变压器检修技术标准

1、变压器检修技术标准1范围本规程规定了光伏电站变压器的检修周期、项目、检修工艺及质量标准，适用于电厂的箱式变压器、主变压器、厂用变压器的检修和维护。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。凡不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。2.1 DL/T573-2010电力变压器检修导则2.2 DL/T596-1996电力设备预防性试验规程2.3 DL/T540-2013气体继电器检验规程2.4 厂家技术说明书2.5 防止电力生产事故二十五项重点要求2.6 电力设备预

2、防性试验实施细则3术语和定义3.1 变压器：一种利用电磁感应原理来改变交流电压的装置，主要构件是初级线圈、次级线圈和铁心（磁芯）。在电器设备和无线电路中，常用作升降电压、匹配阻抗，安全隔离等。3.2 瓦斯继电器：瓦斯继电器是变压器重要的主保护，安装在变压器油枕下的油管中，主要反映变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障），当变压器内部发生故障时产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸。4主要技术参数4.1主变压器及主要附件技术参数:设备型号标准代号GB1094主生产厂家额定容量（kVA）变高压侧额定电压低压侧额定电技kV压kV

3、术高压电流（A）低压电流（A）参数调压方式空载电流（%）空载损耗（kW）负载损耗（kW）接线组别冷却方式设备重量（kg）油重（kg）器身重（kg）充氮运输重（kg）高压套管型号额定电压（kV）额定电流（A）4.2主变压器各分接头电压、电流:分接头高压侧分接头位置电压（kV）电流（A）123456789a9b9c1011121314151617分接头低压侧4.3箱式变技术参数:4.3.1变压器项目技术参数型号制造厂额定容量（kVA）高压侧额定电压（kV）高压侧额定电流（A）低压侧额定电压（kV）低压侧额定电流（A）调压方式及分接级数阻抗电压（）空载电流（）空载损耗（kW）负载损耗（kW）接线组别

4、绝缘电阻试验高压对地（MQ）>2500低压对地（MQ）>2500高低压对地（MQ）>2500绝缘油耐压试验（kV）冷却方式4.4站用变技术参数:设备型号生产厂家技术参数高压侧额定电压（kV）低压侧额定电压（kV）额定容量（kVA）阻抗电压（%）高压电流（A）低压电流（A）调压方式空载电流（）空载损耗（kW）负载损耗（kW）接线组别冷却方式设备重量（kg）分接级数器身重（kg）5检修周期与检修项目5.1 油浸式变压器的检修周期5.1.1 大修周期：油浸式变压器大修一般采用状态检修方法定周期或每隔10-15年大修一次，并根据运行情况适当延长大修时间，若经过试验与检查及考虑运行情况

5、，判定有内部故障或本体严重渗漏时，可提前进行大修，同时当电力系统中运行的主变压器承受出口短路后，亦应考虑提前大修。5.1.2 小修周期：油浸式变压器应每年小修一次，或根据运行情况决定不定期的小修。5.1.3 临时性检查和恢复性大修：具体检修时间由电厂安全生产部决定。5.1.4 主变冷却系统检修周期检修类别周期工期备注大修五年15天随主变压器大修小修一年8天随主变压器小修临时检修不定不定5.1.5 干式变原则上属于免检修类型，只需定期检查和试验，随机组检修进行即可。5.2 油浸式变压器的检修项目5.2.1 大修项目5.2.1.1 进入人孔进行器身检查或必要时吊开钟罩检修器身。5.2.1.2 检查

6、器身的绕组、铁芯、绝缘、引线及磁、电屏蔽装置等内部件。5.2.1.3 检查油箱、油枕、压力释放阀、套管及接地线等。5.2.1.4 检查冷却装置、控制柜及各部阀门。5.2.1.5 更换密封圈，消除各密封圈的渗漏，并进行检漏试验。5.2.1.6 吸湿器的检查处理。5.2.1.7 油位计、瓦斯继电器，集气装置、测温装置的校验与检修。5.2.1.8 有载分接开关、无载分接开关的检修与调试。5.2.1.9 变压器的更换与处理。5.2.1.10 必要时进行器身绝缘的干燥处理。5.2.1.11 清扫外壳并进行喷漆。5.2.1.12 进行必要项目的测量与试验。5.2.1.13 其它改进项目。5.2.1.14

7、油浸式变冷却系统大修5.2.1.14.1 油浸式变冷却器全面卫生清扫。5.2.1.14.2 各熔断器通断检查，空气开关通断检查及定值校验。5.2.1.14.3 热继电器定值校验。5.2.2 小修项目5.2.2.1 清扫变压器外壳、套管等装置，并处理渗漏点。5.2.2.2 检查吸湿器并对硅胶进行更换处理。5.2.2.3 检修冷却装置。5.2.2.4 检修油位计，并调整油位。5.2.2.5 检修储油柜，气体继电器（校验），压力释放阀等装置。5.2.2.6 检查、校验测温装置。5.2.2.7 接地系统检查及防腐处理。5.2.2.8 检查变压器引线连接情况。5.2.2.9 处理发现的缺陷。5.2.2.

8、10 检查全部阀门与塞子，处理渗漏油。5.2.2.11 必要时进行补刷油漆。5.2.3 临时性检修项目根据故障具体情况而定。注：预防性试验按照相关标准进行。5.3 检修工期及人工检修类型检修工期人工油浸变小修10天油浸变大修30天抢修随机设备改造随机干式变检修、试验2天6检修工艺步骤及质量标准6.1 油浸式主变器身的检修6.1.1 施工条件与要求6.1.1.1 主变吊钟罩的工作应在安装场进行，并在变压器本体周围加设围屏与外界隔离，以防灰尘等侵害，且器身暴露在空气中的时间不得超过空气相对湿度W65%16小时”和空气相对湿度W75%12小时”之规定，器身暴露时间从变压器放油时起至开始抽真空或注油为

9、止，若暴露时间超过上值时，应在现场设置干燥空气装置进行施工。6.1.1.2 当空气温度高于器身温度时，应将器身加温高至气温10c以上。6.1.1.3 进入器身检修时，应由专人进行，并穿专用检修工作服和鞋，戴清洁手套，工作照明应使用低压行灯。6.1.1.4 检修人员所使用的工具应由专人保管并登记编号，防止遗留在器身内，严禁携带与检修无关的工具及物品。6.1.1.5 检修人员上下器身时，只准在固定手脚架或铁结构上，禁止手拉，脚踩线圈引线。工具、灯具等挪动不得损坏变压器绝缘件等。6.1.1.6 严禁在工作现场抽烟。6.2 油浸式主变线圈绝缘及引线的维修6.2.1 检查线圈表面及主绝缘，线圈表面应清洁

10、无油垢，主绝缘各部无损坏，垫块无松动。6.2.2 检查线圈及围屏（宜解开一相）有无破损变色及放电痕迹。如有异常应进一步检查处理。围屏应清洁无破损，绑扎完好无松动，围屏分接引线出口处封闭良好、无漏油、变形及发热现象。6.2.3 检查线圈的油通道有无油垢或其它杂物堵塞现象。必要时用白布或泡沫塑料清洗擦试，然后用一定压力的变压器油冲洗，保证油通畅无油垢杂物。6.2.4 检查线圈各部垫块、反压钉有无松动位移变形现象，要求各垫块牢固、无位移、反压钉应保持有足够的压力。观察绝缘体的表面色泽，并用手指按压表面是否有弹性或变形，根据具体情况分为四个等级：1.1.1.1 一级绝缘：绝缘体富有弹性，金黄色，用手指

11、按压后无残留变形，属良好状态。1.1.1.2 二级绝缘：绝缘体仍有弹性，呈金黄色，用手指按压时无裂纹，脆化现象，属合格状态。1.1.1.3 三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量的裂纹与变形，属勉强可用状态。1.1.1.4 四级绝缘：绝缘严重脆化，呈黑色，用手指按压时即有变形、脱落，甚至可见裸线，属于不合格状态。1.1.1.5 绝缘情况属一、二、三级可继续使用，属三级应仔细检查，并进行采样试验，属四级时应立即更换。1.1.6 检查引线及引线渡的绝缘包扎有无变形、脆化，引线有无断股，引线与引线接头焊接处有无过热、熔化现象。1.1.7 检查分接线焊接部分有无变色与损伤，发现损伤与异常应进

12、行仔细检查。1.1.8 检查绝缘支架有无松动、位移及破损，检查引线在绝缘支架处的固定情况，发现位移及松动情况，应设法还原并紧固螺栓，同时复核引线，分接线的绝缘距离。6.3 油浸式主变铁芯检修6.3.1 检查铁芯是否平整，绝缘漆膜是否有脱落和放电痕迹，上铁轲顶部与下铁轲底部是否有油垢杂物（可用洁净白布或泡沫塑料擦试），铁芯若有翘起或不平整之处，可用木锤或铜锤敲打平整，严禁使用铁锤敲打，铁芯若有烧伤、放电痕迹，应仔细查明原因并处理。6.3.2 检查铁芯油道是否畅通，油道垫块有无松动。6.3.3 检查铁芯上、下夹件、线圈压板是否可靠，并经油箱上一小套管与油箱是否只有一点接地，若有多点接地，必须设法消

13、除。6.3.4 测量线圈夹件、铁压板及铁芯三者之间的绝缘电阻，测量值与历次值比较，无较大差异，应不低于10兆欧。6.3.5 测量铁芯与油箱上小套管连接情况，测量铁芯对绝缘电阻。6.3.6 测量时将所有相关连接片，连接线解开，复装时再测一次，检查连通情况。6.3.7 检查铁芯及夹件接地线的连接及绝缘状况。6.3.8 紧固所有螺栓，并有防松措施，木质螺丝应无损坏，防松绑扎应完好。6.4 油浸式主变无载分接开关检修6.4.1 检查开关各部件是否齐全完好。6.4.2 检查操作机构是否操作灵活，锁定可靠，位置指示是否正确。6.4.3 检查动静触头接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化及损伤情况，弹簧是

14、否松动。（弹簧如有退火，应更换。）如发现有氧化膜及过热发黑情况时，应用白布擦试清除，严重时进行更换。6.4.4 检查开关绝缘是否完好，表面是否清洁（可用无纤维毛白布进行擦拭）。6.4.5 检查开关紧固件是否紧固，如有松动应进行紧固。6.4.6 检修分接开关时，应保证检修后的分接位置与检修前一致。6.5 油浸式主变油箱的检修6.5.1 清洗油箱表面的油污及杂质，仔细检查有无渗漏部件，并做好标记以便处理。6.5.2 检查各部位法兰结合是否平整，有无杂质油垢。6.5.3 检查磁电屏蔽装置是否有松动，放电现象。6.5.4 清扫强油循环管道以及连接波纹管。6.5.5 检查油箱底架及小车各焊部分有无裂纹，

15、接地铜排是否连接可靠，有无损坏，若有必须进行处理。6.5.6 检查定位钉是否完好。6.6 油浸式主变套管检修6.6.1 检查瓷套有无裂纹损坏，有无脏污及放电痕迹，轻微损坏可用环氧树脂粘补，严重者进行更换。6.6.2 检查套管法兰有无渗漏油及锈蚀情况。6.6.3 检查套管油位装置（微动开关接通，断开情况）。6.6.4 更换套管与油箱本体之间的密封圈。6.6.5 检查套管接头是否清洁，有无放电、发热及变形痕迹，并用白布沾酒精进行擦拭。6.6.6 检查均压罩是否清洁，有无放电痕迹，放气塞有无渗漏。6.6.7 检查套管CT及升高座是否完好，有无渗漏情况。6.6.8 介质损失测量6.6.8.1 拧下保护

16、盖。6.6.8.2 连接试验引线接头及设备。6.6.8.3 测量介损与局放。6.6.8.4 测量完毕后，重新拧紧保护盖。注：试验只能在停电的情况下进行，通电的情况下须将保护盖拧紧，以确保接头接地。6.6.9 检查油样阀门及油压补偿装置是否完好，有无渗漏油情况。6.6.10 测量套管绝缘情况。6.6.11 检查、处理油气隔离套管油气报警装置及回路6.6.12 检查变压器在线监测装置接线情况。6.7 油浸式主变冷却器检修6.7.1 将进出水阀门关闭，放出存水，再关闭进、出油阀门，放出内部剩存的油。6.7.2 检查并调试压力表计，油流表计，水流表计及泄漏继电器等。6.7.3 仔细检查冷却器各部分是否

17、完好，有无渗漏，发现渗漏情况应进行处理。6.7.4 对拆卸的密封胶垫进行更换。6.7.5 对冷却器进行油压试验（0.3Mpa,30分钟），水压试验（1.5Mpa、30分钟）。6.8 油浸式主变油枕检修6.8.1 检查油枕有无渗漏油及锈蚀情况，发现渗漏点须进行处理。6.8.2 卸下顶盖，清洗内部的油垢及杂物。6.8.3 检查集污盒内是否有水及油垢，并清除干净。6.8.4 检查隔膜是否有损坏、破裂情况，同时进行气压试验，（20Kpa,30分钟）无漏气情况。6.8.5 检查油位计的玻璃是否透明，油位监视线是否明显，磁性油标传动机构是否灵活，有无卡涩、滑齿现象、指示是否正确。6.9 油浸式主变瓦斯继电

18、器6.9.1 拆下瓦斯继电器，检查观察玻璃是否完好，刻度是否清晰，不清晰的应用酒精擦拭。6.9.2 检查内部引线的绝缘，并测量其绝缘电阻。6.9.3 检查芯子是否清洁，发现油垢、杂质应用合格的变压器油清洗，同时检查放气塞的密封，发现渗漏时应及时进行处理。6.9.4 继电器在检查合格后安装时，其顶上的箭头应指向油枕方面，安装完毕后，打开两端的蝶阀和放气阀，使气体全部放出，变压器大小修投运前均须排气。6.9.5 使用试验按钮检查继电器是否动作可靠，检查浮子和挡板是否灵活，以及复位情况。6.9.6 检查跳闸接点动作是否正确，当油流速度达到1m/s时，应稳定闭合。6.9.7 检查信号接点是否灵敏稳定的

19、动作，当内部气体达到160260cm3时，接点应可靠动作。6.9.8 检查继电器的安装是否符合要求，气体油流能否集中流入继电器内，应注意检查继电器本体是否水平，顶盖沿继电器方向的升高坡度是否有1%1.5%的坡度。6.10 油浸式主变吸湿器6.10.1 检查吸湿器玻璃筒是否破损，是否清洁透明。6.10.2 检查吸湿器内硅胶是否变色，正常情况下应为蓝色，受潮气浸蚀后显粉红色，变色的硅胶超过1/2时应更换硅胶。6.10.3 在油封中加入适量的变压器油，并将罩拧紧。6.11 油浸式主变温度计6.11.1 检查温度计套管是否变形、锈蚀和损坏，内部是否充满油。6.11.2 检查温度计表计玻璃是否清洁、破损

20、、若有破损应予更换，金属毛细管是否扭曲，扭曲半径不得小于50mm。6.11.3 检查温度计（电阻型、膨胀型信号温度计）指示是否正确，整定值是否合适，同时对温度计进行校验。6.11.4 检查合格的温度计复装时，须注意以下事项：6.11.4.1 温度计指示器的玻璃外罩应保证密封性好，毛细管的弯曲半径不得小于50mmo6.11.4.2 温度计的测温座中应注入适量的变压器油以保证良好的热传导。6.12 油浸式主变压力释放阀6.12.1 检查压力释放阀有无渗漏油（每年一次），若有须查找原因并处理。6.12.2 检查机械信号标志杆是否复位，若没有复位，须查明原因并处理。6.12.3 压力释放阀一般不允许任

21、意拆卸，凡经拆卸的释放阀须经厂家检验合格后，方能投入使用。6.13 油浸式主变蝶阀、阀门及塞子50kpa6.13.1 检查蝶阀的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈及已坏零件，并进行油压试验，应密封良好，指示开、闭位置的标志正确。6.13.2 阀门应拆下分解检修，研磨或更换密封胶垫，损坏的部件进行更换，或使用新的阀门。6.13.3 对变压器本体及附件各部位的放油（气）塞，油样阀门进行全面检查，更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，必要时更换零件或整个部件。6.14 油浸式主变油漆工艺6.14.1 变压器大修时，应对其油箱及附件进行表面喷刷漆。10%的苛性钠或20%的6.14.2 喷刷漆

22、前，应用金属清洁剂对表面的油垢及污秽进行清洗，漆膜可采用磷酸三钠浸泡清洗旧漆膜。6.14.3 涂漆方法可采用喷漆或刷漆。6.14.4 先将表面喷刷防锈底漆（如C06至1号铁红醇酸底漆或138号底漆），漆膜厚度一般在0.05毫米左右，要求光滑、均匀、无流痕、滴珠、皱纹等现象。6.14.5 待底漆干透后，再喷第二道油漆，要求无斑痕、垂珠；若有上述情况，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补刷一次。6.14.6 个别部位补焊或掉漆时，需要刮拭干净并打腻补漆，要求均匀光滑，颜色与原漆一致。6.15 油浸式主变水喷雾灭火装置应每年检修一次并试喷水，以防管路喷头堵塞，影响灭火性能，改灭火装置的备用状态。

23、6.16 油浸式主变变压器油池清洗，清除鹅卵石对油池栅栏检查，冲洗干净，并填入鹅卵石。6.17 油浸式主变变压器器身需要干燥的条件6.17.1 经测试证明器身绝缘已经受潮，且测量结果低于规定值。6.17.2 吊检时，在油箱或器身上发现有进水受潮现象。6.17.3 器身在空气中放置时间超过规定值。6.17.4 变压器在更换线圈等恢复性大修后。6.18 油浸式主变干燥的一般规定6.18.1 器身干燥以A级绝缘要求，其温度不得超过105C。6.18.2 利用变压器油箱进行干燥时，真空度不得超过油箱的真空机械强度。6.18.3 真空泵容量的选择，应以1小时内能够达到所需的最大真空度为依据。6.18.4

24、 抽真空过程中，必须将器身内的残油放尽，以免在高温下蒸发后被真空泵吸出。6.18.5 真空干燥时，当真空度达到500毫米汞柱时用欧姆表测量绝缘电阻，在器身上某些电极或引线之间将出现低气压下的放电现象，干扰正常的测试，应降低真空度至60kpa以下进行测试。6.18.6 干燥过程中，须确保顶盖保温良好，避免水蒸汽在顶盖上重新凝结。6.18.7 油箱保温须用不燃或难燃性保温材料。6.18.8 干燥过程中，应准确测试变压器各部的温度，包括油箱壁上、中、下部、顶部、器身上、中、下部，进出口热风温度，油箱壁上装玻璃温度计，顶盖设信号或温度计，器身各部设测温元件，所有测温元件应校验合格，方能使用。6.18.

25、9 油箱底部可采用电炉或红外线元件作为辅助加热装置。6.18.10 进入油箱中的热风应经冷凝干燥器加温过滤，喷雾干燥用的循环油应采取连续净化还原措施，以防止干燥过程中高温使绝缘老化。6.18.11 在干燥过程中可将绝缘部件及设备置油箱中进行干燥，以备干燥后修理器身使用，但应防止变形。6.18.12 干燥现场应设可靠的电源、水源，准备充足的照明和有效的消防器材。6.18.13 干燥作业应有经审批安全、技术、组织措施及交接制度，每班23人值班，每小时记录真空度、电流、电压、绝缘电阻各一次，排放凝结水一次，并定期进行监视。6.18.14 判断干燥是否可以结束的标准是连续干燥几个小时，在恒温真空度下测

26、线圈绝缘电阻合格，无凝结水为原则。在条件允许下，可测线圈介损和循环油的微水分析，作为判断的依据。6.18.15 干燥结束后，注入合格的变压器油，保持真空静止6小时以上，可安排人员检查整修。6.19 油浸式主变器身干燥办法及注意事项6.19.1 目前大型变压器的干燥方法有：6.19.1.1 在油箱内真空热喷雾干燥。6.19.1.2 在油箱内真空涡流（负压抽热风）干燥。6.19.1.3 在油箱内热油循环轻度干燥。6.19.1.4 在真空罐内干燥。6.19.2 在现场检修时，一般采用真空滤油机热油循环干燥，受潮严重时推荐优先使用油箱真空热油喷雾干燥法，借助油雾实行器身清洗，真空涡流干燥是较好的干燥方

27、法。6.19.3 热油真空喷雾干燥法6.19.3.1 基本原理利用热油加温变压器线圈，增大水分子的逸出率，作用水分迅速蒸发。利用抽真空装置使变压器箱底空腔的压力降低，以降低水的汽化温度，有利于水分的蒸发。抽真空与定期破坏真空排潮气配合进行，使蒸发的潮气得以大量排除，同时使线圈内部温度不受影响。将热油喷成雾状，不仅减少油珠对线圈的冲击，而且可以扩大热油与线圈的接触面积，有利于线圈的加热，同时雾粒沿线圈下流时，会吸收纤维中的水分，加快水分的排除。6.19.3.2 干燥中的注意事项：按规定安装设备，并召集全体工作人员熟悉管路阀门及有关设备的操作方法。试抽真空，检查油箱管路系统的密封情况及油箱表面的最

28、大变形，以确定极限真空度（以不超过箱厚度的2倍及残余变形为准）。油流正常后，接通加热器，对油加热，并控制出口油温不超过105C。开启滤油机，将压力控制在3.5公斤/cm3左右，并随时注意更换滤纸。油箱抽真空规定值后，保持一段时间，根据真空度调整滤油压力和油泵的抽油量。当器身温度升至70c至80C（油条内温约为60c至80C）及以上时，应连续抽真空至极限值，然后采用边抽边破真空的办法，排出水分，并定时放集水器中的凝结水。定时测量器身绝缘电阻及各部温度，观测真空度，作好记录，以便进行综合判断，当油箱真空度、器身和加热器温不变的情况下，测得线圈电阻12小时以上稳定无变化，集水器中已无水分排出，即可认

29、为干燥结束。确认干燥结束后，油循环系统停止加热，停止抽油泵和滤油机，关闭油箱上下部进出口油门，保持真空至油箱内温度降至50c左右为止，静止保温。6.19.4 干式变压器干燥一般采用红外线烘烤，亦可采用碘鸨煤或远红外线电炉烘烤。6.20 油浸式变压器脱气6.20.1 施工前的准备工作6.20.1.1 设备材料准备：二个容量适当的油罐、真空滤油机、真空泵及足够的油管和合格的变压器油，变压器油须与主变油箱内的变压器油同标号，并应作混油试验，且油质应达到以下标准。耐压60kV含气量w1%tg0.50C）微水工10ppm6.20.1.2 安全工作：现场须备有足够的照明工作电源及消防器材，整理现场杂物，消

30、除影响正常工作的不利因素。6.20.1.3 设备检查：仔细清扫检查油罐、油管、真空滤油机、真空泵等设备，应保持清洁、干燥、无灰尘杂质和水分。6.20.1.4 现场备有专用工作记录本，详细记录现场工作情况，并制定严格的交接班制度。6.20.2 工作程序及注意事项6.20.2.1 将滤油机、油罐安装到位，过滤备用油至合格后备用。6.20.2.2 将真空滤油机连至主变箱的放油阀，使油箱内的变压器油流至备用油罐，并在取拌阀安装临时透时油管，以使监视油箱内的油面高度，变压器油排至油箱顶部10cm为止。关闭油枕两端蝶阀至瓦斯继电器两端蝶阀,对主变6.20.2.3 将真空泵连至瓦斯继电器旁的注油管路上,本体

31、抽真空，真空残压不得小于133pa。6.20.2.4 维持真空度2小时后启动真空滤油机，开始热油循环。在循环过程中注意油面高度的变化，保证残压不得大于0.13kpa控制油箱油温在60-70C左右。6.20.2.5 真空滤油机、真空泵的操作程序应严格按照使用说明书进行。在运行过程中应严格监视，发现异常应及时处理，做好详细记录。6.20.2.6 循环时间应以满足油样试验合格为限，油质标准符合9.1.1打条目。6.20.2.7 热油循环结束后，解除真空，关闭所有与真空泵联结的阀门，打开主体油箱与油枕连接的两个蝶阀，通过真空滤油机向变压器注油，使油枕油面高度略高于正常油面。6.20.2.8 补油完毕后

32、，静放48小时，并对各部进行放气。6.20.2.9 检查各法兰、蝶阀的位置，并处理各渗漏点及缺陷。6.21 油浸式主变隔膜式油枕注油，采用油枕排气法注油：6.21.1 打开放气塞，保证放气嘴确已打开。6.21.2 从油枕与本体的联接处向油枕加油，排出气室内的空气。6.21.3 变压器油从放气嘴溢出后，说明气体已经排尽，拧紧排放气塞，以防气体重新进入。6.21.4 调整油位至正常油位。6.22 油浸式主变试验项目及要求6.22.1 修前试验。修前试验是变压器进行检修的依据，也是修后进行对比、考核检修效果的依据，一般是根据预防性试验结果在确定变压器大修必要性的前提下安排的，项目如下：6.22.1.

33、1 测量线圈的绝缘电阻和吸收比。6.22.1.2 测量线圈连同套管一起的泄漏电流。6.22.1.3 测量线圈连同套管的tg§6.22.1.4 绝缘油的试验。6.22.1.5 测量线圈的直流电阻。6.22.1.6 套管试验。6.22.1.7 测量铁芯夹件对地绝缘电阻。6.22.1.8 进行其它必要性试验项目（为特性试验、局部试验）以供大修后比较。6.22.2 修中试验。大修过程中应配合吊罩检查，进行有关的试验项目：6.22.2.1 测量变压器铁芯对夹件、穿心螺杆、钢压板及铁芯电场屏蔽对夹件，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻。6.22.2.2 必要时测量无载分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘

34、电阻。6.22.2.3 必要时进行套管CT的特性试验。6.22.3 修后试验大修结束后按规定进行以下项目试验：6.22.3.1 测量线圈的绝缘电阻、吸收比及指数。6.22.3.2 测量线圈连同套管一起的泄漏电流。6.22.3.3 测量线圈连同套管的tg§6.22.3.4 冷却装置的检查与试验。6.22.3.5 变压器油试验。6.22.3.6 测量线圈连同套管一起的直流电阻。6.22.3.7 测量铁芯、夹件引外对地绝缘电阻。6.22.3.8 变压器与冷却器整体油压试验。6.22.3.9 线圈连同套管一起的交流耐压试验。6.22.3.10 检查相位。6.22.3.11 测量线圈所有分接头

35、的变压比及连接组别。6.22.3.12 必要时进行变压器的空载特性试验。6.22.3.13 必要时进行变压器的短路特性试验。6.22.3.14 必要时进行变压器的局部试验6.22.3.15 额定电压下的冲击合闸。6.22.3.16 油中溶解气体的色谱分析。6.23 油浸式主变检修工程管理6.23.1 根据电厂年度工作计划，结合变压器在运行中出现的问题及检查试验中所发现的缺陷，确定检修项目与施工方案。6.23.2 严格按照施工方案和合理组织大修工作，保证整个工作的安全、质量及时间的按期，并做好全部工作的成本核算。6.23.3 变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料图纸，进行材料成本核算

36、，提交竣工、验收报告，并按验收规定组织现场验收。6.23.3.1 在验收工作中应移交的资料变压器大修总结报告。电气试验报告。绝缘油化验、油气分析及微水含量报告。设备检修质量验收卡。6.23.3.2 工程的竣工验收，应由生技部组织有关单位人员参加，主管工程师负责，对变压器进行全检查,具体项目如下：变压器本体，冷却装置及所有附件均属完整无缺，不渗漏油，油漆完整。轮子的固定装置应完整。接地装置可靠完整。变压器周围及顶盖上无残留杂物。油枕、冷却装置等油系统上阀门均处于开”的位置，阀门位置指示位置正确，油位计指示正常。吸湿器内的吸湿剂数量充足，颜色正常，油封良好，能够正常工作。分接开关的位置应符合运行要

37、求，操作机构箱和顶盖上的分接位置一致。温度计指示正确，整定值符合要求。保护装置整定值符合要求，动作正确。6.23.4 主变检修所需材料和专用工具6.23.4.1 材料1）油管接头4只2）瓦斯继电器1只3）密封胶5盒4）金相砂纸20张5）大塑料袋5个6）无水乙醇20瓶7）去污剂20瓶8）抹布50米9）彩条布50米10）手套20双11）真空泵油20公斤12）真空泵润滑油5公斤13）变压器油1吨14）手套20双15）密封圈20件16）密封圈3件17）吸附剂15公斤18）SF6气体18公斤19）高纯氮气60瓶20）密封胶20支21）百洁布10块22）塑料薄膜10公斤23）压敏胶带2m224）硅橡胶密封

38、剂15支25）螺纹密封胶2支26）螺纹密封胶2支27）全螺纹绝缘螺杆5根28）全螺纹绝缘螺杆5根29）导电脂1盒30）医用乳胶手套50双31）阀门20个6.23.4.2工器具1）个人工具6套2） 24棘轮扳手4把3） 22-24梅花扳手8把4） 14-17梅花扳手6把5） 8-10梅花扳手2把6） 2224呆扳手6把7） 1417呆扳手4把8） 10英寸活动扳手2把9） 8英寸活动扳手2把10） 1.5mm-10mm内六角扳手2套11） 32件套六角套筒扳手1套12） 3M人字梯2张13） 3M单梯1张14） 10M人字梯1张15） 220V卷线盘3个16）吸尘器1个17）手电筒5把18）临时

39、电源开关板4块19）500V摇表1块20）回收装置1台21）抽真空装置1台22）X-150真空泵1台23）真空滤油机1台24）专用油罐1个25）力矩扳手2个26）5T手动葫芦2个27）尼龙绳10米28）通50夹钢丝软管100米29）麦氏真空表1个6.24干式变压器检查6.24.1 干式变压器小修周期为一年，大修周期据设备运行状况定。6.24.2 定期检查变压器支架安装是否牢固，有无倾斜，局部变形及震动现象。6.24.3 检查变压器外壳是否完整，各部连接有无松动，箱壳有无损坏现象。6.24.4 变压器周围是否清洁，有无积水及妨碍安全运行的情况，器身干燥清洁（线圈、铁芯无积灰）6.24.5 变压器

40、是否具备良好的散热条件，变压器有无局部有过热现象，各部温值是否正常，若有须查明原因并处理。6.24.6 检查变压器引线连接是否正常，有无松动、变色、过热现象。6.24.7 检查各部位螺栓是否松动，有无锈蚀现象，若有须进行紧固及更换。6.24.8 检查线圈压板是否紧压线圈，若有松动情况，则须加以紧固，检查各部绝缘件是否正常，有无破损情况，并及时处理。6.24.9 测量线圈电阻及绝缘电阻，检查变压器接地是否可靠，同时按规程规定进行电气试验。6.24.10 若发现缺陷，应仔细分析原因，及时进行处理，然后清理变压器周围的杂物，保证器身及环境的清洁。6.24.11 干式变压器检修所需工具6.24.11.

41、1 活动扳手6.24.11.2 套筒扳手6.24.11.3 钮力扳手6.24.11.4 螺丝刀6.24.11.5 万用表6.24.11.6 摇表6.24.11.7 专用工器具6.24.11.8 安全用具6.24.11.9 仪器仪表6.24.11.10 试验设备7检修安全措施与注意事项7.1 设备检修时必须停电，并在变压器的高低压侧开关必须断开，相应的接地刀闸必须合上，其操动机构必须锁定，并解开互感器二次回路有关线路，防止突然来电并在相应的操作机构上悬挂安全警示牌；7.2 变压器检修时必须严格按照工艺要求进行，特别是内检时要严格控制变压器内芯在空气中的暴露时间，防止器身受潮，高处作业时必须使用安

42、全带，检修过程中必须注意不得损坏绝缘子和出现套管的裙边。8风险辨识与预控8.1设备风险危害名称危害及有关信息描述风险描述风险种类现有的控制措施风险等级高压套管渗油1、高压套管由于密封老化，套管内部高纯绝缘油渗出，导致高压套管绝缘下降、放电，有爆炸风险。2、此危害在兄弟单位发生过。导致主变停运或高压套管损坏。设备损坏1、定期检修中对高压套管密封进行检查无渗漏，对套管进行直阻检测和绝缘检测，并与历史数据对比无偏差，如发现偏差大应查明原因。2、运行中检查高压套管外壳无渗漏油迹。3、加强人员技术技能水平培训。可能的风险线圈短路1、由于绝缘油不合格或制造缺陷，导致线圈短路烧毁。2、此类危害在兄弟单位发生

43、过1次。导致主变停运或线圈损坏。设备损坏1、定期检修中对线圈进行预防性试验，并与历史数据对比无偏差，如发现偏差大应查明原因。2、定期巡视，检查主变运行声音止常，主变保护投入正常。3、加强人员技术技能水平培训。4、购置新主变时进行现场监制跟踪，做全出厂试验和交接试验。可能的风险油枕油隔膜破损1、由于油枕油隔膜老化而发生破损，导致主变绝缘油受潮，引发生变故障。2、此类危害未发生过。导致主变绝缘油受潮，引发主变故障。设备损坏1、定期检查在线油色谱装置数据，每季度人工取油样进行色谱分析。2、定期巡视，检查主变油枕油位正常，运行声音正常，主变保护投入正常。3、每十年对油枕油隔膜进行更换。4、加强人员技术

44、技能水平培训。5、购置备品。可接受的风险油冷器冷却管破损1、运行中油冷器冷却管破裂，导致主变油混水，引起主变故障或烧毁。2、多年未发生过，但存在此危害的可能性。造成主受严重损坏设备损坏1、定期检修中对油冷器冷却管进行耐压试验合格，检测油混水保护装置正常。2、定期检查在线油色谱装置数据，每季度人工取油样进行色谱分析。3、油冷器冷却管采用双层结构。4、加强人员技术技能水平培训，防止检修中人为损坏。执行WH点相关验收工作。可接受的风险8.2作业风险危害名称危害及有关信息描述风险描述风险种类现有的控制措施风险等级不当的安1、工作人员技能水平可能导触电1、工作前核对安措，开，前现场核可能的全措施不足，工

45、作场所安全致人员实设备编号；工作现场悬挂在此工风险措施布置不当，导致重伤或作”随明。检修设备带电或存在死亡。2、做好图实相符工作；突然带电危险；隔离措施不当或提示不清楚，导致勿入带电间隔；3、加强人员技术技能水平培训；2、设备检修时可遭遇此危害，约每年1次；3、此危害多年未发生；错误的登高工艺1、高处作业未系好安全带或使用不合格的梯子和不合格的安全带，高空坠落导致人员伤害；2、此类危害在兄弟单位发生较频，但未发生人身伤害；可能导致人员重伤或死亡。高空坠落、高空落物1、高于1.5米处工作时按规定系好安全带，防止高空坠落，安全帽、安全带、防坠器、梯子定期专人进行检验并粘贴合格证，使用前进行外观检查

46、；2、上下传递工器具及施工材料必须用绳索套牢上下传递，严禁上下抛掷。3、进入工作现场戴好安全帽。可能的风险不系安全带1、高处作业未正确系好安全带，高空坠落导致人员伤害；2、此类危害在兄弟单位发生较频，但未发生人身伤害；可能导致人员重伤或死亡。高空坠落、高空落物1、高于1.5米处工作时按规定系好安全带，防止高空坠落，安全带、梯子每年定期专人进行检验并粘贴合格证；2、上下传递工器具及施工材料必须用绳索套牢上下传递，严禁上下抛掷。可接受风险错误的施工工艺1、未取得脚手架搭设及拆除资质人员进行搭设及拆除；2、未制定详细的脚手架搭设及拆除方案和安全技术措施或不符合脚手架搭设及拆除标准；3、高空落物伤人；

47、4、此类危害未发生过，但存在发生的可能性；脚手架坍塌或1人员重伤高空坠落1、脚手架搭设及拆除严格按照相关规定进行，加强监护；2、脚手架搭设完成进行专项验收检查制度，合格后现场挂合格证；3、严格执行持证上岗制度；4、上下传递工器具及施工材料必须用绳索套牢上下传递，严禁上下抛掷。可能的风险遗失的手工具1、在作业完成后遗漏工器具在主变内部导致设备严重损坏。2、未发生过工器具遗漏情况，但存在此危害的可能性；造成设备严重伤害设备损坏1、由专人进行内检，禁止踩踏设备；2、主变内部检修制定工器具进出登记表，专人负责登记，封闭前检查变压器内无工器具遗留；3、执行WH点相关验收工作；可接受风险狭小的作业空间1、

48、内检时间过长导致人员窒息；2、此类危害在主变进行大修时均可遭遇此危害；可能导致人员重伤。人员窒息1、主变内检设专人监护，10分钟内返回至入人孔处呼吸透气；可接受风险不合格的空气1、SF6泄露导致人员中毒；2、此类危害未发生过，但存在发生的可能性；可能导致人员重伤或死亡。中毒1、工作前加大通风，用SF6泄露检测仪对设备进行检测无SF6泄露；2、人员在上风口进行工作；3、GIS气室开盖前,抽尽SF6气体，开盖后人员撤离，通风30分钟后，人员穿防护服进入。可接受风险不合格的空气1、空气湿度大于80%时，变压器器身、GIS设备暴露时间过长导致绝缘受潮；2、设备检修时可遭遇此危害，约20年1次；3、此类

49、危害未发生过，但存在发生的可能性；变压器铁芯、绕组及GIS受潮设备损坏1、严格按照变压器检修规程和GIS设备厂家对空气湿度和暴露时间进行控制或采取加热除湿措施，减少器身绝缘受潮的可能；2、现场放置温湿度计，对现场湿度进行检测。可能的风险不合格的空气1、使用过的SF6气体直接排到大气中，造成环境污染；2、设备检修时可遭遇此危害，约20年1次；3、此危害多年未发生；导致大气污染大气污染1、严格按照GIS检修规程和设备厂家要求，SF6气室并盖前，抽尽SF6气体且至负压；2、使用SF6回收净化装置对SF6气体进行回收净化。可接受风险错误的检修工艺1、紧固螺栓使用扭力过大，导致螺栓断裂或损伤，留下隐患；紧固螺栓使用扭力过小，导致螺栓未紧固，导致设备运行过热；2、错误的组装和错误的起吊方法，导致设备损坏；3、设备检修时可遭遇此危害，约20年1次；4、此危害发生频率较低；可能造成设备损坏设备损坏1、提高检修人员技能，严格按照生产厂家检