变电站验收项目规范.doc

变电站验收规范标准

2017年2月

一次部分
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1600kVA 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、14、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、1 5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、1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 1600kVA 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：
（7.0.3）
式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）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
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算系数A
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
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=ARt (7.0.9-2)
当实测温度为 20℃ 以下时：
R20=Rt/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 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 8000kVA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
温度差 K
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
换算系数 A
1.15
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
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 tanδ t (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 8000kVA 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
绕组额定电压(kV)
6～10
20～35
63～330
500
直流试验电压(kV)
10
20
40
60
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8000kVA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8000kVA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
系统
标称电压
设备
最高电压
交流耐压
油浸式电力变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
<1
≤1.1
—
2.5
3
3.6
14
8.5
6
7.2
20
17
10
12
28
24
15
17.5
36
32
20
24
44
43
35
40.5
68
60
66
72.5
112
—
110
126
160
—
220
252
316(288)
—
330
363
408(368)
—
500
550
544(504)
—
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。
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，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：
（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
电压kV
不同期性（mm）
10~35
5
63~110
10
220~330
20
（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。
五、电力电缆的验收
(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。
六、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。
七、 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。
八 、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。
九、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）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。

通用部分
序号
验收内容
结论
备注
1.
所有设备的安装、结线方式与施工图相符。

2.
充油（气）设备无渗漏，油位（气压）指示正确，符合运行需要。

3.
绝缘件表面清洁、完整无损伤，支持绝缘子与法兰胶装处无松动。

4.
设备相色清晰、正确。

5.
电气安全距离符合以下要求：户外35kV(相间≥ mm，对地≥ mm，无遮栏裸导体距地面≥ mm) ；户外10kV(相间≥200mm，对地≥200mm，无遮栏裸导体距地面≥2700mm)；户内10kV(相间≥125mm，对地≥125mm，无遮栏裸导体距地面≥2400mm)；其它数据满足设计要求。

6.
紧固件齐全完整。

7.
静导电部位均匀涂抹电力复合脂。

8.
动导电部位均匀涂抹中性凡士林。

9.
屋外电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2500mm,屋内电气设备外绝缘体最低部位对地不小于2300mm。

10.
接线端子的接触面应洁净，不得有裂纹、明显伤痕、毛刺、凹凸缺陷和其它影响电接触和机械强度的缺陷。

11.
设备接线端子间或设备接线端子与高压系统的电气连接，建议采用力矩扳手进行紧固。

12.
金属构件加工、配制、螺栓连接、焊接等应符合规定，防腐处理良好、涂（补）面漆均匀，无起层、皱皮现象。

13.
电气交接试验项目齐全、数据准确、全部试验结论合格。设备安装调试记录、交接验收试验记录、产品使用说明及出厂合格证件等资料完整齐全。

14.
有关说明：安装调试记录齐全，制造厂产品说明书，试验记录、产品合格证及安装图纸等技术资料齐全。

一、变压器验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
本体、冷却装置及所有附件无缺陷，不渗油。

2.
胶垫压缩量不超过厚度的1/3，胶圈不超过直径的1/2。

3.
油漆完整，相色标志正确。

4.
变压器顶盖上无遗留杂物。

5.
温度计座内注满变压器油。

6.
呼吸器内硅胶无变色现象。

7.
事故排油设施完好，充氮灭火装置完备。

8.
储油柜、冷却装置、净油器、压力释放装置等油系统上的油门均已打开，且指示正确。

9.
套管顶部结构的接触及密封应良好。

10.
各部放气螺丝处应确无气体存在。运行前应启动全部冷却装置至少4小时，以保证排完残气。

11.
变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，接地引下线及其与主接地网的连接扁钢搭接长度为其宽度的2倍，至少3边焊接。

12.
铁芯接地的引出套管、套管的接地小套管均已接地。

13.
备用电流互感器二次端子应短接并接地。

14.
储油柜和充油套管的油位正常。

15.
分接头的位置符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。

16.
变压器各侧引线设备线夹压接良好，各种垫圈齐全。

17.
测温装置指示正确，整定值符合要求。

18.
变压器器身顶盖和气体继电器连管应有1－1.5％的升高坡度。

19.
信号温度计温度指示正确，与远方测温表对照，误差小于2度，信号温度计的细金属软管，其弯曲半径不得小于55mm。

20.
变压器的全部电气交接试验齐合格、齐全（其中包括绕组变形，局部放电和抗短路能力试验或计算等），保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。

21.
有关说明：

二、断路器
1
触头行程、超程符合制造厂规定。

2
分闸时间（额定电压下）：≤40ms。

3.
合闸时间：（额定电压下）≤110ms。

4.
相间分闸同期差：≤3ms。

5.
相间合闸同期差：≤4 ms。

6.
分、合闸速度在厂家规定范围内.

三
快速接地开关：

20.
弹簧储能时间不大于10s。

21.
分闸时间：≤0.2s。

22.
合闸时间：≤0.2s。

23.
相间分闸同期差：≤5ms。

24.
相间合闸同期差：≤5ms。

四
隔离开关及检修接地开关：

25.
分闸时间：≤0.5s。

26.
合闸时间：≤0.5s。

27.
相间分闸同期差：≤0.2s。

28.
相间合闸同期差：≤0.2s。

29
检修接地开关合闸时间:3S

30
检修接地开关分闸时间:3S

五
有关说明

三、中性点设备验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
所有部件、附件齐全，无损伤变形。

2.
瓷件无裂纹及破损。

3.
轴承座及各传动转动灵活。销钉不松动，固定螺丝锁紧，开口销全部打开。

4.
转动部分涂润滑脂。接线端子转动灵活，支持绝缘子应在垂直位置

5.
同相两导电刀杆要相互对齐，触头接触对称，上下相差不大于5mm。触头接触紧密良好。

6.
主刀三相同期不大于5mm（35kV及以下），接地刀三相应基本同期。

7.
接地刀在合闸时，导电管在上摆过程中，托板不应从导电管的槽口中滑出。若滑出，应调整平衡弹簧的长度。

8.
油漆完整，相色标志正确，接地良好。回路电阻符合规定值。

9.
有关说明：

四、10kV高压开关柜验收规范
序号
验收内容
一
高压柜的安装：
1.
柜间及柜内设备与各部件间的连接应牢固,高压柜成列安装时,其垂直度,水平偏差以及各部位偏差应符合以下规定:
项目
允许偏差(mm)
垂直度(每米)
<1.5
水平偏差
相邻两柜顶部
<2
成列柜顶部
<5
盘面偏差
相邻两柜边
<1
成列柜面
<5
盘面接缝
<2
2.
高压柜的接地应牢固良好,并应有供检修用的接地装置.
3.
盘柜的漆层应完整,无损伤,固定电器的支架等应刷漆.盘面颜色宜和谐一致.
二
真空断路器小车：
1.
小车操作平稳，接触良好，机构联锁可靠。
2.
安装应垂直,固定应牢靠,外观清洁完整.相间支持瓷件在同一开平面上。
3.
三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上,拐臂角度一致.
4.
导电部分的可挠铜片不应断裂,铜片间无锈蚀,固定螺栓应齐全紧固.
5.
电气连接应可靠,并涂电力复合脂,导电回路接触电阻试验合格.
6.
绝缘和机械特性试验合格.
三
弹簧机构
1.
各零部件齐全,各转动部分应涂润滑脂.
2.
各接触器,辅助开关的动作准确可靠,接点接触良好,无烧损或锈蚀.
3.
合闸弹簧储能后，牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠锁住。
4.
分、合闸闭锁装置动作灵活，复位准确迅速，并应扣合可靠。
5.
机构合闸后，应可靠地保持在合闸位置。
6.
断路器与其操动机构联动正常,无卡阻;分、合闸指示正确
四
接地隔离开关
1.
接线端子及载流部分应清洁，接触良好，并涂电力复合脂。
2.
绝缘件表面清洁，无裂纹、破损等缺陷。
3.
操动机构的零部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分涂润滑脂，操作灵活。
五
有关说明：高压开关柜要严格按照《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》（GB3906）、《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》（DL/T404）和《国家电网公司预防12kV～40.5kV交流高压开关柜事故补充措施》（国家电网生[2010]811号）的有关要求，必须选用通过IAC（内部故障级别）级型式试验的产品；柜内绝缘护套材料必须选用已通过型式试验的合格产品，使用寿命不少于20年；高压断路器柜除仪表室外，断路器室、母线室和电缆室等均应设有泄压通道或压力释放装置。

五 10kV电容器成套装置验收规范
序号
验收内容
结论
备注
一、
并联电容器及放电线圈

1.
电容器组的布置与接线应正确.

2.
三相电容量误差允许值符合规定.

3.
外壳应无凹凸或渗油现象,引出端子连接牢固,垫圈螺母齐全.

4.
电容器外壳及构架的接地应可靠,其外部油漆应完整.其外部油漆应完整.

5.
电容器连接线应为软连接，或采用有伸缩节的铜排（或铝排）.

6.
生产厂提供供货电容器局部放电试验抽检报告.

7.
禁止使用油浸非全密封放电圈;严禁将电容器三台放电线圈的一次绕组接成三角形或“V”形接线;

8
放电回路应完整且操作灵活。

9.
禁止使用放电线圈中心点接地的接线方式.

10.
认真校核放电线圈的线圈极性和接线是否正确，确认无误后方可进行投试，试投时不平衡保护不得退出运行.

11.
熔断器熔体的额定电流应符合设计规定。

12.
厂家必须提供外熔断器合格、有效的型式试验报告.

二
投切电容器开关

13.
新装置禁止选用开关序号小于12的真空开关投切电容器组, 所选开关必须型式试验项目齐全，型式试验项目必须包含投切电容器组试验。

14.
真空开关的合闸弹跳应小于2ms。

三
电抗器

15.
支柱应完整、无裂纹，线圈应无变形。

16.
线圈外部的绝缘漆应完好。

17.
支柱绝缘子的接地应良好，并不应成闭合环路。

18.
各部油漆应完整。

19.
电抗器宜放置在电容器组的电源侧.

20.
选用空心电抗器时，一定要电抗器周边结构件的金属件呈开环状.

四
避雷器

21.
避雷器外部应完整无缺损，封口处密封良好。

22
避雷器应安装牢固，其垂直度应符合要求，均压环应完整。

23.
禁止使用四避雷器接线方式（三支星接一支接中性点）

24
禁止将带间隙氧化锌避雷器用电容器的保护.

五
说明

六 10kV自动调谐及接地选线装置验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
消弧线圈

2.
接地变

3.
有载开关

4.
调容柜

5.
阻尼电阻器

6.
控制器

7.
避雷器

8
电压互感器

9.
电流互感器

10.
隔离开关

11.
组合柜

七 10kV矩形母线验收规范
序号
验收内容
结论
备注
1.
硬母线转弯处弯曲半径应满足以下要求：平弯弯曲半径不小于2倍母线厚度，立弯弯曲半径不小于1.5倍母线宽度。

2.
母线开始弯曲处绝缘子的母线固定金具不应大于0.25倍的母线两支持点距离；开始弯曲处距母线连接位置不小于50mm；多片母线的弯曲度应一致。

3.
母线搭接长度不小于母线宽度。

4.
螺栓固定搭接时，连接处距支持绝缘子的固定金具边缘不小于50mm。

5.
母线直角扭转时，其扭转的长度应为母线宽度的2.5-5倍。

6.
母线的接触面加工必须平整、无氧化膜。经加工后其截面减少值：铜母线不应超过原截面的3%，铝母线不应超过原截面的5%。

7.
铜与铜搭接：室外、高温且潮湿或对母线有腐蚀性气体的室内，必须搪锡，在干燥的室内可直接连接。

8.
铝与铝直接连接。

9.
铜与铝连接：必须搪锡或镀锌，不得直接连接。

10.
母线平置时，贯穿螺栓应由下至上，其余情况下，应置于维护侧，螺栓长度宜露出螺母2-3扣。

11.
平置时，母线金具的上部压板应与母线保持1-1.5mm的间隙；立置时，上部压板与母线保持1.5-2mm的间隙。

12.
母线固定金具与支柱绝缘子间的固定应平整牢固，不应使其支持的母线受外力。

13.
交流母线的固定金具或其它支持金具不应成闭合回路。

14.
母线固定装置应无棱角或毛刺。

15.
母线伸缩节不得有裂纹、断股或折皱现象；其载面不应小于母线载面的1.2倍。

16.
母线的螺栓连接及支持连接处、母线与电器的连接处以及距所有连接处10mm以内的地方不应涂漆。