1、110kV及以下变电站设备投运验收上海市电力公司上海市区供电公司二OO三年七月目录前言一、变电站设备的检修管理以及验收制度.（6）1.停电检修管理.（6）1.1一般规定（6）1.2计划检修的管理（6）1.3计划外临时检修的管理（7）2.验收制度.（7）2.1验收工作的流程（7）2.2验收工作的一般规定（8）2.3验收特别注意事项（9）二、变电站设备的检修验收（10）1.变压器检修验收.（10）2.消弧线圈检修验收.（12）3.接地变压器检修验收.（12）4.断路器检修验收.（13）4.1断路器的验收通则.（13）4.2SF6气体断路器
2、小修预试验收（15）4.3真空断路器检修验收.（16）4.4少油断路器检修验收.（17）4.5液压机构及液压弹簧机构检修验收.（17）5.电容器组检修验收.（17）6.CT/PT检修验收.（18）7.避雷器检修验收.（18）8.新装母线以及母线检修验收.（19）8.1新装母线的验收要求.（19）8.2母线的大修验收要求.（19）9.电力电缆验收.（20）10.继电保护装置校验验收（20）10.1一般继电保护装置校验验收项目.（20）10.2新装继电保护装置竣工后增加验收项目.（21）10.3微机保护增加验收项目.（21）11
3、.综合自动化装置(后台监控系统)验收.（22）三、变电站设备的安装施工以及验收要求.（23）1.变压器安装验收.（23）1.1安装准备工作验收.（23）1.2变压器本体及附件安装验收（26）1.3变压器安装后的整体密封验收（29）1.4变压器安装后的其他项目验收（30）2.六氟化硫气体绝缘封闭组合电器（GIS）安装验收（30）2.1安装准备工作验收.（30）2.2六氟化硫气体绝缘封闭组合电器（GIS）安装验收.（31）2.3安装后的其他项目验收（34）3.高压开关柜安装验收（34）3.1安装准备工作验收.（34）3.2高压开
4、关柜安装验收.（35）3.3安装后的其他项目验收.（37）4.高压断路器安装验收（37）4.1安装准备工作验收.（37）4.2真空断路器安装验收（37）4.3六氟化硫断路器安装验收（39）4.4少油断路器安装验收（42）4.5操动机构安装验收（44）5.隔离开关安装验收.（47）5.1安装前的验收.（47）5.2安装过程验收（47）5.3安装后的其他项目验收（49）6.电容器安装验收.（50）6.1安装前的验收（50）6.2安装过程验收（50）6.3安装后的其他项目验收（51）110kV及以下变电站设备投运验收前言电力系统是由
5、发电、供电、用电设施及有关的继电保护、自动装置、计量装置、电力通讯设施、电网调度自动化设施等构成的整体。连接发电设备和用电设备的电能传送和分配任务的称为电网。作为110kV及以下变电站是电网中必不可少且重要的环节。110kV及以下变电站中包括的主要设备有主变压器（油浸型和SF6型）、110kVSF6气体绝缘封闭组合电器（GIS）、高压断路器（GCB、VCB）、1240.5kV成套开关设备（AIS和GIS及环网柜等）、隔离开关、电容器组、CT/PT、母线系统、绝缘子、避雷器及接地装置、直流系统、继电保护等等。为了保证110kV及以下变电站设备的安全、可靠以及经济的运行，应对新建、扩建和更改
6、工程以及停电检修的设备按国家标准、部颁标准以及有关其他标准进行验收合格、手续完备后方能投入运行。一、变电站设备的检修管理以及验收制度1.停电检修管理1.1一般规定变电站的设备的检修，分为计划检修和临时检修。计划检修指系统设备的定期检修、维修、试验和继电保护以及自动装置的定期试验。临时检修指非计划性检修，如因设备缺陷或其他原因(包括设备故障)而造成的停电检修等。计划检修分年度、月度、日调度、节日检修四种。凡是已投入运行的电力设备，无论在运行状态，还是在冷、热备用状态，需要进行检修时必须按规程规定提出申请，经所属调度批准，并按照那一级申请，由那一级许可的原则，办理许可手续。禁止在备用状态下
9、3）变电中心站运行人员应根据工作票工作内容，按有关设备验收项目逐项逐条进行验收。(4)变电中心站运行人员还应检查工作场地，应做到工完料尽场地清。(5)变电中心站运行人员验收结束，双方在工作票上签名，办理终结手续。收回临时安全设施，恢复常设遮拦及安全措施。变电中心站人员在所有工作票全部终结并根据记录的验收结果确认是否可投运，并及时向调度汇报。2.2验收工作的一般规定(1)凡是新建、扩建、大小修、预试的一、二次变电设备，必须按有关规程的技术标准，经过验收合格、手续完备后方能投入运行。(2)设备检修后，应先由检修工作负责人自验收，之后再由变电中心站运行人员进行验收。在设备安装或检修施
10、工过程中需要中间验收时，变电中心站当值负责人应指定专人配合进行，对其隐蔽部分、施工单位应做好记录。(3)变电中心站运行人员对试验报告的项目及结论应认真审阅，由变电中心站运行人员、绝缘监督专职在报告上应签名。(4)注意已检修设备有无影响安全运行的隐患，如对已构成缺陷的，应按缺陷管理程序申报处理。(5)变电中心站应将试验报告分类归档，并做好设备定级工作。(6)变电中心站运行人员在分析试验报告时，应以出厂试验的结果为分析基础，并结合历次试验结果进行比较。当某项试验结果未超标，并与历史记录相差不大时，可以认为试验合格，设备没有问题。若虽未超标，但接近上限，并与以往数值相比有很大变化时，则应
11、慎重考虑，必要时应缩短试验周期或增加试验项目，以便判断设备能否继续运行。(7)对有隐患的设备，变电中心站运行人员应加强巡视。(8)判断各类设备的电气设备试验结果应参照DL/T596-1996电力设备预防性试验规程标准。(9)新设备或重要设备验收由设备运行部会同有关部门派人共同负责验收。(10)当验收的设备个别项目未达到验收标准、而系统又急需投入运行时，需经分公司总工程师直至公司总工程师批准，方可投入运行，并将请示意见、决定记入上级命令记录簿中。2.3验收特别注意事项（1）在设备大小修、预试、继电保护校验、仪表校验后,由有关修试人员应在现场记录簿上填写工作内容、试验项目及是否合格、可否投运
12、的结论等，无疑问后方可办理完工手续。变电中心站运行人员检查无误后签名。（2）应有填写完整的检修报告，它包括检修工作项目及应消除缺陷的处理情况。检查验收应全面，并有变电中心站运行人员签名。（3）二次设备验收应按照继电保护整定书验收，核对继电保护及自动装置的整定数值，检查各连接片的使用和信号是否正确，继电器封印是否齐全，运行注意事项是否交清等情况。（4）核对一次接线相位应正确无误，配电装置的各项安全净距应符合标准。（5）注油设备验收应注意油位是否适当，油色应透明不发黑，外壳应无渗油现象。充气设备、液压机构应注意压力是否正常。（6）户外设备应注意引线不过紧、过松，导线无松股等异常现象。（7）设备接头
13、处示温蜡片应全部按规定补贴齐全。（8）绝缘子、瓷套部分应清洁、无破损、裂纹。（9）成套开关柜的断路器以及手车等设备除应进行外观检查外，应进行电动分、合操作三次应无异常情况，且连闭锁正常。检查断路器最后应在分闸位置，手车应恢复到许可时的状态。（10）变压器验收时应检查分接头位置是否符合调度规定或常用的使用档。（11）一、二次设备铭牌应齐全、正确、清楚。（12）设备上应无遗留物件或杂物，特别要注意工作班施工时装设的接地线、短路线、扎丝等均应拆除。二、变电站设备的检修验收1.变压器检修验收变压器检修后要求验收和检查的主要项目如下：（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。（
14、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12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，与历年测
16、爆管内部应无存油，防爆玻璃应完整，其呼吸小孔的螺丝位置应正确。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。（13）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11.5%，变压器油箱到油枕的连接管坡度应为24%)。（14）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。(15)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。（16）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。（17）套
18、录清楚。（2）外壳无渗漏油，油漆无脱落，本体应整洁。（3）油位、油色正常。（4）套管清洁、完好、无裂纹。（5）桩头连接及接地线接触良好，电压指示灯安装良好，熔丝配置正确。（6）吸潮剂干燥，无潮解现象。（7）分接头位置正确，并有防护罩。（8）现场清洁，无杂物。3.接地变压器检修验收（1）检修与试验的各项数据应符合规程和标准要求。修试记录簿记录清楚。（2）本体整洁，无缺陷，无渗漏油，油漆无脱落。（3）各部的油位和油色应正常，各阀门的开闭位置应正确。（4）外壳接地良好。（5）套管和支持瓷瓶清洁完好、无破损。（6）桩头连接接触良好，示温片放置正确。（7）瓦斯继电器同变压
20、。（3）本体和机构的外表整洁，油漆完整，相色正确。（4）断路器应有运行编号和名称。（5）断路器及其操动机构的联动应正确，无卡阻情况。分合闸指示正确，切换开关动作正确可靠。记数计的记数动作可靠且可信。（6）油断路器、液压机构应无渗漏油情况，油位指示正确。（7）SF6气体断路器压力表指示与液压机构压力表指示均应正确并在合格范围内。压力表的有效期应经资质单位校验合格。（8）真空断路器的连接部分无过热变色情况，试验判断真空度应在合格范围内。（9）弹簧操动机构的连接可靠、无严重磨损情况、弹簧无变形。（10）操动机构各部位的润滑良好，接点切换正确无误。（11）断路器手车操作自如，闭锁到位
21、可靠。（12）户外断路器的防雨帽固定应牢靠，操动机构的加热器良好、密封垫应完整，控制电缆的穿孔应封堵。（13）断路器以及操动机构上无遗留物，现场整洁无杂物。（14）断路器的SF6气体密度继电器的报警接点和闭锁操作回路接点位置应符合规定值，同时与光示牌相符。监视SF6气体压力的密度继电器和压力表应良好。4）二次联动验收二次、控制、信号回路以及保护装置与断路器的联动正确无误。5）测试验收（1）应严格控制SF6气体含水量，因为SF6气体断路器内部的SF6气体含水量超标时，在气温下降到一定程度时会造成凝露，从而会大大降低绝缘强度，容易发生绝缘事故。大修或交接投运的SF6气体断路器本体内
22、部灭弧室的SF6气体含水量应小于150ppm（体积比），其它气室含水量应小于250ppm（体积比）。运行中SF6气体断路器含水量应小于300ppm（体积比）。（2）SF6气体断路器的年漏气率应小于1%。（3）对液压及液压弹簧机构进行下列试验和检查：失压慢分试验时检查压力是否过高或过低、触点压力表与光示牌的指示是否相符。启泵、停泵、降压和分合闸闭锁以及零压闭锁试验时检查微动开关动作的正确性，并与光示牌的指示是否相符。上述检查结束后，再进行试操作3次，配合继电保护联动试验，动作应正确无误。（4）对弹簧机构进行下列试验和检查：进行慢分慢合试验时检查断路器在动作中应平滑、无跳动情况
23、。储能电动机运转对机构弹簧储能试验时检查储能信号与光示牌的指示是否相符。试操作3次，配合继电保护联动试验，包括重合闸试验时，动作应正确无误。5）其他验收（1）检查特殊检修项目的完成情况记录，查明尚遗留的缺陷以及原因。（2）检查检修中所消除的缺陷的完成情况记录，查明尚遗留的缺陷以及原因。4.2SF6气体断路器小修预试验收(1)检修与试验的各项数据应符合规程和标准要求。(2)SF6气体微水量测定应符合规程和标准要求。(3)SF6气体断路器的操动机构(弹簧、液压、液压弹簧或压缩空气机构)必须清洁和密封，且压力正常，微动开关触点接触应良好，启动正常。(4)SF6气体断路器的动作记
24、数计或空压机的动作记数计正常。(5)新充入的SF6气体纯度应不小于99.8%，且无漏气现象，各密封部位和防潮部位加热器应正常。(6)SF6气体断路器各部位SF6气体压力应正常(装有密度继电器的应无动作及压力低等信号)。(7)绝缘子清洁、无破损；连接排的松紧和距离应合格，相位正确，各部位螺丝应紧固。(8)SF6气体断路器的远、近控操作应正常，保护传动及信号灯指示正确。(9)分、合指示应正确，字迹要清楚，断路器机构接地良好。(10)二次接线紧固，接线正确，绝缘良好。(11)应了解特殊项目的检修及消缺情况。(12)工作现场应清洁。4.3真空断路器检修验收（1）检查真空断
25、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：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。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。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。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。（2）其他同“SF6气体断路器小修预试验收”。4.4少油断路器检修验
27、合规定。(3)油路无渗漏，常压油箱的油位应正常。(4)微动开关对应的压力值应符合规定，微动开关的动作正确。(5)检查防慢分油路应可靠。（6）机构箱门应关紧，并加锁。5.电容器组检修验收(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
28、正常，并加锁。（8）电容器室整洁，无杂物。6.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。7.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
29、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。（7）修试记录簿记录清楚。8.新装母线以及母线检修验收8.1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
30、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。8.2母线的大修验收要求（1）检修与试验的各项数据应符合规程要求。修试记录簿记录清楚。（2）户外软母线，相间及对地应有足够的距离，无断股、松股现象。（3）户外软母线挡线及耐张绝缘子应清洁。（4）母线与各出线连接排的接头螺丝应拧紧。（5）室内母线与各连接排的接头处蜡片应齐全，母线的支持绝缘子应清洁，无裂纹。（6）母线上无短路线及遗留的任何杂物。（7）母线相色正确、清楚，硬母线伸缩接头应无断裂现象。（8）场地清洁。9.电
31、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。10.继电保护装置校验验收10.1一般继电保护装置校验验收项目(1)检查核对继电保护装置上定值是否已按有关整定书规定设置。(2)运行操作部件(连接片、小开关、熔丝、电流端子等)是否恢复许可时状态。(3)检查继电器铅封是否封好，继电器内应无杂物。(4)询问并检查拆动的小线是否恢复，是否坚固。(5
32、)无遗留工具仪表在工作现场。(6)工作现场应做到工完料尽场地清，开挖的孔洞应封堵。(7)相应的一相设备(如断路器、隔离开关等)应在断开位置。(8)应填写详细的工作记录(如结论、发现问题、处理情况、运行注意事项等)。(9)接线变动后是否在相应图纸上作如实修改。10.2新装继电保护装置竣工后增加验收项目(1)电气设备及线路有关实测参数应完整、正确。(2)全部继电保护装置竣工图纸符合实际。(3)装置定值符合整定通知单要求。(4)检验项目及结论符合检验条例和有关规程的规定。(5)核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载应满足误差要求。(6)屏前、后的设备应整
33、齐、完好，回路绝缘良好，标志齐全、正确。(7)二次电缆绝缘良好，标号齐全、正确。(8)用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路的正确，判断差动等保护装置有关元件及接线的正确性。10.3微机保护增加验收项目1）新竣工的微机保护装置（1）继保校验人员在移交前要打印出各CPU所有定值区的定值，并签字。（2）如果调度已明确该设备即将投运时的定值区，则向继保人员提供此定值区号，由继保人员可靠设置；如果未提出要求，则继保人员将各CPU定值区均可靠设置于“1”区。（3）打印出该微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并负责核对，保证这些定值区均设置可靠
34、。最后，双方人员在打印报告上签字。2）以前投运的微机保护装置（1）继保校验人员对于更改整定书和软件版本的微机保护装置，在移交前要打印出各CPU所有定值区的定值，并签字。（2）继保校验人员必须将各CPU的定值区均可靠设置于当初设备停役的定值区。（3）打印出该微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并负责核对，保证这些定值区均设置可靠。最后，双方人员在打印报告上签字。（4）验收手续结束后，继保人员不得再从事该设备的任何工作。否则，要重新履行验收手续。（5）由于运行方式需要而改变定值区后，必须将定值打印出并与整定书核对。11.综合自动化装置(后台监控系统)验收(1)遥控屏
35、有关电源指示灯应亮，在具备试操作条件下进行近控及后台机远控操作时，检查后台机上相应操作设备变位应正确，报警窗指示变位亦应正确。(2)检查遥测屏上有关直流电源小开关应合上，电源指示灯亮，无异常情况。(3)检查遥信屏上有关直流电源小开关应合上，电源指示灯亮。继电保护做联跳试验时，有关保护动作、预告信号应正确指示。(4)检查遥调屏(电能表屏)有关直流电源小开关应合上，电源指示灯亮。(5)检查后台监控机上相应设备信息量是否完备、齐全，一次接线是否正确，数据库是否建立等。(6)检查打印机工作是否正常，当有事故或预告信号时，能否即时打印等。(7)检查五防装置与后台机监控系统接口是否正常，能否正
36、常操作。（8）设备投运后，应检查模拟量显示是否正常。三、变电站设备的安装施工以及验收要求1.变压器安装验收1.1安装准备工作验收1）检查和验收变压器室的建筑物、构筑物工程质量：（1）建筑物、构筑物工程质量应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。（2）屋顶、楼板不得渗漏，在墙上标出地面标高，混凝土基础及构架应达到允许安装的强度，预埋件牢固。（3）基础应水平，规矩与轮距应配合。（4）场地清理干净，道路通畅。2）外观检查和收集技术文件（1）开箱外观检查情况，收集技术文件。（2）油箱及所有附件备品应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。（3）油箱箱盖或钟罩法兰及封
37、板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中的附件，其油箱应无渗漏。充油套管的油位应正常，无渗油，瓷体无损伤。箱壁上的阀门应开闭灵活、指示正确。（4）变压器若装设有冲击记录仪时，应检查冲击记录仪的动作情况。冲击允许值应符合制造厂或订货合同的规定。（5）若变压器运输时是充氮气或充干燥空气时，应检查压力监视装置情况。压力正常值应为正压0.010.03MPa。（6）检查干式变压器的防雨及防潮情况。3）变压器器身及有载调压切换装置吊芯检查时对周围空气温度的规定（1）若对变压器器身等进行吊芯检查时，其周围空气温度规定如下：不宜低于0，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
39、绝缘垫应良好，铁芯外引接地时，拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好。（4）拆开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好。（5）钢带绑扎结构的铁轭，钢带与铁轭的绝缘应良好。（6）铁芯屏蔽接地引线拆开时，屏蔽绝缘应良好。（7）夹件与线圈压板连线拆开时，检查压钉绝缘应良好。（8）铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。（9）绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象。（10）绕组压钉应紧固，防松螺母应锁紧。（11）绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。绝缘围屏绑扎应牢固，围屏的线圈引出处封闭应良好。（12）引出线包扎牢固，无破损、拧弯现象。引出线绝缘距离应合格，固定
41、合格范围内，电阻绕组无损伤，连接处应牢固。（4）切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。（5）选择开关、范围开关接触应良好，分接引线连接应正确、牢固，切换开关部分密封良好。1.2变压器本体及附件安装验收1）变压器本体安装验收（1）变压器本体的升高坡度沿瓦斯继电器方向应为11.5%，油箱到油枕的连接管坡度应为24%（制造厂规定者除外）。（2）装有滚轮的变压器应将滚轮拆卸，用制动装置加以固定。（3）密封处理的要求：所有法兰连接处应用耐油密封垫(圈)密封；密封垫(圈)必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺。法兰连接面应平整、清洁；密封垫(圈)应与法兰面的尺
42、寸相配合。密封垫应擦拭干净，安装位置应正确；其搭接处的厚度应与其原厚度相同，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3。2）变压器附件安装验收（1）有载调压切换装置安装验收切换开关的触头及其连接线应完整无损，且接触良好，其限流电阻应完好，无断裂现象。切换开关的工作顺序应正常，切换开关在极限位置，其机械联锁与极限开关动作应正确。位置指示器动作应正常，指示正确。切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，密封良好；注人油箱中的绝缘油绝缘强度合格。操动机构的电动机、传动齿轮和杠杆固定牢靠，连接位置正确，操作灵活，无卡阻或停顿现象；传动结构的摩擦部分应涂以适合的润滑油。（2）储油柜装置（油
43、枕）安装验收安装前油枕应清洗干净。胶囊式油枕的胶囊或隔膜式油枕的隔膜应完整无破损。胶囊应与油枕保持平行，不应有扭偏；胶囊口的密封应良好。油位表的动作应灵活，油位表或油表管的指示应该与真实油位相符，不应出现有假油位现象；油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。（3）瓦斯继电器及压力释放装置的安装验收瓦斯继电器校验合格并应有校验报告。瓦斯继电器的安装方向坡度应为11.5%（制造厂规定者除外）。压力释放装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好，接点动作应准确，绝缘良好。（4）测温装置的安装验收温度计安装前应校验合格，信号接点动作应正确，导通良好；绕组温度计根据制造厂的规
44、定整定。顶部的温度计座内应充油，密封良好，无渗油现象。膨胀式信号温度计细金属软管不得有压扁或扭曲变形现象，弯曲半径不小于50mm。（5）二次小线安装验收靠近箱壁的绝缘导线排列应整齐，固定应牢固。桥架安装走向应合理，切口处应有防止割伤导线的措施。接线盒和控制箱安装应符合电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范的有关规定。3）110kV及以上变压器冷却装置安装验收（1）冷却装置应预先安装应按制造厂规定的压力值，用气压进行密封试验合格，要求对散热器和强迫油循环风冷却装置持续30min应无渗漏。（2）冷却装置安装前，用合格的绝缘油经滤油机循环冲洗，并将残油排尽。（3）冷却装
45、置安装后立即注满油。（4）风冷却装置的电动机及叶片安装应牢固，转动灵活，无卡阻；试转时无振动、过热现象，叶片无扭曲或与风桶碰擦情况，转向应正确；电动机的配线应采用耐油绝缘线。（5）阀门操作灵活，开闭位置正确；阀门及兰连接处密封应良好。（6）外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净；管道安装后，油管应涂黄漆，并应有流向标志。（7）循环油泵的转向应正确，转动时应无异常噪声、振动或过热象；其密封应良好，无渗油或进气现象。（8）差压继电器、流速继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。4）110kV及以上变压器升高座安装验收（1）升高座安装前，应先完成电流互感器的试验；电流互感器的出
46、线端子板绝缘应良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板密封应良好，无渗油现象。（2）安装升高座时，应使电流互感器的铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。（3）绝缘筒安装应牢固，其安装位置不应使变压器的引出线与之相碰。5）110kV及以上变压器套管安装验收（1）套管安装前的检查工作包括瓷套应无裂纹和伤痕，套管、法兰颈部及均压球内壁清洁，套管经试验合格，充油套管无渗油现象，油位正常。（2）套管注油时应真空注油。（3）高压套管穿缆的应力锥的位置应在均压罩内，其引出端头与套管顶部接线接触应紧密；高压套管与引出线的接口密封波纹盘结构（即魏德迈结构）安装时应按制造厂的要求进行。
49、（7）安装使用的紧固件，除地脚螺栓外，均应采用镀锌件。（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、试验报告以及备品备件清单；设计单位的变更图纸和文件等。2.六氟化硫气体绝缘封闭组合电器（GIS）安装验收2.1安装准备工作验收（1）室内的建筑物、构筑物工程质量应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。（2）屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏。室内地面基层施工完毕，配电室及母线的构架安装后，抹光地面；室内门窗安装完毕。（3）接地装置、预埋件及预留孔符合设计要求。（4）再次装饰时有可能损坏已安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。（5）
50、混凝土基础及构支架达到允许安装的强度和刚度，安装支架焊接质量符合要求。（6）模板、施工设施及杂物清除干净，施工道路通畅。（7）高层构架的走道板、栏杆、平台及梯子等齐全牢固。2.2六氟化硫气体绝缘封闭组合电器（GIS）安装验收1）运到现场后的验收（1）外包装应无残损。（2）所有元件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形。（3）瓷件及绝缘件应无裂纹及破损。（4）充有六氟化硫等气体的运输单元或部件，其压力值应符合产品的技术规定。（5）出厂证件及技术资料齐全。2）安装前的验收（1）所有部件应完整无损。（2）瓷件无裂纹，绝缘件应无受潮、变形、剥落及破损。（3）设备的接线端子、插接
51、件及载流部分应光洁、无锈蚀氧化情况。（4）各个气室的气体压力及含水量应符合制造厂的产品技术规定。（5）紧固螺栓应齐全、无松动，出厂检验的划漆标记无移位。（6）各连接件、附件及装置性材料的材质、规格及数量应符合产品的技术规定。（7）支架及接地引线应无锈蚀或损伤。（8）密度继电器和压力表应经检验合格。（9）母线和母线筒内壁应平整无毛刺。（10）防爆膜应完好。（11）组合电器基础及预埋槽钢的水平误差,不应超过产品的技术规定。（12）应制订安装工艺流程、施工技术和安全技术措施。3）组合电器元件安装过程验收（1）装配工作环境要求：无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%、窗门密封、地坪无灰尘、周围干净。（2）安装间隔时按制造厂要求的规定程序进行。（3）使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品技术规定。（4）密封槽面应清洁、无划伤痕迹；每次打开密封面后必须更换密封垫(圈)；已用过的密封垫(