变电站送电前验收检查表

四、系统运行部分 现场查看，指标满足设计要求，PMU 子站接入调度端主站。（装 机容量在 48MW 及以上的光伏电站、220KV 及以上接网的电场均 要配置 PMU 子站） 根据审查意见，到现场查看。
现场查看具备资质的检测机构出具的装置检测报告，电能质量 监测装置应接入省调端主站。
五、调度计划部分 拟并网电场以正式公函形式向调度部门提交并网申请。 提供电监局“新建机组并网运行调试的批复”文件的复印件。
高压供用电 合同
调度指挥关 系批复文件
提供与省公司（220KV 及以上电压等级接网）或地市供电公司 （66KV 电压等级接网）签订的高压供用电合同复印件。
提供与电网调度部门印发的《调度指挥关系批复文件》复印件， 其中 220KV 及以上并网的，由省调印发；66KV 并网的，由地调 印发。

11.11 序号
安装试验是否合格，记录是否齐全、准确。
是否合格
5.2
是否无渗油、漏气。
5.3
端子接头是否连接可靠、正确。
5.4
接地连接是否可靠。
5.5
电缆敷设是否符合设计要求和规范规定，排放是否整齐、牢固， 标识是否齐全、清晰、正确，电缆防火封堵是否严密、可靠。
接地装置的接地引线是否符合 A 类电气装置的接地要求，搭接
序号 检查项目
达标要求
是否合格
9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6
10.1 10.2 10.3
11.1 11.2 11.3 11.4
11.5
11.6 11.7 11.8 11.9 11.10
调度指挥关 系文件
调度指挥界 面界定
新设备命名 文件
调度运行人 员名单资质 现场运行规
程及规定 现场运行资
8.32
8.33 8.34 8.35
8.36
8.37 8.38 8.39 8.40
检查项目 外观
高压 接线
室
高压 操作
室 箱 变
底部 电缆
沟
低压 侧
达标要求
是否合格
箱体外壁封闭严密，无渗油现象，无破损，散热片无鼓肚现象。 接地良好，没有锈蚀现象。 箱变编号及标示牌清晰，齐全。 箱变基础护坡完整。 三相带电指示器完整，网门完好。 电磁闭锁功能正常。 观察窗完好，透明。 电缆封堵良好且箱体内部无缝隙，无渗油现象。 高压接线室内卫生清洁。 高压电缆接线牢固，相序标识完整、正确。 套管清洁，无破损、裂纹。 避雷器接线牢固且高压电缆与避雷器保持大约 10cm 安全距离。 接地线牢固，接地良好。 箱变门密封良好，支撑杆良好。 箱变高压侧电缆与主电缆核相正确。 油位在正常范围，且无渗油现象。 压力表、温度表外观良好，温度指示应与环境温度基本一致。 将高低压侧压力释放阀打开使变压器油中气体排尽。 检查无载调压档位，应该在额定档位。 将三相高压熔管抽出，检查是否有渗漏油现象，保险是否良好。 分合高压隔离开关，检查分合是否灵活。 箱变门密封良好，支撑杆是否起作用。 高压操作室内卫生清洁。 电缆沟中电缆封堵良好。 电缆沟中电缆防火涂料粉刷。 接地线焊接或接线牢固，没有锈蚀现象。 高低压电缆弯度正常，余量足够。 电缆沟中清洁，无积水。 电缆无破损现象。 控制柜各指示灯完好，接线牢固。 电压表、电流表完好，接线牢固，指示在零位。 “远方/就地”把手、电压切换把手、各端子排及断路器接线牢 固。 加热器阻值正常。 低压侧电缆接线牢固，相序正确。 干式变压器清洁，接线牢固。 将储能开关手动储能，按动机械分合闸开关，观察储能开关储 能正常，分合闸正常。 箱变门密封良好，支撑杆是否起作用。 电缆封堵良好且箱体内部无缝隙。 电压回路的二次保险良好。 低压侧无渗漏油现象。
电气试验和继电保护、远动、自动化装置调试记录，试验项目 是否齐全，试验结果是否达到标准，继电保护装置是否有整定 单，必要时检查个别整组联动试验，动作是否准确，信号是否 正确。
35KV 小车开关检修位置、试验位置、工作位置转换正常，没有 卡涩现象，小车开关试验位置、工作位置就地分合闸正常，位 置信号及储能信号指示正确，后台监控系统指示正确。
料及图纸
PMU 子站装 置配置情况
安全自动装 置配置情况 电能质量监 测装置配置 （光伏电 站）
并网申请函 并网调试运 行批复文件 并网许可证
（光伏电 站）
并网验收报 告
同类机型低 电压穿越能 力检测报告
（光伏电 站）
项目核准批 复文件
接入系统工 程可行性研 究报告审查
意见
三、调度运行部分 应与调度批复文件一致。 应与调度批复文件一致。 应与调度批复文件一致。 接受调度指令的运行值班人员必须具备上岗资格。 相关规程规定应与调度系统有关规程、规定、规范一致。 相关电气主连接线图、电网一次系统接线图、涉网设备技术参 数资料应完备并及时更新。
35KV 开关柜
35KV 小车开关在试验位置、工作位置远方分合闸正常，五防系 统操作正常，位置信号及储能信号指示正确，后台监控系统指 示正确。
35KV 开关及刀闸的操作电源、保护电源、储能电源、加热照明 电源、二次电压等电源空开的标示牌齐全完整，指示明确。加 热器投入试验正常，照明灯亮灭操作正常。
35KV 母线 PT 一次保险良好，二次空开标示牌齐全完整，指示明 确。
电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地。
对于 3/2 主接线方式下由多组电流互感器二次组合的电流回路， 其接地点应在电气直接连接处接地。 对于使用多组电流互感器但无直接电气联系（如微机母线保护、 变压器保护）的电流回路，应在开关场端子箱分别可靠接地。
电压互感器的二次回路必须有且只能有一点接地。
交流电流、 电压二次回
5.6 互感器和电 长度和焊接质量是否满足规定。标识颜色是否符合规定。必要
容器
时，对主设备或分区域接地电阻抽测，是否符合规定标准。
5.7
电容器安装技术记录项目检查是否合格。
5.8
硬母线按安装记录项目检查是否合格。
5.9 5.10
6.1 6.2 6.3 6.4 7.1 7.2
软母线按安装记录项目检查是否合格。
光伏电站应提供电力部门“入网批准书”复印件。
提供有资质的公司出具的升压变电站验收报告。
提供具备资质的光伏发电组件并网检测机构出具同类机型低电 压穿越能力及防孤岛能力的检测报告复印件。
提供国家发改委或省发改委项目核准批复文件复印件。
提供省公司“接入系统工程可行性研究报告审查批复”复印件。
购售电合同 提供与省公司签订的购售电合同复印件。
检查项目 隔离开关
达标要求
安装是否牢固，转动接点是否无卡阻，联动闭锁位置是否准确 无误。 抽查触头状况，接触后，触头压力是否符合制造厂要求，三相 同期是否合格。
相色标识是否正确，接地是否良好，是否符合规定。
操作电源、储能电源、加热照明电源、动力电源等电源空开的 标示牌齐全完整，指示明确。 就地及远方分合闸正常，五防系统操作正常，就地位置信号及 储能信号指示正确，后台监控系统指示正确。
变电站送电前验收检查表
序号
1.1 1.2 1.3 1.4
2.1 2.2
检查项目
变电站通过 质检验收、
入网验收
达标要求 一、资料检查项目 是否具有设备命名批文。 是否有交接试验报告并合格，且在试验周期。 施工质量符合要求。 保护定值是否正确。 二、设备检查项目 安装技术记录、器身检查记录、绝缘油、干燥记录及调整试验 记录是否均合格。
微机保护装置打印功能良好，液晶显示正常。
柜体后面的空开名称应规范、正确，粘贴牢固，220KV 及以上电 压等级的线路保护屏眉的命名应按照要求执行。
与运行无关的闲置或备用压板全部摘除。
保护及辅助 装置
严格按照要求，落实有关技术保障措施。
故障信息子站应完成站端与接入设备（保护、录波器等）的联 调，并与调度主站联调完毕，确保信息的完整和准确。 如有小波测距装置，则应上报装置接入线路的顺序，并在送电 前完成设备的调试。 系统故障录波器应调试完好，并接入故障信息子站，各模拟量 的名称应与调度下发的命名文件一致。
路
对于母线电压互感器，来自电压互感器二次绕组的四根开关场 引入线和电压互感器开口三角绕组的两根开关场引入线必须经 不同电缆引入 PT 并列柜，不得公用，并只允许在 PT 并列柜处 一点接地。 为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的 开关或熔断器等。 禁止在开关场 PT 二次端子箱安装中性点经放电间隙或氧化锌阀 片接地。 独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流或电压互 感器（包括线路电压抽取装置）二次中性点宜在开关场就地接 地，但应注意将中性线的回路编号分开，以免误与其他互感器 的中性线互连，造成其他互感器中性线多点接地。 微机保护装置（小波测距装置除外）应接入站端同步时钟源， 保证对时准确。
汇集线系统应采取经电阻或消弧线圈接地方式，不能采用不接
15.10 序号 16.1 16.2 16.3 16.4
17.1
17.2 17.3
检查项目 专业管理
地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接 地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行 电压是硬性要求。 汇集线系统的母线 PT 开关柜内应装设一次消谐装置。
3.6
六氟化硫气体压力是否正常，是否无泄漏，微水是否符合规定， 绝缘油质是否合格。
操作电源、储能电源、加热照明电源、动力电源等电源空开的 3.7
标示牌齐全完整，指示明确。
就地及远方分合闸正常，五防系统操作正常，就地位置信号及 3.8
储能信号指示正确，后台监控系统指示正确。
序号 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 5.1
防火、排油等消防设施是否完善，是否符合设计要求，并经消 防部门验收合格，鹅卵石充填是否合格。
温度测控装置是否完善，指示是否正确，整定值是否符合要求。
气体继电器及继电保护装置整定值是否符合要求，操作及联动 试验是否正确。