DL/T 573-2010.Maintenance Guide for Power Transformers.
1范围
DL/T 573规定了变压器大修、小修项目，以及常见缺陷处理、例行检查与维护方法等。
DL/T 573适用于电压在35kV~ 500kV等级的油浸式电力变压器。气体绝缘变压器、油浸式电抗器等可参照本标准并结合制造厂的规定执行。
除针对单一部件有专业检修标准 (例如: dLT 574《变压器分接开关运行维修导则》)外，其他部件检修均按本标准要求执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 311.1高压输变电设 备的绝缘配合(GB 311.1- -1997，IEC 60071-1:1993，NEQ)
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腺(GB 1094.3- 2003,
IEC 60076- -3:2000，MOD)
GB 50150- -2006 电气装置安装 工程电气设备交接试验标准
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/T
1094.4- -2005， IEC 60076- 4:2002，MOD)
GB/T261闪点的测定宾斯基一 马丁闭口杯法(GB/T 261- 2008，ISO 2719:2002，MOD)
GB/T507绝缘油击穿 电压测定法(GB/T 507- -2002，IEC 60156:1995，EQV)
GB/T 5654液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量(GB/T 5654- -2007,IEC 60247:2004，IDT)
GB/T 7595运行中变压 器油质量
GB/T 7598运行中变压 器油水溶性酸测定法
GB/T 7599运行中变压器油、 汽轮机油酸值测定法(BTB 法)
GB/T 7600运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)
GB/T 7601运行中变压 器油水分含量测定法(气相色谱法)

ICS29.180
备案号：29026-2010
中华人民共和国电力行业标准
DL/T5732010
代替DL/T573—1995
电力变压器检修导则
Maintenance Guide for Power Transformers2010-05-24发布
国家能源局
2010-10-01实施
规范性引用文件
术语和定义·
例行检查与维护
常见异常情况检查与处理措施
检修策略和项目…
检修前的准备工作：
变压器解体及组装的注意事项+
组、部件检修的工艺质量要求·器身检修工艺质量要求
变压器的防腐处理
检修试验项目与要求
大修后的验收·
大修后试运行
16大修报告
附录A（资料性附录）变压器大修总结报告次
附录B（规范性附录）部分试验项目的试验方法和标准附录C（规范性附录）
变压器常用油漆技术指标
附录D（规范性附录）变压器器身轴向压紧的工艺要求DL/T573—2010
DL/T573-2010
本标准根据《国家发展改革委办公厅关于印发2007年行业标准修订、制定计划的通知》（发改办工业［2007]】1415号】的安排，对DL/T573—1995进行修订。本次修订与原标准相比，主要在以下方面有所变化：将标准适用范围扩大到500kV电力变压器，井增加了相关内容：一对“试验项目”进行了补充，增加了“状态预知性试验项目”、“诊断性试验项目”，形成了“检修试验项目与要求”一章；
本标准侧重于状态检修，弱化了大修周期，只列出大修项目。大修时可按照实际情况，有选择性地进行；
修改了原附录A，删除了原标准其他附录，增加了附录B、附录C、附录D。编写格式按GB/T1.1和DL/T600的规定进行了修改。本标准实施后代替DL/T573—1995。本标准的附录A为资料性附录，附录B、附录C、附录D为规范性附录。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电力变压器标准化技术委员会归口。本标准主要起草单位：东北电网有限公司、辽宁省电力有限公司、国网电力科学研究院、华东电网有限公司。
本标准参加起草单位：东北电力科学研究院、广东电网电力科学研究院、长春超高压局、苏州供电公司、无锡供电公司、徐州供电公司、葫芦岛电力设备厂、上海电力变压器修试厂。本标准主要起草人！王延峰、王世阁、付锡年，张淑珍、韩洪刚、姜益民。本标准参加起草人：刘富家、欧阳旭东、徐润光、周志强、徐建刚、赵幼扬、吴浩然、李洪友、周晓凡。
本标准所代替的DL/T5731995于1995年6月29日首次发布，本次为第一次修订。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条1号：100761)。
1范围
电力变压器检修导则
DL/T573—2010
本标准规定了变压器大修、小修项目，以及常见缺陷处理、例行检查与维护方法等。本标准适用于电压在35kV500kV等级的油浸式电力变压器。气体绝缘变压器、油浸式电抗器等可参照本标准并结合制造厂的规定执行。除针对单一部件有专业检修标准（例如：DL/T574《变压器分接开关运行维修导则》）外，其他部件检修均按本标准要求执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB311.1高压输变电设备的绝缘配合（GB311.1—1997，IEC60071-1:1993，NEQ）GB1094.3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（GB1094.3--2003，IEC60076-3:2000,MOD)
GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T1094.4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/T1094.4--2005，IEC60076-4:2002,MOD)GB/T261闪点的测定宾斯基一马丁闭口杯法（GB/T261一2008，ISO2719:2002，MOD）绝缘油击穿电压测定法（GB/T507-—2002，IEC60156:1995，EQV）GB/T507
液体绝缘材料相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量（GB/T5654一2007，GB/T5654
IEC60247:2004，IDT)
运行中变压器油质量
GB/T7595
运行中变压器油水溶性酸测定法GB/T7598
GB/T7599
运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）GB/T7600
GB/T7601
运行中变压器油水分含量测定法（气相色谱法）DL/T421
电力用油体积电阻率测定法
DL/T423
绝缘油中含气量测定方法真空压差法DL/T429.9电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T432电力用油中颗粒污染度测量方法DL/T450
）绝缘油中含气量测定方法（二氧化碳洗脱法）DL/T572
DL/T574
DL/T596
DL/T722
DL/T1095
电力变压器运行规程
变压器分接开关运行维修导则
电力设备预防性试验规程
变压器油中溶解气体分析和判断导则变压器油带电度现场测试导则
DL/T573—2010
5变压器油中颗粒度限值
DL/T1096
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
变压器大修overhauloftransformer指在停电状态下对变压器本体排油、吊罩（吊芯）或进入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修的工作。
变压器小修minorrepairoftransformer指在停电状态下对变压器箱体及组、部件进行的检修。3.3
变压器的缺陷处理treatmentoftransformerdefect指对变压器本体或组、部件进行的有针对性的局部检修。3.4
变压器例行检查与维护toutineinspectionandmaintenanceoftransformer指对变压器本体及组、部件进行的周期性污移清扫，螺栓紧固，防腐处理，易损件更换等。3.5
诊断性试验diagnostic test
为进一步评估设备状态，针对出现缺陷的设备而进行的试验。3.6
状态预知性试验conditionpredictivetest为获得直接或间接表征设备状态的各类信息而进行的试验。4总则
4.1变压器及同类设备要贯彻预防为主，计划检修和状态检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好，讲究实效。
4.2本标准所列检修项目是指导性的，要建立在变压器本体及主要组、部件进行综合评估的基础上，依据变压器检测、监测数据及试验结果，并结合运行状态，综合判断是否进行检修。4.3变压器本体及组、部件的检修，应遵循本标准并结合出厂技术文件要求进行。5例行检查与维护
5.1不停电检查周期、项目及要求不停电检查周期、项目及要求见表1。表1不停电检查周期、项目及要求序号
检查部位
变压器本体
检查周期
必要时
检查项目
渗漏油
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
b）测量油箱表面温度，无异常现象a）油位计外观完整，密封良好
b）对照油温与油位的标准曲线检查油位指示正常a）法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密封连接处，应密封良好，无渗痕迹
b）油箱、升高座等焊接部位质址良好，无渗漏油现象序号
检查部位
变压器本体
冷却装置
吸湿器
无励磁分
接开关
有载分接
开关在线
滤油装置
压力释放阀
检查周期
必要时
必要时
必要时
必要时
必要时
必要时
必要时
必要时
检查项目
异声和振动
铁心接地
运行状况
渗漏油
散热情况
瓷套情况
渗漏油
干燥度
渗漏油
渗漏油
操作机构
表1（续）
DL/T573—2010
运行中的振动和噪声应无明显变化，无外部连接松动及内部结构松动引起的振动和噪声：无放电声响铁心、夹件外引接地应良好，接地电流宜在100mA以下a）风冷却器风扇和油泵的运行情况正常，无异常声音和振动：水冷却器压差继电器和压力表的指示正常b）油流指示正确，无抖动现象
冷却装置及阀门、油泵、管路等无渗漏散热情况良好，无堵塞、流不畅等情况a）瓷套表面应无裂纹、破损、脏污及电晕放电等现象b）采用红外测温装置等手段对套管，特别是装硅橡胶增爬裙或涂防污涂料的套管，重点检查有无异常a）各部密封处应无渗漏
b）电容式套管应注意电容屏未端接地套管的密封情况a)用红外测温装置检测套管内部及顶部接头连接部位温度情况
b）接地套管及套管电流互感器接线端子是否过热油位指示正常
a）干燥剂颜色正常
b）油盒的油位正常
a）呼吸正常，并随着油温的变化油盒中有气泡产生b）如发现呼吸不正常，应防止压力突然释放a）档位指示器清晰、指示正确
b）机械操作装置应无锈蚀
密封良好，无渗油
a）电压应在规定的偏差范围之内b）指示灯显示正常
储油柜油位正常
开关密封部位无渗漏油现象
a）操作齿轮机构无渗漏油现象
b）分接开关连接、齿轮箱、开关操作箱内部等无异常油流控制继电器
（气体维继电器）
运行情况
渗漏油
渗漏油
防雨氧
导向装置
a）应密封良好
b）无集聚气体
a）在滤油时，检查压力、噪声和振动等无异常情况b）连接部分紧固
滤油机及管路无渗漏油现象
应密封良好，无喷油现象
安装牢固
固定良好，方向正确，导向喷口方向正确3
DL/T5732010
检查部位
气体维电器
端子箱和
控制箱
在线监测
检食周期
必要时
必要时
必要时
5.2停电检查周期、项目及要求
检项目
渗瀚油
防雨氧
密封性
完整性
运行状况
停电检查周期、项月及要求见表2。表1（续）
应密封良好
无集聚气体
安装牢固
密封良好，无雨水进入、潮气凝露接线端子应无松动和锈蚀、接触良好无发热痕迹a）电气元件完整
b）接地良好
a）无渗漏油
b）工作正常
表2停电检查周期、项目及要求
检查部位
冷却装置
水冷却器
电容型套管
充油套管
检查周期
1年～3年
或必要时
1年～3年
或必要时
1年～3年
或必要时
1年～3年
或必要时
检查项目
绝缘电阻
负压检查
运行状况
密封及油位
导电连接部位
末屏接地
密封及油位
导电连接部位
开启冷却装置，检查是否有不正常的振动和异音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b）必要时对支架、外壳等进行防腐（漆化）处理采用500V或1000V绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻，其值应不低于1MS2
检查阀门是否正确开启
遂台关闭冷却器电源-定时间（30min左右）后，检查冷却器负压区应无渗现象。若存在渗漏现象应及时处理，并消除负压现象
a）压差继电器和压力表的指示是否正常b）冷却水中应无油花
c）运行压力应符合制造厂的规定a）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀
b）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污移等级的要求套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常a）应无松动
b）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象末屏应无放电、过热痕迹，接地良好a）瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀b）必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秒等级的要求套管本体及与箱体连接密封应良好，油位正常a）应无松动
b）接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象序号
检查部位
无励磁分接
有载分接
油流带电的
泄漏电流
检查周期
1年～3年
或必要时
1年～3年
或必要时
1年～3年
或必要时
必要时
6常见异常情况检查与处理措施
检查项目
操作机构
操作机构
绝缘测试
气体继电器
压力释放阀
压力式温度计
热电阻温度计
绕组温度计
油位计
油流继电器
二次回路
中性点（330kV
及以上变压器）
常见本体声音异常情况的检查与处理措施表2（续）
a）限位及操作正常
b）转动灵活，无卡涩现象
c）密封良好
d）螺栓紧固
e）分接位置显示应正确一致
DL/T573—2010
a）两个循环操作各部件的全部动作顺序及限位动作，应符合技术要求
b）各分接位置显示应正确一致
采用500V或1000V绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电阻应大于1MQ
a）密封良好，无渗漏现象
b）轻、重瓦斯动作可靠，回路传动正确无误c）观察窗清洁，刻度清晰
a）无喷油、渗漏油现象
b）回路传动正确
c）动作指示杆应保持灵活
a）温度计内应无潮气凝露，并与顶层油温基本相同b）比较压力式温度计和热电阻温度计的指示，差值应在5℃之内
c）检查温度计接点整定值是否正确，二次回路传动正确a）温度计内应无潮气凝露
b）检查温度计接点整定值是否正确a）表内应光潮凝露
b）浮球和指针的动作是否同步
c）应无假油位现象
a）表内应无潮气凝露
b）指针位置是否正确，油泵启动后指针应达到绿区，无抖动现象
a）采用500V或1000V绝缘电阻表测量继电器、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1M2b）接线盒、控制箱等防雨、防尘是否良好，接线端子有无松动和锈蚀现象
开启所有油泵，稳定后测量中性点泄漏电流，应小于3.5uA常见本体声音异常情况的检查与处理措施见表3。表3变压器本体声音异常情况的检查方法与处理措施序号
异常现象
连续的高频
率尖锐声
可能的异常原因
过励磁
谐波电流
直流电流
系统异常
检查方法或部位
运行电压
谐波分析
直流偏磁
中性点电流
判断与处理措施
运行电压高于分接位置所在的分接电压存在超过标准允许的谐波电流
中性点电流明显增大，存在直流分量电网发生单相接地或电磁共振，中性点电流明显增大
DL/T573—2010
异常现象
异常增大且
有明显的杂音
“岐岐”或“暗
啪”声
“嘶嘶”声
“哺咯”的沸
“哇哇”声
可能的异常原因
铁心结构件松动
连接部位的机械振动
直流电流
接触不良及引起的
套管表面或导体校
角电晕放电
局部过热或充氮灭
火装置氮气充入本体
表3（续）
检查方法或部位
听声音来源
听声音来源
直流偏磁
套管连接部位
油箱法兰连接螺栓
红外测温、紫外测
温度和油位
气体继电器内气体
听声音的来源
负载电流
中性点电流
6.2冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施见表4。判断与处理措施
夹件或铁心的压紧装置松动、硅钢片振动增大，或个别紧固件松动
连接部位松动或不匹配
中性点电流明显增大，存在直流分量套管与母线连接部位及压环部位接触不良
油箱上的螺栓松动或金属件接触不良a）套管表面脏污、釉质脱落或有裂纹b）受浓雾等恶劣天影响
油位、油温或局部油箱壁温度异常升高，表明变压器内部存在局部过热现象分析气体组分以区分故障原因
倾听声音的来源，或用红外检测局部过热的部位，根据变压器的结构，判定具体部位过载或冲击负载产生的间歇性杂声三相不均勾过载，中性点电流异常增大表4冷却器声音异常情况的检查方法与处理措施序号
异常现象
油泵均勾的周期性“咯
略”金属摩擦声
油泵的无规则非周期性
金属摩擦声
油路管道内的“哄哄”声
可能的异常原因
电动机定子与转子间的摩擦或有杂质
叶片与外壳间的摩擦
轴承破裂bzxZ.net
进油处的阀门未开启或开启不足存在负压
6.3绝缘受潮异常情况检查与处理措施检查方法或部位
a）听其声音
6）测量报动
a）听其声音
b）测述振动
a）听其声音
b）测量振动
检查负压
处理措施
更换油泵
更换轴承或油泵
开启阀门
消除负压
由于进水受潮，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、油耐压下降等现象，检查方法与处理措施见表5。表5绝缘受潮异常情况的检查方法与处理措施序号
检查方法或部位
含水量测定、油中溶解气体分析冷却器检查
a）油中含水量超标
b）Hz持续增长较快
判断与处理措施
a）逐台停运冷却器（阀门开启），观察冷却器负压区是否存在渗漏b）在冷却器的进油放气塞处测景油泵运行时的压力是否存在负压序号
检查方法或部位
气样分析
油中含气量分析
各连接部位的渗检查
吸湿器
储油柜
胶囊或隔膜
整体密封性检查
套管检查
内部检查
6.4过热性异常情况检查与处理措施表5（续）
判断与处理措施
DL/T573—2010
若气体继电器内有连续不断的气泡，应取样分析，如无故障气体成分，则表明变压器可能在负压区有渗漏现象油中含气最有增长趋势，可能存在渗现象有渗温时应处理
检查吸湿器的密封情况，变色硅胶颜色和油杯油量是否正常检查储油柜与胶之间的接门密封情况，胶溃是否究全拧开，与储油柜之间应无气体
胶恶或隔膜是否有水迹和破损及老化龟裂现象，如有应及时处理或更换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0.035MPa的压力12h，观察变压器所有接口是否渗游通过正压或负压法检查套管密封情况，如有渗澡现象应及时更换套管顶部连接部位的密封胶垫
a）检查油箱底部是否有水迹。若有，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测试，或进行燃烧试验，若燃烧时有轻微“瞬叭”的声音，即表明绝缘受潮，则应干燥处理c）检查放电痕迹。若绝缘件因进水受潮引起的放电，则放电痕迹有明显水流迹象。且局部受损严重，油中会产生H2、CH4和C2H2主要气体。在器身干燥处理前，应对受损的绝缘部件予以更换当出现总烃超出注意值，并持续增长：油中溶解气体分析提示过热：温升超标等过热异常情况时，检查方法与处理措施见表6。
表6过热性异常情况的检查方法与处理措施序号
故障原因
铁心、夹件多点
检查方法或部位
运行中测量铁心接地
油中溶解气体分析
判断与处理措施
运行中若大于300mA时，应加装限流电阻进行限流，将接地电流控制在100mA以下，并适时安排停电处理通常热点温度较商，C2H6、C2H增长较快a）若具有绝缘电阻较低（如几十千欧）的非金属短接特征，可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理，放电电压兆欧表及万用表测绝「
应控制在6kV~10kV之间
缘电阻
b）若具有绝缘电阻接近为零（如万用表测量几千欧内）的金属性直接短接特征。必要时应吊罩（芯）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万用表定位法
敲打法
放电法
红外定位法
用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，如某二连接点间的电阻在不断变小，表明测点在接近接地点
用手锤敲打夹件，观察接地电阻的变化情况，如在敲打过程中有较大的变化，则接地点就在附近用试验变压器在接地极上施加不高于6kV的电压，如有放电声音，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食找过热点
DL/T573—2010
故障原因
铁心局部短路
导电回路接触不
导线股间短路
油道堵塞
检查方法或部位
油中溶解气体分析
过励磁试验（1.1倍）
低电压励磁试验
用绝缘电阻表及万用
表检测短接性质及位置
油中溶解气体分析
红外测温
改变分接开关位置
油中糖醛测试
直流电阻测址
表6（续）
判断与处理措施
通常热点温度较高，H2、C,H6、C,H4增长较快。严重时会产生C2H2
1.1倍的过励磁会加剧它的过热，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（芯）或进油箱检查严重的局部短路可通过低于额定电压的励磁试验，以确定其危害性或位置
a）目测铁心表面有无过热变色、片间短路现象，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，每二三片之间用干燥绝缘纸进行隔离b）对于分级短接的铁心，如存在级间短路，应尽量将其断开。若短路点无法消除，可在短路级间四角均匀短接（如在短路的两级间均勾打入长60mm～80mm的不锈钢螺杆或钉）或串电阻
a）观察C,H6、C2H4和CH4增长速度，若增长速度较快，则表明接触不良已严重，应及时检修b）结合油色谱cO,和co的增量和比值进行区分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
检查套管连接部位是否有高温过热现象可改变分接开关位置，通过油色谱的跟踪，判断分接开关是否接触不良
可确定是否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，加速了绝缘老化若直流电阻值有明显的变化，则表明导电回路存在接触不良或缺陷
a）分接开关连接引线、触头接触面有无过热性变色和烧损情况
b）引线的连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损吊罩（芯）或进油箱
c）检查引线是否存在断股和分流现象，防止分流产生过热d）套管内接头的连接应无过热性变色和松动情况油中溶解气体分析
过电流试验（1.1倍）
解体检查
分相低电压下的短路
油中溶解气体分析
油中糠醛测试
过电流试验（1.1倍）
该故障特征是低温过热，油中特征气体增长较快1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长打开围屏，检查绕组和引线表面绝缘有无变色、过热现象在接近额定电流下比较短路损耗，区别故障相该故障特征是低温过热逐渐向中温至高温过热演变，且油中cO、CO2含量增长较快
可确定是否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（芯）检查
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