35kV-500kV油浸式变压器竣工验收标准化作业指导书.doc

《35kV-500kV油浸式变压器竣工验收标准化作业指导书.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《35kV-500kV油浸式变压器竣工验收标准化作业指导书.doc（22页珍藏版）》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、35kV-500kV油浸式变压器竣工验收标准化作业指导书编写： 年 月 日审核： 年 月 日批准： 年 月 日作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时江西省电力公司XXX公司1、范围:本指导书适用于500kV、220kV、110kV、35kV油浸式变压器竣工验收作业。2、引用文件:本指导书依据的规程规范如下：设备出厂试验报告及设备订货技术协议国家电网公司 国家电网公司十八项电网重大反事故措施GB1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则GB109.2-1996 电力变压器 第2部分 温升GB1094.3-2003 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝

2、缘空气间隙GB1094.5-2008 电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB1094.10-2003 电力变压器 第10部分 声级测定GB6451-2008 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T752-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148-1990 电气装置安装工程电力变压器、油浸式电抗器、互感器施工及验收规范DL/T572-1995 电力变压器运行规程DL/T573-1995 电力变压器检修导则GB50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准Q/GDW168-2008 输变电设备状态检修试验规程关于印发预防油浸式电流互感器、套管设备事故补充措施的通知（

3、国家电网生2009819号文）3、验收前准备:3.1 人员要求:序号内 容备 注1作业人员应精神状态良好2必须熟练掌握GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准和电气装置安装工程施工验收规范，并熟练掌握变电一次设备验收及检验的方法3必须熟练掌握国家电网公司电力安全工作规程有关知识4经年度国家电网公司电力安全工作规程考试合格，持有本专业资格证书并经批准上岗5验收前必须经过本工程的验收交底，且掌握竣工验收项目及标准的内容3.2 危险点分析:序号内 容1验收人员的身体状况不适、思想波动、不安全行为、技术水平能力不足等可能带来的危害或设备异常2安全带没有系在牢固的构件上或没有系好安全带易发生高

4、空坠落3作业点下方站人，高空坠物伤及地面作业人员4触电3.3 安全措施:序号内 容1验收人员对所使用的各种工器具检查是否完备良好2工作人员必须着装整齐，进入现场戴好安全帽3验收时应注意人身安全，防止跌入阴井、沟坎4工作人员在登高时，要精力集中、稳上稳下5在工作中使用的工具、材料必须用绳索传递，不得抛扔6高空验收时必须系好安全带，并有专人监护7作业现场，严格执行验电、挂接地线制度，遇有感应电压时必须加挂临时接地线8验收前由施工单位介绍设备的带电部位，进行安全交底9一切设备操作由施工单位人员按验收方要求进行操作10单人不得进行验收工作11车辆进入变电站必须按规定的路线限速行驶，斗臂车作业时注意回转

5、半径3.4 验收工器具及材料、资料:序号名 称规 格单位数量备 注1扭力扳手套2垂线28m根3三角板把4皮尺30m把5钢卷尺5m把6活动扳手套7游标卡尺把8安全带根9高空作业车台10竣工验收项目及标准、表格套3.5 作业分工:序号作业内容分组负责人作业人员1主变检查项目验收2主变交接试验项目验收3主变图纸、资料移交验收4、作业卡:4.1 500kV、220kV、110kV主变检查项目验收作业卡:范围：序号检查项目及内容检查标准检查结果备注检查人11.本体检查21.1变压器整体油漆均匀完好，相色正确31.2变压器顶盖其它附件上应无遗留杂物；顶盖其它附件上应无遗留杂物；41.3导气管外表无异常，各

6、连接处密封良好51.4本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，不渗油，外壳接地连接线完好齐全62.储油柜72.1储油柜清洁应清洗干净，储油柜外壳专线接地可靠82.2油位表动作应灵活油位表的指示必须与储油柜的真实油位相符，不得出现假油位92.3油位表信号接点位置正确，绝缘良好103.高压侧套管113.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤123.2套管固定可靠、各螺栓受力均匀133.3油位指示正常，油位表朝向应便于运行巡视143.4电容套管末屏接地可靠，套管阀门和升高座接地连接线齐全可靠153.5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163.6引线松紧适当，无明显过紧过松现象173.7

7、套管试验应经试验合格183.8套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣194.中压侧套管204.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤214.2套管固定可靠、各螺栓受力均匀224.3油位指示正常，油位表朝向应便于运行巡视234.4电容套管末屏接地可靠，接地连接线齐全可靠244.5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254.6引线松紧适当，无明显过紧过松现象264.7套管试验应经试验合格274.8套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣285. 中性点套管295.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤305.2套管固定可靠、各螺栓受力

8、均匀315.3油位指示正常，油位表朝向应便于运行巡视325.4电容套管末屏接地可靠，接地连接线齐全可靠335.5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345.6引线松紧适当，无明显过紧过松现象355.7套管试验应经试验合格365.8套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣376.低压侧套管386.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤396.2套管固定可靠、各螺栓受力均匀406.3油位指示正常，油位表朝向应便于运行巡视416.4电容套管末屏接地可靠，接地连接线齐全可靠426.5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436.

9、6引线松紧适当，无明显过紧过松现象446.7套管试验应经试验合格456.8套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣467. 高压侧套管升高座和套管型电流互感器477.1电流互感器的试验升高座安装前，应先完成电流互感器的试验487.2出线端子板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497.3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，接地线可靠507.4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5mm517.5二次绕组二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电流比与实际相

10、符527.6放气塞放气塞位置应在升高座最高处537.7电流互感器和升高座位置电流互感器和升高座的中心应一致548.中压侧套管升高座和套管型电流互感器558.1电流互感器的试验升高座安装前，应先完成电流互感器的试验568.2出线端子板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578.3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，接地线可靠588.4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5mm598.5二次绕组二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电流比与实际相符608.6放气塞放气塞位置应在升高座

11、最高处618.7电流互感器和升高座位置电流互感器和升高座的中心应一致629. 中性点套管升高座和套管型电流互感器639.1电流互感器的试验升高座安装前，应先完成电流互感器的试验649.2出线端子板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659.3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，接地线可靠669.4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5mm679.5二次绕组二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电流比与实际相符689.6放气塞放气塞位置应在升高座最高处699.7电流互感器和升高座位

12、置电流互感器和升高座的中心应一致7010.低压侧套管升高座和套管型电流互感器7110.1电流互感器的试验升高座安装前，应先完成电流互感器的试验7210.2出线端子板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7310.3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，接地线可靠7410.4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5mm7510.5二次绕组二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电流比与实际相符7610.6放气塞放气塞位置应在升高座最高处7710.7电流互感器和升高座位置电流互感器和升高座的

13、中心应一致7811.气体继电器7911.1气体继电器安装检查是否已解除运输用的固定，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11.5的升高坡度8011.2集气盒应充满变压器油，且密封良好8111.3气体继电器应加装防雨罩8211.4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8311.5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8411.6观察窗挡板应处于打开位置8512.压力释放阀8612.1导向装置的安装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8712.2压力释

14、放阀的接点接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好二次进行8812.3压力释放阀的电缆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8912.4压力释放阀防雨罩压力释放阀应加装防雨罩9013.无励磁分接开关9113.1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9213.2机械操作装置无锈蚀并涂有润滑脂9314有载调压分接开关9414.1 油室密封密封良好，无渗油。9514.2 传动连杆转动灵活，无卡阻。连杆无弯曲，与分接开关、传动方向转换器的输出轴连接应分别在一直线上。9614.3 分接头位置与指示器指示内部实际档位与外部档位指示对应，位置指示正确。限

15、位正确。9714.4 分接开关动作顺序正确，电动调压指示与实际动作相符。9814.5 转动圈数与指示器指示手动检查，转动的圈数与指示器指示圈数一致。9914.6 电动操作机构电机转动无异响，驱潮系统工作正常。10015.吸湿器10115.1吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通10215.2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10316.测温装置10416.1温度计动作接点整定正确、动作可靠二次进行10516.2就地和远方温度计指示值应一致10616.3顶盖上的温度计座应注满变压器油，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10716.4膨胀式信号温度

16、计细金属软管（毛细管）不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm10816.5记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠10917.本体、中性点和铁心接地11017.1变压器本体油箱接地应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体11117.2变压器本体油箱接地引线接地引线螺栓紧固，接触良好。每根接地线的截面应满足设计的要求11217.3 110kV及以上绕组的每根中性点接地引下线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11317.4铁芯接地引出线（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11418.控制箱（包括分接开

17、关、冷却系统控制箱）11518.1控制箱及内部电器铭牌、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、裂纹或变形二次进行11618.2控制回路接线排列整齐、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11718.3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11818.4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；11918.5保护电动机用的热继电器整定值应是电动机额定电流的0.951.05倍12018.6内部元件及转换开关各位置

18、的命名应正确无误并符合设计要求12118.7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12218.8交直流电缆应使用独立的电缆，回路分开12319.冷却装置12419.1风扇电机叶片应安装牢固，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12519.2散热片表面油漆完好，无渗油现象，编号标识清晰12619.3管路阀门操作灵活、开闭位置正确。阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象12719.4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

19、现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象12819.5备用、辅助冷却器切换检查，功能满足要求12920.其它13020.1变压器各部位均无残余气体；变压器试运行前，应起动全部冷却装置，进行循环4h以上，放完残留空气13120.2二次电缆排列应整齐，绝缘良好13220.3储油柜、冷却装置等油系统阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确13320.4感温电缆应避开检修通道，安装牢固、位置正确13420.5进出油管标识清晰、正确13520.6 变压器消防设施齐全，功能正常13620.7事故排油设施完好4.2 35kV主变检查项目验收作业卡:范围：序号检查项目及内容检查标准检查结果

20、备注检查人11.本体检查21.1变压器整体油漆均匀完好，相色正确31.2变压器顶盖其它附件上应无遗留杂物顶盖其它附件上应无遗留杂物41.3变压器铭牌铭牌清淅、无锈蚀、无脱落、固定牢固，易于观察，具有产品标准中必要的信息51.4本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油62.储油柜72.1储油柜清洁应清洗干净82.2油位表动作应灵活，油位表的指示必须与储油柜的真实油位相符，不得出现假油位；信号接点位置正确，绝缘良好93.35kV套管103.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤113.2套管固定可靠、各螺栓受力均匀123.3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133.4引线松紧

21、适当，无明显过紧过松现象143.5套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣154.10kV套管164.1瓷套表面清洁无裂缝、损伤174.2套管固定可靠、各螺栓受力均匀184.3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194.4引线松紧适当，无明显过紧过松现象204.5套管顶部的密封垫安装正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣215. 气体继电器225.1气体继电器安装检查是否已解除运输用的固定，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11.5的升高坡度235.2集气盒应充满变压器油，且密封良

22、好245.3气体继电器应加装防雨罩255.4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265.5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275.6观察窗挡板应处于打开位置286. 压力释放阀296.1导向装置的安装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306.2压力释放阀的接点接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好316.3压力释放阀的电缆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326.4压力释放阀防雨罩压力释放阀应加装防雨罩337.无励磁分接开关347.1档位指示器清晰，操作

23、灵活、切换正确，内部实际档位与外部档位指示正确一致357.2机械操作装置无锈蚀并涂有润滑脂368. 有载调压分接开关378.1 油室密封密封良好，无渗油388.2 传动连杆转动灵活，无卡阻。连杆无弯曲，与分接开关、传动方向转换器的输出轴连接应分别在一直线上398.3 分接头位置与指示器指示内部实际档位与外部档位指示对应，位置指示正确。限位正确408.4 分接开关动作顺序正确，电动调压指示与实际动作相符418.5 转动圈数与指示器指示手动检查，转动的圈数与指示器指示圈数一致428.6 电动操作机构电机转动无异响，驱潮系统工作正常439. 吸湿器449.1吸湿器与储油柜间的连接管密封应良好，呼吸应

24、畅通459.2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4610. 测温装置4710.1温度计动作接点整定正确、动作可靠4810.2就地和远方温度计指示值应一致4910.3顶盖上的温度计座应注满变压器油，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5010.4膨胀式信号温度计细金属软管（毛细管）不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm5110.5记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠5211.本体、中性点和铁心接地5311.1变压器本体油箱接地应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体5411.2变压器本体油箱接地引线接地引线螺栓紧固，接触良好。每根接地

25、线的截面应满足设计的要求5511.3铁芯接地引出线（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5612. 控制箱（包括分接开关、冷却系统控制箱）5712.1控制箱及内部电器铭牌、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5812.2控制回路接线排列整齐、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5912.3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6012.4内部断路器、接触器动作灵活无卡

26、涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音6112.5保护电动机用的热继电器整定值应是电动机额定电流的0.951.05倍6212.6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6312.7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6412.8交直流电缆应使用独立的电缆，回路分开6513.冷却装置6613.1风扇电机叶片应安装牢固，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6713.2散热片表面油漆完好，无渗油现象6813.3散热器阀门操作灵活、开闭位置正确。阀门及法兰连

27、接处密封良好无渗油现象6914.其它7014.1变压器各部位均无残余气体7114.2二次电缆排列应整齐，绝缘良好7214.3储油柜、冷却装置等油系统阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确7314.4感温电缆应避开检修通道，安装牢固、位置正确7414.5 变压器消防设施齐全，功能正常7514.6事故排油设施完好4.3变压器交接试验项目验收作业卡:范围： 序号试验项目试验标准注意事项试验结果备注检查人1测量绕组连同套管的直流电阻1）1600kVA及以下容量等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值

28、的相互差值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1% 无载分接开关应在使用的分接锁定后测量2）变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测值比较，相应变化不应大于2%2检查所有分接头的变压比1）与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律2）变压比的允许误差在额定分接头位置时为0.5%3有载调压切换装置的检查和试验1）测量过渡电阻阻值和切换时间符合制造厂技术要求2）各分接下直流电阻和电压比（同1、2）3）在变压器无电压下手动操作不少于2个循环，电动操作不少于5个循环（操作电源为0.85Un及以上）操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常4检查变压器的三相接线组别和单相变压器

29、引出线的极性必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符5测量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%当测量温度与产品出场试验时的温度不符合时，需要进行换算2）吸收比或极化指数与出厂值相比应无明显变化，吸收比在常温下不小于1.3，极化指数在常温下不小于1.5，R60S10000M吸收比和极化指数可不考核6测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg被测绕组的tg不应大于产品出厂试验值的130%当测量温度与产品出场试验时的温度不符合时，需要进行换算7测量绕组连同套管的直流泄漏电流与出厂值比较应无明显差别8中性点交流耐用试验交流耐压1分钟通过110kV及以上

30、变压器进行9绕组连同套管的局部放电试验1）测量电压在1.3Um/3下，视在放电量不宜大于300pC2）测量电压在1.5Um/3下，时间60min，视在放电量不宜大于500pC10铁芯、夹件对地绝缘电阻采用2500V兆欧表，持续时间1min应无闪络或击穿；与出厂值比较应无明显差别；铁心必须为一点接地11非纯瓷套管的试验1）绝缘电阻2）温度不低于10时，测量套管的介质损耗角正切值tg不大于0.7%（电容式浸纸、有机复合绝缘）、1.0%（电容式胶粘纸）、1.5%（电容式浇注树脂、电容式气体）、2.0%（非电容式浇注树脂）其他由供需双方商定3）交流耐压试验随油浸式主变压器一起进行交流耐压试验4）绝缘油

31、的试验查看出厂报告12绝缘油试验1）界面张力(25) 35mN/m2）酸值0.03mgKOH/g3）水溶性酸PH值5.44）机械杂质无5）闭口闪点140(10号、25号油)6）绝缘油电气强度40kV7）油介质损耗因数（90）0.7%8）绝缘油中微水含量15mg/L9）色谱分析应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后，各进行一次。各次测得的氢、总烃含量应无明显差别，总烃20ppm、氢10ppm且乙炔为013套管型电流互感器试验1）绝缘电阻2）直流电阻和平均值差异不大于10%3）电流比及极性4）伏安特性14绕组变形试验采用频率响应法测量，与初始值或三相之间相比较无明显差异15额定电压下的冲击合闸

32、试验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；冲击合闸宜在变压器高压侧进行16测量噪音电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)，其测量方法和要求应按现行国家标准变压器和电抗器的声级测定GB/T7328的规定进行4.4变压器图纸、资料移交验收作业卡:范围： 序号资料名称结果检查人备注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无励磁分接开关、有载分接开关安装使用说明书5本体油色谱在线监测装置安装使用说明书6本体气体继电器安装使用说明书及试验合格证7厂家变压器抗短路能力试验报告8压力释放阀出厂合格证及动作试验报告9冷却器安装使用说明书10温度计安装使用说明书11吸湿器安装使用说明书12油位计安装使用说明书13变压器油产地和牌号等相关资料14出厂试验报告15安装报告16内检报告17整体密封试验报告18调试报告19变更设计的技术文件20备品备件移交清单21专用工器具移交清单22设备开箱记录23设备监造记录5、验收结束:序号内 容负责人签字1检查整理所有工器具2清点工作人员，撤离巡视现场6、作业指导书执行情况评估:评估内容符合性可操作项不可操作项可操作性修改项遗漏项存在问题改进意见