变压器特殊巡视检查培训课件

变压器特殊巡视检查培训课件勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01变压器特殊巡视检查概述02变压器本体及附件特殊巡视检查03电气连接部分特殊巡视检查04冷却系统特殊巡视检查CONTENTS目录05绝缘系统与油质特殊巡视检查06防雷及保护装置特殊巡视检查07特殊工况下的巡视检查要点01变压器特殊巡视检查概述

特殊巡视检查的定义与重要性特殊巡视检查的定义特殊巡视检查是在常规巡视检查基础上的补充，针对特定情况或问题，对变压器进行更深入、更具针对性的检查，以发现潜在故障隐患。

特殊巡视检查的核心目的及时发现变压器在特定条件下（如恶劣天气、故障后、过负荷等）可能出现的潜在故障和异常情况，防止故障扩大，确保设备安全稳定运行。

保障设备安全运行的关键作用通过特殊巡视检查，可以排除潜在风险，避免设备故障和损坏，保障电力系统的正常运行，是确保变压器安全运行的必要手段。

延长设备使用寿命的有效途径定期进行特殊巡视检查能够及时发现并处理问题，减少维修次数和费用，提高变压器的可靠性和稳定性，从而延长其使用寿命。特殊巡视检查的适用场景与周期特殊巡视检查的适用场景适用于变压器故障跳闸后、大风大雾大雪冰雹寒潮等气象突变时、雷雨季节雷雨后、高温季节高峰负荷期间、过负荷或过电压运行时、新设备或检修改造后投运72小时内以及存在严重缺陷时。特殊巡视检查的周期安排应根据变压器类型、运行环境、历史数据等因素合理安排，一般建议每年至少进行一次，或在发现异常情况时及时安排；新投运或大修后变压器在投运72小时内需加强巡视。特殊巡视检查的启动条件当系统发生短路故障、变压器出现异常声响或振动、油温异常升高、油位异常变化、套管出现放电痕迹、冷却系统故障等情况时，应立即启动特殊巡视检查。

特殊巡视检查的准备工作与安全要求01人员资质与知识储备巡视人员需熟悉变压器基本结构、工作原理及常见故障类型，具备相关电气设备巡视资格证书，了解特殊巡视检查的具体项目和标准。

02检查工具与资料准备准备红外热像仪、测温仪、绝缘电阻表、手电筒、扳手等工具；携带变压器技术参数资料、历史巡视记录、本次检查计划及标准作业指导书。

03安全防护措施落实严格遵守电气安全操作规程，佩戴安全帽、绝缘手套、绝缘鞋等个人防护用品；检查验电器、接地线等安全工器具完好性，设置安全警示标识。

04设备状态确认与沟通检查前确认变压器是否处于停运或安全运行状态，与运行值班人员进行工作票办理和安全技术交底，明确应急联络方式及突发情况处置流程。02变压器本体及附件特殊巡视检查外观完整性及渗漏油检查

本体及附件外观完整性检查检查油箱、油枕、散热器、法兰等部件应完整无变形、无破损，表面清洁无锈蚀。瓷瓶、套管应完整无裂纹，无放电痕迹和杂物附着。

渗漏油情况检查重点检查法兰连接面、阀门、焊缝等部位有无渗油、漏油现象，观察渗漏部位是否有油迹积聚或灰尘吸附。检查事故油池内鹅卵石是否有油迹，判断是否存在隐性渗漏。

密封件及紧固件状态检查检查各密封垫圈、胶条是否老化、龟裂或失去弹性，确保密封良好。检查连接螺栓、螺母等紧固件是否紧固无松动，防止因振动导致密封失效引发渗漏。01油位、油温及油色监测油位计指示准确性检查检查油位计外观完好无破损、无渗漏，指示与实际油位相符，无卡涩、漂浮现象。不同温度下观察油位变化，储油柜油位应与温度相对应，确保油位计读数准确可靠。02油温实时监测与异常温升识别通过油温监测装置实时掌握油温变化，确保在允许范围（油浸自冷≤85℃，强油风冷/水冷≤75℃）。对比环境温度、负荷及冷却装置状态，若同样条件下油温较平时高出10℃或持续上升，可能存在内部故障。03油色与外观质量检查观察绝缘油外观应清澈透明，无浑浊、气泡、杂质及碳化现象。正常油色为淡黄色或浅棕色，若呈深褐色或黑色，可能提示油质劣化或内部故障，需结合色谱分析进一步判断。04油位油温异常处理与记录发现油位异常（过高/过低）时，及时排查渗漏或假油位；油温异常时检查冷却系统及负荷情况。所有监测数据需详细记录，与历史数据对比分析，为状态评估提供依据。正常运行声音特征声音与振动异常判断

变压器正常运行时发出均匀、连续的"嗡嗡"电磁声，声音频率稳定，无明显杂音或突变。常见异常声音类型及原因

内部出现"噼啪"放电声可能为绕组绝缘击穿；"吱吱"声可能是分接开关接触不良；不均匀电磁声可能因铁芯螺栓松动；出现"唧哇"声可能是励磁异常或电源缺相。振动异常识别方法

通过手感或振动传感器检测，正常振动幅度小且平稳。若振动明显增大、出现异频振动或伴随异常声响，可能为铁芯松动、绕组变形或冷却系统故障。声音与振动异常处理原则

立即记录异常特征（如声音类型、振动部位），对比历史数据及同类设备状态；若伴随温度升高、油色异常等情况，应加强监视并及时汇报，必要时停运检查。

呼吸器与硅胶状态检查

呼吸器外观完整性检查检查呼吸器连管、固定螺栓、玻璃罩、底座及油封等部件是否完好，有无破损、裂纹或松动现象，确保整体结构密封良好。

硅胶颜色及饱和度检查观察硅胶颜色，正常应为蓝色（含25%显色硅胶），当2/3以上硅胶变为粉色时，表明吸湿已达饱和状态，需及时更换干燥硅胶。

呼吸器通畅性验证检查呼吸器是否畅通，确保油位随温度变化时能正常呼吸，防止因堵塞导致变压器内部压力异常。同时确认呼吸器小油杯油位合适，油面没过呼气嘴。

硅胶更换操作要点更换硅胶前应将重瓦斯保护改接信号，取下呼吸器时需堵住连管防止回吸空气；更换后确保油封密封良好，24小时试运行后将重瓦斯保护投回跳闸。03电气连接部分特殊巡视检查引线接头及端子紧固情况检查接线端子外观与紧固状态检查检查接线端子是否有松动、脱落现象，确认端子紧固力矩符合要求，避免因过紧或过松导致接触不良。对大电流通过的接线端子，重点检查其有无变形、裂纹及过热变色迹象。引线绝缘层完好性评估检查引线绝缘层是否有破损、老化、开裂等现象，确认绝缘层与引线导体之间无空隙，防止局部放电现象发生。对接地引下线，检查其连接是否牢固，有无断股和锈蚀现象。接触电阻测量与分析使用专用仪器对接线端子、引线连接处进行接触电阻测量，分析测量结果判断接触面是否良好。若接触电阻偏大，需及时处理，防止因接触不良引发局部过热，确保导电回路通畅。特殊环境下接头状态监测在雪天和雨天，重点检查接头上有无熔化蒸气现象；高温季节或高峰负荷期间，增加对引线接头、电缆、母线的温度监视，必要时利用红外测温仪检测有无异常发热点。套管外观及绝缘性能检查套管本体外观检查检查瓷套表面是否完整无裂纹、破损，无放电痕迹及油污附着；法兰连接处应密封良好，无渗油、漏油现象；整体无明显位移或变形。油位与油色监测油浸式套管油位计指示应正常，与环境温度相对应；油色应清澈透明，无浑浊、发黑或乳化现象，无气泡产生。放电痕迹与污染评估观察瓷套表面有无爬电痕迹、闪络烧蚀点，尤其在大雾、潮湿环境下需重点检查；积污程度需符合绝缘要求，必要时进行清洁处理。绝缘性能辅助检测采用红外热像仪检测套管本体及接头温度，温升应低于规定值；结合介损测试、绝缘电阻测量等手段，综合评估绝缘状态是否良好。

接地装置可靠性验证接地连接完整性检查检查变压器箱体、中性点、冷却系统等部位接地端子连接是否牢固，无松动、断股或锈蚀现象，确保接地回路连续性。

接地电阻值测量与评估使用专用接地电阻测试仪测量接地网电阻，应符合规程要求（通常≤4Ω），与历史数据对比，判断接地性能是否稳定。

接地体腐蚀与损伤检查检查接地体、接地线有无明显腐蚀、机械损伤或被土壤沉降破坏，重点关注焊接点、螺栓连接处的完好性，必要时进行开挖检查。

冲击接地性能验证结合防雷装置检查，验证接地系统在雷击等冲击电流作用下的泄流能力，确保接地装置在故障情况下能有效降低接触电压和跨步电压。接触电阻测量与分析接触电阻测量的关键部位重点测量变压器接线端子、引线连接处、套管与绕组连接点等载流部位，这些部位易因氧化、松动导致接触电阻增大。接触电阻测量仪器与方法采用专用接触电阻测试仪，通过四端子法进行测量，确保消除测试引线电阻影响。测量前需清洁接触面，测量时施加稳定电流（通常为100A或200A）。接触电阻合格标准与判断一般要求接触电阻值不大于50μΩ，且三相不平衡度不超过20%。与历史数据对比，若阻值突增100%以上或超出标准值，需立即处理。接触电阻异常的原因分析常见原因包括：连接螺栓松动、接触面氧化或积污、金具变形或镀层脱落、引线断股或压接不良等，需结合红外测温等手段综合判断。04冷却系统特殊巡视检查

冷却器运行状态评估冷却器外观与连接检查检查冷却器本体及管路有无破损、变形，法兰连接处密封良好无渗油漏油现象，表面清洁无严重积尘油污影响散热。

散热片清洁度与通畅性检查散热片应完好无变形、无倒伏，翅片间无杂物堵塞，确保空气或冷却介质能够顺畅流通，保障散热效率。

冷却介质流量与压力监测对于强迫油循环冷却器，检查油泵出口压力、油流指示器指示是否正常；风冷冷却器检查风扇转速是否符合要求，确保冷却介质流量充足。

冷却器控制与保护功能验证检查冷却器温控装置、自动投切功能是否正常，当油温达到设定值时能自动启动，故障时能可靠报警并切换至备用冷却器。风扇与油泵运转情况检查

运行状态监测检查风扇或油泵是否运转正常，无异常声响和振动，观察其转速和转向是否符合设备技术要求。

轴承与密封件检查检查风扇及油泵轴承是否完好，有无过热、异响或渗漏现象，密封件应无老化、破损导致的油液泄漏。

油流指示与联动功能验证确认油流继电器指示正常，与风扇、油泵运行状态联动一致，确保冷却系统油循环路径通畅。

异常情况处理若发现风扇停转、油泵卡涩或油流中断，应立即切换至备用冷却设备，并记录故障部件型号及运行参数，及时安排检修。散热器表面清洁度检查散热器清洁度与通畅性检查检查散热器表面是否存在积尘、油污、树叶、柳絮等杂物覆盖，确保散热翅片无明显堵塞。表面清洁度直接影响散热效率，严重污垢可使冷却效果降低75%以上。散热器翅片完整性检查观察散热器翅片有无变形、弯曲、破损或倒伏现象，重点检查翅片间距是否均匀，有无因外力碰撞导致的局部凹陷，确保散热面积未受影响。内部通道通畅性检查检查散热器内部油流通道是否通畅，无油泥堵塞或锈蚀。可通过观察油流继电器指示、进出口油温温差及运行压力判断，必要时结合红外热像仪检测有无局部过热区域。散热效率验证在额定负荷下，对比散热器进出口油温，确保温差在正常范围（一般不低于5-10℃）。若温差过小，可能提示内部通道堵塞或散热面积不足，需进行专业清洗或检修。

温控装置有效性及备用冷却设备检查温控装置功能验证检查温控装置能否根据设定温度准确控制冷却系统的启停，确保其显示面板无故障代码，传感器及连接线完好。

温度响应灵敏度测试在不同负荷及环境温度条件下，观察温控装置对油温变化的响应速度，确认其调节功能符合设备运行要求。

备用冷却设备状态检查检查备用冷却设备（风扇、油泵）是否处于良好备用状态，电源及控制回路正常，连接管路和阀门无泄漏。

备用设备联动投切试验模拟主冷却系统故障，验证备用冷却设备能否自动或手动可靠投入运行，确保切换过程平稳无异常。05绝缘系统与油质特殊巡视检查

绝缘电阻值测量与分析01测量仪器选择与要求应使用合适电压等级的兆欧表，如10kV变压器通常选用2500V兆欧表，确保仪器在校验有效期内且绝缘良好。

02测量环境与条件控制测量前需将变压器停电、放电并接地，待设备温度稳定后进行；环境相对湿度宜低于80%，避免在阴雨、大雾等潮湿天气进行。

03测量步骤与规范操作依次测量绕组对地、绕组间的绝缘电阻，记录测量时间、环境温度及湿度；测试前需对兆欧表进行短路和开路试验，确保仪表正常。

04测量结果对比与判断将测量值与历史数据、出厂值及规程标准对比，如10kV级变压器绝缘电阻不应低于300MΩ；若数值显著下降（如低于上次测量值的70%），需查明原因。

05异常数据处理与措施发现绝缘电阻偏低或吸收比不合格时，应进行绝缘油色谱分析、极化指数测试等进一步检查；必要时采取干燥处理或检修，严禁带病运行。

油质外观及色谱分析检查油质外观检查要点通过目测观察变压器油的颜色、透明度及有无杂质。正常油色应为淡黄色或浅棕色，透明无浑浊；若出现发黑、乳化、气泡或悬浮杂质，表明油质已劣化或污染。

色谱分析的关键指标色谱分析主要检测油中溶解气体组分，包括氢气（H₂）、甲烷（CH₄）、乙烷（C₂H₆）、乙烯（C₂H₄）、乙炔（C₂H₂）等。其中乙炔含量超标（通常＞5μL/L）提示可能存在电弧放电故障，总烃含量异常升高表明存在过热或放电现象。

检测方法与标准要求采用气相色谱仪进行油样分析，严格按照《电力变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722-2014）执行。检测前需确保油样采集过程无污染，采样容器密封良好，分析结果需与历史数据及同类型设备进行对比分析。

局部放电检测技术应用01局部放电检测的重要性局部放电是变压器绝缘劣化的重要征兆，通过检测可及时发现绝缘内部潜在缺陷，预防绝缘击穿等严重故障，保障变压器安全稳定运行。

02常用局部放电检测方法主要包括超声波检测法（检测放电产生的机械波）、高频脉冲电流法（监测放电产生的脉冲电流）、超高频检测法（捕捉放电产生的超高频电磁波）及在线监测系统等。

03检测仪器与传感器选择应选用高精度、高灵敏度的专用局部放电检测仪，搭配超声波传感器、高频电流传感器或超高频传感器，确保能有效捕捉微弱放电信号。

04检测数据分析与故障定位对监测到的局部放电信号进行波形分析、频谱分析及图谱识别，结合放电量、放电次数等参数，判断放电类型（如内部气隙放电、沿面放电等），并通过多传感器联合定位技术确定故障大致位置。

05检测注意事项检测前需确保设备处于稳定运行状态，排除外界电磁干扰；检测过程中应记录环境温湿度、施加电压等工况参数；对检测数据进行趋势分析，与历史数据对比，评估绝缘状态变化趋势。绝缘油老化评估与处理措施

老化状态评估方法通过历史数据对比分析绝缘油的老化速度，结合油质外观检查（如颜色变深、浑浊）、色谱分析（检测油中溶解气体组分及含量）、酸值及水分指标检测，综合判断绝缘油老化程度。维护计划制定依据根据绝缘油的老化评估结果，制定针对性维护计划。对于轻度老化油，可采取过滤、吸附等再生处理；对于老化严重、性能指标超标油，应及时安排更换。老化油更换标准当绝缘油的酸值超过0.1mgKOH/g、水分含量超标（如330kV及以上变压器油中水分＞10ppm）、击穿电压低于标准值或色谱分析发现特征气体明显异常时，需及时更换老化油。油质监测跟踪机制建立绝缘油定期监测制度，对更换或处理后的油质进行跟踪检测，确保其各项指标长期符合运行标准，防止老化问题再次快速出现，保障变压器绝缘性能。06防雷及保护装置特殊巡视检查避雷针及接地系统检查避雷针表面状态检查检查避雷针的表面是否有腐蚀、损坏、变形等问题，确保其结构完整性，无影响防雷性能的缺陷。避雷针连接可靠性检查检查避雷针与接地引下线的连接是否牢固可靠，有无松动、断裂或接触不良现象，连接点应紧密无间隙。避雷针阻抗测试使用专用仪器测试避雷针的雷电阻抗，确认其在雷击时的有效性，阻抗值应符合设计及相关规程要求。接地网接地电阻检查测量接地网的接地电阻值，确保其符合规定要求（通常应不大于4Ω，具体数值需参照设计标准），定期进行检测和记录。接地系统部件状态检查检查接地系统的铜排、镀锌扁钢等部件有无腐蚀、损伤、断股，连接螺栓是否紧固，确保接地回路畅通。接地系统保护能力测试评估接地系统在雷电击中时的泄流能力和保护效果，必要时通过模拟试验或数据分析验证其对变压器的保护可靠性。

瓦斯继电器与压力释放阀检查瓦斯继电器外观与密封性检查检查瓦斯继电器外壳有无破损、渗油现象，观察玻璃窗是否清晰，确保无气体聚集。连接管路应完好无渗漏，阀门处于正确开启位置。

瓦斯继电器内部气体与油位检查正常运行时瓦斯继电器内应充满油，无气体。若发现存在气体，需记录气体颜色、气味并进行色谱分析，判断故障类型。

压力释放阀外观及动作迹象检查检查压力释放阀阀体有无渗漏油，防爆膜是否完整无破裂、无鼓起现象，确认无动作过的痕迹。小油杯油位应在规定范围内，确保密封良好。

瓦斯继电器与压力释放阀功能验证结合变压器运行历史数据及气体检测仪数据，确认瓦斯继电器信号回路正常，压力释放阀在内部压力异常升高时能可靠动作，保障设备安全。差动保护及后备保护功能验证

差动保护装置动作正确性验证检查差动保护装置在区内故障时能否快速动作切除故障，在区外故障时具备可靠制动特性防止误动作。定期校验保护定值，确保与实际运行方式匹配，保障主保护功能有效。过流保护配置与动作逻辑检查验证过流保护在变压器内部或外部故障时的动作行为，包括电流定值、时限配合是否符合设计要求。检查过流保护与差动保护的配合关系，确保故障时能分级可靠切除，避免事故扩大。过压保护响应速度及准确性测试测试过压保护在电压异常升高时的响应速度，确认其能在规定时间内动作。检查过压定值设置是否合理，确保既能有效保护设备免受过电压损害，又不会因整定不当导致误动作。后备保护定值配合与有效性评估评估后备保护与主保护的定值配合情况，确保在主保护拒动时后备保护能可靠投入。检查后备保护的覆盖范围，验证其对变压器各类故障的适应性，保障保护系统的完整性和可靠性。07特殊工况下的巡视检查要点大风及雷雨天气检查要点气象突变及极端天气巡视检查

强风时检查引线摆动幅度，清除周围易被吹起的杂物，防止搭挂带电部分；雷雨过后重点检查避雷器动作计数器状态，套管有无破损裂纹及放电痕迹，引线接头有无断股。大雾及潮湿天气检查要点

雾天或毛毛雨时，重点观察瓷套管表面有无沿面放电闪络现象；雨雪天气检查引线接头发热情况，有无积雪融化蒸汽上升或冰柱形成，及时清除危及安全的冰柱。极端气温条件检查要点

高温季