电力设备预防性试验是指为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样和气样进行的试验。预防性试验是电力设备运行与维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。电力设备预防性试验是指对已投入运行的设备按规定的试验条件（如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等）、试验项目、试验周期所进行的检查、试验或监测。它是判断设备能否继续投入运行，预防发生事故或设备损坏以及保证设备安全运行的重要措施。因此，我国规定，凡电力系统的设备，应根据《电力设备预防性试验规程》  (DL/T 596—1996) (以下简称《规程》)的要求进行预防性试验，防患于未然。

1996年原电力部对《规程》进行了修订，修订后的电力行业标准DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》已于1997年正式颁发实施。

2004年中国南方电网有限责任公司根据自身实际情况，依据DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》和有关反事故技术措施之规定，现另行编制Q/CSG 10007—2004《电力设备预防性试验规程》，作为中国南方电网有限责任公司的企业标准。

目前，我国《电力设备预防性试验规程》内容实际上超出了预防性试验范围，实际上它包括定期试验、大修试验、查明故障试验、预知性试验及新设备投运前试验。

预防性试验基本方法

测量绝缘电阻测量绝缘电阻是一项简便而又常用的试验方法，通常用兆欧表进行测量，根据测得的试品在1min时的绝缘电阻的大小，可以检测出绝缘是否有贯通的集中性缺陷、整体受潮或贯通性受潮。

绝缘设备在相同电压下，其总电流随时间有所下降，因此绝缘电阻随时间有所增大。当绝缘受潮或有缺陷时，电流下降不明显，绝缘电阻增大较缓慢。将60s和15s时绝缘电阻的比值，称为吸收比。将10min和1min时绝缘电阻的比值，称为极化指数。通常根据吸收比和极化指数衡量绝缘是否受潮。

测量泄漏电流

测量绝缘体的直流泄漏电流与测量绝缘电阻的原理基本相同。不同之处是直流泄漏试验的电压一般比兆欧表高，并可任意调节，因而它比兆欧表发现缺陷的有效性高，能灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂、绝缘油劣化、绝缘的沿面炭化等。

对设备进行泄漏电流测量后，应对测量结果进行全面地分析，以判断设备的绝缘状态。一般与规定值进行比较，也可以跟相同设备进行横向比较。

测量介质损耗因数

电介质就是绝缘材料，任何电介质在电压作用下，总会流过一定的电流，所以都有能量的损耗。把在电压作用下电介质中产生的一切损耗称为介质损耗。如果介质损耗很大，会使电介质温度过高，促使材料发生老化，甚至会把电介质熔化、烧焦，丧失绝缘能力，导致热击穿，因此电介质损耗的大小是衡量绝缘介质电性能的一项重要指标。

交流电压下，局部放电引起的损耗很高，因此交流电压情况才引出电介质损耗这个概念。在交流电压下，可推导出电介质损耗跟介质损耗因数（tanδ）成正比，常以介质损耗因数来表示。

测量介质损耗因数是一项灵敏度很高的试验项目，它可以发现电力设备绝缘整体受潮、劣化变质以及小体积被试设备贯通和未贯通的局部缺陷。例如，好油和坏油的耐压强度在数值上的差别是10：1，但其介质损耗因数在数值上的差别很可能是1000：1。由于测量介质损耗因数对设备缺陷具有较高的灵敏度，所以在电工制造及电力设备交接和预防性试验中都得到广泛的应用。

交、直流耐压试验

在电力系统预防性试验中，虽然对电力设备进行了一系列非破坏性试验，能发现很多绝缘缺陷。但因其试验电压一般较低，往往对某些缺陷，特别是局部缺陷还不能检出，这对保证安全运行是不够的。为了进一步暴露电力设备的绝缘缺陷，检查设备绝缘水平和确定能否投入运行，有必要进行破坏性试验即交流耐压试验和直流耐压试验。

电力设备在运行中可能受到长期工频工作电压、暂时过电压、操作过电压及雷电过电压四种电压的作用，因此要求设备本身必须经受过耐压试验的考验，并要求有足够的裕度。交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘强度的严格、有效和直接的试验方法，它对判断电力设备是否继续参加运行具有决定性的意义，也是保证设备绝缘水平，避免发生绝缘事故的重要手段。所以《规程》规定，对110kV以下的电力设备应进行耐压试验；110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。

直流耐压试验是考验电力设备的电气强度的，它在反映电力设备受潮、劣化和局部缺陷等方面有重要的实际意义。直流耐压试验比直流泄漏电流试验的试验电压高，它更能发现绝缘的某些局部缺陷，往往这些局部缺陷在交流耐压中是不能发现的。同时，在进行直流耐压试验时，绝缘没有极化损失，因此不致使绝缘发热，从而避免因热击穿损坏绝缘。相对交流耐压试验，直流耐压试验倾向于非破坏试验。

电力变压器试验

绝缘油试验在变压器、油断路器、电力电缆、电容量、互感器等高压电气设备中，长期以来一直广泛大量使用着矿物绝缘油。

绝缘油电气性能试验项目中，主要有电气强度试验和介质损耗因数试验。影响电气强度的主要因素是油中的水和杂质。介质损耗因数对油中可溶性的极性物质、老化产物或中性胶质以及油中微量的金属化合特别灵敏。

绝缘油非电气性试验主要是油中溶解气体中的气相色谱分析，用这种方法分析油中溶解气体及其含量，可判断充油电气设备内部的潜伏性故障。近些年来，电力系统广泛采用气相色谱法来查找变压器绝缘缺陷，及时发现了很多隐患，所以目前已将该方法正式列为变压器交接和预防性试验项目。并且在《规程》中将它列为变压器试验的第yi项。

变压器绕组直流电阻测量

测量变压器绕组的直流电阻是变压器在交接、大修和改变分接开关后*的试验项目，也是故障后的重要检查项目。其目的是：检查绕组焊接质量；检查分接开关各个位置接触是否良好；检查绕组或引出线有无折断处；检查并联支路的正确性；检查层、匝间有无短路的现象。

变压器电压比试验

变压器的电压比是指变压器空载运行时，一次侧电压与二次侧电压的比值，简称为变比。测量变比的目的：检查变压器绕组匝数比的正确性；检查分接开关的状况；变压器是否存在匝间短路；判断变压器是否可以并列运行。 变压的短路和空载试验变压器的空载试验，是从变压器的任一侧绕组施加交流额定频率的额定电压，其它绕组开路，测量变压器的空载损耗和空载电流的试验。空载损耗主要是铁损损耗，即消耗于铁芯中的磁滞损耗和涡流损耗。变压器硅钢片间绝缘不良、部分硅钢片短路等原因导致空载损耗和空载电流增大。当试验测得的数值与设计计算值、出厂值、同类型变压器或大修前的数值有显著差异时，应查明原因。

变压器的短路试验，是将变压器一侧绕组（通常是低压侧）短路，而从另一侧绕组（分接头在额定位置上）加入额定频率的交流电压，使变压器绕组内的电流为额定电流，测量所加电压和功率。将测得的有功功率换算至额定温度下的数值，称为变压器的短路损耗，所加电压为阻抗电压。进行变压器短路试验的目的是要测量短路损耗和阻抗电压，以便确定变压器能否并列运行；以便计算变压器的效率、热稳定和动稳定等。

高压断路器试验

高压断路器动特性试验高压断路器动特性试验是测量断路器的分、合闸速度，分、合闸时间，分、合闸不同期程度，以及分合闸线圈的动作电压。这些指标直接影响断路器的关合和开断性能，断路器只有保证适当的分合闸速度，才能充分发挥其开断电流的能力，减小合闸过程中预击穿造成的触头电磨损及避免发生触头熔焊。如果断路器分合闸严重不同期，将造成线路或变压器的非全相接入或切断，从而可能出现危害绝缘的过电压。

断路器动特性方面是用触头动作时间和运行速度作为特征参数来表示的，在动特性试验中一般主要的是刚分速度、刚合速度、大分闸速度、分闸时间、合间时间、合——分时间、分——合时间以及分、合闸同期性等。

测量导电回路电阻

由于导电回路接触好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，所以在预防试验中也需要测量其直流电阻。测量导电回路电阻一般用直流压降法测量，测量电流不小于100A。

真空度测试（只针对真空断路器）随着中压开关无油化浪潮的兴起，真空开关以其*的优点得到了广泛的推广和应用。这些年来，由于生产工艺和现场使用环境方面的原因，有些真空开关在运行过程中其真空灭弧室会有不同程度的泄漏，有的在正常寿命范围内就可能泄漏到无法正常开断的地步。在这种情况下进行开断就会出现不能正常开断的现象而造成严重的后果。国内真空开关事故大多是由此原因引起。所以加强定期或不定期检测真空开关真空度成了十分重要的环节。

氧化锌避雷器试验

直流1mA下电压及75%该电压下泄漏电流的测量该项试验有利于检查氧化锌避雷器直流参考电压及氧化锌避雷器在正常运行中的荷电率，对确定阀片片数，判断额定电压选择是否合理及老化状态都有十分重要的作用。试验时，监测泄漏电流升至1mA，停止升压并记录此电压值，再降压到该电压的75%时，测量其泄漏电流。1mA电压比铭牌所提供的数据偏大，应与厂家联系。75%该电压下电流超过50微安，则氧化锌避雷器有可能受潮。氧化锌避雷器投运后，电流有一定增大，但电流不能超过50微安。

运行额定电压下交流泄漏电流及阻性分量的测量

判断氧化锌避雷器是否发生老化或受潮，通常以观察正常运行电压下流过氧化锌避雷器阻性电流的变化，即观察阻性泄漏电流是否增大作为判断依据。

阻性电流的基波成分增长较大，谐波的含量增长不明显时，一般表现为污秽严重或受潮。阻性电流谐波的含量增长较大，基波成分增长不明显时，一般表现为老化。