整流变压器检修规程及标准Word文档格式.docx
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2.1.4检查变压器顶盖上的绝缘件；
2.1.5检查引出导电排的的螺栓接头有无过热现象；
2.1.6检查漏油；
2.1.7检查阀门位置；
2.1.8检查冷却系统；
2.1.9检查储油柜呼吸器是否畅通；
2.1.10检查周围场地和设施即环境卫生；
2.1.11检查继电保护是否正确；
2.1.12检查强油循环冷却器系统；
2.2小修
2.2.1清扫外壳及高低压绝缘套管、储油柜、散热器、防爆管等，并消除渗漏；
2.2.2检查外部紧固引出线的接头螺钉，如发现局部烧伤，可用锉刀进行修整；
2.2.3检查油面计是否正常，清除储油柜中积污，缺油时应补油；
2.2.4检查吸湿器是否正常，并清除污浊；
2.2.5检查气体继电器及引出线等是否良好；
2.2.6检查放油门及各部的油截门是否正常，漏油时应紧固螺钉或更换衬垫等；
2.2.7检查变压器接地线、引线是否完好，锈蚀时应更换；
2.2.8检测变压器的绝缘电阻是否符合要求；
2.2.9消除已发现并就地可解决的缺陷。
2.3大修
2.3.1完成小修的所有项目；
2.3.2检测油质，根据电炉变压器的油质情况，进行滤油或换油；
2.3.3电炉变压器进行吊芯，检查绕组的绝缘状况，是否良好及衬垫是否牢固，不应有线圈松动、变形和位移情况；
2.3.4清除变压器内部异物；
2.3.5更换有载开关滤油机滤芯；
2.3.6检查与检修有载开关的控制装置，包括电动机、传动机构及其操作回路；
2.3.7校验与调整温度计、控制仪表、继电保护装置、控制、信号装置及其二次回路等；
2.3.8必要时对外壳重新涂漆。
3.0操作步骤
3.1整流变压器的拆卸
3.1.1放油作业
3.1.1.1将变压器的放油阀门接好管接头、把耐油胶管与放油管道连接好。
油管头应用铁丝绑好；
3.1.1.2滤油机检查良好，处于良好状态；
3.1.1.3检查变压器至滤油机箱的管路应无异常、良好，各阀门调至放油位置。
油管无堵塞、无渗漏油，应可靠；
3.1.1.4将变压器顶部排气阀打开；
3.1.1.5派专人看管好滤油机，并用专人巡视，检查油管、油路，防止绝缘油跑油；
3.1.1.6打开变压器放油阀开始放油；
3.1.1.7变压器放油后关闭滤油机电源，关闭、紧固好变压器的放油阀门及顶部排气阀；
3.1.2拆卸变压器附件及大盖。
3.1.2.1拆卸变压器大盖螺丝，作业人员所使用工具登记在册；
3.1.2.2拆卸二次侧检修孔；
3.1.2.3拆卸变压器内部与二次桩头连接铜排；
3.1.2.4所有拆卸下的紧固件应安排专人进行保管，并登记在册
3.1.2.5拆卸人员应着干净、整洁衣服，身上不得带其它杂物；
3.1.3起吊铁芯作业。
3.1.3.1在技术准备工作完毕并验收合格后方可作业；
3.1.3.2起吊工作开始前应全面检查起吊器具，如：
倒链安全可靠性、钢丝绳能够使用、作业人员安全措施是否到位等。
3.1.3.3起吊作业应有专人进行指挥，避免多人指挥造成设备及人身安全；
3.1.3.4起吊人员身上不得带杂物；
3.1.3.5起吊现场不得有闲杂人员滞留；
3.1.3.6在变压器加固梁做4个吊装点，倒链操作人员4名；
3.1.3.7在起吊作业过程中应注意避免碰撞造成二次隐患；
3.1.3.8变压器器铁芯吊至离地面1.2米处，进行安全固定，具体措施为：
用4根方木将铁芯与本体进行支撑；
将倒链进行固定。
3.1.3.9起吊完毕后应检查4个吊链的受力程度是否安全；
3.2检查与修理
3.2.1器身检查
3.2.1.1首先用0.2MPa～0.3MPa的干燥洁净的压缩空气或氮气吹净灰尘及颗粒杂物；
3.2.1.2登上器身进行检查的人员，应穿防滑的干净鞋，衣着清洁，保证无异物掉入器身及油箱内。
3.2.1.3器身检查工具必须擦洗干净，并专人登记工具使用情况。
3.2.1.4器身检查用梯子及带有尖角的东西，不得搭在引线、绝缘件及导线夹上，不允许在导线支架及引线攀登；
3.2.1.5器身检查一般为吊罩检查，也可从人孔或观察孔进入油箱内进行器身检查；
3.2.1.6检查铁芯有无移位、变形。
铁芯夹紧螺栓是否松动；
3.2.1.7检查铁芯、夹件、铁压板及旁轭屏蔽接地情况是否良好；
3.2.1.8检查器身有无移位、定位螺栓是否松动。
器身上垫块、端圈是否松动、位移，压钉是否松动、锁紧；
3.2.1.9检查引线绝缘是否完好，引线是否保持原有状态，不得随意弯折引线、拆除用以运输时固定引线的临时支架或绑扎等；
3.2.1.10检查分接开关三相触头位置是否一致，触头是否良好；
3.2.1.11检查油箱内壁及箱壁屏蔽装置是否平整，固定屏蔽用紧固件是否牢靠；
3.2.1.12检查所有紧固件，如有松动应随时加以紧固。
油箱内所有异物（包括非金属物）都应彻底清除无可见杂物后，可用合格的变压器油冲洗，最后清理箱底；
3.2.1.13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；
3.2.14油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐；
3.2.15绝缘良好，接地可靠；
3.2.2热油循环
3.2.2.1当油样试验部符合GB7595-87的规定时，应进行热油循环处理，最后使达到规定；
3.2.2.2储存或器身检查时器身表面轻微受潮者应进行热油循环；
3.2.2.3热油循环时，油温应达到60-70℃，通常使全油量循环3-4此。
3.2.3补油
通过油箱顶部蝶阀设置补油管路，注油至储油柜额定油位，同时打开油管路、储油柜、净油器及其它满足运行的阀门，并排气。
3.2.4绕组检修
3.4.1检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开进行检查、处理；
3.4.2检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损；
3.4.3检查绕组各部垫块有无移位和松动现象；
3.4.4用手指按压绕组表面检查其绝缘状态；
3.2.5油水冷却器检修
3.2.5.1清除控制箱的灰尘并测量电机绝缘；
3.2.5.2检查油循环流量开关是否正常，有必要时进行校验；
3.2.5.3拆下并检查油流继电器，进行修理和调试；
3.2.5.4关闭进出水阀，放出存水，再关闭进出油阀；
3.2.5.5清扫冷却器表面，并用0.1MPa压力的压缩空气吹净管束间堵塞的灰尘等杂物，若油垢严重科用金属洗净剂擦洗干净；
3.2.5.6消除缺陷；
3.2.5.7检查油泵引线与绕组的焊接情况；
3.2.5.8打开接线盒，检查接线柱及绝缘板，清洗接线盒内部，更换接线盒及接线柱的密封胶垫；
3.2.5.8用500V兆欧表测量绝缘电阻；
3.2.5.9检查油泵电机转子短路环有无断裂，铁芯有无损坏；
3.2.5.10检查油泵轴承磨损情况，磨损严重时应更换；
3.2.6套管检修
3.2.6.1检查瓷套有无损坏；
3.2.6.2套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓；
3.2.6.3拆卸瓷套前应先轻轻晃动，时法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套；
3.2.6.4检查瓷套内部，并用白布擦拭，在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆；
3.2.6.5有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装；
3.2.7分接开关的检修
3.2.7.1检查开关各部件是否齐全完整；
3.2.7.2松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；
3.2.7.3检查绕组实际分接是否与指示一致，否则应进行调整；
3.2.7.4检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住；
3.2.7.5检查分接开关绝缘件有无受潮、变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重变形或裂纹应更换；
3.3整流变压器的装复
3.3.1整流变压器的装复与拆卸作业相反。
3.3.2大修后应更换所有密封处的胶垫和密封环；
3.3.3对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器、净油器和气体继电器等放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并擦尽油迹；
4.0检修标准和要求
4.1器身检查
4.1.1铁芯对地应是通路，打开接地片后，铁芯对地电阻值≥200MΩ（500伏兆欧表），同时检查接地是否牢靠；
4.1.2器身在空气中暴露时间，从开始放油开始计时，按下述进行：
相对湿度不大于65%，不超过14小时
相对湿度不大于75%，不超过10小时
当器身温度高于空气温度时，可延长2小时
4.1.3遇有特殊情况或露空时间超过规定时，应及时采取相应的防护措施，并进行绝缘监测，确保绝缘不得受潮，否则应停止工作。
4.2注油
4.2.1注油速度应控制在小于4吨/小时；
4.2.2注油位置应符合油位指示仪表的正确位置；
4.2.3注油完毕后，变压器静置时间不应小于24小时。
4.3电炉变压器油必须达到以下指标：
见表1
电压等级kv
≤110
击穿电压kv/2.5mm
≥45
介质损失角90℃时%
≤0.5
微水含量ppm
＜20
4.4油水冷却器
4.4.1冷却水压必须小于循环油压
4.4.2冷却水压力不得高于0.3MPa，进口水温不得超过30℃；
4.4.3油室内部清洁，冷却管无堵塞，密封良好；
4.4.4放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏；
4.4.5试漏标准0.4MPa、30MIN无渗漏；
4.4.6油泵电机绝缘电阻值应≥0.5MΩ
4.5套管
4.5.1瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；
4.5.2防止松动法兰时受力不均损坏套管；
4.5.3螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失；
4.5.4干燥温度70-80℃，时间不少于4小时，升温速度不超过10℃/h，防止瓷套裂纹；
4.5.5胶垫压缩均匀，密封良好；
4.5.6瓷套内部清洁，无油垢；
4.6分接开关
4.6.1完整无缺陷；
4.6.2机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致；
4.6.3触头接触电阻小于500uΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.25~0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙、接触严密；
4.6.4开关所有紧固件均应拧紧，无松动；
4.6.5绝缘筒应完好。
无破损、裂纹、变形，表面清洁无油垢；
操作杆绝缘良好，无弯曲变形；
4.6.6拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换；
4.6.7保持良好接触。
5.0常见故障及处理方法
5.1变压器异常响声
5.1.1音响较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。
例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，进行检查。
5.1.2音响中夹有水的沸腾声，发出"
咕噜咕噜"
的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热使油气化。
分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路，都会发出这种声音。
此时，应立即停止变压器运行，进行检修。
5.1.3音响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。
这时，应将变压器停止运行，进行检修。
5.1.4音响中夹有放电的"
吱吱"
声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。
如果是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。
此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。
5.1.5音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响声，而各种测量表计指示和温度均无反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排除。
5.2变压器温度异常
变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有不断升高的趋势，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压器故障象征。
引起温度异常升高的原因有：
①变压器匝间、层间、股间短路；
②变压器铁芯局部短路；
③因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；
④长期过负荷运行，事故过负荷；
⑤散热条件恶化等。
运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。
5.3变压器喷油爆炸
喷油爆炸的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化，而继电保护装置又未能及时切断电源，使故障较长时间持续存在，使箱体内部压力持续增长，高压的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故。
5.3.1绝缘损坏：
匝间短路等局部过热使绝缘损坏；
变压器进水使绝缘受潮损坏；
雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。
5.3.2断线产生电弧：
线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。
5.3.3调压分接开关故障：
配电变压器高压绕组的调压段线圈是经分接开关连接在一起的，分接开关触头串接在高压绕组回路中，和绕组一起通过负荷电流和短路电流，如分接开关动静触头发热，跳火起弧，使调压段线圈短路。
5.4变压器严重漏油
变压器运行中渗漏油现象比较普遍，油位在规定的范围内，仍可继续运行或安排计划检修。
但是变压器油渗漏严重，或连续从破损处不断外溢，以致于油位计已见不到油位，此时应立即将变压器停止运行，补漏和加油。
变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因此易引起击穿放电。
引起变压器漏油的原因有：
焊缝开裂或密封件失效；
运行中受到震动；
外力冲撞；
油箱锈蚀严重而破损等。
5.5变压器套管闪络
变压器套管积垢，使变压器高压侧单相接地或相间短路。
变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。
变压器箱盖上落异物引起套管放电或相间短路。
以上对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对配电变压器故障的判断，只能作为现场直观的初步判断。
因为，变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。
必要时必须进行变压器特性试验及综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。
5.6油水冷却器（如表2）
表2
序号
故障现象
产生原因
处理方法
1
不能启动并有嗡嗡声
断相或交流接触器不良
接通电路或更换接触器
轴承磨损严重
更换轴承
叶轮与蜗壳磨损或卡死
调整叶轮偏摆
2
流量达不到额定值或油流继电器指针摆动
叶轮反转
调整电机转向
电机单相运行
接通电路
管路不通
排除管路阻碍，进油口阀门应全开
3
温升高
内循环油路堵塞
清除内循环障碍
电机单相运行或绕组短路
接通电路或更换绕组
定转子摩擦
4
电流大
流量、扬程偏离额定点
调整出口阀门到额定点
电压过高或偏低
调整电源电压
5
整机振动
转子不平衡
更换零件
叶轮不平衡
6
渗漏
密封橡胶老化
更换密封零件
密封止口不光滑平整
严格处理止口密封处
密封不良
更换密封部位零件
7
绝缘电阻低
绕组受潮
干燥绕组
接线板受潮或有灰尘
用干燥清洁的布粘点酒精清洗
6.0检修完成验收
6.1空载运行
6.1.1变压器中性点应可靠接地；
6.1.2母线保护断路器分闸时，三相同步时差不应大于0.01S;
6.1.3合闸送电之前，应停止散热器风机或冷却器，以检查有无异常声音；
6.1.4冲击合闸电压为系统额定电压，合闸次数最多5次。
第一次受电后持续时间不应小于10MIN；
6.1.5空载结束后，应将气体继电器的信号接点接至报警回路，调整好过流保护限值；
6.1.6打开放气塞排气，排空残留空气。
6.1.7应经常检查油面温度油面变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。
6.1.8查看、视听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音，冷却装置运转是否正常、冷却器、备用冷却器及辅助冷却器应能自动投入和切除。
6.1.9各类指示仪表、安全防护装置及电控装置均安全可靠。
6.2负载运行
6.2.1空载运行48小时无异常后，可转入带负载运行；
6.2.1负载运行24小时（其中满载2小时）后变压器无异常现象发生，可认为变压器已正式投入运行。
6.2.2变压器运转平稳、无杂音，冷却系统工作正常
6.2.3继电保护位置准确；
6.2.4变压器本体油温在规定范围内；
6.2.5检查储油柜呼吸器是否畅通；
6.2.5工作电流在规定范围内。
6.3验收
6.3.1设备检修完毕后，测量线圈绝缘电阻、吸收比、直流电阻（由专业资质公司检测），出具检验报告；
6.3.2检修质量符合本规程要求。
6.3.3验收技术资料齐全，包括：
a．完整、准确的检修记录，主要内容包括检修时间、检修项目、修前原始记录、更换零件情况、设备改进情况、材料变化、工时材料消耗及费用，检修后质量数据，存在问题及下次修理的建议等；
b．检修中经修改的零、部件图或说明；
c.《变压器试验报告》注：
由专业资质企业出具。
6.3.4设备部记录、备案、存档。
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