变压器检修规程

变压器检修规程 1　主题内容与使用范围 1.1　本规程 规定 关于下班后关闭电源的规定党章中关于入党时间的规定公务员考核规定下载规定办法文件下载宁波关于闷顶的规定 了变压器的检修周期、检修标准项目及大修特殊项目、检修工艺及质量标准。 1.2　本规程使用于电力变压器的检修、电除尘器升压变压器的检修，亦使用于充油式互感器的检修。 2  设备技术 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 （见表1、2、3、4）  表 1　主变压器规范 内 容 设 备 名 称 #1主变 #2主变 #3主变 #4主变 #5主变 型 式 SFPSL—63000/110 SFSL—6300/110 SF7—31500/35 SF7—75000/110 SF8—63000/110 容量 kVA 63 000 63 000 31 500 75 000 63 000 电压 kV 高压 121±2×2.5% 121±2×2.5% 38.5±2×2.5% 121±2×2.5% 121±2×2.5% 中压 38.5±2×2.5% 38.5±2×2.5% — — — 低压 10.5 10.5 6.3 10.5 10.5 电流 A 高压 301 300 472.4 357.9 300.6 中压 945 944 — — — 低压 3.464×103 3.468×103 2.886 8×103 4.124×103 3.464×103 空载损耗 kW 68.8 88.5 33.5 74.24 59.16 空载电流 % 0.532 0.7 0.64 0.42 0.34 短路 损耗 kW 高－中 414 360.7       高－低 358 295.6 139.8 28.6 24.04 中－低 30.5 264.1       短路 电压 kV 高－中 18.1 16.9       高－低 10 9.44 8 12.23% 9.99% 中－低 6.64 6.64       周 波 50 50 50 50 50 相 数 3 3 3 3 3 接 线 组 别 Y0/ Y0/△-12-11 Y0/ Y0/△-12-11 Ynd11 Ynd11 Ynd11 允许温升 ℃ 55 55 55 55 55 冷却方式 强油循环风冷 油浸风冷 油浸风冷 油浸风冷 油浸风冷 变压 器油 型号 国产#25 国产#25 国产#25 国产#25 国产#25 油 kg 15 700 22 000 5 800 17 800 16 400 器身重 kg 50 000 58 400 25 760 54 400 46 900               表 1（续）　主变压器规范 内 容 设 备 名 称 #1主变 #2主变 #3主变 #4主变 #5主变 钟罩重 kg 4 000   1 700 3 670   总重 kg 81 200 100 800 37 900 89 200 78 200 制造厂 沈阳变压器厂 西安变压器厂 湖北变压器厂 常州变压器厂 常州变压器厂 出厂日期 1973/6 1971/8 1987/5 1990/8 1993/2 出厂编号 6A331-1 70028-1 87-013 90-71-128 93-08-12 投产日期 1975/12/11 1971/9/27 1987/12/28 1992/12 1993/10             表 2　主厂变、变压器规范 项目 名 称 #1、#2主厂变 #4主厂变 #5主厂变 高备变 型式 SFL—10000/10 SF7—10000/10 SF7—8000/10 SFL7—12500/35 额定容量 kVA 10 000 10 000 80 004 12 500 电压 kV 高压 10.5±5% 10.5±2×2.5% 10.5±2×2.5% 35±3×2.5% 低压 6.3 6.3 6.3 6.3 电流 A 高压 550 549.9 439.9 206.2 低压 917 916.4 733.1 1146 空载损耗 kW 16.15 12.2 12.2 13.3 空载电流 % 1.3 0.63 0.92 0.38 短路损耗 kW 79.9 57.307 45.667 67.075 阻抗电压 % 7.3 7.33 7.45 8.51 周波 Hz 50 50 50 50 相数 3 3 3 3 接线组别 Y/Y-12 Y.y0 Y.y0 YN.d11 变压 器油 型号 国产#25 国产#25 国产#25 国产#25 油重 kg 2 670 3 980 3 555 6 380 器身重 kg 9 460   9 350   总重 kg 16 050 19 070 16 480 25 700 出厂日期 1972/1 1990/8 1993/8 1990/8 制造厂 保定变压器厂 常州变压器厂 南通友邦变压器有限公司 常州变压器厂             表 3　厂用变压器规范（1） 项 　目 名 　称 #1备变、#1、2厂变 #3厂变 #2备变 #6厂变 #4、5厂变 型 式 SJL—750/10 SL7—1000/6.3 SJL—1000/6 SL7—630/6.3 SL7—1000/6 额定容量 kVA 750 1 000 1 000 630 1 000 电压 kV 高压 6 6.3±5% 6±5% 6.3±5% 6.3±5% 低压 0.4／0.23 0.4 0.4 0.4 0.4 电流 A 高压 72.2 97.7 96.2 57.74 91.7 低压 1 082 1 443 1 443 909 1 443 空载损耗 kW 2.8 — － －   空载电流 A 3.35 － － －   短路损耗 kW 11.88 － － －   阻抗电压 % 7.96 9.23 9.68 6.81 #4厂变9.71 #5厂变9.69 周波 Hz 50 50 50 50 50 相数 3 3 3 3 3 接线组别 Y/Y0—12 Yyn0 Y/Y0—12 Yyn0 Yyn0 变压器油 型　号 国产#25 国产#25 国产#25 国产#25 国产#25 油　重 kg 830 1300 1210 740 1180 器身重 kg 1 620 2 265 1 050 1 325 221 总重 kg 3 280 4 240 4 460 2 665 4 100 出厂日期 1970/7 1987/6 1982/2 1987/5 1990/9 制造厂 上海变压器厂 湖北变压器厂 郑州变压器厂 湖北变压器厂 常州变压器厂               表 4　厂用变压器规范（2） 项 目 名 　称 化水变 #5机励磁变 #1、2水变、#1、2油变 #2煤变 型式 S7－800/6/0.4 ZSG－450/10 SL7－400/6 S7－1000/6/0.4 额定容量 kVA 800 450 400 1 000 电压 kV 高压 6±5% 10.5±10% 6±5% 6±5% 低压 0.4 0.5 0.4 0.4 电流 A 高压 76.98 24.1 36.7 96.23 低压 1 155 519.6 577.4 1443 空载损耗 kW 2.58 － － － 空载电流 A 4.82 － － － 短路损耗 kW 10.5 － － －             表 4（续） 项 目 名 　称 化水变 #5机励磁变 #1、2水变、#1、2油变 #2煤变 阻抗电压 % 5.72 4.25 #1油变5.52 #2油变5.48 6.05 周波 Hz 50 50 50 50 相数 3 3 3 3 接线组别 Yyn0 Y/△－11 Yyn0 Yyn0 变压 器油 型　号 国产#25   国产#25 国产#25 油　重 kg 630   330 780 器身重 kg 1.61×103   830 1.64×103 总重 kg 2.62×103 1.907×104 1.560×103 2.925×103 出厂日期 1997/7   1990/10 1997/7 制造厂 南通友邦 变压器有限公司 沈阳第二变压器厂 常州变压器厂 南通友邦 变压器有限公司             3　变压器检修周期 3.1　主变、主厂变应根据试验结果，变压器运行情况，由上级主管部门决定吊钟罩大修。 3.2　厂用变压器在投入运行后的五年内大修一次，以后大修周期一般不少于十年。 3.3　变压器小修每年1次～2次。 3.4　运行中发现缺陷时，可 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 外停电检修。 4　变压器的大修项目 4.1　外壳及油箱的检修 4.1.1　标准项目 4.1.1.1　清扫检查外壳，包括本体大盖，衬垫、油枕、散散热器、阀门、防爆筒等，消除渗油。 4.1.1.2　清扫检查热虹吸装置，更换或补充硅胶。 4.1.1.3　根据变压器油质情况，处理变压器油。 4.1.1.4　检查及校验瓦斯继电器。 4.1.1.5　检查接地装置。 4.1.2　非标项目 4.1.2.1　更换变压器油。 4.1.2.2　拆下散热器进行补焊。 4.1.2.3　散热器改进或更换。 4.1.2.4　变压器外壳必要时喷漆。 4.2　绕组及铁芯的检修（必要时进行） 4.2.1　标准项目 4.2.1.1　检查绕组及其压紧装置、垫块、引线、各部紧固螺丝、油路及接线板等。 4.2.1.2　检查铁芯、铁芯接地情况及穿芯螺丝的绝缘。 4.2.2　非标项目 4.2.2.1　铁芯异常的处理。 4.2.2.2　更换部分绕组及绝缘，修理绕组。 4.2.2.3　绕组受潮的干燥。    4.3　分接开关检修 4.3.1　标准项目 4.3.1.1　检修分接开关切换装置、传动机构及动、静触头。 4.3.1.2　检修绝缘筒、胶木座垫等绝缘部件。 4.3.2　非标项目 更换切换装置。 4.4　套管检修  4.4.1　标准项目 4.4.1.1　清扫检查套管无碰伤，放电痕迹等。 4.4.1.2　检查充油套管的油质情况。 4.4.1.3　介损试验 4.4.2　非标项目 4.4.2.1　更换套管。 4.4.2.2　套管的解体检修。 4.4.2.3　改进套管结构。 4.5　冷却系统检修 4.5.1　标准项目 4.5.1.1　检查风扇电机及控制回路。 4.5.1.2　检查潜油泵，管路，阀门等装置。 4.5.1.3　检查清理散热器，消除漏渗油。 4.5.2　非标项目 4.5.2.1　风扇电机，潜油泵大修。 4.5.2.2　改变冷却方式。 4.5.2.3　冷却器散热管更换。 4.6　其它项目检修。 4.6.1　检查空气干燥器及吸潮剂。 4.6.2　检查及清扫油标。 4.6.3　检查油枕橡胶隔膜。 4.6.4　检查及校验仪表，继电保护装置及二次回路。 4.6.5  检修调压装置。 4.6.6  检修接地系统。 4.6.7　预防性试验。 5　变压器小修项目 5.1　处理已发现的缺陷。 5.2　放出储油柜积污器中污油。 5.3　检修油位计，调整油位。 5.4　检修冷却装置：包括油泵、风扇、油继电器、差压继电器，必要时吹扫冷却器管束。。 5.5　检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀，气体继电器等。 5.6　检修油保护装置。 5.7　检修测温装置。 5.8　检修调压装置。 5.9　检修接地系统。 5.10  检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。 5.11  清扫油箱和附件，必要时进行补漆。 5.12  检查外绝缘和检查导电接头（包括将军帽）。 5.13  按有关规程规定进行测量和试验。 6　变压器大修及质量标准 6.1　大修前的准备 6.1.1　技术准备 6.1.1.1　大修开工前了解分场编制大修项目及进度安排。 6.1.1.2　运行中发现而尚未消除的缺陷。 6.1.1.3　了解上次检修中遗留尚未解决的问题。 6.1.1.4　有关反事故措施和技术改进工作。 6.1.2　工具材料准备。  6.1.2.1　准备好大修用的工具，专用工具应进行登记,并放入专用工具箱内，将 施工 文明施工目标施工进度表下载283施工进度表下载施工现场晴雨表下载施工日志模板免费下载 器具如电焊、火焊、起重工具等运至现场，起重设备应可靠。 6.1.2.3　准备好储油设备及注油设备，准备好适量合格的变压器油。 6.1.2.4　整理好检修场地，作好现场的防风防雨等措施。 6.1.2.5　准备好试验仪器和工具。 6.1.3　开工前应组织检修试验人员，学习本规程及大修的技术、组织措施，制定具体的进度表，明确检修项目、进度、检修方法及质量要求。 6.2　解体及吊钟罩（吊芯） 6.2.1　作分解前的必要试验。 6.2.1.1　测量线圈直流电阻。 6.2.1.2　测量绝缘电阻。 6.2.1.3　测量变压器及套管的介质损。 6.2.2　分解变压器附件。 6.2.2.1　根据所拆部件的需要，将变压器油放至合适位置。 6.2.2.2　将各侧套管与一次回路之接头分开。 6.2.2.3　打开35 kV及10 kV套管下部的手孔门将套管与线圈引线接头分开。 6.2.2.4　吊住套管，将套管与油箱连接螺丝均匀松开后拆掉，将套管吊下。吊110 kV套管时，不能使套管任何部位受机械力（见图1）吊出后放在专用支架上。 6.2.2.5　拆下埋入温度计，取下所有棒型温度计。 6.2.2.6　拆下瓦斯继电器，拆开油枕在变压器上的连接螺丝，将油枕吊下。 6.2.2.7　拆下防爆管或压力释放阀。 6.2.2.8　拆下分接开关操作绝缘杆，拆时记下位置指示器所在位置，并放在清洁干燥处。 6.2.2.9　分解风扇电机引线，拆下风扇电机底座槽钢。当起吊工具吊住散热器后，拆开上下连管螺丝，吊下散热器，放在适当位置，并用塑料布把管口包好，变压器上管口用堵板堵死。 对#1主变，应先将潜油泵，硅胶罐拆除，再吊散热器。 图 1　110 kV套管起吊图 6.2.3　吊变压器钟罩 6.2.3.1　变压器吊钟罩前，应事先做好线圈的防潮措施，并了解气象变化情况。若雨天即使在室内，也不宜进行吊罩。 6.2.3.2　变压器铁芯温度应略高于周围空气温度，如变压器铁芯温度低于周围空气温度时，应采取措施，使变压器铁芯温度高于周围空气温度5 ℃～10 ℃。 6.2.3.3　为了防止变压器在检修过程中受潮（变压器受潮干燥见附录A），变压器器身暴露在空气中的时间规定为： 相对湿度≤65%时，16h。    相对湿度≤75%时，12h。 变压器吊罩检查结束扣盖后，空气湿度较大或将超过器身暴露时间时，应及时注油至盖过器身，此时可不采取真空注油方式。 计算变压器身的暴露时间，从器身露出油面时起算，到注油全部盖住器身止。 6.2.3.4　吊罩工作 a)　确认变压器油已放完，沿变压器圆周，均匀的将所有螺丝松开，再逐个卸下。 b)　起吊钟罩时，所绑钢丝绳的夹角不得大于60 °，吊钩中心线与变压器中心线一致，以防吊罩过程中碰伤线圈。 c)　第一次吊高100 mm左右时，停止起吊，检查确无问题后，再继续起吊。  d)　钟罩起吊过程中起吊缓慢均匀进行，禁止钟罩摆动碰撞器身。 e)　四周围设人监视．发现异常及时 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 停止起吊。 f )　钟罩吊起后，放于干燥无尘处，防止灰尘进入。 6.3　器芯检修 6.3.1　检修铁芯及线圈时，应遵守下列规定 6.3.1.1　检修人员除携带必要的检修工具外禁止携带其它与工作无关的物品，以防脱落后掉入线圈和铁芯内。 6.3.1.2　到器身上部工作时，工作人员应穿专用工作服及绝缘鞋，并准备好擦汗用的毛巾，所带工器具，事先须检查登记，并用白布带拴好，使用照明电源电压必须低于36 V。 6.3.1.3　检修人员上下铁芯时，应用梯子或沿铁构件上下，禁止手抓脚踩线圈，引线，以防损坏绝缘。 6.3.2　铁芯检修 6.3.2.1　检查硅钢片的压紧程度，铁芯有无松动，轭铁与铁芯对缝处有无歪斜，变形等，局部有无过热现 象，接地点良好，无两点接地。发现异常时，作好记录，查找原因并进行处理。 6.3.2.2　铁芯油道无油垢，畅通，油道衬条应无损坏松动。 6.3.2.3　所有穿心螺丝应紧固，用1 000V或2 500V摇表测量穿芯螺丝与铁芯，以及轭铁与轭铁夹件之间的绝缘电阻（应拆开接地片），其值不得低于最初测得绝缘电阻的50%。 6.3.2.4　穿心螺丝应作交流1 000V或直流2 500V的耐压试验1min，不合格者应检查原因处理（见图2） 1、穿心螺栓；2、钢螺帽；3、胶木圈；4、铜垫圈；5、钢垫圈； 6、夹铁；7、绝缘纸板垫圈；8、胶木套；9、胶木管；10、油道；11、轭铁 图 2　穿心螺丝结构图 6.3.2.5　检查其他各部螺丝应紧固，并有防松措施， 6.3.3　线圈检修 6.3.3.1　线圈所有的垫块，衬条应无松动，线圈与轭铁及相间的绝缘纸板应完整无破裂，牢固无位移，如有松动应加绝缘垫处理。 6.3.3.2　各组线圈应排列整齐，间隙均匀，压紧顶丝，应顶紧压环，锁紧螺帽应拧紧，线圈表而无油泥。油路应畅通。 6.3.3.3　仔细检查线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂或击穿等现象，高低压线圈无移动变位。判断绝缘状况，绝缘层老化程度分为四级。 a)　一级（绝缘良好）绝缘柔韧有弹性，颜色淡而鲜，用手按压没有残留变形。 b)　二级（绝缘合格）绝缘层干硬，颜色深而暗，用手按压后留有痕迹。 c)　三级（绝缘不可靠）绝缘硬而脆，颜色暗而发黑。用手按压有细小裂纹，这种绝缘可继续运行，但应采取加强措施。 d)　四级（绝缘老化）绝缘表面有裂纹及脱斑现象，用手按压后绝缘层脆裂脱落，应重新更换包扎。 6.3.3.4　引线绝缘应良好，包扎紧固无破裂情形，固定牢靠，与套管连接正确接触良好，其电气距离应符合表5、表6规定： 表 5　油中引线沿木质表面的最小对地距离 电压 kV 3 10 35 110 距离 mm 30 40 100 380           表 6　套管导电部分对地的油间隙 电压 KV 3 10 35 110 距离 mm 25 35 90 370           6.3.3.5　木质构架应牢固，木质螺丝应无损坏，防松绑扎应完好。 6.3.4　电压调整装置的检修。 6.3.4.1　调整装置的绝缘部件在空气中暴露时间要求与变压器铁芯相同。 6.3.4.2　所有绝缘筒，胶木杆，胶木座、板等应无裂纹及变形，封闭内胶木筒窗口的外胶木简滑动应灵活。 6.3.4.3　检查分接开关各分接点与线圈的连接应紧固正确，各分接头应清洁，且接触紧密弹力良好，必要时可用丙酮清理接触环、柱的接触面，禁止用砂布等进行打磨。所有接触面，应用0.05 mm塞尺检查并塞不进去。 6.3.4.4　传动装置的各连接部分牢靠，各部弹簧、螺丝、销子应完整无损，传动装置的动作应灵活无卡涩，密封良好无漏油现象。 6.3.4.5　转动接点应准确地切在各个位置。并与指示器位置一致。 6.3.5　测量各线圈间以及线圈对地的绝缘电阻。测量分接开关在不同位置时线圈的直流电阻，在同一接点上，各线圈的直流电阻差不应大于三相平均值的2%，与出厂或交接测量的结果比较，相对变化也不应大于2%。 6.3.6　铁芯子全部检修完毕后，应用合格的变压器油进行冲洗并从箱底放油处将油放净。  6.3.7　认真清点大修时所用工具，以免遗忘在变压器箱体内。 6.3.8　经总工程师及有关领导验收合格后，进行扣钟罩。 扣钟罩时应在变压器周围设专人核检钟罩和芯子间隙，防止碰触线圈或部件，应将110kV引线穿出套管升高座，并把钟罩密封橡皮放好，螺丝孔对正后，将钟罩落下。 6.3.9　均匀上紧变压器四周螺丝，其压紧程度一般是将耐油橡胶垫压至原厚度的60%～70%为宜。 6.3.10　将合格的变压器油加至变压器铁芯顶部。 6.3.11  需真空注油的变压器参照附录D。 6.4　套管的检修及回装 6.4.1　套管的一般检修 6.4.1.1　清扫擦拭套管外部，除去油垢、积灰。 6.4.1.2　仔细检查套管瓷件，法兰座完好，无裂纹、破损或瓷釉损坏，瓷裙表面无闪络痕迹，当有严重缺陷时，应更换套管。 6.4.1.3　检查铁件与瓷件应结合牢固。其胶合处的填料完整，铁件表面无锈蚀，油漆完好。 6.4.1.4　对110 kV充油套管，除进行上述一般性检修外还应检修下列各项： a)　检查贮油缸固定牢固严密，无渗油现象。 b)　检查油位计是否严密、完整，油位应正常，在常温下（15 ℃～20 ℃），油位在油位计高的二分之一。 如油位低时，经套管上部注油螺丝孔注入合格的变压器油，油位高时，将贮油缸底部的放油螺丝孔打开，放出多余的油。 c)　经试验确定油不合格时，应将套管内的油全部放出。用合格变压器油冲洗后加入合格变压器油。 6.4.1.5　检查电容式套管引出之分压引线（试验）无松动、断线；套管无裂纹、无漏油。 6.4.2  套管的回装 6.4.2.1  将套管接合处耐油橡皮垫放好后，吊起套管放在原来位置。11 kV套管应先穿入尼龙绳绑在引线销子孔门随着套管的下落，将引线慢慢穿入套管内，然后用圆柱销固定，并装上将军帽，再穿引线的过程 中，不能使引线打结并且拉紧，否则将穿不进去。 6.4.2.2  对角或沿圆周循环均匀拧紧法兰固定螺丝。 6.4.2.3  对螺杆式套管（35 kV、10 kV出线）落下时应先放上铜垫片，然后把变压器引线套入。在上紧螺帽时防止垫片、螺帽或工具掉入变压器内。 6.5  附件的检修及回装 6.5.1　散热器的检修及回装。 6.5.1.1　对散热器管的污垢进行清洗。  6.5.1.2　用油循环冲洗散热器油管内部，至油中无杂质。  6.5.1.3　检查风扇电机，潜油泵及其操作回路。 6.5.1.4　检查散热器油门应动作灵活正确，关闭时严密。  6.5.1.5　准备好所用耐油橡皮垫，吊起散热器，按原来的位置装好，装好后连接处应严密，螺丝紧固，垫子内孔不得阻碍油门关闭。 6.5.1.6　回装风扇底座槽钢时应调平，回装电机时胶垫完整，厚度一样，紧固均匀，防止运行中电机振动。然后连接电机引线，并注意电机转向。 6.5.2　热虹吸器及空气干燥器的检修。 6.5.2.1　关闭热虹吸器上下部阀门，从下部放油螺丝放尽变压器油，拆开下部法兰，清除用过的硅胶或活性氧化铅，然后清理热虹吸器及联管内部，并用清洁的变压器油进行冲洗后组装。 6.5.2.2　硅胶装入前必须进行干燥，干燥处理的方法是  将合格的硅胶（直径大于3 mm～3.5 mm），装入量约为总油量的1%。放入烘箱内，保持温度在140 ℃连续烘干8h，烘干过的硅胶应及时装进热虹吸器内。 6.5.2.3　将硅胶装好后，用变压器本体的油将硅胶进行冲洗，先打开上部阀门，然后从下部放油螺丝放油冲洗，直到放出洁净油为止。关闭上部阀门，拧紧放油螺丝，打开下部阀门，从下部向热虹吸器充油，并打开上部放气螺丝，排出空气，待油注满后密封放气螺丝，再打开热虹吸器上部阀门使之投入运行。 6.5.2.4　检查空气干燥器各部密封垫完好，更换硅胶时，在硅胶装入前亦应进行干燥。 6.5.3　油枕的检修及回装 6.5.3.1　清扫油枕各部油垢，将下部排污螺丝打开，排出油枕内油垢及沉淀物，并用清洁的变压器油冲洗油枕。 6.5.3.2　清洗油位计及油枕与瓦斯继电器的联通管，应无堵塞现象，油位计玻璃无破裂密封垫完好，组装后不渗漏油。 6.5.3.3　按图3划出油面计－35 ℃、+15 ℃、+35 ℃时的油位指示线。 图 3　油枕油位标志 6.5.3.4　对密封式变压器，应检查，试验油枕隔膜及油面计隔膜无老化变脆及漏气等不良现象，必要时应 取出试验，其充气压力不大于950 Pa 。 6.5.3.5　油枕回装后应固定牢固，各部密封良好。 6.5.4　瓦斯继电器的安装要求：    6.5.4.1　移位后的变压器就位时，应使其顶盖沿瓦斯继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。 6.5.4.2　瓦斯继电器两端的连接管，应以变压器顶盖为准，保持有2%～4%的升高坡度，油管上的油门应装在油枕与瓦斯继电器之间。 6.5.4.3　安装时注意瓦斯继电器的方向应使箭头指向油枕。 6.5.4.4　瓦斯继电器两端的连接密封垫应更新。密封良好不渗漏油。 6.5.5　防爆筒及压力释放阀的检修及回装。 6.5.5.1　清除防爆筒的油泥和铁锈。 6.5.5.2　检查防爆筒放气螺丝应完好，与油枕的连通管路应畅通。 6.5.5.3　拆开压力释放阀，检查弹簧压力良好，清理污物，做压力试验动作正常。 6.5.5.4　检查防爆简膜良好，密封衬垫应严密，如玻璃防爆膜损坏按表7规定予以更换。 表 7　防爆管玻璃的厚度 防爆筒直径(φ) mm 玻璃厚度 mm 150 2.5 200 3 255 4     6.5.5.5　防爆筒安装时应使防爆门向变压器外侧，避免油喷到其它设备上。 6.5.6  安装温度计 6.5.6.1　将测温元件装入套筒内后，应将筒内注满变压器油并密封。 6.5.6.2　温度计应固定牢固，热偶与温度计连线固定好。 6.6　变压器密封及注油 6.6.1　变压器密封要求 6.6.1.1　变压器钟罩、散热器、套管、油枕等各连接部分均应采用耐油橡皮垫密封。要求如下： a)　一般情况下使用没有接头的橡皮垫圈做密封。 b)  使用有接头的橡皮垫圈时，则采用斜搭法，搭接长度不得小于直径（或厚度）的8～10倍。搭接处应粘结牢固，并用丝线缠绕加固。 c)  安装时要保证橡皮垫放置正确，均匀的上紧螺丝。一般压紧到橡皮垫原厚度的60%～70%。 6.6.1.2　未经鉴定合格的橡皮垫，不准使用。 鉴定方法： 将试样放入100 ℃变压器油中浸泡48 h，其重量减少不得超过原重量的25%，表面不应发生粘连。 6.6.2　变压器注油。 6.6.2.1　110kV及以上的变压器必须采取真空注油（见附录D），以排除线圈中的气泡，真空应为66 650 Pa 。 6.6.2.2　注入变压器内的油必须经过试验符合附录B的要求。 6.6.2.3　向变压器注油时，必须通过滤油机以免水分杂质带入变压器内。 6.6.2.4　 变压器注满油后，应拧松所有放气螺丝进行放气，直到流出油为止，然后拧紧螺丝密封好。  6.6.2.5　注油后静止24 h，应再取油样进行耐压试验合格。 6.6.2.6　变压器注油时，油温应不低于10 ℃。 6.6.2.7　密封式变压器应按下列步骤进行注油 a)　油位计注油：先将隔膜式油枕（图4）中，注油孔4及螺钉5打开，在注油孔4处向油位计里注 油至看到油面为止（注油的同时应摆动橡皮管9，从而使油位计隔膜10中的气体全部放出），注油即可停止，然后把螺钉8打开，把油位计中的油全部放出，最后把注油孔4、螺钉5及螺钉8重新拧上。 1、尼龙橡胶隔膜；2、放气堵；3、观察孔；4、注油孔；5、螺钉；6、玻璃管油位计；7、浮球； 8、螺钉；9、橡皮管；10、油位计隔膜；11、小储油柜；12、连接管；13、沉积器；14、吸湿器； 图 4　密封储油柜示意图 b)　油枕注油：先拧开放气堵2，从观察孔3，慢慢向油枕中注油，并同时观察油位计6处是否同时上升（如玻璃管内面同时上升即说明情况正常），将油枕注满，将放气堵2及观察孔3恢复，然后再放油至标准正常油面处，目的使油枕中空气排净，此时整个变压器注油就告结束。 c)　注意事项 1)　以上两个注油过程必须先把油位计注油后，方可进行油枕注油。 2)　在注油到一定位置（各部件油满）后，应逐个打开散热器、油箱、高低压套管等处的放气孔，从而排出所有残存在变压器中的空气。 6.6.3　气囊式储油柜变压器应按下列步骤进行注油 6.6.3.1　油位计加油方法（参照图5） 1、大胶囊；2、挂钩；3、呼吸座；4、排气塞；5、橡皮管；6、呼吸塞；7、油位表； 8、油位计放油螺钉；9、吸湿器10、小胶囊；11、小囊室；12、集气室；13、防护罩；14、集、排污器； 图 5　气囊式储油柜结构示意图 注意：在主储油柜未加油前必须先把油表油加好。 a)　先把储油柜4排气塞，油位计6呼吸塞及小囊室法兰盘2（图6）全部打开。 1、柜壁；2、法兰盖；3、小囊盒；4、小胶囊；5、接头；6、柜盖； 图 6　小囊室 b)　用漏斗从图5油位计呼吸塞座6处徐徐加油，并在图5小囊室11处用手按动小胶囊，以便将囊内空气完全排出，待玻璃管内的浮球完全稳定的浮上。 c)　把图5油位计放油螺钉打开，放掉玻璃管内多余油量，然后把图5，6、8及小囊室法兰重新关上，但图5油表位计6呼吸器塞可不必拧紧，以保证油表内空气自由呼吸，图5螺钉8位置即基本为储油柜底位置。 6.6.3.2　储油柜油室用注油法排气（参照图7） 图 7　注油法排气程序图 a)　油表加油完毕后即可准备储油柜油室排气。 b)　再次检查储油柜4排气塞必须打开，保证吸湿器下端呼吸口处垫圈已确定打开，或拆除吸湿器，待排气完后再装上。 c)　从集气室12上活门（结构详见图8）向储油柜进行注油，大胶囊向上压缩袋内空气通过吸湿器处排出，储油柜油室内空气由排气塞4出排出，直到油注满为止。 d)　待排气塞4处有油溢出说明储油柜内油室已充满油，空气基本排完，应立即把排气塞4重新拧上，以避免下一步骤时空气进入。 1、气室盒  2、放气塞子  3、视察窗  4、放注油活门 图 8　集气室简图 e)　储油柜内油室空气排净后即可通过集气室上活门12把油放到油表浮子在正常油面线处为止。（若排气时吸湿器已拆除，放油前必须装上）。 f )　柜内大胶囊随储油柜放油、即自行充满大气并正常的浮在油面上，到此储油柜即可投入运行。 6.7　变压器大修后的试验及验收 6.7.1　按原电力部颁发的《电气设备预防性试验标准》进行各项试验应合格。 6.7.2　从变压器下部放油门处取油样，进行耐压试验、化验，主变及主厂变、高备变还应作色谱分析均应合格。 6.7.3　对60 000 kVA及以上变压器，每年及吊罩注油后应进行一次微水分析。 6.7.4　大修中的局部验收 6.7.4.1　在检修过程中，检修班技术员对主要附件修后应进行验收。 6.7.4.2　主变、主厂变及高备变扣钟罩前由总工程师主持，生产计划部、检修公司领导参加会同有关技术人员，对铁芯、线圈及油箱内部进行全面检查验收。 6.7.5　大修后的整体验收 变压器大修后主变、主厂变及高备变由总工程师主持，生产计划部、检修公司领导参加会同有关技术人员一起进行验收，内容包括： 6.7.5.1　修前存在的缺陷消除情况及结果。 6.7.5.2　检修中发现和消除缺陷情况及结畏 5.7.5.3　标淮检修项目和特殊项目完成情况。 6.7.5.4　各项试验情况及结果。 6.7.5.5  本次检修中遗留问题及原因。 6.7.5.6  变压器各部密封情况。 6.7.5.7  大修技术记录齐全。 6.7.5.8  参加验收入员，根据验收情况作出质量评价。 7　干式变压器检修规程。 7.1  干式变压器技术规范见表8。 表 8　#1、2除灰变，#1、2除尘变及除尘备变规范 内　容 设 备 名 称 #1除灰变 #2除灰变 #1除尘变 #2除尘变 除尘备变 型　号 SC8—400/6.3 SC8—400/6.3 SC9—1250/6.3 SC8—1250/6.3 SC8—1250/6.3 容　量 kVA 400 400 1 250 1 250 1 250 电压 kV 高压 6.3±5% 6.3±5% 6.3 6.3±2×2.5% 6.3±2×2.5% 低压 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 电流 A 高压 36.7 36.7 114.6 114.5 114.5 低压 577.4 577.4 1 804 1 804.22 1 804.22 短路阻抗 % 4.31 4.32 6.12 5.57 5.55 周波 Hz 50 50 50 50 50 相数 3 3 3 3 3 结线组别 Yyno Yyno DYn—11 DY—11 DY—11 冷却方式 AN AN AN AN AN 绝缘等级 F级 F级 F级 F级 F级 出厂日期 1999年6月 1999年6月 2000年12月 1999年10月 1999年10月 重量 kg 2065 2065 3520 3900 3900 制造厂 新乡变压器厂 新乡变压器厂 北京华泰变压器 有限公司 新乡变压器厂 新乡变压器厂               7.2　检修周期 7.2.1　三年大修一次。 7.2.2　每年小修1次～2次。 7.2.3　运行中发现缺陷时，可计划外停电检修。 7.3　大修项目 7.3.1　外观清扫检查（包括铁芯检查），检查高、低压引线，接触面。 7.3.2　风扇电机及控制回路检修。 7.3.3　对温控回路检修及调试，必要时通知热工检查温控仪。 7.3.4　检查绝缘筒、胶木等绝缘部件。 7.3.5　测试各部绝缘。 7.3.6　预防性试验。 7.4　小修项目 7.4.1　外观检查并紧固各连接螺丝。 7.4.2　检查变压器铁芯。 7.4.3　检查风扇电机及其回路。 7.4.4　检查温控仪及回路。 7.4.5　测试各部绝缘。 8  变压器油中溶解气体色谱分析及标准见附录C。 附 录 A 变压器的干燥 变压器大修后，经过绝缘鉴定认为线圈已经受潮，则在投入运行前必须进行干燥。 A.1　零序电流干燥法 它是利用零序磁通在铁芯和油箱中的铁损来发热干燥变压器，干燥时不带油进行。 A.1.1　干燥接线（见图9） 图 9　变压器干燥接线图 A.1.2  电源计算： A.1.2.1　对星形接线：式中：P—干燥所需功率　Z0—变压器零序阻抗　cosФ—零序功率因数（0.5～0.7）在周围温度为15 ℃时，其消耗的功率如表A.1。 表A.1　变压器消耗功率表 变压器容量 KVA 消耗功率 kW 油箱有保温层 油箱无保温层 320—560 750—1 800 1.5～3.5 5～7.5 2～4 7～10 2 400～5 600 7 500～15 000 8～10 12～15 12～14 15～18       附 录 B 变压器油的试验项目及标准 B.1　试验项目及标准（见表B.1） 表B.1　变压器油的试验项目及标准 序号 项 目 标 　 准 新 油 运 行 中 油 1 透明度50 ℃ 透 明   2 灰分 % ≯0.005   3 活性硫 无   4 苛性钠抽出 级 ≯2   5 安定性 氧化后酸值 毫克KOH每克油 ≯0.2     氧化后沉淀物 % ≯0.05   6 粘度 50 ℃恩氏 ≯1.8   7 凝固点 ℃ -25   8 酸价 毫克KCH每克油 ≯0.03 ≯0.1 9 水容性酸和碱 无 PH值≮4.2 10 闪点 ℃ ≮135 ⑴不比新油降低5 ⑵不比前次值降低5 11 机械杂质 无 无 12 水分 无 无 13 游离碳 无 无 14 电气强度试验不低于 kV     ⑴用于15 kV及以下设备 ≥30 ≥25 ⑵用于15 kV～35 kV设备 ≥35 ≥30 ⑶用于66 kV～220 kV设备 ≥40 ≥35 15 介质失角正切值tgδ % 70 ℃时不大于0.5 70 ℃时不大于2           附 录 C 变压器油中溶解气体色谱分析 C.1　溶解气体色谱分析（见表C.1） 表C.1　变压器油中溶解气体色谱分析 试验周期 气体组分 指标 % 说明 正常值 故障值 ⑴ 电压为35kV及以上且容量为10 000kVA以上的主变每年至少一次； ⑵10 000kVA以下的变压器根据具体条件进行。 总烃 ＜0.1 PPm ＞0.5 PPm ⑴ 标准中所列气体的百分比浓度； ⑵ 对有疑问变压器应缩短试验周期； ⑶ 新设备及大修投运前应作一次检测，投运后在短期内应多次检测。 乙炔 ＜0.005 PPm ＞0.01 PPm 一氧化碳 开放式 ＜0.3 PPm ＞0.3 PPm 隔膜密封 ＜0.8 PPm 暂不规定 氢 ＜0.1 PPm 暂不规定 二氧化碳 不作规定 不作规定             C.2　试验周期： C.2.1　高备变、#1、#2、#3、#4、#5主变每年至少一次。 C.2.2　主厂变根据具体情况进行。 C.2.3　新设备及大修后投运前作一次分析。对有异常现象的变压器应跟踪检测。 C.3　色谱分析标准：（见表C.2） 表C.2　色谱分析标准 气体分析 指标 % 正常值 故障值 总烃 ＜0.1 PPm ≯0.5 PPm 乙炔 ＜0.005 PPm ≯0.01 PPm 二氧化碳 开启式 ＜0.3 PPm ≯0.3 PPm 隔膜式 ＜0.8 PPm 不作规定 氢 ＜0.1 PPm 不作规定 二氧化碳 不作规定 不作规定         附 录 D #1、2、4、5主变压器真空注油法 D.1　变压器检修后应及时注油。 D.2　变压器检修后应采用真空注油法（见图10）以排除线圈中的气泡。 D.3　真空注油一般在变压器附件未装之前进行，以减少密封环节，防止其他部件承受不必要的压力，变压器密封安全气道的隔膜应先以挡板代替，防止压破。 D.4　变压器油箱能承受39 990 Pa～66 650 Pa。 D.5　在抽真空过程中还要监视油箱变形局部凹陷尺寸最大不得超过箱壁厚度的2倍。 D.6　变压器抽真空速度不宜太快，一般要求每小时13 330 Pa～26 660 Pa，如真空建立太慢，应检查系统各部密封是否漏气及管路有无堵塞。接头轻微漏气处，可用密封胶防止。 D.7　真空度达允许值后，即可开始注油。 D.8　为防止进油混入大量空气，油泵进出油管应密封良好，最好使用真空滤油机注油。 D.9　防止油箱底部杂质泛起和利于空气逸出，不应从油箱下部注油（#2主变由瓦斯继电器处抽真空，变压器上部防爆筒处注油）。 D.10　注油速度一般以3 t/h～5 t/h，油注入变压器距箱顶约2 00 mm时停止注油，还应继续抽真空4 h以上，以排出油中空气。 D.11　破坏真空时，由于引入的空气急剧膨胀，使温度下降可能造成油箱内壁结露。为此要求引入的空气必须是干燥的，相对湿度不应该超过65%，注油温度应高于周围温度10 ℃～20 ℃，注油后使油箱温度稳定后再缓缓破坏真空。 D.12　附件安装后应及时补充注油。 D.13　打开35 kV及以下套管冷却器、静油器、油箱上各升高法兰等处的放气塞，排除积存空气。 D.14　对于#1主变强迫油循环冷却器，其中油路是上下往返回路，注油时必须打开上部所有放气塞放气，油注满后让油泵运行1 min后静置，使残存空气排出，再行放气。 D.15　变压器组装后，在顶盖上装1.5 m～2 m高油管做整体密封性检查试验，试验3 h，检查各处密封不应渗油。 D.16　密封试验时，变压器防爆膜应用金具支持，以防压破。 图 10　变压器真空注油示意图