变压器维修投标方案

变压器维修投标方案

目录

第一章、技术服务方案...............................................................................2

第二章、质量目标、管理体系及保证措施.................................................18

第三章、安全目标、管理体系及保证措施.................................................75

第四章、检修条件、售后服务及人员培训.................................................84

第四章、实施组织方案及各项保障措施....................................................90

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第一章、技术服务方案

第一节、配电变压器结构及维护检查

了解配电变压器的具体结构，是学习它的检修工艺的基础。对配电变

压器的日常运行维护及故障判断、检查，是对它进行大修、小修的前期工

作。在讨论配电变压器检修工艺之前，本章先对它的结构及维护检查方面

的内容进行介绍。

1、配电变压器的结构

在学习变压器的原理时，已介绍过它的原理结构。变压器的关键部件

是铁芯和原、副绕组构成的器身。由器身实现电磁感应过程，完成改变电

压和传输功率的功能。本节内，将以广泛使用的油浸式变压器为典型例子，

具体地介绍配电变压器各部分结构。

1.1工程项目现状

松原市哈达山发电有限公司位于吉林省松原市城区东南20km的第二松

花江干流下游河段，距二松与嫩江汇合口处约60km，是二松干流最后一级

控制性水电站。坝址控制流域面积71783km2，年径流量160.46亿m³。电

站装设5台单机为6.9MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为

34.5MW，多年平均发电量1.16亿kW•h，保证出力6.1MW，年利用小时

3349h。二号主变型号SF10-25000/69，额定容量25000kVA，电压组合69

±2×2.5%/6.3kV，额定电流209.2/2291.1A。

2工程建设必要性

2.1安全性分析

2.1.1二号主变密封老化已出现严重漏油现象。外观检查二号主变散

热器、油箱底座密封处漏油严重，2021年4月至10月油位由3格降至1.5格，

已低于工作油位最低限值2格。变压器油位过低会导致瓦斯保护动作，严重

缺油时，变压器内部铁芯线圈暴露在空气中，绝缘容易受潮，发生引线放

电与绝缘击穿事故。2021年10月23日对二号主变进行了补油，满足了主变

工作油位，但仍未解决主变漏油问题。

2.1.2松原市哈达山发电有限公司二号主变所带负载为3、4、5号机组，

如二号主变出现事故，短期内无法恢复运行，将导致以上3台机组无法并网

发电，水资源浪费，造成经济损失。

2.2政策适应性分析

2.2.1根据DL/T573-2021《电力变压器检修导则》第7.1.1.2项：箱沿

焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验或检查并结合运行情况，

判定由内部故障或本体严重渗漏油时，可进行大修。

2.2.2根据DL/T573-2021《电力变压器检修导则》第7.1.1.5项：变压

器大修周期一般应在10年以上。我厂二号主变制造日期为2009年9月，

2011年12月投入运行，已满足大修条件。

2.3立项依据条款

DL/T573-2021《电力变压器检修导则》

3工程建设规模

本工程对松原市哈达山发电有限公司2号主变进行大修。

二、器身

它主要由导磁的铁芯和导电的线圈两大部分组成。在铁芯和线圈之间，

高低压线圈之间及线圈各匝之间均有相应的绝缘。图中还可见到高压侧的

引线1U、1V、1W,低压侧的引线2U、2V、2W、N。另外在高压侧设有调

节电压用的无励磁分接开关。

配电变压器铁芯采用三相三柱式结构，如图1-4所示。这种子铁芯结构

简单，制造工艺性好，使用极为广泛。铁芯的芯柱和铁轭均由硅钢片叠成，

叠好后，芯柱用绝缘带绑扎，铁轭由上下夹件夹紧。为了保持整体性，上

下夹件间用拉螺杆紧固。铁芯叠片通过接地与夹件连接实现接地。铁芯叠

好后，把高低压线圈套在各相芯柱上，就半装配出了器身。线圈装入铁芯

的工艺过程为：

(1)拆除上夹件

(2)逐片拆除上铁轭

(3)在各相铁芯柱上，低压在内，高压在外，依次同心地套入低、高

压线圈。

(4)逐片嵌回上铁轭硅钢片。

(5)用上夹件夹紧。

配电变压器线圈广泛采用同心式结构。同心式结构的特点是低压绕组

套在铁芯柱上，高压绕组同心地套在低压绕组外面。配电变压器线圈都采

用圆筒式绕法。圆筒式线圈结构见图1-5。它的绕法是把一根或几根并联

的导线在绝缘纸筒上沿铁芯柱高度方向依次连续绕制而成。一般低压绕

组用扁铜线绕成单层或双层(图1-5a);高压绕组用圆导线绕成多层(图1-5b);

绕制时，在线圈某层间用绝缘撑条垫入构成油道；低压绕组与铁

芯之间，高低压绕组之间也有相应的油道。

三、油箱

油箱的作用是容纳变压器汕，使器身在运行时浸泡在油中，以满足绝

缘和散热的要求。变压器常采用的油箱有箱式钟罩式两种。如图1-6所示。

箱式油箱的箱壁和箱底焊为整

体，器身由螺杆吊在箱盖上，检修时，把箱盖连同器身一起吊出(图1-

6a)。装配时，

箱盖和箱壁之间有耐油胶垫，用箱盖螺拴上紧，以防止变压器油泄漏。

图1-6b是钟罩式油箱。变压器身用螺拴固定在箱底上，箱盖和箱壁制成一

体，象一个钟罩扣在器身和箱底上。检修时，需先把箱内变压器汕放出，

然后吊起钟罩，露出器身。钟罩式一般用于大型变压器(器身生15t以上；

容量在1500KVA以上)。配电变压器广泛采用箱式油

箱。

四、附属装置

为了保证变压器能可靠而安全地运行，它还附有冷却装置、保护装置

和出线装置等

部件。

(一)冷却装置

配电变压器多以散热管作为冷却装置。为了把器身传给变压器油的热

量散发出去，变压器的箱壁上焊有许多油管。这些油管一方面增大了变压

器与周围空气的散热面积，另一方面为变压器提供了循环路径。

器身发热使变压器油变热，比重减小。热油在油箱内上升，进入散热

管与空气进行热交换。油流经散热管后温度下降，比重增加。它沿散热农

管下降，重新进入油箱，再次去冷却器身。以上循环过程是靠变压器油受

热后比生变化而自然完成的，帮这种冷却方式称为自然油循环冷却。

为了增加散热面积，很多变压器的散热管采用扁管。对容量很小的配

电变压器，为了简化制作工艺，也有在箱壁上焊一些散热的铁片(散热片)来

扩大散热面积而不用散热管的.容量较大的变压器(≥2500KVA),为了便于运

输，把散热管做成可拆卸的形式，成

为单独的散热器。以上各种变压器均为自然油循环冷却，属于油浸自

冷式。

(二)保护装置

保护装置包括储油柜、安全气道、呼吸器及气体继电器等。它们在变

压器油箱盖上设置的情况。储油柜也称油枕。它设在箱盖上方，由管道与

油箱连通。设置油枕后，变压器油面可以高于箱盖和套管，使变压器引线

和套管内出线都浸在油中，增加了绝缘强度。同时，油枕也给变压器油的

热胀冷缩提供了一个膨胀室。

呼吸器又称为除湿器。它内部装有用氯化钴浸渍过的硅胶。硅胶的吸

湿能力很强。在变压器油胀、缩时，油枕上部空间的空气通过呼吸器与大

气交换，硅胶就会吸掉这些空气中的水分。用氯化钴浸过的硅胶干燥时为

蓝色，嚼舌湿饱和后变为红色。运行中可

根据颜色的变化来判断是否应更换硅胶。

气体继电器又称为瓦斯继电器，它装在油枕与油箱间的管道中，当变

压器油箱内产生电弧、局部高热等内部故障时，会出再大量气体，造成变

压器油气流涌过气体继电器，使它动作。根据故障程度不同，气体继电器

或作用于发信装置发出警告信号，或作用于跳闸回路使变压器从电网中断

开，起到保护作用。

安全气道又称为防爆管。它的下部分与油箱连通，上部与油枕膨胀室

连通。防爆管顶部用2-3mm的玻璃密封，形成防爆膜。娄变压器发生严重

内部故障时，产生大量油气，使油枕和安全气道上部分压骤增，玻璃破裂，

油气喷出，防止了油箱爆裂的重大事故。

除以上各装置外，油枕侧面还装有显示油面高低的油表，箱盖上装有

温度计。

(三)出线装置

变压器线圈的高低压出线，必须穿过油箱盖与电网连接。这些邮线既

需要与油箱间绝缘，又需要得到必要的支承。高低夺套管构成了变压器的

出线装置，由它们担任出线的绝缘和支承。低压套管通常采用图1-9的结构。

这种套管称为复合瓷绝缘材料式套管。它由装在箱盖上面的上瓷套管6和

装在箱盖下面套管9两部分构成。二者中间夹着箱盖钢板。导电杆10为一

螺杆，既导电又通过螺母把上、下瓷套夹紧。纸垫8和11起缓冲作用，避

免压紧时损坏瓷套。瓷套管的接线形式因导通电流的大小不同而不同。中

套管上部采用杆式接线，下部用一片软铜皮连接，适用于工作电流≤600A

时上部为板式接线，下部用两片软铜皮，适用于电流为800-1200A的场合；

中，上、下部均采用板式接线，适用于电流为2000-3000A的场合。高压瓷

套管一般的结构。该瓷套与前述低压套管不同，它只由一个瓷套构成，通

常称为单体绝缘瓷套管。该套管中部制有台阶，以便能通过夹持法兰和压

钉所它压紧、固定在箱盖上。在瓷套与箱盖压接处设有密封垫，以防止变

压器油泄漏。导电杆贯穿套管上下，其上、下部的接线方式是采用杆式或

是板式，仍以工作电流大小来确定。在导通电流较大时，套管内应充满变

压器油，以增加散热和提高绝缘能力。

第二节、配电变压器的运行维护和检查

对运行中的配电变压器进行维护和定期检查，能及时发现事故苗头，

作出相应处理，达到防止严重故障出现的目的。同时，在维护和检查中记

录的变压器运行参数，也可作

为今后运行和检修的重要参考资料。因此，必须认真进行变压器的维

护和检查。

一、配电变压器的巡视检查周期

(一)运行变压器的常规检查周期

1、有人值班的变压器每班检查一次。

2、无人值班的变压器至少每周巡视检查一次。

3、配电间有高压配电屏的变压器每月巡视检查一次。

4、杆上变压器每季度至少检查一次。

(二)特殊情况下的检查周期

1、高温下运行的变压器，气温最高的季节对≥200KVA的配电变压器，

应选择有代表性的一台进行昼夜24小时的负荷测量，观察负荷变化规律及

判定是否有过负荷现象。

2、进行分、合闸操作的变压器在每次分、合闸前，均应进行了外部

检查。

3、恶劣天气下运行的变压器在雷雨、冰冻、冰雹等气候条件下，应

对变压器进行特殊巡视检查。

二、配电变压器巡视检查项目

对配电变压器的巡视检查，可分为监视仪表检查和现场检查两类。

监视仪表检查是通过变压器控制屏上的电流表、电压表和功率表计数

来了解变压器运行情况和负荷大小。经常监视这些仪表的计数并定期抄表，

是了解变压器运行状况的简便和可靠的方法。有条件的，还应通过遥测温

度计定期记录变压器上层油温。配电变压器现场检查内容如下。

(一)检查运行中变压器音响是否正常

变压器正常运行时的音响是均匀而轻微的“嗡嗡”声，这是在50HZ的交

变磁通作用下，铁芯和线圈振动造成的。若变压器内有各种缺陷或故障，

会引起以下异常音响：

1、声音增大并比正常时沉重对应变压器负荷电流在、过负荷的情况。

2、声音增大杂有尖锐声音调变高、对应电源电压过高、铁芯过饱和

的情况。

3、声音增大并有明显杂音对应铁芯未夹紧，片间有振动的情况。

4、出现爆裂声对应线圈和铁芯绝缘有击穿点情况。变压器以外的其

它电路故障，如高压跌落式熔断触头接触不好；无励磁调压开关接头未对

正或接触不良等，均会引起变压器响声变化。

(二)检查变压器的油位及油的颜色是否正常，是否有渗漏现象

从油枕上的油表检查油位，应在油表刻度的1/4—3/4以内(气温高时，

油面在上限侧；气温低时在下限侧)。油面过低，应检查是否漏油。若漏油

应停电修理，若不漏油则应加油至规定油面。加油时，应注意油表刻度上

标出的温度值，根据当时气温，把油加至适当油位。

对油质的检查，通过观油的颜色来进行。新油为浅黄色；运行一段时

间后的油为浅红色；发生老化、氧化较严重的油为暗红色；经短路、绝缘

击穿和电弧高温作用的油中含有碳质，油色发黑。

发现油色异常，应取油样进行试验。些外，对正常运行的配电变压器

至少每两年应取油样进行简化试验一次；对大修后的变压器及安装好即将

投运的新变压器，也应取油样进行简化试验。变压器油试验项目和标准见

1-2,简化试验的项目只包括表中3、5、6、9、12、14各项。若试验结果达

不到标准，则应对油进行过滤，再生处理。

为了尽量减少环境因素的影响，应采用溢流法取油样。溢流法的具体

要求与方法是：

1、对容器的要求使用的容器应清洁、干燥、不透光，容器的材料应

使油样在容器内不会引起扩散、渗透、催化和吸附。

2、取油样的方法如图1-11示，先不用容器，打开阀门2,把变压器箱

底污油放掉。待油清洁后，用少量油冲洗容器。正式取油样时，把软管伸

到容器底部放取油样(约500ml)。取样后，尽快送有部门试验，并注意避免

环境影响。

(三)检查变压器运行温度是否超过规定

变压器运行中温度升高主要是由器身发热造成的。一般说，变压器负

载越重，线圈中渡过的工作电流越大，发热越剧烈，运行温度越高。变压

器运行温度升高，使绝缘老化过程加剧，绝缘寿命减少。同时，温度过高

也会促使变压器油老化。

据理论计算，变压器在额定温度下运行，寿命应在20年以上。在此基

础上，变压器长期运行温度每增加8℃,它的运行寿命就相应减少一半。可

见，控制变压器运行温度是十分重要的。据规定，变压器正常运行时，油

箱内上层油温不应超过85—95℃。运行机制中，可通过温度计测取上层油

温。若小型配电变压器未设专门的温度计，也要用水银温度计贴在变压器

油箱外壳上测温，这时允许温度相应为75—80'℃。

如果发现运行温升过高，原因可能是变压器内发热加剧(过负荷或内部

故障),敢可能是变压器散热不良，需区别情况加以处理。其中，变压器的

负荷状况和发热原因可根据电流表、功率表等表计的读数来判断，如果表

计读数偏大，发热可能是过负荷引起；如果表计正常，变压器温度偏高且

稳定，则可能是散热不良引起；如果表计、环境温度都和以前相同，油温

高于过去10℃以上并持续上升，则可能是变压器内部故障引起，则需需迅

速退出运行、查明原因、进行修理。

(四)检查高低压套管是否清洁，有无裂纹、碰伤和放电痕迹表面清洁是

套管保持绝缘强度的先决条件。当套管表面积有尘埃，遇到阴雨天或雾天，

尘埃便会沾上水分，形成泄漏电流的通路。因此，对套管上的尘埃，应定

期予以清除。套管由于碰撞或放电等原因产生裂纹伤痕，也会使它的绝缘

强度下降，造成放电。帮发现套管有裂纹或碰伤应及时更换。没有更换条

件的，应及时报有关部门处理。

(五)检查防爆管、除湿器、接线端子是否正常

检查防爆管隔膜是否完好，有无喷油痕迹；除湿器是的硅胶是否已达

到饱和状态；各接线端子是否紧固，引线和导电杆螺栓是否变色。

检查防爆管隔膜破裂，应检查破裂的原因。若是意外碰撞所致，则

更换新膜即可；若有喷油痕迹，说明发生了严重内部故障，应停运检修。

硅胶呈红色，说明它已吸湿饱和失效，需更换新硅胶。线头接点炙色，是

接线头松动，接触电阴增大造成发热的结果，

应停电后重新加以紧固。

(六)检查变压器外接的高、低压熔丝是否完好

1、变压器低低压熔断丝是因为低压侧过流所造成。过流的原因可能

是：

(1)低压线路发生短路故障；

(2)变压器过负荷；

(3)用电设备绝缘损坏，发生短路故障；

(4)熔丝选择的截面过小或熔丝安装不当，例如连接不好，安装中熔

丝有损伤等。

2、变压器高压熔断器(俗称跌落保险)熔断，它熔断的原因可能是：

(1)变压器本身绝缘击穿，发生短路；

(2)低压网络有短路，但低压熔断丝未熔断；

(3)当避雷器装在高压熔断器之后，雷击时雷电通过熔断器也可能使

其熔断；

(4)高压熔断器熔丝截面选择不当或安装不当。

发现熔丝熔断，应首先判明故障，再更换熔丝。更换时应遵照安全规

程进行，尤其

是更换高压熔丝，应正确使用绝缘拉棒，以免发生触电事故。

(七)、检查变压器接地装置是否良好

变压器运行机制时，它的外壳接地、中性点接地、防雷接地方的接地

线应连在一起，共同完好接地。巡视中若发现锈蚀严重甚至断股、断线，

应作相应处理。

(七)恶劣天气下的特殊巡视内容

1、气温异常的天气巡视负荷、油温、油位变化情况。

2、大风天注意引线是否有剧烈摆动，导线上是否有民物搭挂。

3、雷雨天观查避雷器是否处于正常状态，检查熔丝是否完好。

4、雨雾天注意套管等到部位有无放电和闪络。

5、冬季注意变压器上是否有积雪和冰冻。

6、夜间巡视每月应进行一次夜间巡视，检查套管有无放电，引线与

导电杆连接处是否发红。

第二节配电变压器常见故障及处理

变压器运行中的故障可分为线圈故障、铁芯故障及套管、分接开关等

部分的故障。其中，变压器绕组的故障最多，占变压器故障的60—70%,

其次是铁芯故障，约占15%,其余部分故障发生较少。表1—3列出了配电变

压器常见故障的种类、现象、

产生原因及判断处理方法。

第三节配电变压器检修工艺

配电变压器的检修分为大修和小修两类，其中之一，大修又称为吊芯

检修，小修又称

为不吊芯检修。二者的区别在于是否吊出变压器的器身(吊芯)。

第一节配电变压器的小修

配电变压器的小修周期是根据它的重要程度、运行环境、运行条件等

因素来决定的。

一般规定：

(1)≥5KV的变压器每半年小修一次；

(2)≤0KV的变压器一般每年小修一次，对运行于配电线路上的10KV配

电变压器可每两年小修一次；

(3)运行于恶劣环境(严重污染、腐蚀及高原、高寒、高温)的变压器，

可在上述基础上适当缩短小修周期。

二、变压器的小修项目

变压器的小修要在停电后进行。为了减少损失，应尽量缩短停电检修

时间。一肌规定：2000KVA以下变压器允许停电6小时；2000—

5000KVA以上允许停电10小时。变压器小修的主要内容如下。

(一)检查接头状况是否良好

检查出线接头及各处铜铝接头，若有接触不良或接点腐蚀，则应修理

或更换，同时，还应检查绝缘套管的导电杆螺丝有无松动及过热。

(二)绝缘套管的清扫和检查清扫高低压绝缘套管的积污，检查有无裂痕、

破损和放电痕迹。检查后，要针对故障及时处理。

(三)检查变压器是否漏油

清扫油箱和散热管，检查箱休结合处、油箱和散热管焊接处及其它部

位有无漏油及锈蚀。若焊缝渗漏，应进行补焊或用胶粘剂补漏。若是密封

渗漏，可能的原因为：

1、密封垫圈老化或损伤；

2、密封圈不正，压力不均匀或压力不够；

3、密封填料处理不好，发生硬化或裂。

检查后针对具体情况进行处理。老化、硬化、断裂的密封和填料应予

以更换；在装配时，注意压紧螺丝要均匀地压紧，垫圈要放正。油箱及散

热管的锈蚀处应铲锈除漆。

(四)检查防爆管

有防爆管的变压器，应检查防爆膜是否完好。同时，检查它的密封性

能。

(五)查看气体继电器是否正常

检查气体继电器是否漏油；阀门的开闭是否灵活；动作是否正确可靠；

控制电缆及继电器接线的绝缘电阻是否良好。

(六)油枕的检查

检查储油柜上油表指示的油位是否正常，并观察油枕内实际油面，对

照油表的指示进行校验。若变压器缺油要及时补充。同时，应检查并及时

清除储油柜内的油泥和水分。

(七)呼吸器的检查和和处理

呼吸器内的硅脱离危险每年要更换一次。若未到一年，硅脱离危险就

就已吸潮失效(颜色变红),也应取出入在烘箱内，在110—140℃左右烘

干脱水后再用。将硅脱离危险重新加入呼吸器前，使用筛子把粒径小于

3—5mm的颗粒除去，以防它们落入变压器中，引起不良后果。

(八)接地线检查

检查变压器接地线是否完整良好，有无腐蚀现象，接地是否可靠。

(九)高低压熔断器的检查

检查与变压器配用的保险及开关触点的接触情况、机构动作情况是否

良好。采用跌落式保险保护的变压器，还应检查熔断丝是否完整、熔丝是

否可靠。

(十)测量变压器绝缘电阻

用兆欧表测定线圈绝缘电阻。测量时，以额定转速120r/min(转/分)均

匀摇动兆欧表一分钟，读取仪表所示值R6o、并记录当时变压器温度。

由于影响绝缘电阻值的因素很多，帮一般对R6o值不作统一规定，而

是把测得值与制造厂提供的初试值进行比较来判断是否合格。一般新变压

器投入运行前的绝缘电阻值，换算到同一温度下比较，不应低于初试值的

70%;运行中的变压器，测得的R6o值换算到相同温度时，不应低于初试值

的50%。若所测变压器已无法查到绝缘电阻的初试值，则可以表2—1中所

列数值为参考，测得的R6o应大于表内所列各值。

为判断变压器绝缘是否受潮，常测量其吸收比R6o/R1s。所谓吸收比，

是指兆欧表表额定转速下摇动60秒时示值R6o与摇动15秒时的示值R1s之

比。在绝对干燥时，吸收比值为1.3—2.0绝对潮湿R60/R15值为1.0。

对新变压器(35KV等级),交接试验时要求吸收比不小于1.2—1.3,运行和大

修时的吸收比标准不作强制性规定。

用兆欧表测行的绝缘电阻值的大小与测量方法、表计选择、测量时环

境温度均有很大关系。因此，测量时应注意如下事项。

1、按测量对象选用摇表的额定电压绕组额定电压≥1000V的变压器

应选用电压为2500V的摇表；绕组额定电压<1000V的应选用1000V的摇

表。对同一台变压器，如果要对历次测量值进行比较，则各次测量应使用

相同电压等级的摇表。

2、测量的环境条件最好选择气温在5℃以上，相对湿度在70%以下

的天气进行，并尽量保持历次测量的环境条件一致。

3、测量时注意正确使用摇表把摇表摆平，不能摇晃，以免影响读数。

测量前，将两试棒开路，在额定转速下，指针应指向“”否则应对仪表进行

调校后再测。

4、测量中注意正确接线测量线圈绝缘电阻时，应把绕组各引出线拆

开，非被试绕组接地。把摇表的“线路”接线柱(“L”端钮)与被试绕组出线相

连；摇表“接地”接线柱(“E”端钮)与接地的金属构件(为箱体)相连。在天气潮

湿或被测变压器线圈绝缘表面因受腐蚀、污染而不洁净时，为了减少表面

泄漏电流可使用摇表的保护线(表上的“G”端钮)。保护线的用法如图2—1

所示。由图可见，使用保护线后，原来从箱壳3表面流经导体绝缘2表面到

L端的泄漏电流，将由保护线引到G端。再进入L端去影响测量结果，使结

果更准确。在不使用“G”端钮时，“E”和“L”端的接法也应与图2—1符合，不

能接反。

在实际测量中，需要把变压器在不同温度下测行的电阻值换算到40℃

来进行比较。换算公式为

R4o=KR

式中R4o—40℃下的绝缘电阻值(Q);

R。——被测物温度为θ℃时的绝缘电阻值(Q);

K——换算系数，对应不同的温度θ,K值也不同。具体可由表2—2查

得。

(十一)检查消防设施是否完好

配电变压器的消防设施包括四氯化碳灭火器、二氧化碳灭火器、干粉

灭火器及砂箱。不能使用泡沫灭火器。

第四节配电变压器的大修

配电变压器的大修可分为因故障而进行的大修和正常运行的定期

大修。对前者，需在大修前详细检查变压器的故障状况；对后者则应

按规定定期限进行。

一、配电变压器的大修期限及大修前检查

(一)变压器定期大修期限

变压器的定期大修，一般可按下列时间进行：

1、≥35KV的变压器在投运5年后应大修一次，以后每5—10年大

修一次；

2、≤10KV的变压器如果不经常过负荷，每10年左右大修一次；

3、新安装的电力变压器除可以保证在运输和保管过程中不会受

到损坏者外，均应进行吊芯检查，再安装投运。但对容量很小

(630KVA及以下),运输过程中无不正常现象的变压器，可不吊芯检查，

直接投运。

(二)故障变压器大修前检查

对故障后的变压器，大修前首先应进行详细的检查。通过外部检

查和必要的电气试验，确定故障原因和部位，再进行针对性的检修，

要达到事半功倍的效果。应当进行的检查项目包括下述内容。

1、查看变压器运行记录搜集变压器在运行中已暴露出并被运行

人员记录在案的缺陷，对照这些缺陷到现场变压器上一一核对，制定

针对性检修措施。

2、检查检查继电器是否动作若气体继电器动作过，则说明由于

严重内部故障已产生了大量气体。在因气体继电器动作引起跳闸后，

应迅速鉴别气体的颜色、气味和可燃性，并据此推测故障故障和原因：

不易燃的黄色气体是木材受热分解产生；可燃、有强烈臭味的淡灰色

气体是纸和纸板产生；灰色或黑色易燃气体是变压器分解产生。

3、检查变压器外观，对各部件故障状况进行记录在对开箱吊芯

前，尽快对故障变压器的油枕、防爆管、油箱、高低压套管、上层油

层油温、引线接头状况等进行检查记录。通过外部检查，发现上述部

件故障，以便大修中进行处理。

4、测定绕组绝缘电阻，判断是否有短路和接地用兆欧表测定绕

组绝缘电阻的方法在小修工艺中作了介绍。若测得绝缘电阻值很小，

接近于零，说明存在接地或短路故障；若测得值不为零，但小于规定

值，则可能是绝缘受潮，需进行烘潮处理。

5、交流耐压试验有的变压器绝缘击穿后，由于变压器油流入击

穿点而使绝缘暂时恢复。这时，用摇表就不能判断出故障，需由交流

耐压试验来进一步判定。配电变压器的交流耐压试验是对绕组连同套

管一起进行的。当外加电压为表2—3所列数值。

6、测量各相绕组直流电阻，判定是否有层间、匝间短路或分接开

关、引线断线。由于绕组直流电阻值较小，直流电阻测量一般用双电

桥进行。在三相直流电阻之间的差值大于一相电阻值的±5%,或电阻值

与上次测得的数值相差2—3%时，可判定该相绕组有故障。

7、测定变压器变比，判定变压器的匝间短路测定时，用较低的

电压加在各相绕组高压侧，测取一、二次电压并计算变比。存在匝间

短路的那一相，变比值会发生异常。如果试验时箱盖已吊开，器身浸

在油中，还可看到短路点由于电流产生高热引起变压器油分解而冒出

的气泡，从而可以判明故障相。

8、测定变压器三相空载电流在变压器一次侧上额定电压，二次

侧开路时测量它的空载电流(励磁电流)可判断绕组和铁芯是否故障。

测行的空载电流与上次试验的娄值比较不应偏大。在测得的本相空载

电流之间进行比较应基本平衡，否则存在故障。

9、变压器油的试验取样进行简化试验，确定变压器油是否合格、

是否需进行处理。

二、大修项目

配电变压器无论是确定为内部故障后的大修或是定期大修，一般

都需进行以下各项

工作：

1、吊芯及吊芯后对器身的外部检查；

2、器身检修；

3、分接开关检修；

4、油箱及其附件(箱盖、高低压套管、储油柜、呼吸器、防爆管、

温度计、耐油密封圈等)的检修；

5、气体继电器检修；

6、滤油或换油

7、箱体内部清洁及涂漆；

8、装配；

9、试验。

第二章、质量目标、管理体系及保证措施

维修服务标准及要求

本检修方案参照《电力变压器检修导则》（DL/T573-2021）制定，

具体要求详见《电力变压器检修导则》（DL/T573-2021）。

4.1大修项目

a）检查检修绕组及高低压引线；

b）检查检修铁心、铁心紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）

、压钉、压板及接地片；

c）检修油箱、磁（电）屏蔽及升高座，检修高低压套管；

d）检修冷却系统，更换器散热器；

e）更换新的压力释放阀、气体继电器、速动油压继电器、控流阀、

信号温度计、油位计等；

f）更换新蝶阀、油样阀及放油阀（铸铁）；

g）更换新的吸湿器、检修净油器等；

h）更换新的全部密封胶垫及油枕内胶囊；

i）校验温度控制器（绕组温度计）、棒形温度计等；

j）更换新的二次线路控制箱；

k）检修无励磁分接开关；

l）更换箱盖注油阀、更换油枕注油抽油管路及阀门、更换油枕放

气塞、更换放气塞、更换铁芯与夹件所有绝缘；

m）变压器本体渗漏焊接处理，油箱外防腐喷漆；

n）对器身绝缘进行真空干燥处理；

o）真空处理变压器油；

p）干燥后补充变压器油；

q）干燥后装配变压器；

r）大修试验、检查接地系统、出厂检修报告；

s）现场检修前、后两次拆卸、吊装。

4.2检修前的准备工作

4.2.1确定检修项目

a）根据变压器故障情况，确定检修的项目，若有渗、漏油部位应

作出标记。

b）进行大修前的试验，确定是否调整检修项目。

4.2.2资料查阅、文件准备

4.2.2.1查阅档案和变压器的状态评价资料：

a）运行中所发现的缺陷、异常、事故情况及出口短路次数和具体

情况；

b）负载、温度和主要组/部件的运行情况；

c）历次缺陷处理记录；

d）上次小修、大修总结报告和技术档案；

e）历次试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；

f）大负荷下的红外测温试验情况。

4.2.2.2编制作业指导书（施工方案），主要内容如下：

a）检修项目及进度表；

b）人员组织及分工；

c）特殊检修项目的施工方案；

d）确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；

e）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；

f）绘制必要的施工图。

4.2.3施工场地要求

a）变压器的解体检修工作，如条件允许，应尽量安排在发电厂或

变电站的检修间内进行。

b）当施工现场无检修间时，可在现场进行变压器的检修工作，但

应做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安

全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、

拆卸组部件的放置地点和消防器材的合理布置等。

4.3变压器解体及组装的注意事项

4.3.1解体

a）应停电、办理工作票，做好施工安全措施，拆除变压器的外部

电气连接引线和二次接线，进行检修前的检査和试验。

b）拆卸时，应首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺

序相反。

c）拆卸组/部件的具体要求见第4.4节的相关内容。为了减少器身

暴露时间，可以在部分排油后拆卸组/部件。

d）冷却器、压力释放装置、净油器及储油柜等部件拆下后，应用

盖板密封接口，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（

或釆取其他防潮密封措施）。

e）排出全部绝缘油并对其进行处理。

f）检查器身，具体要求见本文件第4.5节的相关内容。

4.3.2组装

a）应先装好内部引线，安装钟罩（或器身）并紧固螺栓后再安装

套管，并进行检修中试验，合格后按规定注油。

b）安装组/部件见第4.4节的相关内容。

c）安装冷却器和储油柜等组/部件，装好后应进行二次注油，并

调整油位。

d）组装后要检查冷却器、净油器（如有）和气体继电器等所有阀

门，按照规定开启或关闭。

e）对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气

孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封、擦净油迹。

f）应进行整体密封试验。

g）组装后的变压器各组/部件应完整无损。

h）进行大修后电气和绝缘油的试验。

i）做好现场施工记录。

4.3.3检修中的起重和搬运

4.3.3.1起重工作的注意事项：

a）起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；

b）根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、

钢丝绳、吊环、U形挂环、千斤顶、枕木等；

c）起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；

d）如起吊器身，应先拆除与起吊器身有关的螺栓；

e）起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起

吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；当起吊100mm左右时，应暂停起吊，

检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；

f）起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应釆用专用吊具或调

整钢丝绳套；

g）起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，并由专人扶持，

使其保持平稳；

h）起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；

i）起吊或落回钟罩（器身）时，应使高/低压侧引线、分接开关支

架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；

j）当钟罩（器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停

留时，应釆取支撑等防止坠落的有效安全措施；

k）吊装套管时，其倾斜度应与套管升高座的倾斜度基本一致，并

用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；

l）采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角

度、回转范围与邻近带电设备的安全距离，并设专人监护。

4.3.3.2搬运工作的注意事项：

a）了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷

情况，必要时予以加固。通过重要的铁路道口时，应事先与当地铁路

部门取得联系。

b）了解沿途架空电力线路、通信线路和其他障碍物的高度，排除

空中障碍，确保安全通过。

c）变压器在厂（所）内搬运或较长距离搬运时：

1）应绑扎固定牢固，防止冲击、振动、倾斜，避免发生碰撞或损

坏；

2）搬运倾斜角在长轴方向上应不大于15°，在短轴方向上应不大

于10°；

3）如用专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度应不大于

100m/h；

4）如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度应不大于200m/h（或

按制造厂说明书的规定）。

d）使用千斤顶升（降）变压器，应顶在油箱指定部位，以防变形；

千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫木板防滑。

e）在使用千斤顶升（降）变压器时，应随升（降）加减所垫木方

或木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶

时，不得两侧同时升（降），应分别轮流工作，注意变压器两侧高度

差的变化，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应

自始至终有专人照料。

f）当利用滚杠搬运变压器时，牵引的着力点应放在变压器的重心

以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托

板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚杠。

搬运大型变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其坚固

性。

g）釆用专用托板、滚杠进行搬运或装卸变压器时，通道应填平，

枕木应交错放置。为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前

进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上。变压器拐弯时，

应利用滚杠调整角度，防止滚杠弹出伤人。

h）为保持枕木铺设平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。

i）当釆用滑轮组牵引变压器时，工作人员应站在适当位置，防止

钢丝绳松扣或拉断伤人。

j）变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，保持安装就

位时方向一致。

k）变压器搬运动前应安装三维振动记录仪，并调试好；搬运中应

保持连续记录，就位后检查并记录振动数据，不应超过制造厂的相关

规定。

l）充干燥气体搬运的变压器，应装有压力监视表计和补气瓶，变

压器在搬运途中应始终保持正压，气体压力应保持0.01MPa~0.03MPa，

露点应在-40℃以下，并派专人监护押运。

4.4组、部件检修的工艺质量要求

4.4

序

部位检修内容工艺质量要求

号

套管拆卸前应先将其外部和内部的端子连接

1瓷套本体拆卸排（线）全部脱开，依次对角松动安装法兰

螺栓，轻轻摇动套管，防止法兰受力不均损

坏瓷套，待密封垫脱开后整体取下套管

完整性、应清洁，无放电痕迹、无裂纹、无破损、无

2外表面

清洁度渗漏现象

a）应完整无损，无放电、无油垢、无过热、

无烧损痕迹，紧固螺栓或螺母有防止松动的

措施；

导电杆和完整性、

3b）拆导电杆和法兰螺栓时，应防止导电杆摇

连接件过热

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，螺栓和垫圈不可

丢失

取出绝缘筒（包括带绝缘覆盖层的导电杆）

绝缘筒或

放电痕迹，擦除油垢，检查应完整，无放电、无污垢

带绝缘覆

4、干燥状和损坏，并处于干燥状态。绝缘筒及在导电

盖层的导

态杆表面的覆盖层应妥善保管，防止受潮和损

电杆

坏（必要时应干燥）

a）瓷套内外部应清洁，无油垢，用白布擦拭

：在套管外侧根部根据情况均匀喷涂半导体

漆。

b）有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入

瓷套和导

5组装干燥室进行轻度干燥，干燥温度70℃~80℃，

电杆

时间不少于4h，升温速度不超过10℃/h，防

止瓷套发生裂纹。

c）重新组装时更换新胶垫，位置要放正，胶

垫压缩均匀，密封良好。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

放气功能

放气通道畅通、无阻塞，更换放气塞密封圈

6放气塞、密封性

并确保密封圈入槽

能

a）瓷密封面平整无裂痕或损伤，清洁无涂料

；

平面平整

7密封面b）有金属安装法兰的密封面平整无裂痕或损

度

伤，金属法兰和瓷套结合部的填料或胶合剂

无开裂、无脱落、无渗漏油现象

a）复装前应确认套管未受潮，如受潮应干燥

处理，更换密封垫。

b）穿缆式套管应先用斜纹布带缚住导电杆，

将斜纹布带穿过套管作为引导，将套管徐徐

放入安装位置的同时拉紧斜纹布带将导电杆

拉出套管顶端，再依次对角拧紧安装法兰螺

8套管整体复装

栓，使密封垫均匀压缩1/3（胶棒压缩1/2）。

确认导电杆到位后在拧紧固定密封垫圈螺母

的同时应注意套管顶端密封垫的压缩量，防

止渗漏油或损坏瓷套。

c）导杆式套管先找准其内部软连接的对应安

装角度，再按照b）款拧紧，再调整套管外端

子的方向，以适应和外接线排的连接，最后

将套管外端子紧固

4.4.2油纸电容型套管

油纸电容型套管的检修要求见表2。

表2油纸电容型套管的检修要求

序检修内

部位工艺质量要求

号容

a）穿缆式：

1）应先拆除套管顶部端子和外部连线的连接，

再拆开套管顶部将军帽，脱开内引线头，用专用

带环螺栓拧在引线头上，并拴好合适的吊绳。

2）套管拆卸时，应依次对角松动安装法兰螺栓

，在全部松开法兰螺栓之前，应用吊车和可以调

整套管倾斜角度的吊索具吊住套管（不受力），

调整吊车和吊索保持套管的安装角度并微微受力

1套管本体拆卸

以后方可松开法兰螺栓。

3）拆除法兰螺栓，先轻轻晃动，使法兰与密封

胶垫间产生缝隙后，再调整起吊角度与套管安装

角度一致后方可吊起套管。同时使用牵引绳徐徐

落下引线头，继续沿着套管的安装轴线方向吊出

套管并防止碰撞损坏。

4）拆下的套管应垂直放置于专用的作业架上，

中部法兰与作业架用螺栓固定3个或4个点，使之

连成整体避免倾倒。

b）导杆式套管、拉杆式套管应先拆除下部与引

线的连接，再进行吊装

完整性

2外表面、清洁应清洁，无放电、无裂纹、无破损、无渗漏现象

度

完整性连接端子应完整无损，无放电、无过热、无烧损

3连接端子、放电痕迹。如有损伤或放电痕迹应清理，有明显损坏

痕迹应更换

油位应正常若需补油，应实施真空注油，避免混

是否正

4油位入空气使套管绝缘性能降低。应釆用原型号的合

常

格油进行添加

a）接地应可靠，绝缘应良好，无放电、无损坏

、无渗漏现象；

b）通过外引接地的结构应避免松开末屏引出端

连接可子的紧固螺母打开接地片，防止端部转动造成损

靠性、坏：

5末屏端子放电痕c）弹簧式结构应注意检査内部弹簧是否复位灵

迹、渗活，防止接地不良：

漏油d）通过压盖弹片式结构应注意检査弹片弹力，

避免弹力不足；

e）压盖式结构应避免螺杆转动，造成末屏内部

连接松动损坏

6下尾端均固定情位置应准确，固定可靠，应用合适的工具测试拧

压罩况紧程度

判断是

否存在在必要时进行，要求密封采油样，如釆用注射器

7油色谱

内部缺取油样等。高压套管的绝缘油要做简化分析。

陷

a）先检査密封面应平整无划痕、无漆膜、无锈

蚀，更换密封垫；

b）先将穿缆引线的引导绳及专用带环螺栓穿入

套管的引线导管内；

c）安装有倾斜度的套管应使用可以调整套管倾

斜角度的吊索具，起吊套管后应调整套管倾斜度

和安装角度一致，并保证油位计的朝向正确；

d）起吊高度到位以后将引导绳的专用螺栓拧紧

在引线头上并穿入套管的导管，收紧引导绳拉直

8套管整体复装引线（确认引线外包绝缘完好），然后逐渐放松

并调整吊钩使套管沿安装轴线徐徐落下的同时应

防止套管碰撞损坏，并拉紧引导绳防止引线打绕

，套管落到安装位置时引线头应同时拉出到安装

位置，否则应重新吊装（应打开人孔，确认应力

锥进入均压罩）；

e）依次按照表1第8条b）款要求拧紧螺栓；

f）在安装套管顶部内引线头时应使用足够力矩

的扳手锁紧将军帽，更换将军帽的密封垫；

g）如更换新套管，运输和安装过程中套管上端

都应该避免低于套管的其他部位，以防止气体侵

入电容芯棒；

h）电容套管试验见有关规定；

i）复装拉杆式套管时，拉杆连接处；应按套管

安装使用说明书打防松胶

4.4.3升高座（套管型电流互感器）

升高座（套管型电流互感器）的检修要求见表3

表3升高座（套管型电流互感器）的检修要求

序

部位检修内容工艺质量要求

号

a）应先将外部的二次连接线全部脱开，采用与油

纸电容型套管同样的拆卸方法和工具（拆除安装有

升高倾斜度的升高座，应使用可以调整升高座倾斜角度

1拆卸

座的吊索具，调整起吊角度与升高座安装角度一致后

方可吊起）；

b）拆下后应注油或充干燥气体密封保存

引出

2标志正确引出线的标志应与铭牌相符

线

3线圈检查线圈固定无松动，表面无损伤

连接完整性、连接端子上的螺栓止动帽和垫圈应齐全；无放电烧

4

端子放电痕迹损痕迹。补齐或更换损坏的连接端子

更换引出线接线端子和端子板的密封胶垫，胶垫更

5密封渗漏

换后不应有渗漏，试漏标准：0.06MPa、30min无

渗漏

采用500V或1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻，其值

绝缘电阻

应大于1MΩ

变比、极

性和伏安

6试验用互感器特性测试仪测量的结果应与铭牌（出厂值

特性试验

）相符

（必要时

）

直流电阻用电桥测量的结果应与出厂值相符

a）先检査密封面应平整无划痕、无漆膜、无锈蚀

，更换密封垫；

b）采用拆卸的上具和拆卸的逆顺序进行安装，对

安装有倾斜的及有导气连管的应先将其全部连接到

位以后统一紧固，防止连接法兰偏斜或密封垫偏移

升高

7复装和压缩不均匀，紧固固定螺栓应依次按照表1第8条

座

b）款要求拧紧螺栓；

c）连接二次接线时检査原连接电缆应完好，否则

进行更换；

d）调试应在二次端子箱内进行，不用的互感器二

次绕组应可靠短接后接地

4.4.4储油柜及油保护装置

4.4.4.1胶囊式储油柜

胶囊式储油柜的检修要求见表4。

表4胶囊式储油柜的检修要求

序

部位检修内容工艺质量要求

号

a）应先打开油位计接线盒将信号连接线

脱开，放尽剩油后拆卸所有连接管道，保

留并关闭连通气体继电器的蝶阀，关闭的

1储油柜整体拆卸

蝶阀用封头板密封；

b）用吊车和吊具吊住储油柜，拆除储油

柜固定螺栓，吊下储油柜

a）外表面应清洁、无锈蚀；

清洁度、

2外部b）清洗油污，清除锈蚀后重新进行防腐

锈蚀

处理

a）放出储油柜内的存油，打开储油柜的

端盖，取出胶囊，清扫储油柜。储油柜内

清洁度、部应清洁，无锈蚀和水分；

3内部

水、锈蚀b）气体继电器联管应伸入储油柜，一般

伸入部分髙出底面20mm~50mm；

c）排除集污盒内污油

a）排净小胶囊内的空气，检査玻璃管、

显示是否小胶囊、红色浮标是否完好；

4计式油位计

准确b）在储油柜注油和调整油位过程中用透

明连通管比对，确保无假油位现象

a）管道表面应清洁，管道内应畅通、无

清洁、畅

5管道杂质、无锈蚀和水分；

通

b）更换接口密封垫，保证接口密封和呼

吸畅通；

c）若变压器有安全气道则应和储油柜间互

相连通

a）胶囊应无老化开裂现象，密封性能良

好，可进行气压试验，压力为0.03MPa，

检查应无渗漏；

b）用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入

6胶囊密封性能

储油柜，将胶囊挂在挂钩上，连接好引出

口，应保证胶囊悬挂在储油柜内。胶囊内

外洁净，防止胶囊堵塞各联管口，气体继

电器联管口应加焊挡罩

a）更换所有密封胶垫，复装端盖、管道

；

7整体密封无渗漏b）清理和检查积污盒、塞子等零部件。

整体密封良好无渗漏，应耐受油压

0.03MPa、24h无渗漏

应更换所有连接管道的法兰密封垫，保持

连接法兰的平行和同心，密封垫压缩量为

复装

1/3（胶棒压缩1/2），确保接口密封和畅

通，储油柜本体和各管道固定牢固

8储油柜整体

a）管式油位计复装时应先在玻璃管内放

入红球浮标，连接好小胶囊和玻璃管，将

调试

玻璃管连通小胶囊注满合格的绝缘油，观

察无滲漏后将油放出，注入3倍~4倍玻璃

管容积的合格绝缘油，排尽小胶囊中的气

体即可。

b）指针式油位计见本文件第4.4.6.1条指

针式油位计的检修。

c）胶囊密封式储油柜注油时没有将储油柜

抽真空的，应打开顶部放气塞，直至冒油

立即旋紧放气塞，再调整油位。如放气塞

不能冒油则应将储油柜重新抽真空（储油

柜抽真空应是胶囊内外同时抽，最终胶囊

内破真空而胶囊外不能破真空），以防止

出现假油位

注：对于有载分接开关的储油柜，其检修工艺和质量标准参照执行。

4.4.4.2吸湿器

吸湿器的检修要求见表5。

表5吸湿器的检修要求

序

部位检修内容工艺质量要求

号

将吸湿器从变压器上卸下，保持吸湿器完好

1吸湿器拆卸

，倒出内部吸附剂

玻璃罩清扫并检査玻璃罩应清洁完好

a）吸附剂宜釆用变色硅胶，应经干燥，颗粒

2各部件

吸附剂大于3mm，颜色变化明显即表示失效，可置

入烘箱干燥。干燥温度从120℃升至160℃，

时间5h，还原颜色后可再用。

b）吸附剂不应碎裂、粉化。把干燥的吸附剂

经筛选后装入吸湿器内，并在顶盖下面留出

1/5~1/6高度的空隙

清扫并检査玻璃油杯应清洁完好，油位标志

油杯

鲜明

密封更换视筒或视窗的密封胶垫，应无渗漏

a）更换密封垫，密封垫压缩量按照表2第8条

复装要求，吸湿器应安装牢固，不因变压器

的运行振动而抖动或摇晃；

b）将油杯清洗干净，注入干净变压器油，加

吸湿器复装油至正常油位线，并将油杯拧紧（新装吸湿

器，应将内口密封垫拆除），应观察到油杯

冒气泡；

c）为便于观察到呼吸气泡，建议采用透明的

玻璃油杯

4.4.4.3分接开关

分接开关的检修要求按DL/T574的有关规定执行。

4.4.5冷却装置

4.4.5.1散热器

散热器的检修要求见表6。

表6散热器的检修要求

序部位检修内容工艺质量要求

号

a）先将蝶阀关闭，打开排油塞和放气塞

排尽剩油；

b）用吊车吊住散热器，再松开蝶阀靠散

热器侧螺母，收紧吊钩将散热器平移并卸

1散热器拆卸

下；

c）将散热器翻转平放于专门存放区域进行

检修。如不立即检修应注油或充干燥气体

密封存放

a）应采用气焊或电焊，无渗漏点，片式

散热器边缘不允许有开裂；

焊缝质量

b）对渗漏点进行补焊处理时要求焊点准

确，焊接牢固，不得将焊渣掉入散热器内

a）对带法兰盖板的上、下油室应打开法

兰盖板，清除油室内的杂质、油垢。检査

上、下油室内表面应洁净，无锈蚀，漆膜

2内外表面完整；

b）清扫外表面，应无锈蚀、无油垢，漆

清洁度膜完整或镀锌层完好。油垢严重时可用金

属洗净剂（去污剂）清洗，然后用清水冲

净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止

进水；

c）应使用合格的变压器油对散热器内部进

行循环冲洗，散热器进油端略高于出油端

，出油端的吸油管插到底

透气性、

放气塞、排塞子透气性和密封性应良好，更换密封圈

3密封性、

油塞时应使密封圈入槽

密封圈

用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏

，试漏标准：

a）片式散热器，正压0.05MPa、时间2h

4密封试验渗漏；

b