特别提示的其他巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。 雷雨季节前，大风、降雨（雪、冰霍）、沙尘暴及有明显震感（烈度4度及以上）的地震之 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 日最高气温35℃以上或大负荷期间，宜加强红外测温。

本标准将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在 态时根据情况有选择地进行。

若存在设备技术文件要求但本标准未涵盖的检查和试验项目，接设备技术文件要求进行。若设备技 术文件要求与本标准要求不一致，按严格要求执行。 新设备投运满1年（220kV及以上）或满1～2年（110kV/66kV），以及停运6个月以上重新投运前 的设备，应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。 现场备用设备应视同运行设备进行例行试验；备用设备投运前应对其进行例行试验；若更换的是新 设备，投运前应按交接试验要求进行试验。 除特别说明，所有电容和介质损耗因数一并测量的试验，试验电压均为10kV。 在进行与环境温度、湿度有关的试验时，除专门规定的情形之外，环境相对湿度不宜大于80%，环 境温度不宜低于5℃，绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时，可采用4.3.5进行分析。

照明标准规范范本4.3设备状态量的评价和处置原则

设备状态的评价应基手于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况 等状态信息，包括其现象强度、量值大小以及发展趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。 4.3.2注意值处置原则 有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显，对于正在运行的设备 应加强跟踪监测，对王停由设务、如怀疑履王严重缺陷则不官投入运行

4.3.2注意值处置原则

4.3.3警示值处置原贝

有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显，对于运行 安排停电试验：对于停电设备，消除此隐惠之前一般不应投入运行。

4.3.4状态量的显著性差异分析

在相近的运行和检测条件下，同一家族设备的同一状态量不应有明显差异，否则应进行显著性差异 分析，分析方法见附录A。

设A、B、C3台设备的上次试验值和当前试验值分别为a}、bl、CI、a2、b2、C2，在分析设备A当 前试验值a2是否正常时，根据az/(b2+c2)与aj/(bi+c)相比有无明显差异进行判断，一般不超过土30%可 作为判断正常与否的参考。

4.4基于设备状态的周期调整

本标准给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验，各单位可依据自身设备状态、地域环 境、电网结构等，酌情延长或缩短基准周期，调整后的基准周期一般不小于1年，也不大于本标准所列 基准周期的1.5倍。

4.4.2可延迟试验的条件

试验可以在4.4.1周期调整后的基础上延迟1个年度： 巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常

b）带电检测（如有）显示设备状态良好。 c）上次例行试验与其前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异。 d）没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷。 e）上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况

4.4.3需提前试验的情形

有下列情形之一的设备，需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验： a）巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致。 b）带电检测（如有）显示设备状态不良。 c）之前的例行试验数据有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势，或者接近注意值或警示值。 d）存在重大家族缺陷。 e）经受了较为严重不良工况。 如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，期间应根据具 情况加强巡检或跟踪监测。情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。

4.5解体性检修的适用原则

存在下列情形之一的设备，需要对设备核心部件或 以更换： 例行或诊断性试验表明存在重大缺陷的设备。 b) 受重大家族缺陷警示，需要解体消除隐患的设备。 依据设备技术文件之推荐或运行经验，达到解体性检修条件的设备

5.1油浸式电力变压器和电抗器

油漫式电力变压器、电抗器巡检及例行试验

表1油浸式电力变压器和电抗器巡检项目

油漫式电力变压器和电抗器例行试验和检查项

DL/T3932010

DL/T3932010

5.1.1.1巡检说明

a）外观无异常，油位正常，无油渗漏。 b 记录油温、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数。 c） 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换：若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取 油样分析油中水分（仅对开放式）。 d） 冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污：潜油泵无异常声响、振动， 油流指示器指示正确。

5.1.1.2红外热像检测

5.1.1.3油中溶解气体分析

除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、 4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含 量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T7252，同时注意设备技术文件的特别提 示（如有）。 当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过励磁、过负荷运行以及发生 了出口或近区短路故障时，应进行额外的取样分析。

5.1.1.4绕组电阻

有中性点引出线时，应测量各相绕组的电阻；若无中性点引出线，可测量各线间电阻，然后换算到 相绕组，换算方法见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后，同一温度

绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外，还要求同一温度下，各相电阻的初值差不超过： 度修正按下式：

Ri、R2一分别表示温度为t、t2时的电阻； T常数，铜绕组T为235，铝绕组T为225。 无励磁调压变压器改变分接位置后、有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后，也应测量一次。 电抗器参照热行。

5.1.1.5铁心绝缘电阻

绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）绝缘电阻表。除注意绝缘电阻的大小外，要特别注 意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的，应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。 除例行试验之外，当油中溶解气体分析异常，在诊断时也应进行本项目。

5.1.1.6绕组绝缘电阻

测量时，铁心、外壳及非测量绕组应接地，测量绕组应短路，套管表面应清洁、干燥。采用5000V 绝缘电阻表测量。测量宜在项层油温低于50℃时进行，并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式 （2）进行近似修正。绝缘电阻下降显著时，应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参 考DL/T474.1

R1、R2一分别表示温度为1、12时的绝缘电阻 除例行试验之外，当绝缘油例行试验中水分偏高，或者怀疑箱体密封被破坏，也应进行本项试验

1.1.7绕组绝缘介质损

测量宜在顶层油温低于50℃且高子0℃时进行，测量时记求顶层油温和空气相对湿度，非测量绕组 及外壳接地。必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其他绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参 考DL/T474.3。 测量绕组绝缘介质损耗因数时，应同时测量电容值，若此电容值发生明显变化，应予以注意。 分析时应注意温度对介质损耗因数的影响

5.11.8有载分接开关检查

以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异，必要时参考设备技术文件。 每年检查一次的项目包括： a） 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查。 6 在线滤油器，应按其技术文件要求检查滤芯。 ） 打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常。 d）记录动作次数。 e）如有可能，通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器的功能。 每3年检查一次的项目： 在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常。 6） 检查紧急停止功能以及限位装置。 在绕组电阻测试之前检查动作特性，测量切换时间；有条件时测量过渡电阻，电阻值的初值差 不超过±10%。 d） 油质试验：要求油耐受电压≥30kV：如果装备有在线滤油器，要求油耐受电压≥40kV。不满

足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换

5.1.1.9测温装置检查

每3年检查一次，要求外观良好，运行中温度数据合理，相互比对无异常。 每6年校验一次，可与标准温度计比对，或按制造商推荐方法进行，结果应符合设备技术文件要求。 同时采用1000V绝缘电阻表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MQ

5.1.1.10气体继电器检查

每3年检查一次气体继电器整定值 规程和设备技术支件要求，动作正确， 每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻，应不低于1MQ2，采用1000V绝缘电

5.1.1.11冷却装置检查

1.12压力释放装置检

按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在土10%之内 或符合设备技术文件要求。

5.1.2油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验（见表3）

表3油浸式变压器、电抗器诊断性试验项

5.1.2.1空载电流和空载损耗

诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接 线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个 边相，空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空裁损耗的变化

5.1.2.2短路阻抗

诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电 ，亦可低于额定值，但不应小于5A。

5.1.2.3感应耐压和局部放电

(s) = 120×额定频率 试验频率

在进行感应耐压试验之前，应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险

.1.2.4绕组频率响应

诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时，即绕组频响曲 线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时，可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法 参考DL/T911

对核心部件或主体进行解体性检修之后或怀疑绕组存在缺陷时进行本项目。结果应与铭 5.1.2.6直流偏磁水平检测 当变压器声响、振动异常时进行本项目。

5.1.2.8纸绝缘聚合

5.1.2.9整体密封性能检查

对核心部件或主体进行解体性检修之后或重新进行密封处理之后进行本项目。采用储 法，在0.03MPa压力下持续24h，应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。 5.1.2.10铁心接地电流 在运行条件下测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意

.1.2.10铁心接地电流

5.1.2.11声级及振动

当噪声异常时可定量测量变压器声级，具体要求参考GB/T1094.10。如果振动异常，可定量测量振 动水平，振动波主波峰的高度应不超过规定值，且与同型设备无明显差异

5.1.2.12绕组直流泄漏电流

怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目，测量绕组短路加压，其他绕组短路接地，施加直流电压值 为40kV（330kV及以下绕组）、60kV（500kV及以上绕组），加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明 显增加，与同型设备比没有明显差异，

5.1.2.13外施耐压试验

巡检项目包括表1所列外观、声响及振动；例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组 绝缘电阻；诊断性试验包括表3中电抗器电抗值测量、声级及拆动、空载电流和空载损耗测量。

5.2SF.气体绝缘电力变压器

SF。气体绝缘电力变压器巡检及例行试验（

表4SF.气体绝缘电力变压器巡检项目

DL/T 393 2010

DL/T 393 2010

SF.气体绝缘电力变压器例行试验和检查项

5.2.1.1巡检说明

a）外观无异常，气体压力指示值正常。 b）记录气体、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数，冷却器工作状态正常。 C）变压器声响无异常：如果振动异常，可定量测量

5.2.1.2红外热像检测

金测变压器箱体、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相又 及分析方法参考DL/T664。

5.2.2SF.气体绝缘电力变压器诊断性试验（见表6）

SF.气体绝缘电力变压器诊断性试验（见表6

表6SF。气体绝缘电力变压器诊断性试验项目

5.2.2.1气体密度表（继电器）校验

5.3.1.4绝缘电阻

采用2500V绝缘电阻表测量。当有两个一次绕组时，还应测量一次绕组间的绝缘电阻。 电阻应大于3000M2，或与上次测量值相比无显著变化。有末屏端子的，测量末屏对地绝线 不低于1000MQ，或与上次测量值相比无显著变化

5.3.1.5电容量和介质损耗因数

测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常（测量值偏大或增量偏大），可测量介质损 耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到U/V3，介质损耗因数的变化量应在土0.0015 之内，且介质损耗因数不超过0.007（Um≥550kV）、0.008（Um为363kV/252kV）、0.01（Um为 126kV/72.5kV)。 当末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断，测量电压为2kV 通常要求小于0.015。

5.3.2电流互感器诊断性试验（见表9)

表9电流互感器诊断性试验项目

3.2.1交流耐压试验

需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。一次绕组的试验电压为出厂试验值的80%、二次绕组之 间及末屏对地的试验电压为2kV，时间为60s。 如SF6电流互感器压力下降到0.2MPa以下，补气后应做老练和交流耐压试验。试验方法参考GB 1208。

5.3.2.2局部放电

5.3.2.3电流比校核

5.3.2.4绕组电阻

红外检测温升异常，或怀一次绕组存在接触不良时，应测量一次绕组电阻。要求测量结果与初值 比没有明显增加，并符合设备技术文件要求。 二次电流异常，或有二次绕组方面的家族缺陷时，应测量二次绕组电阻。要求测量结果与初值比没 有明显增加，并符合设备技术文件要求。 分析时应考虑测量时绕组温度不同带来的影响

5.3.2.5气体密封性检测

DL/T3932010

气体密度表显示密度下降或定性检测发现气体泄漏时进行本项试验。方法可参考GB/T110 气体密度表（继电器）校验 据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。 磁式电压互感器

5.4电磁式电压互感器

5.4.1电磁式电压互感器巡检及例行试验（见表10、表11）

5.4.1电磁式电压互感器巡检及例行试验（见表10、表11）

表10电磁式电压互感器巡检项目

表11电磁式电压互感器例行试验项目

a）高压引线、接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹 或破损；无影响设备运行的异物。 b）油位正常（油纸绝缘），气体密度值正常（SF6绝缘）。 c）二次电压无异常，必要时带电测量二次电压。

5.4.1.2红外热像检测

红外热像检测高压引线连接处、本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量 和分析方法参考DL/T664。

5.4.1.3绕组绝缘电阻

一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组采用1000V绝缘电阻表。测量时非被测绕组 等或相近测量条件下，绝缘电阻应无显著降低。

5.4.1.4绕组绝缘介质损耗因数

5.4.1.5油中溶解气体分析

取样时，需注意设备技术文件的特别提示（如有），并确认油位符合设备技术文件之要求。制造商 明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。

4.2电磁式电压互感器诊断性试验（见表12

表12电磁式电压互感器诊断性试验项目

5.4.2.1交流耐压试验

要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。试验电压为出厂试验值的80%，时间为60s。 应耐压，二次绕组采用外施耐压。对于感应耐压试验，当频率在100Hz～400Hz时，持续 3）确定，但不少于15s。进行感应耐压试验时应考虑容升现象。试验方法参考GB1207。

车库设计规范和图纸5.4.2.2局部放电

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。在电压幅值为1.2U./V3下测量，测量结 求。测量方法参考GB1207

5.4.2.3电压比校核

对核心部件或主体进行解体性检修之后或需要确认电压比时进行本项目。在80%～100%的额定电 压范围内，在一次侧施加任一电压值，测量二次侧电压检测标准，验证电压比。简单检查可取更低电压。

5.4.2.4励磁特性

对核心部件或主体进行解体性检修之后或计量要求时进行本项目。试验时电压施加在二次端子上， 电压波形为标准正弦波。测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍，测量出对应的励磁电 流，与出厂值相比应无显著改变；与同一批次、同一型号的其他电磁式电压互感器相比，彼此差异不应 大于30%。