6.3绝缘受潮异常情况检查与处理措施

由于进水受潮，出现了油中含水量超出注意值、绝缘电阻下降、泄漏电流增大、变压器本体 效增大、油耐压下降等现象，检查方法与处理措施见表5。

水利施工组织设计 表5绝缘受潮异常情况的检查方法与处理措

DL/T 573 2010

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H,或CH，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

6.6绕组变形异常情况检查与处理措施

当绕组出现变形异常情况，如：电抗或阻抗变化明显、频响特性异常、绕组之间或对地电容量变化 明显等情况时，其故障原因主要有如下两点： 运输中受到冲击； 一短路电流冲击。 检查方法与处理措施见表8。

表8绕组变形异常情况的检查方法与处理措施

6.7分接开关的检查按DL/T574的有关规

分接开关的检查按DL/T574的有关规定执行

7..T推存术用下 结果动态调整。 7.1.1.1运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑大修。 7.1.1.2箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障 或本体严重渗漏油时，可进行大修。 7.1.1.3运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应进行大修。 7.1.1.4设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行有针对性大修。 7.1.1.5变压器大修周期一般应在10年以上。

a） 绕组、引线装置的检修； b）# 铁心、铁心紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修； c 油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修； d）冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、油流继电器、水泵、压差继电器、风扇、阀门及管 道等； e） 安全保护装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、速动油压继电器、控流阀等； f 油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等； g） 测温装置的校验，包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等； h） 操作控制箱的检修和试验； i 无励磁分接开关或有载分接开关的检修； j 全部阀门和放气塞的检修； k） 全部密封胶垫的更换； 1） 必要时对器身绝缘进行干燥处理； m） 变压器油的处理； 清扫油箱并进行喷涂油漆； o 检查接地系统； 卫） 大修的试验和试运行。

b）放出储油柜积污器中的污油： 检修油位计，包括调整油位； 检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束； e） 检修安全保护装置； ) 检修油保护装置（净油器、吸湿器）； 名） 检修测温装置： h） 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油； 清扫套管和检查导电接头（包括套管将军帽）； 检查接地系统； 清扫油箱和附件，必要时进行补漆； m）按有关规程规定进行测量和试验。

检查渗、漏油部位并作出标记；进行大修前的试验，确定是否调整检修项目 查阅资料 查阅档案和变压器的状态评价资料如下： a）运行中所发现的缺陷、异常情况、事故情况及出口短路次数及具体情况； b）负载、温度和主要组、部件的运行情况； 历次缺陷处理记录； d）上次小修、大修总结报告和技术档案； 历次试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况； f) 大负荷下的红外测温试验情况

8.3编制作业指导书（施工方案）

8.4.1变压器的解体检修工作，如条件允许，应尽量安排在发电厂或变电站的检修间内进行。

8.4.1变压器的解体检修工作，如条件允许，应尽量安排在发电厂或变电站的检修间内进行。 8.4.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需做好防雨、防潮、防尘和消防措 施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、 拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。

9变压器解体及组装的注意事项

亭电，并办理工作票，做好施工安全措施，拆除变压器的外部电气连接引线和工 二次接线，进 查和试验。 ，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。

9.1.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反，

9.1.3拆卸组、部件的具体要求见第10章相应内容。为了减少器身暴露时间，可以在部分排油后拆卸 组、部件。 9.1.4冷却器、压力释放装置、净油器及储油柜等部件拆下后，接口应用盖板密封，对带有电流互感器 的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。 9.1.5排出全部绝缘油并对其进行处理。 9.1.6检查器身，具体要求见第11章相应内容。

9.2.1装回钟罩（或器身）紧固螺栓后安装套管，并装好内部引线，进行检修中试验，合 油

油。 9.2.2安装组、部件见第10章相应内容。 9.2.3冷却器，储油柜等组、部件装好后再进行二次注油，并调整油位。 9.2.4.组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器等所有阀门，按照规定开启或关闭。 9.2.5对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止 并重新密封好、擦净油迹。

9.2.6整体密封试验。

2.7组装后的变压器各组、部件应完整无损 2.8进行大修后电气和油的试验。

9.3检修中的起重和搬运

9.3.1起重工作的注意事项：

a）起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号： 6） 根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、干 斤顶、枕木等； c） 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接： d 如起吊器身，应先拆除与起吊器身有关的螺栓； e） 起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫 起吊100mm左右时，应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊； f） 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套； 起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳： h 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜； i） 起吊或落回钟罩（器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙 防止碰伤器身； 当钟罩（器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落的 有效安全措施； k）吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷 件； 1 采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、对应的最大吊重回转范围与 临近带电设备的安全距离，并设专人监护。

9.3.2搬运工作的注意事项：

a 了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过 要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。 b）了解沿途架空电力线路、通信线路和其他障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。 C）变压器在广（所）内搬运或较长距离搬运时：

10 组、部件检修的工艺质量要求

10.1.1纯瓷充油套管的检修要求见表9。

10.1.1纯瓷充油套管的检修要求见表9。

表9纯瓷充油套管的检修要求

10.1.2油纸电容型套管的检修要求见表10。

表10油纸电容型套管的检修要求

注：本标准不推荐油纸电容型套管现场解件检修

表11升高座（套管型电流互感器）的检修要求

10.2.1胶患式储油柜的检修要求见表12。

表12胶囊式储油柜的检修要求

图1储油柜油位指示线示意图

DL/T5732010

载分接开关的储油柜，其检修工艺和质量标准可参照

10.2.2隔膜式储油柜的检修要求见表13。

表13隔膜式储油柜的检修要求

DL/T573—2010表13（续）序号部位检修内容工艺质量要求应更换所有连接管道的法兰密封垫，保持连接法兰的平行和同心，复装密封垫压缩量按照表12第8条复装要求，确保接口密封和畅通，储油柜本体和各管道固定牢固7储油柜整体a）隔膜式储油柜注油后应先用手提起放气塞，然后将塞拔出，缓调试慢将放气塞放下，必要时可以反复缓慢提起放下，待排尽气体后塞紧放气塞b）指针式油位计见本标准10.5.1“指针式油位计的检修”10.2.3金属波纹式储油柜的检修要求见表14。表14金属波纹式储油柜的检修要求序号部位检修内容工艺质量要求a）放尽剩油后拆卸所有连接管道，保留并关闭连通气体继电器的储油柜整体拆卸碟阀，关闭的碟阀用封头板密封b）用吊车和吊具吊住储油柜，拆除储油柜固定螺栓，吊下储油柜外罩表面清洁度、锈2除锈，清扫，刷漆。检查应清洁、无锈蚀蚀油位指示是否准通过观察金属隔膜膨胀情况，调整油位指示与之对应，确保指示3确清晰正确，无假油位现象应清洁，管道内应畅通、无杂质、锈蚀和水分。更换接口密封垫，4管道清洁、畅通保证接口密封和呼吸畅通5滑槽检查灵活性清理滑槽，使其伸缩移动灵活，无卡涩现象金属波纹节（管）应为不锈钢，无裂缝、损坏现象，清洁、密封金属波纹节（管）完整性、密6性能良好。在限定体积时耐受油压0.02MPa～0.03MPa，时间12h应封性能无渗漏应更换所有连接管道的法兰密封垫，保持连接法兰的平行和同心，复装密封垫压缩量按照表12第8条复装要求，确保接口密封和畅通，储7储油柜整体油柜本体和各管道固定牢固调试a）打开放气塞，待排尽气体后关闭放气塞b）对照油位指示和温度调整油量10.2.4吸湿器的检修要求见表15。表155吸湿器的检修要求序号部位检修内容工艺质量要求1吸湿器拆卸将吸湿器从变压器上卸下，保持吸湿器完好，倒出内部吸附剂:玻璃罩清扫并检查玻璃罩应清洁完好a）吸附剂宜采用变色硅胶，应经干燥，颗粒大于3mm，颜色变化明显即表示失效，可置入烘箱干燥，干煤温度从120℃升至160℃，吸附剂时间5h；还原颜色后可再用2各部件b）吸附剂不应碎裂、粉化。把干燥的吸附剂经筛选后装入吸湿器内，并在项盖下面留出1/5～1/6高度的空隙油杯清扫并检查玻璃油杯应清洁完好，油位标志鲜明密封更换视简或视窗的密封胶垫，应无渗漏20

10.2.5净油器的检修。变压器油的介损、酸价和pH值测试结果合格可以不进行检修。净油器的检修 要求见表16。

表16净油器的检修要求

注：全密封变压器如油质合格稳定可将净油器拆险

10.3分接开关的检修按DL/T574的有关规定执行。

10.3分接开关的检修按DL/T574的有关规定执行。 10.4冷却装置

10.4.1散热器的检修要求见表17。

10.4.1散热器的检修要求见表17

表17散热器的检修要求

10.4.2油冷却器的检修要求见表18

表18油冷却器的检修要求

DL/T5732010

表19油/水热交换装舌的检修要求

10.4.4潜油泵的检修要求见表20。

表20潜油泵的检修要求

有缺陷或运行10年以上的潜油泵检修要求

DL/T5732010

10.4.5油流继电器的检修要求见表22。

表22油流继电器的检修要求

DL/T 573 2010

10.4.6风机的检修要求见表23。

表23风机的检修要求

累计运行未满10年的风机，经以上检查合格即可复装；如发现缺陷或运行10年以上的可更换或检 修，检修按照表24程序和方法进行

24有缺陷或运行10年以上的风机检修要求

10.4.7冷却装置控制箱的检修要求见表 25

10.4.7冷却装置控制箱的检修要求见表 25

房地产项目表25冷却装承控制箱的检修要求

10.5非电量保护装置

10.5.1指针式油位计的检修要求见表

1指针式油位计的检修要求见表26。

DL/T5732010表26指针式油位计的检修要求序号部位检修内容工艺质量要求拆卸表计时应先将油面降至表计以下，再将接线盒内信号连接线表计拆卸脱开，松开表计的固定螺栓，松动表计将其与内部连接的连杆脱开，取出连杆和浮简，防止损坏。连杆应伸缩灵活，无变形折裂，浮简完好无变形和漏气完整性、灵2传动机构活性齿轮传动机构应无损坏，转动灵活，无卡滞、滑齿现象主动、从动转动主动磁铁，从动磁铁应同步转动正确磁铁耦合同步3磁铁指针指示范摆动连杆，摆动45°时指针应从“0”位置到“10”位置或与表盘围是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱，刻度相符连杆和指针应传动灵活、准确动作是否正当指针在“0”最低油位和“10”最高油位时，限位报警信号动作确应正确，否则应调节凸轮或开关位置报警装置2500绝缘电阻表测量信号端子绝缘电阻应大于1MQ，或用工频耐绝缘试验压试验AC2000V1min不击穿密封密封性能更换密封胶垫，进行复装以后密封应良好无渗漏a）复装时应根据伸缩连杆的实际安装结点用手动模拟连杆的摆6表计复装动观察指针的指示位置应正确，然后固定安装结点。否则应重新调整油位计的连杆摆动角度和指示范围b）连接二次信号线检查原电缆应完好，否则要更换10.5.2气体继电器的检修要求见表27。表27气体继电器的检修要求序号部位检修内容工艺质量要求切断变压器二次电源，断开气体继电器二次连接线，关闭两侧碟继电器拆卸阀，在气体继电器下方放置盛油的开口油桶放出剩油，拆开两端法兰的连接螺栓，将其拆下完整性、清a）各部件（容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小洁度、方向指套管）应完整清洁，密封无渗漏2各部件示、接线端子b）盖板上箭头及接线端子标示应清晰正确探针、浮筒、检查探针动作应灵活，检查浮筒、挡板和指针的机械转动部分应挡板和指针灵活，正确。检查指针动作后应能有效复位密封将气体继电器密封，充满变压器油，在常温下加压0.15MPa，持续30min无渗漏，再用合格的变压器油冲洗继电器芯体接线端子绝2500V绝缘电阻表测量绝缘电阻应大于1MQ2，或用工频耐压试验缘AC2000V1min应不击穿检验应由专业人员进行3试验对于轻瓦斯信号，注入200ml～250ml气体时应正确动作除制造厂有特殊要求外，对于重瓦斯信号，油流速达到动作校验a）自冷式变压器0.8m/s~1.0m/sb）强油循环变压器1.0m/s1.2m/sc）120MVA以上变压器1.2m/s~1.3m/s时应动作同时，指针停留在动作后的倾斜状态，并发出重瓦斯动作标志（掉牌）30

DL/T5732010

路桥设计、计算10.5.3压力式（信号）温度计的检修要求见表28。

表28压力式（信号）温度计的检修要求