油浸式电力变压器检修规程.docx

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油浸式电力变压器检修规程

1主题内容及适用范围

1.1本章规定了尼尔基发电厂油浸式220kV电力变压器检修维护标准。

1.2本章适用于尼尔基发电厂油浸式电力变压器的检修工作。

1.3本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。

2引用标准及技术资料

《发电企业设备检修导则》（DL/T838—2003）

《电力变压器检修导则》（DL/T573—95）

《电力变压器安装使用说明书》厂家技术资料

3油浸式电力变压器技术规范、检修周期及项目

3.1尼尔基发电厂油浸式电力变压器技术规范（参数）（见表1）

表1

SFP10-150000/220

额定容量

150/150MVA

额定电压

（242±2×2.5%）13.8kV

空载损耗

75kW

空载电流

0.258%

负载损耗

340.234kW

短路阻抗

12.6%

冷却方式

ODAF

相数

三相

联结组标号

YN11

额定频率

50Hz

适用条件

户外

产品标号

1DS.711.0315

标准代号

GB1094.1-2-1996

GB1094.3-2003

GB1094.5-2003

GB/T6451-1999

GB1094.1-2-1996

GB1094.3-2003

GB1094.5-2003

GB/T6451-1999

总重量

143.6t

绝缘水平

Li950AC395-Li400AC200/Li105AC45

出厂编号

200406026

200406025

生产厂家

山东电力设备总厂

3.2检修周期（见表2）

表2

检修等级

周期

A级检修

首次投运后5年，以后每10年

（根据试验情况）

C级检修

1年

3.2.1A级检修周期

3.2.1.1一般在投入运行后的5年内（依据运行和试验情况）和以后每间隔10年（根据运行和试验情况）检修1次。

3.2.1.2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油时，才进行A级检修。

3.2.1.3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A级检修。

3.2.1.4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A级检修周期。

3.2.2C级检修周期

3.2.2.1一般每年1次；

3.2.2.2安装在2～3级污秽地区的变压器，其C极检修周期应在现场规程中予以规定。

3.2.3附属装置的检修周期

3.2.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。

3.2.3.2变压器油泵（以下简称油泵）的解体检修：

随本体检修进行。

3.2.3.3变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，可根据实际情况进行状态检修。

3.2.3.4自动装置及控制回路的检验，一般每年进行1次。

3.2.3.5套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。

3.3检修项目

3.3.1A级检修项目

3.3.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；

3.3.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

3.3.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修；

3.3.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

3.3.1.5冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；

3.3.1.6安全保护装置的检修；

3.3.1.7油保护装置的检修；

3.3.1.8测温装置的校验；

3.3.1.9操作控制箱的检修和试验；

3.3.1.10无励磁分接开关的检修；

3.3.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；

3.3.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；

3.3.1.13变压器油的处理或换油；

3.3.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；

3.3.1.15检修的试验和试运行。

3.3.2C级检修项目

3.3.2.1处理已发现的缺陷；

3.3.2.2放出储油柜积污器中的污油；

3.3.2.3检修油位计，调整油位；

3.3.2.4检修冷却装置：

包括油泵、风扇、油流继电器、气体继电器等，必要时吹扫冷却器管束；

3.3.2.5检修安全保护装置：

包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；

3.3.2.6检修油保护装置；

3.3.2.7检修测温装置：

包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）等；

3.3.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；

3.3.2.9检查接地系统；

3.3.2.10检修全部阀门，检查全部密封状态，处理渗漏油；

3.3.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

3.3.2.12清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；

3.3.2.13按有关规程规定进行测量和试验。

3.3.3临时检修项目

可视具体情况确定。

4A级检修前的准备工作

4.1查阅档案了解变压器的运行状况

4.1.1运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况；

4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；

4.1.3查阅上次检修总结报告和技术档案；

4.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；

4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；

4.1.6进行A级检修前的试验，确定附加检修项目。

4.2编制A级检修工程技术、组织措施计划

其主要内容如下：

4.2.1人员组织及分工；

4.2.2施工项目及进度表；

4.2.3特殊项目的施工方案；

4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；

4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；

4.2.6绘制必要的施工图及编制变压器A级检修项目任务书。

4.3施工场地要求

4.3.1在现场进行变压器的检修工作，需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。

5变压器的解体检修与组装

5.1解体检修

5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。

5.1.2变压器排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、压力释放阀（或安全气道）、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。

5.1.3排出的变压器油进行处理。

5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）。

5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。

5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。

5.2组装

5.2.1装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油。

5.2.2排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。

5.2.3安装冷却器等附属装置。

5.2.4整体密封试验。

5.2.5注油至规定的油位线。

5.2.6检修后进行电气和油的试验。

5.3解体检修和组装时的注意事项

5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应修理或更换。

5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。

5.3.3冷却器、压力释放阀（或安全气道）、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（或采取其它防潮密封措施）。

5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。

5.3.5组装后要检查冷却器、气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。

5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。

5.3.7拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；

5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。

5.3.9认真做好现场记录工作。

5.4检修中的起重和搬运

5.4.1起重工作及注意事项

5.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；

5.4.1.2根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；

5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接部件及障碍物；

5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；

5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时，应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；

5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；

5.4.1.7起吊或落回钟罩（或器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；

5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；

5.4.1.9起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；

5.4.1.10当钟罩（或器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；

5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；

5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。

6变压器检修工艺及质量标准

6.1器身检修

6.1.1施工条件与要求

6.1.1.1吊钟罩（或器身）应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：

空气相对湿度≤65%为16h；空气相对湿度≤75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。

6.1.1.2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。

6.1.1.3检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。

6.1.1.4进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，并将检修工具系上白布带套在手腕上，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。

6.1.2绕组检修

检修工艺

质量标准

1.检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查

1.1围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹

1.2围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞

1.3检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2～4个

1.4相间隔板完整并固定牢固

2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损

2.1绕组应清洁，表面无油垢，无变形

2.2整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象

3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况

3.各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度

4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物（如硅胶粉末）堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理

4.1油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存

4.2外观整齐清洁，绝缘及导线无破损

4.3特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化

5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态

5.绝缘状态可分为：

一级绝缘：

绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态

二级绝缘：

绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态

三级绝缘：

绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态

四级绝缘：

绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态

6.1.3引线及绝缘支架检修

检修工艺

质量标准

1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象

1.1引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况

1.2对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层

220kV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘

1.3早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接

1.4接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质

1.5引线长短适宜，不应有扭曲现象

1.6引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定

2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求

2.质量标准同1.

（1）；分接引线对各部绝缘距离应满足附录B要求

3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况

3.1绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象

3.2绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施（220kV级变压器不得应用环氧螺栓）

3.3绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘

3.4引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路

4.检查引线与各部位之间的绝缘距离

4.1引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录B的规定

4.2对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地

6.1.4铁芯检修

检修工艺

质量标准

1.检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整

1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求

2.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹

为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在B级检修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地

2.1铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘

2.2钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度

2.3钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地

（4）打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较应无明显变化

3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓

3.螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离

4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况

4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化

5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路

5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐

6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况

6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入3～4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯

7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带

7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触

8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况

8.绝缘良好，接地可靠

6.1.5油箱检修

检修工艺

质量标准

1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊

1.消除渗漏点

2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质

2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整

3.清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹。

打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质

3.强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹

4.检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平

4.法兰结合面清洁平整

5.检查器身定位钉

5.防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出

6.检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固

6.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地

7.检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位

7.胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的2～3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）

8.检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆

8.内部漆膜完整，附着牢固

6.2整体组装

6.2.1整体组装前的准备工作和要求

6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、油管、升高座、套管及所有组、部件。

用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。

6.2.1.2所附属的油管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。

6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。

6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。

6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀（或安全气道）升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。

6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。

6.2.1.7准备好合格的变压器油。

6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。

6.2.2组装

6.2.2.1装回钟罩（或器身）；

6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；

6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；

6.2.2.4无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；

6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；

6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；

6.2.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；

6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；

6.2.2.9按照变压器外形尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀（安全气道）可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。

6.3排油和注油

6.3.1排油和注油的一般规定

6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。

6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。

6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。

将油箱内的变压器油全部放出。

6.3.1.4向变压器油箱内注油时，应经真空滤油机。

6.3.2真空注油

220kV变压器必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行。

通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。

操作方法：

6.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油（一般抽真空时间=1/3～1/2暴露空气时间），注油温度宜略高于器身温度；

6.3.2.2以3～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持4h以上；

6.3.2.3变压器补油：

变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部阀门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。

6.3.3储油柜的补油

6.3.3.1注油前应首先将磁针式油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞；

6.3.3.2由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位；

6.3.3.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；

6.3.3.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过程中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。

6.3.4油位计带有小胶囊时储油柜的注油

6.3.4.1变压器A级检修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出；

6.3.4.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。

6.4整体密封试验

变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：

6.4.1静油柱压力法：

220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35～110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶（或箱盖）算起。

6.4.2充油加压法：

加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。

6.5变压器油处理

6.5.1一般要求

6.5.1.1A级检修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665—87规定；

6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与色谱分析；

6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；

6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665—87规定；

6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。

6.5.2压力滤油

6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50～60℃。

6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机

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