变电站验收项目规范.docx
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变电站验收项目规范
变电站验收规范标准
2017年2月
一次部分
一、主变压器验收检查项目：
1.主变压器交接试验项目：
1）绝缘油试验或SF6气体试验；
2）测量绕组连同套管的直流电阻；
3）检查所有分接头的电压比；
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；
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；
6）非纯瓷套管的试验；
7）有载调压切换装置的检查和试验；
8）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
9）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；
10）测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
11）变压器绕组变形试验；
12）绕组连同套管的交流耐压试验；
13）绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；
14）额定电压下的冲击合闸试验；
15）检查相位；
16）测量噪音。
1.容量为1600kVA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；
2.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；
3.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；
4.电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款的规定进行；
5.穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。
6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。
7.0.2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，应符合下列规定：
1绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1的规定。
2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溶解气体的色谱分析。
试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252进行。
各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。
新装变压器油中H2与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过下列数值：
总烃：
20，H2：
10，C2H2：
0，
3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。
4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）。
5对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：
SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L。
变压器应无明显泄漏点。
7.0.3测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
1测量应在各分接头的所有位置上进行；
21600kVA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%；1600kVA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%；
3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式7.0.3换算：
（7.0.3）
式中R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）时的电阻值（Ω）；
T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。
4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。
但应说明原因。
7.0.4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不超过±1%；
2其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±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%。
7.0.5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。
7.0.6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：
1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；
2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；
3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，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；
4采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
7.0.7非纯瓷套管的试验，应按本标准第16章的规定进行。
7.0.8有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
1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；
2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、连动程序，电气和机械限位正常；
3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，试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4条的要求。
4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。
5绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1的规定。
7.0.9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7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较；
表7.0.9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
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，也可按下述公式计算：
A=1.5K/10（7.0.9-1）
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算：
当实测温度为20℃以上时：
R20=ARt（7.0.9-2）
当实测温度为20℃以下时：
R20=Rt/A（7.0.9-3）
式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；
Rt——在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。
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3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。
4变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜用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10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。
7.0.10测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ，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，应测量介质损耗角正切值tanδ；
2被测绕组的tanδ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7.0.10换算到同一温度时的数值进行比较。
表7.0.10介质损耗角正切值tgδ（%）温度换算系数
温度差K
5
10
15
20
25
30
35
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：
A=1.3K/10（7.0.10-1）
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，
tanδ20=tanδt/A（7.0.10-2）
当测量温度在20℃以下时:
tanδ20=Atanδt（7.0.10-3）
式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值；
tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
7.0.11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7.0.11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7.0.11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。
7.0.12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。
7.0.13绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
1容量为8000kVA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8000kVA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7.0.13-2）。
表7.0.13-1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
316（288）
—
330
363
408（368）
—
500
550
544（504）
—
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3部分：
绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8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。
感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。
除非另有规定，当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为：
（s）,但不少于15s。
（7.0.13）
7.0.14绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD）：
电压等级220kV及以上，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3部分：
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3中的有关规定进行（参见附录C）。
7.0.15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可冲击3次。
7.0.16检查变压器的相位必须与电网相位一致。
7.0.17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/T7328的规定进行。
2.验收项目：
1）变压器本体应清洁、无缺陷、外表整洁、无渗油和油漆脱落现象。
2）变压器各部的油位应正常，各阀门的开闭位置应正确。
套管及绝缘子应清洁、无损、爬距应满足要求。
3）变压器本体绝缘试验，绝缘油的简化试验、色谱分析和绝缘强度试验均应合格；试验项目齐全，无遗漏项目；检修、电试、油简化、油色谱分析、继电保护、瓦斯继电器等各项试验报告及时并完整。
4）变压器外壳接地应良好，接地电阻合格，铁芯接地、中性点接地、电容套管接地端接地应良好。
钟罩结构的变压器的上、下钟罩之间应有连接片可靠连接。
5）有载分接开关位置应放置在符合调度规定或常用的档位上，并三相一致；手动及电动操作指示均应正常，并进行1~2次全升降循环试验无异常情况。
各档直流电阻测量应合格，相间无明显差异。
6）保护、测量、信号及控制回路的接线应正确，保护按整定书校验动作试验正确，记录齐全，保护的连接片在投入运行位置，且验收合格。
变压器上二次连接电缆走向正确，排布整齐。
7）呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶不变色。
8）变压器引线对地及相间距离应合格，连接母排应紧固良好，伸缩节连接应无过紧过松现象，母排上应贴有示温蜡片。
9）压力释放器安装良好，喷口向外，红点不弹出，动作发信试验正常。
10）变压器本体的坡度按制造厂要求。
若制造厂无要求时，其安装坡度应合格（沿瓦斯继电器方向的坡度应为1~1.5%，变压器油箱到油枕的连接管坡度应为2~4%）。
11）相位以及接线组别应正确。
三线圈变压器的二/三次侧必须与其他电源核相正确。
油漆相位标示应正确、明显。
12）采用挡板式的瓦斯继电器时，其动作信号、流速应进行校验，瓦斯继电器正常时应充满油，箭头所指示油流方向应正确，无渗漏油，并有防护罩。
13）温度表及测温回路应完整、良好。
温度表就地/遥测的指示应正确。
14）套管油封的放油小阀门和瓦斯继电器的放气小阀门应无堵塞现象，高压套管末屏接地良好。
高压套管的升高法兰、冷却器顶部、瓦斯继电器和连接油管的各部位应放气。
强迫油循环变压器投运前，应启动全部冷却设备并运行较长时间，将残留空气逸出。
如瓦斯继电器上浮子频繁动作发信，则可能有漏气点，应查明原因处理后，方可投运。
15）变压器上无杂物或遗留物，邻近的临时设施应拆除，临近的临时设施（如短接线）应拆除，永久设施如遮栏、扶梯等应牢固，现场应清扫干净。
扶梯上应装有带锁的门盒。
16）变压器本体保护装置信号模拟正确，保护动作出口准确。
17）有载调压虑油机工作正常。
18）主变梯子安装禁锢，有安全警示。
二、母线验收项目
1、新装母线的验收要求
（1）母线相间及对地部分应有足够的绝缘距离，户外母线的绝缘子爬距应满足污秽等级的要求。
（2）母线导体在长期通过工作电流时，最高温度不得超过70℃。
（3）母线要有足够的机械强度，正常运行时应能承受风、雪、覆冰的作用，人在母线上作业时应能承受一般工具及人体的作用，流过允许的短路电流时应不致损伤和变形。
（4）母线导体接头的接触电阻应尽可能小，并有防氧化、防腐蚀、防震动的措施。
（5）10m以上的硬母线应加装伸缩接头；软母线的弧垂应在合格范围。
（6）母线安装排列应整齐、美观、相色正确、清楚、便于巡视维护。
三、隔离开关的验收
（1）三相联动的隔离开关，触头接触时不同期值应符合产品的技术规定。
当无规定时推荐表4的数据。
三相隔离开关不同期允许值表4
电压kV
不同期性（mm）
10~35
5
63~110
10
220~330
20
（2）隔离开关导电部分以0.05mm×l0mm的塞尺检查，对于线接触应塞不进去；对于面接触，其塞入深度：
在接触表面宽度为50mm及以下时，不应超过4mm，在接触表面宽度为60mm及以上时，不应超过6mm。
（3）触头间应接触紧密，两侧的接触压力应均匀，且符合产品的技术规定。
（4）触头表面应平整、清洁，并应涂以二硫化钼导电脂；载流部分的软连接不得有折损；连接应牢固，接触应良好；载流部分表面应无严重的凹陷及锈蚀。
（5）设备接线端子应涂以薄层电力复合脂。
（6）隔离开关的闭锁装置应动作灵活、准确可靠；带有接地刀刃的隔离开关，接地刀刃与主触头间的机械或电气闭锁应准确可靠。
（7）辅助开关应安装牢固，并动作准确，接触良好，其安装位置应便于检查；装于室外时应有防雨措施。
（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。
四、六氟化硫断路器的验收项目
（1）安装应牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品技术规定。
（2）断路器、隔离开关等与操动机构的联动应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，辅助开关及电气闭锁动作应正常可靠。
（3）电气连接应可靠，接触良好。
（4）支架及接地引线无锈蚀和损伤，接地良好。
（5）密度继电器的报警、闭锁整定值应符合产品规定，电气回路正确。
（6）六氟化硫气体含水量和漏气率应符合规定。
（7）油漆完整，相色标志正确。
（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。
五、电力电缆的验收
（1）检查电缆及终端盒有无渗漏泊，绝缘胶是否软化溢出。
（2）检查绝缘子套是否清洁、完整，有无裂纹及闪络痕迹，引线接头是否完好、紧固，过热现象。
（3）电缆的外皮应完整，支撑应牢固。
（4）外皮接地良好。
（5）高压充油电缆终端箱压力指示应无偏差，电缆信号盘无异常信号。
六、真空断路器验收项目
（1）检查真空断路器的真空灭弧室应无异常，真空泡应清晰，屏蔽罩内颜色无变化。
具体要求如下：
①真空断路器是利用真空的高介质强度来灭弧。
正常时真空度应保证0.0133MPa以上。
若低于此真空度，则不能灭弧。
②由于现场测量真空度非常困难，因此一般以工频耐压方法来鉴别真空度的情况，即真空断路器在分闸下，两端耐压通过后，认为真空度合格，反之则不合格。
③根据内部屏蔽罩的颜色情况，即正常时金属屏蔽罩颜色明亮崭新，漏气后真空度降低，由于氧化原因，其表面呈暗色。
④真空断路器操作分闸时，真空度合格情况下弧光颜色应呈微兰色，若真空度下降后弧光颜色变为橙红色。
7、电容器组的验收：
1）电容器组室内应通风良好，无腐蚀性气体及剧烈振动源。
2）电容器的容量大小应合理布置。
3）电容器室门向外开，要有消防设施，电容器下部要有黄沙槽。
4）电容器外壳应清洁，并贴有黄色示温蜡片，应无膨胀、喷油现象。
5）安装应牢固，支持绝缘子应清洁，无裂纹。
6）中性CT及放电PT回路应清洁，测试数据符合要求。
7）电容器成套柜外表应清洁；有网门的电容器组网门应清洁，无锈蚀，开闭正常，并加锁。
8）电容器室整洁，无杂物。
八、CT/PT检修验收
（1）技术资料应齐全。
（2）根据"电气设备交接和预防性试验验收标准"的规定，试验项目无遗漏，试验结果应合格。
（3）充油式互感器的外壳应清洁，油色、油位均应正常，无渗漏油现象。
（4）绝缘子套管应清洁、完好、无裂纹。
（5）一、二次接线应正确，引线接头连接接触应良好，TA末端接地应良好；TV二次应可靠接地。
（6）外壳接地良好，相色正确、醒目。
九、避雷器检修验收
（1）各类避雷器的交接试验或预防性试验资料应齐全，试验结果合格。
（2）外表部分应无破损、裂纹及放电现象。
（3）引线应牢固，无松股无断股。
（4）放电计数器或泄漏电流测试仪安装正确，计数器指示在零位。
（5）避雷器的泄漏电流测试仪安装位置和角度应便于观察。
（6）引线应适当松弛，不得过紧。
通用部分
序号
验收内容
结论
备注
1.
所有设备的安装、结线方式与施工图相符。
2.
充油（气）设备无渗漏，油位（气压）指示正确，符合运行需要。
3.
绝缘件表面清洁、完整无损伤，支持绝缘子与法兰胶装处无松动。
4.
设备相色清晰、正确。
5.
电气安全距离符合以下要求：
户外35kV（相间≥mm，对地≥mm，无遮栏裸导体距地面≥mm）；户外10kV（相间≥200mm，对地≥200mm，无遮栏裸导体距地面≥2700mm）；户内10kV（相间≥125mm，对地≥125mm，无遮栏裸导体距地面≥2400mm）；其它数据满足设计要求。
6.
紧固件齐全完整。
7.
静导电部位均匀涂抹电力复合脂。
8.
动导电部位均匀涂抹中性凡士林。
9.
屋外电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2500mm,屋内电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2300mm。
10.
接线端子的接触面应洁净，不得有裂纹、明显伤痕、毛刺、凹凸缺陷和其它影响电接触和机械强度的缺陷。
11.
设备接线端子间或设备接线端子与高压系统的电气连接，建议采用力矩扳手进行紧固。
12.
金属构件加工、配制、螺栓连接、焊接等应符合规定，防腐处理良好、涂（补）面漆均匀，无起层、皱皮现象。
13.
电气交接试验项目齐全、数据准确、全部试验结论合格。
设备安装调试记录、交接验收试验记录、产品使用说明及出厂合格证件等资料完整齐
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