变压器状态检修规范

篇2：风井检修变压器线路措施

为安全生产,现需对西风井风机、变压器、配电盘、控制线路、接地极等进行检修维护。

作业时间:2011年8月15日15:00-16:00

作业地点:西风井主扇房

作业任务:检修变压器、配电盘、控制线路

施工单位:机运队

施工负责人:

措施编制人:

一、施工前准备

1、施工前组织现场所有施工人员学习并落实本措施。

2、施工前把所需工具、材料准备好,并放置在检修设备旁适当位置处,以利于施工。

3、施工现场准备0.2m2以上的灭火沙、两只合格的灭火器;

4、由技术员向全体作业人员介绍施工步骤;

5、电气作业时至少应有两人同时工作,其中指定一名工作经验丰富,对设备熟悉的人员作为安全监护人;

6、在电气设备上工作,必须严格执行停电票制度。除了工作前对施工的每一位工作人员学习贯彻工作内容、安全注意事项、停电和带电部位,同时应当监督作业人员的安全防护措施;

7、工作负责人在现场负责安全监护,如确实需要投入工作,应指定专人从事安全监护工作;

8、施工前应对施工器具严格进行检查,确认完好

二、施工步骤:

1、停电前要通知调度室,接到调度室停电通知后方可进行检修工作、先停主扇启动器、断开联络开关、再把变压器户外刀闸断开,进行验电、确认无电后开始检修;

2、一组拆除联络开关至启动柜的电源线路,更换新线。线路换好后并对启动器进行清尘处理;

3、二组检修变压器;

4、三组检修线路;

5、一切工作结束后,向调度室汇报。恢复供电,启动风机。

三、安全措施

1、任何电气设备施工时在未确认停电以前,一律视为有电;

2、施工开始和结束后要向调度所汇报,在得到调度室同意停电后,方可停电并严格执行停送电制度。

3、施工时要听从施工负责人的统一指挥,严格遵守各种操作规程,按章作业。施工人员必须精力集中,禁止嬉笑打闹;

4、检修结束后,对风机进行试运行时,应监视各部位有无异常现象,如有异常现象,应立即停止,换运行另一台风机;

5、主扇运行正常后每隔半小时观察和记录运行情况,发现问题要及时汇报;

6、清理现场时,配电柜、启动器、变压器等一定不得留有杂物,防止导线,工具遗留在盘内损坏设备影响安全生产;

7、施工人员带好个人工具和劳动防护用品。

篇3：油浸式变压器检修维护手册范本

一、电站主变压器的作用及意义

主变压器是光伏电站中最重要的电气设备,是光伏电站与电网电气联接的核心部件。由于主变容量较大,故多采用油浸式。在光伏电站正常发电过程中,它将光伏电站逆变器所发交流电升压后送入电网;在电站停发或热备状态下,为逆变器并网提供有效介质途径,在未设置备用电源情况下,是全站电源的重要保障,。

此外,主变压器是电网调度设备,主变的状态直接关系到全站乃至电网的安全运行,因此保障主变压器安全、稳定、可靠运行是光伏电站运维的一项重要任务。

二、油浸式变压器的结构及技术参数

公司大多投产及新建电站的油浸式主变压器多为天威保变及特变电工生产,具体结构可参考如下结构图。

以哈密电站一期为例,主变主要技术参数如下表所示。

序号名称参数一变压器基本技术参数1型式及型号sz11-20000/1102额定容量(mva)?(绕组温升65k)20/203最高工作电压(kv)

高压/低压126/11.54额定电压(kv)

高压/低压110/10.55额定电流(a)?高压/低压104.98/1154.736额定电压比(kv)1218×1.25%/10.57短路阻抗(%)10.5%8联结组标号yn、d119额定频率(hz)5010绝缘耐热等级a11额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kv)480短时工频耐受电压有效值(kv)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kv)75短时工频耐受电压有效值(kv)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kv)325短时工频耐受电压有效值(kv)14012损耗空载损耗(kw)19.5负载损耗(kw)88.4附件损耗(kw)-13效率(%)99.614局部放电量(pc)≤10015噪音水平(db)≤6516无线电干扰电压(μv)≤500二变压器套管1额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kv)480短时工频耐受电压有效值(kv)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kv)75短时工频耐受电压有效值(kv)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kv)325短时工频耐受电压有效值(kv)1402套管外绝缘爬距高压(mm)≥3906低压(mm)≥357中性点(mm)≥22483套管端子允许荷载(高压/低压/)横向拉力(n)1500/1500垂直拉力(n)1500/2000水平拉力(n)3000/30004中性点套管端子允许荷载(横向/垂直/水平)拉力(n)2000/1500/15005套管式电流互感器高压侧电流比(a)准确级额定输出(va)中性点电流比(a)100~200/5准确级10p30/10p30额定输出(va)≥306冷却器工作组数备用组数风扇电机功率(kw)、电压(kv)、数量三其它技术要求1轨距(mm)(纵向×横向)2运输重(t)3上节油箱重(t)4油重(t)5总重(t)6变压器外形尺寸(mm)长、宽、高7变压器运输尺寸(mm)长、宽、高

三、油浸式变压器投运前的运维

1、试验前的检查

油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验,试验必须为有资质的试验人员负责,且厂家人员必须在现场。现场运维人员可配合相关试验人员,但不作为试验人员,在试验过程运维人员有知晓权。

检查项目如下:

检查分接开关位置,无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的,检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。

变压器外部空间绝缘距离,应不小于下表规定

系统标称

电压/kv设备最高电压

um/kv额定雷电冲击

耐受电压/kv最小空气间隙/mm..按国标要求标准按国标要求

注:表中数据为海拔高不大于1000m数据。当海拔高度超过1000m而小于2500m时,每超过100m按表中数据增加1%计算。

检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面,可以从储油柜下的注油管加油,加油时,应先把注油管的活门上的放气塞打开,等放气塞流油后再进行加油。

检查接地系统是否可靠正确。

检查铁心接地,应保证一点接地,不能形成回路。

检查油箱是否可靠接地。

投入运行的组件阀门(事故放油阀、真空注油阀除外),是否呈开启位置。气体继电器,升高座等装置应再次排气。

温控器的检测,按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。

对二次线路的检测,将高、低油温节点短路,或将过负荷电流继电器节点短路,通电后风机正常运转。

检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。

2、带电前的检查

为避免交叉作业,主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。但为保障现场运维人员技能水平,现场运维人员应熟悉各项检查工作。

检查项目如下:

变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位,以消除油膜对接触电阻的影响,然后将档位对准,此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500μω。各分接开关要处于同一档位,且与线路电压相符合。

110kv油浸变压器套管中法兰引出的小瓷套,在变压器运行时,应可靠接地。

检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地(冲击时应直接接地)。

检查各保护装置,断路器整定值和动作灵敏度是否良好。

检查继电器保护,如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确,必要时进行短路联动试验。

检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接,不允许开路运行。

检查储油柜吸湿器是否畅通。

重复检查接地系统是否接地可靠。

检查对保护装置整定值,系统电压不稳定时,应适当调整保护系统整定值,以便有效的保护变压器。

在上述检查及试验项目符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。

四、油浸式变压器并网运行的运维

变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责,在并网运行内的一周时间内,运维人员应加强对变压器的巡检力度,发现任何问题应立即与现场工程人员沟通、联系,保证设备的可靠、稳定运行。

1、油浸式变压器的投运

空载试运行,变压器应由电源侧接入电压后,作电压冲击合闸。

变压器空载冲击合闸,应注意下列事项:

空载冲击合闸前,变压器应静放24h以上,装配放气塞的升高座和套管要定时放气。

空载冲击合闸前,过流保护动作时限应整定为零,气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。

电源三相开关不同步时差应小于10ms,合闸应有避雷器保护,变压器中性点应可靠接地(应直接接地)。

空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5%,合闸次数最多应为5次,第一次受电后持续时间应不小于10min,每次合闸间隔时间应不小于5min。

试验结束后,应将气体继电器信号接点接报警回路,分闸接点接分闸回路,并调整过流保护限值。

2、带负载试运行:

空载试运行24h无异常后,可转入带负载运行,应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。

在带一定负载连续试运行24h后,变压器主体及附件均正常,变压器便转入正常运行。

注:在巡检过程中,现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪,对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查;变压器运行中声音是均匀的电流声音,如发现声音异常,明显增大、或者存在局部放电响声,应该立即找出原因、采取措施,必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。

五、油浸式变压器正常运行中的维护

第一节检修周期

1、大修周期:

在投入运行后的10年大修一次。

运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。

当承受出口短路后,应考虑提前大修。

事故泄油池5年清理一次

2、小修周期(应安排在每年春秋检,或线路停运时)

电站油浸式主变应每年进行一次小修。

3、附属装置的检修周期

保护装置和测温装置的校验,每年一次。

冷却风扇电机分解检修,每年一次。

自动装置及控制回路的校验、检查、清扫,每年一次。

4、有载分接开关的检修周期

取样时发现油质低于标准时应更换油或过滤。即使油耐压超过30kv以上,每年应更换新油一次。

新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后,应将切换部分吊出检查。

当操作满50000次后应对切换开关进行检修;分接开关工作五年后,即未满50000次也应进行检修。

5、电容套管

应根据电气试验及密封材料老化情况确定。

第二节检修项目

1、大修项目:

检修前制订大修方案以及器材准备工作。

吊芯、吊罩检查器身。

对绕组(线圈)、引线的检修,有载(无载)分接开关的检修。

对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。

油箱及附件检修,包括:套管、储油柜(含胶囊、隔膜)、压力释放阀、呼吸器等。

装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。

瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。

冷却器:风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。

进行必要的绝缘干燥处理。

变压器油的处理或换油(110kv及以上电压等级者真空注油)。

清扫外壳,进行除锈喷油漆。

大修后的试验和试运行。

2、小修项目

检查并消除已发现的缺陷。

检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。

放出储油柜集污器中的油泥,检查油位计,必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。

检查各部密封胶垫,处理渗漏油。

冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。

套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。

各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。

各部油阀和油堵的检查处理。

有载分接开关的检修和操作试验。

检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。

油箱及附件的清扫、检修,必要时进行补漆。

按规定要求进行测量和试验。

有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。

①测量触头接触电阻。

②测量限流电阻值。

③检查分接开关动作顺序。

④传动装置和控制装置的检查。

⑤绝缘油试验。

第三节检修工艺的基本要求

1、检修前准备工作

①大修前应先了解变压器的运行状况,主要内容有:

了解变压器在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。

变压器上次大修的技术资料和技术档案。

了解变压器的运行状况(负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况)。

查阅变压器的原试验记录(包括油的简化分析和色谱),了解变压器的绝缘状况。

查明漏油部位(并作出标记)及外部缺陷,

进行大修前的本体和油的分析试验,确定检修时的附加项目(如干燥、油处理等)。

②编制大修工程技术、组织措施计划,主要内容有:

⑴人员组织及分工。

⑵核实检修项目及制定施工进度。

⑶特殊项目的施工方案,确保施工安全、质量的技术措施,现场的防火措施。

⑷主要施工工具和设备明细表,主要材料明细表;

⑸绘制必要的施工草图和蓝图。

⑹准备技术记录表格,确定应绘制和校核的备品配件图纸。

⑺落实大修用料。

③安排施工场地

大型电力变压器的检修工作,在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离,妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。

④做好下列物资准备

⑴材料(包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等)。

⑵起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。

⑶真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等(滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏)。

⑷安全用具和安全设备(包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等)。

⑸试验仪器仪表。

⑹烘潮设备。

第四节变压器的分解、起重搬运和组装

1、分解检修和组装顺序

办理并完成停电工作手续,进行修前电气试验,对变压器进行一次全面外观检查,并做好记录。

拆除变压器引线和二次回路,放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器(包括潜油泵和风扇)、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置,分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆除部件后及时用封板封好孔洞,以防尘防潮。

油全部放出并进行过滤处理。

拆除无载分接开关操作(有载分接开关顶盖),拆卸大盖后吊钟罩(器身)。

检查器身状态,进行各部件操作杆(有载分接开关顶盖),拆卸大盖后吊钟罩(器身)。

清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。

装回钟罩(器身),更换密封胶垫,检修油门,紧固螺栓后真空注油。

安装冷却器等附属装置。

安装套管并装好内部引线。

注变压器到规定的油位线。

油压试漏。

大修后试验。

2、分解和组装时应注意的问题

拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗(油箱内的除外),如有损坏应修理或更换,然后妥善保管,防止丢失或损坏。

拆卸时应先拆小型仪表和套管,后拆大型铁件,组装时顺序相反。

冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后,应用盖板密封,对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。

对易损部件(套管、油位计、温度计等)拆下后应妥善保管,以防损坏,套管应垂直放置,并且用新塑料布包扎好防潮防尘。

组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。

对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。

拆卸无载分接开关操作杆时,务必记住分接开关的位置并做好标记,对于有载分接开关必须置于整定位置。

认真作好现场记录工作。

装配后的变压器零件要完整无缺,缺少的零件应在大修中配齐。

3、起重工作

起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。

根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。

钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上,刚吊紧钢绳时,应再次检查悬挂及捆绑情况,确认可靠后再继续起吊。

起吊器身(钟罩)时,吊绳的夹角不应大于60度,否则应采用专用吊杆或调整绳索,使器身(钟罩)保持平衡。起吊过程中,器身与箱壁不得碰撞。

器身(钟罩)四角应系缆绳,并由专人扶持,使其保持平稳。

起吊过程中上升或下降速度不宜过快,并掌握重心防止倾斜。

放落时,应事先选好地点,摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。

复位时,应套好箱沿密封胶垫,安放平整,并用u形卡子固定好。

复位时,器身(钟罩)应对准位置,平稳下降,注意器身与箱壁四周的距离。防止碰伤器身。

器身(钟罩)下降至接近箱沿时,应注意对正四周的螺孔,装上螺栓,取出u形卡子,注意防止密封垫变位,器身(钟罩)下降压正后,对称均匀紧固螺栓。

吊装套管时,其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致,并用绳子绑好,防止碰撞及翻倒。

起吊工作应明确分工,专人指挥,并有统一的信号。

采用汽车起重机工作时,应注意起重臂伸张的角度,起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离,必要时应设置专人监护。

在检查过程中,器身(钟罩)不宜长期在空中停留,检查时器身(钟罩)必须放置平稳。

变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长,否则应采取抽真空防潮措施。

第五节变压器的检修工艺及质量要求

1、器身检修

应全面检查器身的完整性,有无缺陷存在(如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等)。对异常情况要查找原因并进行检修处理,同时要作好记录。

器身暴露在空气中的时间(从开始抽油至开始注油止,放完油的时间越短越好):相对湿度≤65%—16小时,相对湿度≤75%—12小时,当器身温度低于周围气温时,宜将变压器加热,一般高出10℃。

器身检查时,场地周围应清洁,并应有防尘措施。

检查工作应由专人进行,不得携带与工作无关的物件,应着专用工作服和软底鞋,戴清洁手套(防汗),禁止用手接触线圈与绝缘物,寒冷天气应戴口罩。

油箱底应保持洁净无杂质。

2、线圈检修

检查相间隔离板和围屏,检查有无破损、变色、变形、放电痕迹,如发现异常,应做针对处理。

检查线圈表面是否清洁,匝绝缘有无破损。

检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。

检查线圈油道,有无被油垢或其他物质堵塞情况,必要时可用软毛刷(白布或泡沫塑料)轻轻擦洗。

有手指按压线圈表面,检查其绝缘状态,有无凹陷和松弛现象。

3、铁芯检修

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、有无松脱,上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物,可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭,若迭片有翘起或不规则之处,可用木锤或铜锤敲打平整。

检查铁心,上下夹件、方铁、线圈压板(包括压铁)的紧固度和绝缘情况。

检查穿铁心和夹件的油道,应畅通,油道垫块无脱落和堵塞现象。

检查铁心地片的接触及绝缘情况。

检查铁芯与定位钉(变压器运输用)的距离。

4、引线检修

检查引线及引锥的绝缘包扎情况,有无变形、变脆、破损,引线有无断股,引线与引线接头处焊接是否良好,有无过热现象。

检查线圈至分接开关的引线,其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好,有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。

检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况,检查引线在绝缘支架内固定情况。

检查引线与各部位之间的绝缘距离。

检查套管将军帽密封是否良好,套管与引线的连接是否紧固。

5、油箱及钟罩检修

检查油箱内部清洁度。

清扫强油管路,并检查强油管路的密封情况。

检查套管的升高座,一般升高座的上部应设有放气塞,对于大电流套管,为防止产生涡流发热,三相之间应采用隔磁措施。

检查油箱(钟罩)大盖的箱沿应保持平整,接头焊缝须用砂轮打平,防止出现凹凸不平,箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。

检查铁心定位螺栓。

检查隔磁及屏蔽装置。

检查油箱的强度和密封性能。

检查油箱及大盖等外部,进行清扫除锈(特别是焊缝),如有砂眼渗漏应进行补焊,重新喷漆。

6、冷却装置检修

一般冷却器(散热器)检修

①清扫冷却器(散热器)表面。

②用盖板将管接头法兰密封,加压进行试漏。扁管0.1——0.15mpa10小时。

③用合格的变压器油对内部进行循环冲洗,须加热油进行。

④将内部油排净后加垫密封。

7、油浸式套管检修

瓷套外观检查并清扫。

套管分解时,应依次逐个松动法兰螺丝,防止受力不匀损坏套管。

拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。

拆导杆和法兰螺丝前,应防止导杆摇晃损坏瓷套。

对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。

擦拭油垢,检查瓷套内部。

组装过程中,注意胶垫位置应放正。

8、套管型电流互感器检修

检查引线标志是否齐全。

更换引出线线柱的密封胶垫。

必要时进行伏安特性试验。

测量线圈的绝缘电阻。

9、分接开关检修

①检查开关各部件是否齐全完整。

⑴检查开关各部件是否齐全完整。

⑵松开上方定位螺栓,转动操作手柄,检查动触头是否灵活,上部指示位置是否一致。

⑶检查动静触头间接触是否良好,触头表面状态是否良好。

⑷检查触头分接线是否紧固有无松动。

⑸检查分接开关绝缘件状况是否良好。

⑹拆装前后指示位置必须一致,三相手柄及操作机构不得互换。

⑺检查绝缘操作杆u型拔叉接触是否良好。

⑻发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长,应进行干燥。

②有载分接开关检修

⑴按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修(50000次)。

⑵检修时,切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时,相对湿度不大于65%,否则应作干燥处理。

⑶取油样进行化验,油不合格应换油。

⑷吊出切换开关清洗干净。

⑸检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂,各触头编织软联结有无损坏,动静触头的烧损程度,过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。

⑹复装。注油,也可同本体一起真空注油。

10、电动机构的检修

①一般部分

⑴箱子的防水性。

⑵齿轮盒的密封。

⑶所有的接地部分。

②操作试验

逐级控制操作试验。

凸轮开关动作检查试验。

误相序的安全线路检查。

电气和机械限位的动作检查。

安全保护开关检查

空气开关的检查

电热器的检查

其它附件检查

11、储油柜的检修

①普通式储油柜

⑴打开侧盖,清洗检查内外表面,清扫积污器、油位计、油塞等零部件。

⑵更换各部密封垫圈

②胶囊式储油柜

其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下:

⑴放出储油柜的存油,将其内部清扫干净。

⑵检查胶囊的密封性能。

⑶用干净布擦净胶囊外壁,从人孔把胶囊放入储油柜。

⑷将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上,连接好引出口,然后拧紧人孔法兰。

③隔膜式储油柜

⑴分解检修前可先充油进行密封试验。

⑵拆下各部连管(呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等)。

⑶拆下指针式油位计连杆,卸下指针式油位计。

⑷分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。

⑸清扫上下节油箱。

⑹更换密封垫圈。

⑺检查后分解程序相序程序组装。

12、呼吸器检修

倒出内部吸湿主剂,检查剥离罩完好,进行清扫。

把干燥的吸湿剂装入。

更换胶垫。

注油到合适位置使形成油封。

13、净油器检修

倒出硅胶(活性氧化铝)用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干净。

检查各部件完整无损关进行清扫。检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫,装复下盖板和滤过网,密封完好。

14、压力释放阀检修

清扫更换密封垫。

上部爆膜片应完整无裂纹。

15、瓦斯继电器检查

外部检查,检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整,接线端了及盖板上箭头标志是否清楚,各接合处是否渗漏油。

冲洗干净。

检验动作、绝缘、流速校验合格。

16、蝶阀、油门及塞子的检修

检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封,更换密封垫圈。

油门应拆下分解检修,研磨并更换密封填料。

对放气(油)塞全面检查并更换密封圈。

17、测温装置的校验

每2年校验一次。

18、变压器的整体组装及注油:

①整体组装的准备工作

组装前应彻底清理散热器(冷却器)、储油柜、防爆器(安全气道)、油管、不带电流互感器的升高座、套管及春所有零、部件组件,用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。

变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理,并作记录。

安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理,并作记录。

有安装标志的零件与部件,须按照安装标志指示的部位组装。

变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。

在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。

组装组件时,应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。

油箱顶部若干上部定位件,应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。

所有密封胶垫换新品,尺寸符合要求,受力压缩均匀,压缩量为2/3为宜。

大型变压器采用真空注油工艺注油。

注:

储油柜不参加抽真空。

冷却器连同主体一同抽真空。

⑶在1小时内均匀提高真空度,达8ⅹ104pa维持1小时,,如无异常,则将真空度逐渐加至9.75ⅹ104pa维持1小时,检查油箱有无变形与异常现象。如未异常,在真空状态下注油,油应先经过真空滤油机进行脱气脱水,滤油机及管路最好是完全密封的;注油过程中应使真空度维持在9.75ⅹ104±6.7ⅹ102pa真空度,油面接近顶盖200mm时停止注油;注油时间大于6小时。在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。

⑷将储油柜上部的放气塞打开,从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞,再从加油管放油,使油面过到略高于要求高度,最后将呼吸器装好。

⑸从二次注油结束开始,静置24小时,此期间多次放气(并起动潜油泵),检查有无渗漏及油位下降。

第六节变压器大修后的交接验收

变压器在大修竣工后,应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清退材料,进行核算提交竣工、验收报告,并提请项目公司生产部门组织有关单位(高压试验、油务化验、继保、计量等单位)进行现场验收工作。

1、提供验收方面的有关资料:

施工单位应向项目公司安全生产部移交下列资料:

①开工报告

②竣工报告

③验收报告

④设计计算单,包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。

⑤现场干燥、检修记录。

⑥高压绝缘试验报告,油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感器试验报告等。

2、试运行前检查项目

变压器本体,冷却装置及所有附件均无缺陷,且无污油。

轮子的固定装置牢固。

油漆完整,接地可靠。

变压器项盖上无遗留杂物。

储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。

高压套管的接地小套管应予接地,套管顶部将军帽结构的密封性良好,与外部引线的连接接触良好。

变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体,有载分接开关油枕油位正常。

进行各升高座部位的放气,使其完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体

呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象,油封良好,能起到正常呼吸作用。

无载分接开关的位置应符合运行要求,有载操作应动作正确,闭锁装置动作正确,控制盘,操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。

温度计指示正确,整定值符合要求。

冷却装置试运行正常,强油装置应起动全部潜油泵进行较长时间的循环并经多次放气。

进行备用冷却装置的自动投运试验和运行中的冷却器故障全停试验。

继电保护装置经调试整定,动作正确。

3、试运行

变压器试运行时应按下列进行检查:

①中性点直接接地系统的变压器,在进行冲击合闸投运前,中性点必须接地。

②瓦斯继电器必须投运,重瓦斯投出口跳闸位置。

③额定电压下的冲击试验(交接为5次,更换线圈为3次,大修2次),应无异常,励磁涌流不致引起保护装置的动作。

④第一次受电后,持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。

⑤带电后,检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面,不应有渗油现象,变压器无异常振动或放电声。

分析比较运行前后油色谱数据,应无明显变化。

注:检修过程需严格遵守安全措施,所有检修必须持有现场人员签发的工作票,停送电时必须持有操作票并唱票复诵。

附件1?变压器风扇电机检修工艺

检修周期和检修项目

1、检修周期每年进行一次。

2、小修周期6个月一次。

3、临时性检修运行中发现严重缺陷和异常现象时,应退出运行,进行检修。

4、新投入运行的检查15天内每天检查一次,以后每月检查一次。

5、检修项目

大修风扇及电动机分解检修。

小修

1、检查风叶转动是否灵活,有无刮着风罩。

2、检查接线端子有无松动现象。

3、清扫外壳。

5、向轴承室注入锂基润滑脂。

5、检查各部紧固螺丝有无松动。

6、测量定子线圈绝缘电阻。

分解检修

1、将止动垫圈打开,旋下盖型螺母,退出止动垫圈。用专用工具(三角爪)将叶轮从轴上卸下,同时将键、锥套取下保管好。

2、检查叶轮与轮毂的铆接情况,松动时呆用铁锤铆紧。

3、将叶轮放在平台上,检查叶片安装角度应一致,否则应调整。

4、拆下电机罩卸下后端盖固定螺丝,顶出后端盖。

5、检查后端盖有无破损,清除轴承室的润滑脂,用内径千分尺测量轴承室允许大0.025mm(直径),严重磨损应换新。

附件2变压器干燥

一、需要干燥的判断

运行中的变压器一般不需要干燥,只有经试验证明受潮,绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时,根据具体情况确定是否需要干燥。其判据为:

1、tgδ值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上,且超过预防性试验规程规定时;

2、绝缘电阻在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上,线圈温度在10---30℃时,63kv及以下吸收比低于1.2,110kv及以上低于1.3。

3、油中有水分或油箱中出现明显进水,且水量较多。

应综合上情况判断。

二、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。

三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定,或空气湿度较高,大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下,测得的结果进行比较来确定,在测量时也应把油的tgδ值考虑进去。

四、新装变压器不符合下列条件者应干燥:

1、绝缘电阻数据低于出厂试验值的70%以上。

2、绝缘电阻低于下表规定(单位:兆欧)

高压绕组电压等级温度(℃)----10kv---35kv---220kv

五、干燥方法

1、涡流加热真空干燥。

2、热油喷雾真空干燥。

3、零序电流干燥。

4、短路电流干燥。

5、红外线干燥等。

可根据现场条件选1或几种综合使用。

注意防止局部过热。

六、抽真空要求:

抽真空应先预热,升温速度为10~15℃/h,抽真空速度为1.3×104~20×104pa/h。在抽真空的最初一小时内,当残压达到20kpa时,检查无异常情况后,继续提高真空度直到残压为0.3kpa,且保持8h以上。

七、检查和记录:

1、测量绕组的绝缘电阻(真空下有的不能测)。

2、测量绕组、铁芯和外壳等各温度。

3、保持一定真空度。

4、定期排放冷凝水。

5、定期进行热扩散。

6、记录加温电源电压、电流的变化。

7、检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况;

八、干燥终结判断:

1、保持温度不变,绕组绝缘电阻下降后再回升,维持12小时不变。

2、8小时以上基本无凝结水折出。干燥完成后保持真空降温,与准备好的油温接近时进行真空注油,并继续保持无真空8小时以上。

附件3?主变压器检修参考项目表参见安生部检修预防性导则

油浸式变压器检修作业程序

设备名称及编号上次检修时间设备型号额定容量kva额定电压kv额定电流a联结组别出厂编号生产日期生产厂家人员要求工种人数工作成员姓名工作成员签字负责人人检修工人焊?工人起重工人司?机人其?他人质量控制点:见证点w:个,停工待检点h:个计划检修时间:年月日时到年月日时

实际检修时间:年月日时到年月日时计划工时:小时实用工时:小时检修过程危险点分析预控危险源可能导致的事故控制措施异物存留人身及设备伤害工作结束后检查高、低压触电人身伤害工作前检查各项安全措施走错间隔人身伤害工作前核对设备编号高空坠落人身伤害工作时系好安全带高空落物人身及设备伤害传递物件使用安全绳,严禁抛掷垃圾废弃污染、火灾分类处理废油污染、火灾回收或统一处理安全距离不足人员重伤、死亡工作前由工作负责人认真、统一交代安全措施及注意事项高处坠落人员重伤正确使用安全带,有专人监护高处坠物伤人人员重伤工作前熟悉工作现场,做好安全措施二次回路接线错误设备停运做好二次回路原始接线记录,接线完成后,有专人核对。确保接线正确一、引用的技术标准或技术资料

产品说明书

电力变压器试验导则

电力设备预防性试验规程

电力变压器检修导则

二、修前准备

□资料准备

□了解一次设备运行方式

□阅读设备说明书及变压器检修总结报告;

□阅读设备台帐、缺陷记录、检修资料

□检修时的技术措施和组织措施方案;

□分析设备运行状况,明确缺陷和检修内容。

□熟悉检修安全注意事项,分析危险点

□了解检修范围、工作环境

□掌握检修工艺及质量标准

□前期设备诊断

□检查并记录:设备运行缺陷情况:共项

□上次检修到本次检修的设备运行周期:

□检修周期内设备运行情况描述:

□仪器、仪表准备

□测温仪………………………………………………………1台

□500v摇表……………………………………………………1块

口2500v摇表…………………………………………………1块

口万用表………………………………………………………1块

口相关试验仪器………………………………………………数台

□工具准备

□螺丝刀(十字口)…………………………………………2把

□螺丝刀(一字口)…………………………………………2把

□尖嘴钳………………………………………………………1把

□活扳手(4"、6"、8"、12")……………………………各1把

□套筒扳手……………………………………………………1套

□呆头扳手(17—19、22—24)………………………………………各2把

□梅花扳手(17—19、22—24)…………………………………………各2把

□梯子(3m、4m)…………………………………………………………各1副

□接线插座……………………………………………………………………1支

□安全带………………………………………………………………………3副

□材料准备

□风扇电机…………………………………………………………………2台

□破布………………………………………………………………………10kg

□导电膏……………………………………………………………………1管

口相色漆(黄、绿、红)…………………………………………………各1kg

口黄漆………………………………………………………………………1kg

口稀释剂……………………………………………………………………5kg

口塑料布……………………………………………………………………2kg

口白布带……………………………………………………………………5盘

口松动剂……………………………………………………………………1瓶

口毛刷………………………………………………………………………5把

口耐油胶皮(6、8、10mm)……………………………………………各1张

□变压器油…………………………………………………………………1吨

口车辆准备

口升降车……………………………………………………………………1辆

口吊车………………………………………………………………………1辆

三、安全措施

序号安全措施内容检查人1停电,将所有相关开关断开并置“检修位”。2作业前工作负责人要认真检查安全措施,并向工作班成员宣读工作票,交待安全措施及注意事项,严防走错间隔。3作业完成后保证所拆引线回装正确接触良好。4作业完成后保证所打开孔洞已密封良好

四、工作步骤:

□作业程序

设备名称及编号:

检修负责人:

检修人员:

检修日期:

□油浸式变压器引线拆除,修前电气、化学试验及清扫,确定无附加项目。

□绝缘部件:

□清洁、无损伤、无污点;

□瓷瓶无松动;

□导电回路:

□接触良好,无过热、变形;

□引线的绝缘包扎无变形、变脆、破损;

□螺丝紧固,平垫、弹垫齐全;

□铁芯接地:

□接地体无锈蚀;

□各销片、销钉齐备,紧固螺丝、备母无松动;

□变压器排油

□检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵,应保持干净清洁,无灰尘杂质和水分;

□排油时,必须将变压器和油罐的放气塞打开,放开孔接入干燥空气装置,防止潮气进入;

□储油柜内的变压器油不需放出时,可将储油柜下部蝶阀关闭;放出变压器本体内的全部变压器油;

□有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出;

□变压器本体在箱盖阀门上或利用气体继电器阀门安装抽真空管,有载分接开关油室与主油箱间应连接连管,以便与本体等压,同时抽真空注油,注油后应予拆除恢复正常;

□向变压器内注油时,必须用真空滤油机;

□变压器注油

□以均匀的速度抽真空,达到指定真空度并保持2小时后基本无变化,开始向变压器油箱内注油,注油温度宜略高于器身温度;

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

□变压器补油。变压器经真空注油后补油时,须经储油柜注油管注入,严禁从下部油门注入,注油时油流缓慢注入变压器至规定的油面为止,在静止12h;

□补油前,应首先将磁力油位计调整到零,然后打开隔膜上的放气塞,将隔膜内的气体排除,在关闭放气塞;

□由集气盒下部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;

□正常油位低时补油,利用集气盒下部注油管接至滤油机向储油柜注油,注油过程中发现集气盒有空气时,应停止注油,打开排气管的阀门向外排气,如此反复进行,直到储有轨的油位达到指定油位;

□本体检查:

□套管的检查、试验;

□油枕的检查;

□呼吸器及硅胶的检查;

□瓦斯继电器的检查;

□释压器的检查;

□变压器器身检查、螺丝的校紧;

□变压器外壳及阀门、散热器片的清扫、水冲洗;

□渗漏油的处理。

□变压器消防水试喷;

□二次回路;

□回路绝缘良好;

□接线正确;

□接线端子紧固、无松动;

□冷却风扇,油泵的检查、试验;

□温度表的校验及温控回路的检查;

□检修后的电气、化学试验;

□引线的恢复检修现场的清理

□试验数据要求及实测数值记录:

试验项目试验数据绝缘试验绕组直流电阻变比高压套管tanδ及电容绕组tanδ?及电容交流耐压试验低电压短路

阻抗测试见证点w1工作负责人班组部门签字日期□绝缘部件:

□线圈、铁芯、瓷瓶清洁;

□无异物存留;

□导电回路:

□应接引线无遗漏;

□紧固螺丝、备母无松动。

□其他方面检查:

□相色漆涂刷;

□工作现场清洁整齐;

□冷却风扇、油泵、油流继电器工作正常;

□各项试验合格;

□设备编号、铭牌及挂牌齐备;

□各项工作结束后确保工作现场清洁。

停工待检点h1工作负责人班组部门签字日期□整理试验报告

□对油浸式变压器检修的全过程及试验报告进行整理,记录存在的缺陷和所得的数据,并出据正式检修试验报告,联系部门验收。

□结论:

一、修前设备状况

1、缺陷情况:

2、设备运行状况描述:

二、检修后设备状况

1、缺陷情况:

2、设备运行状况描述:

三、其他

四、更换主要备品、配件

五、检查中的缺陷处理方法及分析过程

篇4：油浸式变压器检修维护手册

一、电站主变压器的作用及意义主变压器是光伏电站中最重要的电气设备,是光伏电站与电网电气联接的核心部件。由于主变容量较大,故多采用油浸式。在光伏电站正常发电过程中,它将光伏电站逆变器所发交流电升压后送入电网;在电站停发或热备状态下,为逆变器并网提供有效介质途径,在未设置备用电源情况下,是全站电源的重要保障,。此外,主变压器是电网调度设备,主变的状态直接关系到全站乃至电网的安全运行,因此保障主变压器安全、稳定、可靠运行是光伏电站运维的一项重要任务。二、油浸式变压器的结构及技术参数公司大多投产及新建电站的油浸式主变压器多为天威保变及特变电工生产,具体结构可参考如下结构图。以哈密电站一期为例,主变主要技术参数如下表所示。序号名称参数一变压器基本技术参数1型式及型号SZ11-20000/1102额定容量(MVA)?(绕组温升65K)20/203最高工作电压(kV)高压/低压126/11.54额定电压(kV)高压/低压110/10.55额定电流(A)?高压/低压104.98/1154.736额定电压比(kV)1218×1.25%/10.57短路阻抗(%)10.5%8联结组标号Yn、d119额定频率(Hz)5010绝缘耐热等级A11额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)480短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)75短时工频耐受电压有效值(kV)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)325短时工频耐受电压有效值(kV)14012损耗空载损耗(kW)19.5负载损耗(kW)88.4附件损耗(kW)-13效率(%)99.614局部放电量(pC)≤10015噪音水平(dB)≤6516无线电干扰电压(μV)≤500二变压器套管1额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)480短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)75短时工频耐受电压有效值(kV)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)325短时工频耐受电压有效值(kV)1402套管外绝缘爬距高压(mm)≥3906低压(mm)≥357中性点(mm)≥22483套管端子允许荷载(高压/低压/)横向拉力(N)1500/1500垂直拉力(N)1500/2000水平拉力(N)3000/30004中性点套管端子允许荷载(横向/垂直/水平)拉力(N)2000/1500/15005套管式电流互感器高压侧电流比(A)准确级额定输出(VA)中性点电流比(A)100~200/5准确级10P30/10P30额定输出(VA)≥306冷却器工作组数备用组数风扇电机功率(kW)、电压(kV)、数量三其它技术要求1轨距(mm)(纵向×横向)2运输重(T)3上节油箱重(T)4油重(T)5总重(T)6变压器外形尺寸(mm)长、宽、高7变压器运输尺寸(mm)长、宽、高三、油浸式变压器投运前的运维1、试验前的检查油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验,试验必须为有资质的试验人员负责,且厂家人员必须在现场。现场运维人员可配合相关试验人员,但不作为试验人员,在试验过程运维人员有知晓权。检查项目如下:检查分接开关位置,无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的,检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。变压器外部空间绝缘距离,应不小于下表规定系统标称电压/kV设备最高电压Um/kV额定雷电冲击耐受电压/kV最小空气间隙/mm..按国标要求标准按国标要求注:表中数据为海拔高不大于1000m数据。当海拔高度超过1000m而小于2500m时,每超过100m按表中数据增加1%计算。检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面,可以从储油柜下的注油管加油,加油时,应先把注油管的活门上的放气塞打开,等放气塞流油后再进行加油。检查接地系统是否可靠正确。检查铁心接地,应保证一点接地,不能形成回路。检查油箱是否可靠接地。投入运行的组件阀门(事故放油阀、真空注油阀除外),是否呈开启位置。气体继电器,升高座等装置应再次排气。温控器的检测,按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。对二次线路的检测,将高、低油温节点短路,或将过负荷电流继电器节点短路,通电后风机正常运转。检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。2、带电前的检查为避免交叉作业,主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。但为保障现场运维人员技能水平,现场运维人员应熟悉各项检查工作。检查项目如下:变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位,以消除油膜对接触电阻的影响,然后将档位对准,此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500μΩ。各分接开关要处于同一档位,且与线路电压相符合。110kV油浸变压器套管中法兰引出的小瓷套,在变压器运行时,应可靠接地。检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地(冲击时应直接接地)。检查各保护装置,断路器整定值和动作灵敏度是否良好。检查继电器保护,如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确,必要时进行短路联动试验。检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接,不允许开路运行。检查储油柜吸湿器是否畅通。重复检查接地系统是否接地可靠。检查对保护装置整定值,系统电压不稳定时,应适当调整保护系统整定值,以便有效的保护变压器。在上述检查及试验项目符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。四、油浸式变压器并网运行的运维变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责,在并网运行内的一周时间内,运维人员应加强对变压器的巡检力度,发现任何问题应立即与现场工程人员沟通、联系,保证设备的可靠、稳定运行。1、油浸式变压器的投运空载试运行,变压器应由电源侧接入电压后,作电压冲击合闸。变压器空载冲击合闸,应注意下列事项:空载冲击合闸前,变压器应静放24h以上,装配放气塞的升高座和套管要定时放气。空载冲击合闸前,过流保护动作时限应整定为零,气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。电源三相开关不同步时差应小于10ms,合闸应有避雷器保护,变压器中性点应可靠接地(应直接接地)。空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5%,合闸次数最多应为5次,第一次受电后持续时间应不小于10min,每次合闸间隔时间应不小于5min。试验结束后,应将气体继电器信号接点接报警回路,分闸接点接分闸回路,并调整过流保护限值。2、带负载试运行:空载试运行24h无异常后,可转入带负载运行,应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。在带一定负载连续试运行24h后,变压器主体及附件均正常,变压器便转入正常运行。注:在巡检过程中,现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪,对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查;变压器运行中声音是均匀的电流声音,如发现声音异常,明显增大、或者存在局部放电响声,应该立即找出原因、采取措施,必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。五、油浸式变压器正常运行中的维护第一节检修周期1、大修周期:在投入运行后的10年大修一次。运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。当承受出口短路后,应考虑提前大修。事故泄油池5年清理一次2、小修周期(应安排在每年春秋检,或线路停运时)电站油浸式主变应每年进行一次小修。3、附属装置的检修周期保护装置和测温装置的校验,每年一次。冷却风扇电机分解检修,每年一次。自动装置及控制回路的校验、检查、清扫,每年一次。4、有载分接开关的检修周期取样时发现油质低于标准时应更换油或过滤。即使油耐压超过30KV以上,每年应更换新油一次。新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后,应将切换部分吊出检查。当操作满50000次后应对切换开关进行检修;分接开关工作五年后,即未满50000次也应进行检修。5、电容套管应根据电气试验及密封材料老化情况确定。第二节检修项目1、大修项目:检修前制订大修方案以及器材准备工作。吊芯、吊罩检查器身。对绕组(线圈)、引线的检修,有载(无载)分接开关的检修。对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。油箱及附件检修,包括:套管、储油柜(含胶囊、隔膜)、压力释放阀、呼吸器等。装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。冷却器:风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。进行必要的绝缘干燥处理。变压器油的处理或换油(110KV及以上电压等级者真空注油)。清扫外壳,进行除锈喷油漆。大修后的试验和试运行。2、小修项目检查并消除已发现的缺陷。检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。放出储油柜集污器中的油泥,检查油位计,必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。检查各部密封胶垫,处理渗漏油。冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。各部油阀和油堵的检查处理。有载分接开关的检修和操作试验。检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。油箱及附件的清扫、检修,必要时进行补漆。按规定要求进行测量和试验。有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。①测量触头接触电阻。②测量限流电阻值。③检查分接开关动作顺序。④传动装置和控制装置的检查。⑤绝缘油试验。第三节检修工艺的基本要求1、检修前准备工作①大修前应先了解变压器的运行状况,主要内容有:了解变压器在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。变压器上次大修的技术资料和技术档案。了解变压器的运行状况(负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况)。查阅变压器的原试验记录(包括油的简化分析和色谱),了解变压器的绝缘状况。查明漏油部位(并作出标记)及外部缺陷,?进行大修前的本体和油的分析试验,确定检修时的附加项目(如干燥、油处理等)。②编制大修工程技术、组织措施计划,主要内容有:⑴人员组织及分工。⑵核实检修项目及制定施工进度。⑶特殊项目的施工方案,确保施工安全、质量的技术措施,现场的防火措施。⑷主要施工工具和设备明细表,主要材料明细表;⑸绘制必要的施工草图和蓝图。⑹准备技术记录表格,确定应绘制和校核的备品配件图纸。⑺落实大修用料。③安排施工场地?大型电力变压器的检修工作,在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离,妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。④做好下列物资准备⑴材料(包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等)。⑵起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。⑶真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等(滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏)。⑷安全用具和安全设备(包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等)。⑸试验仪器仪表。⑹烘潮设备。第四节变压器的分解、起重搬运和组装1、分解检修和组装顺序办理并完成停电工作手续,进行修前电气试验,对变压器进行一次全面外观检查,并做好记录。拆除变压器引线和二次回路,放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器(包括潜油泵和风扇)、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置,分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆除部件后及时用封板封好孔洞,以防尘防潮。油全部放出并进行过滤处理。拆除无载分接开关操作(有载分接开关顶盖),拆卸大盖后吊钟罩(器身)。检查器身状态,进行各部件操作杆(有载分接开关顶盖),拆卸大盖后吊钟罩(器身)。清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。装回钟罩(器身),更换密封胶垫,检修油门,紧固螺栓后真空注油。安装冷却器等附属装置。安装套管并装好内部引线。注变压器到规定的油位线。油压试漏。大修后试验。2、分解和组装时应注意的问题拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗(油箱内的除外),如有损坏应修理或更换,然后妥善保管,防止丢失或损坏。拆卸时应先拆小型仪表和套管,后拆大型铁件,组装时顺序相反。冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后,应用盖板密封,对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。对易损部件(套管、油位计、温度计等)拆下后应妥善保管,以防损坏,套管应垂直放置,并且用新塑料布包扎好防潮防尘。组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。拆卸无载分接开关操作杆时,务必记住分接开关的位置并做好标记,对于有载分接开关必须置于整定位置。认真作好现场记录工作。装配后的变压器零件要完整无缺,缺少的零件应在大修中配齐。3、起重工作起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上,刚吊紧钢绳时,应再次检查悬挂及捆绑情况,确认可靠后再继续起吊。起吊器身(钟罩)时,吊绳的夹角不应大于60度,否则应采用专用吊杆或调整绳索,使器身(钟罩)保持平衡。起吊过程中,器身与箱壁不得碰撞。器身(钟罩)四角应系缆绳,并由专人扶持,使其保持平稳。起吊过程中上升或下降速度不宜过快,并掌握重心防止倾斜。放落时,应事先选好地点,摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。复位时,应套好箱沿密封胶垫,安放平整,并用U形卡子固定好。复位时,器身(钟罩)应对准位置,平稳下降,注意器身与箱壁四周的距离。防止碰伤器身。器身(钟罩)下降至接近箱沿时,应注意对正四周的螺孔,装上螺栓,取出U形卡子,注意防止密封垫变位,器身(钟罩)下降压正后,对称均匀紧固螺栓。吊装套管时,其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致,并用绳子绑好,防止碰撞及翻倒。起吊工作应明确分工,专人指挥,并有统一的信号。采用汽车起重机工作时,应注意起重臂伸张的角度,起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离,必要时应设置专人监护。在检查过程中,器身(钟罩)不宜长期在空中停留,检查时器身(钟罩)必须放置平稳。变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长,否则应采取抽真空防潮措施。第五节变压器的检修工艺及质量要求1、器身检修应全面检查器身的完整性,有无缺陷存在(如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等)。对异常情况要查找原因并进行检修处理,同时要作好记录。器身暴露在空气中的时间(从开始抽油至开始注油止,放完油的时间越短越好):相对湿度≤65%—16小时,相对湿度≤75%—12小时,当器身温度低于周围气温时,宜将变压器加热,一般高出10℃。器身检查时,场地周围应清洁,并应有防尘措施。检查工作应由专人进行,不得携带与工作无关的物件,应着专用工作服和软底鞋,戴清洁手套(防汗),禁止用手接触线圈与绝缘物,寒冷天气应戴口罩。油箱底应保持洁净无杂质。2、线圈检修检查相间隔离板和围屏,检查有无破损、变色、变形、放电痕迹,如发现异常,应做针对处理。检查线圈表面是否清洁,匝绝缘有无破损。检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。检查线圈油道,有无被油垢或其他物质堵塞情况,必要时可用软毛刷(白布或泡沫塑料)轻轻擦洗。有手指按压线圈表面,检查其绝缘状态,有无凹陷和松弛现象。3、铁芯检修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、有无松脱,上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物,可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭,若迭片有翘起或不规则之处,可用木锤或铜锤敲打平整。检查铁心,上下夹件、方铁、线圈压板(包括压铁)的紧固度和绝缘情况。检查穿铁心和夹件的油道,应畅通,油道垫块无脱落和堵塞现象。检查铁心地片的接触及绝缘情况。检查铁芯与定位钉(变压器运输用)的距离。4、引线检修检查引线及引锥的绝缘包扎情况,有无变形、变脆、破损,引线有无断股,引线与引线接头处焊接是否良好,有无过热现象。检查线圈至分接开关的引线,其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好,有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况,检查引线在绝缘支架内固定情况。检查引线与各部位之间的绝缘距离。检查套管将军帽密封是否良好,套管与引线的连接是否紧固。5、油箱及钟罩检修检查油箱内部清洁度。清扫强油管路,并检查强油管路的密封情况。检查套管的升高座,一般升高座的上部应设有放气塞,对于大电流套管,为防止产生涡流发热,三相之间应采用隔磁措施。检查油箱(钟罩)大盖的箱沿应保持平整,接头焊缝须用砂轮打平,防止出现凹凸不平,箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。检查铁心定位螺栓。检查隔磁及屏蔽装置。检查油箱的强度和密封性能。检查油箱及大盖等外部,进行清扫除锈(特别是焊缝),如有砂眼渗漏应进行补焊,重新喷漆。6、冷却装置检修一般冷却器(散热器)检修①清扫冷却器(散热器)表面。②用盖板将管接头法兰密封,加压进行试漏。扁管0.1——0.15Mpa10小时。③用合格的变压器油对内部进行循环冲洗,须加热油进行。④将内部油排净后加垫密封。7、油浸式套管检修瓷套外观检查并清扫。套管分解时,应依次逐个松动法兰螺丝,防止受力不匀损坏套管。拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。拆导杆和法兰螺丝前,应防止导杆摇晃损坏瓷套。对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。擦拭油垢,检查瓷套内部。组装过程中,注意胶垫位置应放正。8、套管型电流互感器检修检查引线标志是否齐全。更换引出线线柱的密封胶垫。必要时进行伏安特性试验。测量线圈的绝缘电阻。9、分接开关检修①检查开关各部件是否齐全完整。⑴检查开关各部件是否齐全完整。⑵松开上方定位螺栓,转动操作手柄,检查动触头是否灵活,上部指示位置是否一致。⑶检查动静触头间接触是否良好,触头表面状态是否良好。⑷检查触头分接线是否紧固有无松动。⑸检查分接开关绝缘件状况是否良好。⑹拆装前后指示位置必须一致,三相手柄及操作机构不得互换。⑺检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。⑻发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长,应进行干燥。②有载分接开关检修⑴按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修(50000次)。⑵检修时,切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时,相对湿度不大于65%,否则应作干燥处理。⑶取油样进行化验,油不合格应换油。⑷吊出切换开关清洗干净。⑸检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂,各触头编织软联结有无损坏,动静触头的烧损程度,过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。⑹复装。注油,也可同本体一起真空注油。10、电动机构的检修①一般部分⑴箱子的防水性。⑵齿轮盒的密封。⑶所有的接地部分。②操作试验逐级控制操作试验。凸轮开关动作检查试验。误相序的安全线路检查。电气和机械限位的动作检查。安全保护开关检查空气开关的检查电热器的检查其它附件检查11、储油柜的检修①普通式储油柜⑴打开侧盖,清洗检查内外表面,清扫积污器、油位计、油塞等零部件。⑵更换各部密封垫圈②胶囊式储油柜其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下:⑴放出储油柜的存油,将其内部清扫干净。⑵检查胶囊的密封性能。⑶用干净布擦净胶囊外壁,从人孔把胶囊放入储油柜。⑷将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上,连接好引出口,然后拧紧人孔法兰。③隔膜式储油柜⑴分解检修前可先充油进行密封试验。⑵拆下各部连管(呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等)。⑶拆下指针式油位计连杆,卸下指针式油位计。⑷分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。⑸清扫上下节油箱。⑹更换密封垫圈。⑺检查后分解程序相序程序组装。12、呼吸器检修倒出内部吸湿主剂,检查剥离罩完好,进行清扫。把干燥的吸湿剂装入。更换胶垫。注油到合适位置使形成油封。13、净油器检修倒出硅胶(活性氧化铝)用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干净。检查各部件完整无损关进行清扫。检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫,装复下盖板和滤过网,密封完好。14、压力释放阀检修清扫更换密封垫。上部爆膜片应完整无裂纹。15、瓦斯继电器检查外部检查,检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整,接线端了及盖板上箭头标志是否清楚,各接合处是否渗漏油。冲洗干净。检验动作、绝缘、流速校验合格。16、蝶阀、油门及塞子的检修检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封,更换密封垫圈。油门应拆下分解检修,研磨并更换密封填料。对放气(油)塞全面检查并更换密封圈。17、测温装置的校验每2年校验一次。18、变压器的整体组装及注油:①整体组装的准备工作组装前应彻底清理散热器(冷却器)、储油柜、防爆器(安全气道)、油管、不带电流互感器的升高座、套管及春所有零、部件组件,用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理,并作记录。安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理,并作记录。有安装标志的零件与部件,须按照安装标志指示的部位组装。变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。组装组件时,应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。油箱顶部若干上部定位件,应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。所有密封胶垫换新品,尺寸符合要求,受力压缩均匀,压缩量为2/3为宜。大型变压器采用真空注油工艺注油。注:储油柜不参加抽真空。冷却器连同主体一同抽真空。⑶在1小时内均匀提高真空度,达8ⅹ104Pa维持1小时,,如无异常,则将真空度逐渐加至9.75ⅹ104Pa维持1小时,检查油箱有无变形与异常现象。如未异常,在真空状态下注油,油应先经过真空滤油机进行脱气脱水,滤油机及管路最好是完全密封的;注油过程中应使真空度维持在9.75ⅹ104±6.7ⅹ102Pa真空度,油面接近顶盖200mm时停止注油;注油时间大于6小时。在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。⑷将储油柜上部的放气塞打开,从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞,再从加油管放油,使油面过到略高于要求高度,最后将呼吸器装好。⑸从二次注油结束开始,静置24小时,此期间多次放气(并起动潜油泵),检查有无渗漏及油位下降。第六节变压器大修后的交接验收变压器在大修竣工后,应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清退材料,进行核算提交竣工、验收报告,并提请项目公司生产部门组织有关单位(高压试验、油务化验、继保、计量等单位)进行现场验收工作。1、提供验收方面的有关资料:施工单位应向项目公司安全生产部移交下列资料:①开工报告②竣工报告③验收报告④设计计算单,包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。⑤现场干燥、检修记录。⑥高压绝缘试验报告,油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感器试验报告等。2、试运行前检查项目变压器本体,冷却装置及所有附件均无缺陷,且无污油。轮子的固定装置牢固。油漆完整,接地可靠。变压器项盖上无遗留杂物。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。高压套管的接地小套管应予接地,套管顶部将军帽结构的密封性良好,与外部引线的连接接触良好。变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体,有载分接开关油枕油位正常。进行各升高座部位的放气,使其完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象,油封良好,能起到正常呼吸作用。无载分接开关的位置应符合运行要求,有载操作应动作正确,闭锁装置动作正确,控制盘,操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。温度计指示正确,整定值符合要求。冷却装置试运行正常,强油装置应起动全部潜油泵进行较长时间的循环并经多次放气。进行备用冷却装置的自动投运试验和运行中的冷却器故障全停试验。继电保护装置经调试整定,动作正确。3、试运行变压器试运行时应按下列进行检查:①中性点直接接地系统的变压器,在进行冲击合闸投运前,中性点必须接地。②瓦斯继电器必须投运,重瓦斯投出口跳闸位置。③额定电压下的冲击试验(交接为5次,更换线圈为3次,大修2次),应无异常,励磁涌流不致引起保护装置的动作。④第一次受电后,持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。⑤带电后,检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面,不应有渗油现象,变压器无异常振动或放电声。分析比较运行前后油色谱数据,应无明显变化。注:检修过程需严格遵守安全措施,所有检修必须持有现场人员签发的工作票,停送电时必须持有操作票并唱票复诵。附件1?变压器风扇电机检修工艺检修周期和检修项目1、检修周期每年进行一次。2、小修周期6个月一次。3、临时性检修运行中发现严重缺陷和异常现象时,应退出运行,进行检修。4、新投入运行的检查?15天内每天检查一次,以后每月检查一次。5、检修项目大修风扇及电动机分解检修。小修1、检查风叶转动是否灵活,有无刮着风罩。2、检查接线端子有无松动现象。3、清扫外壳。5、向轴承室注入锂基润滑脂。5、检查各部紧固螺丝有无松动。6、测量定子线圈绝缘电阻。分解检修1、将止动垫圈打开,旋下盖型螺母,退出止动垫圈。用专用工具(三角爪)将叶轮从轴上卸下,同时将键、锥套取下保管好。2、检查叶轮与轮毂的铆接情况,松动时呆用铁锤铆紧。3、将叶轮放在平台上,检查叶片安装角度应一致,否则应调整。4、拆下电机罩卸下后端盖固定螺丝,顶出后端盖。5、检查后端盖有无破损,清除轴承室的润滑脂,用内径千分尺测量轴承室允许大0.025mm(直径),严重磨损应换新。附件2?变压器干燥一、需要干燥的判断运行中的变压器一般不需要干燥,只有经试验证明受潮,绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时,根据具体情况确定是否需要干燥。其判据为:1、tgδ值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上,且超过预防性试验规程规定时;2、绝缘电阻在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上,线圈温度在10---30℃时,63KV及以下吸收比低于1.2,110KV及以上低于1.3。3、油中有水分或油箱中出现明显进水,且水量较多。应综合上情况判断。二、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。三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定,或空气湿度较高,大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下,测得的结果进行比较来确定,在测量时也应把油的tgδ值考虑进去。四、新装变压器不符合下列条件者应干燥:1、绝缘电阻数据低于出厂试验值的70%以上。2、绝缘电阻低于下表规定(单位:兆欧)高压绕组电压等级温度(℃)----10KV---35KV---220KV五、干燥方法1、涡流加热真空干燥。2、热油喷雾真空干燥。3、零序电流干燥。4、短路电流干燥。5、红外线干燥等。可根据现场条件选1或几种综合使用。注意防止局部过热。六、抽真空要求:抽真空应先预热,升温速度为10~15℃/h,抽真空速度为1.3×104~20×104Pa/h。在抽真空的最初一小时内,当残压达到20kPa时,检查无异常情况后,继续提高真空度直到残压为0.3kPa,且保持8h以上。七、检查和记录:1、测量绕组的绝缘电阻(真空下有的不能测)。2、测量绕组、铁芯和外壳等各温度。3、保持一定真空度。4、定期排放冷凝水。5、定期进行热扩散。6、记录加温电源电压、电流的变化。7、检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况;八、干燥终结判断:1、保持温度不变,绕组绝缘电阻下降后再回升,维持12小时不变。2、8小时以上基本无凝结水折出。干燥完成后保持真空降温,与准备好的油温接近时进行真空注油,并继续保持无真空8小时以上。附件3?主变压器检修参考项目表参见安生部检修预防性导则油浸式变压器检修作业程序设备名称及编号上次检修时间设备型号额定容量kVA额定电压kV额定电流?A联结组别出厂编号生产日期生产厂家人员要求工种人数工作成员姓名工作成员签字负责人人检修工人焊?工人起重工人司?机人其?他人质量控制点:?见证点W:个,停工待检点H:个计划检修时间:年?月?日?时到年月?日?时实际检修时间:年?月?日?时到?年?月?日?时计划工时:小时?实用工时:小时检修过程危险点分析预控危险源可能导致的事故控制措施异物存留人身及设备伤害工作结束后检查高、低压触电人身伤害工作前检查各项安全措施走错间隔人身伤害工作前核对设备编号高空坠落人身伤害工作时系好安全带高空落物人身及设备伤害传递物件使用安全绳,严禁抛掷垃圾废弃污染、火灾分类处理废油污染、火灾回收或统一处理安全距离不足人员重伤、死亡工作前由工作负责人认真、统一交代安全措施及注意事项高处坠落人员重伤正确使用安全带,有专人监护高处坠物伤人人员重伤工作前熟悉工作现场,做好安全措施二次回路接线错误设备停运做好二次回路原始接线记录,接线完成后,有专人核对。确保接线正确一、引用的技术标准或技术资料产品说明书电力变压器试验导则电力设备预防性试验规程电力变压器检修导则二、修前准备□资料准备□了解一次设备运行方式□阅读设备说明书及变压器检修总结报告;□阅读设备台帐、缺陷记录、检修资料□检修时的技术措施和组织措施方案;□分析设备运行状况,明确缺陷和检修内容。□熟悉检修安全注意事项,分析危险点□了解检修范围、工作环境□掌握检修工艺及质量标准□前期设备诊断□检查并记录:设备运行缺陷情况:共?项□上次检修到本次检修的设备运行周期:□检修周期内设备运行情况描述:□仪器、仪表准备□测温仪………………………………………………………1台□500V摇表……………………………………………………1块口2500V摇表…………………………………………………1块口万用表………………………………………………………1块口相关试验仪器………………………………………………数台□工具准备□螺丝刀(十字口)…………………………………………2把□螺丝刀(一字口)…………………………………………2把□尖嘴钳………………………………………………………1把□活扳手(4"、6"、8"、12")……………………………各1把□套筒扳手……………………………………………………1套□呆头扳手(17—19、22—24)………………………………………各2把□梅花扳手(17—19、22—24)…………………………………………各2把□梯子(3m、4m)…………………………………………………………各1副□接线插座……………………………………………………………………1支□安全带………………………………………………………………………3副□材料准备□风扇电机…………………………………………………………………2台□破布………………………………………………………………………10Kg□导电膏……………………………………………………………………1管口相色漆(黄、绿、红)…………………………………………………各1kg口黄漆………………………………………………………………………1kg口稀释剂……………………………………………………………………5kg口塑料布……………………………………………………………………2kg口白布带……………………………………………………………………5盘口松动剂……………………………………………………………………1瓶口毛刷………………………………………………………………………5把口耐油胶皮(6、8、10mm)……………………………………………各1张□变压器油…………………………………………………………………1吨口车辆准备口升降车……………………………………………………………………1辆口吊车………………………………………………………………………1辆三、安全措施序号安全措施内容检查人1停电,将所有相关开关断开并置“检修位”。2作业前工作负责人要认真检查安全措施,并向工作班成员宣读工作票,交待安全措施及注意事项,严防走错间隔。3作业完成后保证所拆引线回装正确接触良好。4作业完成后保证所打开孔洞已密封良好四、工作步骤:□作业程序设备名称及编号:检修负责人:检修人员:检修日期:??□油浸式变压器引线拆除,修前电气、化学试验及清扫,确定无附加项目。□绝缘部件:□清洁、无损伤、无污点;□瓷瓶无松动;□导电回路:□接触良好,无过热、变形;□引线的绝缘包扎无变形、变脆、破损;□螺丝紧固,平垫、弹垫齐全;□铁芯接地:□接地体无锈蚀;□各销片、销钉齐备,紧固螺丝、备母无松动;□变压器排油□检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵,应保持干净清洁,无灰尘杂质和水分;□排油时,必须将变压器和油罐的放气塞打开,放开孔接入干燥空气装置,防止潮气进入;□储油柜内的变压器油不需放出时,可将储油柜下部蝶阀关闭;放出变压器本体内的全部变压器油;□有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出;□变压器本体在箱盖阀门上或利用气体继电器阀门安装抽真空管,有载分接开关油室与主油箱间应连接连管,以便与本体等压,同时抽真空注油,注油后应予拆除恢复正常;□向变压器内注油时,必须用真空滤油机;□变压器注油□以均匀的速度抽真空,达到指定真空度并保持2小时后基本无变化,开始向变压器油箱内注油,注油温度宜略高于器身温度;□以3-5T/h的速度将油注入变压器距箱顶200mm时停止,并继续抽真空保持4小时以上;□变压器补油。变压器经真空注油后补油时,须经储油柜注油管注入,严禁从下部油门注入,注油时油流缓慢注入变压器至规定的油面为止,在静止12h;□补油前,应首先将磁力油位计调整到零,然后打开隔膜上的放气塞,将隔膜内的气体排除,在关闭放气塞;□由集气盒下部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;□正常油位低时补油,利用集气盒下部注油管接至滤油机向储油柜注油,注油过程中发现集气盒有空气时,应停止注油,打开排气管的阀门向外排气,如此反复进行,直到储有轨的油位达到指定油位;□?本体检查:□套管的检查、试验;□油枕的检查;□呼吸器及硅胶的检查;□瓦斯继电器的检查;□释压器的检查;□变压器器身检查、螺丝的校紧;□变压器外壳及阀门、散热器片的清扫、水冲洗;□渗漏油的处理。□变压器消防水试喷;□二次回路;□回路绝缘良好;□接线正确;□接线端子紧固、无松动;□冷却风扇,油泵的检查、试验;□温度表的校验及温控回路的检查;□检修后的电气、化学试验;□引线的恢复检修现场的清理□试验数据要求及实测数值记录:试验项目试验数据绝缘试验绕组直流电阻变比高压套管tanδ及电容绕组tanδ?及电容交流耐压试验低电压短路阻抗测试见证点W1工作负责人班组部门签字日期□绝缘部件:□线圈、铁芯、瓷瓶清洁;□无异物存留;□导电回路:□应接引线无遗漏;□紧固螺丝、备母无松动。□其他方面检查:□相色漆涂刷;□工作现场清洁整齐;□冷却风扇、油泵、油流继电器工作正常;□各项试验合格;□设备编号、铭牌及挂牌齐备;□各项工作结束后确保工作现场清洁。停工待检点H1工作负责人班组部门签字日期□整理试验报告□对油浸式变压器检修的全过程及试验报告进行整理,记录存在的缺陷和所得的数据,并出据正式检修试验报告,联系部门验收。□结论:一、修前设备状况1、缺陷情况:2、设备运行状况描述:二、检修后设备状况1、缺陷情况:2、设备运行状况描述:三、其他四、更换主要备品、配件五、检查中的缺陷处理方法及分析过程

篇5：干式变压器结构原理检修维护

第一篇干式变压器的分类与特点干变是防灾型变压器用量最大的一种。目前制造技术已成熟,国内外许多工厂能大批量生产。国内外产量最大的工厂干式变压器年生产量已分别超过3000MVA(国外)和2000MVA(国内)。它适应高污秽、高温、潮湿的环境,具有阻燃、难燃、无公害、免维护等的优点,因而用量很大。目前,干式变压器最高电压等级已达35kV,最大容量为20MVA。一、干式变压器的分类1?浸渍式干式变压器该种变压器生产历史最长,制造工艺也比较简单。导线采用玻璃丝包,垫块用相应的绝缘等级材料热压成型。随浸渍漆的不同,变压器绝缘等级分为B、F、H、C级,主纵绝缘的空道全部以空气为绝缘物质。由于此种变压器受外界环境的影响比树脂大,在国内外产量均趋于减少。2?树脂干式变压器树脂干式变压器分为4种结构:树脂加填料浇注、树脂浇注、树脂绕包、树脂真空压力浸渍。虽然采用的设备投资大,但安装、维护费用低。2.1.树脂浇注与树脂加填料浇注结构这两种结构基本一样,其低压绕组用箔板(铜或铝)或线绕制(浸漆加端封),高压绕组用箔带(铜或铝)在环氧玻璃筒上绕成分段式(8~12段),或用扁、圆线绕成分段圆筒式,然后装入浇注模。2.2.树脂绕包结构低压绕组结构与前种结构一样。高压绕组在绕线机上进行,内模为环氧玻璃纤维布筒。这种结构的优点是不需要浇注模。用此结构绕一个高压绕组需8h,与绕制浇注式高压绕组的分段圆筒式结构所需的时间大体相同,而绕制一个高压箔绕仅需2h。目前国内该型产品成本为树脂加填料产品的1.25倍左右。2.3.树脂真空压力浸渍结构低压绕组结构与上述结构一样。高压绕组在绕线机上绕好并预压和预干燥后,放入浇注罐中抽真空处理。在真空下注入树脂,使其渗入于导体中,整个绕组被树脂包裹,然后解除真空并并施压,使树脂很好地渗入绕组之中,而后将绕组送入炉中处理。这种工艺结构如图4所示。其优点是无须浇注模,绕制与前几种一样,只是需真空压力浸渍,这是近年来发展的一种新技术,是与国外真空压力浸渍套管(代替胶纸、油纸套管)同时开发的产品,应该是有前途的,只是迄今国内未开发。二、树脂浇注式干式变压器的特点1.无油、无污染、难燃阻燃、自熄防火。2.绝缘温升等级高:F级绝缘,变压器温升可达100K。3.损耗低、效率高:SC(B)9系列损耗比现行新国标(GB/T10228)降低10%。4.噪声小:SC(B)9系列配电变压器通常可控制在50dB以下。5.局部放电量小(通常10PC以下),可靠性高,可保证长期安全运行,寿命达30年。6.抗裂、抗温度变化,机械强度高,抗突发短路能力强。7.防潮性能好,可在100%湿度下正常运行,停运后不需干燥处理即可投入运行。8.体积小、重量轻,据有关人士统计,油变的外形尺寸为干变的2倍多。9.不需单独的变压器室,不需吊芯检修及承重梁,节约土建占地和占空;因无油,不会产生有毒气体,不会对环境造成污染,不要集油坑等附属建筑,减少了土建造价。10.安装便捷,无须调试,几乎不需维护;无须更换和检查油料,运行维护成本低。11.配备有完善的温度保护控制系统,为变压器安全运行提供可靠保障。从低噪、节能、防火、节省土建造价、运行维护管理费以及长达30年的寿命等综合技术经济性能比较,干式变压器显现出其明显的优越性。第二篇变压器试验一、变压器试验基础1.?1概述?变压器是输送电能的重要设备之一,变压器的质量和可靠性直接关系到安全可靠地输送电力。发电变压器和关键部位的变电变压器的损坏,会影响电力的输送,而这些变压器的修复和往返运输,常常需要几个月的时间。在这期间,电力输送会受到影响,因而也就会影响到工农业生产和人民生活用电的正常供应,给国民经济带来很大的损失。由于对变压器安全可靠运行的要求在提高,因此近20年来变压器的检测技术也有了相应的发展。如大型变压器额定电压下的短路试验,局部放电测量及定位技术,将传递函数用于变压器冲击示伤,将数字技术用于损耗测量,在噪声测量方面提出了声强法,将频谱测量用于变压器绕组的变形诊断以及变压器油的色谱分析得到愈来愈广泛的应用。1.2变压器试验的标准为保证变压器能满足电力输送的质量和可靠性的要求,国家制定了变压器和变压器试验的标准,即(1)GB1094.1-1996《电力变压器第1部分总则》。(2)GB1094.2-1996《电力变压器第2部分温升》。(3)GB1094.3-85《电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验》。(4)GB1094.5-85《电力变压器第5部分承受短路的能力》。(5)GB6450-86《干式电力变压器》。1.3变压器的试验项目1.3.1例行试验(1)绕组电阻测量。(2)电压比测量和负载损耗的测量。(3)短路阻抗和负载损耗的测量。(4)空载电流和空载损耗的测量。(5)绕组对地绝缘电阻的测量。(6)绝缘例行试验;变压器绝缘的例行试验见表1-3中的出厂试验项目。(7)有载分接开关试验。1.3.2型式试验(1)温升试验。(2)绝缘型式试验(见表1-3型式试验项目)。试验?项?目试验类别外施耐压试验出厂试验线端上的雷电全波、截波冲击试验型式试验中性点端子的雷电全波冲击试验型式试验感应耐压试验出厂试验局部放电试验出厂试验1.3.3特殊试验(1)三相变压器零序阻抗的测量。(2)短路承受能力试验。(3)声级测定。(4)空载电流谐波的测量。二、电压比测量及联结组标号检定2.1概述电压比测量是变压器的例行试验,不仅在变压器出厂时要进行,而且在变压器安装现场投入运行前也要进行电压比测量。2.1.1电压比测量的目的(1)保证绕组各个分接的电压比在标准或合同技术要求的电压比允许范围之内。(2)确定并联线圈或线段(例如分接线段)的匝数相同。(3)判定绕组各分接的引线和分接开关的连接是否正确。电压比是变压器的一个重要性能指标。电压比测量电压较低、操作简单,变压器在生产制造过程中,要进行不止一次电压比测量,以保证产品的电压比满足要求。三、绕组直流电阻测量3.1测量的目的和要求绕组直流电阻测量按GB1094.1-1996《电力变压器第一部分总则》的规定属于变压器的例行试验,所以第一台变压器在制造过程中及制造完成后,都要进行直流电阻的测量。测量直流电阻的目的主要是检查变压器的以下几个方面:(1)绕组导线连接处的焊接或机械连接是否良好,有无焊接或连接不良的现象;(2)引线与套管、引线与分接开关的连接是否良好;(3)引线与引线的焊接或机械连接是否良好;(4)导线的规格,电阻率是否符合要求;(5)各相绕组的电阻是否平衡;(6)变压器绕组的温升是根据绕组在温升试验前的冷态电阻和温升试验后断开电源瞬间的热态电阻计算得到的,所以温升试验需测量电阻。3.2测量方法??变压器绕组直流电阻按JB/T501-91《电力变压器试验导则》有两种方法,电桥法和伏-安表法。四、空载试验4.1概述空载损耗和空载电流测量是变压器的例行试验。变压器的全部励磁特性是由空载试验确定的。进行空载试验的目的是:测量变压器的空载损耗和空载电流;验证变压器铁心的设计计算、工艺制造是否满足标准和技术条件的要求;检查变压器铁心是否存在缺陷,如局部过热、局部绝缘不良等。4.2空载损耗空载损耗主要由电工钢带的磁滞损耗和涡流损耗组成,空载损耗中也包括有附加损耗。附加损耗主要有:4.3空载电流变压器的空载电流主要由电工钢带的B-H曲线决定。五、负载损耗和短路阻抗测量5.1负载试验概述变压器负载损耗和短路阻抗测量是变压器的例行试验。制造厂进行负载试验的目的是测量变压器的负载损耗和短路阻抗。确定这两个重要性能参数是否满足标准、技术协议的要求,以及变压器绕组内是否存在缺陷。变压器一个绕组施加电压,铁心中产生磁通,施加电压的绕组中通过电流,根据磁势平衡的原理,另一个绕组短路时,第二个绕组中也产生感应电流,两个绕组的安匝数是相等的。一个绕组中的电流达到额定电流。则另一个短路绕组中也达到了额定电流。其原理线路如图5-1,图中,是一次绕组的匝数,是二次绕组的匝数,是一次绕组的交流电阻,是一次绕组的漏抗;是二次绕组的交流电阻,是二次绕组的漏抗。是一次绕组的阻抗,是二次绕组的阻抗,且有,。在变压器负载试验时,变压器铁心内的磁通是很小的。但由于绕组内通过电流,两个绕组的安匝是平衡的,在变压器内产生漏磁通,此漏磁通在绕组内的导线中产生涡流损耗,在绕组的并联导线内产生不平衡电流损耗,漏磁通也会在夹件、油箱、屏蔽内产生附加损耗,在铁心中内和在铁心拉板内产生附加损耗。所有这些损耗都与绕组内的电流有关,因而都归于变压器的负载损耗之内。六、外施耐压试验6.1概述?为保证出厂的变压器符合安全可靠运行的要求,除变压器的绝缘性能,电气性能要符合国家标准外,还必须使变压器的绝缘电气强度符合要求。变压器的电气强度是考核变压器在正常工作电压和非正常状态下(如遭受雷电过电压,操作过电压等作用)能安全可靠运行的必要条件。只有通过这些作用电压和局部放电的考核,才可以说变压器已经具有上网运行的基本条件。因此每台变压器均应承受诸如短时工频耐压,冲击耐压和局部放电测量等试验的考核。外施耐压试验的目的是考核绕组对地和绕组之间的主绝缘强度。这上目的对于全绝缘变压器来说完全能达到,对于分级绝缘的变压器则只能考核绕组地铁轭的端绝缘,绕组部分引线的对地绝缘强度,至于绕组对地和绕组之间的绝缘强度则无法考核的目的。对于此种变压器只能用感应试验的方法来达到考核绕组对地和绕组之间,以及相关引线绝缘强度的目的。七、感应耐压试验7.1概述感应耐压试验是继外施耐压试验之后考核变压器电气强度的又一重要试验项目。对于全绝缘变压器来讲,外施耐压试验只考核了主绝缘的电气强度,而纵绝缘则由感应耐压试验进行检验。对于分级绝缘变压器,外施耐压试验只考核中性点的绝缘水平,而绕组的纵绝缘即匝间、层间、段间绝缘以及绕组对地及对其他绕组和相间绝缘的电气强度仍需感应耐压试验进行考核。因此,感应耐压试验是考核变压器绝缘和纵绝缘电气强度的重要手段。7.2试验要求?感应耐压试验通常是在变压吕低压绕组端子施加两倍的额定电压,其他绕组开路,其波形应尽可能为正弦波。第三篇运行维护及故障处理一、运行前的检查1.1检查所有紧固件、连接件是否松动,并重新紧固一次。1.2检查运输时拆下的零部件是否重新安装妥当,并检查变压器是否有异物存在,特别是变压器高低压风道内及下垫块上。1.3检查风机、温度控制器、温度显示仪及有载开关等附件能否正常运行工作。对于三相电源风机,应注意其转向,风机正常转向时,风从线圈底部向上吹入线圈,否则就为反转,请更换风机电源的相序。二、运行前的试验2.1测量三相所有分接位置下的直流电阻,三相相电阻不平衡率应小于4%,三相线电阻不平衡率应小于2%。对于容量800kVA以上变压器低压由于引线结构原因超过标准时,与出厂数据比较,波动范围应小于2%,但线圈电阻平衡率应小于2%。2.2测量所有分接下的电压比,以及联结组别。最大电压比误差应小于0.5%。2.3线圈绝缘电阻的测试一般情况下(温度20~40℃,湿度90%)高压对低压及地≥300MΩ,?低压对高压及地≥100MΩ但是:如变压器遭受异常潮湿发生凝露现象,则无论其绝缘电阻如何,在其进行耐压试验或投入运行前必须进行干燥处理,如用大碘钨灯进行照射。2.4铁心绝缘电阻的测试一般情况下(温度20~40℃,湿度90%)用2500V兆欧表测量铁心-夹件及地≥1MΩ穿心螺杆-铁心及地≥1MΩ同样,在比较潮湿的环境下,此值会下降,只要其阻值≥0.1MΩ即可运行。2.5对于有载调压变压器,应根据有载调压分接开关使用说明书作投入运行前的必要检查和通电试验。2.6外施工频耐压试验,试验电压为出厂试验电压的85%。三、投网运行3.1变压器投入运行前,应根据变压器铭牌和分接指示牌将分接片或有载开关调到合适的位置。无载调压变压器如输出电压偏高,在确保高压断电情况下,将分接头的连接片往上接(1档方向),如输出电压偏低,在确保高压断电情况下,将分接头的连接片往下接(5档方向)。3.2变压器应在空载时合闸投运,合闸涌流峰值最高可达10倍额定电流左右。对变压器的电流速动保护设定值应大于涌流峰值。3.3变压器投入运行后,所带负载应由轻到重,并检查产品有无异响,切忌盲目一次大负载投入。3.4变压器过负载运行应按照IEC905《干式电力变压器负载导则》或厂家《干式变压器技术手册》过载能力曲线。3.5变压器退出运行后,一般不需采取其它措施即可重新投入运行,但是如在高湿度下,变压器已发生凝露现象,那么必须经干燥处理后,变压器方能重新投入运行。四、变压器正常维护为了保证变压器能正常运行,需对它进行定期检查维护。4.1紧固件检查检查紧固件、连接件是否松动,导电零件有无生锈腐蚀的痕迹,还要观察绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象,必要时应及时通知厂家进行处理。4.2清洁一般在干燥清洁的场所,每年或更长一点时间进行一次检查。在其它场合,例如可能有大量灰尘或化学烟雾污染的空气进入时,每三至六个月进行一次检查。检查时,如发现有过多的灰尘或异物聚集,则必须清除,以保证空气流通和防止绝缘击穿。特别要注意用布清洁变压器的绝缘子、下垫块凸台处以及高压线圈外表,并使用干燥的压缩空气吹净通风气道中灰尘。4.3绝缘测量干式变压器运行若干年(建议五年)后,做一下绝缘电阻测试和直流电阻测试来判断变压器能否继续运行,一般无需进行其它测试。4.4辅件维护4.4.1温度控制器、温度显示仪的维护由于不同厂家配备的温度控制器和温度显示仪各有不同,因此处理起来各有不同,一般原则如下:a.检查电源是否接对,有接单相电源的也有接三相电源。b.?在断电情况下,检查三相Pt100铂电阻是否平衡(一般相差小于10%),某相热敏电阻值太大说明铂电阻变质或接触不良,应给予更换或重焊。使用热敏电阻做温度控制元件的产品,测量进入温控箱的相应热敏电阻值是否正常(三相串联电阻应不小于400Ω),若不正常则检查接线端子是否松动或断线。c.?如以上情况都正常,但温控温显还不正常,请更换温显仪或温度监视器本身,有问题的温显仪或温度监视器可找无线电修理部或厂家维护(超过四年寿命3万5仟小时的已无价值,因元件已老化)4.4.2有载开关的维护有载开关目前主要有二种,一种为真空有载开关,一种为空气有载开关,它们各有各的长处和短处:真空有载开关,切换时无弧光,但结构复杂造价高,维护困难;空气有载开关,切换时有弧光,但结构简单造价低,维护方便。因此,维护上应仔细阅读制造厂家使用说明书和故障处理方法,切忌带高压处理故障,如无把握请立即通知厂家处理。对于真空有载开关一定要将有载开关过流输出接入高压跳闸回路,此过流输出是开关出现故障造成分接档短路情况下产生过流,与系统过流是两回事。因此,真空有载开关运行中突然跳闸,应仔细检查是不真空切换部分有异常(如真空泡是否卡死、失效,储能机构是否不到位等,总之有否同一相三只真空泡中有二只同时接通情况),在确保无误情况下方可重新送电。五、故障处理5.1受潮处理在变压器出现进水或凝露,使高低压绝缘电阻小于3MΩ/kV或铁心对地为零等情况之一时,最简单方法是用大灯炮直照进行烘烤,但时间较长,一般需要10天左右。如时间紧可采用短路法,即低压用铜排短路,短路铜排截面与低压出线铜排截面相当,高压通不超过阻抗电压的三相电压,如高压10kV,阻抗为4%或6%,以及高压6.3kV阻抗6%的产品,高压三相就可通380V市电进行烤烘。当绝缘好于以上情况,可采用空载进行烘烤,将高压开路(注意绝缘距离应大于高压绝缘子长度),低压通额定电压(一般产品低压额定电压为400V,就可以通380V左右的市电进行烘烤),时间4小时以上就可满足投网条件,但通电时应做防护工作,以免有人闯入。但对于没有浇铸箔式产品,在变压器出现进水或凝露时,无论缘缘电阻多少,都应该采用短路法烘烤2天甚至4天以上。5.2噪音处理5.2.1检查低压侧输出电压是否高于低压额定电压,如高于额定电压,请确保高压断电情况下,把调压分接头的连接片调至合适的分接档。5.2.2检查紧因夹件及拉杆螺丝是否松动,以及铁心底部托盘螺丝是否松动。5.2.3检查带外壳产品上下网板是否振坳,在保证安全情况下,按住上下网板看噪音是否消失。5.3有载开关重大事故处理先检查变压器本体有无异常(如发黑开裂等)如无异常可将变压器按接线图接成无载(原来开关位于第几档就将变压器接在几档),将有载开关联线与变压器全部断开并保证一定绝缘距离,就可以重新投网运行。5.4变压器重大事故处理因小动物(如老鼠或蛇)造成变压器接地跳闸,变压器线圈无开裂现象,即可将动物拿开,清除线圈表面黑迹(用砂布清除)并刷上绝缘清漆,就可投入运行。如因过载或上部漏水以及不明情况造成变压器烧黑开裂等情况,请立即与厂家联系处理。六、安全注意事项6.1变压器安装完毕投入运行之前对于无外壳的变压器,应在变压器的周围安装隔离栏栅,以避免意外事故发生。6.2变压器投入运行以后严禁触摸变压器主体,以防事故发生。6.3变压器的试验、安装、维护必须由有资格的专业人员承担。6.4变压器安装在高压开关柜中,应特别注意线圈外表对开关柜绝缘距离,否则湿度大时就容易出意外。第四章变压器大修的工序及标准要求一、变压器的清扫、检查1.1检查变压器绕组表面是否起泡、有裂纹、测温元件是否烧坏;(变压器无虫害,通风应良好。)1.2清洁线圈、引线、母线排、绝缘子、铁芯表面、柜壁顶、地板底部;1.3拆除变压器高压引线、低压出线、中性点连接线,拆下的螺栓保存好。二、线圈检查2.1检查线圈风道内是否存在异物;2.2检查线圈各垫块是否松动;(线圈各垫块无松动。线圈、支架无外伤,裂纹。)2.3检查高压引线绝缘子是否有放电痕迹;(线圈绝缘处于合格状态,用手按无裂纹,脆化。2.4分接头短接片无过热变色、锈蚀,螺栓无松动。三、铁芯检查3.1检查铁芯表面;(铁芯表面无锈蚀,无局部过热,变色现象。)3.2检查铁芯接地装置,接地片与钢梁之间应接触良好;(铁芯接地装置按地螺栓压紧,且为一点接地。)3.3检查铁芯紧固螺栓.(铁芯紧固螺栓不松动,接触面完好无损。)四、CT检查4.1检查CT的接线端子是否牢固;4.2测量CT的绝缘电阻,与以往相比,不低于前一次测试值70%。五、测温元件5.1检查绕组温度指示器接线端子;(绕组温度指示器接线端子牢固。)5.2检查温度探头是否插牢,表面无烧焦痕迹。(温度探头正常,引线牢固。)六、绕组铁芯绝缘电阻、吸收比的测量6.1测量高压侧绕组的绝缘电阻吸收比;(用2500V摇表测高压—低压及地≥300MΩ;)6.2测量低压侧绕组的绝缘电阻吸收比;(用2500V摇表测低压—高压侧及地≥100MΩ;)6.3测量铁芯的绝缘电阻。(用2500V兆欧表测铁芯—夹件及地≥2MΩ。)6.4测量变压器高压侧电缆的绝缘电阻。(用2500V兆欧表测≥1000MΩ。)七、电气试验7.1测量变压器绕组直流电阻,高压侧每个分接头均应测量;(H-1)(直流电阻测量,线间误差<2%,相间误差<4%;与以前相同部位测得值比较,变化值不应大于2%;)7.2绕组交流耐压试验;(高压绕组耐压通过,无击穿。(16KV,1min);)7.3耐压后绕组测试绝缘电阻;(耐压前后,绝缘电阻无明显变化;)八、变压器复装8.1高低压及中性点引线恢复,导体接触面需涂导电膏,螺栓连接部位需要使用力矩扳手,力矩值参照下表:直径M10M12M16M20力矩值30N?m33N?m35N?m45N?m(高低压侧及接地,正确接线,紧固接线螺栓;各部件复装,油漆完整、相色正确、外观整洁无损;)8.2确认温度控制器电源小开关已合上。8.3再次检查变压器绕组风道、铁芯上没有异物,柜内干净后锁好变压器柜门。8.4终结工作票。(施工现场清理干净,终止工作票。)参考资料:广东顺特干式变压器维护说明书

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