电力变压器不停电检查技术与实践

电力变压器不停电检查技术与实践勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01不停电检查概述与安全规范02外观及运行环境检查03运行参数监测与分析04绝缘状态带电检测CONTENTS目录05附件及保护装置检查06特殊工况与天气应对07常见异常处理与案例分析01不停电检查概述与安全规范不停电检查的定义不停电检查的定义与重要性不停电检查是指在变压器持续带电运行的情况下，对其外观、运行参数、声音、温度及相关附件进行的检查与监测工作，旨在及时发现潜在故障和隐患。不停电检查的核心原则以保障电力系统连续稳定运行为前提，严格遵循安全操作规程，采用非接触式或安全距离内的检测方法，避免因检查操作引发设备停运或安全事故。保障供电连续性的关键作用作为电力系统核心设备，变压器的不间断运行对供电可靠性至关重要。不停电检查可在不中断电能供应的前提下，实时掌握设备状态，减少因停电检修造成的经济损失和社会影响。故障早期预警与风险防控通过对变压器油温、油位、声音、套管状态等关键指标的常态化监测，能够早期识别绝缘老化、局部过热、冷却系统异常等潜在故障，为计划性检修提供依据，有效降低突发故障风险。设备全生命周期管理的支撑不停电检查所积累的运行数据（如温度变化趋势、油质状态演变、负荷特性等），是评估变压器健康状况、优化维护策略、延长设备使用寿命的重要基础，助力实现精细化的全生命周期管理。

DL/T573-2021标准核心要求

不停电检查周期与项目DL/T573-2021明确规定了电力变压器不停电检查的周期、项目及要求，是开展变压器运行维护工作的重要技术依据。

停电检查周期与项目标准对变压器停电检查的周期、具体项目及技术要求也做出了详细规定，确保在设备停运状态下能全面评估其健康状况。

规范性引用文件该标准引用了一系列相关的国家标准和行业标准，为变压器检查工作提供了统一的规范和技术支持，保障检查结果的准确性和可靠性。

术语和定义标准中对变压器检查涉及的重要术语和定义进行了明确界定，有助于规范从业人员的理解和操作，避免因概念不清导致的检查误差。个人防护装备的种类与要求个人防护装备与作业许可制度

检修人员在进入工作区域前必须穿戴好绝缘手套、安全帽、防护眼镜等个人防护装备，接触带电部件时还需穿绝缘靴，登高作业需系安全带，使用绝缘梯，以防止触电、高空坠落和飞溅物伤害。个人防护装备的检查与维护

检修人员应使用符合安全标准的工具和个人防护装备，作业前需检查装备是否完好，如绝缘手套有无破损、安全帽是否牢固，确保其能有效发挥防护作用，禁止使用不合格的防护装备。作业许可制度的核心内容

在开始检修前，必须获得作业许可，填写工作票、操作票，明确作业内容、时间、人员分工及安全措施，确保所有作业人员了解并遵守作业区域的安全规定，设专人监护，严格按照许可内容进行操作。作业许可的执行与监督

变压器检修区域应设置明显的安全警示标识，提醒非作业人员远离，作业过程中需严格执行作业许可制度，监督人员需确认各项安全措施落实到位，如停电、验电、放电、装设临时接地线、悬挂标示牌等操作已完成，确保检修现场安全。

风险评估与应急处置预案风险评估方法与内容在进行变压器不停电检查前，需对变压器及其周围环境进行全面的风险评估。识别潜在危险，如触电、设备过热、油泄漏、套管放电等，并评估其发生的可能性和后果的严重性，制定相应的预防措施。

风险等级划分与应对策略根据风险评估结果，将风险划分为高、中、低三个等级。对于高风险项目，如绝缘电阻严重偏低、存在明显放电现象，应立即停止检查并采取紧急措施；中风险项目需加强监护和检测频率；低风险项目可按正常检查流程进行。

应急处置预案制定原则应急处置预案应遵循快速响应、安全第一、预防为主的原则。明确应急组织机构、人员职责、应急响应程序、应急救援措施及后期处理等内容，确保在突发事故时能够迅速、有效地进行处置，最大限度减少损失。

常见突发事件应急处置措施针对检查过程中可能出现的突发事件，如人身触电，应立即切断电源，使触电者脱离电源，并进行现场急救；设备过热时，应加强通风散热，必要时降低负荷；发生轻微油泄漏，应及时采取封堵措施，防止油扩散。

应急演练与预案修订定期组织开展应急演练，检验应急预案的科学性和可操作性，提高工作人员的应急处置能力。演练结束后，对演练情况进行总结评估，根据实际情况和演练中发现的问题，及时修订和完善应急预案。02外观及运行环境检查本体外观检查要点外壳与基础检查检查变压器外壳是否有变形、锈蚀、破损现象，油漆是否完好；基础应无沉降、开裂，接地干线连接牢固且无锈蚀。油位与油色检查油浸式变压器需观察油位是否在油位计的正常刻度范围内（需结合环境温度修正），油色应透明无杂质、无浑浊或发黑现象。渗漏油检查仔细检查各密封部位，如阀门、表计、法兰连接处、焊缝等，有无渗油、漏油痕迹，确保无油渍积聚或滴漏现象。呼吸器检查检查呼吸器是否完好，内部干燥剂（硅胶）颜色是否正常，若硅胶整体2/3以上变为粉红色则需及时更换；呼吸器油封杯油位应正常，无堵塞。瓦斯继电器检查观察瓦斯继电器内有无气体积聚，油位是否正常；连接管应无堵塞，防雨罩完好，封盖严密无破损。安全装置检查检查压力释放器、安全气道及防爆膜等安全装置是否完好无损，无破裂、变形或喷油痕迹。套管外观完整性检查套管状态检查与清洁标准检查套管瓷套或合成绝缘外套是否有裂纹、破损、掉块等机械损伤，伞裙是否有断裂或变形，确保无明显物理缺陷。套管表面污秽与放电痕迹检查查看套管表面是否有积污、油垢、粉尘等附着，重点检查有无爬电痕迹、电弧烧伤或局部过热导致的变色现象，大雾、小雨天气需特别关注有无电晕、闪络。套管油位及渗漏情况检查对于油浸式套管，观察油位计指示是否在正常刻度范围内，油色是否透明无杂质；检查套管本体、油位计、法兰连接处有无渗油、漏油现象，密封胶垫是否老化。套管接线端子与引线检查检查套管顶部接线端子有无松动、过热烧蚀痕迹，引线连接是否牢固，线夹有无裂纹或变形，在雪天或雨天观察接头处有无积雪融化或蒸汽产生，判断是否过热。套管清洁标准与方法清洁时应使用干燥的清洁布或专用绝缘清洁剂，对污秽严重的套管可先用中性洗涤剂擦拭，再用清水冲洗并擦干；禁止使用金属工具刮擦套管表面，防止损伤绝缘层，沿海或重污染地区每季度至少清洁一次，盐密值超0.1mg/cm²时需喷涂防污闪涂料。冷却系统运行状态评估冷却装置运行状态检查检查风扇、油泵等冷却装置是否正常工作，运行时无异常振动和噪音。油浸式变压器的风扇、油泵启动逻辑应符合设计要求，如油温≥65℃时风扇自启；干式变压器冷却风机转向正确，滤网无堵塞。冷却系统通畅性与连接检查检查散热器、冷却排管等是否存在堵塞、渗漏现象，确保散热通道通畅。油浸式变压器水冷却器的油压应大于水压（除非制造厂另有规定），各连接管路无渗漏，阀门开闭状态正确。冷却系统温度分布检测通过红外测温仪或手感方式检查各冷却器（散热器）温度是否相近，有无局部过热或过冷现象，以判断冷却系统散热是否均匀。温差超过10℃时需排查冷却装置故障或堵塞问题。冷却系统控制与保护功能验证检查冷却系统的温控器、油流继电器等控制及保护装置工作是否正常。模拟温度升高信号，验证风扇、油泵是否能自动启动；检查冷却系统故障报警信号是否准确可靠，确保在冷却装置异常时能及时发出警示。

周边环境安全隐患排查设备周边空间检查检查变压器周围是否有杂物堆积、杂草丛生，确保设备与周边物体保持足够安全距离，无易燃易爆物品存放，通风口畅通无阻。

防小动物措施检查检查变压器室（或户外台区）是否有孔洞、缝隙，应采取封堵措施，安装防鼠板等，防止小动物进入造成短路故障。

恶劣天气影响排查大风天气检查周围是否有易被风吹起的杂物，防止吹落到带电部位；大雾、小雨雪天气检查套管是否有严重电晕、闪络或放电现象。

基础与接地环境检查检查变压器基础有无沉降、开裂，接地干线连接是否牢固且无锈蚀，周边地面无积水，确保设备运行环境稳定安全。03运行参数监测与分析

油温与油位动态监测油温监测标准与方法油浸式变压器顶层油温不宜超过85℃，绕组油温不超105℃；干式变压器绕组温度应低于130℃（F级绝缘）。可通过油温计直接读取，结合红外测温仪监测，高温季节或高峰负载时段应每小时至少巡视一次。

油位正常范围判断油位应在油位计的“-30℃”至“+40℃”刻度范围内，并结合环境温度修正。正常情况下，油位随温度变化而相应变动，无渗油、漏油现象，各部位如阀门、表计、法兰连接处及焊缝应无油渍。

异常油温油位处置原则若油温骤升且负荷无明显变化，应检查冷却装置；油位过高可能因油温骤升或进水，需排油至正常刻度并检查呼吸器；油位过低可能是漏油或油温过低，应补油并查找漏点，必要时停电处理。01电气参数平衡度检查三相电压平衡度监测通过电压表监测三相电压，其偏差应控制在额定电压的±5%范围内，确保二次电压质量稳定。若长期超出范围，需通过分接开关调整。02三相电流平衡度检查测量三相电流，对于Yyno接线的三相四线制变压器，中性线电流不应超过低压线圈额定电流的25%。发现不平衡时，应调节各相负荷使其趋于平衡。03负荷率与曲线分析监视变压器负荷率，不宜长期超过额定值的85%。对有计量装置的变压器记录小时负荷并绘制日负荷曲线，无计量装置的需测量典型负荷曲线，评估负荷分布合理性。声音与振动异常辨识正常运行声音特征变压器正常运行时发出均匀、平稳的"嗡嗡"声，这是铁芯周期性磁致伸缩产生的固有声响，音量适中且无明显杂音。常见声音异常类型及原因尖锐爆裂声可能因绕组短路或铁芯松动；"噼啪"放电声多为套管表面污秽或裂纹放电；沉闷"咕噜"声可能是油中气泡或内部故障；"吱吱"摩擦声需警惕冷却系统机械故障。振动异常检测方法使用振动传感器或红外测温仪，监测变压器本体及冷却装置振动频率与幅值。正常振动频率通常为100Hz（两倍工频），若出现异常频谱或振幅超过标准值10%，需结合油色谱分析排查故障。声音与振动协同判断要点当声音异常伴随振动加剧（如铁芯多点接地导致局部过热），或冷却风扇/油泵振动异声与温度升高同步出现时，应立即停机检查，避免故障扩大。

负荷率与热点温度控制01负荷率监测标准与控制目标变压器负荷率不宜长期超过额定值的85%，三相电流不平衡度需控制，Yyno接线的三相四线制变压器中性线电流不应超过低压线圈额定电流的25%。

02热点温度限值与危害油浸式变压器顶层油温一般不应超过85℃，绕组油温不超105℃；干式变压器绕组温度（F级绝缘）应低于130℃。热点温度过高会加速绝缘老化，增加故障风险。

03负荷与温度关联监控方法通过电流表、电压表实时监测三相电压、电流平衡度，结合油温表、绕组温度传感器，绘制负荷-温升曲线，超温时及时调整负荷或投入冷却装置。

04过负荷运行后的特殊检查要求负荷率＞120%持续2小时以上的过负荷运行后，需增加油色谱分析频次，检查绕组热点温度（可通过光纤测温或负荷-温升曲线推算），评估绝缘状态。04绝缘状态带电检测测试前的准备工作绝缘电阻测试方法与标准

在进行绝缘电阻测试前，确保变压器已断电，并对设备进行彻底清洁和干燥处理，以消除表面污秽和水分对测试结果的影响。测试仪器的选择要求

选用适当的兆欧表进行绝缘电阻测试，通常采用2500V兆欧表，确保仪器精度符合行业标准和变压器规格，且在检定有效期内。标准测试步骤与注意事项

按照标准操作流程连接测试仪器，将兆欧表的L端接被测绕组，E端接地，G端接屏蔽层；测试时应注意环境温度（宜在10℃-40℃）和湿度（≤80%），避免产生误差；读取15秒和60秒时的绝缘电阻值，计算吸收比。测试结果的分析与判断标准

根据测试结果，与变压器出厂标准或历史数据对比，绝缘电阻值应不低于规定值（如10kV变压器不应低于300MΩ），吸收比（R₆₀/R₁₅）≥1.3（10kV及以下变压器），判断绝缘性能是否合格。测试数据记录与报告要求

详细记录测试数据（包括绝缘电阻值、吸收比、测试时间、环境温度、湿度）和设备信息，形成正式报告，为变压器的维护和检修提供依据，确保数据的可追溯性。

油质在线监测技术应用在线油色谱监测系统通过专用传感器实时分析油中溶解气体成分（如氢气、甲烷、乙炔等），可及时发现变压器内部过热、放电等潜在故障，数据刷新率通常不低于1次/小时。

介损及水分在线监测实时监测绝缘油的介质损耗因数和微量水分含量，介损值应不大于0.005（90℃时），水分含量宜控制在10mg/L以下，确保油的绝缘性能良好。

油位与油温联动监测采用高精度传感器同步监测油位和油温，建立油温-油位动态关联模型，当油位异常变化（超出±5%额定油位）或油温突变（1小时内升高超过10℃）时自动报警。

监测数据远程传输与分析监测数据通过工业以太网或无线通信模块上传至后台系统，结合AI算法进行趋势预测和故障诊断，历史数据存储时间不少于3年，满足状态评估和追溯需求。局部放电超声波检测检测原理与优势局部放电超声波检测基于变压器内部发生局部放电时会产生高频机械振动（超声波）的原理，通过专用传感器捕捉这些声波信号，实现对放电现象的非侵入式检测。该方法对早期故障敏感，能有效定位放电点，且不受电气干扰影响，适用于带电检测。检测仪器与操作规范选用带宽适宜（通常40kHz-200kHz）的超声波传感器，检测前需清洁传感器接触面并涂抹耦合剂，确保与设备表面良好耦合。检测时应在变压器油箱、套管、散热器等关键部位多点扫描，记录信号幅值、频谱特征及相位信息，同时避开背景噪声源。典型放电信号识别正常运行变压器背景噪声通常表现为连续、均匀的低幅值信号；内部尖端放电信号呈脉冲状，幅值较高且伴随不规则频谱；沿面放电信号多为间歇性脉冲，幅值随电压变化明显；气泡放电则表现为较规律的周期性脉冲群。需结合信号特征与历史数据综合判断。数据记录与趋势分析详细记录检测时间、环境温度、传感器位置、信号幅值（dBμV）、放电频次等数据，建立检测台账。通过对比同一位置不同时期的信号变化趋势，若发现幅值持续升高或放电频次显著增加，需结合油色谱分析等其他手段进一步评估设备绝缘状态，及时预警潜在故障。

套管介损与绝缘老化评估介损测试的关键意义介损测试是评估套管绝缘材料老化程度的核心手段，通过测量介质损耗因数（tanδ），可有效反映绝缘材料的受潮、劣化情况，预防套管绝缘击穿故障。

介损测试标准与方法采用西林电桥或介损测试仪，按照DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》要求，在20℃-25℃环境下，测量10kV及以上套管的介损值，通常要求tanδ≤0.5%（20℃时）。

绝缘老化的典型特征参数绝缘老化评估需结合介损值变化趋势、油中水分含量（应≤15mg/L）、酸值（应≤0.1mgKOH/g）及局部放电量（应≤10pC）等多参数综合判断，当介损值年增长率超过30%时需重点关注。

老化趋势分析与预警阈值通过建立套管介损值历史数据库，采用趋势分析法评估老化速度。当tanδ值超过初始值的1.5倍或达到规程限值的80%时，应发出预警并制定检修计划，必要时进行套管更换。05附件及保护装置检查

分接开关运行状态检查分接开关外观及清洁度检查检查分接开关本体应清洁、无油污，操作机构部件完好，无锈蚀、变形或损坏迹象，确保机械操作的灵活性和可靠性。

触头接触状态与烧蚀检查通过观察或结合直流电阻测试，确认触头接触良好，无明显烧蚀、氧化斑点或磨损痕迹，保证接触电阻符合要求，三相直流电阻偏差应不大于平均值的2%。

分接位置指示与实际一致性检查检查分接开关的档位指示是否清晰、准确，与实际运行分接位置是否一致，防止因指示错误导致电压调节异常。

操作机构及传动部分检查检查分接开关操作机构的连杆、齿轮等传动部件是否灵活，无卡滞、松动现象，操作时应平稳无异常声响，限位装置可靠。瓦斯继电器与压力释放装置

瓦斯继电器状态检查观察瓦斯继电器油位是否正常，有无气体积聚。轻瓦斯报警时需及时排气分析气体性质，连接管应无堵塞，防雨罩完好。压力释放器外观检查检查压力释放器、安全气道及防爆膜等安全装置是否完好无损，无渗漏油现象，确保其在超压时能可靠动作。瓦斯继电器功能验证确认瓦斯继电器内无气体存在，油阀处于打开状态，二次接线端子连接牢固，动作信号能正常传输至保护系统。呼吸器与压力释放协同检查检查呼吸器是否完好，吸附剂是否干燥，同时关注压力释放装置与呼吸器之间的气流通道是否畅通，保障压力调节功能正常。呼吸器与吸湿剂维护标准

呼吸器外观与密封性检查检查呼吸器外壳是否完好，有无裂纹、破损；连接部位密封良好，无渗漏油现象；防雨罩完好，防止雨水进入。吸湿剂状态评估与更换指标观察吸湿剂（硅胶）颜色，若整体2/3以上变为粉红色或白色，则需及时更换；确保新更换硅胶干燥，颗粒大小均匀。呼吸器畅通性检查要求检查呼吸器内部管路是否通畅，无堵塞；确保呼吸孔正常，避免因堵塞导致变压器油箱内出现正负压异常。油封杯油位与油质检查检查呼吸器油封杯内油位是否正常，油质清洁无杂质；若油位过低应补充同型号绝缘油，油位过高需适当排放。接地系统完整性检测接地电阻值测量使用接地电阻测试仪定期测量变压器接地系统的电阻值，一般要求接地电阻≤4Ω（小容量变压器≤10Ω），确保接地系统的有效性。接地干线连接检查检查接地干线与变压器外壳、接地极的连接是否牢固，有无锈蚀、断裂现象，连接点应紧密可靠，确保电流泄放路径通畅。铁芯接地电流检测必要时测量铁芯和夹件的接地电流，通过监测接地电流是否异常，识别可能的铁芯多点接地故障，保障铁芯正常运行。接地体腐蚀状况评估检查接地体（如接地极、接地线）有无严重腐蚀，对于埋地部分可通过开挖检查或使用腐蚀检测仪评估，腐蚀超过30%时需及时更换或补焊。06特殊工况与天气应对高峰负荷期间强化检查

巡视频次与时间安排在高温季节或高峰负载时段，应每小时至少巡视一次变压器，重点关注温度变化、接头是否过热、声音是否异常以及冷却系统的运行状态。

温度与油位重点监测密切监测变压器油温（顶层油温不宜超过85℃，绕组油温不超105℃）及油位变化，确保油位在油位计的“-30℃”至“+40℃”刻度范围内，并结合环境温度进行修正。

冷却系统运行状态检查检查冷却风扇、油泵等设备运转是否正常，油流继电器工作状态是否良好，各冷却器手感温度是否相近，确保冷却系统散热效率满足高峰负荷需求。

引线接头过热检测采用红外测温仪监测引线接头、电缆、母线等部位是否有发热迹象，温差超过10℃或超过环境温度40℃时，需及时排查接触不良问题，防止接头过热引发故障。

声音与负荷状态监测监听变压器运行声音是否正常，应为均匀的“嗡嗡”声，无尖锐、爆裂或“噼啪”声；同时监测三相电流平衡度，负荷率不宜长期超过额定值的85%，确保设备在安全负载范围内运行。恶劣天气专项巡检要点大风天气巡检检查变压器周围有无易被风吹起的杂物，防止吹落到带电部位导致短路；留意引线摆动情况，确保其与周围设备的安全距离符合要求。大雾、小雨或雪天气巡检检查套管瓷瓶是否有严重的电晕、闪络或放电现象；雪天重点查看接头处是否有熔化蒸汽现象，判断是否存在过热情况。雷雨过后巡检检查变压器各侧避雷器的计数器动作情况，判断是否遭受雷击过电压；仔细检查套管是否出现放电现象，以及引线接头处是否有积雪。高温季节或高峰负载时段巡检每小时至少巡视一次，重点关注温度变化、接头是否过热、声音是否异常以及冷却系统的运行状态，确保油温不超过规定限值。

雷雨后绝缘状态复查01避雷器动作状态检查雷雨过后，应立即检查变压器各侧避雷器的计数器动作情况，确认避雷器是否正常发挥过电压保护作用，记录动作次数并与历史数据对比。

02套管绝缘性能检查重点检查高、中、低及中性点套管表面有无新的放电痕迹、闪络现象或破损裂纹，瓷套清洁度是否受雨水影响，必要时进行红外测温及表面盐密测试。

03绝缘电阻快速测试使用2500V兆欧表对变压器绕组对地及相间绝缘电阻进行测试，与雷前数据对比，其变化率应≤30%，吸收比≥1.3（10kV及以下变压器），确保绝缘未受雷击损伤。

04瓦斯继电器及油位检查检查瓦斯继电器内部有无气体积聚，油位计指示是否正常，确认雷雨天气未导致呼吸器失效或油位异常波动，保障变压器油绝缘性能稳定。过负荷运行后的状态评估

油色谱分析强化过负荷运行（负荷率＞120%持续2小时以上）后，需增加油色谱分析频次，重点检测油中溶解气体成分（如氢气、甲烷、乙炔等），通过三比值法判断变压器内部是否存在因过热导致的潜伏性故障。

绕组热点温度评估通过光纤测温或结合负荷-温升曲线推算绕组热点温度，确保其未超过绝缘材料的耐热极限（如A级绝缘绕组热点温度不宜超过105℃），防止绝缘加速老化。

冷却系统效能复查检查冷却风扇、油泵等冷却装置的运行状态，确保其散热效能正常。测量冷却系统进出口温差、油流继电器工作状态，必要时进行冷却装置的自动切换试验，保障散热效果。

绝缘电阻与直流电阻测试进行绝缘电阻测试（采用2500V兆欧表，吸收比≥1.3）评估绝缘性能，同时测量绕组直流电阻，三相间差值应≤2%，同相不同分接差值≤1%，确认绕组无匝间短路或接触不良问题。07常见异常处理与案例分析

油温异常升高处置流程立即减负荷与参数复核当监测到油温超过额定值10℃以上且负荷无明显变化时，应立即降低变压器负荷，同时复核油温计、温度计显示是否一致，确认测量准确性。

冷却系统状态检查检查冷却装置电源及控制回路，确认风扇、油泵是否正常运行，油流继电器工作状态是否良好；若冷却系统故障，应立即启动备用冷却装置。

内部故障初步诊断若冷却系统运行正常，需结合声音（如是否出现尖锐、爆裂声）、瓦斯继电器状态（有无气体积聚）及油色变化，初步判断是否存在绕组短路、铁芯多点接地等内部故障。

油色谱与电气试验对油样进行色谱分析，检测H₂、CH₄、C₂H₂等特征气体含量；测量绕组直流电阻（三相偏差≥2%时需进一步检查），结合试验结果确定故障性质与位置。

停运检修与状态评估若确诊为内部故障（如油色谱分析发现C₂H₂含量升高），应立即停运变压器，进行吊罩检查或返厂检修；故障排除后，通过绝缘电阻测试、局部放电测试等评估设备状态，合格后方可重新投运。油位异常与渗漏油处理油位过高的判断与处理油浸式变压器油位应在油位计的“-30℃”至“+40℃”刻度范围内（结合环境温度修正）。若油位过高，多因油温骤升（如过载）或进水（呼吸器失效），应打开放气阀排油至正常刻度，并检查呼吸器油封及冷却器是否漏水。油位过低的判断与处理油位过低可能是漏油（焊缝开裂、密封垫老化）或油温过低导致。需补油并查找漏点（用检漏仪或肥皂水检测），必要时停电补焊；若因油温低，可投入加热器升温。补油前需确认绝缘油型号、批次一致且经试验合格。渗漏油常见部位与检查方法渗漏油易发生在阀门、表计、法兰连接处及焊缝等部位。检查时应仔细观察这些部位有无油渍、油迹，可采用紫外成像或压力试验精准定位漏点。运行中发现渗漏油需及时处理，防止油量不足影响绝缘和冷却性能。渗漏油的