本文件起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司东北分部、国网辽宁省电力有限公司、国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院、中国大唐集团科学技术研究院有限

  陕西省电力有限公司电力科学研究院、沈阳大型电力变压器维修有限公司、国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院、国网河南省电力公司、中国南方电网有限责任公司、广东电网有限责任公司、国网江苏省电力有限公司检修公司、国网上海市电力公司、国网江苏省电力有限公司电力科学研究院、内蒙古电力科学研究院、国网湖南省电力有限公司检修公司、国网陕西省电力公司检修公司、西安热工研究院有限公司、南方电网超高压公司检修试验中心、国网新疆电力有限公司电力科学研究院、国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国网宁夏电力有限公司电力科学研究院、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、ABB(中国及北亚)

  安西电变压器有限责任公司、特变电工衡阳变压器有限公司、保定天威保变电气股份有限公司、广州西门子变压器有限公司、特

  本文件规定了油浸式电力变压器(以下简称变压器)的例行检查与维护、常见异常情况检查及措施、检修策略和检修项目、变压器解体和组装要求、组部件和器身检修要求、检修试验项目

  下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修

  巡检、在线监测、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行较长时间，为进一步

  变压器设备检修要贯彻预防为主、状态检修和周期性检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。本文件所列检修项目是建立在变压器本体及主要组/部件做综合评价的基础上，依据变压器历次监测、检查、试验结果，并结合运作时的状态，综合判断要不要进行检修。变压器本体及组/部件的检修，应遵循本

  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，符合DL/T572的

  中性点接地电流直流分量小于厂家推荐值或合同规定值；噪声值、油面温升、损耗值小于厂家推荐值；长时偏磁运行后，增加油中溶解气体检查，各气体成分应与前次数据无明显异

  b)如发现呼吸不正常，应查明原因进行消缺处理，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

  必要时，根据电压等级、重要程度、天气特征情况和负载状态、缺陷情况等确定检查周期。下同

  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次冷却器管束的冲洗；

  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1MQ;

  所在区域有直流输电接地极单极或不平衡运行方式或附近地铁牵引站存在直流电流入地现象等，导致存在异常的直流分量或低频电流

  当绝缘受潮，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、变压器本体介质损耗因数增大、油耐压下降等现

  a)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，与储油柜之间应无气体

  在保证压力释放阀或防爆膜不动作的情况下，在储油柜的最高油位上施加0.03MPa的压力24h,观察变压器所有接口是

  a)检查油箱底部是否有水迹，如有，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

  受潮，可进一步取绝缘纸样进行含水量测试，或燃烧试验，如燃烧时有轻微“噼噼叭”的声音，即表明绝缘受潮，则应干燥处理；

  c)检查放电痕迹。如绝缘件因进水受潮引起放电，则放电痕迹有明显水流迹象，且局部受损严重，油中会产生H?、CH?和C?H?主要气体。在器身干燥处理前，应对受损的

  运行中如大于300mA时，应加装限流电阻进行限流，将接地电流控制在100mA左右，并适时安排停

  短接特征，可在变压器带油状态下采用大电流脉冲法做处理，放电电压由低向高，应不超过500V;

  欧内)的金属性直接短接特征，必要时应吊罩(心)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

  将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，如某两个连接点间的电阻不断变小，则表明测量点在接近接地点

  用试验变压器在接地极上施加不超过6kV(2500V)的电压，如有放电声音，则查找放电位置

  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

  1.1倍的过励磁会加剧铁心过热，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(心)或进油箱检查

  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

  尽量将其断开。若短路点无法消除，可在短路级间端部一点短接(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

  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、CO?增长较快

  可确定是不是真的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

  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(心)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

  逐一检查连接端子接触是否良好，有无变色过热现象，重点检查无励磁分接开关的操作杆U形拨叉、磁

  绝缘电阻不稳定，并有较大的偏差，表明铁心柱内的结构件或电、磁屏蔽等形成了短路环

  在较强漏磁区域内，如绕组端部部位若使用了磁性材料，会引起过热，也可用磁性材料做鉴别检查

  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动情况，如发生明显的变化，则

  开启油泵，测量中性点的静电感应电压或泄漏电流，如长时间不稳定或稳定值超出规定值，则表明可能发

  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是否有渗漏

  如内部存在对地树枝状的放电，绝缘电阻会有下降的可能，故检测绝缘电阻，可判断放电的程度

  当绕组出现变形，如发现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

  测试结果与历史值、出厂值或铭牌值作比较，如有较大幅度的变化(纵比超过DL/T1093的规定),表明绕组有变形的迹象

  跌落现象；检查压板是否有移位、开裂、损坏现象；检查绝缘纸筒是否有窜动、移位的痕迹，如有表明绕组有松动或变形的现象，应按制造厂工艺技术要求予以重新紧固处理并进行有

  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，

  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、

  e)运行20年以上的变压器，基于绝缘油的糠醛、酸值、介损、界面张力、游离碳等性能检验测试，或直接进行在允许电压下不导电的材料取样进行聚合度、固体材料含水率等检测，可结合变压器历史运行工况及油色谱数据，对已确认绝缘过度老

  g)铁心、夹件或对地电流大于运行标准、现场安装限流电阻后仍无法减轻或消除故障现象的变压器，现场吊心未能查到故障点或故障点现场无法修复，且评估故障部位

  h)对于冷却方式改造(例如：将原强迫油循环或强迫导向油循环的冷却方式改造为自然油循环变压器)的变压器，可基于原变压器的设计信息、运行工况及缺陷、预期改

  i)变压器当前的损耗、噪声、温升等参数或额定容量、标称电压及联结组别、本体结构等已不满足现行国家标准、

  k)变压器发生意外事故(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、缘由分析、修复、例

  d)检修冷却系统，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、操作控制箱及端子箱

  8.3.1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。

  8.3.2当施工现场无检修间时，可在现场进行变压器的检修工作，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、

  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/部件的具体实际的要求见第10章的相关联的内容。为减少器身暴露时间，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)。

  9.2.3安装冷却器和储油柜等组/部件，装好后应进行二次注油，并调整油位。

  9.2.4组装后要检查冷却器、净油器(如有)和气体继电器等所有阀门，依规定开启或关闭。

  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、擦净油迹。

  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

  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

  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

  j)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

  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

  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，

  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

  垫木方或木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不得两侧同时升(降),应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差的变化，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终

  f)当利用滚杠搬运变压器时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚杠。搬运大型变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其

  g)采取了专用托板、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

  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

  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从始至终保持正压，气体压力应保持0.01MPa～0.03MPa,露点应在一40℃以下，并派专

  套管拆卸前应先将其外部和内部的端子连接排(线)全部脱开，依次对角松动安装法兰螺栓，轻轻摇动套管，防止法兰受力不均损坏瓷套，待密封垫脱

  a)应完整无损，无放电、无油垢、无过热、无烧 损痕迹，紧固螺栓或螺母有防止松动的措施；b)拆导电杆和法兰螺栓时，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清理洗涤，丝扣损坏的

  取出绝缘筒(包括带绝缘覆盖层的导电杆),擦除油垢，检查应完整，无放电、无污垢和损坏，并处于干燥状态。绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应谨慎保管，防止受潮和损坏(必要时应干燥)

  b)有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，干燥温度70℃~80℃,时间不少于4h,升温速度不超过10℃/h,防止

  c)重新组装时更换新胶垫，位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好。注意绝缘简与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置

  纹布带穿过套管作为引导，将套管徐徐放入安装的地方的同时拉紧斜纹布带将导电杆拉出套管顶端，再依次对角拧紧安装法兰螺栓，使密封垫均匀压缩1/3(胶棒压缩1/2)。确认导电杆到位后在拧紧固定密封垫圈螺母的同时应注意套管顶端密封垫的压缩量，防止渗漏油或损坏瓷套。

  c)导杆式套管先找准其内部软连接的对应安装角度，再按照b)款拧紧，再调整套管外端子的方向，以适应和外接线排的连接，最后将套管外端子紧固

  接，再拆开套管顶部将军帽，脱开内引线头，用专用带环螺栓拧在引线头上，并拴

  2)套管拆卸时，应依次对角松动安装法兰螺栓，在全部松开法兰螺栓之前，应用吊车和能调整套管倾斜角度的吊索具吊住套管(不受力),调整吊车和吊索保持套管的安装

  角度并微微受力以后方可松开法兰螺栓。3)拆除法兰螺栓，先轻轻晃动，使法兰与密 封胶垫间产生缝隙后，再调整起吊角度与套管安装角度一致后方可吊起套管。同时

  连接端子应完整无损，无放电、无过热、无烧损痕迹。如有损伤或放电痕迹应清理，有明显损坏应更换

  油位应正常。若需补油，应实施真空注油，避免混入空气使套管绝缘性能降低。应采用原型号的合格油进行添加

  角度的吊索具，起吊套管后应调整套管倾斜度和安装角度一致，并保证油位计的朝向正确；

  d)起吊高度到位以后将引导绳的专用螺栓拧紧在引线头上并穿入套管的导管，收紧引导绳拉直引线(确认引线外包绝缘完好),然后逐渐放松并调整吊钩使套管沿安装轴线徐徐落下的同时应防止套管碰撞损坏，并拉紧引导绳防止引线打绕，套管落到安装的地方时引线头应同时拉出到安装的地方，否则应重新吊装(应打开人孔，

  f)在安装套管顶部内引线头时应使用足够力矩的扳手锁紧将军帽，更换将军帽的密封垫

  g)如更换新套管，运输和安装过程中套管上端都应该避免低于套管的别的部位，以防止气体侵

  a)应先将外部的二次连接线全部脱开，采用与油纸电容型套管同样的拆卸方法和工具(拆除安装有倾斜度的升高座，应使用能调整升高座倾斜角度的吊索具，调整起吊角度与升高座安装角度一致后方可吊起);

  b)采用拆卸的工具和拆卸的逆顺序来安装，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；

  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，保留并关闭连通气体继电器的蝶阀，关闭的蝶阀用封头板密封；

  b)更换接口密封垫，保证接口密封和呼吸畅通；c)若变压器有安全气道则应和储油柜间互相连通

  a)胶囊应无老化开裂现象，密封性能好，可进行气压试验，压力为0.03MPa,检查应无渗漏

  b)用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，将股葬挂在挂钩上，连接好引出几，应保证胶囊硅在储油柜内。腔壶内外洁净。防止胶囊堵塞

  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，密封垫压缩量为1/3(胶棒压缩1/2),确

  标，连接好小胶囊和玻璃管，将玻璃管连通小胶囊注满合格的绝缘油，观察无渗漏后将油放出，注入3倍～4倍玻璃管容积的合格绝缘油，排尽

  的，应打开顶部放气塞，直至冒油立即旋紧放气塞，再调整油位。如放气塞不能冒油则应将储油柜重新抽真空(储油柜抽真空应是胶囊内外同时抽，最终胶囊内破真空而胶囊外不能破真空),以防止出现假油位

  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蝶阀，关闭的蝶阀用封头板密封；

  a)放出储油柜内的存油，拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。指针式油位计检修见本文件第10.5.1条指针式油位计的检修；

  b)重新组装时按解体相反顺序进行组装，更换所有密封胶垫，防止进入杂质。在无油时验证指

  重新组装时按解体相反顺序进行组装，更换所有密封胶垫，防止进入杂质。在无油时验证指针式油位计

  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，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

  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，缓慢将放气塞放下，必要时能反复缓慢提起放下，待排尽气体后塞紧放气塞；

  a)放尽剩油后拆卸所有连接管道。保留并关连通气体继电器的蝶阀。关闭的蝶阀用封头

  通过观察金属隔膜膨胀情况，调整油位指示与之对应，确保指示清晰正确，无假油位现象

  应清洁，管道内应畅通、无杂质、无锈蚀和水分，更换接口密封垫，保证接口密封和呼吸畅通

  金属波纹节(管)应为不锈钢，无裂缝、无损坏现象，清洁、密封性能好。在限定体积时耐受油压

  的平行和同心，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

  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，并在顶盖下面留出1/5~1/6高度的空隙

  b)将油杯清理洗涤干净，注入干净变压器油，加油至正常油位线，并将油杯拧紧(新装吸湿器，应

  无锈蚀，更换密封垫。按照原位装好净油器，密封垫压缩量按照表12第8条复装要求。

  b)先打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器同时打开上部放气塞排气，应至冒油再拧紧放气塞。要充分浸油、多次排气。

  c)然后打开净油器上部阀门，确认上、下阀门均在“开”位置。运行中观察应无渗漏油

  c)将散热器翻转平放于专门存放区域进行检修。如不立即检修应注油或充干燥气体密封存放

  b)对渗漏点进行补焊处理时要求焊点准确，焊接牢固，不得将焊渣掉入散热器内

  b)清扫外表面，应无锈蚀、无油垢，漆膜完整或镀锌层完好。油垢严重时可用金属洗净剂(去

  c)应使用合格的变压器油对散热器内部进行循环冲洗，散热器进油端略高于出油端，出油端的吸油管插到底

  c)安装应用吊车进行，吊装时确保密封面平行和同心，密封胶垫放置位置准确，密封垫压缩量按照表12第8条复装要求；

  e)调试时先打开下蝶阀和旋松顶部排气塞，待顶部排气塞冒油后旋紧，再打开上蝶阀，最终确

  以上。转动方向正确，运转应平稳、灵活，无转子扫膛、叶轮碰壳等异声，三相电流基本平

  g)有总控制箱的应进行温度控制、负荷电汽控制等功能检查，符合标准要求，并参照10.6.1杀二次

  b)用吊车吊住冷却器，再松开蝶阀靠冷却器侧螺母，收紧吊钩将冷却器平移并卸下；

  a)整体表面漆膜完好、无锈蚀，冷却器管束间、散热片之间应洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物，无锈蚀，无大面积变形；

  束间堵塞的灰尘、昆虫、草屑等杂物，若油垢和污垢严重，可用散热片专用的洗净剂喷淋冲洗干净

  打开上、下油室端盖，检查油室内部应清洁，进行冷却器的试漏和内部冲洗。冷却管应无堵塞现象，更换密封胶垫

  b)管路有渗漏时，可将渗漏管的两端堵塞，但所堵塞的管子数量每回路不允许超出2根，否则冷

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