变电站验收项目规范

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、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，        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： 

                        （7.0.3） 

式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）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=1.5K/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=ARt                            (7.0.9-2) 

当实测温度为 20℃ 以下时： 

R20=Rt/A                           (7.0.9-3) 

式中 R20——校正到 20℃ 时的绝缘电阻值(MΩ)； 

Rt ——在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ)。 

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3000MΩ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 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，在常温下不小于1.3；当R60s大于10000MΩ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 被测绕组的 tanδ 值不应大于产品出厂试验值的130%； 

3 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=1.3K/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 tanδ t                       (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8000kVA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

标称电压	设备 最高电压	交流耐压
		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	14	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，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： 

（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
	水平偏差	相邻两柜顶部	<2
		成列柜顶部	<5
	盘面偏差	相邻两柜边	<1
		成列柜面	<5
	盘面接缝		<2
9.	高压柜的接地应牢固良好,并应有供检修用的接地装置.
10.	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。
五	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、	并联电容器及放电线圈
1.	电容器组的布置与接线应正确.
2.	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.	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.
四	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.	利用扁钢接地，截面不小于100mm2，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

设备安装	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。
设备本体连接电缆	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，固定牢固、可靠。
充油（充气）设备、无渗漏油，油位正常	充油设备无渗漏油，充气设备压力正常，泄漏率符合要求。
接地装置	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。
设备接地连接	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：宽度25mm-40mm接地排不应小于M12或2×M10，宽度50mm-60 mm不应小于2×M12，宽度60mm以上不应小于2×M16或4×M10）。
特定接地连接	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。
本体及中性点系统接地	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，工艺美观。
附件安装	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。
有载调压装置和温度控制器	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。有调压装置档位和温度控制器指示就地和远方不一致。
支架与本体安装	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、地刀及机构安装安装	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、螺栓紧固、无锈蚀；分、合闸位置正确、接触可靠。
本体安装及接地	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。
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。
导线外观及压接	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、无扭曲变形。
绝缘子串及金具	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
引下线及跳线安装	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	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≥50mm；管母接头处应按照设计要求加工补强孔；焊接工艺良好。
绝缘子及及金具	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；均压环与屏蔽罩完整、无变形。
矩形母线安装	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。
接地	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。
油浸站用变压器	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。
屏柜安装及接线	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。
支架（平台）与外观	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，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）。
设备安装	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。
接地	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，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：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。

直埋电缆在直线段每隔５m－１０m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：１２０mm2及以下：１６mm2；１５０mm2及以上：２５mm2。

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。

6.试验报告、图纸

1)二次调试记录齐全，无漏项，数据符合规程或厂家说明书，调试大纲要求。

2)整定值与调度下达的定值单要求相符，方式设置正确

3)记录签名齐全，二次回路及整组传动试验正确符合要求无漏项。

4)有与实际相符的施工图纸，图纸齐全

5)各间隔CT变比、极性记录齐全，符合保护装置要求

6)保护记录中保护装置、开关柜、汇控柜信号传动试验记录清楚

二、传动试验

1、主变保护

序号	试验项目	试验方法	试验结果	验收结果
1	差动保护	加电流模拟试验	开关跳闸指示灯亮， 装置报告显示差动保护动作 两侧开关位置信号正确 调度显示正确
2	差动速断	加电流模拟试验	开关跳闸指示灯亮 装置报告显示差动速断动作 两侧开关位置信号正确 调度显示正确
3	35kV侧复压过流保护	加电流电压模拟	开关跳闸符合定值要求 当地及远方信号显示正确
4	35kV侧零序过压	加电流电压模拟	当地及远方信号显示正确
5	10kV侧复压过流保护	加电流电压模拟	开关跳闸符合定值要求 当地及远方信号显示正确
6	10kV侧零序过压	加电流电压模拟	当地及远方信号显示正确
7	CT断线	加电流电压模拟	装置发CT断线信号 按定值要求是否闭锁差动保护 调度显示正确
8	PT断线	分别模拟三侧PT断线	当地及远方信号显示正确
9	过负荷	分别模拟三侧过负荷	当地及远方信号显示正确
10	过载闭锁有载调压	三侧分别模拟	有载调压闭锁 当地及远方信号显示正确
12	压板正确性	模拟不同保护动作	出口压板、方式压板符合名称标注
13	装置异常告警		当地及调度显示正确
14	启动通风	模拟高压侧过负荷	投入压板，风机打到按负荷启动上，风机应启动

2、非电量保护、两侧开关操作

序号	试验项目	试验方法	试验结果验收结果	验收结果
1	本体重瓦斯	按动瓦斯继电器接点	当地及调度显示正确，主变跳闸
2	有载重瓦斯	同上	同上
3	本体轻瓦斯	按动瓦斯继电器轻瓦斯接点	当地及调度显示正确
4	压力释放	使继电器接点闭合	当地及调度显示正确
6	油温高	拨动温度表定值针，使接点接通	当地及调度显示正确
7	本体油位异常	手动使油位表接点闭合	当地及调度显示正确
8	有载油位异常	手动使油位表接点闭合	当地及调度显示正确
9	两侧开关控制回路断线及电源断线	分别模拟两侧开关控制回路断线	当地及调度显示正确
10	两侧开关防跳回路试验	分别模拟两侧开关手合于故障，把手不返回	开关不跳跃
11	二侧开关遥控		开关动作行为正确
12	101开关报警及闭锁	模拟接点闭合	调度接受显示正确 开关闭锁正确
13	其他气室SF6气体报警	模拟信号动作	调度接受显示正确
14	101开关储能报警及闭锁	停储能电源，缓慢泄压	调度接受显示正确 开关闭锁正确
15	两侧开关柜、机构箱加热、照明		加热、照明正常

3、主变有载调压

序号	试验项目	试验方法	试验结果	验  收结  果
1	当地手动调压		有载开关动作正常，当地及调度档位正确
2	远方调压	调度发调压令	有载开关动作正常
3	过电流闭锁调压	模拟保护装置闭锁调压接点打开	有载开关禁止操作
4	通风控制箱加热器及照明		加热器及照明正常
5	有载调压箱加热器及照明		加热器及照明正常

4、中性点地刀

序号	试验项目	试验方法	试验结果	验  收结  果
1	手动分合		1、分合正确、到位；2、电机噪音小；3、刀闸接触严密
2	遥控分合		刀闸分合正确
3	刀闸机构箱加热及照明		加热及照明正确
4	刀闸机构箱接地		接地良好

5、10kV内桥

序号	试验项目	试验内容	试验结果	结果
1	开关储能报警及闭锁	停储能电源，缓慢泄压	调度接受显示正确 开关闭锁正确
2	开关SF6气体报警及闭锁	模拟信号动作	调度接受显示正确 开关闭锁正确
3	机构箱、汇控柜加热及照明		加热器正常、照明正确
4	开关及刀闸遥控		开关及刀闸动作行为正确
5	刀闸、开关及地刀指示	手动分合开关、刀闸及地刀	开关、刀闸及地刀位置指示正确；调度接受显示真确

6、10kV母线PT

序号	试验项目	试验内容	试验结果	结果
1	其他气室SF6气体报警	模拟信号动作	调度接受显示正确
2	机构箱、汇控柜加热及照明		加热器正常、照明正确
3	刀闸遥控		刀闸动作行为正确
4	刀闸及地刀指示	手动分合刀闸及地刀	刀闸及地刀位置指示正确；调度接受显示真确

7.10kV线路保护

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	过负荷	加电流模拟试验	当地及调度显示正确
2	控制回路断线	拉开空气开关	当地及调度显示正确
3	电流保护	加电流模拟试验	装置报告、开关跳闸正确，调度显示正确
4	装置闭锁及报警		调度接受正确
5	开关防跳		结果正确

8.10kV电容器保护

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	电流保护	加电流模拟试验	当地及调度显示正确
2	控制回路断线	拉开空气开关	当地及调度显示正确
3	过压保护	加电压模拟试验	装置报告、开关跳闸正确，调度显示正确
4	低压保护		装置报告、开关跳闸正确，调度显示正确
5	装置闭锁及报警		调度接受正确
6	开关防跳		结果正确

9、10kV开关柜

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	开关柜接地		接地良好
2	前后门关闭吻合		关闭正常
3	前后面照明及加热		照明及加热良好

10.10kV PT

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	开关柜加热		加热器正常	验收人：
2	开关柜照明		照明正常
3	手车工作位、试验位		调度接受正确
4	PT并列		电压并列装置指示正确

11.10kV备自投和低频低压减载装置

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	备自投传动试验	模拟故障	逻辑正确，开关动作正确，各压板投退，各闭锁条件，放电条件均能正确动作。
2	低频低压减载装置动作试验	低频、低压动作	出口正确、开关动作正确、当地及调度接受正确
3	低频低压减载装置报警信号	分别模拟PT断线、异常告警和电源消失	调度接受正确

12.直流设备

序号	试验项目	试验内容	试验结果	验收结果
1	母线电压过低	模拟母线电压过低	当地、调度信号正确
2	母线电压过高	模拟母线电压过高
3	充电机停	分别模拟充电机停
4	蓄电池电压异常	模拟单节蓄电池电压异常
5	直流接地	分别模拟＋、－母线接地
6	分路绝缘降低	分别模拟各出线金属性接地、经电阻接地	当地、调度信号正确、绝缘选线装置选线正确

三.外部接线正确性检验

1. 检查主变两侧、10kV各出线、电容器、接地变CT极性、变比、二次回路电阻记录，检查各项数据在合格范围内 。

2、CT三相盘上、盘下二次回路电阻要平衡，主变及母线差动保护各侧极性要一致，变比与铭牌标识要一致，线路保护、计量、录波、遥测回路极性均正确。

四、自动化部分

（一）变电站当地监控后台

i.欢迎画面：

电脑开机后，应能自动启动监控系统，并弹出欢迎画面。之后自动进入预设画面。一般情况下预设画面为我方提供的变电站一次主接线图，如果系统中有多台计算机，则均按此设计。

ii.线图要求：

主接线图应按照我方提供的接线图绘制，包含内容如图所示：（拉伸可看放大图）

a)画面上方在合适位置应用大号字体明显标示该接线图所描绘变电站名称（如“10kV变电站”）；

b)画面着色要求：

若无特殊要求，以黑色作为缺省底色；各电压等级的线路颜色以国家规定不同电压等级标准色为准（110kV为橙红色，10kv为明黄色）。

开关、刀闸位置的分合显示要求在颜色、形状上有明显区分；“分位置”以空心绿色显示，“合位置”以实心红色显示。

在画面上显示的各种图元在颜色上应有区分；在鼠标移动到超链接文字、符号之上时，相应文字或符号应该有明显颜色变化，或鼠标形状发生变化，以提示用户。

c)总图应反映本站内主要一次设备的连接状况，显示开关、刀闸的实时位置。

d)遥测量显示要求：应在各电压等级的母线附近显示各母线电压，各条出线处应显示实时电流值及方向.(遥测无法采集时应在后台能够明确显示,区别于正常遥测为0)

e)应在总图上显示系统频率(精度为小数点后2位)

f)应在主接线图上禁止进行遥控操作,并在每个出线的名称上安排热区，可链接至各分接线图；能够在分接线间隔图上进行遥控操作；(建议同期选择采用软压板方式)

g)应在总图中显示监控后台与五防机的通讯状态，如图一所示，通讯正常时，图标转动，通讯中断时，图标停止；五防系统是否投入应有明确显示。

h)应在总图中显示重要菜单索引，至少应包括：

画面索引主菜单

全站事故光字牌

全站总光字牌

全站潮流分布图

全站通讯状况报警光字牌

iii.菜单及各级子菜单和分图

主菜单画面应简洁明了，显示系统各项分类功能。整个系统菜单深度应小于等于4，可使用按钮菜单、下拉菜单或弹出菜单，但对应同一功能，应固定使用一种形式的菜单。同时，当鼠标停留在某一按钮上或系统焦点在某项菜单上一定时间后，系统应在信息区（Message Bar）或浮动提示（Hint on Screen）中简单介绍该菜单的功能（字数在30字内）。

a)主菜单画面索引如图所示，主菜单的画面索引应至少包括而不局限于以下内容：

监控系统配置及通讯工况图

全站事故光字牌

全站总光字牌

全站通讯状况报警光字牌

全站潮流分布图

直流系统图

所变交流系统图

电度表分图

曲线图索引

棒图索引

远景主接线图(若本站有继续扩建计划)

GIS气室图（若本站有GIS设备）

远动接入方式示意图

b)监控系统配置及通讯工况图

监控系统配置及通讯工况图），是了解该站监控系统设备应用和通讯连接方式的重要图示，要求该配置图应能够示意出全站站控层、间隔层等设备通讯组网方式以及对时方式、与保护管理机通讯方式等。要求能在本图上实时反映站内各计算机、网段、监控设备、RTU工作状况，在任一设备工作异常（死机、网络中断、通讯异常）时，能给予及时准确的告警显示。画面所表示设备要求形象，且和实际结构相符。直流屏信息、保护软接点等接入情况应有明确示意图。预告音响测试、事故音响测试应有明确按钮。

c)全站事故光字牌

为方便运行人员值班监视，全站的开关事故跳闸信号，应设置的光字牌显示。

d)全站光字牌索引

每个小室应设置总光字牌，全站设置总光字牌；索引菜单应具有引导功能，即当某个间隔内有光字牌动作时，该光字牌及该小室所属总光字牌应有闪烁，引导用户进入相应间隔的画面。

e)全站通讯状况报警光字牌

为便于运行人员及时监视监控系统通讯异常现象，应设置全站通讯状况报警光字牌。 应当在各测控单元A、B网通讯异常、与远动机通讯异常、与后台通讯的各智能设备（保护管理机、电度表、直流系统）通讯异常时，点亮相应的光字牌，发出报警音，通过该报警光字牌界面引导运行人员层层进入出现通讯异常的间隔。

f)远动接入方式示意图

为便于自动化维护人员快速全面了解本站的远动接入方式，应给出远动接入方式示意图，图中明确本站的远动机与整个综合自动化网络的通讯关系，标明远动装置型号名称，与各级调度（省调、地调、超调）的通讯方式及所用规约等。

g)直流系统图

直流系统，作为变电站的重要组成部分，应引起足够重视，在主接线图上能够直接链接进入直流系统子图，并且该图中，应包含：直流系统接线示意图（应标示开关刀闸编号），直流系统遥测值，直流系统硬接点信号，直流系统软接点信号。如下图所示(拉伸可查看大图)：

h)所变交流系统图

所变交流系统接线图应按我方提供的接线图绘制，并显示相应的遥测量。：

i)电度表分图

为方便值班人员监视和人工抄表时应用，应将采集的电度值汇集做成分图，分图上应明确显示有功无功的受、送，倍率等信息。

iv.各间隔子接线图必须具备的内容：

各间隔子接线图，应明确按照一次接线图绘制，并在同该图上以光字牌形式显示硬接点信息、遥测值、有条件的情况下显示两侧同期值；应能够显示一次设备远方就地、合闸时是否进行同期判断应能够选择。(对于联网线路,应显示同期条件模拟图)

硬接点信息以光字牌形势显示，并由颜色不同区分三种状态：

灰色为未发生变位；

红色为已发生变位;

绿色为发生变位又复归，未确认；确认后变为灰色

v.挂牌功能与实现要求

按照国家电网公司新安规规定，监控后台应设置挂标示牌功能。

标示牌内容包括：“禁止合闸，线路有人工作”“禁止合闸，有人工作”、“禁止分闸”；

挂牌、摘牌操作应设置权限密码，并在事项中有记录可查询；

在主接线图和间隔分图上均能进行挂牌，挂牌应美观简洁，牌的大小可以进行缩放;或通过浮动提示的方式显示标示牌内容

挂牌后，要求能够闭锁该间隔遥控功能

vi.棒图和曲线要求

电压棒图：可同屏或分屏显示不同电压等级母线的实时电压值，并以棒图形式表现出来。要求三相电压分 别以黄、绿、红色显示，同时在棒图上方显示相应电压的遥测值。

有功、无功、电流、电压以及主变.高抗,油温变化趋势曲线：通过索引可以到达全站所有线路、主变三侧、主变油温等各间隔的历史曲线图，曲线在同一图上显示不同量时应有颜色区分，鼠标所指之处应能显示该时间点的历史值。要求通过简单操作，可由值班员调出不同时间段的历史曲线。并在图上有相应的上下值限和左右时限。

vii.遥测实时表（按间隔或功能分屏显示）

此表可通过索引到达，按间隔或功能分屏显示。要求能实时显示现场上送的遥测值。并设置按钮可退至上级菜单。系统还应在任一画面上提供即时返回主菜单和主要功能分菜单的功能（导航），形式上可以用浮动菜单条、置顶工具条或右键弹出菜单等来实现。

viii.分类报警画面（各种遥信分类动作、遥测越限、监控及网络设备离线/异常）

报警系统应有浮动窗口始终显示最近一条报警信息。伴随新报警的产生，系统应该有声光提示告警，并引导用户进入报警画面，也可由打印机输出报警内容。同时，也须具备事故推图功能，当发生事故跳闸时，要求推出事故总光字牌画面，并通过闪烁的光字牌进入发生事故跳闸的间隔。

在报警事项窗口中，系统可按用户要求分类报警内容（如预告信号、事故信号、开关动作、保护动作、遥测越限等），并按时间顺序或信号内容进行历史报警项的排序显示。同时支持选择性打印。历史记录分时间/间隔进行选择显示.

为方便值班员在多条报警信号发生时，有效快速辨别重要变位信号，报警事项应能按照硬接点和软接点信息进行分类，经过选择在分窗口只显示硬接点信息事项. 

ix.操作记录查询表

该表应记录系统建立以来所有的人员登录、数据库修改、遥控操作、人工置数等涉及运行人员行为的简要信息，便于查询和统计。

x.关于报表

报表内容按我方运行要求，应包含以下内容：

电压日报、月报、年报

电压合格率统计表

有功、无功、电流日报、月报、年报

电度月报

进线力率及母线电量平衡统计表

开关动作次数月报、年报

继电保护运行月报表

无功补偿设备可用率统计表

缺陷月报表

设备定级报表

各类报表的基本要求相似，故统一要求如下：

报表画面整洁，格式以我方提供报表格式为准；

历史报表存储年限应大于五年，并可随时调用；

报表应适合值班员打印，检索。

报表按要求提供最值统计功能（日最大值、日最小值、日平均值、电压合格率、电度峰谷值等等）

（二）遥测量传动试验

在遥测电流回路加电流模拟，经CT变比换算与所加电流值相符且误差≤0.5%。

五、电能计量装置验收项目和标准

1、安装在屏、台、柜、箱上的电测仪表安装排列整齐、牢固，接线美观、整齐、无误。

2、互感器的准确度等级符合要求

3、仪表安装高度

对定型标准的屏,指示仪表水平中心线宜距地面1.2-2.0m,电度表水平中心线宜距地面0.8-1.95m。

4、对用户计费的0.5级电度表,其电压回路电压不宜大于0.25%,对电力系统内部的0.5级电度表,其电压回路电压可适当放宽,但不应大于0.5%。

5、二次回路结线要求

⑴按图施工，按线正确

⑵电气回路的连接应牢固可靠

⑶电缆芯线和所配导线的端部均标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色。

⑷配线整齐、清晰、美观，导线绝缘良好，无损伤。

⑸盘内的导线不应有接头。

⑹每个端子板的每侧接线一般为一根，不得超过两根。

⑺电流回路的导线不应低于4mm2，电压不低于400V的铜芯塑线。

⑻铠装电缆的钢带不应进入盘内，铠装钢带切断的端部应扎紧。

⑼电缆头排列整齐、美观，高低一致在一个水平面上。

6、应提交下列资料和文件

⑴变更设计部分的实际施工图

⑵变更设计的证明文件

⑶制造厂提供的产品证明书、试验记录、合格证件及安装图纸技术文件。

⑷安装技术记录

⑸调整校验记录和报告

六、验收要求：

1：二次设备评价表

4.12	屏柜、端子箱、就地控制柜安装
序号	检查项目		评分标准	检查结果
4.12.1	屏柜、端子箱、就地控制柜安装		外观无损伤、色泽一致、无污染，屏柜门开启灵活，关闭严密；与基础型钢采用螺栓固定，螺栓紧固牢靠，无锈蚀，控制、保护、自动化及直流成列屏柜屏面平整，相邻屏柜间隙≤1.5mm；屏柜的正面、背面均有命名编号；屏柜、端子箱、就地柜内元件标识齐全、清晰；户外端子箱、就地柜有可靠的防水、防尘、防潮措施；加热器的接线端子应在加热器下方。
4.12.2	接地与封堵		屏柜、端子箱、就地柜与接地网直接接地可靠；配电、控制、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、端子箱、就地柜封堵严密、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。
4.14	全站电缆施工、二次接线安装
4.14.1	电缆支架、吊桥架		电缆支架焊接牢固、整齐、美观无锈蚀； 电缆转弯、交叉处支架确保电缆无过度下垂；电缆桥架安装路径、断面、高度合理；螺栓穿向及跨接符合规范、工艺美观；金属电缆支架、桥架均应有良好的接地。
4.14.2	电缆保护管		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；电缆保护管管口光滑无毛刺、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。
4.14.3	电缆敷设及固定		电缆排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；动力电缆与控制电缆不应同层敷设；电缆两端在接线箱内的电缆牌标识清晰；直埋电缆在直线段每隔50－100m处、电缆接头处、转弯处、进入建筑物处，应设置明显的方位标志或标桩电缆；电缆固定规范、牢靠，交流单芯电缆的固定夹具不构成闭合磁路，交流单芯电缆不得采用钢管保护；户外安装施工电缆不外露。
4.14.4	电缆二次接线		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。
4.14.5	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。
4.14.6	电缆防火封堵		电缆防火封堵严密，符合设计要求；防火墙间距、高度设置满足设计和规范要求，防火墙标识清晰；对易受外部影响着火的电缆密集场所或可能着火蔓延而酿成严重事故的电缆线路，必须按设计要求对电缆采取防火阻燃措施。相关电缆无防火阻燃措施和防火墙满足设计和规范要求；封堵严密且工艺美观。

附件2：验收记录

             变电站工程验收记录

验收组名称：                          验收时间：                             

序号	设备名称	验收情况及存在问题	整改意见
验收结论
验收人员签字	组长：
	验收组成员：