750kV并联电抗器关键技术标准规范.doc

ICS XXXXXX(国际原则分类号，可选)
XXX(中华人民共和国原则文献分类号)
备案号：XXXX-(可选)

Q/GDW

国家电网公司公司原则

Q/GDW 104－

750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范
(报批稿)

-04-xx 发布 -04-xx 实行

中华人民共和国国家电网公司 发布

目　　录

前言…………………………………………………………………………………… II
1　 范畴…………………………………………………………………………………… 1
2　 引用原则……………………………………………………………………………… 1
3　 环境条件……………………………………………………………………………… 1
4　 系统概况……………………………………………………………………………… 2
5　 基本技术参数………………………………………………………………………… 2
6　 技术性能规定………………………………………………………………………… 6
7　 实验…………………………………………………………………………………… 8

前　　言

本技术规范合用于750kV系统用油浸式并联电抗器，它提出了并联电抗器本体及附属设备功能设计、构造、性能、安装和实验等方面技术规定。
由于现行国标、行标和公司原则等普通未涉及750kV电压级别设备内容，为使750kV变电所工程设备选取工作有所遵循，特此编制本技术规范。本技术规范提出技术性能参数基于关于750kV电压级别科研结论及参照国内外超高压设备既有设计运营经验。
本规范技术规定针对西北电网750kV官亭和兰州东变电所实际条件提出，其她工程应依照所址环境条件和系统条件分析研究这些技术规定合用性。
本技术规范是同步编制七个750kV设备技术规范之一，这七个技术规范分别是：
1． 750kV系统用主变压器技术规范
2． 750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范
3． 750kV系统用高压交流断路器技术规范
4． 750kV系统用高压交流隔离开关技术规范
5． 750kV系统用电流互感器技术规范
6． 750kV系统用电压互感器技术规范
7． 750kV系统用金属氧化物避雷器技术规范
各单位在使用本技术规范过程中要注意积累资料，及时总结经验，如发现不当和需要补充之处请随时函告编制单位。
本规范重要起草单位：中华人民共和国电力工程顾问集团西北电力设计院。
本规范参加起草单位：中华人民共和国电力工程顾问集团公司、西安交通大学、国家电网公司西北公司。
本规范重要起草人：钟西岳、鱼振民、杨攀峰、李志刚、姚成开、丁新良、方静、胡明、李勇伟、曹永振、吕世荣、衣立东。
本规定解释权属国家电网公司。

1 范畴
1．1　本设备技术规范书合用于750kV系统用油浸式并联电抗器。它提出了该设备功能设计、构造、性能、安装和实验等方面技术规定。
1.2 本设备技术规范提出是最低限度技术规定，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述关于原则和规范条文，卖方应提供符合工业原则和本规范优质产品。
1.3　本设备技术规范所使用原则当与制造厂所执行原则不一致时，按较高原则执行。
1.4 750kV系统用油浸式并联电抗器，除应符合现行关于国标和电力行业原则规定外，同步还应执行本规范。
2 引用原则
下列文献中条款通过本规范引用而成为本规范条款。凡是注日期引用原则，其随后所有修改单（不涉及勘误内容）或修订版均不合用本原则，然而，勉励依照本规定达到合同各方研究与否可使用这些文献最新版本。凡是不注明日期引用文献，其最新版本合用于本规定。
GB156 《原则电压》
GB311.1　　　 《高压输变电设备绝缘配合》
GB1094.1～1094.3　 《电力变压器》
GB2900　　　 《电工名词术语》
GB5273　　　 《变压器、高压电器和套管接线端子》
GB5582　　　　　　《高压电力设备外绝缘污秽级别》
GB/T6451　　 《三相油浸式电力变压器技术参数和规定》
GB7252　　　 《变压器中溶解气体分析和判断导则》
GB7328　　　 《变压器和电抗器声级测定》
GB7449　　　 《电力变压器和电抗器雷电冲击和操作冲击实验导则》
GB10229　　　　　《电抗器》
GB10237　　 《电力变压器绝缘水平和绝缘实验外绝缘空气间隙》
GB/T19001 《质量管理体系 规定》
3　环境条件
3.1 　周边空气温度
最高温度： 40 ℃
最低温度： -25 ℃
最大日温差： 32 K
日照强度： 0.1 W/cm2(风速0.5m/s)
3.2　 海拔高度： m
3.3　 50年一遇,10米高、10分钟平均风速： 34 m/s
3.4　 环境相对湿度(在25℃时)
最大月平均值： 90 ％
日平均湿度： 95％
3.5　 地震设防烈度：
地面水平加速度： 0.2 g
地面垂直加速度： 0.13 g
3.6 　污秽级别：外绝缘爬电比距25mm/kV(海拔m时)
3.7　 覆冰厚度：10 mm(风速不不不大于15m/s时)
4 系统概况
4.1　系统标称电压： 750kV
4.2　系统最高运营电压： 800kV
4.3　系统额定频率： 50Hz
4.4　系统中性点接地方式：直接接地
4.5 安装地点： 户外
5. 基本技术参数
5.1 应遵循重要现行原则
GB156 《原则电压》
GB311.1　　　 《高压输变电设备绝缘配合》
GB1094.1～1094.3　《电力变压器》
GB2900　　　 《电工名词术语》
GB5273　　　 《变压器、高压电器和套管接线端子》
GB5582　　　　　 《高压电力设备外绝缘污秽级别》
GB/T6451　　 《三相油浸式电力变压器技术参数和规定》
GB7252　　　 《变压器中溶解气体分析和判断导则》
GB7328　　　 《变压器和电抗器声级测定》
GB7449　　　 《电力变压器和电抗器雷电冲击和操作冲击实验导则》
GB10229　　　　　《电抗器》
GB10237　　 《电力变压器绝缘水平和绝缘实验外绝缘空气间隙》
GB/T19001 《质量管理体系 规定》
5.2　电抗器基本技术参数
5.2.1　750kV并联电抗器基本技术参数
5.2.1.1 型　　式： 单相油浸、并联、间隙铁芯、户外
5.2.1.2　冷却方式： ONAN
5.2.1.3　额定电压： 800/ kV
5.2.1.4　最高运营电压： 800/ kV
5.2.1.5　额定频率： 50 Hz
5.2.1.6　相　　数： 单相
5.2.1.7　额定容量： 100 MVar
5.2.1.8　额定电流： 216.5 A
5.2.1.9　额定电抗： 2133 Ω
5.2.1.10　连接方式： 星形
5.2.1.11　中性点接地方式：经小电抗接地
5.2.1.12　磁化特性：在1.5×800/√3kV电压下磁化特性应为线性，在1.4至1.7倍额定电压下磁化特性连线斜率不应低于原斜率地2/3。
5.2.1.13 谐波电流幅值：在额定电压下，每相三次谐波电流幅值不超过基波电流幅值3％。
5.2.1.14　额定总损耗(75℃)： ≤230 kW。
5.2.1.15　电抗器在额定频率下过电压能力见表1。

表1 电抗器额定频率下过电压容许时间
过电压倍数
1.15
1.2
1.25
1.3
1.4
1.5
额定运营下容许时间
20 min
3 min
1 min
20s
8s
1s

5.2.1.16　电抗器在1.05倍额定电压下温升限值(周边环境温度40℃)见表2。对于本工程需考虑海拔米修正。

表2 电 抗 器 温 升 限 值
名 称
温升限值(K)
绕 组
65
油顶层
55
铁 芯
80
油箱中构造件
80

5.2.1.17 电抗器套管式附加电流互感器配备及规范见表3。
表3 电抗器套管附加电流互感器配备及规范
装设位置
电流比(A)
精确级
额定输出(VA)
组数
高压侧
400/1A
0.5
30VA
1
400/1A
5P20
30VA
2
400/1A
5P20
30VA
1
中性点
400/1A
5P20
30VA
2
400/1A
5P20
30VA
1
注：套管附加电流互感器电流比、额定输出(VA)等规定，将在详细工程中拟定。
5.2.1.18 电抗器额定绝缘水平见表4。
表4 电抗器额定绝缘水平(kV)

设备最高电压
(有效值)
雷电冲击耐受电压
(峰值)
操作冲击耐受电压
(峰值)
短时工频耐受电压
(有效值)
内绝缘
外绝缘
截波
内绝缘
外绝缘
高压侧
800
2100
2100
2250
1550
1550
860
中性点
126
480

200
安装在海拔m处电抗器，其电抗器套管实验电压值应按照表5进行：
表5 电抗器套管外绝缘实验电压(kV)

雷电冲击耐受电压
操作冲击耐受电压
(峰值)
短时工频耐受电压
(有效值)
高压侧
2350
1675
956
中性点
510

230
5.2.1.19 套管最小爬电距离（爬电比距：25mm /kV系统最高工作电压）：
高压侧　≥　0 mm（大小伞构造）
中性点　≥　3150　mm
套管最小爬电距离是相应于海拔m、系统最高工作电压时外绝缘爬电距离；电瓷绝缘瓷件平均直径不不大于或等于300mm时，瓷套对地爬电距离还应按照DL/T 620-1997修正。
5.2.1.20　局部放电量：在1.5倍最高运营相电压下：
放电量　　≤300pC
套　管　　≤10pC
5.2.1.21　噪声水平：额定电压下≤80dB(距电抗器边沿2米处)。
5.2.1.22　振动：在额定电压下运营时，油箱振动最大振幅不应不不大于0.1mm。
5.2.1.23　电抗器套管端子承受拉力见表6。
表6 电抗器套管端子承受拉力(N)

水平拉力
垂直拉力
纵向
横向
高压侧
4000
1500

中性点
1250
750
1000
静态安全系数不不大于2.5，事故状态下安全系数不不大于1.67。电抗器套管端子型式和尺寸应满足GB5273原则中关于规定。
5.2.1.24 电抗器绝缘油应选＃25 油 （和变压器一致）
绝缘油应满足如下规定：
凝点： <-25 ℃
闪点(闭口)不低于： 140 ℃
击穿电压不不大于：70kV
介质损耗因数(90℃)不不不大于： 0.5 ％
含水量不大于 10 ppm
5.2.2　中性点油浸电抗器技术参数
5.2.2.1　型　　式：单相、油浸、自冷、户外
5.2.2.2　冷却方式：ONAN
5.2.2.3　额定持续电流： 30 A
5.2.2.4　10s最大电流： 300 A
5.2.2.5　额定电抗：　　 530 Ω
抽头电抗：583 Ω
抽头电抗：530 Ω
抽头电抗：477 Ω
5.2.2.6　相数： 单相
5.2.2.7　励磁特性：所有电抗值在300A如下为线性。
5.2.2.8　额定持续电流下总损耗： < 14 kW
(总损耗≤容量3％)
5.2.2.9　中性点电抗器温升限值(周边环境温度40℃)见表7，对于本工程还需考虑海拔米修正。
表7 中性点电抗器温升限值

极限温升(K)
绕组
油顶层
额定持续电流下温升
70
65
10s 300A时温升
90
70
5.2.2.10　中性点电抗器套管式附加电流互感器配备及规范将在详细工程中拟定。
5.2.2.11　额定绝缘水平见表8。
表8 中性点电抗器额定绝缘水平(kV)
雷电冲击耐受电压
(峰值)
短时工频耐受电压
(有效值)
中性点侧
480
200
接地侧
185
85
安装在海拔m处中性点电抗器，其套管外绝缘实验电压值应按照表9进行：
表9 中性点电抗器套管外绝缘实验电压(kV)
雷电冲击耐受电压
短时工频耐受电压(有效值)
中性点侧
510
230
接地侧
210
95
5.2.2.12　套管最小爬电距离（爬电比距：25mm /kV系统最高工作电压）：
首端　　≥ 3150 mm
末端　　≥ 1260 mm
套管最小爬电距离是相应于海拔m、系统最高工作电压时外绝缘爬电距离；电瓷绝缘瓷件平均直径不不大于或等于300mm时，瓷套对地爬电距离还应按照DL/T 620-1997修正。
5.2.2.13　噪声水平：额定持续电流≤80dB(距电抗器边沿2米处)。
5.2.2.14　振动：在额定持续电流下，箱壳最大振幅<0.06mm。
5.2.2.15　电抗器套管端子承受拉力：
纵向拉力：≥ 1000 N
横向拉力：≥ 750 N
垂直拉力：≥ 750 N
5.2.2.16　电抗器绝缘油应选＃25 油（和变压器一致）
6　技术性能规定
6.1　 对于在额定电压和额定频率下，并联电抗器每相电抗容许偏差±5％，单相并联电抗器构成三相，若连接到具备对称电压系统上，当三个相电抗偏差都是在±5％容许范畴内时，每相电抗与三相电抗平均值间偏差不应超过±2％。
6.2 中性点接地电抗器额定持续电流电抗容许偏差为＋20％－0％
6.3　并联电抗器总损耗容许偏差不应超过保证值＋15％。
6.4　可见电晕和无线电干扰水平：在1.1倍最大相电压下，户外晴天夜晚应无可见电晕，无线电干扰水平应不不不大于500μV。
6.5 并联电抗器应装有气体继电器，其触点断开容量不不大于66VA(交流电压220V或110V)，直流有感负载时，不不大于15W。
积聚在气体继电器内气体数量达到250～300ml或油流速度在整定值时，应分别接通相应触点。气体继电器安装位置及其构造应能观测到分解气体数量和颜色，且应便于取气样。
为使气体易于汇集在气体继电器内，规定升高座联管、储油柜联管和水平面有约1.5％升高坡度。电抗器内不得有存气现象。
6.6　电抗器应装有压力释放装置，当内部压力达到规定值时，应可靠释放压力。
6.7　带有套管式电流互感器电抗器应供应信号测量和保护装置辅助线路用钢质端子盒。其防护级别为IP54，端子应用铜合金制成，并有可靠防锈层，端子板防火、防潮性能良好。
6.8　油保护装置
a）　电抗器储油柜构造应便于清理内部，它一端应装有油位计。储油柜容积应保证在最高环境温度和所容许过载状态下油不溢出，在最低环境温度未投入运营时，能观测到油位批示。
b）　储油柜应有注油、放油、放气和排污装置。
c） 储油柜应带有吸湿器。
d）　电抗器应采用防油老化办法，以保证变压器油不与大气接触，如在储油柜内部加装胶囊或隔膜等，或采用其他防油老化办法。
6.9　油温测量装置
a）　电抗器应装有供玻璃温度计用管座。所有设立在油箱顶盖管座应伸入油内120±10mm。
b）　电抗器需装设户外式信号温度计，信号触点容量在交流电压220V时，不低于50VA，直流有感负载时，不低于15W。温度计引线应用支架固定。信号温度计安装位置应便于观测。
c）　电抗器应装有远距离测温用测温元件，尚应有送出该信号功能(中性点小电抗不设)。
6.10 电抗器套管安装位置要便于接线，并且带电某些之空气间隙，应满足GB10237规定。
6.11　电抗器油箱底应留有供安装使用固定孔，应有顶起电抗器千斤顶位置，油箱应能满足滚杠运送。
6.12　电抗器油箱下部箱壁上应装有油样阀门。油箱底部应装有排油装置。油箱上部装滤油阀门，下部装有事故防油阀。
6.13　电抗器油箱机械强度：
对800kV电抗器整体应承受真空压力为133Pa能力。电抗器本体及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa静压力。其实验时间持续24h，不得有渗漏及损伤。
6.14　安装平面至油箱顶高度在3m及以上时，应在油箱上焊有固定梯子，其位置应便于观测气体继电器。
6.15　电抗器铁芯应通过油箱或套管引出可靠接地。油箱接地处应有明显接地符号或“接地”字样。接地极板应满足接地热稳定电流规定，并配有与接地线连接用接地螺钉，螺钉直径不不大于12mm。
6.16　电抗器出厂前应进行预组装，吊芯时顾客应参加，各构造件应便于拆卸和更换套管和瓷件。
6.17　电抗器本体使用寿命不低于30年。
6.18　应有符合国标铭牌，铭牌用耐腐蚀材料制成，字样、符号应清晰耐久，铭牌在正常运营和安装位置应明显可见。
7 实验
7.1 出厂实验
每台电抗器均应在工厂内进行整台组装并进行出厂实验，实验时应有买方代表在场。应提供每种实验报告。
出厂实验项目：
a）绕组直流电阻测定；
b）电抗测定；
c）损耗测定；
d）绝缘实验：
与末端绝缘水平相应耐压实验；
首端雷电全波冲击实验；
操作冲击实验；
工频耐压实验；
局部放电实验。
e）油箱密封实验和机械强度实验；
f）绝缘油实验；
g）测定绕组绝缘电阻及吸取比或极化指数，介质损耗角tanδ测量；
h）磁化特性实验；
i）负载电流谐波分量测定；
j）套管实验：
tanδ测量；
工频耐压实验；
局部放电测量；
抽头绝缘实验；
压力实验；
电流互感器实验。
k）冷却装置检查和实验；
l）温度计、保护和监测装置实验和校正；
m）铁心绝缘电阻测量；
n）辅助接线绝缘实验；
o）保护和监测装置功能实验；
p）声级测量；
q）振动测量。
7.1.1 绕组电阻测定；
GB1094.1-1996中10.2条合用。
绕组直流电阻测量应在整个绕组上进行。在测量时要使用直流电流并且必要等到直流电流稳定后才干测量，绕组电阻与每相并联电抗器之间差不应不不大于三个单相电抗器电阻平均值2％。
7.1.2 电抗测定
GB/T10229－1988中10.6条合用。
电抗为额定相电压和实测相电流比值，对于具备带间隙铁心或者磁屏蔽电抗器，测量在额定电压下进行。对于超大功率和超高系统电压电抗器容许近似地外推10％，即在任何状况下实验电压必要不不大于0.9 Um。
三个单相电抗器联成三相电抗器，各单相绕组电抗与三个单相电抗器电抗平均值相差在±2％。阻抗值容许偏差不不不大于±5％。
7.1.3 损耗测量
GB/T10229－1988中10.7条合用。
电抗器应在额定电压、额定频率下测定损耗，应采用电桥法。
总损耗偏差+15％。原则温度75℃。
7.1.4 绝缘实验
GB1094.3合用。
a）与末端绝缘水平相应耐压实验
1分钟工频耐压实验，230kV（有效值）
b）首端雷电全波冲击实验
雷电冲击电压实验在高压接线端进行
实验电压：高压接线端2350kV（峰值）
实验顺序：
一种衰减全波
一种全波
一种全波
c）操作冲击实验
操作冲击电压实验在高压接线端进行
实验电压：1675kV（峰值）
电压波形形状规定：
实际前端时间：至少20ms
上升到90％时间：至少200ms
从实际浮现到第一种过零点持续时间：至少500ms
实验顺序：
一种50％衰减电压
一种100％实验电压
d）局部放电测量
按GB1094.3规定。实验电源频率≥100Hz，施加1.5Um/电压60分钟（Um＝800kV），放电量不不不大于300pC。
7.1.5 油箱密封实验和机械强度实验
JB／T8751－1998中4.8条合用。
7.1.6 绝缘油实验
GB1094.1－1996中10.9合用。
7.1.7 测定绕组绝缘电阻及吸取比或极化指数，介质损耗角tanδ测量
测量绕组对地绝缘电阻，用5000V MΩ表测量，从第一分钟到第十分钟，以一分钟为一阶段，在每一阶段第十五秒钟测量电阻。20℃第一分钟电阻值应不低于3000MΩ，
测量线圈介质损耗角应在油面温度10℃~40℃之间进行。20℃时每线圈对地介质损耗角tanδ应不超过0.5％。
7.1.8 磁化特性实验
GB／T10229－1988中10.12条合用。
测量磁化特性在工频电压和电流下进行，由零电压逐渐加到1.5倍额定电压（1.5×800/ kV）测出其伏—安特性，应遵守技术规定。在1.4至1.7倍额定电压下磁化特性连线斜率不应低于原斜率地2/3。
7.1.9 负载电流谐波分量测量
GB/T10229－1988中10.8合用。
电流中谐波分量测量必要在系统最高电压下进行（800kV/），用谐波分析仪测量，各次相应谐波幅值均以基波分量百分数表达，同步还应测量施加电压谐波（施加电压畸变系数不大于2%）。
7.1.10 套管实验
a）tanδ测量
按IEC137关于规定，在常温（20℃-25℃）和额定电压下，tanδ≤0.5%，
从0.5Um /增到1.05Um/时，tanδ最大容许变化值0.1%。
b）1分钟工频耐压实验：实验电压962kV(有效值)
c）局部放电测量
IEC270《局部放电测量》和IEC76－3。
在1.5Um／电压下局部放电量不不不大于10pC。
d）抽头绝缘实验
e）压力实验
f）电流互感器实验
按电流互感器关于原则进行。
7.2 型式实验
型式实验涉及出厂实验所有内容，并应增长下列实验项目：
a）温升实验
b）绝缘实验
首端雷电截波冲击实验
末端雷电全波冲击实验
c）套管实验
d）可见电晕和无线电干扰水平测量
e）各继电器型式实验
7.2.1 温升实验
GB1094.2合用。
对于高海拔地区（海拔高于1000m）实验场地低于1000m时，自冷电抗器绕组平均温升限值应按海拔每增长400m减少1K来计算，风冷电抗器应按海拔每增长250m减少1K来计算。
7.2.2 绝缘实验：
GB1094.3合用。
7.2.2.1 首端雷电截波冲击实验
雷电冲击电压实验在高压接线端进行。
实验电压：高压接线端2250kV
如果绕组电容较大则电压波形前端会比指定波形较长。
实验顺序：
a) 一种衰减全波
b) 一种全波
c) 一种衰减截波
d) 二个截波
e) 一种全波
7.2.2.2 末端雷电全波冲击实验
将耐受电压510kV直接加于中性点，此时所有线端均接地，容许波前时间不得不不大于13ms。
7.2.3 声级测量
GB／T10229－1988中10.13合用。
声级测量必要在系统最高电压和额定频率，电抗器完全装配好状况下进行。
对于大容量电抗器，可以在安装现场进行。
按IEC551《电力变压器和电抗器声测量》规定，在距离油箱2m处测量噪音水平不应不不大于80dB。
7.2.4 振动测量
GB／T10229－1988中10.14合用
箱壁震动（峰到峰位移）须在系统最高电压状况下测量，测量成果用振动波波峰主波峰高度来表达，最大值不超过100μm。
7.2.5 套管实验：
a）雷电冲击全波实验
实验办法见IEC137，波形1.2/50μm，先正极性后负极性各进行15次。
b）密封实验
实验办法见IEC137，套管应在表压力为0.2MPa内油压下维持1h。
c）热稳定实验
将套管下部浸入90℃±2℃变压器油中，向套管长期施加0.7 Um电压，套管tanδ应稳定，当介质损失角对于环境空气温度持续5h无明显上升趋势时，即以为套管已达到热稳定。
d）抗弯负荷耐受实验
实验办法按IEC137规定。
7.2.6 可见电晕和无线电干扰水平测量
在最大工作相电压下，户外晴天夜晚应无可见电晕，无线电干扰水平应不不不大于500mV 。
7.2.7 各继电器型式实验按关于继电器实验原则进行。
7.3 现场交接验收实验
现场交接验收实验在电抗器安装完毕后进行。实验时供方应派代表参加，所有实验成果均应符合产品技术规范。
油浸式并联电抗器现场交接验收实验项目涉及下列内容：
a）测量绕组连同套管直流电阻
b） 测量绕组连同套管绝缘电阻，吸取比或极化指数
c） 测量绕组连同套管介质损耗角正切值tanδ
d） 测量与铁芯绝缘各紧固件绝缘电阻
e） 绝缘油实验
f） 套管实验
g） 绕组连同套管交流耐压实验
h） 额定电压下冲击合闸实验
i） 谐波电流测量
j）测定噪音
k）测量箱壳振动
l） 箱壳表面温度分布测量
m）所有测量、保护和监测装置校验
7.3.1 测量绕组连同套管直流电阻
按GB1094.1第10.2条规定执行，可用电桥法或电流电压法。
绕组直流电阻测量应在整个绕组上进行，测量时要用直流，必要在直流电流稳定后才干测量。
应符合下列规定：
a）实测值与出厂值变化规律应一致；
b）直流电阻与同温下产品出厂值比较相应变化不应不不大于2％；
c）绕组电阻与每相并联电抗器之间差不应不不大于三个单相电抗器绕组电阻平均值2％。
7.3.2 绕组连同套管绝缘电阻、吸取比或极化指数测量
参照GB50150—1991原则规定进行：
a）测定前被测绕组应充分放电；
b）绕组对地绝缘电阻用5000V兆欧表测量，从第一分钟到第十分钟，以一分钟为一阶段，记录第一阶段第十五秒钟和后来每一分钟绝缘电阻；
c） 测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近；
d） 尽量在油温低于50℃时测量。
应符合下列规定：
绝缘电阻值不应低于出厂实验值70％；
当测量温度与出厂实验时温度不符合时，按GB50150—1991表6.0.5换算到同一温度时数值进行比较；
吸取比与出厂实验时相比无明显差别，吸取比不应不大于1.3或极化指数不不大于1.5。
7.3.3 测量绕组连同套管介质损耗角正切值tan
依照GB50150—1991，6.0.6规定进行。
测量绕组介质损耗角正切值应在油面温度10℃－40℃之间进行，用电桥测量。
应符合下列规定：
a） 绕组tan值不应不不大于产品出厂实验值130％；
b）当测量时温度与产品出厂实验温度不符合时，按GB50150－1991表6.0.6换算到同一温度时数值进行比较。
7.3.4 与铁心绝缘各紧固件绝缘电阻测量
进行器身检查电抗器，应测量可接触到螺栓、铁轭夹件对铁轭、铁芯、油箱绝缘电阻。
对不做器身检查电抗器，应通过接地端分别测量夹件对铁心、夹件和铁心对油箱绝缘电阻。
采用2500V或5000V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
7.3.5 绝缘油实验
按GB1094.1－1996和GB50150—1991原则进行。
应符合下列规定：
a）绝缘油实验类别应符合GB50150－1991中表19.0.2规定，实验项目及原则应符合GB50150－1991中表19.0.1规定；
b） 油中溶解气体色谱分析，应符合下述规定：
应在升压或冲击合闸前及额定电压下运营24h后，各进行一次电抗器器身内绝缘油油中溶解气体色谱分析，两次测得氢、乙炔、总烃含量无明显差别，实验应按国标《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行；
c）油中微量水含量不应不不大于10ppm；（注：ppm为体积比）
d）油中含气量测量，应在绝缘实验或第一次升压前取样测量油中含气量，其值不应不不大于1％。
7.3.6 套管实验
依照GB50150—1991原则进行。
实验项目有：测量绝缘电阻、测量tan和C。
测量主绝缘绝缘电阻用2500V或5000V兆欧表，绝缘电阻不应低于3000MΩ。对于电容型套管应测量“抽压小套管”对法兰绝缘电阻，采用2500V或5000V兆欧表测量，绝缘电阻不应低于3000MΩ。
测量介质损耗角正切值tan和电容值，在室温不低于10℃条件下套管介质损耗角正切值tan应不大于0.5%。电容型套管实测电容量值与出厂实验值相比，其差值应在±10％范畴内。
7.3.7 绕组连同套管交流耐压实验
参照GB50150—1991，DL/T596—1996规定，交流耐压实验应在其他实验和其他绝缘实验合格后进行。
a） 实验在末端进行；
b）实验电压为额定实验电压85%
实验电压为：185×85%≈158kV；
c）加压时间为1min，应无异常状况。
7.3.8 额定电压下冲击合闸实验
依照GB50150－1991原则规定，进行在额定电压下合闸实验。在额定电压下，对变电所及线路并联电抗器，连同线路冲击合闸实验，应进行5次，每次间隔时间为5min，应无异常现象。
7.3.9 谐波电流测量
电流中谐波含量测量必要在系统最高运营电压下进行，用谐波分析仪测量，各次谐波幅值均以基波分量百分数表达，同步还应测量施加电压谐波，（施加电压畸变系数不大于2％）。电抗器电流三次谐波分量最大容许峰值不不不大于基波值3％。
7.3.10 测定噪音
电抗器噪音应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应不不大于80dB(A)，测量办法和规定按GB/T7328－1987《变压器和电抗器声级测定》规定进行。实验中测量噪声时应测量离电抗器2m处噪声水平，并测量敏感地点实际噪声水平。
7.3.11 箱壳振动测量
按GB/T 10229－1988中10.14条规定进行。
箱壁振动（峰到峰位移）须在系统最高电压状况下测量，测量成果用振动波波峰主波峰高度来表达，最大值不超过100m。
7.3.12 箱壳表面温度分布测量
采用红外测温仪来测量箱壳表面温度分布，其温升不应不不大于77.5K(77.7)。
7.3.13 测量、保护和监测装置校验
测量、保护和监测装置，按各装置原则规定实验办法进行校验，应符合产品技术条件规定，其误差及其变差，均应在产品相应级别容许误差范畴内。