变电站验收项目规范.doc
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 1600kV A 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、1
4、 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1
6 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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252 进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μ L/L ）任一项不宜超过下列数值：总烃： 20，H2： 10，C2H2：0，
3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV 的，
不应大于20mg/L ；220kV 的，不应大于15mg/L ； 330～ 500kV 的，不应大于10mg/L 。
4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取
样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。
5 对 SF
6 气体绝缘的变压器应进行SF6 气体含水量检验及检漏：SF6 气体含水量（20℃的体积分数）
一般不大于250 μL/L 。变压器应无明显泄漏点。
7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
1测量应在各分接头的所有位置上进行；
2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，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%；
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
按照式 7.0.3 换算：
R2
T t 2
（ 7.0.3）R1
t1
T
式中R1 、R2——分别为温度在t1、t 2（℃）时的电阻值（Ω）；
T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取 225 。
4 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。
7.0.4 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压
等级在 220kV 及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
注：“无明显差别”可按如下考虑：
1 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超过±1%；
2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5% ；
3 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%) 的 1/10 以内，但不得超过± 1%。
7.0.5 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳
上的符号相符。
7.0.6 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）绝缘电阻应符合下列
规定：
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轭、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不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；
3铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；
4采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为 1min ，应无闪络及击穿现象。
7.0.7 非纯瓷套管的试验，应按本标准第16 章的规定进行。
7.0.8 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
1变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏
差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；
2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。其中电动操作时电源电压为额定电压的 85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；
3 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第7.0.3
条、 7.0.4 条的要求。
4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。
5 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1 的规定。
7.0.9 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：
1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。
2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表7.0.9 换算到同一温度时的数值进行比较；
表 7.0.9 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
温度差 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数 A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 注： 1 表中 K 为实测温度减去20℃的绝对值。
2测量温度以上层油温为准。
当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时，其换算系数 A 可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：
A=1.5 K/10 (7.0.9-1)
校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算：
当实测温度为20℃以上时：
R20=AR t (7.0.9-2)
当实测温度为20℃以下时：
R20=R t/A (7.0.9-3)
式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值 (M Ω)；
Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(M Ω )。
3 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，在常温下应不小于 1.3；当 R60s大于 3000M Ω时，吸收比可不做考核要求。
4 变压器电压等级为220kV 及以上且容量为120MV A 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，在常温下不小于 1.3；当 R60s大于 10000M Ω时，极化指数可不做考核要求。
7.0.10 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV 及以上且容量在8000kVA 及以上时，应测量介质损耗角正切值tanδ；
2 3 被测绕组的tanδ值不应大于产品出厂试验值的130% ；
当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表7.0.10 换算到同一温度时的数值进行比较。
表 7.0.10 介质损耗角正切值tgδ (%) 温度换算系数
温度差 K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数 A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 注： 1 表中 K 为实测温度减去20℃的绝对值；
2测量温度以上层油温为准；
3进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。
当测量时的温度差不是表中所列数值时，其换算系数 A 可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：
A=1.3 K/10 (7.0.10-1)
校正到 20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算：
当测量温度在20℃以上时，
tanδ20= tanδt/A (7.0.10-2)
当测量温度在20℃以下时 :
tanδ20=A tanδt (7.0.10-3)
式中tanδ20——校正到20 ℃时的介质损耗角正切值；
tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
7.0.11 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
1 当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流；
2 试验电压标准应符合表7.0.11 的规定。当施加试验电压达1min 时，在高压端读取泄漏电流。泄漏
电流值不宜超过本标准附录 D 的规定。
表 7.0.11 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准
绕组额定电压 (kV) 6～10 20～35 63～ 330 500
直流试验电压 (kV) 10 20 40 60 注： 1 绕组额定电压为13.8kV 及 15.75kV 时，按 10kV 级标准； 18kV 时，按 20kV 级标准；
2分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。
7.0.12 变压器绕组变形试验，应符合下列规定：
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 66kV 及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。
7.0.13 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
1 容量为 8000kVA 以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表 7.0.13-1 进行交流耐压试
验；
2 容量为 8000kV A 及以上、绕组额定电压在110kV 以下的变压器，在有试验设备时，可按表7.0.13- 1试验电压标准，进行线端交流耐压试验；
3 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
试验电压值的80％（见表 7.0.13-2）。
表 7.0.13-1 电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV
系统设备交流耐压
标称电压最高电压油浸式电力变压器和电抗器干式电力变压器和电抗器
<1 ≤ 1.1 — 2.5
3 3.6 1
4 8.5
6 7.2 20 17
10 12 28 24
15 17.5 36 32
20 24 44 43
35 40.5 68 60
66 72.5 112 —
110 126 160 —
220 252 316(288) —
330 363 408(368) —
500 550 544(504) —
注： 1 上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第 3 部分：绝缘水平和绝缘试验和
外绝缘空气间隙》 GB 1094.3 规定的出厂试验电压乘以0.8 制定的。
4交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。
试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以 2 ，试验时应在高压端监测。
外施交流电压试验电压的频率应为45～65HZ ，全电压下耐受时间为60s。
感应电压试验时，为防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于 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，全电压下试验时间为：
120 额定频率
试验频率
（s） , 但不少于15s。（7.0.13）
7.0.14 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电测量（ACLD ）：电压等级220kV 及以上，在新安装时，必须进行现场局部放电试验。对于电压等级为110kV 的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放
电试验。
局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准《电力变压器第 3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3 中的有关规定进行（参见附录C）。
7.0.15 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；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；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。无电流差动保护的干式变可冲击 3 次。
7.0.16 检查变压器的相位必须与电网相位一致。
7.0.17 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/T 7328 的规定进行。
2.验收项目：
（1）变压器本体应清洁、无缺陷、外表整洁、无渗油和油漆脱落现象。
（2）变压器各部的油位应正常，各阀门的开闭位置应正确。套管及绝缘子应清洁、无损、爬距应满足要求。
（3）变压器本体绝缘试验，绝缘油的简化试验、色谱分析和绝缘强度试验均应合格；试验项目齐全，无遗漏项目；检修、电试、油简化、油色谱分析、继电保护、瓦斯继电器等各项试验报告及时并完整。
（4）变压器外壳接地应良好，接地电阻合格，铁芯接地、中性点接地、电容套管接地端接地应良好。钟罩结构的变压器的上、下钟罩之间应有连接片可靠连接。
（5）有载分接开关位置应放置在符合调度规定或常用的档位上，并三相一致；手动及电动操作指示均应正常，并进行 1~2 次全升降循环试验无异常情况。各档直流电阻测量应合格，相间无明显差异。
（6）保护、测量、信号及控制回路的接线应正确，保护按整定书校验动作试验正确，记录齐全，保护的连接片在投入运行位置，且验收合格。变压器上二次连接电缆走向正确，排布整齐。
（7）呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶不变色。
（8）变压器引线对地及相间距离应合格，连接母排应紧固良好，伸缩节连接应无过紧过松现象，母排上应贴有示温蜡片。
（9）压力释放器安装良好，喷口向外，红点不弹出，动作发信试验正常。
（ 10）变压器本体的坡度按制造厂要求。若制造厂无要求时，其安装坡度应合格( 沿瓦斯继电器方向的坡度应为 1~1.5%，变压器油箱到油枕的连接管坡度应为2~4%)。
（ 11）相位以及接线组别应正确。三线圈变压器的二/三次侧必须与其他电源核相正确。油漆相位标示应正确、明显。
（ 12）采用挡板式的瓦斯继电器时，其动作信号、流速应进行校验，瓦斯继电器正常时应充满油，箭头所指示油流方向应正确，无渗漏油，并有防护罩。
（ 13）温度表及测温回路应完整、良好。温度表就地/ 遥测的指示应正确。
（ 14）套管油封的放油小阀门和瓦斯继电器的放气小阀门应无堵塞现象，高压套管末屏接地良好。高压套管的升高法兰、冷却器顶部、瓦斯继电器和连接油管的各部位应放气。强迫油循环变压器投运前，应启动全
部冷却设备并运行较长时间，将残留空气逸出。如瓦斯继电器上浮子频繁动作发信，则可能有漏气点，应
查明原因处理后，方可投运。
（ 15）变压器上无杂物或遗留物，邻近的临时设施应拆除，临近的临时设施（如短接线）应拆除，永久设施如遮栏、扶梯等应牢固，现场应清扫干净。扶梯上应装有带锁的门盒。
（ 16）变压器本体保护装置信号模拟正确，保护动作出口准确。
（ 17）有载调压虑油机工作正常。
（ 18）主变梯子安装禁锢，有安全警示。
二、母线验收项目
1、新装母线的验收要求
(1)母线相间及对地部分应有足够的绝缘距离，户外母线的绝缘子爬距应满足污秽等级的要求。
(2)母线导体在长期通过工作电流时，最高温度不得超过70℃。
(3)母线要有足够的机械强度，正常运行时应能承受风、雪、覆冰的作用，人在母线上作业时应能承受一般工
具及人体的作用，流过允许的短路电流时应不致损伤和变形。
(4)母线导体接头的接触电阻应尽可能小，并有防氧化、防腐蚀、防震动的措施。
(5)10m 以上的硬母线应加装伸缩接头；软母线的弧垂应在合格范围。
(6)母线安装排列应整齐、美观、相色正确、清楚、便于巡视维护。
三、隔离开关的验收
（1）三相联动的隔离开关，触头接触时不同期值应符合产品的技术规定。当无规定时推荐表 4 的数据。
三相隔离开关不同期允许值表 4
电压 kV 不同期性（ mm）
10~35 5
63~110 10
220~330 20
（2）隔离开关导电部分以 0.05mm×l0mm 的塞尺检查，对于线接触应塞不进去；对于面接触，其塞入深度：在接触表面宽度为 50mm 及以下时，不应超过 4mm，在接触表面宽度为 60mm 及以上时，不应超过6mm。
（3）触头间应接触紧密，两侧的接触压力应均匀，且符合产品的技术规定。（4）触头表面应平整、清洁，并应涂以二硫化钼导电脂；载流部分的软连接不得有折损；连接应牢固，接触应良好；载流
部分表面应无严重的凹陷及锈蚀。
（5）设备接线端子应涂以薄层电力复合脂。
（6）隔离开关的闭锁装置应动作灵活、准确可靠；带有接地刀刃的隔离开关，接地刀刃与主触头间的机械或电气闭锁应准确可靠。
（7）辅助开关应安装牢固，并动作准确，接触良好，其安装位置应便于检查；装于室外时应有防雨措施。
（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。
四、六氟化硫断路器的验收项目
（1）安装应牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品技术规定。
（2）断路器、隔离开关等与操动机构的联动应正常，无卡阻现象，分合闸指示正确，辅助开关及电气闭锁动作应正常可靠。
（ 3）电气连接应可靠，接触良好。
（4）支架及接地引线无锈蚀和损伤，接地良好。
（5）密度继电器的报警、闭锁整定值应符合产品规定，电气回路正确。
（6）六氟化硫气体含水量和漏气率应符合规定。
（7）油漆完整，相色标志正确。
（8）验收后应提交的资料和文件有制造厂产品说明书及有关文件；安装单位的安装技术记录、调试报告、备品备件以及测试仪器清单；设计单位的变更图纸和文件等。
四、电力电缆的验收
1、电力电缆验收
(1)检查电缆及终端盒有无渗漏泊，绝缘胶是否软化溢出。
(2)检查绝缘子套是否清洁、完整，有无裂纹及闪络痕迹，引线接头是否完好、紧固，过热现象。
(3)电缆的外皮应完整，支撑应牢固。
(4)外皮接地良好。
(5)高压充油电缆终端箱压力指示应无偏差，电缆信号盘无异常信号。
五、真空断路器验收项目
（ 1）检查真空断路器的真空灭弧室应无异常，真空泡应清晰，屏蔽罩内颜色无变化。具体要求如下：
①真空断路器是利用真空的高介质强度来灭弧。正常时真空度应保证在0.0133MPa 以上。若低于此真空度，
则不能灭弧。②由于现场测量真空度非常困难，因此一般以工频耐压方法来鉴别真空度的情况，即真空断
路器在分闸下，两端耐压通过后，认为真空度合格，反之则不合格。③根据内部屏蔽罩的颜色情况，即正常时金属屏蔽罩颜色明亮崭新，漏气后真空度降低，由于氧化原因，其表面呈暗色。④真空断路器操作分闸时，真空度合格情况下弧光颜色应呈微兰色，若真空度下降后弧光颜色变为橙红色。
六、电容器组的验收：
（ 1）电容器组室内应通风良好，无腐蚀性气体及剧烈振动源。(2) 电容器的容量大小应合理布置。(3) 电容器室门向外开，要有消防设施，电容器下部要有黄沙槽。(4)电容器外壳应清洁，并贴有黄色示温蜡片，应无膨胀、喷油现象。（ 5）安装应牢固，支持绝缘子应清洁，无裂纹。（6）中性CT及放电PT回路应清洁，测试数据符合要求。（ 7）电容器成套柜外表应清洁；有网门的电容器组网门应清洁，无锈蚀，开闭正常，
并加锁。（8）电容器室整洁，无杂物。
七、 CT/PT 检修验收
(1)技术资料应齐全。
(2) 根据 "电气设备交接和预防性试验验收标准" 的规定，试验项目无遗漏，试验结果应合格。
(3) 充油式互感器的外壳应清洁，油色、油位均应正常，无渗漏油现象。
(4) 绝缘子套管应清洁、完好、无裂纹。
(5) 一、二次接线应正确，引线接头连接接触应良好，TA 末端接地应良好； TV 二次应可靠接地。
(6)外壳接地良好，相色正确、醒目。
七 . 避雷器检修验收
（1）各类避雷器的交接试验或预防性试验资料应齐全，试验结果合格。
（2）外表部分应无破损、裂纹及放电现象。
（3）引线应牢固，无松股无断股。
（4）放电计数器或泄漏电流测试仪安装正确，计数器指示在零位。
（5）避雷器的泄漏电流测试仪安装位置和角度应便于观察。
（6）引线应适当松弛，不得过紧。
通用部分
序号验收内容结论备注
1.所有设备的安装、结线方式与施工图相符。
2.充油（气）设备无渗漏，油位（气压）指示正确，符合运行需要。
3.绝缘件表面清洁、完整无损伤，支持绝缘子与法兰胶装处无松动。
4.设备相色清晰、正确。
5.电气安全距离符合以下要求：户外35kV( 相间≥mm ，对地≥mm ，无遮栏裸导
体距地面≥mm) ；户外 10kV(相间≥ 200mm，对地≥ 200mm，无遮栏裸导体距地面
≥2700mm)；户内 10kV(相间≥ 125mm，对地≥ 125mm，无遮栏裸导体距地面≥
2400mm)；其它数据满足设计要求。
6.紧固件齐全完整。
7.静导电部位均匀涂抹电力复合脂。
8.动导电部位均匀涂抹中性凡士林。
9.屋外电气设备外绝缘体最低部位对地不小于 2500mm,屋内电气设备外绝缘体最低部位
对地不小于 2300mm 。
10.接线端子的接触面应洁净，不得有裂纹、明显伤痕、毛刺、凹凸缺陷和其它影响
电接触和机械强度的缺陷。
11.设备接线端子间或设备接线端子与高压系统的电气连接，建议采用力矩扳手进行
紧固。
12.金属构件加工、配制、螺栓连接、焊接等应符合规定，防腐处理良好、涂（补）
面漆均匀，无起层、皱皮现象。
13.电气交接试验项目齐全、数据准确、全部试验结论合格。设备安装调试记录、交
接验收试验记录、产品使用说明及出厂合格证件等资料完整齐全。
14有关说明：安装调试记录齐全，制造厂产品说明书，试验记录、产品
合格证及安装图纸等技术资料齐全。
一、变压器验收规范
序号验收内容结论备注
1.本体、冷却装置及所有附件无缺陷，不渗油。
2.胶垫压缩量不超过厚度的1/3 ，胶圈不超过直径的1/2 。
3.油漆完整，相色标志正确。
4.变压器顶盖上无遗留杂物。
5.温度计座内注满变压器油。
6.呼吸器内硅胶无变色现象。
7.事故排油设施完好，充氮灭火装置完备。
8.储油柜、冷却装置、净油器、压力释放装置等油系统上的油门均已打开，且指示
正确。
9.套管顶部结构的接触及密封应良好。
10各部放气螺丝处应确无气体存在。运行前应启动全部冷却装置至少 4小时，以保证排完
残气。
11.变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，接地引下线及其
与主接地网的连接扁钢搭接长度为其宽度的2倍，至少 3边焊接。
12.铁芯接地的引出套管、套管的接地小套管均已接地。
13.备用电流互感器二次端子应短接并接地。
14.储油柜和充油套管的油位正常。
15.分接头的位置符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位
置正确。
16.变压器各侧引线设备线夹压接良好，各种垫圈齐全。
17.测温装置指示正确，整定值符合要求。
18. 变压器器身顶盖和气体继电器连管应有1－1.5 ％的升高坡度。
19. 信号温度计温度指示正确，与远方测温表对照，误差小于2度，信号温度计的细金
属软管，其弯曲半径不得小于 55mm。
20.变压器的全部电气交接试验齐合格、齐全（其中包括绕组变形，局部放电和抗短
路能力试验或计算等），保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。21.有关说明：
二、断路器
1触头行程、超程符合制造厂规定。
2分闸时间（额定电压下）：≤ 40ms。
3.合闸时间：（额定电压下）≤ 110ms。
4.相间分闸同期差：≤ 3ms。
5.相间合闸同期差：≤ 4 ms。
6.分、合闸速度在厂家规定范围内 .
三快速接地开关：
20.弹簧储能时间不大于 10s。
21.分闸时间：≤ 0.2s 。
22.合闸时间：≤ 0.2s 。
23.相间分闸同期差：≤ 5ms。
24.相间合闸同期差：≤ 5ms。
四隔离开关及检修接地开关：
25.分闸时间：≤ 0.5s 。
26.合闸时间：≤ 0.5s 。
27.相间分闸同期差：≤ 0.2s 。
28.相间合闸同期差：≤ 0.2s 。
29检修接地开关合闸时间 :3S
30检修接地开关分闸时间 :3S
五有关说明
三中性点设备验收规范
序号验收内容结论备注
1.所有部件、附件齐全，无损伤变形。
2.瓷件无裂纹及破损。
3.轴承座及各传动转动灵活。销钉不松动，固定螺丝锁紧，开口销全部打开。
4.转动部分涂润滑脂。接线端子转动灵活，支持绝缘子应在垂直位置
5. 同相两导电刀杆要相互对齐，触头接触对称，上下相差不大于5mm。触头接触紧
密良好。
6.主刀三相同期不大于 5mm（35kV及以下），接地刀三相应基本同期。
7.接地刀在合闸时，导电管在上摆过程中，托板不应从导电管的槽口中滑出。若滑
出，应调整平衡弹簧的长度。
8.油漆完整，相色标志正确，接地良好。回路电阻符合规定值。
9.有关说明：
四10kV 高压开关柜验收规范
序号验收内容
一高压柜的安装：
1. 柜间及柜内设备与各部件间的连接应牢固,? 高压柜成列安装时 , 其垂直度 , 水平偏差以及各部位偏差应符合以下规定:
项目允许偏差 (mm)
垂直度 (每米) <1.5
相邻两柜顶部<2
水平偏差
成列柜顶部
<5
相邻两柜边<1
盘面偏差
成列柜面
<5
盘面接缝<2
2.高压柜的接地应牢固良好 ,? 并应有供检修用的接地装置 .
3.盘柜的漆层应完整 , 无损伤 , 固定电器的支架等应刷漆 . 盘面颜色宜和谐一致 .
二真空断路器小车：
1.小车操作平稳，接触良好，机构联锁可靠。
2.安装应垂直 , 固定应牢靠 , 外观清洁完整 . 相间支持瓷件在同一开平面上。
3.三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上, 拐臂角度一致 .
4.导电部分的可挠铜片不应断裂 , 铜片间无锈蚀 , 固定螺栓应齐全紧固 .
5.电气连接应可靠 , 并涂电力复合脂 , 导电回路接触电阻试验合格 .
6.绝缘和机械特性试验合格 .
三弹簧机构
1.各零部件齐全 , 各转动部分应涂润滑脂 .
2.各接触器 , 辅助开关的动作准确可靠 , 接点接触良好 , 无烧损或锈蚀 .
3.合闸弹簧储能后，牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠锁住。
4.分、合闸闭锁装置动作灵活，复位准确迅速，并应扣合可靠。
5.机构合闸后，应可靠地保持在合闸位置。
6.断路器与其操动机构联动正常 , 无卡阻 ; 分、合闸指示正确
四接地隔离开关
1.接线端子及载流部分应清洁，接触良好，并涂电力复合脂。
2.绝缘件表面清洁，无裂纹、破损等缺陷。
3.操动机构的零部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分涂润滑脂，操作灵活。
有关说明：高压开关柜要严格按照《 3.6kV ～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》（GB3906）、《 3.6kV～40.5kV 五
交流金属封闭开关设备和控制设备》（ DL/T404）和《国家电网公司预防 12kV～40.5kV 交流高压开关柜事故补充措施》（国家电网生 [2010]811 号）的有关要求，必须选用通过 IAC（内部故障级别）级型式试验的产品；柜内绝缘护套材
料必须选用已通过型式试验的合格产品，使用寿命不少于 20 年；高压断路器柜除仪表室外，断路器室、母线室和电缆室
等均应设有泄压通道或压力释放装置。
五10kV 电容器成套装置验收规范
序号验收内容结论备注
一、
1.
2.
并联电容器及放电线圈
电容器组的布置与接线应正确. 三相电容量误差允许值符合规定.
3.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 .
4.电容器外壳及构架的接地应可靠 , 其外部油漆应完整 . 其外部油漆应完整 .
5. 电容器连接线应为软连接，或采用有伸缩节的铜排（或铝排）.
6. 生产厂提供供货电容器局部放电试验抽检报告.
7.禁止使用油浸非全密封放电圈 ; 严禁将电容器三台放电线圈的一次绕组接成三
角形或“ V”形接线 ;
8放电回路应完整且操作灵活。
9.禁止使用放电线圈中心点接地的接线方式.
10.认真校核放电线圈的线圈极性和接线是否正确，确认无误后方可进行投试，
试投时不平衡保护不得退出运行 .
11.熔断器熔体的额定电流应符合设计规定。
12.厂家必须提供外熔断器合格、有效的型式试验报告.
二投切电容器开关
13.新装置禁止选用开关序号小于 12的真空开关投切电容器组 , 所选开关必须型式试
验项目齐全，型式试验项目必须包含投切电容器组试验。
14.真空开关的合闸弹跳应小于 2ms。
三电抗器
15.支柱应完整、无裂纹，线圈应无变形。
16.线圈外部的绝缘漆应完好。
17.支柱绝缘子的接地应良好，并不应成闭合环路。
18.各部油漆应完整。
19.电抗器宜放置在电容器组的电源侧 .
20. 四选用空心电抗器时，一定要电抗器周边结构件的金属件呈开环状. 避雷器
21.避雷器外部应完整无缺损，封口处密封良好。
22避雷器应安装牢固，其垂直度应符合要求，均压环应完整。
23.禁止使用四避雷器接线方式（三支星接一支接中性点）24禁止将带间隙氧化锌避雷器用电容器的保护.
五说明
六10kV 自动调谐及接地选线装置验收规范
序号验收内容结论备注
1.消弧线圈
2.接地变
3.有载开关
4.调容柜
5.阻尼电阻器
6.控制器
7.避雷器
8电压互感器
9.电流互感器
10.隔离开关
11.组合柜
七 10kV 矩形母线验收规范
序号验收内容结论备注1. 硬母线转弯处弯曲半径应满足以下要求：平弯弯曲半径不小于2倍母线厚
度，立弯弯曲半径不小于 1.5 倍母线宽度。
2. 母线开始弯曲处绝缘子的母线固定金具不应大于0.25 倍的母线两支持点距
离；开始弯曲处距母线连接位置不小于50mm；多片母线的弯曲度应一致。
3.母线搭接长度不小于母线宽度。
4. 螺栓固定搭接时，连接处距支持绝缘子的固定金具边缘不小于50mm。
5. 母线直角扭转时，其扭转的长度应为母线宽度的 2.5-5 倍。
6.母线的接触面加工必须平整、无氧化膜。经加工后其截面减少值：铜母线
不应超过原截面的 3%，铝母线不应超过原截面的 5%。
7.铜与铜搭接：室外、高温且潮湿或对母线有腐蚀性气体的室内，必须搪锡，在
干燥的室内可直接连接。
8.铝与铝直接连接。
9.铜与铝连接：必须搪锡或镀锌，不得直接连接。
10.母线平置时，贯穿螺栓应由下至上，其余情况下，应置于维护侧，螺栓长
度宜露出螺母 2-3 扣。
11. 平置时，母线金具的上部压板应与母线保持1-1.5mm的间隙；立置时，上部
压板与母线保持 1.5-2mm的间隙。
12.母线固定金具与支柱绝缘子间的固定应平整牢固，不应使其支持的母线受
外力。
13.交流母线的固定金具或其它支持金具不应成闭合回路。
14.母线固定装置应无棱角或毛刺。
15.母线伸缩节不得有裂纹、断股或折皱现象；其载面不应小于母线载面的 1.2
倍。
16.母线的螺栓连接及支持连接处、母线与电器的连接处以及距所有连接处
10mm以内的地方不应涂漆。
17.母线固定金具安装规范、牢固。
18.母线所有可见面均应涂相色漆，涂漆应均匀、无起层、皱皮等缺陷，并整
齐一致。
19.有关说明：
八防雷接地验收规范
序号验收内容结论备注1.应接地部位：
设备金属底座和外壳；
电气设备的操动机构；
配电装置的金属或钢筋混凝土构架及靠近带电部分的金属遮栏和金属门；
控制箱、端子箱、电源箱的外壳和底座。
2.整个接地网外露部分连接可靠，接地线符合图纸设计要求，油漆完好，装设
临时接地处应标志齐全明显。
3.不允许利用混凝土内部的钢筋接地。
4.
2
利用扁钢接地，截面不小于 100mm，厚度不小于 3mm。
5. 每个电气装置的接地应以单独的接地线与主网连接，不得在一个接地线中串
接多个需要接地的电气装置。
6. 明敷接地线不应妨碍设备的拆卸与检修。
7. 接地线外露部分应涂以用 15-100mm宽度相等的绿色和黄色相间的的条纹。中
性线宜涂淡蓝色。
8. 接地扁钢的连接应为其宽度的 2倍。
9. 变压器中性点接地线与主网的连接段应设置成便于检查的方式。
10. 主变中性点接地刀闸引线压接良好，操作灵活、接触可靠、接地良好
11. 主变中性点避雷器安装垂直无倾斜，引线压接良好，接地规范。
12. 有关说明：
九验收要求
1、一次设备评价表
支架及连接件无锈蚀，瓷件无损伤、裂纹、污染。
设备安装无缺件，螺栓安装齐全、紧固，螺栓出扣长短一致（2-3 扣），销针应开口 30 设备安装度至 60 度，设备安装无垫片（设备自身调整垫片除外），在槽钢及角钢上安装设备应使用与螺栓规格相同的楔形方平垫；设备相色标识正确；设备铭牌齐全、清晰、固定可
靠；设备围栏接地可靠、标识清晰。设备安装有垫片。
设备本体连
设备本体连接电缆防护符合规范（户外安装不外露），电缆保护管、桥架、槽盒固定牢
固，接地可靠、工艺美观，沿变压器本体敷设的电缆及感温线整齐美观，无压痕及死弯，接电缆
固定牢固、可靠。
充油（充气）
设备、无渗
充油设备无渗漏油，充气设备压力正常，泄漏率符合要求。
漏油，油位
正常
接地引线截面符合设计和规范要求、接地体焊接规范；户外接地装置使用的紧固件应使用
接地装置
热镀锌制品；严禁在一个接地线中串接几个需要接地的电气装置；接地标识清晰、牢固、
符合规范要求，螺栓紧固部位不得刷漆；户内开关室、保护室应合理设置工作接地端子，
接地端子标识清晰、美观。
重要设备和设备构架应有两根与主地网不同地点连接的接地引下线；接地体螺栓连接规
设备接地连范、可靠（户外采用热镀芯螺栓或铜质螺栓，防松措施可靠，接地排连接螺栓规格：宽
接度 25mm-40mm接地排不应小于 M12或 2×M10，宽度 50mm-60mm不应小
于2×M12，宽度60mm以上不应小于 2× M16或 4×M10）。
构支架及爬梯接地可靠，接地标识明显、正确；避雷针的金属筒体底部至少有 2 处与接
特定接地连地体对称螺栓连接；插接式避雷针应采用焊接或跨接方式保证其有效雷电流通道；变电
接站的接地装置应与线路的避雷线相连，且有便于分开的连接点；建筑物避雷带引下线设
置断线卡，断线卡应加保护措施。。
本体及中性
接地位置符合规范和产品要求，中性点系统（包括接地开关、电抗器、避雷器等设备与接
地网的连接）接地应采用两根符合规格要求的接地体连接到接地网不同网格，连接可靠，工
点系统接地
艺美观。
附件固定牢固、工艺美观，安装螺栓露扣一致；冷却器运行编号齐全，性能良好，运行正
附件安装常；呼吸器油封油位正常、吸湿剂颜色正常；储油柜油位在标准曲线范围；变压器消防灭火装置工作正常、各部件无脱漆锈蚀现象。
有载调压装
有载调压装置档位远方就地显示一致；温度控制器显示正确，就地和远方一致。有调压
置和温度控
装置档位和温度控制器指示就地和远方不一致。
制器
支架与本体
支架安装牢固、满足产品技术要求，地脚螺栓有防松措施、露出长度一致，本体及操作机构固
定牢固、工艺美观、螺栓紧固无锈蚀；操作机构液压系统操作压力正常或弹簧操作储能系统正常，分合闸安装
指示正确。
接地支架接地、机构箱与支架辅助接地可靠、美观。
支架、本体、
支架安装牢固、满足产品技术要求；本体、地刀及机构安装符合设计和产品技术要求、工艺美观、地刀及机构
螺栓紧固、无锈蚀；分、合闸位置正确、接触可靠。
安装安装
本体安装及
支架安装牢固、满足产品技术要求；本体安装螺栓紧固无锈蚀；本体接地和辅助接地可靠、工艺美观。接地
避雷器安装支架安装牢固、满足产品技术要求；避雷器螺栓紧固、螺栓露扣长度一致，无锈蚀；避雷器应安装垂
直、避雷器压力释放口安装方向合理；在线监测装置与避雷器连接导体规格符合要求，连接、固定可靠；
均压环应安装牢固、平整，均压环无划痕、毛刺。
接地支架接地可靠，标识清晰；接地部位一处与接地网可靠接地，一处与辅助接地（集中接地装置）可靠接地。支柱绝缘子
支架安装牢固、接地可靠；支柱绝缘子的轴线、垂直度和标高符合要求；屏蔽罩及均压环应安装牢固，均
压环无划痕、毛刺损伤。
导线外观及导线无松散、断股及损伤；扩径导线无凹陷、变形，压接后线夹外观光滑、无裂纹、无
压接扭曲变形。
绝缘子串及绝缘子瓷质完好无损、清洁，铸钢件完好无锈蚀；连接金具的螺栓、销钉、球头挂板等
金具应互相匹配，碗头开口方向应一致，闭口销必须分开，并不得有折断或裂纹。
软母线安装三相导线驰度一致，间隔棒固定牢固，工艺美观；螺栓、垫圈、弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠。不符合 1 处扣 1 分
引下线及跳引下线及跳线的驰度符合要求，工艺美观；连接面处理和螺栓紧固符合规范要求；连接
线安装的线夹、设备端子无损伤、变形；尾线朝上的线夹有排水孔。
母线加工和焊接接口避开母线固定金具和隔离开关静触头固定金具，焊口距支持器边缘距离≥
焊接50mm；管母接头处应按照设计要求加工补强孔；焊接工艺良好。
绝缘子及及
绝缘子瓷质完好无损、清洁；支柱绝缘子的轴线、垂直度和标高满足管母安装要求；金
具安装符合要求，所有螺栓、垫圈、锁紧销、弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠；均
金具
压环与屏蔽罩完整、无变形。
矩形母线安连接面处理和螺栓紧固符合规范要求；设备端子无损伤、变形；母线的伸缩和固定符合设计规装范要求。
安装外观无机械损伤，固定螺栓牢固，各部件安装工艺美观；伸缩节无卡阻现象。
相关部位间接地连接及与接地网间的连接可靠，接地件规范、工艺美观；跨接排连接可
接地靠，导通良好，出线端部承受感应入地电流的连接可靠（包括三相汇流连接），工艺美观，标识清晰。
油浸站用变呼吸器性能良好，运行正常；有载调压装置档位就地和远方正确一致；温度控制器显示正
压器确，就地和远方一致；变压器本体及低压侧中性点可靠接地。
屏柜安装及屏柜内电源侧进线接在进线侧，负荷侧出线应接在出线端（即可动触头接线端）；屏柜
接线内 UPS电源连接可靠、美观；屏柜及连接箱、桥接地可靠，箱、桥间连接处应短接。
蓄电池外观无损伤、裂纹；高低一致，排列整齐、工艺美观；电池连接条及紧固件完好、整齐、固定牢靠；蓄电池编号齐全、清晰，连接线及采样线接线正确、美观；极性标识正确。
金属构件无明显变形、锈蚀；瓷瓶无破损，金属法兰无锈蚀；工艺美观，连接螺栓紧固，
支架（平台）构件间无垫片；电容器外观无破损、锈蚀和变形；电容器无渗漏（串联补偿装置平台支
与外观柱绝缘子顶部标高应在同一水平面上；斜拉绝缘子所有金具连接、轴销、开口销及螺栓紧固符合产品说明书要求）。
电抗器安装的支柱高度及对应的减低磁感应措施符合设计和产品技术要求（例如，不导设备安装磁的升高座等）；电容器编号齐全清晰；电容器外壳与固定电位连接应牢固可靠；熔断器和指示器的位置正确；放电线圈接线牢固美观，本体及二次绕组接地可靠。
固定穿墙套管的钢板应接地可靠，无闭合磁路钢板；电抗器底座接地可靠符合规范要求，接地标识清晰，不应构成闭合导通回路，闭合导体围栏与电抗器距离符合设计要求；其他各个接地部位可靠（电容器组、附属设备、网门等）；接地标识清晰。
2、验收签证单
二次设备部分
1.端子箱、机构箱：
1)箱体整齐无锈蚀。
2)电缆排列整齐，端子压接规范无受力。
3)端子箱封堵符合要求。
4)箱内元件齐全。
5)端子箱有明显接地与主接地网可靠相连，可开启门与用软铜导线可靠接地。
6)电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长度等）。
7)至微机保护屏去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好。
2.电缆沟：
1)预埋件符合设计，安装牢固。
2)电缆沟的地坪及抹面工作结束。
3)电缆沟清理干净，盖板齐全。
3.电缆管的加工及敷设要求：
1)管口应无毛刺和尖锐棱角，管口宜作成喇叭状，且上管口应封堵。
2)电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
3)室外电缆保护管安装牢固符合规范；电缆保护管直径、弯曲半径符合规范，无锈蚀；电缆保护管与操作
机构箱交接处设置合理；金属软管与设备固定牢固；电缆保护管封堵严密；金属电缆保护管可靠接地。
4．电缆的敷设：
1)电缆敷设时应排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；并加以固定，且电缆牌清楚。
2)在电缆终端头、拐弯处均应挂电缆标志牌，电缆牌上应注明线路编号及电缆型号、规格。
3)动力电缆与控制电缆不应同层敷设。
4)电力、控制电缆的弯曲半径：
?交联聚乙烯绝缘电力电缆：单股：１５d、多股：２０ d。
?聚氯乙烯绝缘电力电缆：１０ d。
?橡皮绝缘电力电缆：钢铠护套：２０d，裸铅包护套：１５d，无护套：１０d。
?控制电缆：１０ d。
5)电缆固定：
?垂直敷设或超过４５度倾斜敷设的电缆每一个支架上。
?水平敷设的电缆，在电缆首末两端、转弯及每隔５00mm－１ 000m的地方。
?电缆进入电缆沟、盘柜、及串入电缆保护管时，出入口应封闭，管口应封闭。
6)电缆直埋的安全要求：
?电缆埋置深度至少应距地面０．７ m，应埋设于冻土层以下。
?且电缆上下部应铺以不小于１０ 0mm厚的软土或沙层并加盖保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各５０ mm，保护板可采用砖块或混凝土盖板。
?直埋电缆在直线段每隔５ m－１０ m处、电缆接头处、转弯处、进入建筑物处，应设明显的标志。
?直埋电缆回填土前，应经隐蔽工程验收合格。回填土应分层夯实。
7)电缆头的制作，应严格遵守制作工艺规程；且空气湿度应控制在７０％及以下。
8) 电力电缆接地线宜采用铜绞线或镀锡铜编织线，其截面面积应符合规定：１２０
2 2 mm及以下：１６ mm；
2 2
１５０ mm及以上：２５ mm。
9)电缆二次线：端子排上接线无缺失螺丝，端子排无损坏；电缆头密实、整齐；二次芯线顺直，接线整齐、
紧固、美观；线帽、电缆标牌清晰、正确、齐全且字体一致；不同截面芯线不得插接入同一端子同一侧；一个
端子同一侧接线数不大于2 根，S 弯芯线弯圈弧度一致、工艺美观；电压回路、跳闸回路相邻端子间有隔离措施；屏顶小母线有防护措施，屏顶引下线在屏顶穿孔处有胶套或绝缘保护；电流回路中性点接地符合反措要求。
10)备用芯及屏蔽连接：备用芯长度留至最远端子处，编号标识并使金属芯线不外露；屏蔽层接地牢固可靠，屏
蔽线引至接地排时排列自然美观，提倡采用单根压接接至接地排，采用多根压接时根数不宜过多、压接牢固并对线鼻子的根部进行热缩处理；同一个接线端子不能多于 2 个接地鼻子；三芯电力电缆终端处的金属护层必须接地良好；电缆头通过零序电流互感器时，接地线应采用绝缘导线。
11)电缆的防火阻燃：
?在电缆穿过竖井、墙壁、或进入电气盘、柜的孔洞处应用防火堵料密实封堵。
?必要时刷涂防火涂料。
5.室内屏体
1)屏体整洁，元件齐全，标志正确
2)端子排整洁无锈蚀，且压接规范无受力
3)电缆排列规范，固定牢固整齐，标志齐全，与图纸相符
4)电缆封堵符合要求
5)至配电室去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好
6)电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长度等）
7)屏柜与接地网直接接地可靠；保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座接地可靠；装有电气
元件的可开启的屏柜门有软导线接地；屏柜封堵严密、工艺美观；室内专用试验用接地端子安装规
范，标识规范清晰。
变电站验收规范标准
变电站验收规范
电力工程有限公司 年月 1.端子箱、机构箱： 1)箱体整齐无锈蚀。 2)电缆排列整齐，端子压接规范无受力。 3)端子箱封堵符合要求。 4)箱内元件齐全。 5)端子箱有明显接地与主接地网可靠相连，可开启门与用软铜导线可靠接地。 6)电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长度等）。 7)至微机保护屏去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好。 2.电缆沟： 1)预埋件符合设计，安装牢固。 2)电缆沟的地坪及抹面工作结束。 3)电缆沟清理干净，盖板齐全。 3.电缆管的加工及敷设要求： 1)管口应无毛刺和尖锐棱角，管口宜作成喇叭状，且上管口应封堵。 2)电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
3)室外电缆保护管安装牢固符合规范；电缆保护管直径、弯曲半径符合规范，无锈蚀； 电缆保护管与操作机构箱交接处设置合理；金属软管与设备固定牢固；电缆保护管封堵严密；金属电缆保护管可靠接地。 4．电缆的敷设： 1)电缆敷设时应排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；并加以固定，且 电缆牌清楚。 2)在电缆终端头、拐弯处均应挂电缆标志牌，电缆牌上应注明线路编号及电缆型号、 规格。 3)动力电缆与控制电缆不应同层敷设。 4)电力、控制电缆的弯曲半径： ?交联聚乙烯绝缘电力电缆：单股：１５d、多股：２０d。 ?聚氯乙烯绝缘电力电缆：１０d。 ?橡皮绝缘电力电缆：钢铠护套：２０d，裸铅包护套：１５d，无护套：１０d。 ?控制电缆：１０d。 5)电缆固定： ?垂直敷设或超过４５度倾斜敷设的电缆每一个支架上。 ?水平敷设的电缆，在电缆首末两端、转弯及每隔５00mm－１000m的地方。 ?电缆进入电缆沟、盘柜、及串入电缆保护管时，出入口应封闭，管口应封闭。 6)电缆直埋的安全要求： ?电缆埋置深度至少应距地面０．７m，应埋设于冻土层以下。 ?且电缆上下部应铺以不小于１０0mm厚的软土或沙层并加盖保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各５０mm，保护板可采用砖块或混凝土盖板。
(完整版)变电站竣工资料模板.doc
（户名） KV 变电站安装工程 竣 工 资 料 （发包方） 2007 年月日
目录 序号内容备注1安装工程施工组织设计 2安装工程施工管理措施 3施工组织措施 4施工安全措施 5施工技术措施 , 文明措施 6施工作业指导书 7施工技术交底书 8施工主要材料工器具及设备表 9工程开工报告 10变配电设备安装检测验收报告 11变配电站各项安装、检测、验收表 包括：基础槽钢、盘柜、绝缘支架、变压器、接地装置、 母线制作、二次回路、箱变、其他（电缆、母线槽、桥架 等） 12设备原始检查记录 13工程竣工报告 14工程质量评定表 15客户意见征询表 16竣工图 17产品合格证明书（变压器、高低压柜、计量柜合格证出厂 试验报告复印件） 18提交试验报告
（户名） KV 变电站安装工程施工组织设计 编制人：编制日期：2007 年7 月2 日审核人：审核日期：2007 年7 月2 日批准人：批准日期：2007 年7 月2 日承包单位：
变配电安装工程组织设计 一．工程概况 工程名称： 工程编号： 建设单位： 设计单位： 施工单位： 工程项目： 工程性质： 开工日期： 工程安全目标：不发生人身轻伤事故，不发生设备损坏事故，不发生违章操作行为，保证施工安全。 工程质量目标：保证施工质量，按期竣工，一次验收通过，一次送电成功。 工程施工环境：符合建筑安装工程施工现场环境管理有关规定。 二．施工方案 1.施工工序： 1.1 槽钢底座制装并接地。 1.2 进配电设备就位、配电设备固定拼装。 1.3 设备配套铜母排安装。 1.4 二次电缆线敷及结线安装。 1.5 配电设备调试。 1.6 设备及站内清洁工作。 1.7 配合电试、继保。 2.施工方法： 2.1 各单项工程施工方法应符合《电气装置安装工程施工及验收规范》有关标准。 2.2 设备就位安装，根据变电站现场的进设备的可行通道，按从里到外，先 10KV 开关 柜后变压器外带箱体，再 0.4KV 开关柜的顺序来进设备及就位。设备就位的位 置按照设计图的排列位置，先将第一个柜矫正垂直度、平面度，并且用螺栓可靠固 定，再将其他开关柜按第一个柜的垂直度、平面度为标准依次就位固定拼装。 2.3 配套铜母排安装，要相位正确，对正符合各柜的分支排的螺栓孔，铜排紧固螺 栓的螺母要面对柜的维修侧。 2.4 二次电缆线敷设安装的起点、终点按照设计施工图位置，电缆线不得有损伤。 二次电缆线的结线要根据设计施工图和设备的二次原理图和结线图，并调试合格符合设计要求。 3.检测验收： 3.1 单项工程完工后要进行检测验收，有施工人员自检验，工作负责人复检，工程
变电站验收项目规范
变电站验收规范标准 2017年2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、1 5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、1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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μL/L ）任一项不宜超过下列数值： 总烃：20， H 2：10， C 2H 2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L ；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L 。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行； 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，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%； 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%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： 1 2 12t T t T R R ++? = （7.0.3）
智能变电站二次系统试验方法综述
智能变电站二次系统试验方法综述 发表时间：2016-10-14T14:59:40.457Z 来源：《电力设备》2016年第14期作者：夏磊 [导读] 近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。 （泰州供电公司） 摘要：近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了传统变电站二次系统中的缺陷及不足，并结合相关实践经验，分别从智能变电站二次系统试验流程、试验重点及难点等多个角度与环节，就智能变电站二次系统试验方法展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识。 关键词：智能变电站；二次系统；试验方法； 1前言 二次系统作为智能变电站应用中的重要方面，二次系统试验方法的关键地位不言而喻。该项课题的研究，将会更好地提升对智能变电站二次系统试验方法的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。 2智能变电站概述 智能电网运行的合理性离不开智能变电站的支持，在研究智能变电站过程中需要注重对二次系统的分析，加强对二次系统运行过程中存在的问题进行深入研究，从而确保二次系统运行的可靠性。 在网络通信平台的支持下，智能变电站通过先进的智能设备对一次设备进信息采集、保护、监测、控制。同时，依据智能变电站运行的具体情况，丰富智能变电站的应用功能。例如，自动控制、智能调节、动态决策等 [1]。 智能变电站与常规变电站相比，其中二次系统在对数据的采集、传输、集成等多个方面在本质上都发生了较大变化，不仅增加了检修难度，而且在对系统进行扩建过程中也增加了安全风险。智能变电站的二次回路不再全部通过二次电缆进行功能控制，而是运用光纤通讯手段来实现相应功能，其信息化强，数字化明显，拥有传统变电站所不具备的优势，但是新技术的产生，致使传统的试验方法已经远远不能满足需求，研制新的试验设备、开辟新的试验方法是我们解决问题的方向。本文以智能变电站二次系统作为研究对象，分析讨论了智能变电站二次系统的试验流程、试验重点和难点，为科学学者进一步进行试验工作提供了借鉴经验，并希望智能变电站二次系统试验技术早日完善。 3智能变电站二次系统试验流程 智能变电站二次系统的试验流程主要包括以下几个步骤：第一步是出厂验收，主要针对设备的硬件、功能、可靠性和性能进行检查试验，验收的过程通常在集成商处进行，验收之前设备要符合相应的验收标准：设备的系统集成和软件开发都是在工厂环境下完成的，符合配置要求；集成商提供被测试的设备并模拟出测试环境，其中相关资料的编写工作也有集成商完成。如果是二次设备供应商，其技术规范要达到对应标准。第二步是现场对所有二次设备进行性能和功能测试，其中包括交换机收发功率测试、测控装置的同期功能测试以及保护装置的定值校验等。值得注意的是，调试过程需在所有二次电缆完成接线及光缆熔接后进行。第三步是全站二次系统功能调试，通过系统联调实现数据的共享，在调试过程中还需进行远动通信系统调试和站级监控系统调试。最后一步是启动调试，经过上述功能调试后，整组传动正确，开始进行实际工作的检验，主要测试带电工作情况，但是，碍于条件限制，一般对保护装置在二次侧进行加量试验，以确认相量的准确性[2]。 4试验重点 智能变电站二次系统的试验范畴很广，所以本文主要涉及一些重点试验来介绍，其中包括出场验收、二次设备功能调试、全站二次系统功能调试以及启动调试的试验手段和相关内容，重点分析一些与常规变电站不同的试验内容。 4.1出厂验收 集成后的智能变电站二次系统作为二次系统出厂验收试验的对象，其重要组成部分有测控装置、保护装置、监测一体化装置、网络设备、远动通信单元以及智能终端等，出场验收包括设备系统的安全可靠性、稳定性、硬件质量、功能测试和性能指标等一系列标准。 4.2二次设备功能调试 二次设备功能调试之前，要对二次电缆的连接以及通信网络情况进行检测，以确保其正确性。然后进行整组传动、通流及升压，以确保二次系统的正常运作。进行保护装置的动作模拟，对设备的智能终端和保护出口进行检验；二次设备功能调试还包括远动通信单元相关功能测试以及站级监控系统相关功能，并与调度主站进行联调。 4.3全站二次系统功能调试 全站二次系统功能调试对于智能变电站二次系统意义重大，所以对其性能的要求更加严格。全站二次系统功能调试能够最大程度的模拟实际的工作环境，所以其检验结果具有重要参考价值，检测的内容有：遥信变位传送时间、遥控命令传输执行时间、遥测超越定值传输时间、保护整组动作时间、采样延时及同步性和主备机切换时间等。 4.4启动调试 智能变电站的二次系统的启动调试进行的是相量检测，一般通过保护装置本身的测量模块，以确认相量的准确性。 5试验的难点 5.1采样同步性测试 由于智能变电站对数据源同步精度很高，所以对于一些变电站内的方向距离保护、变压器保护、母线保护以及测控装置来说，需要采用一些特殊的方式进行试验。为保证数据精度，智能变电站对于不同装置采用区域采样点插值同步法和全站时钟源同步法。所以，进行采样同步性测试就显得格外重要，而现场同步性测试得主要目的就是确保二次设备数据采集的同步性[3]。 5.2网络性能测试 网络性能测试是智能变电站最重要的测试内容之一，其检验标标准有丢包率、时延、以及吞吐量。吞吐量反映了交换设备的数据包转
变电站自动化系统标准化验收作业指导书
编号:Q／孔目江500kＶ变电站自动化设备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 国网江西省电力公司检修分公司 1、范围
本指导书适用于孔目江500kV变电站自动化设备竣工验收作业。 2、引用文件 国家经济贸易委员会第30号令,2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 DL/T ８60-200６《变电站通信网络与系统》 DL/T 137２远动终端设备 DL/Ｔ５1３6 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定 DL／T ５137 电测量及电能计量装置设计技术规定 DL/T ５149-2001 ２20—500kV变电所计算机监测系统设计技术规程 ＤＬ/T ６21 交流电气装置得接地 ＤL／T ６30-１99７交流采样远动终端技术条件 DL／Ｔ634.５101 远动设备及系统第５部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准 ＤL/T ６34。51０4 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集得IEＣ60８70-5－101网络访问ＤL/Ｔ63４远动设备及系统第5部分:传输规约第１02篇电力系统电能累计量传输配套标准
DL／T 6６7 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 DＬ451 循环式远动规约 DL ４76 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/Ｔ５003—2005 电力系统调度自动化设计技术规程 江西电网DL/Ｔ1７９-2000 电力系统电能量计量传输实施细则(试行) 《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕３4号 IＥEE Sｔd 1３44—1９９5(R2００１)IEEＥStａnｄaｒd for Synchrophａｓｏrs foｒPoｗｅr Systems Q/GDW 1３1-2０06 电力系统实时动态监测系统技术规范 IＥEＥStｄＣ３７.11８—20０5 电力系统同步相量标准 Q／GDW 273－20０9 继电保护故障信息处理系统技术规范 ３、验收前准备 3、1 人员要求:
电力线路及变电站安装工程竣工检查验收规范(DOC)
附件： 电力线路及变电站安装工程 竣工检查验收规范1.架空电力线路部 (3) 1.1验收时应按下列要求进行检查 (3) 1.2验收时应提交下列资料和记录 (3) 1.3验收资料目录 (3) 2.电缆线路部分 (6) 2.1验收时应按下列要求进行检查 (6) 2.2验收时应提交下列资料和记录 (6) 3.变电站一次部分 (8) 3.1变压器 (8) 3.1.1验收时应按下列要求进行检查 (8) 3.1.2验收时应移交下列资料和记录 (9) 3.2六氟化硫断路器............. 3.2.1验收时应按下列要求进行检查3.2.2验收时应提交下列资料和记录3.3隔离开关................... 3.3.1验收时应按下列要求进行检查3.3.2验收时应提交下列资料和记录3.4避雷器..................... 3.4.1验收时应按下列要求进行检查.. 9 (9) (10) .10 (10) (11) 11 (11)
3.4.2验收时应提交下列资料和记录11 3.5电容器 (12) 3.5.1验收时应按下列要求进行检查12 3.5.2验收时应提交下列资料和记录12 3.6互感器 (12) 3.6.1验收时应按下列要求进行检查12 3.6.2验收时应移交下列资料和记录13 3.7母线安装 (13) 3.7.1验收时应按下列要求进行检查13 3.7.2验收时应提交下列资料和记录13 3.8高压开关柜 (14) 3.8.1验收时应按下列要求进行检查15 3.8.2验收时应提交下列资料和记录16 3.9变电站一次部分验收资料目录 (16) 4.变电站二次部分 (18) 4.1验收时应按下列要求进行检查 (18) 4.2验收时应提交下列资料和记录 (19)
变电站设备验收制度(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 变电站设备验收制度(正 式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2207-23 变电站设备验收制度(正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。 二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。 三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。 四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电
关于加强智能变电站继电保护管理的通知
浙电调字…2011?180号 关于加强智能变电站继电保护管理的通知 各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院： 随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下： 一、工程管理 （一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原 —1—
则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。 （二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。 （三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。 （四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安 装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。 （五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。 （六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验 —2—
变电站自动化系统现场交接验收规范
变电站自动化系统现场交接验收规范 ***电力公司 二〇一八年十月 1
编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行。
目录 1 总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2 应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 3
6.2验收内容 (12) 7 验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3 遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10 测试报告及验收结论 (22) 附录A 四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C 验收报告 (26) 附录D 缺陷表 (28)
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求(试行)
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求 （试行） 1基本要求 1.1本规范根据《浙江电网继电保护验收规范》、《浙江电网220kV变电站继电保护验收规范》的要求，结合目前新建、扩建、技改工程验收工作的实际情况，规范统一全省智能变电站继电保护首检式验收项目和要求。 1.2首检式验收包含原验收规范要求的全部项目，并增加首次检验必需的重要项目，重点验收继电保护系统的隐蔽工程及在运行过程中不能通过装置自检所反映的问题，含资料检查、公用部分检查、直流电源检查、过程层设备检查、间隔层设备检查、站控层设备检查、网络设备及辅助设备七部分内容及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求等项目。 1.3验收前，验收人员应根据变电站设备实际情况，对本规范规定的验收报告内容进行必要的补充和调整。 1.4验收时，验收人员应根据验收报告认真验收、记录，并与施工单位试验报告数据进行核对，发现问题及时记录。 1.5验收结束，各验收小组应将首检式验收报告整理装订，做好移交准备工作。验收组应汇总填写变电站验收报告（格式见附录M），在验收报告中应明确存在的问题、整改要求、验收结论等。验收报告应在工程投产前上报投产启动委员会。 1.6被验收工程如存在不满足本验收规范及反措要求、影响到保护安全运行的项目，在整改完成前不允许投入运行。 2首检式验收应具备的基本条件 2.1所有二次接线安装结束，二次回路检查调试工作完成。 2.2保护装置的调试工作已结束，调试整定单已经执行并完成校验。 2.3合并单元、智能终端、网络分析仪的调试工作已结束。 2.4保护整组传动试验已结束，相应的现场一次设备具备联动试验条件。继电保护故障及录波信息子站调试完成，与各级调度主站调试完成。 2.5施工单位自验收、整改工作已完成。 2.6备品备件、专用工器具移交完成。 2.7设备命名牌和熔丝、空开、压板等正式标签挂设完成。 2.8典型操作票及运行规程编写完成，并经主管部门审批。 3资料验收 3.1验收时建设单位应提供的资料 3.1.1完工报告。 3.1.2监理报告。 3.1.3齐全的继电保护试验报告。 3.1.4断路器、电流互感器、电压互感器的试验报告。 3.1.5保护整定单（正式或调试整定单）。 3.1.6全所电流互感器二次绕组极性、变比的实际接线示意图。 3.1.7设计变更通知单。 3.1.8符合实际的继电保护技术资料，包括出厂检验报告、合格证、设备屏图，集中集成测试报告、说明书。 3.1.9型式试验和出厂验收试验报告（含在集成商厂家所进行的互操作性试验报告）齐全，相关试验数据和功能验收结果满足相关标准和技术协议要求。 3.1.10符合实际的继电保护竣工图纸。 3.1.11最终版本的各种配置文件及注明修改日期的清单，包括全站SCD文件、各装置CID文件；MMS网、GOOSE网、SV网交换机端口分配表；全站设备MAC地址表、IP地址分配表。 3.2配置文件检查 3.2.1SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供，SCD文件以图纸质料要求管理。
变电站自动化系统现场交接验收规范标准
河南省电力公司 变电站自动化系统现场交接验收规范 河南省电力公司
二??七年十月 编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行
目录 1总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 6.2验收内容 (12)
7验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10测试报告及验收结论 (22) 附录A四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C验收报告 (27)
新建变电站防火、防盗及视频监控系统施工验收 规范概要
建筑物消防、防盗及视频监控系统施工验收规范 1、总则 1.1编制目的 为了提高省电力公司系统变电站防卸火灾事故和安全防范的能力, 改变防盗、视频监控、火灾报警、消防灭火系统设计,施工安装滞后,系统运行后不能满足变电站安全防控需求和故障、误报率高的现象,避免造成不必要的经济损失和火灾事故,保障公司系统的安全生产和工作秩序,结合公司系统电力调度大楼、办公大楼、变电站实际运行情况制定本施工验收规范。 1.2编制依据 根据《中华人民共和国消防法》、《企事业单位内部治安保卫条例》、《电力设备典型消防规程》、《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006 《建筑内部装修防火施工及验收规范》 (GB50354-2005、《火灾自动报警系统施工及验收规范》 (GB50166-92 、《脉冲电子围栏及其安装和安全运行》(GB/T 7946-2008 、《安全防范系统验收规则》 (GA308-2001 、《安全防范工程技术规范》(GB 50348-2004、《防盗报警控制器通用技术条件》 (GB 12663-2001 、《安全防范工程程序与要求》 (GA/T75-94、《报警系统电源装置、测试方法和性能规范》 (GB/T 15408-1994 、《安全防盗报警设备安全要求和试验方法》(GB/T 16796-1997 、《视频安防监控系统工程设计规范》 (GB 50395-2007、民用闭路监视电视系统工程技术规范 (GB50198-94 、文物系统博物馆安全防范工程设计规范(GB /T16571-1996 、银行营业场所安全防范工程设计规范(GB / T16676-1996等法规、验收标准、技术规范和省公司下发的文件要求制定。 1.3适用范围
变电站设备验收投运制度
变电站设备验收投运制度 一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。 二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。 三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。 四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。 五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。 六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。 七、设备运行前必需准备内容： 1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒
目。 2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。 3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。 4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。 5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。 6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。 7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。 8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。 9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。 10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。 11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。
陕西省电力公司智能变电站现场验收规范试行
陕西省电力公司智能变电站继电保护验收规范（试行） 1 适用范围 本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。 本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计规范 Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型 Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则 Q/GDW 393-2010 110（66）kV～220kV智能变电站设计规范 Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范 Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则 Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范 西电调字〔2011〕19号《750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定》 西电调字〔2011〕103号《西北网调直调继电保护设备命名规定》 陕电调〔2011〕44号《陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）》 3 术语和定义 3.1 现场验收 现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。 3.2 互操作测试 针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。 3.3 缺陷 在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。 3.4 偏差 在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。 4 验收必备条件
变电站技术标准和要求
技术标准和要求 1.本标工程采用的技术规范 1.1 工程规范 本标工程设计规范采用中国国家、国家电力公司颁布的有关标准、规范、规程、规定及其它相关的设计要求文件。施工中有关规范、规程及标准发生矛盾时由监理工程师及项目法人负责协调解决。 1.2 工程质量 国家及部（委）颁布的与本标工程有关的各种有效版本的技术规范、规程、设计院和制造厂技术文件上的质量标准和要求适用于本标工程。 本标工程施工质量检验评定标准按国家电力公司颁布的《电力施工质量检验技术评定标准》验评标准执行以及国家电力公司颁布的其它有关规定等。 本标工程执行的有关规范、规程详见本章中的规范、规程及标准清单。 以上标准若有新的标准则执行新标准，替代原有标准及其它相关标准。 除上述国家及原电力工业部颁布的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件： 经会审签证的施工图纸和设计文件； 批准的设计变更； 设备制造厂家提供的图纸和技术文件； 项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款； 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件； 1.3 施工组织方案编制
施工方案和措施应参照有关规定编制，本标段中标承包人应按照监理工程师的要求，在合同签定后二个月内完成全厂施工组织总设计，并具备审查条件。 1.4 安全生产、文明施工 有关电力建设项目安全管理工作，应遵照电力工业部颁布的《电力建设安全施工管理规定》和《补充规定》以及其它有关安全生产管理文件执行。 2.工程技术条件 2.1 施工范围交接口及施工协调 接口原则是根据施工图的设计界定，接口部位的连接由后完成者实施，现场各单位的要服从监理工程师和项目法人的统一安排、协调。 2.2 图纸交付计划 图纸交付进度根据施工进度安排，提前1 个月交到承包人，特殊项目根据承包人要求提前2 个月提交，届时承包人提出交图计划。 2.3 设备交付计划 设备交货进度按具备安装条件三个月内设备到达现场，交付计划按设备合同规定进度执行。 2.4 竣工移交 按新启规要求执行。资料在系统正常投入运行后，根据国家档案资料规定的要求移交项目法人。 3.图纸 3.1 项目法人在合同或进度计划规定的时间内，项目法人及监理工程师签发有效的按规定的份数提供给承包人用于合同和进度计划的总体布置图、工程施工详图或其它技术文件，项目法人的技术文件和图纸是合同的一部分。
变电站验收项目规范.doc
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 1600kV A 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、1 4、 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1 6 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。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252 进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μ L/L ）任一项不宜超过下列数值：总烃： 20，H2： 10，C2H2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV 的， 不应大于20mg/L ；220kV 的，不应大于15mg/L ； 330～ 500kV 的，不应大于10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取 样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。 5 对 SF 6 气体绝缘的变压器应进行SF6 气体含水量检验及检漏：SF6 气体含水量（20℃的体积分数） 一般不大于250 μL/L 。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1测量应在各分接头的所有位置上进行； 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，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%； 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
变电站运行制度及管理规程规定
变电站运行制度及管理规程规定 1、站长职责 2、值班长职责 3、值班员职责 4、防止小动物管理制度 5、事故预防处理制度 6、安全活动制度 7、设备验收制度 8、设备运行制度 9、要害场所管理制度 10、消防管理制度 11、GIS封闭组合电器运行操作规定 12、KYN28—12开关设备操作程序 13、设备巡回检查制度 14、交接班制度 15、电容器运行规程 16、设备定期试验机轮换制度 17、设备缺陷管理制度 18、变电站微机监控工作规定 19、变电站停送电制度和操作规程
站长职责 第一条站长是全站的负责人，对本站的安全经济运行，设备管理等工作负全名领导责任，组织全站职工完成上级交给的全 部任务。 第二条组织本站的政治.业务学习，关系职工生活，搞好站内团结，带领全站人员认真贯彻执行各项规章制度，严格履行岗位 责任制，对运行人员工作质量进行考核。 第三条将强安全教育，主持安全日活动，开展季节性安全大检查，安全性评价，危险电分析等工作，参与本站事故调查分析， 主持障碍，异常和运行的分析会。 第四条结合新设备.新技术的运用，组织全站人员加强业务学习，全名提高职工技术素质。 第五条每月至少跟班一次，掌握设备运行状况和人员行为规范的执行情况。抓好安全经济运行分析.电能质量分析.可靠性 分析等工作和设备定级全线管理，设备验收和新设备投用 前的准备工作，组织或参与验收。 第六条组织较大停电和较复杂操作的准备工作，并现场监督。 第七条组织编写.修改现场运行规程和典型操作票，并检查执行情况，抓好培训工作和本站微机管理工作。 第八条定期组织人员对安全器具.消防.通讯.生活等设施进行检查，组织做好全站设备维护及文明生产工作 第九条制定切实可行的考核方法，落实各级岗位责任制，并公开.