变压器检修工艺规程

变压器检修工艺规程
总则
电力变压器是供电系统中的主要设备之一，其检修质量如何，直接影响到电网的安全运行，为严格检修工艺，加强技术管理，确保检修质量，做到到期必修,修必修好，特制定本规程。

本规程依据部颁“电力工业技术管理法规"、“发电厂检修规程”、“电力变压器运行规程”，并参考厂方有关资料和图纸编写的。

公司全体成员应认真学习并严格执行本规程：公司生产领导、生产技术部、各专业工程师;中心变技术人员、机修车间人员、安全培训员应熟悉本规程。

本规程与上级规程抵触时应按上级规程执行。

个别条文需修改时,应由中心变、机修车间，生产技术部审定后,批准执行。

1 变压器检修期限
1。

1 变压器的大修期限
1.1.1 新变压器投入运行后，5年大修一次，以后根据运行情况和试验、化验结果来确定，一般不少于10年大修一次。

1.1.2 对发生过故障或过负荷运行的变压器，可根据检查测试结果，提前进行大修.
1.1.3 运行中没有明显缺陷的变压器,且无适当的起重设备，而变压器结构又能保证绕组压钉压紧者,对普通小型变压器可取下变压器顶盖进行检查修理；对钟罩式变压器可放油后由入孔进入油箱内进行检查修理。

1。

2 变压器小修期限。

1.2。

1主变压器每半年小修一次；
1.2。

2 重污染区的变压器，其小修周期应按现场情况确定。

1。

2.3 其它变压器每年小修一次。

1。

3 变压器冷却装置的检修期限。

1.3。

1 冷却器每1—2年大修一次；风冷却器随本体大修或有必要时进行；风扇、油泵及其电动机每年大修一次。

1。

3。

2 操作控制箱的检修结合主变大、小修进行.
2 变压器大修前的准备工作.
2。

1 变压器大修工序流程图。

2.2 变压器大修前应做下列准备。

2。

2.1 编制缺陷一览表
2.2.2 编制检修项目及进度计划；
2.2.3 编制检修技术措施、安全注意事项及工艺质量标准,组织有关人员讨论；
2.2。

4 备齐必要的工具、材料和备件并经检修负责人检查，齐全合格；
2.2.5 收集变压器修前试验报告和绝缘材料验收报告；
2。

2.6 规划工作场地，吊车、钟罩、附件、滤油设备的布置;
2。

2.7 收听当地气象台的天气预报。

注：（1）设备缺陷一览表，应根据缺陷记录,计划改进项目及历次运行检修试验等资料编制。

（2)检修进度应根据工作项目填明，计划完成日期及质量标准。

3 变压器检修项目与质量标准
3.1 定期大修项目;
3。

1。

1 检查线圈绝缘情况；
3.1。

2 检查铁芯；
3。

1。

3 测量线圈、轭铁、穿芯螺栓的绝缘电阻；
3。

1。

4 检修分接开关；
3.1.5 测量套管介质损耗、线圈直流电阻;
3.1.6 散热器，冷却器打磅试验;
3.1.7 更换耐油胶垫,检修油阀门；
3.1。

8 更换净油器硅胶，检修防爆筒,呼吸器;
3。

1。

9 检验瓦斯继电器,温度计。

3.1.10 检查接地装置;
3.1。

11 变压器身干燥；
3。

2 定期小修项目；
3。

2.1 清扫外壳，处理渗油；
3.2。

2 检查套管，紧固接头,测直流电阻：3。

2。

3 检查本体及套管油位；
3。

2.4 更换呼吸器硅胶；
3.2。

5 检查潜油泵风扇电机；
3.2。

6 检查有载调压装置并换油;
3。

2.7 检验温度计，检查接地线；
3.2.8根据运行缺陷，放油检查变压器内部。

3。

3 变压器检修质量标准；
3.3.2 线圈检查
3.3。

7 器身检查的注意事项
a、变压器是变电站的重要设备，器身检查是重要工序，所以要有严格的安全、技术措施;
b、与工作无关人员不得进入工作现场，以免给工作带来混乱，进入现场要服从统一指挥。

c、带进检修现场的工具材料应有专人管理并登记上帐，器身检查的全过程有专人负责记录.
d、攀登变压器梯子，不得直接接搭在绕组、引线或绝缘件上，检查器身人员的工作服，应无金属纽扣，手套、鞋要清洁，身上不准携带与工作无关的金属物体及其它杂物。

e、保持现场清洁，随时处理地面油污，以免工作人员滑倒,在器身、油箱，梯子或操作架上的工作人员应注意安全，以免发生人身坠落。

f、现场应配置灭火器等消防器材，防止着火.
g、施工现场严禁烟火.
4 有载分接开关的检修
4
5 变压器干燥
5.1 变压器需要干燥的条件
5.1。

1 变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应干燥。

5.1.2 经过大修的变压器,如芯子在湿度≤75%的空气中停留不超过下列时间，可以不经干燥即行注油,并经试验合格投入运行：
35KV及以下的变压器—-24小时
110KV及以上的变压器——16小时
如果在检修期间变压器芯子的温度至少比空气温度高出3-5摄氏度，则芯子放在空气中允许停留的时间可增大两倍。

如果周围空气温度接近或低于变压器上层油温，则变压器可以揭盖进行检修.在空气相对温度大于75％的情况下，变压器在揭盖以前，上层油温至少较空气温度高出10摄氏度。

5。

1。

3 器身在空气中超过规定但不超过48小时,可在油内轻度干燥。

5.1。

4 运行中的变压器，需否干燥应综合以下情况来判断；
a：tgs值在同温度下比上次测得数值增高30％以上，且超过预防性试验的规定；
b：绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低40％以上；吸收比在10-30摄氏度的温度下，对于60KV及以下的变压器低于1.2，110KV及以上的变压器低于1。

3。

c：油中有水分或油箱出现明显进水,且水量较多。

5.2 变压器干燥方法
5。

2。

1 在真空罐内干燥
5.2.2 在油箱内抽真空干燥
5.2。

3 在真空内不抽真空干燥
5.2.4 在干燥室内不抽真空干燥
5。

2.5 在油箱内带油干燥(即油内轻度干燥)
5.3 变压器干燥加温方法
5.3.1 油箱铁损干燥法
5。

3.2 短路干燥法
5.3。

3 零序电流干燥法
5.3.4 热油循环干燥法
5。

4 器身干燥中的注意事项
5.4。

1 A级绝缘耐热温度为105摄氏度,为防止绝缘老化，应将器身温度控制在95摄氏度左右。

5。

4.2 真空干燥应注意箱壁弹性变形不能超过箱壁厚度的4倍，永久性变形不得超过箱壁厚度的1。

5倍，油箱真空强度规定如下；
35KV及以下变压器不大于380毫米汞柱;
110KV的变压器不大于500毫米汞柱；
220KV的变压器不大于60毫米汞柱.
进口变压器按制造厂规定要求进行。

5。

4。

3 干燥中随时测试各处温度,防止局部过热，温度计使用前应经过校验。

5。

4。

4 干燥时每班至少由二人值班,每2小时记录温度、真空度、电流、电压、绝缘电阻各一次，定时进行防火巡视。

5.4。

5 变压器干燥过程中，绝缘电阻开始降落，以后又重新上升，如连续6—12小时绝缘电阻保持稳定，则可认为干燥完毕。

5。

4.6 变压器干燥后，必须对器身绝缘进行整理，以消除绝缘干缩所造成的压紧松弛。

5。

4。

7 干燥现场必须有足够的照明及消防器材.
5.4。

8 变压器干燥记录应详细记载,并存入技术档案。

6 变压器的注油
6.1 35KV及以下的变压器可不用抽真空注油，注油温度不低于10度,将净油装置连接到变压器油箱下部的阀门上，并打开箱盖上的放气阀，以最快的速度向变压器油箱内注油，当塞孔溢油时，关闭并密封好放气塞，如果变压器上有储油柜，则直到绝缘油升到储油柜油位计的指定标志为止,至少停置几小时后，重新打开放气阀，放出积聚在下面的气体.
6.2 抽真空时，器身温度最好比周围空气温度高，真空均匀上升，不宜太快，约30-40分钟达到规定值，对110KV变压器不得超过500毫米汞柱.抽真空时必须将不能承受真空机械强度的附件，如储油柜，安全气道等与油箱隔离，以免引起胶囊（或隔膜)及气道隔膜损坏。

另外抽真空时还应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的2倍。

6.3 真空注油
6。

3。

1 当真空达到规定值时，即可在不解除真空的情况下从箱底下部油阀门缓慢注入绝缘油，注入油温应高于器身温度;注油的时间，110KV不宜少于4 小时；注油后，应继续保持真空；真空保持时间：110KV者不少于2小时，待彻底排出箱内空气时，方可解除真空。

6.3.2 真空注油工作应避免在雨天进行，以防潮气侵入。

6.3.3 变压器所有附件组装完后，此时应通过储油柜上的添油阀门注油，注油完毕后，应从变压器各有关部位：如套管：开高座；冷却装置；气体继电器等处,进行多次放气,并起动潜油泵,直至残余气体排尽为止。

6。

4 密封试验
6。

4.1 整体密封试验是加注补充油后进行，采用油柱压法。

应用高于附件最高点的油柱压力进行整体密封检查。

对于一般油浸式变压器，此油柱压力为0。

3米，对于密封式变压器就0。

6米，持续时间为3小时，如无渗漏即为合格,检查时油温不应低于10摄氏度.检查完毕后，从变压器下部放油至标准油位。

6。

4。

2 为了提高整体密封效果，可适当提高油柱压力值,也可用0。

2-0.3kg平方厘米的压力空气检查，但不能任意提高压力值，以免损坏设备.
6。

5 真空注油注意事项。

6。

5。

1 真空注油应连续进行。

不宜中断，以防潮气侵入。

6.5.2 真空注油可按产品出厂说明书要求的真空度进行真空注油。

7 变压器的试验
7.1 大修前的试验
7.1.1 测量绝缘电阻吸收比（R60／R15≥1。

3，35KV以上设备进行）
7。

1。

2 测介质损耗(35KV以上设备进行）
7。

1.3 测量直流电阻;
7。

1.4 绝缘油的耐压试验及简化分析;
7。

1.5 电压比测量：极性与组别的测量;
7.1。

6 开短路损失测量；
7。

2 大修中的试验
7.2。

1 摇测铁芯的穿芯螺丝及夹件的绝缘电阻，并进行穿铁芯的耐压试验（交流耐压1000V／分或直流电压2500 V／分）
7.2.2 测量分接开关及线圈的直流电阻(所有各分接头上均测量)
7.2.3 每只线圈绕完后，应测直流电阻，如两根导线或两根以上导线并绕时，应测线与线的通断（500V摇表进行).
8 变压器投运前的试验、检查与验收
8。

1 变压器大修后的试验项目；
8。

1.1 测量绝缘电阻及吸收比；
8。

1。

2 测量线圈的直流电阻，三相应平衡：
A 1600KV及以上相间不大于三相平均值的2%,无中性点引出线间应不大于三相平均值的1%.
B 1600KV及以下相间应不大于三相平均值的4％；线间应不大于三相平均值的2％。

测得的相间差与出厂交接时相应部位测得的数值，其变化也不应大于2％（相间温度）。

8。

1.3 测量所有分接头变压比。

大修后各相应分接头的电压比与铭牌值相比不应有显著的差别,且应符合规律。

A 电压在35KV以下，电压比少于3的变压器,电压比允许偏差为±15％.
B 其它所有变压器（额定分接头）电压允许偏差为±0。

5%.
8.1.4 测量变压器本体和35KV以上非纯瓷套管的介质损，测量套管的电容值.本体的tgδ同一变压器中压和低压绕组的tgδ标准与高压绕组相同。

a. ta
b 。

tgS （％）与历年的数值比较不应有显著变化，套管的电容值一般不超过±5％.
8.1。

6 测变压器开短路损失与出厂试验比较应无明显变化。

8.1。

8。

1.8 测量绕组连同套管的泄漏电流；
a:试验标准
b ：泄漏电流的大小与历年数值比较不应有明显变化; 8。

1。

9 绝缘油的耐压试验和简化分析。

8.1.10 在额定电压下合闸冲击三次试验。

8.2 变压器投运前的检查项目
8.2.1 检查各部位是否渗油，各项电气试验是否合格； 8。

2。

2 检查储油柜油面是否正常；
8。

2。

3 检查安全气体继电器道玻璃是否完好； 8。

2。

4 检查气体继电器油面是否正常； 8.2.5 检查所有温度计读数是否一样;
8。

2。

6 检查分接开关指示位置是否一致并已固定; 8。

2.7 检查各处蝶阀是否开启；
8.2.8 检查油泵、风扇电机旋转方向是否正确；
8.2。

9 检查信号温度计的接点针是否分别调在合适位置。

8。

2。

10 检查冷却器、电源及控制回路是否可靠,控制开关的手柄是否都在需要的
位置。

8.2。

11 检查各组件顶部残余气体是否排尽；
8.2。

12 相色标志、铭牌安装是否齐全.
8.3 变压器的验收。

8。

3.1 分段验收
分解检修,每项工作结束后由工作负责人组织进行验收。

验收合格后，才能进行整体组装、并留下详细的记录,做为整体验收依据.
8.3。

2 整体验收
根据投运前的检查项目（8.2项)进行全面检查验收，确认其符合运行条件，
8.3.3 在验收时,应提供的资料和文件.
a.绝缘油化验报告；
b.调整、试验报告;
c。

出厂产品说明书，试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；
d。

工作中发现的问题，处理经过及缺陷情况，检修中的工艺过程遗留问题做好记录，最后做检修后的质量评价;结论明确。

e。

大修报告，大修峻工报告等资料存入设备档案。