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、C2H6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 |
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
③110kV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：
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 | 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 |
5 | 油中洁净度测试 | 500kV：必要时 | 标准在制定中 | |
6 | 绝缘油试验 | 见文章《变压器油的试验项目和要求》 |
7 | 绕组直流电阻 | ①3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 | ①1600kVA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%
②1600kVA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 | ①3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%
②35kV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绝缘电阻测试仪，对220kV及以上变压器，绝缘电阻测试仪容量—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：
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 |
9 | 绕组连同套管的tanδ | ①3年
②大修后
③必要时 | ①20℃时不大于下列数值：
500kV：06％
110kV～220kV：0.8％
35kV：1.5％
②tanδ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：
tanδ2＝tanδ1×1.3(t2－t1)/10
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 | 见文章《套管的试验项目、周期和要求》 | 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 | ①l0kV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 | ①110kV及以上进行感应耐压试验
②10kV按35kV×0.8＝28kV进行 |
12 | 铁芯及夹件绝缘电阻 | ①3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绝缘电阻测试仪(对运行年久的变压器可用1000V绝缘电阻测试仪)
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绝缘电阻测试仪
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／√3时，放电量一般不大于500pc；在线端电压为1.3Um／√3时，放电量一般不大于300pC | ①110kV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
②35kV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 |
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：
①6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
③110kV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 | ①3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绝缘电阻测试仪
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 | ①3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绝缘电阻测试仪
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 | ①3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绝缘电阻测试仪
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 | ①3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绝缘电阻测试仪
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 | ①35kV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
②110kV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 | 见文章《电流互感器的试验项目、周期和要求》 |
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 |
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 |
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