变压器状态检修标准
论电力变压器状态检修
修。 如 果 设 备存 在 一定 隐 患 ， 定 期 检 修 大 多 变 压器 造 成无 法 挽 回损 伤 ， 使 其 总体运 行 寿 而 易见 状 态 检 修 是 一 项 非 常 行之 有 效 的 举 数 情况 下 发现 不 了存 在 的 隐患 ， 而 且 还要 支 命 缩 短 ； （ ５ ） 事 故 后 检 修也 使 变 压 器 的 检 修 措 。 为保 证 状 态 检 修 能 可靠 地 进 行 ， 确保 设 出高 额 的 检 修 费 用和 投 入大 量 的人 力。 没有 难 度 和 检 修 费用 增 加 ； （ ６ ） 循 规 蹈矩 地 定 期 备 安 全 的情 况下 实 施 ， 提 出以下几 点建 议 ：
故 障 诊断 、 电计划 ， 而 实施 的 设 备检 修 。 状 态检 修 是 科 的 研究大 致 可 以分 为寿 命 预 测 、
安全运 行。 目前 各 地 用 电 量 与 日俱 增 ， 大 型 的 是 否异 常， 预 知 设 备的 将 要 发生 的 故 障 ， 电力变 压 器在 各地 变电站 的 利用 率 都 很高。
检 修 的优 劣进行比较 ， 论述 了变压嚣实施状 态检 修 的必要 性， 从现 代状态监测和先进诊 断技术 的应用方面阐述 了变压 器状 态检修 的可行 性；
但是 ， 实施 变压器状态检 修不是 无条件的， 为确保变压器状态检修安 全有效进行， 笔者总结 了 在基层工作的经验提 出了 几点见解。
备， 其运 行状 况 良好 与否直 接 影 响 到 电网的
技 术设备提供 的设备状态 信息， 判 断 设 备 集 理 论 ， 及 微 电子 技 术 和 数 字 信 号 处 理 技 术等综合智 能监测系统 ； 在 线 监 测 设 备 和 在 故 障 发 生 之 前 进 行 检 修 的 一 种 检 修 方 先 进 诊 断 技 术 的 广 泛 应 用 ， 使 实 施 变 压 器 式， 即 根 据 设 备 的 健 康 状 态 来 安 排 检 修 停 的 状 态 检 修 成 为 可行 。 有 关 状 态 检 修 技 术
变压器的检查项目
变压器的检查项目标题：变压器的检查项目引言概述：变压器是电力系统中重要的电气设备之一，用于变换电压，保证电能的传输和分配。
为了确保变压器的正常运行和延长其使用寿命，定期进行检查是必要的。
本文将从五个大点出发，详细阐述变压器的检查项目。
正文内容：1. 外观检查1.1 检查变压器外壳是否完整，有无变形、裂纹等损坏情况。
1.2 检查冷却系统，包括风扇、散热器和冷却油管路，确保其无阻塞、漏油等现象。
1.3 检查变压器周围环境，确保无杂物堆积和潮湿等不良影响。
2. 内部电气检查2.1 检查变压器的绝缘电阻，确保其在合理范围内，避免绝缘击穿事故。
2.2 检查变压器的接地装置，确保接地电阻符合规定，保证人身安全。
2.3 检查变压器的绕组温升情况，通过红外热像仪等工具进行测量，确保温度均匀分布，避免过热引起故障。
3. 油浸式变压器油质检查3.1 检查油位，确保油位在正常范围内，避免油泵不良工作或者漏油等问题。
3.2 检查油质，包括油色、气味和酸值等指标，确保油质正常，避免油变质引起故障。
3.3 检查油箱和油枕的密封性，避免油泄漏和氧化。
4. 继电器保护系统检查4.1 检查继电器保护系统的接线是否正确，避免因接线错误导致保护失效。
4.2 检查继电器的工作状态和参数设置，确保保护装置的可靠性和准确性。
4.3 检查继电器的动作记录和事件记录，分析历史故障，及时排除潜在问题。
5. 励磁系统检查5.1 检查励磁系统的电源供应是否正常，避免励磁电流不足或者过大。
5.2 检查励磁变压器的绝缘电阻和接地装置，确保励磁系统的安全可靠。
5.3 检查励磁系统的调节装置和自动控制装置，确保励磁电流的稳定性和调节性能。
总结：综上所述，变压器的检查项目包括外观检查、内部电气检查、油浸式变压器油质检查、继电器保护系统检查和励磁系统检查。
通过定期检查这些项目，可以确保变压器的正常运行，提高其可靠性和使用寿命。
在检查过程中，应严格按照规程和标准进行操作，及时发现问题并采取相应的维修措施，以确保电力系统的安全稳定运行。
变压器的检修项目及要求
变压器的大修项目及要求1、变压器普通在投入运行后5 年内和以后每间隔10 年大修一次。
2、在运行中的变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
3 、运行中的变压器，当发现异常状况或者经试验判明有内部故障时，应提前进行大修。
1.1 吊开钟罩或者吊出器身检修；1.2 线圈、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；1.3 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、连接片及接地片的检修；1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；1.6 安全保护装置的检修；1.7 油保护装置的检修；1.8 测温装置的校验,瓦斯继电器(压力保护器)的校验；1.9 操作控制箱的检修和试验；1.10 无励磁分接开关的检修；1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；1.13 变压器油处理(真空滤油)或者换油；1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆及防腐处理；1.15 大修后的试验和试运行。
2.1 吊钟罩(或者器身)普通宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2.2 为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃ 以上。
2.3 检查器身时应由专人进行，着装符合规定。
照明应采用安全电压。
不许将梯子靠在线圈或者引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。
2.4 器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或者器身上；在箱内作业需考虑通风。
2.5 拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或者更换。
2.6 拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。
油浸式变压器电抗器状态检修导则
油浸式变压器电抗器状态检修导则1.范围本标准适用于国家电网公司系统电压等级为110（66）～750kV的交流油浸式变压器（电抗器）设备，35kV及以下电压等级设备由各网省公司参照执行。
2.规范性引用文件下列文件的条款，通过本标准的引用而成为本标准的条款，其最新版本适用于本标准。
DL/T 573 电力变压器检修导则Q/GDW-169-2008 国家电网公司《油浸式变压器（电抗器）状态评价导则》国家电网公司《输变电设备状态检修管理规定》Q/GDW-168-2008 国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》3.总则3.1 状态检修实施原则状态检修应遵循“应修必修，修必修好”的原则，依据设备状态评价的结果，考虑设备风险因素，动态制定设备的检修计划，合理安排状态检修的计划和内容。
变压器（电抗器）状态检修工作内容包括停电、不停电测试和试验以及停电、不停电检修维护工作。
3.2 状态评价工作的要求状态评价应实行动态化管理。
每次检修或试验后应进行一次状态评价。
3.3 新投运设备状态检修新投运设备投运初期按国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》规定（110kV的新设备投运后1～2年，220kV及以上的新设备投运后1年），应安排例行试验，同时还应对设备及其附件（包括电气回路及机械部分）进行全面检查，收集各种状态量，并进行一次状态评价。
3.4 老旧设备的状态检修对于运行20年以上的设备，宜根据设备运行及评价结果，对检修计划及内容进行调整。
4.检修分类按工作性质内容及工作涉及范围，变压器（电抗器）检修工作分为四类：A 类检修、B类检修、C类检修、D类检修。
其中A、B、C类是停电检修，D类是不停电检修。
A类检修A类检修是指变压器（电抗器）本体的整体性检查、维修、更换和试验。
B类检修B类检修是指变压器（电抗器）局部性的检修，部件的解体检查、维修、更换和试验。
C类检修C类检修是对常规性检查、维修和试验。
D类检修D类检修是对变压器（电抗器）在不停电状态下进行的带电测试、外观检查和维修。
变压器检修标准
变压器检修标准1、引用标准GB1094.1~1094.5—85 电力变压器GB6451.1~6451.5—86 油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251—87 变压器油中溶解气体分析和判断导则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GB7665—87 变压器油DL/T572—95 电力变压器运行规程DL/T574—95 有载分接开关运行维修导则2、检修周期及检修项目2.1检修周期2.1.1大修周期2.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
2.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
2.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
2.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。
2.1.2小修周期2.1.2.1一般每年1次；2.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。
2.1.3 附属装置的检修周期2.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
2.1.3.2变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，1~2年进行一次。
2.1.3.3净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
2.1.3.4自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
2.1.3.5套管的检修随本体进行，套管的更换应根据实验结果确定。
2.2检修项目2.2.1大修项目2.2.1.1.吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；2.2.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；2.2.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修；2.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；2.2.1.5冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；2.2.1.6安全保护装置的检修；2.2.1.7油保护装置的检修；2.2.1.8测温装置的检修；2.2.1.9操作控制箱的检修和试验；2.2.1.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修；2.2.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；2.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；2.2.1.13变压器油的处理或换油；2.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；2.2.1.15大修的试验和试运行。
状态检修主变状态评价标准
m
8
与出厂值或前次试验值相比，偏差达于5%
4
38
油中溶解气体分析
总烃
ii
4
总烃含量大于150^/1
3
色谱按评价标准最高扣分 只扣一次
m
8
产气速率大于10%/月
w
10
总烃含量大于150^/1，且有增长趋势，但产气速率 大于10%/月
C2H2
ii
4
乙快含量大于注意值
4
CO、
CO2
ii
4
CO含量有明显增长
23
绕组绝缘电 阻、吸收比 或极化指数
W
10
绝缘电阻不满足规程要求
2
24
油介质损耗 因数tgb
II
4
110〜220kV变压器tg应4%；330kV及以上变压器tg＞2%
3
25
油击穿电压
II
4
110 (66)〜220kV变压器W35kV；330kV及以上变 压器W50kV
3
26
水分
II
4
110 (66)kV变压器＞35mg/L；220kV变压器＞25mg/L；330kV及以上变压器＞15mg/L
1%；
2.与以前相同部位测得值折算到相同温度其变化大于 2%。
3.但三相间阻值大小关系与出厂不一致。
17
绕组介质损 耗因数
I
2
介质损耗因数未超标准限值；但有显著性差异
3
m
8
介质损耗因数超标、电容量无明显变化
18
电容量
W
10
绕组电容变化＞5%
19
铁心绝缘
i
2
铁心多点接地，但运行中通过采取限流措施，铁心接 地
电力变压器状态检修
浅述电力变压器状态检修【关键词】变压器；状态检修；在线监测；状态识别0 引言近年来，状态检修较定期检修方式越来越受到我国电力企业的欢迎。
状态诊断技术是把监测获得的技术数据，由计算机数据库和专家系统进行分析、判断，对变压器的状态做出评估和预测，确定最佳检修时间。
1 在线监测技术变压器的故障，主要是由于变压器内部绝缘老化造成的，因而对变压器的状态监测，主要集中在对变压器内部绝缘状态的监测上。
对于变压器的状态监测，已经提出了许多不同的方法，其中主要有局部放电、直流电阻、油或纸的酸性和湿度、油中气体分析、振动分析、热成像图、极化波谱和恢复电压、低压脉冲等方法。
1.1 变压器油中气体在线监测1.1.1 变压器油色谱在线监测油色谱在线监测的在线监测过程是将变压器本体油经循环管路循环并进入脱气装置，经脱气装置进入分析仪，再经数据处理打印出可燃气体等的谱图及含量值，主要根据变压器油中溶解气体甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，反映出变压器内部是放电故障还是过热故障。
1.1.2 变压器油的红外光谱在线监测变压器油的红外光谱在线监测是通过油泵从变压器中打出被测油样，用真空泵抽取所溶解的气体，用红外光谱来分析并测量ch4、co、co2、c2h4、c2h6和c2h2气体的浓度，用一个锡氧化物的电化学感应器来测量h2的浓度。
1.2 变压器局部放电在线监测变压器局部放电在线监测是发现被监测设备绝缘早期缺陷的有效手段之一，提供了用电流脉冲和声波脉冲直接测量放电。
变压器的局部放电产生的三大因素：1）高压电场中导电体、固体绝缘的尖角毛刺；2）变压器油中的微量气泡和固体绝缘中的空气缝隙；3）绝缘件表面的灰尘及高压电场的悬浮电位。
即尖角、气泡、灰尘。
1.3 变压器绕组变形的在线监测变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下，绕组的尺寸和形状发生不可逆的变化。
变压器绕组变形的在线监测的方法有低电压脉冲法、短路阻抗法、频率响应法和振动检测法。
绕组变形的三种状态为正常、中度变形、严重变形。
变压器的检查项目
变压器的检查项目标题：变压器的检查项目引言概述：变压器是电力系统中重要的电力设备，它负责将高压电能转换为低压电能，保障电力系统的正常运行。
为了确保变压器的安全可靠运行，需要定期进行检查和维护。
本文将从五个方面介绍变压器的检查项目，包括外观检查、绝缘检查、冷却系统检查、油质检查和保护装置检查。
一、外观检查：1.1 外壳检查：检查变压器外壳是否有变形、裂纹或腐蚀等情况，确保外壳完好无损。
1.2 接线端子检查：检查变压器的接线端子是否松动、腐蚀或有漏电现象，确保接线可靠。
1.3 标志检查：检查变压器上的标志是否清晰可见，包括额定电压、额定容量等信息，确保标志准确无误。
二、绝缘检查：2.1 绝缘电阻测量：使用绝缘电阻测试仪测量变压器的绝缘电阻，判断绝缘状况是否良好。
2.2 绝缘油检查：检查变压器绝缘油的外观、颜色和气味，判断绝缘油是否存在异常情况。
2.3 绝缘材料检查：检查变压器绝缘材料是否老化、破损或受潮，确保绝缘材料的可靠性。
三、冷却系统检查：3.1 冷却器检查：检查变压器冷却器的清洁度和冷却风扇的运行情况，确保冷却系统正常工作。
3.2 冷却油检查：检查变压器冷却油的油位、油质和油温，确保冷却油的性能良好。
3.3 冷却系统管路检查：检查变压器冷却系统的管路是否漏油、漏水或堵塞，确保冷却系统畅通无阻。
四、油质检查：4.1 油质抽样：定期抽取变压器油样进行实验室分析，判断油质的电气和物理性能。
4.2 油位检查：检查变压器油位是否正常，确保变压器正常运行。
4.3 油温检查：检查变压器油温是否在正常范围内，避免油温过高引发故障。
五、保护装置检查：5.1 保护装置参数检查：检查变压器保护装置的参数设置是否正确，确保保护装置能够及时响应故障。
5.2 保护装置功能检查：对变压器保护装置进行功能测试，确保保护装置的各项功能正常。
5.3 报警记录检查：检查变压器保护装置的报警记录，分析故障原因并采取相应措施。
结论：通过对变压器的外观检查、绝缘检查、冷却系统检查、油质检查和保护装置检查，可以全面了解变压器的运行状况，及时发现并排除潜在故障，确保变压器的安全可靠运行。
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4.1.12.5压力释放阀
当变压器内部压力达到一定限度时压力释放阀动作（发信号）同时溢出气体及绝缘油。此时变压器应停止运行，查明原因，证实是误动还是内部故障引起。
前 言
状态检修是根据变压器的运行状况和测试结果，判断运行中变压器的健康状态，确定变压器是否需要检修和检修的项目，以取代定期检修的做法。
变压器是静止的电气设备，在正常情况下，大都能长时间安全运行，而不必要打开检查，容易造成不必要损伤。事实上有些运行部门，已经尝试将变压器运行状态作为应否检修的依据，也取得一些成功的经验。
a)分接开关接触不良。
b)引线接头焊接或接触不良。
c)漏磁场引起箱壳及附件的局部过热，低压绕组股间漏磁不均在焊接头处造成的涡流、股间短路等引起局部过热。
d)铁芯局部短路、铁芯多点接地、漏磁或主磁通过在某些部件上（如穿芯螺杆）引起的涡流发热。
4.2.5.2造成放电性故障的原因有：
a) 电场集中处的局部放电。
4.1.7重瓦斯保护动作
应先排除误动可能，再检查瓦斯继电器是否有气体及是否属于可燃性气体。如果是可燃性气体，变压器应停止运行，进行试验查出故障原因及故障点位置。重瓦斯保护动作后还应进行绕组变形测试、绝缘电阻测试、直流电阻测试和油色谱试验。
4.1.8轻重瓦斯同时动作
轻重瓦斯同时动作，大多为变压器内部故障，如匝间短路、对地放电等严重故障，应对变压器进行相关试验，必要时进行吊罩检查。
4.1.3密封性
应记录渗漏油的速度，如需带油补焊要化验补焊前后的油中色谱成份变化，视漏油严重程度，必要时对本体油进行微水测试，考察变压器是否有受潮迹象。
4.1.4运行中变压器遭受短路
变压器近区短路后，必须详细记录下列数据进行分析：
—— 短路前负荷情况
—— 短路电流的大小
—— 短路时间
—— 重合闸情况（重合闸次数，时间间隔）
本标准起草单位：广西电网公司技术监督办公室
本标准主要起草人：尹立群
本标准主要审核人：顾南峰
本标准审定人：邱跃丰
本标准批准人：邱跃丰
本导则由广西电网公司技术监督办公室负责解释。
变压器状态检修导则
1范围
本标准适用于公司(广西电网)公司系统35kV及以上电压等级的国产油浸电力变压器、油浸电抗器。相应的进口设备可参照本标准并按制造厂的规定执行。
GB 50150-1991 电气设备交接试验标准
Q/CSG 1 0007-2004 电力设备预防性试验规程
Q/GXD 126.01-2004 电力设备交接和预防性试验规程
3基本条件
变压器在运行期间，由于温度、水份、氧气及电磁场等作用，其绝缘都会劣化，而劣化速率是不断变化的。根据变压器各个时期的状态参数可以推测各阶段的劣化速率及劣化趋势，判断其绝缘系统状况。所以实施变压器状态检修的必要条件是每台运行中的变压器必须建立完善的档案资料库，并根据这些资料每年进行系统性的分析，确定其是否进行检修。
变压器状态的准确判断，状态等级的划分，需要运行人员和试验人员高度的责任心和严谨的科学态度；需要对运行资料的广泛收集和认真整理；需要对试验数据更深入的研究分析；需要对检修质量的严格要求。所以变压器状态检修并不是运行管理工作的简化，而是使变压器运行管理工作更规范化。
附录A和附录B是规范性附录。
本标准由广西电网公司标准化委员会提出并归口。
3.2.5变压器检修记录及缺陷记录
3.2.6避雷器及间隙动作情况
3.2.7变压器及一次保护设施接地线情况
3.2.8铁芯接地电流情况
3.3附件运行情况及检修记录
3.4试验资料
3.4.1预防性试验资料
3.4.2交接试验资料
3.4.3特殊试验资料（包括绕组变形资料）
4档案资料的综合分析
4.1运行资料分析
4.1.1变压器的负载
4.1.11套管
4.1.11.1发现密封不良应及时处理或更换密封垫。
4.1.11.2当发现tgδ超标或增长过快、电容量变化超标、色谱试验异常，应进行检修或更换。
4.1.11.4在运行中如发现套管油位明显下降或瓷套有裂纹时，变压器应尽快停止运行，并对该套管进行检修或更换。
4.1.12变压器的附件
附件发生故障也影响变压器的安全运行，所以附件的维护检修除了参照DL/T 573-1995规定进行外，平时在运行中也要密切注意其运行状态。
4.1.12.1净油器
发现硅胶进入变压器应尽早安排检修。
4.1.12.2潜油泵
运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象时，应及时检修或更换。如发现轴承或叶片磨损时，变压器必须吊罩进行内部清理。
4.1.12.3冷却器
a) 水冷却器
运行中的水冷却器必须保护油压大于水压，每台冷却器应装有监视出水中有无油花的放水阀，运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示，以及出水中有无油花。如果出水中有油花出现，说明冷却油管已破裂，冷却水可能已进到变压器内部。如出现此现象时，该冷却器必须马上进行检修或停运。同时对变压器的主体应作如下检查：
近年来，由于测试技术的进步，产品质量的提高，使得较准确的变压器状态判别成为可能。
本导则所定出的判据与有关规程的标准一致。在编制过程中，充分吸收变压器运行、试验及检修经验，因而更具实用性，便于操作。
实行变压器的状态检修，使运行部门能全面地、动态地掌握运行中变压器的健康状况。防止突发事故，避免目的不明的解体检修。在变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，都有着显著的作用。
表4.2.1 绝缘状况与极化指Leabharlann 关系表绝缘状况极化指数
危险
<1.0
不良
1.0～1.1
可疑
1.1～1.25
较好
1.25～2.0
良好
>2
对绝缘状况的判断应结合其它绝缘试验项目进行综合分析。
4.2.2绕组的介质损耗测量
测量介损可以推算纸的含水量及确定纸的绝缘状态，介损的增加说明水分或脏污的存在。
4.2.3直流电阻试验
档案资料包括如下内容：
3.1交接验收资料
3.1.1制造厂提供的技术资料（包括出厂试验报告、铭牌数据、使用说明书等）
3.1.2变压器安装调试报告
3.1.3变压器验收报告
3.2变压器运行资料
3.2.1变压器负荷情况
3.2.2变压器顶层油温
3.2.3电压、电流、油位、噪声、密封、渗漏、锈蚀等情况
3.2.4近区短路、线路短路、重合闸动作、保护及信号动作等变压器受短路冲击情况
4.1.9变压器差动保护动作
首先排除保护误动及变压器本体范围外故障的可能性，经油色谱及电气试验后再确定变压器是否吊罩检查。
4.1.10铁芯多点接地
变压器在运行中铁芯发生多点接地，表现为油中烃类气体增长较快，铁芯接地引出线有环流通过。对铁心接地故障可采用电容器充放电法或低压交流冲击法消除不稳定接地点。如不能排除故障，可在铁芯与地之间串接电阻，把接地电流限制在0.1A左右，可继续运行，并且利用色谱跟踪法及继续监测环流检查其效果，必要时从人孔进入处理或吊罩进行彻底处理。
参照GB/T15164—1994制定变压器超额定负载的限制条件，定出油面最高温度、绕组最热点温度。
在短期救急负载或长期救急负载出现时，应按GB/T15164—1994规定记录电流倍数、顶层油温、最热点温度和运行时间。变压器的运行温度升高引起纤维绝缘抗拉强度下降、冲击强度下降、耐受能力下降、绕组的紧密度减少（收缩），从而直接影响到变压器的寿命。
2规范性引用文件
GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T 15164—1994 油浸式电力变压器负载导则
GB/T 572—1995 电力变压器运行规程
GB/T 573—1995 电力变压器检修导则
GB/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
DL/T 574—1995 有载分接开关运行维修导则
通过直流电阻的测量可以检查引线的焊接或连接质量、绕组有无匝间短路或开路，以及分接开关的接触是否良好等情况。
如直流电阻超出规定值时，应结合油色谱分析数据及过去的试验数据，进行综合分析。直流电阻超标且色谱数据超注意值，说明变压器内部存在严重故障,应及时进行检修。
4.2.4绝缘油的定期试验分析
变压器油的试验，主要目的是较准确地了解变压器的绝缘状态。在正常运行和老化过程中，游离的和溶解的水分的存在、油和纤维素绝缘的氧化、绝缘油中溶解的可燃气体等都是导致绝缘劣化的重要因素，绝缘劣化最终在油和纸中产生油泥、水分、酸和其它化学杂质。油中如出现上述现象时绝缘油必须更换或再生处理，器身必须进行彻底的清理。
—— 变压器保护动作情况
—— 近区短路后进行的试验分析
4.1.5近区短路达3次、短路电流超过8倍额定电流，试验合格也宜吊罩或放油从人孔进入变压器内部进行如下检查：
4.1.5.1压钉的压紧情况
4.1.5.2引线绝缘支架紧固情况
4.1.5.3垫块位移情况
4.1.6轻瓦斯保护动作
应先排除误动可能，再检查瓦斯继电器是否有气体及是否属于可燃性气体。如果是可燃性气体，变压器应停止运行，进行试验查出故障原因及故障点位置。如果是非可燃性气体，可根据轻瓦斯保护动作的频度及变压器的电压等级确定是否需要停运，同时应及时查找进气点。如果是潜油泵进气应及时更换潜油泵。对已进气的220kV及以上变压器，应测量含气量并进行脱气处理。
当变压器经常出现短期救急负载或长期救急负载时，则应按GB/T15164—1994提供的计算方法，计算变压器寿命的损失情况，并加强监视绝缘油的状况，判断变压器的绝缘老化状态。
4.1.2变压器的异常声响
4.1.2.1套管强烈的电晕声
4.1.2.2内部的放电声或振动声