变压器检修导则

变压器检修导则 。

本标准根据《国家发展改革委办公厅关于印发2007 年行业标准制订、制定计划的通知》（发改办工业（2007）415 号，安排，对DL/T573—1995 进行修订。 本次修订与原标准相比，主要在以下方面有所变化：

——将标准适用范围扩大到500KV 电力变压器，并增加了相关：

—— 对“试验项目”进行了补充，增加了“状态预知性试验项目”、“诊断性试验项目”，形成了“检试验项目与要求”一章；

——本标准生于状态检修，弱化了大修周期，只列出大修项目、大修时可按照实际情况，有选择性地进行：

——修改了原附录A，删除了原标准其他附录，增加了附录B、附录C、附录D。

——编写格式按GB/T1.1 和DL/和600 的规定进行了修改。

本标准实施后代替DL/T573—1995。

本标准的附录A 为资料性附录，附录B、附录C、附录D 为规范性附录。 本标准由中国电办企业联合提出。

本标准由电业行业电力变压器标准化技术委员会归口。

本标准主要起草单位：东北电网有限公司、辽宁省电力有限公司、国网电力科学研究院、华东电网有限公司。

本标准参加起草单位：东北电力科学院、广东电网电力科学研究院、 长春趁高压局、苏州供电公司、无锡供电公司、徐州供电公司、葫芦岛电力设备厂、上海电力变压器修试厂。

本标准主要起草人：王延峰、王世付锡年、张淑珍、韩洪刚、姜益民。 本标准参加起草人：刘富家、欧阳旭东、徐润光、周志强、徐建刚、赵幼扬、吴浩然、李洪友、周晓凡。

本标准所代替的DL/F573—1995 于1995 年6 月29 日首次发布，本次为 第一次装订。

本标准在执行过程中的意见或建义反馈至中国电力企业联合会标准中心（北京市白广路二条 1 号，100761）。

电力变压器检修导则

1、范围

本标准规定了变压器大修、小修项目，以及常见缺陷处理、例行检查与维护方法等。 本标准适用于电压35KV 等级的油浸式电力变压器。气体绝缘变压器、油浸式电抗器等可以参照本标准并结合制造厂的规定执行。

除针对单一部件有专业检修标准（例如：DL/T574《变压器公接开关进行维修导则》外，其他部件修均按本标准要求执行。

2、规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准引用而成为的本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB31101 高压输变电设备的绝缘配合（GB311.1—1997，IEC60071—1：1993，NEQ）

GB1094.3 电力变压器 第3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙（GB1094.3 —2003，IEC60076—3：2000，MOD）

GB50150—2006 电气安装工程电气调和交接试验标准

GB/T10094.4 电力变压器 第 4 部分？：

电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击和操作冲击试验导则

（GB/T1094.4—2005），IEC60076—4：2002，MOD）

GB/和 261 闪电的则定 宾斯基—马丁闭口杯法（GB/T261—2008，

ISO2719：2002， MOD）

GB/T507 绝缘油 击穿电压没定法（GB/T507—2002，IEC60156：1995，EQV） GB/T5654 液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率测量（GB/T5654— 2007，IEC60247：2004，IDT）

GD/T7595 运行中变压器油质量

GB/T7598 运行中变压器油水溶性酸测定法 GB/T7599 运行中变压器油、汔轮机油酸值测定法（BTB 法）

GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）

GB/T7601 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谙法）

DL/T421 电力油体积电阻率测定法

DL/T423 绝缘油中含气量没定方法真空压差法

DL/T429.9 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法

DL/T432 电力用油中颗粒污染度测量方法

DL/T450 绝缘油中含气量测定方法（二氧化碳洗脱法）

DL/T572 电力变压器运行规程 DL/574 变压器分接开关运行维修导则 DL/T596 电力设备预防性试验规程

DL/T722 变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T1095 变压器油带电度现场测试导则

3、术语和定义

下列术语和定义适用于本标准

3.1 变压器大修 指在停电状态下对变压器本体排油、吊置（吊苡）或进 入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修的工作。

3.2 变压器小修overhaol of transformer 指在停电状态下对变压器箱体及组、部件进行的检修。

3.3 变压器的缺陷处理 treatment of transformer 指对变压器本体或组、部件进行的有针对性的局部检修。

3.4 变压器例行查与维护 toutine inspection and maintenance of transformer 指对变压器本体及组、部件进行的周期性污秽清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更等。

3.5 诊断性试验 diangnostic test 为进一步评估设备状态的种类信息而进行的试验

3.6 状态预知性试验 condition predictive test 为获得直接或间接表征设备的各类信息而进行了试验。

4 总则

4.1 变压器及同类设备要贯彻预防为主，计划检修和状态检修相结合的方针，做到应修必须、修必修好、讲究实效。

4.2 本标准所列检修项目是指导性的，要建立在变压器本体及主要组、部件进行综合评估的基础上，依据变压器检测、监测数据及试验结果，并结合运行状态综合判断是否进行检修。

4.3 变压器本体及组、部件的检修，应益遵循本标准并结合出厂技术文件要求进行。

5.例行检查与维护

5.1 不停电检查周期、项目及要求 不停电检查周期、项目及要求见表1. 表

下 2 冷却装置 必要时 运行状况 A） 风冷却器风扇和油泵的运行情况正常，无异常声音和振动；水冷却器压差继电器和压力表的指示正常 B） 油流指示正确无拌动现象 渗漏油 冷却装置及阀门、油泵、管路等无渗漏 散热情况 散热情况良好，无堵塞、气流不畅通等情况 3 套管 必要时 瓷套情况 A） 瓷套表面应无裂纹、破损、不、脏污及电晕放电等现象 B） 采用红外测温装置等手段对套管，特别是装硅橡胶增爬禄或除污涂料的套管，重点检查有无异常 渗漏油

A） 各部密封处应无渗漏 B） 电容式套管应注意电容屏未端接地套管的密封情况 过热 A） 用红外测温装置检测套管内部及顶部接头连接部位温度情况 B） 接

地套管及套管电流互感器接线端子是否过热 油位 油拉指示正常 4 吸湿器 必要时 干燥度 a） 干燥剂颜色正常 b） 油盒的油位正常 呼吸 a) 呼吸正常，并随着油温的变化盒中有气泡产生 b) 如发现呼吸不正常，应防止压力突然释放 5 无励磁分接开关 必要时 位置 a)档位指示器清晰、指示正确 b)机械操作装置应无锈蚀 渗漏油 密封良好，无渗油 6 有载分接开关 必要时 电源 a) 电压应在规定的偏差范围之内 b) 指示灯显示正常 油位 储存油位正常 渗漏油 开关密封部位无渗漏油现象 操作机构 a) 操作齿轮机构无渗漏油现象 b) 分接开关连接、齿轮箱、开关操作箱内等无异常 油流控制电器（气体继电器 a) 应密封良好 b) 无集聚气体 7 开关在线滤油装置 必要时 运行情况 a) 在滤油时，检查压力、噪声振动等无异常情况 b) 连接部分坚固 渗漏油 滤油机及管路无渗漏油现象 8 压力释放阀 必要时 渗漏油 应密封良好，无喷油现象 防雨罩 安装牢固 导向装置 固定良好，方向正确，导向喷口方向正确 www.docin.com 表1 序号 检查部位 检查周期 检查项目 要求 9 气体继电器 必要时 渗漏油 应密封良好 气体 无集聚气体 防雨罩 安装牢固 10 端子箱和控制箱 必要时 密封性 密封良好，无雨水进入、潮气凝露 接触 接线端子应无松动和锈蚀、接触良好无发热痕迹 完整性 a) 电气元件完整 b) 接地良好 11 在线监测装置 必要时 运行状态 a) 无渗漏油 b) 工作正常 5.2 停电检查周期、项目及要求 停电检查周期、项目及要求表。 表2 停电检查周期、项目及要求 序号 检查部位 检查周期 检查项目 要求 1 冷却装置 1 年～3 年或必要时 振动 开启冷却装置，检查是否有不正常的振动和异音 清洁 a) 检查冷却器管和支架的脏污，锈蚀情况，如散热效果不良，应每年至少进行1 次冷却器管束的冲洗 b) 必要时对支架、外壳等进行防腐（漆化）处理 绝缘电阻 采用500v 或1000V 绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻，其值应不公共低于1m 阀门 检查阀门是否正确开启 负压检查 逐台关闭冷却器电源一定时间(30min 左右)后，检查冷却器负压区应无渗漏现象。若存在渗漏现象应及时处理，并消除负压现象 2 水冷却器 1 年～3 年或必要时 运行状态 a) 压差继电器和压力表的指示是否正常 b) 冷却水中应无油花 c) 运行压力应符合制造厂的规定 3 水冷型套管 1 年～3 年必要时 瓷件 a) 瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀 b) 必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求 密封及油位 套管本体及箱体连接密封应良好，油位正常 导电连接部位 a) 应无松动 b) 接线端子等连接部位表面应无氧化过热现象 未屏接地 未屏应无放电、过热痕迹，接地良好 4 充油套管 1 年～3 年或必要时 瓷件 a) 瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀 b) 必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求 密封及油位 套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常 导电接部位 a) 应无松动 b) 接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象 www.docin.com 表2（续）。 序号 检查部位 检查周期 检查项目 要求 5 无励磁分接开关 1 年～3 岁或必要时 操作机构 a) 限位及操作正常 b) 转动灵活，无卡涩现象 c) 密封良好 d) 螺栓坚固 e) 分接位置显示正确一致 6 车载分接开关 1 年～3 年或必要时 操作机构 a) 两个循环操作的全部动作顺序及限位动作，应符合技术要求 b) 各分接位置显示应正确的一致 采用500v 绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电阻应大于1m 7 其他 1 年～3 年或必要时 气体继电器 a) 密封良好，无味喷油，渗漏油现象 b) 轻重瓦斯动作可靠，回响正确无误 c) 观察窗清洁，刻度清晰 压力释放阀 a) 无喷油、渗漏现象 b) 回路传动正确 c) 动作指示杆应保持灵活 压力温度计、热电阻温度计 a) 温度计内应无潮气凝露，并与顶层油温基本相同 b) 比较压力式温度计和

电热电阻温度计的指示，差值是 5℃之内 c) 检查温度计接点整定值是否正确，一次回路传动正确 绕组温度计 a) 温度计内应无凝露 b) 检查温度计接点整定值是否正确 油位计 a) 表内应无潮气凝露 b) 浮球和指针的动作是否同步 c) 应无假油位现象 油流继电器 a) 表内应无潮气凝露 b) 指针位置是否正确，油泵启动后指针应达到绿区，无抖动现象 二次回路 a) 采用500V或1000V绝缘电阻表测量量继电器、油温指示器、油位计、压力释放阀二次回路的绝缘电阻应大于1M b) 接线盒、控制箱等防雨、防尘是否良好，接线端子有无松动和锈蚀现象 8 油流电的泄漏电流 必要时 中 性 点（330kv 及以上变压器） 开启所有油泵，稳定后测量中性点泄漏电流，应小于3.5ua 6 常见异常情况下检查与处理措施 6.1 常见本体声音异常情况的检查与处理措施 常见本体声音情况的检查与处理措施见表3 序号 异常现象 可能是的异常原因 检查方法或部位 判断与处理措施 过励磁 运行电压 运行电压高于分接位置所在的分接电压

www.docin.com 1 连续的高频率尖锐声 谐波电流 湝波分析 存在超过标准允许的谐波电流 直流电流 直流偏磁 中性点电流明显增大，存在直流分量 系统异常 中性点电流 电网发生单相接地或电磁共振，中性点电流明显增大 表3（续） 序号 异常现象 可能的异常原因 检查方法或部位 判断与处理措施 2 异常增大且有明显的杂音 铁心部位的机械振动 听声音来源 夹作或铁心的压紧装置体松动、硅钢片振动增大，或个别坚固松动 连接部位的机械振动 听声音来源 连接部位松动或不匹配 直流电源 直流偏磁 中性电流明显增大，存在直流分量 3 “吱吱”或“噼啪” 声 接触不良引起的放电 套管连接部位 套管与母线部位及压环部位接触不良 4 “嘶嘶”声 套管表面或导体棱角晕放电 红外测温、紫外测光 a)套管表面脏污、釉质脱落或有裂纹 b)受浓雾等恶劣天气影响 5 “哺咯”的沸腾声 局部过热或充氛气充入人体 温度和油位 油位、油温或局部油箱隔温度异常升高，表明变压器内部存在局部过热现象 气体电器内气体 分析气体组以区公故障原因是 听声音的来源 倾听声音的来源，或髟红外检查测局部过热的部位，根据变压器的结构，判定具体部位 6 “哇哇”声 过载 负载电流 过载或冲击负载的间歇性杂声 中性点电流 三相不均匀过载，中性点电源异常增大

6.2 冷却器声音异常情况的检查组方法与处理 冷却器声音异常的检查方法与其处理措施见表4 表4 冷却器声音异常的情况的检查方法与处理措施 序号 异常现象 可能的异常原因 检查方法或部位 处理措施 1 油泵均匀的周期性“咯

咯”金属摩擦声 电动机定子与转子间的摩擦或有杂质 a)听其声音 b)测量振动 更换油泵 叶片与外壳间的摩擦 2 油泵有无规则非周期性金属摩擦声 轴承破裂 a)听其声音 b )测量方法振动 更换轴承或油泵 3 油路管内的“哄哄”声音 进油处的阀门未开启或开启不足 a)听其声音 b )测量振动 开启阀门 存在负压 检查负压 消除负压 6.3 绝缘受潮异常情况检查组与处理措施 由于进不受潮，出现了油中含水量超出注意值、绝缘电阻下降、泄漏电流增在、变压器本体介质损耗因数增大、油耐因数增大、油耐压下降现象，检查方法与处理措施见表5。 表5 绝缘受潮异常的检查方法与处理措施 www.docin.com 序号 检查方法或部位 判断与处理措施 1 含水量测定、油溶解气体分析 a)油中含水量超标 b)H2 持续增长较快 2 冷却器检查 a)逐台停运冷却器（阀门开启），观察冷却器负压是否存在渗漏 b)在冷却器的进油放气塞处测量油泵运动时的压力是否存在负压 表5（续） 序号 检查方法或部位 判断与处理措施 3 气样分析 若气体继电器内有连续不断的气泡，应取样分析，如无故障气体成分，则表明变压器可能在负压区渗漏现象 4 油中含气量分析 油中含气量增长趋势，可能存在渗漏现象 5

各连接部位的渗漏检查 有渗漏时应处理 6 吸湿器 检查吸湿器的密封情况，变色硅胶颜色和油杯油量是否正常 7 储油柜 检查储油柜的密封情况，胶囊是否完全撑开，与储油柜之间应无气体 8 胶囊或隔膜 胶囊或隔膜上否有水迹和破损及老化包裂现象，如有应及时处理更换 9 整体密封性检查 在保证压力释放阀或防爆膜不动的情况下，在储存油柜的最高油位上施加0.035Mpa 的压力12h，观察变压器所有接口是否渗漏 10 套管检查 通过正电压或负压法检查套管密封情况，如有渗漏现象应及时更换套管顶部连接部位的密封胶垫 11 内部检查 a)检查油箱底部是否有水迹，若有，应查明原因并予以消除 b)检查绝缘件表面是否有起泡现象，如有表明绝缘已进水受潮，可进一步取绝缘纸样进行含水量测试，或进行燃烧试验，若燃烧时有轻微“噼噼叭”的声音，即表明绝缘受潮，则于干燥处理 c)检查放电痕迹。若绝缘体因进水受潮引起的放电，遇放电痕迹有明显水流迹象，且局部受损严重，油中会产生H2、CH4 和C2H4 主要气体。在器身干燥理前，应对受损的绝缘部件予以更换 6.4 过热异常情况检查与处理措施 当出现总台烃超出注意值，并持续增长：油中溶解气体分析提示过热：温升超标等过热情况时， 检查方法与处理措施见表6 表6 过热性异常情况的检查方法与处理措施 序号 故障原因 检查方法或部位 判断与处理措施 1 铁心、夹件多点接地 运行中测量铁心接地电流 运行中若大于300mA 时，应加装限流电阻进行限流，将接地电流控制在100mA 以下，并适时安排停电处理 油中溶解气体分析 通常热点测试较高，C2H6、C2H4 增长较快 兆欧表及用表测绝缘电阻 a)若具有绝缘电阻较低（如有十几千欧）的非金属短接特征，可以变压器制在6kV～10 kV 之间 b 若具有绝缘电阻接近为零（如万用表测量几千欧内）的金属性直接短接特征。必要时应吊罩（苡）检查处理，并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘降低总理 接 地 万用表定位法 用3～4 只万用表串接起来，其连接点分别在高低压测夹件上左右上下移动，如某二连接点间的电阻在不断变小，表明测量点在接 www.docin.com 点 定 位 法 近地点 敲打法 用手锤敲打夹件，观察接地电阻的变化情况，如在敲打过程中有较大的变化，则接地点就在附近 放电法 用试验变压器在接地极上施加不高于 6ｋV 的电压，如有放电声音，查找放电位置 红外定位法 用直流电焊机在接地回路中注入一定的直流电流，然后用红外热成像仪查找过热点 表6 序号 故障原因 检查方法或部位 判断与处理措施 2 铁心局部短路 油中溶解气体分析 通常热点温度较高，H2. C2H6. C2H4 增长较快。严重时会产生C2H4 过励磁试验（1.1 倍） 1.1 倍的过励磁会加剧到它的过热，油色储存中特征气体组分会有明显的增长，则表明铁心内部存在多点接地或短路缺陷现象，应进一步吊罩（苡）或进油箱检查 低电励磁试验 严重的局部短路可以通过低于额定电压的励磁试验，以确定其危害性或位置 用绝缘电阻表及用表检测短接性质及位置 ａ）目测铁心表面有无过热变色. 片间短路现象，或用万用表逐级检查，重点检查级和片间有无短路现象。若有片间有无短路现象。若有片间短路，可松开夹件，每二三之片之间用干燥绝缘纸进行隔离 ｂ）对于分级短接的铁心，如存在级间短路，以尽量将其断开。若短路点无聊法消除，可以短路级间四处均匀短接（如在短路的两级间均匀打入长60ｍｍ～ 80ｍｍ的不锈钢螺杆或钉）或串电阻 3 导电回路接触不良 油中溶解气体分析 ａ）观察

C2H6‘C2H4 .和CH4 增长速度，若增长速度较快，则表明接触不良已严重，应及时检修 ｂ）结合油色谱CO2 和CO 的增量和比值进行区分是在油中还是固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘近过热，则CO‘CO2 增长较快 红外测温 检查组套管连接部位是否有高温过热现象 改变分接开关位置 可改变分接开门位

置，通过油色谱的跟踪，判断分接开关是否接触不良 油中糖醛测试 可确定是否存在固体绝缘部位过热。若测定有值有明显变化，遇表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化 直流电测量 若有直流电值有明显的变化，则表明导电阻回路存在接触不良或缺陷 吊罩（苡）或进油箱检查 a)分接开关连接引线1 触头接触面有无过变色和烧损情况 b)引线的连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和破损情况 c)检查引线是否存在断开和分流现象，防止分流产生过热 d )套管内接头的连接应无过热性变色和松动情况 4 导线股间短路 油中溶解气体分析 该故障特征是低温过热，油中特征气体增长较快 过电流试验（1.1 倍） 1.1 倍的过电流会加剧它的过热，油色增会有明显的增长 解体检查 打开围屏，检查绕组和引线表面绝缘有关的有无变色、过热现象 分相底电压下的短路试验 在接近额定电流下比较短路损耗，区别故障相 www.docin.com 油道堵塞 油中溶解气体分析 该故障特征是低温过热逐渐向中温过热演变，且油中CO�0�5CO2 含量增长较快 油中糖醛测试 可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存局部过热，加速了绝缘老化 过电流试验（1.1 倍） 1.1 倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，应进一步油箱或吊罩（苡）检查 表6（续） 序号 故障原因 检查方法 判断与处理措施 5 油道堵塞 净油器检查 检查净油器的滤网的无破损，硅胶有无进入器身。硅胶进入绕组内会引起油道堵塞，导致过热，如发生应及时清理 目测 解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色，过热现象进行处理 油面温度 油面温度过高，而且可能出现变压器两侧油温差较大 6 悬浮电位‘ 接触不良 油中溶解汽体 该故障特征是伴有少量H2‘Ｃ2Ｈ2 产生和总烃稳上海增长趋势 目测 逐一检查连接端子接触是否良好，有无变化过热现象，重点检查无励磁分接开关的操作杆U 型拨差‘磁屏蔽‘电屏蔽钢压钉等有关无变和过热现象 7 结构件或电屏形成短路环 油中溶解气体分析 该故障具有高温过热特征，总烃增长较快 绝缘电阻测试 绝缘电阻不稳定，并有较大的偏差，表明铁心柱的结构件或电‘磁屏蔽开等形成了短路环 励缘电阻测试 在较低的电压下励磁，励磁电流也较大 目测 ａ）逐一检查结构件或电‘磁屏蔽等有无短路‘变色过热现象 ｂ）逐一检查结构件或电‘磁屏蔽等接地是否良好 8 油泵轴承磨损或线圈损坏 油泵运行检查 ａ）声音‘振动是否正常 ｂ）工作电流是否正常 ｃ）温度有无明显变化 ｄ）逐台停运油泵，观察油色谱的变化 绕组直流电阻测试 三相直流电阻是否平衡 绕组绝缘电阻测试 采用500V 或1000V 绝缘电阻吸测量对绝缘电阻应大于1M 9 漏磁回路的异物和用错金属材料 过电流试验（1.1 倍） 若绕组内部或漏磁回路附件在金属性异物或用错金属材料，1.1 倍的过电流会加剧它的过热，油色谱钯会明显的增长，需进一步检查 目测 ａ）检查可见部位是否有异物 ｂ）检查包括磁屏等金属结构是否存在多位和固定不牢靠现象 ｃ）检查金属结构件表面有无过热性的变色现象。在较弱漏磁区域内，如绕组端部部位若使用了有磁村料，会引起过热，也可用磁性材料做鉴别检查 属高温过热，并具有高能量放电特征 www.docin.com 10 有载分接开关绝缘简渗漏 有载分接开关储油柜中的油位异常变化，有载分接开关绝缘简可能存在渗漏现象 在本体储油位柜吸湿器上施加 0.035MPａ的压力，观察分接开关储油的油位变化情况，发如发生变化，则表明已渗漏 6.5 放电性异常情况检查与处理措施 油中出现放电性异常H2 或C2H2 含量升高的检查方法与处理措施见表7。 表7 放电性异常情况的检查方法与处理措施 序号 故障原因 检查方法或部位 判断与处理措施 1 油泵内部放电 油中溶解气体分析 a)属高能局部放电，这时产生主要气体是H2 和C2H2 b)若伴有局部过热特征，则

是摩擦引起的高温 油泵运行检查 油泵内部存在局部放电同，可能是定子绕组绝缘不良引起放电 绕组绝缘电阻测试 采用500V 或1000V 绝缘电阻表测量对地绝缘电阻应大于1M 解体检查 a)定子绕组绝缘子状态，在铁心、绕组表面上有无放电痕迹 b）轴承磨损情况，或转子和定子之间是否有金属异物引起的高温和摩擦 2 悬浮杂质放电 油中含气量测试 属低能局部放电，时有时无，这时产生主要是气体是 H2 和CH4 油颗粒度测试 油颗粒度较大或较多，并含有金属成分 3 悬浮电位放电 油中溶解气体分析 具有低能量放电特征 目测 a)所有等电位的连接是否良好 b）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等有无短路、变色、过热现象 局部放电测试 可结合局放定位进行局部放电测试，以查明部位及可能产生的原因 4 油流带电 油中溶解气体分析 油色谱特征气体增长 油中带电测试 测量油中带电度，如超出规定值，内部可能存在油流带电 泄漏电流或静电感应电压测量 开启油泵，测量油中性点静电感应电压或泄漏电流，如长时间不稳定或稳定值超出规定值，则表明可能发生了油流带电现象 5 有载分接开 油中溶解气体 油中溶解气体分析属高能量放电，并有局部过热特征 www.docin.com 关绝缘简渗漏 6 导电回路接触不良及分流 油中金属微量测试 测试中溶解气体分析属低能量火花放电，并有局部过热特征，这时伴随少量C2H2 产生 油中溶解气体分析 油色谱特征气体增长 7 不稳定的铁心多点接地 油中溶解气体分析 最低能量火花放电，并有局部过热特征，这时伴随少量H2 和C2H2 产生 运行中测量铁心接地电流 接地电流时大时小，可采取加限流电阻办法限制，或适时按上述办法停电处理 8 金属尖端放电 油中溶解气体分析 油色谱中特征增长 油中金属微量测试 a)若铁含量较高，表明解体心或结构件放电 b)若铜含量较高，表明绕组或引线放电 局部放电量测试 可结合局放定位进行局部放电测试，以查明放电部位及可能产生的原因 目测 重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹 9 气泡放电 油中溶解气体分析 具有低能量局部放电，产生主要气体是H2 和CH4 目测和气样分析 检查气体继电器内的气体，取气样分析，如主要是氧和氮，表明是气泡放电 表7（续） 序号 故障原因 检查方法或部位 判断与处理措施 9 气泡放电 油中含量测试 a)如油中含量过大，并有增长的趋势，应重点检查胶囊、油箱、油泵和在线油色谱装置等是否的渗漏 b)油中含气量接近饱和值时，环境温度或负荷变化较大后、会在油中产生气泡 残气检查 a)检查各放气塞是否有剩余气体放出 b)在储油柜上进行抽微真空，检查其气体继电器内是否有气泡通过 10 绕组或引起绝油中溶解气体分析 ａ）具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2 和C2H2 ｂ）涉及固体绝缘材料，会产生CO 和CO2 气体 绝缘电阻测试 如内部存在对地树技的放电，绝缘电阻会有下降的可能，故检测绝缘电阻，可判断放电的程度 www.docin.com 缘击穿 油中金属微量测试 可结合局放定位进行局部放电量测试，以查明放电部位及可能产生有原因 目测 ａ）观测气体继电器内的气体，并取气样行色谱分析，这时主要气体是 H2 和C2H2 ｂ）结合吊罩（莣）或进油箱内部，重点检查绝缘件表面和分接开关触头间有无放电痕迹，如有应查明原因，并予以更换处理 10 油箱磁屏蔽接地不良 油中溶解气体分析 以C2H2 为主，且通常伴有C2Ｈ4‘CH4 等 目测 磁屏蔽松动或有放电形成的游离炭 测量绝缘电阻 打开所有磁屏蔽接地点，对磁屏蔽进行绝缘电阻测量 6.6 绕组变形异常情况与处理措施 当绕组出现变形异常情况国，如：电抗或阻抗变化明显‘频响特性异常‘绕组之间或对地电容量变化明显等情况时，其故障原因主要有如下两点： 运输中受到冲击 短路电流冲击。 检查方法与处理措施见表8。 表8 绕组变形异常的检查方法与处理措施 序号 检查方法或部位 判断与处理措施 1 低电阻

抗测试 测试结果与历史值‘出厂或铭牌值作比较，如有较大幅度的变化，表明绕组有变形的迹象 2 低电压抗测试 测试结果与历史作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象 3 各绕组介质损耗因数和电容量测试 测试结果与历史作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象 4 短路损耗测试 如测试结果的杂散损耗比出厂值有明显的增长，表明绕组有变形的迹象 5 油中溶解气体色谱分析 测试结果异常，表明绕组已有烧损现象 表8（续） 序号 检查方法或部位 判断下处理措施 6 绕组检查 ａ）外观检查（包括内绕组）检查垫块是来吧整齐，有无移位‘跌落现象，检查压板是否移位‘开裂‘损坏现象；检查绝缘纸简是否有窜动移位的痕迹，如有松动或变动的现象，必须予以重新坚固处理并进行有关试验 ｂ）用手锤敲打压板检查相应位置的垫块，听其声音判断垫块的紧实度 www.docin.com ｃ）检查绝缘油及各位有无炭粒‘炭化的绝缘材料碎片和金属粒子，若有表明变压器已烧毁，应更换处理 ｄ）在适当的位置可以用内窥镜对内绕组进行检查 6.7 分接开关的检查按DLT574 的有关规定执行 7 检修策略和项目 7.1 检修策略 7.11 推荐采用计划检修和诚意状态检修相结合的检修策略，变压器项目根据运行情况和状态评价结果动态调整 7.12 箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验现检查并相结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，可进行大修。 7.13 运行中的变压器，当发现异常状况或以试验判断明有内部故障时，应进行大修 7.14 设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行针对性大修。 7.15 变压器大修周期一般应在10 年以上。

7.2 检修项目 7.2.1 大修项目： ａ）绕组、引线装置的检修 ｂ）铁心、铁心紧固件（穿心螺杆。夹件、位带、绑带等）、压钉。压板及地片的检修 ｃ）油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修套管检修；套管检修； ｄ）冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、油流继电、水泵、压差继电器、风扇。阀门及管道等； ｅ）安全保护区装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、速动油压继电器、控流阀等； ｆ）油保护装置的解体及检修，包括储油柜。吸湿器。净油器等； ｇ）测温装置的校验。包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）棒形温度计等； ｈ）操作控制的检修和试验； ｉ）无励磁分接开关或有载分接开关的检修； ｊ）全部阀门和放气祸起萧墙塞的检修； ｋ）全部密封胶垫的更换； l）必要时对器身绝缘进行干燥处理； m）变压器油的处理； n)清扫油箱并进行喷涂油漆 o)检查接地系统； p)大修的试验和运行。 7.2.2 小修项目： a)处理已发现的缺陷； b)放出储油柜积污器中的污油； c)检修油位计，包括调整油位； d)检修冷却油泵、风扇、必要时清洗冷却器管束 e)检修安全保护装置 f)检修油保护装置（净油器、吸湿器）； g)检修测温装置； h)检修调整压装置、测量装置及受制箱、并进行调试； i)检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油； j)清扫套管和检查导间接头（包括套管将军帽）； k)检查接地系统； l)清扫油箱和附件，必要时进行补； m)按有关规程规定进行测量和试验； www.docin.com 8、检修前的准备工作 8.1 确定检修内容 检查渗、漏油部位并作出标记录进行大修前的试验，确定是否调整检修项目。

8.2 查阅资料 查阅档案和变压器的状态评价燃料如下： a)运行中所发现的缺陷。异常情况、事故情况及出口短路次数及具体情况； b)负载、温度和主要组、部件的运行情况； c)历次缺陷处理记录 d)上次小修、大修总结报告和技术档案 e)历次试验记录（包括油的化验和色谱分析）了解绝缘状况 f）大负荷下的红外测温试验报告情况 8.3 编制作业指导书（施工方案） 编制作业指导书（施工方案）主要内容如： a)检修项目及进度表 b)人员组织及分工 c）特殊检修项目的

施方案； d)确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； e)主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； f)绘制必要的施工图。 8.4 施工场地要求 8.4.1 变压器的解体检修工作，如条件允许，应尽量安排在发电厂或变电站的检修间内进行。 8.4.2 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作作，但需做好防雨、防潮、防尘和消防措施。同时现场注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器。大型机具、拆御附近的放置地点和消防器材的合理布置等。 9 变压器解体及组装的注意事项 9.1 解体 9.1.1 必须停电，并办理工作票，做好施工安全措施，拆除变压器的外部电气接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。 9.1.2 拆御时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。 9.1.3 拆御组、部件的具体要求见第10 章相应内容，为了减少器身暴露时间，可以在部分排油后拆御组、部件。 9.1.4 冷却器、压力释放者装置、净油器及储油柜等部件拆下后，接口应用盖板密封，对带电流互感器的升高应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。 9.1.5 排出全部绝缘油并对其进行处理 9.1.6 检查器身，具体要求见第11 章相应内容 9.2 组装 9.2.1 装回钟罩（或器身）紧固螺栓后安装套管，并装好内部引线，进行检修中试验，合格后按规定注油。 9.2.2 安装组、部件第10 章相应内容

9.2.3 冷却器，储油器。储油柜等组、部件装好后再进行第二次注油，并调整油位。 9.2.4 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器等所有阀门。按照有关规定开启或关闭。 9.2.5 对套管升高座、上部管道孔道。冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好、擦净油迹。 9.2.6 整体密封试验。 9.2.7 组装后的变压器各组、部件应完整无损。 9.2.8 进行大修后电气和油的试验。 9.2.9 做好了现场施工记录。 www.docin.com 9.3 检修中的起重和搬运 9.3.1 起重工作的注意事项： a)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号 b）根据变压器钟罩（或器身）的重量选择重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U 型环，千斤顶、枕木等； c)起重前应先拆除影响起重工人的各种连接： d)如起吊器身，应先先拆除与起吊器身有关的螺栓： e)起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫：起吊100mm 左右时，应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。 f)起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊珍或调整钢丝绳套； g)起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。 h)起吊或降落速度均匀，掌握好重心，防止倾斜； i)起吊或落回钟罩(器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一事实上的间隙，防止碰伤器身； j)当钟罩（器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落的有效安全措施。 k)吊装置套管时，其斜度应与套管升高的斜度基本一致，并用缆绳所好，停止倾倒损坏瓷件； l)采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、对应的最大吊重回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。 9.3.2 搬运工作的注意事项： a)了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞。地道等的结构承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系、 b)了解沿途架空电力引路、通信路和其他障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。 c)变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时： 1）均应绑扎固定牢固，防止冲击振动、倾斜胶碰坏零件： www.docin.com 2）搬运倾斜用在轴长方向上不大于15°，在短轴方向不大于10°； 3）如专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h 4）如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200 m/h（或按制造

厂说明收的规定） d)利用千斤顶升(降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤项应垂直放置，在千斤项的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。 e)在使用千斤顶升（降）变压器时，应随升（降）随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升（降）工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜度荷重下和千斤不得长期负重，并应自始至终有专人照料。 f)变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用人托板。为增加搬运时稳固性，专用的托板的长度应超过变压的长度，两端应制成梆开，以便于放置滚杠，搬运大型变压器时，专用托板的下部应加高钢带保护，以增强其固性。 g)采用专用托板、滚杠搬运装御变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于放置滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚杠调整角度，防止滚杠弹出伤人。 h)为保持枕木的平整，枕木的底部适当加垫厚浦不同的木板。 i)采用油轮组牵引变压器时，工作人员必须站在适当加垫厚薄不同的木板。

 变压器检修导则DLT573—1995