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1、主变压器检修规程1范围本规程规定了变压器检修应遵循的基本原则及检修应遵守的工艺、方法、质量标准等内容。本规程适用于XXX电厂220kV电压等级变压检修作业指导。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。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规程，然而，鼓励研究使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。D1./T5731995电力变压器检修导则D1./T596-1996电力设备预防性试验规程3.检修周期及项目3.1 主变压器的大修周期3.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年应大修1次。
2、3.1.2 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油时，才进行大修。3.1.3 对运行中的变压器，若发现异常状况或经试验判明内部故障时，应提前进行大修。3.1.4 在大容量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，可考虑提前进行大修。3.2 主变压器小修周期一般每年至少1次。3.3 附属装置的检修周期3.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.3.2变压器油泵的解体检修：2级泵12年进行一次，4级泵23年进行1次。3.3.3变压器风扇的解体检修，12年进行一次。净油器中吸附剂的更换，应根据油
3、质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。3.3.4自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3. 3.5套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.4大修项目3. 4.1吊开钟罩检查器身，或吊出芯子进行检查。4. 4.2对绕组、引线及磁屏蔽装置的检修。5. 4.3对无载分接开关和有载调压开关的检修。6. 4.4对铁芯、穿芯螺杆、铁挽、压钉焊接地片等的检修。7. 4.5油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等的检修。8. 4.6冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。3.4.7安全保护装置的检修；3.4.8测温装置的校验。3.4.9变压器油处理或换油。3.4.10
4、油保护装置（净油器等）的检修。3.4.11全部密封胶垫的更换和组件试漏。3.4.12油箱内部清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆。3.4.13必要时对器身绝缘进行干燥处理。3.4.14进行规定的测量和试验。3.5小修项目3.5.1处理已发现的缺陷；3.5.2检修油位计，调整油位；3.5.3放出储油柜中的污油；3.5.4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路；3.5.5检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀、气体继电器等；3.5.6检修油保护装置；3.5.7测温装置检查和校验；3.5.8检查接地系统；3.5.9检修全部阀门，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.5.10充油套管
5、及本体补充变压器油：3.5.11清扫油箱及附件，必要时进行涂漆；3.5.12按照有关规程规定进行测量和试验。4检修前的准备工作1.1 查阅档案了解变压器的运行状况1.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况；1.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案；1.1.4 查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；1.1.5 检查渗漏油部位并作出标记；1.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目。1.2 编制大修工程技术、组织措施计划4. 2.1人员组织及分工；5. 2.2施工项目及进度表；6. 2.3特殊项目的施工方案；4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5绘制必
6、要的施工图。4.3施工场地要求4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在机组的检修间内进行；4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、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、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。5主变压器技术参数型式：SF10-25000-121/10.5联结组别：YNc1.1.1.冷却方式：ONAN/ONAF绝缘油重：9157kg电压：10500V电流：1374.64A容量：2500025000kVA频率：50Hz相数：3相6变压器检修工艺及质量标准6.1 器
7、身检修6.1.1 施工条件与要求6.1.1.1 吊钟罩一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其他污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度W65%为12h；器身身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。6.1.1.2 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,将变压器加热，使器身温度高于环境温度5以上。6.1.1.3 检查器身时，应专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。6.1.1.4 进行器身检查所使用的
8、工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。6.1.2 绕组检修工艺及质量标准见表1。表1绕组检修工艺及质量标准检修工艺质量标准1、检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。围屏清洁无破损，绑扎坚固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹：围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞；检查支撑闱屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块24个：相间隔板完整并固定牢固。表1（续）检修工
9、艺质量标准2、检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。绕组应清洁，表面无油垢，无变形；整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。3、检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块处露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。4、检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物（如硅胶粉末）堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行油道保持畅通，无油污及其他杂物积存外观整齐清洁，绝缘及导线无破损：特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化；包扎处理5、用手指按压绕
10、组表面检查其绝缘状态。绝缘状态可分为：一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态；二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，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裂纹和变形，属勉强可用状态；四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。6.1.3 引线及绝缘支架检修工艺及质量标准见表2。表2引线及绝缘支架检修工艺及质量标准检修工艺质量标准1、检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象。引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤
11、情况；对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层：接头表面应平整、清洁、光滑无毛剌，并不得有其他杂质；引线长短适宜，不应有扭曲现象；引线绝缘的厚度，应符合厂家要求。2、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。绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象：绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施：引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路。3、检查引线与各部位之间的绝缘距离。对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应不大于IOOnIn1。4、检查分接关
12、分接位置、接触面，测试线圈的直流电阻。分接开关指示分接位置正确、接触面接触良好：测试开关在各分接位置时线圈的直流电阻与出厂值比较应无差异。测试完毕应调整到规定分接位置。6.1.4 铁芯检查检修工艺及质量标准见表3。表3铁芯检查检修工艺及质量标准检修工艺质量标准1、检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁胡的顶部和下铁胡的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整。铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，塾片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂物，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求。
13、2、检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的坚固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。铁芯与上下夹件、压板、底脚板间均应保持良好绝缘：钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当坚固度：钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地：打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻（用250OV摇表测量），与历次试验相比较应无明显变化。3、检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用板手逐个坚固上下夹件、压钉等各部位坚固螺栓。螺栓坚固，夹件上的正、反压钉和锁紧帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件
14、有足够距离。4、用专用板手坚固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。穿心螺栓坚固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。5、检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm,宽度不小于30mm的紫铜片，插入34级铁芯间，插入深度不小于80mm,其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。6、检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。绝缘良好，接地可靠。6.1.5 油箱检修工艺及质量标准见表40表4油箱检修二匚艺及质量标准序；检修工艺质量标准1对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。消除渗漏点。2清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整。3检查钟罩法
15、兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。法兰结合面清洁平整。4检查钟罩的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位。胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的23倍,胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为2左右）。5检查内部油漆情况,对局部脱漆和锈蚀部位应处理重新补漆。内部漆膜完整，附着牢固。6.2 整体组装6.2.1 整体组装前的准备工作和要求6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器（散热器），储油柜，压力释放阀，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。6.2.1.2所附属的油管路必须进
16、行彻底的清理,管内不得有焊渣等杂物,并作好检查记录。6.2.1.3回装钟罩前，必须将钟罩内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。6.2.1.4准备好全套密封胶垫和密封胶。6.2.1.5准备好合格的变压器。6.2.2组装6.2.2.1装回钟罩：钟罩与箱底的连接法兰面要放好密封胶垫，坚固螺栓时，胶垫缩量应为1/2左右；6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；6.2.2.3对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；6.2.2.4分接开关连杆插入分接开关的拔叉内，调整到所需的人接位置上；6.2.2.5按照变压器的装配图组装已拆卸的各组、部件，安装吸湿器
17、、气体继电器、压力释放阀、分接开关、高压套管、低压软接辫、低压侧升高座等等与油箱（钟罩）的相对位置和角度需按照安装标志组装，安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。6.3真空注油及热油循环6.3.1油箱顶部设置真空表及真空管路，油箱下部设置注油管路。6.3.2储油柜不采用真空注油，以免造成弹性波纹储油柜损坏，必须把储油柜联管与油箱间的蝶阀关紧。6.3.3打开所有部件与变压器连接蝶阀（包括冷却器等）。6.3.4所有外附件部位必须进行检查，确保可靠密封。6.3.5真空管路、注油管路也要严格检查其密封是否良好。6.3.6如遇雨、翁天不可抽真空，并及时注油存放，待天晴后放油重新进行此项工作
18、。6.3.7抽真空：真空度残压W133pa维持24小时。6.3.8检查各连接处是否有渗漏点：可用蚊香的烟雾沿法兰圆周慢慢移动，并用板状物将烟雾挡住，使烟雾靠近法兰，当发现烟雾被吸入或吱吱响声，即为漏气，并及时处理漏气点。6.3.9监视真空中的油箱变形，弹性变动不超过25m6.3.10注入合格的变压器油，注油流量：3吨/小时，注油至距箱顶约15On1.m止，维持真空2小时。6.3.11打开箱顶与储油柜相连的油管阀门，对主变压器油箱及弹性波纹储油柜注油（注入合格的变压器油），当储油柜油位达到所需油位时，停止注油。6.3.12热油循环由箱顶上部蝶阀进入油箱，下部闸阀回油；滤油机加热温度控制在655C
19、,油箱温度保持50以上。6.3.13热油循环时间一般为4860小时，当油箱内油取样化验合格后，方能停止热油循环，否则继续进行达到合格为止。6.3.14变压器热油循环结束，静止23天后，要对变压器油管路、高压套管、弹性波纹储油柜、气体继电器、压力释压阀、净油器等部件进行排气，排完气后必须拧紧排气阀。6.3.15检查所有阀门位置是否正确，所有密封处是否渗油。6.3.16根据电力设备预防性试验规程之规定对变压器进行投运前试验。6.3.17油化验及高低压线圈绝缘特性测试的要求见表5o表5程序要求油样化验耐压力60KV含水量W1.OPPV含气量0.5%tg（90o）0.5%其它性能符合有关标准绝缘特性测
20、试从套管上部测量绝缘电阻285%出厂值吸收比285%出厂值1.g6W120%出厂值（同温度）7变压器小修7.1 主变及附件的清扫。7.2 检查主变所有密封处是否有渗油，密封处法兰螺丝是否松动。7.3 检查储油柜上的油位计及吸湿器。7.4 检查、清扫中性点电抗器、避雷器、接地刀。7.5 检查冷却器是否漏油。7.6 检查冷却器翅上的灰尘，用吹风或用水清洗。7.7 检查冷却风扇，并拆下扇叶清洗。7.8 测量风扇电机、潜油泵电机的绝缘电阻及直流电阻。7.9 清理主变油坑内垃圾。8试验项目8.1 大修前的试验8.1.1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数：8.1.2 测量绕组连同套管一起的泄漏电流；8
21、.1.3 测量绕组连同套管一起的Ig3；8.1.4 1.4本体及套管中绝缘油的试验；8.1.5 测量绕组连同套管一起直流电阻；8.1.6 套管试验；8.1.7 测量铁芯对地绝缘电阻；8.1.8 必要时可增加其他试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较；8.2 大修中的试验大修过程中应配合吊罩检查，进行有关的试验项目：8.2.1测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓，钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻；8.2.2必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及传动杆的绝缘电阻；8. 2.3必要时作套管电流互感器的特性试验；8 .2.4必要时单独对套管进行额定电压下的tg6、局部
22、放电和耐压试验（包括套管油）。9 .3大修后的试验8.3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；8.3.2测量绕组连套管的泄漏电流；8.3.3必要绕组连同套管的tg;8.3.4冷却装置的检查和试验；8.3.5测量绕组连同套管一起的直流电阻；8.3.6测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；8.3.7总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；8.3.8绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；8.3.9测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；8.3.10检查相位；8.3.11必要时进行变压器的空载特性试验；8.3.12必要时进行变压器的短路特性试验；8.3.13必要时进行变压器的局部放电试验；8
23、.3.14额定电压下的冲击合闸；8.3.15空载试运行前后变压器油的色谱分析。9检修后的工作9.1 根据电力变压器运行规程规定，变压器大修竣工后需交出下列文件和资料：变压器及其附属设备的检修记录；9.2 变压器及其附属设备的试验记录；9.3 变压器的干燥记录；9.4 变压器油质化验记录、加油及滤油记录；9.5 设备检修后必须经过验收，验收时应检查检修项目表内所列各项工作的完成情况；大修前、后所做的试验等，对检修质量给予评定。在进行大修时，应尽量采用先进经验和最新研究成果，更新个别元件或部件，以延长电力变压器的连续运行时间，提高网络的经济技术指标；9.6 填写设备检修质量验收卡；9.7 填写设备检修总结报告。
