电力变压器检修现场规程.docx
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电力变压器检修现场规程
电力变压器检修现场规程
2000-05-01发布 2000-06-01实施
玉环县供电局发布
前 言
为了进一步促进我局35KV电力变压器的现场检修质量，本标准规定了35Kv变电所变压器的检修准备工作、检修项目和要求。
本标准由玉环供电局提出并归口。
本标准起草单位：
玉环供电局生技股。
本标准主要起草人：
陈素素、骆胜宗、罗一镔。
本标准由玉环供电局生技股负责解释。
目 次
前言…………………………………………………………………1
1范围………………………………………………………………3
2引用标准…………………………………………………………3
3要求………………………………………………………………3
附录A 变压器大修总结报告……………………………………14
附录B 变压器小修总结报告……………………………………21
玉环县供电局企业标准
电力变压器检修现场规程
QJ/YD07.01.01-2000
1 范围
本标准规定了对电力变压器现场检修的要求。
本标准适用于本局35KV电力变压器的现场检修。
2 引用标准
GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工与验收规范
GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T573-95电力变压器检修导则
DL/T572-95电力变压器运行规程
DL/T574-95有载分接开关维修导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
3 要求
3．1严格执行“电力变压器检修导则”。
3．2夏季高峰期间经常过负荷运行的主变压器，在“双夏”高峰过后应进行一次油色谱分析试验。
3．3油浸风冷主变压器如有３只及以上风扇故障时应作为重要缺陷安排处理；如全部风扇故障且上层油温超过６５℃时，则不宜超载运行。
2000-05-01发布 2000-06-01实施
3．4检修（天安）公司应有专人负责主变压器的缺陷处理，做到紧急缺陷当日处理，重要缺陷
一个月内处理，一般缺陷一季内处理。
缺陷处理结果书面及时返回生技股。
3．5因处理缺陷需临时停用主变压器，必须经生产局长或总工程师同意。
3．6当主变压器在运行中滤油、加油或更换硅胶时，应将其重瓦斯改接信号。
工作完毕，待变压器内空气排尽后方可将重瓦斯投入跳闸位置。
3．7新装、大修或换油后的35KV主变压器，在施加电压前静置时间不应少于24小时。
若有特殊情况不能满足上述规定的，须经生产局长或总工程师批准。
3．8加强绝缘油的管理，严格要求油的品质。
新安装（或大修后）的主变压器在投运前应做一次油耐压试验和油色谱分析试验；在投运后的四天、十天、三十天应分别做一次油色谱分析试验。
若无异常情况，以后每年做一次油色谱分析试验。
3．935KV主变压器有载调压开关应按照制造厂有关规定进行维护，无制造厂规定的应参照以下规定：
（1） 运行６个月或切换3000次后，应取分接开关中的油样做试验（包括耐压试验和色谱分析试验）；
（2） 运行中的有载分接开关切换5000次后或绝缘油击穿电压低于25KV时，应停止调节有载分接开关，并更换分接开关的绝缘油；
（3） 新投入运行的分接开关，在投运后1年或切换5000次后，应将分接开关吊出检查，此后结合主变压器大修或实际情况确定吊出检查周期；
（4） 具体检修项目见DL/T574-95有载分接开关运行维修导则。
3．10主变压器及有载分接开关新装或大修，必须按交接试验和预防性试验规程进行试验，试验报告（数据）交局生技股审核无误后才能投运。
3．11主变压器温度计和气体继电器应结合主变大修进行校验，以保证指示、动作正确。
3．12主变压器差动保护电流互感器在安装前必须进行10%误差校验；若为成套组合电器，则应有厂家提供的相应的试验数据。
3．13检修周期及检修项目
3．13．1检修周期
3．13．1．1大修周期
一般在投入运行后的５年内和以后每间隔１０年大修一次。
箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
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；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。
3．13．1．2小修周期
每年１次；
3．13．1．3附属装置的检修周期
保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，1-2年进行一次。
净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3．13．2检修项目
3．13．2．1大修项目
吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
绕阻、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；
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；
油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；
安全保护装置的检修；
油保护装置的检修；
测温装置的校验；
操作控制箱的检修和试验；
无励磁分接开关和有载分接开关的检修；
全部密封胶垫的更换和组件试漏；
必要时对器身绝缘进行干燥处理；
变压器油的处理或换油；
清扫油箱并进行喷涂油漆；
大修的试验和试运行。
3．13．2．2小修项目
处理已发现的缺陷；
放出储油柜积污器中的污油；
检修冲洗油位计，调整油位；
检修冷却装置：
必要时清扫冷却器管束；
检修安全保护装置：
包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；
检修油保护装置；
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；
检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
检查接地系统；
检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；
按有关规程规定进行测量和试验。
3．13．2．3临时检修项目
可视具体情况确定。
对于老、旧变压器的大修，可参照下列项目进行改进：
油箱机械强度的加强；
器身内部接地装置改为引外接地；
安全气道改为压力释放阀；
油位计的改进；
储油柜加装密封装置；
气体继电器加装波纹管接头；
3．14检修前的准备工作
查阅档案了解变压器的运行状况
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；
负载、温度和附属装置的运行情况；
查阅上次大修总结报告和技术档案；
查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；
检查渗漏油部位并作出标记；
进行大修前的试验，确定附加检修项目。
编制大修工程技术、组织措施计划
其主要内容如下：
人员组织及分工；
施工项目及进度表；
特殊项目的施工方案；
确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
绘制必要的施工图。
施工场地要求
施工现场无检修间时，可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。
3．15试验项目
变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行，其试验项目如下：
3．15．1大修前的试验
测量绕阻的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
测量绕组连同套管一起的泄漏电流；
测量绕组连同套管一起的tgδ；
本体及套管中绝缘油的试验；
测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接头位置）；
套管试验；
测量铁芯对地绝缘电阻；
必要时可增加其它试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。
3．15．2大修中的试验
大修过程中应配合吊罩（或器身）检查，进行有关的试验项目：
测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓（或拉带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻。
必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；
必要时套管电流互感器的特性试验；
有载分接开关的测量与试验；
必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验（包括套管油）。
3．15．3大修后的试验
测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；
测量绕组连同套管的泄漏电流；
测量绕组连同套管的tgδ；
冷却装置的检查和试验；
本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验；
测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上），对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；
检查有载调压装置的动作情况及顺序；
测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；
总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；
绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；
测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；
检查相位；
必要时进行变压器的空载特性试验；
必要时进行变压器的短路特性试验；
必要时测量变压器的局部放电量；
额定电压下的冲击合闸；
空载试运行前后变压器油的色谱分析；
3．16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，并按照验收规定组织现场验收。
3．16．1向运行部门移交的资料
变压器大修总结报告见附录A；
附件检修工艺卡；
现场干燥、检修记录；
全部试验报告（包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、测温元件校验报告等）。
3．16．2试运行前检查项目
变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷不渗油，油漆完整；
滚轮的固定装置应完整；
接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）；
变压器顶盖上无遗留杂物；
储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油位标示线清晰可见；
高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；
变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体；
有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；
进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；
吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；
无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、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置的指示应一致；
温度计指示正确，整定值符合要求；
冷却装置试运行正常；
进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；
继电保护装置应经调试整定，动作正确。
3．16．3试运行
变压器试运行时应按下列规定检查：
中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地；
气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；
额定电压下的冲击合闸无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作；
受电后变压器应无异常情况；
检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声；
分析比较试运行前后变压器的色谱数据，应无明显变化；
试运行时间，一般不少于24H。
3．17变压器小修后的交接验收
变压器在小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，并按照验收规定组织现场验收。
3．17．1向运行部门移交的资料
变压器小修总结报告见附录B；
检修记录；
全部试验报告（包括高压绝缘、保护、测温元件校验报告等）。
变压器大修总结报告
变电所
变压器
编写：
审核：
批准：
年 月 日
表A1报告内容
变电站 号 变压器
型号：
电压：
结线组：
制造厂：
出厂号：
出厂日期：
年 月 日
变压器投入运行日期：
年 月 日
两次大修间小修：
次
本站（厂）投入运行日期：
年 月 日
两次大修间临修：
次
变压器上次大修日期：
年 月 日
两次大修间共停用：
天
高压套管：
型 只
中压套管：
型 只
低压套管：
型 只
冷却装置：
型 只
有载分接开关：
厂 型
累计操作次数：
无励磁分接开关：
厂 型
本次大修记载事项：
大修原因：
大修地点：
吊检天气：
环境温度：
℃
相对湿度 %
吊罩（芯）检查于：
月 日 时 分至 月 日 时 分
参加吊罩（芯）人员：
大修工期：
年 月 日至 年 月 日
大修实耗人员：
工日；实耗费用：
元
完成标准大修外增加的项目：
大修检查处理记录（表A2）：
大修中已处理的主要缺陷：
大修中遗留的问题：
大修验收意见：
大修后设备评级：
工程质量评价：
参加验收人员：
局主管：
检修单位主管：
生技股专责：
检修技术专责：
变电运行主管：
检修班长：
验收日期：
年 月 日
表A2大修检查处理记录
序号
及名称
检查项目
检 查 项 目
处 理 情 况
工
作
人
检
查 人
一
吊罩（芯）
检 查
1、 .器身暴露空气中的时间：
相对湿度≤65%为16h；相对湿度≤75%为12h
2、 环境良好，否则采用防护措施
吊罩（芯）环境：
室内、外天气：
器身温度：
℃
环境温度：
℃— ℃
相对湿度：
%— %
开始抽油：
日 时 分
开始注油：
日 时 分
措 施：
二
绕阻及
绝缘
1、 绕阻无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出；匝间绝缘无损伤
2、 相间隔板完好
3、 围屏紧固、清洁、无放电痕迹
4、 各部垫块无移位、松动、排列整齐
5、 油道畅通，无滞垢或其它杂物堵塞
6、 压紧装置无松动
7、 导线接头无发热脱焊
8、 表面清洁无油垢
9、 绕阻绝缘等级确定
围屏（解开相）检查结果：
绝缘等级：
三
引 线
1、 引线排列整齐
2、 多股引线无断股
3、 引线接头焊接良好；表现光滑、无毛刺、清洁
4、 穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊
5、 引线与套管导电杆连接紧固
6、 外包绝缘厚度符合要求包扎良好，无变形、脱落、变脆、破损
7、 引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤
8、 引线间距离及对地距离符合要求
9、 表面清洁
10、穿缆引线进入套管部分白布带包扎良好
四
绝缘支架
1、 绝缘支架有足够的机械强度
2、 无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换
3、 绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母
4、 表面清洁
五
铁芯及
夹 件
1、 铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状
2、 无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹
3、 绝缘漆膜无脱落
4、 对地绝缘良好，常温下≥200MΩ
5、 铁芯与方铁间绝缘
6、 铁芯与夹件间绝缘
7、 铁芯与拉带间绝缘
8、 铁芯与穿芯螺杆绝缘
9、 铁芯与夹件油道畅通，油道垫块排列整齐
10、 铁芯与箱壁上的定位钉（块）绝缘良好
11、 铁芯底脚垫木固定无松动
12、 接地片无发热痕迹，固定良好
13、 铁芯电场屏蔽引外接地良好
14、 铁芯表面清洁，无油垢、杂物
绝缘电阻 MΩ
绝缘电阻 MΩ
绝缘电阻 MΩ
绝缘电阻 MΩ
绝缘电阻 MΩ
六
压板及
压 钉
1、 压板无严重偏心
2、 钢压板与压钉绝缘良好，与夹件用接片连接良好
3、 压钉与金属座压紧无悬浮
4、 压钉防松螺母锁紧
七
无励磁分
接开关
1、 开关绝缘筒或护板完好无损，无烧痕
2、 动、静触头无发热、烧痕；接触良好，接触电阻不大于500μΩ（每相，每档）
3、 开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉接触良好，无悬浮，必要时加装弹簧片。
4、 开关固定牢固
5、 开关位置指示正确（按制造厂说明进行调整）。
八
有
载
分
接
开
关
（一）
切换开关
按《有载分接开关运行维护导则》要求：
1、 各触头压力测量
2、 各触头烧损量不得大于3mm，否则须更换触头
3、 触头动作顺序符合制造厂规定；用直流示波法测量切换时间30-50ms
弧触头桥接时间30-50ms
三相同期误差不大于3ms
4、 过渡电阻无断裂损伤，阻值测量，误差不大于10%
5、 开关油室与变压器本体间无渗漏
6、 检修后油室内注入合格油
7、 各对触头接触电阻小于500μΩ
触头烧损量 mm
切换时间 ms
桥接时间 ms
三同期误差 ms
过渡电阻实测值 Ω
八
有
载
分
接
开
关
（二）
转换器和选择开关
1、 动、静触头无烧损、发热痕迹，接触良好
2、 转动部分动作灵活
3、 绝缘支架无损伤变形、无放电痕迹
4、 与分接引线连接牢固，螺栓紧固并有防松螺母
5、 触头及导电部分与分接引线距离符合规定
6、 固定牢固
（三）
快速机构
1、 主弹簧、复位弹簧、爪卡等无变形断裂
2、 固定螺栓紧固
3、动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、卡涩
（四）
操作控制箱
1、 机械转动部分灵活、齿轮盒密封良好、润滑脂足够
2、 电器回路连接正确无松动
3、 各继电器触点无严重锈蚀
4、 位置指示正确
5、 电器顺序开关、限位开关及机械限位动作可靠
6、 箱体密封良好
7、 控制回路绝缘良好
（五）
组装后调试
1、 动作圆图符合出厂规定
2、变压器三相各档直流电阻测量符合标准
九
油箱（包
括套管升
高座）
1、 油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整
2、 对强油冷却管路清除杂物，并密封良好、无渗漏
3、 磁（电）屏蔽装置固定牢固，不得有松动或过热现象，接地良好
4、 箱沿平整，无凸凹，箱沿内侧有防止胶垫移位的挡圈
5、 油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆
6、 密封胶垫全部予以更换
7、 箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘
8、 油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤
9、铁芯（夹件）外引接地套管完好
十
储油柜
1、 内外表面无锈蚀及油垢，内壁刷绝缘漆，外壁油漆，要求平整有光泽
2、 胶囊或隔膜无老化龟裂，在0.02-0.03Mpa压力下30min无渗漏
3、 油位指示器指示正确
4、 储油柜内残留空气已排除，消除假油位
5、 吸湿器、排气管、注油管等应畅通
6、更换密封垫无渗油
十一
压力释放阀（安全气道）
1、 内部清洁、无锈蚀、油垢
2、 密封良好，无渗油
3、 安全气道上部应与储油柜连通
4、压力释放阀校验合格
十二
吸湿器
1、 内外清洁，更换失效的吸附剂
2、 呼吸管道畅道
3、密封油位正常
十三
净油器
1、 内外清洁刷漆
2、 更换失效的吸附剂
3、 金属滤网必须更换
4、 相关的阀门已检修，无渗漏
5、更换胶垫密封良好，无渗漏
十四
气体继电器
1、 内外清洁无油垢
2、 密封良好无渗漏
3、 流速校验合格，绝缘良好
4、 防雨罩安装牢固
5、气体继电器保持水平位置，联管朝储油柜方向有1-1.5%的升高坡度
流速：
m/s，绝缘电阻：
MΩ
十五
测温装置
1、 温度计校验合格，报警触点动作正确
2、 测温插管内清洁、注满油，测温元件插入后塞座拧紧，密封无渗漏
十六
阀门、塞子
1、 本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确
2、更换胶垫，密封良好，无渗漏
十七
冷却装置
1、 内部用油冲洗干净
2、 表面清扫清洗
3、 更换胶垫，无渗、漏油
4、 压力试漏合格
5、 油漆
试漏压力 Mpa、 h无渗漏
十八
油 泵
按油泵检修工艺卡
十九
风 扇
按风扇电机检修工艺卡
二十
套 管
1、 瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹
是否解体、干燥
附施工记录及试验报告
2、 更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏
3、 电容式套管及充油套管油位正常；必要时补充加油或更换新油
4、 tgδ超标或有严重缺陷时须解体干燥处理
5、 套管及油试验合格
廿一
器身干燥
1、
升级会员 