变电站验收项目规范.doc

变电站验收规范标准2014年 4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 1600kV A 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、15 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、15 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（µ L/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 SF

6 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250 µL/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：R2T t 2（ 7.0.3）R1t1T

式中R1 、R2——分别为温度在t1、t 2（℃）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=1.5 K/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=AR t (7.0.9-2)当实测温度为20℃以下时：R20=R t/A (7.0.9-3)

式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值 (M Ω)；Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(M Ω )。

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 3000M Ω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120MV A 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 10000M Ω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 3 被测绕组的tanδ值不应⼤于产品出⼚试验值的130% ；

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=1.3 K/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 tanδt (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 8000kV A 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系统设备交流耐压

标称电压最⾼电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 — 2.53 3.6 14 8.56 7.2 20 1710 12 28 2415 17.5 36 3220 24 44 4335 40.5 68 6066 72.5 112 —110 126 160 —220 252 316(288) —330 363 408(368) —500 550 4(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 2 ，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：120 额定频率试验频率

（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》GB1094.3 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）10~35 563~110 10220~330 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。四、电⼒电缆的验收1、电⼒电缆验收

(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。五、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在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。六、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。七、 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。七 . 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 :3S30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。

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五

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、1.2.

并联电容器及放电线圈

电容器组的布置与接线应正确. 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. 四选⽤空⼼电抗器时，⼀定要电抗器周边结构件的⾦属件呈开环状. 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。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。4.2

利⽤扁钢接地，截⾯不⼩于 100mm，厚度不⼩于 3mm。

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 设备安装度⾄ 60 度，设备安装⽆垫⽚（设备⾃⾝调整垫⽚除外），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

设备本体连接电缆防护符合规范（户外安装不外露），电缆保护管、桥架、槽盒固定牢

固，接地可靠、⼯艺美观，沿变压器本体敷设的电缆及感温线整齐美观，⽆压痕及死弯，接电缆固定牢固、可靠。充油（充⽓）设备、⽆渗

充油设备⽆渗漏油，充⽓设备压⼒正常，泄漏率符合要求。漏油，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接地装置

热镀锌制品；严禁在⼀个接地线中串接⼏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

设备接地连范、可靠（户外采⽤热镀芯螺栓或铜质螺栓，防松措施可靠，接地排连接螺栓规格：宽接度 25mm-40mm接地排不应⼩于 M12或 2×M10，宽度 50mm-60mm不应⼩于2×M12，宽度60mm以上不应⼩于 2× M16或 4×M10）。

构⽀架及爬梯接地可靠，接地标识明显、正确；避雷针的⾦属筒体底部⾄少有 2 处与接

特定接地连地体对称螺栓连接；插接式避雷针应采⽤焊接或跨接⽅式保证其有效雷电流通道；变电接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。。本体及中性

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体连接到接地⽹不同⽹格，连接可靠，⼯点系统接地艺美观。

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

附件安装常；呼吸器油封油位正常、吸湿剂颜⾊正常；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。

有载调压装

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，就地和远⽅⼀致。有调压置和温度控

装置档位和温度控制器指⽰就地和远⽅不⼀致。制器⽀架与本体

⽀架安装牢固、满⾜产品技术要求，地脚螺栓有防松措施、露出长度⼀致，本体及操作机构固

定牢固、⼯艺美观、螺栓紧固⽆锈蚀；操作机构液压系统操作压⼒正常或弹簧操作储能系统正常，分合闸安装指⽰正确。

接地⽀架接地、机构箱与⽀架辅助接地可靠、美观。⽀架、本体、

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和产品技术要求、⼯艺美观、地⼑及机构螺栓紧固、⽆锈蚀；分、合闸位置正确、接触可靠。安装安装本体安装及

⽀架安装牢固、满⾜产品技术要求；本体安装螺栓紧固⽆锈蚀；本体接地和辅助接地可靠、⼯艺美观。接地避雷器安装⽀架安装牢固、满⾜产品技术要求；避雷器螺栓紧固、螺栓露扣长度⼀致，⽆锈蚀；避雷器应安装垂直、避雷器压⼒释放⼝安装⽅向合理；在线监测装置与避雷器连接导体规格符合要求，连接、固定可靠；均压环应安装牢固、平整，均压环⽆划痕、⽑刺。

接地⽀架接地可靠，标识清晰；接地部位⼀处与接地⽹可靠接地，⼀处与辅助接地（集中接地装置）可靠接地。⽀柱绝缘⼦⽀架安装牢固、接地可靠；⽀柱绝缘⼦的轴线、垂直度和标⾼符合要求；屏蔽罩及均压环应安装牢固，均压环⽆划痕、⽑刺损伤。

导线外观及导线⽆松散、断股及损伤；扩径导线⽆凹陷、变形，压接后线夹外观光滑、⽆裂纹、⽆压接扭曲变形。

绝缘⼦串及绝缘⼦瓷质完好⽆损、清洁，铸钢件完好⽆锈蚀；连接⾦具的螺栓、销钉、球头挂板等⾦具应互相匹配，碗头开⼝⽅向应⼀致，闭⼝销必须分开，并不得有折断或裂纹。

软母线安装三相导线驰度⼀致，间隔棒固定牢固，⼯艺美观；螺栓、垫圈、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固符合规范要求；连接线安装的线夹、设备端⼦⽆损伤、变形；尾线朝上的线夹有排⽔孔。

母线加⼯和焊接接⼝避开母线固定⾦具和隔离开关静触头固定⾦具，焊⼝距⽀持器边缘距离≥焊接50mm；管母接头处应按照设计要求加⼯补强孔；焊接⼯艺良好。绝缘⼦及及

绝缘⼦瓷质完好⽆损、清洁；⽀柱绝缘⼦的轴线、垂直度和标⾼满⾜管母安装要求；⾦具安装符合要求，所有螺栓、垫圈、锁紧销、弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠；均⾦具

压环与屏蔽罩完整、⽆变形。

矩形母线安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；母线的伸缩和固定符合设计规装范要求。安装外观⽆机械损伤，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、⼯艺美观；跨接排连接可

接地靠，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。油浸站⽤变呼吸器性能良好，运⾏正常；有载调压装置档位就地和远⽅正确⼀致；温度控制器显⽰正压器确，就地和远⽅⼀致；变压器本体及低压侧中性点可靠接地。

屏柜安装及屏柜内电源侧进线接在进线侧，负荷侧出线应接在出线端（即可动触头接线端）；屏柜接线内 UPS电源连接可靠、美观；屏柜及连接箱、桥接地可靠，箱、桥间连接处应短接。

蓄电池外观⽆损伤、裂纹；⾼低⼀致，排列整齐、⼯艺美观；电池连接条及紧固件完好、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；⼯艺美观，连接螺栓紧固，

⽀架（平台）构件间⽆垫⽚；电容器外观⽆破损、锈蚀和变形；电容器⽆渗漏（串联补偿装置平台⽀

与外观柱绝缘⼦顶部标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，不导设备安装磁的升⾼座等）；电容器编号齐全清晰；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，接地标识清晰，不应构成闭合导通回路，闭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1.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：２０ d。聚氯⼄烯绝缘电⼒电缆：１０ d。

橡⽪绝缘电⼒电缆：钢铠护套：２０d，裸铅包护套：１５d，⽆护套：１０d。控制电缆：１０ d。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－１ 000m的地⽅。