最新11电力变压器检修导则dlt573-.doc

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1、精品资料11电力变压器检修导则dlt573-.电力变压器检修导则(DL/T 573 2010)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。 本标准适用于电压在35kV500kV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/T 574变压器分接开关运行维修导则）外，其他部件检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的引用而成为本标准的条款。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）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准

2、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。J。本标准。 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合（GB 311.1-1997。IEC 60071-1:1993。NEQ） GB 1094.3 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(GB 1094.3-2003，IEC 60076-3:2000,MOD) GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB/T 1094.4 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试验导则(GB/T1094.4-2005, IEC 60076-4:2002 M

3、OD) GB/T 261 闪点的测定宾斯基一马丁闭口杯法(GB/T 261-2008，IS0 2719:2002。MOD) GB/T 507 绝缘油 击穿电压测定法LGB/T 507-2002。IEC 60156:1995，EQV） GB/T 5654 液体绝缘材料 相对电容、介质损耗因数和直流电阻率的测量(GB/T 5654-2007。IEC 60247:2004,IDT) GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 7598 运行中变压器油水溶性酸测定法 GB/T 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法） GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法） G

4、B/T 7601 运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法） DL/T 421 电力用油体积电阻率测定法 DL/T 423 绝缘油中含气量测定方法真空压差法 DL/T 429.9 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法 DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法 DL/T 450 绝缘油中含气量测定方法（二氧化碳洗脱法） DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 574 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T l095 变压器油带电度现场测试导则DL/T 1096 变压器油中颗粒度限值3术语和

5、定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 变压器大修 overhaul of transformer指在停电状态下对变压器本体排油、吊罩（吊芯）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minor repair 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 defect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 变压器例行检查与维护 toutine inspection and maintenance of transformer指对变压器本体及

6、组、部件进行的周期性污秽清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更换等。3.5 诊断性试验 diagnostic test为进一步评估设备状态，针对出现缺陷的设备而进行的试验。3.6 状态预知性试验condition predictive test为获得直接或间接表征设备状态的各类信息而进行的试验。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，做到应修必修、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

7、的检修，应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1 不停电检查周期、项目及要求序号检查部位检查周期检查项目 要 求 1变压器本体必要时温度a)顶层油温度计、绕组温度计的外观完整，表盘密封良好，温度指示正常b)测量油箱表面温度，无异常现象油位a)油位计外观完整，密封良好b)对照油温与油位的标准曲线检查油位指示正常渗漏油a)法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密封连接处，应密封良好，无渗漏痕迹b)油箱、升高座等焊接部位质量良好，无渗漏油现象异声和振动运行中的振动和噪声应无明显变化，无外部连接松动及内部结构松动

8、引起的振动和噪声；无放电声响表1(续)序号检查部位检查周期检查项目 要 求 1变压器本体必要时铁芯接地铁心、夹件外引接地应良好，接地电流宜在lOOmA以下 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，无抖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、气流不畅等情况3套管必要时瓷套情况a)瓷套表面应无裂纹、破损、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裙或涂防污涂料的套管，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末端

9、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)接地套管及套臂电流互感器接线端子是否过热油位油位指示正常4吸湿器必要时干燥度a)干燥计颜色正常b)油盒的油位正常呼吸a)呼吸正常，并随着油温的变化油盒中有气泡产生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，无渗油表1(续)序号检查部位检查周期检查项目 要 求 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油柜油位正常润滑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

10、接、齿轮箱、开关操作箱内部等无异常油流控制继电器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、噪声和振动等无异常情况b)连接部分紧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情况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

11、查周期、项目及要求见表2。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次冷却器管柬的冲洗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1OOOV绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻，其值应不低1M阀门检查阀门是否正确开启负压检查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年或必要时运行状况a)压差继电器和压力表的指示是否正

12、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电容型套管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或过热现象末屏接地末屏应无放电、过热痕迹，接地良好表2(续)序号检查部位检查周期检查项目 要 求 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，油位正常导电连接部位a)应无松动b

13、)接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象5无载励磁分接开关1年3年或必要时操作机构a)限位及操作正常b)转动灵活，无卡涩现象c)密封良好d)螺栓紧固e)分接位置显示应正确一致6有载励磁分接开关1年3年或必要时操作机构a)两个循环操作各部件的全都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一致绝缘测试采用500v或IOOOV绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电阻应大于1M7其他1年3年或必要时气体继电器a)密封良好，无渗漏现象b)轻、重瓦斯动作可靠，回路传动正确无误 c)观察窗清洁，刻度清晰压力释放阀a)无喷油、渗漏油现象b)回路传动正确c)动作指示杆应保持灵活表2(续)序号检查部位检查

14、周期检查项目 要 求 7其他1年3年或必要时压力式温度计、热电阻温度计a)温度计内应无潮气凝露，并与顶层油沮基本相同b)比较压力式温度计和热电阻温度计的指示，差值应在5之内c)检查温度计接点整定值是否正确，二次回路传动正确绕组温度计a) 温度计内成无潮气凝露b) 检查温度计接点整定值是否正确油位计a)表内成无潮气凝露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)表内成无潮气凝露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1OOOV绝缘电阻表测量继电器、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1Mb) 接线盒、控制箱等防雨

15、、防尘是否良好，接线端子有无松动和锈蚀现象8油流带电的泄露电流必要时中性点(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3.5 uA6 常见异常情况检查与处理措施6.1 常见本体声音异常情况的检查与处理措施 常见本体声音异常情况的检查与处理措施见表3。表3变压器本体声音异常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和部位判断与处理措施1连续的高频率尖锐声过励磁运行电压运行电压高于分按位置所在的分接电压谐波电流谐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网发生单相接地或电磁共振，中性点电流明显增大2

16、异常增大且有明显的杂音铁心结构件松动听声音来源夹件或铁心的压紧装置松动、硅钢片振动增大，或个别紧固件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流直流偏磁中性点电流明显增大，存在直流分量3“吱吱”或“噼啪”声接触不良及引起的放电套管连接部位套管与母线连接部位及压环部位接触不良油箱法兰连接螺栓油箱上的螺栓松动或金属件接触不良4“嘶嘶”声套管表面或导体棱角电晕放电红外测温、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氮灭火装置氮气充入本体温度和油位油位、油温或局部油箱聚温度异常升高，表明变压器内部存在局部过热现象气体继电器内气体分

17、析气体组分以区分故障原因听声音的来源倾听声音的来源，或用红外检测局部过热的部位，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产生的间歇性杂声中性点电流三相不均匀过载，中性点电流异常增大6.2 冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施见表4。表4冷却器声音异常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和部位判断与处理措施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之间的摩擦2油泵的无规则非周期性金属摩擦声轴承破裂a)听其声音b)测量振动更换轴承或油泵3油

18、路管道内的“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与处理措施由于进水受潮，出现了油中含水晕超出注意值、绝缘电阻下降、泄漏电流增大、变压器本体介质损耗因数增大、油耐压下降等现象，检查方法与处理措施见表5。表5绝缘受潮异常情况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含水量测定、油中溶解气体分析a)油中含水量超标b) H2持续增长较快表5(续)序号检查方法或部位判断与处理措施2冷却器检查a)逐台停运冷却器（阀门开启），观察冷却器负压区是否存在渗漏 b)在冷却器的进油放气塞处测量油泵运行时的压力是否存在负

19、压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有渗漏现象4油中含气量分析油中含气量有增长趋势，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吸湿器检在吸进器的密封情况，变色硅胶颜色和油杯油量足否正常7储油柜检查储油柜与胶囊之间的接口密封情况，胶囊是否完全撑开，与储油柜之问应无气体8胶囊或隔膜胶囊或隔膜是否有水迹和破损及老化龟裂现象，如有应及时处理或更换9整体密封性检查 在保证压力释放阀或防爆膜不动作的情况下，在储油根的最高油位上施加0.035MPa的压力12h，观察变压器所有接口是否渗漏10套管检查通过正压或负压法检查套管密封情况，如

20、有渗漏现象应及时更换套管顶部连接部位的密封胶垫11内部检套 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湖，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，即表明绝缘受湖，则应干燥处理c)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6.4 过热性异常情况检查与处理措施 当出现总烃超出注意值，并持续增长；油中溶解气体分析提示过热；温升超标等过热异常情况时，检查方法与处理措施

21、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铁芯、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lOOmA以下，并适时安捧停电处理油中溶解气体分析通常热点温度较高，C2H6、C2H4增长较快兆欧表及万用表测绝缘电阻a)若具有绝缘电阻较低（如几十千欧）的非金属短接特征，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6kVlOkV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（芯）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问题 接地点

22、定位万用表定位法用3只4只万用表串接起来，其连接点分别在高低压侧夹件上左右上下移动，如某二连接点问的电阻在不断变小，表明测量点在接近接地点敲打法用手锤敲打央件，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（续）序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施2铁芯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，严重时会产牛C2H2过励磁试验（1.1倍）1.1倍的过励磁会加剧它的过热，油色谱

23、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（芯）进行油箱检查低电压励磁试验严重的局部短路可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万用表检测短接性质及位置a)目测铁芯表面有无过热变色、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，若有片间短路，可松开夹件，每二三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，应尽量将其断开。若短路点无法消除，可在短路级间四角均匀短接（如在短路的两级间均匀打入长60mm80mm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、C2H

24、4和CH4增长速度，若增长速度较快，则表明接触不良己严重，应及时检修b)结合油色谱C02和CO的增量和比值进行区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘附近过热，则CO、C02增长较快红外测温检查套管连接部位是否有高温过热现象改变分接开关位置 可改变分接开关位置，通过油色谱的跟踪，判断分接开关是否接触不良表6（续）序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施3导电回路接触不 良油中糠醛测试可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化直流电阻测量若直流电阻值有明显的变化，则表明导电回路存在接触不良或缺陷吊罩（芯）或进油箱检查a)分接开

25、关连接引线、触头接触面有无过热性变色和烧损情况b)引线的连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损情况c)检查引线是否存在断股和分流现象，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被障特征是低温过热，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，油色谱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无变色、过热现象分相低电压下的短路试验 在接近额定电流下比较短路损耗，区别故障相5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至高温过热演变，且油中CO、CO2含量增长较快油中糠醛测试 可确定是否存在固

26、体绝缘部位局部过热。若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化表6（续）序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施5油道堵塞过电流试验（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，应进一步进油箱或吊罩（芯）检查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，如发生应及时清理目测解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色、过热现象并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、接触不良油中溶解气体分析 该故障特征是伴有少量H2、C2H2产生和总烃稳步增长趋势目测逐一检查连接端子接触是否良好

27、，有无变色过热现象，重点检查无励碰分接开关的操作杆U型拨叉、磁屏蔽、电屏蔽、钢压钉等有无变色和过热现象7结构件或电、磁 屏蔽等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，表明铁芯柱内的结构件或电、磁屏蔽等形成了短路环励磁试验 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表6（续）序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施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)工作电流是否平衡，正常 c)温度有无明显变化d)逐台停运

28、油泵，观察油色谱的变化绕组直流电阻测试 三相直流电阻量否平衡绕组绝缘电阻测试采用500v或1OOOV绝缘电阻表测量对地绝缘电阻应大于1M9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存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，油色谱会有明显的增长，需进一步检查目测a)检查可见部位是否有异物b)检查包括磁屏蔽等金属结构件是否存在移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。在较强漏磁区域内，如绕组端部部位若使用了有磁材料，会引起过热，也可用磁性材料做鉴别检查10有载分接开关绝缘筒渗漏油中溶解气体分析 属高温过热，并具有高能量放电特

29、征油位变化 有载分接开关储油柜中的油位异常变化，有载分接开关绝缘筒可能存在渗漏现象压力试验在本体储油柜吸湿器上施加0.035MPa的压力，观察分接开关储油柜的油位变化情况，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)属高能量局部放电，这时产生主要气体是H2和C2H2b)若伴有局部过热特征，则是磨擦引起的高温油泵运行检查 油泵内部存在局部放电，可能是定子绕组的绝缘不良引起放电绕组绝缘电阻测试采用500

30、v或1OOOV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，或转子和定子之间足否有金属异物引起的高温磨擦2悬浮杂质放电油中含气量测试 属低能量局部放电，时有时无，这时产生主要气体是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表7(续)序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施4油流带电油中溶解气体分

31、析 油色谱特征气体增长油中带电度测试 测量油中带电度，如超出规定值，内部可能存在油流带电、放电现象泄漏电流或静电感应电压测量开启油泵，测量中性点的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，油流带电现象5有载分接开关绝缘筒渗漏油中溶解气体分析 油中溶解气体分析属高能量放电，并有局部过热特征6导电回路接触不良及其分流油中金属微量测试 测试结果若金属铜含量较大，表明电导回路存在放电现象油中溶解气体分析油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 7不稳定的铁心多点接地油中溶解气体分析 属低能量火花放电，并有局部过热特征，这时伴随少量H2

32、和C2H2产生运行中测量铁芯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 油色谱中特征气体增长油中金属微量测试a)若铁含量较高，表明铁心或结构件放电b)若铜含量较高，表明绕组或引线放电局部放电置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目测重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹表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缝电器内的气体，取气样分析，如主要是氧和氮，表明是气泡放电油中含气量测试a)如油中含气量过大，

33、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有渗漏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绕组或引线绝缘击穿油中溶解气体分析a)具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2和C2H2b)涉及固体绝缘材料，会产乍CO和C02气体绝缘电阻测试如内部存在对地树枝状的放电，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油中金属微量测试测试结果若存在金属铜含量较大，表明

34、绕组已烧损目测a)观测气体继电器内的气体，并取气样进行色潜分析，这时主要气体是H2和C2H2b)结合吊罩（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缝电器内的气体，取气样分析，如主要是氧和氮，表明是气泡放电油中含气量测试a)如油中含气量过大，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有渗漏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

35、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绕组或引线绝缘击穿油中溶解气体分析a)具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2和C2H2b)涉及固体绝缘材料，会产乍CO和C02气体绝缘电阻测试如内部存在对地树枝状的放电，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油中金属微量测试测试结果若存在金属铜含量较大，表明绕组已烧损目测a)观测气体继电器内的气体，并取气样进行色潜分析，这时主要气体是H2和C2H2b)结合吊罩（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

36、无放电痕迹，如有应查明原因，并予以更换处理表7(续)序号故障原因检查方法或部位判断与处理措施11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 绕组变形异常情况检查与处理措施当绕组出现变形异常情况，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绕组变形异常情况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低电压阻抗测试测试结果与历史值

37、、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2频响特性试验 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6绕组检查a)外观检查（包括内绕组）。检查垫块是否整齐，有无移位、跌落现象；检查压板是否有移位、开裂、损坏现象；检查绝缘纸筒是否有串动、移位的痕迹，如有表明绕组有松动或者变形的现象，必须予以重新紧固处理并进行有关试验。表8(续)序号

38、检查方法或部位判断与处理措施6绕组检查b)用手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c)检查绝缘油及各部位有无碳粒、碳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绕组进行检查6.7分接开关的的检查按DL/T 574的有关规定执行。7 检修策略和项目7.1 检修策略7.1.1 推荐采用计划检修和状态检修相结合的检修策略，变压器检修项目应根据运行情况和状态评价的结果动态调整。7.1.1.1 运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑大修。7.1.1.2 箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，着经过试验与检查并结合运行情况，判定有内

39、部故障或本体严重渗漏油时，可进行大修。7.1.1.3 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应进行大修。7.1.1.4 设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行有针对性大修。7.1.1.5 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、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修； c) 油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修； d)冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、油流继电器、水泵、压差继电器、风扇、阀门及管道等； e)安全保护技置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、

40、速动油压继电器、控流阀等； f)油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等； g)侧温装置的校验，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)操作控制箱的检修和试验； i)无励磁分接开关或有载分接开关的检修； j)全部阀门和放气塞的检修； k)全部密封胶垫的更换； I)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)大修的试验和试运行。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

41、护装置； f)检修油保护装置（净油器、吸湿器）； g)检修测温装置； b)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； i)检修全部阀门和放气塞，检查个部密封状态，处理渗漏油； j)清扫套管和检查导电接头（包括套管将军帽）； k)检查接地系统； 1)清扫油箱和附件，必要时进行补漆； m)按有关规程规定进行测量和试验。8 检修前的准备工作8.1 确定检修内容检盘渗、漏油部位，并作出标记；进行大修前的试验，确定是否调整检修项目。8.2 查阅资料查阅袢案和变雎器的状态评价资料如下； a)运行中所发现的缺陷、异常情况、事艘情况及出口断路次数及具体情况； b)负载、温度和主要组、部件的运行情况； c)历

42、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），主要内容如下； a)检修项目及进度表； b)人员组织及分工； c)特殊枪修项目的施工方案； 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 变压器的解体检修下作，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，但需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应