天津市电力公司输变电设备状态检修试验规程.docx

Q/TGS

天津市电力公司 发 布
2010-10-20 实施
2010-10-20 发布
输变电设备状态检修试验规程

Q/TGS 1031—2010
代替Q/TGS 1031—2008

天津市电力公司企业标准

目 次
前 言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 定义和符号 2
4 总则 3
5 交流设备 7
5.1 油浸式电力变压器和电抗器 7
5.2 干式变压器、干式电抗器及干式消弧线圈 12
5.3 35kV及以下油浸串联电抗器、油浸式消弧线圈 13
5.4 电流互感器 13
5.5 电压互感器 15
5.6 高压套管 18
5.7 SF6断路器 19
5.8 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS、充气柜） 21
5.9 真空断路器 22
5.10 少油断路器 23
5.11 高压开关柜 24
5.12 隔离开关和接地开关 25
5.13 耦合电容器 25
5.14 高压并联电容器和集合式电容器 26
5.15 避雷器和过电压吸收器 27
5.16 电力电缆 28
5.17 接地装置 29
5.18 变电站设备外绝缘及绝缘子 31
5.19 架空线路 32
6 绝缘油试验 34
7 SF6气体湿度和成分检测 36
附录 A （规范性附录） 状态量显著性差异分析法 37
附录 B （规范性附录） 变压器线间电阻到相间绕组电阻的换算方法 38
附录 C （资料性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法 39
附录 D （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法 40
附录 E （规范性附录） 合成绝缘子和RTV涂料憎水性测量方法及判断准则 41

前 言
为贯彻国家电网公司输变电设备状态检修工作，参照国网公司颁布的《输变电设备状态检修试验规程》（以下简称规程），公司于2008年编制了天津市电力公司《输变电设备状态检修试验规程》（Q/TGS 1031—2008）。
2010年公司根据输变电设备的实际状态及状态检修试验的执行情况，并结合其他网省公司输变电设备运行检修经验，对Q/TGS 1031—2008进行了修订，主要修订内容为进一步明确了不良工况项目及要求，修改了对输变电设备巡检周期的规定，对例行试验周期进行了调整，即将500kV电压等级的变电设备例行试验基准周期由原来的1年调整为3年，35kV电压等级的变电设备由原来的3年调整为6年，但35kV主变仍为3年，此外增加了部分带电监测及在线监测项目及要求，调整了部分试验项目内容及要求。
本标准的附录A、附录B、附录E为规范性附录。附录C、附录D为资料性附录。
本标准由天津市电力公司标准化委员会提出。
本标准由天津市电力公司科技信息部归口。
本标准主要起草单位：生产技术部、技术中心。
本标准主要起草人：郗晓光、方琼、刘宝成、郭浩、胡志芳、吴东、付艳华、张东斐、周文涛、栗微、王永福。
本标准审查人：杨华
本标准批准人：赵鹏
本标准委托生产技术部负责解释。

输变电设备状态检修试验规程
1 范围
本规程规定了天津市交流电网中各类高压输变电设备巡检和试验的项目、周期和技术要求。
本规程适用于通过天津市电力公司状态检修验收的单位，设备电压等级为35kV～500kV的交流输变电设备。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法
GB/T 507 绝缘油击穿电压测定法
GB/T 511 石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）
GB/T 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/T 1094.10电力变压器 第10部分: 声级测定
GB/T 1094.11电力变压器 第11部分：干式电力变压器
GB/T 1207 电磁式电压互感器
GB/T 1208 电流互感器
GB/T 4109 高压套管技术条件
GB/T 4703 电容式电压互感器
GB/T 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量
GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）
GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T 14542 运行变压器油维护惯例导则
GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法 （库仑法）
GB/T 7601 运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）
GB/T 10229 电抗器
GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件
GB/T 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法
GB/T 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T 17623 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB/T 19519 标称电压高于1000V的交流架空线路用复合绝缘子――定义、试验方法及验收准则
GB/T 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
GB/T 50233 110~500kV架空送电线路施工及验收规范
DL/T 417 电力设备局部放电现场测量导则
DL/T 421 绝缘油体积电阻率测定法
DL/T 423 绝缘油中含气量的测定 真空压差法
DL/T 429.1 电力系统油质试验方法 透明度测定法
DL/T 429.2 电力系统油质试验方法 颜色测定法
DL/T 437 高压直流接地极技术导则
DL/T 450 绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）
DL/T 475 接地装置特性参数测量导则
DL/T 506 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法
DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法
DL/T 429.6 运行油开口杯老化测定法
DL/T 429.7 油泥析出测定法
DL/T 429.9 绝缘油介电强度测定法
DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则
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 887 杆塔工频接地电阻测量
DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T 914 六氟化硫气体湿度测定法（重量法）
DL/T 915 六氟化硫气体湿度测定法（电解法）
DL/T 916 六氟化硫气体酸度测定法
DL/T 917 六氟化硫气体密度测定法
DL/T 918 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法
DL/T 919 六氟化硫气体中矿物油含量测定法（红外光谱分析法）
DL/T 920 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法
DL/T 921 六氟化硫气体毒性生物试验方法
DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则
DL/T 5092 110～500kV架空送电线路设计技术规程
Q/GDW 152 电力系统污区分级与外绝缘选择标准
Q/GDW 168-2008 输变电设备状态检修试验规程
Q/TGS 1016-2007 天津市电力公司电力设备交接试验规程
Q/TGS 3012-2006 天津市电力公司电力设备预防性试验规程
Q/TGS 1029-2008 天津市电力公司输变电设备状态评价导则
Q/TGS 1030-2008 天津市电力公司输变电设备状态检修导则
3 定义和符号
下列定义和符号适用于本规程。
3.1
状态检修
状态检修是企业以安全、环境、效益为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。
3.2
设备状态量
直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。
3.3
例行检查
定期在现场对设备进行的状态检查，含各种简单保养和维修，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。
3.4
巡检
为掌握设备状态，对设备进行的巡视和检查。
3.5
例行试验
为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。
3.6
诊断性试验
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，或受家族性缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。
3.7
带电检测
在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测。
3.8
初值
指能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。
3.9
注意值
状态量达到该数值时，设备可能存在或可能发展为缺陷。
3.10
警示值
状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能发展为故障。
3.11
家族性缺陷
经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族性缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患被消除之前，都称为有家族性缺陷设备。
3.12
不良工况
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。
3.13
基准周期
规程规定的巡检周期和例行试验周期。
3.14
轮试
对于数量较多的同厂同型设备，若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。
3.15
U0
电缆设计用的导体与金属屏蔽或金属套之间的额定电压有效值。
3.16
Um
设备最高工作电压有效值。
4 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它巡检要求。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，宜加强巡检、红外测温等工作。
4.2 试验说明
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，严格按规定要求执行。
110kV设备、35kV电力变压器及其两侧间隔设备新投运满2年，220kV新设备投运满1年、或所有停运半年以上重新投运前的设备，应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。
备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新设备，投运前应按交接试验要求进行试验。
除特别说明，所有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10kV。
在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5℃，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可采用第4.7.5条进行分析。
4.3 状态检修试验的分类
本试验规程将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按基准周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。
4.3.1 例行试验是为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。
4.3.2 诊断性试验是在巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良、经受了不良工况、受家族性缺陷警示或连续运行了较长时间的情况下，为进一步评价设备状态进行的试验。
4.4 设备初始状态量的选取原则
初始值可根据不同情况，在设备出厂试验值、交接试验值、早期试验值、设备检修后的首次试验值中，按以下原则选取：
4.4.1 设备试验项目的试验结果与设备所处环境基本没有关系时，初始值采用出厂值。
4.4.2 设备试验项目的试验结果与设备所处环境有关系时，一般采用交接试验值。
4.4.3 若交接试验的仪器精度、试验方法、试验接线等因素不可控时，可采用本单位进行的首次现场试验值。
4.4.4 设备核心部件或主体进行解体性检修之后，采用修后现场试验的首次试验值。
4.5 设备不良工况范围及影响分析细则
输变电设备设备主要不良工况及其影响见表1。
表1 输变电设备主要不良工况及其影响
设备名称
主要不良工况
主要可能的影响
备注
变压器（电抗器）
1）中、低压侧出现外部短路故障
2）变压器过负荷
3）过励磁
4）发生雷电侵入波
1）发生绕组变形。
2）动稳定性能下降。
3）绝缘加速老化。
4）绕组纵向绝缘损伤。

断路器（GIS）
1）开断状态时雷电侵入波
2）开断接近额定短路电流
3）累计开断短路电流值和累计开断负荷电流次数超限
1）断口击穿或损伤。
2）损伤主绝缘或导致控制信号回路绝缘破坏。
3）灭弧室触头损伤或绝缘下降。

电流互感器
1）长期过负荷
2）变电站雷电侵入波
1）长时间过热，使绝缘老化加速。
2）主绝缘损伤。

电压互感器
1）经历过铁磁谐振
2）变电站雷电侵入波
1）长时间过热，使绝缘老化加速或爆炸。
2）主绝缘损伤。

并联电容器
1）系统谐波含量过高（≥1.3In），过电压（避雷器动作）
2）运行电压偏高(≥1.1Un)
3）环境温度过高（≥45℃）
1）系统谐波含量过高、过电压，使绝缘老化加速。造成电容器寿命降低。
2）场强过高，绝缘损伤。
3）导致电容器过热，绝缘老化。

耦合电容器
1）变电站雷电侵入波
1）绝缘损伤。

避雷器（金属氧化物）
1）操作和雷电过电压动作次数
2）运行电压偏高和系统谐波含量过高
1）加速阀片老化。
2）荷电率过高，阀片易老化。

隔离开关
1）长期过负荷
2）发生覆冰
1）长时间过热，使触头受损。
2）可能导致瓷瓶裂纹。

套管
1）长期过负荷
2）变电站雷电侵入波
3）覆冰
1）长时间过热，使绝缘老化加速。
2）主绝缘损伤。
3）应力加大，机械稳定可能受损。

电缆
1）长期过负荷
2）环境温度过高
3）雷电侵入波
4）电缆遭遇腐蚀性液体侵蚀
5）地面沉降
1）线芯温度超过允许值导致绝缘老化。
2）主绝缘温度超过允许值导致绝缘老化。
3）主绝缘破坏。
4）造成外护套损坏，绝缘降低。
5）导致电缆过分受力损坏

输电线路
1）长时间过负荷
2）超设计值覆冰
3）导、地线舞动
4）风速超设计值的大风
5）杆塔基础长时间浸泡在水中
6）发生雷击故障
1）导线过热，弧垂过大导致交叉跨越和对地距离不能满足设计要求，有可能造成放电。
2）超设计覆冰可造成倒塔、断线隐患。导地线损伤、金具损伤、杆塔变形、
3）导、地线舞动可造成倒塔、断线、塔身变形、导线损伤（断股）、金具损伤等。
4）风速超设计值的大风可造成倒塔、断线、塔身变形、导线对塔身放电等。
5）杆塔基础长时间浸泡在水中，可能导致基础缺土、外露、沉降。
6）可能导致绝缘子、导地线、金具损伤。

绝缘子
1）覆冰
2）导、地线舞动
3）风速超设计值的大风
4）重污区
5）湿沉降
6）盐雾
1）覆冰可造成绝缘子闪络，导、地覆冰可造成绝缘子承受异常负荷而导致机械强度下降或断串。
2）导、地线舞动可造成绝缘子承受异常负荷而导致机械强度下降或断串。
3）超设计值的大风可造成绝缘子承受异常负荷，并可能造成导线风偏放电。
4）重污区可造成绝缘子快速积污，又可造成脏雾、浓雾，易发生污闪事故。
5）湿沉降可造成绝缘子快速积污，易发生污闪事故。
6）盐雾可造成绝缘子快速积污，易发生污闪事故。

4.6 诊断性试验项目的适用要求
当巡检、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，或受家族性缺陷警示等，或经设备评价认为需要进行设备状态诊断时，开展设备诊断性试验。
4.6.1 设备诊断性试验具体项目确定
a) 设备诊断性试验具体项目不得少于《国家电网公司输变电设备状态检修试验规定》和本规程中，对每一症状要求进行的诊断性试验。
b) 为全面掌握被诊断设备的状况，可以根据情况扩大诊断性试验项目内容。
4.6.2 设备诊断性试验时间要求
当发现设备状态不良等情况时，结合停电机会进行，尽早进行诊断性试验。
4.7 设备状态量的评价和处置原则
4.7.1 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、不良工况等状态信息，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。
4.7.2 注意值处置原则
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。
4.7.3 警示值处置原则
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。
4.7.4 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。
4.7.5 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， 根据与相比有无明显差异进行判断，一般不超过±30%可判为正常。
4.8 状态检修停电例行试验的基准周期确定
根据Q/GDW168-2008《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》的要求，制定天津市电力公司35kV及以上输变电设备状态检修停电例行试验基准周期如下（见表2和表3）。具体试验项目周期以试验规程规定为准。

表2 状态检修变电设备停电例行试验的基准周期
设备名称
电压等级
试验基准周期（年）
备注
GIS（充气柜）
110kV及以上
3
具体试验项目周期以试验规程规定为准
35 kV
6
变压器（电抗器）
35 kV及以上
3
断路器
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
互感器
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
电容器
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
避雷器（金属氧化物）
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
套管
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
隔离开关
110kV（66 kV）及以上
3
35 kV
6
电缆
110kV（66 kV）及以上
3
35kV
6
接地装置和接地电阻器
35kV及以上
6
变电站设备外绝缘及绝缘子例行试验项目
110kV及以上
3
35kV
6

表3 状态检修输电线路停电例行试验的基准周期
例行试验项目
周期（年）
架空线路
见5.18.1
4.9 基于设备状态的停电例行试验周期调整原则
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，实际检修周期可以依据具体设备状态评价和风险评估确定的检修策略，酌情延长或缩短。调整后的周期一般不小于一年，也不大于本规程所列基准周期的1.5倍
输变电设备的具体试验项目如无特殊要求，应按照相应设备基准周期进行。
4.9.1 停电例行试验延迟的条件
根据天津市电力公司《输变电设备状态评价导则》，状态评价结果为“正常状态”或扣分主要是一般状态量的设备，符合以下各项条件的，其停电例行试验周期可在4.9周期调整后的基础上延长1年。
a) 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常;
b) 安装有经校验合格的带电检测装置，并且通过对检测数据分析，显示状态良好的设备;
c) 上次例行试验与其前次例行(或交接)试验结果相比无明显差异;
d) 没有任何可能危及设备安全运行的家族性缺陷;
e) 上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况；
f) 质量可靠、技术成熟、运行稳定的设备。
4.9.2 停电例行试验提前的条件
根据天津市电力公司《输变电设备状态评价导则》，状态等级为异常及以下的设备或有下列情形之一的设备，应提前或尽快进行试验:
a) 巡检中发现有异常，此异常可能是重大隐患所致;
b) 以往的例行试验结果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;
c) 发现重大家族性缺陷;
d) 经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。
e) 安装有经校验合格的带电检测装置，并且通过对检测数据分析，显示状态不良的设备。
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例行试验计划，情况严重时，须经综合考虑诊断是否需要停电进行诊断性试验。若设备的技术文件要求与试验规程要求不一致时，按严格要求执行。
4.10 巡检基准周期
本规程规定没有特殊要求的变电设备巡检基准周期为：有人值班变电站应每天进行巡视；无人值班变电站按不同电压等级分为：500kV1周，220kV 10天，110kV及以下2周。各单位可根据实际情况，适当缩短巡检周期。
输电线路巡检基准周期为：1个月。各单位可根据实际情况，适当调整巡检周期，最长不能超过三个月。
4.11 进口设备试验原则
对引进的国外设备，当与本规程有冲突时，应按制造厂标准和有关技术协议进行试验。
5 交流设备
5.1 油浸式电力变压器和电抗器
5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验
表4 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目
巡检项目
基准周期
要求
说明条款
外观
－－－
无异常
见5.1.1.1a）条
油温和绕组温度
符合设备技术文件之要求
见5.1.1.1b）条
呼吸器干燥剂（硅胶）
1/3 以上处于干燥状态
见5.1.1.1c）条
冷却系统
无异常
见5.1.1.1d）条
声响及振动
无异常
见5.1.1.1e）条
铁芯接地电流测量
1个月
≤100mA（注意值）
见5.1.1.1f）条
表5 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目
例行试验项目
基准周期
要求
说明条款
红外热像检测
500kV：1个月
220kV：3个月
110kV及以下：6个月
无异常
见5.1.1.2条
油中溶解气体分析
220kV及以上：三个月
110kV及以下：半年
使用油色谱在线监测的变压器：
220kV及以上：半年
110kV及以下：一年

乙炔：500kV：≤1 (μL/L)
220kV及以下：≤5 (μL/L)
（注意值）
氢气≤150(μL/L)（注意值）
总烃≤150(μL/L)（注意值）
绝对产气速率：
≤12mL/d（隔膜式）（注意值）
或≤6mL/d（开放式）（注意值）
相对产气速率≤10%/月（注意值）
见5.1.1.3条
绕组直流电阻
－－－
1. 相间互差不大于2%（警示值）
2. 同相初值差不超过±2%（警示值）
见5.1.1.4条
绝缘油例行试验
220kV及以上：1年
110kV及以下：3年
见6.1条
见6.1条
套管试验
－－－
见5.6条
见5.6条
铁芯绝缘电阻
－－－
≥100MΩ（新投运1000 MΩ）
（注意值）
见5.1.1.5条
绕组绝缘电阻
－－－
1. 绝缘电阻无显著下降
2. 吸收比≥1.3或极化指数≥1.5
或绝缘电阻≥10000 MΩ（注意值）
见5.1.1.6条
绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量（20℃）
－－－
介质损耗因数：
500kV：≤0.005（注意值）
110-220kV：≤0.008（注意值）
35kV: ≤0.015（注意值）
绕组电容量：
电容量值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时,应查明原因
见5.1.1.7条
有载分接开关检查（变压器）
－－－
见5.1.1.8条
见5.1.1.8条
测温装置检查
－－－
无异常
见5.1.1.9条
气体继电器检查
无异常
见5.1.1.10条
冷却装置检查
无异常
见5.1.1.11条
压力释放装置二次回路检查
解体性检修时
≥1MΩ
见5.1.1.12条
5.1.1.1 巡检说明
a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏；对套管油位高于油枕油位的220kV、500kV等变压器，尤其应注意套管油位的检查确认，防止套管内漏缺陷；
b) 记录油温、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数；
c) 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）；
d) 冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确，指针无异常抖动或晃动；
e) 变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。
f) 在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。
5.1.1.2 红外热像检测
检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测方法和像图分析参考DL/T 664。
5.1.1.3 油中溶解气体分析
除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。试验方法参考GB/T 17623。取样及测量程序参考GB/T7597，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。
当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析。
5.1.1.4 绕组直流电阻
试验方法参考 JB/T 501。有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录B。测量时铁芯的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按式（1）进行。
………………………………………………( 1 )
式中： R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK为225。
无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后，也应测量一次。电抗器参照执行。
5.1.1.5 铁芯绝缘电阻
试验方法参考DL/T 474.1。绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁芯对夹件及夹件对地绝缘电阻。
除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。
5.1.1.6 绕组绝缘电阻
试验方法参考DL/T 474.1。测量时，铁芯、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式（2）进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。
…………………………………………( 2 )
式中： R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。
除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验。
5.1.1.7 绕组绝缘介质损耗因数及电容量测量
测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。
测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。
分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。
5.1.1.8 有载分接开关检查
以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。
每年检查一次的项目：
a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查；
b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯；
c) 打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常；
d) 记录动作次数；
e) 如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。
每3年检查一次的项目：
a) 在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常；
b) 检查紧急停止功能以及限位装置；
c) 在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过±10%；
d) 油质试验：要求油耐受电压≥30kV；如果装备有在线滤油器，要求油耐受电压≥40kV。不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。
5.1.1.9 测温装置及二次回路检查
测温装置及回路每年检验一次，二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MΩ。
5.1.1.10 气体继电器检查
每6年（结合停电），进行气体继电器定值检验。
每3年（结合停电），测量气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1MΩ，采用1000V兆欧表测量。
5.1.1.11 冷却装置检查
运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。
5.1.1.12 压力释放装置二次回路检查
测压力释放装置二次回路绝缘电阻，应不低于1MΩ，采用1000V兆欧表测量。
5.1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验
表6 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目
诊断性试验项目
要求
说明条款
空载电流和空载损耗测量
测量结果与上次相比，不应有明显差异。
见5.1.2.1条
短路阻抗测量
初值差不超过±3%（注意值）
见5.1.2.2条
感应耐压和局部放电测量
感应耐压：出厂试验值的80%
局部放电：下：≤300pC（注意值）
见5.1.2.3条
绕组频率响应分析
和原始记录比较
见5.1.2.4条
绕组各分接位置电压比
初值差不超过±0.5%（额定分接位置）；
±1.0%（其它）（警示值）
见5.1.2.5条
电抗器电抗值测量
初值差不超过±5%（注意值）
见5.1.2.6条
纸绝缘聚合度测量
聚合度≥250（注意值）
见5.1.2.7条
绝缘油诊断性试验
见6.2条
见6.2条
整体密封性能检查
无油渗漏
见5.1.2.8条
声级及振动测定
符合设备技术文件要求
见5.1.2.9条
绕组直流泄漏电流测量
见5.1.2.10条
见5.1.2.10条
外施耐压试验
出厂试验值的80％
见5.1.2.11条
局部放电超声测量
无明显局部放电超声信号
见5.1.2.12条
5.1.2.1 空载电流和空载损耗测量
诊断铁芯结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验方法参考 JB/T 501。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比，不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相，空载电流差异不应超过10%。分析时同时注意空载损耗的变化。
5.1.2.2 短路阻抗测量
诊断绕组是否发生变形时进行本项目。试验方法参见DL/T 1093。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流，亦可低于额定值，但不应小于5A。
5.1.2.3 感应耐压和局部放电测量
验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。试验方法参考GB/T 1094.3。感应电压的频率应在100Hz~400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s~60s之间。
………………………………………( 3 )
在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。
5.1.2.4 绕组频率响应分析
诊断是否发生绕组变形时进行本项目。试验方法和测量分析参考DL/T 911。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。
5.1.2.5 绕组各分接位置电压比
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或怀疑绕组存在缺陷时，进行本项目。试验方法参考 JB/T 501。测试结果应与铭牌标识一致。
5.1.2.6 电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁芯（如有）存在缺陷时进行本项目。试验测量方法参考GB 10229。
5.1.2.7 纸绝缘聚合度测量
诊断绝缘老化程度时，进行本项目。试验方法参考DL/T 984。
5.1.2.8 整体密封性能检查
对核心部件或主体进行解体性检修之后，或重新进行密封处理之后，进行本项目。试验方法参考 DL/T 573。采用储油柜油面加压法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。
5.1.2.9 声级及振动测定
当噪声异常时，可定量测量变压器声级，试验方法参考GB/T 1094.10。如果振动异常，可定量测量振动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异。
5.1.2.10 绕组直流泄漏电流测量
怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目。试验方法参考DL/T 474.2。测量绕组短路加压，其它绕组短路接地，施加直流电压值为40kV（220kV及以下绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值值比应没有明显增加，与同型设备比没有明显差异。
5.1.2.11 外施耐压试验
仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。试验方法参考DL/T 474.4。
5.1.2.12 局部放电测试
分为电测法和非电测法1）电测法:在线端电压为时，放电量不大于300pC；2) 非电测法：测试值与上次数值比较无显著变化(不大于30%)。500kV电抗器没有条件进行局部放电时，可进行运行电压下局部放电监测。
5.1.3 判断故障时可同时选用的诊断性试验项目
本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器和500kV电抗器，其它设备可作参考。
5.1.3.1 当油中气体分析判断有异常时可选择下列诊断性试验项目
有载调压开关油箱渗漏检查试验（如变压器为有载调压时）（放电特征）
—— 铁芯绝缘电