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110kV变电站预试定检施工方案

67
2020年4月19日
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110kVXX变电站预试定检施工方案
及组织、技术、安全措施

批准：

审核：

校核：

编写：

云南XXX电力工程有限公司
年 月 日
一、 编制依据 1
1.任务来源 1
2.项当前期准备情况 1
3.现场勘查情况 1
二、工程概况及特点 1
1.工程相关单位 1
2.施工范围及主要工程量 2
3.施工期限 4
4.工程特点 4
三、施工组织措施 1
1.施工现场组织机构 6
2.各级人员职责 6
3施工机具配置情况 8
4.人员配置情况 10
5.施工进度计划 11
四、施工技术措施 13
1.主要工序施工流程图 13
2.关键工序的技术要求及施工方法 16
3.工程所需文件 22
五、施工安全措施 23
1.施工过程主要危险点及预控措施 23
2.根据本站实际情况，可能出现的危险点及其预控措施 36
3.文明施工及环境保护 38
4.现场应急处理 38

一、 编制依据
1.任务来源
根据110kVXX变电站预试定检施工合同。
2.项当前期准备情况
已批准的施工作业计划，施工过程中的人、机（试验设备）、材已准备就绪。
3.现场勘查情况
勘察时间： 09月08日
勘察单位：变电管理二所、试验研究所、云南XXX电力工程有限公司
工作任务：110kVXX变电站预试定检
勘察地点：110kV西XX变电站
现场需停电范围：停电范围按调度审批的计划进行
二、工程概况
1.工程施工相关单位
建设单位：云南电网公司昆明供电局
项目责任单位：昆明供电局试验研究所
施工单位：云南耀邦达电力工程有限公司
运行维护单位：昆明供电局变电管理二所

2.施工范围、主要工程量及作业时间
序号
厂站名
停电设备及作业场所
作业内容
计划开始时间
计划结束时间
备注
1
110kV西华变电站
110kV1号主变、110kV上海三西线151断路器、110kV1号主变10kV侧001断路器、110kV内桥112断路器、1110kV备自投装置
1.110kV1号主变试验、小修，中性点隔离开关小修，中性点避雷器试验；2.110kV1号主变10kV001断路器小修、试验，电流互感器试验，避雷器试验；3.110kV1号主变保护首检，冷却器PLC控制器及风冷回路检查试验，四遥量核对，二次端子紧固，本体、有载瓦斯继电器校验；4.110kV上海三西线151断路器小修、试验；5.110kV备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固；6温度表检查
/10/21
9:00:00
/10/24
23:00:00
已批准
2
110kV西华变电站
10kV1号站用变、10kV1号站用变083断路器
1.10kV1号站用变083断路器试验，保护全检，四遥量核对，二次端子紧固；2.10kV1号站用变及消弧线圈小修、试验，中性点避雷器试验；3.10kV1号站用变083断路器电流互感器试验；4.10kV1号站用变083断路器避雷器试验。
/10/21
9:00:00
/10/22
22:00:00
已批准
3
110kV西华变电站
10kVⅠ段母线PT、PB、10kVⅠ段母线计量PT
1.10kVⅠ段母线PT柜电压互感器试验；2.10kVⅠ段母线避雷器试验；3.10kVⅠ段母线计量电压互感器试验。
/10/21
9:00:00
/10/21
22:00:00
已批准
4
110kV西华变电站
110kV上海三西线151断路器及线路
110kV上海三西线线路避雷器试验
/10/21
9:00:00
/10/21
23:00:00
已批准
5
110kV西华变电站
低频低压减载装置
低频低压减载装置全检，四遥量核对，二次端子紧固
/10/23
9:00:00
/10/23
22:00:00
已批准
6

110kV西华变电站
主变故障录波器
故障录波器全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/23
9:00:00
/10/23
22:00:00
已批准
7
110kV西华变电站
110kV2号主变、110kV上海二西线152断路器、110kV2号主变10kV侧002断路器、110kV内桥112断路器
1.110kV2号主变试验、小修，中性点隔离开关小修，中性点避雷器试验；2.110kV2号主变10kV002断路器小修、试验，电流互感器试验，避雷器试验；3.110kV2号主变保护首检，冷却器PLC控制器及风冷回路检查试验，四遥量核对，二次端子紧固，本体、有载瓦斯继电器校验；4.110kV上海二西线线路避雷器试验；5.110kV上海二西线152断路器小修、试验；6.110kV内桥112断路器小修、试验；7.主变温度表检查。8.1522隔离开关靠母线侧SF6漏气检查处理工作。
/10/26
9:00:00
/10/29
23:00:00
已批准
8
110kV西华变电站
110kV上海二西线152断路器及线路
110kV上海二西线线路避雷器试验。
/10/26
9:00:00
/10/26
23:00:00
已批准
9
110kV西华变电站
10kVⅡ段母线PT、PB、10kVⅡ段母线计量PT
1.10kVⅡ段母线PT柜电压互感器试验；2.10kVⅡ段母线避雷器试验；3.10kVⅡ段母线计量电压互感器试验。
/10/28
9:00:00
/10/28
22:00:00
已批准
10
110kV西华变电站
10kV2号站用变、10kV2号站用变084断路器
1.10kV2号站用变083断路器试验，保护全检，四遥量核对，二次端子紧固；2.10kV2号站用变及消弧线圈小修、试验，中性点避雷器试验；3.10kV2号站用变083断路器电流互感器试验；4.10kV2号站用变083断路器避雷器试验。
/10/27
9:00:00
/10/29
22:00:00
已批准
11
110kV西华变电站
10kV母联012断路器、10kV备自投装置
1.10kV母联012断路器试验，10kV母联012断路器电流互感器试验，10kV母联012断路器避雷器试验；2.10kV备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/30
9:00:00
/10/30
22:00:00
已批准
12
110kV西华变电站
0.4kV分段备自投装置
0.4kV分段备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/30
9:00:00
/10/30
22:00:00
已批准

3.施工期限
计划开工日期： 10月21日
计划竣工日期： 10月30日
4.工程特点
（1）本次预试定检包括110kV主变，110kV线路电压互感器，110kV线路避雷器，10kV站用变，10kV电容器组，保护试验等，面广，停电设备多，任务紧，安全风险高；
（2）保护试验部分涉及110kV1号主变保护装置测控屏、110kV2号主变保护装置测控屏、110kV备自投及线路测控装置屏、0.4kVkV备自投站用变保护及公用测控屏、故障录波测距装置屏，低频低压减载装置，风险高；
（3）110kV主变压器涉及小修、试验、油枕胶囊更换，任务较重，且停电时间短，人员必须合理安排。
三、施工组织措施
1.施工现场组织机构

2.各级人员职责
（1）项目经理
a 根据公司及分公司安全生产相关规定，结合工程实际制定本项目安全生产管理规定，对现场进行管理。
b严格执行本项目岗位安全生产责任制，对分子公司分解到该项目部的安全生产目标进行分解。
c认真执行安全生产带班制度，对作业活动进行全过程的安全管理，并做好带班录。
d 参与“三措”编制，负责“三措”的报审和开工手续的办理，负责项目部对外的安全生产协调工作，与监理、运行单位密切配合，共同做好现场安全文明施工管理工作。
e 认真执行公司《劳务分包及协作队伍安全管理规定》，负责协作队伍的安全管理。对所录用的临时作业人员开展入厂安全教育培训和安全监督检查工作。
f提前向分子公司提出安全防护用品、安全工器具使用计划，确保施工人员安全防护用品、器具的发放和使用。
g 支持安全员开展安全管理工作，及时纠正违章作业和违章指挥，及时消除现场安全隐患。
h 认真组织开展班前会和班后会，对当天的安全工作进行布置和总结，开展“三交三查”活动。
（2）项目安全员
（1）结合规章制度、现场风险，组织作业人员开展安全教育活动，负责厂家及其它新进场人员的安全教育培训工作。
（2）项目开展前，结合作业任务，从“人、机、料、法、环”方面审核安全风险评估结果与风险控制措施，检查作业文件的规范性和实用性。
（3）参加工前会，负责监督施工班组开展“三交”（交任务、交技术、交安全）和“三查”（查衣着、查三宝、查精神面貌）工作。
（4）开工前，负责监督现场安全措施布置和安全交底的全面性和有效性。
（5）负责监督检查作业文件中各项安全措施的执行和恢复情况，项目实施过程中，负责现场安全监督和巡查，制止和纠正违章作业行为。
（6）负责现场安全工器具、消防器具、急救药品的检查与维护，并督促作业人员正确使用。
（7）参加工会后，反馈现场监察发现的问题，并提出防范意见。
（8）发生事故时，参加调查分析，督促整改措施的落实。
2.1.9参加安全检查和隐患排查工作，发现的问题按“三定”原则拟定整改措施，督促班组整改。
（3）工作负责人(监护人)
（1）负责填写工作票、工作许可、工作间断、工作终结，安全地组织工作。
（2）确认工作票所列安全措施正确、完备，符合现场实际条件，必要时予以补充。
（3）工作前向工作班全体成员告知危险点，督促、监护工作班成员执行现场安全措施和技术措施。
（4）工作过程中对工作班人员增加及减少情况进行管理，并在工作票备注栏进行记录。
（5）工作过程中对工作票所列安全措施的变化情况进行管理，并在工作票备注栏进行记录。
（6）全部工作完毕后，向运行人员交待所修项目状况、试验结果、发现的问题和未处理的问题等，并与运行人员共同检查设备状况、状态，办理工作终结手续。
（4）作业组长
（1）对本组人员（含临时工、外借工等所有人员，下同）在施工过程中的安全和健康负直接管理责任。
（2）带领本组人员完成项目部分配的工作任务，带头遵章守纪，及时制止和纠正本组成员的违章违纪行为。
（3）及时记录作业过程中发现设备缺陷，填写作业工单及试验数据，对发现的问题及时向上汇报反映。。
（4）每天检查本组作业场所的安全措施和作业环境，确认安全施工条件。督促本班组人员在施工中正确使用职业安全劳动防护用品、用具。
（5）督促本组人员进行文明施工，收工时及时清理作业场所，做到“工完、料尽、场地清”。
（5）作业人员
（1）认真学习公司有关安全健康与环境保护的规定、规程制度和措施，自觉遵章守纪，不违章作业。正确使用职业安全防护用品、用具，并在使用前进行可靠性检查。
（2）不操作自己不熟悉的或非本专业使用的机械、设备及工器具。
（3）施工项目开工前，认真接受安全施工措施交底，并在交底书上签字。
（4）作业前检查工作场所，做好安全措施，以确保不伤害自己，不伤害她人，不被她人伤害。下班前及时清理现场。
（5）施工中发现不安全问题应妥善处理或向上级报告，对无安全施工措施和未经安全交底的施工项目，有权拒绝施工并可越级报告。有权制止她人违章；有权拒绝违章指挥；对危害生命安全和健康的行为，有权提出批评、检举和控告。
（6）正确使用与爱护安全设施，未经允许，不得拆除或动用安全设施。
（7）认真参加各项安全活动，积极提出改进安全工作的合理化建议。帮助新员工提高安全意识和操作水平。
（8）发生人身事故时应立即抢救伤者，同时保护事故现场并及时报告；调查事故时必须如实反映作业过程中关心周边的作业人员，对违章行为或安全设施不全的作业，主动提醒和制止，作业过程中在安全生产上做到“群防互保”。
3.施工机具配置情况
施工现场机具
序号
名称
规格型号
单位
数量
用途
1
梅花板手
10-12、12-14、16-18、14－17、17－19、22－24、24－27、30-32
把
各2

2
活动扳手
300、200
把
各2

3
套筒扳手
30件
套
1

4
工具箱

个
1

5
电烙铁
50W
只
1

6
卷轴电源盘
20A
个
2

6
钢丝钳
常见
把
2

7
尖嘴钳
常见
把
2

8
平口螺丝刀
常见
把
2

9
十字螺丝刀
常见
把
2

10
数字万用表

块
2

施工现场材料
序号
名称
规格型号
单位
数量
用途
1
自粘胶带

卷
5

2
自粘颜色带
黄、绿、红
卷
各3

3
记号笔
细

支
10
各种标识
4
口罩

个
20
防灰
5
细铁丝
12号
kg
10
绑扎物件
1
防锈漆

桶
1
构支架用

相色漆
黄、绿、红
桶
1
各1桶
6
帆布手套

双
50
个人劳保
施工现场主要试验/调试设备
序号
名 称
型号、技术参数
数量
1
开关特性测试仪
JYK-Ⅱ
1台
2
SF6气体检漏仪
TIF 5750A
1台
3
SF6电气设备微量水份测试仪
DMT-242P
1台
4
回路电阻测试仪
YD-6201A
1台
5
直流高压发生器
ZGF-200/2

1套
6
避雷器放电计数器检测仪
FCZ-Ⅱ

1台
7
油侵轻型高压试验变压器
YDJ
1套
8
全自动抗干扰介损测试仪
MS-10IC
1台
9
直流电阻测试仪
YD-6110
1台
10
智能型绝缘电阻测试仪
YD-6805
1台
11
继电保护测试仪
PW4661E
1套
12
万用表
FLUKE15B
1块
现场施工常见安全防护用具统计表
序号
安全防护用具名称
配置数量
最低配置数量
1
安全帽
15顶
现场作业人员必备
工作服
15套
绝缘鞋
15双
工作手套
40双
2

双保险安全带
2条
登高作业必备
3
安全绳（网）

临时遮（围）栏
2盘
警示牌
2
标示牌
2
现场施工常见安全工器具统计表
序号
绝缘工具名称
配置数量
最低应配置数量
1
绝缘胶垫
4块

2
绝缘手套
2双

3
绝缘梯
1架

4
绝缘靴
2双

4人员配置情况
根据工程项目、作业的内容、性质、特点列出参加本次施工主要人员的姓名、工种、资质（外单位人员需列出工作证编码）。
参加人员姓名
工种
工作证（发证单位）
工作证类别代码
郭振华
两种人
昆明供电局
YNYB-L01-022
刘涛
两种人
昆明供电局
YNYB-L01-099
赵兴兵
技工
昆明供电局
YNYB-J03-155
张庆成
技工
昆明供电局
YNYB-J06-141
宗平
技工
昆明供电局
YNYB-J05-156
陈正启
技工
昆明供电局
YNYB-J07-158
杨海
普工
昆明供电局
YNYB-P01-139
山双龙
普工
昆明供电局
YNYB-P01-154
张海龙
普工
昆明供电局
YNYB-P01-140
陈宗海
普工
昆明供电局
YNYB-P01-157
山彭冲
普工
昆明供电局
YNYB-P01-138
王平
普工
昆明供电局
YNYB-P01-159
蔡正义
普工
昆明供电局
YNYB-P01-136
董建伟
普工
昆明供电局
YNYB-P01-137
5工程施工进度计划
序号
开始时间
作业内容
结束时间
人员安排
作业地点
1
/10/21
9:00:00
1.110kV1号主变试验、小修，中性点隔离开关小修，中性点避雷器试验；2.110kV1号主变10kV001断路器小修、试验，电流互感器试验，避雷器试验；3.110kV1号主变保护首检，冷却器PLC控制器及风冷回路检查试验，四遥量核对，二次端子紧固，本体、有载瓦斯继电器校验；4.110kV上海三西线151断路器小修、试验；5.110kV备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固；6温度表检查。
/10/24
23:00:00
5人
110kV1号主变、110kV上海三西线151断路器、110kV1号主变10kV侧001断路器、110kV内桥112断路器、1110kV备自投装置
2
/10/21
9:00:00
1.10kV1号站用变083断路器试验，保护全检，四遥量核对，二次端子紧固；2.10kV1号站用变及消弧线圈小修、试验，中性点避雷器试验；3.10kV1号站用变083断路器电流互感器试验；4.10kV1号站用变083断路器避雷器试验。
/10/22
22:00:00
3人
10kV1号站用变、10kV1号站用变083断路器
3
/10/21
9:00:00
1.10kVⅠ段母线PT柜电压互感器试验；2.10kVⅠ段母线避雷器试验；3.10kVⅠ段母线计量电压互感器试验。
/10/21
22:00:00
6人
10kVⅠ段母线PT、PB、10kVⅠ段母线计量PT
4
/10/21
9:00:00
110kV上海三西线线路避雷器试验；；
/10/21
23:00:00
4人
110kV上海三西线151断路器及线路
5
/10/23
9:00:00
低频低压减载装置全检，四遥量核对，二次端子紧固
/10/23
22:00:00
4人
低频低压减载装置
6
/10/23
9:00:00
故障录波器全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/23
22:00:00
6人
主变故障录波器
7
/10/26
9:00:00
1.110kV2号主变试验、小修，中性点隔离开关小修，中性点避雷器试验；2.110kV2号主变10kV002断路器小修、试验，电流互感器试验，避雷器试验；3.110kV2号主变保护首检，冷却器PLC控制器及风冷回路检查试验，四遥量核对，二次端子紧固，本体、有载瓦斯继电器校验；4.110kV上海二西线线路避雷器试验；5.110kV上海二西线152断路器小修、试验；6.110kV内桥112断路器小修、试验；7.主变温度表检查。8.1522隔离开关靠母线侧SF6漏气检查处理工作。
/10/29
23:00:00
4人
110kV2号主变、110kV上海二西线152断路器、110kV2号主变10kV侧002断路器、110kV内桥112断路器
8
/10/26
9:00:00
110kV上海二西线线路避雷器试验；
/10/26
23:00:00
6人
110kV上海二西线152断路器及线路
9
/10/28
9:00:00
1.10kVⅡ段母线PT柜电压互感器试验；2.10kVⅡ段母线避雷器试验；3.10kVⅡ段母线计量电压互感器试验。
/10/28
22:00:00
4人
10kVⅡ段母线PT、PB、10kVⅡ段母线计量PT
10
/10/27
9:00:00
1.10kV2号站用变083断路器试验，保护全检，四遥量核对，二次端子紧固；2.10kV2号站用变及消弧线圈小修、试验，中性点避雷器试验；3.10kV2号站用变083断路器电流互感器试验；4.10kV2号站用变083断路器避雷器试验。
/10/29
22:00:00
6人、
杨华林、
陈磊
10kV2号站用变、10kV2号站用变084断路器
11
/10/30
9:00:00
1.10kV母联012断路器试验，10kV母联012断路器电流互感器试验，10kV母联012断路器避雷器试验；2.10kV备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/30
22:00:00
6人
10kV母联012断路器、10kV备自投装置
12
/10/30
9:00:00
0.4kV分段备自投全检，四遥量核对，二次端子紧固。
/10/30
22:00:00
4人
0.4kV分段备自投装置

四、施工技术措施
1施工流程
（1）预试定检项目施工流程

（2）主变预防性试验

（3）断路器预防性试验

（4）互感器预防性试验

（5）避雷器预防性试验

（6）保护装置定检

2关键工序的技术要求及施工方法
（1）预防性试验
序号
关键作业工序
施工方法
技术要求
一、主变压器
1
绕组直流电阻测试
1.对试品进行放电。
2.记录测试时的实际运行档位及上层油温值。
3.测试各档位下的电阻值。
4.测试完毕后，进行消磁，最后充分放电。
5.恢复到试验前状态。
1.1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%；
2.1600kVA以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%；
3.与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。
2
绕组连同套管的绝缘电阻、
(铁芯及夹件绝缘电阻)
1.测量前后被试绕组短接接地充分放电；
2.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理。
3.被测绕组短路、非被测绕组短路接地后进行试验。
4.恢复到试验前状态。
1.使用2500V或5000V兆欧表；
2.绝缘电阻换算至同一温度下，与出厂、交接、历年、大修前后和耐压前后数据比较，一般不低于上次值的70%；
3.35kV及以上变压器应测量吸收比，常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5；
4.绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3；
3
绕组连同套管的tgδ测试
1.记录变压器上层油温。
2.试验接线，将被测绕组各引出端短路，其余各非被测绕组短路接地或屏蔽。
3.反接线测试，试验电压10kV。
4.恢复到试验前状态。
1.20℃时不大于下列数值： 35kV：1.5%
2.换算至同一温度后，与出厂试验值或历年测试值相比较应无显著变化(变化一般不大于30%) ；
3.试验电压：绕组电压10kV以上，加压10kV,绕组电压10kV以下，加压Un。
4
电容型套管的tgδ和电容值测试(末屏绝缘电阻和tgδ)
1.用正接法测量
2.记录变压器上层油温。
3.试验完毕后套管末屏的恢复。
1.主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值：110kV 及以上，10000MΩ；35kV：5000MΩ。
2.末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ，当末屏绝缘电阻小于1000MΩ时，应侧末屏对地tgδ，其值不大于2%。
3.当tanδ与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时或接近参考数值时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系；
4.电容型套管的电容值与出厂值或上次试验值的差别超出5%时，应查明原因。
5.介损换算至同一温度后，与出厂试验值或历年测试值相比较应无显著变化(变化一般不大于30%)，其中20℃时的tanδ（％）值应不大于下表中数值：
20℃时的tanδ值应不大于下表数值：
电压等级(kV)
电容型套管参考数值
10
1
35
1

二、断路器
1
分、合闸电磁铁的动作电压及线圈电阻
1.查阅图纸，解开分合闸线圈对应的输入端子并做好相应二次措施单的填写；
2.试验完毕后对应二次措施单恢复至试验前状态。
1.并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%-110%范围或直流额定电压的80%-110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65%-120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣；
2.在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合电流峰值等于及大于50kA时为85%）时应可靠动作；
3.符合制造厂规定；
4.线圈两端必须经过所有保护节点后施加测试电压。
2
导电回路电阻测试
1.核实断路器在合闸位置；
2.测试前应确定接地刀在拉开位置；
3.试验完毕后恢复试验前状态。
1.测试线应有足够的截面，且接触必须良好；
2.应采用直流压降法测量，电流不小于100A；
3.测量值不大于制造厂规定值的120%。
3
工频耐压（真空断路器）
1.试验前应将加压点与其它设备间的连接断开； 2.试验结束后检查被试设备是否异常；
3.试验完毕后恢复到试验前状态。
1.试验电压值按DL/T503规定值的0.8倍；
2.更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验；
3.相间、相对地及断口的耐压值相同； 4.12kV电压等级运行中如有以下情况的，耐压值为28kV：中性点有效接地；进口开关设备其绝缘水平低于42kV。
三、避雷器
1
绝缘电阻
1.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理；
2.试验完毕后恢复至试验前状态。
1.采用2500V及以上兆欧表进行测量；
2.35kV以上电压等级避雷器绝缘电阻值不低于2500MΩ，35kV及以下电压等级的避雷器绝缘电阻值不低于1000MΩ，底座绝缘电阻不小于5MΩ。
2
直流参考电压U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流测试
1.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理；
2.试验完毕后恢复至试验前状态。
金属氧化物避雷器直流参考电压不应低于GB11032的规定值，实测值与初始值或制造厂规定值相比较，变化应不大于±5%；0.75U1mA下的泄漏电流应不大于50μA。
3
放电计数器检查
1.计数器外观检查；
2.计数器动作检查；
计数器3~5次应动作正确，内部无积水。
四、电压互感器
1
绝缘电阻
1.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理；
2.拆除及恢复二次接线时，做好标记并填写相应的二次措施单；
3.试验完毕后恢复至试验前状态。
1.极间绝缘电阻采用2500V兆欧表；
2.低压端对地绝缘电阻采用1000V兆欧表；
3.极间绝缘电阻值一般不低于5000MΩ；
4.低压端绝缘电阻一般不低于100MΩ。
2
介损（tanδ）及电容量（电容式）
1.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理；
2.试验完毕后恢复至试验前状态。
1.每节电容值偏差不超过额定值的-5%～＋10%范围；
2.电容值与出厂值相比，增加量超过+2%时，应缩短试验周期；
3.由多节电容器组成的同一相，任何两节电容器的实测电容值相差不超过5%；
4.10kV下的tanδ值不大于下列数值：
油纸绝缘：0.5%；膜纸复合绝缘：0.4%。
5.当tanδ值不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10kV下的要求，可继续投运。
五电流互感器
1
绕组及末屏的绝缘电阻（油浸式）
1.检查被试设备是否有脏污现象，对污垢进行清洁处理；
2.拆除及恢复二次接线时，做好标记并填写相应的二次措施单；
3.测试时对被测绕组短接加压，非被测绕组短路接地；
4.试验完毕后恢复至试验前状态。
1.测试值与历次数值比较不应有显著变化，一般不低于上次测试值的70%；
2.绕组绝缘电阻测试使用2500V兆欧表，末屏绝缘电阻测试使用1000V兆欧表；
3.电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ。
（2）保护装置定检
序号
关键作业工序
施工方法
技术要求
一
备自投保护装置校验

零漂检查、通道采样及线性
度检查、开入量检查、功能
压板投退检查、
整组传动试验
依次加入电流、电压
模拟线路1（母线1）失压，线路2（母线2）有压，分段（线路2）开关可靠合闸；模拟线路1（母线1）有压，线路2（母线2）失压，分段（线路1）开关可靠合闸
二
110kV故障录波装置校验

通道采样及线性度检查、时钟的整定与核对检查、开入量录波检查、突变量启动录波检查、越限量启动录波检查、故障测距功能试验、点击工具栏上的手动录波快捷键，装置应能启动录波
依次加入A、B、C故障电流、电压。
模拟电流、电压突变，故障录波可靠启动录波；模拟线路（主变）故障，故障录波可靠启动录波
三
低频低压减载装置

装置外观及接线检查（满足最新反措要求）、二次回路检查、装置逆变电源检验、装置通电初步检查、装置模数变换系统检验、装置开入回路检查、装置定值检查、
装置动作逻辑及其定值检验、与监控后台（模拟信号及各种音响、光字、画面、报文）的正确性和完备性检查、带断路器传动试验、保护定值核对
依次加入低频、低压电压值。
根据定值单分别模拟1-N轮低频、低压电压，0.95倍定值可靠动作，1.05倍定值可靠不动作；
四
10kV线路（电容器、站用变）保护测控装置

装置外观及接线检查（满足最新反措要求）、二次回路检查、装置逆变电源检验、装置通电初步检查、装置模数变换系统检验、装置开入回路检查（含保护及测控）、装置定值检查、保护功能整组试验、测控功能试验、与监控后台（模拟信号及各种音响、光字、画面、报文）的正确性和完备性检查、带断路器传动试验、保护定值核对
依次加入A、B、C故障电流、电压。
加1.05 倍电流定值，保护应动作，加0.95 倍电流，不动作。（复压闭锁经方向的应反方向不动作）
五、主变压器保护

1
差动速断
依次在装置各侧的A、B、C相加入单相电流，要根据变压器各侧的平衡系数进行归算。
电流大于1.05乘各侧平衡系数乘差动速断定值）差动动作；电流小于0.95乘各侧平衡系数乘差动速断定值差动保护不动作

2
比率差动
1、固定一侧电流，调节另一侧电流，直至差动动作。
2、进行高压侧对低压侧试验时，高压测A相加入额定电流，相角为0度，低压侧A相加入额定电流，180度，在C相加入额定电流0度，电流平衡后再改变电流幅值试验。
0.95倍定值可靠不动作，1.05倍定值可靠动作，反方向不动作

3
后备保护装置校验
进行高压侧、低压侧试验时，高压测A相加入额定电流，相角为0度，低压侧A相加入额定电流，180度，在C相加入额定电流0度，电流平衡后再改变电流幅值试验。
0.95倍定值可靠不动作，1.05倍定值可靠动作，反方向不动作

4
非电量保护功能检查
1、开入量进装置起动保护回路经过压板直接去跳闸或发信，如主变重瓦斯，轻瓦斯、油温高等。2、需要延时跳闸，如压力释放、冷却器故障等，开入量进入装置后经过CPU延时后，由CPU发出跳闸信号。
分别投入各相应压板，短接开入接点，检查保护动作情况，及动作信号。

5
整组传动试验
1、手合、手跳开关回路检查。
2、操作压力低，闭锁回路检查。
保护屏面板显示能正确反映各开关跳合情况。

6
带负荷测试六角图
以其中一侧电压为基准，利用钳型相位表测量交流电流与交流电压的相位关系
UA、UB、UC间应依次超前120°。UA、UB、UC的有效值乘以电压互感器变比应与监控系统显示值一致。IA、IB、IC间应依次超前120°。各相电流的有效值乘以电流互感器变比应与监控系统显示值一致。

（3）小修
一．变压器本体部分检查
1
油箱外观检查、清洁
清洁无油污、无大面积脱漆。
2
套管检查
1、瓷套清洁,无破损；
2、末屏可靠接地；
3、油位正常，无渗漏；
4、相色标志正确、清晰。
3
油位检查
油位指示清晰与实际油位一致，油位正常（与温度校正曲线相符）。
4
设备一次连接线检查
1、螺栓紧固；2、线夹完好、平整；3、引线长度适中，套管接线柱不应承力过大；4.导线无扭结、松股、断股或其它明显的损伤或严重腐蚀等缺陷。
5
呼吸器检查（本体、有载）
玻璃、密封完好，硅胶无变色；油封内变压器油，油位、油色正常。
6
接地检查
铁芯、夹件、外壳接地良好，螺栓连接可靠。
7
渗漏油检查
无渗漏。
8
阀门位置检查
正常开启，指示位置正确。
9
无载分接开关检查
指示正确、闭锁可靠，三相一致。
10
压力释放阀（安全气道）检查
无阻塞，无浸油现象，接点位置正确。
11
本体、有载瓦斯检查
对瓦斯继电器、变压器散热器、套管升高座、母管、套管等可能存在气体积留的部件进行充分排气至无残留气体，且无渗漏油。
12
瓦斯继电器校验拆装
箭头方向指向油枕，更换两侧密封垫，检查接线柱、各法兰等部位无渗漏，应充分对瓦斯继电器、变压器散热器、套管升高座、母管、套管等可能存在气体积留的部件进行充分排气至无残留气体。
二．变压器冷却系统检查
序号
作业内容
作业标准
1
风扇电机检查
1、 运转平稳，无摩擦、撞击等杂音，转向正确；
2、 护罩紧固无松动；
3、 电机绕组绝缘电阻不低于0.5MΩ（用500V兆欧表，对于可解开相间连接的还应测相间绝缘）；
4、测量电机负载电流应在额定电流以下,且每相与三相电流平均值误差