变压器检修规程(二2)

1、五强溪水电厂企业标准电动机检修规程 QB/WSD-101-01.02-20021、主题内容与适用范围 本规程规定了五强溪电厂变压器以及其冷却系统的检修周期、项目、检修工艺及质量标准，适用于电厂的主变、船闸变、照明变、高压水厂用、厂用公用变、坝顶变、励磁变街道中种干式变压器和主变冷却系统的检修和维护。2、引用标准DL/T573-95电力变压器检修导则厂家有关设备技术说明书继电器校验规程3、检修周期与检修项目3.1 检修周期3.1.1 大修周期：主变压器大修一般采用状态检修方法定用期或每隔10-15年大修一年，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，判定有内部故障或本体严惩

2、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，应应考虑年前大修。3.1.2 小修周期：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。3.1.3 临时性检查和恢复性大修：具体检修时间由厂生技部决定。3.1.4 主变冷却系统检修周期检修类别周 期工 期备 注大 修五年30天随主变压器大修小 修一年10天随发电机小修巡回检查一周1天3.2 检修项目3.2.1 大修项目3.2.1.1 进入人孔进行器身检查或必要时吊开钟罩检修器身。3.2.1.2 检查器身的绕组、铁芯、绝缘、引线及磁、电屏蔽装置等内部件。3.2.1.3 检查油箱、油枕、压力释放阀、套管及接地线等。3.2.

3、1.4 检查冷却装置、控制柜及各部阀门。3.2.1.5 更换密封圈，消除各密封圈的渗漏，并进行检漏试验。3.2.1.6 吸湿器的检查处理。3.2.1.7 油位计、瓦斯继电器，集气装置、测温装置的校验与检修。3.2.1.8无载分接开关的检修与调试。3.2.1.9 变压器的更换与处理。3.2.1.10 必要时进和器身绝缘的干燥处理。3.2.1.11 清扫外壳并进行喷漆。3.2.1.12 进行必要项目的测量与试验。3.2.1.13 其它改进项目。3.2.1.14 主变冷却系统大修 a. 主变冷却器全面卫生清扫。 b. 主变冷却系统继电器，接触器，时间继电器校验。c. 各熔断器通断检查，空气开关通断检

4、查及定值校验。d. 热继电器定值校验。e. 交流控制回路绝缘检查，冷却器（马达）回路绝缘检查，直流控制回路绝缘检查。f. 主变冷却系统通电模拟校验。3.2.2 小修项目3.2.2.1 清扫变压器外壳、套管有冷却装置，并处理渗漏点。3.2.2.2 检查吸湿器并对硅胶进行更换处理。3.2.2.3 检修冷却3.2.2.4 检修油位计，并调整油位。3.2.2.5 检修储油柜，气体继电器，压力释放等装置。3.2.2.6 检查、校验测温装置。3.2.2.7 检查接地系统。3.2.2.8 检查变压器引线连接情况。3.2.2.9 处理发现的缺陷。3.2.2.10 检查全部阀门与塞子，处理渗漏油。3.2.2.1

5、1 必要时进行补刷油漆。3.2.2.12 进行规定的测量与试验。3.2.3 临时性检修项目 根据故障具体情况而定。4、检修前的准备工作4.1 检修场地的选择4.1.1 变压器的检修工作，在保证安全的前提下，力求在运行现场进行。4.1.2 更换部分及全部线圈时，应在厂房安装场进行。4.1.3 检修现场必须具备防火、防雨、防潮、防雾和防尘等条件。4.1.4 检修场地须准备充足的施工电源及照明等。4.2起重条件的确定 变压器的现场检修工作，应据实际情况采用安全可靠的起重方案，以确保检修工作的顺利进行及人员、设备的安全，以提高工效、缩短检修时间。4.3检修必须的设备与工具。4.3.1专用的油罐应内部清

6、洁、干燥、其容积按变压器的总油量考虑，并留有余度。4.3.2真空滤油机、压力滤油机及变压器干燥综合设备。4.3.3抽取变压器本体内部真空的真空设备，要求抽气速度大于160升/分，极限真空度133Pa。4.3.4必要的起重设备、焊接设备有消防设备。4.4现场的防潮及消防措施4.4.1准备足够的干粉灭火器、二氧化碳及四化碳来灭器。4.4.2 现场焊接时，必须有专人监护，并做好防火措施。4.4.3 现场严禁烟火，严禁堆放易烯易爆物品。4.5 编制大修工程技术，组织措施计划。4.5.1 人员组织及分工。4.5.2 施工项目及进度表。4.5.3 特殊项目的检修方案。4.5.4 确保施工安全，质量的技术措

7、施与现场防火措施。4.5.5 绘制必要的施工图。4.6 查阅档案了解变压器的运行情况。4.6.1 运行中所发现的缺陷和异常情况，出口短路的次数。4.6.2 负载、温度及附属设备的运行情况。4.6.3 查阅上次大修总结报告和技术档案。4.6.4 查阅试验记录，了解绝缘状况。4.6.5 进行大修的试验，确定补充检修项目。4.7 大修前备品、备件、材料准备4.7.1 了解设备图纸、确定需更换的易损件（密封）。4.7.2常用绝缘材料的采购。4.7.3 专用设备、备品（阀门等）储备，各种阀板准备。5、主变检修工艺及质量标准5.1 器身的检修5.1.1施工条件与要求5.1.1.1 主变吊钟罩的工作应在安装

8、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以下规定：空气相对湿度65%,16小时空气相对湿度75%,12小时器身暴露时间从变压器放油时起至开始抽真空或注油为止,若暴露时间超过上值时,应在现场干燥空气装置进行施工。5.1.1.2 当空气温度高于器身温度时，应将器身加温高至气温10以上。5.1.1.3 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。5.1.1.4 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。5.1.1.5 检修人员上下器身时，只准在固定手

9、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。5.1.1.6 严禁在工作现场抽烟。5.2 线圈绝缘及引线的维修5.2.1 检查线圈表面及主绝缘，线圈表面应清洁无油垢，主绝缘各部无损坏，垫块无松动。5.2.2 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。5.2.3 检查线圈的油通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。5.2.4 检查线圈各部垫块、反压钉有无松动位移变形现象

10、，要求和气垫块牢固、无位移、反压钉应保持有足够的压力。5.2.5 观察绝缘体的表面色泽，并用批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：一个绝缘：绝缘体富有弹性，金黄色，用手指按压后无残留变形，属良好状态。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。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。四级绝缘：绝缘严重脆化，呈黑色，用手指按时即有变形、脱落，甚至可见裸线，属于不合格状态。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。5.2.6 检查引线及引线渡的绝缘包忆有无变形、脆

11、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。5.2.7 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行仔细检查。5.2.8 检查绝缘支架有无脱动、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。5.3 铁芯检修5.3.1 检查铁芯是否平整，绝缘漆膜是否有脱落和放电痕迹，上铁轭顶部与下铁轭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。5.3.2 检查铁芯油通是否畅通，油道垫块有无松动。5.

12、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，必须设法消除。5.3.4 测量线圈夹件铁压板及铁芯三者之间的绝缘电阻，测量值与历次值值比较，无较大差异，应不低于10兆欧。5.3.5 测量铁芯与油箱上小套管连接情况，测量铁芯对绝缘电阻。5.3.6 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。5.3.7 检查铁芯及夹件接地线的连接及绝缘状况。5.3.8 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。5.4 无载分接开关检修5.4.1 检查开关各部件是否齐全完好。5.4.2 检查操作机构是否操作灵活，锁定可靠

13、，位置指示是否正确。5.4.3 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，弹簧是否松劝。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。5.4.4 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）。5.4.5 检查开关紧固件是否紧固，如有松动应进行紧固。5.4.6 检修分接开关时，应保证检修后的分接位置与检修前一致。5.5 油箱的检修5.5.1 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。5.5.2 检查各部位法兰结合是否平整，有无杂质油垢。5.5.3 检查磁电屏蔽装置是否有松动，放电现象。5.5.4 清扫强油循环管

14、道以及连接波纹管。5.5.5 检查油箱底架及小车各焊部分有无裂纹，接地铜排是否连接可靠，有无损坏，若有必须进行处理。5.5.6 检查定位钉是否完好。5.6 套管检修5.6.1 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指粘补，严重者进行更换。5.6.2 检查套管法兰有无渗漏油及锈蚀情况。5.6.3 检查套管油位装置（微动开关接通，断开情况）。5.6.4 更换套管与油箱本体之间的密封圈。5.6.5 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。5.6.6 检查均压罩是否清洁，有无放电痕迹，放气塞有无渗漏。5.6.7 检查套管CT及升高座是否完好，有无渗

15、漏情况。5.6.8 介损测量：500KV高压套管中间法兰处设有介损测量接头，依以下步骤进行：a. 拧下保护盖。b. 连接试验引线接头及设备。c. 测量介损与局放。d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。5.6.9 检查油样阀门及油压补偿装置是否完好，有无渗漏油情况。5.6.10 测量套管绝缘情况。5.6.11 检查变压器在线检测装置接线情况。6、变压器的附件检修6.1 冷却器的检修6.1.1 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。6.1.2 检查并调试压力表计，油流表计，水流表计及泄漏继电器等。6.1

16、.3 拆除油连管，打开油泵上盖，检查油泵是否损坏，并清除油垢及进地绝缘摇测及油压试验。6.1.4 仔细检查冷却器各部分是否完好，有无渗漏，发现渗漏情况应进行处理。6.1.5 对拆卸的密封胶垫进行更换。6.1.6 对冷却器进行油压试验（0.3Mpa，30分钟），水压试验（1.5Mpa、30分钟）。6.1.7 主变冷却系统控制回路及自动化元件的检验，6.1.7.1 绝缘检验a. 两路交流电源电缆及直流控制电源电缆绝缘检查。用2500V摇表或兆欧表对地摇测绝缘，均应0.5M；检查电缆结线紧固，电缆应无破损。b. 电动阀马达及冷却器马达回路的绝缘检验。摇绝缘前，应先解开端子上排相应有马达的电源线，对地

17、摇测绝缘，1000V摇表或相应兆欧表，其值应0.5M。c. 直流控制回路绝缘检验。6.1.7.2 中间继电器、热继电器、时间继电器、接触器校验。6.1.7.2.1 拆下接线，做好标记和记录，用绝缘胶布将线头包扎好。6.1.7.2.2 分别对各继电器在试验室进行校验。6.1.7.3 主变冷却控制系统检验质量标准（见附表I、II、III）。6.2 油枕检修6.2.1 检查油枕有无渗漏油及锈蚀情况，发现渗漏点须进行处理。6.2.2 卸下顶盖，清洗内部的油垢及杂物。6.2.3 检查集污盒内是否有水及油垢，并清除干净。6.2.4 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

18、漏气情况。6.2.5 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。6.3 瓦斯继电器6.3.1 拆下继电器，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。6.3.2 检查内部引线的绝缘，并测量其绝缘电阻。6.3.3 检查蕊子是否清洁，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。6.3.4 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。6.3.5 使用试验按钮检查继电器是否动作可靠，检查浮子和挡

19、板是否灵活，以及复位情况。6.3.6 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。6.3.7 检查信号接点是否灵敏稳定的动作，当内部气体达到160260cm3时，接点应可靠动作。6.3.8 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。6.4 吸湿器6.4.1 检查吸湿器玻璃筒是否破损，是否清洁透明。6.4.2 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，将失效的硅胶放入烤箱，保持干燥湿度120160，时间为5h，复原后再

20、用。6.4.3 在油封中加入适量的变压器油，并将罩拧紧。6.5 温度计6.5.1 检查温度计套管是否变形，锈蚀和损坏内部是否充满油。6.5.2 检查温度计表计玻璃是否清洁、破损、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。6.5.3 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。6.5.4 检查合格的温度计复装时，须注意以下事项： a. 温度计指示器的玻璃外罩应保证密封性好，毛细管的变曲半径不得小于50mm。 b. 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。6.6 压力释放阀6.6.1 检查压力释放阀有无渗漏油（每年

21、一次），若有须查找原因并处理。6.6.2 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。6.6.3 压力释放阀一般不允任意拆卸，凡经拆卸的释放阀须经厂家检验合格后，方能投入使用。6.7 蝶阀、阀门及塞子6.7.1 检查蝶阀的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封热圈及已坏零件，并进行50kpa油压试验，应密封良好，旨示开、闭位置的标志正确。6.7.2 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。6.7.3 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。6.8 油漆工艺6

22、.8.1 变压器大修时，应对其油箱及附件进行表面喷刷漆。6.8.2 喷刷漆前，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10%的苛性钠或20%的磷酸三钠浸泡清洗旧漆膜。6.8.3 涂漆方法可采用喷漆或刷漆。6.8.4 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。6.8.5 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。6.8.6 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。6.9 主变水喷雾灭火

23、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。6.10 变压器油地清洗，清除鹅卵石对清池栅栏检查，冲洗干净，并填入鹅卵石。7、干试变压器检查7.1 干式变压器小修周期一般不超过一年，大修周期据设备运行状况定。7.2 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。7.3 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。7.4 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）。7.5 变压器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。7.6 检查变压器引线

24、连接是否正常，有无松动、变色、过热现象。7.7 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。7.8 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。7.9 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。7.10 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。8、变压器的干燥8.1 器身需要干燥的条件8.1.1 经测试证明器身绝缘已经受潮，且测量结果低于规定值。8.1.2 吊检时，在油箱或器身上发现有进水受潮现象。8.1.3 顺身在空气中放置时间超过规

25、定值。8.1.4 变压器在更换线圈等恢复性大修后。8.2 干燥的一般规定8.2.1 器身干燥以A级绝缘要求，其温度不得超过105。8.2.2 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。8.2.3 真空泵容量的选择，应以1小时能能够达到所需的最大真空度为依据。8.2.4 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。8.2.5 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。8.2.6 干燥过程中，须确保顶盖保温良好，避免水蒸汽在顶盖上

26、重新凝结。8.2.7 油箱保温须用不燃或难燃性保温材料。8.2.8 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。8.2.9 油箱底部可采用电炉或红外线元件作为辅助加热装置。8.2.10 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。8.2.11 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。8.2.12 干燥现场应设可靠的电源、水源、

27、其备充足的照明和有效的消防器材。8.2.13 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。8.2.14 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 微水分析，作为判断的依据。8.2.15 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。8.3 器身干燥办法及注意事项8.3.1 目前大型变压器的干燥方法有：a. 在油箱内真空热喷雾干燥。b. 在油箱内真空涡流（负压抽热风）干燥。c.

28、在油箱内热油循环轻度干燥。d. 在真空罐内干燥。8.3.2 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法。8.3.3 热油真空喷雾干燥法8.3.3.1 基本原因a. 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。b. 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。c. 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。d. 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

29、的加热，同时雾粒沿线圈下流时，会吸性纤维中的水分，加快水分的排队除。8.3.3.2 干燥的注意事项：a. 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。b. 试抽真空，检查油箱管路系统的密封情况及油箱表面的最大变形，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）。c. 经常检查油循环系统的油流是否正常。d. 油流正常后，接通加热器，对油加热，并控制出口油温不超过105。e. 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。f. 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。g. 当器身温度升至70至80（油条内温约为6

30、0至80）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。h. 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，即可认为干燥结束。i. 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50左右为止，静止保温。8.4 干式变压器干燥一般采用红外线烘烤，亦可采用碘钨煤或远红外线电炉烘烤。9、SSP-/500主变脱气9.1 施工前的准备工作9.1.1 设备材料准备：二个容量

31、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1%tg0.5%（90） 微水10ppm9.1.2 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，消除影响正常工作的不利因素。9.1.3 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。9.1.4 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。9.2 工作程序及注意事项9.2.1 将滤油机、油缸安装到位，过滤备用油至合格后备用。9.2.2 将真空滤油

32、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。9.2.3 将真空泵连至瓦斯继电器旁的注油管路上，关闭油枕两端蝶阀至瓦斯继电器两端蝶阀，对主变本体抽真空，真空残压不得小于133pa。9.2.4 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60-70左右。9.2.5 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。9.2.6 循环时间应以满足油样试验合格为限，油

33、质标准符合9.1.1打条目。9.2.7 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。9.2.8 补油完毕后，静放48小时，并对各部进行放气。9.2.9 检查各法兰、蝶阀的位置，并处理各渗漏点及缺陷。9.3 隔膜式油枕注油 采用油枕排气法注油。a. 打开放气塞，保证放气嘴确已打开。b. 从油枕与本体的联接处向油枕加油，排出气室内的空气。c. 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。d. 调整油位至正常油位。10、试验项目及要求10.1 修前试验。修前试验是变压器

34、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：a. 测量线圈的绝缘电阻和吸收比。b. 测量线圈连同套管一起的泄漏电流。c. 测量线圈连同套管的tg。d. 绝缘油的试验。e. 测量线圈的直流电阻。f. 套管试验。g. 测量铁芯夹件对地绝缘电阻。h. 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。10.2 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：a. 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。b. 必要时测量无载分接开关的接触电阻及其传动杆

35、的绝缘电阻。c. 必要时进行套管CT的特性试验。10.3 修后试验 大修结束后按规定进行以下项目试验：a. 测量线圈的绝缘电阻和吸收比。b. 测量线圈连同套管一起的泄漏电流。c. 测量线圈连同套管的tg。d. 冷却装置的检查与试验。e. 变压器油试验。f. 测量线圈连同套管一起的直流电阻。g. 测量铁芯、夹件引外对地绝缘电阻。h. 变压器与冷却器整体油压试验。i. 线圈连同套管一起的交流耐压试验。j. 检查相位。k. 测量线圈所有分接头的变压比及连接组别。l. 必要时进行变压器的空载特性试验。m. 必要时进行变压器的短路特性试验。n. 必要时进行变压器的局部试验o. 额定电压下的冲击合闸。p.

36、 油中溶解气体的色谱分析。11、主变冷却系统通电模拟试验11.1 在控制上将电源选择开关SA1切换至I段工作，看KMS1是否励磁以及现地是否有电源报警；如有报警，则检查控制回路及报警回路，将故障解除；若无报警则SA1切换至II段工作，观察KSM2是否励磁以及有无电源告警，若有则检查控制回路及报警回路，予以解决，切换正常后，模拟掉电电源自投。模拟I段工作电源消失，将控制保险F3取下，II段工作电源应能迅速投入，KMS2励磁，伴有“I段工作电源故障”报警；同样，可以拨下控制保险F4，模拟II工作电源消失，KMS1应励磁，I段工作电源应迅速投入，并有“II段工作电源报警”。试验完毕，装上控制保险，并

37、将SA1任意切至某一段工作，准备下面试验。11.2 冷却器启动试验SA1经切至I段或II段工作，各空气开关QM1QM5均合上，热继电器KTH1KTH5均正常（其闭接点9596未断开）。以上条件为电源条件。分别按顺序，将冷却器选择开关SC1SC2切至“工作”位置，观察KM1KM5是否励磁，相应的冷却器运行指示灯是否亮，油流指示器是否“RUN”位置。如果某一台冷却器不能启动，或指示灯闪一下即灭，则应该检查冷却器控制回路每一环节是否导通，若控制回路没有问题，应该检查冷却器油示的绝缘及其三相阻值是否均衡。11.3 备用冷却器启动试验 电源条件具备。将某台冷却器切至工作位置（冷却器已工作）另一台或几台置

38、“备用”位置。半工作冷却器的电源开关（QM1QM5中某一个）灿开，模拟“工作冷却器故障”，则置“备用”的冷却器将自动启动。并有“工作冷却器故障”报警。按此方法，逐一模拟备用冷却器启动。11.4 辅助冷却器启动试验 选择任一台冷却器置“辅助”位置（或几台），模拟辅助冷却器启动条件（用短接线短接端子4145，KA3励磁）则置“辅助”位置的冷却器均能自动启动。11.5 现地电源及RTU报警试验11.5.1 模拟电源报警试验拨下控制保险F3，II段电源自动投入，同时现地及RTU均有I段工作电源报警（检查端子DI000和D53，其电压值应为0V）。拨下控制保险F4，I段电源能自动投入，同时现地及RTU均

39、有II段工作电源报警（检查端子DI000和DI054，其电压值应为0V）。恢复控制，D53、D54均应为2V输出。11.5.2 模拟控制电源故障使KT3（或K3、K3为改造后代替KT3的接触器）失磁，现地有操作电源报警RTU上有“控制电源报警”，检测DI055，其值为0V。拨下直流220V控制保险F7或F8，检测DT055，其值为0V，RTU上有“控制电源报警”。11.5.3 模拟冷却器故障 将某台冷却器选择开关SC置“工作”位置，启动后，将电源开关QM断开（模拟工作冷却器故障），接触器KA4励磁，备用冷却器启动，现地有“工作冷却器故障”报警；RTU有“冷却器故障”报警，检测DI056输出值为

40、0V。11.5.4 模拟泄漏故障在端子排上分别用短接线瞬时短接101及135、139、143、147、151现地和RTU上应分别有HS1、HS2、HS3、HS4、HS5及“泄漏故障”报纸警，检测DI058在短接瞬间其值输出值为0V。11.5.5 冷却器水流故障报警 在端子排上短接701及719或关闭冷却水进水阀，检测DI059其输出值为0V，表明有“冷却器水流故障”报警，正常运行时，无此报警。11.6 冷却器电源自投试验。 投入一段工作电源，投入一台或几台冷却器使其工作，将电源自投开关S1置“投入”位置。若此时主变高压侧断路器处于断开位置，则冷却器自动停，若主变高压侧断路在合闸位置，则短接（在

41、端子排上）该接点，模拟TCBQ闭合，同样，主变冷却器将自动停动，拆除短接线或将S1置“切除”位置，冷却器自动投入工作。11.7 主变冷却器进水电动阀开启、关闭试验检查回路及绝缘正常后。给上控制电源，电动阀将自动开启，全开后，相应以全开指示灯亮。模拟直流220V掉电，K5失磁，电动阀自动关闭，全关后，全关指示灯亮。恢复直流220V电源，K5励磁电动阀将自动开启，至全开位置后电动阀停止。手动关闭，开启试验，按下SB1按钮（关闭按钮），电动阀自动关闭至全关位置，相应指示灯亮，拉下SB2按钮（开启按钮），断开直流220V电源，电动阀将自劝开启至全开位置，相应指示灯亮。11.8 冷却水中断至保护跳闸试验

42、冷却水中断60分钟后，时间继电器KT8的延时闭合点闭合，至保护跳闸；或者模拟冷却水中断，端子排上短接01、05号端子，直接动作于“冷却水中断保护跳闸”。或者冷却器全停后，油面温度达到跳闸温度后，POP2的21、24号接点闭合，KT7延时10分钟闭合，至保护跳闸。还有一种情况，当KMS1、KMS2均故障不能动作，则KT8、KT9励磁，达到延时时间动作，至保护跳闸。此种可能性虽然较小，无疑完善了监控回路的工作。11.9 冷却器，电动阀马达的检验对马达及电源电缆线摇测绝缘，500V摇表，对地绝缘均应大于0.5M，解开马达电源线，检查马达各相接触是否良好，电动阀马达的绝缘值大于0.5M即可。通电检查，

43、用钳型电流表检查各相电流是否均衡。12、检修工程管理12.1 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。12.2 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。12.3 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，提交竣工、验收报告，并按验收规定组织现场验收。12.3.1 在验收工作中应移交的资料a. 变压器大修总结报告。b. 电气试验报告。c. 绝缘油化验、油气分析及微水含量报告。d. 设备检修质量验收卡。12.3.2 工程的竣工验收，应由生技部组织有关

44、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：a. 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。b. 轮子的固定装置应完整。c. 接地装置可靠完整。d. 变压器周围及顶盖上无残留杂物。e. 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，油位计旨示正常。f. 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。g. 无载分接开关的位置应符合运行要求，操作机构箱和顶盖上的分接位置一致。h. 温度计指示正确，整定值符合要求。i. 冷却装置试运行正常，启劝全部油泵，进行长时间的循环后，多次排除气体。j. 保护装置整定值符合要求，动作

45、正确。k. 进行冷却装置电源的自动切投和冷却装置的故障停运试验。主变冷却系统大修项目及标准附表I检 修 项 目质 量 标 准验收等级1、继电器、接触器、空气开关、热元件等检验接点良好、动作可靠定值合格一2、直流控制电源回路绝缘检查500V摇表0.5M一3、电机控制回路绝缘检查1000V摇表0.5M一4、交流电源电缆绝缘检查1000V摇表0.5M一5、电动阀控制回路绝级检查500V摇表0.5M一6、各种熔断器通断检查导通情况良好一7、通电模拟试验包括一a. I、II段电源投退及I、II段电源切换试验及I（II）段电源自投试验能可靠正确投退及切换I（II）段掉电，II（I）能可靠投入三b. 各冷却

46、器启动试验能正确启动三c. 备用冷却器启动试验能可靠启动三d. 辅助冷却器启动试验能可靠启动三e. 现地各种报警试验报警正确三f. RTU报警试验报警正确三8、电动阀开启、关闭试验正确开启、关闭三9主变冷却水中断至保护跳闸试验应可靠动作三10、冷却器电源自投试验动作正常、可靠三小修检修项目及质量处理附表II检 修 项 目质 量 标 准1、主变冷却器全面清扫，检查、缺陷处理设备清扫，回路接线正确，缺陷清除2、交流电源控制回路（电源电缆部分）、直流控制回路、电动阀控制回路及各冷却器马达回路，电动阀本体回路绝缘检查同大修标准3、自动空气开关，热继电器、接触器、中间继电器检查及定值校验同大修4、通电模拟试验（同大修标准）同大修标准设备巡回检查项目与质量标准附表III检 修 项 目质 量 标 准1、检查各指示灯和运行状态信号指示正确，运行状态正确2、检查设备外观和各继电器，接触器、热继电器等动作是否正常无异味、无声音、无异常、继电器等元件动作正确3、检查水流指示器，油流指示器位置是否正确位置应正确4、检查主变油面温度，绕组温度是否正常指示应在正常范围内5、检查两路交流电源及直流电源是否正常电投入正常附录 设备规范主变：1B