110kv变电站投运检查验收项目(精)

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、1

4、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、15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/T 7252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；

2 1600kV A 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：

1

212t T t T R R ++?

= （7.0.3）

式中 R1、R2——分别为温度在t 1、t 2（℃）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

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=AR t (7.0.9-2)

当实测温度为20℃以下时：

R20=R t/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120MV A 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8000kV A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

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=A tanδt(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8000kV A 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

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

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》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规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

表7.0.13-2额定电压110kV 及以上的电力变压器中性点交流耐压试验电压标准kV

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

2，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：

试验频率

额定频率

120（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》GB 1094.3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/T 7328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

（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。

四、电力电缆的验收

1、电力电缆验收

(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。

五、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在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。

六、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。

七、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。

七. 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）zon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。