5.1.1外观检查零部件齐全、无损伤、无变形；油浸电力变压器整体密封良好，无渗漏油迹。 5.1.2新安装的电力变压器，应有出厂检验合格证。有防爆要求的电力变压器，应按《煤矿安全规程》 的有关规定选用。并下使用的应有矿用产品安全标志，

且绝缘电阻和吸收比或极

5.2.1 实测绕组绝缘电阻值应换算至同一温度下比较。 5.2.2 新安装、交接验收检验时，绕组绝缘电阻值应不低于出厂值的70%。 5.2.3定期检验时 安全生产标准，绕组绝缘电阻值应不低于出厂值的50%。 5.2.4吸收比应不小于1.3。 5.2.5极化指数应不小于1.5。

3.1定期检验时，油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流值应不大于表5的规定数值。当 不是表5中所列数值时，泄漏电流规定数值用插值法确定。

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5.3.2新安装、交接验收检验时，油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流值应不大于表6规定的 数值。当温度值不是表6中所列数值时 定数值用铺值法确定

定期检验油浸式变压器绕组连同套管的直流泄派

表6新安装、交接验收检验油浸式变压器绕组连同套管的直流泄漏电流规定值

5.4绕组连同套管的介质损耗角正切值tg§及

5.4.1实测介质损耗角正切值tg8应换算至20℃时比较。 5.4.2新安装、交接验收检验时，油浸式变压器绕组连同套管一起的tg8值应不大于出厂试验值的1.3 倍。 5.4.3 定期检验时，油浸式变压器绕组连同套管一起的tg8值换算至20℃后应符合以下要求： a 35kV及以下电压等级，不大于1.5%； 35kV以上电压等级，不大于0.8%。 5.4.4 电容量与出厂值的相对误差应不大于土3%。

5.5非纯瓷套管的介质损耗角正切值tg

5.1实测介质损耗角正切值tg8应换算至20℃时比较。 5.2新安装、交接验收检验时，油浸式变压器非纯瓷套管的tg6值换算至20℃后，应不大于 定值。 5.3定期检验时，非纯瓷套管的tg8值换算至20℃后，应不大于表8规定值。当电容型套管 地绝缘电阻小于1000MQ时，应测量末屏对地tg6值，其值应不大于2%。

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表7非纯瓷套管的介质损耗角正切值tg规定值

5.6有载调压装置的检查和试验

6.1电动操作时电源电压应满足调压装置的出厂要求。操作无卡涩，电气和机械限位正常。 6.2绝缘油的击穿电压应不小于表9规定值

表9有载调压装置的绝缘油击穿电压规定值

5.6.3 5.6.4交接验收检验时，循环操作后绕组连同套管在所有分接下的电压比应符合5.11的要求。 5.6.5新安装检验时，动作顺序应符合出厂要求，循环操作后绕组连同套管在所有分接下的直流电阻 和电压比应符合 5.7、5. 11 的要求。

5.7.1容量1600kVA及以下的三相变压器，各相测量值相互差值应不大于平均值的4%，线间测量 值相互差值应不大于平均值的2%，其他所有变压器线、相间差值均不大于三相平均值的2%。 5.7.2新安装、交接验收检验时，变压器的绕组直流电阻换算至相同温度后与出厂的相同部位测量值 比较，变化量应不大于2%。

5.8测温装置检查及二次回路绝缘电阻测量

密封良好，指示正确，绝缘电阻应不小于1MQ

5.9气体继电器检查及二次回路绝缘电阻测量

动作正确，绝缘电阻应不小于1MQ。

绝缘电阻值应不低于出厂值的70%。

各绕组所有分接头的电压比与铭牌值相比，应符合以下规定： a）电压35kV以下、电压比小于3的变压器，电压比允许偏差为土1%； b）其他所有变压器，额定分接电压比允许偏差为土0.5%

组别和极性应与铭牌和顶盖上的端子标识相一

5.13绕组连同套管的交流耐压试验

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按表10的规定值进行耐压试验，持续60S。试验过程中应无异常声响及闪络放电现象，试验后 阻不应降低。

表10交流耐压试验电压值

变压器的接入相位应与电网相位一致。

冲击合闸试验应无异常现象。

绝缘油质量应符合GB/T7595的规定

5.17油中溶解气体色谱分析

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目测检查变压器外观，查看证件。同时，使用误差不大于土1℃、土5%RH的温湿度测量仪表在距 离变压器1m、离地1m的任意位置测量周围环境的温度、湿度。

3.2.1使用准确度不低于10.0级的绝缘电阻测试仪测量。

6.2.2测量时，连同套管同时测量，非被测量绕组应短路接地，绝缘电阻测试仪的电压等级按以下要 求选用： a） 额定电压为1000V及以下的绕组，选用1000V绝缘电阻测试仪； 额定电压为1000V以上的绕组，选用2500V绝缘电阻测试仪； c）额定电压为3000V及以上的绕组，选用5000V绝缘电阻测试仪。 6.2.3油浸式变压器绝缘电阻应在油温度低于40℃时测量。油温度以顶层温度为准。 6.2.4干式变压器绝缘电阻应在绕组温度低于40℃时测量。绕组温度不具备测量条件时，取环境温 度作为绕组温度，测量前应将变压器在环境温度下静置不少于3h。 6.2.5测量15s、1min、10min时的绝缘电阻值，1min、15s时的绝缘电阻值之比为吸收比；10min 1min时的绝缘电阻值之比为极化指数， 6.2.6绕组绝缘电阻值的换算按以下方法进行：

Ro一一换算至20℃时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（MQ）； R 一温度时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（MQ）； 一测量绕组绝缘电阻时的温度，单位为摄氏度（℃）。 b) 干式变压器，换算至75℃时，按公式（2）进行：

Rs一一换算至75℃时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（MQ）； R一一温度时的绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（MQ）； 一测量绕组绝缘电阻时的温度，单位为摄氏度（℃）

Ro = R×1.5(r20)/10

6.3.1使用准确度不低于1.0级的绕组泄流电流测量仪器测量。 6.3.2测量连同套管的绕组直流泄漏电流时，非被测量绕组应短路接地，加压1min后，在高压端测 量直流泄漏电流。

6.4介质损耗角正切值tg及电容量

5.4.1使用准确度不低于1.5级的介质损耗测试仪测量。 5.4.2非电容式套管与绕组同时测量，用反接法。 .4.3有引出线的非纯瓷套管分开测量，用正接法 6.4.4换算至20℃时的介质损耗角正切值，按公式（3

tg8s. = tg8×1.3(201)/10

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式中： tgs 实测介质损耗角正切值，用百分数表示（%）； 实测时的温度值，单位为摄氏度（℃）

6.5有载调压装置的检查和试验

5.1目视检查变压器有载调压装置，在无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于 环。 5.2绝缘油的击穿电压检验按GB/T7595进行。

6.6二次回路的绝缘电阻

7.1使用准确度不低于0.5级直流电阻测量仪表。 7.2在变压器外接线端分相测量。新安装、交接验收检验时，应在每一调压分接头位置测量； 验时，只在使用的调压分接头位置上测量。 7.3不同温度下的绕组直流电阻值按公式（4）换算：

检验时，只在使用的调压分接头位置上测量。 6.7.3不同温度下的绕组直流电阻值按公式（4）换算：

式中： 温度时的电阻值，单位为欧姆（）； 温度时的电阻值，单位为欧姆（Q）； 计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

3.8.1使用电压2500V、准确度不低于10.0级的绝缘电阻测试仪测量

使用准确度不低于0.5级变压器电压变比测量仪测量。

6. 10 组别和极性

使用变压器组别和极性测量仪测量。

使用变压器组别和极性测量仪测量。

6.11.1使用准确度不低于3级的交流耐压试验设备。 6.11.2试验时，变压器外壳、非被试绕组应短路接地。 6.11.3交流耐压试验应按表10的规定进行，施加规定电压时间1min。 6.11.4试验过程中，若有异常声响或闪络放电现象应立即降压断开电源，并挂上地线，检查原因。

目视检查变压器的接入相位是否与电网相位一致

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冲击合闸试验应在全电压 空载合闸5次，每次间隔5min； 冲击合闻时观察有无异常。

密封圈标准按GB/T7595的规定检验。

15油中溶解气体色谱分析

按DL/T722的规定检验

电力变压器的定期检验应在每年的雨季到来前进行；新安装、交接验收检验过的电力变压器应 雨季到来前进行定期检验。

8.1.1新安装及交接验收检验时，规定项目中有一项不符合本标准要求，则判定电力变压器不合格。 8.1.2定期检验应按以下要求进行判定。 8.1.3 条款5.1、5.2、5.4、5.5、5.7、5.17中，有一项不符合本标准要求止回阀标准，则判定电力变压器不合 格。 8.1.4 条款5.3、5.6、5.8、5.9、5.16中有三项及以上不符合本标准要求，则判定电力变压器不合格。

1.1新安装及交接验收检验时，规定项目中有一项不符合本标准要求，则判定电力变压器不合 1.2定期检验应按以下要求进行判定。 1.3 条款5.1、5.2、5.4、5.5、5.7、5.17中，有一项不符合本标准要求，则判定电力变压器 1.4条款5.3、5.6、5.8、5.9、5.16中有三项及以上不符合本标准要求，则判定电力变压器不