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）
式中 R1、R2——分别为温度在t
1、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
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：
R 20=AR
t
(7.0.9-2)
当实测温度为 20℃以下时：
R 20=R
t
/A (7.0.9-3)
式中 R
20
——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R 60s
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5000 V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R
60s
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，
tanδ
20= tanδ
t
/A (7.0.10-2)
当测量温度在20℃以下时:
tanδ
20=A tanδ
t
(7.0.10-3)
式中 tanδ
20
——校正到 20 ℃时的介质损耗角正切值；
tanδ
t
——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2 0kV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：
试验频率
额定频率
120（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
（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。
五、电力电缆的验收
(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。
六、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。
七、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。
八、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。
九、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
一、变压器验收规范
二、断路器
三、中性点设备验收规范
四、10kV高压开关柜验收规范
五 10kV电容器成套装置验收规范
六 10kV自动调谐及接地选线装置验收规范
七 10kV矩形母线验收规范
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。
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）
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)
智能变电站的验收分析 发表时间：2019-07-18T12:24:10.480Z 来源：《科技尚品》2018年第11期作者：田征兴 [导读] 伴随智能变电站不断建设，以及改造升级，所以验收属于成功运行的重要保障。此文针对智能变电站验收要求还有验收要点展开分析，期望为智能变电站的验收工作提供一定参考借鉴。 国网福建省电力有限公司南平供电公司 智能电网属于一种新型经济增长点，是新能源的利用保障，能够实现能源节约，被认为属于未来重要趋势。而我国从2009年已经开始，先后已经在全国各个省市都进行试点，依据国家电网公司的整体安排部署，智能变电站是全方位推进阶段的关键内容，必须依据智能变电站标准展开设计建设。想要保证智能变电站的建设以及改造工作顺利完成，就必须做好相应的工厂验收以及现场检验工作。针对于变电站设计特征，加强与国家电网公司技术规范的结合，重点通过变电站的智能化角度，针对一、二次设备的智能化，全站网络整体配置，智能化组件传动与通信，还有站控层、间隔层与过程层的保护，全站一体化，标准对时系统，站域控制，电能计量，在线监测以及测控之类功能加强验收，而此文就针对以上的部分内容展开阐述。 1、智能变电站验收整体要求 （1）竣工验收 智能变电站的建设以及改造项目在移交至生产运行之前，一定要对项目设计、装置制造、施工、调试以及生产准备等环节进行全方位检查，进而保证智能变电站可以可靠安全化运行。 （2）验收根据 智能变电站的建设以及改造项目验收一定要依照相应智能变电站的文件，我国与行业内主管单位所颁发送变电项目建设法律法规以及标准要求实施。项目质量需要依照相关的项目质量验收规范展开考核。 （3）验收计划 智能变电站主要包含站控层、间隔层以及过程层。而智能变电站的验收工作需要依照变电站的一二次设施状况、不同的电压级别以及变电站重要程度，来制定合理科学的验收规划方案。 （4）资料审核 智能变电站的验收工作必须做好资料审核工作，其中包含：设备说明书，出厂合格证书，出厂检测报告，检验报告以及实际调试记录之类。 （5）重要事项 智能变电站会用到大量的光缆，所以需要针对实际分布位置和设计图纸以及设施光缆展开核对，与此同时要对光缆、屏柜与智能设备编号与标号加强检查，保证光缆预留出充足的备用光芯，做好光纤通道衰耗检测以及记录工作。如果采用了槽盒，槽盒安装需要和支架之间固定牢实，保证封堵的严密性，达到防火标准，电缆引出孔洞必须封堵密实。 2、验收工作的关键内容分析 智能变电站主要指的是采取环保、低碳、集成、可靠以及先进化智能装置，以信息共享规范化、通信平台网络化以及全站信息数字化作为基本目标，实现监测、计量、保护、控制以及采集等工作的自动化，且能够依照具体需求进行实时化自动控制，智能化调控，在线决策分析以及协调互动之类功能，建成和邻近变电站，电网调度协调互动的一种变电站，就是指电网运行数据采集的源头以及相应命令的执行单元。 智能变电站验收工作应当依照IEC61850规约，了解智能装置特点，将智能设施管理维护台账做好，加强和厂家间的配合，加强配置与装置优化，且依照智能变电站运行维护标准，列出智能变电站的验收要点，进而确保检修调试工作可以顺利完成。 （1）过程层的验收工作 过程层还称作设备层，主要包括一次设备以及智能组件组成的智能装置，合并单元以及智能终端，进行实现变电站的电能分配，电能交换，电能传输与相应的测量检测、保护控制以及计量监测工作。一次设备的检查包含：远程通信数据的传输、绝缘性能、导线连接的可靠性、元件的牢固性、机械设备特性、电气回路以及传感器的外观等。智能构件主要包含：IED安装接线监测与软件调试工作，IED和站控层之间的通信状况，控制单元的传动实验。电子式互感器主要包含：交流模拟量的采样精度检测、采集器调试、合并单元的输出接口调试以及合并单元输入光纤的接口调试工作。 （2）间隔层的验收工作 间隔层设施通常指的是继电保护设备以及测控设备之类二次设施，应用一个间隔数据而且作用到此间隔一次设施的功能，就是和远端输出输入、智能传感器以及控制器进行通信。其中的元件、线缆以及设施都需要设置相应标识，要对测控与保护设备的出厂技术资料要逐一进行验查，针对户外的接线盒、机构箱以及端子箱都需要采取防动物、防水、防潮以及防风手段，对二次接线与二次回路进行验收的时候，需要加强跳闸逻辑与出口行为的检查，保证和相应标准的一致性，做好相应信号的传动实验工作，开关传动实验应当重视各个保护设备、监控系统、信息子站以及故障录波与一次设备的动作行为有无错误存在，且对各保护和跳闸压板间对应关系进行检查。 （3）站控层的验收工作 站控层主要包括对时系统、通信系统、站域控制以及自动化系统之类的子系统，完成全站又或者至少一个一次设施的控制测量工作，实现数据采集、监视控制、同步采集、信息数据管理以及电能采集之类工作。进行传输应用功能检测，加强设施检验、装置调试报告的核查工作。比如：监控系统中四遥信号功能的完善性，测控设备通流能否达到相应标准，逆变电源的交直流转换功能是否稳定正常，以及网络报文的完整性之类。 （4）顺序控制功能的验收工作 验收需要明确系统指令可以完成对装置的相应控制要求，在顺序操作指令之中可以输入校核检查条件以及完成操作后的返回信息。（5）设施状态的可视化验收工作 采集储存一次设施状态信息，对信号的选择性内容与形式显示，告警信号逻辑关联性进行检查验收，对预测事故与异常问题处理方案
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
智能变电站验收及运检方法研究 发表时间：2018-06-20T10:44:57.403Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：冯博源石睿东 [导读] 摘要在我国电力事业不断发展的过程中，智能变电站得到了较多的建设与应用。 （国网西咸新区供电公司陕西咸阳 712000） 摘要在我国电力事业不断发展的过程中，智能变电站得到了较多的建设与应用。在本文中，将就智能变电站验收及运检方法进行一定的研究。 关键词：智能变电站；验收；运检； 1 引言 近年来，较多的智能变电站得到了建设，同常规电站相比，其在二次系统方面具有着较大的差异与不同。而在建设速度不断加快的情况下，智能电站在运检以及验收方面还存在着一定的滞后现象，并因此对电站的智能化步伐造成了阻碍，也因此使电网在安全运行方面存在着一定的威胁。对此，即需要能够对该项工作引起重视，保障电网的稳定运行。 2 验收方法 2.1 验收准备 在验收工作正式开展之前，运检人员需要能够来到现场做好勘察工作，在对工作进度进行了解的基础上对适当的验收时机进行选择，对验收计划以及人员进行合理的安排。在验收工作进行之前，需要组织人员对验收工作当中的注意事项进行充分的讨论，在同实际情况相结合的基础上对科学的验收工作日程表进行制定，保障在时间以及人员方面都能够满足具体工作要求。在智能电站当中，二次系统设备具有数量多以及类型多的特点，在验收工作开展之前，需要做好相关材料的充分准备，如果还没有进行图纸的交接，则需要施工方能够提前做好相关图纸资料的准备。在验收工作之前，班组则需要要求施工各单位能够对验收当中需要使用的仪器设备进行准备，如果条件允许也可以自行准备，具体设备类型有相位表、低电压跳合试验台、数字万用表、标签机、CT变比极性测试仪以及红光源等。 2.2 验收内容 第一，二次系统接线。在智能变电站当中，其中的电缆线芯主要存在于合并单元以及智能终端的智能控制柜当中，对该部分内容来说，其属于系统的过程层。其余屏柜方面，除了装置自身的直流电源，则需要通过光纤的应用进行连接。此时，即需要检查二次系统的接线外观情况，主要包括有线帽同设计图纸是否具有良好的一致性，二次线是否存在破损情况，接线工艺是否能够同标准要求相满足等。在检查工作进行前，需要做好连接片以及端子排螺丝的紧固处理，之后再对螺丝进行细致的检查，看是否存在松动情况。对于验收过程当中所发现没有达标的内容，则需要统一做好其记录处理，在完成整改后进行复验，直至满足要求为止；第二，绝缘电阻测量。在对二次回路绝缘电阻进行测量时，其主要具有两种方法，即全部二次回路绝缘测量以及单回路绝缘测量。在具体工作开展当中，要通过1000V数字绝缘表的应用对单个二次回路进行测量，在保证所获得测量值在10兆欧姆以上时才合格。同时，需要以短接线的方式实现所有二次回路的连接，之后通过数字绝缘表的使用对二次回路对地的绝缘电阻值进行测量，通常来说，该值需要在1兆欧姆以上时才合格，在测量中，如果发现不能够满足要求的情况，则需要做好对应的记录工作，积极督促施工方能够再做好整改工作的同时进行复验。之后，要对二次回路通过交流升压器的使用进行介质的强度检测，将检测时间控制在1min。在完成试验之后，再对二次回路的绝缘电阻值进行复测，保证其不存在显著变化为止；第三，直流系统验收。直流系统配置情况验收方面，需要对充电柜当中的交流电源进行检查，判断其是否来自两段馈线母线，包括有两组电源是否具有互为背投的特征，判定直流馈线目前在具体接线方式方面是否具有较好的合理性。充电机验收方面，即对充电机的充电以及供电功能进行检查，在分别实现对单个充电机投入的基础上对连接直线馈线母线的电压情况进行测量，包括有蓄电池充电情况等。蓄电池充放电能力方面，即需要对交流馈电屏上直流充电电源的空气开关进行退出处理，在将所有直流负载投入的情况下看蓄电池在带负荷方面是否正常，并观察蓄电池电压下降速度，看在该方面是否能够对备用电源相关要求进行满足。最后，要做好直流馈线方式的检查，包括有馈线是否对辐射状进行应用，是否具有无屏顶直流小母线情况等，如果存在不符合要求的情况，则需要及时要求其整改处理。 3 运检方法 3.1 投入主变保护 同传统变电站相比，智能变电站在运检工作当中的主要区别即体现在保护出口投入以及保护功能方面。在传统电站保护屏上，具有各类保护功能的跳闸出口以及投入硬压板，在保护装置内部，且就有保护投入软压板以及控制字等。通常情况下，保护投入控制字处于保护定值当中，由继电保护人员对其进行整定处理，在单独的菜单下，保护投入软压板也具有专门的继电保护人员压装，在少数情况下在后台监控机上由人员进行操作。对于保护跳闸出口以及保护功能投入硬压板来说，其都具有较为直观的特征，且上方具有明显的标志，由运维人员负责具体的投退处理。在主变保护投入之前，对1#主变分接头进行检查，保证其处于0档位置，之后对1#主变保护软压板进行以及投高压侧后备保护进行投入。在具体对主变进行冲击时，即需要做好所有保护的投入，包括有主变重瓦斯、主变差动、主变中压测以及主变高压侧保护等，以此在主变冲击下因故障问题的发生能够及时做好电网同故障的隔离。在完成主变保护软压板操作、完成微机操作后，在
智能变电站继电保护验收要点分析史大伟 发表时间：2019-11-20T13:08:12.970Z 来源：《中国电业》2019年15期作者：史大伟 [导读] 实现成功投运的关键，将决定以后整个变电站的检修及运行水平。 摘要：智能化变电站是未来电力发展的趋势，未来新建变电站主要是智能化变电站，常规变电站将逐渐退出电网建设，做好智能化变电站的研究和总结工作，将直接影响未来检修和运行工作水平。智能变电站验收工作是验证其能否满足设计要求，实现成功投运的关键，将决定以后整个变电站的检修及运行水平。 关键词：智能变电站；继电保护；验收技术 1. 智能变电站继电保护验收准备工作 1.1工作安排的准备 依据具体设备的情况，确定出具体需要做的工作内容，组织验收人员学习作业的指导书，确保验收工作人员能够对作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项等有一定的熟悉程度。 1.2准备验收工作的工器具 继电保护测试仪，其中有数字式、常规式；光电转换器；试验电源盘；试验线；电缆；光纤；以太网转换器；互感器校验器；电子互感器校验仪；标准时钟源；激光笔；便携式电脑；光功率计；兆欧表；数字式万用表；数字式交流伏安表。 2. 智能变电站继电保护验收资料的验收 2.1通用资料的验收 各种设备的出厂报告、技术说明等相关合格性资料，这类资料必须保证同一致性，开箱和装箱要一致，每样必须4份。依照相关文件进行检查。 2.2专项资料的验收 专项资料就是同互感器一样设备的资料，需要检查他们的铭牌、出厂合格证、试验资料等资料是不是齐全。详细内容以互感器为例：查看其铭牌上标出的极性是不是正确的；还有互感器绕组极性关系的检测等等。 3智能变电站继电保护验收要点 所谓智能变电站，指采用先进、可靠、低碳、集成、环保的智能设备，以全站信息数字化、信息共享标准化、通信平台网络化为基本要求，系统自己完成信息的采集以及信息的控制、测量计算等工作。以及利用支持电网实现自动化控制，在整个控制过程中，变电站起到的数据采取的源头以及完成命令的执行等作用。 3.1过程层验收。过程层，又称设备层，包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端，完成变电站电能交换、分配、传输及其控制、保护、测量、计量、状态监测等相关功能。 第一次设备检查包括检查电气回路以及传感器外观，机械特性以及后期的数据的上传和下达。以及对导线的可靠性以及绝缘性能进行考察。而智能组建检查就是对各个分布的IED的安装状况进行检查，以及完成调试。电子式互感器：就是对合并单元中各个输出接口进行调试，以及对合并单元中的输入光纤接口进行调试。 3.2站控层验收。站控层包含自动化系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制的功能，同时还能实现对数据的采集以及信息的管理和保护等功能。对变电站中所有的设备都装置好四变信号，装置这个信号的目的就是保证变电站的后台可以同时完成信号的传输以及对信号的变位进行校正。还可以利用网络分析系统来实现对变电站中各类网络报文的验收，并对全过程的报文记录进行备份，验收检查包括MMS通信网络、GOOSE通信网络和SV采样值通信网络的报文记录。 3.3间隔层验收。间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，换句话说，也就是利用信号的输入输出以及智能传感器以及控制通信来实现对信号的检测。同时还需要对线缆以及设备、元器件中的使用状况进行判断，户外端子箱、接线盒、机构箱等应有个防潮、防风、防水、防小动物的措施，二次检查但就是对变电站的回路进行检查，以及对跳闸的逻辑以及出口的行为和整体进行匹配，并且对施工中相关的信号进行传动实验，进行开关的传动实验的时候需要对各种保护装置以及信息的子站进行保护。 3.4设备状态可视化功能验收。采集存储一次设备状态信息，在验收信号的时候需要对结合信号的表示方式以及信号和事故之间的逻辑关系来对现场的事故状况来进行判断。 3.5顺序控制功能验收。验收应确认系统中指令能完成对设备（如，开关、二次设备）的控制要求，顺序操作指令中能输入操作的检查、校核条件和操作完成的返回信息。 3.6智能告警与分析决策功能验收。通常使用网络的拓扑技术以及拓扑结构来实现对变电站的故障进行分析，以及结合故障的特点以及施工中接线方式来运行方式、时序等综合判断，给出故障相关信息、结论及处理方式。 4智能变电站主要继电保护设备的验收 4.1 线路保护验收 （1）模拟量检查。在线路开关端子箱加入电压电流模拟量，差异化输出，检查线路保护、母差等采样值和双重化保护数据一致性、保护采样双通道、装置自环状态下差动保护电流正确性检查。 （2）开入量检查。投退线路保护SV接收软压板和母差保护线路支路软压板，检查压板有效性。操作线路刀闸，检查合并单元MU （Merging Unit）电压切换和线路开入母差保护刀闸位置正确性及GOOSE软压板定义等。 （3）传动试验。双重化保护装置单跳单重后加速试验，分相测试，检查合并单元、智能终端和保护的配合；测试线路保护启动母差失灵功能；投入MU、智能终端、保护、母差检修压板，加入电气量，检查保护、母差的动作情况，检查检修压板状态；检查MU、智能终端、保护、母差均在检修状态时的动作行为。 （4）链路检查 ①断开线路合并单元和智能终端尾纤，检查保护、母差、测控装置的断链告警。②断开线路保护侧尾纤，检查母差、智能终端的断链告警。
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—
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
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。
《智能变电站运行管理规范》（最新版） 为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。 目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电 站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等， 并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理 和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设
备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2引用标准 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/GDW394 《 330kV ～ 750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010 《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010 《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010 《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010 《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010 《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010 《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010 《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010 《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010 《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《 110（ 66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《 220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《 330kV 及以上 330～ 750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》 国家电网安监 [2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生 [2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科 [2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》 国家电网安监 [2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生 [2006]512 号《变电站运行管理规范》 国家电网生 [2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能， 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变 电站。 3.2 智能电子设备 包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装 置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑 接点行为且受制于其接口的装置。 3.3 智能组件 由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。 可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对
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。