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。
电力变压器调试及验收标准
电力变压器调试及验收标准一、变压器调试（一）变压器送电调试运行前的检查检查各种交接试验单据是否齐全，变压器一、二次引线相位、相色正确，接地线等压接触良好。
变压器应清理擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附体无缺损，且不掺油。
通风设施安装完毕，工作正常，事故排油设施完好，消防设施齐全。
油浸变压器的油系统油门应拉开，油门指示正确，油位正常。
油浸变压器的电压切换位置处于正常电压档位。
保护装置整定值符合规定要求，操作及联动试验正常。
（二）变压器送电调试运行1.变压器空载投入冲击试验。
变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，冲击合闸时一般可由高压侧投入。
变压器第一次受电后，持续时间应不少于10min，无异常情况。
2.变压器空载运行检查方法主要是听声音。
正常时发出嗡嗡声，而异常时有以下几种情况发生：声音比较大而均匀时，可能是外加电压比较高;声音比较大而嘈杂时，可能是芯部有松动;有吱吱的放电声音，可能是芯部和套管表面有闪络;有爆裂声响，可能是芯部击穿现象。
3.变压器调试运行。
经过空载冲击试验后，可在空载运行24～28h，如确认无异常便可带半负荷进行运行。
经过变压器半负荷通电调试运行符合安全运行规定后，再进行满负荷调试运行。
变压器满负荷调试运行48h，再次检查变压器温升、油位、渗油、冷却器运行。
经过满负荷试验合格后，即可办理移交手续，方可投入运行。
二、变压器验收验收方案：变压器开始带电起，24h 后无异常情况，应办理验收手续;验收时应移交下列资料和文件：变更设计证明;产品说明书、试验报告单、合格证及安装图纸等技术文件;安装检查及调整记录。
电力变压器及其附件的试验调整和器身检查结果，必须符合施工规范。
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。
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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
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油漆检查
进出油管、 呼吸器、油 位计、温度 表等附件标 志正确。
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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 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.。
电力变压器验收规范标准
电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范主编部门：中华人民共和国原水利电力部批准部门：中华人民共和国建设部施行日期：1991 年 10 月 1 日关于发布国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》等三项规范的通知（90）建标字第 698 号根据原国家计委计综〔1986〕2630 号文的要求，由原水利电力部组织修订的《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》等三项规范，已经有关部门会审，现批准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—90；《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148—90；《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GBJ149—90 为国家标准。
自 1991 年 10 月 1 日起施行。
原国家标准《电气装置安装工程施工及验收规范》GBJ23—82 中的高压电器篇，电力变压器、互感器篇，母线装置篇同时废止。
该三项规范由能源部负责管理，其具体解释等工作，由能源部电力建设研究所负责。
出版发行由建设部标准定额研究所负责组织。
中华人民共和国建设部1990 年 12 月 30 日修订说明本规范是根据原国家计委计综（1986）2630 号文的要求，由原水利电力部负责主编，具体由能源部电力建设研究所会同有关单位共同编制而成。
在修订过程中，规范组进行了广泛的调查研究，认真总结了原规范执行以来的经验，吸取了部分科研成果，广泛征求了全国有关单位的意见，最后由我部会同有关部门审查定稿。
本规范共分三章和两个附录，这次修订的主要内容为：1根据我国电力工业发展需要及实际情况，增加了电压等级为 50kv 的电力变压器、互感器的施工及验收的相关内容,使本规范的适用范围由 330kv 扩大到 500kv 及以下。
2由于油浸电抗器在 3320kv 及 500kv 系统中大量采用，故将油浸电抗器的相关内容纳入本规范内。
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。
变压器的施工验收规范
变压器的施工验收标准一章总那么第条本篇适用于电压为330千伏及以下、频率为50赫芝的电力变压器、互感器安装工程的施工及验收。
消弧线卷、油浸式电抗器的安装应按本篇变压器章的有关；特不用途的电力变压器、互感器的安装，尚应参照产品和专业部门的有关。
第条电力变压器和互感器的安装应按已批准的设计进行施工。
第条电力变压器、互感器的运输、保管，除应符合本篇要求外，产品有特不要求时，尚应符合产品的要求。
第条本篇所列设备在安装前的保管要求，系指保管期限在一年以内者。
长期保管的设备，那么应遵守设备保管的专门。
第条凡所使用的设备及器材，均应符合国家或部颁的现行技术标准，并有合格证件。
设备应有铭牌。
第条所有设备和器材到达现场后，应及时作以下验收检查：一、开箱检查清点，规格应符合设计要求，附件备件齐全；二、制造厂的技术文件应齐全；三、按本篇要求作外瞧检查。
第条施工中的平安技术措施，应遵守本标准和现行有关平安技术规程的。
对重要工序，尚应事先编制平安技术措施，经主管部门批准前方可执行。
第条对土建的要求。
一、与电力变压器、互感器安装有关的建筑物、构筑物的土建工程质量，应符合国家现行的土建工程施工及验收标准中有关；二、设备安装前，土建工作应具备以下条件：1.屋顶、楼板施工完毕，不得有渗漏；2.室内地面的基层施工完毕，并在墙上标出地面标高；3.混凝土根底及构架到达准许安装的强度；焊接构件的质量符合要求；4.预埋件及留孔符合设计，预埋件牢固；5.钢轨敷设后，抹面工作结束；6.模板及施工设施撤除，场地清理干净；7.具有足够的施工用场地，道路畅通。
三、设备安装完毕，投进运行前，土建应完成以下工作：1.门窗完备；2.地坪抹光工作结束，室外场地平坦；3.保卫性网门，栏杆等平安设施齐全；4.变压器蓄油坑清理干净，排油管畅通，卵石展设完毕；5.通风装置安装完毕；6.受电后无法进行的装饰工作以及碍事运行平安的工作。
第条设备安装用的紧固件，除地足螺栓外，应采纳镀锌制品。
变压器、箱式变电所安装质量验收规范
变压器、箱式变电所安装质量验收规范变压器、箱式变电所安装质量验收规范主控项目：一、 5.1.1变压器安装应位置正确，附件齐全，油浸变压器油位正常。
无渗油现象。
二、 5.1.2接地装置引出的接地干线与变压器的低压侧中性点直接连接；接地干线与箱式变电所的N母线和PE母线直接连接；变压器箱体、干式变压器的支架或外壳应接地（PE）。
所有连接应可靠，紧固件及防松零件齐全。
三、 5.1.3变压器必须按本规范第3.1.8条的规定交接试验合格。
四、 5.1.4箱式变电所及落地式配电箱的基础应高于室外地坪，周围排水通畅。
用地脚螺栓固定的螺帽齐全，拧紧牢固；自己安防的应垫平放正。
金属箱式变电所及落地式配电箱，箱体应接地（PE）或接零（PEN）可靠，且有标识。
五、 5.1.5箱式变电所的交接试验，必须符合下列规定：1、由高压成套开关柜、低压成套开关柜和变压器三个独立单元组合成的箱式变电所高压电气设备部分，按本规范3.1.8的规定交接试验合格。
2、高压开关，熔断器等与变压器组合在同一密闭油箱内的箱式变电所，交接试验按产品提供的技术文件要求执行；3、低压成套配电柜交接试验符合本规范第4.1.5条的规定。
一般项目：一、5.2.1有载调压开关的传动部分润滑应良好，动作灵活，电动给定位置与开关实际位置一致，自动调节符合产品的技术文件要求。
二、5.2.2绝缘件应无裂纹、缺损和瓷件磁釉损坏等缺陷，外表清洁，测温仪表指示正确。
三、5.2.3装有滚轮的变压器就位后，应将滚轮用能拆卸的制动部件固定。
四、5.2.4变压器应按产品技术文件要求进行检查器身，当满足下列条件之一时，克不检查器身。
1、制造厂规定不检查器身者；2、就地生产仅做短途运输的变压器，且在运输过程中有效监督，无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。
五、5.2.5箱式变电所内外涂层完整、无损伤，有通风口的风口楼防护网完好。
六、5.2.6箱式变电所的高低压柜内部接线完整、低压每个输出回路标记清晰，回路名称准确。
变电站设备的交接验收制度模版(3篇)
变电站设备的交接验收制度模版1变电站新建、扩(改)建、大修、小修、预试的一、二次设备的工作完成后，必须经过质量验收，设备验收合格后，应按照有关要求填写有关检修、试验记录，并履行相关手续。
交接手续以正式的交接记录为依据，内容包括交接设备范围、工程完成情况、遗留问题及结论等，交接手续完备后，方能投入运行。
2新建、扩(改)建设备的竣工验收，主变压器及220KV设备大修后竣工验收，变电站站长、值长应参加验收。
3新建、扩改建竣工验收，施工部门应向变电站移交有关资料，包括设备制造说明书、设备出厂试验记录报告、安装竣工图纸、安装记录及试验报告、备品备件、工器具等。
设备大修后竣工验收，施工部门应移交大修、试验报告，并填写有关检修、试验记录。
4新安装、大修后的配电装置，防误闭锁装置必须完善，否则不得投入运行。
5验收时发现问题应及时处理。
暂时无法处理，且不影响安全运行的，急需要投入运行时，必须限期处理，经本单位主管领导批准方能投入运行。
6新设备交接过程中，变电设备操作应由运行人员进行，对设备名称、编号、状态进行确认，严格监护执行。
7新设备的验收受工程进度和停电计划的影响时，允许进行分步交接验收。
分步交接验收的设备同样要履行交接手续，具备书面交接记录。
8交接后的新设备应调整至冷备用状态，所有保护自动装置在停用状态。
变电站设备的交接验收制度模版（2）交接验收制度模版一、概述本制度适用于变电站设备的交接验收工作，主要目的是确保变电站设备交接过程中的顺利进行，保证设备的安全性和可靠性。
本制度的具体实施应遵循现场实际情况，并结合相关法律法规、标准及规范进行执行。
二、交接验收的基本要求1. 双方应派遣经过专业培训的人员进行交接验收。
交接方应确保交接人员熟悉变电站设备的操作和维护，有能力进行交接验收工作。
2. 交接双方应在交接验收前进行充分沟通，明确双方的责任和义务，共同制定合理的交接计划。
3. 交接双方应遵守相互尊重、真诚合作的原则，保持良好的沟通和配合。
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～.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～,可耕地应敷设在耕地深度以下.接地槽的宽度一般为～,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～,在转弯部分采用d.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条为保证电力变压器、油浸电抗器以下简称电抗器、电压互感器及电流互感器以下简称互感器的施工安装质量,促进安装技术的进步,确保设备安全运行,制订本规范.第条本规范适用于电压为500KV及以下,频率为50Hz 的电力变压器、电抗器、互感器安装工程的施工及验收.消弧线圈的安装可按本规范第二章的有关规定执行；特殊用途的变压器、电抗器、互感器的安装,应符合制造厂和专业部门的有关规定.第条电力变压器、电抗器、互感器的安装应按已批准的设计进行施工.第条设备和器材的运输、保管,应符合本规范要求,当产品有特殊要求时,并应符合产品的要求.变压器、电抗器在运输过程中,当改变运输方式时,应及时检查设备受冲击等情况,并作好记录.第条设备及器材在安装前的保管,其保管期限应为一年及以下.当需长期保管时,应符合设备及器材保管的专门规定.第条采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定.并应有合格证件.设备应有铭牌.第条设备和器材到达现场后,应及时作下列验收检查：一、包装及密封应良好.二、开箱检查清点,规格应符合设计要求,附件、备件应齐全.三、产品的技术文件应齐全.四、按本规范要求作外观检查.第条施工中的安全技术措施,应符合本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件的规定.对重要工序,尚应事先制定安全技术措施.第条与变压器、电抗器、互感器安装有关的建筑工程施工应符合下列要求：一、与电力变压器、电抗器、互感器安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量,应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定.当设备及设计有特殊要求时,尚应符合其要求.二、设备安装前,建筑工程应具备下列条件：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受电后无法进行的装饰工作以及影响运行安全的工作施工完毕.第条设备安装用的紧固件,除地脚螺栓外,应采用镀锌制品.第条所有变压器、电抗器、互感器的瓷件表面质量应符合现行国家标准高压绝缘子瓷件技术条件的规定.第条电力变压器、电抗器、互感器的施工及验收除基本规范的规定执行外,尚应符合国家现行的有关标准规范的规定.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h；4公路运输速度应符合制造厂的规定.第条变压器或电抗器装卸时,应防止因车辆弹簧伸缩或船只沉浮而引起倾倒,应设专人观测车辆平台的升降或船只的沉浮情况.卸车地点的土质、站台、码头必须坚实.第条变压器、电抗器在装卸和运输过程中,不应有严重冲击和振动.电压在220KV及以上且容量在150000KVA及以上的变压器和电压为330KV及以上的电抗器均应装设冲击记录仪.冲击允许值应符合制造厂及合同的规定.第条当利用机械牵引变压器、电抗器时,牵引的着力点应在设备重心以下.运输倾斜角不得超过15°.第条钟罩式变压器整体起吊时,应将钢丝绳系在下节油箱专供起吊整体的吊耳上,并必须经钟罩上节相对应的吊耳导向.第条用千斤顶顶升大型变压器时,应将千斤顶放置在油箱千斤顶支架部位,升降操作应协调,各点受力均匀,并及时垫好垫块.第条充氮气或充干燥空气运输的变压器、电抗器,应有压力监视和气体补充装置.变压器、电抗器在运输途中应保持正压,气体压力应为～.第条干式变压器在运输途中,应有防雨及防潮措施.第二节安装前的检查与保管第条设备到达现场后,应及时进行下列外观检查：一、油箱及所有附件应齐全,无锈蚀及机械损伤,密封应良好.二、油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全,紧固良好,无渗漏；浸入油中运输的附件,其油箱应无渗漏.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～.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条设备到达现场后的保管应符合下列要求：一、散热器冷却器、连通管、安全气道、净油器等应密封.二、表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、测温装置以及绝缘材料等,应放置于干燥的室内.三、短尾式套管应置于干燥的室内,充油式套管卧放时应符合制造厂的规定.四、本体、冷却装置等,其底部应垫高、垫平,不得水淹,干式变压器应置于干燥的室内.五、浸油运输的附件应保持浸油保管,其油箱应密封.六、与本体联在一起的附件可不拆下.第条绝缘油的验收与保管应符合下列要求：一、绝缘油应储藏在密封清洁的专用油罐或容器内.二、每批到达现场的绝缘油均应有试验记录,并应取样进行简化分析,必要时进行全分析.1取样数量：大罐油,每罐应取样,小桶油应按表取样.2取样试验应按现行国家标准电力用油变压器油、汽轮机油取样的规定执行.试验标准应符合现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定.三、不同牌号的绝缘油,应分别储存,并有明显牌号标志.四、放油时应目测,用铁路油罐车运输的绝缘油,油的上部和底部不应有异样：用小桶运输的绝缘油,对每桶进行目测,辨别其气味,各桶的商标应一致.第条变压器、电抗器到达现场后,当三个月内不能安装时,应在一个月内进行下列工作：一、带油运输的变压器、电抗器：1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3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～、纯度不低于%、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～,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.第三节排氮第条采用注油排氮时,应符合下列规定：一、绝缘油必须经净化处理,注入变压器、电抗器的油应符合下列要求：一、绝缘油必须经净化处理,注入变压器、电抗器的油应符合下列要求：电气强度：500KV 不应小于60KV；330KV 不应小于50KV；63～220KV 不应小于40KV.含水量：500KV 不应大于10ppm；220～330KV 不应大于15ppm；110KV 不应大于20ppm.ppm为体积比tgδ：不应大于%90℃时.二、注油排氮前,应将油箱内的残油排尽.三、油管宜采用钢管,内部应进行彻底除锈且清洗干净.如用耐油胶管,必须确保胶管不污染绝缘油.四、绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器内,氮气经顶部排出；油应注至油箱顶部将氮气排尽.最终油位应高出铁芯上沿100mm以上.油的静置时间应不小于12h.第条采用抽真空进行排氮时,排氮口应装设在空气流通处.破坏真空时应避免潮湿空气进入.当含氧量未达到18%以上时,人员不得进入.第条充氮的变压器、电抗器需吊罩检查时,必须让器身在空气中暴露15min以上,待氮气充分扩散后进行.第四节器身检查第条变压器、电抗器到达现场后,应进行器身检查.器身检查可为吊罩或吊器身,或者不吊罩直接进入油箱内进行.当满足下列条件之一时,可不进行器身检查.一、制造厂规定可不进行器身检查者.二、容量为1000KVA及以下,运输过程中无异常情况者.三、就地生产仅作短途运输的变压器、电抗器,如果事先参加了制造厂的器身总装,质量符合要求,且在运输过程中进行了有效的监督,无紧急制动、剧烈振动、冲撞或严重颠簸等异常情况者.第条器身检查时,应符合下列规定：一、周围空气温度不宜低于0℃,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℃.二,当空气相对湿度小于75%时,器身暴露在空气中的时间,不得超过16H.三、调压切换装置吊出检查、调整时,暴露在空气中的时间应符合表的规定.调压切换装置露空时间表四、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条钟罩起吊前,应拆除所有与其相连的部件.第条器身或钟罩起吊时,吊索与铅垂线的夹角不宜大于30°,必要时可采用控制吊梁.起吊过程中,器身与箱壁不得有碰撞现象.第条器身检查的主要项目和要求应符合下列规定：一、运输支撑和器身各部位应无移动现象,运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除,并经过清点作好记录以备查.二、所有螺栓应紧固,并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏,防松绑扎完好.三、铁芯检查：1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×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条器身检查完毕后,必须用合格的变压器油进行冲洗,并清洗油箱底部,不得有遗留杂物.箱壁上的阀门应开闭灵活、指示正确.导向冷却的变压器尚应检查和清理进油管节头和联箱.第五节干燥第条变压器、电抗器是否需要进行干燥,应根据本规范附录一“新装电力变压器、油浸电抗器不需干燥的条件”进行综合分析判断后确定.第条设备进行干燥时,必须对各部温度进行监控.当为不带油干燥利用油箱加热时,箱壁温度不宜超过110℃,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℃.干式变压器进行干燥时,其绕组温度应根据其绝缘等级而定.第条采用真空加温干燥时,应先进行预热.抽真空时,将油箱内抽成,然后按每小时均匀地增高至表所示极限允许值为止.变压器、电抗器抽真空的极限允许值表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的规定.第条干燥后的变压器、电抗器应进行器身检查,所有螺栓压紧部分应无松动,绝缘表面应无过热等异常情况.如不能及时检查时,应先注以合格油,油温可预热至50～60℃,绕组温度应高于油温.第六节本体及附件安装第条本体就位应符合下列要求：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%～%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条密封处理应符合下列要求：一、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.二、法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭干净,安装位置应准确；其搭接处的厚度应与其原厚度相同,橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3.第条有载调压切换装置的安装应符合下列要求：一、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；传动机构的摩擦部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂.二、切换开关的触头及其连接线应完整无损,且接触良好,其限流电阻应完好,无断裂现象.三、切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求；切换装置在极限位置时,其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确.四、位置指示器应动作正常,指示正确.五、切换开关油箱内应清洁,油箱应做密封试验,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.第条冷却装置的安装应符合下列要求：一、冷却装置在安装前应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验,并应符合下列要求：1散热器、强迫油循环风冷却器,持续30min应无渗漏；2强迫油循环水冷却器,持续1h应无渗漏,水、油系统应分别检查渗漏.二、冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干净,并将残油排尽.三、冷却装置安装完毕后应即注满油.四、风扇电动机及叶片应安装牢固,并应转动灵活,无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况,转向应正确；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线.五、管路中的阀门应操作灵活,开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好.六、外接油管路在安装前,应进行彻底除锈并清洗干净；管道安装后,油管应涂黄漆,水管应涂黑漆,并应有流向标志.七、油泵转向应正确,转动时应无异常噪声、振动或过热现象；其密封应良好,无渗油或进气现象.八、差压继电器、流速继电器应经校验合格,且密封良好,动作可靠.九、水冷却装置停用时,应将水放尽.第条储油柜的安装应符合下列要求：一、储油柜安装前,应清洗干净.二、胶囊式储油柜中的胶囊或隔膜式储油柜中的隔膜应完整无破损；胶囊在缓慢充气胀开后检查应无漏气现象.三、胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行,不应扭偏；胶囊口的密封应良好,呼吸应通畅.四、油位表动作应灵活,油位表或油标管的指示必须与储油柜的真实油位相符,不得出现假油位.油位表的信号接点位置正确,绝缘良好.第条升高座的安装应符合下列要求：一、升高座安装前,应先完成电流互感器的试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好,其接线螺栓和固定件的垫块应紧固,端子板应密封良好,无渗油现象.二、安装升高座时,应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧,放气塞位置应在升高座最高处.三、电流互感器和升高座的中心应一致.。
供电局变压器验收流程
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在供电局变压器验收工作开展之前，要做好充分的准备。
变压器交接验收资料
目的：
让气体顺利进入继电 器，使其正确动作。
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
油漆检查
进出油管、 呼吸器、油 位计、温度 表等附件标 志正确。
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
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。
调压开关的验收
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。
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
为便于观察，油标面向外侧
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。
变配电工程交接验收标准
电气设备工程交接验收标准概述一、新建变、配电设备验收的主要内容1）设备基础应达到设计要求。
设备安装后应保持其应有的水平及垂直位置。
2）设备完整清洁。
设备组装所用的各种连接件、密封垫、密封脂、清洁剂、润滑脂等，其规格必须符合产品的技术规定。
3）设备接线端子的接触面应平整、清洁、无氧化膜，并涂以薄层电力复合脂。
4）设备绝缘部件表面应无裂纹、无剥落或破损，绝缘良好，绝缘拦杆之类部件端部连接应牢固可靠。
5）各类瓷套应完整无损，表面清洁光滑。
瓷套与金属法兰间的粘合，应牢固密实，法兰平整无外伤或铸造砂眼。
6）设备相间及导电部分对地距离、相间不同期差值、断开状态的角度及电气距离，均应符合产品的技术规定。
7）操动机构系统应按制造厂家规定检验，应动作灵活、准确可靠。
8）开关设备的电气和机构联锁装置，特别是防止电气误操作的“五防”装置，应齐全、有效，动作灵活可靠。
开关及操动机构联动正常，指示正确。
9）盘、柜主母线、分支母线、模拟母线、顶部小母线、电力电缆终端引线、二次回路结线等，应连接可靠、绝缘距离足够大，相色标志正确、排列规范。
10）变压器、电抗器、避雷器等电气设备的防爆装置安装正确，完整可靠。
隔膜材料和规格应符合产品技术规定。
11）接地装置的安装应按设计进行施工。
接地电阻实测值符合设计规定；所采用的器材符合国家现行技术标准的规定；接地标志齐全明显。
此外，接地装置的安装，应配合建筑工程的施工，陷蔽部分必须在覆盖前会有有关单位做好中间检查及验收记录。
12）对易受外部影响着火的电缆密集场所或可能着火蔓延而酿成严重事故的电缆回路，必须按设计要求的防火阻燃措施施工，施工质量合乎规范规定。
13）配电装置的安全净距，不应超过表所列规定数值。
验，并满足设计要求。
15）直流电源系统的设备性能及安装调试结果，应满足设计要求。
16）所有高压电器以及继电保护、自动、远动、通信、测量、整流装置的交接试验，都应按有关标准规范进行，并符合规定要求。
110kv变电站投运检查验收项目
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tan8；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。
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。
变电站设备的交接验收制度范本
变电站设备的交接验收制度范本一、总则为规范变电站设备交接验收工作，确保设备安全可靠运行，制定本制度。
二、适用范围本制度适用于所有变电站设备的交接验收工作。
三、定义1. 变电站设备：指变电所、变电所附属设备等电气设备和机械设备。
2. 单位A：原设备使用单位。
3. 单位B：接收设备的新单位。
四、交接验收的程序1. 所有交接验收工作必须经过单位A书面申请单位B同意后方可进行。
2. 单位A在交接验收前应对设备进行全面检查和维护，确保设备正常运行。
3. 单位B在接受设备前应对设备进行全面检查和试运行，确保设备完好无损。
4. 单位A和单位B应共同担任交接验收的见证人，双方应在设备交接验收报告上签字确认。
五、交接验收的要求1. 设备清单：交接验收前，单位A应提供详细的设备清单，包括设备名称、型号、数量等信息。
2. 设备状况检查：单位B在接收设备前应对设备进行全面检查，包括外观、电气连接、机械运行等方面的检查。
3. 设备试运行：单位B在接收设备后应进行设备的试运行，确保设备的正常运行和性能。
4. 设备文件和记录：单位A应提供设备相关的文件和记录，包括设备使用说明书、设备维护记录等。
5. 交接验收报告：交接验收完成后，单位A和单位B应共同填写交接验收报告，并在报告上签字确认。
六、交接验收的责任和义务1. 单位A的责任和义务：(1) 提供准确的设备清单和相关文件。
(2) 对设备进行全面检查和维护。
(3) 提供必要的技术支持和服务。
2. 单位B的责任和义务：(1) 对设备进行全面的检查和试运行。
(2) 妥善保管设备和相关文件。
(3) 在设备出现故障时及时进行维修和保养。
七、违反交接验收制度的处理1. 如单位A或单位B违反交接验收制度，给设备造成严重损失的，应承担相应的法律责任。
2. 如单位A或单位B隐瞒设备问题或提供虚假信息，给设备使用带来安全隐患的，应承担相应的法律责任。
3. 如单位A或单位B对交接验收制度执行不力，导致设备出现故障或意外事故的，应承担相应的法律责任。
电力变压器的安装交接验收
电力变压器的安装交接验收及收尾工作来源：电力114网地址：（一）安装交接验收的检查项目电力变压器安装完毕，准备试运行与投运前，安装施工方向委托方进行安装姿势，委托方进行验收，一般进行各项目的实地检查，如下检查项目应符合规定。
一、油箱本体和附件无缺陷、外表清洁、油漆完整。
攀登检查的扶梯、护栏符合安全要求。
二、高、低压套管无裂纹、破损或松动；高、低压引线连接良好，相色表示漆完整正确；接线组别符合铭牌规定；接地线牢固可靠，接地电阻合乎要求。
三、各部密封完好严密，无渗漏油现象；油位应正常；油箱与气体继电器的坡度应符合规定。
四、吸湿器的气道应通畅；硅胶未变色失效；下部的油封罩内已注入。
变压器油；吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响。
五、分接开关的手动、电动操作均应灵活、准确，三相分接开关的位置应一致。
六、冷却装置完好，油泵、风扇、水泵运转正常，信号指示无误。
七、温度计密封良好；信号触头动作正确；水银温度计安装妥帖，指示读数的方位便于值班人员在变压器带电时进行监视。
八、防火安全设施齐全；照明装置完好，亮度足够，照明开关安装地点符合运行人员要求。
（二）交接验收应提供的资料及测试数据安装交接中除特殊情况外，一般不再重新进行现场测试，需要提供交接验收时审查的技术资料有以下几种。
一、绕组与套管的绝缘测试数据主要有：绕组的绝缘电阻及吸收比数据；绕组连同套管的介质损失数据；绕组连同套管的泄漏电流数据；绕组连同套管的交流耐压试验数据；非纯瓷质套管的介质损失数据；铁芯、铁轭与夹紧螺钉对地（夹件）的绝缘电阻数据等。
二、变压器的特性试验资料主要有：绕组的直流电阻测试值，必须有在所有分接位置上测量的数值；绕组各分接头的电压比：三相变压器的组别测试数据及标志；空载电流及空载损耗数据；相位检定资料；冲击合闸时录示的电流电压波形图等。
三、绝缘油试验有关资料主要有：油的击穿强度试验等；油的介质损失角正切值（tan§）；含水量及含气量测试数据单（超高压变压器必须测试）；油的色谱分析试验报告单（35KV级以下可不测试）。
变压器的交接试验记忆方法
变压器的交接试验记忆方法
变压器的交接试验是在变压器安装、维修或更换时进行的一项重要测试。
它的目的是验证变压器的性能和工作状态，确保其安全可靠地投入运行。
为了记忆变压器的交接试验方法，可以采取以下几个步骤：
1. 理解测试原理，首先要了解变压器交接试验的原理和目的，包括测试的内容、标准和要求。
这样可以帮助记忆时更加有条理。
2. 制定记忆计划，将变压器交接试验的步骤和要点整理成清晰的列表或流程图，以便于记忆和复习。
可以按照测试前、测试中和测试后的顺序来制定计划。
3. 制作记忆卡片，将每个测试步骤、参数和要点写在卡片上，可以用不同颜色或符号来区分不同的内容，便于记忆和复习。
4. 制定记忆口诀，可以将测试步骤和要点编成口诀或歌词，通过朗诵或唱歌的方式进行记忆，这样可以更加生动和有趣。
5. 制定记忆联想，将测试内容和实际场景进行联想，例如将测
试步骤与具体的变压器设备和操作场景联系起来，这样可以更加深入记忆。
通过以上方法，可以更加有效地记忆变压器的交接试验方法，确保在实际操作中能够准确、全面地进行测试，保障变压器的安全运行。
变压器的交接验收
变压器的交接验收变压器在大修竣工后，应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料进行核算，提交竣工、验收报告，并提请设备部组织有关单位进行现场验收工作。
提供验收方面的有关资料开工报告竣工报告验收报告设计计算单、包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等；现场干燥、检修记录。
高压绝缘试验报告，油简化及色谱试验单，温度计校验报告，瓦斯断电器和互感器特性试验报告等。
试运行前检查项目变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗油。
轮子的固定装置应牢固。
油漆完整，接地可靠。
变压器顶盖上无遗留杂物。
储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均在“开”位。
高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封良好，与外部引线的连接接触良好（并涂有导电膏或凡士林）。
变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内无气体，有载分接开关的油位须略低于变压器储油柜的油位；进行各升高座部位的放气，使其完全充满变压器油；瓦斯继电器内应无残余气体。
呼吸器内的吸湿剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致。
温度计指示正确，整定值符合要求；冷却装置试运行正常，水冷装置的油压应大于水压，强油装置的变压器应起动全部潜油泵（并测量潜油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残留空气。
进行备用冷却装置的自动投运试验，和运行中冷却装置的故障停车试验。
断电保护装置经调试整定，动作正确。
试运行。
变压器试行时应按下列规定进行检查：中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地；瓦斯断电器必须投运，重瓦斯投跳闸位置；额定电压下的冲击合闸试验（交接为5次，更换线圈后为3次），应无异常，励磁涌流不至引起保护装置的动作。
第一次受电后，持续时间应不少于10分钟，变压器应无异常情况。
变压器安装工程交接验收项目
变压器安装工程交接验收项目1、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。
2、轮子的制动装置应牢固。
3、油漆应完整，相色标志正确。
4、变压器顶盖上应无遗留杂物。
5、事故排油设施应完好，消防设施齐全。
6、储油柜，冷却装置、净油器等油系统上的油门应打开，且指示正确。
7、接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。
8、储油柜和充油套管的油位应正常。
9、分接头的位置应符合运行要求；有载调压装置的远东操作应动作可靠，指示位置正确。
10、变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。
11、测温装置指示应正确，整定值符合要求。
12、冷却装置试运行应正常，联动正确；水冷装置的油压应大于水压；强迫油循环的变压器、电抗器应启动全部冷却装置，进行循环4小时以上，放完残留空气。
13、变压器、电抗器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。
14、接于中性点接地系统的变压器，在冲击试验时，其中性点必须接地。
15、变压器、电抗器第一次投运时，可全电压冲击合闸，如有条件应从零起升压；冲击合闸时，变压器宜由高压侧投入；对发电机变压器接线组别的变压器，当发电机与变压器间无操作断开点时，可不作全电压冲击合闸。
16、变压器、电抗器应进行5次空载全电压冲击合闸，应无异常情况；第一次受电后持续时间不应少于10分钟；励磁涌流不应有引起保护装置的误动。
17、变压器并列前，应先核对相位。
18、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。
应提交的资料和文件1、变更设计的证明文件2、制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。
3、安装技术记录4、调试记录。
5、备品、备件及专用工具清单。
抄《用电检查技术标准汇编》805页。
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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。
22
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
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 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。
带电部分与接地部分之间.
不同相带电部分之间;开关和 刀闸两侧引线带电部分之间
栅状遮拦至绝缘体和带电部 分之间;带电作业时的带电部 分至接地部分之间
网状遮拦至带电部分之间
无遮拦裸导体至地面之间;无 遮拦裸导体到建筑物,构筑物 之间
带电部分与建筑物,构筑物的 边沿部分之间
1~10 200 200 950
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
16
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
17
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。
38
中性点地刀验收
带电部分与接地部分以及不同 相之间的安全净距有一定要求, 左图为验收中发现的中性点地 刀到墙壁的距离不够的情况.
安全净距不足,将可能发 生设备对地放电或相间 放电等情况,会导致保护 动作或更严重后果.下页 表格为对安全净距的要 求.
39
室外配电装置的安全净距表(mm)
适用范围
额定电压(kv)
力 矩 规
有效。在实际中接触面由于有 格
螺栓孔，很难达到十分平整这 个要求。所以我们建议对于接
表 （ 部
触面采用塞尺与力矩扳手相结 分
合的方法进行验收。
）
螺栓规格
M8 M10 M12 M14 M16 M18 M20 M24
紧固力矩（N.m)
8.8~10.8 17.7~22.6 31.4~39.2 51.0~60.8 78.5~98.1 98.0~127.4 156.9~196.2 274.6~343.2
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
18
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。
12
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
13
常见的调压开关种类
14
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
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。
37
中性点地刀的验收
中性点地刀验收
各支柱绝缘子安装牢固，其中心线 在同一垂直平面内，并垂直于底座 平面，瓷件无裂纹及破损。传动装 置安装正确，各转动连接部位涂润 滑脂。
挂本体的油/气冷却器 OFAF
31
冷却装置的验收
冷却装置的验收
散热片、阀门、管道、 潜油泵、流速继电器及 其法兰连接处均应密封 良好，无渗漏油。
32
冷却装置的验收
管路中的阀门应操作灵活， 开闭位置正确，散热器蝶阀 应在开启位置。
风扇转动方向应正常，无卡滞， 无异响。 潜油泵转向正确，转动时无异常 噪声或过热，流速继电器动作应 可靠。
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
Ⅱ
Ⅲ
Ⅳ
Ⅴ
Ⅵ
运输方 1.2 0.4 1.2 0.05 0.3 0.05 向（g）
无遗漏杂物。
8
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。
9
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。
25
套管的验收
关于母线接触面的验收：
强
以前一直都沿用塞尺检查， 后来规程有所修改，规定母线
度 为
4.8
的连接螺栓应用力矩扳手紧固。 级
力矩扳手紧固螺栓可使每个相 螺
同直径的螺栓对工件的压力相 等，受力均匀。可增加母线接
栓 的 紧
头接触面，从而减少接触电阻。 固
然而，这种方法只对接触面已 经打磨十分平整的前提下比较
19
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
20
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！
为便于观察，油标面向外侧
23
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。
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。
27
套管的验收
常 见 几 种 套 管 结 构
套管顶部结构的密封至关重要，由于 顶部结构密封不良而导致潮气沿引线 渗入到变压器线圈造成烧坏事故者不 少。部分原因是由于安装时不当所致， 例如密封垫未放正确，或因单纯要求
三相引线一致而将帽顶松扣。故应特 别强调顶部结构的密封。
套管升高座的排气孔
变压器电缆型出 线套管，安装前 应干燥，投运前 须排气（厂家规 定无须排气除 外），套管末屏 接地良好。
30
冷却装置的验收
冷
ONAN
却
装
置
分
类
ONAN ONAF
OFWF
OFAF
Built-on oil/water coolers OFWF
Built-on oil/air coolers OFAF
独立的散热片组 ONAN
挂本体的散热器 不带风扇冷却 ONAN 带风扇冷却 ONAF
挂本体的油/水冷 却器 OFWF
26
套管的验收
变低套管与10KV母线桥间应安装 伸缩节，伸缩节应能够释放10KV 母线桥及构架对变低套管及主变 间的应力作用。如，主变地基下 沉时，伸缩节的存在不会使母线 桥与主变本体间存在一个应力作 用。
母线桥靠近穿墙套管和变低套管 处应各有一个伸缩节，伸缩节不 得有裂纹、断股和和折皱现象； 其总截面积不得小于母线截面的 1.2倍。
24
套管的验收
用0.05×10毫米的塞尺检 查接触面，母线宽度在63 毫米及以上者不得塞入6毫 米，母线宽度在56毫米及 以下者不得塞入4毫米。