油浸式变压器检修维护手册.doc

油浸式变压器检修维护手册一、电站主变压器的作用及意义主变压器是光伏电站中最重要的电气设备，是光伏电站与电网电气联接的核心部件。由于主变容量较大，故多采用油浸式。在光伏电站正常发电过程中，它将光伏电站逆变器所发交流电升压后送入电网；在电站停发或热备状态下，为逆变器并网提供有效介质途径，在未设置备用电源情况下，是全站电源的重要保障，。此外，主变压器是电网调度设备，主变的状态直接关系到全站乃至电网的安全运行，因此保障主变压器安全、稳定、可靠运行是光伏电站运维的一项重要任务。二、油浸式变压器的结构及技术参数公司大多投产及新建电站的油浸式主变压器多为天威保变及特变电工生产，具体结构可参考如下结构图。以哈密电站一期为例，主变主要技术参数如下表所示。序号名称参数一变压器基本技术参数1型式及型号SZ11-20000/1102额定容量(MVA)(绕组温升65K)20/203最高工作电压（kV）高压/低压126/11.54额定电压（kV）高压/低压110/10.55额定电流(A)高压/低压104.98/1154.736额定电压比（kV）12181.25%/10.57短路阻抗(%)10.5%8联结组标号Yn、d119额定频率(Hz)5010绝缘耐热等级A11额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)480短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)75短时工频耐受电压有效值(kV)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)325短时工频耐受电压有效值(kV)14012损耗空载损耗(kW)19.5负载损耗(kW)88.4附件损耗(kW)-13效率(%)99.614局部放电量(pC)10015噪音水平(dB)6516无线电干扰电压(V)500二变压器套管1额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)480短时工频耐受电压有效值(kV)200低压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)75短时工频耐受电压有效值(kV)35中性点雷电冲击耐受电压峰值(kV)325短时工频耐受电压有效值(kV)1402套管外绝缘爬距高压(mm)3906低压(mm)357中性点(mm)22483套管端子允许荷载(高压/低压/)横向拉力(N)1500/1500垂直拉力(N)1500/2000水平拉力(N)3000/30004中性点套管端子允许荷载(横向/垂直/水平)拉力(N)2000/1500/15005套管式电流互感器高压侧电流比(A)准确级额定输出(VA)中性点电流比(A)100200/5准确级10P30/10P30额定输出(VA)306冷却器工作组数备用组数风扇电机功率(kW)、电压（kV）、数量三其它技术要求1轨距（mm）（纵向横向）2运输重（T）3上节油箱重（T）4油重（T）5总重（T）6变压器外形尺寸（mm）长、宽、高7变压器运输尺寸（mm）长、宽、高三、油浸式变压器投运前的运维1、试验前的检查油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验，试验必须为有资质的试验人员负责，且厂家人员必须在现场。现场运维人员可配合相关试验人员，但不作为试验人员，在试验过程运维人员有知晓权。检查项目如下：检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。变压器外部空间绝缘距离，应不小于下表规定系统标称电压/kV设备最高电压Um/kV额定雷电冲击耐受电压/kV最小空气间隙/mm1012751253540.52003406672.5325630110126480880132145按国标要求标准按国标要求注：表中数据为海拔高不大于1000m数据。当海拔高度超过1000m而小于2500m时，每超过100m按表中数据增加1%计算。检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。检查接地系统是否可靠正确。检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。检查油箱是否可靠接地。投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。气体继电器，升高座等装置应再次排气。温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短路，通电后风机正常运转。检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。2、带电前的检查为避免交叉作业，主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。但为保障现场运维人员技能水平，现场运维人员应熟悉各项检查工作。检查项目如下：变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于500。各分接开关要处于同一档位，且与线路电压相符合。110kV油浸变压器套管中法兰引出的小瓷套，在变压器运行时，应可靠接地。检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。检查储油柜吸湿器是否畅通。重复检查接地系统是否接地可靠。检查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器。在上述检查及试验项目符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。四、油浸式变压器并网运行的运维变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责，在并网运行内的一周时间内，运维人员应加强对变压器的巡检力度，发现任何问题应立即与现场工程人员沟通、联系，保证设备的可靠、稳定运行。1、油浸式变压器的投运空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，作电压冲击合闸。变压器空载冲击合闸，应注意下列事项：空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要定时放气。空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。电源三相开关不同步时差应小于10ms,合闸应有避雷器保护，变压器中性点应可靠接地（应直接接地）。空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5，合闸次数最多应为5次，第一次受电后持续时间应不小于10min,每次合闸间隔时间应不小于5min。试验结束后，应将气体继电器信号接点接报警回路，分闸接点接分闸回路，并调整过流保护限值。2、带负载试运行：空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，应逐步分级地从25%、50%、75%到100%增加负载。在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入正常运行。注：在巡检过程中，现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪，对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查；变压器运行中声音是均匀的电流声音，如发现声音异常，明显增大、或者存在局部放电响声，应该立即找出原因、采取措施，必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。五、油浸式变压器正常运行中的维护第一节检修周期1、大修周期：在投入运行后的10年大修一次。运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。当承受出口短路后，应考虑提前大修。事故泄油池5年清理一次2、小修周期（应安排在每年春秋检，或线路停运时）电站油浸式主变应每年进行一次小修。3、附属装置的检修周期保护装置和测温装置的校验，每年一次。冷却风扇电机分解检修，每年一次。自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。4、有载分接开关的检修周期取样时发现油质低于标准时应更换油或过滤。即使油耐压超过30KV以上，每年应更换新油一次。新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后，应将切换部分吊出检查。当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满50000次也应进行检修。5、电容套管应根据电气试验及密封材料老化情况确定。第二节检修项目1、大修项目：检修前制订大修方案以及器材准备工作。吊芯、吊罩检查器身。对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。油箱及附件检修，包括：套管、储油柜（含胶囊、隔膜）、压力释放阀、呼吸器等。装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。冷却器：风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。进行必要的绝缘干燥处理。变压器油的处理或换油（110KV及以上电压等级者真空注油）。清扫外壳，进行除锈喷油漆。大修后的试验和试运行。2、小修项目检查并消除已发现的缺陷。检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。检查各部密封胶垫，处理渗漏油。冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。各部油阀和油堵的检查处理。有载分接开关的检修和操作试验。检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。按规定要求进行测量和试验。有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。测量触头接触电阻。测量限流电阻值。检查分接开关动作顺序。传动装置和控制装置的检查。绝缘油试验。第三节检修工艺的基本要求1、检修前准备工作大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：了解变压器在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。变压器上次大修的技术资料和技术档案。了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况）。查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：人员组织及分工。核实检修项目及制定施工进度。特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表；绘制必要的施工草图和蓝图。准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。落实大修用料。安排施工场地大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。做好下列物资准备材料（包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等）。起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等（滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏）。安全用具和安全设备（包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等）。试验仪器仪表。烘潮设备。第四节变压器的分解、起重搬运和组装1、分解检修和组装顺序办理并完成停电工作手续，进行修前电气试验，对变压器进行一次全面外观检查，并做好记录。拆除变压器引线和二次回路，放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器（包括潜油泵和风扇）、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆除部件后及时用封板封好孔洞，以防尘防潮。油全部放出并进行过滤处理。拆除无载分接开关操作（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。检查器身状态，进行各部件操作杆（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。装回钟罩（器身），更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。安装冷却器等附属装置。安装套管并装好内部引线。注变压器到规定的油位线。油压试漏。大修后试验。2、分解和组装时应注意的问题拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗（油箱内的除外），如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损坏。拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。对易损部件（套管、油位计、温度计等）拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关必须置于整定位置。认真作好现场记录工作。装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。3、起重工作起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。起吊器身（钟罩）时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，使器身（钟罩）保持平衡。起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。器身（钟罩）四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。起吊过程中上升或下降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。复位时，应套好箱沿密封胶垫，安放平整，并用U形卡子固定好。复位时，器身（钟罩）应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距离。防止碰伤器身。器身（钟罩）下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身（钟罩）下降压正后，对称均匀紧固螺栓。吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳子绑好，防止碰撞及翻倒。起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离，必要时应设置专人监护。在检查过程中，器身（钟罩）不宜长期在空中停留，检查时器身（钟罩）必须放置平稳。变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。第五节变压器的检修工艺及质量要求1、器身检修应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）：相对湿度65%16小时，相对湿度75%12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10。器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。油箱底应保持洁净无杂质。2、线圈检修检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对处理。检查线圈表面是否清洁，匝绝缘有无破损。检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫塑料）轻轻擦洗。有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。3、铁芯检修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、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。检查铁心地片的接触及绝缘情况。检查铁芯与定位钉（变压器运输用）的距离。4、引线检修检查引线及引锥的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接是否良好，有无过热现象。检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。检查引线与各部位之间的绝缘距离。检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。5、油箱及钟罩检修检查油箱内部清洁度。清扫强油管路，并检查强油管路的密封情况。检查套管的升高座，一般升高座的上部应设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流发热，三相之间应采用隔磁措施。检查油箱（钟罩）大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止出现凹凸不平，箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。检查铁心定位螺栓。检查隔磁及屏蔽装置。检查油箱的强度和密封性能。检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈（特别是焊缝），如有砂眼渗漏应进行补焊，重新喷漆。6、冷却装置检修一般冷却器（散热器）检修清扫冷却器（散热器）表面。用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。扁管0.10.15Mpa10小时。用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。将内部油排净后加垫密封。7、油浸式套管检修瓷套外观检查并清扫。套管分解时，应依次逐个松动法兰螺丝，防止受力不匀损坏套管。拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。擦拭油垢，检查瓷套内部。组装过程中，注意胶垫位置应放正。8、套管型电流互感器检修检查引线标志是否齐全。更换引出线线柱的密封胶垫。必要时进行伏安特性试验。测量线圈的绝缘电阻。9、分接开关检修检查开关各部件是否齐全完整。检查开关各部件是否齐全完整。松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位置是否一致。检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。检查触头分接线是否紧固有无松动。检查分接开关绝缘件状况是否良好。拆装前后指示位置必须一致，三相手柄及操作机构不得互换。检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长，应进行干燥。有载分接开关检修按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。检修时，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，相对湿度不大于65%，否则应作干燥处理。取油样进行化验，油不合格应换油。吊出切换开关清洗干净。检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。复装。注油，也可同本体一起真空注油。10、电动机构的检修一般部分箱子的防水性。齿轮盒的密封。所有的接地部分。操作试验逐级控制操作试验。凸轮开关动作检查试验。误相序的安全线路检查。电气和机械限位的动作检查。安全保护开关检查空气开关的检查电热器的检查其它附件检查11、储油柜的检修普通式储油柜打开侧盖，清洗检查内外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。更换各部密封垫圈胶囊式储油柜其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下：放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。检查胶囊的密封性能。用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰。隔膜式储油柜分解检修前可先充油进行密封试验。拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。清扫上下节油箱。更换密封垫圈。检查后分解程序相序程序组装。12、呼吸器检修倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。把干燥的吸湿剂装入。更换胶垫。注油到合适位置使形成油封。13、净油器检修倒出硅胶（活性氧化铝）用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干净。检查各部件完整无损关进行清扫。检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤过网，密封完好。14、压力释放阀检修清扫更换密封垫。上部爆膜片应完整无裂纹。15、瓦斯继电器检查外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端了及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。冲洗干净。检验动作、绝缘、流速校验合格。16、蝶阀、油门及塞子的检修检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。17、测温装置的校验每2年校验一次。18、变压器的整体组装及注油：整体组装的准备工作组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（安全气道）、油管、不带电流互感器的升高座、套管及春所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。所有密封胶垫换新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，压缩量为2/3为宜。大型变压器采用真空注油工艺注油。注：储油柜不参加抽真空。冷却器连同主体一同抽真空。在1小时内均匀提高真空度，达8104Pa维持1小时，如无异常，则将真空度逐渐加至9.75104Pa维持1小时，检查油箱有无变形与异常现象。如未异常，在真空状态下注油，油应先经过真空滤油机进行脱气脱水，滤油机及管路最好是完全密封的；注油过程中应使真空度维持在9.751046.7102Pa真空度，油面接近顶盖200mm时停止注油；注油时间大于6小时。在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。将储油柜上部的放气塞打开，从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞，再从加油管放油，使油面过到略高于要求高度，最后将呼吸器装好。从二次注油结束开始，静置24小时，此期间多次放气（并起动潜油泵），检查有无渗漏及油位下降。第六节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，并提请项目公司生产部门组织有关单位（高压试验、油务化验、继保、计量等单位）进行现场验收工作。1、提供验收方面的有关资料：施工单位应向项目公司安全生产部移交下列资料：开工报告竣工报告验收报告设计计算单，包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。现场干燥、检修记录。高压绝缘试验报告，油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感器试验报告等。2、试运行前检查项目变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。轮子的固定装置牢固。油漆完整，接地可靠。变压器项盖上无遗留杂物。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封性良好，与外部引线的连接接触良好。变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体，有载分接开关油枕油位正常。进行各升高座部位的放气，使其完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，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，强油装置应起动全部潜油泵进行较长时间的循环并经多次放气。进行备用冷却装置的自动投运试验和运行中的冷却器故障全停试验。继电保护装置经调试整定，动作正确。3、试运行变压器试运行时应按下列进行检查：中性点直接接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地。瓦斯继电器必须投运，重瓦斯投出口跳闸位置。额定电压下的冲击试验（交接为5次，更换线圈为3次，大修2次），应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的动作。第一次受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。带电后，检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声。分析比较运行前后油色谱数据，应无明显变化。注：检修过程需严格遵守安全措施，所有检修必须持有现场人员签发的工作票，停送电时必须持有操作票并唱票复诵。附件1变压器风扇电机检修工艺检修周期和检修项目1、检修周期每年进行一次。2、小修周期6个月一次。3、临时性检修运行中发现严重缺陷和异常现象时，应退出运行，进行检修。4、新投入运行的检查15天内每天检查一次，以后每月检查一次。5、检修项目大修风扇及电动机分解检修。小修1、检查风叶转动是否灵活，有无刮着风罩。2、检查接线端子有无松动现象。3、清扫外壳。5、向轴承室注入锂基润滑脂。5、检查各部紧固螺丝有无松动。6、测量定子线圈绝缘电阻。分解检修1、将止动垫圈打开，旋下盖型螺母，退出止动垫圈。用专用工具（三角爪）将叶轮从轴上卸下，同时将键、锥套取下保管好。2、检查叶轮与轮毂的铆接情况，松动时呆用铁锤铆紧。3、将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度应一致，否则应调整。4、拆下电机罩卸下后端盖固定螺丝，顶出后端盖。5、检查后端盖有无破损，清除轴承室的润滑脂，用内径千分尺测量轴承室允许大0.025mm（直径），严重磨损应换新。附件2变压器干燥一、需要干燥的判断运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时，根据具体情况确定是否需要干燥。其判据为：1、tg值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上，且超过预防性试验规程规定时；2、绝缘电阻在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上，线圈温度在10-30时，63KV及以下吸收比低于1.2，110KV及以上低于1.3。3、油中有水分或油箱中出现明显进水，且水量较多。应综合上情况判断。二、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应干燥。三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定，或空气湿度较高，大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行比较来确定，在测量时也应把油的tg值考虑进去。四、新装变压器不符合下列条件者应干燥：1、绝缘电阻数据低于出厂试验值的70%以上。2、绝缘电阻低于下表规定（单位：兆欧）高压绕组电压等级温度（）10203040506070803-10KV4503002001309060402520-35KV60040027018012080503563-220KV120080054036024016010070五、干燥方法1、涡流加热真空干燥。2、热油喷雾真空干燥。3、零序电流干燥。4、短路电流干燥。5、红外线干燥等。可根据现场条件选1或几种综合使用。注意防止局部过热。六、抽真空要求：抽真空应先预热，升温速度为1015/h，抽真空速度为1.310420104Pa/h。在抽真空的最初一小时内，当残压达到20kPa时，检查无异常情况后，继续提高真空度直到残压为0.3kPa，且保持8h以上。七、检查和记录：1、测量绕组的绝缘电阻（真空下有的不能测）。2、测量绕组、铁芯和外壳等各温度。3、保持一定真空度。4、定期排放冷凝水。5、定期进行热扩散。6、记录加温电源电压、电流的变化。7、检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况；八、干燥终结判断：1、保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持12小时不变。2、8小时以上基本无凝结水折出。干燥完成后保持真空降温，与准备好的油温接近时进行真空注油，并继续保持无真空8小时以上。附件3主变压器检修参考项目表参见安生部检修预防性导则油浸式变压器检修作业程序设备名称及编号上次检修时间设备型号额定容量kVA额定电压kV额定电流A联结组别出厂编号生产日期生产厂家人员要求工种人数工作成员姓名工作成员签字负责人人检修工人焊工人起重工人司机人其他人质量控制点：见证点W：个，停工待检点H：个计划检修时间：年月日时到年月日时实际检修时间：年月日时到年月日时计划工时：小时实用工时：小时检修过程危险点分析预控危险源可能导致的事故控制措施异物存留人身及设备伤害工作结束后检查高、低压触电人身伤害工作前检查各项安全措施走错间隔人身伤害工作前核对设备编号高空坠落人身伤害工作时系好安全带高空落物人身及设备伤害传递物件使用安全绳，严禁抛掷垃圾废弃污染、火灾分类处理废油污染、火灾回收或统一处理安全距离不足人员重伤、死亡工作前由工作负责人认真、统一交代安全措施及注意事项高处坠落人员重伤正确使用安全带，有专人监护高处坠物伤人人员重伤工作前熟悉工作现场，做好安全措施二次回路接线错误设备停运做好二次回路原始接线记录，接线完成后，有专人核对。确保接线正确一、引用的技术标准或技术资料产品说明书电力变压器试验导则电力设备预防性试验规程电力变压器检修导则二、修前准备资料准备了解一次设备运行方式阅读设备说明书及变压器检修总结报告；阅读设备台帐、缺陷记录、检修资料检修时的技术措施和组织措施方案；分析设备运行状况，明确缺陷和检修内容。熟悉检修安全注意事项，分析危险点了解检修范围、工作环境掌握检修工艺及质量标准前期设备诊断检查并记录：设备运行缺陷情况：共项上次检修到本次检修的设备运行周期：检修周期内设备运行情况描述：仪器、仪表准备测温仪1台500V摇表1块口2500V摇表1块口万用表1块口相关试验仪器数台工具准备螺丝刀（十字口）2把螺丝刀（一字口）2把尖嘴钳1把活扳手（4、6、8、12）各1把套筒扳手1套呆头扳手（1719、2224）各2把梅花扳手（1719、2224）各2把梯子（3m、4m）各1副接线插座1支安全带3副材料准备风扇电机2台破布10Kg导电膏1管口相色漆（黄、绿、红）各1kg口黄漆1kg口稀释剂5kg口塑料布2kg口白布带5盘口松动剂1瓶口毛刷5把口耐油胶皮（6、8、10mm）各1张变压器油1吨口车辆准备口升降车1辆口吊车1辆三、安全措施序号安全措施内容检查人1停电，将所有相关开关断开并置“检修位”。2作业前工作负责人要认真检查安全措施，并向工作班成员宣读工作票，交待安全措施及注意事项，严防走错间隔。3作业完成后保证所拆引线回装正确接触良好。4作业完成后保证所打开孔洞已密封良好四、工作步骤：作业程序设备名称及编号：检修负责人:检修人员:检修日期:油浸式变压器引线拆除，修前电气、化学试验及清扫，确定无附加项目。绝缘部件：清洁、无损伤、无污点；瓷瓶无松动；导电回路：接触良好，无过热、变形；引线的绝缘包扎无变形、变脆、破损；螺丝紧固，平垫、弹垫齐全；铁芯接地：接地体无锈蚀；各销片、销钉齐备，紧固螺丝、备母无松动；变压器排油检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵，应保持干净清洁，无灰尘杂质和水分；排油时，必须将变压器和油罐的放气塞打开，放开孔接入干燥空气装置，防止潮气进入；储油柜内的变压器油不需放出时，可将储油柜下部蝶阀关闭；放出变压器本体内的全部变压器油；有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出；变压器本体在箱盖阀门上或利用气体继电器阀门安装抽真空管，有载分接开关油室与主油箱间应连接连管，以便与本体等压，同时抽真空注油，注油后应予拆除恢复正常；向变压器内注油时，必须用真空滤油机；变压器注油以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2小时后基本无变化，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度；以3-5T/h的速度将油注入变压器距箱顶200mm时停止，并继续抽真空保持4小时以上；变压器补油。变压器经真空注油后补油时，须经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，在静止12h；补油前，应首先将磁力油位计调整到零，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，在关闭放气塞；由集气盒下部注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞，充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位；正常油位低时补油，利用集气盒下部注油管接至滤油机向储油柜注油，注油过程中发现集气盒有空气时，应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直到储有轨的油位达到指定油位；本体检查：套管的检查、试验；油枕的检查；呼吸器及硅胶的检查；瓦斯继电器的检查；释压器的检查；变压器器身检查、螺丝的校紧；变压器外壳及阀门、散热器片的清扫、水冲洗；渗漏油的处理。变压器消防水试喷；二次回路；回路绝缘良好；接线正确；接线端子紧固、无松动；冷却风扇，油泵的检查、试验；温度表的校验及温控回路的检查；检修后的电气、化学试验；引线的恢复检修现场的清理试验数据要求及实测数值记录：试验项目试验数据绝缘试验绕组直流电阻变比高压套管tan及电容绕组tan及电容交流耐压试验低电压短路阻抗测试见证点W1工作负责人班组部门签字日期绝缘部件：线圈、铁芯、瓷瓶清洁；无异物存留；导电回路：应接引线无遗漏；紧固螺丝、备母无松动。其他方面检查：相色漆涂刷；工作现场清洁整齐；冷却风扇、油泵、油流继电器工作正常；各项试验合格；设备编号、铭牌及挂牌齐备；各项工作结束后确保工作现场清洁。停工待检点H1工作负责人班组部门签字日期整理试验报告对油浸式变压器检修的全过程及试验报告进行整理，记录存在的缺陷和所得的数据，并出据正式检修试验报告，联系部门验收。结论：一、修前设备状况1、缺陷情况：2、设备运行状况描述：二、检修后设备状况1、缺陷情况：2、设备运行状况描述：三、其他四、更换主要备品、配件五、检查中的缺陷处理方法及分析过程第 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