主变压器检修工艺规程.docx
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主变压器检修工艺规程
主变压器检修工艺规程
1 主题内容与适用范围
1.1本规程根据《电力变压器检修导则》要求，结合本厂具体情况编写。
1.2本规程适用于宁夏沙坡头水力发电厂主变压器大修、小修和临时检修。
1.3宁夏沙坡头水力发电厂检修人员应掌握本规程，运行人员及技术管理人员应了解本规程。
2引用标准
2.1110KV变压器安装使用说明书（浙江三变集团有限公司）
2.2油浸式电力变压器安装使用说明书（银川变压器厂）
2.3GB1094.1～1094.5—1985电力变压器
2.4GB6451.1～6451.5—1986油浸式电力变压器技术参数和要求
2.5GB7251—1987变压器油中溶解气体分析和判断导则
2.6GBJ148—1990电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
2.7DL/T572—1995电力变压器运行规程
2.8GB/T6451-2008《油浸式电力变压器技术参数和要求》（替代GB/T6451-1999,GB/T16274-1966）
2.9DL/T6151.3-2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工质量检验》
2.10《沙坡头水力发电厂运行规程》（2007版）
2.11《宁夏电力设备预防性试验实施规程》（2006版）
3设备范围和设备技术规范
3.1沙坡头水电厂1号、2号主变压器为浙江三变集团公司所生产，其容量为75000kVA，型号：
S10－75000/110；3号主变压器为宁夏银川变压器厂生产，其容量为6300kVA，型号：
S10－6300/121。
3.2变压器的技术参数
3.2.11号主变压器技术参数
1号主变
型号S10－75000/110
负载损耗
265.808kW
额定容量
75000kVA
空载损耗
41.4kW
额定电压
121/105kV
空载电流
0.11%（0.12%）
分接范围
（121±2×2.5%）/10.5kV
阻抗电压
10.43%
额定电流
357.9/4123.9A
绝缘耐热等级
A
联接组标号
YNd11
绝缘水平
LI480AC200―LI250AC95/LI75AC35
冷却方式
ONAN
器身重
42400kg
上节油箱吊重
48600kg
绝缘油重
15300kg
带油运输重
59620kg
总重
79370kg
绝缘油型号
油类：
25#
电流电压表：
高压侧
容量（kVA）
开关位置
开关连线
电压（V）
电流（A）
I
2-3
127050
340.8
75000
II
3-4
124025
349.1
III
4-5
121000
357.9
IV
5-6
117975
367.0
V
6-7
114950
376.7
低压侧
电压（V）
电流（A）
10500
4123.9
高压套管
型号BRW1-126/630-3
厂家
抚顺传奇套管有限公司
代号
OT504
频率
50Hz
额定电压
126kV
额定电流
630A
雷电冲击
550kV
电容量C1
246pF
出厂时间
2003年
电容量C2
267pF
工频耐受
230kV
重量
150kg
气体继电器
型号QJ4－80A
厂家
沈阳四兴
油速整定范围（m/s）
0.7~1.5
气体积聚数量（ml）
250～300
接点容量
AC220V0.3A
COS￠≤0.6
DC220V0.3A
s≤5×10-3S
出厂时间
2003年
工作温度
-30℃～95℃
波纹管式储油柜
型号：
DC－970/3210
制造厂家
沈阳蓝天电力设备厂
直径
970mm
总长
3210mm
无励磁分接开关
型号:
WDGII800/110－6×5A
厂家
三门腾龙公司
额定电流
200-2000A
额定电压
110看kV
接触电阻
≤350μΩ
试验电压
55kV
压力释放阀
型号：
YSF8-55/130KJ
厂家
沈阳变压器研究所
变压器油
油类：
25#
3.2.22号主变压器技术参数
2号主变
型号S10－75000/110
负载损耗
265.808kW
额定容量
75000kVA
空载损耗
41.4kW
额定电压
121/10kV
空载电流
0.11%（0.12%）
分接范围
（121±2×2.5%）/10.5kV
阻抗电压
10.43%
额定电流
357.9/4123.9A
绝缘耐热等级
A
联接组标号
YNd11
绝缘水平
LI480AC200―――
LI250AC95/LI75AC35
冷却方式
ONAN
器身重
42400kg
上节油箱吊重
48600kg
绝缘油重
15300kg
带油运输重
59620kg
总重
79370kg
绝缘油型号
油类：
25#
电流电压表：
高压侧
容量（kVA）
开关位置
开关连线
电压（V）
电流（A）
I
2-3
127050
340.8
75000
II
3-4
124025
349.1
III
4-5
121000
357.9
IV
5-6
117975
367.0
V
6-7
114950
376.7
低压侧
电压（V）
电流（A）
10500
4123.9
高压套管
型号BRW1-126/630-3
厂家
抚顺传奇套管厂
代号
OT504
频率
50Hz
额定电压
126kV
额定电流
630A
雷电冲击
550kV
电容量C1
246pF
出厂时间
2003年
电容量C2
267pF
工频耐受
230kV
重量
150kg
气体继电器
型号QJ4－80G
厂家
沈阳四兴
油速整定范围（m/s）
0.7~1.5
气体积聚数量（ml）
250～300
接点容量
AC220V0.3A
COS￠≤0.6
DC220V0.3A
s≤5×10-3S
出厂时间
2003年
工作温度
-30℃～95℃
波纹管式储油柜
型号：
DC－970/3210
制造厂家
沈阳蓝天电力设备厂
直径
970mm
总长
3210mm
无励磁分接开关
型号:
WDGII800/110－6×5A
厂家
三门腾龙公司
压力释放阀
型号：
YSF8-55/130KJ
厂家
西安鹏远开关公司
变压器油
油类：
25#
3.2.33号主变压器技术参数
3号主变
型号S10－6300/121
负载损耗
47．044kW
额定容量
6300kVA
空载损耗
8．249kW
额定电压
121/6.3kV
空载电流
0．25%
分接范围
121±2×2.5%／6.3kV
阻抗电压
10．30%
额定电流
30.1A
绝缘耐热等级
A
联接组标号
YNd11
绝缘水平
LI480AC200―
LI250AC95/LI60AC25
冷却方式
ONAN
器身重
8545kg
油箱重
3760kg
绝缘油重
5030kg
运输重
15210kg
总重
18600kg
绝缘油型号
油类：
25#
电流电压表：
开关位置
高压侧
低压侧
电压（V）
电流（A）
电压（V）
电流（A）
I
127050
30.06
6300
577.35
II
124025
III
121000
IV
117980
V
114950
套管
型号BRDW2-126/630-4
厂家
湖南醴陵火炬电瓷电器
代号
35310BW4
频率
50Hz
额定电压
126kV
额定电流
630A
雷电冲击
550kV
Ur电压放电量Pc
小于10
工频耐受
230kV
出厂时间
2003年
套管试验表压MPa
0.2±0.01维持30S
重量
207kg
气体继电器
型号QJ4－80G
厂家
油速整定范围（m/s）
0.7~1.5
气体积聚数量（ml）
250～300
接点容量
AC220V
0.3A
COS￠≤0.6
DC220V
0.3A
s≤5×10-3S
出厂时间
2003年
工作温度
-30℃～95℃
波纹管式储油柜
厂家
沈阳蓝天电力设备厂
直径
624mm
总长
2500mm
无励磁分接开关
型号:
WDTII200/110－6×5
厂家
武汉泰普
压力释放阀
型号：
YSF6-55/130KJ
厂家
沈阳明远变压器有限公司
3.2.4变压器结构组成
变压器主要由以下部件组成:
1）变压器油箱、散热器；2）变压器器身（铁芯、线圈、绝缘引线、支架等）、台车、油枕；3）高、低压套管及中性点套管；4）分接头转换开关；5）压力释放阀、呼吸器、吸湿器、瓦斯继电器等。
4 检修周期及检修项目
4.1变压器计划检修应按表4－1规定检修周期检修。
表4－1：
变压器检修周期及工期
类别
性质
主变压器
大
修
周期
10年*
工期
30天
小
修
周期
1年
工期
5天
注*:
第一次大修周期为５年，检修周期引自《电力变压器检修导则DL/T573—95》
4.1.1运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；
4.1.2运行正常的变压器经综合诊断分析良好，主管生产领导批准，可适当延长大修周期；
4.1.3在电力系统中运行的主变器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前进行大修；
4.1.4附属装置的检修周期
4.1.4.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
4.1.4.2吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
4.1.4.3自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
4.1.4.4套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
4.2变压器检修标准项目
4.2.1小修标准项目
4.2.1.1处理已发现的缺陷；
4.2.1.2检修油位计，调整油位；
4.2.1.3清扫冷却装置，必要时吹扫散热器；
4.2.1.4清扫安全保护装置：
储油柜、压力释放阀、气体继电器等；
4.2.1.5检修调压装置，测量装置及控制箱，并进行调试；
4.2.1.6检查接地系统；
4.2.1.7检查全部阀门和塞子，检查全部密封装置，处理渗漏油；
4.2.1.8清扫油箱和附件，必要时进行喷漆；
4.2.1.9清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管头部）；
4.2.1.10校验主变温度表计；
4.2.1.11按有关规程规定进行测量和试验
4.2.2大修标准项目
4.2.2.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
4.2.2.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；
4.2.2.3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；
4.2.2.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
4.2.2.5冷却器、阀门及管道等附属设备的检修；
4.2.2.6安全保护装置的检修；
4.2.2.7油保护装置的检修；
4.2.2.8测温装置的校验；
4.2.2.9操作控制箱的检修和试验；
4.2.2.10无励磁分接开关的检修；
4.2.2.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；
4.2.2.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；
4.2.2.13变压器油的处理或换油；
4.2.2.14清扫油箱并进行喷涂油漆；
3.2.1.15大修的试验和试运行。
5检修前的准备工作
5.1查阅档案了解变压器的运行状况
5.1.1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；
5.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；
5.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；
5.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；
5.1.5检查渗漏油部位并作出标记；
5.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。
5.2编制大修工程技术、组织措施计划，其主要内容如下：
5.2.1人员组织及分工；
5.2.2施工项目及进度表；
5.2.3特殊项目的施工方案；
5.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
5.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
5.2.6绘制必要的施工图。
5.3施工场地要求
5.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂的检修间内进行；
5.3.2在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、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。
6检修工艺及质量标准
6.1器身的检修
6.1.1施工条件与要求
6.1.1.1吊钟罩一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时器身的检修应在无尘土飞扬及其它污染的环境中进行,主变压器器身的检修应在主厂房安装场内进行，应另设一套防火灭火装置,保证检修环境相对湿度<60％,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%时为16h；空气相对湿度≤75%时为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。
油箱应适当垫高，以便于放油清扫。
6.1.1.2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。
6.1.1.3进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，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,照明采用低压行灯，并严禁在器身内更换灯泡、修理工具等。
6.1.1.4器身检查时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。
器身温度须高于环境温度，有条件时提高器身温度比环境温度高5℃～10℃；吊钟罩一般宜在室内进行，以保持器身的清洁。
6.1.1.5在进行吊罩前应解开器身的线圈引线及铁芯接地装置与外部其他附件的联接，在吊罩时油箱四周均应派人观察油箱与器身的间隙，以免发生碰撞。
同时各引线也应安排专人收放，以免出现折卷，造成断股或损坏。
此外安装复位时亦应多人定位穿法兰螺孔，固定油箱密封垫，使之可靠均匀的与法兰面接触。
6.1.2器身的检修内容,工艺要求及质量标准如下：
6.1.2.1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
（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
（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
（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）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
（2）外观整齐清洁，绝缘及导线无破损
（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
6.1.2.2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
（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
110kV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
（4）接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质
（5）引线长短适宜，不应有扭曲现象
（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
（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（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
（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
（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
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）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
（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
2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质
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
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
5.检查器身定位钉
6.检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固
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
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
1.消除渗漏点
2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整
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.法兰结合面清洁平整
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.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地
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.内部漆膜完整，附着牢固
6.3变压器套管检修。
6.3.1变压器高压侧油纸电容型套管检修。
电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上，通过不高于80℃的热油循环，使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tgδ不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时，才分解检修，其检修工艺和质量标准如下：
检修工艺
质量标准
1.准备工作
1.
（1）检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态
（1）根据试验结果判定套管是否需解体
（2）套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体
（2）使套管处于平稳状态
（3）放出套管内的油
（3）放尽残油
（4）如图5所示，将下瓷套用双头螺栓或紧线钩2固定在工作台上（三等分），以防解体时下瓷套脱落
（4）套管处于平稳状态
（5）拆下尾端均压罩
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