变压器检修规程

1、QB XXX发电有限公司企业标准 QB/GSYM-01-2013 检 修 规 程 2012-12-25 发布 2013-01- 实施 XXX发电有限公司 发布 XXX电场设备检修规程 批准： XX 审核： XX 初审： XX 修订： XX 2012-12-25 发布 2013-01-01 实施 XXX发电有限公司 发布 前言 为了统一风电场技术管理工作，结合风电场实际情况编写本规程，以规范、说明风 电场技术管理工作的具体事项和内容。 风电场根据实际设备情况执行，执行中若与国家其它标准、规范相抵触时，以国家 标准、规范为准。本规程解释权归华电新能源甘肃分公司安全生产部。 本规程由 XXX发电有限

2、公司提出并归口 本规程起草单位： XXX发电有限公司 本规程起草人： 本规程初审人： 本规程审核人： 本规程批准人： 目录 第一篇 变压器检修工艺规程 0 第一章 主变变压器检修工艺规程 0 1 工作内容及适用范围 0 2 引用标准 0 3 设备参数 0 4 检修周期及检修项目 3 5 大修前的准备工作 5 6 变压器的检修工艺 6 第一篇 变压器检修工艺规程 第一章 主变变压器检修工艺规程 1 工作内容及适用范围 本标准规定了 XXX发电有限公司 XXX风电场电力变压器检修周期、 项目、工艺质 量标准及运行维护细则。 本标准适用于 XXX发电有限公司 XXX风电场主变压器、箱式变压器、场用变

3、压器、 备用变压器的检修维护工作。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版 时，所示版本均为有效，所有标准都会被修订，使用本标准应探讨使用下列标准最新版 本的可能性。 电力变压器检修规程 电力工业技术管理法规 发电厂检修规程 电业安全工作规程 （发电厂和变电所电气部分） 有载分接开关运行维修导则 发电企业设备检修导则 3 设备参数 3.1 箱变技术规范（见附表 1） 附表 1 箱变技术规范 序号 名称 单位 数据或资料 1 箱式变压器基 1.1 型式及型号 ZGS11-Z.F-2100/35 1.2 额定容量 （绕组温升 65K） kVA 210

4、0 1.3 最高工作电压 （高压/ 低压） kV 40.5/1 1.4 额定电压（高压 / 低压） kV 36.75/0.66 1.5 额定电流 （高压/ 低压） A 33.0/1837.0 1.6 额定电压比 kV (36.75 22.5%)/0.66 1.7 短路阻抗 （U高- 低） % 6.43 1.8 联结组标号 Dyn11 1.9 额定频率 Hz 50 1.10 绝缘耐热等级 A级 1.11 阻抗电压 % 6.5 1.12 空载损耗 kW 2 1.13 负载损耗 kW 21 1.14 绝缘液体 #45环烷基绝缘油 1.15 额定绝缘水平 1.16 高压侧 雷电冲击耐受电压峰值 kV

5、全波： 200 截波： 220 短时工频耐受电压有效值 kV 85 1.17 温升 绕组温升 65K, 顶层油面温 度55K 2 高压负荷开关 2.1 型号 BYF1-40.5/630-20 2.2 额定电压 kV 35 2.3 最高工作电压 kV 40.5 2.4 额定电流 A 630 2.5 关合电流 （ 峰值） kA 50 2.6 额定短路开断电流 （有效值 ） kA 20 2.7 制造商 台州超固 3 高压熔断器 3.1 型号 XRNT-40.5/63 3.2 额定电压 kV 40.5 3.3 熔丝额定电流 A 63 3.4 最大开断电流 kA 31.5 3.5 制造商 西安五环 4

6、35kV过电压保护器 4.1 型号 4.2 额定电压 kV 51 4.3 持续运行电压 kV 42 4.4 直流1mA参考电压 kV 相- 相： 84；相-地： 73 4.5 2ms方波通流容量 A 800 4.6 标称放电电流 kA 5 4.7 4/10 s冲击电流峰值 kA 65 4.8 制造商 西安神电 5 低压断路器 5.1 型号 KFW2-3200/3 5.2 额定电压 kV 0.69 5.3 额定电流 A 2500 5.4 极限分断能力 kA 50 5.5 极数 3 5.6 制造商 江苏大全凯帆电器有限公司 6 0.66kV浪涌保护器 6.1 型号 TH-FD/3/690 6.2

7、额定工作电压 kV 0.66 6.3 雷电测试电流（ 10/350 ）uS kA 100 6.4 额定放电电流（ 8/20 ）uS kA 150 6.5 保护电平 kV 2.5 6.6 温度范围 45 80 6.7 保护等级 B+C级防雷防浪涌保护 6.8 制造商 南京菲尼克斯 3.2 主变技术规范（见附表 2） 附表 2 主变技术规范 序号 名称 单位 数据或资料 1 额定值 1.1 型式及型号 SFZ11-50000/110 1.2 额定容量 MVA 50 1.3 额定频率 Hz 50 1.4 相数 三相 1.5 联接组别 YN,d11 1.6 绕组的额定电压 高压侧 kV 110 低压侧

8、 kV 36.75 1.7 阻抗电压 % 10.5 1.8 中性点接地方式 不固定接地 2 性能、参数要求 2.1 调压方式 有载 2.2 调压范围 11081.25% 2.3 允许温升（额定容量，最高环境温 度） 2.3.1 顶层油 K 55 2.3.2 绕组（平均） K 65 2.3.3 油箱、铁心及金属结构件表面 K 80 2.4 最大噪声等级 （ 声压级 ） dB 65 2.5 空载电流 % 0.58% 2.6 额定损耗 空载损耗 kW 32 负载损耗 kW 194 3 分接开关 3.1 型式及型号 M350Y/72.5B-10193W 3.2 调压方式 有载 3.3 级电压 kV 3

9、.5 3.4 额定电流 A 350 3.5 使用寿命 万次 10 4 制造商 德国 MR 4 检修周期及检修项目 4.1 检修周期 : 4.1.1 新安装的变压器均应吊罩 （ 芯） 进行内部检查。特殊情况下如：运输距离比较 近，且有防止运输过程中振动、倾斜、碰撞等措施的可以不吊芯，但应打开人孔进行内 部检修。 4.1.2 主变压器安装运行五年，应吊罩 （ 芯） 进行检查。以后每隔十年大修一次，每 年小修一次。 4.1.3 厂低变每年小修一次。所处环境特别脏的变压器，应根据情况进行不定期清 扫、检查。 4.1.4 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

10、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。 4.2 检修项目： 4.2.1 大修项目：大修前的准备工作； 4.2.1.1 拆装、附件与吊芯 （ 罩）； 4.2.1.2 芯体检查： 线圈与引线的检查（见附图 1） 附图 1 真空注油连接示意图 分接开关的检查 铁芯与夹件的检查 铁芯接地装置的检查： a b 4.2.1.3 冷却导向装置及油箱内部的检查； 4.2.1.4 套管的检修； 4.2.1.5 油枕的检修； 4.2.1.6 防爆装置的检修； 4.2.1.7 净油器的检修； 4.2.1.8 呼吸器的检修； 4.2.1.9 冷却装置散热器、冷油风扇、潜油泵、油流计及管阀的检修

11、； 4.2.1.10 瓦斯继电器、测温装置、安全保护装置的拆卸安装及校验； 4.2.1.11 全部密封胶垫的更换和试漏； 4.2.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 4.2.1.13 变压器油过滤或换油； 4.2.1.14 变压器油箱的检查； 4.2.1.15 大修的试验和试运行。 5 大修前的准备工作 大修工作要及早的交给检修人员讨论，明确大修目的及任务，制定大修计划进度和 措施，配合技术力量进行人员分工，并做以下大修前的准备工作： 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因查阅其缺陷记录， 历次的有关试验记录及上 次大修记录。 5.1 除大修常规项目外， 订出大修特殊项目 （ 如消除重大缺陷

12、， 提高出力， 推广兄弟 单位先进经验，对某元件、附件进行改造、改进 ） ，对特殊项目要有可行措施并做到现 场一一落实。 5.2 根据大修项目及工作内容，制定出材料备品、备件计划 （如变压器油、套管、 常 用绝缘材料、耐油橡皮垫等 ） 。 5.3 对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏能否使用；变压油要 做耐压试验及简化试验，色谱分析，必要时要做混油试验。 5.4 能够事先加工的部件，要画图加工制作并根据附件法兰尺寸制作附件孔的临时 盖 （ 堵 ） 板。 5.5 工具准备： 5.5.1 现场使用的工具列出清册，由专人保管； 5.5.2 起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备足够的、

13、干净的、合格的变压器 油罐（ 或油桶） 。 5.5.3 根据现场实际条件、工作内容、时间及天气变化准备足够的防尘、防雨盖、 防火工具、滤油机、烘箱、油泵等应运往现场，并连好管路。 5.6 与气象站联系好气象预防工作。 5.7 电火焊设备应运至现场，并离变压器 25 米以外。 5.8 在放油前查明渗漏油点，研究和订出其消除方法。 5.9 准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照电业安全规程的规定办理 工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。 5.10 专供起吊变压器罩 （ 芯） 用的架构及工字梁使用前应认真的检查， 使用的起吊工 具应能承受重物重量的 24 倍，特别是主变压器吊罩时主钢丝绳扣要

14、能承受钟罩重量 的 5 倍。 5.11 安装好临时电源盘，接好现场照明，保证现场有充足的照明。 5.12 根据现场实际进行施工场地的规划，绘制必要的施工图。 6 变压器的检修工艺 6.1 变压器检修的一般规定： 6.1.1 变压器吊罩应在无雨雪的干燥条件下进行，周围空气温度不小于0，芯体 温度应高于周围温度 10。 6.1.2 变压器芯子暴露在空气中的时间： 6.1.2.1 空气相对湿度 65时，不超过 16 小时； 6.1.2.2 空气相对湿度 75时，不超过 12 小时； 注：器身暴露时间是从变压器放油时至抽真空可注油为止。 6.1.3 吊罩 （ 芯） 前应做好以下措施： 6.1.3.1

15、现场安全措施 （ 起重、防火、防雨雪等 ） ； 6.1.3.2 附件的保管 （ 包括螺栓、耐油密封垫等 ） ； 6.1.3.3 工具的保管及使用：工具（包括个人工具）应由专人保管，并建立工器具 借用登记本； 6.1.3.4 质量检查验收记录。 6.1.4 拆除各套管与母线的联结及保护回路， 风扇电机、油泵电机、 油流计的电源、 妨碍吊罩 （芯）的母线支架等。 6.1.5 进行检修前的电气试验和油试验。 6.1.6 部分排油后，遵循先拆小型仪表和套管，后拆大型组件的原则，分别拆下测 温装置、瓦斯继电器、呼吸器套管、防爆装置，并分别检修和校验。 6.1.7 排出全部油并进行处理 （在放油过程中，

16、应检查油位计指示是否正确 ） ，拆除 净油器、散热器 （ 冷却器 ）进出冷油管路及连接阀门等，并进行检修。 6.1.8 变压器吊芯时， 13.8kV 以下套管若无工作项目可以不拆， 但必须采取可靠的 保护措施。 6.1.9 变压器吊罩时，其散热器、净油器若无工作项目，可不拆但一定要保证吊罩 时平衡，不得偏斜，以防碰坏变压器芯体的绝缘或发生其它危险。 6.1.10 放油后，可拆下箱沿螺栓进行变压器吊罩， 拆卸箱沿螺栓时， 不要全部松脱， 应相对间隔的松脱，以免最后几个螺栓由于别劲而取不出，在吊罩时再次检查起吊工具 的安全情况， 主吊绳的悬挂应牢固可靠， 吊绳所构成的夹角不应大于 60，绳扣要系紧

17、 挂牢，起吊时要一人指挥， 掌握起吊的平衡、 快慢，周围要有绳拉住保持平衡不得摆晃， 以免撞伤线圈及引线绝缘。 6.1.11 变压器罩（芯 ）吊起后，不能长时间悬吊 （尤其是在下部有工作时 ） ，要采取 可靠的措施将罩放在一边油盘或将变压器罩支撑住， 上部起吊工具或绳索要临时固定牢 固。 6.1.12 罩（ 或芯） 落下时，油箱周围螺孔要对准， 密封胶垫要放正， 当罩下部接近箱 沿时，即可穿上部分螺栓， 待罩落到底时， 将螺栓全部穿上后， 方可紧螺栓， 紧螺栓时， 要沿箱周围对应紧固，以免箱沿变形密封不严而渗油。 6.1.13 适量注油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。 6.1.14

18、安装冷却等附属装置。 6.1.15 注油至规定的油位线。 6.1.16 大修后进行电气和油试验。 6.1.17 拆装附件注意事项： 6.1.17.1 拆卸附件应做好方向位置记号， 装配时要对号入座， 尤其套管、 分接开关 传动杆等除做方向性位置记号外，还要做相序记号并做记录，分接开关的位置一定不能 搞错。 6.1.17.2 拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等由专人分类保管，不得丢失损坏 （ 或受 潮） ，套管要垂直或水平放置在专用的架子上，放置要牢固，套管间要有隔膜，对于胶 纸电容套管，如不及时回装时，其下部电容芯子，应加保护筒，使芯子浸入合格的变压 器油中，分接开关的传动杆要垂直或水平放置在干燥

19、的地方，最好垂直吊放在盛有合格 变压器油的油罐中。 6.1.17.3 拆内部引线接头时，不得使用活扳手， 必须使用时要检查其转轴螺丝情况， 以防异物落入，损坏线圈的绝缘。 6.1.18 检修人员进入现场要戴好安全帽， 进入箱内或检查变压器器身时， 应穿专用 无袋无扣工作服和不带钉软底鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低 压行灯，上下要有专用梯子，禁止手脚踩线圈或引线，以防损坏线圈绝缘。 6.1.19 器身检查所用的工具必须擦洗干净， 并专人登记工具使用情况， 在落罩时一 定要清点工具，确实没有遗漏工具时，方可进行。 6.1.20 装分接开关传动杆时， 为了工作方便， 查看其插入情

20、况， 其附近的附件要缓 装，待装完后，再装附件。 6.1.21 对于不能及时装配的附件，用临时盖扳密封好。 6.1.22 进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止内部缺氧。 6.1.23 变压器检修中拆下的密封垫必须更换为同规格的密封垫，旧垫不得重复使 用。 6.2 线圈及引线的检查： 6.2.1 线圈表面应清洁、无油垢，各部油道畅通无阻涩，无金属屑等杂物堵塞。 6.2.2 线圈无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，端部压紧螺钉松紧适宜，背帽要 紧固，压紧螺钉下部铁轭位置正确，绝缘良好。 6.2.3 线圈各部绝缘良好，无破损露铜 （ 铝） ，各引线的根部应绑扎牢固无松动。 6.2.4 鉴定绝缘良好

21、与老化程度。 一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态。 二级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无裂纹、脆化，属合格状态。 三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状 态。 四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆变形、脱落，甚至可 见裸露导线，属不合格状态，不能继续使用。 6.2.5 对局部微小的机械损伤的绝缘应进行修补，其修补绝缘的厚度，不小于原厚 度，补后涂绝缘漆， 如机械损伤较严重， 无法修补的应重新绕制线圈或委托制造厂修理。 6.2.6 各引线绝缘良好，排列整齐，无断股及卡伤情况。 6.2.7 支架完整无损，固定牢固，木质螺栓，

22、帽应背紧并用线绳绑扎；两木板夹紧 引线后应有不小于 1.5-2mm间隙，引线经木板处应加厚 2mm的绝缘。 6.2.8 裸露引线上应光滑无毛刺及尖角，在线圈下面水平排的裸露引线，如果处强 油循环进油口处之下的，应加强绝缘。 6.2.9 检查线圈引线上能看到的所有焊接情况是否有过热及开焊现象，应配合分接 开关的检查，转动各部位置，测量每相的直流电阻，其偏差不得大于平均值的2。 6.2.10 线圈的分接头引线， 若因检修拆卸时， 应做记号并记录， 装配后应做电压比 试验。 6.2.11 引线与套管导电杆连接紧固 6.2.12 穿缆引线进入套管部分应用白布带包扎良好。 6.3 铁芯及夹件的检查： 6

23、.3.1 铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，对油垢及锈蚀，用干净棉布擦干净， 并用合格的变压器油冲洗，严禁用棉纱头擦铁芯。 6.3.2 铁芯表面不得有局部短路过热现象，若有应消除，对表面有毛刺，机械损伤 和烧伤的要处理，并涂绝缘漆。 6.3.3 铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘。 6.3.4 夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移叠片无鼓起，不应碰 夹件。 6.3.5 铁芯与上、下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘，钢压板与铁 芯间要有明显的均匀间隙，绝缘压板应保持完整，无破损和裂纹，并有适当紧固度；钢 压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地。

24、6.3.6 上、下夹件、方铁、压钉等部位螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽 无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。 6.3.7 穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。 6.3.8 铁芯只允许一点接地，接地片用厚度 0.5mm，宽度不小于 30mm的紫铜片，插 入 3-4 级铁芯间， 对大型变压器插入深度不小于 80mm，其外露部分应包扎绝缘， 防止短 路铁芯。 6.4 冷却装置检修： 6.4.1 散热器的检修： 6.4.1.1 采用气或电焊，对渗漏点进行补焊处理，要求焊点准确，焊接牢固，严禁 将焊渣掉入散热器内。 6.4.1.2 散热器表面干净，

25、 油垢严重时可用金属洗净剂清洗， 然后用清水冲净晾干， 清洗时管接砂应可靠密封，防止进水。 6.4.1.3 用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，保证内部清洁。 6.4.2 强油风冷却器的检修： 6.4.2.1 油室内部清洁，冷却管无堵塞、密封胶垫更换。 6.4.2.2 更换放气塞，放油塞的密封胶垫，确保密封良好，不渗漏。 6.4.2.3 进行冷却器的试漏和内部冲洗，管路有渗漏时，可用锥形黄铜棒将渗漏管 的两端堵漏 （如有条件也可用胀管法更换新管 ） ，但所堵塞的管子数量每回路不得超过 2 根，否则应降容使用； 0.25 0.275MPa，30min 应无渗漏。 6.4.2.4 清扫冷却器表面，

26、 并用 0.1MPa压力的水压或压缩空气冲净管束间堵塞的灰 尘、昆虫、草屑等杂物，若油垢严重时用金属洗洁剂擦洗干净。 6.5 套管检修 6.5.1 一般检查： 6.5.1.1 配合变压器预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时，其连接处表 面应干净光滑，涂中性凡士林，压紧螺栓要紧固，接触良好不发热。 6.5.1.2 检查校紧上接线帽，其密封应良好，无进水进潮气现象。 6.5.1.3 检查校紧接地法兰固定螺栓。 6.5.1.4 清扫检查套管瓷套，无油垢，表面清洁应无裂纹及损伤。 6.5.1.5 每年取油样一次，做简化试验及色谱分析。 6.5.2 压油式套管检修 （ 与本体油连通的附加绝缘套管

27、） ： 6.5.2.1 瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹、裙边无破损。 6.5.2.2 更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏。 6.5.2.3 套管解体： 应依次对角松动法兰螺栓，防止受力不均损坏套管； 拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后，再拆下瓷套； 拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套。拆下的螺栓应进行清洗， 丝扣损坏的应进行更换或修整； 出绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆 ） ，擦除油垢、绝缘筒及在导电杆表面的覆盖 层应妥善保管 （必要时应干燥 ） ，防止受潮和损坏； 检查瓷套内部，并用白布擦拭清洁，无油垢；在套管外侧根部根据情况喷涂半导 体漆； 更换新胶

28、垫，位置要放正； 与拆卸顺序相反组装，注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防 止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置。 6.5.3 充油套管检修： 6.5.3.1 更换套管油： 放出套管的油； 用热油 （60 70）至少循环三次，将残油及其它杂质冲出； 注入合格的变压器油 （ 应符合 GB7665 87的规定 ） 。 6.5.3.2 套管解体： 放出内部的油； 拆卸上部接线端子； 卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计，注意防止油位计破损； 拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套； 取出内部绝缘筒后，垂直放置，不得压坏或变形； 拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电

29、杆和下瓷套。 6.5.3.3 检修与清扫： 所有卸下的零部件应妥善保管，防止受潮，组装前应擦试干净； 绝缘筒应擦拭干净无起层，漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好； 瓷套内外表面应清洁，无油垢、杂质，瓷质无裂纹、水泥填料无脱落； 为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉， 涂刷时应均匀，并沿纵向留一条 30mm 宽的透明带，以监视油位； 更换各部法兰胶垫，胶垫压缩均匀，各部密封良好。 6.5.3.4 组装： 组装与解体顺序相反，导电杆应处于瓷套中心位置，瓷套缝隙均匀，防止局部受 力瓷套裂纹； 注入合格的变压器油。 6.5.3.5 进行绝缘试验，按电力设备预防性试验标准进行。 6.5.4 套管解体时注意事

30、项： 6.5.4.1 拆卸上接线帽时，应注意接线帽有无沙眼，密封耐油胶垫尺寸合适，密封 良好、无进水、受潮情况； 6.5.4.2 拆卸上接线帽时， 应注意检查接线座处的固定引线端的圆柱销子尺寸合适， 插入后两端应在接线座销子孔内； 6.5.4.3 各套管解体拆卸时，应做好记录，以免装配时装错，安装套管时，套管的 放气塞应位于最上端； 6.5.4.4 电容式套管必须采用抽真空注油法，添加同规格合格的变压器油。 6.6 分接开关的检查 6.6.1 无载分接开关的检查： 6.6.1.1 分接开关转动手柄应有护罩，手柄处密封良好，不得漏油，手柄及传动部 分各销子顶丝应牢固，其转动应灵活无卡涩现象，手柄指示清楚正确与线圈调压范围一 致，两极要有限位止钉。 6.6.1.2 分接开关的绝缘筒，检查应完整无损绝缘良好，其支架固定牢固，分接开 关的露空时间与变压器芯相同，如因检查不能按时安装，应浸在合