变压器检修工艺规程
Q/MXSD10103.1-2006
1 主题内容与适用范围
1.1 本标准规定了峡阳电站变压器的检修内容、维护要求、过程管理。
1.2 本标准适用于峡阳电站变压器的检修。
1.3 下列人员应通晓本规程
1.3.1 领导人员：生产副总、生产部门经理(主任)、副经理(副主任、经理助理)、专职技术人员。
1.3.2 生产人员：值长、运行值班员、维护班人员。
1.3.3 本规程侧重于检修质量的管理，对安全经济考核方面按有关规定执行。
1.3.4 对全部或局部更换绕组、铁芯等非标准项目应根据实际情况，另行确定修理方案。
1.3.5 在执行过程中，若与国家标准、部颁标准、条例、上级文件有矛盾时，应以国家标准、部颁标准、条例、上级文件为准。若某些条文需要修改，必须按审批程序，最后由生产副总经理批准。
1．6 生产副总经理、技术支持部主任、安保部主任、厂领导、部门领导及有关技术人员均应熟悉本规程有关规定，变电检修人员应熟知本规程并全面掌握、严格执行。
2 变压器检修周期和项目
2．1 检修周期
2．1．1 主变、坝变等新安装投入运行后的五年内应进行一次大修，以后每隔5-10年应进行一次大修。隔膜密封的主变，可视运行情况及试验结果适当延长大修间隔。
2．1．2 其它如未超过的正常负荷限值运行的变压器每十年大修一次。
2．1．3 变压器在运行中发现异常情况，经试验判明有内部故障或承受出口短路后应提前大修。
2．1．4 变压器小修可结合预防性试验进行，每年至少一次。
2．1．5 各项检修试验的最小周期
序号
项 目
检修试验内容
周期（年）
1
绝缘
按电气设备预防性规程规定
按预试规程2年
2
绝缘油
简化试验
1
色谱
1
3
干燥剂
呼吸器
1
4
油枕
胶式
2
5
无励磁分接开关
直流电阻（连同绕组）
1
6
套管
外观检查清扫、试验
1
7
冷却设备
散热器清扫检查、风扇解体检修
1-2
8
油位计
检查有无不正确指示
1
9
压力释放阀
外观检查及清扫
1
10
事故排油阀
渗漏油情况检查
1
瓦斯继电器
渗漏油、气体情况检查
1
3 检修项目
3．1 变压器大修项目
3．1．1 吊开钟罩（或吊出芯子）对芯子进行检修：
3．1．1．1 对绕组、引线检修。
3．1．1．2 围屏装置的检修。
3．1．1．3 分接开关的检修。
3．1．1．4 铁芯、穿芯螺杆、轭梁、压钉、绑扎带、接地铜片的检修。
3．1．2 油箱、套管、散热器、压力阀、安全气道和储油柜等的检修。
3．1．3 风扇、散热器阀门、管道等附属主设备的检修。
3．1．4 瓦斯继电器、电阻测温计的校验、保护、测量装置及控制回路的检查、试验。
3．1．5 变压器油的处理或换油。
3．1．6 变压器油保护装置（净油器、呼吸器、隔膜等）的检修或更换。
3．1．7 各密封胶垫的更换。
3．1．8 油箱内部的清洁、油箱外壳及附件的除锈、涂漆。
3．1．9 必要时对绝缘进行干燥处理。
3．1．10 进行规定的测量和试验（电气预防性试验、绝缘油试验等）及试运行。
3．1．11 对铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉、绑扎带及接地铜片的检修。
3．1．12 其它改进项目。
3．2 小修项目
3．2．1 检查并消除已发现的缺陷。
3．2．2 清扫绝缘子、瓷件、外壳、油枕、散热器及风扇。
3．2．3 检查引线接头有无异常，并用0.05毫米的塞尺检查，确保有75%以上的接触面积。
3．2．4 检查油枕、套管油位和密封情况，打开油枕积污槽的螺丝排污至清洁为止。
3．2．5 检查各阀门及各连接处密封是否完好，渗漏油处理。
3．2．6 检查绝缘瓷套有无裂纹、闪络、放电痕迹并进行清扫。
3．2．7 检查分接开关位置及密封。
3．2．8 检查瓦斯断电器是否完好，能否正常动作。
3．2．9 各保护测量控制回路检查试验。
3．2．10 对本体外壳进行检查清扫。
3．2．11 检查硅胶、呼吸器内干燥剂有无受潮变色、是否要更换等。
3．2．12 检查本体外壳接地是否良好。
3．2．13 充油套管及本体补充变压器油。
3．2．14 进行规定的测量和试验。
4 检修的组织管理
4．1 修前组织工作
4．1．1 制定检修项目（根据年度检修计划及变压器运行中遗留缺陷、异常情况、油试验记录、渗漏部位、修前试验；出口短路次数及上次大修报告制定检修项目，检修项目原则上同本规定）。
4．1．2 根据检修计划项目的需要，检修部门应提前四个月制定出材料、备品、备件计划前报生技部、物供公司。
4．1．3 提前30天准备好专用工器具、起重用具，并对工器具进行安全检查校核和试验。
4．1．4 提前30天对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量，能否使用，变压器油应做耐压试验及简化试验，色谱分析，必要时做混油试验。
4．1．5 根据检修计划，检修部门提前30天编制检修施工方案，绘制施工网络图和进度计划表，拟定必要的技术组织措施和安全技术措施报生技部，由生技部组织讨论经生产副总或总工审批后方可实施。
4．1．6 编制检修施工方案，并尽早向参加检修的有关人员交底，使各有关人员各自职责范围、检修内容、检修进度，并能明确大修目的与要求。方案中应明确总指挥、领导人、各工种负责人等，确保各项目落实到人；技术人员在修前应组织有关人员学习安规、检规、本次检修项目及质量要求。
4．1．7 油库应清理一个专用油罐，内部应清洁干燥，能容纳变压器用油并有裕度；真空滤油机应完好，油泵、压力滤油机、滤油纸、专用连接油管均应准备齐全。
4．1．8 真空泵一台，供主变本体和套管充油抽真空用，基本要求：抽气速率＞160立升/每分钟，极限真空度不低于0.1毫米汞柱。
4．1．9 必要的电焊工器具。
4．1．10 变压器各孔洞专用盖板、套管存放架、密封胶垫、蝶阀、示流器等备用设备和器材。
4．1．11 检修现场应备足够数量的二氧化碳、四氯化碳灭火器、防雨防尘塑料布，安装足够的照明灯。
4．1．12 应编制大修场地平面布置图，各设备的摆放应尽量符合工艺流程，避免相互干扰，并保证与运行电气设备的安全距离。编制起重方案，核实起重用具的安全载荷。
4．2 施工过程管理
4．2．1 变压器检修工期短、任务重，各级领导应重视。检修部门应精心组织，抓紧施工。
4．2．2 检修前一星期，油务专业应先带主变供、排油管进行滤油，并对滤油质量进行检查，以保证主变检修的开展。
4．2．3 检修开工后应及时抓紧试验。
4．2．4 通过排油管抽取主变油枕（或油箱）部分用油，一般应保证线圈能浸泡在油中。
4．2．5 应选择适当时间进行吊罩（或吊芯）工作，连续作业以便能及时回落罩（或芯）。
4．2．6 所有工作都应按进度表和网络图进行，不得延误。
4．2．7 施工过程应严格按本规定提及的检修内容和质量标准执行，有关班组人员应认真检查、修理，并详细记录、签章，事后由班组、部门进行阶段性验收。
4．2．8 技术专责和分管领导应深入现场督促有关工作的开展，并把好检
修质量关。
4．3 竣工验收
4．3．1 110KV主变检修验收工作由厂生产副厂长（或总工）主持，10KV变压器检修验收工作由生技部主持，发电部、安监等有关人员参加验收工作。
4．3．2 进行验收前检修部门应提供书面验收报告，其内容应包括：施工组织简况（含进度、工期、费用完成情况）、各项目完成情况、质量检查情况及重要试验报告。
4．3．3 验收小组人员应对检修的变压器进行全面检查，重点检查部位为：
4．3．3．1 变压器本体、冷却装置及其所属附件有无缺陷和渗漏油；
4．3．3．2 箱体轮子制动是否牢固，防震措施是否可靠；
4．3．3．3 变压器表面油漆（含母线相序色标）是否完整；
4．3．3．4 变压器顶盖和四周是否遗留杂物；
4．3．3．5 油枕、冷却装置等系统上阀门指示是否正确，阀门是否全部打开；
4．3．3．6 高压侧套管的接地小套管是否接地，接地措施是否可靠；
4．3．3．7 油枕和充油套管油位是否正常；
4．3．3．8 调压开关操作是否可靠，指示是否正确；
4．3．3．9 变压器接线组别和相位是否与运行方式相同；
4．3．3．10 温度指示及整定值是否正确；
4．3．3．11 保护整定值是否符合规定要求。
4．4 在验收后检修部门应向资料管理部门提交如下资料
4．4．1 在变压器大修总结报告（按检修规程附录九填写并签章完整）。
4．4．2 变压器有关试验报告（含绝缘、保护、仪表）及检查记录，其材料需经发电部主任和生技部专责签章。
4．4．3 绝缘油化验（含常规化验、油气分析、微水分析）报告。
5 检修工艺步骤及质量
5．1 拆引线、修前测试
5．1．1 设备停电、办理工作票后方可开工。
5．1．2 拆除变压器引线
拆除主变高压侧引线前，引线应先用白布带绑牢，拆下后即把白布带的另一端绑牢固定，以防引线摆动损伤瓷瓶或甩出碰到其他带电设备。
拆除低压引线前，把低压母线及低压母线固定架绑扎牢固，而后拆除固定螺栓。同时确保在主变吊罩时的设备及人身安全。
引线拆除后，应满足电气试验的安全距离要求。
5．1．3 检修前按部颁变压器试验规程要求进行规定项目的测量试验。
5．1．4 主变吊罩前应拆除与器身连接的附件（包括接地线、二次线、风扇电源线、仪表用电缆）主变吊罩应在修前测试项目结束后进行。
5．1．5 我公司吊罩、吊芯变压器一般均在原地进行。
5．2 变压器附件检修
变压器附件的拆卸、检修应在修前试验后进行。
5．2．1 油枕的检修
1）我公司主变为隔膜式密封、坝变、生活变为普通型油枕。
2）油枕解体检修：
（1）排出部分本体油，使油面降到箱体上盖以下，拆除油枕与本体的
连接件及其它管道接头，用起重设备吊下油枕，起吊时应注意保护油位计。
（2）隔膜式油枕按以下程序：打开视察窗盖，拆除油表连杆，拆除上、下半部油枕连接法兰螺栓，用起重设备吊开上半部油枕，取出隔膜，检查隔膜应完好，无老化变质，无损伤，若有应进行修补和更换，清洗隔膜。
（3）清扫油枕内脏物、油泥等，若有锈蚀，应清理干净，然后重新补漆（用不溶于变压器油的漆，如气干环氧树脂漆、气干红磁漆1323，硅有机清漆1052等）。
（4）清理油枕下部集污盒内污油，并清洗干净。
（5）检查加油管道阀门应完好，清洗管道。
（6）取下油位计，清洗擦试玻璃管，使其清洁透明，更换密封垫后装复，装复时应注意紧固螺丝要用力均匀，以防损坏玻璃管。
（7）指针式油位计应检查各传运部件是否完好灵活，接点是否正常，油表内有无锈蚀。并区别情况予以处理。
（8）装复按分解相反顺序进行。外表涂漆后应于原标定位置标明油位计指示刻度。
5．2．2 吸湿器检修
1）卸下螺杆，取下吸湿器，倒出内部吸附剂。
2）检查玻璃管应完好，密封正确完好。擦试玻璃管使之清洁透明，若玻璃损坏应予更换。
3）清扫吸湿器与油枕的连管。
4）换上干燥的硅胶，并在顶盖下面留出1/5—1/6高度的空隙。
5）下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧（新装吸湿器应将密封垫拆除）。
5．2．3 110KV电容式出线套管检修
1）主变吊罩前应先拆除出线套管。
2）出线套管的拆除：
（1）旋下顶部的接线端头帽盖。
（2）拆除线圈引出线接头与套管（或定位螺母）之间的定位销（或卡套），用铁丝或其它可靠的软线栓住引线头部（铁丝长度应大于套管长度）另一端用手抓住，防止引线掉入油箱。
（3）起重设备吊住中间法兰的上四个中环，并在起吊过程中保持套管的原倾斜额度，套管上节应用绳间相对固定，以防吊出过程中翻倒。
（4）拆去套管中部法兰上的固定螺栓，沿套管安装角度缓缓吊出，起吊过程中应握牢引线头的铁丝以防掉落。
（5）吊出后应放置在事先准备好的套管架上，切勿倒置。
3）检查各瓷件、铁件是否完好，无裂纹、破损，瓷件釉层是否损坏，瓷裙外面无闪络放电痕迹。
4）瓷件和铁件结合应牢靠，清洗表面油污等脏物，铁件重新涂漆。
5）应无渗漏现象，否则应予处理，密封件老化和损坏时应予更换。
6）套管是否密封好，如果现场不能进行处理时，不要拆散套管，以免内部绝缘电容芯子受潮。
7）如果检查时发现瓷套打坏以及内绝缘受潮，在现场不能处理时，套管必须从变压器上拆下，包装后运回制造厂检修。
8）电容式套管的解体检修：
（1）拆除储油柜，用两个螺帽上在对角的两根双头螺栓上，上紧后弹簧
压板受力，即可拆下空心铜管上的大压紧螺母，从而取下整个弹簧压紧装置，
起吊瓷套，拆除小瓷套，压圈等，即可分解各部件，而后进行检查。检修时应严格遵照厂家的有关工艺规定执行。
（2）油位计应完好、清洁，指示清晰。
（3）电容芯子应完好，无损伤、老化、受潮等迹象。
（4）套管测量端子接地线应完好。
（5）更换各部分的密封垫。
9）油化验合格。在标准试油杯中击穿电压不低40KV（运行中油耐压不低于35KV）检修后油应进行微水及色谱分析。
10）高压套管tgδ值标准：
（1）套管在室温不低于10℃，1.05倍最高工作电压下测得的介质损失角正切（tgδ）不大于0.007。
（2） tgδ值与出厂实测值或和始值相比，不应有显著变化。
11）套管的电容值与出厂实测值或和初始值相比，变化一般不大于10%，当超过5%就应引起注意。
12）交接及大修后交流耐压试验合格，其试验标准可参见《电气设备预防性试验规程》。
13）高压套管大修后注油应采用真空注油。
开启放油孔，在放油孔上接上送油管，注油孔接上抽真空装置，检查各处密封可靠后，先抽真空3-4小时，真空度不低于0.1Mpa然后送油1分钟（送油管内径不大于φ4mm）抽真空2小时，如此循环进行，注满后抽真空6小时。
5．2．4 10KV及以下电压出线套管检修。
1）拆除套管内、外连接引线及固定于变压器的法兰连接螺栓或压钉。
2）取下套管，放置于清洁干燥处。
3）检查瓷套管应无裂纹和损伤，表面无放电痕迹，导电杆无过热现象。
4）各部分擦试干净，并更换密封垫。
5．2．5 散热器检修
1）关闭上、下蝶阀。注意操作前应旋出定位螺针，操作后应插入定位孔。
2）打开上部进气孔从下部排油孔排净散热器内油。用起重设备吊住散热器，松开上下连接法兰螺母，吊下散热器（应做好标记）。
3）拆、装散热器时应小心，不得撞击，以防损坏散热管焊接部位。
4）检查散热管头，应无渗漏油，若有应予补焊，因管壁很薄，补焊时应注意操作方法。
5）用清洁变压器油过滤清洗散热器内腔。
6）大修时散热器应进行密封试验，以检查密封状况。其方法是：在散热器里通入0.15-0.25Mpa的干燥压缩空气，然后密封，将其放入水中观察有无气泡生成；或在散热器内打入0.1-0.15Mpa的变压器油代替（油温应在30-40℃），保持10小时，判断有无渗油（可用油压机或滤油机加压）。
7）冲洗、试漏之后若未马上装复，应先使用胶垫和盖板封口，防止进水与污染。
8）清洗散热器外部脏垢，清除锈蚀，重新涂漆（锈蚀严重的散热器应重新做耐压试验）。
9）装复散热器在本体吊罩（芯）后进行。装前应证实各蝶阀完好，无渗漏油，连接螺栓完好，更换各密封垫，自制蝶阀密封垫时，注意内径不可太小，否则上紧压缩后可能造成蝶阀打不开。
10）装复按与拆卸相反顺序进行，注意蝶阀处螺栓连接应均匀逐个拧紧。
5．2．6 风扇电机检修
1）解体检查，引线焊接牢靠，绝缘良好，线圈无断线，铁芯无锈蚀、老化。
2）转子转动灵活，无卡涩，主轴无变形弯曲，轴承无严重磨损，清洗干净后重新补充润滑脂。
3）风叶完好无变形无裂纹，三只叶片角度应一致，风向正确，固定叶片的螺丝毫、止动垫圈、键等必须完整，用左旋螺母固定紧叶片。
4）经绝缘耐压试验合格，三相直流电阻平衡，绝缘电阻不低于0.5MΩ。（用500V摇表测量）
5．2．7 净油器检修
1）关闭净油器与本体连通的上下阀门。
2）打开净油器下部排油阀和顶部排气阀，排出内部油。
3）打开净油器上、下盖板，取出净化物（硅胶）。
4）清除内部脏垢，油泥等脏物，清除锈蚀，重漆耐油漆。
5）检查净油器进出油管阀门应完好。
6）检查净油器滤网完好。
7）更换各部密封垫，重新装入干燥清洁的净油剂，填装时间不宜超过1h。
8）检查各法兰、阀门等，紧固正确后，打开净油器上部放气堵头，先将净油器下部联管阀门打开少许，使油缓慢注满净油器内部。在排净内部残存气体后，上紧堵丝，关闭下阀门，静置12小时后排出沉淀物，再次将净油器充满油即可。
9）根据油化验情况，决定净油器是否投运，净油器刚投运24小时内重瓦保护投信号位置。
5．2．8 压力释放阀的检查
1）压力释放阀检查应在本体油排到释放阀安装法兰以下时进行。
2）开闭应灵活，无卡堵现象。
3）阀内无异物，阀体密封良好无渗漏。
4）查密封圈是否已老化、变形或损坏，若有应予更换。
5）零部件应无锈蚀、变形、损坏。
6）有条件时，应检查压力释放阀动作压力符合要求。
7）信号接点动作应灵活正确。
5．2．9 事故排油阀的检修
事故排油阀要求密封良好，无渗漏，启闭灵活，无卡阻现象。大修时应对其解体检查，更换各密封件，检查阀门密封面应完好，无损伤。组装时，阀杆表面涂适量润滑脂。不合格应修复或更换。检修后应对阀体密封进行检查，可用煤油法试漏。即把阀门关紧，置于垂直状态，往阀门中倒入煤油，静置2-3小时，观察其下部有无煤油渗漏出，若有说明密封不良，应予处理，否则说明密封良好。
5．3 变压器器身检修
5．3．1 吊芯（罩）的要求
1）检查场所：应完好密闭或临时密闭，地面应平坦结实，四周清洁，设备和工具干净，要做到防雨、防尘、防雪、防污染。
2）环境温度：应大于0℃，当器身温度低于环境温度时，器身宜加热，使器身温度高于环境温度10℃，但空气相对湿度小于60%时，可不加热。
3）暴露时间：器身在空气中暴露的时间（放油时起，到盖罩后开始抽真空时止）注油时间不计在内。放油、注油速度≤100L/min，要严格控制放油、
吊装、注油工艺阶段的时间。
空气相对湿度≤65%时16h
空气相对湿度≤75%时12h
空气相对湿度≥75%时，不允许检查
4）安全要求：与检查无关人员不得进入现场，工作人员不得携带金属物体和其他杂物。工具、材料要有专人保管，攀登梯子不可直接搭放在线圈、引线和绝缘件上，不得用细金属丝绑扎油管、风管等，以免脱落掉入器身。
5．3．2 吊芯（罩）前准备工作
1）落实人员安排，根据修前试验情况进一步分析落实检修项目，确定吊芯（罩）检查重点。
2）检修箱体上所有连接点确已断开，该做标记的应标示清楚。
3）检查工具、材料是否齐备，再次核实起重工具安全载荷。
4）吊芯（罩）前应检查现场是否已做好防尘、防潮、防火准备工作。
5）现场工作负责人应向全体人员交待安全注意事项。
6）工作人员戴口罩，在芯体上工作人员须穿袜子，戴清洁手套，身上不得有任何金属物件（含金属衣扣），衣裤扭扣应牢固，不穿金属扣拖鞋，照明用低压行灯。
7）排本体油，挂好起重工具，应使器身与空气接触的时间尽可能短，以减少线圈受潮的可能，排油工作应有以上各项准备工作基本结束后进行。
5．3．3 起吊
各项准备工作就绪，排油后应由有经验的起重人员统一指挥进行起吊。
1）吊钩必须置于芯体（罩）的重心上部，必须四个角相同起吊。吊绳长度应适宜，吊索与垂线间夹角不宜大于30℃，达不到此要求时应使用专用起吊梁起吊，芯体或罩必须保持水平。
2）起吊上升必须缓慢，吊罩时钟罩四角应绑有限位绳，以防倾倒或摇晃碰伤器身。
3）器身吊出后应置于干净的油盘内进行检查。
4）起吊上节油箱必须进行试吊，由于箱沿密封件的胶粘作用和油箱排油后的负压作用，使上下节油箱不易分开时，切勿强持起吊，以避免忽然跳起而碰坏器身，必须打开下节进气阀后用撬棍撬开箱底接合面后起吊。吊起50-100mm后出现单侧重，则应调整水平再吊，吊起后应落在干净垫木上。
5．3．4 器身检查
应检查下列各部件：线圈、引线铁芯、夹件、绝缘、分接开关等。
1）铁芯无变形、过热、短路现象；铁芯接地牢靠，测试铁芯绝缘，检查不应有多点接地，如有应查清原因及时消除。测铁芯绝缘时应解开铁芯接地连接，而后测量铁芯和夹件间的绝缘电阻，测量工作结束后马上恢复铁芯接地片，谨防遗漏（外引接地最后连接）。
2）用扳手或专用工具逐个多次拧紧穿芯螺杆和线圈压钉（应由两人同时两侧拧紧）。
3）若铁芯与夹件绝缘不合格时，应检查夹件与铁芯之间、线圈底座与铁芯之间是否有导电杂质，绝缘有否损坏，穿芯螺杆绝缘有否损坏或是否有金属件搭接，应区别情况予以处理。
4）检查引线支架应完好、紧固。
5）油道畅通，无污物，油道衬条无损坏、脱落、松动。
6）外观检查线圈不能有变形，绝缘垫块、衬条、夹件、扎线等不能松动，线圈与线圈、线圈与铁芯之间的绝缘纸板应完好，无损伤，装配牢固、无位移。
7）压钉受力应适当，不可太紧，以防线圈受力过大而变形。
8）各组线圈排列整齐，间隙均匀，线圈表面无油泥，油路畅通。
9）线圈绝缘层完整，无擦伤，表面颜色正常，无脆裂或击穿，引线绝缘包扎完好。
10）支架等完好，无碳化、受潮。若有损伤须更换时应逐一更换，并注意防止碳粉等杂质掉入线圈内部。
11）观察线圈表面绝缘状况，给予评定其绝缘等级，根据绝缘质量的不同评定等级分为：
一级绝缘（良好）：绝缘层软韧而有弹性，颜色淡而鲜，用手指按压后无永久变形，折叠180°无裂纹。
二级绝缘（良好）：绝缘层干硬紧固，颜色深且暗，用手按压后无裂纹，折叠90°无断裂。
三级绝缘（不可靠）：绝缘层硬而脆，颜色暗且发黑，用手按压后产生细小裂纹，折叠90°出现裂纹。（对三级绝缘应采取加强措施）
四级绝缘（老化）：绝缘酥脆，表面有裂纹脱斑现象，用手指按压后绝缘层脆裂脱落，拆叠90°即断裂（对四级绝缘应予更换）。
12）绝缘层包扎：
去除老化的绝缘层，清扫干净，对于导线的绝缘，线圈的层间绝缘和引线绝缘以及线圈端部引线的加强绝缘，可用0.12mm厚的电缆纸（K-12）包扎；对于要求绑扎质量较高的地方，如：引线焊接转弯处的绝缘，可用漆布或漆布带（用绵布、绸布或玻璃丝带浸以耐油漆制成）包扎，所有包扎绝缘经干燥处理，漆布浸漆前需经干燥。
13）变压器线圈的引线和支持件是检查的重点之一，引线的绝缘包扎应紧固无损伤，固定支架应无松脱现象，各导电部分联接紧固，焊接部分完好。
5．3．5 无载调压分接开关检修
1）吊芯（罩）前必须把分接开关操作杆从变压器上拆下，做好记号放置在清洁干燥外。
2）分接开关触头固定在本体铁芯支架上，当吊芯（罩）后，即可进行检修。
3）将套在分接开关外的绝缘套筒向上移动，检查分接头有无过热现象，过热严重的应予更换和处理。
4）分接开关触环与接触柱之间的压力弹簧无永久性变形或损坏，否则应更换，每个切换位置应接触良好。
5）检查触点金属表面不能烧伤或变色，若有应擦试或打磨，修磨可用细砂布或整形锉进行，镀银触头可用银砂纸擦试，若较严重无法修理时，应予以更换。
6）整体固定牢靠，支架完整良好，检查各紧固螺丝不应有松动。
7）绝缘筒完好，无损伤、无脱漆、无脱层、开裂现象。绝缘件无损伤，否则应予更换。
8）分接开关机械操动装置应灵活，操动杆轴销、开口销、铆钉等应齐全牢靠。
9）检查后冲洗干净，筒内不得有杂物和脏物。
10）用双臂电桥测量每个切换位置的接触电阻不应大于500µΩ，并应符合部颁试验标准。
11）装复时应更换各密封垫。
5．4 变压器油箱（钟罩）的检修
5．4．1 排油前应检查箱壳（盖）各处焊缝不应有渗漏油，若有应做好记号
在吊芯（罩）时进行补焊。
5．4．2 清除内外壁油箱，脏污等杂物，清除锈蚀，重新喷漆，内壁应刷不溶于油的防锈漆。
5．4．3 更换高低压套管，分接开关、油枕、人孔、手孔及散热器、放油阀、净油器等各部密封胶垫（所有密封垫应耐油并检验无脱层等劣质现象）。
5．5 修后组装及注油
5．5．1 器身组装前清点所有工器具完整、齐全，以防检修时将工具遗留在器身上，并彻底检查器身，确无任何遗留物后，用清洁变压器油冲洗铁芯、线圈。
5．5．2 确认器身检修、试验项目完成。
5．5．3 将线圈各引线置于距出线套管安装孔近处，必要时可用布带绑系固定。
5．5．4 更换箱盖密封胶条，吊入器身（或盖上钟罩），逐个多次拧紧箱沿螺栓，使密封圈压缩量达1/3为最佳，若箱沿上焊有护框，可上到碰上护框为止。
必须注意，吊入器身（盖钟罩）时，必须专人指挥、小心操作，不发生摆晃，而损坏绝缘等。
5．5．5 装复分接开关操作杆，组装时注意确认内部实际位置与操作杆上指示位置相符（一般均调至1档或最后一档），必要时可测直流电阻加以判定。
5．5．6 主变必须进行抽真空注油：
1）我公司主变允许的真空度：
在实际工作中，除了监视其真空度外，还应安装变形监视装置观察油箱变形程度，油箱变形最大值应小于两倍油箱壁厚。
2）抽真空前通往油枕和散热器蝶阀应关闭，以免损坏隔膜和散热器。
3）接好真空泵，管道及注油管道后即可开始抽真空。
4）在抽真空时，应注意观察油箱的变形程度，及有否其他异常，如有应立即停泵，降真空。
5）抽到要求值后维持此真空度（2h）以上，然后继续维持此真空度开始注油。（一般抽空时间等于1/2暴露空气时间，注油温度略高于器身温度）。
6）总注油时间要求大于6小时，可根据总注油量计算出允许的流量，注油时控制油速不大于100L/min。
7）注油至距箱顶约20cm时停止。
8）注油后继续抽真空维持4小时。
9）变压器补充油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12小时。
5．5．7 对10KV坝、生活变可用常规注油。
5．5．8 主变大修后的热油循环。
由于线圈暴露在空气中的时间过长或线圈绝缘有轻微受潮时，可采用本体带油加热过滤（可加抽真空）。但本体油温不得超过80℃，处理时间不超过48小时。
5．5．9 附件的组装
5．5．9．1 高压套管安装：
1）套管安装前必须检查，注意瓷套是否有破痕，裂纹或密封不良，若
有应处理后方可安装。
2）套管安装前油箱的安装面应清理干净，注意螺栓、螺母、工具等不要掉入油箱。
3）对有升高座的套管装配时应先装配升高座，升高座装配时其内部互感器应测试合格。升高座的装配应对号入座，密封垫应放正，施力均匀，压缩量以1/3为宜，高压引线应及时提到升高座上面来。
4）电容器式套管安装前应拆下顶部的接线端子和防雨罩，并检查导管内部、套管下部瓷套，均压球等部件是否均清洁、干燥。
5）将拉绳（铁丝和其他可靠的软绳 ）从套管上部导管穿入，从下部引出后固定在引线杆头，绳上端经滑轮后由专人拉住，在吊装过程中应保证引线始终拽直而不拧动或打弯。
6）调节绑绳长度，使套管的角度和安装位置相符，套管缓慢地斜落入升高座内，落到位后用定位销装引线导杆头固定在套管接线座上，则可拧紧套管安装法兰，装好顶部接线端子和防雨罩等。
7）若出现引线太短现象，可能是箱沿螺栓未拧紧或者是引线拧劲或打弯后造成的，应进行检查纠正，切勿硬拉引线，以防引线根部绝缘损坏或使引线木件拉断。
5．5．9．2 10KV套管装配
1）对穿缆式套管，先将引线自瓷套内引出，拧紧压圈和压钉螺母后，再将引线拉直使导杆头上的定位卡在瓷套定位槽内，将压盖放正，然后密封紧固导杆头。
2）对导杆式套管，先将密封垫放正，固定套管，再经手孔使套管尾部与引线接线片相连。接触面要足够，双面接的不准变为单面接，螺栓要紧固，止退螺母要锁紧。
3）以上两种套管固定时，压圈位置应正确，上压钉螺母用力应均匀，且应对角逐个上紧，严防损坏套管。
5．5．9．3 无励磁分接开关的安装：
1）分接开关安装时应对号入座。装配操作联杆上端槽口应准确插入开关本体绝缘轴的定位销上，严防插到开关定位销之外，造成分接开关的误动作。
2）分接时有明显的手感声响，可证明插入的正确性。
3）其密封件的安装同其他部件相似。
5．5．9．4 储油柜（油枕）的安装
1）先检查隔膜是否干净无损伤，重新装入柜后拧紧放气塞，从瓦斯联管处充入0.2Kg/cm2（0.02Mpa）Pa压力气体，持续30分钟应无漏气现象。
2）先将油位计的连杆用绳绑在柜顶内壁钩环上，先不与隔膜相连。
3）储油柜吊装在其支架柜脚上，插上螺栓带上螺母，可不先拧紧，待气体继电器安装好后再拧紧。
4）管道连好后，从油箱的油门注油至正常油位。
5）静置结束后，再从视察窗打开膈膜上的放气塞，有油溢出后塞紧气塞再正式把油位计连与隔膜相连，并根据油位指示牌上的油位指示曲线，可确定油位指示计指针的位置。
5．5．9．5 冷却装置的安装
散热器安装前需用干燥的变压器油加压200Kpa30分钟，在焊接处用肥皂水涂刷检查密封的好坏并进行冲洗。
散热器吊装前，如果安装法兰与油箱连管法兰的尺寸有偏差，可暂装下
法兰，对正戴上螺母，然后将散热器提升或下降安装上法兰。在安装时密封圈要注意尺寸，内径太小会使蝶阀打不开或关不上。
在安装冷却风扇时，两根据拉杆受力应均匀一致。风扇安装时应注意旋转方向，一定要向上吹风，否则可改变电机接线以纠正。
5．5．9．6 瓦斯继电器的安装
现场安装前，要将其芯子取出，去掉运输包装用的防震垫和绑扎绳，检查紧固件，动作元件和引线是否正常，然后将芯子和外壳用合格油冲洗干净，再回装芯子，按低压电气设备试验标准，测量引线小套管间对地间的绝缘电阻，并做耐压试验（工频2000V耐压1分钟），充满变压器油时承受200Kpa压力20分钟无渗漏，安装时密封垫要放正，外壳上红色箭头应指向储柜。
5．5．9．7 在组装套管等附件时，工具应用白布带绑住，严防工作过程中由于疏忽而使工具掉入箱内而引起不必要的返工。
5．5．9．10 真空注油结束12h以上，热油循环结束24h后，可进行绝缘和其他试验。
5．6 扫尾工作
5．6．1 检修后瓦斯继电器侧应比另一侧高1-1.5%坡度,以利气体流向油枕一侧。
5．6．2 检修后对变压器各部位（套管、散热器、循环管道、升高座等）积存的气体进行排放，最后从加油管或底部油箱放油阀排油至规定的油位止。
变压器正常运行中油枕需补充油时，必须从油枕上的专用加油管道加入，不得打开油枕上部放气塞加油。在加油时最好采用手摇油泵进行，且管道连接好以后应先排出管道内积存的空气，而后再接入加油管道加油，不许把空气带入油枕。
5．6．3 连接冷却风扇电源，并试转确认转向正确。
5．6．4 落实二次保护各部分工作完毕，表计安装正确。
6 试验项目
变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行，其试验项目如下：
6．1 大修前的试验
6．1．1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。
6．1．2 测量绕组连同套管一起的泄漏电流。
6．1．3 测量绕组连同套管一起的tgδ。
6．1．4 本体及套管中绝缘油的试验。
6．1．5 测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置）。
6．1．6 套管试验。
6．1．7 测量铁芯对地绝缘电阻。
6．1．8 必要时可增加其它试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。
6．2 大修中的试验。
大修过程中应配合吊罩（或器身）检查，进行有关的试验项目。
6．2．1 测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓（或拉带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻。
6．2．2 必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻。
6．2．3 必要时作套管电流互感器的特性试验。
6．2．4 无载分接开关的测量与试验。
6．2．5 必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ，局部放电和耐压试验（包括套管油）。
6．3 大修后的试验。
6．3．1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。
6．3．2 测量绕组连同套管的泄漏电流。
6．3．3 测量绕组连同套管的tgδ。
6．3．4 冷却装置的检查和试验。
6．3．5 本体和套管中的变压器油的试验。
6．3．6 测量绕组连同套管一起的直流电阻（所在分接位置上）。
6．3．7 测量铁芯（夹件）引线对地绝缘电阻。
6．3．8 总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验。
6．3．9 绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）。
6．3．10 测量绕组所有分接头的变压比及连接组别。
6．3．11 检查相位。
6．3．12 必要时进行变压器的空载特性试验。
6．3．13 必要时进行变压器的短路特性试验。
6．3．14 必要时测量变压器的局部放电量。
6．3．15 额定电压下的冲击合闸。
6．3．16 空载试运行前后变压器油的色谱分析及简化试验。
7 试送电
7．1 大修后各项试验工作结束后，恢复各引线。接线时各接触面应接触完好，接触面清洗干净涂一层中性凡士林或导电膏，而后上紧，清理场地，按验收制度进行验收。
7．2 试送电
试送电时电源侧应有完善的保护措施，我公司主变压器试送电时应从零升压，然后再用全电压冲击合闸，冲击合闸时分接应置于运行的分接位置上。
从零升压时，当升到额定电压的25%、50%、75%、100%时应分别停5分钟，工作人员应认真倾听内部有无异常响声，各部件是否正常。当升至某一电压值时，发现异常则应立却断开开关进行处理，正常后方可继续升压，若每一电压级检查均正常，则可继续升至额定值，观察无异常，然后再进行冲击合闸试验。
我公司主变从零升压由发电机进行，即从低压侧零起升压，冲击合闸时由高压侧开关进行。
大型变压器空载冲击合闸时应注意以下事项：
1）冲击合闸前应先起动冷却器，以排尽主体气泡，在合闸时可停止冷却器，以检查有无异常声响。
2）电源侧开关三相不同期应小于10ms，另一侧（非合闸侧）应有避雷器
保护，大接地电流系统的变压器中性点应直接可靠接地。继电保护应投入，其中瓦斯保护信号回路暂接跳闸位置。
3）5次全电压冲击合闸中，每次合闸间隔时间5min，记录变压器的激磁涌流的电流值，变压器励磁涌流不应引起差动保护装置误动作，合闸带电后，变压器声音应正常。
4）试运行前后油色谱数据应无明显变化。
空载冲击合闸结束后，应将重瓦保护改接信号位置。
以上各工作均结束后，可转入空载，负载试运行。
8 干式变压器检修
8．1 周期
在干燥清洁的场所，每年或更长一点时间进行一次。每年一次预防性试验，声响异常或温度突升时，应临修。
8．2 检修项目及标准
8．2．1 线圈的检修
8．2．1．1 线圈清洁维护：绕组装配的顶部和底部必须无灰尘聚集，通风气道中的灰尘应使用压缩空气吹净，以保证空气流通和防止绝缘击穿。
8．2．1．2 检查线圈的表面有无裂纹，脱漆等现象。
8．2．1．3 检查紧固件，连接件是否松动，若有应紧固。
8．2．1．4 各接头引线无过热，导电零件以及其它零部件无生锈、腐蚀的痕迹，绝缘表面无爬电痕迹和碳化现象，有必要时应采取相应措施进行处理。
8．2．1．5 线圈带电部份对地，电缆及支撑架的距离符合标准要求。
8．2．2 铁芯的检修
8．2．2．1 铁芯的外露部分清洁维护。
8．2．2．2 检查铁芯表面无锈蚀，脱层现象且无局部过热现象。
8．2．2．3 铁芯夹件螺栓紧固无松动。
8．2．3 变压器的绝缘子检修。
8．2．3．1 变压器的绝缘子必须用洁净的软质布擦试干净,保证无灰尘粉末。
8．2．3．2 绝缘子必须无裂纹，无爬电痕迹。
8．2．3．3 绝缘子紧固螺冒必须备紧。
8．2．4 其它要求
8．2．4．1 变压器的安装应可靠，无歪斜，振动现象。
8．2．4．2 变压器周围环境应清洁，无水，无其他影响安全运行的杂物。
8．2．4．3 变压器通风散热条件应良好。
8．2．4．4 变压器各部分无局部过热现象，各部温度正常，未超过规定值。
8．2．4．5 变压器引线及分接线位置无变化，线圈无变形位移。
8．2．4．6 变压器各部分紧固件无松动，无异常噪音。
8．2．4．7 分接切换装置无松动、过热、接触良好。
8．2．4．8 变压器接地连接应可靠。
8．2．4．9 所有紧固件、连接件无松动，零部件应无生锈、腐蚀，绝缘表面应无爬电痕迹、碳化现象。
8．2．5 做绝缘预防性试验且合格
附加说明：
本标准由福建闽兴水电有限公司峡阳项目部提出
本标准主要起草人：江涛
本标准审核人：林国强 林加森
本标准批准人：陈天宇
最新评论
变压器差动保护中电...
