核电厂油浸式变压器维修导则

1核电厂油浸式变压器维修导则本导则规定了核电厂油浸式变压器预防性维修及试验的类别、项目、周期以及维修质量工艺标准等内容，适用于额定运行电压在20kV~500kV等级范围内的核电厂油浸式变压器。除针对油浸式变压器单一的部件检修标准(如：DL/T574《变压器分接开关运行维护导则》等)外，其余组部件的维修均可按照本导则要求执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7595运行中变压器油质量GB/T14542变压器油维护管理导则GB/T7354局部放电测量GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸式电抗器、互感器施工及验收规范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T1094.1电力变压器第1部分：总则GB/T1094.3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GB/T1094.10电力变压器第10部分：声级测定GB/T10230.1分接开关第1部分：性能要求和试验方法DL/T263变压器油中金属元素的测定方法DL/T264油浸式电力变压器(电抗器)现场密封性试验导则DL/T540气体继电器检验规程DL/T572电力变压器运行规程DL/T573电力变压器检修导则DL/T574变压器分接开关运行维护导则DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T664带电设备红外诊断应用规范DL/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T911电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T984油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T1093变压器绕组变形的电抗法检测判断导则DL/T1096变压器油中颗粒度限值DL/T432电力用油中颗粒度测定方法DL/T1684油浸式变压器（电抗器）状态检修导则DL/T5840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NB/T25075核电厂电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1预防性维修PreventiveMaintenance2为降低设备失效的概率或防止功能退化，按照预定的时间间隔或按照规定准则实施的计划性维修。按照设备检修性质涉及范围，分为A、B、C、D四类检修，其中A、B、C类是停电检修，D类检修是不停电检修。3.2A类检修MaintenanceOfClassA设备本体整体性检查、维修、更换及相关预防性试验。3.3B类检修MaintenanceOfClassB设备局部性的检修，主要是部件的解体检查、维修、更换及相关试验3.4C类检修MaintenanceOfClassC设备常规性检查、试验及维修。3.5D类检修MaintenanceOfClassD设备在不停电状态下进行的带电测试、外观检查和维修。3.6纠正性维修CorrectiveMaintenance故障确认后，使设备恢复到能执行规定功能状态所实施的维修。3.7预防性试验PreventiveTest为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测。3.8状态维修Condition-BasedMaintenance基于状态的维修，通过实时监测和分析设备的状态数据，预测设备故障或功能失效并采取相应的维修措施。3.9在线监测On-lineMonitoring在变压器带电运行期间，在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的自动监视检测。3.10红外检测InfraredDetection利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行监测和诊断。3.11带电检测EnergizedTest在运行状态下对变压器设备状态量进行的现场检测，包括取油样或气样进行的试验。3.12频率响应测量WindingDeformationTest利用频率响应分析对变压器绕组的特性进行测试，判断其是否存在扭曲、断股、移位、松动等变形现象的分析方法。3.13局部放电在线测试On-linePartialDischargeTest利用特高频、超声波、地电波等技术对运行中的变压器进行局部放电带电测试，判断其是否存在绝缘缺陷的测试方法。3.14绝缘电阻InsulationResistance在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄漏电流值之比。常用绝缘电阻表直接测得绝缘电阻值。若无说明，均指加压1min时的测得值。3.15吸收比AbsorptionRatio在同一试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.16极化指数PolarizationIndex3在同一试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。4总则4.1油浸式变压器的维修策略制定通常采取预防性性维修和状态维修相结合的方式，本文件给出了核电厂油浸式变压器预防性维修项目和周期范围，各相关单位可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点和自身实际情况，并结合失效模式和影响分析（FMEA）等设备可靠性管理方法，在全面分析各设备部件的失效模式、功能影响及状态评估的基础上酌情延长或缩短，形成合理的维修策略，但最长不超过本文件所推荐周期的上限值。可参考附录A：基于失效模式和失效后果的维修策略优化逻辑图。4.2鉴于核电厂对两路外电源（主变压器、厂用变和辅助变压器）的运行可靠性要求很高，为了彻底解决油浸式变压器内部器身或绝缘故障，消除设备隐患，通常将A类检修采取返厂检修的方式执行，因此，本导则将油浸式变压器的预防性维修策略按照B类、C类和D类三个层级进行制定，不涉及A类检修。4.2.1B类检修：分为变压器油箱部分排油和全部排油两类，其中部分排油是指：变压器停运且少量排油后，对变压器本体和附件进行的检查、维修、更换、试验以及绝缘油处理等工作，线圈未暴露，如储油柜油位计更换、胶囊及其附属部件查漏或更换、油箱顶部联管法兰密封更换以及套管消缺等；全部排油是指：变压器油箱完全排油后对变压器本体和附件进行的全面检查（含人员进箱内检）、维修、更换、试验以及绝缘油处理等工作，此时变压器器身全部暴露（通过干燥压缩空气进行保养如变压器本体密封垫更换、潜油泵更换、本体阀门更换等。4.2.2C类检修：变压器停运后不需要排油对变压器本体和附件进行的局部检查、维修、更换、试验等工作，如：变压器附件检修、变压器冷却器系统控制保护试验、变压器本体及套管的预防性试验等。4.2.3D类检修：在变压器带电运行期间进行的相关巡检、测量等工作，如：专业日常巡检、红外检测、化学定期取油样分析等。4.3原则上，B类维修项目应包括所有C类维修项目，C类维修项目应包括所有D类维修项目。4.4对于变压器绝缘电阻、介质损耗因数、绕组直流电阻等测试数据，由于环境、工况等误差因素的影响，可考虑以现场同工况的首次测量值作为后续试验的基准值。4.5在进行与温度和湿度有关的各种试验（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗因数和电容量测试等）时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。4.6进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5℃,户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。4.7在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。4.8对于新投运的变压器，在投运1.5年内或220kV及以下新设备投运2年内，在机组停堆换料大修期间，应安排进行首次预防性试验，试验日期是计算试验周期的基准日期（计算周期的起始点宜将首次试验结果确定为试验项目的初值，作为以后设备纵向综合分析的基础。4.9新变压器经过交接试验后，330kV及以上超过1年投运的或220kV及以下超过2年投运的，投运前宜重新进行交接试验；停运6个月以上重新投运的设备，应进行预防性试验（例行停电试验设备投运1个月内宜进行一次全面的带电检测。4.10现场备用变压器应按运行设备要求进行预防性试验。4.11500kV电气设备停电试验宜采用不拆引线试验方法，如果测量结果与历次比较有明显差别或超过本导则规定的标准，应拆引线进行验证性试验。4.12鼓励积极开展变压器油中溶解气体、红外检测、绕组光纤测温、在线局放/振动、铁心/夹件接地电流等成熟在线监测技术的应用。44.13检测周期中的“必要时”是指怀疑设备可能存在缺陷需要进一步跟踪诊断分析，或需要缩短试验周期的，或在特定时期需要加强监视的，或对带电检测、在线监测进一步验证的等情况。4.14制定变压器预防性维修策略及中长期规划时，应合理利用好变压器的排油窗口，统筹确定排油维修的项目，缩短器身暴露时间。4.15本导则的相关要求与国家标准、行业标准及厂家技术要求不一致时，可根据具体情况制定本单位的实施规程。5维修策略和项目维修类别按照B类、C类、D类3个层级进行梳理，各类维修对应的维修项目见表1。表1核电厂油浸式变压器维修类别及维修项目5表1核电厂油浸式变压器维修类别及维修项目（续）C.7.2储油柜油位检查6表1核电厂油浸式变压器维修类别及维修项目（续）C.9.1油中溶解气体在线监测装置外观检修C.9.3中性点直流电流测量装置外观检修7表1核电厂油浸式变压器维修类别及维修项目（续）D.9.1绝缘油色谱分析（运行中：500kV：3个月；220kV：6个月；20kV～110k6变压器维修工艺及质量要求6.1器身6.1.1器身检定a)经过检査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，应进行器身大修。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。b)对于制造质量原因导致故障频发的同类型变压器，应进行有针对性大修。6.1.2器身检修的一般工艺要求a)检修工作应选在无扬尘及其他污染的晴天时进行，不应在空气相对湿度超过75%的气候条件下进行。如相对湿度大于75%时，应向箱体内持续补充露点≤-40℃的干燥空气，保持干燥空气流通。b)大修时器身暴露在空气中的时间规定：81)空气相对湿度不大于65%，16h；2)空气相对湿度不大于75%，12h。c)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。当器身暴露时间超过上述规定或天气存在不确定因素时，宜充干燥空气（无需进入检査时可用高纯氮气代替）进行保养，如超出规定时间不大于4h，则可相应延长真空时间来弥补。d)检查器身时，应由专人进行，穿着无钮扣、无金属挂件的专用检修工作服和鞋子，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，应采用安全电压的灯具或手电筒照明。e)检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，以防止将工具遗忘在油箱内或器身上。f)进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。6.1.3器身排油、注油的一般工艺要求变压器内检、套管更换等需要对变压器进行排油作业时，可参照附录B油浸式变压器、电抗器油务处理工艺执行。6.1.4器身的检修要求器身的检修质量与工艺要求见下表2。表2器身检修内容拆卸引线）B求，引线及绝缘支架的检修要求按DL/T5c)用绝缘纸缠绕标记高压绕组出线角环和均压管绝缘层的相对位d)在可卸式引线外壳上选用3-4个吊点调整该偏心被吊物的姿态，缘层间受力损坏或均压管受力下滑，出现异常时及时停止并排查原或损坏，应按制造厂技术文件要求修复，并——存在变压器内部家族性缺陷时，可进行该检修；9表2器身检修内容（续）B——存在变压器内部家族性缺陷时，可进行该检修；B——存在变压器内部家族性缺陷时，可进行该检修；夹件接地电D——当发生直流偏磁时，可监测该数值BB4)检查高)低压和中性点引线无过热，检查均匀罩固定良好，检查调9)解开油箱电屏蔽接地点，确认电屏蔽对地绝缘良好，要求：使用DC500V绝缘电阻表测量其绝缘电阻应C表2器身检修内容（续）C4)检查变压器本体各部位(包括：各法兰之间、上下节油箱之间、升高座与本体间等)的电连接情况，必要时对电连接接触面进行打磨处D动油压继电器、套管、分接开关、油中溶解气体在线监测装置进/回油管路以及各连接法兰等密封连接处应密封良绝缘干燥处理B——存在变压器内部家族性缺陷时，可进行该检修；油色谱分析20kV~DH：H：CH：CH：2)运行变压器油中溶解气体含量超过以下数值时要引起注意(μH：H：CH：1CH：5周期进行跟踪分析，具体检测要求按照DL/T——新投运及排油维修后投运的66kV及以上的变压器至少应在投——运行中：500kV：3个月；220kV：6个月；20kV～110kV：12——巡检发现异常；——在线监测系统报警；——出现其他异常报警(如轻瓦斯报警)表2器身检修内容（续）油含水量测量D——渗漏油等；——油色谱在线监测微水含量异常时油含气量测量D——变压器需要补油时；——渗漏油时；——含气量异常时油中糠醛含D——油中气体总烃超标或CO、CO过高；油中颗粒度D——变压器需要补油时；——变压器油被污染时油其他项目D6.2套管及升高座套管及升高座检修内容见表3。表3套管及升高座检修内容B4)确认法兰平整无损伤，密封槽无损伤，检查5)平稳的将套管吊装至指定位置，套管回路期间应注意内部引线状B杆拉出至套管顶部，再依次对角拧紧安装法兰螺栓，使密封垫压缩C表3套管及升高座检修内容（续）型套管末屏C密封及油位C电容型套管油中溶解气C1)根据DL/T722新装套管油中H与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜H：H：CH：CH：2)运行油中的溶解气体组份含量(μL/L)超过下列任一值时应引起注H：H：CH：1CH：2电容型套管油中水分测量C外部导电连C4)引线无扭结、松股、断股或其他明显的损伤D2)检查套管各密封处应无渗漏，油位正常(对于油位视窗目视可见的DB表3套管及升高座检修内容（续）型电流互感B4)恢复接线，确认接线良好，测量二次绕组绝缘电阻良好(二次绕组型电流互感器二次接线C6.3储油柜及油保护装置储油柜及油保护装置检修内容见表4表4储油柜及油保护装置检修内容柜柜胶囊检查B2)对胶囊进行密封试验，使用0.02Mpa0.03Mpa的气体压力，保压303)检查胶囊安装良好(胶囊在储油柜内部应展开，胶囊顶部法兰安装——监测发现绝缘油水分异常增长、绝缘油含气量增长，检查胶阀检查和更换B胶囊和平衡阀进行密封性试验(试验期间，应在储油柜本体侧有开——监测发现绝缘油水分异常增长、绝缘油含气量增长，怀疑出表4储油柜及油保护装置检修内容（续）柜CCCD2)波纹管式储油柜：变压器刻度式油位计波纹式储油柜检查和更换BCCD2)波纹管式储油柜：变压器刻度式油位计器呼吸器运D吸器下部，如果其他部位干燥剂出现变色，应查明原因)，否则应更6.4分接开关分接开关检修内容见表5表5分接开关检修内容关空有载分接开关绝缘油B4)完成2-3次冲洗后，注入合格的变压器油，直至储油柜油位在合格——油样分析异常时空有载分接开关吊芯检查B3)开关应平稳搬运，避免使用弧板等非金属组件作为受力点进行搬其偏差值不大于±10%；必要时解体拆开切换开关芯体，清洗、检查6)开关回装时与吊出过程相同，如有任何卡7)连接传动轴后，确认传动轴、齿轮盒运行正常无异音(否则应进行8)检查确认开关升步、降步操作时，开关完成切换的位置应偏差在1——3~6年或者切换次数达到厂家规定要求有载分接开B——怀疑分接开关存在渗漏油故障、开关内部绝缘油微水或耐压表5分接开关检修内容（续）关分接开关机C7)采用1000V绝缘电阻表测量电气部件绝缘电阻，绝缘电阻值应≥1M分接开关操C分接开关在线滤油装置C3)开启滤油装置，运转20min后，有载瓦斯、顶盖、滤油装置等各个开关辅助回C2)当回路绝缘电阻在10MΩ以上时可用2500V绝缘电阻表摇1min代替——预防性试验仅测量绝缘电阻即可分接开关性C分接开关本D分接开关油D分接开关控D3)控制柜内各元器件检查完好，控制元件及接线端子无发热变色现表5分接开关检修内容（续）关分接开关在线滤油装置D磁分接开关B——存在变压器内部家族性缺陷时，可进行该检修；磁分接开关C磁分接开关D6.5冷却装置冷却装置检修内容见表6。表6冷却装置检修内容B的现象，微动开关接点通断及绝缘测量正常（绝缘值≥1MΩ)，指针2)油流继电器安装后，应检查油流继电器本体及密封面无渗漏油现表6冷却装置检修内容（续）CCC7)确认电机转向正确，电机运行正常（不少于5min），叶轮转动灵——同批次共模故障或者经常性异音C——电机轴承运行寿命接近限值或者经常性异音表6冷却装置检修内容（续）B2)检查潜油泵进出口法兰密封面无异常，500V或1000V绝缘电阻表测量电机定1)潜油泵转向确认的方法：离线时记录潜油泵转向与电源相序的关C器(散热器)B1)冷却器(散热器)备件检查无异常，包括却器还应重点检查鳍片、导油管表面无锈蚀)；散热鳍片无变形、损伤，其余部位无机械损伤痕迹；备件密封性良好(对于充气运输的备4)安装后确认冷却器(散热器)上下法兰、固器/冷却器C4)对冷却器(散热器)的散热管束(散热片装置带电在D——由于散热翅片存在严重积灰、油污或絮状漂浮物等情况导致表6冷却装置检修内容（续）DD6.6非电量保护装置非电量保护装置检修内容见表7。表7非电量保护装置检修内容气体继电器B1)检查气体继电器备件，包括：动作定值符合设计要求(实际动作校步检查浮球及干簧管状态(如因安装位置限制，无法在安装后进行抽继电器、有载分接开关油流控制继C2)检查气体继电器内部无残留气体，并充表7非电量保护装置检修内容（续）气体继电器C震材料的包装箱内，避免运输过程中的加速D计更换(包括变压器本体和有载分B断正常，接点之间及对地绝缘正常（DC1000V2)连接浮球和连杆、连接连杆和油位表表盘，确认连接紧固(螺纹连度指示连续无卡涩，油位指示与实际油位高度基本一致)，注油完成C表7非电量保护装置检修内容（续）释放阀更换器本体和有B1)检查压力释放阀备件，动作压力值与铭牌绝缘值≥1MΩ)。检查各连接螺栓和压力弹簧紧固无松动，检查内部2)检查密封垫在密封槽内，紧固完成后确认压力释放阀固定点无裂——运行期间发生压力释放阀误动的情况，需要确认原因时；器本体及有载分接开关的压力释放CDB），C表7非电量保护装置检修内容（续）计表针指示C1)使用油槽与标准温度计对现场油面温度计和绕组温度计指针指示进行校验。要求：在升降过程中至少校验4个点，要求各温度点的偏稳无卡涩，无抖动、突变等异常情况(可通过现场观察、调取后台监——就地指示与远方指示存在明显偏差温度计补偿C1)对温度表补偿电阻注入规定的电流，验证绕组温度表温升满足要控制器外观D动油压继电B4)进行模拟试验，确认微动开关接点动作和复位信号回路正常(如无法现场模拟动作，应通过短接接点的方式验5)确认接线盒密封良好，检查防雨罩安装可靠(重点关注排气孔的密——存在误报警；——存在定值漂移等动油压继电C表7非电量保护装置检修内容（续）油压继电器D分接开关油流控制继电B量保护回路C3)使用1000V绝缘电阻表测量，要求分接开关油流控制继电D6.7其他其他部件检修内容见表8。表8其他部件检修内容柜内常励继BC表8其他部件检修内容（续）C——怀疑有定值漂移问题时C器本体动力及控制电缆CDCD溶解气体在线监测装置C溶解气体在线监测装置C1)将在线监测各组分气体含量检测数据与化学离线油样分析试验数中溶解气体在线监测装D表8其他部件检修内容（续）B2)确认阀门安装方向正确(逆止阀应重点关注安装方向，确认阀门开——阀门操作困难或者存在严重渗漏油故障无法处理时CD置点直流电流测量装置外C点直流电流测量装置测C2)在不加入电流情况下，监视传感器零点输出,如果偏离零位输出标光纤测温装C2)贯通盘内各光纤接口检查无松动现象，光纤弯曲半径符合厂家要1)若某一光纤测温通道无法正常显示时，可重新插拔一下对应的光在线装置检查D表8其他部件检修内容（续）C），D器箱体接地DD器管线及附B2)检查法兰面无锈蚀、无损伤，重点检查法兰密封面应平整光滑(在分接开关油室与变压器本体法兰密B法兰与变压器本体密封面确认无损伤，更换密封垫(确认密封垫已完D消防感温光D表8其他部件检修内容（续）器外壳及组部件的防腐C6.8试验6.8.1排油检修后试验排油检修后试验项目见表9。表9排油后试验项目连同套管外B所有分接的B1)各相分接头的电压比与制造厂铭牌数据比较，不应有显著变化，且应符合电压接下电压比允许偏差不应超过±0.5%。其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值1)必要时进行该项维修，如：——更换绕组后表9排油后试验项目（续）局部放电测量的感应耐B2)在1h局部放电试验期间，没有超过250pC3)在1h局部放电试验期间，局部放电水平无上升趋势，在最后20分钟局部放电水4)在1h局部放电试验期间，局部放电水平的增加量不6)试验后应进行油样色谱分析，确认油样色谱数据无异常，重点关注试验结束后7)如果第3、4项不满足要求，可延长1h测量时间，如果在后续连续1h内满足了上a)试验期间要求变压器铁心夹件保持可靠接地状b)试验前确认绝缘油分析结果合格；2)试验方法按照GB/T7354执行，试验电压和加压程序按照GB1094.3的规定执行3)如因设备(仪器)容量、现场条件等因素达不到规定试验条件的，可降低试验电——220kV及以上电压等级变压器：——更换绝缘部件或部分绕组后(220kV及以上、120MVA及以上)；变压器组别或单相变压B1)变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌上的标记或外壳上1)必要时进行该项维修，如：——更换绕组后阻抗和负载B压器电压等级在220kV及以下，短路阻抗纵比相对变化绝对——更换绕组后；——出口短路后的变压器；6.8.2常规试验常规试验项目见表10。表10常规试验项目夹件对地绝C1)对于分别有外引接地线的铁心、夹件，应测量铁心对地绝缘、夹件对地绝缘和2)优先带外引接地线测量，绝缘电阻不合格后则在——变压器排油检修后等连同套管的绝缘电阻、吸收比和极C1)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，不宜低于3)电压等级为220kV及以上或容量为120MVA及以上时，宜用5000V绝缘电阻表测量4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电）；6)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，有条件的情况下，电缆、GIS侧绕组可在——变压器排油检修后等直流电阻测量C4)直阻测量结果与相同部位以前的测量值进行比较，其变化R(T+t2)/(T+t1)，式中R、R分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度8)封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组1)使用无励磁分接开关变压器每轮大修只测量额定分接位置直阻，使用有载分接——有载分接开关吊芯检修后；——变压器内部引线拆装工作后表10常规试验项目（续）缘及电容型套管对地末屏介质损耗因数与电容C ————5)油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度介损随温度增加明显增大或随试验电压升高(由10kV升到um/3)增量超过±0.3%6)测量变压器套管介损时，与被试套管相连的所有绕组应短接进行加压，其他套管末屏保持可靠接地，其余非被试绕组短接接地，末屏接电桥，使用正接线测量——变压器排油检修后或套管本体大修后C8.5绕组连同套管的介质损耗因数及电容量测量C3)介损值与出厂试验值或历年的数值比较不应该有显著的变化(增量一般不超过——更换套管后表10常规试验项目（续）量保护信号CC1)采用频率响应分析法与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，典型2)采用电抗法分析判断同一参数的三个单相值互差（横比）和同一参数值与原始3)试验应尽量采用与原始数据测试时相同的工况、相同的试验仪器、相同的接线4)对于有载分接开关应在最大分接下测试，对于无励磁开关应在同一运行分接下——更换绕组后；——发生近区短路等6.8.3日常监测日常监测项目见表11。表11日常监测项目偏磁测量装置DD2)测量各部位温度(本体温度、顶层油温等)并记录对应的温度和负荷电流，温度器在线局放D——变压器油样分析结果异常时表11日常监测项目（续）D2)与出厂值或历史运行状态比较没有明显变化，具体方法和要求按照GB/T——噪音异常时器箱体振动D——箱体振动或噪音异常时；——变压器油样分析结果异常时附录B（资料性）附录C基于失效模式和失效后果的维修策略优化逻辑图图A.1基于失效模式和失效后果的维修策略优化通用逻辑图A.2示例1有载分接开关调压机构电机绝缘电阻测量项目优化图A.3示例2主变压器低压侧软连接拆装及试验项目优化附录E（规范性）附录F油浸式变压器、电抗器油务处理工艺F.1排油和注油F.1.1排油和注油的一般规定：a)检査滤油机、真空泵等设备完好，油罐、油桶、管路等辅助设备保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分，合理安排油罐、油桶、管路、滤油机、潜油泵等工器具放置位置并与带电设备保持足够的安全距离。b)排油时，应将变压器进气阀和油罐的放气孔打开，必要时进气阀和放气孔都要接入干燥空气装置，以防潮气侵入，变压器为缩短本体暴露时间，应采用充干燥空气排油，干燥空气露点应≤-40℃。c)排油时，先将储油柜内油经储油柜注放油阀或排污阀排净（如配置储油柜注放油阀或排污阀时），再将油箱内的变压器油放出。d)有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应另备滤油机、油桶，抽出后应分开存放。F.1.2真空注油操作方法及注意事项：a)抽真空、注油工作不宜在雨天或雾天进行，应有防止水汽经过密封不良处吸入油箱的措施。b)储油柜、冷却装置、调压开关油室宜与本体油箱同时抽真空，不能承受真空下机械强度的附件应与本体油箱隔离。c)可利用本体上部导气管阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，对于充油量50t以上的变压器宜采用2台真空泵在油箱不同部位同时抽真空。有载分接开关与本体应安装连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。d)变压器的储油柜是全真空设计的，可将储油柜和变压器油箱一起进行抽真空注油（对胶囊式储油柜需打开胶囊和储油柜的真空连通阀，真空注油结束后关闭）。e)变压器的储油柜不是全真空设计的，在抽真空和真空注油时，应将通往储油柜的真空阀门关闭（或拆除气体继电器安装抽真空阀门）。f)抽真空前，应检査确认变压器各密封面的紧固情况，以均匀的速度抽真空，在抽真空过程中应检查油箱的强度,一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查变压器各法兰接口及真空系统的密封性。当真空度达到200Pa以下时，应关闭真空机组出口阀门，测量系统泄漏率，测量时间应为30min，静放5min，记录此时的残压P1，30min后，记录此时的残压P2，然后按照下式计算泄漏率：式中：η-泄漏率（Pa·L/s）;L-油箱容积=主体油重（kg）/0.9;P1/P2-残压值（Pa）。油箱及管路的泄漏率η应＜1000Pa·L/s，或应符合产品技术文件的要求，如果泄漏率η不符合此要求，则应检查渗漏处并修理，才可以继续抽真空。g)应用真空计测量油箱内真空度，当真空度小于规定值时，开始对真空保持时间进行计时；当制造厂无规定时，真空度及保持时间应符合下表的规定。表B.1真空度要求h)注油的一般要求：1)新油验收时应对接受的全部油品进行监督，以防止出现差错或带入污物。新油应按GB2536标准验收，也可按照有关国际标准或合同规定验收；2)新油注入设备前应用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他颗粒杂质，其油品质量应符合GB/T14542要求。互感器和套管用油的检验依据GB