电力公司设备检修记录报告

XX电力公司XX变电站1号主变压器202X年度检修记录报告一、检修项目概况XX变电站1号主变压器于20XX年投运，型号为SFSZ11-XXX/110，上次检修时间为202X年。运行期间，设备曾出现套管积污报警、分接开关切换异响等异常信号。结合年度检修计划及设备状态评价结果，本次检修于202X年X月X日至X月X日开展，旨在消除潜在缺陷、优化设备性能，保障迎峰度夏期间可靠供电。参与单位包括公司检修部、变电运维班，技术支持由XX电力试验研究院提供。检修依据《电力变压器检修导则》（DL/T____）及设备厂家技术规范执行。二、检修内容及实施过程（一）检修前准备1.资料梳理：查阅设备台账、历史检修报告及近三年试验数据，重点分析202X年预试中发现的套管绝缘电阻下降（由5000MΩ降至4200MΩ）、分接开关接触电阻超标（实测120μΩ，标准≤100μΩ）等问题。2.工器具及材料准备：备好2500V绝缘电阻表、直流电阻测试仪、油色谱分析仪、滤油机、防污闪涂料、密封胶垫等，所有工器具经检验合格并贴有有效期标签。3.安全措施落实：按调度指令断开变压器各侧断路器，验电后在高低压侧挂设接地线，设置围栏并悬挂“止步，高压危险”标识牌，办理工作票并经运维人员现场确认。（二）现场检修操作1.外观及附件检查变压器本体：外壳无变形、渗漏油，油位计显示油位在正常刻度线（-20℃至40℃区间）；呼吸器硅胶变色约1/3，予以更换。套管检查：发现A相套管伞裙表面有褐色放电痕迹（长约5cm），用酒精清洁后可见细微裂纹，判断为长期积污导致局部放电，记录缺陷等级为一般缺陷。冷却装置：风扇电机绝缘测试值为200MΩ（标准≥10MΩ），油泵运转无卡涩，散热器阀门开关灵活，清理散热器表面积尘。2.电气试验及油务处理绝缘电阻测试：高压对低压及地绝缘电阻值为4800MΩ（上次4200MΩ），低压对高压及地为3500MΩ（标准≥2000MΩ），符合要求。直流电阻测试：分接开关置于Ⅰ档时，高压绕组直流电阻三相分别为0.085Ω、0.086Ω、0.087Ω（相间差≤1%，标准≤2%）；切换至Ⅱ档后，B相电阻升至0.092Ω，判断分接开关触头接触不良。油色谱分析：采集油样检测，乙炔含量为5μL/L（标准≤2μL/L），总烃含量80μL/L（标准≤150μL/L），判断存在局部放电故障，立即启动滤油机进行真空滤油，补充同型号新油约500L。3.部件检修分接开关检修：吊出分接开关，发现触头表面氧化严重（呈黑色）、弹簧弹性减弱。用细砂纸打磨触头至金属光泽，更换弹簧（规格φ3×20mm），重新装配后测试接触电阻，三相均≤80μΩ，符合标准。套管处理：对A相套管涂覆防污闪涂料，更换顶部密封胶垫（氟橡胶材质），再次测试绝缘电阻为5200MΩ，放电痕迹消失。三、问题发现与处理措施本次检修共发现3项缺陷，处理情况如下：缺陷编号缺陷描述原因分析处理措施验证结果--------------------------------------------------QX-01A相套管表面放电、绝缘电阻下降长期积污导致局部放电，密封老化清洁套管、涂覆防污闪涂料，更换密封胶垫绝缘电阻5200MΩ，放电痕迹消除QX-02分接开关Ⅱ档B相接触电阻超标触头氧化、弹簧压力不足打磨触头、更换弹簧接触电阻≤80μΩ，三相平衡QX-03油中乙炔含量超标内部局部放电（疑似分接开关触头间隙放电）真空滤油、补充新油再次色谱分析，乙炔含量＜1μL/L四、检修效果验证（一）试验数据对比绝缘电阻：高压对低压及地由4200MΩ提升至4800MΩ（A相套管处理后达5200MΩ），低压对高压及地稳定在3500MΩ以上。直流电阻：分接开关各档位三相电阻差均≤1%，接触电阻≤80μΩ，满足运行要求。油务指标：滤油后油中乙炔＜1μL/L，总烃＜50μL/L，水分含量≤10mg/L（标准≤30mg/L），油质达标。（二）试运行情况检修完成后，于X月X日10时投入运行，带负荷80%（约XXMVA）连续试运行72小时。期间变压器顶层油温最高45℃（环境温度32℃），分接开关切换无异常，冷却装置运行正常，在线监测系统未报缺陷。五、总结与建议（一）检修总结本次检修通过针对性处理套管积污、分接开关接触不良、油中气体超标等问题，恢复了变压器的健康状态。试验及试运行数据表明，设备性能满足规程要求，可保障迎峰度夏期间可靠供电。（二）改进建议1.运维优化：加强套管、分接开关的红外测温（每月至少1次），重点关注A相套管和分接开关Ⅱ档的温度变化；每季度采集油样进行简易分析，及时发现油质异常。2.检修规划：下次检修建议检查分接开关触头磨损情况（本次虽打磨处理，但长期运行可能加剧磨损），评估是否需更换触头；考虑对变压器进