电网建设工程验收工作管理办法（129页）.docx

1、电网建设工程验收工作管理办法公司各部门、检修公司各专业、各县级供电企业：为进一步加强公司安全质量管理，规范电网建设工程验收管理工作，认真落实国家电网公司“三集五大”体系建设方案中各部门的职责，依据110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程（DL/T782-2001）、国家电网公司输变电工程验收管理办法（国网（基建/3）188-2015）和国家电网公司生产准备及验收管理规定（国网（运检/3）296-2014），进一步明确管理责任，细化工作流程，保证电网建设工程安全、优质、零缺陷投产，特制定本管理办法，本办法适用于10kV及以上电网建设工程的验收工作。一、电网建设工程实行全过程验收管理，工程项目

2、必须严格履行验收程序，验收合格后方可开展后续工作，未经启动验收或验收不合格的，禁止启动投运。二、运维检修部负责所辖电网建设工程交接验收工作。设备运维单位负责设备大修、技改和业扩工程的交接验收工作，运维检修部进行业务指导。电力调度控制中心、基建部、信通分公司等相关部门配合开展验收工作。三、电网建设工程完工后，由建设单位向运维检修部提交工程竣工报告，申请工程竣工验收。运维检修部收到工程竣工报告并具备以下条件后，组织设备运维、设计、施工、监理等部门及相关人员成立工程启动验收委员会，进行竣工验收：1.完成了工程设计和合同约定的各项内容。2.施工单位对竣工工程质量进行了检查，确认工程质量符合有关法律、法

3、规和工程建设强制性标准，符合设计文件及合同要求，并提出工程竣工报告。该报告应经总监理工程师（针对委托监理的项目）、项目经理和施工单位有关负责人审核签字。3.有完整的技术档案和施工管理资料。4.建设行政主管部门及委托的工程质量监督机构等有关部门责令整改的问题全部整改完毕。5.对于委托监理的工程项目，具有完整的监理资料，监理单位提出工程质量评估报告，该报告应经总监理工程师和监理单位有关负责人审核签字。未委托监理的工程项目，工程质量评估报告由建设单位完成。6.勘察、设计单位对勘察、设计文件及施工过程中由设计单位签署的设计变更通知书进行检查，并提出质量检查报告。该报告应经该项目勘察、设计负责人和各自单

4、位有关负责人审核签字。7.有规划、消防、环保等部门出具的验收认可文件。8.有建设单位与施工单位签署的工程质量保修书。四、工程启动验收委员会设设备验收组，设备验收组组长由运维检修部负责人担任。验收组下设若干运检专业小组，专业小组组长由运维检修部相关专业人员担任。五、设备验收组主要职责：核查设备质量的预检查报告，组织各运维专业验收检查，听取各专业验收检查组的验收检查情况汇报，审查验收检查报告，责成有关单位消除缺陷并进行复查和验收；确认设备是否符合设计和验收规范要求，是否具备试运行及系统调试条件，核查设备技术监督部门的监督报告，提出设备质量评价的意见，归口协调并监督工程移交和备品备件、专用工器具、运

5、维资料的移交。相关专业验收要求请见附件。六、建设管理与运行管理部门共同编制工程交接验收方案，验收内容包括建安工程、设备设施、安全措施、周边（通道）环境、试验报告、文件资料等。七、各专业管理部门要及时将工程交接验收情况向本单位分管领导汇报，交接验收报告须经专业管理部门审核并经分管领导同意后方可提交工程启动验收委员会。八、建设部门按照国家电网公司输变电工程验收管理办法（国网（基建/3）188-2015）负责组织电网建设工程的隐蔽工程验收、材料设备进场验收、设备交接试验、三级自检、监理初检、中间验收和竣工预验收工作。九、运行维护单位要积极主动参与建设过程中关键环节的验收，在工程开工前认真制定拟参与的

6、关键环节验收、隐蔽工程验收、旁站监督和质量抽查项目清单，并经专业管理部门审核后提交建设管理单位。建设管理单位按照有关规定提前通知运行维护单位参加验收。项目清单中所列的项目，必须在运行维护单位参加的情况下验收有效。十、运行维护单位在参加电网建设工程阶段性验收和竣工预验收中发现的问题与缺陷以及整改后的复验结果，在以书面材料交建设单位的同时，要按专业分工上报本单位专业管理部门，重大问题按照相关规定需向上级管理部门报告。十一、强化验收发现问题的整改闭环管理，各专业管理部门要建立工程验收问题清单，落实整改责任部门、责任单位和整改时限，实行问题销号制度，监督问题的整改。各专业管理部门要对本专业关键环节验收

7、进行跟踪检查，对验收中发现的重大问题的整改情况进行复核。十二、电网工程验收质量纳入公司考核体系，因工程验收把关不严，造成后果的，视情节对验收责任单位进行考核。附件1：变电设备验收标准化指导卡附件2：输电线路竣工验收管理规定附件3：国网四平供电公司10kV及以下配电网入网设备管理办法（试行）附件1：变电设备验收标准化指导卡1 变电设备标准化作业验收卡使用说明1 2 变压器安装及大修标准化作业验收卡2 3 断路器安装及大修标准化作业验收卡54 组合电器（GIS）安装标准化作业验收卡95 拔插式开关设备（PASS）安装标准化作业验收卡116 电流互感器安装标准化作业验收卡 137 电压互感器安装标准

8、化作业验收卡 158 隔离开关安装及大修标准化作业验收卡 17 9 母线（软母线、硬母线）安装标准化作业验收卡 2010 避雷器安装标准化作业验收卡 21 11 电力电容器安装标准化作业验收卡 2212 电抗器安装标准化作业验收卡 24 13 耦合电容器安装标准化作业验收卡 2514 阻波器安装标准化作业验收卡 2615 高频开关电源装置安装标准化作业验收卡 27 16 蓄电池安装标准化作业验收卡 2817 交流配电屏安装标准化作业验收卡 2918 继电保护二次回路安装标准化作业验收卡 31 19 防误装置安装标准化作业验收卡 3320 远动装置安装标准作业化验收卡 35 21 接地装置安装标

9、准化作业验收卡 3622 监控装置安装标准化作业验收卡 3723 变压器小修标准化作业验收卡 3824 断路器小修标准化作业验收卡 40 25 组合电器（GIS）小修标准化作业验收卡42 26 拔插式开关设备（PASS）小修标准化作业验收卡 4327 电流互感器小修标准化作业验收卡 45 28 电压互感器小修标准化作业验收卡 4629 隔离开关小修标准化作业验收卡 47 30 母线（软母线、硬母线）小修标准化作业验收卡 4931 避雷器小修标准化作业验收卡 49 32 电力电容器上修标准化验收卡 5033 电抗器小修标准化作业验收卡 50 34 耦合电容器小修标准化作业验收卡 5135 阻波器

10、小修（定检）标准化作业验收卡51 36 高频开关电源装置小修（定检）标准化作业验收卡52 37 蓄电池小修（定检）标准化作业验收卡52 38 交流配电屏小修标准化作业验收卡 53 39 继电保护二次回路定检标准化作业验收卡 54 40 防误装置定检标准化作业验收卡 5541 远动装置定检标准化作业验收卡 56变电设备验收标准化作业指导卡使用说明1、各变电所参照本指导卡、结合现场设备实际情况编制本变电所标准化设备验收卡，新建变电站、或大型扩建工程参照本指导卡编制验收大纲，经审核、批准后使用。2、每次验收前，变电所值班负责人应首先组织有关验收人员学习验收卡。验收时逐项认真进行。3、设备验收应严格按

11、照变电所标准化设备验收卡所规定的项目进行，并填写好相关内容。4、验收卡的填写方法:验收人员应按照验收卡项目逐条验收，如符合要求，在验收结果栏打，并在验收人栏签名；如不符合要求，在验收结果栏打，并在验收人栏签名，将详细内容填入存在问题及总体结论栏，工作负责人、验收负责人分别签名。变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：变压器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人变 压 器1本体：1）变压器各部位均无渗漏、油污。2）加强筋已钻眼，大沿胶圈密封良好，各部螺丝紧固，吊环部件齐全。3）主变本体顶盖上部无遗留杂物。 4）铁鞋完好。 5）大盖坡度1%1.5%的

12、升高坡度 2油枕油位合适，油位表指示正确。3套管：1）瓷套表面清洁无裂缝、损伤各部位均无渗漏、油污；2）油位指示正常。3）电容套管末屏接地可靠；4）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。4升高座和套管型电流互感器，套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化，已排气。5气体继电器：1）检查气体继电器连通管应有2%4%的升高坡度；2）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；3）气体继电器的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；4）观察窗的挡板应处于打开位置。5) 气体继电器防雨罩安装牢固,两端阀门在打开位置。6

13、压力释放阀：1）压力释放阀及导向装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好；2）压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；7有载分接开关:1）传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；2）电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；3）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠；4）操动机构档位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致；8吸湿器：1）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通；2）吸湿剂应干燥、无变色，油杯应充满油并无渗漏。9测温装置：1）就地和远方温度计指示

14、值应一致；2）顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好 ；10净油器：上下阀门均应在开启位置。11控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）：1）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音；2）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常；3）交直流应使用独立的电缆, 回路分开。12接地装置：1）变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体，铁芯接地电流表安装完好。2）中性点接地刀闸安装调试完好。3）中性点电流互感器瓷套清洁无裂痕，油位正常，无渗漏油现象，各引线接点安装牢固，各部密封良好。4）放电间隙安装符合规定，间隙距离：300m

15、m。5）满足双接地带的要求。13冷却装置：1）风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡滞；试转时应无振动、过热； 叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；2）散热片表面油漆完好，管路接头无渗油现象；3）管路中阀门操作灵活、开启位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；4）油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，油泵保护不误动；密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象；5）备用、辅助冷却器应按规定投入；6）电源应按规定投入，自动切换功能良好，信号正确。14现场无遗留杂物。15主变土建基础完好。16设备各种标志齐全、正确。17新装变压器

16、安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。17各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：断路器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 断 路 器公 共 部 分1开关瓷套无裂纹。2各部接点牢固无松动，引线间距及松紧程度合适。3法兰连接螺栓紧固、无裂纹、无锈蚀现象。4相位漆颜色鲜明，防雨胶圈齐全无损坏。5开关传动试验良好。6构架接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。7明敷设接地线的表面涂

17、用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。8机构箱内线号标记齐全规范，接点紧固，电缆标志齐全。9机构箱门密封良好，开关灵活。10机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。11电接点压力表接点闭锁上限及遥信校对正确，微动开关油泵启动、停止及遥信校对正确，油泵打压超时试验及遥信校对正确。12设备各种标志齐全规范。13接线连板不用铜铝过渡，并接触良好，螺丝紧固。14新装断路器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。15各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。SF6（液压机构）1本体SF6气体应在合格范围内（以断路器说明书为准），符合温度曲线要求

18、。2SF6气体无泄漏。3液压机构各部分完整无渗油和漏氮现象，油位、压力正常。4加热器及温控器良好。5电机及二次回路控制线绝缘良好，端子螺丝紧固，电源接点良好。SF6（弹簧机构）1本体SF6气体应在合格范围内（以断路器说明书为准），符合温度曲线要求。2SF6气体无泄漏。3合闸弹簧储能正常。4储能动作正常，辅助接点转换正常，接触良好，交流电源良好。5机械闭锁装置齐全完整。6弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆。真空断路器（弹簧机构）1储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。2弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆。3合闸弹簧储能正常。4机械闭锁装置齐全完整。真空断路器（

19、小车、电磁机构）1真空开关外壳完好无破损现象，支持绝缘子完好。2手车柜、行程开关和触头无磨损，触头无弯曲。3小车上清洁，各种连接完整，各销钉打开，卡簧、螺丝紧固，操作机构动作灵活可靠。4小车插件接触良好，无开路、短路现象。端子排和控制、分合闸保险完好。端子无松动、无锈蚀。5小车推入和拉出无卡涩现象，试验位置、工作位置信号正确。远方及就地传动和重合闸试验良好。6防误装置齐全，地址码无缺损，并能起到防误作用。少油（液压机构）1合闸保持弹簧无锈蚀现象，机械闭锁装置齐全，分合闸指示正确，构架接地线良好。2防雨帽齐全无破损、倾斜。3微动开关顶子无卡滞，动作灵活、可靠，活塞导向杆无锈蚀已涂润滑油。4中间机

20、构箱螺丝紧固，水平拉杆备帽无松动，内、外部不渗油、无油污。5小车推入和拉出无卡涩现象，试验位置、工作位置信号正确。远方及就地传动和重合闸试验良好。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：组合电器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 GIS1组合电器应安装牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品的技术规定。2电气连接应可靠，且接触良好。3组合电器传动试验良好，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关及电气应动作正确可靠。4构架接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。5明敷设接地线的表

21、面涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。6机构内无遗留杂物，空气开关外壳完好、接线端子紧固。各部转动轴锁转动灵活，销针齐全劈开，辅助开关接点无过热烧伤，接触良好。7弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆，机械闭锁装置齐全完整，分合闸指示正确，合闸弹簧储能正常。8储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。9六氟化硫气体压力正常，密度继电器的报警、闭锁定值符合规定，电气回路传动正确。10六氟化硫气体漏气率和含水量符合规定。检漏装置良好，高压带电装置显示正确。11油漆应完整，相位色标志正确，各种标志齐全规范。12电气闭锁传动试验良好，机械闭锁装置完好。13控制柜密封良

22、好，灯窗显示正确，操作把手位置正确。14内部接线正确，符合设计要求。15二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。16机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。17各部位置指示器指示正确，高压带电监测仪指示正确。18检测SF6和氧气含量合格，当SF6气体含量超过1000ppm，氧气含量不低于18，监控系统报警。19组合电器室通风系统良好，检漏超标时自动启动排风。20新装断路器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。21各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准

23、化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：插拔式开关设备安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 PASS1安装牢靠，外表清洁完整，动作性能符合产品的技术规定。2电气连接应可靠，且接触良好。3传动试验良好，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关及电气应动作正确可靠。支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。4混合气体压力正常，密度继电器的报警、闭锁定值符合规定，电气回路传动正确。5储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆，机械闭锁装置齐全完整，分合闸指示正确，合闸弹簧储能正常，机构内无遗留杂物，空气开关

24、外壳完好、接线端子紧固。6一次接线正确，垫圈、弹簧垫齐全，螺丝紧固。7防爆装置功能完善。8观察窗不破损。9控制回路电流满足要要求。10接地刀闸控制回路拆除，接地刀闸停用。11接线连板不用铜铝过渡，并接触良好，螺丝紧固。12二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。13机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。14接地报警功能完善。15构架接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。16明敷设接地线的表面涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。17混合气体漏气率和含水量符合规定。18绝缘外套清洁无裂痕，各引线接点安装牢固，一次接线正确，各部密封垫无老化，气室观察窗玻璃完好

25、透明。19外绝缘对地距离安全距离符合要求。20油漆应完整，相位色标志正确，各种标志齐全规范。21压力异常跳闸回路拆除。22防误功能齐全。23套管电流互感器无开路。24新装安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。25各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电流互感器设备安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 电流互 感 器公 共 部 分1一、二次接线正确（变比、极性、角差、比差正确）。2构架接地良

26、好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。3明敷设接地线的表面涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。4二次端子箱清扫干净，端子无松动，构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良好。5二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。6二次接地良好，闲置端子短路并可靠接地。7机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。8接线连板不用铜铝过渡，并接触良好，螺丝紧固。9设备各种标志齐全规范。10新装电流互感器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。11各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。干式1复合绝缘子清洁，绝缘子裙边无变形。油 浸1瓷

27、套清洁无裂痕，各部密封垫无老化，油位观察窗玻璃完好透明。2膨胀器完好，油位正常，无渗漏油现象。3220kV电流互感器末屏接地可靠。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电压互感器设备安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 电压互 感 器公 共 部 分一、二次接线正确。1构架接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。2明敷设接地线的表面涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。3二次端子箱清扫干净，端子无松动，构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良好。4二次接线绝缘良好，线号标记清

28、晰、齐全、规范，螺丝紧固。5工作接地良好。6机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。7瓷套表面清洁无裂缝、损伤各部位均无渗漏、油污，油位正常。8接线连板不用铜铝过渡，并接触良好，螺丝紧固。9设备各种标志齐全规范。10新装电压互感器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。11各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。电容式1按照主件编号组装不得错装。2各组件连接处接触面除去氧化层应涂以电力复合脂。3保护间隙距离调整合适，符合技术要求。4均压环安装方向正确，符合规定。电磁式1互感器安装面水平，同一组互感器的极性方向应一致。2二次引出线接线时应有

29、防止转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：隔离开关设备安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 隔离开关公共部分1瓷瓶清洁无裂痕破损，引线松紧程度合适，各连接部分螺栓紧固，拉杆、连杆无弯曲，轴锁无变形，转动部分已涂润滑油，接头焊缝无开裂。2拉合试验合格无卡滞现象，三相同期合格，触头接触良好，弹簧无疲劳现象，触指深度合格，辅助开关接触、弹性良好，遥信正确。3接地刀闸传动无卡滞现象，同期合格，接触良好。4外壳油漆完整无锈蚀，防误闭锁装置完好 。5瓷瓶探伤试

30、验合格。6设备各种标志齐全规范。7接地良好，满足双接地的要求。8防误功能齐全。9新装隔离开关安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。10各种修试数据齐全合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。手动机构1手动机构各元件完好，各转动部分涂温润滑脂。2辅助开关切换灵活，接触良好，二次回路绝缘电阻大于兆欧。3机构安装水平，机构主轴与接地刀闸转轴在同一垂线上。电动机构1机构箱内清洁，外壳油漆完整无锈蚀，防误闭锁装置完好 。2操作机构箱清洁完整，电机转动平稳无异音，绝缘良好。3电动拉合试验合格无卡滞现象。4电动机构电机空开应满足上级级差的要求，又要满足电机功率的要求，驱

31、潮电热装置完好，密封良好。5机构限位装置应准确可靠，在规定分、合闸极限位置可靠切断电源。6电动机构手动和电动相互闭锁。7操作机构箱封堵良好，通风口有防尘措施。剪刀式1静触头铜管不应焊接应是一个整体。2动静触头夹紧力合适，复合要求。3导电闸刀中间轴、活动肘节转动灵活，各转动部分涂低温润滑脂。水平拉杆式1主闸刀分、合位置转动，在分、合闸终点位置定位螺钉与挡板的间隙满足MM的要求。2触头臂与触脂臂应处于同一水平线，触头接触对称，上、下位差不大于己于5MM。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：母线安装及大修 编号：XXX设备序号

32、验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 母线（软母线、硬母线）1瓷瓶清洁无裂纹，各部接点紧固无锈蚀，弛度合适，各部销针齐全完整。2母线无破股、断股现象。3支持瓷瓶清洁无裂纹、无倾斜，各部接点紧固无锈蚀，相位漆色明显，弯曲度不超过标准，构架无锈蚀、接地良好。4满足管母线热涨冷缩的需求，防止瓷瓶受力，伸缩接头无松动、断片，固定部位无窜动等应力现象。5外绝缘满足所处污秽区等级标准。6瓷铁胶合部位涂抹防水胶。7相位标志明显。8支持瓷瓶探伤合格。9构架无锈蚀、接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。10设备标志齐全规范。11新装母线安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全

33、。12各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：避雷器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人避 雷 器1安装牢固，瓷质清洁无破损、无裂纹，引线安装牢固，松紧程度合适，垂直度符合要求，均压环水平，法兰连接处无缝隙。2无锈蚀，接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。3泄露电流在线监测仪完好，连线应满足短路电流的要求，载面在10MM2以上。4放电计数器密封良好，玻璃完好透明。5接线连板不用铜铝过渡，并接触良

34、好，螺丝紧固。6引线松、紧驰度合适，不能使避雷器受力过大。7设备各种标志齐全规范。8新装避雷器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。9各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电力电容器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电 力 电 容 器1电容器外壳无凹凸变形和渗油现象，熔断器安装牢固，2电容器瓷套无裂纹无破损，表面清洁。3箱式组合式电容器外壳油漆完整无锈蚀，各部无渗漏油现象，储油柜油位正常

35、。4引出端子连接牢固，垫圈螺母齐全。，5熔丝配置合适无脱落，熔丝与熔丝管壁间不挂卡。6引线安装牢固，接点接触紧固良好。7相位色漆明显，各部无搭挂杂物，每只电容器应按顺序标号。8电容器组及构架接地良好，油漆完整、无锈蚀，9设备各种标志齐全规范。1066kV电容器瓷柱探伤合格。11套管接线采用软连接。12 新装电容器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。13检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电力电容器安装及大修 编号：XXX设备

36、序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电 抗 器1电抗器本体外观检查良好，无变形现象，表面漆完整，有无脱落。2瓦斯继电器无渗油现象，油标油位指示正常。3电抗器冷却装置正常。散热器完好无开焊。4引线连接牢固可靠，各部接点安装牢固。5支持瓷瓶清洁完好，无破埙，无倾斜。66kV电抗器瓷柱探伤合格。6油温度计完好。7设备各种标志齐全规范。8新装电抗器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。9各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：

37、耦合电容器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人耦 合 电 容 器1耦合电容器本体清洁完整，瓷套无裂纹、破损。2引线安装牢固，驰度合适。3接线连板不用铜铝过渡，并接触良好，螺丝紧固，接线端子至少用两个螺丝紧固。4接地刀闸完好位置正确，接地良好。5电压抽取连线用铜棍，符合短路电流要求。6设备各种标志齐全规范。7新装耦合电容器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。8各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主

38、要内容：阻波器安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人阻 波 器1本体及瓷瓶清洁完整，安装牢固；表面漆无脱落完整。2引线接点安装牢固，驰度合适。3吊串采用双串，防止风偏。4避雷器等附属元件试验合格。5新装阻波器安装文件、产品说明书、出厂合格证、交接试验等文件资料齐全。6各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：高频开关电源装置安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人高频开关电源装置1微

39、机型绝缘监测装置的直流电源系统监测和显示其支路的绝缘状态功能良好。2 直流电源装置的直流母线及各支路绝缘合格。3设备屏、柜的固定及接地应可靠,门与柜体之间经截面不小于6 mm2的裸体软导线可靠连接，外表防腐涂层应完好、设备清洁整齐。4设备屏、柜内所装电器元件应齐全完好，安装位置正确，固定牢固。空气断路器或熔断器选用符合规定，动作选择性配合满足要求。5二次接线应正确,连接可靠，标志齐全、清晰，绝缘符合要求。6设备屏、柜及电缆安装后，孔洞封堵应良好。7设备各种标志齐全规范。8操作及联动试验正确，交流电源切换可靠,符合设计要求。9安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、安装报告应齐全。10各种检修

40、试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：蓄电池组安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 蓄 电 池组1 蓄电池室及其通风、调温、照明等装置符合要求。2组柜安装的蓄电池排列整齐，标识清晰、正确。蓄电池间距符合规定，通风散热设计合理，测温装置工作正常。3安装布线应排列整齐，极性标志清晰、正确。4每只蓄电池按顺序标号，由正极按序排列，蓄电池外壳清洁、完好，液面正常，密封电池无渗液。5极板无弯曲、变形及活性物质剥落。6初充电、放

41、电容量及倍率校验的结果应符合要求。7蓄电池组的绝缘应良好。8蓄电池呼吸装置完好，通气正常。9安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、蓄电池充、放电记录及曲线、充放电特性曲线齐全。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：交流配电屏安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 交流配电屏1柜上各主开关、把手位置正确， 柜上各信号灯指示正确，电源进线与配出线相位正确，接线端子紧固。2交流母线电压正常 ，输出电流指示正常。3各配出回路位置正确，母线、端子无过热，柜内无异音焦味。4各控制回路熔断器良好无熔

42、断现象，熔量选择适当5手动、自动装置传动试验良好，操作及联动试验正确，交流电源切换可靠,符合设计要求。6各屏配线规范，符合规定。7导电部分与柜门保持足够的安全距离，防止人员开门触电。8一次进线与二次应有明显的断开点。9各控制回路空开级差配合应符合要求。10屏体底脚螺栓紧固，接地良好，屏底封堵良好，柜门接地良好。11遥测、遥信接入系统。12设备各种标志齐全规范。13安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、安装报告齐全。14各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称：

43、 修试主要内容：继电保护安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人继电保护1检查核对继电保护装置上定值按有关定值单进行整定。继保校验人员对于更改整定书和软件版本的微机保护装置，在移交前要打印出各CPU所有定值区的定值，并签字。继保校验人员必须将各CPU的定值区均可靠设置于当初设备停运、值班人员许可工作时的定值区。2检查元件封好，元件内无杂物。3工具、仪表不遗留在工作现场，工作现场清洁、无遗留物件、杂物。4工作现场开挖的孔洞应封堵。5空开级差配合应符合要求，用专用的直流空开。6应有填写详细的工作记录（结论、发现问题、处理情况、运行注意事项等），继电保护交待记录填写完

44、整。7接线变动后应与图纸相符。8传动试验合格，四遥功能良好。9屏体底脚螺栓紧固，接地良好，屏底封堵良好，柜门接地良好，柜门有限位装置。10跳闸回路与正电源有效隔离。11空开、压板等各种标志齐全规范，闲置压板取下。12由运行人员打印出该微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并负责核对，保证这些定值区均设值可靠。继保与运行双方人员在打印报告上签字。13二次接线端子紧固，线号标志清楚，电缆标示牌齐全规范。14安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、图纸、安装报告齐全规范。15各种调试、安装试验数据齐全且合格，试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人

45、： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：防误装置安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人防 误 装 置1防误装置软件一、二次系统图与实际设备相符。2五防防误装置闭锁逻辑关系正确。3设备锁具齐全完好，安装牢固、编码正确、标志正确、安装位置正确。4电脑钥匙充电装置完好。5电脑钥匙壳体有无损坏，接触完好。6地线桩焊接部位完好，地线头接线部位牢固，接地线合接地头配合良好。7控制器、闭锁器安装牢固接线正确。8遥控功能传动良好，五防功能完善。9主机与监控系统对位。10机械编码锁无卡滞、变形现象。11所有锁具按逻辑程序全部开启一次。12

46、防误装置万能钥匙使用良好13安装使用说明书、合格证、安装报告齐全规范。14各种调试、安装试验数据齐全且合格，并在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：远动装置安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人远 动 装 置1屏体的正面及背面各单元模块、端子牌等应标明编号、名称、用途及操作位置，其标明的字迹应清晰、工整，且不易脱色。2信号回路的信号灯显示准确工作可靠，压板把手标志正确等。 3端子排无损坏，固定牢固，绝缘良好。4各种遥测、遥信信息正确，四遥功能完好。5屏

47、体底脚螺栓紧固，接地良好，屏底封堵良好，柜门接地良好，柜门有限位装置。6接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。7屏头、压板等标志齐全、规范。8安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、图纸、安装报告齐全规范。9工作人员现场交待记录详细、完整并经双方签名，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：接地装置安装及大修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人接 地 装 置1接地网外漏部分连接可靠。2构架接地良好，满足双接地的要求，接地线满足短路电流的要求。 3明敷设接地线的表面

48、涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。4标志齐全正确。5焊接面应防腐、焊接牢固。6供连接临时接地线用的连接板的数量及位置符合设计要求。7工频接地电阻值及设计要求的其他测试参数符合设计规定。8接地体顶面埋设深度符合设计规定（当无规定时，不宜小于0.6m）。9接地体的连接采用焊接，必须牢固无虚焊。10明敷接地线的表面涂用15-100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。11隐蔽工程拍照存档。12工作人员现场交待记录详细、完整并经双方签名，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：监控装置安装及大修 编号：XX

49、X设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人监 控 装 置1屏体的正面及背面各单元模块、端子牌等应标明编号、名称、用途及操作位置，其标明的字迹应清晰、工整，且不易脱色。2主机与监控系统对位，主机显示数值电压、电流、有功、无功等正确齐全。3主机显示开关、刀闸变位情况与实际设备位置相符。4各种插件完好可靠。 6各种遥测、遥信信息正确，四遥功能完好。7屏体底脚螺栓紧固，接地良好，屏底封堵良好，柜门接地良好，柜门有限位装置。8接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。9屏头、压板等标志齐全、规范。10安装使用说明书、设备出厂试验报告、合格证、图纸、安装报告齐全规范。11工作人员现场交待记

50、录详细、完整并经双方签名，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：变压器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范变 压 器1变压器本体和组部件等各部位均无渗漏。2油枕油位合适，油位表指示正确。3套管：1）瓷套表面清洁无裂缝、损伤；2）油位指示正常。4气体继电器：2）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；4）观察窗的挡板应处于打开位置。5有载分接开关:1）操作灵活，无卡涩现象；2）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠；3）操动机构档位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系

51、统上分接开关分接位置指示应一致；6吸湿器：吸湿剂应干燥、无变色。7测温装置：1）就地和远方温度计指示值应一致；2）记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。8净油器：上下阀门均应在开启位置9控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）：1）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音；2）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常；10冷却装置：1）风扇无卡滞；试转时应无振动、过热，转向正确；2）散热片表面油漆完好，管路接头无渗油现象；3）管路中阀门开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；4）油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现

52、象，密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象；5）备用、辅助冷却器应按规定投入；6）电源应按规定投入，自动切换功能良好，信号正确。11各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有可投运结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：断路器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 断 路 器公 共 部 分1开关瓷套清洁无裂纹。2各部接点牢固无松动，引线间距及松紧程度合适。3法兰连接螺栓紧固、无裂纹、无锈蚀现象。4相位漆颜色鲜明，防雨胶圈齐全无损坏。5

53、开关传动试验良好。8机构箱内线号标记齐全规范，接点紧固，电缆标志齐全。9机构箱门密封良好，开关灵活。10机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。11电接点压力表接点闭锁上限及遥信校对正确，微动开关油泵启动、停止及遥信校对正确，油泵打压超时试验及遥信校对正确。13接线连板接触良好，螺丝紧固。15各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。SF6（液压机构）1本体SF6气体应在合格范围内，符合温度曲线要求。2SF6气体无泄漏。3液压机构各部分完整无渗油和漏氮现象，油位、压力正常。4加热器及温控器良好。5电机及二次回路控制线绝缘良好，端子螺丝紧固，电源接点良好。SF

54、6（弹簧机构）1本体SF6气体应在合格范围内，符合温度曲线要求。2SF6气体无泄漏。3合闸弹簧储能正常。4储能动作正常，辅助接点转换正常，接触良好，交流电源良好。5机械闭锁装置完好。6弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆。真空断路器（弹簧机构）1储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。2弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆。3合闸弹簧储能正常。4机械闭锁装置完好。真空断路器（小车、电磁机构）1真空开关外壳完好无破损现象，支持绝缘子完好。2手车柜、行程开关和触头无磨损，触头无弯曲。3小车上清洁，各种连接完整，各销钉打开，卡簧、螺丝紧固，操作机构动作灵活可靠。4小车插

55、件接触良好，无开路、短路现象。端子排和控制、分合闸保险完好。端子无松动、无锈蚀。5小车推入和拉出无卡涩现象，试验位置、工作位置信号正确。远方及就地传动和重合闸试验良好。6防误装置齐全，地址码无缺损。少油（液压机构）1合闸保持弹簧无锈蚀现象，机械闭锁装置齐全，分合闸指示正确，构架接地线良好。2防雨帽齐全无破损、倾斜。3微动开关顶子无卡滞，动作灵活、可靠，活塞导向杆无锈蚀已涂润滑油。4中间机构箱螺丝紧固，水平拉杆备帽无松动，内、外部不渗油、无油污。5小车推入和拉出无卡涩现象，试验位置、工作位置信号正确。远方及就地传动和重合闸试验良好。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备

56、验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：组合电器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 GIS1组合电器外表清洁完整。2电气连接应可靠，且接触良好。3组合电器传动试验良好，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关及电气应动作正确可靠。支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。4储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆，机械闭锁装置齐全完整，分合闸指示正确，合闸弹簧储能正常，机构内无遗留杂物，空气开关外壳完好、接线端子紧固。二次接线螺丝紧固绝缘良好，各部转动轴锁转动灵活，销针齐全劈开，辅助开关接点无过

57、热烧伤，接触良好。5六氟化硫气体压力正常。6油漆应完整，相位色标志正确，各种标志齐全。7闭锁装置完好。8各部位置指示器指示正确。9各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：插接式开关小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人PASS1外表清洁完整。2电气连接应可靠，且接触良好。3传动试验良好，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关及电气应动作正确可靠。支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。4混合气体压力正常，密度继电器的

58、报警、闭锁定值符合规定，电气回路传动正确。5储能弹簧无锈蚀、无断裂，拐臂、拉杆完整，锁针、卡簧、螺丝备帽齐全。弹簧储能机构的传动部分完整无锈蚀、脱漆，机械闭锁装置齐全完整，分合闸指示正确，合闸弹簧储能正常，机构内无遗留杂物，空气开关外壳完好、接线端子紧固。6防爆装置功能完善。7观察窗不破损。8接线连板接触良好，螺丝紧固。9二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。10机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。11混合气体漏气率和含水量符合规定。12绝缘外套清洁无裂痕，各引线接点接触良好，各部密封垫无老化，气室观察窗玻璃完好透明。13油漆应完整，相位色标志正确，各种标志齐全规范。14各种

59、检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电流互感器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电 流 互 感 器公 共 部 分1二次端子箱清扫干净，端子无松动，构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良好。2二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。3二次接地良好，闲置端子短路并可靠接地。4机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞封堵良好。5接线连板接触良好，螺丝紧固。6设备各种标志齐全规范。7各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在

60、记录中已签字，确有“可以投运”结论。干式1复合绝缘子清洁，绝缘子裙边无变形。油 浸1瓷套清洁无裂痕，各部密封垫无老化，油位观察窗玻璃完好透明。2膨胀器完好，油位正常，无渗漏油现象。3220kV电流互感器末屏接地可靠。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电压互感器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电 压 互 感 器公共部分1二次端子箱清扫干净，端子无松动，构架及外壳油漆完整无锈蚀，接地良好。2二次接线绝缘良好，线号标记清晰、齐全、规范，螺丝紧固。3工作接地良好。4机构箱内无遗留杂物及电缆孔洞

61、封堵良好。5瓷套表面清洁无裂缝、损伤各部位均无渗漏、油污，油位正常。6接线连板接触良好，螺丝紧固。7设备各种标志齐全规范。8各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。电容式1各组件连接处接触面除去氧化层应涂以电力复合脂。2保护间隙距离调整合适，符合技术要求。电磁1互感器安装面水平不倾斜，同一组互感器的极性方向应一致。2二次引出线时应有防止转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：隔离开关小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收

62、人 隔离开关公共部分1瓷瓶清洁无裂痕破损，引线松紧程度合适，各连接部分螺栓紧固，拉杆、连杆无弯曲，轴锁无变形，转动部分已涂润滑油，接头焊缝无开裂。2拉合试验合格无卡滞现象，三相同期合格，触头接触良好，弹簧无疲劳现象，触指深度合格，辅助开关接触、弹性良好，遥信正确。3接地刀闸传动无卡滞现象，同期合格，接触良好。4外壳油漆完整无锈蚀，防误闭锁装置完好 。5瓷瓶探伤试验合格。6设备各种标志齐全规范。7接地良好，满足双接地的要求。8防误功能齐全。10各种修试数据齐全合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。手动机构1手动机构各元件完好，各转动部分涂温润滑脂。2辅助开关切换灵活，接触良好

63、，二次回路绝缘电阻大于兆欧。3机构安装水平，机构主轴与接地刀闸转轴在同一垂线上。电动机构1机构箱内清洁，外壳油漆完整无锈蚀，防误闭锁装置完好 。2操作机构箱清洁完整，电机转动平稳无异音，绝缘良好。3电动拉合试验合格无卡滞现象。4电动机构电机空开应满足上级级差的要求，又要满足电机功率的要求，驱潮电热装置完好，密封良好。5机构限位装置应准确可靠，在规定分、合闸极限位置可靠切断电源。6电动机构手动和电动相互闭锁。7操作机构箱封堵良好，通风口有防尘措施。剪刀式1静触头铜管不应焊接应是一个整体。2动静触头夹紧力合适，复合要求。3导电闸刀中间轴、活动肘节转动灵活，各转动部分涂低温润滑脂。水平拉杆式1主闸刀

64、分、合位置转动，在分、合闸终点位置定位螺钉与挡板的间隙满足MM的要求。2触头臂与触脂臂应处于同一水平线，触头接触对称，上、下位差不大于己于5MM。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：母线小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 母线（软母线、硬母线）1瓷瓶清洁无裂纹，各部接点紧固无锈蚀，弛度合适，各部销针齐全完整，构架无锈蚀、接地良好。2母线无破股、断股现象。3支持瓷瓶清洁无裂纹、无倾斜，伸缩接头无松动、断片，固定部位无窜动等应力现象，各部接点紧固无锈蚀。4支持瓷瓶探伤合格。5各种检修试验数据齐

65、全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：避雷器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人避 雷 器1瓷质清洁无破损、无裂纹，引线牢固，松紧程度合适，法兰连接处无缝隙。2无锈蚀，接地良好，放电计数器密封良好，玻璃完好透明。3泄露电流在线监测仪完好。4各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电力电

66、容器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电力电容器1电容器外壳无凹凸变形和渗油现象，引出端子连接牢固，垫圈螺母齐全，熔断器安装牢固。2箱式组合式电容器外壳油漆完整无锈蚀，各部无渗漏油现象，储油柜油位正常。3电容器瓷套无裂纹无破损，表面清洁，电容器组及构架接地良好，油漆完整、无锈蚀，各部无搭挂杂物。4检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：电抗器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人电 抗 器1电

67、抗器本体外观检查良好无变形现象，表面漆完整无脱落，瓦斯继电器无渗油现象，油标油位指示正常，电抗器冷却装置正常。2引线牢固可靠，各部接点安装牢固。3支持瓷瓶清洁完好，无破埙，无倾斜。4各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：耦合电容器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人耦合电容器1耦合电容器本体清洁完整，瓷套无裂纹、破损，引线牢固，驰度合适。2接地刀闸完好，位置正确，接地良好。3各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员

68、在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间： 变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容： 阻波器小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人阻波器1本体及瓷瓶清洁完整，引线接点紧固，驰度合适。2各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：高频开关电源装置小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人高频开关电源装置1 直流电源装置的直流母线及各支路绝缘

69、合格。2设备屏、柜内所装电器元件应齐全完好，固定牢固。3孔洞封堵应良好。4操作及联动试验正确，交流电源切换可靠。5各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：蓄电池小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人蓄 电 池1蓄电池外壳清洁、完好，液面正常，密封电池无渗液。2极板应无弯曲、变形及活性物质剥落。3蓄电池呼吸装置完好，通气正常。4各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结

70、论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：交流配电屏小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人 交流配电屏1柜上各主开关、把手位置正确， 柜上各信号灯指示正确。2交流母线电压正常 ，输出电流指示正常。3母线、端子无过热，柜内无异音焦味。4各熔断器良好无熔断现象，熔量选择适当5手动、自动装置传动试验良好。6各种检修试验数据齐全且合格，检修、试验人员在记录中已签字，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：继电保护二次回路小修 编号：XX

71、X设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人继电保护二次回路1检查核对继电保护装置上定值是否按有关定值单进行整定。2运行操作部件（如连接片、小开关、熔丝、电流端子等）是否恢复许可开工时工作状态。3检查继电器是否封好，继电器内应无杂物。4询问并检查拆动的小线是否恢复，是否坚固。5接线变动后应在相应图纸上作如实修改。6继保校验人员必须将各CPU的定值区均可靠设置于当初设备停运、值班人员许可工作时的定值区。7由运行人员打印出该微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并负责核对，保证这些定值区均设值可靠。继保与运行双方人员在打印报告上签字。8工作现场清洁、无遗留物件、杂物。9继电保护

72、交待记录填写完整，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：防误装置小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及 规 范验收结果验收人防误装置1设备锁具应齐全完好。2电脑钥匙充电装置完好。3电脑钥匙壳体有无损坏，接触完好。4地线桩焊接部位应完好；地线头接线部位应牢固。5机械编码锁有无卡滞、变形现象。6防误装置万能钥匙使用良好，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：变电设备验收标准化作业指导卡设备名称： 修试主要内容：远动装置小修 编号：XXX设备序号验 收 标 准 及

73、规 范验收结果验收人远动装置1信号回路的信号灯、光字牌、等应显示准确，工作可靠。 2各种遥测、遥信信息正确。3四遥功能完好。4工作人员现场交待记录详细、完整并经双方签名，确有“可以投运”结论。存在问题及总体结论：工作负责人： 验收负责人： 时间：附件2： 输电线路竣工验收管理规定为进一步加强输电线路竣工验收管理，规范输电线路管理常态化，保证设备安全、可靠、经济运行，特制定输电线路竣工验收管理规定。本规定适用于国网四平供电公司输电线路新建、改建工程竣工验收工作。1.线路本体1.1基础及保护帽1.1.1杆塔基础和拉线基础的钢筋混凝土工程施工应符合110500kV架空送电线路施工及验收规范（GB50

74、2332005）标准。杆塔基础坑及拉线基础坑回填，应符合设计要求。防沉层的上部边宽不得小于坑口边宽。其高度视土质夯实程度确定，基础验收时宜为500mm。经过沉降后应及时补填夯实，工程移交时坑口回填土不应低于地面，土方要求规整、美观。1.1.3铁塔基础立柱宽度500mm时，保护帽与立柱宽度一致；立柱宽度500mm，保护帽宽度根据铁塔塔脚板宽度相匹配，保护层厚度不小于50mm。1.1.4保护帽混凝土强度为C15，外观平整、光滑，不准内凹，符合设计要求。 1.1.5基础强度、偏差等符合质量验收评定检查标准。1.1.6施工单位在竣工结束后，向运行单位提供相应的施工记录和隐蔽工程影像记录等。1.2接地装

75、置1.2.1根据实际需要、运行经验、杆塔类型、环境条件、土壤电阻率等选用接地类型、型式，并符合架空输电线路技术标准。1.2.2接地装置镀锌接地带应沿基础保护帽安装，且留有一定的裕度。1.2.3杆塔接地连接孔应设置在铁塔主材上或钢管杆横线路两侧，高度为距塔脚板上端或主材接头螺栓上端400mm，接地孔为17.5。1.3 杆塔1.3.1跨越主干铁路、高等级公路等重要设施，应采用独立耐张段。66kV双回路分歧塔相邻杆塔侧应采用耐张杆塔。1.3.2新建双回线路自立直线铁塔脚钉宜采取双面设计，转角塔内角侧安装脚钉。1.3.3钢管杆钢套筒基础采用热镀锌方式，爬梯采用框架式；横担处应设转位扶手；挂点处设置双挂

76、点；法兰盘上、下各1m处设置安装踏板。1.3.4 防卸螺栓要求：1）防卸螺栓与原螺栓同级别、同规格；2）防卸螺栓不得破坏连接件的镀锌层；3）防卸螺栓采用双帽且应能复紧，安装后露扣长度须满足规程和设计要求；4）防卸螺栓应方便施工及检验；5）防卸螺栓应同时具有防松性能；6）防卸螺栓的无扣长应与普通螺栓一致。1.3.5 220kV干字型耐张塔中线引流应采取双固定方式，防止由于风偏造成对塔身距离不够。1.3.6 钢管杆塔、30m以上杆塔和220kV及以上线路杆塔宜设置防止作业人员上下杆塔和杆塔上水平移动的防坠落安全保护装置。1.4 绝缘子1.4.1复合绝缘子伞裙必须采用大小伞结构。1.4.2 220k

77、V及以上电压等级复合绝缘子宜采用防鸟型绝缘子，横担侧均压环采用防鸟型均压环。1.4.3球窝连接的复合绝缘子应配备R型锁紧销。1.4.4跨越高等级公路、铁路、66kV及以上电力线等应采用具有独立挂点的双串绝缘子。1.5 金具1.5.1推广使用节能型金具和预绞式金具。1.5.2钢芯铝绞线和钢绞线，其平均运行张力上限达到拉断力的22%及以上采取防振锤加预绞式护线条。1.6 附属设施1.6.1雷害多发区杆塔宜安装线路型氧化锌避雷器。1.6.2 220kV线路每基杆塔必须配备驱鸟装置，驱鸟装置应安装在绝缘子串垂直上方。易受外力破坏地区、易盗区线路宜安装在线监测报警或视频监控装置。强风区线路宜安装微气象在

78、线监测装置。重污秽地区线路外绝缘宜安装污秽（泄漏电流）在线监测及微气象在线监测装置。易覆冰区线路宜安装覆冰在线监测及微气象在线监测装置。1.6.7不良地质区、采矿塌陷区宜安装杆塔倾斜在线监测装置。2.保护区及通道2.1输电线路通过林区，当砍伐通道时，通道宽度不应小于线路两边相导线间的距离和林区主要树种自然生长最终高度两倍之和。通道附近超过主要树种自然生长最终高度的个别树木，也应砍伐。2.2对不影响线路安全运行，不妨碍线路巡视、维修的灌木或果林、经济作物林等可不砍伐。2.3高塔跨树段线路导线在最大弧垂时与树木之间的安全距离应不小于表1中数值。通道内超过主要树种自然生长最终高度的个别树木，也应砍伐

79、。表1 导线在最大弧垂、最大风偏时与树木之间的安全距离电压等级（kV）66220500最大弧垂时垂直距离（m）4.04.57.0最大风偏时净空距离（m）3.54.07.02.4线路巡线通道入口应清晰醒目，巡线通道应平整坚实，路面宽度不小于1m，并根据通道环境设置简易巡线桥等。坡度大于30的山坡上的巡线通道宜修成Z字形。2.5在电力设施保护区内不得存放易燃（柴草剁、木材等）、易爆（烟花、爆竹等）、化学物品（甲醇、乙炔等化工用料）等。3.设备标志 3.1技术要求3.1.1 杆塔上各类标志牌的规格、样式、型号、颜色等应符合国网公司架空输电线路标识的规定。3.1.2 杆塔上的固定标志，应符合下列规定：

80、1）所有杆塔均应标明线路名称、代号和杆塔号；2）所有耐张型杆塔、分支杆塔和换位杆塔前后各一基杆塔上，均应有明显的相位标志；3）在多回路杆塔上或在同一走廊内的平行线路的杆塔上，均应标明每一线路的名称和代号；4）高杆塔应按航空部门的规定装设航空障碍标志；3.2 规格及安装位置3.2.1杆号牌线路每基杆塔安装杆号牌，采用支架安装。1）尺寸：66kV线路：400mm（长）320mm（宽）；220kV、500kV线路：500mm（长）400mm（宽）。2）底色及字体：单回路标志牌底色为国网绿色；双回线路底色应与本回路色标一致，字体为白色黑体字（黄底时为黑色黑体字）；多回路时色标颜色按照红、黄、绿、蓝、白

81、、紫排列使用。电压等级、线路名称与杆塔编号成上下两排布置，两者中间设置一水平间隔线。右侧第一行为“kV线路”；第二行为杆塔编号“号”；杆号编号统一为三位数字，如图1。对于钢管杆也可采用热转印直接粘贴方式或进行牢固绑扎固定。3）新建线路杆塔号应与杆塔数量一致。若线路改建，改建线路段的杆塔号可采用“n+1”（n为改建前的杆塔杆号）等形式，连续增加3基及以上数量时改建线路的杆塔重新排序编号。4）选用材质：搪瓷材质、铝牌或金属板贴热转印不干胶。5）安装位置：单回路角钢塔、钢管塔杆号标识牌一般安装在最下层横隔水平材上362#P67表7-2及318#P12靠近线路右侧脚钉一般在右侧，便于安装和作业人员查看

82、。（指面向架空输电线路大号侧方向右侧，下同）主材的位置。当铁塔最下层横隔距地面超过10m时，则安装在下层靠近线路右侧主材的水平辅材318#P12上。同塔双（多）回路杆塔杆号标识牌，应按照线路实际空间布局分别安装在对应的位置。双杆杆号标识牌一般安装在线路右侧杆体上方便人员上下。涂刷式杆号标识应涂刷在距地面1-3m处的杆身或主材上。220kV永四线 001号 图1：单回路标志牌3.2.2 相位牌线路耐张、转角、终端、分歧、换位杆塔和其前后各一基直线铁塔安装相位牌，宜采用螺栓或支架安装。1）尺寸：66220kV线路相位标志牌为200mm（长）200 mm（宽），相位标志色直径为180mm。2）底色及

83、字体：底色为白色或银色套相位色A相（黄）、B相(绿)、C相(红)；字颜色为白色；字体采用黑体英文大写字母，如图2。3）选用材质: 搪瓷材质、铝牌或金属板贴热转印不干胶。 图2：66220kV线路相位标志牌4）安装位置：相位标识牌一般安装在对应横担南网P11挂线点向杆塔中心侧500mm处；导线水平排列处于中间位置的相位标识牌，一般安装在对应横担挂线点向右侧500mm处；三角形排列处于中间位置的相位标识牌，一般安装在对应横担挂线点向右侧（或上方）500mm处。3.2.3 色标牌 多回路杆塔应采用不同色标加以区分。每基杆塔逐相安装，宜采用螺栓、支架安装或热转印不干胶贴。1）尺寸：66220kV线路：

84、300mm（长）150mm（宽），色标牌连端应留有安装孔。铁塔宜在主材安装位置预留安装孔，钢管杆预留安装托架。2）底色：选用线路标志色，如图3。3）选用材质：搪瓷材质、铝牌或金属板贴热转印不干胶。图3：双回路色标牌4）安装位置：每回路逐相安装，垂直安装于主材与横担连接处。3.2.4警告标志牌每基杆塔攀登处（脚钉腿或爬梯），应悬挂“禁止攀登，高压危险”警告标志牌。宜采用螺栓固定安装或支架安装。人口密集地区、跨越鱼塘处、采矿区、易受外力破坏区、邻近有放风筝场所等处，杆塔上应设警告标志牌（如图4），警告标志牌应位置醒目、安装牢固。1）尺寸：66kV线路：300mm（长）300mm（宽）；220kV线

85、路：500mm（长）400mm（宽）。2）底色及字体：禁止标识牌底色为白色，带斜杠的圆边框为红色，禁止内容标识符号为黑色，辅助标识为红底白字、黑体字，字号根据标识牌尺寸、字数调整，图4。3）选用材质: 采用搪瓷材质、铝牌或金属板贴热转印不干胶； 图4：警告标志牌4）安装位置：杆塔上装设的禁止标识牌安装位置根据杆塔类型确定，一般安装在最下层横隔水平材上。当铁塔最下层横隔距地面超过10m时，则安装在距地面3-10m范围内适当高度的水平辅材318#P12上。3.2.5 保护区标志牌 为防止外力破坏，在线路跨越城市、乡、镇、村屯等重要地区，宜在铁塔两侧明显位置和线路保护区内，宜悬挂大型宣传标志牌，标志

86、牌内应注明中华人民共和国电力法、电力设施保护条例及实施细则及吉林省电力设施保护条例等内容，并打孔。1）尺寸：66kV线路:1200mm（长） 800mm（宽），220kV500kV线路:1500mm（长） 1200mm（宽）。2）底色及字体：底版颜色为红色，字颜色为白色，字体采用黑体，根据电压等级应注明“防护区距离、安全注意事项、联系电话”等相关内容，如图5。3）选用材质:悬挂杆塔上宜采用搪瓷材质，设置在保护区内宜采用混凝土预制件材质。 4）安装位置：根据现场情况选择醒目、有效位置安装。 图5：保护区标志牌 400mm严禁在高压线路防护区内取土、施工、装卸任何物体500千伏线路两侧边导线各20

87、米220千伏线路两侧边导线各15米6 6 千伏线路两侧边导线各10米XX供电公司 联系电话：955984.工程竣工移交资料4.1 线路工程未经竣工验收及试验判定合格，不得投入运行。1）工程施工质量验收记录；2）修改后的竣工图（竣工后1个月内移交）；3） 设计变更通知单及工程联系单；4） 原材料和器材出厂质量合格证明和试验记录；5）代用材料清单；6）工程试验报告和记录；7）未按设计施工的各项明细表及附图；8） 施工缺陷处理明细表及附图；9） 相关协议书；10）导线连接（液压）位置明细；11）实测接地电阻值明细；12）按照输电标准化建设要求，上报每基杆塔影像资料（每基杆塔取基础、杆塔号、塔头、全塔

88、、大号侧通道、小号侧通道各一张）13） 竣工资料的建档、整理、移交，应符合现行国家标准科学技术档案案卷构成的一般要求GB/T 11822的规定。附件3：国网四平供电公司关于印发国网四平供电公司10千伏及以下配电入网设备管理办法（试行）1 范围本标准适用于国网吉林省电力有限公司四平供电公司（以下简称公司）10kV及以下配电入网设备（含配套费工程、业扩报装、线路迁改等用户工程入网设备）项目方案、设计审查、设备选型、验收标准等。 2 引用文件 2.1吉林省电力有限公司城市配电网技术导则实施细则(吉电运检20121584号) 2.2吉林省电力有限公司10kV配电线路典型设计手册(吉电运检2012160

89、2号) 2.3吉林省电力有限公司10kV配电线路施工工艺标准(吉电运检20121603号) 2.4吉林省电力有限公司10kV配电网工程验收管理办法(吉电运检20121604号) 2.5吉林省电力有限公司配电网设备选型和配置原则(吉电运检20121605号)3总则3.1 10kV及以下新建住宅小区配套费工程（以下简称工程）的电源改造方案制定、初设审查、工程施工、竣工验收等工作应严格遵循本办法要求。3.2 用户工程，包括10千伏公用线路负荷接入、线路迁移改造、配电设备更换或改造等参照本标准进行。3.3 工程建设相关环节除应符合本标准的规定外，还应符合国家、行业现行有关导则、规范和规程的规定。3.4

90、 工程所涉及的设备及装置性材料的采购技术规范应与本标准以及公司相关规定相一致，如出现偏差则不予以交接验收。4 总体要求4.1居民住宅区总容量在 5000kVA 及以上时， 宜采用开关站+箱式变电站的供电方式；5000kVA以下时，采用环网柜+箱式变电站供电方式；开关站、 环网柜应预留环网单元或位置。4.2 居民区供电原则就近接入公用 10kV线路，如果附近的公用 10kV线路接入后不满足 N-1 原则或不满足规程及本标准要求时，应及时改造线路提高供电能力，如改造线路不能满足要求时应新建 10kV线路供电分劈负荷。改造或新建的线路按本标准（或高于本标准）实施。4.3 线路或设备投运时应按照公司的

91、相关要求具备规范齐全的运行标识、路径标识、安全警示标志、设备编号等。4.4 线路走廊允许的情况下应首选使用10kV架空线路供电，线路路径的选择要便于运行巡视和检修。4.5 公用配电网架空线路入地后的供电规模和供电能力按远期规划（或目标网架）一次性确定。4.6 临时用电供电应避免使用地埋电缆敷设方式，应使用架空电缆敷设方式或架空绝缘线的方式，如受地形条件制约而必须使用地埋电缆时应由公司生产领导审批，并在敷设时采用有效的防外力措施：1）穿管并加大埋深；2）沿线配置防外力破坏警示带及石质盖板；3）施工场地内沿电缆路径平均每10米配置1处明显的运行警告标志（四平地区应使用统一的警告标志，可使用旗帜、警

92、示牌、地桩等方式，能够重复利用）。4.7 设备、基础、围栏、警告标志、运行标志等形式、材质、颜色应统一规范。4.8 0.4kV电压等级的用户进行新装、增容时，营销部门需与设备所在地配电运行单位进行会签，经设备运行管理单位主管生产副主任（副局长）同意后，方可进行0.4kV电压等级的用户新装、增容。4.9双电源用户应采取防止两路电源环并的措施，安装有效的电气闭锁与机械闭锁装置。5 建设标准及配置原则5.1架空线路5.1.1主干线路一般分为 3 段，主干线和较大的分支线应装设分段开关。每段长度不宜超过1km 或容量不宜超过 4000kVA。 5.1.2 变电站出口线路在路径允许的条件下，应尽量避免同

93、杆并架方式，必须采用同杆并架时,其并架回路数不应多于二回；严禁用户专用线路与公用配电线路同杆并架。5.1.3 中压架空线路运行电流，单辐射线路应控制在安全电流的2/3以下,单联络线路应控制在1/2以下，并满足 N-1 原则，超过时应采取分流、切改措施。 5.1.4 在市区、林区、人群密集区域宜采用铝芯交联聚乙烯绝缘线，以提高线路防护水平。跨越河流、铁路、高速公路等地采用独立耐张段，应选用轻型钢芯铝绞线。 5.1.5 城市10kV架空线路主干线（或可能发展成为主干线或联络线路）导线截面应为240mm2，分支线截面不应小于120mm2。乡村10kV 架空线路主干线导线截面不应小于120mm2。5.

94、1.6 市区、林区、人群密集区域应采用中压架空绝缘线路，采用铝芯交联聚乙烯绝缘导线时，线路档距不宜超过50m。山区或大档距线路一般采用钢芯铝绞线。5.1.7 城市主要街路、广场、标志性建筑物等区域内的中压架空线路不宜设置拉线和柱上变台。易燃易爆场所、十字路口、电缆终端杆、转角杆、分支杆、开关杆不应装设变台。出口、分段、联络、分支开关以及变台处，不得T接负荷。 5.1.8 空旷地区及变电站出口附近的10kV架空线路应采取有效地防止雷电过电压的措施。5.1.9 一般选用长度为12m或15m的环形钢筋混凝土电杆，以保持合理跨越高度，并便于带电作业及登杆检修，不应采用预应力混凝土电杆。5.1.1 繁华

95、市区受条件所限，转角杆、耐张杆可选用钢管杆，山区交通不便处可采用窄基铁塔。5.1.11 架空绝缘线路除接地环外，应对柱上变压器、柱上开关、避雷器和接线端子、导线接续线夹、导线破损处等进行绝缘封闭。裸导线耐张杆处线夹应实施绝缘密封。5.1.12 在中压架空线路干线分段处、较大支线首段、电缆支线首段应安装短路、接地型故障指示器。故障指示器应采用绝缘浇注型式，外壳应标注明显可见的生产年份，故障动作后自动延时复位。 5.1.13 中压架空线路应采用节能型线夹。导线承力接续宜采用对接液压型接续管，导线非承力接续宜采用液压型导线接续线夹或其他连接可靠线夹，设备连接宜采用液压型接线端子。 5.1.14 架空

96、绝缘线路首末两端、分支线首末两端应装设接地线夹；联络开关、分段开关两侧邻近第一基杆开关侧装设接地线夹，接地线夹对应杆塔应装设接地装置。 5.2 电缆线路5.2.1电缆线路干线截面应按远期规划（或目标网架）一次选定，构成环网的干线截面应匹配，建设改造区域的电缆截面及材质选择应标准化。中压干线电缆截面一般采用铜芯 400mm2（单根运行） 或铝芯300mm2（双根并列运行），分支线电缆截面不应小于铝芯 240mm2，其它电缆截面不应小于铝芯 70mm2。并应满足载流量及动、热稳定的要求，分支线宜选用与主干线相同缆芯材质电缆。5.2.2 单环、双环电缆线路的最大负荷电流不应大于其额定载流量的 1/2

97、，转供时不应过载。 5.2.3 电缆线路一般采用直埋、沟槽、排管、隧道等敷设方式。 直埋时应采取有效的防外力安全措施（穿管、敷设防外力破坏警示带、加装石质盖板、加大埋深等），通行机动车的重载地段， 宜采用热浸塑钢管敷设，重要电缆线路不应直埋。 5.2.4 电缆在通过铁路、主干公路、城市主要街路时（顶管施工除外），应在电缆施工时留有预埋管路（预埋管路的管径应与安装的电缆管径相一致，相邻距离一般不大于1.0米），以便于日后抢修维护。5.2.5 地下电缆（不包括临时用电电缆）敷设路径起、终点及转弯处、直线段间隔 50m应设置电缆警示桩或行道警示砖，以便掌握电缆路径的实际走向。在电缆终端头、电缆接头、

98、电缆井等处的电缆上应装设标志牌，注明电缆型号、规格及起止地点。5.2.6 10kV电缆一般采用三芯交联聚乙烯电缆，内护套可采用聚氯乙烯或聚乙烯材质，外护套一般采用聚氯乙烯，隧道、电缆沟、变电站、配电室内敷设时，采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆。5.2.7 10kV电缆附件可选用预制式产品，应有密封防水措施；紧凑型环网柜和箱式变电站等可分离式连接器采用全屏蔽可触摸式结构。5.2.8 环网柜、配电室、箱式变电站应配置电缆故障指示器，根据电网中性点接地方式具有相间及接地故障指示功能，防护等级应不低于IP67，可具有故障信号远传功能。5.2.9 低压电缆一般选择交联聚乙烯四芯等径电缆，主干线截面一般选择3

99、00mm2、240mm2、150mm2和120mm2。5.2.10 低压电缆视使用环境选用防水外护套、低烟低卤、阻燃型。低压电缆的额定电压(U0/U)宜选用0.6kV/1kV。 5.3配电变压器5.3.1.在城市供电区域，如城市照明、小型商铺、餐饮等用电负荷，应结合安装环境优先采用非晶合金配电变压器；居民住宅、医院、学校、机关、科研单位等对噪声敏感供电区域，可采用能够满足区域环保噪声要求的非晶配变，并必须采取优化安装、物理隔离等降噪措施。乡镇、农村等非噪声敏感供电区域，对于平均负载率低、轻（空）载运行时间长的用电负荷，应优先采用非晶合金配电变压器供电。5.3.2 配电变压器的接线组别一般采用D

100、yn11。柱上变压器、独立建筑配电室内的变压器、箱式变电站变压器宜选用11型及以上系列低损耗油浸全密封变压器。5.3.3 独立建筑配电室内的单台油浸变压器容量不大于800kVA，楼内配电室宜选用10型及以上系列低损耗干式变压器，单台容量不宜大于1600kVA，应采取减振、降噪、屏蔽等措施，并满足防火、防水、防小动物等要求。5.3.4 柱上变压器宜设于低压负荷中心，三相变压器容量不应超过315kVA，单相变压器容量不应超过50kVA。变台底部对地高度不应低于 4m，多功能配电箱底部距地面不小于2m。 5.3.5 配电变压器台低压侧应采取防雷措施。5.3.6 偏僻区域变压器应采取必要的防盗措施。

101、5.4 中压开关柜5.4.1 中压开关站一般选用中置式开关柜（内配真空断路器）。5.4.2 中置式开关柜开关宜选用真空断路器，弹簧操作机构，具备手动和电动操作功能。5.4.3 中压开关站一般馈出柜额定电流选用630A、联络柜额定电流选用1250A，断路器额定短路开断电流不小于25kA，额定短时耐受电流不宜小于25kA/4s，额定峰值耐受电流不宜小于63kA。5.4.4 中置式开关柜母线室、断路器室、电缆室、二次装置室等功能区间及相邻母线室之间应完全隔离，柜体外壳防护等级不低于IP31。5.4.5 空气绝缘的10kV母线应进行绝缘化处理，满足爬电比距的要求。5.4.6 开关柜应具有完善的“五防”

102、功能。5.4.7 开关柜体应安装带电显示器、二次核相装置，根据线路实际情况选择安装避雷器。处于高潮湿场所的开关站、配电室及环网柜室可选用爬电比距较大的元件并在室内配置去湿机或空调机。5.4.8 开关柜应设置压力释放通道，通道的喷口不应正对人行通道。5.4.9 开关柜的观察窗应使用机械强度与外壳相当的内有接地屏蔽网的钢化玻璃遮板，玻璃遮板应安装紧固，位置应满足观察接地开关状态等需求。5.4.10 配置的互感器应采用干式绝缘，技术性能应满足相关规程要求。5.4.11 电压互感器等柜内设备必须经隔离断口与母线相连，严禁与母线直接连接。5.4.12 宜配置直流电源系统，直流储能设备的容量不宜小于65A

103、h；断路器的操作电源应与配置的直流电源系统的输出电压一致。5.4.13.低压开关柜一般选用母线区、设备区和电缆区互相隔离的固定式开关柜，设备导体均绝缘封闭，采取下进风、上出风散热结构，防护等级不低于IP315.4.。5.4.14 低压开关柜主母线一般选用额定电流2000A、2500A，额定短时耐受电流不小于65kA/1s。5.4.15 低压进线、分段开关一般采用框架开关，低压出线开关一般采用塑壳开关。5.4.16 低压开关应有瞬时脱扣、短延时脱扣、长延时脱扣三段保护，宜采用分励脱扣器，不宜设置失压脱扣。5.4.17 在规划及实施配电自动化区域，可使用带通讯功能的智能型低压开关。 5.5 环网柜

104、5.5.1 环网柜宜采用SF6或真空开关，户外环网柜应选用满足环境要求的小型化全绝缘、全封闭的SF6共气箱型，户内可采用间隔型或共气箱型，开关本体应使用进口或合资生产的国际知名品牌。5.5.2 SF6气体绝缘的环网柜每个独立的SF6气室配有气体压力指示，可具备低气压分合闸闭锁功能。5.5.3 开关类型可根据需求选用，环网应采用负荷开关，馈出可采用负荷开关或断路器。变压器单元保护一般采用负荷开关-熔断器组合电器，出线间隔接入变压器容量超过1250kVA时宜配置断路器及继电保护装置。5.5.4 环网负荷开关柜一般选用额定电流630A，额定短时耐受电流不宜小于20kA，额定峰值耐受电流不宜小于50k

105、A。5.5.5 断路器柜一般选用额定电流630A，额定开断电流不宜小于20kA，短时耐受电流不宜小于20kA，额定峰值耐受电流不宜小于50kA。5.5.6 负荷开关-熔断器组合电器单元宜选用额定电流125A，熔断器额定开断电流不小于31.5kA，转移电流应大于或等于1700A，熔断器必须带有温度保护功能的熔断器。5.5.7 安装在由10kV电缆单环网或单射线的环网柜，在分支线路上推荐使用断路器单元，用户产权分界点处宜使用具有自动隔离用户内部相间及接地故障的功能的开关单元。5.5.8 环网柜应具有“五防”功能，具有可靠闭锁防误装置。 5.5. 9 环网柜处于高潮湿场所时，宜加大元件的爬电比距，在

106、箱内加装温湿度自动控制器，应用全绝缘、全封闭、防凝露等技术。5.5.10 应配置带电显示器（带二次核相孔、按回路配置），应能满足验电、试验、核相的要求。5.5.11 环网柜应设计有压力释放通道，能够有效防止故障引发内部电弧造成箱外人员伤害。5.5.12 配套提供相应规格10kV预制式电缆终端，外屏蔽采用挤包工艺，配套提供操作工具；需配备与原设备同型号、同数量的熔断器及其它必要的备品备件。5.5.13 环网柜出线间隔推荐使用断路器柜。 5.6 箱式变电站5.6.1箱式变电站内的环网柜参照“环网柜 第1条”配置。5.6.2 环网负荷开关柜一般选用额定电流630A，额定短时耐受电流不小于20kA，额

107、定峰值耐受电流不小于50kA，SF6环网柜应配置压力指示器，可具备低气压分合闸闭锁功能。5.6.3 负荷开关-熔断器组合单元参照 “环网柜 第6条”配置。5.6.4 箱式变电站内环网柜、变压器及低压设备导体应绝缘封闭，环网柜及箱式变电站的箱体设计有压力释放通道，能够防止故障引发内部电弧造成箱外人员伤害。5.6.5 箱式变电站内环网柜应具有“五防”功能。5.6.6 箱式变电站处在高潮湿场所时，宜加大元件的爬电比距，在箱内加装温湿度自动控制器，应用全绝缘、全封闭、防凝露等技术。5.6.7箱式变电站一般配置单台变压器，容量不应超过630kVA。5.6.8 配套提供相应规格10kV预制式电缆终端，外屏

108、蔽采用挤包工艺，配套提供操作工具。5.6.9 变压器高、低压端头应进行绝缘密封，油浸变压器的防爆孔不应面对开门侧，箱变高压柜出线至变压器高压端头应采用单芯柔性电缆，变压器低压端头与低压母线应采用软连接方式。 5.6.10 箱式变电站的安装地点应考虑日后便于施工维护。5.6.11 所选置的低压电气元件应通过国家有关强制性产品认证制度认证。5.6.12 低压侧主受开关应选用智能型框架断路器，配出开关宜选用零飞弧塑壳断路器。箱式变电站低压配出回路不应超过5回。5.6.13 环网柜、分支箱、箱变宜在地面以上户外单独设置，住宅小区及其它人口密集的地区应设立安全围栏。 5.6.14 箱式变电站需配置低压电

109、容器进行无功补偿，电容器容量应根据配电变压器容量和负荷性质，通过计算确定。一般按配电变压器容量的10%30%配置电容器，采用复合开关自动投切（可控硅投切、接触器运行）方式。 5.7 电缆分支箱5.7.1高压分支箱只限用于电缆分段连接、铜铝电缆对接、大截面电缆与双回小截面电缆对接、施工临时用电及施工过渡等用途，不得用于正式用电分支线路及分配负荷。5.7.2 高压分支箱内部结构一般为预制插接型（带开关型参照环网柜选配），采用全绝缘、全封闭、全屏蔽可触摸式结构，以及采取防凝露、防内部故障电弧外泄等措施。5.7.3 低压电缆分支箱结构宜采用元件模块拼装、框架组装结构，母线及馈出均绝缘封闭；主母排一般选

110、用额定电流630A、额定短时耐受电流不小于10kA；馈出低压回路数不宜超过4路。5.7.4 低压分支箱应设置在车辆、行人不易碰及且电缆进出方便的地方，箱内带电导体应进行绝缘封闭，公共场所落地安装时宜采用绝缘箱体，防护等级不应低于IP44，并且锁具齐全、接地良好。5.7.5 低压电缆分支箱所选置的低压电气元件必须通过国家有关强制性产品认证制度认证。 5.8 柱上开关5.8.1主干线路或可能发展成为主干线或联络线的分支线路不应使用断路器作为分段开关，分支线断路器不应装设在主干线上。5.8.2 10kV架空线路故障多发的分支线以及10kV架空线路用户产权分界点处需安装自动隔离相间及接地故障的开关。5

111、.8.3 10kV架空线路出口开关、分段开关、联络开关一般选用真空开关，并带有自动化功能（能实现电动操作、带有自动控制接口），操作机构密封，免维护。负荷开关额定短时耐受电流不小于20kA，采用断路器额定短路开断电流不小于20kA。分歧开关、线路“T”接至配电室、箱变的开关应选用带有自动化功能（能实现电动操作、带有自动控制接口）的真空断路器；真空断路器操作机构应密封，免维护。5.8.4 柱上隔离开关额定电流一般选用630A，导体材质为铜T2，触头应镀银处理，绝缘支柱宜选用合成绝缘材质，避免使用瓷质绝缘材质，以防受力断裂。5.8.5 柱上开关在投运前，需根据安装位置、连接线路、设备的负荷情况进行定

112、值调整，并做开关过流试验，出具试验报告。5.9 构筑物及外壳5.9.1室内配电室如受条件所限，可设置在地下一层，但不应设置在最底层；采取间隔屏蔽、减振、防潮、防火措施，应具有独立的进出通道，预留电气设备运输通道，以便于巡视和故障应急处理；与配电装置同室布置的干式变压器，应带有防护等级为 IP40 的外壳、温控、风机。5.9.2 配电室、箱式变电站、环网柜等配电设备的选址应考虑到设备运输的方便，并留有消防通道，设计时应满足防火、防汛、防潮、防尘、防毒、防小动物和低噪音等各项要求。5.9.3 中压开关站、配电室、箱式变电站、环网柜站址不应设在地势低洼和可能积水的场所，站址及通道的设置应便于进出线、

113、运行维护、故障处理及更换设备。5.9.4 站室的土建设计应满足防火、防汛、防渗漏水、防盗、通风和降噪等各项要求，并应满足电气专业的各项技术要求。独立建筑的中压开关站、配电室屋顶排水设计应有不小于1/50的坡度，以避免积水。5.9.5 箱式变电站、环网柜、电缆分支箱基础底座应高出基础周边地面500mm,底座强度应不低于C20。设备排列应整齐，并留出消防通道，同一区域设备外观、标识应保持一致，与环境相协调。5.9.6 箱式变电站、环网柜、电缆分支箱外壳应采用不锈钢材质，壳体厚度不小于2.5mm,表面采用静电喷涂工艺。应带有明显的警示标志，箱式变电站、环网柜外壳的防护等级不应低于IP33，电缆分支箱

114、外壳的防护等级不应低于IP43。5.9.7 箱式变电站外壳应具有良好通风散热性能，箱壳温升等级不宜超过10K，宜采用底进顶出的通风结构。5.9.8 电缆排管一般沿规划道路建设，管材应根据敷设地点土质状况选取。穿越市政道路路口或建于承受重载道路的排管选用热浸塑钢管。5.9.9 电缆排管敷设时，工作井应采用混凝土现浇或预制结构，电缆工作井和设备电缆夹层防水等级应达到3级，抗渗等级达到P6级。5.9.10 配电网建设和改造时应考虑通信网络建设与改造，10kV电缆采用管井敷设时，需同步预留通信光缆排管。5.9.11 电缆通道内（排管、电缆沟、隧道、桥梁及桥架等）所有金属构件均应采用热镀锌防腐，采用耐腐

115、蚀复合材料时，并应满足承载力、防火性能等要求。5.9.12 土壤腐蚀严重地区应采用铜质材料接地网。6 竣工验收6.1验收申请6.1.1 项目管理单位（部门）组织施工单位进行自检验收，待合格后，将验收所需的图纸、报告等资料及验收申请提前3天报运维部门，并履行签字确认手续。6.1.2 生产验收检查组成员根据工程实际情况，按照验收卡对工程进行验收，并将验收中发现的问题形成书面材料。6.1.3 项目管理单位积极组织施工单位应对验收检查组提出的问题进行整改，并及时申请验收检查组进行复查。6.1.4 复查不合格的，不予投入运行，直至符合验收规范要求为止；复检合格或遗留问题不影响投运的，予投入运行，由项目管

116、理单位限期要求施工单位进行整改。由运行单位对整改情况进行检查。6.1.5 上一次工程遗留问题未进行整改的，不再受理下次验收工作。6.2 验收条件满足以下九条要求者方可进行验收，其中任意一条不满足时，需经公司生产领导批准后方可进行，否则不予以验收送电。6.2.1 设备已在现场完成全部安装、调试工作（特别注意：电缆、开关要进行交流耐压试验，开关要进行定值校验，并按变压器容量整定）。6.2.2 施工单位已经进行自检验收并通过（以施工单位出具的自检验收报告为依据）。6.2.3 隐蔽工程关键节点的验收环节已经完成，资料完整，并有监理、运维单位的签字确认。6.2.4 在中间检查验收过程中发现并需要整改的隐

117、蔽工程（基础、工井、电缆沟等）等已经完成整改并由运维人员签字确认。6.2.5 设备已经按技术协议要求进行到货验收合格，备品备件按技术协议要求配置齐全。6.2.6 竣工报告（包括隐蔽工程影像资料）、监理报告、技术方案、设备材料出厂试验报告（包括型式试验报告）、交接试验报告、产品合格证书、产品说明书及其它竣工图纸资料等已经按要求提交至运维单位，并检查合格。6.2.7 同一项工程验收次数不超过2 次（由于整改不力，造成重复交接验收达到2次以上者将不予以验收）。6.2.8 投运的各项试验检测工作已完成（以提交的检试验报告为准）。6.2.9 待验收投运的设备禁止带电。6.3 验收标准6.3.1 设备和线

118、路的验收依照箱式变电站、环网柜（电缆分支箱）、标准柱上变压器台、架空线路及电缆线路等5个验收指导卡进行。6.3.2 在标准验收卡（验收项目和验收标准）中未提及的验收项目，根据现场实际情况填写，涉及到危及人身和设备安全的项目应书面提出。6.3.3 标准验收卡范围之外的验收项目，按照相关规程规定进行。6.4 有下列情况之一者，视为不具备投运条件：6.4.1 影响人身、电网、设备安全运行的安全隐患，且不能在投运前处理。6.4.2 保护及安全自动装置未进行整定计算或校核，保护定值不能满足运行要求的。6.4.3 未提供施工设计图纸或技术方案及相关安装、调试技术资料，使得验收检查组无法进行验收的。6.4.

119、4 新建或改造的联络线路未进行核相试验。6.4.5 双电源设备不能实现可靠闭锁，有可能向线路返送电的。6.4.6 设备及装置性材料的技术要求不满足“管理标准”及公司相关技术要求的。6.4.7 隐蔽工程图纸资料（必要的影像资料等）不齐全或与现场实际不符。6.4.8 临时用电工程不满足“管理标准”及其它安全要求的。7 生产管理信息系统录入 运行管理单位根据施工方提供的档案资料将设备运行编号、电气接线图等信息录入相关信息系统，投运后7日内将设备台帐、试验报告等信息录入PMS系统。 8 检查与考核公司将对该类工程验收工作进行不定期抽查，检查中如发现问题，将对相关单位及责任人进行考核。9 其它 9.1设

120、计应参照国家电网公司配电网工程典型设计进行。9.2本标准未要求的事宜，按照网省公司相关、规程标准执行。9.3 本规定最终解释权归属国网四平供电公司运维检修部。箱式变电站验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。试验情况1.变压器参数试验；（编号： ）；2.接地电阻测试；（数值： ）；3.试验时间。（距离投运日期不超过180天）。基础、围栏1.混凝土浇筑，基础高于地面500mm；2.两侧有通风口，通风口高于基准面200mm以上，且相对而开；3.通风口应有耐腐蚀的不锈钢网罩封闭，网孔适中

121、；4.基础地面应做混凝土垫层，且应有积水井，人井有爬梯，且爬梯位置合理；5.围栏安装符合相关要求，同一小区使用同一样式的围栏。4接地1.壳体必须四点可靠接地，不得使用焊接的方式连接，而使用螺栓连接，并用截面不小于160mm2的镀锌扁铁与接地网连接；2.接地体的搭接长度和焊接方式应符合规程规定，裸露地面部分的接地体不应有焊接点；3.明敷接地垂直段离地面1.5m 范围内采用黄绿相间漆标识；接地体黄绿漆的间隔宽度一致，顺序一致。5箱变壳体1.安装牢固、整齐、外观完好清洁；2.所有箱变门关闭严密，开关灵活，设有限位装置；3.壳体材质为不锈钢材质，厚度不小于2.5mm，漆层应完整无损伤，固定电器的支架、

122、电缆支架应刷防锈漆，涂刷均匀、无漏点，壳体表面颜色和谐一致；4.各种标识应齐全正确、术语规范、安装牢固、图文清晰。5.壳体内接地铜排应相互连接，接地可靠。6高 压 柜.面板结线清晰、直观、准确；.一次接线图和系统运行方式图齐全；.气体压力在允许范围内；.带电显示装置、故障指示器工作正常；.各操作位置能加防误锁；.操作手柄及备件齐全；.机构操作灵活、到位，五防功能完整；.人井入口满足使用需要。7变压器室.低压侧采用软连接，高压侧采用单芯柔性电缆；.高、低压套管及母排进行绝缘遮蔽；.高低压电气连接采用设备线夹；.排气阀门打开；.分接开关位置适合调压需要；.油标位置满足要求；.变压器铭牌应便于查看；

123、.变压器室应有固定隔离网门，并有警示标志，能牢靠的锁死；.变压器工作接地、保护接地连接可靠。8低 压 室.接线清晰，回路标示牌标示正确；.断路器参数设置正确，配出回路与图纸相符；.相间有隔板，开关除操作把手外，其他部位均应位于防护面板后；.开关操作灵活、动作可靠；.无功补偿室应设独立间隔；.台区计量应设单独视窗，不与低压室在一起；.备用开关数量及容量满足要求。9电 缆.电缆排列整齐，不得交叉，安装牢固，相标清晰醒目。电缆附件制作完整、引线长度适中，不得盘圆，端子与设备应竖直连接，接点不受力；.电缆固定金具齐全，电缆安装后不应使锥形套管受力；.电缆标示牌及二次回路编号应正确，字迹清楚且不易脱色；

124、 .控制电缆应采用屏蔽电缆；.屏蔽层应接地且电缆绝缘良好。10封 堵.电缆进出基础处应用防水材料封堵；.各电缆进出箱变处应封堵严密。11资料文件以下技术资料齐全，满足要求。.设计图纸齐全；.承装（修、试）电力设施许可证复印件；.技术协议；.开竣工报告；.变更设计的证明文件；.隐蔽工程的影像资料；.监理报告；.安装记录；.工程竣工图准确齐全，与现场实际相符；10.计量CT试验合格证；11.制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及安装图纸等技术文件；12.根据合同提供的备品备件清单。环网柜（电缆分支箱）验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行

125、业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。试验情况1.接地电阻测试；（数值： ）2.试验时间。（距离投运日期不超过180天）基础、围栏1.混凝土浇筑，基础高于地面500mm；2.两侧有通风口，通风口高于基准面200mm以上，且相对而开；3.通风口应有耐腐蚀的不锈钢网罩封闭，网孔适中；4.基础地面应做混凝土垫层，且应有积水井，人井有爬梯，且爬梯位置合理；5.围栏安装符合相关要求，同一小区使用同一样式的围栏。4接地1.壳体必须四点可靠接地，不得使用焊接的方式连接，而使用螺栓连接，并用截面不小于160mm2的镀锌扁铁与接地网连接。2.接地体的搭接长度和焊接方式应符合规定，裸露

126、地面部分的接地体不应有焊接点；3.明敷接地垂直段离地面 1.5m 范围内采用黄绿相间漆标识。接地体黄绿漆的间隔宽度一致，顺序一致。5壳体1.安装牢固、整齐、外观完好清洁；2.所有柜门关闭严密开关灵活，有限位装置；3.壳体材质为不锈钢材质，厚度不小于2.5mm，漆层应完整无损伤，固定电器的支架、电缆支架应刷防锈漆，涂刷均匀、无漏点，壳体表面颜色和谐一致；4.柜体漆层应完整无损伤，固定电器的支架应做防腐处理，柜面颜色和谐一致；5.各种标识应齐全正确、术语规范、安装牢固、图文清晰。6高 压 柜.面板结线清晰、直观、准确；.一次接线图和系统运行方式图齐全；.气体压力在允许范围内；.带电显示装置、故障指

127、示器工作正常；.各操作位置能加防误锁；.操作手柄及备件齐全；.机构操作灵活、到位，五防功能完整；.人井入口满足使用需要。7电缆.电缆排列整齐，不得交叉，安装牢固，相标清晰醒目。电缆附件制作完整、引线长度适中，不得盘圆，端子与设备应竖直连接，接点不受力；.电缆固定金具齐全，电缆安装后不应使锥形套管受力；.电缆标示牌应正确，字迹清楚且不易脱色；.控制电缆应采用屏蔽电缆；.屏蔽层应接地且电缆绝缘良好。8封堵.各电缆出入口应封堵严密；. 电缆进出基础处应用防水材料封堵。9资料文件以下技术资料齐全，满足要求。.设计图纸齐全；.承装（修、试）电力设施许可证复印件；.技术协议；.开竣工报告；.变更设计的证明

128、文件；.隐蔽工程的影像资料；.监理报告；.安装记录；.工程竣工图齐全，与现场实际相符；10.计量CT试验合格证11.制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及安装 图纸等技术文件；12.根据合同提供的备品备件清单。柱上变压器台验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。试验情况1.变压器参数试验；（编号： ）；2.接地电阻测试；（数值： ）；3.试验时间。（距离投运日期不超过180天）。验收项目1.跌落式开关上、下引流线应采用 JKLYJ-10kV-120mm2 ，接点连接可靠，

129、下引线应安装带相位标志的接地环；2.引线电缆选用 YJLV8.7/15kV-370mm2 ，电缆铜屏蔽层与铠装层接地应分别引出，在开关侧接地；3.高压电缆固定点不少于3点；4.变压器无渗漏，套管无裂痕，放气阀打开，油漆喷涂均匀，无油流，颜色一致；5.低压电缆固定牢固，工艺美观；6.变台对地距离不小于4m、配电箱安装位置正确，对地距离不小于2；7.标示牌齐全，警告标志齐全；8.接地引上极应有绝缘封闭措施，与接地引下线用专用线夹连接可靠；9.避雷器安装牢固，排列整齐，高低一致；10.避雷器引下线应短而直，连接紧密，不得利用金具直接接地；11.避雷器与电气部分连接，不应使避雷器产生外加应力；12.裸

130、露接点应采取绝缘遮蔽措施。封 堵.低压电缆保护管上口应封堵严密。资料文件以下技术资料齐全，满足要求。.设计图纸齐全；.承装（修、试）电力设施许可证复印件；.技术协议；.开竣工报告；.隐蔽工程的影像资料；.安装记录；.工程竣工图齐全，与现场实际相符；.计量CT试验合格证；.制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及安装图纸等技术文件。柱上开关验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。试验情况.柱上开关试验； （编号： ）；.接地电阻测试；（数值： ）；.开关过流试验（电流： A）

131、 4.试验时间。（距离投运日期不超过180 天）。验收项目.开关引线连接处应有绝缘遮蔽；.开关外壳表面涂层良好无脏污、碰伤、锈蚀、变形等；.开关接地金属外壳上无锈蚀、接地点接地符号清晰、外壳接地可靠，接地电阻符合规定；.开关套管绝缘子清洁，无破损、裂纹；.操作机构灵活可靠、无卡滞，开、合闸位置指示正确、操作机构分合指示装置标示清楚；.安全标志、设备名称编号齐全、开关的本体、操作机构铭牌相关参数清晰；.联络开关两侧应装设避雷器，其它开关电源侧应装设避雷器。资料文件以下技术资料齐全，满足要求。1.承装（修、试）电力设施许可证复印件；2.技术协议；3.开竣工报告；4.安装记录；5.制造厂提供的产品说

132、明书、出厂试验报告、合格证件及安装 图纸等技术文件。架空线路验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。验收项目.杆塔埋深和倾斜度应符合规程要求；.杆塔不允许采用预应力混凝土电杆，应采用非预应力混凝土电杆；.绝缘线型号、规格应符合设计要求；.绝缘线的弧垂、相间距离、对地距离及交叉跨越距离符合规定 ；.金具规格、安装符合规定；.所有接点连接不允许缠绕，应使用液压线夹，并有绝缘遮蔽；.拉线制作和安装应符合规定；.绝缘子与导线固定用绑线应使用单股塑铜线；.无建筑物遮蔽的地段，应逐基杆塔采取防

133、雷措施；10.线路设备标志、警告标志齐全、清楚；11.66kV 变电站近区1km范围内应采取防雷措施和防外力破坏措施；12.跨越铁路、高速公路、一级公路及河流，应为独立耐张段，并有防风拉线，横担采用轻承横担。资料文件以下技术资料齐全，满足要求。.设计图纸齐全；.线路路径的审批文件；.承装（修、试）电力设施许可证复印件；.技术协议；.开竣工报告；.监理文件；.安装记录；.竣工图纸齐全，与现场实际相符；.制造厂提供的产品说明书、合格证件。电缆线路验收指导卡序号验收项目验收标准验收结果设备选用1.技术协议是否符合“建设标准”及公司和行业的相关规程规定要求；2.设备厂家、规格、型号是否和协议要求一致。

134、试验情况.电缆试验； （编号： ）.接地电阻测试；（数值： ）.试验时间。（距离投运日期不超过 7 天）验收项目.线路设备标志齐全；.电缆型号、规格应符合设计要求；.电缆各芯导体直径符合要求；.电缆两端终端头各相的相位，应与电力系统的相位相符合；.接地装置安装工艺符合规定；.电缆铠装层和屏蔽层应分别引出，可靠接地；.电缆埋设深度不低于1.2；.电缆井应按设计要求施工、电缆进出口应严密封堵；.电缆井盖应有明显的“电力电缆”标志；10.电缆路径沿线应设置警示标志和路径指示标志；11.电缆终端头应配置避雷器，安装工艺应符合要求。12.临时用电电缆的敷设符合“建设标准”要求。资料文件以下技术资料齐全，满足要求。.设计图纸齐全；.电缆线路敷设位置图（需标注与参照物的坐标或参考距离），并与实际相符，否则将不予以投运；.电缆线路路径的审批文件；.承装（修、试）电力设施许可证复印件；.技术协议；.开竣工报告；.隐蔽工程验收记录；.监理文件；.安装记录；10.竣工图纸齐全，与现场实际相符；11.制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、合格证件及安装 图纸等技术文件。