中国南方电网有限责任公司企业标准.电力设备交接验收规QCSG1205019-2018

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1、南方电网生技201820 号附件 1 Q/Q/CSGCSG 中中国国南南方方电电网网有有限限责责任任公公司司企企业业标标准准 Q/CSG1205019-2018 电力设备交接验收规程 2018-05-17 发布2018-05-17 实施 中国南方电网有限责任公司 发 布 目 次 前 言.1 1 范围.3 2 规范性引用文件.3 3 术语和定义.6 4 总则.8 5 交流电力变压器.10 6 电抗器.29 7 电流互感器.41 8 电压互感器.48 9 敞开式断路器.55 10 敞开式隔离开关.64 11 GIS（含 HGIS、GIL）.66 12 高压开关柜.73 13 电容器.78 14 中

2、性点成套装置.82 15 避雷器.90 16 绝缘子.91 17 母线.95 18 橡塑绝缘电力电缆.96 19 接地装置.97 20 站内交直流电源.100 21 串补平台设备.113 22 1KV 及以下电压等级配电装置和馈电线路.116 23 1KV 以上架空电力线路.117 24 设施及辅助设备.117 附录 A（资料性附录）绝缘油.147 附录 B（资料性附录）SF6气体.149 附录 C（资料性附录）海拔高度与外绝缘修正.150 前 言 2012 年公司颁布了 Q/CSG 411002中国南方电网有限责任公司 10kV500kV 输变电及配电工程质 量验收与评定标准、2016 年国

3、家修订颁布了 GB 50150-2016电气装置安装工程 电气设备交接试验 标准，上述标准为公司电力工程电气设备的交接和验收发挥了重要作用，但是随着电网建设的飞速 发展和区域管理的差异，生产运行单位在进行设备和设施的交接、验收工作时存在诸多问题。为使生 产运行单位能更好的对新建及改扩建工程一次交流设备、设施进行交接验收，同时适应公司精益化管 理的需求，公司参考上述标准制定了电力设备交接验收规程，供生产运行单位开展验收工作时采 用。 本标准与 Q/CSG 411002 相比，本标准主要规定了生产运行单位在验收时应进行的项目和要求，不 包含施工、监理、设计和建设等单位进行的验收内容；本标准主要对新

4、建及改扩建工程的一次设备、 设施进行了规定，不包含继电保护、通讯、变电自动化等设备的验收内容。 本标准与 GB 50150 相比，主要技术变化如下： 增加了高压开关柜（见 12 章）； 增加了中性点成套装置（见 14 章）； 增加了站内交直流电源（见 20 章）； 增加了串补平台设备（见 21 章）； 增加了设施及辅助设备（见 24 章）。 本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。 本标准主要起草单位：中国南方电网有限责任公司生产技术部、云南电网有限责任公司 本标准主要起草人：陈曦、喇元、程志万、邹德旭、周仿荣、陈宇民、王纪渝、马力、魏忠明、 张单、黄军、马宏明、刘光祺、钱

5、国超、罗俊平、易永亮、徐应飞、张恭源、杨宏伟、王致、龚博。 其中第 1-4 章节由陈曦、喇元、程志万、陈宇民、王纪渝主要编写，第 5-8 章节由邹德旭、刘光祺、 钱国超主要编写，第 9-12 章节由程志万、马宏明、张恭源、杨宏伟主要编写，第 13-17 章节由马宏明、 刘光祺主要编写，第 18-21 章节由周仿荣主要编写，第 22、23 章由罗俊平、易永亮、徐应飞、龚博编 写，第 24 章节由马力、魏忠明、张单、黄军、王致主要编写。 本标准参与起草人：颜冰、彭兆裕、陈旻、王耀龙、何顺、项恩新、黄然、丁薇、李艳伟、贺德 荣、吴超、陈益、王欣、徐真、刘俊峰、朱荣峰。 本标准主要审查人：姚捷、王昆林

6、、毛凤春、王宏斌、罗炜、姜益民、周舟、肖宁、伍国兴、刑 锋。 本标准 2018 年 5 月首次发布，由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至南方电网公司生技部。 电力设备交接验收规程 1 范围 本标准规定了生产运行单位对新建及改扩建 500kV 及以下电压等级一次交流设备、设施交接验收 的技术要求，生产运行单位开展的验收工作应依据本标准执行。 本标准适用于中国南方电网 500kV 及以下电压等级新建及改扩建工程一次交流设备、设施现场及 交接试验、验收，换流站内交流设备可参照本规程要求执行。继电保护、自动、远动、通信、测量、 高压直流设备、在线监测装置等

7、按现行相关标准的规定执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过在本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所 有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励使用本标准的各方探讨使 用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 261 闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法 GB/T 264 石油产品酸值测定法 GB/T 311.1.6 绝缘配合 GB/T 507 绝缘油 击穿电压测定法 GB/T 511 石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法 GB/T 1001.1.2 标称电压高于 1000V 的架空线路绝缘子 GB/T 10

8、94.1.12 电力变压器 GB 1984 高压交流断路器 GB 1985 高压交流隔离开关和接地开关 GB/T 2314 电力金具通用技术条件 GB/T 4787 高压交流断路器用均压电容器 GB/T 5654 液体绝缘材料相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量 GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7354 局部放电测量 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 7598 运行中变压器油水溶性酸测定法 GB/T 7600 运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法（库仑法） GB/T 7601 运行中变压器油、汽轮机油水分测定法（气相色谱法） GB 767

9、4 额定电压 72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 8349 金属封闭母线 GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法 GB/T 11024.1 标称电压 1000V 以上交流电力系统用并联电容器 第 1 部分：总则 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB /T 12022 工业六氟化硫 GB/T 14542 运行变压器油维护管理导则 GB/T 16927.1.3 高电压试验技术 GB/T 17623 绝缘油中溶解气体组分含量的气相

10、色谱测定法 GB/T 20840.1.8 互感器 GB/T 26218.1.3 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定 GB 50054 低压配电设计规范 GB 50148 电气安装工程、电力变压器、油浸式电抗器、互感器施工及验收规范 GB 50149 电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范 GB 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50169 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范 GB 50204 混凝土结构工程施工质量验收规范 GB 50207 屋面工程质量验收规范 GB 50209 建筑地面工程施工质量验收规范 GB 50210 建筑装饰装修工程质量验收规

11、范 GB 50233 110kV750kV 架空输电线路施工及验收规范 GB 50242 建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB 50300 建筑工程施工质量验收统一标准 GB 50303 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范 GB 50617 建筑电气照明装置施工与验收规范 DL/T 253 直流接地极接地电阻 地电位分布跨不电压和分流的测量方法 DL/T 264 油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则 DL/T 402 高压交流断路器 DL T 417 电力设备局部放电现场测量导则 DL/T 421 电力用油体积电阻率测定法 DL/T 4

12、23 绝缘油中含气量测量方法 真空压差法 DL/T 429.9 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法 DL/T 474.1.5 现场绝缘试验实施导则 DL/T 475 接地装置特性参数测量导则 DL/T 486 高压交流隔离开关和接地开关 DL/T 540 QJ-25 50 80 型气体继电器检验规程 DL/T 555 气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则 DL/T 586 电力设备用户监造技术导则 DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 618 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程 DL/T 620

13、交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 627 绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 664 带电设备红外诊断应用规范 DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 1010.4 高压静止无功补偿装置 第 4 部分 现场试验 DL/T 1093 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则 DL/T 1096 变压器油中颗粒度限值 DL/T 1220 串联电容器补偿装置 交接试验及验收规范 DL/T 1250 气体绝缘金属封闭开关设备带电超声局部放电检测应用导则 DL/

14、T 1300 气体绝缘金属封闭开关设备现场冲击试验导则 DL/T 1366 电力设备用六氟化硫气体 DL/T 1378 光纤复合架空地线（OPGW）防雷地导则 DL/T 1630 气体绝缘金属封闭开关设备局部放电特高频检测技术规范 DL/T 5390 发电厂和变电站照明设计技术规定 JGJ 126 外墙饰面砖工程施工及验收规程 JGJ 169 清水混凝土应用技术规程 JJG 1021 电力互感器 国能安全2014161 号 防止电力生产事故的二十五项重点要求 Q/CSG 1206007 电力设备检修试验规程 Q/CSG 1205011 变电站照明运用技术规范 Q/CSG 1203004.1 南

15、方电网 35kV500kV 变电站装备技术导则（变电一次分册） Q/CSG 1203004.2 35kV500kV 交流输电线路装备技术导则 Q/CSG 1203004.3 20kV 及以下电网装备技术导则 3 术语和定义 下列术语和定义、缩略语适用于本标准。 3.1 交接试验 电力设备安装完毕后，为了验证电力设备的性能达到设计要求和满足安全运行的需要而做的电气 试验。 3.2 验收 电力工程竣工后，运维单位对电力设备、设施交接试验项目的完整性和准确性、施工质量、施工 工艺及相关的技术资料进行检查的程序。 3.3 资料验收 运维单位对电力设备、设施的相关技术资料进行检查验收的程序。 3.4 现

16、场检查 运维单位在现场对电力设备、设施的外观、性能和功能进行复核性检查的程序。 3.5 旁站见证 运维单位对电力设备关键交接试验项目或电力设施关键施工环节进行现场见证及检查的程序。 3.6 抽检 运维单位按照规定的抽样方案，随机地从进场的材料、构配件、设备或建筑安装工程检验项目中， 按检验批抽取一定数量的样本所进行的检验。 3.7 常温 本标准中使用常温为1040。 3.8 照度 入射在包含该点的面元上的光通量d除以该面元面积dA所得之商。 3.9 应急照明 因正常照明的电源失效而启用的照明。应急照明包括疏散照明、安全照明、备用照明 3.10 视频安防监控系统 利用视频探测技术，监测设防区域并

17、实时显示、记录现场图像的电子系统或网络。 3.11 设施基座 用于固定设备，确保设备稳定并安全的基础部分。 3.12 保护层 在防水层上铺设一层块料、水泥砂浆或细石混凝土达到防护作用或作其他用途的构造层。 3.13 伸缩缝 为避免混凝土块体因热胀冷缩而出现混凝土块体不规则的开裂所设置的缝格。 3.14 符号 Symbol Un 设备额定电压 Um 设备最高电压 U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间 的设计电压) U1mA 避雷器直流 lmA 下的参考电压 tan 介质损耗因数 RTV 泛指常温固化硅橡胶防污闪涂料（Room temper

18、ature vulcanized silicone rubber anti- pollution coating）， RTV 依照 DL/T 627 分为普通 RTV-型和加强 RTV-型。 4 总则 4.1 本标准是电力设备交接试验和验收应遵守的基本原则，中国南方电网有限责任公司所辖相关交流 设备均应按本标准的要求进行交接和验收。本标准所规定的各项试验和验收要求，是电力设备技术监 督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。 4.2 本标准所列内容为最基本的要求，本标准中未包含的验收内容，如有需要，经相关管理部门同意 后可在执行本标准的基础上由验收单位按照相关标准增设验收项目，

19、增设的验收项目经基建、生技等 部门会审后，作为在版时补充的内容。 4.3 本标准在使用过程中遇到有关新设备、新材料、新工艺等带来的质量验收无法适用的情况，供电 单位可依据设计材料和厂家供货技术资料以及相关技术标准自行执行验收项目，并向分（子）公司生 产技术部报备。 4.4 交接试验主要用以判断设备经过运输、安装及调试后各项性能是否满足相关标准要求，在开展交 接试验时，应尽量在设备安装完毕之后开展，保持与日后开展预防性试验时的工况相同，便于预防性 试验数据的比对分析。 4.5 交接验收工作主要以消除设备运输、安装及调试后存在的隐患和缺陷为重点，防止设备带病投产 为目标，全面掌握设备投运前的各项性

20、能指标。 4.6 交接试验或验收不合格的设备、设施，不得投入运行。 4.7 交接验收前，施工单位应组织完成三级检验，出具自检报告，监理单位完成初检，出具监理报告。 4.8 本标准未包含的电力设备交接验收项目，可参照厂家说明书（维护检修手册）执行。 4.9 交接试验和施工调试过程中，运维单位应安排相应的专业人员对关键试验项目或者施工关键环节 进行旁站见证。 4.10 施工单位应按本规程的要求开展交接试验。 4.11 检修试验用仪器、仪表及工器具的准确级及技术特性应符合国家、行业等要求，并在检验合格有 效期内；特种设备经专门机构检验并在合格有效期内。 4.12 交接试验项目分为停电检测和带电检测两

21、类。带电检测的项目主要是红外测温工作，一般在新设 备带电 24h 之内开展，检查设备本体、一次接头、二次回路等位置是否存在发热缺陷。 4.13 进行电气绝缘的测量和试验时，当只有个别项目达不到本标准规定时，则应根据全面的试验记录 进行综合判断。 4.14 110kV 及以上设备经交接试验后超过 6 个月未投入运行的，35kV 及以下设备经交接试验后超过 12 个月未投入运行的，应重新进行测量绝缘电阻、tan、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度 等非破坏性试验，并经验收合格后方可投运。其中对于 GIS 完整备用间隔经交接试验后未超 1 年投 入运行，在投运前，若其绝缘气体组分、湿度等测试结果合

22、格者，可不进行耐压试验或采取空充替代 常规耐压。 4.15 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此 限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备， 在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。 4.16 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压： a）当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； b）当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压； c）为满足高海拔地区

23、的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作 电压确定其试验电压。 4.17 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等)时，应 同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。进行绝缘试验时，被试品温度不宜低于+5，户外 试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于 80%。 4.18 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。 4.19 测量绝缘电阻时，采用兆欧表的电压等级，设备电压等级与兆欧表的选用关系应符合表 1 的规定。 用于极化指数测量时，兆欧表短路电流不应低于 2mA。 表 1 设备电压等级与

24、兆欧表的选用关系 序号设备电压等级（V）兆欧表电压等级（V）兆欧表最小量程（M） 110025050 2500500100 3300010002000 45.4； c）酸值，mgKOH/g：0.03； d）闪点（闭口），：135； e）水分，mg/L：500kV：10；220kV：15；110kV及以下电压等级： 20； f）界面张力（25）,mN/m：40； g）tan（90），%：注入电气设备前0.5，注入电气设备后0.7； h）击穿电压（球形电极）， kV：500kV:65；110kV220kV:45；35kV及以下电压等级：40； i）体积电阻率（90），m：61010； j） 油中含

25、气量（体积分数），%：500kV：1.0； k） 油泥与沉淀物（质量分数），%：0.02； l）颗粒度：500kV交流变压器投运前（热油循环后）100mL油中大于5m 的颗粒数2000个。 2）变压器油在注入变压器前、注入后（热油循环后）应开展变压器油全部 试验，耐压试验后应进行变压器油色谱试验。 3）油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定： a）电压等级在66kV及以上的变压器，应在注油静置（66kV、110kV不少于 24h，220kV不少于48h，500kV不少于72h）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，各进行一次变压器油中溶解气体的色谱 分析； b）试

26、验应符合DL/T 722变压器油中溶解气体分析和判断导则的有关 资料 验收 击穿电压电 极形状应严 格按相应试 验方法的规 定执行参考 GB/T 507 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 规定，各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别； c）新装变压器油中溶解气体含量（L/L）应小于以下数值： 500kV及以上：总烃：10；H2：10；C2H2：0.1 220kV及以下：总烃：20；H2：30；C2H2：0.1 2 交接 试验 绕组连 同套管 的直流 电阻 1）测量应在各分接的所有位置上进行，完成所有分接档位测试后，应恢复 到运行档位并复测该

27、档位； 2）1600kVA及以下三相变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相 平均值的4%；无中性点引出的绕组，各相绕组电阻相互间的差别不应大于 三相平均值的2%；1600kVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应 大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，各相绕组电阻相互间的差别 不应大于三相平均值的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%；不同温度下电阻值应按下式计算： R2=R1（T+t2）/（T+t1） 式中：R1 上层油温为t1（） 时的电阻值（）； R2 上层油温为t2（） 时的电阻值（）； T 计算用常数，铜导线取235，铝导

28、线取225。 4）无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接锁定后进行。 资料 验收 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。 3 交接 试验 所有分 接的电 压比 1）所有分接的电压比应符合设计电压变化规律； 2）与制造厂铭牌数据相比，应符合下列规定： a）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 应超过1%； b）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过 0.5%； c）其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（ %）的 1/10 以内，且允 许偏差不应超过1%。 资料 验收 4 交接

29、试验 三相接 线组别 和单相 变压器 引出线 的极性 1）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求； 2）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和 外壳上的符号相符。 资料 验收 5 交接 试验 铁心及 夹件的 绝缘电 阻 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 钢带对铁辄、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）在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对 地及铁心对夹件的绝缘电阻测量； 3）对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前后测

30、量其对外 壳的绝缘电阻； 4）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。 资料 验收 6 交接 试验 绕组连 同套管 的绝缘 电阻、 吸收比 或极化 指数 1）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的 70%或不低于 10000M （20） ； 2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电力变压器绝缘 电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差 K 51015202530354045505560 换算系数 A 1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2 注： a）表中

31、K为实测温度减去20的绝对值； b）测量温度以上层油温为准。 资料 验收 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 3）当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数 A可用线 性插入法确定，也可按下式计算： A = 1.5K/10 （1） 校正到20 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求： 当实测温度为20 以上时，可按下式计算： R20 = ARt （2） 当实测温度为20以下时，可按下式计算： R20 = Rt/A （3） 式中：R20校正到20时的绝缘电阻值（M）； Rt在测量温度下的绝缘电阻值（M）。 4）变压器电压等级为 35kV 及以

32、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，在常温下不应小于 1.3； 当 R60大于 3000M（20）时，吸收比可不作考核要求； 5）变压器电压等级为 220kV 及以上或容量为 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 常温下不应小于 1.5；当 R60大于 10000 M（20）时，极化指数可不作 考核要求。 7 交接 试验 绕组连 同套管 的介质 损耗因 数 tan 及电容 量 1）当变压器电压等级为 35kV 及以上且容量在 10000kVA 及以上时，应测 量介质损耗因数（t

33、an）； 2）被测绕组的 tan 值不宜大于产品出厂试验值的 130%。当大于 130% 时，可结合其他绝缘试验（色谱分析、绝缘电阻、局部放电等）结果综合 分析判断； 3）尽量在油温低于 50时测量，当测量温度与产品出厂试验时的温度不符 合时，油浸式电力变压器介质损耗因数温度换算系数可按下表换算到同一 温度时的数值进行比较。 油浸式电力变压器介质损耗因数温度换算系数 温度差 K 5101520253035404550 换算系数 A 1.151.31.51.71.92.22.52.93.33.7 注： a）表中K为实测温度减去20的绝对值； b）测量温度以上层油温为准。 4） 当测量tan的温度

34、差不是上表中所列数值时，其换算系数 A可用线性 插入法确定，也可按下式计算： A = 1.3K/10 （1） 校正到20 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求： 当实测温度为20 以上时，可按下式计算： tan20 = Atant （2） 当实测温度为20以下时，可按下式计算： tan20 = tant/A （3） 式中：tan20校正到20时的介质损耗因数； tant在测量温度下的介质损耗因数。 5）变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差应不超过 3%。 资料 验收 1）非被试绕 组应短路接 地或屏蔽； 2）同一变压 器各绕组 tan 的要 求值相同； 3）测量温度 以上层油温 为准，各次 测量时

35、的温 度尽量相近。 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 8 交接 试验 绕组变 形试验 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 110（66）kV 及以上电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗与频 率响应法两种方法综合测量。 资料 验收 1600kVA 及以 下容量可不 进行。 9 交接 试验 绕组连 同套管 的交流 耐压试 验 1）额定电压在 35kV 及以下的变压器，试验耐受电压标准为出厂试验值的 80%，应在高压侧监视施加电压； 2）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

36、，试验耐受电压标准为出厂试验值的 80%； 3）试验电压应符合下列规定： a) 试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以 2； b）外施交流电压试验电压的频率不应低于 40Hz，全电压下耐受时间应 为 60s。 旁站 见证 仅对 110kV 及以上电压 等级的主变 压器进行旁 站见证 10 交接 试验 绕组连 同套管 的长时 感应电 压试验 带局部 放电测 量 1）110kV 及以上电压等级和 120MVA 及以上容量变压器在新安装时，应进 行现场局部放电试验； 2）局部放电试验及判断方法，应按 GB 1094.3电力变压器第 3 部分： 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙 中

37、的有关规定执行； 3） 感应电压试验时，试验电压的频率应大于额定频率。当试验电压频率 小于或等于 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，全电压下试验时间应按下式计算： t = 120 （fN/ fS） 式中：fN 额定频率； fS试验频率； t全电压下试验时间，不应少于 15s。 4）局部放电试验测试电压为 1.5Um/3 时，66kV 及以上电压绕组不大于 100pC。66kV 以下电压绕组不大于 300pC 。强迫油循环变压器应在油泵全 部开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。 5）局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验比对结果应合格。 旁站

38、见证 11 交接 试验 空载电 流和空 载损耗 110kV 电压等级变压器在交接时应抽样进行额定电压空载损耗试验，要求 满足专用相关专用条款要求。 资料 验收 12 交接 试验 变压器 中性点 间隙工 频放电 电压试 验 1）对中性点安装有棒间隙的变压器，需对间隙进行工频放电电压试验； 2）相关电压标准如下： 工频放电电压范围（kV） 110kV中性点 605% 220kV中性点 1025% 资料 验收 13 交接 试验 套管绝 缘电阻 1）套管主绝缘电阻值不应低于10000M； 2）末屏绝缘电阻值不宜小于1000M，当末屏对地绝缘电阻小于1000M时， 应测量其tan，不应大于2% 。 资料

39、 验收 14 交接 试验 20kV 及 以上非 纯瓷套 管的主 1）在室温不低于10的条件下，套管的介质损耗角正切值tan符合下表的 规定； 资料 验收 1）用正接法 测量套管主 绝缘 tan； 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 绝缘介 质损耗 因数 （tan 和电 容值 套管主绝缘介质损耗角正切值tan（%）的标准 套管主绝缘类型tan（%）最大值 油浸纸 0.4 胶浸纸 0.5 胶粘纸1.0（35kV及以下电压等级套管1.5） 气体浸渍膜 0.5 气体绝缘电容式 0.5 浇铸或模塑树脂 1. 5 油脂覆膜 0.5 胶浸纤维 0.5 组合由供

40、需双方商定 其他套管由供需双方商定 2）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，允许偏 差应不超过5% ； 3）当末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量其tan，不应大于2%。 2）测量时记 录环境温度 及电抗器顶 层油温； 3）当介损变 化量超过 30% 时，应进行 复测，并查 明原因； 4）若介损绝 对值超过 0.5%，且横 比变化大， 应查明原因。 15 交接 试验 套管绝 缘油试 验 1）套管中的绝缘油应有出厂试验报告，现场可不进行试验。当有下列情况 之一者，应取油样进行水分含量和色谱试验，并将试验结果与出厂试验报告 比较： a）套管主绝缘的介质损耗因数tan的超过本

41、标准规定值； b）套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求； c）套管由于渗漏等原因需要重新补油时； 2）套管绝缘油的补充或更换时进行的试验，应符合下列规定： a）套管绝缘油的外状、水溶性酸、酸值、闪点、水含量、界面张力、介 质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中含气量、油泥与沉淀物及油中颗 粒度限值按变压器绝缘油试验标准执行； b）根据 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则新装套管油 中 H2 与烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值： 500kV： 总烃：10； H2：50； C2H2：0.1 220kV及以下：总烃：10； H2：150；C2H2：0.1 资

42、料 验收 16 交接 试验 套管中 的电流 互感器 试验 1）绝缘电阻测试： a）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于 1000M； b）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异； 2）绕组直流电阻测量 a）测量二次绕组直流电阻值； b）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于 10%。 3）接线绕组组别和极性符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。 4）校核励磁特性曲线 a）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线 测量； b）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的 抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求； c）当励磁特性测量时施加的电

43、压高于绕组允许值（电压峰值 4.5kV）， 应降低试验电源频率； d）500kV 套管式电流互感器，若具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌 参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应检查是否满足相 资料 验收 1）采用 2500V 兆欧表； 2）误差试验 应安装就位 后进行。 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 关要求。 5）误差及变比测量应满足产品相应准确度等级的要求。 17 交接 试验 整体密 封检查 整台变压器（包括所有充油附件，波纹油枕除外）应能承受在储油柜油 面上施加 30kPa 静压力，持续 24h，应无渗漏及损伤。 试验方法

44、和程序按 DL/T 264油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性 试验导则规定进行。 旁站 见证 试验时带冷 却器，不带 压力释放装 置。 18 交接 试验 有载调 压切换 装置的 检查 1）在变压器无电压下，有载分接开关的手动操作不应少于 2 个循环、电 动操作不应少于 5 个循环，其中电动操作时电源电压应为额定电压的 85% 及以上。操作应无卡涩，连动程序、电气和机械限位应正常； 2）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的规定； 3）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； 4）现场

45、档位指示与后台指示一致。 现场 检查 /资 料验 收 19 交接 试验 有载分 接开关 绝缘油 试验 1）根据DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则，投运前有载分 接开关绝缘油中H2与烃类气体含量（L/L）任一项不宜超过下列数值： 500kV： 总烃：10； H2：10； C2H2：0.1 220kV 及以下：总烃：10； H2：30；C2H2：0.1 2）水分（mg/L）：投运前35； 3）击穿电压（kV）：110kV 以上：45； 110kV 及以下：40。 资料 验收 20 交接 验收 有载分 接开关 在线滤 油装置 检查 1）阀门正确开启，运转正常； 2）开启滤油装置，运转

46、 20min 后，有载瓦斯、顶盖、滤油装置等各个排气 孔排气检查。 现场 检查 21 交接 试验 检查变 压器的 相位 应与电网相位一致。 资料 验收 22 交接 试验 突发压 力继电 器检查 及其二 次回路 试验 1）密封良好，无漏油、漏水现象； 2）绝缘电阻一般不低于 1M。 3）检查后台信号正确。 现场 检查 /资 料验 收 23 交接 试验 测温装 置校验 及其二 次回路 试验 1）按制造厂的技术要求； 2）温度计内无潮气凝露； 3）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符； 4）绝缘电阻一般不低于 1 M； 5）检查后台信号正确。 现场 检查 /资 料验 收 24 交接 试验 气

47、体继 电器校 验及其 1）按 DL/T 540 规定； 2）整定值符合运行规程要求，动作正确； 3）绝缘电阻一般不低于 1M； 现场 检查 /资 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 二次回 路试验 4）检查后台信号正确。料验 收 25 交接 试验 压力释 放阀校 验及其 二次回 路试验 1）动作值应符合制造厂规定； 2）绝缘电阻一般不低于 1M； 3）压力释放阀应加装防雨罩； 4）检查后台信号正确。 现场 检查 /资 料验 收 26 交接 试验 额定电 压下的 冲击合 闸试验 1）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

48、宜为 5min，应无异常现象； 2）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 器中性点应接地； 3）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。 旁站 见证 有差动保护 按 5 次，无 差动保护按 3 次 27 交接 验收 套管顶 部密封 结构检 查 1）套管顶部密封应采用将军帽结构，穿缆式套管顶部引线头与将军帽的连 接应采用并帽加销子的固定连接方式； 2）套管端部密封螺栓，不能用于安装均压环。 现场 检查 28 交接 验收 套管参 数检查 详见 GB/T26218.2-2010（10.3）的规定： a）两裙伸出之差（P2-P1）20 mm； b）

49、相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于 0.9； c）相邻裙间高（S）70 mm； d）500kV 高压套管干弧距离不小于 4.7m； e）安装地高于 1000m 时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确 定：海拔在 1000-2000m 范围，设备外绝缘水平按 2000m 海拔修正，修正 系数取 1.13；海拔在 2000-2500m 范围，设备外绝缘水平按 2500m 海拔修 正，修正系数取 1.20；海拔在 2500-3000m 范围，设备外绝缘水平按 3000m 海拔修正，修正系数取 1.28；海拔高于 3000m，应考虑实际运行地 点的环境，符合设计要求。 f）厂家资料应

50、包含套管油中尺寸及将军帽结构图。 资料 验收 29 交接 验收 低压套 管之间 的净距 离检查 Um 为 40.5kV 时不少于 400mm；安装地高于 1000m 时，应按安装地海拔 高度进行修正，按下列要求确定： a) 海拔在 1000-2000m 范围，设备外绝缘水平按 2000m 海拔修正，修正 系数取 1.13； b)海拔在 2000-2500m 范围，设备外绝缘水平按 2500m 海拔修正，修正 系数取 1.20； c)海拔在 2500-3000m 范围，设备外绝缘水平按 3000m 海拔修正，修正 系数取 1.28； d)海拔高于 3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要

51、求。 资料 验收 30 交接 验收 升高座 CT 二次 接线盒 检查 1）二次接线盒盖板封闭严密，内部无受潮渗水； 2）二次接线端子牢固无渗漏油。 现场 检查 表 3 油浸式电力变压器交接验收项目、要求 序 号 类别项目要求 验收 方式 备注 31 交接 验收 气体继 电器 （瓦斯 继电器） 检查 1）气体继电器（瓦斯继电器）连接管道应有大于 3的倾角，防止气体继 电器（瓦斯继电器）窝气； 2）整定值符合技术要求； 3）气体继电器（瓦斯继电器）应加装防雨罩； 4）检查后台信号正确。 现场 检查 32 交接 验收 力矩检 查 所有变压器一次引流线接头开展力矩检查。抽检 33 交接 验收 低压绝 缘包裹 检查 220k