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目 次
1 总则
2 电力变压器及电抗器
3 互感器
4 套管
5 开关设备
6 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子、RTV涂料
7 电力电缆
8 电容器
9 绝缘油和六氟化硫气体
10 避雷器
11 母线
12 1kV以上的架空电力线路
13 接地装置
14 红外检测
附录A 绝缘子的交流耐压试验电压标准
附录B 高压电气设备的工频耐压试验电压标准
附录C 电力变压器的交流试验电压
附录D 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值
附录E 断路器回路电阻厂家标准
1 总则
1.1 为适应辽宁电网的发展需要，不断提高鉴别电力设备绝缘状态的能力，防止电力设备运行中发生损坏，按照DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》及GB 50150－2006《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》的基本精神，结合辽宁电网多年来实践的具体情况，特制定本规程。
1.2 本规程规定了各种电力设备交接和预防性试验的项目、周期、内容和要求。其他规程、规定内容涉及电力设备交接和预防性试验的项目、周期、内容、要求与本规程相抵触时，以本规程为准。
1.3 本规程适用于500kV及以下电压等级的交流电力设备。对进口设备原则上以该设备的合同、技术和产品标准为基础，参照本规程执行。
1.4 辽宁省电力有限公司直属各供电公司、基建单位都应遵照本规程开展交接和预防性试验工作。
1.5 500kV电压等级的电力设备预防性试验周期高压试验原则上每年1次；220kV原则上每3年1次，但出现下列情况时，应为每年1次或更短：
a) 新设备投运或本体大修1年后，应进行预防性试验；
b) 运行时间达到20年以上的变压器类设备和开关类设备；
c) 发生过短路冲击没有返厂彻底检查或修理的变压器；
d) 存在异常情况的设备。
66kV及以下电压等级设备各单位可根据实际运行状况在本规程规定周期的范围内自行规定，经本单位总工程师批准后上报辽宁省电力有限公司和东北电力科学研究院有限公司备查。
1.6 66kV及以上电压等级的电力设备，对于新设备交接后未投运超过6个月者，投运前应进行绝缘试验投运前应进行绝缘试验；对于备用设备未进行交接试验的，投运前应进行交接试验；及对停运备设备超过6个月者，投运前应进行预防性试验预试周期应与运行设备相同。
1.7 对运行中的供电设备，按实际情况需降低试验标准以满足系统暂时需要时，必须向本单位总工程师汇报，得到批准后方能进行；220kV及以上电压等级设备，需上报生产主管部门和绝缘监督委托单位备案。
1.8 对试验结果的判断不但应与规程规定值进行比较，还应进行对该设备历史试验数据的纵向比较和与其他同类设备试验数据的横向比较，全面分析其变化规律和发展趋势。
1.9 对于变压器等充油（或气体绝缘）电气设备，应将高压试验结果和变压器油（或气体绝缘）相关试验结果结合分析，综合评估设备的绝缘状况。
1.10 110kV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验（有特殊规定者除外）。110kV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。
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；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。
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。
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：
⑴ 500kV设备静置时间大于72h；
⑵ 220kV设备静置时间大于48h；
⑶ 110kV及以下设备静置时间大于24h。
1.11 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。
1.12 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：
⑴ 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；
⑵ 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。
1.13 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、tan、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。
1.14 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
1.15 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经本单位总工程师批准可不做停电试验或适当延长周期；当带电测试或在线测量发现问题时，应进行停电试验进一步核实。
1.16 如证明不拆引线测量试验结果与拆除引线测试结果较为一致时，可开展不拆引线测试，当发现二者测试数据存在较大差异时，应以拆除引线测量结果为准。
2 电力变压器及电抗器
2.1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和标准（见表2-1）
表2-1 油浸式电力变压器的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1）新装、大修、更换绕组后：a）220kV及以上，真空注油后、局放前、局放后、各进行1次；投运后1天、3天、1周、2周各1次。
b）66 kV投运后1天、3天、1周、2周各1次。
2）运行中：
a）220 kV及以上，每月1次；
b）66 kV 每6个月1次；
3）必要时
1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃20μl/l；H2 10μl/l；C2H2不应含有
2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃20μl/l；H2 10μl/l；C2H2痕量
3）对66 kV及以上变压器的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势
4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃150μl/l；H2 150μl/l；C2H25.0 μl/l（500 kV设备为1.0 μl/l）
5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常
6）500kV电抗器当出现少量（小于5.0l/l）C2H2时也应引起注意，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行
1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2）溶解气体组分含量的单位为μl/l
3）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析
4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断
5）新投运的变压器应有投运前的测试数据
序号
项目
周期
标准
说明
2
绕组直流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）1～3年；
4）无磁调压变压器变换分接位置后；
5）有载分接开关检修后（在所有分接）
6）必要时
1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，相间互差不不应大于三相平均值的2%不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间互差差别不应大于三相平均值的大于1%线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明原因进行处理
2）1.6MVA及以下变压器，不应大于三相平均值的相间互差不大于相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别不应大于三相平均值的线间互差不大于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，不应有不明显差别，其差别不应大于2%
1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%
2）不同温度下的电阻值按下式换算：
R2 = R1(T+t2)/
(T+t1),式中：R1，R2分别为在温度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
3）无励磁调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻
4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个各3个，共7个分接处测量直流电阻。
5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期测试
序号
项目
周期
标准
说明
3
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）交接时；
2）大修后；
3）1～3年；
4）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果（包括出厂值）相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.5
3）220kV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况；变压器绝缘电阻大于10G时，极化指数可仅作为参考
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）尽量在油温低于50℃时试验。不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：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）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量
4
绕组连同套管的tan
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年；
4）必要时；
1）20℃时的tan不大于下列数值：
500kV 0.566%
66～220kV 0.8%
66kV以下 1.5%
2）tan值与历年的数值或出厂值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压如下：
a）绕组电压10kV及以上：10kV
b）绕组电压10kV以下：Un
1）非被试绕组应接地或屏蔽，被试绕组应短路
2）同一变压器各绕组的tan标准值相同
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。
4）尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的tan值一般按下式换算：
tan2= tan1×1.3(t2-t1)/10
式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值
序号
项目
周期
标准
说明
绕组连同套管的tan
5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器定期试验时只测量非电缆出线或GIS出线侧绕组的tan
5
电容型套管的tan和电容值
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年；
4）必要时
见第4章
1）用正接法测量。
2）测量时记录环境温度和设备的顶层油温
3）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器只测量有末屏引出的套管
6
绝缘油试验
见第9章
7
绕组连同套管的交流耐压试验
1)交接时；
2)大修后；
3）更换绕组后；
4）必要时
油浸式变压器试验电压值按附录BF
1）可采用倍频或变频感应法
2）66kV以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施交流耐压试验
3）220kV及以上进行感应耐压试验
8
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
66kV及以上变压器：
1)交接时；
2)大修后；
3）更换绕组后；
4）1～3年；
5）必要时
1）与以前试验结果相比无明显差别
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般大于0.1A
1）采用2500V兆欧表（对运行年久的变压器可用1000V兆欧表）
2）夹件有单独外引接地线的应分别测量
序号
项目
周期
标准
说明
9
穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500M；其他变压器一般不低于10M
1）用2500V兆欧表。
2）连接片不能拆开者可不进行测量
10
油中含水量
见第9章
11
油中含气量
见第9章
12
绕组泄漏电流
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年；
4）必要时
1）试验电压一般如下：
绕组额定电压（kV）
3
6～10
20～35
66～220
500
直流试验电压（kV）
5
10
20
40
60
2）交接、大修时泄漏电流不宜超过附录DG中的值
3）预试时与前一次测试结果相比应无明显变化
1）读取1min时的泄漏电流值。
2）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。
3）泄漏电流参考值参见附录GD的规定。
13
绕组所有分接的电压比
1)交接时；
2)更换绕组后；
3）分接开关引线拆装后；
4）必要时
1）各相应分接的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律
2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1 %
序号
项目
周期
标准
说明
14
校核三相变压器的接线组别或单相变压的极性
1）交接时；
2）更换绕组后；
3）必要时
1）必须与变压器的铭牌和出线端子标志相一致
2）单相变压器组成的三相变压器组应在连接完成后进行组别检查
15
测量空载电流和空载损耗
1）更换绕组后；
2）必要时
与出厂或前次试验值相比应无明显变化
试验电源可用三相或单相
16
短路阻抗和负载损耗
1）更换绕组后；
2）必要时
与出厂或前次试验值相比应无明显变化
试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较）
17
局部放电
1）交接时（220kV及以上）
2）大修后（220kV或120MVA及以上变压器更换绝缘部件或部分绕组）；
3）必要时
1）交接时在线端电压为1.5 Um/时，放电量一般不大于15100pC，
2）大修后在线端电压为1.3 Um/时，放电量一般不大于31100pC
1）试验方法应符合GB 1094.3-2003《电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验》的规定。
2）没有条件进行局部放电时，500 kV电抗器可进行运行电压下局部放电监测
3）66kV电压等级的变压器可参照执行
序号
项目
周期
标准
说明
18
有载分接开关的试验和检查
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年或按制造厂要求；
4）必要时
1）交接时按GB 50150-2006。
2）按DL/T 574-1995《有载分接开关运行维修导则》执行
19
测温装置及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表状态检修用的1000V，华北院为2500V
20
气体继电器及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年
整定值符合DL/T 540-1994《QJ-25/50/80型气体继电器检验规程》要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
21
压力释放器试验及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂技术规定
交接时有出厂报告可不做
22
整体密封检查
1)交接时；
2)大修后
按《变压器检修工艺导则》的规定执行
序号
项目
周期
标准
说明
23
冷却装置及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）1～3年
1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏。
2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定。
3）绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
24
套管电流互感器试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
按表3-1
25
全电压下空载合闸
1)交接时；
2)更换绕组后
1）新装和全部更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min
2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min
1)在运行分接上进行。
2）由变压器高压侧或中压侧加压。
3）合闸前220kV及以上的变压器中性点接地。
26
油中糠醛含量
1）运行时间超过二十年以上的220kV及以上的变压器
2）必要时
1）含量超过下表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
运行年限
（年）
1～5
5～10
10～15
15～20
糠醛量（mg/l）
0.1
0.2
0.4
0.75
2）跟踪检测并注意增长率。
3）测量值大于4mg/l时，认为绝缘老化已比较严重
出现以下情况时可进行：
1）油中气体总烃超标，或C0、CO2过高。
2）需了解绝缘老化情况时。
3）长期过载运行后，温升超标后
序号
项目
周期
标准
说明
27
绝缘纸（板）聚合度
必要时
当聚合度小于250时应引起注意
试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克。运行年限超过20年的，应利用吊检的机会采样试验
28
绝缘纸（板）含水量
必要时
含水量（m/m）一般不大于以下数值：500 kV为1%；220 kV为3%
可用所测绕组的tan值推算，或取纸样直接测量。有条件时，可按
DL/T 580-1995《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量
29
箱壳振动
1）必要时
与出厂相比，不应有明显差别
30
噪声
1）500 kV变压器交接时；
2）500 kV变压器更换绕组后；
3）必要时
在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A）
按GB 1094.3-2003 《电力变压器 第10部分：声级测定》的要求进行
序号
项目
周期
标准
说明
31
油箱表面温度分布
必要时
局部热点温升不超过80K
1）用红外测温仪或温度计测量。
2）在带较大负荷时进行
32
变压器绕组变形试验
66kV及以上变压器：
1)交接时；
2)更换全部或部分绕组后；
3）近区短路后；
与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别
1）每次测量时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同。
2）对有载分接开关应在最大分接下测量，对无载分接开关应在同一运行分接下测试，以便比较。
3）可用频率响应法和低电压阻抗法
33
变压器零序阻抗
必要时
1）三相五柱式可以不做。
2）如有制造厂试验值，交接时可不测
34
变压器相位检查
1)交接时；
2)更换绕组后；
3）外部接线变更后
必须与电网相位一致
34啥意思啊？
35
红外测温
运行中
500kV一年2次220kV一年1次
按照DL/T 664-1999664-2008
1） 用红外热像仪测量
2） 测量套管及接头、油箱壳等部位
2.2干式变压器的试验项目、周期和标准（见表2-2）
表2-2 干式变压器的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
绕组直流电阻
1)交接时；
2)大修后；
3）3～-5年
1）不应大于三相平均值的相间互差不大于相间差别一般不大于三相平均值的4%；线间差别不应大于三相平均值的线间互差不大于线间差别不大于三相平均值的2%。
2）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，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%。
1）不同温度下的电阻按下式换算：
R2 = R1(T+t2)/
(T+t1),式中：R1，R2分别为在温度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。
2
绕组、铁芯绝缘电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果（包括出厂值）相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
1）用2500V及以上兆欧表。
3
交流耐压试验
1）交接时；
2大修后；
3）3～5年；
4）必要时
试验电压值按附录BE，按出厂试验值的的80%
10kV变压器按35kV×0.8=28kV进行
4
变压器绕组电压比
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其他分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%
序号
项目
周期
标准
说明
5
三相变压器的接线组别或单相变压的极性
1）交接时；
2）大修后
必须与变压器的铭牌和出线端子标示相符
6
变压器空载电流和空载损耗
1）交接时；
2）必要时
与出厂或大修后试验相比应无明显变化
试验电源可用三相或单相
7
变压器短路阻抗和负载损耗
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
与出厂或大修后试验相比应无明显变化
试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电压下进行比较）
8
局部放电
1）交接时；
2）大修后；
3）必要时
按GB 6450-1986《干式电力变压器》规定执行
试验方法符合GB 6450-1986规定
9
测温装置及其二次回路试验
1）交接时；
2）大修后
密封良好，指示正确，，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1M
测绝缘电阻用2500V兆欧表
10
噪声测量
必要时
按GB 7328-1987《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行
2.3油浸式电抗器的试验项目、周期和标准（见表2-3）
表2-3 油浸式电抗器的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1）新投运、大修后：1天、3天、1周、2周各1次。
2）运行中：
a）220 kV及以上，每月1次；
b）66 kV 每63个月1次
3）必要时
1）新装电抗器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃20l/l；H2 10l/l；C2H2不应含有
2）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃150l/l；H2 150l/l；C2H2 5.0 l/l（500 kV设备为1.0 l/l）
5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，相对产气速率大于10%，则认为设备有异常
6）500kV电抗器当出现少量（小于5.0l/l）C2H2时也应引起注意，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行
1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2）溶解气体组分含量的单位为l/l
3）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析
4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断
5）新投运的电抗器应有投运前的测试数据
2
绕组直流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
1）各相绕组电阻不应大于三相平均值的相间互差不大于相互间的差别，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线间互差不大于线间差别不应大于三相平均值的1%。
2）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，不应不明显差别，其差别不应大于2%
1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%
2）不同温度下的电阻值按下式换算：
R2 = R1(T+t2)/
(T+t1),式中：R1，R2分别为在温度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
序号
项目
周期
标准
说明
3
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果（包括出厂值）相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.5
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）尽量在油温低于50℃时试验。不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：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
4
绕组连同套管的tan
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年；
4）必要时；
1）20℃时的tan不大于0.656%
2）tan值与历年的数值或出厂值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压10kV
1）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。
2）尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的tan值一般按下式换算：
tan2= tan1×1.3(t2-t1)/10
式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值
序号
项目
周期
标准
说明
5
电容型套管的tan和电容值
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年；
4）必要时
见第4章
1）用正接法测量。
2）测量时记录环境温度和设备的顶层油温
6
绝缘油试验
1)交接时
2)大修后
3）必要时
见第9章
7
绕组连同套管的交流耐压试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
油浸式电抗器的外施交流耐压试验电压值按附录BF
8
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
66kV及以上电抗器：
1)交接时；
2)大修后；
4）3～5年；
5）必要时
1）与以前试验结果相比无明显差别
2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般大于0.1A
1）采用2500V兆欧表
2）夹件有单独外引接地线的应分别测量
序号
项目
周期
标准
说明
9
穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
绝缘电阻一般不低于500M
1）用2500V兆欧表。
2）连接片不能拆开者可不进行测量
10
油中含水量
见第9章
11
油中含气量
见第9章
12
测温装置及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
13
气体继电器及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年
整定值符合DL/T 540-1994《QJ-25/50/80型气体继电器检验规程》要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
14
压力释放器试验及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂技术规定
交接时有出厂报告可不做
序号
项目
周期
标准
说明
15
整体密封检查
1)交接时；
2)大修后
按《变压器检修工艺导则》的规定执行
16
冷却装置及其二次回路试验
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年
1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏。
2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定。
3）绝缘电阻一般不低于1M
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
17
箱壳振动
1）必要时
与出厂相比，不应有明显差别
18
噪声
1）必要时
与出厂相比，不应有明显差别
19
油中糠醛含量
1）运行时间超过二十年以上的220kV及以上的电抗器
2）必要时
1）含量超过下表数值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
运行年限
（年）
1～5
5～10
10～15
15～20
糠醛量（mg/l）
0.1
0.2
0.4
0.75
2）跟踪检测并注意增长率。
3）测量值大于4mg/l时，认为绝缘老化已比较严重
出现以下情况时可进行：
1）油中气体总烃超标，或C0、CO2过高。
2）需了解绝缘老化情况时。
3）长期过载运行后，温升超标后
20
阻抗测量
必要时
与出厂值相差不大于5%，与三相或三相组平均值相差不大于2%
如受试验条件限制可在低电压下测量
2.4干式电抗器及干式消弧线圈的试验项目、周期和标准（见表2-4）
表2-4 干式电抗器及干式消弧线圈的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
支柱绝缘子的绝缘电阻
1）交接时
2）必要时
自行规定
测量绝缘电阻用2500V兆欧表
2
支柱绝缘子的交流耐压
1）交接时2）必要时
试验电压见附录A
3
直流电阻
1）交接时
2）必要时
1）相间比较不应大于三相平均值的相间互差不大于相间比较一般不大于三相平均值的2%
2）与上次测量值比较不大于2%
4
阻抗测量
1）交接时
2）必要时
与出厂值相差不大于5%
如受试验条件限制可在低电压下测量
2.5油浸式消弧线圈的试验项目、周期和标准（见表2-5）
表2-5 油浸式消弧线圈的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
油中溶解气体色谱分析
1）交接时；
2）66kV 每3年1次；
3）必要时
1）新装设备的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值：总烃20l/l；H2 10l/l；C2H2不应含有
1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2）溶解气体组分含量的单位为l/l
3）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析
2
绕组直流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应不明显差别，其差别不应大于2%
不同温度下的电阻值按下式换算：
R2 = R1(T+t2)/
(T+t1),式中：R1，R2分别为在温度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
3
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果（包括出厂值）相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.5
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）尽量在油温低于50℃时试验。不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：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
序号
项目
周期
标准
说明
4
绕组连同套管的tan
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年；
4）必要时；
1）20℃时的tan不大于0.6%
2）tan值与历年的数值或出厂值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压10kV
1）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。
2）尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的tan值一般按下式换算：
tan2= tan1×1.3(t2-t1)/10
式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值
5
绝缘油试验
1)交接时
2)大修后
3）必要时
见第9章
6
绕组连同套管的交流耐压试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
油浸式消弧线圈的外施交流耐压试验电压值按附录BF
7
穿芯螺栓、夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
绝缘电阻一般不低于500M
1）用2500V兆欧表。
2）连接片不能拆开者可不进行测量
8
整体密封检查
1)交接时；
2)大修后
按《变压器检修工艺导则》的规定执行
2.6接地变压器的试验项目、周期和标准（见表2-6）
表2-6 接地变压器的试验项目、周期和标准
序号
项目
周期
标准
说明
1
绕组直流电阻
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
64）必要时
1）各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的4%；线间差别不应大于三相平均值的2%。相间互差不大于相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间互差不大于线间差别一般不应大于三相平均值的2%
2）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，不应有不明显差别，其差别不应大于2%
1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%
2）不同温度下的电阻值按下式换算：
R2 = R1(T+t2)/
(T+t1),式中：R1，R2分别为在温度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
2
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）交接时；
2）大修后；
3）3～5年；
4）必要时
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果（包括出厂值）相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%
2）在10～30℃范围内，吸收比一般不低于1.3或极化指数不低于1.5
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）测量前被试绕组应充分放电
3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验
4）尽量在油温低于50℃时试验。不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：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
序号
项目
周期
标准
说明
3
绕组连同套管的tan
1)交接时；
2)大修后；
3）3～5年；
4）必要时；
1）20℃时的tan不大于0.6%
2）tan值与历年的数值或出厂值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压10kV
1）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。
2）尽量在油温低于50℃时试验，不同温度下的tan值一般按下式换算：
tan2= tan1×1.3(t2-t1)/10
式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值
4
绝缘油试验
1)交接时
2)大修后
3）必要时
见第9章
5
绕组连同套管的交流耐压试验
1)交接时；
2)大修后；
3）必要时
接地变压器的外施交流耐压试验电压值按附录BF
6
铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻
1)交接时；
2)大修后；
43）3～5年；
54）必要时
1）
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