测温装置检查 气体继电器检查 冷却装置检查 压力释放装置检查 在线色谱监测检查 传感器检查 3年 3年 3年 解体性检修时 1年 3年 无异常 无异常 无异常 无异常 无异常 无异常 见6.2.1.3条 见6.2.1.4条 见6.2.1.5条 见6.2.1.6条 见6.2.1.7条 见6.2.1.8条 6.2.1.2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：
a) 储油柜、呼吸器和油位指示器，应按其技术文件要求检查； b) 在线滤油器, 应按其技术文件要求检查滤芯；
c) 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：
f) 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； g) 检查紧急停止功能以及限位装置；
h) 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%；
i) 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，或者换新油。
6.2.1.3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兆欧表测量二次回路的绝缘电阻，一般不低于1MΩ。 6.2.1.4气体继电器检查
每3年检查一次气体继电器整定值，应符合运行规程和设备技术文件要求，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1MΩ，采用1000V兆欧表测量。 6.2.1.5冷却装置检查
运行中,流向、温升和声响正常，无渗漏。强油水冷装置的检查和试验，按设备技术文件要求进行。
6.2.1.6压力释放装置检查
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±10％之内或符合设备技术文件要求。
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6.2.1.7在线色谱监测检查
按设备技术文件要求进行检查，应符合要求。如载气压力的消耗记录和检查、与实验室色谱分析数据对比等； 6.2.1.8传感器检查
变压器本体、有载调压装置、冷却装置的传感器完整无缺陷，后台数据传输正常，接口处密封应良好无渗漏。
表6.2.1-3 油浸式电力变压器及电抗器例行试验项目
例行试验项目 基准周期 330kV及以上：1月 红外热像检测 220kV：3月 110kV/66kV：半年 35kV/10kV：1年 乙炔≤1（330kV及以上）(μL/L) 330kV及以上：3月 220kV：半年 油中溶解气体分析 110kV/66kV：1年 35kV：3年（投运后1年） ≤5（其它）(μL/L)（注意值） 氢气≤150(μL/L)（注意值） 总烃≤150(μL/L)（注意值） 绝对产气速率： ≤12mL/d（隔膜式）（注意值） 或≤6mL/d（开放式）（注意值） 相对产气速率≤10%/月（注意值） 绕组电阻 3年 1. 相间互差不大于2%（警示值） 2. 同相初值差不超过±2%（警示值） 见6.2.1.10条 见6.2.1.9条 无异常 见6.2.1.8条 要求 说明条款 绝缘油例行试验 套管试验 铁心绝缘电阻 330kV及以上：1年 参照《安徽省电力公司输变电设备状220kV及以下：3年 态检修试验规程（试行）》 3年 3年 ≥100MΩ（新投运1000 MΩ） （注意值） 1. 绝缘电阻无显著下降 见6.2.1.11条 绕组绝缘电阻 3年 2. 吸收比≥1.3或极化指数≥1.5 或绝缘电阻≥10000 MΩ（注意值） 见6.2.1.12条 绕组绝缘介质损耗因数 （20℃） 3年 330kV及以上：≤0.005（注意值） 220kV及以下：≤0.008（注意值） 见6.2.1.13条 6.2.1.8红外热像检测 检测变压器箱体、储油柜、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/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。
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6.2.1.9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/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。35kV仅对主变进行，若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。
当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析。 6.2.1.10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，可测量各线端的电阻，然后换算到相绕组，换算方法参见附录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，同一温度下各相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±2%。电阻温度修正按式（1）进行。
R2?R1(Tk?t2) （1） Tk?t1式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻；TK为常数，铜绕组TK为235，铝绕组TK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。
电抗器参照执行。 6.2.1.11铁心绝缘电阻
绝缘电阻测量采用2500V（老旧变压器1000V）兆欧表。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。 6.2.1.12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兆欧表测量。测量宜在顶层油温低于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/T 474.1。
R2?R1?1.5(t?t)/1012 （2）
式中，R1、R2分别表示温度为t1、t2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。
6.2.1.13绕组绝缘介质损耗因数
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测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行，测量时记录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、被测绕组对其它绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。
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。
表6.2.1-4 油浸式变压器、电抗器诊断性试验项目
诊断性试验项目 空载电流和空载损耗测量 短路阻抗测量 感应耐压和局部放电测量 要求 见6.2.1.14条 初值差不超过±3%（注意值） 66kV及以上：感应耐压：出厂试验值的80%，局部放说明条款 见6.2.1.14条 见6.2.1.15条 见6.2.1.16条 1.3Um/3下：≤300pC（注意值） 电：66kV及以上：见6.2.1.17条 初值差不超过±0.5%（额定分接位置）； ±1.0%（其它）（警示值） 绕组频率响应分析 绕组各分接位置电压比 见6.2.1.17条 见6.2.1.18条 见6.2.1.19条 见6.2.1.20条 见6.2.1.21条 见6.2.1.22条 见6.2.1.23条 见6.2.1.24条 见6.2.1.25条 见6.2.1.26条 直流偏磁水平检测（变压器） 66kV及以上：见6.2.1.19条 电抗器电抗值测量 纸绝缘聚合度测量 绝缘油诊断性试验 整体密封性能检查 铁心接地电流测量 声级及振动测定（66kV及以上） 绕组直流泄漏电流测量 外施耐压试验 初值差不超过±5%（注意值） 66kV及以上：聚合度≥250（注意值） 参照《安徽省电力公司输变电设备状态检修试验规程（试行）》 无油渗漏 ≤100mA（注意值） 符合设备技术文件要求 见6.2.1.25条 出厂试验值的80％ 6.2.1.14空载电流和空载损耗测量 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%。分析时一并注意空载损耗的变化。
6.2.1.15短路阻抗测量
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流，亦可低于额定值，但不应小于5A。 6.2.1.16感应耐压和局部放电测量
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验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100Hz~400Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s~60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。
t?120?[额定频率] （3）
[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。 6.2.1.17绕组频率响应分析
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/T 911。 6.2.1.18绕组各分接位置电压比
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。结果应与铭牌标识一致。
6.2.1.19直流偏磁水平检测
当变压器声响、振动异常时，进行本项目。 6.2.1.20电抗器电抗值测量
怀疑线圈或铁心（如有）存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。 6.2.1.21纸绝缘聚合度测量
诊断绝缘老化程度时，进行本项目。测量方法参考DL/T 984。 6.2.1.22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。采用储油柜油面加压法，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。
6.2.1.23铁心接地电流测量
在运行条件下，测量流经接地线的电流，大于100mA时应予注意。 6.2.1.24声级及振动测定
当噪声异常时，可定量测量变压器声级，测量参考GB/T 1094.10。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。 6.2.1.25绕组直流泄漏电流测量
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，其它绕组短路接地，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。 6.2.1.26施耐压试验
仅对中性点和低压绕组进行，耐受电压为出厂试验值的80%，时间为60s。 6.2.2 干式变压器和干式电抗器试验项目
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