QCSG 10007-2004 电力设备预防性试验规程.doc

Q／CSG
中国南方电网有限责任公司企业标准

Q／CSG 1 0007—2004

电力设备预防性试验规程

2004-03-01发布 2004-06-01实施

中国南方电网有限责任公司 发布

中国南方电网公司关于颁发《变电运行
管理标准》等十二项生产标准的通知

南方电网生[2004]3号

超高压输变电公司、中国南方电网电力调度通信中心，各子公司：
为规范公司系统的安全生产行为，开展公司安全生产规范化建设，公司组织编制完成了《变电运行管理标准》等十二项生产标准，并经公司标准化委员会批准通过，现予以颁布，自二○○四年六月一日起执行。请各单位认真学习，遵照执行。
附件：1.《变电运行管理标准》
2.《架空线路及电缆运行管理标准》
3.《发电运行管理标准》
4.《变电站安健环设施标准》
5.《架空线路及电缆安健环设施标准》
6.《发电厂安健环设施标准》
7.《电气工作票技术规范》（发电、变电部分）
8.《电气工作票技术规范》（线路部分）
9.《电气操作导则》
10.《电力设备预防性试验规程》
11.《继电保护及安全自动装置检验条例》
12.《输变电设备状态评价标准》

南方电网公司筹备组（代章）
二○○四年二月十九日

目 次

前言
1 范围
2 规范性引用文件
3 定义与符号
4 总则
5 电力变压器及电抗器
5.1 油浸式电力变压器
5.2 干式变压器
5.3 SF6气体绝缘变压器
5.4 油浸式电抗器
5.5 油浸式串联电抗器
5.6 干式电抗器、阻波器及干式消弧线圈
5.7 油浸式消弧线圈
6 互感器
6.1 油浸式电流互感器
6.2 SF6电流互感器
6.3 干式电流互感器
6.4 电磁式电压互感器
6.5 电容式电压互感器
6.6 放电线圈
7 开关设备
7.1 SF6断路器和GIS（含H-GIS）
7.2 多油断路器和少油断路器
7.3 真空断路器
7.4 低压断路器和自动灭磁开关
7.5 重合器（包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV重合器）
7.6 分段器（包括以油、真空及SF6气体为绝缘介质的各种12kV分段器）
7.7 隔离开关
7.8 高压开关柜
8 套管
9 支柱绝缘子和悬式绝缘子、合成绝缘子
9.1 支柱绝缘子和悬式绝缘子
9.2 合成绝缘子
10 电力电缆线路
10.1 纸绝缘电力电缆线路
10.2 橡塑绝缘电力电缆线路
10.3 自容式充油电缆线路
10.4 交叉互联系统
11 电容器
11.1 高压并联电容器、串联电容器和交流滤波电容器
11.2 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器
11.3 断路器电容器
11.4 集合式电容器
11.5 高压并联电容器装置
12 绝缘油和六氟化硫气体
12.1 变压器油
12.2 断路器油
12.3 SP6气体
13 避雷器
13.1 普阀、磁吹型避雷器
13.2 金属氧化物避雷器
13.3 GIS用金属氧化物避雷器
13.4 线路用金属氧化物避雷器
14 母线
14.1 封闭母线
14.2 一般母线
15 二次回路
16 1kV及以下的配电装置和电力布线
17 1kV以上的架空电力线路
18 接地装置
19 旋转电机
19.1 同步发电机
19.2 直流电机
19.3 中频发电机
19.4 交流电动机
附录A （规范性附录）绝缘子的交流耐压试验电压标准
附录B （资料性附录）污秽等级与对应附盐密度值
附录C （资料性附录）避雷器的电导电流值和工频放电电压值
附录D （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
附录E （资料性附录）带电设备红外诊断方法和判断依据
附录F （资料性附录）参考资料

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，1996年由原电力工业部颁发的DL／T 596—1996《电力设备预防性试验规程》多年来对电力生产起到了重要的作用。但近年来，随着电力工业的迅速发展，新设备大量涌现，试验技术不断进步，为适应当前中国南方电网有限责任公司辖区内的实际情况，需要对原规程进行补充和修改。依据DL／T 596—1996《电力设备预防性试验规程》和有关反事故技术措施之规定，结合1997年以来新颁布的相关国家标准和行业标准，现另行编制Q／CSG 1 0007—2004《电力设备预防性试验规程》，作为中国南方电网有限责任公司的企业标准。
本标准是在按照国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑现行设备的实际运行要求而提出，适用于中国南方电网电力设备预防性试验工作。
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。
本标准起草单位：广东省电力试验研究所、广电集团广州供电分公司。
本标准主要起草人：徐达明、何宏明、蒋 琨、姚森敬、杨楚明、陈锦清、彭向阳、王红斌、张泽华、王 勇、林志明、刘志一。
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2004年6月1日起实施。
执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。

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及以下的交流电力设备。高压直流输电设备及其他特殊条件下使用的电力设备可参照执行。进口设备以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。

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（不包括勘误的内容）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 311.2—2002 高压输变电设备的绝缘配合
GB 1094.1～GB 1094.2—1996 电力变压器
GB 1094.3、GB 1094.5—2003 电力变压器
GB 1207—1997 电压互感器
GB 1208—1997 电流互感器
GB 1984—1989 交流高压断路器
GB 1985—1989 交流高压隔离开关和接地开关
GB 2536—1990 变压器油
GB 3906—1991 3kV～35kV交流金属封闭式开关设备
GB 4109—1999 高压套管技术条件
GB 4703—2001 电容式电压互感器
GB 4787—1996 断路器电容器
GB 6115—1998 电力系统用串联电容器
GB 6450—1986 干式电力变压器
GB 6451—1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB／T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB／T 7595—2000 运行中变压器油质量标准
GB 7674—1997 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
GB 8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
GB 9326.1～GB 9326.5—1988 交流330kV及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件
GB 10229—1988 电抗器
GB 10230—1988 有载分接开关
GB 11017—1989 额定电压110kV铜芯、铝芯交联聚乙烯绝缘电力电缆
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 11032—2000 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB 12706.1～GB 12706.3—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆
GB 12976.1～GB 12976—1991 额定电压35kV及以下铜芯、铝芯纸绝缘电力电缆
GB 50150—1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准
DL／T 402—1999 交流高压断路器订货技术条件
DL／T 459—2000 电力系统直流电源柜订货技术条件
DL／T 574—1995 有载分接开关运行维修导则
DL／T 593—1996 高压开关设备的共用订货技术导则
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 664—1999 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 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
JB／T 7111—1993 高电压并联电容器装置
JB／T 7112—2000 集合式高电压并联电容器
JB／T 8169—1999 耦合电容器和电容分压器

3 定义与符号

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，通常是自动进行的。
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
红外测温
利用红外技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。
3.5
绕组变形测试
利用频率响应等方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
GIS局部放电测试
利用甚高频、超声波等检测技术对运行中的GIS进行局部放电检测，判断其是否存在绝缘缺陷。
3.7
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1mA下的参考电压；
tanδ：介质损耗因数。
3.8
常温
本标准中常温的范围为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 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，与同类设备或不同相别的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行综合分析和判断后作出正确结论。
4.3 遇到特殊情况（例如发现某类设备的同一类故障和缺陷突出），需要调整设备的试验周期时，由各运行单位负责生产的总工程师批准执行。220kV及以上电气设备应报相应的主管生产部门（各分公司、子公司）备案。对老旧设备根据设备状态可适当缩短试验周期。
4.4 在试验周期的安排上应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。发电厂电气设备试验周期应结合设备大、小修进行。
4.5 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，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。
4.6 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。
4.7 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％。
4.8 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，在投运前应进行绝缘项目试
验，如测量绝缘电阻、tanδ、绝缘油的水分和击穿电压、绝缘气体湿度等。35kV及以下设备按1年执行。
4.9 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，可以延长停电试验周期或不做停电试验，同时报省一级公司备案。
4.10 应加强电力设备红外测温工作，具体要求按DL／T 664—1999执行。
4.11 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。
4.12 本标准未包含的电力设备的试验项目，按制造厂规定进行。
4.13 各省公司可根据本标准，结合各自的实际情况，对试验周期、试验项目等作出必要的补充规定。

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 油漫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）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
H2：10
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、C2G6和C2H2四种气体
2）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

表1 （续）

序号
项目
周期
要 求
说 明
2
油中
水分
mg／L
1）准备注入110kV及以上变压器的新油
2）注入500kV变压器后的新油
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变压器
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

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、OO2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
油中洁净度测试
500kV：必要时
标准在制定中

6
绝缘油试验
见12.1节

表1（续）

序号
项目
周期
要 求
说 明
7
绕组直流电阻
1）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处测量
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
—红外测温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）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10000MΩ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—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）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

表1（续）

序号
项目
周期
要 求
说 明
9

绕组连同套
管的tanδ

1）3年
2）大修后
3）必要时

1）20℃时不大于下列数值：
500kV：06％
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l0kV及以上：l0kV
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）l0kV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35kV0.8＝28kV进行
12

铁芯及夹件绝缘电阻
1）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

表1（续）

序号
项目
周期
要 求
说 明
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％；其他所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5％，其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值（％）的1／10以内，但偏差不得超过土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

表1（续）

序号
项目
周期
要 求
说 明
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）6年
2）更换绕组后
3）必要时
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
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）发电厂厂用高压变压器可参照执行
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
按DL／T574—1995执行

22

测温装置校验及其二次回路试验
1）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1MΩ
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）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2500V兆欧表
2）必要时，如：怀疑有故障时

表1（续）

序号
项目
周 期
要 求
说 明
24

压力释放器校验及其二次回路试验
1）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2500V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）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2500V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）试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克
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

表1（续）

序号
项目
周 期
要 求
说 明
30
噪声测量
必要时
与出厂值比较无明显变化
1）按GB7328—1987的要求进行
2）必要时，如：发现噪声异常时
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
红外测温
运行中
500kV：1年2次
110kV、220kV：
1年1次
按DL／T 664—999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

5.2 干式变压器
干式变压器的试验项目、周期和要求见表2。

表2 干式变压器的试验项目、周期

序号
项 目
周 期
要 求
说 明
1

绕组直流电阻
1）6年
2）大修后
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％
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，取235
2
绕组、铁芯绝缘电阻
1）6年
2）大修后
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％
采用2500V或5000V兆欧表
3
交流耐压试验
1）6年
2）大修后
按出厂试验电压值的0.8倍
10kV变压器按35kV0.8＝28kV进行
4

测温装置及其二次回路试验
1）6年
2）大修后
1）按制造厂的技术要求
2）指示正确，测沮电阻值应和出厂值相符
3）绝缘电阻一般不低于1MΩ

5

红外测温
1年1次
按DL／T664－1999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）只对站用变压器、厂用变压器进行

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、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—1989、SD306和DL506—1992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15中序号2的要求
—设备异常时
2
SF6气体成分分析
1）大修后
2）必要时
见12.3节
3
SF6气体泄漏试验
1）大修后
2）必要时
无明显漏点

4

绕组直流电阻

1）3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）预防性试验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处测量
3）不同温度下电阻值按下式换算；
R2＝R1（T＋t2）／（T＋tl）
式中：Rl、R2分别为在温度tl、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，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：红外测温判断套管接头或引线过热时

表3（续）

序号
项 目
周 期
要 求
说 明
5