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. （1） （2） （3） （4） （5） （6） （7） （8） （9） （10） （11） （12） （13） （14） （15） （16）
主变压器交接试验项目： 绝缘油试验或SF6气体试验； 测量绕组连同套管的直流电阻； 检查所有分接头的电压比；
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
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； 非纯瓷套管的试验；
有载调压切换装置的检查和试验；
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ； 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 变压器绕组变形试验；
绕组连同套管的交流耐压试验；
绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 额定电压下的冲击合闸试验； 检查相位； 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：
R2=R1⨯
T+t2T+t1
（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
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
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，
tanδtanδ
式中 tanδ
20——校正到
20=
tanδt/A (7.0.10-2) tanδ t
(7.0.10-3)
当测量温度在20℃ 以下时:
20=A
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
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
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
（s）, 但不少于15s。 （7.0.13）
试验频率
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. （1） （2） （3）
验收项目：
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。
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。 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） （8）
呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶不变色。
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） （10）
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。
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） （14）
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。
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） （17） （18）
变压器本体保护装置信号模拟正确，保护动作出口准确。 有载调压虑油机工作正常。 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
（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）隔离开关的闭锁装臵应动作灵活、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，其安装位臵应便于检查；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
九 验收要求
1、一次设备评价表
2、验收签证单
二次设备部分
1.端子箱、机构箱： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
箱体整齐无锈蚀。
电缆排列整齐，端子压接规范无受力。 端子箱封堵符合要求。 箱内元件齐全。
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。 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）。 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) 2) 3)
预埋件符合设计，安装牢固。 电缆沟的地坪及抹面工作结束。 电缆沟清理干净，盖板齐全。
3.电缆管的加工及敷设要求： 1) 2) 3)
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。 电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
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臵合理；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) 2) 3) 4)
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。 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。 动力电缆与控制电缆不应同层敷设。 电力、控制电缆的弯曲半径： 5)
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。
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。
6)
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。
电缆直埋的安全要求：
电缆埋臵深度至少应距地面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。 7) 8)
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。
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。
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：１２０mm及以下：１６mm；１５０mm及以上：２５mm。
2
2
2
2
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) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
屏体整洁，元件齐全，标志正确 端子排整洁无锈蚀，且压接规范无受力
电缆排列规范，固定牢固整齐，标志齐全，与图纸相符 电缆封堵符合要求
至配电室去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好
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）
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) 2) 3) 4) 5) 6)
二、传动试验 1、主变保护
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。 整定值与调度下达的定值单要求相符，方式设臵正确
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。 有与实际相符的施工图纸，图纸齐全
各间隔CT变比、极性记录齐全，符合保护装臵要求
保护记录中保护装臵、开关柜、汇控柜信号传动试验记录清楚
2、非电量保护、两侧开关操作
3、主变有载调压 4、中性点地刀
5、10kV内桥
6、10kV母线PT
7.10kV线路保护 8.10kV电容器保护
9、10kV开关柜
10.10kV PT
11.10kV备自投和低频低压减载装臵 12.直流设备
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) 画面上方在合适位臵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、刀闸位臵的分合显示要求在颜色、形状上有明显区分；“分位臵”以空心绿色显示，“合位臵”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、刀闸的实时位臵。
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： iii.
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 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) b)
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： 监控系统配臵及通讯工况图 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 监控系统配臵及通讯工况图
监控系统配臵及通讯工况图），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，要求该配臵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，应设臵独立的光字牌显示。 d)
全站光字牌索引
每个小室应设臵总光字牌，全站设臵总光字牌；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，应设臵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，标明远动装臵型号名称，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： v.
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 挂牌功能与实现要求
按照国家电网公司新安规规定，监控后台应设臵挂标示牌功能。
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、摘牌操作应设臵权限密码，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
vi.
挂牌后，要求能够闭锁该间隔遥控功能 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。并设臵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、臵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、人工臵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、电能计量装臵验收项目和标准
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
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：
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. （1） （2） （3） （4） （5） （6） （7） （8） （9） （10） （11） （12） （13） （14） （15） （16）
主变压器交接试验项目： 绝缘油试验或SF6气体试验； 测量绕组连同套管的直流电阻； 检查所有分接头的电压比；
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
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； 非纯瓷套管的试验；
有载调压切换装置的检查和试验；
测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ； 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 变压器绕组变形试验；
绕组连同套管的交流耐压试验；
绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 额定电压下的冲击合闸试验； 检查相位； 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：
R2=R1⨯
T+t2T+t1
（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
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
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，
tanδtanδ
式中 tanδ
20——校正到
20=
tanδt/A (7.0.10-2) tanδ t
(7.0.10-3)
当测量温度在20℃ 以下时:
20=A
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
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
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
（s）, 但不少于15s。 （7.0.13）
试验频率
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. （1） （2） （3）
验收项目：
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。
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。 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） （8）
呼吸器油封应完好，过气畅通，硅胶不变色。
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） （10）
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。
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） （14）
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。
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） （17） （18）
变压器本体保护装置信号模拟正确，保护动作出口准确。 有载调压虑油机工作正常。 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
（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）隔离开关的闭锁装臵应动作灵活、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，其安装位臵应便于检查；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
九 验收要求
1、一次设备评价表
2、验收签证单
二次设备部分
1.端子箱、机构箱： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
箱体整齐无锈蚀。
电缆排列整齐，端子压接规范无受力。 端子箱封堵符合要求。 箱内元件齐全。
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。 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）。 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) 2) 3)
预埋件符合设计，安装牢固。 电缆沟的地坪及抹面工作结束。 电缆沟清理干净，盖板齐全。
3.电缆管的加工及敷设要求： 1) 2) 3)
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。 电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
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臵合理；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) 2) 3) 4)
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。 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。 动力电缆与控制电缆不应同层敷设。 电力、控制电缆的弯曲半径： 5)
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。
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。
6)
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。
电缆直埋的安全要求：
电缆埋臵深度至少应距地面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。 7) 8)
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。
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。
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：１２０mm及以下：１６mm；１５０mm及以上：２５mm。
2
2
2
2
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) 2) 3) 4) 5) 6) 7)
屏体整洁，元件齐全，标志正确 端子排整洁无锈蚀，且压接规范无受力
电缆排列规范，固定牢固整齐，标志齐全，与图纸相符 电缆封堵符合要求
至配电室去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好
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）
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) 2) 3) 4) 5) 6)
二、传动试验 1、主变保护
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。 整定值与调度下达的定值单要求相符，方式设臵正确
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。 有与实际相符的施工图纸，图纸齐全
各间隔CT变比、极性记录齐全，符合保护装臵要求
保护记录中保护装臵、开关柜、汇控柜信号传动试验记录清楚
2、非电量保护、两侧开关操作
3、主变有载调压 4、中性点地刀
5、10kV内桥
6、10kV母线PT
7.10kV线路保护 8.10kV电容器保护
9、10kV开关柜
10.10kV PT
11.10kV备自投和低频低压减载装臵 12.直流设备
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) 画面上方在合适位臵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、刀闸位臵的分合显示要求在颜色、形状上有明显区分；“分位臵”以空心绿色显示，“合位臵”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、刀闸的实时位臵。
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： iii.
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 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) b)
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： 监控系统配臵及通讯工况图 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 监控系统配臵及通讯工况图
监控系统配臵及通讯工况图），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，要求该配臵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，应设臵独立的光字牌显示。 d)
全站光字牌索引
每个小室应设臵总光字牌，全站设臵总光字牌；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，应设臵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，标明远动装臵型号名称，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： v.
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 挂牌功能与实现要求
按照国家电网公司新安规规定，监控后台应设臵挂标示牌功能。
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、摘牌操作应设臵权限密码，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
vi.
挂牌后，要求能够闭锁该间隔遥控功能 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。并设臵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、臵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、人工臵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、电能计量装臵验收项目和标准
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
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：