1核電廠油浸式變壓器維修導則本導則規(guī)定了核電廠油浸式變壓器預防性維修及試驗的類別、項目、周期以及維修質量工藝標準等內容，適用于額定運行電壓在20kV~500kV等級范圍內的核電廠油浸式變壓器。除針對油浸式變壓器單一的部件檢修標準(如：DL/T574《變壓器分接開關運行維護導則》等)外，其余組部件的維修均可按照本導則要求執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T6451油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求GB/T7252變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T7595運行中變壓器油質量GB/T14542變壓器油維護管理導則GB/T7354局部放電測量GB50148電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸式電抗器、互感器施工及驗收規(guī)范GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB/T1094.1電力變壓器第1部分：總則GB/T1094.3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GB/T1094.10電力變壓器第10部分：聲級測定GB/T10230.1分接開關第1部分：性能要求和試驗方法DL/T263變壓器油中金屬元素的測定方法DL/T264油浸式電力變壓器(電抗器)現(xiàn)場密封性試驗導則DL/T540氣體繼電器檢驗規(guī)程DL/T572電力變壓器運行規(guī)程DL/T573電力變壓器檢修導則DL/T574變壓器分接開關運行維護導則DL/T596電力設備預防性試驗規(guī)程DL/T664帶電設備紅外診斷應用規(guī)范DL/T722變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則DL/T911電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法DL/T984油浸式變壓器絕緣老化判斷導則DL/T1093變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則DL/T1096變壓器油中顆粒度限值DL/T432電力用油中顆粒度測定方法DL/T1684油浸式變壓器（電抗器）狀態(tài)檢修導則DL/T5840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(guī)范NB/T25075核電廠電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規(guī)范3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1預防性維修PreventiveMaintenance2為降低設備失效的概率或防止功能退化，按照預定的時間間隔或按照規(guī)定準則實施的計劃性維修。按照設備檢修性質涉及范圍，分為A、B、C、D四類檢修，其中A、B、C類是停電檢修，D類檢修是不停電檢修。3.2A類檢修MaintenanceOfClassA設備本體整體性檢查、維修、更換及相關預防性試驗。3.3B類檢修MaintenanceOfClassB設備局部性的檢修，主要是部件的解體檢查、維修、更換及相關試驗3.4C類檢修MaintenanceOfClassC設備常規(guī)性檢查、試驗及維修。3.5D類檢修MaintenanceOfClassD設備在不停電狀態(tài)下進行的帶電測試、外觀檢查和維修。3.6糾正性維修CorrectiveMaintenance故障確認后，使設備恢復到能執(zhí)行規(guī)定功能狀態(tài)所實施的維修。3.7預防性試驗PreventiveTest為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測。3.8狀態(tài)維修Condition-BasedMaintenance基于狀態(tài)的維修，通過實時監(jiān)測和分析設備的狀態(tài)數(shù)據(jù)，預測設備故障或功能失效并采取相應的維修措施。3.9在線監(jiān)測On-lineMonitoring在變壓器帶電運行期間，在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的自動監(jiān)視檢測。3.10紅外檢測InfraredDetection利用紅外技術對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的帶電設備進行監(jiān)測和診斷。3.11帶電檢測EnergizedTest在運行狀態(tài)下對變壓器設備狀態(tài)量進行的現(xiàn)場檢測，包括取油樣或氣樣進行的試驗。3.12頻率響應測量WindingDeformationTest利用頻率響應分析對變壓器繞組的特性進行測試，判斷其是否存在扭曲、斷股、移位、松動等變形現(xiàn)象的分析方法。3.13局部放電在線測試On-linePartialDischargeTest利用特高頻、超聲波、地電波等技術對運行中的變壓器進行局部放電帶電測試，判斷其是否存在絕緣缺陷的測試方法。3.14絕緣電阻InsulationResistance在絕緣結構的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄漏電流值之比。常用絕緣電阻表直接測得絕緣電阻值。若無說明，均指加壓1min時的測得值。3.15吸收比AbsorptionRatio在同一試驗中，1min時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.16極化指數(shù)PolarizationIndex3在同一試驗中，10min時的絕緣電阻值與1min時的絕緣電阻值之比。4總則4.1油浸式變壓器的維修策略制定通常采取預防性性維修和狀態(tài)維修相結合的方式，本文件給出了核電廠油浸式變壓器預防性維修項目和周期范圍，各相關單位可依據(jù)設備狀態(tài)、地域環(huán)境、電網(wǎng)結構等特點和自身實際情況，并結合失效模式和影響分析（FMEA）等設備可靠性管理方法，在全面分析各設備部件的失效模式、功能影響及狀態(tài)評估的基礎上酌情延長或縮短，形成合理的維修策略，但最長不超過本文件所推薦周期的上限值。可參考附錄A：基于失效模式和失效后果的維修策略優(yōu)化邏輯圖。4.2鑒于核電廠對兩路外電源（主變壓器、廠用變和輔助變壓器）的運行可靠性要求很高，為了徹底解決油浸式變壓器內部器身或絕緣故障，消除設備隱患，通常將A類檢修采取返廠檢修的方式執(zhí)行，因此，本導則將油浸式變壓器的預防性維修策略按照B類、C類和D類三個層級進行制定，不涉及A類檢修。4.2.1B類檢修：分為變壓器油箱部分排油和全部排油兩類，其中部分排油是指：變壓器停運且少量排油后，對變壓器本體和附件進行的檢查、維修、更換、試驗以及絕緣油處理等工作，線圈未暴露，如儲油柜油位計更換、膠囊及其附屬部件查漏或更換、油箱頂部聯(lián)管法蘭密封更換以及套管消缺等；全部排油是指：變壓器油箱完全排油后對變壓器本體和附件進行的全面檢查（含人員進箱內檢）、維修、更換、試驗以及絕緣油處理等工作，此時變壓器器身全部暴露（通過干燥壓縮空氣進行保養(yǎng)如變壓器本體密封墊更換、潛油泵更換、本體閥門更換等。4.2.2C類檢修：變壓器停運后不需要排油對變壓器本體和附件進行的局部檢查、維修、更換、試驗等工作，如：變壓器附件檢修、變壓器冷卻器系統(tǒng)控制保護試驗、變壓器本體及套管的預防性試驗等。4.2.3D類檢修：在變壓器帶電運行期間進行的相關巡檢、測量等工作，如：專業(yè)日常巡檢、紅外檢測、化學定期取油樣分析等。4.3原則上，B類維修項目應包括所有C類維修項目，C類維修項目應包括所有D類維修項目。4.4對于變壓器絕緣電阻、介質損耗因數(shù)、繞組直流電阻等測試數(shù)據(jù)，由于環(huán)境、工況等誤差因素的影響，可考慮以現(xiàn)場同工況的首次測量值作為后續(xù)試驗的基準值。4.5在進行與溫度和濕度有關的各種試驗（如測量直流電阻、絕緣電阻、介質損耗因數(shù)和電容量測試等）時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。4.6進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5℃,戶外試驗應在良好的天氣進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.7在進行直流高壓試驗時，應采用負極性接線。4.8對于新投運的變壓器，在投運1.5年內或220kV及以下新設備投運2年內，在機組停堆換料大修期間，應安排進行首次預防性試驗，試驗日期是計算試驗周期的基準日期（計算周期的起始點宜將首次試驗結果確定為試驗項目的初值，作為以后設備縱向綜合分析的基礎。4.9新變壓器經(jīng)過交接試驗后，330kV及以上超過1年投運的或220kV及以下超過2年投運的，投運前宜重新進行交接試驗；停運6個月以上重新投運的設備，應進行預防性試驗（例行停電試驗設備投運1個月內宜進行一次全面的帶電檢測。4.10現(xiàn)場備用變壓器應按運行設備要求進行預防性試驗。4.11500kV電氣設備停電試驗宜采用不拆引線試驗方法，如果測量結果與歷次比較有明顯差別或超過本導則規(guī)定的標準，應拆引線進行驗證性試驗。4.12鼓勵積極開展變壓器油中溶解氣體、紅外檢測、繞組光纖測溫、在線局放/振動、鐵心/夾件接地電流等成熟在線監(jiān)測技術的應用。44.13檢測周期中的“必要時”是指懷疑設備可能存在缺陷需要進一步跟蹤診斷分析，或需要縮短試驗周期的，或在特定時期需要加強監(jiān)視的，或對帶電檢測、在線監(jiān)測進一步驗證的等情況。4.14制定變壓器預防性維修策略及中長期規(guī)劃時，應合理利用好變壓器的排油窗口，統(tǒng)籌確定排油維修的項目，縮短器身暴露時間。4.15本導則的相關要求與國家標準、行業(yè)標準及廠家技術要求不一致時，可根據(jù)具體情況制定本單位的實施規(guī)程。5維修策略和項目維修類別按照B類、C類、D類3個層級進行梳理，各類維修對應的維修項目見表1。表1核電廠油浸式變壓器維修類別及維修項目5表1核電廠油浸式變壓器維修類別及維修項目（續(xù)）C.7.2儲油柜油位檢查6表1核電廠油浸式變壓器維修類別及維修項目（續(xù)）C.9.1油中溶解氣體在線監(jiān)測裝置外觀檢修C.9.3中性點直流電流測量裝置外觀檢修7表1核電廠油浸式變壓器維修類別及維修項目（續(xù)）D.9.1絕緣油色譜分析（運行中：500kV：3個月；220kV：6個月；20kV～110k6變壓器維修工藝及質量要求6.1器身6.1.1器身檢定a)經(jīng)過檢査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，應進行器身大修。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。b)對于制造質量原因導致故障頻發(fā)的同類型變壓器，應進行有針對性大修。6.1.2器身檢修的一般工藝要求a)檢修工作應選在無揚塵及其他污染的晴天時進行，不應在空氣相對濕度超過75%的氣候條件下進行。如相對濕度大于75%時，應向箱體內持續(xù)補充露點≤-40℃的干燥空氣，保持干燥空氣流通。b)大修時器身暴露在空氣中的時間規(guī)定：81)空氣相對濕度不大于65%，16h；2)空氣相對濕度不大于75%，12h。c)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。當器身暴露時間超過上述規(guī)定或天氣存在不確定因素時，宜充干燥空氣（無需進入檢査時可用高純氮氣代替）進行保養(yǎng)，如超出規(guī)定時間不大于4h，則可相應延長真空時間來彌補。d)檢查器身時，應由專人進行，穿著無鈕扣、無金屬掛件的專用檢修工作服和鞋子，并戴清潔手套，寒冷天氣還應戴口罩，應采用安全電壓的燈具或手電筒照明。e)檢查所使用的工具應由專人保管并應編號登記，以防止將工具遺忘在油箱內或器身上。f)進入變壓器油箱內檢修時，需考慮通風，防止工作人員窒息。6.1.3器身排油、注油的一般工藝要求變壓器內檢、套管更換等需要對變壓器進行排油作業(yè)時，可參照附錄B油浸式變壓器、電抗器油務處理工藝執(zhí)行。6.1.4器身的檢修要求器身的檢修質量與工藝要求見下表2。表2器身檢修內容拆卸引線）B求，引線及絕緣支架的檢修要求按DL/T5c)用絕緣紙纏繞標記高壓繞組出線角環(huán)和均壓管絕緣層的相對位d)在可卸式引線外殼上選用3-4個吊點調整該偏心被吊物的姿態(tài)，緣層間受力損壞或均壓管受力下滑，出現(xiàn)異常時及時停止并排查原或損壞，應按制造廠技術文件要求修復，并——存在變壓器內部家族性缺陷時，可進行該檢修；9表2器身檢修內容（續(xù)）B——存在變壓器內部家族性缺陷時，可進行該檢修；B——存在變壓器內部家族性缺陷時，可進行該檢修；夾件接地電D——當發(fā)生直流偏磁時，可監(jiān)測該數(shù)值BB4)檢查高)低壓和中性點引線無過熱，檢查均勻罩固定良好，檢查調9)解開油箱電屏蔽接地點，確認電屏蔽對地絕緣良好，要求：使用DC500V絕緣電阻表測量其絕緣電阻應C表2器身檢修內容（續(xù)）C4)檢查變壓器本體各部位(包括：各法蘭之間、上下節(jié)油箱之間、升高座與本體間等)的電連接情況，必要時對電連接接觸面進行打磨處D動油壓繼電器、套管、分接開關、油中溶解氣體在線監(jiān)測裝置進/回油管路以及各連接法蘭等密封連接處應密封良絕緣干燥處理B——存在變壓器內部家族性缺陷時，可進行該檢修；油色譜分析20kV~DH：H：CH：CH：2)運行變壓器油中溶解氣體含量超過以下數(shù)值時要引起注意(μH：H：CH：1CH：5周期進行跟蹤分析，具體檢測要求按照DL/T——新投運及排油維修后投運的66kV及以上的變壓器至少應在投——運行中：500kV：3個月；220kV：6個月；20kV～110kV：12——巡檢發(fā)現(xiàn)異常；——在線監(jiān)測系統(tǒng)報警；——出現(xiàn)其他異常報警(如輕瓦斯報警)表2器身檢修內容（續(xù)）油含水量測量D——滲漏油等；——油色譜在線監(jiān)測微水含量異常時油含氣量測量D——變壓器需要補油時；——滲漏油時；——含氣量異常時油中糠醛含D——油中氣體總烴超標或CO、CO過高；油中顆粒度D——變壓器需要補油時；——變壓器油被污染時油其他項目D6.2套管及升高座套管及升高座檢修內容見表3。表3套管及升高座檢修內容B4)確認法蘭平整無損傷，密封槽無損傷，檢查5)平穩(wěn)的將套管吊裝至指定位置，套管回路期間應注意內部引線狀B桿拉出至套管頂部，再依次對角擰緊安裝法蘭螺栓，使密封墊壓縮C表3套管及升高座檢修內容（續(xù)）型套管末屏C密封及油位C電容型套管油中溶解氣C1)根據(jù)DL/T722新裝套管油中H與烴類氣體含量(μL/L)任一項不宜H：H：CH：CH：2)運行油中的溶解氣體組份含量(μL/L)超過下列任一值時應引起注H：H：CH：1CH：2電容型套管油中水分測量C外部導電連C4)引線無扭結、松股、斷股或其他明顯的損傷D2)檢查套管各密封處應無滲漏，油位正常(對于油位視窗目視可見的DB表3套管及升高座檢修內容（續(xù)）型電流互感B4)恢復接線，確認接線良好，測量二次繞組絕緣電阻良好(二次繞組型電流互感器二次接線C6.3儲油柜及油保護裝置儲油柜及油保護裝置檢修內容見表4表4儲油柜及油保護裝置檢修內容柜柜膠囊檢查B2)對膠囊進行密封試驗，使用0.02Mpa0.03Mpa的氣體壓力，保壓303)檢查膠囊安裝良好(膠囊在儲油柜內部應展開，膠囊頂部法蘭安裝——監(jiān)測發(fā)現(xiàn)絕緣油水分異常增長、絕緣油含氣量增長，檢查膠閥檢查和更換B膠囊和平衡閥進行密封性試驗(試驗期間，應在儲油柜本體側有開——監(jiān)測發(fā)現(xiàn)絕緣油水分異常增長、絕緣油含氣量增長，懷疑出表4儲油柜及油保護裝置檢修內容（續(xù)）柜CCCD2)波紋管式儲油柜：變壓器刻度式油位計波紋式儲油柜檢查和更換BCCD2)波紋管式儲油柜：變壓器刻度式油位計器呼吸器運D吸器下部，如果其他部位干燥劑出現(xiàn)變色，應查明原因)，否則應更6.4分接開關分接開關檢修內容見表5表5分接開關檢修內容關空有載分接開關絕緣油B4)完成2-3次沖洗后，注入合格的變壓器油，直至儲油柜油位在合格——油樣分析異常時空有載分接開關吊芯檢查B3)開關應平穩(wěn)搬運，避免使用弧板等非金屬組件作為受力點進行搬其偏差值不大于±10%；必要時解體拆開切換開關芯體，清洗、檢查6)開關回裝時與吊出過程相同，如有任何卡7)連接傳動軸后，確認傳動軸、齒輪盒運行正常無異音(否則應進行8)檢查確認開關升步、降步操作時，開關完成切換的位置應偏差在1——3~6年或者切換次數(shù)達到廠家規(guī)定要求有載分接開B——懷疑分接開關存在滲漏油故障、開關內部絕緣油微水或耐壓表5分接開關檢修內容（續(xù)）關分接開關機C7)采用1000V絕緣電阻表測量電氣部件絕緣電阻，絕緣電阻值應≥1M分接開關操C分接開關在線濾油裝置C3)開啟濾油裝置，運轉20min后，有載瓦斯、頂蓋、濾油裝置等各個開關輔助回C2)當回路絕緣電阻在10MΩ以上時可用2500V絕緣電阻表搖1min代替——預防性試驗僅測量絕緣電阻即可分接開關性C分接開關本D分接開關油D分接開關控D3)控制柜內各元器件檢查完好，控制元件及接線端子無發(fā)熱變色現(xiàn)表5分接開關檢修內容（續(xù)）關分接開關在線濾油裝置D磁分接開關B——存在變壓器內部家族性缺陷時，可進行該檢修；磁分接開關C磁分接開關D6.5冷卻裝置冷卻裝置檢修內容見表6。表6冷卻裝置檢修內容B的現(xiàn)象，微動開關接點通斷及絕緣測量正常（絕緣值≥1MΩ)，指針2)油流繼電器安裝后，應檢查油流繼電器本體及密封面無滲漏油現(xiàn)表6冷卻裝置檢修內容（續(xù)）CCC7)確認電機轉向正確，電機運行正常（不少于5min），葉輪轉動靈——同批次共模故障或者經(jīng)常性異音C——電機軸承運行壽命接近限值或者經(jīng)常性異音表6冷卻裝置檢修內容（續(xù)）B2)檢查潛油泵進出口法蘭密封面無異常，500V或1000V絕緣電阻表測量電機定1)潛油泵轉向確認的方法：離線時記錄潛油泵轉向與電源相序的關C器(散熱器)B1)冷卻器(散熱器)備件檢查無異常，包括卻器還應重點檢查鰭片、導油管表面無銹蝕)；散熱鰭片無變形、損傷，其余部位無機械損傷痕跡；備件密封性良好(對于充氣運輸?shù)膫?)安裝后確認冷卻器(散熱器)上下法蘭、固器/冷卻器C4)對冷卻器(散熱器)的散熱管束(散熱片裝置帶電在D——由于散熱翅片存在嚴重積灰、油污或絮狀漂浮物等情況導致表6冷卻裝置檢修內容（續(xù)）DD6.6非電量保護裝置非電量保護裝置檢修內容見表7。表7非電量保護裝置檢修內容氣體繼電器B1)檢查氣體繼電器備件，包括：動作定值符合設計要求(實際動作校步檢查浮球及干簧管狀態(tài)(如因安裝位置限制，無法在安裝后進行抽繼電器、有載分接開關油流控制繼C2)檢查氣體繼電器內部無殘留氣體，并充表7非電量保護裝置檢修內容（續(xù)）氣體繼電器C震材料的包裝箱內，避免運輸過程中的加速D計更換(包括變壓器本體和有載分B斷正常，接點之間及對地絕緣正常（DC1000V2)連接浮球和連桿、連接連桿和油位表表盤，確認連接緊固(螺紋連度指示連續(xù)無卡澀，油位指示與實際油位高度基本一致)，注油完成C表7非電量保護裝置檢修內容（續(xù)）釋放閥更換器本體和有B1)檢查壓力釋放閥備件，動作壓力值與銘牌絕緣值≥1MΩ)。檢查各連接螺栓和壓力彈簧緊固無松動，檢查內部2)檢查密封墊在密封槽內，緊固完成后確認壓力釋放閥固定點無裂——運行期間發(fā)生壓力釋放閥誤動的情況，需要確認原因時；器本體及有載分接開關的壓力釋放CDB），C表7非電量保護裝置檢修內容（續(xù)）計表針指示C1)使用油槽與標準溫度計對現(xiàn)場油面溫度計和繞組溫度計指針指示進行校驗。要求：在升降過程中至少校驗4個點，要求各溫度點的偏穩(wěn)無卡澀，無抖動、突變等異常情況(可通過現(xiàn)場觀察、調取后臺監(jiān)——就地指示與遠方指示存在明顯偏差溫度計補償C1)對溫度表補償電阻注入規(guī)定的電流，驗證繞組溫度表溫升滿足要控制器外觀D動油壓繼電B4)進行模擬試驗，確認微動開關接點動作和復位信號回路正常(如無法現(xiàn)場模擬動作，應通過短接接點的方式驗5)確認接線盒密封良好，檢查防雨罩安裝可靠(重點關注排氣孔的密——存在誤報警；——存在定值漂移等動油壓繼電C表7非電量保護裝置檢修內容（續(xù)）油壓繼電器D分接開關油流控制繼電B量保護回路C3)使用1000V絕緣電阻表測量，要求分接開關油流控制繼電D6.7其他其他部件檢修內容見表8。表8其他部件檢修內容柜內常勵繼BC表8其他部件檢修內容（續(xù)）C——懷疑有定值漂移問題時C器本體動力及控制電纜CDCD溶解氣體在線監(jiān)測裝置C溶解氣體在線監(jiān)測裝置C1)將在線監(jiān)測各組分氣體含量檢測數(shù)據(jù)與化學離線油樣分析試驗數(shù)中溶解氣體在線監(jiān)測裝D表8其他部件檢修內容（續(xù)）B2)確認閥門安裝方向正確(逆止閥應重點關注安裝方向，確認閥門開——閥門操作困難或者存在嚴重滲漏油故障無法處理時CD置點直流電流測量裝置外C點直流電流測量裝置測C2)在不加入電流情況下，監(jiān)視傳感器零點輸出,如果偏離零位輸出標光纖測溫裝C2)貫通盤內各光纖接口檢查無松動現(xiàn)象，光纖彎曲半徑符合廠家要1)若某一光纖測溫通道無法正常顯示時，可重新插拔一下對應的光在線裝置檢查D表8其他部件檢修內容（續(xù)）C），D器箱體接地DD器管線及附B2)檢查法蘭面無銹蝕、無損傷，重點檢查法蘭密封面應平整光滑(在分接開關油室與變壓器本體法蘭密B法蘭與變壓器本體密封面確認無損傷，更換密封墊(確認密封墊已完D消防感溫光D表8其他部件檢修內容（續(xù)）器外殼及組部件的防腐C6.8試驗6.8.1排油檢修后試驗排油檢修后試驗項目見表9。表9排油后試驗項目連同套管外B所有分接的B1)各相分接頭的電壓比與制造廠銘牌數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化，且應符合電壓接下電壓比允許偏差不應超過±0.5%。其他分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值1)必要時進行該項維修，如：——更換繞組后表9排油后試驗項目（續(xù)）局部放電測量的感應耐B2)在1h局部放電試驗期間，沒有超過250pC3)在1h局部放電試驗期間，局部放電水平無上升趨勢，在最后20分鐘局部放電水4)在1h局部放電試驗期間，局部放電水平的增加量不6)試驗后應進行油樣色譜分析，確認油樣色譜數(shù)據(jù)無異常，重點關注試驗結束后7)如果第3、4項不滿足要求，可延長1h測量時間，如果在后續(xù)連續(xù)1h內滿足了上a)試驗期間要求變壓器鐵心夾件保持可靠接地狀b)試驗前確認絕緣油分析結果合格；2)試驗方法按照GB/T7354執(zhí)行，試驗電壓和加壓程序按照GB1094.3的規(guī)定執(zhí)行3)如因設備(儀器)容量、現(xiàn)場條件等因素達不到規(guī)定試驗條件的，可降低試驗電——220kV及以上電壓等級變壓器：——更換絕緣部件或部分繞組后(220kV及以上、120MVA及以上)；變壓器組別或單相變壓B1)變壓器的三相接線組別和單相變壓器引出線的極性應與銘牌上的標記或外殼上1)必要時進行該項維修，如：——更換繞組后阻抗和負載B壓器電壓等級在220kV及以下，短路阻抗縱比相對變化絕對——更換繞組后；——出口短路后的變壓器；6.8.2常規(guī)試驗常規(guī)試驗項目見表10。表10常規(guī)試驗項目夾件對地絕C1)對于分別有外引接地線的鐵心、夾件，應測量鐵心對地絕緣、夾件對地絕緣和2)優(yōu)先帶外引接地線測量，絕緣電阻不合格后則在——變壓器排油檢修后等連同套管的絕緣電阻、吸收比和極C1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無顯著變化，不宜低于3)電壓等級為220kV及以上或容量為120MVA及以上時，宜用5000V絕緣電阻表測量4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的絕緣電）；6)封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，有條件的情況下，電纜、GIS側繞組可在——變壓器排油檢修后等直流電阻測量C4)直阻測量結果與相同部位以前的測量值進行比較，其變化R(T+t2)/(T+t1)，式中R、R分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度8)封閉式電纜出線或GIS出線的變壓器，電纜、GIS側繞組1)使用無勵磁分接開關變壓器每輪大修只測量額定分接位置直阻，使用有載分接——有載分接開關吊芯檢修后；——變壓器內部引線拆裝工作后表10常規(guī)試驗項目（續(xù)）緣及電容型套管對地末屏介質損耗因數(shù)與電容C ————5)油紙電容型套管的tgδ一般不進行溫度介損隨溫度增加明顯增大或隨試驗電壓升高(由10kV升到um/3)增量超過±0.3%6)測量變壓器套管介損時，與被試套管相連的所有繞組應短接進行加壓，其他套管末屏保持可靠接地，其余非被試繞組短接接地，末屏接電橋，使用正接線測量——變壓器排油檢修后或套管本體大修后C8.5繞組連同套管的介質損耗因數(shù)及電容量測量C3)介損值與出廠試驗值或歷年的數(shù)值比較不應該有顯著的變化(增量一般不超過——更換套管后表10常規(guī)試驗項目（續(xù)）量保護信號CC1)采用頻率響應分析法與初始結果相比，或三相之間結果相比無明顯差別，典型2)采用電抗法分析判斷同一參數(shù)的三個單相值互差（橫比）和同一參數(shù)值與原始3)試驗應盡量采用與原始數(shù)據(jù)測試時相同的工況、相同的試驗儀器、相同的接線4)對于有載分接開關應在最大分接下測試，對于無勵磁開關應在同一運行分接下——更換繞組后；——發(fā)生近區(qū)短路等6.8.3日常監(jiān)測日常監(jiān)測項目見表11。表11日常監(jiān)測項目偏磁測量裝置DD2)測量各部位溫度(本體溫度、頂層油溫等)并記錄對應的溫度和負荷電流，溫度器在線局放D——變壓器油樣分析結果異常時表11日常監(jiān)測項目（續(xù)）D2)與出廠值或歷史運行狀態(tài)比較沒有明顯變化，具體方法和要求按照GB/T——噪音異常時器箱體振動D——箱體振動或噪音異常時；——變壓器油樣分析結果異常時附錄B（資料性）附錄C基于失效模式和失效后果的維修策略優(yōu)化邏輯圖圖A.1基于失效模式和失效后果的維修策略優(yōu)化通用邏輯圖A.2示例1有載分接開關調壓機構電機絕緣電阻測量項目優(yōu)化圖A.3示例2主變壓器低壓側軟連接拆裝及試驗項目優(yōu)化附錄E（規(guī)范性）附錄F油浸式變壓器、電抗器油務處理工藝F.1排油和注油F.1.1排油和注油的一般規(guī)定：a)檢査濾油機、真空泵等設備完好，油罐、油桶、管路等輔助設備保持清潔干燥，無灰塵雜質和水分，合理安排油罐、油桶、管路、濾油機、潛油泵等工器具放置位置并與帶電設備保持足夠的安全距離。b)排油時，應將變壓器進氣閥和油罐的放氣孔打開，必要時進氣閥和放氣孔都要接入干燥空氣裝置，以防潮氣侵入，變壓器為縮短本體暴露時間，應采用充干燥空氣排油，干燥空氣露點應≤-40℃。c)排油時，先將儲油柜內油經(jīng)儲油柜注放油閥或排污閥排凈（如配置儲油柜注放油閥或排污閥時），再將油箱內的變壓器油放出。d)有載調壓變壓器的有載分接開關油室內的油應另備濾油機、油桶，抽出后應分開存放。F.1.2真空注油操作方法及注意事項：a)抽真空、注油工作不宜在雨天或霧天進行，應有防止水汽經(jīng)過密封不良處吸入油箱的措施。b)儲油柜、冷卻裝置、調壓開關油室宜與本體油箱同時抽真空，不能承受真空下機械強度的附件應與本體油箱隔離。c)可利用本體上部導氣管閥門或氣體繼電器聯(lián)管處閥門安裝抽空管，對于充油量50t以上的變壓器宜采用2臺真空泵在油箱不同部位同時抽真空。有載分接開關與本體應安裝連通管，以便與本體等壓，同時抽空注油，注油后應予拆除恢復正常。d)變壓器的儲油柜是全真空設計的，可將儲油柜和變壓器油箱一起進行抽真空注油（對膠囊式儲油柜需打開膠囊和儲油柜的真空連通閥，真空注油結束后關閉）。e)變壓器的儲油柜不是全真空設計的，在抽真空和真空注油時，應將通往儲油柜的真空閥門關閉（或拆除氣體繼電器安裝抽真空閥門）。f)抽真空前，應檢査確認變壓器各密封面的緊固情況，以均勻的速度抽真空，在抽真空過程中應檢查油箱的強度,一般局部彈性變形不應超過箱壁厚度的2倍，并檢查變壓器各法蘭接口及真空系統(tǒng)的密封性。當真空度達到200Pa以下時，應關閉真空機組出口閥門，測量系統(tǒng)泄漏率，測量時間應為30min，靜放5min，記錄此時的殘壓P1，30min后，記錄此時的殘壓P2，然后按照下式計算泄漏率：式中：η-泄漏率（Pa·L/s）;L-油箱容積=主體油重（kg）/0.9;P1/P2-殘壓值（Pa）。油箱及管路的泄漏率η應＜1000Pa·L/s，或應符合產(chǎn)品技術文件的要求，如果泄漏率η不符合此要求，則應檢查滲漏處并修理，才可以繼續(xù)抽真空。g)應用真空計測量油箱內真空度，當真空度小于規(guī)定值時，開始對真空保持時間進行計時；當制造廠無規(guī)定時，真空度及保持時間應符合下表的規(guī)定。表B.1真空度要求h)注油的一般要求：1)新油驗收時應對接受的全部油品進行監(jiān)督，以防止出現(xiàn)差錯或帶入污物。新油應按GB2536標準驗收，也可按照有關國際標準或合同規(guī)定驗收；2)新油注入設備前應用真空濾油設備進行過濾凈化處理，以脫除油中的水分、氣體和其他顆粒雜質，其油品質量應符合GB/T14542要求。互感器和套管用油的檢驗依據(jù)GB