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10千伏高压工程交接验收
1、 电力变压器
2.1.1变压器和电抗器基础的轨道应水平，基础无变形，表面无剥落开裂及下沉现象，场地无油迹整洁。
2.2.1本体
a)密封法兰连接处应清洁无油迹，橡胶密封垫的压缩量适度。
b)变压器和电抗器的外壳无锈蚀，表面光洁，无灰垢，瓷套清洁，无污迹、破损或放电痕迹。
c)变压器和电抗器各侧引线接头接触良好，无过热变色现象，引线长度适当。 2.2.2有载调压装置
a) 传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定可靠。连接位置正确，且操作灵活，无卡阻现象，传动机构应采取润滑措施，无明显锈蚀现象。
b)位置指示器应动作正常，指示正确。
c)切换开关连续切换次数小于规定值，油箱密封良好。 2.2.3冷却装置
a)冷却装置的散热器，强油循环风冷却器应无渗油现象。
b)风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；转动时转向正确无振动、过热；叶片无扭曲变形或与风筒碰擦等现象；电动机的电源配线应采用具有耐油性能的绝缘导线。
c)潜油泵转向应正确，转动时无异常噪声、振动和过热现象，轴承部位无异常高温，且密封良好，无渗油或进气现象；油泵的转速不大于1000r/min。
2.2.7气体继电器
a)气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。
b)气体继电器应为防震型并经校验合格，已加装防雨罩并置定牢固。 3 断路器和隔离开关 3.1断路器
a)断路器基础无变形剥落、无油迹、场地整洁。
b)混凝土基础及构支架达到断路器运行的强度和刚度，设备支架焊接质量符合要求。
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c)断路器使用的紧固件，除地脚螺栓外应采用镀锌制品；户外用的紧固件应采用热镀锌制品。
D)断路器闭锁装置齐全逻辑正确、操作可靠、符合规程规定。
i)断路器的电缆安装符合规、排列有序，电缆保护管固定可靠、规、电缆标号清晰、齐全、无积灰、封堵密。
3.1.1.4六氟化硫断路器的要求
a)断路器的固定应牢固可靠，支架或底架与基础的垫片不宜超过3片，其总厚度不应大于10mm，各片间应焊接牢固。
B)密度继电器的报警、闭锁定值应符合厂家说明书的规定值；电气回路传动正确。
C)六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应符合规定。 3.2隔离开关 3.2.1设备基础和外观
a)隔离开关基础无变形剥落、无油迹、场地整洁；闸刀底座外观无机械损伤，固定牢固。
b)混凝土基础及构支架达到隔离开关运行的强度和刚度，设备支架焊接质量符合要求。
c)隔离开关使用的紧固件，除地脚螺栓外应采用镀锌制品；户外用的紧固件应采用热镀锌制品。
d)隔离开关转动部分应动作灵活，无卡阻。
e)隔离开关接线端子及载流部分应清洁，且接触良好，触头镀银层无脱落。 f)绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损、焊接残留斑点等缺陷，瓷铁粘合应牢固。
g)隔离开关的底座转动部分应灵活，并应涂以适合当地气候的润滑脂，隔离开关的金属底座及机构的接地应可靠，使用接地导线的截面积，必须满足安全规程的要求。
h)操动机构的零部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分应涂以适合当地气候的润滑脂。
3.2.2隔离开关操动机构的要求
a)户手力式操动机构的手柄和单臂横杆长度应不大于500mm,其转动角度应不大于180°，手轮直径和双臂横杆的长度应不大于750毫米。
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b)户外手力式操动机构的手柄长度（包括横柄长度在）应不大于1000mm，手柄与接柄连接部分的尺寸和形状应一致，手柄离地面的最高处不得超过1100mm。
c)配用手力式操动机构的隔离开关，一般体力的操作人员应能容易地进行分、合闸操作。在柄的端部操作力应不大于200N；对涡轮或齿轮式机构手柄操作圈数应不大于50圈（对以手里操作为失灵后的后备措施时，其操作圈数不作规定）。
d)手力式操动机构的终点位置应有坚固的定位和限位装置，且在分、合闸位置时能将操作柄锁住。
e)对于动力式操动机构应装设供就地操作用的手力分、合闸装置；在接受操作命令后，应能自行完成正常的合闸或分闸动作；当操动机构处于任动作位置时，均应能取下或打开操动机构的箱门，以便检查、修理辅助开关和接线端子；在操动机构箱应装设分、合闸按钮；电控户外动力式操动机构箱应能装设刀开关和保护熔丝；动力式操动机构中所采用的电动机及仪表，应符合相应标准的规定。
f)操动机构上应有能反映隔离开关得分。合闸位置的指示器，指示器上应标明“分”、“合”字样。
4 互感器类设备 4.1基础和外观
4.1.1互感器基础清洁，无变形剥落、无油迹，场地整洁；互感器底座螺栓连接牢固，垂直度误差小于1.5％H（H为互感器高度）
4.1.2互感器外观应完整，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤，铭牌及接线图标志清晰可见。
4.1.3油浸式互感器油位应正常，密封应良好，结合面和焊缝密，无渗油和污垢。
二次压降应符合DL/T448要求。计量绕组的准确度级满足DL/T448，保护绕组满足继电保护装置要求，二次负荷发生变化时进行校核。
4.2.10互感器的引线安装，应保证运行中一次端子承受的机械负载不超过制造厂规定的允值。
5 无功补偿设备 5.1基础和外观
5.1.1电容器室通风良好，电容器构架应保持水平或垂直位置，固定牢固。
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5.1.2电容器构架应保持其应有的水平及垂直位置，固定应牢靠，油漆应完整。
5.1.3电容器的配置应使其铭牌面向通道一侧，并有顺序编号。
5.1.4电容器端子的连接线应符合设计要求，接线应对称一致，整齐美观，母线及分支线应标以相色。
5.1.5凡不与地绝缘的每个电容器的外壳及电容器的构架均应接地；凡与地绝缘的电容器的外壳均应接到固定的电位上。
6 电抗器和阻波器 6.1基础和外观
6.1.1电抗器的支柱完整、无裂纹，线圈无变形。
6.1.2电抗器线圈外部绝缘漆完好，构架油漆完好，无锈蚀。 6.2性能
6.2.1测量电抗器的直流电阻，实测值与出厂值的变化规律应一致；三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%；电抗器的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。
7 架构和母线 7.1构架和基础
7.1.1钢结构构架的金属部分仅有轻微锈蚀，构件主材无弯曲、断裂现象，构件各部件连接牢固，螺栓齐全。垫铁和地脚螺栓位置正确，底面与基础面紧贴，平稳牢固，地脚螺栓紧固。
7.1.2钢筋混凝土构架无腐蚀、无露筋、无空洞、松酥等现象。杆顶铁和型钢横梁螺栓连接牢固，焊接良好。
7.1.3母线绝缘子表面无裂纹、击穿、烧伤，铁件完好无裂纹，绝缘子串连接牢固，且绝缘子串泄漏比距满足污秽等级要求。
7.1.4母线引下线支柱绝缘子试验合格，无锈蚀、无裂纹、无放电痕迹、安装良好。母线和旁母线有间隔名称标示牌、相位指示牌，相位指示醒目、正确。
7.1.5构架拉线调整紧固，受力适度。 7.2母线一般要求
7.2.1母线表面应光洁平整，不应有裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。螺栓固定的母线搭接面应平整，其镀银层不应有麻面、起皮及未覆盖部分。
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7.3管母线
7.3.1硬母线的连接应采用焊接、贯穿螺栓连接或夹板及夹持螺栓搭接；管形和棒形母线应用专用线夹连接，禁用螺纹管接头或锡焊连接。
7.3.2母线与母线或母线与电器接线端子的螺栓搭接面应连接紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应符合相关规定。
7.3.3母线与螺杆形接线端子连接时，母线的径不应大于螺杆形接线端子直径1mm。丝扣的氧化膜必须刷净，螺母接触面必须平整，螺母与母线间应加铜质搪锡平垫圈，并应有锁紧螺母，但不得加弹簧垫。
7.4软母线
7.4.1软母线不得有扭结、松股、断股、其它明显的损伤或重腐蚀等缺陷；扩径导线不得有明显凹陷和变形。
7.4.2采用的金具规格应相符，零件配套齐全；表面应光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷，锌层不应剥落； 330kV及以上电压级用的金具表面必须光洁、无毛刺和凸凹不平之处。
8.2避雷器 8.2.1基础和外观
a)避雷器基础无变形剥落、无油迹、场地整洁。
b)避雷器瓷套清洁、无积垢、无放电痕迹、无损伤；瓷套与金属法兰浇注密牢固。
c)避雷器组装时，其各节位置应符合产品出厂标志的编号、避雷器各连接处的金属接触表面，应除去氧化膜及油漆，并涂一层电力复合脂。
d)避雷器的铭牌座应位于易于观察的同一侧，避雷器应安装垂直，其垂直度应小于1.5％H（H为避雷器元件高度）。
e)放电计数器应密封良好、动作可靠，并应按产品技术规定连接，安装位置应一致，且易于观察；接地引下线明显可靠，接地线截面积符合反措规定。
f)均压环清洁、无损伤变形，均压环与瓷裙间隙四均匀一致，且固定牢靠。 高压试验 验收试验项目 设备 试验标准 . 优质专业.
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1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 绕组直流电阻 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试绕组绝缘电阻、吸收比结果相比应无明显变化 或(和)极化指数 2)吸收比(10～30℃围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 主变 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 66～220kV 0.8% 35kV及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般绕组的tgδ 不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压10kV及以上 绕组电压10kV以下 10kV Un 铁芯(有外引接地线 1)与以前测试结果相比无显著差别 的)绝缘电阻 2)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A . 优质专业.
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穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈 220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，压环及屏蔽等的绝缘其它自行规定 电阻 1)试验电压一般如下： 绕组额定电压kV 绕组泄漏电流 直流试验电压kV 20 20～35 66330 40 ～2)与前一次测试结果相比应无明显变化 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律 绕组所有分接的电压比 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以，但不得超过±1% 三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换 有载调压装置的试验 时间的偏差均与制造厂的技术要求相符，测量过渡电阻的阻值与出厂值相符 主绝缘及电 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 容型套管末 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 屏对地绝缘电阻 . 优质专业.
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1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 电压等级kV 充 油 型 油纸电容型 大修充 胶 型 后 胶纸电容型 主绝缘及电电容型容型套管对套管 地末屏tgδ与电容量 运行充 胶 型 中 胶纸电容型 胶 纸 型 3.0 3.5 1.5 2.0 1.0 — 3.5 2.0 — 胶 纸 型 充 油 型 油纸电容型 2.0 2.5 3.5 1.0 1.5 2.0 1.5 1.0 1.0 — — 0.8 3.0 2.0 — 20～35 3.0 1.0 66～110 1.5 1.0 220～500 — 0.8 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不电流 绕组及末屏的绝缘应有显著变化 互感电阻 器 不低于1000MΩ 2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般 . 优质专业.
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1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化： 电压等级 kV 大 修 后 运 行 tgδ及电容量 中 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 — 3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.8 — — — 3.0 2.5 1.0 2.0 2.0 0.7 — — 35 110 220 2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±5%围时应查明原因 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 电压等级 kV 试验电压 kV 2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 电压绝缘电阻 互感器 电磁式 tgδ(20kV及有显著变化 1) 3 6 10 15 20 35 66 120 15 21 30 38 47 72 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中值： . 优质专业.
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以上) 温度℃ 35kV 及以下 35kV 运行中 大修后 5 1.5 10 2.5 20 3.0 30 40 5.0 7.0 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 大修后 1.0 1.5 1.5 2.0 2.0 2.5 3.5 5.0 4.0 5.5 以上 运行中 2)支架绝缘tgδ一般不大于6% 中间变压器绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有的绝缘电阻 中间变压器与初始值相比不应有显著变化 的tgδ 极间绝缘电 一般不低于5000MΩ 阻 电容式 电容值 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%围 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验期 3)一相中任两节实测电容值相差不超过5% tgδ 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002 SF6断绝缘电阻 路器 绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化 显著变化 . 优质专业.
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断路器的速度特性 断路器的时间参量 测量法和测量结果应符合制造厂规定 除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求： 相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms 同相各断口间合闸不同期不大于3ms 同相各断口间分闸不同期不大于2ms 导电回路电阻 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120% 2)对GIS中的断路器按制造厂规定 极间绝缘电阻 电容值 一般不低于5000MΩ 1)每节电容值偏差不超出额定值的-5%～+10%围 耦合电器容 tgδ 2)电容值大于出厂值的102%时应缩短试验期 3)一相中任两节实测电容值相差不超过5% 10kV下的tgδ值不大于下列数值： 油纸绝缘 0.005 膜纸复合绝缘 0.002 低压端对地绝缘电阻 一般不低于100MΩ 电容器 相间和极对壳绝缘电 绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显阻 著变化，自行规定 . 优质专业.
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电容值 1)每相电容值偏差应在额定值的-5%～+10%的围，且电容值不小于出厂值 的96% 2)三相中每两线路端子间测得的电容值的最大值与最小值之比不大于1.06 3)每相用三个套管引出的电容器组，应测量每两个套管之间的电容量，其值与出厂值相差在±5%围 相间和极对壳交流耐 试验电压为出厂试验值的75% 压试验 绝缘电阻 1)35kV以上，不低于2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 直流1mA电压 1)不得低于GB11032规定值 金属氧化物避雷器 底座绝缘电阻 (U1mA)及0.75U1mA下 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，的泄漏电流 变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 自行规定 检查放电计数器动作 测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器情况 指示应调到“0” . 优质专业.
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相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差 绕组直流电阻 别一般不大于三相平均值的2% 与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试绕组绝缘电阻、吸收比结果相比应无明显变化 或(和)极化指数 2)吸收比(10～30℃围)不低于1.3或极化指数不低于1.5 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 所用35kV及以下 1.5% 变 绕组的tgδ 2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%) 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律 绕组所有分接的电压比 2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以，但不得超过±1% 三、验收法
1． 检查所有一次设备试验报告数据是否符合以上标准。
2． 对部分设备进行抽查试验，检查是否与报告上数据相符，是否符合以上标
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准。主要抽查设备及项目：
1） 主变直流电阻、套管电容量及介损。 2） 开关机械特性及接触电阻。 3） 电流互感器介损及电容量。 4） 设备接地电阻。
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10千伏高压工程交接验收(标准)
