变电站验收项目规范

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m:

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微引出线的极性；

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tan3；

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SE6气体绝缘变压器中SE6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/T7252进行。各次测得的氢、

乙焕、总垃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2与烧类气体含量（UL/L）

任一项不宜超过下列数值：

总烧：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UOkV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，其值不应大于设（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250HL/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；

21600kVA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：

R.=R,x—（7.0.3）

式中Rl>R2——分别为温度在3、t2（℃）时的电阻值（。）；

T一一计算用常数，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%o

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土

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

±l%o

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、枕铁夹件及绑扎钢

带对铁规、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当挽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Imin,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

丁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、电动噪作不少于5个循

环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85既及以上。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加电压比测量，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%o

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K51015202530354045505560

换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2

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=l.5K/1°(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：

Rm=ARt(7.0.9-2)

当实测温度为20℃以下时：

R2o=Rt/A(7.0.9-3)

式中Rzo——校正到20℃时的绝缘电阻值(MQ)；

Rt——在测量温度下的绝缘电阻值(MC)。

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R

60s大于3000MQM，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5000

V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L3；当Kg大于1OUOOM。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tan6,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tan6；

2被测绕组的tan6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tg6(盼温度换算系数

温度差K5101520253035404550

奂算系数A.15L.31.5L.7L.92.22.52.9工33.7

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旦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=l.3K/,°(7.0.10-1)

校正到20c时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：

当测量温度在20c以上时，

tan620=tan6t/A(7.0.10-2)

当测量温度在20℃以下时：

tan620=Atan6t(7.0.10-3)

式中tan5^一一校正到20℃时的介质损耗角正切值；

tan5t一一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8000RVA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Imin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)6-1020〜3563〜330500

直流试验电压(kV)10204060

注：1绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按2

OkV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UOkV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UOkV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UOkV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)o

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

系统设备交流耐压

标称电压最高电压浸式电力变压器和电抗器二式电力变压渊和电抗器

<1W1.1——2.5

33.6148.5

67.22017

10122824

1517.53632

20244443

3540.56860

6672.5112——

110126160——

220252316(288)——

330363408(368)——

500550544(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》GB1094.3规定的出厂试验电压乘

以。.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血，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60so

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：

，20XSII<S）>但不少于以。（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1

10kV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》GB1094.3中的有关规定进行（参见附

录C）o

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/T7328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，并进行广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广1.5%,变压器油箱到油枕的连接管坡度应为

2^4%）o

11）相位以及接线组别应正确。三线圈变压落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)

10~355

63^11010

220^33020

(2)隔离开关导电部分以0.05mmX10mm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6nlm。

(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，并应涂以二硫化铜导电脂；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。具体耍求如下：

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，因此一般以上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，符合运夕亍需

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。

q电气安全距离符合以下要求：户外35kV（相间2mm,对地2

mm,无遮栏裸导体距地面，mm）；户外10kV（相间2200mm,

对地2200mm,无遮栏裸导体距地面22700mm）；户内10kV（相

间2125mm,对地2125mm,无遮栏裸导体距地面22400mm）；

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。

&动导电部位均匀涂抹中性凡士林。

S.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名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，

rr

I.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

触头行程、超程符合制造厂规定。

2分闸时间（额定电压下）：^40mso

3.合闸时间：（额定电压下）^llOmSo

4.相间分闸同期差：W3ms。

5.相间合闸同期差：W4ms。

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：WO.2s。

22.合闸时间：《0.2s。

23.相间分闸同期差：W5ms。

24.相间合闸同期差：W5ms。

四隔离开关及检修接地开关：

25.分闸时间：（0.5s。

26.合闸时间：WO.5s。

27.相间分闸同期差：W0.2s。

28.相间合闸同期差：W0.2s。

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5nun（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

―*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

相邻两柜顶部<2

水平偏差

成列柜顶部<5

相邻两柜边<1

盘面偏差

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

、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c

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C

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，连接处龙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IT.5mm的间

隙；立置时，上部压板与母线保持L5-2mm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。

17.母线固定金具安装规范、牢固。

18.母线所有可见面均应涂相色漆，涂漆应均匀、无起层、

皱皮等缺陷，并整齐一致。

19.有关说明：

八防雷接地验收规范

序号验收内容结论备注

1.应接地部位：

设备金属底座和外壳；

电气设备的操动机构；

配电装置的金属或钢筋混凝土构架及靠近带电部分的金

属遮栏和金属门；

控制箱、端子箱、电源箱的外壳和底座。

2.整个接地网外露部分连接可靠，接地线符合图纸设计要

求，油漆完好，装设临时接地处应标志齐全明显。

3.不允许利用混凝土内部的钢筋接地。

4.利用扁钢接地，截面不小于100mm'厚度不小于3nim。

5.每个电气装置的接地应以单独的接地线与主网连接，不得

在一个接地线中串接多个需要接地的电气装置。

6.明敷接地线不应妨碍设备的拆卸与检修。

7.接地线外露部分应涂以用15-100mm宽度相等的绿色和黄

色相间的的条纹。中性线宜涂淡蓝色。

8.接地扁钢的连接应为其宽度的2倍。

9.变压器中性点接地线与主网的连接段应设置成便于检查

的方式。

10.主变中性点接地刀闸引线压接良好，操作灵活、接触可靠、

接地良好

11.主变中性点避雷器安装垂直无倾斜，引线压接良好，接地

规范。

12.有关说明：

九验收要求

1、一次设备评价表

支架及连接件无锈蚀，瓷件无损伤、裂纹、污染。

设备安装无缺件，螺栓安装齐全、紧固，螺栓出扣长短一致（2-3

扣），销针应开口30度至60度，设备安装无垫片（设备自身调

设备安装

整垫片除外），在槽钢及角钢上安装设备应使用与螺栓规格相同

的楔形方平垫；设备相色标识正确；设备铭牌齐全、清晰、固定

可靠；设备围栏接地可靠、标识清晰。设备安装有垫片。

设备本体连接电缆防护符合规范（户外安装不外露），电缆保护

设备本体

管、桥架、槽盒固定牢固，接地可靠、工艺美观，沿变压器本体

连接电缆

敷设的电缆及感温线整齐美观，无压痕及死弯，固定牢固、可靠。

充油（充

气）设备、

无渗漏充油设备无渗漏油，充气设备压力正常，泄漏率符合要求。

油，油位

正常

接地引线截面符合设计和规范要求、接地体焊接规范；户外接地装

置使用的紧固件应使用热镀锌制品；严禁在一个接地线中串接几

接地装置个需要接地的电气装置；接地标识清晰、牢固、符合规范要求，

螺栓紧固部位不得刷漆；户内开关室、保护室应合理设置工作接

地端子，接地端子标识清晰、美观。

重要设备和设备构架应有两根与主地网不同地点连接的接地引下

线；接地体螺栓连接规范、可靠（户外采用热镀芯螺栓或铜质螺

设备接地

栓，防松措施可靠，接地排连接螺栓规格：宽度25mm-40mm接地

连接

排不应小于M12或2XM10,宽度50nlm-60mm不应小于2XM12,

宽度60nmi以上不应小于2XM16或4XM10）。

构支架及爬梯接地可靠，接地标识明显、正确；避雷针的金属筒

特定接地体底部至少有2处与接地体对称螺栓连接；插接式避雷针应采用

连接焊接或跨接方式保证其有效雷电流通道；变电站的接地装置应与

线路的避雷线相连，且有便于分开的连接点；建筑物避雷带引下

线设置断线卡，断线卡应加保护措施。。

本体及中接地位置符合规范和产品要求，中性点系统（包括接地开关、电抗

性点系统器、避雷器等设备与接地网的连接）接地应采用两根符合规格要求的

接地接地体连接到接地网不同网格，连接可靠，工艺美观。

附件固定牢固、工艺美观，安装螺栓露扣一致；冷却器运行编号齐

全，性能良好，运行正常；呼吸器油封油位正常、吸湿剂颜色正

附件安装

常；储油柜油位在标准曲线范围；变压器消防灭火装置工作正常、

各部件无脱漆锈蚀现象。

有载调压有载调压装置档位远方就地显示一致；温度控制器显示正确，就

装置和温地和远方一致。有调压装置档位和温度控制器指示就地和远方不

度控制器一致。

支架安装牢固、满足产献术要求，地脚螺栓有防松措施、露出长度

支架与本

一致，本体及操作机构固定牢固、工艺美观、螺栓紧固无锈蚀；操作机

体安装

构液压系辘作压力正常或弹簧操作储育源统正常，分台闸指示正确。

接地支架接地、机构箱与支架辅助接地可靠、美观。

支架、本

支架安装牢固、满足产品技术要求；本体、地刀及机构安装符合设计

体、地刀

和产品技术要求、工艺美观、螺栓紧固、无锈蚀分、合闸位置正确、接触

及机构安

可靠。

装安装

本体安装支架安装牢固、满足产鼎耕要求；本体安装螺栓紧固无锈蚀；本健地

及接地和啮妾地可靠、工艺美观。

支架安装牢固、满足产品技术要求;避雷器螺栓紧固、螺栓露扣长度一致，

避雷器安无锈蚀；避雷器应安装亘直、避雷器压力释放口安装方向合理在线监测

装装置与避雷器电妾导体规格符合要求,连接、固定可靠;均明诚安装牢固、

平整，均压坏无划痕、毛刺。

支架接地可靠，标识清晰接地部位一处与接地网可靠接地，一处与辅助接

接地

地（集中接地^置）可靠接地。

支柱绝缘支架安装牢固、接地可靠；支根蟋子的轴线、垂直度和标高符合要求；屏

子蔽罩及均压环应安装牢固，均压环无划痕、毛刺J损伤。

导线外观导线无松散、断股及损伤；扩径导线无凹陷、变形，压接后线夹

及压接外观光滑、无裂纹、无扭曲变形。

绝缘子瓷质完好无损、清洁，铸钢件完好无锈蚀；连接金具的螺

绝缘子串

栓、销钉、球头挂板等应互相匹配，碗头开口方向应一致，闭口

及金具

销必须分开，并不得有折断或裂纹。

软母线安三相导线驰度一致，间隔棒固定牢固，工艺美观；螺栓、垫圈、

装弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠。不符合1处扣1分

引下线及跳线的驰度符合要求，工艺美观；连接面处理和螺栓紧

引下线及

固符合规范要求；连接的线夹、设备端子无损伤、娜；尾线朝上的

跳线安装

线夹有排水孔。

焊接接口避开母线固定金具和隔离开关静触头固定金具，焊口距

母线加工

支持器边缘距离250mm；管母接头处应按照设计要求加工补强孔；

和焊接

焊接工艺良好。

绝缘子瓷质完好无损、清洁；支柱绝缘子的轴线、垂宜度和标高

绝缘子及满足管母安装要求；金具安装符合要求，所有螺栓、垫圈、锁紧

及金具销、弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠；均压环与屏蔽罩完整、

无变形。

矩形母线连接面处理和螺栓紧固符合规范要求；设备端子无损伤、变形；母线

安装的伸缩和固定符合设计规范要求。

外观无机械损伤，固定螺栓牢固，各部件安装工艺美观；伸缩节

安装

无卡阻现象。

相关部位间接地连接及与接地网间的连接可靠，接地件规范、工

接地艺美观；跨接排连接可靠，导通良好，出线端部承受感应入地电

流的连接可靠（包括三相汇流连接），工艺美观，标识清晰。

呼吸器性能良好，运行正常；有载调压装置档位就地和远方正确一

油浸站用

致；温度控制器显示正确，就地和远方一致；变压器本体及低压

变压器

侧中性点可靠接地。

屏柜内电源侧进线接在进线侧，负荷侧出线应接在出线端（即可

屏柜安装

动触头接线端）；屏柜内UPS电源连接可靠、美观；屏柜及连接

及接线

箱、桥接地可靠，箱、桥间连接处应短接。

外观无损伤、裂纹；高低一致，排列整齐、工艺美观；电池连接

蓄电池条及紧固件完好、整齐、固定牢靠；蓄电池编号齐全、清晰，连

接线及采样线接线正确、美观；极性标识正确。

金属构件无明显变形、锈蚀；瓷瓶无破损，金属法兰无锈蚀；工

支架（平艺美观，连接螺栓紧同，构件间无垫片；电容器外观无破损、锈

台）与外蚀和变形；电容器无渗漏（串联补偿装置平台支柱绝缘子顶部标

观高应在同一水平面上；斜拉绝缘子所有金具连接、轴销、开口销

及螺栓紧固符合产品说明书要求）。

电抗器安装的支柱高度及对应的减低磁感应措施符合设计和产品

技术要求（例如，不导磁的升高座等）；电容器编号齐全清晰；

设备安装

电容器外壳与固定电位连接应牢固可靠；熔断器和指示器的位置

正确；放电线圈接线牢固美观，本体及二次绕组接地可靠。

固定穿墙套管的钢板应接地可靠，无闭合磁路钢板；电抗器底座

接地可靠符合规范要求，标识清晰，不应构成闭合导通回路，闭

接地

合导体围栏与电抗器距离符合设计要求；其他各个接地部位可靠

（电容器组、附属设备、网门等）；接地标识清晰。

2、验收签证单

二次设备部分

一.端子箱、机构箱：

1）箱体整齐无锈蚀。

2）电缆排列整齐，端子压接规范无受力。

3）端子箱封堵符合要求。

4）箱内元件齐全。

5）端子箱有明显接地与主接地网可靠相连，可开启门与用软铜导线可靠接地。

6）电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长

度等）。

7）至微机保护屏去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好。

2.电缆沟：

1）预埋件符合设计，安装牢固。

2）电缆沟的地坪及抹面工作结束。

3）电缆沟清理干净，盖板齐全。

3.电缆管的加工及敷设要求：

1）管口应无毛刺和尖锐棱角，管口宜作成喇叭状，且上管口应封堵。

2）电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。

3）室外电缆保护管安装牢固符合规范；电缆保护管直径、弯曲半径符合规范，

无锈蚀；电缆保护管与操作机构箱交接处设置合理；金属软管与设备固定牢

固；电缆保护管封堵严密；金属电缆保护管可靠接地。

4.电缆的敷设：

1）电缆敷设时应排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；并加以固

定，且电缆牌清楚。

2）在电缆终端头、拐弯处均应挂电缆标志牌，电缆牌上应注明线路编号及电缆

型号、规格。

3）动力电缆与控制电缆不应同层敷设。

4）电力、控制电缆的弯曲半径：

>交联聚乙烯绝缘电力电缆：单股：15d、多股：2Odo

A聚氯乙烯绝缘电力电缆：1Od。

＞橡皮绝缘电力电缆：钢铠护套：2Od,裸铅包护套：15d,无护套：

10do

＞控制电缆：1Od。

5）电缆固定：

＞垂直敷设或超过45度倾斜敷设的电缆每一个支架上。

＞水平敷设的电缆，在电缆首末两端、转弯及每隔500mm-1000m的地方。

＞电缆进入电缆沟、盘柜、及串入电缆保护管时，出入口应封闭，管口应

封闭。

6）电缆直埋的安全要求：

＞电缆埋置深度至少应距地面0.7m,应埋设于冻土层以下。

＞且电缆上下部应铺以不小于100mm厚的软土或沙层并加盖保护板，其

覆盖宽度应超过电