主变温度控制器定值整定不规范。
应在投产验收前按照《变压器（高压电抗器）非电量保护》中“变压器（高压电抗器）非电量保护整定原则和调度下达的调试定值要求对主变温度控制器各动作接点进行调试、整定。
继电保护所
16
主变温度控制器相关二次电缆存在强弱电、交直流混缆现象。
主变温度控制器相关二次回路应进行强弱电、交直流回路分缆敷设。
1.中国南方电网公司《基建项目验收投产及移交管理业务指导书》7.3.4电子化移交时间要求：
基建项目资料设备信息在项目投产前5个工作日完成，其余移交内容在工程投产后3个月内完成。
修试所
9
电容器组电抗器布置还存在叠装，不利于散热。
依据中国南方电网公司反事故措施（2012年版）。对新建变电站的干式空芯电抗器，禁止采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。
GIS出厂试验、现场交接耐压试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。
GIS断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。200次操作试验后，应彻底检查动静触头、导电杆及内部紧固连接，并进行内部彻底清洁，确认无异常再进行其它出厂试验。
继电保护所
19
交换机采用交流供电方式。
建议交换机采用直流交换机，供电方式按《变电站直流电源系统技术规范》5.3.3.5变电站计算机监控系统用交换机采用直流供电电源，按A、B网分别采用环形供电方式。
对主控制室、保护小室A、B网交换机采用与对应直流系统Ⅰ、Ⅱ组采用辐射供电方式，对高压室A、B网交换机可与高压室35kV、10kV母线保护装置的直流环网共用直流电流。
断路器、GIS隔离开关和接地开关现场耐压试验前应进行不少于20次的分合操作试验，以保证触头充分磨合。20次操作试验后，应通过手孔等观察孔检查隔离开关、接地开关动静触头、导电杆及内部紧固连接，确认无异常再进行耐压试验。
修试所
13
消谐器未试验。
依据产品说明书。不同型号不同厂家的消谐器应分别测量通过交流10mA、1mA（峰值）时相应的电压(V)峰值和电阻（kΩ）参数
修试所
5
变压器未按《云南电网公司反事故措施》要求，进行短路阻抗试验和绕组变形试验。
《云南电网公司反事故措施》要求在变压器交接、大修和出口短路时应进行线圈变形试验，防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。对于110kV及以上等级变压器，应逐步开展绕组变形测试与短路阻抗法相互印证工作，提高对变压器绕组变形判断的准确性；对于35kV及以下等级变压器，应坚持应用短路阻抗法开展绕组变形测试工作。
建设单位提前与施工单位沟通，按《输变电工程验收管理标准》要求安排配合验收人员（施工单位技术人员），数量足够、充分，熟悉工程的安装、调试、试验情况，保护专业能够同时配合三个及以上验收点，自动化专业及其他专业能够同时配合两个及以上验收点；
继电保护所
5
验收资料提供不到位，验收人员配合不足。按验收表单要求，施工图纸等需在验收之前提供完整的验收图纸资料，但Байду номын сангаас际执行过程中经常少图纸。
修试所
6
电流互感器未按南网公司《关于开展220kV和110kV系统电流互感器校核工作及明确防范饱和风险有关要求的通知》以及云南电网公司《关于开展35kV及10kV系统电流互感器校核工作的通知》要求，进行励磁特性校核试验。
1.《关于开展220kV和110kV系统电流互感器校核工作及明确防范饱和风险有关要求的通知》。各单位应重视电流互感器及其二次回路参数的管理，自发文之日起，验收时应测量记录保护用的电流互感器二次负载、拐点电动势、电流互感器内阻等数据，并进行计算校核，严把设备并网关；没有相关数据且已运行的电流互感器，预试定检工作时应进行参数测试及校核，完善电流互感器的相关数据。
修试所
10
电容器的一次连接部分不是软连接。
依据《中国南方电网公司反事故措施》（2012年版）。电容器连接线应为软连接，或采用有伸缩节的铜排（或铝排），避免电容器因连接线的热胀冷缩使套管受力而发生渗漏油故障。
修试所
12
GIS设备交流耐压时，宜进行随工验收。
依据《中国南方电网公司反事故措施》（2012年版）GIS设备现场交流耐压时（含交接及检修后的耐压试验），应进行特高频（或超声）局部放电检测。保持运行电压不少于5min时间，并记录局部放电幅值。
变电管理所
10
高压室通风设备电源开关安装在室内。
高压室通风设备电源开关应安装在室外。
变电管理所
11
主控室、高压室进口处电缆沟无防鼠沙墙。
主控室、高压室进口处电缆沟装设防鼠沙墙，沙墙封堵完好，高度至盖板处。新型材料能起到防鼠沙墙作用时，防鼠沙墙可以不装设。
变电管理所
12
高压室、主控室进出电缆未刷防火涂料。
继电保护所
2
小电流接地选线装置、直流监控系统、智能站用电装置等不能进行GPS对时。
在技术协议中应明确该类设备具备GPS对时功能，并督促厂家配置。
继电保护所
3
施工单位为进行二次电缆绝缘检查，在验收时发现电缆绝缘不满足要求。
要求绝缘检查在验收表格中体现
继电保护所
4
施工单位没有足够的验收配合人员，错误理解验收人员提出要求，施工方调试人员组织不到位、测试设备准备不足，保护、自动化、计量三个班组去验收，通常只有一组调试人员和设备，三个验收班组只能相互等。
继电保护所
8
施工单位未对光纤、网线未挂牌。
建议施工单位对光纤及网线进行挂牌(参照二次电缆挂牌)，便于运行维护。
继电保护所
9
测控屏内装置电源与遥信电源未分开。
在设计、施工时对测控装置电源、遥信电源采用辐射供电。
继电保护所
10
线路同期电压无同期电压空开。
建议增加同期电压空开，便于运行维护。
继电保护所
11
修试所
4
三级自检不到位，验收方提出的问题施工方经常整改不力或多方推诿。
工程启动验收前应具备的条件：工程本体已竣工，试验和调试工作已完成；已完成自检和初检，各阶段验收的存在问题已处理完毕。
工程启动验收的流程：在施工单位三级自检的基础上，由监理单位进行初检；初检后由建设单位组织存在问题的处理；随后由启委会工程验收检查组进行资料的检查和核查，按比例进行实体抽查和复查，并将结果向启委会报告。
VQC无调试定值，不能进行开环试验。
后台监控机所配置VQC功能应具备投运条件，厂站投运前应做开环试验，开环试验应联动到设备。
《云南电网电气设备装备技术原则》6.1.4.3计算机监控系统提供VQC软件模块，实现对有载调压变压器分接开关档位调节、电容器组投切等综合自动控制。
继电保护所
12
接入UPS设备和UPS容量不满足《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》。
建设单位提前与施工、设计单位沟通，提前将验收资料送到相关验收部门，若资料不齐可拒绝验收。
继电保护所
6
直流空开需用统一厂家、型号，现场经常发现空开不用统一厂家、型号
建设管理单位提前与施工方沟通，确定好直流空开厂家。
继电保护所
7
二次验收前，监理单位监管作用不足，并未真正监理初验的作用。
要求监理单位对所监理的项目有相应的技术技能，进行验收前监理初验过程。
继电保护所
20
GPS天线未加装防雷器。
建议GPS天线加装防雷器，否则GPS天线容易损坏，影响对时。
继电保护所
21
备自投装置不具备联跳小电的断路器跳位反馈功能。
应按《玉溪电网备自投方案》（玉供电调〔2007〕16号）要求4.3小电联络线断路器跳闸接点应接入备自投装置，备自投装置必须在收到小电联络线断路器跳闸信息后，方可动作。
2.《关于开展35kV及10kV系统电流互感器校核工作的通知》。
修试所
7
新设备充气时未通知验收人员到现场。
1.新设备充气时提前通知验收人员到现场检查充气情况；
2.充气时施工人员应记录充气情况（包含充入气体重量）；
修试所
8
安装、调试单位未按《基建项
目验收投产及移交管理业务指导书》提供电子版安装、调试报告。
导电铝排螺丝部分使用搭扣进行绝缘包裹，10kV、35kV隔离开关动触头不进行绝缘包裹。
变电管理所
3
主变35kV、10kV侧进高压室穿墙套管处未装设绝缘包裹。
1.主变35kV、10kV侧进高压室穿墙套管法兰盘及导电部分进行绝缘包裹，螺丝部分使用搭扣进行绝缘包裹。
2.35kV出线套管引流线加装1.5米绝缘包裹。
变电站验收常见问题汇总及执行要求
一次部分
序号
存在问题
执行要求
提出部门
备注
1
验收设备的合格证、技术规范书、说明书等不全或不在现场。
验收现场保证验收所需资料齐全：试验报告、技术规范书、说明书、试验设备检验报告、验收报告、开箱报告等。
修试所
2
验收整改通知单上所列问题整改完毕后监理方经常未签字。
验收整改通知单整改完成后，施工方、监理签字后才提交验收人员复核签字。
修试所
3
隐蔽工程施工时无人通知到现场随工验收，或隐蔽工程施工完成后无证据显示，如照片等。
依据玉溪局输变电工程验收管理标准5.3.3阶段（中间）验收（即随工验收），如隐蔽工程部分、重要试验项目的试验等，必要时由项目责任单位申请，生产技术部组织相关人员配合施工单位进行，并重点检查施工单位是否按图施工，是否按有关规程安装调试及各项反事故措施执行情况。
备自投装置应具备小电的断路器跳位反馈功能。
继电保护所
综合部分
序号
存在问题
执行要求
提出部门
备注
1
主变35kV出线桩头处未装设绝缘包裹。
1.主变35kV、10kV出线套管桩头、法兰盘及导电部分进行绝缘包裹，螺丝部分使用搭扣进行绝缘包裹。