最新11电力变压器检修导则dlt573.docx
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最新11电力变压器检修导则dlt573
11电力变压器检修导则dlt573-
电力变压器检修导则
（DL/T573–2010）
1范围
本标准规定了变压器大修、小修项目，以及常见缺陷处理、例行检查与维护方法等。
本标准适用于电压在35kV～500kV等级的油浸式电力变压器。
气体绝缘变压器、油浸式电抗器等
可参照本标准并结合制造厂的规定执行。
除针对单一部件有专业检修标准（例如；DL/T574《变压器分接开关运行维修导则》）外，其他部
件检修均按本标准要求执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的
修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究
是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用。
J。
。
本标准。
GB311.1高压输变电设备的绝缘配合（GB311.1-1997。
IEC60071-1:
1993。
NEQ）
GB1094.3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（GB1094.3-2003，IEC60076-3:
2000,MOD）
GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T1094.4电力变压器第4部分；电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则（GB/T1094.4-2005,IEC60076-4:
2002MOD）
GB/T261闪点的测定宾斯基一马丁闭口杯法（GB/T261-2008，IS02719:
2002。
MOD）
GB/T507绝缘油击穿电压测定法LGB/T507-2002。
IEC60156:
1995，EQV）
GB/T5654液体绝缘材料相对电容、介质损耗因数和直流电阻率的测量（GB/T5654-2007。
IEC60247:
2004,IDT）
GB/T7595运行中变压器油质量
GB/T7598运行中变压器油水溶性酸测定法
GB/T7599运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）
GB/T7600运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
GB/T7601运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）
DL/T421电力用油体积电阻率测定法
DL/T423绝缘油中含气量测定方法真空压差法
DL/T429.9电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法
DL/T432电力用油中颗粒污染度测量方法
DL/T450绝缘油中含气量测定方法（二氧化碳洗脱法）
DL/T572电力变压器运行规程
DL/T574变压器分接开关运行维修导则
DL/T596电力设备预防性试验规程
DL/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/Tl095变压器油带电度现场测试导则
DL/T1096变压器油中颗粒度限值
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1变压器大修overhauloftransformer
指在停电状态下对变压器本体排油、吊罩（吊芯）或进入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行
解体检修的工作。
3.2变压器小修minorrepairoftransformer
指在停电状态下对变压器箱体及组、部件进行的检修。
3.3变压器的缺陷处理treatmentoftransformerdefect
指对变压器本体或组、部件进行的有针对性的局部检修。
3.4变压器例行检查与维护toutineinspectionandmaintenanceoftransformer
指对变压器本体及组、部件进行的周期性污秽清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更换等。
3.5诊断性试验diagnostictest
为进一步评估设备状态，针对出现缺陷的设备而进行的试验。
3.6状态预知性试验conditionpredictivetest
为获得直接或间接表征设备状态的各类信息而进行的试验。
4总则
4.1变压器及同类设备要贯彻预防为主，计划检修和状态检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
4.2本标准所列检修项目是指导性的，要建立在变压器本体及主要组、部件进行综合评估的基础上，
依据变压器检测、监测数据及试验结果，并结合运行状态，综合判断是否进行检修。
4.3变压器本体及组、部件的检修，应遵循本标准并结合出厂技术文件要求进行。
5例行检查与维护
5.1不停电检查周期、项目及要求
不停电检查周期、项目及要求见表1。
表1不停电检查周期、项目及要求
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
1
变压器本体
必要时
温度
a）顶层油温度计、绕组温度计的外观完整，表盘密封良好，温度指示正常
b）测量油箱表面温度，无异常现象
油位
a）油位计外观完整，密封良好
b）对照油温与油位的标准曲线检查油位指示正常
渗漏油
a）法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密封连接处，应密封良好，无渗漏痕迹
b）油箱、升高座等焊接部位质量良好，无渗漏油现象
异声和振动
运行中的振动和噪声应无明显变化，无外部连接松动及内部结构松动引起的振动和噪声；无放电声响
表1（续）
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
1
变压器本体
必要时
铁芯接地
铁心、夹件外引接地应良好，接地电流宜在lOOmA以下
2
冷却装置
必要时
运行状况
a）风冷却器风扇和油泵的运行情况正常，无异常声音和振动；水冷却器压差继电器和压力表的指示正常
b）油流指示正确，无抖动现象
渗漏油
冷却装置及阀门、油泵、管路等无渗漏
散热情况
散热情况良好，无堵塞、气流不畅等情况
3
套管
必要时
瓷套情况
a）瓷套表面应无裂纹、破损、脏污及电晕放电等现象
b）采用红外测温装置等手段对套管，特别是装硅橡胶增爬裙或涂防污涂料的套管，重点检查有无异常
渗漏油
a）各部密封处应无渗漏
b）电容式套管应注意电容屏末端接地套管的密封情况
过热
a）用红外测温装置检测套管内部及顶部接头连接部位温度情况
b）接地套管及套臂电流互感器接线端子是否过热
油位
油位指示正常
4
吸湿器
必要时
干燥度
a）干燥计颜色正常
b）油盒的油位正常
呼吸
a）呼吸正常，并随着油温的变化油盒中有气泡产生
b）如发现呼吸不正常，应防止压力突然释放
5
无励磁分接开关
必要时
位置
a）档位指示清晰、指示正确
b）机械操作装置应无锈蚀
渗漏油
密封良好，无渗油
表1（续）
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
6
有载分接开关
必要时
电源
a）电压应在规定的偏差范围之内
b）指示灯显示正常
油位
储油柜油位正常
润滑油
开关密封部位无渗漏油现象
操作机构
a）操作齿轮机构无渗漏油现象
b）分接开关连接、齿轮箱、开关操作箱内部等无异常
油流控制继电器
a）应密封良好
b）无集聚气体
7
开关在线滤油装置
必要时
运行情况
a）在滤油时，检查压力、噪声和振动等无异常情况
b）连接部分紧固
渗漏油
滤油机及管路无渗漏油现象
8
压力释放阀
必要时
渗漏油
应密封良好，无喷油现象
防雨罩
安装牢固
导向装置
固定良好，方向正确，导向喷口方向正确
9
气体继电器
必要时
渗漏油
应密封良好
气体
无集聚气体
防雨罩
安装牢固
10
端子箱和
控制箱
必要时
密封性
密封良好，无雨水进入、潮气凝露
接触
接线端子应无松动和锈蚀、接触良好无发热痕迹
完整性
a）电气元件完整
b）接地良好
11
在线监测
装置
必要时
运行情况
a）无渗漏油
b）工作正常
5.2停电检查周期、项目及要求
停电检查周期、项目及要求见表2。
表2停电检查周期、项目及要求
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
1
冷却装置
1年～3年或必要时
振动
开启冷却装置，检查是否有不正常的振动和异音
清洁
a）检查冷却器管和支架的脏污、锈蚀情况，如散热效果不良，应每年至少进行1次冷却器管柬的冲洗
b）必要时对支架、外壳等进行防腐（漆化）处理
绝缘电阻
采用500v或1OOOV绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻，其值应不低1MΩ
阀门
检查阀门是否正确开启
负压检查
台关闭冷却器电源一定时间（30min左右）后，检查冷却器负压区应无渗漏现象。
若存在渗漏现象应及时处理，并消除负压现象
2
水冷却器
1年～3年或必要时
运行状况
a）压差继电器和压力表的指示是否正常
b）冷却水中应无油花
c）运行压力应符合制造厂的规定
3
电容型套管
1年～3年或必要时
瓷件
a）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀
b）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求
密封及油位
套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常
导电连接部位
a）应无松动
b）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象
末屏接地
末屏应无放电、过热痕迹，接地良好
表2（续）
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
4
充油套管
1年～3年或必要时
瓷件
a）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀
b）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求
密封及油位
套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常
导电连接部位
a）应无松动
b）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象
5
无载励磁分接开关
1年～3年或必要时
操作机构
a）限位及操作正常
b）转动灵活，无卡涩现象
c）密封良好
d）螺栓紧固
e）分接位置显示应正确一致
6
有载励磁分接开关
1年～3年或必要时
操作机构
a）两个循环操作各部件的全都动作顺序及限位动作，应
符合技术要求
b）各分接位置显示应正确一致
绝缘测试
采用500v或IOOOV绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电阻应大于1MΩ
7
其他
1年～3年或必要时
气体继电器
a）密封良好，无渗漏现象
b）轻、重瓦斯动作可靠，回路传动正确无误
c）观察窗清洁，刻度清晰
压力释放阀
a）无喷油、渗漏油现象
b）回路传动正确
c）动作指示杆应保持灵活
表2（续）
序号
检查部位
检查周期
检查项目
要求
7
其他
1年～3年或必要时
压力式温度计、热电阻温度计
a）温度计内应无潮气凝露，并与顶层油沮基本相同
b）比较压力式温度计和热电阻温度计的指示，差值应
在5℃之内
c）检查温度计接点整定值是否正确，二次回路传动正确
绕组温度计
a）温度计内成无潮气凝露
b）检查温度计接点整定值是否正确
油位计
a）表内成无潮气凝露
b）浮球和指针的动作是否同步
c）应无假油位现象
油流继电器
a）表内成无潮气凝露
b）指针位置是否正确，油泵启动后指针应达到绿区，无抖动现象
二次回路
a）采用500V或1OOOV绝缘电阻表测量继电器、油温指示器、油位计、压力释放阀二次回路的绝缘电阻应大于1MΩ
b）接线盒、控制箱等防雨、防尘是否良好，接线端子有无松动和锈蚀现象
8
油流带电的泄露电流
必要时
中性点（330kV及以上变压器）
开启所有油泵，稳定后测量中性点泄漏电流，应小于3.5uA
6常见异常情况检查与处理措施
6.1常见本体声音异常情况的检查与处理措施
常见本体声音异常情况的检查与处理措施见表3。
表3变压器本体声音异常情况的检查方法与处理措施
序号
异常现象
可能的异常原因
检查方法和部位
判断与处理措施
1
连续的高频率尖锐声
过励磁
运行电压
运行电压高于分按位置所在的分接电压
谐波电流
谐波分析
存在超过标准允许的谐波电流
直流电流
直流偏磁
中性点电流明显增大，存在直流分量
系统异常
中性点电流
网发生单相接地或电磁共振，中性点电流明显增大
2
异常增大且有明显的杂音
铁心结构件松动
听声音来源
夹件或铁心的压紧装置松动、硅钢片振动增大，或个别紧固件松动
连接部位的机械振动
听声音来源
连接部位松动或不匹配
直流电流
直流偏磁
中性点电流明显增大，存在直流分量
3
“吱吱”或“噼啪”声
接触不良及引起的放电
套管连接部位
套管与母线连接部位及压环部位接触不良
油箱法兰连接螺栓
油箱上的螺栓松动或金属件接触不良
4
“嘶嘶”声
套管表面或导体棱角电晕放电
红外测温、紫外测光
a）套管表面脏污、釉质脱落或有裂纹
b）受浓雾等恶劣天气影响
5
“哺咯”的沸腾声
局部过热或充氮灭火装置氮气充入本体
温度和油位
油位、油温或局部油箱聚温度异常升高，表明变压器内部存在局部过热现象
气体继电器内气体
分析气体组分以区分故障原因
听声音的来源
倾听声音的来源，或用红外检测局部过热的部位，根据变压器的结构，判定具体部位
6
“哇哇”声
过载
负载电流
过载或冲击负载产生的间歇性杂声
中性点电流
三相不均匀过载，中性点电流异常增大
6.2冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施
冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施见表4。
表4冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施
序号
异常现象
可能的异常原因
检查方法和部位
判断与处理措施
1
油泵均匀的周期性“咯咯”金属摩擦声
电动机定子与转子间的摩擦或有杂质
a）听其声音
b）测量振动
更换油泵
叶片与外壳之间的摩擦
2
油泵的无规则非周期性金属摩擦声
轴承破裂
a）听其声音
b）测量振动
更换轴承或油泵
3
油路管道内的“哄哄”声音
进油处的阀门未开启或开启不足
a）听其声音
b）测量振动
开启阀门
存在负压
检查负压
消除负压
6.3绝缘受潮异常情况检查与处理措施
由于进水受潮，出现了油中含水晕超出注意值、绝缘电阻下降、泄漏电流增大、变压器本体介质损
耗因数增大、油耐压下降等现象，检查方法与处理措施见表5。
表5绝缘受潮异常情况的检查方法与处理措施
序号
检查方法或部位
判断与处理措施
1
含水量测定、油中溶解气体分析
a）油中含水量超标
b）H2持续增长较快
表5（续）
序号
检查方法或部位
判断与处理措施
2
冷却器检查
a）逐台停运冷却器（阀门开启），观察冷却器负压区是否存在渗漏
b）在冷却器的进油放气塞处测量油泵运行时的压力是否存在负压
3
气样分析
若气体继电器内有连续不断的气泡，应取样分析，如无故障气体成分，则表明变压器可能在负压区有渗漏现象
4
油中含气量分析
油中含气量有增长趋势，可能存在渗漏现象
5
各连接部位的渗漏检查
有渗漏时应处理
6
吸湿器
检在吸进器的密封情况，变色硅胶颜色和油杯油量足否正常
7
储油柜
检查储油柜与胶囊之间的接口密封情况，胶囊是否完全撑开，与储油柜之问应无气体
8
胶囊或隔膜
胶囊或隔膜是否有水迹和破损及老化龟裂现象，如有应及时处理或更换
9
整体密封性检查
在保证压力释放阀或防爆膜不动作的情况下，在储油根的最高油位上施加0.035MPa的压力12h，观察变压器所有接口是否渗漏
10
套管检查
通过正压或负压法检查套管密封情况，如有渗漏现象应及时更换套管顶部连接部位的密封胶垫
11
内部检套
a）检查油箱底部是否有水迹。
若有，应查明原因并予以消除
b）检查绝缘件表面是否有起泡现象。
如有表明绝缘已进水受湖，可进一步取绝缘纸样进行含水量测试，或进行燃烧试验，若燃烧时有轻微“噼噼叭”的声音，即表明绝缘受湖，则应干燥处理
c）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
6.4过热性异常情况检查与处理措施
当出现总烃超出注意值，并持续增长；油中溶解气体分析提示过热；温升超标等过热异常情况时，检查方法与处理措施见表6。
表6过热性异常情况的检查方法与处理措施
序号
故障原因
检查方法或部位
判断与处理措施
1
铁芯、夹件多点接地
运行中测量铁心接地电流
运行中若大于300mA时，应加装限流电阻进行限流，将接地电流控制在lOOmA以下，并适时安捧停电处理
油中溶解气体分析
通常热点温度较高，C2H6、C2H4增长较快
兆欧表及万用表测绝缘电阻
a）若具有绝缘电阻较低（如几十千欧）的非金属短接特征，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6kV—lOkV之间
b）若具有绝缘电阻接近为零（如万用表测量几千欧内）的金属性直接短接特征，必要时应吊罩（芯）检查处理，并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘降低问题
接地点定位
万用表定位法
用3只～4只万用表串接起来，其连接点分别在高低压侧夹件上左右上下移动，如某二连接点问的电阻在不断变小，表明测量点在接近接地点
敲打法
用手锤敲打央件，观察接地电阻的变化情况，如在敲打过程中有较大的变化，则接地点就在附近
放电法
用试验变压器在接地极上施加不高于6kV的电压，如有放电声音，查找放电位置
红外定位法
用直流电焊机在接地回路中注入一定的直流电流，然后用红外热成像仪查找过热点
表6（续）
序号
故障原因
检查方法或部位
判断与处理措施
2
铁芯局部短路
油中溶解气体分析
通常热点温度较高，H2、C2H6、C2H4增长较快，严重时会产牛C2H2
过励磁试验（1.1倍）
1.1倍的过励磁会加剧它的过热，油色谱中特征气体组分会有明显的增长，则表明铁心内部存在多点接地或短路缺陷现象，应进一步吊罩（芯）进行油箱检查
低电压励磁试验
严重的局部短路可通过低于额定电压的励磁试验，以确定其危害性或位置
用绝缘电阻表及万用表检测短接性质及位置
a）目测铁芯表面有无过热变色、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，若有片间短路，可松开夹件，每二三片之间用干燥绝缘纸进行隔离
b）对于分级短接的铁心，如存在级间短路，应尽量将其断开。
若短路点无法消除，可在短路级间四角均匀短接（如在短路的两级间均匀打入长60mm—80mm的不锈钢螺杆或钉）或串电阻
3
导电回
路接触
不良
油中溶解气体分析
a）观察C2H6、C2H4和CH4增长速度，若增长速度较快，则表明接触不良己严重，应及时检修
b）结合油色谱C02和CO的增量和比值进行区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘附近过热，则CO、C02增长较快
红外测温
检查套管连接部位是否有高温过热现象
改变分接开关位置
可改变分接开关位置，通过油色谱的跟踪，判断分接开关是否接触不良
表6（续）
序号
故障原因
检查方法或部位
判断与处理措施
3
导电回
路接触
不良
油中糠醛测试
可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。
若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化
直流电阻测量
若直流电阻值有明显的变化，则表明导电回路存在接触不良或缺陷
吊罩（芯）或进油箱检查
a）分接开关连接引线、触头接触面有无过热性变色和烧损情况
b）引线的连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损情况
c）检查引线是否存在断股和分流现象，防止分流产生过热
d）套管内接头的连接应无过热性变色和松动情况
4
导线股
间短路
油中溶解气体分析
该被障特征是低温过热，油中特征气体增长较快
过电流试验（1.1倍）
1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长
解体检查
打开围屏，检查绕组和引线表面绝缘有无变色、过热现象
分相低电压下的短路试验
在接近额定电流下比较短路损耗，区别故障相
5
油道
堵塞
油中溶解气体分析
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、CO2含量增长较快
油中糠醛测试
可确定是否存在固体绝缘部位局部过热。
若测定的值有明显变化，则表明固体绝缘存在局部过热，加速了绝缘老化
表6（续）
序号
故障原因
检查方法或部位
判断与处理措施
5
油道
堵塞
过电流试验（1.1倍）
1.1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罩（芯）检查
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
目测
解开围屏，检查绕组和引线表面有无变色、过热现象并进行处理
油面温度
油面温度过高，而且可能出现变压器两侧油温差较大
6
悬浮电位、接
触不良
油中溶解气体分析
该故障特征是伴有少量H2、C2H2产生和总烃稳步增长趋势
目测
逐一检查连接端子接触是否良好，有无变色过热现象，重点检查无励碰分接开关的操作杆U型拨叉、磁屏蔽、电屏蔽、钢压钉等有无变色和过热现象
7
结构件或电、磁屏蔽等形成短路环
油中溶解气体分析
该故障具有高温过热特征，总烃增长较快
绝缘电阻测试
绝缘电阻不稳定，并有较大的偏差，表明铁芯柱内的结构件或电、磁屏蔽等形成了短路环
励磁试验
在较低的电压下励磁，励磁电流也较大
目测
a）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等有无短路、变色过热现象
b）逐一检查结构件或电、磁屏蔽等接地是否良好
表6（续）
序号
故障原因
检查方法或部位
判断与处理措施
8
油泵轴承磨损或线圈损坏
油泵运行检查
a）声音、振动是否正常
b）工作电流是否平衡，正常
c）温度有无明显变化
d）逐台停运油泵，观察油色谱的变化
绕组直流电阻测试
三相直流电阻量否平衡
绕组绝缘电阻测试
采用500v或1OOOV绝缘电阻表测量对地绝缘电阻应大于1MΩ
9
漏磁回路的异物和用错金属材料
过电流试验（1.1倍）
若绕组内部或漏磁回路附件存在金属性异物或用错金属材料，1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长，需进一步检查
目测
a）检查可见部位是否有异物
b）检查包括磁屏蔽等金属结构件是否存在移位和固定不牢靠现象
c）检查金属结构件表面有无过热性的变色现象。
在较强漏磁区域内，如绕组端部部位若使用了有磁材料，会引起过热，也可用磁性材料做鉴别检查
10
有载分接开关绝缘筒渗漏
油中溶解气体分析
属高温过热，并具有高能量放电特征
油位变化
有载分接开关储油柜中的油位异常变化，有载分接开关绝缘筒可能存在渗漏现象
压力试验
在本体储油柜吸湿器上施加0.035MPa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
6.5放电性异常情况检查与处理措施
油中出现放电性异常H2或C2H2含量升高的检查方法与处理措施见表7。
表7放电性异常情况的检查方法与处理措施
序号
故障原因
检查方
升级会员 