南方电网公司电力设备预防性试验规程.doc

南方电网公司电力设备预防性试验规程

100
2020年4月19日
文档仅供参考，不当之处，请联系改正。
Q/CSG
中国南方电网有限责任公司 发 布

中国南方电网有限责任公司企业标准
Q/CSG114002-
电力设备预防性试验规程
-10-26实施
-10-26发布

目 次

前 言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 2
4 总则 3
5 电力变压器及电抗器 4
6 互感器 16
7 开关设备 24
8 套管 34
9 支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子 35
10 电力电缆线路 37
11 电容器 41
12 绝缘油和六氟化硫气体 43
13 避雷器 46
14 母线 49
15 1KV以上的架空电力线路 49
16 接地装置 50
17 串补装置 54
18 旋转电机 56
附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准 63
附录B(资料性附录) 污秽等级与现场污秽度 64
附录C(资料性附录) 有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要求 65
附录D(资料性附录) 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法 65
附录E(规范性附录) 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 68

前 言

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据， 以来，中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG 1 0007— 《电力设备预防性试验规程》对电力生产起到了重要的作用。但近年来,随着对供电可靠性要求的提高，新设备大量涌现，带电测试、在线监测技术不断进步，为减少定期停电时间，提高设备可用率，促进状态监测（检测）技术开展，适应南方电网公司管理与设备的实际情况，需要对原标准进行修编。
本标准的提出以 以来新颁布的相关国家标准、行业标准和有关反事故技术措施规定为依据，结合电力设备管理现状，充分考虑未来发展需求，适用于中国南方电网有限责任公司的电力设备预防性试验工作。
本标准的附录A是规范性附录，附录B、附录C、附录D、附录E是资料性附录。
本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。
本标准主要起草单位：广东电网公司电力科学研究院、广东电网公司广州供电局、广东电网公司佛山供电局。
本标准主要起草人：何宏明，王红斌，吴琼，李谦，卢启付，刘平原，王勇，喇元，付强，庄贤盛，梁文进，姚森敬，欧阳旭东，李端姣，陆国俊，黄松波，黄慧红，赵卫民，金向朝等。
本标准主要审查人：皇甫学真 陈建福 黄志伟 谢植飚 姜虹云 刘辉 黄星 赵现平等
本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本标准自 10月26日起实施。
本标准自实施之日起，原Q/CSG 1 0007— 《电力设备预防性试验规程》废止。凡公司执行的其它标准涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本标准有不相符的，以本标准为准。
执行中如有问题和意见，请及时反馈中国南方电网有限责任公司生产技术部。

电力设备预防性试验规程

1 范围
本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。
本标准适用于中国南方电网500kV及以下的交流输变电设备。高压直流输电设备及其它特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备应按照本标准，参考产品技术要求执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款经过在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(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励使用本标准的各方探讨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 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB/T 311.2— 高压输变电设备的绝缘配合使用导则
GB 1094.1～.2—1996 电力变压器 总则
GB 1094.3— 电力变压器 绝缘水平和绝缘试验
GB 1094.4— 电力变压器 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则
GB 1094.11— 电力变压器 干式变压器
GB 1207— 电磁式电压互感器
GB 1208— 电流互感器
GB 1984— 高压交流断路器
GB 1985— 高压交流隔离开关和接地开关
GB 2536—1990 变压器油
GB 3906— 3.6kV～40.5kV交流金属封闭式开关设备和控制设备
GB/T 4109— 交流电压高于1000V的绝缘套管
GB/T 4703— 电容式电压互感器
GB/T 4787—1996 断路器电容器
GB 6115.1— 电力系统用串联电容器 第1部分：总则
GB/T 6451— 油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T 7252— 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T 7595— 运行中变压器油质量
GB 7674— 额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
GB/T 8905— 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
GB 9326.1～.5— 交流500kV及以下纸或聚丙烯复合纸绝缘金属套充油电缆及附件
GB 10229—1988 电抗器
GB 10230.1～.2— 分接开关
GB/T 11017.1～.3— 额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
GB/T 11022—1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB 11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法
GB 11032— 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB 12022— 工业六氟化硫
GB 12706.1～.4— 额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件
GB/Z 18890.1～.3— 额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件
GB/T 19749— 耦合电容器及电容分压器
GB 50150— 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
DL/T 366— 串联电容器补偿装置一次设备预防性试验规程
DL/T 402— 交流高压断路器订货技术条件
DL/T 432— 电力用油中颗粒污染度测量方法
DL/T 459— 电力系统直流电源柜订货技术条件
DL/T 475－ 接地装置特性参数测量导则
DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则
DL/T 593— 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件
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 626— 劣化盘形悬式绝缘子检测规程
DL/T 664— 带电设备红外诊断应用规范
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 911— 电力变压器绕组变形的频率响应分析法
DL/T 1093— 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
DL/T 1094— 电力变压器用绝缘油选用指南
DL/T 1096— 变压器油中颗粒度限值
JB/T 7111—1993 高电压并联电容器装置
JB/T 7112— 集合式高电压并联电容器

3 术语和定义
3.1 预防性试验
为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。
3.2 在线监测
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，一般是自动进行的。
3.3 带电测试
对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测试。
3.4 红外检测
利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其它致热效应的带电设备进行检测和诊断。
3.5 绕组变形测试
利用频率响应分析及电抗法对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。
3.6 局部放电带电测试
利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的电气设备（如GIS、变压器、电缆系统、开关柜等）进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷。
3.7接地网安全性状态评估
对表征变电站接地网状态的接地阻抗、地线分流系数、接触电压、跨步电压、地网电位分布等参数进行实测和数值分析，结合接地网完整性和腐蚀性检查与诊断，综合评价变电站发生短路故障情况下，地网电位升高、接触电压和跨步电压等指标是否满足一、二次设备安全和人员安全的要求。
3.8 现场污秽度(SPS)
在参照绝缘子连续积污3～5年后开始测量，在整个合适的时段内所记录到的ESDD/NSDD的最大值。
3.9 等值附盐密度（简称盐密，ESDD)
溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量除以表面积，一般表示为mg/cm2。
3.10 不溶物密度（简称灰密，NSDD）
从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶残留物总量除以表面积，一般表示为mg/cm2。
3.11 固定串联电容器补偿装置
将电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称固定串补。
3.12晶闸管控制串联电容器补偿装置
将并联有晶闸管阀及其电抗器的电容器串接于输电线路中，并配有旁路断路器、隔离开关、串补平台、支撑绝缘子、控制保护系统等附属设备组成的装置，简称可控串补。
3.13 金属氧化物限压器
由电阻值与电压呈非线性关系的电阻组成的电容器组过电压保护设备。
3.14 触发型间隙
在规定时间内承载被保护部分的负载电流或（和）故障电流，以防止电容器过电压或金属氧化物限压器过负荷的受控触发间隙。
3.15 阻尼装置
用来限制电容器相组保护设备旁路操作时产生的电容器放电电流的幅值和频率，并使之快速衰减的设备。阻尼装置有阻尼电阻和阻尼电抗器。
3.16 旁路断路器
旁路断路器是一种专用的断路器，要求其具有快速合闸能力，用来旁路串联补偿设备，是串联补偿装置投入和退出运行的主要操作设备。
3.17 电阻分压器
利用串联电阻对高电压进行分压的分压器。
3.18 符号
Un 设备额定电压
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)
U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压
tanδ 介质损耗因数
3.19 常温
本标准中使用常温为10℃～40℃。
4 总则
4.1 本标准所规定的各项试验标准，是电力设备技术监督工作的基本要求，是电力设备全过程管理工作的重要组成部分。在设备的维护检修工作中必须坚持预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。
4.2本标准给出的设备试验项目、周期与要求适用于一般情况。对一些特定设备（如：担负为重要用户供电的设备；存在家族性缺陷需要采取一定反事故措施的设备等）进行的带电检测与停电试验，其试验项目、要求和安排可另行规定。
4.3 设备进行试验时，试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析和判断后作出正确结论。
4.4 特殊情况下，需要改变设备的试验方法、延长试验周期、增删试验项目、降低试验标准时，由各供电局负责生产的总工或副局长批准执行，220kV及以上电气设备应报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。对老旧设备（运行20年以上），可根据设备状态适当缩短试验周期。
4.5 在试验周期的安排上应尽量将同间隔设备调整为相同试验周期，需停电取油样或气样的化学试验周期调整到与电气试验周期相同。
4.6 对于新投运（投运时间不超过一年）的设备，在投运后及时进行首次预防性试验检查，能够及早获取设备运行后的重要状态信息，在编制设备预防性试验计划时对新投运设备应尽可能及早安排进行投运后首次试验。
4.7 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。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，也能够连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。
4.8 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：
a) 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；
b) 当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；
c) 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。
4.9 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tanδ、泄漏电流等)时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。
进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃，户外试验应在良好的天气下进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
4.10 110kV及以上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，35kV及以下设备经交接试验后超过12个月未投入运行，或运行中设备停运超过12个月的，在投运前应进行测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等试验。
4.11 有条件进行带电测试或在线监测的设备应积极开展带电测试或在线监测，当带电测试或在线监测发现问题时应进行停电试验进一步核实。如经实际应用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，能够延长停电试验周期或不做停电试验，同时报分（省）公司生产技术部、电力科学研究院（试验中心）备案。
4.12 如不拆引线不影响对试验结果的相对判断时，宜采用不拆引线试验的方法进行。
4.13 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。

5 电力变压器及电抗器
5.1 油浸式电力变压器
油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求见表1。
表1 油浸式电力变压器的试验项目、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）新投运及大修后投运
500kV：1,4,10,30天
220kV：4,10,30天
110kV：4,30天
2）运行中
500kV：3个月
220kV：6个月
35kV、110kV：1年
3）必要时
1）根据GB/T 7252— 新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值：
总烃：20；H2：30；C2H2：0
2）运行设备油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃：150； H2：150
C2H2：5 (35kV～220kV)，1 (500kV)
3）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常
1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体
2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析
3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断
4）新投运的变压器应有投运前的测试数据
5）必要时，如：
—出口(或近区)短路后
—巡视发现异常
—在线监测系统告警等
2
油中水分,
mg/L
1）准备注入110kV及以上变压器的新油
2）投运前
3）110kV及以上:运行中1年
4）必要时
投运前
110kV ≤20
220kV ≤15
500kV ≤10
运行中
110kV ≤35
220kV ≤25
500kV ≤15
1）运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时取样
2）必要时，如：
—绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时
—渗漏油等
3
油中含气量,
%(体积分数)
500kV
1）新油注入前后
2）运行中：1年
3）必要时
投运前：≤1
运行中：≤3
1）限值规定依据：GB/T 7595- 《运行中变压器油质量》
2）必要时，如：
—变压器需要补油时
—渗漏油
4
油中糠醛含量,mg/L
必要时
1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：
1）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况
2）必要时，如：
—油中气体总烃超标或CO、CO2过高
—需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等
运行
年限
1～5
5～10
10～15
15～20
糠醛
含量
0.1
0.2
0.4
0.75
2）跟踪检测时，注意增长率
3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重
5
油中颗粒度测试
500kV
1）投运前
2）投运1个月或大修后
3）运行中1年
4）必要时
1）投运前(热循环后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤ 个
2）运行时(含大修后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤3000个
1）限值规定依据：DL/T 1096- 《变压器油中颗粒度限值》
2）检验方法参考：DL/T 432- 《电力用油中颗粒污染度测量方法》
3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控
6
绝缘油试验
见12.1节
7
绕组直流电阻
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
2）大修后
3）无载分接开关变换分接位置
4）有载分接开关检修后
5）必要时
1）1600kVA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%
2）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%
3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
1）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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
2）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量
无载分接开关在运行分接测量
3）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
4）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试验
5）必要时，如：
—本体油色谱判断有热故障
—红外检测判断套管接头或引线过热
8
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
2）大修后
3）必要时
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
3）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3
1）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA
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，各次测量时的温度应尽量接近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：

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侧绕组可在中性点测量
7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。
8）必要时，如：
—运行中油介损不合格或油中水分超标
—渗漏油等可能引起变压器受潮的情况

9
绕组连同套管的tanδ
1）大修后
2）必要时
1）20℃时不大于下列数值：
500kV 0.6%
110kV～220kV 0.8%
35kV 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
1）非被试绕组应短路接地或屏蔽
2）同一变压器各绕组tanδ的要求值相同
3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度尽量相近
4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tanδ值一般按下式换算：

式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ值
5）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器, 电缆、GIS侧绕组可在中性点加压测量
6）必要时，如：
—绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时
—油介损不合格或油中水分超标
—渗漏油等
10
电容型套管的tanδ和电容值
见第8章
1）用正接法测量
2）测量时记录环境温度及变压器顶层油温
3）只测量有末屏引出的套管tanδ和电容值，封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧套管从中性点加压，非被试侧短路接地
11
绕组连同套管的交流耐压试验
1）10kV及以下：6年
2）更换绕组后
全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组时，按出厂试验电压值的0.8倍
1）110kV及以上进行感应耐压试验
2）10kV按35kV×0.8=28kV进行
3）额定电压低于1000V的绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
12
铁芯及夹件绝缘电阻
1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年
2）大修后
3）必要时
1）与以前测试结果相比无显著差别
2）运行中铁芯接地电流一般不应大于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）只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量
3）必要时，如：
油色谱试验判断铁芯多点接地时
13
穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻
大修中
220kV及以上：一般不低于500MΩ
110kV及以下：一般不低于100MΩ
1）用2500V兆欧表
2）连接片不能拆开可不进行
14
局部放电试验
220kV及以上：
1）大修更换绝缘部件或部分绕组后
2）必要时
在线端电压为1.5Um/时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为1.3Um/时，放电量一般不大于300pC
1）110kV电压等级的变压器大修后，可参照执行
2）必要时，如：
运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时
15
绕组所有分接的电压比
1）分接开关引线拆装后
2）更换绕组后
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%

16
校核三相变压器的组别或单相变压器极性
更换绕组后
必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致

17
空载电流和空载损耗
1）更换绕组后
2）必要时
与前次试验值相比无明显变化
1）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（如制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较）
2）必要时，如：
怀疑磁路有缺陷等
18
短路阻抗和负载损耗
1）更换绕组后
2）必要时
与前次试验值相比无明显变化
1）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（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较）
2）必要时，如：
出口短路后
19
绕组变形测试
110kV及以上：
1）更换绕组后
2）必要时
1）采用频率响应分析法与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比
2）采用电抗法分析判断同一参数的三个单相值的互差（横比）和同一参数值与原始数据及上一次测试值相比之差（纵比），其差值不应超过注意值，注意值参见DL/T1093-

1）每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同
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以便比较
3）发电厂厂高变可参照执行
4）必要时，如：
发生近区短路后
20
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）在运行分接上进行
2）由变压器高压侧或中压侧加压
3）110kV及以上的变压器中性点接地
4）发电机变压器组的中间连接无断开点的变压器，可不进行
21
有载分接开关的试验和检查
1）按制造厂规定
2）大修后
3）必要时
按DL/T574-1995《有载分接开关运行维修导则》执行

1）应在整个操作循环内进行
2）必要时应检查开关切换程序及时间、动作顺序、过渡电阻及触头的接触电阻等结果
3）必要时，如：
怀疑有故障时
22
测温装置校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年 (二次回路)
2）大修后
3）必要时
1）按制造厂的技术要求
2）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符
3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ
1）采用2500V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
23
气体继电器校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）大修后
3）必要时
1）按制造厂的技术要求
2）整定值符合运行规程要求，动作正确
3）绝缘电阻一般不低于1MΩ
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
24
压力释放器校验及其二次回路试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）必要时
1）动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或符合制造厂规定
2）绝缘电阻一般不低于1MΩ
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
25
冷却装置及其二次回路检查试验
1）110kV及以下：6年(二次回路)；220kV、500kV：3年(二次回路)
2）大修后
3）必要时
1）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏油
2）强油水冷装置的检查和试验，按制造厂规定
3）绝缘电阻一般不低于1MΩ
1）采用1000V兆欧表
2）必要时，如：
怀疑有故障时
26
整体密封检查
1）大修后
2）必要时
1）35kV及以下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
1）试验时带冷却器，不带压力释放装置
2）必要时，如：
怀疑密封不良时
27
套管中的电流互感器试验
大修时
1）绝缘电阻测试
2）变比测试
3）极性测试
4）伏安特性测试
见第6章
28
绝缘纸(板)聚合度
必要时
当聚合度小于250时，应引起注意
1）试样可取引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等数克
2）对运行时间较长(如20年)的变压器尽量利用吊检的机会取样
3）必要时，如：
怀疑纸(板)老化时
29
绝缘纸(板)含水量
必要时
水分(质量分数)一般不大于下值：
500kV：1%
220kV：3%
1）可用所测绕组的tanδ值推算或取纸样直接测量
2）必要时，如：
怀疑纸(板)受潮时
30
噪声测量
必要时

与出厂值比较无明显变化
1）按GB7328—1987《变压器和电抗器的声级测量》要求进行
2）必要时，如：
发现噪音异常时
31
箱壳振动
必要时
与出厂值比不应有明显差别
必要时，如：
发现箱壳振动异常时
32
红外检测
运行中
500kV：1年6次或以上
220kV：1年4次或以上
110kV：1年2次或以上
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）测量套管及接头、油箱壳等部位
3）结合运行巡视进行，试验人员每年至少进行一次红外检测，同时加强对电压致热型设备的检测，并记录红外成像谱图

5.2 干式变压器、干式接地变压器
干式变压器、干式接地变压器的试验项目、周期和要求见表2。
表2 干式变压器的试验项目和周期
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
绕组直流电阻
1） 6年
2）必要时
1）相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%
2）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
1）不同温度下电阻值按下式换算:
R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235
2）必要时，如：
红外检测异常时
2
绕组、铁芯绝缘电阻
1） 6年
2）必要时
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%%
1）采用2500V或5000V兆欧表
2）必要时，如：
红外检测异常时
3
交流耐压试验
1） 6年
2）必要时
一次绕组按出厂试验电压值的0.8倍
1）10kV变压器高压绕组按35kV×0.8=28kV进行
2）额定电压低于1000V的绕组可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替
3）必要时，如：
红外检测异常时
4
测温装置及其二次回路试验
1） 6年
2）必要时
1）按制造厂的技术要求
2）指示正确，测温电阻值应和出厂值相符
3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ
必要时，如：
红外检测异常时
5
噪声测试
必要时

必要时，如：
运行巡视发现噪声异常时
6
红外检测
1年1次
按DL/T664- 《带电设备红外诊断应用规范》执行
1）用红外热像仪测量
2）测量套管及接头、油箱壳等部位

5.3 SF6气体绝缘变压器
SF6气体绝缘变压器的试验项目、周期和要求见表3。
表3 SF6气体绝缘变压器的试验项目和周期
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
SF6气体的湿度(20℃的体积分数)
1）1年
2）大修后
3）必要时
运行中：不大于500μL/L
大修后：不大于250μL/L
1）按GB12022《工业六氟化硫》、DL/T915- 《六氟化硫气体湿度测定法(电解法)》和DL/T506- 《六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法》进行
2）必要时，如：
—新装及大修后1年内复测湿度不符合要求
—漏气超过表3中序号2的要求
—设备异常时
2
SF6气体泄漏试验
1）大修后
2）必要时
应无明显漏点
1）按DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》、DL/T 941- 《运行中变压器用六氟化硫质量标准》、GB 11023《高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法》进行
2）对检测到的漏点可采用局部包扎法检漏，每个密封部位包扎后历时5小时，测得的SF6气体含量（体积分数）不大于30μL/L
3
现场分解产物测试
1）投产后1年1次，如无异常，3年1次
2）大修后
3）必要时
超过以下参考值需引起注意：
SO2：不大于3μL/L
H2S：不大于2μL/L
CO：不大于100μL/L
1）建议结合现场湿度测试进行，参考GB8905- 《六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则》
2）必要时，如：
怀疑有故障时
4
实验室分解产物测试
必要时
检测组分：CF4、SO2、SOF2、SO2F2、SF4、S2OF10、HF
必要时，如：
现场分解产物测试超参考值或有增长时
5
绕组直流电阻
1）6年
2）大修后
3）必要时
1）1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%
2）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于平均值的4%，线间差别一般不大于平均值的2%
3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
1）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，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
2）预试时有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量
3）不同温度下电阻值按下式换算:
R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235
4）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试验
5）必要时，如：
红外检测判断套管接头或引线过热时
6
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）6年
2）大修后
3）必要时
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
3）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1，或极化指数不低于1.3
1）采用2500V或5000V兆欧表，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA
2）测量前被试绕组应充分放电
3）必要时，如：
SF6气体试验异常时