备石棉布、灭火器、沙箱等防火消防器 材，布置于不影响主变安装的明显位置。4.2.2主变压器卸车4.2.2.1 主变卸车变压器由主变供应商负责就位。主变压器运到工地后，先进行卸车前的检查，检查完 毕后卸车。422.2 主变调整主变卸车时应调整主变本体与设计桩号一致。4.2.3变压器安装前的检查4.2.3.1 变压器检查前的工作(1) 主变运到现场后，

6、开始安装前，应每天检查器身内氮气压力两次，应不低于 0.02MP&若低于此值，应将氮气压力补充到 0.020.03 Mpa。(2) 在对变压器内部检查前，要配好油管路和抽空管路，管件采用不镀锌的无缝钢 管，管内部要进行除锈涂漆处理，使用时用热变压器油冲洗。(3) 检查主体存放过程中是否受潮a :注油储存的产品，化验箱底油样，并检查线圈的绝缘电阻等，当油的击穿电压U45kV含水量15X 10-6 ；线圈的绝缘电阻 R60极化指数R600/R60介损tan S与出厂 值无明显变化，则认为未受潮。b:主体充氮气的产品，检查油箱中的氮气压力为正压时，则按4.2.3.1-a 检查。c：用2500V摇表检

7、测铁芯对地绝缘电阻与出厂值比较。d:储存过程中受潮的产品，安装前要进行干燥处理；运输过程中受潮的产品，应当 干燥处理后进行储存。(4) 附件校验在主变安装前，将气体继电器、压力释放阀、温控仪等送有相应资质的检测单位进行 校验。4.2.3.2 变压器检查条件(1) 雨、雾、雪和风沙天气，或者相对湿度大于75%寸，不能进行检查。(2) 周围空气温度不低于0C,器身温度不低于周围空气温度；当器身温度低于周围 空气温度时，应将器身加热，使其温度高于周围空气温度(1015)To4.2.3.3 变压器的检查(1) 330kV变压器在通常情况下，当运输过程中没有受到严重冲撞时，可从箱壁进人 孔处进入油箱中的

8、两侧进行内检；上铁轭上的构件，从箱盖上的法兰孔进行检查。若发现 有异常情况，需进行吊芯检查。(2) 因变压器是主体充氮运输，首先打开箱盖顶部的盖板，再由油箱下部的注油阀门注油排氮。所注绝缘油质符合相关规定，注油至压板以上静置12h后再放油。注油和放油时，采用真空滤油机，切忌采用板式滤油机，在排氮时，注意通风以防止发生人员窒息 事故。(3) 放油后，待油箱中的含氧量大于18%方可进入油箱中进行变压器内检。内检人 员不超过3人。在内检时向油箱中吹入露点为-30 C以下的干燥空气。每分钟以0.2m3的流 量吹入油箱内。(4) 放油后箱盖上的大法兰孔要进行适当遮挡，防止灰尘落入箱中。(5) 内检过程中

9、使用的灯具必须有保护罩，行灯电压为 24V,不准在箱内跟换灯泡， 移动灯具和使用其他工具时注意不要损伤器身绝缘。(6) 检查人员的衣、鞋、帽必须清洁，不能穿带有纽扣的衣服。严禁携带除工具外 的其它物件，不得使用活动扳手和套筒扳手等。所用工具要有专人进行严格登记、清点， 并做好记录，防止遗忘在油箱内。423.4 器身检查的内容(1) 拆除油箱中运输用的支架。(2) 检查所有紧固件(金属和非金属)是否有松动(引线木件、铜排连接处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处螺栓和压钉等)。如有松动或脱落，将其复位、拧紧。(3) 检查引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有移位、倾斜、松

10、散 等情况应将其复位固定、重新包扎。(4) 检查开关的传动、接触是否良好。如出现倾斜、位移的故障应查明原因予以解 决。(5) 若器身出现位移，检查其绝缘是否有损伤，引线与套管、开关与操动杆的正常 安装位置有无影响，有关的电气距离能否保证。若不能保证与箱盖上构件的正常安装位置， 应吊芯复位。(6) 用2500V摇表检测铁芯的绝缘是否良好；铁芯是否确保一点可靠接地。对于铁 芯夹件单独引出的接地结构，检查夹件绝缘是否良好；夹件是否确保一点可靠接地。(7) 检查完毕后，清除油箱中的残油、污物。然后先安装与油箱相通的组件。（8）进入油箱中检查的同时可安装套管。424附件安装4.241储油柜的安装（1 ）

11、主变内检过程中吊装储油柜，用导向棒校准方位，穿入连接螺栓用力矩扳手对称拧紧全部螺栓。（2）储油柜吊装结束后，安装油位表，油位表动作灵活，指示正确，油位表的信号 接点位置正确，绝缘良好。4.2.4.2套管升高座安装（1）升高座安装前，在地面用无水乙醇清洗内壁。（2）拆除变压器器身升高座底座法兰临时盖板，用无水乙醇清洗干净，涂抹密封胶， 装密圭寸垫圈。（3）吊装升高座时，用导向棒校准方位后，穿入螺栓用力矩扳手对称拧紧。升高座 安装方向必须符合厂家技术要求。4.2.4.3 安全装置安装安装前，压力释放装置应校验合格，压力释放装置的接点动作准确，绝缘良好。安装 时，用白布蘸无水乙醇清洁连接面且涂抹密封

12、胶，对准方位粘贴密封垫并立即将其吊至安 装部位，穿入螺栓用力矩扳手对称拧紧。4.2.4.4高、低压套管的安装。（1）安装前，用白布蘸无水乙醇将套管瓷件清洗干净后，进行绝缘电阻、介质损耗 角正切值和电容值的测量，试验合格后方可吊装。（2）套管吊装就位后，将紧固螺栓对称拧紧。（3）按厂家技术资料要求连接高、低压套管引线。4.2.4.5油管路安装（1）油管路安装前，打开两端的封盖，将管路内壁清洁干净。（2）管路清洗干净后，用临时盖板封好存放。（3）能提前连接的管路，尽量在地面提前连接好。（4）管路安装前，按出厂时在管路法兰上打的钢号用油漆编号。（5）管路连接前，涂抹密封胶，安装密封圈，调整好位置，穿

13、入螺栓用力矩板手对 称拧紧。4.2.4.6 控制柜安装（1）按厂家技术图纸吊装就位，控制柜的垂直度等误差应满足相关规范要求。（2）控制柜用连接螺栓对称均匀拧紧，固定牢固、可靠。（3）按设计图纸及厂家技术资料进行电缆敷设及二次配线，配线应整齐、美观。4.247 气体继电器和测量表计的安装安装前，将气体继电器和测量表计提前交专门校验部门校验，气体继电器水平安装在 变压器的油箱与储油柜之间的联管上，其顶盖上的标志的箭头指向储油柜，与连通管连接 良好，但联管的轴线与水平面的倾斜度不得超过4%安装完毕后，打开连接管上的油阀，拧下气塞防尘罩用手拧松气塞螺母，让空气排出，直到气嘴逸油为止，再拧紧螺母；温度

14、计安装前校验合格，信号接点动作正确，绕组温度计按厂家规定整定，顶盖上的温度计座 内注热变压器油，密封良好。4.2.4.8 冷却器的安装冷却器安装前，应进行内部清洁及密封试验（采用0.05Mpa压缩空气进行检查，持续30min无渗漏现象；或采用0.07 Mpa变压器油进行检查，持续30min无渗油现象），合格 后方可进行安装。先将支撑座安装完成后，再使用吊带将冷却器上端与变压器上部阀门连 接，下端安装阀门与油泵相接。调整位置后，先拧紧冷却器与变压器油泵相接处的螺栓， 然后再拧紧冷却器与变压器上部阀门相接处的螺栓。开启油系统中的阀门，随同变压器进 行抽真空。冷却器吊装时应严格按照产品的技术要求选用

15、吊装器具及吊点。冷却器翻身及就位过程中，应做好防护措施，避免磕碰散热片、油管路等部件。4.2.5真空处理和真空注油4.2.5.1 真空处理和真空注油注意事项（1）对真空泵及真空滤油机进行检查，确保运转正常。（2）检查设备与器身的连接管路是否满足运行要求。（3）做好施工过程记录工作。4.2.5.2在确认变压器和有关管路系统的密封性能良好的情况下，方可进行真空处 理。真空处理的管路连接至变压器主导气联管端头的阀门上。4.2.5.3真空处理前将油冷却器（包含片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开，启 动真空泵开始进行真空处理，均匀提高真空度。4.2.5.4 真空处理时的真空度及维持真空时间见表 4.2

16、.5-1表4.2.5-1真空度及维持真空时间表电压等级（KV真空度（Pa）维持真空时间（h）330 13324425.5抽真空或真空注油过程中如果遇到降雨或大雾最好停止抽真空，注油存放待 天晴后再重新抽真空。425.6抽真空的最初1h内，当残压达到20kPa时，无异常情况下，继续提高真空度 直至残压达到133Pa,且保持24h以上，若真空度无明显下降，即可开始真空注油。425.7开始注油前，先将油加热到40C60 C，连接好注油管路。打开滤油机真空 泵，对注油管路进行排气。注油自下而上，每小时注入的油量小于 5000L。注油时，真空 泵继续抽真空。当油注到距箱顶约（100200） mm寸，关闭

17、真空泵，停止抽真空。但真空 滤油机不停止注油，直到油位逼近气体继电器封板处，才将真空滤油机停下。425.8 补加绝缘油真空注油结束后，从储油柜上的注放油联管向储油柜中加油，加油时将气体继电器两 端的蝶阀打开，同时打开高低压套管、散热器上的放气塞，待所加油溢出后关闭放气塞。 注意补油时要对储油柜进行排气（打开储油柜上部的放气塞），油位稍高于正常油面后， 关闭阀门取下联管，具体操作按储油柜安装使用说明书执行。425.9 热油循环（1）热油循环自上而下，滤油机出口管路与油箱上部的蝶阀连接，滤油机入口管路 与油箱下部的阀门连接。对于油导向结构的产品，要将器身与本体的油路连通，同时要将 气体继电器处的蝶

18、阀打开。（2） 解除真空后作热油循环。热油循环时，应控制滤油机出口油温在 60 5C范围， 循环时间不少于48h,通常使全油量循环（34）次。热油循环结束后静置 72h （包含起 始24h的密封试验）。4.2.5.10 待油温与外界环境一致时，打开套管、冷却（散热）器、联管等上部的放 气塞进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据最后的油温和油面曲线调整油面（由储油柜集 气盒上的注放油管进行），然后取油样化验必须符合国标规定要求。4.2.5.11 密封性能试验变压器密封性能试验，使油箱内维持 0.035MPa的压力，用油柱静压法试漏时，静压 24h;加压试漏法时（储油柜油面充干燥氮气），加压时间为24

19、h，无渗漏。试验时带冷却 装置，不带压力释放装置（压力试验时关闭安装蝶阀，试验完毕，投运前打开此蝶阀）。4.2.6主变压器中性点设备安装将避雷器、隔离开关用 8t载重货车运至安装地点，检查设备绝缘子表面清洁、无裂 纹、破损等缺陷，瓷铁粘合牢固。隔离开关操动机构的零部件齐全。经清扫、检查、试验 后确认设备完好。4.261主变压器中性点氧化锌避雷器安装避雷器的组装按照出厂编号和顺序进行，不得混装。各连接接触面的处理应达到厂家 要求。避雷器的放电计数器动作正确，接地可靠。(1) 将避雷器固定牢固并保证垂直。(2) 每个元件的中心线与安装中心线的垂直偏差小于1.5%X元件高度。(3) 放电记录器密封良

20、好，动作可靠，安装位置一致。4.2.6.2 注意事项(1) 氧化锌避雷器外部完整、无缺陷。(2) 封 口处密封应良好，法兰连接处无缝隙。瓷件无裂纹、破损，瓷套与法兰间的 结合牢固。(3) 组合元件经试验合格，底座和接紧绝缘子的绝缘良好。(4) 放电计数器动作可靠、绝缘良好。4.2.6.3主变压器中性点接地隔离开关安装接地开关的操动机构安装牢固，机构动作平稳，无卡阻、冲击等异常情况，分闸状态 时触头拉开角度符合产品的技术规定。垂直度符合制造厂的规定。(1) 将隔离开关操作机构固定在基础上，把连杆系统依次固定在本体和机构上，最 后用钢管将机构上的接头与操作瓷瓶上的接头焊在一起。(2) 将手动机构处

21、于合闸位置时，调整连杆长短，使动触头与静触头触指处于正确 的接触位置。(3) 处于分闸位置时，调节操动机构上的挡销使动触头动作半径符合要求。4.2.6.4 注意事项(1) 隔离开关与操动机构的外表完好。(2) 开关合闸时，触头部分是否保持良好接触位置，并测量其回路电阻，触头上的 弹簧未发生变形，拉力不会改变。(3) 机构中辅助开关等元件绝缘良好。(4) 接地良好。(5) 操作时各转动部分灵活，无卡滞现象。4.2.6.5 充氮灭火装置安装(1) 本体安装根据设计桩号、高程，由专业测量人员对设备基础进行复测，使其水平误差2mm垂直误差3mm安装前对设备基础进行清洁，并由专业测量人员将设备基础的中心

22、点做好， 标记清晰。按照厂家技术要求依次安装消防柜、控制柜，调整盘柜高程、方位符合要求， 将盘柜与基础点焊牢固。吊装时应严格按照产品的技术要求选用吊装器具及吊点，并做好 防护措施避免设备磕碰。(2) 管路配装按照厂家技术资料配装连接管路，管路水平1伽/m,管路垂直1.5伽/m。配装完成后，清洗管路并浸绝缘白漆。管道安装后，应做密圭寸试验保证无渗漏，氮气压力应保证一年内 不用充气。(3) 附件安装及接线安装控流阀、火灾探测器等附件，并按照厂家技术资料接线。(4) 调试试验安装完成后，应配合厂家技术人员完成充氮灭火装置的调试工作。主要试验项目包括:设备氮气管道与油管路密封性检验；火灾探测器及控流阀

23、工作性能检验；自动及手动方式下，消防柜内排油及充氮重锤机构释放性能试验； 控制箱信号检验。4.2.7安装前试验4.2.7.1 接地套管绝缘检查。427.2三相及中性点高压套管的试验(绝缘电阻值、介质损耗角正切值tg S )。 427.3 避雷器试验(绝缘电阻值、直流耐压试验)。4.2.8安装后试验4.2.8.1测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数(1) 试验目的：所测绝缘电阻能发现电气设备的局部绝缘降低、整体受潮、脏污、 绝缘油劣化等缺陷。(2) 试验设备：5000V电动摇表(3) 试验数据分析：记录绝缘电阻、吸收比、极化指数值，绝缘电阻值不应低于产品出厂例行试验值的70%当测量温度与

24、产品温度不符合时应换算到同一温度时的数据进 行比较；吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。4.2.8.2 绕组连同套管的直流电阻测量(1) 目的：检查绕组接头母线安装质量、绕组有无匝间短路、调压分接开关的各个 位置接触是否良好、分接开关实际位置与指示位置是否相符。(2) 试验方法：直流旋转焊机输入电流，读取电压值，用电流电压法算出直流电阻值，测量应在各分接头所有位置上进行(3) 试验数据分析：各项测得的误差应不大于平均值的2%变压器的直流电阻与同温下产品出厂试验数据比较相应变化不应大于 2%采用仪表标准应高于0.2级。428.3检查变压器所有分接开关抽头的变压比，进行分接

25、开关切换装置的检查和试 验，开关切换装置应和实际档位相对应。(1) 目的：检查变压器绕组匝数比的正确性，检查分接开关安装接触的状况。(2) 试验方法：初级(110KV侧)通入380V三相电源，同时读取次级与初级的电压值， 然后计算出变比，各档试验方法均一样(或用变比测试仪测试)。(3) 试验数据分析：应与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且符合变压比的规律。4.2.8.4 检查和测量变压器的三相接线组别(1) 目的：检查是否与铭牌及设计相一致。(2) 试验方法：直流法或用变比测试仪测试。(3) 试验数据分析：应与铭牌标记的符号相符。4.2.8.5绕组连同套管的介质损耗角正切值tg S测量(1)

26、目的：tg S值的测量，对于判断电气设备绝缘状况是比较灵敏有效的方法。(2) 试验设备：QS1型高压电桥(光纤介损测试仪)。(3) 试验数据分析：被测绕组的tg S不应大于产品例行试验值的130%当测量温度 与产品例行试验时的温度不符时，应换算到同一温度的数据进行比较。4.2.8.6绕组连同套管的直流泄漏电流的测量(1) 目的：考验主变的绝缘耐电强度，比兆欧表检查缺陷的有效性更高。(2) 试验设备：直流高压发生器(JGS-60/2型)。(3) 试验数据分析：高压端直流试验电压为40kV，当施加试验电压达一分钟时，在高压端读取泄漏电流值与产品出厂例行试验数据比较。低压端直流试验电压为10kV。4

27、.2.8.7铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管与对外壳的绝缘电阻测量。采用 2500V兆欧表测量，持续时间一分钟应无闪络及击穿现象，安装试验完毕铁芯必须为一点 接地。4.2.8.8 绝缘油的试验(1) 目的：是保证变压器正常运行和投运的重要试验步骤。(2) 试验设备：油耐压试验发生器，以及化学检验设备。(3) 试验数据分析：油试验共进行五次，进行简化分析和进行色谱分析。4.2.8.9主变其他主要试验(其相关资料见专项试验方案及报告)（1）主变压器的局部放电试验（2）主变压器测量绕组变形试验（3）绕组连同套管的交流耐压试验。（4）主变压器中性点接地开关试验（5）主变压器中性点避雷器试验（6）

28、保护设备的传动试验（7）冲击合闸试验按照电网投入运行方案进行倒送电，并进行主变冲击试验，第一次受电后持续时间不 应少于10min，应无异常情况。冲击合闸在变压器高压侧进行，试验时变压器中性点必须 接地。（8）变压器的相位检查，变压器的相位必须与电网的相位一致。（9）制造厂家安装说明书规定的其它试验项目。429中性点接地开关试验安装完毕后的现场试验应按照制造厂的技术文件要求和GB50150的有关规定进行。现场试验项目如下：4.2.9.1 测量绝缘电阻429.2 导电回路电阻测试429.3 操作机构的试验4.2.9.4 制造厂家安装说明书规定的其他试验项目。4.2.10中性点避雷器试验安装完毕后的

29、现场试验应按照制造厂的技术文件要求和GB50150的有关规定进行。现场试验项目如下：4.2.10.1 测量绝缘电阻4.2.10.2 测量电导或泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数4.2.10.3 测量金属氧化物避雷器的工频参考电压或直流参考电压4.2.10.4检查放电计数器动作情况及避雷器的基座绝缘。4.2.11中性点电流互感器试验4.2.11.1 测量绕组的绝缘电阻4.2.11.2 互感器绕组的交流耐压试验4.2.11.3 测量电流互感器的励磁特性曲线4211.4 检查互感器的极性4211.5 检查互感器的变比。5质量检查标准及保证措施5.1质量检查标准项次检查项目质量标准检验记录1一般规定

30、油箱及所有的附件应齐全， 无锈蚀或机械损 伤，无渗漏现象。各连接部位螺栓应齐全， 固定良好。套管表面无裂缝、伤痕，充油套 管无渗油现象，油位指示正常2器 身 检 查 2.1铁芯应无变形和多功能点接地。铁轭与夹件，夹 件与螺杆等处的绝缘应完好，连接部位应紧 固 2.2线圈绝缘层应完好无损，各组线圈排列应整齐， 间隙均匀，油路畅通。压钉应紧固，绝缘良 好，防松螺母锁紧2.3引出线绝缘包扎应紧固，无破损拧弯现象。固定 牢固，引出线裸露部分应无毛刺或尖角，焊接良好。引出线与套管的接线应正确，连接牢固2.4电压切换装置无激磁电压切换装置各分接点与线圈的 连接应紧固正确。接点接触紧密，转动部位 应转动灵活

31、，密封良好，指示器指示正确。有载调压装置的各开关接点接触良好。分接线连接牢固、正确，切换部分密封良好2.5箱体各部位无油泥、金属屑等杂物。有绝缘围 屏者，其围屏应绑扎牢3 本 体 及 附 件 安 装3.1本体就位本体中心应与设计桩号对正。 装有气体继电 器的箱体顶盖应有1%- 1.5%的升高坡度。 3.2冷却装置安 装安装前应进仃密圭寸试验无渗漏。 与变压器本 体及其它部位的连接应牢固，密封良好。管 路阀门操作灵活，开闭位置正确。油泵运转 正常。风扇电动机应安装牢固，转动灵活、 运转正常、无振动或过热现象。冷却装置安 装完毕试运行正常，联动正确3.3有载调压装置 安装传动机构应固定牢固，操作灵

32、活无卡阻。 切换开关的触头及其连接线应完整，接触良好。限流电阻完整无断裂。切换装置的工 作顺序及切换时间应符合产品要求，机械联锁与电气动作正确。位置指示器动作正 常，指示正确。油箱应密封良好，油的电气 绝缘强度应符合产品要求。电气试验符合“标准6 ”要求3.4储油柜及吸潮 器安装储油柜应清洁干净，固定牢固。油位表应 动作灵活，指示正确。吸潮器与储油柜的连 接管应密封良好，吸潮剂应干燥 3.5套管的安装套管应试验合格。各连接部位接触紧密，密 封良好。充油套管不渗漏油，油位正常3.6升高座的安装安装正确，边相倾斜角应符合制造要求。与 电流互感器中心应一致。绝缘筒应安装牢固 位置正确3.7气体继电路

33、的 安装安装前应检验收整定，安装水平，接线正确。 与连通管的连接应密封良好3.8安全气道的安 装内壁清洁干燥，隔膜的安装位置及油流方向 正确3.9测温装置的安 装温度计应经校验，整定值符合要求，指示正 确3.10保护装置的安装配备应符合设计要求，各保护应经校验，整 定值符合要求，操作及联动试验过程中保护 装置应动作正常变压器油符合“标准6”要求4变压器与母线或电缆的连接母线应光洁无裂纹， 搭接面应平整，连接紧 固，其接触面紧密；电缆外表应无扭曲绝缘 层应无损伤，固定牢靠，电缆中端头制作符 合要求，连接紧固5各接地部位应牢固可靠，并按规定涂漆。接地引下线及 引下线与主接地网的连接应满足设计要求6

34、变压器整体密 封检查应在储油柜上用气压或油压进行整体密封 试验，其压力为能承受0.03Mpa压力，持续 时间为24h，应无渗漏7测量绕组连同套 管一起的直流电 阻相间应小于 2%如由于结构等原因超过相 应规定值时，可与同温度下产品出厂实测数 值比较，变化范围应小于 2%8检查分接头的变 压比额定分接头变压比允许偏差为土 0.5%,其它 分接头与铭牌数据相比应无明显差别 ，且应 符合变压比规律9检查三相变压 器的接线组别和 单相变压器的极 性应与铭牌及顶盖上的符号相符10测量绕组连同套 管一起的绝缘电 阻和吸收比绝缘电阻应大于产品出厂试验值的 70% 温度为10-30 C时，变压器吸收比应大于1

35、.311测量绕组连同 套管一起的正切值tg S温度为10-30 C时，35KV及以上电压级的变 压器绕组连冋套管一起的正切值tg 3应w 212测量直流泄漏电 流直流试验电压为40KV,读取1min的高压侧 泄漏电流值直流试验电压为10KV,读取1min的低压侧 泄漏电流值13与铁芯的各紧固 件及铁芯引出套 管与外壳的绝缘 电阻测量用2500V兆欧表测量，时间 1min，应无闪 络及击穿现象14非纯瓷套管试验与产品铭牌值相比应无明显差别1518.1测量限流兀 件的电阻与产品出厂测量值比较应无明显差别16 有 载 调 压 装 置 的 检 查 试 验18.2检查开关动、静触头动作顺序动作顺序正确，

36、动作可靠18.3检查切换装 置的切换过程全部切换过程，应无开路现象18.4检查切换装 置的调压情况电压变化范围和规律与产品出厂数据相比，应无显著差别17绕组变形试验与出厂试验特征图谱对比无明显变化，三相之间无明显差异18感应耐压及局部 放电试验感应耐压试验过程中， 试验电压不出现突然 下降；在局部放电的观测过程中，试验电压不产生突然下降，并在施加电压60min内，所有测量端子上的视在放电量的连续水平， 低于规定的限值（w 500pC）,并不表现出明 显地、不断地向接近这个极限方向增长的趋 势。19额定电压下的冲击合闸试验试验五次，应无异常现象20相位检查必须与电网相位一致5.2质量保证措施（1

37、）绝缘油过滤及保管：绝缘油必须存放在干净密闭的容器内，滤油机、管路等滤 油设备在滤油前必须进行彻底的清理。（2） 变压器抽真空、真空注油、热油循环等工序工作，配备熟练的专业人员进行24h 值班检查，做好运行与交接记录，确保主变安装质量。为防止抽真空过程中意外停电，现 场配备两回施工电源，并在真空泵出口装设真空电磁阀，停电时自动关断，防止突然停电导致真空泵油混入主变的情况发生。（3）变压器残油和废油应集中收集到油桶里，并及时回收到绝缘油库油罐内，禁止 随意排放。（4）变压器安装过程中应严格执行“三检一验制”，每道工序都必须经监理验收合格 后，方可进入下道工序。（5）应做好变压器成品保护工作：1）

38、对变压器高低压瓷套管，应有防砸及防碰撞措施；2）变压器器身要保持清洁干净，油漆面无碰撞损伤；3）在变压器上方作业时，操作人员应带工具袋，以防工具材料掉下砸坏、砸伤变压 器各零部件；4）变压器发现漏油时应及时处理，防止油面太低，潮气侵入，降低线圈绝缘程度；5）对安装完的电气管线及其支架应注意保护，不得碰撞损伤；6）在变压器上方如需电气焊时，应对变压器进行全方位保护，防止焊渣掉下损伤设 备。6强制性条文强制性条文条款执行要素执行情况相关资料2.3.2当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。现场监控施工记录2.7.1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

39、可注入 变压器、电抗器中。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。简化分析变压器油试验报告耐压试验混油试验2.10.2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，方可投入运行。检查项目如下： 一、本体、冷却装置及所有附件应无缺1、本体检查安装记录2、冷却装置及附件 检杳陷，且不渗油。3、整体密封检查七、接地引下线及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。铁芯和夹件接地引 出套管、套管的接 地小套管及电压抽 取装置不用时其抽 出端子接地安装记录电流互感器备用二 次端子短接接地套管顶部结构的接 触