附件2油浸式變壓器(電抗器)檢修規范國家電網公司二五年三月目 錄第一章 總則1第二章 引用標準1第三章 檢查與處理2第四章 檢修基本要求25第五章 檢修前的準備28第六章 大修內容及質量要求29第七章 小修內容及質量要求43第八章 變壓器本體檢修關鍵工序質量控制44第九章 試驗項目及要求48第十章 檢修報告的編寫49第十一章 檢修后運行49附錄 A 使用工具和設備一覽表51附錄 B 絕緣距離參考表55附錄 C變壓器裝配中所用的電動扳手和扭力扳手61附錄 D 變壓器引線允許電流參考表62附錄 E變壓器檢修總結報告66編制說明 84第一章 總則第一條 為了保證電網安全可靠運行，提高油浸式變壓器（電抗器）的檢修質量，使檢修工作制度化、規范化，特制定本規范。第二條 本規范是依據國家、行業有關標準、規程和規范，并結合近年來國家電網公司輸變電設備評估分析、生產運行分析以及現場運行和檢修經驗而制定的。第三條 本規范規定了油浸式變壓器（電抗器）檢查與處理、檢修基本要求、檢修前的準備、大修內容及質量要求、小修內容及質量要求、變壓器本體檢修關鍵工序質量控制、試驗項目及要求、檢修報告的編寫以及檢修后運行等內容。第四條 本規范適用于國家電網公司系統的110（66）kV500 kV油浸式變壓器（電抗器）的檢修工作。35kV油浸式變壓器（電抗器）可參照執行。 第二章 引用標準第五條 以下列出了本規范應用的標準、規程和導則，但不限于此。GB1094.1-1996 電力變壓器 第1部分 總則GB1094.2-1996 電力變壓器 第2部分 溫升GB1094.3-2003 電力變壓器 第3部分 絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙GB1094.5-1985 電力變壓器 第5部分 承受短路的能力GB/T1094.10-2003 電力變壓器 第10部分：聲級測定GB/T6451-1999 三相油浸式電力變壓器技術參數和要求GB/T7252-2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 GBJ148-1990 電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范 GB2536-1990 變壓器油 GB50150-1991電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB 261-1983 石油產品閃點測定法GB 264-1983 石油產品酸值測定法GB/T 507-1986 絕緣油介電強度測定法GB 5654-1985 液體絕緣材料工頻相對介電常數、介質損耗因數和體積電阻率的測量GB/T 7599-1987 運行中變壓器油、汽輪機油酸測定法（BTB法）GB 7600-1987 運行中變壓器油水分含量測定法（庫侖法）GB 7601-1987 運行中變壓器油水分含量測定法（氣相色譜法）DL/T 421-1991 絕緣油體積電阻率測定法DL/T 423-1991 絕緣油中含氣量測定真空壓差法DL/T 429.9-1991 電力系統油質試驗方法 絕緣油介電強度測定法DL/T 450-1991 絕緣油中含氣量的測定方法（二氧化碳洗脫法） DL/T572-1995 電力變壓器運行規程 DL/T573-1995 電力變壓器檢修導則 DL/T574-1995 有載分接開關運行維修導則 JB/T8751-1998 500kV油浸式并聯電抗器技術參數和要求 DL/T596-1996 電力設備預防性試驗規程 國家電網公司 變電站管理規范國家電網公司 110（66）kV500kV變壓器（電抗器）技術標準國家電網公司 110（66）kV500kV變壓器（電抗器）運行規范國家電網公司 110（66）kV500kV變壓器（電抗器）技術監督規定國家電網公司 預防110（66）kV500kV變壓器（電抗器）事故措施第三章 檢查與處理變壓器檢查周期取決于變壓器在供電系統中所處的重要性和運行環境、安裝現場的環境和氣候、以及歷年運行和預防性試驗等情況。本規范所提出的檢查維護項目是變壓器在正常工作條件下應進行的檢查和維護，運行單位可根據具體情況結合多年的運行經驗，制定具體的檢查、維護方案和計劃。第六條 例行檢查與處理變壓器在正常運行中，應按表1的內容及要求進行檢查，掌握變壓器運行情況。表1 例行檢查與處理表檢查部位檢查周期檢查項目檢查內容/方法判斷/措施變壓器本體1-3月1）溫度1） 溫度計指示2） 繞組溫度計指示3） 溫度計表盤內有無潮氣冷凝1） 如果油溫和油位之間的關系的偏差超過標準曲線，重點檢查以下各項：a）變壓器油箱漏油；b）油位計問題；c）溫度計問題；d）隔膜破損；e）內部局部過熱，進一步檢查油色譜；f）必要時可用紅外測溫進一步檢測。2） 如有潮氣冷凝在油位計和溫度計的刻度盤上，重點查找結露的原因。3）對強油循環冷卻的220及以上變壓器應盡量避免絕緣油運行在35-45溫度區域，減少發生油流帶電的可能性。2）油位1） 油位計的指示2） 油位計表盤內有無潮氣冷凝3）對照標準曲線查油溫和油位之間的關系3）滲漏油1）檢查套管法蘭、閥門、冷卻裝置、油管路等密封情況2）檢查焊縫質量1）如果有油從密封處滲出，則重新緊固密封件，如果還漏則更換密封件。2）如焊縫滲漏應進行補焊，若焊接面積較大或時間較長，則應帶油在持續真空下（油面上抽真空）補焊。4）壓力釋放閥1）檢查本體壓力釋放閥滲漏情況2）檢查本體壓力釋放閥是否動作過1）如果壓力釋放閥滲漏油，重點檢查以下各項：a）儲油柜呼吸器有否堵塞；b）油位是否過高；c）油溫及負荷是否正常；d）壓力釋放閥的彈簧、密封是否失效，如失效則應予以更換。2）如果壓力釋放閥動作過，除檢查上述項目外，應檢查：a）變壓器是否受到短路電流沖擊，如是需對變壓器繞組緊固及變形情況作進一步分析；b）二次回路是否受潮；c）儲油柜中是否有空氣；d）氣體繼電器與儲油柜間的閥門是否開啟。5）有無不正常的噪音和振動檢查運行條件是否正常1）如果不正常的噪音或振動是由于連接松動造成的，則重新緊固這些連接部位。2）檢查變壓器中性點接地回路是否有直流電流和諧波電流，若有則是鐵心過飽和引起。3）檢查噪音和振動是否與負荷電流有關，若有關則是由于繞組松動或磁屏蔽連接松動造成。冷卻裝置1-3月1）有無不正常的噪音和振動檢查冷卻風扇和油泵的運行條件是否正常（在啟動備用設備時應特別注意）當排除其他原因，確認噪音是由冷卻風扇和油泵發出的，應檢查或更換軸承等。2）滲漏油檢查冷卻器閥門、油泵等是否漏油逐臺停運后檢查滲漏情況，若油從密封處漏出，則重新緊固密封件或更換密封件，未處理完畢切勿再次投入運行。注意負壓區的滲透。3）運轉不正常1） 檢查冷卻風扇和油泵是否確實在運轉2） 檢查油流指示器運轉是否正常1） 如果冷卻風扇和油泵不運轉，重點檢查產生的原因。2） 油流指示器長期劇烈抖動，應消除或更換。4）臟污附著檢查冷卻器上臟污附著位置及程度特別臟時要進行清洗，否則要影響冷卻效果套管1-3月1）滲漏油檢查套管是否滲漏油1）如果滲漏油，則更換密封件或套管。2）檢查端子受力情況。2）套管上有裂紋、放電、破損或臟污1）檢查臟污附著處的瓷件上有無裂紋2）檢查硅橡膠增爬裙或RTV有無放電痕跡1）如果套管臟污，清潔瓷套管有裂紋應及時更換。2）如有放電痕跡應更換處理。3）過熱紅外測溫1） 內部過熱，應更換。2）接頭過熱，予以處理。4）套管瓷套根部檢查有無放電現象如有應除銹，并涂以半導體絕緣漆。5）油位油位計的指示1）如油位有突變（上升或下降），應重點檢查套管與本體是否滲漏。2）油色變黑或渾濁，應重點檢查油色譜和微水含量，是否放電或進水受潮。吸濕器1-3月1）干燥度1）檢查干燥劑，確認干燥劑的顏色1）如果干燥劑的顏色由蘭色變成淺紫色或紅色要重新干燥或更換。對白色干燥劑應認真觀察或換品種。2）檢查油盒的油位2）如果油位低于正常油位，清潔油盒，重新注入變壓器油，但油位也不宜過高，否則可能吸油到干燥劑中使之降低作用。2）呼吸檢查呼吸是否正常油盒中隨著負荷或油溫的變化會有氣泡產生，如無氣泡產生，則說明有堵塞現象，應及時處理。有載分接開關的在線濾油機1-3月1）滲漏油打開蓋子檢查濾油機是否有漏油重新緊固漏油的部件。2）運行情況在每月一次的凈油工作時進行巡視，檢查壓力、噪音和振動等有無異常1） 如果連接處松動，重新緊固。2） 壓力升高，應更換濾芯。有載分接開關1-3月1）電壓電壓指示是否在規定偏差范圍內如超出規定偏差范圍，應重點檢查：1）電動操作是否正常；2）自動調壓裝置工作是否正常；3）信號連線是否正常。2）電源控制器電源指示燈顯示是否正常如電源指示燈不亮，應進一步檢查各相電源是否帶電。3）油位油位計的指示1）如油位有突變（上升或下降），應重點檢查開關與本體是否滲漏。2）油色變黑，應重點檢查切換開關工作是否正常，并進行絕緣油處理。4）滲漏油1）檢查開關是否滲漏油2）操作齒輪機構是否滲漏油1） 如果滲漏油須更換密封件或進一步檢查。2）如果滲漏應補充潤滑油。5）開關操作檢查分接開關時有無不正常的噪音和振動1）如果不正常的噪音或振動是由于連接松動造成的，則重新緊固這些連接部位。2）如果不正常的噪音或振動是由于齒輪箱內造成的，則打開檢查，是否由于齒輪磨損、卡澀或缺油所致。3）如果不正常的噪音或振動是由于切換開關內部造成的，則應吊芯進一步檢查。6）氣體繼電器檢查氣體集聚含量如果頻繁產氣，應進一步吊芯檢查，可能為觸頭接觸不良所致。7）操作機構1）檢查密封情況若密封不良造成內部受潮或積灰，則應更換密封件，并進行干燥和清掃處理。2）檢查操作是否正常1）如發生連跳或拒動現象，則重點檢查微動開關、接觸器是否接觸不良或動作時間配合上存在問題。2）如選擇開關動作的聲音和切換開關動作的聲音間隔過近，應重點檢查：a）操作連桿是否斷裂或連接不牢固；b）齒輪配合是否緊密，有無掉齒現象；c）軸銷是否斷裂。3）核對電壓和檔位是否一致如發生不一致現象，應重點檢查：1）操作連桿是否斷裂或連接不牢固；2）齒輪配合是否緊密，有無掉齒現象；3）軸銷是否斷裂。4）檢查電氣元件的完整性如電氣元件有損傷，應予以更換。氣體繼電器1-3月1）滲漏油檢查密封情況如有應更換密封件或緊固處理。2）氣體檢查氣體集聚含量如果有氣體，應取氣樣進行色譜分析：1）若氧和氮含量較高，則可能為滲漏所致，應重點檢查密封情況;2）若屬放電或過熱性質，應進一步跟蹤檢查分析。端子箱及控制箱3-6月1）密封性2）接觸3）完整性1）檢查雨水是否進入2）檢查接線端子是否松動和銹蝕3）電氣元件的完整性1）如果雨水進入則重新密封。2）如果端子松動和生銹，則重新緊固和清潔。3）如果電氣元件有損壞，則進行更換。在線監測裝置3-6月1）油中氣體含量1）密封性如有滲漏油應及時處理。2）油中氣體含量有否超標如有應進一步取本體油樣進行色譜分析。2）絕緣是否正常與停電試驗比較，積累運行經驗。3）局部放電水平是否正常與停電試驗比較，積累運行經驗。第七條 定期檢查與處理除了例行檢查外，變壓器還應按表2的內容和要求進行定期檢查和處理。表2 定期檢查與處理表檢查內容檢查項目檢查周期檢查方法判斷/措施絕緣狀況絕緣電阻測量（連套管）1-3年1）用2500、5000V絕緣電阻表測量繞組對地或對其他繞組的絕緣電阻、吸收比和極化指數2）此時實際上測得的是繞組連同套管的絕緣電阻，如果測得的值不在正常范圍之內，可在大修或適當時候把繞組同套管脫開，單獨測量繞組的絕緣電阻測量結果同最近一次的測定值應無顯著差別，如有需查明原因。若排除絕緣受潮原因，一般110kV及以下變壓器繞組的絕緣電阻不應小于1000 M（20）；220kV及以上變壓器繞組不應小于2000 M（20）。繞組介質損耗因數（連套管）非測試繞組接地或屏蔽情況下，對測試繞組施加10kV電壓測量1）測量結果同歷史數據相比應無顯著差別，如有需查明原因。2）一般20時的繞組介質損耗因數不應大于下列數值：330-500kV ：0.6%66-220kV： 0.8%繞組直流泄漏電流非測試繞組接地或屏蔽情況下，對測試繞組施加直流電壓，測量直流電流測量結果同同類設備或歷史數據相比應無顯著差別，如有：1）逐步提高測試電壓，如直流泄流電流相應變化，則說明套管瓷套開裂或絕緣受潮。2）結合其他絕緣試驗綜合分析，查明原因。鐵心接地電流1年或必要時1）將鐵心、夾件接地線引至地面用電流表測量接地電流2）用1000V絕緣電阻表測對地及夾件的絕緣電阻1）鐵心、夾件接地電流應小于100 mA，否則應采取措施或進行處理。2）測試結果與歷史數據比較應無顯著差別。導電狀況直流電阻1-3年各繞組及各分接位置測量結果同歷史數據比較應無顯著差別，如有需查明原因。注意對單相變壓器組的三相，應盡可能同時間測量，以消除因溫度計誤差及起的換算誤差。紅外測溫1年、重負荷或必要時對箱壁、套管及連接接頭用紅外測溫，并應記錄當時負荷電流及環境溫度等1）箱壁不應有超出80 K的局部過熱現象。2）套管內部不應有局部過熱現象。3）外部連接接頭不應有超過80 K的過熱現象。以上都是額定負載下的允許值,應結合實際運行情況分析。油流帶電的泄漏電流中性點（330kV及以上）必要時開啟所有油泵，穩定后測量中性點泄流電流中性點泄流電流不應大于|-3.5| A。絕緣油油質1-3年檢查有無雜質絕緣油應透明、無雜質或懸浮物耐壓試驗的方法和裝置見GB/T507、GB7599或GB264 電壓等級：110kV時：30 kV/2.5mm220kV時：35 kV/2.5mm330kV時：40 kV/2.5mm500kV時：50 kV/2.5mm如果低于此值需對油進行處理酸值測定mgKOH/g0.1 mgKOH/g如果高于此值需對油進行處理油中溶解氣體分析1）新投運24小時、三天、一周后取油樣分析2）運行3個月后3）運行6個月后4）以后每年進行測量（500kV變壓器監測周期為3個月）1） 主要檢出以下氣體：H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H62） 方法見GB/T72523） 建立分析檔案發現異常情況應縮短取樣周期并密切監視增加速率，故障判斷見GB/T7252變壓器油中產生氣體主要有以下原因：1）絕緣油過熱分解；2）油中固體絕緣介質過熱；3）火花放電引起油分解；4）火花放電引起固體絕緣分解。含氣量（500kV變壓器、電抗器）1）投運后24小時取油樣分析2）以后每年進行測量方法DL/T423或DL/T4501）交接試驗或新投運：1%2）運行中：3%含水量330kV500kV變壓器為1年，其它為必要時方法見GB7600或GB760166 kV -110 kV ：35 mg/L；220 kV ：25 mg/L；330 kV -500 kV： 15 mg/L。介質損耗因數330kV500kV變壓器為1年，其它為必要時方法見GB5654330kV及以下：4%（90）500kV：2%（90）體積電阻率330kV500kV變壓器為1年，其它為必要時方法見GB5654或DL/T421330kV及以下：3109 .m （90）500kV：11010 .m （90）帶電度必要時方法見GB5654或DL/T421500 pc/ml 20糠醛含量必要時檢查絕緣老化程度1）若測試值大于4mg/L時，表明絕緣嚴重老化。2）跟蹤測試，注意增長趨勢。冷卻器振動1年油泵和冷卻風扇運行時，檢查軸承發出的噪音。若軸承累計運行10年以上或有異常聲音應予以更換。清潔1-3年檢查冷卻管和支架等的臟污、銹蝕情況。1）每年至少用高壓水清潔冷卻管一次。2）每3年用高壓水徹底清潔冷卻管并重新油漆支架、外殼等。絕緣電阻用1000V絕緣電阻表測量電氣部件的絕緣電阻絕緣電阻應不低于1 M。壓力必要時用壓力表檢查冷卻器的進油管道的壓力是否正常開啟冷卻器時進油管道的壓力應大于大氣壓力，否則應檢查：1）進油口的閥門是否完全開啟。2）冷卻管道有否堵塞現象。3）油泵的揚程是否選得過大。水冷卻器壓力2-3年1）檢查壓差繼電器和壓力表的指示2） 檢查水中有無油花3） 應符合制造廠規定 1）壓差繼電器和壓力表的指示應正常。2）水中應無油花。電容套管絕緣電阻2-3年用2500V絕緣電阻表測量套管末屏對地的絕緣電阻測量結果同歷史數據相比應無顯著差別，如有需查明原因。絕緣電阻一般不小于1000 M介質損耗因數在套管末屏施加10kV電壓測量1）測量結果同出廠值或初始值不應有顯著變化，如有需查明原因。2）一般20時的介質損耗因數應不大于2 %電容在套管末屏施加10kV電壓測量測量結果同出廠值或初始值不應有超出1-2個電容屏擊穿量的變化，一般不應大于5%，如有應及時更換。末屏接地必要時可用萬用表檢查接地是否良好如果接地不可靠，應進一步檢查末屏有無放電痕跡。色譜和微水量制造廠有規定者或必要時從規定的取樣口取油樣1）當微水含量超出30 mg/L時說明受潮，應更換處理。2）當出現C2H2，說明內部有放電現象，應結合其它檢測進行診斷，必要時更換處理。3）當CH4超出100L/L時說明內部有局部過熱現象，應更換處理。4）當H2超出500L/L時應引起注意，并進行綜合分析。外絕緣必要時清掃如果套管積污嚴重，用中性清洗劑進行清潔，然后用清水沖洗干凈再擦干。純油套管一般2-3 年1）裂紋2）臟污（包括鹽性成分）3）漏油4）連接的架空線5）生銹6）油位7）放電8）過熱9）油位計內的潮氣冷凝檢查左邊項目是否處于正常狀態1）如果套管積污嚴重，用中性清洗劑進行清潔，然后用清水沖洗干凈再擦干。2）當接線端頭松動時進行緊固。3）若套管爬距不夠，可加裝硅橡膠輔助傘裙（也稱增爬裙），或涂防污閃涂料（如RTV）等措施。無勵磁分接開關手柄操作機構2-3年緊固螺絲，并轉動檢查1）限位及操作正常；2）轉動靈活，無卡澀現象；3）密封良好；4）螺絲緊固。有載分接開關絕緣油2-3年或分接變換2000-4000次1）絕緣油的擊穿電壓測試2）油中含水量測試1）應大于40 kV/2.5mm或符合制造廠規定，否則絕緣油應處理或更換。2）應不大于40 mg/L或符合制造廠規定，否則絕緣油應處理或更換。操作1）切換程序2）動作順序1）正反方向的切換程序和時間均應符合制造廠要求，并無開路或大于2 ms跌零現象，否則應吊芯進一步檢查彈簧和觸頭壓力、內部接線、緊固件是否正常。2）二個循環操作各部件的全部動作順序及限位動作應符合制造廠技術要求，否則應解體檢查其機械配合如彈簧、齒輪、軸銷、聯結、緊固件和絕緣支架等是否正常。分接位置指示各處分接位置顯示是否正確一致如顯示不一致或不正確，應進一步檢查操作機構是否正常，有無脫桿和卡澀現象。輔助回路絕緣電阻測試1000V絕緣電阻表測量應不小于1 M，否則重點檢查其絕緣有無破損和是否進水受潮所致。組部件低壓控制回路一般2-3年當控制元件是控制分閘電路時，建議每年進行檢查1）以下繼電器等的絕緣電阻：a)保護繼電器b)溫度指示器c)油位計d)壓力釋放閥用1000V絕緣電阻表測量端子對地和端子之間的絕緣電阻2）用1000V絕緣電阻表在端子上測量冷卻風扇、油泵等導線對地絕緣電阻3）檢查接線盒、控制箱等a) 雨水進入b)接線端子松動和生銹1）測得的絕緣電阻值應不小于1 M，但對用于分閘回路的繼電器，即使測得的絕緣電阻大于1M，也要對其進行仔細檢查，如潮氣進入等。2）不低于1M3）如果雨水進入則重新密封；如果端子松動和生銹，則重新緊固和清潔。保護繼電器、氣體繼電器和有載分接開關保護繼電器2-3年如繼電器是控制分閘回路時，建議每年進行檢查1）檢查以下各項：a) 漏油b)氣體繼電器中的氣體量2）用繼電器上的試驗按鈕檢查繼電器觸頭的動作情況1）若密封處漏油，則重新緊固，或更換密封件。2）如果觸頭的分合運轉不靈活應更換觸頭的操作機構。壓力釋放裝置1-3年檢查以下各項a)有無噴油b)漏油c)彈簧壓力如果缺陷較嚴重則更換。壓力式油溫指示器2-3年1）檢查溫度計內有無潮氣冷凝2）檢查（校準）溫度指示1）檢查有無潮氣冷凝及指示是否正確，必要時更換。2）比較溫度計和熱電偶的指示，差值應在3之內。熱電阻溫度計2-3年檢查溫度計指示檢查兩個油溫指示計的指示，其差值應在3之內。繞組溫度指示器2-3年1）檢查指示計內有無潮氣冷凝2）檢查溫度計指示1）變壓器空載時，與油溫指示器相同。2）作為溫度指示，受負載情況的影響，應與歷史記錄進行比較。3）當需進行接觸檢查時可在變壓器停運時進行。油位計2-3年1）檢查指示計內有無潮氣冷凝2）檢查以下各項：a)浮球和指針的動作情況；b) 觸頭的動作情況。3）用透明軟管檢查假油位1）檢查潮氣冷凝情況和對測量的影響，必要時予以更換。2）檢查浮球和指針的動作是否同步及觸頭的動作情況。3）當放掉油時檢查觸頭的動作情況。4）應無假油位現象。油流指示器2或3年1）檢查指示器內有無潮氣冷凝2）檢查動作情況1）同油位計的判斷/措施。2）變壓器退出運行，油泵開始停時，檢查油流指示器的指示。第八條 異常檢查與處理當懷疑變壓器存在過熱、放電、絕緣受潮和繞組變形等異常情況時，按表3、表4、表5、表6的內容和要求進行檢查與處理。（一）過熱性故障檢查與處理表3 過熱性故障檢查與處理表故障特性故障原因檢查內容/方法判斷/措施油色譜、溫升異常1）鐵心多點接地1）油色譜分析通常熱點溫度較高，C2H6、C2H4增長較快。2）運行中用鉗形電流表測量接地電流通常大于100 mA就表明存在多點接地現象。運行中若大于300mA時，應采取加限流電阻辦法進行限流至100mA以下，并適時安排停電處理。3）絕緣電阻表及萬用表測絕緣電阻1）若具有非金屬短接特征絕緣電阻較低（如幾k），可在變壓器帶油狀態下采用電容放電方法進行處理，放電電壓應控制在6-10kV之間。2）若具有金屬直接短短接特征絕緣電阻接近為零或必要時，應吊芯檢查處理，并注意區別鐵心對夾件或鐵心對油箱的絕緣低下問題。2）鐵心短路1）油色譜分析通常熱點溫度較高，C2H6、C2H4增長較快。嚴重時會產生H2和C2H2。2）1.1倍過勵磁試驗可確定主磁通回路引起的過熱。若鐵心存在多點接地或短路缺陷現象，1.1倍的過勵磁會加劇它的過熱，油色譜會有明顯的增長，應進一步吊芯或進油箱檢查。3）進油箱檢測、絕緣電阻表及萬用表測絕緣電阻目測鐵心表面有無過熱變色、片間短路現象，或用萬用表逐級檢查，重點檢查級間和片間有無短路現象。1）若有片間短路，可松開夾件，每隔2-3片間用干燥絕緣紙進行隔離。2）如存在組間短路，應盡量將其斷開：若短路點無法斷開，可在短路級間四角均勻短接或串電阻。3）導電回路接觸不良1）油色譜分析1）觀察C2H6、C2H4和CH4增長速度快慢：a )若C2H4增較快，屬150左右低溫過熱，如焊頭、連接處出現接觸不良，或同股短路分流引起。b)若C2H6和C2H4增長較快，則屬300以上的高溫過熱，接觸不良已嚴重，應及時檢修。2）結合油色譜CO2和CO的增量和比值區分是在油中還是在固體絕緣內部或附近過熱。若在固體絕緣附近過熱，則CO、CO2增長較快。2）紅外測溫檢查套管連接接頭有否高溫過熱現象，如有應停電進行處理。3）改變分接位置在運行中，可改變分接位置，檢測油色譜的變化，如有變化，則可能是分接開關接觸不良引起的4）油中糠醛測試。可確定是否存在固體絕緣部位局部過熱。若測定的值比上次測試的值有異常變化，則表明固體絕緣內部或附近存在局部過熱，加速了絕緣老化。5）直流電阻測量若直流電組比上次測試的值有明顯的變化，則表明電導回路存在接觸不良或缺陷引起過熱，6）吊芯或進油箱檢查重點檢查：1）分接開關觸頭接觸面有無過熱性變色和燒損情況，如有應處理。2）連接和焊接部位的接觸面有無過熱性變色和燒損情況，如有應處理。3）檢查引線有否存在斷股和分流現象，尤其引線穿過套管芯部時應與套管銅管內壁絕緣，引線與套管匯流時也應彼此絕緣，防止分流產生過熱。4）多股導線間的短路1）油色譜分析該故障特征是低溫過熱，油中C2H4、CO、CO2含量增長較快。2）1.1倍過電流試驗可確定電導回路引起的過熱。1.1倍過電流會加劇它的過熱，油色譜會有明顯的增長，應進一步吊芯或進油箱檢查。3）解體檢查解開圍屏，檢查繞組和引線表面有無變色、過熱現象，發現應及時處理。4）分相低電壓下的短路試驗比較短路損耗，區別故障相。5）油道堵塞1）油色譜分析該故障特征是低溫過熱逐漸向中溫至高溫過熱演變，且油中CO、CO2含量增長較快。2）1.1倍過電流試驗1.1倍的過電流會加劇它的過熱，油色譜會有明顯的增長，應進一步進油箱或吊芯檢查。3）凈油器檢查檢查凈油器的濾網有無破損，硅膠有無進入器身。硅膠進入繞組內會引起油道堵塞，導致過熱，如發生應及時清理。4）目測解開圍屏，檢查繞組和引線表面有無變色、過熱現象，發現應及時處理。6）導電回路分流1）油色譜分析該故障特征是高溫過熱，油中C2H6、C2H4含量增長較快，有時會產生H2和C2H2。2）吊芯或進油箱檢查重點檢查穿纜套管引線和導桿式套管同股多根并聯引線間有否存在分流現象，引線與套管和引線同股間匯流時應彼此絕緣，防止分流產生過熱。7）懸浮電位接觸不良1）油色譜分析該故障特征是伴有少量H2、C2H2產生和總烴穩步增長趨勢。2）目測逐一檢查連接端子接觸是否良好，并解開連接端子檢查有無變色、過熱現象，重點檢查無勵磁分接開關的操作桿U型撥叉有無變色和過熱現象，如有應緊固螺絲，確保短接良好。8）結構件或電磁屏蔽在鐵心周圍形成短路環1）油色譜分析該故障具有高溫過熱特征，總烴增長較快。2）直流電阻測試如直流電阻不穩定，并有較大的偏差，表明鐵心存在短路匝。3）勵磁試驗在較低的電壓勵磁下，也會持續產生總烴。4）目測解開連接端子逐一檢查有無短路、變色、過熱現象。9）油泵滾動磨損1）油泵運行檢查逐臺停運循環油泵，觀察油色譜的變化，若無變化，則該臺油泵內部存在局部過熱，可能軸承損壞，或在轉子和定子之間有金屬物引起磨擦，產生過熱，應解體檢修。2）繞組直流電組測試三相應平衡，若有較大誤差，表明已燒壞。3）繞組絕緣電阻測試對地絕緣電阻應大于1M，若較低，則表明已擊穿。10）漏磁回路的渦流1）1.1倍過電流試驗若繞組內部或漏磁回路附近的金屬結構件存在遺物或短路等現象，1.1倍的過電流會加劇它的過熱，油色譜會有明顯的增長，應進一步吊芯或進箱檢查。2）目測對磁、電屏蔽及金屬結構件檢查。一般結合吊芯或進油箱檢查進行，重點檢查其表面有無過熱性的變色，以及絕緣狀況是否良好。在較強漏磁區域（如繞組端部），應使用無磁材料，用了有磁材料，也會引起過熱。另外在主磁通或漏磁回路不應短路，可進行絕緣電阻測量，檢查穿芯螺桿、拉螺桿、壓釘、定位釘、電屏蔽和磁屏蔽等的絕緣狀況，不應存在多點接地現象。11）有載開關絕緣筒滲漏1）油色譜分析屬高溫過熱，并具有高能量放電特征。2）油位變化有載分接開關儲油柜中的油位異常升高或持續冒油，或與主儲油柜的油位趨于一致時，表明有載分接開關絕緣筒存在滲漏現象。3）壓力試驗在主儲油柜上施加0.03-0.05 MPa的壓力，觀察分接開關儲油柜的油位變化情況，如發生變化，則表明已滲漏，應予以處理。（二）放電性故障檢查與處理表4 放電性故障檢查與處理表故障特性故障原因檢查內容/方法判斷/措施油中H2或C2H2含量異常升高1）油泵內部放電1）油色譜分析1）屬高能量局部放電, 這時產生主要氣體是H2和C2H2。2）若伴有局部過熱特征，則是高溫磨擦引起。2）油泵運行檢查逐臺停運循環油泵，觀察油色譜的變化，若無變化，則該臺油泵內部存在局部放電，可能定子繞組的絕緣不良引起放電，應解體檢修。3）繞組絕緣電阻測試對地絕緣電阻應大于1M，若較低則表明已擊穿。4）解體檢查重點檢查：1）定子絕緣狀態，在鐵心、繞組表面上有無放電痕跡；2）軸承損壞，或在轉子和定子之間有金屬物引起高溫磨擦，則將產生C2H2。2）懸浮電位放電1）油色譜分析具有低能量放電特征，這時產生主要氣體是H2和C2H4，少量C2H2。2）目測解開連接端子逐一檢查絕緣電阻，并觀測有無放電變色現象，重點檢查無勵磁分接開關的操作桿U型撥叉有無變色和放電現象，如有應緊固螺絲，確保短接良好。3）局部放電量測試可結合局放定位進行局部放電量測試，以查明放電部位及可能產生的原因。3）油流帶電1）油色譜分析C2H2單項增高。2）油中帶電度測試測量油中帶電度，如超出規定值，內部可能存在油流放電帶電現象，應引起高度重視3）泄漏電流或靜電感應電壓測量逐臺開啟油泵，測量中性點的靜電感應電壓或泄流電流，如長時間不穩定或穩定值超出規定值，則表明可能發生了油流帶電現象，應引起高度重視。4）局部放電量測試測量局部放電量是檢查內部有無放電現象的最有效手段之一，可結合局部放電定位進行，以查明放電部位及可能產生的原因。但該試驗有可能會將故障點進一步擴大，應引起重視。4）有載分接開關絕緣筒滲漏1）油色譜分析屬高能量放電，并有局部過熱特征。2）油位變化有載分接開關儲油柜中的油位異常升高或持續冒油，或與主儲油柜的油位趨于一致時，表明有載分接開關絕緣筒存在滲漏現象。3）壓力試驗在主儲油柜上施加0.03-0.05 MPa的壓力，觀察分接開關的儲油柜的油位變化情況，如發生變化，則表明已滲漏，應予以處理。或臨時升高有載分接開關儲油柜的油位，觀察油位的下降情況。5）導電回路及其分流接觸不良1）油色譜分析屬低能量火花放電，并有局部過熱特征，這時伴隨少量C2H2產生。2）改變分接位置在運行中，可改變分接位置，檢測油色譜的變化，如有變化，則可能是分接開關接觸不良引起的3）油中金屬微量測試測試結果若金屬銅存在較大含量，表明電導回路存在放電現象。4）吊芯或進油箱檢查重點檢查分接開關觸頭間、引出線連接處有無放電和過熱痕跡，以及穿纜套管引線和導桿式套管連接多根引線間是否存在分流現象。6）不穩定的鐵心多點接地1）油色譜分析屬低能量火花放電，并有局部過熱特征, 這時伴隨少量H2和C2H2產生。2）運行中用鉗形電流表測量接地電流接地電流時大時小，可采取加限流電阻辦法限制，并適時安排停電處理。3）絕緣電阻表及萬用表測絕緣電阻1）若具有非金屬短接特征絕緣電阻較低（如幾k），可在變壓器帶油狀態下采用電容放電方法進行處理，放電電壓應控制在6-10kV之間。2）若具有金屬直接短短接特征絕緣電阻接近為零或必要時，應吊芯檢查處理，并注意區別鐵心對夾件或鐵心對油箱的絕緣低下問題。7）金屬尖端放電1）油色譜分析具有局部放電，這時產生主要氣體H2和CH4。2）油中金屬微量測試1）若鐵含量較高，表明鐵心或結構件放電。2）若銅含量較高，表明繞組或引線放電。3）局部放電測試可結合局部放電定位進行局部放電測試，以查明放電部位及可能產生的原因。4)目測重點檢查鐵心和金屬尖角有無放電痕跡。8）氣泡放電1）油色譜分析具有低能量密度局部放電，產生主要氣體是H2和CH4。2）目測和氣樣分析檢查氣體繼電器內的氣體，取氣樣分析，如主要是氧和氮，表明是氣泡放電。3）油中含氣量測試如油中含氣量過大，并有增長的趨勢，應重點檢查膠囊、油箱和油泵等有否滲漏。4) 窩氣檢查1）檢查各放氣塞有否剩余氣體放出。2）在儲油柜上進行抽真空，檢查其體繼電器內有否氣泡通過。9）分接開關拉弧、繞組或引線絕緣擊穿1）油色譜分析1）具有高能量電弧放電特征，主要氣體是H2和C2H2。2）涉及固體絕緣材料，會產生CO和CO2氣體。2）絕緣電阻測試如內部存在對地樹枝狀的放電，絕緣電阻會有下降的可能，故檢測絕緣電阻，可判斷放電的程度。3）局部放電量測試可結合局部放電定位進行局部放電量測試，以查明放電部位及可能產生的原因。4）油中金屬銅微量測試測試結果若銅含量較大，表明繞組或分接開關已有燒損現象5) 目測1）觀測氣體繼電器內的氣體，并取氣樣進行色譜分析，這時主要氣體是H2和C2H2。2）結合吊芯或進油箱內部，重點檢查絕緣件表面和分接開關觸頭間有無放電痕跡，如有應查明原因，并予以更換處理。10）油箱磁屏蔽接觸不良1）油色譜分析以C2H2為主，且通常C2H4含量比CH4低。2）局部放電超聲波檢測與變壓器負荷電流密切相關，負荷電流下降，超聲波值減小。3）目測磁屏蔽松動或有放電形成的游離炭（三） 繞組變形故障檢查與處理表5 繞組變形故障檢查與處理表故障特性故障原因檢查方法或部位判斷/措施1）阻抗增大2）頻響試驗變異1）運輸中受到沖擊2）短路電流沖擊1）壓力釋放閥檢查壓力釋放閥有否動作、噴油或滲漏現象，如有則表明繞組可能有變形或松動的跡象。2）聽聲音或測量振動信號若在相同電壓和負荷電流下，變壓器的噪音或振動變大，表明該變壓器的繞組可能存在變形或松動的跡象。3）變比測試若變比有變化，則表明繞組內部存在短路現象，應予以處理，甚至更換繞組。4）直流電組測試若測試結果與其它相或歷史數據比較，有變化，則表明繞組內部存在短路、斷股或開路現象，應予以處理，甚至更換繞組。5）絕緣電阻測試測試結果如與歷史數據比較，存在明顯下降，表明繞組已變形或擊穿，應予以處理，甚至更換繞組。6）低電壓阻抗測試測試結果與歷史值、出廠值或銘牌值作比較，如有較大幅度的變化，表明繞組有變形的跡象。 7）頻響試驗測試結果與其它相或歷史數據作比較，若有明顯的變化，則說明繞組有變形的跡象。8）短路損耗測試如雜散損耗比出廠值有明顯增長，表明繞組有變形的跡象。9）油中金屬微量測試若銅含量較高，表明繞組已有燒損現象10）內部檢查1）外觀檢查：檢查墊塊是否整齊，有無移位、跌落現象；檢查壓板有否開裂、損壞現象；檢查絕緣紙筒有否竄動、移位的痕跡，如有表明繞組有松動或變形的現象，應予以緊固處理。2）用榔頭敲打壓板檢查相應位置的墊塊，聽其聲音判斷墊塊的緊實度。3）用內窺鏡檢查繞組內部有否變形痕跡，如變形較大，應更換繞組。4）檢查絕緣油及各部位有無炭粒、炭化的絕緣材料碎片和金屬粒子，若有表明變壓器已燒毀，應更換處理。（四） 絕緣受潮故障檢查與處理表6 絕緣受潮故障檢查與處理表故障特性故障原因檢查方法或部位判斷/措施1）油中含水量超標2）絕緣電阻下降3）泄漏電流增大4）變壓器本體介質損耗因數增大5）油耐壓下降外部進水1）油色譜分析單H2增長較快。2）冷卻器檢查1）逐臺停運冷卻器，觀察油微水含量的變化，若不變化，則該臺冷卻器存在滲漏現象。2）冷卻器停運時觀察滲漏油現象，若停運后存在滲油現象，則表明存在進水受潮的可能。3）氣樣色譜分析若氣體繼電器內有氣體，應取樣分析，如含氧量和含氮量占主要成分，則表明變壓器有滲漏現象。4）油中含氣量分析油中含氣量有增長趨勢，可表明存在滲漏現象，應查明原因。5）各連接部位的滲漏檢查有滲漏時應處理6）儲油柜檢查檢查吸濕器的硅膠和儲油盒是否正常，以及膠囊或隔膜是否有水跡和破損現象，如有應及時處理。7）套管檢查應對套管尤其是穿纜式高壓套管的頂部連接帽（將軍帽）密封進行檢查。通常高壓穿纜式套管導管內的變壓器油位低于儲油柜中的正常油位，因而在運行中無法通過滲油發現密封狀況，應重點檢查。除外觀檢查外，還可通過正壓或負壓法檢查密封情況，如有滲漏現象應及時更換密封膠。8）安全氣道檢查檢查安全氣道的防爆膜有無破損、開裂或密封不良現象，如有應及時處理。9）內部檢查1）檢查油箱底部水跡。若油箱底部有水跡，則說明密封有滲漏，應查明原因并予以處理。必要時應對器身進行干燥處理。2）檢查絕緣件表面有否起泡現象。如表明絕緣已進水受潮，可進一步取絕緣紙樣進行含水量測試，或燃燒試驗，若燃燒時有“噼噼叭”的聲音，表明絕緣受潮，則應干燥處理。3）檢查放電痕跡。若絕緣件因進水受潮引起的放電，則放電痕跡將有明顯水流跡象，且局部受損嚴重，油中會產生H2、CH4和C2H2主要氣體。在器身干燥處理前，應對受損的絕緣部件予以更換。第四章 檢修基本要求 需本體排油、吊罩或進油箱內部進行的檢修工作稱為大修，無需吊罩或進油箱內部進行的檢修工作稱為小修。第九條 檢修周期（一）經過檢查與試驗并結合運行情況，判定存在內部故障或本體嚴重滲漏油時，或制造廠對大修周期有明確要求時，應進行本體大修。運行10年以上的變壓器，結合變壓器的運行情況，在設備評估的基礎上，可考慮進行因地制宜的本體大修。（二）對由于制造質量原因造成故障頻發的同類型變壓器，可進行大修。（三）結合定期預防性試驗進行相應的清洗（如冷卻裝置的散熱管、片等）、檢查、缺陷處理、校驗、調整等檢查工作，包括對套管瓷套表面、溫度計、油位計、氣體繼電器、壓力釋放裝置、控制箱及其二次回路等。（四）變壓器循環油泵的檢修：2極泵1-2年進行一次；4極泵2-3年進行一次。（五）水冷卻器每1-2年進行一次檢修。第十條 檢修評估（一）檢修前評估1 檢修前了解變壓器的結構特點、技術性能參數、運行年限；例行檢查、定期檢查、歷年檢修記錄；變壓器運行狀況包括負載、溫度、曾發生的缺陷和異常(事故)情況、出口短路情況及同類產品的事故或障礙情況，并做技術經濟比較，確定是否大修。2 現場大修對消除變壓器存在缺陷的可能性進行評估。3 如果確定進行大修，應結合現場條件和檢修目的，確定檢修內容、項目和范圍。（二）檢修后評估根據檢修時發現異常情況及檢修結果，對變壓器進行檢修評估，并對今后設備的運行作出相應的規定。1 檢修是否達到預期目的和存在問題。2 檢修質量的評估（見第六章）。3 檢修后如果仍存在無法消除的缺陷，應對今后的設備運行提出限制，例如負荷、分接位置變動等，并納入現場運行規程和例行檢查內容。4 預定下次檢修性質、時間和范圍。第十一條 檢修人員要求（一）檢修人員應熟悉電力生產的基本過程及變壓器工作原理及結構，掌握電力變壓器的檢修技能, 并通過年度電業安全工作規程考試。（二）工作負責人應為具有變壓器檢修經驗的中級工以上技能鑒定資格，工作成員應取得變電檢修或油務工作或電氣試驗專業中、初級工以上技能鑒定資格。（三）現場起重工、電焊工應持證上崗。（四）大修工作一般應配備以下人員：1 工作負責人；2 現場吊罩指揮；3 安全監察負責人；4 起重負責人；5 試驗負責人；6 工具保管人；7 油務負責人；8 質量檢驗負責人；9 足夠的熟練操作人員。10 必要時應邀請制造廠專業人員參加第十二條 工藝要求（一）檢修工作一般應選在無塵土飛揚及其它污染的晴天時進行，不應在空氣相對濕度超過80%的氣候條件下進行。（二）大修時器身暴露在空氣中的時間應不超過如下規定：空氣相對濕度65%為16h；空氣相對濕度75%為12h；器身暴露時間是從變壓器放油時起至開始抽真空或注油時為止。如器身暴露時間需超過上述規定，宜接入干燥空氣發生裝置進行施工，如超出規定時間不大于4小時，則可延長持續高真空時間至器身暴露空氣中的時間。（三）若器身必須暴露在空氣中進行檢修，則周圍空氣溫度不宜低于