标准规范下载简介

2-电气装置安装电力变压器、电抗器、互感器施工规范（GB50148-2010）

5.1.1互感器在运输、保管期间应防止受潮、倾倒或遭受机械损 伤；互感器的运输和放置应按产品技术文件要求执行。 5.1.2互感器整体起吊时，吊索应固定在规定的吊环上，并不得 碰伤伞裙。

1互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤。 2 油浸式互感器油位应正常，密封应严密，无渗油现象。 3 电容式电压互感器的电磁装置和谐振阻尼器的铅封应完 好。 4气体绝缘互感器内的气体压力，应符合产品技术文件的要 求。 5气体绝缘互感器所配置的密度继电器、压力表等，应经校 验合格，并有检定证书。

5.2.1互感器可不进行器身检查，但在发现有异常情况时，应在 厂家技术人员指导下按产品技术文件要求进行下列检查： 1 螺栓应无松动，附件完。 2 铁芯应无变形，且清洁紧密，无锈蚀。 3 绕阻绝缘应完好，连接正确、紧固。 4 绝缘夹件及支持物应牢固，无损伤，无分层开裂。 5内部应清洁，无污垢杂物，

6穿心螺栓的绝缘应符合产品技术文件的要求。 7 制造厂有其他特殊要求时，尚应符合产品技术文件的要 求。 5.2.2互感器器身检查时，尚应符合本规范第4.5节的有关规 定。 5.2.3110kV及以上互感器应真空注油。

GB／T 13477.14-2019 建筑密封材料试验方法 第14部分：浸水及拉伸-压缩循环后粘结性的测定互感器安装时应进行下列检

1互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定。 2二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，标志清晰，绝缘 应符合产品技术文件的要求。 3油位指示器、瓷套与法兰连接处、放油阀均应无渗油现象， 4隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完好无损，顶盖螺栓 紧固。 5气体绝缘的互感器应检查气体压力或密度符合产品技术 文件的要求，密封检查合格后方可对互感器充SF。气体至额定压 力，静置24h后进行SF气体含水量测量并合格。气体密度表、继 电器必须经核对性检查合格。 5.3.2互感器支架封顶板安装面应水平；并列安装的应排列整 齐，同一组互感器的极性方向应一致。 5.3.3电容式电压互感器应根据产品成套供应的组件编号进行 安装，不得互换。组件连接处的接触面，应除去氧化层，并涂以电 力复合脂。 5.3.4具有均压环的互感器，均压环应安装水平、牢固，且方向正

5.3.4具有均压环的互感器，均压环应安装水平、牢固

确。安装在环境温度0℃及以下地区的均压环应在最低处打 孔。具有保护间隙的，应按产品技术文件的要求调好距离。

5.3.6互感器的下列各部位应可靠接地：

1分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子；电 容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。 2电容型绝缘的电流互感器，其一一次绕组末屏的引出端子、 铁芯引出接地端子。 3互感器的外壳。 4电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地。 5倒装式电流互感器二次绕组的金属导管。 6应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接 地引下线。

5.3.7互感器需补油时，应按产品技术文件要求进行。

5. 4 工程交接验收

5.4.1在验收时，应进行下列检查： 1设备外观应完整无缺损 2互感器应无渗漏，油位、气压、密度应符合产品技术文件的 要求。 3 保护间隙的距离应符合设计要求。 4 油漆应完整，相色应正确。 5： 接地应可靠。 5.4.2 在验收时，应移交下列资料和文件： 1 安装技术记录、质量检验及评定资料、电气交接试验报告 等。 2施工图纸及设计变更说明文件。 3制造厂产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等产 品技术文件。 4备品、备件、专用工具及测试仪器清单，

附录A新装电力变压器及油浸电抗器

A.U.I带油运输的变压器及电抗器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，并应 符合下列规定： 1绝缘油电气强度及含水量试验应合格。 2绝缘电阻及吸收比（或极化指数）应合格。 3介质损耗角正切值tga合格，电压等级在35kV以下或容 量在4000kV·A以下者不作要求。 A.0.2充气运输的变压器及电抗器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，并应 符合下列规定。 1器身内压力在出厂至安装前均应保持正压。 2残油中含水量不应大于30ppm；残油电气强度试验在电 压等级为330kV及以下者不应低于30kV，500kV及以上者不应 低于40kV。 3变压器及电抗器注人合格绝缘油后应符合下列规定： 1）绝缘油电气强度及含水量应合格。 2)绝缘电阻及吸收比（或极化指数）应合格。 3)介质损耗角正切值tgo应合格。 4当器身未能保持正压，而密封无明显破坏时，应根据安装 及试验记录全面分析，按照现行国家标准《电气装置安装工程电 气设备交接试验标准》GB50150的规定作综合判断，决定是否需 要干燥。

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1)表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2)表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合 的规定”或“应按执行”

《电气装置安装工程 《电气装置安装工程 《电气装置安装工程 GB 50171

电气设备交接试验标准》GB50150 接地装置施工及验收规范》GB50169 盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》 GB 50171 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB/T50300 《高压绝缘子瓷件技术条件》GB/T772 《电力变压器第2部分：温升》GB1094.2 《电力变压器第3部分：绝缘水平和绝缘试验》GB1094.3 《电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作 冲击试验导则》GB/T1094.4 《电力变压器第5部分：承受短路的能力》GB1094.3 《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB5273 《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB7597 《高压套管技术条件》GB/T4109 《标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第1部分： 瓷或玻璃绝缘子的试验》GB/T8287.1 《标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第2部分： 尺寸与特性》GB/T8287.2

本规范是根据原建设部《关于印发<2006年工程建设标准规 范制订，修订计划>（第二批）的通知》（建标【2006】136号）的要求， 由中国电力企业联合会负责，中国电力科学研究院（原国电电力建 设研究所）会同有关单位在《电气装置安装工程电力变压器、油 漫电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148一90的基础上修订 的。 按修订大纲计划安排，应将适用范围扩天到1000kV特高压 设备，以满足我国1000kV特高压输变电工程项建设的需要，但 此时1000kV输变电设备及设计尚处于研发、试制及课题研究阶 段，而工程于2007年并工，所有设备及设计安装资料尚未出来，完 整的标准征求意见稿无法形成，在征求了上级主管部门的意见后： 快定等1000kV特高压输变工程施工技术部分的内容补充进去 后，一起征求意见。 后因成立了“特高压标准化技术委员会”，将特高压标准纳人 其制订、修订及管理范围。为此，编写组于2008年7月30日~8 月1日在大连召开编写组第二次工作会议，决定将规范适用范围 由原计划1000kV特高压调整到750kV超高压：对已形成的规范 初福进行了再次讨论。确定本规范的内容共分5章和1个附录， 主要内容包括：电力变压器、油浸电抗器的运输、保管，本体检香、 安装，附件安装，整体密封检查、绝缘油处理、交接验收及互感器的 拖工及交接验收等。 截止到2008年11月20，经整理汇总后的返回意见共68 条，其采纳47条，因对规范条文理解有误而未采纳的意见18 条，条文内容修改部分采纳2条，需提交审查会讨论确定的1条。

经修改后形成厂《电气装置安装程电力变压器、油浸电抗器、 互感器施二T.及验收规范》GBJ148一90修订送审稿，报审查委员会 审查。 与原规范相比较，本次修订将适用范围由原来的500kV及以 下电力变压器、油浸电抗器、互感器的施工及验收，扩大到 750kV。电压等级高了，对施二各个环节的技术要求、技术指标等 要求也提高了，并作了明确规定。同时确定了真接涉及人民生命 财产安全、人体健康、环境保护和公众利益的为强制性条文，以黑 体字标志，要求必须严格执行。 为了广天设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本规 范时能理解和执行条文规定，《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》编制组按章、节、条顺序编制 广本规范的条文说明，对条文规的目的、依据以及执行中需注意 的有关事项进行了说明，还着重对强制性条文的强制性理由做了 解释。但是，本条文说明不具备与标推正文同等的法律效力，仪供 使用者作为理解和把握标推规定的参考

电力变压器、油浸电抗器 (40) 4. 1 装卸、运输与就位 (40) 4.2交接与保管 (41) 4.3 绝缘油处理 (41) 4.4 排氮 (44) 4.5 器身检查 (44) 4.7 干燥 (46) 4.8 本体及附件安装 (46) 4. 9 注油 (49) 4. 10 热油循环 (52) 4, 11 补油、整体密封检查和静放 (52) 4. 12 工程交接验收 (54) 互感器 (56) 5. 1 般规定 (56) 5. 2 器身检查 (56) 5 3宏装 56

本规范的术语和定义依据《电力变压器》GB1094.1、《电工术 语变压器、互感器、调压器和电抗器》GB/T2900.15和《电力工 程基本术语》GB/T50279等标准

4.1.3为确保运输安全此条规定为强制性条文。现行国家标准 “油浸式电力变压器技术参数和要求》GB6451.1~5中规定“电压 在220kV，容量为150MV·A及以上变压器运输中应装冲击记录 义”所以本条规定大型变压器和油浸电抗器在运输时应装设冲 击监测装置，以记录在运输和装卸过程中受冲击和振动情况。设 备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示。基于下列国内外的 资料和产品技术协议规定，认为取三维冲击加速度均不大于3g 较适宜。 日本电气协会大型变压器现场安装规范专题研究委员会提出 的“大型变压器现场安装规范中规定其冲击允许值为3g。 联邦德国TU公司的变压器，其冲击值规定为3g。 美国国家标准规定：垂直方向为1g；前后方向为4g。 现场检查如果三维冲击加速度均不大于3g：可以认为正常。 4.1.4为防止变压器在运行过程中由于倾斜过大前引起结构变 形，正常情况下，制造厂规定变压器倾斜角仅允许为15°，特殊运 输方式其倾斜角需要超过15°时，应在订货时特别提出，以便做好 加固措施。 4.1.7为确保运输安全此条规定为强制性条文。随着变压器、电

长，正常情况下，制造厂规定变压器倾斜角仅允许为15°，特 方式其倾斜角需要超过15时，应在订货时特别提出，以便 固施，

抗器的电压等级升高，容量不断增加，本体重量相应增加，为了适 应运输机具对重量的限制，大型变压器，电抗器常采用充氮气或充 于燥空气运输的方式。为了使设备在运输过程中不致因氮气或干 燥空气渗漏而进人潮气，使器身受潮，油箱内必须保持一定的正 压，所以要求装设压力表用以监视油箱内气体的压力，并应备有气

体补充装置，以便当油箱内气压下降时及时补充气体。

4.2.1设备到达现场后应及时检查，以便发现设备存在的缺陷和 问题并及时处理，为安装得以顺利进行创造条件。本条规定了进 行外观检查的内容及要求。检查连接螺栓时，应注意紧固良好，因 为油箱顶部一般米充满油：密封不好检查，只有要求每个螺栓都应 紧固食好，否则顶盖螺栓松动容易进水；充气运输的设备，检查压 力可以作为油箱是否密封良好的参考，即使在最冷的气候条件下， 气体压力必须是正值，故规定油箱内应保持不小于0.01MPa的正 压，装有冲击记录仪的设备，应检查并记录设备在运输和装卸过程 中受冲击的情况，以判断内部是否有可能受损伤。 4.2.4含水量以前标准单位采用ppm，等同于本规范的L/I 保管期间的油样试验耐压和含水量能够反映保管状态，选取击穿 电压≥60kV和含水量≤10uL/L标准是能满足变压器、电抗器的 保管要求的。

4.3.1绝缘油管理工作的好环，是保证设备质量的关键，应弓起 充分注意。因此，本条作了下列规： 1绝缘油到达现扬，都应存放在密封清洁的专用油罐或容器 内，不应使用储放过其他油类或不清洁的容器，以免影响绝缘油的 性能。绝缘油到达现场后，应进行目测验收，以免混人非绝缘油。 2绝缘油取样的数量，是根据国家现行标准《电力用油（变压 器油、汽轮机油）取样》GB7597中第2.1.1.4款规定每次试验应 按上表2.2.3规定取数个单一油样，并再用它们均匀混合成一个 混合油样作的规定： 1）单一油样就是从某一个容器底部取的油样。 2混合油样就是取有代表性的数个容器底部的油样再混合均

习的润杆 现在国内各地取样试验的方法不尽相同，有的是每桶取样油 都作简化分析，而有的地区则将取样油混合后作简化分析。本条 文是按《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB7597作的 规定。 下面附新来油的《变压器油》GB2536标准及《运行中变压器 油质量标准》GB7595供参考（见表1、表2）。两者不同之处是新 油的击穿电压不低于35kV，且没有含气量、含水量的要求。

表1《变压器油》GB2536新油）

：1 把产品注人100mL量筒中，在20土5℃下目测，如有争议时+按《石油产品 和添加剂机械杂质测定法（重量法）》GB/T511测定机械杂质含量为无。 以新疆原油和大港原油生产的变压器油测定倾点时，充许用定性滤纸过 滤。倾点指标，根据生产和使用实际经与用户协商，可不受本标准限制。 3氧化安定性为保证项日，每年至少测定一次。 4击穿电压为保证项.1每年至少测定一次。用户使用前必须进行过滤并重 新刻定。 5测定击穿电压允许用定性滤纸过滤

表2《运行中变压器油指标》GB7595

注：1取样油温为40～60℃。 2《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》DL/T429.9是采用平 板电极；《绝缘油击穿电压测定法》GB/T507是采用圆球、球盖形两种形 状电极。三种电极所测的击穿电压值不同其影响情况，见附录B提示的附 录）。其质量指标为平板电极测定值。

4.4.1变压器、电抗器在充氮状态下经运输和较长期的保管，原

4.4.1变压器、电抗器在充氮状态下经运输和较长期的保管·原 漫入绝缘件中的绝缘油逐渐渗出，绝缘件表面变得干燥，若器身一 回暴露在空气中，绝缘件就极易吸收空气中的湿气而受潮，因此 为防止绝缘件受潮，在人员进人内部作业之前，应使器身再浸一次 油，并静置一定时间。日本电气协会的《大型变压器现场安装规 范》中规定：“变压器安装在基础之后，要注人事先过滤好的油，将 运输时充入的氮气置换出来，然后静置12h以上，待绝缘件漫透 油后，再用干燥空气置换油”。 本条规定的绝缘油电气强度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/T7595及《绝缘油击穿 电压测定法》GB/T507中的有关要求进行试验。 4.4.2、4.4.3排氮采用抽真空的方法较为简单，但如何判断氮气 排尽，人能进入内部，国外以油箱内含氧浓度来判断。如日本《防 止缺氧症规则》规定，含氧量未达到18%以上时，人员不得进人 而美国职业安全与健康委员会”的要求为19.5%及以上。 4.4.3为保证二作人员的安全与健康而列为强制性条文，

4.4.3为保证作人员的安全与健康而列为强制

4.5.3本条规定：由于冲击监视装置记录等原因，不能确定运输、 装卸过程中冲击加速度是否符合产品技术要求时，应通知制造广： 与制造厂共同进行分析，确定内部检查方案并最终得山检查分析 结论。 2）关系到变压器是否能确保安全运，应强制执行。

4.5.5为确保变压器的安装质量和工作人员的安全、健康而列为 强制性条文。

1进入变压器内部进行器身检查，应符合下列规定： 3）目前已有真空净油设备可进行热油循环加温，为保证器身 不受潮，故强调器身温度不应低于周围空气温度，当器身温度低于 周围空气温度时，应将器身加热。考虑到加温高于周围空气温度 10℃有困难，故只作有选择性的宜”的规定，不作硬性规定：只要 求器身温度不低于周围空气温度即可。

4.5.7本条对器身检查的项自及要求作了如下规定

1大型变压器在运输中都加有支撑，在顶部或两端装有压 ，以避免运输装卸过程中器身移动，故规定首先应检查运输支撑 及运输用的临时防护装置是否有移动，并规定检查后应将其拆除、 请点、作好记录、将顶部压钉翻转，以防止引起多点接地。 3检查铁恶时，应注意铁芯有无多点接地，铁恐多点接地后 在接地点之间可能形成闭合路：导致循环电流引起局部过热，甚 至将铁芯烧损。 近儿年来，一些变压器铁芯增加了屏蔽，铁芯的适定由穿芯螺 丝改为夹件、压钉等方式，所以在进行铁芯检查时，应注意这些地 方的绝缘检查。 6检查引出线时，应校核其绝缘距离是否合格，曾发生过由 于引出线的绝缘距离过小，而在局部放电试验时出现故障；引出线 的裸露部分应无毛刺和尖角，以防运行中发生放电击穿。 松

4.5.8器身检香的同时亦应检查箱壁上阀门开闭是否

是否正确，否则以后不易检查和处理。器身检查完毕后，用合格的 变压器油对铁芯和线圈冲洗，以清除制造过程中可能遗留于线圈 间铁芯间和箱底的杂物，并冲洗器身露空时可能污染的灰尘等。 冲洗器身时往往会产生静电，故要求冲洗时不得触及引出线端头 裸露部分，以免触电

4.7.2为了防正变压器，电抗器在干燥时绝缘老化或破坏，本条 规定对温度进行监控。电力工业管理法规中规定：变压器油温不 得超过85℃；美国国家标准“关于油浸变压器的安装导则”中提 ：线圈温度不得超过95℃，油温不得超过85℃。 干式变压器干燥时，其温度必须低于其最高充许温度，根据现 行国家标《十式电力变压器》GB6450的规定：干式变压器线圈 的最高允许温度见表3（按电阻法测量）：

表3千式变压器线墨的最高允许温度

4.7.3绝缘受潮后进行十燥，由于温度的增加，潮气将排出，绝缘 电阻将下降，继续于燥则潮气降低，绝缘电阻将上升，干燥完毕时 绝缘电阻值渐趋稳定，可认为十燥完毕。为保证干燥质量，规定绝 缘电阻必须上升后并保持稳定一段时间，直无凝结水产生时，才可 认为干燥完毕。绝缘电阻稳定持续时间，本条规定为110kV及以 下者为6h，220kV及以上的变压器、电抗器持续12h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

对冷却装置的安装作广下列要求： 冷却装置安装前应按制造广规定的压力值进行密封试验 ）散热器，应按制造厂规定的压力值，持续3uimill应无渗油

4.8.7升高座安装时应特别注意绝缘简的缺口方向，应便之与号

4.8.7升高座安装时应特别注意绝缘简的缺口方向，应使之与号 出线方向致，不使相，否则会由于振动等原因易擦破引出线绝 缘。升高座放气塞的位置应在最高点，为了便于套管安装，电流互

器和升高座的中心线应一致，

4.8.8对套管的安装作了下列规定

3套管顶部结构的密封至关重要，由于顶部结构密封不良而 导致潮气沿引线渗入变压器线圈造成烧环事敌者不少。部分原医 是因安装不当所致，例如密封垫未放正确，或因单纯要求三相连接 引线位置一致而将帽顶松扣。故应特别强调顶部结构的密封。 4为便于观蔡套管的油位，油位指示应面向外侧。现在一些 电容芯套管为了试验方便将未屏引出，在正常时，未屏应良好接 地。

现场送检，或者送出检验有困难，司以进行协商，但温度计的出厂 检验报告必须提供；对于不送出检验的温度计，现场必须进行温度 的比对检查和信号接点的动作和导通检查。温度计应根据制造厂

的规定进行整定并报运行单位认可（或按照运行单位定值整定）

4.9.1为了确保变压器油的质量，将本条列为强制性条文。

1真空注油能有效地驱除器身及油中气泡，提高变压器的绝 缘水平，特别对纠结式线圈匝间电位差较大的情况下，防止存在气 泡引起匝间击穿事故，具有重要意义。 条文规定“110kV者宜采用真空注油”。有单位提出110kV 也必须真空注油，考虑到110kV电压不高，牵涉面广，容量不大的 都带油运输，不需强调必须真空注油，若容量较大，又充气运输，可 以采用真空注油，故条文仍用“宜”即有条件者首先采用。 2注油应按油速来控制较科学。如220kV变压器的油量由 十多吨到五十多吨，若以时间控制，则油速相差三倍多。而静电发 生量大致按油流速三次方比例增加。故注油应以油流速度来决定 注油时间较合适。有些制造厂规定为10t/h，现有的净油机出力

大都为60001/h，美国国家标准亦建议以此值。故规定注油速度 不宜大于100L/min。 3为了驱除器身表面的潮气，提高器身绝缘，也可使器身加 温，故规定注人的油温应高于器身温度，国外也有要求将油加热至 30℃左右然后注人的情况，本条对油温不作具体规定，可根据施 工现场的条件而定。 4为了抽真空需要，油面距箱顶应有一定距离，有的制造厂 提出为200mm。同时油必须淹过线圈绝缘以防受潮。 5220kV~~750kV变压器真空注油和破真空有两种方法，现 提供参考： 1）真空注油至离箱顶100mm～200mm，持续抽真空2h~4h， 采用高纯氮气解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，补充油到储油 柜油位计指示当前油温所要求的油位并进行各分离隔室注油。 2）真空注油至储油柜接近当萌油温所要求的油位，停正抽真 空，继续补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位，采用 高纯氮气通过储油柜呼吸器接口解除真空，关闭各个抽真空平衡 门，进行各分离隔室注油。

，9.6为了确保变压器的安装质量，将本条列为强制性条文

1为排除油箱内及附于器身上的残余气体，从油箱下部油阀 进油较为有利。有的单位提出：“若在高真空下，变压器中的气体 是很少的，如果油从上部进入，油在喷酒过程中，油表面增大，油内 未脱尽的气体、水分，可以被真空泵抽出，此情况相当于真空滤油 机的脱水脱气过程，油从上部进人，可以提高油质”。问题是抽真 空一定从上面抽，进油也从上面进，容易将油或油雾抽入真空泵； 另外考虑到注人的油已经经过脱气、脱水，并已达到标准，在注油 时，主要是排除油箱内及附于器身上的残余气体，并不是解决油中 的含水量和含气量.故仍规定从下部进油。

2强调“对导向强油循环的变压器，注油应按制造广的规 定”，因为导向强油循环的变压器，制造厂规定进油门和放油门间 时注油和放油，以保持围屏以外油压一致，但在工程施工中却往往 忽视此点，故在此条中特别提出以加强重视。 4.9.8本条为了人身和设备的安全，要求可靠接地。通过滤油纸 的油可能形成一种静电电荷，当变压器充油时，这种电荷将传导到 变压器绕组上。在这种情况下，绕组上的静电电压可能影响人身 及设备安全。为避免这种可能性发生，在充油过程中，要求把所有 外露的可接近的部件及变压器外壳和滤油设备可靠接地

2强调“对导向强油循环的变压器，注油应按制造厂 定”，因为导向强油循环的变压器，制造厂规定进油门和放 时注油和放油，以保持围屏以外油压一致，但在工程施工中去 忽视此点，故在此条中特别提出以加强重视

4.9.8本条为了人身和设备的安全，要求可靠接地。道

的油可能形成一种静电电荷，当变压器充油时，这种电荷将程 变压器绕组上。在这种情况下，绕组上的静电电压可能影听 及设备安全。为避免这种可能性发生，在充油过程中，要求 外露的可接近的部件及变压器外壳和滤油设备可靠接地

4.10.1330kV及以上变压器、电抗器必须进行真空干燥处理， 注完油后又进行热油循环，质量有所保证。因为330kV及以上设 备的器身作业时间较长，为彻底清除潮气和残留气体，要求注油后 进行热油循环。 现有一些500kV变压器在施工中一次注满油，减少了注油后 保持真空这道工序，故规定500kV者在注满油后可不继续保持真 空。

4.11补油、整体密封检查和静放

4.11.3密封检查主要是考核油箱及附件是否会渗漏油，故规定 应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验”。现在，现场作 密封检查时基本上都是在储油柜上进行。 近年来制造厂的密封结构都采用压力释放装置，而压力释放 装置的动作压力为0.05MPa，作密封试验时，不应超过释放装置 的动作压力，否则应装临时闭锁压板，增加油和空气接触时间。 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB6451中规定“变压器油 箱应承受住真空度为133Pa和正压力98kPa的机械强度试验，油 箱不得有损伤和不允许的永久变形。”故压力应从箱盖筐起，若在

储油柜加压，应减去储油柜油面到油箱顶盖的油压，才是真正作试 验的压力。 日本各厂规定的试验压力般为0.02MPa～0.035MPa。 试验持续时间均按24h即经过一昼夜温度变化检查其渗漏 情况。 一些单位反映，密封试验效果不大，对1600kV·A容量以下 整体到货的变压器可不作试验，据了解对小型变压器现场也未作 密封试验。故本条文增加“对整体运输的变压器可不进行此项试 验。

.11.4对于高压电力变压器、电抗器，在现场检查安装后，虽经 真空脱气注油，但在变压器绝缘油中还可能残留极少量能使油中 产生电晕的气泡。这种气泡主要有两种：残留在油漫纸内的气泡； 残留在部分油中的气泡。这两种气泡均可在油中溶解而消失，但 前者较后者难于溶解，气泡消失的时简较长。 一般浸过油的变压器，即使将油抽出去，由于毛细管现象，已 浸入绝缘物中的油仍可保存在绝缘物中，以后再注油时不会再出 现此类气泡。但充气运输的变压器、电抗器，由于安装注油前有较 长时间未浸油，且在运输过程中由于振动而会把原漫人绝缘物中 的油离析出来；或经过干燥处理的变压器，电抗器，在最初浸油时 都容易出现残留在绝缘物中的气泡。而残留在绝缘油中的气泡在 每次注油时其概率都大体相同，且这种气泡在油中较容易溶解 因此，为了溶解这些残留气泡就需要有一定静置时简。 要准确地确定静置时间是比较困难。首先，要知道气泡残留 在什么部位，气泡的体积及形状；其次要知道气泡周围的境膜厚 度，以便确定气泡的溶解速度。实际上各国都是根据各制造厂多 年的生产经验来确定。 如美国国家标准规定：电压在287kV及以下者至少静置 12h；电压在345kV及以上者，至少静置24h。 日本规定：120kV及以下，24h以上；140kV，36h以上

T70kV，42h以上;220kV,48h以上;500kV，72h以上。 本条参照日本的标准，结合我国已安装的500kV变压器、电 抗器的经验作了：500kV及750kV不少于72h，220kV.330kV不 少于48h，110kV及以下不少于24h的规定。 4.11.5变压器、电抗器注油静放后，油箱内残留气体以及绝缘油 中的气泡不能立即全部逸出，往往逐渐积聚于各附件的高处，所以 须进行多次放气，并应启动潜油泵以便加速将冷却装置中的残留 空气驱出。

4.12. 1本条规定了变压器、电抗器投入试运行前应检

1.1本杀规定变压器、电抗器投人试运行前应检套的项目： 3、5、6款是为了保证变压器能安全投入运行，不发生损坏变 压器的事故，作为强制性条文。 变压器、电抗器试运行，是指其开始带电后，并带一定的负荷 （即系统当时可能提供的最大负荷）连续运行24h。 变压器、电抗器在试运行期间应带额定负荷，但变电站的变压 器初投入时，般都无带额定负荷的条件，一般只能带一定负荷， 即系统当时可能提供的最大负荷。连续运行24h后，即可认为试 运行结束。

1中性点接地的变压器，在进行冲击合闻时，中性点必须接 地。在以往工程中由于中性点未接地而进行冲击合闸，造成变压 器损坏，因此将该项作为强制性条文。 2为了避免发电机承受冲击电流，以从高压侧冲击合闸为 宜。变压器中如三绕组500/220/35～60kV的中压侧过电压较 高，也不强行非从高压侧冲击合闸，故规定冲击合闸时宜由高压侧 投人，进行5次冲击试验是原规范规定，经代表讨论确定的，并已 执行多年；当发电机与变压器间无操作断开点时，可以不作全电压 冲击合闸

对此问题，有的认为所有变压器均应从高压侧作五次全电压 冲击合闻，以考核变压器是否能经受得住冲击，因曾有过冲击时变 压器被损坏的情况：另外多数单位认为，发电机变压器单元接线的 变压器，不需要从高压侧进行五次全电压冲击合闻试验，因为这种 单元结线一般都是大型发电机组，运行中无变压器高压侧空载合 闸的运行方式，而变压器与发电机之间为封闭母线连接，无操作断 并点，为了进行冲击合闻试验，须对分相封闭母线进行几次拆装： 将浪费机组投产前的宝贵时间。变压器冲击合闻，主要是考验冲 击合时变压器产生的励磁涌流对继电保护的影响，并不是为了 考核变压器的绝缘性能。经多次会议讨论后规定可不作全电压冲 击合闸试验。 3由于变压器、电抗器第一次全电压带电后必须对各部进行 检查，如：声音是否正常、各联接处有无放电等异常情况，故规定第 一次受电后持续时间应不少于10min，

5.1.135kV及以上互感器目前多数采用油浸瓷套式结构，体型 较高：因此制造厂对其搬运、保管提出了具体要求。例如：制造厂 规定瓷套式互感器的运输倾斜度不得大于15°，互感器的结构 一 般都按直立安装考虑，运输时应直立运输，否则将造成内部损坏， 渗漏。但330kV及以上电流互感器由于器身太高，无法直立运 输，现都卧倒运输，故规定互感器的运输和放置应按产品技术文件 要求进行。 5.1.2互感器整体起吊时，由于重量较重，利用瓷套管或瓷套管 顶帽起品，将使其受损伤，故须规定起吊时不得碰伤瓷套管

5.2.2互感器在现场进行器身检查时，为防止绝缘受潮，对周围 空气的相对湿度及在其相对湿度下器身的露空时间应遵守本规范 第4.5.6条中的有关规定。

5.2.3为了提高互感器的绝缘水平，110kV及以上的互感器应 采用真空注油,有关真空注油的工艺,应按产品规定进行。

.2.3为了提高互感器的绝缘水平，110kV及以上的互感

.315气体绝缘的互感器安装的要求，是制造厂规定的 安装方法，必须严格执行才能保证互感器安全投人运行。因 该项作为强制性条文。

5. 3.2由于互感器的型式、规格不同,布置也不全相间

式，同一种电压等级的互感器SL／T233-1999 水工与河工模型常用仪器校验方法（清晰无水印），当并列安装时，本条要求：应排列整 齐,极性方向一致，做到整齐美观。

5.3.3电容式电压互感器由于现场调试困难，制造厂出厂时均已 成套调试好后编号发运，故安装时须仔细核对成套设备的编号，按 套组装不得错装。

5.3.3电容式电压互感器由于现场调试困难，制造厂出厂时均已

各组件连接处的接触面，除去氧化层之后应涂以电力复合 为电力复合脂与中性凡士林相比较，具有滴点高（200℃以 流尚、耐潮湿、抗氧化、理化性能稳定、能长期稳定地保持低 阻等优点，故规定用电力复合脂。

5.3.4为使电压分布均匀，均压环安装方向有规定，须予以注意。

5.3.6为确保互感器安全投入运行水利工程建设项目档案管理规定(水办[2005]480号)，规定为强制性条文。

本条对各种型式不同的互感器应接地之处都作了规定。 1对电容式电压互感器，制造广粮据不同的情况有些特殊规 定，故应按产品技术文件要求进行接地。 2110kV及以上的电流互感器当为“U”型线圈时：为了提高 其主绝缘强度，采用电容型结构，即在一次线圈绝缘中放置一定数 量的同心圆简形电容屏，使绝缘中的电场强度分布较为均匀，其最 内层电容屏与芯线连接，前最外层电容屏制造厂往往通过绝缘小 套管引出，所以安装后应予以可靠接地，避免在带电后，外屏有较 高的悬浮电位而放电，以往曾发生过末屏未接地而带电后放电的 情况