变压器检修工艺规程
1. 设备规范
2. 检修周期及检修项目 3. 检修前的准备工作 4. 吊罩(芯)前附件的拆卸 5. 起重工作及注意事项 6. 器身检修的施工条件与要求 7. 检修工艺及质量标准 8. 变压器的真空处理与注油 9. 变压器的油漆工艺 10. 变压器的干燥
11. 变压器的试验项目及要求 12. 变压器的检修工程管理
目 录
1．
设备规范
2．
检修周期及检修项目
2．1检修周期 2．1．1大修周期
2．1．1．1带负荷调压及使用强迫油循环风冷的变压器，变压器安装运行五年，应吊罩(芯)进行检修，以后每隔十年大修一次。
2．1．1．2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。
2．1．1．3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．小修周期
2．1．2．1（随机组检修）每半年应进行一次小修。
2．1．2．2根据变压器所处环境和变压器的污秽情况进行不定期清扫，检查。 2．2检修项目 2．2．1大修项目
2．2．1．1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 2．2．1．2绕组，引线及磁(电)屏蔽装置的检修；
2．2．1．3铁芯、铁芯紧固件(穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等)，压钉，压板及接地片的检修；
2．2．1．4油箱及附件的检修，包括套管、油枕、防爆装置，吸湿器等； 2．2．1．5冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 2．2．1．6控制箱的检修； 2．1．2．7无载分接开关的检修；
2．1．2．8更换全部密封胶垫，并进行试漏； 2．2．1．9测温及保护装置的校验；
2．2．1．10必要时对器身绝缘进行干燥处理； 2．2．1．11变压器油的处理或换油； 2．2．1．12清扫油箱并进行喷涂油漆； 2．2．1．13大修的试验。
2．2．2小修项目
2．2．2．1清扫变压器，消除渗漏油及已发现的缺陷； 2．2．2．2调整变压器油位；
2．2．2．3检修冷却装置：包括油泵、风扇、电机、控制箱； 2．2．2．4检查呼吸器，更换吸湿剂； 2．2．2．5校验或更换温度计，瓦斯继电器； 2．2．2．6检修压力释放装置；
2．2．2．7检查全部密封面的密封状态，发现不可靠密封垫应进行更换； 2．2．2．8清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)； 2．2．2．9对油箱及附件油漆脱落处应进行补漆； 2．2．2．10检查接地系统； 2．2．2．11检查有载分接开关；
2．2．2．12试验按部颁规程规定的测量和试验项目进行。 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查阅变压器运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况； 3．1．2查阅上次大修总结报告和技术档案；
3．1．3查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况； 3．1．4检查渗漏油部位并做出标记； 3．1．5进行大修前的试验。 3．2备品备件及工机具的准备
3．2．1制定出材料、备品、备件，工机具明细表；
3．2．2对绝缘材料、备品备件做必要的试验。鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要做耐压试验及简化试验，色谱分析，必要时要做混油试验； 3．2．3能够事先加工的部件，要在大修前加工制做好； 3．2．4现场使用的工具应有专人保管，并做好使用情况记录；
3．2．5准备好专用的油罐，内部应清洁、干燥，其容积按变压器总油量考虑，并留有裕度； 3．2．6准备专用的高压套管放置架；
3．2．7认真检查吊罩（芯）用的专用工具，起吊工具应能承受重物重量的2—4倍，主钢丝绳扣要能承受所吊重量的5倍；
3．2．8准备好真空滤油机，压力滤油机，真空泵及耐油软管等； 3．3 检修场地的要求
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或主厂房内进行； 3．3．2在现场就地进行变压器的检修工作，应需作好防雨、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； 3．3．3准备充足的施工电源及照明；
3．3．4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； 3．3．5严禁与检修工作无关的人员进入现场，并设置围栏，严禁将火种带入工作现场，对易燃、易爆物品应指定专人保管；
3．4 编制大修工程技术、组织措施计划，其主要内容如下： 3．4．1人员组织及分工；
3．4．2施工项目及进度表； 3．4．3特殊项目的施工方案；
3．4．4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施; 3．4．5主要施工工具、设备明细表,主要材料、备件明细表; 3．5．6绘制必要的施工图。 4．
吊罩(芯)前附件的拆卸
4.1拆卸附件的步骤
4.1.1工作许可后,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(包括变压器油的耐压和化学分析)。
4．1．2放油时根据油面位置即可拆除套管、升高座、储油柜、气体继电器、压力释放阀(或安全气道)、温度计、呼吸器、联管等附属装置。对应进行校验的装置应送到相关部门进行校验。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。 4．1．3放出全部油并进行处理。
4．1．4拆除冷却器及联管，拆除无励磁分接开关操作杆；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》。
4．1．5拆卸箱沿螺栓，拆卸时应沿箱沿四周均匀松动拆卸。 4．2拆卸附件时的注意事项
4．2．1放油时，进气孔应用干燥过的硅胶用绸布包好，堵在进气孔处以防潮气进入变压器。 4．2．2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。
4．2．3拆卸附件应做好方向位置记号，装配时要对号入座。拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；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）。
4．2．4拆内部引线接头时，禁止使用活扳手，使用的呆扳手也应用白布带的一头绑在扳手上，另一头绑在工作者身上，以防落入变压器的线圈内。
4．2．5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。
4．2．6拆卸的附件等要有专人分类保管，不得丢失损坏或受潮，套管要垂直或水平放置在专用的架子上，放置要牢固，套管间要有隔膜，对于胶纸电容套管，如不及时回装时，其下部电容芯子,应加保护筒，使芯子浸入合格的变压器油中，分接开关的传动杆要垂直或水平放置在干燥的地方，最好垂直吊放在盛有合格变压器油的油罐中。 5．
起重工作及注意事项
5．1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；
5．2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; 5．3起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°；
5．4起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳； 5．5起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，使器身与箱壁间保持一定间隙，防止碰伤器身及损坏绝缘；
5．6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；
5．7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；
5．8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。 6．
器身检修的施工条件与要求
6．1吊钟罩（或器身）时应在无尘土飞扬及其他污染的晴天进行； 6．2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%为16小时； 空气相对温度≤75%为12小时；
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干燥。
6．3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5C以上。
6．4检查器身时，应由专人进行，穿着无金属物的专用检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压安全行灯。
6．5进行器身检查所使用的工具应提前做好防止零件脱落的措施。 6．6所有工器具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上。 6．7进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。 7． 检修工艺及质量标准 7．1器身检修 7．1．1绕组的检修
7．1．2引线及绝缘支架检修
7．1．3铁芯检修
7.2 无载分接开关检修
7.3油箱检修
9.4 组件检修
7.4.1套管的检修
7.4.2套管型电流互感器的检修
7.4.3 油枕检修
7．4.4安全气道的检修
表9
7．4．5压力释放阀的检修
7.4.5呼吸器(吸湿器)的检查
7.4.6阀门、活门及塞子的检修
7.5 冷却装置的检修
7.5.1散热器的检修
7.5.2强油风冷却器的检修
7.5.3油泵的检修
7.5.4电动机的检修
7.5.5油流继电器检修
7.6 控制箱的检修
7.7温度计的拆装
7.8排油和注油
8．
变压器的真空处理和注油
8.1 抽真空脱水脱气
8.1.1全部附件安装完后,在装气体继电器的油箱侧的法兰上加封板,打开各附件、组件通本体的所有阀门,使除储油柜、气体继电器以外的所有附件连同本体抽真空。
8.1.2 在箱顶进油阀处加一截止阀和真空表,再连接真空管道,在对油箱抽真空之前,单抽管道真空,以便查明真空系统本身实际能达到的真空度。如大于10Pa,应检查管道渗漏或检修真空泵。
10.1.3.在对油箱抽真空的过程中,应随时检查有无渗漏,为便于听泄漏声响,必要时可暂时
停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值(应不大于133.3Pa)后,不应将真空泵停下,而应在真空泵继续运行的条件下,保持此真空度。真空泵持续开动时间应不小于24小时。 8.2 油处理
8.2.1在器身吊检之前,将备用油处理合格。在变压器真空注油之前,应将油全部处理合格,并提交油的试验报告、经质量监督人员签字认可后,才允许将油打入油箱。 8.2.2油的质量至少应符合下列几项的要求: 8.2.2.1击穿强度≥50kV/25mm 8.2.2.2含水量≤15ppm 8.2.2.3tgδ(90C) 0.5%
8.3注油
8.3.1 注入油的温度以40-60C(滤油机出口温度)为好,但不要低于10C,高于70C。注油速度以3-6t/h为宜。
8.3.2 注油时,真空泵继续开动,通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同,,以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油,油应从油箱下部的注油阀注入。(油从线圈外面向线圈内溢,可减少油对围屏的张开力)。为防止把油抽入真空泵,当油注到油面距箱顶接真空泵入口约200-300mm时,关闭真空阀门,停止抽真空。但真空滤油机不停止注油,直到油位接近装气体继电器处的封板时,才将真空滤油机停下。
8.3.3 为了在真空注油过程中能严格控制油位,在抽真空脱水脱气工艺之前,就应安装好真空注油油位计。 8.4补油
8.4.1松开装气体继电器处封板,用大气直接解除真空。由于油注的很满,残留空间很小,因此用大气解除真空时,仅在上层进入很少量的大气,对绝缘影响不大。真空解除后,便可拆下封板,安装气体继电器。
8.4.2关闭注油阀,拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。关闭储油柜集气室的排气、排油阀门,打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门,仍用真空滤油机注油,向升高座和储油箱柜等处补油。
8.4.3在向储油柜注油时,要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡,可用非金属的圆头棍棒从放气孔中插入,轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时,说明储油柜中的空气已排除干净。当即将放气塞旋紧,同时关闭进油阀,停止打油。
8.4.4打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞,将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道,打开放油阀,放去储油柜中多余的油,使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。 9．
油漆工艺
变压器油箱、冷却器(散热器)及其附件的表面在大修后应重新喷刷油漆。
对表面旧漆膜、油污清除,可采用以10%的苛性钠或20%的磷酸三钠溶液浸泡,然后用清水洗刷干净,喷刷油漆前对表面污垢应用汽油擦拭干净。 涂漆方法可采用喷漆或刷漆。
先将表面喷刷防锈底漆(如C06至1号铁红醇酸底漆或138号底漆),漆膜厚度一般在0.05mm左右,要求光滑、均匀、无流痕、滴珠、皱纹等现象。
待油漆干透后,再喷一道油漆(如C04至2号)漆膜厚度为0.05 mm左右,要求光滑无流痕。垂珠,待油漆干透后(24小时)再喷刷第二道油漆,漆膜厚度应在0.01-0.02 mm左右,要求无斑
痕、垂珠。
个别部位因补焊或掉漆时,需要刮拭干净并打腻补漆,补漆要求均匀光滑,颜色与原漆一致。 10．
变压器的干燥
10.1变压器是否需要干燥的判断
运行中的变压器大修时一般不需要干燥,只有经试验证明受潮,或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时,才考虑进行干燥,其判断标准如下:
tgδ在同一温度下比上次测得数值增高30%以上,且超过部颁预防性试验规程规定时; 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上,35kV及以上的变压器在10-30C的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5; 油中含有水份或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。 10.2器身干燥的一般规定
10.2.1器身干燥温度按A级绝缘要求不得超过105C。
10.2.2使用变压器油箱进行干燥,真空度不得超过油箱真空机械强度。
10.2.3真空泵容量的选择,应以能够在一小时以内达到所需最大的真空度为依据。 10.2.4抽真空干燥过程中,必须定时将器身吸出的残油放尽,以免在高温下蒸发后被真空泵吸出。
10.2.5干燥过程中,确保顶盖保温良好,避免水蒸汽在顶盖下面重新凝结。
10.2.6油箱保温应采用不燃或难燃性保温材料,如无碱玻璃丝布、石棉布或其他新型保温材料。
10.2.7变压器在干燥中准确测试各处的温度,包括油箱壁上、中、下部,顶部,器身上、中、下部,进出口油温及进口热风温度。油箱壁应装设玻璃温度计,顶盖装设信号式温度计,器身各部应装设电阻测温元件,测温计和测温元件均应检查校验合格,方能投入使用。
10.2.8油箱底部可采用电炉或红外线元件作为辅助加热装置。电厂可以利用蒸汽余热作为干燥热源。
10.2.9进入油箱的热风应经吸湿器过滤。
10.2.10喷雾干燥用的循环油应采用连续净化还原措施,防止干燥过程高温促成绝缘油劣化。
10.2.11在干燥器身的同时,应预先准备一些绝缘零件和绝缘纸板等置于油箱中一起干燥,以备干燥后修整器身使用。
10.2.12干燥变压器的现场必须安排好可靠的电源和水源,具备有充足的照明和有效的消防器材。
10.2.13干燥作业应有经厂领导批准的安全、技术组织措施和操作交接班制度。每班应有2-3人值班。每两小时记录温度、真空度、电流、电压、绝缘电阻各一次,排放凝结水一次,并定期进行巡视。
10.2.14判断干燥是否可以结束的标准是以连续12h(至少测六次),在恒温真空下各侧线圈绝缘电阻基本稳定,无凝结水为原则。在条件允许时,可测各侧线圈的介质损失角,和进行循环油(铁损真空干燥时为残油)的微量水份分析,作为判断的参考。
10.2.15干燥结束后,注入过滤合格的热油,保持真空静止6h以上即可安排器身吊检整修。 10.3器身干燥的方法
10.3.1目前大型变压器常用的干燥方法大致有下列几种: 10.3.1.1在油箱内真空热油喷雾干燥;
10.3.1.2在油箱内真空涡流(负压抽热风)干燥; 10.3.1.3在油箱内热油循环轻度干燥; 10.3.1.4在真空罐内干燥。
10.3.2在现场检修的条件下,推荐优先采用利用油箱真空热油喷雾干燥法,借助油雾实现器身的自冲洗。真空涡流(负压抽热风)干燥也是比较成熟的快速干燥方法,现场也宜采用。 10.3.3热油真空喷雾干燥的程序和要点:
10.3.3.1按规定组装干燥设备,并召集全体值班人员熟悉管路、各部阀门及有关设备的操作方法。
10.3.3.2试抽真空,检查油箱管道系统的密封情况及油箱平面中心最大变形,以确定极限真空度。(以不超过箱壁厚度的2倍及无残余变形为准)。
10.3.3.3打开滤油机油泵,再打开抽油泵检查油循环系统的油流是否正常。
10.3.3.4油流正常后,接通加热器电源,对油加热,并控制加热器油温(加热器出口油温应不超过105C)。
10.3.3.5开启滤油机,将压力控制在0.35MPa左右,随时检查滤纸清洁程度,出现脏污及时更换滤纸,随着油中杂质减少将滤油机压力保持在0.1---0.2 MPa左右。
10.3.3.6油箱抽真空至规定值,并保持一段时间,随时应根据真空度配合调整滤油机压力和油泵的抽油量。
10.3.3.7当器身温度升高至70---80C(油箱体内温度约60---65C)以上时应连续抽真空至极限值,然后采用边抽边破坏真空的办法,排出水份,并定时排放集水器中的凝结水。 10.3.3.8定时测量器身绝缘电阻和各部温度,观测真空度,作好记录,进行综合判断。当油箱真空度、器身温度和加热器油温不变的情况下,测得各侧线圈绝缘电阻12h以上稳定无变化,集水器中已无水份排出,可以认为干燥结束。当确认干燥可以结束时,油循环系统停止加热,停下抽油泵和滤油机,关好油箱上、下部进出口油门,保持真空至油箱内温度降至50C左右为止,静止保温。
10.3.4真空涡流(负压抽热风)干燥要点:
10.3.4.1合上涡流和底部电热电源,加热油箱和器身,按每小时上升5---10C的速度使器身升温到70C左右。
10.3.4.2抽真空到150mm汞柱,(0.203×10Pa),然后按每小时50---100mm汞柱(1.013×10Pa)的速度,均匀提高真空度到油箱最大允许的强度为止。
10.3.4.3真空泵抽气量保持最大真空度,并在加热条件可以保持在90---100C的情况下,将下部阀门打开,利用负压连续抽气(进气温度为80---90C),如有备用泵,在整个干燥过程中,都是利用负压进热风,可以提高干燥效果。
10.3.4.4经判断干燥可以结束时,在不降低真空度的情况下,将油箱内温度降到70C,并在真空状态下注入热至40C以上的合格热油,保持真空静止保温。
10.3.4.5调整温度可以采用增减绕组匝数,改变结线方式,投切加热器等办法实现。 11．变压器的试验项目及要求 11.1修前试验
修前试验是变压器进行检修的依据,也是修后进行对比、考核检修效果的手段。一般是根据预防性试验结果在确定变压器大修必要性的前提下安排的,其项目如下: 11.1.1测量线圈连同套管一起的泄漏电流。 11.1.2测量线圈的绝缘电阻、吸收比或极化指数。
3
5
11.1.3测量线圈连同套管的介损(tgδ)。 11.1.4油箱及套管中绝缘油试验。 11.1.5测量线圈的直流电阻。 11.1.6测量所有分接头的变比。
11.1.7测量铁芯接地引出线对油箱的绝缘电阻。
对以上试验结果应按部颁>中的有关标准,对照出厂及历年预防性试验数据,进行综合考核分析,并以此为依据,核定大修项目。若变压器属故障检修,则应加试由故障跳闸情况,分析判断确定检修项目。 11.2修中试验
大修过程中应配合吊芯、吊罩检查进行下列项目试验。 11.2.1测量铁芯对夹件或穿芯螺栓的绝缘电阻。
11.2.2测量不同分接位置。线圈的直流电阻。(必要时测分接开关的接触电阻)以及传动杆的绝缘电阻。 11.2.3套管试验
11.2.4必要时做套管CT的特性试验。 11.2.5有载开关的测量试验。 11.3大修后试验
大修结束后应按规定进行下列项目试验。 11.3.1测量线圈的绝缘电阻、吸收比或极化指数。 11.3.2测量线圈连同套管一起的泄漏电流。 11.3.3测量线圈连同套管一起的介损(tgδ)。 11.3.4测量外绝缘瓷套管的介损(tgδ)。 11.3.5油箱及套管的绝缘油试验。 11.3.6测量线圈的直流电阻。 11.3.7测量线圈所有分接头的变压比。 11.3.8检查有载调压装置的动作情况。 11.3.9冷却装置的检查和试验。 11.3.10油色谱分析。
11.3.11测量铁芯引出线对油箱的绝缘电阻。 11.4恢复性大修补充试验。
11.4.1额定电压下的空载电流和空载损耗。 11.4.2额定电流下短路电压和短路损耗。 11.4.3感应耐压试验或操作波试验。 11.4.4局部放电试验。 12．变压器的检修工程管理
12.1根据年度工作计划安排结合变压器在运行中出现的问题及预试中发现的缺陷,确定检修项目,编制施工方案。 12.2施工方案内容应包括
12.2.1工程计划内容及依据(包括工程费用的预算)。 12.2.2人员组织分工。
12.2.3检修项目、工期和质量要求。
中泰化学阜康能源热电厂电气检修工艺规程
12.2.4检修工作的技术措施、现场安全措施。
12.2.5材料、备品备件供应。后勤及协调工作安排。
12.3按施工方案和定额组织施工,保证安全、质量、工期。并按定额要求进行成本核算。 12.4施工过程中,应对工作情况、检修中发现的缺陷及处理情况,作好原始记录,并按质量保证的三级检验要求,搞好中间验收。
12.5凡经大修的变压器应达到一类设备标准。保证设备大修周期安全运行、重大技术改进项目应达到预期的效果。
12.6工程竣工验收。220kV及以上主变压器或大容量单元制的机组的主变压器,各局、厂总工程师主持,其它主变压器由厂生产管理部主持。检修部、运行部有关人员参加,运行前对变压器进行全面检查。其验收内容如下:
12.6.1变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷且不渗油。
12.6.2制动装置牢固,防震措施可靠。
12.6.3表面油漆完整,相位色标志正确、接地可靠。
12.6.4变压器顶盖无遗留杂物。
12.6.5油枕、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开,油门指示正确。
12.6.6高压套管的接地小套管应予接地。电压抽取装置不用时,其抽出端子也应接地。套管顶部结构的密封良好,引线接触紧密。
12.6.7油枕和充油套管的油位应正常。
12.6.8电压切换装置的位置应符合运行要求,远方操作动作可靠,指示位置正确。 12.6.9变压器的相位及线圈的接线组别应符合并列运行要求。
12.6.10温度计指示正确,整定值符合要求。
12.6.11冷却装置试运行正常,联动正确,强油循环变压器应起动全冷却装置,进行较长时间循环后放完残留空气。
12.6.12保护装置整定值符合规定,操作及联动试验正确。
12.6.13检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面不应有渗漏油现象。
12.6.14在验收时,应移交下列资料和文件:
12.6.14.1主变压器大修总结报告。
12.6.14.2电气试验报告。
12.6.14.3绝缘油化验报告
12.6.14.4油气分析报告
12.6.14.5微水量分析报告。
12.6.14.6调整试验记录。
12.6.14.7变压器检修工艺卡及分段验收单。
12.6.14.8变压器结构改进及改造的有关图纸资料。
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