标准规范下载简介
DL／T 573-2021 电力变压器检修导则.pdf无渗油； 变压器顶盖上无遗留杂物； 的集气盒内应无气体； 电器内应无残余气体； 置合格清晰，能看到正常呼吸作用； 动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机 构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致； k）温度计指示正确，整定值符合要求； 1）冷却装置试运行正常，水冷装置的油压应大于水压，强 油冷却的变压器应启动全部油泵，并测量油泵的负载电 流，进行较长时间（一般不少于60min）的循环后，多 次排除残余气体； m）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； n）非电量保护装置应经调试整定，动作正确
14.4返厂大修后验收要求
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可参考现行国家标准提出要求。 术参数及成本，作为选项以备采用。 艺流程和质量控制应与制造厂现行程序相同。 以及出厂试验等应有业主或监造单位参与见证。 e）对于更换绕组的变压器，制造厂需在线圈解体时，对导 线热点处的绝缘纸取样并做聚合度分析，评估大修变压 器的绝缘老化程度，为运行在相类似工况下、同类变压 器的剩余使用寿命提供经验数据。 f）对更换全部绕组及主要绝缘材料的变压器，制造厂应等 同于全新变压器执行相关国家标准，包括出厂试验执行 的标准。产品的质保期、售后服务和使用寿命应与新变 压器相同。变压器出厂可使用制造厂的新铭牌，也可同 时保留原变压器铭牌。 g）在工厂大修完成后，修理厂除提供与新产品类似的出 厂资料外飞时达土方计算软件FastTFT V14.0.1说明书，还应同时提供一份完整的工厂大修报告。 期寿命。
451 变压器大修后试运行
52 变压器大修后试运行的检查
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变压器大修后应进行如下检查： a）中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性 点应接地，应消除变压器中剩磁，套管末屏应接地； b）气体继电器的重瓦斯应投跳闸位置； c）额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保 护装置的误动作； d）受电后变压器应无异常情况； e）检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油 现象，变压器无异常振动或放电声； f) 跟踪分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明 显变化； g） 试运行时间, 一般不少于 24 h。
大修报告应由检修单位编写，其格式统一、填写齐全、记录 真实、结论明确，并由有关人员签字后存档。
大修报告主要内容如下：
大修报告主要内容如下： a）设备基本信息和主要性能参数。如产品型号、制造厂、
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耗、阻抗电压、绝缘水平等。 b 项等。 见、报告的编写、审核、批准和验收人员等。
告及组/部件检测报告、合格证等也视为大修报告的一部分，应一 同存档。
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A.1大修报告的基本信息
大修报告的基本信息见表A.1。
表 A.1 基本信息
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A.2大修的检查（处理）记录
大修的检查（处理）记录，见表 A.2~表 A.7
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表 A2套管及升高座检修记录
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表A.3器身检修记录
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表A.4冷却系统检修记录
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DL/T573—2021表A.4（续）操作人检查人检查处理情况工作内容检查项目序号所有冷却器投入各信号灯指示联动试验回路绝缘值8主供、备供电源逐台启动方式9增补项目表A.5非电量保护装置检修记录操作人检查人检查处理情况序号工作内容检查项目传动机构指针式指示范围油位计信号指示和绝缘密封浮筒和挡板接线端子绝缘2气体继电器动作校验密封传动试验温包及金属细管温度面板压力式（信号）温度计温度刻度校验报警温度整定信号端子绝缘86
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表A6储油柜及油保护装直位修比
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表A.7油务处理记录
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绝缘油试验标准与要求见表B.1。
附 录 B （规范性） 部分试验项目的试验方法和要求
表 B.1绝缘油试验标准与要求
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B.2测量绕组连同套管的直流电阻
2.1测量应在各分接头的所有位置上进行。
B.2.21600kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互
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于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小 的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。 应变化不应大于2%。 不同温度下电阻值换算：
式中： R,、R一分别为温度在t、t,时的电阻值; 一一计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。 T B.2.4由于变压器结构等原因，差值超过本条第二款时，可只按 本条第三款进行比较。但应说明原因。 B.2.5应注意直流电阻后剩磁对其他试验项目的影响。 B.2.6无励磁调压变压器送电前最后一次测量，应在使用的分接 锁定后进行，按GB50150执行。
B.3铁心（有外引接地线的）对地绝缘电阻及夹件（有外引接地
B.3.1同时应测量铁心与夹件之间的绝缘电阻。 B.3.2采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及 击穿现象。 B.3.366kV及以上电压等级绝缘电阻值宜大于等于100 MQ(注 意值）；35kV及以下电压等级绝缘电阻值不宜小于10MQ2。 B.3.4应注意同等测量条件下绝缘电阻值的纵向变化。
B.3.1同时应测量铁心与夹件之间的绝缘电阻。 B.3.2采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪 击穿现象。
B.3.T向时应测量铁心与夹件之间的绝缘电阻。
B.4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
行比较；吸收比和极化指数不进行温度换算。
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主 D2油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
当实测温度为20℃以上时：
当实测温度为20℃以下时：
R20——校正到20℃时的绝缘电阻值，M2; R,一一在测量温度下的绝缘电阻值，MQ。 B.4.2测量时铁心、夹件及非测量绕组应接地，测量绕组应短路， 套管表面应清洁、干燥。变压器电压等级为66kV及以上时，宜用 5000V兆欧表；其他电压等级可应用2500V、1000V或500V兆欧 表。绝缘电阻对温度很敏感，尽可能在上层油温低于50℃时测量。 B.4.3变压器电压等级为35kV及以上应测量吸收比。吸收比与 产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3；当R60： 大于等于3000MQ时，吸收比可不作要求。
DL/T 573—2021组绝缘电阻的最低允许值可参照表B.3。表B.3油浸电力变压器绕组绝缘电阻的最低允许值绝缘电阻的最低允许值高压绕组M2房电压等级号kV℃40℃50℃6020℃3070℃10 ℃80℃5 ℃300200130906040253~10675450400270180120805060035220~35900800540360240160100120070366~33018002000135090060040027045003000180500B.5 的非单独试验）阻值不应低于10000M2，并注意吸收比值的变化。B.5.266kV及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量绝缘电阻值不应低于1000M2。B.5.3介质损耗因数与电容量测量：B.5.3.120kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tans和电容值，应符合表B.4规定：表B.4套管介质损耗角正切值tans（%）的标准序号套管主绝缘类型tano（%）最大值油浸纸0.7（当电压Um≥500kV时为0.5)2胶浸纸0.73胶粘纸1.0（当电压35kV及以下时为1.5）4气体浸渍膜0.55气体绝缘电容式0.56浇铸或模塑树脂1.5（当电压Um=750kV时为0.8）94
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值相比，其差值应在土5%范围内。 得大于2000V）。 最不大于表 B.5 所列数据。
表B.5套管tans（%）随施加电压变化的允许增量
B.5.4不便断开高压引线时，试验电压可施加在末屏上（注：施 加末屏对地的电压值不得大于2000V），套管高压引线接地。纵 向与横向比较采用此类试验接线方式所测数据。当怀疑存在故障 时应断开高压引线重新按常规方法进行校验。 B.5.5套管绝缘油试验。当套管允许取油样时，宜进行油中溶解 气体的色谱分析，应满足GB/T24624的规定。当油中溶解气体组 分含量（μL/L）超过下列数值时，应引起注意； a) H2: 140; c) CH4: 40。
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里缺陷 B.5.6套管交流耐压及局部放电试验。外 析判断。
主 R 6套管视在局部放电量标准
有载调压切换装置的检查和试
所有分接位置的过渡电阻值、切换时间值、三相同步偏差、正反 向切换时间偏差。 B.6.2在变压器无电压下手动、电动各操作5个循环。其中电动 操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程 序，电气和机械限位正常；循环操作后宜进行绕组连同套管在所 有分接位置的直流电阻和电压比测量。 B.6.3切换开关油箱内绝缘油的击穿电压大于30kV，如果装备 有在线滤油装置，则要求击穿电压宜大于40kV。油色谱及微量 水试验宜同时进行以作参考。
B.7绕组连同套管的交流耐压试验
B.7.1对于66kV及以下电压等级的变压器，宜在所有接线筛于
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表B.7油浸式电力变压器交流耐压试验电压标准
B.7.2对于110kV及以上电压等级的绝缘变压器，中性点应进 行交流耐压试验，试验耐受电压为出厂试验电压值的80%（见 表B.8)，其他接线端子可不进行交流耐压试验。但当低压侧绕 组的系统标称电压为20kV及以下时，或者对低压侧绝缘有怀 疑时宜单独对低压侧进行交流耐压试验（采用外施交流电压耐压 方法）。
表B.8110kV及以上的电力变压器中性点交流耐压试验电压标准
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或小于2倍额定频率时，全电压下试验时间为60s；当试验电压频 额定频率 (s) 率大于2倍额定频率时，全电压下试验时间为：120× 试验频率 但不少于 15 s 。
B.8绕组连同套管的局部放电试验
B.8.1电压等级220kV及以上变压器大修后宜进行局部放电试 验。局部放电试验方法及判断标准根据该变压器采购时期执行的 相应标准和技术协议要求执行。 时期执行的相应标准和技术协议要求执行。 B.8.2.1试验宜在运行分接位置进行。
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组局部放电量。 判断。
n0操作波感应耐压试验
耐压和感应耐压试验。 B.9.3具体试验方法可参考GB/T1094.3中“操作冲击试验”和 GB/T 1094.4执行。
B10低电压短路阻抗试验与绕组特征图谱试验
当变压器线端曾遭受突发短路（包括单相对地、两相对地、 相间以及三相之间）或者发现运行温度偏高及异常的，或者以前 尚未进行过低电压短路阻抗试验与绕组特征图谱试验的应进行该 试验。 对于35kV及以下电压等级变压器，宜采用低电压短路阻抗 法；对于66kV及以上电压等级变压器某医院景观工程施工组织设计，宜采用频率响应法测量 绕组特征图谱。
3.11额定电压下的冲击合闸试验
全部更换绕组或部分更换绕组后宜进行3次额定电压下的冲 击合闸试验，每次间隔时间宜为5min，无异常现象；冲击合闸宜 冲击合闸试验。
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不同型号的变压器油混用前宜进行混油试验自动跟踪定位射流灭火系统技术标准.pdf， L/T596
不同型号的变压器油混用前宜进行混油试拉， DL/T596