500kV油浸式电力变压器内部绝缘击穿故障分析
摘要：变压器对电力系统的顺利运行有至关重要的作用，其是电力系统运作中不可或缺的设备。为了确保电力系统的稳定性，就要确保变压器的工作状态，并对其工作状态进行评估，及时有效的定位出变压器的内部故障，并尽快给出解决措施，未雨绸缪。基于此，本文主要以500kv油浸式电力变压器为例，阐述此类型变压器内部绝缘击穿的故障和检修方式，借此为相关工作者提供理论参考依据。
关键词：500kV油浸式电力变压器;内部绝缘;击穿;故障分析
引言：目前，500kV油浸式电力变压器已经被广泛应用于我国的电力系统设备中，其重要性不言而喻。变压器能够将电压控制在合适的范围，使得电力系统能够稳定、安全且持续的为人们的生产和生活提供电力输出。然而，由于技术局限性和操作人员等的主客观原因导致工作人员无法及时有效的定位出当前变压器存在的故障，也无法精确的给出解决方案，因此，相关工作人员应做好500kV油浸式电力变压器的故障诊断工作，并根据故障类型及时精准的检修，确保电力系统的正常运作。
一、500kv油浸式电力变压器故障问题
(一)温度异常故障
500kv油浸式电力变压器对工作温度极为敏感，一旦温度过高，变压器即会发生故障，停止工作。然而，这种故障一般不易被察觉，其对温度的敏感性使得工作温度稍微超出工作设备所能承受的温度就会产生运行故障，但在定位过程中此时的温度界限又往往不在故障参数中，导致工作人员时常忽略温度问题。实际上，变压器需要持续工作，运行状态下的变压器如果处于高温状态，就会引发接头接触电阻逐渐增大。
(二)500kv油浸式电力变压器运行中出现导体击穿故障
500kV油浸式电力变压器运行中，出现导体击穿故障就会出现外壳放电的问题。外壳放电可能会引起电路故障，甚者会引发严重的爆炸性事故。此种问题的产生多数和接头开关的功能性问题有关，此外，也跟变压器运行中的机油相关，机油长时间未经更换即会出现变质，机油变质后就会影响绝缘性能，绝缘性能差则会导致变压器产生导体被击穿的故障，这类故障对整个电力系统而言是极为严重的，可能导致整个电力系统的瘫痪。
二、500kv油浸式电力变压器故障问题的解决
(一)500kv油浸式电力变压器要及时监控温度平衡
温度是决定变压器能否正常工作的主要因素，因此，作业人员应及时且准确的了解变压器的温度，并针对异常温度给出及时有效的修复措施，将此故障问题有效控制在合理范围内，从而确保变压器的稳定工作。针对此，作业人员应建立变压器温度异常隐患的监督体系，实施有效的温度管理是控制电力变压器温度的有效措施。监督体系应及时的监测到变压器的异常温度，对变压器上的发热垫做好定期巡视工作，实时测量温度，并根据异常温度故障做好检修工作，以通过采取跟踪化管理的方式保证变压器质量。完善变压器的测控体系，所指定的测温流程要求为动态检测控制，以使温度的测量结果具有变化的稳定性。重视变压器温度异常隐患的监督工作，对于变压器运行中所存在的缺陷要及时地整改，一旦发现有温度异常现象，就要启动预防管理措施，以将温度异常消除。
(二)500kv油浸式电力变压器的释放物问题的解决
500kv油浸式电力变压器经过长时间运作以后就会产生一定的释放物，而释放物一般由油质问题、木质问题以及纸质问题产生。此种故障一般由人工判断，现场的工作人员根据阅历和经验判断释放物的颜色和气味，若颜色为黑色或灰色则判断释放物可能是油质问题导致的，进而对变压器内的油质进行更换或维护;若释放物颜色为黄色的不可燃物质，则判断释放物可能是木质问题导致的;若释放物是淡灰色可燃物质并伴随有臭味，则判断释放物可能是纸质问题导致的，木质问题和纸质问题一般不会影响变压器的运转。
(三)500kv油浸式电力变压器瓦斯保护动作故障问题的处理
对于500kv油浸式电力变压器所产生的轻瓦斯保护动作故障，当接到动作信号之后，需要对故障原因做出判断，以采取有效处理对策。如果故障原因是由于油箱中的油位下降所导致的，在继电保护装置中如果有气体释放出来，技术人员通过对气体进行一定处理后通过气体的属性分析变压器当前的故障。一般而言，主要是对气体进行点燃，不同故障产生的气体在进行点燃之后产生的颜色频谱不同，技术人员会对颜色进行色谱分析，并采取处理措施。在继电保护装置中没有所释放出的气体，就需要对容易渗油的部位进行检查。如果没有出现渗油现象，则是环境温度低所导致的，环境温度低一般无需特殊处理。上述故障处理结束后就可以根据油枕油位指示进行技术处理，之后对二次回路进行检查，采取必要的解决措施。
(四)500kv油浸式电力变压器运行中的导体击穿故障的解决方案
当电力变压器出现导体击穿故障的时候，所需要采取的解决措施就是打磨绕组结构，且将绕组接头焊接起来，也可以打磨分接开关的接触面，以使分解开关能够有效解除。虽然分接开关的处理对导体击穿故障并不会发挥作用，但是导体接触良好，可以确保电力变压器在运行中不会因导体击穿故障而受到影响。
三、结束语
综上所述，500kv油浸式电力变压器运行中，做好故障诊断并针对诊断结果对故障发生情况进行分析，基于此而具有针对性地采取检修技术是非常重要的。与此同时，瓦斯保护是不容忽视的，不仅能够对内部故障及时而有效地做出反应，而且还能够对变压器的运行起到一定的维护作用。确保电力系统安全稳定地运行，就要做好变压器的故障诊断工作，并采取必要的檢修技术。
参考文献
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[2]吴江兰. 关于油浸式电力变压器的故障分析与预防对策探讨[J]. 2021(2019-10)：112-113.
作者：王馨媛
摘要：在当前的电力系统中，油浸式的变压器占据着较大的比例，在对电力系统运行的稳定性保证方面有着一定作用，可以维持电力供应的稳定。所以就电力企业来讲，还需要加强油浸式电力变压器的故障分析和研究，加强故障应对处理，保证整体供电质量。本文主要从作者实际工作经验入手，分析油浸式的变压器故障诊断方法，希望对有关从业人员带来帮助。
关键词：油浸式;电力变压器;故障诊断
前言：
电力变压器可以说是电力系统重要的组成部分，也是电力系统中价格高昂的设备，若是产生问题将会造成整体供电系统受到影响，对人民正常的生活生产用电有所影响。因为电力变压器的故障检修期需要半年以上，花费时间、资金比较多，所以我们还需严格落实电力变压器检修的工作。从当前情况进行分析，常见的电力变压器中油浸式变压器的故障问题出现有着严重影响，应做好油浸式的变压器故障诊断，对其中的安全隐患问题及时发现，进而有效的降低供电事故出现概率，减少供电单位成本的投入，对设备整体使用寿命进行延长，保证人们正常的生活生产用电。
1 油浸式变压器的特点分析
1.1 结构
油浸式的变压器绝大部分都是电力变压器，在绝缘油中浸泡着绕组和铁芯，从而可以让绕组和铁芯不会出现腐蚀生锈现象。同时也可以引出绕组配备的绝缘套，还能够成功的连接外界电路。其中绕组和铁芯在变压器组件中都是非常重要的，一般铁芯都是由电工钢片组成的，在整个设备结构中有很大的支撑作用，电压绕组分为高、中、低三种，每种电压的转换也可以得到有效实现，在对绝缘物质进行合理利用，然后隔离绝缘处理绕组和铁芯。通常油浸式变压器比较常用矿物油，从而可以有效的绝缘保护变压器，经过隔绝开空气，进而避免产生老化、锈蚀的问题，有效的延长其使用寿命。
1.2 性能特点
第一，在油浸式变压器的低压绕组中比较适合用小容量的铜导线，而铜箔绕抽的圆筒式结构和多层圆筒式结构在中高娃的绕组中是比较常见的，不仅可以让漏磁问题发生的几率有所下降，而且也可以在一定程度上让绕组的平衡性能够增加，同时也可以在有效促使机械能力和抗短路能力有所增强，还有利于保障了油浸式变压器的应用的安全性，进而提高了油浸式变压器利用效率。第二，相关的铁芯和绕组的保护工作要做好，在自动化锁防螺母的应用中，需要紧固容器自身和低压引线的重要部位，再对不吊心结构进行合理利用，促使运输中带来的损坏有所减少，进一步增强了变压器的可靠性和稳定性。第三，对真空干燥方法进行合理利用，同时线圈和铁芯的处理工作也要做好，当对变压器油进行处理时主要运用了空油和注油方法，因而让变压器的内部压力和潮气有所降低，对变压器的使用寿命有所延长。第四，对波纹片油箱进行合理的处理，然后根据实际情况对温度的變化进行补偿处理，从而对体积的影响有所降低，并且让水分和空气进行隔绝处理，从而有利于绝缘保护性能够进一步加强。第五，对各种有效措施进行综合处理，然后采取相关的措施来保护变压器内部结构，在控制维护成本的同时促进整体使用寿命的增长。
2 油浸式变压器故障问题的分析及其划分
油浸式变压器故障分为内部故障、外部的故障。内部故障通常发生在油箱内部，故障类型是油箱内部各绕组产生短路的情况和接地故障。外部的故障是变压器油箱外部绝缘体、线路故障，绝缘套管闪络或是断开引起的接地短路故障、线路之间的故障，使得变压器内部线路产生变形。变压器内部故障有热故障、电故障。热故障是因为变压器的内部局部过热，温度的逐渐升高，使得损坏了变压器的内部零件，结合其温度将其分为轻度过热、低温过热、中温过热、高温过热。在出现变压器温度上升的时候，还需采取有关措施降温处理，保证变压器正常工作。电路故障是变压器内部在高电压、高电流情况下，对设备自身绝缘强度的降低，使得出现运行故障，电故障按照所出现的故障部位不同，有局部电故障、高能电弧的放电故障、火花放电故障。
3 油浸式变压器的故障诊断分析
3.1 油色谱分析方法
如果说在油浸式电力变压器中采用油色谱检测方法做好故障的检测，若是产生故障问题，那么还需进一步开展检测工作，确定故障问题。检测变压器绕组直流电阻，检测油浸式的变压器在空载运行时的电流、损耗情况，做好跟踪检测变压器局部放电问题，检测变压器附属零件老化程度，检测油浸式电力变压器油中的含水量、含气量、油介质损耗情况。
3.2 绝缘性能的检测
油浸式的变压器绝缘性能够检测出是否存在着受潮故障，经过变压器绝缘电阻、介质损耗进行检测，经过油浸式电力变压器的含水量、含气量、击穿电压等的检测，判断是否出现故障问题。
3.3 油中溶解气体的分析方法
油中溶解气体的分析方法还称为是DGA方法，原理在于经过变压器油中溶解气体成分、浓度，将其作为依据和故障类型进行对比，判断变压器内部潜在故障。油中溶解气体分析方法在我国已经由40余年的历史，是变压器内部故障诊断应用中最早的一种技术方法，可以对应用经验的积累。
在变压器运行阶段，变压器油中的溶解气体是由氧气、氮气所组成的，变压器内部绝缘材料是有机化合物，在设备不断运行，绝缘材料的软化粉化，在变压器的内部出现其他烃类气体，
使得对变压器运行的稳定系有所影响。在变压器的内部，绝缘系统能够避免相间短路、接地短路等。在变压器内部复杂的时候，氢原子和自由基快速结合在一起，出现氢气、烃类气体，例如：甲烷、乙炔、乙烯等，人们称为是特殊的气体。经过对变压器内部所形成的气体分析，诊断变压器的故障，有着高效性和灵敏性的特点。结合大量数据分析得知，油中溶解气体的分析方法可以对电力变压器隐患故障的识别，进而处理故障隐患，避免安全事故问题的出现，进而保证变压器的运行稳定性、安全性。
3.4 人工智能方法
在科学技术不断发展下，人工智能技术逐渐应用在电力变压器的故障诊断中，模糊系统、专家系统、神经网络、智能优化算法等等，可以为人工智能技术在变压器故障诊断阶段的应用奠定基础。在当前人们尝试把模糊理论和人工智能技术结合在一起，提高故障检测效率、准确率。应用模糊理论可以实现高效地处理边界问题，神经网络采用BP神经网络的反向传播算法，对变压器油中的气体、故障类型进行清晰的识别，专家系统有着较强的逻辑推理、符号处理的能力。在电力系统的运行阶段，应用生产式规则知识库，为电力系统变压器故障检测、诊断发挥出关键作用。
4 加强对油浸式变压器管理工作
4.1 做好绝缘位置预防和检查
第一，变压器自身产生受潮的问题。在进行清空处理过程中，绝缘部件的周围是存在着一定水分的。第二，密封不合格，使得绕组绝缘部位的受潮。第三，使用的变压器如果说氢气、一氧化碳含量过高，那么在进行制造时产生气体吸附的问题。变压器的绝缘故障问题出现是因为受潮造成的，所以我们必须做好绝缘位置的预防和检查，在安装阶段减少暴露时间，将其处在干燥的环境，若是产生渗透的问题，还需及时应对，避免出现水汽渗透的问题。
4.2 做好日常的维护处理
對于变压器的局部放电故障问题出现十分常见，受到电压作用的影响，绝缘结构内部空穴连接出现在非管穿性放电。基于此，变压器油中的空穴存在着气体，或是变压器油不干净。尽管说，局部放电影响力不是很强，但是依旧存在着一些潜在危害，若是长时间不重视，那么就会造成设备损坏，因此我们必须落实好日常的维护处理，及时进行排查和处理。
结束语：
结合以上分析得知，当前科学技术的发展十分迅速，虽然说油浸式的电力变压器故障诊断方法有离线检测和在线检测的方法。但是在实际应用的时候，还存在着一些问题，比如说：检测周期比较长，难以有效的捕捉突发性的故障问题，使得油浸式的变压器故障诊断准确率不高。在人工智能技术不断发展下，有效的提升油浸式变压器故障诊断的效率，降低供电事故的出现概率，所以有关单位还需要做好深入研究，尽可能促进变压器的故障诊断工作有效进步。
参考文献：
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[9]李韵;油浸式变压器移动式煤油汽相干燥设备的研究[D];华北电力大学(河北);2010年
作者：陈栋
电能是一种使用方便的优质二次能源，广泛应用在国民经济生产、生活各个领域，电力工业是重要的能源生产部门，变压器在电力工业生产中占有十分重要的位置，是输配电系统重要组成部分。而变压器运行的好坏关系到电力系统中其它输配电设备能否正常运行，及工农业生产能否正常进行，为使变电运行及检修人员做好变压器运行经常性的检查及维护工作，在此探讨变压器的运行故障现象处理。
变压器在运行中常见的故障有绕组、套管和分接开关及铁芯、油箱及其它附件的故障等。
1、绕组故障
主要有匝间短路、绕组接地、相间短路，断线及接头开焊等。
(1)匝间短路：由于绕组导线本身的绝缘损坏产生的短路故障。匝间短路故障的现象是产生匝间短路时，变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大;有时油中有“吱吱”声和“咕嘟”声时咕嘟冒气泡声，严重时，油枕喷油;匝间短路故障产生的原因是变压器运行长期过载使匝间绝缘损坏。
(2)绕组接地：绕组接地是绕组对接地的部分短路。绕组接地时，变压器油质变坏，长时间接地会使接地相绕组绝缘老化及损坏，绕组接地产生的原因，雷电大气过电压及操作过电压的作用使绕组受到短路电流的冲击发生变形，主绝缘损坏、折断;变压器油受潮后绝缘强度降低。
(3)相间短路：相间短路是指绕组相间的绝缘被击穿造成短路产生相间的短路时，变压器油温剧增，油枕喷油主变三侧开关掉闸，变压器相间短路是由于变压器的主绝缘老化绝缘降低，变压器油击穿电压偏低，或者因其它故障扩大而引起的如绕组的匝间短路和接地故障，由于电弧及熔化的铜(铝)粒子四散飞溅，使事故蔓延，扩大发展为相间短路，发生相间短路时应立即汇报值班调度员和上级领导，并请检修部门及时查清故障原因并处理，使变压器尽快恢复运行。
(4)绕组和引线断线：绕组和引线断线时，往往发生电弧使变压器油分解、气化有时造成相间短路，其原因多是由于导线内部焊接不良，过热而熔断或匝间短路而烧断以及短路应力造成的绕组折断。
2、套管故障
变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。
3、严重渗漏
变压器运行渗漏油严重或连续从破损处不断外溢以致油位计已看不到油位，此时应立即将变压器停用进行补漏和加油，引起变压器渗漏油的原因有焊缝开裂或密封件失效，运行中受到震动外力冲撞油箱锈蚀严重而破损等。
4、分接开关故障
常见的故障有分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化与灼伤及相间触头放电或各分接头放电。
(1)无载分接开关故障：无载分接开关弹簧压力不足滚轮压力不均，接触不良，有效接触面积减小，此外，开关接触处存在油污，接触电阻增大，在运行时将引起分接头接触面烧伤，若引出线连接或焊接不良，当受到短路电流冲击时将导致分接开关发生故障，由于分接开关编号错误，电压调节后达不到预定的要求，导致三相电压不平衡，产生环流，增加损耗，引起变压器故障。分接开关分接头板的相间绝缘距离不够，绝缘材料上有油泥堆积成受潮，当发生过电压时，也将使分接开关相间短路发生故障。
(2)有分接开关的故障：有载分接开关的密封不严时，由于雨水侵入将导致分接开关相间短路，分接开关的限流阻抗在切换过程中，可能被击穿、烧断，在触头间的电弧可能越拉越长，使故障扩大，造成变压器故障，由于分接开关有时滚轮卡住，使分按开关停在过渡位置上，造成相间短路。由于分接开关的附加油箱密封不严，造成油箱内与变压器内的油相通，使分接开关的油位指示出现假油位，达不到标准要求，当分接开关带电操作时，将危及分接开关的安全运行。
5、过电压引起的故障
运行中的变压器受到雷击时，由于雷电的电位很高，将造成变电压器外部过电压，当电力系统的某些参数发生变化时，由于电磁振荡的原因，将引起变压器内部过电压，这两类过电压所引起的变压器损坏大多是绕组主绝缘击穿，造成变压器故障。为了防止变压器过电压引起故障，一般要求变压器高压侧装设有避雷器保护，在低压侧也装设避雷器。
6、铁芯的故障
铁芯的故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁芯的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部烧毁，也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过流，引起迭片间绝缘损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。 运行中变压器发生故障后，如果判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查，查明原因并处理后，经试验合格后，变压器方可投入运行。
7、变压器瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯作用于跳闸：
①轻瓦斯保护动作后发出信号其原因是：变压器内部有轻微故障，变压器内部存在空气;二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象应进行气体取样分析。
②重瓦斯保护动作跳闸时，可能是变压器内部发生严重故障引起油分解出大量气体，也可能是二次回路故障，出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查，检查油枕防爆门、各焊缝是否裂开、变压器外壳是否变形，最后检查气体的可燃性。
8、渗漏油现象
变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因此易引起击穿放电。
声音异常
变压器在正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声，就应视为变压器运行不正常，并可根据声音的不同查找出故障，进行及时处主 要有以下几方面故障：
电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。
变压器过载运行。负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大。
变压器夹件或螺丝钉松动、声音比平常大且有明显的杂音，但电流、电压又无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺 丝钉松动，导致硅钢片振动增大。
变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声;若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声;若变压一器内部局部放电或电接不良，则会发出“吱吱”或“僻啪”声，而这种声音会随离故障的远近而变化，这时，应对变压器马上进行停用检测。
变压器绕组发生短路。声音中夹杂着有水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。这时，应立即停用变压器进行检查。
变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时，会出现此声。这时，应对变压器进行停用检查。
气味、颜色异常
防爆管防爆膜破裂：防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低。
目 次
1 概述 .................................................. 1 2 检修前的准备工作 ....................................... 2 3 变压器整体检修程序 .................................... 10 4 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修 .................... 19 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善 ........................... 29 6 变压器的验收试验和试运行 ............................... 32
1 概述
1.1 本指导书适用于≥110kV电压等级电力变压器的现场大修。
1.2 指导书所指大修是指预防性检修(计划检修)或结合消缺(诊断检修)的全面检修。
即对不需要拆散器身所能进行检查和修理的部分，进行恢复变压器原有质量水平的检修。不包括正常维修、事故抢修。也不包括需要改变结构的改进性检修。改进性检修必须取得制造厂认同。
1.3 本指导书参照了以下标准：
1. DL/T573-95 《电力变压器检修导则》 2. DL/T574-95 《有载分接开关运行维修导则》
3. GBJ148-90 《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》
4. GB7595 《运行中变压器油质量标准》
5. GB7252-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 6. GB1094.1 《电力变压器，总则》 7. GBl094.2 《电力变压器，温升》
8. GB1094.3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》 9. GB10237 《外绝缘空气间隙》
10. GB1094.5 《电力变压器承受短路的能力》 11. GB/T15146 《油浸式电力变压器负载导则》 12. GB1208-87 《电流互感器》
13. GB16847 《保护用电流互感器暂态特性要求》 14. GB7328 《变压器和电抗声级测定》
1.4 大修的项目分主体(器身和油箱)和零部件检修两大部分。本指导书的内容分以下6个部分：
1. 概述
2. 检修前的准备工作 3.变压器整体检修程序
4. 变压器的主体和零部件检修 5. 变压器的绝缘强度的恢复与改善 6. 变压器的验收试验和试运行 2 检修前的准备工作
2.1 组织准备
2.1.1 大型电力变压器的检修，应当有制造厂的有经验人员参加。
2.1.2 使用单位应组织足够的人力参加检修工作。其中可以包括制造厂人员、其他协作单位人员或招聘临时工。具有足够的检修人力，是做好检修工作的首要条件。
2.1.3 对参加检修的人员应合理分工，并安排合适人员负责以下任务 1. 工程领导人 2. 现场总指挥 3. 安装施工指挥 4. 制造厂代表 5. 安装技术负责人 6. 工具保管员 7. 起重负责人 8. 安全监察负责人 9. 监理或质量检验负责人 10. 试验负责人 11. 油务负责人
12. 真空处理及注油负责人
除掉以上负责人而外，其他一般技工和壮工，则根据实际情况适当定员。 所有参加安装工作人员的名单应张榜公布，以明确职责，并便于联系和协调。 2.1.4 在施工过程中，设备使用单位(业主)代表或监理人员应自始至终在现场，以便进行质量监督，并为交接验收掌握第一手资料。
2.2技术措施准备
2.2.1 查阅档案了解变压器的运行状况
(1) 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) 负载和温度的关键数据，附属装置的主要运行情况。 (3) 查阅上次大修总结报告和技术档案。
(4) 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况。 2.2.2 停运前变压器实际状况调查 (1) 检查渗漏油部位，并作出标记。
(2) 记录负载、环境温度、冷却系统运行状况的同时，记录油顶层温度或绕组温度。
(3) 测量铁心接地引下线中流过的电流。 (4) 检查潜油泵内部声响和振动有无异常。 2.2.3 拟订检修计划
(1 )根据电网调度安排和气象条件(向气象部门咨询)确定检修日期。 (2) 拟订检修项目及进度表(绘成方框程序图)。 (3) 制定消缺或改进措施的专题施工方案。
(4) 根据提高工作效率和安全的需要，合理规划施工现场平面布置图。主要内容应包括：
1. 选择储油罐和滤油装置的安放地点。对于滤油装置，应架设临时工棚。
2. 确定零部件的存放方式和地点。拆、装时需要用起重机吊运的零部件，均应放置在起重机吊钩能够及的范围内。
3. 确定起重机安放的地点和方法。其底座一定要坚实，必要时需加衬垫。 4. 划定运输车辆的通道，一方面要保证畅通无阻，另一方面也要防止尘土飞扬。 5. 设计电源线的布置方式，确定配电盘的安放位置。 6. 布置照明设施。
7. 确定真空处理系统的安放位置。 8. 安排常用工具的陈列平台。
绘制平面图后，应进行一次实地检查。如果所需使用场地不平整，应进行平整。存在防碍施工的建筑或物件，应拆除、搬开。场地不干净，应进行打扫。必要时洒水，以免尘土飞扬。
2.2.4供检修后进行比较的试验
办理工作票、停电、拆除变压器与电网的连接线，并进行放电、接地。然后进行以下试验：
(1) 测量绕组连同套管的绝缘电阻(15秒、60秒和600秒读数) (2) 测量绕组连同套管的tgδ (3) 测量绕组连同套管的泄漏电流 (4) 测量铁心对地绝缘电阻 (5) 油中气体的色谱分析 (6) 油箱和储油柜油中含水量 (7) 绕组变形测试(必要时) (8) 测量电容型套管的tgδ 2.3 器材准备 2.3.1 修理用器材 (1) 密封胶垫 (2) 变压器添加油
(3) 阀门、温度计等小组件 (4) 绑围屏用收缩带 (5) 修理绝缘用皱纹纸 (6) 胶木螺栓、螺母 (7) 绝缘纸板 (8) 高强度皱纹纸 (9) 部分螺栓
消缺或改进检修所需器材，在专题方案中列举。 2.3.2施工用工具和材料 (1) 起重设备 1. 起重机 2. 起重绳索 3. 卡环(卸扣) 4. 尼龙绳
5. 千斤顶
6. 链式滑车(手动葫芦) 7. 滑轮 8. 枕木或木板 (2) 注油设备
1. 清洁储油罐(考虑倒罐滤油所需容量) 2. 真空滤油机 3. 真空泵 4. 油泵
5. 注油用管道(包括管接头和阀门) 6. 抽真空用管道(包括管接头和阀门) 7. 弃油收集容器(油桶或油罐) 8. 真空注油油位指示器 9. 真空表
10. 真空计(麦氏真空计或皮拉尼真空计) 11. 温度计
12. 湿度表(干湿温度计) 13. 干燥空气发生器(必要时) 14. 板框式加压滤油机(必要时) (3) 登高设备 1. 梯子 2. 脚手架
3. 升降台(升降车) (4) 电源设施 1. 电力电缆、电线 2. 配电盘
3. 带插座的卷线轴
4. 现场照明设备(必要时)
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(5) 保洁器材料 1. 白棉布 2. 面团 3. 泡沫塑料 4. 旧布或棉纱
5. 塑料布(聚乙烯薄膜) 6. 干净工作服
7. 防油衣裤(塑料衣服) 8. 耐油靴(或塑料底布鞋) (6) 消防器材 1. 干粉灭火器 2. C02或CCL4灭火器 3. 泡沫灭火器 (7) 专用工具
1. 套管定位螺母专用扳手 2. 下节油箱定位钉螺母专用扳手 3. 铁轭拉带螺母专用扳手 4. 压钉专用扳手
5. 有载分接开关专用吊具 6. 箱沿螺栓专用棘轮扳手 7. 油箱箱沿定位棒
8. 上节油箱支柱(必要时) 9. 油箱、升高座封板 (8) 通用工具 1. 呆扳手 2. 活动扳手 3. 梅花扳手 4. 套管扳手
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5. 内六角扳手 6. 钳子 7. 剪刀 8. 盒尺 9. 手电筒 10. 改锥 11. 电工刀 12. 铁锤 13. 钢锯及锯条 14. 钢丝刷 15. 样冲 16. 扁铲 17. 砂纸 18. 拨棍
19. 存放螺栓等小零件的容器 20. 接残油用油盘或塑料桶 (9) 消耗材料 1. 真空泵油
2. 密封胶(例401胶) 3. 粘结箱沿胶条接头用胶水 4. 苯或无水乙醇(清洗用) 5. 斜纹或平纹白布带 6. 彩色塑料带 7. 油漆 8. 漆刷
9. 滤油纸(必要时)
(10) 检测设备(不包括试验专用设备)1. 兆欧表(500V，1000V，2500V)
2. 万用表
3. 直流电阻测试仪 4. 试验接线用电线 (11) 安全用具 1. 安全帽 2. 手套
3. 氧气含量表(必要时) 4. 行灯(电压≤24V)
(12) 备用器材(不一定都需运到现场) 1. 气焊设备 2. 电焊设备 3. 手电钻 4. 电焊条 5. 气焊用气 6. 烘干箱 7. 吸尘器
8. 纯净氮气或干燥空气 9. 氮气瓶减压阀 10. 耐油胶板 11. 苫布 12. 水平仪 13. 铅锤 2.4 安全措施
2.4.1 现场总指挥和安全监察负责人应对人身和设备的安全起保证作用。
在检修工作开始以前，召集全体参加检修工作人员(包括制造厂人员)召开安全工作会议，结合本次检修工作的特点，进行安全教育和宣布安全纪律。
2.4.2 用栅栏或拉绳带的办法，将检修现场与运行现场或其它施工现场分割开来，并挂上标示牌。确保与带电设备保持安全距离。
2.4.3 起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人都只能通过起重负责人来指挥起重机的运行。
起重负责人负责对起重机具进行检验，并对检查结果作相应记录。确认合格的机具才能使用，有缺陷的机具不能勉强使用。
起重人员应了解起吊件的重量、尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。注意起重机支撑的稳定性，起重臂的允许回转空间。起吊上节油箱时，要不断调正吊钩方位以免碰伤器身。
象高压套管之类易损坏部件，尽可能不在夜间吊运。如果必须夜间进行，应有充足的照明。
2.4.4 高空作业应按安全规程进行，但需强调指出以下各点： 1) 现场操作人员，必须坚持戴安全帽。 2) 在2.5m及以上高度作业时，应使用安全带。
3) 使用梯子上器身时，可支撑在铁心或上夹件上，而不允许以线圈或引线支架作支撑物。梯子的基座应牢固。登攀上端未捆绑牢固的梯子时，在下端应有人扶持。
4) 脚手架应有足够强度。平台垫板必须捆绑在架子上，以免踩空。平台应加坚固的栏杆，栏杆是由扶手和中部横档组成，高度不低于1m。不允许很多人同时集中在脚手架的某一部分进行检查工作或其他操作。
5) 安装套管导电头和拆除(或绑扎)起吊套管用的绳索时，最好使用带围栏的升降台或吊斗。如用爬瓷裙的方式进行操作，操作时必须戴好安全带。
6) 上下传递物件和工具时，应系绳传递，禁止抛掷。
7) 在高处拆卸、装配可能跌落的零件时，必须至少有两人配合进行，以免一人失手，引起零部件跌落，造成设备或人身事故。
2.4.5 只允许经过训练的技术工人或技术人员进入油箱内部进行工作而且必须遵守以下规定：
(1) 油箱内氧气含量少于18%，不得进入。 (2) 进入前应穿着好专用的衣服和鞋。
(3) 油箱里面工作人员与人孔处监督人员应随时保持联系，当感到身体不适时，马上停止工作，走近人孔。
(4) 照明采用手电筒或行灯。行灯应有保护网，最高工作电压≤24V。 (5) 随带的工具事前应登记，事后应办理注销手续。
(6) 在油箱内的行动应有计划，并应按事先选择的路径行动，不能擅自攀踩引线或引线支架，以免损坏设备或人员碰伤。
(7) 从油箱出来后，必须尽快用热水和肥皂冲洗干净身体和头发上的油污。 2.4.6 安装现场应有专职或兼职的消防人员值班，负责消防的宣传和监督。以下各点基本措施必须引起注意：
(1) 应备有适当的防火器材：例如C02和泡沫灭火器，砂和铁锹等。
(2) 当棉布或棉纱沾有汽油和变压器油时，应随时集中到指定场合。该处严禁明火，包括禁止吸烟。
(3) 变压器器身、储油罐和滤油机等有油设备附近，禁止吸烟，特别要注意滤油工棚内的防火。
(4) 焊接作业必须有具体的防火措施，经有关人员批准后，才能进行。 2.4.7 高电压试验应有试验方案，并在方案中有针对性地规定相应的安全措施。 参加高电压试验的人员，必须熟悉高电压工作的安全技术。无关人员不应进入带高电压的试验区。
试验按规定的顺序进行，当例行试验不合格或发现变压器有缺陷时，不应进行破坏性试验，以免事故扩大。 3 变压器整体检修程序
3.1 变压器器身在大气中的暴露时间： 3.1.1 器身在大气中的暴露时间的计算方法：
器身在大气中的暴露时间是指变压器身与大气接触的时间，不是吊开上节油箱才算暴露。因此器身暴露时间的计算方法规定为：打开密封， 油箱内开始进入大气时为起始时间;完成密封，器身与外界大气已隔离时，为终止时间。更严格地计算，终止时间也可定为抽起真空以后。器身与纯净氮气或干燥空气接触，不属于在大气中暴露，不计算为大气中的暴露时间。
3.1.2 器身在大气中的允许暴露时间：
对于非全真空油箱变压器，由于不能用抽高真空的办法来脱湿，而检修工作所需要的时 10
间也较短。因此可以按传统的做法，用控制器身在大气中暴露时间的方法进行检修工作。器身在大气中暴露时间，可按下列规定握：
(1) 空气相对湿度小于等于65%，为16h。
(2) 空气相对湿度大于65%，而小于等于75%，为12h。 (3) 空气相对湿度大于75%，不应开始工作或应立即停止工作。
但是，对于全真空油箱的大型变压器，为了保证有足够的检修时间，在采取下述措施后，器身在大气中暴露时间便可不受上述限制。这些措施包括：
(1) 把内检和安装工作均安排在天气晴朗的白天，一到傍晚，便及早收工。 (2) 收工前，将油箱上的人孔、手孔和未装零部件的所有法兰孔，均加封板密封。密封要严密，以防抽真空时渗漏。
(3) 利用夜间停工时间抽真空。真空度≤133.3Pa。真空泵的连续开动时间，应不少于器身在大气中的暴露时间。这样不仅可以防止器身在停工期间受潮，而且可以排除器身在白天工作时所吸附的潮气。
(4) 隔日(如遇雨天，可在动态保持真空的条件下隔几日)继续装零部件时，必须用于燥空气或高纯氮气来解除真空。(如果用大气来解除真空，潮气进入绝缘深层，其不良后果比不抽真空还严重)。
(5) 以此类推，如零部件在第二个工作日仍未装完，可按上述办法重复进行。 需要指出，以往器身在大气中暴露以后，习惯用回油的办法防止器身受潮，这种做法不仅不能排除己吸附的潮气，反而起到把绝缘表面的水分向绝缘内部赶的作用。所以与其用回油来防潮，还不如密封大气。经验证明：采用密封大气过夜的方法，待安装完后一并抽真空注油，效果比回油的办法更好。
3.2 排油的方法：
吊罩检修前的排油方式有四种：
3.2.1 充干燥空气排油：这是最佳放油方式。可以减少器身暴露在大气中时间，而且可以提前放油，省去内捡日放油所占用的时间。
3.2.2 充氮气排油：一般是在有氮气而无干燥空气的条件下采用。可与3.2.1节一样提前放油。但没有3.2.1节可直接进入检查的优点。
3.2.3 充经硅胶过滤过的大气排油：这比直接通大气排油可以少进一些水分。但也不 11
能用于空气湿度太大的场合。因为当排油流量大时，进气量也大。硅胶用少了，吸水率太低;为提高吸水率，只能延长硅胶筒的长度，使用更多硅胶，这样便增加了阻力，限制了气流量。由于采用这种方式排油时油的流速不宜太快，所以放油占用的时间较长。对于高电压大容量变压器，不宜使用这种方法。
3.2.4 直接通大气排油：由于器身绝缘是在油浸渍状态，绝缘对空气中的水分吸附的程度与比不浸油绝缘要轻，因此，对于电压等级较低的变压器，而空气相对湿度又比较小(例如在50%以下)的场合，也可以使用大气直接排油的方法。
具体到某一台变压器，到底采用那种方式，应根据变压器的重要性、空气相对湿度和现场具备条件和工程进度等多种因素，综合考虑决定。
3.3 油箱外零部件拆卸和保管。
3.3.1 拆除固定在上节油箱上的电气接线，如二次接线和铁心接地引下线等。 3.3.2 单独排放储油柜内的油。对于采用大气排油，油箱内油应分批排放。先根据拆件需要，排放部分油。
3.3.3 拆除影响起吊上节油箱的所有零部件。例如：储油柜、气体继电器、高、中压套管，低压套管连线以及部分联管等。
3.3.4 不影响起吊上节油箱的零部件，可以不拆或缓拆。例如：升高座，低压套管。压力释放器，温度计、装在油箱外的冷却器。
3.3.5 分批拆卸油箱箱沿螺栓(事先应加除锈剂或溶漆剂，否则松螺母非常费劲) 3.3.6 油箱上安装零部件的所有法兰，在拆下零部件后，均应用封板密封。
3.3.7 电容式套管最好是垂直立于专用支架上。亦可卧地放置，但应使其头部高翘，以防储油罐中的气体进入电容心绝缘内。
3.3.8 内表面与油接触的零部件，例如：冷却器、电流互感器升高座，穿缆套管，储油柜、冷却器、散热器等均应采用加封板或包塑料布的办法密封保存，以防受潮或污染。
3.3.9 易损件，例如：气体继电器、温度计、油位计等应在室内妥善保管，防止损坏或受潮。
3.3.10 绝缘件，例如：套管下部绝缘筒、装在上节油箱上的无励磁分接开关操作杆等，应放在油箱内或烘房(或烘箱)内保存。
3.4 变压器上节油箱的起吊：
3.4.1上节油箱起吊的主要工序如下：
(1) 上节油箱起吊前应拆除全部箱沿螺栓。并拆除油箱顶部的定位装置。对于有载调压变压器，还要将有载分接开关从油箱上拆下来，放置到器身上。
(2) 根据上节油箱(或器身)的重量和尺寸，选择合适的起重工具。起吊上节油箱时，吊索大于30度，则应校核吊索的强度。起吊油箱的开始阶段，有一部分箱沿螺栓可不忙拨出，上、下箱沿的四角螺孔中捅人定位棒。因为上节油箱刚起动时，如果主钩的位置有偏差，上节油箱会向一边晃动，有可能撞击器身。主钩的位置调节后，还应调节吊索的受力分布(必要时要另加手动葫芦)，以保持油箱上、下箱沿平行分离。在上节油箱上升的过程中，要有人在四角用绳索牵引油箱，以防止箱壁与器身有碰撞或卡住等不正常现象。
(3) 上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。选择油箱放置的地点时，要考虑既不妨碍下道工序，又便于回装时起吊。起吊油箱所用吊索和吊具，在箱落地后，尽可能保持不动，以便突然下雨或扬尘时以最快的速度回吊油箱。
(4) 起吊和回吊油箱之前，应彻底清除油箱上尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。
3.4.2 由于起重机起重能力、吊运环境或天气原因等限制。上节油箱垂直起吊到能进行检修工作的高度时，可以停留在器身之上。但必须将起重机的挂钩处于制动状态，而且油箱的四角用支柱支撑。支柱用螺栓固定在上、下箱沿的螺孔上。
3.5 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修。 详见第4节《主体(器身和油箱)和零部件检修》 3.6 变压器上节油箱回装：
3.6.1 器身检修结束，还应清理箱底残油，检查有无遗留工具或杂物。工具保管人宣布工具齐全，再由内检负责人宣布全部工作完毕，同意回装上节油箱时，才可进行回装工作。
3.6.2 回装上节油箱时，应先清理下节油箱箱沿，并检查箱沿胶垫是否完好。然后，用专用夹子将箱沿胶垫的位置固定。
3.6.3 当上节油箱吊到一定高度时，检查箱壁的磁屏蔽(如有)是否完好，(也可在油箱放置在一边时，即从人孔进入检查)并清理箱沿密封面。然后再起吊到器身上面。
3.6.4 上节油箱下落时，除掉应同样注意起吊时所注意的事项而外，要更注意防止将 13
器身的任何部位撞伤。因为吊罩时出现碰伤器身零件，内捡时有机会处理，而扣罩时留下没有发现的创伤，则可能留下事故隐患。
3.6.5 箱沿胶条需要更换。在加装上节油箱前，就应把新胶条准备好。胶条在现场粘接时必须依照原有胶条长度下料，以保证长度合适。在削胶条接头的粘接斜面时，斜面应平整并对齐，斜面的长度应不小于3倍胶垫的厚度。为便于记忆粘结接头的位置，并使接头的耐受张开力较小，宜约定将此接头安放在低压侧的中部。
3.6.6 当上节油箱下落到接近箱沿胶条时，应使用拨棍穿入螺孔进行定位;当可以穿箱沿螺栓时，则应在各个方向尽量多穿一些螺栓，以便上节油箱下落时，保持胶垫位于密封平面上。如果发现上、下节油箱的箱沿吻合得不好，切勿压着胶垫拨动上节油箱。而应吊起上节油箱重新定位。
3.6.7 经检查确定箱沿胶条的安放合适，并插入全部箱沿螺栓后，才可紧固箱沿螺栓。紧螺栓时，不能一紧到底，而应将全部螺栓轮翻紧固，最后统一紧一遍。箱沿螺栓的合适紧度，不在于紧固螺栓的力矩相等，而在于对箱沿胶条压紧程度相同。
完成上节油箱的回装，并采取保护器身的措施(装齐全部封板或开始抽真空)后，才是内检工作全部完成。
3.7 变压器整体组装
3.7.l 零部件在组装前均应经过检修和清理。确认质量合格，内外清洁才能安装。 3.7.2 零部件应根据拆、装标志，按拆卸时的原样回装。
3.7.3 零部件的机械连接大都是带密封胶垫的法兰连接，必须处理好每一个密封，以保证不渗漏。为此：
(1) 所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹和其他沾污物，使密封面保持光洁平整。然后用布沾苯或无水乙酶，将密封面擦洗干净。
(2) 坚持使用合格的密封垫圈。凡存在变形、失效，不耐油等缺陷的密封垫圈，一律不能使用。
(3) 密封垫圈的尺寸必须与密封槽和密封面的尺寸相配合。如密封垫圈的尺寸过大或过小，都不能凑合使用，而应另配合适的密封垫圈，或修理密封槽。因为密封垫圈的合适压缩量为其厚度的25%左右。压缩太小，密封面间接触不紧，不能保证密封;压缩太多，超过橡胶的弹性极限，使胶垫的弹性丧失，同样不能保证密封。
(4) 对于无密封槽的法兰，或直立位置的密封槽，其密封胶垫应使用密封胶粘在有效的密封面上或密封槽内，以防止在紧固法兰时，密封垫脱离应在位置。
(5) 在拧紧法兰螺栓的过程中，要随时观察密封胶垫的位置。发现密封胶垫未处于密封面上或有咬边现象，应松开螺栓将其扶正，然后再将法兰上紧。
(6) 对于有密封槽的法兰，发现密封胶垫挤到密封槽外压伤，必须重新安装。 (7) 紧固法兰时应取对角线方向、交替、逐步拧紧各个螺栓，最后统一紧一遍，以保证紧度同样合适。
(8) 紧固法兰的螺栓露出螺母的螺纹，一般应为2至3扣，不宜太多，也不应太少。
3.7.4 螺栓紧固电气接头的安装
螺栓紧固的电气接头包括螺栓压紧的搭接接头和用螺栓旋紧的对接接头。和其他电气连接接头(例如焊接接头，压接接头)一样，应能满足通过最大电流、超负载电流和短路电流的要求。安装时必须按规范操作，严格做好以下几点：
(1) 接头的接触表面擦净，不得有脏污、氧化膜等妨碍电接触的杂质存在。 (2) 对于搭接接头，紧固螺栓应根据压紧力要求(1ON/A)配有碟型弹簧垫圈，以保证稳定的压紧力，并防止松动。
(3) 螺栓应按规定的紧固力矩或弹簧垫圈的压缩量拧紧。
需要说明的是，在油箱内紧固接头螺栓，受空间限制，力矩扳手往往施展不开;再加螺栓的加工不一定规范，螺纹的摩擦力有分散性。因此，采用力矩扳手来控制接头的紧固程度，对于变压器安装并不切实可行，而使用控制碟型弹簧垫圈压缩量的办法坚固接头螺栓，则具有更实用的可操作性。碟型弹簧垫圈的压平力，在其标准中有规定。对于符合标准的产品，其压平后并不发生永久变形或丧失弹性。因而当接头由于热胀冷缩或其他原因引起螺栓压紧力下降时，碟型弹簧的反弹作用，可使螺栓的压紧力仍持在一定水平，保证了接头的电气接触。因此，安装接头时，应按规定片数加上碟型弹簧，然后将螺栓拧紧到将其压平的程度。
3.7.5 穿缆式电容型套管及引线的安装：
(1) 吊装套管时，按拆下时斜度用缆绳绑扎好。吊运过程中，防止因倾倒、碰撞而损坏瓷件。
(2) 当套管起吊到适当位置时，先装上均压球(一定要旋紧)，再在导管中穿入提升电缆的拉绳(端部拴有一个M12螺栓的直径为8-12mm的尼龙绳)。拉绳不应用麻绳或太粗的尼龙绳制作。拉绳通过滑轮挂在起重机的吊钩上。
(3) 待套管吊到油箱上的安装法兰上方时，从油箱中取出电缆引线。如发现引线的外包白布带脱落露铜，应重新包扎好。然后将拉绳上的螺栓拧人引线头的M12螺孔中。理顺电缆引线和拉绳，将套管徐徐插入升高座内，同时慢慢收拢拉绳，使电缆引线同步地向上升，直到电缆引线露出套管端头。
(4) 套管就位过程中，应有一位主装人员通过人孔监督套管是否平稳地就位。如果发现碰伤绝缘或电缆，及时校正。
(5) 套管是否正确到位，对于一般穿缆式引线，是检查引线的绝缘锥是否已进入套管均压球;对于使用成型绝缘件的引线，是检查套管端部的金属部件是否已进入引线的均压球。查明无误后，即可拧紧固定套管法兰的螺栓。
(6) 待套管拧紧固定螺栓后，将引线接头从套管顶部提出合适高度。提升时切勿强拉硬拽，以防引线根部绝缘或夹件损坏。然后一手抓住引线头，另一手拆除拉绳，并旋上定位螺母。定位螺母的园形瑞必须朝上，而方形端向下。当定位螺母拧到与引线接头的定位孔对准时，插入圆柱销。在导电座上放好O型密封圈后，用专用扳手卡住定位螺母，便可旋上导电头(俗称将军帽)，再用专用扳手将导电头和定位螺母用力背紧。然后撤去专用扳手，将导电头用螺栓紧固在导电座上。紧固时要将O型密封垫圈放正，并将其压紧到合适程度，必须确保密封住能良好。
(7) 经检查确认，引线进入均压球的位置合适。如有固定电位的连线，必须连结可靠。便可将人孔封板密封。
3.7.6有载分接开关拆卸与回装
目前广泛使用的有载分接开关，可分为两大类：
1. 组合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的M型、MS型和R型有载分接开关;长征电器一厂生产的ZY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CM型有载分接开关。
2. 复合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的V型、H型有载分接开关，长征电气一厂生产的FY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CV型有载分接开关。
在变压器吊罩检修时，有载分接开关要经历拆卸，检查和回装的过程，其主要操作要点 16
分别介绍如下：
(1) 组合型有载分接开关拆装：
1.将分接位置调到处于额定分接位置(9B)，即处于校正位置。
2.拧下固定开关头盖板的螺栓，然后卸下开关头盖板。注意保护密封垫圈不损伤。 3.检查切换开关驱动轴上的槽口和支撑板上的三角标志是否对准。 4.卸下位置指示盘的锁片，然后取下分接位置指示盘。
5.卸下切换开关主体与支撑板联结的螺母。在切换开关的专用吊具上系吊索，小心地垂直起吊切换开关主体。切换开关吊出油室后，放置在铺有塑料布的平台或平地上。
6.拆下吸油管，并将它从油室中取出。
7.检查切换开关油室内是否干净。如不干净，应进行清理。
8.用专用吊板横在油室内，使支撑法兰着力，籍以吊住分接开关。然后拧开中间法兰和支撑法兰的连接螺栓，使两者分离。
9.轻轻下降吊板，直到支撑法兰将分接开关放到装于器身的支架上。此时分接开关与上节油箱已完全分离，不再影响上节油箱起吊。
10. 吊开上节油箱后，对选择器作以下检查： 1)检查选择器和切换开关的连接线是否正常; 2)检查分接引线与选择器静触头的接触是否良好;
3)检查分接引线是否使选择器的胶木条受到水平拉力(水平拉力应接近于零); 4)检查选择器的动触头是否位于静触头的圆柱部分，而且距静触头的球形部分不少于 2mm。
11. 在切换开关的定主弧触头和定过渡触头上接电桥或万用表，测量过渡电阻的电阻值。实测值与铭牌上的标称值偏差应在±10%的范围内。
12. 上节油箱回装后，应再次对切换开关的油室进行检查与清理，并用干净油冲洗。然后安装吸油管。
13. 用专用吊板吊起分接开关，恢复中间法兰与支撑法兰的连接，并使密封良好。 14. 将切换开关小心地吊到油室内。为了保证连轴的啮合，应轻轻转动切换开关绝缘轴，使连轴节嵌入，并使切换开关下落到位。
15. 固装支撑板上的固定螺栓的螺母，将切换开关与支撑板固定。
16. 四装位置指示盘，装上轴头锁片。
17. 回装开关头盖板，紧固开关头盖板上所有螺栓，使之与开关头法兰牢固连接。 18. 在开关头法兰上的回油管与通变压器油箱连管的管接头上装设旁通管，使切换开关油室与变压器油箱同时进行抽真空和注油。(当真空注油到开关头盖板上的放气塞出油时，应拆除旁通管，加上封板，然后再继续真空注油)。
19. 安装涡轮齿轮盒和伞型齿轮盒，用联轴节卡头安装水平轴和垂直转动轴，并装上防雨罩。
20. 用手动操作进行正、反两个方向的切换。检查传动机构的对称性。如不对称，应将垂直传动轴松开，进行调整，直到正反切换的转动次数相差不超过一转。
21. 先用手动进行切换操作，再用电动机构进行切换操作。检查在每个分接的位置指示和电动机构的位置指示。
(2) 复合型有载分接开关安装：
1. 将分接位置调到处于额定分接位置(9B)，即处于校正位置。 2. 拆卸开关头盖。拆前应放油或放气。 3. 松开吸油管弯头的活节螺母。 4. 将计数器的啮合体移入开关头。 5. 从开关头上卸下齿轮机构的锁止螺钉。
6. 记住齿轮机构的位置标记，卸下齿轮机构的固定螺钉，然后向上拨出齿轮机构。记录支撑横杆的位置。
7. 拆卸吸油管。先用改锥插进上端第一道槽口，撬起吸油管，然后用手抓住第二道槽口，拔出吸油管。
8. 将专用吊具用3个螺钉固定到选择开关主体的联轴节端面。吊具的止动挡板必须插入支撑横杆中间的豁口中。
9. 顺时针方向扭转吊具，使选择器的动触头位于两相之间，亦即位于其起吊位置。 10. 将吊钩拉到吊具上，慢慢地、谨慎地向上拔出选择开关主体。拔的过程中要注意动触头和均压环与油室之间保持足够的空隙，以免碰伤。
11. 把选择开关主体放置到检查地点，进行检查和清理。
12. 将吊油室的专用工具上的4个M8螺杆，旋入支撑法兰螺孔。把油室吊住，卸下连 18
接支撑法兰与开关头部法兰的带锁紧垫圈的螺栓，然后将油室放到铁心夹件上的支撑板上。此时上节油箱便可起吊。
13. 清理油室后，按上述逆程序回装。但应注意以下几点：
1) 插入吸油管后，用力压吸油管的顶端，使选择开关主体与油室同心。 2) 利用吊具将开关扭转到校准位置。
3) 齿轮机构对应于校准位置，才能插入并和选择开关主体相耦合。 4) 安放开关头盖之前，先放好密封胶垫，保证头盖密封。 5) 最后从开关头盖上视察窗，检查是否是符合校准位置。 14. 安装旁通管以便油室与油箱同时进行注油。 15. 安装传动轴及防雨罩。 16. 检查传动机构的对称性。 17. 试操作。
3.7.8 其他零部件按原样回装
其他零部件按原样回装，由于安装方法比较简单，不再一一说明。必须将所有零部件安装齐全，才使变压器的整体达到完全恢复。 4 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修
4.1 绕组检修工艺和质量要求
1. 检查纸板作围屏绑扎带拐弯处有否断折现象。如半数以上绑扎带有折断现象，全部更换成收缩带;如只有少数绑扎带有折断现象，在两个原绑扎带中间各加一道用收缩带作的绑扎带。
2. 检查绕组压板的压紧装置有否松动、位移现象。如有松动或位移现象，应进行调整，尽可能恢复原状。对于普通压钉，不论有无松动现象，均应拧紧一遍。
3. 检查绕组可见部分或导向冷却绕组的出油口是否清洁，有否存在油泥，如污染严重，应进一步查明原因，并设法清理干净。
4. 检查围屏有否放电痕迹，如发现有树枝状放电迹象，应打开围屏进行检查，在确认有树枝状放电危险时，应另拟订处理方案。进行消缺大修。
5. 检查围屏衬垫纸板或引线出口的附加填充物有无因松动脱落而漏油。如有松动脱落，应扶正或塞紧，恢复原状。
6. 用目测或纸板条或竹木片，通过绕组间垂直油道检查绕组(特别是内绕组)有无明显变形现象。如因受短路冲击，引起严重变形，应进行消缺大修。
7. 对于运行15年及以上变压器，在大修前应进行油中糠醛测量。测量结果的数值超过DL/T596-1996标准规定时，吊罩大修时应选择有代表的部位取纸样测定聚合度。
8. 检查绕组下部绝缘导油管是否有开裂或端头密封不严现象。如有开裂或端头泄油，应使用白布带缠紧。
4.2 引线(包括分接线)及其支架检修工艺和质量要求
1. 检查引线支架有无松动、位移、开裂。支架如因螺栓未拧紧而松动、位移，应拧紧螺栓，恢复原状。如支架有开裂，应使用白布带或收缩带绑扎牢固。
2. 检查引线包扎的绝缘有无折断、松散等损伤现象。如有应使用与原来相同的材料加包，使绝缘强度得到恢复。
3. 检查引线外包绝缘有无过热或放电引起的变色现象。如有，应打开绝缘，检查引线有无断股，引线接头有否虚焊或存在尖角毛刺。经处理后，重新包扎绝缘。
4. 检查裸导体引线的对地或相间的油隙距离。对距离明显小的区段，在裸导体上加包绝缘。
5. 检查铜排与导线支架之间的加包绝缘(一般0.5m纸板)有无放电击穿现象。如有放电击穿小孔，应对导线支架进行干燥处理。
6. 检查引线有无从绕组弹出现象或铜排弯曲变形现象。如因在出口短路冲击下，发生弹出或变形现象。对弹出绕组的导线，应收紧后在线饼上扎紧;对铜排，应增加绝缘夹件或在铜排间插入纸板，插入的纸板必须被夹紧。
4.3 铁心检修工艺及质量要求
1. 检查铁心的夹紧装置(包括拉带、拉板、撑板及垫脚等)是否有松动现象，所有紧固件应紧固，如有松动，应一一拧紧。
2. 检查铁心接地片是否插紧，引出线外包绝缘是否好。如接地片轻轻一拔就能拔出，应重新插紧;引出线外包绝缘如有松散、脱落，应重新包扎完整。
3. 检查铁轭有无拱片现象。如有对可能引起铁心多点接地的拱片，应使用绝缘纸板或其他绝缘物遮挡，以防运行中发生接地。但不要用敲击打平。
4. 用2500V兆欧表在空气中测量铁心绝缘电阻。如在测量过程中发现有放电现象，说 20
明存在绝缘弱点，应查明后设法消除。有时因在大气中暴露绝缘表面受潮，铁心绝缘电阻可能明显下降。这在真空注油后可以得到恢复。
5. 打开铁心屏蔽的接地线，用1000V或2500V兆欧表，检查铁心屏蔽两个组成部分之间和分别对地的绝缘电阻，确认没有短路现象。(在空气中绝缘电阻应不小于1MΩ)
6. 检查拉带两端的绝缘套、绝缘垫圈和拉带与铁轭间绝缘(如有穿心螺杆，则为穿心螺杆与铁轭之间绝缘)是否完好。对于目测不能确定的绝缘，应使用2500V兆欧表测量绝缘电阻，以检验绝缘是否正常。
7. 检查铁心是否清洁。如有油泥或固体杂质，应擦洗干净。对于剪切断面的锈迹，不严重的不予处理，严重的应有妥善的处理方案，以防铁锈粉末在器身上扩散。
8. 检查铁心和其结构件有无局部过热现象。如存在引起油中气体含量超过标准推荐注意值的局部过热，则应经诊断后进行消缺大修。
4.4油箱检修工艺和质量要求
1. 对油箱上的焊缝或钢板裂纹的渗漏点，必须进行补焊，消除渗漏油。
2. 检查器身上部新式定位钉绝缘衬板，是否与油箱卡紧。如果未卡紧，应添加衬板，使其卡紧。老式的不绝缘定位钉应拆除，以免引起铁心多点接地。
3. 检查油箱壁的漏磁场屏蔽装置有无松动、悬浮现象。如有松动，应固定牢固(对于用铁片夹紧的结构，可用锤击铁片的方法)。对有接地线的磁屏蔽，应保持接地良好;对无接地线的磁屏蔽，用万用表或500V兆欧表测量对油箱的电阻。如果电阻值大于1MΩ，应使用锤击夹紧铁片的方法使电阻减少。以防止变压器运行中磁屏蔽成为悬浮导体。
4. 检查油箱内部是否洁净。如在箱底或其他部位存在油污、杂质及异物，应彻底消除。
5. 检查油箱内壁漆膜是否完整，有无锈蚀现象。对脱漆或锈蚀部位，清理干净后，重新补漆。以保持漆膜完整，避免以后运行中再度生锈。
6. 更换箱沿胶垫。胶垫的尺寸与原来的相同，并且质量合格。如胶垫是用胶条在现场粘合而成。接头的搭接斜面长度应不少于胶条厚度的3倍，粘结后在上、下平面上不出现深度超过0.5mm的横向沟道。接头放置在低压侧中部。
7. 按常规油漆工艺，对油箱外表面及零部件外表面除锈。清理干净后，进行补漆或全面喷漆。漆膜的粘着力、紧固性和色泽均应良好。
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4.5散热器的检修工艺及质量要求
1. 采用气焊或电焊对渗漏点进行带油补焊，或拆卸下来补焊。带油补焊后，应经24h以上的观察，确认不再渗漏。对拆卸下来补焊的应打气试漏。
2. 清扫散热器外表面。对有油垢部位应使用去污剂擦洗，然后用清水冲净晾干。从变压器拆下冲洗时，管接头法兰应加封板，防止内部进水。
3. 对于已使用十多年，锈蚀严重的散热器，应加油压或气压进行试漏。试漏压力和加压时间按出厂试验值的80%。如无原始数据，可取0.1~0.15MPa，10h应无渗漏。如发现个别渗漏点，可以补焊，但如多处渗漏，说明已严重锈蚀，应更新。以免在检修后的长期运行中再发生渗漏油。
4. 检查散热器内部是否脏污、锈蚀。如脏污锈蚀严重，而现场又无冲洗和处理条件，应返厂检修或更换新的。
5. 进行除锈和防腐处理，然后进行补漆或全面油漆，做到既美观又防腐蚀。 6. 更换放气塞和连接法兰的所有密封胶垫，以防止密封面在运行中发生渗漏油。 4.6强油风冷却器的检修工艺及质量要求
1. 在变压器停运之前，测定老旧冷却器的冷却容量。冷却容量下降1/2~1/3的冷却器，应更换。
2. 打开上、下油室端盖，检查冷却管有无锈蚀，扰流线有无折断现象。油室内部应清洁，扰流线应完好。如锈蚀严重或扰流线很多已折断，应返厂处理。
3. 使用15年以上的国产冷却器，应进行加压试漏。(0.25~0.30)Mpa30min，应无渗漏。如只有个别渗漏点，可以进行补焊。如一台冷却器有多处渗漏点，说明锈蚀严重或原有的胀接工艺质量不良，应更换冷却器。
4. 清扫冷却器散热翅片的外表面和翅片间的尘埃、昆虫、草屑等杂物。清除的方法可用压缩空气吹或高压喷水冲。对于吹、冲不动的油泥，应采用金属洗净剂擦洗;对于吹、冲不掉的积垢，应使用刀片逐个缝隙刮擦。这是预防性大修的一项重要任务，必须下功夫彻底清除干净。
5. 更换全部密封胶垫，保证在大修之后，密封良好，不渗漏。 4.7强油水冷却器(双重管)的检修及质量要求
1. 检查检漏器中是否进入液体。如发现残留液体，应查明是内管(水侧)还是外管 22
(油测)存在渗漏，并消除渗漏。
2. 检查液体量达到规定容积时(例如：有的规定135ml)，浮子能否使微动开关动作，并发出信号。如不能正确报警，应进行修理或调试，使其恢复正常。
3. 拆下水冷却器本体进行全面检查。如有水垢或油泥，应进行彻底清洗。
4. 对于使用10年以上老式水冷却器，或发现有渗水现象的水冷却器，应对水管进行耐压试验。在不小于50%设计水压(如设计水压为1MPa，则应不小于0.5Mpa)下应无渗漏水现象。
5. 更换密封胶垫，进行回装。复原后的水冷却器，零部件完整无缺，密封胶垫无渗漏。
4.8变压器用油泵检修工艺及质量要求
1. 对于运行10年以上或运行中声响和振动异常的油泵，应从冷却装置上拆下来进行内部检查。油泵内部应清洁，如残留有杂质应彻底清理。拨动叶片，观察有无扫瞠现象，如有应进行解体检修或更换新油泵。
2. 转速为3000r/min，而轴承低于E级的油泵应更换成中速(1500r/min)泵或低速(1000r/min)泵。对于实际运行时间不超过50000h而声响和振动又无异常的中速泵，没有必要更换低速泵。
3. 对焊缝渗漏点进行补焊，更换全部密封胶垫。以便保证运行中不渗漏油。 4. 油漆防腐。油漆的色泽应与油箱和管道一致。对己生锈的部分，打磨干净后，先上底漆再上面漆。
4.9变压器用风扇检修工艺及质量要求
1. 检查风扇叶片与电动机轴的连接是否紧固。如有松动应紧固。
2. 检查风扇叶片有无变形，开焊而引起"扫瞠"或振动现象。查明原因后，应采取相应措施。以保证风扇在运行中平稳和噪声在允许范围之内。
3. 用2500V或1000V兆欧表测量电动机的绝缘电阻，要求不小于lMΩ。在小于1MΩ时，如因为进水受潮，应进行烘干。如怀疑绝缘有缺陷，应进行2000V工频耐压试验，不发生击穿后，可继续使用。否则应进行检修。如击穿点发生在引线部分，可进行包扎处理;击穿部位在绕组上，应重绕线圈或更换电动机。进行防潮、防锈处理，并进行油漆。
4.10蝶阀检修工艺及质量要求
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1. 检查蝶阔的开闭性能。关闭状态阀片边缘应不透光。开启状态阀片应与阀体垂直。开闭操作灵活，开、闭位置的外部指示标志应清晰、正确。
2. 检查阀轴的密封。阅轴的密封应严密或双重密封，以防运行中渗漏油。
3. 更换连接法兰的密封胶垫。胶垫的质量良好，压缩量合适，不被挤出密封槽，产生"咬边"缺陷。
4.11冷却装置控制箱、分控箱检修工艺及质量要求 1. 清扫箱内的灰尘、杂物，保持箱内清洁整齐。
2. 检查电磁开关、热继电器、继电器等触头的接触情况，应无烧损、接触不良现象。对动作不可靠的老式元件应更新。
3. 接查导线接头有无接触不良或过热现象。如因接头松动过热或接触不良，应逐一紧固。如因导线的电流密度太大过热，应更换成截面积增大的导线。
4. 用2500V或1000V兆欧表测量各回路的绝缘电阻。绝缘电阻应不小于1MΩ。 5. 进行油泵和风机的操作检验，保证油泵和风机均处于正常可控状态。
6. 更换箱门密封垫，检修锁门装置，堵塞引线孔洞，以保持控制箱内清洁和干燥。 4.12胶囊式储油柜检修工艺及质量要求
1. 打开连接呼吸器的顶盖，用目测或白布带浸润法探测胶囊内有无积水或残油。如有残油，应拆下胶囊进一步检查。证实胶囊破损后，对于使用不久，而有条件修补时，可以修补。如果使用已久(例如10年以上)，则更换新胶囊。
2. 清理储油柜内部。储油柜内部应清洁，无杂质。如有局部锈蚀，应除锈、补漆。 3. 更换顶盖、端盖和放气塞等所有密封胶垫。回装后，密封良好，不渗不漏。 4.13隔膜式储油柜的检修工艺及质量要求
1. 卸下YZS型油位计，清洗后待回装。如不能继续使用，应更换新油位计。 2. 拆除储油柜矩形法兰螺栓，吊开储油柜的上半节。取出隔膜进行检查，如隔膜仍有弹性并完好，清洗后继续使用，否则应更换新隔膜。
3. 更换矩形法兰密封垫，回装储油柜的上半节。然后再回装油位计。回装后油位指示正确，不渗漏油。
4. 14油位计的检修工艺及质量要求 a. 磁力式油位计
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1. 从储油柜上拆下油位计，进行全面检查和清洗。
2. 用摇幌浮子或将浮子浮于油中的办法，检查浮子内部是否已渗进油。如果已渗进油，则需更换。(YZS型油位计不存在浮子渗进油问题)。
3. 检查连杆是否弯曲、断裂。如弯曲可以矫正，弄直后可继续使用。不可以矫正或断裂的应更换。
4. 拨动传动机构，检查指示是否灵活、正确。如果存在滑齿、从动磁铁不能同步转动、指针不能正确指示，限位报警接点接触不良，表盘脏污褪色等缺陷，能修理的应逐一修理，无法修理复原时，应更换整个油位计。
5. 更换密封胶垫，回装。回装后，表盘指示应清晰、正确;密封良好，不渗漏。 b. 玻璃管式油位计的检修工艺及质量要求
1. 拆下玻璃管、油位计小储油柜及油位计小胶囊，进行检查和清洗。
2. 检查玻璃管是否完好，对完好可继续用的，应彻底擦洗，恢复原有的透明状态。如破裂不宜再用，应更换。
3. 从油位计储油柜中拆出小胶囊。检查小胶囊有否破裂，失去弹性。如破裂或失去弹性，应更换。如完好可用，应排尽其中己老化变色的油换上新油。在加油过程中，应将小胶囊中空气排除。然后装回到小储油柜中。
4. 回装玻璃管后，再从玻璃管顶部补油，使油量达到满足指示最高油位的高度。 5. 回装过程中，更换所有密封胶垫，保持密封良好，不渗漏油。 4.15 YJ型油流继电器的检修及质量要求
1. 在油箱放油之前，开动油泵检查油流继电器的开、停指示是否正确，指针有无抖动现象。并检测在油泵停运时，能否发出报警信号。详细记录检查结果。
2. 从冷却器联管上拆下油流继电器。检查档板是否绑接牢固，档板有否因抖动疲痨引起开裂。确认档板不会掉落，才可使用。对有可能掉落档板的油流继电器，一律更换。
3. 对指针有抖动现象的油流继电器，可用改变挡板弯曲度等方法消除。如未能消除，应协同制造厂设法解决。
4. 检查表盘。对于表面向上水平安装的表盘，不应进水;对于表面向阳垂直安装的表盘，不应因阳光照射而使标示不清。否则应进行检修或更换。
5. 更换密封胶垫，保证回装后不渗漏油。
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注：其他型式油流继电器的检修，可按产品说明书进行。 4.16吸湿型呼吸器的检修及质量要求
1. 在拆卸呼吸器前，应检查吸附剂容器上部的变色硅胶有无变色。如有变色，需查明是由于储油柜内有水，还是呼吸器连管密封不严。根据查明的原因，作相应的处理。
2. 拆下呼吸器，倒尽吸附剂，检查、清洗吸附剂的容器。如容器为玻璃制品，发现开裂，破损应更换。
3. 把干燥的颗粒直径不少于3mm的兰色硅胶(对吸水后变成粉红色的硅胶，应经干燥恢复兰色后才能使用)装满吸附剂容器。
4. 将油浴缸的脏油倒尽，并进行清洗。然后注入清洁的变压器油。油位应不超过规定的油位线。
5. 在安装过程中，逐一更换密封胶垫。要与防止渗漏油一样处理好密封，以防大气入侵。
4.17 QJ型气体继电器的检修及质量要求
1. 在拆气体继电器之前，检查是否渗漏油，并检查雨水有否可能渗漏人接线盒，引起继电器误动作。如因继电器本身铸件有渗漏，应更换继电器。如因密封胶垫不严而漏油或进水，应更换胶垫，改善密封。
2. 拆下气体继电器，校验油速整定值和发信集气量是否附合规定。如不符合，应调整到符合。
3. 对配有取气样集气盒的气体继电器，要检查连接气体继电器的管接头是否渗漏油;并检查连接集气盒的管接头和集气盒本身是否渗漏油。如有渗漏油应更换密封垫，做到不渗不漏。
4. 回装气体继电器时，按标示的方向安装。更换与连管连接的两侧胶垫，保持气体继电器安装位置正确，并保证不渗漏油。
4.18套管检修
a. 油纸电容型套管检修工艺及质量要求
1. 拆套管时，应检查接线头(将军帽)和穿缆有无过热现象。如果因过热烧损不能继续使用，应进行修理或更换。
2. 检查有否因瓷套开裂或瓷套上的密封胶垫老化发生渗漏油。如密封垫渗漏，可由电 26
瓷厂人员协同在现场检修，或者返回电瓷厂检修。若瓷套开裂，则必须更换套管，或返回电瓷厂检修。
3. 测量tgδ，判断油纸绝缘有无受潮或老化。如轻度受潮，可用热油循环和真空干燥处理;而严重受潮或老化，必须返厂处理，或更换新套管。
4. 用布或棉纱擦瓷套及联结套筒表面的脏污。如有干擦不下的附着物(如油漆、防闪涂层)应使专用溶剂清洗。做到全部瓷裙擦洗干净，显现瓷袖本色。
5. 回装套管时，更换密封胶垫和接线头的"O"型垫圈。前者为了防止渗漏油，后者为了防止大气中气体和水分浸人变压器内部引起绝缘事故。
4.19充油式套管检修工艺及质量要求
1. 检查瓷套有无裂纹、损坏。有裂纹引起渗漏油，或瓷裙破损后不能粘补，应更换瓷套。
2. 检查导电杆覆盖层或绝缘筒，是否完整、干燥和清洁。如残缺应修补，如受潮应烘干，如脏污应清洗。
3. 用白布擦拭瓷套内、外表面，擦净油泥、污垢，恢复本色。
4. 更换新胶垫。瓷套上下的胶垫必须安放平整、压缩均匀，以保证密封良好，不渗漏油。
4.20套管型电流互感器的检修工艺及质量要求
1. 检查引出线的标志是否齐全。标志应与铭牌相符，如有疑问，进行变比试验。 2. 更换引出线接线柱的密封胶垫，消除渗漏油。
3. 用2500V兆欧表测量二次绕组的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。
4. 在更换升高座上法兰的密封胶垫时，检查二次绕组的几个线圈有否压紧，相互间有否位移。如有位移，应扶正，然后加绝缘纸板压紧。
4.21无励磁分接开关检修工艺及质量要求
1. 切换操作一个循环，检查转动是否灵活。如因转轴的密封太紧，发生卡滞时，在更换密封胶垫时应使用调节压紧度的方法进行调正。如因齿轮锈蚀，清理后加黄油润滑。
2. 利用吊罩内检机会，检查动触头与静触头的接触是否良好。触头的接触面应光洁、无氧化层，并无任何过热现象。动触头处于静触头的正中央，并且接触紧密。
3. 检查分接连线是否可靠。每根分接连线焊接或压接的接头，均应牢固，无松动。外 27
包绝缘正常，无过热现象。
4. 检查分接开关的绝缘筒，应完整、干燥、清洁，运行时处于关闭状态。清扫静触头定位板的上表面，应清洁，无灰尘杂质。可拆式操作杆拆下后，应放人油中或包塑料布保存。回装时保持干燥状态，安装位置正确。
5. 对油中有乙炔气体的变压器，应检查分接开关操作杆的金属拨叉，是否有悬浮放电痕迹。如有，应加装弹簧片，用以固定拨叉电位。
6. 检查分接开关的实际分接位置，与操作盒内的指示位置是否一致。如不一致，必须调到一致。
4.22有载分接开关的检修工艺及质量要求
1. 从切换开关油箱中吊出切换开关本体，排除开关油箱、储油柜中污油对开关储油柜、油箱进行清洗。
2. 用清洁变压器油冲洗切换开关本体。(必要时拆开部分件进行擦洗)。检查储能机构的主弹簧，复位弹簧，爪卡，是否变形或断裂，检查各触头编织软联结有无损坏，检查各紧固件是否松动，测量过渡电阻值。(必要时测量动静触头的烧损程度)。发现紧固件松动，均应拧紧。损坏件(包括弧触头烧损超过8mm)的更换，应由开关制造厂配合进行。
3. 回装切换开关，并注上合格的清洁油。(在变压器吊罩大修时，切换开关与变压器身一并真空注油。)
4. 检查分接选择器和转换选择器的触头啮合是否良好，分接选择器与切换开关的连络线的接头是否紧固，分接引线的绝缘和接头是否正常。紧固件松动应拧紧，绝缘损伤应加包。如因固定静触头的板条变形或传动动触头的中心轴幌动而引起触头啮合不好，应由制造厂配合检修。
5. 检查切换油箱底部的放油螺栓和其他部位是否渗漏。如因胶垫老化渗漏，应更换胶垫后拧紧螺栓。如切换油箱的铆接部位有渗漏，应由开关制造厂配合处理。
6. 清扫电动机构箱。检查导线接头是否紧固，各元器件是否完好。检查限位和止动是否正确。松动的导线接头应一一紧固，损坏或性能不良的元器件应更换。
7. 进行10个循环分接变换操作，确认操作机构动作灵活，控制性能可靠。 4.23压力释放阀的检修工艺及质量要求
1. 检测压力释放阀的实际开启压力和关闭压力。实际开启压力应不小于1.2倍关闭压 28
力，而又不大于1.8倍关闭压力。压力释放阀自行关闭以后，应保持不渗漏，如渗漏应更换压力释放阀。
2. 检查微动开关触点有无损坏或受潮。微动开关的接点应接触良好，动作正确。否则，应更换，以防止误报警。
3. 更换安装法兰上的密封胶垫，进行回装。回装后密封良好，不渗漏油。 注：如老旧变压器使用安全气道，应利用大修机会，改为压力释放阀。 4.24温度计检修工艺及质量要求
1. 拆下温度计进行校验。压力式温度计指示误差小于±1.8℃，开关动作误差±3℃。不符合标准规定的，应更换。绕组温度计的指示应根据温升试验结果来校正，否则失去安装的意义。
2. 检查毛细管的曲率半径是否大于50mm。对于因毛细管曲折而损坏的温度计，应更换。
3. 清理温度计座。座内应充满油，而没有水分。
4. 检验发报警信号的触头接触和连线接头是否良好，触头接触不良的，应进行调正。无法修理的，更换温度计。接线头松动的，应逐个紧固。
5. 检查表盘和外壳。有机玻璃面罩老化不透明，指示盘变色刻度线不清楚，或外壳严重锈蚀的温度计应更换。
4.28其他零部件检修工艺及质量要求
其他零部件例如放气塞、油样阀门以及闸阀等检修，主要是更换密封胶垫或更换新品，检修工艺简单，质量要求明显，不再一一说明。 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善
绝缘强度的恢复与改善，是指清除变压器长期运行和检修过程中污染的杂质。其中固体杂质依靠擦洗来清除，而液体(水分)和气体杂质，则依靠用常温下抽真空的办法清除。然后经真空注油后，密封起来。使检修后的变压器，绝缘强度得到恢复，并有所改善。
5.1抽真空脱水脱气
5.1.1全部附件安装完后，在装气体继电器的油箱侧法兰上加封板，打开各附件、组件通本体的所有阀门，使除储油柜和气体继电器以外的所有附件(包括冷却器或散热器)连同本体抽真空。如储油柜按全真空设计，储油柜和气体继电器也一并参加抽真空。
29
5.1.2在油箱顶进油阀处加真空阀和真空表后，再连接真空管道。以便在对油箱抽真空之前，关上真空阀门，单抽管道真空。藉以查明真空系统本身实际能达到的真空度。真空系统包括真空泵、管道、阀门和真空测量仪表等，要求整个系统的真空度达到≤10pa。如大于10Pa，应对真空处理系统进行检查或修理。
5.1.3在对油箱抽真空的过程中，应随时检查有无渗漏。对于严重的泄漏，可以听到泄漏声响。为便于听泄漏声响，必要时可暂时停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值(应不大于133.3Pa)后，不应将真空泵停下，而应在真空泵继续运行的条件下，保持此真空度。真空保持时间亦即真空泵持续开动时间，应不少于24小时。需要指出，停下真空泵保持真空(静态保持)，不仅影响彻底清除水分，而且万一出现渗漏时，会引起绝缘深层受潮。
5.2油处理合格
5.2.1在真空注油之前，用滤油机将油全部处理合格，并提交油的试验报告。不同牌号的油作混油试验合格。经安装质量监督人员认可后，才允许将油打入油箱。
5.2.2油的一般性能分析可依据原有资料，现场检修可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：
(1) 击穿强度500kV级≥6OkV/2.5mm，330级≥50kV/2.5mm;110和220kV级≥4OkV/2.5mm;
(2) (3) (4) 含水量330和500kV级≤10mg/L，220kV级≤15mg/L，110kV级≤20mg/L; 含气量330和500kV≤1%，其他电压等级不作规定; tgδ(90℃)50OkV级≤0.7%，330kV及以下各级≤1%。
5.3真空注油
5.3.1注入油的温度以40-60℃(滤油机出口温度)为好，但不要低于10℃，高于70℃。注油速度取决于真空度的保持，一般为(3-6)t/h。如真空度下降，应适当降低注油速度。
5.3.2注油时，真空泵继续开动，通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油，油应从油箱下部的注油阀注入。(油从线圈外面向线圈内溢，可减少油对线圈围屏的张开力)。为防止把油抽入真空泵，当油注到油面距真空泵入口约200-300mm时，关闭真空阀门，停止抽真空。但真空滤油机不停止注油， 30
直到油位逼近装气体继电器处的封板时，才将真空滤油机停下。
5.3.2对于有载调压的变压器，当切换开关的油室和油箱之间有连通管时，为拆除连通管，当油注到接近连通管时(当然距真空泵入口的高度仍应不小于200-300mm)，就停止注油。解除真空，拆除连通管并加封板以后，再抽真空lh，然后继续用真空滤油机注油直到油位逼近装气体继电器处的封板，(对于全真空储油柜，一直把储油柜注满油)。
5.3.3在抽真空脱水脱气的工艺之前，就应安装好真空注油油位指示器，以便在真空注油过程中，按上述要求控制油位。
需要指出，在器身处于高真空状态下，用真空滤油机注油的过程，就是对油分步进行脱气的过程;这种脱气效果，比对大量的油进行整体脱气的效果要好得多。因此，当油注到淹没线圈以后，停止注油，再抽(6-8)h真空，是没有多大作用的。也就是说，这道沿用已久的工序可以省去。
5.4补油
5.4.1采用上述注油工艺后，由于油注得很满，残留空间很小，直接用大气解除真空时，仅在上层进入很少量的大气，对绝缘影响不大。因此可松开装气体继电器处封板，直接用大气解除真空。然后，便可拆下封板，安装气体继电器。
5.4.2关闭注油阀，拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。(指非全真空储油柜)关闭储油柜集气室的排气、排油阀门，打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门，仍用真空滤油机注油，向升高座和储油柜等处补油。
5.4.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡，可用非金属的圆头棍棒从放气塞孔中插入，轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时，说明储油柜中胶囊以外的空气已排除干净，当即将放气塞旋紧，同时关闭进油阀停止打油。
5.4.4打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道，打开放油阀，放掉储油柜中多余的油，使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。
5.4.5以上是指带胶囊的储油柜补油，对于隔膜式储油柜的补油，注油前应首先将磁力油位调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，由注油管向隔膜内注油，达到比指定油位稍高，充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止。经反复调整，达到指定油位。
5.5热油循环与静放
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5.5.1关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下部抽出，经真空滤油机加热到65±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4小时打开1-2组冷却器或1-2个油泵运行10分钟，这样周而复始，进行热油循环。
5.5.2在循环过程中，油和纸绝缘的水分及气体不断地进行平衡再平衡。由于油中的水分及气体不断地被真空滤油机排除，因此油和纸绝缘中(主要是纸绝缘表面)的水分及气体不断呈下降趋势。但由于这种平衡的进展速度非常缓慢，所以热油循环需要较长的时间才能见效。500kV级变压器热循环时间一般不少于48h。
5.5.3电压等级为220kV和300kV的变压器，按上述规定进行真空注油以后，测量油中的含水量和进行油的其它试验，当各项指标达到规定后，可不进行热油循环。必须说明，热油循环的目的是吸收纸绝缘表面的水分，或使水分均匀分布。而不是为了给含水量大的油脱水。因此，不能把含水量大的油注入油箱内，依靠热油循环的方法使油中含水量合格。那样做虽然油中含水量很快下降，但其中大部分水分是被纸绝缘吸收了。如果采用这种方法，是本末倒置。
同理，500kV变压器在热油循环少于48h，如果油的指标已达到规定，循环也可停止。相反地则应适当延长热油循环的时间。
5.5.4变压器的静放时间，从停止热油循环开始计算(不进行热油循环的，则从补完油开始)。到加高电压进行绝缘强度试验(例如局部放电试验)为止。对于500kV级变压器，宜有较长静放时间。对于200kV和330kV级变压器，也应有静放时间，静放时间的长短取决于真空处理和真空注油的质量。
5.6其他干燥处理方式
运行中变压器在检修时，一般都可以用常温下抽真空的办法进行干燥。对于非全真空油箱的变压器，或绝缘深层严重受潮的变压器，建议返厂处理，或在现场用热油喷淋法进行干燥处理。
6 变压器的验收试验和试运行
6.1移交大修资料
向运行部门移交检修记录，全部试验报告，真空处理记录及验收报告资料。 6.2检修后的试验 (1) 测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比或极化指数;
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(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) 测量绕组连同套管的泄漏电流; 测量绕组连同套管的tgδ; 冷却装置的检查和试验;
本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验; 测量绕组连同套管一起的直流电阻; 检查有载调压装置的动作情况及顺序; 测量铁心(夹件)对地绝缘电阻;
绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时);
(10) 测量绕组所有分接头的变压比及连接组别; (11) 检查相位;
(12) 进行测量局部放电量的试验; (13) 试运行前变压器的油的色谱分析。 6.3整体密封试验
变压器安装完毕后，用油柱法或充气加压法，进行整体密封性能的检查。无论充气加压法或静油柱压力法，必须使高压套管将军帽的密封得到油压检验。加压时间24h;应无渗漏和损伤。
6.4试运行前检查 (1) (2) (3) (4) (5) (6) 好。
(7) (8) 位。
(9) 打开所有放气塞放气，直到只见出油不见出气。气体继电器内排清残余气体。 变压器的储油柜的油位正常。
套管的油位正常。有载分接开关储油柜的油位，应略低于变压器储油柜的油变压器本体及所有附件均完整无缺，不渗漏油，油漆完好。 滚轮的固定装置完整。
变压器油箱、铁心和中性点接地装置等的接地可靠。 变压器顶盖上无遗留物。
运行时需要开启的阀门，均在"开"的位置。
高压套管的测屏小套管接地，套管导电头密封良好，与外部引线的连接接触良 33
(10) 吸湿型呼吸器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象。油浴缸内油面合适，并能显示正常呼吸作用。
(11) 无励磁分接开关的位置符合运行要求，在调到运行位置后，测量过直流电阻。有载分接开关动作灵活、正确。闭锁装置可靠。控制盘、操作机构箱和顶盖上的三个分接位置指示应一致。
(12) 温度计指示正确，整定值符合要求。
(13) 冷却装置试运行正常。水冷装置的油压高于水压。强油冷却的变压器启动全部油泵，进行较长时间的循环后，多次排气。经验证明，变压器内已不存在大量残余气体。
(14) 进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的开停试验。 (15) 继电保护装置经调试整定，动作正确。 (16) 套管电流互感器的二次侧接负载或短接。 6.5试运行 (1) (2) (3) (4) (5) 变压器在进行冲击合闸时，中性点接地。 气体继电器的重瓦斯投跳闸位置。
额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起继电保护装置的误动作。 变压器受电后，无异常声响、振动和其他异常情况。
变压器试运行前后(试运行时间不少于24h)油的色谱分析数据，无明显变化。
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文章来源: 时间: 2011-03-17 11:56:08 关键字: 变压器，故障，分析
变压器的故障分析及处理方法是电工和电气技术人品必须掌握的一门实用技术。熟悉而准确地排除变压器、电气故障，是每个电气工作人员必须具有的基本功。这就要求电气工作人员不仅需要掌握电工基本理论，而且还要不断地积累实践经验、从实践中学习。我们将从两方面来探讨变态器的故障状态。
1、变压器投运前的检测
作为配变运行管理人员，一定要做到勤检查、勤维护、勤测量，及时发现问题及时处理，采取各种措施来加强配电变压器的保护，防止出现故障或事故，以保证配电网安全、稳定、可靠运行。为保障变压器的安全运行，变压器投运前必须进行现场检测，其主要内容如下：
①变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷、不渗漏、油漆完整。
②变压器油箱、铁心和夹件外引接地线均可靠接地。
③储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开的位置，储油柜油温标示线清晰可见。
④高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂。
⑤变压器的储油柜和电容式套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体。
⑥有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位。
⑦进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体。
⑧吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。
⑨无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确、闭锁装置动作正确。
⑩温度计指示正确，整定值符合要求。
油浸式自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃(配电变压器侧温孔插入温度计可随时测得运行变压器的即时温度)，不得长期过负荷运行。但在日负荷系数小于1(日平均负荷与最大负荷之比)，上层油温不超过允许值的情况下，可以按正常过负荷的规定运行，总过负荷值不应超过变压器额定容量的30%(室内变压器为20%)。当变压器上层油温超过95℃后，每增加5℃变压器内的绝缘(油等绝缘介质)老化速度要增加一倍，使用年限要相应减少。因此，必须避免长时间过负荷运行。冷却装置试运行正常。进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验。继电保护装置应经调试整定，动作正确。
变压器投运前的检测全部合格后，需对变压器进行试投运并达到一定的指标参数才算正常。
2.、日常运行维护管理方面
变压器用于变配电站较多，而这就要求值班人员要做到一“观察”，二“记录”，三“检测”。值班人员随时监视控制盘上的仪表指示，抄表次数由现场规程规定。当变压器过载运行时，要增加抄表次数，加强监视。变压器容量为315kVA及以下者，每天检查一次;容量在560kVA及以上者，每班检查一次，容量在1800kVA及以上者，每2h检查一次。对于无值班人员的变电站，安装在变压器室的315kVA及以下的变压器和柱上变压器，每两个月至少检查一次。容量在3150kVA以下者每月至少检查一次，容量在3150kVA及以上者每10天至少检查一次。
配电变压器在日常运行维护管理中，经常出现的问题：一是检修或安装过程中，紧固或松动变压器导电杆螺帽时，导电杆随着转动，可能导致二次侧引出的软铜片相碰，造成相间短路或一次侧线圈引线断;二是在变压器上进行检修不慎掉下物体、工具砸坏套管，轻则造成闪络接地，重则造成短路;三是在并列运行的变压器检修、试验或更换电缆后未进行核相，随意接线导致相序接错，变压器投入运行后将产生很大的环流而烧毁变压器;四是在变压器低压侧装有防盗计量箱，由于空间问题、工艺压接不好，有的直接用导线缠绕，致使低压侧接线接触电阻过大，大负载运行时发热、打火，使导电杆烧坏。
在使用配电变压器的过程中，一定要定期检查三相电压是否平衡，如严重失衡，应及时采取措施进行调整。同时，应经常检查变压器的油位、温度、油色正常，有无渗漏，呼吸器内的干燥剂颜色有无变化，如已失效要及时更换，发现缺陷及时消除。
定期清理配电变压器上的污垢，必要时采取防污措施，安装套管防污帽，检查套管有无闪络放电，接地是否良好，有无断线、脱焊、断裂现象，定期摇测接地电阻。
在拆装配电变压器引出线时，严格按照检测工艺操作，避免引出线内部断裂。发现变压器螺杆有转动情况，必须进行严格处理，确认无误后方可投运。合理选择二次侧导线的接线方式，如采用铜铝过渡线夹等。在接触面上涂上导电膏，以增大接触面积与导电能力，减少氧化发热。
在配电变压器
一、二次侧装设避雷器，并将避雷器接地引下线、变压器的外壳、二次侧中性点3点共同接地，对100kVA以上容量且电感设备较多的变压器宜采用自动补偿装置，功率因数宜选在0.85～0.93范围内自动投切进行补偿(切莫进行过补偿)。坚持每年一次的预防性试验，将不合格的避雷器及时更换，减少因雷击或谐振而产生过电压损坏变压器。
对无载调压后要进行直流电阻测量，在切换无载调压开关时，每次切换完成后，首先应测量前后两次直流电阻值，做好记录，比较三相直流电阻是否平衡。在确定切换正常后，才可投入使用。在各档位进行测量时，除分别做好记录外，注意将运行档直流电阻放在最后一次测量。
防止二次短路。配电变压器二次短路是造成变压器损坏的最直接的原因，合理选择配电变压器的高低压熔丝规格是防止低压短路直接损坏变压器的关健所在。一般情况下配电变压器的高压侧(跌落保险)熔丝选择在1.2～1.5倍高压侧额定电流以内，低压侧按额定电流选用，在此情况下，即使发生低压短路故障，熔丝也能对变压器起到应有的保护作用。变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方而有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大。
避免三相负载不平衡运行。变压器三相负载不平衡运行，将造成三相电流的不平衡，此时三相电压也不平衡。对三相负载不平衡运行的变压器，应视为最大电流的负荷，若在最大负荷期间测得的三相最大不平衡电流或中性线电流超过额定电流的25%时，应将负荷在三相间重新分配。
同时，也要加强现场施工和运行维护中的检查，使用可靠的短路保护系统。
现场进行变压器的安装时，必须严格按照厂家说明和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应措施加以消除。运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况，并采取相应措施，降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障，对于己投运的变压器，首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性;其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检查，这样就可有效地避免重大事故的发生。
要使配电变压器保持长期安全可靠运行，除加强提高保护配置技术水平之外，在日常的运行管理方面同样也十分重要。为避免类似事故的发生，应从多方而采取有效的控制措施，以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。
社会发展越来越快，人们也越来越离不开电力，稳定可靠的电力供应为人们舒适的现代生活提供了重要保证。而保证电力系统中电力变压器安全平稳运行是维持电力正常供应必要条件。通常在电力变压器安装前需进行高压试验，这样就能确保在后期电力设备能安全运行，即使出现故障也能及时补救。
1 变压器高压试验的前提条件
为确保变压器高压试验流程的顺利进行以及试验结果的准确性、可靠性，高压试验过程应满足以下前提条件：
(1)实验温度控制在-20℃～40℃范围之内众所周知，温度对于各种材料的性质、特性都有或多或少的影响。电力变压器的绝缘电阻同样也受到温度变化的影响，且大体呈反比例关系。在一定范围内，随着周围温度的升高，变压器绝缘电阻阻值会随之下降，该情况通常只出现在温度不超过四十度的范围内;变压器绝缘电阻阻值会随温度的降低而升高。造成这种现象的原因主要有两个：一方面随着温度升高，绝缘电阻中的微观分子或离子的无规则运动会加剧，从而导致绝缘电阻阻值将低;另一方面，随着周围温度的升高，绝缘电阻中所包含的水分子会溶解绝缘电阻中的组成物质，从而使其阻值降低。因此，应将温度控制在-20℃～40℃范围之内，以保证试验结果的准确性。
(2)周围环境湿度不应高于85%除了受到温度的影响之外，绝缘电阻的阻值还受到周围环境湿度的影响。在高压试验中，通常需要多次数据记录，有时还需反复试验，时间跨度较大，空气湿度越大，将导致测量结果难以准确。为此，应严格控制空气湿度在85%以下。
(3)最好采用新的变压器，可以减少由于长时间使用使变压器内部水分较多，引起变压器受潮的影响，从而保证测量数据的准确性。
(4)试验中务必要保持变压器的清洁。变压器的绝缘性能是其工作性能的重要影响因素之一，如果在试验中存在气体、污垢、粉尘，会使变压器的绝缘性能下降，从而影响试验结果。
(5)有足够大的保护电阻进行保护，变压器高压试验过后应尽量保证变压器的可用性，因此，为防止高压试验中出现超出变压器额定电压而是变压器损坏的情况，应有准备足够的保护电阻进行保护。
(6)电压控制的一定范围之内，以保护额定容量的电器，同时保证试验中有良好的散热条件。
2 变压器高压试验的主要内容
按照相关规定及试验目的，应合理的选取试验内容，以期能对实际工程作出更好的指导，通常电力变压器高压试验的主要内容有以下几点：
2.1 绝缘电阻的测量在电力变压器高压试验中，绝缘电阻的测量是一个相对简单的试验，并且对整个试验起到预防性的作用。电阻的大小通常能反映出绝缘电阻的受潮及老化程度，
因此在进行变压器绝缘电阻测量过程中应严格控制空气湿度和温度。
2.2 泄漏电流的测量通常采用数显电流测试仪测量电力变压器泄漏的电流，当不能满足试验要求时可通过直流高电压试验。若泄漏电流明显偏低，很可能是变压器本身存在问题，不能正常使用。
2.3 局部放电试验局部放电试验是应用比较广泛的一种试验项目，这主要是由于其具有非破坏性的特点。进行该试验的方法有如下两种：(1)选择工频耐压作为预激磁电压，然后将其降到局部放电试验的电压值，使这一过程大概持续10-15分钟，然后对局部放电量进行测量;(2)选择模拟运行过程中的过电压作为预激磁电压，然后将其降到局部放电试验的电压值，使该过程持续一至一个半小时，然后测量局部放电量。在以上两种试验方法中，后一种方法可以对变压器在长期工作电压下是否出现局部放电情况进行测量，有利于保障电力变压器的安全运行。此外，在电力变压器的局部放电试验中需要注意以下事项：对绝缘介质的承受场强、绝缘结构设计、带电与接地电极的表面场进行考虑时，是以局部放电量的值小于规定值为依据，而不是以主、纵绝缘是否放电作为考虑的注意依据。
2.4 变压比测量变压比测量在变压器高压试验中具有非常重要的地位，且测量方法多样，其中变压比电桥法应用比较普遍，且常用语现场试验中，主要原因是，变压比电桥法能够不受电源稳定程度的影响，测量准确度高，可以直接读取误差，且试验电压可以调节，较为安全。
2.5 介质损耗因数测试变压器绝缘损耗的大小与介质损耗因数有密切联系，因此可以通过介质损耗因数额大小，评判变压器的绝缘性能。
3 变压器高压常见故障处理
3.1 变压器异声故障处理变压器正常运行时，会发出一些声响，但也有可能是故障引起的异声，引起变压器异声的主要原因如下：如果变压器“嗡嗡”较大，可能是由于贴心加紧螺栓是未拧紧造成的;如果变压器发出“叮当叮当”的金属撞击声，可能是变压器内有铁质垫圈、螺母等杂物;如果在套管处会听到“嘶嘶”的放电声，甚至在夜间还能看到蓝色的小火花，这是由于空气潮湿造成的，可以不做处理。
3.2 变压器油温异常故障处理(1)分接的不同开关接触不良，会造成接触电阻阻值增大，从而造成损耗增大，引起局部发热;(2)相邻几个线匝之间绝缘损坏，使匝间金属直接接触而形成短路环流，电流短路使局部产生高热量;(3)外力损伤造成硅钢间绝缘损坏形成短路，亦会造成铁心过热。
3.3 变压器接头过热故障处理变压器一般是铜制的引出端头，当与铝接触时，由于空气潮湿，容易发生电化学反应，铝被腐蚀，产生大量的热，造成接头损坏，因此应尽量避免铜铝接触。当必须接触时，可用特殊过渡头连接。
3.4 变压器油位异常分析及处理多次放油未及时补充、严重漏油或者油量本来就不足又遇到温度大幅降低等因素都会造成变压器油位异常降低，此时都应将变压器停止运行，待补油后再重新运行。
3.5 变压器外表异常故障处理(1)套管安装时有碰上或者制造时有瑕疵，容易是系统内外产生过电压，引起闪络放电;(2)防爆管破损是由于螺栓拧得太紧或者内部发生段落等原因造成的;(3)变压器内装备的呼吸器下端玻璃管内一般都装有变色硅胶方便试验人员监视呼吸器的呼吸功能。
若硅胶变成粉红色，则说明变色硅胶不再有吸潮能力，呼吸器也不能调节变压器上方内外压力的平衡。
4 变压器高压试验的安全保障
变压器高压试验还应保证人员安全，为保证试验人员的安全问题应采取必要的措施。主要从人员设备两方面加以保障。
4.1 人员方面
(1)变压器高压试验是一项危险性较高的工作，必须注重安全问题因此必须采用专业人员负责，决不可掉以轻心。
(2)试验前应做好安全准备，比如在试验区周围设置安全防护网，设置警告牌，派专职人员把守在试验区周围，防止闲杂人等无意闯入引起安全问题。
(3)试验中，应该专人负责专项工作，做到分工明确，避免人员扎堆造成部分区域人员集中，部分区域无人负责。分工时，应注意充分利用人员优势，发挥人员长处，同时应设立区域负责人，随时检查试验人员的工作情况。
4.2 设备方面
(1)试验设备之间应进行短接并做可靠接地，防止感应电压产生。试验室中的闲置电容也要进行接地处理。
(2)试验中绝缘材料等由于高温等原因可能产生分解膨胀，引起变压器外壳爆炸的危险，因此试验中应防止过载或短路现象。
5 结语
21世纪电力能源关系到人们生活的方方面面，电力变压器的正常运行又是保证电力能源稳定传输的保证。因此，电力变压器高压试验对电力能源的稳定具有重要意义。
电力变压器的正常运行能够为电力系统提供稳定可靠电压转换，满足不同用户对不同电压的需求。为了能够实现电力变压器的这一功能，必须在电力变压器运行，选择科学合理的维护方法，才能既提高电力变压器的使用寿命，又能同时保证电力变压器安全可靠的工作，为用户提供优质的电力资源。本文从电力变压器运行维护的必要性出发，论述了电力变压器运行维护的内容，对电力变压器的日常运行维护方法进行具体的介绍，并对电力变压器有可能出现的故障问题及处理措施进行深入分析。
前言：
近年来，随着工业领域各行业的快速发展，对于电力的需求日益膨涨，为电力变压器的稳定运行带来了前所未有的压力。电力变压器是一种静止的电力设备，它在电力系统中起到了对不同电压的转换作用，电压可通过变压器来实现其升高或者降低的目的，进而来满足不同用户的不同电压要求。而对电力变压器存在的故障采取有效措施及时、科学的处理，不仅是保证电力系统正常运行的关键，也是保障人们生命、财产安全和降低经济损失的关键。
一、电力变压器运行维护的必要性
电力变压器是电力企业发供电的核心设备之一，是电网传输电力的枢纽，变压器的持续、稳定、可靠运行对电力系统安全起到非常重要的作用。通过电力变压器，才能实现电压的升高或降低，才能为用户提供安全优质的电力资源，而电力变压器的运行中不可避免地会出现各种故障，如绝缘质损坏、接触不良、无功损耗等 ，这些故障必须要及时有效的排除 ，才能保证电力变压器的正常运行。因此，电力变压器运行维护十分重要，不但关系到电力企业的供电质量，还关系到用户的用电质量，为了能够科学的维护运行中的电力变压器，选择适当的方法尤为重要，能够起到事半功倍的效果。
二、电力变压器运行维护的内容
电力变压器运行维护的目的就是预防和快速解决事故故障，快速恢复电力变压器的正常运行，保证电力供应的优质。因此，电力变压器运行维护的内容也是围绕这一目的进行，即 1)防止电力变压器过载运行;2)防止电力变压器绝缘部分老化或损坏;3)保证电力变压器导线接触良好;4)防止电力变压器遭受雷击;5)对电力变压器实行短路保护;6)防止电力变压器超温工作;7)必要时对电力变压器进行无功补偿;8)防止静电干扰。这些电力变压器运行维护的内容都是为了保证其安全可靠的运行，为了给用户提供优质、安全、高效的电压，必须围绕这些维护内容选择适当的维护方法，才能实现上述目的。
三、电力变压器的故障分析及处理
1、运转声音异常
电力变压器在正常运转时，交流电在通过变压器的绕组时，在铁芯产生周期性的交变磁通变化，而磁通变化时，会引起铁芯的规率性振动，便会发出“嗡嗡”的均匀声音。在对电力变压器进行维护检查时，如果发现变压器的声音不均匀或者异常，则应该根据声音判断其可能存在的故障。如果这种异常声音持续的时间不长，则可能是因为有大动力的设备启动或者发生系统短路，导致变压器经过的电流过大，产生声音的短暂异常，但仍然需要对变压器进行详细的检查;如果变压器内部连续不断的发出异常声音，则可能是由于铁芯的硅钢片端
部发生了振动，此时应该严密观察变压器的运行情况及异常声音的变化情况，如果杂音不断的增加，应该立即停止变压器工作，对内部进行仔细检查;如果变压器内部的声音较为强烈且不均匀，甚至存在内部放电和爆裂的声音，有可能是铁芯的穿心螺丝松动，使铁芯由于过松而造成的硅钢片振动，长时间的振动会破坏硅钢片的绝缘层，使铁芯温度过高;如果存在内部放电和爆裂的声音，多数是由于绕组或者引线对外壳闪络放电，或者是铁芯的接地线断线，使铁芯感应到高压电对外壳放电，导致声音异常。内部放电很容易造成变压器的绝缘严重受损，甚至发生火灾。发生此类情况应该立即停止变压器运转，检查其故障的具体原因，根据情况进行处理。
2、油温异常分析及处理
为了保证电力变压器的绝缘不会过早老化，应该将变压器的温度控制在85℃以下。如果变压器的油温比平时高出10℃以上，或者在负荷不变的情况下油温持续上升，便可确定变压器已经发生故障。而导致变压器温度上升的原因可能是散热器发生堵塞、冷却系统发生故障、线圈匝间短路或者是其它内部故障，应该停止变压器运行，根据情况进行具体分析和故障排除。
3、油位异常分析及处理
电力变压器的油位应该在规定范围内，如果短时间内油位的波动较大，则可认为油位异常。如果温度正常而油位异常时，可能是由于呼吸器堵塞、防爆管的通气孔堵塞、严重漏油、油枕中的油过少或者是检修后缺油等原因，维修时应该先检明油位异常的原因，然后再采取相应措施进行处理。
4、渗漏油分析及处理
油漏属于电力变压器的常见故障，渗漏油常见的部位是各阀门系统和胶垫接线的桩头位置。导致渗漏油的原因可能是蝶阀胶的材料不好、安装不良、放油阀的精度不高、在螺纹处渗漏;也可能是胶垫的密封性不好或者失去弹性，小瓷瓶破裂导致渗漏等。检修时，应该首先检查各环节的密封情况，然后再检查胶垫等部件的材质情况。为了避免渗漏油问题的产生，安装时尽量选择材质良好的部件。
5、高压熔断器熔断处理
高压熔断器熔断时，应该首先判断是变压器内部的故障还是外部的故障所引起的。如果是变压器内部故障引起，应该马上停止变压器的运行，然后进行处理，如果是变压器外部的故障，可先对故障进行排除，然后更换熔丝。
四、电力变压器的检修方法
1、铁芯的检修
对变压器的铁芯进行检修时，应该先将铁芯及油道的油泥清除干净，检查铁芯的接地是否完好和可靠;对穿心夹紧螺杆和螺帽的松紧情况进行检查;然后检查其绝缘性，采用2500v
兆欧的仪表对穿心夹件螺杆的对地绝缘电阻进行测量，并测量铁芯对地的绝缘电阻，确定其值是否在500Mn以上。
2 、绕组的检修
先将绕组线上的油泥进行清除，检查绕组的外观是否良好，其绝缘是否存在损坏和老化问题，引线的夹板是否牢固;隔开相间的绝缘板牢固情况及两侧的间隔是否均匀，对绕组的绝缘电阻进行测量;检查夹件和胶垫是否松动，并对所有引线的绝缘捆扎情况进行检查，查看捆扎线是否牢靠。
3、分接开关的检修
对分接开关检修时，主要是检查其静触头间的接触情况，检测其触头压力能否满足要求;还需要检查其固定部分的导电情况是否良好，分接开关的固定情况，以及分接开关的绝缘情况和触头间的电阻值等。如果分接开关的接触不良，在受到短路电流的冲击时，就容易烧坏。
4、气体继电器的检修
电力变压器使用较多的是挡板型气体继电器。对于此类气体继电器的检修应该主要检查其上油、下油的情况是否灵活;采用干簧接点通断灯泡电流，并观察其产生的火花，看看不否存在粘住情况;对接线板和接线柱的绝缘情况进行祥细检查;检查接线板、放油口及试验顶杆和两端的法兰处是否渗漏油;对断电器进行装复时，应该注意其外壳的箭头指向，避免装反，保证其油箱指向储油柜。安装完成后采用试验顶杆检测上下油的灵活性。
五、结论
随着电力系统负荷的不断增长，电力变压器的运行维护工作也越来越重要。对电力变压器进行维护管理时，应该将安全管理放在第一位，对电力变压器的运行情况和常见故障进行全面了解，发现故障及时排除，保证电力系统的安全运行。
王强
摘要：随着电力技术的不断进步，作为电力设备心脏部分的油浸变压器在电力系统、企事业单位及广大农村广泛地使用。本文通过作者多年的运行管理经验对有劲变压器运行中常见异常进行分析、判断，并提出解决的方法。
关键词：油浸变压器;常见异常;分析判断;事故处理
油浸变压器在运行中出现异常的情况时有发生，作为电气工作人员可以随意通过对声音、气味、颜色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故可能发生的原因、部位及程度，从而根据所掌握的情况进行综合分析，并结合各种检测结果对变压器的各种异常现象做出最后处理。
一、直观判断
油浸变压器的常见故障主要通过声音、气味、颜色、温度变化及体表渗漏油等情况直接判断。
(一)声音
正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性交变磁通，引起电工硅钢片的磁滞伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，分出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀响声或其他响声，都属于不正常现象。
1、若声音比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，另一种可能是变压器过负荷。此时，可参考电压与电流表的指示，即可判断故障的性质。然后，根据具体情况，改变电网的运行方式或减少变压器的负荷。
2、声音较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题，这是应当停止变压器的运行并进行检查。
3、声音中夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。此时，要停止变压器运行并进行检查。
4、声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热。此时，此时立即停止变压器的运行并进行检修。
5、声音中夹有爆炸声，而且声音大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。此时，应立即停止变压器的运行并进行检修。
(二)气味和颜色
变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色的变化。
1、瓷套管端子的紧固部件松动，表面接触面过热氧化，会引起变色和异常的气味。
2、瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇臭味、冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。
3、变压器漏磁的断磁能力不好或磁场分布不均，产生涡流，也会使油箱各部分的局部过热引起油漆变色。
4、吸湿剂变色是吸潮过度，垫圈损坏进入油室的水量太多等原因造成的，应当及时处理。
(三)体表
变压器故障时都会伴随着体表的变化，主要有：
1、防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内部压力升高引起防爆膜破损。当瓦斯继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。
2、大气过电压、内部过电压的呢过，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。
3、因温度、适度或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离、脱落。
(四)渗漏油
变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其主要原因是油箱与零部件连接处的密封不良，焊接或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。
1、变压器外表闪闪发光或粘着黑色的液体，有可能是漏油，严重时应停止运行并进行检修。
2、变压器负荷突增并持续过负荷，内部故障使油温身高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。此时应立即停止运行并进行检修。
(五)温度
变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。
1.运行中的变压器常因为套管各个端子与母线或电缆的链接不良造成局部发热。 2.过负荷、环境温度超过规定值，冷却风扇系统和输油泵出现故障，漏油引起油量不足，变压器内部故障等会使温度计的读数超出运行标准中规定的允许温度。
以上所述的依据对声音、气味、颜色、温度及其他现象对变压器事故的判断，只能作为运行直观的初步判断。因此变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，必须进行测量并做综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的处理方法。
二、进行中的检查 加强运行管理，严格执行巡回检查制度，对及时发现变压器存在的隐患并做出科学合理的解决办法是至关重要的。
(一)运行中应检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节的不同，所以运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次测得油温相比较。
如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否被破坏等，来判断变压器内部是否故障。
(二)检查油质。油应为透明、微带黄色。检查油的颜色可以判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线。如油面过低应检查变电器是否漏油等;油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
(三)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行系统等。
(四)应检查变压器的声音是否正常。正常运行时一般有均匀的“嗡嗡”的电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并通知有关技术人员进行分析处理。
(五)天气有变化是，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、碍子引线应无杂物;大雪天，各部出点落雪后，不应立即熔化或有放电现象;大雾天，各部有无火花放电现象等。
三、事故处理
为了正确处理事故，应掌握下列情况：
(1)系统运行方式、负荷状态、负荷种类。 (2)何种保护动作、事故现象等。 (3)系统有无操作。 (4)运行人员有无操作。 (5)事故发生时天气情况。
(6)变压器周围有无检修及其他工作。 (7)变压器上层油温、温升与电压情况。
变压器在运行中常见的故障是线圈、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。
(一)线圈故障
主要有匝间短路、线圈接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：
1、在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。
2、在运行中因散热不良或长期过载，线圈内有杂物落人，使温度过高绝缘老化。
3、线圈受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。
4、制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经住短路冲击，使线圈变形、绝缘损坏。
5、绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面过大，使油的酸价过高、绝缘水平下降，或油面太低，部分线圈露在空气中未能及时处理。
由于上述种种原因，在运行中一旦发生绝缘击穿，就会造成线圈的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热，油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有“吱吱”声和“咕噜咕噜”的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作，严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作，发现匝间短路应及时处理，因为线圈匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。
变压器线圈接地，这种故障在大电流接地系统中，对变压器损坏较严重，在小电流接地系统中，损坏较小，易修复。线圈接地绝大部分可以用摇表测量出来。
变压器相间短路，如发生在油箱内部，一般多由其它故障(如匝间短路或线圈接地)扩大引起。相间短路时，电流猛烈增大，同时短路电流的电弧将引起有气化膨胀，可能造成安全气道(防爆筒)爆炸，出现喷油现象，瓦斯保护、差动保护、过电流保护均将动作并给出事故音响。
线圈断线多是由于焊接不良、过热而熔断或因匝间短路而烧断，以及短路应力造成线圈折断。这种故障往往发生电弧，使油分解、气化，有时造成相间短路。
(二)分接开关故障
分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化或灼伤及相间触头放电或各分接头放电，都会使其接触电阻增大。在过电流的情况下，会使其发热烧坏。此时瓦斯继电器动作，有时差动保护与过电流保护装置亦动作，防爆管喷油。其原因是：
1、开关结构上与装配上存在缺陷，如：接触不可靠，制造工艺不好，弹簧压力不够，接触不良。
2、短路时触点过热，灼伤、过电压击穿。
3、带负荷调整装置不良和调整不当，分接触点不到位。
4、分接头绝缘板绝缘不良。
5、变压器内有异物，油的酸价过高，使分接开关触头污脏，接触面被腐蚀。
因此，在改变分接头转置后，应使开关来回转动几次，除去氧化膜或油污的影响，使其接触良好，并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大的差异。
(三)套管故障
这种故障常见的是炸毁、闪络和漏油，其原因有：
1、变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会产生电晕放电而发出“吱吱”声，闪络会引起奇臭味。
2、套管出现连接松动，表面接触而过热氧化都会引起变色和异常气味。
3、密封垫老化，造成密封不良，绝缘受潮劣化。
4、由于渗油使之积灰脏污，喷水冷却的影响等。
(四)铁芯故障
铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能是穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
(五)瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。瓦斯保护动作的原因及处理方法如下：
1、轻瓦斯保护动作后发出信号，其原因是：变压器内部有轻微故障，变压器内部存在空气，二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。根据气体的性质和颜色判明故障原因：无色无臭，不能燃烧的气体，则为内部空气;黄色不易燃烧的气体，可能本质有故障，灰色或黑色易燃气体，则为油内曾发生闪络或因过热分解;白色带强烈气体(臭味)不能燃烧的气体，则为绝缘材料有损伤。
2、瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器(有备用变压器时)然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形，最后检查气体的可燃性。
总之，本文是在总结多年运行管理经验的基础上，从实际的角度论述的，目的是帮助电气运行检修人员正确处理油浸变压器运行、检修中出现的常见问题，减小事故发生面，降低人为造成的损失。
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