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电力变压器：大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注，尤其越来越多的大容量变压器进网运行，一旦造成变压器故障，将影响正常生产和人民的正常生活，而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失，在这种情况下实现变压器状态检修，预防变压器事故的发生，使变压器长期在受控状态下运行，避免造成变压器损坏，对变压器安全可靠运行具有一定现实意义。
变压器运行中的状态分析
运行中的大型电力变压器大多处于正常状态，只有少数暂时处于不正常状态。在状态评估时，可分为正常、不正常两大类。对于不正常状态的变压器从状态检修的安排考虑，又可以分三类：跟踪观察状态;待检修状态;紧急抢修状态。
1 状态评估的方法
（1）状态评估的试验项目：变压器出厂试验、交接试验（安装或大修后进行）和预防性试验;对于运行中变压器的状态评估，主要依据可靠性检验，出厂试验和交接试验的有关数据，是比较的基准;在线检测和预防性试验是与基准的比较中判别状态的变化。
用于状态评估的试验项目主要有：
a.测量局部放电量的试验;
b.油中溶解气体的色谱分析;
c.水分检测：包括油含水量、tgδ、绝缘电阻以及泄漏电流等检测;
d.绕组直流电阻测量;
e.温度测量：包括顶层油温，套管出线端子温度，油箱热点温度等;
f.铁芯入地电流测量;
g.绕组变形检测;
h.避雷器性能试验。
2 状态评估的特征参数
（1）局部放电量：1.5Um/试验电压下各绕组出线端的视在放电量小于500PC为正常;起始放电（500PC）电压小于1.1Um，或在1.5Um/下任一绕组放电量超过500PC，并有上升趋势为不正常。
（2）油中乙炔气体：对于放电性产气故障，金属间油隙放电C2H2≤5μL/L为正常;绝缘有受潮现象，发生涉及固体绝缘的放电，乙炔从无到有，（C2H2>0.2μL/L）为不正常。
（3）油中含水量：顶层油温>50℃连续运行不少于72h后，同时从本体油箱和储油柜取油样，本体油箱中油的含水量≤15mg/L，储油柜中油的含水量≤20mg/L为正常;高于15mg/L或20mg/L为不正常。
（4）绕组和套管的tgδ：以出厂试验或交接试验为基准。测量时顶层油温与基准的偏差在±5K的条件下，实测值与基准值的偏差不超出±30%为正常。超出30%为不正常。
（5）铁芯绝缘电阻：测量值与基准值的偏差不超出±30%为正常;超出±30%为不正常。
（6）油击穿强度：用标准油杯按标准进行试验。本体油箱中油的击穿电压≥50kV，有载分接开关切换开关油室中油的击穿电压≥30kV为正常;<50kV或<30kV为不正常。
（7）渗漏点：气-气渗漏或负压区的渗漏点等于0个为正常;不等于0个为不正常。
（8）比较三相套管油位的波动程度，升降率基本同步为正常;某一相的相对下降深度超过能分辨程度（例如20mm）为不正常。
（9）过热导致变化的特征参数：
a.顶层油温升：在相同负载和相同冷却条件下，顶层油温升与投运初期相比，增值不超过10%为正常;超过10%或动用备用设施为不正常。
b.油中烃类气体：仅有缓慢的老化性产气为正常;油中过热性烃类气体不断上升或断续积累，使总烃超过150mL/L为不正常。
c.绕组直流电阻：根据阻值排序，三相不平衡率和分接间阻值差综合分析，判定无断线或接触不良为正常，否则为不正常。
d.套管出线端子温度：用红外线测温仪测量套管出线端子温度，三组间温度差小于5k为正常;超过5k为不正常。
e.油箱热点温度：胶垫附近的油箱热点温度小于100℃，其他部位温升小于80k为正常;大于100℃或大于80k为不正常。
f.铁芯入地电流：铁芯入地电流小于100mA为正常，大于100mA为不正常。
（10）外力所致变化的特征参数：
a.运输冲撞力：运到现场就位为止，运输中冲撞所产生的重力加速度a≤3g为正常;大于3g为不正常。
b.出口短路力：发生出口短路时，绕组流过的稳定电流大于3倍额定电流，并且持续时间超过0.25s，应进行测定绕组变形的检验。与短路前的测量结果比较，或三组间互相比较，没有变形特征的差别为正常;有特征性差别的为不正常。
c.油箱和储油柜内部压力：油位计指示随油温相应变化，呼吸器有冒气泡现象为正常;油位计指示异常或呼吸器不畅通为不正常。
d.油流对气体继电器的冲击力：开、停油泵或变压器空载合闸时，气体继电器不动作为正常;误动作为不正常。
e.潜油泵和风机叶轮失衡力：潜油泵和风机运转时的声音和振动正常为正常;有磨擦声响或剧烈振动为不正常。
3 状态检修
3.1在线监测
a.充分利用传统在线检测：电流、电压;油温测量;油位观测;色谱分析;红外测温;铁芯入地电流测量;振动测量;声响记录。
b.应用新型在线检测：油中气体连续记录;局部放电连续监测。
3.2状态检修
状态检修主要进行储油柜系统、冷却系统、二次线系统、温度测量装置、有载分接开关及油箱的检修，尤其对运行中的变压器（包括电容型油纸绝缘套管）应保持严密的封闭，避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏，都有一个互相渗透的过程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素。一旦发现，应尽快消除。大部分检修可以在线进行。随着认识的提高和技术的进步，在线检修是今后主要检修方式。
4 停电维修
（1）正常状态的停电维修：外加电源的预防性试验;瓷绝缘清扫及防污闪处理;冲洗风冷却器;带电设备的防锈蚀处理;减少停电维修是发展方向。
（2）不正常状态的停电维修：习称“消缺”。根据不正常状态特征参量，进行“诊断”。按诊断结果安排检修，消除缺陷，恢复正常状态。
（3）对于定期检修：正常的变压器不需要进行吊罩大修;自由水含量过高是致命性的缺陷，应进行消缺检修。行之有效的方法是将油排尽，进行常温下真空干燥，然后真空注油。消缺、改进性大修和事故抢救应相信、依靠制造廠。
变压器运行中的状态分析
运行中的大型电力变压器大多处于正常状态，只有少数暂时处于不正常状态。在状态评估时，可分为正常、不正常两大类。对于不正常状态的变压器从状态检修的安排考虑，又可以分三类：跟踪观察状态;待检修状态;紧急抢修状态。
1 状态评估的方法
（1）状态评估的试验项目：变压器出厂试验、交接试验（安装或大修后进行）和预防性试验;对于运行中变压器的状态评估，主要依据可靠性检验，出厂试验和交接试验的有关数据，是比较的基准;在线检测和预防性试验是与基准的比较中判别状态的变化。
用于状态评估的试验项目主要有：
a.测量局部放电量的试验;
b.油中溶解气体的色谱分析;
c.水分检测：包括油含水量、tgδ、绝缘电阻以及泄漏电流等检测;
d.绕组直流电阻测量;
e.温度测量：包括顶层油温，套管出线端子温度，油箱热点温度等;
f.铁芯入地电流测量;
g.绕组变形检测;
h.避雷器性能试验。
2 状态评估的特征参数
（1）局部放电量：1.5Um/试验电压下各绕组出线端的视在放电量小于500PC为正常;起始放电（500PC）电压小于1.1Um，或在1.5Um/下任一绕组放电量超过500PC，并有上升趋势为不正常。
（2）油中乙炔气体：对于放电性产气故障，金属间油隙放电C2H2≤5μL/L为正常;绝缘有受潮现象，发生涉及固体绝缘的放电，乙炔从无到有，（C2H2>0.2μL/L）为不正常。
（3）油中含水量：顶层油温>50℃连续运行不少于72h后，同时从本体油箱和储油柜取油样，本体油箱中油的含水量≤15mg/L，储油柜中油的含水量≤20mg/L为正常;高于15mg/L或20mg/L为不正常。
（4）绕组和套管的tgδ：以出厂试验或交接试验为基准。测量时顶层油温与基准的偏差在±5K的条件下，实测值与基准值的偏差不超出±30%为正常。超出30%为不正常。
（5）铁芯绝缘电阻：测量值与基准值的偏差不超出±30%为正常;超出±30%为不正常。
（6）油击穿强度：用标准油杯按标准进行试验。本体油箱中油的击穿电压≥50kV，有载分接开关切换开关油室中油的击穿电压≥30kV为正常;<50kV或<30kV为不正常。
（7）渗漏点：气-气渗漏或负压区的渗漏点等于0个为正常;不等于0个为不正常。
（8）比较三相套管油位的波动程度，升降率基本同步为正常;某一相的相对下降深度超过能分辨程度（例如20mm）为不正常。
（9）过热导致变化的特征参数：
a.顶层油温升：在相同负载和相同冷却条件下，顶层油温升与投运初期相比，增值不超过10%为正常;超过10%或动用备用设施为不正常。
b.油中烃类气体：仅有缓慢的老化性产气为正常;油中过热性烃类气体不断上升或断续积累，使总烃超过150mL/L为不正常。
c.绕组直流电阻：根据阻值排序，三相不平衡率和分接间阻值差综合分析，判定无断线或接触不良为正常，否则为不正常。
d.套管出线端子温度：用红外线测温仪测量套管出线端子温度，三组间温度差小于5k为正常;超过5k为不正常。
e.油箱热点温度：胶垫附近的油箱热点温度小于100℃，其他部位温升小于80k为正常;大于100℃或大于80k为不正常。
f.铁芯入地电流：铁芯入地电流小于100mA为正常，大于100mA为不正常。
（10）外力所致变化的特征参数：
a.运输冲撞力：运到现场就位为止，运输中冲撞所产生的重力加速度a≤3g为正常;大于3g为不正常。
b.出口短路力：发生出口短路时，绕组流过的稳定电流大于3倍额定电流，并且持续时间超过0.25s，应进行测定绕组变形的检验。与短路前的测量结果比较，或三组间互相比较，没有变形特征的差别为正常;有特征性差别的为不正常。
c.油箱和储油柜内部压力：油位计指示随油温相应变化，呼吸器有冒气泡现象为正常;油位计指示异常或呼吸器不畅通为不正常。
d.油流对气体继电器的冲击力：开、停油泵或变压器空载合闸时，气体继电器不动作为正常;误动作为不正常。
e.潜油泵和风机叶轮失衡力：潜油泵和风机运转时的声音和振动正常为正常;有磨擦声响或剧烈振动为不正常。
3 状态检修
3.1在线监测
a.充分利用传统在线检测：电流、电压;油温测量;油位观测;色谱分析;红外测温;铁芯入地电流测量;振动测量;声响记录。
b.应用新型在线检测：油中气体连续记录;局部放电连续监测。
3.2状态检修
状态检修主要进行储油柜系统、冷却系统、二次线系统、温度测量装置、有载分接开关及油箱的检修，尤其对运行中的变压器（包括电容型油纸绝缘套管）应保持严密的封闭，避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏，都有一个互相渗透的过程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素。一旦发现，应尽快消除。大部分检修可以在线进行。随着认识的提高和技术的进步，在线检修是今后主要检修方式。
4 停电维修
（1）正常状态的停电维修：外加电源的预防性试验;瓷绝缘清扫及防污闪处理;冲洗风冷却器;带电设备的防锈蚀处理;减少停电维修是发展方向。
（2）不正常状态的停电维修：习称“消缺”。根据不正常状态特征参量，进行“诊断”。按诊断结果安排检修，消除缺陷，恢复正常状态。
（3）对于定期检修：正常的变压器不需要进行吊罩大修;自由水含量过高是致命性的缺陷，应进行消缺检修。行之有效的方法是将油排尽，进行常温下真空干燥，然后真空注油。消缺、改进性大修和事故抢救应相信、依靠制造廠。