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1、(精编)变压器检修工艺规程变压器的大修项目及要求变压器检修工艺规程变压器的大修项目及要求13.1.1变压器的大修周期1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修。3)在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。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；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。3.1.2变压器的大修项目3.1.2.1变压器的大修项目有：1)吊开钟罩
2、或吊出器身检修；2)线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；3)铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；8)测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；9)操作控制箱的检修和试验；10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油处理或换油；14)清扫油箱并进行喷涂油漆；15)大修后的试验和试运行；16)可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱
3、机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。3.1.3变压器大修前的准备工作1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。2)查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。3)根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。4)变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。5)大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。6
4、)准备好备品备件及更换用密封胶垫。7)准备好滤油设备及储油灌。3.1.4大修现场条件及工艺要求1)吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。2)为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5以上。3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。4)器身检
5、查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。10)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
6、至排尽，并重新密封好并擦油迹。11)拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；拆卸有载分接开关时，分接头位置中间位置（或按制造厂的规定执行）。12)组装后的变压器各零部件应完整无损。3.1.5现场起重注意事项1)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。3)起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。4)起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四
7、角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。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，应采取支撑等防止坠落措施。5)吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。3.2变压器的大修3.2.1大修工艺流程修前准备办理工作票，拆除引线电气、油备试验、绝缘判断部分排油拆卸附件并检修排尽油并处理，拆除分接开关连接件吊钟罩（器身）器身检查，检修并测试绝缘受潮则干燥处理按规定注油方式注油安装套管、冷却器等附件密封试验油位调整电气、油务度验结束3.2.1.1变压器大修时按工艺流程对各部件
8、进行检修，部件检修工艺如下：1)绕组检修a)检查相间隔板和围屏（宜解体一相），围屏应清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应打开其他两相围屏进行检查，相间隔板应完整并固定牢固。b)检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明显凸出现象，匝绝缘无破损。c)检查绕组各部垫块有无松动，垫块应排列整齐，辐向间距相等，支撑牢固有适当压紧力。d)检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭；绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。e)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态，
9、给予定级判断，是否可用。2)引线及绝缘支架检修a)检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等。b)检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。c)检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况，固定螺栓应有防松措施，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。d)检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎绝缘，以防异物形成短路或接
10、地。3)铁芯检修a)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。b)检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况，绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地。c)检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。d)用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。f)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许于一点接地，接地片外露部分应包扎绝缘。g)检
11、查铁芯的拉板和钢带应紧固，并有足够的机械强度，还应与铁芯绝缘。4)油箱检修a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。b)清扫油箱内部，清除油污杂质。c)清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固，表面有无放电痕迹。d)检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。e)检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地。f)检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固。g)检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位。h)对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。5)整体组装a)整体组装前应做好下列准备工作：彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全
12、气道）、油管、升高座、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。各油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。各处接地片已全部恢复接地。箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。工器具、材料准备已就绪。b)整体组装注意事项：在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前，应分别进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。有安装标记的零部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压、套管升高座及压力释放阀（安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。对于高压引线，所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，不得扭曲。在装套管前必须检查无励磁
13、分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上。各温度计座内应注以变压器油。c)器身检查、试验结束后，即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。6)真空注油110KV及以上变压器必须进行真空注油，其他变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油应按下述方法（或按制造厂规定）进行，其原理示意见图3-1。操作步骤如下：a)油箱内真空度达到规定值保持2h后，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度。b)以35t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。7)补油及油位调整变压器真空注油顶部残存空间的补油应经
14、储油柜注入，严禁从变压器下部阀门注入。对于不同型式的储油柜，补油方式有所不同，现分述如下。a)胶囊式储油柜的补抽方法：进行胶囊排气，打开储油柜上部排气孔，对储油柜注油，直至排气孔出油。从变压器下部油阀排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，使油位计指示正常油位为止。b)隔膜式储油柜的补油方法：注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞。对储油柜进行注油并达到高于指定油位置，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，并反复调整达到指定位置。如储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应经排气阀进行排气。c)油位计带有小胶囊的储油柜的补油
15、方法：储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处加油，同时用手按动小胶囊，以使囊中空气全部排出。打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），然后关上小胶囊室的塞子。3.2.2变压器干燥3.2.2.1变压器是否需要干燥的判断变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：1)tg在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时。2)绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35KV及以上的变压器在1030的温度范围内吸收
16、比低于1.3和极化指数低于1.5。3.2.2.2干燥的一般规定1)设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当不带油利用油箱发热进行干燥时，箱壁温度不宜超过110，箱底温度不得超过110，绕组温度不得超过95；带油干燥时，上层油温不得超过85，热风干燥时，进风温度不得超过100。2)采用真空加温干燥时，应先进行预热，抽真空时，先将油箱内抽成，负0.02MPa，然后按每小时均匀地增高-0.0067MPa至真空度为99.7%以上为止，泄漏率不得不大于27Pa/h。抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。预热时，应使各部分温度上升均匀，温差应控制在10以下。3)在保持温度不变的情况下
17、，绕组绝缘电阻值的变化应符合绝缘干燥曲线，并持续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可以认为干燥完毕，也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，其含水量应不大于1%。4)干燥后的变压器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况，如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至5060，绕组温度应高于油温。3.2.3滤油3.2.3.1压力式滤油1)采用压力式滤油机可过滤油中的水分和杂质，为提高滤油速度和质量，可将油加温至5060。2)滤油机使用前应先检查电源情况、滤油机及滤网是否清洁，滤油纸必须经干燥，滤油机转动方向必须正确。3)启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，
18、停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.250.4MPa，最大不超过0.5MPa。3.2.3.2真空滤油1)真空滤油机将油罐中的油抽出，经加热器加温，并喷成油雾进入真空罐。油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。操作步骤如下：a)开启储油罐进、出油阀门，投入电源。b)启动真空泵开启真空泵处真空阀，保持真空罐的高真空度。c)打开进油阀，启动进油泵，真空罐油位观察窗可见油位时，打开出油泵阀门启动出油泵使油循环，并达到自动控制油位。d)根据油温情况可投入加热器。e)停机时，先停加
19、热器5min，待加热器冷却后停止真空泵，然后关闭进油阀，停止进油泵，关闭真空泵，开启真空罐空气阀，破坏其真空，待油排净后，停油泵并关出油阀。3.3变压器的小修变压器小修至少每年一次。3.3.1变压器小修项目1)处理已发现的缺陷；2)放出储油柜积污器中的污油；3)检修油位计，调整油位；4)检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管束；5)检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；6)检修油保护装置；7)检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；9)检查接地系统；10)检修全部
20、阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油；11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；12)清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；13)按有关规程规定进行测量和试验。3.3.2变压器附件和检修3.3.2.1纯瓷套管检修1)检查瓷套有无损坏；2)套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓；3)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；4)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；5)取出绝缘筒（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）；6)检查瓷套内部，并用白布擦试，在套管外侧根部
21、根据情况喷涂半导体漆；7)有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装；8)更换新胶垫，位置要放正；9)将套管垂直放置于套管架上，安装时与拆卸顺序相反，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，导电杆处于瓷套的中心位置。3.3.2.2充油套管检修1)更换套管油，步骤如下：a)放出套管中的油；b)用热油（温度6070）循环冲洗后放出，至少循环三遍；c)抽真空后注入合格的变压器油。2)套管解体，其步骤如下：a)放出内部的油；b)拆卸上部接线端子；c)拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计；d)拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套；e)取出内部绝缘筒；f
22、)拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，要防止导电杆晃动损坏瓷套。3)油纸电容型套管检修电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔，通过不高于80的热油循环，使套管的tg值达到正常数值为止。变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tg不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时才分解检修，其检修工艺如下：a)准备工作检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态；套管垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体；放出套管内的油，按图2-4-3所示将下瓷套用双头螺栓或紧线钩
23、固定在工作台上，以防解体时下瓷套脱落；拆下尾端均压罩，用千斤顶将套管顶紧，使之成为一体，将套管从上至下各结合处做上标记。b)解体检修拆下中部法兰处的接地和末屏小套管，并将引线头推入套管孔内；测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考；用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜；测量压缩弹簧的距离，作为组装依据，将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架；吊出上瓷套；吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母，吊住套管时不准转动，并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯；拆下下瓷套，然后吊出电容芯。c)清扫和检查用干净毛刷刷洗电容芯表面的
24、油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好；擦拭上、下瓷套的内外表面；拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫；清扫中部法兰套筒内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞，更换接地小套管的胶垫；测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制。d)套管的干燥，当套管的tg值超标时需进行干燥处理，其步骤及注意事项如下：将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离不小于200mm，并设置测温装置；测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件；干燥罐密封后先试抽真空，检查有无渗漏；当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持在
25、7580；当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空；每6h解除真空一次，并通入干燥热风1015min后重新建立真空度；每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放再一次；每2h作再一次测量记录（绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等）；干燥终结后降温至4050时进行真空注油。e)组装组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至8090，并保持34h以排除潮气；按解体相反顺序组装；按图3-1、3-2所示进行真空注油；注油时真空度残压应保持在133.3Pa以下，时间按照下表执行。抽真空时间66100220抽真空24浸油2378保持8124)散热器检修a)风冷散热器的检修步骤如下：采
26、用气焊或电焊对渗漏点进行补焊处理；带法兰盖板的上、下油室应打开其法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫；清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂（去污剂）清洗，然后用清水冲净凉干，清洗时管接头应可靠密封防止进水；用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏，标准为：片状散热器为0.050.1MPa,10h；管状散热器为0.10.15MPa,10h；用合格的变压器油对内部进行循环冲洗；重新安装散热器。5)更换密封胶垫，进行复装6)储油柜检修a)开放式储油柜的检修步骤如下：打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜；清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆；清扫积污器、油位计、塞子等零部件；更换各
27、部密封垫；重划油位计温度指示线。b)胶囊式储油柜的检修步骤如下：放出储油柜内的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜；检查胶囊的密封性能并进行气压试验，压力应为0.020.03MPa，时间为12h（或浸泡在水池中检查有无冒气泡）应无渗漏；用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管口应加焊挡罩；将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口；更换密封胶垫，装复端盖。c)隔膜式储油柜的检修步骤如下：解体检修前可先充油进行密封试验，压力应为0.020.03MPa，时间为12h无渗漏；拆下各部连管（吸湿管、注油管、排气管、气体继电器连管等）清扫干净，妥善保管，管口密封；拆下指针式油位计连杆
28、，卸下指针式油位计；分解中节法兰螺栓，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜清扫；清扫上下节油箱；更换密封胶垫；检修后按解体相反顺序进行组装。7)安全保护装置的检修a)安全气道的检修步骤如下：放油后将安全气道拆下进行清扫，去掉内部的锈蚀和油垢，并更换密封胶垫；内壁装有隔板，其下部装有小型放水阀门；上部防爆膜片等安装良好，均匀地拧紧法兰螺栓，防止膜片破损，防爆膜片应采用玻璃片，禁止使用薄金属片。不同安全气道管径下的玻璃片厚度参照下表。安全气道管径与玻璃厚度管径（mm）150200250玻璃片厚度（mm）2.534b)压力释放阀的检修步骤如下：从变压器油箱上拆下压力释放阀；清扫护罩和导流罩；检查各部连接螺栓
29、及压力弹簧；进行动作试验，检查微动开关动作是否正确；更换密封胶垫。8)净油器的检修a)关闭净油器出口的阀门；b)打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油（打开上部的放气塞，控制排油速度）；c)拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有的吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净；d)检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好；e)吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封；f)打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器，同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止；g)打开净油器上部阀门
30、，使净油器投入运行；9)磁力油位计的检修a)打开储油柜手孔盖板，卸下开口销，拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链，从储油柜上整体拆下磁力油位计；b)检查传动机构是否灵活，有无卡轮、滑齿现象；c)检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动，指针指示是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱；d)检查限位报警装置动作是否正确，否则应调节凸轮或开关位置；e)更换密封胶垫进行复装。3.4干式变压器检修3.4.1定期检查树脂浇注干式变压器是需要维护的，并不是完全免维护。应该定期清理变压器表面污秽。表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热损坏变压器。在一般污秽状态下，半年清理一次
31、，严重污秽状态下，应缩短清理时间，同时在清理污秽物时，紧固各个部位的螺栓，特别是导电连接部位。投运后的23个月期间进行第一次检查，以后每年进行一次检查。3.4.2检查的内容检查的内容包括：1)检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘，有无龟裂，变色，放电等现象，绝缘电阻是否正常。2)检查铁芯风道有无灰尘，异物堵塞，有无生锈或腐蚀等现象。3)检查绕组压紧装置是否松动。4)检查指针式温度计等仪表和保护装置动作是否正常。5)检查冷却装置包括电动机，风扇是否良好。6)检查有无由于局部过热，有害气体腐蚀等使绝缘表面出现爬电痕迹和炭化现象等造成的变色。7)检查变压器所在房屋或柜内的温度是否特别高，其通风，换气状
32、态是否正常，变压器的风冷装置运转是否正常。8)检查调压板位置，当电网电压高于额定电压时，将调压板连接1档2档，反之连接在4档5档，等于额定电压时，连接在3档处，最后应把封闭盒安装关闭好，以免污染造成端子间放电。9)变压器的接地，必须可靠。10)变压器如果停止运行超过72小时（若湿度95%时允许时间还要缩短）在投运前要做绝缘，用2500V摇表测量，一次对二次及地300M，二次对地100M，铁芯对地5M（注意拆除接地片）。若达不到以上要求，请做干燥处理，一般启动风机吹一段时间即可变压器大修的主要项目有哪些？（1）吊罩（芯）检查器身（铁芯、线圈、绝缘、引线、支架、切换装置等）。（2）检修箱盖、油箱、
33、油枕、防爆管（泄压器）、套管、冷却装置、控制箱、各部阀门和分接开关等。（3）检查处理铁芯、穿芯螺杆、接地线、呼吸器、净油器等。（4）清洗油箱内外及其附件，必要时对外表喷漆。（5）检查更换密封胶垫，消除各密封点渗、漏油。（6）处理绝缘油（滤油），必要时换油或干燥器身。（7）检验测温、控制仪表、信号和保护装置。（8）进行规定的测量和试验。13.1.1变压器的大修周期- S, y) m/ r3 r3 d$ A1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。7 _7 i* f0 o i b2 j% W2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部
34、故障或本体严重渗漏时，才进行大修。3)在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。6 h: e% n( I2 g- ?3 h) h( 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；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。1 F7 g8 f3 ; G3.1.2变压器的大修项目; y1 f2 d0 e* Z2 p3 g8 U$ V3.1.2.1变压器的大修项目有：1)吊开钟罩或吊出器身检修；2)线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；7 0 p1 C3 M! u) L* q6 . f! O3)铁芯、铁芯紧固件
35、（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；$ o6 B. z. m2 Q1 6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；0 C y N; 5 r! C+ W8)测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；9)操作控制箱的检修和试验；& $ E$ K1 a2 Q10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；& M5 Q7 DU9 G+ X11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油处理或换油； d e% a, L! FY# s14)清扫油箱并进行喷
36、涂油漆；15)大修后的试验和试运行；16)可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。3.1.3变压器大修前的准备工作1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。& Z9 S8 D C; _( ! j2)查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。) S0 S* j& I: g! S3 F) T3)根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。4 r#
37、F5 D% I a# ! f2 p4)变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。5)大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。3 l+ S( Y3 o$ M. I5 T6)准备好备品备件及更换用密封胶垫。7)准备好滤油设备及储油灌。# |0 A DU y. U4 A- eo3.1.4大修现场条件及工艺要求1)吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器
38、身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。+ L1 0 t; I2 & H5 z. W5 C2)为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5以上。) HX: O2 m$ W% h 2 W9 N2 b3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。: R( ?* y k8 t2 f4 g) q*
39、X6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。 |3 u8 _; i7 $ $ ?: S7 P8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。9 A. F/ 5 j9 ?S2 W! 6 X9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。7 2 ; e# |9 g S, 5 ?- M10)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
40、尽，并重新密封好并擦油迹。11)拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；拆卸有载分接开关时，分接头位置中间位置（或按制造厂的规定执行）。12)组装后的变压器各零部件应完整无损。3.1.5现场起重注意事项7 f- q$ x+ K9 B0 r/ F?& i1)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。! 2 Z7 j4 A4 l( t- r _2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。2 a, _4 g p8 D0 X; d) p7 L4 x3)起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于
41、60，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。4)起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。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，应采取支撑等防止坠落措施。6 / 5 e e$ c- Y5)吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。3.2变压器的大修3.2.1大修工艺流程( 5 L S1 ?( Z) q修前准备办理工作票，拆除引线电气、油备试验、绝缘判断部分排油拆卸附
42、件并检修排尽油并处理，拆除分接开关连接件吊钟罩（器身）器身检查，检修并测试绝缘受潮则干燥处理按规定注油方式注油安装套管、冷却器等附件密封试验油位调整电气、油务度验结束3.2.1.1变压器大修时按工艺流程对各部件进行检修，部件检修工艺如下：1)绕组检修1 N5 E3 M i; B; a)检查相间隔板和围屏（宜解体一相），围屏应清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应打开其他两相围屏进行检查，相间隔板应完整并固定牢固。b)检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明显凸出现象，匝绝缘无破损。c)检查绕组各部垫块有无松动，垫块应排
43、列整齐，辐向间距相等，支撑牢固有适当压紧力。d)检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭；绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。e)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态，给予定级判断，是否可用。e) o% p2 v, H s/ 2)引线及绝缘支架检修8 W1 l% _ 3 g3 ia)检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等。b)检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。c)检
44、查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况，固定螺栓应有防松措施，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。d)检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎绝缘，以防异物形成短路或接地。* E) v. X! I/ y3)铁芯检修: c! c3 P& + F 2 K3 ca)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。b)检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况，绝缘连接片有无爬电烧伤和放
45、电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地。c)检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。) T1 b3 k z5 F3 B; H4 t6 y2 _d)用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。) B ?1 s3 u) e: lf)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许于一点接地，接地片外露部分应包扎绝缘。g)检查铁芯的拉板和钢带应紧固，并有足够的机械强度，还应与铁芯绝缘。4)油箱检修a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。% 9 Z1
46、J, v% E7 Tb)清扫油箱内部，清除油污杂质。c)清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固，表面有无放电痕迹。- f7 + q z/ B* l) D9 H7 G0 Ad)检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。e)检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地。/ n+ S# ?H$ Df)检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固。g)检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位。h)对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。5)整体组装, JC7 I/ m9 c; j5 C$ m1 ya)整体组装前应做好下列准备工作：彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、油管、升高座、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。各油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。2 j; h$ L6 1 L* A各处接地片已全部恢复接地。0 + H0 ! ?# + a6 P6 F) u箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理
