变压器检修标准 doc.docx
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变压器检修标准doc
变压器检修标准
一、检修的定义和项目
<一>大修的定义：
无论取出器身与否，凡包括对变压器吊芯或吊罩进行器身检修的项目时，均叫做大修。
<二>大修项目一般包括：
1、检修前的准备工作；
2、打开变压器顶盖吊芯或吊罩进行器身检查；
3、器身检修。
包括线圈、铁芯、分接开关、引线及其固定支撑件的检修；
4、变压器油箱及其附件检修。
包括储油柜、安全气道、冷却器及油门等的检修；
5、检修冷却系统的油泵、风扇及其保护系统；
6、清洗油箱及附件，必要时进行喷漆；
7、检修控制测量仪表。
如远方测温计、信号温度计等；
8、油处理。
必要时进行除酸净化脱气或更换变压器油和更换吸附剂；
9、必要时进行器身干燥；
10、干燥后的检查装配试验；
11、大修后投运前的试验；
12、投入运行。
<三>小修的定义：
凡不进行吊芯或吊罩的检修，均叫小修。
<四>小修项目一般包括：
1、检修前的准备工作；
2、检查并消除已经发现的现场即可处理的缺陷；
3、检查并拧紧出线头螺丝；
4、清扫变压器油箱及附件，清除油污及检查、紧固各处法兰螺丝；
5、清扫套管，必要时换油或对油管加油；
6、对储油柜排放油污，必要时加油；
7、检查排油阀及其衬垫，必要时更换其盘根或封环；
8、检查气体继电器；
9、检查安全气道薄膜、油表管或玻璃是否完整或更换；
10、进行定期的测试和绝缘试验；
11、其他部件检查维修；
12、投入运行。
二、大修前的准备工作
1、收集变压器的缺陷故障资料，以往的检修记录，电气及油试验资料，并备齐器身检查记录，施工记录及干燥记录等表格。
2、检修前对变压器进行一次外部结构及渗漏状况检查，并做好记录。
对分接开关、净油器、冷却器、散热器及风扇电机支架等易错置的部件，应予编号，并按编号记载缺陷。
3、对变压器运行现场及检修现场进行观察，确定起重运输及施工方案，包括器身检修、干燥、附件保存、电源、水源、各种机具油罐以及工作人员食宿休息的地点。
4、制定检修技术措施（包括施工、起重运输、改进项目等），人员组织措施，安全组织措施（包括安全作业、防火、防风、防雨、急救等项目），施工进度计划、工程预算及施工图纸。
5、按计划对资料、场所、车辆、工具、器材进行准备，并组织有关工作人员共同讨论上述计划和措施。
三、大修的施工程序和要求
<一>变压器器身检修前的作业项目：
1、清理现场，拆除防碍施工的母线及架构，装设安全护栏，埋设地锚，备齐消防及急救防雨防风沙器材，装设电源及照明设施。
2、工具器材运输及安装，大致内容包括：
起重搬运器材；油处理及排油注油设备；密封试验及抽真空设备；钳工工具及焊接工具设备；电修专用工具；绝缘材料；密封材料；漆类及化工材料；各种预制的零部件；各种消防、防雨及劳保用品；常用的测试仪器及量具等。
3、检修前作一次直流电阻、介损、绝缘电阻及作油样试验。
4、排油，必要时滤油或准备好合格油。
5、拆除保护、测量、信号等二次回路的连接和接地线。
6、拆除及检修清扫冷却系统如风扇电机、散热器、强油循环装置及其管路等。
7、拆除及检修清扫储油柜、吸湿器、安全气道、气体继电器、温度计、蝶阀等，并对气体继电器进行试验。
8、拆除检修套管、分接开关操动机构。
并对套管进行试验（指110KV以上的套管）。
9、确认器身检修的条件具备时，即可拆除油箱的沿螺丝。
检查并证实油箱与器身完全脱离后方可吊出器身或吊起上节油箱，进行器身检修。
<二>条件具备后，即可按下列项目进行器身检修：
1、铁芯外观检查：
有无放电及烧伤的痕迹，接地状况如何。
2、线圈外观及绝缘状况，压紧程度，有无变形，撑条、垫块、油道是否正常，线圈绝缘老化程度。
3、引线检查：
绝缘外观，由于断裂，焊接头是否牢固，绝缘距离、木支架及固定状况。
4、分接开关的绝缘外观及固定状况，转动分合是否灵活，触头、触柱表面光洁程度及弹簧弹性，检查完毕后一律旋至分接位置。
5、检查及紧固全部螺丝、销钉和紧固件。
6、对器身和各部件、位进行清扫及用油清洗。
<三>配合器身检修进行电器测试：
1、铁轭螺杆对铁芯的绝缘电阻。
用1000~2500V摇表测试不低于10MΩ。
对于超高压大型变压器的螺杆，若一端与夹件接通时，须先打开接点再进行测试。
2、打开铁芯接地片或接地套管引线，用1000~2500V摇表测试铁芯对夹件的绝缘电阻，不得低于10MΩ。
3、打开铁芯接地片或接地套管引线，用1000~2500V摇表测试铁芯对油箱的绝缘电阻，不得低于10MΩ。
4、打开压板接地片，用1000~2500V摇表测试铁芯对夹件的绝缘电阻，不得低于10MΩ。
5、上述各项试验毕后，恢复各接地片，再测试一次连通情况。
6、用2500V摇表测试线圈之间及其对地的绝缘电阻和吸收比R60/R15。
7、必要时测试线圈的介质角正切和泄漏电流。
8、必要时测试分接开关各分头的直流电阻。
9、有条件时，测试线圈的电容、电容比C2/C50。
<四>器身检修完毕，为避免因工作程序混乱造成返工，在回装前应逐件检点后，方可回装。
器身应按下列程序回装：
1、器身入壳，密封油箱。
2、安装分接开关，并转动分接开关手柄检查是否已插入轴内。
3、安装放油阀、蝶阀、人孔、手孔等。
4、安装净油器并装填附剂，安装散热器或冷却器。
5、110KV以上变压器必须真空注油，此时，应安装抽真空装置。
6、冲洗器身和注油至浸没上铁轭为止。
7、取油样进行试验，不合格时立即过滤。
<五>变压器总装：
为避免返工，在总装前应对油箱单独进行密封试验和外观检查，然后装上套管，储油柜及安全气道等，以便进行电气试验，对于尚待搬运的变压器，则应在基础上就位后再装这些组件。
总装程序大致如下：
1、放掉油箱内一部分油，至上部蝶阀以下为止。
2、装上套管。
3、查对散热器或冷却器的编号。
4、装上储油柜，气体继电器，安全气道及连气管路。
5、再装上全部散热器或冷却器、净油器及散热器拉板。
6、在油箱盖上装上一根2m高的油压管或装上密封试验用的联管。
7、注油时先打开散热器或冷却器下部的蝶阀，同时充油。
8、注满油后，轻轻旋开散热器或冷却器的放气塞（不可取下）排除顶部残存的气体，待油冒出时立即旋紧，然后打开上部蝶阀。
9、开启净油器蝶阀充油，并利用顶部塞子放气。
10、利用套管、升高座、人孔、视察窗等处的放气阀一一放气，然后封好。
11、做整体密封试验，试验时将安全气道的玻璃膜临时换为铁板。
12、拆除密封试验装置，按当时的油温增减变压器油，调整油位。
13、连接接地装置。
14、安装风扇电机及其连接线。
15、安装温度计、吸湿器、充氮保护管路等附件。
16、连接测试装置、保护装置及套管型电流互感器的连接线。
17、恢复安装安全气道的玻璃膜。
<六>变压器大修后的电气试验项目：
1、线圈在各分接位置的直流电阻。
2、对更换线圈的变压器测试所有分接位置的变比。
3、对更换线圈或拆换引线的变压器，测试结线组别或极性。
4、线圈的绝缘电阻和吸收比R60/R15。
5、对电压在20KV以上或容量在1000KVA及以上的变压器测试线圈的介质损失角正切。
6、对电压在35KV及以下的变压器，进行主绝缘工频耐压试验。
7、对于更换线圈的变压器作空载试验。
8、油箱和套管中绝缘油的化学分析和试验。
表1注油后到工频耐压试验所需停放的时间
3—6KV
0小时
10KV
3小时
35KV及以上
10小时
60KV及以上
不抽真空注油的10小时
抽真空注油的6小时
<七>变压器检修后投入运行前的检查项目
1、各部位是否渗漏，各项电气试验是否合格。
2、储油柜油面是否正常。
3、安全气道玻璃是否完整。
4、气体继电器油面是否正常。
5、各相分接开关指示位置是否正确一致。
6、各处蝶阀是否开启。
7、油箱接地电阻是否小于0.5Ω。
8、各组件有无损伤。
9、相色标志、铭牌、字牌是否齐全正确。
10、投运前与各组件顶部再次排放残余气体。
<八>大修竣工后应收集保存的资料：
1、上级单位发来的任务单，运行单位的缺陷报告及检修单位的检查记录。
2、检修预算及工料结算单。
3、施工记载、职责记录、拆卸记录及现场测绘记录。
4、检修前后的电气试验报告，器身检查报告和油试验报告。
5、其他有关图纸资料、干燥、验收记录。
<九>下附有关试验标准
表1绝缘电阻值MΩ
高压线圈电压等级
试验温度℃
10
20
30
40
50
60
70
80
30~10KV
20~35KV
60~220KV
450
600
1200
300
400
800
200
270
510
130
180
360
90
120
240
60
80
160
40
50
100
25
35
70
表2介质损失角正切%
高压线圈电压等级
试验温度℃
10
20
30
40
50
60
70
35KV及以下
35KV及以上
1.5
1.0
2.0
1.5
3.0
2.0
4.0
3.0
6.0
4.0
8.0
6.0
11.0
8.0
表3吸收比
10~30℃时的
绝缘电阻参数
35~60KV等级
1.2
110~330KV等级
1.3
注1、电压为35KV等级以下，容量为1800KVA以下，用1000~2500V摇表测试绝缘电阻。
2、铁芯夹件绝缘用1000V摇表测试。
表4正常绝缘电力变压器外施耐压试验标准
额定电压/KV
0.4
3
6
10
15
20
35
44
60
110
154
220
出厂试验电压/KV
5
18
25
35
45
55
85
105
140
200
275
400
交接、大修试验电压/KV
4
15
21
30
38
47
72
90
120
170
240
340
表5铁芯、铁轭螺杆和夹件的绝缘电阻标准（干燥后）
额定电压/KV
0.4
3—10
20—35
绝缘电阻（20℃）
90
200
300
表6变压器油的电气强度试验标准（KV）
种类
电压等级/KV
15及以下
20—35
44—220
新油及再生油
30
35
40
运行中的油
20
30
35
表7套管介电损耗试验标准
套管形式
额定电压/KV
2—15
20—44
60—100
154—220
充油式
—
3
2
2
电木式
4
3
2
—
充胶式
3
2
2
—
胶纸或胶式
4
2.5
2
—
表8油浸变压器的温升限值
变压器部位
温升限值/℃
测量方法
绕组
自然油循环强返油循环
65
电阻法
油导向强油循环
70
铁芯表面与变压器的接触
75—8055
热偶法
油顶部
温度升法
变压器额定性能允许偏差
项目
允许偏差
适用范围
空载损耗
+15%
所有变压器
短路损耗
+10%
所有变压器
总损耗
+10%
所有变压器
空载电流
+30%
所有变压器
阻抗电压
±10%
所有变压器
变压比
±1%
电压35KV级以下变压比小于3的变压器
±0.5%
其他所有变压器
（额定分接）
直流电阻
不平衡率
相（有中性点引出时）2%
其他所有变压器
线（无中性点引出时）1%
相4%
160KVA及以下
线2%
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