电力设备预防性试验作业规程.doc

电力设备预防性试验规程
第一章 范围
本标准要求了多种电力设备预防性试验项目、周期和要求，用以判定设备是否符合运行条件，预防设备损坏，确保安全运行。
本标准适适用于110kV及以下交流电力设备。
第二章 引用标准
下列标准所包含条文，经过在本标准中引用而组成为本标准条文。
GB 311.1－1997 高压输变电设备绝缘配合
GB 1094.1－1996 电力变压器 第一部分 总则
GB 1094.3－ 电力变压器 第3部分： 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB 1094.11— 电力变压器 第11部分：干式变压器
GB 1207— 电磁式电压互感器
GB 1208—1996 电流互感器
GB 1984— 高压交流断路器
GB 4703— 电容式电压互感器
GB 1985— 高压交流隔离开关和接地开关
GB 7330— 交流电力系统阻波器
GB/T 8287.1- 标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子 第1部分:瓷或玻璃绝缘子试验
GB 12022— 工业六氟化硫
GB/T 20876.2 标称电压大于1000V架空线路用悬浮式复合绝缘子原件 第2部分:尺寸和电气特征
GB 50150— 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T 474.5— 现场绝缘试验实施导则 第5部分:避雷器试验
DL/T 475— 接地装置特征参数测试导则
DL/T 555— 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则
DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
DL/T 620—1997 交流电气装置过电压保护和绝缘配合
DL/T 621—1997 交流电气装置接地
DL/T 627— 绝缘子常见温固化硅橡胶防污闪涂料
DL/T 664— 带电设备红外诊疗技术应用导则
DL/T 722— 变压器油中溶解气体分析和判定导则
DL/T 804— 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则
DL/T 864— 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
DL/T 911— 电力变压器绕组变形频率响应分析法
DL/T 1048— 标称电压高于1000V交流用棒形支柱复合绝缘子-定义、试验方法及验收规则
DL/T 1093— 电力变压器绕组变形电抗法检测判定导则
Q/GDW 168— 输变电设备状态检修试验规程
Q/GDW 407— 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则
Q/GDW 415— 电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规范
Q/GDW 515.1— 交流架空线路用绝缘子使用导则第1部分、玻璃绝缘子
Q/GDW 515.2— 交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子
国家电网企业 （(国家电网企业十八项电网关键反事故方法)（国家电网生计()400号）
第三章 定义、符号
（一） 预防性试验
为了发觉运行中设备隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行检验、试验或监测，也包含取油样或气样进行试验。
（二） 在线监测
在不影响设备运行条件下，对设备情况连续或定时进行监测，通常是自动进行。
(三)带电测量
对在运行电压下设备，采取专用仪器，由人员参与进行测量。
（四） 绝缘电阻
在绝缘结构两个电极之间施加直流电压值和流经该对电极泄流电流值之比。常见兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压1min时测得值。
（五）吸收比
在同一次试验中，1min时绝缘电阻值和15s时绝缘电阻值之比。
（六）极化指数
在同一次试验中，10min时绝缘电阻值和1min时绝缘电阻值之比。
（七） 本规程所用符号
Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)；
Um 设备最高电压；
U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体和金属套或金属屏蔽之间设计电压，U为导体和导体之间设计电压)；
U1mA 避雷器直流1mA下参考电压；
tgδ 介质损耗因数。
（八）家族缺点
经确定由设计、和/或材料、和/或工艺共性因数造成设备缺点为家族缺点。如出现这类缺点，含有同一设计、和/或材料、和/或工艺其它设备，不管目前是否可检出同类缺点，在这种缺点隐患被消除之前，全部称为有家族缺点。
第四章 总则
（一）设备巡检：在设备运行期间，按要求巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应包含设备技术文件尤其提醒其它巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档统计。
在雷雨季节前，大风、降雨(雪、冰雹)、沙尘暴以后，应对相关设备加强巡检；新投运设备、对关键部件或主体进行解体性检修后重新投运设备，宜加强巡检；日最高气温35℃以上或大负荷期间，宜加强红外测温。
（二）试验结果应和该设备历次试验结果相比较，和同类设备试验结果相比较，参摄影关试验结果，依据改变规律和趋势，进行全方面分析后做出判定。
（三）碰到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对关键设备需经上一级主管部门审查同意后实施；对其它设备可由本单位总工程师审查同意后实施。
（四） 110kV以下电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊要求者除外)。110kV及以上电力设备，在必需时应进行耐压试验。
50Hz交流耐压试验，加至试验电压后连续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压试验试验电压施加时间在相关设备试验要求中要求。
非标准电压等级电力设备交流耐压试验值，可依据本规程要求相邻电压等级按插入法计算。
充油电力设备在注油后应有足够静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂要求，则应依据设备额定电压满足以下要求：
500kV ＞72h, 220及330kV ＞48h, 110kV及以下＞24h  （五） 进行耐压试验时，应尽可能将连在一起多种设备分离开来单独试验(制造厂装配成套设备不在此限)，但同一试验电压设备能够连在一起进行试验。已经有单独试验统计若干不一样试验电压电力设备，在单独试验有困难时，也能够连在一起进行试验，此时，试验电压应采取所连接设备中最低试验电压。
（六）当电力设备额定电压和实际使用额定工作电压不一样时，应依据下列标正确定试验电压：
一、 当采取额定电压较高设备以加强绝缘时，应根据设备额定电压确定其试验电压；
二、 采取额定电压较高设备作为代用设备时，应根据实际使用额定工作电压确定其试验电压；
三、 为满足高海拔地域要求而采取较高电压等级设备时，应在安装地点按实际使用额定工作电压确定其试验电压。
（七） 在进行和温度和湿度相关多种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tgδ、泄漏电流等)时，应同时测量被试品温度和周围空气温度和湿度。
进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好天气进行，且空气相对湿度通常不高于80%。
（八）在进行直流高压试验时，应采取负极性接线。
（九）如产品国家标准或行业标准有变动，实施本规程时应作对应调整。
（十） 如经实用考评证实利用带电测量和在线监测技术能达成停电试验效果，经同意能够不做停电试验或合适延长周期。
第五章、同时发电机
（一） 容量为4000kW及以上同时发电机试验项目、周期和要求见表1，4000kW以下者可参考实施。
表 1 容量为4000kW及以上同时发电机试验项目、周期和要求
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)1年或小修时
2)大修前、后
1)绝缘电阻值自行要求。若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值1/3以下时，应查明原因
2)各相或各分支绝缘电阻值差值不应大于最小值100%
3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；
1)额定电压为1000V以上者，采取2500V兆欧表，量程通常不低于10000MΩ

2
定子绕组直流电阻
1)大修时
2)出口短路后
水轮发电机各相或各分支直流电阻值，在校正了因为引线长度不一样而引发误差后相互间差异和和首次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值1%。超出要求者，应查明原因
1)在冷态下测量，绕组表面温度和周围空气温度之差不应大于±3℃

3
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
1)1年或小修时
2)大修前、后
3)更换绕组后
1)试验电压以下：
1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。 2)试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min
3)不符合2)、3)要求之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行
4)泄漏电流随电压不成百分比显著增加时，应注意分析
5)试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采取低压屏蔽法接线；汇水管直接接地者，应在不通水和引水管吹净条件下进行试验。冷却水质应透明纯净，无机械混杂物，导电率在水温20℃时要求：对于开启式水系统小于5.0×102μS/m；对于独立密闭循环水系统为1.5×102μS/m
全部更换定子绕组并修好后
3.0Un
局部更换定子绕组并修好后
2.5Un
大修前
运行20年及以下者
2.5Un
运行20年以上和架空线直接连接者
2.5Un
运行20年以上不和架空线直接连接者
(2.0～2.5)Un
小修时和大修后
2.0Un
2)在要求试验电压下，各相泄漏电流差异不应大于最小值100%；最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值和历次试验结果比较，不应有显著改变
3)泄漏电流不随时间延长而增大
4
定子绕组交流耐压试验
1)大修前
2)更换绕组后
1)全部更换定子绕组并修好后试验电压以下：
1)应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷状态下进行。
2)水内冷电机通常应在通水情况下进行试验，进口机组按厂家要求，水质要求同本表序号3说明5)
3)有条件时，可采取超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值1.2倍
4)全部或局部更换定子绕组工艺过程中试验电压见附录A
容 量
kW或kVA
额定电压Un
V
试验电压V
小于10000
36以上
2 Un +1000但最低为
1500
10000及以上
6000以下
2.5 Un
6000～18000
2 Un +3000
18000以上
按专门协议
2)大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为：
运行20年及以下者
1.5 Un
运行20年以上和架空线路直接连接者
1.5 Un
运行20年以上不和架空线路直接连接者
(1.3～1.5) Un
5
转子绕组绝缘电阻
1)小修时
2)大修中转子清扫前、后
1)绝缘电阻值在室温时通常大于0.5MΩ

1)采取1000V兆欧表测量。
2)对于300MW以下隐极式电机，当定子绕组已干燥完成而转子绕组未干燥完成，假如转子绕组绝缘电阻值在75℃时大于2kΩ，或在20℃时大于20kΩ，许可投入运行

6
转子绕组直流电阻
大修时
和首次(交接或大修)所测结果比较，其差异通常不超出2%
1)在冷态下进行测量
2)显极式转子绕组还应对各磁极线圈间连接点进行测量
7
转子绕组交流耐压试验
1)显极式转子大修时和更换绕组后
2)隐极式转子拆卸套箍后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后
试验电压以下：
1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表测绝缘电阻替换
2)隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍耐压试验。试验时将转子绕组和轴连接，在铝鞍上加电压V
3)全部更换转子绕组工艺过程中试验电压值按制造厂要求
显极式和隐极式转子全部更换绕组并修好后
额定励磁电压500V及以下者为10Un，但不低于1500V；500V以上者为2 Un +4000V

显极式转子大修时及局部更换绕组并修好后
5Un,但不低于1000V，小于V

隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后
5Un,但不低于1000V，小于V

8
发电机和励磁机励磁回路所连接设备(不包含发电机转子和励磁机电枢)绝缘电阻
1)小修时
2)大修时
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，不然应查明原因并消除
1)小修时用1000V兆欧表
2)大修时用2500V兆欧表
9
发电机和励磁机励磁回路所连接设备(不包含发电机转子和励磁机电枢)交流耐压试验
大修时
试验电压为1kV
可用2500V兆欧表测绝缘电阻替换
10
定子铁芯试验
1)重新组装或更换、修理硅钢片后
2)必需时
1)磁密在1T下齿最高温升小于25K，齿最大温差小于15K，单位损耗小于1.3倍参考值，在1.4T下自行要求
2)单位损耗参考值见附录A
3)对运行年久电机自行要求
1)在磁密为1T下连续试验时间为90min,在磁密为1.4T下连续时间为45min。对直径较大水轮发电机试验时应注意校正因为磁通密度分布不均匀所引发误差
2)用红外热像仪测温
11
发电机组和励磁机轴承绝缘电阻
大修时
1) 立式水轮发电机组推力轴承每一轴瓦不得低于100MΩ；油槽充油并顶起转子时，不得低于0.3MΩ
2)全部类型水轮发电机，凡有绝缘导轴承，油槽充油前，每一轴瓦不得低于100MΩ

12
灭磁电阻器(或自同期电阻器)直流电阻
大修时
和铭牌或最初测得数据比较，其差异不应超出10%

13
灭磁开关并联电阻
大修时
和初始值比较应无显著差异
电阻值应分段测量
14
转子绕组交流阻抗和功率损耗
大修时
阻抗和功率损耗值自行要求。在相同试验条件下和历年数值比较，不应有显著改变
1)隐极式转子在膛外或膛内和不一样转速下测量。显极式转子对每一个转子绕组测量
2)每次试验应在相同条件、相同电压下进行，试验电压峰值不超出额定励磁电压(显极式转子自行要求)
3)本试验可用动态匝间短路监测法替换
15
检温计绝缘电阻和温度误差检验
大修时
1)绝缘电阻值自行要求
2)检温计指示值误差不应超出制造厂要求
1)用250V及以下兆欧表
2)检温计埋入定子绕组
16
定子槽部线圈防晕层对地电位
必需时
小于10V
1)运行中检温元件电位升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量
2)试验时对定子绕组施加额定交流相电压值，用高内阻电压表测量绕组表面对地电压值
3)有条件时可采取超声法探测槽放电
17
汽轮发电机定子绕组引线自振频率
必需时
自振频率不得介于基频或倍频±10%范围内

18
定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量
1)投产后
2)第一次大修时
3)必需时
1)直流试验电压值为Un
2)测试结果通常小于下表中值
1)可在通水条件下进行试验，以发觉定子接头漏水缺点
2)尽可能在投产前进行，若未进行则投产后应立即安排试验
手包绝缘引线接头，
20μA；100MΩ电阻上电压降值为V

端部接头(包含引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块
30μA；100MΩ电阻上电压降值为3000V

19
轴电压
大修后
1)水轮发电机不作要求
测量时采取高内阻(大于100kΩ/V)交流电压表
20
定子绕组绝缘老化判定
累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时
见附录A
新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，取得初始值
21
空载特征曲线
1)大修后
2)更换绕组后
1)和制造厂(或以前测得)数据比较，应在测量误差范围以内
2)在额定转速下定子电压最高值：
水轮发电机为1.5 Un(以不超出额定励磁电流为限)
3)对于有匝间绝缘电机最高电压时连续时间为5min
1)新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器1.3 Un空载特征曲线试验；通常性大修时能够带主变压器试验
22
三相稳定短路特征曲线
1)更换绕组后
2)必需时
和制造厂出厂(或以前测得)数据比较，其差异应在测量误差范围以内
1)新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器三相稳定短路特征曲线试验
23
发电机定子开路时灭磁时间常数
更换灭磁开关后
时间常数和出厂试验或更换前相比较应无显著差异

24
检验相序
改动接线时
应和电网相序一致

25
温升试验
1)定、转子绕组更换后
2)冷却系统改善后
3)第一次大修前
4)必需时
应符合制造厂要求
如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度方法进行校核

（二） 各类试验项目：
定时试验项目见表1中序号1、3。
大修前试验项目见表1中序号1、3、4。
大修时试验项目见表1中序号2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。
大修后试验项目见表1中序号1、3、19、21。
（三） 相关定子绕组干燥问题要求。
一、发电机大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上定子绕组绝缘情况应满足下列条件，而容量为10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，能够不经干燥投入运行：
一)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得吸收比大于1.3或极化指数大于1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比大于1.6或极化指数大于2.0。水内冷发电机吸收比和极化指数自行要求。
二)在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值大于(Un+1)MΩ(取Un千伏数，下同)，分相试验时，大于2(Un+1)MΩ。若定子绕组温度不是40℃，绝缘电阻值应进行换算。
二、运行中发电机和同时调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有显著进水或严重油污(尤其是含水油)外，满足上述条件时，通常可不经干燥投入运行。
（一） 电力变压器试验项目、周期和要求见表2。
表 2 电力变压器试验项目、周期和要求
序 号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
油中溶解气体色谱分析
1) 8MVA以下油浸式变压器自行要求
2)大修后
3)必需时
1)烃类气体总和产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常

1)总烃包含：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2)新投运变压器应有投运前测试数据
3)测试周期中1)项要求适适用于大修后变压器
2
绕组直流电阻
1)1～3年或自行要求
2)无励磁调压变压器变换分接位置后
3)大修后
4)必需时

1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间差异不应大于三相平均值2%。
2)1.6MVA及以下变压器，相间差异通常小于三相平均值4%，线间差异通常小于三相平均值2%
3)和以前相同部位测得值比较，其改变不应大于2%

1)如电阻相间差在出厂时超出要求，制造厂已说明了这种偏差原因，按要求中3)项实施
2)不一样温度下电阻值按下式换算

式中R1、R2分别为在温度t1、t2时电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225
3)无励磁调压变压器应在使用分接锁定后测量
3
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)1～3年或自行要求
2)大修后
3)必需时
1)绝缘电阻换算至同一温度下，和前一次测试结果相比应无显著改变
2)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5
1)采取2500V或5000V兆欧表
2)测量前被试绕组应充足放电
3)测量温度以顶层油温为准，尽可能使每次测量温度相近
4)尽可能在油温低于50℃时测量，不一样温度下绝缘电阻值通常可按下式换算

式中R1、R2分别为温度t1、t2时绝缘电阻值
5)吸收比和极化指数不进行温度换算
4
绕组tgδ
1)1～3年或自行要求
2)大修后
3)必需时
1)20℃时tgδ小于下列数值：
330～500kV 0.6%
66～220kV 0.8%
35kV及以下 1.5%
2)tgδ值和历年数值比较不应有显著改变(通常小于30%)
3)试验电压以下：
1)非被试绕组应接地或屏蔽
2) 同一变压器各绕组tgδ要求值相同
3)测量温度以顶层油温为准，尽可能使每次测量温度相近
4)尽可能在油温低于50℃时测量，不一样温度下tgδ值通常可按下式换算

式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时tgδ值
绕组电压10kV及以上
10kV
绕组电压10kV以下
Un
4)用M型试验器时试验电压自行要求
5
电容型套管tgδ和电容值
1)1～3年或自行要求
2)大修后
3)必需时
见第9章
1)用正接法测量
2)测量时统计环境温度及变压器(电抗器)顶层油温
6
绝缘油试验
1)1～3年或自行要求
2)大修后
3)必需时
见第12章
7
交流耐压试验
1) 1～5年(10kV及以下)
2)大修后(66kV及以下)
3)更换绕组后
4)必需时
1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定时试验按部分更换绕组电压值)
2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定时试验时，按出厂试验电压值0.85倍
1)可采取倍频感应或操作波感应法
2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不含有时，可只进行外施工频耐压试验

8
铁芯(有外引接地线)绝缘电阻
1)1～3年或自行要求
2)大修后
3)必需时
1)和以前测试结果相比无显著差异
2)运行中铁芯接地电流通常小于0.1A
1)采取2500V兆欧表(对运行年久变压器可用1000V兆欧表)
2)夹件引出接地可单独对夹件进行测量
9
穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等绝缘电阻
1)大修后
2)必需时
220kV及以上者绝缘电阻通常不低于500MΩ，其它自行要求
1)采取2500V兆欧表(对运行年久变压器可用1000V兆欧表)
2)连接片不能拆开者可不进行
10
油中含水量
见第12章
11
油中含气量
见第12章
12
绕组泄漏电流
1)1～3年或自行要求
2)必需时
1)试验电压通常以下：
读取1min时泄漏电流值
绕组额定电压kV
3
6～10
20～35
66～330
500

直流试验电压kV
5
10
20
40
60
2)和前一次测试结果相比应无显著改变

13
绕组全部分接电压比
1)分接开关引线拆装后
2)更换绕组后
3)必需时
1)各对应接头电压比和铭牌值相比，不应有显著差异，且符合规律
2)电压35kV以下，电压比小于3变压器电压比许可偏差为±1%；其它全部变压器：额定分接电压比许可偏差为±0.5%，其它分接电压比应在变压器阻抗电压值(%)1/10以内，但不得超出±1%

14
校核三相变压器组别或单相变压器极性
更换绕组后
必需和变压器铭牌和顶盖上端子标志相一致

15
空载电流和空载损耗
1)更换绕组后
2)必需时
和前次试验值相比，无显著改变
试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值(如制造厂提供了较低电压下值，可在相同电压下进行比较)
16
短路阻抗和负载损耗
1)更换绕组后
2)必需时
和前次试验值相比，无显著改变
试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定值或较低电流值(如制造厂提供了较低电流下测量值，可在相同电流下进行比较)
17
局部放电测量
1)大修后(220kV及以上)
2)更换绕组后(220kV及以上、120MVA及以上)
3)必需时
1)在线端电压为时，放电量通常小于500pC；在线端电压为时，放电量通常小于300pC
2)干式变压器按GB6450要求实施
1)试验方法符合GB1094.3要求
2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，通常性大修后试验可自行要求

18
测温装置及其二次回路试验
1)1～3年
2)大修后
3)必需时
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻通常不低于1MΩ
测量绝缘电阻采取2500V兆欧表
19
气体继电器及其二次回路试验
1)1～3年(二次回路)
2)大修后
3)必需时
整定值符合运行规程要求，动作正确
绝缘电阻通常不低于1MΩ
测量绝缘电阻采取2500V兆欧表
20
压力释放器校验
必需时
动作值和铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂要求

21
整体密封检验
大修后
1)35kV及以下管状和平面油箱变压器采
用超出油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油箱和有散热器油箱采取超出油枕顶部0.3m油柱试验(约2.5kPa压力)，试验
时间12h无渗漏
2)110kV及以上变压器，在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验连续时间24h无渗漏

试验时带冷却器，不带压力释放装置
22
冷却装置及其二次回路检验试验
1)自行要求
2)大修后
3)必需时
1)投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏
2)强油水冷装置检验和试验，按制造厂要求
3)绝缘电阻通常不低于1MΩ
测量绝缘电阻采取2500V兆欧表
23
套管中电流互感器绝缘试验
1)大修后
2)必需时
绝缘电阻通常不低于1MΩ
采取2500V兆欧表
24
全电压下空载合闸
更换绕组后
1)全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min
2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min

1) 在使用分接上进行
2)110kV及以上变压器中性点接地
25
阻抗测量
必需时
和出厂值相差在±5%，和三相或三相组平均值相差在±2%范围内

26
振动
必需时
和出厂值比不应有显著差异

27
噪声
必需时
和出厂值比不应有显著差异
按GB7328要求进行
28
油箱表面温度分布
必需时
局部热点温升不超出80K

（二） 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值见表3。
（三） 油浸式电力变压器(1.6MVA以上)
一、 定时试验项目
见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12、18、19、20、23。
二、 大修试验项目
表 3 电力变压器交流试验电压值及操作波试验电压值
额定电压
kV
最高工作
电 压
kV
线端交流试验电压值
kV
中性点交流试验电压值
kV
线端操作波试验电压值
kV
全部更换绕组
部分更换绕组
全部更换绕组
部分更换绕组
全部更换绕组
部分更换绕组
＜1
≤1
3
2.5
3
2.5
—
—
3
3.5
18
15
18
15
35
30
6
6.9
25
21
25
21
50
40
10
11.5
35
30
35
30
60
50
15
17.5
45
38
45
38
90
75
20
23.0
55
47
55
47
105
90
35
40.5
85
72
85
72
170
145
66
72.5
140
120
140
120
270
230
110
126.0
200
170
(195)
95
80
375
319

220
252.0

360
395
306
336
85
(200)
72
(170)
750
638
330
363.0

460
510
391
434
85
(230)
72
(195)
850
950
722
808
500
550.0

630
680
536
578
85
140
72
120
1050
1175
892
999
注：1 括号内数值适适用于不固定接地或经小电抗接地系统；
2 操作波波形为：波头大于20μS，90%以上幅值连续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。
一)通常性大修见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24。
二)更换绕组大修见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16、17、18、19、20、22、23、24、25。
四、油浸式电力变压器(1.6MVA及以下)
一）定时试验项目见表2中序号2、3、4、5、6、7、8、19、20，其中4、5项适适用于35kV及以上变电所用变压器。
二）大修试验项目见表2中序号2、3、4、5、6、7、8、9、13、14、15、16、19、20、22，其中13、14、15、16适适用于更换绕组时，4、5项适适用于35kV及以上变电所用变压器。
五、干式变压器
一）定时试验项目见表4中序号2、3、7、19。
二）更换绕组大修试验项目见表2中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适适用于浇注型干式变压器。
六、接地变压器
一）定时试验项目见表2中序号3、6、7。
二）大修试验项目见表2中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适适用于更换绕组时进行。
七、判定故障时可供选择试验项目
本条关键针对容量为1.6MVA以上变压器，其它设备可作参考。
一)当油中气体分析判定有异常时可选择下列试验项目：
——绕组直流电阻
——铁芯绝缘电阻和接地电流
——空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分析及局部放电检测仪监视
——长时间负载(或用短路法)试验，用油中气体色谱分析监视
——绝缘特征(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油击穿电压、tgδ
——绝缘油含水量
——局部放电(可在变压器停运或运行中测量)
——绝缘油中糠醛含量
——耐压试验
——油箱表面温度分布和套管端部接头温度
二)气体继电器报警后，进行变压器油中溶解气体和继电器中气体分析。
三)变压器出口短路后可进行下列试验：
——油中溶解气体分析
——绕组直流电阻
——短路阻抗
——绕组频率响应
——空载电流和损耗
四)判定绝缘受潮可进行下列试验：
——绝缘特征(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV)
——绝缘纸含水量
五)判定绝缘老化可进行下列试验：
——油中溶解气体分析(尤其是CO、CO2含量及改变)
——绝缘油酸值
——油中糠醛含量
——油中含水量
——绝缘纸或纸板聚合度
六)振动、噪音异常时可进行下列试验：
——振动测量
——噪声测量
——油中溶解气体分析
——阻抗测量
七、互感器
<一>电流互感器
一 )电流互感器试验项目、周期和要求，见表4。
表4 电流互感器试验项目、周期和要求
序 号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
绕组及末屏绝缘电阻
1)投运前
2)1～3年
3)大修后
4)必需时
1)绕组绝缘电阻和初始值及历次数据比较，不应有显著改变
2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻通常不低于1000MΩ
采取2500V兆欧表
2
tgδ及电容量
1)投运前
2)1～3年
3)大修后
4)必需时
1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中数值，且和历年数据比较，不应有显著改变：
1)主绝缘tgδ试验电压为10kV，末屏对地tgδ试验电压为2kV
2)油纸电容型tgδ通常不进行温度换算，当tgδ值和出厂值或上一次试验值比较有显著增加时，应综合分析tgδ和温度、电压关系，当tgδ随温度显著改变或试验电压由10kV升到时，tgδ增量超出±0.3%，不应继续运行
3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量

电压等级
kV
20～35
66～110
220
330～500
大
修
后
油纸电容型
充油型
胶纸电容型
—
3.0
2.5
1.0
2.0
2.0
0.7
—
—
0.6
—
—

运
行
中
油纸电容型
充油型
胶纸电容型
—
3.5
3.0
1.0
2.5
2.5
0.8
—
—
0.7
—
—
2)电容型电流互感器主绝缘电容量和初始值或出厂值差异超出±5%范围时应查明原因
3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值小于2%
3
油中溶解气体色谱分析
1)投运前
2)1～3年
(66kV及以上)
3)大修后
4)必需时
油中溶解气体组分含量(体积分数)超出下列任一值时应引发注意：
总烃 100×10-6
H2 150×10-6
C2H2 2×10-6(110kV及以下)
1×10-6(220～500kV)
1)新投运互感器油中不应含有C2H2
2)全密封互感器按制造厂要求(假如有)进行
4
交流耐压试验
1)1～3年
(20kV及以下)
2)大修后
3)必需时
1)一次绕组按出厂值85%进行。出厂值不明按下列电压进行试验：

电压等级
kV
3
6
10
15
20
35
66
试验电压
kV
15
21
30
38
47
72
120
2)二次绕组之间及末屏对地为2kV
3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行
5
局部放电测量
1)大修后
2)必需时
1) 固体绝缘互感器在电压为时，放电量小于100pC，在电压为1.1Um时(必需时)，放电量小于500pC
2)110kV及以上油浸式互感器在电压为时，放电量小于20pC
试验按GB5583进行
6
极性检验
1)大修后
2)必需时
和铭牌标志相符

7
各分接头变比检验
1)大修后
2)必需时
和铭牌标志相符
更换绕组后应测量比值差和相位差
8
校核励磁特征曲线
必需时
和同类型互感器特征曲线或制造厂提供特征曲线相比较，应无显著差异
继电保护有要求时进行
9
密封检验
1)大修后
2)必需时
应无渗漏油现象
试验方法按制造厂要求
10
一次绕组直流电阻测量
1)大修后
2)必需时
和初始值或出厂值比较，应无显著差异

11
绝缘油击穿电压
1)大修后
2)必需时
见第12章

注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存新设备投运之前。
二）各类试验项目