110KV油浸式变压器检修规程

主变压器检修工艺规程

目 录

1 设备范围和设备技术规范 1.1电厂主变简介

1.2 变压器的有关技术参数 2 检修周期及检修项目 2.1变压器检修周期 2.2变压器检修标准项目 3 检修前的准备工作 4 检修工艺及质量标准 4.1 器身的检修

4.2变压器油箱，小车，电磁屏蔽及设备接地装置的检修 4.3 变压器套管检修 4.4无载分接开关的检修

4.5油枕、油表、防爆装置、呼吸器、虹吸器、吸湿器的检修 4.6 绝缘油处理

4.7 排油和注油的一般规定 4.8 整体密封试验 4.9变压器的喷漆 4.10 测温装置检验

4.11 变压器检修结束质量检验及验收 4.12变压器试验项目

5 变压器投运前交接验收 5.1 试运行前检查项目 5.2 变压器的试运行

附录1：变压器大修总结报告

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1 设备范围和设备技术规范

1.1电厂1号、2号主变压器为正泰公司所生产，其容量为25000kVA，型号：S10－25000/121 1.2 变压器的技术参数

1.2.1 1、2号主变压器技术参数 1、2号主变 额定容量 额定电压 分接范围 额定电流 联接组标号 型号S10－25000/121 25000kVA 121/105kV （121±2×2.5%）/10.5kV 119.29/137.A YNd11 绝缘水平 冷却方式 ONAN 负载损耗 空载损耗 空载电流 阻抗电压 绝缘耐热等级 104.5kW 23.4kW 0.85% 10.5% A h.v线路端子LI/AC480/200KV h.v中性点端子LI/AC250/95KV l.v.线路端子LI/AC75/35KV 48600kg 36380kg 油类：25# 器身重 绝缘油重 总重

电流电压表：

23360kg 10900kg 480kg 上节油箱吊重 带油运输重 绝缘油型号 高压侧 开关位置 I II III IV V 低压侧 电压（V） 10500 高压套管 代 号 额定电压 雷电冲击 出厂时间

电压（V） 127050 124025 121000 117975 114950 电流（A） 113.61 116.38 119.29 122.35 125.57 容量（kVA） 25000 电流（A） 1374. 型号FEBRL-126/630 B1410253 126kV 550kV 2014年 厂 家 频 率 额定电流 电容量C1 电容量C2 2

南京电气套管有限公司 50Hz 630A 246pF 267pF 工频耐受 气体继电器 油速整定范围（m/s） 接点容量 出厂时间 无励磁分接开关 额定电流 接触电阻 压力释放阀 变压器油 1.2.4变压器结构组成

255kV 型号QJ4－80 0.7~1.5 AC 220V 0.3A DC 220V 0.3A 2014年 型号:WSGV1250/126－4×5BL 200-2000A ≤350μΩ 重 量 厂 家 气体积聚数量（ml） 工作温度 沈阳同盟 250～300 COS￠≤0.6 s≤5×10-3S -30℃～95℃ 武汉泰普变压器开关有限公司 110 kV 55kV 厂 家 额定电压 试验电压 型号：YSF8-55/130KJ 厂 家 油类：25# 沈阳变压器研究所 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。 2 检修周期及检修项目

2.1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 大 修 小 修 周期 工期 周期 主变压器 10年 30天 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/T 573—95》 2.1.1 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； 2.1.2 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； 2.1.3 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；

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2.1.4 附属装置的检修周期

2.1.4.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。 2.1.4.2吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。 2.1.4.3自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。 2.1.4.4套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。 2.2变压器检修标准项目 2.2.1小修标准项目

2.2.1.1 处理已发现的缺陷； 2.2.1.2 检修油位计，调整油位；

2.2.1.3 清扫冷却装置 ，必要时吹扫散热器；

2.2.1.4 清扫安全保护装置：储油柜、压力释放阀、气体继电器等； 2.2.1.5 检修调压装置，测量装置及控制箱，并进行调试； 2.2.1.6 检查接地系统；

2.2.1.7 检查全部阀门和塞子，检查全部密封装置，处理渗漏油； 2.2.1.8 清扫油箱和附件，必要时进行喷漆；

2.2.1.9 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管头部）； 2.2.1.10 校验主变温度表计；

2.2.1.11 按有关规程规定进行测量和试验 2.2.2大修标准项目

2.2.2.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 2.2.2.2 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；

2.2.2.3 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； 2.2.2.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 2.2.2.5 冷却器、阀门及管道等附属设备的检修； 2.2.2.6 安全保护装置的检修； 2.2.2.7 油保护装置的检修； 2.2.2.8 测温装置的校验； 2.2.2.9 操作控制箱的检修和试验；

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2.2.2.10 无励磁分接开关的检修； 2.2.2.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 2.2.2.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 2.2.2.13 变压器油的处理或换油； 2.2.2.14 清扫油箱并进行喷涂油漆； 2.2.2.15 大修的试验和试运行。 3 检修前的准备工作

3.1 查阅档案了解变压器的运行状况

3.1.1 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； 3.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况； 3.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案；

3.1.4 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况； 3.1.5 检查渗漏油部位并作出标记；

3.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目。

3.2 编制大修工程技术、组织措施计划，其主要内容如下： 3.2.1 人员组织及分工； 3.2.2 施工项目及进度表； 3.2.3 特殊项目的施工方案；

3.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 3.2.5 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 3.2.6 绘制必要的施工图。 3.3 施工场地要求

3.3.1 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；

3.3.2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。 4 检修工艺及质量标准 4.1 器身的检修

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4.1.1施工条件与要求

4.1.1.1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。

4.1.1.2 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。

4.1.1.3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。

4.1.1.4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。

4.1.1.5 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。

4.1.2 器身的检修内容,工艺要求及质量标准如下： 4.1.2.1 绕组检修 检 修 工 艺 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 质 量 标 准 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. 6

2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘

有无破损 3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况 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 5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态 (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.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. (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.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 质 量 标 准 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.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 4.1.2.2引线及绝缘支架检修 检 修 工 艺 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 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 3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位3. 移，检查引线在绝缘支架内的固定情况 (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

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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 质 量 标 准 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 4.1.4 铁芯检修 检 修 工 艺 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 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.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.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化 5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐 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.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.绝缘良好，接地可靠 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 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 5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路 6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况 7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带 8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况 4.1.5 油箱检修

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检 修 工 艺 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 4.3 变压器套管检修。

4.3.1变压器高压侧油纸电容型套管检修。

质 量 标 准 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 电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送接到套管顶部的油塞孔上，回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 1.准备工作 (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 (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 (3)放出套管内的油 (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 1. (1)根据试验结果判定套管是否需解体 (2)使套管处于平稳状态 (3)放尽残油 (4)套管处于平稳状态 质 量 标 准 9

(5)拆下尾端均压罩，用千斤顶将导管顶上，使之成为一体 (5)千斤顶上部应垫木板，防止损坏导管螺纹 套管检修作业架 1—工作台；2—双头螺栓或紧线钩；3—套管架；4—千斤顶 (6)套管由上至下各接合处作好标志 2.解体检修 (1)拆下中部法兰处的接地和测压小套管，并将引线头推入套管孔内 (2)测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考 (3)用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜 (4)将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架 (5)吊出上瓷套 (6)吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母 (7)拆下下瓷套 (8)吊出电容芯 3.清扫和检查 (6)防止各接合处错位 2. (1)防止引线断裂 (2)拆下的螺栓、弹簧等零件应有标记并妥善保管 (3)注意勿碰坏瓷套 (4)测量压缩弹簧的距离，作为组装依据 (5)瓷套保持完好 (6)吊住套管不准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯 (7)瓷套保持完好 (8)导管及电容芯应用塑料布包好置于清洁的容器内 3. (1)用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用 (1)电容芯应完整无损，无放电痕迹，测压合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好 和接地引外线连接良好，无断线或脱焊现象 (2)擦拭上、下瓷套的内外表面 (3)拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫 (4)清扫中部法兰套筒的内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞、测压和接地小套管的胶垫

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(2)瓷套清洁，无油垢、裂纹和破损 (3)更换的新胶垫，尺寸和质量应符合要求 (4)清扫中部法兰套筒内部时，要把放油塑料管拆下并妥善保管 各零部件要清洗干净，并保持干燥 (5)测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制 4.套管的干燥 只有套管的tgδ值超标时才进行干燥处理 (1)将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离≥200mm，并设置测温装置 (2)测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件 (3)干燥罐密封后，先试抽真空，检查有无渗漏 (4)当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持75～80℃ (5)当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空 (6)每6h解除真空一次，并通入干燥热风10～15min后重新建立真空度 (8)每2h作一次测量记录(绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等) (9)干燥终结后降温至内部为40～50℃时进行真空注油 5.组装 (1)组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80～90℃，并保持3～4h以排除潮气 (2)按解体相反顺序组装 (5)胶垫质量应符合规定 4. (1)干燥罐应有足够的机械强度，并能调节温度，温度计应事先校验准确 (2)干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套 (3)真空度要求残压不大于133.3Pa (4)温度上升速度为5～10℃/h (5)开始抽真空13kPa/h，之后以6.7kPa/h的速度抽空，直至残压不大于133.3Pa为止，并保持这一数值 (6)尽量利用热扩散原理以加速电容芯内部水分和潮气的蒸发 (8)在温度和真空度保持不变的情况下，绝缘电阻在24h内不变，且无凝结水析出，则认为干燥终结 (9)注入油的温度略低于电容芯温度5～10℃，油质符合GB7665—87规定 5. (1)组装时电容芯温度高出环境温度10～15℃为宜 (2)零部件洁净齐全 (7)每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放一次 (7)利用冷凝水的多少以判断干燥效果 11

(3)按图6方法进行真空注油： 真空注油示意图 1—真空表；2—阀门；3—连管；4—真空泵； 5—变压器油；6—油箱；7—套管 首先建立真空，检查套管密封情况；注油后破空期间油位下降至油位计下限时需及时加油，破空完毕后加油至油位计相应位置(考虑取油样应略高于正常油面) (4)注油时残压应保持在133.3Pa以下，时间按照表2执行 表 (3)要求套管密封良好，无渗漏；油质符合GB7665—87标准；套管瓷件无破损、无裂纹，外观洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷套接地良好 (4)级装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定 6.3.2变压器低压套管的检修 检 修 工 艺 1.检查瓷套有无损坏 2.套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓 3.拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套 4.拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整

质 量 标 准 1.瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损 2.防止松动法兰时受力不均损坏套管 3.防止瓷套碎裂 4.螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失 12

5.取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆)，擦除油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥) 6.检查瓷套内部，并用白布擦拭；在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆 7.有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装 8.更换新胶垫，位置要放正 9.将套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反 5.妥善保管，防止受潮和损坏 6.瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀 7.干燥温度70～80℃，时间不少于4h，升温速度不超过10℃/h，防止瓷套裂纹 8.胶垫压缩均匀，密封良好 9.注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置 4.4无载分接开关的检修。

4.4.1无载分接开关拆除后放置时间较长时应放在烘房保存。 4.4.2无载分接开关检修质量标准如下： 4.4.2.1检查开关各部件是否齐全完整。

4.4.2.2松开上方定位操作手柄，检查触头转动是否灵活，上部指示位置与下部实际位置一致，若转动灵活则进一步检查卡涩原因，若上，下部位置不对应进行调整。

质量标准：机械转动灵活，转轴密封良好，无卡塞，上部指示位置与上下方实际位置一致。 4.4.2.3检查动静触头是否接触良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜应擦拭清除，触柱过热，发黑，烧毛，穿弧，镀层脱落，严重时应更换。

质量标准：触头接触电阻<500μΩ，触头表面保持光洁度，无氧化变色碰伤及烧毛痕迹。触头接触压力应为0.25～0.5MPa，用0.02mm塞尺检查接触紧密。 4.4.2.4检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住。

质量标准：开关所有紧固件应紧固，无松动。

4.4.2.5检查分接开关绝缘有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污，用无纤维绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒破裂，变形严重时应更换。

质量标准：绝缘筒应完好，无剥裂、变形，表面清洁无任何油污存积。

4.4.2.6检修的分接开关，应注意拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及操动机构不得互换。 4.4.2.7拆卸分接开关应用干净塑料布或白布包好，并置于烘箱之中，对受潮开关应干燥，干燥后应进行绝缘试验。

质量标准：开关绝缘强度应符合产品规定耐压试验标准，无闪络击穿现象。

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4.5油枕、油表、防爆装置、呼吸器、吸湿器的检修： 4.5.1油枕与油表检修内容及工艺要求、质量标准如下： 4.5.1.1卸下油端盖，清洗内部油泥及内部杂物。

质量标准：无油泥及其他内部杂物。

4.5.1.2检查油枕有无渗漏油及锈蚀情况，发现渗漏点应及时补焊，锈蚀处应补油漆。

质量标准：静油压试验高出油枕顶部0.5米15分钟无渗油。无锈蚀，表面光滑平整。 4.5.1.3检查油枕的集污器是否有油泥，清除干净。

4.5.1.4仔细检查波纹管本身及上油枕结合处，保证无漏气、进气的可能性并做油压试验。检修时对波纹储油柜的检查，从玻璃观察窗向内查看波纹囊是否渗漏油，油位指示是否与油温对应。若发现油位指示窗内出现油面，说明波纹囊有渗漏， 绝缘油进入空气腔。

4.5.1.5检查油位计玻璃管是否清晰透明，油位监视线是否明显，位置是否恰当，油位监视线不明显应用红漆标示清楚。

质量标准：油位计应无渗油，玻璃透明，油位监视线应明显且-30℃应在0.15D处（D为油枕直径，从下起计算），+20℃处在0.45D处。

4.5.1.6检查磁性油位计是否完好，转动是否灵活，指示是否正确。 4.5.2 防爆装置检修内容及工艺要求：

4.5.2.1检查压力释放阀有无渗漏油现象，发现渗漏应查明原因并处理（如更换密封垫圈）。 质量标准：无渗漏油。

4.5.2.2检查压力释放阀有无锈蚀，发现锈蚀应除锈并进行防锈处理。 4.5.2.3压力释放阀动作灵活，开启关闭准确性做试压检查。

4.5.2.4检查压力释放阀动作指示是否正常、可靠。压力释放阀信号电缆绝缘良好。 4.5.3呼吸器检修内容及工艺要求及质量标准如下：

4.5.3.1检查呼吸器内硅胶有无受潮、进油，发现进油、受潮时应更换硅胶。

质量标准：硅胶应干燥，无进油情况，硅胶不要装满，应留10℅容积。 4.5.3.2拆下呼吸器，用酒精棉纱擦拭玻璃筒至清洁明亮，玻璃筒破损时应更换。 4.5.3.3在呼吸器油封中加入适量的变压器油，将油封拧紧。 4.6 绝缘油处理。

4.6.1 绝缘油处理的检修内容及工艺要求、质量标准如下：

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4.6.1.1备足变压器检修用的补充油，并经过滤处理合格。

质量标准：补充油与变压器、套管内的油应为同牌号并符合油化验标准。 4.6.1.2检修前应对各种容器，滤油机，各部管道进行严格的检查。

4.6.1.3检修前应检查油处理设备是否完好，是否渗漏、是否齐全。发现问题应及时处理或更换补充。

4.6.1.4检修完毕注油，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h，注油完毕应在变压器上部及下部各取一次油样作油化学试验，并进行微水量分析。 4.7 排油和注油的一般规定

4.7.1 检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。 4.7.2 排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。 4.7.3 储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。 4.7.4 利用本体箱盖上的阀门或抽真空阀门安装抽空管。 4.7.5向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机。 4.7.6 真空注油

真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。

图1 真空注油连接示意图

1—油罐；2、4、9、10—阀门；3—压力滤油机或真空滤油机；

5—变压器；6—真空计；7—逆止阀；8—真空泵

注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。

通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。

4.7.6.1 以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3～1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；

4.7.6.2 以3～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持4h以上；

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4.7.6.3 变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。 4.7.8储油柜的补油

4.7.8.1在排气口打开状态下， 从注油口注入变压器油，当油位指示达到与当时绝缘油温度对应的油位时(见产品附带油位--油温标牌)，关闭呼吸口，使波纹囊停止伸缩，然后继续注油，直至排气口排净空气，稳定出油后，关闭排气口，同时停止注油。

4.7.8.2让储油柜内绝缘油静置一段时间(1 h以上)， 让油中气体充分析出并浮至储油柜上部， 同时打开散热器，套管升高座等高点排气阀门，将高点集气排净。然后再次注油， 同时打开储油柜排气口，再次排气，直至稳定出油后关闭排气口， 同时停止注油。

4.7.8.3打开呼吸口阀门，检查油位是否符合要求。可从注油口放油或补油来调整油位。完成注油后将注油阀和排气阀关闭严密，并将阀口用盖板密封。储油柜呼吸口在完成注油及投运后必须保持常开状态。 4.8 整体密封试验

变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：

4.8.1 静油柱压力法：110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。 4.8.2 充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。 4.9变压器的喷漆

4.9.1 喷漆前应对不允许油漆的部件进行隔离包扎或涂油脂,以免喷漆时粘附形成漆膜。 4.9.2 变压器喷漆工艺要求及质量标准 4.9.2.1油箱外部的油漆

1）变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品的使用条件。 2）大修时应重新喷漆。

3）喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。 4）对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。

5）对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。 6）为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.2～0.5MPa。

7）第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后(约24h)，再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨

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光，再补喷一次。

8）如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再普遍喷涂一次。 4.9.2.2对油箱外部漆膜的质量要求

1）粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳； 2）弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，则认为弹性良好；

3）坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬；

4）干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良好。 4.9.2.3 变压器内部涂漆

1）变压器油箱内壁(包括金属附件)均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.02～0.05mm为宜，涂刷一遍即可；

2）涂漆前应打磨、剔除焊渣，擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。 4.9.2.4对涂刷内壁绝缘漆的要求

1） 耐高温、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在105℃的变压器油中不脱落，不熔化； 2） 固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能； 3）对金属件有良好的附着力；

4）对金属件有良好的防锈、防腐蚀作用； 5）有良好的工艺性和较低的成本。 4.10 测温装置检验

4.10.1 WTYK-802系列温度控制器 4.10.1.1 WTYK-802系列温度控制器简介

802温控器具有圆型刻度盘指针，能清晰方便地读取变压器油的温度，并能在温度达到设定值（第一上限为55℃,第二上限为80℃）时输出电信号分别用于超温报警。 4.10.1.2 WTYK-802系列温度控制器的校验注意事项

1）温控器在检验、整理和安装过程中均应小心轻放，并严格按说明书要求进行工作。不要碰及其他仪表零件；

2)开表盖时使用梅花扳手，合盖时四点应均匀对称拧紧，以免擦伤表盖漆膜；

3)安装时，多余的护套毛细管应盘为Ф150毫米以上环圆状，每隔300毫米应对护套毛细管做适当

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的固定；

4)温控器在检验时应垂直静止，校验设备恒温槽必须使用油浴，并应在温度恒定10分钟后进行读数； 5)远传KVV4×1.5电缆应取最短长度，且应采用电缆地沟方式铺设。 4.11 变压器检修结束质量检验及验收

4.11.1验收前务必对变压器本体及各部件进行全面地外观检查，做到三级验收避免设备出现缺陷或渗漏油等故障。 4.11.2 外部检查项目

4.11.2.1 检查各零部件是否齐全、完好、位置正确。 4.11.2.2 检查紧固件是否牢固。 4.11.2.3 密封是否良好。 4.11.2.4 外部标志是否完善齐全。 4.11.2.5 防锈良好。

4.11.2.6 各部件动作是否灵活。 4.12变压器试验项目：

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、周期、要求见附表6-1

5. 变压器投运前交接验收

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，按照要求组织现场验收。 5.1 试运行前检查项目

5.1.1 变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整； 5.1.2 变压器支座固定装置应完整；

5.1.3 接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引线）； 5.1.4 变压器顶盖上无遗留杂物；

5.1.5 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；

5.1.6 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；

5.1.7 变压器的储油柜和充油套管的油位正常，波纹储油柜的集气盒内应无气体； 5.1.8 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； 5.1.9 吸呼吸器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； 5.1.10 无励磁分接开关的位置应符合运行要求； 5.1.11 温度计指示正确，整定值符合要求；

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5.1.12 继电保护装置应经调试整定，动作正确； 5.2 变压器的试运行

变压器试运行应按下列规定检查：

5.2.1 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； 5.2.2 气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；

5.2.3 额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作； 5.2.4 受电后变压器应无异常情况；

5.2.5 检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗漏现象，变压器无异常振动或放电声； 5.2.6 分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化； 5.2.7 试运行时间，一般不少于24h；

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表A1 发电厂 号 变压器 型号： 制造厂： 电压： 出厂号： 结线组： 出厂日期： 年 月 日 低压套管： 型 只 中压套管： 型 只 高压套管： 型 只 累计操作次数： 变压器投入运行日期： 年 月 日 变压器上次大修日期： 年 月 日 油水冷却装置： 型 只 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： 环境温度： ℃ 吊检天气： 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 大修实耗人工： 工日 完成标准大修外增加的项目： 大修检查处理记录（参见附录B） 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： 大修实耗费用： 元 参加验收人员： 局（厂）主管： 检修单位主管： 生技处 主管： 检修技术专责： 变电运行主管： 检修班长： 验收日期： 年 月 日

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表A2：变压器大修检查处理记录 序号及名称 吊罩环境：室内、外天气； 器身温度： ℃ 1、器身暴露空气中的时间：相对湿度≤65%为16h；1 吊罩检查 相对湿度≤75%为12h； 2、环境良好，否则采取防护措施； 环境温度： ℃— ℃ 相对湿度： %— % 开始抽油： 日 时 分 开始注油： 日 时 分 措 施： 1、绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出； 2、相间隔板完好； 3、围屏紧固、清洁、无放电痕迹； 2 绕组及 绝缘 4、各部垫块无位移、松动、排列整齐； 5、油道畅通，无油垢或其它杂物堵塞； 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、绕组绝缘等级确定； 围屏（解开相）检查结果： 绝缘等级： 1、引线排列整齐； 2、多股引线无断股； 3、引线接头焊接良好，表面光滑、无毛刺； 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； 3 引线 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； 1、绝缘支架有足够的机械强度； 检 查 项 目 工技 术 要 求 处 理 情 况 作人 检查人 4 绝缘 支架 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，有放松螺母； 4、表面清洁； 序检 查 技 术 要 求 处 理 情 况 工检 21

号及名称 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、铁芯与拉带间绝缘； 5 铁芯及 夹件 7、铁芯与穿芯螺杆间绝缘； 8、铁芯与夹件间绝缘； 9、铁芯与夹件油道畅通，油道垫块排列整齐； 10、铁芯底脚垫木固定无松动； 11、铁芯与箱壁上的定位钉（块）绝缘良好； 12、接地片无发热痕迹，固定良好； 13、铁芯电场屏蔽引线接地良好； 14、铁芯表面清洁，无油垢、杂物； 1、压板无严重偏心； 6 压板及 压钉 2、钢压板与压钉绝缘良好，与夹件用接地片连接良好； 3、压钉与金属座压紧无悬浮； 4、压钉防松螺母锁紧； 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7 无励磁分接开关 不大于500μΩ（每相，每档）； 3、开关内金属转轴与操作柄的金属拔叉接触良好，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； 1、油箱内部清洁无锈蚀，残屑及油垢，漆膜完整； 2、磁（电）屏蔽装置固定牢固，不得有松动或过热现象，接地良好； 3、箱沿平整，无凸凹，箱沿内侧有防止胶垫移位的油箱（包8 括升高座） 挡圈； 4、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； 5、密封胶垫全部予以更换； 6、箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘； 7、油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤； 8、铁芯（夹件）外引接地套管完好； 序号

检 查 项 目 技 术 要 求 处 理 情 况 工作检查 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； 项 目 作人 查人 22

及名称 1、内外表面无锈蚀及油垢，内壁刷绝缘漆，外壁喷油漆，要求平整有光泽； 2、隔膜无老化龟裂，在0.02—0.03Mpa压力下30min9 储油柜 无渗漏； 3、油位指示器指示正确； 4、储油柜内残留空气以排除，消除假油位； 5、吸湿器、排气管、注等应畅通； 6、更换密封垫无渗漏； 压力 释放阀 1、内部清洁、无锈蚀、油垢； 2、密封良好，无渗漏； 3、压力释放阀校验合格； 1、内外清洁无油垢； 2、密封良好无渗漏； 12 气体 继电器 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； 1、内外清洁、更换失效的吸附剂； 13 吸湿器 2、呼吸管道畅通； 3、密封油位正常； 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； 试漏压力： Mpa、（ ）小时无渗漏 1、套管外表清洁、无裂纹、破损及放电痕迹； 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； 是否解体、干燥 附施工记录及试验报告 序号及

检 查 项 目 工技 术 要 求 处 理 情 况 作人 23

检查人 2、更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏； 18 套管 流速： m/s， 绝缘电阻： MΩ； 人 人 10 14 15 阀门、 1、本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确； 塞子 2、更换胶垫，密封良好，无渗漏； 1、内部用油冲洗干净； 16 冷却 装置 2、表面清扫清洗； 3、更换胶垫，无渗漏油； 4、压力试漏合格； 5、涂漆； 名称 19 器身 干燥 1、器身绝缘下降受潮需干燥处理； 2、干燥、施工记录完整； 1、滤油或换油； 20 油处理 2、检修后注入的油，其油种、油质简化、耐压、微水及色谱分析等应符合2536-81《变压器油》的要求； 1、按《宁夏电力设备预防性试验实施规程》（200621 大修交接试验 版）进行； 2、试验结果记录附于总结报告或单列变压器试验报告； 附大修交报告接试验 附油试验报告 24