电力变压器检修导则转载Word格式.docx

1、DL/T57295 电力变压器运行规程 DL/T57495 有载分接开关运行维修导则 3检修周期及检修项目 3.1检修周期 3.1.1大修周期 3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。3.1.1.2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。3.1.1.3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。3.1.1.4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，总工程师批准，可适当延长大 修周期。3

2、.1.2小修周期 3.1.2.1一般每年1次；3.1.2.2安装在23级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规 定。3.1.3附属装置的检修周期 3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2变压器油泵（以下简称油泵）的解体检修：2级泵12年进行一次，4级 泵23年进行一次。3.1.3.3变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，12年进行一次。3.1.3.4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。3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3.1.3.6水冷却器的检修，12年进行一次。3.1.3

3、.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2检修项目 3.2.1大修项目 3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.2.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；3.2.1.3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；3.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；3.2.1.6安全保护装置的检修；3.2.1.7油保护装置的检修；3.2.1.8测温装置的校验；3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修；3.2.1.

4、11全部密封胶垫的更换和组件试漏；3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13变压器油的处理或换油；3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；3.2.1.15大修的试验和试运行。3.2.2小修项目 3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3检修油位计，调整油位；3.2.2.4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；3.2.2.5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；3.2.2.6检修油保护装置；3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度

5、计（绕组温度计）、棒形温度 计等；3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；3.2.2.9检查接地系统；3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3临时检修项目 可视具体情况确定。3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进 3.2.4.1油箱机械强度的加强；3.2.4.2器身内部接地装置改为引外接地；3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；3.

6、2.4.5油位计的改进；3.2.4.6储油柜加装密封装置；3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。4检修前的准备工作 4.1查阅档案了解变压器的运行状况 4.1.1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；4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下：4.2.1人员组织及分工；4.2.2施工项目及进度表；4.2.3特殊项目的施工方案；4.2.

7、4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6绘制必要的施工图。4.3施工场地要求 4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内 进行；4.3.2施工现场无检修间时，亦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。5变压器的解体检修与组装 5.1解体检修 5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修 前的检查和试验。5

8、.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压 力释放阀（或安全气道）、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储 油柜放油时应检查油位计指示是否正确。5.1.3排出全部油并进行处理。5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见有载分接 开关运行维修导则；拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）。5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。5.2组装 5.2.1装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油。5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。

9、5.2.3安装冷却器等附属装置。5.2.4整体密封试验。5.2.5注油至规定的油位线。5.2.6大修后进行电气和油的试验。5.3解体检修和组装时的注意事项 5.3.1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。5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.3.3冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖 板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其它防潮密封 措施）。5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电 容式套管应垂直放置。5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体

10、继电器阀门，按照规定开启或关闭。5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次 排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。5.3.7拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸 有载分接开关时，分接头应置于中间位置（或按制造厂的规定执行）。5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。5.3.9认真做好现场记录工作。5.4检修中的起重和搬运 5.4.1起重工作及注意事项 5.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；5.4.1.2根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊 环、U型挂环、千斤顶、枕木等；5.4

11、.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇 棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后 再继续起吊；5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳 套；5.4.1.7起吊或落回钟罩（或器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；5.4.1.9起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁 间保持一定的间隙，防止碰伤器身；

12、5.4.1.10当钟罩（或器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采 取支撑等防止坠落措施；5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎 好，防止倾倒损坏瓷件；5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转 范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.4.2搬运工作及注意事项 5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要 时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍， 确保安全通过。5.4.2.3变压器在厂（所）内搬运或较长距离搬运时，均应绑扎固定牢固，防止冲击 震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15，在短轴方向上不 大于10；如用专用托板（木排）牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压 器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h（或按制造厂说明书的规定）。5.4.2.4利用千斤顶升（或降）变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶 应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。5.4.2.5在使用千斤顶升（或降）变压器时，应随升（或降）随垫木方和木板，防止千斤 顶失灵突然