110(66)kV～500kV油浸式变压器（电抗器）设备的验收

详细内容

验收110(66)kV～500kV油浸式变压器（电抗器）
设备的验收新设备验收的项目及要求
（一）设备运抵现场、就位后的验收
（1）油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。
（2）油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。
（3）套管外表面无损伤、裂痕，充油套管无渗漏。
（4）充气运输的设备，油箱内应为正压，其压力为0.01～0.03MPa。
（5）检查三维冲击记录仪，设备在运输及就位过程中受到的冲击值，应符合制造厂规定。一般小于3g。
（6）设备基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合。装有滚轮的变压器，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。
（7）变压器（电抗器）顶盖沿气体继电器油流方向有1%～1.5%的升高坡度（制造厂家不要求的除外）。
（8）与封闭母线连接时，其套管中心应与封闭母线中心线相符。
（9）组部件、备件应齐全，规格应符合设计要求，包装及密封应良好。
（10）产品的技术文件应齐全，
（11）变压器绝缘油应符合国家标准规定。
（二）变压器安装、试验完毕后的验收
1.变压器本体和附件
（1）变压器本体和组部件等各部位均无渗漏。
（2）储油柜油位合适，油位表指示正确。
（3）套管：
1）瓷套表面清洁无裂缝、损伤；
2）套管固定可靠、各螺栓受力均匀；
3）油位指示正常。油位表朝向应便于运行巡视；
4）电容套管末屏接地可靠；
5）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
（4）升高座和套管型电流互感器:
1）放气塞位置应在升高座最高处；
2）套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化；
3）套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm；
4）套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电压比与实际相符。
（5）气体继电器:
1）检查气体继电器是否已解除运输用的固定，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，连通管应有1%～1.5%的升高坡度；
2）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；
3）气体继电器应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩；
4）轻、重瓦斯接点动作正确，气体继电器按DL/T540校验合格，动作值符合整定要求；
5）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；
6）观察窗的挡板应处于打开位置。
（6）压力释放阀:
1）压力释放阀及导向装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好；
2）压力释放阀的接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好；
3）压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；
4）压力释放阀应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩。
（7）无励磁分接开关
1）档位指示器清晰，操作灵活、切换正确，内部实际档位与外部档位指示正确一致；
2）机械操作闭锁装置的止钉螺丝固定到位；
3）机械操作装置应无锈蚀并涂有润滑脂。
（8）有载分接开关:
1)传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；传动机构的磨擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂；
2）电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；
3）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠；
4）电机保护、步进保护、连动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠；
5）切换装置皅工作顺序应符合刷造厂规定；正、反两个方向操作至切接开关助作时的圉数误差底符合制逡厂规定；
6)在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确；
7)操动机构档位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致；
8）压力释放阀（防爆膜）完好无损。如采用防爆膜，防爆膜上面应用明显的防护警示标示；如采用压力释放阀，应按变压器本体压力释放阀的相关要求；
9）油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显；
10)单相有载调压变压器组进行分接变换操作时应采用三相同步远方或就地电气操作并有失步保护；
11）带电滤油装置控制回路接线正确可靠；
12）带电滤油装置运行时应无异常的振动和噪声，压力符合制造厂规定；
13）带电滤油装置各管道连接处密封良好；
14）带电滤油装置各部位应均无残余气体（制造厂有特殊规定除外）。
（9）吸湿器:
1）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通；
2）吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
（10）测温装置:
1)温度计动作接点整定正确、动作可靠；
2)就地和远方温度计指示值应一致；
3)顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好；闲置的温度计座也应注满变压器油密封，不得进水；
4)膨胀式信号温度计的细金属软管（毛细管）不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm；
5)记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。
（11）净油器:
1）上下阀门均应在开启位置；
2）滤网材质和安装正确；
3）硅胶规格和装载量符合要求。
（12）本体、中性点和铁心接地:
1）变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体。每根接地线的截面应满足设计的要求；
2）变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好；
3）110kV（66kV）及以上绕组的每根中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体；
4）铁心接地引出线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引出线可靠接地。引出线的设置位置有利于监测接地电流。
（13）控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）：
1）控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形；
2）控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘良好无损伤。接线应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不大于5mm；连接导线截面符合设计要求、标志清晰；
3）控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合设计要求，连接可靠；
4）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音；
5）保护电动机用的热继电器或断路器的整定值应是电动机额定电流的0.95～1.05倍；
6）内部元件及转换开关各位置的命名应正确无误并符合设计要求；
7）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常；
8）交直流应使用独立的电缆,回路分开。
（14）冷却装置:
1)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，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线；
2)散热片表面油漆完好，无渗油现象；
3)管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；
4)油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，油泵保护不误动；密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象；
5)备用、辅助冷却器应按规定投入；
6)电源应按规定投入和自动切换，信号正确。
（15）其他:
1）所有导气管外表无异常，各连接处密封良好；
2）变压器各部位均无残余气体；
3）二次电缆排列应整齐，绝缘良好；
4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确；
5）感温电缆应避开检修通道。安装牢固（安装固定电缆夹具应具有长期户外使用的性能）、位置正确；
6）变压器整体油漆均匀完好，相色正确；
7)进出油管标识清晰、正确。
2．交接试验项目
(1)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数。
(2)绕组连同套管的介质损耗因数。
(3)绕组连同套管的直流电阻和泄漏电流。
(4)铁心、夹件对地绝缘电阻。
(5)变压器电压比、连接组别和极性。
(6)变压器局部放电测量。
(7)外施工频交流耐压试验。
(8)套管主屏绝缘电阻、电容值、介质损耗因数、末屏绝缘电阻及介质损耗因数。
(9)本体绝缘油试验（必要时包括套管绝缘油试验）：
１）界面张力；
２）酸值；
３）水溶性酸（pH值）；
４）机械杂质；
５）闪点；
６）绝缘油电气强度；
７）油介质损耗因数（90℃）；
８）绝缘油中微水含量；
９）绝缘油中含气量（330kV及以上）；
１０）色谱分析。
(10)套管型电流互感器试验：
1)绝缘电阻；
2）直流电阻；
3）电流比及极性；
4）伏安特性。
(11)有载分接开关试验：
绝缘油电气强度；
绝缘油中微水含量；
动作顺序（或动作圈数）；
切换试验；
密封试验。
（12）绕组变形试验。
3．竣工资料
变压器竣工应提供以下资料，所提供的资料应完整无缺，符合验收规范、技术合同等要求。
（1）变压器订货技术合同（或技术合同）。
（2）变压器安装使用说明书。
（3）变压器出厂合格证。
（4）有载分接开关安装使用说明书。
（5）无励磁分接开关安装使用说明书。
（6）有载分接开关在线滤油装置安装使用说明书。
（7）本体油色谱在线监测装置安装使用说明书。
（8）本体气体继电器安装使用说明书及试验合格证；压力释放阀出厂合格证及动作试验报告。
（9）有载分接开关体气体继电器安装使用说明书。
（10）冷却器安装使用说明书。
（11）温度计安装使用说明书。
（12）吸湿器安装使用说明书。
（13）油位计安装使用说明书。
（14）变压器油产地和牌号等相关资料。
（15）出厂试验报告。
（16）安装报告。
（17）内检报告。
（18）整体密封试验报告。
（19）调试报告。
（20）变更设计的技术文件。
（21）竣工图。
（22）备品备件移交清单。
（23）专用工器具移交清单。
（24）设备开箱记录。
（25）设备监造报告。
（三）验收和审批
（1）变压器整体验收的条件：
1）变压器及附件已安装调试完毕；
2）交接试验合格，施工图、各项调试或试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕；
3）预验收合格，缺陷已消除；场地已清理干净。
（2）变压器整体验收的要求和内容：
1）项目负责单位应在工程竣工前十五天通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位参加，监理单位配合；
2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改。验收合格后方可投入生产运行；
3）在投产设备保质期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。
（3）审批：
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核批准。
检修设备验收的项目和要求
（一）大修验收的项目和要求(包括更换线圈和更换内部引线等)
1.变压器绕组
(1)清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。
(2)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处搭接应错开不堵塞油道。
(3)支撑囵屏的长垫块无爬电痕迹。
(4)盹间隔板肉整固定牣固。
)5)绕绅应清洁-表面无油垢、变彣。
(7)整个绕组无倾斜，位移，导线辐向无弹出现象。
(7）各垫块排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。
(8)绕组油道畅通，无油垢及其它杂物积存。
(9)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。
(10)绕组无局部过热和放电痕迹。
2.引线及绝缘支架
（1）引线绝缘包扎完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤。
（2）穿缆引线已用白布带半迭包绕一层。
（3）接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺及其它杂质:
1）引线长短适宜，无扭曲；
2）引线绝缘的厚度应足够；
3）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲、变形及烧伤；
4）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均应有防松措施；
5）绝缘夹件固定引线处已垫附加绝缘；
6）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路；线与各部位之间的绝缘距离应足够；
7）大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，铜（铝）排表面已包扎一层绝缘。
3.铁心
（1)铁心平整，绝缘漆膜无损伤，叠片紧密，边侧的硅钢片无翘起或成波浪状。铁心各部表面无油垢和杂质，片间无短路，搭接现象，接缝间隙符合要求。
（2）铁心与上下夹件、方铁、压板、底脚板间绝缘良好。
（3)钢压板与铁心间有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整，无破损和裂纹，并有适当紧固度。
（4）钢压板不得构成闭合回路，并一点接地。
（5）压钉螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。
（6）穿心螺栓紧固，绝缘良好。
（7）铁心间、铁心与夹件间的油道畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且排列整齐。
（8）铁心只允许一点接地，接地片应用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入3～4级铁心间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分已包扎白布带或绝缘。
（9）铁心段间、组间、铁心对地绝缘电阻良好。
（10）铁心的拉板和钢带应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好，不构成环路，不与铁心相接触。
（11）铁心与电场屏蔽金属板（箔）间绝缘艮好，接地可靠。
4.无励磁分接开关
（1）开关各部件完整无缺损，紧固件无松动。
（2）机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，并已调到吋罩前记录档位。
（3）助、静触夵接触电阺不大于500μΩ，触头衩面应保持光洁，旡氧化变贩、过热烧痕、碰伥及镀层脱落。
（4)绝缘筒应完好、无破损、烧痕、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形。
5.有载分接开关
（1）切换开关所有紧固件无松动。
（2)储能机构的主弹簧、复位弹簧、爪卡无变形或断裂。动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、卡滞，动作正常无卡滞。
(3)各触头编织线完整无损。
(4)切换开关连接主通触头无过热及电弧烧伤痕迹。
(5)切换开关弧触头及过渡触头烧损情况符合制造厂要求。
(6)过渡电阻无断裂，其阻值与铭牌值比较，偏差不大于±10%。
(7)转换器和选择开关触头及导线连接正确，绝缘件无损伤，紧固件紧固，并有防松螺母，分接开关无受力变形。
(8)对带正、反调的分接开关，检查连接“K”端分接引线在“+”或“－”位置上与转换选择器的动触头支架（绝缘杆）的间隙不应小于10mm。
(9)选择开关和转换器动静触头无烧伤痕迹与变形。
(10)切换开关油室底部放油螺栓紧固，且无渗油。
6.油箱
（1）油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整，渗漏点已补焊。
（2）强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹。
（3）钟罩和油箱法兰结合面清洁平整。
（4）磁（电）屏蔽装置固定牢固，无异常，可靠接地。
(二)小修验收的项目和要求
见第三章第五条（二）1.（变压器本体和附件）。
(三)试验项目
见第三章第五条（二）2.。
(四)竣工资料
检修竣工资料应含检修报告（包括器身检查报告、整体密封试验报告）、检修前及修后试验报告等：
（1）本体绝缘和直流电阻试验报告；套管绝缘试验报告。
（2）本体局部放电试验报告。
（3）本体、套管油色谱分析报告。
（4）本体、有载分接开关、套管油质试验报告。
（5）本体油介质损耗因数试验报告。
（6）套管型电流互感器试验报告。
（7）本体油中含气量试验报告。
（8）本体气体继电器调试报告。
（9）有载调压开关气体继电器调试报告。
（10)有载调压开关调试报告；本体油色谱在线监测装置调试报告。
(五)验收和审批
（1）变压器整体验收的条件：
1)变压器及组部件已检修调试完毕；
2)交接试验合格，各项调试或试验报告等技术资料和文件已整理完毕；
3)施工单位自检合格，缺陷已消除；
4)场地已清理干净；
（2）变压器整体验收的内容要求：
1)项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收。并组织施工单位配合；
2)验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知有关单位并限期整改。验收合格后方可投入生产运行。
(3)审批:
验收结束后，将验收报告报请设备主管部门审核批准。
投运前设备的验收内容
（一）投运前设备验收的项目、内容及要求(包括检修后的验收)
（1）变压器本体、冷却装置及所有组部件均完整无缺，不渗油，油漆完整。
（2）变压器油箱、铁心和夹件已可靠接地。
（3）变压器顶盖上无遗留杂物。
（4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门应正确“开、闭”。
（5）电容套管的末屏已可靠接地，套管密封良好，套管外部引线受力均匀，对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
（5）变压器的储油柜、充油套管和有载分接开关的油位正常，指示清晰。
（6）升高座已放气完全，充满变压器油。
（7）气体继电器内应无残余气体，重瓦斯必须投跳闸位置，相关保护按规定整定投入运行。
（8）吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，呼吸畅通。
（9）无励磁分接开关三相档位一致，档位处在整定档位，定位装置已定位可靠。
（10）有载分接开关三相档位一致、操作机构、本体上的档位、监控系统中的档位一致。机械连接校验正确，电气、机械限位正常。经二个循环操作正常。
（11）温度计指示正确，整定值符合要求。
（12）冷却装置运转正常，内部断路器、转换开关投切位置已符合运行要求。
（13）所有电缆应标志清晰。
（14）经缺陷处理的设备的验收见第六条的相关内容。
（二）投运前设备验收的条件
（1）变压器及组部件工作已结束，人员已退场，场地已清理干净。
（2）各项调试、试验合格。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（三）投运前设备验收的方法
（1）项目负责单位应在工作票结束前通知变电运行人员进行验收。并组织相关单位配合。
（2）运行单位应组织精干人员进行验收。在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理。验收合格后方可投入生产运行。

110（66）kV～500kV互感器设备的验收新设备验收的项目及要求
1.产品的技术文件应齐全。
2.互感器器身外观应整洁，无锈蚀或损伤。
3.包装及密封应良好。
4.油浸式互感器油位正常，密封良好，无渗油现象。
5.电容式电压互感器的电磁装置和谐振阻尼器的封铅应完好。
6.气体绝缘互感器的压力表指示正常。
7.本体附件齐全无损伤。
8.备品备件和专用工具齐全。
互感器安装、试验完毕后的验收
（一）一般要求
1.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好，标志清晰。
2.互感器器身外观应整洁，无锈蚀或损伤。
3.互感器基础安装面应水平。
4.建筑工程质量符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。
5.设备应排列整齐，同一组互感器的极性方向应一致。
6.油绝缘互感器油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀均应无渗油现象。
7.金属膨胀器应完整无损，顶盖螺栓紧固。
8.具有吸湿器的互感器，其吸湿剂应干燥，油封油位正常。
9.互感器的呼吸孔的塞子带有垫片时，应将垫片取下。
10.电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行安装，不得互换。各组件连接处的接触面，应除去氧化层，并涂以电力复合脂。
11.具有均压环的互感器，均压环应安装牢固、水平，且方向正确。具有保护间隙的，应按制造厂规定调好距离。
12.设备安装用的紧固件，除地脚螺栓外应采用镀锌制品并符合相关要求。
13.互感器的变比、分接头的位置和极性应符合规定。
14.气体绝缘互感器的压力表压力值正常。
15.互感器的下列各部位应接地良好：
（1）电压互感器的一次绕组的接地引出端子应接地良好。电容式电压互感器C2的低压端（δ）接地（或接载波设备）良好。
（2）电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子、铁芯接地端子、互感器的外壳接地良好。
（3）备用的电流互感器的二次绕组端子应先短路后接地。
(二)交接试验项目齐全、试验结果符合要求（根据不同设备选择以下试验项目）
1.绝缘电阻。
2.绝缘介质损。
3.绝缘油的试验。
4.油中溶解气体的色谱分析。
5.交流耐压试验。
6.空载电流测量。
7.误差的测量。
8.局部放电测量。
9.密封检查。
10.电容式电压互感器中间电磁单元的试验。
11.电容式电压互感器分压器的试验。
12.SF6气体的含水量测量。
13.SF6气体的泄漏试验。
14.SF6气体的密度继电器检验。
15.SF6气体的压力表校验及监视。
（三）竣工资料应完整无缺
1.互感器器订货技术合同。
2.产品合格证明书。
3.安装使用说明书。
4.出厂试验报告。
5.安装、试验调试记录。
6.交接试验报告。
7.变更设计的技术文件。
8.备品配件和专用工具。
9.监理报告。
10.安装竣工图纸。
（四）验收和审批
1.互感器整体验收的条件
（1）互感器及附件已安装调试完毕。
（2）交接试验合格，施工图、竣工图、各项调试或试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（4）场地已清理干净。
2.互感器整体验收的要求和内容
（1）项目负责单位应在工程竣工前十五天通知有关单位准备工程竣工验收。并组织相关单位、监理单位配合。
（2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改。验收合格后的工程或设备方可投入生产运行。
（3）在投产设备保质期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。
3.审批
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核批准。
检修后设备的验收
（一）验收的项目和要求
1．所有缺陷已消除并验收合格。
2.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
3.油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常。
4.气体绝缘互感器无漏气，压力指示与规定相符。
5.极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。
6.三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
7.互感器的需要接地各部位应接地良好。
8.金属部件油漆完整，整体擦洗干净。
9.预防事故措施符合相关要求。
(二)试验项目（根据检修内容选择以下试验项目）
1.绝缘电阻测量。
2.绝缘介质损耗因数测量。
3.绝缘油的试验。
4.油中溶解气体的色谱分析。
5.交流耐压试验。
6.空载电流测量。
7.误差的测量。
8.局部放电测量。
9.密封检查。
10.极性检查。
11.电容式电压互感器中间电磁单元的试验。
12.电容式电压互感器分压器的试验。
13.SF6气体的含水量测量。
14.SF6气体的泄漏试验。
15.SF6气体的密度继电器检验。
16.SF6气体的压力表校验及监视。
(三)竣工资料
1.缺陷检修记录。
2.缺陷消除后质检报告。
3.检修报告。
4.各种试验报告。
(四)验收和审批
1.互感器整体验收的条件
（1）互感器及附件已检修调试完毕。
（2）交接试验合格，各项调试或试验报告等技术资料和文件已整理完毕。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（4）场地已清理干净。
2.互感器整体验收的内容要求
（1）项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收并组织检修单位配合。
（2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知有关单位并限期整改。验收合格后的工程或设备方可投入生产运行。
3．审批
验收结束后，将验收报告报请设备主管部门审核批准。
投运前设备的验收
（一）一般要求
1.构架基础符合相关基建要求。
2.设备外观清洁完整无缺损。
3.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
4.油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常。
5.气体绝缘互感器无漏气，压力指示与规定相符。
6.极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。
7.三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
8.互感器的需要接地各部位应接地良好。
9.反事故措施符合相关要求。
10.保护间隙的距离应符合规定。
11.油漆应完整，相色应正确。
12.验收时应移交详细技术资料和文件。
13.变更设计的证明文件。
14.制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
15.安装技术记录、器身检查记录、干燥记录。
16.竣工图纸完备。
17.试验报告并且试验结果合格。
（二）互感器投运前验收的条件。
1.互感器及附件工作已结束，人员已退场，场地已清理干净。
2.各项调试、试验合格。
3.施工单位自检合格，缺陷已消除。
（三）互感器投运前验收的内容
1.项目负责单位应通知运行维护单位进行验收并组织相关单位配合。
2.在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理，验收合格后方可投入生产运行。
10kV～66kV干式电抗器设备的验收
一、运行单位应全过程的参与干式电抗器的设计图纸审核、土建安装、设备安装试验、试运行。
二、设备运到现场后，应按其用途放在室内或室外平整、无积水的场地保管；混凝土电抗器保管时应有防雨措施。运输或吊装过程中，支柱或线圈不应遭受损伤和变形。
三、会同安装、监理、厂家在设备现场共同开箱验收检查：
1.支柱及线圈绝缘等应无损伤和裂纹。
2.外观应无变形、无损伤。
支柱绝缘子及其附件应齐全。
户外并联电抗器应有防雨罩，内外包封等附件齐全。
相应技术资料和文件齐全。
土建过程中隐蔽部分的验收
1．干式电抗器的金属围网、围栏、支架、基础内钢筋、接地导体应开环连接且一点与主接地网连接。
2．干式电抗器围栏与主接地网必须可靠连接。
3．干式电抗器的开环式接地网与干式电抗器的垂直水平距离应大于干式电抗器的2倍直径，或满足规程所要求的防电磁感应的空间距离的要求。
安装过程中验收检查
1．设备安装符合有关设备安装规范和厂家的说明书中所提出的要求。
2．电抗器应按其编号进行安装，并应符合厂家技术要求。
3．电抗器重量应均两地分配亏所有支柱绝缘子下，应固宛牢靠。
4．设备接线端孑与母线皅连接，底符合现行国家标凇《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》的规定，其额定电流为1500A及以上时，应采用非磁性金属材料制成的螺栓。
5．电抗器间隔内，所有组件的零部件，必须选用不锈钢螺栓。
6．电抗器线圈的支柱绝缘子的接地应符合下列要求：
a)上下重叠安装时，b)底层的所有支柱绝缘子均应接地，c)其余支柱绝缘子不d)接地。
e)每相单独安装时，f)每相支柱绝缘子均应接地。
g)支柱绝缘子的接地线不h)得构成闭合环路。
投运前验收内容
1．干式电抗器包封完好，无起皮、脱落。
2．支持瓷瓶完整无裂纹、无破损，表面清洁无积尘。
3．电抗器风道无杂物，场地平整清洁。
4．引线、接头、接线端子等连接牢固完整。
5．户外电抗器的防雨罩安装牢固。
6．包封表面和支柱瓷瓶按照“逢停必扫”原则进行清扫。
7．安全围栏安装牢固，接地良好，围栏门应可靠闭锁。
8．干式电抗器的出厂和现场电气试验项目及数据合格（按第十二条要求）。
9．干式电抗器保护经传动试验合格。测量、计量等二次回路及装置合格。
10．交接资料和技术文件齐全（按第十三条要求）。
交接的试验检查
1．直流电阻测量。
2．绝缘电阻测量。
3．直流泄漏试验。
4．交流耐压试验。
5．瓷瓶探伤。
6．RTV涂料憎水性能检查。
7．额定电压下的冲击合闸试验。
8．厂家提供合格的温升试验报告。
新投产时交接资料和文件齐全
1．收集完整的竣工图纸。变更设计证明文件。
2．设备厂家说明书、试验报告、合格证、安装图纸等技术文件。
3．现场调试记录、安装记录等。
4．备品备件清单。
10kV～66kV消弧线圈装置设备的验收
新设备验收的项目及要求
1.产品的技术文件应齐全。
2.消弧线圈器身外观应整洁，无锈蚀或损伤。
3.包装及密封应良好。
4.油浸式消弧线圈油位正常，密封良好，无渗油现象。
5.干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。
6.本体及附件齐全、无损伤。
7.备品备件和专用工具齐全。
8.运行单位要参加安装、检修中间和投运前验收，特别是隐蔽工程的验收。
消弧线圈装置安装、试验完毕后的验收
（一）一般要求
1.本体及所有附件应无缺陷且不渗油。
2.油漆应完整，相色标志应正确。
3.器顶盖上应无遗留杂物。
4.建筑工程质量符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。
5.事故排油设施应完好，消防设施齐全。
6.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。
7.储油柜和有载分接开关的油位正常，指示清晰，呼吸器硅胶应无变色。
8.有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确，分接头的位置应符合运行要求。
9.接地变压器绕组的接线组别应符合要求。
10.测温装置指示应正确，整定值符合要求。
11.接地变压器、阻尼电阻和消弧线圈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。
12.设备安装用的紧固件应采用镀锌制品并符合相关要求。
13.干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。
（二）交接试验项目齐全、试验结果符合要求（根据不同设备选择以下试验项目）
1.绕组连同套管的直流电阻。
2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.接地变压器的结线组别和消弧线圈极性。
4.接地变压器所有分接头的电压比。
5.消弧线圈伏安特性曲线。
6.35kV及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的介质损耗因数。
7.35kV及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的直流泄漏电流。
8.绝缘油试验。
9.非纯瓷套管的试验。
10.干式消弧线圈和接地变压器，以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器，应测量铁芯绝缘、绑扎钢带绝缘。
11.绕组连同套管的交流耐压试验。
12.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。
13.检查相位。
14.控制器模拟试验。
15.额定电压下冲击合闸试验。
（三）竣工资料应完整无缺
1.消弧线圈装置订货技术合同。
2.产品合格证明书。
3.安装使用说明书。
4.出厂试验报告。
5.安装、调试记录。
6.交接试验报告。
7.实际施工图以及变更设计的技术文件。
8.备品配件和专用工具移交清单。
9.监理报告。
10.安装竣工图纸。
（四）验收和审批
1.消弧线圈装置整体验收的条件
（1）消弧线圈装置及附件已安装调试完毕。
（2）交接试验合格，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。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（4）施工场所已清理完毕。
（5）备品备件已按清单移交。
2.消弧线圈装置整体验收的要求和内容
（1）建设单位应在工程竣工验收之前，与项目负责单位签订质量保修书，作为合同附件。质量保修书的主要内容应包括：质量保修的主要内容及范围；质量保修期；质量保修责任；质量保修金的支付方法。
（2）项目负责单位应在工程竣工前提前通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位、监理单位配合。
（3）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改，经复验合格后方可投运。
（4）必须经验收合格后的设备方可投入生产运行。
（5）在投产设备质保期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。
3.审批
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核、批准。
检修后设备的验收
（一）验收的项目和要求
1．所有缺陷已消除并经有关部门验收合格。
2.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
3.消弧线圈装置本体及附件无渗、漏油，油位指示正常。
4.三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
7.消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。
8.金属部件油漆完整，整体擦洗干净。
9.预防事故措施符合相关要求。
(二)试验项目（根据检修内容选择以下试验项目）
1.绕组连同套管的直流电阻。
2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3.接地变压器所有分接头的电压比。
4.35kV及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的介质损耗因数。
5.35kV及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的直流泄漏电流。
6.绝缘油试验。
7.非纯瓷套管的试验。
8.干式消弧线圈和接地变压器，以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器，应测量铁芯绝缘。
9.绕组连同套管的交流耐压试验（大修后）。
10.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。
11.检查相位（大修后）。
(三)竣工资料
1.缺陷检修记录。
2.缺陷消除后质检报告。
3.检修报告。
4.各种试验报告。
(四)验收和审批
1.消弧线圈装置整体验收的条件
（1）消弧线圈装置及附件已检修、调试完毕。
（2）交接试验合格，调试报告等技术资料和文件已整理完毕。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（4）施工场所已清理完毕。
2.消弧线圈装置整体验收的内容要求
（1）项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收，并组织检修单位配合。
（2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知有关单位并限期整改，经验收合格后的设备方可投入生产运行。
3．审批
验收结束后，将验收报告报请主管部门审核、批准。
投运前设备的验收内容
（一）一般要求
1.构架基础符合相关基建要求。
2.设备外观清洁完整无缺损。
3.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
4.消弧线圈装置本体及附件无渗漏油，油位指示正常。
5.三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
6.消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。
7.反事故措施符合相关要求。
8.油漆应完整，相色应正确。
9.验收时应移交详细技术资料和文件。
10.变更设计的证明文件。
11.制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
12.安装的技术记录、器身检查记录及修试记录完备。
13.竣工图纸完备。
14.试验报告并且试验结果合格。
（二）消弧线圈装置投运前验收的条件。
1.消弧线圈装置及附件工作已结束，人员已退场，施工场所已清理完毕。
2.各项调试、试验合格。
3.施工单位自检合格，缺陷已消除。
（三）消弧线圈装置投运前验收的内容
1.项目负责单位应通知运行维护单位进行验收并组织相关单位配合。
2.在验收丬检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理，必须经验收合格后方可投入生产运行。
直流电源系统设备验收交接验收
当直流电源系统设备安装调试完毕后，应进行投运前的交接验收试验。所有试项目应达到技术要求后才能投入试运行。试运行正常后，运行单位方可签字接收。交接验收试验及要求如下：
（一）绝缘监测及信号报警试验
1.直流电源装置在空载运衍时，其额定电压主220V的系统－用25kΩ电阻；额定电压为111V的系统，用7kΩ电阻；额定电压为48W的系统－用1.7kΩ电阻。分别使直流母线正晓或负极接地，应正确发出声光报警。
2.直流母线电压低于或高于整定值时，应发出低压或过压信号及声光报警。
3.充电装置的输出电流为额定电流的105％～110％时，应具有限流保护功能。
4.装有微机型绝缘监测装置的直流电源系统，应能监测和显示其支路的绝缘状态，各支路发生接地时，应能正确显示和报警。
（二）耐压及绝缘试验
1.在作耐压试验之前，应将电子仪表、自动装置从直流母线上脱离开，用工频2kV，对直流母线及各支路进行耐压1min试验，应不闪络、不击穿。
2.直流电源装置的直流母线及各支路，用1000V摇表测量，绝缘电阻应不小于10MΩ。
（三）蓄电池组容量试验
不同种类的蓄电池具有不同的充电率和放电率。
1.防酸蓄电池组容量试验
防酸蓄电池组的恒流充电电流及恒流放电电流均为I10，只要其中任一个蓄电池达到1.8V放电终止电压时，应停止放电。在三次充放电循环之内，若达不到额定容量的100%，此组蓄电池为不合格。
2.阀控蓄电池组容量试验
阀控蓄电池组的恒流限压充电电流和恒流放电电流均为I10，额定电压为2V的蓄电池，放电终止电压为1.8V；额定电压为6V的组合式蓄电池，放电终止电压为5.25V；额定电压为12V的组合式蓄电池，放电终止电压为10.5V。只要其中任一个蓄电池达到了终止电压，应停止放电。在三次充放电循环之内，若达不到额定容量的100%,此组蓄电池为不合格。
3.镉镍蓄电池组容量试验
镉镍蓄电池组的恒流充电电流和恒流放电电流均为I5，只要其中任一个蓄电池达到1V放电终止电压时，应停止放电。在三次充电循环之内，若达不到额定容量的100％，此组蓄电池为不合格。
（四）充电装置稳流精度范围
1.磁放大型充电装置，稳流精度应不大于±5％。
2.相控型充电装置，稳流精度应不大于1％（精度Ⅰ类装置）或不大于2％（精度Ⅱ类装置）。
3.高频开关模块型充电装置，稳流精度应不大于±1％。
（五）充电装置稳压精度范围
1.磁放大型充电装置，稳压精度应不大于±2％。
2.相控型充电装置，稳压精度应不大于±0.5％（精度Ⅰ类装置）或不大于±1％（精度Ⅱ类装置）。
3.高频开关模块型充电装置，稳压精度应不大于±0.5％。
（六）直流母线纹波系数范围
1.磁放大型充电装置，纹波系数应不大于2％。
2.相控型充电装置，纹波系数应不大于1％。
3.高频开关模块型充电装置，纹波系数应不大于0.5%。
（七）直流母线连续供电试验
交流电源突然中断，直流母线应连续供电，电压波动应不大于额定电压的10％。
（八）微机控制装置自动转换程序试验
1.阀控蓄电池的充电程序（恒流－—恒压－—浮充）：
根据不同种类的蓄电池,应确定不同的充电率进行恒流充电,蓄电池组端电压达到某一整定值时,微机控制装置将控制充电装置自动转为恒压充电，当充电电流减小到某一整定值时,微机控制装置将控制充电装置自动转为浮充电运行。
2.阀控蓄电池的补充充电程序：
微机控制装置按设定程序，控制充电装置自动地进行恒流充电——恒压充电——浮充电并进入正常运行，始终保证蓄电池组具有额定容量。交流电源中断,蓄电池组将不间断地向直流母线供电,交流电源恢复送电时，充电装置将进入恒流充电，再进入恒压充电和浮充电，并转入正常运行。
3.“三遥”功能：
控制中心通过遥信、遥测、遥控通讯接口，监测和控制远方变电站中正在运行的直流电源装置。
（1）遥信内容：直流母线电压过高或过低、直流母线接地、充电装置故障、直流绝缘监测装置故障，蓄电池熔断器熔断、断路器脱扣、交流电源电压异常等。
（2）遥测内容：直流母线电压及电流值、蓄电池组端电压值、蓄电池分组或单体蓄电池电压、充放电电流值等参数。
（3）遥控内容：直流电源充电装置的开机、停机、运行方式切换等。
高频开关电源及相控整流装置外观工艺验收，应按下列要求进行检查
（一）设备屏、柜的固定及接地应可靠,门与柜体之间经截面不小于6mm2的裸体软导线可靠连接。外表防腐涂层应完好、设备清洁整齐。
（二）设备屏、柜内所装电器元件应齐全完好,安装位置正确,固定牢固。空气断路器或熔断器选用符合规定，动作选择性配合满足要求。
（三）二次接线应正确,连接可靠，标志齐全、清晰，绝缘符合要求。
（四）用于湿热带地区的屏、柜应具有防潮、抗霉和耐热性能,按《热带电工产品通用技术》要求进行验收。
（五）设备屏、柜及电缆安装后，应作好孔洞封堵和防止电缆穿管积水结冰的措施。
（六）操作及联动试验正确，交流电源切换可靠,符合设计要求。
蓄电池外观验收，应进行下列检查
（一）蓄电池室及其通风、调温、照明等装置应符合设计要求。
（二）组柜安装的蓄电池排列整齐，标识清晰、正确。蓄电池间距符合规定，通风散热设计合理，测温装置工作正常。
（三）安装布线应排列整齐－极性标志清晰、正确。
（四）蓄电池编号正确，应由正极按序排列，蓅电池外壳清洁、肉好，液面正常，寇封电池旡渗液。
（五）极板应无弯曲、变形及活性物质剥落。
（六）初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。
（七）蓄电池组的绝缘应良好。
（八）蓄电池呼吸装置完好,通气正常。
开箱时应提交的出厂资料和文件
（一）安装使用说明书、设备出厂试验报告、装箱清单、合格证、为微机控制等自动装置说明书、蓄电池充电记录及曲线、充放电特性曲线。
（二）蓄电池组各项参数测试报告。
（三）电气原理接线图和二次接线图、端子排图。
在竣工验收时，应提交下列资料和文件
（一）工程竣工图。
（二）变更设计的证明文件。
（三）制造厂的产品说明书、调试大纲、试验方法、交接试验记录、产品合格证件及安装图纸等技术文件。
（四）根据合同提供的备品备件及清单。
（五）安装技术记录。
（六）调整试验记录。
（七）安装技术记录，充、放电记录及曲线等。
（八）材质化验报告。
无论出厂技术资料或安装调试技术资料，当有条件时，在提交书面资料的同时还应提交电子文档资料。
110（66）kV～750kV避雷器设备的验收避雷器到货后的验收
所有避雷器到货后必须检查包装箱是否破损，制造厂家、产品名称及型号是否与所订购产品一致。
避雷器在安装前应进行检查
（一）检查包装箱是否破损、受潮，制造厂家、产品名称及型号是否与所订购产品一致；
（二）随产品提供的包装清单、产品出厂合格证明书、安装使用说明书是否完整；
（三）检查避雷器的例行试验结果是否合格；
（四）对照包装清单检查备品附件是否缺少或损坏；
（五）检查避雷器的外观和铭牌是否缺少或损坏，避雷器的压力释放板是否完好无损；
（六）铭牌与所订购的产品是否一致。
避雷器安装过程中的验收工作
避雷器除需以最短的接地线与配电装置的主接地网连接，还应在其附近装设集中接地装置。验收时应检查接地装置是否符合设计的要求。此外还应检查避雷器安装基础的布设、强度、尺寸（长×宽×深）是否符合设计要求。对于低栏式安装的避雷器，还应检查基础的预留的安装螺栓是否符合避雷器总装图的要求。地下隐蔽工程验收合格后方可进行回填土工作。
避雷器安装完成后验收项目包括
（一）应提交的资料文件应完整，交接试验项目应无漏项，交接试验结果应合格；
（二）现场制作件应符合设计要求，构架式安装的避雷器安装高度、构架及横担的强度应满足要求；
（三）低栏式布置的避雷器与围栏距离、构架式安装的避雷器与其它设备或构架的距离应满足设计要求；
（四）避雷器外部应完整无缺损，封口处密封应良好，硅橡胶复合绝缘外套憎水性应良好，伞裙不应破损或变形；
（五）避雷器安装应牢固，各连接部位应牢固可靠，其垂直度应符合要求；
（六）均压环应水平，安装深度应满足设计要求；
（七）避雷器拉紧绝缘子应紧固可靠，受力应均匀，引流线的截面及弧垂应满足要求；
（八）放电动作记数器密封应良好，动作应正常；
（九）绝缘基座及接地应良好、牢靠，接地引下线的截面应满足热稳定要求；接地装置连通应良好。
（十）油漆应完整，相色应正确；
（十一）带有泄漏电流在线监测装置的避雷器的在线监测装置指示应正常。
（十二）带串联间隙避雷器的间隙应符合设计要求；
（十三）低栏式布置的避雷器遮拦防误锁应正常，应悬挂警示牌，栏内应无杂物；
（十四）标示牌应齐全，编号应正确。
避雷器的交接试验由安装单位进行时，运行单位应安排人员进行监督。对于已由安装单位完成了交接试验的避雷器，必要时运行单位在验收时可安排试验人员按照交接标准的试验项目部分或全部再次进行试验验证。
避雷器安装完成后应提交的资料和文件
（一）变更设计的证明文件；
（二）制造厂提供的安装使用说明书、出厂试验报告、产品合格证及安装图纸等技术文件；
（三）安装技术记录；
（四）交接试验报告。
验收人员的组成与职责
验收人员一般应包括：建设单位的有关人员；运行单位所属的基建、生产、安全监督等管理部门人员及技术监督、运行人员；安装单位的质检人员；设计、监理人员。各类人员必须参加的项目如下：
（一）建设单位的有关人员、运行单位基建部门人员、监理单位人员应参与上述第五条～第八条所述的全部验收工作；
（二）技术监督人员、设计人员、运行人员应参与第七条、第八条所述的验收工作；
（三）安装单位质检人员应参与第六条～第八条所述的验收工作；
（四）运行单位的生产、安全监督管理部门人员应参与第五条所述的验收工作并根据情况参加其它阶段的验收
系统标称电压750kV避雷器验收工作
系统标称电压750kV避雷器验收工作的程序、内容可参照本规范执行，参与人员由国家电网公司确定。
高压并联电容器装置设备验收
电容器在安装投运前及检修后，应进行以下检查
（一）套管导电杆应无弯曲或螺纹损坏；
（二）引出线端连接用的螺母、垫圈应齐全；
（三）外壳应无明显变形，外表无锈蚀，所有接缝不应有裂缝或渗油。
成组安装的电力电容器，应符吉下列要汃
（一）三相电容量的差倽宜调配刱最小，电容器组容许的电容偏差为1～5%；三相电容器组的任何两线路端子之闵，其电容的最大值与最小值之比应不超过1.02；电容器组各串联段的最大与最小电容之比应不超过1.02。设计有要求时，应符合设计的规定；
（二）电容器构架应保持在水平及垂直位置，固定应牢靠，油漆应完整；
（三）电容器的安装应使其铭牌面向通道一侧，并有顺序编号；
（四）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；
（五）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。
电容器的布置和安装
（一）电容器装置的构架设计应便于维护和更换设备，分层布置不宜超过三层，每层不应超过两排，四周及层间不应设置隔板，以利通风散热；
（二）构架式安装的电容器装置的安装尺寸不应小于下列数值

名称 电容器电容器底部距地面装置顶部
至屋顶净距
间距排间距离屋内屋外
最小尺寸（mm）1002002003001000
（三）电容器装置应设维护通道，其宽度（净距）不应小于1200mm,维护通道与电容器之间应设置网状遮拦。电容器构架与墙或构架之间设置检修通道时，其宽度不应小于1000mm。
（四）单台电容器套管与母线应使用软导体连接，不得利用电容器套管支承母线。单套管电容器组的接壳导线，应由接线端子的连接线引出。
在电容器装置验收时，应进行以下检查
（一）电容器组的布置与接线应正确，电容器组的保护回路应完整、传动试验正确；
（二）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；
（三）熔断器熔体的额定电流应符合设计规定；
（四）电容器外壳及构架的接地应可靠，其外部油漆应完整；
（五）电容器室内的通风装置应良好；
（六）电容器及其串联电抗器、放电线圈、电缆经试验合格、容量符合设计要求。闭锁装置完好。
第十一条电容器组串联电抗器应进行下列外观检查：支柱及线圈绝缘等应无严重损伤和裂纹；线圈应无变形；支柱绝缘子及其附件齐全。在运到现场后，应按其用途放在户内、外平整、无积水的场地保管。运输或吊装过程中，支柱或线圈不应遭受损伤和变形。电抗器外露的金属部分应有良好的防腐蚀层，并符合户外防腐电工产品的涂漆标准，并符合相应技术文件的要求。油浸铁芯电抗器无渗漏油及附属装置齐全完整。
第十二条串联电抗器应按其编号进行安装，并应符合下列要求：
（一）三相垂直排列时，中间一相线圈的绕向应与上下两相相反；
（亍）垂直安装时各盹中心线底一致；
（三）访备接线端子与母线的连接，在额定电流为1500A及以上时，应采用非磁性金属材料制成的螺栓。而且所有磁性材料的部件应可靠固定。
第十三条串联电抗器在验收时，还应进行下列检查：
（一）支柱应完整、无裂纹，线圈应无变形；
（二）线圈外部的绝缘漆应完好；
（三）油浸铁芯电抗器的密封性能应足以保证最高运行温度下不出现渗漏；
（四）电抗器的风道应清洁无杂物。
第十四条电容器装置验收时，应提交下列资料和文件：
（一）设计的资料及文件，变更设计的证明文件；
（二）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；
（三）调整试验记录；
（四）备品、备件清单。
第十五条电容器组安装及检修后应进行以下预防性试验（包括交接试验）项目，试验结果应符合《预防性试验规程》中相关部分：
（一）极间（极对地）绝缘电阻；
（二）tgδ及电容值；
（三）低压端对地绝缘电阻。
72.5kV及以上电压等级支柱瓷绝缘子
设备的验收新设备验收的项目及要求
（一）设备运抵现场、安装前的验收
(1)检查包装箱是否破损、受潮、制造厂家、产品名称及型号是否与所订购产品一致。
(2)随产品提供的包装清单、产品合格证明书、安装使用说明书是否完整。
(3)检查支柱瓷绝缘子的例行试验结果是否合格。
(4)检对照包装清单检查备品附件是否缺少或损坏。
(5)检查支柱瓷绝缘子的外观和铭牌是否缺少或损坏，支柱瓷绝缘子瓷裙是否完好。
(6)支柱瓷绝缘子探伤检测。
（二）支柱瓷绝缘子的安装后的验收
（1）安装单位应具有规定的资质，安装人员必须经过培训，确保安装质量。
（2）要明确安装技术要求，同时，安装人员必须熟练掌握技术要求，安装、调试必须严格按安装技术规范、安装使用说明书进行，尺寸、位置调整准确，避免存在安装应力。
（3）工程监理部门要对设备安装过程进行监督，确保安装符合工艺要求，并做好监理记录。
（4）安装、调试完成后，必须按验收标准进行验收。
（三）验收和审批
（1）验收的条件：
1）安装完毕；
2）相关试验合格，施工图、各项调试或试验报告、监理报告等技术资料和文件整理完毕；
3）预验收合格，缺陷已消除；场地已清理干净。
（2）验收的要求和内容：
1）项目负责单位应在工程竣工前十五天通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位参加，监理单位配合；
2）验考单位应绅织验收小组进行骍收。在骍收中检查发现的施工质量闯题，应以书面形式通知相关单位并陑期整改〃验收合栽后方可投入生产运行；
3）在投产设备保质期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。
（3）审批：
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核批准。
第八条设备验收的项目、内容及要求
（一）检修设备、更换设备验收的项目和要求
1检修设备验收的项目及要求
（1）检查高压支柱瓷绝缘子瓷裙、基座及法兰是否有裂纹。
（2）检查高压支柱瓷绝缘子结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好。
（3）检查高压支柱瓷绝缘子各连接部位是否有松动现象，金具和螺栓是否锈蚀。
（4）检查高压支柱瓷绝缘子是否倾斜及各连接部位是否受力。
（5）是否按周期进行超声波检测且检测结果。
2更换设备验收的项目及要求
（1）检查高压支柱瓷绝缘子瓷裙、基座及法兰是否有裂纹。
（2）检查高压支柱瓷绝缘子结合处涂抹的防水胶是否有脱落现象，水泥胶装面是否完好。
（3）检查高压支柱瓷绝缘子各连接部位是否有松动现象，金具和螺栓是否锈蚀。
（4）检查高压支柱瓷绝缘子是否倾斜及各连接部位是否受力。
（5）超声波探伤检测。
（二）投运前设备验收的条件
（1）支柱瓷绝缘子及组部件工作已结束，人员已退场，场地已清理干净。
（2）各项调试、试验合格。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（4）超声波检测且检测结果合格。
（三）投运前设备验收的要求
（1）项目负责单位应在工作票结束前通知变电运行人员进行验收。并组织相关单位配合。
（2）运行单位应组织精干人员进行验收。在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理。验收合格后方可投入生产运行。