主变预防性试验项目及方法

500kV主变压器不拆高压引线进行预防性试验的方法刘辉邓伟业摘要介绍了500kV主变压器在不拆高压引线的情况下采用非常规方法进行绕组绝缘电阻、介质损耗因数和泄漏电流测量等试验的技术，并与常规方法进行了对比分析。

指出500kV主变压器不拆高压引线进行预防性试验是可行有效的。

关键词变压器预防性试验绝缘电阻介质损耗因数泄漏电流。

1 引言目前，广西区内已投入运行的500kV变电站有3座(平果、来宾、沙塘)，共有500kV变压器组5组，它们均由3个单相降压自耦变压器组成Y N, ao, d11联接组。

变压器的500kV和220kV套管出线上直接连接(不经隔离开关)有电容式电压互感器(CVT)和氧化锌避雷器(MOA)；34.5kV套管出线通过单管铝母线(简称管母)连接成三角形接法，管母上直接连接有电压互感器；中性点套管出线连接到一根管母上，经一台电流互感器直接接地。

当对500kV变压器做预防性试验时，由于变压器高压引线高、粗、长、重，而且在非全站停电时感应电压高，所以在停电时间短，人员有限的情况下，要拆除高压引线进行预防性试验是根本不可能的；但不拆引线将会给试验带来一定的影响。

下面就不拆高压引线的非常规试验方法进行介绍，与同行交流、探讨。

2 变压器不拆高压引线的试验方法由于与变压器直接相连的设备较多，各种设备都要在相同的短时间内完成预防性试验，因此各种设备的试验不可避免的分相交叉进行。

为了安全并减少相互间的干扰和影响，进行变压器试验时，应拆开中性点和低压侧套管引出线，并用绝缘带固定好。

此外还应拆开变压器的铁芯和夹件的接地线。

这些是容易做到的。

2.1 绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数若按常规方法，测量变压器绕组的绝缘电阻时，非被试绕组短路接地，但由于不拆高、中压侧引线，测量高、中压绕组对其余绕组及地的绝缘电阻时势必会将CVT、MOA、高压和中压侧引线对地的绝缘电阻也测量进去，使测量结果偏小。

因此应采用外壳屏蔽法测量绕组间和绕组与铁芯、夹件间的绝缘电阻。

变压器试验项目可分为绝缘试验和特性试验两类。

(1)绝缘试验有：绝缘电阻和吸收比试验、测量介质损耗因数、泄漏电流试验、变压器油试验及工频耐压和感应耐压试验，对220kV及以上变压器应做局部放电试验。

330kV及以上变压器应做全波及操作波冲击试验。

(2)特性试验有：变比、接线组别、直流电阻、空载、短路、温升及突然短路试验。

变压器的预防性试验6~10千伏配电变压器的预防性试验项目和试验标准如下：（1）测量绝缘电阻测量结果应与出厂试验数据或前一次测量的结果相比较，通常不应低于以前测量结果的70%。

（2）交流耐压试验6千伏、10千伏和400伏的变压器分别用21千伏、30千伏和4千伏电压进行交流耐压试验，试验结果与历年测试数值比较不应有显著变化。

（3）绕组直流电阻630千伏安以上的变压器，经折算到同一温度下的各相绕组电阻值，不应大于三相平均值的2%，与以前测量结果比较，相对变化也不应大于2%。

630千伏安以下的变压器，相间阻值差别不应大于三相平均值的4%，线间阻值差别不应大于三相平均值的2%。

（4）绝缘油的电气强度运行中的变压器，其绝缘油的电气强度试验标准为20千伏。

对运行中变压器进行定期试验，主要目的是监督其绝缘状况，一般每年对变压器作一次预防性试验。

1.试验项目：变压器的绝缘电阻和吸收比、介质损失角、泄漏电流、分接开关的直流电阻试验，变压器油的电气性能（包括绝缘电阻、损失角、击穿电压3个项目）和油色谱分析。

2.分析方法除按规程规定标准衡量是否合格外，主要是将各项目的试验结果与历次试验结果进行纵横分析比较，对有怀疑的试验结果进行鉴定性试验，找出缺陷，列入检修计划进行处理，并加强运行中的监视。

3.分析变压器绝缘时，要注意试验时的油温及试验使用的仪表、天气情况等对试验结果有影响的因素。

4.遥测变压器绝缘电阻时应注意以下事项：（1）遥测前应将瓷套管清扫干净，拆除全部接地线和引线。

（2）使用合格的2.5千伏绝缘电阻表，遥测时将绝缘电阻表放平，当转速达到120转/分时，读R15、R60两个数值，测出吸收比。

设备定期检查、试验一、110kV主变项目、内容1油中熔解气体分析（包括耐压、微水等）2绕组直流电阻3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数4绕组的tgδ5电容型套管的tgδ和电容值6绝缘油试验7交流耐压试验8铁芯绝缘电阻9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻10绕组所有分接电压比11绕组泄漏电流12空载电流和空载损耗13短路阻抗和负载损耗14局部放电测量15有载调压装置的试验和检查，1、检查动作顺序，动作角度。

2、操作试验：变压器带电时手动、电动远方操作各2个循环。

3、检查和切换：测量过渡电阻的阻值。

测量切换时间、检查插入触头、动静触头的接触情况、电气回路的连接情况。

单、双数触头间非线性电阻的试验。

检查单双数触头间放电间隙。

4、检查操作箱。

5、切换开关室绝缘油试验。

6、二次回路试验16测温装置及二次回路试验17气体继电器及其二次回路18压力释放阀较验19冷却装置及其二次回路检查二、互感器1绕组及未屏的绝缘电阻、试验项目标准周期1、运行设备的油中H2与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150X10－6，H2含量大于150X10－6，C2H2含量大于5X10-6(500kV变压器为1X10－6） 2、烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式）。

或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常一年、大修后、必要时1、1.6MVA双上变压器，各相绕组电阻相互间差别不应大于三要平均值的2%，无中性点引的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。

2、1.6MVA及以下变压器，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%。

4、电抗器参照执行。

1至3年或大修后、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明显变化。

2、吸收比（10－30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5。

变压器的5大预防性试验变压器的预防性试验，就是为了发现运行过程中设备的隐患和预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测。

根据《电力设备交接和预防性试验规程》规定的试验项目及试验顺序，主要包括油中溶解气体分析、绕组绝缘电阻的测量、绕组直流电阻的测量、介质损耗因数tgD检测、交流耐压试验、线圈变形试验、局部放电测量等。

一、绕组绝缘电阻的测量绕组绝缘电阻的测量，用到的是MS-2000智能绝缘电阻测试仪，绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数，对变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度，它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷，如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。

相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断，其灵敏度、有效性较低。

一方面是由于测量时试验电压太低，难以暴露缺陷，另一方面也因为绝缘电阻与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度有关，但对于铁芯夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障，这是因为这些部件绝缘结构较简单，绝缘介质单一。

二、绕组直流电阻的测量绕组直流电阻的测量，用到的是MS-505变压器绕组直流电阻测试仪，它是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验，能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障，实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。

如在对某变压器低压侧10KV 线间直流电阻作试验时，发现不平衡率为2. 17% ，超过部颁标准值1% 的一倍还多，色谱分析不存在过热故障，且每年预试数据反映直流电阻不平衡系数超标外，其它项目均正常，经分析换算后确定C 相电阻值较大，判断C 相绕组内有断股问题，经吊罩检查后，验证C 相确实有一股开断，避免了故障的进一步扩大。

三、交流耐压试验它是鉴定绝缘强度等有效的方法，特别是对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。

主变压器预防性试验作业指导书一、试验目的本试验旨在对主变压器进行预防性试验，确保其正常运行和安全性能，为保障电力系统的安全稳定运行提供有效的技术支持。

二、试验范围本试验适用于各种类型的主变压器，包括油浸式和干式主变压器。

三、试验设备和工具1.主变压器2.试验仪器：包括绝缘电阻测试仪、套管兆欧表、变比测试仪等。

3.试验工具：包括电缆、接线端子、接地线等。

四、试验准备工作1.确保试验设备和仪器的准备工作已完成。

2.检查主变压器及其附件的运行状态和外观，确保无明显的故障和损坏。

3.对试验设备和工具进行检修和校准，确保其准确可靠。

4.对试验区域进行安全检查，确保试验环境的安全和整洁。

5.确保试验人员已经具备相关的安全培训和操作技能。

五、试验步骤1.清洁主变压器及其附件，移除表面的污物和杂物。

2.进行绝缘电阻测试：–将绝缘电阻测试仪的测试电压调整到适当的范围。

–将绝缘电阻测试仪的测试电极分别与主变压器的高压侧和低压侧绝缘部位相连接。

–按照设备要求进行绝缘电阻测试，记录测试结果并进行分析。

3.进行套管兆欧测试：–将套管兆欧表的测试电压调整到适当的范围。

–将套管兆欧表的测试电极分别与主变压器的高压侧和低压侧套管相连接。

–按照设备要求进行套管兆欧测试，记录测试结果并进行分析。

4.进行变比测试：–将变比测试仪的测试电压调整到适当的范围。

–将变比测试仪的测试线分别与主变压器的高压侧和低压侧相连接。

–按照设备要求进行变比测试，记录测试结果并进行分析。

5.对试验结果进行评估：–根据试验结果，判断主变压器的绝缘状态和整体运行情况。

–对试验结果进行分析，确定是否需要进一步的维修和检修工作。

6.编写试验报告：–根据试验结果和评估，撰写试验报告，并将其归档保存。

–试验报告应包括试验目的、试验范围、试验设备和工具、试验步骤、试验结果和评估等内容。

六、试验注意事项1.在进行试验前，必须确保试验区域的安全和整洁，检查试验设备和仪器的运行状态和准确性。

附件六：技术规范书
110kV变电站电气设备定期维护及预防性试验
技术规范书
一、变电站电气设备（包括箱变）预防性试验及定期维护防腐方案
1、定期维护、清洁防腐工作：
变电站站内电气设备的维护：每年安排设备清洁、构架防腐维护一次。

本项工作配合预防性试验进行。

项目包括：站内电气设备、绝缘子、瓷瓶、主变、构架的清污；全站户外构架、设备底座、避雷针等金属部分防腐除锈补漆工作；各色相重新上色工作；各接线端子及接线盒防锈工作；各转动、传动部件加注润滑油；各气压、密闭部位检漏工作等。

具体项目见附下表。

变电站电气设备预防性试验：。

1、主变预试验1.1 工作内容
1.2 作业所需要的仪器仪表和工具
1.3 主要操作程序和注意事项
1) 在进行绝缘电阻及吸收比试验时，测量顺序应由低压到中高压，大型变压器的间隔放电时间不少于3min，测量极化的间隔放电时间不少于10min，测量绝缘电阻时，连接线与被试品断开时应放电后重新测量。

2) 当测量电容型套管绝缘电阻值低于1000ΜΩ时应测量末屏对地的介质损其值不大于2%。

3) 当单独测量电容型套管介质损时，高压引线应远离测量引线，以免带来误差。

4) 进行泄露电流测试时，被测泄露导体部分要远离接地部分，以免影响测量结果。

5) 当使用直流电阻测试仪测量绕组直流电阻时，在电源刀闸上挂“禁止拉闸”的标示牌，以防突然断电，损坏仪器。

6）各分接档按顺序切换，有异常情况记录下来，电动切换时就地操作，手动切换时33圈为一档，试验完毕后恢复档位。

变压器预防性试验方案变压器是电网输电和配电系统中不可或缺的电力设备，负责将高压电能变换为低压电能，供应给用户使用。

为了保证变压器的安全运行和延长使用寿命，需要进行定期的预防性试验。

下面是一份变压器预防性试验的全面方案。

1.试验前准备1.1查看变压器运行记录和维护记录，了解变压器的工作状况和维护情况。

1.2对试验设备进行检查和校验，确保设备正常工作。

1.3查看变压器的绝缘油质量，如有需要，可以对绝缘油进行筛选和筛油处理。

2.外观检查2.1对变压器的外观进行检查，确保变压器外壳无变形、裂纹和渗漏现象。

2.2检查冷却系统，包括冷却器、风扇和水路，确保冷却系统正常运行。

3.绝缘电阻测量3.1对变压器的低压绕组和高压绕组进行绝缘电阻测量。

测量时，应断开变压器与电源之间的连接，且低压侧和高压侧之间要互相断开。

3.2绝缘电阻测量结果应与变压器的技术规范要求相符，否则需要进行绝缘处理。

4.变压器参数测量4.1对变压器的电压比、空载电流、短路阻抗进行测量，结果应与变压器的技术资料相符。

4.2测试时，应断开变压器与电源之间的连接，保证安全。

5.转矩和机械特性试验5.1测试变压器的转矩特性，包括空载转矩和额定负载转矩。

结果应符合变压器的设计要求。

5.2测试变压器的机械特性，包括耐压和绝缘等级等。

检测结果应符合相关标准要求。

6.绝缘油质量检测6.1采集变压器的绝缘油样品，送往实验室进行绝缘油质量检测。

6.2检测项目包括油的电气强度、介质损耗因数、水分含量、气体分析和颗粒污染度等。

6.3根据检测结果，对绝缘油进行处理和更换。

7.定期维护7.1清洗变压器外壳和冷却装置，确保变压器散热良好。

7.2对变压器的绝缘部分进行清洁，除去积尘和杂质。

7.3检查变压器的接地装置和绝缘支撑构件，确保其正常工作和稳固可靠。

8.试验报告8.1将试验结果记录在试验报告中，包括各项试验数据和检测结果。

8.2对试验中发现的问题和异常情况，进行分析和处理，并在报告中进行说明和建议。

220kV主变压器预防性试验作业指导书新铝电力目录前言 (1)1 适用围 (2)2 规性引用文件 (2)3 支持性文件 (2)4 作业准备 (2)5 作业流程 (4)6 安全风险及预控措施 (4)7 作业项目、方法及标准 (7)8 回顾及改进 (18)附录A（220KV主变压器预防性试验作业过程记录表） (19)附录B（220KV变压器预防性试验作业过程记录表） (21)前言为规新铝电力220kV主变压器的预防性试验工作，保证作业过程的安全及质量，制定本作业指导书。

本作业指导书由新铝电力生产技术部提出并归口。

本作业指导书起草单位：本作业指导书主要审核人：本作业指导书审定人：本作业指导书批准人：本作业指导书由新铝电力生产技术部负责解释。

220kV主变压器预防性试验作业指导书1 适用围本作业指导书适用于新铝电力管辖围220kV主变压器的预防性试验工作，绝缘油、SF6气体试验参考相关指导书执行。

2 规性引用文件GB 50150－2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 26860-2011 电业安全工作规程发电厂和变电所电气部分GB 26861-2011 电业安全工作规程高压试验室部分DL/T 911—2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 1093－2008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则DL 474－2006 现场绝缘试验实施导则/T 501－2006 电力变压器试验导则Q/CSG 114002－2011 电力设备预防性试验规程3 支持性文件厂家资料、说明书、出厂试验报告等。

4 作业准备4.1 人员配备4.2 技术资料4.3 物品配置表1: 安全防护用品及安全标识表2：工器具及仪器仪表5 作业流程作业流程见图1。

图1 作业流程图6 安全风险及预控措施7作业项目、方法及标准序号作业项目作业步骤工作容及方法工艺质量要求细分风险种类实施测试绕组直流电阻记录绕组温度或顶层油温进行试验接线1.将被试绕组首尾端分别接入变压器直流电阻测试仪，如图1。

配电变压器预防性试验主要内容探讨配电变压器是电力系统中的重要设备，其安全运行对电力系统的稳定运行至关重要。

为了保证配电变压器的安全运行，需要进行预防性试验。

预防性试验是指在变压器正常运行状态下，对其进行的一系列检测和测量，以发现可能存在的故障隐患，及时采取措施排除故障。

1. 外观检查：通过观察变压器外观，检查变压器外壳是否有明显的损坏、变色或变形，以及是否有漏油、漏电、漏水等现象。

同时检查与变压器有关的附件，如温度计、压力计等，确保其正常工作。

2. 绝缘电阻测量：通过测量变压器的绝缘电阻，判断变压器绝缘状态的好坏。

绝缘电阻一般用绝缘电阻表或绝缘电阻测试仪进行测量，测量时需断开变压器与电力系统的连接，确保变压器处于绝缘状态。

3. 继电器保护试验：对变压器的继电器保护装置进行试验，检查其是否能正常工作。

试验项目包括过电流保护、过负荷保护、短路保护等。

试验时需模拟实际运行条件，如通过调节负载电流、短路电流等参数。

4. 油质及气体分析：对变压器的油质进行检测，包括油的外观、气体含量、酸值、颗粒污染度等指标。

通过油质检测可以判断变压器内部是否存在故障隐患，有助于及时采取维修措施。

5. 温度测量：对变压器的温度进行测量，包括油温、绕组温度等。

温度过高可能导致变压器故障，因此定期对变压器温度进行监测和记录，以及时发现异常情况。

以上为配电变压器预防性试验的主要内容，根据变压器的具体情况和使用环境，还可进行其他试验和检测，以确保变压器的安全运行。

预防性试验应定期进行，根据变压器的使用情况和厂家要求制定试验计划，并对试验结果进行分析和记录，以便及时采取维护和维修措施。

2013年度变电站预防性试验项目批准：审核：编写：谢泽波中国新能源风电场编制：安生部日期：2013年11月27日目的为了发现运行设备中的隐患，预防发生事故或设备损坏。

华能饶平大埕风电站自2012年5月17日投运，设备运行已满一年，按照电力设备预防性试验规程（DLT956-1996）及南方电网公司电气设备预防性试验规程规定，需对运行中的电气设备定期做年度预防性试验。

一、试验范围110KV升压站全站的一次及二次电气设备。

二、试验内容三、具体试验项目内容及要求根据《GB26860-2011 电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》、《Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程》(Q/CSG10007—2004未明确要求按《DL/T 596电力设备预防性试验规程》执行)、《Q/CSG10008-2004继电保护及安全自动装置检验条例》、《Q/CSG10703-2007接地装置运行维护规程》、原设备厂家说明书与规程、行业相关强制规定等要求对所列电力设备进行预防性试验、检查、清扫，对站内设备有脱漆和锈蚀现象的进行全面清洁防腐上漆；更换主变、35kV站用变、10kV备用变的干燥剂。

其中预防项目包含但不限于所列条目：（一）、GIS的预防性试验1、SF6气体微水测试及气体的泄漏测试2、SF6 密度继电器检查3、现场分解产物测试4、GIS二次回路的绝缘测试：4.1、CT回路绝缘测试4.2、信号回路的绝缘测试4.3、控制回路的绝缘测试4.4、极性检查5、GIS电气联锁和闭锁性能测试6、GIS断路器分、合闸动作电压测试6.1、各开关绝缘电阻测试6.2、绕组直流电阻测试6.3、变比检查6.4、交流耐压试验6.5、励磁特性试验6.6、回路绝缘线圈电阻测试6.7、操作机构6.8、分合闸时间测试6.9、GIS组合电气联锁和闭锁性能测试6.10、分合闸电磁铁的动作电压6.11、分合闸开关的同期性6.12、导电回路的导通值6.13、压力表的校验7、高压套管试验项目7.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻7.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量8、电流互感器试验项目8.1、绕组及末屏的绝缘电阻8.2、tgδ及电容量8.3、交流耐压试验8.4、局部放电测量8.5、直流电阻测试8.6、变比检查8.7、误差校验9、电压互感器试验项目9.1、绕组及末屏的绝缘电阻9.2、tgδ及电容量9.3、油中溶解气体色谱分析9.4、交流耐压试验9.5、局部放电测量9.6、变比检查9.7、励磁特性试验9.8、极性检查10、避雷器试验项目10.1、运行电压下的交流泄漏试验10.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流10.3、绝缘电阻10.4、计数器检查（二）、主变压器预防性试验1、变压器的油样化验：1.1、油样的微水含量1.2、油样的色谱2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试3.1、变压器的吸收比3.2、变压器的极化指数4、变压器绕组连同套管介损试验5、变比及结线组别检查6、变压器的直流泄漏测试7、外耐压试验8、变压器的测温装置测试9、有载调压装置检查和试验：9.1、油样试验9.2、档位校对10、变压器电流互感器试验（包括油样）10.1、CT变比检查10.2、绝缘电阻测试10.3、极性检查10.4、绕组直流电阻11、高压套管试验项目9.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻9.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量12、二次回路检查及整组传动试验13、主变中性点13.1、操作机构13.2、接触电阻测试14、中性点间隙CT14.1、绝缘电阻测试14.2、直流电阻测试14.3、变比检查14.4、励磁特性试验14．5、极性检查14.6、交流耐压14.7、放电计数器检查14．8、直流参考电压测试15、励磁特性试验16、变压器铁芯对地电流值（应打开铁芯、夹件接地端子，测试绝缘电阻，判断变压器铁芯、夹件是否存在多点接地）（三）、PT分解项目1、110KV线路、变压器的保护装置，测控装置，电度表2、PT端子箱、录波、PT测控、并列屏3、SVG成套（四）、35kV油浸站用变以及10kV油浸式备用变预防性试验1、变压器的油样化验：1.1、油样的微水含量1.2、油样的色谱2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试：3.1、变压器的吸收比3.2、变压器的极化指数4、高压套管试验项目4.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻4.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量5、隔离开关试验项目5.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻5.2、二次回路的绝缘电阻6、二次回路检查及整组传动试验（五）、35kV高压开关柜试验项目：1、断路器测试项目：1.1、绝缘电阻1.2、直流电阻测试1.2、交流耐压1.3、导通值1.4、分合闸同期性1.5、分合闸电压值1.6、CT极性1．7、变比检查1.8、励磁特性试验2、二次回路绝缘电阻测试项目3、避雷器测试项目3.1、运行电压下的交流泄漏试验3.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流3.3、绝缘电阻4、电流互感器测试项目4.1、绕组及末屏的绝缘电阻4.2、tgδ及电容量4.3、交流耐压试验4.4、局部放电测量5、五防性能测试6、二次回路检查及整组传动保护试验（六）、35kV共箱母线1、交流耐压2、绝缘电阻（七）、35kV FC电容器补偿装置的预防性试验1、FC电容器组试验项目1.1极对壳绝缘电阻测试1.2 FC电容器组电容值测试1.3 FC电容器组并联阻值测试2、电抗器试验项目2.1绕组直流电阻2.2绕组绝缘电阻2.3电抗值试验3、放电线圈试验项目绝缘电阻4、母线试验项目绝缘电阻5、避雷器试验项目5.1、运行电压下的交流泄漏试验5.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流5.3、绝缘电阻6、隔离开关试验项目6.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻6.2、二次回路的绝缘电阻（八）、35kV SVG无功补偿设备的预防性试验：1、SVG补偿柜试验项目1.1外观检查1.2绝缘及交流试验1.3空载和满载运行1.4响应时间1.5输出无功控制1.6电压控制1.7功率因数控制1.8、线序正确2、连接变的试验项目：2.1油样分析（微水分析、色谱分析）2.2绕组直流电阻2.3绕组绝缘3、隔离开关试验项目3.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻3.2、二次回路的绝缘电阻4、二次回路检查及整组传动保护试验（九）、110KV及35KV电流回路检查1、110KV线路保护2、110KV线路测量3、110KV线路计量4、主变变高保护5、主变变高测量6、主变变高计量7、主变变低保护8、主变变低保护9、主变变低测量10、主变变低计量11、35KV各馈线的保护12、35KV各馈线的测量13、35KV各馈线的计量14、35KV站用柜、SVG柜、电容柜的保护，测量，计量（十）、综自屏柜二次回路试验1、110KV线路保护1.1、逆变电源检查1.2、零漂检查1.3、开入量检查1.4、开出接点检查1.5、过流保护1.6、零序过流保护1.7、重合闸1.8、距离保护1.9、保护组试验1.9.1、保护跳闸及重合闸1.9.2、防跳1.9.3、后加速1.9.4、开关操作及连锁回路1.9.5、五防、就地、远控1.10、装置异常检查1.11、二次回路绝缘检查2、主变保护2.1、逆变电源检查2.2、开入量检查2.3、开出接点检查2.4、差动保护试验2.4.1、差动速断2.4.2、稳态比率差动2.4.3、二次谐波制动2.4.4、稳态比率差动制动特性（分别说明接线方式及计算K1、Kb1、K2三段启动电流和计算过程）2.4.5、装置异常检查2.4.6、装置绝缘检查2.5、主变变高后备保护2.5.1、逆变电源检查2.5.2、开入量检查2.5.3、开出接点检查2.5.4、相间过流保护2.5.5、零序过流保护2.5.6、过负荷及启动冷却和闭锁调压2.5.7、装置异常检查2.5.8、装置绝缘检查2.6、主变变低后备保护2.6.1、逆变电源检查2.6.2、开入量检查2.6.3、开出接点检查2.6.4、相间过流保护2.6.5、过负荷2.6.6、装置异常检查2.6.7、装置绝缘检查2.8、主变非电量保护2.8.1、逆变电源检查2.8.2、开入量检查2.8.3、开出接点检查2.8.4、装置异常检查2.8.5、装置绝缘检查3、母线保护3.1、逆变电源检查3.2、开入量检查3.3、开出接点检查3.4、零漂检查3.5、保护试验3.5.1、过流保护3.5.2、其他保护（失灵相电流、I段保护、II段保护、零序I段保护、II段保护）3.6、五防、就地、远控3.7、装置异常检查3.8、二次回路绝缘检查4、35KV集电线路保护测控装置4.1、逆变电源检查4.2、开入量检查4.3、开出接点检查4.4、零漂检查4.5、通道有效值检测4.6、保护试验4.6.1、过流保护4.6.2、低周保护4.6.3、零序保护4.6.4、重合闸4.7、保护整组试验4.7.1、保护跳闸及重合闸4.7.2、防跳4.7.3、后加速4.7.4、开关操作及联锁回路4.8、远控、就地、五防检测4.9、装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）4.10、二次回路绝缘检查5、故障录波5.1、逆变电源检查5.2、模拟量精度检查5.3、开关量启动试验5.4、模拟量启动试验5.6、其他试验（与卫星对时、失电告警、直流对地、交流对地、交流对直流）6、交流屏6.1、盘表检查6.2、功能检查6.3、绝缘检查（十一）、通讯电池组和站用电池组试验1、保护检查试验2、绝缘检测3、装置整定参数：4、监测功能试验：5、放电记录6、装置性能试验7、UPS不间断电源试验（十二）、线路保护光纤通道1、功率测试：2、采样值试验：2.1、当光纤通道正常时，本侧在PSL621D装置施加二次电流时的电流采样情况：2.2、当光纤通道正常时，对侧在PSL621D装置施加二次电流时的电流采样情况：2.3、通道联调试验：当光纤通道正常时，本侧开关在合位，对侧开关及母线电压在不同状态下，本侧模拟故障，观察两侧光纤接口装置及纵联保护动作情况：（十三）、避雷针、变电站接地网等接地系统的检测1、避雷针及各设备接地导通值等试验项目2、升压站接地网电阻测试四、施工方案由具体施工单提出并经生产部审核批准后实施。

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编号：变电站110kV 主变预防性试验作业指导书
编写：年月日
审核：年月日
批准：年月日
试验负责人：
试验日期年月日时至年月日时
湘西自治州乾能送变电建设工程有限责任公司
1适用围
本作业指导书适用于变电站110kV 主变预防性试验工作。

2引用文件
DL/T 596 电力设备预防性试验规程
国家电网公司十八项电网重大反事故措施
国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）
国家电网公司输变电设备技术规汇编2005
省电力公司110kV及以上电力设备预防性试验及定期检验规定省电力公司DL 474 现场绝缘试验实施导则
3试验前准备工作安排
3.1准备工作安排
3.2仪器仪表和工具(请在应准备的前面打√，未涵盖的请自行补上)
3.3试验分工
3.4危险点分析与预控措施(请在已交代、执行的前面打√，未涵盖的请自行补上)
4试验程序
4.1开工
4.2试验项目和操作标准
4.3竣工
5试验结论
6作业指导书执行情况评价。

年度110KV变电站预防性试验项目是确保变电站设备正常运行的重要环节。

通过预防性试验，可以及时发现设备潜在的隐患和故障，避免设备在运行中出现故障或事故，从而保障电力系统的稳定性和安全性。

项目的重要性预防为主：通过预防性试验，将故障和事故扼杀在萌芽状态，减少设备突然故障带来的损失。

确保安全：及时发现设备隐患，防止因设备故障导致的停电、安全事故等问题。

优化运行：通过数据分析，优化设备的运行和维护，提高设备的寿命和性能。

试验的主要内容绝缘电阻测试：检查设备的绝缘性能，预防绝缘老化或损坏。

耐压试验：模拟高电压环境，检验设备在高电压下的性能和耐受能力。

直流电阻测试：检查导电性能，确保电流传输的稳定。

介质损耗角正切值测试：评估绝缘材料的性能。

保护装置校验：确保保护装置在紧急情况下能正确动作。

断路器动作特性试验：检查断路器的分合闸时间、速度等参数。

二次回路校验：确保二次回路（控制回路）的准确性和可靠性。

实施流程准备阶段：制定详细的试验计划、准备工具和设备、培训试验人员等。

执行阶段：按照试验计划逐一进行各项试验，并记录数据。

分析阶段：对收集的数据进行分析，判断设备的性能和状态。

报告与反馈：生成详细的试验报告，对发现的问题及时进行处理和反馈。

归档与总结：整理归档相关资料，对整个试验项目进行总结和评价。

注意事项安全第一：试验时必须采取必要的安全措施，如穿戴防护用品、设置警示标志等。

严格按照操作规程进行：不得随意更改操作步骤或省略必要的试验环节。

人员培训与资质：参与试验的人员必须经过专业培训并具备相应的资质。

设备维护与更新：对损坏或老化的设备应及时维修或更换。

环境因素的影响：考虑温度、湿度等环境因素对试验结果的影响。

电力变压器预防性试验项目说明要求设备注意事项工频耐压试验试验说明它是变压器试验的关键项目．是考核主绝缘抗电强度的基本措施。

对变压器绕组连同套管一起进行超过额定电压一定倍数的工频交流试验电压，持续时间l min的交流耐压试验。

其目的是用比运行情况更为严酷的条件下检验变压器绕组的绝缘水平。

交流耐压试验属于破坏性试验，因此，必须在其他绝缘试验都合格的基础上进行．以免造成不必要的绝缘击穿与损坏事故。

变压器绕组绝缘经过交流耐压试验合格后，就可以投入运行。

试验要求电力变压器和电抗器交流耐压试验电压标准（kV）注：1 上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB 1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

2 干式变压器出厂试验电压是根据现行国家标准《干式电力变压器》GB 6450规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。

额定电压11OkV及以上的电力变压器中性点交流耐压试验电压标准（kV）试验设备YD系列工频耐压试验装置注意事项(1)检查试验接线确保无误，被试变压器外壳与非加压绕组应可靠接地，瓦斯保护应投入，试验回路中过电流与过电压保护应整定正确、可靠。

(2)对变压器进行交流耐压试验时，必须在绝缘油处于静止状态，气泡充分逸出后才能进行。

否则在耐压试验过程中会引起放电，造成判断上的困难。

3～10kv的变压器油需静止5h以上，110kV 及以下变压器油静止24h；220kv变压器油静止48h；500kv变压器油静止72h，以避免耐压时造成不应有的绝缘击穿。

(3)油浸电力变压器的套管、入孔等所有能放气的部位都应打开充分排气，以避免由于残存空气而降低绝缘强度，导致击穿或放电。

(4)在试验过程中·升压速度应均匀．当电压升至40％试验电压以上时，应保持每秒3％试验电压上升；降压应迅速，但避免在40％试验电压以上突然切断电源。

(5)三相变压器的交流工频耐压试验，不必分相进行，但同侧绕组的三相引出线端必须短路后才能试验，否则可能损害变压器绕组的绝缘。

电力变压器的预防性试验方法
1.绝缘电阻测量试验：绝缘电阻测量试验用以评估变压器的绝缘性能，以检测潜在的绝缘失效、变压器内部的灰尘或杂物积聚、绝缘油污染等情况。

2.绝缘油测试：绝缘油测试通常包括含水率测试、酸值测试、色谱分析、气相色谱分析（DGA）等方法。

这些测试可以评估变压器的绝缘性能、绝缘油的老化程度以及是否存在潜在故障。

3.过载试验：过载试验通过在变压器上施加大于额定负载电流的电流
来评估变压器的热稳定性。

该试验可以检测变压器是否能够耐受额定负载
电流以上的电流，并评估其散热系统的工作状态。

4.电流比试验：电流比试验用于测量变压器的变比，以确保变压器的
变比及相位差在允许范围内，以便提供准确的电压转换。

5.空载损耗和短路阻抗试验：空载损耗和短路阻抗试验是对变压器的
电力质量进行评估的重要指标。

这些试验可以检测变压器的磁路特性、电
气损耗和短路能力。

6.压力试验：压力试验用于检测变压器壳体和绝缘结构的密封性能。

这个试验通常在变压器充油前进行，以确保变压器的绝缘油系统充油过程
中没有任何泄漏。

除了上述试验方法外，还有其他一些常规的预防性试验方法，如局部
放电检测、温升试验、机械特性试验等，这些试验方法可以结合变压器的
具体情况和需求进行选择和组合。

需要明确的是，预防性试验方法的选择
应根据变压器的类型、使用年限、工作环境和使用要求等因素来确定。

主变压器预防性试验及检修预试作业指导书编制时间：二〇一八年十月二十日主变预防性试验作业指导书一、适用范围本作业指导书适用于主变年度预防性试验工作。

二、参考资料及规范标准三、试验项目四、安全及预控措施1．安全措施2．危险点及预控措施五、作业准备1．人员准备(1)工作人员不少于5人，电气试验人员不少于3人，其中工作负责人应由项目高级运维工程师以上岗位人员担任；(2)专业技术要求：试验人员经高压专业培训，掌握预防性检修试验标准要求；运维人员须掌握主变结构原理，具备两票资质人员，熟悉本作业指导书。

2．仪器仪表及工具的准备六、工期定额本项工作时间为2个工作日/台，不包括设备停送电及其他因素造成的延误的时间。

七、作业项目、工艺要求和质量标准7.1试验前准备工作7.2测量直流电阻7.3绝缘电阻测试绝缘电阻测试包括测量变压器绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；测量套管末屏对地的绝缘电阻；有引出线的铁芯及夹件的绝缘电阻。

试验接线示意图7.4 tanδ及电容量测试测试包括测量绕组连同套管的tanδ;测量电容型套管的tanδ、电容量。

序号工作内容操作及工艺质量控制点控制措施1 摆放介损仪、将仪器接地选择合适位置将介损仪平稳放置，将仪器接地端可靠接地注意预留髙压引线的走向仪器放置应安全、平稳，保证预留髙压引线的走向以及与被试设备连接的角度满足要求2 按相应的试验方法布置试验接线需要分别测量髙、中、低压绕组连同套管的tanδ;测量电容型套管的tanδ、电容量；电容型套管末屏绝缘电阻小于1000MQ时，应测量末屏对地tanδ针对不同测试项目，参照试验接线示意图与仪器使用说明书，通过试验专用连接线按相应的试验方法布置试验接线1）测量绕组连同套管的tanδ采用反接法，测量电容型套管的tanδ及电容量采用正接法2）防止接线错误3）注意髙压测试线与非被试绕组或接地部位距离过近会影响测试结果1）对照试验项目正确选择测试方法2）认真对照接线示意图检査3）髙压引线长度合适，布局合理，保持与邻近物体有足够的绝缘距离3 开始测量，读取并记录测量结果启动介损仪进行测量，读取并记录测量数据注意选择正确的试验电压，避免损坏被试设备按要求选择正确的试验电压4 停止测量，断开介损仪电源，将被试品短路放电并停止测量，断开介损仪电源，将被试品短路放电并接地确保试品已彻底放电，防止设备、人身伤害注意将被试品短路接地接地根据相关试验规程对测试结果判断详见记录表说明栏试验接线示意图7.5 绕组变形测试绕组变形测试含测量高压绕组、中压绕组、低压绕组频响曲线量。

主变预防性试验主要项目及方法
一、预防性试验主要项目
1、直流电阻测试
2、绝缘测试
3、介质损耗
4、耐压试验
5、油样分析
二、测试方法：
1、直流电阻测试方法
⑴、高压侧检测
依A相为例，接线如上图，检测每相时所有变压器档位都要测出一个数据，而且每组数据近似相等（例如：主变共17个档位，1和17近似相等、2和16近似相等以此类推），每测完一个档位要升档之前必须待放电完成时方可升档，测试时所加的电流是根据变压器容量
（KVA）来决定。

⑵、低压侧检测
依A、B两相为例，接线如上图，低压侧只测AB、AC、BC三组数据。

2、绝缘测试
高对地绝缘测试接线如上图（测绝缘时需要把高
压侧接线脱开更准确）
低对地绝缘测试接线如上图
高对低绝缘测试接线如上图3、介质损耗测试
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