水電站主變檢修規(guī)程

水電站主變檢修規(guī)程1范圍本標準規(guī)定了變壓器的技術規(guī)范、檢修前的準備、檢修項目、工藝要求及質量標準、常見故障與檢修處理本檢修規(guī)程適用于雙河口水電站變壓器檢修工作。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。2.1南方電網(wǎng)的Q/CSG10007-2004《電力預防性試驗規(guī)程》3主變壓器規(guī)范項目單位1B型號SF10-100000/110額定容量kVA100000額定頻率Hz50相數(shù)3額定電壓高壓側kV121±2×2.5%低壓側kV10.5額定電流高壓側A477.1低壓側A5498.6結線組別YNd11油面溫升℃55冷卻方式油浸風冷(ONAN)阻抗電壓%13.47空載損耗kW52.41負載損耗kW347.04制造廠家青島變壓器集團成都雙星電器有限公司出廠日期2008.3.6出廠編號070411014變壓器檢修前的準備4.1查閱檔案了解變壓器的運行狀況。4.1.1運行中所發(fā)現(xiàn)的缺陷和異常情況，出口短路的次數(shù)和情況。4.1.2負載、溫度和附屬裝置的運行情況。4.1.3查閱上次大修總結報告和技術檔案。4.1.4查閱試驗記錄（包括油化驗和色譜分析），了解絕緣狀況。4.1.5進行大修前的試驗，確定附加檢修項目4.2編制大修工程安全、技術、組織措施，其主要內容如下：4.2.1人員組織及分工。4.2.2施工項目及進度表。4.2.3特殊項目及施工方案。4.2.4確保施工安全、質量的技術措施和現(xiàn)場防火措施。4.2.5主要施工工器具、設備明細表；主要材料及備品備件明細表。4.2.6繪制必要的施工網(wǎng)絡圖及流程圖。4.3施工場地要求4.3.1安排在設備現(xiàn)場進行。4.3.2搭好遮雨棚作好防潮、防塵和消防措施，準備足夠的施工電源及照明。5變壓器檢修項目、工藝要求及質量標準5.1檢修項目5.1.1大修項目5.1.1.1吊開鐘罩檢修器身。5.1.1.2繞組、引線及屏蔽裝置的檢修。5.1.1.3鐵芯、鐵芯緊固件（穿心螺桿、夾件、拉帶、綁帶等）、壓釘、壓板及接地片的檢修。5.1.1.4油箱及附件的檢修，包括套管、吸濕器等。5.1.1.5風機冷卻器、散熱器、閥門等附屬設備的檢修。5.1.1.6安全保護裝置的檢修。5.1.1.7油保護裝置的檢修。5.1.1.8測溫裝置的檢修。5.1.1.9操作控制箱的檢修和試驗。5.1.1.10無勵磁分接開關檢修。5.1.1.11全部密封膠墊的更換和組件試漏。5.1.1.12器身絕緣干燥處理（必要時）。5.1.1.13變壓器油的處理或換油。5.1.1.14清掃油箱并進行噴漆。5.1.1.15大修的試驗和試運行。5.1.2小修項目5.1.2.1處理已發(fā)現(xiàn)的缺陷；5.1.2.2放出儲油柜積污盒中的污油。5.1.2.3檢修油位計，調整油位。5.1.2.4檢修冷卻裝置：風機、散熱器等。5.1.2.5檢修安全保護裝置：包括儲油柜、壓力釋放閥、氣體繼電器等。5.1.2.6檢修測溫裝置。5.1.2.7檢修調壓裝置，測量裝置及控制箱并進行調試。5.1.2.8檢查接地系統(tǒng)。5.1.2.9檢修油保護裝置。5.1.2.10檢修全部閥門和塞子，檢查密封狀態(tài)，處理滲漏油。5.1.2.11清掃油箱和附件，必要時進行補漆。5.1.2.12清掃外絕緣和檢查導電接頭。5.1.2.13按有關規(guī)程定進行測量和試驗。5.2變壓器檢修工藝及質量標準5.2.1器身檢修5.2.1.1施工條件與要求5.2.1.1.1吊鐘罩在檢修現(xiàn)場進行，器身暴露在空氣中的時間不超過如下規(guī)定：

空氣相對濕度≤65%時，16h

空氣相對濕度≤75%時，12h

器身暴露時間從變壓器放油時算起，而注油時間不包括在內容。5.2.1.1.2器身溫度不低于周圍環(huán)境溫度，否則應用真空濾油機循環(huán)加熱油，將變壓器加熱，使器身溫度高于環(huán)境溫度50C以上。5.2.1.1.3檢查器身時，應由專人進行，穿著專用的檢修工作服、鞋和帽，戴清潔手套。照明采用24V及以下低壓行燈。5.2.1.1.4進行器身檢查所使用的工具，由專人保管，進出應有專人編號登記，防止遺留在油箱內。5.2.2繞組檢修檢修工藝質

量

標

準1.檢查相間隔板和圍屏有無破損、變色、變形、放電痕跡，如發(fā)現(xiàn)異常應打開圍屏進行檢查(1)圍屏清潔無破損，綁扎緊固完整，分接引線出口處封閉良好，圍屏無變形、發(fā)熱和樹枝狀放電痕跡。(2)圍屏的起頭應放在繞組的墊塊上，接頭處一定要錯開搭接，并防止油道堵塞。(3)檢查支撐圍屏的長墊塊應無爬電痕跡，若長墊塊在中部高場強區(qū)時，應盡可能割短相間距離最小處的輻射墊塊2～4個。(4)相間隔板完整并固定牢固。2.檢查繞組表面是否清潔，匝絕緣有無破損(1)繞組應清潔，表面無油垢，無變形。(2)整個繞組無傾斜、位移，導線輻向無明顯彈出現(xiàn)象。3.檢查繞組各部墊塊有無位移和松動情況各部墊塊應排列整齊，輻向間距相等，軸向成一垂直線，支撐牢固有適當壓緊力，墊塊外露出繞組的長度至少應超過繞組導線的厚度4.檢查繞組絕緣有無破損，油道有無被絕緣、油垢或雜物堵塞現(xiàn)象，必要時可用軟毛刷（或綢布）輕輕擦試，繞組線匝表面如有破損裸露導線處，應進行包扎處理(1)油道保持暢通，無油垢及其它雜物積存。(2)外觀整齊清潔，絕緣及導線無破損。(3)特別注意導線的統(tǒng)包絕緣，不可將油道堵塞，以防局部發(fā)熱、老化。5.用手指按壓繞組表面檢查其絕緣狀態(tài)絕緣狀態(tài)分為：(1)一級絕緣：有彈性，手指按壓后無殘留變形，屬良好狀態(tài)。(2)二級絕緣：絕緣仍有有彈性，用手指按壓時無裂紋、脆化，屬合格狀態(tài)。(3)三級絕緣：絕緣脆化，呈深褐色，用手指按壓時有少量裂紋和變形，屬勉強合格狀態(tài)。⑷四級絕緣：絕緣嚴重老化，呈黑褐色，用手指按時即酥脆、變形、脫落，甚至可見裸露導線，屬不合格狀態(tài)。5.2.3引線及絕緣支架檢修檢修工藝質量標準1.檢查引線及引線錐的絕緣包扎有無變形、變脆、破損，引線有無斷股，引線與引線接頭處焊接情況是否良好，有無過熱現(xiàn)象(1)引線絕緣包扎完好，無變形、變脆，引線無斷股卡傷情況。(2)引線接頭焊接處去毛刺，表面光潔，包金屬屏敝好，層后再加包絕緣。(3)采用磷銅或銀焊接。(4)接頭表面應平整、清潔、光滑無毛刺，不得有其它雜質。(5)引線長短適宜，不應有扭曲現(xiàn)象。(6)引線絕緣厚度，應符合DL/T

573—95附錄B的規(guī)定。2.檢查繞組至分接開關引線，其長度，絕緣包扎厚度，引線接頭的焊接，引線對各部位的絕緣距離，引線的固定的情況是否符合要求(1)質量標準同1。(2)分接引線各部絕緣距離應滿足DL/T

573—95附錄B的要求。3.檢查絕緣支架有無松動和損壞、位移，檢查引線在絕緣支架內的固定情況(1)絕緣支架應無破損、裂紋、彎曲變形及燒傷現(xiàn)象。(2)絕緣支架與鐵夾件的固定可用鋼螺栓，絕緣件與絕緣支架的固定應用絕緣螺栓（但不得應用環(huán)氧螺栓），兩種固定螺栓均需有防松措施。(3)絕緣夾件固定引線處應墊以附加絕緣，以防卡傷引線絕緣用絕緣。(4)引線固定用絕緣夾件的間距，應考慮在電動力作用下，不致發(fā)生引線短路。4.檢查引線與各部位之間的絕緣距離(1)引線與各部位之間的絕緣距離根據(jù)引線絕緣厚度不同而異，小于DL/T

573—95附錄B的規(guī)定(2)大電流引線（銅排）與箱壁間距，應大于100mm，以防漏磁發(fā)熱，銅排表面應包扎一層絕緣，以防異物形成短路或接地。5.2.4鐵芯檢修檢修工藝質量標準1.檢查鐵芯外表是否平整有無片間短路或變色,放電燒傷痕跡,絕緣漆膜有無脫落,上鐵軛的頂部和下鐵軛的底部是否有油垢雜物,可用潔凈白布擦試,若疊片有翹起或不規(guī)整之處,可用木錘或銅錘打平整。1.鐵芯應平整,絕緣漆膜無脫落,疊片緊密,邊側的硅鋼片不應翹起或成波浪狀,鐵芯各部表面應無油垢和雜質,片間無短路,搭接現(xiàn)象,接縫間隙符合要求2檢查鐵芯上下夾件、方鐵、繞組壓板的緊固程度和絕緣狀況，絕緣壓板有無爬電燒傷和放電痕跡。(1)鐵芯與上下夾件、方鐵、壓板、底腳板間均應保持良好絕緣。(2)鋼壓板與鐵芯間要有明顯的均勻間隙。絕緣壓板應保持完整、無破損和裂紋，并有適當緊度。（3）鋼壓板不得構成閉合回路，同時應有一點接地。（4）打開上夾件與鐵芯間的連接片和鋼壓板與上夾件的連接片后，測量鐵芯與上下夾件間和鋼壓板與鐵芯間的絕緣電阻，與歷次試驗相比較應無明顯變化。3.檢查壓釘、絕緣墊圈的接觸情況，用專用扳手逐個緊固上下夾件、方鐵、壓釘?shù)雀鞑课痪o固螺栓。

螺栓緊固，夾件的正、反壓釘和鎖緊螺帽無松動，與絕緣墊圈接觸良好，無放電燒傷痕跡，反壓釘與上夾件有足夠距離。4.用專用扳手緊固上、下鐵芯的穿芯螺栓，檢查與測量絕緣情況。穿心螺栓緊固，其絕緣電阻與歷次試驗比較無明顯變化5.檢查鐵芯間和鐵芯與夾件間的油路油路暢通，油道墊塊無脫落和堵塞，且應排列整齊6.檢查鐵芯接地片的連接及接地情況鐵芯只允許一點接地，接地片用厚度0.5mm,寬度不小于30mm的紫銅片,插入3～4級鐵芯間,插入深度不小于80mm,其外露部份應包扎絕緣,防止短路鐵芯7.檢查鐵芯電場屏敝絕緣及接地情況絕緣良好,可靠接地5.2.5油箱檢修檢修工藝質量標準1.對油箱上焊點、焊縫中存在的砂眼等滲漏點進行補焊消除滲漏點2.清掃油箱內部，清除積存在箱底的油污雜質油箱內部潔凈，無銹蝕，漆膜完整3.清掃注油循環(huán)管路檢查固定于下夾件上的導向絕緣管，連接是否牢固，表面有無放電痕跡注油循環(huán)管路內部清潔，導向管連接牢固，絕緣管表面光滑，漆膜完整，無破損，無放電痕跡4.檢查鐘罩法蘭結合面是否平整，發(fā)現(xiàn)溝痕，應補焊磨平法蘭結合面清潔平整5.檢查器身定位釘防止定位釘造成鐵芯多點接點，定位釘無影響可不退出6.檢查磁（電）屏敝裝置有無松動放電現(xiàn)象，固定是否牢固。磁（電）屏敝裝置固定牢固無放電痕跡，可靠接地7.檢查鐘罩的密封膠墊接頭是否良好，接頭處是否放在油箱法蘭的直線部位。膠墊接頭粘合牢固，并放置在油箱法蘭直線部位的兩螺栓中間，搭接面平放，搭接面長度不少于膠墊寬度的2～3倍，膠墊壓縮量為其厚度的1/3左右8.檢查內部油漆情況，對局部脫漆和銹蝕部位處理，重新刷漆內部漆膜完整，附著牢固。5.2.6風機的檢修檢修工藝質量標準1．拆去風機電源檢修繞組絕緣用500V手搖表絕緣電阻大于0.5MΩ2.拆下并檢查風機的各軸承進行清洗加油轉動靈活無卡阻現(xiàn)象，轉動燥音小。5.2.7無勵磁分接開關檢修檢修工藝質量標準1.檢查開關各部件是否齊全完整。完整無缺損。2.松開定位螺栓，轉動操作手柄，檢查動觸頭轉動是否靈活，若轉動不靈活應進一步檢查卡滯的原因。檢查繞組實際分接是否與上部指示位置一致，否則應進行調整。機械轉動靈活，轉軸密封良好，無卡滯，指示位置與實際接觸位置相一致。3.檢查動靜觸頭間接觸是否良好，觸頭表面是否清潔，并無氧化變色、鍍銀層脫落及碰傷痕跡，彈簧有無松動，發(fā)現(xiàn)氧化膜用碳化鉬和白布帶穿入觸柱來回擦拭清除，軸柱如有嚴重燒損時應更換。開關所有緊固件均應擰緊，無松動。5.檢查分接開關絕緣件有無受潮剝裂或變形，表面是否清潔，發(fā)現(xiàn)表面臟污應用無絨毛的白布擦拭干凈，絕緣筒如有嚴重剝裂變形時應更換。操作桿拆下后，應放入油中或用塑料布包上。絕緣筒應完好，無破損、剝裂、變形、表面清潔無油垢，操作桿絕緣良好，無彎曲變形。6.檢修的分接開關，拆前做好明顯標記。拆裝前后指示位置必須一致，各相手柄及傳動機構不得換。7.檢修絕緣操作桿u型拔叉接觸是否良好，如有接觸不良或放電痕跡應加裝彈簧片。使其保持良好接觸。5.2.8附件的檢修5.2.8.1膠囊式儲油柜的檢修檢修工藝質量標準1.放出儲油柜內的存油，取出膠囊，倒出積水，清掃儲油柜。內部潔凈無水跡。2.檢查膠囊的密封性能，進行氣壓試驗，壓力為0.02-0.03MPa，時間12h（或浸泡在水中檢查應無冒氣泡）應無滲漏。膠囊無老化開裂現(xiàn)象，密封性能良好。3.用白布檫凈膠囊，從端部將膠囊放入儲油柜，防止膠囊堵塞氣體繼電器聯(lián)管，聯(lián)管口應加焊擋罩。隔膜潔凈,聯(lián)管口無堵塞。4.將膠囊掛在掛鉤上，連接好引出口。引出口應密封良好，無滲漏。5.更換密封密墊，裝復端蓋。密封良好，無滲漏。5.2.8.2指針式油位計的檢修檢修工藝質量標準1.檢查油位計的密封性密封墊圈無破損、應能承受245KPa歷時20min的壓力試驗。2.檢查油位計變送器的接線端子對地（殼體）施加工頻電壓2000v歷時1min試驗無擊穿、閃絡現(xiàn)象。3.檢查油位計的傳動機構。應轉動靈活、無阻礙現(xiàn)象。4.檢查油位計的指示位置。(油位監(jiān)視)注油時，油位計的指示位置是否與實際油位相一致、油面指示誤差不得超過全刻度的—2.5％。5.檢查油位計指示機構。在指示最高和最低油位時,電器開關應正確動作。5.2.8.3吸濕器的檢修檢修工藝質量標準1.將吸濕器從變壓器上卸下倒出內部吸附劑，檢查玻璃罩應完好，并進行清掃。玻璃罩清潔完好。2.把干燥的吸附劑裝入吸濕器內，并在頂蓋下面留出1/5-1/6高度的空隙。新裝吸附劑應經(jīng)干燥，顆粒直徑不小于3mm。3.失效的吸附劑由藍色變?yōu)榉奂t色，可置入烘箱干燥，干燥溫度從120度至160度，時間5h。還原后應呈藍色。4.更換膠墊膠墊完好，有彈性。5.下部的油封罩內注入變壓器油，并將罩擰緊。6.為防止吸濕器搖晃，可用卡具將其固定。運行中吸濕器安裝牢靠，不受振動影響。5.2.8.4閥門及塞子的檢修檢修工藝質量標準1.檢查閥門的轉軸、擋板等部件是否完整、靈活和嚴密，更換密封墊圈，必要時更換零件。經(jīng)0.05MPa油壓試驗，擋板關閉嚴密，無滲漏，軸桿密封良好，指示開、閉位置的標志清晰、正確。2.閥門應拆下分解檢修研磨接觸面，更換密封填料，缺損的零件配齊，對有嚴重缺陷無法處理者更換。閥門檢修應做0.15MPa壓力試驗不漏油。3.對變壓器本體和附件各部的放油（氣）塞，油樣閥門等進行全面檢查，并更換密封膠墊。檢查絲扣是否完好，有損壞而又無法修理者應更換。各密封面無滲漏。5.2.9環(huán)氧樹脂電容型套管的檢修檢修工藝質量標準1.準備工作：(1)檢修前先進行套管本體絕緣試驗，以判斷絕緣狀態(tài)。(2)套管應垂直置于專用的作業(yè)架上、中部法蘭與作業(yè)架用螺栓固定4點。

(1)根據(jù)試驗結果判定套管是否需解體。(2)使套管處于平衡狀態(tài)。2.清掃和檢查(1)用干凈毛刷刷洗電容芯表面的雜質，用皺紋紙或塑料布包好(2)擦拭瓷套內外表面質量標準:(1)電容芯應完整無損，無放電痕跡，測壓和接地引外線連接良好，無斷線或脫焊現(xiàn)象(2)無裂紋和破損。(3)放油塑料管拆下妥善保存。

5.2.10真空注油抽真空及注油步驟

1以均勻的速度抽真空達到指定真空度（制造廠規(guī)定的真空值），若沒有指定真空度時。電壓等級真空度）21kpa2小時4小時

真空度達到要求，并保持規(guī)定時間。檢查油箱沒有變形和異?，F(xiàn)象后，在繼續(xù)抽真空的狀態(tài)下開始注油。2以3～5t/h的速度將油從變壓器下部注入器身，這樣可排除油箱內及器身上的殘存氣體。

3變壓器經(jīng)真空注油后補充油。4對膠囊或油枕補油。

注油前維持真空時間

（１）、220kV新結構＜1.33kpa4～6小時6小時

注油溫度宜略高于器身溫度。

（２）、當油面距油箱頂部約200mm時停止注油，應繼續(xù)抽真空保持到4小時以上。

（３）、需經(jīng)油枕注油管注入。嚴禁從下部注入，注油時應使油流緩慢地注入變壓器至規(guī)定的油面為止。再靜止12小時以上。

（４）、打開油枕上部排氣孔，由注油管將油注滿油枕，直至排氣孔溢出變壓器油，再停止注油和關閉排氣孔。從變壓器下部排油閥排油，至油位計指示正確油位為止。6變壓器檢修后質量驗收和試運行6.1在安裝完畢后試運轉之前，必須填寫“質量驗收單”并簽字驗收后方可做啟動試驗。質量驗收單項目名稱

工作負責人

工作班員

工作時間

質量標準：填寫人：

時間：檢修情況：

填寫人：

時間：檢修遺留問題：填寫人：

時間：一級驗收（檢修單位班組長）二級驗收三級驗收（專業(yè)副總）驗收人評定檢修單位（專責工程師）生產(chǎn)部（專責工程師）驗收人評定驗收人評定驗收人評定

注：1.日常維護的重要工作、設備檢修及技術改造等各項工作必須填寫質量驗收單；2.需履行二、三級驗收的工作項目必須由生產(chǎn)部驗收簽字認可；3.本驗收單將作為班組和部門的經(jīng)濟考核依據(jù)，各項目負責人要認真填寫，驗收人應認真組織驗收。7變壓器檢修總結報告7.1變壓器檢修完畢后一周內完成總結性的檢修報告7.2檢修報告格式及包含內容如下：檢修原因、檢修時間、工作總負責人、參加人員、檢修內容、檢修中存在的問題及處理情況等。

8變壓器常見故障與檢修處理8.1變壓器有下列情況之一者為事故運行，值班人員應立即停止事故變壓器的運行。如系廠用變壓器事故應立即投入備用電源，恢復廠用電：8.1.1變壓器內部音響很大，很不均勻，有爆裂聲。8.1.2油枕或安全氣道的噴油管噴油或噴煙火。8.1.3漏油致使油位下降到油位計上看不見油面，且無法立即加油至油位計以上時。8.1.4套管和油氣套管有嚴重的破損或嚴重放電閃絡或引線頭熔斷。8.1.5變壓器著火或冒煙。8.1.6變壓器在正常負荷和相應的正常冷卻條件下，上層油溫不斷上升，經(jīng)投入全部備用冷卻器和降低負荷，仍不能使上層油溫穩(wěn)定在極限值時。8.2瓦斯保護動作的原因和處理。8.2.1原因：8.2.1.1輕瓦斯：8.2.1.1.1濾油、加油或強油循環(huán)系統(tǒng)不嚴密，使空氣進入變壓器內部。8.2.1.1.2因油位下降或漏油使油位緩慢下降。8.2.1.1.3變壓器內部故障而產(chǎn)生少量氣體。8.2.1.1.4發(fā)生穿越性短路故障。8.2.1.1.5輕瓦斯保護的二次回路故障等。8.2.1.2重瓦斯：8.2.1.2.1變壓器內部嚴重故障，突然產(chǎn)生大量氣體，出現(xiàn)強烈油流。8.2.1.2.2變壓器濾油、加油或強迫油循環(huán)冷卻系統(tǒng)檢修后，空氣未排凈，且空氣分離出來的速度太快。8.2.1.2.3重瓦斯保護的二次回路故障等。8.2.2處理：8.2.2.1對變壓器進行外部檢查，查明有無內部故障的征象。8.2.2.2根據(jù)外部征象判明保護動作的原因，是否因空氣進入變壓器內部或因油位降低，或是二次回路故障等。8.2.2.3若根據(jù)外部征象無法判定保護動作的原因時，應參照下表鑒定繼電器內的氣體性質。試驗氣體的可燃性時，應將氣體取出后在周圍無易燃物的情況下進行，并保留部分氣樣供化驗分析。氣體性質與故障性質關系表氣

體

性

質故

障

性

質黃色

不易燃木質故障淡灰色帶強烈臭味

可

燃紙或紙板故障灰黑色

易

燃油故障8.2.2.4如氣體是無色無味不可燃的，并確認是空氣時，應將瓦斯繼電器內氣體放出，變壓器可繼續(xù)運行或重新投入運行。輕瓦斯信號因油內空氣排出而重復動作時，應將繼電器內氣體排凈，若信號動作的間隔時間逐次縮短時，應將重瓦斯保護改投信號，并報告值班調度員和電站站長、電站專工。8.2.2.5出現(xiàn)上表性質之一的氣體者，如保護未動作跳閘時，應立即報告值班調度員和電站站長、電站專工，停止變壓器的運行。8.2.2.6若氣體的性質雖然是無色不可燃，但無可靠依據(jù)判明是空氣時，應檢驗變壓器油的閃點和進行氣相色譜分析，若閃光點較初始值降低５℃以上或氣相色譜分析結果證明變壓器存在危及安全運行的故障時，應盡快將變壓器停電處理。8.2.2.7重瓦斯保護動作跳閘后，如未發(fā)現(xiàn)有內部故障的征象或動作原因不明時，經(jīng)外部檢查試驗正常，作零起升壓試驗正常后，必須報電站站長或電站專工批準，方可投入運行。8.2.2.8若判明是重瓦斯保護誤動跳閘，應停用重瓦斯保護，恢復變壓器的運行，但差動保護必須投入跳閘位置。8.3差動保護動作跳閘的處理：8.3.1對差動保護范圍內的一次設備進行詳細的外部檢查。8.3.2對變壓器進行外部檢查。8.3.3檢查變壓器各側開關在斷開位置，拉開各側刀閘，做好安全措施，通知有關工作人員測量各側線圈的絕緣電阻和直流電阻，檢查校驗差動保護及有關二次回路是否正常。8.3.4如未發(fā)現(xiàn)任何故障征象，經(jīng)電站站長或電站專工同意，可進行零起升壓試驗，若正常則可投入運行。8.3.5若差動保護裝置故障，短時內無法消除時，經(jīng)電站站長或電站專工批準，可切除差動保護裝置將變壓器投入運行，但重瓦斯保護必須投入跳閘位置。差動保護停用時間不得超過4小時。8.3.6如差動保護與瓦斯保護同時動作時，還應按瓦斯保護動作的有關規(guī)定進行檢查試驗，必要時應對變壓器內部進行檢驗，在未經(jīng)檢查并試驗合格前禁止再投入運行。8.4變壓器著火事故8.4.1現(xiàn)象：8.4.1.1變壓器本體或油枕冒煙著火。8.4.1.2安全氣道的噴油管噴出煙火。8.4.2處理：8.4.2.1迅速斷開變壓器各側開關，拉開刀閘或將開關拉至檢修位置，對主變著火應緊急解列停機8.4.2.2停用風機系統(tǒng)，退出風機電源。8.4.2.3打開變壓器事故排油閥排油。8.4.2.4當變壓器著火或套管著火時，迅速打開消防水閥進行滅火。8.4.2.5如溢出的變壓器油向地面擴散著火時，應用沙土撲滅，嚴防火災向附近漫延。8.4.2.6變壓器周圍或其附屬設備著火，但對變壓器的安全運行沒有直接威脅，又能保證安全滅火時，不應將變壓器停電，而應迅速進行滅火。9變壓器試驗（檢驗）標準9.1試驗項目9.1.1大修前的試驗9.1.1.1測量繞組的絕緣電阻和吸收比或極化指數(shù)。9.1.1.2測量繞組連同套管的tgδ值。9.1.1.3本體及套管中油的試驗。9.1.1.4測量繞組連同套管的直流電阻（所有分接位置）。9.1.1.5套管試驗。9.1.1.6測量鐵芯對地絕緣電阻。9.1.1.7必要時增加其它試驗項目（如特性試驗局部放電試驗等）。9.1.2大修中的試驗9.1.2.1測量鐵芯對夾件，穿心螺栓，鋼壓板及鐵芯電場屏蔽對鐵芯下夾件對下油箱的絕緣電阻.9.1.2.2必要時測量無勵磁分接開關的接觸電阻及其傳動桿的絕緣電阻。9.1.2.3必要時作套管電流互感器的特性試驗。9.1.2.4必要時單獨對套管進行額定電壓下的tgδ，局部放電和耐壓試驗（包括套管油）。9.1.3大修后的試驗9.1.3.1測量繞組的絕緣電阻和吸收比或極化指數(shù)。9.1.3.2測量繞組連同套管的tgδ。9.1.3.3冷卻裝置的檢查和試驗。9.1.3.4變壓器油的試驗。9.1.3.5