一项工作不能盲目的开展，在开展前必须要进行详细的准备，这就是方案存在的意义，那么要如何书写方案，才能达到预期的效果呢？以下是小编整理的关于《电力变压器拆除方案》，欢迎阅读，希望大家能够喜欢。
第一篇：电力变压器拆除方案
变压器拆除方案
作业前准备：
①
施工作业前联系相关部门确保变压器已断电，保证无电作业。
②
本次变压器拆除需对木搭防护棚先进行拆除，拆除作业前要
确保周边无其它施工作业安排，在作业区域东西向10米施工范围内挂警示标语牌;因本次作业区域涉及南侧道路(滨湖南街)，故在道路北段设置禁行挡物并放置警示标语牌，保证施工作业时周边作业范围内人身安全。
③、作业前安全部门要对施工人员做安全交底;变压器拆除必须由持有上岗证的电气专业人员操作;并配备安全带等专业防护工具，确保高空作业及其它施工中的作业安全。
二、变压器外接配电箱拆除
确保变压器断电后，先进行变压器施工外接配电箱的拆除，将除变压器自身外的线缆、配电箱等全部拆除后移出作业区域，方便作业施工的进行。
三、木搭防护棚拆除作业
①拆除防护棚外围防护安全网，因防护棚高度较高，施工人员必须为特种作业架工，并配备安全帽、带等防护具，防护安全网拆除后回收入库。
②木方搭设防护棚拆除顺序自上而下，依次对横向、纵向、斜撑木方进行拆除，拆除木方拆除后应有序由高处运至下部场地平面，选合适区域码放整齐。
③按上述步骤自上向下将木方全部拆除后将防护场区进行简单清理。
四、变压器、配电柜及电缆拆除、吊装
①、防护棚拆除时吊车(25t汽吊)同步进行支设，因场区内室外台阶散水施工道路段相应开挖，场内无法进行吊车支设，故支设部位为南侧滨湖南街区域段。
②、支设完成后将吊装缆绳与变压器固定牢固，吊车轻微上吊使缆绳处于稍微紧绷状态，暂时停止吊车操作。
③、将变压器与电线杆连接件、线路及其与配电箱之间的线路全部拆除，确保起吊变压器不会对其它设备或线路造成损伤。
④、专业电工人员对变压器、电容器进行放电，直至其处于无火花状态。
⑤、吊车开始起吊，直接将变压器吊装到汽车上，在汽车上固定好变压器，扣好保险栓，运输到甲方指定地点后后吊装卸至指定地点在而后同样操作步骤吊装变压器配电箱及其配套设施。
待变压器均拆除完成后开始进行变压器之间电缆的拆除。自西侧1#主出入口开始沿图示电缆走向分步向A4东侧变压器施挖，至3#变压器段后两条电缆同步施挖。电缆埋置深度大致分为两段：1#主出入口自2#主出入口段电缆埋置深度为0.7-0.8m不等;2#主出入口至A4东侧变压器段为0.8-1m不等。
电缆线总长度为705.852m。其中主路面下埋置长度部分为42.23m，路面上部为300mm厚C25混凝土;其余663.622m在钢筋硬化场地下埋置，钢筋硬化场地上部为200mm厚C15混凝土。高、低压电缆自地下埋设进入防护棚后接入变压器外露部分长度分别为50m、20m。
人工使用空压机配合风镐依次、分段对混凝土面进行破碎，而后清理碎块;使用手动电镐或铁镐继续进行下部土方开挖至混凝土盖板上部后轻挖至电缆线，而后将电缆拽出，施工时要灵活掌控机械与人工的开挖深度和配合使用，以免造成电缆的损伤、破坏;待拽出电缆后将上部土及时进行回填并简易施夯，破碎的混凝土残渣全部运至场外的渣土场。而后吊车将电缆拉至汽车上并盘好、固定，运至甲方指定地点后吊车卸至指定地点。
五、电线杆拆除
变压器及其配套设施拆除完成后进行电线杆的拆除，拆除前一天联系相关部门对上端线路进行拆除，而后用卡扣将吊车吊钩与电线杆上端有效固定，必须确保卡扣与电线杆固定牢固、不脱扣。起吊使缆绳紧绷。人工进行电线杆下端土方开挖，开挖一定深度后直接起吊进行机械拔杆将电线杆吊出，吊出后不能直接吊装，要先将电线杆放倒于现场区域，而后两端固定吊装到卡车上，同样操作步骤依次对电线杆进行吊装拆除。
六、安全保证措施
①本次作业前必须确保变压器及其相关线路已断电。
②作业前在作业区域设置警示标示牌，有必要路段设置栏杆进行有效拦截，防止人员误入造成不必要的伤害。
③防护棚拆除时，作业人员施工必须配备安全帽、带等防护器具，施工作业时高空材料下运时要确保下部人员人身安全，分层作业要合理协调。
④因本次吊装在道路上进行，吊装时要时刻注意周边行人、车辆甚至建筑物状况，有必要安排专人对吊装进行总体指挥，避免吊装伤及人、物或其它。
⑤变压器、电线杆吊装时必须对连接件进行检查，确保连接牢固有效，避免起吊后坠物现场的发生。
⑥电线杆吊装时要严格执行上述步骤。
七、文明施工措施
①、作业中必须在施工区域设置标识牌，尤其道路吊车起吊区域
部位。
②、场地施工区域施工时要进行洒水防尘处理，减少扬尘。
③、作业时执行方案工序施工，拆除的材料，包括安全网、电缆
线路等及时回收，木方整齐码放于闲置区域。
第二篇：安庆--六罐区--变压器及盘柜拆除方案
变压器及盘柜拆除方案
1.拆除工程简介
六罐区变电所原有一台560KVA变压器一台，低压配电盘六面，由于罐区负荷增大，现增设800KVA变压器2台，低压配电盘9面，原有一台560KVA变压器及六面低压配电盘拆除。 2.方案编制依据;
根据安庆石油化工总厂设计院初步设计图纸，变配电室及泵房电气布置平面图200172—D—1/1。
现场察看变压器室及低压配电室原有的电气设备安装位置。特编写此方案。
3，拆除方法和步骤： 3.1;变压器拆除;
3.1.1;变压器一，二次进出线电缆及母线拆除固定螺栓及接地线拆除。 3.1.2;铺设变压器运输轨道采取滚杠滑动。选择锚点采用倒链挂钢丝绳拉动变压器底部槽钢框架
3.1.3变压器由变压器室内运输到室外后采用吊车吊装，装上汽车运送甲方仓库。
3.2;低压配电盘拆除，
3.2.1;按下列部位分别拆除， 3.2.1.1;配电盘主母线， 3.2.1.2;盘柜之间连接螺栓， 3.2.1.3;配电盘固定螺栓及接地线 3.2.1.4;配电盘内所有电缆
3.2.2;无法拆除的螺栓及连接件采取锯断措施或者气焊割断方法， 3.2.3;盘柜所有连接固定点解除后方可搬运，采取人力搬运配电室外部装车运送甲方仓库， 4;安全技术措施，
4.1;必须在厂方大检修期间停电后，方可进行拆除工作。
4.2;拆除工作中需要动用电气焊工具，必须遵守甲方动火规定，办理动火证。 4..3;现场施工用的电气设备应良好接地。临时配电板(盘)上的电气开关要有安全防护罩，以免发生触电事故。
4.4;对施工现场电气设备及构件拆除部位不清楚之处，多于厂方电气人员联系，不可盲目拆除。
第三篇：变压器拆除函
湖太旅函〔2011〕xx号
湖州太湖旅游度假区管委会关于要求拆除
小梅桥东堍南侧变压器的函
湖州市城西供电所：
小梅村小梅港渔民于2008开始渔民上岸工程，整村整体拆迁, 目前巳经进入分房安置阶段，原小梅桥东堍南侧有一变压器尚未拆除，影响我度假区整体规划建设。望贵所能予尽快落实拆除工作，使我区相应建设工程早日完工，避免不必要的损失。
特此致函
二〇一一年九月十日
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主题词：城西供电所 变压器 拆除 函
湖州太湖旅游度假区管委会办公室2011年9月10日印发 - 2 -
第四篇：浅议电力系统电力变压器的故障分析
文章来源: 时间: 2011-03-17 11:56:08 关键字: 变压器，故障，分析
变压器的故障分析及处理方法是电工和电气技术人品必须掌握的一门实用技术。熟悉而准确地排除变压器、电气故障，是每个电气工作人员必须具有的基本功。这就要求电气工作人员不仅需要掌握电工基本理论，而且还要不断地积累实践经验、从实践中学习。我们将从两方面来探讨变态器的故障状态。
1、变压器投运前的检测
作为配变运行管理人员，一定要做到勤检查、勤维护、勤测量，及时发现问题及时处理，采取各种措施来加强配电变压器的保护，防止出现故障或事故，以保证配电网安全、稳定、可靠运行。为保障变压器的安全运行，变压器投运前必须进行现场检测，其主要内容如下：
①变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷、不渗漏、油漆完整。
②变压器油箱、铁心和夹件外引接地线均可靠接地。
③储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开的位置，储油柜油温标示线清晰可见。
④高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂。
⑤变压器的储油柜和电容式套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体。
⑥有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位。
⑦进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体。
⑧吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。
⑨无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确、闭锁装置动作正确。
⑩温度计指示正确，整定值符合要求。
油浸式自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃(配电变压器侧温孔插入温度计可随时测得运行变压器的即时温度)，不得长期过负荷运行。但在日负荷系数小于1(日平均负荷与最大负荷之比)，上层油温不超过允许值的情况下，可以按正常过负荷的规定运行，总过负荷值不应超过变压器额定容量的30%(室内变压器为20%)。当变压器上层油温超过95℃后，每增加5℃变压器内的绝缘(油等绝缘介质)老化速度要增加一倍，使用年限要相应减少。因此，必须避免长时间过负荷运行。冷却装置试运行正常。进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验。继电保护装置应经调试整定，动作正确。
变压器投运前的检测全部合格后，需对变压器进行试投运并达到一定的指标参数才算正常。
2.、日常运行维护管理方面
变压器用于变配电站较多，而这就要求值班人员要做到一“观察”，二“记录”，三“检测”。值班人员随时监视控制盘上的仪表指示，抄表次数由现场规程规定。当变压器过载运行时，要增加抄表次数，加强监视。变压器容量为315kVA及以下者，每天检查一次;容量在560kVA及以上者，每班检查一次，容量在1800kVA及以上者，每2h检查一次。对于无值班人员的变电站，安装在变压器室的315kVA及以下的变压器和柱上变压器，每两个月至少检查一次。容量在3150kVA以下者每月至少检查一次，容量在3150kVA及以上者每10天至少检查一次。
配电变压器在日常运行维护管理中，经常出现的问题：一是检修或安装过程中，紧固或松动变压器导电杆螺帽时，导电杆随着转动，可能导致二次侧引出的软铜片相碰，造成相间短路或一次侧线圈引线断;二是在变压器上进行检修不慎掉下物体、工具砸坏套管，轻则造成闪络接地，重则造成短路;三是在并列运行的变压器检修、试验或更换电缆后未进行核相，随意接线导致相序接错，变压器投入运行后将产生很大的环流而烧毁变压器;四是在变压器低压侧装有防盗计量箱，由于空间问题、工艺压接不好，有的直接用导线缠绕，致使低压侧接线接触电阻过大，大负载运行时发热、打火，使导电杆烧坏。
在使用配电变压器的过程中，一定要定期检查三相电压是否平衡，如严重失衡，应及时采取措施进行调整。同时，应经常检查变压器的油位、温度、油色正常，有无渗漏，呼吸器内的干燥剂颜色有无变化，如已失效要及时更换，发现缺陷及时消除。
定期清理配电变压器上的污垢，必要时采取防污措施，安装套管防污帽，检查套管有无闪络放电，接地是否良好，有无断线、脱焊、断裂现象，定期摇测接地电阻。
在拆装配电变压器引出线时，严格按照检测工艺操作，避免引出线内部断裂。发现变压器螺杆有转动情况，必须进行严格处理，确认无误后方可投运。合理选择二次侧导线的接线方式，如采用铜铝过渡线夹等。在接触面上涂上导电膏，以增大接触面积与导电能力，减少氧化发热。
在配电变压器
一、二次侧装设避雷器，并将避雷器接地引下线、变压器的外壳、二次侧中性点3点共同接地，对100kVA以上容量且电感设备较多的变压器宜采用自动补偿装置，功率因数宜选在0.85～0.93范围内自动投切进行补偿(切莫进行过补偿)。坚持每年一次的预防性试验，将不合格的避雷器及时更换，减少因雷击或谐振而产生过电压损坏变压器。
对无载调压后要进行直流电阻测量，在切换无载调压开关时，每次切换完成后，首先应测量前后两次直流电阻值，做好记录，比较三相直流电阻是否平衡。在确定切换正常后，才可投入使用。在各档位进行测量时，除分别做好记录外，注意将运行档直流电阻放在最后一次测量。
防止二次短路。配电变压器二次短路是造成变压器损坏的最直接的原因，合理选择配电变压器的高低压熔丝规格是防止低压短路直接损坏变压器的关健所在。一般情况下配电变压器的高压侧(跌落保险)熔丝选择在1.2～1.5倍高压侧额定电流以内，低压侧按额定电流选用，在此情况下，即使发生低压短路故障，熔丝也能对变压器起到应有的保护作用。变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方而有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大。
避免三相负载不平衡运行。变压器三相负载不平衡运行，将造成三相电流的不平衡，此时三相电压也不平衡。对三相负载不平衡运行的变压器，应视为最大电流的负荷，若在最大负荷期间测得的三相最大不平衡电流或中性线电流超过额定电流的25%时，应将负荷在三相间重新分配。
同时，也要加强现场施工和运行维护中的检查，使用可靠的短路保护系统。
现场进行变压器的安装时，必须严格按照厂家说明和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应措施加以消除。运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况，并采取相应措施，降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障，对于己投运的变压器，首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性;其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检查，这样就可有效地避免重大事故的发生。
要使配电变压器保持长期安全可靠运行，除加强提高保护配置技术水平之外，在日常的运行管理方面同样也十分重要。为避免类似事故的发生，应从多方而采取有效的控制措施，以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。
第五篇：电力变压器交接试验标准
第六章 电力变压器
第6.0.1条 电力变压器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组连同套管的直流电阻;
二、检查所有分接头的变压比;
三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性;
四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;
五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;
六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流;
七、绕组连同套管的交流耐压试验;
八、绕组连同套管的局部放电试验;
九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻;
十、非纯瓷套管的试验; 十
一、绝缘油试验; 十
二、有载调压切换装置的检查和试验; 十
三、额定电压下的冲击合闸试验; 十
四、检查相位; 十
五、测量噪音。 注：①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验，应按本条全部项目的规定进行。 ②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第
一、
二、
三、
四、
七、
九、
十、十
一、十
二、十四款的规定进行。 ③干式变压器的试验，可按本条的第
一、
二、
三、
四、
七、
九、十
二、十
三、十四款的规定进行。 ④变流、整流变压器的试验，可按本条的第
一、
二、
三、
四、
七、
九、十
一、十
二、十
三、十四款的规定进行。 ⑤电炉变压器的试验，可按本条的第
一、
二、
三、
四、
七、
九、
十、十
一、十
二、十
三、十四款的规定进行。 ⑥电压等级在35kV及以上的变压器，在交接时，应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。
第6.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
一、测量应在各分接头的所有位置上进行;
二、1600kVA及以下三相变压器，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%;
三、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%;
四、由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按本条第三款进行比较。 第6.0.3条 检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律;电压等级在220kV及以上的电力变压器，其变压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
第6.0.4条 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。
第6.0.5条 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：
一、绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。
二、当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表6.0.5换算到同一温度时的数值进行比较。 表 6.0.5 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。 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： (6.0.5-1) 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： (6.0.5-2) 当实测温度为20℃以下时： (6.0.5-3) 式中 R20——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)。
三、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，在常温下不应小于1.3。
四、变压器电压等级为220kV及以上且容量为120MVA及以上时，宜测量极化指数。测得值与产品出厂值相比，应无明显差别。
第6.0.6条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
一、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tgδ;
二、被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%;
三、当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表6.0.6换算到同一温度时的数值进行比较。 表 6.0.6 介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数 温度差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 注：表中K为实测温度减去20℃的绝对值。 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： (6.0.6-1) 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： (6.0.6-2) 当测量温度在20℃以下时： (6.0.6-3) 式中 tgδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值; tgδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
第6.0.7条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：
一、当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流;
二、试验电压标准应符合表6.0.7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三的规定。 表6.0.7 油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准 绕组额定电压(kV) 6～10 20～35 63～330 500 直流试验电压(kV) 10 20 40 60 注：①绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准;18kV时，按20kV级标准。 ②分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。
第6.0.8条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、容量为8000kVA以下、绕组额定电压在110kV以下的变压器，应按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验;
二、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，可按本标准附录一试验电压标准进行交流耐压试验。
第6.0.9条 绕组连同套管的局部放电试验，应符合下列规定：
一、电压等级为500kV的变压器宜进行局部放电试验，实测放电量应符合下列规定： 1.预加电压为 。 2.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于300pC。 3.测量电压在 下，时间为30min，视在放电量不宜大于500pC。 4.上述测量电压的选择，按合同规定。 注：Um均为设备的最高电压有效值。
二、电压等级为220kV及330kV的变压器，当有试验设备时宜进行局部放电试验。
三、局部放电试验方法及在放电量超出上述规定时的判断方法，均按现行国家标准《电力变压器》中的有关规定进行。
第6.0.10条 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻;
二、采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象;
三、当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验;
四、铁芯必须为一点接地;对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。
第6.0.11条 非纯瓷套管的试验，应按本标准第十五章“套管”的规定进行。 第6.0.12条 绝缘油的试验，应符合下列规定：
一、绝缘油试验类别应符合本标准表19.0.2的规定;试验项目及标准应符合表19.0.1的规定。
二、油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定： 电压等级在63kV及以上的变压器，应在升压或冲击合闸前及额定电压下运行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。两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。试验应按现行国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行。
三、油中微量水的测量，应符合下述规定： 变压器油中的微量水含量，对电压等级为110kV的，不应大于20ppm;220～330kV的，不应大于15ppm;500kV的，不应大于10ppm。 注：上述ppm值均为体积比。
四、油中含气量的测量，应符合下述规定： 电压等级为500kV的变压器，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量，其值不应大于1%。
第6.0.13条 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
一、在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。
二、在切换开关取出检查时，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。
三、检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象;电气和机械限位动作正确且符合产品要求;在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
四、在变压器无电压下操作10个循环。在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
五、绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本标准表19.0.1的规定。 第6.0.14条 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，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。
第6.0.15条 检查变压器的相位必须与电网相位一致。
第6.0.16条 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》的规定进行。 第七章 电抗器及消弧线圈
第7.0.1条 电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组连同套管的直流电阻;
二、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;
三、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;
四、测量绕组连同套管的直流泄漏电流;
五、绕组连同套管的交流耐压试验;
六、测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻;
七、绝缘油的试验;
八、非纯瓷套管的试验;
九、额定电压下冲击合闸试验;
十、测量噪音; 十
一、测量箱壳的振动; 十
二、测量箱壳表面的温度分布。 注：①干式电抗器的试验项目可按本条第
一、
二、
五、九款规定进行。 ②消弧线圈的试验项目可按本条第
一、
二、
五、六款规定进行;对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第
三、
四、
七、八款。 ③油浸式电抗器的试验项目可按本条第
一、
二、
五、
六、
七、九款规定进行;对35kV及以上电抗器应增加第
三、
四、
八、
十、十
一、十二款。 ④电压等级在35kV及以上的油浸电抗器，还应在交接时提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。 第7.0.2条 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：
一、测量应在各分接头的所有位置上进行;
二、实测值与出厂值的变化规律应一致;
三、三相电抗器绕组直流电阻值相间差值不应大于三相平均值的2%;
四、电抗器和消弧线圈的直流电阻，与同温下产品出厂值比较相应变化不应大于2%。 第7.0.3条 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合本标准第6.0.5条的规定。 第7.0.4条 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合本标准第6.0.6条的规定。 第7.0.5条 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合本标准第6.0.7条的规 定。 第7.0.6条 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、额定电压在110kV以下的消弧线圈、干式或油浸式电抗器均应进行交流耐压试验，试验电压应符合本标准附录一的规定;
二、对分级绝缘的耐压试验电压标准，应按接地端或其末端绝缘的电压等级来进行。 第7.0.7条 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻，应符合本标准第6.0.10条的规定。 第7.0.8条 绝缘油的试验，应符合本标准第6.0.12条的规定。 第7.0.9条 非纯瓷套管的试验，应符合本标准第十五章“套管”的规定。 第7.0.10条 在额定电压下，对变电所及线路的并联电抗器连同线路的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。 第7.0.11条 测量噪音应符合本标准第6.0.16条的规定。 第7.0.12条 电压等级为500kV的电抗器，在额定工况下测得的箱壳振动振幅双峰值不应大于100μm。 第7.0.13条 电压等级为330～500kV的电抗器，应测量箱壳表面的温度分布，温升不应大于65℃。 第八章 互感器 第8.0.1条 互感器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绕组的绝缘电阻;
二、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验;
三、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;
四、油浸式互感器的绝缘油试验;
五、测量电压互感器一次绕组的直流电阻;
六、测量电流互感器的励磁特性曲线;
七、测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性;
八、检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性;
九、检查互感器变化;
十、测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻; 十
一、局部放电试验; 十
二、电容分压器单元件的试验。 注：①套管式电流互感器的试验，应按本条的第
一、
二、
六、九款规定进行;其中第二款可随同变压器、电抗器或油断路器等一起进行。 ②六氟化硫封闭式组合电器中的互感器的试验，应按本条的第
六、
七、九款规定进行。 第8.0.2条 测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻;
二、电压等级为500kV的电流互感器尚应测量一次绕组间的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时可不进行;
三、35kV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别;
四、110kV及以上的油纸电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。 第8.0.3条 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，应符合下列规定：
一、全绝缘互感器应按本标准附录一规定进行一次绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。
二、对绝缘性能有怀疑时，串级式电压互感器及电容式电压互感器的中间电压变压器，宜按下列规定进行倍频感应耐压试验： 1.倍频感应耐压试验电压应为出厂试验电压的85%。 2.试验电源频率为150Hz及以上时，试验时间t按下式计算： (8.0.3-1) 式中t——试验电压持续时间(s); f——试验电源频率(Hz)。 3.试验电源频率不应大于400Hz。试验电压持续时间不应小于20s。 4.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次额定电压时的空载电流及空载损耗测量，两次测得值相比不应有明显差别。 5.倍频感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别。 6.倍频感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。高压端电压升高容许值应符合制造厂的规定。 7.对电容式电压互感器的中间电压变压器进行倍频感应耐压试验时，应将分压电容拆开。由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行倍频感应耐压试验。
三、二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2000V。 第8.0.4条 测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规定：
一、电流互感器： 1.介质损耗角正切值tgδ(%)不应大于表8.0.4-1的规定。 表8.0.4-1 电流互感器20℃下介质损耗角正切值tgδ(%) 额定电压(kV) 35 63～220 330 500 充油式 3 2 充胶式 2 2 胶纸电容式 2.5 2 油纸电容式 1.0 0.8 0.6 2.220kV及以上油纸电容式电流互感器，在测量tgδ的同时，应测量主绝缘的电容值，实测值与出厂试验值或产品铭牌值相比，其差值宜在±10%范围内。
二、电压互感器： 1.35kV油浸式电压互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)，不应大于表8.0.4-2的规定。 表8.0.4-2 35kV油浸式电压互感器介质损耗角正切值tgδ(%) 温度(℃) 5 10 20 30 40 tgδ(%) 2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 2.35kV以上电压互感器，在试验电压为10kV时，按制造厂试验方法测得的tgδ值不应大于出厂试验值的130%。 第8.0.5条 对绝缘性能有怀疑的油浸式互感器，绝缘油的试验，应符合下列规定：
一、绝缘油电气强度试验应符合本标准第十九章表19.0.1第10项的规定。
二、电压等级在63kV以上的互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体含量与产品出厂值相比应无明显差别。
三、电压等级在110kV及以上的互感器，应进行油中微量水测量。对电压等级为110kV的，微量水含量不应大于20ppm;220～330kV的，不应大于15ppm;500kV的，不应大于10ppm。 注：上述ppm值均为体积比。
四、当互感器的介质损耗角正切值tgδ(%)较大，但绝缘油的其它性能试验又属正常时，可按表19.0.1第11项进行绝缘油的介质损耗正切值tgδ测量。 第8.0.6条 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。 第8.0.7条 当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。 第8.0.8条 测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，应符合下列规定：
一、应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流。空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
二、电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。 第8.0.9条 检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。 第8.0.10条 检查互感器变比，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。 第8.0.11条 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，应符合下列规定：
一、在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁芯夹紧螺栓进行测量。
二、采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象。
三、穿芯螺栓一端与铁芯连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。 第8.0.12条 局部放电试验，应符合下列规定：
一、35kV及以上固体绝缘互感器应进行局部放电试验。
二、110kV及以上油浸式电压互感器，在绝缘性能有怀疑时，可在有试验设备时进行局部放电试验。
三、测试时，可按现行国家标准《互感器局部放电测量》的规定进行。测试电压值及放电量标准应符合表8.0.12的规定。 表8.0.12 互感器局部放电量的允许水平 接地方式 互感器型式 预加电压 (t>10s) 测量电压 (t>1min) 绝缘型式 允许局部放电水平 视在放电量(pC) 中性点绝缘系统或中性点共振接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 中性点有效接地系统 电流互感器与相对地电压互感器 0.8×1.3Um 液体浸渍 20 固体 100 相与相电压互感器 1.3Um 1.1Um 液体浸渍 20 固体 100 注：Um为设备的最高电压有效值。
四、500kV的电容式电压互感器的局部放电试验，可按本标准第18.0.4条的规定进行。
五、局部放电试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析。 第8.0.13条 电容分压器单元件的试验，应符合下列规定：
一、电容分压器单元件的试验项目和标准，应按本标准第18.0.2、18.0.
3、18.0.4条的规定进行;
二、当继电保护有要求时，应注意三相电容量的一致性。 第九章 油 断 路 器 第9.0.1条 油断路器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻;
二、测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ;
三、测量35kV以上少油断路器的直流泄漏电流;
四、交流耐压试验;
五、测量每相导电回路的电阻;
六、测量油断路器的分、合闸时间;
七、测量油断路器的分、合闸速度;
八、测量油断路器主触头分、合闸的同期性;
九、测量油断路器合闸电阻的投入时间及电阻值;
十、测量油断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻及直流电阻; 十
一、油断路器操动机构的试验; 十
二、断路器电容器试验; 十
三、绝缘油试验; 十
四、压力表及压力动作阀的校验。 第9.0.2条 由有机物制成的绝缘拉杆的绝缘电阻值在常温下不应低于表9.0.2的规定。 表 9.0.2 有机物绝缘拉杆的绝缘电阻标准 额 定 电 压 (kV) 3～15 20～35 63～220 330～500 绝缘电阻值 (MΩ) 1200 3000 6000 10000 第9.0.3条 测量35kV多油断路器的介质损耗角正切值tgδ，应符合下列规 定：
一、在20℃时测得的tgδ值，对DW
2、DW8型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加2后的数值;对DW1型油断路器，不应大于本标准表15.0.3中相应套管的tgδ(%)值增加3后的数值。
二、应在分闸状态下测量每只套管的tgδ。当测得值超过标准时，应卸下油箱后进行分解试验，此时测得的套管的tgδ(%)值，应符合本标准表15.0.3的规定。 第9.0.4条 35kV以上少油断路器的支柱瓷套连同绝缘拉杆以及灭弧室每个断口的直流泄漏电流试验电压应为40kV，并在高压侧读取1min时的泄漏电流值，测得的泄漏电流值不应大于10μA;220kV及以上的，泄漏电流值不宜大于5μA。 第9.0.5条 交流耐压试验，应符合下列规定：
一、断路器的交流耐压试验应在合闸状态下进行，试验电压应符合本标准附录一的规定;
二、35kV及以下的断路器应按相间及对地进行耐压试验;
三、对35kV及以下户内少油断路器及联络用的断路器，可在分闸状态下按上述标准进行断口耐压。 第9.0.6条 测量每相导电回路电阻，应符合下列规定：
一、电阻值及测试方法应符合产品技术条件的规定;
二、主触头与灭弧触头并联的断路器，应分别测量其主触头和灭弧触头导电回路的电阻值。 第9.0.7条 测量断路器的分、合闸时间应在产品额定操作电压、液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。 第9.0.8条 测量断路器分、合闸速度，应符合下列规定：
一、测量应在产品额定操作电压、液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定;
二、电压等级在15kV及以下的断路器，除发电机出线断路器和与发电机主母线相连的断路器应进行速度测量外，其余的可不进行。 第9.0.9条 测量断路器主触头的三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。 第9.0.10条 测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。 第9.0.11条 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。 第9.0.12条 断路器操动机构的试验，应符合下列规定：
一、合闸操作。 1.当操作电压、液压在表9.0.12-1范围内时，操动机构应可靠动作; 表9.0.12-1 断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围 电 压 液 压 直 流 交 流 (85%～110%)Un (85%～110%)Un 按产品规定的最低及最高值 注：对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为(80%～110%)Un。Un为额定电源电压。 2.弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。
二、脱扣操作。 1.直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸;当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。 2.附装失压脱扣器的，其动作特性应符合表9.0.12-2的规定。 表9.0.12-2 附装失压脱扣器的脱扣试验 电源电压与额定电源电压的比值 小于35%* 大于65% 大于85% 失压脱扣器的工作状态 铁芯应可靠地释放 铁芯不得释放 铁芯应可靠地吸合 *当电压缓慢下降至规定比值时，铁芯应可靠地释放。 3.附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度，应符合表9.0.12-3的规定。
三、模拟操动试验。 1.当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求; 当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。 2.直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按表9.0.12-4的规定进行;液压机构的操动试验，应按表9.0.12-5的规定进行。 表9.0.12-3 附装过流脱扣器的脱扣试验过流脱扣器的种类 延时动作的 瞬时动作的 脱扣电流等级范围(A) 2.5～10 2.5～15 每级脱扣电流的准确度 ±10% 同一脱扣器各级脱扣电流准确度 ±5% 注：对于延时动作的过流脱扣器，应按制造厂提供的脱扣电流与动作时延的关系曲线进行核对。另外，还应检查在预定时延终了前主回路电流降至返回值时，脱扣器不应动作。 表9.0.12-4 直流电磁或弹簧机构的操动试验 操作类别 操作线圈端钮电压与 额定电源电压的比值 (%) 操作次数 合、分 110 3 合 闸 85(80) 3 分 闸 65 3 合、分、重合 100 3 注：括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器及表9.0.12-1“注”的情况。 表9.0.12-5 液压机构的操动试验 操 作 类 别 操作线圈端钮电压 与额定电源电压的比值 (%) 操 作 液 压 操 作 次 数 合、分 110 产品规定的最高操作压力 3 合、分 100 额定操作压力 3 合 85(80) 产品规定的最低操作压力 3 分 65 产品规定的最低操作压力 3 合、分、重合 100 产品规定的最低操作压力 3 注：①括号内数字适用于装有自动重合闸装置的断路器。 ②模拟操动试验应在液压的自动控制回路能准确、可靠动作状态下进行。 ③操动时，液压的压降允许值应符合产品技术条件的规定。 第9.0.13条 断路器电容器试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。 第9.0.14条 绝缘油试验，应按本标准第十九章“绝缘油”的规定进行。对灭弧室、支柱瓷套等油路相互隔绝的断路器，应自各部件中分别取油样试验。 第9.0.15条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定;压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。 第十章 空气及磁吹断路器 第10.0.1条 空气及磁吹断路器的试验项目，应包括下列内容：
一、测量绝缘拉杆的绝缘电阻;
二、测量每相导电回路的电阻;
三、测量支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流;
四、交流耐压试验;
五、测量断路器主、辅触头分、合闸的配合时间;
六、测量断路器的分、合闸时间;
七、测量断路器主触头分、合闸的同期性;
八、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻;
九、断路器操动机构的试验;
十、测量断路器的并联电阻值; 十
一、断路器电容器的试验; 十
二、压力表及压力动作阀的校验。 注：①发电机励磁回路的自动灭磁开关，除应进行本条第
八、九款试验外，还应作以下检查和试验：常开、常闭触头分、合切换顺序;主触头和灭弧触头的动作配合;灭弧栅的片数及其并联电阻值;在同步发电机空载额定电压下进行灭磁试 验。 ②磁吹断路器试验，应按本条第
二、
四、
六、
八、九款规定进行。 第10.0.2条 测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低于本标准表9.0.2的规定。 第10.0.3条 测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。 第10.0.4条 支柱瓷套和灭弧室每个断口的直流泄漏电流的试验，应按本标准第9.0.4条的规定进行。 第10.0.5条 空气断路器应在分闸时各断口间及合闸状态下进行交流耐压试验;磁吹断路器应在分闸状态下进行断口交流耐压试验;试验电压应符合本标准附录一的规定。 第10.0.6条 断路器主、辅触头分、合闸动作程序及配合时间，应符合产品技术条件的规定。 第10.0.7条 断路器分、合闸时间的测量，应在产品额定操作电压及气压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。 第10.0.8条 测量断路器主触头三相或同相各断口分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。 第10.0.9条 测量分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ;直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。 第10.0.10条 断路器操动机构的试验，应按本标准第9.0.12条的有关规定进行。 注：对应于本标准表9.0.12中的“液压”应为“气压”。 第10.0.11条 测量断路器的并联电阻值，与产品出厂试验值相比应无明显差 别。 第10.0.12条 断路器电容器的试验，应按本标准第十八章“电容器”的有关规定进行。 第10.0.13条 压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。