4.2变压器的技术监督

4.2.1.1电力变压器的设计、选型应符合GB/T17468、GB/T13499和GB1094.1、GB1094.2、 GB1094.3、GB1094.5等电力变压器标准和相关反事故措施的要求。技术参数和要求应满足 GB/T6451的规定；电抗器的性能应满足GB/T1094.6的相关规定。 4.2.1.2宜用油浸式、低损耗、两绕组自然油循环风冷、自冷式有载调压升压变压器。 4.2.1.3·原则上要求户外布置，对于环境污移条件受限区域可采用户内布置。 4.2.1.4风电场容量及送出电压等级与主变压器配置推荐见表1。

风电场容量及送出电压等级与主变压器

4.2.1.5用户对变压器用硅钢片、电磁线、绝缘纸板、绝缘油及钢板等原材料；套管、分接 开关、套管式电流互感器、散热器及压力释放器等重要组件的供货商、供货材质和技术性能 提出要求。 4.2.1.6变压器订购前，制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的型式试验或计算 报告轻工业标准，以及提供内线圈失稳的安全系数。设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力 动态计算报告，并进行核算。 4.2.1.7变压器套管的过负荷能力应与变压器充许过负荷能力相匹配。外绝缘不仅要提出与所 在地区污移等级相适应的爬电比距要求，也应对伞裙形状提出要求。重污移区可选用大小伞结 构瓷套。应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污移试验的型式试验报告。不得订购有机黏结 接缝过多的瓷套管和密集型伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。 4.2.1.8变压器的设计联络会除讨论变压器外部接口、内部结构配置、试验、运输等问题外 还应着重讨论设计中的温升和负荷能力等计算分析报告，保证设备有足够的绝缘裕度和带负 荷能力。

4.2.2监造和出厂验收

220kV及以上电压等级的变压器、电抗器进行监造和出厂验收。110kV电用

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器、电抗器宜进行监造和出厂验收。

4.2.2.2主要监造内容

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a）核对硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、绝缘油等原材料的供货商、供货材质是否 符合订货技术条件的要求； b）核对套管、分接开关、散热器等配套组件的供货商、技术性能是否符合订货技术条 件的要求； 对关键的工艺程序，包括：器身绝缘装配，引线及分接开关装配，器身干燥的真空 度及温度及时间记录，总装配时清洁度检查，带电部分对油箱绝缘距离检查，注油 的真空度、油温、时间及静放时间记录等进行过程跟踪，考察生产环境、工艺参数 控制、过程检验是否符合工艺规程的要求； d）见证出厂试验，对关键的出厂试验，如：长时感应耐压及局部放电（ACLD）试验 应严格在规定的试验电压和程序条件下进行。220kV及以上变压器，测量电压为 1.5U㎡/V3时的局部放电量，其放电量应不大于100pC； e） 供货的套管应安装在变压器上进行工厂试验； 所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装

4.2.2.3出厂验收

a）查验电磁线、硅钢片、绝缘纸板、钢板和变压器油等原材料的出厂检验报告及合格 证，符合技要求的予以签字确认； b） 查验套管、分接开关、压力释放器、气体继电器、套管电流互感器等配套件出厂试 验报告及合格证。对压力释放器、气体继电器、套管电流互感器等应有工厂校验报 告；符合技术要求的予以签字确认； 油箱、铁芯、绕组等部套制造及器身装配、总装配，符合制造厂工艺规程要求的予 以确认； d 按监造合同规定的整机试验项目进行验收。确认试验项目齐全、试验方法正确、试 验设备仪器、仪表满足试验要求，试验结果符合相关标准要求，在质量见证单上签 字确认。

4.2.3安装和投产验收

4.2.3.1变压器运输应有可靠的防止设备运输撞击的措施，应安装具有时标，且有合适量程 的三维冲击记录仪。充气运输的变压器，运输中油箱内的气压应为0.01MPa～0.03MPa，有压 力监视和气体补充装置。 4.2.3.2设备到达现场，由制造厂、运输部门、风电场三方人员共同检查和记录运输和装卸 中的受冲击情况，受到冲击的大小应低于制造厂及合同规定的允许值，记录纸和押运记录应 由风电场留存。

4.2.3.5变压器器身吊检和内检过程中，对检修场地应落实责任、设专人管理，做到对人员 出入以及携带工器具、备件、材料等的严格登记管理控制，严防异物遗留在变压器内部。

4.2.3.6安装在供货变压器上的套管应是进行出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套 管安装就位后，220kV套管应静放24h，330kV～500kV套管应静放36h后方可带电。 4.2.3.7套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面；检查端子受力和引线支承情况 外部引线的伸缩节情况，防止套管因过度受力引起的渗漏油；与套管相连接的长引线，当垂 直高差较大时要采取引线分水措施。 4.2.3.8变压器安装试验工作最后要测量运行分接位置的直流电阻，测试结果应与出厂试验 数据或大修前的数据相符。变压器送电前，要确认分接开关位置正确无误。 4.2.3.9变压器应按照GB50150的要求进行交接验收试验 4.2.3.10新投运的变压器油中溶解气体含量的要求：在注油静置后与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，各次测得的氢、乙炔和总烃含量应无明显区别： 油中氢、总烃和乙炔气体含量应符合DL/T722的要求，见表2。

2新投运的变压器油中溶解气体含量

注1.套管中的绝缘油有出广试验报告，现场可不进行试验； 2.电压等级为500kV的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析。

套管中的绝缘油有出广试验报告，现场可不进行试验； 电压等级为500kV的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析，

4.2.3.11投产验收

4.2.3.11.1变压器、电抗器应完成带可能的最大负荷连续运行24h的启动试运行。变压器应 进行5次空载全电压冲击合闸，且无异常情况；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。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。 4.2.3.11.2验收时，应移交基建阶段的全部技术资料和文件。

4.2.4.1变压器的运行条件、运行维护、不止常运行和处理应符合DL/T572规定。 4.2.4.2运行或备用中的变压器应定期检查，新安装或大修后投入运行或在异常状态下运行 时应增加检查次数：

4.2.4.5变压器在以下异常情况下应加引

a）变压器接地电流超过规定值（100mA）时：

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b) 油色谱分析结果异常时； c) 气体保护信号动作时； d) 气体保护动作跳闸时； e) 变压器在遭受近区突发短路跳闸时； f) 变压器运行中油温超过注意值时； g) 变压器振动噪声和振动增大时

b)5 油色谱分析结果异常时； c) 气体保护信号动作时： d) 气体保护动作跳闸时； e) 变压器在遭受近区突发短路跳闸时； f) 变压器运行中油温超过注意值时； g) 变压器振动噪声和振动增大时

4.2.5变压器的检修监督

4.2.5.1检修策略

4.2.5.2状态评估

变压器状态评估时应对下面资料进行综合分析： 1 运行中所发现的缺陷、异常情况、事故情况、出口短路次数及具体情况。 2） 负载、温度和主要组部件的运行情况。 历次缺陷处理记录。 4 上次小修、大修总结报告和技术档案。 5） 历次试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。 6 大负荷下的红外测温试验情况

4.2.5.3检修质量要求

4.2.5.4器身检修监督重点

4.2.5.4.1器身检修的环境及气象条件： a）环境无尘土及其他污染的晴天。 b）空气相对湿度不大于75%；如大于75%时应采取必要措施。 4.2.5.4.2大修时器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定： a）空气相对湿度≤65%，时间16h； b）空气相对湿度≥75%，时间12h。 4.2.5.4.3现场器身干燥，宜采用真空热油循环或真空热油喷淋方法。有载分接开关的油室 应同时按照租相同要求抽真空。 4.2.5.4.4采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值进行抽真空； 按变压器容量大小，以10℃/h15℃/h的速度升温到指定温度，再以6.7kPa/h的速度递减抽 真空。

4.2.5.4.5变压器油处理：

a）大修后，注入变压器及套管内的变压器油质量应符合GB/T7595的要求； b）注油后，变压器及套管都应进行油样化验与色谱分析： C） 变压器补油时应使用牌号相同的变压器油，如需要补充不同牌号的变压器油时，应 先做混油试验，合格后方可使用 4.2.5.4.6防止变压器吊检和内部检查时绝缘受损伤

4.2.6干式变压器检修监督重点

a）干式变压器检修时，要对铁芯和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕 组与屏蔽层间的绝缘，防止铁芯线圈下沉、错位、变形，发生烧损。 b 检查冷却装置，应运行正常，冷却风道清洁畅通，冷却效果良好。 ）对测温装置进行校验。

4.2.7预防性试验及诊断性试验

4.2.7.1变压器预防性试验的项目、周期、要求应符合DL/T596的规定及制造厂的要求。 4.2.7.2变压器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664的规定。 4.2.7.3在下列情况进行变压器现场局部放电试验，试验方法参照GB/T7354。 变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障。 b 绝缘部件或部分绕组更换并经干燥处理后。 4.2.7.4在下列情况进行绕组变形试验，试验方法参照DL/T911。 a 正常运行的变压器应至少每6年进行一次绕组变形试验。 b） 电压等级110kV及以上的变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短 路阻抗测试或频响法绕组变形测试，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故 冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。 4.2.7.5对运行10年以上、温升偏高的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的 程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。试验方法和判据参照DL/T984。 4.2.7.6事故抢修装上的套管，投运后的首次计划停运时，可取油样做色谱分析。 4.2.7.7停运时间超过6个月的变压器，在重新投入运行前，应按预防性试验规程要求进行 有关试验。 4.2.7.8增容改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。 4.2.7.92 必要时对油中气相色谱异常的大型变压器安装气相色谱在线监测装置，监视色谱的 杰化

4.3箱式变电站（变压器）的技术监督

箱式变电站外壳应有足够的机械强度，并具备耐受以下负荷和撞击的能

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a） 耐受顶部负荷最小值为2500N/m，寒冷地区应充分考虑积雪负荷 b） 外壳上的风负荷满足GB/T11022规定。 ） 面板、门和通风口上的外部机械撞击能力不低于IK10级。 4.3.1.2关门状态下外壳的防护等级满足GB4208的规定。 4.3.1.3：在不考虑太阳辐射效应的前提下，预装式变电站外壳的可触部分的最高允许温度不 应超过70℃。 4.3.1.4充分考虑电缆进、出线安装空间及设计布局，避免电缆交叉连接及安装后受到拉力 及扭矩。进出线数量较多或箱式变电站（变压器）内部空间有限时，应设计电缆分接箱。 4.3.1.5主接地系统的导体应能够满足在系统中性点接地条件下耐受额定短路时和峰值耐受 电流。 4.3.1.6箱式变电站的主变压器的短路阻抗应满足GB1094.2的规定，主变压器的绝缘水平 应满足GB1094.3的规定。 4.3.1.7相对地、相对中性点、相间的空气间隙均应满足要求，最小空气间隙距离见表3。

表3相对地、相对中性点、相间以及相对低电压绕组端子 之间的最小空气间隙距离

4.3.1.8相间、不同电压回路的导体间以及带电的和外露的导电部件间的最短爬电距离应符 合GB/T16935.1的规定。 4.3.1.9箱式变电站内部设备的外绝缘爬距及耐污移能力等级应满足GB/T16935.1和GB/T 11022的规定，并应高于所在地区外绝缘污移等级水平。 4.3.1.10箱式变电站的主变压器取油阀应设计合理，方便取油操作。

4.3.2监造和出厂验收

4.3.2监造和出厂验收

a 核对硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、绝缘油等原材料的供货商、供货材质是否 符合订货技术条件的要求； b 对关键的工艺程序，包括：器身绝缘装配，引线及分接开关装配，器身干燥，注油 及静放等进行过程跟踪，考察生产环境、工艺参数控制、过程检验是否符合工艺规 程的要求； 对型式试验报告进行文件见证，现场见证出试验

4.3.3箱式变电站（变压器）的安装和投产验收

4.3.3.1安装前的保管期间，应经常检查设备情况。充油保管的变压器每6个月检查一次油 的绝缘强度。要做好检查记录。 4.3.3.2应符合产品技术要求，并严格按照GB50148的规定进行变压器现场安装，GB50147 的规定进行负荷开关现场安装，GB50168的规定进行电缆线路现场安装，GB50169的规定 进行接地装置施工，确保设备安装及施工质量。 4.3.3.3套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面；检查端子受力和引线支承情 况、外部引线的伸缩节情况，防止套管因过度受力引起的渗漏油。 4.3.3.4站内电气设备及变压器应严格按照GB50150的要求进行交接验收试验。 4.3.3.5新投运的变压器油中溶解气体含量应符合DL/T722的要求

4.3.4.1变压器的运行条件、运行维护、不正常运行和处理应符合DL/T572规定。

4.3.4.5变压器在以下异宫

a) 油色谱分析结果异常时； 瓦斯保护信号动作时； c） 瓦斯保护动作跳闸时： d) 变压器在遭受近区突发短路跳闸时； e）变压器运行中油温超过注意值时。

4.3.4.6变压器油色谱监督

4.3.4.6.1油色谱结果异常时，应按照DL/T722中三比值法进行故障性质分析。

a） 总烃不超过500ul/L，乙炔未超过5ul/L时，应监督运行，按照3个月一次进行油色 谱分析，跟踪总烃、乙炔的变化趋势。总烃超过500ul/L，且呈增长趋势时，应安排 吊芯检修。 b 变压器油色谱结果异常，乙炔超过5ul/L，未超过20ul/L时，如总烃未超过注意值， 应监督运行，按照3个月一次进行油色谱分析，跟踪乙炔的变化趋势，如烃超过注 意值时，应安排吊芯检修。 负荷开关在箱式变压器内且与箱式变压器共油箱，特征气体超标，应统计、比较同 批次投产箱式变压器油色谱数值，总烃、乙炔超标严重时，应选取箱式变压器，吊

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d）氢气超过500ul/L，总烃未超标的，应定期滤油处理。并检查箱式变压器外壳密 封性能。

4.3.5检修维护监督

尚期和项日。 4.3.5.4箱式变电站（变压器）内安装的高压避雷器定期进行预试，周期为1年。 4.3.5.5箱式变电站（变压器）的变压器绕组温度表和油面温度表，应定期进行检查温度示 值和信号回路，发现温度显示异常时，应安排校验

4.4互感器的技术监督

4.4.1.1互感器设计选型应符合GB20840.1、DL/T725、DL/T726等标准及相关反事故措施的 规定。电流互感器的技术参数和性能应满足GB1208的要求。电磁式电压互感器的技术参数和性 能应满足GB1207的要求。电容式电压互感器的技术参数和性能应满足GB/T20840.5的要求。 4.4.1.2站内35kV、10kV电压互感器和电流互感器选用真空浇注式，其容量及精度应满足 工程需要。 4.4.1.3高压电容式套管选型应符合GB/T4109、DL/T865、DL/T1001等标准及相关反事故 借施的规定。 4.4.1.4SF。互感器应具有良好的密封性能，在环境温度20℃条件下，互感器内部SF。气体 为额定压力时的年漏气率应不大于1%。互感器的壳体上应配有压力释放装置、压力指示器和 密封继电器及气体取样阀门、接头。 4.4.1.5互感器瓷套爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污移等级及防雨闪要求，对重污移 区或高湿度的地区，应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。

4.4.2监造和出厂验收

根据DL/T1054的规定，220kV及以上电压等级的气体绝缘和干式互感器 厂验收。

4.4.2.2主要监造内容

4.4.2.2.1检查工厂的生产条件是否满足产品工艺要求。 4.4.2.2.2核对重要原材料如硅钢片、金属件、电磁线、绝缘支撑件、浇注用树脂、绝缘油、 SF。气体等的供货商、供货质量是否满足订货技术条件的要求。 4.4.2.2.3核对外瓷套或复合绝缘套管、SF。压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配 套组件的供货商、产品性能是否满足订货技术条件的要求。 4.4.2.2.4见证外壳焊接工艺是否符合制造厂工艺规程规定，探伤检测和压力试验是否合格 4.4.2.2.5见证器身绝缘装配、引线装配、器身干燥、树脂浇注等关键工艺程序，考察生产

4.4.2.3出厂验收

4.4.2.3.1确认硅钢片、电磁线、绝缘材料、金属件、浇注用树脂、绝缘油、SF。气体等的出 厂检验报告及合格证符合相关的技术要求。 4.4.2.3.2确认瓷套或复合绝缘套管、SF6压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配套 组件的出厂试验报告及合格证符合相关的技术要求。 4.4.2.3.3确认部件制造及器身装配、总装配符合制造厂的工艺规程要求。 4.4.2.3.4按合同规定的整机试验项目进行验收。确认试验项目齐全、试验方法正确、试验 设备及仪器、仪表满足试验要求，试验结果符合相关标准的规定。

4.4.3安装和投产验收

4.4.3.1运输和保管

4.4.3.1.1SF。绝缘电流互感器运输时，制造厂应采取有效固定措施，防止内部构件震动移位 损坏。运输时所充的气压应严格控制在充许范围内，每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的 地后应在各方人员到齐情况下检查震动记录，若震动记录值超过充许值，则产品应返厂检查处理。 4.4.3.1.2电容式套管运输应该有良好的包装、固定措施，运输套管应该装设有三维冲撞记 录仪，并在到达现场后进行运输过程检查，确定运输过程无异常。 4.4.3.1.3互感器、耦合电容器在安装现场应该直立式存放，并有必要的防护措施。干式环 氧浇注式互感器要户内存放，并有必要的防护措施。 4.4.3.1.4电容式套管可以在安装现场短时水平存放保管，但若短期内（不超过一个月）不 能安装，应置于户内且竖直放置；若水平存放，顶部抬高角度应符合制造厂要求，避免局部 电容芯子较长时间暴露在绝缘油之外，影响绝缘性能。

4.4.3.2安装监督重点

4.4.3.2.1互感器、耦合电容器、高压电容式套管安装应严格按GB50148和产品的安装技术 要求进行，确保设备安装质量。 4.4.3.2.2电流互感器一次端子所承受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气联结 应接触良好，防止产生过热性故障。应检查膨胀器外罩、将军帽等部位密封良好，联结可靠 防止出现电位悬浮。互感器二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断 4.4.3.2.3气体绝缘的电流互感器安装时，密封检查合格后方可充气至额定压力，静置1h后 进行SF气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。 4.4.3.2.4电容式电压互感器配套组合要和制造厂出厂配套组合相一致，严禁互换。 4.4.3.2.5电容式套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面，检查端子受力和引线 支承情况、外部引线的伸缩情况，防止套管因过度受力引起密封破坏渗漏油；与套管相连接 的长引线，当垂直高差较大时要采取引线分水措施

4.4.3.2.1互感器、耦合电容器、高压电容式套管安装应严格按GB50148和产品的安装技术 要求进行，确保设备安装质量。

.4.U.2.U 进行SF。气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。 4.4.3.2.4电容式电压互感器配套组合要和制造厂出厂配套组合相一致，严禁互换， 4.4.3.2.5一电容式套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面，检查端子受力和引线 支承情况、外部引线的伸缩情况，防止套管因过度受力引起密封破坏渗漏油；与套管相连接 的长引线，当垂直高差较大时要采取引线分水措施

4.4.3.3投产验收

互感器、耦合电容器、高压套管安装后，应按照GB50150进行交接试验 投产验收的重点监督项目： 各项交接试验项目齐全、合格；

a）各项交接试验项目齐全、合格：

b）设备外观检查无异常：

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C）油浸式设备无渗漏油； d） SF。设备压力在允许范围内； e）· 变压器套管油位正常，油浸电容式穿墙套管压力箱油位符合要求； f) 复合外套设备的外套、硅橡胶伞裙规整，无开裂、变形、变色等现象； g）接地规范、良好。 4.4.3.3.3投产验收时，应提交基建阶段的全部技术资料和文件。

4.4.6.1互感器、高压套管预防性试验应按照DL/T596的规定进行。 4.4.6.2 红外测温检测的方法、周期、要求应符合DL/T664的规定。 4.4.6.3定期进行复合绝缘外套憎水性检测。 4.4.6.4定期按可能出现的最大短路电流验算电流互感器动、热稳定电流是否满足要求

4.5高压开关设备的技术监督

4.5.1设计选型审查

4.5.1.1高压关设备的设计选型应符合GB1984、GB/T11022、DL/T402、DL/T404、DL/ 486、DL/T615等标准和相关反事故措施的规定。 4.5.1.2低压开关设备的设计选型应符合GB14048的规定。 4.5.1.3断路器操动机构应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）。 4.5.1.4单纯以空气作为外绝缘介质的开关设备相间和对地的最小空气间隙见表4。

表4开关设备相间和对地最小空气间隙

4.5.1.5以空气和绝缘板组成的复合绝缘作为绝缘介质的开关设备和控制

象板之间的最小空气间隙应满足下述要求： a）对2.6kV、7.2kV和12kV电压等级的高压开关设备应不小于30mm b）对24kV电压等级的高压开关设备应不小于45mm； c）对40.5kV电压等级的高压开关设备应不小于60mm。 4.5.1.6SF。密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要 求。密度继电器应装设在与断路器同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁接点正确 动作。 4.5.1.7高压开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备 损坏。

4.5.2监造和出厂验收

根据DL/T1054的规定，220kV及以上电压等级的高压开关设备应进行监造 2.2主要监造内容 2.2.1断路器监造项目和技术要求见表5。

1.5.2.2.1断路器监造项目和技术要求见表5。

表5断路器监造项目和技术要求

表6隔离开关监造项目和技术要求

4.5.2.3出厂验收

除了对规定的受监造高压开关设备进行出厂验收以外，有条件时宜对批量买

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4.5.3安装和投产验收

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a）SF。断路器现场安装应符合GB50147、产品技术条件和相关反事故措施的规定。 b）设备及器材到达现场后应及时检查；安装前的保管应符合产品技术文件要求。 C 72.5kV及以上电压等级断路器的绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂 起皱、接头松动和超过允许限度的变形。 d SF6气体注入设备后必须进行湿度试验，且应对设备内气体进行SF6纯度检测，必 要时进行气体成分分析。 e 断路器安装完成后，应对设备载流部分和引下线进行检查。均压环应无划痕、毛刺， 安装应牢固、平整、无变形；均压环宜在最低处打排水孔。 f SF.断路器安装后应按GB50150进行交接试验

4.5.3.1.2SF.断路器的投产验收

a）断路器应固定牢靠，外表清洁完整；动作性能应符合产品技术文件的规定。 b）电气连接应可靠且接触良好。 C 断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示应正确；辅助开关 动作应正确可靠。 d） 密度继电器的报警、闭锁定值应符合产品技术文件的要求。电气回路传动应正确 e）六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应符合GB50150及产品技术文件的规定。 f 接地应良好，接地标识清楚。 g）验收时，应移交基建阶段的全部技术资料和文件。

4.5.3.2隔离开关

4.5.3.2.1隔离开关的安装

a）隔离开关现场安装应符合GB50147、产品技术条件和相关反事故措 b）隔离开关安装后应按GB50150进行交接试验，应各项试验合格。

4.5.3.2.2隔离开关的投产验收

a） 操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，位置指示 正确； b) 合闸时三相不同期值应符合产品技术文件要求； C 相间距离及分闸时触头打开角度和距离，应符合产品技术文件要求； d 触头应接触紧密良好，接触尺寸应符合产品技术文件要求； e） 隔离开关分合闸限位正确； 合闸直流电阻测试应符合产品技术文件要求； 验收时，应移交基建阶段的全部技术资料和文件

4.5.3.3真空断路器和高压开关柜

a）应按产品技术条件和GB50147的规定进行现场安装和调整； b）真空断路器和高压开关柜安装后应按GB50150进行交接试验，各项试验应合格。

4.5.3.3.2投产验收

a）电气连接应可靠接触；绝缘部件、瓷件应完好无损； b）真空断路器与操动机构联动应正常、无卡阻；分、合闸指示应正确；辅助开关动作 应准确、可靠； C 高压开关柜应具备电气操作的“五防”功能； d 高压开关柜所安装的带电显示装置应显示正确： e 验收时，应移交基建阶段的全部技术资料和文件。

安全阀标准4.5.3.4低压开关

4.5.4.3SF.气体的质量监督

a）SF。气体湿度监测：火弧室气室含水量应小于300μL/L，其他气室小于500μL/L。 b）SF。气体泄漏监测：每个隔室的年漏气率不大于1%。 c）SF。断路器补气时应使用经检验合格的SF。气体。

4.5.4.4低压开关

巡视检查重点项目： a）分、合闻闸位置指示正确，并与当时实际运行工况相符 b）无异声，异常发热； c）无蒸汽，无腐蚀性液体侵蚀。

4.5.5.2SF.断路器检修重点

a）SF6断路器的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查工程规范，如发现弯曲、变形或断裂，应 找出原因，更换零件并采取预防措施。 6） 液压（气动）机构分、合闸阀的阀针应无松动或变形，防止由于阀针松动或变形造 成断路器拒动；分、合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。 C SF。断路器操动机构检修后应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65% 额定操作电压的要求。在80%或85%额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活且 吸持牢靠。

4.5.5.3隔离开关检修重点

绝缘子表面应清洁；瓷套、法兰不应出现裂纹、破损；涂敷RTV涂料的瓷外套憎水 性良好，涂层不应有缺损、起皮、龟裂； 主触头接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象：回路电阻测量值应符合产品