SHS 06002-2004 变压器、互感器维护检修规程

第二篇 变压器、互感器维护检修规程 次 第一章 总则 第二章 油浸式电力变压器（含消弧线圈） 第三章 干式变压器 第四章 防爆电脱盐变压器 第五章 感应高压变压器 第六章 6 220力互感器和电流互感器 2 第一章 总 则 主题内容与适用范围 题内容 本规程规定了变压器、调压器及互感器等设备的小修、大修周期、项目及质量标准，定期检查项目用技术要求、常见故障及处理、检修后交接程序及验收。 用范围 本规程适用大庆石化公司 1以上油浸电力变压器、 35以下干式变压器、防爆电脱盐变压器、油浸感应变压器及 6 220力互感器和电流互感器和电压互感器的维护和检修。未编入本规程的其他变压器和互感器可参照本规程编制本单位现场维护检修规程。 编写修订依据 本规程编写修订依据国家标准电力装置安装工程施工及验收规范（ 90）、中华人民共和国电力行业标准电力设备预防性试验规程（ 596 1996）。本规程编写参考了国家标准电力变压器（ 5）及部分制造 厂家的安装使用说明书。 检修前的准备 据设备状况，确定检修内容，编制检修计划、进度方案。 织好检修人员，进行技术交底，完善检修方案，明确检修任务。 好检修设备、材料、工器具、备品备件及文明、安全检修所用物 3 品。 好安全措施，办好工作票、动火票等。 交接与验收 接内容 检修单位向主管单位交付检修记录、试验调整记录、试运记录、检修图纸及其他资料等。 收程序及要求 单位根据实际情况进行分级 验收。 管部门组织有关人员对设备的检修项目和设备缺陷的消除情况，按完好设备标准检修质量标准进行检查验收，做出是否投运的明确结论，并分级确认签字。 明 本规程各项规定标准凡低于国家标准的，按国家标准执行。 第二章 油浸式电力变压器（含消弧线圈） 修周期和项目 检修周期（见表 2 表 2修周期 检修类别 小修 大修 检修周期 电所的常规主变压器和厂（所）用变每年 1 次 2. 常规配电变压器 1 1 次 电厂的主要厂用变压器和主要变电所的所用变，应按照厂家规定进行大修 照厂家规定进行大修；充氮与胶囊密封的变压器可适当延长大修间隔 过预防性试验和运行情况判明有内部故障时才进行大修 4 器，小修周期应根据现场情况及设备运行情况具体规定 应考虑进行吊芯检查或大修 注： 变压器冷却装置的检修周期为：水冷器每 1检修 1 次；风冷却器随本体大修或有必要时进行；风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修 1 次；操作控制箱的检修结合主变大小修时进行。 60以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况自行规定。 新投入的有载调压变压器的分接开关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分解开关取出检修，以后可按设备运行情况自行检修。 修项目 修项目 中的污泥，检查油位计； 油柜、安全气道及其保护膜的检查； 部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫； 量装置及操作控制箱，并进行试验； 大修项目（见表 2 表 2修项目 5 部件名称 一般项目 特殊项目 常修项目 不常修项目 外 壳 及 绝 缘 油 括本体、大盖、衬垫、储油柜、散热器、阀门、安全气道、滚轮等，消除渗漏 换或补充干燥剂 滤变压器油 铁 芯 及 线 圈 芯 接地情况及穿芯螺栓的绝缘状况 块、引线、各部分螺栓、油路及接线板 密封式变压器吊芯 冷 却 系 统 动机及其管路、阀门等装置 括水管道、阀门等装置，进行冷却器的水压试验 水 1改变冷却方式（如增加强迫油循环装置等） 分接头切换调压装置 理有载或无载分接头切换装置，包括附加电抗器、定触点、动触点及其传动机构 括电动机、传动机械及其全部操作回路 1. 更换传动机械零件 续表 部件名称 一般项目 特殊项目 常修项目 不常修项目 套 管 要时更换绝缘油 色清晰 套管解体检修 其 他 计 电保护装置、控制信号装置及其二次回路 检查并清扫事故排油装置 充氮保护装置补充或更换氮气 6 修质量标准 芯要求 芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于 75%的条件下进行，事先做好铁芯的防潮、防尘措施。 芯时周围空气温度不宜低于 0，变压器器身温度（即上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温 度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度高于周围环境温度 10左右，方可吊芯。 防止受潮，应尽量缩短铁芯在空气中暴露的时间，从放油开始时算起，至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定。 a 空气相对湿度不大于 65%时为 16h； b 空气相对湿度不大于 75%时为 12h。 芯检修 芯表面清洁、无油垢、无锈蚀、铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。 芯接地良好，且只有一点接地。 有穿芯螺栓应紧固，用 1000V 或 2500V 兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯以及轭铁夹件之间的绝缘电阻（应拆开接地片），其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的 50%或其值不小于下列规定。 变压器额定电压 /0 及以下 20010缘电阻 /2 5 0 芯螺栓应做交流 1000V 或直流 2500V 的耐压试验 1闪络、 7 击穿现象。 部所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防止松动措施绑扎完好。 圈检修 圈表面清洁无垢，油道畅通，上 下夹件紧固，绑扎带完整无裂；垫块排列整齐，无松动或断裂。 组线圈应排列整齐，间隙均匀，无移动变位；焊接处无熔化及开裂现象。 圈绝缘层完整，表面无过热变色，脆裂或击穿等缺陷。 出线绝缘良好无变形，包扎紧固无破裂；引线固定牢靠，其固定支架紧固；引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密；引出线接线正确，引出线间及对地绝缘距离应符合下列要求： 额定电压 / 10 35 110 油中引线沿木质表面最小对地距离 /0 40 100 380 套管导电部分对地 的油间隙 /5 30 90 370 接头切换装置的检修 接头切换装置的绝缘部分在空气中的暴露时间同本篇 接头切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁、光滑无烧蚀，在接触位置应接触紧密，弹性良好，用 尺检查，应塞不进去，测量各分接头在接触位置的接触电阻不大于 500。 动装置操作正确，传动灵活，转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致；绝缘部件清洁、无损伤、绝缘良好。 8 管的检修 管的瓷件应完好，无裂纹、破损或瓷釉损伤，瓷裙外表面无闪络痕迹。 件与铁件应结合牢固，其胶合处的填料应完整，铁件表面无锈蚀，油漆完好。 缘层包扎紧密无松脱，表面清洁，无老化焦脆现象。 容式套管各接合处不得有渗、漏油现象，套管油取样化验符合规定要求，油位计完好，指示正确。 容式套管内引出的分压引线良好。 却系统检修 却风机应清洁、牢固、转动灵活，叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况，转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好。 迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。 壳及附件的检修 箱及顶盖应清洁，无锈蚀、油垢、渗油。 油柜应清洁无渗漏，储油柜中胶囊应完 整无破损、无裂纹和渗漏现象；胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口密 9 封应良好，呼吸应畅通。 位计批示应正确，玻璃完好透明无裂纹或渗油现象，油面监视线清楚。 全气道内壁清洁，隔膜应完好，密封良好。 湿器与储油柜间的连接管密封良好；吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。 油器内部 清洁、无锈蚀及油垢，湿剂应干燥，其滤网的安装位置应正确。 体继电器应水平于顶盖安装，顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接 应密封良好，连接管应以变压器顶盖为准保持有 2%升高坡度，不得有急剧的弯曲和相反的斜度。室外变压器的气体继电器防雨设施良好。 控器指示正确，信号接点应动作正确、导通良好，表面无裂纹、玻璃清洁透明，密封严密，接线端子牢固，引线绝缘良好。 种阀门操作灵活，关闭严密，无渗漏油现象。 压器铭牌及编号牌表面清洁平整，参数齐全，字迹清楚。 压器密封及注油 有法兰连接面应用耐油橡胶密封垫（圈）密封；密封垫（圈）应无扭曲、变形、裂 纹、毛刺；密封垫（圈）应与法兰面的尺寸配合。 兰连接面应平整整洁；密封垫应擦拭干净无油迹，安装位置应准确；其搭接处的厚度应与原厚度相同，压缩量不超过其厚度的 1/3。 10 压器油必须经试验合格后，方可注入变压器中。注入变压器的油的温度应该等于或低于线圈的温度，以免绝缘受潮。注油后需静置，并不断打开放气塞排气， 35下电压等级变压器静置时间为 24h； 636h。静置后需调整油面至相应环境温度的油面。 20以上变压器应 采用真空注油； 110压器也宜采用真空注油。真空注油工作应避免在雨天进行，以防潮气侵入。 油柜要求充氮保护的应进行充氮，充入的氮气应干燥，纯度及压力应符合制造厂的规定。 验 浸入式电力变压器的试验周期、项目及标准（见表 2 弧线圈的试验项目，周期和标准参照表 2序号 1、 3、 4、 6、8、 9、 21 等项进行。 运 压器在检修结束试运前，应进行全面检查，其项目如下： a 变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗 油； b 轮子的制动装置应牢固； c 汪漆完整，相色标志正确，接地可靠； d 变压器顶盖上无遗留杂物； e 事故排油设施完好，消防设施完好； f 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均应打开，阀门批示正 11 确； g 高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部结构的密封良好； h 储油柜和充油套管的油位应正常； i 电压切换装置的位置应符合要求；有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确；消弧线圈分接头位置应符合整定要求； j 变压器的相位及接线组别应符合并列运行要求； k 温控器批示正确，整定值符合要求； l 冷却装置试运正常，联动正确，水冷装置的油压应大于水压，强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行较长时间循环后，放完残留空气； m 保护装置整定值符合要求，操作及联动试验正确。 12 表 2浸式电力变压器的试验周期、项目及标准 序号 项目 周 期 标 准 说 明 1 测量线圈的绝缘电阻和吸收比 以上的主变压器每年 1 次； 35下变压器 1 1 次 1. 绝缘电阻换算至同一温度 下，与前一次测试结果相比应无明显变化（参考值见表 2 2. 吸收比（ 10围）不低于 极化指数不低于 000V 以上线圈用 2500V 兆欧表，其量程一般不低于 100001000000V 兆欧表。 被试线圈应接地。 2 测量线圈连同套管的泄漏电流 以上主变压器每年 1 次 线圈定额电压 / 605 以上 直流试验电压 / 10 20 40 泄漏电流值 3. 泄漏电流自行规定，但与历年数据相比较应无显著变化（参考值见表 2 13 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 3 测量非纯瓷套管的介质损耗因数1大修时 1 次 的 %）不应大于下表中数值 般不大于 10% 3. %）与出厂实测值或初始值比较不应有显著变化 5%时应引起注意 时 间 % 额定电压 / 管形式 35 63 修 后 充油式 3 2 油浸纸电容式 - 1 胶纸式 3 2 充胶式 2 2 胶纸充胶或充油式 行 中 充油式 4 3 油浸纸电容式 - 纸式 4 3 充胶式 3 3 胶纸充胶或充油式 4 14 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 4 测量线圈连同套管的直流电阻 以上主变压器每年 1 次， 35下变压器 1 1 次 上变压器各相线圈电阻相互差 别不应大于三相平均值的 2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的 1% 2. 1600以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的 4%，线间差别一般不大于三相平均值的 2% 厂或交接）相应部位相间差比较，其变化也不应大于 2% 侧线圈的所有分接头位置均应测量 1 次的测量和运行中变换分接头位置后只在使用的分接头位置进行测量 后的数值 产的变压器其标准仍以 6305 测量铁芯（带引外接地）对地绝缘电阻 以上主变压器每年 1 次， 35下变压器 1 1 次 绝缘电阻自行规定 000V 兆欧表 15 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 6 油中溶解气体的色谱分析 220 120000 个月1 次， 35以上或8000以上变压器每年 1 次，其他变压器自行规定 烷、乙烯和乙炔四种气体总和 结合产气速率来判断有无内部故障，并加强监视 运后在短期内应多次检测，以判断设备是否正常 气体种类 总烃 乙炔 氢气 含量 /( L/L） 150 5 150 当一种或几种溶解气体的含量超过上表中数值时，可利用附录判断故障性质 h（开放式 )h（密闭式）或相对产气速率大于 10%/月时可判定为设备内部故障 7 线圈连同套管一起的交流耐压试验 般应按表 2出厂标准进行，局部更换线圈后按表 2大修标准进行 准不明的未全部更换线圈的变压器，交流耐压试验电压应按过去的试验电压，但不得低于下表值： 000他自行规定 以上变压器更换线圈后可采用倍频感应法或操作波进行耐压试验（操作波试验波形、电压值见表2 线圈额定电压 / 3 6 10 35 60 试验电压 / 8 13 19 26 64 105 的标准不同的试验电压，应按出厂试验电压的 85%进行，但均不得低于上表中相应值 16 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 8 测量 线圈连同套管一起的介质损耗因数 1. 大修后 1. %）应不大于下列值 150以上的变压器应进行测量 用M 型试验器时应屏蔽） 温度 / % 高压线 圈电压等级 10 20 30 40 50 60 70 35以上 1 1 5 2 3 4 6 8 35以下 1 5 2 3 4 6 8 11 同一变压器低压和中压线圈的 线圈相同 2. %）与历年的数值比较不应有显著变化 9 测定轭铁梁和穿芯螺栓间（可接触到的）的绝缘电阻 大修时 绝缘电阻自行规定 000500量时应将连接片断开（不能断开者可不进行） 10 检查线圈所有分接头的电压比 应符合规律 5下，电压比小于 3 的变压器，电压比允许 偏差为 1% 定分接头）电压比允许偏差为 按制造厂标准测量电压比 在变压器阻抗电压值（ %）的1/10 以内，但不得超过 1% 17 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 11 校定三相变压器的连接组别和单相变压器引出线的极性 必须与变压器的标志（ 铭牌和顶盖上的符合）相符 12 测量 3150以上变压器在 与出厂试验值相比无明显变化 作单相全电压试验 % 13 测量变压器额定电流下的阻抗电压和负载损耗 更换线圈后 应符合出厂试验值，无明显变化 无条件时可在不小于 1/4额定电流下进行测量 14 检查有载分接开关的动作情况 应符合制造厂的技术条件 15 检查相位 必须与电网相位一致 16 额定电压下的冲击合闸试验 进行 3 次，应无异常现象 以上变压器在中性点接地后方可试验 17 散热器和油箱密封油压试验 大修回装后 对管状和平面油箱采用 油柱压力，对波状油箱和有散热器油箱采用 验持续时间为 15渗漏 18 冷却装置的检查和试验 应 符合制造厂规定 18 续表 序号 项目 周 期 标 准 说 明 19 检查运行中的热虹吸油再生装置 应符合制造厂规定 20 检查接缝衬垫和法兰连接 应不漏油，对强迫油循环变压器应不漏气、漏水 21 油箱和套管中绝缘油试验 按表 2规定进行 22 油中微量水测量 必要时 参考值如下： 220以下为 30 L/L 以下 注： (1)1600以下变压器试验项目、周期和标 准，大修后试验参照表 2序号 1、 4、 5、 7、 10、 11、 15、 21 进行，预防性试验按序号 1、 4、 21 等项进行。 (2)油浸电力变压器的绝缘试验，应在充满合格油静置一定时间，待气泡消除后方可进行，一般大容量变压器应静置 20空注油时可适当缩短）， 3需静置 5h 以上。 (3)油浸变压器进行 允许最高试验电压如下：不论注油或未注油的 10以上变压器，试验电压为 100下变压器试验电压不超过额定电压。进行泄漏电流测试时，对于未注油的变压器外施电压可降低为规定试 验电压的 50%。 (4)变压器绝缘温度以变压器上层油温为标准。 19 表 2圈绝缘电阻允许值 绝缘电阻 温度 / 允许低值 /高压线圈额定电压 /0 20 30 40 50 60 70 80 30350 600 1200 300 400 800 200 270 540 130 180 360 90 120 240 60 80 160 40 50 100 25 35 70 表 2圈连同套管的泄漏电流允许值 额定电压 /漏电流 温度 允许值 / A 试验电压 (峰值 )/0 20 30 40 50 60 70 80 203 10 20 40 11 22 33 88 17 33 50 50 25 50 74 74 39 77 111 111 55 112 167 167 83 166 250 250 125 250 400 400 170 240 570 570 20 表 2圈连同套管一起的交流耐压试验 额定电压 / 6 10 15 20 35 44 60 110 154 220 最高工作电压 /3 9 126 177 252 交流耐压 试验电压 / 厂 18 25 35 45 55 85 95 140 200 400 交接及大修 15 21 30 38 47 72 81 120 170 (195) (270) 340 注： (1)括号中数值适用于小接地短路电流系统。 (2)电力变压器的 500V 以下的线圈绝缘交流耐压试验电压，出厂为 5 修为 4 表 2作波试验波形、电压值 电压等级 / 频 压 / 算至操作波 (峰值 )/ 荐的操作波耐压值(峰值 )/修更换线圈后的操作波耐压值 (峰值 )/0 110 220 140 200 400 268 382 765 270 375 750 270 75 50 ：波形为 100（波头时间） 1000（ 0%持续时间） 200（ 90%持续时间） s，负极性 3 次。 21 表 2箱和套管中绝缘油试验 序号 项目 周期 标 准 新油及再生油 运行中油 1 5透明度 验收新油及再生油或安装的电气设备的绝缘油 透明 2 氢氧化钠试验 不大于 2 级 3 安定性氧化后酸值 不应大于 g（油） 安定性氧化后沉淀物 不大于 4 运动粘度 必要时 不应大于下列值 温度 / 20 50 运动粘度 /0 凝点 必要时 不高于下列值 / 25 酸值 1 次 上主变压器、厂用变压器、 35 次 不应大于 g（油） 不应大于 g（油） 7 水溶性酸和碱 无 闪点 不低于下列值 / 40 140 135 9 机械杂质 无 无 10 水分 无 无 11 游离碳 无 无 12 电气强度试验 5以下者不小于 250不小于 353不小于 40于 15以下者不小于20于 20不小于 30于 63 不 小 于35 22 续表 序号 项目 周期 标 准 新油及再生油 运行中油 13 测量介质损耗因数 注入前的油： 90时不应大于 注入后的油： 70时不应大于 70不应大于 2% 14 羧基含量 必要时 不大于 g（油） 15 表面张力 不小于 15 10： 合油质量不应劣于其中安定性较差的一种 合油质量不应劣于运行中油的质量 注：当油质逐渐老化，水溶性酸 接近 酸值接近 g（油）时，方进行 14、 15、 16 等项试验。 23 压器起动试运行，应使变压器带一定负荷（可能的最大负荷）运行 24h。 压器试运行时应按规定进行下列检查： 位应正确； 全电压冲击合闸； 110以上变压器如有条件应从零起升压；冲击合闸时，变压器应从高压侧投入； 续时间不小于 10压器应无异常情况； 次全电压冲击合闸，应无异常情况；励磁涌流不应引起保护装置的误动； 查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。 护与故障处理 查周期 次，无人值班的变电所内的变压器应每天检查 1 次； 雨天气应进行特殊巡检，当瓦斯继电器发生信号时，应进行外部检查，并放气； 土、污秽、大雾、结冰等）应相应增加检查次数，并写入现场规程内。 查项目与标准 流正常； 色均应正常，且不渗漏油； 24 破损裂纹、无放电痕迹及其他异常现象； 体无渗油、漏油、吸湿器应完好，呼吸畅通、吸湿剂应 有效； 温正常，管道阀门开闭正确，风扇、油泵、水泵转动均应正常； 旋塞放水检查应无油迹； 缆、母线应无发热现象； 电器与储油柜间连接阀应打开； 屋应无漏水、渗水，空气温度应适宜，照明和通风设施良好； 故排油设施完好； 应在现场规程中补充需检查的项 目。 压器内油样的定期化验及更换 载分接开关接触器吊筒内装的油与变压器油箱内装的油是分开的，应分别取油样； 个月取油样化验 1 次，有载分接开关吊筒内装的油应每 3 个月取油样化验 1 次，密封式套管内装的油，应每 1取油样化验 1 次，有开载分接开关吊筒内装的油，当切换次数超过 2500 25 次时必须换油，在 1 年内次数不到 2500 次时，也需换 1 次油； 须取油样体验。 见故障与处理（见表 2 表 2见故障与处理 序号 故障现象 故障原因 处理方法 1 电压升高时内部有轻微放电声 接地片断裂 吊出器身检查并修复接地片 2 线圈绝缘电阻下降 线圈受潮 对线圈进行干燥处理 3 铁芯响声不正常 铁芯迭片中缺片或多片 铁芯油道中或夹件下面松动 铁芯紧固零件松动 补片或抽片，确保铁芯夹紧 将自由端用纸板塞紧压 住 检查紧固件并予紧固 4 气体继电器信号回路动作 铁芯片间绝缘损坏 穿芯螺栓绝缘损坏 铁芯接地方法不正确造成短路 吊出器身检查并修复铁芯片间绝缘损坏处 更换或修 复穿芯螺栓 更换接地方法 5 气体继电器跳闸回路动作 线圈匝间绝缘 线圈断线 线圈对地击穿 线圈相间短路 吊出器身进行全面检查，修复损坏部位，消除故障点 6 绝缘油油质变坏 变压器内部故障 油中水分杂质超标 吊出器身检查 过滤或更换绝缘油 7 套管对地击穿 瓷件表面较脏或有裂纹 清扫或更换套管 8 套管间放电 套管间有杂物存在 检查并清除套管间杂物 9 分接开关触头表面灼伤 结构与装配上有缺陷，如接触不可靠、弹簧压力不够等 检 查并调整分接开关 10 分接开关相间触头放电或各分接头放电 过电压作用，变压器内有灰尘或绝缘受潮 吊芯检查，清除变压器内灰尘或对绝缘进行干燥 11 油冷却器的差压开关动作 油压和水压的范围超过规定值 检查油系统和水系统的压力和流量使其恢复正常值 附 录 26 判断故障性质的特征气体法 序号 故障性质 特征气体的特点 1 2 3 一般过热性故障 严重过热性故障 局部放电 总烃较高， ， 4 火花放电 总烃不高， 0 L/L， 5 电弧放电 总烃高， 注： 当 其他组分不增加时，可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用而产生。 第三章 干式变压器 修周期和项目 修周期 检修周期 1 修项目 垢等 ； 换易损件； 收比； 压绕组的直流电阻； 次回路检查试验； 查铁芯接地情况； 铁、引线、接线板、各部分螺栓等； 27 片），测量分接头对应电压比； 修工艺与质量标准 体与检查 体 厂家安装使用说明书，打开箱后门，拆除高压进线电缆，拆除低压母排（电缆）及封闭罩；拆除温控装置（ 二次线。视不同防护等级的外箱拆卸活动门盖，拆除地脚螺栓，分片拆卸箱壁；（也可拆除箱盖和地脚螺栓，利用器身本体吊环或规定部位起吊整体） 于各部分检修。 查 组、引线、套管及外箱等是否清洁，有无损伤和局部过热痕迹和变形，焊接处有否开裂； 定是否牢固； 无损伤破裂； 线圈有无移位，垫铁是否松动脱落； 钢片有无变色； 铁芯夹具、器身压紧装置、高低 28 压接线鼻（排）与套管的连接、分接头开关（连片）连接，接地连接等； 片）是否完好； 修与测试 垢等； 缘电阻值与出厂说明书要求或上次测量的数据相比，如有明显降低，应进行干燥处理； 换已损坏的零 部件、如套管、线圈等； 别垫铁松动者，应松开压板，加入适当厚度的垫块后压紧。对有压板结构的产品，在旋紧螺栓时，不可用力过度； 示回路部件； 括检修日期、天气、检修内容及修理情况，更换备件情况等； 量标准 锈蚀、灰尘、污垢等； 栓拧紧，部位固定； 29 c. 线圈位置正确，无损伤，无破裂、无位移，机械支撑牢固； d. 线圈绝缘良好。其判别方法为： 绝缘处于 良好状态：色泽新鲜均一，无裂纹损伤； 绝缘处于可使用状态：色泽略暗、绝缘较硬，不开裂、不脱落； 绝缘处于勉强使用状态：色泽较暗、绝缘发脆，有轻微裂纹，但变形不大，不脱落； 绝缘处于不能使用状态，绝缘裂化并脱落； e. 垫块完整，排列整齐，无松动，无歪斜错乱； f. 套管表面清洁无垢，螺栓、垫片、法兰、填料等完好紧密； g. 干式变压器的温度控制系统回路接线良好，器件完好； h. 高、低压绕组三相直流电阻平衡，阻值与出厂说明书或上次测试值相比无显著增大； i 绕组的绝缘电阻值与出厂说明书要求或上次测试值相比无明显降低； 形、烧伤、位移，硅钢片无变色，接地系统完整可靠； k. 引线焊接良好，无裂纹、虚焊、脱焊； l. 冷却系统完好、运转正常； 验 压器大修后的试验项目及标准 a. 测量高低压绕组的绝缘电阻和吸收比。绝缘电阻值与出厂说明书要求或上次测试数值相比无明显降低，且不小于表 2值，吸收比不低于 30 表 2缘电阻值要求 额定电压 /下 1 22 绝缘电阻 /25 ) 5 10 20 30 50 注 ：测量绝缘电阻时使用 2500V 或 5000V 的兆欧表；非被测量线圈接地。 b. 测量高、低绕组的直流电阻。 上（以下）变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的 2%（ 4%），无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的 1%（ 2%）。阻值与以前（出厂或交接时）测试值比变化不大于 2%。 c. 绕组连同套管的交流耐压试验。大修时 1频耐压试验电压为出厂试验电压的 85%，更换绕组时试验电压为出厂试验电压。 干式变压器出厂试验电压标准见 2 表 2验电压标准 电压等级 / 备的最高电压效值） /定短时工频耐受电压（有效值） 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 1 3 6 10 15 20 35 3 10 20 28 38 50 70 - 20 40 60 75 95 145 - 40 60 75 95 125 170 d. 测量铁芯（带引外接地）对地绝缘电阻。用 1000V 或 2500V 兆欧表测量， 绝缘电阻标准自定且以前测试结果相比无显著差别； 轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻。用 1000V 或 2500V 兆欧表测量铁轭梁和穿芯螺栓间（不可接触的）等绝缘电阻，绝缘电阻标准自定且与以前测试结果相比无显著差别， 31 测量时应将连接片断开（不能断开者可不进行）； f. 检查绕组所有分接头的电压比，比值与铭牌值不应有显著差别且符合规律。电压 35下，电压比小于 3 的变压器电压比允许偏差为 1%；其他所有变压器额定分接电压比允许偏差为 其他电压等级的分接电压比应在变压器阻 抗电压值（ %）的 1/10 以内，但不超过 1%； g. 测温装置（ 其二次回路试验。测温电阻值应和出厂值相符，用 2500V 兆欧表测量回路绝缘电阻一般不低于 1 压器更换绕组后的试验项目及标准 a. 按照本章 全部项目进行； b. 校定三相变压器连结组别和单相变压器引出线的极性，且必须与变压器的标志（铭牌和顶盖上的符合）相符； c. 测量变压器额定电流下的阻抗（无条件时可在不小于 1/4 额定电流下测量），其值与出厂试验值相比应无明显变化； d. 测量绕组连同套管的 介质损耗因数 量在 3150以上变压器大修后 不大于表 2值；电压为 35容量为 10000以上变压器大修后，被测绕组的 30%。 表 2质损耗因 绕组温度 / 10 20 30 40 50 60 70 35以下 3 4 6 8 11 e. 额定电压下的空载合闸试验，冲击 3 次无异常。 f. 测量额定电压下的空载电流和空载损耗，与出厂试验相比应无明显变 32 化。 运 行时间 空载试运持续时间不少于 4h。 运中检查项目与标准 a. 仪表指示应正常。空载电流不超过规定值； b. 仔细观察变压器本体，各部应无异常； c. 变压器运行中不应该有异声。 护与故障处理 期检查周期 定期检查每周 1 次。 期检查项目与标准 流应正常； b. 观察变压器各部位应无局部过热现象，温度计指示应正常； c. 检查变压器接地应良好； d. 注意变压器运行的声音，声音不应过大，并不应有异 声。观察各处螺栓应无松动现象，检查冷却装置应正常； e. 检查变压器固定平稳牢固，无歪斜、局部变形和振动； f. 检查变压器外箱应完整，各处联结无松动，外箱无碰坏； g. 检查变压器的环境应清洁，无积水和妨碍安全运行的物品； h. 变压器通风条件必须良好； 33 i. 观察变压器引线位置应正常，支持应牢固，引线绝缘良好； j. 各项检查内容应详细记录，缺陷及时消除。 见故障与处理方法（见表 2 表 2见故障与处理 序号 故障现象 故障原因 处理方法 1 电压升高时内部有轻微