变压器检修工艺规程

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1、2.1变压器的大修周期、准备及项目2.1.1大修周期变压器的大修周期1.新变压器在投入运行后的五年内应大修一次，以后每5~10年大修一次。2.运行中的变压器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大修前的准备大修前首先询问气象部门、选择晴天干燥无风的天气或在室内进行吊芯检修。１.制订安全技术措施计划和组织实施计划。２.应根据运行设备缺陷订出大修项目和特殊项目的检修进度表，以便在检修中能认真抓关键路线的检修、缩短大修工期。３.根据检修项目准备好所用工具、材料及储油灌、滤油机等设备和有关的图纸资料。４.根据试验项目准备好试验设备和仪器仪表

2、。５.准备一只测量相对湿度用的干湿温度计。６.作好防风、防雨、防火的设施。2.1.3大修项目1.外壳清擦刷漆，检修散热器、冷却器、油枕、防爆筒、套管、油过滤器（净油器）、油位计、呼吸器、平板阀（蝶形阀）、闸阀、瓦斯继电器等。2.吊芯或吊罩，进行芯体检查。3.测量线圈、轭铁、穿心螺栓的绝缘电阻。4.检查线圈的绝缘和老化程度，见表2.1.15.检查电压切换开关及调压装置。6.检查清理变压器内外各部件油污。7.测量套管的介质损失角。8.检修各部件接头，所有螺栓紧固并防松。9.检查接地装置。10.检查油泵、管路，温度计校验。11.过滤变压器油，并做耐压试验。12.散

3、热器、冷油器密封、更换全部密封垫。13.变压器套管充油试验。14.检查各部位的绝缘状况及颜色、弹性、紧密程度及机械强度有无损伤之处。15.检查线圈间的燕尾垫是否固定压紧。16.检查各部油道是否清洁无堵塞。17.检查基础轨道坡度应符合1~1.5%坡度。表2.1.1绝缘老化程度表级别绝缘状态说明第一级绝缘弹性良好，颜色淡而鲜。绝缘良好第二级绝缘稍硬，但手按时无变形，且不裂，不脱落，色泽略暗。尚可使用第三级绝缘已有发脆，色泽较暗，手按时有轻微裂纹，变形不太大。应酌情更换第四级绝缘已炭化发脆，手按时即脱落或裂开。不能使用2.2变压器的大修2.2.1大修前的试验及检查

4、项目2.2.1.1大修前的试验1.测定绕组的绝缘电阻和吸收比。（额定电压为1000伏以上的绕组用2500伏兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ,1000伏以下者用1000伏兆欧表。测量时，非被试绕组接地。）2．测量绕组连同套管的泄露电流。允许值见表2.2.1.（1）电压为35KV及以上且容量为10000KVA及以上的变压器应进行。（2）在高压端读取1min泄露电流值。（3）试验电压标准如下：表2.2.1绕组额定电压（KV）36～1520～3535以上直流试验电压（KV）5102040表2.2.2油浸电压变压器绕组泄露电流允许值（μA）额定电压（KV）试验电

5、压（峰值）（KV）温度（℃）10203040506070802～351117253955831251706～15102233507711216625024020～352033507411116725040057063～330403350741111672504005703．测量绕组连同套管一起的介质损耗因数tgσ。（1）容量为3150KVA及以上的变压器应进行，非被测绕组应接地(采用M型试验器时应屏蔽)。（2）tgσ值（%）不大于下列数值：表2.2.3tgσ值（%）高压绕组温度（℃）电压等级20304050607035KV以上11.52346835KV及以下

6、1.52346811同一变压器中压和低压绕组的tgσ标准与高压绕组相同（3）tgσ值（%）与历年的数值比较不应有显著变化。4.测量绕组连同套管一起的直流电阻。（1）运行中更换分接位置后，在使用分接头位置上测量。（2）大修时应在所有的分接头上测量。（3）对有载调压，一般在所有的分接头上测量。（4）按GB1094-71《电力变压器》生产的变压器仍以630KVA为界。（5）1600KVA及以下的变压器，直流电阻相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。（6）1600KVA以上的变压器，各相绕组电阻，相互间的差别不应大于三相平均值的2%

7、；无中性点引出时的线圈差别应不大于三相平均值的1%。（7）测得的相间差与以前相应部位测得的相间差比较，其变化不应大于2%。5．取油样作色谱分析（1）6000～31500KVA正常情况应每年进行一次色谱分析。（2）新投和大修后投入运行的变压器发现异常应每月进行一次色谱分析。（3）溶解气体含量达到引起注意值时，可结合产气速度判断有无内部故障，进行追踪分析。（4）设备内部氢和烃类气体超过下列任一项值时应引起注意。（5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式）或相对产气速率大于10%/月时，可判断为设备内部存在异常。2.2.1.2

8、大修前检查项目：对变压器外壳、散热管、油枕、防爆管、