变压器检修工艺规程word版本.docx
《变压器检修工艺规程word版本.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变压器检修工艺规程word版本.docx（21页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
变压器检修工艺规程word版本
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；
3.3.1拆卸工作
检修内容
质量标准事项
备注
（一）拆卸套管
1、套管要加以保护，不得碰伤瓷套。
2、拆卸时编号，以免装错。
3、套管法兰接合处太紧时不得用力锤击，以免震坏套管
1、若导线为软芯时，在拆以前应用线绳绑好，以免掉入变压器内。
2、拆下套管一定放在特置的木箱内用固定架子保存好，以免碰伤。
（二）拆卸分接开关
1、拆卸时要在上面作好标记，以免装错。
2、记录分头位置，装时检查。
1、拆下分接开关一定放置在塑料袋内，用绳封口。
2、分头位置不许乱调。
（三）拆卸上盖检查线圈，铁芯
1、吊芯子吊绳作如下规定：
吊钩处15°，吊件处75°。
2、吊芯的基本要求：
a.器身暴露在空气中的时间，不应超过下列规定：
空气相对湿度不超过65%时为16小时，空气相对湿度不超过75%时为12小时。
否则必须浸入油内以防受潮。
b.遇到阴、雾、雨、雪或四级以上大风时，禁止在室外吊芯检查，在室内吊芯检查，在室内吊芯时，应保证器身温度高于周围空气温度10°。
c.吊芯时应保持吊芯场所清洁，并有防止风尘突然而来的措施。
器身暴露空气间的时间规定：
带油运输的变压器，由开始放油算起，不带油运输的变压器，由揭开顶盖或打开任一堵塞件时算起，至注油开始为止。
3.3.2线圈检查
检修
内容
质量标准
备注
（一）吊芯检查线圈
1、吊芯时四周应扶牢，不得碰伤外部绝缘。
2、检查线圈表面清洁无油污和杂质。
3、线圈间的油道道路不得有油垢及堵塞情形。
4、线圈的绑紧线完整无断裂现象。
5、所有线圈表面无发热变色情形。
6、线圈无移动变形情形，机械支持力强固。
（二）层间绝缘检查
1、绝缘处于良好状态有弹性，用手按后，没有变形现象，不脆，无烧坏痕迹。
2、绝缘处于合格状态，用手按时没有裂纹脆化。
3、绝缘处于勉强可用状态，用手按时，脆化有少量裂纹。
4、绝缘不合格状态，而手按时，产生大量裂纹和破坏（应更换绝缘）。
（三）层间油道检查
1、线圈间隔层垫排列整齐，无破损松动现象。
2、线圈油道没有金属粉未或油泥。
3、油道内无堵塞杂物。
若有破损裂纹或松动时则用同样厚度之绝缘垫块垫紧。
（四）检查焊接部分
1、线圈焊接处没有熔化现象。
2、焊接处的绝缘无老化脆化现象。
3、磷铜焊接头部分必须用细铜线绑紧或用铜套套紧后，再焊接，并应焊牢固。
4、扁铜线与圆铜线焊接时必须用银焊焊之。
5、导线焊接重叠处不得小于直径的10—15倍。
1、指能看到的线圈焊接处。
2、用磷铜或银焊完后，必须将导体上的硼砂等去掉以防腐蚀。
（五）检查线圈引出线及连接线
1、引出线连接线绝缘良好，有弹力无松动，接点牢固。
2、引出线位置稳固，固定引出线木架螺丝须紧固。
3、引出线对地距离要合乎规定标准。
螺丝帽必须装全不可缺少。
（六）检查绝缘筒
1、绝缘筒清洁、无裂纹鼓起，无剥离现象。
2、绝缘筒不得受潮或外力碰撞，绝缘很好。
3、组装时高、低压间油道周围要均匀不得堵塞倾斜，以防阻碍油的循环。
3.3.3铁芯检修
检修
内容
质量标准
备注
（一）
铁芯
检查
1、矽钢片不弯不裂，绝缘漆应完整清洁，无脱落变色情况。
2、铁芯不能有烧伤处。
3、磁铁芯棱角不得与压板轭铁短路。
1、铁芯若有局部发热应处理绝缘。
2、铁芯可用清洁绝缘油清油清洗干净。
（二）
检查穿芯螺丝
的绝缘电阻
1、用1000伏摇表测量不得小于下列规定：
额定电压KV，绝缘电阻MΩ
10……………………………………2
20-25………………………………………………5
40-66………………………………………………7.5
110………………………………………………20
154-220………………………………………………20
2、交流耐压1000伏1分钟无闪络击穿现象。
金属屑脏物掉在压紧螺丝处会降低绝缘。
（三）
检查接
地铜片
1、接地铜片应压紧，并用1000伏摇表测定其通路，不可有两点接地。
2、上下轭铁均有接地时，应强调对应地放置在同一垂直线，接地片插入铁轭处与边沿的距离应相等。
1、接地片应采用镀锌紫铜片，其规格应不小于：
0.5mm厚，宽×长为20mm×50mm。
2、接地片靠近夹件处一般不大于3cm，以防端面短路。
3.3.4调压装置
检修
内容
质量标准
备注
（一）抽头检查
1、抽头绝缘应完好，没有外伤，有弹性，没有松动情形。
2、抽头连接螺丝紧固。
3、检查抽头切换器转动部分是否灵活，转动变位，上下部与实际抽头正确。
4、抽头切换器消弧筒是否完整。
5、抽头部与抽头切换器相连接部分（包括焊接）接触是否良好。
（二）
检查分接开关
1、检查触头烧损程度，如有烧损需要研磨。
2、转动部分缓弹力一致不失效。
3、转动轴灵活，盘根等封口应紧密完好，以防漏油。
4、拆卸连杆时外部指示与内部分头指示一致绝对正确。
3.3.5外壳及零件
检修
内容
质量标准
备注
（一）
检查外壳上盖油阀门
1、外壳上盖应完整不漏油，无脱焊情况，内部清洁。
2、油阀门开闭适当，没有漏油，油堵严密。
3、散热器及强油循环管道所有法兰不漏油。
4、操作机构箱严密不进灰尘。
5、高、中、低套管法兰盘不漏油。
（二）
检查油枕
1、油枕内部均应干净，无残存油垢，铁锈。
2、油枕各部不漏油。
3、油位计牢固不漏油，玻璃完好，清洁透明，油面监视线明确（+40℃+20℃-30℃）.
4、油箱油枕畅通。
5、变压器至油枕油管应有2—4%（以变压器的顶盖为准或出厂说明书）的升高坡度，以便瓦斯继电器能正常工作。
6、检查油枕集泥器是否有水等杂质。
（三）
瓦斯继电器装置
1、内部浮筒不漏油。
2、外壳及接口处不漏油，操作线柱严密不漏油，上盖不漏油。
3、瓦斯继电器，监视玻璃窗完整，清洁透明。
4、装瓦斯继电器水平误差不大于0.5mm以上。
5、变压器大盖沿瓦斯继电器的方向有1—1.5%的升高坡度。
（四）
检查防爆筒
1、防爆筒玻璃膜完整密封。
2、根部法兰不漏油。
（五）
检查套管
1、瓷面光滑不垢，无破损裂纹。
2、不漏油。
3、套管应注油的规定：
即当温度约15—20℃时油位指示中部。
4、绝缘油应做耐压试验，其它同变压器油标准。
检修
内容
质量标准
备注
（五）
检查套管
5、瓷套在室温15—20℃，介质损失角不大于0.5%。
6、螺丝、根部法兰盘，无锈蚀，螺丝紧固，着力平均。
7、均压球无锈蚀烧损痕迹。
8、套管导体及接头清洁无垢，无锈蚀，接头严密，螺丝紧固。
9、以一个大气压力试验30分钟检查严密不漏油。
10、油位计清洁无裂纹破损。
（六）
检查温度计
1、温度计用的套筒应完整，筒内添有变压器油。
2、温度计接线端子牢固，其回路线应绑扎牢固。
3、温度表指针正确，表面无裂纹，封垫应严密。
（七）
热虹吸装置
1、硅胶用孔篦子筛过不得小于1.5mm。
2、硅胶预先在温度约82度以上烤房进行烘烤干燥24小时。
（八）
接地装置
1、变压器接地线应良好
接地电阻不大于0.5Ω
3.3.6冷却设备
检修
内容
质量标准
备注
（一）检查风扇
1、电动机风扇完整，转动平衡，无上下振动情形。
2、风扇电动机轴的顶丝应紧牢固无甩掉现象。
3、电动机所有端盖及引出线严密不漏油，或进水受潮。
检查风扇有无破裂及电动机轴是否弯曲。
（二）
检查散热器及冷油循环系统
1、保证在任何时侯冷油器中无空气。
2、散热器及冷油器内外清洁、无油垢。
3、散热器打磅2Kg持续15分钟，冷油器打磅3kg持续30分钟，不漏油。
4、潜油泵转动平衡，无振动现象，端盖严密不漏油。
5、冷油器每年检查清扫一次。
1、风扇电机及潜油泵，用500V摇表测量对地绝缘不应低于0.5MΩ
2、交流耐压1000V持续时间1min。
（三）
检查冷却装置控制系统
1、热继电器交流接触器接点表面无烧蚀。
2、控制箱接线正确，接头螺丝紧固。
3、主工作电流自动切换装置必须切换正确。
4、油流继电器接线正确，表针指示正确，表面无裂纹，封垫应严密。
1、控制箱应严密以防进水受潮，造成短路。
2、表内不准有油珠及受潮和腐化现象。
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
4.1分接开关的检修
检修
内容
质量标准
备注
（一）
抽头检查
1、拆卸抽头时应作好记录，以免接错。
2、抽头绝缘应完好无损，有弹性，没有松动情形。
3、抽头端与线鼻应焊接良好。
4、动、静触头应接触良好，无烧蚀痕迹，如有必须进行研磨。
动、静触头接触点应及时应用0.05×10毫米塞尺进行检查。
（二）
操作机构检查
1、操作水平轴连接正确，与箱体连接处密封严密。
2、传动机构动作灵活无卡涩情形。
3、传动杆销子，顶丝齐全，牢固齿轴小轴支座完整。
4、转动部分缓弹力不失效。
5、转动轴灵活，盘根等封口应紧密，完好以防漏油。
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
5.4.1A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
6.135KV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2500V／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：
A1600KV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%。
B1600KV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.taδ值（%）不大于下列数值：
高压绕阻电压等级
温度（℃）
10
20
30
40
50
60
70
35KV以下
1
1.5
2
3
4
6
8
35KV以上
1.5
2
3
4
6
8
11
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。
8.1.7进行耐压试验；试验标准如下：
额定电压（KV）
10
35
110
220
试验电压（KV）
30
72
170
340
绕组额定电压（KV）
3
6-15
20-35
35及以上
直流试验电压（KV）
5
10
20
40
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。
升级会员 