1

<100

250

50

2

<500

500

100

3

<3000

1000

2000

4

<10000

2500

10000

5

≥10000

2500或5000

10000

静置时间（h）

≥24

≥48

≥72

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1

交接试验

绝缘油试验

1）绝缘油的试验类别应符合以下规定：

a）外观：透明、无杂质或悬浮物；

b）水溶性酸值（pH值）：>5.4；

c）酸值，mgKOH/g：≤0.03；

d）闪点（闭口），℃：≥135；

e）水分，mg/L：500kV：≤10；220kV：≤15；110kV及以下电压等级：≤20；

f）界面张力（25℃）,mN/m：≥40；

g）tanδ（90℃），%：注入电气设备前≤0.5，注入电气设备后≤0.7；

h）击穿电压（球形电极），kV：500kV:≥65；110kV～220kV:≥45；35kV及以下电压等级：≥40；

i）体积电阻率（90℃），Ω∙m：≥6×10¹⁰；

j） 油中含气量（体积分数），%：500kV：≤1.0；

k） 油泥与沉淀物（质量分数），%：≤0.02；

l）颗粒度：500kV交流变压器投运前（热油循环后）100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个。

2）变压器油在注入变压器前、注入后（热油循环后）应开展变压器油全部试验，耐压试验后应进行变压器油色谱试验。

3）油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：

a）电压等级在66kV及以上的变压器，应在注油静置（66kV、110kV不少于24h，220kV不少于48h，500kV不少于72h）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，各进行一次变压器油中溶解气体的色谱分析；

b）试验应符合DL/T 722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的有关规定，各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别；

c）新装变压器油中溶解气体含量（μL/L）应小于以下数值：

500kV及以上：总烃：10；H2：10；C2H2：0.1

220kV及以下：总烃：20；H2：30；C2H2：0.1

资料验收

击穿电压电极形状应严格按相应试验方法的规定执行参考GB/T

507

2

交接试验

绕组连同套管的直流电阻

1）测量应在各分接的所有位置上进行，完成所有分接档位测试后，应恢复到运行档位并复测该档位；

2）1600kVA及以下三相变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的4%；无中性点引出的绕组，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；1600kVA 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，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的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%；不同温度下电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ ——上层油温为t₁（℃） 时的电阻值（Ω）；

R₂ ——上层油温为t₂（℃） 时的电阻值（Ω）；

T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

4）无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接锁定后进行。

资料验收

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。

3

交接试验

所有分接的电压比

1）所有分接的电压比应符合设计电压变化规律；

2）与制造厂铭牌数据相比，应符合下列规定：

a）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应超过±1%；

b）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过±0.5%；

c）其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，且允许偏差不应超过±1%。

资料验收

4

交接试验

三相接线组别和单相变压器引出线的极性

1）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求；

2）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

资料验收

5

交接试验

铁心及夹件的绝缘电阻

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辄、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）在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量；

3）对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前后测量其对外壳的绝缘电阻；

4）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。

资料验收

6

交接试验

绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

1）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%或不低于10000MΩ （20℃）；

2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

b）测量温度以上层油温为准。

3）当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.5^K/10         （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

R₂₀ = AR_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

R₂₀ = R_t/A         （3）

式中：R₂₀校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。

4）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，在常温下不应小于1.3；当R₆₀大于3000MΩ（20℃）时，吸收比可不作考核要求；

5）变压器电压等级为220kV及以上或容量为120MVA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，在常温下不应小于1.5；当R₆₀大于10000 MΩ（20℃）时，极化指数可不作考核要求。

资料验收

7

交接试验

绕组连同套管的介质损耗因数tanδ及电容量

1）当变压器电压等级为35kV及以上且容量在10000kVA及以上时，应测量介质损耗因数（tanδ）；

2）被测绕组的tanδ值不宜大于产品出厂试验值的130%。当大于130% 时，可结合其他绝缘试验（色谱分析、绝缘电阻、局部放电等）结果综合分析判断；

3）尽量在油温低于50℃时测量，当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电力变压器介质损耗因数温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

油浸式电力变压器介质损耗因数温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

b）测量温度以上层油温为准。

4） 当测量tanδ的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.3^K/10             （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = Atanδ_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = tanδ_t/A         （3）

式中：tanδ₂₀校正到20℃时的介质损耗因数；

tanδ_t在测量温度下的介质损耗因数。

5）变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差应不超过±3%。

资料验收

1）非被试绕组应短路接地或屏蔽；

2）同一变压器各绕组tanδ 的要求值相同；

3）测量温度以上层油温为准，各次测量时的温度尽量相近。

8

交接试验

绕组变形试验

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110（66）kV及以上电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗与频率响应法两种方法综合测量。

资料验收

1600kVA及以下容量可不进行。

9

交接试验

绕组连同套管的交流耐压试验

1）额定电压在35kV及以下的变压器，试验耐受电压标准为出厂试验值的80%，应在高压侧监视施加电压；

2）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值的80%；

3）试验电压应符合下列规定：

a) 试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以√2；

b）外施交流电压试验电压的频率不应低于40Hz，全电压下耐受时间应为60s。

旁站见证

仅对110kV及以上电压等级的主变压器进行旁站见证

10

交接试验

绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量

1）110kV及以上电压等级和120MVA及以上容量变压器在新安装时，应进行现场局部放电试验；

2）局部放电试验及判断方法，应按GB 1094.3《电力变压器第3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙》中的有关规定执行；

3） 感应电压试验时，试验电压的频率应大于额定频率。当试验电压频率小于或等于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，全电压下试验时间应按下式计算：

t = 120 ×（f_N/ f_S）

式中：f_N ——额定频率；

f_S——试验频率；

t——全电压下试验时间，不应少于15s。

4）局部放电试验测试电压为1.5Um/√3时，66kV及以上电压绕组不大于100pC。66kV以下电压绕组不大于300pC 。强迫油循环变压器应在油泵全部开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。

5）局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验比对结果应合格。

旁站见证

11

交接试验

空载电流和空载损耗

110kV电压等级变压器在交接时应抽样进行额定电压空载损耗试验，要求满足专用相关专用条款要求。

资料验收

12

交接试验

变压器中性点间隙工频放电电压试验

1）对中性点安装有棒间隙的变压器，需对间隙进行工频放电电压试验；

2）相关电压标准如下：

资料验收

13

交接试验

套管绝缘电阻

1）套管主绝缘电阻值不应低于10000MΩ；

2）末屏绝缘电阻值不宜小于1000MΩ，当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2% 。

资料验收

14

交接试验

20kV 及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗因数

（tanδ和电容值

1）在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tanδ符合下表的规定；

套管主绝缘介质损耗角正切值tanδ（%）的标准

2）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，允许偏差应不超过±5% ；

3）当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2%。

资料验收

1）用正接法测量套管主绝缘tanδ；

2）测量时记录环境温度及电抗器顶层油温；

3）当介损变化量超过30%时，应进行复测，并查明原因；

4）若介损绝对值超过0.5%，且横比变化大，应查明原因。

15

交接试验

套管绝缘油试验

1）套管中的绝缘油应有出厂试验报告，现场可不进行试验。当有下列情况之一者，应取油样进行水分含量和色谱试验，并将试验结果与出厂试验报告比较：

a）套管主绝缘的介质损耗因数tanδ的超过本标准规定值；

b）套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求；

c）套管由于渗漏等原因需要重新补油时；

2）套管绝缘油的补充或更换时进行的试验，应符合下列规定：

a）套管绝缘油的外状、水溶性酸、酸值、闪点、水含量、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中含气量、油泥与沉淀物及油中颗粒度限值按变压器绝缘油试验标准执行；

b）根据 DL/T 722 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》新装套管油中 H₂ 与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过下列数值：

500kV：      总烃：10； H₂：50； C₂H₂：0.1

220kV及以下：总烃：10； H₂：150；C₂H₂：0.1

资料验收

16

交接试验

套管中的电流互感器试验

1）绝缘电阻测试：

a）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

b）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异；

2）绕组直流电阻测量

a）测量二次绕组直流电阻值；

b）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%。

3）接线绕组组别和极性符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

4）校核励磁特性曲线

a）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量； 

b）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

c）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

d）500kV套管式电流互感器，若具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应检查是否满足相关要求。

5）误差及变比测量应满足产品相应准确度等级的要求。

资料验收

1）采用2500V兆欧表；

2）误差试验应安装就位后进行。

17

交接试验

整体密封检查

整台变压器（包括所有充油附件，波纹油枕除外）应能承受在储油柜油面上施加30kPa静压力，持续24h，应无渗漏及损伤。

试验方法和程序按DL/T 264《油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则》规定进行。

旁站见证

试验时带冷却器，不带

压力释放装置。

18

交接试验

有载调压切换装置的检查

1）在变压器无电压下，有载分接开关的手动操作不应少于2个循环、电动操作不应少于5个循环，其中电动操作时电源电压应为额定电压的85% 及以上。操作应无卡涩，连动程序、电气和机械限位应正常；

2）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的规定；

3）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；

4）现场档位指示与后台指示一致。

现场检查/资料验收

19

交接试验

有载分接开关绝缘油试验

1）根据DL/T 722 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，投运前有载分接开关绝缘油中H₂与烃类气体含量（μL/L）任一项不宜超过下列数值：

500kV：      总烃：10； H₂：10； C₂H₂：0.1

220kV及以下：总烃：10； H₂：30；C₂H₂：0.1

2）水分（mg/L）：投运前≤35；

3）击穿电压（kV）：110kV 以上：≥45； 110kV 及以下：≥40。

资料验收

20

交接验收

有载分接开关在线滤油装置检查

1）阀门正确开启，运转正常；

2）开启滤油装置，运转20min后，有载瓦斯、顶盖、滤油装置等各个排气孔排气检查。

现场检查

21

交接试验

检查变压器的相位

应与电网相位一致。

资料验收

22

交接试验

突发压力继电器检查及其二次回路试验

1）密封良好，无漏油、漏水现象；

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ。

3）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

23

交接试验

测温装置校验及其二次回路试验

1）按制造厂的技术要求；

2）温度计内无潮气凝露；

3）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；

4）绝缘电阻一般不低于1 MΩ；

5）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

24

交接试验

气体继电器校验及其二次回路试验

1）按DL/T 540规定；

2）整定值符合运行规程要求，动作正确；

3）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

4）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

25

交接试验

压力释放阀校验及其二次回路试验

1）动作值应符合制造厂规定；

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

3）压力释放阀应加装防雨罩；

4）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

26

交接试验

额定电压下的冲击合闸试验

1）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；

2）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应接地；

3）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。

旁站见证

有差动保护按5次，无差动保护按3次

27

交接验收

套管顶部密封结构检查

1）套管顶部密封应采用将军帽结构，穿缆式套管顶部引线头与将军帽的连接应采用并帽加销子的固定连接方式；

2）套管端部密封螺栓，不能用于安装均压环。

现场检查

28

交接验收

套管参数检查

详见GB/T26218.2-2010（10.3）的规定：

a）两裙伸出之差（P2-P1）≥20 mm；

b）相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；

c）相邻裙间高（S）≥70 mm；

d）500kV高压套管干弧距离不小于4.7m；

e）安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

f）厂家资料应包含套管油中尺寸及将军帽结构图。

资料验收

29

交接验收

低压套管之间的净距离检查

Um为40.5kV时不少于400mm；安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：

a) 海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；

b)海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；

c)海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；

d)海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

资料验收

30

交接验收

升高座CT 二次接线盒检查

1）二次接线盒盖板封闭严密，内部无受潮渗水；

2）二次接线端子牢固无渗漏油。

现场检查

31

交接验收

气体继电器（瓦斯继电器）检查

1）气体继电器（瓦斯继电器）连接管道应有大于3°的倾角，防止气体继电器（瓦斯继电器）窝气；

2）整定值符合技术要求；

3）气体继电器（瓦斯继电器）应加装防雨罩；

4）检查后台信号正确。

现场检查

32

交接验收

力矩检查

所有变压器一次引流线接头开展力矩检查。

抽检

33

交接验收

低压绝缘包裹检查

220kV、110kV主变压器低压侧套管与低压侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封（可预留接地线挂点）。。

现场检查

34

交接验收

阀门位置检查

1）各阀门应处于正确的开启、关闭位置。

2）密封良好，无渗漏。

现场检查

35

交接验收

导电连接部位检查

1）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有过热变色等异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓，力矩符合GB 5273和厂家指导文件的要求；

2）引线长度应适中，套管接线柱不应承受额外应力；

3）引流线无扭结、松股、断股或其他缺陷；

4）6.0级以上地震危险区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

现场检查

36

交接验收

接地装置检查

铁心、夹件、外壳接地良好，铁心、夹件引出套管等位置螺栓等无松动，变色痕迹。

现场检查

37

交接验收

外观检查

1）检查本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；

2）检查套管外观完好、无裂纹、无破损、无劣化、无脏污、无渗漏；

3）检查油色正常、油位正常；

4）检查变压器上无任何试验线、工具、杂物及其他无关物品遗留。

现场检查

38

交接验收

冷却装置检查

1）冷却装置应试运行正常，联动正确，按定值正常启动风扇；强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，循环4h以上，并应排完残留空气；

2）油流继电器指示正确、潜油泵转向正确，无异常噪声、振动或过热现象。油泵密封良好，无渗油或进气现象；

3）冷却系统的电源应来自两路独立的电源，且能自动切换，有关信号装置应齐全可靠；

4）强迫油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器（瓦斯继电器）误动。

现场检查

39

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

因设备结构原因无法触及机构箱的情况下可不检查机构箱内部。

40

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告；

10）资产管理系统台账信息录入正确、完备。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

SF₆ 气体试验

SF₆气体的试验类别应符合以下规定：

对SF₆气体绝缘的变压器应进行SF₆气体含水量检测、检漏及气体组分分析。SF₆气体含水量（20℃的体积分数）不宜大于250μL/L，变压器应无明显泄漏点。

资料验收

2 

交接试验

SF₆气体泄漏试验

采用局部包扎法进行气体泄漏测量，每个密封部位包扎后历时5h，测得的SF₆气体含量（体积分数）不大于15μL/L。

资料验收

3 

交接试验

SF₆气体成分分析

1）SF₆≥99.9%，CF₄≤0.01%，Air≤0.03%；

2）SF₆气体的纯度测定应在对应气室充气24h后进行。

资料验收

4 

交接试验

绕组连同套管的直流电阻

1）测量应在各分接的所有位置上进行，完成所有分接档位测试后，应恢复到运行档位并复测该档位；

2）1600kVA及以下三相变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的4%；无中性点引出的绕组，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；1600kVA 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，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的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%；不同温度下电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ ——上层油温为t₁（℃） 时的电阻值（Ω）；

R₂ ——上层油温为t₂（℃） 时的电阻值（Ω）；

T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

4）无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接锁定后进行。

资料验收

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。

5 

交接试验

所有分接的电压比

1）所有分接的电压比应符合设计电压变化规律；

2）与制造厂铭牌数据相比，应符合下列规定：

a）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应超过±1%；

b）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过±0.5%；

c）其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，且允许偏差不应超过±1%。

资料验收

6 

交接试验

三相接线组别和单相变压器引出线的极性

1）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求；

2）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

资料验收

7 

交接试验

铁心及夹件的绝缘电阻

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辄、铁心、箱体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）在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量；

3）对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在充气前后测量其对外壳的绝缘电阻；

4）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。

资料验收

8 

交接试验

绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

1）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%或不低于10000MΩ （20℃）；

2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，变压器绝缘电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

变压器绝缘电阻的温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

3）当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.5^K/10         （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

R₂₀ = AR_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

R₂₀ = R_t/A         （3）

式中：R₂₀校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。

4）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，在常温下不应小于1.3；当R₆₀大于3000MΩ（20℃）时，吸收比可不作考核要求；

5）变压器电压等级为220kV及以上或容量为120MVA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，在常温下不应小于1.5；当R₆₀大于10000 MΩ（20℃）时，极化指数可不作考核要求。

资料验收

9 

交接试验

绕组连同套管的介质损耗因数tanδ及电容量

1）当变压器电压等级为35kV及以上且容量在10000kVA及以上时，应测量介质损耗因数（tanδ）；

2）被测绕组的tanδ值不宜大于产品出厂试验值的130%。当大于130% 时，可结合其他绝缘试验（气体组分、绝缘电阻、局部放电等）结果综合分析判断；

电力变压器介质损耗因数温度换算系数

注： 表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

3） 当测量tanδ的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.3^K/10             （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = Atanδ_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = tanδ_t/A         （3）

式中：tanδ₂₀校正到20℃时的介质损耗因数；

tanδ_t在测量温度下的介质损耗因数。

4）变压器本体电容量与出厂值相比允许偏差应不超过±3%。

资料验收

1）非被试绕组应短路接地或屏蔽；

2）同一变压器各绕组tanδ 的要求值相同。

10 

交接试验

绕组变形试验

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110（66）kV及以上电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗与频率响应法两种方法综合测量。

资料验收

1600kVA及以下容量可不进行。

11 

交接试验

绕组连同套管的交流耐压试验

1）额定电压在35kV及以下的变压器，试验耐受电压标准为出厂试验值的80%，应在高压侧监视施加电压；

2）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值的80%；

3）试验电压应符合下列规定：

a) 试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以√2；

b）外施交流电压试验电压的频率不应低于40Hz，全电压下耐受时间应为60s。

旁站见证

12 

交接试验

绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量

1）110kV及以上电压等级和120MVA及以上容量变压器在新安装时，应进行现场局部放电试验；

2）局部放电试验及判断方法，应按GB 1094.3《电力变压器第3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空隙间隙》中的有关规定执行；

3） 感应电压试验时，试验电压的频率应大于额定频率。当试验电压频率小于或等于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，全电压下试验时间应按下式计算：

t = 120 ×（f_N/ f_S）

式中：f_N ——额定频率；

f_S——试验频率；

t——全电压下试验时间，不应少于15s。

4）局部放电试验测试电压为1.5Um/时，66kV及以上电压绕组不大于100pC。66kV以下电压绕组不大于300pC 。强迫油循环变压器应在油泵全部开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。

旁站见证

13 

交接试验

空载电流和空载损耗

110kV电压等级变压器在交接时应抽样进行额定电压空载损耗试验，要求满足专用相关专用条款要求。

资料验收

14 

交接试验

变压器中性点间隙工频放电电压试验

1）对中性点安装有棒间隙的变压器，需对间隙进行工频放电电压试验；

2）相关电压标准如下：

资料验收

15 

交接试验

套管绝缘电阻

1）套管主绝缘电阻值不应低于10000MΩ；

2）末屏绝缘电阻值不宜小于1000MΩ，当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2% 。

资料验收

16 

交接试验

20kV 及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗因数

tanδ和电容值

1）在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tanδ符合下表的规定；

套管主绝缘介质损耗角正切值tanδ（%）的标准：

2）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，允许偏差应不超过±5% ；

3）当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2%。

资料验收

1）用正接法测量套管主绝缘tanδ；

2）测量时记录环境温度；

3）当介损变化量超过30%时，应进行复测，并查明原因；

4）若介损绝对值超过0.5%，且横比变化大，应查明原因。

17 

交接试验

套管中的电流互感器试验

1）绝缘电阻测试：

a）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

b）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异；

2）绕组直流电阻测量

a）测量二次绕组直流电阻值；

b）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%。

3）接线绕组组别和极性符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

4）校核励磁特性曲线

a）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。

b）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

c）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

d）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

e）500kV套管式电流互感器，若具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应检查是否满足相关要求。

5）误差及变比测量应满足产品相应准确度等级的要求。

资料验收

1）采用2500V兆欧表；

2）误差试验应安装就位后进行。

18 

交接试验

有载调压切换装置的检查

1）在变压器无电压下，有载分接开关的手动操作不应少于2个循环、电动操作不应少于5个循环，其中电动操作时电源电压应为额定电压的85% 及以上。操作应无卡涩，连动程序、电气和机械限位应正常；

2）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的规定；

3）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；

4）现场档位指示与后台指示一致。

现场检查

19 

交接试验

有载分接开关SF₆气体的湿度（20℃）的体积分数

不大于250μL/L。

现场检查/资料验收

20 

交接试验

检查变压器的相位

应与电网相位一致。

现场检查

21 

交接试验

测温装置校验及其二次回路试验

1）按制造厂的技术要求；

2）温度计内无潮气凝露；

3）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；

4）绝缘电阻一般不低于1 MΩ；

5）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

22 

交接试验

额定电压下的冲击合闸试验

1）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；

2）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应接地；

3）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。

旁站见证

有差动保护按5次，无差动保护按3次

23 

交接验收

SF₆压力值及密度继电器检查

1）气体压力指示正常，与温度校正曲线相符。

2）气体压力指示与实际压力一致。

3）气体压力指示应随温度变化同步动作。

4）气体压力计外观良好，无潮气凝露，500V或1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻应在1MΩ以上测量或符合厂家要求。

5）检查后台信号正确。

现场检查

24 

交接验收

套管顶部密封结构检查

1）套管顶部密封应采用将军帽结构，穿缆式套管顶部引线头与将军帽的连接应采用并帽加销子的固定连接方式；

2）套管端部密封螺栓，不能用于安装均压环。

现场检查

25 

交接验收

套管参数检查

详见GB/T26218.2-2010（10.3）的规定：

a）两裙伸出之差（P2-P1）≥20 mm；

b）相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；

c）相邻裙间高（S）≥70 mm；

d）500kV高压套管干弧距离不小于4.7m；

e）安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

f）厂家资料应包含套管尺寸及将军帽结构图。

资料验收

26 

交接验收

低压套管之间的净距离检查

Um为40.5kV时不少于400mm；安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：

a) 海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；

b)海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；

c)海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；

d)海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

资料验收

27 

交接验收

升高座CT 二次接线盒检查

二次接线盒盖板封闭严密，内部无受潮渗水。

现场检查

28 

交接验收

力矩检查

所有变压器一次引流线接头开展力矩检查。

抽检

29 

交接验收

低压绝缘包裹检查

220kV、110kV主变压器低压侧套管与低压侧母线连接母线桥应全部采用绝缘材料包封（可预留接地线挂点）

现场检查

30 

交接验收

阀门位置检查

1）各阀门应处于正确的开启、关闭位置。

2）密封良好，无渗漏。

现场检查

31 

交接验收

套管引线检查

1）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有过热变色等异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓，力矩符合GB 5273和厂家指导文件的要求；

2）引线长度应适中，套管接线柱不应承受额外应力；

3）引流线无扭结、松股、断股或其他缺陷；

4）6.0级以上地震危险区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

现场检查

32 

交接验收

接地检查

铁心、夹件、外壳接地良好，铁心、夹件引出套管等位置螺栓等无松动，变色痕迹。

现场检查

33 

交接验收

外观检查

1）检查本体、冷却装置及所有附件无缺陷；

2）检查套管外观完好、无裂纹、无破损、无劣化、无脏污、无渗漏；

3）检查变压器上无任何试验线、工具、杂物及其他无关物品遗留。

现场检查

34 

交接验收

冷却装置检查

冷却系统的电源应来自两路独立的电源，且能自动切换，有关信号装置应齐全可靠。

现场检查

35 

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

因设备结构原因无法触及机构箱的情况下可不检查机构箱内部。

36 

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告；

10）资产管理系统台账信息录入正确、完备。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

绕组连同套管的直流电阻

1）测量应在各分接的所有位置上进行，完成所有分接档位测试后，应恢复到运行档位并复测该档位；

2）1600kVA及以下三相变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的4%；无中性点引出的绕组，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；1600kVA 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，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的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%；不同温度下电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ ——上层油温为t₁（℃） 时的电阻值（Ω）；

R₂ ——上层油温为t₂（℃） 时的电阻值（Ω）；

T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

4）无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接锁定后进行。

资料验收

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。

2 

交接试验

所有分接的电压比

1）所有分接的电压比应符合设计电压变化规律；

2）与制造厂铭牌数据相比，应符合下列规定：

a）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应超过±1%；

b）其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不应超过±0.5%；

c）其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，且允许偏差不应超过±1%。

资料验收

3 

交接试验

三相接线组别和单相变压器引出线的极性

1）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应符合设计要求；

2）变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

资料验收

4 

交接试验

铁心及夹件的绝缘电阻

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辄、铁心、箱体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）在变压器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量；

3）对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在充气前后测量其对外壳的绝缘电阻；

4）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。

资料验收

5 

交接试验

绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

1）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%或不低于10000MΩ （20℃）；

2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，变压器绝缘电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

变压器绝缘电阻的温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

3）当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.5^K/10         （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

R₂₀ = AR_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

R₂₀ = R_t/A       （3）

式中：R₂₀校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。

4）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，在常温下不应小于1.3；当R₆₀大于3000MΩ（20℃）时，吸收比可不作考核要求；

资料验收

6 

交接试验

绕组连同套管的交流耐压试验

1）额定电压在35kV及以下的变压器，试验耐受电压标准为出厂试验值的80%，应在高压侧监视施加电压，并应符合下列规定：

a) 试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以√2；

b）外施交流电压试验电压的频率不应低于40Hz，全电压下耐受时间应为60s。

资料验收 

对于35kV站用变应旁站见证

7 

交接试验

套管绝缘电阻

1）套管主绝缘电阻值不应低于10000MΩ；

2）末屏绝缘电阻值不宜小于1000MΩ，当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2% 。

资料验收

8 

交接试验

20kV 及以上非纯瓷套管的主绝缘介质损耗因数

（tanδ和电容值

1）在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗角正切值tanδ符合下表的规定；

套管主绝缘介质损耗角正切值tanδ（%）的标准

2）电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，允许偏差应不超过±5% ；

3）当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2%。

资料验收

1）用正接法测量套管主绝缘tanδ；

2）测量时记录环境温度；

3）当介损变化量超过30%时，应进行复测，并查明原因；

4）若介损绝对值超过0.5%，且横比变化大，应查明原因。

9 

交接试验

套管中的电流互感器试验

1）绝缘电阻测试：

a）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

b）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异；

2）绕组直流电阻测量

a）测量二次绕组直流电阻值；

b）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%。

3）接线绕组组别和极性符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

4）校核励磁特性曲线

a）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。

b）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

c）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

d）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

e）500kV套管式电流互感器，若具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应检查是否满足相关要求。

5）误差及变比测量应满足产品相应准确度等级的要求。

资料验收

1）采用2500V兆欧表；

2）误差试验应安装就位后进行。

10 

交接试验

有载调压切换装置的检查

1）在变压器无电压下，有载分接开关的手动操作不应少于2个循环、电动操作不应少于5个循环，其中电动操作时电源电压应为额定电压的85% 及以上。操作应无卡涩，连动程序、电气和机械限位应正常；

2）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的规定；

3）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；

4）现场档位指示与后台指示一致。

现场检查/资料验收

11 

交接试验

检查变压器的相位

应与电网相位一致。

资料验收

12 

交接试验

测温装置校验及其二次回路试验

1）按制造厂的技术要求；

2）温度计内无潮气凝露；

3）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；

4）绝缘电阻一般不低于1 MΩ；

5）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

13 

交接试验

额定电压下的冲击合闸试验

1）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；

2）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应接地；

3）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。

旁站见证

有差动保护按5次，无差动保护按3次

14 

交接验收

套管参数检查

详见GB/T26218.2-2010（10.3）的规定：

a）两裙伸出之差（P2-P1）≥20 mm；

b）相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；

c）相邻裙间高（S）≥70 mm；

d）安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

资料验收

15 

交接验收

力矩检查

所有变压器一次引流线接头开展力矩检查。

抽检

16 

交接验收

套管引线检查

1）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有过热变色等异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓，力矩符合GB 5273和厂家指导文件的要求；

2）引线长度应适中，套管接线柱不应承受额外应力；

3）引流线无扭结、松股、断股或其他缺陷；

现场检查

17 

交接验收

接地装置检查

铁心、夹件、外壳接地良好，铁心、夹件引出套管等位置螺栓等无松动，变色痕迹。

现场检查

18 

交接验收

外观检查

1）检查本体、冷却装置及所有附件无缺陷；

2）检查套管外观完好、无裂纹、无破损、无劣化、无脏污、无渗漏；

3）检查变压器上无任何试验线、工具、杂物及其他无关物品遗留。

现场检查

19 

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

因设备结构原因无法触及机构箱的情况下可不检查机构箱内部。

20 

交接验收

消防设施检查

消防设施应经过消防部门验收合格。

现场检查/资料验收

21 

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）干式站用变压器绝缘水平应与变电站绝缘水平要求一致。

10）资产管理系统台账信息录入正确、完备。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1

交接试验

绝缘油试验

1）绝缘油的试验类别应符合以下规定：

a）外观：透明、无杂质或悬浮物；

b）水溶性酸值（pH值）：>5.4；

c）酸值，mgKOH/g：≤0.03；

d）闪点（闭口），℃：≥135；

e）水分，mg/L：≤10；

f）界面张力（25℃）,mN/m： ≥40；

g）tanδ（90℃），%：注入电气设备前≤0.5，注入电气设备后≤0.7；

h）击穿电压（球形电极），kV：≥65；

i）体积电阻率（90℃），Ω∙m：≥6×10¹⁰；

j）油中含气量（体积分数），%：≤1.0；

k）油泥与沉淀物（质量分数），%：≤0.02；

l）颗粒度：投运前（热油循环后）100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个。

2）电抗器油在注入电抗器前、注入后（热油循环后）应开展电抗器油全部试验，耐压试验后应进行电抗器油色谱试验。

3）油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：

a）静置时间不少于72h，静置后、耐压试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次电抗器油中溶解气体的色谱分析；

b）试验应符合DL/T 722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的有关规定。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别；

c）新装电抗器油中溶解气体含量（μL/L）应小于以下数值：

总烃：10；H₂：10；C₂H₂：0.1

资料验收

2

交接试验

绕组连同套管的直流电阻试验

1）三相电抗器所有绕组（含抽能高抗的二次绕组）直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；

2）与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ ——上层油温为t₁（℃） 时的电阻值（Ω）；

R₂ ——上层油温为t₂（℃） 时的电阻值（Ω）；

      T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

资料验收

1）抽能高抗二次绕组若采用电缆引出方式，可不进行直流电阻测试；

2）由于电抗器结构等原因，差值超过本条第1款时，可折算至与出厂值同一温度下，并按本条第2款进行比较，但应说明原因。

3

交接试验

检查单相电抗器引出线极性

1）单相电抗器引出线的极性应符合设计要求；

2）单相电抗器引出线的极性应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符；

3）Y或△接线方式的抽能绕组均应进行极性检测。

资料验收

4

交接试验

绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数试验

1） 绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70% 或不低于10000 MΩ（20℃） ；

2）尽量在油温低于50℃时测量，当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电抗器绝缘电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较；

油浸式电抗器绝缘电阻的温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

b）测量温度以上层油温为准。

3） 当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.5^K/10       （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

R₂₀ = AR_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

R₂₀ = R_t/A         （3）

式中：R₂₀校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）；

4）绝缘电阻测试值与产品出厂值相比应无明显差别，吸收比在常温下不应小于1.3，当R_60s大于3000MΩ（20℃）时，吸收比可不作考核；极化指数不小于1.5，当R_60s大于10000 MΩ（20℃）时，极化指数可不作考核要求。

资料验收

1）采用2500V或5000V兆欧表，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA；

2）测试前被试绕组应充分放电；

3）测试温度以上层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近；

4）吸收比和极化指数不进行温度换算。

5

交接试验

绕组连同套管的介质损耗角正切tanδ及电容量试验

1）被测绕组的tanδ值不宜大于产品出厂试验值的130%。当大于130% 时，可结合其他绝缘试验（色谱分析、绝缘电阻等）结果综合分析判断；

2）尽量在油温低于 50℃时测量，当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电抗器介质损耗因数温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较；

油浸式电抗器介质损耗因数温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

b）测量温度以上层油温为准；

3） 当测量tanδ的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.3^K/10          （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = Atanδ_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

tanδ₂₀ = tanδ_t/A         （3）

式中： tanδ₂₀校正到20℃时的介质损耗因数；

tanδ_t在测量温度下的介质损耗因数；

4）电抗器本体电容量与出厂值相比允许偏差应不超过±3%。

资料验收

1）非被试绕组应短路接地或屏蔽；

2）测量温度以上层油温为准，各次测量时的温度尽量相近。

6

交接试验

电容型套管的tanδ和电容值试验

1）500kV套管20℃时的tanδ值应不大于0.4%，中性点套管20℃时的tanδ值应不大于0.7%；

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tanδ，其值不大于2%；

3）电容型套管的实测电容值与铭牌值或出厂值比较差别不应超出±5%。

资料验收

1）用正接法测量套管主绝缘tanδ；

2）测量时记录环境温度及电抗器顶层油温；

3）当介损变化量超过30%时，应进行复测，并查明原因；

4）若介损绝对值超过0.5%，且横比变化大，应查明原因。

7

交接试验

测量套管绝缘电阻

1）套管主绝缘电阻值不应低于10000MΩ；

2）末屏绝缘电阻值不宜小于1000MΩ，当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ，不应大于2% 。

资料验收

8

交接试验

绕组连同套管的交流耐压试验

1）分级绝缘设备，其耐压试验电压按接地端或其末端绝缘的电压等级进行；

2）耐压值为出厂试验电压值的80% 。

旁站见证

按GB1094.3要求进行外施交流耐压试验

9

交接试验

测量铁心及夹件的绝缘电阻

1）应测量铁心对地绝缘电阻、夹件对地绝缘电阻、铁心对夹

件绝缘电阻，与以前测试结果相比无显著差别；

2）进行器身检查的点情况器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁辄、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；

3）在电抗器所有安装工作结束后应进行铁心对地、有外引接地线的夹件对地及铁心对夹件的绝缘电阻测量；

4）对电抗器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前后测量其对外壳的绝缘电阻；

5）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。

资料验收

10

交接试验

升高座电流互感器试验

1）绝缘电阻测试：

a）各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

b）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异；

2）绕组直流电阻测量

a）测量二次绕组直流电阻值；

b）同型号、同规格、同批次直流电阻和平均值差异不大于10%。

3）接线绕组组别和极性符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

4）校核励磁特性曲线

a）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。

b）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

c）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

d）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

e）500kV套管式电流互感器，若具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应检查是否满足相关要求。

5）误差及变比测量

满足产品相应准确度等级的要求。

6）二次接线盒检查

1）检查二次接线盒应密封良好，无进水。

2）检查二次接线板及接线柱应完整，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹。

资料验收

1）采用2500V兆欧表；

2）误差试验应安装就位后进行。

11

交接试验

突发压力继电器检查及其二次回路试验

1）密封良好，无漏油、漏水现象；

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

3）检查后台信号正确。

资料验收/现场检查

12

交接试验

温度计

1）温度计内应无潮气凝露；

2）必要时进行校验，检验不合格的应及时更换。

资料验收/现场检查

13

交接试验

气体继器校验及其二次回路试验

1）按制造厂的技术要求；

2）整定值符合运行规程要求，动作正确；

3）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

4）无残留气体，无渗漏油；

5）必要时进行校验，检验不合格的应及时更换；

6）继电器防雨罩应完好无锈蚀，必要时除锈修复；

7）气体继电器（瓦斯继电器）连接管道应有大于3°的倾角，防止气体继电器（瓦斯继电器）窝气。

资料验收/现场检查

14

交接试验

压力释放阀校验及其二次回路试验

1）动作值应符合制造厂规定；

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

3）压力释放阀应加装防雨罩；

4）检查后台信号正确。

资料验收/现场检查

15

交接试验

整体密封检查

对于新安装的500kV电压等级油浸式电抗器，安装完成后应对电抗器整体开展密封检查试验，试验方法按照DL/T 264 《油浸式电力变压器（电抗器）现场密封性试验导则》开展，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏。

旁站见证

试验时带冷却器，不带

压力释放装置。

16

交接试验

额定电压下的冲击合闸试验

在额定电压下，对变电站及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验应进行5次，每次间隔时间应为5min ，应无异常现象。

旁站见证

17

交接试验

测量箱壳表面温度

应测量箱壳表面的温度，温升不应大于65°C。

现场检查

投运24h后进行测量。

18

交接试验

测量箱壳的振动

在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm 。

检修

投运24h后进行测量。

19

交接验收

套管顶部密封结构检查

1）套管顶部密封应采用将军帽结构，穿缆式套管顶部引线头与将军帽的连接应采用并帽加销子的固定连接方式；

2）套管端部密封螺栓，不能用于安装均压环。

现场检查

20

交接验收

高压套管参数检查

详见GB/T26218.2-2010（10.3）的规定：

a）两裙伸出之差（P2-P1）≥20 mm；

b）相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；

c）相邻裙间高（S）≥70 mm；

d）500kV高压套管干弧距离不小于4.7m；

e）安装地高于1000m时，应按安装地海拔高度进行修正，按下列要求确定：海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，符合设计要求。

f）厂家资料应包含套管油中尺寸及将军帽结构图。

资料验收

21

交接验收

气体继电器（瓦斯继电器）检查

1）气体继电器（瓦斯继电器）连接管道应有大于3°的倾角，防止气体继电器（瓦斯继电器）窝气；

2）整定值符合技术要求；

3）气体继电器（瓦斯继电器）应加装防雨罩。

现场检查

22

交接验收

力矩检查

所有电抗器一次引流线接头开展力矩检查。

抽检

23

交接验收

油气检查

1）储油柜、套管、呼吸器油杯的油位均应满足技术要求，是否满足油位-温度曲线，过多或过少均应处理；

2）电抗器投入运行前必须多次排出套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部油室等处的残存气体。

现场检查

24

交接验收

阀门位置检查

1）各阀门应处于正确的开启、关闭位置。

2）密封良好，无渗漏。

现场检查

25

交接验收

套管引线检查

1）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓；

2）引线长度应适中，套管接线柱不应承受额外应力；

3）引流线无扭结、松股、断股或其他缺陷；

4）6.0级以上地震危险区域内的电抗器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

现场检查

26

交接验收

接地检查

1）电抗器本体应两点接地，且铁心和夹件的接地引出套管接地符合技术文件要求；

2）确认电容型套管末屏已恢复并处于稳定接地状态；

3）套管电流互感器备用二次端子应短接接地。

现场检查

27

交接验收

外观检查

1）检查本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；

2）检查套管外观完好、无裂纹、无破损、无劣化、无脏污、无渗漏；

3）检查油色正常、油位正常；

4）检查电抗器上无任何试验线、工具、杂物及其他无关物品遗留。

现场检查

28

交接验收

冷却装置检查

冷却装置应试运行正常，联动正确，按定值正常启动风扇，循环1h无渗漏，水、油系统应分别检查渗漏。 

现场检查

29

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

30

交接验收

事故排油设施及消防设施检查

事故排油设施完好，消防设施应经过消防部门验收合格。

现场检查/资料验收

31

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1

交接试验

绝缘油试验

1）绝缘油的试验类别应符合以下规定：

a）外观：透明、无杂质或悬浮物；

b）水溶性酸值（pH值）：>5.4；

c）酸值，mgKOH/g：≤0.03；

d）闪点（闭口），℃：≥135；

e）水分，mg/L：≤20；

f）界面张力（25℃）,mN/m： ≥40；

g）tanδ（90℃），%：注入电气设备前≤0.5，注入电气设备后≤0.7；

h） 击穿电压（球形电极），kV：≥40；

i）体积电阻率（90℃），Ω∙m：≥6×10¹⁰；

j） 油泥与沉淀物（质量分数），%：≤0.02；

2）绝缘油在注入前、注入后（热油循环后）后应开展绝缘油全部试验，耐压后应开展油色谱试验。

资料验收

2

交接试验

绕组连同套管的直流电阻试验

1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%；

2）与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ ——上层油温为t₁（℃） 时的电阻值（Ω）；

R₂ ——上层油温为t₂（℃） 时的电阻值（Ω）；

      T ——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

资料验收

3

交接试验

阻抗测量

与出厂值相差在±5%范围内。

资料验收

如受试验条件限制，可在低电压下测量。

4

交接试验

绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比试验

1）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70% 或不低于10000 MΩ （20℃） ；

2）尽量在油温低于50℃时测量，当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，油浸式电抗器绝缘电阻的温度换算系数可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。

油浸式电抗器绝缘电阻的温度换算系数

注： a）表中K为实测温度减去20℃的绝对值；

b）测量温度以上层油温为准。

3） 当测量绝缘电阻的温度差不是上表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下式计算：

A = 1.5^K/10       （1）

校正到20℃ 时的绝缘电阻值计算应满足下列要求：

当实测温度为20℃ 以上时，可按下式计算：

R₂₀ = AR_t          （2）

当实测温度为20℃以下时，可按下式计算：

R₂₀ = R_t/A         （3）

式中：R₂₀校正到20℃时的绝缘电阻值（MΩ）；

R_t在测量温度下的绝缘电阻值（MΩ）。

4）35kV且容量大于8000kvar的电抗器应测量吸收比，吸收比与产品出厂值相比应元明显差别，在常温下不应小于1.3； 当R₆₀大于3000MΩ（20℃）时，吸收比可不作考核要求。

资料验收

1）采用2500V兆欧表；

2）测试前被试绕组应充分放电；

3）测试温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近；

4）吸收比和极化指数不进行温度换算。

5

交接试验

绕组连同套管的介质损耗角正切tanδ试验

1）35kV且容量在10000kvar及以上时，进行该项试验；

2）测试值不大于出厂试验值的130%，当大于130% 时，可结合其他绝缘试验（色谱分析、绝缘电阻等）结果综合分析判断；

3）测量温度与出厂试验温度不相符时，应按下式换算到同一温度下进行比较：

式中、分别为温度、时的值；

4）本体电容量与出厂值相比允许偏差应为±3%；

5）试验电压10kV。

资料验收

6

交接试验

电容型套管的tanδ和电容值试验

1）20℃时的tanδ（%）值应不大于下列数值：0.7；

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 tanδ，其值不大于2%；

3）电容型套管的实测电容值与铭牌值或出厂值比较差别不应超出±5%。

资料验收

1）用正接法测量套管主绝缘tanδ；

2）测量时记录环境温度及电抗器上层油温。

7

交接试验

绕组对铁心及外壳、相间交流耐压试验

绕组对铁心及外壳、相间交流耐压试验：

需开展外施交流电压试验，试验电压符合GB 50150中附录表D.0.1条规定（68kV）。

资料验收

8

交接试验

测量铁心及夹件的绝缘电阻

1）应测量铁心对地绝缘电阻、夹件对地绝缘电阻、铁心对夹件绝缘电阻；

2）采用2500V 兆欧表测量，持续时间应为1min，应无闪络及击穿现象。

资料验收

9

交接试验

突发压力继电器检查及其二次回路试验

1）密封良好，无漏油、漏水现象；

2）必要时进行校验，检验不合格的应及时更换；

3）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

4）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

10

交接试验

温装置校验及其二次回路试验

1）按制造厂的技术要求；

2）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；

3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ；

4）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

11

交接试验

气体继器校验及其二次回路试验

1）按DL/T 540规定；

2）整定值符合运行规程要求，动作正确；

3）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

4）检查后台信号正确。

现场检查/资料验收

12

交接试验

压力释放阀校验及其二次回路试验

1）动作值符合制造厂规定；

2）绝缘电阻一般不低于1MΩ；

3）检查后台信号正确。

资料验收

13

交接试验

测温元件热电阻校验

误差校验应满足产品相应准确度等级的要求。

资料验收

14

交接试验

额定电压下的冲击合闸试验

1）在额定电压下对电抗器的冲击合闸试验，应进行5 次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象；

2）冲击合闸宜在电抗器高压侧进行，对中性点接地的电力系统试验时电抗器中性点应接地。

旁站见证

15

交接验收

气体继电器（瓦斯继电器）检查

1）气体继电器（瓦斯继电器）连接管道应有大于3°的倾角，防止气体继电器（瓦斯继电器）窝气；

2）整定值符合技术要求；

3）气体继电器（瓦斯继电器）应加装防雨罩。

现场检查

16

交接验收

电抗器基础安装方式检查

1）对于轮轨式安装的电抗器，应加强固定（如在轮子两侧加止滑挡板，尽可能避免其滑动移位倾倒）；

2）对平放在预埋钢板基础上的电抗器，电抗器底座与基础的固定措施，符合设计要求。

现场检查

17

交接验收

螺栓紧固方式检查

法兰螺栓应按对角线位置依次均匀紧固，紧固后的法兰间隙或紧固力矩值应符合产品技术文件要求。

抽检

18

交接验收

力矩检查

所有电抗器一次引流线接头开展力矩检查。

抽检

19

交接验收

油气检查

1）储油柜、套管、呼吸器油杯的油位均应满足技术要求，是否满足油位-温度曲线，过多或过少均应处理；

2）电抗器投入运行前必须多次排出套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部油室等处的残存气体。

现场检查

20

交接验收

阀门检查

核对本体及附件上的所有阀门位置正确。

现场检查

21

交接验收

套管引线检查

1）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓；

2）引线长度应适中，套管接线柱不应承受额外应力；

3）引流线无扭结、松股、断股或其他缺陷；

4）6.0级以上地震危险区域内的主变压器，要求各侧套管及中性点套管接线应采用带缓冲的软连接或软导线。

现场检查

22

交接验收

接地检查

1）电抗器本体应两点接地，且铁心和夹件的接地引出套管接地符合技术文件要求；

2）确认电容型套管末屏已恢复并处于稳定接地状态；

3）套管电流互感器备用二次端子应短接接地。

现场检查

23

交接验收

外观检查

1）检查本体、冷却装置及所有附件无缺陷，且不渗油；

2）检查套管外观完好、无裂纹、无破损、无劣化、无脏污、无渗漏；

3）检查油色正常、油位正常；

4）检查电抗器上无任何试验线、工具、杂物及其他无关物品遗留。

现场检查

24

交接验收

冷却装置检查

冷却装置应试运行正常，联动正确。

现场检查

25

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

因设备结构原因无法触及机构箱的情况下可不检查机构箱内部。

26

交接验收

事故排油设施及消防设施检查

事故排油设施完好，消防设施应经过消防部门验收合格。

现场检查/资料验收

27

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1

交接试验

直流电阻试验

1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的1%；

2）与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于1%；

不同温度下直流电阻值应按下式计算：

R₂=R₁（T+t₂）/（T+t₁）

式中：R₁ 一温度在t₁（℃） 时的电阻值（Ω） ；

R₂ 一温度在t₂（℃） 时的电阻值（Ω） ；

T—计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

资料验收

由于电抗器结构等原因，差值超过本条第1款时，可折算至与出厂值同一温度下，并按本条第2款进行比较，但应说明原因。

2

交接试验

阻抗测量

与出厂值相差在±5%范围内。

资料验收

1）此项目仅针对35kV干式空心电抗器进行；

2）如受试验条件限制可在低电压下测量。

3

交接试验

匝间耐压试验

1）试验持续时间1min，每次放电的初始峰值应不低于如下值：

2）试验谐振频率一般在100kHz以下，试验应包含不低于3000个要求幅值的过电压；

3）电压波的典型波前时间，应大大短于标准雷电冲击试验的波前时间；

4）图形法确认绕组绝缘的完好性，降低电压（不高于20%）的波形与全电压波之间周期或包络线衰减速度的一致性较好；

5）降低电压与全电压振荡周期变化率不超过5%；

6）电抗器绕组未出现明显增大的噪声、无可见烟雾或火花放电。

资料验收

1）此项目仅针对35kV干式空心电抗器进行；

2）电抗器受到的过电压类型与指数衰减的正弦波的操作冲击相似；

3）对于35kV并抗应旁站见证。

4

交接试验

额定电压下冲击合闸试验

在额定电压下对电抗器的冲击合闸试验，应进行5 次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象。

旁站见证

5

交接试验

测量噪音

满足相关技术要求。

资料验收

1）投运后，若声响异常进行测量；

2）测量方法和要求按GB/T 1094.10规定进行

6

交接验收

红外测温

1）用红外线热成像仪对在运电抗器进行温度测量并留取正常运行工况下的温度分布图谱，记录温度及负荷电流，温度异常时保存红外成像图谱；

2）重点关注线包温度、调匝环温度，是否存在局部过热点。

现场检查

1）此项目仅针对35kV干式空心电抗器投运后24h进行；

2）检查周围环境是否存在发热现象。

7

交接验收

布置方式检查

对新建变电站的干式空心电抗器，应采用品字形布置。

现场检查

1）此项目仅针对35kV干式空心电抗器进行；

2）禁止采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。

8

交接验收

构件检查

电抗器周边结构件（框架或护栏）的金属件应呈开环状态，尤其是地下接地体不应呈金属闭合环路状态。

现场检查

9

交接验收

选用检查

电抗器的电抗率应根据系统谐波测试情况计算配置，必须避免同谐波发生谐振或谐波过度放大。运行中谐波电流应不超过标准要求。

现场检查/资料验收

此项目仅针对35kV干式空心电抗器进行。

10

交接验收

本体外观检查

1）电抗器本体应无锈蚀及机械损伤；

2）包封涂层完整无损伤；

3）匝间撑条排列整齐、无位移松动散落现象。

4）表面涂层应无龟裂、脱落、变色现象，包封表面进行憎水性试验，无浸润现象；

5）包封表面无发热、变色痕迹；

6）铭牌参数齐全、正确，安装在便于查看的位置上；

7）铭牌材质应为防锈材料，无锈蚀；

8）防雨罩及防雨隔栅应无破损、无松动；

9）风道清洁、无异物堵塞；

10）绝缘子清洁、无破损；

11）接地可靠，无严重锈蚀；

12）检查引线接头、汇流排、等电位连接片等导电部位无断股、松焊或连接不良。

现场检查/抽检

此项目仅针对35kV干式空心电抗器进行；

11

交接验收

文件资料

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备；

10）电抗器匝间及本体耐热绝缘等级应为F级，检查试验报告；

11）35k投切电容器、电抗器组断路器，应选用开断时无重燃（C2级）及适合频繁操作的SF₆断路器，审阅型式试验报告。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

绝缘油试验

1）绝缘油试验类别应符合本标准表的规定：

a）外观：透明、无杂质或悬浮物；

b）水溶性酸值（pH值）：>5.4；

c）酸值，mgKOH/g：≤0.03；

d）闪点（闭口），℃：≥135；

e）水分，mg/L：500kV：≤10；220kV：≤15；110kV及以下电压等级：≤20；

f）界面张力（25℃）,mN/m： ≥40；

g）tanδ（90℃），%：注入电气设备前≤0.5，注入电气设备后≤0.7；

h） 击穿电压（球形电极），kV：500kV：≥65；110kV~220kV：≥45；35kV及以下电压等级：≥40；

i）体积电阻率（90℃），Ω∙m：≥6×10¹⁰；

j） 油中含气量（%）（体积分数）：500kV：≤1.0；

k） 油泥与沉淀物（%）（质量分数）：≤0.02；

2）油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：

互感器投运前油中溶解气体含量（μL/L）应小于以下数值：

500kV 及以上：总烃： 10； H₂： 50； C₂H₂：0.1

220kV 及以下：总烃： 10；H₂： 100；C₂H₂：0.1

3）当绝缘油需要进行混合时，在混合前应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其结果应符合GB/T 14542《运行变压器油维护管理导则》有关规定；混油后还应按本标准规定进行绝缘油的性能试验。

资料验收

1）制造厂明确要求不能取油 样分析时可不 进行；

2）全密封电流互感器按制造厂要求进行；

3）当66kV及以上电压等级绝缘性能有怀疑时进行。

2 

交接试验

绕组及末屏的绝缘电阻

1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻，各二次绕组及其对外壳，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

2）测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻，绝缘电阻值不宜低于1000MΩ，由于结构原因无法测量时可不测量；

3）测量电容型电流互感器的末屏及电压互感器接地端(N)

对外壳(地)的绝缘电阻，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ 。当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanθ时，其值不应大于2%；

4）测量绝缘电阻应使用2500V 兆欧表。

资料验收

3 

交接试验

测量20kV及以上电流互感器一次绕组的tanδ

1）互感器的绕组tanδ测量电压应为10kV，tanδ（%）不应大于下表数据：

tanδ（%）限值（20℃）

2）当对绝缘性能有怀疑时，可采用高压法进行试验，在（0.5～1）/范围内进行，其中是设备最高电压（方均根值），tanδ变化量不应大于0.2%，电容变化量不应大于0.5%；

3）对于倒立油浸式电流互感器，二次线圈屏蔽直接接地结构，宜采用反接法测量tanδ与电容量；

4）电容型电流互感器的电容量与出厂试验值比较超出5%时，应查明原因；

5）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tanδ，其值不大于2%，末屏tanδ测量电压应为2kV。

资料验收

4 

交接试验

交流耐压试验

1）应按出厂试验电压的80%进行，试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以√2，试验时应在高压端监测；

2）电压等级66kV及以上的油浸式互感器，交流耐压前后宜各进行一次绝缘油色谱分析；

3）二次绕组间及其对箱体（接地）的工频耐压试验电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代；

4）电压等级110kV及以上的电流互感器末屏对地的工频耐受电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代。

旁站见证

110kV及以上电压等级旁站见证

5 

交接试验

绕组直流电阻测量

1）分别测量一、二次绕组直流电阻值。

2）同型号、同规格、同批次电流互感器绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%，一次绕组有串、并联接线方式时，对电流互感器的一次绕组的直流电阻测量应在正常运行方式下测量，或同时测量两种接线方式下的一次绕组的直流电阻，倒立式电流互感器单匝一次绕组的直流电阻之间的差异不宜大于30%。

3）当有怀疑时，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）不宜超过额定电流（方均根值）的50%。

资料验收

6 

交接试验

接线绕组组别和极性

符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

资料验收

7 

交接试验

校核励磁特性曲线

1）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

2）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头，测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

3）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

4）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别。

资料验收

8 

交接试验

误差及变比测量

满足产品相应准确度等级的要求：

1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；

2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部分可只进行变比检查；

3）保护用绕组进行变比检查，检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。

资料验收

9 

交接验收

外观及一次接线检查

1）设备外观应完整无缺损，瓷绝缘子无破损、无裂纹、法兰无开裂，瓷铁粘合应牢固；

2）互感器应无渗漏，油位应符合产品技术文件的要求；

3）对于喷涂RTV涂层的互感器，现场涂覆RTV涂层表面要求均匀完整，不缺损，不流淌，严禁出现伞裙间的连丝，无拉丝滴流。

4）具有保护间隙的，保护间隙的距离应符合设计要求；

5）油漆应完整，相色应正确；

6）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓；

7）引线长度应适中，接线柱不应承受额外应力；

8）引流线无扭结、松股、断股或其他明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。

9）电容型绝缘的电流互感器一次绕组，末屏应可靠接地。

10）一次接线与设计接线相同。

现场检查/抽检

10 

交接验收

安装检查

零序电流互感器的安装，不应使构架或其他导磁体与互感器铁心直接接触，或与其构成磁回路分支。

现场检查

仅零序电流互感器执行此条款

11 

交接验收

油箱、二次接线盒检查

1）外表清洁，检查无锈蚀，漆膜完好，必要时补漆；

2）紧固密封面螺栓；

3）检查二次接线盒应密封良好，无进水、凝露现象；

4）检查二次接线板应完整，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹；

5）二次接线柱应清洁，无破损、渗漏，无放电烧伤痕迹；

6）检查油浸式电流互感器末屏、电压互感器的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与接地端子可靠连接。

现场检查

12 

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备；

10）关口电能计量用互感器，应有由法定计量检定机构出具的有效的检定证书；检定证书应符合《电力互感器》（JJG1021-2007）的要求。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

绕组绝缘电阻

1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻，各二次绕组及其对外壳，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

2）末屏绝缘电阻一般不低于1000MΩ；

3）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异，一般不低于出厂值的70%。

资料验收

采用2500V测量电压

2 

交接试验

测量20kV及以上电流互感器一次绕组的tanδ

1）干式电流互感器的绕组tanδ测量电压应为10kV，tanδ限值（20℃）不应大于0.5%；

2）当对绝缘性能有怀疑时，可采用高压法进行试验，在（0.5～1）/范围内进行，其中是设备最高电压（方均根值），tanδ变化量不应大于0.2%，电容变化量不应大于0.5%；

3）电容型电流互感器的电容量与出厂试验值比较超出5%时，应查明原因；

4）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tanδ，其值不大于2%，末屏tanδ测量电压应为2kV。

资料验收

环氧树脂绝缘结构互感器不做本条试验。其他类型干式互感器可以参照执行。

3 

交接试验

交流耐压试验

1）应按出厂试验电压的80%进行，试验电压波形应接近正弦，试验电压值应为测量电压的峰值除以√2，试验时应在高压端监测；

2）二次绕组间及其对箱体（接地）的工频耐压试验电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代；

3）电压等级110kV及以上的电流互感器末屏对地的工频耐受电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代。

旁站见证

110kV及以上电压等级旁站见证

4 

交接试验

绕组直流电阻测量

1）分别测量一、二次绕组直流电阻值；

2）同型号、同规格、同批次电流互感器绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%，一次绕组有串、并联接线方式时，对电流互感器的一次绕组的直流电阻测量应在正常运行方式下测量，或同时测量两种接线方式下的一次绕组的直流电阻；

3）倒立式电流互感器单匝一次绕组的直流电阻之间的差异不宜大于30%。当有怀疑时，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）不宜超过额定电流（方均根值）的50%。

资料验收

5 

交接试验

接线绕组组别和极性

符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

资料验收

6 

交接试验

校核励磁特性曲线

1）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

2）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求；

3）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

4）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率。

资料验收

7 

交接试验

误差及变比测量

满足产品相应准确度等级的要求。

1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；

2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部分可只进行变比检查；

3）保护用绕组进行变比检查；检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。

资料验收

8 

交接验收

外观及一次接线检查

1）设备外观应完整无缺损，复合套管无龟裂老化迹象；

2）互感器应无裂痕，是否符合产品技术文件的要求；

3）具有保护间隙的，保护间隙的距离应符合设计要求；

4）油漆应完整，相色应正确；

5）接地应可靠；

6）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有过热变色等异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓；

7）引线长度应适中，接线柱不应承受额外应力；

8）引流线无扭结、松股、断股或其他明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；

9）电容型绝缘的电流互感器一次绕组，末屏应可靠接地。

10）一次接线与设计接线相同。

现场检查/抽检

9 

交接验收

安装检查

零序电流互感器的安装，不应使构架或其他导磁体与互感器铁心直接接触，或与其构成磁回路分支。

现场检查

仅零序电流互感器执行此条款

10 

交接验收

油箱、二次接线盒检查

1）外表清洁，检查无锈蚀，漆膜完好，必要时补漆；

2）紧固密封面螺栓；

3）检查二次接线盒应密封良好，无进水、凝露现象；

4）检查二次接线板应完整，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹；

5）二次接线柱应清洁，无破损、渗漏，无放电烧伤痕迹；

6）检查油浸式电流互感器末屏、电压互感器的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与接地端子可靠连接。

现场检查

11 

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备；

10）关口电能计量用互感器，应有由法定计量检定机构出具的有效的检定证书；检定证书应符合《电力互感器》（JJG1021-2007）的要求。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

绕组绝缘电阻

1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻，各二次绕组及其对外壳，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

2）末屏绝缘电阻一般不低于1000MΩ；

3）绝缘电阻值与出厂值相比无明显差异,一般不低于出厂值的70%。

资料验收

采用2500V测量电压

2 

交接试验

绕组直流电阻测量

1）分别测量一、二次绕组直流电阻值；

2）同型号、同规格、同批次电流互感器绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%，一次绕组有串、并联接线方式时，对电流互感器的一次绕组的直流电阻测量应在正常运行方式下测量，或同时测量两种接线方式下的一次绕组的直流电阻；

3）倒立式电流互感器单匝一次绕组的直流电阻之间的差异不宜大于30%。当有怀疑时，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）不宜超过额定电流（方均根值）的50%。

资料验收

3 

交接试验

交流耐压试验

1）一次绕组试验电压按出厂试验值的80%；

2）220kV及以上气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场耐压试验。老炼试验后进行耐压试验；

3）二次绕组间及其对箱体（接地）的工频耐压试验电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代；

4）电压等级110kV及以上的电流互感器末屏对地的工频耐受电压应为2kV，可用2500V兆欧表测量绝缘电阻试验替代。

旁站见证

110kV及以上电压等级旁站见证

4 

交接试验

SF₆气体试验

1）气体湿度检测（20℃ 体积百分数）：≤250μL/L；

2）气体成分分析：SF₆ ≥99.9%；CF₄≤0.01%；Air≤0.03%。

资料验收

在充入电气设备 24h 后方可进行试验。

5 

交接试验

接线绕组组别和极性

符合设计要求，并应与铭牌和标示相符。

资料验收

6 

交接试验

校核励磁特性曲线

1）与同类互感器特性曲线或制造厂家提供的特性曲线相比较，应无明显差别，并满足产品相应准确限值系数要求。

2）当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线测量；

3）当电流互感器为多抽头时，应测量当前拟定使用的抽头或最大变比的抽头。测量后应核对是否符合产品技术条件要求；

4）当励磁特性测量时施加的电压高于绕组允许值（电压峰值4.5kV），应降低试验电源频率；

5）500kV电压等级的电流互感器，其具有暂态特性要求的绕组，应根据铭牌参数采用交流法（低频法）或直流法测量其相关参数，并应核查是否满足相关要求。

资料验收

7 

交接试验

误差及变比测量

满足产品相应准确度等级的要求。

1）用于计费、关口计量的绕组（包括上网电站考核关口）必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是具有相关资质的计量机构；

2）用于非计费、非关口计量的绕组，按供应商供货量的5%比例进行误差测量的抽查，其余部分可只进行变比检查；

3）保护用绕组进行变比检查；检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。

资料验收

8 

验收

密封性能检查

SF₆气体绝缘互感器定性检漏应无泄漏点，怀疑有泄漏点时应进行定量检漏，年泄漏率应小于1%。

资料验收

9 

交接试验

气体密度继电器校验及其二次回路传动试验

1）进行误差校验，满足产品相应准确度等级的要求；

2）二次回路信号正确。

资料验收

10 

交接验收

外观及一次接线检查

1）设备外观应完整无缺损；

2）互感器应无渗漏，气压和密度是否符合产品技术文件的要求；

3）具有保护间隙的，保护间隙的距离应符合设计要求；

4）油漆应完整，相色应正确；

5）接地应可靠；

6）检查接线端子连接部位，金具应完好、无变形、锈蚀，若有异常应拆开连接部位检查处理接触面，并按标准力矩紧固螺栓；

7）引线长度应适中，接线柱不应承受额外应力；

8）引流线无扭结、松股、断股或其他明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。

9）一次接线与设计接线相同。

现场检查/抽检

11 

交接验收

安装检查

零序电流互感器的安装，不应使构架或其他导磁体与互感器铁心直接接触，或与其构成磁回路分支。

现场检查

仅零序电流互感器执行此条款

12 

交接验收

机构箱及汇控柜检查

检查机构箱及汇控柜检查：

1）电器元件及其二次线应无锈蚀、破损、松脱，机构箱内无烧糊或异味；

2）机构箱底部应无碎片、异物；二次电缆穿孔封堵应完好；

3）呼吸孔无明显积污现象；

4）密封应良好，无脱落、破损、变形、失去弹性等异常；

5）柜门无变形情况，能正常关闭；

6）箱内应无水渍或凝露；

7）箱体底部应清洁无杂物；二次电缆封堵良好；

8）辅助开关切换正常，动作应准确可靠，接点接触良好，无烧损或锈蚀；

9）加热器（驱潮装置）、温控器应能正常工作：按要求应长期投入的加热器，在交接验收时应利用红外或其它手段检测是否在工作状态；对于由环境控制的加热器，应检查温湿度控制器的设定值是否满足厂家要求，厂家无明确要求时，温度控制器动作值不应低于10℃，湿度控制器动作值不应大于80%；

10）防火封堵应采用阻燃材料封堵，封堵严密，堵料凸起2-5mm。

现场检查

因设备结构原因无法触及机构箱的情况下可不检查机构箱内部。

13 

交接验收

文件、资料检查

1）采购技术协议或技术规范书；

2）出厂试验报告；

3）工厂监造、施工监理、质量检验及评定报告；

4）运输记录、安装使用说明书，竣工图纸、维护手册等技术文件；

5）安装检查及安装过程记录；

6）安装过程中设备缺陷通知单、设备缺陷处理记录；

7）现场试验及交接试验报告审查，数据正确、项目齐全、试验结果满足规程要求；

8）备用、备件、专用工具及测试仪器齐全及清单资料齐备；

9）资产管理系统台账信息录入正确、完备；

10）关口电能计量用互感器，应有由法定计量检定机构出具的有效的检定证书；检定证书应符合《电力互感器》（JJG1021-2007）的要求。

现场检查/资料验收

序号

类别

项目

要求

验收方式

备注

1 

交接试验

绕组绝缘电阻

1）测量一次绕组对二次绕组及外壳绝缘电阻、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻值不低于1000MΩ；

2）绝缘电阻值不低于出厂值的70%。

资料验收

采用2500V测量电压。

2 

交接试验

测量20kV及以上电压互感器一次绕组的tanδ

1）tanδ（%）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；

2）串级式互感器的tanδ建议采用末端屏蔽法进行测量；

3）当对绝缘性能有怀疑时，可采用高压法进行试验，在（0.5～1）Um/√3范围内进行，其中Um是设备最高电压（方均根值），tanδ变化量不应大于0.2%，电容变化量不应大于0.5%；

4）串级式电压互感器支架tanδ一般不大于6%。

资料验收

全绝缘绕组tanδ试验电压为10kV，分级绝缘电压互感器试验电压为3kV。

3 

交接试验

绝缘油试验

1）绝缘油的试验类别应符合以下规定：

a）外观：透明、无杂质或悬浮物；

b）水溶性酸值（pH值）：>5.4；