GB 50835-2013 相关标准英文版PDF

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GB 50835-2013	英文版	909	GB 50835-2013	[PDF]天数 <=7	1000kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(不含条文说明)	GB 50835-2013	有效

基本信息
标准编号	GB 50835-2013 (GB50835-2013)
中文名称	1000kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(附条文说明)
英文名称	Code for construction and acceptance of 1000kV power transformer, oil-immersed reactor and mutual inductor
行业	国家标准
中标分类	P60
国际标准分类	27.100
字数估计	41,491
引用标准	GB 50169; GB 50204; GB 50205; GB/T 50832; GB/T 772; GB 2536; GB/T 7597; DL/T 5210.1
标准依据	住房和城乡建设部公告第1592号
发布机构	中华人民共和国住房和城乡建设部;中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
范围	本规范适用于10OOkV油浸电力变压器(以下简称变压器)、油浸电抗器(以下简称电抗器)及电容式电压互感器(以下简称互感器)的施工与验收。

GB 50835-2013: 1000kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(不含条文说明) GB 50835-2013 英文名称: Code for construction and acceptance of 1000kV power transformer, oil-immersed reactor and mutual inductor 1 总则 1.0.1 为保证1000kV油浸电力变压器、油浸电抗器、电容式电压互感器的施工质量，确保设备安全运行，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于1000kV油浸电力变压器(以下简称变压器)、油浸电抗器(以下简称电抗器)及电容式电压互感器(以下简称互感器)的施工与验收。 1.0.3 变压器、电抗器、互感器的施工与验收除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 基本规定 2.0.1 变压器、电抗器、互感器的施工与验收应按施工图和产品技术文件要求进行。 2.0.2 变压器及电抗器本体、附件及互感器均应符合国家现行有关标准及合同文件的规定，并应有铭牌、合格证件、安装使用说明书及出厂试验报告等资料。 2.0.3 变压器、电抗器附件和互感器到达现场后，应及时检查，并应符合下列规定： 1 包装及密封应良好。 2 到货数量与规格应与装箱清单和设计要求相符。 3 产品的技术文件应齐全。 4 应按本规范第3.1.1条和第4.1.2条的规定做外观检查。 2.0.4 变压器、电抗器附件及互感器在施工前的保管应符合产品技术文件的规定。 2.0.5 变压器、电抗器、互感器的施工方案应符合本规范第3章和第4章的规定，并应符合国家现行有关标准的安全技术规定及产品技术文件的规定。 2.0.6 与变压器、电抗器、互感器施工有关的建筑工程应符合下列规定： 1 与变压器、电抗器、互感器施工有关的建筑物和构筑物的质量，应符合国家现行标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204、《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205、《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》DL/T 5210.1的有关规定和设计图纸的要求。当设备及设计有特殊要求时，应符合特殊要求。 2 变压器、电抗器、互感器施工前，建筑工程应具备下列条件： 1)混凝土基础及构支架施工与质量应符合设计要求，焊接构件的质量应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。 2)预埋件及预留孔应符合设计要求，预埋件应牢固。 3)建筑工程施工的临时设施应拆除。 4)施工用场地应清理干净，道路应通畅，并应符合施工方案的规定。 5)建筑工程应经过验收并应合格。 3 设备施工完毕，投入运行前，建筑工程应符合下列规定： 1)场地应平整。 2)保护性网门和栏杆等安全设施应齐全。 3)变压器和电抗器的事故油池、蓄油池应清理干净，排油管应通畅，卵石应铺设完毕。 4)消防设施应齐全，应已通过消防主管部门验收，并应已取得合格证明文件。 5)带电后无法进行的工作以及影响运行安全的工作应施工完毕。 2.0.7 所有外露的螺栓和螺母等紧固件外表面应热镀锌、渗锌或采取其他有效的防腐措施。 2.0.8 变压器、电抗器、互感器的瓷件表面质量应符合现行国家标准《高压绝缘子瓷件技术条件》GB/T 772的有关规定及所签订的技术文件要求。 2.0.9 变压器、电抗器、互感器到达现场后，应及时验收，合格后应及时办理交接手续。 2.0.10 均压环表面应光滑、无划痕和变形，安装应牢固、正确；在结冰区，均压环易积水部位最低点宜钻排水孔。 3 电力变压器和油浸电抗器 3.1 检查与保管 3.1.1 变压器、电抗器到达现场后，应及时进行检查，并应符合下列规定： 1 本体应无锈蚀及机械损伤，密封应良好，附件应齐全，包装应完好。 2 油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固应良好，应无渗漏；充油或充干燥气体运输的附件应无渗漏，并应装设压力监视装置。 3 套管运输方式应符合产品技术文件要求；包装应完好，无渗油；瓷体应无损伤。 4 充干燥气体运输的变压器、电抗器，油箱内压力应保持在0.01MPa～0.03MPa范围内；现场应办理交接签证并移交压力监视记录。 5 应检查冲击记录仪记录情况，并办理交接签证。三维冲击记录仪允许冲击加速度均不应大于3g(g为重力加速度，下同)。当合同技术条件有特殊要求时，应符合特殊要求。 3.1.2 变压器、电抗器到达现场后的保管应符合下列规定： 1 充干燥气体运输的变压器、电抗器，油箱内压力应保持在0.01MPa～0.03MPa范围内，并应每天记录压力监视值。 2 散热器、冷却器和连通管等应密封。 3 气体继电器、测温装置以及绝缘材料等应放置于干燥的室内。 4 充油或充干燥气体的出线装置及套管式电流互感器存放应采取防护措施，防止内部绝缘件受潮，不得倾斜或倒置存放。 5 冷却装置等附件，其底部应垫高、垫平，不得水浸。 6 浸油运输的附件应保持浸油保管，密封应良好。 7 套管装卸和存放应符合产品技术文件要求。 3.1.3 变压器、电抗器到达现场后，当3个月内不能施工时，应按照产品长期保管要求进行保管，同时应满足下列规定： 1 带油运输的变压器、电抗器： 1)油箱密封应良好。 2)变压器、电抗器内绝缘油应抽样试验，击穿电压应大于或等于60kV/2.5mm，含水量应小于或等于10mg/L，介质损耗因数tanδ应小于或等于0.5％(90℃)。 3)应安装储油柜及吸湿器，并应注以合格绝缘油至储油柜规定油位；或在未安装储油柜的情况下，上部抽真空后，充入露点低于－40℃的干燥气体，压力应达到0.01MPa～0.03MPa，并应装设压力监视装置。 4)保管期间应每天巡视一次并记录压力值，压力应保持在0.01MPa～0.03MPa范围内；每隔10d对变压器密封及外观进行检查，应无渗油，油位应正常，外表应无锈蚀。每隔30d从变压器内抽取油样进行试验，击穿电压应大于或等于60kV/2.5mm，含水量应小于或等于10mg/L。 2 充气运输的变压器、电抗器应符合下列规定： 1)应安装储油柜及吸湿器，并应抽真空注入合格绝缘油至储油柜规定油位，保管期间应符合本条第1款第4项的规定。 2)当不能及时注油时，应每天至少巡查2次并做好记录；当发现漏气时应及时处理；每隔30d应进行一次本体内气体含水量测量，并应进行比对，气体含水量累计增加不应比出厂值增加1倍。 3.1.4 变压器、电抗器注油保管应符合下列规定： 1 绝缘油应经净化处理，注入变压器、电抗器的绝缘油应符合下列规定： 1)击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2)含水量应小于或等于8mg/L。 3)介质损耗因数tanδ应小于或等于0.5％(90℃)。 2 应选择晴朗干燥的天气注油排气，注油前应将油箱内的残油排尽；宜在注油前进行残油的击穿电压和含水量试验，以便进行绝缘分析判断。 3 油管应采用钢管、尼龙管或其他耐油、耐热管，油管内部应清洗干净。 4 绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器、电抗器内。在未安装储油柜的情况下，最终油位距箱顶约200mm；充入露点低于－40℃的干燥气体解除真空后，压力应保持在0.01MPa～0.03MPa。 5 注油保管期间应将变压器、电抗器的外壳专用接地点与接地网连接牢靠。 3.2 绝缘油 3.2.1 绝缘油的验收与保管应符合下列规定： 1 绝缘油应采用密封、清洁的专用油罐或容器运输与保管。 2 每批到达现场的绝缘油均应提交全分析试验报告。 3 每批到达现场的绝缘油应取样进行简化分析试验，必要时应进行全分析试验，并应符合下列规定： 1)大罐绝缘油应每罐取样，小桶绝缘油取样数量应按表3.2.1的规定取样。表3.2.1 绝缘油取样数量 2)取样试验应符合现行国家标准《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》GB/T 7597的规定。 3)抽样试验的绝缘油应符合现行国家标准《变压器油》GB 2536的规定，并应符合击穿电压大于或等于35kV/2.5mm、介质损耗因数tanδ小于或等于0.5％(90℃)的要求。 4 放油时应目测检查；采用油罐车运输的绝缘油，放油前应在油罐的上部和底部各取一瓶油样目测检查，上部和底部的油样不应有异样；采用小桶运输的绝缘油，各桶上的标识应清晰、正确、一致，对小桶运输的绝缘油，气味应一致。 5 到达现场的绝缘油首次抽取时宜使用压力式滤油机进行粗过滤。 3.2.2 绝缘油现场过滤应符合下列规定： 1 储油罐应符合下列规定： 1)储油罐总容积应大于单台最大设备容积的120％。 2)储油罐顶部应设置进、出气阀，用于呼吸的进气口应安装干燥过滤装置。 3)储油罐应设置进油阀、出油阀、油样阀和残油阀；出油阀应位于罐的下部，距罐底约100mm，进油阀应位于罐的上部，油样阀应位于罐的中下部，残油阀应位于罐的底部。 4)储油罐顶部应设置人孔盖，并应能可靠密封。 5)储油罐应设置油位指示装置。 6)储油罐应设置专用起吊挂环和专用接地连接点，并应在存放点与接地网可靠连接。 2 经过粗过滤的绝缘油应采用真空滤油机进行处理，真空滤油机主要指标应满足下列要求： 1)标称流量应达到6000L/h～12000L/h。 2)应具有两级真空功能，真空泵能力宜大于1500L/min，机械增压泵能力宜大于280m3/h，运行真空宜小于或等于67Pa，加热器应分组。 3)运行油温应控制在20℃～80℃。 4)应在滤油机出口油样阀取油样试验；滤油机过滤能力宜达到击穿电压大于或等于75kV/2.5mm，含水量小于或等于5mg/L，含气量小于或等于0.1％，杂质小于或等于0.5μm。 3 现场油务系统中所采用的储油罐及管道均应事先清理干净。 4 现场应配备废油存放罐存放残油和清洗油，并应避免对储油罐内的绝缘油产生污染。 5 每批绝缘油处理结束后，应对每个储油罐的绝缘油取样进行试验，击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 3.3 本体检查与判断 3.3.1 当变压器、电抗器的三维冲击加速度均不大于3g时，应视为正常，可直接进行器身检查。 3.3.2 当变压器、电抗器的任一方向冲击加速度大于3g时，或冲击加速度监视装置出现异常时，应对运输、装卸和就位过程进行分析，明确相关责任，并应确定现场进行器身检查或返厂进行检查和处理。 3.3.3 变压器、电抗器现场器身检查应符合下列规定： 1 凡雨、雪、风(4级以上)和相对湿度75％以上的天气不得进行器身内检。 2 充氮气运输的变压器、电抗器，应抽真空排氮，至真空残压小于1000Pa时，用露点低于－40℃的干燥空气解除真空。 3 变压器、电抗器在器身检查前，应用露点低于－40℃的干燥空气充入本体内，补充干燥空气速率应符合产品技术文件要求。 4 变压器、电抗器本体内部含氧量低于18％时，检查人员严禁进入；在内检过程中必须向箱体内持续补充干燥空气，并必须保持内部含氧量不低于18％。 5 器身检查主要项目应符合下列规定： 1)铁芯对地、夹件对地、铁芯对夹件的绝缘电阻应符合产品技术文件要求。 2)器身定位件及绝缘件应无损坏、变形及松动。 3)铁芯拉带及接地线连接情况：绝缘应无损伤，紧固螺栓应无松动，拉带与夹件之间的绝缘套应无破损。 4)所有引线支撑件、导线夹件应无位移、损坏，紧固用的绝缘螺杆、螺母应无松动，引线外包绝缘应无损伤。 5)线圈及围屏应无明显的位移，围屏外边的绑带应无松动。 6)器身上部的压紧垫块应无位移、松动。 7)所有屏蔽接地应良好。 8)所有紧固件均应无松动。 9)运输用的临时防护装置及临时支撑应已拆除，并应做好记录。 10)油箱内部应擦拭干净，所有结构件表面应无尘污。 6 内部检查人员应掌握内部检查的内容、要求及注意事项。 7 打开的人孔应采取临时防尘措施，人孔旁应设专人进行信息传递。 8 应根据器身检查结果确定运输是否正常，并应做好记录。 9 器身检查结束，应抽真空并补充干燥空气直到内部压力达到0.01MPa～0.03MPa。 3.4 附件安装前检查 3.4.1 附件开箱检查应在安装前进行，装箱运输的附件规格、数量应与装箱清单、图纸和合同相符，不应缺少或损坏；设备的出厂试验报告、合格证和安装使用说明书等应齐全。 3.4.2 附件开箱检查应通知设备厂家参加。 3.4.3 附件开箱检查记录应完整。 3.5 附件安装 3.5.1 附件安装应符合下列规定： 1 环境相对湿度应小于80％，在安装过程中应向箱体内持续补充露点低于－40℃的干燥空气，补充干燥空气的速率应符合产品技术文件要求。 2 每次宜只打开1处封口，并应用塑料薄膜覆盖，器身连续露空时间不宜超过8h。每天工作结束应抽真空补充干燥空气直到压力达到0.01MPa～0.03MPa，持续抽真空时间应符合产品技术文件要求；累计露空时间不宜超过24h。 3 为减少变压器、电抗器器身露空时间，散热器、储油柜等不需在露空状态安装的附件应先行安装完成，且在散热器及油管的安装过程中不得扳动或打开本体油箱的任一阀门或密封板。 3.5.2 密封处理应符合下列规定： 1 所有法兰连接处应用耐油密封垫(圈)密封，密封垫(圈)应无扭曲、变形、裂纹和毛刺，法兰连接面应平整、清洁。 2 安装部位的密封垫(圈)应更换新的垫(圈)；密封垫(圈)应擦拭干净，密封垫(圈)应与法兰面的尺寸相配合，安装位置应准确，搭接处的厚度应与原厚度相同，橡胶密封垫(圈)的压缩量应符合产品技术文件要求。 3.5.3 所有螺栓连接和紧固应对称、均匀用力，其紧固力矩值应符合产品技术文件要求。 3.5.4 冷却装置的安装应符合下列规定： 1 冷却器安装前密封应良好。 2 冷却器应平衡起吊，接口阀门密封、开启位置应预先检查合格。 3 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 4 管路中的阀门操作应灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处密封应良好。 5 风扇电动机及叶片安装应牢固，并应转动灵活，转向应正确。 6 油泵密封应良好，无渗油或进气现象；转向应正确，无异常噪声、振动或过热现象。 7 油流继电器密封应良好，动作应可靠。 8 电气元件和回路绝缘试验应合格。 3.5.5 升高座的安装应符合下列规定： 1 升高座安装前，应先完成电流互感器的交接试验，合格后方可进行安装。 2 升高座法兰面应与本体法兰面平行就位。 3.5.6 套管安装应符合下列规定： 1 电容式套管应经试验合格，瓷套表面应无裂纹、伤痕；充油套管应无渗油，油位指示应正常。 2 套管竖立和吊装应符合产品技术文件要求。 3 套管顶部结构的密封垫安装应正确，密封应良好；当连接引线时，不应使顶部结构松扣。 4 充油套管的油位指示应面向外侧，末屏连接应符合产品技术文件要求。 3.5.7 储油柜安装应符合下列规定： 1 储油柜应按照产品技术文件要求进行检查、安装。 2 油位表动作应灵活，指示应与储油柜的真实油位相符。油位表的信号接点位置应正确，绝缘应良好。 3.5.8 所有连接管道内部应清洁，连接处密封应良好。 3.5.9 压力释放装置的安装方向应正确，阀盖和升高座内部应清洁，密封应良好，电接点动作应准确、绝缘应良好，动作压力值应符合产品技术文件要求。 3.5.10 气体继电器的安装应符合下列规定： 1 气体继电器安装前应检验合格，动作整定值应符合定值要求，并应解除运输用的固定措施。 2 气体继电器应水平安装，顶盖上箭头标志应指向储油柜，连接密封应良好。 3 集气盒内应充满绝缘油，密封应良好。 4 气体继电器应具备防潮和防进水的功能，并应加装防雨罩。 5 电缆引线在接入气体继电器处应有滴水弯，进线孔应封堵严密。 6 观察窗的挡板应处于打开位置。 3.5.11 测温装置安装应符合下列规定： 1 温度计安装前应检验合格，信号接点动作应正确，导通应良好，就地与远传显示应符合产品技术文件规定。 2 温度计应根据设备厂家的规定进行整定，并应报运行单位认可。 3 顶盖上的温度计座内应注入绝缘油，密封应良好，应无渗油；闲置的温度计座应密封。 4 膨胀式信号温度计的细金属软管不得压扁和急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。 3.5.12 吸湿器与储油柜间的连接管密封应良好，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线以上。 3.5.13 变压器、电抗器本体电缆应排列整齐，并有保护措施；接线盒密封应良好。 3.5.14 控制箱安装应符合下列规定： 1 冷却系统控制箱应有两路交流电源，且自动互投传动应正确、可靠。 2 控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘应良好、无损伤。接线宜采用铜质螺栓紧固，且应有防松装置；连接导线截面应符合设计要求，标志应清晰。 3 控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169的有关规定。 4 内部断路器、接触器动作应灵活、无卡涩，触头接触应紧密、可靠，无异常声响。 5 保护电动机用的热继电器的整定值应为电动机额定电流的0.95倍～1.05倍。 6 内部元件及转换开关各位置的命名应正确，并应符合设计要求。 7 控制箱密封应良好，内外清洁、无锈蚀；端子排应清洁、无异物；驱潮装置工作应正常。 3.6 内部安装、连接 3.6.1 内部安装、连接应由设备厂家技术服务人员按照产品说明书要求完成，也可由设备厂家技术服务人员和施工人员共同完成。 3.6.2 内部安装、连接记录签证应完整。 3.7 抽真空 3.7.1 注油前本体应进行真空干燥处理。 3.7.2 抽真空方法应符合产品技术文件要求。 3.7.3 真空机组性能应符合下列规定： 1 应采用真空泵加机械增压泵形式，极限真空残压宜小于或等于0.5Pa。 2 真空泵能力宜大于10 000L/min，机械增压泵能力宜大于2500m3/h，持续运行真空残压宜小于或等于13Pa。 3 宜有1个～3个独立接口。 3.7.4 真空连接管道直径应大于或等于50mm，连接长度不宜超过20m，连接管道较长时应增加管道直径。 3.7.5 真空泄漏检查应符合产品技术文件要求。 3.7.6 真空残压和持续抽真空时间应符合产品技术文件要求；当无要求时，真空残压小于或等于13Pa的持续抽真空时间不得少于48h，或真空残压小于或等于13Pa的累计抽真空时间不得少于60h。计算累计时间时，抽真空间断次数不应超过2次，间断时间不应超过1h。 3.7.7 当抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超过油箱壁厚的2倍。 3.8 真空注油 3.8.1 真空注油前，应对绝缘油进行脱气和过滤处理，达到下列标准后，方可注入变压器、电抗器中： 1 击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2 含水量应小于或等于8mg/L。 3 含气量应小于或等于0.8％(应从滤油机取样阀取样)。 4 介质损耗因数tanδ应小于或等于0.5％(90℃)。 5 颗粒度应小于或等于1000个/100mL(5μm～100μm)，应无100μm以上颗粒。 3.8.2 真空注油前，设备各接地点及连接管道必须可靠接地。 3.8.3 当变压器、电抗器注油时，宜从下部油阀进油；注油全过程应持续抽真空，真空残压应小于或等于20Pa，注入油的油温宜高于器身温度，滤油机出口油温应在55℃～65℃，注油速度不宜大于100L/min。在真空注油全过程中，真空滤油机进、出油管不得在露空状态切换。 3.8.4 胶囊式储油柜的变压器、电抗器应按产品技术文件要求进行注油、排气。 3.9 热油循环 3.9.1 当热油循环时，油温、油速以及热油循环的时间应按照产品技术文件要求进行控制。当产品技术文件无规定时，热油循环应符合下列规定： 1 对本体及冷却器宜同时进行热油循环，如环境温度较低，可只开启一组冷却器的阀门，并每隔4h切换一次；当环境温度全天平均低于10℃时，应对油箱采取保温措施，以保持器身温度。 2 热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度应控制在65℃±5℃范围内。 3 当热油循环符合下列条件时，方可结束： 1)热油循环时间不应少于48h，且热油循环油量不应少于3倍变压器(电抗器)总油量。 2)绝缘油试验应合格。 3.9.2 热油循环结束后，应关闭注油阀门，静置48h后开启变压器(电抗器)所有组件、附件及管路的放气阀多次排气，当有油溢出时，应立即关闭放气阀。 3.10 整体密封检查 3.10.1 整体密封检查应按照产品技术文件要求执行。 3.11 静置和电气试验 3.11.1 热油循环结束，静置48h后，取本体油样送检，油样试验主要指标应符合下列规定： 1 击穿电压应大于或等于70kV/2.5mm。 2 含水量应小于或等于8mg/L。 3 含气量应小于或等于0.8％。 4 介质损耗因数tanδ应小于或等于0.5％(90℃)。 5 颗粒度应小于或等于1000个/100mL(5μm～100μm)，并应无100μm以上颗粒。 3.11.2 变压器、电抗器注油完毕后，在施加电压前，静置时间不应少于120h，且绝缘油合格；静置期间，应从变压器、电抗器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气，并宜启动潜油泵，直至残余气体排尽。 3.11.3 变压器、电抗器交接试验项目应符合现行国家标准《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T 50832的有关规定。 3.12 调压变压器施工 3.12.1 调压变压器的施工除应符合本节要求外，还应符合本章第3.1节～第3.11节及第3.13节的规定。 3.12.2 调压变压器应按照产品技术文件要求对调压切换装置的接触和连接进行检查。 3.12.3 传动机构中的操作机构、传动齿轮和杠杆应固定牢固，连接位置应正确，且操作应灵活，无卡阻现象，传动机构的摩擦部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂。 3.12.4 位置指示器动作应正常，指示应正确。 3.12.5 调压变压器油箱密封应良好。 3.12.6 调压变压器的交接试验应符合现行国家标准《1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T 50832的有关规定。 3.13 验收 3.13.1 变压器、电抗器验收应符合下列规定： 1 本体、冷却装置及所有附件应无缺陷、无渗油。 2 设备上应无遗留物。 3 事故排油设施应完好，消防设施应齐全。 4 本体与附件上的所有阀门位置应正确。 5 变压器、电抗器中性点必须有两根与主接地网的不同干线连接的接地引下线，规格必须符合设计要求。 6 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏应接地良好；备用电流互感器二次端子应短接接地。套管顶部结构的接触及密封应良好。 7 储油柜和充油套管的油位应正常。 8 分接头的位置应符合运行要求，且指示位置应正确。 9 变压器的相位及绕组的接线组别应符合并列运行要求。 10 测温装置指示应正确，整定值应符合产品技术文件要求。 11 冷却装置试运行应正常，联动应正确；强迫油循环的变压器、电抗器应启动全部冷却装置，循环时间应持续4h以上，并应排净残留空气。 12 变压器、电抗器的全部电气试验应合格，保护装置整定值应符合调度规定，操作及联动试验应正确。 13 局部放电测量前......

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