表1不停电检查周期、项目及要求

DL/T573—2021表1 (续)检查检查检查周期序号部位项目要求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，运行水冷却器压差继电器和压力表状况的指示正常：冷却必要时b）油流指示正确，无抖动现象2装置渗漏油冷却装置及阀门、油泵、管路等无渗漏散热散热情况良好，无堵塞、气流不畅等情况情况，必要时进行冲洗a）瓷套表面应无裂纹、破损、脏污及电晕放电等现象；瓷套b）采用红外测温装置等手段对套情况管，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a）各部密封处应无渗漏：3套管必要时渗漏油b）电容式套管应注意电容屏末端接地套管的密封情况a）用红外测温装置检测套管本体及顶部接头连接部位温度情况；过热b）接地套管及套管式电流互感器接线端子不应过热油位油位指示正常a）干燥剂留有一定空隙且颜色干燥度正常；b）油盒的油位正常a）呼吸正常，并随着油温的升高吸湿器必要时油盒中有气泡产生；b）如发现呼吸不正常，应查明原呼吸因进行消缺处理，在消缺前将重瓦斯跳闸改为信号报警，并防止压力突然释放无励磁a）挡位指示器清晰、指示正确；位置5分接必要时b）机械操作装置应无锈蚀开关渗漏油密封良好，无渗油5

DL/T 5732021

DL/T5732021

管道标准规范范本DL/T5732021

DL/T5732021

表2停电检查周期、项目及要求

DL/T 5732021

DL/T 5732021

DL/T5732021

6常见异常情况的检查与措施

常见变压器本体声音异常情况的

常见变压器本体声音异常情况的检查见表3。

DL/T573—202

表3变压器本体声音异常情况的检本

器本体声音异常情况的检查

DL/T 573—2021

62冷却器声音异常情况的检查与措施

器声音异常情况的检查与措施见表

4冷却器声音异常情况的检查与措施

3绝缘受潮异常情况的检查与措

象，检查与措施见表5。

表5绝缘受潮异常情况的检查与措施

DL/T 573202

6.4过热性异常情况的检查与措施

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，检查与措施见表6。

表 6过热性异常情况的检查与措施

DL/T 5732021

DL/T 573202

DL/T5732021

DL/T573—2021

DL/T 5732021

DL/T 5732021

5放电性异常情况的检查与措施

电性异常情况的检查项目与措施！

表7放电性异常情况的检查与措施

DL/T573—2021

DL/T573—2021表7 (续)故障检查方法或部位判断与措施序号原因a）如油中含气量过大，并有增长的趋势，应重点检查储油柜、油箱、油泵和在线油色谱装置等油中含气量测试是否有渗漏；b）油中含气量接近饱和值时，环境温度或负荷变气泡化较大后，会在油中产生气泡放电a）检查各放气塞是否有剩余气体放出；残气检查b）在储油柜上抽微真空，检查其气体继电器内是否有气泡通过a）具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2和油中溶解气体分析C,H2:b）涉及固体绝缘材料，会产生CO和COz气体如内部存在对地树枝状的放电，绝缘电阻会有下降绝缘电阻测试的可能，故检测绝缘电阻，可判断放电的程度绕组或可结合局放定位进行局部放电量测试，以查明放电引线绝局部放电量测试10部位及可能产生的原因缘击穿油中金属微量测试测试结果若存在金属铜含量较大，表明绕组已烧损a）观测气体继电器内的气体，并取气样色谱分析，这时主要气体是Hz和C2H2；目测b）结合吊罩（心）或进油箱内部，重点检查绝缘件表面和分接开关触头间有无放电痕迹，如有应查明原因，并予以更换处理油中溶解气体分析以C,H2为主，且通常伴有C2H4、CH4等油箱磁目测磁屏蔽松动或有放电形成的游离碳11屏蔽接地不良打开所有磁屏蔽接地点，对磁屏蔽进行绝缘电阻测量绝缘电阻测量6.6 绕组变形情况的检查与措施有如下两点：a）运输中受到冲击；19

b）短路电流冲击。 绕组变形异常情况检查与措施见表8。

表8绕组变形异常情况检查与措施

运行中的变压器，宜采用周期性检修和状态检修相绍口

DL/T 573202

DL/T 573—2021

考虑大修。 油时，可进行大修。 应进行大修。 d）设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行针对性大修。 根据状态监测及评估结果，并充分考虑机组的检修周期、 停电检修等级和检修停用时间，进行变压器大修。 f）变压器大修周期一般应在 10 年以上，不超过 20 年。

运行中的变压器满足下列条件之一或同时满足多项条件时， 宜进行返厂大修： a）变压器遭受出口或近区短路后，进行绕组变形判别试验 与该变压器出厂试验值（或上一次检修试验数据）不符， 存在较大偏差； b）本体油中的气体含量超出DL/T722规定的注意值，总烃 或乙炔气体的增长（产气率）超过DL/T722规定的2倍， 且现场不具备检修条件； c）变压器现场吊心检查，发现绕组围屏、绝缘垫块、引线 等出现异常，或油箱内部发现明显来自绕组导线的铜珠、 绝缘纸屑等异物，现场无法修复；

DL/T573—2021

翻新改造处置； 化的变压器制定返厂大修的计划； 故障点无法在现场处置的变压器； 名 已影响到变压器运行安全时，宜返厂大修； 造后变压器的使用寿命以及可承担过负荷能力等因素， 综合评估后选择现场维修或返厂大修； i）变压器当前的损耗、噪声、温升等参数或额定容量、额 定电压及联结组别、本体结构等已不满足现行国家标准 环保法规或使用工况要求时，可选择返厂大修； i）现场突发恶性事故、已导致绕组烧毁的变压器； k）变压器发生事故（故障）或存在缺陷，在现场难以处理 时，可运到工厂进行的故障排查、原因分析、修复、例 行试验等工作。

7.2.1大修项目: a）检修绕组、引线装置,

DL/T 573202

等)、压钉、压板及接地片； 的检修和试验等； 电器、速动油压继电器、控流阀等； 温度计）、棒形温度计等； h）检修及试验操作控制箱； i） 检修无励磁分接开关或有载分接开关； ji）检修全部阀门和放气塞； k）更换全部密封胶垫； 1）必要时对器身绝缘进行干燥处理； m）处理变压器油； n）清扫油箱并喷涂油漆； o）检查接地系统； p）大修试验和试运行。 小修项目： a）处理已发现的缺陷； b）检修储油柜，放出储油柜积污器中的污油； c）检修油位计，包括调整油位； e）检修安全保护装置； g）检修测温装置；

7.2.2 小修项目:

i) 漏油； j) k) 检查接地系统； 清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 1) m）按有关标准规定进行测量和试验

位应作出标记。 8.1.2进行大修前的试验，确定是否调整检修顶目

8.2资料查阅、文件准备

8.2.1查阅档案和变压器的状态评价资料

a）运行中所发现的缺陷、异常、事故情况及出口短路次数 和具体情况； b）负载、温度和主要组/部件的运行情况； c） 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

8.2.2 编制作业指导书（施工方案)主要内容如下：

a）检修项目及进度表； b）人员组织及分工； 特殊检修项目的施工方案

f绘制必要的施工图。

DL/T 5732021

厂或变电站的检修间内进行。 但应做好防雨、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、拆卸组部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

9.1.1应停电、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二次接线，进行检修前的检查和试验。 9.1.2拆卸时，应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章的相关内容。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， 应用盖板密封接口，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。

9.1.5排出全部绝缘油并对其进行处理。

安装套管，并进行检修中试验，合格后按规定注油。

9.2.1应先装好内部引线，安装钟罩（或器身）并紧固螺栓后丹 安装套管，并进行检修中试验，合格后按规定注油。

DL/T 573—2021

并调整油位。 有阀门，按照规定开启或关闭。 9.2.6应进行整体密封试验。 9.2.7组装后的变压器各组/部件应完整无损。 9.2.8 进行大修后电气和绝缘油的试验。 0.20 做好现场施工记录。

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，开有统一信号； b）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形挂环、千斤顶、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；当起吊100mm 左右时，应暂停起吊，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； 扶持，使其保持平稳；

a）起重工作应分工明确，专人指挥，开有统一信号； b）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形挂环、千斤顶、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；当起吊100mm 左右时，应暂停起吊，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； 扶持，使其保持平稳；

DL/T573202

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，其倾斜度应与套管升高座的倾斜度基本一 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、回转范围与邻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。通过重要的铁路道口时， 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）变压器在厂（所）内搬运或较长距离搬运时： 1）应绑扎固定牢固，防止冲击、振动、倾斜，避免发 生碰撞或损坏； 2）搬运倾斜角在长轴方向上应不大于15°，在短轴方向 上应不大于10°; 3）如用专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度应不 大于100m/h; 4）如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度应不大于 200m/h（或按制造厂说明书的规定）。 d）使用千斤顶升（降）变压器，应顶在油箱指定部位，以 防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接 触处应垫木板防滑。 e）在使用千斤顶升（降）变压器时，应随升（降）加减所

DL/T5732021

有专人照料。 坚固性。 g）采用专用托板、滚杠进行搬运或装卸变压器时，通道应 填平，枕木应交错放置。为便于滚杠的滚动，枕木的搭 接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过 渡到稍低的枕木上。变压器拐弯时，应利用滚杠调整角 度，防止滚杠弹出伤人。 h）为保持枕木铺设平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同 的木板。 i）当采用滑轮组牵引变压器时，工作人员应站在适当位置， 防止钢丝绳松扣或拉断伤人。 j）变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，保持 安装就位时方向一致。 k）变压器搬运动前应安装三维振动记录仪，并调试好；搬 运中应保持连续记录，就位后检查并记录振动数据，不 应超过制造厂的相关规定。 1）充干燥气体搬运的变压器，应装有压力监视表计和补气 瓶，变压器在搬运途中应始终保持正压，气体压力应保 持0.01MPa～0.03MPa，露点应在一40℃以下，并派专 人监护押运。

10组/部件检修工艺质量要求

10.1.1 纯瓷套管

纯瓷套管的检修要求见表9。

DL/T 5732021

表9纯瓷套管的检修要求

10.1.2油纸电容型套管

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

DL/T 5732021

DL/T5732021

蝶阀标准10.1.3升高座（套管型电流互感器）

10.1.3升高座（套管型电流互感器）

升高座（套管型电流互感器）的检修要求见表11

表11升高座（套管型电流互感器）的检修要求

DL/T573—2021表11（续）部位检修内容工艺质量要求序号采用500V或1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻，绝缘电阻其值应大于1M2试验变比、极性和用互感器特性测试仪测量的结果应与铭牌（出厂6伏安特性试值）相符验（必要时）直流电阻用电桥测量的结果应与出厂值相符a）先检查密封面应平整无划痕、无漆膜、无锈蚀，更换密封垫；b）采用拆卸的工具和拆卸的逆顺序进行安装，对安装有倾斜的及有导气连管的应先将其全部连接到位以后统一紧固，防止连接法兰偏斜或密升高座复装7封垫偏移和压缩不均匀，紧固固定螺栓应依次按照表9第8条b）款要求拧紧螺栓；c）连接二次接线时检查原连接电缆应完好，否则进行更换；d）调试应在二次端子箱内进行，不用的互感器二次绕组应可靠短接后接地10.2储油柜及油保护装置10.2.1胶囊式储油柜胶囊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序号部位检修内容工艺质量要求a）应先打开油位计接线盒将信号连接线脱开，放尽剩油后拆卸所有连接管道，保留并关闭连通储油柜整体拆卸气体继电器的蝶阀，关闭的蝶阀用封头板密封；b）用吊车和吊具吊住储油柜，拆除储油柜固定螺栓，吊下储油柜外部清洁度、锈蚀a）外表面应清洁、无锈蚀；b）清洗油污，清除锈蚀后重新进行防腐处理33

DL/T 573202

电力弱电图纸、图集图1储油柜油位指示线示意图