油浸式变压器(电抗器)检修规范

1、附件2油浸式变压器(电抗器)检修规范国家电网公司二五年三月目 录第一章 总则1第二章 引用标准1第三章 检查与处理2第四章 检修基本要求25第五章 检修前的准备28第六章 大修内容及质量要求29第七章 小修内容及质量要求43第八章 变压器本体检修关键工序质量控制44第九章 试验项目及要求48第十章 检修报告的编写49第十一章 检修后运行49附录 A 使用工具和设备一览表51附录 B 绝缘距离参考表55附录 C变压器装配中所用的电动扳手和扭力扳手61附录 D 变压器引线允许电流参考表62附录 E变压器检修总结报告66编制说明 84第一章 总则第一条 为了保证电网安全可靠运行，提高油浸式变压器（电

2、抗器）的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。第二条 本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行和检修经验而制定的。第三条 本规范规定了油浸式变压器（电抗器）检查与处理、检修基本要求、检修前的准备、大修内容及质量要求、小修内容及质量要求、变压器本体检修关键工序质量控制、试验项目及要求、检修报告的编写以及检修后运行等内容。第四条 本规范适用于国家电网公司系统的110（66）kV500 kV油浸式变压器（电抗器）的检修工作。35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。 第二章 引用标准第五条 以下列出了本规范应用的标准

3、、规程和导则，但不限于此。GB1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则GB1094.2-1996 电力变压器 第2部分 温升GB1094.3-2003 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GB1094.5-1985 电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB/T1094.10-2003 电力变压器 第10部分：声级测定GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GBJ148-1990 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB2536-1990 变压器油 GB50

4、150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 261-1983 石油产品闪点测定法GB 264-1983 石油产品酸值测定法GB/T 507-1986 绝缘油介电强度测定法GB 5654-1985 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量GB/T 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸测定法（BTB法）GB 7600-1987 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB 7601-1987 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）DL/T 421-1991 绝缘油体积电阻率测定法DL/T 423-1991 绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T 429.

5、9-1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法DL/T 450-1991 绝缘油中含气量的测定方法（二氧化碳洗脱法） DL/T572-1995 电力变压器运行规程 DL/T573-1995 电力变压器检修导则 DL/T574-1995 有载分接开关运行维修导则 JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求 DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程 国家电网公司 变电站管理规范国家电网公司 110（66）kV500kV变压器（电抗器）技术标准国家电网公司 110（66）kV500kV变压器（电抗器）运行规范国家电网公司 110（66）kV500kV变压器

6、（电抗器）技术监督规定国家电网公司 预防110（66）kV500kV变压器（电抗器）事故措施第三章 检查与处理变压器检查周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性和运行环境、安装现场的环境和气候、以及历年运行和预防性试验等情况。本规范所提出的检查维护项目是变压器在正常工作条件下应进行的检查和维护，运行单位可根据具体情况结合多年的运行经验，制定具体的检查、维护方案和计划。第六条 例行检查与处理变压器在正常运行中，应按表1的内容及要求进行检查，掌握变压器运行情况。表1 例行检查与处理表检查部位检查周期检查项目检查内容/方法判断/措施变压器本体1-3月1）温度1） 温度计指示2） 绕组温度计指示3）

7、温度计表盘内有无潮气冷凝1） 如果油温和油位之间的关系的偏差超过标准曲线，重点检查以下各项：a）变压器油箱漏油；b）油位计问题；c）温度计问题；d）隔膜破损；e）内部局部过热，进一步检查油色谱；f）必要时可用红外测温进一步检测。2） 如有潮气冷凝在油位计和温度计的刻度盘上，重点查找结露的原因。3）对强油循环冷却的220及以上变压器应尽量避免绝缘油运行在35-45温度区域，减少发生油流带电的可能性。2）油位1） 油位计的指示2） 油位计表盘内有无潮气冷凝3）对照标准曲线查油温和油位之间的关系3）渗漏油1）检查套管法兰、阀门、冷却装置、油管路等密封情况2）检查焊缝质量1）如果有油从密封处渗出，则重

8、新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。2）如焊缝渗漏应进行补焊，若焊接面积较大或时间较长，则应带油在持续真空下（油面上抽真空）补焊。4）压力释放阀1）检查本体压力释放阀渗漏情况2）检查本体压力释放阀是否动作过1）如果压力释放阀渗漏油，重点检查以下各项：a）储油柜呼吸器有否堵塞；b）油位是否过高；c）油温及负荷是否正常；d）压力释放阀的弹簧、密封是否失效，如失效则应予以更换。2）如果压力释放阀动作过，除检查上述项目外，应检查：a）变压器是否受到短路电流冲击，如是需对变压器绕组紧固及变形情况作进一步分析；b）二次回路是否受潮；c）储油柜中是否有空气；d）气体继电器与储油柜间的阀门是否开启。5）有无不

9、正常的噪音和振动检查运行条件是否正常1）如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。2）检查变压器中性点接地回路是否有直流电流和谐波电流，若有则是铁心过饱和引起。3）检查噪音和振动是否与负荷电流有关，若有关则是由于绕组松动或磁屏蔽连接松动造成。冷却装置1-3月1）有无不正常的噪音和振动检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正常（在启动备用设备时应特别注意）当排除其他原因，确认噪音是由冷却风扇和油泵发出的，应检查或更换轴承等。2）渗漏油检查冷却器阀门、油泵等是否漏油逐台停运后检查渗漏情况，若油从密封处漏出，则重新紧固密封件或更换密封件，未处理完毕切勿再次投入运行。注意负压区的渗

10、透。3）运转不正常1） 检查冷却风扇和油泵是否确实在运转2） 检查油流指示器运转是否正常1） 如果冷却风扇和油泵不运转，重点检查产生的原因。2） 油流指示器长期剧烈抖动，应消除或更换。4）脏污附着检查冷却器上脏污附着位置及程度特别脏时要进行清洗，否则要影响冷却效果套管1-3月1）渗漏油检查套管是否渗漏油1）如果渗漏油，则更换密封件或套管。2）检查端子受力情况。2）套管上有裂纹、放电、破损或脏污1）检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹2）检查硅橡胶增爬裙或RTV有无放电痕迹1）如果套管脏污，清洁瓷套管有裂纹应及时更换。2）如有放电痕迹应更换处理。3）过热红外测温1） 内部过热，应更换。2）接头过热，予

11、以处理。4）套管瓷套根部检查有无放电现象如有应除锈，并涂以半导体绝缘漆。5）油位油位计的指示1）如油位有突变（上升或下降），应重点检查套管与本体是否渗漏。2）油色变黑或浑浊，应重点检查油色谱和微水含量，是否放电或进水受潮。吸湿器1-3月1）干燥度1）检查干燥剂，确认干燥剂的颜色1）如果干燥剂的颜色由兰色变成浅紫色或红色要重新干燥或更换。对白色干燥剂应认真观察或换品种。2）检查油盒的油位2）如果油位低于正常油位，清洁油盒，重新注入变压器油，但油位也不宜过高，否则可能吸油到干燥剂中使之降低作用。2）呼吸检查呼吸是否正常油盒中随着负荷或油温的变化会有气泡产生，如无气泡产生，则说明有堵塞现象，应及时处

12、理。有载分接开关的在线滤油机1-3月1）渗漏油打开盖子检查滤油机是否有漏油重新紧固漏油的部件。2）运行情况在每月一次的净油工作时进行巡视，检查压力、噪音和振动等有无异常1） 如果连接处松动，重新紧固。2） 压力升高，应更换滤芯。有载分接开关1-3月1）电压电压指示是否在规定偏差范围内如超出规定偏差范围，应重点检查：1）电动操作是否正常；2）自动调压装置工作是否正常；3）信号连线是否正常。2）电源控制器电源指示灯显示是否正常如电源指示灯不亮，应进一步检查各相电源是否带电。3）油位油位计的指示1）如油位有突变（上升或下降），应重点检查开关与本体是否渗漏。2）油色变黑，应重点检查切换开关工作是否正常

13、，并进行绝缘油处理。4）渗漏油1）检查开关是否渗漏油2）操作齿轮机构是否渗漏油1） 如果渗漏油须更换密封件或进一步检查。2）如果渗漏应补充润滑油。5）开关操作检查分接开关时有无不正常的噪音和振动1）如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。2）如果不正常的噪音或振动是由于齿轮箱内造成的，则打开检查，是否由于齿轮磨损、卡涩或缺油所致。3）如果不正常的噪音或振动是由于切换开关内部造成的，则应吊芯进一步检查。6）气体继电器检查气体集聚含量如果频繁产气，应进一步吊芯检查，可能为触头接触不良所致。7）操作机构1）检查密封情况若密封不良造成内部受潮或积灰，则应更换密封件，并进行干

14、燥和清扫处理。2）检查操作是否正常1）如发生连跳或拒动现象，则重点检查微动开关、接触器是否接触不良或动作时间配合上存在问题。2）如选择开关动作的声音和切换开关动作的声音间隔过近，应重点检查：a）操作连杆是否断裂或连接不牢固；b）齿轮配合是否紧密，有无掉齿现象；c）轴销是否断裂。3）核对电压和档位是否一致如发生不一致现象，应重点检查：1）操作连杆是否断裂或连接不牢固；2）齿轮配合是否紧密，有无掉齿现象；3）轴销是否断裂。4）检查电气元件的完整性如电气元件有损伤，应予以更换。气体继电器1-3月1）渗漏油检查密封情况如有应更换密封件或紧固处理。2）气体检查气体集聚含量如果有气体，应取气样进行色谱分析

15、：1）若氧和氮含量较高，则可能为渗漏所致，应重点检查密封情况;2）若属放电或过热性质，应进一步跟踪检查分析。端子箱及控制箱3-6月1）密封性2）接触3）完整性1）检查雨水是否进入2）检查接线端子是否松动和锈蚀3）电气元件的完整性1）如果雨水进入则重新密封。2）如果端子松动和生锈，则重新紧固和清洁。3）如果电气元件有损坏，则进行更换。在线监测装置3-6月1）油中气体含量1）密封性如有渗漏油应及时处理。2）油中气体含量有否超标如有应进一步取本体油样进行色谱分析。2）绝缘是否正常与停电试验比较，积累运行经验。3）局部放电水平是否正常与停电试验比较，积累运行经验。第七条 定期检查与处理除了例行检查外，

16、变压器还应按表2的内容和要求进行定期检查和处理。表2 定期检查与处理表检查内容检查项目检查周期检查方法判断/措施绝缘状况绝缘电阻测量（连套管）1-3年1）用2500、5000V绝缘电阻表测量绕组对地或对其他绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数2）此时实际上测得的是绕组连同套管的绝缘电阻，如果测得的值不在正常范围之内，可在大修或适当时候把绕组同套管脱开，单独测量绕组的绝缘电阻测量结果同最近一次的测定值应无显著差别，如有需查明原因。若排除绝缘受潮原因，一般110kV及以下变压器绕组的绝缘电阻不应小于1000 M（20）；220kV及以上变压器绕组不应小于2000 M（20）。绕组介质损耗因数（连套管）

17、非测试绕组接地或屏蔽情况下，对测试绕组施加10kV电压测量1）测量结果同历史数据相比应无显著差别，如有需查明原因。2）一般20时的绕组介质损耗因数不应大于下列数值：330-500kV ：0.6%66-220kV： 0.8%绕组直流泄漏电流非测试绕组接地或屏蔽情况下，对测试绕组施加直流电压，测量直流电流测量结果同同类设备或历史数据相比应无显著差别，如有：1）逐步提高测试电压，如直流泄流电流相应变化，则说明套管瓷套开裂或绝缘受潮。2）结合其他绝缘试验综合分析，查明原因。铁心接地电流1年或必要时1）将铁心、夹件接地线引至地面用电流表测量接地电流2）用1000V绝缘电阻表测对地及夹件的绝缘电阻1）铁心

18、、夹件接地电流应小于100 mA，否则应采取措施或进行处理。2）测试结果与历史数据比较应无显著差别。导电状况直流电阻1-3年各绕组及各分接位置测量结果同历史数据比较应无显著差别，如有需查明原因。注意对单相变压器组的三相，应尽可能同时间测量，以消除因温度计误差及起的换算误差。红外测温1年、重负荷或必要时对箱壁、套管及连接接头用红外测温，并应记录当时负荷电流及环境温度等1）箱壁不应有超出80 K的局部过热现象。2）套管内部不应有局部过热现象。3）外部连接接头不应有超过80 K的过热现象。以上都是额定负载下的允许值,应结合实际运行情况分析。油流带电的泄漏电流中性点（330kV及以上）必要时开启所有油

19、泵，稳定后测量中性点泄流电流中性点泄流电流不应大于|-3.5| A。绝缘油油质1-3年检查有无杂质绝缘油应透明、无杂质或悬浮物耐压试验的方法和装置见GB/T507、GB7599或GB264 电压等级：110kV时：30 kV/2.5mm220kV时：35 kV/2.5mm330kV时：40 kV/2.5mm500kV时：50 kV/2.5mm如果低于此值需对油进行处理酸值测定mgKOH/g0.1 mgKOH/g如果高于此值需对油进行处理油中溶解气体分析1）新投运24小时、三天、一周后取油样分析2）运行3个月后3）运行6个月后4）以后每年进行测量（500kV变压器监测周期为3个月）1） 主要检出

20、以下气体：H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H62） 方法见GB/T72523） 建立分析档案发现异常情况应缩短取样周期并密切监视增加速率，故障判断见GB/T7252变压器油中产生气体主要有以下原因：1）绝缘油过热分解；2）油中固体绝缘介质过热；3）火花放电引起油分解；4）火花放电引起固体绝缘分解。含气量（500kV变压器、电抗器）1）投运后24小时取油样分析2）以后每年进行测量方法DL/T423或DL/T4501）交接试验或新投运：1%2）运行中：3%含水量330kV500kV变压器为1年，其它为必要时方法见GB7600或GB760166 kV -110 kV ：35 mg

21、/L；220 kV ：25 mg/L；330 kV -500 kV： 15 mg/L。介质损耗因数330kV500kV变压器为1年，其它为必要时方法见GB5654330kV及以下：4%（90）500kV：2%（90）体积电阻率330kV500kV变压器为1年，其它为必要时方法见GB5654或DL/T421330kV及以下：3109 .m （90）500kV：11010 .m （90）带电度必要时方法见GB5654或DL/T421500 pc/ml 20糠醛含量必要时检查绝缘老化程度1）若测试值大于4mg/L时，表明绝缘严重老化。2）跟踪测试，注意增长趋势。冷却器振动1年油泵和冷却风扇运行时，检

22、查轴承发出的噪音。若轴承累计运行10年以上或有异常声音应予以更换。清洁1-3年检查冷却管和支架等的脏污、锈蚀情况。1）每年至少用高压水清洁冷却管一次。2）每3年用高压水彻底清洁冷却管并重新油漆支架、外壳等。绝缘电阻用1000V绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻绝缘电阻应不低于1 M。压力必要时用压力表检查冷却器的进油管道的压力是否正常开启冷却器时进油管道的压力应大于大气压力，否则应检查：1）进油口的阀门是否完全开启。2）冷却管道有否堵塞现象。3）油泵的扬程是否选得过大。水冷却器压力2-3年1）检查压差继电器和压力表的指示2） 检查水中有无油花3） 应符合制造厂规定 1）压差继电器和压力表的指示应

23、正常。2）水中应无油花。电容套管绝缘电阻2-3年用2500V绝缘电阻表测量套管末屏对地的绝缘电阻测量结果同历史数据相比应无显著差别，如有需查明原因。绝缘电阻一般不小于1000 M介质损耗因数在套管末屏施加10kV电压测量1）测量结果同出厂值或初始值不应有显著变化，如有需查明原因。2）一般20时的介质损耗因数应不大于2 %电容在套管末屏施加10kV电压测量测量结果同出厂值或初始值不应有超出1-2个电容屏击穿量的变化，一般不应大于5%，如有应及时更换。末屏接地必要时可用万用表检查接地是否良好如果接地不可靠，应进一步检查末屏有无放电痕迹。色谱和微水量制造厂有规定者或必要时从规定的取样口取油样1）当微

24、水含量超出30 mg/L时说明受潮，应更换处理。2）当出现C2H2，说明内部有放电现象，应结合其它检测进行诊断，必要时更换处理。3）当CH4超出100L/L时说明内部有局部过热现象，应更换处理。4）当H2超出500L/L时应引起注意，并进行综合分析。外绝缘必要时清扫如果套管积污严重，用中性清洗剂进行清洁，然后用清水冲洗干净再擦干。纯油套管一般2-3 年1）裂纹2）脏污（包括盐性成分）3）漏油4）连接的架空线5）生锈6）油位7）放电8）过热9）油位计内的潮气冷凝检查左边项目是否处于正常状态1）如果套管积污严重，用中性清洗剂进行清洁，然后用清水冲洗干净再擦干。2）当接线端头松动时进行紧固。3）若套

25、管爬距不够，可加装硅橡胶辅助伞裙（也称增爬裙），或涂防污闪涂料（如RTV）等措施。无励磁分接开关手柄操作机构2-3年紧固螺丝，并转动检查1）限位及操作正常；2）转动灵活，无卡涩现象；3）密封良好；4）螺丝紧固。有载分接开关绝缘油2-3年或分接变换2000-4000次1）绝缘油的击穿电压测试2）油中含水量测试1）应大于40 kV/2.5mm或符合制造厂规定，否则绝缘油应处理或更换。2）应不大于40 mg/L或符合制造厂规定，否则绝缘油应处理或更换。操作1）切换程序2）动作顺序1）正反方向的切换程序和时间均应符合制造厂要求，并无开路或大于2 ms跌零现象，否则应吊芯进一步检查弹簧和触头压力、内部接

26、线、紧固件是否正常。2）二个循环操作各部件的全部动作顺序及限位动作应符合制造厂技术要求，否则应解体检查其机械配合如弹簧、齿轮、轴销、联结、紧固件和绝缘支架等是否正常。分接位置指示各处分接位置显示是否正确一致如显示不一致或不正确，应进一步检查操作机构是否正常，有无脱杆和卡涩现象。辅助回路绝缘电阻测试1000V绝缘电阻表测量应不小于1 M，否则重点检查其绝缘有无破损和是否进水受潮所致。组部件低压控制回路一般2-3年当控制元件是控制分闸电路时，建议每年进行检查1）以下继电器等的绝缘电阻：a)保护继电器b)温度指示器c)油位计d)压力释放阀用1000V绝缘电阻表测量端子对地和端子之间的绝缘电阻2）用1

27、000V绝缘电阻表在端子上测量冷却风扇、油泵等导线对地绝缘电阻3）检查接线盒、控制箱等a) 雨水进入b)接线端子松动和生锈1）测得的绝缘电阻值应不小于1 M，但对用于分闸回路的继电器，即使测得的绝缘电阻大于1M，也要对其进行仔细检查，如潮气进入等。2）不低于1M3）如果雨水进入则重新密封；如果端子松动和生锈，则重新紧固和清洁。保护继电器、气体继电器和有载分接开关保护继电器2-3年如继电器是控制分闸回路时，建议每年进行检查1）检查以下各项：a) 漏油b)气体继电器中的气体量2）用继电器上的试验按钮检查继电器触头的动作情况1）若密封处漏油，则重新紧固，或更换密封件。2）如果触头的分合运转不灵活应更

28、换触头的操作机构。压力释放装置1-3年检查以下各项a)有无喷油b)漏油c)弹簧压力如果缺陷较严重则更换。压力式油温指示器2-3年1）检查温度计内有无潮气冷凝2）检查（校准）温度指示1）检查有无潮气冷凝及指示是否正确，必要时更换。2）比较温度计和热电偶的指示，差值应在3之内。热电阻温度计2-3年检查温度计指示检查两个油温指示计的指示，其差值应在3之内。绕组温度指示器2-3年1）检查指示计内有无潮气冷凝2）检查温度计指示1）变压器空载时，与油温指示器相同。2）作为温度指示，受负载情况的影响，应与历史记录进行比较。3）当需进行接触检查时可在变压器停运时进行。油位计2-3年1）检查指示计内有无潮气冷凝

29、2）检查以下各项：a)浮球和指针的动作情况；b) 触头的动作情况。3）用透明软管检查假油位1）检查潮气冷凝情况和对测量的影响，必要时予以更换。2）检查浮球和指针的动作是否同步及触头的动作情况。3）当放掉油时检查触头的动作情况。4）应无假油位现象。油流指示器2或3年1）检查指示器内有无潮气冷凝2）检查动作情况1）同油位计的判断/措施。2）变压器退出运行，油泵开始停时，检查油流指示器的指示。第八条 异常检查与处理当怀疑变压器存在过热、放电、绝缘受潮和绕组变形等异常情况时，按表3、表4、表5、表6的内容和要求进行检查与处理。（一）过热性故障检查与处理表3 过热性故障检查与处理表故障特性故障原因检查内

30、容/方法判断/措施油色谱、温升异常1）铁心多点接地1）油色谱分析通常热点温度较高，C2H6、C2H4增长较快。2）运行中用钳形电流表测量接地电流通常大于100 mA就表明存在多点接地现象。运行中若大于300mA时，应采取加限流电阻办法进行限流至100mA以下，并适时安排停电处理。3）绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻1）若具有非金属短接特征绝缘电阻较低（如几k），可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理，放电电压应控制在6-10kV之间。2）若具有金属直接短短接特征绝缘电阻接近为零或必要时，应吊芯检查处理，并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘低下问题。2）铁心短路1）油色谱分析通常热点温度较高

31、，C2H6、C2H4增长较快。严重时会产生H2和C2H2。2）1.1倍过励磁试验可确定主磁通回路引起的过热。若铁心存在多点接地或短路缺陷现象，1.1倍的过励磁会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，应进一步吊芯或进油箱检查。3）进油箱检测、绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻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，重点检查级间和片间有无短路现象。1）若有片间短路，可松开夹件，每隔2-3片间用干燥绝缘纸进行隔离。2）如存在组间短路，应尽量将其断开：若短路点无法断开，可在短路级间四角均匀短接或串电阻。3）导电回路接触不良1）油色谱分析1）观察C2H6、C2H4和CH4增长速度快慢：a )

32、若C2H4增较快，属150左右低温过热，如焊头、连接处出现接触不良，或同股短路分流引起。b)若C2H6和C2H4增长较快，则属300以上的高温过热，接触不良已严重，应及时检修。2）结合油色谱CO2和CO的增量和比值区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热。若在固体绝缘附近过热，则CO、CO2增长较快。2）红外测温检查套管连接接头有否高温过热现象，如有应停电进行处理。3）改变分接位置在运行中，可改变分接位置，检测油色谱的变化，如有变化，则可能是分接开关接触不良引起的4）油中糠醛测试。可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。若测定的值比上次测试的值有异常变化，则表明固体绝缘内部或附近存在局部过热，加速

33、了绝缘老化。5）直流电阻测量若直流电组比上次测试的值有明显的变化，则表明电导回路存在接触不良或缺陷引起过热，6）吊芯或进油箱检查重点检查：1）分接开关触头接触面有无过热性变色和烧损情况，如有应处理。2）连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损情况，如有应处理。3）检查引线有否存在断股和分流现象，尤其引线穿过套管芯部时应与套管铜管内壁绝缘，引线与套管汇流时也应彼此绝缘，防止分流产生过热。4）多股导线间的短路1）油色谱分析该故障特征是低温过热，油中C2H4、CO、CO2含量增长较快。2）1.1倍过电流试验可确定电导回路引起的过热。1.1倍过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，应进一步吊芯或

34、进油箱检查。3）解体检查解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色、过热现象，发现应及时处理。4）分相低电压下的短路试验比较短路损耗，区别故障相。5）油道堵塞1）油色谱分析该故障特征是低温过热逐渐向中温至高温过热演变，且油中CO、CO2含量增长较快。2）1.1倍过电流试验1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，应进一步进油箱或吊芯检查。3）净油器检查检查净油器的滤网有无破损，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。4）目测解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色、过热现象，发现应及时处理。6）导电回路分流1）油色谱分析该故障特征是高温过热，油中C2H6、

35、C2H4含量增长较快，有时会产生H2和C2H2。2）吊芯或进油箱检查重点检查穿缆套管引线和导杆式套管同股多根并联引线间有否存在分流现象，引线与套管和引线同股间汇流时应彼此绝缘，防止分流产生过热。7）悬浮电位接触不良1）油色谱分析该故障特征是伴有少量H2、C2H2产生和总烃稳步增长趋势。2）目测逐一检查连接端子接触是否良好，并解开连接端子检查有无变色、过热现象，重点检查无励磁分接开关的操作杆U型拨叉有无变色和过热现象，如有应紧固螺丝，确保短接良好。8）结构件或电磁屏蔽在铁心周围形成短路环1）油色谱分析该故障具有高温过热特征，总烃增长较快。2）直流电阻测试如直流电阻不稳定，并有较大的偏差，表明铁心

36、存在短路匝。3）励磁试验在较低的电压励磁下，也会持续产生总烃。4）目测解开连接端子逐一检查有无短路、变色、过热现象。9）油泵滚动磨损1）油泵运行检查逐台停运循环油泵，观察油色谱的变化，若无变化，则该台油泵内部存在局部过热，可能轴承损坏，或在转子和定子之间有金属物引起磨擦，产生过热，应解体检修。2）绕组直流电组测试三相应平衡，若有较大误差，表明已烧坏。3）绕组绝缘电阻测试对地绝缘电阻应大于1M，若较低，则表明已击穿。10）漏磁回路的涡流1）1.1倍过电流试验若绕组内部或漏磁回路附近的金属结构件存在遗物或短路等现象，1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，应进一步吊芯或进箱检查。2）

37、目测对磁、电屏蔽及金属结构件检查。一般结合吊芯或进油箱检查进行，重点检查其表面有无过热性的变色，以及绝缘状况是否良好。在较强漏磁区域（如绕组端部），应使用无磁材料，用了有磁材料，也会引起过热。另外在主磁通或漏磁回路不应短路，可进行绝缘电阻测量，检查穿芯螺杆、拉螺杆、压钉、定位钉、电屏蔽和磁屏蔽等的绝缘状况，不应存在多点接地现象。11）有载开关绝缘筒渗漏1）油色谱分析属高温过热，并具有高能量放电特征。2）油位变化有载分接开关储油柜中的油位异常升高或持续冒油，或与主储油柜的油位趋于一致时，表明有载分接开关绝缘筒存在渗漏现象。3）压力试验在主储油柜上施加0.03-0.05 MPa的压力，观察分接开关

38、储油柜的油位变化情况，如发生变化，则表明已渗漏，应予以处理。（二）放电性故障检查与处理表4 放电性故障检查与处理表故障特性故障原因检查内容/方法判断/措施油中H2或C2H2含量异常升高1）油泵内部放电1）油色谱分析1）属高能量局部放电, 这时产生主要气体是H2和C2H2。2）若伴有局部过热特征，则是高温磨擦引起。2）油泵运行检查逐台停运循环油泵，观察油色谱的变化，若无变化，则该台油泵内部存在局部放电，可能定子绕组的绝缘不良引起放电，应解体检修。3）绕组绝缘电阻测试对地绝缘电阻应大于1M，若较低则表明已击穿。4）解体检查重点检查：1）定子绝缘状态，在铁心、绕组表面上有无放电痕迹；2）轴承损坏，或

39、在转子和定子之间有金属物引起高温磨擦，则将产生C2H2。2）悬浮电位放电1）油色谱分析具有低能量放电特征，这时产生主要气体是H2和C2H4，少量C2H2。2）目测解开连接端子逐一检查绝缘电阻，并观测有无放电变色现象，重点检查无励磁分接开关的操作杆U型拨叉有无变色和放电现象，如有应紧固螺丝，确保短接良好。3）局部放电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的原因。3）油流带电1）油色谱分析C2H2单项增高。2）油中带电度测试测量油中带电度，如超出规定值，内部可能存在油流放电带电现象，应引起高度重视3）泄漏电流或静电感应电压测量逐台开启油泵，测量中性点的静电感应电压或泄流电

40、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，应引起高度重视。4）局部放电量测试测量局部放电量是检查内部有无放电现象的最有效手段之一，可结合局部放电定位进行，以查明放电部位及可能产生的原因。但该试验有可能会将故障点进一步扩大，应引起重视。4）有载分接开关绝缘筒渗漏1）油色谱分析属高能量放电，并有局部过热特征。2）油位变化有载分接开关储油柜中的油位异常升高或持续冒油，或与主储油柜的油位趋于一致时，表明有载分接开关绝缘筒存在渗漏现象。3）压力试验在主储油柜上施加0.03-0.05 MPa的压力，观察分接开关的储油柜的油位变化情况，如发生变化，则表明已渗漏，应予以处理。或临时升

41、高有载分接开关储油柜的油位，观察油位的下降情况。5）导电回路及其分流接触不良1）油色谱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。2）改变分接位置在运行中，可改变分接位置，检测油色谱的变化，如有变化，则可能是分接开关接触不良引起的3）油中金属微量测试测试结果若金属铜存在较大含量，表明电导回路存在放电现象。4）吊芯或进油箱检查重点检查分接开关触头间、引出线连接处有无放电和过热痕迹，以及穿缆套管引线和导杆式套管连接多根引线间是否存在分流现象。6）不稳定的铁心多点接地1）油色谱分析属低能量火花放电，并有局部过热特征, 这时伴随少量H2和C2H2产生。2）运行中用钳形电流表测量接

42、地电流接地电流时大时小，可采取加限流电阻办法限制，并适时安排停电处理。3）绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻1）若具有非金属短接特征绝缘电阻较低（如几k），可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理，放电电压应控制在6-10kV之间。2）若具有金属直接短短接特征绝缘电阻接近为零或必要时，应吊芯检查处理，并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘低下问题。7）金属尖端放电1）油色谱分析具有局部放电，这时产生主要气体H2和CH4。2）油中金属微量测试1）若铁含量较高，表明铁心或结构件放电。2）若铜含量较高，表明绕组或引线放电。3）局部放电测试可结合局部放电定位进行局部放电测试，以查明放电部位及可能产生的原

43、因。4)目测重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹。8）气泡放电1）油色谱分析具有低能量密度局部放电，产生主要气体是H2和CH4。2）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。3）油中含气量测试如油中含气量过大，并有增长的趋势，应重点检查胶囊、油箱和油泵等有否渗漏。4) 窝气检查1）检查各放气塞有否剩余气体放出。2）在储油柜上进行抽真空，检查其体继电器内有否气泡通过。9）分接开关拉弧、绕组或引线绝缘击穿1）油色谱分析1）具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2和C2H2。2）涉及固体绝缘材料，会产生CO和CO2气体。2）绝缘电阻测试如内部存在对地树枝状的放电，

44、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。3）局部放电量测试可结合局部放电定位进行局部放电量测试，以查明放电部位及可能产生的原因。4）油中金属铜微量测试测试结果若铜含量较大，表明绕组或分接开关已有烧损现象5) 目测1）观测气体继电器内的气体，并取气样进行色谱分析，这时主要气体是H2和C2H2。2）结合吊芯或进油箱内部，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）油箱磁屏蔽接触不良1）油色谱分析以C2H2为主，且通常C2H4含量比CH4低。2）局部放电超声波检测与变压器负荷电流密切相关，负荷电流下降，超声波值减小。3）目测磁屏蔽松动或有放

45、电形成的游离炭（三） 绕组变形故障检查与处理表5 绕组变形故障检查与处理表故障特性故障原因检查方法或部位判断/措施1）阻抗增大2）频响试验变异1）运输中受到冲击2）短路电流冲击1）压力释放阀检查压力释放阀有否动作、喷油或渗漏现象，如有则表明绕组可能有变形或松动的迹象。2）听声音或测量振动信号若在相同电压和负荷电流下，变压器的噪音或振动变大，表明该变压器的绕组可能存在变形或松动的迹象。3）变比测试若变比有变化，则表明绕组内部存在短路现象，应予以处理，甚至更换绕组。4）直流电组测试若测试结果与其它相或历史数据比较，有变化，则表明绕组内部存在短路、断股或开路现象，应予以处理，甚至更换绕组。5）绝缘电

46、阻测试测试结果如与历史数据比较，存在明显下降，表明绕组已变形或击穿，应予以处理，甚至更换绕组。6）低电压阻抗测试测试结果与历史值、出厂值或铭牌值作比较，如有较大幅度的变化，表明绕组有变形的迹象。 7）频响试验测试结果与其它相或历史数据作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象。8）短路损耗测试如杂散损耗比出厂值有明显增长，表明绕组有变形的迹象。9）油中金属微量测试若铜含量较高，表明绕组已有烧损现象10）内部检查1）外观检查：检查垫块是否整齐，有无移位、跌落现象；检查压板有否开裂、损坏现象；检查绝缘纸筒有否窜动、移位的痕迹，如有表明绕组有松动或变形的现象，应予以紧固处理。2）用榔头敲打压板检

47、查相应位置的垫块，听其声音判断垫块的紧实度。3）用内窥镜检查绕组内部有否变形痕迹，如变形较大，应更换绕组。4）检查绝缘油及各部位有无炭粒、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。（四） 绝缘受潮故障检查与处理表6 绝缘受潮故障检查与处理表故障特性故障原因检查方法或部位判断/措施1）油中含水量超标2）绝缘电阻下降3）泄漏电流增大4）变压器本体介质损耗因数增大5）油耐压下降外部进水1）油色谱分析单H2增长较快。2）冷却器检查1）逐台停运冷却器，观察油微水含量的变化，若不变化，则该台冷却器存在渗漏现象。2）冷却器停运时观察渗漏油现象，若停运后存在渗油现象，则表明存在进水受潮的

48、可能。3）气样色谱分析若气体继电器内有气体，应取样分析，如含氧量和含氮量占主要成分，则表明变压器有渗漏现象。4）油中含气量分析油中含气量有增长趋势，可表明存在渗漏现象，应查明原因。5）各连接部位的渗漏检查有渗漏时应处理6）储油柜检查检查吸湿器的硅胶和储油盒是否正常，以及胶囊或隔膜是否有水迹和破损现象，如有应及时处理。7）套管检查应对套管尤其是穿缆式高压套管的顶部连接帽（将军帽）密封进行检查。通常高压穿缆式套管导管内的变压器油位低于储油柜中的正常油位，因而在运行中无法通过渗油发现密封状况，应重点检查。除外观检查外，还可通过正压或负压法检查密封情况，如有渗漏现象应及时更换密封胶。8）安全气道检查检

49、查安全气道的防爆膜有无破损、开裂或密封不良现象，如有应及时处理。9）内部检查1）检查油箱底部水迹。若油箱底部有水迹，则说明密封有渗漏，应查明原因并予以处理。必要时应对器身进行干燥处理。2）检查绝缘件表面有否起泡现象。如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，或燃烧试验，若燃烧时有“噼噼叭”的声音，表明绝缘受潮，则应干燥处理。3）检查放电痕迹。若绝缘件因进水受潮引起的放电，则放电痕迹将有明显水流迹象，且局部受损严重，油中会产生H2、CH4和C2H2主要气体。在器身干燥处理前，应对受损的绝缘部件予以更换。第四章 检修基本要求 需本体排油、吊罩或进油箱内部进行的检修工作称为大修，无需吊

50、罩或进油箱内部进行的检修工作称为小修。第九条 检修周期（一）经过检查与试验并结合运行情况，判定存在内部故障或本体严重渗漏油时，或制造厂对大修周期有明确要求时，应进行本体大修。运行10年以上的变压器，结合变压器的运行情况，在设备评估的基础上，可考虑进行因地制宜的本体大修。（二）对由于制造质量原因造成故障频发的同类型变压器，可进行大修。（三）结合定期预防性试验进行相应的清洗（如冷却装置的散热管、片等）、检查、缺陷处理、校验、调整等检查工作，包括对套管瓷套表面、温度计、油位计、气体继电器、压力释放装置、控制箱及其二次回路等。（四）变压器循环油泵的检修：2极泵1-2年进行一次；4极泵2-3年进行一次。

51、（五）水冷却器每1-2年进行一次检修。第十条 检修评估（一）检修前评估1 检修前了解变压器的结构特点、技术性能参数、运行年限；例行检查、定期检查、历年检修记录；变压器运行状况包括负载、温度、曾发生的缺陷和异常(事故)情况、出口短路情况及同类产品的事故或障碍情况，并做技术经济比较，确定是否大修。2 现场大修对消除变压器存在缺陷的可能性进行评估。3 如果确定进行大修，应结合现场条件和检修目的，确定检修内容、项目和范围。（二）检修后评估根据检修时发现异常情况及检修结果，对变压器进行检修评估，并对今后设备的运行作出相应的规定。1 检修是否达到预期目的和存在问题。2 检修质量的评估（见第六章）。3 检修

52、后如果仍存在无法消除的缺陷，应对今后的设备运行提出限制，例如负荷、分接位置变动等，并纳入现场运行规程和例行检查内容。4 预定下次检修性质、时间和范围。第十一条 检修人员要求（一）检修人员应熟悉电力生产的基本过程及变压器工作原理及结构，掌握电力变压器的检修技能, 并通过年度电业安全工作规程考试。（二）工作负责人应为具有变压器检修经验的中级工以上技能鉴定资格，工作成员应取得变电检修或油务工作或电气试验专业中、初级工以上技能鉴定资格。（三）现场起重工、电焊工应持证上岗。（四）大修工作一般应配备以下人员：1 工作负责人；2 现场吊罩指挥；3 安全监察负责人；4 起重负责人；5 试验负责人；6 工具保管人；7 油务负责人；8 质量检验负责人；9 足够的熟练操作人员。10 必要时应邀请制造厂专业人员参加第十二条 工艺要求（一）检修工作一般应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天时进行，不应在空气相对湿度超过80%的气候条件下进行。（二）大修时器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度65%为16h；空气相对湿度75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止。如器身暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气发生装置进行施工，如超出规定时间不大于4小时，则可延长持续高真空时间至器身暴露空气中的时间。（三）若器身必须暴露在空气中进行检修，则周围空气温度不宜低于