太阳能光伏电站设备维护检修规程.docx
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太阳能光伏电站设备维护检修规程
1，目的
2，适用范围
3，上游和参考文件
4，定义
5，职责
6，程序
6.1变压器检修规程
6.2110kV电容式电压互感器检修规程
6.3高压氧化锌避雷器检修规程
6.4110kVSF6断路器检修规程
6.5高压隔离开关检修规程
6.6逆变器检修规划程
6.7光伏阵列检修规程
6.8SVG检修规程
6.935kV高压开关柜及400V低压开关柜检修规程
6.10电力电缆检修规程
6.11高压试验基本要求
7，附件
8，附录
1．目的
为规范光伏电站设备运行维护工作，杜绝发生重大设备事故，保证电站的安全、稳定运行，特制定本规程。
2．适用范围
本规程适用于中广核太阳能光伏电站的设备维护工作。
3．上游和参考文件
序号
文件类别
文件编码
文件名称
1
外来文件
DL/T596-1996
《电力设备预防性试验规程》
2
外来文件
SEDC-WD-SOM-015
《光伏电站预防性检修导则》
3
外来文件
DL/T573-2010
《电力变压器检修导则》
4
三级文件
DL/T724-2000
《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》
5
外部文件
GB/T14285-2006
《继电保护和安全自动装置运行技术管理规程》
6
外部文件
DL/T995-2006
《继电保护和电网安全自动装置检修管理规程》
7
外部文件
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
8
外来文件
《防止电力生产重大事故的二十五项反措》
9
外来文件
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
10
外来文件
《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》
11
外部文件
《油浸式变压器检修维护手册》
12
外部文件
《干式变压器检修维护手册》
13
外部文件
《设备出厂资料及使用说明书》
4．定义
无
5.职责
5.1公司安全生产部
（1）对光伏电站设备预防性检修工作进行指导；
（2）协调解决光伏电站设备预防性检修中发现的重大问题。
5.2分公司总经理
（1）为本程序的运行提供组织保障、资源保障；
（2）对本程序予以批准发布。
5.3分公司生产部
（1）是本规程的归口管理部门，负责本程序的编制与维护；
（2）对光伏电站设备检修过程进行监督、指导；
（3）对检修过程质量控制文件和试验报告进行检查；
（4）协调工程管理中心处理设备运行过程中发现的施工（质保期内）质量、设备（质保期内质量问题）；
（5）监督检查光伏电站定期巡检、维护情况；
（6）负责本程序的指导与宣贯，负责本程序的制定、维护。
5.3光伏电站运维
（1）学习并掌握本程序的使用，接受项目公司工程生产部的培训和指导；
（2）负责按本规程进行光伏电站设备检修维护工作。
6．程序
6.1变压器检修规程
6.1.1设备概述
6.1.1.1变压器主要技术参数
（1）主变所用变设备参数
产品代号
标准代号
型号
额定容量
额定电压
额定电流
额定频率
相数
联结组别
冷却方式
使用条件
器身重量
油箱及附件重
油重
运输重
总重
空载损耗
空载电流
绝缘水平
高压侧线路端子
低压侧线路端子
最大分接
额定分接
最小分接
短路阻抗%
负载损耗kW
出厂序号
服务热线
制造日期
制造厂家
山
（2）干变所用变设备参数
产品代号
标准代号
型号
额定容量
额定电压（V）
短路阻抗
高压侧
Ⅰ
38850
联结组标号
Ⅱ
37925
温升限值
Ⅲ
37000
气候等级
Ⅳ
36075
环境等级
低压侧
315/315
燃烧等级
绝缘水平
防护等级
绝缘系统温度
生产厂家
6.1.2检修周期及检修项目
6.1.2.1检修周期
（1）大修周期
1）在投入运行后的5年内和以后10年大修一次。
2）运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。
3）当承受出口短路后，应考虑提前大修。
4）事故泄油池5年清理一次
（2）小修周期
主变、低压厂变，每年进行一次小修。
（3）附属装置的检修周期
1）保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行。
2）冷却风扇电机分解检修，每年一次
3）自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。
（4）有载分接开关的检修周期
1）取样时发现油质低于标准时应换油或过滤。
即使油耐压超过40KV以上，每年应更换新油一次。
2）新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后，应将切换部分吊出检查，以后可按实际情况确定检修期限。
3）当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满50000次也应进行检修。
（5）电容套管
应根据电气试验及密封材料老化情况确定。
6.1.2.2检修项目
（1）大修项目：
1）检修前制订大修方案以及器材准备工作。
2）吊芯、吊罩检查器身。
3）对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。
4）对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。
5）油箱及附件检修，包括：
套管、储油柜（含胶囊、隔膜、波纹管）、压力释放阀、呼吸器等。
6）装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。
7）瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。
8）冷却器：
阀门、管道、净油器等附属设备的检修。
9）进行必要的绝缘干燥处理。
10）变压器油的处理或换油（110KV及以上电压等级者真空注油）。
11）清扫外壳，进行除锈喷油漆。
12）大修后的试验和试运行。
（2）小修项目
1）检查并消除已发现的缺陷。
2）检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。
3）放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。
4）检查各部密封胶垫，处理渗漏油。
5）冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。
6）套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。
7）各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。
8）各部油阀和油堵的检查处理。
9）有载（无载）分接开关的检修和操作试验。
10）检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。
11）油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。
12）按规定要求进行测量和试验。
13）有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。
（a）测量触头接触电阻。
（b）测量限流电阻值。
（c）检查分接开关动作顺序。
（d）传动装置和控制装置的检查。
（e）绝缘油试验。
6.1.3变压器检修工艺的基本要求
6.1.3.1检修前准备工作
（1）大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：
1）了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。
2）变压器上次大修的技术资料和技术档案。
3）了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切换次数和其他附属装置的运行情况）。
4）查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。
5）查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，
6）进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。
（2）编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：
1）人员组织及分工。
2）核实检修项目及制定施工进度。
3）特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。
4）主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表。
5）绘制必要的施工草图和蓝图。
6）准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。
7）落实大修用料。
（3）安排施工场地
大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。
同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。
1）材料（包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等）。
2）起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。
3）真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等（滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏）。
4）安全用具和安全设备（包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等）。
5）试验仪器仪表。
6）烘潮设备。
（4）变压器的分解、起重搬运和组装
1）分解检修和组装顺序：
a）办理并完成停电工作手续，进行修前电气试验，对变压器进行一次全面外观检查，并做好记录。
b）拆除变压器引线和二次回路，放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。
在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。
拆除部件后及时用封板封好孔洞，以防尘防潮。
c）油全部放出并进行过滤处理。
d）拆除无载分接开关操作（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。
e）检查器身状态，进行各部件操作杆（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。
f）清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。
g）装回钟罩（器身），更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。
h）安装冷却器等附属装置。
i）安装套管并装好内部引线。
j）注变压器到规定的油位线。
k）油压试漏。
l）大修后试验。
2）分解和组装时应注意的问题。
a）拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗（油箱内的除外），如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损坏。
b）拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。
c）冷却器、防爆器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。
d）对易损部件（套管、油位计、温度计等）拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。
e）组装后要检查冷却器和瓦斯继电器油门位置。
f）对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。
g）拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关必须置于整定位置。
h）认真作好现场记录工作。
装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。
（5）起重工作
1）起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。
2）根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。
3）钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。
4）起吊器身（钟罩）时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，使器身（钟罩）保持平衡。
起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。
5）器身（钟罩）四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。
6）起吊过程中上升或下降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。
7）放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。
8）复位时，应套好箱沿密封胶垫，安放平整，并用U形卡子固定好。
9）复位时，器身（钟罩）应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距离。
防止碰伤器身。
器身（钟罩）下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身（钟罩）下降压正后，对称均匀紧固螺栓。
10）吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳子绑好，防止碰撞及翻倒。
11）起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。
12）采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离，必要时应设置专人监护。
13）在检查过程中，器身（钟罩）不宜长期在空中停留，检查时器身（钟罩）必须放置平稳。
14）变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。
6.1.4变压器的检修工艺及质量要求
6.1.4.1器身检修
（1）应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。
对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。
（2）器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）：
相对湿度≤65%—16小时，相对湿度≤75%—12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10℃。
（3）器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。
（4）检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。
（5）油箱底应保持洁净无杂质。
（6）强油冷却的线圈应注意检查固定于下夹件上的导向电木管，联接是否牢固，密封是否良好，线圈绝缘围屏上的出线位置是否密封。
6.1.4.2线圈检修
（1）检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对处理。
（2）检查线圈表面是否清洁，匝绝缘有无破损。
（3）检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。
（4）检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫塑料）轻轻擦洗。
（5）有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。
6.1.4.3铁芯检修
（1）检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。
（2）检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。
（3）检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。
（4）检查铁心地片的接触及绝缘情况。
（5）检查铁芯与定位钉（变压器运输用）的距离。
6.1.4.4引线检修
（1）检查引线及引锥的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接是否良好，有无过热现象。
（2）检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，有无过热现象。
引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。
（3）检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。
（4）检查引线与各部位之间的绝缘距离。
（5）检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。
6.1.4.5油箱及钟罩检修
（1）检查油箱内部清洁度。
（2）清扫强油管路，并检查强油管路的密封情况。
（3）检查套管的升高座，一般升高座的上部应设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流发热，三相之间应采用隔磁措施。
（4）检查油箱（钟罩）大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止出现凹凸不平，箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。
（5）检查隔磁及屏蔽装置。
（6）检查油箱的强度和密封性能。
（7）检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈（特别是焊缝），如有砂眼渗漏应进行补焊，重新喷漆。
6.1.4.6冷却装置检修
一般冷却器（散热器）检修
（1）清扫冷却器（散热器）表面。
（2）用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。
扁管0.1——0.15Mpa10小时。
（3）用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。
（4）将内部油排净后加垫密封。
6.1.4.7油浸式套管检修
（1）瓷套外观检查并清扫。
（2）套管分解时，应依次逐个松动法兰螺丝，防止受力不匀损坏套管。
（3）拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。
（4）拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。
（5）对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。
（6）擦拭油垢，检查瓷套内部。
（7）组装过程中，注意胶垫位置应放正。
6.1.4.8套管型电流互感器检修
（1）检查引线标志是否齐全。
（2）更换引出线线柱的密封胶垫。
（3）必要时进行伏安特性试验。
（4）测量线圈的绝缘电阻。
6.1.4.9分接开关检修
（1）分接开关解体：
1）检查开关各部件是否齐全完整。
2）松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位置是否一致。
3）检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。
4）检查触头分接线是否紧固有无松动。
5）检查分接开关绝缘件状况是否良好。
6）拆装前后指示位置必须一致，三相手柄及操作机构不得互换。
7）检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。
8）发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长，应进行干燥。
（2）有载分接开关检修：
1）按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。
2）检修时，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，相对湿度不大于65%，否则应作干燥处理。
3）取油样进行化验，油不合格应换油。
4）吊出切换开关清洗干净。
5）检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。
6）复装。
注油，也可同本体一起真空注油。
6.1.4.10电动机构的检修
（1）一般部分
1）箱子的防水性。
2）齿轮盒的密封。
3）所有的接地部分。
（2）操作试验
1）逐级控制操作试验。
2）凸轮开关动作检查试验。
3）误相序的安全线路检查。
4）电气和机械限位的动作检查。
5）手插安全保护开关检查。
6）空气开关的检查。
7）电热器的检查。
8）其它附件检查。
6.1.4.11储油柜的检修
（1）普通式储油柜
1）打开侧盖，清洗检查内外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。
2）更换各部密封垫圈。
（2）胶囊式储油柜
其检修程序与普通式储油柜基本相同。
安装程序如下：
1）放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。
2）检查胶囊的密封性能。
3）用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。
4）将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰。
（3）隔膜式储油柜
1）分解检修前可先充油进行密封试验。
2）拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。
3）拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。
4）分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。
5）清扫上下节油箱。
6）更换密封垫圈。
7）检查后分解程序相序程序组装。
6.1.4.12呼吸器检修
（1）倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。
（2）把干燥的吸湿剂装入。
（3）更换胶垫。
（4）注油到合适位置使形成油封。
6.1.4.13压力释放阀检修
（1）清扫更换密封垫。
（2）上部爆膜片应完整无裂纹。
6.1.4.14瓦斯继电器检查
（1）外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端了及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。
（2）冲洗干净。
（3）检验动作、绝缘、流速校验合格。
6.1.4.15蝶阀、油门及塞子的检修
（1）检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。
（2）油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。
（3）对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。
6.1.4.16测温装置的校验
按有关规定进行。
6.1.4.17变压器的整体组装及注油：
（1）整体组装的准备工作：
1）组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（安全气道）、油管、不带电流互感器的升高座、套管及所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。
2）变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。
3）安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。
4）有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。
（2）变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
（3）在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。
（4）组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。
（5）油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。
（6）所有密封胶垫换新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，压缩量为2/3为宜。
（7）大型变压器采用真空注油工艺注油：
1）储油柜不参加抽真空。
2）冷却器连同主体一同抽真空。
3）在1小时内均匀提高真空度，达8ⅹ104Pa维持1小时，，如无异常，则将真空度逐渐加至9.75ⅹ104Pa维持1小时，检查油箱有无变形与异常现象。
如未异常，在真空状态下注油，油应先经过真空滤油机进行脱气脱水，滤油机及管路最好是完全密封的；注油过程中应使真空度维持在9.75ⅹ104±6.7ⅹ102Pa真空度，油面接近顶盖200mm时停止注油；注油时间大于6小时。
在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。
4）将储油柜上部的放气塞打开，从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞，再从加油管放油，使油面过到略高于要求高度，最后将呼吸器装好。
5）从二次注油结束开始，静置24小时，此期间多次放气（并起动潜油泵），检查有无渗漏及油位下降。
6.1.5变压器大修后的交接验收
变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清退材料，进行核算提交竣工、验收报告，并提请有关部门组织有关单位、维修部门、高压试验、油化验、继保、运行、计量等单位进行现场验收工作。
6.1.5.1提供验收方面的有关资料：
（1）施工单位应向运行部门移交下列资料：
1）开工报告
2）竣工报告
3）验收报告
4）设计计算单，包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。
5）现场干燥、检修记录。
6）高压绝缘试验报告，油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感器试验报告等。
（2）试运行前检查项目
1）变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。
2）轮子的固定装置牢固。
3）油漆完整，接地可靠。
4）变压器项盖上无遗留杂物。
5）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。
6）高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封性良好，与外部引线的连接接触良好。
7）变压器的储油柜和充油套管的油位正常。
隔膜式储油柜集气盒内无气体，有载分接开关油枕油位正常。
8）进行各升高座部位的放气，使其完全充满油，瓦斯继电器应无残余气体。
9）呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。
10）无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制盘，操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。
11）温度计指示正确，整定值符合要求。
12）冷却装置试运行正常，无漏油。
13）继电保护装置经调试整定，动作正确。
（3）试运行
变压器试运行时应按下列进行检查：
1）中性点直接接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地。
2）瓦斯继电器必须投运，轻、重瓦斯继电器投出口跳闸位置。
3）额定电压下的冲击试验（交接为5次，更换线圈为3次，大修2次），应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的动作。
4）第一次受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。
5）带电后，检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声。
6）分析比较运行前后油色谱数据，应无明显变化
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