油浸式变压器（电抗器）检修规范

附件2

110（66）kV～500kV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

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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）kV?500 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、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

GB50150-1991 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 429.9-1991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法

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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）kV～500kV变压器（电抗器）技术标准》 国家电网公司 《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）运行规范》 国家电网公司 《110（66）kV～500kV变压器（电抗器）技术监督规定》 国家电网公司 《预防110（66）kV～500kV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 变 压 器 本 体 检查周期 检查项目 1-3月 1）温度 检查内容/方法 1） 温度计指示 2） 绕组温度计指示 3） 温度计表盘内有无潮气冷凝 判断/措施 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； 2

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 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。 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。 3

5）有无不正常的噪音和振动 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。 1-3月 1）有无不正常的噪检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正常当排除其他原因，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。 音和振动 （在启动备用设备时应特别注意） 2）渗漏油 检查冷却器阀门、油冷 却 装 置 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 4）脏污附着 1-3月 检查冷却器上脏污附着位置及程度 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。注意负压区的渗透。 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。 特别脏时要进行清洗，否则要影响冷却效果 1）如果渗漏油，则更换密封件或套管。 2）检查端子受力情况。 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。 1）渗漏油 检查套管是否渗漏油 2）套管上有裂纹、1）检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹 2）检查硅橡胶增爬裙套 管 放电、破损或脏污 或RTV有无放电痕迹 3）过热 红外测温 1） 内部过热，应更换。 2）接头过热，予以处理。 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。 4

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。 1-3月 1）检查干燥剂，确认干燥剂的颜色 1）干燥度 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。 吸 湿 器 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。 检查呼吸是否正常 2）呼吸 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 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 重新紧固漏油的部件。 1） 如果连接处松动，重新紧固。 2） 压力升高，应更换滤芯。 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。 有 载 分 接 开 关 3）油位 2）电源 控制器电源指示灯显示是否正常 油位计的指示 如电源指示灯不亮，应进一步检查各相电源是否带电。 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，并进行绝缘油处理。 5

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 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。 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 7）操作机构 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。 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 气 体 继 电 器 1-3月 1）渗漏油 检查密封情况 2）气体 检查气体集聚含量 如有应更换密封件或紧固处理。 如果有气体，应取气样进行色谱分析： 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。 如电气元件有损伤，应予以更换。 6

端 子 箱 及 控 制 箱 在 线 监 测 装 置

3-6月 1）密封性 1）检查雨水是否进入 1）如果雨水进入则重新密封。 2）接触 2）检查接线端子是否2）如果端子松动和生锈，则重新紧固和清洁。 3）完整性 松动和锈蚀 3）电气元件的完整性 3）如果电气元件有损坏，则进行更换。 3-6月 1）油中气体含量 1）密封性 2）油中气体含量有否超标 如有渗漏油应及时处理。 如有应进一步取本体油样进行色谱分析。 2）绝缘 3）局部放电水平 是否正常 是否正常 与停电试验比较，积累运行经验。 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，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 绝缘电阻测量（连套管） 绝 缘 状 况 检查周期 1-3年 检查方法 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 判断/措施 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 MΩ（20℃）；220kV及以上变压器绕组不应小于2000 MΩ（20℃）。 7

绕组介质损耗因数（连套管） 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，对测试绕组施加测量结果同同类设备或历史数据相比应无显著差别，如有： 直流电压，测量直流电流 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 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导 电 状 况 红外测温 1年、重负对箱壁、套管及连接接头荷或必要时 用红外测温，并应记录当时负荷电流及环境温度等 的换算误差。 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。 1）铁心、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。 8

油 流 带 电 的 泄 漏 电 流 中性点（330kV及以上） 必要时 开启所有油泵，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| μA。 油质 耐压 检查有无杂质 试验的方法和装置见GB/T507、GB7599或GB264 绝缘油应透明、无杂质或悬浮物 电压等级： 110kV时：>30 kV/2.5mm 220kV时：>35 kV/2.5mm 330kV时：>40 kV/2.5mm 500kV时：>50 kV/2.5mm 如果低于此值需对油进行处理 绝 缘 油 酸值测定mgKOH/g 1-3年 ≤0.1 mgKOH/g 如果高于此值需对油进行处理 9

油中溶解1）新投运1） 主要检出以下气体： 发现异常情况应缩短取样周期并密气体分析 24小时、三H2、CO、CO2、CH4、C2H2、切监视增加速率，故障判断见天、一周后C2H4、C2H6 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） 含气量（500kV变压器、1）投运后24小时取油样分析 方法DL/T423或DL/T450 1）交接试验或新投运：≤1% 2）运行中：≤3% 2） 方法见GB/T7252 3） 建立分析档案 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。 电抗器） 2）以后每年进行测量 含水量 330kV～方法见GB7600或GB7601 66 kV -110 kV ：≤35 mg/L； 220 kV ：≤25 mg/L； 330 kV -500 kV： ≤15 mg/L。 500kV变压器为1年，其它为必要时 介质损耗因数 330kV～方法见GB5654 330kV及以下：≤4%（90℃） 500kV：≤2%（90℃） 500kV变压器为1年，其它为必要时 10

体积电阻率 330kV～方法见GB5654或DL/T421 330kV及以下：≥3×109 Ω.m （90℃） 500kV：≥1×1010 Ω.m （90℃） 500kV变压器为1年，其它为必要时 带电度 必要时 方法见GB5654或DL/T421 ＜500 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。 振动 1年 油泵和冷却风扇运行时，检查轴承发出的噪音。 若轴承累计运行10年以上或有异常声音应予以更换。 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。 清洁 冷 却 器 压力 绝缘电阻 1-3年 检查冷却管和支架等的脏污、锈蚀情况。 用1000V绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻 必要时 用压力表检查冷却器的进油管道的压力是否正常 绝缘电阻应不低于1 MΩ。 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正常。 2）水中应无油花。 绝缘电阻 2-3年 电 容 套 管 介质损耗因数 用2500V绝缘电阻表测量套管末屏对地的绝缘电阻 在套管末屏施加10kV电压测量 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 MΩ 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 % 11

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100μL/L时说明内部有局部过热现象，应更换处理。 4）当H2超出500μL/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。 一般 2-3 年 1）裂纹 检查左边项目是否处于正常状态 2）脏污（包括盐性成分） 1）如果套管积污严重，用中性清洗纯 油 套 管 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 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。 12

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。 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有 载 分 接 开 关 分接位置指示 各处分接位置显示是否正确一致 查弹簧和触头压力、内部接线、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。 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 MΩ，否则重点检查其绝缘有无破损和是否进水受潮所致。 13

低压控制回路 一般2-3年 1）以下继电器等的绝缘当控制元件是控制分闸电路电阻： a)保护继电器 b)温度指示器 1）测得的绝缘电阻值应不小于1 MΩ，但对用于分闸回路的继电器，即使测得的绝缘电阻大于1MΩ，也要对其进行仔细检查，如潮气进入等。 2）不低于1MΩ 3）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。 时，建议每c)油位计 年进行检查 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1000V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 组 部 件 保护继电器、气体继电器和有载分接开关保护继电器 压力释放装置 2-3年 如继电器是控制分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）检查以下各项： a) 漏油 1）若密封处漏油，则重新紧固，或更换密封件。 b)气体继电器中的气体量 2）如果触头的分合运转不灵活应更换触头的操作机构。 闸回路时，2）用继电器上的试验按建议每年进行检查 1-3年 钮检查继电器触头的动作情况 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。 检查两个油温指示计的指示，其差值应在3℃之内。 热电阻温度计 2-3年 检查温度计指示 14

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 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 油色谱、温升异常 故障原因 1）铁心多点接地 检查内容/方法 1）油色谱分析 2）运行中用钳形电流表测量接地电流 判断/措施 通常热点温度较高，C2H6、C2H4增长较快。 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。 15

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kΩ），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，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 )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。 16

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 2）1.1倍过电流试验 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。 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 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。 比较短路损耗，区别故障相。 17

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 6）导电回路分流 1）油色谱分析 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。 该故障特征是高温过热，油中C2H6、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 3）绕组绝缘电阻测试

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三相应平衡，若有较大误差，表明已烧坏。 对地绝缘电阻应大于1MΩ，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）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 2）油位变化 属高温过热，并具有高能量放电特征。 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 油中H2或C2H2故障原因 1）油泵内部放电 检查内容/方法 1）油色谱分析 判断/措施 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1MΩ，若较低则表明已击穿。 含量异常升高 19

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 2）油中带电度测试 C2H2单项增高。 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 2）油位变化 属高能量放电，并有局部过热特征。 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。 20

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 2）运行中用钳形电流表测量接地电流 3）绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻 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。 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。 1）若具有非金属短接特征绝缘电阻较低（如几kΩ），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。 21

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、1）油色谱分析 绕组或引线绝缘击穿 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，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 5) 目测 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 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。 22

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 3）目测 （三） 绕组变形故障检查与处理

与变压器负荷电流密切相关，负荷电流下降，超声波值减小。 磁屏蔽松动或有放电形成的游离炭 表5 绕组变形故障检查与处理表

故障特性 1）阻抗增大 2）频响试验变异 2）听声音或测量振动信号 故障原因 检查方法或部位 判断/措施 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。 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 1）运输中受到冲击 1）压力释放阀 2）短路电流冲击 23

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 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 5）各连接部位的渗漏检查 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。 4）油中含气量分析 3）气样色谱分析 外部进水 检查方法或部位 1）油色谱分析 2）冷却器检查 判断/措施 单H2增长较快。 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可能。 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。 油中含气量有增长趋势，可表明存在渗漏现象，应查明原因。 有渗漏时应处理 24

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 9）内部检查 检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。 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。

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（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。 （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

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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0℃，且器身温度不应低于周围空气温度。当器身温度低于周围空气温度时，应将器身加热，宜使其温度高于周围空气温度5℃。

（四）检查器身时，应由专人进行，穿着无纽扣、无金属挂件的专用检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。

（五）进行检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，且用绳索连接在手腕上，以防止遗留在油箱内或器身上。

（六）进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。 （七）在大修过程中应尽量使用力矩扳手和液压设备进行定量控制。

（八）在大修过程中不应随意改变变压器内部结构及绝缘状况，破坏应有的抗短路能力、散热能力和绝缘耐受能力。

第十三条 质量要求

检修后各部位及组部件应符合相关质量要求，所有检查项目应满足第六章的要求，试验项目应满足第九章的要求。

第十四条 环境要求

（一）检修场地周围应无可燃或爆炸性气体、液体，或引燃火种，否则应采取有效的防范措施和组织措施。

（二）在现场进行变压器的检修工作，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持足够的安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸组部件的放置地点和消防器材的合理布置等。

（三）在对变压器检修的过程中应尽量减少变压器油的泄漏，最大限度地减少对土地及地下水的污染, 同时应最大限度地减少固体废弃物对环境的污染。

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第五章 检修前的准备

第十五条 检修方案

检修前应编制完善的检修方案，其中包括检修的组织措施、安全措施和技术措施。其主要内容如下：

1 人员组织及分工，并负责以下任务：安全、技术、起重、试验、工具保管、油务、质量检验等。 2 施工项目及进度表； 3 特殊项目的施工方案； 4 检查项目和质量标准； 5 关键工序质量控制内容及标准； 6 试验项目及标准；

7 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 8 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 9 必要的施工图。 第十六条 检修场地

变压器的检修场地可以设置在变压器运行现场、也可设置在检修间内进行，具体应视检修项目及其实施的可行性来确定，同时应根据场所的具体情况做好防火、防雨、防潮、防尘、防摔落、防触电等措施。储油容器、大型机具、拆卸组部件和消防器材应合理布置。

第十七条 工艺装备

现场检修应具备充足合格干燥的材料和应有的组部件，完备的工艺装备和测试设备。详见附录 A《使用工具和设备一览表》。

（一）材料

1 绝缘材料，如各种规格大小的干燥绝缘纸板、皱纹纸、电缆纸、收缩带、白布带和绝缘油等。

2 密封材料，如各种规格条形、版型或成型密封胶垫。 3 油漆，如绝缘漆、底漆和面漆等。 4 必要的备品配件。 （二）工器具

1 起重设备和专用吊具，载荷应大于2.5倍的被吊物吨位。 2 专用工、器具。如力矩扳手、液压设备、各种规格的扳手等。

3 真空注油设备。如处理能力3000L/h-12000L/h的滤油机、每小时抽气量大于2.5倍变压器体积的真空泵、真空测量表计等。

如检修500kV变压器还应配置两级真空泵。 4 露点低于-40℃的干燥空气或氮气。 5 气割设备、电焊设备等。

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（三）测试设备

1 常规测试设备，如变比电桥、介质损耗因数仪、电阻电桥，各种规格的绝缘电阻表等。 2 高压测试设备，如工频试验变压器、中频发电机、耐压设备和局放测试设备等。

第六章 大修内容及质量要求

大修内容及质量要求如下。 第十八条 器身

表7 器身大修内容及质量要求表

部位 检查内容 1）检查相间隔板检查方法 目测 工艺质量要求 1）围屏应清洁，无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好； 2）围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处应错开搭接，并防止油道堵塞； 3）检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块处在中部高场强区时，应尽可能割短，相间距离最小处的辐向垫块2～4个； 4）相间隔板应完整并固定牢固； 5）静电屏应清洁完整，无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹，对地绝缘良好，接地可靠； 6）若发现异常应打开围屏作进一步检查。 绕 组 2）检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损，油道是否畅通。 解开围屏目测或内1）绕组应清洁，无油垢，无变形、无过热变色、无放电痕迹； 和围屏有无破损、 变色、变形、放电痕迹。 窥镜检查 2）整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象； 3）油道应保持畅通，无油垢及其它杂物积存； 4）导线缠绕应紧密，绝缘完好无缺； 5）绕组圆整度、内外径尺寸、高度等应符合技术要求； 6）外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。 3）检查绕组各部垫块有无位移和松动情况 目测或内1）垫块应无位移和松动情况； 窥镜检查 2）各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固，有适当压紧力，垫块应外露出绕组的导线。 4）检查绕组轴向预紧力是否合适（必要时）

采用液压装置 1）绕组垫块的轴向预紧力应大于20kg/cm2； 2）绝缘老化状态在三级，不宜进行预压。 29

5）检查绝缘状态 用指压或聚合度测试 绝缘老化状态分如下四级： 1）良好绝缘状态，又称一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形；或聚合度在750 mm以上； 2）合格绝缘状态，又称二级绝缘：绝缘稍有弹性，用手指按压后无裂纹、脆化；或聚合度在750-500 mm之间； 3）可用绝缘状态，又称三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形；或聚合度在500-250 mm之间； 4）不合格绝缘状态，又称四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落；或聚合度在250 mm以下。 1）检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热引 线 及 绝 缘 支 架 现象 2）检查引线（必要时） 目测 1）引线绝缘包扎应完好，无变形、起皱、变脆、破损、断股、变色现象； 2）对穿缆套管的穿缆引线应用白纱带半叠包一层； 3）220kV及以上变压器引线应进行圆化处理，不应有毛刺和尖角； 4）引线绝缘的厚度及间距应符合附录B的规定。 目测 1）引线应无断股损伤现象； 2）接头表面应平整、光滑，无毛刺、过热性变色现象； 3）接头面积应大于其截面的1.5倍以上； 4）引线长短应适宜，不应有扭曲和应力集中现象。 3）检查绝缘支架 目测 1）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象； 2）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(220kV及以上变压器不得应用环氧螺栓)； 3）绝缘固定应可靠，无松动和串动现象； 4）绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘； 5）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路。 30

4）检查引线与各部位之间的绝缘距离 测量 1）引线与各部位之间的绝缘距离应不小于附录B的规定； 2）对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，并在铜(铝)排表面应包扎一层绝缘。 5）紧固所有螺栓 用力矩扳手 1）检查铁心表面 目测 均处在合适紧固状态。 1）铁心应平整、清洁，无片间短路或变色、放电烧伤痕迹； 2）铁心应无卷边、翘角、缺角等现象； 3）油道应畅通，无垫块脱落和堵塞，且应排列整齐。 2）检查铁心结构紧固情况 用力矩扳手 1）铁心与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘； 2）钢压板与铁心间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损、变形、开裂和裂纹现象； 3）钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地； 4）金属结构间应无悬空现象，并有一点可靠接地； 铁 心 5）紧固件应拧紧或锁牢。 3）检查铁心绝缘 目测和用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻 1）铁心绝缘应完整、清洁，无放电烧伤和过热痕迹； 2）铁心组间、夹件、穿心螺栓、钢拉带绝缘良好，其绝缘电阻应无较大变化，并有一点可靠接地； 3）铁心接地片插入深度应足够牢靠，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁心； 4）铁心组间绝缘电阻应大于10 MΩ以上； 5）铁心对夹件及地绝缘电阻应大于50 MΩ以上。 4）检查电屏蔽或磁屏蔽 目测和用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻 第十九条 油箱

表8 油箱大修内容及质量要求表

1）绝缘电阻应大于1 MΩ以上，接地应可靠； 2）固定应牢靠； 3）表面应清洁，无变色，变形、过热、放电痕迹。 部位 外 表 面 检查内容 1) 检查焊缝 2）清洁度 检查方法 目测 应无渗漏点。 质量要求 油箱外面应洁净，无锈蚀，漆膜完整。 31

内 表 面 1）内表面 2）磁(电)屏蔽 3）器身定位钉 4）结构件 1）管道内部 2）管道连接 目测 油箱内部应洁净，无锈蚀、放电现象，漆膜完整。 磁(电)屏蔽装置固定牢固，无放电痕迹，可靠接地。 定位装置不应造成铁心多点接地现象，若影响可退出。 应无松动放电现象，固定应牢固。 目测 管道内部应清洁、无锈蚀、堵塞现象。 管道连接应牢固，在易变形之处可采用软连接方式（如波纹管）。 管 道 3）导油管 固定于下夹件上的导向绝缘管，连接应牢固，无泄漏现象。 1）法兰 2）密封胶垫 目测 法兰结合面应光滑、平整、清洁。 1）胶垫接头粘合应牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面应平放，搭接面长度不少于密 封 胶垫宽度的2～3倍。 2）胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。 3）不得重复使用已用过的密封件。 3）密封试验 第二十条 组部件 （一）有载分接开关

表9 有载分接开关大修内容及质量要求表 油压 在储油柜内施加0.03-0.05MPa压力，24h不应渗漏。 部位 切换开关 选择开关 范围开关或粗细开关 电动操作箱 检查内容 检查方法 质量要求 按DL/T574-95 《有载分接开关运行维护导则》的有关规定执行。 （二）无励磁分接开关

表10 无励磁分接开关大修内容及质量要求表

部位 本体 检查内容 完整性 检查方法 目测 质量要求 开关应完整无缺损，所有紧固件均应拧紧、锁住，无松动。 操作1）灵活性 机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞。 上部指示位置与下部实际接触位置应相一致。 定位螺栓应处在正常位置。 操作杆U型拨叉应保持良好接触，无悬浮状态。 32

手柄 2）指示 3）定位 4）接触

触头 1）接触电阻 2）表面 3）压力试验 测量 触头接触电阻应小于500μΩ。 触头表面应光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落现象； 压力计或塞尺 触头接触压力应在0.25～0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙。 应无放电、过热、烧损、松动现象。 绝缘筒应完好、无破损、剥离开裂、变形，放电、表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形。 4）触头分接线 目测 绝 缘 件 （三）冷却装置 1.散热器 完整性和清洁 目测 表11 散热器大修内容及质量要求表

部位 检查内容 检查方法 目测 应无渗漏点。 油箱表面应洁净，无锈蚀，漆膜完整。 1） 气压或油压 2） 真空 2.冷却器

表12 冷却器大修内容及质量要求表

部位 表面 检查内容 清洁度和锈蚀 检查方法 目测 质量要求 清洁，无锈蚀，漆膜完整。 冷却管应无堵塞，密封良好。 1） 气压或油压 2） 真空 3.强油水冷却器

表13 强油水冷却器大修内容及质量要求表

部位 表面 检查内容 清洁度和锈蚀 检查方法 目测 质量要求 清洁，无锈蚀，漆膜完整。 冷却器本体内部洁净，无水垢、油垢，无堵塞现象。 密封试验 渗漏 1）气压或油压 2）真空 （四）套管

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质量要求 内外表面 1）焊缝质量 2）清洁度 密封试验 渗漏 1）试漏标准：片式散热器0.05 MPa、10h； 管状散热器0.1 MPa、10h。 2）与本体相符。 冷却管道 密封和畅通 密封试验 渗漏 1） 试漏标准：0.25～0.275MPa、30min应无渗漏。 2） 与本体相符。 冷却管道 密封和畅通 1）试漏标准0.4MPa、30min无渗漏或遵制造厂要求进行。 2）与本体相符。

1.纯瓷套管

表14 纯瓷套管大修内容及质量要求表

部位 外表面 检查内容 完整性和清洁度 检查方法 目测 质量要求 瓷套表面应清洁，无放电、裂纹、破损、渗漏现象。 导电杆 完整性和过热痕迹 绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆) 密封 渗漏 1） 气压或油压 2） 真空 2.油纸套管

表15油纸套管大修内容及质量要求表

部位 外表面 检查内容 完整性和清洁度 检查方法 目测 质量要求 瓷套表面应清洁，无放电、裂纹、破损、渗漏现象。 末屏端子 放电痕迹和渗漏 接地应可靠，绝缘应良好，无放电、受损、渗漏现象。 连接端子 完整性和放电痕迹 连接端子应完整无损，无放电、过热、烧损痕迹。 油位 油色谱试验（必要时） 更换套管 静放时间 计时 110-220kV 要求静放24小时后方可投运 330-500kV 要求静放36小时后方可投运 注：本规范不推荐油纸套管解体检修。 （五）套管型电流互感器

表16 套管型电流互感器大修内容及质量要求表

部位 引出线 密封

导电杆应完整无损，无放电、油垢、过热、烧损痕迹。 绝缘筒应完整，无放电、油垢痕迹，并处于干燥状态。 放电痕迹和干燥状态 与本体相符。 正常 内部缺陷 色谱仪 油位应正常，若需补油，应实施真空注油。 色谱应正常。 检查内容 标志正确 渗漏 检查方法 目测 质量要求 引出线的标志应与铭牌相符。 应无漏。 34

连接端子 完整性和放电痕迹 1）连接端子上的螺栓止动帽和垫圈应齐全。 2）无放电烧损痕迹。 试验 1）绝缘电阻 2）变比、极性和伏安特性试验（必要时） 3）直流电阻 1）2500V绝缘电阻表 2）专用仪器仪表 1）绝缘电阻应≥1MΩ。 2）与出厂值相符。 3）与出厂值相符。 （六）油泵及电机

表17油泵及电机大修内容及质量要求表

部位 叶轮 轴承 检查内容 完整性和磨损 完整性 灵活性 磨损情况 轴 磨损情况 用手转动 运行累计 游标卡尺 检查方法 目测 质量要求 叶轮应无变形及磨损，牢固平稳。 轴承挡圈及滚珠应无损坏。 轴承转动应灵活。 轴承累计运行时间10年左右应予以更换。 前后轴应无损坏，直径允许公差为±0.0065mm。 端盖 转子 完整性和清洁度 放电和过热痕迹 目测 前后端盖应清洁无损坏。 转子短路环无断裂，铁心无损坏及磨损，无放电痕迹，绕组应无过热现象。 定子 放电和过热痕迹 定子外壳应清洁，绕组绝缘良好，铁心无损坏放电痕迹，绕组应无过热现象。 间隙 引线与绕组的焊接 滤网 完整性和清洁度 正常 连接可靠 目测和直流电阻测试 目测 法兰、压盖及过滤网应洁净，无损坏、堵塞，材质符合要求。 油路 接线盒 畅通 完整性和清洁度 油路应清洁，畅通。 引线、绝缘板与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒内部清洁无油垢及灰尘。 密封 渗漏情况 目测 1）更换所有密封件。 2）密封件的压缩量为原厚度的1/3。 试验 绝缘电阻 2500V绝缘电阻表 直流电组

油泵各处的间隙应符合厂方的规定。 应无脱焊及断线。 绝缘电阻值应≥1 MΩ。 电桥 三相互差不超过2%。 35

运转试验 运转 运转应平稳、灵活、声音和谐，无转子扫膛，叶轮碰壳等异音，三相空载电流基本平衡，不渗漏。 （七）风机

表18 风机大修内容及质量要求表

部位 叶轮 检查内容 完整性和磨损 检查方法 目测 质量要求 1）叶轮应无变形及磨损,牢固平稳。 2）外表应清洁，通风畅通。 轴承 完整性 灵活性 磨损情况 轴 磨损情况 用手转动 运行累计 游标卡尺 轴承挡圈及滚珠应无损坏。 轴承转动应灵活。 轴承累计运行时间10年以上可予以更换。 前后轴应无损坏，直径允许公差为±0.0065mm。 端盖 转子 完整性和清洁度 放电和过热痕迹 目测 前后端盖应清洁无损坏。 转子短路环无断裂，铁心无损坏及磨损，无放电痕迹，绕组绝缘良好、应无过热现象。 定子 放电和过热痕迹 定子外壳应清洁，绕组绝缘良好、应无过热现象，铁心无损坏放电痕迹。 接线盒 完整性、可靠性和清洁度 试验 绝缘电阻 2500V绝缘电阻表 直流电组 运转试验 电桥 运转 三相互差不超过2%。 运转应平稳、灵活、声音和谐，无转子扫膛，叶轮碰壳等异音，三相空载电流基本平衡，不渗漏。 （八）油流继电器

表19 油流继电器大修内容及质量要求表

部位 挡板 检查内容 灵活性 同步性 检查方法 用手拨动 用手转动 质量要求 挡板转动应灵活，转动方向与油流方向一致。 主动磁铁与从动磁铁应同步转动，无卡滞现象。 挡板铆接 可靠 弹簧 弹性 目测 挡板铆接应牢固。 返回弹簧安装牢固，弹力充足。 引线、绝缘板与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒内部清洁无油垢及灰尘。 绝缘电阻值应≥1 MΩ。 36

部件 完整 各部件无损坏，洁净，连结紧固，指示正确，密封良好。 指针 清洁和锈蚀 通灯 指针的平垫及表盘应清洁，无灰尘，无锈蚀。 当挡板旋转到极限位置时，微动开关应动作，常闭触点打开，常开触点闭合。 微动开关 动作正确 试验 绝缘电阻 2500V绝缘电阻表 绝缘电阻值应大于或等于1MΩ。 动作特性 （九）储油柜 1.胶囊式储油柜

通灯 应正确符合要求。 表20 胶囊式储油柜大修内容及质量要求表

部位 外表面 内表面 油位 检查内容 清洁度和锈蚀 清洁度、水分锈蚀 显示 检查方法 目测 质量要求 应清洁、无锈蚀。 应清洁，无毛刺、蚀和水分。 1）管式油位计内油清晰、无杂质，油位清晰可见，油位标示线指示清晰。 2）油位计内部无油垢，红色浮标清晰，可见清晰正确。 3）无假油位现象。 管道 清洁，畅通 1）表面应清洁，管道应畅通无杂质和水分。 2）若有安全气道，则应和储油柜间互相连通。 3）呼吸畅通。 胶囊袋 密封性能 气压 1）.胶囊无老化开裂现象，密封性能良好。 2）压力0.02～0.03MPa，时间12h(或浸泡在水池中检查有无冒气泡)应无渗漏。 3）胶囊洁净，联管口无堵塞。 密封 渗漏 油压 更换密封件，密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏。 2.隔膜式储油柜

表21隔膜式储油柜大修内容及质量要求表

部位 外表面 内表面 油位 检查内容 清洁度和锈蚀 清洁度、水分锈蚀 显示 检查方法 目测 质量要求 应清洁、无锈蚀。 应清洁，无毛刺、锈蚀和水分。 1）油位计内部无油垢，红色浮标清晰可见。 2）指示清晰正确，无假油位现象。

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管道 清洁，畅通 1）表面应清洁，管道应畅通无杂质和水分。 2）若有安全气道，则应和储油柜间互相连通。 3）呼吸畅通。 隔膜 完整性和密封性能 目测和气压 1）隔膜无老化开裂、损坏现象，清洁、密封性能良好。 2）压力0.02～0.03MPa，时间12h应无渗漏。 3）油位计的伸缩杆伸缩自如，无折裂现象。 密封 渗漏 油压 更换密封件，密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏。 3.金属波纹密封式储油柜

表22金属波纹密封式储油柜大修内容及质量要求表

部位 表面 油位 管道 滑槽 金属隔膜 检查内容 清洁度和锈蚀 显示 清洁，畅通 检查灵活性 用手滑动 检查方法 目测 质量要求 应清洁、无锈蚀。 指示清晰正确，无假油位现象。 表面应清洁，管道应畅通无杂质和水分。 伸缩移动灵活，无卡涩现象。 1）隔膜无裂缝、损坏现象，清洁、密封性能良好。 2）压力0.02～0.03MPa，时间12h应无渗漏。 （十）非电量保护装置 1.油位计

表23 油位计大修内容及质量要求表

部位 检查内容 检查方法 目测 质量要求 1）连杆应无变形折裂现象。 2）传动齿轮无损坏，转动灵活，无卡轮、滑齿现象。 磁铁 1）主动、从动磁铁是否耦合和同步转动 2）指针指示是否与表盘刻度相符 报警装置 报警装置动作是否正确 密封

完整性和密封性能 目测和油压 传动机构 完整性和灵活性 用手转动 应同步正确：连杆摆动45°时，指针应旋转270°，从“0”位置指示到“10”位置，传动灵活。 目测 指示正确。 通灯 当指针在“0”最低油位和“10”最高油位时，分别发出信号。 渗漏 油压 更换密封件，密封应良好无渗漏。 38

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