变电站验收项目规范
变电站验收规范
变电站验收规范一、概述变电站验收是确保变电站建设符合技术、安全、环保要求的重要环节。
本规范针对高压、超高压变电站进行验收，包括建筑、机电、控制及通信等方面，旨在确保变电站建设达到规定的技术标准和验收标准。
二、验收范围1、变电站设计文件、计算书和资料审核2、变电站施工中检查测试记录的审查和确认3、电气设备的检验试验4、接地、照明、防雷等系统的检验试验5、变电站操作设施及通风、空调、暖通、给排水系统等技术参数的检验试验三、验收流程1、课题组审核和确认设计文件和计算书，包括工程量清单、设计变更、图纸修正等内容。
2、检查施工过程中的质量检验报告，如电缆布放试验记录、工程质量检查报告等。
3、对于变电站中的各类设备（如变压器、断路器、电缆等）进行检验试验，包括工厂检验、运输检验、现场检验等。
4、检查接地、照明、防雷等系统的设备并确认符合设计要求。
5、检查通风、空调、暖通、给排水系统的技术参数，包括通风、空调系统的温度、湿度、噪声、能耗等参数以及给排水系统的流量、压力等参数。
四、验收标准五、验收记录六、验收要点1、建立项目组织会议制度，明确项目验收目标。
2、对于关键节点，建立专门检验小组，进行现场检查，确保质量、安全、环保等要求符合要求。
3、变电站验收应当在机电完工后尽快进行，及时发现问题，保证变电站建设质量，避免延误工期。
4、变电站验收应当根据国家和行业标准，进行统一、规范化的操作。
对于验收不合格问题及时提出整改要求，确保问题得到及时解决。
七、验收结论1、若变电站建设符合技术、安全、环保要求，验收记录纳入项目验收文件，作为决定项目验收的重要依据。
2、若存在不合格现象，根据合同和相关规定提出整改要求，验收人员对整改后的变电站进行复检，达到验收标准后，方可结论验收。
八、验收改进建议根据项目验收情况，针对不足之处提出改进建议，为今后工程建设提供技术和管理支持。
九、结论变电站是电力系统的重要组成部分，验收是其建设的关键环节。
110kv变电站投运检查验收项目(精)
110kV变电站投运检查验收项目(精)一、前言本文档为110kV变电站投运检查验收项目(精)的详细说明文档。
在项目启动初期，为了确保变电站建设质量，保障变电站的安全可靠运行，需要进行详细的投运检查验收工作，本文档旨在规范这一重要的工作流程，确保验收工作的顺利进行。
二、项目背景110kV变电站是输电系统的重要枢纽，其建设和运行对电力系统的安全稳定具有重要意义。
为了确保变电站的安全、稳定、可靠，本项目专门对变电站设施进行详细的检查和验收，以确保建设达标、投入运行后能够安全、稳定运行。
三、投运检查验收项目具体内容本项目所涉及的投运检查验收项目具体包括以下几个方面：1. 变电站主体结构设施检查•检查主体结构是否符合设计要求；•检查主体结构设施是否存在安全隐患；•检查主体结构设施是否存在质量缺陷。
2. 变电站现场环境与设备配套情况检查•检查变电站的周边环境是否存在安全隐患；•检查变电站设备是否配套完善；•检查现场通道、消防设施是否符合要求。
3. 变电站电气设备检查•检查变电站供电、配电等电气系统是否符合设计要求；•检查变电站电气设备的技术指标是否符合标准；•检查变电站电气设备是否存在质量缺陷。
4. 变电站保护控制系统检查•检查变电站保护控制系统是否符合设计要求；•检查变电站保护控制系统是否存在安全隐患；•检查变电站保护控制系统是否存在质量缺陷。
5. 变电站通信系统检查•检查变电站通信系统是否符合设计要求；•检查变电站通信系统是否存在安全隐患；•检查变电站通信系统是否存在质量缺陷。
6. 施工记录检查•检查变电站施工管理记录是否完整；•检查变电站施工质量记录是否符合要求；•检查变电站施工安全记录是否完备。
四、检查验收结果经过本项目的投运检查验收，将会得出如下的检查验收结果：1. 合格若变电站在本项目的投运检查验收中不存在重大质量问题、安全隐患以及未完成的工程内容，经投运指挥部决定，可通过验收，标志着变电站可以投入正常运行。
变电站设备验收制度模版
变电站设备验收制度模版一、目的和适用范围本制度旨在规范变电站设备的验收流程和标准，确保设备安全性和性能符合相关标准和要求，适用于所有变电站设备的验收工作。
二、定义1. 变电站设备：指用于电力系统的输电、变压、控制、保护等用途的各类设备，包括变压器、断路器、隔离开关、电容器等。
2. 验收：指对变电站设备进行检查和测试，评估其安全性、性能和符合性的过程。
三、验收准备1. 设备验收前，验收人员应事先准备验收任务书和所需检测仪器设备，并对仪器设备的校准情况进行检查。
2. 验收人员应熟悉相关变电站设备的技术标准和要求，并了解验收流程和方法。
四、验收流程1. 设备到货检查1.1 验收人员应核对设备到货清单和实际到货情况，检查设备的数量、包装是否完好，有无损坏迹象。
1.2 验收人员应检查设备的图纸、技术文件、合格证书等是否齐全，无误差。
2. 外观检查2.1 验收人员应对设备的外观进行检查，包括表面是否有明显的损坏、变形、划痕等。
2.2 验收人员应检查设备的接线端子、连接件等是否齐全、牢固。
2.3 验收人员应检查设备的标志、标牌是否清晰、完整。
3. 功能检查3.1 验收人员应按照设备的操作手册和技术标准，对设备的功能进行检查，确保其正常工作。
3.2 验收人员应对设备的启动、运行、停止过程进行观察和记录，检查是否存在异常现象。
4. 性能检测4.1 验收人员应使用仪器设备对设备的性能进行检测，包括电气性能、机械性能等。
4.2 验收人员应按照相关技术标准，对设备的性能数据进行测量和记录，检查是否符合要求。
5. 安全性评估5.1 验收人员应对设备的安全性进行评估，包括设备的绝缘性能、防护措施等。
5.2 验收人员应按照相关安全标准，对设备进行测试和评估，确保其安全使用。
6. 验收报告6.1 验收人员应将设备的验收结果记录在验收报告中，包括设备的基本信息、检查结果、性能数据等。
6.2 验收报告应由验收人员和设备供应商共同签字确认。
变电站设备验收制度(5篇)
变电站设备验收制度一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。
设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。
二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。
变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。
三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。
四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。
五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。
六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或____批准，并将意见记入值班日志。
变电站设备验收制度（2）是为了确保变电站设备的质量和安全性而制定的一套规章制度。
该制度通常包括以下内容：1. 设备验收范围：明确哪些设备需要进行验收，包括变电设备、继电保护设备、控制设备、辅助设备等。
2. 验收时机：规定设备验收的时间节点，一般包括进场前验收、进场验收、安装验收、调试验收等。
3. 验收要求：明确设备验收的具体要求，包括设备的技术规格、设计要求、制造工艺、质量标准等。
4. 验收程序：规定设备验收的具体程序和步骤，包括验收前准备、验收过程中的检查和测试、验收记录的填写等。
5. 验收责任：明确各相关部门和人员在设备验收过程中的责任和义务，包括设计单位、供应商、施工单位等。
6. 验收标准：规定设备验收的标准，通常包括国家标准、行业标准、企业标准等。
变电站验收项目规范
变电站验收规范标准XXXX年X月一次部分一、主变压器验收检查项目：1.主变压器交接试验项目：1)绝缘油试验或SF6气体试验；2)测量绕组连同套管的直流电阻；3)检查所有分接头的电压比；4)检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；5)测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6)非纯瓷套管的试验；7)有载调压切换装置的检查和试验；8)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ；10)测量绕组连同套管的直流泄漏电流；11)变压器绕组变形试验；12)绕组连同套管的交流耐压试验；13)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；14)额定电压下的冲击合闸试验；15)检查相位；16)测量噪音。
1.容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、 5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；2. 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；3. 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、1 5款的规定进行；4. 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款的规定进行；5. 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按 本标准执行。
7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定：1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。
2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行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。
变配电工程验收方案
变配电工程验收方案一、工程验收标准1、本验收方案依据《建筑工程验收规范》（GB 50215-2003）、《变电站工程施工及验收规范》（GB 50160-2008）和《变配电工程质量验收规范》（GB 17467-2010）等国家标准和规范进行编制。
2、验收标准：应符合国家规范和标准、设计文件、合同约定的要求；结构、材料、施工和安装应符合相关规范和标准的要求；设备性能和参数应符合设计要求；验收项目应完备齐全，不漏项、不误项、不多项。
3、验收内容：主要包括工程施工质量、设备性能、安全运行和环境保护等方面。
二、验收程序1、工程施工验收1.1 施工单位应按照设计文件和合同要求进行施工，并对施工过程进行质量控制。
验收内容主要包括：土石方开挖与回填、地基与基础工程、建筑结构工程、室内外装饰装修、采暖、通风与空调工程、给排水与燃气工程、电气工程等。
1.2 验收程序：由业主单位组织工程验收人员进行初验，逐项对施工质量进行检查，并对不合格的部分提出整改意见；施工单位对整改后的工程进行复验，满足规范要求后提交验收申请。
1.3 验收准备：施工单位应准备齐全施工记录、施工图纸、工艺文件、质量检测报告等相关资料。
2、设备性能验收2.1 设备安装、连接及接地阻抗、接地网等验收，应符合设计要求和规范标准，手动分合闸操作应顺畅可靠，指示和报警装置完好齐全。
2.2 设备调试：设备应进行启动测试、运行试验和负荷试验，检查其运行情况，满足设计要求后方可进行下一步验收。
2.3 调试记录：设备调试应完整记录，包括设备运行参数、性能试验、开关动作试验、保护动作试验等。
3、安全运行验收3.1 安全管理：验收时应对工程安全管理进行检查，包括施工期间的安全生产管理、施工现场环境卫生整治、设备和设施使用维护是否符合安全管理要求。
3.2 安全装置：检查设备安装的安全保护措施是否齐全，对变配电设备应检查其防火、防爆、防雷、防盗等安全防护措施。
4、环境保护验收4.1 工地环境保护：验收时应检查工程施工现场的环境保护措施是否合规，包括施工废弃物的处理、施工场地的清理、噪音、振动等环境影响是否得到控制。
变电站验收项目规范
变电站验收规范标准2014年4月一次部分一、主变压器验收检查项目：1.主变压器交接试验项目：（1）绝缘油试验或SF6气体试验；（2）测量绕组连同套管的直流电阻；（3）检查所有分接头的电压比；（4）检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；（5）测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；（6）非纯瓷套管的试验；（7）有载调压切换装置的检查和试验；（8）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（9）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；（10）测量绕组连同套管的直流泄漏电流；（11）变压器绕组变形试验；（12）绕组连同套管的交流耐压试验；（13）绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；（14）额定电压下的冲击合闸试验；（15）检查相位；（16）测量噪音。
1 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；2 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；3 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；4 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。
7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定：1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。
2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行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。
变电站设备验收投运制度范文
变电站设备验收投运制度范文一、概述变电站设备验收投运制度是指对新建、改扩建、重大维修、设备更换等变电站设备进行验收和投运的一套规范性文件，旨在确保变电站设备的正常运行和安全使用。
本制度根据国家相关法律法规以及电力行业的实际情况，制定了一系列的步骤和要求，以保证变电站设备的可靠性、稳定性和安全性。
二、适用范围本制度适用于全国范围内的变电站设备，包括变电站的新建、改扩建、重大维修和设备更换等情况。
三、设备验收1. 设备验收的基本原则1.1 设备验收应根据国家相关法律法规和标准进行，严格按照相关规定的步骤进行验收。
1.2 设备验收应由专业人员进行，确保验收结果的准确性和可靠性。
1.3 设备验收应按照规定的时间节点进行，确保设备的及时验收和投运。
1.4 设备验收应将问题和缺陷记录下来，并进行整改和复查。
2. 设备验收的步骤和要求2.1 设备验收前的准备工作2.1.1 确定验收时间和地点，通知相关参与方。
2.1.2 准备验收所需的文件、资料和设备技术参数等。
2.1.3 对验收人员进行培训，提高其验收水平和技能。
2.2 设备验收的实施步骤2.2.1 现场勘察，检查设备的外观和安装质量。
2.2.2 进行设备性能测试，确保设备符合规定的技术指标。
2.2.3 对设备的电气和机械部分进行检查和测试，确保设备的安全性和可靠性。
2.2.4 对设备的保护和自动化系统进行测试，确保系统的正常运行。
2.2.5 对设备的操作和维护人员进行培训，提高其操作和维护能力。
2.3 设备验收的结果处理2.3.1 验收结果以书面形式记录，包括设备的验收情况、存在的问题和缺陷等。
2.3.2 对存在的问题和缺陷进行整改和复查，直到问题完全解决。
2.3.3 完成验收手续，将设备投入正常运行。
四、设备投运1. 设备投运前的准备工作1.1 完成设备的验收和整改工作，确保设备可以正常运行。
1.2 检查设备的各项参数和指标，确保设备符合要求。
1.3 对设备进行开机试运行，检查设备的运行情况。
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变电站验收规范标准2017年2月一次部分一、主变压器验收检查项目：1.主变压器交接试验项目：1)绝缘油试验或SF6气体试验；2)测量绕组连同套管的直流电阻；3)检查所有分接头的电压比；4)检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；5)测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6)非纯瓷套管的试验；7)有载调压切换装置的检查和试验；8)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ；10)测量绕组连同套管的直流泄漏电流；11)变压器绕组变形试验；12)绕组连同套管的交流耐压试验；13)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；14)额定电压下的冲击合闸试验；15)检查相位；16)测量噪音。
1.容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、 5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；2. 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；3. 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、1 5款的规定进行；4. 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款的规定进行；5. 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按 本标准执行。
7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定：1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。
2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行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。
试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。
各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。
新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μL/L ）任一项不宜超过下列数值：总烃：20， H 2：10， C 2H 2：0，3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L ；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。
4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。
5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L 。
变压器应无明显泄漏点。
7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：1 测量应在各分接头的所有位置上进行；2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，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%；3 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%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算：1212t T t T R R ++⨯= （7.0.3）式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2（℃）时的电阻值（Ω）；T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。
4 由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。
但应说明原因。
7.0.4 检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在 220kV 及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%。
注：“无明显差别”可按如下考虑：1 电压等级在35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差不超过±1%；2 其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差不超过±0.5%；3 其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%。
7.0.5 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。
7.0.6 测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻应符合下列规定：1 进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；2 不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；3 铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；4 采用 2500V 兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
7.0.7 非纯瓷套管的试验，应按本标准第16章的规定进行。
7.0.8 有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。
测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。
由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；2 在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于 5 个循环。
其中电动操作时电源电压为额定电压的 85%及以上。
操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本标准第7.0.3条、7.0.4 条的要求。
4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。
操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。
5 绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合本标准表20.0.1 的规定。
7.0.9 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：1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。
2 当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按表 7.0.9换算到同一温度时的数值进行比较；表 7.0.9油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数注：1表中K为实测温度减去 20℃的绝对值。
2 测量温度以上层油温为准。
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：A=1.5K/10 (7.0.9-1) 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：R 20=ARt(7.0.9-2)当实测温度为 20℃以下时：R 20=Rt/A (7.0.9-3)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)。
3 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，在常温下应不小于 1.3；当R 60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。
4 变压器电压等级为 220kV 及以上且容量为 120MVA 及以上时，宜用5000 V兆欧表测量极化指数。
测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；当R60s大于10000MΩ时，极化指数可不做考核要求。
7.0.10 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ，应符合下列规定：1 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 tanδ；2 被测绕组的 tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%；3 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按表 7.0.10 换算到同一温度时的数值进行比较。
表7.0.10介质损耗角正切值tgδ (%)温度换算系数注：1 表中K为实测温度减去 20℃的绝对值；2 测量温度以上层油温为准；3 进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时，应进行综合分析判断。
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：A=1.3K/10 (7.0.10-1) 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，tanδ20= tanδt/A (7.0.10-2)当测量温度在20℃以下时:tanδ20=A tanδt(7.0.10-3)式中 tanδ20——校正到 20 ℃时的介质损耗角正切值；tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值。
7.0.11 测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：1 当变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在 8000kVA 及以上时，应测量直流泄漏电流；2 试验电压标准应符合表 7.0.11 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D的规定。
表7.0.11油浸式电力变压器直流泄漏试验电压标准注：1 绕组额定电压为13.8kV及15.75kV时，按10kV级标准；18kV时，按2 0kV级标准；2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。
7.0.12 变压器绕组变形试验，应符合下列规定：1 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗法；2 对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。
7.0.13 绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：1 容量为8000kVA以下、绕组额定电压在 110kV 以下的变压器，线端试验应按表7.0.13-1进行交流耐压试验；2 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，可按表7.0.13-1 试验电压标准，进行线端交流耐压试验；3 绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80％（见表7.0.13-2）。
表7.0.13-1 电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准kV注：1上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准 《电力变压器 第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。
4 交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。
试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以2，试验时应在高压端监测。