设备供货合同
合同编号：
*****房地产开发有限公司
年月日
甲方：******房地产开发有限公司
乙方：乐清市海盟电力设备有限公司
第一章、合同及标的物的说明
1.1 合同文件适用法律
适用于合同文件的法律是中华人民共和国现行法律、法规及项目所在地的地方性法规。
1.2 合同文件组成和解释顺序
合同文件的组成和解释顺序如下（当排序在后的内容与排序在前的内容冲突时，以排序在前内容为准）：
1.2.1 合同的条款
1.2.2 合同的附件
1.2.3 乙方在竞争性谈判期间提交的澄清文件及二次报价等
1.2.4 有关图纸、标准、规范和其它有关技术资料、技术要求
1.3 合同文件使用文字
合同文件使用中文书写、解释和说明。
1.4合同标的物的说明
1.4.1 甲方同意从乙方购买，且乙方同意向甲方销售本合同明确规定的设备、备件、培训、技术服务和技术文件，具体详见合同附件。
1.4.1.1 本合同项下的“设备”详见本合同附件。
乙方的供应和服务范围被限定在当前合同、合同附件规定的范围之内。
1.4.1.2 设备安装地点：******住宅小区；地址：******号。以下简称"安装地点"。
1.4.1.3 设备的基本技术数据和技术说明在合同附件1里有详细说明。
1.4.1.4 乙方提供的技术资料详见合同附件4。以下简称“技术文件”。
1.4.1.5乙方应向工程现场委派丰富经验，且能胜任本合同工作的技术人员，对本工程进行技术服务。乙方提供技术服务的技术人员数量，服务范围及条件详见合同附件6。以下简称“技术服务”。技术服务是指合同项下的指导设备安装、施工现场管理、指导工程调试、技术培训。
1.4.2乙方应负责甲方技术人员的技术培训。培训人数、地点和范围详见合同附件7。
1.4.3乙方应负责所供设备的设计、制造、供货、运输、安装、调试，使其满足合同要求，见附件1、5。
第二章、合同价格
2.1合同总价
乙方负责提供的设备、技术文件、技术服务、技术培训合同总价为：
第一批：人民币元整（￥），该价格为设备到现场含税价。（设备包括1#、3#、5#箱变）
第二批：人民币元整（￥），该价格为设备到现场含税价。（设备包括2#、4#箱变）
合计：人民币元整（￥）。
2.2 价格明细
合同价格的明细详见合同附件3。
2.3 价格说明
上述合同价格是基于当前合同和附件中所有的条款和条件成立的。在合同执行期间，由于甲方原因造成延误而致使合同无法执行，乙方有权要求交货期调整。
第三章、支付条款
3.1具体支付方式
3.1.1合同签订后7日内甲方向乙方支付总价款的定金，支付人民币（￥：）
第一批合同设备：
3.1.2 乙方制造完成第一批合同货物，双方按本合同第6.3条检测合格后，甲方支付乙方第一批合同金额的货款：人民币元整（￥：）。付款前乙方提供本批设备全额发票，甲方收到发票后五工作日内支付本笔货款，否则不予付款。
3.1.3 在第一批设备带电调试验收合格后，供电局接受上述设备后，甲方在10个工作日内向乙方支付第一批合同金额的剩余货款：人民币元整（￥：）。
3.1.4 剩余货款；人民币：元整（￥）作为质保金。
第二批合同设备：
3.1.5甲方提前两个月书面通知乙方生产。
3.1.6 乙方制造完成第二批合同货物，双方按本合同第6.3条检测合格后，甲方支付乙方第二批合同金额的货款：人民币元整（￥：）。付款前乙方提供本批设备全额发票，甲方收到发票后五工作日内支付本笔货款，否则不予付款。
3.1.7 在第二批设备带电调试验收合格后，供电局接受上述设备后，甲方在10个工作日内向乙方支付第二批合同金额的剩余货款：人民币元整（￥：）。
3.1.8剩余货款；人民币：元整（￥）作为质保金。
第四章、交货与交货条款
4.1设备交货方式
本合同项下的设备交货方式为：现场交货；由甲方负责卸货。
交货地点为：银奥佳园住宅小区工地现场；
交货期为：合同签订后定金到帐后40天。
发生甲乙双方不可控制的情况时，由双方另行协商。
4.2装运通知
乙方在货物发运前10日将准备发运的货物名称、规格、数量、包装、箱件数、每件包装箱的尺码、毛重及对货物的卸车、贮存的特殊要求以传真形式通知甲方，以便接货。如甲方不具备接货条件，应通知乙方延迟交货，延迟交货时间甲方另行通知乙方。
4.3技术文件
如有任何必要技术文件的短缺，丢失和损坏，甲方应在发现后尽快通知乙方，乙方在收到甲方通知后应尽快免费补充交付丢失和损坏的部分。
第五章、包装与标记
5.1包装
乙方应按照国内/国际贸易惯例和货物自身形状及特点，有适合多次搬运，长途海陆运输的牢固包装(如果需要)，使其能防潮、防雨、防腐，防锈和防撞击，以保证货物安全抵达现场时没有任何损坏和腐蚀。
5.2 标记
所有装箱的设备应由乙方用标签注明合同号，名称。
第六章、标准规范,检验和测试
6.1国内生产设备乙方应按照制造厂商或中国国家的标准和规范、进口设备应按照生产国/或公司通用的ISO标准来完成合同设备的制造、材料选择以及检验和测试。
乙方应当提供给甲方该设备的制造、检验与材质标准。
6.2乙方应对其供应的所有合同设备都进行出厂前检验和试验。乙方还应向甲方提供制造商或乙方签发的质量合格证书或检验和测试报告。这些文件应被视为合同规定的质量合格证明。设备出厂前检验和测试的所有费用应由乙方承担。进口设备及配件要求提供当地商会证明、原产地证明及报关单据等证明文件。
6.3甲方或其代表有权参加乙方所供设备出厂前检验和测试，以确认设备是否符合合同规定的要求。乙方应于检验前1周前书面通知甲方检验日期。甲方应及时以书面形式通知乙方参加合同设备检验和测试的所有代表的身份。
6.4在乙方工厂检验时，乙方应为甲方检验员免费提供工作工具，如质量检验和测试所需技术文件、制图、测试工具和仪器等。
6.5如果任何被检验或测试的设备不能满足附件2中的规定，甲方可以拒绝接受该设备；乙方应
更换被拒绝的设备，或者免费进行必要的修改以满足要求。
6.6甲方检验员在乙方合同项下设备生产国和/或制造厂参加的检验和测试不能代替设备到达合同现场时的开箱检验和测试，也不能使乙方免除合同规定的质量保证义务。
6.7乙方应要求其制造商在提供设备前对设备的质量、规格、性能、数量和重量等进行详细全面的检查，并出具质量检验证书（合格证），但不能作为有关质量、规格、性能、数量或重量的最终检验。
6.8乙方提供的所有合同设备应在安装地点开箱检验，乙方应按时自费派代表到安装地点参加检验。甲方应在开箱检验之日的一周前通知乙方检验日期，且乙方应协助甲方检验人员进行检验工作。如果乙方和甲方代表在开箱验收时发现设备缺货、缺陷、损坏或包装不符合本合同规定，两方应共同签订一个详细的记录。一旦上述问题是乙方的责任造成的，此记录将作为甲方将来执行本合同第8条款时向乙方提出索赔的证据。
如果不是甲方的责任，乙方检验员没能出席开箱检验，甲方有权单方检验。
6.9上述检验不解除乙方在第7章和第8章中所述的责任。
6.10如双方对验收结果有分歧，则以白银市技术质量监督局的检验结果为准，检验费用由有过失的一方支付。
6.11需乙方提供给白银供电公司校验的设备，乙方自行拆除交付供电公司校验，校验费用由乙方支付。
第七章、安装、试运行、设备验收、调试和最终验收
7.1“安装”指的是安装工作，是指按照设计图纸完成合同规定范围内设备材料的正确装配、联接和安装的工作。
“试运行” 是指：单个或成套设备在无载情况下的试运行。
“设备验收” 是指：设备试运行试验结果满足技术文件和合同的技术要求（详见合同附件1）时，甲方对设备或材料的验收。
“调试” 是指：乙方所供设备进行系统有负载联动运行。
“最终验收” 是指：工艺性能试验结果满足合同附件1、5的要求。
安装范围是指乙方合同项下设备安装。
7.2设备的安装、试运行、调试和性能测试应在乙方的指导及配合下由甲方实施。
甲方和乙方应在开始安装前2个月各自指定1名代表负责从安装起到最终验收期间与设备有关的一切技术事务。甲方和乙方代表应以友好的态度详细制定计划安排。
货到现场后三日内，开始检验，检验合格后根据项目进度安排组织安装。
一旦甲方和乙方之间发生任何问题和争议，两方均应友好协商，分析原因，澄清责任，在现场解决问题。
7.3乙方技术人员应在安装工作开始前向甲方提供安装方法的详细说明和安装指导要求，并完成设备安装质量的检验和测试工作。甲方有权对任何有必要的设备安装质量进行复测，如检验合格，其费用由甲方承担，否则由乙方承担。
乙方技术人员提供的技术指导应以书面形式提交。
7.4安装完成后，甲方和乙方代表一致认为安装工作完全符合设计要求，就可按照技术文件和图纸进行试运行。
一旦试运行成功，且安装竣工完全符合技术文件要求，甲方和乙方代表应于7日内在现场签署设备验收证明，该证明的签字之日应视为设备安装和试运行完成日。但此证明不能解除本合同规定的乙方对调试、性能测试及质量保证期间发现设备和材料的缺陷应负的责任。
7.5本章7.4款规定的试运行完成后，应在15日内开始调试，开始时间由现场甲方和乙方代表共同确定；由于甲方原因造成调试延期，甲方应顺延乙方现场交货日期。
7.6从着手调试日开始算，调试期暂定为7日。在调试期结束后的7日内，甲乙双方应完成工艺条件达到运行良好和稳定状态的连续72小时性能测试。性能试验具体日期要由甲方和乙方代表确定，性能试验要在乙方配合下由甲方实施。性能试验的结果应记录在备忘录中，该测试报告由甲方和乙方代表在性能测试验收完成后当天内签字。
若由于乙方的原因，性能测试未达到附件1中规定的技术参数，乙方应在承担费用的前提下尽快在甲方要求的时间内修理、补充或替换设备。修改后应尽快再进行一次性能测试，甲方应尽最大努力协助。如上述的修理、更换或修复是在安装地点实施的，所发生的费用（如工资、材料费等）由乙方根据最终的修理、更换和/或整改记录计算结果得出。
如由于乙方的责任，修理和更换时需要将设备运到中国以外的地方，修复和更换的设备将由乙方运回安装地点，由此发生的运费，保险费，和与清关有关的费用由乙方承担。甲方应提供必要的协助。
7.7在合同7.6条款中规定调试期间，有一项或几项技术指标未能达到本合同附件5的规定，甲方和乙方应联合调查找出原因，分清责任按下述方法解决。
7.7.1若是乙方责任导致技术指标未能完全满足，甲方可同意将调试期延长15日，以便乙方改进设备完成性能测试。若在延长期内，因乙方原因仍未达到指标，甲方可同意再延长15日。若此性能测试仍然失败，因乙方原因技术指标仍不满足，则执行本合同第8章8.6条款。在2次延长期间，乙方负责承担合同工厂因设备改进工作而发生的直接设备费用、乙方技术人员的人工费用及因此对甲方造成的损失。
7.7.2如果由于甲方责任导致技术指标未能满足，调试期延长，延长时间最长不超过30天。在延长期后，若甲方责任导致技术指标仍未达到要求，甲方要接收系统，双方在7天内签发最终验收证明书及进行合同规定的相关付款。乙方应继续协助甲方对设备进行各项测试使设备满足正常的技术指标。
7.8 甲方按本合同条款7.6、7.7规定对设备最终验收并不能解除乙方在设备质保期内的责任。
第八章、保证、违约赔偿及索赔
8.1 乙方在此承诺：乙方应保证所供标的物是全新的，未使用过的，并且是非长期积压的库存商品，完全符合合同规定的质量、规格和性能的要求，乙方应保证其提供的标的物在正确安装，正常使用和保养条件下，在其标称的使用寿命期内应具有满意的性能。在乙方承诺的质量保证期限内，乙方应对由于设计、工艺或材料的缺陷及伴随服务而造成的任何不足或故障负责。
8.2 乙方所提供的技术文件应用中文，进口设备的技术文件应同时提供中、英文版本。如中文译版与英文原版存在冲突时，应以中文为准。技术文件应完整、清晰、正确，能够满足设备的安装、运行和保养的要求。
8.3 乙方所提供的设备质保期如下：
合同内所供应和指导安装的所有设备质量保证期为设备经供电局调试验收合格后带电运行之日起12个月。
8.4 在质保期内如果是因为乙方提供的技术文件，图纸和指导等原因而导致对设备造成损坏的，甲方应立即书面通知乙方，并迅速将设备准备好供乙方修理。乙方将采取以下三种措施之一：（i）更换设备；或（ii）修理有缺陷的部件；或（iii）更换有缺陷的部件。
8.5 设备和配件出现以下情况的，不属于质保范围，乙方将不承担责任：
没有按照乙方提供的指导来进行操作和贮存、保管设备遭到损坏的；
在没有得到乙方书面同意或确认，甲方私自进行改造和更换造成损坏的；
甲方没有严格按照乙方所提供的使用说明书来进行操作，保养和维修；
8.6 根据附件1和附件5，如果7.7.1条款下延长的调试期满后，由于乙方原因导致该合同项下的设备技术参数仍然达不到要求，甲方和乙方应通过友好协商解决，如协商未果，可按合同8.8条款向甲方赔偿。
8.7 如果合同设备不符合合同规定，甲方根据合同条款第8.3, 8.4条款或其他条款规定的设备检验、安装、调试、验收和质保期内提出索赔，乙方应按以下顺序处理：
1)乙方应修理缺陷合同设备；
2)如果无法修复或修理不可行，则乙方应用符合合同规定的规格、质量和性能要求的
新零件、部件或设备来免费更换有缺陷的部分或修补缺陷部分。
8.8 逾期交货赔偿
8.8.1乙方不能交货（逾期超过十五天视为不能交货），或交货不合格从而影响甲方按期正常使用的，应向甲方偿付合同总价款30%的违约金，违约金不足以补偿甲方损失的，甲方有权要求乙方补足。
8.8.2乙方逾期交货的，应在发货前与甲方协商，甲方仍需求的，乙方应立即发货，并应支付逾期交货部分货款的日千分之一的违约金，同时承担甲方因此遭致的损失费用。
8.9 如果因为甲方原因而导致未能按照本合同第3章条款的时间和金额支付给乙方应付款，乙方有权向甲方索赔相应款项日千分之一的违约金。
8.10 甲方和乙方关于工艺和设备的故障或缺陷的权利、义务和救济仅限于本合同第8章规定的权利、义务和救济，无论该故障或缺陷出现在适用的保证期之前还是当中。
8.11索赔
8.11.1甲方有权根据当地产品质量检验机构或其它有权部门出具的检验证书向乙方提出索赔。8.11.2 在本合同规定的检验期和质量保证期内，如果乙方对甲方提出的索赔或差异有责任，则乙方应按甲方同意的下列一种或多种方式解决索赔事宜：
8.11.2.1乙方同意退货，并按合同规定的货币将货款退还给甲方，并承担由此发生的一切损失和费用，包括利息、银行手续费、运费、保险费、检验费、仓储费、装卸费以及为保护退回标的物所需的其它必要费用；
8.11.2.2用符合规格、质量和性能要求的新零件、部件或标的物来更换有缺陷的部分或修补缺陷部分，乙方应承担一切费用和风险并负担甲方所发生的一切直接费用。同时，乙方应按合同规定，相应延长修补或被更换部件或标的物的质量保证期。
8.11.2.3 如果在甲方发出索赔通知后七天内，乙方未能答复，上述索赔应视为已被乙方接受。若乙方未在甲方提出索赔通知后七天内或甲方同意的更长时间内，按照合同规定的任何一种方法解决索赔事宜，甲方将从未付款或乙方开具的履约保证金中扣回索赔金额，如果这些金额不足以补偿索赔金额，甲方有权向乙方提出对不足部分的补偿
8.11.2.4 甲方指定的箱变外形，木条不防火，因外部火源引起火灾，造成设备损坏，乙方不承担任何责任；消防验收不合格，与乙方无关，不得向乙方提出索赔。
第九章、不可抗力
9.1 合同双方的任何一方，由于不可抗力如火灾、洪水、台风、地震、战争，无论是否公告的禁令、政府限制性行为、罢工、禁运，以及其他超越一方合理控制范围的原因而使其无法按期履行当前合同时，则延长履行合同的期限，延长的期限相当于事故影响的时间。
9.2 受到不可抗力影响的一方应在不可抗力事故发生后，尽快将所发生的不可抗力事件的情况以传真或航空快件的方式通知其余各方，并在15天内以航空挂号信的形式将有关当局出具的不可抗力事件证明文件提交对方确认。
9.3 一旦不可抗力的影响消除或终止后，受到不可抗力影响的一方应尽快以传真的形式通知对方，并通过航空挂号信加以确认。各方当事人应在不可抗力事件结束或其影响消除后立即继续履行
其合同义务。
9.4 如果不可抗力事件的影响持续超过一百二十（120）天，并且如果各方不能就不可抗力事件达成一致，任何一方均有权以书面通知终止本合同。如果发生合同终止，有关各方应根据合同的实际状况，达成一个公平和公正的财务解决方案。
第十章、争议解决
甲乙双方通过友好协商，解决在执行本合同中所发生的或与本合同有关的一切争端。如果协商仍得不到解决，双方均可将争议提交甲方所在地人民法院管辖。
第十一章、合同生效
11.1本合同经双方授权代表签署，买、卖双方加盖印章。
11.2若本合同存在未覆盖竞争性谈判采购文件、响应文件及澄清的内容，上述文件将作为本合同的补充；若上述文件与本合同发生不一致，以本合同为准。
11.3 本合同所规定的附件为本合同的一部分，与本合同具有同等法律效力。
11.4本合同条款和条件的所有更正、补充和修改均应采用书面形式，经磋商达成一致后由甲方和乙方授权代表签字,其应构成本合同不可分割的组成部分,且应与合同本身具有同等效力。
11.5未得到合同一方同意的情况下，合同另外一方不得转让/移交该合同项下的权利和义务至第三方。
11.6合同双方不得提出本合同规定范围以外的索赔要求，尤其不得就间接损害，及/或后果损害，及/或诸如生产利润及生产时间等方面的损失提起索赔或请求。
11.7本合同一式六份，以中文书写，甲方执四份，乙方执两份。
第十二章、签字
双方在完成本合同11.1条款，合同及附件开始生效。本合同一式六份，以中文书写，甲方执四份，乙方执两份。
甲方：乙方：乐清市海盟电力设备有限
公司
法定代表人（或授权代表）：法定代表人（或授权代表）：
地址:
税号:
开户行:
帐号:
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华电能源股份有限公司 牡丹江第二发电厂 4 变电所污秽等级测试报告 批准：总工程师 审核：生技部 电气分公司 编写：电气高压班 华电能源牡丹江第二发电厂 2014年03月29日 变电所污秽等级测试报告 为了贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》提高电网防污闪水平，杜绝我厂变电所污闪事故的发生，结合2014年工作任务，在春检工作开始前对变电所进行绝缘子表面污秽物的等值盐密、灰密测试。根据测试结果，合理安排清扫周期，加强对电瓷设备清扫、监督工作，提高电瓷设备清扫质量，保证电网的安全稳定运行。 我厂变电所由220kV变电所和四期220kV GIS变电所组成，东临桦林路，桦林路是牡丹江到佳木斯方向重要公路，西临厂内通行主要道路。根据变电所的实际情况，在变电所内设置4个模拟实际环境的盐密、灰密测试样瓶，每个样瓶由3叶瓷质绝缘子组成，这样可以得到接近真实盐密度值，4个测试点分布如下： 盐密、灰密测试点位置表： 测试点编号测试点位置 220kVGIS #1 牡北乙线出线构架 220kV #2 220kV甲母线北构架 220kV #3 220kV旁路南构架 220kV #4 #3主变#4主变间构架 污秽等级等级示意图 0.2 a-b b-c 灰 密 值 mg/cm 2 0.01 0.02 0.04
污秽等级：B级 变电所污秽等级测试报告 温度：20 ℃湿度：35% 序号测试地点测试部位盐密度 mg/cm2 灰密度 mg/cm2 污秽等级 1 220kV #2测试点 上片0.027 0.156 B级 中片0.027 0.133 下片0.025 0.131 1.2倍平均值0.032 0.140 2 220kV #3测试点 上片0.031 0.129 B级 中片0.025 0.163 下片0.021 0.139 1.2倍平均值0.031 0.144 3 220kV #4测试点 上片0.031 0.146 B级 中片0.031 0.146 下片0.025 0.117 1.2倍平均值0.035 0.136 4 220kVGIS #1测试点 上片0.025 0.117 B级 中片0.021 0.103 下片0.025 0.108 1.2倍平均值0.027 0.109 结论 按Q/GDW152-2006《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》规定要求，我厂变电所污秽等级为B级。 试验人员： 试验日期： 2014-03-27 盐密、灰密度测试数据 测试地点220kV#2测试点测试温度20℃ 测试部位上片环境湿度35% 测试面积1450cm2测试时间2014.3.27 盐密值mg/cm2
高压开关柜试验报告 单位名称设备编号1AH 型号1AH 额定电压10KV 额定电流20A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号1AH 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A10KV <50 15℃ B10KV <50 15℃ C10KV <50 15℃ 2、绝缘电阻测量 开关状 合闸(MΩ)分闸(MΩ)温度0C使用 ZC-7 摇表 态 相别 A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸 相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
单位名称设备编号2AH 型号2AH 额定电压10KV 额定电流20A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号2AH 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A B C 2、绝缘电阻测量 开关状 态相别 合闸(MΩ) 分闸 (MΩ) 温度0C使用 ZC-7 摇表A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
单位名称设备编号3AH 型号3AH 额定电压10KV 额定电流20A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号3AH 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A10KV <50 15℃ B10KV <50 15℃ C10KV <50 15℃ 2、绝缘电阻测量 开关状 态相别 合闸(MΩ) 分闸 (MΩ) 温度0C使用 ZC-7 摇表A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
箱式变电站参数
一、 箱变性能描述 一、箱变性能描述 箱式变电站产品型号及含义 X B □ 1 - □ - □ / □□□□ 变压器容量 外壳材料 J：金属； F：非金属 结构形式 P：品字 M：目字 低压侧额定电压 高压侧额定电压 方案号 设计序号 Z：智能型;J：紧凑型 变电站 箱式 箱式变电站主要技术参数
注：上表中数值为一般国产开关元件（FN11、12，DW45等）技术参数，若选用高档元件或进口高档元件，表中技术参数可相应调整，等同于元件参数。 箱式变电站结构特点 箱体的材料是不可燃的，箱体的骨架尽可能采用型材组装，对于焊接的部位必须清除焊疤，锈迹，并采取有效的防腐、防锈措施。 箱体外壳材料为金属或非金属材料制作，基座、箱体和一切外露金属部件均喷涂耐久的防护层。开设的百叶窗为人字形并具有防尘结构。 箱体有足够的机械强度，在起吊、运输、安装过程中不易变形或损伤。并耐受以下的负荷和撞击： a) 顶部负荷： ——最小值为2500N/m2 (竖立负荷或其他负荷)； ——在车辆通行处（例如停车场）的地下安装的变电站顶部，最小值为50kN，作用在600cm2的表面上（830kN/m2）； ——雪负荷（根据当地气候条件确定）； b) 外壳上的风负荷； ——风负荷按国标GB/T 11022-1999要求； c) 在面板、门和通风口的外部机械撞击： ——外部机械撞击的撞击能量为20J。 大于该值的意外机械撞击（例如车辆的撞击）未包含在本说明中，但应予以防止,
如需要可在变电站外部及周围采取其他措施。 箱体采用自然通风，也可加装强迫通风装置。箱体内装有温湿度自控仪：当变压器室温度过高时，启动排风机向外排风，抽入底部电缆井冷风；当高、低压室内湿度增高时，启动操作机构内加热器，以保持箱内温湿度在设定范围内 箱体防雨：箱顶应有防雨檐，防雨檐下垂一定深度，以确保各门的上端水平门缝，在45度斜雨时，不被水直接淋到，并留有余度。箱体上所有的门都向外开，门上装有把手、暗闩，装有能防雨、防锈和防堵的锁，并能满足淋雨试验的要求。 选用变压器按国标GB/T 6451-1999和GB/T 10228-1997要求。 变压器高、低压连线应满足额定电流和热稳定电流的要求，高压侧因有限流熔断器，因此导线截面按机械强度选用。导体上应有明显的相别标记。 高压室内所有电器元件均选用定型产品，装配限流熔断器时，其技术性能必须满足相应标准或规范要求，电器元件的安装要便于导线的连接、操作维护等。高压室应有独立封闭的隔板和门。 高压进线用电缆时，电缆进线孔设有适用于电缆孔径的塑料护套圈。高压连接的进出口处有相别标记，并设置可靠固定支架 高压室门内侧具有主回路接线图，并有操作程序和注意事项。 高压室有带电显示和可靠的防误操作装置。 低压配电室内所有电器元件均选用定型产品，其技术性能必须满足相应标准或规范要求。 低压母线和连接导线的选用: 导体截面按额定电流和短时耐受电流要求，固定方式按峰值耐受电流要求，零线母线截面与主母线取相同截面。导体上应有明显的相别标记。 仪表和信号等的装设位置要易于观察和安全更换。 低压室门的内侧有主回路的线路图，并应有操作，维护注意事项。 低压室内装设三相、单相电源插座，供维修使用。 低压装有无功补偿装置，补偿容量一般为变压器容量的30%或用户指定，并具有循环自动投切功能。 电能计量装置按电力部门有关规定和当地供电部门要求制作。 接地符合GB/T 11022规定。箱体内设有完整的专用接地系统,其导体的电流密度安国标
验)高/低压预装式变电站（欧式箱变）技术规范 箱变试3.1 技术参数 3.1.1 系统额定电压： 10kV ，最高电压： 12 kV ； 3.1.2 变压器高压侧额定电压：城市变或靠近电源侧宜选 10.5 土 5%kV ，远离电源侧或农村变宜选 10 土 5%kV ；低压侧额定电压： 0.4 kV 。 3.1.3 额定频率： 50Hz 3.1.4 额定热稳定电流及时间（ kA/s ）：高压回路 20kA/3 低压回路 30kA/1 ；接地回路 20kA/3 。 3.1.5 额定动稳定电流及时间（峰值， kA ）：高压回路 50 ；低压回路 63 ；接地回路 36 ； 3.1.6 工频耐压 (kV) ：高压回路 42 ；高压断口 48 ；低压回路 2.5 ；变压器 35 ；控制与辅助回路： 2.0 。 3.1.7 雷电冲击耐压 (kV) ：高压回路 75 ；高压断口 85 ；低压回路 6 。 3.1.8 噪音水平：变压器容量 1250kVA 以内不大于 50dB 。（除特别注明外） 3.1 ． 9 箱壳防护等级：不低于 IP3X ；箱体颜色军绿（除特别注明外）。 3.10 允许温升 高压设备的允许温升值见 GB/T11022-1999 规定；变压器的允许温升值见 GB1094 或 GB6450 规定；低压设备的允许温升值见 GB7251 规定； 3.11 1000kVA 及以下变压器采用高压负荷开关 - 熔丝保护， 1250kVA 及以上变压器采用高压断路器保护。 3.12 最大允许尺寸（深×宽×高： mm ）： 630kVA 及以下变压器终端型3200 × 2000 × 2500 ，环网型3200 × 2500 × 2500 ； 1250 － 8000kVA 变压器终端型 3400 × 2300 × 2600 ，环网型3400 × 2700 × 2600 。
高压开关柜试验报告 单位名称设备编号型号 额定电压10KV 额定电流 A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A10KV <50 15℃ B10KV <50 15℃ C10KV <50 15℃ 2、绝缘电阻测量 开关状 合闸(MΩ)分闸(MΩ)温度0C使用 ZC-7 摇表 态 相别 A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸 相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
单位名称设备编号型号 额定电压10KV 额定电流 A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A B C 2、绝缘电阻测量 开关状 态相别 合闸(MΩ) 分闸 (MΩ) 温度0C使用 ZC-7 摇表A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
单位名称设备编号型号 额定电压10KV 额定电流 A 试验性质检测试验生产厂家出厂编号 1、触头接触电阻测量 相别电压（V）电流(A)电阻(uΩ)温度0C A10KV <50 15℃ B10KV <50 15℃ C10KV <50 15℃ 2、绝缘电阻测量 开关状 态相别 合闸(MΩ) 分闸 (MΩ) 温度0C使用 ZC-7 摇表A15℃≥2500MΩ B15℃≥2500MΩ C15℃≥2500MΩ 3、交流耐压试验 开关状态合闸分闸相别电压(KV)时间(S)结论电压(KV)时间(S)结论A35 60 35 60 B35 60 35 60 C35 60 35 60 结论合格 试验日期试验人
电气安装工程高压调试报告变电站名称： 110kV尖峰变电站 检验类别：交接试验 试验人员： 编制： 审核： 批准：
目录 一、110kV断路器 (4) 二、110kV#1主变设备间隔 (14) 三、110kGIS交流耐压试验 (26) 四、110kV尖 #1主变10kV侧进线003断路器间隔 (27) 五、10kV站用变 (35) 六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔 (37) 七、110kV变电站10kV电站电源二009断路器间隔 (42) 八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (47) 九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (52) 十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (57) 十一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (62) 十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (67) 十三、110kV变电站 10kV零序CT (72) 十四、110kV变电站 10kV母线电压互感器013设备间隔 (74) 十五、110kV变电站 10kV三相过电压保护器 (77) 十六、110kV变电站 10kV#1电容器组011断路器间隔 (78) 十七、110kV变电站 10kV#2电容器组012断路器间隔 (88) 十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (105) 十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (112)
二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (117) 二十一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (122) 一、110kV变电站151断路器间隔 六氟化硫断路器试验报告 安装间隔：110kVGIS进线151断路器设备间隔 1．操作线圈及其低电压跳合闸性能试验
箱变生产检验 一、总则： 1.1箱变依据下列标准进行设计与制造 GB17467－2010《高压／低压预装式变电站》的标准。 SD320－1992《箱式变电站技术条件》 1.2使用环境条件： 1.2.1海拔高度不超过1000m。 1.2.2环境温度-25～+40℃。 1.2.3风速不大于35m／s。 1.2.4在安装地点没有对设备导体和绝缘有严重影响的气体、蒸汽或其他化学腐蚀物质存在，地面倾斜度不超过5°。 1.3组合式箱式变电站中的各种电器设备应分别符合相应的国家（或部）标准 二、额定参数 2.1额定电压应符合GB156－80“电气设备额定电压”的规定。 2.1.1高压侧额定电压和最高工作电压：10kv 11.5kV。 2.1.2低压侧额定电压（v）∶400 2.1.3 10千伏配电网中性点经小电阻接地。 2.2额定电流 2.2.1高压配电装置额定电流（A）:630A 2.2.2低压配电装置总母线、总开关额定电流（A）∶3200A（2000KVA）、 2.2.3低压分支额定电流（A）∶依据具体设计图纸 2.2.4高压配电装置动、热稳定电流（kA）∶25 2.3变压器额定容量∶见设计图纸。 三、箱变主要技术条件 箱变安装在室外场所。高压室、低压室内有操作走廊，宽度应分别大于1.0m、0.8m，变压器室内各侧检修距离大于0.3m，各操作检修走廊均铺设10mm厚橡胶绝缘踏步。箱变尺寸不能小于规定尺寸。箱变基础底板采用槽钢构成主结构，其它部分也应采用不同标号的槽钢，同时对基础底板的荷载进行计算。 3.1变压器 3.1.1设备名称:10千伏三相油浸式全密封无励磁配电变压器。
3.1.2型号:S11-M 3.1.3额定容量按设计、招标书要求执行。 3.1.4额定电压：依据供电公司标准。 3.1.5联结组标号: D,ynll 3.1.6变压器高压端头采用肘型绝缘头。变压器与真空断路器之间的电缆采用截面积不低于120平方毫米的高压铜芯交联聚乙烯电缆，变压器低压端头至低压母线之间的导体须进行绝缘处理。 3.1.7变压器的铭牌应面向箱门一侧。变压器由箱变生产厂家安装完成。 3.1.8箱式变电站生产厂家要注意按照国家有关避雷技术的规范生产。 3.2箱体 3.2.1箱体为整体型箱壳，箱壳采用金属。箱体应有足够的机械强度，在运输、安装中不应发生变形。应力求外型美观、色彩与环境协调。箱体的密封部位应有安全可靠的防护性能，防护等级不低于IP44，箱体内无裸露导体；每侧箱门外应至少设置一处明显国家标准的警告标志电力符号“高压危险、禁止靠近”。 3.2.2箱壳高、低压室应具有照明、散热通风、排气条件，高低压室湿度不应超过90％（25℃），变压器室应通风良好。箱壳应有防火、防尘、防晒、防雨、防锈、防小动物进入等措施或装置。 3.2.3箱壳门应向外开，安装角钢或槽钢门框，应有把手、暗闩和锁具，暗闩和锁应防锈。箱式变锁具必须采用带防雨罩的明锁。 3.2.4变压器室设防结露、防电磁干扰设施，并加装室温监视装置和自启动的通风冷却装置，以保证变压器在规定环境条件下满负荷运行。变压器应能从侧门进出。箱式变电站噪音水平不应大于规定的变压器噪音水平。 3.2.5箱变及其所有元件的金属外壳应与接地回路连接，箱体应设置专用的接地导体，应分别设有不少于4处(一侧2处)与接地系统相连的端子，并应有明显的接地标志，接地端子所用铜螺栓直径应不小于M16，铜导体接地截面不小于120平方毫米。 3.2.6箱变颜色：与环境相协调。 3.3箱式变电站高低压电器设备 3.3.1箱式变电站内部采用小型化封闭式电器设备，并具有运行中不需维修或维修量少的特点。设备符合东营港供电公司的供电方案标准。 3.3.2高压配电装置：
电气安装工程高压调试报告 变电站名称： 110kV尖峰变电站 检验类别：交接试验 试验人员： 编制： 审核： 批准： 目录 一、110kV断路器 (1) 二、110kV#1主变设备间隔 (10) 三、110kGIS交流耐压试验 ..................................... 错误!未定义书签。 四、110kV尖 #1主变10kV侧进线003断路器间隔 (23) 五、10kV站用变 (30) 六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔错误!未定义书签。 七、110kV变电站10kV电站电源二009断路器间隔错误!未定义书签。 八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (39) 九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (42) 十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (47) 十一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (50) 十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (54) 十三、110kV变电站 10kV零序CT (58) 十四、110kV变电站10kV母线电压互感器013设备间隔 (59)
十五、110kV变电站10kV三相过电压保护器 (61) 十六、110kV变电站 10kV#1电容器组011断路器间隔 (62) 十七、110kV变电站10kV#2电容器组012断路器间隔 (71) 十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (87) 十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (93) 二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (97) 二十一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (101) 一、110kV变电站151断路器间隔 六氟化硫断路器试验报告 断路器型号NGCB1—Ⅱ频率50HZ 额定电压126 kV 额定短路开断电流40kA 额定电流2000 A 额定短时耐受电流40 kA4S 控制电压DC 220 V 额定气压(20℃) 0.6MPa 额定短路关合电流100kA 编号K-GIS1112001 制造厂家正泰电气股份有限公司出厂日期2011.12 仪表及编号ZC-7兆欧表（06071207）、JY44直阻仪（01060960）DB-8001（Ⅱ）断路器动特性分析仪（800107N153） 试验日期2012.06.23 温度：18 ℃；湿度：47 ％；天气：晴线圈合闸分闸1 电机 直流电阻（Ω）113.9 112.2 绝缘（MΩ）200 200 150 动作电压（V）79 86 备注当操作电压在85%～110%Ue范围内时可靠合闸；当操作电压在65%～110%Ue范围内时可靠分闸，当操作电压在30%Ue不应分闸。
10kV电容器951电流互感器试验报告 NO:20111203 委试单位110kV城北变电站试验性质预防性试验运行编号951 试验地点110kV城北变电站试验日期2011.12.03 报告日期2011.12.03 测试单位网源公司温度20℃湿度 60% 铭牌厂家 四川电器有限责 任公司 额定电压/ 额定容量 1k 10VA 2k 15VA 型号LZZBJ9-10C 额定电流比300:5 出厂日期2005.3 绝缘 水平 15/42/75kV 短时热稳定 电流 21/60kA 额定动稳 定电流 / 试验项目 相别 A B C 编号3-116 3-117 3-118 直流电阻1S1-1S2 mΩ94.40 91.36 96.23 2S1-2S2 mΩ184.3 182.2 188.8 变比极性 1S1:1S2 变比299.6:5 299.8:5 299.6:5 极性减极性减极性减极性2S1:2S2 变比299.7:5 299.8:5 299.6:5 极性减极性减极性减极性伏安特性见附录 绝缘电阻测试一次对地（MΩ）20000 20000 20000 一次对二次（M Ω） 20000 20000 20000 二次对地（MΩ）1000 1000 1000 耐压测试实验电压（kV）33 33 33 测试时间（S）60 60 60 试验结果合格合格合格使用仪表规格：1、互感器特性综合测试仪SX10393武汉三新电力设备制造有限公司 2、直流电阻测试仪 SX10310武汉三新电力设备制造有限公司 3、绝缘电阻测试仪 ZC48 上海精密科学仪器有限公司 4、激励变压器 SXJB-5kVA/1kV，3kV/0.2kV武汉三新电力设备制造有限公司 5、变频电源 SXBP-10kW/0.22kV 武汉三新电力设备制造有限公司 6、高压电抗器 SXDK-25kVA/30kV 武汉三新电力设备制造有限公司 7、电容分压器 FRC-100/1000PF 武汉三新电力设备制造有限公司 8、数字式高压兆欧表 HBY2671 南京赛豪电器有限公司 试验结果评定：合格 试验人员: 审核:
10KV 箱式变电站技术标准 引用标准 下列标准所包含的条文，通过本技术条件的引用而构成本技术的条文。本技术条件实施中，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本技术条件的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T17467—1998 《高压/低压预装式变电站》GB1094.1－2－1996 《电力变压器》 GB/T6451—1995 《三相油浸电力变压器技术参数和要求》 GB/T16927.1—2—1997 《高压试验技术》 GB311.1—6—1997 《电力变压器》 ZBK40001—89 《组合式变电站》 GB763—1990 《交流高压电器在长期工作时的发热》 GB1984—89 《交流高压断路器》 GB3804—90 《3—63KV 交流高压负荷开关》 GB3906—91 《3—35KV 交流金属封闭开关设备》 GB/T5582—93 《高压电力设备外绝缘污秽等级》 GB311.2—2002 《高压输变电设备的绝缘配合使用导则》 GB3804—90 《3～63KV 交流高压负荷开关》 GB4109—88 《高压套管技术条件》 DL/T537—93 《6～35KV 箱式变电站订货技术条件》 GB/T18858.1—2002 《低压开关设备和控制设备》 GB/T4942.2—1993 《低压电器外壳防护等级》 GB/T14598—2002 《电气继电器》 GB7251.1—2005 《低压成套开关设备》 GB7328—87 《电力变压器和电抗器的声级测定》 GB/T17215—2002 《1和2级静止式交流有功电能表》 GB4208—93 《外壳防护等级》（IP 代码） GB/T4942.2—1993 《低压电器外壳防护等级》 10KV 箱式变电站供货范围 1.YXB-10箱式变电站供货范围：(KVA) 30、50、63、80、100、125、160、200、250、315、400、500、630、800、1000、1250、1600。 2. 使用条件 预装式变电站可以在以下使用条件、在额定容量下持续运行。 a. 使用位置：户外 b. 海拔高度：≤1200m c. 环境温度： 最高气温：40℃ 最热月平均温度：30℃ 最高年平均温度：20℃ 最低气温：-40℃ d. 相对湿度 在25℃时，空气相对湿度不超过95％，月平均不超过90％。 e. 安装环境 安装环境应无明显污秽、无爆炸、腐蚀性气体和粉尘，安装场所应无强烈震动冲击；地震引发的地面加速度ag ,水平方向低于3m/s2,垂直方向低于1.5m/s2。
高压/低压预装式变电站产品型号：YB□-12/ 产品编号： 检验序号： 出厂日期： XXXXX电器有限公司
产品技术说明 规格型号：YB□-12/ 安装容量：1600KV A 额定电压：10/ 额定电流：高压侧92A/低压侧2312A 防护等级：IP23D 制造类型： 安装方式：户外 外型尺寸： 设备重量： 制造日期：年月 产品检验项目 一般检验 高压部分技术性能检验 低压部分技术性能检验 防雷设备技术性能检验 高压电缆技术性能检验 主变压器技术性能检验 高压部分主开关性能检验
一般检验 检查部位技术要求检查结果 外观外观漆层均匀、整洁、无划痕、标牌齐全。 结构结构排列合理，符合技术规范要求。 尺寸整体尺寸误差符合技术要求。 元件元气件安装整齐，性能符合技术图纸要求。 起吊装 置 起吊位置、重心标记清楚，装置牢靠。 高压部分检验 技术数据 结构型号XGN66A-12 回路数量 1 额定电压10000 V 额定电流10A/5A 组合数量 1 控制电压220V 分断电流 检查项目技术要求检验结果仪表信号仪表指示灵活可靠无卡滞现象，信号指示发送准确。 一次工艺一次母线符合工艺要求，相序排列正确。 二次工艺二次配线符合工艺要求，压接可靠，整齐美观，电路通畅。 元件安装元件安装位置合理，固定牢靠。 通电实验通电试验整体动作灵活可靠，运行正常。 开关检查开关手动、电动操作灵活，分合指示正确，各项性能符合要求。 闭锁装置闭锁装置灵活可靠，限位正确。 保护回路模拟保护动作符合图纸设计要求并能可靠运行。 绝缘测量2500V摇表测量数值大于2000MΩ 耐压实验整体38KV/1min；开关断口42KV/1min；辅助回路2KV/1min 检验结论 检验人：记录人：审核人： 检验日期：20 年月日
电气部分：1 工程达标（创优）实施细则 2.竣工图 3工程开工报告 4项目部管理人员资质证 5特殊工种上岗证 6 施工组织设计 7作业指导书或专项施工措施 8技术交底记录 9设计变更通知单、工程联系单的闭环管理10计量设备检测报告 11强制性条文执行记录 12缺陷闭环管理 13进口设备商检及报关 14设备开箱资料 15材料设备缺陷处理 16系统调试方案 17系统调试报告 18中间验收报告 19竣工验收报告 20启动验收签证书 21施工单位工程总结 22主要原材料、主设备出厂资料及试验资料23钢材合格证明文件 24软导线产品合格证明文件 25硬母线产品合格证明文件 26金具产品合格证 27悬式绝缘子产品合格证 28支柱绝缘子产品合格证 29电力电缆及其附件产品合格证明文件 30控制电缆产品合格证明文件 31灯具产品合格证 32电缆防火阻燃材料产品合格证明文件 33主变及电抗器出厂及现场原油试验报告34主变压器出厂试验报告 35大型设备运输冲撞记录报告 36断路器出厂试验报告 37电流互感器出厂试验报告 38电压互感器出厂试验报告 39电抗器出厂试验报告 40 避雷器出厂试验报告
41隔离开关出厂试验报告 42管形母线氩弧焊接试验报告 43 耐张线夹液压试验报告 44 准备注入充油设备的变压器油试验报告 45充油设备注油静置后油试验报告 46充油设备耐压、局放试验24小时后油中溶解气体的色谱试验报告 47 电气一次设备交接试验报告 48 保护调试报告 49变压器、电抗器内部检查 50 通信、自动化调试报告 51系统调试方案及报告 52支柱绝缘子探伤报告 53 充油设备瓦斯继电器、温度控制器校验报告 54直埋电缆隐蔽验收记录 55 母线隐蔽前检查（签证）记录 56工程质量验评记录 57工程项目验评范围划分表 58 单位(子单位)工程质量验评记录 59 分部工程质量验评记录 60分项工程质量验评记录 61检验批工程质量验评记录
涞阳220kV变电站系统调试报告 投运日期： 2011年08月30日10时 / 分至 2011年08月30日22时/ 分 一、定值检查 检查微机保护内整定定值与调度下发正式定值一致，打印一份完整正式定值核对正确后交予运行。 检查结果：正确二、PT二次定相、核相 220kV I母线PT 三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： 结论：正确 220kV II母线PT 三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： V 结论：正确
220kV I母线PT与 II母线PT核相 结论：正确 110kV I母线PT 三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： V 结论：正确 110kV II母线PT
三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： V 线路PT与母线PT定相：线路B609-B630： / V ，B609-N600： / V 结论：正确 110kV I母线PT与 II母线PT核相 结论：正确 10kV I母线PT 三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： V 结论：正确 10kV II母线PT
三次圈检验：L630-A630： V L630-B630： V L630-N600： V 结论：正确 10kV I母线PT与II母线PT核相 结论：正确 380V I母线与 II母线核相 三、向量检查 1.1220kV 251慈涞II线线路 1.1.1线路潮流情况：有功P= MW；无功Q= MV ar； 本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/ 1.1.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
10KV箱式变电站技术标准 引用标准 下列标准所包含的条文，通过本技术条件的引用而构成本技术的条文。本技术条件实施中，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本技术条件的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB/T17467—1998 《高压/低压预装式变电站》 GB1094.1－2－1996 《电力变压器》 GB/T6451—1995 《三相油浸电力变压器技术参数和要求》 GB/T16927.1—2—1997 《高压试验技术》 GB311.1—6—1997 《电力变压器》 ZBK40001—89 《组合式变电站》 GB763—1990 《交流高压电器在长期工作时的发热》 GB1984—89 《交流高压断路器》 GB3804—90 《3—63KV交流高压负荷开关》 GB3906—91 《3—35KV交流金属封闭开关设备》 GB/T5582—93 《高压电力设备外绝缘污秽等级》 GB311.2—2002 《高压输变电设备的绝缘配合使用导则》 GB3804—90 《3～63KV交流高压负荷开关》 GB4109—88 《高压套管技术条件》 DL/T537—93 《6～35KV箱式变电站订货技术条件》 GB/T18858.1—2002 《低压开关设备和控制设备》 GB/T4942.2—1993 《低压电器外壳防护等级》 GB/T14598—2002 《电气继电器》 GB7251.1—2005 《低压成套开关设备》 GB7328—87 《电力变压器和电抗器的声级测定》 GB/T17215—2002 《1和2级静止式交流有功电能表》 GB4208—93 《外壳防护等级》（IP代码）