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—2001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 7595-2008《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≤2000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 1096-2008《变压器油中颗粒度限值》

2）检验方法参考：DL/T 432-2007《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/T1093-2008

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/T664-2008《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