宁夏宝丰能源集团有限公司高压电气设备试验规程(下发版).docx

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交流高压电气设备试验规程

(2010年版)

2013年6月15日 发布

宁夏宝丰能源集团有限公司 发 布

目 录
1 范围 2
2 规范性引用文件 2
3 定义、符号 3
4 总则 4
5 电力变压器及电抗器 7
6 互感器 21
7 高压套管 33
8 开关设备 36
9 电容器 47
10 过电压保护器 52
11 电力电缆 61
12 接地装置 65
13 支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV涂料 67
14 变电站设备外绝缘、母线及引流线 75
15 二次回路 77
16 1 kV 及以下的配电装置和馈电线路 78
17 1 kV以上的架空电力线路及线路阻波器 78
18 绝缘油试验 81
19 SF6气体 84
附录A（规范性附录）状态量显著性差异分析法 86
附录B（规范性附录）变压器线间电阻到相绕组电阻的换算方法 87
附录C（规范性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 87
附录D（规范性附录）高压电气设备的交流能源试验电压标准 87
附录E（规范性附录）气体绝缘设备老练试验方法 89
附录F（规范性附录）抽检试验抽样规则 91
附录G（规范性附录）断路器操作机构的试验 92
附录H（规范性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 94
附录I（规范性附录）橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 95
附录J（规范性附录）橡塑电缆附件中金属层的接地方法 95
附录K（规范性附录）高压支柱瓷绝缘子的外观检查要求 95
附录L（规范性附录）高压支柱瓷绝缘子超声探伤检测方法及判断依据 98
附录M（规范性附录）复合绝缘子和R防污闪涂料憎水性测量方法及判断准则 98
附录N（参考的附录）旋转电机 101
附录O（参考的附录）同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗 110
附录P（参考的附录）封闭母线 120
附录Q（参考的附录）电除尘 120

范围
本试验规程规定了宁夏宝丰能源集团公司电网中各类高压电气设备投运前试验，以及运行中的巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求，用以判断设备是否符合运行条件，保证安全运行，适用于宁夏宝丰能源集团公司所管辖的110kV及以下电压等级的交流电气设备。
《宁夏宝丰能源集团公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）》引自《宁夏电力公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）》自2013年6月5日起实施。原《宁夏电力电气设备预防性试验实施规程（2006年版）》、《宁夏电力公司输变电设备状态检修试验实施规程（2008年版）》同时作废，公司所属各单位自行制定的相关规程规定，凡涉及交流高压电气设备试验的项目、周期和技术要求等，如与本规程有抵触，应以《宁夏宝丰能源集团公司交流高压电气设备试验规程（2010年版）》为准。
规范性引用文件
下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本标准的条文。在本规程出版时，所示标准版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB 311.1－1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB 1094.1－1996 电力变压器 第一部分 总则
GB 1094.3－2003 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—2007 电力变压器 第11部分：干式变压器
GB 1207—2006 电磁式电压互感器
GB 1208—1996 电流互感器
GB 1984—2003 高压交流断路器
GB 4703—2007 电容式电压互感器
GB 1985—2004 高压交流隔离开关和接地开关
GB 7330—2008 交流电力系统阻波器
GB/T 8287.1-2008 标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子 第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验
GB 12022—2006 工业六氟化硫
GB/T 20840.7—2007 互感器 第7部分:电子式电流互感器
GB/T 20840.8—2007 互感器 第8部分:电子式电流互感器
GB/T 20876.2 标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件 第2部分:尺寸和电气特性
GB 50150—2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T 474.5—2006 现场绝缘试验实施导则 第5部分:避雷器试验
DL/T 475—2006 接地装置特性参数测试导则
DL/T 555—2004 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 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T 621—1997 交流电气装置的接地
DL/T 627—2004 绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料
DL/T 664—2008 带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T 804—2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则
DL/T 864—2003 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—2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T 1048—2007 标称电压高于1000V的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—2008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程
Q/GDW 407—2010 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则
Q/GDW 415—2010 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—2010 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—2010 交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子
国家电网公司 （协调统一基建类和生产类标准差异条款(变电部分)(办基建200820号)
国家电网公司 （(国家电网公司十八项电网重点反事故措施)（国家电网生计(2005)400号）
定义、符号
3.1 定义
3.1.1 状态检修Condition-based Maintenance
状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。
3.1.2 设备状态Equipment Condition Indicators
直接或间接表征设备状态的各信息，如数据、声音、图像现象等。
3.1.3 投运前试验Exam before Operation
新安装完毕，经过A级或B级检修的设备应进行的试验。
3.1.4 例行检查Routine Maintenance
定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维护，如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。
3.1.5 巡检Routine Inspection
为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。
3.1.6 例行试验Routine Test
为获取设备状态，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的各种带电检测盒停电试验。需要设备退出运行才能进行的试验称停电例行试验。
3.1.7 诊断性试验 Diagnostic Test
巡检、在线监测例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行时间了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。
3.1.8 在线测试 Online Monitoring
在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。
3.1.9 带电检测 Energized Test
对在运行电压下的设备，采用专业仪器，由人员参与进行的测试。
3.1.10 初值 Initial Value
指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、投运前试验值、早期试验值。初始值定义为：（当前测量值-初值）/初值*100%。
3.1.11 注意值 Attention Value
状态量达到该数值时，设备可能存在或发展为缺陷。
3.1.12 警示值 Warning Value
状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为事故。
3.1.13 家族缺陷 Family Defect
经确认由设计、和/或材料、和/或工艺共性因数导致的设备缺陷为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材料、和/或工艺的其他设备，不论当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族缺陷。
3.1.14 不良工况 Undesirable Service Condition
设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。
3.1.15 基准周期 Benchmark Interval
本规程规定的巡检周期和例行试验周期。
3.1.16 轮试 In Turn Testing
对于数量较多的同厂同型设备，如例行试验项目的周期为2年及以上，宜在周期内逐年分批进行，这一方式称为轮试。
3.1.17 老旧设备 Old & Aged Equipment
一般指运行年限在20年及以上的设备。
3.1.18 U0/U
电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压)
3.1.19 Un
设备额定电压
3.1.20 Um
设备最高工作电压有效值
U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压
tanδ 介质损耗因数
总则
4.1 设备巡检
在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其他巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。
在雷雨季节前，大风、降雨(雪、冰雹)、沙尘暴之后，应对相关设备加强巡检；新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，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。
4.2 试验分类和说明
4.2.1 试验分类
本规程将试验分为投运前试验、例行试验和诊断性试验。投运前试验对新安装完毕以及经过A级、B级检修的设备进行。例行试验和诊断性试验对运行中设备进行，例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择的进行。
4.2.2 试验说明
4.2.2.1 若存在设备技术文件要求但本规程未涵盖的检查和试验项目，按设备技术文件要求进行；若设备技术文件要求与本规程要求不一致，按严格要求执行。
4.2.2.2 关于投运前试验的特殊规定:
1) 新安装完毕及经过A级检修后设备的投运前试验应按本规程所列的全部投运前试验项目进行。
2) 经过A级检修后设备的投运前试验项目应根据检修所涉及的范围进行选择。
3) 110kV及以上充油或充气设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投入运行前应按标准中规定的试验项目进行试验。35kV及以下设备按1年执行。
4.2.2.3 关于例行试验的特殊规定:
1) 110/66KV及以上电压等级新设备，基准周期为3年的例行试验项目，设备投运满1年时应进行。
2) 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新设备，投运前应按本规程投运前试验要求进行试验。
4.2.2.4 除特别说有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10KV。
4.2.2.5 在进行与温度和湿度有关的各种试验时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电气设备是否可以运行。必要时，在温度、湿度达到要求的条件下，应安排复测。
4.2.2.6 在进行直流高压试验时应采取负极性接线。
4.2.2.7 如不拆引线不影响对试验结果的判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。
4.2.2.8 关于交流耐压试验的规定:
1) 50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其它耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。
2) 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。
3) 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：110 kV及以下设备静置时间大于24h。
4) 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。
5) 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压：
a) 当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
b) 为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。
4.2.2.9 测量绝缘时采用兆欧表的电压等级级量程，在本规程未作特殊规定时，应按下列规定执行
1) 100V以下的电气设备或回路，采用250V且量程为50MΩ及以上兆欧表。
2) 500V以下至100V的电气设备或回路,采用500V且量程为2000MΩ及以上兆欧表。
3）3000V以下至500V的电气设备或回路，采用1000V且量程为2000MΩ及以上兆欧表。
4) 10000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V且量程为10000MΩ及以上兆欧表。
5) 10000V以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V且量程为10000MΩ及以上兆欧表。
4.3 设备状态量的评价和处理原则
4.3.1 设备状态评价原则
设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等信息，包括其现象强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。
4.3.2 注意值处理原则
有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在运行的设备应加强跟踪监测；对于停电设备，如怀疑属于严重缺陷，不宜投入运行。
4.3.3 警示值处理原则
有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运行的设备应尽快安排停电试验；对于停电设备，消除此隐患之前，一般不应投入运行。
4.3.4 状态量的显著性差异分析
在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进行显著性差异分析，分析方法见附录A。
4.3.5 易受环境影响状态量的纵横比分析
本方法可作为辅助分析手段。如a、b、c、三相(设备)的上次试验值和当前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2，在分析设备a当前试验值a2是否正常时，根据a2/(b2+c2)与a1/(b1+c1)相比有无明显差异进行判断，一般不超过±3%可判为正常。
4.4 基于设备状态的周期调整:
4.4.1 周期的调整
本规程给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验，其周期可以依据设备状态评价结果、地域环境、电网结构等特点。在基准周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一般不小于1年，也不大于本规程所列基准周期的1.5倍。35KV及以下电压等级设备运行后的停电例行试验的周期不得延长。
4.4.2 可延迟试验的条件
符合以下各项条件的设备，110/66KV及以上电压等级设备的停电例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1-2个年度:
1) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常。
2) 带电检测、在线监测(如有)可靠的显示设备状态良好。
3) 上次例行试验与前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异。
4) 没有任何能危及设备安全运行的家族缺陷。
5) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。
4.4.3 需提前试验的情形有下列情形之一的设备，需提前或尽快安排例行/诊断性试验:
1) 巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致。
2) 带电检测、在线监测(如有)显示设备状态不良。
3) 以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势;或者接近注意值或警示值。
4) 存在重大家族缺陷。
5) 经受了较为严重的不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质损害。如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。
4.4.4 解体性检修的适用原则
存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或主体进行解体性检修，不适宜解体性检修的应予以更换。
1) 例行或诊断性试验表明，存在重大缺陷的设备。
2) 受重大家族缺陷警示，为消除隐患，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备。
3) 依据设备技术文件之推荐或运行经验，需对核心部件或主体进行解体性检修的设备。
5 电力变压器、电抗器及消弧线圈
电力变压器的试验项目，应包括下列内容：
1、 绝缘油试验；
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、 额定电压下的冲击合闸试验；
14、 检查相位；
注：除条文内规定的原因外，各类变压器试验项目应按下列规定进行：
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、13、14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、13、14款的规定进行；
3、 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准互感器的试验项目进行试验。
4、 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。
电抗器及消弧线圈的试验项目，应包括下列内容：
1 测量绕组连同套管的直流电阻；
2 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
3 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ；
4 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
5 绕组连同套管的交流耐压试验；
6 测量与铁心绝缘的各紧固件的绝缘电阻；
7 绝缘油的试验；
8 非纯瓷套管的试验；
9 额定电压下冲击合闸试验；
注：1 干式电抗器的试验项目可按本条第1、2、5、9款规定进行；
2 消弧线圈的试验项目可按本条第1、2、5、6款规定进行；对35kV及以上油浸式消弧线圈应增加第3、4、7、8款；
3 油浸式电抗器的试验项目可按本条第1、2、5、6、7、9款规定进行；对35kV及以上电抗器应增加第3、4、8款；

5.1 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈
5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验
表1 油浸式变压器、电抗器及消弧线圈投运前试验
序号
项目
标准
说明
1
绝缘油试验

见18.1.1条及18.1.2条

见18.1.1条及18.1.2条
2
油中溶解气体色谱分析
H2与烃类气体含量(μL/L)超过下列任何一项不得超过下列数值:总烃：20；H2：10；C2H2：0
见5.1.1.2条
3
绝缘油击穿电压
见18.1.1条及18.1.2条
见18.1.1条及18.1.2条
4
油中含气量%(体积分数)
见18.1.1条
见18.1.1.10条
5
油中含水量
mg/L
见18.1.1条及18.1.2条
见5.1.1.2条
6
绕组直流
电阻
1) 1.6MVA 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%。三相不平衡率较初始值变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理
2) 1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%
3) 各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意
4) 电抗器参照执行

见5.1.1.3条
7
绕组绝缘电阻吸收比
或极化指数
1) 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％
2) 35kV及以上变压器、电抗器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.5

见5.1.1.4条
8
绕组的tanδ及电容量
1) 20℃时不大于下列数值：
110kV～220kV 0.8%
35kV及以下 1.5%
2) tanδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(增量一般不大于30％)
3) 试验电压：
绕组电压10kV及以上：10kV
绕组电压10kV以下： Un

见5.1.1.5条
9
电容型套管tanδ和电容
见7.1条
见5.1.1.6条
10
绕组泄漏电流
见5.1.1.7条
见5.1.1.7条
11
铁芯(有外引接地线)绝缘电阻
1)大于1000 MΩ
2)应无闪络及击穿现象
见5.1.1.8条
12
有载分接开关检测
见5.1.1.9条
见5.1.1.9条
13
绕组所有分接电压比
1) 各分接的电压比与铭牌值相比应无明显差别，且符合规律
2) 35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但偏差不得超过±1%

14
三相变压器的接线组别或单相变压器的极性
必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致
见5.1.1.10条
15
频响法绕组变形测试
频响曲线三相之间相比无明显差别
见5.1.1.11条
16
低电压短路阻抗测试
短路阻抗与铭牌值相比，或短路阻抗、短路电抗三相互比，变化率超过2%时，应引起注意，变化率超过5%时，应结合绕组变形测试结果进行综合分析判断，或安排吊罩检查。

见5.1.1.12条
17
外施交流耐压试验
试验耐受电压标准见附录D，或去出厂试验电压值得80%
见5.1.1.13条
18
感应电压及局部放电试验
1)试验电压不产生忽然下降。
2)在线端电压为1.5 Um /时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为1.3 Um /时，放电量一般不大于300pC; 在线端电压为1.1 Um /时，放电量一般不大于100pC;
见5.1.1.14条
19
测温装置校验及二次回路试验
无异常

见5.1.1.15条
20
气体继电器校验及二次回路试验
无异常
见5.1.1.16条
21
压力释放器校验
动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定
见5.1.1.17条
22
冷却装置及其二次回路检查试验
无异常

见5.1.1.18条
23

整体密封检查

1) 35kV管状和平面油箱变压器采用超过油枕顶部0.6m油柱试验(约5kPa压力)，对于波纹油箱和有散热器的油箱采用超过油枕顶部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，试验持续时间24h无渗漏

见5.1.1.19条

24
套管中的电流互感器试验
无异常

见5.1.1.20条
25
消弧线圈电压、电流互感器绝缘和变比试验
见6.1.1条、6.2.1条
见6.1.1条、6.2.1条
26
变压器
相位检查
必须与电网相位一致

27
全电压下空载合闸
空载合闸5次，每次间隔5min，应无异常现象
见5.1.1.21条
28
噪声测量
距设备轮廓线2米处的噪音值应不大于80dB
见5.1.1.22条
29
振动测量
额定工况下测得得箱壳振动振幅双峰值不应大于100um
见5.1.1.23条
30
油箱表面温度测量
温升应不大于65K
见5.1.1.24条
5.1.1.1 油中溶解气体色谱分析
1) 电压等级在35KV及以上的变压器、电抗器，应在注油静置后、耐压和局部放电试用前24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析；各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显变化。
2) 电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器，经投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。
3) 试验应按国家标准（变压器油中溶解气体分析和判断导则）GB/T7252进行。
4) 总烃包括CH4 C2H4 C2H6和C2H2四种气体。
5) 溶解气体组份含量的单位为uL/l。
5.1.1.2 油中含水量
1) 电压等级在110/66KV及以上的变压器、电抗器进行。
2) 投运前试验超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。
5.1.1.3 绕组直流电阻
1) 变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。
2) 如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则在换算至同一温度下时与以前相同部位测得值比较，其差值不应大于2%，当超过1%时应引起注意。
3) 无激磁调压变压器应在分接位置锁定后测量直流电阻。
4) 不同温度下电阻值按下式换算 R2＝R1 (T+t2)/(T+t1)式中R1、R2分别在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数。铜导线取235，铝导线取225。
5) Yo联接的变压器绕组可采用三相测量方式，但必须在额定档采用单相测量方式进行测试。
6) 如无中性点引出线，应测量各线端的电阻，必要时可换算的相绕组，换算方法参见附录B。
5.1.1.4 绕组绝缘电阻吸收比或极化指数
1) 变压器、电抗器及消弧线圈均应进行。
2) 测量前被试绕组应充分放电。
3) 测量温度以顶部油温为准。
4) 见量在油温50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下列式换算
R2＝R1×1.5（T1-t2)/10 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。
5) 吸收比和极化指数不进行温度换算。
6) 绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比和极化指数可仅作参考。
7) 电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量。
8) 电压等级在110/66KV及以上电压等级设备，投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验；35KV电压等级设备按1年执行。
5.1.1.5 绕组的tanδ及电容量
1) 电压等级为35KV及以上且容量在8000KVA以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测量介质损耗角正切值tanδ。
2) 非被试绕组接地，被试绕组应短路。
3) 同一变压器各绕组tanδ的要求值相同。
4) 尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的 tanδ 值一般可用下式换算：
tanδ2＝tanδ1×1.3(t2-t1)/10 式中tanδ1、tanδ2分别为在温度t1、t2下的 tanδ值
5) 封闭式电缆出线变压器只测量非电缆出线侧绕组的tanδ。
6) 测量绕组绝缘介质损耗因数时，所测得的电容值与出厂值比较应无明显变化。
5.1.1.6 电容性套管tanδ和电容
1) 用正接法测量，测量时相同电压等级的三相绕组及中性点短接加压，非测量的其他绕组三相短路接地。
2) 测量时记录环境温度及变压器顶层油温。
3) 封闭式电力出线的变压器只测量有为屏引出的套管，电缆侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地。
4) 投运前试验超过6个月未投入运行，或运行设备停运超过6个月的，在投运前应再次进行试验。
5.1.1.7 绕组泄漏电流
1) 电压等级为35KV及以上且容量在8000KVA及以上的变压器、电抗器及消弧线圈，应测试直流泄漏电流。
2) 试验电压的选取见附录C。
3) 读取1分钟的泄漏电流值，泄漏电流参考见附录C的规定。由泄漏电流换算成绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)。
4) 封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量。
5.1.1.8 铁芯(有外引接地线)绝缘电阻
1) 绝缘电阻测量采用2500V兆欧表。
2) 只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量。
5.1.1.9 有载分接开关检查
1） 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关接触头的全部动作顺序，测量过度电阻和切换时间。测得的过度电阻阻值、三星同步偏差、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80%及以上，操作无卡涩、连动程序，电气何机械限位正常。
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，试验结果应符合本规程表1之序号4和序号11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，其击穿电压应符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不小于35KV。
6) 二次回路绝缘性试验见15.2条。
5.1.1.10 三相变压器的接线组别或单相变压器的极性
单相变压器组成的三相变压器组应在联结完成后进行组别检查。
5.1.1.11 频响法绕组变形测试
1) 电压等级110/66KV及以上电压等级变压器进行。
2) 对有载开关应在最大分接下测试，对无载开关应在同一运行分接下测试。
5.1.1.12 低电压短路阻抗测试
1) 电压等级110/66KV及以上电压等级变压器进行。
2）测试在较低的电压(一般不超过400V)下进行。
3) 测试中应注意电源波形和频率对测试结果的影响，必要时，应对测试过程中的电源频率进行记录。
4) 对有载开关应在最大分接、额定分接及最小分接下测试，对无载开关应在运行分接下测试。
5.1.1.13 外施交流耐压试验
1) 额定电压为66KV及以上的变压器绕组，110KV及以上电压等级变压器中性点，66KV及以上电压等级消弧线圈、电抗器应进行外施交流耐压试验。
2) 分级绝缘的消弧线圈、电抗器的交流耐压试验电压标准，应按接地端或末端绝缘的电源等级来进行。
3) 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根号2，试验时应在高压端监测。
4) 外施交流电压试验的电压的频率应在45-65Hz,全电压下耐受时间为60s。
5.1.1.14 感应电压及局部放电试验
1) 对于电压等级为110KV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。
2) 试验中电压的施加，从≤1/3×1.5Um/、1.1Um/、1.5Um/、1.7Um/、1.5Um/、1.1Um/＜1/3×1.5Um/时间为5min、5min、＞15s、30min、5min。t=120×额定频率/试验频率
3) 对地电压值U1=1.7Um/，U2=1.5Um/或U2=1.3Um/。其中，新出厂变压器的U2按较高电压选取，已经过运行的变压器，U2的取值需经协商确定。
4) 在施加试验电压的前后，应测试所有测量通道上的背景噪声水平。
5) 在电压上升到U1及由U2下降过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄灭电压。应在1.1Um/下测量局部放电视在电荷量。
6）在电压U2的第一阶段中应读取并记录一个读数，对该阶段不规定其视在电荷量值，在施加U1期间内不要求给出视在电荷量值。在电压U2的第二阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔5min记录一次。
5.1.1.15 测温装置校验及其二次回路试验
1) 应符合JJG310≤压力式温度计检定规程≥的规定。
2) 密闭良好，指示正确，测温电阻值应与指示值相符，整定值符合运行规程要求，动作正确。
3) 二次回路绝缘性能试验见15.2条。
5.1.1.16 气体继电器校验及其二次回路试验
1) 整定值应符合运行规程要求，动作正确。
2) 二次回路绝缘性能试验见15.2条。
5.1.1.17 压力释放器校验
出厂有报告的，投运前可不进行。
5.1.1.18 冷却装置及二次回路检查试验
1) 投运前，流向、温升和声响正常无渗漏油。
2) 强油水冷装置的检查试验，按制造厂规定。
3) 二次回路绝缘性能试验见15.2条。
5.1.1.19 整体密封检查
试验时应带冷却器，但不带压力释放装置。
5.1.1.20 套管中的电流互感器试验
1) 检查二次端子的极性和接线应与铭牌标志相符。
2) 二次绕组绝缘性能试验见15.2条。
3) 测量各绕组的比值差和角差，应与铭牌标志相符。
4) 校核励磁特性，应满足继电保护要求，与制造厂提供的励磁特性应无明显差别。
5) 密封性检查，应无渗漏油且有防潮措施。
5.1.1.21 全电压下空载合闸