主变压器检修工艺规程
1.概述及设备系统简介
我公司两台主变均由××××变压器有限公司提供。500KV变压器设备规范见下表。
2 变压器检修类别及周期
3变压器检修项目
4检修前的准备工作
4.1 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及上次大修记录。
4.2 除大修常规项目外，订出大修特殊项目（如消除重大缺陷，提高出力，推广兄弟单位先进经验对某元件、附件进行改造或改进）对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实。4.3 根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压器油、套管、常用的绝缘材料、耐油橡胶垫等）。
4.4准备好文件包、网络图、质检计划、安全技术措施等。
4.5 对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要做耐压试验及色谱分析，必要时做混油试验。
4.6 能够事先加工的部件，要画图加工制作。
4.7 工具准备：现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备适量的、干净的、合格的变压器油桶，根据现场实际条件、工作内容、时间及天气变化，准备适当的防尘、防雨、防火工具。
4.8 准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照“电业安全规程”的规定办理工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。
4.9 专用起吊工具用前应认真的检查。钢丝绳与坚硬的边角处应垫木板或其它物质，防止割坏甚至割断钢丝绳。
4.10 在放油前查明渗漏点，研究和订出其消除方法。
4.11 小修、临修前准备工作：参照大修准备工器具、设备材料、网络图、故障预想等。4.12其他：现场安全条件检查已具备；工作组成员已明了工作内容，思想稳定，着装符合安全要求；工作票办理完毕，允许开工后方可开始工作。
4.13检修所需主要设备及工具表
变压器油、无水乙醇、电气清洗剂、耐油橡胶板、道木等。
4.15人力需求
专业技术人员:具备大型电力变压器检修经验，掌握检修标准，能够解决检修过程中发生的技术问题；
电气专业技工：具备基本检修技能，有类似设备检修经验，能够独立完成检修工作；
焊工: 持有焊接特种作业操作证具备中压以上焊接、切割的技能；
起重工: 持有起重工特种作业操作证具备起重工中级以上技能；
5变压器检修工序、工艺标准、及注意事项
5.1 拆装附件
5.2 变压器内检，器身暴露的条件：
5.2.1天气无雨、雪、风沙、且晴朗、干燥。
5.2.2大气相对湿度不大于80%。器身暴露作业，要吹入干燥空气，且油箱内部的湿度应保持在50%以下。允许暴露时间为24h.
5.3 检修前应做好以下措施
5.3.1现场安全措施（起重、防火、雷雨等）。
5.3.2附件的保管（包括螺丝、胶垫等）。
5.3.3工具的保管及使用（摆放整齐，专人保管，并记录）。
5.4 拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机的电源。
5.5 放油：修前电气试验后，具备放油的各方面条件后开始放油。放油时应打开油枕上部的
放气塞，堵上干净纱布包着的硅胶，从变压器底部放油阀放油。
5.6 拆附件：在油位低于各附件时，不必等油全部放完即可开始拆相应的附件。拆油枕、呼吸器、瓦斯继电器，高、低压侧套管，冷油器、压力释放器等做好吊罩前的准备工作。
拆附件注意事项：拆卸附件应做好方向位置记号，尤其套管等除做方面性位置记号外，还要做相应记录，拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，套管要垂直放置在专用架子上，放置要牢固，怕潮的绝缘附件应放在合格的变压器油里，拆内部引线接头时，要防止异物落入。
5.7 线圈及引线的检查
5.7.1 线圈表面应清洗无油垢，各部油道畅通无油垢、金属屑等杂物堵塞。
5.7.2线圈应无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，绝缘良好，引线根部绑扎牢固无松动，引线焊接良好。
5.7.3 线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝），各引线的根部绑扎应牢固无松动。
鉴定绝缘良好与老化程度:
一级绝缘：色泽新鲜、绝缘良好，有弹性，手按后没有残留变形。
二级绝缘：绝缘合格，手按后无裂纹。
三级绝缘：勉强可用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形。
四级绝缘：不合格，已有显著的老化现象，手按后发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。
5.7.4 对局部微小的机械损伤的绝缘应进行修补，其修补绝缘的厚度，不小于原绝缘的要求，补后涂绝缘漆，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或送制造厂修理。
5.7.5 裸露引线上应光滑无毛剌尖角.
5.7.6 检查线圈引线上能看到的所有接头焊接情况，是否有过热或开焊现象，应配合分接开关的检查，转动各部位置，测量每相的直流电阻，其偏差不得大于三相平均值的２％。
5.7.7 线圈端部引出线，多股软铜线不得有破股断裂扭劲现象。
5.7.8线圈分接头引线，若因检修拆卸时，应做记号或记录，装配后应做电压试验校对其有无差错。
5.8 铁芯及夹件的检查
5.8.1 铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，对油垢及锈蚀，用干净棉布擦干净，并用合格的变压器油冲洗，严禁用棉纱头擦铁芯。
5.8.2 铁芯表面不得有局部短路过热现象，若有应消除，对表面有毛刺、机械损伤的烧伤的要处理，并涂绝缘漆。
5.8.3 铁芯各部油道畅通，如有堵塞应清除，消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘。
5.8.4 夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移，叠片无鼓起碰夹件现象。5.8.5 夹件应有足够的机械强度，不应有变形，夹紧螺栓及两侧方铁拉紧螺栓要校紧，有背帽者，背紧背帽，有锁片者要锁牢，对于机械强度不够，有明显变形的夹件要处理，更换。
5.8.6 校紧所有能够校紧的穿芯螺丝，有背帽者背紧.
5.8.7 测量电阻及交流耐压试验符合要求。
5.9 分接开关的检查
5.9.1 分接开关转动手柄应有护罩，手柄处法兰密封良好，不得渗漏油，手柄及转动部分各销子顶丝应牢固，其转动应灵活无卡涩现象，手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致。
5.9.2 分接开关应完整无损绝缘良好，其支架固定牢固。分接开关的露空时间与芯体相同，如因检查不能按时装回，应浸在合格变压器油中。
各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，压紧螺丝紧固，接触良好。
各定触柱、动触环表面应光滑无油垢，氧化膜及灼伤痕迹，定触柱镀银，不得有镀层脱
落情况。
5.9.3 将分接开关转动至各位置（转动前记清原在运行位置）检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况，接触压力在2.2－5Ｋｇ／cm2内接触面用0.05mm×10的塞尺塞不进去为宜，两定触柱之间接触电阻不大于５００μΩ，检查完后分接开关转回运行位置，并再次测量接触电阻不应有大变化。
5.9.4 因检修拆下分接头时，一定要做记录记号，装回后须测量电压比进行核对。
结合预防性试验，每年进行一次分接头开关转动检查，使分接开关在运行位置左右转动１０－１５次，以便摩擦去掉附在接触点上的油垢，氧化膜，然后转至运行位置并测电流电阻合格为止。
5.9.5检查操作灵活,动作可靠,触头接触良好。
5.10 铁芯接地装置的检查
5.10.1 变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地查明原因进行消除，以免形成环流。
在检查时，应注意检查罩内顶部加强筋，测温计底座与上夹件的间隙，不得有碰触，如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉，在安装时应将其取下。
5.10.2铁芯的上铁轭与上夹件，通过变压器接地套管引出接地。
5.10.3 接地连接铜片要求：铁芯的铁轭与夹件之间应镀锡的铜片连接，要压接牢固连接可靠。
5.10.4 将铁轭与夹件间的连接铜片拆开，测量铁芯与夹件，其数值见铁芯与夹件部分的要求，测量后应将连接铜片恢复压紧，校紧螺丝并测量其铁芯接地情况。
5.10.5 检查油箱接地是否良好。
5.11 冷却装置及油箱内部检查
5.11.1 变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘清漆以防锈蚀，对于锈蚀部位，要清除铁锈并涂以绝缘清漆。
5.11.2 检查油箱底部特别是变压器芯体下部及冷却进油联箱中，是否干净，不得有水珠，金属屑，焊渣一定清理干净，必要时结合芯体检查，用合格的变压器油进行冲洗，冲洗时不得破坏各部绝缘。
5.11.3对箱罩上的各蝶形阀、闸阀也进行检修，以免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。
5.11.4 油箱内部的磁屏蔽的应进行检查，其是否牢固完整，并将表面油垢擦拭干净。
5.11.5套管的电流互感器，应同时检查，其电流互感器与绝缘筒，绝缘应良好，二次接线柱密封良好，无渗漏油现象，运行中二次不得开路，如取下时，应做相应位置记录，连同套管升高座一起吊下，如不能及时装回时，应密封注入合格的变压器油，并妥善保管。
（变压器大修应更换所有密封垫，有吊罩、扣罩内容，有真空回油内容）
（压力释放器检修、校验）
5.12 套管的检查：
5.12.1 配合变压器每年一次预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时，其连接处表面应干净光滑，涂上导电脂，压接螺栓要紧固，接触良好不发热。
5.12.2 检查套管油枕，油位及油的颜色。
油位低于油枕1/4以下时，应从注油塞外补充油，其油应与套管本身的油相同，并试验合格。
5.12.3 检查接地法兰耐油胶垫密封情况，校紧接地法兰固定螺栓，不得有渗漏现象。
5.12.4 检查油枕及保护罩外表是否干净，有渗漏油现象，有锈蚀或脱漆应清除干净并涂漆。
5.12.5 检查校紧上接线帽，其密封应良好，无进水、进潮气现象。
5.12.6 清扫检查套管瓷套，无油垢，表面清洁，应无裂纹及损伤。
5.12.7 定期取油样，做耐压微水试验及色谱分析。
5.13 油枕的检修：
5.13.1 油枕的一般检查：按每年一次小修周期进行检查如下：
1)油枕各部不应有渗漏油现象。
2)油位计清洁透明，油位指示正确。
3)每年检查一次油枕下部的沉积器，将其螺丝拧松，放少量油检查是否有杂质或水分。
4)检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。
5)检查油枕胶囊是否完好。
5.13.2 油枕的定期检修（按有关规定及根据运行情况更换胶囊。）
1)油枕的内外壁应清洁干净，外部表面漆层无爆层脱落及锈蚀现象。
2)油枕内无油垢及铁锈，沉积杂物，如内部不干净时,应打开端盖进入清扫，并且用合格的变压器油冲洗。
3)变压器至油枕的联管应有２－４％的升高坡度，以便瓦斯继电器动作，之间的蝶阀开闭良好，无渗漏油现象。
4)油枕下部沉积器的口与油枕联接处不应有凸凹台的焊道，并有稍微的坡度，以便水或杂质容易流入沉积器中。
5)大修中拆卸油枕或油枕的联管时，应及时密封，如长时间不能装回，应用临时盖板来密封。
5.14 呼吸器（吸湿器）检修：
5.14.1 呼吸器的一般检查：按每年一次小修周期进行如下检查：
1)呼吸器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢，完整无裂纹及破损。
2)察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色失效应立即更换，其粒度为３－４ｍｍ。
3)卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油。
4)呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。
5.14.2 呼吸器的安装及检修：
1)所安装的呼吸器，一定要进行检修，在安装时将保存时或运输中的为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。
2)呼吸器拆卸时，首先拧下底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，卸下串芯夹紧螺栓的下部螺帽及垫圈，即可取下进气座滤网，玻璃筒等，装配时，按上述相反顺序进行。
3)各部螺栓，螺孔应无锈蚀现象，玻璃筒及上下进气座无裂纹及破损，呼吸器本身密封良好。
4)呼吸器内装吸湿剂应为３－４ｍｍ的变色硅胶，其数量为玻璃筒容积的２／３即可。
5)呼吸器底油封碗应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。
6)各密封胶垫应良好，无进水或潮气现象；连接管路应畅通无阻。
7)变色硅胶呈蓝色，如呈红色则已受潮失效应更换。
8)变色硅胶的制作：白色硅胶浸渍氯化钴烘干即可，取占硅胶量的３％的氯化钴，溶解于水中，将粒度为２－６ｍｍ的硅胶，浸入溶液中，并取呈粉红色的置于１１５－－１２０℃温度下，进行烘干，呈天蓝色即可。
5.15冷却装置的检修：
5.15.1散热器的一般检查：按照变压器每年一次的小修周期进行如下检查：
1)检查校紧散热器、蝶阀、油箱间的连接螺栓、散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢固，运行中无摇晃现象。检查散热器管联箱蝶阀放油塞，放气塞处，有无因焊接不良或密封不良而渗漏油现象。
2)每半年检查一次风扇装置，用５００Ｖ摇表测风扇电机及电源线路绝缘，其绝缘值不得小于0.5MΩ，并检查风扇电机固定是否紧固，有无震动，轮叶是否摇摆或与散热管或拉竿
相碰，风扇电机开启后声音是否正常，有无发热现象, 检查保险有无熔断，电机有无烧坏等。
5.15.2 散热器的大修：
散热器的大修无时间规定，可随同变压器大修，其风扇电机应每年进行一次检修。
1)新安装的变压器的散热器，在装前进行检查，并用变压器油冲洗干净,做２kg／１５min 油压试验，无渗漏现象，风扇电机及其电源回路绝缘电阻不得低于0.5 MΩ。
2)风扇装置的拆卸，应停电，解除电机总电源及分线盒风扇电机接线.拆下风扇电机进行检修，风扇叶轮有损坏时，应进行修复更换，修后应保证叶轮转动平衡，风扇电机应解体检修，解体前测量绝缘并做记录，两端盖做位置记号，拆开后检查引线内部情况，线圈两端内部绝缘有无过热现象等。检查转子与定子之间隙，有无互相磨擦现象，轴承转动是否良好，滚珠磨损情况，用汽油洗刷，晾干后涂以适当的润滑油，然后组装，测绝缘不得小于修前的数值，最低不小于0.5 MΩ，并临时接线试验空转。
3)变压器油放净后，关闭上下蝶阀，将散热器吊出。
4)拆卸散热器，应做内部检查。如内部不清洁或发现有水，则用变压器油冲洗合格为止，并做２kg／１５min，油压试验，无渗漏现象，否则应补焊、补漆，散热器不能及时回装时，应将其孔及变压器油箱上的蝶阀封好，且用盖板盖严。
5)风扇装置在散热器安装后，进行组装，组装后检查电源接线及保险无误后可试转（反时针，风向上吹）察看风扇叶轮有无与散热器管及固定底座的拉紧螺杆相撞现象。转动声音是否正常，停电后用手拭摸，电机是否有过热现象。
6)潜油泵拆卸与安装。
5.16 瓦斯继电器，信号温度计及电阻温度计的安装
5.1
6.1 瓦斯继电器的安装
1)瓦斯继电器的联管，应以变压器顶盖为准，瓦斯继电器本体应水平安装，安装时注意其盖上标准的箭头应指向油枕。
2)瓦斯继电器经继电保护检验后合格方能安装。
3)安装时，把内部用变压器油冲洗干净，玻璃窗擦干透明，然后放正两端密封耐油胶垫与联管连接，其连接处不应反别，要对应紧固，以防将瓦斯继电器外壳紧裂。
4)装好后,打开与油枕连接的蝶阀即可注油，待少许时间，打开放气塞上的罩，拧松滚花手轮，将空气放出。
5)注意观察,检查连结法兰、盖、放气塞座、探针座、接线套管、玻璃密封情况，不得漏渗。
5.1
6.2绕组和油温控制器、电阻温度计的安装
1)经热工仪表检验合格后，方能安装。
2)温包在装入前应仔细检查将其座管内注入少量的变压器油，然后装入并密封旋紧上部螺丝。
3) 绕组和油温控制器、电阻温度计安装在变压器油箱件上，垫以胶垫，固定螺栓要紧牢，以防震动。
4) 绕组和油温控制器与温包之间的毛细管敷设时，不得扭折，弯曲时，其圆弧半径不小于50ｍｍ，每段固定距离不应超过300ｍｍ，固定处包以塑料管之类东西保护。
5)信号温度计，绕组和油温控制器及电阻温度计在变压器大修即将结束，变压器上部无较大工作量时，进行安装为宜，以防损坏。
5.17 真空注油
5.17.1真空注油的要求
1)真空度为：500KV≤66.7Pa,真空保持时间为24h。
2)泄漏率的控制：≤13Pa/30min。
3)注入变压器本体内的油从油箱顶部注入。油的性能要符合：
耐压值；60Kv/2.5mm以上
含水量：10ppm以下
含气量：0.5%以下 C2H2=0
tgδ： 0.5%以下（900C）
4)注油过程中，所有外露的可接地的部件及变压器外壳和滤油设备必须可靠接地。
5)注油速度在100L/min以下，注油口与抽真空口高度至少相差600mm以上。
5.17.2注油过程：
1)打开抽真空阀、与胶囊连接阀。
2)开始抽真空。每小时测一次真空度，测完后立即关闭检测阀。
3)检查泄漏率：
a、当真空度达到133Pa (500KV)时，记录此值和时间。
b、关闭真空阀，并停止真空泵工作。
c、保持此状态30min，读取此值，与标准值差便是泄漏率，若有不满足，检查所有接
头之处并拧紧，在做泄漏率测试，直到合格为止。
4)当泄漏率合格，须继续保持真空24h，真空度为要求值。
5)打开注油阀，注油到油位线的30%，注油过程中保持真空133.3Pa以下。
6)停止注油并关闭注油阀，保持真空15min后，停止真空泵的工作。
7)缓慢的用干燥空气或氮气注入真空区。
8)若油面下降到油位线的10%处，停止注入干燥空气或氮气，并加油至30%处。反复这个步
骤直至气囊中气压达到大气压及油面达到30%处。
5.17.3真空脱气循环
1)循环的总油量为本体油量的2倍，油不允许加温。
2)真空脱气过滤循环后绝缘油的性能要符合国家油脂标准。
5.17.4补油静放及密封试验
1)从注油口补油，液面达到所对应环境温度的高度位置。
2)利用变压器所有组件、附件及管路上放气塞排气，完毕后拧紧放气塞。
3)油气密封性试验：采用从储油柜上加气压0.03MPa，维持24h无渗漏。
4)密封试验结束后，至少静放72h以上，在此期间变压器无渗漏，静放结束后，利用所有放
气塞放气。
注意：在变压器真空状态下严禁用兆欧表测量铁心、夹件的绝缘电阻，如必须测量，只能用万用表测量。
5.18 变压器外表面清理及补漆
变压器装配完毕后，清除变压器上所有的杂物及与变压器运行无关的临时装置，用清洗剂擦净变压器表面，清除运输及装配过程中沾染的油迹、泥迹，并对漆膜损坏的部位补漆，漆的颜色与原色一致。
6 变压器的调试、试运
6.1 运行前的检查
6.1.1每个散热器的上下联管阀门，储能柜与油箱联管上的阀门都均应在启开位置。
6.1.2各相分接开关切换到指定位置，三相分接开关应在同一位置。
6.1.3检查瓦斯继电器的动作。
6.1.4变压器油箱接地应良好，滚轮与混凝土的轨道完全接触掣动可靠。
6.1.5油箱顶盖上无杂物，向着储油柜侧有升高坡度，瓷套管的表面应清洁无杂物。
6.1.6检查高低压引线与瓷套管接线端子连接处接触良好。
6.1.7散热器应接通风扇电机的电源使其转动，风吹方向应正确。整个散热器无较大震动
6.1.8开启潜油泵，电机转向应正确，振动不大，泵运转约２h后停泵，全面检查并排气。
6.1.9检查冷却系统的自动装置，其控制、信号应准确无误。
6.2 运行前的试验：
按照《高压电气设备的交接及预防性试验规程》及试验大纲进行。
6.3 变压器的运行
6.3.1由检修及运行双方配合对设备进行全面检查。集中检修试验，保护及运行各方面的意见，确认符合运行条件后，方可进行试运行。
7变压器过程控制
7.1 加强对变压器设备的全过程管理，应明确变压器专责人员；变压器专责人应参与检修、验收到投运的整个过程。
7.2局放试验的合格标准为：测量电压1.5Um/√3，局放不大于100pC；
7.3变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
7.4对运行中的设备，如密封不良，应采取可靠措施，防止变压器、互感器进水受潮，进入空气；加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油；防止套管、引线、分接开关引起事故；套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
7.5潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承；油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵；为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。
7.6每年进行至少一次红外成像测温检查；在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件；变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试线圈变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。
7.7对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备；加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。
7.8按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时事故扩大。
7.9防止套管存在的问题：
7.9.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36小时。
7.9.2 对保存期超过1年的套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
7.9.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。
7.9.4 作为备品的套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。
7.9.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
风电场主变压器检修维护规程 4.1.1 主变概述 华能湖南风电有限责任公司风电场本期安装2台型号为SZ11-75000/110的升压主变压器，单台额定容量75MV A，共计150MV A。 4.1.2 技术参数 表4.1 主变技术参数 生产厂家山东鲁能泰山电力设备 有限公司 设备名称 110kV主 变 规格型号SZ11-75000/110（ONAN）设备类型 110kV设 备 主要技术参数： 型号SZ11-75000/110（ONAN） 型式户外、双绕组、油浸自冷三相电力变压器 频率50HZ 额定容量75MVA 绕组额定变 比 115kV±8×1.25%（高压侧）/36.75kV(低压侧）系统最高运 行电压 126kV（高压侧）/40.5kV（低压侧） 冷却方式ONAN
绕组联接及系统接地星形，中性点经隔离刀闸接地（高压侧）/三角形（低压侧） 接线组别YN，d 11 绝缘水平电压等 级kV 最高电 压 UmkV 短时工 频（有效 值，kV） 雷电 冲击 全波 （峰 值， kV） 雷电 冲击 截波 （峰 值， kV）110 126 200 480 530 35 40.5 85 200 220 110kV中 性点 -- 140 325 360 变压器油物理特性型号 击穿电压（投运 前/kV） 击穿 电压 （运 行中 /kV）环烷基、低含硫量 #25变压器油 ≥40≥35 海拔高度≦1470m 变压器重量95t/70t (有油/无油)
噪音水平≤60dB（距离油箱2m处） 4.1.3 检修项目及周期 表4.2 主变检修项目及周期 项目内容 检 修 周 期 小修项目处理已发现的缺陷 一 年放出储油器柜积污器中得污油 检修油位计，包括调整油位 检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束 检修安全保护装置 检修油保护装置（净油器、吸湿器） 检修测温装置 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试 检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处 理渗漏油 清扫套管和检查导线电接头（包括套管将军帽） 检查接地系统 清扫油箱和附件，必要时进行补漆 紧固导管连接螺栓及法兰密封垫连接螺栓按有关 规程规定进行测量和试验
广西石化公司2013 年大检修变压器检修技术方案 编制：桂文吉 审核： 批准： 动力部电气装置
目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施
一工程概况 广西石化全厂共有 108 台变压器，由 ABB 公司 220KV 变压器、江苏华鹏 35KV 变压器、广州维奥依林 6KV 变压器、顺特 6KV 干式变压器组成。开工运行平稳，没有出现过变压器事故，在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1 检查并拧紧套管引出线的接头； 2.1.2 放出储油柜中的污泥，检查油位计； 2.1.3 净油器及放油阀的检查； 2.1.4 冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查； 2.1.5 套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；2.1.6 检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验； 2.1.7 检查有载或无载分接开关； 2.1.8 充油套管及本体补充变压器油； 2.1.9 检查接地装置； 2.1.10 油箱及附件检查防腐； 2.1.11 检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；、 2.1.12 全面清扫 2.1.13 进行规定的测量和试验。 三检修依据
3.1 《石油化工设备维护检修规程（第六册）（SHS06002-2004） 3.2 《电业安全工作规程》 DL408-91 3.3 《电力变压器检修导则》；DL/T573-95 3.4 《电力变压器运行规程》；DL/T572-95 3.5 《电力设备预防性试验规程》；DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1 油变部分 5.1 冷却系统检修 5.1.1 冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2 强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3 强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 5.1.4 差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可
油浸式配电变压器大修技术规范
油浸式配电变压器大修技术规范书 编制： 审核： 批准： 年月日
目录 一技术条件 (2) 1适用范围 (2) 2采用标准 (2) 3主要技术参数 (3) 4主要修理范围 (3) 5 结构要求 (3) 6 变压器修理后的技术参数要求6 7变压器修理后的试验要求 7 8 工艺要求 (8) 9 材料8
二项目管理及责任 (8) 1项目管理 (8) 2修理方责任范围 (10) 三质量保证 (10) 1质量程序文件 (10) 2质量体系 (10) 3控制检查程序 (10) 4 文件控制 (10) 5采购 (10) 6 内部质量审核 (11) 7 质量证书 (11) 8 质量保证期 (11)
一技术条件 1 适用范围 本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理； 2 采用标准 10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准 GB 1094.1 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 变压器油 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 JB/T 10319 变压器用波纹油箱 JB/T 8637 无励磁分接开关 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术 GB/T 13499 电力变压器应用导则 DL/T 586 电力设备用户监造导则 GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值
变压器检维修安全操作规程一、工作危害分析：
二、检维修安全规程： 1、检修注意事项 1.开工前7天，向有关部门上报本次工作的材料计划。 2.在工作前1天提交相关停电申请。 3.开工前三天，准备好施工所需仪器仪表、工器具、相关材料、相关图纸及相关技术资料，仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次施工的要求，材料应齐全，图纸及资料应附合现场实际情况。 4.开工前确定现场工器具摆放位置，现场工器具摆放位置参考定置图，确保现场施工安全、可靠。
5.根据本次作业内容和性质确定好检修人员，并组织学习，要求所有工作人员都明确本次工作的作业内容、进度要求、作业标准及安全注意事项。 6.填写停电工作票，在开工前交值班员，工作票应填写正确，并严格按《停送电管理办法》执行。 2、重大风险控制措施 1.起重作业：吊装时起重臂下不能长时间逗留； 2.高处作业：作业环境有油污，作业人员滑跌，清除作业点油污，按规定系好安全带； 3.起重作业：起吊物脱落造成人员伤害，按要求进行起重作业。 4.全部施工人员必须接受“三级”安全教育，进入现场必须严格劳保穿戴； 5.严格执行电力部《电业安全规程》及公司的安全规定； 6.现场动火时必须办理动火票，并准备充足的消防器材； 7.各个施工项目应分工清楚，有专人负责； 8.施工人员要统一行动、听从指挥； 9.施工现场应按规定装设接地线、遮拦、标示牌等安全措施，所设安全措施应满足施工要求； 10.非运行人员严禁靠近在运设备的控制装置及间隔，运行人员应作好在运设备的指示工作。 11.检修过程中，如遇其他裸露带电体运行，注意与设备间保持安全距离，并装设遮拦。（注：110kv>1.5m;35kV>1m;10kV、6kv>0.7m1kv以下无具体要求，但必须确保无触碰带电体的可能） 附：
4.5 厂用启动/备用变压器部分 4.5.1 设备简介 本厂采用单台发电机—变压器组单元接线，配单台高压厂用启/备变为天威保变电气股份有限公司生产的SFFZ10-40000/220三相幅向双分裂有载调压电力变压器，容量的选择以环境温度为40℃的情况下，变压器能带发电机最大连续出力时的厂用电，且顶部油温温升不超过55K（温度计法测量），绕组温升不超过65K（电阻法测量）为标准，因此300MW机组主变压器按发电机最大连续出力353MVA计，启/备变选择容量为40/25—25MVA，采用（230±8×1.25％/6.3-6.3KV）挡高压侧分接头有载调压。 4.5.2 设备的规范 本厂单台高压厂用启/备变的主要技术参数如下: 产品名称：三相双绕组户外式有载调压分裂电力变压器 产品型号：SFFZ10-40000/220 产品代号：1BB.714.351.1 额定电压：230±8?1.25%/6.3-6.3 kV 额定容量：40/25-25 MVA 额定电流：高压 100.4A，低压 2291A 最高工作电压：高压 252kV，低压 6.9-6.9kV 额定频率：50Hz 短路阻抗（在额定电压和频率下75℃）：18%(半穿越) 联结组标号：YN d11-d11 调压方式：高压末端有载调压，调压范围230±8?1.25% kV 冷却方式：ONAN/ONAF（67%/100%） 极性：减极性 上节油箱吊重：8.1t 总油重：27.8t 带油运输重：75.8t 总重：91.87t 空载损耗、负载损耗、短路阻抗等参数实测值见产品合格证明书或变压器铭牌。 变压器的温升限值 表4.5.1 变压器在最大电流分接运行情况下的温升限值
变压器的大修项目及要求 一、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年大修一次。 2、在运行中的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。 3、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。 二、变压器的大修项目、工艺要求及流程 1. 变压器的大修项目 1.1 吊开钟罩或吊出器身检修； 1.2 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 1.3 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； 1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 1.6 安全保护装置的检修； 1.7 油保护装置的检修； 1.8 测温装置的校验,瓦斯继电器（压力保护器）的校验； 1.9 操作控制箱的检修和试验； 1.10 无励磁分接开关的检修； 1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；
1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 1.13 变压器油处理（真空滤油）或换油； 1.14清扫油箱并进行喷涂油漆及防腐处理； 1.15大修后的试验和试运行。 2.大修现场条件及工艺要求 2.1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。 2.2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。 2.3 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。 2.4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。 2.5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。 2.6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。 2.7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
电炉变压器运行及检修规程 2009-03-29 20:03:27|分类：记事本_生产技术|举报|字号订阅 金光铁合金钦电炉变压器是我公司生产的核心设备。它的安全运行对生产起着举足轻重的作用。加强对电炉变压器安全运行的管理，是保证生产正常运行的一个重要环节，为确保电炉变压器的安全运行,特制订如下规程： 1、电炉变压器管理围及巡检规定 1.1 电炉变压器（包括附属设备：风冷器、水冷器、35KV电缆及配套高压设备，过电压保护装置）的运行归属电气车间的各变电站管理。（以炉变短网出线侧膨胀板为界包括膨胀板）全面工作由分管变电的副主任负责。 1.2 上述设备至少每二小时巡回检查一次，并做好运行记录，特殊情况要增加巡视检查次数。 2、正常运行规定 2.1 电炉变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规定围运行。 2.2 电炉变压器，其运行中的上层油温的允许值应按照制造厂规定。通常为了防止变压器油和其他绝缘质的劣化过速，强迫油循环风冷变压器上层油温不得超过70℃，强迫油循环水冷变压器上层油温不得超过55℃。
2.3 变压器室门上应加锁，在变压器室的门和墙上清楚地写明变压器名称和厂编号，门外挂“高压危险”字样警示牌。 3、允许过载运行规定 3.1 电炉变压器的过载允许时间规定（包括温度为40℃及以下场合）: 1.2倍/1时10分，1.3倍/30分钟。 3.2 当冷却器发生故障，如风扇停转，油泵或水泵停止时，变压器允许的负载大小和持续运行时间应遵照制造厂家规定，若无厂家规定，对于在额定冷却空气温度下连续运行的变压器，其负载不应超过额定量的70%。 3.3 强迫油循环水冷式电炉变压器，不论负载多少，均应与水冷装置同时运行。（制造厂家有特殊规定者除外） 3.4 强油循环风冷及强油循环水冷电炉变压器，当冷却系统发生故障（如风扇水泵等停止工作）时，在额定负载以下允许运行时间为20min，运行后，如果油温尚未达到规定值，则允许上升到规定值，但故障切除冷却器后的炉变运行时间最长不得超过1小时。 4、停送电操作规定 4.1 送电时要将三根电极提起300mm以上，防止大负荷冲击电炉变压器，同时对7#炉(12500KVA)、9#炉(16500KVA)不能提升幅度太大，防止谐波产生（因与电气化铁路由同一台主变所带出），故送电时必须保证高压100A电流。 4.2 送电后，要听其有无异常声音，观察各电流表、电压表是否正常，如有异常，立即停电通知电气人员检查原因。
广西石化公司2013年大检修变压器检修技术方案 编制：桂文吉 审核： 批准： 动力部电气装置
目录 一工程概况 二检修项目 三编制依据 四检修组织 五检修工艺及技术要求 六安全措施
一工程概况 广西石化全厂共有108台变压器，由ABB公司220KV变压器、江苏华鹏35KV变压器、广州维奥依林6KV变压器、顺特6KV干式变压器组成。开工运行平稳，没有出现过变压器事故，在本次大检修当中重点进行常规检修、维护保养、变压器试验。 二检修项目 2.1 油变检修项目 2.1.1检查并拧紧套管引出线的接头； 2.1.2放出储油柜中的污泥，检查油位计； 2.1.3净油器及放油阀的检查； 2.1.4冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检检查； 2.1.5套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫； 2.1.6检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验； 2.1.7检查有载或无载分接开关； 2.1.8充油套管及本体补充变压器油； 2.1.9检查接地装置； 2.1.10油箱及附件检查防腐； 2.1.11检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；、 2.1.12 全面清扫 2.1.13进行规定的测量和试验。 三检修依据
3.1《石油化工设备维护检修规程（第六册）（SHS06002-2004） 3.2《电业安全工作规程》DL408-91 3.3《电力变压器检修导则》；DL/T573-95 3.4《电力变压器运行规程》；DL/T572-95 3.5《电力设备预防性试验规程》；DL/T596-1996 四检修组织 检修负责人 技术负责人 安全员 检修班组 班长 五检修工艺及技术要求 5.1油变部分 5.1冷却系统检修 5.1.1冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况、转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。 5.1.2强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好 5.1.3强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。 5.1.4差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可
1、变压器的大修项目及要求 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) 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，可适当延长大修周期。 变压器的大修项目 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； 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 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) 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 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
变压器检维修安全操作规程 一、工作危害分析： 序号作业步骤潜在危害主要后果控制措施备注 1 作业开始触电人身伤害严格按照《停送电管理办法》执行 2变压器附 件拆除 起重伤害 人身、设备 伤害 加强监护，执行检修规 程 3变压器附 件拆除 高处坠落人身伤害 定期清理油污、高处作 业（2米以上）必须使 用安全带。 4变压器附 件安装 起重伤害 人身、设备 伤害 加强监护，执行检修规 程 5变压器附 件安装 高处坠落人身伤害 定期清理油污、高处作 业（2米以上）必须使 用安全带。 6变压器放 油、注油 环境破坏、火 灾 变压器油污 染环境 放油、注油阀门紧固好， 专人看管、落实防火措 施 7高压试验电击人身触电试验时工作人员撤离、试验完毕后进行放电 8检修工作工作人员越 过遮拦 人身触电不允许越过遮拦 9检修工作传递工器具人身及设备 伤害 传递物品使用传递绳， 禁止上下抛掷 10搬运梯子 等长物 触及带电设 备 人身及设备 伤害 使用非金属梯子与带电 部分保持足够的安全距 离 12使用梯子 不当 梯子折断摔伤 梯子与地面应成60°角 并安装牢固，工作人员 必须登在距梯顶不小于 1米的梯蹬上工作，梯 子上只能站一人，且有 专人扶持。 13使用检修 箱不当 低压短路触电 使用绝缘工具，做好监 护、有漏电保护装置
14拆装各侧 套管等开 孔工作及 器身检查 时的小部 件或工器 具 掉入变压器 内部 影响工期， 变压器短路 按顺序拆装变压器零部 件必要时使用传递绳传 递工器具 15劳动保护 用品使用 不当， 容易造成人 员碰伤、砸伤 人身伤害 工作人员进入工作现 场，必须戴安全帽，穿 工作服和工作鞋。 16现场工作 使用通讯 工具造成 人员精力 不集中 容易发生坠 落事故。 人身伤害工作人员精力集中 17现场动用 明火时 易发生火灾 爆炸， 造成人员伤 害 正确使用动火票、工作 现场使用的氧气瓶、乙 炔瓶与主变相隔8米以 上的距离，明火与氧气 瓶、乙炔瓶保持8米以 上的距离。动火时，把 周围的破布、汽油等易 燃物品清理干净。操作 人员必须具备劳动部门 颁发的合格证，配置足 够灭火器。 18工作现场 使用的易 燃易爆物 品 易发生火灾 爆炸， 造成人员伤 害 应放置在专用的材料箱 内，防止发生火灾事故。 二、检维修安全规程： 1、检修注意事项 1.开工前7天，向有关部门上报本次工作的材料计划。 2.在工作前1天提交相关停电申请。 3.开工前三天，准备好施工所需仪器仪表、工器具、相关材料、相关图纸及相关技术资料，仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次施工的要求，材料应齐全，图纸及资料应附合现场实际情况。 4.开工前确定现场工器具摆放位置，现场工器具摆放位置参考定置图，确保现场施工安全、可靠。
变压器检修规程 第一章油浸式电力变压器检修工艺规程 第一节油浸式电力变压器的技术规范 1 表油浸式电力变压器技术规范 启备变1号高压厂变21号主变号主变变压器名称2号高压厂变 SF9-25000/15.75 SFP9-180000/220GYW2 SF9-25000/15.75 SFZ9-25000/115 SFPSZ9-180000/220 型号 ONAF ODAF ONAF ONAN/ONAF 冷却方180000/180000/180000180000250002500025000A) (K容 16.538/870.58126.5/112.9516.538/870.58254.1/407.96(KV/A)16.144/893.49125.06/114.51248.05/418. 6916.144/893.49(KV/A)123.63/116.0815.75/916.4242/429.43(KV/A)15.75/916.4 15.356/939.31235.95/440.1615.356/939.31122.19/117.65(KV/A) 229.9/450.914.963/962.22120.75/119.2214.963/962.22(KV/A)119.31/120.79(KV/A)117.88/122.36(K V/A)116.44/123.93(KV/A)115/125.5(KV/A)113.56/127.06(KV/A)11(KV/A)112.13/128.64110.69/130. 212(KV/A)109.25/131.7713(KV/A) 14(KV/A)107.81/133.34
变压器检修规程目录 前言 1. 主题内容与适用范围 2. 引用标准 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.2 检修项目 4. 变压器大修前的准备工作 5. 变压器的检修工艺 5.1 拆装附件及吊罩 5.2 线圈及引线的检修及质量标准 5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准 5.4 无载分接开关的检修及质量标准 5.5 有载分接开关的检修及质量标准 5.6 铁芯接地装置检修及质量标准 5.7 套管的检修及质量标准 5.8 油枕的检修及质量标准 5.9 呼吸器的检修及质量标准 5.10 净油器的检修及质量标准 5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准
6. 变压器投运前的检查及试验 6.1 投运前的检查 6.2 投运前的试验 7. 变压器常见故障分析 7.1 铁芯层间绝缘损坏 7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔 7.3 线圈击穿 8. 变压器油的管理 前言 本标准规定神化阳光发电公司变压器的小修、大修的检修项目、工艺的一般原则和方法.下列人员应熟悉或掌握本规程全部或部分内容： 1. 厂长、副厂长、总工程师。 2. 检修分厂电气主任、副主任、电气专责 3. 电气检修班长、技术员及电气检修人员。 1. 主题内容与适用范围 本规程规定了神化阳光发电公司油浸式电力变压器大、小修项目及质量验收标准。 2. 引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。 DL／T573-95电力变压器检修导则 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期 3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。 3.1.1.2 运行在电力系统中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。 3.1.1.3 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，总工程师批准，可适当延长大修周期。 3.1.2 小修周期 3.1.2.1 一般应每年一次或随机组每半年一次。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目 3.2.1.1 大修前的准备工作 3.2.1.2 拆装附件与吊罩<芯) 3.2.1.3 芯体检查 a)线圈与引线的检查 b)分接开关的检查 c)铁芯与夹件的检查 3.2.1.4 油箱内部的检查 3.2.1.5 套管的检修 3.2.1.6 油枕的检修
Q/DTD2007－501 北京大唐发电股份有限公司 陡河发电厂企业标准 油浸变压器检修工艺规程 2007年5月1日发布 2007年 5月 1日实施北京大唐发电股份有限公司陡河发电厂发布
目录 范围及引用标准 3 第一章检修周期及检修项目 4 第二章大修前的准备工作 5 第三章变压器大修工艺流程图 7 第四章变压器检修工艺标准 9 第五章变压器电气试验 29 第六章附录 36 附录一绝缘油的要求 36 附录二油中溶气分析的初步判断标准 38 附录三各种数障的“关键”气体 39 本标准由大唐国际陡河发电厂提出 本标准由陡河发电厂设备部负责起草 本标准主要起草人：刘爱成、孟杰荣 审核：王建东 审定：张文生 批准：畅雅平 北京大唐发电股份有限公司陡河发电厂企业标准变压器检修工艺规程 Q/DTD
一、范围 本规程规定了陡河发电厂内油浸变压器进行检修的周期、标准项目检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于陡河发电厂全部油浸变压器，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供陡河发电厂变压器检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。本规程详细制定了我厂变压器大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。 二、引用标准 1. 《电气检修工艺规程》陡河发电厂一九九八年修订。 2. 《机组小修项目管理标准》 Q/CDT-IDHTP 2070208-2006 3. 《机组大修项目管理标准》 Q/CDT-IDHTP 2070208-2006 4. 《电力设备交接和预防性试验规程》Q/CDT 107 001－2005 5. 《电力变压器检修导则》DL/T 573－95 6. 《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生〔1996〕589号） 7. 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》华北电集生〔2002〕 8. 《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993） 9. 《发电厂及电力系统反事故技术措施汇编》（电气部分） 10. 《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229－1996） 11. 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（电气部分） 12. 《交流电气装置的接地》（DL/T 621－1997）
变压器大修施工方案 项目名称：变压器大修 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日
目录 1.概述 2.组织措施 2．1组织准备 2．2技术准备 2．3资金及器材准备 3．技术措施 3．1施工执行标准 3．2大修工艺流程 3．3工作过度计划 4．检修项目及技术要求 4．1变压器器身检修 4．2变压器油箱检修 4．3变压器附件检修 4．4组装注油 4．5大修后试验 5．安全措施 5．1安全管理目标 5．2安全管理组织机构 5．3安全措施 6．验收送电
1．概述 该变压器自上次大修后至今已接近大修年限，根据中华人民共和国电力工业部发布的《电力变压器检修导则》规定，决定将该变压器进行大修，为确保变压器大修工作安全、顺利地进行，特编制本大修施工方案。 2.组织措施 2、1组织准备 2、1、1：本次大修由生技、安监、检修、运行、保卫等相关部门组织足够人力参加检修工作，所有参加大修的工作人员名单张榜公布，以确保职责，并便于联系。 2、1、2：现场组织机构 （1）现场总指挥 （2）现场技术负责人 （3）现场安全负责人 （4）工作负责人 （5）试验负责人 （6）起重负责人 （7）油务负责人 （8）工具保管员 2、1、3工作任务 （1）按变压器常规大修项目进行各项检查 （2）处理大修中发现的其他缺陷 2、1、4计划工作时间 2、2技术措施准备
2、2、1查阅上次该变压器的大修报告和上次大修后小修预试报告，了变压器的绝缘状况。 2、2、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、变压器负荷及运行温度情况。 2、2、3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。 2、3器材准备 2、2、1备品及材料 （1）变压器密封胶垫 （2）变压器添加油 （3）阀门、温度计等小组件 （4）绑围屏用收缩带 （5）修理绝缘用皱纹纸 （6）胶木螺栓、螺母 （7）绝缘纸板 （8）变压器各种螺栓、螺母 （9）变压器各种弹垫、平垫 （10）110KV高压瓷套管 （11）枕木或木板 （12）保质材料（如白棉布、面团、旧布或棉纱、干净工作服等） 2、3、2常用机具设备 （1）电力电源配电盘（2）储油罐（3）真空滤油机、压力滤油机、油泵、滤油纸干燥箱、真空泵、耐油橡胶管、真空橡胶管、楼梯、安全带、手动工具（扳手、钳子等）、钢丝绳、千斤顶、手搬葫芦、电气焊设备及材料、消防设备、检测试验设备等。
仅供参考[整理] 安全管理文书 主变压器检修危险点分析及其控制措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共6 页
主变压器检修危险点分析及其控制措施 1.1吊车在进人高压设备区前，工作负责人会同吊车司机踏查和确定吊车的行走路线，核对吊车与带电体的安全距离，明确带电部位、工作地点和安全注意事项。 1.2吊车在高压设备区行走时，必须设专人监护和引导。 2.1工作前，工作负责人要向吊车司机讲明作业现扬周围临近的带电部位，确定吊臂和重物的活动范围及回转方向。 2.2起吊作业必须得到指挥人的许可，并确保与带电体的安全距离：10kV不小于2m；35～110kV不小于4m；220kV不小于6m；330kV不小于7m。 3.1由专人指挥，指挥方式须明确、准确。 3.2工作人员不得站在吊臂和重物的下面及重物移动的前方。 3.3控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳。 3.4吊车的支撑腿必须稳固，受力均匀。 3.5重物起吊前，工作负责人必须认真检查其悬挂情况，起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人的许可不得擅自从事工作。 3.6钢丝绳荷重，需保证其安全系数，根据吊车吊臂角度确定荷载，不得超载使用。 1.1施工现场需配置装有触电保安器的配电箱。 1.2电源线的敷设应防止重物辗压和油污浸蚀。 1.3严禁带电拆、接电源线。 3.1更换熔丝或在开关负荷侧接线时，需严防因工作不便误合上开关。 3.2如开关距工作地点较远，应在开关拉开后悬挂禁止合闸，有人 第 2 页共 6 页
工作标示牌。 4.1拉合低压开关时，应戴手套和护目眼镜。 4.2严禁使用不合格的电缆线和开关。 4.1现场作业人员必须戴好安全帽。 4.2起重工器具使用前，需按规定进行检查。 4.3滑轮的悬挂点需牢固，滑轮门闭锁牢靠，钢丝绳套与滑轮间需采取防分离揩施。 4.4高处作业人员必须使用工具袋。 5.1作业时，由专人统一指挥，并加设专责监护人。 5.2用绝缘杆或绝缘绳固定水平引线与刀闸间引线距离，确保其对带电体距离不小于下列数值：35kV，1.0m；63～110kV，1.5m；220kV，3.0m；330kV，4m。 6.1作业人员必须戴手套，系好安全带。 6.2在有感应电压的场所工作时，应在工作地点加设临时接地线。 1.1清除与试验工作无关的人员。 1.2被试设备周围装设临时遮栏或设专人看守。 1.1拉开有载凋压装置和冷却系统的电源刀闸，并在刀闸操作把手上挂禁止合闸，有人工作脾，取下熔断器。 2.1二次回路接线拆前做好标记，接线端头随拆即采取绝缘包扎措施。 2.2作业人员和所使用的工具必须与电源部分采取有效的绝缘隔离措施。 2.1按标准选用和检查起重工器具。 2.2由专人统一指挥，明确起重工作的指挥方式。 第 3 页共 6 页
油浸式电力变压器维护检修规程 检修周期 （一）小修一年 （二）中修（即吊芯检查） 1、五—十年 2、经过长途运输或停用一年以上及新购置入厂的变压器。 （一）大修（恢复性修理）按绝缘老化程度决定。检修项目 （一）小修项目 1、清理外壳、散热器、油枕、防爆筒、油位计进出套管 等外部的积尘的油垢。 2、检查清理并紧固进出线圈螺丝及其他外部螺丝。 3、检查及清理冷却设备的外壳灰尘。 4、检查油位计、油阀及其它接头。
5、检查防爆筒薄膜。 6、检查呼吸器，更换干燥剂。 7、检查油位，必要时加油。 8、检查外壳接地线及中性点装置。 9、检查清理瓦斯继电器（必要时进行） 10、测理分接头固定位置直流电阻，如变更分接头位置时， 必须进行测量。 11、测量绝缘油电阻值和吸收比。 12、变压器油取样进行筒化试验和耐压试验。 13、检查其它附件。 14、检查并消除已经发现的缺陷和一般性防腐。 （二）中修项目 1、测量绝缘电阻吸收比。 2、放油。 3、拆卸大盖螺丝及其附件。 4、吊出器身。
5、对外壳进行防腐。 6、检查线圈。 7、检查铁芯。 8、检查外壳及附件。 9、必要时进行干燥。 10、换油。 11、本体的装配。 12、瓦斯继电器和温度计校验。 13、按“电气设备交接与预防性试验规程”项目进行各项 试验。 （三）大修项目（恢复性修理） 1、重绕一次或二次线圈。 2、分解铁芯硅钢片，重新涂漆。 3、更换绝缘筒及其他部件。 4、完成全部中修项目。 变压器质量标准 （一）油位：带油枕的变压器放置顶盖与外壳密封垫水平位
置以下，无油枕变压器放至瓷套管引出线以下。 （二）拆装工作 1、变压器吊芯应尽可能在室内进行，如果不得已在室外 露天吊芯时，应先搭好蓬子。 2、对大型变压器，如果周围空气温度低于或接近于在铁 芯上部铁轭外所测得的温度，则变压器可揭盖进行检查，如果周围空气温度高于器身的温度，则在吊器身以前，采取措施将变压器温度提高到与空气温度相同。 3、对大型变压器，吊芯应干燥天气进行，器身露空时间 超过以下规定： 干燥天气（空气相对温度不大于65%）16小时。潮湿天气（空气相对温度不大于75%）12小时。 相对温度＞75%，不宜吊芯，如須吊芯，必須采取防潮措施。 4、对中小型变压器，若器身湿度＞周围环境温度，则器 身可起吊检查或装入油箱。 5、吊芯时不得碰伤线圈、铁芯、绝缘件等其他附件。 6、起吊平稳，不能倾斜，起吊时四周有人观察线圈与箱
变压器检修工艺规程 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。 大修项目 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； 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。 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。
干式变压器检修规程 一、范围 本规程规定了公司各低压配电室干式变压器的检修、维护周期、项目与质量要求。 本规程适用于公司各低压配电室干式变压器的维护及检修工作。 二、规范性引用文件 GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》 GB 1094.1-1996 《电力变压器》第1部分：总则》 GB 1094.2-1996 《电力变压器》第2部分：温升》 GB 1094.3-2003 《电力变压器》第3部分：绝缘水平和绝缘试验》 GB/T 1094.4-2005 《电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击 和操作冲击试验导则》 GB 1094.5-2003 《电力变压器第5部分：承受短路的能力》 GB/T 1094.10-2003 《电力变压器第10部分：声级测定》 GB 1094.11-2007 《电力变压器第11部分：干式变压器》 GB 311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 5273-85 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB 4208-2008 《外壳防护等级》 GB/T 7354-2003 《局部放电测量》 JB/T 10088-2004 《6kV～500kV级电力变压器声级》 GB 6450 干式电力变压器 GB 147 高压电气施工及验收规范 DL 408 电业安全工作规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 JB/T 7631 变压器用电阻温度计 ZBK 4103三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件 三、设备技术参数 （1）各分厂（车间）变压器技术参数
名 称项目109#工作 变压器 101#、106# 工作变压器 104#工作变 压器 105#、110# 工作（备用） 变压器 102#、103#、 105、110#、 201#工作 （备用）变 压器 公寓楼工作 （备用）变 压器 空分站变压 器 型号SCB10--50 0/10 SCB10—10 00/10 SCB10—16 00/10 SCB10—20 00/10 SCB10—25 00/10 SCB10—63 0/10 SCB10-1250K VA 容 量 500KV A 1000KV A 1600KV A 2000KV A 2500KV A 630KV A 1250KV A 额定电压高10000V 10000V 10000V 10000V 10000V 10000V 10000V 低400V 400V 400V 400V 400V 400V 400V 额定电流高28.9A 57.7A 92.4A 115.5A 144.3A 36.37 低721.7A 1443.4A 2309.4A 2886.8A 3608.4A 909.3 相数 3 3 3 3 3 3 3 频率50HZ 50HZ 50HZ 50HZ 50HZ 50HZ 50HZ 接线 组别 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 Dyn11 负载 损耗 4.26KW 7.1KW 10.24KW 12.61KW 14.99KW 5.96KW 空载 损耗 1.07KW 1.6KW 2.2KW 2.75KW 3.25KW 1.3KW 阻抗 电压 4% 6% 6% 6% 6% 6% 重 量 1750㎏2980㎏4000㎏4600㎏5900㎏ 冷却 方式 AN/AF AN/AF AN/AF AN/AF AN/AF AN/AF AN/AF 制造厂家许继变压 器有限公 司 许继变压器 有限公司 许继变压器 有限公司 许继变压器 有限公司 许继变压器 有限公司 正泰变压器 有限公司 许继工控系 统有限公司 出厂 日期 2009.11 2010.6 2010.5 2011.4 2010.5 2010.6 数量 1 2 1 4 19 2 1 （2）115#开闭所站变技术参数 项目名称1#站变压器2#站变压器型号SC9—50/10KV SC9—50/10KV 容量50KV A 50KV A