变压器运行维护及检修规程

I 中国石油天然气股份有限公司企业标准 Q/SY XQ 38 -2003 变压器运行维护及检修规程 Operation/maintenance for transtormer ××××-××-××发布 ××××-××-××实施 中国石油天然气股份有限公司西气东输管道分公司 发布 Q/SY Q/SY XQ 38 -2003 I 目 次 前言 ................................................................................. II 1 范围 ................................................................................ 1 2 变压器的运行、检查、故障处理 ........................................................ 1 3 变压器的检修 ........................................................................ 8 Q/SY XQ 38 -2003 II 前 言 本标准由中国石油西气东输管道公司提出。 本标准由中国石油西气东输管道公司质量安全与环保处归口。 本标准起草单位：中国石油管道公司西气东输管道运行管理办公室。 本标准起草人：吴志宏、李拥、刘洪彪。 本标准于 2003 年 07 月 29 日首次发布。 Q/SY XQ 38 -2003 1 变压器运行维护及检修规程 1 范围 本标准规定了西气东输管道压（输）气站的电力变压器（以下称变压器）运行的基本要求、维护、 异常、故障处理及检修。 本标准适用于10KV及以上变压器。国外进口的电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造 厂的有关规定。 2 变压器的运行、检查、故障处理 2.1 变压器运行的一般要求 2.1.1 变压器的验收 a) 变压器在投入运行前应取得安装、检修、试验的验收合格证明，各种保护装置完好并已投入。 b) 新变压器安装竣工后应向运行单位移交下列文件： 1）制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 ； 2）本体、冷却装置及各附件（套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放器及仪表等）在安 装时的交接试验报告，器身吊检时的检查及处理记录等； 3）安装全过程记录； 4）变压器冷却系统，有载调压装置的控制及保护回路的安装竣工图，油质化验及色谱分析记录； 5）备品备件清单。 c) 变压器检修竣工后应移交下列记录： 1）变压器及附属设备的检修原因、检修全过程记录； 2）变压器及附属设备的试验记录； 3）变压器的干燥记录； 4）变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录。 2.1.2 变压器室 变压器室应通风良好，夏季时出气口的空气温差不应大于 15℃。变压器室的门应采用阻燃或不燃材 料并加锁，门上并写明变压器编号，挂有“止步，高压危险”的标志牌。安装油浸式变压器的场所按有 关规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。 2.1.3 空载运行 新装或大修后的变压器新投入运行时，应空载运行 24 h 之后才能带负荷运行。 2.1.4 分接开关 无载调压的变压器在变换分接开关位置后，应测量各相的直阻，所测得的值相差不应超过 2 % 。 备用及并列运行变压器的分接开关位置应与运行中变压器的分接开关位置相同。 有载调压变压器各分接位置的容量按制造厂的规定。 2.1.5 熔断器保护 采用熔断器保护的变压器，100KVA以下者一次侧熔丝的额定电流为变压器一次额定电流的2～3倍； 100KVA及以上者一次侧熔丝的额定电流为变压器一次额定电流的1.5～2倍。二次熔丝的额定电流等于变 压器二次额定电流。 2.1.6 变压器油位 Q/SY XQ 38 -2003 2 油浸式变压器应保证合适的油位，补充新油时应与原牌号的油一致，并做简化分析试验。如牌号不 同应做混油试验。补油前应将重瓦斯保护改为信号位置，防止误跳闸，补油后恢复到跳闸位置。补油时 不能使空气进入变压器内，油温不能高于变压器线圈的温度，以免线圈受潮。不允许从器身下部补加变 压器油。 2.1.7 投运 2.1.7.1 新装、大修和长期停运的变压器投入运行前，应用 2500V 的绝缘摇表测量线圈的绝缘电阻， 与初始值比较，在相近的温度下不得低于原值的 50% ，并记录在有关记录中。 2.1.7.2 在初送电时，应在空载情况下全电压做冲击合闸三次。 2.1.7.3 冲击时应检查励磁涌流对差动保护的影响，记录空载电流值。 2.1.7.4 发现变压器有异常现象时，立即汇报有关部门，并按有关规程和规定处理。不可强行送电。 2.1.7.5 在 110KV 及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。投 入后按系统需要决定中性点是否断开。 2.1.8 重瓦斯保护改为信号的工作 2.1.8.1 有以下工作时应将变压器重瓦斯保护取消跳闸功能改为信号： a) 校验瓦斯继电器及保护装置时； b) 变压器新装、大小修后； c) 运行中的变压器滤油、换油时； d) 长期备用的变压器投入运行时； e) 通呼吸器、更换硅胶时； f) 瓦斯保护的直流回路故障处理时； g) 油面低到轻瓦斯动作补油时。 以上工作结束后连续运行24 h未发现异常现象，再将重瓦斯信号改为跳闸功能。 2.1.9 变压器油性能 新变压器油及运行中的变压器的油其性能应符合表 1 的规定，不合格时应将油过滤或再生。变压器 油在过滤时应将其停运，若带电滤油时应做好相应的安全措施。 2.1.10 瓦斯继电器 2.1.10.1 瓦斯继电器应与顶盖沿出气口的方向有 1%～1.5%的升高坡度，型式为防震型继电器。 2.1.10.2 变压器由运行改为备用时，瓦斯继电器的信号回路仍然接通监视变压器。 2.1.10.3 变压器在检修时应将瓦斯继电器的直流电源断开。 Q/SY XQ 38 -2003 3 表1 变压器油物理化学性质项目表 标 准物 理 化 学 性 质 项 目 新 油 运行中油 50 ℃时粘度不超过 闪光点不低于（℃） 凝固点不高于（℃） 机械混合物 游离碳 灰分不超过（%） 活性硫 酸价不超过（KOH 毫克/克油） 钠试验等级 安定性： a)氧化后的酸价不大于（KOH 毫克/克油） b) 氧化后沉淀物含量不大于（%） 溶于水的酸或碱（pH） 水份 电气绝缘强度（标准间隙的击穿电压）不低于（kV） a) （66）110 kV 及以上 b) 35 kV c) 10 kV 及以下 在+5℃时的透明度（盛于试管内） tanδ(70 ℃时)不大于（只做参考） 1.8 135 -25 无 无 0.005 无 0.05 2 0.2 0.05 中性 无 40 35 30 透明 0.5 / 不低于新油 5 ℃以上 无 无 / 无 0.1 / / / 大于等于 4.2 无 35 30 25 / 2 2.2 变压器的运行及检查 2.2.1 油温 油浸式变压器的上层油温不得超过 85 ℃，装有风冷装置变压器的上层油温达到 55 ℃时应手动或 自动启用风扇。变压器在停运后，风扇应继续运行 1 h。变压器的温度应有现场或远传进行监视，不能 超过制造厂家规定值且温升不能超过 60 ℃。 2.2.2 电压调整 变压器的一次电压应在额定电压 UK1(1±5%)内运行，必要时用分接开关进行调整以保证二次电压在 额定值 Uk2附近并额定电流下长期运行。 2.2.3 事故过负荷允许时间 变压器事故过负荷允许时间见表 2。 表2 变压器事故过负荷允许时间表 事故过负荷与额定负荷之比 1.3 1.6 1.75 2.0 2.4 3.0 过负荷允许持续时间（min） 120 30 15 7.5 3.5 1.5 2.2.4 正常过负荷时间 自然或风冷油浸式变压器可在一定的时间内正常过负荷运行，时间见表 3。 Q/SY XQ 38 -2003 4 表3 变压器正常过负荷运行时间表 过负荷前上层油温为下列数值时的允许过负荷持续时间（min）过负荷 倍 数 18℃ 24℃ 30℃ 36℃ 42℃ 48℃ 54℃ 1.0 连 续 运 行 1.05 350 325 290 240 160 90 1.10 230 205 170 130 85 10 1.15 170 145 110 80 95 1.20 125 100 75 45 1.25 95 75 50 25 1.30 70 50 30 1.35 55 35 15 1.45 25 10 1.50 15 2.2.5 冷却装置停止允许带负荷时间 风冷油浸式变压器当冷却装置停止运行时，在额定冷却空气温度下允许带负荷持续时间见表 4。 表4 冷却装置停止运行允许带负荷持续时间表： 冷却装置停止时，变压器上层油温的温升为下列数值时允许带负荷的持续时间（min） 负荷与变 压器额定 容量之比 18℃ 24℃ 30℃ 36℃ 42℃ 48℃ 54℃ 0.7 连 续 运 行 0.75 740 700 655 600 520 420 240 0.80 460 420 380 325 280 240 50 0.85 330 300 260 215 160 90 0.90 260 230 195 155 105 45 0.95 205 155 135 105 68 15 1.00 165 140 110 60 40 1.05 135 110 85 55 20 1.10 110 85 60 35 6 1.15 90 70 45 20 1.20 70 50 30 8 1.25 50 35 15 1.30 35 20 如发生事故过负荷，应将事故过负荷的大小和持续时间记入该变压器技术档案之中。 2.2.6 变压器的巡视检查项目 a）检查变压器的电流、电压变化情况； b）变压器的声音、温度应正常； c）充油套管和油标管内的油位、油色正常，本体无渗漏油； d）接线端子无过热现象； e）瓷套管应清洁，无裂纹和碰伤、放电现象； f）压力释放器动作情况； g）散热器阀门应打开； h）瓦斯继电器应充满油无气泡存在，阀门打开； Q/SY XQ 38 -2003 5 I） 呼吸器应畅通，干燥剂受潮变色情况； j) 各温度表计指示正常； k) 检查变压器基础应无下沉现象； l) 外壳接地应良好； m) 特殊天气时检查对变压器的各种影响，如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等情况； n) 以手触及各散热器，感知其温度应一致。 2.2.7 清扫 变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少半年 1 次。 在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当增加清扫和检查次数。 2.2.8 干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮 2.3 变压器的异常、故障及处理 2.3.1 异常现象处理 值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等，应 尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记录中记载事件发生的经过。 2.3.2 故障及处理 2.3.2.1 可立即停止变压器运行的项目 a）变压器内声音很大并有爆裂声； b）正常的负荷和冷却条件下，变压器温度不断上升； c）油枕或压力释放器喷油冒烟； d）漏油严重，已见不到油位； e）油色变化很快，油内可见碳粒； f）瓷套管损坏，有放电现象； g）接线端子熔断形成两相运行； h）变压器着火； I）瓦斯继电器内充有可燃气体。 2.3.2.2 允许先请示有关部门待批准后处理的项目 a) 变压器的实际负荷超过规定值。 b) 应与调度联系停止一些生活和辅助生产设施的用电，停止或减少用电负荷。 c) 变压器上层油温或温升超过允许值。 d) 因油温、气温升高导致油位上升超过标准线时应放油；而当油位低时则应及时补油。 e) 因低温造成油凝滞时，应逐步加大负荷，同时监视上层油温。 2.3.2.3 变压器发生可不经事先请示必须立即停止的故障任何一项，按下列步骤进行处理 a) 立即断开故障变压器两侧的断路器及隔离开关，做好检查检修的安全措施； b) 拉开与变压器有关的直流电源、测量装置和风扇电源； c) 变压器着火时，应尽快打开底部的放油阀进行放油，并用电气专用灭火器灭火； d) 投入备用电源； e) 及时向电力调度和有关部门汇报故障情况； f) 对已停止运行的故障变压器进行检查和试验，鉴定出变压器的损坏程度，提出处理意见。 2.3.3 变压器的重瓦斯保护动作跳闸后的处理 2.3.3.1 故障现象 a) 中央信号装置的事故音响动作； b) 瓦斯继电器及重瓦斯保护信号继电器动作； c) 掉牌未复归光字牌亮； d) 变压器两侧开关跳闸，运行的红灯灭，绿灯闪光； Q/SY XQ 38 -2003 6 e) 电流、功率表无指示、电度表计停止； f) 微机监控显示重瓦斯动作或微机监控显示的主结线图有关的断路器变位、线条变色。 2.3.3.2 故障处理 a) 解除音响，复归控制把手； b) 检查保护动作的情况并准确记录； c) 检查变压器受损情况，如温度、压力释放阀动作、瓦斯继电器受过剧烈振动、油色、油位、渗 漏油现象； d) 检查保护动作前电压、电流及功率的波动情况； e) 检查瓦斯继电器中确有气体时应观察颜色及判断可燃性，取气样及油样做色谱分析，根据有关 规定判断变压器的故障性质； f) 若气体是无色、无臭且不可燃，色谱分析为空气时，经有关部门同意变压器可继续运行，并及 时消除进气缺陷；若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否 停运； g) 在查明原因前不得将变压器投入运行。 2.3.3.3 引起重瓦斯保护动作的原因 a) 呼吸不畅或排气未尽； b) 保护及直流等二次回路异常； c) 内部线圈绝缘物老化击穿； d) 铁芯故障；箱内引线短路等。 2.3.3.4 气体的颜色与故障性质 a) 黄色、不易燃烧为木质故障； b) 淡黄色、气味强烈、可燃为纸或纸板故障； c) 灰色和黑色，易燃为油故障； d) 无色、无臭，不可燃为空气进入。 2.3.4 变压器轻瓦斯动作的处理 2.3.4.1 故障现象 a) 中央信号装置的事故预告信号音响动作； b) “轻瓦斯动作 ”光字牌亮； c) 微机监控显示轻瓦斯动作报警； d) 瓦斯继电器内有气体存在。 2.3.4.2 故障处理 a) 解除预告报警信号音响； b) 记录发生异常的时间； c) 检查动作的原因为空气进入或油位降低； d) 检查二次回路问题； e) 当变压器外部无异常时，可鉴定气体的性质，是变压器内部故障时及时请示有关部门停运做进 一步检查。 f) 若轻瓦斯动作的时间逐渐缩短，表明确属内部故障，应将故障变压器停运。 g) 若是因缺油引起动作时，应适当关闭散热器，及时补油。 h) 如瓦斯继电器信号因油内剩余空气析出而动作，应及时放出瓦斯继电器内积聚的空气，变压器 可继续运行，但应注意下次信号动作的时间。 2.3.5 变压器差动保护动作的处理 2.3.5.1 故障现象 a) 中央信号装置的事故音响动作； Q/SY XQ 38 -2003 7 b) 差动继电器及差动保护信号继电器动作； c) 掉牌未复归光字牌亮； d) 变压器两侧开关跳闸，运行的红灯灭，绿灯闪光； e) 电流、功率表无指示、电度表计停止； f) 微机监控显示差动保护动作或微机监控显示的主结线图有关断路器变位、线条变色。 2.3.5.2 故障处理 a) 解除音响，复归控制把手； b) 检查保护动作的情况并准确记录； c) 检查变压器应无异常现象； d) 检查差动保护范围内的设备如电压、电流互感器，隔离开关，母线，瓷瓶、检查二次回路及元 件等应无故障点。 e) 检查中若未发现异常现象时，可请示调度同意试送电一次。 2.3.6 变压器过电流保护动作的处理 除参照差动保护动作的处理外，还要对变压器的二次母线及所配出的电气设备进行检查，应无短 路故障点。 2.3.7 变压器过负荷信号动作的处理 2.3.7.1 故障现象 a)中央信号装置的事故预告信号动作，“过负荷”光字牌亮，电流表、功率表指示超红线； b)微机监控“过负荷”报警。 2.3.7.2 故障处理 a) 解除报警； b) 检查电流表、功率表显示过负荷； c) 检查变压器温度，运行正常，接线端子过热烧红情况； d) 检查变压器的冷却装置运行情况； e) 及时汇报生产调度减负荷，加强对变压器的巡视，注意电流、功率、声音、温度、油位、接线 端子或电缆等变化情况，做好记录。 2.3.8 变压器超温度信号动作的处理 2.3.8.1 故障现象 a) 中央信号装置的事故预告信号动作，“超温度”光字牌亮，变压器所有温度表的指示都上升， 油位上升。 b) 有微机监控的报出“超温度”警告事件项。 2.3.8.2 故障处理 a) 解除报警信号； b) 根据环境温度和负荷大小，判断超温的原因； c) 检查散热器的各部温度应均匀，应无堵塞，冷却装置好用； d) 检查二次回路无故障引起误动，变压器过负荷、仪表准确等。 e) 确为变压器内部故障过热引起的温度上升，应与有关部门联系后停止运行。 2.3.8.3 变压器油温度升高原因 2.3.8.3.1 在负荷和冷却都正常时，而油温度升高，应首先判断为内部故障，如铁芯绝缘损坏涡流引 起过热起火、线圈层间短路等要查明各种保护未动的原因。 2.3.8.3.2 变压器在配有几种保护时，如果有一种保护跳闸将变压器停运，而其他保护未动作，经对 变压器进行外观检查和内部测试检查均匀未发现故障点和缺陷，经请示有关部门同意可试投一次，若送 电成功可带负荷运行。 Q/SY XQ 38 -2003 8 2.3.9 变压器的一次侧熔断器熔丝熔断后，应停止变压器运行做详细的检查 检查内容有瓷瓶外部应无闪络、接地、短路及过负荷等现象发生，同时还应对变压器的线圈进行绝 缘测量。保护用熔丝应定期更换，防止因腐蚀等情况误动。变压器二次（0.4 kV）侧断路器，应定期维 护，确保动作可靠。 2.4 有载分接开关 2.4.1 变压器有载分接开关的操作，应遵守规定 a)应逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流的变化； b)单相变压器组和三相变压器分相运行安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作； c)有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行； d)核对系统电压与分接额定电压间的差值，应符合其运行条件。 2.4.2 有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂的规定可参照规定 a)新投入的分接开关，在投用1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况 确定检查周期； b)运行 6～12 个月或切换 2000～4000 次后，应取切换开关箱中的油样作试验； c)运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25KV时，应更换切换开关 箱的绝缘油； d)操作机构应经常保持良好状态； e)长期不调或长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作 几个循环。 2.4.3 为防止开关在严重过负荷或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁 装置，其整定值不超过变压器的额定电流的 1.5 倍。 3 变压器的检修 3.1 油浸式变压器的检修 3.1.1 检修周期 3.1.1.1 大修周期 a)变电所新投入的主变压器在投入运行的第5年和以后的每隔5－10年应大修1次； b)承受过正常过负荷和事故过负荷运行的变压器，应提前进行大修； c)运行中的变压器，发现异常状况或经试验判明内部有故障时，应提前进行大修； d)承受过出口短路的变压器，应视情况提前进行大修。 3.1.1.2 小修周期 变压器小修每年不得少于 1 次。 3.1.2 检修项目 3.1.2.1 大修项目 a)检查和清扫外壳（包括本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、防爆装置和滚轮等），消除渗 油、漏油现象； b)检查和清扫油再生装置，更换吸潮剂； c)对变压器油进行化验或色谱分析，根据油质情况过滤或更换变压器油； d)检查铁芯紧固、铁芯接地及穿芯（夹紧）螺丝、轭梁的绝缘情况； e)检查清理绕组、绕组压紧装置、垫块、引线、各部螺丝、油路、接线板等； f)清理油箱内部； g)更换密封衬垫； h)绝缘受潮湿绕组的干燥处理； i)检查并修理无载分接头切换装置（包括附加电抗器、动静触点及传动机构）； Q/SY XQ 38 -2003 9 j)检查并清扫套管；检查充油式套管的油质情况； k)校验及调整温度表； l)检查并清扫呼吸装置，更换吸潮剂； m)检查并清洁油标； n)检查及校验测量装置、保护装置、控制、信号回路等； o)检查接地装置； p)室外变压器外壳及附件的除锈、刷漆； q)电气性能试验按《电力设备预防性试验规程》要求进行。 3.1.2.2 小修项目 a)消除已发现的缺陷； b)检查并拧紧套管引出线的接头； c)检查并清扫套管瓷绝缘表面，检查套管密封情况； d)检查并清扫油标； e)检查变压器油再生装置及排油阀门； f)检查散热器、油枕、瓦斯继电器、呼吸装置及防爆装置； g)充油套管及本体补充变压器油； h)外壳及附件的除锈、刷漆； i)测量装置、保护装置及控制、信号回路的检查、校验； j)电气性能试验按《电力设备预防性试验规程》要求进行。 3.1.3 变压器的吊芯检查 3.1.3.1 大修前的准备工作 a)检查分析变压器技术资料，根据运行情况、设备缺陷、上次大修 总结 初级经济法重点总结下载党员个人总结TXt高中句型全总结.doc高中句型全总结.doc理论力学知识点总结pdf 、小修查核结果及修前检查 和试验结果，制定出大修项目表及具体的施工 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ； b)取油样试验； c)备好滤油机、油试验设备、盛油器具、烘箱及合格的补充油； d)备好各种材料、备品备件、工具、起重设备、试验设备及安全用具； e)制定出大修的组织措施、技术措施及必要的安全措施； f)做好大修场地的选择和防雨、防尘工作； g)根据当地的天气预报选择大修时间。 3.1.3.2 大修前的检查 a)检查套管的引线螺丝有无松动，接头处是否有过热的迹象； b)检查套管瓷表面有无放电痕迹及破损； c)检查变压器油箱有无渗漏； d)检查散热器及其各接头有无渗漏，冷却风扇工作是否正常； e)检查防爆装置是否完好； f)检查油枕的油面、油标是否完好明净，排出集污盒内的油污； g)检查瓦斯继电器、温度计、液位计有无渗漏，阀门开闭是否灵活可靠，控制电缆是否完好； h)在变压器本箱体内取油样，进行化验或色谱分析； i)检查上层油温温度计指示情况； j)检查变压器端子箱接线端子有无松动，受潮锈蚀和积灰等； k)按《电力设备预防性试验规程》要求进行变压器修前试验。 3.1.3.3 吊芯注意事项 a)吊芯一般应在良好天气（相对湿度不大于75％）和无烟尘、水汽的清洁场所进行，芯子在空气中 暴露时间尽量缩短，相对湿度小于65％时，允许暴露时间为16h,大于65％小于75％时，为2h； Q/SY XQ 38 -2003 10 b)起吊前，应详细检查钢丝绳的强度和挂钩的可靠性，根据吊绳与铅垂线间的夹角不可大于 30 0 ； c)起吊时应有专人指挥，油箱四角要有人监视，钟罩式变压器起吊时，要严格防止钟罩摆动，应在 油箱底座临时安装几根定位棒，以控制钟罩在起吊高度范围内的垂直升降。 3.1.3.4 吊芯拆卸步骤 a)拆除变压器高、低压套管引线，温度计、液位计、瓦斯继电器的电源，拆头并做好标记； b)当变压器须远离安装地点大修时，应拆除变压器接地线及轮下垫铁，并在轨道上做好定位标记， 然后将变压器运到检修地点； c)将变压器油注入容器密封； d)拆卸套管、油枕、散热器、分接开关操作机构、净油器、温度计和大盖螺丝。钟罩式套管的拆卸， 应打开人孔进行； e)吊出变压器的芯部，停在专用集油盘的上方，待残油滴净后，放在道木上检修；钟罩式变压器只 需吊起钟罩即可。 3.1.3.5 绕组和铁芯的检修 a)拆掉绝缘围屏，并做好标记； b)用压力 0.4MPa～0.5MPa 的变压器油冲洗铁芯和绕组； c)引线对地及引线之间的距离应符合要求，引线固定应可靠； d)绕组应紧固并均匀，无移位变形，绝缘应良好，有弹性，无脆裂老化，表面应清洁，无油泥杂物； e)绕组层间衬垫应完整、牢固，排列整齐；拧紧压紧螺钉和防松螺帽； f)绕组油路应畅通无杂物； g)铁芯接地良好，拆除接地板，测试铁芯对地绝缘良好； h)铁芯应紧密、整齐、漆膜完好，表面清洁，油路畅通； i)穿芯（夹紧）螺丝应紧固；测量穿芯（夹紧）螺丝及轭梁对铁芯的绝缘，应不小于 2MΩ。 3.1.3.6 绕组和铁芯检修时注意事项 a)应注意保持清洁，防止尘土、脏物进入变压器内； b)工作人员不得穿钉鞋，不得携带任何金属物品，工具应用尼龙绳系住。对掉入器身的任何金属物 品都必须取出。 3.1.3.7 套管的检查 a)瓷质表面应光滑，无裂纹、破碎及放电烧伤痕迹。 b)瓷套和法兰接合处的胶合剂应牢固可靠，无脱落和松动现象； c)更换各部密封衬垫。 d)充油套管油位应正常，玻璃油盅应完好。 3.1.3.8 油箱和顶盖的检修 a)对脱漆点进行除锈、刷漆； b)检查油箱有无渗漏，焊缝有无开裂等现象； c)清除油箱底部和箱壁上的油垢、渣滓。 3.1.3.9 油枕和防爆装置的检修 a)将油枕内污油放出，排出沉淀物，并冲洗干净； b)油枕各部应完好，无渗漏，与油箱的连接管应畅通； c)检查清理油标，油标应无堵塞，玻璃管完好； e)清除防爆装置的油垢和铁锈，防爆膜应完整，更换密封圈。 3.1.3.10 分接头切换装置的检修 a)检查定、动触点。应无过热、烧伤痕迹，接触面应清洁。有熔化痕迹时用砂纸打磨，应避免金属 粒屑或其他杂物进入变压器内； b)触头接触良好，压力适当，用 0.05 ㎜塞尺不应塞入，否则应修理调整接触面或更换弹簧； Q/SY XQ 38 -2003 11 c)传动装置应完好，操作灵活可靠，触头实际位置同指示位置一致； d)绝缘部件应清洁，无损伤，绝缘良好。 3.1.3.11 阀门、油再生装置及呼吸装置的检修 a)各阀门应开关灵活，关闭严密，不露油，把柄齐全。投运前应全部放在运行位置； b)油再生装置内应清洁，过滤网应完好，更换密封垫和吸潮剂； c)呼吸装置内部应清洁，与油枕的连通管严密不漏，更换密封垫和吸潮剂； d)油碗中应有油。 3.1.3.12 冷却装置检修 a)对散热器进行清扫、除锈、刷漆； b)散热器内部应清洁、无锈、无水、无杂物； c)散热器应严密不漏，经充气试验合格； d)冷却风机轴承润滑良好，绝缘电阻合格； e)操作回路及自启停装置动作正确、可靠。 3.1.3.13 变压器基础检查 a)变压器基础应无下沉、移位现象，表面水泥应无脱落； b)符合抗震加固标准。 3.1.3.14 变压器的组装 3.1.3.14.1 变压器组装时注意事项 a）各部件应装配正确，坚固； b）各密封衬垫质量优良、耐油、化学性能稳定；压紧应均匀，压紧后一般应压缩原厚度的 1/3 左右； c）装配结合面无渗油，阀门开关应灵活；无卡塞现象； d）油箱与油枕间的连通管应有 2％～4％（以变压器顶盖为基础）的升高坡度； e）变压器安装就位后，应使其顶盖沿瓦斯继电器方向 1％～1.5％的升高坡度； f）变压器组装完后，应做油压试验 15min，各部件接合面密封衬垫及焊缝应无渗漏。 3.1.3.14.2 变压器组装步骤 a）将芯子放回油箱，装上大盖；钟罩式变压器放下钟罩；拧紧螺丝； b）组装散热器、油再生装置，分接开关机构、油枕、瓦斯继电器和防爆装置等； c）通过油枕向变压器油箱注入试验合格的油，将油注至淹没绕组； d）安装套管，连接套管下端引线及分接开关的接头； e）注油至标准油位。注油时要及时排出大盖下的套管座等突出部位的积气； f）静止 24h 后，做大修后电气试验； g）连接套管引线，连接瓦斯继电器和温度计电源，连接接地线。 3.1.3.15 收尾工作 a)变压器组装完后，对变压器外部进行防腐喷漆。 b)大修工作完后，要及时清理现场，特别注意小型工具的清点。 3.1.4 变压器的干燥 a)变压器经过全部和局部更换绕组、绝缘的大修后，不论测量结果如何，均应进行干燥； b)如变压器芯子在空气中停留时间超过规定时间，或空气湿度高于规定值时，应与检修前后尽可能 相同条件下测得的结果进行比较，以决定变压器大修后是否需要干燥； c)变压器不经过干燥即可投入运行的条件 1) 绝缘电阻的降低不超过 40％，tgδ的增高不超过 30％； 2) 有一个或全部超过上述范围，但绝对值不超过预防性试验的规定； 3) 吸收比在 10℃～30℃温度下，不低于 1.3。 Q/SY XQ 38 -2003 12 d)变压器干燥应根据绝缘受潮情况和现场条件，采用真空干燥、热风真空干燥、热油真空干燥和不 抽真空干燥等方法； e)变压器干燥应保持较高的温度和真空，但绕组的最高温度不得超过105℃，油箱真空度不得超过 制造厂家的规定。 f)变压器干燥时，如连续6h绝缘电阻保持稳定,无凝结水产生，则可以认为干燥完毕。干燥后，必 须对芯子绝缘进行整理，以消除绝缘干缩造成压紧部分的松弛； g)变压器的干燥应详细记录，并存入技术档案。 3.1.5 大修后的交接验收 3.1.5.1 变压器大修工作完毕后，经检查无问题，由施工负责人会同验收负责人对变压器进行全面检 查验收。 3.1.5.2 验收检查内容 a)应进行的检修项目和检修质量情况； b)应进行的试验项目及试验结果； c)隐蔽部分的检查应在检修过程中进行； d)技术资料应齐全，填写正确。 3.1.5.3 施工单位应移交的技术资料 a)变压器及附属设备的检修记录； b)变压器及附属设备（瓦斯继电器、套管等）的试验报告； c)变压器的干燥记录； d)变压器油质化验记录、加油及滤油记录。 3.1.5.4 大修的技术资料要整理一式四份：资料室、专业科室、生产单位、施工单位各一份； 3.1.6 变压器的运行 a)大修后的变压器初送电时，应在无载情况下全电压冲击合闸三次； b)冲击合闸无问题后，转入空载试运； c)空载试运 24h 无异常，转入带载； d)带载试运满 48h,经全面检查无问题后，移交生产单位使用； e)在试运期间，应将重瓦斯保护功能屏蔽，并注意观察瓦斯继电器气体集聚情况，随时放出气体， 待油中气体全部逸出，瓦斯继电器不动作时，将重瓦斯保护功能开放。 3.2 干式变压器的检修 3.2.1 检修周期 3.2.1.1 半年，安排在春秋最为适宜。 3.2.2 检修安全措施 3.2.2.1 对变压器进行检修时，应遵守安全规程，必须把变压器高、低压电网断开，把变压器的所有 端子短接后接地。 3.2.3 检修内容 a)除去绝缘表面积尘，提高变压器运行时空气的冷却效果。 b)用吸尘器，压缩空气或氮气进行除尘。压缩空气或氮气应是清洁干燥的，其气压不超过0.2MPa, 绝缘子、分接引线、端子板及其他绝缘零件的表面应用干布擦净； c)对线圈、引线和温度监视器进行全面的外观检查； d)检查所有温度仪表的线路是否正常； e)对报警控制回路做模拟试验； f)变压器擦伤面漆的部位应补漆； g)测量线圈与线圈之间，线圈与地之间的绝缘电阻，其值不低于1000Ω/V（运行电压），否则应进 行干燥处理； Q/SY XQ 38 -2003 13 h)按有关说明书对辅助装置进行维护保养； i)用扭矩扳手重新紧固一遍电气连接，标准为： 1)M8 螺栓 20N·m 2)M10 螺栓 40N·m 3)M12 螺栓 75N·m 4)M16 螺栓 175N·m j)如果要更换或修复铁芯或线圈时，交由厂家进行。