电力变压器检修作业指导书Word格式.docx
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3
凡士林油
中性
4
低温润滑油
5
抹布
6
砂纸
0号
张
10
7
毛刷
10cm
把
8
塑料布
m2
9
白棉布
苯或者无水乙醇
11
研磨膏
盒
12
松锈液
瓶
13
绝缘漆
14
安全带
副
试验合格
15
活扳手
200mm、250mm
300mm、370mm
各2
16
套扳手
M6~22
套
17
套管定位螺母专用扳手
18
手锤
19
螺丝刀
20
组锉
6件
21
平锉、圆锉、三角锉
250mm
22
钢丝钳
23
绳子（传递绳）
m
24
试验仪器
25
继电保护试验仪
6作业人员及工期
作业人员：
钳工3~4人；
试验工4~5人；
继电保护工3~4人，其中各工种工作负责人各1人，安全监督1人，工作人员必须持证上岗。
工期1天。
7安全注意事项及危险源控制措施
7.1安全注意事项
7.1.1各工种人员必须认真执行安全规程及工作票所列安全措施。
7.1.2进入现场必须穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽、高处作业必须系安全带。
7.1.3工作现场保持清洁，不准吸烟并准备消防工具。
7.1.4严禁上下抛掷工、器具。
7.2危险点及控制措施（见表2）
表2
危险点
控制措施
未办理工作许可。
工作人员就开始工作，工作负责人在工作前未认真检查安全措施。
应严格执行《安全操作规程》的许可制度。
工作负责人未向工作人员交底安全措施及现场存在的隐患。
应严格执行《安全操作规程》的工作监护制度。
误入带电间隔，擅自变更安全措施
工具、器具遗忘在上。
在离开作业场所时仔细检查，以免遗留物品。
试验人员试验接线错误，一起使用不当，试验人员之间配合不当。
操作仪器时应注意相互配合，接试验电源应戴线手套。
耐压试验时周围应设应警示标志及红布遮栏，并有人监护，非试验人员不许靠近。
更改接线时，未经放电，试验设备不接地。
放电、射阳设备，试验设备、外壳接地。
变压器一、二次引线拆装时引线脱落、动荡、碰伤作业人员及高空坠落摔伤
①引线拆装时，用传递绳或绝缘杆固定和传递
②高处作业人员必须使用安全带，穿防滑性能好的软底鞋。
作业人员从器身顶部掉下
①在变压器顶部作业人员必须使用安全带
②器身顶部的油污需清擦干净
使用民工不规范
加强管理及安全教育。
8作业步骤
8.1
作业步骤
8.1.1设备停电作业、办理第一种工作票。
8.1.2工作负责人会同工作许可人检查工作现场安全措施是否完善。
8.1.3工作负责人向工作人员进行安全交底；
危险源及控制措施，注意事项。
8.1.4检修人员之间要相互配合，操作仪器应采用复诵制。
8.2
检修项目及要求
8.2.1处理已发现的缺陷；
8.2.2放出储油柜积污器中污油，并进行更换。
8.2.3检修油位计，调整油位：
油位计内部无油垢，红色浮标及温度标示线清晰可见，油位调整到合格位置。
8.2.4检修冷却装置：
包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；
（1）油泵的检修：
无异常声响；
前后端盖应清洁无损坏；
打开接线盒检查接线柱及绝缘板，内部清洁无油污及灰尘。
（2）风扇的检修：
叶轮无损伤变形；
电动机前后端盖应清洁无损坏；
打开接线盒检查密封情况，线圈引线接头牢固并外套塑料管，牢固接在接线柱上；
风扇电动机运行平稳、声音正常、转动方向正确。
（3）油流继电器的检修：
档板转动灵活，转动方向与油流方向一致；
各部件连接紧固，指示正确，无渗漏。
8.2.5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、速动油压继电器等。
8.2.6检修油保护装置：
（1）检修吸湿装置,检查法兰盘，硅胶以及吸湿器中的油位。
法兰盘密封良好，无漏气，无渗漏油。
硅胶无变色。
如硅胶从蓝色变为粉红色，应对硅胶进行更换。
（2）检修净油器，净油器的密封要良好，，无渗漏，硅胶无变色。
8.2.7检修测温装置：
包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；
8.2.8检修调压装置，对有载调压或无载调压装置进行检查。
8.2.9检查接地系统：
接地可靠，无断裂现象。
8.2.10检查所有的变压器套管，有无破裂和渗漏油。
擦拭伞群。
8.2.11检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。
8.2.12清扫油箱和附件，必要时进行补漆，应做到清洁无油垢。
8.2.13清扫绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）：
清洁无油垢，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好。
8.2.14对变压器的保护装置进行检验调试。
8.2.15按照《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》进行测量和试验。
8.2.16整理工具并清理现场及业主验收。
8.2.17发现问题检修人员进行再处理。
8.2.18业主单位进行复检。
8.2.19全部工作结束，填写检修记录，办理工作结束手续。
9质量关键点控制
9.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
9.2安全保护装置、测温装置、调压装置等应可靠。
9.3套管将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好。
9.4原始记录内容要求：
设备名牌；
检修项目、日期、人员、检查调试及试验结果、验收情况、缺陷处理及反事故技术措施执行情况。
附：
电力变压器检修项目及标准要求
电力变压器检修项目及标准要求
表3
检修项目
标准及要求
备注
检查并清理储油柜积污器中的污油
消除污油
油位计的检修并调整油位
油位计内部无油垢，油位调整至合格位置
冷却装置的检修：
包括风扇、油泵、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束
完好，动作可靠
检修保护安全保护装置：
包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫变压器冷却器管束
检查油保护装置
检修调压装置：
对有载调压装置或无载调压装置进行调试、测温装置温度计及控制箱并进行调试
完好，准确，动作可靠
检修有保护装置：
对吸湿装置、净油装置进行检查，检查法兰盘，硅胶以及吸湿器中的油位。
检查所有的变压器套管
无破裂和渗漏油。
检查接地系统
完好，可靠
检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油
密封良好，无渗漏油
检查导电接头
与外部引线连接良好
对主变整体进行清扫，包括油箱和附件，外绝缘、套管和将军帽
清洁无油垢，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线连接良好
对保护装置进行全面检验和调试
调试合格，定值正确，传动正确
对变压器进行试验
试验项目
（1）
油中溶解气体色谱分析
1、溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：
总烃150μl/l；
H2150μl/l;
C2H25.0μl/l。
2、烃类气体总和的产气率在0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式），相对产气率大于10%月，则认为设备有异常。
由技术部按照《电力设备交接和预防性试验规程》中电力变压器及电抗器中的具体要求做。
（2）
绕组直流电阻
1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。
35KV以上变压器，三相不平衡率变化量大于0.5%时应引起注意，大于1%时应查明处理。
2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%
3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%
4）无励磁调压变压器变换分接位置。
5）有载调压变压器分接开关检修后（在所有分接位置测量绕组电阻）
1.电阻线间差不能超过2%。
2.不同温度下的电阻值按下式换算：
R2=R1（T+t2）/（T+t1）,式中：
R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，T为电阻温度常数，铜=235，铝=225。
3.无励磁变压器在投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻。
4.有载调压变压器定期试验时可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻。
5.220KV及以上上绕组测试电流不宜大于10A。
（3）
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（10000MΩ以上）
2）吸收比（10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5
3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况。
注意：
测量前绕组要充分放电；
测量时以顶层油温为准，尽量在油温低于50℃时试验。
1.吸收比和极化指数不进行温度换算。
2.变压器绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比和极化指数仅做参考。
3.电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量。
（4）
必要时测量绕组的tgδ
1）20℃时的tgδ不大于下列数值：
110～220KV0.8%
35KV1.5%
2）与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%）
3）试验电压如下：
a、绕组电压10KV及以上：
10KV
b、绕组电压10KV及以下：
Un
1.非被试绕组应接地，被试绕组应短路。
2.同一变压器各绕组的tgδ标准值应相同。
3.测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验。
4.尽量在油温低于50℃时试验。
5.封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ.
（5）
必要时测量套管的tgδ
1）20℃时的tgδ（%）值应不大于下表中数值：
1.测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量。
2.20kV以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ。
电压（KV）
20~35
66~110
220~500
大修后
充油型
3.0
1.5
油纸电容型
1.0
0.8
胶纸电容型
2.0
运行中
3.5
2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，加压2KV，其值不大于2%
3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±
5%时，应查明原因。
1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。
当tgδ随温度增加明显增大或试验电压由10kV升到Um/√3时，tgδ增量超过±
0.3%，不应继续运行。
（6）
变压器的交流耐压试验
35KV及以上油浸设备的耐压值按附录A进行（即规程中的附录G）
35KV以下油浸设备的耐压值按附录C进行（即规程中的附录H）
干式变压器试验电压值按照附录A进行（即规程中的附录G）
1.35KV全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验。
2.35KV及以下绕组，变压器中性点应进行外施耐压试验。
（7）
铁心（有外引接地线的）绝缘电阻
1）与以前测试结果相比无显著差别
2）运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A
夹件也有单独外引接地线的应分别测量。
（8）
绕组泄漏电流
1）试验电压一般如下：
1.读取1min时的泄漏电流值。
2.封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量。
3.泄漏电流参考值参见附录B的规定
绕组额定电压（kV）
6～10
20～35
66～220
直流试验电压（kV）
40
2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测的值相近（在相同温度下）
（9）
必要时变压器绕组电压比
1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同。
2）电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±
1%；
其它所有变压器：
额定分接电压比允许偏差为±
0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过1%。
分接开关引线拆装后也需要测绕组电压比。
（10）
必要时测试变压器的接线组别或极性
必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致
（11）
有载调压装置的试验和检查
1）检查动作顺序，动作角度
范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符
2）操作试验：
变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环
手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常
3）检查和切换测试：
a）测量过渡电阻的阻值
b）测量切换时间
c）检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况
d）单、双数触头间非线性电阻的试验
e）检查单、双数触头间放电间隙
4）检查操作箱
5）切换开关室绝缘油试验
6）二次回路绝缘试验
与出厂值相符
三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术要求相符
动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好
按制造厂的技术要求
附录A
高压电气设备的工频耐压试验电压标准
额定电压
（kV）
最高工作电压
1min工频耐受电压（kV）有效值
油浸电力
变压器和电抗器
干式电力变压器和电抗器
电压
互感器
断路器、电流互感器
套管及穿墙套管
支持绝缘子、隔离开关
纯瓷和纯瓷充油绝缘
固体有机绝缘、油浸电容式、干式、SF6
纯瓷
固体有机绝缘
出厂
交接
大修
3.6
17.5
10.6
8.5
（18）
（16）
7.2
21.5
30
（23）
27
（21）
26
32
28
35
24.8
42
（28）
38
（25）
36
40.5
85
68
75
60
95
（80）
（72）
81
100
90
110
126
200
160
-
200/
230
180
170/
196
265
240
220
252
360/
395
288/
316
395/
460
356
335/
391
495
440
注1：
表中电气设备出厂试验电压按照现行国家标准GB311.1—1997。
注2：
括弧内的数据为全绝缘结构电压互感器的匝间绝缘水平，即感应耐压试验应采用的电压值。
注3：
斜杠上下为不同绝缘水平取值，以出厂（名牌）值为准。
注4：
变压器、电抗器交接大修试验电压取值参照GB150—2006标准，取出厂试验电压的80%。
注5：
套管（固体有机绝缘、油浸电容式、干式、六氟化硫式）交接大修试验电压取值参照DL/596标准，取出厂试验电压的85%。
注6：
互感器、断路器交接大修试验电压根据以往规程执行情况，取出厂试验电压的90%，或至少不低于本表中的试验电压取值。
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