变压器交接验收
电力变压器验收规范
为了加强电力变压器的验收管理，规范电力变压器现场验收工作，保证电力变压器验收质量，确保投入运行的电力变压器符合国家及公司相关技术要求，特制定《电力变压器验收规范》(以下简称“本规范”)。
为了保证投运后的电力变压器安全、可靠、稳定运行，新建电站的电力变压器验收必须认真、严格地按本规范地进行。
本规范合用于 35kV~110kV 电力变压器及附属设备的验收管理。
2.1 验收人员根据技术协议、设计图纸、技术规范和验收文档开展现场验收。
2.2 验收中发现的问题必须限时整改，存在较多问题或者重大问题的，整改完毕应重新组织验收。
2.3 验收完成后，必须完成相关图纸和文档的校核修订。
2.4 发电运行单位应将竣工图纸和验收文档存放在电站。
2.5 施工单位将备品、备件移交运行单位。
3.1 电力变压器本体、附件及其控制回路已施工及安装完毕。
3.2 电力变压器安装、调试及交接试验工作已全部完成。
3.3 施工单位应完成电力变压器自检，并提供自检报告、安装调试报告、暂时竣工图纸。
3.4 电力变压器的验收文档，已编制并经审核完毕。
4.1.1 一次接线图(含运行编号)4.1.2 设备技术协议4.1.3 施工设计图4.1.4 变更设计的证明文件4.1.5 变更设计的实际施工图4.1.6 竣工图4.1.7 创造厂提供的主、附件产品中文说明书4.1.8 创造厂提供的主、附件产品试验记录4.1.9 创造厂提供的主、附件合格证件4.1.10 创造厂提供的安装图纸4.1.11 工厂监造报告4.1.12 运输过程质量控制文件4.1.13 缺陷处理报告4.1.14 监理报告及监理预验收报告4.1.15 现场安装及调试报告4.1.16 交接试验报告4.1.17 设备、特殊工具及备品清单4.2.1.1 对照设备清单，检查设备现场配置情况，应与设备清单内容相符。
4.2.1.2 对照备品清单，检查备品数量，应与备品清单内容相符。
要求变压器本体及附件外观干净整洁，无凹陷破损、密封盖板完好、油漆完整。
变压器验收（共5篇）
变压器验收（共5篇）第一篇：变压器验收（1）前期准备1）变压器安装施工图手续齐全，并通过供电部门审批资料。
2）应了解设计选用的变压器性能、结构特点及相关技术参数等。
（2）设备及材料要求1）变压器规格、型号、容量应符合设计要求，其附件，备件齐全，并应有设备的相关技术资料文件，以及产品出厂合格证。
设备应装有铭牌，铭牌上应注明制造厂名、额定容量、一、二次额定电压、电流、阻抗、及接线组别等技术数据。
2）辅助材料：电焊条，防锈漆，调和漆等均应符合设计要求，并有产品合格证。
（3）作业条件1）变压器室内、墙面、屋顶、地面工程等应完毕，屋顶防水无渗漏，门窗及玻璃安装完好，地坪抹光工作结束，室外场地平整，设备基础按工艺配制图施工完毕。
受电后无法进行再装饰的工程以及影响运行安全的项目施工完毕。
2）预埋件、预留孔洞等均已清理并调整至符合设计要求。
3）保护性网门，栏杆等安全设施齐全，通风、消防设置安装完毕。
4）与电力变压器安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量应符合现行建筑工程施工及验收规范的规定。
当设备及设计有特殊要求时，应符合其他要求。
（4）开箱检查1）变压器开箱检查人员应由建设单位、监理单位、施工安装单位、供货单位代表组成，共同对设备开箱检查，并做好记录。
2）开箱检查应根据施工图、设备技术资料文件、设备及附件清单，检查变压器及附件的规格型号，数量是否符合设计要求，部件是否齐全，有无损坏丢失。
3）按照随箱清单清点变压器的安装图纸、使用说明书、产品出厂试验报告、出厂合格证书、箱内设备及附件的数量等，与设备相关的技术资料文件均应齐全。
同时设备上应设置铭牌，并登记造册。
4）被检验的变压器及设备附件均应符合国家现行有关规范的规定。
变压器应无机械损伤，裂纹、变形等缺陷，油漆应完好无损。
变压器高压、低压绝缘瓷件应完整无损伤，无裂纹等。
5）变压器有无小车、轮距与轨道设计距离是否相等，如不相符应调整轨距。
（5）变压器安装1）变压器型钢基础的安装（a）型钢金属构架的几何尺寸、应符合设计基础配制图的要求与规定，如设计对型钢构架高出地面无要求，施工时可将其顶部高出地面100mm。
变压器的检修与验收
变压器的检修与验收一、变压器的检修周期变压器的检修一般分为大修、小修，其检修周期规定如下：1.变压器的小修（1）线路配电变压器至少毎两年小修两次；（2）室内变压器至少每年小修一次。
2.变压器的大修对于10kv及以下的电力变压器，假如不经常过负荷运行，可每10年左右大修一次。
二、变压器的检修项目变压器小修的项目:（1）检杳引线、接头接触有无问题；（2）测量变压器二次绕组的绝缘电阻值；（3）清扫变压器的外壳以及瓷套管；（4）消除巡视中发现的缺陷；（5）补充变压器绝缘油；（6）清除变压器油枕集污器中的水和污垢；（7）检査变压器各部位油截门是否堵塞；（8）检查气体继电器引线是否绝缘,受腐蚀者应更换；（9）检杳呼吸器和出气瓣，清除脏物；（10）采用熔断器保护的变压器，检查熔丝或熔体是否完好，二次侧熔丝的额定电流是否符合要求；（11）柱上配电变压器应检查水泥杆是否牢固，木质电杆有无腐朽。
三、变压器大修后的验收检查变压器大修后,应检査实际检修质量是否合格，检修项目是否齐全。
同时,还应验收试验资料以及有关技术资料是否齐全。
1.变压器大修后应具备的资料（1）变压器出厂试验报告；（2）交接试验和测量记录；（3）变压器吊心检查报告；（4）干燥变压器的全部记录；（5）油、水冷却装置的管路连接图；（6）变压器内部接线图、表计及信号系统的接线图；（7）变压器继电保护装置的接线图和整个设备的构造图等。
2.变压器大修后应达到的质量标准（1）油循环通路无油垢、不堵塞；（2）铁芯夹紧螺栓绝缘良好；（3）线圈、铁芯无油垢,铁芯的接地良好；（4）线圈绝缘良好，各固定部分无损坏、松动；（5）高、低压线圈无移动、变位；（6）各部位连接良好,螺栓拧紧，部位固定；（7）紧固楔垫排列整齐，没有发生变形；（8）温度计(扇形温度计)的接线良好，用500V兆欧表测量绝缘电附，绝缘电阻应大于1MΩ；（9）调压装置内清洁，接点接触良好，弹力标准；（10）调压装置的转动轴灵活，封油口完好紧密,转动接点的转动正确、牢固；（11）瓷套管表面清洁、无污垢；（12）套管螺栓.垫片、法兰、填料等完好、紧密，无渗漏油现象；（13）油箱、油枕和散热器内清洁、无锈蚀、渣滓；（14）本体各部的法兰、接点和孔盖等须紧固,各油门开关灵活，各部位无渗漏油现象；（15）防爆管隔膜密封完整，并有用玻璃刀刻划的“十”字痕迹；（16）油面指示计和油标管清洁透明，指示准确；（17）各种附件齐全，无缺损。
电力变压器验收经验及规范
变压器验收经验根据多年的变压器验收经验,变压器竣工验收不可忽视接地电阻的测量验收,如果接地电阻值过高或接地线断线故障,将给用户造成供电异常,电器设备烧毁,给供电单位的运行管理带来一定困难,甚至会对人身安全造成危险;电力设备试验规程规定：100kva以下的变压器接地点接地电阻不大于10ω,100kva以上的变压器接地点接地电阻不大于4ω;为此我们必须了解接地电阻值过高的危害及防范措施;1 接地电阻值过高的危害1变压器接地线接地电阻值过高,如同时伴有低压相线绝缘损坏而接地,例如a相接地,这时变压器接地线中将有一个电流流过,a相电压加在大地和接地电阻上,如果接地电阻越大,那么接地电阻上的分压就越大;这时,如果有人误触变压器接地线或中性线以及变压器外壳,人体将和接地电阻形成并联,那么加在人体上的电压就会很高,导致触电;2当三相四线供电变压器中性线接地电阻值过高或断线时,此时由于三相负载的不平衡,变压器中性点将发生偏移,接地点电位不为零,使得有的相电压升高,而烧毁用电设备;3当接地电阻值过高时,同时也使变压器避雷器接地电阻值过高;雷击过电压时,避雷器不能正常对地放电,致使避雷器或变压器烧毁;2 变压器接地电阻值过高的原因1接地装置的材料不规格;由于接地体埋设不规范,安装工艺马虎,接地体与接地线接头松动,大地过于干燥等,均有可能造成接地电阻值过高; 2由于变压器设计安装时,对接地线的作用重要性认识不足,中性线截面选择过小;另外,由于外力的破坏或接地线被盗等原因都有可能导致接地线断线,接地电阻值过高;3 预防措施1严格施工工艺,规范接地体的埋设：①接地装置一般由钢管、角钢、带钢及钢绞线等材料制成;埋入深度应不小于0.5～0.8m;②接地装置的施工;接地装置的施工一般应和基础施工同时进行;a.接地槽的深度应符合设计要求,一般为0.5～0.8m,可耕地应敷设在耕地深度以下;接地槽的宽度一般为0.3～0.4m,并应清除槽中一切影响接地体与土壤接触的杂物;b.钢管的规格及打入土壤中的深度应符合设计要求,接地体应垂直打入地中且固定,以免增加接地电阻;在山区及土壤电阻较高的地区,尽量少用管形接地装置,而采用表面埋入方式的接地装置;c.接地引下线应沿电杆敷设引下,尽可能短而直,以减少其冲击电抗,接地引下线以支持件固定在杆塔上,支持件之间的距离在直线部分通常采用1.0～1.5m,在转弯部分采用1.0md.接地引下线除为测量接地电阻而预留的断开处外不得有接头,接地装置的联接应保证接触可靠;接地引下线与接地体的联接以及接地体本身之间的联接,均采用焊接;接地引下线与为测量接地电阻而预留的断开处的联接均采用螺钉联接,联接螺钉应镀锌防锈;e.接地体敷设完毕,应回填土,不得将石块等影响接地体与土壤接触的杂物埋入;2在变压器的中性线上选取适当的位置将变压器的中性线多点重复接地;当变压器中性线在某点断线时,由于多点接地,中性线电流仍可经大地回到变压器中性点,中性线的电位始终为零,每相负载的电压始终为正常的相电压;3在用户电能表后装设剩余电流动作保护器;当我们在用户装设了保护器后,此时如果变压器接地点接地电阻值过高,大地电位将不再为零,这时将有一个电流经保护器、大地流入变压器接地点,此电流将使保护器动作,而将接地点切除,防止了大地电位的升高;另外,加装保护器后,当人接触相线时,保护器也会动作,从而保障了人员的人身安全;电力变压器验收规范第一章总则第1.0.1屋顶、楼板施工完毕,不得渗漏；2室内地面的基层施工完毕,并在墙上标出地面标高；3混凝土基础及构架达到允许安装的强度,焊接构件的质量符合要求；4预埋件及预留孔符合设计,预埋件牢固；5模板及施工设施拆除,场地清理干净；6具有足够的施工用场地,道路通畅;三、设备安装完毕,投入运行前,建筑工程应符合下列要求：1门窗安装完毕；2地坪抹光工作结束,室外场地平整；3保护性网门、栏杆等安全设施齐全；4变压器、电抗器的蓄油坑清理干净,排油水管通畅,卵石铺设完毕；5通风及消防装置安装完毕；6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 8000KVA及以上变压器和800KVAR及以上的电抗器的装卸及运输,必须对运输路径及两端装卸条件作充分调查,制定施工安全技术措施,并应符合下列要求：一、水路运输时,应做好下列工作：1选择航道,了解吃水深度、水上及水下障碍物分布、潮汛情况以及沿途桥梁尺寸；2选择船舶,了解船舶运载能力与结构,验算载重时船舶的稳定性；3调查码头承重能力及起重能力,必要时应进行验算或荷重试验;二、陆路运输用机械直接拖运时,应做好下列工作：1了解道路及其沿途桥梁、涵洞、沟道等的结构、宽度、坡度、倾斜度、转角及承重情况,必要时应采取措施；2调查沿途架空线、通讯线等高空障碍物的情况；3变压器、电抗器利用滚轮在现场铁路专用线作短途运输时,应对铁路专用线进行调查与验算,其速度不应超过0.2km/h；4°三、充油套管的油位应正常,无渗油,瓷体无损伤;四、充气运输的变压器、电抗器,油箱内应为正压,其压力为0.01～0.03MPa;五、装有冲击记录仪的设备,应检查并记录设备在运输和装卸中的受冲击情况;第2.2.2检查油箱密封情况；2测量变压器内油的绝缘强度；绝缘油取样数量表2.2.33测量绕组的绝缘电阻运输时不装套管的变压器可以不测；4安装储油柜及吸湿器,注以合格油至储油柜规定油位,或在未装储油柜的情况下,上部抽真空后,充以0.01～0.03MPa、纯度不低于99.9%、露点低于—40℃的氮气;二、充气运输的变压器、电抗器：1应安装储油柜及吸湿器,注以合格油至储油柜规定油位；2当不能及时注油时,应继续充与原充气体相同的气体保管,但必须有压力监视装置,压力应保持为0.01～0.03MPa,气体的露点应低于—40℃;第2.2.5条设备在保管期间,应经常检查;充油保管的应检查有无渗油,油位是否正常,外表有无锈蚀,并每六个月检查一次油的绝缘强度；充气保管的应检查气体压力,并做好记录;δ：不应大于0.5%90℃℃,器身温度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加热,宜使其温度高于周围空气温度10℃调压切换装置露空时间表2.4.2四、空气相对湿度或露空时间超过规定时,必须采取相应的可靠措施;时间计算规定：带油运输的变压器、电抗器,由开始放油时算起,不带油运输的变压器、电抗器,由揭开顶盖或打开任一堵塞算起,到开始抽真空或注油为止;五、器身检查时,场地四周应清洁和有防尘措施；雨雪天或雾天,不应在室外进行;第2.4.3°铁芯应无变形,铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；2 铁芯应无多点接地；3铁芯外引接地的变压器,拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好；4打开夹件与钦轭接地片后,铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好；5当铁轭采用钢带绑扎时,钢带对铁轭的绝缘应良好；6打开铁芯屏蔽接地引线,检查屏蔽绝缘应良好；7打开夹件与线圈压板的连线,检查压钉绝缘应良好；8铁芯拉板及铁轭拉带应紧固,绝缘良好;四、绕组检查：1绕组绝缘层应完整,无缺损、变位现象；2各绕组应排列整齐,间隙均匀,油路无堵塞；3绕组的压钉应紧固,防松螺母应锁紧;五、绝缘围屏绑扎牢固,围屏上所有线圈引出处的封闭应良好;六、引出线绝缘包扎牢固,无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格,固定牢靠,某固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角,其焊接应良好：引出线与套管的连接应牢靠,接线正确;七、无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁,且接触紧密,弹力良好；所有接触到的部分,用0.05×10mm塞尺检查,应塞不进去；转动接点应正确地停留在各个位置上,且与指示器所指位置一致；切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活,密封良好;八、有载调压切换装置的选择开关、范围开关应接触良好,分接引线应连接正确、牢固,切换开关部分密封良好;必要时抽出切换开关芯子进行检查;九、绝缘屏障应完好,且固定牢固,无松动现象;十、检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况;十一、检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物;注：①变压器有围屏者,可不必解除围屏,本条中由于围屏遮蔽而不能检查的项目,可不予检查;②铁芯检查时,其中的3、4、5、6、7项无法拆开的可不测;第2.4.6“新装电力变压器、油浸电抗器不需干燥的条件”℃,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℃变压器、电抗器抽真空的极限允许值表2.5.3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;绝缘件表面含水量标准表2.5.4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℃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散热器、强迫油循环风冷却器,持续30min应无渗漏；2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℃℃,油箱内温度不应低于40℃第一节一般规定第3.1.1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表示很严格,非这样作不可的：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作的：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作的：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”;。
变压器交接验收资料
二次引线与气体继电器之间密 封良好，绝缘良好。瓦斯继电 器应安装防雨罩。
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瓦斯继电器验收
本体瓦斯继电器与 油枕侧增加波纹管 连接，波纹管安装 符合厂家要求。
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压力释放阀的验收 压力释放阀验收 安装方向正确：阀盖和升高座底部 内部应清洁，密封良好。电接点动 作正确，绝缘良好，二次引线密封 良好。压力释放阀有排油导向装置 并有防雨功能。
目的：
目前大部分厂家在设计 时已经在结构上作了修 改，不要求基础的安装 坡度。
让气体顺利进入继电 器，使其正确动作。
5
油漆检查
A B C
油漆检查 油漆完整，相色标志 正确。涂漆要均匀,无 起层,皱皮等缺陷。在 有盐雾及含腐蚀性气 体的场所,母线应涂防 腐漆。 中性点多用 蓝色或黑色
6
油漆检查
进出油管、 呼吸器、油 位计、温度 表等附件标 志正确。
10
冲击记录检查 检查变压器运输和庄装卸中冲击记录仪动作情况，充氮运输的变压 器油箱应保持正压。 设备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示，基于国内外的资料一般 认为不小于3g为好。下表即为某变压器运输过程中的冲击记录：
Ⅰ 运输方 向（g） 横向（g) 垂直方 向（g） 1.2 0.4 1.4
Ⅱ 0.4 0.3 0.8
电 接 点 图
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压力释放阀验收
压力释放阀在产品说明书中明确 规定： 压力释放阀门出厂时已 经受过严格试验和检查，而各紧 固件接合缝隙，均涂有固封胶， 阀门的各零件不得自行拆除，以 免影响阀门的密封和灵敏度。
压力释放阀，能使油与 外界空气隔离。当变压 器发生故障时，内部压 力达到0.05MPa时，压 力释放阀装置动作。 压 力释放阀的喷油口不要 朝向临近的设备。
电力变压器大修后的验收与交接规程
110kV电力变压器大修后白勺验收与交接变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸，清理材料、进行核算，提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。
13.1运行部门移交白勺资料13.1.1变压器大修总结报告见附录Ⅱ；13.1.2现场干燥、检修记录；13.1.3全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、测量元件校验报告等)；13.2试运行前检查项目；13.2.1变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整；13.2.2滚轮白勺固定装置应完整；13.2.3接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）；13.2.4变压器顶盖上无遗留杂物；13.2.5储油柜、冷却装置、净油器等油系统上白勺阀门均在“开”白勺位置，储油柜油温标示线清晰可见；13.2.6高压套管白勺接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线白勺连接接触良好并涂有电力脂；13.2.7变压器白勺储油柜和充油套管白勺油位正常，隔膜式储油柜白勺集气盒内应无气体；13.2.8有载分接开关白勺油位需略低于变压器储油柜白勺油位；13.2.9进行各升高座白勺放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；13.2.10吸湿器内白勺吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；13.2.11无励磁分接开关白勺位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构和顶盖上三者分接位置白勺指示应一致；13.2.12温度计指示正确，整定值符合要求；13.2.13冷却装置试运行正常，强油冷却白勺变压器应启动全部油泵（并测量油泵白勺负载电流），进行较长时间白勺循环后，多次排除残余气体；13.2.14进行冷却装置电源白勺自动投切和冷却装置白勺故障停运试验；13.2.15继电保护装置应经调试整定，动作正确。
13.3试运行变压器试运行时应按下列规定检查：13.3.1中性点直接接地系统白勺变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地；13.3.2气体继电器白勺重瓦斯必须投跳闸位置；13.3.3额定电压下白勺冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置白勺误动作；13.3.4受电后变压器应无异常情况；13.3.5检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声；13.3.6分析比较试运行前后变压器油白勺色谱数据，应无明显变化；13.3.7试运行时间，一般不少于24h.。
变压器验收要求
变压器验收要求变压器验收总体要求4.1 验收人员根据技术协议、设计图纸、技术规范和本验收规范开展现场验收。
4.2 验收中发现的问题必须限时整改，存在较多问题或重大问题的，整改完毕应重新组织验收。
4.3 验收完成后，必须完成相关图纸的校核修订。
4.4 竣工图纸和验收文档移交运行单位。
4.5 施工单位将备品、备件移交运行单位。
5 验收前应具备条件5.1 配电变压器本体、附件及其控制回路已按设计要求施工及安装完毕。
5.2 配电变压器调试、交接试验工作全部完成并满足要求。
5.3 施工单位已组织进行自检，监理单位完成了初检，并已按初检意见整改完毕，缺陷已消除。
5.4 设备标志牌、警示牌等安健环设施齐全并符合规范要求。
5.5 配电变压器施工图、竣工图、各项调试及试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕。
5.6 配电变压器的验收文档已编制并经审核完毕。
5.7 施工场所已清理或恢复完毕。
6 验收内容6.1 10kV 配电变压器的资料验收新建、扩建、改造的10kV 配电变压器应具备以下相关资料，电子化图纸资料按照《基于GIS 平台的营配一体化系统技术、管理规范之十四——工程资料电子化移交管理规范》执行：a) 施工依据文件，包括立项批复、设计文件等；b) 施工组织文件，包括土建、电气安装开工报告、施工组织措施、建立联系单、设计变更通知、市政报建开挖批复或者土地使用协议等；c) 10kV 配电变压器订货相关文件、订货技术合同和技术协议等；d) 制造厂提供的主、附件产品合格证书以及中文说明书，要求齐全，内容相符；e) 监造报告（有监造时）；f) 制造厂提供的主、附件出厂试验报告和记录；g) 主、附件抽样试验报告和记录；h) 运输过程质量控制文件；i) 开箱验收记录；j) 施工质量文件，包括质量检查评定、测试材好，起吊、千斤顶支撑、各阀门等标识清楚，无渗漏油现象、油漆完整美观，铭牌标示清晰并面向巡视通道方向，内容齐全（所用绝缘油应注明油规格及厂家），本体二次电缆排列整齐，电缆无中间接头，各处电缆接线口密封良好。
变电站验收项目规范
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、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。
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调压开关的验收
远方，操作机构及切换开关 三者位置指示器动作正常， 位置指示正确一致。改变档 位，看看是否仍然保持档位 显示一致。
传动轴应有防雨罩 防爆膜要有严禁踩踏标示
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调压开关的验收
分接开关油室和相连的油枕必须充 装符合IEC 296（1982）标准的变 压器用的新的矿务绝缘油，否则， 将有可能影响分接开关和变压器的 安全运行。
为便于观察，油标面向外侧
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套管的验收
升高座的电流互感器出 线端子板接线紧固 、密 封良好，无渗油。
开槽后铜焊
安装穿墙套管的孔径应比嵌入部 分大5毫米以上，混凝土安装板的 最大厚度不得超过50毫米。 对于额定电流在1500A及以上的穿 墙套管直接固定在钢板上时，套 管周围不应形成闭合磁路（为防 止绝缘子涡流造成严重发热，其 固定钢板应开槽或开槽后再铜焊） 钢板应接地良好，防水良好。
单独安装的分接开关油枕
切换开关油箱内应清洁，油
箱应作密封试验（其试验压
力值由厂家提供），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。
分接开关油枕位于本体油箱内，通过隔膜隔开
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调压开关的验收
油流继电器的箭头方向必须指向 通往储油柜的连管，沿箭头方向 管道应有适当的升高坡度，两端 法兰密封无渗漏，油流继电器应 加装防雨罩。
变压器结构图
与实物可能会有所不同
2
主要验收项目
外观检查
➢基础检查 ➢油漆检查
本体检查
附件检查
➢渗漏检查 ➢密封处理检查 ➢密封试验检查 ➢冲击记录检查 ➢接地检查
➢ 调压开关 ➢ 套管 ➢ 储油柜 ➢ 冷却装置 ➢ 瓦斯继电器 ➢ 压力释放阀
➢ 中性点地刀
➢ 接地引下线
资料的验收
➢ 技术图纸 ➢ 设计更改图 ➢ 安装记录 ➢ 交接试验 ➢ 备品移交 ➢ 铭牌参数
无遗漏杂物。
密封处理检查
橡胶密封垫的 压缩量不宜超 过其厚度的 1/3。
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。
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密封试验检查
➢变压器本体密封性试验合格且记录齐全。
密封检查主要是考核油箱及附件 的渗漏情况，故规定“应在储油 柜上用气压或者油压进行整体密 封试验”。现在在现场作密封检 查时基本上都是在储油柜上进 行 。《三相油浸式电力变压器 技术参数和要求》中规定“变压 器油箱及储油柜应承受0.5标准 大气压密封试验”，故压力应从 箱盖算起，若在储油柜加压，应 减去储油柜油面到油箱顶盖的油 压，才是真正做试验的压力。 试验持续时间按24h即经过一昼 温度变化检查其渗漏情况。
目的：
让气体顺利进入继电 器，使其正确动作。
5
油漆检查
A
油漆检查
B
油漆完整，相色标志
正确。涂漆要均匀,无
C
起层,皱皮等缺陷。在
有盐雾及含腐蚀性气
体的场所,母线应涂防
腐漆。
中性点多用 蓝色或黑色
6
油漆检查
进出油管、 呼吸器、油 位计、温度 表等附件标 志正确。
7
外观检查
渗漏检查
箱体、阀门、管道 的焊缝及法兰连接 处密封良好，无渗 漏油，油箱顶盖上
横向（g) 0.4 0.3 0.3 0.3 0.4 0.3
垂直方 1.4 0.8 1.2 0.7 0.2 0.6 向（g）
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接地检查
接地检查
外壳必须有两点 可可靠接地。一 般分别在变压器 的两侧。
对于接地贴得搭接焊，搭接长度必须符合 以下规定：扁钢为其宽度的2倍；圆钢为其直 径的6倍；圆钢与扁钢连接时，其长度为圆钢 直径的6倍。此外，扁钢与钢管、角钢进行焊 接时，应在接触部位两侧进行焊接，并应焊以 由钢带弯成的弧形卡子或直接由钢带本身弯成 弧形与钢管（角钢）焊接。
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调压开关的验收
在线净油装置安装 符合厂家要求，净 油装置密封良好， 无渗漏油。
安装在线净油装置的作 用是过滤油，提高分接 开关使用寿命。
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套管的验收
套管的验收
套管表面因无裂缝、伤痕，顶部结构的接触 及密封良好，充油套管无渗油、油标面向油 箱外侧，油位及其指示正确，套管末屏接地 良好。
套管的末屏接地螺丝
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调压开关的验收
调压开关的远方及就地（包 括手动和电动）操作均动作 可靠，动作顺序，动作圈数 符合出厂要求；在极限位置 时，其机械联锁与极限开关 的电气联锁动作正确。
对于MR的调压机构：一般 每调压一档，手动的转动圈 数为32圈。在验收时，要求 分别手动和电动检验在极限 位置是否存在电气和机械闭 锁。
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冲击记录检查
➢检查变压器运输和庄装卸中冲击记录仪动作情况，充氮运输的变压 器油箱应保持正压。
➢设备受冲击的轻重程度以重力加速度g表示，基于国内外的资料一般 认为不小于3g为好。下表即为某变压器运输过程中的冲击记录：
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
Ⅳ
Ⅴ
Ⅵ
运输方 1.2 0.4 1.2 0.05 0.3 0.05 向（g）
变压器交接验收
变电二部检修分部 李帅 2007年11月
1
主变压器结构图
1信号温度计，2铭牌，3 吸湿器，4油枕(储油柜)， 5油位指示器，6防爆管， 7瓦斯继电器，8高压套管 和接线端子，9低压套管和 接线端子，10分接开关， 11油箱及散热油管，12铁 心，13绕组及绝缘，14放 油阀， 15基础小车，16 接地端子
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调压开关的验收
操动机构箱内元器件应 以编号明确标示，粘贴 中文标签，并附电路图； 操动机构箱出线孔封堵 严实。
调压开关控制电路图
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调压开关的验收
有载调压开关应将进出油 管引到离地面1.3～1.5米 高度，以便于换油或取油 样。
分接开关油筒试漏必须合格。
分接开关的油在档位切换时 要参与灭弧，而主变本体的 油只起到绝缘和冷却的作用。 不能相互渗透，所以试漏合 格很重要！
3
外观检查
基础检查
观察此线看基础是否有沉降
变压器基础轨道水平，安装稳 固，沿瓦斯气流方向有1%1.5%的升高坡度。当与封闭木 线相连时，套管中心线应与封 闭母线中心线相符。
散热器与本体分开安装时， 其间隔装设波纹管。右图为 散热器与本体为同一基础的 情况。
4
基础检查
关于瓦斯继电器的 升高坡度：
目前大部分厂家在设计 时已经在结构上作了修 改，不要求基础的安装 坡度。
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附件验收
调压开关的验收
常见的调压开关 有V型、M型、 MS型（如下页 图）。
M型分接开关芯子
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常见的调压开关种类
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调压开关验收
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 结构的摩擦部分润滑良好。
MR公司生产的ED100S型操动机构