电力变压器检修质量与工作标准.doc

电力变压器检修质量与工作标准1 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 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 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1 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。 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 套管1-3月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。 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。 吸湿器1-3月1)干燥度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。 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。 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 重新紧固漏油的部件。 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。 有载分接开关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。 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。 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。 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。气体继电器13月 1)渗漏油 检查密封情况 如有应更换密封件或紧固处理。 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。 在线监测装置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。 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2 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状况绝缘电阻 测量(连套管) 3年 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 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：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。 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。 绝缘油油质3年检查有无杂 绝缘油应透明、无杂质或悬浮物 电压等级：耐压试验的方法和装置见 GBT507、GB7599或GB264 110kV时：30 kV25mm 如果低于此值需对油进行处理酸值测定 mgKOH/g 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、C2H2、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。 冷却器振动 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3年 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。 绝缘电阻 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。 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。 电容套管绝缘电阻 3年 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。 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。 有载分接开关绝缘油半年或分接变换2000 次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。辅助回路 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。 组部件低压控制 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1M3)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。 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3 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油色谱、温升异常 1)铁心多点接地 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。 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。 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)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。 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。 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。 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)多股导线问的短路 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)分相低电压下的 短路试验 比较短路损耗，区别故障相。 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、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。 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。 6)导电回路分流 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。 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，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。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)绕组直流电组测试三相应平衡，若有较大误差，表明已烧坏。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。11)有载开关绝缘筒渗漏 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。 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4 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油中H2或 C2H4含量异常升高 1)油泵内部放电 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。 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 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。 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 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。 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。 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。 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。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。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、绕组或引线绝缘击穿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。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。 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 与变压器负荷电流密切相关，负荷电 流下降，超声波值减小。 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5 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)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 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。 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6 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 外部进水 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。 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。 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 损耗因数 增大 4)变压器变比异常5）绕组变形试验异常近区短路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 7)绕组变形测试 正常绕组的数据应为：RLF2.0和RMF1.0和RHF0.6RLF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 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。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