电力变压器检修质量与工作标准

电力变压器检修质量与工作标准 1 1 总则总则 1.1 为了保证电网安全可靠运行，提高油浸式变压器的检修质量，使检修工作制度化、规范 化，特制定本标准。 1.2 本标准是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来市供电有限公司输变电 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。 1.3 本标准规定了油浸式变压器检查与处理、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。 1.4 本标准适用于市供电有限系统内的 35kV-110kV 油浸式变压器的检修工作。10kV 油浸 式变压器可参照执行。 2 2 引用标准引用标准 以下列出了本规范应用的标准、规程和导则，但不限于此。 国家电网公司 2005173 号 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(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 国家电网公司 110(66)kV500kV 油浸变压器(电抗器)技术标准、规定汇编 3 3 检查与处理检查与处理 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。 3.1 例行检查与处理 变压器在正常运行中，应按表 l 的内容及要求进行检查，掌握变压器运行情况。 表表 1 1 例行检查与处理表例行检查与处理表 检查 部位 检查 周期 检查 项目 检查内容方法判断措施 l 一 3 月 1)温度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 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。 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 器应尽量避免绝缘油运行 在 3545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。 5）有无 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。 3 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，重点查 产生的原因。 2)油流指示器长期剧烈抖动，应消除 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 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。 套 管 1-3 月 5)油位油位计的指示 1)如油位有突变(上升或下降)，应垂 检查套管与本体是否渗漏。 2)油色变黑或浑浊，应重点检查油色和 微水含量，是否放电或进水受潮。 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 1-3 月1)干燥 度 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，应及时处理。 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。 有载 分接 开关 的在 线滤 油机 1-3 月 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。 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，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。 有载 分接 开关 1-3 月 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。 5 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。 1)渗漏油 检查密封情况 如有应更换密封件或紧固处理。 气 体 继 电 器 13 月 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： 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 36 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 36 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。 测 装 置 3)局部放 电水平 是否正常 与停电试验比较，积累运行经验。 3.2 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。 表表 2 定期检查与处理表定期检查与处理表 检查 内容 检查项目检查周期检查方法判断措施 绝缘电阻 测量(连套 管) 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(20OC) 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 OC 时的绕组介质损耗 因 数不应大于下列数值： 110kV： 08 绕组直流 泄漏电流 3 年 非测试绕组接地或屏 蔽情况下，对测试绕 组施加直流 测量结果同同类设备或历史数据 相比应无显著差别，如有： 绝 缘 状 况 铁心接地 电流 3 年电压，测量直流电流 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)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。 7 1)铁心、夹件接地电流应小于 100mA，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 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 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 中性点 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|- 35|A。 油质 检查有无杂 绝缘油应透明、无杂质或悬浮 物 电压等级： 耐压 110kV 时：30 kV25mm 如果低于此值需对油进行处理 绝 缘 油 酸值测定 mgKOH/g 3 年 试验的方法和装置见 GBT507、GB7599 或 GB264 01 mgKOHg 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、 四天、十 天后取油 样分析 2)运行 1 个 月后 3)以后每 半年进行 测量 1)主要检出以下气体： H2、C0、C02、CH4、C 2H2、C2H4、 C2H6 2)方法见 GBT7252 3)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 GBT7252 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 1)投运后 24 小时取 油样分析 2)以后每 年进行测 量 方法 DLT423 或 DLT450 1)交接试验或新投运：1 2)运行中：3 含水量 必要时 方法见 GB7600 或 GB760l 110 kV：35 mgL； 介质损耗 因数 必要时 方法见 GB5654 110kV 及以下：4(90) 体积电阻 室 必要时 方法见 GB5654 或 DLT421 110kV 及以下： 3lO10m(90 ) 带电度必要时 方法见 GB5654 或 DLT421 500 pcm1 20 糠醛含量必要时 检查绝缘老化程度 1)若测试值大于 4mgL 时，表 明 绝缘严重老化。 2)跟踪测试，注意增长趋势。 振动 3 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。 清洁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。 冷 却 器 绝缘电阻 3 年 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 l M。 9 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 3 年 1)检查压差继电器和 压力表的指示 1)检查水中有无油花 2)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 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 lOkV 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 3 年 在套管末屏施加 10kV 电压量 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 mgL 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 lOOLL 时说明内 部 有局部过热现象，应更换处 理。 4)当 H2超出 500LL 时应引起 注 意，并进行综合分析。 电 容 套 管 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 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1)绝缘油的击穿电压 测试 2)油中含水量测试 1)交接时、大修后：油击穿电压 40kV；运行中：油击穿电压 30kV。 2) 交接时、大修后：水分含量 25mg/L；运行中：水分含量 40mg/L。 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。 有 载 分 接 开 关 辅助回路 半年或分接 变换 2000 次 绝缘电阻测试 1000V 绝缘电阻表测量应不小 1M，否则重点检查其绝缘有无 破损和是否进水受潮所致。 11 低压控制 回路 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 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 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 l M，但对用于分闸回路的继电 器，即使测得的绝缘电阻大于 lM， 也要对其进行仔细检查， 如潮气进入等。 2)不低于 1M 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。 保护继电 器、气体 继电器和 有载分接 开关保护 继电器 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 更换触头的操作机构。 压力释放 装置 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 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。 组 部 件 热电阻温 度计 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 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 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。 3.3 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。 a.过热性故障检查与处理 表表 3 3 过热性故障检查与处理表过热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 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 lOOmA 以下，并适时安排停电处理。 油色谱、 温升异常 1)铁心多点接 地 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 610kV 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。 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)铁心短路 2)11 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， 11 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。 13 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 23 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。 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 C02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 C0、C02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，加速了绝缘老化。 3)导电回路接 触不良 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。 1)油色谱分析 该故障特征是低温过热，油中 C2H4、C0、 C02含量增长较快。 2)11 倍过电流试 验 可确定电导回路引起的过热。11 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)多股导线问 的短路 4)分相低电压下的 短路试验 比较短路损耗，区别故障相。 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、C02含量增 长较快。 2)11 倍过电流试 验 11 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。 5)油道堵塞 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。 1)油色谱分析 该故障特征是高温过热，油中 C2H4、C2H4 含量增长较快，有时会产生 H2和 C2H2。 6)导电回路分 流 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。 15 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。 1)油色谱分析该故障具有高温过热特征， 快。总烃增长较 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。 8)结构件或电 磁屏蔽在铁心 周围形成短路 环 4)目测解开连接端子逐一检查有无短路、变 色、过热现象 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。 9)油泵滚动磨 损 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)11 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，11 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。 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。 11)有载开关绝 缘筒渗漏 3)压力试验在主储油柜上施加 O03005 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。 b.放电性故障检查与处理 表表 4 放电性故障检查与处理表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 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。 油中 H2或 C2H4含量 异常升高 1)油泵内部放 电 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。 17 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。 2)悬浮电位放 电 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。 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。 3)油流带电 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。 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。 4)有载分接开关绝 缘筒渗漏 3)压力试验 在主储油柜上施加 003005MPa 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。 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。 5)导电回路及其分 流接触不良 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。 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 610kV 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。 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因。 7)金属尖端放电 4)目测重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹。 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。 8)气泡放电 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。 19 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 C0 和 C02气体。 9)分接开关拉弧、 绕组或引线绝缘 击穿 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 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。 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。 10)油箱磁屏蔽接 触不良 3)目测 磁屏蔽松动或有放电形成的游离炭 c.绕组变形故障检查与处理 表表 5 绕组变形故障检查与处理表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)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。 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 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 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。 d.绝缘受潮故障检查与处理 表表 6 绝缘受潮故障检查与处理表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 受潮的可能。 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 外部进水 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。 21 下降 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。 e.主变近区短路事故检查与处理 故障特性故障原因检查方法或部位判断措施 1)绝缘电 阻下降 2)泄漏电 流增大 3)变压器 本体介质 近区短路 1)油色谱分析 总烃超标。 2)绝缘电阻、吸收比和 极化指数测量 1） 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一 次测试结果相比应无显著变化，否则应 查明原因。 2）35kV 及以上应测量吸收比，吸收比 不低于 1.3；吸收比不合格时增加测量极 化指数，极化指数不低于 1.5；二者之一 满足要求即可。 3)绕组直流电阻测量 1）1.6MVA 以上变压器，各相绕组电阻 相互间的差别不应大于三相平均值的 2%，无中性点引出的绕组，线间差别不 应大于三相平均值的 1%。 2）1.6MVA 以下变压器，各相绕组电阻 相互间的差别不应大于三相平均值的 4%，无中性点引出的绕组，线间差别不 应大于三相平均值的 2%。 4)绕组直流泄漏电流测 量 1）10KV 变压器绕组直流泄漏电流不应 大于 33A（20时） 。 2）35KV 变压器绕组直流泄漏电流不应 大于 50A（20时） 。 3）110KV 变压器绕组直流泄漏电流不应 大于 50A（20时） 。 5)绕组的介质损失角正 切值测量 1）110kV 变压器绕组的介质损失角正切 值不应大于 0.8。 2）35kV 及以下变压器绕组的介质损失 角正切值不应大于 0.8。 6)变压器绕组所有分接 的电压比 各相应分接头的电压比与铭牌数据相比 应无明显差别，且符合规律 损耗因数 增大 4)变压器 变比异常 5）绕组变 形试验异常 7)绕组变形测试 正常绕组的数据应为： RLF2.0 和 RMF1.0 和 RHF0.6 RLF 为曲线在低频段（1kHZ100kHZ） 内的相关系数； RMF 为曲线在低频段 （100kHZ600kHZ）内的相关系数； RHF 为曲线在低频段 （600kHZ1000kHZ）内的相关系数； （本公司目前才用频率响应分析法测试） 如发现数据异常，怀疑绕组因近区短路而发生故障，建议进一步大修处理。 4 4 检修基本要求检修基本要求 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 23 行的检修工作称为小修。 4.1 检修周期 4.1.1 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 l0 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。 4.1.2 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。 4.1.3 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。 4.2 检修评估 4.2.1 检修前评估 a.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。 b.现场大修对消除变压器存在缺陷的可能性进行评估。 c.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。 4.2.2 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。 a.检修是否达到预期目的和存在问题。 b.检修质量的评估。 c.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。 d.预定下次检修性质、时间和范围。 4.3 检修人员要求 4.3.1 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。 4.3.2 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。 4.3.3 现场起重工、电焊工应持证上岗。 4.3.4 大修工作一般应配备以下人员： a.工作负责人； b.现场吊罩指挥； c.安全监察负责人； d.起重负责人； e.试验负责人； f.工具保管人： g.油务负责人； h.质量检验负责人； i.足够的熟练操作人员。 j.必要时应邀请制造厂专业人员参加 4.4 工艺要求 4.4.1 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。 4.4.2 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。 4.4.3 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。 4.4.4 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。 4.4.5 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。 4.4.6 进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。 4.4.7 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。 4.4.8 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。 4.5 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。 4.6 环境要求 4.6.1 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。 4.6.2 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。 4.6.3 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。 5 5 检修前的准备检修前的准备 5.1 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： a.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。 b.施工项目及进度表； c.特殊项目的施工方案； d.检查项目和质量标准： e.关键工序质量控制内容及标准； f.试验项目及标准； g.确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； h.主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表： i.必要的施工图。 25 5.2 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