电力变压器及互感器安装工程质量检验评定标准

电力变压器及互感器安装工程质量检验评定标准

1 总 则

1.0.1 为统一煤矿安装工程质量标准和检验评定方法，促进企业加强管理，确保工程质量，特制定本标准。

1.0.2 本标准主要是根据国家颁发的有关技术标准和施工验收规范并参照行业有关规范、标准等编制的。

1.0.3 本安装工程质量检验评定，除应符合本标准外，还应符合国家现行有关标准的规定。

2 质量检验评定的等级

2.0.1 本标准的分项工程质量为“合格”与“优良”两个等级。 2.0.2 分项工程的检验项目为保证项目、基本项目和允许偏差项目，其质量等级应符合下列规定： 2.0.2.1 合格

⑴ 保证项目必须符合相应质量检验评定标准的规定； ⑵ 基本项目每项检查处（件、点）应符合相应质量检验评定标准的合格规定；

⑶ 允许偏差项目检查的总点数中，有80%及其以上的实测值在相应质量检验评定标准的允许偏差范围内，其余的应不影响设备的安全运行；

⑷ 质量保证资料应符合本标准的规定。 2.0.2.2 优良

⑴ 保证项目必须符合相应质量检验评定标准的规定；

⑵ 基本项目每项检查处（件、点）应符合相应质量检验评定标准的合格规定，其中50%及其以上的处（件、点）符合优良规定，该项即为优良，优良项数应占检验项数50%及其以上；

⑶ 允许偏差项目检查的总点数中，有90%及其以上的实测值在相应质量检验评定标准的允许偏差范围内，其余的应不影响设备的安全运行；

⑷ 质量保证资料应符合本标准的规定。

2.0.3 分项工程质量不符合相应质量检验评定标准合格的规定时，必须及时处理，并按以下规定确定其质量等级。 2.0.3.1 经返工重做的工程可重新评定质量等级；

2.0.3.2 经处理后仍达不到合格标准要求，但经建设单位组织鉴定能够达到设计要求和使用性能的，其质量仅能评为合格；

2.0.3.3 经鉴定达不到原设计要求，但经建设单位认可能够满足设备的安全安全运转要求的，其质量可定为合格。

3 基本规定

3.0.1 本标准规定的检查数量和检验方法，适用于各有关单位对分项工程中间检查和竣工验收时检验评定。施工时，班组必须全数检查，并逐项认真填写安装原始记录，作为工程质量保证资料。

当由于各种原因无法按规定的检验方法检查时，可根据施工记录进行检验评定。

标准中凡未注明检查数量的均为全数检查。 3.0.2 设备密封性的检验评定，统一规定如下：

3.0.2.1 在受检部件空运转60min后，观察各动、静密封处渗漏油情

况，如润滑油沿缝处渗出，作渗油评定；渗出油形成油滴或淌到机体底部、地面，作漏油评定。

3.0.3 本标准中电气设备的交流耐压试验和绝缘电阻测量时间，无特殊注明者，均为1min。吸收比的测量规定用60s与15s绝缘电阻的比值。测量绝缘时，电压在500V至1000V时用500V兆欧表，1000V至3000V时用1000V兆欧表，3000V以上用2500V或5000V兆欧表（弱电线路及电子线路根据规定选用）。

3.0.4 所有设备安装就位前的基础坐标、标高和螺栓孔位置必须符合设计要求。

4.1变压器安装（包括消弧线圈、油浸电抗器）

（Ⅰ）保证项目

4.1.1 变压器的试验结果必须符合本标准表4.1.1的规定。 检查数量 全数检查 检验方法 检查试验记录。

变压器、消弧线圈和油浸电抗器的试验项目和标准 表4.1.1

序 项 号 目 标 准 绝缘电阻应不低于产品出厂试验值的70％，或不低于下表的允许值 油浸式电力变压器绝缘电阻允许值(MΩ) 温 度(℃) 线圈电压 绝 20 30 缘 等级(kv) 10 电 0.3 50 25 13 阻 0.7 100 50 25 1 和 2 300 200 130 吸 收 3～10 450 300 200 比 20～35 600 400 270 测 量 60～110 1200 800 540 40 50 60 70 80 说 明 额定电压在7 4 2 l 0.5 1000V以上的线13 6.3 3.5 1.7 0.9 圈，用2500V兆 1000V100 60 40 26 17 欧表测试；及以下者，用 130 90 60 40 25 1000V兆欧表测180 120 80 50 35 试 360 240 160 100 70 在10～20℃时，R60/Rl5的吸收比，35kV及以上且容量在4000kVA以上应测吸收比，在常温下应不低于l.3，消弧线圈及干式变压器的绝缘电阻值和吸收比不作规定 电压为35kV及以上且容量在10000kVA及以上的变压器必须进行试验 泄 漏 2 电 流 测 定 油浸电力变压器直流泄漏试验电压 线圈额定电压(kV) 直流试验电压(kV) 3 5 6～15 20～35 10 20 线圈连同套管一起试验 60～110 40 读取一分钟泄漏电流值，泄漏电流值不作具体规定

续表 序 项 号 目 标 准 说 明 被测线圈的tgδ值应不超过产品出厂试验数据的l30％或不超过下表的允许值 介质损失角正切值tgδ(％)允许值 变 压 温 度(℃) 器 高压线圈 介 电压等级 线圈连同套质 (kV) 10 20 30 40 50 60 70 管一起试验 3 损 失 2 2.6 3.5 4.5 6 角 35～110 1.2 1.5 试 2 2.6 3.5 4.5 6 8 验 35及以下 1.5 电压等级在35kV及以上，且容量在8000kVA及以上的变压器必须进行。1000V以下线圈可不测量 试验电压标准 电压在110kV额定电压 及以下且容量(kV) 1.5 2 3 6 10 15 20 35 44 60 110 在8000kVA以下的变压器应进行交流耐压交 试验，安装在 流 出 厂 － － 18 25 35 45 55 85 95 140 200 煤矿井下或在 耐 (kV) 其它有爆炸危 压 险的场所的上4 试 述变压器，现 验 交接及大10 10 15 21 30 38 47 72 81 120 170 场可不做交流 修(kV) 耐压试验；“降低绝缘”指使 出厂试验电压与上表不同者，其试验电压应按出厂试验电压的用在不需要考虑耐雷水平条85％ 件的地方 井下的，或降低绝缘的试验电压值 额定电压(kV) 试验电压(kv)

0.7以下 2 2 7 3 10 6 16 10 24

续表

序 号 项目 标 准 说 明 1600kVA以上的变压器相间差应不大于三相平 均值的2％，无中性点引出时的线间差应不大于三 相平均值的1％。 线圈连同套管各相线圈 5 1600kVA及以下的变压器相间差应不大于三相平一起测量 直流电阻 均值的4％，线间差应不大于三相平均值的2％。 (各分接头位置上) 三相变压器的直流电阻，由于结构等原因，超 过相应标准规定时，可与同温下产品出厂实测值 比较，相应变化应不大于2％ 变压比测定 变压器与铭牌数据相比，应无显著差别，且符合6 变压比规律 (各分接头位置上) 7 三相变压器的组别或单相变压器引出线的极性必须与变压器的标志(铭牌和顶盖上符号)相符 — 组别或极性测定 — 电压在6kV，容量在750kVA及以上的变压器油须作简化试验，其它变压器油仅作电气强度试验(对油质有怀疑者例外)。不同牌号的绝缘油，原则上不宜混合使用，如必须混合时，应进行混油试验，但容量在560kVA及以下，补油量不超过l0％时，在混油前仅作混油电气强度试验 8 绝缘油简化试验 — 绝缘油凝点(新油及再生油)： (1)户外断路器用油：气温不低于－10℃的地区，－25℃；气温低于－10c的地区，－45℃。 (2)变压器用油凝点为－25℃，气温不限； －l0℃．气温不低于－l0℃地区

续表

序 号 项目 标 准 说 明 绝缘油简化试验项目和标准 标 准 项 目 新油及再生油 DB DB DB 不低于 －10 －25 －45 (℃) 140 140 135 无 无 闪 点 机械杂质 8 绝缘油简化试验 游离碳 酸 值 水溶性酸 (pH值) 界面张力 电气强度试验 15kV及以下 20～35kV 44～220kV 油中溶解气体 9 色谱分析 不大于0.03mg (KOH)/g油 不应小于5.4 温度为25℃时，不小于35mN/n 25kV 35kV 40kV 电压在60kV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 注：油浸电抗器、消弧线圈的试验只进行表中的1、2、3、4、5、8项。

4.1.2 并列运行的变压器必须符合并列运行条件。 检查数量 全数检查。

检验方法 实测或检查施工记录。

4.1.3 高、低压瓷件严禁有裂纹、缺损和瓷釉损坏等缺陷。 检查数量 全数检查。 检验方法 观察检查。

4.1.4 变压器必须进行5次全电压冲击合闸试验，应无异常情况，励磁涌流不引起保护装置误动，并带负荷运行24h，音响正常，上层油温不超过85℃，已投入运行者可不作冲击合闸试验。 检查数量 全数检查。 检验方法 试送电检查。

4.1.5 变压器到现场后，满足下列条件之一时，可不进行器身检查。 4.1.5.1 制造厂规定不作器身检查者；

4.1.5.2 容量为1000kVA及以下，运输过程中无异常情况者； 4.1.5.3 就地产品，仅作短途运输，总装时施工单位已派人监督，质量符合要求，且运输过程中无异常情况者。 检验方法 检查施工记录及有关资料。 4.1.6 变压器作器身检查时，必须符合下列规定：

螺栓紧固，并有防松措施，绝缘螺栓无损坏，防松绑扎完好，铁芯无变形，线圈绝缘层完好，各组线圈排列整齐，引出线绝缘良好与套管连接牢固，接线正确；电压切换装置接线正确紧固，各档触头接触严密，弹力良好；穿心螺栓的绝缘良好，绝缘电阻不作规定。 检查数量 全数检查。 检验方法 检查施工记录。

4.1.7 变压器的各种保护装置整定值必须符合设计并动作可靠。

检查数量 全数检查。

检验方法 操作试验或检查调试记录。

（Ⅱ）基本项目

4.1.8 变压器本体安装应符合下列规定： 合格

⑴位置正确，放油道畅通，就位后稳固可靠，无变形缺陷及渗油现象；

⑵装有气体继电器的变压器顶盖，沿气体继电器的气流方向应保持1%～1.5%升高坡度；

⑶油位正确，油位指示清晰。

优良 在合格的基础上，器身表面清洁，油漆完整均匀。 检查数量 全数检查。

检验方法 观察检查和检查施工记录。 4.1.9 变压器附件安装应符合下列要求： 合格

⑴与油箱直接连通的附件内部清洗干净，安装牢固，连接严密，无渗油现象，循环油路阀门开启；

⑵电压切换装置，转动接点能正确地停在各个位置上，有载调压切换装置，电动、手动操作均应正常，联锁正确，消弧线圈的分接头位置应符合整定要求；

⑶冷却风扇转向正确，转动灵活，试运无振动、过热等现象，自启动装置定值正确，联动正常；

⑷呼吸器应装有合格的干燥剂、且无堵塞现象；

⑸安全气道安装前内壁应清拭干净，隔膜应完整，材质规格符合产品规定；

⑹气体继电器安装前应经检验整定，继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，继电器两端的油管对顶盖向油枕方向有2%～4%的升高坡度。

⑺温度计安装前应进行校验，整定值符合设计，信号接点应动作正确，导通良好，无渗油现象，膨胀式信号温度计的细金属软管弯曲半径不得小于50mm，且不得有压扁或急剧的扭曲。 优良 在合格的基础上，清洁、无油迹，油漆完整。 检查数量 全数检查。

检验方法 观察检查和检查调试记录。 4.1.10 变压器与线路连接应符合下列规定： 合格：

4.1.10.1 连接紧密，连接螺栓的垫圈及防松装置齐全，瓷套管不受外力，高压套管静电装置接地良好。

4.1.10.2 硬母线连接应符合本标准4.1.10.2.1-4.1.10.2.4的规定； 4.1.10.2.1母线表面应光洁、平整、无裂纹；管形、槽形母线不得有变形扭曲现象。矩形母线弯制后，弯曲处不得裂口、裂纹及显著折皱。

检验方法 观察检查。

4.1.10.2.2 配线横平竖直、固定牢靠，整齐美观，相间及对地距离不得小于表4.1.10.2.2—1～4.1.10.2.2—2的规定。 检验方法 观察、尺量检查。

室内配电装置的最小安全净距 表4.1.10.2.2-1

额定电压（kv） 安全净距离 （mm） 项目 0.4 1～3 6 10 20 35 60 相间及相对地 带电部分至无孔遮栏 带电部分至网状遮栏 带电部分至栅栏 20 50 100 800 75 105 175 825 100 130 200 850 125 155 225 875 180 210 280 930 300 330 400 550 580 650 1050 1300 无遮栏裸导体到地面（楼面） 2300 2375 2400 2425 2480 2600 2850 室外配电装置的最小安全净距 表4.1.10.2.2-2

额定电压（kv） 安全净距离 （mm） 项目 0.4 1～3 6 10 20 35 60 相间及相对地 带电部分至网状遮栏 带电部分至栅栏 无遮栏裸导体到地面 75 175 825 2500 200 300 950 2700 300 400 1050 2800 400 500 1150 2900 650 750 1400 3100 900 1000 1650 3400 1000 1100 1750 3500 注：海拔超过1000m时，本表应参照有关资料进行修正，110J为中性点直接接地电力网。

4.1.10.2.3矩形母线采用螺栓搭接连接时，搭接面的要求应符合下列的规定。

检验方法 观察检查或实测。

（1） 搭接（包括与设备的搭接）：接触面连接紧密，并涂以电力复合脂，螺栓紧固，用力矩扳手检查，拧紧力矩必须符合表4.1.10.2.3.3的要求。

钢制螺栓的紧固力矩值 表4.1.10.2.3.3

螺栓规格 M8 M10 M12 M14 力矩值（N·m） 0.8～10.8 17.7～22.6 31.4～39.2 51.0～60.8 螺栓规格 M16 M18 M20 M24 力矩值（N·m） 68.7～78.5 98.0～127.4 156.9～196.2 274.6～343.2 （2） 不同金属的母线搭接（母线与母线、母线与分支及电器端子的搭接），其搭接面的处理必须符合下列要求：

⑴铜——铜 除在干燥无腐蚀性气体的室内可直接连接外均必须搪锡。

⑵铝——铝 可直接连接； ⑶钢——钢 必须搪锡或镀锌；

⑷铜——铝 在干燥室内铜导体应搪锡，室外或特殊潮湿的室内使用铜铝过渡段；

⑸钢——铜或铝 在任何情况下，钢搭接面必须搪锡。 检查数量 按不同类的接头各抽查6个。 检验方法 观察、实测、检查施工记录。 4.1.10.2.4 母线相序排列及相色应符合下列的规定：

平直整齐，相序排列当无设计规定时应遵守下列规定（以面对柜或设备正视方向为准）；

母线上下方向布置时，交流A、B、C相由上向下，直流上正下负； 母线水平布置时，交流A、B、C相由后向前，直流后正前负；

引下线的母线，交流A、B、C相由左向右，直流左正右负； 相色正确，三相交流：A相——黄、B相——绿、C相——红， 直流：正极——赭、负极——蓝。 检验方法 观察检查。

4.1.10.3 电缆连接时，电缆应固定牢靠，芯线应绝缘良好，长度合适，排列整齐；

4.1.10.4 矿用变压器高、低压侧电缆头应密封正确，接线室内清洁无杂物，芯线排列整齐，压接正确；

4.1.10.5 零线接到接地装置的线段应固定牢靠。

优良 在合格的基础上，连接线排列整齐，硬母线弯度一致，相色均匀，金属支架保护管接地螺栓便于拆卸。 检查数量 全数检查。 检验方法 观察检查。

4.1.11 变压器及其附件接地应符合下列规定： 合格 符合本标准4.1.11.1-4.1.11.5的规定 优良 在合格的基础上，接地线敷设整齐、美观。 检查数量 全数检查。 检验方法 观察检查。

4.1.11.1接至电气设备、器具和可拆卸的其它非带电金属部件接地(接零)的分支线，必须直接与接地干线相连，严禁将数个需要接地的电气设备串联接地。 检验方法 观察检查。

4.1.11.2 接地线与设备接地，采用螺栓固定时，其接触面应按规定处理，螺栓应紧固，采用搭焊时其搭长度必须符合表4.1.11.2的规定。

接地体（线）搭焊规定及检验方法 表4.1.11.2

项次 1 搭接长度 项 目 扁钢 圆钢 圆钢和扁钢 2 扁钢搭接焊的棱边数 规定数值 ≥2b ≥6d ≥6d 3 观察检查 3 扁钢与钢管焊接时应有弧形卡加强焊边 注：b为扁钢宽度，d为圆钢直径。

检查数量 按不同类型各抽查3处。

尺量检查 检验方法 接地线与振动设备应用软导线连接并有锁紧装置。

装有电器的可开启盘面、台面、柜门的接地线应以多股铜软导线与接地的金属构架可靠连接。 检验方法 观察检查。

4.1.11.3 钢接地线的截面应符合设计要求，且不得小于表4.1.11.3的规定。利用串联钢结构作为接地装置时，它们之间的跨接线，作为接地干线时扁钢截面不得小于l00mm2，支线时不得小于48mm2。 检验方法 观察检查。

4.1.11.4 低压电气设备地面上外露的接地线的截面不应小于表4.1.11.4数值。

检验方法 观察检查。

钢接地线的最小规格 表4.1.11.3

种 类 规 格 圆钢直径(mm) 截面(mm2) 扁 钢 厚度(mm) 角钢厚度(mm) 钢管管架厚度(mm)

2室 内 室 外 6 60 3 2 2.5 8 100 架空避雷线引下线 圆钢φ8 4 钢绞线35mm2 2.5 2.5 低压电气设备地面上外露接地线的最小截面 表4.1.11.4

名 称 明敷的裸导体 绝缘导体 电缆的接地芯或相线包在同一 铜(mm2) 4 1.5 1 铝(mm2) 6 2.5 1.5 钢(mm2) 12 － － 保护壳内的多芯线的接地芯

4.1.11.5 接地装置的接地电阻应符合4.1.11.5.1的规定

检验方法 检查施工记录。

4.1.11.5.1 装置的接地电阻，当设计无要求时，必须符合下列规定： （1）地面电力设备及电力线路接地电阻应符合表4.1.11.5-1规定；

地面电力设备及电力线路接地电阻 表4.1.11.5-1

序号 1 要求接地名称 接地装置特点 接地电阻（Ω） ≤0.5① 统的电力设备 2 3 4 小接地短路电流系仅用于高压电力设备的接地装置 统的电力设备 高压低压电力设备共用的接地装置 与容量在100kvA以上的发电机或变压器≤4 相连的接地装置 5 6 中性点直接接地的序号4的重复接地装置 低压电网 与容量在100kvA以下的发电机或变压器相连的接地装置 7 8 9 10 高低压电力设备 11 12 13 14 高土壤电阻率地区 15 大接地短路电力系统发电厂和变电所接地装置 16 17 无避雷线的架空线路 18 19 零线重复接地 低压进户线绝缘子铁脚 ≤10 ≤30 土、金属杆 小接地短路系统混凝土杆、金属杆 中性点非直接接地电力网中的钢筋混凝≤50 ≤30 ≤5 序号6的重复接地装置 高低压电力设备联合接地 电流电压互感器二次线圈接地 电弧炉 高压线路的保护网或保护线 工业电子设备 低压小接地短路电力系统的电力设备 发电厂和变电所接地装置 ≤30不少于三处 ≤4 ≤10 ≤4 ≤10 ≤10 ≤30② ≤15 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10 大接地短路电流系可计算引进线的作用 注： ①即使自然接地体能达到此值，还必须采用接地电阻不大于1Ω的人工接地体；

②并满足接触电压与跨步电压的安全值。

（2）井下接地装置的接地电阻应符合表4.1.11.5—2的规定； 井下接地装置的接地电阻 表4.1.11.5—2

接 地 装 置 名 称 接地网上任一保护地点测得的接地电阻 每一移动电气设备和总接地网或 就地接地极之间的接地线电阻 电阻值（Ω） ＜2 ＜1 （3）建筑物和构筑物的接地电阻应符合表4.1.11.5—3的规定：

建筑物和构建物的接地电阻值 表4.1.11.5—3

类别 接地电阻 （Ω） 名称 防雷及电气设备联合接地 防止直击雷的接地 防止感应雷的接地 电缆换线杆的接地 进户电缆换线杆的瓷瓶铁脚接地 架空进线离建筑物150m内的瓷瓶铁脚接地 靠近建筑物的两个管道支架的接地 防止静电的接地 砖、混凝土及金属烟囱的容器接地 盛有易爆炸或可燃液体及气体的容器接地 有易爆炸或可燃液体及气体的流经的管道接地 有易爆炸或可燃液体及气体的流经的管道与有爆炸危险的车间相距小于10m的接地 ≤1 ≤10 ≤10 ≤5 ≤10 ≤20 ≤2 ≤10 ≤10 — ≤10 ≤20 ≤2 ≤30 — — — ≤30 （100m内） ≤20 — — ≤10 — — ≤20 — — — — — — ≤100 ≤30 — ≤30 ≤20每隔30～40m重复接地 第一类防 雷建筑物 第二类防 雷建筑物 第三类防 雷建筑物

（4）架空电力线路有避雷线的杆塔（不连避雷线测量）接地电阻值应符合表4.1.11.5—4的规定：

架空电力线路有避雷线路的杆塔

（不连避雷线测量）接地电阻值 表4.1.11.5—4

地壤电阻率（Ω•cm） 1×10及以下 1×10～5×10 5×10～10×10 10×10～20×10 20×10以上 444 44 44 4接地电阻（Ω） ≤10 ≤15 ≤20 ≤30 不作规定

（5）架空进线装设的避雷器的接地电阻应符合下列规定： 保护变电所的管型避雷器不大于10Ω；

保护旋转电机的阀型避雷器不大于3Ω，管型避雷器不大于5Ω。 （6）避雷针的单独接地体接地电阻，在土壤电阻率不大于104 Ω•cm的地区，不宜超过10Ω。

检查数量 根据不同单位工程抽查20%，但不得少于3处。 检验方法 检查测试记录。

4.2 3～110kV互感器安装

（Ⅰ）保证项目

4.2.1 高低压瓷件表面严禁有裂纹、缺损和瓷釉损坏等缺陷。 检查数量 按不同类型各抽查1～3台。 检验方法 观察检查。

4.2.2 互感器试验结果必须符合下列规定：

4.2.2.1 线圈的绝缘电阻：绝缘良好，阻值不作规定； 4.2.2.2 极性试验：与标志（铭牌及外壳上的符号）相符； 4.2.2.3 变比试验：电流比或电压比应符合铭牌规定；

4.2.2.4 测量35kV及以上互感器一次线圈，连同套管一起的介质损失角正切tgδ(%)：

⑴电流互感器tgδ(%)值不超过4.2.2-1的规定：

电流互感器20时tgδ(%) 表4.2.2-1

额定电压（Kv） 充油式 充胶式 胶纸电容式 油纸电容式 35 3 2 2.5 60～110 2 2 2 — 1.0 ⑵电压互感器tgδ(%)不超过表4.2.2-2的规定：

电压互感器tgδ(%)值 表4.2.2-2

温度（℃） 8.0

5 2.0 10 2.5 20 3.5 30 5.5 40 8.0

35kV以上电压互感器，当试验电压为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%；

4.2.2.5 交流耐压试验必须符合本标准表4.2.2.5.1的有关规定。

电气装置绝缘的交流耐压试验电压标准 表4.2.2.5.1

交流耐压试验电压(kV) 额定 电压 (kV) 最高 工作 电压 (kV) 电压互感器 断路器 电流互感器 隔离开关 干式变压器 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 出厂 交接 1及以下 － － － － － － － － 2.6 3 3.5 18 16 18 16 25 25 10 8.5 6 6.9 23 21 23 21 32 32 20 17 10 11.5 30 27 30 27 42 42 28 24 15 17.5 40 36 40 36 57 57 38 32 20 23 50 45 50 45 68 68 50 43 35 40.5 80 72 80 72 100 100 70 60 60 69 140 126 140 126 165 165 － － 110

126 200 180 185 180 265 265 － －

注：本标准根据GB50150一91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》摘取。

4.2.2.6 绝缘油电气强度试验标准必须符合本标准表4.2.2.6规定； 检查数量 全数检查。 检验方法 检查试验记录。

表4.2.2.6

序 号 项 目 标 准 说 明 1 绝缘油简化试验 电压在6kV，容量在750kVA及以上的变压器油须作简化试验，其它变压器油仅作电气强度试验(对油质有怀疑者例外)。不同牌号的绝缘油，原则上不宜混合使用，如必须混合时，应进行混油试验，但容量在560kVA及以下，补油量不超过l0％时，在混油前仅作混油电气强度试验 绝缘油凝点(新油及再生油)： (1)户外断路器用油：气温不低于－10℃的地区，－25℃；气温低于－10℃的地区，－45℃。 (2)变压器用油凝点为－25℃，气温不限； －l0℃．气温不低于－l0℃地区

续表

序 号 项目 标 准 说 明 绝缘油简化试验项目和标准 标 准 项 目 新油及再生油 DB DB DB 不低于 －10 －25 －45 (℃) 140 140 135 无 无 闪 点 机械杂质 8 绝缘油简化试验 游离碳 酸 值 水溶性酸 (pH值) 界面张力 电气强度试验 15kV及以下 20～35kV 44～220kV 油中溶解气体 9 色谱分析 不大于0.03mg (KOH)/g油 不应小于5.4 温度为25℃时，不小于35mN/n 25kV 35kV 40kV 电压在60kV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 注：油浸电抗器、消弧线圈的试验只进行表中的1、2、3、4、5、8项。

4.2.3 送电时无异常现象。 检查数量 全数检查。

检验方法 与其它配套电气设备一并送电检查。

4.2.4 互感器接地必须符合本标准4.1.11的规定，互感器下列各部位必须接地：

4.2.4.1 分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子； 4.2.4.2 电容型绝缘的电流互感器，其一次线圈末屏的引出端子及铁芯引出线接地端子； 4.2.4.3 互感器的外壳；

4.2.4.4 暂不使用的电流互感器二次线圈，应短路后接地。 检查数量 室外独立安装者全数检查，高压柜内抽检1～3台。 检验方法 观察检查。

（Ⅱ） 基本项目

4.2.5 互感器安装应符合下列规定： 合格

⑴位置正确，稳固可靠，油浸式互感器无渗油现象，油位正常，顶盖螺栓紧固；

⑵二次接线板完整，引出端子连接牢固，绝缘良好，标志清晰，变比分接头位置符合设计规定，连接正确；

⑶有吸湿器的互感器，其吸湿剂应干燥，油位正常；

⑷电容式电压互感器按产品成套的组件编号安装，不得互换，各组件连接处的接触面应除去氧化层并涂以凡士林或复合脂； ⑸零序电流互感器的构架或其它导磁体不应与铁芯直接接触，或

与其构成分磁回路；

⑹具有均压环的互感器，均压环应装置牢固、水平，且方向正确。 优良 在合格的基础上，油漆均匀，引线排列整齐、美观、无污迹。

检查数量 按不同类型各抽查1～3台。 检验方法

观察检查。