3号主变C级检修作业指导书.docx
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3号主变C级检修作业指导书
ICS
备案号：
广西西津水力发电总厂企业标准
Q/CDT-DHSPC10610XX-2008
西津津电厂
3号主变C级检修作业指导书
作业项目：
3号机主变检修
作业日期：
批准：
审核：
编制：
2008—10—28发布2008—10—30实施
广西西津水电厂发布
目次
1范围……………………………………………………………………………………2
2本指导书涉及的资料和图纸…………………………………………………………2
3安全措施………………………………………………………………………………2
4备品备件清单…………………………………………………………………………2
5修前准备………………………………………………………………………………4
6检修工序及质量标准…………………………………………………………………4
7完工报告单……………………………………………………………………………16
8质量签证单……………………………………………………………………………18
附件1检修质量验收卡（可单独附，和作业指导书一起装订）
西津电厂3号主变C级检修作业指导书
1范围
适用于西津水力发电总厂1、3号主变压器C级检修（适用型号为：
SFPB-120000/220）。
2本指导书涉及的资料和图纸
2.1按DL/T573—95《电力变压器检修导则》执行。
2.2电气及油质试验按Q/CDT107001-2005《大唐企业标准电气设备预防性试验规程》和JB/T501-1991《电力变压器试验导则》执行。
2.3DL408-91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
2.4Q/GGEP-6.3-B6-C6《西津电厂变压器检修规程》
2.5Q/GGEP-6.3-B6-C17《西津电厂电动机检修规程》
3安全措施
3.1严格执行《电业安全工作规程》
3.2工作人员认真执行现场安全措施。
3.3停电等安全措施完善并符合现场实际。
3.4工作人员不应停留在危险位置。
3.5升降车用具经检验合格，安全可靠。
3.6所带的常用工具、量具应认真清点，严禁遗留在设备上。
3.7所搭轿脚手架必须符合要求，高空作业系好安全带。
3.8开工前，工作负责人要向工作班成员详细交待安全措施及注意事项，明确工作范围。
3.9如现场需要动火，应办理动火工作票，并做好防火措施。
3.10参加检修的人员必须熟悉本作业指导书，并能熟记熟背本书的检修项目，工艺质量标准等。
3.11参加本检修项目的人员必需安全持证上岗，并熟记本作业指导书的安全技术措施。
3.12开工前召开专题会，对各检修参加人员进行组内分工，并且进行安全、技术交底。
4备品备件清单
序号
材料或备件名称
规格
单位
数量
1
变压器油
#25
吨
5
2
镀锌镙杆
个
数量待定
3
阀门
个
数量待定
4
油流继电器
YJ-150
3
5
冷却风扇电动机
台
3
6
潜油泵
台
1
5修前准备
5.1监视和测量装置汇总表
序号
装置或仪器名称
规格
单位
数量
备注
1
绝缘MΩ表
2500V,100000MΩ
台
2
2
绝缘MΩ表
250/500/1000MΩ,20~2000Ω
台
2
3
数字接触电阻测试仪
100A
台
1
4
直流高压发生器
60KV,100W
台
1
5
直流高压发生器
60KV,120W
台
1
6
直流高压发生器
100/200KV,400W
台
1
7
抗干扰介质损耗仪
AI6000D
台
1
8
地网接地阻抗测试仪
LEM-GEOXP
台
1
9
直流双臂电桥
0.0001/11Ω
台
1
10
直流单臂电桥
0.001Ω
台
1
5.2设备和工器具汇总表
序号
设备或工器具名称
规格
单位
数量
备注
1
扭矩扳手
把
2
2
活动扳手
200×24
把
2
3
活动扳手
250×30
把
2
4
活动扳手
300×36
把
2
5
呆口扳手
17—19
把
4
6
呆口扳手
22—24
把
4
7
呆口扳手
24—27
把
4
8
呆口扳手
30—32
把
4
9
梅花扳手
12—14
把
4
10
梅花扳手
17—19
把
4
11
梅花扳手
22—24
把
4
12
梅花扳手
24—27
把
4
13
梅花扳手
30—32
把
4
14
套筒扳手
34件
套
2
15
铁锤
中号
把
1
16
剪刀
大号
把
5
17
扁锉刀
把
2
18
圆锉刀
把
2
19
电缆刀
把
10
20
平头胶钳
把
2
21
尖嘴钳
把
3
5.3材料汇总表
序号
材料或备件名称
规格
单位
数量
1
机油
公斤
25
2
汽油
93#
升
100
3
高效除油剂
公斤
20
4
无水酒精
瓶
10
5
无苯天那水
瓶
10
6
松节油
瓶
5
7
白棉布
米
10
8
白布带
卷
10
9
铝芯线
2.5mm
卷
3
10
铝芯线
4mm
卷
3
11
破布
公斤
100
12
薄膜
公斤
25
13
塑料绝缘带
卷
10
14
406胶水
瓶
5
15
水砂纸
张
15
6检修工序及质量标准
检修流程图
计划工日作业流程
工作前准备
变压器一次引线拆除
变压器油质试验取油
变压器绕组连同套管绝缘电阻、吸收比和极化指数测量
变压器绕组连同套管的直流泄漏电流测量
变压器绕组连同套管的tgδ测量
变压器铁芯绝缘电阻测量
变压器绕组连同套管的直流电阻测量
变压器绕组的电压比、极性与接线组别测量
变压器油纸套管试验
变压器冷却系统及附件检修
波纹式膨胀储油柜检查
变压器一次引线恢复
变压器冷却系统试运转
6.1检修前准备工作
6.1.1查阅档案了解变压器的运行状况
6.1.1.1运行中所发现的缺陷和异常情况，放大小修处理的；
6.1.1.2负载、温度和附属装置的运行情况
6.1.1.3查阅上次试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况
6.1.2办理工作票
6.1.3工作负责人向全体作业人员交待作业内容、安全措施、危险点分析控制措施及作业要求。
（附录1：
危险点分析及控制措施）
W1
6.1.2办理工作票、停电、验电
6.1.2.1办理第一种工作票。
6.1.2.2工作负责人会同工作许可人检查工作现场所做的安全措施是否完备。
6.1.2.3列队宣读工作票，由工作负责人向工作人员交待：
工作内容、现场安全措施、危险点分析、控制措施及其他注意事项。
要求每个工作班成员必须清楚，并在危险点分析单上签名。
6.1.2.4工作前使用验电器进行验电工作，确明无电压。
H1
6.2变压器一次引线拆除
6.2.1.主变15.75KV侧均为双铜排与低压套管相联接，在拆卸引接线过程中，注意板手不应打滑碰伤套管、铜排不能与套管上端的接线板别劲，以免变形渗油。
在卸下铜排时，因铜排较重，在扭松铜排夹最后螺杆时，应有人扶持住，排夹松晃后，只需拆除主变压器低压套管端的铜排，分离后用绝缘带捆绑在支柱绝缘子上，达到三相引线与主变低压侧隔离开。
6.2.2高压（中压）引接为钢芯铝线的拆卸时，要准备好工具和绑绳，没有开降梯时，脚最好穿解放鞋或其它胶底鞋，爬上套管适当处站稳，特别小心脚打滑，最好爬上套管端帽坐着，先用白布带将钢芯铝绞线绑住，叫下面人拉住，才能拆卸接头螺丝，螺丝拆卸后将引线绑住固定好。
6.3变压器油质试验取油
6.3.1取样应在晴天进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
取样做微水分析时，取样不得在相对湿度大于70%的环境下进行。
6.3.2准备好要用的工具和取样容器，取样容器应干燥、清洁。
给取样的容器贴上标签。
6.3.3用干燥清洁棉纱擦去设备放油阀门处的灰尘。
6.3.4拧下放油阀、旋开密封螺丝让油缓慢流出，先排出一些油。
6.3.5取油质分析取样时，用缓慢流出的油充洗玻璃瓶然后倒去，再重新装入油至玻璃瓶中。
6.3.6取色谱及微水样时，需要使用注射器。
装入油后要用小胶皮封闭注射器（用油气置换的办法尽量排尽小胶头内的空气），整个过程应特别注意保持注射顺芯子的干净，以免卡涩。
将注射器置于专用的油样盒内，填好样品标签。
W2
6.4变压器绕组连同套管绝缘电阻、吸收比与极化指数测量
6.4.1测试方法
测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地和其他绕组间绝缘电阻值。
被测绕组各引出端应短路，其余各非被测绕组应短路接地。
6.4.2试验步骤
1）测量并记录环境温度和湿度，并记录变压器顶层油温平均值作为绕组绝缘温度。
2）测量前应将被测绕组短路接地，将所有绕组充分放电。
3）各非被测绕组短路接地，被测绕组各引出端短路，测量记录15秒、60秒、600秒的绝缘电阻值。
4）断开兆欧表，被测绕组回路对地放电。
5）对其他绕组进行测量。
6.4.3试验结果判断依据（或方法）
a）可利用公式R2=R1×1.5（t1-t2）/10，将不同温度下的绝缘值换算到同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%。
（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的绝缘电阻值）
b）在10~30℃范围内，吸收比不小于1.3；极化指数不小于1.5。
c）对于变压器绝缘电阻、吸收比或极化指数测试结果的分析判断最重要的方法就是与出厂试验比较，比较绝缘电阻时应注意温度的影响。
由于干燥工艺的改进变压器绝缘电阻越来越高，一般能达到数万兆欧，这使变压器极化过程越来越长，原来的吸收比标准值越来越显示出其局限性，这时应测量极化指数。
而不应以吸收比试验结果判定变压器不合格。
变压器绝缘电阻大于10000MΩ时，可不考核吸收比或极化指数。
6.4.4注意事项
a）测量吸收比时应注意时间引起的误差。
b）试验时注意兆欧表的L端和E端不能对调。
c）试验时设法消除表面泄漏电流的影响。
d）准确记录顶层油温，因为变压器的绝缘电阻随温度变化而有明显的变化。
W3
6.5变压器绕组连同套管的直流泄漏电流测量
6.5.1测试方法
1）根据相关规程和所试变压器绕组的额定电压确定试验电压，并根据试验电压选择合适电压等级的电源设备、测量仪表。
试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地。
2）试验前应将变压器套管外绝缘清扫干净。
图1试验原理接线示意图
6.5.2试验步骤
1）将变压器各绕组引线断开，将试验高压引线接至被测绕组，其他非被测的绕组短路接地。
2）按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。
3）记录顶层油温及环境温度和湿度。
4）确认一切正常后开始试验。
先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。
5）将直流电源输出加在被试变压器绕组上，测量时，加压到0.5倍试验电压，待1min后读取泄漏电流值。
然后加压到试验电压，待1min后读取泄漏电流值。
6）被测绕组试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须充分放电后再进行其他操作。
6.5.3试验结果判断依据
1）试验电压如下表：
表1试验电压值kV
绕组额定电压（kV）
6~10
110~220
直流试验电压（kV）
10
40
2）绕组的直流泄漏电流测量从原理上讲与绝缘电阻测量是完全一样的，能发现的缺陷也基本一致，只是由于直流泄漏电流测量所加电压高因而能发现在较高电压作用下才暴露的缺陷，故由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近。
3）任一级试验电压时，泄漏电流的指示不应有剧烈摆动。
6.5.4注意事项
1）分级绝缘变压器试验电压应按被试绕组电压等级的标准，但不能超过中性点绝缘的耐压水平。
2）高压引线应使用屏蔽线以避免引线泄漏电流对结果的影响，高压引线不应产生电晕。
3）微安表应在高压端测量。
4）负极性直流电压下对绝缘的考核更严格，应采用负极性。
5）由于出厂试验一般不进行直流泄漏电流测量，直流泄漏电流值应符合有关标准规定，并为以后预试比较判断留存依据。
6）如果泄漏电流异常，可采用干燥或加屏蔽等方法加以消除。
W4
6.6变压器绕组连同套管的tgδ测量
6.6.1测试方法
1）测量时根据试品的接地状况选择正接线或反接线。
在有干扰时应设法排除以保证测量结果的可靠性。
试验中被测绕组短接，各非被测绕组短路接地；
2）试验前应将变压器套管外绝缘清扫干净；
3）试验原理接线图（参照各介损测试仪试验接线）。
6.6.2试验步骤
1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
2）按照仪器接线图连接试验线路，应注意测试高压线的对地绝缘问题。
3）按照各介损测试仪操作说明进行试验。
6.6.3试验结果判断依据（或方法）
1）不同温度下的tgδ值一般可用公式tgδ2=tgδ1×1.3（t2-t1）/10换算（式中tgδ1、tgδ2分别为在温度t1、t2下的tgδ值），20℃时tgδ不大于下列数值：
110~220kV0.8%
35kV1.5%
2）交接时应测量变压器绕组的tgδ，并作为该设备原始记录，以后试验应与原始值比较，应无明显变化（一般不大于30%）。
3）试验电压如下：
绕组电压10kV及以上：
10kV
绕组电压10kV以下：
Un
4）绕组tgδ与原始值比较变大或变小都可能是缺陷的反映，同一变压器各绕组tgδ应基本一致。
6.6.4注意事项
a）介质损耗测量能发现变压器整体受潮、绝缘油劣化、严重的局部缺陷等，但对于大型变压器的局部缺陷而言其灵敏度较低。
b）在试验中高压测试线电压为10kV，应注意对地绝缘问题。
W5
6.7变压器铁芯绝缘电阻测量
6.7.1测试方法
打开铁心接地连接片，测量铁心对地的绝缘电阻值。
6.7.2试验步骤
1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
2）将地线端子用接地线和变压器的外壳连接好，用绝缘把手将火线接触被测变压器的铁心，开始测量。
记录60秒的绝缘电阻值。
3）关闭兆欧表并将被测变压器的铁心放电。
6.7.3试验结果判断依据（或方法）
1）绝缘电阻值不低于10MΩ（使用2500V兆欧表）；
2）测量铁芯绝缘电阻主要目的是检查铁芯是否存在多点接地，按这个目的要求：
使用2500V兆欧表加压一分钟应无闪络或击穿现象，绝缘电阻要求很低。
但是铁芯绝缘电阻与变压器器身绝缘有一定的对应关系，如果铁芯绝缘电阻过低，应查明原因。
6.7.4注意事项
a）在试验中读取绝缘电阻数值后，应先断开接至被试品的连接线，然后再将兆欧表停止运转。
b）注意对试验完毕的变压器铁心必须充分放电。
W6
6.8变压器绕组连同套管的直流电阻测量
6.8.1测试方法
a）使用变压器直流电阻测试仪进行测量
b）试验原理接线图（参照各直流电阻测试仪试验接线）
6.8.2试验步骤
1）测量并记录顶层油温及环境温度和湿度。
2）将测量设备或仪表通过测试线与被测绕组有效连接，开始测量。
3）测试完毕应使用测量设备或仪表上的"放电"或"复位"键对被测绕组充分放电。
6.8.3试验结果判断依据（或方法）
1）按公式R2=R1（T+t2）/（T+t1）将测量值换算到同一温度（式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值，t1可取为交接试验时的变压器绕组温度；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225）。
2）1.6MVA以上的变压器，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项平均值的1%。
3）1.6MVA及以上变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的2%；线间差别一般不应大于三相平均值的1%。
4）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别。
5）三相不平衡率是判断的重要标准，各种标准、规程都作了详细明确的规定。
交接时与出厂时比较三相不平衡率应无明显变化，否则即使小于规定值也不能简单判断为合格。
6.8.4注意事项
1）测量一般应在油温稳定后进行。
只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。
2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。
3）应注意在测量后对被测绕组充分放电。
W7
6.9变压器绕组的电压比、极性与接线组别（必要时）
6.9.1测试方法
a）在出厂试验时，检查变压器极性与接线组别及所有分接头的变压比，目的在于检验绕组匝数、引线及分接引线的连接、分接开关位置及各出线端子标志的正确性。
对于安装后的变压器，主要是检查分接开关位置及各出线端子标志是否正确。
可使用专用变压比测试仪进行测试。
b）试验原理接线图（参照变压比测试仪使用接线）
6.9.2试验步骤
1）将专用变压比测试仪与被测变压器的高压、低压绕组用测试线正确连接。
2）根据被测变压器的铭牌、型号对变压比测试仪进行设置。
3）运行测试仪便可得到被测变压器的变压比、极性与接线组别。
。
6.9.3试验结果判断依据（或方法）
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%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1%。
3）三相变压器的接线组别或单相变压器的极性必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符。
6.9.4注意事项
1）对于一个绕组有分接开关的多绕组变压器，可只测量带分接开关绕组对一个绕组所有分接头的变压比，而对第三绕组只测额定变压比。
2）测试前应正确输入被测变压器的铭牌、型号。
W8
6.10油纸套管试验
6.10.1试验项目
1）主绝缘及末屏对地的绝缘电阻。
2）主绝缘及末屏对地的tgδ和电容量。
6.10.2试验步骤
1）测量时记录环境温度和设备的顶层油温。
2）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。
tgδ和电容量测量接线图参照介损测试仪接线图。
3）tgδ与电容量测试完毕，使用兆欧表测量末屏对地的绝缘电阻。
测量后应对末屏充分放电。
4）试验完毕恢复套管的末屏接地。
6.10.3试验结果判断依据（或方法）
1）主绝缘20℃时的tgδ%值不应大于下表中的数值
表2主绝缘的tgδ（20℃）
电压等级kV
20~35
110
220~500
交接时
充油型
2.5
1.0
1.0
油纸电容型
0.7
0.7
0.5
胶纸电容型
1.5
1.0
1.0
大修后
充油型
3.0
1.5
1.5
油纸电容型
1.0
1.0
0.8
胶纸电容型
2.0
1.5
1.0
运行中
充油型
3.5
1.5
1.5
油纸电容型
1.0
1.0
0.8
胶纸电容型
3.0
1.5
1.0
2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000M时应测量末屏对地的tgδ；加压2kV，其值不大于2%。
3）试验时应对电容量的测量有足够的重视，当电容量变化达到+5%时（或达到一层电容屏击穿引起的变化）应认真处理。
4）油纸绝缘电容式套管tgδ试验时一般不低于10℃而且不进行温度换算。
6.10.4注意事项
油纸绝缘电容式套管平放保存一年以上时，应进行额定电压下tgδ测量、交流耐压及耐压前后局部放电测量。
以上所有试验项目：
W9
6.11冷却器及附件的检修
6.11.1冷却器的检修：
6.11.1.1油泵的检修：
无异常响声；前后端盖应清洁无损坏；打开接线盒检查接线盒的密封情况，内部清洁无油垢及灰尘并测量油泵电机三相直阻及绝缘。
6.11.1.2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、无异响、转动方向正确；测量电机三相直阻及绝缘。
6.11.1.3将风扇网罩拆、风叶拆下后，用塑料布将电机抱好，用消防水或洗车高压水泵对冷却器散热管进行冲洗。
6.11.1.4将各风扇风叶回装，风叶应平衡，回装完后用手试转动，应无卡阻或碰边。
然后回装防护网罩。
6.11.1.3油流继电器的检修：
挡板转动灵活，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。
6.11.2附件检修
6.11.2.1压力释放阀的检修：
检查金属膜盘应完好，无变形、胶圈密封良好，微动开关动作良好。
6.12波纹式膨胀储油柜检查：
6.12.1检查储油柜外表面状态，储油柜外表面是否有撞伤、变形、油漆有划伤、脱落等缺陷。
6.12.2检查储油柜的外露管件，特别是储油柜下部的金属软管是否有撞伤、磕痕。
6.12.3检查注油管及排气阀有无渗漏油。
6.12.4检查波纹管有无破裂或渗漏油。
6.12.5检查各连接部位密封是否可靠，并注意排气管下面项6（40蝶阀）在连接下引管时，不要随意转动，以免损伤与储油柜波纹膨胀芯体连接的排气软管。
6.12.6检查储油柜油位，应与本台变压器温控器指示的温度对应一致。
若要调整储油柜油位指示的位置，油位指示高或低时，必须通过从注油管放油或补油的方法，使储油柜的油位指示位置与本台变压器温控器指示的温度对应一致。
参照H-T曲线
注意事项
1、储油柜注油时，根据变压器使用地区的常年量最低温度选择对应的注油曲线。
2、储油柜注油时，必须时刻观察油位指针的位置，避免注油过高将芯体损坏。
W10
6.13变压器一次引线恢复
6.13.1主变15.75KV侧均为双铜排与低压套管相联接，在引接线过程中，注意板手不应打滑碰伤套管、铜排不能与套管上端的接线板别劲，以免变形渗油。
在安装铜排时，因铜排较重，在扭松铜排夹最后螺杆时，应有人扶持住，排夹松晃后，引接线时须清洗接触表面并涂导电脂。
接触应紧固良好，接引时应注意有无造成低压侧套管渗漏油。
6.13.2
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