充油变压器检修工艺规程0924资料Word文档格式.docx

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额定频率：

50Hz

额定容量：

780MVA（绕组温升65K时）

额定电压：

高压侧：

525±

2×

2.5%kV；

低压侧：

20kV

额定电流：

858A；

22517A

额定电压比：

525±

2.5%/20kV

短路阻抗：

18%（短路阻抗误差不超过-2.5%~+7.5%）

极性：

负极性

联接组标号：

YNd11

端子连接方式：

高压侧：

架空线；

离相封闭母线；

高压侧中性点：

硬铜母线（铜排）

套管相间距离：

低压：

1800mm；

高压：

≥5800mm

变压器相序：

变压器高压侧看低压侧，从左到右，

高压侧为A，B，C；

低压侧为a，b，c

绕组绝缘耐热等级：

A级

1.2厂高变分裂变技术参数

双分裂铜绕组有载调压油浸式电力变压器。

50/28-28MVA（绕组温升65K时）

在绕组平均温升≤65K时连续额定容量：

冷却方式

高压绕组（MVA）

低压绕组（MVA）

油浸风冷

50

28

油浸自冷

以上容量的67%

绕组额定电压

20kV，低压：

6.3-6.3kV

调压方式：

有载调压

调压位置：

线端

调压范围：

20±

8×

1.25%kV

50Hz

联接组别标号：

Dyn1-yn1

中性点接地方式：

低压侧经电阻接地

短路阻抗（以低压绕组额定容量28MVA为基准的半穿越阻抗）：

11%

（允许偏差：

＋10％～－0％）

1.3厂高变双卷变技术参数

有载调压油浸式电力变压器。

28MVA（绕组温升65K时）

6.3kV

额定频率:

50Hz

Dyn1

中性点接地方式:

低压侧经电阻接地

10.5%（允许偏差：

1.4停机备用变技术参数

在绕组平均温升≤65K时连续额定容量：

510kV，低压：

中性点

510±

50Hz

YNyn0-yn0+d

高压侧直接接地

11.5%（额定分接）（允许偏差：

＋10％～－0％）

2充油变压器检修周期及项目

2.1充油变压器检修周期

2.1.1新安装的变压器均应进行吊罩（芯）检查和试验；

2.1.2对新投运的主变、厂高变、启备变，在投运五年后，应进行吊罩（芯）检查并预试。

以后每10—15年大修一次，厂用变压器10年大修一次；

2.1.3运行中发现特殊及异常或预试中发现疑问时，也可进行临时性大修检查。

2.1.4变压器小修每年1次

2．2充油变压器检修项目

2．2．1充油变压器大修项目

2．2．1．1附件的拆除检修和吊罩（芯）；

2．2．1．2铁芯与线圈的检修及引线检查，接地装置检查；

2．2．1．3分接开关的检查；

2．2．1．4箱壳、油枕、防爆装置、瓦斯继电器、底壳、呼吸器、净油器、滤油器及各种阀门的检修；

2．2．1．5冷却系统的检修；

2．2．1．6套管的检修；

2．2．1．7信号温度计、油位计的检修；

2．2．1．8滤油或换油；

2．2．1．9装复；

2．2．1．10清理箱壳及油漆。

2．2．2充油变压器小修项目

2．2．2．1变压器套管清扫检查，配合预试拆头，检查接头发热情况，贴示温片；

2．2．2．2阀门检查处理渗油，套管、散热器、箱壳检查有无渗漏油；

冷却器、散热器用水冲洗；

2．2．2．3取油样或补油正常，必要时滤油；

2．2．2．4继电器、信号温度计、检查验收、防爆筒、防爆膜检查；

2．2．2．5油枕、呼吸器检查，隔膜袋是否完好，呼吸器硅胶更换；

2．2．2．6冷却系统检查，油管路有无渗漏，风扇电机运转正常；

2．2．2．7检查（配合预试每年一次）分接开关有无异常；

2．2．2．8检查外部接地情况，有无多点接地；

2．2．2．9固定螺丝检查。

3变压器大修吊罩前的准备工作

3.1收集变压器运行中各种缺陷，在变压器检修前，对该变压器在运行中已暴露出的各种缺陷，应以缺陷记录薄中摘录，并到现场一一核对，了解缺陷目前存在的状态和严重程度，制定消缺措施；

3.2除确定检修的常规项目，还应确定检查中的特殊项目，如对某些单元部件作程度不同的改进工作，消除某些特殊的重大缺陷等都要事先专门列出项目；

3.3制定检修措施，对特殊项目，如较大的改进工作或消除重大缺陷工作用一般检修方法和劳动力组织不能解决，而需要用专门器材、工具，特殊的检修工艺才能解决时，应预先制定专门的技术安全措施和组织措施，与有关工作人员共同研究和讨论；

3.4检修现场和工具的准备，现场清洁，并设有防雨、雪、防风、油、防火等实施，准备检修所用工具，列出清单，专人管理；

3.5检修的组织措施，根据检修进度及工作量大小相应组织检修力量，检修前与工作人员一起研究、讨论，检修项目和技术措施，做到分工明确，项目清楚，技术措施明了；

3.6检修器材的准备，检修所需用的备品和材料，特别是特殊项目所需材料，都应预先列出清单，提前领出，并查对数量、质量、规格是否符合要求等，对于变压器油，需调换新油时，必须预先准备好足够数量新油，并滤到符合技术标准，不需调换新油，也必须准备一部分补充用的油滤到符合技术标准。

4变压器大修工艺质量标准

4．1变压器吊罩（芯）应选择晴朗、干燥、无风、雨雪的天气并用干湿计监视空气中相对湿度，变压器芯子露空时间，应符合以下规定：

4．1．1干燥空气（相对温度≯65%），允许12-16h

4．1．2潮湿空气（相对湿度≯75%），允许8-12h

4．1．3器身在空气中暴露时间，是从开始放油时器身与外部空气相接触的时刻算起，注油时间不包括在内。

4．1．4吊罩（芯）前，应测周围气温在0℃以上，芯子温度高于环境温度10℃。

4．2吊罩（芯）前，应做好以下措施：

4．2．1现场安全措施（起吊、防火、雨雪等）；

4．2．2附件的保管（包括螺丝、胶垫等）。

4．2．3工具的保管使用：

4．2．4质量检查验收。

4．3拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机电源，防碍吊罩（芯）的母线支架等；

4．4吊罩前进行电气试验，取油样做耐压试验，进行放油，以便拆附件；

4．5油位降至变压器铁芯顶面以下时，开始拆卸附件，拆除部件时做好记录和标记，根据预先绘制好的箱盖外观进行对号及方向标定并登记分类保管，为不损坏附件及工作方便，对容易损坏的附件先拆下，再分别拆卸水银温度计、信号温度计、电阻温度计、瓦斯继电器，存放于干燥清洁室内，附件安装孔用封盖封住，继电器、呼吸器，分接开关传动杆，500kV中性点套管，20kV、500kV套管、防爆筒、油枕、静油器、散热器或冷油器进出油管路连接阀门等；

4．6大盖式油箱可不全部放油（油箱内部无工作项目时）放至铁芯内部即可，保持变压器顶部到油面为150-200mm；

4．7变压器吊罩（芯）时，13.8kV以下套管如无工作项目，可以不拆，但必须采取可靠措施，加以保护以防碰砸，挤坏套管；

4．8变压器吊罩（芯）时，其潜油泵，静油器如无工作项目，可以不拆，一定要保证吊落罩时平衡，不得偏斜，以防碰坏变压器芯体的绝缘或发生其它危险；

4．9放油后，可拆下箱沿螺栓，进行变压器吊罩（芯），拆卸箱沿螺栓时，不要全部松脱，应相对间隔的松脱，以免最后几个螺栓别劲取不出。

在吊罩（芯）时，再次检查起吊工具的安全情况，主吊绳扣要挂在专供吊罩（芯）用的吊杆上或拌上，吊绳所构成的夹角不应扶正罩不得摇晃、偏斜，以免损伤线圈及引线绝缘；

4．10变压器罩（芯）吊起后，不能长时间吊悬（尤其下部有检修工作时），要采取可靠措施，将变压器（芯）支撑住，上部吊起工具或绳索，临时固定牢固；

4．11罩（芯）落下去时，箱沿周转螺孔要对准，密封胶垫要放正，当罩（芯）下落接近下箱孔时，即可穿上部分螺栓，待罩（芯）落到底时，将螺栓全部穿上后，方可紧螺栓，紧螺栓时要沿箱周围对应紧固，以免箱沿变形，密封不严漏油；

4．12装配附件时，其装配顺序与拆卸时大致相反，为了不损坏附件和工作方便，对容易损坏的附件如：

套管、呼吸器、瓦斯继电器、水银温度计、信号测温计、电阻测温计等要后装。

4．13拆卸附件注意事项：

4．13.1拆卸附件应做好方向位置标记号，装配时要对号入座，尤其套管分接开关传动杆除做方向性位置记号外，还要做相序记号并做记录，分接开关的位置一定不能搞错；

4．13.2拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，不得丢失损坏或受潮，套管要垂直或水平放置在专用的架子上，放置要牢固，套管之间要有间隔，对于胶纸电容套管，如不及时装回时，其下部电容芯应加保护筒，使芯子浸入合格变压器油中，分接开关的传动杆要垂直或水平放置在干燥的地方，最好垂直吊放在盛有合格变压器油的罐中；

4．13.3拆内部引线接头时，使用活扳手，要检查其活络轴螺丝情况，以防异物落入，损坏线圈的绝缘；

4．13.4检修人员进入现场要戴安全帽，进入箱内或检查变压器芯子时，应穿专用无袋无扣工作服，不得穿带钉（或其它金属物）的鞋子，上下要有专用梯子，使用工具要登记，在落罩（芯）时一定要清点工具，确实无遗漏工具时，方可进行；

4．13.5装分接开关传动杆时，为了工作方便，察看插入情况，其附近四附件要缓装，待装完后，再装附件。

4．13.6对于不能及时装配的附件，用临时盖板密封好。

4．13.7电流、电压互感器须真空注油。

注油时，将隔膜式油枕的连管去掉，电流、电压互感器的隔膜也去掉。

4.14线圈及引线的检查

4.14.1线圈表面应清洁无油垢，各部油道畅通无油垢，金属屑等杂物堵塞；

4.14.2线圈无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，顶部压紧螺钉适宜，背帽要紧固，压紧螺钉下部铁碗位置正当，绝缘良好；

4.14.3线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝），各引线根部绑扎应牢固无松动；

4.14.4鉴定绝缘良好与老化程度：

4.14.4.1一级绝缘：

色泽新鲜，绝缘良好，有弹性，手按后无残留变形；

4.14.4.2二级绝缘：

绝缘合格，手按后无裂纹；

4.14.4.3三级绝缘：

勉强要用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形；

4.14.4.4四级绝缘：

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；

4.14.5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，如机械损伤较重，无法修补的应重新绕制后送制造厂修理；

4.14.6各引线绝缘良好，排列整齐，木支架完整无损，固定牢固，木质螺栓、帽应背牢固并用线绳绑扎，两木板夹紧引线后，两板之间应有不少于绝缘1.5—2mm间隙，引线经木夹板处应加强2mm厚的绝缘；

4.14.7裸露引线上应光滑无毛刺及尖角，在线圈下面水平排列的裸露引线，如果处于强油循环进油口处之下的，应加强绝缘；

4.14.8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，测每相直流电阻，其偏差不得大于平均值的2%；

4.14.9线圈端部引出线，多股软铜线不得有破股、断裂、扭劲现象，并包扎1—2层白布带；

4.14.10线圈的分接头，若因检修拆卸时，应做记号或记录，装配后应做电压比试验，校对其有无差错。

4.14.11线圈引线的导线的电流密度可按下列数值选择：

铜：

3—4.5A/mm2

铝：

1.5—2.3A/mm2

裸导线（引线）的电流密度

3.5—4.8A/mm2

2.5—3A/mm2

4.15铁芯及夹件的检查

4.15.1铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，对油垢及锈蚀用干净布擦干净，并用合格的变压器油冲洗，严禁用棉纱头擦铁芯；

4.15.2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、机械损伤和烧伤要处理，并涂绝缘漆；

4.15.3铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，清除时不得损坏铁芯及线圈绝缘；

4.15.4夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移，叠片及鼓起无碰夹件现象；

4.15.5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；

4.15.6校紧所有能够校紧的穿芯螺丝，有背帽者背紧，并使用样冲冲眼锁牢；

4.15.7测量电阻及交流压试验符合要求。

4.16无载分接开关的检查

4.16.1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，手柄及传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，两极要有限位止钉；

4.16.2分接开关的绝缘筒，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固，应浸在合格变压器油中；

4.16.3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；

4.16.4各静触头，动触头表面应光滑无油垢，氧化膜及灼伤痕迹。

触头如镀银，不得有离层脱落现象；

4.16.5将分接开头转动至各位置（转动前记清原在运行位置），检查各动触头与静触头的接触及弹簧状况，接触压力应在0.22—0.5MPa。

接触面用0.05mm×

10的塞尺塞不进为宜，两触头柱间接触电阻不应大于500μΩ（并配合线圈的检查测定线圈的直流电阻），检查完后，一定将分接开关转回原运行位置，切勿搞错；

4.16.6如因检修需拆下分接头时，一定要做好记号，装回后必须测量其电压比，进行核对；

4.16.7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，以便摩擦掉附在接触点上的油污氧化膜，然后转至运行位置并测直流电阻合格为止。

4.17铁芯、接地装置的检查

4.17.1变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地，应查明原因进行消除，以防形成回路，产生环流；

4.17.2较大容量变压器，如铁芯的上下铁轭，与上下夹件各有联接铜片时，其上下两连片必须在铁芯的同一侧，同一芯柱，同一级，同一层叠片处与夹件连接，此种情况，下夹件已经经油箱底部底接地时，其上夹件不应接触箱罩，在吊罩检查时，应注意检查罩内顶部加强筋，测温计的底座与上夹件的间隙不得有碰触，如有供运输时固定变压器的稳钉，在安装时应将其稳钉翻过来；

4.17.3小容量变压器，其大盖固定在上夹件上者，铁芯的上铁轭与上夹件有连接铜片时，其下铁轭与下夹件应绝缘。

4.17.4接地联接铜片的要求：

铁芯的铁轭与夹件之间应用0.5×

20×

50mm表面镀锡的铜片连结（一端插入铁芯叠片中,一端用螺丝压在夹件上）,要压接牢固连接可靠，线圈上部有压紧线圈的开口压环时，各开口压环与夹件间，应用0.5×

1.5×

60mm表面镀锡的铜片连接要压接牢固，联结可靠；

4.17.5将铁轭与夹件间的连接铜片拆开，测铁芯与夹件，夹件与压环的绝缘电阻。

（如下部有连接铜片时，也应拆开）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，拧紧螺丝，并测量其铁芯接地情况；

4.17.6检查油箱接地是否良好，若下节油箱有接地螺栓时，则通过接地螺栓可靠接地，若上节油箱有接地套管时，接地套管必须可靠接地；

4.17.7大型变压器铁芯是五柱的，其两侧辅助铁芯柱级间连接铜片应完好，外包适当绝缘，以防裸露部分与油箱内壁造成铁芯多点接地或间隙放电。

4．18导向冷却装置及油箱内部检查

4．18．1变压器油箱内部箱壁均应涂刷清漆，以防锈蚀，对于锈蚀的部位，要消除铁锈并涂绝缘清漆；

4．18．2导向冷却的变压器，为提高冷却效果，冷却导油管装配整齐，密封要严密，其绝缘围屏及导油管不得受潮、裂纹、固定应牢固；

4．18．3检查油箱底部，特别是变压器芯体下部及导向冷却进油联箱中，是否干净，不得有水珠、金属屑、焊渣及一切杂物，特别是水珠，要查原因，进行消除，金属屑、焊渣一定清理干净，必要时结合铁芯检查，用合格的变压器油冲洗，冲洗时不得损坏各部绝缘；

4．18．4如变压器第一次吊罩（芯）时，对箱罩上各蝶形阀，闸阀也进行检修，以免为此再次做放油和影响其联结附件的装配及注油（检修标准见冷却装置及管阀的检修）；

4．18．5油箱内部带有硬屏蔽的应进行检查，其是否牢固完整，并将表面渍垢擦拭干净；

4．18．6带有套管的CT，应同时检查，其与绝缘筒绝缘为良好，二次接线柱密封良好，无渗漏油，运行中二次不开路，如取下时，应当做相序位置记录，连同套管一起吊下，如不能及时装回时，应密封注入合格的变压器并妥善保管。

4．19套管的检修

4．19.1配合变压器每年一次预防性实验，拆卸与母线的接头时，压板与母线接线的接触面，应打磨干净，无油垢并涂以中性凡士林压紧，螺栓要紧固，并有背帽式弹簧垫圈，接触应良好，不得发热；

4．19.2套管各处的耐油橡胶垫，有压缩弹性无老化、裂纹、油腐蚀现象，放置正当，压缩均匀有余量，无渗漏油现象；

4．19.3检查拧紧套管各处螺丝，导电杆背帽拧紧时，导电杆不得移动。

4.20油枕的检修工艺标准

4.20.1油枕的一般检查

4.20.1.1油枕各部不应有渗漏油现象；

4.20.1.2油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确；

4.20.1.3每年检查一次油枕下部沉积器，将螺丝拧松，放少量油检查是否有杂质或水分；

4.20.1.4查油枕与瓦斯断电器间蝶阀有无渗漏现象。

4.20.2油枕的检修

4.20.2.1油枕内外壁应清洁干净，内壁应涂防锈漆，外部表面漆层无脱层及锈蚀现象；

4.20.2.2油枕内无油垢及铁锈、沉积杂物，如内部干净，小容积油枕可用合格变压器油冲洗，较大容积油枕，应打开端盖清扫，并用合格油冲洗；

4.20.2.3变压器至油枕的联管应有2—4%的升高坡度（以变压器顶盖为标准）以便于瓦斯继电器动作之后的蝶阀开闭良好；

4.20.2.4油枕下部沉积器的口与油枕联接处不应有凹、凸台的焊道，并有稍微的坡度。

以便水及杂质易流入沉积器；

4.20.2.5油枕进油管应插入油枕高30—50mm以防水、杂质进入变压器中，其管口应有光滑倒角。

隔膜式油枕其管中应卷管口以防割坏隔膜胶囊；

4.20.2.6呼吸器联管插入油枕部分，应高出其油枕最高油位以上；

4.20.2.7油枕上部与防爆筒上部有联管，管路应畅通；

4.20.2.8大修中拆卸油枕或油枕联管时，应及时密封，如长时间不能装回，应用临时盖板密封。

4.20.2.9隔膜式油枕注油

4.20.2.9.1拆卸呼吸器的边拉胶管，拆除油枕上部连接罩，卸下压紧螺帽，制动垫圈，用细尼龙绳栓住压板管丝，将压板松下，打开油枕端盖，取出隔膜袋即可；

4.20.2.9.2安装时，须注意隔膜袋的长度方向与油枕长度方向保持平行不得有扭动、折叠现象；

4.20.2.9.3变压器真空注油时，须将隔膜式油枕与所连接管拆掉。

加装临时盖板密封。

进行变压器真空注油，在变压器真空注油冷却器及其管路注油均完毕后，则接通与油枕的连管向油枕注油；

4.20.2.9.4油表有压油袋的，在油枕注油前，先进行油表注油，卸下油表呼吸孔帽，拆下油表的外壳盖，从油表呼吸塞处加油，并用于压动油袋，使其内空气跑出注满油，待油内玻璃管中浮球稳定浮上，装上呼吸帽，密封压油袋外壳盖，打开油表下部放油塞，将玻璃管内油全放出（多余油），拧紧放油塞，即可向油枕注油；

4.20.2.9.5向油枕内注油须将油枕内空气排掉，否则出现假油位，注油方法有两种：

a.注油排气法注油

b.压缩空气排气法注油

4.20.2.9.6带隔膜式油枕不得从油枕上部加油，防止损坏隔膜袋；

4.20.2.9.7根据每年变压器取样简化试验，确定其变压器油老化程度，对油老化快的应认真检查隔膜袋的密封情况，隔膜袋进行气压检漏，气压不得大于0.02Mpa，两小时气压不降为合格；

4.20.2.9.8油表内无油应检查其玻璃管及压油袋，连接橡胶管是否破裂或堵塞，油表下部放油阀是否拧紧；

4.20.2.9.9如出现假油位或油表突然喷油，则油枕排气不彻底，应重新进行排气；

4.20.2.9.10带有隔膜式油枕的变压器，大量放油时，应将油枕顶部手孔打开，用棍棒斜插入油枕内进油连管口处，方可放油，以防隔膜货被油吸住放不出油，甚至割坏隔膜袋。

4.21防爆筒的检修

4.21.1防爆筒的一般检查，按变压器每年1次小修的周期如下：

4.21.1．1检查防爆筒、筒体及连接法兰是否密封良好，油污渗漏；

4.21.1．2检查防爆膜是否完整，有无裂纹或破碎，如有损坏应进行更换。

4.21.1．3防爆筒的检修工艺标准：

4.21.1．3.1新安装的变压器防爆筒，应将供运输时加强的盖拆下，进行内部清扫检查后方可安装；

4.21.1．3.2防爆筒内外无脱漆，锈蚀现象，内部应清洁干净，无油垢，无焊渣，无金属屑等杂质；

4.21.1．3.3防爆筒各焊缝应连接法兰的固定螺栓应均匀紧固并且密封良好，无漏渗油，无进水现象；

4.21.1.3.4拆卸或更换防爆膜时要谨慎小心，若加装密封良好耐油胶垫周围螺栓应均匀紧固，不能用力过大，以免压碎防爆膜；

4.21.1.3.5油枕有连接管的，一定要畅通并密封良好；

4.21.1.3.6大型防爆筒其防爆膜是密封的，拆卸时，应关闭阀门，手柄转于“闭”位置，安装后，注意打开阀门，将阀门手柄置“开”位置；

4.21.1.3.7大型防爆筒应固定牢固，其下部有支撑筒口加装金属网，以防小动物进入；

4.21.1.3.8在防爆膜外装有信号位置，应经继电保护校验其动作准确无误；

4.21.1.3.9变压器进行真空油注时，须关闭防爆筒阀门，拆下防爆膜