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电力设备预防性试验规程

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2020年4月19日
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电力设备预防性试验规程
第一章 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110kV及以下的交流电力设备。
第二章 引用标准
下列标准所包含的条文，经过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
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－ 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:瓷或玻璃绝缘子的试验
GB 12022— 工业六氟化硫
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— 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— 接地装置特性参数测试导则
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— 绝缘子常见温固化硅橡胶防污闪涂料
DL/T 664— 带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T 722— 变压器油中溶解气体分析和判断导则
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的频率响应分析法
DL/T 1048— 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— 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则
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( )400号）
第三章 定义、符号
（一） 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。
（二） 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。
(三)带电测量
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量。
（四） 绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。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时的测得值。
（五）吸收比
在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。
（六）极化指数
在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。
（七） 本规程所用的符号
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1mA下的参考电压；
tgδ 介质损耗因数。
（八）家族缺陷
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/或工艺的其它设备，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。
第四章 总则
（一）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，宜加强红外测温。
（二）试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。
（三）遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。
（四） 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，在必要时应进行耐压试验。
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；其它耐压试验的试验电压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：
500kV ＞72h, 220及330kV ＞48h, 110kV及以下＞24h  （五） 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能够连在一起进行试验。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接设备中的最低试验电压。
（六）当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确定试验电压：
一、 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；
二、 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；
三、 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。
（七） 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、tgδ、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进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
（八）在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。
（九）如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。
（十） 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，经批准能够不做停电试验或适当延长周期。
第五章、同步发电机
（一） 容量为4000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表1，4000kW以下者可参照执行。
表 1 容量为4000kW及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求
序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1)1年或小修时
2)大修前、后
1)绝缘电阻值自行规定。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的1/3以下时，应查明原因
2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的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，采用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ

2
定子绕组的直流电阻
1)大修时
2)出口短路后
水轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的1%。超出要求者，应查明原因
1)在冷态下测量，绕组表面温度与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)试验电压如下：
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比例显著增长时，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，应采用低压屏蔽法接线；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：对于开启式水系统不大于5.0×102μS/m；对于独立的密闭循环水系统为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年以上与架空线直接连接者
2.5Un
运行20年以上不与架空线直接连接者
(2.0～2.5)Un
小修时和大修后
2.0Un
2)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化
3)泄漏电流不随时间的延长而增大
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的试验电压如下：
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)水内冷电机一般应在通水的情况下进行试验，进口机组按厂家规定，水质要求同本表序号3说明5)
3)有条件时，可采用超低频(0.1Hz)耐压，试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍
4)全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压见附录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年以上与架空线路直接连接者
1.5 Un
运行20年以上不与架空线路直接连接者
(1.3～1.5) Un
5
转子绕组的绝缘电阻
1)小修时
2)大修中转子清扫前、后
1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ

1)采用1000V兆欧表测量。
2)对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子绕组未干燥完毕，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2kΩ，或在20℃时不小于20kΩ，允许投入运行

6
转子绕组的直流电阻
大修时
与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不超过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的连接点进行测量
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
试验电压如下：
1)隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时，可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
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的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压 V
3)全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定
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，不大于 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，不大于 V

8
发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的绝缘电阻
1)小修时
2)大修时
绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除
1)小修时用1000V兆欧表
2)大修时用2500V兆欧表
9
发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备(不包括发电机转子和励磁机电枢)的交流耐压试验
大修时
试验电压为1kV
可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替
10
定子铁芯试验
1)重新组装或更换、修理硅钢片后
2)必要时
1)磁密在1T下齿的最高温升不大于25K，齿的最大温差不大于15K，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定
2)单位损耗参考值见附录A
3)对运行年久的电机自行规定
1)在磁密为1T下持续试验时间为90min,在磁密为1.4T下持续时间为45min。对直径较大的水轮发电机试验时应注意校正由于磁通密度分布不均匀所引起的误差
2)用红外热像仪测温
11
发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻
大修时
1) 立式水轮发电机组的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)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，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)的直流电阻
大修时
与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%

13
灭磁开关的并联电阻
大修时
与初始值比较应无显著差别
电阻值应分段测量
14
转子绕组的交流阻抗和功率损耗
大修时
阻抗和功率损耗值自行规定。在相同试验条件下与历年数值比较，不应有显著变化
1)隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。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，试验电压峰值不超过额定励磁电压(显极式转子自行规定)
3)本试验可用动态匝间短路监测法代替
15
检温计绝缘电阻和温度误差检验
大修时
1)绝缘电阻值自行规定
2)检温计指示值误差不应超过制造厂规定
1)用250V及以下的兆欧表
2)检温计埋入定子绕组
16
定子槽部线圈防晕层对地电位
必要时
不大于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)有条件时可采用超声法探测槽放电
17
汽轮发电机定子绕组引线的自振频率
必要时
自振频率不得介于基频或倍频的±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)必要时
1)直流试验电压值为Un
2)测试结果一般不大于下表中的值
1)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷
2)尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验
手包绝缘引线接头，
20μA；100MΩ电阻上的电压降值为 V

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

19
轴电压
大修后
1)水轮发电机不作规定
测量时采用高内阻(不小于100kΩ/V)的交流电压表
20
定子绕组绝缘老化鉴定
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
空载特性曲线
1)大修后
2)更换绕组后
1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误差的范围以内
2)在额定转速下的定子电压最高值：
水轮发电机为1.5 Un(以不超过额定励磁电流为限)
3)对于有匝间绝缘的电机最高电压时持续时间为5min
1)新机交接未进行本项试验时，应在1年内做不带变压器的1.3 Un空载特性曲线试验；一般性大修时能够带主变压器试验
22
三相稳定短路特性曲线
1)更换绕组后
2)必要时
与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较，其差别应在测量误差的范围以内
1)新机交接未进行本项试验时应在1年内做不带变压器的三相稳定短路特性曲线试验
23
发电机定子开路时的灭磁时间常数
更换灭磁开关后
时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异

24
检查相序
改动接线时
应与电网的相序一致

25
温升试验
1)定、转子绕组更换后
2)冷却系统改进后
3)第一次大修前
4)必要时
应符合制造厂规定
如对埋入式温度计测量值有怀疑时，用带电测平均温度的方法进行校核

（二） 各类试验项目：
定期试验项目见表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） 有关定子绕组干燥问题的规定。
一、发电机大修中更换绕组时，容量为10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，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的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。
二)在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)MΩ(取Un的千伏数，下同)，分相试验时，不小于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、运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运行。
（一） 电力变压器的试验项目、周期和要求见表2。
表 2 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) 8MVA以下的油浸式变压器自行规定
2)大修后
3)必要时
1)烃类气体总和的产气速率大于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)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体
2)新投运的变压器应有投运前的测试数据
3)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器
2
绕组直流电阻
1)1～3年或自行规定
2)无励磁调压变压器变换分接位置后
3)大修后
4)必要时

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%。
2)1.6MVA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，按要求中3)项执行
2)不同温度下的电阻值按下式换算

式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；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的分接锁定后测量
3
绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数
1)1～3年或自行规定
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明显变化
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，尽量使每次测量温度相近
4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算

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
4
绕组的tgδ
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
1)20℃时tgδ不大于下列数值：
330～500kV 0.6%
66～220kV 0.8%
35kV及以下 1.5%
2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)
3)试验电压如下：
1)非被试绕组应接地或屏蔽
2) 同一变压器各绕组tgδ的要求值相同
3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近
4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算

式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的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规定
5
电容型套管的tgδ和电容值
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
见第9章
1)用正接法测量
2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温
6
绝缘油试验
1)1～3年或自行规定
2)大修后
3)必要时
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)必要时
1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定期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；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍
1)可采用倍频感应或操作波感应法
2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验

8
铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻
1)1～3年或自行规定
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)夹件引出接地的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、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻
1)大修后
2)必要时
220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定
1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用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年或自行规定
2)必要时
1)试验电压一般如下：
读取1min时的泄漏电流值
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)与前一次测试结果相比应无明显变化

13
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
3)必要时
1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律
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，但不得超过±1%

14
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

15
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
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的值，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)必要时
与前次试验值相比，无明显变化
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的测量值，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)必要时
1)在线端电压为时，放电量一般不大于500pC；在线端电压为时，放电量一般不大于300pC
2)干式变压器按GB6450规定执行
1)试验方法符合GB1094.3的规定
2)周期中“大修后”系指消缺性大修后，一般性大修后的试验可自行规定

18
测温装置及其二次回路试验
1)1～3年
2)大修后
3)必要时
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用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)必要时
整定值符合运行规程要求，动作正确
绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
20
压力释放器校验
必要时
动作值与铭牌值相差应在±10%范围内或按制造厂规定

21
整体密封检查
大修后
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

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查试验
1)自行规定
2)大修后
3)必要时
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，按制造厂规定
3)绝缘电阻一般不低于1MΩ
测量绝缘电阻采用2500V兆欧表
23
套管中的电流互感器绝缘试验
1)大修后
2)必要时
绝缘电阻一般不低于1MΩ
采用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及以上的变压器中性点接地
25
阻抗测量
必要时
与出厂值相差在±5%，与三相或三相组平均值相差在±2%范围内

26
振动
必要时
与出厂值比不应有明显差别

27
噪声
必要时
与出厂值比不应有明显差别
按GB7328要求进行
28
油箱表面温度分布
必要时
局部热点温升不超过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、 定期试验项目
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 括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统；
2 操作波的波形为：波头大于20μS，90%以上幅值持续时间大于200μS，波长大于500μS；负极性三次。
一)一般性大修见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、17、18、19、20、22、23、24。
二)更换绕组的大修见表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）定期试验项目见表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适用于更换绕组时，4、5项适用于35kV及以上变电所用变压器。
五、干式变压器
一）定期试验项目见表4中序号2、3、7、19。
二）更换绕组的大修试验项目见表2中序号2、3、7、9、13、14、15、16、17、19，其中17项适用于浇注型干式变压器。
六、接地变压器
一）定期试验项目见表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项适用于更换绕组时进行。
七、判断故障时可供选用的试验项目
本条主要针对容量为1.6MVA以上变压器，其它设备可作参考。
一)当油中气体分析判断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
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、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的气体分析。
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
——绕组的频率响应
——空载电流和损耗
四)判断绝缘受潮可进行下列试验：
——绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流)
——绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV)
——绝缘纸的含水量
五)判断绝缘老化可进行下列试验：
——油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化)
——绝缘油酸值
——油中糠醛含量
——油中含水量
——绝缘纸或纸板的聚合度
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 )电流互感器的试验项目、周期和要求，见表4。
表4 电流互感器的试验项目、周期和要求
序 号
项 目
周 期
要 求
说 明
1
绕组及末屏的绝缘电阻
1)投运前
2)1～3年
3)大修后
4)必要时
1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化
2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ
采用2500V兆欧表
2
tgδ及电容量
1)投运前
2)1～3年
3)大修后
4)必要时
1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：
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一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到时，tgδ增量超过±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与初始值或出厂值差别超出±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，其值不大于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)必要时
油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意：
总烃 100×10-6
H2 150×10-6
C2H2 2×10-6(110kV及以下)
1×10-6(220～500kV)
1)新投运互感器的油中不应含有C2H2
2)全密封互感器按制造厂要求(如果有)进行
4
交流耐压试验
1)1～3年
(20kV及以下)
2)大修后
3)必要时
1)一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的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)必要时
1) 固体绝缘互感器在电压为时，放电量不大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC
2)110kV及以上油浸式互感器在电压为时，放电量不大于20pC
试验按GB5583进行
6
极性检查
1)大修后
2)必要时
与铭