电力变压器运行检修规程
1.主题内容与适用范围
本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。
本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。国外进口的电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。
2. 引用标准:
GB1094.1～1094.5 电力变压器
GB6450 干式电力变压器
GB6451 油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T15164～1994 油浸式电力变压器负载导则
GBJ148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
DL400 继电保护和安全自动装置技术规程
SDJ7 电力设备过电压保护设计技术规程
SDJ8 电力设备接地设计技术规程
SDJ9 电气测量仪表装置设计技术规程
SDJ2 变电所设计技术规程
DL/T573—95 电力变压器检修导则
DL/T574—95 有载分接开关运行维修导则
3.基本要求:
3.1 保护、测量、冷却装置
3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。
3.1.2油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱及附件等应符合GB6451的要求。
干式变压器有关装置应符合相应技术要求。
3.1.3变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须直接接地。
3.1.4 装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。
3.1.5变压器的冷却装置应符合以下要求：
a.按制造厂的规定安装全部冷却装置；
b.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；
c.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动(水
冷的可手动)投入备用冷却器；
d.风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置；
e.水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05MPa(制造厂另有规定者除外)。冷却器出水侧应有放水旋塞；
f.强油循环水冷却的变压器，各冷却器的潜油泵出口应装逆止阀；
g.强油循环冷却的变压器，应能按温度和(或)负载控制冷却器的投切。
3.1.6变压器应按下列规定装设温度测量装置：DL/T 572—95
a.应有测量顶层油温的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计；
b.1000kVA及以上的油浸式变压器、800kVA及以上的油浸式和630kVA及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号；
c.8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置；
d.强油循环水冷却的变压器应在冷却器进出口分别装设测温装置；
e.测温时，温度计管座内应充有变压器油；
f.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。
3.1.7无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置。
无人值班的变电站内安装的强油循环冷却的变压器，应有保证在冷却系统失去电源时，变压器温度不超过规定值的可靠措施，并列入现场规程。
3.2有关变压器运行的其它要求
3.2.1大中型变压器应有永久或临时性起吊钟罩设施及所需的工作场地。
3.2.2 释压装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上，必要时应予遮挡。
3.2.3变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志。
安装在变压器室内或台上、柱上的配电变压器亦应编号并悬挂警告牌。3.2.4变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。
3.2.5室(洞)内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。
装有机械通风装置的变压器室，在机械通风停止时，应能发出远方信号。变压器的通风系统一般不应与其他通风系统连通。
3.2.6变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标志牌。
3.2.7安装油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。
3.2.8安装在震级烈度为七级及以上地区的变压器，应考虑下列防震措施：
a.将变压器底盘固定于轨道上；
b.变压器套管与软导线连接时，应适当放松；与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长；
c.冷却器与变压器分开布置时，变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接；
d.变压器应装用防震型气体继电器；
e.柱上变压器的底盘应与支架固定，上部应与柱绑牢。
3.2.9 当变压器所在系统的实际短路表观容量大于GB109
4.5中表2规定值时，对运行中变压器应采取限制短路电流的措施。变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热能力的持续时间。
3.2.10 如在变压器上安装反映绝缘情况的在线监测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气样的装置，应具有良好的密封性能。
3.3 技术文件
3.3.1变压器投入运行前，施工单位需向运行单位移交下列技术文件和图纸。
3.3.1.1新设备安装竣工后需交：
a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告；
b.本体、冷却装置及各附件(套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等)在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查及处理记录等；
c.安装全过程(按GBJ148和制造厂的有关规定)记录；
d.变压器冷却系统，有载调压装置的控制及保护回路的安装竣工图；
e.油质化验及色谱分析记录；
f.备品配件清单。
3.3.1.2检修竣工后需交：
a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录；
b.变压器及附属设备的试验记录；
c.变压器的干燥记录；
d.变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录。
3.3.2 每台变压器应有下述内容的技术档案：
a.变压器履历卡片；
b.安装竣工后所移交的全部文件；
c.检修后移交的文件；
d.预防性试验记录；
e.变压器保护和测量装置的校验记录；
f.油处理及加油记录；
g.其它试验记录及检查记录；
h.变压器事故及异常运行(如超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等)记录。
3.3.3 变压器移交外单位时，必须将变压器的技术档案一并移交。
4. 变压器运行方式
4.1一般运行条件
4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况(例如变压器的有功功率可以在任何方向流通)，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定
电流的K(K≤1)倍时，按以下公式对电压U加以限制
(1)并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定。
4.1.2无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。如为-7.5% 和-10%分接时，其容量按制造厂的规定；如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5%和5%。
有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。
4.1.3 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定(制造厂有规定的按制造厂规定)。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。
表1 油浸式变压器顶层油温一般限值
冷却方式冷却介质最高温度(℃) 最高顶层油温(℃)
自然循环自冷、风冷 40 95
强迫油循环风冷 40 85
强迫油循环水冷 30 70
经改进结构或改变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。
4.1.4干式变压器的温度限值应按制造厂的规定。
4.1.5变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。
接线为YN，yn0的大、中型变压器允许的中性线电流，按制造厂及有关规定。接线为Y，yn0(或YN，yn0)和Y，Zn11(或YN，zn11)的配电变压器，中性线电流的允许值分别为额定电流的25%和40%，或按制造厂的规定。
4.2 变压器在不同负载状态下的运行方式
4.2.1油浸式变压器在不同负载状态下运行时，一般应按GB/T××××油浸式电力变压器负载导则(以下简称负载导则)的规定执行。变压器热特性计算按制造厂提供的数据进行。当无制造厂数据时，可采用负载导则第二篇表2所列数据。
4.2.2变压器的分类，按负载导则变压器分为三类：
a.配电变压器。电压在35kV及以下，三相额定容量在2500kVA及以下，单相额定容量在833kVA及以下，具有独立绕组，自然循环冷却的变压器。
b.中型变压器。三相额定容量不超过100MVA或每柱容量不超过33.3MVA，具有独立绕组，且额定短路阻抗(Z)符合式(2)要求的变压器。
(2)
式中——有绕组的芯柱数；
——额定容量，MVA。
自耦变压器按等值容量考虑，等值容量的计算见附录。
c.大型变压器。三相额定容量100MVA以上，或其额定短路阻抗大于式(2)计算值的变压器。
4.2.3负载状态的分类。
a.正常周期性负载：
在周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额定电流，但可以由其它
时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发，它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。
b.长期急救周期性负载：
要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。
c.短期急救负载：
要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。
4.2.4负载系数的取值规定。
a.双绕组变压器：取任一绕组的负载电流标幺值；
b.三绕组变压器：取负载电流标幺值最大的绕组的标幺值；
4.2.5负载电流和温度的最大限值。
各类负载状态下的负载电流和温度的最大限值如表2所示，顶层油温限值为105℃。当制造厂有关于超额定电流运行的明确规定时，应遵守制造厂的规定。表2 变压器负载电流和温度最大限值
负载类型配电变压器中型电力变压器大型电力变压器正常周期性负载电流(标幺值) 1.5 1.5 1.5 1.3
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃) 140 140 140 120
长期急救周期性负载电流(标幺值) 1.8 1.5 1.5 1.3
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃) 150 140 140 130
短期急救负载电流(标幺值) 2.0 1.8 1.8 1.5
热点温度及与绝缘材料
接触的金属部件的温度(℃) 160 160 160
4.2.6附件和回路元件的限制。
变压器的载流附件和外部回路元件应能满足超额定电流运行的要求，当任一附件和回路元件不能满足要求时，应按负载能力最小的附件和元件限制负载。
变压器的结构件不能满足超额定电流运行的要求时，应根据具体情况确定是否限制负载和限制的程度。
4.2.7正常周期性负载的运行。
4.2.7.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。
4.2.7.2变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行。
4.2.7.3 当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
4.2.7.4正常周期性负载运行方式下，超额定电流运行时，允许的负载系数K2和时间，可按负载导则的下述方法之一确定：
a.根据具体变压器的热特性数据和实际负载周期图，用第二篇温度计算方法
计算；
b.查第三篇第15章的图9～12中的曲线。
4.2.8 长期急救周期性负载的运行
4.2.8.1长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时按制造厂规定投入备用冷却器。
4.2.8.2当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
4.2.8.3 长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。超额定电流负载系数K2和时间，可按负载导则的下述方法之一确定：
a.根据具体变压器的热特性数据和实际负载图，用第二篇温度计算方法计算；
b.查第三篇第16章急救周期负载表中表7～30。
4.2.8.4在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化率。
4.2.9短期急救负载的运行
4.2.9.1短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器(制造厂另有规定的除外)，并尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
4.2.9.2 0.5h短期急救负载允许的负载系数K2见表3
4.2.9.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。并计算该运行期间的相对老化率。
4.2.10 干式变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救负载的运行要求，按制造厂规定和相应导则的要求。
4.2.11无人值班变电站内变压器超额定电流的运行方式，可视具体情况在现场规程中规定。
表3 0.5h短期急救负载的负载系数K2表
变压器类型急救负载前的负载系数
K1 环境温度℃
40 30 20 10 0 -10 -20 -25
配电变压器
(冷却方式ONAN) 0.7 1.95 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00
0.8 1.90 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00
0.9 1.84 1.95 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00
1.0 1.75 1.86
2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00
1 1.65 1.80 1.90 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00
1.2 1.55 1.68 1.84 1.95
2.00 2.00 2.00 2.00
中型变压器
(冷却方式ONAN
或ONAF) 0.7 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
0.8 1.76 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
0.9 1.72 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
1.0 1.64 1.75 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
1.1 1.54 1.66 1.78 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
1.2 1.42 1.56 1.70 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80
中型变压器
(冷却方式OFAF
或OFWF) 0.7 1.50 1.62 1.70 1.78 1.80 1.80 1.80 1.80
0.8 1.50 1.58 1.68 1.72 1.80 1.80 1.80 1.80
0.9 1.48 1.55 1.62 1.70 1.80 1.80 1.80 1.80
1.0 1.42 1.50 1.60 1.68 1.78 1.80 1.80 1.80
1.1 1.38 1.48 1.58 1.66 1.72 1.80 1.80 1.80
1.2 1.34 1.44 1.50 1.62 1.70 1.76 1.80 1.80
中型变压器
(冷却方式
OFAF或OFWF) 0.7 1.45 1.50 1.58 1.62 1.68 1.72 1.80 1.80
0.8 1.42 1.48 1.55 1.60 1.66 1.70 1.78 1.80
0.9 1.38 1.45 1.50 1.58 1.64 1.68 1.70 1.70
1.0 1.34 1.42 1.48 1.54 1.60 1.65 1.70 1.70
1.1 1.30 1.38 1.42 1.50 1.56 1.62 1.65 1.70
1.2 1.26 1.32 1.38 1.45 1.50 1.58 1.60 1.70
大型变压器
(冷却方式
OFAF或OFWF) 0.7 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.8 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.9 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.0 1.42 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.1 1.38 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.2 1.34 1.44 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
大型变压器
(冷却方式
ODAF或ODWF) 0.7 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.8 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.9 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.0 1.34 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.1 1.30 1.38 1.42 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.2 1.26 1.32 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50
4.3 其他设备的运行条件
串联电抗器、接地变压器、调压器等设备超额定电流运行的限值和负载图表，
按制造厂的规定。消弧线圈和接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温应不超过制造厂的规定。
4.4 强迫冷却变压器的运行条件
4.4.1强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器(空载状态下允许短时不投)。各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定。按温度和(或)负载投切冷却器的自动装置应保持正常。
4.4.2油浸(自然循环)风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。
4.4.3强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。
5.变压器的运行维护
5.1变压器的运行监视
5.1.1安装在发电厂和变电站内的变压器，以及无人值班变电站内有远方监测装置的变压器，应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。监视仪表的抄表次数由现场规程规定。当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。
无人值班变电站的变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流和顶层油温，以及曾达到的最高顶层油温等。对配电变压器应在最大负载期间测量三相电流，并设法保持基本平衡。测量周期由现场规程规定。
5.1.2 变压器的日常巡视检查，可参照下列规定：
a.发电厂和变电站内的变压器,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视；
b.无人值班变电站内容量为3150kVA及以上的变压器每10天至少一次，31 50kVA以下的每月至少一次。
c.2500kVA及以下的配电变压器，装于室内的每月至少一次，户外(包括郊区及农村的)每季至少一次。
5.1.3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：
a.新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；
b.有严重缺陷时；
c.气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时；
d.雷雨季节特别是雷雨后；
e.高温季节、高峰负载期间；
f.变压器急救负载运行时。
5.1.4变压器日常巡视检查一般包括以下内容：
a.变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；
b.套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；
c.变压器音响正常；
d.各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常；
e.水冷却器的油压应大于水压(制造厂另有规定者除外)；
f.吸湿器完好，吸附剂干燥；
g.引线接头、电缆、母线应无发热迹象；
h.压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；
i.有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；
j.气体继电器内应无气体；
k.各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；
l.干式变压器的外部表面应无积污；
m.变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；
n.现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。
5.1.5应对变压器作定期检查(检查周期由现场规程规定)，并增加以下检查内容：
a.外壳及箱沿应无异常发热；
b.各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；
c.强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验；
d.水冷却器从旋塞放水检查应无油迹；
e.有载调压装置的动作情况应正常；
f.各种标志应齐全明显；
g.各种保护装置应齐全、良好；
h.各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；
i.消防设施应齐全完好；
j.室(洞)内变压器通风设备应完好；
k.贮油池和排油设施应保持良好状态。
5.1.6下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规程中规定：
a.清除储油柜集污器内的积水和污物；
b.冲洗被污物堵塞影响散热的冷却器；
c.更换吸湿器和净油器内的吸附剂；
d.变压器的外部(包括套管)清扫；
e.各种控制箱和二次回路的检查和清扫。
5.2变压器的投运和停运
5.2.1在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。
5.2.2运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。
5.2.3变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须遵守下列各
项：
a.强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵；冬季停运时将冷却器中的水放尽。
b.变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。
c.在无断路器时，可用隔离开关投切10kV及以下且电流不超过2A的空载变压器；用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，必须三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关必须在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用隔离开关操作时，须经本单位总工程师批准。
d.允许用熔断器投切空载配电66kVA变压器。
5.2.4 新投运的变压器应按GBJ148中2.10.1条和2.10.3条规定试运行。更换绕组后的变压器参照执行，其冲击合闸次数为3次。
5.2.5 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：
110kV及以下24h
220kV及以下48h
若有特殊情况不能满足上述规定，须经本单位总工程师批准。
装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。
5.2.6 在110kV及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。投入后可按系统需要决定中性点是否断开。
5.2.7 干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。
5.2.8消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。在系统中性点位移电压高于0.5倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。
5.2.9消弧线圈中一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。5.3瓦斯保护装置的运行
5.3.1变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。
用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。
5.3.2 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。
5.3.3 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接信号。
5.3.4在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。
地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。
5.4 变压器的压力释放器接点宜作用于信号
5.5变压器分接开关的运行维护
5.5.1无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。分接变换情况应作记录。10kV及以下变压器和消弧线圈变换分接时的操作和测量工作，也可在现场规程中自行规定。
5.5.2变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：
a.应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；
b.单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作；
c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行；
d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠
近无励磁调压变压器的分接位置。
e.应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合4.1.1的规定。
5.5.3变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定：
a.运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验；
b.新投入的分接开关，在投运后1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期；
c.运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于2 5kV时，应更换切换开关箱的绝缘油；
d.操作机构应经常保持良好状态。
e.长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。
5.5.4为防止开关在严重过负载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍。
5.6变压器，应加强清扫，防止污闪、封堵孔洞，防止小动物引起短路事故；应记录近区短路发生的详细情况。
5.7 变压器的并列运行
5.7.1变压器并列运行的基本条件：
a.联结组标号相同；
b.电压比相等；
c.阻抗电压值相等。
阻抗电压不等或电压比不等的变压器，在任何一台都满足本规程4.2节规定的情况下，也可并列运行。
阻抗电压不同的变压器，可适当提高阻抗电压高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。
5.7.2新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。
5.7.3变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器严重超过额定电流运行。
5.8变压器的经济运行
5.8.1变压器的投运台数应按照负载情况，从安全、经济原则出发，合理安排。
5.8.2可以相互调配负载的变压器，应考虑合理分配负载，使总损耗最小。
6.变压器的不正常运行和处理
6.1运行中的不正常现象和处理
6.1.1值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。
6.1.2 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：
a.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
b.严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
c.套管有严重的破损和放电现象；
d.变压器冒烟着火。
6.1.3 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.4当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.5变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：
a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；
b.核对温度测量装置；
c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；
若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。
6.1.6变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
6.1.7当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守本规程5.3.2的规定，禁止从变压器下部补油。
6.1.8 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
6.1.9铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采
取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。
6.1.10系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
6.2瓦斯保护装置动作的处理
6.2.1瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
6.2.2瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
a.是否呼吸不畅或排气未尽；
b.保护及直流等二次回路是否正常；
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
f.必要的电气试验结果；
g.变压器其它继电保护装置动作情况。
6.3 变压器跳闸和灭火
6.3.1变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
6.3.2变压器跳闸后，应立即停油泵。
6.3.3变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
7.变压器的安装、检修、试验和验收
7.1变压器的安装项目和要求，应按GBJ148中第一章和第二章的要求，以及制造厂的特殊要求。
7.2运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；
b.结构特点和制造情况；
c.运行中存在的缺陷及其严重程度；
d.负载状况和绝缘老化情况；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.与变压器有关的故障和事故情况；
g.变压器的重要性。
7.3 变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.有载分接开关运行维修导则推荐的检修周期和项目；
b.制造厂有关的规定；
c.动作次数；
d.运行中存在的缺陷及其严重程度；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.变压器的重要性。
7.4 变压器的试验周期、项目和要求，按电力设备预防性试验规程的规定。7.5运行中的变压器是否需要干燥，应在出现下述现象时，经综合分析作出判断。
a.折算至同一温度下的tgδ值超过电力设备预防性试验规程的参考限值；较上次测得值增高30%以上；
b.折算至同一温度下的绝缘电阻值较上次测得值降低30%以上，吸收比和极化指数均低于电力设备预防性试验规程的参考限值；
c.变压器有明显的进水受潮迹象。
7.6 新安装变压器的验收应按GBJ148中2.10条的规定和制造厂的要求。
7.7 变压器检修后的验收按GB/T573和电力设备预防性试验规程的规定。
董奎
2005年11月30日
变压器故障检测系统 摘要 大型电力变压器是电力系统中重要的和昂贵的设备之一，其运行状态直接影响系统的安全性。目前，电力系统的检修体制正由定期检修向状态检修转变，而状态检修是以了解设备的运行状态为基础的。要了解设备状态，就需要对设备信息进行分析诊断。本文的工作就是在这一背景下开展的，其意义在于为电力变压器的检修提供技术支持。本文是从变压器的故障原因、类型以及分析入手，介绍了现今国外主要研究的基于变压器油中气体的故障诊断方法。 在系统的硬件部分，本文以ATmega8单片机为核心，将采集来的电压、电流、温度和气体等模拟量信号经过A/D转换器转换为数字量信号后送入单片机系统中进行处理，通过处理的结果来判断变压器是否含有故障以及故障的类型等。同时本系统也设置了电流保护、差动保护和气体保护等继电保护来防止因短路故障或不正常运行状态照成变压器的损坏，提高供电可靠性。在系统的软件部分，本文运用C语言编写软件程序，使之能够识别并处理从传感器传来的电信号，然后通过人机交互界面显示出来，近而使人能够很轻易判断故障类型。 关键词：变压器故障油气体分析单片机继电保护
Transformer malfunction detection system Abstract In the electrical power system, the large-scale power transformer is one of the important and expensive equipment, it’s running status direct influence system security. At present, the electrical power system overhaul system is transforming by the preventive maintenance to the condition overhaul, but the condition overhaul is take understands the equipment the running status as the foundation.Must understand the equipment condition, needs to carry on the analysis diagnosis to the equipment information. This article work is develops under this background, its significance lies in for the power transformer condition overhaul provides the technical support.This article is from the transformer breakdown reason, the type and the analysis obtains, introduced the nowadays domestic and foreign main research based on the transformer oil in the gas breakdown diagnosis method. Are partial in the system hardware, this article take the ATmega8 MCU as a core, use the gather simulation signal likes voltage, electric current, temperature, gas and so on, to transform after ADC for the digital quantity, and then signal sends in the MCU system to process,
广西石化公司2013 年大检修变压器检修技术方案 编制：桂文吉 审核： 批准： 动力部电气装置
目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施
一工程概况 广西石化全厂共有 108 台变压器，由 ABB 公司 220KV 变压器、江苏华鹏 35KV 变压器、广州维奥依林 6KV 变压器、顺特 6KV 干式变压器组成。开工运行平稳，没有出现过变压器事故，在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1 检查并拧紧套管引出线的接头； 2.1.2 放出储油柜中的污泥，检查油位计； 2.1.3 净油器及放油阀的检查； 2.1.4 冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查； 2.1.5 套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；2.1.6 检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验； 2.1.7 检查有载或无载分接开关； 2.1.8 充油套管及本体补充变压器油； 2.1.9 检查接地装置； 2.1.10 油箱及附件检查防腐； 2.1.11 检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；、 2.1.12 全面清扫 2.1.13 进行规定的测量和试验。 三检修依据
3.1 《石油化工设备维护检修规程（第六册）（SHS06002-2004） 3.2 《电业安全工作规程》 DL408-91 3.3 《电力变压器检修导则》；DL/T573-95 3.4 《电力变压器运行规程》；DL/T572-95 3.5 《电力设备预防性试验规程》；DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1 油变部分 5.1 冷却系统检修 5.1.1 冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2 强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3 强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 5.1.4 差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可
变压器运行维护规程精 编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
变压器运行维护规程 1．主题内容与适应范围 本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 本规程适用于变压器运行管理。 2．引用标准 DL／T572－95 电力变压器运行规程 GB／T15164 油浸式电力变压器负载导则 3．设备规范（见表1） 表1 主变压器运行参数
4．主变正常运行与维护 一般运行条件 主变运行中的顶层油温最高不允许超过95℃，为防止变压器油质劣化过速，正常运行时,顶层油温不宜超过85℃。主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105％。
主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25％。 主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 主变周期性负载的运行 主变在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。 主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流(标么值)不得超过额定值的倍,且主变顶层油温不允许超过105℃。 当主变有较严重缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 主变短期急救负载的运行 主变短期急救负载下运行时, 急救负载电流(标么值)不得超过额定值的倍,且主变顶层油温不允许超过115℃,运行时间不得超过半小时。 当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时, 不宜超额定电流运行。 在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。 主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。
地区电网变压器状态检修 摘要：基于地区电网实际开展变压器状态检修是关键。通过对状态评估方案的阐述，认为“健康”的初始状态才能保证良好的状态评估效果。以丰富的运行数据、具体的实例对状态变化进行了分析讲明，并提出了评估中存在的问题和进展方向。 20世纪80年代往常，变压器“到期必修，修必修好”的指导思想在进入90年代以后随着观念的转变和技术的进步得到不断修正，逐渐引发出状态检修。实行变压器的状态检修，可使运行部门全面地、动态地掌握运行中变压器的健康状况；防止突发事故，幸免目的不明的解体检修；对变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，都有着显著的作用。除常规的目测巡视、预防性试验外，线圈变形测试仪、红外热成像仪、油在线监测装置、电容型套管带电测试以及局部放电超声波定位等装置均有推广应用，为状态评估提供了有利手段［1，2］。特不是基于嵌入式微机系统的总线式结构变电站绝缘在线监测系统的开发，将真正实现绝缘参数的就地测量［3］。然而，目前在线监测的理论分析方法不完善，油色谱分析气体浓度后不能提供故障分析、诊断，关于突发性故障难以及时反映以及成本费用偏高等问题都制约 着在线监测装置的进展［4，5］。因此，目前电网变压器状态检修大部分尚处于离线状态的分析、推断时期。本文将通过丰富的运行数据和状态变化的具体实例对如何在状态检修工作中提高设备
初始状态的健康水平，评估设备状态，及时掌握状态变化进行详细的阐述。最后， 提出了有待解决的问题及今后的进展方向。 1 状态检修导则概况 《广东省油浸电力变压器状态检修导则》(试行本)的实施，是基于现有离线或在线监测、检测手段，通过对交接验收、生产运行、附件运行及检修记录、预防试验等资料进行综合分析，从而得到变压器各个时期的状态参数，进而推测出各时期的劣化速率及劣化趋势，推断其绝缘系统状况。该导则将变压器的状态分为正常、可疑、可靠性下降以及危险等4种状态，并提出了相应的处理方法。状态区分的要紧特征及对策见表1。 表1 变压器状态评估的要紧特征及对策 状态类不主要特征对策 正常运行试验数据正常或其中个不试验参数稍有下降，但稳定要求保持正常巡视和预试 可疑 在试验周期内，发觉某些参数异常，反映变压器可能存在异常，但仍有专门多不确定因素 要求对个不项目缩短试验周期，加强监视 可靠性下降 预防性试验或跟踪试验证实变压器存在故障，并已确定缘故和部位，且推断该 故障短期内可不能引发事故 要求就停电检修的限期做好打算 危险试验数据或运行参数表明，运行时会随时发生事故紧急停运处理缺陷2 地区状态检修经验
油浸式配电变压器大修技术规范
油浸式配电变压器大修技术规范书 编制： 审核： 批准： 年月日
目录 一技术条件 (2) 1适用范围 (2) 2采用标准 (2) 3主要技术参数 (3) 4主要修理范围 (3) 5 结构要求 (3) 6 变压器修理后的技术参数要求6 7变压器修理后的试验要求 7 8 工艺要求 (8) 9 材料8
二项目管理及责任 (8) 1项目管理 (8) 2修理方责任范围 (10) 三质量保证 (10) 1质量程序文件 (10) 2质量体系 (10) 3控制检查程序 (10) 4 文件控制 (10) 5采购 (10) 6 内部质量审核 (11) 7 质量证书 (11) 8 质量保证期 (11)
一技术条件 1 适用范围 本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理； 2 采用标准 10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准 GB 1094.1 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3 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 GB/T 1094.4 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 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 变压器油 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 JB/T 10319 变压器用波纹油箱 JB/T 8637 无励磁分接开关 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术 GB/T 13499 电力变压器应用导则 DL/T 586 电力设备用户监造导则 GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值
4.5 厂用启动/备用变压器部分 4.5.1 设备简介 本厂采用单台发电机—变压器组单元接线，配单台高压厂用启/备变为天威保变电气股份有限公司生产的SFFZ10-40000/220三相幅向双分裂有载调压电力变压器，容量的选择以环境温度为40℃的情况下，变压器能带发电机最大连续出力时的厂用电，且顶部油温温升不超过55K（温度计法测量），绕组温升不超过65K（电阻法测量）为标准，因此300MW机组主变压器按发电机最大连续出力353MVA计，启/备变选择容量为40/25—25MVA，采用（230±8×1.25％/6.3-6.3KV）挡高压侧分接头有载调压。 4.5.2 设备的规范 本厂单台高压厂用启/备变的主要技术参数如下: 产品名称：三相双绕组户外式有载调压分裂电力变压器 产品型号：SFFZ10-40000/220 产品代号：1BB.714.351.1 额定电压：230±8?1.25%/6.3-6.3 kV 额定容量：40/25-25 MVA 额定电流：高压 100.4A，低压 2291A 最高工作电压：高压 252kV，低压 6.9-6.9kV 额定频率：50Hz 短路阻抗（在额定电压和频率下75℃）：18%(半穿越) 联结组标号：YN d11-d11 调压方式：高压末端有载调压，调压范围230±8?1.25% kV 冷却方式：ONAN/ONAF（67%/100%） 极性：减极性 上节油箱吊重：8.1t 总油重：27.8t 带油运输重：75.8t 总重：91.87t 空载损耗、负载损耗、短路阻抗等参数实测值见产品合格证明书或变压器铭牌。 变压器的温升限值 表4.5.1 变压器在最大电流分接运行情况下的温升限值
变压器的维护保养技术标准 变压器用来将同一频率的某一交流电压变为另一交流电压，以满足不同负荷的需要，变压器分为双绕组和多绕组变压器两种。电能是通过磁通从变压器的初级线圈准入次级线圈的。 一、变压器维护保养目的 变压器的维护保养是电工操作人员及电工操作兼修理人员为了保持变压器正常技术状态，延长使用寿命所必须进行的日常工作。变压器的维护保养是电气设备管理中的重要内容。如果维护保养工作做得到位，不但可以减少设备故障率，节约维修费用，降低成本，同时还可以给公司和员工带来良好的经济效益。 二、变压器维护保养必备的技术条件 作好变压器正常运行的维护工作，首先要有一定的技术条件，如果现实情况尚不具备这些条件，电工应懂得照这些要求去创造条件。必要的技术条件有以下八条： 1、变压器本身应试验合格，且不漏油、渗油。 2、变压器应配套齐全，至少要有高压跌落式熔断器和阀型避雷器。熔断器的性能(主要指其额定电流、极限熔断电流、灵敏度、选择性等)要符合要求。 3、变压器外壳应遵照规程装设保护接地装臵。 4、变压器上应设有测量温度用的孔座，以便插入水银温度表测量温度。 5、变压器上应有铭牌，其上应注明线卷接线图和接线组别(或极性)；此外，还应有标明引出线相别和位臵的顶盖图，或在引出线套管附近注明与线卷接线图相一致的相别符号。 6、每台变压器应有自己的技术档案与卡片。
7、100千伏安及以上的变压器，应装设油枕和玻璃油位表。油位表上应划有注明温度的三条监视线，分别标明使用地点环境温度最高、正常和最低时应有的变压器油面位臵。 8、变压器周围环境应清洁整齐，落地装臵的变压器应有围栅(占地约16平方米)，围栅内不得有杂草、树木、农作物等。 三、变压器的维护保养内容 如果具备了上述八项技术条件，变压器在运行中操作人员又能认真作好以下维护和检查的项目，并对检查结果中的异常现象做出分析、及时采取对策，或者及时向设备处报告，组织分析论证，采取措施，以免发生事故。 一）对变压器的检查 安装在总变电所和经常有值班人员的6kV变电所内的变压器应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行，并每小时抄表1次。如变压器在过负荷下运行，则至少每半小时抄表1次。如变压器的表记不在控制室，则可酌量减少抄表次数，但每班至少记录2次。 安装在变压器上的温度计，在巡视变压器时应同时作记录。 无人值班的变压器应于每次定期检查时记录变压器的电压、电流和上层油温。此外，对于配电变压器应在最大负荷期间测量某三相的负荷。如发配不平衡时，应重新分配。测量的期限应在现场规程内规定。 电力变压器应定期进行外部检查，检查的周期一般可参照下列规定： 1、安装在总变电所和经常有人值班的6kV变电所内的变压器每
变压器的状态检修 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
变压器的状态检修传统的定期检修，往往是不管设备的实际运行状况如何，只要到期就进行检修。它的本质是单纯以时间周期为基础而安排的检修。 状态检修则是根据各种仪器的监测结果和运行人员的巡查记录,经过运行技术人员的分析，按照设备运行的实际情况，实事求是地策划设备的检修行为。 1变压器的状态检修 1.1变压器状态检修的必要性和可行性 作为变压器检修的常用方式，预防性试验和定期检修有很大的盲目性和强制性，主要存在以下几个方面的问题：①浪费了大量的人力物力；②增加了变压器的停电次数和停电时间，造成了频繁的运行操作，增加了误操作的事故率；③过度检修造成设备的频繁拆卸，增加了在检修过程中产生新的设备隐患；④检修后按要求进行的耐压等试验也会对变压器造成不可逆损伤，使其总体寿命下降；⑤事故检修也增加了变压器的检修难度和检修费用。 变压器状态检修的基础在于监测技术和诊断技术，即通过各种检测手段来正确判断变压器目前的状况。随着传感技术、人工神经网络、专家系统、模糊集理论，以及微电子、计算机软硬件和数字信号处理技术等综合智能系统，在状态监测及故障诊断中的应用，使基于变压器设备状态监测和先进诊断技术的状态检修研究得到发展，成为电力系统中的
一个重要研究领域。有关状态检修技术的研究大致可以分为寿命预测、故障诊断、信息管理与决策等几个方面。 1.2变压器状态检修的检测技术 1.2.1寿命评估 变压器剩余寿命的评估是当今监测与诊断工作的重要内容之一。要正确估算变压器的寿命，必须获得有关运行状态，需要对变压器进行综合分析。 1.2.2在线检测技术 （1）局部放电在线监测技术 变压器内部出现故障或运行条件恶劣,会由于局部场强过高而产生局部放电,对局部放电的检测，总体上可分为电气测量法和非电测量法(包括超声波法、光学法、测分解物法等)。 （2）油中气体的在线分析技术 长期以来，油浸变压器油中的气体成分和含量的气相色谱分析法一直是判断变压器内部状态的重要手段。其原理是利用所采集的气体浓度的相对比值，推测出油或油纸绝缘所处的裂解条件。 （3）红外测温技术 红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接触不良、线圈导体接头虚焊、过负荷运行时都会引起导电回路局部过热，铁心多点接地也会引起铁心过热。 （4）图像识别技术
变压器的大修项目及要求 一、变压器的大修周期 1、变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修一次。 2、在运行中的变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 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，应提前进行大修。 二、变压器的大修项目、工艺要求及流程 1. 变压器的大修项目 1.1 吊开钟罩或吊出器身检修； 1.2 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 1.3 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修； 1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 1.6 安全保护装置的检修； 1.7 油保护装置的检修； 1.8 测温装置的校验,瓦斯继电器（压力保护器）的校验； 1.9 操作控制箱的检修和试验； 1.10 无励磁分接开关的检修； 1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；
1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 1.13 变压器油处理（真空滤油）或换油； 1.14清扫油箱并进行喷涂油漆及防腐处理； 1.15大修后的试验和试运行。 2.大修现场条件及工艺要求 2.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。 2.2为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。 2.3 检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。 2.4器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。 2.5拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 2.6拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。 2.7冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下
广西石化公司2013年大检修变压器检修技术方案 编制：桂文吉 审核： 批准： 动力部电气装置
目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施
一工程概况 广西石化全厂共有108台变压器，由ABB公司220KV变压器、江苏华鹏35KV变压器、广州维奥依林6KV变压器、顺特6KV干式变压器组成。开工运行平稳，没有出现过变压器事故，在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1检查并拧紧套管引出线的接头； 2.1.2放出储油柜中的污泥，检查油位计； 2.1.3净油器及放油阀的检查； 2.1.4冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查； 2.1.5套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫； 2.1.6检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验； 2.1.7检查有载或无载分接开关； 2.1.8充油套管及本体补充变压器油； 2.1.9检查接地装置； 2.1.10油箱及附件检查防腐； 2.1.11检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；、 2.1.12 全面清扫 2.1.13进行规定的测量和试验。 三检修依据
3.1《石油化工设备维护检修规程（第六册）（SHS06002-2004） 3.2《电业安全工作规程》DL408-91 3.3《电力变压器检修导则》；DL/T573-95 3.4《电力变压器运行规程》；DL/T572-95 3.5《电力设备预防性试验规程》；DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1油变部分 5.1冷却系统检修 5.1.1冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 5.1.4差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可
变压器保养标准 变压器在运行中，值班人员要做到“四勤”(即勤看、勤听、勤闻、勤问)，每周进行一次全面大检查，要随时了解和掌握运行情况，发现问题应及时解决。 ◆检查变压器油机油面，封闭处无漏油现象，油温正常，冷却装置良好运行，硅胶不变色，防爆膜应完整无裂纹，无存油。 ◆检查、清洁绝缘套管，无破损裂纹及放电烧焦痕迹，外壳接地良好。一、二次母线接头接触良好，无发热现象。 ◆进行停电维护，清扫瓷套管及有关附属设备，检查母线及接线端子等联接点的接触情况，测试电阻的绝缘及接地电阻。 文章链接：中国化工仪器网https://www.doczj.com/doc/bc16272925.html,/Tech_news/detail/76993.html 电力变压器维护保养 1、变压器的维护、巡视 (1)东莞变压器维修的声音检查 正常运行时，变压器应发出均匀的嗡嗡声，如发现声音变大，且伴有噪音，可能内部有故障，如铁磁共振或系统单相接地短路引起的过电流穿越主变。 (2)油温线温检查 变压器的正常油温应在75℃以下，加油温不断升高，而负荷冷却装置均正常，则应考虑是由于绕组内部层间或匝间短路引起的。 (3)导线、连接线的检查 变压器的导线、连接线等主要检查有无松动情况，接头处应接触良好，晚间熄灯巡视无发热情况。 (4)绝缘瓷质部分检查 绝缘瓷质有套管瓷质，中性点接地部分瓷质等，检查时应无放电痕迹，无污物，特别应注意无破损裂纹，尤其在雷雨过后，因为如果绝缘套管有积垢或大的裂纹和碎片，容易引起套管闪络和爆炸。 (5)在电气试验中油位油色检查 主变油位包括油枪油位，套管油位及有载调压装置的油枕油位。油枕油位对比温度曲线应在正常范围内，如油位不正常或偏低，应考虑是否有渗漏油问题，武南站内曾发现500KV变压器A相有载调压装置油位持续缓慢下降，后停电加油后消除缺陷。 油色检查时，油色不应有明显变化，正常—般为浅黄色或黄色，若颜色迅速变暗，说明油质变坏，油的绝缘强度降低，易引起绕组与外壳的击穿。 (6)油再生装置、呼吸器检查 呼吸器中的蓝色硅胶吸收水份后变红，应检查其变色程度不超过2／3，油杯中油量适中，矽胶更换时宜停用瓦斯保护，防止误动。 (7)冷却装置检查 冷却装置如风扇、潜油泵是否按要求运行，其运行声音是否正常，风向和油的流向是否正确，这都是必要的检查项目。 (8)压力释放阀的检查 压力释放阀是本体的重要保护，巡视中应注意其良好性。 (9)接地装置检查 接地点如本体外壳接地，中性点接地，铁芯接地等其接地扁铁应完整，可靠。 (10)瓦斯继电器检查 正常时瓦斯继电器应充满油，未动作。 2、异常情况处理 变压器异常情况本文仅介绍在轻瓦斯动作、过负荷运行及冷却装置故障时的处理。
变压器检修规程目录 前言 1. 主题内容与适用范围 2. 引用标准 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.2 检修项目 4. 变压器大修前的准备工作 5. 变压器的检修工艺 5.1 拆装附件及吊罩 5.2 线圈及引线的检修及质量标准 5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准 5.4 无载分接开关的检修及质量标准 5.5 有载分接开关的检修及质量标准 5.6 铁芯接地装置检修及质量标准 5.7 套管的检修及质量标准 5.8 油枕的检修及质量标准 5.9 呼吸器的检修及质量标准 5.10 净油器的检修及质量标准 5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准
6. 变压器投运前的检查及试验 6.1 投运前的检查 6.2 投运前的试验 7. 变压器常见故障分析 7.1 铁芯层间绝缘损坏 7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔 7.3 线圈击穿 8. 变压器油的管理 前言 本标准规定神化阳光发电公司变压器的小修、大修的检修项目、工艺的一般原则和方法.下列人员应熟悉或掌握本规程全部或部分内容： 1. 厂长、副厂长、总工程师。 2. 检修分厂电气主任、副主任、电气专责 3. 电气检修班长、技术员及电气检修人员。 1. 主题内容与适用范围 本规程规定了神化阳光发电公司油浸式电力变压器大、小修项目及质量验收标准。 2. 引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。 DL／T573-95电力变压器检修导则 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期 3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。 3.1.1.2 运行在电力系统中的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 3.1.1.3 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，应提前进行大修。运行正常的变压器，经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。 3.1.2 小修周期 3.1.2.1 一般应每年一次或随机组每半年一次。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目 3.2.1.1 大修前的准备工作 3.2.1.2 拆装附件与吊罩<芯) 3.2.1.3 芯体检查 a)线圈与引线的检查 b)分接开关的检查 c)铁芯与夹件的检查 3.2.1.4 油箱内部的检查 3.2.1.5 套管的检修 3.2.1.6 油枕的检修
1、变压器的大修项目及要求 变压器的大修周期 1) 变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。 2) 箱沿焊接的全密封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时，才进行大修 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，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，可适当延长大修周期。 变压器的大修项目 变压器的大修项目有： 1) 吊开钟罩或吊出器身检修； 2) 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 3) 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修 4) 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 5) 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修 6) 安全保护装置的检修 7) 油保护装置的检修 8) 测温装置的校验,瓦斯继电器的校验 9) 操作控制箱的检修和试验 10) 无励磁分接开关和有载分接开关的检修 11) 全部密封胶垫的更换和组件试漏 12) 必要时对器身绝缘进行干燥处理 13) 变压器油处理或换油； 14) 清扫油箱并进行喷涂油漆 15) 大修后的试验和试运行 16) 可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头 变压器大修前的准备工作
1) 查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况 2) 查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷 3) 根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案 4) 变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作 5) 大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验 6) 准备好备品备件及更换用密封胶垫 7) 准备好滤油设备及储油灌 大修现场条件及工艺要求 1)吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行 时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h； 器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止 2)为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机 循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上 3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将 梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线 4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上； 在箱内作业需考虑通风 5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换 6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反 7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，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） 8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电 容式套管应垂直放置 9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭
变压器检维修安全操作规程 一、工作危害分析： 序号作业步骤潜在危害主要后果控制措施备注 1 作业开始触电人身伤害严格按照《停送电管理办法》执行 2变压器附 件拆除 起重伤害 人身、设备 伤害 加强监护，执行检修规 程 3变压器附 件拆除 高处坠落人身伤害 定期清理油污、高处作 业（2米以上）必须使 用安全带。 4变压器附 件安装 起重伤害 人身、设备 伤害 加强监护，执行检修规 程 5变压器附 件安装 高处坠落人身伤害 定期清理油污、高处作 业（2米以上）必须使 用安全带。 6变压器放 油、注油 环境破坏、火 灾 变压器油污 染环境 放油、注油阀门紧固好， 专人看管、落实防火措 施 7高压试验电击人身触电试验时工作人员撤离、试验完毕后进行放电 8检修工作工作人员越 过遮拦 人身触电不允许越过遮拦 9检修工作传递工器具人身及设备 伤害 传递物品使用传递绳， 禁止上下抛掷 10搬运梯子 等长物 触及带电设 备 人身及设备 伤害 使用非金属梯子与带电 部分保持足够的安全距 离 12使用梯子 不当 梯子折断摔伤 梯子与地面应成60°角 并安装牢固，工作人员 必须登在距梯顶不小于 1米的梯蹬上工作，梯 子上只能站一人，且有 专人扶持。 13使用检修 箱不当 低压短路触电 使用绝缘工具，做好监 护、有漏电保护装置
14拆装各侧 套管等开 孔工作及 器身检查 时的小部 件或工器 具 掉入变压器 内部 影响工期， 变压器短路 按顺序拆装变压器零部 件必要时使用传递绳传 递工器具 15劳动保护 用品使用 不当， 容易造成人 员碰伤、砸伤 人身伤害 工作人员进入工作现 场，必须戴安全帽，穿 工作服和工作鞋。 16现场工作 使用通讯 工具造成 人员精力 不集中 容易发生坠 落事故。 人身伤害工作人员精力集中 17现场动用 明火时 易发生火灾 爆炸， 造成人员伤 害 正确使用动火票、工作 现场使用的氧气瓶、乙 炔瓶与主变相隔8米以 上的距离，明火与氧气 瓶、乙炔瓶保持8米以 上的距离。动火时，把 周围的破布、汽油等易 燃物品清理干净。操作 人员必须具备劳动部门 颁发的合格证，配置足 够灭火器。 18工作现场 使用的易 燃易爆物 品 易发生火灾 爆炸， 造成人员伤 害 应放置在专用的材料箱 内，防止发生火灾事故。 二、检维修安全规程： 1、检修注意事项 1.开工前7天，向有关部门上报本次工作的材料计划。 2.在工作前1天提交相关停电申请。 3.开工前三天，准备好施工所需仪器仪表、工器具、相关材料、相关图纸及相关技术资料，仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次施工的要求，材料应齐全，图纸及资料应附合现场实际情况。 4.开工前确定现场工器具摆放位置，现场工器具摆放位置参考定置图，确保现场施工安全、可靠。
操作规程编号：LX-FS-A51816 变压器维修保养规程标准范本 In The Daily Work Environment, The Operation Standards Are Restricted, And Relevant Personnel Are Required To Abide By The Corresponding Procedures And Codes Of Conduct, So That The Overall Behavior Can Reach The Specified Standards 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
变压器维修保养规程标准范本 使用说明：本操作规程资料适用于日常工作环境中对既定操作标准、规范进行约束，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 1.0目的 规范变压器维修操作行为，提高变压器安全运行系数，延长使用寿命。 2.0适用范围 两台1000KVA室内变压器。 3.0职责 值班电工、电力配电、维修技工 4.0程序内容 4.1对外部油枕进行检查，查油面高度及有无漏油现象，若油面过高，则是由于温度升高所致，温度升高有两种可能：一是散热装置有堵塞现象，油路不
通。二是变压器内都有故障若油面过低，则一种是漏油，一种是油表表上部排气孔或吸温器排气孔堵塞而出现的假油面。 4.2油枕内油的颜色应是透明微带黄色的米兰色。如果红色则是一种可能为油面计本身脏污，二种可能是由于变压器油老化变质所至，一般变压器油每年应进行一次滤油处理。 4.3检查变压器上层油温，此温度不应高于85℃。 4.4检查声音是否正常，正常运行时有一种均匀的嗡嗡电磁声。 4.5检查套管是否清洁，有无破损裂纹和放电痕迹。 4.6检查引线是否过松，过紧接头是否接触良好，不发热、无烧伤痕迹。
高压电机检修工艺 2008-10-18 下午 04:58 1、检修前的准备工作: 检修前应认真作好检修各项准备工作,仔细讨论检修计划和各项措施,明确检修任务和质量要求,安排好项目检修进度,准备好检修的材料、工具、备品以及检修场地,搬运道路、车辆等.
第一章、电动机维护检修规范 1、电动机完好标准 1．1零部件质量 1．1．1外壳完整，无明显缺陷，表面油漆色调一致，铭牌清晰。 1．1．2润滑油脂质量符合要求，油量适当，不漏油。 1．1．3电动机内部无积灰和油污，风道畅通。 1．1．4外壳防护能力或防爆性能良好，既符合电动机出厂标准，又符合周围环境的要求。1．1．5定转子绕组及铁芯无老化、变色和松动现象，槽楔、端部垫块及绑线齐全紧固。1．1．6定转子间的间隙符合要求。 1．1．7风扇叶片齐全，角度适合，固定牢固。 1．1．8外壳有良好而明显的接地(接零)线。 1．1．9各部件的螺栓、螺母齐全紧固，正规合适。 1．1．10埋入式温度计齐全，接线完整，测温表计指示正确。 1．1．1l起动装置好用，性能符合电动机要求。 1．1．12通风系统完整，防锈漆无脱落，风道不漏风，风过滤器、风冷却器性能良好，风机运行正常。 1．1．13励磁装置运行稳定可靠，直流电压、电流能满足电动机要求。 1．1．14操作盘油漆完好，部件齐全，接线正规，标示明显。 1．1．15保护、测量、信号、操作装置齐全，指示正确，动作灵活可靠。 1．1．16电动机基础完整无缺。 1．1．17 电源线路接线正确牢固，相序标志分明，电缆外皮有良好的接地(接零)线。 1．2运行状况 1．2．1在额定电压下运行，能达到铭牌数据要求，各部位温升不超过表1所列允许值。表1 电动机的最高允许温升(环境温度为40~C时) ℃ 绝缘等级A级绝缘E级绝缘B级绝缘F级绝缘H级绝缘 测量方法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法 与绕组接触的铁芯及其他部件60 —— 75 —— 80 —— 100 —— 125 —— 集电环或整流子60 —— 70 —— 80 —— 90 —— 100 —— 滑动轴承40 —— 40 —— 40 —— 40 —— 40 —— 滚动轴承55 —— 55 —— 55 —— 55 —— 55 —— 电动机绕组50 60 65 75 70 80 85 100 105 125 1．2．2电动机的振动值（两倍振幅值），一般应不大于表2的规定。对于Y系列电动机，空载振动、速度的有效值应不超过表3所列数据。 表2电动机的允许振动值 转速，r／min 3000 2000 1500 1000 750及以下 两倍振幅值，mm 0.06 0.085 0.10 0.13 0.16 表3 Y系列电动机空载振动、速度允许值 安装方式弹性刚性 轴中心高H，mm 56≤H≤132 132≤H≤225 225≤H≤400 400≤H≤630 转数n,r／min 600≤n≤1800 1800 运行中变压器的状态评估与状态检修张堂松 发表时间：2018-01-06T20:58:43.093Z 来源：《电力设备》2017年第26期作者：张堂松 [导读] 摘要：电力变压器是电网中能量转换、传输的核心，是电网安全第一道防御系统中的关键枢纽设备。变压器一旦发生事故可能会造成设备资产和大停电等巨大损失，甚至会产生严重的社会影响。 （贵州电网有限责任公司都匀供电局贵州省都匀市 558000） 摘要：电力变压器是电网中能量转换、传输的核心，是电网安全第一道防御系统中的关键枢纽设备。变压器一旦发生事故可能会造成设备资产和大停电等巨大损失，甚至会产生严重的社会影响。因此，对电力变压器进行有效的状态评估和深入的故障诊断研究，指导变压器的运行维护和状态检修，预防和降低故障的发生几率，具有重要的理论和实际意义。 关键词：变压器；状态评估；状态检修 引言 变压器是电力技术和电力结构的集合体，有了变压器的稳定工作，电力的传输、转化就有了结构性和功能性的节点，对变压器的维护、检修和保养成为电力系统核心性和关键性的基础型工作。 一、状态检修的提出 输变电设备的检修工作，随着产业技术的发展，经历了不同的发展阶段，分别为事后检修方式、预防检修方式、经济检修方式、预知检修方式。 随着科学技术的发展，电力变压器数量急剧增加，对电力设备安全性、可靠性要求不断提高，传统的周期检修模式已明显满足不了新要求，提出了状态检修的模式。状态检修就是通过在线的和离线的监测手段，收集电气设备的运行的工况信息，通过系统科学的分析诊断，判断设备的健康状态，在设备接近损坏或对设备的安全性有怀疑时，决定设备的检修对策，进行大修或小修，可在设备检修周期到来之前根据设备状况提前进行检修，也可以根据设备的状况，延长检修周期，真正做到“应修必修”。 二、状态检修的思路 2.1数据收集：建立在线监测系统，包括变压器绝缘在线系统、变压器油色谱分析系统、变压器运行中的温度监视、负荷监视等。 离线采集设备信息，主要包括预防性试验数据：如变压器的线圈绝缘电阻、吸收比、介质损耗、绕组变形测试结果等。 2.2综合分析状态数据：总结归纳设备运行信息，包括在线和离线采集获取的数据信息、经受短路情况、最大负荷电流、设备缺陷情况、环境温度情况、同类设备运行状况等。 2.3检修的判定：根据不同设备的运行要求及国家、行业、部门法律、法规、规程要求，制定状态分级标准，通过计算机网络系统对收集到的各类信息综合分析，人工加智能分析得出设备的检修判定，进行检修或例外放行，可以继续运行，加强监视。 2.4决策实施：对于需要检修的设备，拟订检修方案，实施检修作业，进行评估分析；对于不须检修的设备，加强运行监视，定期进行评估分析。 2.5评估分析：对依据设备状态判定做出的检修决策的执行结果进行评估，对实施检修作业的设备和未实施检修作业的设备都进行分析评估，评估检修策略的有效性和合理性。 2.6改进方法，实现PDCA循环，根据设备评估分析的结果，改进状态分级的依据、调整搜集的运行信息、改变检修策略，进入新的循环，保证输变电设备始终处于健康运行状态。 三、变压器状态的评估和分析 实施状态检修的关键是正确实施对设备的状态的评估和确定，它是状态检修的依据，是能否保证设备安全可靠运行的关键。变压器的状态可分为四种，即正常状态、可疑状态、可靠性下降状态、危险状态。 3.1变压器的状态资料分析 （1）运行资料分析。运行中资料包括变压器的负载、变压器的密封、渗漏情况、变压器近区短路情况、瓦斯保护动作、变压器差动保护动作情况、铁芯是否存在多点接地，变压器的附件净油器、套管、潜油泵、风冷却器、有载分接开关、压力释放阀、储油柜、呼吸器等运行中所表观的信息。 （2）试验数据分析。试验数据包括：绝缘电阻、吸收比或极化指数试验、绕组的介质损耗测量、直流电阻试验、绝缘油的定期试验分析（简化试验）、油中溶解气体的气相色谱分析等。变压器油中各组份气体含量有增加趋势或已超过注意值时，应观察产气率，根据三比值法或其它经验，初步判断可能存在的过热或放电性故障，并确定故障的严重程度及故障部位，为检修提供更详细可靠的依据。各种故障表现出的特征气体及查找方法。 油中溶解气体的分析是检测变压器内部故障的较有效的方法，应根据实际情况，确定是否跟踪观察或停电检查。 3.2变压器的状态评定及对策 根据各种运行、试验数据的综合分析，可以得出变压器的健康状态。 （1）正常状态。指运行正常，试验数据正常或其中个别试验参数表明可靠性稍有下降，但数据稳定的变压器。处于正常状态下的变压器，应维护正常的周期性试验及巡视监督。 （2）可疑状态。可疑状态，指在试验周期内发现某些参数反映变压器内部可能有异常现象，但仍有很多不确定因素的变压器。凡有下列诸因素之一均属此状态：在试验周期内首次发现绝缘电阻下降到初始值70%以下，且值（20℃时）对于220kV及以下变压器大于1000MΩ，极化指数不小于1.25；变压器本体介损值、油介损值在同一温度下与初始值比较增值大于30％，其值不大于标准值或超标但数值稳定；套管介质损耗有增大趋势或电容量变化明显；色谱试验H2含量超注意值，烃类气体含量接近或超过注意值，用三比值法或其它方法判断为150~300℃低温范围过热，三比值法判断为低能量火花放电；在运行中变压器偶有突然增大的噪音，但不明显。 在可疑状态下，变压器可继续运行，但应缩短试验周期并跟踪观察，在观察期间没有进一步劣化趋势并稳定在某一合格值内，变压器可不进行检修。凡属此类变压器，应作出分析，定出缩短周期期限及跟踪项目。 （3）可靠性下降状态。此状态指历次周期试验或跟踪测试结果分析存在故障，且基本确定故障部位及故障原因，判断这种故障在长期内不会发生事故的变压器。凡有下列因素之一，均属此状态；铁芯多点接地，环流可控制在0.1A左右，色谱跟踪烃类气体再无上升趋运行中变压器的状态评估与状态检修 张堂松
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