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- 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__GBJ__148-1990
- 发布时间：2011/1/15 阅读次数：11397 字体大小: 【小】 【中】【大】
第五节 干 燥
第2.5.1条 变压器、电抗器是否需要进行干燥，应根据本规范附录一“新装电力变压器、油浸电抗器不需干燥的条件”进行综合分析判断后确定。
第2.5.2条 设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当为不带油干燥利用油箱加热时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不得超过100℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃。
干式变压器进行干燥时，其绕组温度应根据其绝缘等级而定。
第2.5.3条 采用真空加温干燥时，应先进行预热。抽真空时，将油箱内抽成0.02MPa，然后按每小时均匀地增高0.0067MPa至表2.5.3所示极限允许值为止。
抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。
第2.5.4条 在保持温度不变的情况下，绕组的绝缘电阻下降后再回升，110kV及以下的变压器、电抗器持续6h，220kV及以上的变压器、电抗器持续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可认为干燥完毕。
表2.5.3 变压器、电抗器抽真空的极限允许值
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电压(kV) |
容量(kVA) |
真 空 度 (MPa) |
|
35 |
4000～31500 |
0.051 |
|
63～110 |
16000及以下 |
0.051 |
|
20000及以上 |
0.08 |
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220及330 |
|
0.101 |
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500 |
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＜0.101 |
表2.5.4 绝缘件表面含水量标准
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电压等级(kV) |
含水量标准(%) |
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110及以下 |
2以下 |
|
220 |
1以下 |
|
330～500 |
0.5以下 |
也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，表面含水量应符合表2.5.4的规定。
第2.5.5条 干燥后的变压器、电抗器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况。如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至50～60℃，绕组温度应高于油温。
第六节 本体及附件安装
第2.6.1条 本体就位应符合下列要求：
一、变压器、电抗器基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合；装有气体继电器的变压器、电抗器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%～1.5%的升高坡度(制造厂规定不须安装坡度者除外)。当与封闭母线连接时，其套管中心线应与封闭母线中心线相符。
二、装有滚轮的变压器、电抗器，其滚轮应能灵活转动，在设备就位后，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。
第2.6.2条 密封处理应符合下列要求：
一、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，密封垫(圈)应与法兰面的尺寸相配合。
二、法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭干净，安装位置应准确；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。
第2.6.3条 有载调压切换装置的安装应符合下列要求：
一、传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象；传动机构的摩擦部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂。
二、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。
三、切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求；切换装置在极限位置时，其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。
四、位置指示器应动作正常，指示正确。
五、切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好；注入油箱中的绝缘油，其绝缘强度应符合产品的技术要求。
第2.6.4条 冷却装置的安装应符合下列要求：
一、冷却装置在安装前应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验，并应符合下列要求：
1. 散热器、强迫油循环风冷却器，持续30min应无渗漏；
2. 强迫油循环水冷却器，持续1h应无渗漏，水、油系统应分别检查渗漏。
二、冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干净，并将残油排尽。
三、冷却装置安装完毕后应即注满油。
四、风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线。
五、管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。
六、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，水管应涂黑漆，并应有流向标志。
七、油泵转向应正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。
八、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。
九、水冷却装置停用时，应将水放尽。
第2.6.5条 储油柜的安装应符合下列要求：
一、储油柜安装前，应清洗干净。
二、胶囊式储油柜中的胶囊或隔膜式储油柜中的隔膜应完整无破损；胶囊在缓慢充气胀开后检查应无漏气现象。
三、胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口的密封应良好，呼吸应通畅。
四、油位表动作应灵活，油位表或油标管的指示必须与储油柜的真空油位相符，不得出现假油位。油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。
第2.6.6条 升高座的安装应符合下列要求：
一、升高座安装前，应先完成电流互感器的试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象。
二、安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。
三、电流互感器和升高座的中心应一致。
四、绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。
第2.6.7条 套管的安装应符合下列要求：
一、套管安装前应进行下列检查：
1. 瓷套表面应无裂缝、伤痕；
2. 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净；
3. 套管应经试验合格；
4. 充油套管无渗油现象，油位指示正常。
二、充油套管的内部绝缘已确认受潮时，应予干燥处理；110kV及以上的套管应真空注油。
三、高压套管穿缆的应力锥应进入套管的均压罩内，其引出端头与套管顶部接线柱连接处应擦拭干净，接触紧密；高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构(魏德迈结构)的安装应严格按制造厂的规定进行。
四、套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣。
五、充油套管的油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。
第2.6.8条 气体继电器的安装应符合下列要求：
一、气体继电器安装前应经检验鉴定。
二、气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。
第2.6.9条 安全气道的安装应符合下列要求：
一、安全气道安装前，其内壁应清拭干净。
二、隔膜应完整，其材料和规格应符合产品的技术规定，不得任意代用。
三、防爆隔膜信号接线应正确，接触良好。
第2.6.10条 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；电接点应动作准确，绝缘应良好。
第2.6.11条 吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；管道应通畅；吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或按产品的技术要求进行。
第2.6.12条 净油器内部应擦拭干净，吸附剂应干燥；其滤网安装方向应正确并在出口侧；油流方向应正确。
第2.6.13条 所有导气管必须清拭干净，其连接处应密封良好。
第2.6.14条 测温装置的安装应符合下列要求：
一、温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；绕组温度计应根据制造厂的规定进行整定。
二、顶盖上的温度计座内应注以变压器油，密封应良好，无渗油现象；闲置的温度计座也应密封，不得进水。
三、膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。
第2.6.15条 靠近箱壁的绝缘导线，排列应整齐，应有保护措施；接线盒应密封良好。
第2.6.16条 控制箱的安装应符合现行的国家标准《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。
第七节 注 油
第2.7.1条 绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。
不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。
第2.7.2条 注油前，220kV及以上的变压器、电抗器必须进行真空处理，处理前宜将器身温度提高到20℃以上。真空度应符合本规范第2.5.3条中的规定，真空保持时间：220～330kV，不得少于8h；500kV，不得少于24h。抽真空时，应监视并记录油箱的变形。
第2.7.3条 220kV及以上的变压器、电抗器必须真空注油；110kV者宜采用真空注油。当真空度达到本规范第2.5.3条规定值后，开始注油。注油全过程应保持真空。注入油的油温宜高于器身温度。注油速度不宜大于100l/min。油面距油箱顶的空隙不得少于200mm或按制造厂规定执行。注油后，应继续保持真空，保持时间：110kV者不得少于2h；220kV及以上者不得少于4h。500kV者在注满 油后可不继续保持真空。
真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。
第2.7.4条 在抽真空时，必须将在真空下不能承受机械强度的附件，如储油柜、安全气道等与油箱隔离；对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空。
第2.7.5条 变压器、电抗器注油时，宜从下部油阀进油。对导向强油循环的变压器，注油应按制造厂的规定执行。
第2.7.6条 设备各接地点及油管道应可靠地接地。
第八节 热油循环、补油和静置
第2.8.1条 500kV变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环，循环时间不得少于48h。
热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状态下进行，此时变压器或电抗器不抽真空；当注油到离器身顶盖200mm处时，热油循环需抽真空。真空度应符合本规范第2.5.3条的规定。
真空净油设备的出口温度不应低于50℃，油箱内温度不应低于40℃。经过热油循环的油应达到现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定。
第2.8.2条 冷却器内的油应与油箱主体的油同时进行热油循环。
第2.8.3条 往变压器、电抗器内加注补充油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入，注油至储油柜额定油位。注油时应排放本体及附件内的空气，少量空气可自储油柜排尽。
第2.8.4条 注油完毕后，在施加电压前，其静置时间不应少于下列规定：
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110kV及以下 |
24h |
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220kV及330kV |
48h |
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500kV |
72h |
第2.8.5条 按第2.8.4条静置完毕后，应从变压器、电抗器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气，并启动潜油泵，直至残余气体排尽。
第2.8.6条 具有胶囊或隔膜的储油柜的变压器、电抗器必须按制造厂规定的顺序进行注油、排气及油位计加油。
第九节 整体密封检查
第2.9.1条 变压器、电抗器安装完毕后，应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03MPa压力，试验持续时间为24h，应无渗漏。
整体运输的变压器、电抗器可不进行整体密封试验。
第十节 工程交接验收
第2.10.1条 变压器、电抗器的启动试运行，是指设备开始带电，并带一定的负荷即可能的最大负荷连续运行24h所经历的过程。
第2.10.2条 变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：
一、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。
二、轮子的制动装置应牢固。
三、油漆应完整，相色标志正确。
四、变压器顶盖上应无遗留杂物。
五、事故排油设施应完好，消防设施齐全。
六、储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，且指示正确。
七、接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。
铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子应短接接地；套管顶部结构的接触及密封应良好。
八、储油柜和充油套管的油位应正常。
九、分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。
十、变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。
十一、测温装置指示应正确，整定值符合要求。
十二、冷却装置试运行应正常，联动正确；水冷装置的油压应大于水压；强迫油循环的变压器、电抗器应启动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气。
十三、变压器、电抗器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。
第2.10.3条 变压器、电抗器试运行时应按下列规定进行检查：
一、接于中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须接地。
二、变压器、电抗器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；冲击合闸时，变压器宜由高压侧投入；对发电机变压器组结线的变压器，当发电机与变压器间无操作断开点时，可不作全电压冲击合闸。
三、变压器、电抗器应进行5次空载全电压冲击合闸，应无异常情况；第一次受电后持续时间不应少于10min；励磁涌流不应引起保护装置的误动。
四、变压器并列前，应先核对相位。
五、带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。
第2.10.4条 在验收时，应移交下列资料和文件：
一、变更设计部分的实际施工图。
二、变更设计的证明文件。
三、制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
四、安装技术记录、器身检查记录、干燥记录等。
五、试验报告。
六、备品备件移交清单。
第三章 互感器
第一节 一般规定
第3.1.1条 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要求执行。
第3.1.2条 互感器整体起吊时，吊索应固定在规定的吊环上，不得利用瓷裙起吊，并不得碰伤瓷套。
第3.1.3条 互感器到达现场后，除按本规范第1.0.6条进行检查外，尚应作下列外观检查：
一、互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤。
二、油浸式互感器油位应正常，密封应良好，无渗油现象。
三、电容式电压互感器的电磁装置和谐振阻尼器的封铅应完好。
第二节 器身检查
第3.2.1条 互感器可不进行器身检查，但在发现有异常情况时，应按下列要求进行检查：
一、螺栓应无松动，附件完整。
二、铁芯应无变形，且清洁紧密，无锈蚀。
三、绕阻绝缘应完好，连接正确、紧固。
四、绝缘支持物应牢固，无损伤，无分层开裂。
五、内部应清洁，无油垢杂物。
六、穿心螺栓应绝缘良好。
七、制造厂有特殊规定时，尚应符合制造厂的规定。
第3.2.2条 互感器器身检查时，尚应符合本规范第2.4.2条的有关规定。
第3.2.3条 110kV及以上互感器应真空注油。
第三节 安 装
第3.3.1条 互感器安装时应进行下列检查：
一、互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定。
二、二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰。
三、油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀均应无渗油现象。
四、隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完整无损，顶盖螺栓紧固。
第3.3.2条 油浸式互感器安装面应水平；并列安装的应排列整齐，同一组互感器的极性方向应一致。
第3.3.3条 具有等电位弹簧支点的母线贯穿式电流互感器，其所有弹簧支点应牢固，并与母线接触良好，母线应位于互感器中心。
第3.3.4条 具有吸湿器的互感器，其吸湿剂应干燥，油封油位应正常。
第3.3.5条 互感器的呼吸孔的塞子带有垫片时，应将垫片取下。
第3.3.6条 电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行安装，不得互换。各组件连接处的接触面，应除去氧化层，并涂以电力复合脂；阻尼器装于室外时，应有防雨措施。
第3.3.7条 具有均压环的互感器，均压环应安装牢固、水平，且方向正确。具有保护间隙的，应按制造厂规定调好距离。
第3.3.8条 零序电流互感器的安装，不应使构架或其它导磁体与互感器铁芯直接接触，或与其构成分磁回路。
第3.3.9条 互感器的下列各部位应予良好接地：
一、分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子，电容式电压互感器应按制造厂的规定执行。
二、电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子、铁芯引出接地端子。
三、互感器的外壳。
四、备用的电流互感器的二次绕组端子应先短路后接地。
五、倒装式电流互感器二次绕组的金属导管。
第3.3.10条 互感器需补油时，应按制造厂规定进行。
第3.3.11条 运输中附加的防爆膜临时保护应予拆除。
第四节 工程交接验收
第3.4.1条 在验收时，应进行下列检查：
一、设备外观应完整无缺损。
二、油浸式互感器应无渗油，油位指示应正常。
三、保护间隙的距离应符合规定。
四、油漆应完整，相色应正确。
五、接地应良好。
第3.4.2条 在验收时，应移交下列资料和文件：
一、变更设计的证明文件。
二、制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
三、安装技术记录、器身检查记录、干燥记录。
四、试验报告。
附 录 一
新装电力变压器及油浸电抗器不需干燥的条件
一、带油运输的变压器及电抗器：
1. 绝缘油电气强度及微量水试验合格；
2. 绝缘电阻及吸收比(或极化指数)符合规定；
3. 介质损耗角正切值tgδ(%)符合规定(电压等级在35kV以下及容量在4000kVA以下者，可不作要求)。
二、充气运输的变压器及电抗器：
1. 器身内压力在出厂至安装前均保持正压。
2. 残油中微量水不应大于30ppm；电气强度试验在电压等级为330kV及以下者不低于30kV，500kV者应不低于40kV。
3. 变压器及电抗器注入合格绝缘油后：
(1) 绝缘油电气强度及微量水符合规定；
(2) 绝缘电阻及吸收比(或极化指数)符合规定；
(3) 介质损耗角正切值tgδ(%)符合规定。
注：①上述绝缘电阻、吸收比(或极化指数)、tgδ(%)及绝缘油的电气强度及微量水试验应符合现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的相应规定。
②当器身未能保持正压，而密封无明显破坏时，则应根据安装及试验记录全面分析作出综合判断，决定是否需要干燥。
三、采用绝缘件表面的含水量判断时，应符合本规范第2.5.4条的规定。
附 录 二
本规范用词说明
一、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”或“可”；
反面词采用“不宜”。
二、条文中规定应按其它有关标准、规范执行时，写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。
附加说明
本规范主编单位、参加单位和主要起草人名单
主编单位：能源部电力建设研究所
参加单位：东北电业管理局
东北送变电工程公司
上海电力建设局调整试验所
华东电管局工程建设定额站
水电第十二工程局
陕西省送变电工程公司
广东省输变电工程公司
东北电力建设第一工程公司
大庆石油管理局供电公司
化工部施工技术研究所
主要起草人：胥佩葱、曾等厚
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
GBJ 148—90
条 文 说 明
前 言
本规范是根据原国家计委计综〔1986〕2630号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所会同有关单位对《电气装置安装工程 施工及验收规范》GBJ232—82第二篇“电力变压器、互感器篇”修订而成。经中华人民共和国建设部1990年12月30日以(90)建标字第698号文批准发布。
为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本规范时能正确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》编制组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求，按《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》的章、节、条顺序，编制了《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条文说明》供国内有关部门和单位参考。在使用中如发现本条文说明有欠妥之处，请将意见直接函寄本规范的管理单位能源部电力建设研究所(北京良乡，邮政编码：102401)。
1990年12月
第一章 总 则
第1.0.2条 到1988年底，我国已有交流500kV输电线路4000多公里，500kV变电站和升压站20多座，并已有10多年的建设和运行经验，500kV设备的安装技术较为成熟，已具备条件列入规范。故本规范的适用范围明确为适用于电压为500kV及以下，频率为50Hz的电力变压器、电抗器、互感器安装工程的施工及验收。
目前，330kV及500kV系统中已大量使用油浸电抗器，而油浸电抗器的结构、施工及验收的规定基本与电力变压器相同，故将油浸电抗器也列入本规范中。
本条所指特殊用途的电力变压器、互感器是指各工矿企业中有特殊使用要求或安装于特殊环境的设备，如整流变压器、电炉变压器、矿用变压器、调压器、大电流变压器等，对此类特殊用途设备的安装除按本规范规定外，尚应符合制造厂及专业部门的有关规定。
第1.0.3条 按设计进行施工是现场施工的基本要求。当设计部门按技术经济政策和现场实际情况进行修改时，应有设计变更通知。
第1.0.4条 本规范适用于一般通用设备的运输和保管，当制造厂根据个别设备结构等方面的特点在运输和保管上有特殊要求时，则应符合其特殊要求。
为了便于分析和分清责任，在运输过程中，当改变运输方式时，应及时检查设备受冲击等情况，并作好记录。所谓改变运输方式，是指由铁路运输改为公路或者水路运输，或者是由水路运输改为铁路或者公路运输。
第1.0.5条 设备及器材保管是安装前的一个重要前期工作，施工前做好设备及器材的保管工作有利于以后的施工。
设备及器材保管的要求和措施，因其保管时间的长短而有所不同，故本规范明确为设备到达现场后安装前的保管，其保管期限不超过一年。对于需要长期保管的设备及器材，应按其专门规定进行保管。
第1.0.6条 凡未经有关单位鉴定合格的设备或不符合国家现行技术标准(包括国家标准或地方标准)的原材料、半成品、成品和设备，均不得使用和安装。严禁使用低劣和伪造的不合格产品。
第1.0.7条 事先做好检验工作，为顺利施工提供条件。首先应检查包装及密封应良好，对有防潮要求的包装应及时检查，发现问题，采取措施，以防受潮。
制造厂的技术文件，根据现行国家标准《电力变压器》(GB1094.1～1094.5—85)中规定，制造厂每台设备(包括标准组件)应附有全套的安装使用说明书、产品合格证书、出厂试验记录、产品外型尺寸图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌或铭牌标志图及备件一览表等。
第1.0.8条 现行的安全技术规程中，对有关专业性的施工安全要求不一定齐全；因此，对重要的施工工序，如变压器、电抗器的器身检查，大型变压器、电抗器的运输、起吊、干燥等，都应根据现场的具体条件，事先制定安全技术措施。
第1.0.9条 由于国家现行的有关建筑工程施工及验收规范中的一些规定不完全适合电气设备安装的要求，如建筑工程的误差以厘米(cm)计，而电气设备安装误差以毫米(mm)计。这些电气设备的特殊要求应在电气设计图中标出。但建筑工程中的其它质量标准，在电气设计中不可能全部标出，则应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定。
为了避免现场施工混乱，实行文明施工，本条提出了设备安装前，建筑工程应具备一些具体要求，以便给安装工程创造一定的施工条件。这对保证安装质量和设备安全是必要的。但这次删去了原来规定的“钢轨敷设后，抹面工作结束”。因为设备安装不一定要抹面结束，一般是设备安装后才进行抹面，以免表面损坏。
根据电力变压器、电抗器、互感器安装完毕投运前的实际需要，提出了要求建筑工程应完成的工作，以便使设备安全顺利地投产。
第1.0.10条 设备安装用的紧固件，为防止锈蚀给以后的安全运行和设备检修拆卸带来困难，应采用镀锌制品，镀锌应保证质量。但对于地脚螺栓，它主要埋设在混凝土中，而且是非成批定型产品，一些偏远地区镀锌有困难，固定在地脚螺栓上的设备拆卸搬动的情况并非经常发生，若遇地脚螺栓有锈蚀而需拆卸时，可用如松锈剂等办法解决，故不强调镀锌。
设备端子的连接应符合现行国家标准《变压器、高压电器和套管的接线端子》(GB 5273—85)的要求。
第1.0.11条 电瓷件瓷表面的外观质量，在现行国家标准《高压绝缘子瓷件技术条件》(GB 772—87)中有明确规定。
第二章 电力变压器、油浸电抗器
第一节 装卸与运输
第2.1.1条 对大型变压器、电抗器陆运或水运前的调查和要求作了具体规定，以保证大型变压器、电抗器的运输安全。
目前，国产变压器以容量8000kVA及以上划分为大型变压器，电抗器尚无规定，厂家提出可按变压器划分，故电抗器也暂以容量为8000 kvar及以上划分为大型电抗器，将此条的适用范围规定为8000kVA(8000 kvar)及以上。
利用滚轮在铁路专用线作短途运输时，其速度的规定，根据变压器滚轮与轴之间是滑动配合，且润滑情况不好，某厂使用说明书规定为0.2km/h，故规定不应超过0.2km/h。
公路运输速度，以往一些500kV工程对变压器公路运输都规定拖车速度不宜超过5km/h，附件的运输速度不宜超过25km/h。而变压器厂在供给某变电站的500kV变压器的安装使用说明书中规定：
一、装在拖车上由公路运输的车速，在一级路面不超过15km/h，其它路面不超过10km/h。
二、滚动装卸车船时，拖运速度不宜超过0.3km/h，滚动拖运时速度不应超过0.9km/h。
由于各地情况不同，如路面、车辆等，各制造厂对本厂的产品的运输速度都有规定，故本条对此不加以限制，强调按制造厂的规定。
第2.1.2条 变压器、电抗器在装车或装船时，车辆的弹簧压缩或船只下沉，在卸车或卸船时，车辆的弹簧的弹力和船只的浮力都可能引起变压器、电抗器倾倒，应设专人观测车辆平台的升降或船只的浮沉情况。
卸车地点的土质必须坚实，站台、码头也必须坚实，否则将引起下沉危及设备安全。
第2.1.3条 国家标准《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》(GB6451.1～5—86)中规定：“电压在220kV，容量为150～360MVA变压器运输中应装冲击记录仪”。国外大型变压器和油浸电抗器在运输时大都装有冲击记录仪，以记录在运输和装卸过程中受冲击和振动情况。采用的冲击记录仪必须准确可靠。
设备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示。
g值的大小，因国内尚无标准，一般由制造厂提供或由定货合同双方商定。基于下列国内外的资料，一般认为不小于3g为好。
某省向日本订的东芝变压器，冲击允许值规定为：运输的前后方向为4g，横向为1g，上下垂直方向为3g。
某电厂升压站到货的6台东芝产变压器，运输过程中实际记录的冲击记录为：
|
|
Ⅰ |
Ⅱ |
Ⅲ |
Ⅳ |
Ⅴ |
Ⅵ |
|
运输方向 |
1.2g |
0.4g |
1.2g |
0.05g |
0.3g |
0.05g |
|
横向 |
0.4g |
0.3g |
0.3g |
0.3g |
0.4g |
0.3g |
|
垂直方向 |
1.4g |
0.8g |
1.2g |
0.7g |
0.2g |
0.6g |
&, nbsp; BBC公司500kV高压电抗器，规定运输中冲击允许值小于1g，设备到达现场后，检查冲击记录均未超过允许值。某500kV换流站先后有两台BBC公司生产的换流变压器，海运到上海港后，发现冲击记录值达4.8g，经检查因铁芯及绝缘件均有松动移位和损坏等情况，而返厂修理。
我国引进日新公司生产的三台500kV电抗器和一台中性点电抗器，装有美国产的冲击记录仪，其实际冲击记录值为：
|
|
Ⅰ |
Ⅱ |
Ⅲ |
Ⅳ |
|
运输方向 |
2.2g |
4.4g |
2.55g |
3.7g |
|
横向 |
1.7g |
3.3g |
2.5g |
2.5g |
|
垂直方向 |
2.8g |
1.4g |
1.5g |
2.5g |
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。
某省引进联邦德国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。
我国某水电工程与有关变压器厂就国产变压器运输冲击值商谈的结果，同意三个方向均定为3g。 有的单位提出，大型变压器、电抗器，装设冲击记录仪，若运输过程中不超过允许值就不要进行器身检查，否则装此记录仪就无意义。我国对大型设备运输中装设冲击记录仪尚属初始阶段，对于冲击记录仪的实用还需积累一定数据和经验。而且，现在冲击记录仪尚无定型产品，仪器是否好用?允许冲击值多少合适?以及装设的位置，在运输过程中的管理等问题比较复杂，因此只能说是刚开始，当经验成熟后，再在规范中作相应的规定。
第2.1.4条 为防牵引过程中设备倾倒，规定牵引的着力点应在设备的重心以下。
国家标准《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》(GB6451.1～5—86)中规定在220kV，90～360MVA变压器下节油箱两端设置水平牵引装置，专供牵引设备用。
防止变压器在运行过程中由于倾斜过大而引起结构变形，制造厂规定一般变压器的倾斜角仅允许为15°，船用变压器则可达45°，若一般变压器在运输过程中，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。
第2.1.5条 目前变压器采用钟罩式油箱较多，油箱下节备有专供起吊变压器整体用的吊耳；上节油箱上的吊耳仅供吊钟罩时用，如起吊整台变压器时错用上节油箱的吊耳，则将造成重大设备破坏性事故。吊起整台变压器时，除必须利用下节油箱专用吊耳外，其吊索尚应经上节油箱对应的吊耳作导向，否则，吊运时可能使变压器重心不稳而倾倒。1971年3月18日某水电站利用吊车在主厂房吊运一台360MVA变压器时，由于吊索未经上节油箱的吊耳作导向，造成变压器摔倒的大事故。国外的大型变压器安装说明书中也有此规定。
有的单位反映，不需强调“必须经钟罩上节相对应的吊耳导向”，其理由是有经验的起重工不经上节吊耳导向也未发生过问题。为了确保起吊安全，仍应强调必须按规定施工。
第2.1.6条 大型变压器重达几十吨，甚至超过200t，为此，制造厂在变压器油箱底部设有数个特定的顶升部位，作为千斤顶的着力位置。如将千斤顶放置在其他位置顶升，将使变压器遭到结构上的损坏。在顶升过程中，升降操作应协调、各点受力均匀，并应及时垫好垫块，某工程安装一台500kV，360MVA变压器，在降落时，由于受力不均，使变压器受墩，最后返厂修复，故在安装过程中必须引起十分注意。
第2.1.7条 随着变压器、电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干燥空气运输的方式。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入潮气，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。
气体的压力受气温的影响而有所变化，根据日本提供某厂氮气的压力与温度的关系：在0℃时压力为0.01MPa，25℃时为0.02MPa，50℃时为0.03MPa。故在运输中，在任何温度下油箱内的气压都必须保持正压。
充气运输的变压器、电抗器，在运输前应进行密封性试验，以保证密封良好。气体压力在运输中较起始值大大降低时，则可能有渗漏的地方，须及时处理以避免进入潮气。
关于充入的气体的要求：日本《大型变压器现场安装规范》中规定充入气体的露点低于—30℃即可；进口联邦德国TU公司的变压器的技术资料中规定，微水含量少于25ppm(体积比)，相当于露点低于—60℃；我国某变压器厂规定，充入的氮气纯度不低于99.9%，露点应低于—40℃。
第2.1.8条干式变压器运输时，应有防雨和防潮措施。根据现行国家标准《干式电力变压器》(GB6450—86)的规定，产品从制造厂出厂时，干式(不包括成形浇注)变压器的包装应保证在整个运输和储存期防止受潮和雨淋。
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